資料1-2
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柏崎刈羽原子力発電所6号及び7号炉審査資料
資料番号
KK67-0034 改42
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号炉重大事故等対策の有効性評価について

平成29年2月
東京電力ホールディングス株式会社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

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

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

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

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 2.3.4.2

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 2.3.4.3

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)＋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

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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

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

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及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及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及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

：今回のご説明範囲
添付資料 5.4.2 安定状態について
添付資料 5.4.3 解析コード及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

2.3.4 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗
2.3.4.1 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「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗」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，「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗」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考え方
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗」では，全交流動力電源喪失後と同時に逃がし安全弁 1 個が開状態のまま固着し，蒸気駆動の注水系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下することで，原子炉注水機能を喪失することを想定する。このため，開状態のまま固着した逃がし安全弁からの蒸気流出により原
子炉圧力容器内の保有水量が減少し，原子炉水位が低下することから，緩和措置がとられな
い場合には原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，全交流動力電源が喪失した状態において，逃がし安全弁 1個が開固着したことによって，蒸気駆動の注水系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下することで原子炉注水機能を喪失し，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，直流電源及び交流電源供給機能に加えて高圧注水
機能及び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。
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 1 個の開固着によって，蒸気駆動の注水系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下するまでの間は，所内蓄電式直流電
源設備より電源を給電した原子炉隔離時冷却系により炉心を冷却し，原子炉隔離時冷却系による注水停止後は，低圧代替注水系（可搬型）による注水の準備が完了した後，逃がし安全弁の手動開操作により原子炉を減圧し，原子炉減圧後に低圧代替注水系（可搬型）により炉心を冷却し，常設代替交流電源設備による給電及び残留熱除去系（低圧注水モード）による注水の準備が完了した以降は残留熱除去系（低圧注水モード）により炉心を冷却することによって，炉心損傷の防止を図る。また，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原
子炉格納容器冷却，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系，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「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗」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，初期の対策として原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（可搬型）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，

2.3.4-1

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（可搬型）による原子炉格納容器
冷却手段，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系，格納容器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 2.3.4.1 から図
2.3.4.4 に，手順の概要を図 2.3.4.5 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 2.3.4.1 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を行うための参集要員46名である。必要な要員と作業項目について図2.3.4.6に示す。
a. 全交流動力電源喪失及び原子炉スクラム確認
外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機が機能喪失する。これ
により，所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となり，全交流動力電源喪失に至る。
全交流動力電源喪失の発生により原子炉がスクラムしたことを確認する。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等である。
b. 原子炉隔離時冷却系による原子炉注水
原子炉スクラム後，原子炉水位は低下するが，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉注水を開始することにより，原子炉水位が回復する。
原子炉隔離時冷却系による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び原子炉隔離時冷却系系統流量である。
原子炉隔離時冷却系による原子炉注水は，逃がし安全弁 1 個の開固着によって，原子炉隔離時冷却系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下するまでの間継続する。
c. 早期の電源回復不能判断及び対応準備
中央制御室からの操作により外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動ができず，非常用高圧母線（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不能と判断する。これにより，常設代替交流電源設備，代替原子炉補機冷却系の準備を開始する。
また，逃がし安全弁１個の開固着により原子炉圧力が低下し，原子炉隔離時冷却系による継続した原子炉水位維持が困難となることが想定されることから，低圧代替注水系（可搬型）の準備を開始する。
逃がし安全弁開固着による原子炉圧力低下を確認するために必要な計装設備は，原子2.3.4-2

炉圧力である。
d. 低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水準備
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水の準備として，建屋内操作にて原子炉注水に必要な電動弁（残留熱除去系注入弁）の手動開操作，バイパス流防止弁の閉操作及び接続口内側隔離弁の開操作を実施する。
屋外操作にて可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の建屋近傍への配置，ホース接続を実施する。また，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の水源である防火水槽への淡水貯水池
からの補給及び可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の燃料給油準備を実施する。
e. 逃がし安全弁による原子炉急速減圧
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水の準備完了後，中央制御室からの遠隔操作によって逃がし安全弁 2 個を手動開操作し原子炉を急速減圧する。
原子炉急速減圧を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力である。
f. 低圧代替注水系（可搬型）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，原子炉圧力が可搬型代替注水ポンプ（A2 級）の吐出圧力以下であることを確認後，建屋内操作にて電動弁（残留熱除去系注入
ライン洗浄水止め弁）を手動開し，屋外操作にて接続口外側隔離弁の開操作を実施することで，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（可搬型）による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び復水補給水系流量（原子炉圧力容器）等である。
g. 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）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，代替格納容器スプレイ冷却系(可搬型)による原子炉格納容器冷却を実施する。
建屋内操作にて原子炉格納容器冷却に必要な電動弁（残留熱除去系格納容器冷却流量
調節弁，残留熱除去系格納容器冷却ライン隔離弁及び残留熱除去系注入ライン洗浄水止め弁）の手動開操作を実施することで原子炉格納容器冷却が開始される。
なお，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水と代替格納容器スプレイ冷却系(可搬型)による原子炉格納容器冷却は，異なる残留熱除去系の流路を使用し，同時に実施する。
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）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）等である。

2.3.4-3

h. 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。
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二次格
納施設外からの人力操作によって中間開操作することで，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施する。
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力等である。
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施している間に炉心損傷していないことを確認するために必要な計装設備は格納容器内雰囲気放射線レベル等である。
サプレッション・チェンバ側からの格納容器圧力逃がし装置等の原子炉格納容器ベン
トラインが水没しないことを確認するために必要な計装設備はサプレッション・チェン
バ・プール水位である。
i. 残留熱除去系（低圧注水モード）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確認後，代替格納容器スプレイ冷却系(可搬型)による原子炉格納容器冷却で使用した残留熱除去系の電動弁を待機状態とする。代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水の準備として，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系ポンプ 1 台を手動起動する。
代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水の準備が完了した時点で,低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水を停止し，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を開始する。
残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を確認するために必要な計装設備
は,原子炉水位及び残留熱除去系系統流量等である。
j. 残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運転
代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水により，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，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）の運転を開始する。格
納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱が行われている場合は，格納容器圧
力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を停止する。
残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運転を確認するために必要な計装設備は，サプレッション・チェンバ・プール水温度等である。
残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運転時に，原子炉

2.3.4-4

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残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運転を停止し，残留熱除去系（低圧注水モード）による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，サプレッション・チェンバ・プー
ル水冷却を再開する。
以降，炉心冷却及び原子炉格納容器除熱は，残留熱除去系により継続的に行う。
2.3.4.2 炉心損傷防止対策の有効性評価（1) 有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「1.2 評価対
象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，外部電源喪失を起因事象とし，全ての非常用ディーゼル発電機を喪失することで原子炉隔離時冷却系を除く注水機能を喪失し，逃がし
安全弁の再閉失敗により蒸気駆動の注水系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下した後は，原子炉隔離時冷却系を喪失し，全ての注水機能を喪失する「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗」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，サプレッション・プール冷却が重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価することが可能である長期間熱水力過渡変化解析コード SAFER，シビアアクシデント総合解析コード MAAP により原子炉圧力，原子
炉水位，燃料被覆管温度，格納容器圧力，格納容器温度等の過渡応答を求める。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を表2.3.4.2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。
a. 事故条件(a) 起因事象
送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源を喪失するものとする。
(b) 安全機能の喪失に対する仮定

2.3.4-5

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，逃がし安全弁 1 個の開固着が発生するものとする。
(c) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。起因事象として，外部電源を喪失するものとしている。
b. 重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号
原子炉スクラムは，タービン蒸気加減弁急速閉信号によるものとする。
(b) 原子炉隔離時冷却系
原 子 炉 隔 離 時 冷 却 系 が 原 子 炉 水 位 低 （ レ ベ ル 2 ） で 自 動 起 動 し ， 182m3/h（8.12MPa[dif]～1.03MPa[dif]において）の流量で注水するものとする。
(c) 逃がし安全弁
逃がし安全弁の逃がし弁機能にて，原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を抑えるものとする。また，原子炉減圧には自動減圧機能付き逃がし安全弁（2個）を使用するものとし，容量として，1個あたり定格主蒸気流量の約5%を処理するものとする。
(d) 低圧代替注水系（可搬型）
原子炉減圧後に，84m3/hで原子炉注水し，その後は炉心を冠水維持するように注水する。また，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水を代替格納容器スプレイ冷
却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却と合わせて行う場合は，40m3/hの流量で原子炉注水するものとする。
(e) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）
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，80m3/hにて原子炉格納容器内にスプレイする。
(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。

(g) 代替原子炉補機冷却系
伝熱容量は約 23MW（サプレッション・チェンバのプール水温 100℃，海水温度 30℃

2.3.4-6

において）とする。
(h) 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）
伝熱容量は，熱交換器 1 基あたり約 8MW（サプレッション・チェンバのプール水温
52℃，海水温度 30℃において）とする。
(i) 残留熱除去系（低圧注水モード）
残留熱除去系（低圧注水モード）は，954m3/h（0.27MPa[dif]において）の流量で注水するものとする。
c. 重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す
分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 交流電源は24時間使用できないものとし，事象発生から24時間後に常設代替交流電源設備によって交流電源の供給を開始する。
(b) 低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作は，事象発生4時間後から開始する。
(c) 逃がし安全弁による原子炉の急速減圧操作は，低圧代替注水系（可搬型）による原
子炉注水の準備が完了した時点で開始する。
(d) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）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。
(e) 代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）の起動操作は，事象発生から25.5時間後に開始する。
(f)代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水
冷却モード）の起動操作は，原子炉水位高（レベル 8）に到達した場合に開始する。
(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内及びシュラウド内外）※，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流出流量，原子炉圧力容器内の保有水量の推移を図2.3.4.7から図2.3.4.12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
率及び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2.3.4.13から図2.3.4.18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2.3.4.19から図2.3.4.22に示す。
※ 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

2.3.4-7

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。

a. 事象進展
全交流動力電源喪失後，タービン蒸気加減弁急速閉信号が発生して原子炉がスクラムし，また，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系が自動起動して原子炉水位は維持される。再循環ポンプについては，外部電源喪失により，事象発生とともに 10 台全てがトリップする。
逃がし安全弁（1 個）が開固着しているため，蒸気の流出が継続し，事象発生から約 1.
5 時間が経過した時点で原子炉隔離時冷却系が動作できない範囲まで原子炉圧力が低下する。このため，原子炉隔離時冷却系が停止する。低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水の準備が完了した時点で原子炉急速減圧及び低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水を開始する。原子炉急速減圧は，中央制御室からの遠隔操作によって，逃がし安全
弁 2 個を手動開することで実施する。逃がし安全弁（1 個）の開固着及び原子炉急速減圧による原子炉冷却材の流出により原子炉水位は低下し，有効燃料棒頂部を下回るが，低圧
代替注水系（可搬型）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，原子炉減圧に伴って上昇する。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（可搬型）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。
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（可搬型）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18 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。
常設代替交流電源設備による電源供給を開始した後は，事象発生から 25.5 時間後に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水から残留熱除去系（低圧注水モード）による原
子炉注水に切替える。原子炉水位が維持されることを確認した後，ベントラインを閉じて，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を行うものとする。

2.3.4-8

b. 評価項目等
燃料被覆管の最高温度は，図 2.3.4.13 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 805℃ に到達するが，
1,200℃以下となる。また，燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管
厚さの 2%以下であり，15%以下となる。
原子炉圧力は，図 2.3.4.7 に示すとおり，逃がし安全弁の作動により，約 7.52MPa[gage]以下に抑えられる。原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧
力容器底部圧力との差（高々約 0.3MPa）を考慮しても，約 7.82MPa[gage]以下であり，最高使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を十分下回る。
また，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する
蒸気が原子炉格納容器内に流入することによって，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇
するが，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）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 2.3.4.8 に示すとおり，低圧代替注水系（可搬型）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，25.5 時間後に代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉注水及び原子炉格納容器除熱を開始することで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。
本評価では，「1.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
2.3.4.3 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。
全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗では，事象発生直後の原子
炉隔離時冷却系による炉心冷却には成功するが，逃がし安全弁の再閉失敗による原子炉圧力の低下により，原子炉隔離時冷却系の注水機能を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，逃がし安全弁による原
子炉減圧操作，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作，代替格納容器スプレイ冷
却系（可搬型）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等による原子炉格
納容器除熱操作及び代替原子炉補機冷却系運転操作とする。

2.3.4-9

(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（減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
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（減圧後速やかに低圧注水に移行すること）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 2.3.4.1）
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

2.3.4-10ことから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）
は HDR 実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃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 2.3.4.1）(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2.3.4.1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（減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はない
ことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/tに対して最確条件
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，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（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

2.3.4-11

響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
機器条件の残留熱除去系（低圧注水モード）及び低圧代替注水系（可搬型）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2.3.4.1）(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，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなり，格納容器圧力の上昇は遅くなるが，格納容器圧力の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，評価項目に与える影響は小さい。
機器条件の残留熱除去系（低圧注水モード）及び低圧代替注水系（可搬型）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復が早くなり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる（添付資料2.3.4.1）
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

2.3.4-12

操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から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，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，操作時間に与える影響はな
い。
操作条件の低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作は，解析上の操作開始
時間として事象発生から約4時間後を設定している。運転員操作時間に与える影響として，実態の運転操作において低圧代替注水系（可搬型）の準備操作が想定より短い時間で完了する可能性があり，原子炉への注水を早める。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）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，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であるため，操作時間に与える影響はない。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，運転員（現場）は，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18時間後であり，格納容器ベント準備操作は格納容器圧力上昇の傾向を監視しながら予め実施可能である。また，格納容器ベント操作も同様に格納容器圧力の上昇の傾向を監視しながら予め準備が可能である。よって，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。操作開始時間が遅れた場
合においても，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。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から24時間後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，代替原子炉補機冷却系の準備は，緊急時対策要員の参集に10時間，その後の作業に10時間の合計20時間を想定しているが，準備操作が想定より短い時間で完了する可能性がある
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。
（添付資料2.3.4.1）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響

2.3.4-13

操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，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。
操作条件の低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間が早まった場合，原子炉への注水を早めることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）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，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。格納容器スプ
レイ開始時間が早くなる場合，遅くなる場合のいずれにおいても，事象進展はほぼ変
わらないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
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，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2.3.4.1）(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2.3.4.23から図2.3.4.25に示すとおり，操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作及び低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作については，事象発生から4時間10分後（操作開始時間の10分程度の時間遅れ）までに逃がし安全弁による原子炉
減圧を開始し低圧代替注水系（可搬型）による注水が開始できれば，燃料被覆管の最高温度は約878℃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。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却操作については，格納容器スプレイ開始までの時間は事象発生から約9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18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，格納容器ベント操作開始時間が遅れる場合においても，

2.3.4-14

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の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。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作については，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24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，運転操作が遅れる場合においても，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から約38時間であり，約12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2.3.4.1）(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。
2.3.4.4 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「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪失）＋SRV再閉失敗」
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時間までに必要な要員は，「2.3.4.1 (3) 炉心損傷防止対策」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。
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
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」
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
原子炉隔離時冷却系による原子炉注水については，号炉あたり合計約300m3の水が必要

2.3.4-15

となる。また，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷
却系（可搬型）による格納容器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1,800m3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4,200m3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4時間以降に淡水貯水池の水を防火水槽に移送することで，防火水槽を枯渇させることなく防火水槽を水源とした7日間の注水継続が可能となる。
（添付資料 2.3.4.2）
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）による原子炉注水及び格納容器スプレイについては，
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16kLの軽油が必要となる。また，代替原子炉補機冷却系専用の電源車については，保守的に事象発生直後からの運転を想定すると，7日間の運転継続に
号炉あたり約37kLの軽油が必要となる。代替原子炉補機冷却系用の大容量送水車（熱交換器ユニット用）については，保守的に事象発生直後からの大容量送水車（熱交換器ユニット用）の運転を想定すると，7日間の運転継続に号炉あたり約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1,105kL）
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）による原子炉注
水及び格納容器スプレイ，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2.3.4.3）
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2,122kW（6号炉：約1,049kW 7号炉：約1,073kW）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。

2.3.4-16

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 2.3.4.4）
2.3.4.5 結論
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」
では，全交流動力電源喪失と同時に逃がし安全弁1個が開状態のまま固着し，蒸気駆動の注水系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下することで，原子炉注水機能を喪失し，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグルー
プ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪失）＋SRV再閉失敗」に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策として原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（可搬型）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（可搬型）による原子炉格納容器冷却手段，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系，
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱手段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「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪失）＋SRV再閉失敗」の重要事故シーケンス「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪失）＋SRV再閉失敗」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（可搬型）及び逃がし安全
弁による原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系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，長期的には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。

2.3.4-17以上のことから，事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪失）＋SRV再閉失敗」において，原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（可搬型）及び逃がし安全弁による原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉
格納容器除熱等の炉心損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効である
ことが確認でき，事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪失）＋SRV再閉失敗」に対して有効である。

2.3.4-18非常用ディーゼル発電機

原子炉格納容器

※２

外部電源

Gen

開固着発生
逃がし安全弁主タービン系へ

給水系
より
復水貯蔵槽

※３

※３
原子炉圧力容器

高圧代替注水ポンプ※２
原子炉隔離時冷却系ポンプ

図 2.3.4.1 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗時の重大事故等対処設備の概略系統図（1/4）（原子炉注水）タンクローリ（4kL）

非常用ディーゼル
発電機

外部電源

Gen

軽油タンク

原子炉建屋

原子炉格納容器

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）
格納容器スプレイ・ヘッダ

低圧代替注水系（可搬型）
逃がし安全弁主タービン系へ

給水系より

淡水貯水池

※

※

可搬型代替注水ポンプ

原子炉圧力容器Ａ（A-2級）

残留熱除去系
ポンプ

残留熱除去系
ポンプ

Ｂ

防火水槽

図 2.3.4.2 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗時の重大事故等対処設備の概略系統図（2/4）（原子炉注水及び原子炉格納容器冷却）2.3.4-19

外部電源

タンクローリ（4kL）

非常用ディーゼル
発電機

Gen

軽油タンク

原子炉建屋

原子炉格納容器

耐圧強化ベント系

※1

主
排
気
筒

淡水貯水池

可搬型代替注水ポンプ

逃がし安全弁

（A-2級）
給水系より主タービン系へ

※2

※1

防火水槽

※2
可搬型
薬液注入装置

原子炉圧力容器
低圧代替注水系（可搬型）

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

残留熱除去系
ポンプ

Ａ

ドレン移送ポンプ

図 2.3.4.3 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗時の重大事故等対処設備の概略系統図（3/4）（原子炉注水及び原子炉格納容器除熱）

外部電源

非常用ディーゼル
発電機

原子炉格納容器Gen
タンクローリ（4kL,16kL）

逃がし安全弁

軽油タンク
給水系より

主タービン系へ

原子炉圧力容器

残留熱除去系ポンプ

可搬型代替交流電源設備（電源車）

残留熱除去系ポンプ

Ａ
常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）

Ｂ
熱交換器ユニット

大容量送水車（熱交換器ユニット用）

海水

取水ポンプ

※残留熱除去系の低圧注水モードとサプレッション・チェンバ・プール水冷却モードを切替えて，原子炉水位をレベル 3～レベル 8 の範囲で維持する。

図 2.3.4.4 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗時の重大事故等対処設備の概略系統図（4/4）（原子炉注水及び原子炉格納容器除熱）

2.3.4-20

（解析上の時間）（0分）※1
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，全ての所内高圧母線（6.9kV）が使用不能と
なった場合

※1

全交流動力電源喪失発生※2
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待避を実施する

タービン蒸気加減弁急速閉動作※3
中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転数，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する※2
原子炉スクラム・タービントリップを確認

交流電源駆動ポンプによる原子炉注水機能喪失を確認※4
逃がし安全弁による原子炉圧力制御は，原子炉圧力の推移により確認する。原子炉圧力が逃がし安全弁の設定圧力以下まで低下することにより異常を認知する回復は解析上考慮せず※5
原子炉隔離時冷却による原子炉圧力容器へ注水は継続するが，逃がし安全弁からの冷却材流出により原子炉水位の回復は緩やかなものとなる（約3分後）

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達

原子炉隔離
・計装用空気喪失による主蒸気隔離弁「閉」
・高圧制御油系喪失によるタービンバイパス弁「不動作」※6
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※3
原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認※7
逃がし安全弁の「開固着」は原子炉圧力の低下及び逃がし安全弁排気管温度の推移等により確認することができる。実際は，逃がし安全弁の開閉操作を実施して「開固着」復帰を試みる

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認※4

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認No

高圧代替注水系
起動

Yes

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※5

原子炉水位回復確認

逃がし安全弁開固着確認（約10分後）※8
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

逃がし安全弁設定圧力以下まで
原子炉圧力低下を確認

Ⅰ

※7

※6

早期の電源回復不能と判断※8
常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

原子炉圧力低下継続確認（約70分後）Ⅱ

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

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源受電失敗

回復は解析上考慮せず

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

防火水槽への補給準備が完了

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

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

代替原子炉補機冷却系
準備

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）

炉心損傷無し継続確認
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

タンクローリ（4kL）
による給油準備完了

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備（代替原子炉注水準備）※9（適宜実施）

低圧代替注水系（可搬型）による代替原子炉注水準備

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
以外燃料供給準備（タンクローリ(4kL,16kL)給油準備）

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）への燃料補給

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備が完了※10（約90分後）原子炉圧力1.03MPa[gage]
原子炉隔離時冷却系機能喪失

タンクローリ（4kL,16kL）による給油準備完了（適宜実施）
可搬設備への燃料補給
No低圧代替注水系（可搬型）
代替原子炉注水準備が完了

代替注水系準備Yes（4時間後）（約4.1時間後）Ⅲ

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※9
原子炉注水に必要な弁を手動操作により開操作を実施する
復水補給水系バイパス流防止操作を実施する

代替注水系による原子炉注水※10
解析上，原子炉圧力1.03MPa[gage]にて原子炉隔離時冷却系機能喪失を想定する

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水開始確認※11
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，格納容器スプレイを停止し，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

原子炉水位高（レベル8）にて
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水停止(約9時間後）※12
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

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）によるドライウェルスプレイ開始

2.3.4-21※13
格納容器ベント実施時に格納容器内雰囲気放射線レベル計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

No

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）によるドライウェルスプレイ可能

Ⅳ

代替スプレイ系準備

Yes
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水と代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）によるドライウェルスプレイを並行して実施（約18時間後）※14
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

代替格納容器スプレイ冷却系によるドライウェルスプレイ実施

格納容器圧力0.31MPa[gage]にて代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）によるドライウェルスプレイ停止※11
格納容器圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施「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

Yes

炉心損傷なし以下の優先順位で格納容器ベントを実施する

No※13
格納容器ベント停止

Yes

フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作

※14

優先②
優先③
優先④
優先⑤
優先⑥

※12

「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」

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
代替原子炉補機冷却系
準備が完了

残留熱除去系（B）
低圧注水系準備完了
凡例（25.5時間後）

低圧代替注水系（可搬型）から残留熱除去系（B） 低圧注水系
による原子炉注水切替実施：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果

原子炉水位高（レベル8）にて原子炉注水停止

残留熱除去系（B）によるサプレッション・チェンバ・プール水冷却開始【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
全交流動力電源喪失時に，原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による原子炉注水ができない場合は，常設代替交流電源設備による非常用電源が回復後，高圧炉心注水系を無冷却水の状態で短時間起動し，原子炉注水することが可能である

残留熱除去系による格納容器冷却可能確認後
格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント系による格納容器ベント停止

原子炉水位レベル3にて残留熱除去系(B)によるサプレッション・チェンバ・プール水冷却停止

Ⅱ
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）「格納容器圧力0.18MPa[gage]」以上
Ⅲ
残留熱除去系（B） 格納容器スプレイ冷却系
にてドライウェルスプレイ開始

消火系を代替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

Ⅳ
代替格納容器スプレイとして消火系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

残留熱除去系（B）低圧注水系にて原子炉水位レベル3からレベル8を維持する
格納容器圧力13.7kPa[gage]以下になったら負圧になる前に格納容器スプレイを停止する

残留熱除去系(B)による原子炉注水とサプレッション・チェンバ・プール水冷却を交互に実施する。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とする

図 2.3.4.5 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗時の対応手順の概要

全交流動力電源喪失（＆逃がし安全弁漏えい）

経過時間（分）

10

責任者
操作項目

6号
7号

指揮者

緊急時対策要員

通報連絡者
運転員
（中操）
6号

当直副長
当直副長

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

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

備考

事象発生

実施箇所・必要人員数
当直長

20

約90分
原子炉圧力1.03MPa原子炉隔離時冷却系機能喪失
原子炉注水喪失

原子炉スクラム

操作の内容

約230分
低圧代替注水系(可搬型）
原子炉急速減圧開始
約3分

中央制御室連絡
発電所外部連絡約235分
低圧代替注水系(可搬型）による原子炉注水開始

緊急時対策要員（現場）6号

注水準備完了原子炉水位低（レベル2）

約70分
ＧＴＧからの受電失敗確認

プラント状況判断

7号
・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

状況判断

2人
A,B

2人
a,b

－

－

－

10分

－

・逃がし安全弁「開固着」確認
・交流電源駆動による原子炉注水機能喪失確認

原子炉注水操作
交流電源回復操作（解析上考慮せず）

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・原子炉隔離時冷却系
原子炉注水確認

－

－

－

－

－

－

・非常用ディーゼル発電機

－

－

－

－

－

－

・外部電源

（2人）
A,B

（2人）
a,b

－

原子炉隔離時冷却系での注水は、原子炉圧力1.03MPaまで実施
機能回復
対応可能な要員により対応する

回復

10分

・放射線防護装備準備

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）

－
－

－

20分

・受電前準備（中央制御室）

－

－

2人
C,D

・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

2人
E,F

常設代替交流電源設備からの受電
準備操作

常設代替交流電源設備からの受電
失敗確認

－

－

－

－

(4人)
c,d
e,f

－

－

－

―

10分

・放射線防護装備準備

c,d
e,f

（2人）
E,F

（2人）
E,F
―

4人

―

・現場移動
・6号炉 M/C（D）受電準備

50分

・現場移動
・７号炉 M/C（C）（D）受電準備

50分

・6号炉

M/C（D）・7号炉

M/C（C）（D）

10分

受電／受電失敗―(4人)－

常設代替交流電源設備からの受電準備操作(6号炉のみ）

c,d
e,f

10分

受電／受電失敗

・現場移動
・6号炉 M/C（C）受電準備
―

―

（2人）
E,F

―

―

常設代替交流電源設備からの受電失敗確認(6号炉のみ)

・6号炉

常設代替交流電源設備 停止操作
（第一ガスタービン発電機）

－

－

2人
C,D

－

淡水貯水池から防火水槽への補給

－

－

－

－

－

－

M/C（C）

2人
↓
※1,※2

2人

10分

・第一ガスタービン発電機停止

10分

・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・放射線防護装備準備―10分

受電／受電失敗

・放射線防護装備準備

―

50分

―

130分

10分

2人

・現場移動
・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による原子炉への注水準備（ホース接続）

135分

・現場移動
・7号炉 ユニハンドラ－リンク機構取り外し―

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水準備操作

－

(2人)

25分

・現場移動
・7号炉 電動弁等現場系統構成（洗浄水弁・原子炉注入弁）（バイパス流防止措置）

e,f

－

―

70分

―

・現場移動
・6号炉 ユニハンドラ－リンク機構取り外し
（2人）
Ｅ,Ｆ

25分

―

・現場移動
・6号炉 電動弁等現場系統構成（洗浄水弁・原子炉注入弁）（バイパス流防止措置）

70分

5
分

・原子炉減圧操作
（1人）
Ａ

（1人）
ａ

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作

―
―

―

―

－

－

―

―

（2人）,※1（2人）,※2

・原子炉注水状態確認

継続実施

・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による原子炉への注水・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）運転状態確認
・淡水貯水池から防火水槽への補給

継続実施

10分

・放射線防護装備準備

燃料給油準備－－2人

燃料給油作業

－

－

－

－

140分

・軽油タンクからタンクローリ（4kL）への補給

適宜実施

・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）への給油

図 2.3.4.6 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗時の作業と所要時間(1/2)
2.3.4-22

全交流動力電源喪失（＆逃がし安全弁漏えい）

経過時間（時間）

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27

28

備考

29

事象発生

操作項目

操作の内容

運転員
（中操）
7号

運転員
（現場）
6号
7号

6号

緊急時対策要員（現場）
6号

7号

－

－

（1人）

（1人）

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操
作

Ａ

a

－

－

－

－

（2人）

燃料給油作業

－

－

－

－

（2人）

（1人）

（1人）

（2人）

(2人)

Ａ

a

－

－

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器スプレイ操作
－

－

－

－

E,F

e,f

（2人）
E,F

(2人)
e,f

（4人）

(4人)

C.D

c,d

E,F

e,f

（2人）

（2人）

C,D

c,d

・原子炉注水状態確認

適宜実施

（2人）

・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による原子炉への注水・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）運転状態確認

適宜実施

（2人）

・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）への給油

適宜実施
適宜実施

・格納容器スプレイ状態確認

－

－

・現場移動
・電動弁現場系統構成（格納容器スプレイ弁）

120分

－

－

・ベント準備（格納容器ベントバウンダリ構成）－－

・ベント準備（格納容器一次隔離弁操作）

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

（1人）

（1人）

－

－

－

－

・ベント状態監視

（2人）
E,F

（2人）
e,f

－

－

・格納容器ベント操作（格納容器二次隔離弁操作）

a
－

60分

この時間内に実施
60分

・6号炉フィルタ装置水位調整準備（排水ポンプ水張り）

※1,※2

A

30
分

・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による格納容器へのスプレイ
・原子炉注水流量調整

格納容器ベント準備操作－

24時間
第一ガスタービン発電機による給電開始、残留熱除去系ポンプ起動

約18時間
格納容器圧力310kPa[gage]到達

約9時間
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器スプレイ開始

実施箇所・必要人員数

60分

・7号炉フィルタ装置水位調整準備（排水ポンプ水張り）

60分
適宜実施
60分

格納容器ベント操作

代替原子炉補機冷却系

準備操作

－

－

－

－

－

－

（2人）
C,D

（2人）
c,d

－

代替原子炉補機冷却系

運転

－

－

－

－

－

燃料給油準備－－－－

燃料給油作業－－－－

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

－

10人
（参集）

10人
（参集）

－

－

13人
（参集）

13人
（参集）

※3,※4

※3,※4

※3

※3

・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
・現場移動
・代替原子炉補機冷却系

現場ラインアップ・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－－・軽油タンクからタンクローリ（4kL）への補給

－

10分

－

－

・第一ガスタービン発電機

B

b

－

(2人)

常設代替交流電源設備による受電操作

E,F
－

5分
10分

・放射線防護装備準備
2人

・M/C

－

－

－

－

－

(4人)

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器スプレイ系統構成復旧

20分

運転状態監視・第一ガスタービン発電機
（1人）

適宜実施

－

－

（1人）

90分

・電源車への給油・大容量送水車（熱交換器ユニット用）への給油

（2人）

－

適宜実施

（3人）
※4

・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 運転（第一ガスタービン発電機）

適宜実施

運転状態監視20分

受電確認

・放射線防護装備準備

10分

・6号炉
・6号炉

M/C（D）MCC（D）

受電
受電

10分

・6号炉
・6号炉

M/C（C）MCC（C）

受電
受電

・7号炉
・7号炉

M/C（C）（D）
MCC（C）（D）

10分
受電
受電

10分

－

c,d
e,f

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・残留熱除去系

電動弁復旧操作

80分

－

－

（2人）
C,D

（2人）
c,d

－

－

・残留熱除去系

電動弁復旧操作

80分

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・残留熱除去系ポンプ起動

5分

－

－

－

－

(2人),※1(2人),※2・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による原子炉への注水停止
・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）停止

15分

（1人）

（1人）

A

a

－

－

－

－

・残留熱除去系

注入弁操作

5分

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

・残留熱除去系

電動弁復旧操作

－

－

（2人）
C,D

（2人）
c,d

－

－

・残留熱除去系

電動弁復旧操作

－

－

（2人）
Ｅ,Ｆ

(2人)
e,f

－

－

・手動弁系統構成復旧

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・残留熱除去系

（2人）

（2人）

E,F

e,f

－

－

・格納容器ベント停止操作

（2人）
C,D

（2人）
c,d

－

－

・燃料プール冷却浄化系熱交換器冷却水側1系隔離

－

－

－

－

・スキマサージタンク水位調整
・燃料プール冷却浄化系系統構成－－

・燃料プール冷却浄化系再起動

起動操作

レ ベ ル 8ま で 注 水 後 は 、 適 宜 原 子 炉

低圧代替注水系(可搬型)から
低圧注水モード切替

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えを繰り返し実施

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水系
統構成復旧

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操作
格納容器ベント停止操作

使用済燃料プール冷却（解析上考慮せず）

10時間＋待避時間4時間(格納容器ベント)

運転状態監視・放射線防護装備準備

（2人）
C,D

残留熱除去系

300分

・放射線防護装備準備・代替原子炉補機冷却系
（3人）

適宜実施

－

－

（１人）

（１人）

B

b
（１人）
b

－

－

燃料給油準備－－－－

燃料給油作業

－

－

－

－

2人
Ａ,Ｂ

2人
a,b

4人
Ｃ,Ｄ,Ｅ,Ｆ

4人
c,d,e,f

合計

適宜実施

試験用調節弁操作

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えを繰り
返し実施

－

（１人）
B

必要人員数

80分

30分
レ ベ ル 8ま で 注 水 後 は 、 適 宜 原 子 炉

－

再開

80分

（

※1，※2
（2人）

・軽油タンクからタンクローリ（16kL）への補給
・第一ガスタービン発電機用燃料タンクへの給油

10人（その他参集46人））内の数字は他の作業終了後、移動して対応する人員数。

図 2.3.4.6 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗時の作業と所要時間(2/2)
2.3.4-2330分
60分
燃 料 プ ー ル 水 温 「 77℃ 」 以 下 維 持

30分

要員を確保して対応する

30分
120分
適宜実施

10

逃がし安全弁（1 弁）開固着による減圧（最大値：約 7.52MPa[gage]，約 10 秒）

8
原
子

6

原子炉隔離時冷却系の停止による
圧力上昇

炉
圧
力

4

（MPa[abs]）

逃がし安全弁(2 個)による手動減圧（4 時間）

2

0
0

4

8

12

16

20

24

28

事故後の時間（ｈ）
事故後の時間（h）
SA3KK7SBO99AH1JR013

図 2.3.4.7 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
水
位
（
シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
水
位
）

原子炉減圧による蒸気流出
により水位低下15

炉心上部プレナム

10

有効燃料棒頂部
注水開始後水位が回復
高出力燃料集合体
5

有効燃料棒底部

炉心下部プレナム

（m）
（ｍ）

0
0

4

8

12

16

20

24

28

事故後の時間（ｈ）
事故後の時間（h）
SA3KK7SBO99AH1JR013

図 2.3.4.8 原子炉水位（シュラウド内水位）の推移

2.3.4-2420

手動減圧に伴う減圧沸騰
による水位上昇
原
子
炉
水
位
（
シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
外
水
位
）

原子炉減圧による蒸気流出
により水位低下15

炉心上部プレナム

レベル 8
レベル 3
レベル 2
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
5

有効燃料棒底部

炉心下部プレナム

（m）
（ｍ）

0
0

4

8

12

16

20

24

28

事故後の時間（ｈ）

事故後の時間（h）

SA3KK7SBO99AH1JR013

図 2.3.4.9 原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

1000

800

残留熱除去系（低圧注水モード）

注
水

600

原子炉隔離時冷却系

流
量

400

（t/h）

200

低圧代替注水系（可搬型）（40ｍ3/ｈ）

低圧代替注水系（可搬型）（84ｍ3/ｈ）

0
0

4

8

12

16

20

24

28

事故後の時間（ｈ）

事故後の時間（h）

SA3KK7SBO99AH1JR013

図 2.3.4.10 注水流量の推移

2.3.4-25

1000

逃がし安全弁（1 個開固着）
800

蒸
蒸
気
流
出
流
流
量
量
気

600

400

（t/h）

（t/h）
逃がし安全弁(2 個)
200

0
0

4

16

12

8

24

20

28

事故後の時間（ｈ）
事故後の時間（h）
SA3KK7SBO99AH1JR013

図 2.3.4.11 逃がし安全弁からの蒸気流出流量の推移
残留熱除去系（低圧注水モード）
起動／停止による水量増減
500

低圧代替注水系（可搬型）
注水／停止による水量増減

原子炉隔離時冷却系停止
による水量減少

量

原
子原
炉子
炉
圧圧
力力
容容
器
器内
内の
保
の有
保水
有量
水
（ｔ）
（t）

400

300

200

低圧代替注水系（可搬型）
注水開始による水量増加

100

原子炉隔離時冷却系起動による水量増加
0
0

4

8

12

16

20

24

28

事故後の時間（ｈ）
事故後の時間（h）
SA3KK7SBO99AH1JR013

図 2.3.4.12 原子炉圧力容器内の保有水量の推移

2.3.4-26

1200

燃料被覆管の最高温度発生（約 805℃，約 4.7 時間後）
（発熱部 10 分割中，下から 9 番目の位置）

1000
燃
料

800

被
覆

600

管
温
400

度

炉心再冠水により飽和温度付近まで低下

（℃）
200

炉心露出による
燃料被覆管温度上昇

0
0

4

8

12

16

20

24

28

事故後の時間（ｈ）

事故後の時間（h）

SA3KK7SBO99AH1JR013

図 2.3.4.13 燃料被覆管温度の推移

1.0E+6

核沸騰冷却（ボイド率に対応した値）
核沸騰冷却(再冠水後)
1.0E+5

遷移沸騰冷却熱

蒸気冷却

1.0E+4伝
達
1.0E+3

係数（W/(m2･K)）

1.0E+2

1.0E+1

燃料被覆管の最高温度
発生位置再冠水
1.0E+0048燃料被覆管の最高温度
発生位置露出

12

16

20

24

28

事故後の時間（ｈ）
事故後の時間（h）
SA3KK7SBO99AH1JR013

図 2.3.4.14 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

2.3.4-27

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
残留熱除去系（低圧注水モード）
起動／停止によるボイド率の増減

1

0.8

ボ

低圧代替注水系（可搬型）の注水／停止によるボイド率の増減

イ
0.6

ド
率
（－）

0.4

原子炉減圧による減圧沸騰に伴う水位上昇による一時的なボイド率低下

0.2

原子炉隔離時冷却系停止に伴うボイド率増加

0
0

4

8

12

16

20

24

28

事故後の時間（ｈ）
事故後の時間（h）
SA3KK7SBO99AH1JR013

図 2.3.4.15 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

1

ボ

0.8

原子炉減圧に伴うボイド率増加イド

0.6

低圧代替注水系（可搬型）注水／停止によるボイド率の増減率（－）

残留熱除去系（低圧注水モード）
起動／停止によるボイド率の増減

0.4

0.2

原子炉隔離時冷却系停止に伴うボイド率増加
0
0

4

8

12

16

20

24

28

事故後の時間（ｈ）

事故後の時間（h）

SA3KK7SBO99AH1JR013

図 2.3.4.16 高出力燃料集合体のボイド率の推移

2.3.4-28

1.2

1

ボ

0.8

イ
ド

0.6

率
（－）

原子炉減圧に伴うボイド率増加

0.4

0.2

0
0

4

8

12

16

20

24

28

事故後の時間（ｈ）
事故後の時間（h）
SA3KK7SBO99AH1JR013

図 2.3.4.17 炉心下部プレナム部のボイド率の推移

2.3.4-29

10000
GEMP731

×

ORNL3626

燃料被覆管の最高温度及び円周方向応力の最大値

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)
GEVNC(5.6 ℃/s)(7×7)(Vallecitosのデータ)

円

NUREG-0630,DATA F(ORNL)周NUREG-0630,DATA H(KfK FABIOLA)方NUREG-0630,DATA J(KfK)

NUREG-0630,DATA I(ORNL)
KfK(0.8～1.6K/s)(REBEKA Single Rod)向の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/mm2)
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 2.1.18 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

2.3.4-30

0.8
ドライウェル

格納容器ベント（約 18 時間）による圧力低下
最高圧力約 0.31MPa[gage]

格 格
納 納
容 容
器 器
圧 圧
力 力

サプレッション・チェンバ

0.6

格納容器スプレイ作動による圧力制御

0.4（MPa[gage]）（MPa[gage]）

サプレッション・チェンバ・プール水冷却
モード運転(25.5 時間)により圧力上昇が抑制

0.2

ベント弁閉止（25.5 時間）による圧力上昇
原子炉減圧に伴う格納容器内圧力上昇
0
0

12

24

36

48

60

事故後の時間（ｈ）

72

JOB No.MA404K-7TB--PH1K000

事故後の時間（h）

図 2.3.4.19 格納容器圧力の推移

300
ドライウェル

格
納格
容納
器容
気器
相気
部相
温部
度温
度

格納容器ベント（約 18 時間）による温度低下
最高温度約 144℃
200

サプレッション・チェンバ

ベント弁閉止（25.5 時間）による温度上昇

100

（℃）
（℃）

格納容器スプレイ作動
により温度上昇が抑制
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

0
0

12

24

36

48

事故後の時間（ｈ）

事故後の時間（h）

図 2.3.4.20 格納容器気相部温度の推移

2.3.4-31

60
JOB No.MA404K-7TB--PH1K000

72

20
サ
サ
プ
プ
レ
レ
ッ
ッ
シ
シ
ョ
ョ
ン
ン
・
・
チ
チ
ェ
ェ
ン
ン
バ
バ
・
・
プ
プ
ー
ー
ル
ル
水
水
位
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 18 時間)による水位上昇

格納容器
スプレイ作動10

格納容器スプレイによる水位上昇
5

原子炉格納容器下部にプール水が流出するため，水位上昇が抑制

（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

0
0

12

24

36

48

事故後の時間（ｈ）

60

72

JOB No.MA404K-7TB--PH1K000

図 2.3.4.21 サプレッション・チェンバ・プール水位の推移

300

ササ
ププ
レレ
ッッ
シシ
ョョ
ンン
・・
チチ
ェェ
ンン
ババ
・・
ププ
ーー
ルル
水水
温温

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
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

200

100

サプレッション・チェンバ・プール水冷却
モード運転(25.5 時間)により水温が低下

格納容器ベント(約 18 時間)による圧力低下により，飽和温度が低下
原子炉隔離時冷却系作動による排気蒸気の流入による水温上昇

(℃)

（℃）
0
0

12

24

36
事故後の時間（ｈ）

事故後の時間（h）

48

60
JOB No.MA404K-7TB--PH1K000

図 2.3.4.22 サプレッション・チェンバ・プール水温の推移

2.3.4-32

72

10

逃がし安全弁（1 弁）開固着による減圧
8
原
子

6

原子炉隔離時冷却系の停止による
圧力上昇

炉
圧
4

力
（MPa[abs]）

逃がし安全弁(2 個)による手動減圧（4 時間 10 分）

2

0
0

4

8

12

16

20

24

28

事故後の時間（ｈ）
事故後の時間（h）
SA3KK7SBO99AH1NR000

図 2.3.4.23 原子炉減圧操作及び低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作 10 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
水
位
（
シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
外
水
位
）

原子炉減圧による蒸気流出
により水位低下15

炉心上部プレナム

レベル 8
レベル 3
レベル 2
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

（m）
（ｍ）

炉心下部プレナム

0
0

4

8

12

16

20

24

28

事故後の時間（ｈ）
事故後の時間（h）
SA3KK7SBO99AH1NR000

図 2.3.4.24 原子炉減圧操作及び低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作 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

2.3.4-33

1200

1000

燃料被覆管の最高温度発生（約 878℃）

燃
料

800

被
覆

600

管
温
度

400

炉心再冠水により飽和温度付近まで低下

（℃）
200

炉心露出による
燃料被覆管温度上昇
0
0

4

8

12

16

20

24

28

事故後の時間（ｈ）
事故後の時間（h）
SA3KK7SBO99AH1NR000

図 2.3.4.25 原子炉減圧操作及び低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作 10 分遅れのケースにおける燃料被覆管温度の推移

2.3.4-34

表 2.3.4.1 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗時における重大事故等対策について(1/2)
有効性評価上期待する事故対処設備

2.3.4-35

判断及び操作操作

全交流動力電源喪失及び原子炉
スクラム確認外部電源喪失と非常用ディーゼル発電機が全て機能喪失し全交流動力電源喪失となり，原子炉がスクラムしたことを確認する

原子炉隔離時冷却系による原子炉注水

原子炉水位低（レベル 2）信号により原子炉隔離時冷却系が自【原子炉隔離時冷却系】
動起動し原子炉注水を開始する。これにより原子炉水位は回復水貯蔵槽復する。原子炉注水は，逃がし安全弁 1 個の開固着によって，所内蓄電式直流電源設備
動作できない範囲に原子炉圧力が低下するまでの間継続する

高圧代替注水系による原子炉注水

高圧注水機能喪失確認後，高圧代替注水系を手動起動し原子炉水位を回復する

高圧代替注水系
復水貯蔵槽
所内蓄電式直流電源設備

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水準備低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水準備として系統構成及び可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）を建屋近傍に配置する。可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の水源への補給及び燃料
給油準備を実施する

軽油タンク

逃がし安全弁による原子炉急速減圧

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水の準備完了後，逃がし安全弁 2 個による手動減圧を行う

所内蓄電式直流電源設備
逃がし安全弁

常設設備

所内蓄電式直流電源設備

可搬型設備

計装設備

－

平均出力領域モニタ
起動領域モニタ－

原子炉水位（SA）
原子炉水位【原子炉隔離時冷却系系統流量】
復水貯蔵槽水位（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）

可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）
タンクローリ（4kL）―－

原子炉圧力（SA）
原子炉圧力

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水

原子炉急速減圧操作後に，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水を開始する

軽油タンク

原子炉圧力（SA）
原子炉圧力
可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）
原子炉水位（SA）
タンクローリ（4kL）
原子炉水位
復水補給水系流量（原子炉圧力容器）

代替格納容器スプレイ冷却系(可搬型)による原子炉格納容器冷却

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（可搬型）により原子炉格納容器冷却を実施する。低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水と代替格納 軽油タンク
容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却は，異なる残留熱除去系の流路を使用し，同時に実施する。

格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）
可搬型代替注水ポンプ（A-2 級） 原子炉水位（SA）
タンクローリ（4kL）
原子炉水位
復水補給水系流量（原子炉格納容器）
復水補給水系流量（原子炉圧力容器）

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

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
所内蓄電式直流電源設備－

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【 】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）：有効性評価上考慮しない操作表 2.3.4.1 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗時における重大事故等対策について(2/2)
有効性評価上期待する事故対処設備
判断及び操作操作

常設設備

残留熱除去系（低圧注水モード）
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後，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉注水を開始する

常設代替交流電源設備【残留熱除去系（低圧注水モード）】
軽油タンク

残留熱除去系（サプレッション・
チェンバ・プール水冷却モード）
運転

残留熱除去系(低圧注水モード)により原子炉水位個高(レベル 8)まで原子炉水位が回復した後，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系によるサプレッション・チェンバ・プー
ル水冷却モード運転を開始する

常設代替交流電源設備【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）
】
軽油タンク

可搬型設備

計装設備

代替原子炉補機冷却系
タンクローリ（4kL,16kL）

原子炉圧力（SA）
原子炉圧力
原子炉水位（SA）
原子炉水位【残留熱除去系系統流量】

代替原子炉補機冷却系
タンクローリ（4kL,16kL）【残留熱除去系系統流量】
サプレッション・チェンバ・プール水温度【 】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）

2.3.4-36

表 2.3.4.2 主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗）
（1/6）
項目
解析コード

2.3.4-37

初期条
件

主要解析条件

条件設定の考え方

原子炉側：SAFER
原子炉格納容器側：MAAP－

原子炉熱出力3,926MWt

定格原子炉熱出力として設定

原子炉圧力

7.07MPa[gage]

定格原子炉圧力として設定

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） 通常運転時の原子炉水位として設定

炉心流量52,200t/h

定格流量として設定

炉心入口温度

約 278℃

熱平衡計算による値

炉心入口サブクール度

約 10℃

熱平衡計算による値

燃料

9×9 燃料（A 型）

最大線出力密度44.0kW/m

設計の最大値として設定

原子炉停止後の崩壊熱

ANSI/ANS-5.1-1979
燃焼度 33GWd/t

サイクル末期の燃焼度に 10%の保守性を

格納容器容積（ドライウェル）

7,350m3

格納容器容積（ウェットウェル）

空間部：5,960m3
液相部：3,580m3

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

サプレッション・チェンバ・プー
ル水位

7.05m（NWL）－

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

表 2.3.4.2 主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗）（2/6）
項目
サプレッション・チェンバ・プール
水温

初
期
条
件

主要解析条件35℃

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

格納容器圧力5.2kPa

通常運転時の格納容器圧力として設定

格納容器温度57℃

通常運転時の格納容器温度として設定

原子炉隔離時冷却系による注水時：
外部水源の温度50℃
低圧代替注水系（可搬型）による注水

2.3.4-38

時：40℃
起因事象

事
故
条
件

条件設定の考え方

外部電源喪失全交流動力電源喪失
安全機能の喪失に対する仮定
逃がし安全弁 1 個開固着
外部電源

外部電源なし復水移送ポンプ吐出温度を参考に設定。
淡水貯水池の水温を参考に設定
送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源を喪失するものとして設定
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
本事故シーケンスにおける前提条件
起因事象として，外部電源を喪失するものとして設定

表 2.3.4.2 主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗）（3/6）
項目
原子炉スクラム信号

主要解析条件

条件設定の考え方

タービン蒸気加減弁急速閉

安全保護系等の遅れ時間を考慮して設定（遅れ時間：0.08 秒）

原子炉隔離時冷却系の設計値として設定
原子炉水位低（レベル 2）にて自動起動
原子炉隔離時冷却系

182m3/h（8.12～1.03MPa[dif]において）に
て注水

8.0
8.0

原子炉隔離時冷却系ポンプによる注水特
性

6.0
6.0

4.0
4.0

2.0
2.0

0.0
0.0
0

0

100
200
100
200

300
300

400
400

500
600
700
800
500
600
700
800

900
1000
900
1000

流量（m 3 /h）

流量（m3/h）

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/個逃がし安全弁

逃がし安全弁の逃がし弁機能の設計値として設定

自動減圧機能付き逃がし安全弁の 2 個を開することによる原子炉急速減圧<原子炉圧力と逃がし安全弁蒸気量の関係>
500
蒸気流量（t/h）

2.3.4-39

重
大
事
故
等
対
策
に
関
連
す
る
機
器
条
件

原子炉圧力（MPa[dif]）
原子炉圧力（MPa[dif]）

10.0
10.0

400

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300の関係から設定

200
100
00

2

4

6

原子炉圧力（MPa[abs]）

810

表 2.3.4.2 主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗）
（4/6）
項目

主要解析条件

条件設定の考え方
設計値に注入配管の流路圧損を考慮した値として設定

可搬型代替注水ポン
プ（A-2 級）による注
水特性

84m3/h（格納容器スプレイ実施前）
低圧代替注水系（可搬型）

2.3.4-40

重
大
事
故
等
対
策
に
関
連
す
る
機
器
条
件

40m3/h（格納容器スプレイ実施～残留熱除去系による原子炉注水まで）

原子炉水位回復及び原子炉水位制御に必要な注水流量を考慮

原子炉水位回復後は炉心を冠水維持して設定可能な注水量に制御
代替格納容器スプレイ冷却系（可 80m3/h にて原子炉格納容器内にスプ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

搬型）

定

レイ
格納容器圧力が 0.62MPa[gage]にお格納容器圧力逃がし装置等

ける最大排出流量 31.6kg/s に対し格納容器圧力逃がし装置等の設計値を考慮して，格納容器圧て，原子炉格納容器二次隔離弁の中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間開操作（流路面積 70%開）にて原設定

子炉格納容器除熱約 23MW（サプレッション・チェン
代替原子炉補機冷却系

バのプール水温 100℃，海水温度
30℃において）

代替原子炉補機冷却系の設計値として設定

表 2.3.4.2 主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗）
（5/6）

目 項

主要解析条件

条件設定の考え方
残留熱除去系（低圧注水モード）の設計値として設定

2.3.4-41

重
大
事
故
等
対
策
に
関
連
す
る
機
器
条
件

事象発生 25.5 時間後に手動起動
残留熱除去系（低圧注水モード） し，954m3/h（0.27MPa[dif]）にて注水

原子炉圧力（MPa[dif]）
原子炉圧力（MPa[dif]）

2.0
2.0

1.5
1.5

残留熱除去系ポンプ
1 台による注水特性

1.0
1.0

0.5
0.5

0.0
0.0

00

100
100

200
200

300
300

400
400

500
500

600
600

700
800
700
800

3

3
流量（m /h）流量（m/h）

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）

熱交換器 1 基あたり約 8MW（サプレッション・チェンバのプール水温
52℃，海水温度 30℃において）残留熱除去系の設計値として設定

900
1000
900
1000

表 2.3.4.2 主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗）（6/6）
項目
常設代替交流電源設備からの受電

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作

2.3.4-42

重
大
事
故
等
対
策
に
関
連
す
る
操
作
条
件

逃がし安全弁による原子炉急速減圧操作
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）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等による原子炉格納容器除熱操作
代替原子炉補機冷却系運転操作

主要解析条件事象発生 24 時間後事象発生 4 時間後
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水の準備完了後（事象発生から 4 時間後）

条件設定の考え方
本事故シーケンスの前提条件として設定

低圧代替注水系（可搬型）の準備時間を考慮して設定
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水の準備完了後として設定

格納容器圧力 0.18MPa[gage]到達時

設計基準事故時の最高圧力を踏まえて設定

格納容器圧力 0.31MPa[gage]到達時

格納容器最高使用圧力を踏まえて設定

事象発生 24 時間後

常設代替交流電源設備からの受電後として設定

代替原子炉補機冷却系を介した残留熱

常設代替交流電源設備からの受電後，代替原子炉除去系（サプレッション・チェンバ・ 事象発生 25.5 時間後補機冷却系及び残留熱除去系による原子炉格納容

プール水冷却モード）運転操作

器除熱機能回復を踏まえて設定

代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）運転操作

常設代替交流電源設備からの受電後，代替原子炉
事象発生 25.5 時間後補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉注
水の準備時間を踏まえて設定

添付資料 2.3.4.1

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）
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（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗）（1/2）
【SAFER】
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，気液熱非平衡，沸騰遷移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 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 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
覆管最高温度に比べて 10℃～50℃程度高めに評価する。
また， 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（減圧後速やかに低圧注
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 水に移行すること）に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等
単相冷却又は噴霧流冷却の不確かさは 20℃～40℃程度であ 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。
る。

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。

燃料被覆管酸化

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（減圧後速やかに低圧注水に移行すること）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。

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。

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，代替原子炉補機冷却系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 18 時間後の操作であり，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。

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ることから，概ね保守的な結果を与えるものと考える。

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イミングを早める可能性が示される。しかし，実験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。

崩壊熱

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

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る影響は原子炉圧力容器の分類にて示す。

添 2.3.4.1-1

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。

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（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗）（2/2）
【SAFER】
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

原
子
炉
圧
力
容
器

解析モデル

二相流体の流動モデル

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

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 初期の注水開始は自動起動であるため，運転員等操作に与える影響はない。原子炉減圧後ては，燃料被覆管温度及び運転員操作のどち の注水開始は，水位低下挙動が早い場合であっても，これら操作手順（減圧後速やかに低らに対しても二相水位及びこれを決定する二 圧注水に移行すること）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。水相流動モデルの妥当性の有無は重要でなく， 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
質量及び水頭のバランスだけで定まるコラプ では，シュラウド外水位は現実的に評価されることから不確かさは小さい。
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。

シュラウド外水位を適切に評価することから，評価項目となるパラメー
タに与える影響は小さい。

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。

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注水流量を適切に評価するため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
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。

「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。

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 2.3.4.1-2

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（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗）【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

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。

原
子
炉
圧
力
容
器

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
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
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，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
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
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目となるパラメータに与える影響は小さい。
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
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
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
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
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，格納容器圧力及い。
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。

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。

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。

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

添 2.3.4.1-3

項目
原子炉熱出力

原子炉圧力

原子炉水位

炉心流量

燃料

最大線出力密度

初期
条件

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

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（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗）（1/3）
解析条件（初期条件，事故条件）の不確かさ
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最大線出力密度及び原子炉停止後の崩壊熱が 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3,924MWt 以下
3,926MWt
た運転管理目標値を参考に最確 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 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（実績値）
条件を包絡できる条件を設定。
大線出力密度及び原子炉停止後の崩壊熱にて説明する。
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。
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 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
約 7.05～7.12MPa[gage]
7.07MPa[gage]
定格原子炉圧力として設定。
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 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（実測値）
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。
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え 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。 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
通常運転水位（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 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 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（セパレー タスカーから約+118cm～約+120cm） 設定。
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 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
ト下端から+119cm）（実測値）
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 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
時間に与える影響は小さい。
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
52,200t/h
定格流量の約 91～約 110%定格流量として設定。
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 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，（定格流量（100%）） （実測値）
く，運転員等操作時間に与える影響はない。
評価項目となるパラメータに与える影響はない。
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，そであり，その他の核的特性等の違 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 れらの混在炉心となるが，いずれの型式も燃料の熱水力特性はほぼ同等
9×9 燃料（A 型）
装荷炉心ごといは燃料棒最大線出力密度の保 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 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
守性に包含されることから，代表 与える影響は小さい。
ータに与える影響は小さい。
的に 9×9 燃料（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
約 42.0kW/m 以下
設計目標値を参考に最確条件を 順（減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはなく，燃料 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
44.0kW/m（実績値）
包絡できる条件を設定。
被覆管温度を起点とする運転員等操作はないため，運転員等操作時間 価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
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崩壊熱よりも小さくなるため，発 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，発生サイクル末期の燃焼度のばらつ 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， 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，
ANSI/ANS-5.1-1979
ANSI/ANS-5.1-1979
きを考慮し，10％の保守性を確保 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 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
平均的燃焼度約 30GWd/t
燃焼度 33GWd/t
することで，最確条件を包絡でき 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 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，格納（実績値）
る条件を設定。
るが，操作手順（減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わり 容器圧力の上昇は格納容器ベントにより制御されるため，評価項目となはないことから，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。
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響は 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
7,350m3
体積から内部機器及び構造物の（設計値）
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。
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え 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
空間部：
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 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）
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 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 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液相部：3,580m3
3
約 3,560～約 3,595m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約 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（実測値）
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 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
く，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
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
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
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
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）
約 7.01m～約 7.08m
通常運転時のサプレッション・チ （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（NWL）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（実測値）
ェンバ・プール水位として設定。 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，（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
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。したがっは通常水位時の約 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
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。
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め，格 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，格納約 30℃～35℃ェンバ・プール水温の上限値を，35℃
納容器圧力上昇が遅くなり，格納容器スプレイ操作の開始が遅くなる 容器の熱容量は若干大きくなり除熱が必要となるまでの時間が長くな（実測値）
最確条件を包絡できる条件としが，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。
るが，その影響は小さい。
て設定。

添 2.3.4.1-4

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（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗）（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

格納容器圧力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。

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。

初期
条
件
外部水源の温度

外部水源の容量

燃料の容量

原子炉隔離時冷却系による
注水時：50℃
低圧代替注水系（可搬型）による注水時：40℃

約 21,400m

約 2,240kL

3

原子炉隔離時冷却系による
注水時：約 30℃～約 50℃（実測値）
低圧代替注水系（可搬型）によ る 注 水 時 ： 約 0℃ ～ 約
34℃（実測値）

21,400m3 以上（淡水貯水池水量＋復水貯
蔵槽水量）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）

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 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 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 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に達するまでの圧力上昇率（平均）は 1 時間あたり約 13kPa（約 上昇率（平均）は 1 時間あたり約 13kPa（約 20 時間で約 270kPa）であ
20 時間で約 270kPa）であるのに対して，ゆらぎによる圧力上昇 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
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 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。
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 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 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
度となることから，初期温度が事象進展に及ぼす影響は小さく， から，初期温度が事象進展に及ぼす影響は小さく，評価項目となるパ
運転員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。
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。

原子炉隔離時冷却系による注水時：
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るが，本解析では連続スプレイとしてい低圧代替注水系（可搬型）ることから運転員等操作時間に与える影響はない。
による注水時：淡水貯水池の水温を参考に，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淡水貯水池及び通常運転きくなる。なお，低圧代替注水系（可搬型）による注水時は淡中の復水貯蔵槽の水量を水貯水池を水源とするが，淡水貯水池量は十分な水量（約参考に，最確条件を包絡
18,000 m3）を供給可能なことから，運転員等操作時間に与えるできる条件を設定。
影響はない。
通常時の軽油タンク及び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ガスタービン発電機用燃きくなる。また，事象発生直後から最大負荷運転を想定しても料タンクの運用値を参考
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に，最確条件を包絡できない。
る条件を設定。

添 2.3.4.1-5

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
果は大きくなるため，格納容器圧力上昇の程度は小さくなるが，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

－－

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（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗）
（3/3）
項目
起因事象

事
故
条
件

外部電源喪失－全交流動力電源喪失－

逃がし安全弁 1 弁開固着

－

外部電源

外部電源なし－原子炉スクラム信号

タービン蒸気加減弁急速閉（遅れ時間：0.08 秒）
原子炉水位低（レベル 2）
にて自動起動
182m3/h（8.12～1.03MPa[dif]において）にて注水
逃がし弁機能7.51～7.86MPa[gage]363～380 t/h/個
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
84m3/h で原子炉注水（格納容器スプレイ実施
前）
40m3/h で原子炉注水（格納容器スプレイ実施～
残留熱除去系による原子炉
注水まで）

タービン蒸気加減弁急速閉（遅れ時間：0.08 秒）
原子炉水位低（レベル 2）
にて自動起動
182m3/h（8.12～1.03MPa[dif]において）にて注水
逃がし弁機能7.51～7.86MPa[gage]363～380 t/h/個
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
84m3/h 以上で原子炉注水（格納容器スプレイ実施
前）
40m3/h 以上で原子炉注水（格納容器スプレイ実施～
残留熱除去系による原子炉
注水まで）

原子炉水位回復後は炉心を冠水維持可能な注水量に制
御原子炉水位回復後は炉心を冠水維持可能な注水量に制御80m3/h にてスプレイ

80m3/h 以上にてスプレイ

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）にて格納容器除熱
約23MW（サプレッション・
チェンバのプール水温
100℃，海水温度30℃において）事象発生25.5時間後に手動起動し，954m3/h（0.27MPa[dif]）にて注水
熱交換器1基あたり約8MW（サプレッション・チェン
バのプール水温52℃，海水
温度30℃において）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）にて格納容器除熱
約23MW（サプレッション・
チェンバのプール水温
100℃，海水温度30℃において）事象発生25.5時間後に手動起動し，954m3/h（0.27MPa[dif]）にて注水
熱交換器1基あたり約8MW（サプレッション・チェン
バのプール水温52℃，海水
温度30℃において）安全機能の喪失に対する仮定原子炉隔離時冷却系逃がし安全弁

低圧代替注水系
（可搬型）

機
器
条
件

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

代替格納容器ス
プレイ冷却系（可搬型）

格納容器圧力逃がし装置等

代替原子炉補機
冷却系
残留熱除去系（低圧注水モード）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）

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

送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源を喪失するものとして設定。
全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定して設定。
本事故シーケンスにおける前提条
件。
起因事象として，外部電源を喪失するものとして設定。
安全保護系等の遅れ時間を考慮し
て設定。

－

－

外部電源喪失は起因事象として設定していることから，外部電源がある場合については考慮しない。
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。

外部電源喪失は起因事象として設定していることから，外部電源がある場合については考慮しない。
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。

原子炉隔離時冷却系の設計値として設定。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

代替原子炉補機冷却系の設計値として設定。

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。

残留熱除去系（低圧注水モード）の設計値として設定。

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。

残 留 熱 除 去系 の 設 計値 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。

設計値に注入配管の流路圧損を考慮した値として設定。

原子炉水位回復及び原子炉水位制
御に必要な注水流量を考慮して設定

添 2.3.4.1-6

表 3 操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，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（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗）
（1/4）

項目

逃がし安
全弁によ
る原子炉
減圧操作

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
条件設定の考え方
作開始時間

事象発生 4
時間後

低圧代替注水系（可搬型）による
原子炉注水の準備完了後として設定

操
作
条
件

低圧代替
注 水 系
（ 可 搬
型）によ
る原子炉
注水操作

事象発生 4
時間後

低圧代替注水系（可搬型）の準備
時間を考慮して設
定

運転員等操作時間に与える影響

操作の不確かさ要因【認知】
逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，低圧代替注水系（可搬型）の準備完了後に操作を開始することから，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】
逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，他の並列操作はなく，操作開始時間に与える影響はなし。
【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ため，
操作時間に与える影
響はない。

【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ず，更に逃がし安全弁 1 個が開固着により原子炉圧力が低下した場合，蒸気駆動による原子炉隔離時冷却系又は高圧代替注水系が機能喪失し原子炉水位が低下し，原子炉水位が維持できなくなることから，注水系統確保のため，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）を要請する手順としている。また，常設代替交流電源設備により非常用高圧系統の電源を回復できない場合，低圧代替注水系（常設）による注水確保ができないため，低圧代替注
水系（可搬型）の準備を開始する手順としている。このため，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】
低圧代替注水系（可搬型）の準備操作は，現場にて低圧代替注水系（可搬型）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，敷設を行う専任の緊急時対策要員が配置されている。運転員（現場）は，低圧代替注水系（可搬型）の系統構成 実態の運転操作におを行っている期間，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。 いて低圧代替注水系【移動】（可搬型）の準備操
緊急時対策要員は，緊急時対策本部から低圧代替注水系（可搬型）で使用する可搬型代替 作が想定より短い時
注水ポンプ（A-2 級）の保管場所への移動は，徒歩による移動を想定しても約 1 時間であ 間で完了する可能性
り操作時間に与える影響はなし
があり，原子炉への【操作所要時間】
注水を早める。
低圧代替注水系（可搬型）について，運転員（現場）の準備操作は二次格納容器内の弁操作及び電動弁の手動操作に移動時間を含めて 95 分を想定している。緊急時対策要員の準備操作は，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）ホース接続等に，75 分を想定している。また，
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作は，緊急時対策要員による送水止め弁 1
弁の開操作により開始される。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】
緊急時対策要員の低圧代替注水系（可搬型）の原子炉注水操作時に，当該操作に対応する
緊急時対策要員に他の操作はなく，操作時間に与える影響はない。
【操作の確実さ】
現場操作は，操作の信頼性向上や要因の安全のために 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 2.3.4.1-7

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

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。

事象発生から 4 時間 10分後（操作開始時間の10 分程度の時間遅れ）
までに逃がし安全弁による原子炉減圧操作を開始し低圧代替注水系（可搬型）による注水を開始できれば，燃料被覆管の最高温度は約878℃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。

現場モックアップ等による実績では，逃がし安全弁による原子炉減圧操作開始まで約1 分で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。

事象発生から 4 時間 10分後（操作開始時間の10 分程度の時間遅れ）
までに逃がし安全弁による原子炉減圧操作を開始し低圧代替注水系（可搬型）による注水を開始できれば，燃料被覆管の最高温度は約878℃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。

緊急時対策要員の緊急時対策所から可搬型
代替注水ポンプ（A-2 級）の保管場所へは徒歩による移動を想定し約 1 時間程度である。現場モックアップ等で得られた注水準
備と移動時間を考慮すると当該操作に関わる時間は約 115 分で操作完了する見込みを得ている。
現場モックアップ等による実績では，運転員（現場）の残留熱除去系注入弁の手動操
作は，移動時間含め約 40 分の操作時間で完了し，原子炉建屋復水積算流量計バイパ
ス弁は,移動時間含め約 20 分の操作時間で完了する見込みを得た。また，現場モックアップ等による実績では，残留熱除去系洗浄水弁の手動操作は，移動時間含め約 10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。

実態の操作開始時
間が早まった場合，原子炉への注水を早めることから，評価項目とな
るパラメータに対する余裕は大きくなる。

表 3 操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，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（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗）
（2/4）

項目

操
作
条
件

淡水貯水
池から防
火水槽へ
の送水操
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
条件設定の考え方
作開始時間

事象発生 4
時間後

淡水貯水池から防火水槽への送水準備時間を考慮して設定

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，更に逃がし安全弁 1 個が開固着により原子炉圧力が低下した場合，蒸気駆動による原子炉隔離時冷却系又は高圧代替注水系が機能喪失し原子炉水位が低下する
ことは明白であることから，注水系統確保のため，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）を要請する手順としている。また，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）に付随する淡水貯水池から防火水槽への送水準備も実施する。このため，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】
淡水貯水池から防火水槽への送水操作は，現場にて淡水貯水池から防火水槽への系統構成
及びホース水張りを行う専任の緊急時対策要員が配置されている。緊急時対策要員は淡水貯水池から防火水槽への送水操作を行っている期間，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】
淡水貯水池から防火水槽への送水準備は，緊急時対策要員の徒歩による移動を想定しても，余裕時間を加えて約 1 時間であり，操作時間に与える影響はない。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，操作所要時間に移動時間含め 4
時間で送水開始可能である。
【操作所要時間】
淡水貯水池から防火水槽への送水について，緊急時対策要員の準備操作は淡水貯水池から防火水槽への系統構成，ホース水張りに移動時間を含めて 110 分を想定している。
【他の並列操作有無】
緊急時対策要員の淡水貯水池から防火水槽への送水操作は，当該操作に対応する緊急時対策要員に他の操作はなく，操作時間に与える影響はない。
【操作の確実さ】
緊急時対策要員の現場操作は，操作の信頼性向上や要因の安全のために 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 2.3.4.1-8

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

訓練実績等

実態の運転操作において淡水貯水池から防火水槽への送水準備操作が想定より短い時間で完了する可能性があり，原子炉への注水を早める。
地震等の外部事象が起因の場合において
も，操作開始時間は解析上の設定と同等であるため，操作時間に与える影響はない。

実態の操作開始時
間が早まった場合，原子炉への注水を早めることから，評価項目とな
るパラメータに対する余裕は大きくなる。
地震等の外部事象が起因の場合においても，操作開始
時間は解析上の設定と同等であるため，評価項目とな
るパラメータに与える影響はない。

事象発生から 4 時間 10分後（操作開始時間の10 分程度の時間遅れ）
までに逃がし安全弁による原子炉減圧操作を開始し低圧代替注水系（可搬型）による注水を開始できれば，燃料被覆管の最高温度は約878℃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。

現場モックアップ等により緊急時対策要員の淡水貯水池から防火水槽への送水操作
は，緊急時対策所から淡水貯水池への移動を 20 分と想定し送水開始まで 105 分で操作完了する見込みを得ている。

表 3 操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，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（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗）
（3/4）

項目

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

各機器への給油（可搬型代替
注水ポンプ（A事象発生か
2 級），電源車，
ら 6 時間後
大容量送水車以降，適宜（熱交換器ユニット用）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
想定してい
る操作の成
立や継続に
必要な操作・
作業。
各機器の使
用開始時間
を踏まえて
設定

操
作
条
件

代替格納容器
スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器
冷却操作

格納容器圧
力
0.18MPa[gage]到達時（約 9 時間
後）

設計基準事
故時の最高
圧力を踏ま
えて設定

運転員等操作時間に与える影響

操作の不確かさ要因【認知】
可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の要請があった時点で一定時間後に給油が必要となることは明白である。このため，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】
各機器への給油操作については，現場にて各機器への給油準備作業及び給油作業を行う専
任の緊急時対策要員が配置されている。緊急時対策要員は，各機器への給油準備作業及び給油作業を行っている期間，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】
各機器への給油準備作業として，緊急時対策本部からタンクローリ（4kL）の保管場所への実態の操作開始時間
移動は，徒歩による移動を想定しても約 1 時間であり操作時間に与える影響はなし。
は解析上の設定とほ【操作所要時間】ぼ同等であるため，各機器への給油について，緊急時対策要員の給油準備操作は，タンクローリ（4kL）への補
操作時間に与える影
給に移動時間を含めて 90 分，タンクローリ（16kL）への補給に移動時間を含めて 120 分
響はない。
を想定している。また，給油作業は，各機器の燃料が枯渇しない時間間隔以内で実施することとしている。いずれの操作も余裕時間を加味していることから，操作時間に与える影
響はなし。
【他の並列操作有無】
緊急時対策要員の各機器への給油作業に，当該操作に対応する緊急時対策要員に他の操作はなく，操作時間に与える影響はない。
【操作の確実さ】
緊急時対策要員の現場操作は，操作の信頼性向上や要因の安全のために 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。
【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 9 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】
実態の操作開始時間
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器スプレイ操作は，中央制御室におは解析上の設定とほける状態監視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ぼ同等であるため，は別の運転員（現場）を配置している。運転員（現場）は代替格納容器スプレイ冷却系（可操作時間に与える影搬型）の操作期間，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。
響はない。
【移動】
当該操作は，解析コ
運転員（現場）は，二次格納容器内へは 10 分程度で移動可能であり，それに余裕時間をード及び解析条件
加えて操作所要時間を想定している。よって，操作開始時間に与える影響はなし。
（操作条件を除く）【操作所要時間】の不確かさにより操低圧代替注水系（可搬型）による単独の原子炉注水から，低圧代替注水系（可搬型）及び作開始時間は遅れる
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器スプレイの同時注水への切替えは，可能性があるが，運運転員（現場）による電動弁の手動操作に移動時間を含めて 120 分を想定している。また，転員（現場）は，他の低圧代替注水系（可搬型）及び代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）の流量調整に 30 分
操作との重複もないを想定している。どちらの操作も余裕時間を加味していることから操作時間に与える影響ことから，他の操作はなし。
に与える影響はな【他の並列操作有無】
い。
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）操作時に，当該操作に対応する運転員（現場）に他の操作はなく，操作時間に与える影響はない。
【操作の確実さ】
現場操作は，操作の信頼性向上や要因の安全のために 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 2.3.4.1-9

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

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。

各機器の使用開始までの時間は，事象発生から 6 時間
あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。

有効性評価では，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），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，常設代替交流電源設備への燃料給油準備（現場
移動開始からタンクローリ（16kL）への補給完了まで）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 120 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，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。

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。
格納容器スプレイ開始時間が早くなる場合，遅くなる場合のいずれにおいても，事象進展はほぼ変
わらないことから，評価項目とな
るパラメータに与える影響は小さい。

格納容器スプ
レイ開始までの時間は事象発生から約 9
時間あり，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，運転員（現場）の残留
熱除去系格納容器冷却流量調節弁及び残留熱除去系格納容器冷却ライン隔離弁の手動操作は，移動時間含め約 40 分の操作時間で完了及び原子炉建屋復水積算流量計バイパス弁
は,移動時間含め約 20 分の操作時間で完了する見込みを得た。また，現場モックアップ等による実績では，残留熱除去系洗浄水弁の手動操作は，移動時間含め約 10 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。

表 3 操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，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（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗）（4/4）

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
条件設定の考え
開始時間
方

格納容器圧力0.31MPa[gage]
到達時（ 約 18 時 間
後）

格納容器最高使
用圧力を踏まえて設定

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】
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 18 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状態監視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。二次格納施設内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】
全交流動力電源喪失時の炉心損傷前の格納容器ベントについて，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。また，二次格納施
設内で電動弁の手動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。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。また，格納容器ベント開始操作は，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原子炉格納容器二次隔離弁の手動操作であり，本操
作は，格納容器圧力の上昇傾向を監視したうえで，予め準備し格納容器圧力 0.31 MPa[gage]到達時に実施する。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。

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 18 時間後であり，格納容器ベントの準備
操作は格納容器の圧力上昇の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も同様に格納容器の圧力上昇の傾向を監視しながら予め準備が可能である。よって，実態の操作開始時
間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開
始時間に与える影響は小さい。操作開始時間が遅れた場合においても，格納容器限界圧力
は 0.62MPa[gage] の ため，格納容器の健全性という点では問題とならない。
当該操作は，解析コー
ド及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性がある
が，中央制御室の運転員とは別に現場操作を行う運転員(現場)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 2.3.4.1-10

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

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。

格納容器ベント開始までの時間は事象発生から約 18 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，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の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。

現場モックアップ等による実績では，運転員（現場）の伸縮継手を用いた不活性ガス系サプレッション・チェン
バベント用出口隔離弁の手動操作は，移動時間含め約 31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。
格納容器ベント操作は，伸縮継手を用いた不活性ガス系
原子炉格納容器耐圧強化ベント用連絡配管隔離弁の手動操作を移動時間含め約 12 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。

項目

常設代替交流電源設備からの受電

代替原子炉補機
冷却系運転操作操
作
条件

代替原子炉補機
冷却系を介した残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プ
ール水冷却モード）運転操作

代替原子炉補機
冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）運転操作

表 3 操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，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（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗）（4/4）
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
操作の不確かさ要因
ラメータに与える
操作時間余裕
訓練実績等に与える影響解析上の操作開始
条件設定の
影響
時間
考え方
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
本事故シー
央制御室の運転員による受電前準備及び受事象発生 24 時間
ケ ン ス の 前 常設代替交流電源設備からの受電までの時間想定として，事象発生から十分な時間余裕があ
電操作を並行して実施し，想定と同じ約 70－－－
後
提 条 件 と し る。
分で常設代替交流電源設備からの受電が実て設定施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。
【認知】
代替原子炉補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
機冷却系運転きない場合，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
開始までの時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。
間は，事象発生【要員配置】から 24 時間あ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
り，準備時間が(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 時間確保できるた
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 代替原子炉補機冷め，時間余裕が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 却系の準備は，緊ある。
はなし。
急時対策要員の参 実態の操作開始時 また，操作が遅【移動】
集に 10 時間，その 間は解析上の設定 れ る 場 合 に お 訓練実績等より，代替原子炉補機冷却系の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，牽引又は自走にて 後の作業に 10 時間 から早まる可能性 いても，格納容 移動・配置，フランジ接続，及び電源車のケ
常 設 代 替 交 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 の合計 20 時間を想 があり，格納容器 器 限 界 圧 力 ーブル接続等を含め，想定より早い約 7 時
流 電 源 設 備 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 定しているが，準 の圧力及び温度等 0.62MPa[gage] 間で代替原子炉補機冷却系が運転開始可能
事象発生 24 時間
か ら の 受 電 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。
備操作が想定より を早期に低下させ に 至 る ま で の であることを確認した。また，運転員(現場)後後 と し て 設 【作業所要時間】
短い時間で完了す る可能性があるこ 時間は，過圧の の行う現場系統構成は，想定より早い約 4
定
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 る可能性があるた とから，評価項目 観 点 で 厳 し い 時間で実施可能であることを確認した。
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 め，操作開始時間 となるパラメータ 「 3.1 雰 囲 気 想定で意図している運転操作が実施可能な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 が早まる可能性が に対する余裕は大 圧力・温度によ ことを確認した
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 あり，格納容器の きくなる。
る静的負荷（格るが，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 圧力及び温度を早
納容器過圧・過て 5 時間の操作時間を想定している。作業途中の格納容器ベント実施に伴う一時退避（想定 期に低下させる。
温破損）」にお約 4 時間）を踏まえても，解析上の想定より操作開始時間は早まる可能性がある。
いても事象発【他の並列操作有無】
生約 38 時間で緊急時対策要員による準備操作及び現場運転員の系統構成は並列操作可能なため，両者が干あり，約 14 時
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。
間以上の余裕【操作の確実さ】があることか
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，誤ら，時間余裕が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。
ある。
代替原子炉
中央制御室における操作のため，シミュレ
補機冷却系
ータにて訓練実績を取得。訓練では，残留熱及び残留熱除去系ポンプを起動し，サプレッション・チ
事象発生 25.5 時
除 去 系 に よ 代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モ－－－ェンバ・プール水冷却モードのための系統
間後る 格 納 容 器 ード）運転操作までの時間は，事象発生から 25.5 時間あり十分な時間余裕がある。
構成に約 5 分。
除熱機能回想定で意図している運転操作が実施可能な復を踏まえことを確認した。
て設定
代替原子炉
補機冷却系
中央制御室における操作のため，シミュレを介した残ータにて訓練実績を取得。訓練では，残留熱事象発生 25.5 時
留 熱 除 去 系 代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）運転操作までの時間は，事除去系ポンプを起動し，低圧注水モードの－－－間後に よ る 原 子 象発生から約 25.5 時間あり十分な時間余裕がある。
ための系統構成に約 5 分。
炉注水の準想定で意図している運転操作が実施可能な備時間を踏ことを確認した。
まえて設定

添 2.3.4.1-11

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）○水源
復水貯蔵槽水量：約 1,700m3
淡水貯水池：約 18,000m3○水使用パターン①原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水
事象発生後約 1.5 時間までは原子炉隔離時冷却系により 182m3/h で注水し，事象発生約 4 時間後からは低圧代替注水系（可搬型）により 84m3/h で注水する。
格納容器圧力が 0.18MPa[gage]に到達した以降は 40m3/h で原子炉注
水し，原子炉水位回復後は炉心を冠水維持可能な注水量で注水する。
②代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器スプレイ
格納容器圧力が 0.18MPa[gage]に到達した以降は，80m3/h で格納容

添 2.3.4.2-1器スプレイを実施する。
③淡水貯水池から防火水槽への移送
事象発生 4 時間後から，淡水貯水池から防火水槽へつながる配管の弁を操作することで必要な水量を防火水槽へ移送する。
○時間評価
事象発生約 1.5 時間後までは復水貯蔵槽を水源として原子炉注水を実施するため復水貯蔵槽水量は減少するが，それ以降は使用しないことから復水貯蔵槽が枯渇することはない。また，以降は淡水貯水池を水源として可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）により上記流量で原子炉注水及び○水源評価結果
復水貯蔵槽については約 300m3 の水量が必要になり，淡水貯水池については，事象発生約 4 時間後から約 9 時間後（格納容器スプレイ開始）
までは 84m3/h にて原子炉注水，事象発生約 9 時間後から約 18 時間後（格納容器ベント実施）までは原子炉注水（40m3/h）及び格納容器スプレ
イ（80m3/h），事象発生約 18 時間後（格納容器ベント実施）から事象発生 25.5 時間後までは炉心を冠水維持可能な注水量（約 40m3/h）で原子炉注水を行い，その後は残留熱除去系による原子炉格納容器除熱によって注水は不要となることから，7 日間で合計約 1,800m3 の水量が必要となるが，十分に水量を確保しているため対応可能である。
（300m3 + 84m3/h×（9h-4h）+（40m3/h+80m3/h）×（18h-9h）+ 40m3/h×（25.5h-18h）≒2,100m3）

添付資料 2.3.4.2

格納容器スプレイを実施するため，枯渇することなく安定して冷却が可能である。

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）＋SRV 再閉失敗）
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：全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗は 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。
号
炉

時系列

合計

判定

事象発生直後～事象発生後 7 日間
7号 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）3 台起動。
炉 30L/h×24h×7 日×3 台＝15,120L
事象発生直後～事象発生後 7 日間
6号 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）3 台起動。
炉 30L/h×24h×7 日×3 台＝15,120L

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

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
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

大容量送水車（熱交換器ユニット用）
1 台起動(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
7 日間の
178L/h×24h×7 日×1 台＝29,904L
軽油消費量
約 1,026kL
大容量送水車（熱交換器ユニット用）
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

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。

添 2.3.4.3-1

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

1 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

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

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

2 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

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

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

3 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

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

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

4 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

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

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

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 79kL

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 1,135kL であり，
7 日間対応可能。

事象発生直後～事象発生後 7 日間
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※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。

添付資料 2.3.4.3

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

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）<6 号及び 7 号炉>

6号炉

7号炉

直流125V充電器盤A

約94kW

約94kW

直流125V充電器盤A-2

約56kW

約56kW

AM用直流125V充電器盤

約41kW

約41kW

直流125V充電器盤B

約98kW

約98kW

約29kW

約23kW

3kW

3kW

540kW

540kW

(起動時)

（973kW）（1034kW）

非常用照明

約24kW

約27kW

燃料プール冷却浄化ポンプ

90kW

110kW

(起動時)

(181kW)(192kW)

その他

約74kW

約81kW

小計

約1,049kW

約1,073kW

負荷容量（ｋW）
ガスタービン発電機の最大容量3,600kW

3500

ガスタービン発電機の連続定格容量2,950kW

3000

添 2.3.4.4-1

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
残留熱除去系ポンプ

最大容量約2,416kW

2500

約2,012kW
約2,204kW
約2,122kW

約2,103kW

7号炉燃料プール冷却浄化ポンプ起動

2000
6号炉燃料プール
冷却浄化ポンプ
起動

約1,922kW

約1,815kW
1500

7号炉残留熱除去系ポンプ起動

約1,382kW
1000
6号炉残留熱除去系ポンプ起動

約842kW(6号炉：約419kW，7号炉：約423kW)

合計（連続最大負荷）(最大負荷)

約2,122kW(約2,416 kW)
経過時間（h）
24

25

26

27

28

29

30

31

32

33

負荷積算イメージ

34

35

36

37

38

添付資料 2.3.4.4

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
・非常用照明・その他

500

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

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3.1.2-2

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。

3.1.2-3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。

3.1.2-4

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。

3.1.2-5

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

3.1.2-6

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

3.1.2-7

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

3.1.2-8

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3.1.2-9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3.1.2-10

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3.1.2-11

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。

3.1.2-12

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

3.1.2-13

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

3.1.2-14

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

3.1.2-15

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

3.1.2-16

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。

3.1.2-17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）外部電源

非常用ディーゼル
発電機

タンクローリ（4kL,16kL）

Gen
軽油タンク
原子炉建屋

原子炉格納容器
淡水貯水池
格納容器スプレイ・ヘッダ

代替格納容器スプレイ冷却系
逃がし安全弁主タービン系へ

低圧代替注水系（常設）

復水貯蔵槽

可搬型代替
注水ポンプ

（A-2級）

復水移送ポンプ
原子炉圧力容器
Ｂ(Ｃ)

防火水槽

残留熱除去系
ポンプ

Ｂ

常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）※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）3.1.2-18

タンクローリ（4kL）

非常用ディーゼル
発電機

外部電源

Gen

軽油タンク

原子炉建屋
淡水貯水池

原子炉格納容器
格納容器スプレイ・ヘッダ

可搬型代替注水ポンプ

逃がし安全弁

（A-2級）

主タービン系へ

防火水槽

低圧代替注水系（可搬型）

原子炉圧力容器

残留熱除去系
ポンプ

Ｂ

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）

原子炉建屋

外部電源

非常用ディーゼル
発電機

原子炉格納容器

Gen

格納容器スプレイ・ヘッダ
逃がし安全弁主タービン系へ
給水系より

サプレッション・チェンバ・プールへ※2

ＳＰＨタイラインへ※2※1

可搬型代替交流
電源設備（電源車）

原子炉圧力容器
代替循環冷却系
復水貯蔵槽
残留熱除去
系ポンプ

Ｂ

A

残留熱除去
系ポンプ

熱交換器
ユニット

大容量送水車（熱交換器ユニット用）

海水

取水ポンプ
復水移送ポンプ

タンクローリ（4kL,16kL）

B(C)

軽油タンク
常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）

サプレッションプール
浄化用ポンプ※1Ｂ
高圧炉心注水系ポンプ

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）

3.1.2-19

（解析上の時間）（約0分）

冷却材喪失（大破断）発生

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

格納容器圧力高13.7kPa[gage]
到達※1
高圧給水機能喪失を確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認※2

高圧注水機能喪失を確認※2低圧注水機能喪失を確認※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）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※3
全交流動力電源喪失発生

Ⅲ「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
Ⅳ

原子炉への注水機能喪失を確認※4

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

回復は解析上考慮せず

Ⅴ※5（約10分後）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

早期の電源回復不能と判断※7
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

（約0.3時間後）

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Ⅱ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備Ⅰ※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

燃料供給準備（タンクローリ（4kL,16kL）
給油準備）
淡水タンクから防火水槽への補給

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

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（約12時間後）

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※8

タンクローリ（4kL,16kL）
による給油準備完了

防火水槽への補給準備が完了

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
炉心損傷確認Ⅳ

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）（適宜実施）

フィルタ装置排水ポンプ水張り

EOP

可搬設備への燃料補給

Ⅲ（約0.4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）※9

格納容器薬品注入準備

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

燃料被覆管温度1200℃到達（約12時間後）※10（約0.7時間後）

燃料温度
2500K(約2227℃)到達

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備が完了低圧代替注水系（復水移送ポンプ）準備が完了（適宜実施）※11（70分後）※12

破断口までの水位回復確認（約2時間後）高圧／低圧注水機能
回復操作

回復は解析上考慮せず回復は解析上考慮せず（適宜実施）

可搬型代替注水（A-2級）ポンプによる復水貯蔵槽補給

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）

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

防火水槽への補給

中央制御室 陽圧操作
中央制御室待避室準備操作（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）

※13
※14

損傷炉心冷却成功確認
原子炉圧力容器健全確認

※1

※16

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※15

格納容器温度190℃超過確認

格納容器上部雰囲気温度
171℃超過確認※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※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
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）No

原子炉注水とドライウェル
スプレイの並行操作不可能※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※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

Yes※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可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備が完了低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（RHR(A)使用）※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。

及び

3.1.2-20

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による
ドライウェルスプレイ（RHR(B)使用）（約2時間後）※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

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）
による格納容器頂部注水

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，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイを開始する※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※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※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※17

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

ドライウェル側
格納容器薬品注入実施※18※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※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※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）

レベル1までの推定した時間経過後，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイから低圧代替注水系（常設）による原子炉注水へ切り替える※15 格納容器温度計にて確認する※19
レベル1を起点とした破断口到達まで
注入実施後，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるサプレッション・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，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
サプレッション・チェンバスプレイから低圧代替注水系（常設）による原子炉注水へ切り替える

サプレッション・チェンバ側
格納容器薬品注入実施※20

レベル1を起点とした破断口到達まで
注入実施後，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるドライウェルスプレイに切り替える

代替原子炉補機冷却系準備（20時間後）No

代替原子炉補機冷却系
準備が完了

代替循環冷却運転可能
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

Yes

代替循環冷却運転準備（系統構成1）

格納容器内水素・酸素濃度計（CAMS）再起動

低圧代替注水系（可搬型）準備※21

Ⅴ

代替循環冷却運転による除熱実施判断※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※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解析上考慮していないが，推定手段により損傷炉心の冠水が維持されていることを、圧力容器表面温度により圧力容器内が過熱状態に至っていないことにより確認する※22
代替循環冷却運転準備（復水移送ポンプ停止）※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※21
代替循環冷却運転準備（系統構成2）低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水

復水貯蔵槽への補給
停止※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※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（約22.5時間後）

代替循環冷却運転開始（復水移送ポンプ起動）※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※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
防火水槽への補給停止

代替循環冷却運転により格納容器圧力下降

No

Yes

代替循環冷却運転
運転継続

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

NoYes
可搬型代替注水系（A-2級）
による注水

防火水槽への補給開始

代替循環冷却運転継続

代替循環冷却運転により格納容器圧力下降
格納容器圧力0.62MPa[gage]
到達時間予測パラメータの継続監視（水素、酸素濃度等）

使用済燃料プール冷却開始

格納容器圧力0.62MPa[gage]
到達時間予測代替循環冷却運転による格納容器スプレイ停止

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
格納容器内酸素濃度
可燃限界濃度到達
可能性なし

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）【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」

凡例

No

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント操作

Yes

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：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果

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
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）

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

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

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

燃料温度約2500K(約2227℃)到達

約60分

約260分

6号炉復水貯蔵槽水源切替完了

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

2人

A,B

a.b

－

－

－

－

状況判断後も事故対応に必要なパラ

10分

・全交流動力電源喪失確認

メータを適宜監視する

・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

－

－

－

－

－

－

外部電源

対応可能な要員により対応する

－

－

－

－

－

－

・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）

（1人）

B

b

－

－

－

－

・受電前準備（中央制御室）

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

－

－

－

－

E,F

c,d
e,f

－

－

・放射線防護装備準備／装備

（2人）
E,F

－

－

－

・現場移動
・ 6号 炉 M/C（ D） 受 電 準 備

50分

－

－

(4人)
c,d
e,f

－

－

・現場移動
・ 7号 炉 M/C（ C） （ D） 受 電 準 備

50分

－

－

（2人）
C,D

－

－

－

・第一ガスタービン発電機

－

－

－

－

－

－

－

－

－

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

4人

低圧代替注水系（常設）

低圧代替注水系（常設）

－

－

－

－

－

－

・ M/C

－

－

（2人）
E,F

－

－

－

・ 6号 炉・ 6号 炉M/C（ D）
MCC（ D）－－

・ 7号 炉・ 7号 炉M/C（ C） （ D）
MCC（ C） （ D）－

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）

適時実施

受電
受電

10分

受電
受電

10分

－

－

－

－

・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

（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

－

－

－

（2人）
c,d

－

－

・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）

－

－

－

－

・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）
C,D

（2人）
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

A

a

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

（1人）

（1人）

B

b

－

－

－

・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）
E,F

（2人）
c,d

－

－

・格納容器スプレイに合わせた薬品注入

－

－
（1人）

B

b

C,D
－

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

30分

－

（1人）

15分

隔離弁操作

－

（2人）

要員を確保して対応する

10分

受電確認

（1人）
b

－

常設代替交流電源設備からの受電準
備操作

30分

（1人）
B

準備操作

注水操作

運転状態確認－e,f

中央制御室照明確保（解析上考慮せず）

状態確認

・現場移動
・第一ガスタービン発電機

（1人）
b

－

10分

・現場移動
・第二ガスタービン発電機

－

－

25分

運転状態確認・放射線防護装備準備／装備

2人

（1人）
B

(4人)
c,d

10分

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

要員を確保して対応する

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

格納容器スプレイに合わせて実施

要員を確保して対応する

－

－

－

・現場移動
・ 6号 炉 M/C（ C） 受 電 準 備

－

－

－

・ 6号 炉M/C（ C）

受電確認

10分

－

・ 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

50分

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

（2人）
C,D

－

－

－

－

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）
3.1.2-21

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
（1人）
（1人）
A
a
（1人）
（1人）
A
a
（1人）
（1人）
A
a

注水操作

代替格納容器スプレイ冷却系

操作

運転員
（現場）

－

－

操作の内容

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

－

－

－

－

・残留熱除去系

スプレイ弁操作

－

－

－

－

・ 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

格納容器頂部注水（解析上考慮せず）

－

2人

（2人）

－

－

炉心損傷開始約70分

原子炉注水開始

2人,※1
－

－

20

22

24

26

約22.5時間
代替循環冷却系

破断口まで水位回復確認

28

80分

運転開始

適宜実施

10分

90分

10分

2人,※2

（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）

－

－

※1,※2

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

－

－

－

（2人）

・第一ガスタービン発電機用燃料タンクへの給油

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

－

－

－

－

（2人）

（2人）

（2人）
E,F

（2人）
e,f

－

－

－

13人
（参集）

13人
（参集）

・放射線防護装備準備／装備

－

※3，※4

・現場移動
・資機材配置及びホース布設、起動及び系統水張り

－

※3，※4

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

－

120分

タンクローリ（16kL）残量に応じて適宜軽油タンクから補給
適宜実施

・ベント準備・代替循環冷却系が不調の場合に備えて格納容器ベント準備操作を実施する。

・フィルタ装置水位調整準備（排水ポンプ水張り）

・代替循環冷却系が不調の場合に備えて格納容器ベント準備操作を実施する。

・現場移動
・代替原子炉補機冷却系

復水移送ポンプ停止時に，復水貯蔵槽への補給を停止する
代替循環冷却系運転開始まで可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による代替注水を実施するため，防火水槽への補給は継続する

継続実施

要員を確保して対応する

30分

60分

要員を確保して対応する

300分

現場ラインアップ
10分

10時間

燃料給油準備

－

－

－

－

※3

・ 軽 油 タ ン ク か ら タ ン ク ロ ー リ （ 4kL） へ の 補 給

燃料給油作業

－

－

－

－

（2人）

・電源車への給油・大容量送水車（熱交換器ユニット用）への給油

適宜実施

－

－

－

－

・代替原子炉補機冷却系

適宜実施

運転

－
原子炉格納容器内水素・酸素濃度計（CAMS）再起動（1人）
B

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水 準備操作

－

※4

※4

（3人）

（3人）

－

－

－

・ 原 子 炉 格 納 容 器 内 水 素 ・ 酸 素 濃 度 計 （ CAMS） 起 動 操 作－－

・原子炉格納容器内水素・酸素濃度監視・現場移動・ 可 搬 型 代 替 注 水 ポ ン プ （ A-2級 ） に よ る 原 子 炉 へ の 注 水 準 備

90分

運転状態監視

－

－

（2人）
C,D

（2人）
c,d

－

－

－

－

3人
（参集）

3人
（参集）

－

適宜実施
低圧代替注水停止までに現場操作を行う（操作時間30分）

・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 原 子 炉 へ の 注 水 準 備（ 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）

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

・代替循環冷却系

－

－

(4人)
C,D
E,F

(4人)
c,d
e,f

－

－

・現場移動
・代替循環冷却系 現場ラインアップ（低圧代替注水に影響のない部分）

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

－

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉への注水

代替循環冷却系

運転開始

代替循環冷却系

運転状態監視

使用済燃料プール冷却（解析上考慮せず）

再開

中央制御室ラインアップ

低圧代替注水停止までに現場操作を行う（操作時間95分）
30分

この時間内に実施

120分

この時間内に実施

－

（2人）
E,F

（2人）
e,f

－

－

（2人）
c,d

・復水移送ポンプ停止
・代替循環冷却系 中央制御室ラインアップ

－

－

－

－

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

－

－

－

－

（3人）

（3人）

（2人）
A,B
（1人）
A

（2人）
a,b
（1人）
a

－

30分

30分

－

－

－

－

－

－

・代替循環冷却系による原子炉・格納容器の状態監視

－

－

－

（2人）

（2人）

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

－

－

－

必要人員数

合計

－

－

2人
A,B

2人
a,b

4人
C,D,E,F

4人
c,d,e,f（

操作時間の30分間は，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の起動等に10分間，原子炉への注水を20分間とする

5分

適宜実施

・ 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－

・燃料プール冷却浄化系系統構成

・再起動準備としてろ過脱塩器の隔離を実施する

30分－

・燃料プール冷却浄化系再起動

・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

・ 軽 油 タ ン ク か ら タ ン ク ロ ー リ （ 4kL） へ の 補 給

燃料プール水温「77℃」以下維持要員を確保して対応する

10分
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
継続実施

10人 ※
（参集要員32人）
有効性評価で考慮しない作業を含めると要員は「14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 3.1.2.6 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）
3.1.2-22

格納容器状態監視には水素・酸素濃度の継続監視を含む

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

・ 可 搬 型 代 替 注 水 ポ ン プ （ A-2級 ） へ の 給 油

※

運転開始

30分

30分

－

－

22.5h：代替循環冷却系

・ 可 搬 型 代 替 注 水 ポ ン プ （ A-2級 ） に よ る 原 子 炉 へ の 注 水－－

22h：復水移送ポンプ全停

・低圧注水系 注入弁操作
・原子炉注水状態確認

・復水移送ポンプ起動
・低圧注水系注入弁，格納容器スプレイ弁操作

2人
燃料給油作業

20.1h：格納容器最大スプレイ

30分

・現場移動
・代替循環冷却系 現場ラインアップ（復水貯蔵槽吸込弁）
・現場移動
・代替循環冷却系 現場ラインアップ（残留熱除去系高圧炉心注水系第一止め弁，第二止め弁）

（2人）
C,D

20h：原子炉最大注水

120分

・放射線防護装備準備／装備

燃料給油準備CAMS起動操作後，代替循環冷却系準備操作を実施し、適宜格納容器内
可燃性ガス濃度を確認する

30分

・原子炉注水／格納容器スプレイ弁切替

代替循環冷却系 準備操作
（系統構成2）

タンクローリ（4kL）残量に応じて適宜軽油タンクから補給（1人）
b

代替循環冷却系 準備操作
（系統構成1）

備考

32

要員を確保して対応する

・ 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－代替原子炉補機冷却系

30

格納容器頂部注水を調整する

・ 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 （ 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）

－

－

18

20時間
代替原子炉補機冷却系 運転開始
代替循環冷却系 切替開始

10分

燃料給油作業準備操作

16・放射線防護装備準備／装備

燃料給油準備代替原子炉補機冷却系

14

注水量および上部ドライウェル温度変化により

・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

－

（2人）

格納容器ベント準備操作（解析上考慮せず）

12

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

・放射線防護装備準備

－

10

－
※1，※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

8

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

・放射線防護装備準備2人－

約0.3時間

約2時間

－
（2人）

淡水貯水池から防火水槽への補給準備

6

事象発生

実施箇所・必要人員数
操作項目4

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

原
子
炉
水
位
（
シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
外
水
位
）

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(t/h)

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

注
水
流
量

原子炉注水
原子炉注水

循環冷却(炉内注水)
循環冷却(炉内注水)

スプレイ

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）

スプレイ

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）

図 3.1.2.8 注水流量の推移

3.1.2-23

120

144

168

JOB No.MA404K-7AE--PFA8003

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

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

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

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（代替循環冷却系を使用する場合）（1／2）
判断及び操作原子炉スクラム確認
非常用炉心冷却系機能喪失
確認

全交流動力電源喪失及び早期の電源回復不能判断並び

3.1.2-27に対応準備

炉心損傷確認

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
炉水位回復

操作

有効性評価上期待する事故対処設備
常設設備

可搬型設備

計装設備

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－－

平均出力領域モニタ
起動領域モニタ

非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失を確認する－－【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】

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

所内蓄電式直流電源設備―

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。

－－

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)タンクローリ（16kL）

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

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

常設代替交流電源設備
復水移送ポンプ
復水貯蔵槽
軽油タンク

―

【 】
：重大事故等対処設備（設計基準拡張）

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（代替循環冷却系を使用する場合）（2／2）
判断及び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

3.1.2-28

代替循環冷却系による原子炉注水，原子炉格納容器除熱操作

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。

有効性評価上期待する事故対処設備
常設設備

可搬型設備

復水移送ポンプ－

復水貯蔵槽

代替原子炉補機冷却系
復水移送ポンプ

可搬型代替注水ポンプ(A-

軽油タンク

2 級)
タンクローリ（4kL）

計装設備

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）

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【 】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）

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））（代替循環冷却系を使用する場合）
（1／4）
項目
解析コード

条件設定の考え方

MAAP－

原子炉熱出力3,926MWt

定格原子炉熱出力として設定

原子炉圧力

定格原子炉圧力として設定

炉心流量

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

燃料

9×9 燃料（A 型）－

原子炉停止後の崩壊熱

ANSI/ANS-5.1-1979
燃焼度 33GWd/t

格納容器容積（ドライウェル）

7,350m3

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）

原子炉水位

3.1.2-29

初期条
件

主要解析条件

格納容器容積（ウェットウェル）
真空破壊装置

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）

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

真空破壊装置の設定値

サプレッション・チェンバ・プール水位

7.05m（NWL）

サプレッション・チェンバ・プール水温

35℃

格納容器圧力5.2kPa

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

格納容器温度57℃

通常運転時の格納容器温度として設定

外部水源の温度

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

復水移送ポンプ吐出温度を参考に設定

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））（代替循環冷却系を使用する場合）
（2／4）
項目
起因事象

主要解析条件

条件設定の考え方

大破断 LOCA

原子炉圧力容器内の保有水量が厳しい箇所として残留熱除去系の吸込配管の破断

設定
全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定

安全機能の喪失に対する仮定

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

3.1.2-30

事
故
条
件

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

外部電源

外部電源なしる観点から，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

水素の発生

ジルコニウム－水反応を考慮

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

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））（代替循環冷却系を使用する場合）（3／4）
項目
原子炉スクラム信号

主要解析条件事象発生と同時に原子炉スクラム

条件設定の考え方
事象発生と同時に原子炉スクラムするものとして設定
設計値に注入配管の流路圧損を考慮した値として設定

3.1.2-311.0

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するよう注水0.8

原子炉圧力（MPa[dif]）

重
大
事
故
等
対
策
に
関
連
す
る
機
器
条
件

復水移送ポンプ
2 台による注水特性

0.6

0.4

0.2

0.0
0

代替格納容器スプレイ冷却系

140m3/h にてスプレイ

可搬型代替注水ポンプ

90m3/h で注水

50

100

150
200
注水流量（m3/h）

250

300

350

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
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

循環流量は，全体で約 190m3/h とし，代替循環冷却系

原子炉注水へ約 90m3/h，格納容器スプ 代替循環冷却系の設計値として設定
レイへ約 100m3/h に流量を分配

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））（代替循環冷却系を使用する場合）
（4／4）
項目

主要解析条件

常設代替交流電源設備からの受電及び3.1.2-32

重
大
事
故
等
対
策
に
関
連
す
る
操
作
条
件

低圧代替注水系（常設）による原子炉 事象発生 70 分後
注水操作
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
子炉格納容器冷却操作が約 190℃到達時

代替原子炉補機冷却系運転操作

事象発生 20 時間後

代替循環冷却系による原子炉格納容器
除熱操作

事象発生約 22.5 時間後

条件設定の考え方
全交流動力電源喪失時の訓練実績を踏まえて設定

格納容器限界温度到達防止を踏まえて設定

代替原子炉補機冷却系の準備期間を考慮して設
定代替原子炉補機冷却系の準備時間を考慮して設定

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，6 号及び 7 号炉の重大事故時対応への影響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。なお，1～5 号炉の使用済燃料プールにおいて，全保有水喪失を想定した場合は自然対流による空気冷却での使用済燃料の冷却維持が可能と考えられるため※，必要な要員及び資源を検討する本事象では，使用済燃料プールへの注水実施が必要となるスロッシングの発生を想定した。
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。
※ 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」参照(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。

添 6.1.1-1

(3)評価結果
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

添 6.1.1-2

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

添 6.1.1-3

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

添 6.1.1-4

ルートへの影響」
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

表１ 想定する各号炉の状態
項目
要員

水源

添 6.1.1-6

燃料

電源

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※3※2・内部火災※4・外部電源喪失
・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
・「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 スロッシングは水位回復のため使用済燃料プールへの水源を使用した注水を想定する。
※4 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。

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 状態確認及び，直流電源の延命のた
限めの負荷制限を実施する

内部火災に対する消火活動

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

対応要員
運転員

自衛消防隊
（運転員を含む）

添 6.1.1-7

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）

運転員及び 10 時間以降の発電所外からの参集要員

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

緊急時対策要員及び運転員

燃料給油作業

必要な資源－○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※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○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）

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○燃料
常設代替交流電源設備：約 860kL（1,705L/h×24h×7 日×3 台）－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

ＫＫ２
停止中
炉
ＳＦＰ

ＫＫ３
停止中
炉
ＳＦＰ

ＫＫ４
停止中
炉
ＳＦＰ

ＫＫ５
停止中
炉
ＳＦＰ

ＫＫ６
運転中
炉
ＳＦＰ

ＫＫ７
運転中
炉
ＳＦＰ

炉心燃料

全燃料取り出し

全燃料取り出し

全燃料取り出し

全燃料取り出し

全燃料取り出し装荷済

装荷済

原子炉開放状態

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）

水位

ウェル満水（オーバーフロー水位）想定するプラントの状態

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

スロッシング溢水
量 ※1[m 3]

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）

通常運 通常運転 通常運 通常運転
転水位
水位
転水位
水位
スロッシングによる漏洩+全交流動

スロッシングによる漏洩+全交流動

力電源喪失

力電源喪失

添 6.1.1-8

710

710

710

710

710

690

710

38

42

35

45

27

15

15

91

100

85

107

66

36

35

84

52

76

43

119

756

810

706

895

527

3.9

1.7

1.7

1.7

1.7

2.1

2.1

必要な注水量② ※2[m 3@168h]

324

1,401

1,425

1,366

1,532

777

796

必要な注水量③ ※2[m 3@168h]

2,272

2,530

2,554

2,465

2,705

1,265

1,286

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]

各重要
事故
シーケ
ンスに
よる

575
198

各重要
事故
シーケ
ンスに
よる

576
229

※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）。

表 4 1～5 号炉の注水及び給電に用いる設備の台数
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
１号炉

注水設備

2 号炉

3 号炉

4 号炉

5 号炉

共通

備考

残留熱除
去系

3（1）

3（1）

3（1）

3（1）

3（1）

－

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

復水補給
水系

3（1）

3（1）

3（1）

3（1）

3（1）

－

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

燃料プー
ル補給水
系

2（1）

1（1）

1（1）

1（1）

1（1）

－

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
ことで使用可能添 6.1.1-9

消火系
（ディー
ゼル駆動
ポンプ）

1

１号炉と
共通

１号炉と
共通

１号炉と
共通

1

－

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

消防車

－

－

－

－

－

必要な台数に対して十分な台数を保有（1）

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
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

空冷式ガ
スタービ
ン発電機

－

－

－

－

－

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

電源車

－

－

－

－

－

必要な台数に対して十分な台数を保有（1）

給電設備

経過時間（時間）
1

2

３

８

９

10

11

12

13

14

15

備考

事象発生

実施箇所・必要人員数
号機

直流電源の負荷制限作業開始

操作項目

運転員
（中央制
御室）※1

運転員
（現場）

緊急時対策要
員（現場）

自衛消防隊

２人
A, B

－

－

－

－

－

－

参集要員による作業開始

常設代替交流電源設備による受電

１0分

プラント状況判断

（1～２人）
A,

（B）

適宜実施

プラント監視隣接プラントの火災時において応援が必要な際「全交流動力電源喪失及び使用済燃料プールのス（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）は１名となる

ロッシング」を想定する
号炉

２人
C, D

－

－

－

C,

C,

２～３人
,

－

D

（２人）

－

b

－

（２人）

－

a,

－

（e）

添 6.1.1-10（１人）
a

参集要員にて

D

対応

－

－

－

－

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

非常用ディーゼル発電機

50分

機能回復

対応可能な要員により、対応する（解析上考慮せず）
復水補給水系や燃料プール補給水系、消火系に適宜実施

よるSFP給水消防車によるSFP給水

6,7号炉の作業を優先に適宜実施（復水補給水系等の給水が不可能な場合）
１0分

－

－

－

プラント状況判断

－－－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

適宜実施

等による計器監視）
２人※ ２

（１人）

c,

d

（２人）※ ２

－

c,

d

（１人）

（1～2人）c,（ d）－

隣接プラントからの応援が必要な際
は応援に期待－－火災現場確認30分－－

自衛消防隊を現場誘導

10分－

自衛消防隊にて対消火活動
応

消火活動継続実施「全交流動力電源喪失及び使用済燃料プールのス
ロッシング並びに火災発（2人）生」を想定する号炉

b

,

e(又は

－

－

－

－

e

－

－

復水補給水系や燃料プール補給水系、消火系による燃料プール給水e

参集要員にて対応－

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）－

常設代替交流電源設備による給電・受電－

燃料給油作業

－

（２人）
（１人）

b

（１人）

b

,ｄ（又は
, B）
（２人）
,ｄ（又は
,

B）

（２人）
－

C,

D
,

共通
－

（又はb
e, B)
－

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－

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）

B)

緊急時対策要員にて対応
参集要員にて対応

非常用ディーゼル発電機

機能回復

対応可能な要員により、対応する（解析上考慮せず）

適宜実施
適宜実施

6,7号炉の作業を優先に適宜実施

6/7号炉の給電を実施後適宜実施

適宜実施（）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
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，現在の想定する要員での対応が可能である。
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。

図 1 1～5 号炉における各作業と所要時間