まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

3. 重大事故

3. 運転中の原子炉における重大事故

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 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

3.1.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策(1)格納容器破損モード内のプラント損傷状態(1) 格納容器破損モード内のプラント損傷状態

格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過変更理由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）」に至る可能性のあるプラント損傷状態は，「1.2 評価対象 圧・過温破損）」に至る可能性のあるプラント損傷状態は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，TQUV，TQUX，LOCA，長期 TB， の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，TQUV，TQUX，LOCA，長期 TB，
TBU，TBP 及び TBD である。

TBU，TBP 及び TBD である。

(2)格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方(2) 格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方

格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過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）」では，運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失事故 圧・過温破損）」では，発電用原子炉の運転中に運転時の異常な過渡変又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全 化，原子炉冷却材喪失事故（LOCA）又は全交流動力電源喪失が発生すると機能の喪失が重畳する。このため，緩和措置がとられない場合には，原子 ともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，緩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 和措置がとられない場合には，原子炉格納容器内へ流出した高温の原子炉
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 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，ジルコニウムの蓄積によって，原子炉格納容器内の雰囲気圧力・温度が緩慢に上昇し， －水反応等によって発生した非凝縮性ガス等の蓄積によって，原子炉格納
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。

容器内の雰囲気圧力・温度が徐々に上昇し，原子炉格納容器の過圧・過温により原子炉格納容器の破損に至る。

したがって，本格納容器破損モードでは，損傷炉心の冷却のための低圧したがって，本格納容器破損モードでは，損傷炉心の冷却のための低圧 ②（代替格納容器圧力逃がし装置

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 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（常の位置づけ変更に伴う反映）

る原子炉格納容器冷却，また，代替循環冷却系又は格納容器圧力逃がし装 設）による原子炉格納容器冷却，また，代替循環冷却系又は格納容器圧力 ⑤
置及び更なる信頼性向上の観点から設置する代替格納容器圧力逃がし装置 逃がし装置による原子炉格納容器除熱によって原子炉格納容器の破損及びによる原子炉格納容器除熱によって原子炉格納容器破損及び放射性物質の 放射性物質の異常な水準での敷地外への放出を防止する。
異常な水準での敷地外への放出の防止を図る。
本格納容器破損モードは，原子炉格納容器バウンダリに対する過圧・過本格納容器破損モードは，原子炉格納容器バウンダリに対する過圧・過 ②（代替格納容器圧力逃がし装置

温の観点で厳しい事象であり，代替循環冷却系の使用可否により，格納容 温の観点で厳しい事象であり，代替循環冷却系の使用可否により，格納容
器圧力・温度等の挙動が異なることが想定されるため，代替循環冷却系を 器圧力・温度等の挙動が異なることが想定されるため，代替循環冷却系を使用する場合と使用しない場合の両者について，格納容器破損防止対策の 使用する場合と使用しない場合の両者について，格納容器破損防止対策の有効性評価を行う。代替循環冷却系が使用できる場合には，格納容器圧力 有効性評価を行う。代替循環冷却系が使用できる場合には，格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置よりも優先して使用する。
なお，本格納容器破損モードの評価では重大事故等対処設備に期待して逃がし装置よりも優先して使用する。
なお，本格納容器破損モードの評価では重大事故等対処設備による原子 ⑤

おり，原子炉圧力容器破損に至ることはないが，重大事故等対処設備に期 炉注水機能に期待しており，原子炉圧力容器破損に至ることはないが，重3.1-1の位置づけ変更に伴う反映）

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由

待せず原子炉圧力容器破損に至る場合については，「3.2 高圧溶融物放出/ 大事故等対処設備による原子炉注水機能に期待せず原子炉圧力容器破損に ⑤
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 至る場合については，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」,
互作用」,「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」にて確認する。

「3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」及び「3.5 溶融炉
心・コンクリート相互作用」にて確認する。

3.1.2 代替循環冷却系を使用する場合

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

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

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 ⑤

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 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 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 とを防止するため，初期の対策として低圧代替注水系（常設）による原子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 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
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 スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却手段及び代替循環冷却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 系による原子炉格納容器除熱手段を整備する。
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

本格納容器破損モードの重大事故等対策の概略系統図を第 3.1.2.1 図か ⑤

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 ら第 3.1.2.4 図に，対応手順の概要を第 3.1.2.5 図に示すとともに，重大概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係 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手を表 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，事象発生順の関係を第 3.1.2.1 表に示す。
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 ③（要員の運用変更）

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 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 ⑤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 制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 28 名※1 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 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
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 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 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
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，代替原子炉補機冷は 5 名，緊急時対策要員（現場）は 8 名※1 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 ③（要員の運用変更）

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 系作業等を行うための参集要員 36 名である。必要な要員と作業項目につい ⑤
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，作業項目て第 3.1.2.6 図に示す。
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 ③（要員の運用変更）

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 を評価事故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，28 名で対処可能である。
※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，緊急時対策要処可能である。
※1 有効性評価で考慮しない作業（原子炉ウェル注水）に必要な要員 4 ⑤

3.1-2

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前員（現場）が 14 名，合計が 34 名になる。

変更後

名を含めると，緊急時対策要員（現場）が 12 名，合計が 32 名にな ③（要員の運用変更）
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。

⑤

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，原子炉冷却材喪失事故（LOCA）又は全交 ⑤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，

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 ⑤

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

うため，破断面積や破断位置が今回の想定と異なる場合や，破断位置

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。

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。

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

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

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。

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 ⑤

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

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

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。

源設備，代替原子炉補機冷却系及び低圧代替注水系（常設）の準備を開始する。

c. 炉心損傷確認

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

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

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

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。

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

変更理由

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

3.1-3

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

射線レベルである。

変更理由

射線レベルである。
（添付資料 3.1.3.1）（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

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，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

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。

いては，pH 制御には期待しない。
ｄ.水素濃度監視

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

炉心損傷が発生すれば，ジルコニウム－水反応等により水素ガスが ⑤発生することから，原子炉格納容器内の水素濃度を確認する。
原子炉格納容器内の水素濃度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。
e.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 ⑤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

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。

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。

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 ②（計器名称の変更）
計装設備は，復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）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

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。

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。

⑤

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

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握することができる。具体的には，直前まで把握し量から推定して把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。

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。

3.1-4

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
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

変更後
f.代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却変更理由⑤

原子炉格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出 ⑤

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されるため，格納容器圧力及び温度が徐々に上昇する。崩壊熱及び原ため，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

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，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

ドライウェル雰囲気温度計を用いて格納容器温度が 190℃超過を確認しる。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た場合又は格納容器内圧力を用いて格納容器圧力が 0.465MPa[gage]到水を確認した後，ドライウェル雰囲気温度計を用いて格納容器気相部

達を確認した場合は，中央制御室からの遠隔操作により復水移送ポン

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

プ 2 台を使用した代替格納容器スプレイ冷却系（常設）により原子炉格

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

納容器冷却を実施する。また，格納容器圧力 0.465MPa[gage]到達によレイ冷却系により原子炉格納容器冷却を実施する。

って開始した場合は格納容器圧力が 0.39MPa[gage]以下となった時点で停止する。

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

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却を ②（計器名称の変更）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（原子確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力，復水補給水流量 ⑤

炉格納容器）である。

（RHR B 系代替注水流量）等である。

また，代替格納容器スプレイと同時に原子炉格納容器内の pH 制御のため薬品注入を実施する。

また，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器 ⑤
冷却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

炉心を冠水維持できる範囲（原子炉水位低（レベル 1）から破断口高ズル高さ）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

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。

子炉注水と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

g.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 ⑤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定により破断口高さまで水位回復後，格納容器スプレイに切り替え，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。

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

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

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

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，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。

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

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

3.1-5

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由

（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（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 ②（計器名称の変更）

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

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 ⑤

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

却系の循環流量は，復水補給水系流量計（RHR A 系代替注水流量）及び量計（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）

復水補給水系流量計（RHR B 系代替注水流量）を用いて，原子炉注入弁を用いて，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原子炉注水

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。

と格納容器スプレイに分配し，それぞれ連続で原子炉注水及び格納容器スプレイを実施する。

代替循環冷却系の運転による原子炉注水を確認するために必要な計

代替循環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 ②（計器名称の変更）

装設備は，復水補給水系流量（原子炉圧力容器）であり，原子炉格納は，復水補給水系流量（RHR A 系代替注水流量）等であり，原子炉格納 ⑤

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（RHR

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

B 系代替注水流量），格納容器内圧力，サプレッション・チェンバ・プ

ール水温度等である。

ール水温度等である。
また，水の放射線分解により水素ガス及び酸素ガスが発生すること ⑤から，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度を確認する。
原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度を確認するために必要な ⑤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

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(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，

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， ⑤「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 「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 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 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 口径が大きいことから事象進展が早く，格納容器圧力及び温度上昇の観点で厳しい大破断 LOCA を起因とする，「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失+全 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，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， ⑤

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 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 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
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 （給水系・代替注水設備含む），炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリ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 ロケーション，構造材との熱伝達，原子炉圧力容器内 FP 挙動，原子炉格納
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・ 容器における格納容器各領域間の流動，サプレッション・プール冷却，構プール冷却，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。

造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷却並びに

3.1-6

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉格納容器内 FP 挙動が重要現象 ⑤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

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 ⑤

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 容器内及び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
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 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。

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

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 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。

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(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

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第 ⑤

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 3.1.2.2表に示す。また，主要な解析条件について，本評価事故シーケン特有の解析条件を以下に示す。

ス特有の解析条件を以下に示す。

ａ．事故条件ａ．事故条件(a) 起因事象(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

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，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

去系の吸込配管とする。

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（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 ⑤

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電源が喪失するものとする。さらに非常用炉心冷却系が機能喪失すのとする。

るものとする。

(c) 外部電源(c) 外部電源

外部電源は使用できないものと仮定する。

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

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。

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(d) 水素ガスの発生⑤

水素ガスの発生については，ジルコニウム－水反応を考慮するも ⑤

3.1-7

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由

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のとする。なお，解析コードMAAPの評価結果では水の放射線分解等 ⑤

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

による水素ガス発生は考慮していないため，「(4) 有効性評価の結する。

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
3最大300m /hにて原子炉注水し，その後は炉心を冠水維持するよう

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 ⑤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，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て実施する。

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，(c) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却

格納容器圧力及び温度上昇の抑制に必要なスプレイ流量を考慮 ⑤140m3/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

し，140m3/h にて原子炉格納容器内にスプレイする。なお，格納容器スプレイは，原子炉注水と同じ復水移送ポンプを用いて弁の切替器スプレイは，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。

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
3において，90m /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(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 ⑤間に，90m3/h の流量で原子炉注水を行う。
(e) 代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱
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。

れぞれ連続注水及び連続スプレイを実施する。

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

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 ⑤

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分後から始する。

開始する。なお，原子炉注水は，代替循環冷却系の運転準備時に停(b)(c)代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作は，破⑤

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 ⑤

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ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件⑤

止する。
(b) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却 ⑤

3.1-8

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

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操作は，原子炉水位が破断口高さまで水位回復後，格納容器温度が ⑤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

190℃に到達した場合に開始する。なお，格納容器スプレイは，代に停止する。

替循環冷却系の運転準備時に停止する。

(d)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(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 ⑤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

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時間後からる。なお，代替原子炉補機冷却系の運転操作は事象発生20時間後か開始する。

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(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 ⑤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 ずつ取り替えてていく場合の平衡炉心を考えて，最高 50,000 時間とする。

いく場合の平衡炉心を考え，最高 50,000 時間とする。

(b)代替循環冷却系を用いた場合の環境中への総放出量の評価においては，炉内に内蔵されている核分裂生成物が事象進展に応じた割※合で，原子炉格納容器内に放出 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(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 ⑤ては，原子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※2 されるものとする。
※2 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 ⑤

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

評価事故シーケンスにおいては解析コード MAAP の評価結果出する。

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(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 ⑤

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プレイやサプレッション・チェンバのプール水でのスクラビングる除去効果を考慮する。

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(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。

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

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。

変更理由

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 ②（非常用ガス処理系の位置づけ
もるため，非常用ガス処理系により原子炉建屋の設計負圧が達変更に伴う反映）

成されるまでの期間は，原子炉建屋内の放射性物質の保持機能 ③（R/B換気率の見直し）に期待しないものとする。非常用ガス処理系により設計負圧を ⑤達成した後は設計換気率 0.5 回/日相当を考慮する。
非常用ガス処理系は，事象発生 30 分後から，常設代替交流電 ②（非常用ガス処理系の位置づけ
源設備からの交流電源の供給を受け自動起動し，起動後 10 分間
で設計負圧が達成されることを想定する。

3.1-9

変更に伴う反映）

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

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。

変更理由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 ⑤
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 3.1.2.5，3.1.2.6) ⑤(4) 有効性評価の結果(4) 有効性評価の結果

本評価事故シーケンスにおける原子炉水位（シュラウド内外），注水流

本評価事故シーケンスにおける原子炉水位（シュラウド内外水位），注 ⑤

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 水流 量 及 び 原子炉 圧 力容器 内の 保有水 量 の推移 を 第3.1.2.7 図 か ら 第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 3.1.2.9図に，燃料最高温度の推移を第3.1.2.10図に，格納容器圧力，格ッション・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 納容器温度，サプレッション・チェンバ・プール水位及び水温の推移を第3.1.2.14に示す。

3.1.2.11図から第3.1.2.14図に示す。

a. 事象進展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

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 ⑤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 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
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 発生から約 0.3 時間後に燃料被覆管の最高温度は 1,000K（約 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 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 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 は 2,500K（約 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 電源設備による交流電源の供給を開始し，復水移送ポンプ 2 台を用いた低注水系（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 圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始することによって，原子炉に至ることなく，原子炉水位は回復し，炉心は再冠水する。

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等の熱によって発生した水蒸気等が放出され ⑤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 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，格納容器ス
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 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。

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 ⑤

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 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
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 口より原子炉冷却材が流出することで溢水状態となり，原子炉格納容器は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 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，徐々に及び温度の上昇が抑制され，その後，徐々に低下する。

低下する。

（添付資料 3.1.2.1,3.1.2.2）（添付資料 3.1.2.1,3.1.2.2）

3.1-10

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

b. 評価項目等

変更理由

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格納容器圧力は，第 3.1.2.11 図に示すとおり，原子炉格納容器内に崩壊 ⑤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 熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため徐々に上昇するが，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 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却及び代替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 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
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 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
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 約 0.60MPa[gage]となり，原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa[gage]を超え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 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発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 生約 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ガス及び酸
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。

素ガスは，原子炉格納容器内の非凝縮ガスに占める割合の 1%以下※3 である
ため，その影響は無視し得る程度である。

※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

※3 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 ⑤間後の格納容器内の非凝縮性ガス（水素，酸素及び窒素）の物質量は時間後の原子炉格納容器内の非凝縮性ガス（水素ガス，酸素ガス及び

5

約 8×10 mol であり，水の放射線分解によって発生する水素及び酸素窒素ガス）の物質量は約 8×105mol であり，水の放射線分解によっての物質量の和は約 8×103mol 以下である。これが仮にドライウェルよ発生する水素ガス及び酸素ガスの物質量の和は約 8×103mol 以下であ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

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

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

格納容器圧力に与える影響は無視しうる程度と考えられる。

よって発生する水素ガス及び酸素ガスが格納容器圧力に与える影響は無視し得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格納容器温度は，第 3.1.2.12 図に示すとおり，原子炉格納容器内に崩 ⑤

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 壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため徐々に上昇し，代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 替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却及び代替循
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 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
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 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）
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 の最高値は約 165℃となり,原子炉格納容器の限界温度 200℃を超えない。
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 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
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 器温度は約 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
度 200℃を超えない。

温度（壁面温度）は約 144℃であり，原子炉格納容器の限界温度 200℃を超（添付資料 3.1.2.1） 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第 3.1.2.7 図に示すとおり，低圧代替注水系（常設）による注水継続に ⑤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 より炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，第 3.1.2.11 図及

3.1-11

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

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 び第 3.1.2.12 図に示すとおり，約 22.5 時間後に開始する代替循環冷却系 ⑤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 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 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
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 象を通じて原子炉格納容器の限界圧力に到達せず，格納容器圧力逃がし装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 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
ことを確認した。

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

本評価では，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示 ⑤

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 す(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 評価項目のうち，可燃性ガスの蓄積については，ジルコニウム－水反応等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 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

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 ⑤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 素燃焼」において，酸素濃度が可燃限界に至らないことをもって，可燃性をもって，可燃性ガスの燃焼が生じないことを確認している。

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（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 ③（PCV貫通部のDFの見直し及び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 屋への放射性物質の漏えい量は制限され，また，大気中へはほとんど放出

R/B換気率の見直しに伴う評えられる。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 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

価の見直し）

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 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 ⑤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 屋内での重力沈降や水蒸気の凝縮に伴い，原子炉建屋内に沈着すると考えめである。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 られるためである。原子炉建屋内での放射性物質の時間減衰及び粒子状放と，漏えい量は約 0.016TBq（7 日間）となる。

射性物質の除去効果等を保守的に考慮せず，原子炉建屋から大気中への放（添付資料 3.1.2.5） 射性物質の漏えいを想定した場合，漏えい量は約 15TBq（7 日間）となり，100TBq を下回る。
事象発生からの 7 日間以降，Cs-137 の漏えいが継続した場合の影響評価 ③（長期的なCs-137放出の影響確を行ったところ，約 15TBq(30 日間)及び約 15TBq(100 日間)であり，100TBq

認のため7日間以降のCs-137を下回る。

放出量評価を追加実施）（添付資料 3.1.2.5，3.1.2.6） ⑤

3.1-12

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
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

変更後
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 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

時間余裕を評価するものとする。
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 ⑤

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 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
炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した蒸気，金属－水反応 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。

生した水蒸気，ジルコニウム－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

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 ⑤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 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 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
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 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（常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 設）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冷却系による原子炉格納容器除熱操作とする。

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(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 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

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 ⑤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

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（ヒートアップ時のを確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム－水反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

応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間に与える影響

いことが確認されている。原子炉注水操作については，非常炉心冷却は小さいことを確認している。原子炉注水操作については，非常用炉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

心冷却系による原子炉への注水機能が喪失したと判断した場合，速や代替注水系（常設）による炉心注水（電源の確保含む）を行う手順とかに低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（電源の確保含む）をなっており，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行う手順となっており，燃料被覆管温度等を操作開始の起点としてい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

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

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

3.1-13

変更理由

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

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度解析では，格納容器圧力及び温度への影響は小さいことを確認して ⑤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。

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

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 ⑤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

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解析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SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析コード MAAP の評価 ⑤

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結果の方が保守的であり，注水操作による有効燃料棒頂部までの水位

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

回復時刻は解析コード SAFER の評価結果との差異は小さいことを確認が確認されている。原子炉注水操作については，非常用炉心冷却系にしている。原子炉注水操作については，非常用炉心冷却系による原子よる炉心への注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに低圧代替炉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

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（常設）による原子炉注水（電源の確保含む）を行う手順となっておており，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り，原子炉水位を操作開始の起点としている運転員等操作はないこと

ら，運転員等操作時間に与える影響はない。

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

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 ⑤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

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

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

納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾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向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体

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

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

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

格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できていることから，格納め，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

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

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，格納冷却系（常設）に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。ま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

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

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は小さいことから，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としてい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。

る代替格納容器スプレイ冷却系（常設）に係る運転員等操作時間に与（添付資料 3.1.2.6）

える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材と ⑤の熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により原子炉圧力容器破損時間に与える影響は小さ

3.1-14

変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由

いことを確認している。本評価事故シーケンスでは，リロケーション ⑤を起点に操作開始する運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内 FP 挙動の不 ⑤
確かさとして，核分裂生成物（FP）挙動モデルは PHEBUS-FP 実験解析
により原子炉圧力容器内への FP 放出の開始時間を適切に再現できることを確認している。PHEBUS-FP 実験解析では，燃料被覆管破裂後の FP
放出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると推定される。本評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の原子炉圧力容器内 FP 放出を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉格納容器内 FP 挙動の不 ⑤
確かさとして，核分裂生成物（FP）挙動モデルは ABCOVE 実験解析により原子炉格納容器内のエアロゾル沈着挙動を適正に評価できることを確認している。本評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の原子炉格納容器内 FP 挙動を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 3.1.2.7） ⑤
ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸

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 ⑤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

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（ヒートアップ時のを確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム－水反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応速度の係数についての感度解析）では，格納容器圧力及び温度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影響は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメー

える影響は小さい。

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

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 ⑤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

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

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解析コード

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SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析コード MAAP の評価

3.1-15

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

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結果の方が保守的であり，注水操作による有効燃料棒頂部までの水位 ⑤め，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

回復時刻は解析コード SAFER の評価結果との差異は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

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

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 ⑤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

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

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

納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾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向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体

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

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

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

格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できていることから，評価

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

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，

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

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

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

タと良く一致することを確認しており，その差異は小さいことから，

パラメータに与える影響は小さい。

評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料 3.1.2.6）

炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材と ⑤の熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により炉心溶融時間に与える影響は小さいことを確認しており，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ない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内 FP 挙動の不 ⑤
確かさとして，核分裂生成物（FP）挙動モデルは PHEBUS-FP 実験解析
により原子炉圧力容器内への FP 放出の開始時間を適切に再現できることを確認している。PHEBUS-FP 実験解析では，燃料被覆管破裂後の FP
放出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると推定される。
炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉格納容器内 FP 挙動の不 ⑤
確かさとして，核分裂生成物（FP）挙動モデルは ABCOVE 実験解析により原子炉格納容器内のエアロゾル沈着挙動を適正に評価できることを

3.1-16

変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由

確認している。本評価事故シーケンスでは，代替循環冷却系の運転に ⑤より格納容器ベントを回避できることから，評価項目となるパラメー
タに与える影響はない。
(2) 解析条件の不確かさの影響評価(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

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

初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 ⑤3.1.2.2に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条

3.1.2.2表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確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

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。

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(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 ⑤に対して最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件のに対して最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，解析条件の不不確かさとして，最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも

確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩小さくなるため，原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，それに容器圧力及び温度上昇が遅くなるが，操作手順（原子炉水位が破断伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び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

温度の上昇が遅くなるが，操作手順（原子炉水位が破断口高さまでへ切替えること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与水位回復後に原子炉注水から格納容器スプレイへ切り替えること）

える影響はない。

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

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 ⑤（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（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

バ・プール水位，格納容器圧力及び格納容器温度は，解析条件の不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

確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，く，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
事故条件の起因事象は，解析条件の不確かさとして，Excessive ③（起因事象の不確かさの影響評
LOCAを考慮した場合，原子炉冷却材の流出量が増加することにより価としてExcessive LOCAを考炉心損傷開始等が早くなるが，操作手順（速やかに注水手段を準備慮した感度解析の追加実施）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。
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機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとし ⑤

3.1-17

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

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 ⑤守性），原子炉水位の回復が早くなる可能性がある。冠水後の操作性），原子炉水位の回復は早くなる。冠水後の操作として冠水維持

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

可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であることかであるため,運転員等操作時間に与える影響はない。

ら,運転員等操作時間に与える影響はない。

機器条件の代替循環冷却系は，本解析条件の不確かさとして，実変更理由

機器条件の可搬型代替注水ポンプ（A-2級）は，解析条件の不確 ⑤

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

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

値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなるが，操作手順に変わとから，運転員等操作時間に与える影響はない。

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。
機器条件の代替循環冷却系は，解析条件の不確かさとして，実際 ⑤の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），格
納容器圧力及び温度上昇の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。

(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(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 ⑤に対して最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件のに対して最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，解析条件の不不確かさとして，最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも

確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩小さくなるため，原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉

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

水位の低下は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなに対する余裕は大きくなる。

ることから，格納容器圧力及び温度の上昇が遅くなるが，格納容器
圧力及び温度の上昇は格納容器スプレイ及び代替循環冷却により抑制されることから，評価項目となるパラメータに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

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 ⑤（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（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

バ・プール水位，格納容器圧力及び格納容器温度は，解析条件の不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

確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，く，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメー
タに与える影響は小さい。
事故条件の起因事象は，解析条件の不確かさとして，Excessive ③（起因事象の不確かさの影響評
LOCAを考慮した場合，原子炉冷却材の流出量が増加することにより価としてExcessive LOCAを考炉心損傷開始等が早くなるが，原子炉格納容器へ放出されるエネル

慮した感度解析の追加実施）

ギ は 大 破 断 LOCA の 場 合 と 同 程 度 で あ り ， 第 3.1.2.15 図 及 び 第3.1-18

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

3.1.2.16図に示すとおり，格納容器圧力は0.62MPa[gage]を下回っ ⑤ていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
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機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとし ⑤

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，格納容器圧性），原子炉水位の回復は早くなり，格納容器圧力及び温度上昇の力及び温度上昇に有意な影響を与えないことから，評価項目となる抑制効果は大きくなるが，格納容器圧力及び温度の上昇に有意な影パラメータに与える影響は小さい。

響を与えないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

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，実機器条件の可搬型代替注水ポンプ（A-2級）は，解析条件の不確 ⑤

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

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値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなり，格納容器圧力及びメータに対する余裕は大きくなる。

温度上昇の抑制効果は大きくなるが，格納容器圧力及び温度の上昇（添付資料3.1.2.6）に有意な影響を与えないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
機器条件の代替循環冷却系は，解析条件の不確かさとして，実際 ⑤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，格納容器圧力及び温度上昇の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3.1.2.7，3.1.2.8） ⑤

ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配 ⑤員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操「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

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

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

に示す。

す。

3.1-19

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前(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

変更後

変更理由

(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 ②（常設代替交流電源設備の遠隔（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（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

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 ④（操作手順の見直し）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 ⑤

転操作は，認知に10分間，移動に10分間，操作所要時間に50分間の操作時間に基づき解析上の想定時間を設定していることから，運転合計70分間であり，解析上の受電完了時間とほぼ同等であり，操作員等操作時間に与える影響はない。なお，有効性評価では2系列の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

非常用高圧母線の電源回復を想定しているが，低圧代替注水系(常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設)は非常用高圧母線D系の電源回復後に実施可能であり，この場合同時に実施するため，受電操作の影響を受けるが，実態の操作時間も原子炉注水の開始時間が早くなる可能性があることから，運転員

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等操作時間に対する余裕は大きくなる。低圧代替注水系（常設）にる影響は小さい。

よる原子炉注水操作については，復水移送ポンプの起動操作が常設
代替交流電源設備からの受電操作の影響を受けるが，低圧代替注水系(常設)は非常用高圧母線D系の電源回復後に実施可能であり，この場合も原子炉注水の開始時間が早くなる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。

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操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格 ⑤

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，格納容器冷却操作は，解析上の操作開始時間として原子炉水位が破断

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口高さまで水位回復後，格納容器温度が190℃超過を確認した時点

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

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は原子炉水位が破断口高さまで水位回復前に既に格納容器温度は

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

190℃を超えており，実態の操作も原子炉水位が破断口高さまで水レイへ切替えることとしており，実態の操作開始時間は，解析上の位回復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

り替えることとしており，実態の操作開始時間は解析上の設定とほ操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにぼ同等であるため，操作開始時間に与える影響は小さいことから，

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

運転員等操作時間に与える影響も小さい。当該操作は，解析コード

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

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(常の重複もないことから，他の操作に与える影響はない。代替格納容設)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

器スプレイへの切り替え後，原子炉水位が原子炉水位低（レベルであり，操作開始時間に与える影響は小さい。また，中央制御室で1）まで低下した場合，低圧代替注水系(常設)へ切り替えを行う。

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

当該操作開始時間は，解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時

る影響はない。

間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響

3.1-20

起動化）

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

も小さい。また，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複 ⑤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

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 ⑤

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

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

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

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ため，操作開始時間が早まる可能性があることから，運転員等操作を早期に低下させる。

時間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，解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 ⑤

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。

析上の操作開始時間として事象発生から22.5時間後を設定してい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，余裕時間を含めは事象発生約22.5時間後に開始することとしているが，時間余裕を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

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影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。

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

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があり，代替循環冷却系の運転開始時間を早める。

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（添付資料3.1.2.6）

替循環冷却系の運転開始時間も早まることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。
（添付資料3.1.2.7） ⑤(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電及び低圧代替注水系(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 ⑤（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（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として，常設代替交流電源設備からの受電操作について，解析上のから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

原子炉注水開始時間(70分後)は準備操作に時間余裕を含めて設定されており，原子炉水位の回復は早くなる可能性があるが，ジルコニ
ウム－水反応量により発熱量が増加する等の影響があるため，格納
容器圧力及び温度の上昇に大きな差異はない。また，原子炉注水操
作は，代替格納容器スプレイとの切替え操作であり，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操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格 ⑤3.1-21

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

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

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，代替格 ⑤

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，格納容器スプレイの操作開始は原子炉水位が破断口高さまで水位回復

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後，格納容器温度が190℃に到達時となり，実態の操作開始時間は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

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

る影響はない。

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

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 ⑤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に与える影響として，準備操作が想定より短い時間で完了する可能る可能性があり，この場合，格納容器圧力及び温度等を早期に低下性があり，格納容器圧力及び温度を早期に低下させる可能性がある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。

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

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 ⑤

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

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，格納

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

容器圧力及び温度を早期に低下させる可能性があることから，評価とから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

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
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（添付資料3.1.2.7） ⑤(3) 操作時間余裕の把握
操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目 ⑤

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

確認し，その結果を以下に示す。

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 ⑤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（ 常 設 ） に よ る 原 子 炉 注 水 操 作 に つ い て は ， 第 3.1.3.14 図 か ら 第作については，事象発生から90分後（操作開始時間の20分程度の遅れ）

3.1.3.16図に示すとおり，事象発生から90分後（操作開始時間20分程度

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れ，評価項目を満足する結果となり，時間余裕がある。

保持され，評価項目を満足する結果となることから，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操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容 ⑤

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）

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20分程度のに低圧代替注水系（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時間後であるたら，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

め，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ことか

間余裕がある。

ら，時間余裕がある。

3.1-22

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

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変更理由

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 ⑤

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

での時間は，事象発生から20時間あり，準備時間が確保できるため，時

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も，原子炉格納容器の限界圧力に到達しないよう継続して低圧代替注水

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系（常設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）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

系（常設）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，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

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-

ン-1mを超えないように格納容器スプレイを停止する。原子炉格納容器

1mを超えないように格納容器スプレイを停止する。格納容器限界圧力の限界圧力0.62MPa［gage］に至るまでの時間は，事象発生から約38時

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間あり，約15時間以上の余裕があることから，時間余裕がある。

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3.1.2.7，3.1.3.7） ⑤（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(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 ⑤

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

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

項目となるパラメータに与える影響は小さい。このほか，評価項目とな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，操時間には時間余裕がある。

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

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(1) 必要な要員の評価

格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過

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 ③（要員の運用変更）

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 圧・過温破損)」において，6号及び7号炉同時の重大事故等対策時におけ ⑤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 る事象発生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 策」に示すとおり28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 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 ある。有効性評価で考慮しない作業（原子炉ウェル注水）に必要な要員を

3.1-23

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

な要員を4名含めた場合でも対処可能である。

変更理由

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

また，事象発生 10 時間以降に必要な参集要員は 36 名であり，発電所構 ③（要員の運用変更）

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。

外から 10 時間以内に参集可能な要員の 106 名で確保可能である。

(2) 必要な資源の評価(2) 必要な資源の評価

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

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 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。

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

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 ② （送水ラインの変更）

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 子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器スプレ ③ （水源評価における単位換算
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 イは，7日間の対応を考慮すると，号炉あたり約2,900m3 の水が必要とな
3時の水温の条件変更）

3なる。6号及び7号炉の同時被災を考慮すると，合計約5,660m の水が必要 る。6号及び7号炉の同時被災を考慮すると，合計約5,800m の水が必要であ ⑤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 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
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 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 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 水貯水池の水を，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）により復水貯蔵槽へ給（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 水することで，復水貯蔵槽を枯渇させることなく復水貯蔵槽を水源とした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 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
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 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 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
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 等に対応できるよう設定しているものである。
るものである。

（添付資料 3.1.2.9）（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 ③（燃費試験結果の反映）

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 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 ⑤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 計約504kLの軽油が必要となる。可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への給水については，保守的に事象発生直後からの運転を想定し 水貯蔵槽への給水については，保守的に事象発生直後からの可搬型代替注て，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 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
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 15kLの軽油が必要となる。代替原子炉補機冷却系用の電源車については，

3.1-24

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

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 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 ②（免振重要棟の位置づけ変更にる。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 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伴う反映）

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 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 ④（燃費修正）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 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 に号炉あたり約11kLの軽油が必要となる。5号炉原子炉建屋内緊急時対策
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 所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給に運転を想定すると，7日間の運転継続に合計約79kLの軽油が必要となる。 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（6号及び7号炉合計 約1,093kL）

計約13kLの軽油が必要となる。（6号及び7号炉合計約643kL）

6 号及び 7 号炉の各軽油タンク（約 1,020kL）及びガスタービン発電機用

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 ②（第二GTGの位置づけ変更に伴燃料タンク（約 200kL）にて合計約 2,240kL の軽油を保有しており，これ 燃料タンク（約 100kL）にて合計約 2,140kL の軽油を保有しており，これう反映）

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， 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， ②（免振重要棟の位置づけ変更に
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 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

伴う反映）

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 補機冷却系の運転，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備に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， 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7 日間の継続が可能である。

て，7 日間の継続が可能である。
（添付資料 3.1.2.8）

ｃ．電源（添付資料 3.1.2.10）
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 ②（常設代替交流電源設備の負荷

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 負荷として，6号炉で約1,104kW，7号炉で約1,071kW必要となるが，常設代修正）

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 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あり，必要負荷に対しての電源供給が可能である。

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

また，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリ ②（免振重要棟の位置づけ変更に

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 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る。

ある。
（添付資料 3.1.2.9）（添付資料 3.1.2.11）

3.1-25

伴う反映）①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前
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

変更後

変更理由

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 ⑤

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 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 や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，ジルコニウム－水反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 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
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 内雰囲気圧力・温度が徐々に上昇し，原子炉格納容器の過圧・過温により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・ 原子炉格納容器の破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「雰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 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 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）
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 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
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 イ冷却系（常設）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 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 +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 ⑤

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 替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却，代替循環
よる原子炉格納容器除熱を実施することにより，原子炉格納容器冷却及び 冷却系による原子炉格納容器除熱を実施することにより，原子炉格納容器
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を使用せず，事象を通じて原子炉格 ②（代替格納容器逃がし装置の位使用せず，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 納容器の限界圧力に到達することはなく，ジルコニウム－水反応等により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 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 ⑤
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 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 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。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，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納 ⑤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 容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却，代替循環冷却系

3.1-26

置づけ変更に伴う反映）

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由

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， 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 ⑤
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， 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
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 「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 て有効である。
損）」に対して有効である。
②（非常用ガス処理系の位置づけ
変更に伴う反映）⑤

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 第 3.1.2.1 図「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温

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破損）」の重大事故等対策の概略系統図場合）（1/4）（原子炉注水）（代替循環冷却系を使用する場合）（1/4）（原子炉注水）②（送水ラインの変更）⑤

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 第 3.1.2.2 図

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）「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の重大事故等対策の概略系統図（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）3.1-27

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
②（送水ラインの変更）⑤

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（格第 3.1.2.3 図「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温

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破損）」の重大事故等対策の概略系統図（代替循環冷却系を使用する場場合）（3/4）

合）（3/4）（原子炉注水）（原子炉注水）⑤

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（格第 3.1.2.4 図「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温

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破損）」の重大事故等対策の概略系統図（代替循環冷却系を使用する場場合）（4/4）合）（4/4）（原子炉格納容器除熱）（原子炉格納容器除熱）

3.1-28

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
②（送水ラインの変更）（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及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，ほかに取り得る手段】
Ⅰ
常設代替交流電源設備が使用できない場合は第二代替交流電源設備により電源を供給する
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荒浜側緊急用高圧母線を受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）
大湊側緊急用高圧母線及び荒浜側緊急用高圧母線が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による非常用低圧母線を受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）②（非常用ガス処理系の位置づけ

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

防火水槽を用いた復水貯蔵槽への補給の場合は，「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は淡水貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する原子炉への注水機能喪失を確認

Ⅳ※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「淡水貯水池」以外に「海水」も可能である

回復は解析上考慮せず変更に伴う反映）Ⅴ（約10分後）早期の電源回復不能と判断

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※5

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）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

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

淡水貯水池から
復水貯蔵槽への補給準備（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）

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

常設代替交流電源設備以外による非常用電源供給
・第二代替交流電源設備による電源供給
・可搬型代替交流電源設備による荒浜側緊急用高圧母線受電・可搬型代替交流電源設備による非常用低圧母線受電※7Ⅳ

タンクローリ（4kL,16kL）
による給油準備完了

可搬型代替交流電源設備は常設代替交流
電源設備と同等の電源供給開始不可

炉心損傷確認※8（適宜実施）

フィルタ装置排水ポンプ水張りEOP⑤（約12時間後）淡水タンクから防火水槽への補給

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

燃料供給準備（タンクローリ（4kL,16kL）
給油準備）

可搬設備への燃料補給（約12時間後）格納容器薬品注入準備（約0.4時間後）※9
可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備が完了燃料被覆管温度1200℃到達

Ⅲ

非常用ガス処理系運転確認
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給※10（約0.7時間後）

燃料温度
2500K(約2227℃)到達

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備が完了（適宜実施）※11（70分後）

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

可搬型代替注水（A-2級）ポンプによる復水貯蔵槽への補給

低圧代替注水系（常設）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）※12

破断口までの水位回復確認（約2時間後）非常用ディーゼル発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施

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

重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は退避を実施する※2 中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，流量指示計等にて機能喪失を確認する※16※15

格納容器温度190℃超過確認※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，全ての所内高圧母線（6.9kV）が使用不能となった場合
格納容器上部雰囲気温度
171℃超過確認※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母線（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

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※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※7Yes

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（残留熱除去系(A)使用）
及び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（残留熱除去系(B)使用）

防火水槽を用いた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も可能である※8 格納容器内雰囲気放射線レベル計指示とSOP導入条件判断図により炉心損傷を確認する。例えば原子炉停止30分後の場合，格納容器内雰囲気放射線レベル計指示が「ドライウェ
ル：6.0E+00Sv/h」または「サプレッション・チェンバ：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※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（約2時間後）低圧代替注水系（常設）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※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※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

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※17

ドライウェル側
格納容器薬品注入実施※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※18※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）※15 格納容器温度計にて確認する

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）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※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、原子炉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※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※20

サプレッション・チェンバ側
格納容器薬品注入実施

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

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※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※19 サプレッション・チェンバ・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※22
代替循環冷却運転準備（復水移送ポンプ停止）

復水貯蔵槽への補給
停止※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※21

代替循環冷却運転準備（系統構成2）（約22.5時間後）

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水※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

代替循環冷却運転開始（復水移送ポンプ起動）

代替循環冷却運転により格納容器圧力下降

No
補足１
事故の起因事象判定（LOCA事象or過渡起因事象）［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［上部ドライウェル圧力が「0.15MPａ[gage]以上」］

Yes

代替循環冷却運転
運転継続

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）

No

Yes
可搬型代替注水系（A-2級）
による注水

代替循環冷却運転継続

格納容器内圧力0.62MPa[gage]
到達時間予測格納容器内圧力0.62MPa[gage]
到達時間予測代替循環冷却運転により格納容器圧力下降

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【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・チェンバ・プール水温度の「急激な上昇」
・「LOCA②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」【圧力容器破損徴候パラメータ】
・「過渡起因事象」，「LOCA①，②」時
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
制御棒位置の指示値喪失数増加
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加【圧力容器破損判断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・チェンバ・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］

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

No

凡例

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：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

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

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（格第 3.1.2.5 図：解析上考慮しない操作・判断結果「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温

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破損）」の対応手順の概要

る場合）（代替循環冷却系を使用する場合）

3.1-29

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由
②（常設代替交流電源設備の遠隔雰囲気圧力・温度による静的負荷（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

起動化による操作内容の修

備考

事象発生

実施箇所・必要人員数

原子炉スクラム
プラント状況判断

1人

中央監視
緊急時対策本部連絡

当直副長
当直副長

1人
1人

各号炉運転操作指揮

緊急時対策本部要員

5人

責任者
操作項目

指揮者
通報連絡者

当直長
6号
7号

運転員
（中央制御室）6号
7号

約0.4時間

操作の内容

6号

7号

－

－

－

正）

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

運転員
（現場）

約0.3時間 炉心損傷開始

約25分

燃料温度約2500K(約2227℃)到達

常設代替交流電源設備による給電開始
約30分

非常用ガス処理系

運転開始②（非常用ガス処理系の位置づけ

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変更に伴う反映）・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
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）
常設代替交流電源設備運転（第一ガスタービン発電機）

－

－

－

－

－

－

・非常用ディーゼル発電機

－

－

－

－

－

－

・外部電源

－

－

－

－

・給水系，原子炉隔離時冷却系，高圧炉心注水系，残留熱除去
系 機能回復－－－・原子炉格納容器内水素濃度監視

－

－

－

－

・第一ガスタービン発電機

起動

－

－

－

－

・第一ガスタービン発電機

給電

－

－

－

－

・非常用高圧母線－－

・放射線防護装備準備／装備

－

－

・現場移動
・ 非 常 用 高 圧 母 線 D系
（電源盤受電準備）

受電前準備

15分

－

－

・現場移動
・ 非 常 用 高 圧 母 線 D系 受 電 前 準 備（コントロール建屋負荷抑制）

15分

－

－

－

・非常用高圧母線

D系

受電確認

5分

（2人）
c,d

－

－

・非常用高圧母線

D系

受電

5分

－

－

・非常用高圧母線

C系

受電前準備（中央制御室）

－

－

・現場移動
・非常用高圧母線

C系

受電前準備

－

（1人）

A

a

（1人）
A

（1人）
a

（1人）

（1人）

B

b

－

－

－

－

－

－

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

（2人）
C,D

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

（2人）

（2人）

E,F

e,f

（1人）

（1人）

B

b

4人

常設代替交流電源設備からの非常用高圧母線 D系 受電操作

常設代替交流電源設備からの非常用高圧母線 C系 受電準備操作

常設代替交流電源設備からの非常用高圧母線 C系 受電操作－

非常用ガス処理系

運転確認

（1人）
A

（1人）
A

低圧代替注水系（常設）

e,f
（2人）

C,D

c,d

（2人）

（2人）

E,F

e,f

－

－

－

・非常用高圧母線

C系

受電確認

（2人）
e,f

－

－

・非常用高圧母線

C系

受電

－

－

－

－

・非常用ガス処理系排風機

－

－

－

－

・原子炉建屋差圧監視
・原子炉建屋差圧調整

－

－

－

－

・ 復 水 移 送 ポ ン プ （ B， C） 起 動 ／ 運 転 確 認
・低圧代替注水系（常設）系統構成

－

－

（2人）
E,F

（2人）
e,f

－

－

－

－

－

－

・残留熱除去系

注入弁操作

－

－

－

－

・残留熱除去系

スプレイ弁操作－－

・蓄電池内蔵照明の点灯確認
・可搬型照明の設置、点灯－－・ MCR系－－

・中央制御室可搬型陽圧化空調機ブロアユニット起動－－・中央制御室待避室照明確保
・中央制御室待避室データ表示装置起動操作

－

－

・現場移動
・中央制御室待避室陽圧化装置空気供給元弁開－－・格納容器スプレイに合わせた薬品注入

（1人）
a

（1人）

（1人）

A

a

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

（1人）

（1人）

B

b

－

－

－

－

－

（2人）
E,F

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）

－

（2人）
C,D

第 3.1.2.6 図

－

－

10分

25分

5分

5分

5分

適宜実施

全交流動力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

15分

・蓄電池内蔵照明の点灯確認は対応操作中に確認可能
・可搬型照明の設置，点灯作業は適宜実施する要員を確保して対応する

30分

隔離弁操作

交流電源回復により遠隔操作可能な場合は遠隔にて隔離操作を実施する

（2人）
c,d

－
（2人）
c,d
（2人）
e,f

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

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要員を確保して対応する「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温

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）

運転確認

・現場移動
・低圧代替注水系（常設） 現場系統構成※復水貯蔵槽吸込ライン切替

（1人）
A

注水操作

5分

15分

10分

－

中央制御室照明確保（解析上考慮せず）

10分

受電前準備（中央制御室）

（2人）
E,F

（1人）
a

（1人）
a

D系

対応可能な要員により対応する

適宜実施

4人
c,d

E,F

準備操作

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）

格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格

C,D

（2人）

代替格納容器スプレイ冷却系（常設） 操作

低圧代替注水系（常設）

図 3.1.2.6－

対応可能な要員により対応する

－

－

（1人）

常設代替交流電源設備からの非常用高圧母線 D系 受電準備操作

対応可能な要員により対応する

機能回復

回復

破損）」の作業と所要時間（代替循環冷却系を使用する場合）（1/2）

3.1-30⑤

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由
②（非常用ガス処理系の位置づけ

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）

経過時間（時間）2

4

実施箇所・必要人員数

約0.3時間操作項目

低圧代替注水系（常設）

注水操作

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）操作
非常用ガス処理系による原子炉建屋負圧操作

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
（1人）
（1人）
A
a

6

8

10

12

14

運転員
（現場）

操作の内容

緊急時対策要員
（現場）
7号

－

－

7号

6号

－

－

－

－

・残留熱除去系

注入弁操作

－

－

－

スプレイ弁操作－・残留熱除去系

－

－

－

－

・原子炉建屋差圧監視
・原子炉建屋差圧調整

－

－

－

－

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

－

－

－

－

2人

2人

（2人）

（2人）

3人

3人

－

－

（2人）,※1
給油準備

－

給油作業
格納容器ベント準備操作（解析上考慮せず）

代替原子炉補機冷却系

準備操作

－

－

－

－

－

－

－

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

－

－

－

－

（2人）
E,F

（2人）
e,f

－

－

※1,※2

（2人）

給油作業
運転

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－
原子炉格納容器内水素・酸素濃度計（CAMS）再起動

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水 準備操作

・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敷設，起動及び系統水張り

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

（3人）

（3人）

合計

要員を確保して対応する

10時間
140分

タンクローリ（4kL）残量に応じて適宜軽油タンクから補給
適宜実施

適宜実施

－

・ 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

－

－

5人
（参集）

5人
（参集）

（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 現場系統構成（低圧代替注水に影響のない部分）

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

－

－

（2人）
E,F

（2人）
e,f

－

－

－

－

（2人）
C,D

（2人）
c,d

－

－

（1人）
A

－

CAMS起動操作後，代替循環冷却系準備操作を実施し，適宜原子炉格納容器内可燃性ガ
ス濃度を確認する30分

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 ）中央制御室系統構成

360分

30分

この時間内に実施

この時間内に実施

120分

20h：原子炉最大注水20.1h：格納容器最大スプレイ

・原子炉注水／格納容器スプレイ弁切替え

120分

・復水移送ポンプ停止
・代替循環冷却系 中央制御室系統構成

30分

・現場移動
・代替循環冷却系 現場系統構成（復水貯蔵槽吸込弁）
・現場移動
・代替循環冷却系 現場系統構成（残留熱除去系高圧炉心注水系第一止め弁，第二止め弁）

（1人）
a

－

－

－

－

－

－

－

－

（5人）

（5人）

（2人）
A,B
（1人）
A

（2人）
a,b
（1人）
a

－

－

－

－

・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

－

－

－

－

・代替循環冷却系による原子炉圧力容器，原子炉格納容器の状態監視

22h：復水移送ポンプ全停
22.5h：代替循環冷却系 運転開始

30分

30分

・低圧注水系 注入弁操作
・原子炉注水状態確認

30分

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

操作時間の50分間は，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の起動等に30分間，原子炉への注水を20分間とする

50分

5分

適宜実施

－

－

－

－

（2人）

（2人）

・ 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

120分

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

・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

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

・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
・必要に応じて使用済燃料プールへの補給を依頼する

－

－

－

－

－

2人
a,b

4人
C,D,E,F

4人
c,d,e,f

第 3.1.2.6 図

原子炉格納容器状態監視には水素・酸素濃度の継続監視を含む

燃料プール水温「77℃」以下維持要員を確保して対応する

30分

10分

－

－
2人
A,B

・ 軽 油 タ ン ク か ら タ ン ク ロ ー リ （ 4kL） へ の 補 給140分

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

タンクローリ（4kL）残量に応じて適宜軽油タンクから補給
適宜実施

8人 ※
（参集要員36人）※

格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格

60分

300分

10分

運転状態監視－（図 3.1.2.6

・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

・代替原子炉補機冷却系

－

2人

必要人員数

⑤

要員を確保して対応する・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

－

－

給油作業

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

30分

・ 軽 油 タ ン ク か ら タ ン ク ロ ー リ （ 4kL） へ の 補 給・放射線防護装備準備／装備

給油準備

120分

（1人）
b

代替循環冷却系 準備操作
（系統構成1）低圧代替注水系（可搬型）による原子炉への注水

適宜実施

※4

（2人）
c,d

（1人）
B

②（給油準備作業時間の見直し）

360分

現場系統構成－－代替循環冷却系 準備操作
（系統構成2）・フィルタ装置水位調整準備（排水ポンプ水張り）－

時間の見直し）要員を確保して対応する

適宜実施

・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

（2人）
C,D

（1人）
B

②（送水ラインの変更による作業

10分

13人
（参集）

※3

運転開始

120分

・現場移動
・ 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 （ 淡 水 貯 水 池 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 ， ホ ー ス 水 張 り ）・格納容器ベント準備変更に伴う反映）

備考

32

上部ドライウェル内雰囲気温度低下を確認
蒸発による水位低下を考慮して定期的に注水・ 可 搬 型 代 替 注 水 ポ ン プ （ A-2級 ） に よ る 原 子 炉 ウ ェ ル へ の 注 水

－

（2人）

30

適宜実施

13人
（参集）

※4
代替原子炉補機冷却系

28

10分

・ 可 搬 型 代 替 注 水 ポ ン プ （ A-2級 ） に よ る 原 子 炉 ウ ェ ル へ の 注 水 準 備（ 可 搬 型 代 替 注 水 ポ ン プ （ A-2級 ） 移 動 ， ホ ー ス 敷 設 （ 可 搬 型 代 替 注 水 ポ ン プ （ A-2級 ） か ら 接 続口），ホース接続）

・現場移動
・代替原子炉補機冷却系

26

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

・第一ガスタービン発電機用燃料タンクへの給油

－

（2人）

24

約22.5時間
代替循環冷却系

破断口まで水位回復確認

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

（2人）
－

22

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

炉心損傷開始（2人）,※2 ・ 可 搬 型 代 替 注 水 ポ ン プ （ A-2級 ） に よ る 復 水 貯 蔵 槽 へ の 補 給

※3，※4
給油準備

20

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

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による淡水貯水池から復水貯蔵槽への補給

18

約70分 原子炉注水開始
約2時間

6号

・放射線防護装備準備／装備

原子炉ウェル注水（解析上考慮せず）

16

事象発生

有効性評価で考慮しない作業を含めると要員は「12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。

「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温

納容器過圧・過温破損）」時の作業と所要時間破損）」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）（代替循環冷却系を使用する場合）（2/2）⑤

図 3.1.2.7

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

第 3.1.2.7 図

3.1-31

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由
⑤

図 3.1.2.8

注水流量の推移

第 3.1.2.8 図

注水流量の推移⑤（t）

図 3.1.2.9

原子炉圧力容器内の保有水量の推移

第 3.1.2.9 図

3.1-32

原子炉圧力容器内の保有水量の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 3.1.2.10

燃料最高温度の推移

第 3.1.2.10 図

燃料最高温度の推移⑤

図 3.1.2.11

格納容器圧力の推移

第 3.1.2.11 図

格納容器圧力の推移⑤

図 3.1.2.12

格納容器気相部温度の推移

第 3.1.2.12 図

3.1-33

格納容器気相部温度の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 3.1.2.13

サプレッション・チェンバ・プール水位の推移

第 3.1.2.13 図

サプレッション・チェンバ・プール水位の推移⑤

図 3.1.2.14

サプレッション・チェンバ・プール水温の推移

第 3.1.2.14 図

サプレッション・チェンバ・プール水温の推移③（起因事象の不確かさの影響評
価としてExcessive LOCAを考慮した感度解析の追加実施）

第 3.1.2.15 図

格納容器圧力の推移（Excessive LOCA の発生を考慮した場合）

3.1-34

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
③（起因事象の不確かさの影響評
価としてExcessive LOCAを考慮した感度解析の追加実施）

第 3.1.2.16 図

格納容器気相部温度の推移（Excessive LOCA の発生を考慮した場合）

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・過温破第 3.1.2.1 表「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温 ②（計器名称の変更）

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破損）」の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）合）（1/2）（1/2）

3.1-35⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
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・過温破変更後
第 3.1.2.1 表「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温 ②（計器名称の変更）

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破損）」の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）合）（2／2）（2/2）

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

第 3.1.2.2 表

変更理由⑤

主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容 ⑤

過圧・過温破損））

器過圧・過温破損））（代替循環冷却系を使用する場合）（1／4）（代替循環冷却系を使用する場合）（1/4）

3.1-36

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
表 3.1.2.2

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（格納容器変更後
第 3.1.2.2 表

主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容 ⑤

過圧・過温破損））

器過圧・過温破損））（代替循環冷却系を使用する場合）（2／4）（代替循環冷却系を使用する場合）（2/4）

主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器

第 3.1.2.2 表

変更理由

主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容 ⑤

過圧・過温破損））

器過圧・過温破損））（代替循環冷却系を使用する場合）（3／4）（代替循環冷却系を使用する場合）（3/4）⑤

3.1-37

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
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（格納容器変更後
第 3.1.2.2 表

主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容 ⑤

過圧・過温破損））

器過圧・過温破損））（代替循環冷却系を使用する場合）（4／4）（代替循環冷却系を使用する場合）（4/4）

3.1.3 代替循環冷却系を使用しない場合

3.1.3 代替循環冷却系を使用しない場合

3.1.3.1 格納容器破損防止対策

3.1.3.1 格納容器破損防止対策

格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過

変更理由

格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」で想定される事故シーケンスに対して，代替循環冷却系 圧・過温破損）」で想定される事故シーケンスに対して，代替循環冷却系を使用しない場合を想定し，代替循環冷却系以外の設備による格納容器破 を使用しない場合を想定し，代替循環冷却系以外の設備による格納容器破損防止対策の有効性を評価する。
本格納容器破損モードに対応する対策の概略系統図を図 3.1.3.1 から図損防止対策の有効性を評価する。
本格納容器破損モードの重大事故等対策の概略系統図を第 3.1.3.1 図か ⑤

3.1.3.3 に，手順の概要を図 3.1.3.4 に示すとともに，重大事故等対策の ら第 3.1.3.3 図に，対応手順の概要を第 3.1.3.4 図に示すとともに，重大概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係 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手を表 3.1.3.1 に示す。
本格納容器破損モードにおける評価事故シーケンスにおいて，事象発生順の関係を第 3.1.3.1 表に示す。
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 ③（要員の運用変更）

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 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 制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 28 名※1 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 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
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 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 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
員は 5 名，緊急時対策要員（現場）は 10 名※である。
また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員は，フィルタ装置薬液

は 5 名，緊急時対策要員（現場）は 8 名※1 である。
また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員は，フィルタ装置薬液補 ⑤

補給作業を行うための参集要員 20 名である。必要な要員と作業項目につ 給作業を行うための参集要員 20 名である。必要な要員と作業項目についていて図 3.1.3.5 に示す。

第 3.1.3.5 図に示す。

3.1-38

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
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

変更後

変更理由

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 ③（要員の運用変更）

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 を評価事故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，28 名で対処可能である。

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※1 有効性評価で考慮しない作業（原子炉ウェル注水）に必要な要員 4 名 ③（要員の運用変更）

要員 4 名を含めると，緊急時対策要員（現場）が 14 名，合計を含めると，緊急時対策要員（現場）が 12 名，合計が 32 名になる。

⑤

が 34 名になる。
a. 原子炉スクラム確認及び非常用炉心冷却系機能喪失確認
原子炉スクラム確認及び非常用炉心冷却系機能喪失確認について
は，3.1.2.1 a.と同じ。

a. 原子炉スクラム確認及び非常用炉心冷却系機能喪失確認
原子炉スクラム確認及び非常用炉心冷却系機能喪失確認について ⑤は，「3.1.2.1 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」と同じ。

b. 全交流動力電源喪失及び早期の電源回復不能判断並びに対応準備
全交流動力電源喪失及び早期の電源回復不能判断並びに対応準備については，3.1.2.1 b.と同じ。

b. 全交流動力電源喪失及び早期の電源回復不能判断並びに対応準備
全交流動力電源喪失及び早期の電源回復不能判断並びに対応準備に ⑤
ついては，「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」と同じ。

c. 炉心損傷確認
炉心損傷確認については，3.1.2.1 c.と同じ。

c. 炉心損傷確認
炉心損傷確認については，「3.1.2.1 c. 炉心損傷確認」と同じ。
d. 水素濃度監視
水素濃度監視については，「3.1.2.1 d. 水素濃度監視」と同じ。

d. 常設代替交流電源設備による交流電源供給及び低圧代替注水系（常⑤⑤⑤e. 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 ⑤設）による原子炉注水設）による原子炉注水

常設代替交流電源設備による交流電源供給及び低圧代替注水系（常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 ⑤設）による原子炉注水については，3.1.2.1 d.と同じ。

設）による原子炉注水については，「3.1.2.1 e. 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」と同じ。

e.

代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却
代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却について

は，3.1.2.1 e.と同じ。

f. 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却⑤

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却に ⑤
ついては，「3.1.2.1 f. 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却」と同じ。

3.1-39

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
代替格納容器スプレイを継続することによりサプレッション・チェ

変更後
格納容器スプレイを継続することによりサプレッション・チェン ⑤

ンバ・プール水位が上昇するため，格納容器ベントに伴うサプレッシ

バ・プール水位が上昇するため，格納容器ベントに伴うサプレッショョン・チェンバ・プール水位上昇を考慮（約 2m）しても，サプレッシ

ン・チェンバ・プール水位の上昇を考慮（約 2m）し，サプレッショョン・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

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

容器スプレイを停止する。

器スプレイを停止する。

代替格納容器スプレイの停止を確認するために必要な計装設備はサプレッション・チェンバ・プール水位である。
f. 格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原変更理由

格納容器スプレイの停止を確認するために必要な計装設備は，サプ ⑤
レッション・チェンバ・プール水位である。
g. 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱②（代替格納容器逃がし装置の位

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

置づけ変更に伴う反映）
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱の準備として， ②（代替格納容器逃がし装置の位

子炉格納容器除熱の準備として，原子炉格納容器二次隔離弁を中央制

原子炉格納容器二次隔離弁を中央制御室からの遠隔操作により開す

御室からの遠隔操作により開する。

る。

格納容器圧力が，限界圧力 0.62MPa[gage]に接近した場合，原子炉格

置づけ変更に伴う反映）

格納容器圧力が原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa[gage]に接近した ②（代替格納容器逃がし装置の位

納容器一次隔離弁を原子炉建屋内の二次格納施設外からの人力操作に場合又はサプレッション・チェンバ・プール水位が格納容器真空破壊

置づけ変更に伴う反映）

よって全開することで，格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧

弁高さに到達した場合，原子炉格納容器一次隔離弁を原子炉建屋内の ⑤

力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を実施する。

原子炉区域外からの人力操作によって全開することで，格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を実施する。

格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を確認するため ②（代替格納容器逃がし装置の位に必要な計装設備は，格納容器内圧力等である。

置づけ変更に伴う反映）力等である。
サプレッション・チェンバ側からの格納容器圧力逃がし装置又は代サプレッション・チェンバ側からの格納容器圧力逃がし装置のベン ②（代替格納容器逃がし装置の位替格納容器圧力逃がし装置のベントラインが水没しないことを確認す

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，サプるために必要な計装設備はサプレッション・チェンバ・プール水位等

レッション・チェンバ・プール水位等である。

置づけ変更に伴う反映）⑤である。
以降，損傷炉心の冷却は，低圧代替注水系（常設）による注水により継続的に行う。
なお，原子炉格納容器除熱は，格納容器圧力逃がし装置又は代替格

以降，損傷炉心の冷却は，低圧代替注水系（常設）による注水によ ②（代替格納容器逃がし装置の位り継続的に行い，また，原子炉格納容器除熱は，格納容器圧力逃がし装置により継続的に行う。

納容器圧力逃がし装置により継続的に行う。

3.1-40

置づけ変更に伴う反映）⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

3.1.3.2 格納容器破損防止対策の有効性評価

3.1.3.2 格納容器破損防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(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

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 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 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 LOCA に全交流動力電源喪失事象を加えた状態とし，中小破断 LOCA に比べて破断口径が大きいことから事象進展が早く，格納容器圧力及び温度上昇 て破断口径が大きいことから事象進展が早く，格納容器圧力及び温度上昇の観点で厳しい大破断 LOCA を起因とする，「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能 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，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， ⑤

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 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 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
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 （給水系・代替注水設備含む），炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリ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 ロケーション，構造材との熱伝達，原子炉圧力容器内 FP 挙動，原子炉格納
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， 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
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。

導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷却，格納容器ベント並びに炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉格納容器内 FP 挙動が重要現象となる。

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

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 ⑤

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 容器内及び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
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 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。

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

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 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。

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(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

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第 ⑤

3.1.3.2に示す。また，主要な解析条件について，本評価事故シーケンス 3.1.3.2表に示す。また，主要な解析条件について，本評価事故シーケン特有の解析条件を以下に示す。

ス特有の解析条件を以下に示す。

ａ．事故条件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(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，

3.1-41

変更理由①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

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

去系の吸込配管とする。

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（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

全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定し，全交流動力電源が喪失するものとする。さらに非常用炉心冷却系が機能喪失するも源が喪失するものとする。さらに非常用炉心冷却系が機能喪失するものとする。なお，代替循環冷却系は使用しないものとする。

のとする。なお，代替循環冷却系は使用しないものとする。

(c) 外部電源(c) 外部電源

外部電源は使用できないものと仮定する。

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

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。

る。

(d) 水素の発生(d) 水素ガスの発生⑤

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

水素ガスの発生については，ジルコニウム－水反応を考慮するもの ⑤

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とする。なお，解析コード MAAP の評価結果では水の放射線分解等に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

よる水素ガス発生は考慮していないため，「(4)有効性評価の結果」

する。

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3

最大 300m /h にて原子炉注水，その後は炉心を冠水維持するよう注

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 ⑤

水する。なお，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水は，代替に注水する。なお，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水は，格納容器スプレイと同じ復水移送ポンプを用いて弁の切替えにて実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。

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，(c) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却⑤

格納容器圧力及び温度上昇の抑制に必要なスプレイ流量を考慮し， ⑤

140m3/h にて原子炉格納容器内へスプレイする。なお，代替格納容器

140m3/h にて原子炉格納容器内にスプレイする。なお，格納容器スプ

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

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にて実施する。

実施する。

3.1-42

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前(d) 格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置

変更後(d) 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱

変更理由②（代替格納容器逃がし装置の位

格納容器圧力 0.62MPa[gage]における最大排出流量 31.6kg/s に対し格納容器圧力 0.62MPa[gage]における最大排出流量 31.6kg/s に対して，原子炉格納容器二次隔離弁の中央制御室からの遠隔操作によるて，原子炉格納容器二次隔離弁の中央制御室からの遠隔操作による ⑤

中間開操作（流路面積 50%開）にて原子炉格納容器除熱を実施する。

中間開操作（流路面積 50%開）にて原子炉格納容器除熱を実施する。

ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。

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(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。

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(b) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操 ⑤

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作は，原子炉水位が破断口高さまで水位回復後，格納容器温度が始する。なお，格納容器ベントに伴うサプレッション・チェンバ・

190℃に到達した場合に開始する。なお，格納容器ベントに伴うサ

プール水位上昇を考慮しても，サプレッション・チェンバ・プール

プレッション・チェンバ・プール水位の上昇（約2m）を考慮し，サ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

プレッション・チェンバ・プール水位がベントライン-1mを超えなする。

いように格納容器スプレイを停止する。

(c)格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱操作は，格納容器圧力が0.62MPa[gage]に接近し置づけ変更に伴う反映）(c) 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱操作は，格納容器圧力が0.62MPa[gage]に接近した場合に実施する。

た場合に実施する。
(3) 有効性評価（Cs-137 の放出量評価）の条件(a) 事象発生直前まで，定格出力の 100％で長時間にわたって運転さ(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 ⑤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。

えていく場合の平衡炉心を考え，最高 50,000 時間とする。

(b) 格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置を用b.

格納容器圧力逃がし装置を用いた場合の環境中への総放出量の ②（代替格納容器逃がし装置の位いた場合の環境中への総放出量の評価においては，炉心に内蔵

評価においては，原子炉内に内蔵されている核分裂生成物が事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

象進展に応じた割合で，原子炉格納容器内に放出 ※2 され，サプ ⑤

納容器内に放出※され，サプレッション・チェンバ又はドライウ

レッション・チェンバ又はドライウェルのベントラインを通じェルのベントラインを通じて格納容器圧力逃がし装置又は代替て格納容器圧力逃がし装置に至るものとする。

格納容器圧力逃がし装置に至るものとする。

3.1-43

置づけ変更に伴う反映）

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置に変更理由

格納容器圧力逃がし装置に到達した核分裂生成物は，格納容 ②（代替格納容器逃がし装置の位到達した核分裂生成物は，格納容器圧力逃がし装置又は代替格

器圧力逃がし装置内のフィルタによって除去された後，格納容

納容器圧力逃がし装置内のフィルタによって除去された後，格器圧力逃がし装置排気管から放出される。

置づけ変更に伴う反映）⑤

納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置排気管から放出される。
※ セシウムの原子炉格納容器内への放出割合については，本評価事※2 セシウムの原子炉格納容器内への放出割合については， ⑤

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

本評価事故シーケンスにおいては解析コード MAAP の評価出する。

結果の方が NUREG-1465 より大きく算出する。

(c) 格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置を用c.

いた場合の Cs-137 放出量は，以下の式で計算される。

格納容器圧力逃がし装置を用いた場合の Cs-137 放出量は，以下の ②（代替格納容器逃がし装置の位式で計算される。

置づけ変更に伴う反映）⑤

Cs-137 の放出量（Bq） = f_Cs × Bq_Cs-137 ×（1/DF）

Cs-137 の放出量（Bq） = f_Cs × Bq_Cs-137 ×（1/DF）

f_Cs = f_CsOH + （M_I / M_Cs） × （W_Cs / W_I） ×

f_Cs = f_CsOH + （M_I / M_Cs） × （W_Cs / W_I） ×（f_CsI - f_CsOH）（f_CsI - f_CsOH）

f_Cs：原子炉格納容器からのセシウムの放出割合

f_Cs：原子炉格納容器からのセシウムの放出割合

f_CsI：原子炉格納容器からの CsI の放出割合（MAAP コード

f_CsI：原子炉格納容器からの CsI の放出割合

での評価値）⑤（MAAP コードでの評価値）
f_CsOH：原子炉格納容器からの CsOH の放出割合（MAAP コー

f_CsOH：原子炉格納容器からの CsOH の放出割合

ドでの評価値）⑤（MAAP コードでの評価値）

M_I：ヨウ素の初期重量（kg）

M_I：よう素の初期重量（kg）

M_Cs：セシウムの初期重量（kg）

M_Cs：セシウムの初期重量（kg）

W_I：ヨウ素の分子量（kg/kmol）

W_I：よう素の分子量（kg/kmol）

W_Cs：セシウムの分子量（kg/kmol）

W_Cs：セシウムの分子量（kg/kmol）

Bq_Cs137：Cs-137 の炉内内蔵量（Bq）

Bq_Cs137：Cs-137 の炉内内蔵量（Bq）

DF：格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装DF：格納容器圧力逃がし装置の除染係数⑤⑤②（代替格納容器逃がし装置の位置の除染係数(d) 原子炉格納容器内に放出された Cs-137 については，格納容器

置づけ変更に伴う反映）
d.

原子炉格納容器内に放出された Cs-137 については，格納容器ス

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

プレイやサプレッション・チェンバのプール水でのスクラビン

グによる除去効果を考慮する。

グによる除去効果を考慮する。

(e) 格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置による粒子状放射性物質に対する除染係数は 1,000 とする。

e.

⑤

格納容器圧力逃がし装置による粒子状放射性物質に対する除染係 ②（代替格納容器逃がし装置の位数は 1,000 とする。

3.1-44

置づけ変更に伴う反映）

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前(f) 原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいについても考慮

変更後
f.

変更理由

原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいについても考慮す ⑤する。漏えい量の評価条件は以下のとおりとする。

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(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 ⑤

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。

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 ② （非常用ガス処理系の位置づ見積もるため，非常用ガス処理系により原子炉建屋の設計負け変更に伴う反映）

圧が達成されるまでの期間は，原子炉建屋内の放射性物質の ③（R/B換気率の見直し）
保持機能に期待しないものとする。非常用ガス処理系により ⑤設計負圧を達成した後は設計換気率 0.5 回/日相当を考慮する。
非常用ガス処理系は，事象発生 30 分後から，常設代替交流 ②（非常用ガス処理系の位置づけ
電源設備からの交流電源の供給を受け自動起動し，起動後 10c)原子炉建屋内での放射能の時間減衰は考慮せず，また，原子炉建屋内での粒子状物質の除去効果は保守的に考慮しない。
（添付資料 3.1.3.3，3.1.3.4）

分間で設計負圧が達成されることを想定する。
(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 ⑤
子炉建屋内での粒子状物質の除去効果は保守的に考慮しない。
（添付資料 3.1.3.3，3.1.3.4）(4) 有効性評価の結果
本評価事故シーケンスにおける原子炉水位（シュラウド内外），注水流(4) 有効性評価の結果
本評価事故シーケンスにおける原子炉水位（シュラウド内外水位），注 ⑤

量，原子炉圧力容器内の保有水量の推移を図3.1.3.6から図3.1.3.8に，燃 水流 量 及 び 原子炉 圧 力容器 内の 保有水 量 の推移 を 第3.1.3.6 図 か ら 第料最高温度の推移を図3.1.3.9に，格納容器圧力，格納容器温度，サプレ 3.1.3.8図に，燃料最高温度の推移を第3.1.3.9図に，格納容器圧力，格納ッション・チェンバ・プール水位及び水温の推移を図3.1.3.10から図 容器温度，サプレッション・チェンバ・プール水位及び水温の推移を第3.1.3.13に示す。

3.1.3.10図から第3.1.3.13図に示す。

a. 事象進展

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

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 ⑤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 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
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 発生から約 0.3 時間後に燃料被覆管の最高温度は 1,000K（約 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 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 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 は 2,500K（約 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 電源設備による交流電源の供給を開始し，復水移送ポンプ 2 台を用いた低3.1-45

変更に伴う反映）

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由

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 圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始することによって，原子炉 ⑤に至ることなく，水位は回復し，炉心は再冠水する。
原子炉格納容器内に崩壊熱が蒸気として放出されるため，格納容器圧力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 ⑤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 及び温度は徐々に上昇する。そのため，格納容器スプレイを間欠的に実施実施することによって，格納容器圧力及び温度の上昇を抑制することがで 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。
きる。ベントラインの水没防止のために，格納容器ベントに伴うサプレッ

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 ⑤

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 ン・チェンバ・プール水位の上昇（約 2m）を考慮し，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 ェンバ・プール水位がベントライン-1m を超えないように格納容器スプレ
イを停止することから，格納容器圧力は上昇し，事象発生から約 38 時間 イを停止することから，格納容器圧力は上昇し，事象発生から約 38 時間経経過した時点で限界圧力に接近する。限界圧力接近時点で，格納容器圧力 過した時点で原子炉格納容器の限界圧力に接近する。原子炉格納容器の限逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を 界圧力接近時点で，格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を実施し，格納容器圧力及び温度を低下させる。その後，溶融炉心からの放 実施し，格納容器圧力及び温度を低下させる。格納容器温度は，格納容器
熱によって格納容器温度は上昇傾向が継続するが，崩壊熱の減少に伴い， ベントによる格納容器温度低下後，溶融炉心からの放熱によって数時間は事象発生から約 43 時間経過した時点で低下傾向に転じて，その後は徐々 上昇傾向となるが，崩壊熱の減少に伴い低下傾向に転じて，その後は徐々に低下する。格納容器圧力についても同様に徐々に低下する。

に低下する。格納容器圧力については格納容器ベントによる格納容器圧力（添付資料 3.1.2.1,3.1.2.2）

低下後，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 3.1.3.10 に示すとおり，原子炉格納容器内に崩壊

b. 評価項目等
格納容器圧力は，第 3.1.3.10 図に示すとおり，原子炉格納容器内に崩壊 ②（代替格納容器逃がし装置の位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 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

置づけ変更に伴う反映）

冷却系による原子炉格納容器冷却及び限界圧力に接近した場合に格納容器 冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却及び原子炉格納容器の限界圧力 ⑤
圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除 に接近した場合に格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を行
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の最大値 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の最大値は，原は，限界圧力 0.62MPa[gage]を超えることはない。なお，原子炉格納容器 子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa[gage]を超えない。なお，原子炉格納容
バウンダリにかかる圧力が最大となる事象開始約 38 時間後において，水 器バウンダリにかかる圧力が最大となる事象開始約 38 時間後において，水の放射線分解によって発生する水素及び酸素は，原子炉格納容器内の非凝 の放射線分解によって発生する水素ガス及び酸素ガスは，原子炉格納容器
縮ガスに占める割合の 2%以下であるため，その影響は無視しうる程度であ 内の非凝縮ガスに占める割合の 2%以下であるため，その影響は無視し得るる。
格納容器温度は，図 3.1.3.11 に示すとおり，原子炉格納容器内に崩壊程度である。
格納容器温度は，第 3.1.3.11 図に示すとおり，原子炉格納容器内に崩壊 ②（代替格納容器逃がし装置の位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 熱が蒸気として放出されるため徐々に上昇するが，代替格納容器スプレイ
冷却系による原子炉格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置又は代替格納 冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置に ⑤
容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を行うことによって，原子 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

3.1-46

置づけ変更に伴う反映）

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由

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 にかかる温度（壁面温度）の最高値は約 165℃となり,原子炉格納容器の限 ⑤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 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
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 蒸気により一時的に格納容器温度は約 207℃となるが，この時の原子炉格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 納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）は約 144℃であり，原子炉格り，限界温度 200℃を超えない。

納容器の限界温度 200℃を超えない。

サプレッション・チェンバのベントラインを経由した場合の格納容器圧

サプレッション・チェンバのベントラインを経由した場合の格納容器圧 ②（代替格納容器逃がし装置の位

力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による大気中への Cs-137 力逃がし装置による大気中への Cs-137 の総放出量は約 1.4×10-3TBq（7 日の総放出量は約 1.4×10-3TBq（7 日間）であり，100TBq を下回る。
ドライウェルのベントラインを経由した場合の格納容器圧力逃がし装置間）であり，100TBq を下回る。
ドライウェルのベントラインを経由した場合の格納容器圧力逃がし装置 ②（代替格納容器逃がし装置の位又は代替格納容器圧力逃がし装置による大気中への Cs-137 の総放出量は による大気中への Cs-137 の総放出量は約 2.0TBq（7 日間）であり，100TBq
約 2.0TBq（7 日間）であり，100TBq を下回る。
なお，原子炉格納容器が健全であるため，原子炉格納容器から原子炉建置づけ変更に伴う反映）

置づけ変更に伴う反映）を下回る。
なお，原子炉格納容器が健全であるため，原子炉格納容器から原子炉建 ③（PCV貫通部のDFの見直し及び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 屋への放射性物質の漏えい量は制限され，また，大気中へはほとんど放出

R/B換気率の見直しに伴う評価えられる。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 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の見直し）

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 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 屋内での重力沈降や水蒸気の凝縮に伴い，原子炉建屋内に沈着すると考えめである。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 られるためである。原子炉建屋内での放射性物質の時間減衰及び粒子状放と，漏えい量は約 0.017TBq（7 日間）となり，ドライウェルのベントライ 射性物質の除去効果等を保守的に考慮せず，原子炉建屋から大気中への放ンを経由した場合の評価結果に比べて十分に小さな値となる。このことか 射性物質の漏えいを想定した場合，漏えい量は約 14TBq（7 日間）となる。
ら，原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えい量はドライウェルのベ 原子炉建屋から大気中への Cs-137 の漏えい量に，ドライウェルのベントラ
ントラインを経由した場合の評価結果に対して無視できる程度であり，こ インを経由した格納容器圧力逃がし装置による Cs-137 の放出量を加えた場
れらを加えた場合でも大気中への Cs-137 の総放出量は約 2.0TBq（7 日間） 合でも，約 16TBq（7 日間）であり，100TBq を下回る。
で変わりなく，100TBq を下回る。
（添付資料 3.1.3.3，3.1.3.4）
事象発生からの 7 日間以降，Cs-137 の放出が継続した場合の影響評価を ③（長期的なCs-137放出の影響確行ったところ，サプレッション・チェンバのベントラインを経由した格納-3

容器圧力逃がし装置による総放出量は，約 4.0×10 TBq(30 日間)及び約
8.5×10-3TBq(100 日間)である。ドライウェルのベントラインを経由した場
合には，約 3.1TBq(30 日間)及び約 3.2TBq(100 日間)である。原子炉建屋から大気中への Cs-137 の漏えい量にドライウェルのベントラインを経由した格納容器圧力逃がし装置による Cs-137 の放出量を加えた場合でも，約18TBq（30 日間）及び約 18TBq（100 日間）であり，100TBq を下回る。
（添付資料 3.1.3.3，3.1.3.4）

3.1-47

認のため7日間以降のCs-137
放出量評価を追加実施）

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

図 3.1.3.6 に示すとおり，低圧代替注水系（常設）による注水継続によ

変更理由

第 3.1.3.6 図に示すとおり，低圧代替注水系（常設）による注水継続に ⑤り炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，図 3.1.3.10 に示 より炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，第 3.1.3.10 図にすとおり，限界圧力接近時点で，約 38 時間後に格納容器圧力逃がし装置 示すとおり，原子炉格納容器の限界圧力接近時点で，約 38 時間後に格納容又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を開始するこ 器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を開始することで安定状態がとで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。
本評価では，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」のうち，(1)，(2)及び(3)の評価項目について対策の有効性を確認した。

確立し，また，安定状態を維持できる。
本評価では，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示
す(1)，(2)及び(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。

（添付資料 3.1.3.5）
3.1.3.3 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（添付資料 3.1.3.5）
3.1.3.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等 ④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 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

時間余裕を評価するものとする。
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 ⑤

冷却系を使用しない場合））では，原子炉格納容器内へ流出した高温の原 圧・過温破損）」（代替循環冷却系を使用しない場合）では，原子炉格納
子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した蒸気，金属－水反 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 発生した水蒸気，ジルコニウム－水反応等によって発生した非凝縮性ガス
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 等が蓄積することが特徴である。
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

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 ②（代替格納容器逃がし装置の位られる操作として，常設代替交流電源設備からの受電操作，低圧代替注水 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 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 ⑤
子炉格納容器冷却操作，格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃 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（常がし装置による原子炉格納容器除熱操作とする。

設）による原子炉格納容器冷却操作及び格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱操作とする。

(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本評価事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象と(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本評価事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すと 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

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

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

3.1-48

置づけ変更に伴う反映）

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

が確認されている。炉心ヒートアップの感度解析（ヒートアップ時のを確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム－水反 ⑤

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

応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間に与える影響

いことが確認されている。原子炉注水操作については，非常用炉心冷は小さいことを確認している。原子炉注水操作については，非常用炉

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，速やかに低心冷却系による原子炉への注水機能が喪失したと判断した場合，速や圧代替注水系（常設）による炉心注水（電源の確保含む）を行う手順

かに低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（電源の確保含む）をとなっており，燃料被覆管温度等のパラメータを操作開始の起点とし行う手順となっており，燃料被覆管温度等を操作開始の起点としてい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

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

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

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度解析では，格納容器圧力及び温度への影響は小さいことを確認してていることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

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）・対向変更理由

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 ⑤流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は SAFER コ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

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解析コード

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SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析コード MAAP の評価

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

結果の方が保守的であり，注水操作による有効燃料棒頂部までの水位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

回復時刻は解析コード SAFER の評価結果との差異は小さいことを確認

系による炉心への注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに低圧している。原子炉注水操作については，非常用炉心冷却系による原子代替注水系（常設）による炉心注水（電源の確保含む）を行う手順と炉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（常設）による原子炉注水（電源の確保含む）を行う手順となっておとから，運転員等操作時間に与える影響はない。

り，原子炉水位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。

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

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 ②（代替格納容器逃がし装置の位達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モ

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

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 ⑤

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

納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾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向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体

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

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

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

格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できていることから，格納め，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

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

スプレイ，格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置

冷却系（常設）及び格納容器圧力逃がし装置に係る運転員等操作時間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

3.1-49

置づけ変更に伴う反映）

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

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

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 ②（代替格納容器逃がし装置の位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，を確認しており，その差異は小さいことから，格納容器圧力及び温度

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を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及 ⑤

レイ，格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置に係

び格納容器圧力逃がし装置に係る運転員等操作時間に与える影響は小る運転員等操作時間に与える影響は小さい。

さい。

炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内 FP 挙動の

炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材と ⑤

不確かさとして，核分裂生成物（FP）挙動モデルは FP 放出の開始時の熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故につい間に関する基本的なモデルについては PHEBUS-FP 実験解析において，ての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低実機体系により妥当性が確認されているが，燃料被覆管破裂後の FP下させた感度解析により原子炉圧力容器破損時間に与える影響は小さ

放出挙動に関しては小規模体系の模擬性が原因によるものであり，実いことを確認している。本評価事故シーケンスでは，リロケーション

機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると考えられを起点に操作開始する運転員等操作はないことから，運転員等操作時

るが，炉心損傷後の圧力容器内 FP 放出を操作開始の起点としている

間に与える影響はない。

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

炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内 FP 挙動の不 ⑤い。また，炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉格納容器 FP

確かさとして，核分裂生成物（FP）挙動モデルは PHEBUS-FP 実験解析

挙動の不確かさとして，核分裂生成物（FP）挙動モデルは ABCOVE 実

により原子炉圧力容器内への FP 放出の開始時間を適切に再現できるこ

験解析により，格納容器内のエアロゾル沈着挙動を適正に評価できるとを確認している。PHEBUS-FP 実験解析では，燃料被覆管破裂後の FPことを確認しているが，炉心損傷後の格納容器内 FP を操作開始の起放出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小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規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこる影響はない。

の種の不確かさは小さくなると推定される。本評価事故シーケンスで（添付資料 3.1.3.6）

は，炉心損傷後の原子炉圧力容器内 FP 放出を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はな
い。炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉格納容器内 FP 挙動の不確かさとして，核分裂生成物（FP）挙動モデルは ABCOVE 実験解析に
より原子炉格納容器内のエアロゾル沈着挙動を適正に評価できることを確認している。本評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の原子炉格
納容器内 FP 挙動を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 3.1.3.6）

3.1-50

置づけ変更に伴う反映）

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
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

変更後
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 ⑤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

モデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性が確認されている。また，炉心ヒートアップに関するモデルに対するを確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム－水反感度解析（ヒートアップ時の燃料被覆管表面積感度解析）では，格納応速度の係数についての感度解析）では，格納容器圧力及び温度への

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

影響は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメー

から，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

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

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 ⑤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

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

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解析コード

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SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析コード MAAP の評価

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結果の方が保守的であり，注水操作による有効燃料棒頂部までの水位

め，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

回復時刻は解析コード SAFER の評価結果との差異は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

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

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 ⑤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

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

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

納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾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向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体

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

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

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

格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できていることから，評価

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

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，

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

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

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

タと良く一致することを確認しており，その差異は小さいことから，

パラメータに与える影響は小さい。

評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内 FP 挙動及炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材と ⑤び炉心損傷後の原子炉格納容器内 FP 挙動の不確かさとして，核分裂の熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故につい生成物（FP）挙動モデルは，PHEBUS-FP 実験解析により，原子炉圧力ての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低容器内への FP 放出の開始時間を適切に再現できることが確認されて下させた感度解析により炉心溶融時間に与える影響は小さいことを確

3.1-51

変更理由①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

いる。PHEBUS-FP 実験解析では，燃料被覆管破裂後の FP 放出について認しており，事象進展はほぼ変わらないことから，評価項目となるパ ⑤

実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模ラメータに与える影響はない。

擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確か

炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内 FP 挙動の不 ⑤さは小さくなると考えられる。また，炉心損傷後の原子炉格納容器に確かさとして，核分裂生成物（FP）挙動モデルは PHEBUS-FP 実験解析

おける原子炉格納容器内 FP 挙動の不確かさとして，核分裂生成物

により原子炉圧力容器内への FP 放出の開始時間を適切に再現できるこ（FP）挙動モデルは，ABCOVE 実験解析により原子炉格納容器内のエアとを確認している。PHEBUS-FP 実験解析では，燃料被覆管破裂後の FP

ロゾル沈着挙動を適正に評価できることが確認されている。したがっ放出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小て，Cs-137 の観点で評価項目となるパラメータに与える影響は小さ

規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこい。なお，本評価事故シーケンスにおける格納容器逃がし装置等によの種の不確かさは小さくなると推定される。炉心損傷後の原子炉格納る Cs-137 の総放出量は，評価項目（100TBq を下回っていること）に容器における原子炉格納容器内 FP 挙動の不確かさとして，核分裂生成

対して，サプレッション・チェンバのベントラインを経由した場合は物（FP）挙動モデルは ABCOVE 実験解析により原子炉格納容器内のエア約 1.4×10-3TBq（7 日間），ドライウェルのベントラインを経由した

ロゾル沈着挙動を適正に評価できることを確認している。したがっ場合は約 2.0TBq（7 日間）であり，評価項目に対して余裕がある。

て，大気中への Cs-137 の総放出量の観点で評価項目となるパラメータ（添付資料 3.1.3.6）に与える影響はない。なお，本評価事故シーケンスにおける格納容器
圧力逃がし装置による大気中への Cs-137 の総放出量は，評価項目（100TBq を下回っていること）に対して，サプレッション・チェンバのベントラインを経由した場合は約 1.4×10-3TBq（7 日間），ドライ
ウェルのベントラインを経由した場合は約 2.0TBq（7 日間）であり，評価項目に対して余裕がある。
（添付資料 3.1.3.6）(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，表(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 ⑤3.1.3.2に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条

3.1.3.2表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確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

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。

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(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 ⑤に対して最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件のに対して最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，解析条件の不不確かさとして，最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも

確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩3.1-52

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

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，格納壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，それに ⑤

容器圧力及び温度上昇が遅くなり，格納容器スプレイ及び格納容器

伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及びベント操作の開始が遅くなるが，操作手順(格納容器圧力に応じて温度の上昇が遅くなるが，操作手順(原子炉水位が破断口高さまで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

水位回復後に原子炉注水から格納容器スプレイへ切り替えること及等操作時間に与える影響はない。

び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

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 ⑤（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（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

バ・プール水位，格納容器圧力及び格納容器温度は，解析条件の不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

確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，く，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
事故条件の起因事象は，解析条件の不確かさとして，Excessive ③（起因事象の不確かさの影響評
LOCAを考慮した場合，原子炉冷却材の流出量が増加することにより価としてExcessive LOCAを考炉心損傷開始等が早くなるが，操作手順（速やかに注水手段を準備慮した感度解析の追加実施）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。
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機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとし ⑤

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。冠水後の操作性），原子炉水位の回復は早くなる。冠水後の操作として冠水維持

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

可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であることかであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。

ら，運転員等操作時間に与える影響はない。

（添付資料3.1.3.6）

機器条件の格納容器圧力逃がし装置は，解析条件の不確かさとし ⑤て，実際の流量が解析より多い場合，格納容器圧力及び温度上昇の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3.1.3.6，3.1.2.8） ⑤(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/t(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 ⑤に対して最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件のに対して最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，解析条件の不不確かさとして，最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも

確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩小さくなるため，原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉

容器圧力及び温度上昇が遅くなるが，格納容器圧力及び温度の上昇

水位の低下は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくな

3.1-53

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

は格納容器スプレイ及び格納容器ベントにより抑制されるため，評ることから，格納容器圧力及び温度の上昇が遅くなるが，格納容器 ⑤

価項目となるパラメータに与える影響はない。

圧力及び温度の上昇は格納容器スプレイ及び格納容器ベントにより抑制されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積

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 ⑤（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（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

バ・プール水位，格納容器圧力及び格納容器温度は，解析条件の不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

確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，く，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメー
タに与える影響は小さい。
事故条件の起因事象は，解析条件の不確かさとして，Excessive ③（起因事象の不確かさの影響評
LOCAを考慮した場合，原子炉冷却材の流出量が増加することにより価としてExcessive LOCAを考炉心損傷開始等が早くなるが，原子炉格納容器へ放出されるエネル

慮した感度解析の追加実施）

ギ は 大 破 断 LOCA の 場 合 と 同 程 度 で あ り ， 第 3.1.2.15 図 及 び 第3.1.2.16図に示すとおり，格納容器圧力は0.62MPa[gage]を下回っていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さ
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）の保い。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとし ⑤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

力及び温度上昇に有意な影響を与えないことから，評価項目となる性），原子炉水位の回復は早くなり，格納容器圧力及び温度上昇のパラメータに与える影響はない。

抑制効果は大きくなるが，格納容器圧力及び温度の上昇に有意な影（添付資料3.1.3.6）

響を与えないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
機器条件の格納容器圧力逃がし装置は，解析条件の不確かさとし ⑤て，実際の流量が解析より多い場合，格納容器圧力及び温度上昇の抑制効果は大きくなるが，格納容器圧力の最大値は格納容器ベント時のピーク圧力であり，ベント後の格納容器圧力挙動への影響はほ
とんどないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
（添付資料3.1.3.6，3.1.2.8） ⑤

3.1-54

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
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」，「要変更後ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配 ⑤員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操「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

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

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

に示す。

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

変更理由(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 ②（常設代替交流電源設備の遠隔（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（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

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 ④（操作手順の見直し）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 ⑤

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

転操作時間に基づき解析上の想定時間を設定していることから，運合計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

転員等操作時間に与える影響はない。なお，有効性評価では2系列

開始時間に与える影響は小さい。低圧代替注水系（常設）による原の非常用高圧母線の電源回復を想定しているが，低圧代替注水系

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(常設)は非常用高圧母線D系の電源回復後に実施可能であり，この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

場合も原子炉注水の開始時間が早くなる可能性があることから，運は，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転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。低圧代替注水系（常る影響は小さい。

設）による原子炉注水操作については，復水移送ポンプの起動操作が常設代替交流電源設備からの受電操作の影響を受けるが，低圧代替注水系(常設)は非常用高圧母線D系の電源回復後に実施可能であり，この場合も原子炉注水の開始時間が早くなる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。

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操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格 ⑤

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，格納容器冷却操作は，解析上の操作開始時間として原子炉水位が破断

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口高さまで水位回復後，格納容器温度が190℃超過を確認した時点

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

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は原子炉水位が破断口高さまで水位回復前に既に格納容器温度は

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

190℃を超えており，実態の操作も原子炉水位が破断口高さまで水レイへ切替えることとしており，実態の操作開始時間は，解析上の位回復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

り替えることとしており，実態の操作開始時間は，解析上の設定と操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにほぼ同等であるため，操作開始時間に与える影響は小さいことか

3.1-55

起動化）

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

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

ら，運転員等操作時間に与える影響も小さい。当該操作は，解析コ ⑤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

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。代替格設)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

納容器スプレイへの切替え後，原子炉水位が原子炉水位低（レベルであり，操作開始時間に与える影響は小さい。また，中央制御室で1）まで低下した場合，低圧代替注水系(常設)へ切り替えを行う。

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

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

る影響はない。

間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。また，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。

操作条件の格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし

操作条件の格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱操 ②（代替格納容器逃がし装置の位装置による原子炉格納容器除熱操作は，解析上の操作開始時間とし作は，解析上の操作開始時間として格納容器圧力0.62MPa[gage]接て格納容器圧力0.62MPa[gage]接近時を設定している。運転員等操近時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，格納 ⑤

作時間に与える影響として，炉心損傷後の格納容器ベントの操作実

容器圧力が0.62MPa[gage]に接近するのは，事象発生から約38時間

施基準（格納容器圧力0.62MPa[gage]）に到達するのは，事象発生後である。また，格納容器ベントの準備操作は格納容器圧力の上昇の約38時間後であり，格納容器ベントの準備操作は格納容器圧力の傾向を監視しながらあらかじめ操作が可能であり，格納容器ベント

上昇傾向を監視しながら予め操作が可能である。また，格納容器ベ操作の操作所要時間は時間余裕を含めて設定されていることから，ント操作の操作所要時間は余裕時間を含めて設定されていることか

実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，格納容器圧

ら，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，格納容

力0.62MPa[gage]に至るまでに確実に原子炉格納容器除熱操作をす

器圧力0.62MPa[gage]に至るまでに確実に原子炉格納容器除熱操作

ることが可能であるため，操作開始時間に与える影響は小さいことをすることが可能であるため，操作開始時間に与える影響は小さから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。当該操作は，解析い。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

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作を行う運転員（現場）を配置しており，他の操作との重複もないており，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ことから，他の操作に与える影響はない。

はない。

（添付資料3.1.3.6）（添付資料3.1.3.6）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電及び低圧代替注水系(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 ⑤（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（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として，常設代替交流電源設備からの受電操作について，解析上のから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

原子炉注水開始時間(70分後)は準備操作に時間余裕を含めて設定されており，原子炉水位の回復は早くなる可能性があるが，ジルコニ

3.1-56

置づけ変更に伴う反映）

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

ウム－水反応量により発熱量が増加する等の影響があるため，格納 ⑤
容器圧力及び温度の上昇に大きな差異はない。また，原子炉注水操
作は，代替格納容器スプレイとの切替え操作であり，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操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格 ⑤

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

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，代替格

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，格納容器スプレイの操作開始は原子炉水位が破断口高さまで水位回復

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後，格納容器温度が190℃に到達時となり，実態の操作開始時間は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

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

る影響は小さい。

タに与える影響は小さい。

操作条件の格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし

操作条件の格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱操 ②（代替格納容器逃がし装置の位装置による原子炉格納容器除熱操作は，運転員等操作時間に与える

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

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

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 ⑤ことから，格納容器圧力0.62MPa[gage]に至るまでに確実に原子炉ータに与える影響は小さい。

格納容器除熱操作をすることが可能であるため，評価項目となるパ（添付資料3.1.3.6）

ラメータに与える影響は小さい。
（添付資料3.1.3.6）(3) 操作時間余裕の把握
操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラ(3) 操作時間余裕の把握
操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目 ⑤

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

確認し，その結果を以下に示す。

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 ⑤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（ 常 設 ） に よ る 原 子 炉 注 水 操 作 に つ い て は ， 第 3.1.3.14 図 か ら 第作については，事象発生から90分後（操作開始時間の20分程度の遅れ）

3.1.3.16図に示すとおり，事象発生から90分後（操作開始時間20分程度

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れ，評価項目を満足する結果となり，時間余裕がある。なお，格納容器保持され，評価項目を満足する結果となることから，時間余裕がある。

ベント時におけるCs放出量については燃料損傷の程度の影響を受ける

なお，格納容器ベント時におけるCs放出量は炉心損傷の程度の影響を受が，格納容器ベント開始時間はほぼ同等であるため，放出量に与える影

けるが，格納容器ベント開始時間はほぼ同等であることから，放出量に響は小さい。

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操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容 ⑤

3.1-57

置づけ変更に伴う反映）

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由

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）

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20分程度の ⑤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時間後であるたら，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

め，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ことか

間余裕がある。

ら，時間余裕がある。

操作条件の格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置

操作条件の格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱操作に ②（代替格納容器逃がし装置の位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ついては，格納容器ベント開始までの時間は事象発生から約38時間後の時間は事象発生から約38時間後の操作であり，準備時間が確保できるた操作であり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。

め，時間余裕がある。

置づけ変更に伴う反映）（添付資料3.1.3.6，3.1.3.7）（添付資料3.1.3.6，3.1.3.7）(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員(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 ⑤

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

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

項目となるパラメータに与える影響は小さい。このほか，評価項目とな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，操時間には時間余裕がある。

作時間には時間余裕がある。

3.1.3.4 必要な要員及び資源の評価

3.1.3.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価(1) 必要な要員の評価

格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過

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 ③（要員の運用変更）

圧・過温破損）」において，6号及び7号炉同時の重大事故等対策時におけ 圧・過温破損）」において，6号及び7号炉同時の重大事故等対策時におけ ⑤る事象発生10時間までに必要な要員は，「3.1.3.1格納容器破損防止対 る事象発生10時間までに必要な要員は，「3.1.3.1格納容器破損防止対策」に示すとおり30名である。「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評 策」に示すとおり28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 価結果」で説明している運転員及び緊急時対策要員等の72名で対処可能である。有効性評価で考慮しない作業（格納容器頂部注水）に必要な要員を ある。有効性評価で考慮しない作業（原子炉ウェル注水）に必要な要員を4名含めた場合でも対処可能である。
また，事象発生10時間以降に必要な参集要員は12名であり，発電所構外

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20名であり，発電所構外 ③（要員の運用変更）

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。

から10時間以内に参集可能な要員の106名で確保可能である。

(2) 必要な資源の評価(2) 必要な資源の評価

3.1-58

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

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

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 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。

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

ａ．水源

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷 ②（送水ラインの変更）

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 却系（常設）による格納容器スプレイは，7日間の対応を考慮すると，号 ③（水源評価における単位換算時と，号炉あたり約7,300m3の水が必要となる。6号及び7号炉の同時被災を 炉あたり約7,400m3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の水温の条件変更）考慮すると，合計約14,600m3の水が必要である。水源として，各号炉の復 と，合計約14,800m3の水が必要である。水源として，各号炉の復水貯蔵槽 ⑤
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 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 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 る。また，事象発生12時間以降に淡水貯水池の水を，可搬型代替注水ポン
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 プ（A-2級）により復水貯蔵槽へ給水することで，復水貯蔵槽を枯渇させ給水を行うことで，復水貯蔵槽を枯渇させることなく復水貯蔵槽を水源と 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。
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 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，こ開始を事象発生12時間後としているが，これは，可搬型設備を事象発生12 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 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
等に対応できるよう設定しているものである。

である。
（添付資料 3.1.3.8）

ｂ．燃料
常設代替交流電源設備による電源供給については，保守的に事象発生直（添付資料 3.1.3.8）
ｂ．燃料
常設代替交流電源設備による電源供給については，保守的に事象発生直 ②（免振重要棟の位置づけ変更に後からの運転を想定して，7日間の運転継続に6号及び7号炉において合計 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号炉において合伴う反映）

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 計約504kLの軽油が必要となる。可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復 ③（燃料試験結果の反映）
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 水貯蔵槽への給水については，保守的に事象発生直後からの可搬型代替注 ④（燃費修正）て，7日間の運転継続に号炉あたり約10kLの軽油が必要となる。免震重要 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 ⑤
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 15kLの軽油が必要となる。5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源
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 設備及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給については，事象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 発生直後からの運転を想定すると，7日間の運転継続に合計約13kLの軽油
約959kL）

が必要となる。（6号及び7号炉合計約547kL）

3.1-59

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

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

変更理由

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 ②（免振重要棟の位置づけ変更に

燃料タンク（約 200kL）で合計約 2,240kL の軽油を保有しており，これら 燃料タンク（約 100kL）にて合計約 2,140kL の軽油を保有しており，これ伴う反映）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 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， ②（第二GTGの位置づけ変更に伴搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への給水，免震重要棟内 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，5 号炉原子炉

う反映）

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 建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備による電源供給及びモニタリング・
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。

ポスト用発電機による電源供給について，7 日間の継続が可能である。

（添付資料 3.1.3.9）
ｃ．電源（添付資料 3.1.3.9）
ｃ．電源

常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故等対策に必要な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 ②（常設代替交流電源設備の負荷

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 負荷として，6号炉で約1,104kW，7号炉で約1,071kW必要となるが，常設代修正）

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 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

源供給が可能である。
また，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリ ②（免振重要棟の位置づけ変更に

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 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
る。

伴う反映）

ある。
（添付資料 3.1.3.10）

3.1.3.5 結論
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過（添付資料 3.1.3.10）
3.1.3.5 結論
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過 ②（代替格納容器逃がし装置の位

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 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

置づけ変更に伴う反映）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 や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，ジルコニウム－水反 ⑤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 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
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 内雰囲気圧力・温度が徐々に上昇し，原子炉格納容器の過圧・過温により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・ 原子炉格納容器の破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「雰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 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 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）
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 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
よる原子炉格納容器冷却手段，格納容器圧力逃がし装置及び更なる信頼性 イ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却手段及び格納容器圧力逃がし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 装置による原子炉格納容器除熱手段を整備している。
器除熱手段を整備している。
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過

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 ②（代替格納容器逃がし装置の位

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 圧・過温破損）」の評価事故シーケンス「大破断LOCA＋ECCS注水機能喪失+全交流動力電源喪失」について，代替循環冷却系を使用しない場合を想 +全交流動力電源喪失」について，代替循環冷却系を使用しない場合を想

3.1-60

置づけ変更に伴う反映）

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

定し，格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置を使用す 定し，格納容器圧力逃がし装置を使用する場合の有効性評価を行った。
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 ②（代替格納容器逃がし装置の位替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却，格納容器圧力逃が 替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却，格納容器

置づけ変更に伴う反映）

し装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を実施 圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を実施することにより，原子炉 ⑤することにより，原子炉格納容器雰囲気の冷却及び除熱が可能である。
その結果，金属－水反応等により可燃性ガスの蓄積が生じた場合におい格納容器雰囲気の冷却及び除熱が可能である。
その結果，ジルコニウム－水反応等により可燃性ガスの蓄積が生じた場 ⑤ても原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度，放射性物質の総放 合においても原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度，放射性物
出量は，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。

質の総放出量は，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。

解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操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 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。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，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納 ②（代替格納容器逃がし装置の位

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 容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却，格納容器圧力逃る原子炉注水，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， がし装置による原子炉格納容器除熱等の格納容器破損防止対策は，選定し ⑤
格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格 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
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 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）」
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 に対して有効である。
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。

3.1-61

置づけ変更に伴う反映）

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
②（非常用ガス処理系の位置づけ
変更に伴う反映）⑤

図 3.1.3.1

格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格 第 3.1.3.1 図
納容器過圧・過温破損）」時の使用系統概要（代替循環冷却系を使用しな「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の重大事故等対策の概略系統図（代替循環冷却系

い場合）（1/3）を使用しない場合）（1/3）（原子炉注水）（原子炉注水）②（送水ラインの変更）⑤

図 3.1.3.2

格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格 第 3.1.3.2 図
納容器過圧・過温破損）」時の使用系統概要（代替循環冷却系を使用しない場合）（2/3）（原子炉注水及び原子炉格納容器冷却）「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の重大事故等対策の概略系統図（代替循環冷却系を使用しない場合）（2/3）（原子炉注水及び原子炉格納容器冷却）3.1-62

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
②（送水ラインの変更）②（代替格納容器圧力逃がし装置の位置づけ変更に伴う反映）⑤

図 3.1.3.3

格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格 第 3.1.3.3 図
納容器過圧・過温破損）」時の使用系統概要（代替循環冷却系を使用しない場合）（3/3）「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の重大事故等対策の概略系統図（代替循環冷却系を使用しない場合）（3/3）（原子炉注水及び原子炉格納容器除熱）（原子炉注水及び原子炉格納容器除熱）②（送水ラインの変更）（解析上の時間）

冷却材喪失（大破断）発生（約0分）

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及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
原子炉スクラム・タービントリップを確認

高圧給水機能喪失を確認※2

高圧注水機能喪失を確認※2※2

低圧注水機能喪失を確認【有効性評価の対象とはしていないが，ほかに取り得る手段】
Ⅰ
常設代替交流電源設備が使用できない場合は第二代替交流電源設備により電源を供給する
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荒浜側緊急用高圧母線を受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）
大湊側緊急用高圧母線及び荒浜側緊急用高圧母線が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による非常用低圧母線を受電する（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

全交流動力電源喪失発生※4

変更に伴う反映）Ⅴ
代替循環冷却運転以外に除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

原子炉圧力－ドライウェル温度による「水位不明判断曲線」で水位不明を判断する

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

Ⅰ

※6

Ⅱ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

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

常設代替交流電源設備以外による非常用電源供給
・第二代替交流電源設備による電源供給
・可搬型代替交流電源設備による荒浜側緊急用高圧母線受電・可搬型代替交流電源設備による非常用低圧母線受電

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

炉心損傷開始（約0.3時間後）②（非常用ガス処理系の位置づけ

Ⅳ
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「淡水貯水池」以外に「海水」も可能である

回復は解析上考慮せず※5早期の電源回復不能と判断（約10分後）Ⅲ
防火水槽を用いた復水貯蔵槽への補給の場合は，「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は淡水貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する※3

原子炉への注水機能喪失を確認②（代替格納容器圧力逃がし装置

燃料供給準備（タンクローリ（4kL,16kL）
給油準備）
フィルタ装置排水ポンプ水張り（約12時間後）タンクローリ（4kL,16kL）
による給油準備完了

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

可搬型代替交流電源設備は常設代替交流
電源設備と同等の電源供給開始不可※7

炉心損傷確認の位置づけ変更に伴う反映）（適宜実施）
可搬設備への燃料補給※8※9
淡水貯水池から
復水貯蔵槽への補給準備（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）

格納容器薬品注入準備（約0.4時間後）

燃料被覆管温度1200℃到達（約0.7時間後）

燃料温度
2500K(約2227℃)到達

非常用ガス処理系運転確認

Ⅲ

淡水タンクから防火水槽への補給
非常用ディーゼル発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施※10
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備が完了（約12時間後）可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備が完了（70分後）※11
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水開始（崩壊熱と注水流量から原子炉水位の上昇率を求める）

高圧／低圧注水機能
回復操作

回復は解析上考慮せずⅣ②（サプレッション・チェンバ・

回復は解析上考慮せず

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

代替原子炉補機冷却系準備（適宜実施）
解析上考慮せず

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※12

破断口までの水位回復確認（約2時間後）中央制御室 陽圧操作
中央制御室待避室準備操作

プール水位による格納容器ベ

使用済燃料プール冷却開始（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）

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

※13
※14

損傷炉心冷却成功確認
原子炉圧力容器健全確認※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※16※1

重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は退避を実施する※2

中央制御室盤にて機器ランプ表示，機器故障警報，流量指示計等にて機能喪失を確認する※3

非常用炉心冷却系の機能喪失及び，全交流動力電源喪失により原子炉への注水機能が喪失する

Yes（約2時間後）

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（残留熱除去系(A)使用）
及び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（残留熱除去系(B)使用）

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）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

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に早期の電源回復不能と判断する※6※7

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
格納容器雰囲気放射線レベル計指示とSOP導入条件判断図により炉心損傷を確認する。例えば原子炉停止30分後の場合，格納容器雰囲気放射線レベル計指示が「ドライウェル：
6.0E+00Sv/h」または「サプレッション・チェンバ：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※8

炉心損傷確認後，格納容器pH制御のため薬品（水酸化ナトリウム）注入準備を実施する※9

防火水槽を用いた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も可能である※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

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※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度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）※15

格納容器温度計にて確認する※16

格納容器スプレイにより格納容器温度は低下するが，格納容器頂部の冷却を促進させるため可搬代替注水ポンプ（A-2級）による格納容器頂部への注水を実施する※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、原子炉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※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※18
サプレッション・チェンバ側
格納容器薬品注入実施※20

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※19 サプレッション・チェンバ・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

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※21

解析上は，格納容器内圧力計指示0.62MPa[gage]接近（格納容器限界圧力到達前）に，格納容器ベント操作を開始する※22

格納容器ベント実施を見据えて，サプレッションチェンバベント管が水没しないように外部水源からの格納容器スプレイを停止する※23 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）
ドライウェルスプレイに切り替える（約32時間後）

サプレッション・チェンバ・プール水位が格納容器真空破壊弁高さ到達により格納容器ベント判断（約38時間後）

サプレッション・チェンバ・プール水位外部水源注水制限にて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停止※22

代替循環冷却準備※21

Ⅴ
代替循環冷却運転開始（約38時間後）

補足１
事故の起因事象判定（LOCA事象or過渡起因事象）［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［上部ドライウェル圧力が「0.15MPａ[gage]以上」］

格納容器内圧力0.62MPa[gage]
接近※21

中央制御室待避室陽圧化操作「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」

Yes

No

「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」

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・チェンバ・プール水温度の「急激な上昇」
・「LOCA②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」【圧力容器破損徴候パラメータ】
・「過渡起因事象」，「LOCA①，②」時
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
制御棒位置の指示値喪失数増加
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加【圧力容器破損判断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・チェンバ・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］

フィルタ装置排水操作 ※23
フィルタ装置薬品注入操作

凡例：操作・確認（運転員のみの作業）：プラント状態

低圧代替注水系(常設）による原子炉注水を継続し，格納容器ベントによる格納容器内圧力の低下傾向を確認する。また機能喪失している設備の復旧に努める
機能喪失していた設備の復旧後，格納容器ベントは格納容器スプレイ冷却モード及びサプレッション・チェン
バ・プール水冷却モードにより格納容器冷却が可能であること，及び水素濃度制御が可能であることを確認し停止する
格納容器スプレイ冷却モード及びサプレッション・チェンバ・プール水冷却モードにより冷却し，格納容器が十分に冷却された後，原子炉注水を低圧代替注水系(常設）から低圧注水系へ切り替える

図 3.1.3.4

格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格第 3.1.3.4 図：判断：操作及び判断：緊急時対策要員（現場）のみの作業：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温

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し破損）」の対応手順の概要

ない場合）（代替循環冷却系を使用しない場合）

3.1-63

ント判断追記）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※4※5

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⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由

雰囲気圧力・温度による静的負荷（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
プラント状況判断

責任者
操作項目

当直長
6号
7号

指揮者

当直副長
当直副長

緊急時対策本部要員

通報連絡者

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

各号炉運転操作指揮

約0.4時間燃料被覆管温度1200℃到達
約0.7時間

5人

運転員
（現場）
6号

7号

②（常設代替交流電源設備の遠隔約0.3時間 炉心損傷開始

操作の内容

中央制御室連絡
発電所外部連絡緊急時対策要員
（現場）
6号
7号

約25分

起動化による操作内容の修

燃料温度約2500K(約2227℃)到達

常設代替交流電源設備による給電開始
約30分

非常用ガス処理系

運転開始
70分 原子炉注水開始

正）・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

－

－

－

－

－

－

・非常用ディーゼル発電機

－

－

－

－

－

－

・外部電源

－

－

－

－

－

－

・給水系，原子炉隔離時冷却系，高圧炉心注水系，残留熱除去
系 機能回復

（1人）

（1人）

A

a

－

－

－

－

・原子炉格納容器内水素濃度監視

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・第一ガスタービン発電機

起動

－

－

－

－

・第一ガスタービン発電機

給電

（1人）

（1人）

B

b

－

－

－

－

・非常用高圧母線

－

－

－

－

・放射線防護装備準備／装備

－

－

－

－

・現場移動
・ 非 常 用 高 圧 母 線 D系
（電源盤受電準備）

受電前準備

15分

15分

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
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）
常設代替交流電源設備運転（第一ガスタービン発電機）

4人

常設代替交流電源設備からの非常用高圧母線 D系 受電準備操作

常設代替交流電源設備からの非常用高圧母線 D系 受電操作

常設代替交流電源設備からの非常用高圧母線 C系 受電準備操作

常設代替交流電源設備からの非常用高圧母線 C系 受電操作

非常用ガス処理系

運転確認

低圧代替注水系（常設）

格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格

c,d

（2人）

（2人）
e,f

－

－

・現場移動
・ 非 常 用 高 圧 母 線 D系 受 電 前 準 備（コントロール建屋負荷抑制）

－

－

－

－

・非常用高圧母線

D系

受電確認

5分

－

－

（2人）
C,D

（2人）
c,d

－

－

・非常用高圧母線

D系

受電

5分

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

・非常用高圧母線

C系

受電前準備（中央制御室）

－

－

（2人）

（2人）

E,F

e,f

－

－

・現場移動
・非常用高圧母線

C系

受電前準備

（1人）
B

（1人）
b

－

－

・非常用高圧母線

C系

受電確認

－

－

－

－

・非常用高圧母線

C系

受電

（1人）
A

（1人）
a

－

－

（2人）

（2人）

E,F

e,f

－

－

－

－

・非常用ガス処理系排風機

－

－

－

－

・原子炉建屋差圧監視
・原子炉建屋差圧調整

5分

5分

5分

運転確認

適宜実施

（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）系統構成

－

－

（2人）
E,F

（2人）
e,f

－

－

・現場移動
・低圧代替注水系（常設） 現場系統構成※復水貯蔵槽吸込ライン切替

－

－

－

－

・残留熱除去系

注入弁操作

－

－

－

－

・残留熱除去系

スプレイ弁操作

－

－

－

－

・蓄電池内蔵照明の点灯確認
・可搬型照明の設置、点灯－－・ MCR系

（2人）
C,D

（2人）
c,d
－

－

・中央制御室可搬型陽圧化空調機ブロアユニット起動

（1人）
a
（1人）

A

a
（1人）
b

－

－

－

－

（1人）

（1人）

全交流動力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

15分

・蓄電池内蔵照明の点灯確認は対応操作中に確認可能
・可搬型照明の設置，点灯作業は適宜実施する要員を確保して対応する

30分

隔離弁操作

交流電源回復により遠隔操作可能な場合は遠隔にて隔離操作を実施する
要員を確保して対応する

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）
c,d

－

－

・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）
e,f

－

－

・格納容器スプレイに合わせた薬品注入

第 3.1.3.5 図

10分

25分

（1人）
A

（1人）
B

⑤

10分

E,F

中央制御室待避室の準備操作（解析上考慮せず）

図 3.1.3.5

c,d
e,f
（2人）

C,D

－

（1人）

格納容器薬品注入操作（解析上考慮せず）

5分

15分

（1人）
b

（1人）
A

変更に伴う反映）

10分

受電前準備（中央制御室）－

中央制御室照明確保（解析上考慮せず）
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）

D系

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「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温

納容器過圧・過温破損）」時の作業と所要時間

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

経過時間（時間）2

低圧代替注水系（常設）運転員（中央制御室）6号
7号
注水操作

代替格納容器スプレイ冷却系（常設） 操
作
非常用ガス処理系による原子炉建屋負圧操
作

運転（解析上考慮

使用済燃料プール冷却（解析上考慮せず）

再開

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

－

－

－

－

・原子炉建屋差圧監視
・原子炉建屋差圧調整

（1人）
a

（1人）
A
（1人）
A

（1人）
a
（1人）
a

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

－

－

（2人）
E,F

（2人）
e,f

－

－

－

－

13人
（参集）

・放射線防護装備準備／装備

－

13人
（参集）

－

－

－

2人

2人

20

24

28

（2人）

－

（3人）

（3人）

・代替原子炉補機冷却系

－

（2人）

（2人）

・ 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

－

－

－

－

・燃料プール冷却浄化系系統構成

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

・燃料プール冷却浄化系再起動

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による淡水貯水池から復水貯蔵槽への補給

－

－

－

－

給油準備

－

－

－

－

※1,※2

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

給油作業

－

－

－

－

（2人）

・第一ガスタービン発電機用燃料タンクへの給油

中央制御室待避室の陽圧化（解析上考慮せず）

－

－

－

（2人）
c,d

－

－

・中央制御室待避室陽圧化装置空気供給弁開・中央制御室待避室陽圧調整中央制御室待避室の陽圧化維持

－

－

－

（2人）
c,d

－

－

・中央制御室待避室陽圧状態確認
・中央制御室待避室陽圧調整

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

（2人）
E,F

（2人）
e,f

－

－

－

－

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

（2人）
E,F

（2人）
e,f

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

－

－

2人
（参集）
↓
※3

2人
（参集）
↓
※4

－

－

一
一
時
時
待
待
避
避

適宜実施

・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

・再起動準備としてろ過脱塩器の隔離を実施する
・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
・必要に応じて使用済燃料プールへの補給を依頼する

現場確認中断（一時待避中）要員を確保して対応する

燃料プール水温「77℃」以下維持要員を確保して対応する

30分

30分

10分

360分

一
時
待
避

適宜実施

現場確認中断（一時待避中）120分

格納容器ベント前に待避準備及び待避を実施する
待避解除は作業エリアの放射線量測定後となる

タンクローリ（16kL）残量に応じて適宜軽油タンクから補給

適宜実施

格納容器ベント前にガスタービン発電機用燃料タンクが枯渇しないように給油する格納容器ベント実施の30分前または格納容器ベント操作に運転員が現場への移動を開始し5分た場合に実施する
中央制御室待避室陽圧化操作完了後，格納容器ベント操作要員以外は待避室へ移動する

適宜実施

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

60分

10分

・放射線防護装備準備／装備
・格納容器ベント準備（バウンダリ構成）

60分

・フィルタ装置水位調整準備（排水ポンプ水張り）

60分

一
時
待
避

格納容器ベント前に待避準備及び待避を実施する

適宜実施

60分

適宜実施

10分

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

140分

待避所へ待避し格納容器ベント状態を監視する

格納容器ベント操作後待避所へ待避する

・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・放射線防護装備準備／装備

中央制御室からの連絡を受けて現場操作を実施する

タンクローリ（4kL）残量に応じて適宜軽油タンクから補給

2人
給油作業

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

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

格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格第 3.1.3.5 図

適宜実施

一
時
待
避

作業中断
（一時待避中）

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

8人 ※（ 参 集 要 員 20人 ）※有効性評価で考慮しない作業を含めると要員は「12人(参集要員46人）」となる）内の数字は他の作業終了後，移動して対応する人員数。

「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温

納容器過圧・過温破損）」時の作業と所要時間

破損）」の作業と所要時間（代替循環冷却系を使用しない場合）（2/2）（代替循環冷却系を使用しない場合）（2/2）

3.1-64②（給油準備作業時間の見直し）

120分

・格納容器ベント操作（格納容器一次隔離弁操作）

8人,※4
（参集）

時間の見直し）現場確認中断要員を確保して対応する・格納容器ベント状態監視

8人,※3
（参集）

②（送水ラインの変更による作業要員を確保して対応する・格納容器ベント準備（格納容器二次隔離弁操作，バウンダリ構成）－変更に伴う反映）（一時待避中）10時間（2人）,※2 ・ 可 搬 型 代 替 注 水 ポ ン プ （ A-2級 ） に よ る 復 水 貯 蔵 槽 へ の 補 給

－

一
時
待
避

適宜実施

300分

10分

運転状態監視・現場移動・ 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 （ 淡 水 貯 水 池 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，ホース水張り）②（非常用ガス処理系の位置づけ要員を確保して対応する

・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－（2人）,※1

蒸発による水位低下を考慮して定期的に注水

現場系統構成－格納容器ベント前に非常用ガス処理系を停止する
上部ドライウェル内雰囲気温度低下を確認

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

－

備考

44

限界圧力接近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

120分

－

3人

40

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

10分

（1人）
b

3人

36

約38時間
格納容器圧力・ 可 搬 型 代 替 注 水 ポ ン プ （ A-2級 ） に よ る 原 子 炉 ウ ェ ル へ の 注 水 準 備（ 可 搬 型 代 替 注 水 ポ ン プ （ A-2級 ） 移 動 、 ホ ー ス 敷 設 （ 可 搬 型 代 替 注 水 ポ
ン プ （ A-2級 ） か ら 接 続 口 ） ， ホ ー ス 接 続 ）・現場移動・代替原子炉補機冷却系

32

約32時間
サプレッション・チェンバ・プール水位
格納容器真空破壊弁高さ到達・放射線防護装備準備／装備

・放射線防護装備準備

給油準備

16

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

格納容器ベント操作

12

破断口まで水位回復確認

適宜実施

（1人）
B

格納容器ベント準備操作

8

約70分 原子炉注水開始
約2時間

（1人）
A

－

代替原子炉補機冷却系
せず）

操作の内容

緊急時対策要員
（現場）
6号
7号

（2人）

準備操作（解析上

6

約0.3時間 炉心損傷開始

運転員
（現場）

原子炉ウェル注水（解析上考慮せず）

代替原子炉補機冷却系
考慮せず）

4

事象発生

実施箇所・必要人員数
操作項目

図 3.1.3.5②（非常用ガス処理系の位置づけ

対応可能な要員により対応する

適宜実施

4人

C,D
E,F
（2人）

準備操作

注水操作

対応可能な要員により対応する

回復

（1人）
B

代替格納容器スプレイ冷却系（常設） 操作

低圧代替注水系（常設）

対応可能な要員により対応する

機能回復

⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 3.1.3.6

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

第 3.1.3.6 図

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移⑤

図 3.1.3.7

注水流量の推移

第 3.1.3.7 図

3.1-65

注水流量の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 3.1.3.8

原子炉圧力容器内の保有水量の推移

第 3.1.3.8 図

原子炉圧力容器内の保有水量の推移⑤

図 3.1.3.9

燃料最高温度の推移

第 3.1.3.9 図

燃料最高温度の推移⑤

図 3.1.3.10

格納容器圧力の推移
第 3.1.3.10 図

3.1-66

格納容器圧力の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 3.1.3.11

格納容器気相部温度の推移

第 3.1.3.11 図

格納容器気相部温度の推移⑤

図 3.1.3.12

サプレッション・チェンバ・プール水位の推移

第 3.1.3.12 図

サプレッション・チェンバ・プール水位の推移⑤

図 3.1.3.13

サプレッション・チェンバ・プール水温の推移

第 3.1.3.13 図

3.1-67

サプレッション・チェンバ・プール水温の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 3.1.3.14

操作 20 分遅れのケースにおける原子炉水位（シュラウド内

第 3.1.3.14 図

操作開始時間 20 分遅れのケースにおける原子炉水位外水位）の推移（シュラウド内外水位）の推移⑤

図 3.1.3.15

操作 20 分遅れのケースにおける注水流量の推移

第 3.1.3.15 図

操作開始時間 20 分遅れのケースにおける格納容器圧力の推移

3.1-68

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 3.1.3.16

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

操作開始時間 20 分遅れのケースにおける格納容器気相部
温度の推移

表 3.1.3.1

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破第 3.1.3.1 表「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温 ②（計器名称の変更）

損）時における重大事故等対策について破損）」の重大事故等対策について（代替循環冷却系を使用しない場合）（1／2）（代替循環冷却系を使用しない場合）（1/2）

3.1-69⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
表 3.1.3.1

表 3.1.3.2

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破変更後
第 3.1.3.1 表「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温 ②（計器名称の変更）

損）時における重大事故等対策について破損）」の重大事故等対策について（代替循環冷却系を使用しない場合）（2／2）（代替循環冷却系を使用しない場合）（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

第 3.1.3.2 表

変更理由⑤

主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容 ⑤

過圧・過温破損））

器過圧・過温破損））（代替循環冷却系を使用しない場合）（1／4）（代替循環冷却系を使用しない場合）（1/4）

3.1-70まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
表 3.1.3.2

表 3.1.3.2

主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器変更後
第 3.1.3.2 表

主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容 ⑤

過圧・過温破損））

器過圧・過温破損））（代替循環冷却系を使用しない場合）（2／4）（代替循環冷却系を使用しない場合）（2/4）

主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器

第 3.1.3.2 表

主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容 ⑤

過圧・過温破損））

器過圧・過温破損））（代替循環冷却系を使用しない場合）（3／4）（代替循環冷却系を使用しない場合）（3/4）

3.1-71

変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
表 3.1.3.2

主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器変更後
第 3.1.3.2 表

主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容 ⑤

過圧・過温破損））

器過圧・過温破損））（代替循環冷却系を使用しない場合）（4／4）（代替循環冷却系を使用しない場合）（4/4）

3.1-72

変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱

3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱

3.2.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策

3.2.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策(1) 格納容器破損モード内のプラント損傷状態(1) 格納容器破損モード内のプラント損傷状態

格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に至格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に至る可能性のあるプラント損傷状態は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目 る可能性のあるプラント損傷状態は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり TQUX，長期 TB，TBU 及び TBD である。

の設定」に示すとおり，TQUX，長期 TB，TBU 及び TBD である。

(2) 格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方(2) 格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方

格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」で格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」で ⑤は，原子炉の出力運転中に運転時の異常な過渡変化又は全交流動力電源喪 は，発電用原子炉の運転中に運転時の異常な過渡変化又は全交流動力電源
失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳す 喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，緩和措置がとられない場合には，原子炉圧力容器が高い圧 る。このため，緩和措置がとられない場合には，原子炉圧力が高い状況で力の状況で損傷し，溶融炉心，水蒸気，水素ガス等が急速に放出され，原 原子炉圧力容器が損傷し，溶融炉心，水蒸気，水素ガス等が急速に放出さ子炉格納容器雰囲気が直接加熱されることにより，急速に原子炉格納容器 れ，原子炉格納容器雰囲気が直接加熱されることにより，急速に格納容器圧力が上昇する等，原子炉格納容器に熱的・機械的な負荷が発生して原子 圧力が上昇する等，原子炉格納容器に熱的・機械的な負荷が発生して原子炉格納容器破損に至る。
したがって，本格納容器破損モードでは，溶融炉心，水蒸気及び水素ガ

炉格納容器の破損に至る。
したがって，本格納容器破損モードでは，溶融炉心，水蒸気及び水素ガ ⑤スの急速な放出に伴い原子炉格納容器に熱的・機械的な負荷が加えられる スの急速な放出に伴い原子炉格納容器に熱的・機械的な負荷が加えられることを防止するため，原子炉圧力容器の破損までに逃がし安全弁の手動開 ことを防止するため，原子炉圧力容器破損までに逃がし安全弁の手動開操操作により原子炉減圧を実施することによって，原子炉格納容器の破損を 作により原子炉減圧を実施することによって，原子炉格納容器の破損を防防止する。
また，原子炉圧力容器の下部から溶融炉心が落下するまでに，格納容器止する。
また，原子炉圧力容器の下部から溶融炉心が落下するまでに，格納容器 ⑤

下部注水系（常設）によって原子炉格納容器下部に溶融炉心の冷却に十分 下部注水系（常設）によって原子炉格納容器下部に溶融炉心の冷却に十分な原子炉格納容器下部水位及び水量を確保するとともに，溶融炉心が落下 な水位及び水量を確保するとともに，溶融炉心が落下するまで，代替格納するまで，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器の冷却を実 容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却を実施する。溶融施する。溶融炉心の落下後は，格納容器下部注水系（常設）によって溶融 炉心の落下後は，格納容器下部注水系（常設）によって溶融炉心を冷却す
炉心を冷却するとともに，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納 るとともに，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器
容器冷却を実施する。その後，代替循環冷却系又は格納容器圧力逃がし装 冷却を実施する。その後，代替循環冷却系又は格納容器圧力逃がし装置に置によって原子炉格納容器の圧力及び温度を低下させる。

よって原子炉格納容器の圧力及び温度を低下させる。

3.2-1

変更理由

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

なお，本格納容器破損モードの有効性評価を実施する上では，重大事故

なお，本格納容器破損モードの有効性評価を実施する上では，重大事故等対処設備による原子炉注水機能についても使用できないものと仮定し， 等対処設備による原子炉注水機能についても使用できないものと仮定し，原子炉圧力容器の破損に至るものとする。

原子炉圧力容器破損に至るものとする。

(3) 格納容器破損防止対策(3) 格納容器破損防止対策

格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」で想

格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」で想 ⑤定される事故シーケンスに対して，原子炉圧力が高い状況で原子炉圧力容 定される事故シーケンスに対して，原子炉圧力が高い状況で原子炉圧力容器が損傷し，溶融炉心，水蒸気及び水素ガスが急速に放出され，原子炉格 器が損傷し，溶融炉心，水蒸気，水素ガス等が急速に放出され，原子炉格
納容器に熱的・機械的な負荷が発生することに対して，原子炉減圧を可能 納容器に熱的・機械的な負荷が発生することに対して，原子炉減圧を可能とするため，逃がし安全弁の手動開操作による原子炉減圧手段を整備す とするため，逃がし安全弁の手動開操作による原子炉減圧手段を整備する。
また，原子炉圧力容器破損前における格納容器温度の上昇を抑制し，逃る。
また，原子炉圧力容器破損前における格納容器温度の上昇を抑制し，逃 ⑤がし安全弁の環境条件を緩和する観点から代替格納容器スプレイ冷却系に がし安全弁の環境条件を緩和する観点から代替格納容器スプレイ冷却系
よる原子炉格納容器冷却手段を整備し，原子炉圧力容器破損後の格納容器 （常設）による原子炉格納容器冷却手段を整備し，原子炉圧力容器破損後
圧力及び温度の上昇を抑制する観点から，代替格納容器スプレイ冷却系に の格納容器圧力及び温度の上昇を抑制する観点から，代替格納容器スプレ
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 イ冷却系（常設）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熱手段又は格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱手段を整備 る原子炉格納容器除熱手段並びに格納容器圧力逃がし装置による原子炉格する。なお，これらの原子炉圧力容器の破損以降の格納容器過圧・過温に 納容器除熱手段を整備する。なお，これらの原子炉圧力容器破損以降の格対応する手順及び重大事故等対策は「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負 納容器過圧・過温に対応する手順及び重大事故等対策は「3.1 雰囲気圧
荷（格納容器過圧・過温破損）」と同じである。
本格納容器破損モードの防止及びそれ以降の一連の対応も含めた重大事

力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」と同じである。
本格納容器破損モードの防止及びそれ以降の一連の対応も含めた重大事 ⑤

故等対策の概要を以下の a から i に示すとともに，a から i の重大事故等 故等対策の概要を以下の a からｊに示すとともに，a からｊの重大事故等対策についての設備と操作手順の関係を第 3.2.1 表に示す。a から i の重 対策における設備と手順の関係を第 3.2.1 表に示す。このうち，本格納容
大事故等対策のうち，本格納容器破損モードに関する重大事故等対策は以 器破損モードに対する重大事故等対策は以下の a からｆ及びｈである。
下の a から e 及び g である。
本格納容器破損モードの防止及びそれ以降の一連の対応も含めた重大事

本格納容器破損モードの防止及びそれ以降の一連の対応も含めた重大事 ⑤

故等対策の概略系統図を第 3.2.1 図から第 3.2.4 図に，手順の概要を第 故等対策の概略系統図を第 3.2.1 図から第 3.2.4 図に，対応手順の概要を
3.2.5 図に示す。第 3.2.1 図から第 3.2.4 図のうち，本格納容器破損モー 第 3.2.5 図に示す。このうち，本格納容器破損モードの重大事故等対策のドに対する重大事故等対策の概略系統図は第 3.2.1 図及び第 3.2.3 図であ 概略系統図は第 3.2.1 図及び第 3.2.3 図である。
る。

3.2-2

変更理由

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
本格納容器破損モードにおける評価事故シーケンスにおいて 6 号及び 7

変更後
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 ⑤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 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，中央時対策要員で構成され，合計 28 名である。その内訳は次のとおりである。 制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 28 名である。その内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 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
名，運転操作を行う運転員 12 名である。発電所構内に常駐している要員の 号炉兼任），当直副長 2 名，運転操作を行う運転員 12 名である。発電所構
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 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場）は 8 名である。
また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員は，代替原子炉補機冷却

名，緊急時対策要員（現場）は 8 名である。
また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員は，代替原子炉補機冷却系作業等を行うための参集要員 26 名※1 である。必要な要員と作業項目につ 系作業等を行うための参集要員 26 名※1 である。必要な要員と作業項目について第 3.2.6 図に示す。

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

いて第 3.2.6 図に示す。

なお，評価事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を評価事故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，28 名で対 を評価事故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，28 名で対処可能である。

※1 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは取水機能の喪失を処可能である。

※1 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは取水機能の喪失を ⑤伴うものではないが，必要な要員の評価においては，保守的に代伴うものではないが，必要な要員の評価においては，保守的に代

替原子炉補機冷却系の使用を想定した。

替原子炉補機冷却系の使用を想定。

ａ．原子炉スクラム確認
運転時の異常な過渡変化又は全交流動力電源喪失が発生し，原子炉がスクラムしたことを確認する。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域
モニタ等である。

ａ．原子炉スクラム確認
運転時の異常な過渡変化又は全交流動力電源喪失が発生して原子炉が ⑤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。

3.2-3

変更理由

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前
ｂ．高圧・低圧注水機能喪失確認

変更後
ｂ．高圧・低圧注水機能喪失確認

原子炉スクラム後，原子炉水位は低下し続け，原子炉水位低で非常用

原子炉スクラム後，原子炉水位は低下し続け，原子炉水位低で非常用

炉心冷却系の自動起動信号が発生するが，全ての非常用炉心冷却系が機

炉心冷却系の自動起動信号が発生するが，全ての非常用炉心冷却系が機能喪失※2 していることを確認する。

能喪失※2 していることを確認する。

非常用炉心冷却系の機能喪失を確認するために必要な計装設備は，各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。

系統の流量指示等である。

※2 非常用炉心冷却系による注水が出来ない状態。高圧炉心注水系及※2

非常用炉心冷却系による注水が出来ない状態。高圧炉心注水系及び低圧注水系の機能喪失が重畳する場合や高圧炉心注水系及び自び低圧注水系の機能喪失が重畳する場合や高圧炉心注水系及び自動減圧系の機能喪失に伴い低圧注水系による原子炉注水ができな

動減圧系の機能喪失に伴い低圧注水系による原子炉注水ができない場合を想定。

い場合を想定。

ｃ．炉心損傷確認
原子炉水位が更に低下し，炉心が露出し，炉心損傷したことを確認す

ｃ．炉心損傷確認
原子炉水位が更に低下し，炉心が露出し，炉心損傷したことを確認す ⑤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のガンマ線線量率が設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えたる。

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。

炉心損傷を確認するために必要な計装設備は，格納容器内雰囲気放射
線レベルである。

また，炉心損傷判断後は，原子炉格納容器内の pH 制御のため薬品注入

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

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。

制御には期待しない。
ｄ．水素濃度監視

炉心損傷が発生すれば，ジルコニウム－水反応により水素ガス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。

変更理由

⑤

炉心損傷が発生すれば，ジルコニウム－水反応等により水素ガスが ⑤発生することから，原子炉格納容器内の水素濃度を確認する。
原子炉格納容器内の水素濃度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。

3.2-4

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

ｄ．逃がし安全弁による原子炉急速減圧

変更理由

ｅ．逃がし安全弁による原子炉急速減圧

原子炉水位の低下が継続し，有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの⑤

原子炉水位の低下が継続し，有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの ⑤10%上の位置に到達した時点で，原子炉注水の手段が全くない場合で10%上の位置に到達した時点で，原子炉注水の手段が全くない場合でも，中央制御室からの遠隔操作によって手動操作により逃がし安全弁 2

も，中央制御室からの遠隔操作によって逃がし安全弁 2 個を手動で開放個を開放し，原子炉を急速減圧する。

し，原子炉を急速減圧する。

原子炉急速減圧を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び原子炉圧力である。

原子炉急速減圧を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び原子炉圧力である。

原子炉急速減圧後は，逃がし安全弁の開状態を保持し，原子炉圧力を

原子炉急速減圧後は，逃がし安全弁の開状態を保持し，原子炉圧力を低圧状態に維持する。

低圧状態に維持する。

ｅ．代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却

ｆ．代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却

原子炉圧力容器下鏡部温度 300℃到達により溶融炉心の炉心下部プレ⑤

原子炉圧力容器下鏡部温度 300℃到達により溶融炉心の炉心下部プレ ⑤

ナムへの移行（以下，「リロケーション」という。）を確認した場合，格ナムへの移行を確認した場合，格納容器圧力 0.465MPa[gage]到達を確認

納容器圧力 0.465MPa[gage]到達を確認した場合又は格納容器温度 190℃

した場合又は格納容器温度 190℃到達を確認した場合は，中央制御室か到達を確認した場合には，原子炉格納容器の雰囲気を冷却するため，中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

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

イ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却※3 を実施する。また，格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却※3 を実施する。また，

容器圧力 0.465MPa[gage]到達によって開始した場合は格納容器圧力が

格納容器圧力 0.465MPa[gage]到達によって開始した場合は格納容器圧力0.39MPa[gage]以下となった時点で停止する。

が 0.39MPa[gage]以下となった時点で停止する。
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

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却を確 ⑤めに必要な計装設備は，ドライウェル雰囲気温度，復水補給水系流量認するために必要な計装設備は，ドライウェル雰囲気温度，復水補給水（RHR B 系代替注水流量）等である。

系流量（RHR B 系代替注水流量）等である。

また，代替格納容器スプレイと同時に原子炉格納容器内の pH 制御のた
め薬品注入を実施する。

また，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷 ⑤
却と同時に原子炉格納容器内の pH 制御のため薬品注入を実施する。

※3 原子炉格納容器内の温度を低下させ，逃がし安全弁の環境条件を※3 原子炉格納容器内の温度を低下させ，逃がし安全弁の環境条件を緩和する目的で実施する操作。なお，本操作に期待しない場合で緩和する目的で実施する操作。なお，本操作に期待しない場合であっても，評価上，原子炉圧力容器底部が破損に至るまでの間，あっても，評価上，原子炉圧力容器底部が破損に至るまでの間，

逃がし安全弁は原子炉減圧機能を維持できる。

逃がし安全弁は原子炉減圧機能を維持できる。

（添付資料 3.2.1）（添付資料 3.2.1）

3.2-5

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

ｆ．原子炉格納容器下部への注水

ｇ．原子炉格納容器下部への注水

原子炉への注水手段がないため，炉心が溶融してリロケーションす
る。

変更理由
⑤

原子炉への注水手段がないため，炉心が溶融して炉心下部プレナムへ ⑤
溶融炉心が移行する。

リロケーションを確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力容器
下鏡部温度である。

炉心下部プレナムへの溶融炉心移行を確認するために必要な計装設備 ⑤は，原子炉圧力容器下鏡部温度である。

原子炉圧力容器下鏡部温度 300℃到達によりリロケーションを確認し原子炉圧力容器下鏡部温度 300℃到達により炉心下部プレナムへの溶 ⑤た場合，原子炉圧力容器破損に備えて中央制御室からの遠隔操作によっ

融炉心移行を確認した場合，原子炉圧力容器破損に備えて中央制御室かて格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部への注水を実施す

らの遠隔操作によって格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容る。この場合の注水は，原子炉格納容器下部への水張りが目的であるた

器下部への注水を実施する。この場合の注水は，原子炉格納容器下部へ

3

め，原子炉格納容器下部の水位が 2m（注水量 180m 相当）に到達していの水張りが目的であるため，原子炉格納容器下部の水位が 2m（注水量ることを確認した後，原子炉格納容器下部への注水を停止する。

180m3 相当）に到達していることを確認した後，原子炉格納容器下部への注水を停止する。

原子炉格納容器下部への注水を確認するために必要な計装設備は，復原子炉格納容器下部への注水を確認するために必要な計装設備は，復水補給水系流量（格納容器下部注水流量）及び格納容器下部水位であ水補給水系流量（格納容器下部注水流量）及び格納容器下部水位である。

る。

また，原子炉格納容器下部への注水と同時に原子炉格納容器内の pH 制

また，原子炉格納容器下部への注水と同時に原子炉格納容器内の pH 制

御のため薬品注入を実施する。

御のため薬品注入を実施する。

ｇ．原子炉圧力容器破損確認

ｈ．原子炉圧力容器破損確認

原子炉圧力容器の破損を直接確認する計装設備はないため，複数のパ
ラメータの変化傾向により判断する。
原子炉圧力容器の破損の徴候として，原子炉水位の低下，制御棒位置

原子炉圧力容器破損を直接確認する計装設備はないため，複数のパラ ⑤
メータの変化傾向により判断する。
原子炉圧力容器破損の徴候として，原子炉水位の低下，制御棒位置の ⑤の指示値喪失数増加，原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加と指示値喪失数増加，原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加といいったパラメータの変化が生じる。また，原子炉圧力の急激な低下，ドったパラメータの変化が生じる。また，原子炉圧力の急激な低下，ドラ

ライウェル圧力の急激な上昇，原子炉格納容器下部の雰囲気温度の急激

イウェルの圧力の急激な上昇，原子炉格納容器下部の雰囲気温度の急激な上昇といったパラメータの変化によって原子炉圧力容器の破損を判断

な上昇といったパラメータの変化によって原子炉圧力容器破損を判断す

する。

る。

これらにより原子炉圧力容器の破損を判断した後は，原子炉圧力と上⑤

これらにより原子炉圧力容器破損を判断した後は，原子炉圧力とドラ ⑤

部格納容器圧力の差圧が 0.10MPa[gage]以下であること及び原子炉格納

イウェルの圧力の差圧が 0.10MPa[gage]以下であること及び原子炉格納容器下部の雰囲気温度が飽和温度以上であることで原子炉圧力容器の破容器下部の雰囲気温度が飽和温度以上であることで原子炉圧力容器破損

損を再確認する。

を再確認する。

3.2-6

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前
ｈ．溶融炉心への注水
溶融炉心の冷却を維持するため，原子炉圧力容器が破損し，溶融炉心変更後
ｉ．溶融炉心への注水

変更理由⑤

溶融炉心の冷却を維持するため，原子炉圧力容器が破損し，溶融炉心 ⑤が原子炉格納容器下部に落下した後は，格納容器下部注水系（常設）にが原子炉格納容器下部に落下した後は，格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部注水を崩壊熱相当の流量にて継続して行う。

よる原子炉格納容器下部への注水を崩壊熱相当の流量にて継続して行う。

格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部注水を確認するため格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部注水を確認するために必要な計装設備は，復水補給水系流量（格納容器下部注水流量）等でに必要な計装設備は，復水補給水系流量（格納容器下部注水流量）等で

ある。

ある。

格納容器下部注水系（常設）により溶融炉心の冷却が継続して行われ格納容器下部注水系（常設）により溶融炉心の冷却が継続して行われ ⑤ていることは，復水補給水系流量（格納容器下部注水流量）の他，格納ていることは，復水補給水系流量（格納容器下部注水流量）のほか，格容器下部水位計によっても確認することができるが，原子炉圧力容器破

納容器下部水位計によっても確認することができるが，原子炉圧力容器損時の影響により，格納容器下部水位計による監視ができない場合であ破損時の影響により，格納容器下部水位計による監視ができない場合でっても，以下の条件の一部又は全てから総合的に溶融炉心の冷却が継続あっても，以下の条件の一部又は全てから総合的に溶融炉心の冷却が継して行われていることを把握することができる。

続して行われていることを把握することができる。



原子炉格納容器下部の雰囲気温度が飽和温度程度で推移している



こと



原子炉格納容器下部の雰囲気温度が飽和温度程度で推移していること

原子炉格納容器上部の雰囲気温度が飽和温度程度で推移している

ドライウェルの雰囲気温度が飽和温度程度で推移していること

こと



原子炉格納容器内の水素濃度の上昇が停止すること

原子炉格納容器内の水素濃度の上昇が停止すること

これらは，短時間ではなく数時間の推移を確認する。

これらは，短時間ではなく数時間の推移を確認する。

溶融炉心の冷却維持は，主に格納容器下部注水系（常設）による格納

溶融炉心の冷却維持は，主に格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部注水によって実施するが，サプレッション・チェンバ・プール

容器下部注水によって実施するが，サプレッション・チェンバ・プール

水位がリターンライン高さ（通常運転水位+約 1.5m）を超える場合に水位がリターンライン高さ（通常運転水位+約 1.5m）を超える場合には，リターンラインを通じたサプレッション・チェンバのプール水の原

は，リターンラインを通じたサプレッション・チェンバのプール水の原

子炉格納容器下部への流入による溶融炉心の冷却に期待でき，サプレッ

子炉格納容器下部への流入による溶融炉心の冷却に期待でき，サプレッ

ション・チェンバ・プール水位計によってこれを推定することができ

ション・チェンバ・プール水位計によってこれを推定することができ

る。

る。

3.2-7

⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
ｉ．代替循環冷却系による溶融炉心冷却及び原子炉格納容器除熱※3

変更後
ｊ．代替循環冷却系による溶融炉心冷却及び原子炉格納容器除熱※4

代替原子炉補機冷却系の準備が完了した後，復水移送ポンプを停止

代替原子炉補機冷却系の準備が完了した後，復水移送ポンプを停止し，代替循環冷却系の運転の準備を実施する。代替循環冷却系の運転のし，代替循環冷却系の運転の準備を実施する。代替循環冷却系の運転の準備が完了した後，代替原子炉補機冷却系を用いた代替循環冷却系の運準備が完了した後，代替原子炉補機冷却系を用いた代替循環冷却系の運転による溶融炉心冷却及び原子炉格納容器除熱を開始する。代替循環冷

転による溶融炉心冷却及び原子炉格納容器除熱を開始する。代替循環冷却系の循環流量は，復水補給水流量計（格納容器下部注水流量）及び復却系の循環流量は，復水補給水流量計（格納容器下部注水流量）及び復水補給水系流量計（RHR B 系代替注水流量）を用いて格納容器下部注水

水補給水系流量計（RHR B 系代替注水流量）を用いて格納容器下部注水弁と格納容器スプレイ弁を中央制御室から遠隔操作することで，格納容

弁と格納容器スプレイ弁を中央制御室から遠隔操作することで，格納容器下部注水と格納容器スプレイに分配し，それぞれ連続で格納容器下部器下部注水と格納容器スプレイに分配し，それぞれ連続で格納容器下部

注水及び格納容器スプレイを実施する。

注水及び格納容器スプレイを実施する。

代替循環冷却系の運転による溶融炉心冷却を確認するために必要な計

変更理由⑤

代替循環冷却系による溶融炉心冷却を確認するために必要な計装設備 ③（計器名称の変更）

装設備は，復水補給水流量（格納容器下部注水流量）等であり，原子炉

は，復水補給水流量（格納容器下部注水流量）等であり，原子炉格納容 ⑤

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，サ器除熱を確認するために必要な計装設備は，復水補給水流量（RHR B 系

プレッション・チェンバ・プール水温度等である。

代替注水流量）,格納容器内圧力，サプレッション・チェンバ・プール
水温度等である。

※3 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは取水機能の喪失を※4 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは取水機能の喪失を ⑤伴うものではないが，代替循環冷却系による除熱量の評価におい伴うものではないが，代替循環冷却系による除熱量の評価においては，保守的に代替原子炉補機冷却系の設計値を用いた。

ては，保守的に代替原子炉補機冷却系の設計値を用いる。

3.2.2 格納容器破損防止対策の有効性評価

3.2.2 格納容器破損防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(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，

本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，プラント損傷 「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，プラント損傷
状態を TQUX とし，事象進展が早く炉心損傷までの時間余裕の観点で厳しい 状態を TQUX とし，事象進展が早く炉心損傷までの時間余裕の観点で厳しい
過渡事象を起因事象とし，逃がし安全弁再閉失敗を含まず高圧状態が維持 過渡事象を起因事象とし，逃がし安全弁再閉失敗を含まず高圧状態が維持される「過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉 される「過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗（＋DCH 発生）」である。
本評価事故シーケンスは「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」

減圧失敗（＋DCH 発生）」である。
本評価事故シーケンスは「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の格納容器破損防止対策の有効性を評価するためのシーケンスであること の格納容器破損防止対策の有効性を評価するためのシーケンスであることから，炉心損傷までは事象を進展させる前提での評価となる。このため， から，炉心損傷までは事象を進展させる前提での評価となる。このため，前提とする事故条件として，設計基準事故対処設備による原子炉注水機能 前提とする事故条件として，設計基準事故対処設備による原子炉注水機能（非常用炉心冷却系）のみならず，重大事故等対処設備による原子炉注水 （非常用炉心冷却系）のみならず，重大事故等対処設備による原子炉注水機能を含む全ての原子炉注水機能が使用できないものと仮定した。また， 機能を含む全ての原子炉注水機能が使用できないものと仮定した。また，

3.2-8

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の発生防止を確認する観点か 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の発生防止を確認する観点か
ら，原子炉圧力容器の破損に至る前提とした。

仮に炉心損傷後の原子炉注水に期待できる場合には，原子炉圧力容器がら，原子炉圧力容器破損に至る前提とした。

仮に炉心損傷後の原子炉注水に期待できる場合には，原子炉圧力容器が ⑤

破損するまでの時間の遅れや原子炉格納容器下部への落下量の抑制等，事 破損するまでの時間の遅れや原子炉格納容器下部への落下量の抑制等，事象進展の緩和に期待できると考えられるが，本評価の前提とする事故条件 象進展の緩和に期待できると考えられるが，本評価の前提とする事故条件
はこれらの不確かさを包絡する。

は原子炉注水による事象進展の緩和の不確かさを包絡する保守的な条件である。

なお，格納容器過圧・過温破損の観点については，「3.1 雰囲気圧力・

なお，格納容器過圧・過温破損の観点については，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」にて示したとおり， 温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」にて示したとおり，
LOCA をプラント損傷状態とする評価事故シーケンスで確認している。これ LOCA をプラント損傷状態とする評価事故シーケンスで確認している。これ
は，過圧の観点では LOCA によるドライウェルへの蒸気の放出及び原子炉注 は，過圧の観点では LOCA によるドライウェルへの蒸気の放出及び原子炉注
水による蒸気の発生が重畳する事故シーケンスへの対応が最も厳しいため 水による蒸気の発生が重畳する事故シーケンスへの対応が最も厳しいためであり，過温の観点では，事象初期に炉心が露出し過熱状態に至る事故シ であり，過温の観点では，事象初期に炉心が露出し過熱状態に至る事故シーケンスへの対応が最も厳しいためである。また，本格納容器破損モード ーケンスへの対応が最も厳しいためである。また，本格納容器破損モードを評価する上では，原子炉圧力容器が高圧の状態で破損に至る事故シーケ を評価する上では，原子炉圧力容器が高圧の状態で破損に至る事故シーケ
ンスを選定する必要があることから，LOCA をプラント損傷状態とする事故 ンスを選定する必要があることから，LOCA をプラント損傷状態とする事故
シーケンスは，本格納容器破損モードの評価事故シーケンスには適さな シーケンスは，本格納容器破損モードの評価事故シーケンスには適さない。
本格納容器破損モードの評価事故シーケンスに示される，炉心損傷前にい。
本格納容器破損モードの評価事故シーケンスに示される，炉心損傷前に原子炉減圧に失敗し，炉心損傷後に再度原子炉減圧を試みる状況として 原子炉減圧に失敗し，炉心損傷後に再度原子炉減圧を試みる状況としては，炉心損傷前の段階で非常用炉心冷却系である低圧注水系のみならず， は，炉心損傷前の段階で非常用炉心冷却系である低圧注水系のみならず，
重大事故等対処設備である低圧代替注水系（常設）等を含む全ての低圧注 重大事故等対処設備である低圧代替注水系（常設）等を含む全ての低圧注
水機能が失われることで「2.2 高圧注水・減圧機能喪失」に示した代替自 水機能が失われることで「2.2 高圧注水・減圧機能喪失」に示した代替自動減圧ロジックが作動せず，全ての低圧注水機能が失われている場合の手 動減圧ロジックが作動せず，全ての低圧注水機能が失われている場合の手順に従って原子炉減圧しないまま炉心損傷に至る状況が考えられる。
手順上，全ての低圧注水機能が失われている状況では，原子炉水位が有順に従って原子炉減圧しないまま炉心損傷に至る状況が考えられる。
手順上，全ての低圧注水機能が失われている状況では，原子炉水位が有 ⑤

効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点までは 効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達する時点までは原子炉を減圧しない。この原子炉減圧のタイミングは，原子炉水位が有効 原子炉を減圧しない。この原子炉減圧のタイミングは，原子炉水位が有効
燃料棒頂部以下となった場合，原子炉減圧を遅らせた方が，原子炉圧力容 燃料棒頂部以下となった場合，原子炉減圧を遅らせた方が，原子炉圧力容器内の原子炉冷却材の量を多く維持できるため，原子炉圧力容器の破損に 器内の原子炉冷却材の量を多く維持できるため，原子炉圧力容器破損に至

3.2-9

変更理由

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

至る時間を遅らせることができる一方で，ジルコニウム－水反応が著しく る時間を遅らせることができる一方で，ジルコニウム－水反応等が著しくなる前に原子炉を減圧することで水素ガスの発生量を抑えられることを考 なる前に原子炉を減圧することで水素ガスの発生量を抑えられることを考慮して設定したものである。また，代替自動減圧ロジックは低圧注水系の 慮して設定したものである。また，代替自動減圧ロジックは低圧注水系の起動が作動条件の 1 つであるため，低圧注水系が失われている状況では作 起動が作動条件の一つであるため，低圧注水系が失われている状況では作動しない。
これを考慮し，本評価では評価事故シーケンスに加えて全ての低圧注水機能も失われている状況を想定した。
なお，この評価事故シーケンスへの対応及び事故進展は，「3.3 原子炉

動しない。
これを考慮し，本評価では評価事故シーケンスに加えて全ての低圧注水機能も失われている状況を想定した。
なお，この評価事故シーケンスへの対応及び事象進展は，「3.3 原子炉 ⑤

圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」及び「3.5 溶融炉心・コンクリ 圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」及び「3.5 溶融炉心・コンクリ
ート相互作用」の評価事故シーケンスへの対応及び事故進展と同じものと ート相互作用」の評価事故シーケンスへの対応及び事象進展と同じものとなる。
本格納容器破損モードではプラント損傷状態を TQUX とし，「3.3 原子炉なる。
本格納容器破損モードではプラント損傷状態を TQUX とし，「3.3 原子炉

圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」及び「3.5 溶融炉心・コンクリ 圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」及び「3.5 溶融炉心・コンクリ
ート相互作用」ではプラント損傷状態を TQUV としており，異なるプラント ート相互作用」ではプラント損傷状態を TQUV としており，異なるプラント
状態を選定している。TQUX と TQUV では喪失する設計基準事故対処設備が 状態を選定している。TQUX と TQUV では喪失する設計基準事故対処設備が異なり，原子炉減圧について，TQUV では設計基準事故対処設備である逃が 異なり，原子炉減圧について，TQUV では設計基準事故対処設備である逃がし安全弁の機能に期待し，TQUX では重大事故等対処設備としての逃がし安 し安全弁の機能に期待し，TQUX では重大事故等対処設備としての逃がし安全弁の機能に期待する点が異なる。手順に従う場合，TQUV では原子炉減圧 全弁の機能に期待する点が異なる。手順に従う場合，TQUV では原子炉減圧
機能は維持されているが低圧注水機能を喪失しているため，原子炉水位が 機能は維持されているが低圧注水機能を喪失しているため，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点で逃 有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点で逃がし安全弁の手動開操作によって原子炉を減圧することとなる。また， がし安全弁の手動開操作によって原子炉を減圧することとなる。また，
TQUX は高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱に進展し得るとして選定 TQUX は高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱に進展し得るとして選定したプラント損傷状態であるが，重大事故等対処設備としての逃がし安全 したプラント損傷状態であるが，重大事故等対処設備としての逃がし安全弁に期待し，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上 弁に期待し，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点で逃がし安全弁の手動開操作によって原子炉を減圧 の位置に到達した時点で逃がし安全弁の手動開操作によって原子炉を減圧することにより，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の発生防止を することにより，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の発生防止を図る。
以上のとおり，どちらのプラント損傷状態であっても事象発生から原子図る。
以上のとおり，どちらのプラント損傷状態であっても事象発生から原子 ⑤

炉減圧までの対応は同じとなり，運転員等操作時間やパラメータの変化も 炉減圧までの対応は同じとなり，運転員等操作時間やパラメータの変化も同じとなる。また，原子炉減圧以降も，溶融炉心の挙動に従って一連の流 同じとなる。また，原子炉減圧以降も，溶融炉心の挙動に従って一連の流れで生じる各格納容器破損モードを，定められた一連の手順に従って防止 れで生じる各格納容器破損モードを，定められた一連の手順に従って防止することとなる。このことから，格納容器破損モード「高圧溶融物放出／ することとなる。このことから，格納容器破損モード「高圧溶融物放出／3.2-10

変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由

格納容器雰囲気直接加熱」，「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作 格納容器雰囲気直接加熱」，「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」及び「溶融炉心・コンクリート相互作用」については，１つの評価事 用」及び「溶融炉心・コンクリート相互作用」については，同様のシーケ
故シーケンスへの一連の対応の中で各格納容器破損モードに対する格納容 ンスへの一連の対応の中で各格納容器破損モードに対する格納容器破損防器破損防止対策の有効性を評価する。
本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，止対策の有効性を評価する。
本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化， ⑤

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 燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流及び原子炉圧力容器における冷却材放 化，気液分離（水位変化）・対向流，原子炉圧力容器における冷却材放出
出（臨界流・差圧流），炉心損傷後のリロケーション，原子炉圧力容器内 （臨界流・差圧流），炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーショ
FCI（溶融炉心細粒化），原子炉圧力容器内 FCI（デブリ粒子熱伝達），構造 ン，原子炉圧力容器内 FCI（溶融炉心細粒化），原子炉圧力容器内 FCI（デ材との熱伝達，炉心下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達，原子炉圧力容器 ブリ粒子熱伝達），構造材との熱伝達，下部プレナムでの溶融炉心の熱伝破損が重要現象となる。
よって，これらの現象を適切に評価することが可能であり，原子炉圧力

達並びに原子炉圧力容器破損が重要現象となる。
よって，これらの現象を適切に評価することが可能であり，原子炉圧力 ⑤

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 容器内及び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
シデント総合解析コード MAAP により原子炉圧力等の過渡応答を求める。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本クシデント総合解析コード MAAP により原子炉圧力等の過渡応答を求める。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本評価事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目と 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。

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(2) 有効性評価の条件

本評価事故シーケンス対する初期条件も含めた主要な解析条件を第本評価事故シーケンス対する初期条件も含めた主要な解析条件を第3.2.2 表に示す。また，主要な解析条件について，本評価事故シーケンス 3.2.2 表に示す。また，主要な解析条件について，本評価事故シーケンス
特有の解析条件を以下に示す。
ａ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，給水流量の全喪失が発生するものとする。
(b) 安全機能等の喪失に対する仮定

特有の解析条件を以下に示す。
ａ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，給水流量の全喪失が発生するものとする。
(b) 安全機能等の喪失に対する仮定

高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の機

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

能喪失を，低圧注水機能として低圧注水系の機能喪失を想定する。

3.2-11⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

さらに重大事故等対処設備による原子炉注水にも期待しない※4 もの

さらに重大事故等対処設備による原子炉注水にも期待しない※5 ものとする。これは，炉心損傷前には原子炉を減圧できない状況を想定とする。これは，炉心損傷前には原子炉を減圧できない状況を想定するためである。

するためである。

※4 代替原子炉注水弁（残留熱除去系注入弁）制御不能による低※5 代替原子炉注水弁（残留熱除去系注入弁）制御不能による ⑤

圧代替注水系機能喪失を想定。格納容器下部注水系等，復水

低圧代替注水系機能喪失を想定。格納容器下部注水系等，移送ポンプを用いた原子炉注水以外の緩和機能には期待す

復水移送ポンプを用いた原子炉注水以外の緩和機能には期

る。

待する。

(c) 外部電源

変更理由(c) 外部電源

外部電源は使用できないものと仮定する。

外部電源は使用できないものと仮定する。

本評価事故シーケンスへの事故対応に用いる設備は非常用高圧母本評価事故シーケンスへの事故対応に用いる設備は非常用高圧母 ⑤線に接続されており，非常用ディーゼル発電機からの電源供給が可線に接続されており，非常用ディーゼル発電機からの電源供給が可能であるため，外部電源の有無は事象進展に影響を与えないが，非能であるため，外部電源の有無は事象進展に影響を与えないが，非常用ディーゼル発電機に期待する場合の方が燃料の観点で厳しいこ常用ディーゼル発電機に期待する場合の方が資源の観点で厳しいことを踏まえ，外部電源なしとして設定する。

とを踏まえ，外部電源なしとして設定する。

(d) 高温ガスによる配管等のクリープ破損や漏えい等による影響
原子炉圧力を厳しく評価するため，高温ガスによる配管等のクリープ破損や漏えい等は，考慮しないものとする。

(e) 水素ガス及び酸素ガスの発生
水素ガスの発生については，ジルコニウム－水反応及び溶融炉(d) 高温ガスによる配管等のクリープ破損や漏えい等による影響
原子炉圧力を厳しく評価するため，高温ガスによる配管等のクリープ破損や漏えい等は，考慮しないものとする。

(e) 水素ガス及び酸素ガスの発生
水素ガスの発生については，ジルコニウム－水反応及び溶融炉 ⑤心・コンクリート相互作用を考慮するものとする。なお，解析コー

心・コンクリート相互作用を考慮するものとする。なお，解析コー

ド MAAP では水の放射線分解による水素ガス及び酸素ガスの発生を考ド MAAP の評価結果では水の放射線分解による水素ガス及び酸素ガス

慮していない。このため，水の放射線分解による水素ガス及び酸素の発生を考慮していない。このため，水の放射線分解による水素ガ

ガスの発生量は「3.4 水素燃焼」と同様に，MAAP で得られる崩壊熱

ス及び酸素ガスの発生量は「3.4 水素燃焼」と同様に，解析コードをもとに評価するものとし「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作

MAAP で得られる崩壊熱をもとに評価するものとし「3.5 溶融炉心・用」にてその影響を確認する。

コンクリート相互作用」にてその影響を確認する。

ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号
原子炉スクラムは，主蒸気隔離弁閉信号によるものとする。

ｂ．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。

3.2-12⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前(b) 逃がし安全弁

変更後(b) 逃がし安全弁

逃がし安全弁の逃がし弁機能にて，原子炉冷却材圧力バウンダリ

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。

て，1 個あたり定格主蒸気流量の約 5%を処理するものとする。

(c) 格納容器下部注水系（常設）
原子炉圧力容器の破損前に，格納容器下部注水系（常設）によ
3(c) 格納容器下部注水系（常設）
原子炉圧力容器破損前に，格納容器下部注水系（常設）によりり，90m /h で原子炉格納容器下部に注水し，水位が 2m に到達するま

90m3/h で原子炉格納容器下部に注水し，水位が 2m に到達するまで水で水張りを実施するものとする。

張りを実施するものとする。

原子炉圧力容器が破損して溶融炉心が原子炉格納容器下部に落下

原子炉圧力容器が破損して溶融炉心が原子炉格納容器下部に落下した後は，格納容器下部注水系（常設）により崩壊熱相当の注水をした後は，格納容器下部注水系（常設）により崩壊熱相当の注水を行うものとする。

行うものとする。

(d) 代替格納容器スプレイ冷却系
原子炉圧力容器の破損前は，代替格納容器スプレイ冷却系により3(d) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）により 70m3/h で原子炉格納容器内にスプレイする。原子炉圧力容器

後は，格納容器圧力の抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，130m3/h

破損後は，格納容器圧力及び温度上昇の抑制に必要なスプレイ流量

以上で原子炉格納容器内にスプレイする。

を考慮し，130m3/h 以上で原子炉格納容器内にスプレイする。

代替循環冷却系の循環流量は，原子炉格納容器上部に約⑤

原子炉圧力容器破損前に，代替格納容器スプレイ冷却系（常設） ⑤

70m /h で原子炉格納容器内にスプレイする。原子炉圧力容器の破損(e) 代替循環冷却系※5

変更理由(e) 代替循環冷却系※6
代替循環冷却系の循環流量は，全体で約 190m3/h とし，ドライウ ⑤

140m3/h，原子炉格納容器下部に約 50m3/h で，それぞれ連続スプレ

ェルへ約 140m3/h，原子炉格納容器下部へ約 50m3/h にて流量分配

イ及び連続注水を実施する。

し，それぞれ連続スプレイ及び連続注水を実施する。

※5 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは原子炉補機冷却※6 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは原子炉補機冷却 ⑤系の機能喪失を伴うものではないが，代替循環冷却系による除系の機能喪失を伴うものではないが，代替循環冷却系による除熱量の評価においては，保守的に代替原子炉補機冷却系の設計

熱量の評価においては，保守的に代替原子炉補機冷却系の設計値を用いた。

値を用いる。

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は，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a)

原子炉急速減圧操作は，設計基準事故対処設備による原子ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件は，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a)

原子炉急速減圧操作は，設計基準事故対処設備による原子炉注水機能（非常用炉心冷却系）のみならず，重大事故等対処設備

炉注水機能（非常用炉心冷却系）のみならず，重大事故等対処設備

による原子炉注水機能を含む全ての原子炉注水機能が喪失しているによる原子炉注水機能を含む全ての原子炉注水機能が喪失している

3.2-13

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

場合の運転手順に従い，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料場合の運転手順に従い，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点で開始する。

棒の長さの 10%上の位置に到達した時点で開始する。

(b) 代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作（原(b) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却 ⑤子炉圧力容器の破損前の原子炉格納容器冷却）は，原子炉圧力容

操作（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）は，原子炉器下鏡部温度が300℃に到達したことを確認して開始し，原子炉

圧力容器下鏡部温度が300℃に到達したことを確認して開始し，圧力容器の破損を確認した場合に停止する。

原子炉圧力容器破損を確認した場合に停止する。

(c) 原子炉格納容器下部への注水操作（原子炉圧力容器の破損前の先(c) 格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水 ⑤行水張り）は，原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達したこ

操作（原子炉圧力容器破損前の先行水張り）は，原子炉圧力容器とを確認して開始し，原子炉格納容器下部の水位が2m（総注水量

下鏡部温度が300℃に到達したことを確認して開始し，原子炉格180m3）に到達したことを確認した場合に停止する。

納容器下部の水位が2m（注水量180m3相当）に到達したことを確認した場合に停止する。

(d) 原子炉格納容器下部への注水操作（原子炉圧力容器の破損後の注(d) 格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水 ⑤水）は，原子炉圧力容器の破損を確認した場合に開始する。

操作（原子炉圧力容器破損後の注水）は，原子炉圧力容器破損を確認した場合に開始する。

(e) 代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作（原(e) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却 ⑤子炉圧力容器の破損後の原子炉格納容器冷却）は，格納容器圧力操作（原子炉圧力容器破損後の原子炉格納容器冷却）は，格納容が0.465MPa[gage]又は格納容器温度が190℃に到達した場合に開器圧力が0.465MPa[gage]又は格納容器温度が190℃に到達した場始する。なお，格納容器スプレイは，代替原子炉補機冷却系の準合に開始する。なお，格納容器スプレイは，代替原子炉補機冷却

備時間を考慮し，事象発生から約20時間後に停止するものとす

系の準備時間を考慮し，事象発生から約20時間後に停止するもの

る。

とする。

(f) 代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱操作※6は，代替循環冷(f) 代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱操作※7は，代替循環冷 ⑤

却系への切替えの準備時間等を考慮し，格納容器スプレイ停止か却系への切替えの準備時間等を考慮し，格納容器スプレイ停止から0.5時間後の，事象発生から20.5時間後から開始するものとすら0.5時間後の，事象発生から20.5時間後から開始するものとする。

る。

※6 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは原子炉補機冷却※7 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは原子炉補機冷却 ⑤系の機能喪失を伴うものではないが，代替循環冷却系による除系の機能喪失を伴うものではないが，代替循環冷却系による除熱は保守的に代替原子炉補機冷却系を用いて実施するものと熱は保守的に代替原子炉補機冷却系を用いて実施するものと3.2-14

変更理由

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

し，除熱操作の開始は，代替原子炉補機冷却系の準備に要する

し，除熱操作の開始は，代替原子炉補機冷却系の準備に要する

時間を設定した。

時間を設定する。

(3) 有効性評価（Cs-137 の放出量評価）の条件(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a.

ていたものとする。その運転時間は，燃料を約 1/4 ずつ取り替えていく場合の平衡炉心を考え，最高 50,000 時間とする。

ていく場合の平衡炉心を考え，最高 50,000 時間とする。
b.

ては，炉内に内蔵されている核分裂生成物が事象進展に応じた割合で原子炉格納容器内に放出※7

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 ⑤ては，原子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※8 されるものとする。

されるものとする。

※7 セシウムの原子炉格納容器内への放出割合については，本評※8 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 ⑤

価事故シーケンスにおいては MAAP 解析の方が NUREG-1465 よ事故シーケンスにおいては解析コード MAAP の評価結果の方がり大きく算出する。

NUREG-1465 より大きく算出する。

(c) 原子炉格納容器内に放出された Cs-137 に対しては，格納容器ス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 ⑤

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

レイやサプレッション・チェンバのプール水でのスクラビングによる除去効果を考慮する。

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。
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)

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(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

a)

変更理由

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。

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(b) 非常用ガス処理系による原子炉建屋の設計負圧が維持されて ②（非常用ガス処理系の位置づけいることを想定し，設計換気率 0.5 回/日相当を考慮する。

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。

変更に伴う反映）③（R/B換気率の見直し）(c) 原子炉建屋内での放射能の時間減衰は考慮せず，また，原子炉建屋内での粒子状物質の除去効果は保守的に考慮しない。

（添付資料 3.2.3）（添付資料 3.2.2）

3.2-15⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前(4) 有効性評価の結果
本評価事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位，格納容器圧

変更後(4) 有効性評価の結果
本評価事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内 ⑤

力，格納容器温度，サプレッション・チェンバ・プール水位及び注水流量 外水位），格納容器圧力，格納容器温度，サプレッション・チェンバ・プ
の推移を第3.2.7図から第3.2.12図に示す。
ａ．事象進展事象発生後，全ての設計基準事故対処設備による原子炉注水機能（非ール水位及び注水流量の推移を第3.2.7図から第3.2.12図に示す。
ａ．事象進展事象発生後，全ての設計基準事故対処設備による原子炉注水機能（非 ⑤

常用炉心冷却系）が機能喪失し，重大事故等対処設備による原子炉注水

常用炉心冷却系）が機能喪失し，重大事故等対処設備による原子炉注水機能についても使用できないものと仮定することから，原子炉水位は急機能についても使用できないものと仮定することから，原子炉水位は急速に低下する。水位低下により炉心が露出し，事象発生から約 1.0 時間速に低下する。水位低下により炉心が露出し，事象発生から約 1.0 時間

後に炉心損傷に至る。原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長後に炉心損傷に至る。原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点（事象発生から約 1.4 時間後）で，中さの 10%上の位置に到達した時点（事象発生から約 1.4 時間後）で，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁 2 個を手動開することで，央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁 2 個を手動で開放すること

原子炉急速減圧を実施する。原子炉減圧後の低圧代替注水系（常設）にで，原子炉急速減圧を実施する。原子炉減圧後の低圧代替注水系（常よる原子炉注水は実施しないものと仮定するため，事象発生から約 7.0

設）による原子炉注水は実施しないものと仮定するため，事象発生から時間後に原子炉圧力容器の破損に至る。

約 7.0 時間後に原子炉圧力容器破損に至る。

事象発生から約 3.7 時間後，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到事象発生から約 3.7 時間後，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到 ⑤達した時点で，格納容器下部注水系（常設）による原子炉圧力容器の破達した時点で，格納容器下部注水系（常設）による原子炉圧力容器破損

損前の原子炉格納容器下部への水張りを開始すると同時に，代替格納容

前の原子炉格納容器下部への水張りを開始すると同時に，代替格納容器

器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却を行うことにより格納容器

スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却を行うことにより格温度の上昇を抑制する。格納容器下部注水系（常設）による注水流量を

納容器温度の上昇を抑制する。格納容器下部注水系（常設）による注水

3

約 90m /h とし，水位が 2m に到達するまで約 2 時間の注水を実施するこ流量を約 90m3/h とし，水位が 2m に到達するまで約 2 時間の注水を実施とで原子炉格納容器下部に 2m 以上の水位を確保し，事象発生から約 5.7することで原子炉格納容器下部に 2m の水位を確保し，事象発生から約時間後に原子炉格納容器下部への水張りを停止する。

5.7 時間後に原子炉格納容器下部への水張りを停止する。

原子炉圧力容器が破損し，溶融炉心が原子炉格納容器下部の水位約 2m

原子炉圧力容器が破損し，溶融炉心が原子炉格納容器下部の水位約 2m ⑤の水中に落下する際に，溶融炉心から冷却材への伝熱が起こり，水蒸気の水中に落下する際に，溶融炉心から原子炉冷却材への伝熱が起こり，が発生することに伴う圧力上昇が生じる。

水蒸気が発生することに伴う圧力上昇が生じる。

3.2-16

変更理由

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

溶融炉心が原子炉格納容器下部に落下した後は，格納容器下部注水系

溶融炉心が原子炉格納容器下部に落下した後は，格納容器下部注水系（常設）により原子炉格納容器下部に崩壊熱相当の注水を継続的に行（常設）により原子炉格納容器下部に崩壊熱相当の注水を継続的に行い，溶融炉心を冷却する。

い，溶融炉心を冷却する。

崩壊熱が原子炉格納容器内に蒸気として放出されるため，格納容器圧

崩壊熱が原子炉格納容器内に蒸気として放出されるため，格納容器圧 ⑤

力は急激に上昇する。格納容器圧力が 0.465MPa[gage]に到達した時点で力は急激に上昇する。格納容器圧力が 0.465MPa[gage]に到達した時点で代替格納容器スプレイ冷却系の流量を 130m3/h 以上にすることにより，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）の流量を 130m3/h 以上にすること

格納容器圧力及び温度の上昇は抑制される。

により，格納容器圧力及び温度の上昇は抑制される。

事象発生から 20.5 時間が経過した時点で，代替原子炉補機冷却系によ事象発生から 20.5 時間が経過した時点で，代替原子炉補機冷却系による代替循環冷却系の運転を開始する。代替循環冷却系により，格納容器

る代替循環冷却系の運転を開始する。代替循環冷却系により，格納容器

圧力及び温度の上昇は抑制され，その後，徐々に低下するとともに，原圧力及び温度の上昇は抑制され，その後，徐々に低下するとともに，原

子炉格納容器下部の溶融炉心は安定的に冷却される。

子炉格納容器下部の溶融炉心は安定的に冷却される。

なお，事象発生から約 7.0 時間後の原子炉圧力容器の破損までは，逃

なお，事象発生から約 7.0 時間後の原子炉圧力容器破損までは，逃が ⑤がし安全弁によって原子炉圧力を 2.0MPa 以下に維持することが必要となし安全弁によって原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に維持することが必要

るが，炉心損傷後の原子炉圧力容器から逃がし安全弁を通ってサプレッとなるが，炉心損傷後の原子炉圧力容器から逃がし安全弁を通ってサプ

ション・チェンバへ放出される高温流体や格納容器温度等の熱的影響を

レッション・チェンバへ放出される高温流体や格納容器温度等の熱的影考慮しても，逃がし安全弁は確実に開状態を維持することが可能であ響を考慮しても，逃がし安全弁は確実に開状態を維持することが可能でる。

ある。
（添付資料 3.2.1）

ｂ．評価項目等
原子炉圧力容器の破損直前の原子炉圧力は約 0.3MPa[gage]であり，2.0MPa[gage]以下に低減されている。
本評価では，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に（添付資料 3.2.1）
ｂ．評価項目等
原子炉圧力容器破損直前の原子炉圧力は約 0.3MPa[gage]であり，2.0MPa[gage]以下に低減されている。
本評価では，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に ⑤示す(4)の評価項目について，原子炉圧力を評価項目への対策の有効性示す(4)の評価項目について，原子炉圧力をパラメータとして対策の有を確認するためのパラメータとして対策の有効性を確認した。なお，本効性を確認した。なお，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の評価事故シーケンスと同じ評価事故シーケンスで，「1.2.2.2 有効性を設定」に示す(5)及び(8)の評価項目については「3.3 原子炉圧力容器外確認するための評価項目の設定」に示す(5)及び(8)の評価項目を評価しの溶融燃料－冷却材相互作用」及び「3.5 溶融炉心・コンクリート相互ているが，その評価結果については「3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料作用」にて評価項目を満足することを確認している。また，原子炉格納－冷却材相互作用」及び「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」にお容器下部に落下した溶融炉心及び原子炉格納容器の安定状態維持についいて評価項目を満足することを確認している。また，原子炉格納容器下ては「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」にて確認している。

3.2-17

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由

部に落下した溶融炉心及び原子炉格納容器の安定状態維持については「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」にて確認している。
なお，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す

なお，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目については「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負(1)から(3)の評価項目については「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において，選定された評価事故シーケ

荷（格納容器過圧・過温破損）」において，選定された評価事故シーケ

ンスに対して対策の有効性を確認しているが，溶融炉心が原子炉格納容

ンスに対して対策の有効性を確認しているが，溶融炉心が原子炉格納容器下部に落下した場合については，本評価において，「1.2.2.2 有効性

器下部に落下した場合については，本評価において，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目についを確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について対策の有効性を確認できる。

て対策の有効性を確認できる。

ここで，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す

ここで，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す ③（PCV貫通部のDF見直し及びR/B(3)の評価項目について，本評価についての対策の有効性を確認する。

(3)の評価項目については，原子炉格納容器が健全であるため，原子炉

換気率の見直しに伴う評価の本評価では，原子炉格納容器が健全であるため，原子炉格納容器から原格納容器から原子炉建屋への放射性物質の漏えい量は制限され，また，見直し）

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

大気中へはほとんど放出されないものと考えられる。これは，原子炉建 ⑤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，

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

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，での重力沈降や水蒸気の凝縮に伴い，原子炉建屋内に沈着すると考えら

原子炉建屋内に沈着すると考えられるためである。原子炉建屋内での放れるためである。仮に原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいを

射性物質の時間減衰及び粒子状放射性物質の除去効果等を保守的に考慮-3想定すると，漏えい量は約 2.7×10 TBq（7 日間）（暫定値）となり，せず，原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいを想定した場合，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(3)の評価

漏えい量は約 2.5TBq（7 日間）となり，100TBq を下回る。

項目を満足する。この評価結果は「3.1.3 代替循環冷却系を使用しない

事象発生からの 7 日間以降，Cs-137 の漏えいが継続した場合の影響評 ③（長期的なCs-137放出の影響確場合」の評価結果に比べて十分に小さな値であることから，原子炉建屋価を行ったところ，約 2.6TBq(30 日間)及び約 2.6TBq(100 日間) であ認のため7日間以降のCs-137

から大気中への放射性物質の漏えい量は「3.1.3 代替循環冷却系を使用

り，100TBq を下回る。

放出量評価を追加実施）

しない場合」の評価結果に対して無視できる程度であることを確認でき（添付資料 3.5.1，3.2.2，3.2.3）

る。
（添付資料 3.5.1，3.2.2，3.2.3）
3.2.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価

3.2.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員

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。

操作時間余裕を評価するものとする。

3.2-18

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱では，設計基準事故対処設備

変更後
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」で ⑤による原子炉注水機能（非常用炉心冷却系）のみならず，重大事故等対処 は，設計基準事故対処設備による原子炉注水機能（非常用炉心冷却系）の設備による原子炉注水機能を含む全ての原子炉注水機能が喪失して炉心損 みならず，重大事故等対処設備による原子炉注水機能を含む全ての原子炉傷に至り，原子炉圧力容器が破損する前に手動操作により原子炉減圧を行 注水機能が喪失して炉心損傷に至り，原子炉圧力容器が破損する前に手動
うことが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は， 操作により原子炉減圧を行うことが特徴である。
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

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 ⑤な影響を与えると考えられる操作として，原子炉急速減圧操作及び代替格 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納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器の えられる操作として，原子炉急速減圧操作及び代替格納容器スプレイ冷却
破損前の原子炉格納容器冷却）とする。

系（常設）による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）とする。

ここで，本評価事故シーケンスの有効性評価における不確かさとして本評価事故シーケンスの有効性評価における不確かさとしては，リロケ ⑤は，炉心溶融開始後の溶融炉心の移動（リロケーション）が挙げられる。 ーション（炉心溶融開始後の溶融炉心の移動）が挙げられる。これに対しこれに対しては，原子炉水位を監視し，原子炉水位が有効燃料棒底部から ては，原子炉水位を監視し，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒
有効燃料棒の長さの 10%上の位置に達した時点で原子炉急速減圧を行うと の長さの 10%上の位置に達した時点で原子炉急速減圧を行うといった，徴
いった，徴候を捉えた対応を図ることによって，リロケーションが発生す 候を捉えた対応を図ることによって，炉心下部プレナムへの溶融炉心移行る前に速やかに 2.0MPa[gage]を十分下回る圧力まで原子炉を減圧可能であ が発生する前に速やかに 2.0MPa[gage]を十分下回る圧力まで原子炉を減圧ることを確認している。

可能であることを確認している。

(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価

本格納容器破損モードにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象と本格納容器破損モードにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すと 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

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 ⑤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

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（ヒートアップ時のを確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム－水反燃料被覆管表面積感度解析）では，炉心溶融時間に対する感度及び炉応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間及び炉心下部

心下部プレナムへのリロケーション開始時間に対する感度は小さいこ

プレナムへの溶融炉心移行の開始時間に対する感度は数分程度であとが確認されている。本評価事故シーケンスにおいては，設計基準事り，影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，

3.2-19変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

故対処設備による原子炉注水機能（非常用炉心冷却系）のみならず，

重大事故等対処設備を含む全ての原子炉への注水機能が喪失すること

重大事故等対処設備による原子炉注水機能を含む全ての原子炉注水機を想定しており，最初に実施すべき操作は原子炉水位が有効燃料棒底能が喪失することを想定しており，最初に実施すべき操作は原子炉水部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点の原子炉減圧位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した操作であり，また，燃料被覆管温度等を操作開始の起点としている運時点の原子炉減圧操作となり，燃料被覆管温度等によるパラメータを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。

変更理由

操作開始の起点としている操作ではないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
また，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点で代替格 ⑤（代替格納容器スプレイ冷却系
納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作（原子（常設）による原子炉格納容器

炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）を実施するが，炉心下部プ冷却に関する記載を追加）

レナムへの溶融炉心移行の開始時間の不確かさは小さく，炉心下部プ
レナムへ溶融炉心が移行した際の原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇は急峻であることから，原子炉圧力容器下鏡部温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器
冷却操作（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）に係る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

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 ⑤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

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解析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SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析コード MAAP の評価

位低下について，一時的により低い水位に到達することが確認されて結果の方が保守的であることを確認している。このため，原子炉水位

おり，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上のが有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達する時

位置に到達する時間が早まる可能性があるが，数分程度の差違である間が早まる可能性があるが，数分程度の差異であることから，運転員ことから運転員等操作時間に与える影響は小さい。

等操作時間に与える影響は小さい。

炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材と炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材と ⑤（代替格納容器スプレイ冷却系の熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についの熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故につい（常設）による原子炉格納容器ての再現性が確認されている。また，炉心崩壊に至る温度の感度解析ての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低冷却に関する記載を追加）

より原子炉圧力容器の破損時間に対する感度は小さいことが確認され下させた感度解析により原子炉圧力容器破損時間に与える影響は小さている。本評価事故シーケンスでは，リロケーションが発生する前にいことを確認している。リロケーションの影響を受ける可能性がある

運転員等操作により原子炉の急速減圧を実施することから，運転員等操作としては，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点で操作時間に与える影響はない。

の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操

3.2-20まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後
作（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）があるが，炉心下部プレナムへの溶融炉心移行の開始時間の不確かさは小さく，炉心下部プレナムへ溶融炉心が移行した際の原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇は急峻であることから，原子炉圧力容器下鏡部温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。

炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内 FCI（溶融

炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内 FCI（溶融 ⑤

炉心細粒化）及び原子炉圧力容器内 FCI（デブリ粒子熱伝達）の不確

炉心細粒化）及び原子炉圧力容器内 FCI（デブリ粒子熱伝達）の不確かさとして，原子炉圧力容器内 FCI を起点に操作開始する運転員等操かさとして，下部プレナムでの溶融炉心の挙動に関する感度解析によ作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

り，原子炉圧力容器破損時の原子炉圧力に与える影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器内 FCI を
操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操
作時間に与える影響はない。

炉心損傷後の炉心下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達の不確かさと炉心損傷後の原子炉圧力容器における炉心下部プレナムでの溶融炉 ⑤して，炉心下部プレナムと炉心デブリの熱伝達に関する感度解析によ

心の熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故につり，原子炉圧力容器破損時間等の事象進展に対する感度が小さいこと

いての再現性を確認している。また，炉心下部プレナムと溶融炉心のを確認していることから，下部ヘッドの温度上昇を起点とする，代替

熱伝達に関する感度解析により原子炉圧力容器破損時間に与える影響

格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力は小さいことを確認している。炉心下部プレナムでの溶融炉心の熱伝容器の破損前の原子炉格納容器冷却）の開始に与える影響は小さい。

達の不確かさの影響を受ける可能性がある操作としては，原子炉圧力さらに，下部ヘッド温度上昇（300℃到達）は事象発生開始から，約

容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点での代替格納容器スプレイ冷

3.7 時間後の操作であり，多少の挙動の差異が生じた場合においても却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損前

十分な時間余裕があることから，運転員等操作時間に与える影響はなの原子炉格納容器冷却）があるが，炉心下部プレナムでの溶融炉心のい。

熱伝達の不確かさは小さいことから，原子炉圧力容器下鏡部温度を操
作開始の起点としている代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。

3.2-21

変更理由①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

炉心損傷後の原子炉圧力容器破損の不確かさとして，制御棒駆動機

変更理由

炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器破損の不確か ⑤

構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）に対さとして，制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大する感度解析により，最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器

ひずみ（しきい値）に関する感度解析により最大ひずみを低下させた

破損時間が早まることを確認している。本評価事故シーケンスへの対場合に原子炉圧力容器破損時間が早まることを確認している。本評価

応では原子炉圧力容器破損を起点に操作開始する運転員等操作はない

事故シーケンスでは，原子炉圧力容器破損を操作開始の起点としていことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

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（添付資料 3.2.4）

い。
（添付資料 3.2.4）

ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸

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 ⑤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

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（ヒートアップ時のを確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム－水反燃料被覆管表面積感度解析）では，炉心溶融時間に対する感度及び炉応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間及び炉心下部

心下部プレナムへのリロケーション開始時間に対する感度は小さいこ

プレナムへの溶融炉心移行の開始時間への感度は数分程度であり，影とが確認されている。本評価事故シーケンスでは，原子炉水位が有効

響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉

燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点での水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達し運転員等操作による原子炉急速減圧によって速やかに原子炉圧力をた時点での運転員等操作による原子炉急速減圧によって速やかに原子

2.0MPa[gage]以下に低減し，原子炉圧力容器の破損時の原子炉圧力を

炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に低減し，原子炉圧力容器破損時の原子炉

2.0MPa[gage]以下に維持しているため，上記の不確かさが運転員等操圧力を 2.0MPa[gage]以下に維持しているため，運転員等操作時間に与

作時間に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は

える影響はない。

ない。

炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）・対向

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 ⑤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

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解析コードとの比較により，原子炉急速減圧後の水位上昇及び蒸気流出の継続に

SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析コード MAAP の評価

よる水位低下について，一時的により低い水位に到達することが確認結果の方が保守的であることを確認している。このため，原子炉水位されており，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さのが有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達する時10%上の位置に到達する時間が早まる可能性があるが，数分程度の差間が早まる可能性があるが，数分程度の差異であり，原子炉急速減圧違であること及び原子炉急速減圧操作後に原子炉圧力は速やかに低下

操作後に原子炉圧力は速やかに低下することから，評価項目となるパすることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

ラメータに与える影響は小さい。

3.2-22

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材と変更理由

炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材と ⑤の熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についの熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性が確認されており，炉心崩壊に至る温度の感度解析より原ての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低子炉圧力容器の破損時間に対する感度は小さいことを確認している。

下させた感度解析により炉心溶融時間に与える影響は小さいことを確

本評価事故シーケンスでは，リロケーションが発生する前に運転員等認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器が破損する

操作により原子炉急速減圧操作を実施し，操作開始後原子炉圧力は速前に，十分な時間余裕をもって手動減圧により原子炉圧力をやかに低下することから，評価項目となるパラメータに与える影響は2.0MPa[gage]以下に維持していることから，評価項目となるパラメー

ない。

タに与える影響はない。

炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内 FCI（溶融

炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内 FCI（溶融 ⑤

炉心細粒化）及び原子炉圧力容器内 FCI（デブリ粒子熱伝達）の不確

炉心細粒化）及び原子炉圧力容器内 FCI（デブリ粒子熱伝達）の不確かさとして，原子炉圧力容器内 FCI を起点に操作開始する運転員等操かさとして，下部プレナムでの溶融炉心の挙動に関する感度解析によ作はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

り，原子炉圧力容器破損時の原子炉圧力に与える影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器が破損する前に，十分な時間余裕をもって手動減圧により原子炉圧力を2.0MPa[gage]以下に維持していることから，評価項目となるパラメー
タに与える影響はない。

炉心損傷後の炉心下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達の不確かさと炉心損傷後の原子炉圧力容器における炉心下部プレナムでの溶融炉 ⑤して，炉心下部プレナムと炉心デブリの熱伝達に関する感度解析によ

心の熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故につり，原子炉圧力容器破損時間等の事象進展に対する感度が小さいこと

いての再現性を確認している。また，炉心下部プレナムと溶融炉心のを確認していることから，解析コードの不確かさが評価項目となるパ

熱伝達に関する感度解析により原子炉圧力容器破損時間に与える影響

ラメータに与える影響は小さい。

は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

炉心損傷後の原子炉圧力容器破損の不確かさとして，制御棒駆動機

炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器破損の不確か ⑤

構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）に対さとして，制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大する感度解析により，最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器

ひずみ（しきい値）に関する感度解析により最大ひずみを低下させた

破損が早まることを確認しているが，溶融燃料の落下時間への影響は

場合に原子炉圧力容器破損が早まることを確認しているが，原子炉圧小さく，解析コードの不確かさが評価項目となるパラメータに与える力容器破損（事象発生から約 7 時間後）に対して早まる時間はわずか

影響は小さい。

であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料 3.2.4）（添付資料 3.2.4）

3.2-23

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

(2) 解析条件の不確かさの影響評価

変更理由(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

ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件

初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第3.2.2表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条

3.2.2表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たって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

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。

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(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

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 ⑤に対して最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件のに対して最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，解析条件の不不確かさとして，最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも

確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなるため，原子炉水位の壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉低下が緩やかになり，有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの10%

水位の低下は緩和されるが，操作手順（原子炉水位に応じて急速減上の位置到達を操作開始の起点としている原子炉急速減圧操作の開圧を実施すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に始が遅くなる。

与える影響はない。また，原子炉圧力容器破損に至るまでの事象進（添付資料3.2.4）

展は緩和されるが，操作手順（原子炉圧力容器下鏡部温度に応じて原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器
冷却）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，原子炉水位及び炉心流量は，解析条件の ⑤
不確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得る
が，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
（添付資料3.2.4）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
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(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 ⑤に対して最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件のに対して最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，解析条件の不不確かさとして，最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも

確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩小さくなる。本評価事故シーケンスでは，運転員等操作による原子壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉

3.2-24

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

炉急速減圧により，原子炉圧力容器の破損時の原子炉圧力を水位の低下は緩和され，原子炉急速減圧操作の開始が遅くなるが，2.0MPa[gage]以下に低減しており，最確条件とした場合には原子炉

原子炉圧力容器破損も遅くなり，原子炉急速減圧操作開始後に原子水位の低下が緩やかになり，原子炉急速減圧操作の開始が遅くなる

炉圧力は速やかに低下することから，評価項目となるパラメータにが，原子炉圧力容器の破損時間についても遅くなると考えられるこ

与える影響はない。

と，原子炉急速減圧開始後に原子炉圧力は速やかに低下することか
ら，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
（添付資料3.2.4）
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位及び炉心流量は，解析条件の ⑤
不確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得る
が，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料3.2.4）
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配 ⑤員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操「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

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

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

に示す。

す。

(a) 運転員等操作時間に与える影響(a) 運転員等操作時間に与える影響

操作条件の原子炉急速減圧操作は，解析上の操作開始時間として操作条件の原子炉急速減圧操作は，解析上の操作時間として原子 ⑤

原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの10%上の位置

炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの10%上の位置に到に到達した時点で開始（事象発生から約1.4時間後）を設定してい達時（事象発生から約1.4時間後）を設定している。運転員等操作る。運転員等操作時間に与える影響として，原子炉水位が有効燃料時間に与える影響として，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃

棒底部から有効燃料棒の長さの10%上の位置に到達するまでには事

料棒の長さの10%上の位置に到達するまでに事象発生から約1.4時間

象発生から約1.4時間の時間余裕があり，また，原子炉急速減圧操の時間余裕があり，また，原子炉急速減圧操作は原子炉水位の低下

作は原子炉水位の低下傾向を監視しながらあらかじめ準備が可能で傾向を監視しながらあらかじめ準備が可能であり，実態の操作開始あることから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であ

時間は解析上の設定とほぼ同等であるため，操作開始時間に与える

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

影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。

及び解析条件の不確かさ（操作条件を除く）により操作開始時間は

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

3.2-25

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

遅れる可能性があるが，中央制御室で行う作業であり，他の操作とさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行うの重複もないことから，他の操作に与える影響はない。

作業であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。

操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格 ⑤

却操作（原子炉圧力容器の破損前の原子炉格納容器冷却）は，解析

納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）上の操作開始時間として原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達は，解析上の操作開始時間として原子炉圧 力容器下鏡部温度がしたことを確認して開始（事象発生から約3.7時間後）を設定して300℃に到達したことを確認しての開始を設定している。運転員等いる。運転員等操作時間に与える影響として，原子炉圧力容器下鏡

操作時間に与える影響として，原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃

部温度が300℃に到達するまでには事象発生から約3.7時間の時間余に到達するまでに事象発生から約3.7時間の時間余裕がある。ま裕があり，また，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容

た，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷器冷却操作は原子炉圧力容器下鏡温度を監視しながらあらかじめ準

却操作は原子炉圧力容器下鏡部温度を監視しながらあらかじめ準備備が可能であることから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほが可能であり，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であ

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，るため，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操解析コード及び解析条件の不確かさ（操作条件を除く）により操作

作時間に与える影響も小さい。当該操作は，解析コード及び解析条

開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う作業であり，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

また，他の並列操作を加味して操作の所要時間を算定しているた性があるが，中央制御室で行う作業であり，また，他の並列操作をめ，他の操作に与える影響はない。

加味して操作の所要時間を算定していることから，他の操作に与え（添付資料3.2.4）

る影響はない。
（添付資料3.2.4）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響(b) 評価項目となるパラメータに与える影響

操作条件の原子炉急速減圧操作における，運転員等操作時間に与操作条件の原子炉急速減圧操作は，運転員等操作時間に与える影 ⑤

える影響については，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同響として，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

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。

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操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格 ⑤

却操作（原子炉圧力容器の破損前の原子炉格納容器冷却）におけ

納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）る，運転員等操作時間に与える影響については，実態の操作開始時

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

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

メータに与える影響は小さい。

タに与える影響は小さい。
（添付資料3.2.4）（添付資料3.2.4）

3.2-26

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

(3) 操作時間余裕の把握

変更理由(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

操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目と ⑤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 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し，その結果を以下に示す。

余裕を確認し，その結果を以下に示す。

操作条件の原子炉急速減圧操作については，原子炉圧力容器の破損まで

操作条件の原子炉急速減圧操作については，原子炉圧力容器破損までに ⑤に完了する必要があるが，原子炉圧力容器の破損までの時間は事象発生か 完了する必要があるが，原子炉圧力容器破損までの時間は事象発生から約ら約7.0時間あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作

7.0時間あり，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器 ⑤（原子炉圧力容器の破損前の原子炉格納容器冷却）については，原子炉圧 冷却操作（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）については，原力容器下鏡部温度が300℃に到達後，速やかに実施することが望ましい 子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達後，速やかに実施することが望まが，原子炉圧力容器の破損前は，本操作が実施できないものと仮定して しいが，原子炉圧力容器破損前は，本操作が実施できないと仮定しても，も，格納容器圧力及び格納容器温度が格納容器限界圧力及び格納容器限界 格納容器圧力及び温度が原子炉格納容器の限界圧力及び限界温度に到達す
温度に到達することは無く，逃がし安全弁による原子炉減圧機能維持も可 ることはなく，逃がし安全弁による原子炉減圧機能維持も可能であること
能であることから，時間余裕がある。

から，時間余裕がある。
（添付資料3.2.4）(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等（添付資料3.2.4）(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等 ⑤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 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 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 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 るパラメータに与える影響は小さい。このほか，評価項目となるパラメーに対して，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 タに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時余裕がある。

間余裕がある。

3.2.4 要員及び資源の確保

3.2.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価(1) 必要な要員の評価

格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」にお⑤

格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」にお ⑤

い て ， 6 号 及 び 7 号 炉 同 時 の 重 大 事 故 等 対 策 時 に 必 要 な 要 員 は ， いて，6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策時における事象発生 10 時間ま「3.2.1(3) 格納容器破損防止対策」に示すとおり 28 名であり，「6.2 重 でに必要な要員は，「3.2.1(3) 格納容器破損防止対策」に示すとおり 28
大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している当直長，当直副 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

3.2-27

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

長，運転員及び緊急時対策要員等の 72 名で対処可能である。
また，事象発生 10 時間以降に必要な参集要員は 26 名であり，発電所構

変更理由

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。

外から 10 時間以内に参集可能な要員の 106 名で確保可能である。

(2) 必要な資源の評価(2) 必要な資源の評価

格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」にお格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2) 資源の評価条件」の条件 いて，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価している。その結果を以下に示す。

にて評価している。その結果を以下に示す。

ａ．水源

ａ．水源

低圧代替注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水及び代替

低圧代替注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水及び代替 ③（水源評価における単位換算時

格納容器スプレイ冷却系による代替格納容器スプレイは，7日間の対応

格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器スプレイは，7日間のを考慮すると，号炉あたり合計約2,600m3の水が必要となる。6号及び7号

対応を考慮すると，号炉あたり約2,700m3の水が必要となる。6号及び7号 ⑤炉の同時被災を考慮すると，合計約5,200m3の水が必要である。水源とし炉の同時被災を考慮すると，合計約5,400m3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）

水を，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）により復水貯蔵槽へ給水するこ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日間なく復水貯蔵槽を水源とした7日間の注水継続実施が可能となる。ここの注水継続実施が可能となる。ここで，復水貯蔵槽への補給の開始を事で，復水貯蔵槽への補給の開始を12時間としているが，これは，可搬型

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

設備を12時間以内に使用できなかった場合においても，その他の設備に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。

等に対応できるよう設定しているものである。

（添付資料 3.2.5）
ｂ．燃料
非常用ディーゼル発電機による電源供給については，事故発生後7日の水温の条件変更）（添付資料 3.2.5）
ｂ．燃料
非常用ディーゼル発電機による電源供給については，事象発生後7日 ②（免振重要棟の位置づけ変更に

間最大負荷で運転した場合，号炉あたり約751kLの軽油が必要となる。

間最大負荷で運転した場合，号炉あたり約753kLの軽油が必要となる。

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

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 ③（燃料試験結果の反映）

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 ④（燃費修正）

転を想定すると，7日間の運転継続に号炉あたり約10kLの軽油が必要と転を想定すると，7日間の運転継続に号炉あたり約15kLの軽油が必要と ⑤なる。本評価事故シーケンスの評価では取水機能の喪失は想定していななる。本評価事故シーケンスでは取水機能の喪失は想定していないが，いが，仮に取水機能が喪失して代替原子炉補機冷却系による原子炉格納仮に取水機能が喪失して代替原子炉補機冷却系による原子炉格納容器除3.2-28

伴う反映）

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

容器除熱を想定し，事象発生後7日間代替原子炉補機冷却系専用の電源熱を想定し，事象発生後7日間代替原子炉補機冷却系専用の電源車を運車を運転した場合，号炉あたり約37kLの軽油が必要となる。代替原子炉

転した場合，号炉あたり約37kLの軽油が必要となる。代替原子炉補機冷

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

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

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

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

ると，7日間の運転継続に号炉あたり約11kLの軽油が必要となる。5号炉る。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

原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポスト

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

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。

ると，7日間の運転継続に合計約13kLの軽油が必要となる（6号及び7号（6号及び7号炉 合計 約1,735kL）

炉合計約1,645kL）。

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

変更理由

6 号及び 7 号炉の各軽油タンク（約 1020kL）にて合計約 2,040kL の軽 ②（免振重要棟の位置づけ変更に

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油を保有しており，これらの使用が可能であることから，可搬型代替注

ら，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への給水，非常水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への給水，非常用ディーゼル発電 ⑤用ディーゼル発電機による電源供給，代替原子炉補機冷却系の運転，免機による電源供給，代替原子炉補機冷却系の運転，5 号炉原子炉建屋内

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

緊急時対策所用可搬型電源設備による電源供給及びモニタリング・ポス

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

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。

能である。

伴う反映）

（添付資料 3.2.6）（添付資料 3.2.6）

ｃ．電源

ｃ．電源

外部電源は使用できないものと仮定し，各号炉の非常用ディーゼル発

外部電源は使用できないものと仮定し，各号炉の非常用ディーゼル発

電機によって給電を行うものとする。6 号及び 7 号炉において重大事故

電機によって給電を行うものとする。6 号及び 7 号炉において重大事故等対策時に必要な負荷は，各号炉の非常用ディーゼル発電機負荷に含ま等対策時に必要な負荷は，各号炉の非常用ディーゼル発電機負荷に含まれることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給が可能である。

れることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給が可能である。

また，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリ

また，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタ ②（免振重要棟の位置づけ変更に

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

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

である。

能である。

3.2.5 結論
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」で3.2.5 結論
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」で ⑤は，運転時の異常な過渡変化又は全交流動力電源喪失が発生するととも は，運転時の異常な過渡変化又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，原子炉 に，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，原子炉
圧力容器が高い圧力の状況で損傷し，溶融炉心，水蒸気及び水素ガスが急 圧力容器が高い圧力の状況で損傷し，溶融炉心，水蒸気及び水素ガスが急

3.2-29伴う反映）

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

速に放出され，原子炉格納容器に熱的・機械的な負荷が発生して原子炉格 速に放出され，原子炉格納容器に熱的・機械的な負荷が発生して原子炉格
納容器破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「高圧溶融物放 納容器の破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「高圧溶融物
出／格納容器雰囲気直接加熱」に対する格納容器破損防止対策としては， 放出／格納容器雰囲気直接加熱」に対する格納容器破損防止対策として逃がし安全弁による原子炉減圧手段を整備している。

は，逃がし安全弁による原子炉減圧手段を整備している。

格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の評

格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の評

価事故シーケンス「過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗＋炉心損傷 価事故シーケンス「過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗（＋DCH発生）」について，有効性評価を行った。
上記の場合においても，逃がし安全弁の手動開操作による原子炉減圧に後の原子炉減圧失敗（＋DCH発生）」について，有効性評価を行った。
上記の場合においても，逃がし安全弁の手動開操作による原子炉減圧に ⑤より，原子炉圧力容器の破損時の原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に低減す より，原子炉圧力容器破損時の原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に低減するることが可能である。また，安定状態を維持できる。

ことが可能である。また，安定状態を維持できる。
（添付資料 3.5.1）（添付資料 3.5.1）

解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操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 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。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰いて確認した結果，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，逃がし安全弁の手動開操作による原子炉減圧の格納容 ⑤

囲気直接加熱」において，逃がし安全弁の手動開操作による原子炉減圧 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 が確認でき，格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接であることが確認でき，格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容 加熱」に対して有効である。
器雰囲気直接加熱」に対して有効である。

3.2-30

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由
外部電源

非常用ディーゼル
発電機

原子炉区域
運転階から

Gen

変更に伴う反映）

主排
気筒

原子炉格納容器※2②（非常用ガス処理系の位置づけ

非常用ガス処理系排風機

原子炉建屋

⑤

格納容器スプレイ・ヘッダ
逃がし安全弁主タービン系へ

原子炉圧力容器

給水系
より

軽油タンク

※1

復水貯蔵槽

Ａ(Ｃ)
復水移送ポンプＣ
高圧炉心注水系ポンプ

※1
Ａ

Ｂ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ※2

原子炉隔離時冷却系ポンプ

第 3.2.1 図

格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接

第 3.2.1 図「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の重大事故等

加熱」時の重大事故等対処設備の概略系統図

対策の概略系統図（1/4）（原子炉減圧）（原子炉減圧）②（送水ラインの変更）⑤

第 3.2.2 図

格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接

第 3.2.2 図「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の重大事故等

加熱」時の重大事故等対処設備の概略系統図

対策の概略系統図（2/4）（原子炉圧力容器破損前の原子炉減圧，原子炉格納容器冷却及び格納（原子炉圧力容器破損前の原子炉減圧，原子炉格納容器冷却及び格納容器

容器下部注水）下部注水）3.2-31

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
②（送水ラインの変更）⑤

第 3.2.3 図

格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接

第 3.2.3 図「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の重大事故等

加熱」時の重大事故等対処設備の概略系統図

対策の概略系統図（3/4）（原子炉圧力容器破損後の原子炉減圧，原子炉格納容器冷却及び格納容器（原子炉圧力容器破損後の原子炉減圧，原子炉格納容器冷却及び格納容器

下部注水）

下部注水）
⑤

第 3.2.4 図

格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」時の重大事故等対処設備の概略系統図（代替循環冷却系による溶融炉心冷却，原子炉格納容器除熱）

第 3.2.4 図「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の重大事故等対策の概略系統図（4/4）（代替循環冷却系による溶融炉心冷却，原子炉格納容器除熱）

3.2-32

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後（解析上の時間）
（約0分）

給水流量の
全喪失発生

主蒸気隔離弁全閉発生

主蒸気隔離弁閉
原子炉スクラム信号発生

外部電源喪失発生※1

非常用ディーゼル発電機自動起動確認
非常用高圧母線（6.9kV）復旧確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認

非常用ディーゼル発電機運転状態確認※2

高圧注水機能喪失を確認

回復は解析上考慮せず

非常用ガス処理系運転確認

変更理由②（送水ラインの変更）※1

重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は退避を実施する※2

中央制御室にて機器ランプ表示，機器故障警報，流量指示計にて機能喪失を確認する※3

代替原子炉注水弁（残留熱除去系注入弁）動作不能により低圧代替注水系機能喪失を確認する※4

原子炉注水可能な系統がある場合は急速減圧操作を実施する※5

防火水槽を用いた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も可能である②（非常用ガス処理系の位置づけ※7「原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）から有効燃料棒長さ+10%」とは，原子炉水位計（燃料域）にて-3340mmを示す※8

原子炉水位が原子炉水位計（燃料域）にて有効燃料棒頂部（TAF）未満及び，原子炉圧力容器下鏡部温度300℃未満により損傷炉心冷却未達成と判断する※9 原子炉水位が原子炉水位計（燃料域）にて有効燃料棒頂部（TAF）未満，原子炉圧力容器下鏡部温度300℃到達（溶融炉心の炉心下部プレナムへの移行確認）及び，原子炉への注水不能により損傷炉心冷却失敗と判断する※2

低圧注水機能喪失を確認

高圧代替注水系
起動操作

回復は解析上考慮せず

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※3

低圧代替注水機能喪失を確認

回復は解析上考慮せず※4全ての設備による原子炉注水失敗を確認（約1時間後）Ⅰ

高圧／低圧注水機能回復操作

炉心損傷開始淡水貯水池から
復水貯蔵槽への補給準備（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）

代替注水系起動・制御棒駆動水ポンプによる原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による代替注水

回復は解析上考慮せず※6

炉心損傷確認※5Ⅱ
淡水タンクから防火水槽への補給

代替原子炉補機冷却系
準備（約1.4時間後）

原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）から
有効燃料棒長さ+10% 到達※7

燃料供給準備（タンクローリ（4kL）
給油準備）（約12時間後）可搬型代替注水ポンプ（A-2級）の準備が完了復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認

Ⅲ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

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

格納容器スプレイによる格納容器薬品注入（約12時間後）タンクローリ（4kL）
による給油準備完了（適宜実施）※8
損傷炉心冷却未達成と判断

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（適宜実施）

Ⅳ
可搬設備への燃料補給（約3.7時間後）

ドライウェルクーラによる格納容器除熱

原子炉圧力容器下鏡温度300℃到達（溶融炉心の炉心下部プレナムへの移行確認）※10 格納容器下部注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する
損傷炉心冷却失敗と判断※9※11 原子炉圧力容器下鏡部温度300℃到達（溶融炉心の炉心下部プレナムへの移行確認）により実施する格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する
逃がし安全弁による原子炉減圧状態を維持するために格納容器過温防止スプレイを実施する
スプレイ流量は，格納容器過温抑制スプレイ流量70m 3/hとする

Ⅴ※10※12 原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する（補足 1）

格納容器下部注水系（常設）復水移送ポンプ１台（90m3 /h）による格納容器下部注水開始

復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認

消火系による格納容器下部注水※13 原子炉圧力容器破損以降の格納容器過圧・過温に対応する手順及び重大事故等対策は「 3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」と同じである※11

格納容器過温防止スプレイ実施（約5.7時間後）（約7時間後）格納容器下部注水による格納容器薬品注入

格納容器下部水位2ｍ(注水量180m3 )
到達後，格納容器下部注水系停止

原子炉圧力容器破損【有効性評価の対象とはしていないが，ほかに取り得る手段】
Ⅰ
炉心損傷防止としての流量は確保できないが制御棒駆動水ポンプが再起動し，原子炉圧力容器への注水が継続していることを確認する。
また，追加起動の準備も開始する
消火系による代替原子炉注水も使用することができるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による原子炉圧力容器への注水が実施できない場合，低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する

原子炉圧力容器破損時
原子炉圧力2.0MPa[gage]以下

Ⅱ
防火水槽を用いた復水貯蔵槽への補給の場合は，「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は淡水貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する

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

水蒸気発生に伴う格納容器圧力上昇（溶融燃料－冷却材相互作用）Ⅳ

ドライウェルクーラ代替除熱運転を実施する
Ⅴ

格納容器限界圧力以下

消火系による格納容器下部注水も可能である。また，可搬型代替注水ポンプ（ A-2級）による格納容器下部注水も可能であり，この場合
水源は淡水以外に海水も使用することが可能である原子炉格納容器バウンダリ機能維持

原子炉圧力容器破損を判断

補足１
事故の起因事象判定（LOCA事象or過渡起因事象）［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［上部ドライウェル圧力が「0.15MPａ[gage]以上」］※12

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

Ⅴ

格納容器下部注水系（常設）により格納容器下部に崩壊熱相当量を注水（約8時間後）溶融炉心によるコンクリート浸食停止（約8時間後）格納容器圧力0.465MPa[gage]到達

消火系による格納容器下部注水【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・チェンバ・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」※13【圧力容器破損徴候パラメータ】
・「過渡起因事象」，「LOCA①，②」時
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
制御棒位置の指示値喪失数増加
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加

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開始（格納容器下部注水継続）（約20時間後）（20.5時間後）【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・チェンバ・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］

代替原子炉補機冷却系
準備が完了

代替循環冷却系
運転開始

代替循環冷却系運転継続可能No
格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント実施

Yes

凡例

代替循環冷却系による格納容器スプレイおよび格納容器下部注水を継続し，機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器の冷却を実施する
格納容器頂部注水操作について実施判断基準値を超えた場合は速やかに実施
する：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

第 3.2.5 図高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱時の対応手順の概要

第 3.2.5 図「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の対応手順の概要

3.2-33

変更に伴う反映）※6 格納容器内雰囲気放射線レベル計指示とSOP導入条件判断図により炉心損傷を確認する。例えば，原子炉停止1時間後の場合,格納容器内雰囲気放射線レ
ベル計指示が「ドライウェル：4.5E+00Sv/h」または「サプレッション・チェンバ：5.5E+00Sv/h」を超えた場合，炉心損傷発生と判断する。格納容器内雰
囲気放射線レベル計による炉心損傷発生の判断ができない場合は，原子炉圧力容器表面温度により判断する
炉心損傷による格納容器内水素濃度の上昇を確認する⑤

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由
②（送水ラインの変更による作業

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱

経過時間（時間）
1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

時間の見直し）

備考

12

事象発生
原子炉スクラム実施箇所・必要人員数

当直長

責任者
操作項目

指揮者
通報連絡者

6号
7号

当直副長
当直副長

緊急時対策本部要員

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

各号炉運転操作指揮5人

中央制御室連絡
発電所外部連絡

7号

6号

運転員
（現場）
6号

プラント状況判断

②（非常用ガス処理系の位置づけ

約1時間 炉心損傷開始

操作の内容

約1.4時間原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）＋10%燃料有効長到達約3.7時間原子炉圧力容器下鏡温度300℃到達（溶融炉心の炉心下部プレナムへの移行確認）
約7時間

緊急時対策要員（現場）
7号

変更に伴う反映）

原子炉圧力容器破損
約8時間

格納容器圧力0.465MPa[gage]到達②（給油準備作業時間の見直し）

・外部電源喪失確認

10分

・原子炉スクラム・タービントリップ確認
2人
A,B

状況判断

2人
a.b

－

－

－

－
・非常用ディーゼル発電機起動確認⑤

・全ての原子炉注水機能喪失確認

非常用ガス処理系

（1人）
A

運転確認

原子炉注水機能喪失調査、復旧操作（解析上考慮せず）

－

－

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

・原子炉隔離時冷却系，高圧炉心注水系，残留熱除去系

－

－

－

－

・復水移送ポンプ起動／運転確認

－

－

－

・残留熱除去系－－

・放射線防護装備準備／装備

－

－

・現場移動
・格納容器スプレイに合わせた薬品注入－－

・原子炉格納容器下部への注水準備
・低圧代替注水系（常設）系統構成－－

・放射線防護装備準備／装備

10分

30分

－

・非常用ガス処理系

10分

－
（1人）
a

運転確認

・原子炉建屋差圧監視

適宜実施

・原子炉建屋差圧調整機能回復

対応可能な要員により対応する

10分

90分

スプレイ弁操作原子炉格納容器薬品注入操作（解析上考慮せず）

原子炉格納容器下部注水系要員を確保して対応する

準備

原子炉急速減圧操作

格納容器下部注水系

－

－

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

（1人）
A

（1人）
a

（1人）

（1人）

A

a

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

（1人）

（1人）

2人

2人

E,F

e,f

－

－

2人

2人

C,D

c,d
－

－

・現場移動
・低圧代替注水系（常設） 現場系統構成※復水貯蔵槽吸込ライン切替

－

－

－

－

・逃がし安全弁 2個
手動開放操作－－－－・原子炉圧力容器破損前の初期注水

－

－

－

－

・原子炉圧力容器破損後の原子炉格納容器下部注水－－・放射線防護装備準備／装備

2人
E,F

2人
e,f
－

－

・原子炉格納容器下部注水に合わせた薬品注入

80分

40分

5分
５分
20分
原子炉格納容器下部水位2m(注水量180m3 相当）到達後停止

注水操作

格納容器薬品注入操作（解析上考慮せず）

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）準備操作

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）操作

代替原子炉補機冷却系

原子炉格納容器下部に崩壊熱相当量を継続注水

10分
要員を確保して対応する

－

－

－

－

・復水移送ポンプ起動／運転確認

B

b

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・残留熱除去系

スプレイ弁操作

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・残留熱除去系

スプレイ弁操作

－

－

－

－

・放射線防護装備準備／装備

（2人）
C,D

（2人）
c,d

－

－

－

－

・現場移動
・代替原子炉補機冷却系

－

－

13人
（参集）

13人
（参集）

30分
原子炉格納容器薬品注入操作において実施

30分

済みとなる

原子炉圧力容器破損確認まで継続実施

格 納 容 器 内 過 温 抑 制 ス プ レ イ 流 量 「 70m 3 /h」

0.465～0.390MPa[gage]で間欠スプレイ

10分

300分

現場系統構成

準備操作

－

－

－

－

－

－

※1

※1

3人

3人

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による淡水貯水池から復

－

－

－

（2人）

（2人）

－

10分

・放射線防護装備準備／装備
・現場移動

600分

・資機材配置及びホース敷設，起動及び系統水張り・放射線防護装備準備

水貯蔵槽への補給

10分

10分

・現場移動
・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（淡水貯水池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，ホース水張り）

360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
※2

－

－

－

－

－

－

－

－

※2

・放射線防護装備準備／装備

10分

2人

給油準備

・軽油タンクからタンクローリ（4kL）への補給

140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※3
給油作業

第 3.2.6 図

格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直－第 3.2.6 図－－－

・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）への給油「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の作業と所要

接加熱」時の作業と所要時間

時間(1/2)

3.2-34

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由
②（給油準備作業時間の見直し）

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱

経過時間（時間）
備考

14

16

18

20

22

24

26

28

30

32

34

36

⑤

実施箇所・必要人員数
操作項目－

代替原子炉補機冷却系

－

運転員
（現場）
6号

7号

（2人）
C,D

（2人）
c,d

準備操作
－

－

－

－

緊急時対策要員
（現場）
6号
7号
－

－

※1

※1

（13人）

（13人）

※4,※5

※4,※5

・現場移動
・代替原子炉補機冷却系

現場系統構成

－

－

－

※4

・軽油タンクからタンクローリ（4kL）への補給

－

－

－

－

（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－－

代替循環冷却系 準備操作
（系統構成1）

原子炉格納容器下部注水系操作

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）

代替循環冷却系

操作

準備操作（系統構成2）

－

－

（1人）

（1人）

B

b

－

－

（1人）
A

※5

※5

（3人）

（3人）

－

－

・代替原子炉補機冷却系

・代替循環冷却系

(4人)

C,D
E,F

c,d
e,f

－

－

・代替循環冷却系 現場系統構成（代替格納容器スプレイに影響のない部分）

（1人）
a

－

－

－

－

・原子炉圧力容器破損後の原子炉格納容器下部注水

原子炉格納容器下部に崩壊熱相当量を継続注水

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・残留熱除去系

0.465～0.390MPa[gage]で間欠スプレイ

（1人）

（1人）

－

－

－

－

（2人）

（2人）

E,F

e,f

－

－

・代替循環冷却系 現場系統構成（復水貯蔵槽吸込弁）
・現場移動

30分

・代替循環冷却系 現場系統構成（残留熱除去系高圧炉心注水系第一止め弁，第二止め弁）

30分

・現場移動

a

－

－

－

（2人）
C,D

（2人）
c,d

－

－

スプレイ弁操作・復水移送ポンプ停止
・代替循環冷却系

中央制御室系統構成

120分

この時間内に実施

30分

・現場移動

運転開始

（2人）
A,B

（2人）
a,b

－

－

－

－

・復水移送ポンプ起動
・格納容器スプレイ弁，原子炉格納容器下部注水弁操作

代替循環冷却系

運転状態監視

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・代替循環冷却系による原子炉格納容器の状態監視

※2

※2

－

－

－

－

－

－

－

－

貯水池から復水貯蔵槽への補給

この時間内に実施(4人)

代替循環冷却系

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による淡水

適宜実施

30分

－

A

じて適宜軽油タンクから補給

適宜実施

－

－

タ ン ク ロ ー リ （ 4kL） 残 量 に 応

140分

運転状態監視中央制御室系統構成

開始

600分

・資機材配置及びホース敷設，起動及び系統水張り－

代替循環冷却運転

300分

・現場移動

給油作業

運転

代替原子炉補機冷却系準備完了

20.5時間

給油準備

代替原子炉補機冷却系

約20時間

操作の内容
運転員
（中央制御室）
6号
7号

（2人）

5分

適宜実施

・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

適宜実施

・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）への給油

適宜実施

（2人）
※3

給油作業

（2人）
必要人員数

合計

2人
A,B

2人
a,b
（

第 3.2.6 図

4人
C,D,E,F

4人
c,d,e,f

8人（参集要員26人））内の数字は他の作業終了後，移動して対応する人員数「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の作業と所要時間(2/2)⑤

第 3.2.7 図

原子炉圧力の推移

第 3.2.7 図

3.2-35

原子炉圧力の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

第 3.2.8 図

原子炉水位の推移

第 3.2.8 図

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移⑤

第 3.2.9 図

格納容器圧力の推移

第 3.2.9 図

3.2-36

格納容器圧力の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

第 3.2.10 図

格納容器温度の推移

第 3.2.10 図

格納容器温度の推移⑤

第 3.2.11 図

サプレッション・チェンバ・プール水位の推移

第 3.2.11 図

3.2-37

サプレッション・チェンバ・プール水位の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

第 3.2.12 図

第 3.2.1 表

注水流量の推移

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱時における重第 3.2.12 図

第 3.2.1 表

注水流量の推移「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱時」の重大事故 ⑤

大事故等対策について（1/2）

等対策について（1/2）

3.2-38

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
第 3.2.1 表

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱時における重大事

変更後
第 3.2.1 表「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱時」の重大事故 ⑤

故等対策について（2/2）

第 3.2.2 表

主要解析条件（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）等対策について（2/2）

第 3.2.2 表

主要解析条件（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱） ⑤

（1／4）

（1/5）

3.2-39変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
第 3.2.2 表

主要解析条件（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）

変更後
第 3.2.2 表

変更理由

主要解析条件（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱） ②（コリウムシールドの位置付け

（2／4）

（2/5）

変更及び堆積物についての考
え方の見直しを反映した追記）⑤

第 3.2.2 表

主要解析条件（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）

第 3.2.2 表

主要解析条件（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱） ⑤

（3／4）

（3/5）

3.2-40まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
第 3.2.2 表

主要解析条件（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）

変更後
第 3.2.2 表

変更理由

主要解析条件（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱） ②（コリウムシールドの位置づけ

（4／4）

（4/5）

変更の反映）⑤

第 3.2.2 表

主要解析条件（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱） ⑤（5/5）

3.2-41

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用

3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用

3.3.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策

3.3.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策(1) 格納容器破損モード内のプラント損傷状態(1) 格納容器破損モード内のプラント損傷状態

格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」

格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」に至る可能性のあるプラント損傷状態は，「1.2 評価対象の整理及び評価 に至る可能性のあるプラント損傷状態は，「1.2 評価対象の整理及び評価
項目の設定」に示すとおり，TQUV，TQUX，LOCA，長期 TB，TBU 及び TBP で 項目の設定」に示すとおり，TQUV，TQUX，LOCA，長期 TB，TBU 及び TBP で
ある。

ある。

(2) 格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方(2) 格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方

格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」

格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」 ⑤

では，原子炉の出力運転中に運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失 では，発電用原子炉の運転中に運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪事故又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の 失事故（LOCA）又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心安全機能の喪失が重畳する。このため，緩和措置がとられない場合には， 冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，緩和措置がとられない
溶融炉心と原子炉圧力容器外の原子炉冷却材が接触して一時的な格納容器 場合には，溶融炉心と原子炉圧力容器外の原子炉冷却材が接触して一時的圧力の急上昇が生じ，このときに発生するエネルギーが大きい場合に構造 な格納容器圧力の急上昇が生じ，このときに発生するエネルギが大きい場
物が破壊され原子炉格納容器破損に至る。
原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用による水蒸気爆発事象に合に構造物が破壊され原子炉格納容器の破損に至る。
原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用による水蒸気爆発事象に ⑤（添付資料記載事項との重複箇

ついては，これまでに実ウランを用いて種々の実験が行われている。水蒸 ついては，これまでに実ウランを用いて種々の実験が行われている。水蒸
気爆発は，溶融炉心が水中に落下した際に形成される蒸気膜が，何らかの 気爆発は，溶融炉心が水中に落下し，細粒化して分散する際に蒸気膜を形
外乱によって崩壊した際に，瞬時の圧力伝播を生じ，大きなエネルギーを 成し，そこに何らかの外乱が加わることによって蒸気膜が崩壊した際に，発生させる事象である。ただし，外部からの強制的なトリガを与えない限 瞬時の圧力伝播を生じ，大きなエネルギを発生させる事象である。細粒化
り水蒸気爆発は発生しないという結果が得られている。原子炉格納容器下 した溶融炉心を覆う蒸気膜には安定性があり，何らかの外乱がなければ蒸部に張られた水は準静的であり，外部トリガが与えられる状況は考えにく 気膜の崩壊は起こりにくいという知見が実験等により得られている。原子い。また，外部トリガを与えた場合でも水蒸気爆発に至らなかったケース 炉格納容器下部に張られた水は準静的であり，外乱が加わる要素は考えにが複数確認されている。これまでに行われた実験では，実ウランを用いた くい。このことから，実機において水蒸気爆発に至る可能性は極めて小さ場合とアルミナ等の模擬混合物を用いた場合の結果が報告されており，模 いと考えられる。
擬混合物を用いた場合は水蒸気爆発が発生したものの，実ウランを用いた（添付資料 3.3.1, 3.3.2）

場合には，実機で想定し難い過熱度を与えた場合を除いて水蒸気爆発が発生していない。この理由としては，二酸化ウランの混合物の方が模擬混合物を用いた場合に比べて過熱度が小さく，二酸化ウラン混合物粒子表面が水と接触した直後に表面が固化し易いため，水蒸気爆発の発生を抑制した可能性等が考えられている。また，水蒸気爆発が発生した場合においても機械的エネルギーへの変換効率は小さく，大規模な水蒸気爆発には至っていない。特に二酸化ウランを用いた場合の機械的エネルギー変換効率の評

3.3-1

所の適正化）

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

価結果は全て 1%未満である。この理由としては，二酸化ウランは密度が高変更理由⑤（添付資料記載事項との重複箇

いために溶融コリウムの粒子径が小さくなり，固化が促進されて水蒸気爆

所適正化）発への寄与が小さくなった可能性等が考えられている。このことから，実機において大規模な水蒸気爆発に至る可能性は極めて小さいと考えられる。
また，水蒸気爆発とは別に，溶融炉心から原子炉冷却材への伝熱によっ

また，水蒸気爆発とは別に，溶融炉心から原子炉冷却材への伝熱によって水蒸気が発生することに伴う急激な格納容器圧力の上昇（以下，「圧力 て水蒸気が発生することに伴う急激な格納容器圧力の上昇（以下「圧力ススパイク」という。）が発生する。上記のとおり，現実的には水蒸気爆発 パイク」という。）が発生する。
が発生する可能性は極めて小さいと考えられることから，本評価では，圧力スパイクについてその影響を評価する。

上記のとおり，現実的には水蒸気爆発が発生する可能性は極めて小さい ⑤と考えられることから，本評価では，圧力スパイクについてその影響を評（添付資料 3.3.1, 3.3.2） 価する。
したがって，本格納容器破損モードでは，原子炉格納容器を冷却及び除したがって，本格納容器破損モードでは，原子炉格納容器を冷却及び除熱し，溶融炉心から原子炉格納容器下部の原子炉冷却材への伝熱による， 熱し，溶融炉心から原子炉格納容器下部の原子炉冷却材への伝熱による，水蒸気発生に伴う格納容器圧力の上昇を抑制することにより，原子炉格納 水蒸気発生に伴う格納容器圧力の上昇を抑制することにより，原子炉格納容器の破損を防止する。
また，溶融炉心の落下後は，格納容器下部注水系（常設）によって溶融容器の破損を防止する。
また，溶融炉心の落下後は，格納容器下部注水系（常設）によって溶融 ⑤

炉心を冷却するとともに，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納 炉心を冷却するとともに，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原容器冷却を実施する。その後，代替循環冷却系又は格納容器圧力逃がし装 子炉格納容器冷却を実施する。その後，代替循環冷却系又は格納容器圧力置によって原子炉格納容器の圧力及び温度を低下させる。
なお，本格納容器破損モードの有効性評価を実施する上では，重大事故逃がし装置によって原子炉格納容器の圧力及び温度を低下させる。
なお，本格納容器破損モードの有効性評価を実施する上では，重大事故 ⑤等対処設備による原子炉注水機能についても使用できないものと仮定す 等対処設備による原子炉注水機能についても使用できないものと仮定し，る。

原子炉圧力容器破損に至るものとする。

(3) 格納容器破損防止対策(3) 格納容器破損防止対策

格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」

格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」 ⑤で想定される事故シーケンスに対して，原子炉格納容器下部への溶融炉心 で想定される事故シーケンスでは，原子炉格納容器下部への溶融炉心落下落下を想定するが，この状況では，原子炉格納容器下部における「溶融炉 を想定する。この状況では，原子炉格納容器下部における「溶融炉心・コ
心・コンクリート相互作用」を緩和する観点から，溶融炉心落下前に格納 ンクリート相互作用」を緩和する観点から，溶融炉心落下前に格納容器下
容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への水張りが行われて 部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への水張りを行うことから，いる。このため，本格納容器破損モードへの格納容器破損防止対策ではな 溶融炉心落下時には原子炉格納容器下部に水が張られた状態を想定する。
いものの，溶融炉心落下時には原子炉格納容器下部に水が張られた状態を なお，この水張り深さは，「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作想定する。なお，この水張り深さは，「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷 用」に伴う圧力スパイク及び水蒸気爆発の発生を仮定した場合の影響を小却材相互作用」に伴う圧力スパイク及び水蒸気爆発の発生を仮定した場合 さく抑えつつ，「溶融炉心・コンクリート相互作用」の緩和効果に期待で

3.3-2

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

の影響を小さく抑えつつ，「溶融炉心・コンクリート相互作用」の緩和効 きる深さを考慮して約 2m としている。
果に期待できる深さを考慮して約 2m としている。
また，その後の格納容器圧力及び温度の上昇を抑制する観点から，代替

また，その後の格納容器圧力及び温度の上昇を抑制する観点から，代替 ⑤

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 格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却手段及び代替系による格納容器除熱手段又は格納容器圧力逃がし装置による格納容器除 循環冷却系による原子炉格納容器除熱手段又は格納容器圧力逃がし装置に熱手段を整備する。なお，これらの原子炉圧力容器破損以降の格納容器過 よる原子炉格納容器除熱手段を整備する。なお，これらの原子炉圧力容器
圧・過温に対応する手順及び重大事故等対策は「3.1 雰囲気圧力・温度に 破損以降の格納容器過圧・過温に対応する手順及び重大事故等対策はよる静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」と同じである。

「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」と同じである。

本格納容器破損モードに至るまでの事象進展への対応，本格納容器破損

本格納容器破損モードに至るまでの事象進展への対応，本格納容器破損 ⑤

モードによる原子炉格納容器の破損防止及び原子炉格納容器の破損を防止 モードによる原子炉格納容器の破損防止及び原子炉格納容器の破損を防止した以降の対応を含めた一連の重大事故等対策の概要は，「3.2 高圧溶融物 した以降の対応を含めた一連の重大事故等対策の概要は，「3.2 高圧溶融
放出／格納容器雰囲気直接加熱」の 3.2.1(3)の a から i に示している。こ 物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の 3.2.1(3)の a からｊに示している。
のうち，本格納容器破損モードに対する重大事故等対策は，「3.2 高圧溶融 このうち，本格納容器破損モードに対する重大事故等対策は，「3.2 高圧
物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の 3.2.1(3)に示す f 及び g である。な 溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の 3.2.1(3)に示すｇ及びｈであお，f の原子炉格納容器下部への注水は，原子炉格納容器下部における る。なお，ｇの原子炉格納容器下部への注水は，原子炉格納容器下部にお「溶融炉心・コンクリート相互作用」を緩和する観点から実施するもので ける「溶融炉心・コンクリート相互作用」を緩和する観点から実施するもあるが，原子炉格納容器下部に溶融炉心が落下した際の「原子炉圧力容器 のであるが，原子炉格納容器下部に溶融炉心が落下した際の「原子炉圧力外の溶融燃料－冷却材相互作用」への影響も考慮して原子炉格納容器下部 容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」への影響も考慮して原子炉格納容器への注水量及び原子炉格納容器下部の水位を定めていることから，本格納 下部への注水量及び原子炉格納容器下部の水位を定めていることから，本容器破損モードの対策として整理した。

格納容器破損モードの対策として整理した。
（添付資料 3.3.3）

本格納容器破損モードに至るまでの事象進展への対応，本格納容器破損（添付資料 3.3.3）
本格納容器破損モードに至るまでの事象進展への対応，本格納容器破損 ⑤

モードによる原子炉格納容器の破損防止及び原子炉格納容器の破損を防止 モードによる原子炉格納容器の破損防止及び原子炉格納容器の破損を防止した以降の対応を含めた一連の重大事故等対策の概略系統図は「3.2 高圧 した以降の対応を含めた一連の重大事故等対策の概略系統図は「3.2 高圧
溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に示す第 3.2.1 図から第 3.2.4 図 溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に示す第 3.2.1 図から第 3.2.4 図である。このうち，本格納容器破損モードに対する重大事故等対策の概略 である。このうち，本格納容器破損モードの重大事故等対策の概略系統図
系統図は「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に示す第 3.2.2 は第 3.2.2 図及び第 3.2.3 図である。本格納容器破損モードに対応する手図及び第 3.2.3 図である。本格納容器破損モードに対応する手順及び必要 順及び必要な要員と作業項目は「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直な要員と作業項目は「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」と 接加熱」と同じである。
同じである。
3.3.2 格納容器破損防止対策の有効性評価

3.3.2 格納容器破損防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法

3.3-3

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

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，

本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，プラント損傷 「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，プラント損傷
状態を TQUV とし，事象進展が早く炉心損傷までの時間余裕の観点で厳しい 状態を TQUV とし，事象進展が早く炉心損傷までの時間余裕の観点で厳しい
過渡事象を起因事象とし，逃がし安全弁再閉失敗を含まない，「過渡事象 過渡事象を起因事象とし，逃がし安全弁再閉失敗を含まない，「過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗（＋FCI 発生）」であ ＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗（＋FCI 発生）」である。ここで，逃がし安全弁再閉失敗を含まない事故シーケンスとした理由 る。ここで，逃がし安全弁再閉失敗を含まない事故シーケンスとした理由
は，プラント損傷状態が TQUV であるため，事故対応に及ぼす逃がし安全弁 は，プラント損傷状態が TQUV であるため，事故対応に及ぼす逃がし安全弁
再閉の成否の影響は小さいと考え，発生頻度の観点で大きい事故シーケン 再閉の成否の影響は小さいと考え，発生頻度の観点で大きい事故シーケンスを選定したためである。
また，1.2.2.1(3)c に示すとおり，プラント損傷状態の選定では，水蒸スを選定したためである。
また，1.2.2.1(3)c に示すとおり，プラント損傷状態の選定では，水蒸 ⑤

気爆発に対する条件設定の厳しさを考慮し，溶融炉心の内部エネルギーの 気爆発に対する条件設定の厳しさを考慮し，溶融炉心の内部エネルギの観観点でより厳しいと考えられる TQUV を選定した。一方，プラント損傷状態 点でより厳しいと考えられる TQUV を選定した。一方，プラント損傷状態をを LOCA とする場合，事象発生直後から原子炉冷却材が原子炉格納容器内に LOCA とする場合，事象発生直後から原子炉冷却材が原子炉格納容器内に流流出するため原子炉圧力容器破損までの時間が短くなる。この時の圧力ス 出するため原子炉圧力容器破損までの時間が短くなる。この時の圧力スパ
パイクへの影響については，解析条件のうち初期条件の不確かさとして評 イクへの影響については，解析条件のうち初期条件の不確かさとして評価価する。
なお，この評価事故シーケンスは，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲する。
なお，本評価事故シーケンスは，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲 ⑤

気直接加熱」及び「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」と同じ事故シ 気直接加熱」及び「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」において有効ーケンスである。本格納容器破損モード及び「3.5 溶融炉心・コンクリー 性を評価したシーケンスと同様のシーケンスである。本格納容器破損モート相互作用」ではプラント損傷状態を TQUV とし，「3.2 高圧溶融物放出／ ド及び「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」ではプラント損傷状態を格納容器雰囲気直接加熱」ではプラント損傷状態を TQUX としており，異な TQUV とし，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」ではプラン
るプラント状態を選定している。しかしながら，どちらのプラント損傷状 ト損傷状態を TQUX としており，異なるプラント損傷状態を選定している。
態であっても原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上 しかしながら，どちらのプラント損傷状態であっても原子炉水位が有効燃の位置に到達した時点で逃がし安全弁の手動開操作によって原子炉を減圧 料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点で逃がし安する手順であり，原子炉減圧以降も，溶融炉心の挙動に従って一連の流れ 全弁の手動開操作によって原子炉を減圧する手順であり，原子炉減圧以降で生じる各格納容器破損モードを，定められた一連の手順に従って防止す も，溶融炉心の挙動に従って一連の流れで生じる各格納容器破損モード
ることとなる。このことから，これらの格納容器破損モードについては同 を，定められた一連の手順に従って防止することとなる。このことから，
じ事故シーケンスで評価する。
本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，これらの格納容器破損モードについては同様のシーケンスで評価する。
本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化， ⑤

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 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，原子炉格納容器における格納容器各 化，気液分離（水位変化）・対向流，炉心損傷後の原子炉圧力容器におけ
領域間の流動，原子炉圧力容器における炉心損傷後のリロケーション，構 るリロケーション，構造材との熱伝達，原子炉圧力容器破損，原子炉格納造材との熱伝達，原子炉圧力容器破損及び原子炉格納容器における炉心損 容器における格納容器各領域間の流動，炉心損傷後の原子炉格納容器にお

3.3-4

変更理由

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

傷後の原子炉圧力容器外 FCI(溶融炉心細粒化)，原子炉圧力容器外 FCI(デ ける 原子炉圧力容器外 FCI( 溶融炉心細粒化 )並 び に原子炉圧力容器外
ブリ粒子熱伝達)が重要現象となる。
よって，これらの現象を適切に評価することが可能であり，原子炉圧力

FCI(デブリ粒子熱伝達)が重要現象となる。
よって，これらの現象を適切に評価することが可能であり，原子炉圧力 ⑤

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 容器内及び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
シデント総合解析コードMAAPにより格納容器圧力等の過渡応答を求める。

クシデント総合解析コードMAAPにより格納容器圧力等の過渡応答を求める。

また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本

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 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。

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(2) 有効性評価の条件

本評価事故シーケンスの有効性評価の条件については，「3.2高圧溶融

本評価事故シーケンスの有効性評価の条件は，「3.2 高圧溶融物放出／ ⑤

物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の条件と同じである。

格納容器雰囲気直接加熱」の条件と同じである。

(3) 有効性評価の結果(3) 有効性評価の結果

原子炉圧力，原子炉水位，格納容器圧力，格納容器温度，格納容器下部の水位及び注水流量の推移を第3.3.1図から第3.3.6図に示す。

本評価事故シーケンスにおける原子炉圧力及び原子炉水位（シュラウド ⑤内外水位）の推移を第3.3.1図及び第3.3.2図に，格納容器圧力，格納容器
温度，原子炉格納容器下部の水位及び注水流量の推移を第3.3.3図から第3.3.6図に示す。

ａ．事象進展事象進展は「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」と同じ

ａ．事象進展事象進展は「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」と同じ

である。

である。

ｂ．評価項目等

ｂ．評価項目等

圧力スパイクによって原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力の最大

圧力スパイクによって原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力の最大 ⑤

値は，約 0.51MPa [gage]に抑えられる。原子炉格納容器バウンダリにか

値は，約 0.51MPa[gage]に抑えられる。原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力は，格納容器限界圧力の 0.62MPa[gage]を下回るため，原子炉

かる圧力は，原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa[gage]を下回るため，格納容器バウンダリの機能は維持される。

原子炉格納容器バウンダリの機能は維持される。

圧力スパイクによって原子炉格納容器バウンダリにかかる温度の最大

圧力スパイクによって原子炉格納容器バウンダリにかかる温度の最大 ⑤

値は，約 146℃に抑えられる。原子炉格納容器バウンダリにかかる温度

値は，約 146℃に抑えられる。原子炉格納容器バウンダリにかかる温度

は，格納容器限界温度の 200℃を下回るため，原子炉格納容器バウンダ

は，原子炉格納容器の限界温度の 200℃を下回るため，原子炉格納容器

リの機能は維持される。

バウンダリの機能は維持される。

3.3-5

変更理由

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

本評価では，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に

変更理由

本評価では，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に ⑤示す(5)の評価項目について，格納容器圧力を評価項目への対策の有効示す(5)の評価項目について，格納容器圧力をパラメータとして対策の性を確認するためのパラメータとして対策の有効性を確認した。なお，

有効性を確認した。なお，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)及び(2)の設定」に示す(4)及び(8)の評価項目の評価結果については「3.2 高圧の評価項目については「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容

溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」及び「3.5 溶融炉心・コンクリ

器過圧・過温破損）」にて評価項目を満足することを確認している。まート相互作用」にて評価項目を満足することを確認している。また，原た，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(4)及

子炉格納容器下部に落下した溶融炉心及び原子炉格納容器の安定状態維び(8)の評価項目の評価結果については「3.2 高圧溶融物放出／格納容器

持については「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」にて確認してい雰囲気直接加熱」及び「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」にて評る。

価項目を満足することを確認しており，原子炉格納容器下部に落下した（添付資料 3.5.1）

溶融炉心及び原子炉格納容器の安定状態維持については「3.5 溶融炉
心・コンクリート相互作用」にて確認している。
（添付資料 3.5.1）
3.3.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等

3.3.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作 操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作
時間余裕を評価するものとする。
原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用では，重大事故等対処設

時間余裕を評価するものとする。
格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」 ⑤

備を含む全ての原子炉注水機能が喪失して炉心損傷及び原子炉圧力容器破 では，重大事故等対処設備を含む全ての原子炉注水機能が喪失して炉心損損に至り，溶融炉心が原子炉格納容器下部の水中に落下して大きいエネル 傷及び原子炉圧力容器破損に至り，溶融炉心が原子炉格納容器下部の水中ギーを発生することが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転 に落下して大きいエネルギを発生することが特徴である。
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

象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，溶融炉心落下前の 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格納容器下部注水（常設）による水張り操作とする。

えられる操作として，溶融炉心落下前の格納容器下部注水（常設）による水張り操作とする。

ここで，本評価事故シーケンスの有効性評価における不確かさとして本評価事故シーケンスの有効性評価における不確かさとしては，溶融炉 ⑤は，リロケーション，溶融炉心落下速度，細粒化量及び原子炉格納容器下 心の細粒化が挙げられる※1。本評価事故シーケンスの評価では，溶融炉心部のプール水とデブリ粒子の伝熱が挙げられる。これまでの FCI 実験の知 の細粒化に対して，エントレインメント係数を変化させた場合の圧力スパ見からは，実機条件においては，原子炉格納容器の損傷に至る大規模な原 イクへの影響評価を実施する。
子炉圧力容器外の溶融炉心－冷却材相互作用の発生の可能性は低いと考え※1 これまでの FCI 実験の知見からは，一部の二酸化ウラン混合物を ⑤られる。なお，一部の UO2 混合物を用いた実験において実機条件よりも高用いて実機条件よりも高い溶融物温度の条件のもとで実施された

い溶融物温度の条件ではあるがトリガなしで水蒸気爆発が発生している例

実験においてトリガなしで水蒸気爆発が発生している例が報告さ

3.3-6

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

が報告されており水蒸気爆発の発生に係る不確かさは大きいと考えられる

れているが，実機条件においては原子炉格納容器の損傷に至る大ことから，水蒸気爆発が発生した場合の影響評価を実施し，原子炉格納容

規模な原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用の発生の可器の構造健全性に影響がないことを確認している。

能性は低いと推定される。

(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本評価事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象と変更理由(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本評価事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すと 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

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 ⑤（当該評価で評価しているパラ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メータ（圧力スパイク）に直接モデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性

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

関連のない記載（減圧操作）をが確認されている。炉心ヒートアップの感度解析（ヒートアップ時のを確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム－水反削除）

燃料被覆管表面積感度解析）では，炉心溶融時間に対する感度及び炉応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間及び炉心下部

心下部プレナムへのリロケーション開始時間に対する感度は小さいこ

プレナムへの溶融炉心移行の開始時間に対する感度は数分程度であとが確認されている。本評価事故シーケンスにおいては，重大事故等

り，影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，対処設備を含む全ての原子炉への注水機能が喪失することを想定して

原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点で原子炉格納容器

おり，最初に実施すべき操作は原子炉水位が有効燃料棒底部から有効下部への 1 初期水張り操作を実施するが，炉心下部プレナムへの溶融

燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点の原子炉減圧操作とな

炉心移行の開始時間の不確かさは小さく，炉心下部プレナムへ溶融炉

り，燃料被覆管温度等によるパラメータを操作開始の起点としている

心が移行した際の原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇は急峻であること

操作ではないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。まから，原子炉圧力容器下鏡部温度を操作開始の起点としている原子炉

た，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点で原子炉格納格納容器下部への初期水張り操作に係る運転員等操作時間に与える影

容器下部への初期水張り操作，原子炉圧力容器破損時点で原子炉格納響は小さい。

容器下部への注水操作を実施するが，リロケーション開始時間の不確
かさは小さく，また，溶融炉心が炉心下部プレナムへリロケーション
した際の原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇は急峻であることから，原
子炉圧力容器下鏡部温度を操作開始の起点としている原子炉格納容器下部への初期水張り操作の開始に与える影響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）・対向

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 ⑤（当該評価で評価しているパラ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，原子炉メータ（圧力スパイク）に直接

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

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解析コード

関連のない記載（減圧操作）をとの比較により，原子炉急速減圧後の水位上昇及び蒸気流出の継続に

SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析コード MAAP の評価

削除）

3.3-7

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

よる水位低下について，一時的に低いより水位に到達することが確認結果の方が保守的であることを確認していることから，運転員等操作されており，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの時間に与える影響は小さい。

10%上の位置に到達する時間が早まる可能性があるが，数分程度の差違であることから運転員等操作時間に与える影響は小さい。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動の不確かさとし

原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動の不確かさとし ⑤て，HDR 実験解析では区画によって格納容器温度を十数℃程度，格納て，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

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 の区画によって格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を 1 割程度高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めに評価する傾向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異れ，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

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。しか向を適切に再現できているが，格納容器圧力及び温度を操作開始の起し，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お点としている運転員等操作はないため，運転員等操作時間に与える影

り，また，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている運転員

響はない。

等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材と炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材と ⑤の熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についの熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性が確認されている。また，炉心崩壊に至る温度の感度解析ての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低より原子炉圧力容器破損時間に対する感度は小さいことが確認されて下させた感度解析により原子炉圧力容器破損時間に与える影響は小さいる。リロケーションの影響を受ける可能性がある操作としては，原いことを確認している。リロケーションの影響を受ける可能性がある

子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点での原子炉格納容器操作としては，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点で下部への初期水張り操作があるが，リロケーション開始時間の不確かの原子炉格納容器下部への初期水張り操作があるが，炉心下部プレナ

さは小さく，溶融炉心が炉心下部プレナムへリロケーションした際のムへの溶融炉心移行の開始時間の不確かさは小さく，炉心下部プレナ

原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇は急峻であることから，原子炉圧力ムへ溶融炉心が移行した際の原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇は急峻

容器下鏡部温度を操作開始の起点としている原子炉格納容器下部へのであることから，原子炉圧力容器下鏡部温度を操作開始の起点として初期水張り操作の開始に与える影響は小さい。

いる原子炉格納容器下部への初期水張り操作に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。

炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器破損の不確か

炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器破損の不確か ⑤さとして，制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いるしきさとして，制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大い値（最大ひずみ）に関する感度解析より，最大ひずみを低下させたひずみ（しきい値）に関する感度解析により最大ひずみを低下させた

場合に原子炉圧力容器破損時間が早まることが確認されているが，原場合に原子炉圧力容器破損時間が早まることを確認している。本評価

子炉圧力容器破損を操作開始の起点としている運転員等操作はないこ

事故シーケンスでは，原子炉圧力容器破損を操作開始の起点としていとから，運転員等操作時間に与える影響はない。

る運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

炉心損傷後の原子炉格納容器における溶融燃料－冷却材相互作用の炉心損傷後の原子炉格納容器における溶融燃料－冷却材相互作用の

3.3-8

変更理由

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由

不確かさとして，溶融炉心の細粒化モデルにおけるエントレインメン

不確かさとして，溶融炉心の細粒化モデルにおけるエントレインメン ⑤（感度解析についての記載位置

ト係数，デブリ粒子径の感度解析より，原子炉圧力容器外の溶融燃料

ト係数及びデブリ粒子径の感度解析により原子炉圧力容器外の溶融燃－冷却材相互作用による圧力スパイクに与える感度が小さいことが確

料－冷却材相互作用による圧力スパイクに与える影響は小さいことを認されている。このうち，最も感度のあるエントレインメント係数に確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器外の溶融ついて感度解析を行った結果，第 3.3.7 図及び第 3.3.8 図に示すとお燃料－冷却材相互作用による圧力スパイクを起点とした運転員等操作

り，エントレインメント係数を変化させた場合においても原子炉圧力はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

容器外の溶融燃料－冷却材相互作用による圧力スパイクに与える影響（添付資料 3.3.4）の見直し）が小さいことを確認した。また，原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用に対する運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 3.3.4，3.3.5）
ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸

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 ⑤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

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（ヒートアップ時のを確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム－水反燃料被覆管表面積感度解析）では，格納容器圧力挙動への影響は小さ

応速度の係数についての感度解析）では，格納容器圧力挙動への影響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は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメータに小さい。

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

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 ⑤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

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

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解析コード

ードとの比較においては，短期的な挙動は緩慢な挙動となるものの模

SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析コード MAAP の評価

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。

結果の方が保守的であることを確認していることから，評価項目とな

このため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

るパラメータに与える影響は小さい。

原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動の不確かさとし

原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動の不確かさとし ⑤て，HDR 実験解析では区画によって格納容器温度を十数℃程度，格納て，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

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 の区画によって格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を 1 割程度高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めに評価する傾向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異れ，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

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

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3.3-9

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

影響は小さい。

変更理由

ることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材と炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材と ⑤の熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についの熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性が確認されており，炉心崩壊に至る温度の感度解析より原ての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低子炉圧力容器破損時間に対する感度は小さいことが確認されている。

下させた感度解析により原子炉圧力容器破損時間に与える影響は小さ

また，原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用による原子炉格いことを確認しており，原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作

納容器圧力上昇に対する感度が小さいことから，評価項目となるパラ

用による格納容器圧力上昇に与える影響はほぼないことから，評価項

メータに与える影響は小さい。

目となるパラメータに与える影響はない。

炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器破損の不確か⑤

炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器破損の不確か ⑤さとして，制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いるしきさとして，制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大い値（最大ひずみ）に関する感度解析より，最大ひずみを低下させたひずみ（しきい値）に関する感度解析により最大ひずみを低下させた

場合に原子炉圧力容器破損時間が早まることが確認されているが，早場合に原子炉圧力容器破損時間が早まることを確認しているが，原子まる時間はわずかであり，評価項目となるパラメータに与える影響は

炉圧力容器破損（事象発生から約 7 時間後）に対して早まる時間は僅小さい。

かであることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

炉心損傷後の原子炉格納容器における溶融燃料－冷却材相互作用の炉心損傷後の原子炉格納容器における溶融燃料－冷却材相互作用の ⑤（感度解析についての記載位置不確かさとして，エントレインメント係数，デブリ粒子径の感度解析

不確かさとして，溶融炉心の細粒化モデルにおけるエントレインメン

より，原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用による圧力スパ

ト係数及びデブリ粒子径の感度解析により，BWR においては原子炉圧イクに与える感度が小さいことが確認されていることから，評価項目

力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用による圧力スパイクに与える影となるパラメータに与える影響は小さい。

響は小さいことを確認している。このうち，ABWR においては，最も感（添付資料 3.3.4，3.3.5）

度のあるエントレインメント係数について感度解析を行った結果，第の見直し）

3.3.7 図及び第 3.3.8 図に示す通り，エントレインメント係数を変化させた場合においても原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用
による圧力スパイクに与える影響は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料 3.3.4，3.3.5）(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，表(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 ⑤3.2.2に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件

3.2.2表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条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，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

3.3-10まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由

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目に関する影響評価の結果を以下に示す。

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(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

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 ⑤に対して最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件のに対して最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，解析条件の不不確かさとして，最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも

確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなることから，原子炉水壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉位の低下が緩やかになり，有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの圧力容器破損に至るまでの事象進展は緩和されるが，操作手順（原10%上の位置に到達を操作開始の起点としている原子炉急速減圧操

子炉圧力容器下鏡部温度に応じて原子炉格納容器下部への初期水張作の開始が遅くなる。また，原子炉圧力容器破損に至るまでの事象

り操作を実施すること）に変わりはないことから，運転員等操作時

進展が緩やかになり，原子炉格納容器下鏡部温度300℃到達を操作間に与える影響はない。

開始の起点としている原子炉格納容器下部への初期水張り操作の開初期条件の外部水源の温度は，解析条件の50℃（事象開始12時間 ④（最確条件の見直し）

始が遅くなる。初期条件の外部水源の温度は，解析条件の50℃（事以降は45℃，事象開始24時間以降は40℃）に対して最確条件は約 ⑤

象開始12時間以降は45℃，事象開始24時間以降は40℃）に対して最35℃～約50℃であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした

確条件は約30℃～約50℃であり，本解析条件の不確かさとして，最場合は，原子炉格納容器下部への注水温度が低くなり，原子炉圧力確条件とした場合には原子炉格納容器下部への注水温度が低くな

容器破損時の原子炉格納容器下部プール水温度が低くなるが，注水り，原子炉圧力容器破損時のプール水温度が低くなる可能性がある

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，運が，注水温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないこと

転員等操作時間に与える影響はない。

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 ⑤（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェン
バ・プール水位，格納容器圧力及び格納容器温度は，解析条件の不確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

事故条件の起因事象は，原子炉圧力容器への給水はできないもの

事故条件の起因事象は，解析条件の不確かさとして，大破断LOCA ⑤として給水流量の全喪失を設定している。起因事象として大破断を考慮した場合，原子炉冷却材の放出量が増加することにより原子LOCAを仮定した場合，原子炉圧力容器破損のタイミングは早くなる

炉圧力容器破損に至るまでの事象進展は早まるが，操作手順（原子が，原子炉圧力容器破損を操作開始の起点としている運転員等操作

炉圧力容器下鏡部温度に応じて原子炉格納容器下部への初期水張りはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

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（添付資料3.3.4，3.3.6）

える影響はない。
（添付資料3.3.4，3.3.6）

3.3-11

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前(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

変更後(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 ⑤に対して最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件のに対して最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，解析条件の不不確かさとして，最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも

確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩小さくなるため，溶融炉心の持つエネルギーが小さくなることか

壊熱よりも小さくなるため，溶融炉心の持つエネルギが小さくなる

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。

ことから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

初期条件の外部水源の温度は，解析条件の50℃（事象開始12時間

初期条件の外部水源の温度は，解析条件の50℃（事象開始12時間 ④（最確条件の見直し）

以降は45℃，事象開始24時間以降は40℃）に対して最確条件は約以降は45℃，事象開始24時間以降は40℃）に対して最確条件は約 ⑤

30℃～約50℃であり，本解析条件の不確かさとして，最確条件とし35℃～約50℃であり，解析条件の不確かさとして，最確条件としたた場合には原子炉格納容器下部への注水温度が低くなり，原子炉圧

場合は，原子炉格納容器下部への注水温度が低くなり，原子炉圧力力容器破損時における原子炉格納容器下部のプール水温度が低くな

容器破損時の原子炉格納容器下部プール水温度が低くなるが，原子る可能性があるが，原子炉格納容器下部のプール水温度が低い場合

炉格納容器下部プール水温度が低い場合は，顕熱によるエネルギのは発生する蒸気量の低下が考えられ，圧力スパイクによる格納容器

吸収量が多くなり，潜熱で吸収するエネルギが相対的に減少し，圧圧力上昇が緩和されることから，評価項目となるパラメータに対す力スパイクに寄与する水蒸気発生量が低下することで格納容器圧力る余裕は大きくなる。一方，トリガリングの発生を前提とした水蒸の上昇は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する

気爆発の観点では，低い水温は厳しめの評価を与えるが，水蒸気爆

余裕は大きくなる。

発解析コードによる評価では原子炉格納容器下部のプール水温度を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 ⑤32℃とした評価としており，その場合においても原子炉格納容器の（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

構造健全性に影響がないことを確認している。

バ・プール水位，格納容器圧力及び格納容器温度は，解析条件の不確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメー
タに与える影響は小さい。

事故条件の起因事象は，原子炉圧力容器への給水はできないもの

変更理由

事故条件の起因事象は，原子炉圧力容器への給水はできないもの ⑤として給水流量の全喪失を設定している。起因事象として大破断として給水流量の全喪失を設定している。事故条件について，原子LOCAを仮定した場合，原子炉冷却材圧力バウンダリからの原子炉冷炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用による圧力スパイクを評

却材の放出によって格納容器圧力が上昇することに加え，原子炉圧

価するにあたり，溶融炉心落下時の崩壊熱の影響を確認する観点か

力容器破損のタイミングが早くなり，圧力スパイクの最大値が本評ら感度解析を実施した。感度解析は，事故シーケンスを「大破断価の結果に比べて高い値となる可能性が考えられることから，事故

LOCA+ECCS注水機能喪失」とし，本評価事故シーケンスの解析条件

シーケンスを「大破断LOCA+ECCS注水機能喪失」とし，本評価事故と同様，電源の有無に係らず重大事故等対処設備による原子炉注水

シーケンスの評価条件と同様に重大事故等対処設備による原子炉注機能についても使用できないものと仮定した場合，原子炉圧力容器

水機能についても使用できないものと仮定して感度解析を実施し破損のタイミングが早くなることを考慮したものである。その結た。第3.3.9図に示すとおり，事象発生から約6.4時間後に原子炉圧

果，第3.3.9図に示すとおり，事象発生から約6.4時間後に原子炉圧

力容器破損に至り，圧力スパイクの最大値は約0.48MPa[gage]とな

力容器破損に至り，圧力スパイクの最大値は約0.44MPa[gage]とな

3.3-12

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

ったが，圧力スパイクの最大値は本評価の結果と同程度であり，限ったが，圧力スパイクの最大値は本評価の結果と同程度であり，原 ⑤

界圧力の0.62MPa[gage]以下であることから，評価項目を満足す

子炉格納容器の限界圧力0.62MPa[gage]以下であることから，評価る。

項目を満足する。
（添付資料3.3.4，3.3.6）

ｂ．操作条件（添付資料3.3.4，3.3.6）
ｂ．操作条件

操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配 ⑤員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操「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

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

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

に示す。

す。

(a) 運転員等操作時間に与える影響(a) 運転員等操作時間に与える影響

操作条件の溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による操作条件の溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による ⑤

水張り操作は，解析上の操作時間として原子炉圧力容器下鏡部温度

水張り操作は，解析上の操作時間として原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達した時点で開始（事象発生から約3.7時間後）を設定

が300℃に到達した時点を設定している。運転員等操作時間に与えしている。運転員等操作時間に与える影響として，原子炉圧力容器る影響として，原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達するまで

下鏡部温度が300℃に到達するまでに事象発生から約3.7時間の時間に事象発生から約3.7時間の時間余裕があり，また，原子炉格納容余裕があり，また，格納容器下部注水操作は原子炉圧力容器下鏡部

器下部の水張り操作は原子炉圧力容器下鏡部温度を監視しながら溶温度を監視しながら溶融炉心の原子炉格納容器下部への移行を判断

融炉心の炉心下部プレナムへの移行を判断し，水張り操作を実施す

し，水張り操作を実施することとしており，実態の操作開始時間はるため，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

作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与い。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不える影響も小さい。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条

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

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が，中央制御室の運転員とは別に現場操作を行う運転員（現場）をており，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

配置しており，また，他の並列操作を加味して操作の所要時間を算はない。

定していることから，他の操作に与える影響はない。
（添付資料3.3.4）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響（添付資料3.3.4）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響

操作条件の溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による操作条件の溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張り操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作

水張り操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作

3.3-13

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

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

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。

るパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料3.3.4）(3) 操作時間余裕の把握（添付資料3.3.4）(3) 操作時間余裕の把握

操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメ

操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目と ⑤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 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し，その結果を以下に示す。

余裕を確認し，その結果を以下に示す。

操作条件の溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張り

操作条件の溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張り ⑤操作については，原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達するまでの時 操作については，原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達するまでの時
間は事象発生から約3.7時間あり，格納容器下部注水操作は原子炉圧力容 間は事象発生から約3.7時間あり，原子炉格納容器下部への注水操作は原器下鏡部温度の上昇傾向を監視しながらあらかじめ準備が可能である。ま 子炉圧力容器下鏡部温度の上昇傾向を監視しながらあらかじめ準備が可能
た，原子炉圧力容器下鏡部温度300℃到達時点での中央制御室における格 である。また，原子炉圧力容器下鏡部温度300℃到達時点での中央制御室
納容器下部への注水操作の操作時間は約5分間であり，事象発生から約5.7 における原子炉格納容器下部への注水操作の操作時間は約5分間である。
時間後の水張り完了から，事象発生から約7.0時間後の原子炉圧力容器破 溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張りは約2時間で損までの時間を考慮すると，格納容器下部注水操作は操作遅れに対して1 完了することから，水張りを事象発生から約3.7時間後に開始すると，事時間程度の時間余裕がある。

象発生から約5.7時間後に水張りが完了する。事象発生から約5.7時間後の（添付資料3.3.4） 水張りの完了から，事象発生から約7.0時間後の原子炉圧力容器破損までの時間を考慮すると，原子炉格納容器下部への注水操作は操作遅れに対して1時間程度の時間余裕がある。
（添付資料3.3.4）(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等(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 ⑤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 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 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 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 るパラメータに与える影響は小さい。このほか，評価項目となるパラメーに対して，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 タに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時余裕がある。

間余裕がある。

3.3-14

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

3.3.4 必要な要員及び資源の評価

変更理由

3.3.4 必要な要員及び資源の評価

本評価事故シーケンスは，「3.2高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接

本評価事故シーケンスは，「3.2高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接 ⑤加熱」と同じであることから，必要な要員及び資源の評価は3.2.4と同じ 加熱」と同じであることから，必要な要員及び資源の評価は「3.2.4 必要である。

な要因及び資源の評価」と同じである。

3.3.5 結論

3.3.5 結論

格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」

格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」 ⑤格納容器破損防止対策の明確化

では，運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失事故又は全交流動力電 では，運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失事故（LOCA）又は全交源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳 流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪する。このため，溶融炉心と原子炉圧力容器外の原子炉冷却材が接触して 失が重畳する。このため，溶融炉心と原子炉圧力容器外の原子炉冷却材が一時的な圧力の急上昇が生じ，このときに発生するエネルギーが大きい場 接触して一時的な圧力の急上昇が生じ，このときに発生するエネルギが大合に構造物が破壊され原子炉格納容器が破損することが特徴である。

きい場合に構造物が破壊され原子炉格納容器の破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」に対する格納容器破損防止対策としては，格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部注水により原子炉圧力容器破損前に原子炉格納容器下部へ約2mの水張りを実施する手段を整備している。

格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」

格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」の評価事故シーケンス「過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉 の評価事故シーケンス「過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉
心冷却失敗（＋FCI発生）」について，有効性評価を行った。
上記の場合には，水蒸気発生によって圧力スパイクが発生するが，原子炉心冷却失敗（＋FCI発生）」について，有効性評価を行った。
上記の場合には，水蒸気発生によって圧力スパイクが発生するが，原子 ⑤

格納容器バウンダリにかかる圧力は，格納容器限界圧力の0.62MPa[gage] 炉 格 納 容 器 バ ウ ン ダ リ に か か る 圧 力 は ， 原 子 炉 格 納 容 器 の 限 界 圧 力を下回るため，原子炉格納容器バウンダリの機能は維持される。また，安 0.62MPa[gage]を下回るため，原子炉格納容器バウンダリの機能は維持で定状態を維持できる。

きる。また，安定状態を維持できる。
（添付資料3.5.1）（添付資料3.5.1）

解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操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 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。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－

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，格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下 ⑤格納容器破損防止対策の明確化

冷却材相互作用」において，原子炉格納容器バウンダリの機能は，選定し 部への注水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 対して有効であることが確認でき，格納容器破損モード「原子炉圧力容器

3.3-15

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由

モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」に対して有効で 外の溶融燃料－冷却材相互作用」に対して有効である。
ある。
⑤

第 3.3.1 図

原子炉圧力の推移

第 3.3.1 図

原子炉圧力の推移⑤

第 3.3.2 図

原子炉水位の推移

第 3.3.2 図

3.3-16

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

第 3.3.3 図

格納容器圧力の推移
第 3.3.3 図

格納容器圧力の推移⑤

第 3.3.4 図

格納容器温度の推移

第 3.3.4 図

3.3-17

格納容器温度の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

第 3.3.5 図

格納容器下部水位の推移

第 3.3.5 図

格納容器下部水位の推移⑤

第 3.3.6 図

注水流量の推移

第 3.3.6 図

3.3-18

注水流量の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
③（コリウムシールドの位置づけ
変更に伴う解析の見直し）⑤

第 3.3.7 図

格納容器圧力の時間変化（感度解析ケース（エントレインメント係数最小値））

第 3.3.7 図

格納容器圧力の推移（感度解析ケース（エントレインメント係数最小値））③（コリウムシールドの位置づけ
変更に伴う解析の見直し）⑤

第 3.3.8 図

格納容器圧力の時間変化（感度解析ケース（エントレインメント係数最大値））

第 3.3.8 図

格納容器圧力の推移（感度解析ケース（エントレインメント係数最大値））

3.3-19

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
③（コリウムシールドの位置づけ
変更に伴う解析の見直し）⑤

第 3.3.9 図

格納容器圧力の時間変化（大破断 LOCA+ECCS 注水機能喪失）

第 3.3.9 図

格納容器圧力の推移（大破断 LOCA+ECCS 注水機能喪失）

3.3-20

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

3.4 水素燃焼

3.4 水素燃焼

3.4.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策

3.4.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策(1) 格納容器破損モード内のプラント損傷状態(1) 格納容器破損モード内のプラント損傷状態

格納容器破損モード「水素燃焼」に至る可能性のあるプラント損傷状態

格納容器破損モード「水素燃焼」に至る可能性のあるプラント損傷状態 ⑤

は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」からは抽出されない。こ は，確率論的リスク評価の結果からは抽出されない。このため，「1.2 評
れは 6 号及び 7 号炉では原子炉起動時に原子炉格納容器内を窒素で置換 価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「水素燃焼」の観点でし，原子炉運転中は原子炉格納容器内雰囲気が不活性化された状態を維持 評価することが適切と考えられる評価事故シーケンスを選定する。
するため，原子炉格納容器内の気体の組成が可燃限界に至る事故シーケンスが抽出されないためである。このため，「水素燃焼」の観点で 6 号及び 7号炉において評価することが適切と考えられる評価事故シーケンスを選定
し，7 日以内に可燃限界に至らないことを確認する。
(2) 格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方
格納容器破損モード「水素燃焼」では，ジルコニウム－水反応，水の放(2) 格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方
格納容器破損モード「水素燃焼」では，ジルコニウム－水反応，水の放 ⑤

射線分解，金属腐食，溶融炉心・コンクリート相互作用等によって発生す 射線分解，金属腐食，溶融炉心・コンクリート相互作用等によって発生する水素によって原子炉格納容器内の水素濃度が上昇し，水の放射線分解に る水素ガスによって原子炉格納容器内の水素濃度が上昇し，水の放射線分よって発生する酸素によって原子炉格納容器内の酸素濃度が上昇する。こ 解によって発生する酸素ガスによって原子炉格納容器内の酸素濃度が上昇のため，緩和措置がとられない場合には，ジルコニウム－水反応等によっ する。このため，緩和措置がとられない場合には，ジルコニウム－水反応て発生する水素と原子炉格納容器内の酸素が反応することによって激しい 等によって発生する水素ガスと原子炉格納容器内の酸素ガスが反応するこ燃焼が生じ，原子炉格納容器破損に至る。
本格納容器破損モードは，窒素置換による原子炉格納容器内雰囲気の不とによって激しい燃焼が生じ，原子炉格納容器の破損に至る。
したがって，本格納容器破損モードは，窒素ガス置換による原子炉格納 ⑤

活性化によって，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度が可燃限界に 容器内雰囲気の不活性化によって，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素
到達することを防止することにより，原子炉格納容器の破損を防止する。 濃度が可燃領域に至ることを防止することにより，原子炉格納容器の破損
また，溶融炉心・コンクリート相互作用による水素発生に対しては「3.5 を防止する。また，溶融炉心・コンクリート相互作用による水素ガス発生
溶融炉心・コンクリート相互作用」のとおり，原子炉格納容器下部注水に に対しては「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」のとおり，格納容器
よって水素発生を抑制する。
なお，6 号及び 7 号炉において重大事故が発生した場合，ジルコニウム

下部注水によって水素ガス発生を抑制する。
なお，6 号及び 7 号炉において重大事故が発生した場合，ジルコニウム ⑤－水反応によって水素濃度は 13vol%※1 を大きく上回る。このため，本格納 －水反応によって水素濃度は 13vol%※1 を大きく上回る。このため，本格納容器破損モードによる原子炉格納容器の破損を防止する上では，酸素濃度 容器破損モードによる原子炉格納容器の破損を防止する上では，酸素濃度が可燃限界に到達することを防止することが重要であり，格納容器破損モ が可燃領域に至ることを防止することが重要であり，水の放射線分解，金ード「水素燃焼」を評価する上では，水の放射線分解，金属腐食，溶融炉 属腐食，溶融炉心・コンクリート相互作用等による水素ガス発生の影響は心・コンクリート相互作用等による水素発生の影響は小さい。
※1

原子炉格納容器内の水素濃度がドライ条件に換算して 13vol%以下

小さい。
※1

原子炉格納容器内の水素濃度がドライ条件に換算して 13vol%以下

3.4-1

変更理由

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

又は酸素濃度が 5vol%以下であれば爆轟を防止できると判断され又は酸素濃度が 5vol%以下であれば爆轟を防止できると判断される。

る。

(3) 格納容器破損防止対策
格納容器破損モード「水素燃焼」で想定される事故シーケンスに対して

変更理由(3) 格納容器破損防止対策
格納容器破損モード「水素燃焼」で想定される事故シーケンスに対し ⑤は，窒素置換による原子炉格納容器内雰囲気の不活性化により，水素燃焼 て，窒素ガス置換による原子炉格納容器内雰囲気の不活性化により，水素による格納容器破損を防止する。
3.4.2 に示すとおり，格納容器破損モード「水素燃焼」において評価対燃焼による原子炉格納容器の破損を防止する。
「3.4.2 格納容器破損防止対策の有効性評価」に示すとおり，格納容器 ⑤

象とした事故シーケンスは，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格 破損モード「水素燃焼」において評価対象とした事故シーケンスは，「3.1
納容器過圧・過温破損）」のうち，「3.1.2 代替循環冷却系を使用する場 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」のうち，合」と同じであることから，格納容器破損防止対策は 3.1.2.1 と同じであ 「3.1.2 代替循環冷却系を使用する場合」と同じであることから，格納容る。

器破損防止対策は「3.1.2.1 格納容器破損防止対策」と同じである。

3.4.2 格納容器破損防止対策の有効性評価

3.4.2 格納容器破損防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(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，

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， ⑤「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，国内外の先進 「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，酸素濃度が他的な対策を考慮しても炉心損傷を防止することができない事故シーケンス のプラント損傷状態よりも相対的に高くなる可能性が考えられ，炉心損傷のうち，格納容器においてその事象進展を緩和できると考えられる事故シ を防止できない事故シーケンスとして抽出されている「大破断 LOCA＋ECCS
ーケンス「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失+全交流動力電源喪失」であ 注水機能喪失+全交流動力電源喪失」である。
る。
この事故シーケンスは，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納この事故シーケンスは，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納 ②（代替格納容器圧力逃がし装置

容器過圧・過温破損）」の評価事故シーケンスと同じであることから，本 容器過圧・過温破損）」の評価事故シーケンスと同じであることから，本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは，「3.1 雰囲気圧力・温度に 格納容器破損モードの評価事故シーケンスは，「3.1 雰囲気圧力・温度に ⑤よる静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」のうち，「3.1.2 代替循環冷却 よる静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」のうち，「3.1.2 代替循環冷却系を使用する場合」と同じ事故シーケンスとした。また，評価事故シーケ 系を使用する場合」と同じ評価事故シーケンスとした。また，評価事故シンスを「3.1.3 代替循環冷却系を使用しない場合」の評価事故シーケンス ーケンスを「3.1.3 代替循環冷却系を使用しない場合」の評価事故シーケとしない理由は，「3.1.3 代替循環冷却系を使用しない場合」では格納容 ンスとしない理由は，「3.1.3 代替循環冷却系を使用しない場合」では格器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置に期待することで，格 納容器圧力逃がし装置に期待することで，原子炉格納容器内の気体が排出
納容器内の気体が排出され，水素濃度及び酸素濃度が大幅に低下するとと され，水素ガス及び酸素ガスの絶対量が減少するとともに，サプレッショ
もに，その後は崩壊熱により発生する水蒸気が原子炉格納容器内を満たす ン・チェンバのプール水等の減圧沸騰で発生する水蒸気により水素濃度及ことで，原子炉格納容器内での水素燃焼の可能性が無視できる状態となる び酸素濃度が低下することで，原子炉格納容器内での水素燃焼の可能性が3.4-2の位置づけ変更に伴う反映）

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

ためである。

変更理由

無視できる状態となるためである。
（添付資料 3.4.1）

本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，（添付資料 3.4.1）
本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化， ⑤

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 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 化，気液分離（水位変化）・対向流，原子炉圧力容器における ECCS 注水（給水系・代替注水設備含む），炉心損傷後のリロケーション，構造材と （給水系・代替注水設備含む），炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリの熱伝達，原子炉圧力容器破損，放射線水分解等による水素・酸素発生， ロケーション，構造材との熱伝達，放射線水分解等による水素ガス・酸素
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 ガス発生，原子炉圧力容器内 FP 挙動，原子炉格納容器における格納容器各の流動，サプレッション・プール冷却，スプレイ冷却，放射線水分解等に 領域間の流動，サプレッション・プール冷却，スプレイ冷却，放射線水分よる水素・酸素発生，格納容器ベント，炉心損傷後のコンクリート分解及 解等による水素ガス・酸素ガス発生並びに炉心損傷後の原子炉格納容器にび非凝縮性ガス発生及び原子炉格納容器内 FP 挙動が重要現象となる。よっ おける原子炉格納容器内 FP 挙動が重要現象となる。よって，これらの現象て，これらの現象を評価することが可能であり，原子炉圧力容器内，原子 を適切に評価することが可能であり，原子炉圧力容器内及び原子炉格納容
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 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
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 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
解析コード MAAP により格納容器圧力，格納容器温度，原子炉格納容器内の ド MAAP により格納容器圧力，格納容器温度，原子炉格納容器内の気相濃度
気相濃度等の過渡応答を求める。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響範囲として，本評価事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 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，評価項目とラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。

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(2) 有効性評価の条件

本評価事故シーケンスは，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格本評価事故シーケンスは，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格 ⑤

納容器過圧・過温破損）」のうち，「3.1.2 代替循環冷却系を使用する場 納容器過圧・過温破損）」のうち，「3.1.2 代替循環冷却系を使用する場
合」と同じであることから，有効性評価の条件は 3.1.2.2 (2)と同じであ 合」と同じであることから，有効性評価の条件は「3.1.2.2(2) 有効性評る。この他に，格納容器破損モード「水素燃焼」を評価する上で着目すべ 価の条件」と同じである。このほかに，本評価事故シーケンスを評価する
き主要な解析条件を表 3.4.1 に示す。また，初期条件も含めた主要な解析 上で着目すべき主要な解析条件を第 3.4.1 表に示す。また，主要な解析条
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。

件について，本評価事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。

ａ．初期条件ａ．初期条件(a) 初期酸素濃度
原子炉格納容器の初期酸素濃度，水の放射線分解によって発生する
水素及び酸素を考慮することとする。原子炉格納容器の初期酸素濃度(a) 酸素濃度
原子炉格納容器の初期酸素濃度並びに水の放射線分解によって発生 ⑤する水素ガス及び酸素ガスを考慮することとする。原子炉格納容器の3.4-3

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

は，運転上許容される上限の 3.5vol%とする。

変更理由

初期酸素濃度は，運転上許容される上限の 3.5vol%とする。

ｂ．事故条件ｂ．事故条件(a) 炉心内のジルコニウム－水反応による水素発生量
炉心内のジルコニウム－水反応による水素発生量は，MAAP による評(a) 炉心内のジルコニウム－水反応による水素ガス発生量⑤

炉心内のジルコニウム－水反応による水素ガス発生量は，解析コー ⑤

価結果と全炉心内のジルコニウム量の 75%が水と反応した場合についド MAAP の評価結果から得られた値を用いた。これは，窒素ガス置換にて，水素燃焼の観点から厳しい値を考慮し，MAAP による評価結果から

よる原子炉格納容器内雰囲気の不活性化によって運転中の原子炉格納得られた値を用いた。これは，窒素置換による原子炉格納容器内雰囲

容器内の酸素濃度が低く管理されていること及び解析コード MAAP の評

気の不活性化によって運転中の格納容器内の酸素濃度が低く管理され価結果で水素濃度が 13vol%を超えることを考慮すると，酸素濃度の上ていること及び MAAP による評価結果であっても水素濃度が 13vol%を昇の観点から厳しいシーケンスとすることが適切と考えたためであ超えることを考慮すると，酸素濃度の上昇の観点から厳しいシーケンる。仮に全炉心内のジルコニウム量の 75%が水と反応し，水素ガスがスとすることが適切と考えたためである。仮に全炉心内のジルコニウ

発生した場合，原子炉格納容器内の水素濃度が増加するため，相対的ム量の 75%が水と反応した場合に相当する水素が発生した場合，原子に水の放射線分解で発生する酸素ガスの濃度は低下する。

炉格納容器内の水素濃度が増加するため，相対的に水の放射線分解で発生する酸素の濃度は低下する。
(b) 水素ガス及び酸素ガスの発生割合(b) 水の放射線分解による水素ガス及び酸素ガスの発生割合

水の放射線分解によって発生する水素及び酸素の発生量は，MAAP で

水の放射線分解によって発生する水素ガス及び酸素ガスの発生量 ⑤得られる崩壊熱をもとに評価する。ここで，水素及び酸素の発生割合

は，解析コード MAAP で得られる崩壊熱をもとに評価する。ここで，水（G 値（100eV あたりの分子発生量），以下，「G 値」という。）は，そ

素ガス及び酸素ガスの発生割合（G 値（100eV あたりの分子発生量），

れぞれ 0.06，0.03 とする。また，原子炉冷却材による放射線エネルギ

以下「G 値」という。）は，それぞれ 0.06，0.03 とする。また，原子ーの吸収割合は，原子炉圧力容器内については，β線，γ 線ともに

炉冷却材による放射線エネルギの吸収割合は，原子炉圧力容器内につ0.1，原子炉圧力容器外の核分裂生成物については，β 線，γ 線とも

いては，ベータ線，ガンマ線ともに 0.1，原子炉圧力容器外の核分裂に 1 とした。

生成物については，ベータ線，ガンマ線ともに 1 とする。
（添付資料 3.4.2）(c) 金属腐食等による水素発生量（添付資料 3.4.2）(c) 金属腐食等による水素ガス発生量

原子炉格納容器内の亜鉛の反応や炉内構造物の金属腐食によって発⑤⑤

原子炉格納容器内の亜鉛の反応や炉内構造物の金属腐食によって発 ⑤生する水素の発生量は，ジルコニウム－水反応による水素発生量に比生する水素ガスの発生量は，ジルコニウム－水反応による水素ガス発

べて少なく，また，これらを考慮することで原子炉格納容器内の水素生量に比べて少なく，また，水素ガスの発生は，原子炉格納容器内の濃度が上昇し，酸素濃度の低下につながると考えられることから，金水素濃度を上昇させ，酸素濃度を低下させると考えられることから，属腐食等による水素発生量は考慮しないものとした。

金属腐食等による水素ガス発生量は考慮しない。

（添付資料 3.1.2.5, 3.4.5）（添付資料 3.1.2.4, 3.4.5）

3.4-4

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前(3) 有効性評価の結果
本評価事故シーケンスは，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格変更後(3) 有効性評価の結果
本評価事故シーケンスは，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格 ⑤

納容器過圧・過温破損）」のうち，「3.1.2 代替循環冷却系を使用する場 納容器過圧・過温破損）」のうち，「3.1.2 代替循環冷却系を使用する場
合」と同じであることから，有効性評価の結果は 3.1.2.2 (4)と同じであ 合」と同じであることから，有効性評価の結果は「3.1.2.2 (4) 有効性評る。この他に，格納容器破損モード「水素燃焼」を評価する上で着目すべ 価の結果」と同じである。このほかに，本評価事故シーケンスを評価する
き評価結果として，格納容器圧力，格納容器温度，ドライウェル及びサプ 上で着目すべき評価結果として，格納容器圧力，格納容器温度，ドライウ
レッション・チェンバの気相濃度（ウェット条件，ドライ条件）の推移を ェル及びサプレッション・チェンバの気相濃度（ウェット条件，ドライ条
図 3.4.1 から図 3.4.6 に，事象発生から 7 日後（168 時間後）の酸素濃度 件）の推移を第 3.4.1 図から第 3.4.6 図に，事象発生から 7 日後（168 時を表 3.4.2 に示す。
ａ．事象進展間後）の酸素濃度を第 3.4.2 表に示す。
ａ．事象進展事象進展は 3.1.2.2 (4) a と同じである。

事象進展は 3.1.2.2 (4) a と同じである。

上記の事象進展に伴い，主に炉心の露出から炉心再冠水までの間に，

上記の事象進展に伴い，主に炉心の露出から炉心再冠水までの間に， ⑤

全炉心内のジルコニウム量の約 16.6%が水と反応して水素が発生する。

全炉心内のジルコニウム量の約 16.6%が水と反応して水素ガスが発生す

また，炉心再冠水に伴い，事象発生から約 2.5 時間後にジルコニウム-水る。また，炉心再冠水に伴い，事象発生から約 2.5 時間後にジルコニウ

反応は停止する。発生した水素は原子炉圧力容器内で発生する蒸気ととム－水反応は停止する。発生した水素ガスは原子炉圧力容器内で発生すもに，破断口から上部ドライウェルに流入する。また，原子炉圧力容器

る蒸気とともに，破断口から上部ドライウェルに流入する。また，原子内及びサプレッション・チェンバにおける核分裂生成物による水の放射炉圧力容器内及びサプレッション・チェンバ内における核分裂生成物に

線分解により水素及び酸素が発生する。代替循環冷却系による原子炉格

よる水の放射線分解により水素ガス及び酸素ガスが発生する。代替循環

納容器除熱の開始後は，サプレッション・チェンバ内で蒸気の凝縮が進冷却系による原子炉格納容器除熱の開始後は，サプレッション・チェン

むことに伴い，原子炉格納容器内の酸素濃度が相対的に上昇する。

バ内で蒸気の凝縮が進むことに伴い，原子炉格納容器内の酸素濃度が相対的に上昇する。

ｂ．評価項目等
原子炉格納容器内の水素濃度は，ウェット条件においても事象発生直ｂ．評価項目等
原子炉格納容器内の水素濃度は，ウェット条件においても事象発生直 ⑤

後から 13vol%を上回るが，ウェット条件における酸素濃度は，事象発生後から 13vol%を上回るが，ウェット条件における酸素濃度は，事象発生から 7 日後までの間，原子炉格納容器の初期酸素濃度である 3.5vol%をから 7 日後までの間，原子炉格納容器の初期酸素濃度である 3.5vol%を上回ることは無く，酸素の蓄積が最も進む事象発生から 7 日後において上回ることはなく，酸素ガスの蓄積が最も進む事象発生から 7 日後におも約 3.4vol%であり，可燃限界を下回る。

いても約 3.4vol%であり，可燃限界を下回る。

ドライ条件における酸素濃度について，事象発生の約 5 時間後から約ドライ条件では，事象発生の約 5 時間後から約 18 時間後までの間，ド ⑤

18 時間後までの間，ドライウェルにおける酸素濃度が可燃限界である

ライウェルにおける酸素濃度が可燃限界である 5vol%を上回る。この

5.0vol%を上回る。この間は，LOCA 後のブローダウンによって，ドライ

間，ウェット条件では，LOCA 後のブローダウンによって，ドライウェル

ウェルに存在する非凝縮性ガスが水蒸気とともにサプレッション・チェ

に存在する非凝縮性ガスが水蒸気とともにサプレッション・チェンバに

3.4-5

変更理由

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

ンバに送り込まれ，破断口から供給される水蒸気でドライウェル内が満送り込まれ，破断口から供給される水蒸気でドライウェル内が満たされ ⑤たされるため，ウェット条件ではドライウェル内のほぼ 100%が水蒸気とるため，ドライウェル内のほぼ 100%が水蒸気となっている。そのため，なっている。ほぼ 100%が水蒸気であるため，この間のドライウェル内の

この間のドライ条件でのドライウェル内の気体組成は，ほぼ水の放射線

ドライ条件での気体組成はほぼ水の放射線分解によって生じる水素及び分解によって生じる水素ガス及び酸素ガスの割合となり，そのウェット

酸素の割合となるが，そのウェット条件での濃度は 1vol%未満であり，条件での濃度は 1vol%未満（約 0.2vol%）である。また，ドライウェル内

非凝縮性ガス(水素，酸素及び窒素)の和は大気圧よりも低く，の非凝縮性ガス(水素ガス，酸素ガス及び窒素ガス)の分圧の和は大気圧

0.02MPa[abs]未満(水素及び酸素の分圧の和は 0.01MPa[abs]未満)であ

よ り も 低 く ， 0.02MPa [abs] 未 満 ( 水 素 及 び 酸 素 の 分 圧 の 和 はる。この間のサプレッション・チェンバ内のウェット条件での水蒸気の0.01MPa[abs]未満)である。この間のサプレッション・チェンバ内のウ

濃 度 は 約 5vol% で あ り ， サ プ レ ッ シ ョ ン ・ チ ェ ン バ 内 の 全 圧 がェット条件での水蒸気の濃度は約 5vol%であり，サプレッション・チェ

0.50MPa[abs]以上であることを踏まえると，非凝縮性ガス(水素，酸素

ンバ内の全圧が 0.50MPa[abs]以上であることから，非凝縮性ガス(水素及び窒素)の分圧は少なくとも 0.47MPa[abs]以上であるため，仮にドラガス，酸素ガス及び窒素ガス)の分圧は少なくとも 0.47MPa[abs]以上でイウェル内の水蒸気が凝縮してドライウェル内の圧力が低下し，相対的ある。このため，仮にドライウェル内の水蒸気が凝縮してドライウェルに水素及び酸素濃度が上昇しても，ドライウェル内の水素及び酸素濃度

内の圧力が低下し，相対的に水素濃度及び酸素濃度が上昇しても，ドラが可燃限界を上回る前にサプレッション・チェンバから酸素濃度がイウェル内の水素濃度及び酸素濃度が可燃限界を上回る前に，サプレッ

5.0vol%未満の気体が流入する。このため，この間においてドライウェ

ション・チェンバから酸素濃度が 5.0vol%未満の気体が流入する。この

ルの酸素濃度が現実に可燃限界である 5.0vol%を上回ることは無い。事ため，この間においてドライウェルの酸素濃度が現実に可燃限界である

象発生の約 18 時間後以降は，ドライ条件を仮定しても酸素濃度は5vol%を上回ることはない。事象発生の約 18 時間後以降は，ドライ条件

5.0vol%未満で推移し，事象発生から 7 日後の酸素濃度は約 3.9vol%であを仮定しても酸素濃度は 5.0vol%未満で推移し，事象発生から 7 日後のる。従って，格納容器スプレイの誤動作などにより水蒸気量が低下して酸素濃度は，ドライウェルにおいて約 3.7vol%，サプレッション・チェ

も，可燃限界である 5.0vol%に達することはない。

ンバにおいて約 3.9vol%である。したがって，格納容器スプレイの誤動

変更理由

作等により水蒸気量が低下しても，可燃限界である 5vol%に達することはない。
その後も水素濃度及び酸素濃度を監視し，原子炉格納容器内の水素及 ⑤
び酸素濃度が可燃領域に至る場合については，格納容器ベントによって，その水素濃度及び酸素濃度を低減することで，安定状態を維持できる。
なお，基本的に，炉心損傷を伴う事故シーケンスでは，原子炉水位のまた，原子炉格納容器内は，原子炉冷却材の蒸発によって発生する水 ⑤（発生蒸気量に関する定量値の低下や損傷炉心への注水により多量の水蒸気が発生するため，原子炉格

蒸気で満たされるため，原子炉格納容器内がドライ条件となることは考

納容器内がドライ条件となることは考えにくい。このため，水素燃焼にえにくい。なお，事象発生の 168 時間後における崩壊熱は約 11.6MW であ

よる爆轟の可能性の有無は，ウェット条件における気相濃度において判るが，これに相当する水蒸気発生量は約 2.3×104Nm3/h である。このた断することが妥当であると考える。

め，水素燃焼の可能性の有無は，ウェット条件における気相濃度において判断することが妥当であると考える。

本評価では，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に

本評価では，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に

3.4-6

追記）

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

示す(6)の評価項目について，酸素濃度を評価項目への対策の有効性を示す(6)の評価項目について，酸素濃度をパラメータとして対策の有効 ⑤確認するためのパラメータとして対策の有効性を確認した。また，性を確認した。また，(7)の評価項目について，可燃性ガスの燃焼が生「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(7)の評価

じないことを確認した。(7)の評価項目のうち，可燃性ガスの蓄積によ

項目について，可燃性ガスの燃焼が生じないことを確認した。

る(1)の評価項目への影響については，「3.1 雰囲気圧力・温度による「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(7)の評価

静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」のうち，「3.1.2 代替循環冷却系

項目のうち，可燃性ガスの蓄積による(1)の評価項目への影響についてを使用する場合」にて評価項目を満足することを確認している。

は，評価事故シーケンス及び格納容器破損防止対策が同じである「3.1雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」のうち，「3.1.2 代替循環冷却系を使用する場合」にて評価項目を満足することを確認している。
なお，本評価は選定された評価事故シーケンスに対する，「1.2.2.2

なお，本評価は選定された評価事故シーケンスに対する，「1.2.2.2 ⑤

有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(6)の評価項目につい有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(6)の評価項目について対策の有効性を評価するものであり，原子炉格納容器下部に溶融炉心て対策の有効性を評価するものであり，原子炉格納容器下部に溶融炉心が落下しない場合の評価であるが，溶融炉心が原子炉格納容器下部に落が落下しない場合の評価であるが，溶融炉心が原子炉格納容器下部に落下した場合の溶融炉心・コンクリート相互作用による水素発生の影響に下した場合の溶融炉心・コンクリート相互作用による水素ガス発生の影

つ い て は ，「 3.5 溶 融 炉 心 ・ コ ン ク リ ー ト 相 互 作 用 」 に お い て ，響については，「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」において，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(6)及び(7)「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(6)及び(7)の評価項目について対策の有効性を確認できる。

の評価項目について対策の有効性を確認できる。
（添付資料 3.4.3）

3.4.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
本評価事故シーケンスは，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格（添付資料 3.4.3）
3.4.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
本評価事故シーケンスは，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格

納容器過圧・過温破損）」のうち，「3.1.2 代替循環冷却系を使用する場 納容器過圧・過温破損）」のうち，「3.1.2 代替循環冷却系を使用する場
合」と同じであることから，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評 合」と同じであることから，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評
価は「3.1.2.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価」と同様で 価は「3.1.2.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価」と同様である。よって以下では，格納容器破損モード「水素燃焼」を評価する上で ある。よって以下では，格納容器破損モード「水素燃焼」を評価する上で着目すべき不確かさの影響評価結果を示す。

着目すべき不確かさの影響評価結果を示す。

(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価

本評価事故シーケンスにおける，解析コードにおける重要現象の不確か

本評価事故シーケンスにおける，解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価は，「3.1.2.3(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさ さの影響評価は，「3.1.2.3(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価」と同様である。

の影響評価」と同様である。

3.4-7

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前(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

変更後(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，初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，「3.1.2.3(2)ａ. 初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する「3.1.2.3(2)ａ. 初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件」と同様であるが，本評価事故シーケンスを評価する上で，機器条件」と同様であるが，本評価事故シーケンスを評価する上で，事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の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。

結果を以下に示す。

(a) 運転員等操作時間に与える影響(a) 運転員等操作時間に与える影響

初期条件の初期酸素濃度は，解析条件の3.5vol%に対して最確条

初期条件の酸素濃度は，解析条件の3.5vol%に対して最確条件は ④（最確条件の見直し）

件は約1～2vol%であり，本解析条件の不確かさとして，最確条件と約3vol%以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした ⑤

した場合には初期酸素濃度が低くなるため，本評価事故シーケンス

場合は，初期酸素濃度が低くなるため，本評価事故シーケンスにおにおける原子炉格納容器内の酸素濃度推移が低く抑えられるが，本ける原子炉格納容器内の酸素濃度推移が低く抑えられるが，本評価

評価事故シーケンスにおいては原子炉格納容器内の酸素濃度を操作

事故シーケンスにおいては原子炉格納容器内の酸素濃度を操作開始

開始の起点とした運転員等操作はないことから，運転員等操作時間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。

に与える影響はない。

事故条件の炉心内のジルコニウム－水反応による水素発生量は，

事故条件の炉心内のジルコニウム－水反応による水素ガス発生量 ⑤

解析条件の全炉心内のジルコニウム量の約16.6%が水と反応して発は，解析条件の全炉心内のジルコニウム量の約16.6%が水と反応し生する水素量に対して最確条件は事象進展に依存するものであり，て発生する水素ガス量に対して，最確条件は事象進展に依存するも本解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合には水素発生量のであり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，水が変動する可能性があるが，本評価事故シーケンスでは，水素発生

素ガス発生量が変動する可能性があるが，本評価事故シーケンスに量を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転

おいては水素ガス発生量を操作開始の起点としている運転員等操作員等操作時間に与える影響はない。

はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

金属腐食等による水素発生量は，最確条件とした場合には水素発

金属腐食等による水素ガス発生量は，最確条件とした場合は，水 ⑤

生量が増加するため，本評価事故シーケンスにおける格納容器内の素ガス発生量が増加するため，本評価事故シーケンスにおける原子

酸素濃度推移が低く抑えられるが，本評価事故シーケンスにおいて

炉格納容器内の酸素濃度推移が低く抑えられるが，本評価事故シー

は格納容器内の酸素濃度を操作開始の起点とした運転員等操作はな

ケンスにおいては原子炉格納容器内の酸素濃度を操作開始の起点といことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

している運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

事 故 条 件 の 水 の 放 射線 分 解 に よ る G 値は， 解 析 条 件 の 水 素 ：変更理由

事故条件の水の放射線分解によるG値は，解析条件の水素ガス： ⑤0.06，酸素：0.03に対して最確条件は同じであるが，本解析条件の0.06，酸素ガス：0.03に対して最確条件は同じであるが，G値の不不確かさとして，G値の不確かさにより水の放射線分解による酸素

確かさにより水の放射線分解による酸素ガス発生量が大幅に増加す

発生量が大幅に増加する場合，原子炉格納容器内の酸素濃度が可燃

る場合，原子炉格納容器内の酸素濃度が可燃領域又は爆轟領域とな

3.4-8

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

領域又は爆轟領域となる可能性がある。その場合には，格納容器圧る可能性がある。その場合には，格納容器圧力逃がし装置又は耐圧 ⑤

力逃がし装置，耐圧強化ベント系（ウェットウェルベント）又は代強化ベント系（ウェットウェルベント）を使用し，原子炉格納容器

替格納容器圧力逃がし装置を使用し，原子炉格納容器内の気体を排内の気体を排出する必要がある。なお，格納容器圧力逃がし装置に出する必要がある。なお，格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容

係る運転員等の操作については，「3.1.3 代替循環冷却系を使用し器圧力逃がし装置に係る運転員等の操作については，「3.1.3 代替

ない場合」において，成立性を確認している。また，耐圧強化ベン

循環冷却系を使用しない場合」において，成立性を確認している。

ト系（ウェットウェルベント）を用いる場合は，あらかじめ不活性また，耐圧強化ベント系（ウェットウェルベント）を用いる場合

ガスによる大気開放ラインのパージを実施するほかはおおむね同様

は，予め不活性ガスによる大気開放ラインのパージを実施する他はの対応となる。

概ね同様の対応となる。

（添付資料3.4.4）（添付資料3.4.4）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の初期酸素濃度は，解析条件の3.5vol%に対して最確条(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の酸素濃度は，解析条件の3.5vol%に対して最確条件は ④（最確条件の見直し）

件は約1～2vol%であり，本解析条件の不確かさとして，最確条件と約3vol%以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした ⑤

した場合には初期酸素濃度が低くなるため，本評価事故シーケンス

場合は，初期酸素濃度が低くなるため，本評価事故シーケンスにおにおける原子炉格納容器内の酸素濃度推移が低く抑えられることかける原子炉格納容器内の酸素濃度推移が低く抑えられることから，

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。

評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

事故条件の炉心内のジルコニウム－水反応による水素発生量は，

事故条件の炉心内のジルコニウム－水反応による水素ガス発生量 ⑤

解析条件の全炉心内のジルコニウム量の約16.6%が水と反応して発は，解析条件の全炉心内のジルコニウム量の約16.6%が水と反応し生する水素量に対して最確条件は事象進展に依存するものであり，て発生する水素ガス量に対して最確条件は事象進展に依存するもの

本解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合には水素発生量であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，水素が変動する可能性がある。炉心内のジルコニウム－水反応による水ガス発生量が変動する可能性がある。炉心内のジルコニウム－水反素発生量は，運転員等操作である低圧代替注水系（常設）による原応による水素ガス発生量は，運転員等操作である低圧代替注水系

子炉注水の操作開始時間に依存して変動するが，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の操作開始時間に依存して変動するが，（常設）による原子炉注水の操作開始時間については，

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の操作開始時間について「3.1.2.3(2)ｂ. 操作条件」にて解析上の操作開始時間と実態の操は，「3.1.2.3(2)ｂ. 操作条件」にて解析上の操作開始時間と実態

作開始時間はほぼ同等と評価しており，炉心内のジルコニウム－水の操作開始時間はほぼ同等と評価しており，炉心内のジルコニウム反応による水素発生量に与える影響は小さい。また，図3.4.7から－水反応による水素ガス発生量に与える影響は小さい。仮に低圧代

図3.4.9に示すとおり，仮に低圧代替注水系（常設）による原子炉

替注水系（常設）による原子炉注水の操作開始が大幅に早まった場

注水の操作開始が大幅に早まった場合，全炉心内のジルコニウム量合，第3.4.7図及び第3.4.8図に示すとおり，全炉心内のジルコニウの約18.2%が水と反応し，炉心内のジルコニウム－水反応による水ム量の約18.2%が水と反応し，炉心内のジルコニウム－水反応によ素発生量は1割程度増加するが，ウェット条件における酸素濃度

る水素ガス発生量は1割程度増加するが，ウェット条件における酸は，酸素の蓄積が最も進む事象発生から7日後においても約3.6vol%

素濃度は，酸素ガスの蓄積が最も進む事象発生から7日後において

3.4-9

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由

であり，可燃限界を下回る。また，本評価における酸素濃度と同等

も約3.6vol%であり，可燃限界を下回る。また，本評価における酸 ③（注水開始時間が格納容器の気の値であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小素濃度と同等の値であることから，評価項目となるパラメータに与

相濃度に与える影響を確認す

さい。

える影響は小さい。また，仮に低圧代替注水系（常設）による原子るため，注水開始時間を遅ら

炉注水の操作開始が遅れた場合，第3.4.9図及び第3.4.10図に示す

せた感度解析を追加実施）

とおり，全炉心内のジルコニウム量の約17.1%が水と反応し，炉心内のジルコニウム－水反応による水素ガス発生量は3％程度増加す
るが，ウェット条件における酸素濃度は，酸素ガスの蓄積が最も進む事象発生から7日後においても約3.9vol%であり，可燃限界を下回る。また，本評価における酸素濃度と同等の値であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
金属腐食等による水素発生量は，最確条件とした場合には水素発

金属腐食等による水素ガス発生量は，最確条件とした場合は，水 ⑤

生量が増加するため，本評価事故シーケンスにおける格納容器内の素ガス発生量が増加するため，本評価事故シーケンスにおける原子

酸素濃度推移が低く抑えられることから，評価項目となるパラメー

炉格納容器内の酸素濃度推移が低く抑えられることから，評価項目

タに対する余裕は大きくなる。

となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

事 故 条 件 の 水 の 放 射線 分 解 に よ る G 値は， 解 析 条 件 の 水 素 ：事故条件の水の放射線分解によるG値は，解析条件の水素ガス： ②（代替格納容器圧力逃がし装置

0.06，酸素：0.03に対して最確条件は同じであるが，本解析条件の0.06，酸素ガス：0.03に対して最確条件は同じであるが，G値の不不確かさとして，G値の不確かさにより水の放射線分解による酸素

確かさにより水の放射線分解による酸素ガス発生量が大幅に増加す ⑤

発生量が大幅に増加する場合，原子炉格納容器内の酸素濃度が可燃

る場合，原子炉格納容器内の酸素濃度が可燃領域又は爆轟領域とな領域又は爆轟領域となる可能性がある。その場合には，格納容器圧る可能性がある。その場合には，格納容器圧力逃がし装置又は耐圧力逃がし装置，耐圧強化ベント系（ウェットウェルベント）又は代強化ベント系（ウェットウェルベント）を使用し，原子炉格納容器

替格納容器圧力逃がし装置を使用し，原子炉格納容器内のガスを排内の気体を排出することが可能であるため，評価項目となるパラメ

出することが可能であるため，評価項目となるパラメータに与える

ータに与える影響はない。

の位置づけ変更に伴う反映）

影響はない。
なお，G値の不確かさにより水の放射線分解による酸素発生量がG値の不確かさにより水の放射線分解による酸素ガス発生量が大 ②（代替格納容器圧力逃がし装置

大幅に増加する場合として，G値を設計基準事故対処設備である可幅に増加する場合について，設計基準事故対処設備である可燃性ガ

燃性ガス濃度制御系の性能評価に用いている，水素：0.4，酸素：ス濃度制御系の性能評価に用いているG値（水素ガス：0.4，酸素ガ ⑤

0.2 と し た 場 合 に つ い て 感 度 解 析 を 実 施 し た 。 図 3.4.10 か ら 図

ス ： 0.2 ） を 使 用 し た 感 度 解 析 を 実 施 し た 。 第 3.4.11 図 か ら 第3.4.14に示すとおり，原子炉格納容器内の酸素濃度は，ウェット条

3.4.15図に示すとおり，原子炉格納容器内の酸素濃度は，ウェット

件において事象発生から約51時間で5vol%に到達するが，格納容器

条件において事象発生から約51時間で5vol%に到達するが，格納容

圧力逃がし装置，耐圧強化ベント系（ウェットウェルベント）又は

器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント系（ウェットウェルベント）

代替格納容器圧力逃がし装置を用いた原子炉格納容器内の気体の排を用いた原子炉格納容器内の気体の排出操作には十分な時間余裕が出操作には十分な時間余裕がある。5vol%到達時点で原子炉格納容ある。5vol%到達時点で原子炉格納容器内の気体の排出操作を実施

器内の気体の排出操作を実施すると，水蒸気とともに非凝縮性ガス

すると，水蒸気とともに非凝縮性ガスが原子炉格納容器外に押し出

3.4-10の位置づけ変更に伴う反映）

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

が原子炉格納容器外に押し出され，また，原子炉格納容器内は，原され，また，原子炉格納容器内は，減圧沸騰による原子炉冷却材の ⑤

子炉冷却材の蒸発によって発生する水蒸気で満たされるため，原子蒸発によって発生する水蒸気で満たされるため，原子炉格納容器内

炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度はほぼ0vol%まで低下する。

の水素濃度及び酸素濃度はほぼ0vol%まで低下する。また，ドライ

また，ドライ条件では，ドライウェルの酸素濃度が5vol%を超える

条件では，ドライウェルの酸素濃度が5vol%を超えるが，これはドが，これはドライウェルの大部分が継続的に水蒸気で占められるた

ライウェルの大部分が継続的に水蒸気で占められるためであり，実めであり，実際の状況下でドライ状態となり，水素燃焼が発生する

際の状況下でドライ条件となり，水素燃焼が発生することはない。

ことは無い。

ドライ条件とならないことを確認するため，水蒸気の凝縮が過剰 ③（ドライ条件とならないことをに進む場合として，格納容器圧力が最も低下する事象発生から7日確認するため感度解析を追加

後（168時間後）において，残留熱除去系による格納容器スプレイ

実施）

をドライウェルに連続で実施した場合を評価し，原子炉格納容器内の気相濃度の推移を確認した。第3.4.16図から第3.4.18図に示すとおり，格納容器スプレイによる水蒸気の凝縮を考慮しても，格納容器スプレイ開始後約4時間（原子炉格納容器内が負圧となる時間）
までは，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度が可燃限界に至ることはない。なお，ベント弁を開放している状況下で格納容器ス
プレイを実施する手順とはしておらず，格納容器スプレイにインタ
ーロックによる自動起動はないことから誤動作のおそれはない。運転員の誤操作によって格納容器スプレイを連続で実施しても，原子炉格納容器内が負圧に至るまでは格納容器スプレイ開始から約4時間の時間余裕がある。また，格納容器スプレイの停止操作は中央制
御室での簡易な操作であることから，約4時間の時間余裕の間での運転員による格納容器スプレイの停止に期待できる。このため，現実として原子炉格納容器内が負圧になることはなく，したがって原
子炉格納容器内がドライ条件になることはない。
格納容器圧力逃がし装置等による対応が生じる場合，その対応フ変更理由

格納容器圧力逃がし装置等による対応が生じる場合，その対応フ ⑤

ローは「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過ローは「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」のうち，「3.1.3 代替循環冷却系を使用しない場合」と温破損）」のうち，「3.1.3 代替循環冷却系を使用しない場合」と同じであり，格納容器圧力逃がし装置等の操作が必要となる時間同じであり，格納容器圧力逃がし装置等の操作が必要となる時間

は，「3.1.3 代替循環冷却系を使用しない場合」よりも，本感度解は，「3.1.3 代替循環冷却系を使用しない場合」よりも，本感度解析による評価結果の方が遅いことから，水素燃焼を防止する観点で析による評価結果の方が遅いことから，水素燃焼を防止する観点での事故対応は十分に可能と考える。大気中へのCs-137の総放出量のの事故対応は十分に可能となる。大気中へのCs-137の総放出量の観観点でも，本感度解析による評価結果の方が，事象発生から原子炉点でも，本感度解析による評価結果の方が，事象発生から原子炉格

格納容器内の気体の排出操作までの時間が長いことから，「3.1.3

納容器内の気体の排出操作までの時間が長いことから，「3.1.3 代

3.4-11

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

代替循環冷却系を使用しない場合」の評価結果である約2.0TBqを超替循環冷却系を使用しない場合」の評価結果である約2.0TBqを超え ⑤

えることは無く，評価項目である100TBqを十分に下回る。

ることはなく，評価項目である100TBqを十分に下回る。

（添付資料3.4.1，3.4.4, 3.4.5）
ｂ．操作条件
本評価事故シーケンスにおける操作条件は，「3.1.2.3(2)ｂ. 操作
条件」と同様である。
(3) 操作時間余裕の把握
本評価事故シーケンスにおける操作時間余裕の把握は「3.1.2.3(3) 操（添付資料3.4.1，3.4.4, 3.4.5）
ｂ．操作条件
本評価事故シーケンスにおける操作条件は，「3.1.2.3(2)ｂ. 操作
条件」と同様である。
(3) 操作時間余裕の把握
本評価事故シーケンスにおける操作時間余裕の把握は「3.1.2.3(3) 操

作時間余裕の把握」と同様である。

作時間余裕の把握」と同様である。

(4) まとめ(4) まとめ

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等

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 ⑤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 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 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 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 るパラメータに与える影響は小さい。このほか，評価項目となるパラメーに対して，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 タに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時余裕がある。

間余裕がある。

3.4.4 必要な要員及び資源の評価

3.4.4 必要な要員及び資源の評価

本評価事故シーケンスは，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格本評価事故シーケンスは，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格 ⑤

納容器過圧・過温破損）」のうち，「3.1.2 代替循環冷却系を使用する場 納容器過圧・過温破損）」のうち，「3.1.2 代替循環冷却系を使用する場
合」と同じであることから，必要な要員及び資源の評価は 3.1.2.4 と同じ 合」と同じであることから，必要な要員及び資源の評価は「3.1.2.4 必要である。

な要員及び資源の評価」と同じである。

3.4.5 結論

3.4.5 結論

格納容器破損モード「水素燃焼」では，ジルコニウム－水反応等によっ

格納容器破損モード「水素燃焼」では，ジルコニウム－水反応等によっ ⑤て発生した水素と，水の放射線分解によって発生した酸素が原子炉格納容 て発生した水素ガスと，水の放射線分解によって発生した酸素ガスが原子器内で反応することによって激しい燃焼が生じ，原子炉格納容器が破損に 炉格納容器内で反応することによって激しい燃焼が生じ，原子炉格納容器

3.4-12

変更理由①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

至ることが特徴である。格納容器破損モード「水素燃焼」に対する格納容 の破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「水素燃焼」に対す ⑤
器破損防止対策としては，窒素置換による原子炉格納容器内雰囲気の不活 る格納容器破損防止対策としては，窒素ガス置換による原子炉格納容器内性化を実施している。
格納容器破損モード「水素燃焼」では，国内外の先進的な対策を考慮し雰囲気の不活性化を実施している。
格納容器破損モード「水素燃焼」では，酸素濃度が他のプラント損傷状 ⑤ても炉心損傷を防止することができない事故シーケンスのうち，格納容器 態よりも相対的に高くなる可能性が考えられ，炉心損傷を防止できない事においてその事象進展を緩和できると考えられる評価事故シーケンス「大 故シーケンスとして抽出されている評価事故シーケンス「大破断LOCA＋
破断LOCA＋ECCS注水機能喪失+全交流動力電源喪失」について有効性評価 ECCS注水機能喪失+全交流動力電源喪失」について，有効性評価を行っを行った。
上記の場合においても，窒素置換による原子炉格納容器内雰囲気の不活た。
上記の場合においても，窒素ガス置換による原子炉格納容器内雰囲気の ⑤性化により，酸素濃度が可燃限界である5vol%以下となることから，水素 不活性化により，酸素濃度が可燃限界である5vol%以下となることから，燃焼に至ることは無く，評価項目を満足している。また，安定状態を維持 水素燃焼に至ることはなく，評価項目を満足している。また，安定状態をできる。
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 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。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，格納容器破損モード「水素燃焼」において，窒素置換

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，窒素ガス置換による原子炉格納容器内雰囲気の不活性 ⑤による原子炉格納容器内雰囲気の不活性化等の格納容器破損防止対策は， 化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 効であることが確認でき，格納容器破損モード「水素燃焼」に対して有効ード「水素燃焼」に対して有効である。

である。

3.4-13

変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 3.4.1

格納容器圧力の推移

第 3.4.1 図

格納容器圧力の推移⑤

図 3.4.2

格納容器気相部温度の推移

第 3.4.2 図

3.4-14

格納容器気相部温度の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 3.4.3

ドライウェルの気相濃度の推移（ウェット条件）

第 3.4.3 図

ドライウェルの気相濃度の推移（ウェット条件）⑤

図 3.4.4

サプレッション・チェンバの気相濃度の推移（ウェット条件）

第 3.4.4 図

サプレッション・チェンバの気相濃度の推移（ウェット条件）

3.4-15

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 3.4.5

ドライウェルの気相濃度の推移（ドライ条件）

第 3.4.5 図

ドライウェルの気相濃度の推移（ドライ条件）⑤

図 3.4.6

サプレッション・チェンバの気相濃度の推移（ドライ条件）

第 3.4.6 図

サプレッション・チェンバの気相濃度の推移（ドライ条件）

3.4-16

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤（不確かさに関する記載内容との整合）

図 3.4.7

事象発生から 30 分後に注水を開始した場合の格納容器圧力の推移⑤

図 3.4.8

事象発生から 30 分後に注水を開始した場合の第 3.4.7 図

事象発生から 30 分後に注水を開始した場合のドライウェル

ドライウェルの気相濃度の推移(ウェット条件)の気相濃度の推移（ウェット条件）

3.4-17

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 3.4.9

事象発生から 30 分後に注水を開始した場合の第 3.4.8 図

サプレッション・チェンバの気相濃度の推移(ウェット条件)

事象発生から 30 分後に注水を開始した場合のサプレッショ
ン・チェンバの気相濃度の推移（ウェット条件）③（注水開始時間が格納容器の気相濃度に与える影響を確認するため，注水開始時間を遅らせた感度解析を追加実施）

第 3.4.9 図

事象発生から 90 分後に注水を開始した場合のドライウェルの気相濃度の推移（ウェット条件）

3.4-18

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
③（注水開始時間が格納容器の気相濃度に与える影響を確認するため，注水開始時間を遅らせた感度解析を追加実施）

第 3.4.10 図

事象発生から 90 分後に注水を開始した場合のサプレッショ
ン・チェンバの気相濃度の推移（ウェット条件）⑤

図 3.4.10

G 値を設計基準事故ベースとした場合の格納容器圧力の推移

第 3.4.11 図 G 値を設計基準事故ベースとした場合の格納容器圧力の推移※

3.4-19

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 3.4.11

G 値を設計基準事故ベースとした場合の第 3.4.12 図

G 値を設計基準事故ベースとした場合のドライウェルの気相

ドライウェルの気相濃度の推移(ウェット条件)

濃度の推移（ウェット条件）⑤

図 3.4.12

G 値を設計基準事故ベースとした場合のサプレッション・チ
ェンバの気相濃度の推移(ウェット条件)

第 3.4.13 図

G 値を設計基準事故ベースとした場合のサプレッション・チ
ェンバの気相濃度の推移（ウェット条件）

3.4-20まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 3.4.13

G 値を設計基準事故ベースとした場合の第 3.4.14 図

G 値を設計基準事故ベースとした場合のドライウェルの気相

ドライウェルの気相濃度の推移(ドライ条件)

濃度の推移（ドライ条件）⑤

図 3.4.14

G 値を設計基準事故ベースとした場合のサプレッション・チェンバの気相濃度の推移(ドライ条件)

第 3.4.15 図

G 値を設計基準事故ベースとした場合のサプレッション・
チェンバの気相濃度の推移（ドライ条件）

3.4-21

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
③（ドライ条件とならないことを確認するため感度解析を追加
実施）

第 3.4.16 図

G 値を設計基準事故ベースとした場合の格納容器圧力の推移（事象発生から 168 時間後に残留熱除去系によるドライウェルスプレイ（954m3/h）を連続で実施）※

3.4-22

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
③（ドライ条件とならないことを確認するため感度解析を追加
実施）

第 3.4.17 図

G 値を設計基準事故ベースとした場合のドライウェルの気相濃度の推移（ウェット条件）（事象発生から 168 時間後に残留熱除去系によるドライウェルスプレイ（954m3/h）を連続で実施）③（ドライ条件とならないことを確認するため感度解析を追加
実施）

第 3.4.18 図

G 値を設計基準事故ベースとした場合のサプレッション・チ
ェンバの気相濃度の推移（ウェット条件）（事象発生から168 時間後に残留熱除去系によるドライウェルスプレイ（954m3/h）を連続で実施）

3.4-23

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
表 3.4.1

表 3.4.2

主要解析条件（水素燃焼）

事象発生から 7 日後（168 時間後）の酸素濃度※

変更後
第 3.4.1 表

第 3.4.2 表

変更理由

主要解析条件（水素燃焼）⑤

事象発生から 7 日後（168 時間後）の酸素濃度※⑤

3.4-24

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用

3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用

3.5.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策

3.5.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策(1) 格納容器破損モード内のプラント損傷状態(1) 格納容器破損モード内のプラント損傷状態

格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」に至る可能性

格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」に至る可能性のあるプラント損傷状態は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」 のあるプラント損傷状態は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，TQUV，TQUX，LOCA，長期 TB，TBU 及び TBP である。

に示すとおり，TQUV，TQUX，LOCA，長期 TB，TBU 及び TBP である。

(2) 格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方(2) 格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方

格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」では，原子炉格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」では，発電用 ⑤の出力運転中に運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失事故又は全交 原 子 炉 の 運 転 中 に 運 転 時 の 異 常 な 過 渡 変 化 ， 原 子 炉 冷 却 材 喪 失 事 故流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪 （LOCA）又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系
失が重畳する。このため，緩和措置がとられない場合には，原子炉圧力容 等の安全機能の喪失が重畳する。このため，緩和措置がとられない場合に器内の溶融炉心が原子炉格納容器内へ流れ出し，溶融炉心からの崩壊熱や は，原子炉圧力容器内の溶融炉心が原子炉格納容器内へ流れ出し，溶融炉
化学反応によって，原子炉格納容器下部のコンクリートが侵食され，原子 心からの崩壊熱や化学反応によって，原子炉格納容器下部のコンクリート
炉格納容器の構造材の支持機能を喪失し，原子炉格納容器の破損に至る。

が侵食され，原子炉格納容器の構造材の支持機能を喪失し，原子炉格納容器の破損に至る。

したがって，本格納容器破損モードでは，原子炉圧力容器の下部から溶したがって，本格納容器破損モードでは，原子炉圧力容器の下部から溶 ⑤融炉心が落下する時点で，原子炉格納容器下部に溶融炉心の冷却に十分な 融炉心が落下する時点で，原子炉格納容器下部に溶融炉心の冷却に十分な原子炉格納容器下部の水位及び水量を確保し，かつ，溶融炉心の落下後 水位及び水量を確保し，かつ，溶融炉心の落下後は，格納容器下部注水系
は，格納容器下部注水系（常設）によって溶融炉心を冷却することによ （常設）によって溶融炉心を冷却することにより，原子炉格納容器の破損
り，原子炉格納容器の破損を防止するとともに，溶融炉心・コンクリート を防止するとともに，溶融炉心・コンクリート相互作用による水素ガス発相互作用による水素ガス発生を抑制する。
また，溶融炉心の落下後は，格納容器下部注水系（常設）によって溶融生を抑制する。
また，溶融炉心の落下後は，格納容器下部注水系（常設）によって溶融 ⑤

炉心を冷却するとともに，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納 炉心を冷却するとともに，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原容器冷却を実施する。その後，代替循環冷却系又は格納容器圧力逃がし装 子炉格納容器冷却を実施する。その後，代替循環冷却系又は格納容器圧力置によって原子炉格納容器の圧力及び温度を低下させる。
なお，本格納容器破損モードの有効性評価を実施する上では，重大事故逃がし装置によって原子炉格納容器の圧力及び温度を低下させる。
なお，本格納容器破損モードの有効性評価を実施する上では，重大事故 ⑤等対処設備による原子炉注水機能についても使用できないものと仮定す 等対処設備による原子炉注水機能についても使用できないものと仮定し，る。

原子炉圧力容器破損に至るものとする。

(3) 格納容器破損防止対策(3) 格納容器破損防止対策

格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」で想定される格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」で想定される

事故シーケンスに対して，原子炉格納容器下部のコンクリートの侵食によ 事故シーケンスに対して，原子炉格納容器下部のコンクリートの侵食によ

3.5-1

変更理由

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

る原子炉圧力容器の支持機能喪失を防止するため，格納容器下部注水系 る原子炉圧力容器の支持機能喪失を防止するため，格納容器下部注水系 ⑤（常設）による格納容器下部注水手段を整備する。また，ドライウェル高 （常設）による格納容器下部注水手段を整備する。また，ドライウェル高電導度廃液サンプ及びドライウェル低電導度廃液サンプ（以下，「ドライ 電導度廃液サンプ及びドライウェル低電導度廃液サンプ（以下「ドライウウェルサンプ」という。）への溶融炉心の流入を防ぎ，かつ格納容器下部 ェルサンプ」という。）への溶融炉心の流入を抑制し，かつ格納容器下部
注水系（常設）と合わせて，サンプ底面のコンクリートの侵食を抑制し， 注水系（常設）と合わせて，ドライウェルサンプ底面のコンクリートの侵
溶融炉心が原子炉格納容器バウンダリに接触することを防止するために， 食を抑制し，溶融炉心が原子炉格納容器バウンダリに接触することを防止
原子炉格納容器下部にコリウムシールドを設置する。
また，その後の格納容器圧力及び温度の上昇を抑制する観点から，代替するために，原子炉格納容器下部にコリウムシールドを設置する。
また，その後の格納容器圧力及び温度の上昇を抑制する観点から，代替 ⑤

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 格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却手段及び代替系による原子炉格納容器除熱手段又は格納容器圧力逃がし装置による原子 循環冷却系による原子炉格納容器除熱手段又は格納容器圧力逃がし装置に
炉格納容器除熱手段を整備する。なお，これらの原子炉圧力容器破損以降 よる原子炉格納容器除熱手段を整備する。なお，これらの原子炉圧力容器の格納容器過圧・過温に対応する手順及び重大事故等対策は「3.1 雰囲気 破損以降の格納容器過圧・過温に対応する手順及び重大事故等対策は
圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」と同じである。

「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」と同じである。

本格納容器破損モードに至るまでの事象進展への対応，本格納容器破損

本格納容器破損モードに至るまでの事象進展への対応，本格納容器破損

モードによる原子炉格納容器の破損防止及び原子炉格納容器の破損を防止 モードによる原子炉格納容器の破損防止及び原子炉格納容器の破損を防止した以降の対応を含めた一連の重大事故等対策の概要は，「3.2 高圧溶融物 した以降の対応を含めた一連の重大事故等対策の概要は，「3.2 高圧溶融物
放出／格納容器雰囲気直接加熱」の 3.2.1(3)の a からｊに示している。こ 放出／格納容器雰囲気直接加熱」の 3.2.1(3)の a からｊに示している。このうち，本格納容器破損モードに対する重大事故等対策は，「3.2 高圧溶融 のうち，本格納容器破損モードに対する重大事故等対策は，「3.2 高圧溶融
物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の 3.2.1.(3)に示すｇからｊである。
本格納容器破損モードに至るまでの事象進展への対応，本格納容器破損

物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の 3.2.1.(3)に示すｇからｊである。
本格納容器破損モードに至るまでの事象進展への対応，本格納容器破損 ⑤

モードによる原子炉格納容器の破損防止及び原子炉格納容器の破損を防止 モードによる原子炉格納容器の破損防止及び原子炉格納容器の破損を防止した以降の対応を含めた一連の重大事故等対策の概略系統図は「3.2 高圧 した以降の対応を含めた一連の重大事故等対策の概略系統図は「3.2 高圧
溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に示す第 3.2.1 図から第 3.2.4 図 溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に示す第 3.2.1 図から第 3.2.4 図に示している。このうち，本格納容器破損モードに対する重大事故等対策 である。このうち，本格納容器破損モードの重大事故等対策の概略系統図の概略系統図は「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に示す は第 3.2.2 図及び第 3.2.3 図である。本格納容器破損モードに対応する手
第 3.2.2 図及び第 3.2.3 図である。本格納容器破損モードに対応する手順 順及び必要な要員と作業項目は「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直及び必要な要員と作業項目は「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接 接加熱」と同じである。
加熱」と同じである。
3.5.2 格納容器破損防止対策の有効性評価

3.5.2 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(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，

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，

3.5-2

変更理由

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，プラント損傷 「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，プラント損傷
状態を TQUV とし，事象進展が早く炉心損傷までの時間余裕の観点で厳しい 状態を TQUV とし，事象進展が早く炉心損傷までの時間余裕の観点で厳しい
過渡事象を起因事象とし，逃がし安全弁再閉失敗を含まない「過渡事象＋ 過渡事象を起因事象とし，逃がし安全弁再閉失敗を含まない「過渡事象＋
高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗（＋デブリ冷却失敗）」 高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗（＋デブリ冷却失敗）」である。ここで，逃がし安全弁再閉失敗を含まない事故シーケンスとした である。ここで，逃がし安全弁再閉失敗を含まない事故シーケンスとした理由は，プラント損傷状態が TQUV であるため，事故対応に及ぼす逃がし安 理由は，プラント損傷状態が TQUV であるため，事故対応に及ぼす逃がし安全弁再閉の成否の影響は小さいと考え，発生頻度の観点で大きい事故シー 全弁再閉の成否の影響は小さいと考え，発生頻度の観点で大きい事故シーケンスを選定したためである。
また，1.2.2.1(3)e に示すとおり，プラント損傷状態の選定では，LOCA

ケンスを選定したためである。
また，1.2.2.1(3)e に示すとおり，プラント損傷状態の選定では，LOCA ⑤と TQUV を比較し，LOCA の場合はペデスタルに冷却材が流入することで溶 と TQUV を比較し，LOCA の場合は原子炉格納容器下部に原子炉冷却材が流融炉心・コンクリート相互作用が緩和される可能性等を考慮し，より厳し 入することで溶融炉心・コンクリート相互作用が緩和される可能性等を考いと考えられる TQUV を選定した。
なお，この評価事故シーケンスは，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲

慮し，より厳しいと考えられる TQUV を選定した。
なお，本評価事故シーケンスは，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気 ⑤

気直接加熱」及び「3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」 直接加熱」及び「3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」にの評価事故シーケンスと同じ事故シーケンスである。本格納容器破損モー おいて有効性を評価したシーケンスと同様のシーケンスである。本格納容
ド及び「3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」ではプラン 器破損モード及び「3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」
ト損傷状態を TQUV とし，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加 ではプラント損傷状態を TQUV とし，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲
熱」ではプラント損傷状態を TQUX としており，異なるプラント状態を選定 気直接加熱」ではプラント損傷状態を TQUX としており，異なるプラント損している。しかしながら，どちらのプラント損傷状態であっても原子炉水 傷状態を選定している。しかしながら，どちらのプラント損傷状態であっ位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点 ても原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置にで逃がし安全弁の手動開操作によって原子炉を減圧する手順であり，原子 到達した時点で逃がし安全弁の手動開操作によって原子炉減圧する手順で炉減圧以降も，溶融炉心の挙動にしたがって一連の流れで生じる各格納容 あり，原子炉減圧以降も，溶融炉心の挙動に従って一連の流れで生じる各器破損モードを，定められた一連の手順にしたがって防止することとな 格納容器破損モードを，定められた一連の手順に従って防止することとなる。このことから，これらの格納容器破損モードについては同じ事故シー る。このことから，これらの格納容器破損モードについては同様のシーケケンスで評価する。
本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，ンスで評価する。
本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化， ⑤

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 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，ECCS 注水(給水系・代替注水設備含 化，気液分離（水位変化）・対向流，炉心損傷後の原子炉圧力容器におけむ)，炉心損傷後のリロケーション，構造材との熱伝達，炉心下部プレナ るリロケーション，構造材との熱伝達，下部プレナムでの溶融炉心の熱伝ムでの溶融炉心の熱伝達，原子炉圧力容器破損，原子炉圧力容器内 FP 挙 達，原子炉圧力容器破損，原子炉圧力容器内 FP 挙動，炉心損傷後の原子炉
動，原子炉格納容器における炉心損傷後の格納容器下部床面での溶融炉心 格納容器における原子炉格納容器下部床面での溶融炉心の拡がり，原子炉の拡がり，原子炉圧力容器外 FCI（溶融炉心細粒化），原子炉圧力容器外 圧力容器外 FCI（溶融炉心細粒化），原子炉圧力容器外 FCI（デブリ粒子熱FCI（デブリ粒子熱伝達），溶融炉心と格納容器下部プール水の伝熱，溶融 伝達），溶融炉心と原子炉格納容器下部プール水との伝熱，溶融炉心とコ

3.5-3

変更理由

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

炉心とコンクリートの伝熱，コンクリート分解及び非凝縮性ガス発生が重 ンクリートの伝熱並びにコンクリート分解及び非凝縮性ガス発生が重要現 ⑤
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 ⑤

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 容器内及び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
シデント総合解析コード MAAP により原子炉格納容器下部の床面及び壁面の クシデント総合解析コード MAAP により原子炉格納容器下部の床面及び壁面
コンクリート侵食量等の推移を求める。
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，本のコンクリート侵食量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 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。

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(2) 有効性評価の条件

有効性評価の条件は，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加本評価事故シーケンスの有効性評価の条件は，「3.2 高圧溶融物放出／ ⑤

熱」の条件と同じである。原子炉格納容器下部の侵食量評価に対しては， 格納容器雰囲気直接加熱」の条件と同じである。原子炉格納容器下部の侵コリウムシールドの外側の面積が小さい6号炉の床面積を用いた。また， 食量評価に対しては，コリウムシールドの外側の面積が小さい6号炉の床
初期条件の初期酸素濃度及び事故条件の水素ガス及び酸素ガスの発生につ 面積を用いた。また，初期条件の初期酸素濃度並びに事故条件の水素ガス
いては，「3.4 水素燃焼」と同じである。

及び酸素ガスの発生については，「3.4 水素燃焼」と同じである。

(3) 有効性評価の結果(3) 有効性評価の結果

本評価事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位，格納容器圧

本評価事故シーケンスにおける原子炉圧力及び原子炉水位（シュラウド ⑤

力，格納容器温度，ドライウェル及びサプレッション・チェンバの気相濃 内外水位）の推移を第3.5.1及び第3.5.2図に，格納容器圧力，格納容器温度，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器下部水位，溶融炉 度，ドライウェル及びサプレッション・チェンバの気相濃度（ウェット条
心・コンクリート相互作用による原子炉格納容器下部床面及び壁面のコン 件，ドライ条件），サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器下クリート侵食量の推移を第3.5.1図から第3.5.11図に示す。

部水位並びに溶融炉心・コンクリート相互作用による原子炉格納容器下部
床面及び壁面のコンクリート侵食量の推移を第3.5.3図から第3.5.11図に示す。

ａ．事象進展事象進展は「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」と同じ

ａ．事象進展事象進展は「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」と同じ

である。

である。

ｂ．評価項目等

ｂ．評価項目等

溶融炉心落下前の原子炉格納容器下部への水張り及び溶融炉心落下後溶融炉心落下前の原子炉格納容器下部への水張り及び溶融炉心落下後の原子炉格納容器下部への注水の継続によって，コンクリート侵食量はの原子炉格納容器下部への注水の継続によって，コンクリート侵食量は

3.5-4

変更理由

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

原子炉格納容器下部の床面で約 1cm，壁面で約 1cm に抑えられ，原子炉

原子炉格納容器下部の床面で約 1cm，壁面で約 1cm に抑えられ，原子炉格納容器下部の溶融炉心は適切に冷却される。

格納容器下部の溶融炉心は適切に冷却される。

原子炉格納容器下部壁面のコンクリート侵食に対しては，コンクリー

原子炉格納容器下部壁面のコンクリート侵食に対しては，コンクリー ⑥

ト侵食が内側鋼板及び厚さ約 1.67m のコンクリート部を貫通して外側鋼

ト侵食が内側鋼板及び厚さ約 1.64m のコンクリート部を貫通して外側鋼板まで到達しない限り，原子炉圧力容器の支持機能を維持できる。評価板まで到達しない限り，原子炉圧力容器の支持機能を維持できる。評価

の結果，原子炉格納容器下部壁面のコンクリート侵食量は約 1cm に抑えの結果，原子炉格納容器下部壁面のコンクリート侵食量は約 1cm に抑えられ，原子炉圧力容器の支持機能を維持できる。

られ，原子炉圧力容器の支持機能を維持できる。

原子炉格納容器下部床面のコンクリート侵食に対しては，原子炉格納

原子炉格納容器下部床面のコンクリート侵食に対しては，原子炉格納容器下部の床面以下のコンクリート厚さが約 7.1m であり，原子炉格納容

容器下部の床面以下のコンクリート厚さが約 7.1m であり，原子炉格納容器下部床面のコンクリート侵食量が約 1cm であるため，原子炉圧力容器器下部床面のコンクリート侵食量が約 1cm であるため，原子炉圧力容器の支持機能を維持できる。

の支持機能を維持できる。

また，溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガスの発生は，変更理由

また，溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガスの発生は， ⑤（元データを再確認し，ジルコ

原子炉格納容器下部についてはコンクリートの侵食量が約 1cm であるた

原子炉格納容器下部についてはコンクリートの侵食量が約 1cm であるたニウム－水反応による気体の発め，約 4kg の可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスが発生するが，ジルめ，約 4kg の可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスが発生するが，ジル

生量の記載を見直し）

コニウム－水反応によって約 1370kg の水素ガスが発生することを考慮す

コニウム－水反応によって約 1,400kg の水素ガスが発生することを考慮 ⑤（溶融炉心・コンクリート相互

ると，溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガス及びその他のすると，溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガス及びその他作用に伴って生じるガスが水素

非凝縮性ガスの発生が格納容器圧力に与える影響は小さい。このため，の非凝縮性ガスの発生が格納容器圧力に与える影響は小さい。このた燃焼の観点で及ぼす影響につい

溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガスの発生が格納容器圧め，溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガスの発生が格納容て記載を充実）力に与える影響は小さい。溶融炉心・コンクリート相互作用によって生器圧力に与える影響は小さい。なお，原子炉格納容器下部への溶融炉心じる約 4kg の気体の内訳は，可燃性ガスである水素が全てを占める。な

落下後の本評価における水素濃度は，ドライウェルにおいて最低値を示

お，原子炉格納容器下部への溶融炉心落下後の本評価における水素濃度

すが，ウェット条件で 12vol%以上，ドライ条件で 34vol%以上となり，ドは，ドライウェルにおいて最低値を示すが，ウェット条件で 12vol%以ライ条件においては 13vol%を上回る。一方，酸素濃度は水の放射線分解

上，ドライ条件で 34vol%以上となり，ドライ条件においては 13vol%を上によって徐々に上昇するものの，事象発生から 7 日後（168 時間後）に回る。一方，酸素濃度は水の放射線分解によって徐々に上昇するもの

おいても酸素濃度はウェット条件で約 2.1vol%，ドライ条件で約 2.6vol%の，事象発生から 7 日後（168 時間後）においても酸素濃度はウェットであり，可燃限界である 5vol%を下回る。溶融炉心・コンクリート相互条件で約 2.1vol%，ドライ条件で約 2.6vol%であり，可燃限界である作用によって，可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスが発生するが，ジ5vol%を下回る。このため，原子炉格納容器内での可燃性ガスの燃焼がルコニウム－水反応によって発生する水素ガスも考慮すると，原子炉格発生するおそれはない。

納容器内に存在する可燃性ガスとしては水素ガスが支配的であり，一酸化炭素の影響は無視できる。溶融炉心・コンクリート相互作用では酸素ガスは発生しないため，溶融炉心・コンクリート相互作用により発生す
る可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスを考慮することは原子炉格納容
器内の酸素濃度を下げる要因となり，上記の酸素濃度（ウェット条件で2.1vol%，ドライ条件で 2.6vol%）以下になるものと考えられる。このた

3.5-5

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

め，原子炉格納容器内での可燃性ガスの燃焼が発生するおそれはない。
その後は，原子炉格納容器下部に崩壊熱相当の流量での格納容器下部
注水を継続して行うことで，安定状態が確立し，また，安定状態を維持

その後は，原子炉格納容器下部に崩壊熱相当の流量での格納容器下部 ⑤
注水を継続して行うことで，安定状態を維持できる。

できる。

（添付資料 3.5.1）（添付資料 3.5.1）

本評価では，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に

本評価では，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に ⑤示す(8)の評価項目について，原子炉格納容器下部床面及び壁面のコン示す(8)の評価項目について，原子炉格納容器下部床面及び壁面のコン

クリート侵食量※1 を評価項目への対策の有効性を確認するためのパラメ

クリート侵食量※1 をパラメータとして対策の有効性を確認した。なお，ータとして対策の有効性を確認した。なお，「1.2.2.2 有効性を確認す「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(4)及び(5)るための評価項目の設定」に示す(1)及び(2)の評価項目についてはの評価項目の評価結果については「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲「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）」

気直接加熱」及び「3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作

にて評価項目を満足することを確認している。また，「1.2.2.2 有効性用」にて評価項目を満足することを確認している。

を確認するための評価項目の設定」に示す(4)及び(5)の評価項目の評価※1 溶融炉心が適切に冷却されることについても，原子炉格納容器の ⑤（記載位置の変更）

結果については「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」及び構造部材の支持機能が維持される範囲で原子炉格納容器下部床面「3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」にて評価項目を

及び壁面のコンクリートの侵食が停止することで確認した。

満足することを確認している。
なお，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す

なお，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(6)の評価項目については「3.4 水素燃焼」において，(7)の評価項目に(6)の評価項目については「3.4 水素燃焼」において，(7)の評価項目については「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温

ついては「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において，それぞれ選定された評価事故シーケンスに対して対破損）」において，それぞれ選定された評価事故シーケンスに対して対策の有効性を確認しているが，溶融炉心が原子炉格納容器下部に落下し策の有効性を確認しているが，溶融炉心が原子炉格納容器下部に落下した場合については，本評価において，「1.2.2.2 有効性を確認するためた場合については，本評価において，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(6)及び(7)の評価項目について対策の有効性の評価項目の設定」に示す(6)及び(7)の評価項目について対策の有効性を確認できる。

を確認できる。

※1 溶融炉心が適切に冷却されることについても，原子炉格納容器の構造部材の支持機能が維持される範囲で原子炉格納容器下部床面及び壁面のコンクリートの侵食が停止することで確認した。

3.5.3 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⑤（記載位置の変更）

3.5.3 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 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。
溶融炉心・コンクリート相互作用では，重大事故等対処設備を含む全て

時間余裕を評価するものとする。
格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」では，重大事 ⑤の原子炉注水機能が喪失して炉心損傷に至り，溶融炉心が原子炉格納容器 故等対処設備を含む全ての原子炉注水機能が喪失して炉心損傷及び原子炉

3.5-6

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

下部へ落下してコンクリートを侵食することが特徴である。また，不確か 圧力容器の破損に至り，溶融炉心が原子炉格納容器下部へ落下してコンク ⑤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 リートを侵食することが特徴である。
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 時間して，溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張り操作及 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び溶融炉心落下後の原子炉格納容器下部への注水操作とする。

えられる操作として，溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張り操作及び溶融炉心落下後の原子炉格納容器下部への注水操作とする。

ここで，本評価事故シーケンスの有効性評価における不確かさとして本評価事故シーケンスの有効性評価における不確かさとしては，リロケ ⑤は，炉心溶融開始後の溶融炉心の移動（リロケーション），初期水張りさ ーション（炉心溶融開始後の溶融炉心の移動），初期水張りされた原子炉
れた原子炉格納容器下部へ落下した溶融炉心の粒子化，落下した溶融炉心 格納容器下部へ落下した溶融炉心の粒子化，落下した溶融炉心の拡がり，の拡がり，溶融炉心から水への熱伝達及びコンクリート侵食が挙げられ 溶融炉心から水への熱伝達及びコンクリート侵食が挙げられる。リロケー
る。炉心溶融開始後の溶融炉心の移動（リロケーション）に対しては，原 ション（炉心溶融開始後の溶融炉心の移動）に対しては，原子炉圧力容器
子炉圧力容器下鏡部温度を監視し，300℃に到達した時点で原子炉格納容 下鏡部温度を監視し，300℃に到達した時点（事象発生から約 3.7 時間後）
器下部への初期水張りを行い，原子炉格納容器下部への溶融炉心の落下に で原子炉格納容器下部への初期水張りを行い，原子炉格納容器下部への溶対しては，原子炉格納容器下部の雰囲気温度，格納容器圧力等を監視し， 融炉心の落下に対しては，原子炉格納容器下部の雰囲気温度，格納容器圧
原子炉圧力容器破損を認知して原子炉格納容器下部への注水を行うといっ 力等を監視し，原子炉圧力容器破損を認知して原子炉格納容器下部への注た徴候を捉えた対応を図ることによって，溶融炉心を確実に冷却できるこ 水を行うといった徴候を捉えた対応によって，溶融炉心を確実に冷却できとを確認している。また，本評価事故シーケンスの評価では，溶融炉心か ることを確認している。また，本評価事故シーケンスの評価では，溶融炉
ら水への熱伝達が本物理現象に対して影響が大きいことを踏まえて，溶融 心から水への熱伝達が本格納容器破損モードに対して影響が大きいことを
炉心から水への熱伝達に対する影響評価を実施する。

踏まえて，溶融炉心から水への熱伝達に対する影響評価を実施する。

(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価

本評価事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象と本評価事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すと 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

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 ⑤（当該評価で評価しているパラ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メータ（コンクリート侵食量）

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

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に直接関連のない記載（減圧操が確認されている。炉心ヒートアップの感度解析（ヒートアップ時のを確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム－水反作）を削除）

燃料被覆管表面積感度解析）では，炉心溶融時間に対する感度及び炉応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間及び炉心下部

心下部プレナムへのリロケーション開始時間に対する感度は小さいこ

プレナムへの溶融炉心移行の開始時間に対する感度は数分程度であ3.5-7

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

とが確認されている。本評価事故シーケンスにおいては，重大事故等

り，影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは， ⑤対処設備を含む全ての原子炉への注水機能が喪失することを想定して

原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点で原子炉格納容器

おり，最初に実施すべき操作は原子炉水位が有効燃料棒底部から有効下部への初期水張り操作，原子炉圧力容器破損時点で原子炉格納容器

燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点での原子炉減圧操作とな

下部への注水操作を実施するが，炉心下部プレナムへの溶融炉心移行

り，燃料被覆管温度等によるパラメータを操作開始の起点としているの開始時間の不確かさは小さく，炉心下部プレナムへ溶融炉心が移行

操作ではないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。ました際の原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇及び原子炉圧力容器破損時

た，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点で原子炉格納の格納容器圧力上昇は急峻であることから，原子炉圧力容器下鏡部温容器下部への初期水張り操作，原子炉圧力容器破損時点で原子炉格納度及び原子炉圧力容器破損を操作開始の起点としている原子炉格納容

容器下部への注水操作を実施するが，リロケーション開始時間の不確器下部への初期水張り操作及び原子炉圧力容器破損時の原子炉格納容

かさは小さく，また，溶融炉心が炉心下部プレナムへリロケーション

器下部への注水操作に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。

変更理由

した際の原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇は急峻であること及び原子炉圧力容器破損時の原子炉格納容器圧力上昇は急峻であることから，
原子炉圧力容器下鏡部温度及び原子炉圧力容器破損を操作開始の起点としている原子炉格納容器下部への初期水張り操作及び原子炉圧力容器破損時の原子炉格納容器下部への注水操作の開始に与える影響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）・対向

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 ⑤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

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解析コードとの比較により，原子炉急速減圧後の水位上昇及び蒸気流出の継続に

SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析コード MAAP の評価

よる水位低下についてより緩慢な挙動を示すことが確認されており，結果の方が保守的であることを確認していることから，運転員等操作

原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に時間に与える影響は小さい。

到達する時間が早まる可能性があるが，数分程度の差異であることから運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材と炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材と ⑤（溶融炉心落下後の原子炉格納の熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についの熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故につい

容器下部への注水操作への影響ての再現性が確認されている。また，炉心崩壊に至る温度の感度解析ての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低を追記）

により原子炉圧力容器破損時間に対する感度は小さいことが確認され下させた感度解析により原子炉圧力容器破損時間に与える影響は小さている。リロケーションの影響を受ける可能性がある操作としては，

いことを確認している。リロケーションの影響を受ける可能性がある

原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点での原子炉格納容操作としては，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点で器下部への初期水張り操作があるが，リロケーション開始時間の不確の原子炉格納容器下部への初期水張り操作があるが，炉心下部プレナ

かさは小さく，溶融炉心が炉心下部プレナムへリロケーションした際

ムへの溶融炉心移行の開始時間の不確かさは小さく，炉心下部プレナの原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇は急峻であることから，原子炉圧

ムへ溶融炉心が移行した際の原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇は急峻

3.5-8

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

力容器下鏡部温度を操作開始の起点としている原子炉格納容器下部へであることから，原子炉圧力容器下鏡部温度を操作開始の起点として ⑤の初期水張り操作の開始に与える影響は小さい。

いる原子炉格納容器下部への初期水張り操作に係る運転員等操作時間

変更理由に与える影響は小さい。原子炉圧力容器の破損の影響を受ける可能性がある操作としては，溶融炉心落下後の原子炉格納容器下部への注水操作があるが，原子炉圧力容器破損時間の不確かさは小さいことから，原子炉圧力容器の破損を起点としている原子炉格納容器下部への注水操作に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における炉心下部プレナムでの溶融炉

炉心損傷後の原子炉圧力容器における炉心下部プレナムでの溶融炉 ⑤（溶融炉心落下後の原子炉格納

心の熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故につ心の熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故につ容器下部への注水操作への影響

いての再現性が確認されている。また，炉心下部プレナムと溶融炉心いての再現性を確認している。また，炉心下部プレナムと溶融炉心のを追記）の熱伝達に関する感度解析により，原子炉圧力容器破損時間に対する熱伝達に関する感度解析により原子炉圧力容器破損時間に与える影響

感度が小さいことが確認されている。炉心下部プレナムでの溶融炉心は小さいことを確認している。炉心下部プレナムでの溶融炉心の熱伝の熱伝達の不確かさの影響を受ける可能性がある操作としては，原子達の不確かさの影響を受ける可能性がある操作としては，原子炉圧力炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点での原子炉格納容器下

容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点での原子炉格納容器下部への部への初期水張り操作があるが，リロケーション開始時間の不確かさ

初期水張り操作があるが，炉心下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達のは小さく，溶融炉心が炉心下部プレナムへリロケーションした際の原不確かさは小さいことから，原子炉圧力容器下鏡部温度を操作開始の

子炉圧力容器下鏡部温度の上昇は急峻であることから，原子炉圧力容

起点としている原子炉格納容器下部への初期水張り操作に係る運転員器下鏡部温度を操作開始の起点としている原子炉格納容器下部への初等操作時間に与える影響は小さい。原子炉圧力容器破損の影響を受け

期水張り操作の開始に与える影響は小さい。

る可能性がある操作としては，溶融炉心落下後の原子炉格納容器下部への注水操作があるが，原子炉圧力容器破損時間の不確かさは小さいことから，原子炉圧力容器の破損を起点としている原子炉格納容器下部への注水操作に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。

炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器破損の不確か

炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器破損の不確か ⑤さとして，制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いるしきさとして，制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大い値（最大ひずみ）に関する感度解析より，最大ひずみを低下させたひずみ（しきい値）に関する感度解析により最大ひずみを低下させた

場合に原子炉圧力容器破損時間が早まることが確認されているが，原場合に原子炉圧力容器破損時間が早まることを確認しているが，原子子炉圧力容器破損（事象発生から約 7 時間後）に対して，十数分早ま

炉圧力容器破損（事象発生から約 7 時間後）に対して，十数分早まるる程度であり，原子炉格納容器下部への注水は中央制御室から速やか程度であり，原子炉格納容器下部への注水は中央制御室から速やかにに実施可能な操作であることから，原子炉圧力容器破損を操作開始の実施可能な操作であることから，原子炉圧力容器破損を操作開始の起起点としている原子炉格納容器下部注水操作の開始に与える影響は小点としている原子炉格納容器下部への注水操作に係る運転員等操作時

さい。

間に与える影響は小さい。

炉心損傷後の原子炉圧力容器内 FP 挙動の不確かさとして，原子炉圧
力容器内 FP 挙動と本事象に対する運転員等操作の関連はないことか

炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内 FP 挙動の不 ⑤（原子炉圧力容器内FP挙動の不確かさとして，核分裂生成物（FP）挙動モデルは PHEBUS-FP 実験解析

3.5-9

確かさに関する記載の充実）

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

ら，運転員等操作時間に与える影響はない。

変更理由

により原子炉圧力容器内への FP 放出の開始時間を適切に再現できるこ ⑤（原子炉圧力容器内FP挙動の不とを確認している。PHEBUS-FP 実験解析では，燃料被覆管破裂後の FP

確かさに関する記載の充実）放出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると推定される。本評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の原子炉圧力容器内 FP 放出を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作に与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉格納容器における溶融燃料－冷却材相互作用の炉心損傷後の原子炉格納容器における溶融燃料－冷却材相互作用の ⑤（デブリ粒子径についての記載

不確かさとして，溶融炉心の細粒化モデルにおけるエントレインメン

不確かさとして，溶融炉心の細粒化モデルにおけるエントレインメン

ト係数等の感度解析より，原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互

ト係数，デブリ粒子径の感度解析により，原子炉圧力容器外の溶融燃作用による圧力スパイクに与える感度が小さいことが確認されてい料－冷却材相互作用による圧力スパイクに与える影響は小さいことをる。また，原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用に対する運確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器外の溶融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。

燃料－冷却材相互作用による圧力スパイクを起点とした運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

を追加）

炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉格納容器下部床面での炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉格納容器下部床面での ⑤

溶融炉心の拡がり及び溶融炉心と原子炉格納容器下部のプール水の伝

溶融炉心の拡がり及び溶融炉心と原子炉格納容器下部のプール水の伝

熱の不確かさとして，エントレインメント係数，溶融炉心からのプー

熱の不確かさとして，エントレインメント係数，溶融炉心からのプー

ルへの熱流束及び溶融プール－クラスト間の熱伝達係数の感度解析を

ル水への熱流束及び溶融プール－クラスト間の熱伝達係数がコンクリ実施した。感度解析の結果，コンクリート侵食量に対して溶融炉心かート侵食量に影響を与えることを確認している。本評価事故シーケンらのプールへの熱流束の感度が支配的であることが確認されている

スでは，コンクリート侵食を操作開始の起点としている運転員等操作が，コンクリート侵食を操作開始の起点としている運転員等操作はなはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

いことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉格納容器における溶融炉心とコンクリート伝炉心損傷後の原子炉格納容器における溶融炉心とコンクリート伝 ⑤

熱，コンクリート分解及び非凝縮性ガス発生の不確かさとして，ACE

熱，コンクリート分解及び非凝縮性ガス発生の不確かさとして，実験及び SURC 実験解析より溶融炉心とコンクリートの伝熱及びそれに伴う解析によりコンクリート侵食量を適切に評価できることを確認していコンクリート侵食挙動について妥当に評価できることが確認されている。本評価事故シーケンスでは，コンクリート侵食を操作開始の起点

る。また，溶融炉心とコンクリートの伝熱及び非凝縮性ガス発生に対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する運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響は影響はない。

ない。

（添付資料 3.5.2）（添付資料 3.5.2）

ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸

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 ⑤3.5-10まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

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 ⑤

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

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（ヒートアップ時のを確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム－水反燃料被覆管表面積感度解析）では，炉心溶融時間に対する感度及び炉応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間及び炉心下部

心下部プレナムへのリロケーション開始時間に対する感度は小さいこ

プレナムへの溶融炉心移行の開始時間に対する感度は数分程度であとが確認されており，また，原子炉圧力容器破損時点で原子炉格納容り，影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，器下部に初期水張りが実施されていることから，評価項目となるパラ

原子炉圧力容器破損時点で原子炉格納容器下部に初期水張りが実施さ

メータに与える影響は小さい。

れていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）・対向

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 ⑤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

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解析コードとの比較により，原子炉急速減圧後の水位上昇及び蒸気流出の継続に

SAFER の評価結果との比較により，水位低下幅は解析コード MAAP の評

よる水位低下についてより緩慢な挙動を示すことが確認されており，

価結果の方が保守的であることを確認している。また，原子炉圧力容

原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に器破損時点で原子炉格納容器下部に初期水張りが実施されていること到達する時間が早まる可能性があるが，数分程度の差異であること及から，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

び原子炉圧力容器破損時点で原子炉格納容器下部に初期水張りが実施されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材と炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材と ⑤の熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についの熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性が確認されており，炉心崩壊に至る温度の感度解析より原ての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低子炉圧力容器破損時間に対する感度は小さいことを確認しており，ま下させた感度解析により，原子炉圧力容器破損時間に与える影響は小た，原子炉圧力容器破損時点で原子炉格納容器下部に初期水張りが実さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容施されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小器破損時点で原子炉格納容器下部に初期水張りが実施されていること

さい。

から，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

炉心損傷後の原子炉圧力容器における炉心下部プレナムでの溶融炉

炉心損傷後の原子炉圧力容器における炉心下部プレナムでの溶融炉 ⑤

心の熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故につ心の熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性が確認されており，炉心下部プレナムと溶融炉心の熱伝いての再現性を確認している。また，炉心下部プレナムと溶融炉心の達に関する感度解析により，原子炉圧力容器破損時間に対する感度が熱伝達に関する感度解析により原子炉圧力容器破損時間に与える影響

小さいことが確認されている。また，原子炉圧力容器破損時点で原子は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉圧

炉格納容器下部に初期水張りが実施されていることから，評価項目と力容器破損時点で原子炉格納容器下部に初期水張りが実施されているなるパラメータに与える影響は小さい。

ことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

3.5-11

変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器破損の不確か

変更後
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器破損の不確か ⑤さとして，制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いるしきさとして，制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大い値（最大ひずみ）に関する感度解析より，最大ひずみを低下させたひずみ（しきい値）に関する感度解析により最大ひずみを低下させた

場合に原子炉圧力容器破損時間が早まることが確認されているが，原場合に原子炉圧力容器破損時間が早まることを確認しているが，原子子炉圧力容器破損（事象発生から約 7 時間後）に対して，早まる時間

炉圧力容器破損（事象発生から約 7 時間後）に対して，早まる時間ははわずかであり，破損時間がわずかに早まった場合においても，原子わずかであり，破損時間がわずかに早まった場合においても，原子炉

炉格納容器下部に初期水張りが実施されていることから，評価項目と格納容器下部に初期水張りが実施されていることから，評価項目とななるパラメータに与える影響は小さい。

るパラメータに与える影響は小さい。

炉心損傷後の原子炉圧力容器内 FP 挙動の不確かさとして，原子炉圧

炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内 FP 挙動の不 ⑤

力容器内 FP 挙動と溶融炉心・コンクリート相互作用による侵食深さに

確かさとして，原子炉圧力容器内 FP 挙動と溶融炉心・コンクリート相

関連はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はな

互作用による侵食量に関連はないことから，評価項目となるパラメー

い。

タに与える影響はない。

炉心損傷後の原子炉格納容器における溶融燃料－冷却材相互作用の変更理由

炉心損傷後の原子炉格納容器における溶融燃料－冷却材相互作用の ⑤

不確かさとして，エントレインメント係数の感度解析より，溶融炉心

不確かさとして，エントレインメント係数の感度解析により溶融炉心の細粒化割合がコンクリート侵食に与える感度は小さいことが確認さの細粒化割合がコンクリート侵食に与える感度は小さいことを確認しれていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

い。
炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉格納容器下部床面での炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉格納容器下部床面での ③（溶融炉心が拡がらない場合に溶融炉心の拡がりについて，溶融炉心の拡がりを抑制した場合を想定

溶融炉心の拡がりについて，溶融炉心の拡がりを抑制した場合を想定

ついての感度解析の評価条件のした感度解析を実施した。評価の体系として，溶融炉心が中心から外した感度解析を実施した。評価の体系として，水中に落下した溶融炉

見直し）れた位置で円柱を形成した場合を想定し，溶融炉心の側面がコンクリ

心が初期水張り水深と同じ高さの円柱を形成し，円柱の上面から水にートの壁で囲まれた体系を設定した。感度解析の結果，第 3.5.12 図に

よって除熱されるものとした。ただし，円柱の側面部分も水に接して示すとおり，コンクリート侵食量は原子炉格納容器下部の床面で約いることを想定し，上面からの除熱量は円柱上面の面積に側面の面積

1cm，壁面で約 1cm に抑えられ，原子炉圧力容器の支持機能を維持できを加えた値とした。感度解析の結果，第 3.5.12 図に示すとおり，コンる。また，溶融炉心と原子炉格納容器下部のプール水の伝熱の不確か

クリート侵食量は原子炉格納容器下部の床面で約 1cm に抑えられ，原さとして，エントレインメント係数，溶融炉心からのプールへの熱流

子炉圧力容器の支持機能を維持できる。また，溶融炉心と原子炉格納束及び溶融プール－クラスト間の熱伝達係数の感度解析を踏まえ，コ

容器下部のプール水の伝熱の不確かさとして，エントレインメント係

ンクリート侵食量について支配的な溶融炉心からのプールへの熱流束

数，溶融炉心からのプール水への熱流束及び溶融プール－クラスト間についての感度解析を実施した。感度解析の結果，第 3.5.13 図に示すの熱伝達係数の感度解析を踏まえ，コンクリート侵食量について支配

とおり，コンクリート侵食量は原子炉格納容器下部の床面で約 8cm，的な溶融炉心からのプール水への熱流束についての感度解析を実施し壁面で約 7cm に抑えられ，原子炉圧力容器の支持機能を維持できる。

た。感度解析の結果，第 3.5.13 図に示すとおり，コンクリート侵食量

なお，本感度解析ケースでは，原子炉格納容器下部での溶融炉心・コ

は原子炉格納容器下部の床面で約 8cm，壁面で約 7cm に抑えられ，原ンクリート相互作用によって約 118kg の可燃性ガス及びその他の非凝子炉圧力容器の支持機能を維持できる。なお，本感度解析では，原子3.5-12

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由

縮性ガスが発生するが，本評価においてもジルコニウム－水反応によ

炉格納容器下部での溶融炉心・コンクリート相互作用によって約 ⑤（元データを再確認し，ジルコって約 1370kg の水素ガスが発生することを考慮すると，溶融炉心・コ

118kg の可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスが発生するが，本評価

ニウム－水反応による気体の発ンクリート相互作用による可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスの発においてもジルコニウム－水反応によって約 1,400kg の水素ガスが発生量の記載を見直し）

生が格納容器圧力に与える影響は小さい。溶融炉心・コンクリート相

生することを考慮すると，溶融炉心・コンクリート相互作用による可互作用による可燃性ガスの発生が，可燃性ガスの燃焼の可能性に及ぼ

燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスの発生が格納容器圧力に与える影

す影響について，本評価における原子炉格納容器下部への溶融炉心落

響は小さい。溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガスの発下後の原子炉格納容器内の水素濃度は，ドライウェルにおいて最低値

生が，可燃性ガスの燃焼の可能性に及ぼす影響について，本評価におを示すが，ウェット条件で 12vol%以上，ドライ条件で 34vol%以上となける原子炉格納容器下部への溶融炉心落下後の原子炉格納容器内の水り，ドライ条件においては 13vol%を上回る。このことから，本感度解素濃度は，ドライウェルにおいて最低値を示すが，ウェット条件で析において評価した，溶融炉心・コンクリート相互作用に伴って発生

12vol%以上，ドライ条件で 34vol%以上となり，ドライ条件においてはする可燃性ガスの発生量を，本評価の結果に加えて気相濃度を評価し13vol%を上回る。このことから，本感度解析において評価した，溶融ても，原子炉格納容器内での可燃性ガスの燃焼の可能性には影響しな

炉心・コンクリート相互作用に伴って発生する可燃性ガスの発生量い。

を，本評価の結果に加えて気相濃度を評価しても，原子炉格納容器内での可燃性ガスの燃焼の可能性には影響しない。

なお，溶融炉心・コンクリート相互作用によって生じる約 118kg の

なお，溶融炉心・コンクリート相互作用によって生じる約 118kg の ⑤

気体の内訳は，可燃性ガスである水素が約 93kg，一酸化炭素が約

気体の内訳は，可燃性ガスである水素ガスが約 93kg，一酸化炭素が約25kg，その他の非凝縮性ガスである二酸化炭素が 1kg 未満である。ジ

25kg，その他の非凝縮性ガスである二酸化炭素が 1kg 未満である。ジルコニウム－水反応によって発生する水素ガスも考慮すると，原子炉

ルコニウム－水反応によって発生する水素ガスも考慮すると，原子炉格納容器内に存在する可燃性ガスとしては水素が支配的であり，一酸

格納容器内に存在する可燃性ガスとしては水素ガスが支配的であり，化炭素及び二酸化炭素の影響は無視できる。

一酸化炭素の影響は無視できる。

一方，原子炉格納容器内の酸素濃度については，溶融炉心・コンク

一方，原子炉格納容器内の酸素濃度については，溶融炉心・コンク ⑤

リート相互作用では酸素ガスは発生しないため，溶融炉心・コンクリ

リート相互作用では酸素ガスは発生しないため，溶融炉心・コンクリ

ート相互作用による可燃性ガスは原子炉格納容器内の酸素濃度を下げ

ート相互作用により発生する可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスをる要因となる。このため，本感度解析ケースの溶融炉心・コンクリー

考慮することは原子炉格納容器内の酸素濃度を下げる要因となる。こト相互作用に伴って発生する可燃性ガスの発生量を本評価の結果に加のため，本感度解析ケースの溶融炉心・コンクリート相互作用に伴っえて気相濃度を評価する場合，原子炉格納容器内の酸素濃度は 3.5.2て発生する可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスの発生量を本評価の(3) b にて示した酸素濃度（ウェット条件で 2.1vol%，ドライ条件で結果に加えて気相濃度を評価する場合，原子炉格納容器内の酸素濃度

2.6vol%）以下になるものと考えられる。このため，原子炉格納容器

は 3.5.2 (3) b にて示した酸素濃度（ウェット条件で 2.1vol%，ドラ

内での可燃性ガスの燃焼が発生するおそれはない。

イ条件で 2.6vol%）以下になるものと考えられる。このため，原子炉（添付資料 3.5.2，3.5.3）

格納容器内での可燃性ガスの燃焼が発生するおそれはない。
（添付資料 3.5.2，3.5.3）

3.5-13

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

(2) 解析条件の不確かさの影響評価

変更理由(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

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

初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 ⑤3.2.2に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件

3.2.2表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条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，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目に関する影響評価の結果を以下に示す。

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(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

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 ⑤（当該評価で評価しているパラに対して最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件のに対して最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，解析条件の不メータ（コンクリート侵食量）

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

確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩に直接関連のない記載（減圧操小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなることから，原子炉水壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉作）を削除）

位の低下が緩やかになり，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃

圧力容器の破損に至るまでの事象進展は緩和されるが，操作手順

料棒の長さの10%上の位置に到達した時点を操作開始の起点として（原子炉圧力容器下鏡部温度に応じて原子炉格納容器下部への初期

いる原子炉急速減圧操作の開始が遅くなるため，運転員等操作時間

水張り操作を実施すること及び溶融炉心落下後に原子炉格納容器下に対する余裕は大きくなる。また，原子炉圧力容器破損に至るまで

部への注水操作を開始すること）に変わりはないことから，運転員の事象進展が緩やかになり，原子炉圧力容器下鏡部温度300℃到達

等操作時間に与える影響はない。

を操作開始の起点としている原子炉格納容器下部への初期水張り操
作及び原子炉圧力容器破損を操作開始の起点としている原子炉格納容器下部への注水操作の開始が遅くなるため，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。
初期条件の溶融炉心からプールへの熱流束は，解析条件の22

初期条件の溶融炉心からプールへの熱流束は，解析条件の ⑤800kW/m 相当（圧力依存あり）に対して最確条件は800kW/m 相当

800kW/m2 相当（圧力依存あり）に対して最確条件は800kW/m2 相当（圧力依存あり）であり，解析条件と最確条件は同様であることか（圧力依存あり）であり，最確条件とした場合は，解析条件と同様

ら，事象進展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はなであるため，事象進展に与える影響はないことから，運転員等操作い。

時間に与える影響はない。

初期条件のコンクリート以外の素材の扱いは，解析条件の「内側初期条件のコンクリート以外の素材の扱いは，解析条件の内側鋼 ⑤

鋼板，外側鋼板，リブ鋼板及びベント管は考慮しない」に対して最板，外側鋼板，リブ鋼板及びベント管は考慮しないことに対して，確条件は「コンクリート以外の素材を考慮する」であり，本解析条

最確条件はコンクリート以外の素材を考慮することであり，解析条

件の不確かさとして，最確条件とした場合にはコンクリートより融件の不確かさとして，最確条件とした場合は，コンクリートより融点が高い内側鋼板，外側鋼板，リブ鋼板の耐熱の効果及びベント管点が高い内側鋼板，外側鋼板，リブ鋼板の耐熱の効果及びベント管

3.5-14

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

の管内の水による除熱の効果により，溶融炉心・コンクリート相互の管内の水による除熱の効果により，溶融炉心・コンクリート相互作用によるコンクリート侵食が抑制される可能性があるが，コンク作用によるコンクリート侵食が抑制されるが，コンクリート侵食量

リート侵食量を操作開始の起点としている運転員等操作はないこと

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，運転員から，運転員等操作時間に与える影響はない。

等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 3.5.2）

初期条件の原子炉圧力容器下部の構造物の扱いは，解析条件の原 ②（コリウムシールドの位置付け
子炉格納容器下部に落下する溶融物とは扱わないことに対して，最変更及び堆積物についての考え

確条件は部分的な溶融が生じ，原子炉格納容器下部に落下する可能方の見直しを反映した追記）性があり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，溶融物の発熱密度が下がるため，溶融炉心・コンクリート相互作用によるコンクリート侵食は抑制されるが，コンクリート侵食量を操作
開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉格納容器下部床面積は，解析条件の6号炉の原 ②（コリウムシールドの位置付け
子炉格納容器下部の床面積に対して最確条件は各号炉の設計に応じた設定であり，本解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合変更に伴う追記）

は，原子炉格納容器下部の床面積が広くなることで溶融炉心が冷却されやすくなるため，溶融炉心・コンクリート相互作用によるコンクリート侵食が抑制されるが，コンクリート侵食量を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
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 ⑤（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェン
バ・プール水位，格納容器圧力及び格納容器温度は，解析条件の不確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
事故条件の起因事象は，原子炉圧力容器への給水はできないもの ⑤として給水流量の全喪失を設定しているが，起因事象の違いによって操作手順（原子炉圧力容器下鏡部温度に応じて原子炉格納容器下部への初期水張り操作を実施すること及び原子炉圧力容器破損後に原子炉格納容器下部への注水操作を開始すること）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。
（添付資料3.5.2）

3.5-15

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前(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

変更後(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 ⑤に対して最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件のに対して最確条件は平均的燃焼度約30GWd/tであり，解析条件の不不確かさとして，最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも

確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩小さくなるため，溶融炉心の持つエネルギが小さくなることから，壊熱よりも小さくなるため，溶融炉心の持つエネルギが小さくなる

評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

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。

初期条件の溶融炉心からのプールへの熱流束は，解析条件の

変更理由

初期条件の溶融炉心からのプール水への熱流束は，解析条件の ⑤（元データを再確認し，ジルコ

800kW/m2 相当（圧力依存あり）に対して最確条件は800kW/m2 相当

800kW/m2 相当（圧力依存あり）に対して最確条件は800kW/m2 相当

ニウム－水反応による気体の発（圧力依存あり）であり，解析条件と最確条件は同様であることか（圧力依存あり）であり，最確条件とした場合は，解析条件と同様

生量の記載を見直し）ら，事象進展に影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影であるため，事象進展に影響はないことから，評価項目となるパラ

響はない。コンクリート侵食量に対しては溶融炉心からのプールへ

メータに与える影響はない。コンクリート侵食量に対しては，実験の熱流束の感度が支配的であり，実験で確認されている侵食面におで確認されている侵食面における侵食の不均一性等の影響を確認す

ける侵食の不均一性等の影響を確認する観点から感度解析を実施しる観点から，コンクリート侵食量への影響が最も大きい溶融炉心かた。感度解析の結果，第3.5.13図に示すとおり，コンクリート侵食

らプール水への熱流束について，感度解析を実施した。感度解析の量は原子炉格納容器下部の床面で約8cm，壁面で約7cmに抑えられ，

結果，第3.5.13図に示すとおり，コンクリート侵食量は原子炉格納原子炉圧力容器の支持機能を維持できる。なお，本感度解析ケース

容器下部の床面で約8cm，壁面で約7cmに抑えられることから，原子

では，原子炉格納容器下部での溶融炉心・コンクリート相互作用に

炉圧力容器の支持機能を維持できる。なお，本感度解析では，原子よって約118kgの可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスが発生する

炉格納容器下部での溶融炉心・コンクリート相互作用によって約が，本評価においてもジルコニウム－水反応によって約1370kgの水

118kgの可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスが発生するが，本評

素ガスが発生することを考慮すると，溶融炉心・コンクリート相互価においてもジルコニウム－水反応によって約1,400kgの水素ガス作用による可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスの発生が格納容器が発生することを考慮すると，溶融炉心・コンクリート相互作用に圧力に与える影響は小さい。

よる可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスの発生が格納容器圧力に与える影響は小さい。

溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガスの発生が，可溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガスの発生が，可 ⑤

燃性ガスの燃焼の可能性に及ぼす影響について，本評価における原燃性ガスの燃焼の可能性に及ぼす影響について，本評価における原

子炉格納容器下部への溶融炉心落下後の原子炉格納容器内の水素濃子炉格納容器下部への溶融炉心落下後の原子炉格納容器内の水素濃度は，ドライウェルにおいて最低値を示すが，ウェット条件で度は，ドライウェルにおいて最低値を示すが，ウェット条件で12vol%以上，ドライ条件で34vol%以上となり，ドライ条件において12vol%以上，ドライ条件で34vol%以上となり，ドライ条件においては13vol%を上回る。このことから，本感度解析において評価した，は13vol%を上回る。このことから，溶融炉心・コンクリート相互作

溶融炉心・コンクリート相互作用に伴って発生する可燃性ガスの発用によって発生する可燃性ガスの発生量について，感度解析の結果

生量を，本評価の結果に加えて気相濃度を評価しても，原子炉格納を本評価の結果に加えて原子炉格納容器内の気相濃度を評価して容器内での可燃性ガスの燃焼の可能性には影響しない。なお，溶融も，原子炉格納容器内での可燃性ガスの燃焼の可能性には影響しな

炉心・コンクリート相互作用によって生じる約118kgの気体の内訳

い。なお，溶融炉心・コンクリート相互作用によって生じる約3.5-16

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

は，可燃性ガスである水素が約93kg，一酸化炭素が約25kg，その他

118kgの気体の内訳は，可燃性ガスである水素ガスが約93kg，一酸 ⑤の非凝縮性ガスである二酸化炭素が1kg未満である。ジルコニウム

化炭素が約25kg，その他の非凝縮性ガスである二酸化炭素が1kg未－水反応によって発生する水素ガスも考慮すると，原子炉格納容器満である。ジルコニウム－水反応によって発生する水素ガスも考慮内に存在する可燃性ガスとしては水素が支配的であり，一酸化炭素

すると，原子炉格納容器内に存在する可燃性ガスとしては水素ガス及び二酸化炭素の影響は無視できる。

が支配的であり，一酸化炭素の影響は無視できる。

一方，原子炉格納容器内の酸素濃度については，溶融炉心・コン

一方，原子炉格納容器内の酸素濃度については，溶融炉心・コン ⑤

クリート相互作用では酸素ガスは発生しないため，溶融炉心・コン

クリート相互作用では酸素ガスは発生しないため，溶融炉心・コン

クリート相互作用による可燃性ガスは原子炉格納容器内の酸素濃度

クリート相互作用により発生する可燃性ガス及びその他の非凝縮性を下げる要因となる。このため，本感度解析ケースの溶融炉心・コガスを考慮することは原子炉格納容器内の酸素濃度を下げる要因とンクリート相互作用に伴って発生する可燃性ガスの発生量を，本評なる。このため，本感度解析の溶融炉心・コンクリート相互作用に価の結果に加えて気相濃度を評価する場合，原子炉格納容器内の酸よって発生する可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスの発生量を，

素 濃 度 は 3.5.2 (3) b に て 示 し た 酸 素 濃 度 （ ウ ェ ッ ト 条 件 で本評価の結果に加えて気相濃度を評価する場合，原子炉格納容器内

2.1vol%，ドライ条件で2.6vol%）以下になるものと考えられる。この 酸 素 濃 度 は 3.5.2(3)b に て 示 し た 酸 素 濃 度 （ ウ ェ ッ ト 条 件 でのため，原子炉格納容器内での可燃性ガスの燃焼が発生するおそれ

2.1vol%，ドライ条件で2.6vol%）以下となる。このため，原子炉格はない。

納容器内での可燃性ガスの燃焼が発生するおそれはない。

初期条件のコンクリート以外の素材の扱いは，解析条件の「内側変更理由

初期条件のコンクリート以外の素材の扱いは，解析条件の内側鋼 ⑤

鋼板，外側鋼板，リブ鋼板及びベント管は考慮しない」に対して最板，外側鋼板，リブ鋼板及びベント管は考慮しないことに対して最確条件は「コンクリート以外の素材を考慮する」であり，本解析条

確条件はコンクリート以外の素材を考慮することであり，解析条件

件の不確かさとして，最確条件とした場合にはコンクリートより融の不確かさとして，最確条件とした場合は，コンクリートより融点点が高い内側鋼板，外側鋼板，リブ鋼板の耐熱の効果及びベント管が高い内側鋼板，外側鋼板，リブ鋼板の耐熱の効果及びベント管のの管内の水による除熱の効果により，溶融炉心・コンクリート相互管内の水による除熱の効果により，溶融炉心・コンクリート相互作作用によるコンクリート侵食が抑制される可能性があるため，評価用によるコンクリート侵食が抑制されることから，評価項目となる

項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

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容器下部の構造物の扱いは，解析条件の原 ②（コリウムシールドの位置付け
子炉格納容器下部に落下する溶融物とは扱わないことに対して最確

変更及び堆積物についての考え

条件は部分的な溶融が生じ，原子炉格納容器下部に落下する可能性

方の見直しを反映した追記）があり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，溶融物の発熱密度が下がるため，溶融炉心・コンクリート相互作用によるコンクリート侵食が抑制されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉格納容器下部床面積は，解析条件の6号炉の原 ②（コリウムシールドの位置づけ
子炉格納容器下部の床面積に対して最確条件は各号炉の設計に応じ

3.5-17

変更の反映）

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後
た設定であり，本解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合
は，原子炉格納容器下部の床面積が広くなることで溶融炉心・コン
クリート相互作用によるコンクリート侵食が抑制されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積 ⑤（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェン
バ・プール水位，格納容器圧力及び格納容器温度は，解析条件の不確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメー
タに与える影響は小さい。

事故条件について，溶融炉心・コンクリート相互作用によるコン事故条件について，溶融炉心・コンクリート相互作用によるコン ⑤

クリート侵食量を評価するにあたり，事故シーケンスを「大破断クリート侵食量を評価するにあたり，溶融炉心落下時の崩壊熱の影

LOCA+ECCS注水機能喪失」とし，本評価事故シーケンスの評価条件

響を確認する観点から感度解析を実施した。感度解析は，起因事象と同様，電源の有無に係らず重大事故等対処設備による原子炉注水の不確かさを保守的に考慮するため，溶融炉心の崩壊熱をベースケ

機能についても使用できないものと仮定した場合，原子炉圧力容器

ースから変更し，事象発生から6時間後の値とした。これは，事故破損のタイミングが早くなるため，溶融炉心落下時の崩壊熱の影響

シーケンスを「大破断LOCA+ECCS注水機能喪失」とし，本評価事故を確認する観点から感度解析を実施した。その結果，第3.5.14図にシーケンスの解析条件と同様，電源の有無に係らず重大事故等対処示すとおり，コンクリート侵食量は床面で約3cm，壁面では約3cmに設備による原子炉注水機能についても使用できないものと仮定する

抑えられ，原子炉圧力容器の支持機能を維持できる。コンクリート

場合，原子炉水位の低下が早く，原子炉圧力容器破損までの時間が

侵食量が僅かであることから，本評価における溶融炉心・コンクリ

約6.4時間となることを考慮し保守的に設定した値である。

ート相互作用による可燃性ガスの発生量は格納容器内の気相濃度にその結果，第3.5.14図に示すとおり，コンクリート侵食量は床面 ⑤影響を与えない。このため，溶融炉心・コンクリート相互作用によで約3cm，壁面では約3cmに抑えられ，原子炉圧力容器の支持機能をる可燃性ガスの蓄積及び燃焼による格納容器圧力への影響は無く，維持できる。また，コンクリート侵食量が僅かであることから，本格納容器内の気体組成の推移は3.5.2 (3) bと同じとなる。なお，本評価における溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガスの評価における原子炉格納容器下部への溶融炉心落下後の水素濃度

発生量は原子炉格納容器内の気相濃度に影響を与えない。このたは，ドライウェルにおいて最低値を示すが，ウェット条件で12vol%め，溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガスの蓄積及び以上，ドライ条件で 34vol%以上となり， ドライ条件においては燃焼による格納容器圧力への影響は無く，原子炉格納容器内の気体

13vol%を上回る。一方，酸素濃度はウェット条件で2.1vol%以下，組成の推移は「3.5.2(3)b 評価項目等」と同じとなる。なお，本評

ドライ条件で2.6vol%以下であり，可燃限界である5vol%を下回るこ価における原子炉格納容器下部への溶融炉心落下後の水素濃度は，とから，原子炉格納容器内での可燃性ガスの燃焼が発生するおそれ

ドライウェルにおいて最低値を示すが，ウェット条件で12vol%以はない。

上，ドライ条件で34vol%以上となり，ドライ条件においては13vol%を上回る。一方，酸素濃度はウェット条件で2.1vol%以下，ドライ
条件で2.6vol%以下であり，可燃限界である5vol%を下回ることか

3.5-18

変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由

ら，原子炉格納容器内での可燃性ガスの燃焼が発生するおそれはない。
（添付資料3.5.2，3.5.3）
機器条件のコリウムシールドは，解析条件の「6号炉のコリウム⑤

シールドの設計をもとに格納容器下部の床面積を設定」に対して最確条件は「各号炉の設計に応じた設定」である。溶融炉心の堆積の不確かさを考慮し，溶融炉心が高電導度廃液サンプ及び低電導度廃液サンプ（以下，「ドライウェルサンプ」という。）に流入した場合の影響を確認する観点で，溶融炉心のポロシティ及び溶融炉心落
下量についての感度解析を実施した。その際にはドライウェルサン
プの床面積が狭く，侵食量評価の観点で厳しい7号炉を選択した。
その結果，ドライウェルサンプのコンクリート侵食量は，侵食量が最大となる感度解析結果においても，ドライウェルサンプ床面で約9cm，ドライウェルサンプ壁面で約9cmに抑えられ，原子炉圧力容器の支持機能に加え，バウンダリ機能を維持できる。
（添付資料3.5.2，3.5.3）
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配 ⑤員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操「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

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

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

に示す。

す。

(a) 運転員等操作時間に与える影響(a) 運転員等操作時間に与える影響

操作条件の溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による操作条件の溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による ⑤

水張り操作は，解析上の操作時間として原子炉圧力容器下鏡部温度

水張り操作は，解析上の操作時間として原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達した時点で開始（事象発生から約3.7時間後）を設定

が300℃に到達した時点を設定している。運転員等操作時間に与えしている。運転員等操作時間に与える影響として，原子炉圧力容器る影響として，原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達するまで

下鏡部温度が300℃に到達するまでに事象発生から約3.7時間の時間に事象発生から約3.7時間の時間余裕があり，また，原子炉格納容余裕があり，また，格納容器下部注水操作は原子炉圧力容器下鏡部

器下部の水張り操作は原子炉圧力容器下鏡部温度を監視しながら溶温度を監視しながら溶融炉心の炉心下部プレナムへの移行を判断

融炉心の炉心下部プレナムへの移行を判断し，水張り操作を実施す

3.5-19

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

し，水張り操作を実施することとしており，実態の操作開始時間はるため，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 ⑤

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

作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与い。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不える影響も小さい。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条

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

運転員とは別に現場操作を行う運転員を配置しており，他の操作とが，中央制御室の運転員とは別に現場操作を行う運転員（現場）をの重複もないことから，他の操作に与える影響はない。

配置しており，また，他の並列操作を加味して操作の所要時間を算定していることから，他の操作に与える影響はない。

操作条件の溶融炉心落下後の原子炉格納容器下部への格納容器下操作条件の格納容器下部注水系（常設）による溶融炉心落下後の ⑤（溶融炉心落下後の注水が行わ

部注水系（常設）による注水操作は，解析上の操作時間として原子原子炉格納容器下部への注水操作は，解析上の操作時間として原子れなかった場合の時間余裕を追炉圧力容器破損後（事象発生から約7.0時間後）を設定している。

炉圧力容器破損後（事象発生から約7時間後）を設定している。運記）

運転員等操作時間に与える影響として，原子炉圧力容器破損までに転員等操作時間に与える影響として，原子炉圧力容器破損までに事事象発生から約7.0時間の時間余裕があり，また，溶融炉心落下後

象発生から約7.0時間の時間余裕があり，また，溶融炉心落下後にの原子炉格納容器下部への注水操作は原子炉圧力，格納容器下部の格納容器下部注水が行われなかった場合でも，溶融炉心落下前に張雰囲気温度及び格納容器圧力の傾向を監視しながら原子炉圧力容器られた水が蒸発するまでには約0.8時間の時間余裕がある。溶融炉

破損を判断し，注水操作を実施することとしており，実態の操作開心落下後の原子炉格納容器下部への注水操作は原子炉圧力，格納容

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器下部空間部温度及び格納容器圧力の傾向を監視しながら原子炉圧

響は小さい。

力容器破損を判断して実施することとしており，実態の操作開始時（添付資料 3.5.2）

間は解析上の設定とほぼ同等であるため，操作開始時間に与える影
響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。
（添付資料3.5.2）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響(b) 評価項目となるパラメータに与える影響

操作条件の溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による操作条件の溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張り操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作

水張り操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作

開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目とな

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。

るパラメータに与える影響は小さい。

操作条件の溶融炉心落下後の原子炉格納容器下部への格納容器下操作条件の溶融炉心落下後の原子炉格納容器下部への格納容器下部注水系（常設）による注水操作は，運転員等操作時間に与える影部注水系（常設）による注水操作は，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。

とから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

（添付資料3.5.2）（添付資料3.5.2）

3.5-20

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

(3) 操作時間余裕の把握

変更理由(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

操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目と ⑤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 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し，その結果を以下に示す。

余裕を確認し，その結果を以下に示す。

操作条件の溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張り

操作条件の溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張り ⑤操作については，原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達するまでの時 操作については，原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達するまでの時
間は事象発生から約3.7時間あり，また，原子炉格納容器下部注水操作は 間は事象発生から約3.7時間あり，原子炉格納容器下部への注水操作は原
原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇傾向を監視しながらあらかじめ準備が可 子炉圧力容器下鏡部温度の上昇傾向を監視しながらあらかじめ準備が可能能である。また，原子炉圧力容器下鏡部温度300℃到達時点での中央制御 である。また，原子炉圧力容器下鏡部温度300℃到達時点での中央制御室室における格納容器下部への注水操作の操作時間は約5分間である。溶融 における原子炉格納容器下部への注水操作の操作時間は約5分間である。
炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張りは約2時間で完了 溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張りは約2時間ですることから，水張りを事象発生から約3.7時間後に開始すると，事象発 完了することから，水張りを事象発生から約3.7時間後に開始すると，事生から約5.7時間後に水張りが完了する。事象発生から約5.7時間後の水張 象発生から約5.7時間後に水張りが完了する。事象発生から約5.7時間後のりの完了から，事象発生から約7.0時間後の原子炉圧力容器破損までの時 水張りの完了から，事象発生から約7.0時間後の原子炉圧力容器破損まで間を考慮すると，格納容器下部注水操作は操作遅れに対して1時間程度の の時間を考慮すると，原子炉格納容器下部への注水操作は操作遅れに対し時間余裕がある。

て1時間程度の時間余裕がある。

操作条件の溶融炉心落下後の原子炉格納容器下部への格納容器下部注水操作条件の溶融炉心落下後の原子炉格納容器下部への格納容器下部注水 ⑤

系（常設）による注水操作については，原子炉圧力容器が破損するまでの 系（常設）による注水操作については，原子炉圧力容器破損までの時間は
時間は事象発生から約7.0時間あり，また，溶融炉心落下後に格納容器下 事象発生から約7.0時間あり，また，溶融炉心落下後に格納容器下部注水部注水が行われなかった場合でも，溶融炉心落下前に張られた水が蒸発す が行われなかった場合でも，溶融炉心落下前に張られた水が溶融炉心の崩るまでには約0.8時間の時間余裕がある。

壊熱及びジルコニウム－水反応による発熱により蒸発するまでには約0.8（添付資料3.5.2） 時間の時間余裕がある。
（添付資料3.5.2）(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(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 ⑤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 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 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 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 るパラメータに与える影響は小さい。このほか，評価項目となるパラメーに対して，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 タに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時余裕がある。

間余裕がある。

3.5-21

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

3.5.4 必要な要員及び資源の評価

変更理由

3.5.4 必要な要員及び資源の評価

本評価事故シーケンスは，「3.2高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接

本評価事故シーケンスは，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接 ⑤加熱」と同じであることから，必要な要員及び資源の評価は3.2.4と同じ 加熱」と同じであることから，必要な要員及び資源の評価は「3.2.4 必要である。

な要員及び資源の評価」と同じである。

3.5.5 結論

3.5.5 結論

格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」では，運転時格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」では，運転時 ②（コリウムシールドの位置づけの異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失事故又は全交流動力電源喪失が発生 の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失事故（LOCA）又は全交流動力電源喪するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このた 失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳す ⑤め，原子炉圧力容器内の溶融炉心が原子炉格納容器内へ流れ出し，溶融炉 る。このため，原子炉圧力容器内の溶融炉心が原子炉格納容器内へ流れ出
心からの崩壊熱や化学反応によって，原子炉格納容器下部のコンクリート し，溶融炉心からの崩壊熱や化学反応によって，原子炉格納容器下部のコが侵食され，原子炉格納容器の構造部材の支持機能を喪失し，原子炉格納 ンクリートが侵食され，原子炉格納容器の構造部材の支持機能を喪失し，容器の破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「溶融炉心・コ 原子炉格納容器の破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「溶ンクリート相互作用」に対する格納容器破損防止対策としては，格納容器 融炉心・コンクリート相互作用」に対する格納容器破損防止対策として下部注水系（常設）による格納容器下部注水手段を整備している。

は，格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部注水手段を整備している。また，原子炉格納容器下部にコリウムシールドを設置している。

格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」の評価事故シ

格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」の評価事故シ ⑤ーケンス「過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗 ーケンス「過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗（＋デブリ冷却失敗）」について，有効性評価を行った。
上記の場合においても，格納容器下部注水系（常設）による格納容器下（＋デブリ冷却失敗）」について，有効性評価を行った。
上記の場合においても，格納容器下部注水系（常設）による格納容器下 ⑤

部注水を実施することにより，溶融炉心の冷却が可能である。その結果， 部注水を実施することにより，溶融炉心の冷却が可能である。その結果，溶融炉心の落下量等の不確かさを考慮しても，コンクリート侵食量は床面 溶融炉心・コンクリート相互作用によってコンクリート侵食量は原子炉格で約9cm，壁面で約9cmに抑えられ，原子炉圧力容器の支持機能を維持でき 納容器下部の床面で約1cm，壁面で約1cmに抑えられ，原子炉圧力容器の支る。また，安定状態を維持できる。

持機能を維持できる。また，安定状態を維持できる。
（添付資料3.5.3）

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（添付資料3.5.1）
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操 ⑤

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 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。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「溶融炉心・コンクリート相互作

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，格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下 ⑤用」において，格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部への注水 部への注水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

3.5-22

変更の反映）

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由

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 対して有効であることが確認でき，格納容器破損モード「溶融炉心・コンであることが確認でき，格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相 クリー相互作用」に対して有効である。
互作用」に対して有効である。

⑤

第3.5.1図

原子炉圧力の推移

第 3.5.1 図

原子炉圧力の推移⑤

第3.5.2図

原子炉水位の推移

第3.5.2図3.5-23

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

第3.5.3図

格納容器圧力の推移

第3.5.3図

格納容器圧力の推移⑤

第3.5.4図

格納容器温度の推移

第 3.5.4 図

格納容器温度の推移⑤

第3.5.5図

ドライウェルの気相濃度の推移（ウェット条件）

第 3.5.5 図

ドライウェルの気相濃度の推移（ウェット条件）

3.5-24

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

第 3.5.6 図

サプレッション・チェンバの気相濃度の推移（ウェット条

第3.5.6図

サプレッション・チェンバの気相濃度の推移（ウェット条

件）

件）
⑤

第 3.5.7 図

ドライウェルの気相濃度の推移（ドライ条件）

第 3.5.7 図

ドライウェルの気相濃度の推移（ドライ条件）

3.5-25

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

第3.5.8図

サプレッション・チェンバの気相濃度の推移（ドライ条件）

第 3.5.8 図

サプレッション・チェンバの気相濃度の推移（ドライ条件）⑤

第3.5.9図

サプレッション・チェンバ・プール水位の推移

第3.5.9図

サプレッション・チェンバ・プール水位の推移

3.5-26

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

第 3.5.10 図

格納容器下部水位の推移

第 3.5.10 図

格納容器下部水位の推移⑤

第3.5.11図

格納容器下部床面及び壁面のコンクリート侵食量の推移

第3.5.11図

原子炉格納容器下部床面及び壁面のコンクリート侵食量の推移3.5-27

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

第 3.5.12 図

原子炉格納容器下部床面及び壁面のコンクリート侵食量の第 3.5.12 図

推移（溶融炉心の拡がりを抑制した場合）

原子炉格納容器下部床面及び壁面のコンクリート侵食量の推移（溶融炉心の拡がりを抑制した場合）⑤

第 3.5.13 図

原子炉格納容器下部壁面及び床面のコンクリート侵食量の推移（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）

第 3.5.13 図

原子炉格納容器下部床面及び壁面のコンクリート侵食量の推移（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）

3.5-28

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

第 3.5.14 図

原子炉格納容器下部壁面及び床面のコンクリート侵食量の推移（溶融炉心の崩壊熱を保守的に考慮する場合）

第 3.5.14 図

原子炉格納容器下部床面及び壁面のコンクリート侵食量の推移（溶融炉心の崩壊熱を保守的に考慮する場合）

3.5-29

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

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. 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

4.1 想定事故 1

4.1.1 想定事故 1 の特徴，燃料損傷防止対策

4.1.1 想定事故 1 の特徴，燃料損傷防止対策(1) 想定する事故(1) 想定する事故「使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故」におい「使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故」におい ⑤て，使用済燃料プールにおける燃料損傷防止対策の有効性を確認するため て，使用済燃料プールにおける燃料損傷防止対策の有効性を確認するために想定する事故の一つには，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」 に想定する事故の一つには，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「想定事故 1」として「使用済燃料プールの冷却機能又は注 に示すとおり，想定事故 1 として「使用済燃料プールの冷却機能又は注水
水機能が喪失することにより，使用済燃料プール内の水の温度が上昇し， 機能が喪失することにより，使用済燃料プール内の水の温度が上昇し，蒸蒸発により水位が低下する事故」がある。

発により水位が低下する事故」がある。

(2) 想定事故 1 の特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方(2) 想定事故 1 の特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方「想定事故 1」では，使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能が喪失

想定事故 1 では，使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能が喪失する ⑤することを想定する。このため，使用済燃料プール水温が徐々に上昇し， ことを想定する。このため，使用済燃料プール水温が徐々に上昇し，やがやがて沸騰して蒸発することによって使用済燃料プール水位が緩慢に低下 て沸騰して蒸発することによって使用済燃料プール水位が緩慢に低下するすることから，緩和措置がとられない場合には，使用済燃料プール水位の ことから，緩和措置がとられない場合には，使用済燃料プール水位の低下
低下により燃料が露出し，燃料損傷に至る。
本想定事故は，使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能を喪失したこにより燃料が露出し，燃料損傷に至る。
本想定事故は，使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能を喪失したこ ⑤とによって燃料損傷に至る事故を想定するものである。このため,重大事 とによって燃料損傷に至る事故を想定するものである。このため,重大事
故等対策の有効性評価には使用済燃料プールの注水機能に対する重大事故 故等対策の有効性評価には，使用済燃料プールの注水機能に対する重大事等対処設備に期待することが考えられる。
したがって，「想定事故 1」では，燃料プール代替注水系（可搬型）によ故等対処設備に期待することが考えられる。
したがって，想定事故 1 では，燃料プール代替注水系（可搬型）により ⑤り使用済燃料プールへ注水することによって，燃料損傷の防止を図る。ま 使用済燃料プールへ注水することによって，燃料損傷の防止を図る。また，燃料プール代替注水系（可搬型）により使用済燃料プール水位を維持 た，燃料プール代替注水系（可搬型）により使用済燃料プール水位を維持
する。

する。

(3) 燃料損傷防止対策(3) 燃料損傷防止対策「想定事故 1」における機能喪失に対して，使用済燃料プール内の燃料想定事故 1 における機能喪失に対して，使用済燃料プール内の燃料が著 ⑤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，燃料 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，燃料プープール代替注水系（可搬型）※1 による使用済燃料プールへの注水手段を整 ル代替注水系（可搬型）※1 による使用済燃料プールへの注水手段を整備す備する。これらの対策の概略系統図を図 4.1.1 に，手順の概要を図 4.1.2 る。これらの対策の概略系統図を第 4.1.1 図に，手順の概要を第 4.1.2 図

4.1-1

変更理由

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由

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 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 ⑤対策における設備と操作手順の関係を表 4.1.1 に示す。
「想定事故1」において，6号及び7号炉同時の重大事故等対策に必要な対策における設備と操作手順の関係を第 4.1.1 表に示す。
想定事故1において，6号及び7号炉同時の重大事故等対策に必要な要員 ⑤

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18名で 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18名であある。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 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（6号及び7号炉兼任），当直副長2名 ※2，運転操作対応を行う運転員2名で 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2名である。
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 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
策本部要員は5名，緊急時対策要員（現場）は8名である。必要な要員と作 要員は5名，緊急時対策要員（現場）は8名である。必要な要員と作業項目
業項目について図4.1.3に示す。

について第4.1.3図に示す。

※1 燃料プール代替注水系（可搬型）として, 燃料プール代替注水系（常 ※1 燃料プール代替注水系（可搬型）として, 燃料プール代替注水系（常 ⑤設スプレイヘッダ）を想定する。なお，燃料プール代替注水系（常設

設スプレイヘッダ）を想定する。なお，燃料プール代替注水系（常設

スプレイヘッダ）の注水手段が使用出来ない場合においては燃料プー

スプレイヘッダ）の注水手段が使用できない場合においては燃料プール代替注水系（可搬型スプレイヘッダ）による対応が可能である。

ル代替注水系（可搬型スプレイヘッダ）による対応が可能である。

※2 原子炉停止中の6号及び7号炉における体制は，必ずしも当直副長2名③（要員の運用変更）

ではなく,当直副長1名，運転員1名の場合もある。
a. 使用済燃料プールの冷却系機能喪失確認
使用済燃料プールを冷却している系統が機能喪失することにより，

a. 使用済燃料プールの冷却機能喪失確認

使用済燃料プールを冷却している系統が機能喪失することにより， ⑤

使用済燃料プール水の温度が上昇する。中央制御室からの遠隔操作に使用済燃料プール水の温度が上昇する。中央制御室からの遠隔操作により使用済燃料プールの冷却系の再起動操作が困難な場合，使用済燃よる使用済燃料プールの冷却系の再起動操作が困難な場合，使用済燃料プールの冷却機能喪失であることを確認する。

料プールの冷却機能喪失であることを確認する。

使用済燃料プールの冷却機能喪失を確認するために必要な計装設備
は，使用済燃料貯蔵プール水位・温度等である。
b. 使用済燃料プールの注水機能喪失確認

使用済燃料プールの冷却機能喪失を確認するために必要な計装設備 ⑤は，使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）等である。
b. 使用済燃料プールの注水機能喪失確認

使用済燃料プールの冷却機能喪失の確認後，使用済燃料プール水の使用済燃料プールの冷却機能喪失の確認後，使用済燃料プール水の温度上昇による蒸発により使用済燃料プール水位が低下することが想

温度上昇による蒸発により使用済燃料プール水位が低下することが想定されるため，補給水系による使用済燃料プールへの注水準備を行定されるため，補給水系による使用済燃料プールへの注水準備を行う。中央制御室からの遠隔操作により使用済燃料プールへの注水準備う。中央制御室からの遠隔操作により使用済燃料プールへの注水準備が困難な場合，使用済燃料プールの注水機能喪失であることを確認すが困難な場合，使用済燃料プールの注水機能喪失であることを確認する。

る。

使用済燃料プールの注水機能喪失を確認するために必要な計装設備
は，使用済燃料貯蔵プール水位・温度等である。

⑤

使用済燃料プールの注水機能喪失を確認するために必要な計装設備 ⑤は，使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）等である。

4.1-2

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

c. 燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水

c. 燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水

燃料プール代替注水系（可搬型）の準備は冷却機能喪失による異常

変更理由

燃料プール代替注水系（可搬型）の準備は冷却機能喪失による異常 ⑤の認知を起点として開始する。準備が完了したところで，燃料プールの認知を起点として開始する。準備が完了したところで，燃料プール

代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水を開始し，使代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水を開始し，使用済燃料プール水位は回復する。その後，使用済燃料プールの冷却機用済燃料プール水位は回復する。その後，使用済燃料プールの冷却機能を復旧しつつ，燃料プール代替注水系（可搬型）の間欠運転又は流能を復旧するとともに，燃料プール代替注水系（可搬型）の間欠運転

量調整により蒸発量に応じた水量を注水することで，使用済燃料プー又は流量調整により蒸発量に応じた注水を行うことで，必要な遮蔽をル水位を必要な遮蔽を確保できる水位（目安と考える 10mSv/h となる通確保できる使用済燃料プール水位※2 より高く維持する。

常水位から約 2.1m 下の水位）※3 より高く維持する。
燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水

燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水を確認するために必要な計装設備は，使用済燃料貯蔵プール水位・温を確認するために必要な計装設備は，使用済燃料貯蔵プール水位・温度等である。

度等である。

※3 必要な遮蔽の目安は緊急作業時の被ばく限度(100mSv)等と比べ，十※2 必要な遮蔽の目安は緊急作業時の被ばく限度(100mSv)等と比べ，余 ④（線量率の実績値の調査範囲の分余裕のある値であり，かつ定期検査作業での原子炉建屋最上階に裕を考慮し，また通常時の現場線量率での実績値(蒸気乾燥器の取拡充及びそれに伴う実績値見

おける現場作業の実績値（約6mSv/h）を考慮した値（10mSv/h）とり付け又は取り外し作業の実績直し）する。この線量率となる使用済燃料プール水位は通常水位から約

電所7号炉

2.1m下の位置である。

使用済燃料プール水位は通常水位から約2.1m下の位置である。

平成23年10月

柏崎刈羽原子力発

約11mSv/h)を参考として設定する。この線量率となる

なお，前述する現場線量率での実績値は設置する遮蔽体の遮蔽効果に期待しない場合の測定点の値であり，設置する遮蔽体の遮蔽効果に期待する場合の測定点の値では約1mSv/hとなり，必要な遮蔽の目
安（10mSv/h）以下であった。このように，通常作業に対する作業員の放射線影響は，線源との離隔距離を確保する，作業時間を短くする，遮蔽を実施するなど，過度な被ばくをしないように運用面も含んだ対策が可能である。
（添付資料 4.1.1，4.1.2）
4.1.2 燃料損傷防止対策の有効性評価

4.1.2 燃料損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法

想定する事故は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すと想定事故 1 で想定する事故は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設 ⑤

おり，想定事故 1 として，「使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪 定」に示すとおり，「使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失す
失することにより，使用済燃料プール内の水の温度が上昇し，蒸発により ることにより，使用済燃料プール内の水の温度が上昇し，蒸発により水位4.1-3

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

水位が低下する事故」である。

変更理由が低下する事故」である。

「想定事故 1」では，使用済燃料プールの冷却機能喪失及び注水機能喪想定事故 1 では，使用済燃料プールの冷却機能喪失及び注水機能喪失に ⑤

失に伴い使用済燃料プール水温が徐々に上昇し，やがて沸騰して蒸発する 伴い使用済燃料プール水温が徐々に上昇し，やがて沸騰して蒸発することことによって使用済燃料プール水位が緩慢に低下するが，使用済燃料プー によって使用済燃料プール水位が緩慢に低下するが，使用済燃料プールへ
ルへの注水により，使用済燃料プール水位が放射線の遮蔽が維持される水 の注水により，使用済燃料プール水位が放射線の遮蔽が維持される水位を位を確保できることを評価する。なお，使用済燃料プール水位が放射線の 確保できることを評価する。なお，使用済燃料プール水位が放射線の遮蔽
遮蔽が維持される水位を確保できることで，有効燃料棒頂部は冠水し，未 が維持される水位を確保できることで，有効燃料棒頂部は冠水が維持され臨界が維持される。

る。
未臨界については，燃料がボロン添加ステンレス鋼製ラックセルに貯蔵 ⑤（評価の前提条件の明確化）されており，必要な燃料間距離をとる等の設計により水密度の状態によらず臨界未満となるため，維持される。

また，評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，「想定事故 1」におまた，評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，想定事故 1 におけ ⑤

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 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
影響及び操作時間余裕を評価する。

響及び操作時間余裕を評価する。
（添付資料 4.1.1，4.1.2）(2) 有効性評価の条件（添付資料 4.1.1，4.1.2）(2) 有効性評価の条件「想定事故1」に対する初期条件も含めた主要な評価条件を表4.1.2に示想定事故1に対する初期条件も含めた主要な評価条件を第4.1.2表に示 ⑤

す。また，主要な評価条件について，想定事故1特有の評価条件を以下に す。また，主要な評価条件について，想定事故1特有の評価条件を以下に
示す。

示す。

なお,本評価では崩壊熱及び運転員の人数の観点から厳しい条件であなお,本評価では崩壊熱及び運転員の人数の観点から厳しい条件である，原子炉停止中の使用済燃料プールを前提とする。原子炉運転中の使用

る，原子炉運転停止中の使用済燃料プールを前提とする。原子炉運転中の済燃料プールは，崩壊熱は原子炉停止中の使用済燃料プールに比べて小さ

使用済燃料プールは，崩壊熱が原子炉運転停止中の使用済燃料プールに比く事象進展が緩やかになること，また，より多くの運転員による対応が可

べて小さく事象進展が緩やかになること，また，より多くの運転員による能であることから本評価に抱絡される。

対応が可能であることから本評価に包絡される。
（添付資料4.1.1）（添付資料4.1.1）

a. 初期条件

a. 初期条件(a) 使用済燃料プールの初期水位及び初期水温(a) 使用済燃料プールの初期水位及び初期水温

使用済燃料プールの初期水位は通常水位とし，保有水量を厳しく⑤

使用済燃料プールの初期水位は通常水位とし，保有水量を厳しく ⑤見積もるため，使用済燃料プールと隣接する原子炉ウェルの間に設見積もるため，使用済燃料プールと隣接する原子炉ウェルの間に設置されているプールゲートは閉状態を仮定する。また，使用済燃料

置されているプールゲートは閉を仮定する。また，使用済燃料プー

プールの初期水温は，運転上許容される上限の 65℃とする。

ルの初期水温は，運転上許容される上限の 65℃とする。

4.1-4

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

(b) 崩壊熱

変更理由(b) 崩壊熱

使用済燃料プールには貯蔵燃料の他に，原子炉停止後に最短時間

使用済燃料プールには貯蔵燃料の他に，原子炉停止後に最短時間（原子炉停止後 10 日）で取り出された全炉心分の燃料が一時保管され（原子炉停止後 10 日）で取り出された全炉心分の燃料が一時保管されていることを想定して，使用済燃料プールの崩壊熱は約 11MW を用いるていることを想定して，使用済燃料プールの崩壊熱は約 11MW を用いる

ものとする。

ものとする。
3

なお，崩壊熱に相当する保有水の蒸発量は約 19m /h である。

なお，崩壊熱に相当する保有水の蒸発量は約 19m3/h である。

b．事故条件b．事故条件(a) 安全機能の喪失に対する仮定(a) 安全機能の喪失に対する仮定

使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能として燃料プール冷却浄化系，残留熱除去系，復水補給水系，サプレッションプール浄化系等

使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能として燃料プール冷却浄 ④（設備資料との整合）化系，残留熱除去系，復水補給水系等の機能を喪失するものとする。

の機能を喪失するものとする。
(b) 外部電源(b) 外部電源

外部電源は使用できないものと仮定する。

外部電源は使用できないものと仮定する。

外部電源がない場合においても，燃料プール代替注水系（可搬型）

外部電源が使用できない場合においても，燃料プール代替注水系 ⑤による使用済燃料プールへの注水は可能であり，外部電源がある場合（可搬型）による使用済燃料プールへの注水は可能であり，外部電源と事象進展は同等となるが，資源の評価の観点から厳しくなる外部電がある場合と事象進展は同等となるが，資源の評価の観点から厳しい源がない場合を想定する。

評価条件となる外部電源が使用できない場合を想定する。

c．重大事故等対策に関連する機器条件

c．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 燃料プール代替注水系（可搬型）(a) 燃料プール代替注水系（可搬型）

使用済燃料プールへの注水は，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）1 台

使用済燃料プールへの注水は，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）4 台 ②（送水ラインの変更）を使用するものとし，崩壊熱による使用済燃料プール水の蒸発量を上を使用するものとし，崩壊熱による使用済燃料プール水の蒸発量を上 ⑤

回る 45m3/h※4 にて注水する。

回る 45m3/h※3 にて注水する。

※4 燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ），燃料プール代替
3※3 燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ），燃料プール代替 ②（送水ラインの変更）

注水系（可搬型スプレイヘッダ）の注水容量はともに45m /h以上

注水系（可搬型スプレイヘッダ）の注水容量はともに45m3/h以上 ⑤(1台)である。

(4台)である。

d．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d．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。

する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。

(a) 燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注(a) 燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水

水は，緊急時対策要員の移動，注水準備に必要な時間等を考慮しは，緊急時対策要員の移動，注水準備に必要な時間等を考慮して，

4.1-5

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前て，事象発生12時間後から開始する。

(3) 有効性評価の結果「想定事故1」における使用済燃料プール水位の推移を図4.1.4に，使用済燃料プール水位と線量率の関係を図4.1.5に示す。
a. 事象進展

変更後
事象発生12時間後から開始する。

(3) 有効性評価の結果
想定事故1における使用済燃料プール水位の推移を第4.1.4図に，使用済 ⑤
燃料プール水位と線量率の関係を第4.1.5図に示す。
a. 事象進展使用済燃料プールの冷却機能が喪失した後，使用済燃料プール水温は

使用済燃料プールの冷却機能が喪失した後，使用済燃料プール水温は

約 5℃/h で上昇し，事象発生から約 7 時間後に 100℃に到達する。その

約 5℃/h で上昇し，事象発生から約 7 時間後に 100℃に到達する。その後，蒸発により使用済燃料プール水位は低下し始めるが，事象発生から後，蒸発により使用済燃料プール水位は低下し始めるが，事象発生から12 時間経過した時点で燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃

12 時間経過した時点で燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水を開始すると，使用済燃料プール水位が回復する。

料プールへの注水を開始すると，使用済燃料プール水位が回復する。

その後は，使用済燃料プールの冷却機能を復旧しつつ，燃料プール代

その後は，使用済燃料プールの冷却機能を復旧するとともに，燃料プ ⑤

替注水系（可搬型）により，蒸発量に応じた水量を使用済燃料プールにール代替注水系（可搬型）により，蒸発量に応じた量を使用済燃料プー

注水し，使用済燃料プール水位を維持する。

ルに注水することで，使用済燃料プール水位を維持する。

b. 評価項目等

b. 評価項目等

使用済燃料プール水位は，図 4.1.4 に示すとおり，通常水位から約

使用済燃料プール水位は，第 4.1.4 図に示すとおり，通常水位から約 ⑤0.4m 下まで低下するに留まり，有効燃料棒頂部は冠水維持される。ま

0.4m 下まで低下するに留まり，有効燃料棒頂部は冠水維持される。使用

た，使用済燃料プール水温は事象発生約 7 時間で沸騰し，その後 100℃

済燃料プール水温は事象発生約 7 時間で沸騰し，その後 100℃付近で維付近で維持される。

持される。

また，図 4.1.5 に示すとおり，使用済燃料プール水位が通常水位からまた，第 4.1.5 図に示すとおり，使用済燃料プール水位が通常水位か ⑤

約 0.4m 下の水位になった場合の線量率は，約 1.0×10-3mSv/h 以下であら約 0.4m 下の水位になった場合の線量率は，約 1.0×10-3mSv/h 以下であり，必要な遮蔽の目安と考える 10mSv/h と比べて低い値であることかり，必要な遮蔽の目安と考える 10mSv/h と比べて低いことから，この水

ら，この水位において放射線の遮蔽は維持されている。なお，線量率の位において放射線の遮蔽は維持されている。なお，線量率の評価点は原

評価点は原子炉建屋最上階の床付近としている。

子炉建屋最上階の床付近としている。

使用済燃料プールでは燃料がボロン添加ステンレス鋼製ラックセルに使用済燃料プールでは燃料がボロン添加ステンレス鋼製ラックセルに ⑤貯蔵されており，必要な燃料間距離をとる等の設計により水密度の状態

貯蔵されており，必要な燃料間距離をとる等の設計により水密度の状態によらず臨界未満となるため，未臨界は維持される。

によらず臨界未満となるため，本事象においても未臨界は維持される。

事象発生 12 時間後から燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済

事象発生 12 時間後から燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済

燃料プールへの注水を行うことで使用済燃料プール水位は回復し，その燃料プールへの注水を行うことで使用済燃料プール水位は回復し，その

4.1-6

変更理由

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

後に蒸発量に応じた使用済燃料プールへの注水を継続することで安定状

後に蒸発量に応じた使用済燃料プールへの注水を継続することで安定状態を維持できる。

態を維持できる。

本評価では，「1.2.3.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。

本評価では，「1.2.3.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に ⑤示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。

（添付資料4.1.3，4.1.4）
4.1.3 評価条件の不確かさの影響評価
評価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

変更理由（添付資料4.1.3，4.1.4）
4.1.3 評価条件の不確かさの影響評価
評価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 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。
「想定事故1」では，使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能が喪失するものとする。
想定事故1では，使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能が喪失する ⑤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 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，燃は，燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水操 料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水操作とす
作とする。

る。

(1) 評価条件の不確かさの影響評価(1) 評価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

ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 ⑤4.1.2に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件と4.1.2表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件した場合の影響を評価する。また，評価条件の設定に当たっては，7号とした場合の影響を評価する。また，評価条件の設定に当たっては，7炉を代表として，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくな号炉を代表として，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さく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ると考えられる燃料の崩壊熱，事象発生前の使用済燃料プールの初期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。

水温及び初期水位並びにプールゲートの状態に関する影響評価の結果を以下に示す。
(a)運転員等操作時間へ与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約11MWに対して最確条件(a)運転員等操作時間へ与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約11MWに対して最確条件 ⑤は約10MW以下であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件としは約10MW以下であり，評価条件の不確かさとして，最確条件としたた場合，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるた

場合は，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるた

め，使用済燃料プール水の温度上昇及び水位低下速度は緩やかになめ，使用済燃料プール水温の上昇及び使用済燃料プール水位の低下

るが，注水操作は，燃料の崩壊熱に応じた対応をとるものではなは緩和されるが，注水操作は燃料の崩壊熱に応じた対応をとるもの

4.1-7

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

く，冷却機能喪失による異常の認知を起点とするものであるため，

ではなく，冷却機能喪失による異常の認知を起点とするものである

運転員等操作時間に与える影響はない。

ことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

初期条件の使用済燃料プール水温は，評価条件の65℃に対して最初期条件の使用済燃料プール水温は，評価条件の65℃に対して最 ⑤

確条件は約27℃～約45℃であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件は約27℃～約45℃であり，評価条件の不確かさとして，最確確条件とした場合，評価条件で設定している使用済燃料プールの初条件とした場合は，評価条件で設定している使用済燃料プールの初期水温より低くなることが考えられ，さらに時間余裕が長くなるこ

期水温より低くなり，沸騰開始時間は遅くなるため，時間余裕が長とが考えられるが，注水操作は，燃料プール水の初期水温に応じたくなるが，注水操作は使用済燃料プール水の初期水温に応じた対応対応をとるものではなく，冷却機能喪失による異常の認知を起点とをとるものではなく，冷却機能喪失による異常の認知を起点とする

するものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。

ものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

初期条件の使用済燃料プールの水位は，評価条件の通常水位に対初期条件の使用済燃料プール水位は，評価条件の通常水位に対し ⑤

して最確条件は通常水位付近であり，本評価条件の不確かさとして最確条件は通常水位付近であり，評価条件の不確かさとして，最て，最確条件とした場合，評価条件での初期水位は通常水位を設定

確条件とした場合は，評価条件での初期水位は通常水位を設定してしているため，通常水位より低い水位の変動を考慮した場合，有効いるため，通常水位より低い水位の変動を考慮した場合，使用済燃

燃料棒頂部に低下するまでの時間及び水位低下による異常の認知の料プール水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間及び使用済燃料プ

時間は短くなる。条件によっては想定する冷却機能喪失による異常

ール水位の低下による異常の認知の時間は短くなる。条件によって認知より早くなり、それにより操作開始が早くなることが考えられは想定する冷却機能喪失による異常認知より早くなり，それによりるが,本事象における注水操作は，冷却機能喪失による異常の認知を操作開始が早くなるが,注水操作は冷却機能喪失による異常の認知を起点として操作を開始するため，その起点より操作開始が遅くなる

起点として操作を開始するため，その起点より操作開始が遅くなる

ことはなく,運転員等操作時間に与える影響はない。また, 初期に地ことはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

震起因のスロッシングが発生した場合は，水位低下により原子炉建

初期に地震起因のスロッシングが発生した場合，使用済燃料プー ⑤屋最上階の線量が上昇するため，その現場における長時間の作業は

ル水位の低下により原子炉建屋最上階の線量率が上昇することか困難となる。ただし，燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッ

ら，その現場における長時間の作業は困難となる。ただし，燃料プダ）による使用済燃料プールへの注水操作は，屋外から実施できるール代替注水系（常設スプレイヘッダ）による使用済燃料プールへため線量の影響が小さく, 運転員等操作時間に与える影響はない。

の注水操作は，屋外から実施できるため線量の影響が小さいことから, 運転員等操作時間に与える影響はない。

初期条件のプールゲートの状態は，評価条件のプールゲート閉鎖

初期条件のプールゲートの状態は，評価条件のプールゲート閉に ⑤に対して最確条件はプールゲート開放であり，本評価条件の不確か対して最確条件はプールゲート開であり，評価条件の不確かさとしさとして，最確条件とした場合，保有水量はプールゲート閉鎖時とて，最確条件とした場合は，保有水量がプールゲート閉時と比べ2倍

比べ2倍程度となり，使用済燃料プールの水温上昇及び蒸発による水程度となり，使用済燃料プール水温の上昇及び蒸発による使用済燃

位の低下速度は緩和されるが，注水操作は，プールゲートの状態に料プール水位の低下は緩和されるが，注水操作はプールゲートの状応じた対応をとるものではなく，冷却機能喪失による異常の認知を態に応じた対応をとるものではなく，冷却機能喪失による異常の認起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える影響はな

知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影

い。

響はない。

4.1-8

変更理由

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前(b)評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約11MWに対して最確条件

変更後

変更理由

(b)評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約11MWに対して最確条件 ⑤は約10MW以下であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件としは約10MW以下であり，評価条件の不確かさとして，最確条件としたた場合，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さな値となる

場合は，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなることことから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

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。

初期条件の使用済燃料プール水温は，評価条件の65℃に対して最初期条件の使用済燃料プール水温は，評価条件の65℃に対して最 ⑤

確条件は約27℃～約45℃であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件は約27℃～約45℃であり，評価条件の不確かさとして，最確確条件とした場合，評価条件で設定している使用済燃料プールの水条件とした場合は，評価条件で設定している使用済燃料プール水温

温より低くなるため，沸騰開始時間が遅くなり，水位低下は緩和さより低くなるため，沸騰開始時間は遅くなり，使用済燃料プール水

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

位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する。なお，自然蒸発,使用済燃料プールの水温及び温度上昇の非一様る余裕は大きくなる。また，自然蒸発,使用済燃料プール水温及び温性により,評価で想定している沸騰による水位低下開始時間より早く度の上昇の非一様性により,評価で想定している沸騰による使用済燃

水位の低下が始まることも考えられる。しかし，自然蒸発による影料プール水位低下開始時間より早く使用済燃料プール水位の低下が響は沸騰による水位低下と比べて僅かであり，気化熱により使用済

始まることも考えられる。しかし，自然蒸発による影響は沸騰によ

燃料プール水は冷却される。また，使用済燃料プールの水温の非一る水位の低下と比べて僅かであり，気化熱により使用済燃料プール

様性も沸騰開始後の気泡上昇を駆動力とした対流により影響が小さ

水は冷却される。さらに，使用済燃料プール水温の非一様性も沸騰くなることが考えられる。さらに，仮に事象発生直後から沸騰によ

開始後の気泡上昇を駆動力とした対流により影響が小さくなることる水位低下が開始すると想定した場合であっても，放射線の遮蔽がが考えられる。仮に，事象発生直後から沸騰による使用済燃料プー維持される最低水位に到達するまでの時間は事象発生から1日以上

ル水位の低下が開始すると想定した場合であっても，使用済燃料プ（10mSv/hの場合ール水位が放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時

6号及び7号炉 約1.1日），有効燃料棒頂部まで水位が低下するまでの時間は事象発生から3日以上（6号及び7号炉 約間は事象発生から1日以上（10mSv/hの場合

6号及び7号炉 約1.1

3.5日）あり，事象発生から12時間後までに燃料プール代替注水系日），使用済燃料プール水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間は（可搬型）による注水が可能であるため，評価項目となるパラメー

事象発生から3日以上（6号及び7号炉 約3.5日）あり，事象発生からタに与える影響は小さい。

12時間後までに燃料プール代替注水系（可搬型）による注水が可能であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さ
い。

4.1-9

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

初期条件の使用済燃料プールの水位は，評価条件の通常水位に対変更理由

初期条件の使用済燃料プール水位は，評価条件の通常水位に対し ⑤

して最確条件は通常水位付近であり，本評価条件の不確かさとして最確条件は通常水位付近であり，評価条件の不確かさとして，最て，最確条件とした場合，評価条件での初期水位は通常水位を設定

確条件とした場合は，評価条件での初期水位は通常水位を設定してしているため，その変動を考慮した場合，通常水位から有効燃料棒いるため，その変動を考慮した場合，使用済燃料プールが通常水位

頂部まで水位が低下する時間は短くなるが，仮に初期水位を水位低から有効燃料棒頂部まで低下する時間は短くなるが，仮に初期水位※5

警報レベル（通常水位から0.3ｍ程度低下した位置 ）とした場合でを水位低警報レベル（通常水位から約0.3m下 ※4）とした場合であっあっても放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間ても，放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間はは事象発 生から 1 日 以上（ 10mSv/h の場合

事象発生から1日以上（10mSv/hの場合

6 号及 び 7 号 炉 約1.2

6号及び7号炉 約1.2日），日），水位が有効燃料棒頂部まで低下するまでの時間は事象発生か

使用済燃料プール水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間は事象発ら3日以上（6号及び7号炉 約3.7日）あり，事象発生から12時間後ま

生から3日以上（6号及び7号炉 約3.7日）あり，事象発生から12時間

でに燃料プール代替注水系（可搬型）による注水が可能であるた

後までに燃料プール代替注水系（可搬型）による注水が可能である

め，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

ことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

初期に地震起因のスロッシングが発生した場合は，使用済燃料プ

初期に地震起因のスロッシングが発生した場合，使用済燃料プー ⑤ールの水位低下により原子炉建屋最上階の線量が上昇するため，そル水位の低下により原子炉建屋最上階の線量率が上昇することかの現場における長時間の作業は困難となる。ただし，燃料プール代

ら，その現場における長時間の作業は困難となる。ただし，燃料プ

替注水系（常設スプレイヘッダ）による使用済燃料プールへの注水

ール代替注水系（常設スプレイヘッダ）による使用済燃料プールへ

操作は屋外での操作であるため，現場操作に必要な遮蔽は維持されの注水操作は屋外での操作であるため，現場操作に必要な遮蔽は維る。事象発生12時間後から燃料プール代替注水系（常設スプレイヘ持される。事象発生12時間後から燃料プール代替注水系（常設スプッダ）による使用済燃料プールへの注水を実施することにより，6号

レイヘッダ）による使用済燃料プールへの注水を実施することによ及び7号炉の使用済燃料プールの水位が原子炉建屋最上階の放射線のり，6号及び7号炉の使用済燃料プール水位が原子炉建屋最上階の放遮蔽維持に必要な最低水位まで回復する時間は事象発生から約26時

射線の遮蔽維持に必要な最低水位まで回復する時間は事象発生から間後（10mSv/hの場合），通常水位まで回復する時間は事象発生から約1.1日後（10mSv/hの場合，6号炉では約1.0日後，7号炉では約1.1

約45時間後となる。また，水位が通常水位から有効燃料棒頂部まで

日後），通常水位まで回復する時間は事象発生から約1.9日後（6号低下する時間は事象発生から2日以上（6号及び7号炉 約2.2日）あ炉では約1.8日後，7号炉では約1.9日後）となる。また，使用済燃料

り，事象発生から12時間後までに燃料プール代替注水系（可搬型）

プール水位が通常水位から有効燃料棒頂部まで低下する時間は事象

による注水が可能であるため，評価項目となるパラメータに与える発生から2日以上（6号及び7号炉 約2.2日）あり，事象発生から12時

影響は小さい。

間後までに燃料プール代替注水系（可搬型）による注水が可能であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

初期条件のプールゲートの状態は，評価条件のプールゲート閉鎖

初期条件のプールゲートの状態は，評価条件のプールゲート閉に ⑤に対して最確条件はプールゲート開放であり，本評価条件の不確か対して最確条件はプールゲート開であり，評価条件の不確かさとしさとして，最確条件とした場合，保有水量はプールゲート閉鎖時とて，最確条件とした場合は，保有水量がプールゲート閉時と比べ2倍

比べ2倍程度となり，使用済燃料プールの水温上昇や蒸発による水位程度となり，使用済燃料プール水温の上昇及び蒸発による使用済燃の低下速度は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対料プール水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメ

4.1-10

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

する余裕は大きくなる。

変更理由

ータに対する余裕は大きくなる。

※5 使用済燃料貯蔵プール水位・温度計（SA広域）の水位低の警※4 使用済燃料貯蔵プール水位・温度計（SA広域）の水位低の警 ⑤報設定値：6号炉通常水位-225mm，7号炉通常水位-267mm

ｂ．操作条件

報設定値：6号炉通常水位-225mm，7号炉通常水位-267mm

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」，「要操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配 ⑤員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操「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

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

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

に示す。

す。

(a) 運転員等操作時間に与える影響(a) 運転員等操作時間に与える影響

操作条件の燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プ

操作条件の燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プ ⑤ールへの注水操作は，評価上の操作開始時間として事象発生から12ールへの注水操作は，評価上の操作開始時間として事象発生から12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，評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，評価上の操作開始時間を事象発生12時間後として設定しているが，他

価上の操作開始時間を事象発生12時間後として設定しているが，他の操作はないため，使用済燃料プールの冷却機能喪失による異常をの操作との重複はないことから，使用済燃料プールの冷却機能喪失

認知した時点で注水準備に着手可能である。よって，評価上の操作による異常を認知した時点で注水準備に着手可能であり，実態の操開始時間に対し，実際の操作開始時間が早くなる場合が考えられ，

作開始時間が早まる可能性があることから，運転員等操作時間に対使用済燃料プール水位の回復を早める。

する余裕は大きくなる。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響(b) 評価項目となるパラメータに与える影響

操作条件の燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プ

操作条件の燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プ ⑤ールへの注水操作は，運転員等操作時間に与える影響として，評価

ールへの注水操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態上の操作開始時間に対して，実際の操作開始時間が早くなる場合がの操作開始時間が早まり，使用済燃料プール水位の回復を早める可考えられ，この場合，使用済燃料プール水位の回復が早くなり，評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価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

きくなる。

（添付資料4.1.5）（添付資料4.1.5）

4.1-11

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

(2) 操作時間余裕の把握

変更理由(2) 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

操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目と ⑤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 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し，その結果を以下に示す。

余裕を確認し，その結果を以下に示す。

操作条件の燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへ

操作条件の燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへ ⑤の注水操作については，当該操作に対する時間余裕は，放射線の遮蔽が維 の注水操作については，放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するま持される最低水位に到達するまでの時間が事象発生から1日以上（10mSv/h での時間が事象発生から1日以上（10mSv/hの場合の場合

6号及び7号炉 約1.4

6号及び7号炉 約1.4日），有効燃料棒頂部まで水位が低下するま 日），使用済燃料プール水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間が事象発での時間が事象発生から3日以上（6号及び7号炉 約3.8日）であり，これ 生から3日以上（6号及び7号炉 約3.8日）であり，事故を検知して注水をに対して，事故を検知して注水を開始するまでの時間は事象発生から約12 開始するまでの時間は事象発生から約12時間後と設定しているため，準備時間であることから，時間余裕がある。

時間が確保できることから，時間余裕がある。
（添付資料4.1.5）(3) まとめ
評価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（添付資料4.1.5）(3) まとめ
評価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 ⑤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 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，評価条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等 した。その結果，評価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 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 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，運転員等操作時間には時間余裕がある。

できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

4.1.4 必要な要員及び資源の評価

4.1.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価(1) 必要な要員の評価「想定事故1」において，6号及び7号炉同時の重大事故等対策時に必要想定事故1において，6号及び7号炉同時の重大事故等対策時における必 ⑤

な要員は，「4.1.1(3)燃料損傷防止対策」に示すとおり 18名である。 要な要員は，「4.1.1(3)燃料損傷防止対策」に示すとおり18名である。
「6.2 重大事故等対策に必要な要員の評価結果」で説明している運転員及 「6.2 重大事故等対策に必要な要員の評価結果」で説明している運転員，
び緊急時対策要員等の64名で対処可能である。
なお，今回評価した原子炉の運転停止中ではなく，原子炉運転中を想定

緊急時対策要員等の64名で対処可能である。
なお，今回評価した原子炉の運転停止中ではなく，原子炉運転中を想定 ⑤した場合，事象によっては，原子炉における重大事故又は重大事故に至る した場合，事象によっては，原子炉における重大事故又は重大事故に至る
おそれのある事故の対応と，「想定事故1」の対応が，重畳することも考 おそれのある事故の対応と，想定事故1の対応が重畳することも考えられえられる。しかし，原子炉運転中において，使用済燃料プールに貯蔵され る。しかし，原子炉運転中を想定した場合，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ため，操作時間余裕があり（原子炉運転開始直 ている燃料の崩壊熱が低いため，操作時間余裕が十分長くあり（原子炉運4.1-12

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

後を考慮しても使用済燃料プール水が100℃に到達するまで1日以上），原 転開始直後を考慮しても使用済燃料プール水が100℃に到達するまで最低子炉における重大事故又は重大事故に至るおそれのある事故の対応が収束 でも1日以上），原子炉における重大事故又は重大事故に至るおそれのあに向かっている状態での対応となるため，緊急時対策要員や参集要員によ る事故の対応が収束に向かっている状態での対応となるため，緊急時対策
り対応可能である。

要員や参集要員により対応可能である。

(2) 必要な資源の評価(2) 必要な資源の評価「想定事故1」において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価している。その結果を以下に示す。
ａ．水源

想定事故1において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2)資源の評 ⑤
価条件」の条件にて評価している。その結果を以下に示す。
ａ．水源

燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水に燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水に ②（送水ラインの変更）

ついては，7日間の対応を考慮すると，号炉あたり合計約3,100m3必要とついては，7日間の対応を考慮すると，号炉あたり約3,100m3の水が必要 ⑤なる。6号及び7号炉の同時被災を考慮すると，合計約6,200m3の水が必要となる。6号及び7号炉の同時被災を考慮すると，合計約6,200m3の水が必である。水源として，淡水貯水池に約18,000m3の水を保有している。こ要である。水源として，淡水貯水池に約18,000m3の水を保有しており，

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

水源を枯渇させることなく7日間の注水継続実施が可能である。

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へ移（添付資料4.1.6）

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日間の注水継続実施が可能となる。ここで，燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水及び防火水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4.1.6）
ｂ．燃料
非常用ディーゼル発電機による電源供給については，事象発生後7日

ｂ．燃料
非常用ディーゼル発電機による電源供給については，事象発生後7日 ②（免震重要棟の位置づけ変更に

間最大負荷で運転した場合，号炉あたり約751kLの軽油が必要となる。

間最大負荷で運転した場合，号炉あたり約753kLの軽油が必要となる。

燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水につ燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水につ ③（燃費試験結果の反映）

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の運転を想いては，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） ④（燃費修正）

定すると，7日間の運転継続に号炉あたり約7kLの軽油が必要となる。免の運転を想定すると，7日間の運転継続に号炉あたり約15kLの軽油が必 ⑤

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

要となる。5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニ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

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

4.1-13

伴う反映）

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

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号及びらの運転を想定すると，7日間の運転継続に合計約13kLの軽油が必要と

7号炉 合計 約1,595kL）

なる（6号及び7号炉合計約1,549kL）。

6 号及び 7 号炉の各軽油タンクにて約 1,020kL（6 号及び 7 号炉合計 約

変更理由

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（免震重要棟の位置づけ変更に

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

2,040kL）の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給，燃料プール代替注水系

ら，非常用ディーゼル発電機による電源供給，燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水，免震重要棟内緊急時対策（可搬型）による使用済燃料プールへの注水，5 号炉原子炉建屋内緊急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・ポスト用発時対策所用可搬型電源設備による電源供給及びモニタリング・ポスト用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。

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4.1.7）
ｃ．電源（添付資料4.1.7）
ｃ．電源

外部電源は使用できないものと仮定し，非常用ディーゼル発電機によって給電を行うものとする。

伴う反映）

外部電源は使用できないものと仮定し，非常用ディーゼル発電機によ ⑤って給電を行うものとする。6 号及び 7 号炉において重大事故等対策時に必要な負荷は，各号炉の非常用ディーゼル発電機負荷に含まれることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給が可能である。

また，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリ

また，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタ ②（免震重要棟の位置づけ変更に

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

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

である。

能である。

4.1.5 結論
「想定事故 1」では，使用済燃料プールの冷却系が喪失し，使用済燃料

伴う反映）

4.1.5 結論
想定事故 1 では，使用済燃料プールの冷却系が機能喪失し，使用済燃料 ⑤

プール水温が上昇し，やがて沸騰して蒸発することによって使用済燃料プ プール水温が上昇し，やがて沸騰して蒸発することによって使用済燃料プール水位が緩慢に低下することから，緩和措置がとられない場合には，使 ール水位が緩慢に低下することから，緩和措置がとられない場合には，使用済燃料プール水位の低下により燃料が露出し，燃料損傷に至ることが特 用済燃料プール水位の低下により燃料が露出し，燃料損傷に至ることが特徴である。「想定事故 1」に対する燃料損傷防止対策としては，燃料プール 徴である。想定事故 1 に対する燃料損傷防止対策としては，燃料プール代
代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水手段を整備してい 替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水手段を整備している。

る。

「想定事故 1」について有効性評価を実施した。

想定事故 1 について有効性評価を実施した。

上記の場合においても，燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済

上記の場合においても，燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済

燃料プールへの注水により，使用済燃料プール水位を回復し維持すること 燃料プールへの注水により，使用済燃料プール水位を回復し維持することができることから，放射線の遮蔽が維持され，かつ，燃料損傷することは ができることから，放射線の遮蔽が維持され，かつ，燃料損傷することは
ない。

ない。

4.1-14⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由

また，使用済燃料プールでは燃料がボロン添加ステンレス鋼製ラックセ

また，使用済燃料プールでは燃料がボロン添加ステンレス鋼製ラックセ

ルに貯蔵されており，必要な燃料間距離をとる等の設計により水密度の状 ルに貯蔵されており，必要な燃料間距離をとる等の設計により水密度の状態によらず臨界未満となるため，未臨界は維持される。
その結果，有効燃料棒頂部の冠水，放射線の遮蔽が維持される水位の確態によらず臨界未満となるため，未臨界は維持される。
その結果，有効燃料棒頂部の冠水，放射線の遮蔽が維持される水位の確 ⑤

保及び未臨界を維持できることから評価項目を満足している。また，安定 保及び未臨界を維持できることから，評価項目を満足している。また，安状態を維持できる。

定状態を維持できる。

評価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評価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 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 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，燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プ

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，燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プ ⑤ールへの注水等の燃料損傷防止対策は，「想定事故 1」に対して有効であ ールへの注水等の燃料損傷防止対策は，想定事故 1 に対して有効である。
る。

①燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ）（常設のスプレイヘッダ及び常設のスプレイ配管を用いる手段）②（送水ラインの変更）

原子炉建屋
接続口

淡水貯水池
②燃料プール代替注水系（可搬型スプレイヘッダ）（可搬の注水口及び可搬ホースを用いる手段）

可搬型代替注水ポンプ(A-2級)

スプレイヘッダ

スプレイノズル

スキマせき

通常水位
（T.M.S.L.約31.4m）

復水補給水系より
スキマサージタンク

有効燃料棒頂部（T.M.S.L.約24m）

可搬型代替注水ポンプ(A-2級)

使用済燃料

ディフューザ

原子炉建屋大物搬入扉
または
外部接続口

タンクローリ(4kL)

ろ過脱塩装置

燃料プール冷却浄化系
熱交換器

常設の箇所
可搬の箇所

燃料プール冷却浄化系ポンプ

軽油タンク
原子炉補機冷却系
残留熱除去系
熱交換器
残留熱除去系ポンプ

圧力抑制プール水
浄化系より

原子炉補機冷却系

復水補給水系より

図 4.1.1

想定事故 1 の重要事故等対策の概略系統図

第 4.1.1 図（使用済燃料プールへの注水）

外部電源
非常用ディーゼル
発電機

Gen「想定事故 1」の重大事故等対策の概略系統図（使用済燃料プールへの注水）

4.1-15⑤

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後
プラント前提条件
・プラント停止後10日目
・全燃料取出し＆プールゲート「閉」
・非常用ディーゼル発電機（B）点検中
・残留熱除去系（A）燃料プール冷却モード運転中・残留熱除去系（B）点検中
・残留熱除去系（C）原子炉停止時冷却モード待機中（原子炉圧力容器水抜き準備）
・燃料プール冷却浄化系運転中（評価上の時刻）
（0分）

変更理由

：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

外部電源喪失発生： 評価上考慮しない操作・判断結果

残留熱除去系停止，および燃料プール冷却浄化系停止確認（機器作動状況，系統流量による確認）②（送水ラインの変更）

凡例※1
残留熱除去系（A）燃料プール冷却モード再起動，残留熱除去系（C）燃料プール冷却モード起動及び燃料プール冷却浄化系再起動操作を実施する※2
復水移送ポンプ(A)起動確認または起動操作※3
中央制御室にて使用済燃料プール水位・温度，機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計，系統圧力指示計
等にて機能喪失を確認する

非常用ディーゼル発電機（A，C）自動起動確認
非常用高圧系統（6.9kV）C，E復旧確認※4
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

非常用ディーゼル発電機運転状態確認※5
使用済燃料プール水温度計にて確認する※2（約10分後）※1

冷却機能復旧操作※3※4（約60分後）※6
使用済燃料プールへの補給は「使用済燃料プールスプレイヘッダ」を使用する
常設スプレイ設備が使用できない場合，可搬型スプレイ設備による使用済燃料プールへの補給を実施する

注水機能復旧操作

冷却機能喪失確認（機器作動状況，系統流量による確認）

外部電源喪失により電動駆動ポンプが停止する
ため通常状態への復旧を実施するが，評価上は考慮しない

回復は評価上考慮せず※7防火水槽を用いた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も可能である
なお，可搬型代替注水ポンプ（A-1級）を使用することもできる※8
事象発生12時間後の使用済燃料プール水位は通常水位から約-0.4ｍとなる※2
Ⅰ

注水機能復旧操作※9
使用済燃料プール水位計にて確認する

復水移送ポンプ以外による使用済燃料プール注水
・サプレッションプール浄化系による注水・消火ポンプによる代替注水※3

注水機能喪失確認（機器作動状況，系統圧力による確認）

回復は評価上考慮せず

復水移送ポンプによる使用済燃料プール注水と同等の流量確保または注水開始不可※6（約7時間後）※7

淡水貯水池から使用済燃料プールへの注水準備（燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プール注水）※5
使用済燃料プール水温
100℃到達燃料供給準備（タンクローリ（4kL）
給油準備）

Ⅱ

淡水タンクから防火水槽への補給（約12時間後）（約12時間後）

燃料プール代替注水系（可搬型）の準備完了Ⅲ

タンクローリ（4kL）
による給油準備完了

スプレイヘッダ以外による使用済燃料プール注水・復水補給水ラインを使用した注水（適宜実施）※8（12時間後）燃料プール代替注水系（可搬型）による
使用済燃料プール注水開始

可搬設備への燃料補給<注水が実施出来なかった場合>【有効性評価の対象とはしていないが，ほかに取り得る手段】
使用済燃料プール水位維持の為
注水継続

Ⅰ（約1.4日後）

使用済燃料プール水位
約2.1ｍ低下（10mSv/h）
燃料プール代替注水系(可搬型）による使用済燃料プールへの注水を継続し，機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後は，注水系統によりスキマサージタンクへの補給を確保し使用済燃料プール冷却系による冷却を実施する

図 4.1.2

想定事故 1 の対応手順の概要

第 4.1.2 図

4.1-16

サプレッションプール浄化系により使用済燃料プールへの注水も実施できる。水源は復水貯蔵槽またはサプレッションプールになる
消火系を燃料プール代替注水系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
消火系は復水補給水系を経由して使用済燃料プールへ注水することも可能である※9Ⅱ

防火水槽を用いた使用済燃料プールへの補給の場合は，「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は淡水貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する
Ⅲ
燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プール注水は「使用済燃料プールスプレイ ヘッダ」以外に，復水補給水系を経由して使用済燃料プールへ注水することも可能である
燃料プール代替注水系（可搬型）の水源は「淡水貯水池」以外に「海水」も可能である「想定事故 1」の対応手順の概要⑤

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由
②（送水ラインの変更による作業

想定事故1

時間の見直し）経過時間（時間）
備考

1
実施箇所・必要人員数
当直長

責任者

通報連絡
者

1人

当直副長

1人

7号

当直副長

1人

緊急時対策本部要員

5人

中央制御室連絡
発電所外部連絡

7号

6号

運転員

7号

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

使用済燃料プール水温100℃到達②（給油準備作業時間の見直し）
操作の内容

12時間
使用済燃料プール注水開始

プラント状況確認

約60分

緊急時対策要員

（現場）

6号

4

各号炉運転操作指揮

運転員（中央制御室）

6号

3

約7時間

6号

指揮者
操作項目

2

事象発生

中央監視
緊急時対策本部連絡

使用済燃料プール冷却機能

⑤

喪失確認

（現場）

7号
・外部電源喪失確認

1人
A

状況判断

1人
a

－

－

－

－

・使用済燃料プール冷却系停止確認（燃料プール冷却浄化系ポンプ，残留熱除去系ポンプ）
・非常用ディーゼル発電機

使用済燃料プール冷却系復旧作業（評価上考慮せず）
使用済燃料プール注水系復旧作業（評価上考慮せず）

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

適宜実施

・使用済燃料プール水位，温度監視・使用済燃料プール冷却系

機能回復（燃料プール冷却浄化系ポンプ，残留熱除去系ポンプ）

・使用済燃料プール注水系（復水補給水系）

対応可能な要員により対応する

機能回復・放射線防護装備準備対応可能な要員により対応する

10分

・現場移動
・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）を用いた使用済燃料プール注水準備

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による淡水貯水池から使用済燃料プールへの注水（常設
スプレイヘッダ使用）

10分

自動起動確認

－

－

－

－

3人

3人

（可搬型代替注水ポンプ（A-2級）移動，ホース敷設（淡水貯水池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，ホー
ス水張り）

360分

・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）を用いた使用済燃料プール注水

適宜実施

・現場移動
・可搬型代替注水ポンプを用いた使用済燃料プール注水準備

－

－

－

－

型スプレイヘッダ使用）

・現場移動
・可搬型代替注水ポンプを用いた使用済燃料プール注水準備（建屋内ホース接続）

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による淡水貯水池から使用済燃料プールへの注水（可搬（建屋内ホース敷設，可搬型スプレイノズル設置）

－

・現場移動

－

・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）を用いた使用済燃料プール注水準備（可搬型代替注水ポンプ（A-2級）移動，ホース敷設（淡水貯水池から可搬型代替注水（評価上考慮せず）

－

－

－

－

ポンプ（A-2級），可搬型代替注水ポンプ（A-2級）から建屋内ホース），ホース接常設スプレイヘッダ使用不可の場合要員

続，ホース水張り）を確保して対応する・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）を用いた使用済燃料プール注水・放射線防護装備準備

－

給油準備

－

－

2人
給油作業

必要人員数

合計

－

－

－

1人
A

1人
a

0人
（

図 4.1.3

想定事故 1 の作業と所要時間

10分

－

－
0人

・軽油タンクからタンクローリ（4kL）への補給

タンクローリ（4kL）残量に応じて適宜

140分

・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）への給油

軽油タンクから補給
適宜実施

8人）内の数字は他の作業終了後，移動して対応する人員数。

第 4.1.3 図「想定事故 1」の作業と所要時間⑤

図 4.1.4

使用済燃料プール水位の推移

第 4.1.4 図

4.1-17

使用済燃料プール水位の推移（想定事故 1）

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 4.1.5

使用済燃料プール水位と線量率

第 4.1.5 図

4.1-18

使用済燃料プール水位と線量率（想定事故 1）

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
表 4.1.1

想定事故 1 における重大事故等対策について

表 4.1.2

主要評価条件（想定事故 1）（1/2）

変更後
第 4.1.1 表「想定事故 1」の重大事故等対策について

第 4.1.2 表

4.1-19主要評価条件（想定事故 1）（1/2）

変更理由
⑤

⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
表 4.1.2

主要評価条件（想定事故 1）（2/2）

変更後
第 4.1.2 表

主要評価条件（想定事故 1）（2/2）

変更理由②（送水ラインの変更）⑤

4.1-20まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

4.2 想定事故 2

4.2 想定事故 2

4.2.1 想定事故 2 の特徴，燃料損傷防止対策

4.2.1 想定事故 2 の特徴，燃料損傷防止対策(1)想定する事故(1) 想定する事故「使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故」におい「使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故」におい ⑤て，使用済燃料プールにおける燃料損傷防止対策の有効性を確認するため て，使用済燃料プールにおける燃料損傷防止対策の有効性を確認するために想定する事故の一つには，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」 に想定する事故の一つには，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「想定事故 2」として「サイフォン現象等により使用済燃料 に示すとおり，想定事故 2 として「サイフォン現象等により使用済燃料プ
プール内の水の小規模な喪失が発生し，使用済燃料プールの水位が低下す ール内の水の小規模な喪失が発生し，使用済燃料プールの水位が低下するる事故」がある。

事故」がある。

(2) 想定事故 2 の特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方(2) 想定事故 2 の特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方「想定事故 2」では，使用済燃料プールの冷却系の配管損傷によるサイ想定事故 2 では，使用済燃料プールの冷却系の配管損傷によるサイフォ ⑤フォン現象等により使用済燃料プール内の水の小規模な漏えいが発生する ン現象等により使用済燃料プール内の水の小規模な漏えいが発生するとととともに，使用済燃料プール注水機能が喪失することを想定する。このた もに，使用済燃料プール注水機能が喪失することを想定する。このため，
め，使用済燃料プール水位が低下することから，緩和措置がとられない場 使用済燃料プール水位が低下することから，緩和措置がとられない場合に合には，燃料は露出し，燃料損傷に至る。
本想定事故は，使用済燃料プール水の漏えいによって燃料損傷に至る事

は，燃料は露出し，燃料損傷に至る。
本想定事故は，使用済燃料プール水の漏えいによって燃料損傷に至る事 ⑤故を想定するものである。このため,重大事故等対策の有効性評価には使 故を想定するものである。このため,重大事故等対策の有効性評価には，用済燃料プール水の漏えいの停止手段及び使用済燃料プールの注水機能に 使用済燃料プール水の漏えいの停止手段及び使用済燃料プールの注水機能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，「想定事故 2」では，使用済燃料プール水の漏えいの停止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，想定事故 2 では，使用済燃料プール水の漏えいの停止及び ⑤

や，燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水に 燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水によっ
よって，燃料損傷の防止を図る。また，燃料プール代替注水系（可搬型） て，燃料損傷の防止を図る。また，燃料プール代替注水系（可搬型）によにより使用済燃料プール水位を維持する。

り使用済燃料プール水位を維持する。

(3) 燃料損傷防止対策(3) 燃料損傷防止対策「想定事故2」における機能喪失に対して，使用済燃料プール内の燃料想定事故2における機能喪失に対して，使用済燃料プール内の燃料が著 ⑤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，運転 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，運転員に員による使用済燃料プールからのサイフォン現象による漏えい停止手段， よる使用済燃料プールからのサイフォン現象による漏えい停止手段，サイサイフォンブレーク孔による漏えい停止機能及び燃料プール代替注水系 フォンブレーク孔による漏えい停止機能及び燃料プール代替注水系（可搬（可搬型）※1による使用済燃料プールへの注水手段を整備する。これらの 型）※1による使用済燃料プールへの注水手段を整備する。これらの対策の対策の概略系統図を図4.2.1に，手順の概要を図4.2.2に示すとともに，重 概略系統図を第4.2.1図に，手順の概要を第4.2.2図に示すとともに，重大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 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

4.2-1

変更理由

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
操作手順の関係を表4.2.1に示す。
「想定事故2」において，6号及び7号炉同時の重大事故等対策に必要な変更後
作手順の関係を第4.2.1表に示す。

変更理由⑤

想定事故2において，6号及び7号炉同時の重大事故等対策に必要な要員 ③（要員の運用変更）

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22名で 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22名であ ⑤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 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（6号及び7号炉兼任），当直副長2名 ※2，運転操作対応を行う運転員6名で 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6名である。
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 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
策本部要員は5名，緊急時対策要員（現場）は8名である。

要員は5名，緊急時対策要員（現場）は8名である。

必要な要員と作業項目について図 4.2.3 に示す。

必要な要員と作業項目について第 4.2.3 図に示す。

※1 燃料プール代替注水系（可搬型）として燃料プール代替注水系（常※1 燃料プール代替注水系（可搬型）として，燃料プール代替注水系 ⑤設スプレイヘッダ）を想定する。なお，燃料プール代替注水系（常（常設スプレイヘッダ）を想定する。なお，燃料プール代替注水系

設スプレイヘッダ）の注水手段が使用出来ない場合においては燃料（常設スプレイヘッダ）の注水手段が使用できない場合においてはプール代替注水系（可搬型スプレイヘッダ）による対応が可能であ

燃料プール代替注水系（可搬型スプレイヘッダ）による対応が可能

る。

である。

※2 原子炉停止中の6号及び7号炉における体制は，必ずしも当直副長2⑤③（要員の運用変更）

名ではなくケースによっては当直副長1名，運転員1名の場合もある。
a. 使用済燃料プール水位低下確認

a. 使用済燃料プール水位低下確認

使用済燃料プールを冷却している系統が停止すると同時に，使用済

使用済燃料プールを冷却している系統が停止すると同時に，使用済

燃料プールの冷却系の配管損傷によるサイフォン現象等により使用済

燃料プールの冷却系の配管損傷によるサイフォン現象等により使用済

燃料プール内の水の小規模な漏えいが発生し，使用済燃料プール水位

燃料プール内の水の小規模な漏えいが発生し，使用済燃料プール水位が低下することを確認する。

が低下することを確認する。

使用済燃料プールの水位低下を確認するために必要な計装設備は，使用済燃料貯蔵プール水位・温度等である。
b. 使用済燃料プールの注水機能喪失確認

使用済燃料プールの水位低下を確認するために必要な計装設備は， ⑤
使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）等である。
b. 使用済燃料プールの注水機能喪失確認

使用済燃料プールの喪失した保有水を注水するため，補給水系によ使用済燃料プールの喪失した保有水を注水するため，補給水系による使用済燃料プールへの注水準備を行う。中央制御室からの遠隔操作

る使用済燃料プールへの注水準備を行う。中央制御室からの遠隔操作により使用済燃料プールへの注水準備が困難な場合，使用済燃料プーにより使用済燃料プールへの注水準備が困難な場合，使用済燃料プー

ルへの注水機能喪失であることを確認する。

ルへの注水機能喪失であることを確認する。

使用済燃料プールの注水機能喪失を確認するために必要な計装設備
は，使用済燃料貯蔵プール水位・温度等である。

使用済燃料プールの注水機能喪失を確認するために必要な計装設備 ⑤は，使用済燃料貯蔵プール水位・温度（SA）等である。

4.2-2

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

c. 使用済燃料プール漏えい箇所の隔離

c. 使用済燃料プール漏えい箇所の隔離

変更理由

使用済燃料プールの水位低下に伴い発生する警報等により，使用済

使用済燃料プールの水位低下に伴い発生する警報等により，使用済

燃料プールからの漏えいを認知し，原因調査を開始する。原因調査の燃料プールからの漏えいを認知し，原因調査を開始する。原因調査の結果，サイフォン現象による漏えいであることを判断し，使用済燃料

結果，サイフォン現象による漏えいであることを判断し，使用済燃料

プールの冷却系配管の手動弁を閉止することで，使用済燃料プールかプールの冷却系配管の手動弁を閉止することで，使用済燃料プールからの漏えい箇所の隔離が完了する。

らの漏えい箇所の隔離が完了する。

d. 燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水
燃料プール代替注水系（可搬型）の準備は冷却機能喪失による異常

d. 燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水
燃料プール代替注水系（可搬型）の準備は水位低下に伴う異常の認 ⑤（操作の起点に関する記載の拡の認知を起点として開始する。準備が完了したところで，燃料プール

知を起点として冷却機能喪失又は注水機能喪失を確認し, 開始する。

代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水を開始し，使準備が完了したところで，燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プール水位を回復する。その後は，使用済燃料プールの冷却用済燃料プールへの注水を開始し，使用済燃料プール水位を回復す系を復旧しつつ，燃料プール代替注水系（可搬型）の間欠運転又は流る。その後は，使用済燃料プールの冷却系を復旧するとともに，燃料量調整により蒸発量に応じた水量を注水することで，使用済燃料プープール代替注水系（可搬型）の間欠運転又は流量調整により蒸発量にル水位を必要な遮蔽を確保できる水位（目安と考える 10mSv/h となる通応じた注水を行うことで，必要な遮蔽を確保できる使用済燃料プール

常水位から約 2.1m 下の水位）※3 より高く維持する。

水位※2 より高く維持する。

充）

燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水

燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水を確認するために必要な設備は，使用済燃料貯蔵プール水位・温度等を確認するために必要な設備は，使用済燃料貯蔵プール水位・温度等

である。

である。

※3 必要な遮蔽の目安は緊急作業時の被ばく限度(100mSv)等と比べ，十※2 必要な遮蔽の目安は緊急作業時の被ばく限度(100mSv)等と比べ，余 ④（線量率の実績値の見直し）

分余裕のある値であり，かつ定期検査作業での原子炉建屋最上階に裕を考慮し，また通常時の現場線量率での実績値(蒸気乾燥器の取おける現場作業の実績値（約6mSv/h）を考慮した値（10mSv/h）とり付け又は取り外し作業の実績する。この線量率となる使用済燃料プール水位は通常水位から約

電所7号炉

2.1m下の位置である。

使用済燃料プール水位は通常水位から約2.1m下の位置である。

平成23年10月

柏崎刈羽原子力発

約11mSv/h)を参考として設定する。この線量率となる

なお，前述する現場線量率での実績値は設置する遮蔽体の遮蔽効
果に期待しない場合の測定点の値であり，設置する遮蔽体の遮蔽効
果に期待する場合の測定点の値では約1mSv/hとなり，必要な遮蔽の目安（10mSv/h）以下であった。このように，通常作業に対する作業員の放射線影響は，線源との離隔距離を確保する，作業時間を短くする，遮蔽を実施するなど，過度な被ばくをしないように運用面も含んだ対策が可能である。
（添付資料 4.1.2）

4.2-3

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

4.2.2 燃料損傷防止対策の有効性評価

4.2.2 燃料損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法「想定事故 2」の評価においては，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の変更理由

想定事故 2 で想定する事故は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設 ⑤

設定」に示すとおり，「サイフォン現象等により使用済燃料プール水の小 定」に示すとおり，「サイフォン現象等により使用済燃料プール水の小規
規模な喪失が発生し，使用済燃料プールの水位が低下する事故」を想定す 模な喪失が発生し，使用済燃料プールの水位が低下する事故」である。
る。
なお，使用済燃料プールの保有水の漏えいを防止するため，使用済燃料

なお，使用済燃料プールの保有水の漏えいを防止するため，使用済燃料

プールには排水口を設けない設計としており，また，燃料プール冷却浄化 プールには排水口を設けない設計としており，また，燃料プール冷却浄化
系はスキマせきを越えてスキマサージタンクに流出する水を循環させる設 系はスキマせきを越えてスキマサージタンクに流出する水を循環させる設計とするとともに，使用済燃料プールに入る配管には逆止弁を設け，配管 計とするとともに，使用済燃料プールに入る配管には逆止弁を設け，配管からの漏えいがあってもサイフォン現象による使用済燃料プール水の流出 からの漏えいがあってもサイフォン現象による使用済燃料プール水の流出を防止する設計としている。使用済燃料プールに入る配管の逆止弁は動力 を防止する設計としている。使用済燃料プールに入る配管の逆止弁は動力を必要としない設計であり，信頼性は十分高いと考えられるが，本想定事 を必要としない設計であり，信頼性は十分高いと考えられるが，本想定事
故では固着を想定する。

故では固着を想定する。

「想定事故 2」では，残留熱除去系配管の貫通クラックによる損傷発生

想定事故 2 では，残留熱除去系配管の貫通クラックによる損傷発生後， ⑤

後，サイフォン現象による使用済燃料プール水の漏えい及び崩壊熱による サイフォン現象による使用済燃料プール水の漏えい及び崩壊熱による使用
使用済燃料プール水温の上昇，沸騰及び蒸発によって使用済燃料プール水 済燃料プール水温の上昇，沸騰及び蒸発によって使用済燃料プール水位は位は低下する。漏えいの隔離及び使用済燃料プールへの注水により，使用 低下する。漏えいの隔離及び使用済燃料プールへの注水により，使用済燃
済燃料プール水位が放射線の遮蔽が維持される水位を確保できることを評 料プール水位が放射線の遮蔽が維持される水位を確保できることを評価す価する。なお，使用済燃料プール水位が放射線の遮蔽が維持される水位を る。なお，使用済燃料プール水位が放射線の遮蔽が維持される水位を確保確保できることで，有効燃料棒頂部は冠水が維持される。未臨界について できることで，有効燃料棒頂部は冠水が維持される。未臨界については，
は，燃料がボロン添加ステンレス鋼製ラックセルに貯蔵されており，必要 燃料がボロン添加ステンレス鋼製ラックセルに貯蔵されており，必要な燃な燃料間距離をとる等の設計により水密度の状態によらず臨界未満となる 料間距離をとる等の設計により水密度の状態によらず臨界未満となるたため，維持される。

め，維持される。

また，評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，「想定事故 2」におまた，評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，想定事故 2 におけ ⑤

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 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
影響及び操作時間余裕を評価する。

響及び操作時間余裕を評価する。
（添付資料 4.1.4，4.2.1）(2) 有効性評価の条件「想定事故 2」に対する初期条件も含めた主要な評価条件を表 4.2.2 に（添付資料 4.1.4，4.2.1）(2) 有効性評価の条件
想定事故 2 に対する初期条件も含めた主要な評価条件を第 4.2.2 表に示 ⑤示す。また，主要な評価条件について，「想定事故 2」特有の評価条件を す。また，主要な評価条件について，想定事故 2 特有の評価条件を以下に以下に示す。
なお,本評価では崩壊熱及び運転員の人数の観点から厳しい条件であ示す。
なお,本評価では崩壊熱及び運転員の人数の観点から厳しい条件であ

4.2-4

⑤

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

る，原子炉停止中の使用済燃料プールを前提とする。原子炉運転中の使用

る，原子炉運転停止中の使用済燃料プールを前提とする。原子炉運転中の済燃料プールは，崩壊熱は原子炉停止中の使用済燃料プールに比べて小さ

使用済燃料プールは，崩壊熱が原子炉運転停止中の使用済燃料プールに比く事象進展が緩やかになること，また，より多くの運転員による対応が可

べて小さく事象進展が緩やかになること，また，より多くの運転員による能であることから本評価に抱絡される。

対応が可能であることから本評価に包絡される。
（添付資料4.1.1）

ａ．初期条件変更理由⑤（添付資料4.1.1）
ａ．初期条件(a) 使用済燃料プールの初期水位及び初期水温(a) 使用済燃料プールの初期水位及び初期水温

使用済燃料プールの初期水位は通常水位とし，保有水量を厳し

使用済燃料プールの初期水位は通常水位とし，保有水量を厳し ⑤く見積もるため，使用済燃料プールと隣接する原子炉ウェルの間く見積もるため，使用済燃料プールと隣接する原子炉ウェルの間に設置されているプールゲートは閉状態を仮定する。また，使用に設置されているプールゲートは閉を仮定する。また，使用済燃

済燃料プールの初期水温は，運転上許容される上限の 65℃とす

料プールの初期水温は，運転上許容される上限の 65℃とする。

る。
(b) 崩壊熱(b) 崩壊熱

使用済燃料プールには貯蔵燃料の他に，原子炉停止後に最短時使用済燃料プールには貯蔵燃料の他に，原子炉停止後に最短時間（原子炉停止後 10 日）で取り出された全炉心分の燃料が一時保間（原子炉停止後 10 日）で取り出された全炉心分の燃料が一時保管されていることを想定して，使用済燃料プールの崩壊熱は約管されていることを想定して，使用済燃料プールの崩壊熱は約11MW を用いるものとする。

11MW を用いるものとする。
3

なお，崩壊熱に相当する保有水の蒸発量は約 19m3/h である。

なお，崩壊熱に相当する保有水の蒸発量は約 19m /h である。
b．事故条件b．事故条件(a) 安全機能の喪失に対する仮定(a) 安全機能の喪失に対する仮定

使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能として燃料プール冷

使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能として燃料プール冷 ④（設備資料との整合）

却浄化系，残留熱除去系，復水補給水系，サプレッションプール

却浄化系，残留熱除去系，復水補給水系等の機能を喪失するもの

浄化系等の機能を喪失するものとする。

とする。

(b) 配管損傷の想定(b) 配管損傷の想定

使用済燃料プール水位が最も低下する可能性のあるサイフォン

使用済燃料プール水位が最も低下する可能性のあるサイフォン ⑤現象として，原子炉建屋地下階の残留熱除去系配管 ※4 の貫通クラ現象による漏えいとして，原子炉建屋地下階の残留熱除去系配管※ックによる損傷を想定する。当該配管は低圧設計の配管であるこ

3とから，配管内径の 1/2 の長さと配管肉厚の 1/2 の幅を有する貫通管であることから，配管内径の 1/2 の長さと配管肉厚の 1/2 の幅をクラックによる損傷を想定する。

有する貫通クラックによる損傷を想定する。

※4 使用済燃料プールに入る配管でサイフォン現象による漏えい発生の可能性のあるものは，燃料プール冷却浄化系のデの貫通クラックによる損傷を想定する。当該配管は低圧設計の配※3 使用済燃料プールに入る配管でサイフォン現象による漏え ⑤
い発生の可能性のあるものは，燃料プール冷却浄化系のデ

4.2-5

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

ィフューザ配管以外になく，よって当該配管に接続される

ィフューザ配管以外になく，よって当該配管に接続される系統のうち，配管内径及び損傷時の高さ等の漏えい発生時系統のうち，配管内径及び損傷時の高さ等の漏えい発生時の影響を考慮して設定の影響を考慮して設定。

(c) サイフォン現象による漏えい量(c) サイフォン現象による漏えい量

燃料プール冷却浄化系及び残留熱除去系配管に設置されている

燃料プール冷却浄化系及び残留熱除去系配管に設置されている

逆止弁については，燃料プール冷却浄化系の配管で想定される異逆止弁については，燃料プール冷却浄化系の配管で想定される異物の弁への噛み込みにより固着し，逆止弁の機能が十分に働かな物の弁への噛み込みにより固着し，逆止弁の機能が十分に働かない状態を仮定する。このときの使用済燃料プールからのサイフォい状態を仮定する。このときの使用済燃料プールからのサイフォン現象による漏えい量は約 70m3/h となる。

ン現象による漏えい量は約 70m3/h となる。

なお,評価においてはディフューザ配管に施工されているサイフォンブレーク孔の漏えい停止効果に期待しない。

なお,評価においてはディフューザ配管のサイフォンブレーク孔 ⑤による漏えい停止効果には期待しないものとする。

（添付資料 4.2.2,4.2.3）(d) 外部電源（添付資料 4.2.2,4.2.3）(d) 外部電源

外部電源は使用できないものと仮定する。

外部電源は使用できないものと仮定する。

外部電源がない場合においても，燃料プール代替注水系（可搬

外部電源が使用できない場合においても，燃料プール代替注水 ⑤型）による使用済燃料プールへの注水は可能であり，外部電源が系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水は可能であり，外ある場合と事象進展は同等となるが，資源の評価の観点から厳し

部電源がある場合と事象進展は同等となるが，資源の評価の観点くなる外部電源がない場合を想定する。

から厳しい評価条件となる外部電源が使用できない場合を想定する。

c．重大事故等対策に関連する機器条件

c．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 燃料プール代替注水系（可搬型）(a) 燃料プール代替注水系（可搬型）

使用済燃料プールへの注水は，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）1

使用済燃料プールへの注水は，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）4 ②（送水ラインの変更）

台を使用するものとし，崩壊熱による使用済燃料プール水の蒸発量台を使用するものとし，崩壊熱による使用済燃料プール水の蒸発量 ⑤を上回る 45m3/h※5 にて注水する。

を上回る 45m3/h※4 にて注水する。

※5 燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ），燃料プール代
3※4 燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ），燃料プール代 ②（送水ラインの変更）

替注水系（可搬型スプレイヘッダ）の注水容量はともに45m /h

替注水系（可搬型スプレイヘッダ）の注水容量はともに45m3/h ⑤以上(1台)である。

以上(4台)である。

d．重大事故等対策に関連する操作条件

d．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)使用済燃料プール漏えい箇所の隔離は，事象発生から150分後に完

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) 使用済燃料プール漏えい箇所の隔離は，事象発生から150分後に ⑤

4.2-6

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
了する。
(b)燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水
は，事象発生12時間後から開始する。

変更後
完了する。
(b) 燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注 ⑤
水は，緊急時対策要員の移動，注水準備に必要な時間等を考慮して，事象発生12時間後から開始する。

なお，サイフォンブレーク孔の効果に期待した場合においては事象発

なお，サイフォンブレーク孔の効果に期待する場合，事象発生から約 ⑤

生から約100分後（6号炉は80分後，7号炉は100分後）に漏えいが停止す

100分後に漏えいが停止するため,運転員による漏えい停止操作での対応

るため,運転員による漏えい停止操作での対応に比べ,その後の事象進展に比べ,その後の事象進展や評価項目となるパラメータが緩和されるこや評価項目となるパラメータが緩和されることから本評価では運転員にとから本評価では運転員による使用済燃料プールの漏えい箇所の隔離操よる使用済燃料プールの漏えい箇所の隔離操作による対応を示す。

作による対応を示す。

(3) 有効性評価の結果
使用済燃料プール水位の変化を図 4.2.4 に，使用済燃料プール水位と線量率の評価結果を図 4.2.5 に示す。
a. 事象進展(3) 有効性評価の結果
想定事故 2 における使用済燃料プール水位の推移を第 4.2.4 図に，使用 ⑤済燃料プール水位と線量率の関係を第 4.2.5 図に示す。
a. 事象進展残留熱除去系配管の貫通クラックによる損傷発生後，サイフォン現象

残留熱除去系配管の貫通クラックによる損傷発生後，サイフォン現象

によって，使用済燃料プール水は漏えいし，使用済燃料プール水位は低によって，使用済燃料プール水は漏えいし，使用済燃料プール水位は低下する。スキマせきを越える水がなくなるためスキマサージタンクの水下する。スキマせきを越える水がなくなるためスキマサージタンクの水位低下又は使用済燃料プールの水位低下に伴い発生する警報により異常位低下又は使用済燃料プールの水位低下に伴い発生する警報により異常を認知する。原子炉建屋 2 階にある燃料プール冷却浄化系配管の手動弁を認知する。原子炉建屋 2 階にある燃料プール冷却浄化系配管の手動弁を閉止することにより，事象発生から 150 分後に漏えい箇所を隔離し，を閉止することにより，事象発生から 150 分後に漏えい箇所を隔離し，サイフォン現象による漏えいを停止する。一方，使用済燃料プールの喪

サイフォン現象による漏えいを停止する。一方，使用済燃料プールの喪失した保有水を注水するため，補給水系による水の注水準備を行うが補失した保有水を注水するため，補給水系による水の注水準備を行うが補給水系が使用不可能な場合，燃料プール代替注水系（可搬型）による使給水系が使用不可能な場合，燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水準備を行う。

用済燃料プールへの注水準備を行う。

使用済燃料プールへの注水が開始されるまで，使用済燃料プール水温

使用済燃料プールへの冷却機能が喪失した後，使用済燃料プール水温 ⑤は約 5℃/h で上昇し，事象発生から約 7 時間後に 100℃に達する。そのは約 5℃/h で上昇し，事象発生から約 7 時間後に 100℃に達する。その後，蒸発により使用済燃料プール水位は低下し始めるが，事象発生から後，蒸発により使用済燃料プール水位は低下し始めるが，事象発生から12 時間経過した時点で燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃

12 時間経過した時点で燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水を開始すると，使用済燃料プール水位は回復する。

料プールへの注水を開始すると，使用済燃料プール水位は回復する。

その後は，使用済燃料プールの冷却系を復旧しつつ，燃料プール代替注

その後は，使用済燃料プールの冷却機能を復旧するとともに，燃料プ ⑤

水系（可搬型）により，蒸発量に応じた水量を使用済燃料プールに注水

ール代替注水系（可搬型）により，蒸発量に応じた量を使用済燃料プー

し，使用済燃料プール水位を維持する。

ルに注水することで，使用済燃料プール水位を維持する。

4.2-7

変更理由

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

b. 評価項目等

変更理由

b. 評価項目等

使用済燃料プール水位は，図 4.2.4 に示すとおり，通常水位から約

使用済燃料プール水位は，第 4.2.4 図に示すとおり，通常水位から約 ⑤1.2m 下の水位まで低下するに留まり，有効燃料棒頂部は冠水維持され1.2m 下まで低下するに留まり，有効燃料棒頂部は冠水維持される。使用る。使用済燃料プール水温については約 7 時間で沸騰し，その後 100℃

済燃料プール水温については約 7 時間で沸騰し，その後 100℃付近で維付近で維持される。

持される。

また，図 4.2.5 に示すとおり，使用済燃料プール水位が通常水位か-1

また，第 4.2.5 図に示すとおり，使用済燃料プール水位が通常水位

ら約 1.2m 下の水位となった場合の線量率は約 1.0×10 mSv/h 以下であから約 1.2m 下の水位となった場合の線量率は約 1.0×10 mSv/h 以下でり，必要な遮蔽の目安と考える 10mSv/h と比べて低い値であることかあり，必要な遮蔽の目安と考える 10mSv/h と比べて低いことから，こら，この水位において放射線の遮蔽は維持される。なお，線量率の評の水位において放射線の遮蔽は維持される。なお，線量率の評価点は

価点は原子炉建屋最上階の床付近としている。

原子炉建屋最上階の床付近としている。

使用済燃料プールでは燃料がボロン添加ステンレス鋼製ラックセルに使用済燃料プールでは燃料がボロン添加ステンレス鋼製ラックセルに ⑤貯蔵されており，必要な燃料間距離をとる等の設計により水密度の状態

貯蔵されており，必要な燃料間距離をとる等の設計により水密度の状態によらず臨界未満となるため，未臨界は維持される。

によらず臨界未満となるため，本事象においても未臨界は維持される。

事象発生 12 時間後から燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済

事象発生 12 時間後から燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済

燃料プールへの注水を行うことで使用済燃料プール水位は回復し，その燃料プールへの注水を行うことで使用済燃料プール水位は回復し，その後に蒸発量に応じた使用済燃料プールへの注水を継続することで安定状

後に蒸発量に応じた使用済燃料プールへの注水を継続することで安定状態を維持できる。

態を維持できる。

本評価では，「1.2.3.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。

本評価では，「1.2.3.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。

（添付資料 4.1.2，4.2.4）
4.2.3 評価条件の不確かさの影響評価
評価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⑤-1（添付資料 4.1.2，4.2.4）
4.2.3 評価条件の不確かさの影響評価
評価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 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。
「想定事故2」では，サイフォン現象等により使用済燃料プール内の水するものとする。
想定事故2では，サイフォン現象等により使用済燃料プール内の水の小 ⑤の小規模な喪失が発生し，使用済燃料プールの水位が低下することが特徴 規模な喪失が発生し，使用済燃料プールの水位が低下することが特徴であである。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，燃料プール代 る。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，燃料プール代替注替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水操作及び漏えい箇所 水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水操作及び漏えい箇所の隔の隔離とする。

離とする。

(1) 評価条件の不確かさの影響評価(1) 評価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

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

4.2-8

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
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

変更後

変更理由

初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 ⑤4.2.2に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件と4.2.2表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件した場合の影響を評価する。また，評価条件の設定に当たっては，7号とした場合の影響を評価する。また，評価条件の設定に当たっては，7炉を代表として原則，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さ号炉を代表として原則，評価項目となるパラメータに対する余裕が小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えると考えられる燃料の崩壊熱，事象発生前の使用済燃料プールの初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。

期水温及び初期水位，プールゲートの状態, 並びに損傷箇所・状態の想定及び逆流防止用の逆止弁の状態の影響評価の結果を以下に示す。
(a)運転員等操作時間に与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約11MWに対して最確条件(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約11MWに対して最確条件 ⑤（操作の起点に関する記載の拡は約10MW以下であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件としは約10MW以下であり，評価条件の不確かさとして，最確条件としたた場合，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるた

場合は，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるた

め，使用済燃料プール水の温度上昇及び水位低下速度は緩やかになめ，使用済燃料プール水温の上昇及び水位の低下は緩和されるが，るが，燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへ

燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水の注水操作及び漏えい箇所の隔離操作は，燃料の崩壊熱に応じた対操作及び漏えい箇所の隔離操作は燃料の崩壊熱に応じた対応をとる

応をとるものではなく，水位低下による異常の認知を起点とするもものではなく，注水操作は使用済燃料プール水位の低下に伴う異常のであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。

の認知を起点とした冷却機能喪失又は注水機能喪失の確認を，漏え充）

い箇所の隔離操作は使用済燃料プール水位の低下に伴う異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の使用済燃料プール水温は，評価条件の65℃に対して最初期条件の使用済燃料プール水温は，評価条件の65℃に対して最 ⑤（操作の起点に関する記載の拡確条件は約27℃～約45℃であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件は約27℃～約45℃であり，評価条件の不確かさとして，最確確条件とした場合，評価条件で設定している使用済燃料プールの初条件とした場合は，評価条件で設定している使用済燃料プールの初期水温より低くなることが考えられ，さらに時間余裕が長くなるこ

期水温より低くなり，沸騰開始時間は遅くなるため，時間余裕が長とが考えられるが，燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済

くなるが，燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プー

燃料プールへの注水操作及び漏えい箇所の隔離操作は，燃料プール

ルへの注水操作及び漏えい箇所の隔離操作は使用済燃料プール水の水の初期水温に応じた対応をとるものではなく，水位低下による異初期水温に応じた対応をとるものではなく，注水操作は使用済燃料

常の認知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える

プール水位の低下に伴う異常の認知を起点とした冷却機能喪失又は影響はない。

注水機能喪失の確認を，漏えい箇所の隔離操作は使用済燃料プール充）

水位の低下に伴う異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の使用済燃料プールの水位は，評価条件の通常水位に対初期条件の使用済燃料プール水位は，評価条件の通常水位に対し ⑤（操作の起点に関する記載の拡

4.2-9

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

して最確条件は通常水位付近であり，本評価条件の不確かさとして最確条件は通常水位付近であり，評価条件の不確かさとして，最て，最確条件とした場合，評価条件での初期水位は通常水位を設定

確条件とした場合は，評価条件での初期水位は通常水位を設定してしているため，その変動を考慮した場合，有効燃料棒頂部に低下すいるため，通常水位より低い水位の変動を考慮した場合，使用済燃るまでの時間は短くなるが，燃料プール代替注水系（可搬型）によ

料プール水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間及び使用済燃料プ

る使用済燃料プールへの注水操作及び漏えい箇所の隔離操作は，初ール水位の低下による異常の認知の時間は短くなるが，燃料プール

期水位に応じた対応をとるものではなく，水位低下による異常の認

代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水操作及び漏知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える影響は

えい箇所の隔離操作は初期水位に応じた対応をとるものではなく，ない。また, 初期に地震起因のスロッシングが発生した場合は，水注水操作は使用済燃料プール水位の低下に伴う異常の認知を起点と位低下により原子炉建屋最上階の線量が上昇するため，その現場にした冷却機能喪失又は注水機能喪失の確認を，漏えい箇所の隔離操おける長時間の作業は困難である。ただし,このような水位低下に対作は使用済燃料プール水位の低下に伴う異常の認知を起点とするもしてもサイフォンブレーク孔による使用済燃料プール水の漏えいののであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

停止，原子炉建屋最上階以外での漏えいの隔離操作及び屋外からの

変更理由
充）

初期に地震起因のスロッシングが発生した場合，使用済燃料プー ⑤

燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ）による使用済燃料プ

ル水位の低下により原子炉建屋最上階の線量率が上昇することかールへの注水操作が実施可能であるため,現場操作に必要な遮蔽は維ら，その現場における長時間の作業は困難となる。ただし，燃料プ持される。また，使用済燃料プール水位が有効燃料棒頂部まで低下

ール代替注水系（常設スプレイヘッダ）による使用済燃料プールへするまでの時間は事象発生から2日以上（6号及び7号炉 約2.2日）あの注水操作は，屋外から実施できるため線量の影響が小さいことかり，事象発生から12時間後までに燃料プール代替注水系（可搬型）

ら, 運転員等操作時間に与える影響はない。

による注水が可能であるため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期条件のプールゲートの状態は，評価条件のプールゲート閉鎖

初期条件のプールゲートの状態は，評価条件のプールゲート閉に ⑤（操作の起点に関する記載の拡に対して最確条件はプールゲート開放であり，本評価条件の不確か対して最確条件はプールゲート開であり，評価条件の不確かさとしさとして，最確条件とした場合，保有水量はプールゲート閉鎖時とて，最確条件とした場合は，保有水量がプールゲート閉時と比べ2倍

比べ2倍程度となり，使用済燃料プールの水温上昇及び蒸発による水程度となり，使用済燃料プール水温の上昇及び蒸発による使用済燃

位の低下速度は緩和されるが，燃料プール代替注水系（可搬型）に料プール水位の低下は緩和されるが，燃料プール代替注水系（可搬よる使用済燃料プールへの注水操作及び漏えい箇所の隔離操作は，型）による使用済燃料プールへの注水操作及び漏えい箇所の隔離操

プールゲートの状態に応じた対応をとるものではなく，水位低下に

作はプールゲートの状態に応じた対応をとるものではなく，注水操よる異常の認知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に作は使用済燃料プール水位の低下に伴う異常の認知を起点とした冷与える影響はない。

却機能喪失又は注水機能喪失の確認を,漏えい箇所の隔離操作は使用充）

済燃料プール水位の低下に伴う異常の認知を起点とするものである
ことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
配管損傷の想定及びサイフォン現象による漏えい量は，損傷面積 ⑤（配管損傷の想定とサイフォン
及び弁の開口面積が評価条件より大きな場合，使用済燃料プールの現象による漏えい量の不確か

保有水の漏えい量が多くなり，通常水位から有効燃料棒頂部まで水さに関する記載を追記）

4.2-10まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由

位が低下する時間は短くなるが，燃料プール代替注水系（可搬型） ⑤（配管損傷の想定とサイフォンによる使用済燃料プールへの注水操作及び漏えい箇所の隔離操作は現象による漏えい量の不確か漏えい量に応じた対応をとるものではなく，注水操作は水位低下にさに関する記載を追記）伴う異常の認知を起点とした冷却機能喪失又は注水機能喪失の確認を,漏えい箇所の隔離操作は水位低下に伴う異常の認知を起点とする
ものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
(b)評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約11MWに対して最確条件(b)評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約11MWに対して最確条件 ⑤は約10MW以下であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件としは約10MW以下であり，評価条件の不確かさとして，最確条件としたた場合，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さな値となる

場合は，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなることことから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

から，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

初期水温の変動を考慮した場合，評価条件として設定している初初期条件の使用済燃料プール水温は，評価条件の65℃に対して最 ④（最確条件の見直し）

期水温より，低くなることが考えられ，使用済燃料プールの水位低

確条件は約27℃～約45℃であり，評価条件の不確かさとして，最確 ⑤

下が遅くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は条件とした場合は，評価条件で設定している使用済燃料プール水温大きくなる。なお，自然蒸発,使用済燃料プールの水温及び温度上昇

より低くなるため，沸騰開始時間は遅くなり，使用済燃料プール水の非一様性により,評価で想定している沸騰による水位低下開始時間位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対す

より早く水位の低下が始まることも考えられる。しかし，自然蒸発

る余裕は大きくなる。

による影響は沸騰による水位低下と比べて僅かであり，気化熱によ

また，自然蒸発,使用済燃料プールの水温及び温度上昇の非一様性 ③（有効桁数処理の見直しに伴うり使用済燃料プール水は冷却される。また，使用済燃料プールの水により，評価で想定している沸騰による使用済燃料プール水位の低温の非一様性も沸騰開始後の気泡上昇を駆動力とした対流により影下開始時間より早く使用済燃料プール水位の低下が始まることも考 ⑤

響が小さくなることが考えられる。さらに，仮に事象発生直後からえられる。しかし，自然蒸発による影響は沸騰による水位の低下と沸騰による使用済燃料プールの水位低下が開始すると想定した場合比べて僅かであり，気化熱により使用済燃料プール水は冷却されであっても，使用済燃料プール水位が放射線の遮蔽が維持される最る。さらに，使用済燃料プール水温の非一様性も沸騰開始後の気泡

低水位に到達するまでの時間は事象発生から16時間以上（10mSv/hの上昇を駆動力とした対流により影響が小さくなることが考えられ場合，6号炉は 約16時間，7号炉は約17時間），有効燃料棒頂部までる。仮に，事象発生直後から沸騰による使用済燃料プール水位の低水位が低下するまでの時間は事象発生から3日以上（6号及び7号炉は下が開始すると想定した場合であっても，使用済燃料プール水位が約3.1日）あることからと長時間を要し，事象発生から12時間後まで

放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は事象発に燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注

生から16時間以上（10mSv/hの場合，6号及び7号炉は約16時間），使

水が可能であるため, 評価項目となるパラメータに与える影響は小用済燃料プール水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間は事象発生

さい。

から3日以上（6号及び7号炉は約3.1日）あり，事象発生から12時間
後までに燃料プール代替注水系（可搬型）による注水が可能である
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。

4.2-11

原子炉水位評価の変更）

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

初期水位の変動を考慮した場合，有効燃料棒頂部まで使用済燃料
プール水位が低下するまでの時間は短くなるが，仮に初期水位を水位低警報レベル（通常水位から約0.3m下）※6とした場合であって初期条件の使用済燃料プール水位は，評価条件の通常水位に対し ③（評価条件の見直しに伴う有効て最確条件は通常水位付近であり，評価条件の不確かさとして，最いるため，その変動を考慮した場合，使用済燃料プール水位が通常時間程度（10mSv/hの場合，6号及び7号炉 約20時間），有効燃料棒

水位から有効燃料棒頂部まで低下する時間は短くなるが，仮に初期頂部まで水位が低下するまでの時間は約3日以上（6号及び7号炉

約水位を水位低警報レベル（通常水位から約0.3m下） ※5とした場合で3.6日）と長時間を要し，事象発生12時間後までに燃料プール代替注

あっても，放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時

水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水が可能であるた間は事象発生から約20時間（10mSv/hの場合，6号及び7号炉は約20時

め，評価項目となるパラメータに与える影響はない。また,初期に地間），使用済燃料プール水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間は震起因のスロッシングが発生していた場合において，最大で約3m程

事象発生から約3日以上（6号及び7号炉は約3.3日）あり，事象発生

3度の水位の低下が発生する（溢水量：6号炉 690m ,7号炉 710m ）。そ

12時間後までに燃料プール代替注水系（可搬型）による注水が可能の現場における長時間の作業は困難となる。ただし,このような水位であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さ

低下に対してもサイフォンブレーク孔による使用済燃料プール水のい。

漏えいの停止，原子炉建屋最上階以外での漏えいの隔離操作及び屋

初期に地震起因のスロッシングが発生した場合，使用済燃料プー ⑤（原子炉水位回復時間に関する

外から燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ）による使用済

ル水位の低下により原子炉建屋最上階の線量率が上昇することか

燃料プールへの注水操作が実施可能であるため,現場操作に必要な遮ら，その現場における長時間の作業は困難である。ただし,このよう ⑤

蔽は維持される。事象発生12時間後から燃料プール代替注水系（常な使用済燃料プール水位の低下に対してもサイフォンブレーク孔に設スプレイヘッダ）による使用済燃料プールへの注水を実施するこよる使用済燃料プール水の漏えいの停止，原子炉建屋最上階以外でとにより，6号及び7号炉の使用済燃料プールの水位が原子炉建屋最の漏えいの隔離操作及び屋外から燃料プール代替注水系（常設スプ

上階の放射線の遮蔽維持に必要な最低水位まで回復する時間は事象

レイヘッダ）による使用済燃料プールへの注水操作が実施可能であ発生から約26時間後（10mSv/hの場合），通常水位まで回復する時間ることから，現場操作に必要な遮蔽は維持される。事象発生12時間

は事象発生から約45時間後となる。また，使用済燃料プール水位が後から燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ）による使用済

有効燃料棒頂部まで低下するまでの時間は事象発生から2日以上（6燃料プールへの注水を実施することにより，6号及び7号炉の使用済号及び7号炉 約2.2日）あり，事象発生から12時間後までに燃料プー

燃料プール水位が原子炉建屋最上階の放射線の遮蔽維持に必要な最ル代替注水系（可搬型）による注水が可能であるため，評価項目と低水位まで回復する時間は事象発生から約1.1日後（10mSv/hの場

なるパラメータに与える影響は小さい。

合，6号炉では約1.0日後，7号炉では約1.1日後），通常水位まで回復する時間は事象発生から約1.9日後（6号炉では約1.8日後，7号炉では約1.9日後）となる。また，使用済燃料プール水位が通常水位から有効燃料棒頂部まで低下する時間は事象発生から2日以上（6号及び7号炉は約2.2日）あり，事象発生から12時間後までに燃料プール
代替注水系（可搬型）による注水が可能であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

プールゲートの状態の変動を考慮した場合,プールゲート開放時は燃料棒頂部到達時間の変更）

確条件とした場合は，評価条件での初期水位は通常水位を設定して ⑤も，放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は20

3

変更理由

初期条件のプールゲートの状態は，評価条件のプールゲート閉に ⑤

4.2-12

記載の拡充）

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

原子炉ウェル，蒸気乾燥器・気水分離器ピット（D/Sピットという）対して最確条件はプールゲート開であり，評価条件の不確かさとし ⑤及びキャスクピットの保有水を考慮すると使用済燃料プールの保有て，最確条件とした場合は，保有水量がプールゲート閉時と比べ2倍

水量は多くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕程度となり，使用済燃料プール水温の上昇及び蒸発による使用済燃は大きくなるが，有効燃料棒頂部まで使用済燃料プール水位が低下

料プール水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメ

するまでに十分な時間余裕があることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

ータに与える影響はない。
損傷個所・状態の想定及び逆流防止用の逆止弁の状態の変動を考

配管損傷の想定及びサイフォン現象による漏えい量は，損傷面積 ⑤（配管損傷の想定とサイフォン

慮した場合，配管全周損傷，逆止弁全開固着と想定した場合は漏え及び弁の開口面積が評価条件より大きな場合，使用済燃料プールの現象による漏えい量の不確かい量が多くなり，漏えい箇所隔離操作までの時間余裕が短くなる。

保有水の漏えい量が多くなり，通常水位から有効燃料棒頂部まで水さに関する記載を追記）

ただし，サイフォン現象の継続防止用のサイフォンブレーク孔によ位が低下する時間は短くなる。配管の全周破断及び逆止弁の全開固 ⑤（配管損傷の想定とサイフォン

る漏えい停止を考慮した場合は事象進展に影響はなく，漏えい量が着が発生して漏えいが継続する場合，使用済燃料プールの水位が有現象による漏えい量の不確か少なくなることから評価項目となるパラメータに与える影響は小さ

効燃料棒頂部に到達するまでの時間は約2時間の時間余裕となり，漏さに関する記載を追記）

い。

えい箇所の隔離までの150分より短くなる。ただし，サイフォンブレ
ーク孔による漏えい停止を考慮した場合は事象進展に影響はなく，漏えい量が少なくなることから評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

※6 使用済燃料貯蔵プール水位・温度計（SA広域）の水位低の警報設※5 使用済燃料貯蔵プール水位・温度計（SA広域）の水位低の警報

定値：6号炉通常水位-225mm，7号炉通常水位-267mm

設定値：6号炉通常水位-225mm，7号炉通常水位-267mm（添付資料4.2.5）
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要（添付資料4.2.2，4.2.5）
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配 ⑤員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操「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

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

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

に示す。

す。

(a) 運転員等操作時間に与える影響(a) 運転員等操作時間に与える影響

操作条件の漏えい箇所の隔離操作は，評価上の操作完了時間とし⑤操作条件の漏えい箇所の隔離操作は，評価上の操作完了時間とし ⑤て，事象発生から 150 分後を設定している。運転員等操作時間に与て，事象発生から 150 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，評価上の燃料プール水位低警報の確認後の注水機える影響として，評価上の燃料プール水位低警報の確認後の注水機能喪失確認までに余裕を含め 1 時間を考慮して，その後使用済燃料

能喪失確認までに余裕を含め 1 時間を考慮し，その後使用済燃料プ

4.2-13

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

プール水位低下要因調査及び漏えいの隔離操作を実施する設定としール水位の低下要因調査及び漏えいの隔離操作を実施する設定とし ⑤ているが，実際の操作の場合，燃料プール水位低を認知した時点でているが，実態の操作開始時間，燃料プール水位低を認知した時点

使用済燃料プール水位低下要因調査及び漏えいの隔離操作に着手可で使用済燃料プール水位低下要因調査及び漏えいの隔離操作に着手能であり，注水機能喪失確認と同時に実施できるため，評価上の操可能であり，注水機能喪失確認と同時に実施できるため，評価上の作完了時間に対し，実際の操作完了時間が早くなる場合が考えら

操作完了時間に対し，実態の操作完了時間が早くなる可能性がある

れ，使用済燃料プール水の漏えい量が少なくなる。当該操作は，評ことから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。当該操作価条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作完了時間は早まる

は，評価条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作完了時間は可能性があるが，他の操作と重複しないことから，他の操作に与え早まる可能性があるが，他の操作との重複はないことから，他の操る影響はない。

作に与える影響はない。

操作条件の燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プ

操作条件の燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プ ⑤（操作の起点に関する記載の拡ールへの注水操作は，評価上の操作開始時間として，事象発生からールへの注水操作は，評価上の操作開始時間として，事象発生から12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，12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，評価上の操作開始時間は事象発生12時間後を設定しているが，他の評価上の操作開始時間は事象発生12時間後を設定しているが，他の操作はないため，使用済燃料プールの水位低下による異常を認知し操作はないため，使用済燃料プール水位の低下による異常の認知後た時点で注水準備に着手可能であり，評価上の操作開始時間に対に冷却機能喪失又は注水機能喪失を確認した時点で注水準備に着手

し，実際の操作開始時間が早くなる場合が考えられ，使用済燃料プ可能であり，評価上の操作開始時間に対し，実態の操作開始時間はール水位の回復を早める。

早まる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大

充）

きくなる。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響(b) 評価項目となるパラメータに与える影響

操作条件の漏えい箇所の隔離操作は，運転員等操作時間に与える

操作条件の漏えい箇所の隔離操作及び燃料プール代替注水系（可 ⑤（有効桁数の見直し）

影響として，評価上の操作完了時間に対して，実際に見込まれる操搬型）による使用済燃料プールへの注水操作は，運転員等操作時間

作完了時間が早くなる可能性がある。この場合，放射線の遮蔽が維に与える影響として，評価上の操作完了時間に対して，実際に見込持される最低水位に到達するまでの時間余裕は，漏えい箇所の隔離

まれる操作完了時間が早くなる可能性がある。この場合，放射線の操作に対して約7時間程度（10mSv/hの場合

6号及び7号炉 約7.1時

遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間余裕は，漏えい箇間），注水操作に対して約23時間程度（6号及び7号炉 約23時間）と所の隔離操作に対して約7時間（10mSv/hの場合，6号及び7号炉は約7操作に対して十分な時間余裕をもつことから，評価項目となるパラ時間），注水操作に対して約23時間（10mSv/hの場合，6号及び7号炉

メータに与える影響はない。

は約23時間）と操作に対して十分な時間余裕があることから，評価（添付資料4.2.5）

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4.2.5）(2) 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(2) 操作時間余裕の把握
操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目と ⑤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 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

4.2-14

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

し，その結果を以下に示す。

変更理由

余裕を確認し，その結果を以下に示す。

操作条件の漏えい箇所の隔離操作は，当該操作に対する時間余裕につい

操作条件の漏えい箇所の隔離操作は，放射線の遮蔽が維持される最低水 ⑥（エビデンス資料からの転記誤て，放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は7時間以 位に到達するまでの時間は約7時間（10mSv/hの場合，6号及び7号炉は約7上（10mSv/hの場合り）

6号及び7号炉 約7.1時間），有効燃料棒頂部まで水 時間），使用済燃料プール水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間は約23位が低下するまでの時間は23時間程度（6号及び7号炉 約23時間）であ 時間（6号炉では約23時間, 7号炉では約24時間）であり，事故を検知してり，これに対して，事故を検知して漏えい箇所の隔離操作の実施が完了す 漏えい箇所の隔離操作の実施が完了するまでの時間は事象発生から約150るまでの時間は事象発生から約150分であることから，時間余裕がある。
操作条件の燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへ分であることから，時間余裕がある。
操作条件の燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへ ③（有効桁数の見直し）の注水操作は，当該操作に対する時間余裕について，放射線の遮蔽が維持 の注水操作は，放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間される最低水位に到達するまでの時間が23時間程度（10mSv/hの場合，6号 が約23時間（10mSv/hの場合，6号及び7号炉は約23時間），使用済燃料プ
炉では約23時間後，7号炉では約24時間後），有効燃料棒頂部まで水位が ール水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間が3日以上（6号及び7号炉は低下するまでの時間が3日以上（6号及び7号炉

約3.4日）であり，これに 約3.4日）であり，事故を検知して注水を開始するまでの時間は事象発生

対して，事故を検知して注水を開始するまでの時間は事象発生から約12時 から約12時間後と設定していることから，時間余裕がある。
間であることから，時間余裕がある。

（添付資料4.2.5）（添付資料4.2.5）(3) まとめ
評価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(3) まとめ
評価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 ⑤る影響，評価項目となるパラメータに与える影響，操作時間余裕及び評価 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
条件の不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響を確認した。そ した。その結果，評価条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等の結果，評価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 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 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 できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。
囲内において，運転員等操作時間には時間余裕がある。
4.2.4 必要な要員及び資源の評価

4.2.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価(1) 必要な要員の評価「想定事故2」において6号及び7号炉同時の重大事故等対策時に必要な想定事故2において，6号及び7号炉同時の重大事故等対策時における必 ⑤

要員は，「4.2.1(3)燃料損傷防止対策」に示すとおり22名である。「6.2 要な要員は，「4.2.1(3)燃料損傷防止対策」に示すとおり22名である。
重大事故等対策に必要な要員の評価結果」で説明している当直長，当直副 「6.2 重大事故等対策に必要な要員の評価結果」で説明している運転員，長，運転員及び緊急時対策要員等の64名で対処可能である。
なお，今回評価した原子炉停止中ではなく，原子炉運転中を想定した場

緊急時対策要員等の64名で対処可能である。
なお，今回評価した原子炉運転停止中ではなく，原子炉運転中を想定し ⑤合，事象によっては，原子炉における重大事故に至るおそれがある事故の た場合，事象によっては，原子炉における重大事故又は重大事故に至るお対応の対応と使用済燃料プールにおける重大事故想定事故2の対応が重畳 それのある事故の対応と，想定事故2の対応が重畳することも考えられ

4.2-15

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

することも考えられる。しかし，原子炉運転中を想定した場合，使用済燃 る。しかし，原子炉運転中を想定した場合，使用済燃料プールに貯蔵され ⑤料プールに貯蔵されている燃料の崩壊熱が低いため，時間余裕が十分長く ている燃料の崩壊熱が低いため，操作時間余裕が十分長くあり（原子炉運時間余裕があり（原子炉運転開始直後を考慮しても使用済燃料プールの保 転開始直後を考慮しても使用済燃料プール水が100℃に到達するまで最低
有水が100℃に到達するまで最低でも1日以上），原子炉側の事故対応が収 でも1日以上），原子炉における重大事故又は重大事故に至るおそれのあ
束に向かっている状態での対応となるため，緊急時対策要員や参集要員に る事故の対応が収束に向かっている状態での対応となるため，緊急時対策
より対応可能である。

要員や参集要員により対応可能である。

(2) 必要な資源の評価(2) 必要な資源の評価「想定事故2」において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価している。その結果を以下に示す。
ａ．水源

想定事故2において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2)資源の評
価条件」の条件にて評価している。その結果を以下に示す。
ａ．水源

燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水に
3

燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水に ②（送水ラインの変更）

ついては，7日間の対応を考慮すると，号炉あたり約3,300m の水が必要

ついては，7日間の対応を考慮すると，号炉あたり約3,300m3の水が必要となる。6号及び7号炉の同時被災を考慮すると，合計約6,600m3の水が必となる。6号及び7号炉の同時被災を考慮すると，合計約6,600m3の水が必要である。水源として，淡水貯水池に約18,000m3 の水量を保有してお要である。水源として，淡水貯水池に約18,000m3 の水量を保有しており，必要な水源は確保可能である。また，事象発生12時間以降に淡水貯り，水源を枯渇させることなく7日間の注水継続実施が可能である。

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（添付資料4.2.6）

防火水槽を水源とした7日間の注水継続実施が可能となる。ここで，燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プール注水及び防火水槽への補給の開始を12時間としているが，これは，可搬型設備を12時間以内に使用できなかった場合においても，その他の設備にて重大事故等に対応できるよう設定しているものである。
（添付資料4.2.6）
ｂ．燃料
非常用ディーゼル発電機による電源供給については，事象発生後7日

ｂ．燃料
非常用ディーゼル発電機による電源供給については，事象発生後7日 ②（送水ラインの変更）

間最大負荷で運転した場合，号炉あたり約751kLの軽油が必要となる。

間最大負荷で運転した場合，号炉あたり約753kLの軽油が必要となる。 ②（免震重要棟の位置づけ変更に

燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水につ燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水については，保守的に事象発生直後からの可搬型代替注水ポンプの運転を想いては，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） ③（燃費試験結果の反映）

定すると，7日間の運転継続に号炉あたり約7kLの軽油が必要となる。免の運転を想定すると，7日間の運転継続に号炉あたり約15kLの軽油が必 ④（燃費修正）

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

要となる。5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニ ⑤

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

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号及びらの運転を想定すると，7日間の運転継続に合計約13kLの軽油が必要と

4.2-16

伴う反映）①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

7号炉 合計 約1,595kL）

変更理由

なる（6号及び7号炉合計約1,549kL）。

6号及び7号炉の各軽油タンクにて約1,020kL（6号及び7号炉合計 約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（免震重要棟の位置づけ変更に

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

2,040kL）の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給，燃料プール代替注水系

ら，非常用ディーゼル発電機による電源供給，燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水，免震重要棟内緊急時対策（可搬型）による使用済燃料プールへの注水，5号炉原子炉建屋内緊急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・ポスト用発時対策所用可搬型電源設備による電源供給及びモニタリング・ポスト用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。

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4.2.7）
ｃ．電源（添付資料4.2.7）
ｃ．電源

外部電源は使用できないものと仮定し，非常用ディーゼル発電機によって給電を行うものとする。

伴う反映）

外部電源は使用できないものと仮定し，非常用ディーゼル発電機に ⑤よって給電を行うものとする。6号及び7号炉において重大事故等対策時に必要な負荷は，各号炉の非常用ディーゼル発電機負荷に含まれることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給が可能である。

また，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタ

また，5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニ ②（免震重要棟の位置づけ変更に

リング・ポスト用発電機についても，必要負荷に対して電源供給が可

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能である。

が可能である。

4.2.5 結論
「想定事故 2」では，使用済燃料プールに入る配管からの漏えいが発生

伴う反映）
⑤

4.2.5 結論
想定事故 2 では，使用済燃料プールに入る配管からの漏えいが発生した ⑤

した際に逆止弁の機能が十分に働かず，サイフォン現象による使用済燃料 際に逆止弁の機能が十分に働かず，サイフォン現象等による使用済燃料プ
プール水の小規模な喪失が発生し，かつ，使用済燃料プールへの水の注水 ール水の小規模な喪失が発生し，かつ，使用済燃料プールへの水の注水ににも失敗して使用済燃料プール水位が低下することで，やがて燃料が露出 も失敗して使用済燃料プール水位が低下することで，やがて燃料が露出しし燃料損傷に至ることが特徴である。「想定事故 2」に対する燃料損傷防止 燃料損傷に至ることが特徴である。想定事故 2 に対する燃料損傷防止対策
対策としては，燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プール としては，燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへのへの注水手段を整備している。

注水手段を整備している。

「想定事故2」について有効性評価を実施した。

想定事故2について有効性評価を実施した。

上記の場合においても，燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済

上記の場合においても，燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済

燃料プールへの注水により，使用済燃料プール水位を回復し維持すること 燃料プールへの注水により，使用済燃料プール水位を回復し維持することができることから，放射線の遮蔽が維持され，かつ，燃料損傷することは ができることから，放射線の遮蔽が維持され，かつ，燃料損傷することはない。
また，使用済燃料プールでは燃料がボロン添加ステンレス鋼製ラックセない。
また，使用済燃料プールでは燃料がボロン添加ステンレス鋼製ラックセ

ルに貯蔵されており，必要な燃料間距離をとる等の設計により水密度の状 ルに貯蔵されており，必要な燃料間距離をとる等の設計により水密度の状態によらず臨界未満となるため，未臨界は維持される。

態によらず臨界未満となるため，未臨界は維持される。

4.2-17⑤

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前
その結果，有効燃料棒頂部の冠水，放射線の遮蔽が維持される水位の確

変更後

変更理由

その結果，有効燃料棒頂部の冠水，放射線の遮蔽が維持される水位の確 ⑤

保及び未臨界を維持できることから評価項目を満足している。また，安定 保及び未臨界を維持できることから，評価項目を満足している。また，安状態を維持できる。

定状態を維持できる。
評価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 ⑤
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 ⑤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，燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プ

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，燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プ ⑤ールへの注水等の燃料損傷防止対策は，「想定事故2」に対して有効であ ールへの注水等の燃料損傷防止対策は，想定事故2に対して有効である。
る。

①燃料プール代替注水系（常設スプレイヘッダ）（常設のスプレイヘッダ及び常設のスプレイ配管を用いる手段）②（送水ラインの変更）

原子炉建屋
接続口

淡水貯水池

②燃料プール代替注水系（可搬型スプレイヘッダ）（可搬の注水口及び可搬ホースを用いる手段）

固着を想定
する逆止弁

可搬型代替注水ポンプ(A-2級)

スプレイヘッダ

スプレイノズル
通常水位（T.M.S.L.約31.4m）

スキマせき
復水補給水系より

サイフォンブレーク孔位置(T.M.S.L.約31m)

スキマサージタンク

有効燃料棒頂部（T.M.S.L.約24m）

可搬型代替注水ポンプ(A-2級)

使用済燃料

ディフューザ

原子炉建屋大物搬入扉
または
外部接続口

隔離操作を想定する弁
7号炉：T.M.S.L.約18.7m（代表値）
6号炉：T.M.S.L.約21.0m

常設の箇所
燃料プール冷却浄化系ポンプ

可搬の箇所
タンクローリ(4kL)

ろ過脱塩装置

燃料プール冷却浄化系
熱交換器

破断箇所
(T.M.S.L.約-5.7m)

軽油タンク

原子炉補機冷却系
残留熱除去系
熱交換器
残留熱除去系ポンプ
圧力抑制プール水
浄化系より

固着を想定
する逆止弁

図 4.2.1

想定事故 2 の重大事故等対策の概略系統図

原子炉補機冷却系

復水補給水系より

第 4.2.1 図（使用済燃料プールへの注水）

外部電源
非常用ディーゼル
発電機

Gen「想定事故 2」の重大事故等対策の概略系統図（使用済燃料プールへの注水）

4.2-18⑤

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

※1
実際は，使用済燃料プール側の水頭圧により漏えい量が抑制されることも考えられる

プラント前提条件
・プラント停止後10日目
・全燃料取出し＆プールゲート「閉」
・非常用ディーゼル発電機（B）点検中
・残留熱除去系（A）燃料プール冷却モード運転中・残留熱除去系（B）点検中
・残留熱除去系（C）原子炉停止時冷却モード待機中（原子炉圧力容器水抜き準備）
・燃料プール冷却浄化系運転中

Ⅰ
消火系を燃料プール代替注水系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
消火系は復水補給水系を経由して使用済燃料プールへ注水することも可能である
Ⅱ「床漏えい検出器」により漏えいエリアを特定できる場合もある※3
重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は退避を実施する（評価上の時刻）
外部電源喪失発生（約0分）②（送水ラインの変更）【有効性評価の対象とはしていないが，ほかに取り得る手段】※2
復水移送ポンプ(A)起動確認または起動操作
評価上，残留熱除去系ポンプの機能喪失を想定しているため，残留熱除去系ポンプを用いた使用済燃料プールへの補給も機能喪失を想定

残留熱除去系停止及び燃料プール冷却浄化系停止確認（機器作動状況，系統流量による確認）

非常用ディーゼル発電機（A，C）自動起動確認
非常用高圧母線（6.9kV）C，E復旧確認

防火水槽を用いた使用済燃料プールへの補給の場合は，「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は淡水貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する※4
下記により要因調査を実施する
・「燃料プールライナドレン漏えい大」警報発生有無＊現場のライナードレン目視箱も確認する
・「FPCゲート／RPV・PCV間漏えい大」警報発生有無＊現場の流量指示計及びファンネルへの流入も確認する
・燃料プール冷却浄化系まわりの確認

Ⅳ
燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プール注水は「使用済燃料プールスプレイ ヘッダ」以外に、復水補給水系を経由して使用済燃料プールへ注水することも可能である
可搬型燃料プール代替注水系の水源は「淡水貯水池」以外に「海水」も可能である：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※1：評価上考慮しない操作・判断結果

漏えい開始によりスキマサージタンク水位低下開始

漏えい開始により使用済燃料プール水位低下開始

⑤

凡例

※5
中央制御室にて使用済燃料プール水位・温度，機器ランプ表示，機器故障警報，系統圧力指示計等にて機能喪失を確認する

非常用ディーゼル発電機運転状態確認

使用済燃料プール水の漏えい発生（漏えい想定箇所：残留熱除去系配管）

Ⅲ

Ⅰ

※2

注水機能復旧操作燃料プール水位低警報発生（約50分後）復水移送ポンプ以外による使用済燃料プール注水・消火ポンプによる代替注水※3（約60分後）復水移送ポンプによる使用済燃料プール
注水と同等の流量確保不可

使用済燃料プール水位低下継続確認
Ⅱ

※4

※5
注水機能喪失確認（機器作動状況，系統圧力による確認）

回復は評価上考慮せず

冷却機能喪失確認※6（注水機能喪失により確認）

回復は評価上
考慮せず

使用済燃料プール水位低下要因調査（約100分後）サイフォンブレーク孔露出 ※7（サイフォンブレーク孔によりサイフォン現象が停止する場合）
※9
※10
※8

使用済燃料プール廻り漏えいなし確認

使用済燃料プール廻り漏えいなし確認

燃料供給準備（タンクローリ（4kL）
給油準備）

淡水貯水池から使用済燃料プールへの注水準備（燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プール注水）

使用済燃料プール水位がサイフォンブレーク孔位置付近にて安定確認

Ⅲ

淡水タンクから防火水槽への補給（約12時間後）※11

サイフォン現象による
使用済燃料プール水漏えい判断

タンクローリ（4kL）
による給油準備完了※12

サイフォン現象による
使用済燃料プール水漏えい判断（約12時間後）

燃料プール代替注水系（可搬型）
の準備完了

※13
弁閉止による隔離準備

弁閉止による隔離操作（約7時間後）使用済燃料プール水温
100℃到達（サイフォン現象を停止できない場合）

Ⅳ
可搬設備への燃料補給

弁閉止による隔離準備

スプレイヘッダ以外による使用済燃料プール注水・復水補給水ラインを使用した注水Ａ（150分後）（適宜実施）※6
注水機能喪失により冷却機能は水源がないため機能喪失と判断する

サイフォン現象漏えい箇所
弁閉止による隔離操作※7
サイフォンブレーク孔は通常水位から約0.5m下に位置している
※14

※14
※15

（約7時間後）使用済燃料プール水位
約2.1ｍ低下（10mSv/h）

Ａ（約23時間後）※10防火水槽を用いた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も可能である
なお、可搬型代替注水ポンプ（A-1級）を使用することもできる※17

有効燃料棒頂部まで低下（約7ｍ低下）燃料プール代替注水系（可搬型）による
使用済燃料プール注水開始※9
使用済燃料プールへの注水は「使用済燃料プールスプレイヘッダ」を使用する
常設スプレイ設備が使用できない場合，可搬型スプレイ設備による使用済燃料プールへの注水を実施する

Ａ

※15

※16
（12時間後）※8
サイフォンブレーク孔によりサイフォン現象の漏えいは停止し，使用済燃料プール水位はサイフォンブレーク孔の露出水位付近で安定する

使用済燃料プール水温
100℃到達燃料プール代替注水系（可搬型）による
使用済燃料プール注水開始（使用済燃料プールへの注水ができない場合）（約1.0日後）※11
使用済燃料プール及び燃料プール冷却浄化系からの漏えいが無いことにより，サイフォン現象により使用済燃料プール水が漏えいしていると判断する（実際は，要因調査の際に「燃料プール冷却モード」で運転していた残留熱除去系も確認するため，その時点でサイフォン現象による漏えいと判断できる）※15

使用済燃料プール水位
約2.1ｍ低下（10mSv/h）※12
使用済燃料プール及び燃料プール冷却浄化系からの漏えいの形跡が無いこと，サイフォンブレーク孔の露出水位付近で使用済燃料プール水位が安定していることから，サイフォン現象により使用済燃料プール水が漏えいしていたと判断する（実際は，要因調査の際に「燃料プール冷却モード」で運転していた残留熱除去系も確認するため，その時点でサイフォン現象による漏えいと判断できる）

使用済燃料プール水位維持の為注水継続

使用済燃料プール水位維持の為
注水継続（約3.5日後）※13
サイフォンブレーク孔により使用済燃料プールからの漏えいは停止しているが，破断箇所を系統から隔離するため弁により隔離操作を実施する

有効燃料棒頂部まで低下（約7ｍ低下）燃料プール代替注水系(可搬型）による使用済燃料プールへの注水を継続し，機能喪失している設備の復旧に努める。
復旧後は，注水系統によりスキマサージタンクへの補給を確保し漏えい箇所隔離状態で運転可能な系統により冷却を実施する

燃料プール代替注水系(可搬型）による使用済燃料プールへの注水を継続し，機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後は，注水系統によりスキマサージタンクへの補給を確保し漏えい箇
所隔離状態で運転可能な系統により冷却を実施する

※15

※14
使用済燃料貯蔵プール水温度計にて確認する※15
使用済燃料貯蔵プール水位計にて確認する※16
事象発生12時間後の使用済燃料プール水位は通常水位から約-1.2ｍとなる※17
事象発生12時間後の使用済燃料プール水位は通常水位から約-1.0ｍとなる

図 4.2.2

想定事故 2 の対応手順の概要

第 4.2.2 図「想定事故 2」の対応手順の概要②（送水ラインの変更による作業

想定事故２

経過時間（分）

30

当直長

責任者

1人

6号

当直副長

1人

7号

当直副長

1人

指揮者

操作項目

通報連絡者

緊急時対策本部要員

運転員（中央制御室）

6号

7号

90

経過時間（時間）

／

120

150

3

4

5

6

約50分

各号炉運転操作指揮

操作の内容

8

9

10

11

6号

し）

150分

サイフォン現象による漏えい停止

12時間 使用済燃料プール注水開始⑤

・使用済燃料プール冷却系停止確認（燃料プール冷却浄化系ポンプ，残留熱除去系ポンプ）

1人
a

－

－

－

－

・非常用ディーゼル発電機自動起動確認

10分

状況判断
・スキマサージタンク水位低下確認

・使用済燃料プール水位低下確認

使用済燃料プール注水系復旧作業（評価上考慮せず）

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・使用済燃料プール水位，温度監視

－

－

－

－

－

－

・使用済燃料プール注水系 機能回復
（復水補給水系）

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・警報確認による要因調査

－

－

2人
C,D

2人
c,d

－

－

使用済燃料プール水位低下要因調査

使用済燃料プール漏えい箇所の隔離・放射線防護装備準備
・現場移動
・現場確認

適宜実施

対応可能な要員により対応する

30分

10分

60分

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・電動弁の隔離

10分

－

－

（2人）
C,D

（2人）
c,d

－

－

・原子炉建屋原子炉区域2階 弁室での弁操作

30分

・放射線防護装備準備

10分

・現場移動
可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による淡水貯水池
から使用済燃料プールへの注水（常設スプレイヘッ
ダ使用）

－

－

－

－

3人

3人

・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）を用いた使用済燃料プール注水準備（可搬型代替注水ポンプ（A-2級）移動，ホース敷設（淡水貯水池から可搬型代替注
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，
ホース水張り）

360分

・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）を用いた使用済燃料プール注水

適宜実施

・現場移動
・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）を用いた使用済燃料プール注水準備（建屋内ホー
ス敷設、可搬型スプレイノズル設置）

－

－

－

－
・現場移動
・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）を用いた使用済燃料プール注水準備（建屋内ホー

可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による淡水貯水池
から使用済燃料プールへの注水（可搬型スプレイ
ヘッダ使用）

ス接続）－－

常設スプレイヘッダ使用不可の場合要員を確保して対応する

・現場移動・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）を用いた使用済燃料プール注水準備（可搬型代替（評価上考慮せず）

－

－

－

－

－

－

注水ポンプ（A-2級）移動，ホース敷設（淡水貯水池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）から建屋内ホース），ホース接続，ホース水張り）

・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）を用いた使用済燃料プール注水・放射線防護装備準備－

燃料給油準備－2人
燃料給油作業

必要人員数 合計

－

－

－

－

1人
A

1人
a

2人
C,D

2人
c,d

10分

・軽油タンクからタンクローリ（4kL）への補給

・可搬型代替注水ポンプ（A-2級）への給油

8人

想定事故 2 の作業と所要時間

第 4.2.3 図

4.2-19タンクローリ（4kL）残量に応じて140分

適宜軽油タンクから補給
適宜実施

原子炉運転中における使用済燃料プールでの事故を想定した場合，事象によっては，原子炉における重大事故の対応と使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれのある事故の対応が重畳することも考えられる。しかし，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時間余裕が十分長く（運転開始直後を考慮しても使用済燃料プールの保有水が100℃に到達するまで1日以上），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るため，緊急時対策要員や参集要員により対応可能である。

（ ）内の数字は他の作業終了後，移動して対応する人員数。

図 4.2.3②（給油準備作業時間の見直し）

7号
・外部電源喪失確認

1人
A

時間及び必要要員数の見直

備考
13「燃料プール水位低」警報発生

緊急時対策要員
（現場）

7号

12

約60分 注水機能喪失確認
冷却機能喪失確認

中央制御室連絡
発電所外部連絡

運転員
（現場）

7

約7時間 使用済燃料プール水温100℃到達

プラント状況判断

中央監視
緊急時対策本部連絡

5人

6号

60

事象発生

実施箇所・必要人員数「想定事故 2」の作業と所要時間

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 4.2.4

使用済燃料プール水位の推移

第 4.2.4 図

使用済燃料プール水位の推移（想定事故 2）⑤

図 4.2.5

使用済燃料プール水位と線量率（想定事故 2）

第 4.2.5 図

4.2-20

使用済燃料プール水位と線量率（想定事故 2）

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

表 4.2.1 想定事故 2 における重大事故等対策について

第 4.2.1 表 「想定事故 2」の重大事故等対策について

表 4.2.2

主要評価条件（想定事故 2）（1/2）

第 4.2.2 表

4.2-21

主要評価条件（想定事故 2）（1/2）

変更理由
⑤

⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
表 4.2.2

主要評価条件（想定事故 2）（2/2）

変更後
第 4.2.2 表

主要評価条件（想定事故 2）（2/2）

変更理由②（送水ラインの変更）⑤

4.2-22

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

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. 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

5.1 崩壊熱除去機能喪失

5.1.1 事故シーケンスグループの特徴，燃料損傷防止対策

5.1.1 事故シーケンスグループの特徴，燃料損傷防止対策(1)事故シーケンスグループ内の事故シーケンス(1)事故シーケンスグループ内の事故シーケンス

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障 ⑤による停止時冷却機能喪失）」において，燃料損傷防止対策の有効性にによる停止時冷却機能喪失）」に含まれる事故シーケンスは，「1.2 評価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

対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「崩壊熱除去機能喪定」に示すとおり，①「崩壊熱除去機能喪失（RHR 機能喪失[フロントラ

失（RHR 機能喪失[フロントライン]）＋崩壊熱除去・注水系失敗」,②イン]）＋崩壊熱除去・注水系失敗」,②「崩壊熱除去機能喪失（代替除「崩壊熱除去機能喪失（代替除熱機能喪失[フロントライン]※1）＋崩壊

熱機能喪失[フロントライン] ※）＋崩壊熱除去・注水系失敗」,③「崩熱除去・注水系失敗」,③「崩壊熱除去機能喪失（補機冷却系機能喪

壊熱除去機能喪失（補機冷却系機能喪失）＋崩壊熱除去・注水系失敗」

失）＋崩壊熱除去・注水系失敗」及び④「外部電源喪失＋崩壊熱除去・及び④「外部電源喪失＋崩壊熱除去・注水系失敗」である。

注水系失敗」である。

※※1

原子炉冷却材浄化系等の残留熱除去系以外の崩壊熱除去機能の喪失

原子炉冷却材浄化系等の残留熱除去系以外の崩壊熱除去機能の喪 ⑤

失(2) 事故シーケンスグループの特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え(2) 事故シーケンスグループの特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え

方方
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障

障による停止時冷却機能喪失）」では，原子炉の運転停止中に残留熱除による停止時冷却機能喪失）」では，原子炉の運転停止中に残留熱除去

去系の故障により，崩壊熱除去機能が喪失することを想定する。このた系の故障により，崩壊熱除去機能が喪失することを想定する。このため，燃料の崩壊熱により原子炉冷却材が蒸発することから，緩和措置がめ，燃料の崩壊熱により原子炉冷却材が蒸発することから，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燃料が露出し燃料損傷にとられない場合には，原子炉水位の低下により燃料が露出し燃料損傷に

至る。

至る。

本事故シーケンスグループは，崩壊熱除去機能を喪失したことによっ本事故シーケンスグループは，崩壊熱除去機能を喪失したことによっ ⑤て燃料損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，運転停止て燃料損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，運転停止中の原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価には，崩壊熱除去機

中の原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価には，崩壊熱除去機能に対する設備に期待することが考えられる。

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，運転員が異常を認知ししたがって，本事故シーケンスグループでは，運転員が異常を認知し ⑤て，待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を行うて，待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を行う

ことによって燃料損傷の防止を図る。また，残留熱除去系（原子炉停止

ことによって，燃料損傷の防止を図る。また，残留熱除去系（原子炉停時冷却モード）の運転による最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うこ止時冷却モード）運転による最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことにより，原子炉除熱を実施する。

とにより，原子炉を除熱する。

5.1-1

変更理由

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前(3) 燃料損傷防止対策
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障

変更後(3) 燃料損傷防止対策
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障 ⑤による停止時冷却機能喪失）」における機能喪失に対して，燃料が著しによる停止時冷却機能喪失）」における機能喪失に対して，燃料が著し

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，待機中の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，待機中の残留熱除去系（低圧注水モード及び原子炉停止時冷却モード）による原残留熱除去系（低圧注水モード及び原子炉停止時冷却モード）による原

子炉注水手段及び除熱手段を整備する。また，原子炉補機冷却機能喪失

子炉注水手段及び除熱手段を整備する。また，原子炉補機冷却機能喪失

により残留熱除去機能が喪失した場合については「5.2 全交流動力電源により残留熱除去機能が喪失した場合については「5.2 全交流動力電源喪失」にて燃料損傷防止対策の有効性を確認する。これらの対策の概略

喪失」にて燃料損傷防止対策の有効性を確認する。これらの対策の概略

系統図を図 5.1.1 及び図 5.1.2 に，手順の概要を図 5.1.3 に示すととも系統図を第 5.1.1 図及び第 5.1.2 図に，手順の概要を第 5.1.3 図に示すに，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

る設備と操作手順の関係を表 5.1.1 に示す。

における設備と操作手順の関係を第 5.1.1 表に示す。

本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，6

変更理由

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，6 ③（要員の運用変更）

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 ⑤員及び緊急時対策要員で構成され，合計 14 名である。その内訳は次の員及び緊急時対策要員で構成され，合計 14 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 6 名である。発電所構任），当直副長 2 名，運転操作対応を行う運転員 6 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 名である。必要な要員と作業項目について図 5.1.4 に示す。

5 名である。必要な要員と作業項目について第 5.1.4 図に示す。

なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項

なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項

目を重要事故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，14 名

目を重要事故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，14 名で対処可能である。

で対処可能である。

※原子炉停止中の6号及び7号炉における体制は，必ずしも当直副長2名③（要員の運用変更）

ではなく，当直副長1名，運転員1名の場合もある。
a. 残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）の故障に伴う崩壊熱除去機

ａ．残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）の故障に伴う崩壊熱除去 ⑤

能喪失確認

機能喪失確認

原子炉の運転停止中に残留熱除去系の故障により，崩壊熱除去機能

原子炉の運転停止中に残留熱除去系の故障により，崩壊熱除去機能が喪失する。これにより，原子炉水温が上昇し 100℃に到達する。運が喪失する。これにより，原子炉水温が上昇し 100℃に到達する。運転員は原子炉水温の上昇等を確認し，崩壊熱除去機能喪失を確認す

転員は原子炉水温の上昇等を確認し，崩壊熱除去機能喪失を確認す

る。

る。

残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）の故障に伴う崩壊熱除去

残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）の故障に伴う崩壊熱除去

機能喪失を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系熱交換器

機能喪失を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系熱交換器

5.1-2

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
入口温度等である。

b. 逃がし安全弁による原子炉の低圧状態維持

変更後
出口温度等である。

⑤

ｂ．逃がし安全弁による原子炉の低圧状態維持⑤

崩壊熱除去機能喪失により原子炉水温が 100℃に到達し，原子炉圧

崩壊熱除去機能喪失により原子炉水温が 100℃に到達し，原子炉圧力が上昇することから，原子炉を低圧状態に維持するため，中央制御

力が上昇することから，原子炉を低圧状態に維持するため，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁 1 個を開操作する。

室からの遠隔操作により逃がし安全弁 1 個を開操作する。

逃がし安全弁による原子炉の低圧状態維持を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力等である。
c. 残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水
崩壊熱除去機能喪失により原子炉冷却材が蒸発し原子炉水位が低下

逃がし安全弁による原子炉の低圧状態維持を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力等である。
ｃ．残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水下するため，中央制御室からの遠隔操作により待機していた残留熱除系（低圧注水モード）運転による原子炉注水を開始し，原子炉水位を去系（低圧注水モード）運転による原子炉注水を開始し，原子炉水位回復する。

を回復する。

ために必要な計装設備は，残留熱除去系系統流量等である。
d. 残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転による崩壊熱除去機能⑤

崩壊熱除去機能喪失により原子炉冷却材が蒸発し，原子炉水位が低 ⑤するため，中央制御室からの遠隔操作により待機していた残留熱除去

残留熱除去系（低圧注水モード）運転による原子炉注水を確認する

変更理由

残留熱除去系（低圧注水モード）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，残留熱除去系系統流量等である。
ｄ．残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転による崩壊熱除去機 ⑤

回復

能回復

残留熱除去系（低圧注水モード）運転による原子炉水位回復後，中残留熱除去系（低圧注水モード）運転による原子炉水位回復後，中 ⑤央制御室にて残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）へ切替を行

央制御室にて残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）へ切替えを行い，崩壊熱除去機能を回復する。

い，崩壊熱除去機能を回復する。

残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転による崩壊熱除去機

残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転による崩壊熱除去機

能回復を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系熱交換器入能回復を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系熱交換器入口温度等である。

口温度等である。

崩壊熱除去機能回復後，逃がし安全弁を全閉とし，原子炉低圧状態の維持を停止する。

崩壊熱除去機能回復後，逃がし安全弁を全閉とし，原子炉低圧状態の維持を停止する。

5.1-3

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

5.1.2 燃料損傷防止対策の有効性評価

5.1.2 燃料損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法

変更理由

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

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，「崩壊スは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「崩壊熱除去機能喪失（RHR 機能喪失[フロントライン]）＋崩壊熱除去・注水

熱除去機能喪失（RHR 機能喪失[フロントライン]）＋崩壊熱除去・注水系失敗」である。

系失敗」である。

本重要事故シーケンスにおいて想定するプラント状態は，崩壊熱，原

本重要事故シーケンスにおいて想定するプラント状態は，崩壊熱，原子炉冷却 材の 保有水 量 及び注 水手 段の多 様性の観 点か ら，「 POS A

子炉冷却 材の 保有水 量及び注 水手 段の多 様性の観 点か ら，「 POS A

PCV/RPV 開放及び原子炉ウェル満水への移行状態」が有効燃料棒頂部の

PCV/RPV 開放及び原子炉ウェル満水への移行状態」が有効燃料棒頂部の冠水，放射線の遮蔽が維持される水位の確保及び未臨界の確保に対し冠水，放射線の遮蔽が維持される水位の確保及び未臨界の確保に対して，最も厳しい想定である。したがって，当該プラント状態を基本とて，最も厳しい想定である。したがって，当該プラント状態を基本とし，他のプラント状態も考慮した想定において評価項目を満足することし，他のプラント状態も考慮した想定において評価項目を満足することを確認することにより，運転停止中の他のプラント状態においても，評を確認することにより，運転停止中の他のプラント状態においても，評価項目を満足できる。

価項目を満足できる。

また，評価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

また，評価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

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。

ータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。

（添付資料 5.1.1，5.1.2）(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評価条件を（添付資料 5.1.1，5.1.2）(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評価条件を第 ⑤

表5.1.2に示す。また，主要な評価条件について，本重要事故シーケン

5.1.2表に示す。また，主要な評価条件について，本重要事故シーケン

ス特有の評価条件を以下に示す。

ス特有の評価条件を以下に示す。

ａ．初期条件ａ．初期条件(a) 原子炉圧力容器の状態
原子炉圧力容器の未開放時について評価する。原子炉圧力容器の開放時については，燃料の崩壊熱及び保有水量の観点から，未開放時の評価に包絡される。

5.1-4

⑤

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

(a) 崩壊熱

変更理由(b) 崩壊熱⑤

原子炉停止後の崩壊熱は，ANSI/ANS-5.1-1979 の式に基づくもの

原子炉停止後の崩壊熱は，ANSI/ANS-5.1-1979 の式に基づくものとし，また，崩壊熱を厳しく見積もるために，原子炉停止 1 日後のとし，また，崩壊熱を厳しく見積もるために，原子炉停止 1 日後の崩壊熱を用いる。このときの崩壊熱は約 22MW である。

崩壊熱を用いる。このときの崩壊熱は約 22MW である。

3

なお，崩壊熱に相当する原子炉冷却材の蒸発量は約 37m3/h であ ⑤

なお，崩壊熱に相当する冷却材の蒸発量は約 37m /h である。
（添付資料 5.1.3）

る。
（添付資料 5.1.3）(b) 原子炉初期水位及び原子炉初期水温(c) 原子炉初期水位及び原子炉初期水温

事象発生前の原子炉水位は通常運転水位とし，また，原子炉初期

事象発生前の原子炉水位は通常運転水位とし，また，原子炉初期

水温は 52℃とする。

(c) 原子炉圧力⑤

水温は 52℃とする。

(d) 原子炉圧力原子炉の初期圧力は大気圧が維持されているものとする。また，⑤

原子炉の初期圧力は大気圧が維持されているものとする。また， ⑤

事象発生後において，水位低下量を厳しく見積もるために，逃がし事象発生後において，水位低下量を厳しく見積もるために，原子炉安全弁の開操作によって原子炉圧力は大気圧が維持されているもの

圧力は大気圧に維持されているものとする※2。

とする※。
(d) 原子炉圧力容器の状態⑤

原子炉圧力容器の未開放時について評価する。原子炉圧力容器の開放時については，燃料の崩壊熱及び保有水量の観点から，未開放時の評価に包絡される。

※

実操作では低圧注水系の準備が完了した後で減圧を実施するこ※2

実操作では低圧注水系の注水準備が完了した後で原子炉減圧を実 ⑤ととなり，残留熱除去系の注水特性に応じて大気圧より高い圧力施することとなり，残留熱除去系の注水特性に応じて大気圧よりで注水が開始されることとなる。そのため，原子炉圧力が大気圧

高い圧力で注水が開始されることとなる。大気圧より高い圧力下で維持されているとした評価は保守的な条件となる。

での原子炉冷却材の蒸発量は大気圧下と比べ小さくなるため，原
子炉圧力が大気圧に維持されているとした評価は保守的な条件と
なる。

5.1-5

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

b．事故条件ｂ．事故条件(a) 起因事象

変更理由⑤(a) 起因事象

起因事象として，運転中の残留熱除去系の故障によって，崩壊熱除去機能を喪失するものとする。

起因事象として，運転中の残留熱除去系の故障によって，崩壊熱除去機能を喪失するものとする。
(b) 安全機能喪失に対する仮定⑤

起因事象の想定により，運転中の残留熱除去系の機能が喪失する ⑤ものとする。

(b) 外部電源(c) 外部電源⑤

外部電源は使用できないものと仮定する。

外部電源は使用できないものと仮定する。

外部電源がない場合においても，非常用ディーゼル発電機にて残外部電源が使用できない場合においても，非常用ディーゼル発電 ⑤

留熱除去系による原子炉注水が可能であり，外部電源がある場合と機にて残留熱除去系による原子炉注水が可能であり，外部電源があ

事象進展は同等となるが，資源の観点で厳しくなる外部電源がないる場合と事象進展は同等となるが，資源の評価の観点で厳しい評価

場合を想定する。

条件となる外部電源が使用できない場合を想定する。

ｃ．重大事故等対策に関連する機器条件

ｃ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水流量(a) 残留熱除去系（低圧注水モード）
3

残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水流量は954m /h（0.27MPa[dif]において）とする。
(b) 残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）
伝熱容量は，熱交換器 1 基あたり約 8MW（原子炉冷却材温度 52℃，
海水温度 30℃において）とする。

ｄ．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

残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水流量は⑤⑤

3954m /hとする。
(b) 残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）
伝熱容量は，熱交換器 1 基あたり約 8MW（原子炉冷却材温度
52℃，海水温度 30℃において）とする。

ｄ．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。

対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。

(a)残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水は，残留熱除去(a)残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水は，残留熱除去 ⑤系（原子炉停止時冷却モード）故障に伴う崩壊熱除去機能喪失確認

系（原子炉停止時冷却モード）故障に伴う崩壊熱除去機能喪失確認を考慮し，事象発生から2時間後に実施するものとする。

を考慮し，事象発生から 2 時間後に実施するものとする。

5.1-6

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスの事象進展を図5.1.3に，原子炉水位の推移を図
5.1.5に，原子炉水位と線量率の関係を図5.1.6に示す。
a. 事象進展変更後(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水位の推移を第5.1.5図に，原 ⑤
子炉水位と線量率の関係を第5.1.6図に示す。
a. 事象進展

事象発生後，残留熱除去系の故障に伴い崩壊熱除去機能が喪失する

事象発生後，残留熱除去系の故障に伴い崩壊熱除去機能が喪失することにより原子炉水温が上昇し，約 1 時間後に沸騰，蒸発することにことにより原子炉水温が上昇し，約 1 時間後に沸騰，蒸発することにより原子炉水位は低下し始める。残留熱除去系の機能喪失に伴う原子より原子炉水位は低下し始める。残留熱除去系の機能喪失に伴う原子炉水温の上昇により異常を認知し，事象発生から約 2 時間後に待機中

炉水温の上昇により異常を認知し，事象発生から約 2 時間後に待機中の残留熱除去系ポンプを起動し，残留熱除去系（低圧注水モード）にの残留熱除去系ポンプを起動し，残留熱除去系（低圧注水モード）による注水を行う。

よる注水を行う。

原子炉水位回復から約 90 分後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却原子炉水位回復から約 90 分後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モ ⑤モード）へ切替，除熱を開始することによって，原子炉水温は低下すード）へ切り替え，除熱を開始することによって，原子炉水温は低下

る。

する※3。
※3

原子炉冷却材の温度が 100℃の場合における残留熱除去系（原子炉 ⑤停止時冷却モード）1 台での除熱能力は，燃料の崩壊熱を上回るた
め，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）への切替えを実施することで原子炉水温は低下する。
実操作では低圧注水系の準備が完了した後で原子炉減圧を実施す ⑤
ることとなり，残留熱除去系の注水特性に応じて大気圧より高い圧力で注水が開始されることとなる。そのため，原子炉圧力が大気圧で維持されているとした評価は保守的な条件となる。

b．評価項目等
原子炉水位は，図 5.1.5 に示すとおり，有効燃料棒頂部の約 3.3m 上まで低下するに留まり，燃料は冠水維持される。
原子炉圧力容器は未開放であり，図 5.1.6 に示すとおり，必要な遮b．評価項目等
原子炉水位は，第 5.1.5 図に示すとおり，有効燃料棒頂部の約 3.3m ⑤上まで低下するに留まり，燃料は冠水維持される。
原子炉圧力容器は未開放であり，第 5.1.6 図に示すとおり，必要な ⑤蔽が維持できる水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv/h が維持される

遮蔽が維持される水位※4 である有効燃料棒頂部の約 2.0m 上を下回るこ水位）※である有効燃料棒頂部の約 2.0m を下回ることがないため，放とがないため，放射線の遮蔽は維持される。なお，線量率の評価点は射線の遮蔽は維持される。また，全制御棒全挿入状態が維持されてい原子炉建屋最上階の床付近としている。また，全制御棒全挿入状態がるため，未臨界は確保されている。

維持されているため，未臨界は確保されている。

5.1-7

変更理由

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

原子炉水位回復後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）による除熱を継続することで，長期的に安定状態を維持できる。

原子炉水位回復後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）による除熱を継続することで，長期的に安定状態を維持できる。

本評価では，「1.2.4.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。

※ 必要な遮蔽の目安は緊急作業時の被ばく限度(100mSv)等と比べ，十変更理由

本評価では，「1.2.4.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。

※4

必要な遮蔽の目安は緊急作業時の被ばく限度(100mSv)等と比べ， ⑤ （現場線量率の実績値の見直

分余裕のある値であり，かつ定期検査作業での原子炉建屋最上階に余裕を考慮し，また通常時の現場線量率での実績値(蒸気乾燥器のおける現場作業の実績値（約6mSv/h）を考慮した値（10mSv/h）と取り付け又は取り外し作業の実績する。この線量率となる水位は有効燃料棒頂部の約2.0m上（通常水発電所7号炉位から約2.4m下）の位置である。

る水位は有効燃料棒頂部の約2.0m上（通常水位から約2.4m下）の位（添付資料 5.1.4, 5.1.5, 5.1.6）

平成23年10月

柏崎刈羽原子力

約11mSv/h)を参考として設定する。この線量率とな置である。
なお，前述する現場線量率での実績値は設置する遮蔽体の遮蔽効果に期待しない場合の測定点の値であり，設置する遮蔽体の遮蔽効果に期待する場合の測定点の値では約1mSv/hとなり，必要な遮蔽の目
安（10mSv/h）以下であった。このように，通常作業に対する作業員の放射線影響は，線源との離隔距離を確保する，作業時間を短くする，遮蔽を実施するなど，過度な被ばくをしないように運用面も含んだ対策が可能である。
（添付資料4.1.2, 5.1.4, 5.1.5, 5.1.6）

5.1.3 評価条件の不確かさの影響評価
評価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5.1.3 評価条件の不確かさの影響評価
評価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 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。
本重要事故シーケンスは，原子炉の運転停止中に残留熱除去系の故障にするものとする。
本重要事故シーケンスは，原子炉の運転停止中に残留熱除去系の故障により，崩壊熱除去機能を喪失することが特徴である。また，不確かさの影 より，崩壊熱除去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，待機中の残留熱除去系（低圧注水モード） 響を確認する運転員等操作は，待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）
による原子炉注水操作とする。

による原子炉注水操作とする。

5.1-8

し）

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前(1) 評価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

変更後

変更理由

(1) 評価条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 ⑤5.1.2に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件と5.1.2表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件した場合の影響を評価する。また，評価条件の設定に当たっては，評とした場合の影響を評価する。また，評価条件の設定に当たっては，

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

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燃料のることから,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

崩壊熱，事象発生前の原子炉初期水温，原子炉初期水位，原子炉初期に関する影響評価の結果を以下に示す。

圧力及び原子炉圧力容器の状態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
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 22.4MW に対して最確条（a）運転員等操作時間に与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 22.4MW に対して最確条 ⑤

件は約 22MW 以下であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件と件は約 22MW 以下であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるた

した場合は，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなる

め，原子炉水温上昇及び原子炉水位低下速度は緩やかになるが，注ため，原子炉水温の上昇及び原子炉水位の低下は緩和されるが，注水操作は崩壊熱に応じた対応をとるものではなく，崩壊熱除去機能

水操作は崩壊熱に応じた対応をとるものではなく，崩壊熱除去機能喪失による異常の認知を起点とするものであるため，運転員等操作喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等時間に与える影響はない。

操作時間に与える影響はない。

初期条件の原子炉初期水温は，評価条件の 52℃に対して最確条件

初期条件の原子炉水温は，評価条件の 52℃に対して最確条件は約 ③（不確かさ評価における原子炉は約 42℃～約 48℃であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件

40℃～約 53℃であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とし水位が必要な遮蔽の目安としとした場合，評価条件で設定している原子炉初期水温より低くなる

た場合は，事故事象ごとに異なる。原子炉水温が 100℃かつ原子炉た水位まで到達する時間を追ため，時間余裕が長くなることが考えられるが，注水操作は原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱を用いて原子炉注水までの時間余記）

水温に応じた対応をとるものではなく，崩壊熱除去機能喪失による裕を評価すると，必要な遮蔽が維持される水位（必要な遮蔽の目安 ④（最確条件の見直し）

異常の認知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与えとした 10mSv/h が維持される水位）である有効燃料棒頂部の約 2.0m ⑤

る影響はない。

上の高さに到達するまでの時間は約 2 時間となることから，評価条件である原子炉水温が 52℃，原子炉停止から 1 日後の燃料の崩壊熱の場合の評価より時間余裕は短くなるが，注水操作は原子炉水温に応じた対応をとるものではなく，崩壊熱除去機能喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

5.1-9

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
初期条件の原子炉初期水位は，評価条件の通常運転水位に対して変更後初期条件の原子炉水位は，評価条件の通常運転水位に対して最確 ⑤

最確条件は通常運転水位以上であり，本評価条件の不確かさとし条件は通常運転水位以上であり，本評価条件の不確かさとして，最て，最確条件とした場合，評価条件で設定している原子炉初期水位

確条件とした場合は，評価条件で設定している原子炉水位より高くより高くなるため，有効燃料棒頂部まで水位が低下する時間は長くなるため，原子炉水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間は長くななるが，注水操作は原子炉水位に応じた対応ではなく，崩壊熱除去

るが，注水操作は原子炉水位に応じた対応をとるものではなく，崩機能喪失による異常の認知を起点とするものであるため，運転員等

壊熱除去機能喪失による異常の認知を起点とするものであることか

操作時間に与える影響はない。

ら，運転員等操作時間に与える影響はない。

初期条件の原子炉初期圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条

初期条件の原子炉圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条件も ⑤

件も大気圧であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした

大気圧であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合

場合，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はなく，は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないこと

運転員等操作時間に与える影響はない。仮に，原子炉圧力が大気圧から，運転員等操作時間に与える影響はない。仮に，原子炉圧力がより高い場合は，沸騰開始時間が遅くなり，水位低下速度は緩やか

大気圧より高い場合は，沸騰開始時間は遅くなり，原子炉水位の低になるが，注水操作は原子炉初期圧力に応じた対応をとるものでは下は緩和されるが，注水操作は原子炉圧力に応じた対応をとるもの

なく，崩壊熱除去機能喪失による異常の認知を起点とするものであではなく，崩壊熱除去機能喪失による異常の認知を起点とするもの

るため，運転員等操作時間に与える影響はない。

であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容器

初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容器 ⑤

未開放に対して最確条件は事故事象毎であり，本評価条件の不確かの未開放に対して最確条件は事故事象ごとに異なるものであり，本さとして，最確条件とした場合，原子炉圧力容器未開放状態の場合

評価条件の不確かさとして，原子炉圧力容器の未開放時は，評価条

は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はなく，運件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，運転

転員等操作時間に与える影響はない。原子炉圧力容器開放状態の場

員等操作時間に与える影響はない。原子炉圧力容器の開放時は，原合は，原子炉減圧操作が不要となるが，事象進展に与える影響は小子炉減圧操作が不要となるが，事象進展に与える影響は小さいこと

さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

から，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

b）評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約22.4MWに対して最確条（b）評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約22.4MWに対して最確条 ⑤

件は約22MW以下であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件と件は約22MW以下であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなり，した場合は，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなる

原子炉水温上昇及び原子炉水位低下速度は緩やかになることから，

ため，原子炉水温の上昇及び原子炉水位の低下は緩和されることか

評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。逆に原子炉

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。仮に，停止後の時間が短く，燃料の崩壊熱が大きい場合は注水までの時間

原子炉停止後の時間が短く，燃料の崩壊熱が大きい場合は，注水ま

5.1-10

変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由

余裕が短くなる。スクラムによる原子炉停止から12時間後の燃料のでの時間余裕が短くなることから，評価項目に対する余裕は小さく ③（不確かさ評価における原子炉

崩壊熱によって原子炉注水までの時間余裕を評価すると，必要な遮なる。原子炉停止から12時間後の燃料の崩壊熱を用いて原子炉注水

水位が有効燃料棒頂部に到達蔽が維持できる水位（必要な遮蔽の目安とした10mSv/hが維持できまでの時間余裕を評価すると，必要な遮蔽が維持される水位（必要する時間を追記）る水位）である有効燃料棒頂部の約2.0m上の高さに到達するまでのな遮蔽の目安とした10mSv/hが維持される水位）である有効燃料棒 ⑤

時間は約2時間となり，評価条件である原子炉停止1日後の評価より

頂部の約2.0m上の高さに到達するまでの時間は約2時間，有効燃料

時間余裕は短くなる。ただし，必要な放射線の遮蔽は維持され，原棒頂部到達まで約3時間となることから，評価条件である原子炉停

子炉注水までの時間余裕も十分な時間が確保されているため，評価止1日後の評価より時間余裕は短くなる。ただし，必要な放射線の項目となるパラメータに与える影響は小さい。

遮蔽は維持され，原子炉注水までの時間余裕も十分な時間が確保されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

初期条件の原子炉初期水温は，評価条件の52℃に対して最確条件

初期条件の原子炉水温は，評価条件の52℃に対して最確条件は約 ③（不確かさ評価における原子炉

は約42℃～約48℃であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件

40℃～約53℃であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とし水位が必要な遮蔽の目安としとした場合，評価条件で設定している原子炉初期水温より低くなる

た場合は，事故事象ごとに異なる。原子炉水温が100℃かつ原子炉た水位まで到達する時間を追ことから，原子炉水位の回復は早くなり，評価項目となるパラメー

停止から12時間後の燃料の崩壊熱を用いて原子炉注水までの時間余記）

タに対する余裕は大きくなる。

裕を評価すると，必要な遮蔽が維持される水位（必要な遮蔽の目安 ④（最確条件の見直し）とした10mSv/hが維持される水位）である有効燃料棒頂部の約2.0m ⑤上の高さに到達するまでの時間は約2時間となることから，評価条件である原子炉水温が52℃かつ原子炉停止から1日後の燃料の崩壊熱の場合の評価より時間余裕は短くなる。ただし，必要な放射線の遮蔽は維持され，原子炉注水までの時間余裕も十分な時間が確保されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

初期条件の原子炉初期水位は，評価条件の通常運転水位に対して初期条件の原子炉水位は，評価条件の通常運転水位に対して最確 ⑤

最確条件は通常運転水位以上であり，本評価条件の不確かさとし条件は通常運転水位以上であり，評価条件の不確かさとして，最確て，最確条件とした場合，最確条件では評価条件で設定している原条件とした場合は，評価条件で設定している原子炉水位より高くな

子炉初期水位より高くなるため，有効燃料棒頂部まで水位が低下するため，原子炉水位が有効燃料棒頂部まで水位が低下する時間は長

る時間は長くなることから，評価項目となるパラメータに対する余くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きく

裕は大きくなる。

なる。

5.1-11

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
初期条件の原子炉初期圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条

変更後
初期条件の原子炉圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条件も ⑤

件も大気圧であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした

大気圧であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合

場合，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はなく，は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないこと

評価項目となるパラメータに与える影響はない。仮に，原子炉圧力から，評価項目となるパラメータに与える影響はない。仮に，原子が大気圧より高い場合は，沸騰開始時間が遅くなり，水位低下速度

炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始時間が遅くなり，原子炉

は緩やかになることから，評価項目となるパラメータに対する余裕

水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対は大きくなる。

する余裕は大きくなる※5。

初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容器

初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容器 ⑤

未開放に対して最確条件は事故事象毎であり，本評価条件の不確かの未開放に対して最確条件は事故事象ごとに異なるものであり，本さとして，最確条件とした場合，原子炉圧力容器未開放状態の場合

評価条件の不確かさとして，原子炉圧力容器の未開放時は，評価条

は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はなく，評件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，評価

価項目となるパラメータに与える影響はない。原子炉圧力容器開放

項目となるパラメータに与える影響はない。原子炉圧力容器の開放状態の場合は，原子炉減圧操作が不要となるが，事象進展に与える

時は，原子炉減圧操作が不要となるが，事象進展に与える影響は小影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
※5 原子炉圧力上昇による原子炉冷却材蒸発の抑制効果を考慮した評 ⑤価。

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ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配 ⑤員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操「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

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

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。

示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）の注水操作(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）の注水操作 ⑤は，評価上の操作開始時間として，事象発生から2時間を設定しては，評価上の操作開始時間として，事象発生から2時間後を設定しいる。運転員等操作時間に与える影響として，原子炉水位低下時にている。運転員等操作時間に与える影響として，崩壊熱除去機能喪

原子炉注水の必要性を認知し操作を実施することは容易であり，評失による異常の認知により原子炉注水の必要性を確認し操作を実施

価では事象発生から2時間後の注水操作開始を設定しているが，実することは容易であり，評価では事象発生から2時間後の注水操作

5.1-12

変更理由①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

際の注水操作開始時間は早くなる場合が考えられ，原子炉水位の回開始を設定しているが，実態の注水操作開始時間は早くなる可能性 ⑤

復が早くなる。

があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響(b) 評価項目となるパラメータに与える影響

操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）の注水操作

操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）の注水操作 ⑤は，運転員等操作時間に与える影響として，注水開始が早くなる場

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合は原子炉水位の低下が抑制され，評価項目となるパラメータに対早まり，原子炉水位の低下を緩和する可能性があることから，評価する余裕は大きくなる。

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5.1.7）(2) 操作時間余裕の把握（添付資料5.1.1, 5.1.6, 5.1.7） ⑤(2) 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

操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目 ⑤

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

確認し，その結果を以下に示す。

時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。

操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）の注水操作につ

操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）の注水操作につ ⑤いて，通常運転水位から放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達する

いて，通常運転水位から放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は約3時間,有効燃料棒頂部まで水位が低下するまでの時間がまでの時間は約3時間，原子炉水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間

約5時間であり，これに対して，事故を検知して注水を開始するまでのが約5時間であり，事故を認知して注水を開始するまでの時間は2時間で時間は2時間であることから，準備時間が確保できるため，時間余裕があるため，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。

ある。

（添付資料5.1.1, 5.1.6, 5.1.7） ⑤（添付資料5.1.7）(3) まとめ
評価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(3) まとめ
評価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 ⑤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，評価条件等の不確かさを考慮した場合において確認した。その結果，評価条件の不確かさが運転員等操作時間に与えるも，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

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。

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。

5.1-13

変更理由まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

5.1.4 必要な要員及び資源の評価

5.1.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価(1) 必要な要員の評価

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障 ⑤による停止時冷却機能喪失）」において，6号及び7号炉同時の重大事故

による停止時冷却機能喪失）」において，6号及び7号炉同時の重大事故等対策時において必要な要員は，「5.1.1(3)燃料損傷防止対策」に示す

等対策時における必要な要員は，「5.1.1(3)燃料損傷防止対策」に示すとおり14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」

とおり14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64名で対処可能である。

で説明している運転員，緊急時対策要員等の64名で対処可能である。

(2) 必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障(2) 必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障 ⑤による停止時冷却機能喪失）」において，水源，燃料及び電源の資源による停止時冷却機能喪失）」において，水源，燃料及び電源の資源は，「6.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価をしている。その結果をは，「6.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価している。その結果を以以下に示す。

下に示す。

ａ．水源

ａ．水源

残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水については，必残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水については，必

要な注水量が少なく，また，サプレッション・チェンバのプール水を

要な注水量が少なく，また，サプレッション・チェンバのプール水を水源とすることから，水源が枯渇することはないため，7日間の継続実水源とすることから，水源が枯渇することはないため，7日間の継続実施が可能である。

施が可能である。

ｂ．燃料
非常用ディーゼル発電機による電源供給については，事象発生後7日

ｂ．燃料
非常用ディーゼル発電機による電源供給については，事象発生後7日 ②（免震重要棟の位置づけ変更に

間最大負荷で運転した場合，号炉あたり約751kLの軽油が必要となる。

間最大負荷で運転した場合，号炉あたり約753kLの軽油が必要となる。

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・

5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ ⑤

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

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。

を想定すると，7日間の運転継続に合計約13kLの軽油が必要となる（6（6号及び7号炉合計 約1,581kL）

号及び7号炉合計約1,515kL）。

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

変更理由

伴う反映）

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 ②（免震重要棟の位置づけ変更に

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

約 2,040kL）の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給，免震重要棟内緊急時から，非常用ディーゼル発電機による電源供給，5 号炉原子炉建屋内

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

緊急時対策所用可搬型電源設備による電源供給及びモニタリング・ポ

5.1-14

伴う反映）

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

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。

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 5.1.8）

ｃ．電源
外部電源は使用できないものと仮定し，非常用ディーゼル発電機によって給電を行うものとする。

変更理由（添付資料 5.1.8）

ｃ．電源
外部電源は使用できないものと仮定し，非常用ディーゼル発電機に ⑤よって給電を行うものとする。6 号及び 7 号炉において重大事故等対策時に必要な負荷は，各号炉の非常用ディーゼル発電機負荷に含まれることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給が可能である。

また，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタ

また，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニ ②（免震重要棟の位置づけ変更に

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可能である。

が可能である。

5.1.5 結論
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障に

5.1.5 結論
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）」では，原子炉の運転停止中に残留熱除去系の よる停止時冷却機能喪失）」では，原子炉の運転停止中に残留熱除去系の故障により，崩壊熱除去機能を喪失することが特徴である。事故シーケン 故障により，崩壊熱除去機能を喪失することが特徴である。事故シーケン
スグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却 スグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）」に対する燃料損傷防止対策としては，残留熱除去系による原 機能喪失）」に対する燃料損傷防止対策としては，残留熱除去系による原子炉注水手段及び除熱手段を整備している。
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障に

子炉注水手段及び除熱手段を整備している。
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）」の重要事故シーケンス「崩壊熱除去機能喪失 よる停止時冷却機能喪失）」の重要事故シーケンス「崩壊熱除去機能喪失（RHR 機能喪失[フロントライン]）＋崩壊熱除去・注水系失敗」について （RHR機能喪失[フロントライン]）＋崩壊熱除去・注水系失敗」について有効性評価を行った。

有効性評価を行った。

5.1-15

伴う反映）①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前
上記の場合においても，残留熱除去系による原子炉注水及び除熱を実施することにより，燃料損傷することはない。
その結果，有効燃料棒頂部の冠水，放射線遮蔽の維持及び未臨界の確保

変更後

変更理由

上記の場合においても，残留熱除去系による原子炉注水及び原子炉除熱 ⑤を実施することにより，燃料損傷することはない。
その結果，有効燃料棒頂部の冠水，放射線遮蔽の維持及び未臨界の確保ができることから，評価項目を満足している。また，安定状態を維持でき ができることから，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。

る。

評価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評価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 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 有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留果，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，残留熱除去系による原子炉注水，原子炉除熱等の燃料 ⑤

熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）」において，残留熱除去系に 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よる原子炉注水及び除熱等の燃料損傷防止対策は，選定した重要事故シー 確認でき，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系
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「崩 の故障による停止時冷却機能喪失）」に対して有効である。
壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）」に対して有効である。
⑤

図 5.1.1

崩壊熱除去機能喪失時の重大事故等対策の概略系統図（1/2）（原子炉停止時冷却失敗，原子炉減圧及び原子炉注水）

第 5.1.1 図「崩壊熱除去機能喪失」の重大事故等対策の概略系統図（1/2）（原子炉停止時冷却失敗，原子炉減圧及び原子炉注水）

5.1-16

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由
外部電源

⑤

原子炉格納容器
格納容器スプレイ・ヘッダ
逃がし安全弁主タービン系へ

給水系より非常用ディーゼル
発電機

Gen（Ａ，Ｃのみ）

故障想定

軽油タンク
原子炉圧力容器ＣＡ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ

図 5.1.2

崩壊熱除去機能喪失時の重大事故等対策の概略系統図（2/2）

第 5.1.2 図「崩壊熱除去機能喪失」の重大事故等対策の概略系（2/2）（原子炉停止時冷却）（原子炉停止時冷却）⑤

プラント前提条件
・プラント停止後1日目
・原子炉圧力容器閉鎖中
・原子炉格納容器開放中・主蒸気隔離弁全閉・非常用ディーゼル発電機（B）点検中
・残留熱除去系（A）原子炉停止時冷却モード運転中・残留熱除去系（B）停止中
・残留熱除去系（C）低圧注水モード待機中
・原子炉水位通常運転水位（通常，原子炉停止時冷却モード運転時は＋1550mm以上）

凡例

非常用ディーゼル発電機（A，C）自動起動確認
非常用高圧母線（6.9kV）C，E復旧確認

残留熱除去系停止確認（機器作動状況，系統流量による確認）
※1

（0分）

原子炉水温100℃到達：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※1
崩壊熱除去機能喪失を模擬するため「熱交換器出口弁開操作忘れ」及び「熱交換器出口弁開操作不能」を評価条件とする。実際は，原子炉停止時冷却モード停止時の原子炉水最高温度を確認する。再起動後から原子炉水温度を継続監視するため，早期に崩壊熱除去機能喪失は確認することができる※3
1時間毎の中央制御室監視により原子炉水温度の上昇，及び崩壊熱除去機能喪失を認知する※4
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
評価上，人的過誤等の認知を約60分後としているため，建屋内への放射性物質の放出が想定されることから退避を指示する

評価上考慮せず※5
評価上，原子炉圧力容器を大気圧状態に維持するため逃がし安全弁を「開」する※2※6
注水前の原子炉最低水位は有効燃料棒頂部（TAF）＋3.3ｍ（レベル3－約500mm」）となる※3※4

運転中の残留熱除去系故障確認※5
運転していた残留熱除去系
復旧操作

中央制御室での逃がし安全弁
1個による原子炉減圧回復は評価上考慮せず※7
原子炉水位計（広帯域）にて原子炉水位の回復を確認する
低圧注水モードにより原子炉水位は通常運転水位まで回復する
なお，原子炉停止時冷却モードを運転する際は通常運転水位よりも高く維持する※8
低圧注水モードで注水後，原子炉停止時冷却モードへ切り替える※6（2時間後）：プラント状態※2
約1時間後に原子炉水温が100℃に到達する

非常用ディーゼル発電機運転状態確認

残留熱除去系原子炉停止時冷却モード
再起動操作

原子炉停止時冷却モード再起動時のプラント状態確認にて「崩壊熱除去機能喪失」を確認（約60分後）：操作及び判断：評価上考慮しない操作・判断結果

外部電源喪失発生（評価上の時刻）：操作・確認（運転員のみの作業）

待機していた残留熱除去系を用いた
低圧注水モードでの注水

原子炉水位回復確認※7

待機していた残留熱除去系を用いた原子炉停止時冷却モードにより崩壊熱除去機能復旧※8

逃がし安全弁「全閉」

原子炉停止時冷却モードにより冷却を継続し，機能喪失している設備の復旧に努める

使用済燃料プール冷却開始

原子炉の状態が静定後使用済燃料プール冷却を再開する

図 5.1.3

崩壊熱除去機能喪失時の対応手順の概要

第 5.1.3 図

5.1-17「崩壊熱除去機能喪失」の対応手順の概要

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由
⑤

崩壊熱除去機能喪失
経過時間（時間）
備考

0
実施箇所・必要人員数
当直長

責任者

指揮者
操作項目

1人

6号

当直副長

1人

7号

当直副長

1人

緊急時対策本部要員

通報連絡者
運転員

7号

1.5

2

3

2.5

3.5

4

4.5

5

5.5

プラント状況確認（残留熱除去系故障認知）
操作の内容
中央制御室連絡
約60分

発電所外部連絡原子炉水温100℃到達

緊急時対策要員

（現場）

6号

1

各号炉運転操作指揮5人
運転員（中央制御室）

6号

0.5
事象発生

中央監視
緊急時対策本部連絡

（現場）

7号

6号

2時間

原子炉注水開始

7号
・外部電源喪失確認

1人
A

1人
a

－

－

－

－

・残留熱除去系（運転側）
原子炉停止時冷却モード

停止確認

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・残留熱除去系（運転側）
原子炉停止時冷却モード

再起動操作

－

－

－

－

－

－

・残留熱除去系

機能回復

原子炉減圧操作

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・逃がし安全弁

1個

原子炉水位回復作業

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・残留熱除去系（待機側）
低圧注水モード 起動／停止操作

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・残留熱除去系（待機側）
原子炉停止時冷却モード

－

－

2人
C,D

2人
c,d

－

－

・放射線防護装備準備

状況判断

残留熱除去系復旧操作

残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転

使用済燃料プール冷却（評価上考慮せず）

図 5.1.4

崩壊熱除去機能喪失時の作業と所要時間対応可能な要員により対応する

通常運転水位まで回復後停止

残留熱除去系ポンプ（C）

90分

残留熱除去系ポンプ（C）

系統構成

－

－

－

・現場移動
・残留熱除去系

－

－

－

－

・残留熱除去系（待機側）
原子炉停止時冷却モード

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

1人
A

1人
a

2人
C,D

2人
c,d

10分

（1人）
a

（

残留熱除去系ポンプ（A）

5分

－

合計

残留熱除去系ポンプ（A）

手動開放操作

（1人）
A

再開

必要人員数

・非常用ディーゼル発電機起動確認

30分

電動弁隔離

残留熱除去系ポンプ（C）

5分

起動操作

残留熱除去系ポンプ（C）

・原子炉停止時冷却モード運転による原子炉状

適宜実施

態監視
・スキマサージタンク水位調整

・再起動準備としてろ過脱塩器の隔離およびスキマサージタンクへの補給を実施

・燃料プール冷却浄化系

する

系統構成

・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
・必要に応じてスキマサージタンクへの補給を実施する

残留熱除去系ポンプ（C）

30分
燃料プール水温「77℃」以下維持要員を確保して対応する
30分

0人）内の数字は他の作業終了後，移動して対応する人員数

第 5.1.4 図「崩壊熱除去機能喪失」の作業と所要時間⑤

図 5.1.5

原子炉水位の推移

第 5.1.5 図

5.1-18原子炉水位の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 5.1.6
表 5.1.1

原子炉水位と線量率

崩壊熱除去機能喪失時における重大事故等対策について

第 5.1.6 図
第 5.1.1 表

原子炉水位と線量率「崩壊熱除去機能喪失」の重大事故等対策について

5.1-19⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

表 5.1.2

主要評価条件（崩壊熱除去機能喪失）（1／2）

第 5.1.2 表

主要評価条件（崩壊熱除去機能喪失）（1/2）

表 5.1.2

主要評価条件（崩壊熱除去機能喪失）（2／2）

第 5.1.2 表

主要評価条件（崩壊熱除去機能喪失）（2/2）

変更理由
⑤

⑤

5.1-20

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

5.2 全交流動力電源喪失

5.2 全交流動力電源喪失

5.2.1 事故シーケンスグループの特徴，燃料損傷防止対策

5.2.1 事故シーケンスグループの特徴，燃料損傷防止対策(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」において，燃料損傷

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」に含まれる事故シー防止対策の有効性に含まれる事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理

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，

及び評価項目の設定」に示すとおり，①「外部電源喪失＋直流電源喪失①「外部電源喪失＋直流電源喪失＋崩壊熱除去・注水系失敗」及び②＋崩壊熱除去・注水系失敗」及び②「外部電源喪失＋交流電源喪失＋崩「外部電源喪失＋交流電源喪失＋崩壊熱除去・注水系失敗」である。

変更理由

⑤

壊熱除去・注水系失敗」である。
(2) 事故シーケンスグループの特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え(2) 事故シーケンスグループの特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え

方方
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」では，原子炉の運転事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」では，原子炉の運転 ⑤

停止中に全交流動力電源が喪失することより，原子炉の注水機能及び除停止中に全交流動力電源が喪失することにより，原子炉の注水機能及び熱機能が喪失することを想定する。このため，燃料の崩壊熱により原子除熱機能が喪失することを想定する。このため，燃料の崩壊熱により原炉冷却材が蒸発することから，緩和措置がとられない場合には，原子炉

子炉冷却材が蒸発することから，緩和措置がとられない場合には，原子水位の低下により燃料が露出し燃料損傷に至る。

炉水位の低下により燃料が露出し，燃料損傷に至る。

本事故シーケンスグループは，全交流動力電源喪失したことによって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ことによっ ⑤

燃料損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，運転停止中て燃料損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，運転停止

原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価には，全交流動力電源に中の原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価には，全交流動力電

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。

源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，運転員が異常を認知ししたがって，本事故シーケンスグループでは，運転員が異常を認知し ⑤て，常設代替交流電源設備による電源供給，低圧代替注水系（常設）にて，常設代替交流電源設備による電源供給，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を行うことによって，燃料損傷の防止を図る。また，代よる原子炉注水を行うことによって，燃料損傷の防止を図る。また，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）

替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）

による最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことにより原子炉除熱をによる最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことにより，原子炉を除

実施する。

熱する。

(3) 燃料損傷防止対策(3) 燃料損傷防止対策

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」における機能喪失に事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」における機能喪失に対して，燃料が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能と対して，燃料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，初期の対策として常設代替交流電源設備による給電手段，低するため，初期の対策として常設代替交流電源設備による給電手段，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

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

5.2-1

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由

態に向けた対策として代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系によ態に向けた対策として代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系によ ⑤る原子炉圧力容器の除熱手段を整備する。これらの対策の概略系統図をる原子炉除熱手段を整備する。これらの対策の概略系統図を第 5.2.1 図

図 5.2.1 及び図 5.2.2 に，手順の概要を図 5.2.3 に示すとともに，重大及び第 5.2.2 図に，手順の概要を第 5.2.3 図に示すとともに，重大事故

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

操作手順の関係を表 5.2.1 に示す。

手順の関係を第 5.2.1 表に示す。

本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，事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 ③（要員の運用変更）

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 ⑤

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 18 名

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 16 名である。その内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員は，当直長である。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

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

員 6 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

6 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

う緊急時対策本部要員は 5 名，緊急時対策要員（現場）は 4 名である。

緊急時対策本部要員は 5 名，緊急時対策要員（現場）は 2 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

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 ⑤

却系作業を行うための 26 名である。必要な要員と作業項目について図却系作業を行うための参集要員 26 名である。必要な要員と作業項目に

5.2.4 に示す。

ついて第 5.2.4 図に示す。

なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項

なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項 ③（要員の運用変更）

目と重要事故シーケンスとを比較し，必要な要員数を確認した結果，18目を重要事故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，16 名 ⑤名で対処可能である。

で対処可能である。

※ 原子炉停止中の6号及び7号炉における体制は，必ずしも当直副長2名③（要員の運用変更）

ではなく，当直副長1名，運転員1名の場合もある。

a. 全交流動力電源喪失による原子炉停止時冷却モード停止確認
原子炉の運転停止中に全交流動力電源が喪失し，残留熱除去系（原ａ．全交流動力電源喪失による残留熱除去系（原子炉停止時冷却モー ⑤ド）停止確認

子炉停止時冷却モード）運転停止による崩壊熱除去機能が喪失する。

原子炉の運転停止中に全交流動力電源が喪失し，残留熱除去系（原残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転停止による崩壊熱除子炉停止時冷却モード）運転停止による崩壊熱除去機能が喪失する。

去機能喪失を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系系統流残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転停止による崩壊熱除量である。

去機能喪失を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系系統流
量である。

5.2-2

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
b. 早期の電源回復不能判断及び対応準備

変更後
ｂ．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

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

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

場合，早期の電源回復不能と判断する。これにより，常設代替交流電

源設備，代替原子炉補機冷却系，低圧代替注水系（常設）の準備を開

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。

始する。

c. 逃がし安全弁による原子炉の低圧状態維持
残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転停止により原子炉水ｃ．逃がし安全弁による原子炉の低圧状態維持
残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転停止により原子炉水 ⑤

温が 100℃に到達することから，原子炉圧力を低圧状態に維持するた温が 100℃に到達し，原子炉圧力が上昇することから，原子炉圧力をめ，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁 1 個を開操作す

低圧状態に維持するため，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安る。

全弁 1 個を開操作する。

残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転停止による原子炉水残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転停止による原子炉水 ⑤温の上昇を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力容器温度計

温の上昇を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力容器温度で

である。

ある。

逃がし安全弁による原子炉の低圧状態維持を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力である。
d. 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水逃がし安全弁による原子炉の低圧状態維持を確認するために必要な ⑤計装設備は，原子炉圧力等である。
ｄ．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確認後，中央制御室か常設代替交流電源設備による交流電源供給を確認後，中央制御室からの遠隔操作により復水移送ポンプ 1 台を手動起動し，低圧代替注水系

らの遠隔操作により復水移送ポンプ 1 台を手動起動し，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，原子炉水位が回（常設）による原子炉注水を開始する。これにより，原子炉水位が回

復する。

復する。

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を確認するために必要な

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 ②（計器名称の変更）

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

計装設備は，原子炉水位及び復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流である量）等である。

e. 残留熱除去系の原子炉停止時冷却モード運転

変更理由

ｅ．残留熱除去系(原子炉停止時冷却モード)運転による崩壊熱除去機能 ⑤回復

代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系の準備が完了後，中央代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系の準備が完了後，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系（原子炉停止時冷却モー

制御室からの遠隔操作により残留熱除去系（原子炉停止時冷却モー

5.2-3

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

ド）運転を再開する。

変更理由ド）運転を再開する。

残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転の再開を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系熱交換器入口温度等である。
崩壊熱除去機能回復後，逃がし安全弁を全閉とし，原子炉低圧状態の維持を停止する。

残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転の再開を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系熱交換器入口温度等である。
崩壊熱除去機能回復後，逃がし安全弁を全閉とし，原子炉低圧状態の維持を停止する。

5.2.2 燃料損傷防止対策の有効性評価

5.2.2 燃料損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法

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」

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 ⑤に示すとおり，「外部電源喪失＋交流電源喪失＋崩壊熱除去・注水系失スは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「外部敗」である。

電源喪失＋交流電源喪失＋崩壊熱除去・注水系失敗」である。

なお，5.1「崩壊熱除去機能喪失」で考慮している事故シーケンス

なお，5.1「崩壊熱除去機能喪失」で考慮している事故シーケンス（「崩壊熱除去機能喪失（補機冷却系機能喪失[フロントライン]）＋崩（「崩壊熱除去機能喪失（補機冷却系機能喪失[フロントライン]）＋崩

壊熱除去・注水系失敗」及び「崩壊熱除去機能喪失（代替除熱機能喪失

壊熱除去・注水系失敗」及び「崩壊熱除去機能喪失（代替除熱機能喪失[フロントライン]）＋崩壊熱除去・注水系失敗」）は，事象進展が同様[フロントライン]）＋崩壊熱除去・注水系失敗」）は，事象進展が同様なので併せて本重要事故シーケンスにおいて燃料損傷防止対策の有効性なので併せて本重要事故シーケンスにおいて燃料損傷防止対策の有効性を確認する。

を確認する。

本評価で想定するプラント状態においては，崩壊熱，原子炉冷却材及
び注水手段の多様性の観点から，「POS A

PCV/RPV 開放及び原子炉ウェ

本評価で想定するプラント状態においては，崩壊熱，原子炉冷却材及 ⑤
び注水手段の多様性の観点から，「POS A

PCV/RPV 開放及び原子炉ウェ

ル満水への移行状態」が有効燃料棒頂部の冠水，放射線の遮蔽が維持さ

ル満水への移行状態」が有効燃料棒頂部の冠水，放射線の遮蔽が維持される水位の確保及び未臨界の確保に対して，最も厳しい想定であり，当れる水位の確保及び未臨界の確保に対して，最も厳しい想定である。し該プラントの状態を基本とし，他のプラント状態も考慮した想定においたがって，当該プラント状態を基本とし，他のプラント状態も考慮したて評価項目を満足することを確認することにより，運転停止中の他のプ想定において評価項目を満足することを確認することにより，運転停止

ラント状態においても，すべての評価項目を満足できる。

中の他のプラント状態においても，評価項目を満足できる。

また，評価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

また，評価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

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余裕時間を評価する。

ータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。

（添付資料 5.1.1,5.1.2）（添付資料 5.1.1,5.1.2）

5.2-4

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

(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評価条件を ⑤
第 5.2.2 表に示す。また，主要な評価条件について，本重要事故シーケ
ンス特有の評価条件を以下に示す。
ａ．初期条件ａ．初期条件(a) 原子炉圧力容器の状態(a) 原子炉圧力容器の状態

原子炉圧力容器の未開放時について評価する。原子炉圧力容器の

原子炉圧力容器の未開放時について評価する。原子炉圧力容器の開放時については，燃料の崩壊熱及び保有水量の観点から，未開放

開放時については，燃料の崩壊熱及び保有水量の観点から，未開放時の評価に包絡される。

時の評価に包絡される。

(b) 崩壊熱(b) 崩壊熱

原子炉停止後の崩壊熱は，ANSI/ANS-5.1-1979 の式に基づくものと原子炉停止後の崩壊熱は，ANSI/ANS-5.1-1979 の式に基づくものとし，また，崩壊熱を厳しく見積もるために，原子炉停止 1 日後の崩壊

し，また，崩壊熱を厳しく見積もるために，原子炉停止 1 日後の崩壊熱を用いる。このときの崩壊熱は約 22MW である。

熱を用いる。このときの崩壊熱は約 22MW である。

なお，崩壊熱に相当する冷却材の蒸発量は約 37m3/h である。
（添付資料 5.1.3）

なお，崩壊熱に相当する原子炉冷却材の蒸発量は約 37m3/h であ ⑤る。
（添付資料 5.1.3）(c) 原子炉初期水位及び原子炉初期水温(c) 原子炉初期水位及び原子炉初期水温

事象発生前の原子炉水位は通常運転水位とし，また，原子炉初期水

事象発生前の原子炉水位は通常運転水位とし，また，原子炉初期

温は 52℃とする。

水温は 52℃とする。

(d) 原子炉圧力(d) 原子炉圧力原子炉の初期圧力は大気圧が維持されているものとする。また，原子炉の初期圧力は大気圧が維持されているものとする。また， ⑤

事象発生後において，水位低下量を厳しく見積もるために，逃がし事象発生後において，水位低下量を厳しく見積もるために，原子炉安全弁の開操作によって原子炉圧力は大気圧が維持されているもの

圧力は大気圧に維持されているものとする※1。

とする※。
※

実操作では低圧注水系の注水準備が完了した後で減圧を実施する※1

実操作では低圧注水系の注水準備が完了した後で原子炉減圧を ⑤こととなり，低圧代替注水（常設）系の注水特性に応じて大気圧

実施することとなり，低圧代替注水系（常設）の注水特性に応じより高い圧力で注水が開始されることとなる。そのため，原子炉て大気圧より高い圧力で注水が開始されることとなる。大気圧よ圧力が大気圧で維持されているとした評価は保守的な条件となり高い圧力下での原子炉冷却材の蒸発量は大気圧下と比べ小さくる。

なるため，原子炉圧力が大気圧に維持されているとした評価は保守的な条件となる。

5.2-5

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
b．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

変更後
b．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，送電系統又は所内主発電設備の故障等によっ ⑤するものとする。

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(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

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。

電源を喪失するものとする。

(c) 外部電源(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，外部電源が喪失するものとしている。
ｃ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 低圧代替注水（常設）による原子炉注水流量
低圧代替注水（常設）による原子炉注水流量は 150m3/h とする。
(b) 代替原子炉補機冷却系
伝熱容量は約 23MW（原子炉冷却材温度 100℃，海水温度 30℃において）とする。
(c) 残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）
伝熱容量は，熱交換器 1 基あたり約 8MW（原子炉冷却材温度 52℃，
海水温度 30℃において）とする。
ｄ．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 ⑤電源を喪失するものとしている。
ｃ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 低圧代替注水系（常設）(b) 代替原子炉補機冷却系
伝熱容量は約 23MW（原子炉冷却材温度 100℃，海水温度 30℃において）とする。
(c) 残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）
伝熱容量は，熱交換器 1 基あたり約 8MW（原子炉冷却材温度 52℃，
海水温度 30℃において）とする。
ｄ．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)事象発生145分までに常設代替交流電源設備によって交流電源の供(a)事象発生145分までに常設代替交流電源設備によって交流電源の供(b)低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，事象発生145分
後から開始する。
(c)残留熱除去系（停止時冷却モード運転）は軸受等の冷却が必要とな⑤

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水流量は 150m3/h とする。 ⑤

対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
給を開始する。

変更理由⑤

給を開始する。
(b)低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，事象発生145分 ⑤後から開始する。
(c)残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）は軸受等の冷却が必要と ⑤るため，代替原子炉補機冷却系の準備が完了する事象発生20時間後なるため，代替原子炉補機冷却系の準備が完了する事象発生20時間から開始する。

後から開始する。

5.2-6

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスの事象進展を図5.2.3に，原子炉水位の推移を変更後(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水位の推移を第5.2.5図に，原 ⑤

図5.2.5に，原子炉水位と線量率の関係を図5.2.6に示す。

子炉水位と線量率の関係を第5.2.6図に示す。

a. 事象進展a. 事象進展

事象発生後，全交流動力電源喪失に伴い崩壊熱除去機能が喪失する

事象発生後，全交流動力電源喪失に伴い崩壊熱除去機能が喪失する ⑤

ことにより，原子炉水温が上昇し，約 1 時間後に沸騰，蒸発することことにより原子炉水温が上昇し，約 1 時間後に沸騰，蒸発することににより原子炉水位は低下し始める。常設代替交流電源設備による交流

より原子炉水位は低下し始める。常設代替交流電源設備による交流電電源の供給を開始し，事象発生から 145 分経過した時点で，低圧代替源の供給を開始し，事象発生から 145 分経過した時点で，低圧代替注

注水系（常設）による原子炉注水を行うことによって，原子炉水位は水系（常設）による原子炉注水を行うことによって，原子炉水位は有

有効燃料棒頂部の約 2.9m 上まで低下するにとどまる。水位回復後は，

効燃料棒頂部の約 2.9m 上まで低下するにとどまる。原子炉水位回復後蒸発量に応じた注水を実施することによって，原子炉水位を適切に維

は，蒸発量に応じた注水を実施することによって，原子炉水位を適切持することができる。

に維持することができる。

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を介し事象発生から 20 時間経過した時点で，代替原子炉補機冷却系を介し ⑤た残留熱除去系による原子炉圧力容器の除熱を開始することによった残留熱除去系による原子炉除熱を開始することによって，原子炉水て，原子炉水温は低下する。

温は低下する。

b．評価項目等
原子炉水位は，図 5.2.5 に示すとおり，有効燃料棒頂部の約 2.9m 上まで低下するに留まり，燃料は冠水を維持する。
原子炉圧力容器は未開放であり，図 5.2.6 に示すとおり，必要な遮b．評価項目等
原子炉水位は，第 5.2.5 図に示すとおり，有効燃料棒頂部の約 2.9m ⑤上まで低下するに留まり，燃料は冠水を維持する。
原子炉圧力容器は未開放であり，第 5.2.6 図に示すとおり，必要な ⑤蔽を確保できる水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv/h が確保される

遮蔽を確保できる水位※2 である有効燃料棒頂部の約 2.0m 上を下回るこ水位）※である有効燃料棒頂部の約 2.0m を下回ることがないため，放とがないため，放射線の遮蔽は維持される。なお，線量率の評価点は射線の遮蔽は維持される（必要な遮蔽の目安とした 10mSv/h を下回

原子炉建屋最上階の床付近としている。また，全制御棒全挿入状態がる）。また，全制御棒全挿入状態が維持されているため，未臨界は確維持されているため，未臨界は確保されている。

保されている。
なお，事象発生前に現場にいた作業員の退避における放射線影響に

なお，事象発生前に現場にいた作業員の退避における放射線影響については現場環境が悪化する前に退避が可能であるため，影響はな

ついては現場環境が悪化する前に退避が可能であるため，影響はな

い。

い。

事象発生 145 分後から，常設代替交流電源設備により電源を供給さ事象発生 145 分後から，常設代替交流電源設備により電源を供給された低圧代替注水系（常設）の安定した原子炉注水を継続することかれた低圧代替注水系（常設）の安定した原子炉注水を継続することか

ら，長期的に原子炉圧力容器及び原子炉格納容器の安定状態を継続でら，長期的に原子炉圧力容器及び原子炉格納容器の安定状態を継続で

きる。

きる。

本評価では，「1.2.4.2 有効性を確認するための評価項目の設定」

本評価では，「1.2.4.2 有効性を確認するための評価項目の設定」

5.2-7

変更理由

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。

に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。

※ 必要な遮蔽の目安は緊急作業時の被ばく限度(100mSv)等と比べ，十変更理由※2 必要な遮蔽の目安は緊急作業時の被ばく限度(100mSv)等と比べ，余 ④（線量率の実績値の調査範囲の分余裕のある値であり，かつ定期検査作業での原子炉建屋最上階に裕を考慮し，また通常時の現場線量率での実績値(蒸気乾燥器の取拡充及びそれに伴う実績値見

おける現場作業の実績値（約6mSv/h）を考慮した値（10mSv/h）とり付け又は取り外し作業の実績直し）する。この線量率となる水位は有効燃料棒頂部の約2.0m上（通常水電所7号炉

位から約2.4m下）の位置である。

水位は有効燃料棒頂部の約2.0m上（通常水位から約2.4m下）の位置（添付資料 5.1.5, 5.1.6, 5.2.1）

平成23年10月

柏崎刈羽原子力発

約11mSv/h)を参考として設定する。この線量率となるである。
なお，前述する現場線量率での実績値は設置する遮蔽体の遮蔽効果に期待しない場合の測定点の値であり，設置する遮蔽体の遮蔽効果に期待する場合の測定点の値では約1mSv/hとなり，必要な遮蔽の目
安（10mSv/h）以下であった。このように，通常作業に対する作業員の放射線影響は，線源との離隔距離を確保する，作業時間を短くする，遮蔽を実施するなど，過度な被ばくをしないように運用面も含んだ対策が可能である。
（添付資料 4.1.2, 5.1.5, 5.1.6, 5.2.1）

5.2.3 評価条件の不確かさの影響評価
評価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5.2.3 評価条件の不確かさの影響評価
評価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 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。
本重要事故シーケンスは，原子炉の運転停止中に全交流動力電源が喪失するものとする。
本重要事故シーケンスは，原子炉の運転停止中に全交流動力電源が喪失

し，残留熱除去系等による崩壊熱除去機能を喪失することが特徴である。 し，残留熱除去系等による崩壊熱除去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，常設代替交流電源設備 また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，常設代替交流電源設備
による受電及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作とする。

による受電及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作とする。

(1) 評価条件の不確かさの影響評価(1) 評価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

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

初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 ⑤5.2.2に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件

5.2.2表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条とした場合の影響を評価する。また，評価条件の設定に当たって件とした場合の影響を評価する。また，評価条件の設定に当たっては，原則，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うな設定としていることから,その中で事象進展に有意な影響を与え定があることから,その中で事象進展に有意な影響を与えると考えら

ると考えられる燃料の崩壊熱，事象発生前の原子炉初期水温，原子れる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。

5.2-8

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由

炉初期水位，原子炉初期圧力及び原子炉圧力容器の状態に関する影
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
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約22.4MWに対して最確(a)運転員等操作時間に与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約22.4MWに対して最確 ⑤

条件は約22MW以下であり，本評価条件の不確かさとして，最確条

条件は約22MW以下であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さく件とした場合は，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さなるため，原子炉水温上昇及び原子炉水位低下速度は緩やかになくなるため，原子炉水温の上昇及び原子炉水位の低下は緩和されるが，注水操作や給電操作は崩壊熱に応じた対応をとるものではるが，注水操作や給電操作は崩壊熱に応じた対応をとるものではなく，全交流動力電源の喪失による異常の認知を起点とする操作なく，全交流動力電源の喪失による異常の認知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。

であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

初期条件の原子炉初期水温は，評価条件の52℃に対して最確

初期条件の原子炉水温は，評価条件の52℃に対して最確条件 ③（不確かさ評価における原子炉

条件は約42℃～約48℃であり，本評価条件の不確かさとして，最は約40℃～約53℃であり，本評価条件の不確かさとして，最確条

水位が必要な遮蔽が維持され確条件とした場合，評価条件で設定している原子炉初期水温より件とした場合は，事故事象ごとに異なる。原子炉水温が100℃かる水位に到達するまでの時間低くなるため，時間余裕が長くなることが考えられるが，注水操

つ原子炉停止から12時間後の燃料の崩壊熱を用いて原子炉注水まを追記）

作や給電操作は原子炉水温に応じた対応をとるものではなく，全での時間余裕を評価すると，必要な遮蔽が維持される水位（必要 ④（最確条件の修正）

交流動力電源の喪失による異常の認知を起点とする操作であるたな遮蔽の目安とした10mSv/hが維持される水位）である有効燃料 ⑤め，運転員等操作時間に与える影響はない。

棒頂部の約2.0m上の高さに到達するまでの時間は約2時間となる
ことから，評価条件である原子炉水温が52℃，原子炉停止から1日後の燃料の崩壊熱の場合の評価より時間余裕は短くなるが，注水操作や給電操作は原子炉水温に応じた対応をとるものではな
く，全交流動力電源の喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

初期条件の原子炉初期水位は，評価条件の通常運転水位に対初期条件の原子炉水位は，評価条件の通常運転水位に対して ⑤

して最確条件は通常運転水位以上であり，本評価条件の不確かさ

最確条件は通常運転水位以上であり，本評価条件の不確かさとしとして，最確条件とした場合，評価条件で設定している原子炉初て，最確条件とした場合は，評価条件で設定している原子炉水位

期水位より高くなるため，有効燃料棒頂部まで水位が低下する時より高くなるため，原子炉水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間は長くなるが，注水操作や給電操作は原子炉水位に応じた対応

間は長くなるが，注水操作や給電操作は原子炉水位に応じた対応をとるものではなく，全交流動力電源の喪失による異常の認知ををとるものではなく，全交流動力電源の喪失による異常の認知を起点とする操作であるため，運転員等操作時間に与える影響はな

起点とする操作であることから，運転員等操作時間に与える影響

5.2-9

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
い。

初期条件の原子炉初期圧力は，評価条件の大気圧に対して最

変更後
はない。

初期条件の原子炉圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条 ⑤

確条件も大気圧であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件

件も大気圧であり，評価条件の不確かさとして，最確条件としたとした場合，評価条件と同様であることから，事象進展に与える

場合は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はな

影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。仮に，原子いことから，運転員等操作時間に与える影響はない。仮に，原子炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始時間が遅くなり，水位

炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始時間は遅くなり，原子低下速度は緩やかになるが，注水操作や給電操作は崩壊熱に応じ炉水位の低下は緩和されるが，注水操作や給電操作は原子炉圧力た対応をとるものではなく，全交流動力電源の喪失による異常のに応じた対応をとるものではなく，全交流動力電源の喪失による認知を起点とする操作であるため，運転員等操作時間に与える影

異常の認知を起点とする操作ものであることから，運転員等操作

響はない。

時間に与える影響はない。

初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容

初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力 ⑤器未開放に対して最確条件は事故事象毎であり，本評価条件の不確

容器の未開放に対して最確条件は事故事象ごとに異なるものであ

かさとして，最確条件とした場合，原子炉圧力容器未開放状態の場

り，評価条件の不確かさとして，原子炉圧力容器の未開放時は，合は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はなく，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことか

運転員等操作時間に与える影響はない。原子炉圧力容器開放状態のら，運転員等操作時間に与える影響はない。原子炉圧力容器の開場合は，原子炉減圧操作が不要となるが，事象進展に与える影響は

放時は，原子炉減圧操作が不要となるが，事象進展に与える影響

小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

(b)評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約22.4MWに対して最確

変更理由(b)評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約22.4MWに対して最確 ③（不確かさ評価における原子炉

条件は約22MW以下であり，本評価条件の不確かさとして，最確条

条件は約22MW以下であり，本評価条件の不確かさとして，最確条

水位が必要な遮蔽が維持され件とした場合，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さく件とした場合は，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さる水位に到達するまでの時間なるため，原子炉水温上昇及び原子炉水位低下速度は緩やかになくなるため，原子炉水温の上昇及び原子炉水位の低下は緩和されを追記）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 ⑤る。逆に原子炉停止後の時間が短く，燃料の崩壊熱が大きい場合る。仮に，原子炉停止後の時間が短く，燃料の崩壊熱が大きい場

は注水までの時間余裕が短くなる。スクラムによる原子炉停止か合は，注水までの時間余裕が短くなることから，評価項目に対す

ら12時間後の燃料の崩壊熱によって原子炉注水までの時間余裕をる余裕は小さくなる。原子炉停止から12時間後の燃料の崩壊熱を評価すると，必要な遮蔽を確保できる水位（必要な遮蔽の目安と用いて原子炉注水までの時間余裕を評価すると，必要な遮蔽を確

5.2-10まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

した10mSv/hが確保される水位）である有効燃料棒頂部の約2.0mに保できる水位（必要な遮蔽の目安とした10mSv/hが確保される水

到達するまでの時間は約2時間となり，評価条件である原子炉停止位）である有効燃料棒頂部の約2.0m上の高さに到達するまでの時

1日後の評価より時間余裕は短くなる。ただし，本時間に対して作間は約2時間，有効燃料棒頂部到達まで約3時間となることから，業員が現場から退避するまでの時間及び原子炉注水までの時間は評価条件である原子炉停止1日後の評価より時間余裕は短くなる。

確保されていることから放射線の遮蔽は維持され，原子炉水位が

ただし，本時間に対して作業員が現場から退避するまでの時間及有効燃料棒頂部を下回ることはなく，評価項目となるパラメータ

び原子炉注水までの時間は確保されているため放射線の遮蔽は維に与える影響は小さい。

持され，原子炉水位が有効燃料棒頂部を下回ることはないことか

変更理由

ら，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期条件の原子炉初期水温は，評価条件の52℃に対して最確条

初期条件の原子炉水温は，評価条件の52℃に対して最確条件は ③（不確かさ評価における原子炉

件は約42℃～約48℃であり，本評価条件の不確かさとして，最確

約40℃～約53℃であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件

水位が必要な遮蔽が維持され条件とした場合，評価条件で設定している原子炉初期水温より低とした場合は，事故事象ごとに異なる。原子炉水温が100℃かつ原る水位に到達するまでの時間

くなることから，原子炉水位の回復は早くなり，評価項目となる

子炉停止から12時間後の燃料の崩壊熱を用いて原子炉注水までのを追記）

パラメータに対する余裕は大きくなる。

時間余裕を評価すると，必要な遮蔽が維持される水位（必要な遮 ④（最確条件の修正）
蔽の目安とした10mSv/hが維持される水位）である有効燃料棒頂部 ⑤の約2.0m上の高さに到達するまでの時間は約2時間となることから，評価条件である原子炉水温が52℃かつ原子炉停止から1日後の燃料の崩壊熱の場合の評価より時間余裕は短くなる。
ただし，必要な放射線の遮蔽は維持され，原子炉注水までの時 ⑤間余裕も十分な時間が確保されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

初期条件の原子炉初期水位は，評価条件の通常運転水位に対し初期条件の原子炉水位は，評価条件の通常運転水位に対して最 ⑤て最確条件は通常運転水位以上であり，本評価条件の不確かさと確条件は通常運転水位以上であり，本評価条件の不確かさとしして，最確条件とした場合，評価条件で設定している原子炉初期て，最確条件とした場合は，評価条件で設定している原子炉水位

水位より高くなるため，有効燃料棒頂部まで水位が低下する時間

より高くなるため，原子炉水位が有効燃料棒頂部まで低下する時は長くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は間は長くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕大きくなる。

は大きくなる。

初期条件の原子炉初期圧力は，評価条件の大気圧に対して最確

初期条件の原子炉圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条件 ⑤

条件も大気圧であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とも大気圧であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件としたした場合，評価条件と同様であることから，事象進展に与える影

場合は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はな

響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。仮いことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。仮に，原子炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始時間が遅くなに，原子炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始時間は遅くなり，水位低下速度は緩やかになることから，評価項目となるパラ

り，原子炉水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパ

5.2-11

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
メータに対する余裕は大きくなる。

変更後ラメータに対する余裕は大きくなる※3。

初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容

初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容 ⑤器未開放に対して最確条件は事故事象毎であり，本評価条件の不器の未開放に対して最確条件は事故事象ごとに異なるものであ

確かさとして，最確条件とした場合，原子炉圧力容器未開放状態

り，本評価条件の不確かさとして，原子炉圧力容器の未開放時の場合は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はは，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないこ

なく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。原子炉圧とから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。原子炉

力容器開放状態の場合は，原子炉減圧操作が不要となるが，事象

圧力容器の開放時は，原子炉減圧操作が不要となるが，事象進展

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に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与影響は小さい。

える影響は小さい。

※ 原子炉圧力上昇による原子炉冷却材蒸発の抑制効果を考慮した評※3 原子炉圧力上昇による原子炉冷却材蒸発の抑制効果を考慮した評 ⑤

価価。

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ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配 ⑤員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操「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

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

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

に示す。

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

変更理由(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 ②（常設代替交流電源設備の遠隔（常設）による原子炉注水操作は，評価上の操作開始時間として，（常設）による原子炉注水操作は，評価上の操作開始時間として，事象発生から145分後を設定している。運転員等操作時間に与える事象発生から145分後を設定している。運転員等操作時間に与える ⑤

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は2系

運転操作は，認知に10分間，移動に20分間，操作所要時間に115分

列の非常用高圧母線の電源回復を想定しているが，低圧代替注水系

5.2-12起動化）

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

間の合計145分間 ※ であり,評価上の受電完了時間とほぼ同等であ(常設)は非常用高圧母線D系の電源回復後に運転可能であり，原子

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）

炉注水操作開始の時間が早まり，原子炉水位の回復が早まる可能性

による原子炉注水操作は，常設代替交流電源設備からの受電操作とがあることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。

変更理由

同時に実施するため，その影響を受けるが，実態の操作開始時間
は，評価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。
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，復水移送ポン ②（常設代替交流電源設備の遠隔プの起動操作が常設代替交流電源設備からの受電操作の影響を受けるが，低圧代替注水系（常設）は非常用高圧母線D系の電源回復後 ⑤に運転可能であり，原子炉注水操作開始の時間が早まり，原子炉水位の回復が早まる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，評価上の操作開始

操作条件の代替原子炉補機冷却系の運転操作は，評価上の操作開 ⑤

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

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

想定しているが，準備操作が想定より短い時間で完了することで操ることから，操作開始時間は評価上の想定より早まる可能性があ

作開始時間が早まる可能性があることから，運転員等操作時間に対る。

する余裕は大きくなる。

※

6,7号炉同時被災時において6,7号炉共通設備である第一ガスタ
ービン発電機起動を実施する号炉での対応時間を想定(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(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 ⑤（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（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評価上の設定とほぼ同等であることとして，実態の操作開始時間が早まり，原子炉水位の低下を緩和すから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

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

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，操作開始時間は評価上の想定より早まる可能は大きくなる。
操作条件の代替原子炉補機冷却系の運転操作は，運転員等操作時 ⑤性があるが，原子炉への注水をすでに実施しているため，評価項目間に与える影響として，操作開始時間は評価上の想定より早まる可となるパラメータに与える影響はない。

能性があるが，原子炉への注水をすでに実施していることから，評5.2-13

起動化）

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後（添付資料5.2.2）

価項目となるパラメータに与える影響はない。
（添付資料5.1.1, 5.1.6, 5.2.2） ⑤(2) 操作時間余裕の把握(2) 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

操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項 ⑤

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裕を確認し，その結果を以下に示す。

操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。

操作条件の常設代替交流電源設備からの受電及び低圧代替注水系

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 ⑤（常設）による原子炉注水操作は，当該操作に対する時間余裕につい（常設）による原子炉注水操作は，通常運転水位から放射線の遮蔽がて，通常運転水位から放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達する

維持される最低水位に到達するまでの時間は事象発生から約3時間，原までの時間は事象発生から約3時間,有効燃料棒頂部まで水位が低下す

子炉水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間は約5時間であり，事故をるまでの時間は約5時間であり，事故を検知して注水を開始するまでの認知して注水を開始するまでの時間が145分であるため，準備時間が確

145分は十分な時間余裕を確保できる時間である。

保できることから，時間余裕がある。

操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，事象発生後約20時間

操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，事象発生約20時間後 ⑤後の操作であり時間余裕がある。仮に操作が遅れる場合は，原子炉への操作であるため，準備時間が確保できることから，時間余裕があの注水は継続する。

る。仮に，操作が遅れる場合は，低圧代替注水系（常設）による原子（添付資料5.2.2）

炉への注水は継続する。
（添付資料5.1.1, 5.1.6, 5.2.2） ⑤(3) まとめ
評価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(3) まとめ
評価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 ⑤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

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，評価条件等の不確かさを考慮しても操作時裕を確認した。その結果，評価条件の不確かさが運転員等操作時間に間に対する十分な余裕時間を確保でき，評価項目となるパラメータ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

与える影響はない。

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，操作時間に対して一定の時間余裕がある。

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 ⑤
できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

5.2-14

変更理由

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

5.2.4 必要な要員及び資源の評価

5.2.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価(1) 必要な要員の評価

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」において，6号及び変更理由

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」において，6号及び ③（要員の運用変更）

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

7号炉同時の重大事故等対策時における事象発生10時間までの必要な要 ⑤

員は，「5.2.1(3)燃料損傷防止対策」に示すとおり18名である。「6.2員は，「5.2.1(3)燃料損傷防止対策」に示すとおり16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，

び緊急時対策要員等の64名で対処可能である。

緊急時対策要員等の64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

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」において，水源，事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」において，水源，

燃料及び電源は，「6.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価してい

燃料及び電源は，「6.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価している。その結果を以下に示す。

る。その結果を以下に示す。

ａ．水源

ａ．水源

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水について，7日間の対応

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水については，7日間の対 ②（送水ラインの変更）を考慮すると，号炉あたり約610m3 の水が必要となる。6号及び7号炉

応を考慮すると，号炉あたり約700m3 の水が必要となる。6号及び7号 ⑤（必要な水量の桁処理見直し）の同時被災を考慮すると，合計約1,220m3の水が必要である。水源と炉の同時被災を考慮すると，合計約1,400m3の水が必要である。水源

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

水量を保有している。これにより，6号及び7号炉の同時被災を考慮しの水量を保有している。これにより，6号及び7号炉の同時被災を考慮ても，注水によって復水貯蔵槽を枯渇することなく，必要な水量が確しても，注水によって復水貯蔵槽を枯渇させることなく，必要な水量保可能であり，7日間の継続実施が可能である。

が確保可能であり，7日間の継続実施が可能である。
（添付資料 5.2.3）

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（添付資料 5.2.3）
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 ②（免震重要棟の位置づけ変更に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。代替原子炉補機冷却設備

において合計約504kLの軽油が必要となる。代替原子炉補機冷却系専 ④（燃費修正）

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 ⑤

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。

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

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

5.2-15

伴う反映）①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

守的に事象発生直後からの可搬型大容量送水ポンプの運転を想定す

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

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。免ット用）の運転を想定すると，7日間の運転継続に号炉あたり約11kL

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・の軽油が必要となる。5号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源

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設備及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給について転を想定すると，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る。（6号及び7号炉 合計 約1,073kL)

約13kLの軽油が必要となる。（6号及び7号炉合計約613kL)

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

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 ②（第二GTGの位置づけ変更に伴

電機用燃料タンク（約 200kL）にて合計約 2,240kL の軽油を保有して電機用燃料タンク（約 100kL）にて合計約 2,140kL の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，常設代替交流電源設備

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 ②（免震重要棟の位置づけ変更にによる電源供給，代替原子炉補機冷却系の運転，免震重要棟内緊急による電源供給，代替原子炉補機冷却系の運転，5 号炉原子炉建屋内

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・

緊急時対策所用可搬型電源設備による電源供給及びモニタリング・

ポスト用発電機による電源供給について，7 日間の継続が可能であ

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。

る。
（添付資料 5.2.4）

ｃ．電源

う反映）
伴う反映）

（添付資料 5.2.4）
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 ②（常設代替交流電源設備の負荷

必 要 な負 荷と して ， 6 号 及 び 7 号炉 で 約 2,232kW （ 6 号炉： 約

必要な負荷として，6 号炉で約 1,594kW，7 号炉で約 1,560kW 必要と

1,104kW，7 号炉：約 1,128kW）必要となるが，常設代替交流電源設備

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

要負荷に対しての電源供給が可能である。

修正）

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

また，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニ ②（免震重要棟の位置づけ変更に

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

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。

給が可能である。

蓄電池の容量については，交流電源が復旧しない場合を想定して蓄電池の容量については，交流電源が復旧しない場合を想定しても，不要な直流負荷の切り離し等を行うことにより，24時間の直流も，不要な直流負荷の切り離し等を行うことにより，24時間の直流

電源供給が可能である。

電源供給が可能である。
（添付資料5.2.5）（添付資料5.2.5）

5.2-16

伴う反映）①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前
5.2.5 結論
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」では，原子炉の運転停変更後
5.2.5 結論
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」では，原子炉の運転停 ⑤

止中に全交流動力電源が喪失し，残留熱除去系等による崩壊熱除去機能を 止中に全交流動力電源が喪失し，残留熱除去系等による崩壊熱除去機能を喪失す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 喪失す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」に対する燃料損傷防止対策としては，初期の対策として，常設代替交 失」に対する燃料損傷防止対策としては，初期の対策として，常設代替交
流電源設備による交流電源供給手段，低圧代替注水系（常設）による原子 流電源設備による交流電源供給手段，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，代替原子炉補機冷却系を介し 炉注水手段，安定状態に向けた対策として，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉圧力容器の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」の重要事故シーケンス

た残留熱除去系による原子炉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」の重要事故シーケンス「外部電源喪失＋交流電源喪失＋崩壊熱除去・注水系失敗」について有効 「外部電源喪失＋交流電源喪失＋崩壊熱除去・注水系失敗」について有効性評価を行った。

上記の場合においても，常設代替交流電源設備による交流電源供給，低性評価を行った。

上記の場合においても，常設代替交流電源設備による交流電源供給，低 ⑤

圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替原子炉補機冷却系を介し 圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び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圧力容器の除熱を実施することにより，燃料 た残留熱除去系による原子炉除熱を実施することにより，燃料損傷するこ
損傷することはない。
その結果，有効燃料棒頂部の冠水，放射線遮蔽の維持及び未臨界の確保とはない。
その結果，有効燃料棒頂部の冠水，放射線遮蔽の維持及び未臨界の確保ができることから，評価項目を満足している。また，安定状態を維持でき ができることから，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。

評価条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間及び評価る。

評価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 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 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。

た場合でも一定の余裕がある。

5.2-17

変更理由

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前
重大事故等対策時に必要な要員は，当直長，当直副長，運転員及び緊急

変更後

変更理由

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 ⑤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。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
可能である。

以上のことから，事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」にお以上のことから，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替原 ⑤

いて，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替原子炉補機冷却 子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉除熱等の燃料損傷防止系を介した残留熱除去系による原子炉除熱等の燃料損傷防止対策は，選定 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 き，事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」に対して有効であンスグループ「全交流動力電源喪失」に対して有効である。

る。
非常用ディーゼル
発電機

タンクローリ（16kL）

原子炉格納容器
格納容器スプレイ・ヘッダ

Gen

外部電源

軽油タンク

逃がし安全弁主タービン系
へ

給水系
より

低圧代替注水系（常設）

常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）

原子炉圧力容器

復水移送
ポンプ

復水貯蔵槽

Ｂ

図 5.2.1

全交流動力電源喪失時の重大事故等対策の概略系統図（1/2）（原子炉減圧及び原子炉注水）

ＡＢ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ

第 5.2.1 図「全交流動力電源喪失」の重大事故等対策の概略系統図（1/2）（原子炉減圧及び原子炉注水）

5.2-18⑤

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由
非常用ディーゼル
発電機

原子炉格納容器
格納容器スプレイ・ヘッダ

タンクローリ（4kL,16kL）

逃がし安全弁

軽油タンク

外部電源

Gen

⑤

主タービン系へ

給水系
より

低圧代替注水系（常設）
可搬型代替交流電源設備（電源車）

原子炉圧力容器

復水移送
ポンプ
大容量送水車（熱交換器ユニット用）

海水Ｂ
熱交換器ユニット

Ａ

残留熱除去系ポンプ

常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）

取水ポンプ

図 5.2.2

全交流動力電源喪失時の重大事故等対策の概略系統図（2/2）

復水貯蔵槽

Ｂ

残留熱除去系ポンプ

第 5.2.2 図「全交流動力電源喪失」の重大事故等対策の概略系統図（2/2）（原子炉停止時冷却及び原子炉注水）（原子炉停止時冷却及び原子炉注水）

プラント前提条件
・プラント停止後1日目
・原子炉圧力容器閉鎖中
・原子炉格納容器開放中・主蒸気隔離弁全閉・非常用ディーゼル発電機（B）点検中
・残留熱除去系（A）原子炉停止時冷却モード運転中・残留熱除去系（B）停止中
・残留熱除去系（C）低圧注水モード待機中
・原子炉水位通常運転水位（通常，原子炉停止時冷却モード運転時は＋1550mm以上）（評価上の時刻）（0分）

全交流動力電源喪失発生（約10分後）早期の電源回復不能と判断⑤

凡例：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：評価上考慮しない操作・判断結果

※1
※2
※3

【有効性評価の対象とはしていないが，ほかに取り得る手段】
Ⅰ
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運転状態について確認する
常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
Ⅱ

常設代替交流電源設備が使用できない場合は第二代替交流電源設備により電源を供給する
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荒浜側緊急用高圧母線を受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）
大湊側緊急用高圧母線及び荒浜側緊急用高圧母線が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による非常用
低圧母線を受電する（電源容量により使用できる設備が限られる）回復は評価上考慮せず

非常用ディーゼ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※4
常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

代替原子炉補機冷却系
準備Ⅱ

燃料供給準備（タンクローリ（4kL,16kL）給油準備）

Ⅰ（約60分後）原子炉水温100℃到達

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※5

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※6中央制御室での逃がし安全弁
1個による原子炉減圧

常設代替交流電源設備以外による非常用電源供給
・第二代替交流電源設備による電源供給
・可搬型代替交流電源設備による荒浜側緊急用高圧母線受電・可搬型代替交流電源設備による非常用低圧母線受電

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

可搬型代替交流電源設備は常設代替交流電源設備と同等の電源供給開始不可

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備が完了※7（145分後）復水移送ポンプ1台を用いた
低圧代替注水（常設）による
原子炉注水

原子炉水位回復（20時間後）※8（約20時間後）タンクローリ（4kL,16kL）
による給油準備完了

代替原子炉補機冷却系
準備が完了
原子炉水位回復後は蒸発量に応じた原子炉注水を実施（適宜実施）
残留熱除去系準備※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（20時間後）※2
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

残留熱除去系による崩壊熱除去機能回復※3
重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は退避を実施する
逃がし安全弁「全閉」※4
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む※5
約1時間後に原子炉水温が100℃に到達する
代替原子炉補機冷却系を使用した原子炉停止時冷却モードにより冷却を継続し，機能喪失している設備の復旧に努める

使用済燃料プール冷却開始

原子炉の状態が静定後使用済燃料プール冷却を再開する※6
評価上原子炉圧力容器を大気圧状態に維持するため逃がし安全弁を「開」する※7
原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する
注水前の原子炉最低水位は有効燃料棒頂部（TAF）+2.9ｍ（レベル2+約300mm）となる※8
原子炉水位計（広帯域）にて水位回復を確認する

図 5.2.3 全交流動力電源喪失時の対応手順の概要

第 5.2.3 図 「全交流動力電源喪失」の対応手順の概要

5.2-19

可搬設備への燃料補給

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由
②（常設代替交流電源設備の遠隔

全交流動力電源喪失

経過時間（分）起動化による操作内容の修

備考
10

実施箇所・必要人員数

責任者

当直長
6号

当直副長

1人

7号

当直副長

1人

緊急時対策本部要員

5人

指揮者

操作項目

運転員
（中央制御室）

状況判断

40

50

60

70

90

100

110

120

130

140

150

160

170

180

190

200

210

220

230

145分 原子炉注水開始

正）約60分 原子炉水温100℃到達

操作の内容

約60分

中央制御室連絡
発電所外部連絡

運転員
（現場）

80

プラント状況確認

各号炉運転操作指揮

通報連絡者

30

事象発生
中央監視
緊急時対策本部連絡1人

20

常設代替交流電源設備による給電開始

緊急時対策要員
（現場）

⑤

6号

7号

6号

7号

6号

7号

1人
A

1人
a

－

－

－

－

・全交流動力電源喪失確認

－

－

－

－

－

－

・非常用ディーゼル発電機

10分

機能回復

交流電源回復操作

対応可能な要員により対応する（評価上考慮せず）

原子炉減圧操作

－

－

－

－

－

・外部電源

（1人）
a

－

－

－

－

・逃がし安全弁 1個による手動減圧操作

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・非常用高圧母線D系

・放射線防護装備準備

回復

受電前準備（中央制御室）

－

－

2人
C,D

2人
c,d

－

－

－

－

(2人)
C,D

(2人)
c,d

－

－

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・第一ガスタービン発電機

起動

常設代替交流電源設備運転（第一ガスタービン発電機）

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・第一ガスタービン発電機

給電

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・非常用高圧母線D系

受電確認

10分

常設代替交流電源設備からの

(2人)
c,d

10分

受電操作

10分

－

－

－

・非常用高圧母線D系

受電

（1人）
a

－

－

－

－

・非常用高圧母線C系

受電前準備（中央制御室）

－

－

(2人)
C,D

(2人)
c,d

－

－

・現場移動
・非常用高圧母線C系

受電前準備

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・非常用高圧母線C系

受電確認

10分

－

－

(2人)
C,D

(2人)
c,d

－

－

・非常用高圧母線C系

受電

10分

準備操作

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・復水移送ポンプ起動／運転確認
・低圧代替注水系（常設） 系統構成

注水操作

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・残留熱除去系

受電操作

低圧代替注水系（常設）20分－

受電準備操作

低圧代替注水系（常設）

50分

受電前準備

（1人）
A

常設代替交流電源設備からの非常用高圧母線C系

10分

・現場移動

(2人)
C,D

常設代替交流電源設備からの非常用高圧母線C系

並行して実施する

20分

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）

・非常用高圧母線D系

非常用高圧母線受電確認と5分

常設代替交流電源設備からの非常用高圧母線D系 受電準備操作

非常用高圧母線D系

図 5.2.4－（1人）
A

全交流動力電源喪失時の作業と所要時間(1/2)

第 5.2.4 図

20分

50分

15分

注入弁操作

原子炉水位回復後、蒸発量に応じた注水「全交流動力電源喪失」の作業と所要時間(1/2)②（給油準備作業時間の見直し）

全交流動力電源喪失

経過時間（時間）
備考
9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

実施箇所・必要人員数
操作項目

低圧代替注水系（常設）運転員（中央制御室）

注水操作

運転員
（現場）

緊急時対策要員
（現場）

6号

7号

6号

7号

6号

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

－

－

－

20時間

操作の内容

崩壊熱除去機能回復

7号－

・残留熱除去系

原子炉水位回復後，蒸発量に応じた注水

注入弁操作

10分
・放射線防護装備準備／装備
燃料給油準備2人
燃料給油作業

代替原子炉補機冷却系

－

－

－

－

－

－

－

－

－

（2人）
C,D

－

（2人）
c,d

－

－

－

－

－

－

－

－

燃料給油作業

－

－

－

－

適宜実施

・第一ガスタービン発電機用燃料タンクへの給油－－

・放射線防護装備準備

－

－

・現場移動
・代替原子炉補機冷却系

13人
（参集）

13人
（参集）

10分

300分

現場系統構成残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）
起動操作

再開

必要人員数

※1，※2

※1，※2

10分

・放射線防護装備準備・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

10時間

・軽油タンクからタンクローリ（4kL）への補給

※1
（2人）
※2

※2

－

－

－
（3人）

（3人）

（1人）
a

－

－

－

－

・原子炉停止時冷却モード

起動準備

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・原子炉停止時冷却モード

起動

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・原子炉停止時冷却モード運転による原子炉状態監視

－

－

（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・代替原子炉補機冷却系が供給していない側の燃料プール冷却浄化系熱交換器を隔離する

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・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

・再起動準備としてろ過脱塩器の隔離およびスキマサージタンクへの補給を実施する

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・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
・必要に応じてスキマサージタンクへの補給を実施する

1人
A

1人
a

2人
C,D

2人
c,d

（

タンクから補給

適宜実施

・大容量送水車（熱交換器ユニット用）への給油－

合計

タンクローリ（4kL）残量に応じて適宜軽油140分・電源車への給油

（1人）
A

運転

起動準備

使用済燃料プール冷却（評価上考慮せず）

タンクローリ（16kL）残量に応じて適宜軽油タンクから補給

120分

準備操作

残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）

全交流動力電源喪失時の作業と所要時間(2/2)－

燃料給油準備代替原子炉補機冷却系

図 5.2.4－

10分

・軽油タンクからタンクローリ（16kL）への補給

・代替原子炉補機冷却系

適宜実施

運転状態監視

20分

10分

適宜実施

60分
燃料プール水温「77℃」以下維持要員を確保して対応する

30分

30分

2人
（その他参集26人））内の数字は他の作業終了後 ，移動して対応する人員数。

第 5.2.4 図「全交流動力電源喪失」の作業と所要時間(2/2)

5.2-20⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 5.2.5

原子炉水位の推移

第 5.2.5 図

5.2-21

原子炉水位の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 5.2.6

原子炉水位と線量率

第 5.2.6 図

5.2-22

原子炉水位と線量率

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
表 5.2.1

全交流動力電源喪失時における重大事故等対策について変更後
第 5.2.1 表「全交流動力電源喪失」の重大事故等対策について

変更理由②（計器名称の変更）⑤

表 5.2.2

主要評価条件（全交流動力電源喪失）（1／2）

第 5.2.2 表

5.2-23

主要評価条件（全交流動力電源喪失）（1/2）⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
表 5.2.2

主要評価条件（全交流動力電源喪失）（2／2）

変更後
第 5.2.2 表

5.2-24

主要評価条件（全交流動力電源喪失）（2/2）

変更理由⑤

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

5.3 原子炉冷却材の流出

5.3 原子炉冷却材の流出

5.3.1 事故シーケンスグループの特徴，燃料損傷防止対策

5.3.1 事故シーケンスグループの特徴，燃料損傷防止対策(1)事故シーケンスグループ内の事故シーケンス(1)事故シーケンスグループ内の事故シーケンス

事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」において，燃料損

事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」に含まれる事故シ ⑤

傷防止対策の有効性を確認する事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整ーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとお理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「原子炉冷却材流出（CRD 点

り，①「原子炉冷却材流出（CRD 点検（交換）時の作業誤り）＋崩壊熱

検（交換）時の作業誤り）＋崩壊熱除去・注水系失敗」，②「原子炉冷除去・注水系失敗」，②「原子炉冷却材流出（LPRM 点検（交換）時の作却材流出（LPRM 点検（交換）時の作業誤り）＋崩壊熱除去・注水系失業誤り）＋崩壊熱除去・注水系失敗」，③「原子炉冷却材流出（RIP 点敗」，③「原子炉冷却材流出（RIP 点検時の作業誤り）＋崩壊熱除去・検時の作業誤り）＋崩壊熱除去・注水系失敗」，④「原子炉冷却材流出

注水系失敗」，④「原子炉冷却材流出（CUW ブロー時の操作誤り）＋崩（CUW ブロー時の操作誤り）＋崩壊熱除去・注水系失敗」及び⑤「原子壊熱除去・注水系失敗」及び⑤「原子炉冷却材流出（RHR 切り替え時の炉冷却材流出（RHR 切替え時のミニマムフロー弁操作誤り）＋崩壊熱除

ミニマムフロー弁操作誤り）＋崩壊熱除去・注水系失敗」である。

去・注水系失敗」である。

(2) 事故シーケンスグループの特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方(2) 事故シーケンスグループの特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え
方

事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」では，運転停止中に事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」では，原子炉の運 ⑤

原子炉冷却材圧力バウンダリに接続された系統から，運転員の誤操作等

転停止中に原子炉冷却材圧力バウンダリに接続された系統から，運転により系外への原子炉冷却材の漏えいが発生し，崩壊熱除去機能が喪失

員の誤操作等により系外への原子炉冷却材の流出が発生し，崩壊熱除することを想定する。このため，緩和措置がとられない場合には，原子去機能が喪失することを想定する。このため，原子炉冷却材の流出及炉冷却材の流出及び燃料の崩壊熱による蒸発に伴い原子炉冷却材が減少

び燃料の崩壊熱による蒸発に伴い原子炉冷却材が減少することから，し，燃料損傷に至る。

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燃料が露出し，燃料損傷に至る。

本事故シーケンスグループは，原子炉冷却材の漏えいによって燃料本事故シーケンスグループは，原子炉冷却材の流出によって燃料損 ⑤損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，運転停止中に傷に至る事故シーケンスグループである。このため，運転停止中の原おける燃料損傷防止対策の有効性評価には，注水機能に対する重大事

子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価には，注水機能に対する故等対処設備に期待することが考えられる。

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，原子炉圧力容器からしたがって，本事故シーケンスグループでは，原子炉圧力容器から ⑤の原子炉冷却材流出の停止や，残留熱除去系（低圧注水モード）によの原子炉冷却材流出の停止や，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を行うことで必要量の原子炉冷却材を確保することによる原子炉注水を行うことで必要量の原子炉冷却材を確保することによって，燃料損傷の防止を図る。また，残留熱除去系（原子炉停止時冷って，燃料損傷の防止を図る。また，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転により最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことに却モード）運転による最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことに

5.3-1

変更理由

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

より，原子炉除熱を行う。

より，原子炉を除熱する。

(3) 燃料損傷防止対策(3) 燃料損傷防止対策

事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」における機能喪⑤

事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」における機能喪失 ⑤失に対して，燃料が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却をに対して，燃料が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可可能とするため，運転員による原子炉冷却材流出の停止及び残留熱除能とするため，運転員による原子炉冷却材流出の停止及び残留熱除去

去系による原子炉注水手段を整備する。これらの対策の概略系統図を系による原子炉注水手段を整備する。これらの対策の概略系統図を第図 5.3.1 及び図 5.3.2 に，対応手順の概要を図 5.3.3 に示すとともに，5.3.1 図及び第 5.3.2 図に，手順の概要を第 5.3.3 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における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 5.3.1 に示す。

設備と操作手順の関係を第 5.3.1 表に示す。

本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，6

変更理由

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，6 ③（要員の運用変更）

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 ⑤員及び緊急時対策要員で構成され，合計 14 名である。その内訳は次の転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 14 名である。その内訳は次とおりである。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

任），当直副長 2 名※，運転操作対応を行う運転員 6 名である。発電所構兼任），当直副長 2 名，運転操作対応を行う運転員 6 名である。発電所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

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は 5 名である。必要な要員と作業項目について図 5.3.4 に示す。

員は 5 名である。必要な要員と作業項目について第 5.3.4 図に示す。

なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業

なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業 ③（要員の運用変更）

項目を重要事故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，項目を重要事故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，14 名で対処可能である。

14 名で対処可能である。

※原子炉停止中の6号及び7号炉における体制は，必ずしも当直副長2名ではなくケースによっては当直副長1名，運転員1名の場合もある

a. 原子炉冷却材圧力バウンダリ外への原子炉冷却材流出確認
運転停止中に原子炉冷却材圧力バウンダリに接続された系統から，

ａ．原子炉冷却材圧力バウンダリ外への原子炉冷却材流出確認
原子炉の運転停止中に原子炉冷却材圧力バウンダリに接続された系 ⑤

運転員の誤操作等により系外への原子炉冷却材の漏えいが発生し，崩統から，運転員の誤操作等により系外への原子炉冷却材の流出が発生

壊熱除去機能が喪失する。

する。原子炉冷却材の流出が長時間継続した場合，原子炉水位が低下
し残留熱除去系の運転が継続できなくなることから崩壊熱除去機能喪失に至る。

原子炉冷却材圧力バウンダリ外への原子炉冷却材流出を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位計である。

原子炉冷却材圧力バウンダリ外への原子炉冷却材流出を確認するた ⑤めに必要な計装設備は，原子炉水位である。

5.3-2

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
b. 原子炉冷却材圧力バウンダリ外への原子炉冷却材流出停止確認

変更後

変更理由

ｂ．原子炉冷却材圧力バウンダリ外への原子炉冷却材流出停止確認

原子炉冷却材圧力バウンダリに接続された系統から漏えいしてい

原子炉冷却材圧力バウンダリに接続された系統から漏えいしている箇所の隔離を行うことで，原子炉冷却材流出が停止することを確る箇所の隔離を行うことで，原子炉冷却材流出が停止することを確

認する。

認する。
隔離操作完了により，正常な原子炉停止時冷却モードの運転とな ④（操作手順との整合）る。

原子炉冷却材圧力バウンダリ外への原子炉冷却材流出停止を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位計である。
c. 残留熱除去系（低圧注水モード）運転による原子炉注水
原子炉冷却材流出により低下した原子炉ウェル水位を回復するた

原子炉冷却材圧力バウンダリ外への原子炉冷却材流出停止を確認 ⑤するために必要な計装設備は，原子炉水位である。
ｃ．残留熱除去系（低圧注水モード）運転による原子炉注水
原子炉冷却材流出により低下した原子炉水位を回復するため，中 ⑤

め，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系（低圧注水モー

央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系（低圧注水モード）運ド）で待機中の残留熱除去系ポンプを起動し，原子炉注水を実施す

転による原子炉注水を開始し，原子炉水位を回復する。

る。これにより，原子炉ウェル水位は回復する。
残留熱除去系（低圧注水モード）運転による原子炉注水を確認す ⑤
るために必要な計装設備は，残留熱除去系系統流量等である。
5.3.2 燃料損傷防止対策の有効性評価

5.3.2 燃料損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法

本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケ

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 ⑤

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，事ンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，事象認知までに要する時間（点検作業に伴う原子炉冷却材の流出事象は象認知までに要する時間（点検作業に伴う原子炉冷却材の流出事象は検知が容易）及び原子炉冷却材の流出量の観点から，「原子炉冷却材流検知が容易）及び原子炉冷却材の流出量の観点から，「原子炉冷却材流出（RHR 切り替え時のミニマムフロー弁操作誤り）＋崩壊熱除去・注水

出（RHR 切替え時のミニマムフロー弁操作誤り）＋崩壊熱除去・注水系系失敗」である※1。

失敗」である※1。

残留熱除去系は通常，3 系統あるうち 1 系統又は 2 系統を用いて，崩残留熱除去系は通常，3 系統あるうち 1 系統又は 2 系統を用いて，崩 ⑤

壊熱除去を実施しており，作業や点検等に伴い系統切替を実施する場

壊熱除去を実施しており，作業や点検等に伴い系統切替えを実施する合がある。系統切替にあたって，原子炉冷却材が系外に流出しないよ場合がある。系統切替えに当たって，原子炉冷却材が系外に流出しな

うに系統構成を十分に確認して行うが操作の誤り等によって原子炉冷

いように系統構成を十分に確認して行うが，操作の誤り等によって原却材が系外に流出する事象を想定している。

子炉冷却材が系外に流出する事象を想定している。

5.3-3

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前「残留熱除去系切替時のミニマムフロー弁操作誤り」は原子炉冷却変更後「残留熱除去系切替え時のミニマムフロー弁操作誤り」は原子炉冷 ⑤

材流出事象発生時の検知が他の作業等よりも困難な事象であり，原子却材流出事象発生時の検知が他の作業等よりも困難な事象であり，原炉圧力容器の上蓋が開放されている「POS B 原子炉ウェル満水状態」が

子炉圧力容器の上蓋が開放されている「POS B 原子炉ウェル満水状

検知性及び放射線遮蔽の考慮の観点で最も厳しい想定である。なお，

態」が検知性及び放射線遮蔽の考慮の観点で最も厳しい想定である。

有効燃料棒頂部まで原子炉水位が低下するまでの時間余裕という観点

なお，有効燃料棒頂部まで原子炉水位が低下するまでの時間余裕といでは原子炉未開放状態が厳しくなるが，その場合であっても 2 時間以上う観点では原子炉未開放状態が厳しくなるが，その場合であっても 2 時の時間余裕※2 があり，かつ，原子炉水位計による警報発生や緩和設備

間以上の時間余裕※2 があり，かつ，原子炉水位計による警報発生，緩の起動などに期待できるため，原子炉開放時と比べて速やかな検知と和設備の起動等に期待できるため，原子炉開放時と比べて速やかな検注水が可能であり，評価項目を満足できる。したがって，当該プラン

知と注水が可能であり，評価項目を満足できる。したがって，当該プ

ト状態において評価項目を満足することを確認することにより，運転ラント状態を基本とし，他のプラント状態も考慮した想定において評停止中の他のプラント状態においても，評価項目を満足できる。

価項目を満足することを確認することにより，運転停止中の他のプラント状態においても，評価項目を満足できる。

本重要事故シーケンスでは，操作の誤り等による原子炉冷却材の系

本重要事故シーケンスでは，操作の誤り等による原子炉冷却材の系

外流出により原子炉水位が低下するが，有効燃料棒頂部の冠水及び未外流出により原子炉水位が低下するが，有効燃料棒頂部の冠水及び未臨界を維持できることを評価する。さらに，原子炉水位が放射線の遮臨界を維持できることを評価する。さらに，原子炉水位が放射線の遮蔽が維持される水位を確保できることを評価する。

蔽が維持される水位を確保できることを評価する。

また，評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故シ

また，評価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。

ラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。

※1※1

RHR 切り替え時のミニマムフロー弁操作誤りによる流出量は他の冷却材流出事象と比べて

RHR 切替え時のミニマムフロー弁操作誤りによる流出量は他の原 ⑤

流出量が大きい（別紙 1 3 添付資料 3.1.2.c-3 冷却材流出事象の流出量及び余裕時間の算

子炉冷却材流出事象と比べて流出量が大きい（付録 1 別添 柏崎刈羽

出方法について）原子力発電所６号及び 7 号炉確率論的リスク評価(PRA)について 添
付資料 3.1.2.c-3
について）

5.3-4

冷却材流出事象の流出量及び余裕時間の算出方法

変更理由

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前
※2

変更後

流出により通常運転水位から残留熱除去系の吸込配管の高さまで水位が低下後，蒸発により水位が有効燃料棒頂部まで低下するまでの時間（停止 1 日後想定）

※2

変更理由

流出により通常運転水位から残留熱除去系の吸込配管の高さまで ⑤水位が低下後，蒸発により水位が有効燃料棒頂部まで低下するまでの時間（停止 1 日後の崩壊熱を想定）（添付資料 5.3.1, 5.3.2）(2) 有効性評価の条件（添付資料 5.3.1, 5.3.2）(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評価条件

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評価条件を ⑤を表 5.3.2 に示す。また，主要な評価条件について，本重要事故シーケ

第 5.3.2 表に示す。また，主要な評価条件について，本重要事故シー

ンス特有の評価条件を以下に示す。

ケンス特有の評価条件を以下に示す。

ａ．初期条件ａ．初期条件(a) 原子炉圧力容器の状態(a) 原子炉圧力容器の状態

原子炉圧力容器の開放時について評価する。原子炉未開放時にお原子炉圧力容器の開放時について評価する。原子炉未開放時にお ⑤

いては原子炉水位計による警報発生や緩和設備の起動などに期待でいては原子炉水位計による警報発生，緩和設備の起動等に期待でききる。また，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）の吸込配管る。また，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）の吸込配管がが有効燃料棒頂部より高い位置にあるため，有効燃料棒頂部が露出

有効燃料棒頂部より高い位置にあるため，有効燃料棒頂部が露出す

する前に流出が停止する。

る前に流出が停止する。

(b) 原子炉初期水位及び原子炉初期水温(b) 原子炉初期水位及び原子炉初期水温

事象発生前の原子炉の初期水位は，ウェル満水の水位とし，保有事象発生前の原子炉の初期水位は，原子炉ウェル満水の水位と ⑤水量を厳しく見積もるため，燃料プールと原子炉ウェルの間に設置

し，保有水量を厳しく見積もるため，使用済燃料プールと原子炉ウされているプールゲートは閉を仮定する。また，原子炉初期水温はェルの間に設置されているプールゲートは閉を仮定する。また，原52℃とする。

子炉初期水温は 52℃とする。

ｂ．事故条件ｂ．事故条件(a) 原子炉冷却材のサプレッション・チェンバへの流出量(a) 起因事象

残留熱除去系の系統切替時の原子炉冷却材流出を想定する。具体

起因事象として，残留熱除去系の系統切替え時に原子炉冷却材が ⑤

的には，最小流量バイパス弁（以下，ミニマムフロー弁とする）の流出するものとする。具体的には，ミニマムフロー弁の閉操作忘れ

閉操作忘れの人的過誤による原子炉冷却材のサプレッション・チェ

の人的過誤による原子炉冷却材のサプレッション・チェンバへの流

3

ンバへの流出を想定し，流出量は約 87m /h とする。

⑤

出を想定し，流出量は約 87m3/h とする。

5.3-5

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

(b) 崩壊熱による原子炉水温の上昇及び蒸発について

変更理由(b) 崩壊熱による原子炉水温の上昇及び蒸発

本想定事象では崩壊熱除去機能喪失を仮定した場合においても，⑤

本想定事象では崩壊熱除去機能喪失を仮定した場合も，事象発生 ⑤

事象発生から安定状態に至る時間に対して，原子炉水温が 100℃にから安定状態に至る時間に対して，原子炉水温が 100℃に到達する

到達するまでの時間が事象発生より 5 時間以上と長いため，崩壊熱までの時間が事象発生から 5 時間以上と長いため，崩壊熱による原による原子炉水温の上昇及び蒸発については，考慮しない。

子炉水温の上昇及び蒸発については，考慮しない。

(c) 外部電源(c) 外部電源

外部電源は使用できないものと仮定し，非常用ディーゼル発電機

外部電源は使用できないものと仮定し，非常用ディーゼル発電機によって給電を行うものとする。

によって給電を行うものとする。

ｃ．重大事故等対策に関連する機器条件

ｃ．重大事故等対策に関連する機器条件(a)残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水流量(a) 残留熱除去系（低圧注水モード）
3

残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水流量は 954m /hを設定するものとする。

⑤
3

残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水流量は 954m /h ⑤とする。

ｄ．重大事故等対策に関連する操作条件

ｄ．重大事故等対策に関連する操作条件

運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。

(a)残留熱除去系（停止時冷却モード）運転中の残留熱除去系ポンプミ

運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。

(a) 残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転中の残留熱除去系 ⑤

ニマムフロー弁閉止及び待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）

ポンプミニマムフロー弁閉止及び待機中の残留熱除去系（低圧注水による原子炉注水は，原子炉ウェル水位低下確認後，原因調査を開モード）による原子炉注水は，原子炉水位低下確認後，原因調査を始し，事象発生から2時間後に実施するものとする。

開始し，事象発生から 2 時間後に実施するものとする。

なお，本評価事象においては漏えい箇所の隔離が容易であるた

なお，本評価事象においては漏えい箇所の隔離が容易であるため，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水操作は残留め，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水操作は残熱除去系ポンプミニマムフロー弁閉止操作完了後に実施するものと留熱除去系ポンプミニマムフロー弁閉止操作完了後に実施するもしている。ただし，両操作とも水位低下を認知して実施する操作でのとしている。ただし，両操作とも水位低下を認知して実施するあり, 事象によっては原子炉注水操作を残留熱除去系ポンプミニマ

操作であり, 事象によっては原子炉注水操作を残留熱除去系ポン

ムフロー弁閉止操作完了前に実施することもある。

プミニマムフロー弁閉止操作完了前に実施することもある。

（添付資料 5.3.2）（添付資料 5.3.2）

5.3-6

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスの事象進展を図 5.3.3 に，原子炉水位の推移を図 5.3.5 に，原子炉水位と線量率の関係を図 5.3.6 に示す。

a. 事象進展
事象発生後，原子炉冷却材が流出することにより，原子炉水位は

変更後

変更理由

(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水位の推移を第 5.3.5 図に， ⑤原子炉水位と線量率の関係を第 5.3.6 図に示す。

a. 事象進展
事象発生後，原子炉冷却材が流出することにより，原子炉水位は ④（操作手順との整合）低下し始めるが，原子炉水位の低下により異常事象を認知し，事象低下し始めるが，原子炉水位の低下により異常事象を認知し，事象発生から 2 時間経過した時点で，待機中の残留熱除去系ポンプを起発生から 2 時間経過した時点で，残留熱除去系ポンプミニマムフロ

動し，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を行う。

ー弁閉止操作完了後，待機中の残留熱除去系ポンプを起動し，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を行う。

その後は，原子炉冷却材流出口を隔離することによって流出を止め，また，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転により崩壊熱除去機能を回復する。
線量率の評価点は原子炉建屋最上階の床付近としており，有効燃
料棒頂部の約 15m 上の水位での線量率は 1.0×10-3mSv/h 以下であり，その後は，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転により ④（操作手順との整合）
崩壊熱除去機能を回復する。
線量率の評価点は原子炉建屋最上階の床付近としており，有効燃
料棒頂部の約 15m 上の水位での線量率は 1.0×10-3mSv/h 以下であり，この水位において放射線の遮蔽は維持されている。

この水位において放射線の遮蔽は維持されている。
b．評価項目等
原子炉水位は，図 5.3.5 に示すとおり，有効燃料棒頂部の約 15m 上まで低下するにとどまり，燃料は冠水維持される。
原子炉水位が有効燃料棒頂部の約 15m 上の場合での線量率はb．評価項目等
原子炉水位は，第 5.3.5 図に示すとおり，有効燃料棒頂部の約 15m ⑤上まで低下するに留まり，燃料は冠水維持される。
第 5.3.6 図に示すとおり，必要な遮蔽が維持できる水位（必要な ⑤

1.0×10－3mSv/h 以下であり，必要な遮蔽の目安と考える 10mSv/h※と遮蔽の目安とした 10mSv/h が維持される水位）※3 である有効燃料棒比べて低い値であることから，放射線の遮蔽は維持されている。

頂部の約 3.0m 上を下回ることがないため，放射線の遮蔽は維持される。なお，線量率の評価点は原子炉建屋最上階の床付近としている。

また，全制御棒全挿入状態が維持されているため，未臨界は確保されている。

また，全制御棒全挿入状態が維持されているため，未臨界は確保されている。

原子炉水位回復後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運原子炉水位回復後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転による原子炉圧力容器除熱を行うことで，安定状態を維持でき

転による原子炉圧力容器除熱を行うことで，安定状態を維持でき

5.3-7

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

る。

変更理由

る。

本評価では，「1.2.4.2 有効性を確認するための評価項目の設

本評価では，「1.2.4.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認し定」に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。

た。

※必要な遮蔽の目安は緊急作業時の被ばく限度(100mSv)等と比べ，十分余裕のある値であ※3 必要な遮蔽の目安は緊急作業時の被ばく限度(100mSv)等と比べ， ④（線量率の実績値の調査範囲のり，かつ定期検査作業での原子炉建屋最上階における現場作業の実績値（約 6mSv/h）を余裕を考慮し，また通常時の現場線量率での実績値(蒸気乾燥器

拡充及びそれに伴う実績値見

考慮した値（10mSv/h）とする。この線量率となる水位は有効燃料棒頂部の約 3m 上（通常の取り付け又は取り外し作業の実績

直し）

水位から約 14m 下）の位置である。

原子力発電所 7 号炉 約 11mSv/h)を参考として設定する。この線 ⑤ （ 有 効 桁 数 に 関 す る 記 載 の 整（添付資料 5.1.6，5.3.3）

平成 23 年 10 月

柏崎刈羽

量率となる水位は有効燃料棒頂部の約 3.0m 上（原子炉ウェル満水から約 14m 下）の位置である。
なお，前述する現場線量率での実績値は設置する遮蔽体の遮蔽効
果に期待しない場合の測定点の値であり，設置する遮蔽体の遮蔽効果に期待する場合の測定点の値では約 1mSv/h となり，必要な遮蔽の目安（10mSv/h）以下であった。このように，通常作業に対する作業員の放射線影響は，線源との離隔距離を確保する，作業時間を短くする，遮蔽を実施するなど，過度な被ばくをしないよ
うに運用面も含んだ対策が可能である。
（添付資料 4.1.2, 5.1.6，5.3.3）

5.3.3 評価条件の不確かさの影響評価
評価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5.3.3 評価条件の不確かさの影響評価
評価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 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するものとする。
本重要事故シーケンスは，事象進展が緩やかであり，運転員等操作であ評価するものとする。
本重要事故シーケンスは，事象進展が緩やかであり，運転員等操作である待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）により，水位を回復させるこ る待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）により，水位を回復させるとが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，待機 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，中の残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水操作とする。

待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水操作とす
る。

5.3-8

合）
⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

(1) 評価条件の不確かさの影響評価(1) 評価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

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，

変更理由

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， ⑤

表 5.3.2 に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確

第 5.3.2 表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最条件とした場合の影響を確認する。また，評価条件の設定に当たっ

確条件とした場合の影響を確認する。また，評価条件の設定に当たては，原則，評価項目に対する余裕が小さくなるような設定としてっては，評価項目に対する余裕が小さくなるような設定があることいることから,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事象発生前の原子炉初期水温，原子炉初期水位及び原子炉圧力容器する影響評価の結果を以下に示す。

の状態，プールゲートの状態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
初期条件の原子炉初期水温は評価条件の 52℃に対して最確条件（a）運転員等操作時間に与える影響
初期条件の原子炉水温は評価条件の 52℃に対して最確条件は約 ④（最確条件の修正）は約 29℃～約 37℃であり，本評価条件の不確かさとして，最確条

37℃～約 48℃であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件と ⑤件とした場合，評価条件で設定している原子炉初期水温より低くした場合は，評価条件で設定している原子炉水温より低くなり，なるため，時間余裕が長くなることが考えられるが，原子炉冷却沸騰開始時間は遅くなるため，原子炉水位が有効燃料棒頂部まで

材流出の停止及び注水操作は原子炉冷却材流出の認知を起点とす

低下する時間は長くなり，原子炉冷却材流出の停止及び注水操作

る操作であるため，運転員等操作時間に与える影響はない。

は原子炉冷却材流出の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

初期条件の原子炉初期水位は評価条件のウェル満水に対して最初期条件の原子炉水位は，評価条件の原子炉ウェル満水に対し ⑤

確条件は事故事象毎に異なる。原子炉ウェル水張り実施中において最確条件とした場合は，事故事象ごとに異なり，原子炉ウェルては，評価条件よりも原子炉初期水位は低くなるが，既に原子炉水張り実施中においては，評価条件よりも原子炉初期水位は低く注水を実施しており，また原子炉冷却材流出の停止のための隔離なるが，既に原子炉注水を実施しており，また原子炉冷却材流出

操作は，原子炉冷却材流出の認知を起点とする操作であるため，の停止のための隔離操作は，原子炉冷却材流出の認知を起点とす

運転員等操作時間に与える影響はない。

る操作であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

初期条件のプールゲートの状態は評価条件の閉状態に対して最初期条件のプールゲートの状態は評価条件のプールゲート閉に ⑤

確条件は開状態であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件

対して最確条件はプールゲート開であり，評価条件の不確かさととした場合，評価条件で設定している保有水量より多くなるた

して，最確条件とした場合は，評価条件で設定している保有水量

め，有効燃料棒頂部まで水位が低下するまでの時間余裕は長くな

より多くなるため，原子炉水位が有効燃料棒頂部まで低下する時

るが，原子炉冷却材流出の停止及び注水操作は原子炉冷却材流出間は長くなるが，原子炉冷却材流出の停止及び注水操作は原子炉の認知を起点とする操作であるため，運転員等操作時間に与える

冷却材流出の認知を起点とする操作であることから，運転員等操5.3-9

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
影響はない。

初期条件の原子炉圧力容器の状態について評価条件の原子炉圧変更後作時間に与える影響はない。

初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容 ⑤

力容器の開放状態に対して最確条件は事故事象毎に異なる。原子器の開放に対して最確条件は事故事象ごとに異なる。原子炉圧力炉圧力容器未開放状態の場合は原子炉水位計による警報発生及び容器の未開放時は，原子炉水位計による警報発生，緩和設備の起緩和設備の起動等により原子炉冷却材流出の認知が早まるため，動等により原子炉冷却材流出の認知が早まるため，運転員等操作

運転員等操作時間が早くなり，原子炉圧力容器開放状態の場合

時間が早くなり，原子炉圧力容器の開放時は，評価条件と同様とは，評価条件と同様となるが，原子炉冷却材流出の停止及び注水なるが，原子炉冷却材流出の停止及び注水操作は原子炉冷却材流操作は原子炉冷却材流出の認知を起点とする操作であるため，運出の認知を起点とする操作であることから，運転員等操作時間に転員等操作時間に与える影響はない。

与える影響はない。

（b）評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の原子炉初期水温について，評価条件の 52℃に対して

変更理由（b）評価項目となるパラメータに与える影響④（最確条件の修正）

初期条件の原子炉水温について，評価条件の 52℃に対して最確 ⑤

最確条件は約 29℃～約 37℃であり，本評価条件の不確かさとし条件は約 37℃～約 48℃であり，評価条件の不確かさとして，最確て，最確条件とした場合，評価条件で設定している原子炉初期水条件とした場合は，評価条件で設定している原子炉初期水温より温より低くなることから，原子炉水位の回復は早くなり，評価項

低くなり，沸騰開始時間は遅くなるため，原子炉水位が有効燃料目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

棒頂部まで低下する時間は長くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

初期条件の原子炉初期水位及び原子炉圧力容器の状態につい

初期条件の原子炉水位及び原子炉圧力容器の状態について，評 ⑤て，評価条件の原子炉圧力容器の開放及びウェル満水に対して最価条件の原子炉圧力容器の開放及び原子炉ウェル満水に対して最確条件は事故事象毎に異なる。原子炉圧力容器が未開放の場合,

確条件は事故事象ごとに異なる。原子炉圧力容器の開放時は，原原子炉圧力容器等の遮蔽に期待でき，放射線の遮蔽を維持できる

子炉ウェルの水張りを実施しているため初期水位が原子炉ウェル

原子炉の最低水位に到達するまでの時間（約 1 時間）は十分長く,満水と高い位置となるが，原子炉圧力容器等の遮蔽に期待でき認知も容易であるため，現場作業員の退避時の被ばくを考慮したず，また原子炉水位計の警報による運転員の認知に期待できない

際も必要な放射線の遮蔽は維持され，評価項目となるパラメータ

ため，速やかな認知が困難である。一方，原子炉圧力容器の未開に与える影響は小さい。

放時は,原子炉圧力容器の開放時と比べて，初期水位が低い位置

また，停止 1 日後の原子炉水位を通常運転水位と想定した場合であるが，原子炉圧力容器等の遮蔽に期待でき，かつ，原子炉水でも有効燃料棒頂部まで原子炉水位が低下するまでの時間は 2 時

位計による警報発生，緩和設備の起動等により原子炉冷却材流出間以上と長く，認知後すぐに隔離による原子炉冷却材流出の停止の認知が早まり，さらに放射線の遮蔽を維持できる有効燃料棒頂

操作及び原子炉注水操作を行えることから，操作時間が十分あり部の約 2.0m 上に到達するまでの時間（約 1 時間）は認知の時間に評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

比べて十分長い。このため，現場作業員の退避時の被ばくを考慮

5.3-10まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後
した際も必要な放射線の遮蔽は維持されることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，原子炉水位が有効
燃料棒頂部まで低下する時間（停止１日後）は 2 時間以上と長く，認知後すぐに隔離による原子炉冷却材流出の停止操作及び原
子炉注水操作を行えるため，操作時間が十分あることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

初期条件のプールゲートの状態において評価条件のプールゲー

初期条件のプールゲートの状態において評価条件のプールゲー ⑤

トが閉状態に対して，最確条件は開状態であり，本評価条件の不ト閉に対して，最確条件はプールゲート開であり，本評価条件の確かさとして，最確条件とした場合，評価条件で設定している保不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定してい有水量より多くなるため，有効燃料棒頂部まで低下するまでの時

る保有水量より多くなるため，原子炉水位が有効燃料棒頂部まで間余裕は長くなり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大低下する時間は長くなることから，評価項目となるパラメータにきくなる。

対する余裕は大きくなる。

ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，

ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員 ⑤「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が，運「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

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

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，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

評価結果を以下に示す。

以下に示す。

(a)運転員等操作時間に与える影響(a) 運転員等操作時間に与える影響

操作条件の原子炉冷却材流出の停止操作は，評価上の操作開始時

操作条件の原子炉冷却材流出の停止操作は，評価上の操作開始時 ⑤間として，事象発生から 2 時間後を設定している。運転員等操作時間として，事象発生から 2 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，実操作では運転員の残留熱除去系切替時の間に与える影響として，実態の運転操作においては，運転員の残留

プラント状態確認による早期の認知に期待できるため,評価の想定

熱除去系切替え時のプラント状態確認による早期の認知に期待できと比べ，早く事象を認知できる可能性があり，評価上の操作開始時るため,評価の想定と比べ，早く事象を認知できる可能性があり，間に対し，実際の原子炉冷却材流出の停止操作が早くなる場合があ

評価上の操作開始時間に対し，実態の原子炉冷却材流出の停止操作る。

が早くなることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。

5.3-11

変更理由①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）の注水操作

変更理由

操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）の注水操作 ⑤は，評価上の操作開始時間として，事象発生から 120 分後を設定しは，評価上の操作開始時間として，原子炉水位の低下に伴う異常のている。運転員等操作時間に与える影響として，原子炉水位低下時

認知及び現場操作の時間を考慮し，事象発生から 2 時間後を設定しに原子炉注水の必要性を認知することは容易であり，評価では事象ている。運転員等操作時間に与える影響として，原子炉水位低下時発生から 120 分後の原子炉注水操作開始を設定しているが，実際に原子炉注水の必要性を認知することは容易であり，評価では事象

は，運転員の残留熱除去系切替時のプラント状態確認による早期の発生から 2 時間後の原子炉注水操作開始を設定しているが，実態は認知に期待でき，その後，速やかに原子炉注水操作を実施するた

運転員の残留熱除去系切替え時のプラント状態確認による早期の認め，その開始時間は早くなる場合がある。

知に期待でき，速やかに原子炉注水操作を実施するため，その開始
時間は早くなることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響(b) 評価項目となるパラメータに与える影響

操作条件の原子炉冷却材流出の停止操作は，運転員等操作時間に

操作条件の原子炉冷却材流出の停止操作は，運転員等操作時間に ⑤与える影響として，原子炉冷却材流出の停止操作および原子炉注水

与える影響として，実態の操作開始時間が早まり，原子炉水位の低開始が早くなる場合は原子炉水位の低下が抑制され，評価項目とな下を緩和する可能性があることから，評価項目となるパラメータにるパラメータに与える余裕は大きくなる。

与える余裕は大きくなる。

操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）の注水操作

操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）の注水操作 ⑤は，運転員等操作時間に与える影響として，原子炉注水開始が早く

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なる場合は原子炉水位の低下が抑制され，評価項目となるパラメー

早まり，原子炉水位の低下を緩和する可能性があることから，評価タに与える余裕は大きくなる。

項目となるパラメータに与える余裕は大きくなる。
（添付資料 5.3.4）(2) 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（添付資料 5.3.4）(2) 操作時間余裕の把握
操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価 ⑤

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

間余裕を確認し，その結果を以下に示す。

での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。

操作条件の原子炉冷却材流出の停止操作について，当該操作に対操作条件の原子炉冷却材流出の停止操作について，必要な遮蔽が ⑤する時間余裕は，必要な遮蔽が確保される最低水位に到達するまで確保される最低水位に到達するまで約 13 時間であり，事故を認知しの約 13 時間であり，これに対して，事故を検知して原子炉注水を開て原子炉注水を開始するまでの時間は 2 時間であることから，時間始するまでの時間は約 2 時間であることから，時間余裕がある。

余裕がある。

5.3-12

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）の注水操作につ

変更理由

操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）の注水操作 ⑤

いて，当該操作に対する時間余裕は，必要な遮蔽が確保される最低水位について，必要な遮蔽が確保される最低水位に到達するまで約 13 時に到達するまで約13時間であり，これに対して，事故を検知して原子炉間であり，事故を認知して原子炉注水を開始するまでの時間は 2 時

注水を開始するまでの時間は約2時間であることから，時間余裕があ間であることから，時間余裕がある。

る。

（添付資料 5.3.4）（添付資料 5.3.4）(3) まとめ
評価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(3) まとめ
評価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 ⑤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，評価条件等の不確かさを考慮しても間余裕を確認した。その結果，評価条件の不確かさが運転員等操作

操作時間に与える十分な余裕時間を確保でき，評価項目となるパラ

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

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，操作時間に対して一定の時間余裕があ

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 ⑤
認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

る。

5.3.4 必要な要員及び資源の評価

5.3.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価(1) 必要な要員の評価

事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」において，6 号及事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」において，6 号及 ⑤

び 7 号炉同時の重大事故等対策時において必要な要員は，「5.3.1(3)び 7 号炉同時の重大事故等対策時における必要な要員は，「5.3.1(3)

燃料損傷防止対策」に示すとおり 14 名である。「6.2 重大事故等対燃料損傷防止対策」に示すとおり 14 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

策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員，緊急時対策要要員等の 64 名で対処可能である。

員等の 64 名で対処可能である。

(2) 必要な資源の評価(2) 必要な資源の評価

事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」において，必要な事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」において，必要

水源，燃料及び電源は，「6.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価しな水源，燃料及び電源は，「6.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価ている。その結果を以下に示す。

している。その結果を以下に示す。

5.3-13

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

ａ．水源

変更理由

ａ．水源

残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水については，

残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水については，必要な注水量が少なく，また，サプレッション・チェンバのプール

必要な注水量が少なく，また，サプレッション・チェンバのプール

水を水源とすることから，枯渇することはないため，7 日間の継続実

水を水源とすることから，枯渇することはないため，7 日間の継続施が可能である。

実施が可能である。

ｂ．燃料

ｂ．燃料

非常用ディーゼル発電機による電源供給については，事象発生後 7

非常用ディーゼル発電機による電源供給については，事象発生後 ②（免震重要棟の位置づけ変更に

日間最大負荷で運転した場合，約 751kL の軽油が必要となる。免震

7 日間最大負荷で運転した場合，号炉あたり約 753kL の軽油が必要と

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

なる。5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニ ⑤

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

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 の軽油が必要とな後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に合計約 13kL の軽油る。（6 号及び 7 号炉合計 約 1,581kL）が必要となる。（6 号及び 7 号炉合計約 1,515kL）

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

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 ②（免震重要棟の位置づけ変更に

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

計約 2,040kL）の軽油を保有しており，これらの使用が可能である

ことから，非常用ディーゼル発電機による電源供給，免震重要棟内

ことから，非常用ディーゼル発電機による電源供給，5 号炉原子炉

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

建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備による電源供給及びモニタリ

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

ある。

能である。
（添付資料 5.3.5）

ｃ．電源
外部電源は使用できないものと仮定し，非常用ディーゼル発電機によって給電を行うものとする。

伴う反映）（添付資料 5.3.5）
ｃ．電源
外部電源は使用できないものと仮定し，非常用ディーゼル発電機 ⑤によって給電を行うものとする。6 号及び 7 号炉において重大事故等対策時に必要な負荷は，各号炉の非常用ディーゼル発電機負荷に含まれることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給が可能である。

5.3-14伴う反映）

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
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変更後

また，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモ ②（免震重要棟の位置づけ変更に

タリング・ポスト用発電機についても，必要負荷に対して電源供給

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が可能である。

供給が可能である。

5.3.5 結論
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」では，系統切替え操作

5.3.5 結論
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」では，系統切替え操 ⑤の誤り等によって原子炉冷却材が系外に流出することで原子炉圧力容器内 作の誤り等によって原子炉冷却材が系外に流出することで原子炉圧力容の保有水量が減少し，燃料損傷に至ることが特徴である。事故シーケンス 器内の保有水量が減少し，燃料損傷に至ることが特徴である。事故シー
グループ「原子炉冷却材の流出」に対する炉心損傷防止対策としては，残 ケンスグループ「原子炉冷却材の流出」に対する燃料損傷防止対策とし留熱除去系による原子炉注水手段を整備している。
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」の重要事故シーケンては，残留熱除去系による原子炉注水手段を整備している。
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」の重要事故シーケン ⑤

ス「残留熱除去系の系統切り替え時に操作の誤り等によって原子炉冷却材 ス「残留熱除去系の系統切替え時に操作の誤り等によって原子炉冷却材が系外へ流出する事故」について有効性評価を実施した。

上記の場合においても，残留熱除去系による原子炉注水を行うことによが系外へ流出する事故」について有効性評価を実施した。

上記の場合においても，残留熱除去系による原子炉注水を行うことにり，燃料は露出することなく有効燃料棒頂部は冠水しているため，燃料損 より，燃料は露出することなく有効燃料棒頂部は冠水しているため，燃傷することはない。

その結果，有効燃料棒頂部の冠水，放射線の遮蔽の維持及び制御棒の全料損傷することはない。

その結果，有効燃料棒頂部の冠水，放射線の遮蔽の維持及び制御棒の挿入状態が維持されており未臨界の確保ができることから，評価項目を満 全挿入状態が維持されており未臨界の確保ができることから，評価項目足している。また，安定状態を維持できる。

評価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を満足している。また，安定状態を維持できる。

評価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 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 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果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。

変更理由

た結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。

5.3-15

伴う反映）①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

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

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，残留熱除去系による原子炉注水等の燃料損傷防止対策

変更理由

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，残留熱除去系による原子炉注水等の燃料損傷防止対 ⑤は，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 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ンスグループ「原子炉冷却材の流出」に対して有効である。

き，事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」に対して有効である。

⑤

図 5.3.1

原子炉冷却材の流出時の重大事故等対策の概略系統図(1/2）（原子炉停止時冷却系統構成失敗）

第 5.3.1 図「原子炉冷却材の流出」の重大事故等対策の概略系統図(1/2）（原子炉停止時冷却系統構成失敗）

5.3-16

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由

⑤

図 5.3.2

原子炉冷却材の流出時の重大事故等対策の概略系統図

第 5.3.2 図「原子炉冷却材の流出」の重大事故等対策の概略系統図

(2/2）

(2/2）

（原子炉注水及び原子炉停止時冷却）（原子炉注水及び原子炉停止時冷却）5.3-17

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由
⑤

凡例

プラント前提条件
・原子炉ウェル満水
・全燃料装荷＆プールゲート「閉」
・非常用ディーゼル発電機（B）点検中
・残留熱除去系（A）原子炉停止時冷却モード運転中・残留熱除去系（B）点検中
・残留熱除去系（C）低圧注水モード待機中：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：評価上考慮しない操作・判断結果

外部電源喪失残留熱除去系停止確認（機器作動状況，系統流量による確認）

非常用ディーゼル発電機（A，C）自動起動確認
非常用高圧母線（6.9kV）C，E復旧確認

残留熱除去系原子炉停止時冷却モード
再起動操作

※1

低圧注水機能待機号機を
原子炉停止時冷却モードへ切替準備※2

残留熱除去系ミニマムフロー弁「開」のまま電動弁電源「切」操作※3

非常用ディーゼル発電機運転状態確認※1
外部電源喪失により停止した側の残留熱除去系を原子炉停止時冷却モードで再起動する※2
作業予定等による原子炉停止時冷却モード運転号機の切替を想定※3
人的過誤を仮定するため，全閉操作後に電源を切るミニマムフロー弁を，全開のまま電源を切ることを想定する

低圧注水機能待機号機の原子炉停止時冷却モード切替準備完了※4
原子炉ウェルの水頭圧により冷却材流出開始

評価上考慮せず※4
原子炉停止時冷却モード切替準備完了時に原子炉圧力容器からの水頭圧によりサプレッ
ション・チェンバ・プールへの流出は始まり，プラント状態（原子炉水位，原子炉水温等）
確認により冷却材流出が確認できるが，評価上考慮しない※5
流出量は約87m3 /h。原子炉水位低下速度は約530mm/h※4
原子炉停止時冷却モード切替時のプラント状態確認にて「原子炉水位低下」を確認

評価上考慮せず

原子炉停止時冷却モード
運転号機切替（評価上の時刻）（0分）

サプレッション・チェンバ・プールへの冷却材流出による原子炉水位低下開始

原子炉停止時冷却モード停止号機を
低圧注水モード待機へ切替※5

原子炉停止時冷却モード切替時のプラント状態確認にて「原子炉水位低下」を確認（約60分後）評価上考慮せず※6※7

原子炉水位の低下を確認※6
1時間毎の中央制御室監視により，原子炉水位低下を検知する
実際は，原子炉停止時冷却モード切替時にプラント状態（原子炉水位，原子炉水温等）を確認する。
そのため，早期に冷却材流出は確認することができる

原子炉水位低下調査開始（2時間後）

残留熱除去系ミニマムフロー弁「開」確認隔離操作※8

サプレッション・チェンバ・プールへの冷却材流出停止原子炉水位低下停止※8
原子炉ウェル水位低下及びサプレッション・チェンバ・プール水位上昇により，サプレッション・
チェンバとのバウンダリ喪失を判断し，隔離操作を実施する
隔離操作完了により，正常な原子炉停止時冷却モードの運転となる

低圧注水モード待機号機を起動し原子炉注水開始※9
隔離成功時の原子炉ウェル最低水位は有効燃料棒頂部（TAF）+15m（原子炉ウェルオーバーフローレ
ベル-1m）となる
なお，サプレッション・チェンバ・プールの水位上昇は約 +30cmとなる※9（2時間後）※7
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
実際は退避が必要な原子炉の状態には至らないが，評価上，人的過誤の認知を約 60分後としている
ため，建屋内への放射性物質の放出が想定されることから退避を指示する

原子炉水位の上昇を確認

※10

※10
原子炉ウェル水位計にて原子炉水位の上昇を確認する

ミニマムフロー弁を全閉とした
原子炉停止時冷却モード運転号機にて原子炉除熱継続

原子炉停止時冷却モードにより冷却を継続し，機能喪失している設備の復旧に努める

使用済燃料プール冷却開始

原子炉の状態が静定後使用済燃料プール冷却を再開する

図 5.3.3

原子炉冷却材の流出時の対応手順の概要

第 5.3.3 図

5.3-18「原子炉冷却材の流出」の対応手順の概要

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由
⑤

原子炉冷却材の流出
経過時間（時間）
備考

0
実施箇所・必要人員数
当直長

責任者
指揮者
操作項目

1人

6号

当直副長

1人

7号

当直副長

1人

緊急時対策本部要員

通報連絡者

運転員
（中央制御室）

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

5

事象発生

約60分 原子炉水位低下検知

中央監視
緊急時対策本部連絡各号炉運転操作指揮

2時間 サプレッション・チェンバ・プールへの冷却材流出停止
2時間 原子炉注水開始

操作の内容
中央制御室連絡
発電所外部連絡

5人

運転員
（現場）

緊急時対策要員
（現場）

6号

7号

6号

7号

6号

7号

1人
A

1人
a

－

－

－

－

・外部電源喪失確認

状況判断

・残留熱除去系（運転側）
原子炉停止時冷却モード

停止確認

10分

残 留 熱 除 去 系 ポ ン プ （ A）

・非常用ディーゼル発電機起動確認

残留熱除去系

再起動

原子炉停止時冷却モード運転切替

原子炉水位回復操作

使用済燃料プール冷却（評価上考慮せず）

再開

必要人員数

合計

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

－

－

2人
C,D

2人
c,d

－

－

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

－

－

（2人）
C,D

（2人）
c,d

－

－

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・原子炉水位，温度監視

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・原子炉水位低下調査／隔離操作

－

－

－

－

・放射線防護装備準備

原子炉冷却材の流出時の作業と所要時間

原子炉停止時冷却モード

5分

起動操作

・残留熱除去系（待機側）
原子炉停止時冷却モード
・残留熱除去系（待機側）
原子炉停止時冷却モード

残 留 熱 除 去 系 ポ ン プ （ C） ミ ニ マ ム フ ロ ー
弁「開」で電源切を想定

90分

現場系統構成・残留熱除去系（待機側）
原子炉停止時冷却モード

残 留 熱 除 去 系 ポ ン プ （ A）

90分

系統構成

残 留 熱 除 去 系 ポ ン プ （ C）

5分

起動操作

・残留熱除去系（運転側）

残 留 熱 除 去 系 ポ ン プ （ C）

60分

停止操作／低圧注水モード待機状態へ切替
・残留熱除去系（運転側）

残 留 熱 除 去 系 ポ ン プ （ A）

60分

低圧注水モード待機状態へ切替

残 留 熱 除 去 系 ポ ン プ （ A）

適宜実施

60分
10分

（2人）
C,D

（2人）
c,d

－

－

－

－

・原子炉水位低下調査／隔離操作

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・残留熱除去系（停止側）
低圧注水モード 起動操作

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

1人
A

1人
a

2人
C,D

2人
c,d

（

図 5.3.4

・残留熱除去系（運転側）

冷却材流出停止により正常な原子炉停止

50分

時冷却モード運転が開始される

5分

原子炉水位回復後，低圧注水モード停止

・スキマサージタンク水位調整

・再起動準備としてろ過脱塩器の隔離およびスキマサージタンクへの補給を実施

・燃料プール冷却浄化系

する

系統構成

・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
・必要に応じてスキマサージタンクへの補給を実施する

残 留 熱 除 去 系 ポ ン プ （ A）

30分
燃 料 プ ー ル 水 温 「 77℃ 」 以 下 維 持
要員を確保して対応する

30分

0人

）内の数字は他の作業終了後，移動して対応する人員数。

第 5.3.4 図

5.3-19「原子炉冷却材の流出」の作業と所要時間

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 5.3.5

原子炉冷却材流出における原子炉水位の変化

第 5.3.5 図

5.3-20

原子炉水位の推移

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤（記載の拡充（他章と併せた記載に修正））

図 5.3.6

原子炉水位と線量率

第 5.3.6 図

5.3-21

原子炉水位と線量率

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

表 5.3.1

原子炉冷却材の流出時における重大事故等対策について

表 5.3.2

主要評価条件（原子炉冷却材の流出）（1／2）

第 5.3.1 表

第 5.3.2 表「原子炉冷却材の流出」の重大事故等対策について

主要評価条件（原子炉冷却材の流出）（1/2）

項目

初
期
条
件

事
故
条
件

表 5.3.2

主要評価条件（原子炉冷却材の流出）（2／2）

項目

す
る
機
器
条
件

重
大
事
故
等
対
策
に
関
連

残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水流量

主要評価条件954m3/h にて注水

主要評価条件
原子炉圧力容器の開放

線量率の影響を確認するため，原子炉圧力容器の開放状
態を想定

原子炉水位

原子炉ウェル満水

原子炉圧力容器が開放状態での水位を想定

原子炉水温

52℃

残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）での炉水側の設定温度を想定

原子炉圧力

大気圧

原子炉圧力容器の開放を想定

プールゲートの状態

閉

保有水が少ないプールゲート閉を想定

起因事象

原子炉冷却材の流出

原子炉冷却材のサプレッション・チ
ェンバへの流出量

約 87m3/h

残留熱除去系の系統切替え時の原子炉冷却材流出を想定
ミニマムフローラインに残留熱除去系ポンプ出口圧力が掛かった場合の最大流出量

崩壊熱による原子炉水温の上昇
及び蒸発

考慮しない

原子炉水温が 100℃に到達するまでの時間が長く，事象進展に影響しないことから設定

外部電源

外部電源なし外部電源の有無は事象進展に影響しないことから，資源の観点で厳しい外部電源なしを設定

第 5.3.2 表

条件設定の考え方

低圧注水系の設計値として設定考慮して設定残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水（原子炉ウェル水位の低下を検知し，原因調査を開事象発生から 2 時間後始する時間は事象発生から１時間後を想定。
漏えい箇所の特定（放射線防護装備準備に 10分，現場移動に 10 分，電源投入に 5 分,弁の状態確認に 1 分，計 26 分を想定）及び隔離操作（1分を想定）については，時間余裕を考慮し１時間とする。

原子炉冷却材流出の停止

事象発生から 2 時間後

原子炉注水は隔離操作後を想定し，事象発生か
ら２時間後とする。
）

5.3-22⑤⑤（記載の適正化（本文と整合させて項目を追加））

条件設定の考え方

原子炉圧力容器の状態

事象の認知や現場操作の時間を基に，時間余裕を

重
大
事
故
等
対
策
に
関
連
す
る
操
作
条
件

変更理由

主要評価条件（原子炉冷却材の流出）（2/2）⑤

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

5.4 反応度の誤投入

5.4 反応度の誤投入

5.4.1 事故シーケンスグループの特徴，燃料損傷防止対策

5.4.1 事故シーケンスグループの特徴，燃料損傷防止対策(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス

事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」において，燃料損傷防止

事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」に含まれる事故シーケン ⑤

対策の有効性を確認する事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評スは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「反応価項目の設定」に示すとおり，「反応度の誤投入」である。

度の誤投入」である。

(2) 事故シーケンスグループの特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え(2) 事故シーケンスグループの特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え

方方

事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」では，運転停止中に制御

事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」では，原子炉の運転停止 ⑤

棒の誤引き抜き等によって，燃料に反応度が投入されることを想定す

中に制御棒の誤引き抜き等によって，燃料に反応度が投入されることをる。このため，緩和措置がとられない場合には原子炉は臨界に達し，急想定する。このため，緩和措置がとられない場合には，原子炉は臨界に激な反応度投入に伴う出力上昇により燃料損傷に至る。

達し，急激な反応度投入に伴う出力上昇により燃料損傷に至る。

本事故シーケンスグループは，反応度の誤投入により，原子炉が臨界

本事故シーケンスグループは，臨界又は臨界近傍の炉心において反応 ⑤に達することによって，燃料損傷に至る事故シーケンスグループであ度の誤投入により，原子炉出力が上昇することによって，燃料損傷に至る。このため，運転停止中の原子炉における燃料損傷防止対策の有効性

る事故シーケンスグループである。このため，運転停止中の原子炉にお評価には，安全保護機能及び原子炉停止機能に対する設備に期待するこける燃料損傷防止対策の有効性評価には，安全保護機能及び原子炉停止とが考えられる。

機能に対する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，異常な反応度の投入にしたがって，本事故シーケンスグループでは，異常な反応度の投入に対して制御棒引き抜きの制限及びスクラムによる負の反応度の投入によ対して制御棒引き抜きの制限及びスクラムによる負の反応度の投入により，未臨界を確保し，燃料損傷の防止を図る。

り，未臨界を確保し，燃料損傷の防止を図る。
（添付資料 5.4.1）(3) 燃料損傷防止対策
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」に対しては，燃料が著しい(3) 燃料損傷防止対策
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」に対して，燃料が著しい ⑤損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，制御棒引抜阻

損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，制御棒引抜止機能により制御棒の引き抜きを阻止し，出力の異常上昇を未然に防止す阻止機能により制御棒の引き抜きを阻止し，出力の異常上昇を未然に防るともに、原子炉停止機能により原子炉をスクラムし，未臨界とする。対止するとともに，原子炉停止機能により原子炉をスクラムし，未臨界と応手順の概要を図 5.4.1 に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下にする。手順の概要を第 5.4.1 図に示すとともに，重大事故等対策の概要示す。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 5.4.1 にを以下に示す。また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を示す。

第 5.4.1 表に示す。

本事故シーケンスにおいては，重大事故等対策はすべて自動で作動するため，対応に必要な要員は不要である。
なお，スクラム動作後の原子炉の状態確認において, 中央制御室の運転⑤

本事故シーケンスにおいては，重大事故等対策はすべて自動で作動するため，対応に必要な要員は不要である。
なお，スクラム動作後の原子炉の状態確認において, 中央制御室の運転

5.4-1

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

員１名で実施可能である。

員１名で実施可能である。

a.

ａ．誤操作による反応度誤投入

誤操作による反応度誤投入
運転停止中に制御棒の誤引き抜き等によって，燃料に反応度が投入されることにより，臨界に達する。
原子炉の臨界を確認するために必要な計装設備は，起動領域モニタであ
る。
b.

変更理由
⑤

運転停止中に制御棒の誤引き抜き等によって，燃料に反応度が投入される。
制御棒の誤引き抜き等による反応度の誤投入を確認するために必要な計 ⑤装設備は，起動領域モニタである。

反応度誤投入後のスクラム
制御棒の誤操作による反応度の投入により，原子炉周期短（原子炉周期ｂ．反応度誤投入後のスクラム⑤

制御棒の誤操作による反応度の投入により，原子炉周期短（原子炉周期 ⑤20 秒）信号が発生し，制御棒の引き抜きは阻止される。さらに，原子炉周 20 秒）による制御棒引抜阻止信号が発生し，制御棒の引き抜きは阻止され期短（原子炉周期 10 秒）信号が発生し，原子炉はスクラムする。制御棒が る。さらに，原子炉周期短（原子炉周期 10 秒）による原子炉スクラム信号
全挿入し，原子炉は未臨界状態となる。

が発生し，原子炉はスクラムする。制御棒が全挿入し，原子炉は未臨界状

原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，起動領域モニタ 態となる。
である。

原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，起動領域モニタである。

5.4.2 燃料損傷防止対策の有効性評価

5.4.2 燃料損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法

本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケン

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 ⑤

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，「停止スは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「停止中に実施される試験等により，最大反応度価値を有する制御棒 1 本が全中に実施される試験等により，最大反応度価値を有する制御棒 1 本が全引き抜きされている状態から，他の 1 本の制御棒が操作量の制限を超え

引抜されている状態から，他の 1 本の制御棒が操作量の制限を超える誤る誤った操作によって引き抜かれ，臨界近接を認知できずに臨界に至るった操作によって引き抜かれ，異常な反応度の投入を認知できずに燃料事故」である。

の損傷に至る事故」である。

運転停止中の原子炉においては，不用意な臨界の発生を防止するた

運転停止中の原子炉においては，不用意な臨界の発生を防止するた ⑤

め，停止余裕（最大反応度価値を有する同一水圧制御ユニットに属する

め，停止余裕（最大反応度価値を有する同一水圧制御ユニットに属する

1 組又は 1 本の制御棒が引き抜かれても炉心を未臨界に維持できるこ

1 組又は 1 本の制御棒が引き抜かれても炉心を未臨界に維持できること）を確保できるように燃料を配置するとともに，通常は原子炉モードと）を確保できるように燃料を配置するとともに，通常は原子炉モード

スイッチを燃料交換位置として，同一水圧制御ユニットに属する 1 組又スイッチを燃料取替位置として，同一水圧制御ユニットに属する 1 組又は 1 本を超える制御棒の引き抜きを防止するインターロックを維持した

は 1 本を超える制御棒の引き抜きを防止するインターロックを維持した状態で必要な制御棒の操作が実施される。

状態で必要な制御棒の操作が実施される。

しかしながら，運転停止中の原子炉においても，検査等の実施に伴い

しかしながら，運転停止中の原子炉においても，検査等の実施に伴い原子炉モードスイッチを起動位置として複数の制御棒の引き抜きを実施

原子炉モードスイッチを起動位置として複数の制御棒の引き抜きを実施する場合がある。このような場合，制御棒の引き抜きは原則としてノッする場合がある。このような場合，制御棒の引き抜きは原則としてノッ

5.4-2

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

チ又はステップ操作とし，中性子束の監視を行いながら実施している。

チ又はステップ操作とし，中性子束の監視を行いながら実施している。

本重要事故シーケンスでは，誤操作によって過剰な制御棒の引き抜

本重要事故シーケンスでは，誤操作によって制御棒の引き抜きが行な ⑤

きが行なわれることにより臨界に至る反応度が投入されるため，炉心にわれることにより異常な反応度が投入されるため，炉心における核分裂

おける核分裂出力，出力分布変化，反応度フィードバック効果，制御棒

出力，出力分布変化，反応度フィードバック効果，制御棒反応度効果，

反応度効果，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移が重要現

燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移が重要現象となる。

象となる。
よって，この現象を適切に評価することが可能である反応度投入事象
解析コード APEX により炉心平均中性子束の過渡応答を求める。

よって，この現象を適切に評価することが可能である反応度投入事象
解析コード APEX により炉心平均中性子束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，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評価項目となるパラメータに与える影響

本重要事故シーケンスにおける評価項目となるパラメータに与える影響を評価する。

を評価する。

さらに，解析コード及び解析条件の不確かさのうち，評価項目となる

さらに，解析コード及び解析条件の不確かさのうち，評価項目となる ⑤パラメータに与える影響があるものについては，「5.4.3(3) 感度解析」

パラメータに与える影響があるものについては，「5.4.3(3) 感度解析」

において，それらの不確かさの重畳を考慮した影響評価を実施する。

において，それらの不確かさを考慮した影響評価を実施する。

(2) 有効性評価の条件(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

本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第 ⑤

表 5.4.2 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

5.4.2 表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。

ス特有の解析条件を以下に示す。

ａ．初期条件ａ．初期条件(a) 炉心状態(a) 炉心状態

燃料交換後における余剰反応度の大きな炉心での事象発生を想定
して，評価する炉心状態は，平衡炉心のサイクル初期とする。
(b) 実効増倍率

燃料交換後における余剰反応度の大きな炉心での事象発生を想定
して，評価する炉心状態は，平衡炉心のサイクル初期とする。
(b) 実効増倍率

事象発生前の炉心の実効増倍率は 1.0 とする。
(C) 原子炉出力，原子炉圧力，燃料被覆管表面温度及び冷却材温度

事象発生前の炉心の実効増倍率は 1.0 とする。
(c) 原子炉出力，原子炉圧力，燃料被覆管表面温度及び原子炉冷却材 ⑤
温度

事 象 発 生 前 の 原 子 炉 出 力 は 定 格 値 の 10-8 ， 原 子 炉 圧 力 は

事 象 発 生 前 の 原 子 炉 出 力 は 定 格 値 の 10-8 ， 原 子 炉 圧 力 は ⑤

0.0MPa[gage]，燃料被覆管表面温度及び冷却材の温度は 20℃とす

0.0MPa[gage]，燃料被覆管表面温度及び原子炉冷却材の温度は 20℃る。また，燃料エンタルピの初期値は 8kJ/kgUO2 とする。

とする。また，燃料エンタルピの初期値は 8kJ/kgUO2 とする。

ｂ．事故条件(a) 起因事象

ｂ．事故条件(a) 起因事象

5.4-3

変更理由

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
運転停止中の原子炉において，制御棒 1 本が全引抜されている状変更後
起因事象として，運転停止中の原子炉において，制御棒 1 本が全 ⑤態から，他の 1 本の制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によ引抜されている状態から，他の 1 本の制御棒が操作量の制限を超えって連続的に引き抜かれる事象を想定する。

る誤った操作によって連続的に引き抜かれる事象を想定する。

(b) 誤引き抜きされる制御棒
誤引き抜きされる制御棒は，事象を厳しく評価するため，最大反(b) 誤引き抜きされる制御棒
誤引き抜きされる制御棒は，投入される反応度を厳しく評価する ⑤

応度価値を有する制御棒の斜め隣接の制御棒とする。誤引き抜きさため，最大反応度価値を有する制御棒の斜め隣接の制御棒とする。

れる制御棒 1 本の反応度価値は約 1.04%Δk である。引抜制御棒反応

誤引き抜きされる制御棒 1 本の反応度価値は約 1.04%Δk である。引度曲線を図 5.4.2 に示す。

抜制御棒反応度曲線を第 5.4.2 図に示す。

なお，通常，制御棒 1 本が全引抜されている状態の未臨界度は深なお，通常，制御棒 1 本が全引抜されている状態の未臨界度は深 ⑤

く，また，仮に他の 1 本の制御棒が操作量の制限を超えた場合でく，また，仮に他の 1 本の制御棒が操作量の制限を超えた場合でも，臨界近接で引き抜かれる制御棒の反応度価値が核的制限値を超も，臨界近接で引き抜かれる制御棒の反応度価値が核的制限値を超えないよう管理※している。これらを踏まえ，本評価においては，

えないように管理 ※1 している。これらを踏まえ，本評価において

誤引き抜きされる制御棒の反応度価値が，管理値を超える事象を想は，誤引き抜きされる制御棒の反応度価値が，管理値を超える事象定した。

を想定した。

※ 臨界近接時における制御棒の最大反応度価値は 1.0%Δk 以下とな

※1 臨界近接時における制御棒の最大反応度価値は 1.0%Δk 以下と ⑤

るよう管理制御棒価値ミニマイザによる停止余裕試験モードでのなるように管理。また，制御棒価値ミニマイザによる停止余裕試

面隣接制御棒選択時の引き抜き不許可のインターロック，停止時

験モードでの面隣接制御棒選択時の引抜阻止のインターロック，

冷温臨界試験での引き抜き制御棒価値の管理等を実施

停止時冷温臨界試験での引抜制御棒価値の管理等を実施。

(c) 外部電源(c) 外部電源

制御棒の引き抜き操作には，外部電源が必要となる。外部電源が制御棒の引き抜き操作には，外部電源が必要となる。外部電源が失われた状態では反応度誤投入事象が想定できないことも踏まえ，失われた状態では反応度誤投入事象が想定できないことも踏まえ，

外部電源は使用できるものとする。

外部電源は使用できるものとする。

ｃ．重大事故等対策に関連する機器条件

ｃ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 制御棒の引抜速度
制御棒は，引抜速度の上限値 33mm/s にて連続で引き抜かれ※，起(a) 制御棒の引抜速度
制御棒は，引抜速度の上限値 33mm/s にて連続で引き抜かれ※2，起 ⑤

動領域モニタの原子炉周期短信号（原子炉周期 20 秒）で引き抜きを動領域モニタの原子炉周期短（原子炉周期 20 秒）による制御棒引抜阻止されるものとする。引抜制御棒反応度曲線を図 5.4.2 に示す。

阻止信号で引き抜きを阻止されるものとする。引抜制御棒反応度曲線を第 5.4.2 図に示す。なお，制御棒引抜阻止信号の発生を想定する際の起動領域モニタのバイパス状態は，A,B,C グループとも引抜
制御棒に最も近い検出器が 1 個ずつバイパス状態にあるとする。
※2 複数の制御棒を引き抜く試験において，対象制御棒が想定以上 ⑤

5.4-4

変更理由

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

に引き抜かれた際も未臨界を維持できる,又は臨界を超えて大き ⑤な反応度が投入されないと判断される場合にのみ，制御棒の連続引き抜きの実施が可能な手順としている。そのため，ここでは人的過誤等によって連続引き抜きされることを想定する。
(b) 原子炉スクラム信号(b) 原子炉スクラム信号

原子炉スクラムは，起動領域モニタの原子炉周期短信号（原子炉

起動領域モニタの原子炉周期短（原子炉周期 10 秒）による原子炉 ⑤

周期 10 秒）によるものとする。スクラム反応度曲線を図 5.4.3 に示

スクラム信号は原子炉出力が中間領域に到達することで発生する。

す。

スクラム反応度曲線を第 5.4.3 図に示す。なお，原子炉スクラム信※ 複数の制御棒を引き抜く試験において，対象制御棒が想定以上号の発生を想定する際の起動領域モニタのバイパス状態は，A,B,Cに引き抜かれた際も未臨界を維持できる,又は臨界を超えて大きグループとも引抜制御棒に最も近い検出器が 1 個ずつバイパス状態

な反応度が投入されないと判断させる場合にのみ，制御棒の連にあるとする。

続引き抜きの実施が可能な手順としている。そのため，ここでは人的過誤等によって連続引き抜きされることを想定する。
ｄ．重大事故等対策に関連する操作条件

ｄ．重大事故等対策に関連する操作条件

運転員操作に関する条件はない。

運転員操作に関する条件はない。

(3) 有効性評価の結果(3) 有効性評価の結果

本重要事故シーケンスの対応手順の概要を図 5.4.1 に，炉心平均中

本重要事故シーケンスにおける炉心平均中性子束の推移を第 5.4.4 図 ⑤

性子束の推移を図 5.4.4 に示す。

に示す。

a. 事象進展a. 事象進展制御棒の引き抜き開始から約 30 秒後に起動領域モニタの原子炉周期

制御棒の引き抜き開始から約 30 秒後に起動領域モニタの原子炉周期 ③（評価の見直し（桁数処理））

短信号（原子炉周期 20 秒）が発生し，制御棒の引き抜きが阻止され

短（原子炉周期 20 秒）による制御棒引抜阻止信号が発生し，制御棒の ⑤る。この時，投入される 反応度は約 0.55 ドル（ 投入反応度最大

引き抜きが阻止される。この時，投入される反応度は約 0.55 ドル（投値:0.34%Δk）である。反応度投入事象には至らず，燃料エンタルピ増

入反応度最大値:0.33%Δk）である。反応度投入事象には至らず，燃料加に伴う燃料の破損は生じない。

エンタルピ増加に伴う燃料の破損は生じない。

また，制御棒の引き抜き開始から約 58 秒後に起動領域モニタの原子

また，制御棒の引き抜き開始から約 58 秒後に起動領域モニタの原子 ⑤

炉周期短信号（原子炉周期 10 秒）が発生して，原子炉がスクラムし，

炉周期短（原子炉周期 10 秒）による原子炉スクラム信号が発生して，原子炉出力は定格値の約 1.0×10-4 まで上昇するにとどまる。

原子炉がスクラムし，原子炉出力は定格値の約 1.0×10-4 まで上昇するにとどまる。

（添付資料 5.4.1）
b．評価項目等（添付資料 5.4.2, 5.4.3） ⑤
b．評価項目等

制御棒の引き抜きによる反応度の投入に伴い一時的に臨界に至るも制御棒の引き抜きによる反応度の投入に伴い一時的に臨界に至るものの，原子炉スクラムにより未臨界は確保される。なお，原子炉水位のの，原子炉スクラムにより未臨界は確保される。なお，原子炉水位

5.4-5

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

に有意な変動はないため，有効燃料棒頂部は冠水を維持しており，放に有意な変動はないため，有効燃料棒頂部は冠水を維持しており，放射線の遮蔽は維持される。

射線の遮蔽は維持される。

本評価では，「1.2.4.2 有効性を確認するための評価項目の設

本評価では，「1.2.4.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認し定」に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。

た。
（添付資料 5.4.2）

5.4.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作に与える影（添付資料 5.4.4） ⑤
5.4.3 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 ⑤

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 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ものとする。
本重要事故シーケンスは，自動作動する安全保護系及び原子炉停止系に時間余裕を評価するものとする。
本重要事故シーケンスは，自動作動する安全保護系及び原子炉緊急停止 ⑤より，自動的に制御棒の引き抜きを阻止，原子炉をスクラムすることで， 系により，自動的に制御棒の引き抜きを阻止し，原子炉をスクラムするこプラントを安定状態に導くことが特徴である。このため，運転員等操作は とで，プラントを安定状態に導くことが特徴である。このため，運転員等なく，操作時間が与える影響等は不要である。

操作はなく，操作時間が与える影響等は不要である。

(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価

本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象

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。

る。

ａ．運転員等操作時間に与える影響

ａ．運転員等操作時間に与える影響

本重要事故シーケンスは，「5.4.2(2) 有効性評価の条件」に示す

本重要事故シーケンスは，「5.4.2(2) 有効性評価の条件」に示す ⑤

とおり，運転員等操作には期待しないため，運転員操作時間に与えとおり，運転員等操作には期待しないことから，運転員操作時間にる影響はない。

与える影響はない。

ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
ドップラ反応度フィーバックの不確かさは, 実験にて 7～9%と評価

ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
ドップラ反応度フィードバックの不確かさとして,実験により解析 ⑤

されていることから，これを踏まえ解析を行う必要がある。また，

コードは 7～9%と評価されていることから，これを踏まえ解析を行う

臨界試験との比較により,実効遅発中性子の不確かさは約 4%と評価さ必要がある。また，臨界試験との比較により,実効遅発中性子の不確れていることから，これを踏まえて解析を行う必要がある。この不かさは約 4%と評価されていることから，これを踏まえて解析を行う

確かさを考慮した感度解析を「（3）感度解析」にて実施する。

必要がある。この不確かさを考慮した感度解析を「(3) 感度解析」
にて実施する。

制御棒反応度の不確かさは約9%と評価されていることから，これ制御棒反応度の不確かさは約 9%と評価されていることから，これ

5.4-6

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

を踏まえ解析を行う必要がある。また，臨界試験との比較により,実を踏まえ解析を行う必要がある。また，臨界試験との比較により,実 ⑤

効遅発中性子の不確かさは約4%と評価されていることから，これを効遅発中性子の不確かさは約 4%と評価されていることから，これを踏まえて解析を行う必要がある。この不確かさを考慮した感度解析

踏まえて解析を行う必要がある。この不確かさを考慮した感度解析

を「（3）感度解析」にて実施する。

を「(3) 感度解析」にて実施する。
（添付資料 5.4.3）（添付資料 5.4.5） ⑤(2) 解析条件の不確かさの影響評価(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

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，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 5.4.2 に示すとおりである。その中で事象進展に有意な影響を与え

第 5.4.2 表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確ると考えられる炉心状態，実効増倍率，燃料被覆管表面温度及び冷条件とした場合の影響を確認する。また，解析条件の設定に当たっ

却材温度，制御棒引抜阻止，スクラム信号に関する影響の結果を以ては，評価項目に対する余裕が小さくなるような設定があることか下に示す。

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⑤

る影響の結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響(a) 運転員等操作時間に与える影響

本重要事故シーケンスは，「5.4.2(2) 有効性評価の条件」に示

本重要事故シーケンスは，「5.4.2(2) 有効性評価の条件」に示すとおり，運転員等操作には期待しないため，運転員操作時間に与すとおり，運転員等操作には期待しないため，運転員操作時間に与える影響はない。

える影響はない。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
炉心状態においては装荷炉心毎に制御棒反応度価値やスクラム反(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
炉心状態においては装荷炉心ごとに制御棒反応度価値やスクラム ⑤

応度等の特性が変化するため，投入反応度が大きくなる恐れはあ

反応度等の特性が変化するため，投入反応度が大きくなるおそれがる。そのため，評価項目に対する余裕は小さくなることが考えられある。そのため，評価項目に対する余裕は小さくなるが，「(5) 解るが，「（5）評価条件の不確かさが評価項目となるパラメータに析条件の不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響評価」

与える影響評価」にて，投入される反応度について確認しており，にて，投入される反応度について確認している。

評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
実効増倍率について 0.99 の場合は，臨界到達までにかかる時間が実効増倍率が 0.99 の場合は，臨界到達までにかかる時間が追加で ⑤追加で必要となり，また投入される反応度も 0.07 ドルと小さくなる

必要となり，また投入される反応度も 0.07 ドルと小さくなることかため，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

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。

初期出力は炉心状態毎に異なり，評価項目となるパラメータに影

初期出力は炉心状態ごとに異なり，評価項目となるパラメータに ⑤

響を与えるため，その不確かさが与える影響を評価した。初期出力

影響を与えるため，その不確かさが与える影響を評価した。初期出の不確かさにより評価項目に対する余裕が変化するが，「（5）評力の不確かさにより評価項目に対する余裕が変化するが，「(5) 解価条件の不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響評価」

析条件の不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響評価」

において，初期出力の不確かさの影響を確認しており，評価項目とにおいて，初期出力の不確かさの影響を確認している。

なるパラメータに与える影響は小さい。

5.4-7

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

初期燃料温度は炉心状態毎に異なり，評価項目となるパラメータ

変更理由

初期燃料温度は炉心状態ごとに異なり，評価項目となるパラメー ⑤に影響を与えるため，その不確かさが与える影響を評価した。初期

タに影響を与えるため，その不確かさが与える影響を評価した。初燃料温度の不確かさにより評価項目に対する余裕が変化するが，期燃料温度の不確かさにより評価項目に対する余裕が変化するが，「（5）評価条件の不確かさが評価項目となるパラメータに与える「(5) 解析条件の不確かさが評価項目となるパラメータに与える影影響評価」において，初期燃料温度の不確かさの影響を確認してお響評価」において，初期燃料温度の不確かさの影響を確認していり，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

る。

制御棒引抜阻止及びスクラム信号について NMS トリップ選択スイ

制御棒引抜阻止及びスクラム信号について原子炉核計装トリップ ③（概算計算を詳細な評価で実施

ッチが初装荷の場合は計数率高信号による制御棒引抜阻止機能，計選択スイッチが初装荷の場合は計数率高信号による制御棒引抜阻止

したことによる数値の見直数率高高信号によるスクラム機能に期待できる。こちらに期待した機能及び計数率高高信号によるスクラム機能に期待できる。計数率

し）場合のスクラムまでの時間は約 46 秒後となり，評価項目となるパラ高高信号によるスクラム機能に期待した場合のスクラムまでの時間 ⑤

メータに対する余裕は大きくなる。

は約 57 秒後となることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

ｂ．操作条件ｂ．操作条件

本重要事故シーケンスは，「5.4.2(2) 有効性評価の条件」に示す

本重要事故シーケンスは，「5.4.2(2) 有効性評価の条件」に示すとおり，運転員等操作には期待しないため，運転員操作に関する条

とおり，運転員等操作には期待しないため，運転員操作に関する条

件はない。

件はない。
（添付資料 5.4.3）(3) 感度解析
解析コードの不確かさによりドップラ反応度フィードバック効果と（添付資料 5.4.5） ⑤(3) 感度解析
解析コードの不確かさによりドップラ反応度フィードバック効果と ⑤

制御棒反応度効果は評価項目となるパラメータに影響を与えることか

制御棒反応度効果は評価項目となるパラメータに影響を与えることか

ら本重要事故シーケンスにおいて感度解析を実施する。

ら本重要事故シーケンスにおいて感度解析を行う。

ドップラ反応度フィードバック効果を±10%とした場合においても投ドップラ反応度又はスクラム反応度を±10%とした場合において投入 ③（振り幅が大きい側のみを記載

入される反応度は 0.55 ドルとベースケースと比べて殆ど差異なく，まされる反応度は 0.55 ドルとベースケースと比べて殆ど差異がない結果していたが小さい側の数値をた制御棒反応度を±10%とした場合においても投入される反応度はである。また引抜制御棒反応度を±10%とした場合において投入される

追記）

0.53 ドル,0.56 ドルであり，これらの不確かさを考慮しても燃料の健反応度は 0.56 ドル,0.53 ドル，実効遅発中性子割合を±10%とした場合 ⑤

全性に影響がない。

において投入される反応度は 0.53 ドル,0.56 ドルとなる。以上より，（添付資料 5.4.3)

これらの不確かさを考慮しても反応度投入事象には至らず，燃料エン
タルピ増加に伴う燃料の破損は生じないことから，評価項目を満足する。
（添付資料 5.4.5） ⑤(4) 操作時間余裕の把握
本重要事故シーケンスは，「5.4.2(2) 有効性評価の条件」に示すと
おり，運転員等操作には期待しないため，操作時間余裕に関する影響(4) 操作時間余裕の把握
本重要事故シーケンスは，「5.4.2(2) 有効性評価の条件」に示すと ⑤
おり，運転員等操作には期待しないことから，操作時間余裕に関する5.4-8

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

はない。

変更理由

影響はない。

(5) 解析条件の不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響評価(5) 解析条件の不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響評価

解析条件の不確かさにより投入される反応度が大きくなることも考

解析条件の不確かさにより投入される反応度が大きくなることも考えられ，評価項目となるパラメータに影響を与えることから，炉心状

えられ，評価項目となるパラメータに影響を与えることから，炉心状態の変動による評価項目となるパラメータに与える影響について確認

態の変動による評価項目となるパラメータに与える影響について確認した。以下の 2 つの保守的な想定をした評価においても，投入されるした。以下の 2 つの保守的な想定をした評価においても，投入される反応度は約 0.7 ドル以下にとどまることから，不確かさが評価項目と反応度は約 0.7 ドル以下にとどまることから，不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

なるパラメータに与える影響は小さい。

・過渡解析「原子炉起動時における制御棒の異常な引き抜き」に示

・過渡解析「原子炉起動時における制御棒の異常な引き抜き」に示 ⑤

すように 3.5%

Δk の価値を有する制御棒グループが引き抜かれる場合すように 3.5%Δk の価値を有する制御棒グループが引き抜かれる場
合・サイクル初期及びサイクル末期の炉心状態において B 型平衡炉心の反応度印加率を包含する引抜制御棒反応度曲線を用いた場合

・サイクル初期及びサイクル末期の炉心状態において，９×９燃料 ⑤（Ｂ型）平衡炉心の反応度印加率を包絡する引抜制御棒反応度曲線を用いた場合

初期出力は炉心状態毎に異なり，評価項目となるパラメータに影響

初期出力は炉心状態ごとに異なり，評価項目となるパラメータに影 ⑤を与えるため，その不確かさが与える影響を評価した。定格の 10-8 の響を与えるため，その不確かさが与える影響を評価した。定格の 10-8

10 倍及び 1/10 倍とした場合の感度解析を行い，有効性評価での結果の 10 倍及び 1/10 倍とした場合の感度解析を行い，有効性評価での結（0.55 ドル）と大きく差異がない，0.55 ドル（10 倍）及び 0.54 ドル

果（0.55 ドル）と大きく差異がなく，0.55 ドル（10 倍）及び 0.54 ド（1/10 倍）であることから，初期出力の不確かさが与える影響は小さル（1/10 倍）であることから，初期出力の不確かさが与える影響は小

い。

さい。

初期燃料温度は炉心状態毎に異なり，評価項目となるパラメータに

初期燃料温度は炉心状態ごとに異なり，評価項目となるパラメータ ⑤

影響を与えるため，その不確かさが与える影響を評価した。初期燃料に影響を与えるため，その不確かさが与える影響を評価した。初期燃

温度を 60℃とした場合の感度解析を実施し，有効性評価での結果

料温度を 60℃とした場合の感度解析を実施し，有効性評価での結果（0.55 ドル）と大きく差異がない，0.57 ドルであることから，初期燃（0.55 ドル）と大きく差異がない，0.57 ドルであることから，初期燃

料温度の不確かさが与える影響は小さい。

料温度の不確かさが与える影響は小さい。
（添付資料 5.4.3）(6) 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（添付資料 5.4.5, 5.4.6） ⑤(6) 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 ⑤

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

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。感度解析結果より，不確かさの重畳を及び操作時間余裕を確認した。その結果，解析条件の不確かさが評価

考慮した場合でも評価項目となるパラメータを満足できる。その結項目となるパラメータに与える影響は小さい。

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

5.4-9

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

影響等を考慮した場合においても，自動作動する安全保護系及び原子変更理由⑤

炉停止系により，自動的に制御棒の引き抜きを阻止，原子炉スクラムすることで，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

5.4.4 必要な要員及び資源の評価

5.4.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価(1) 必要な要員の評価

事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」において，重大事故等
対策は自動で作動するため，対応に必要な要員はいない。
(2) 必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」において，必要な水事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」において，重大事故等
対策は自動で作動するため，対応に必要な要員はいない。
(2) 必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」において，必要な水源，燃料及び電源の評価結果は以下のとおりである。

源，燃料及び電源の評価結果は以下のとおりである。

ａ．水源

ａ．水源

本重要事故シーケンスの評価では，原子炉注水は想定していない。
ｂ．燃料
本重要事故シーケンスの評価では，燃料の使用は想定していない。
ｃ．電源
本重要事故シーケンスの評価では，外部電源喪失は想定していない。
5.4.5 結論
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」では，誤操作により過剰な

本重要事故シーケンスの評価では，原子炉注水は想定していない。
ｂ．燃料
本重要事故シーケンスの評価では，燃料の使用は想定していない。
ｃ．電源
本重要事故シーケンスの評価では，外部電源喪失は想定していない。
5.4.5 結論
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」では，誤操作により過剰な制御棒の引き抜きが行われ，臨界に至る反応度が投入されることで，原子 制御棒の引き抜きが行われ，臨界に至る反応度が投入されることで，原子炉が臨界に達し燃料損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグルー 炉が臨界に達し燃料損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグルー
プ「反応度の誤投入」に対する燃料損傷防止対策としては，原子炉停止機 プ「反応度の誤投入」に対する燃料損傷防止対策としては，原子炉停止機
能を整備している。
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」の重要事故シーケンス「最能を整備している。
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」の重要事故シーケンス「最 ⑤大反応度価値を有する同一水圧制御ユニットに属する1組又は1本の制御棒 大反応度価値を有する同一水圧制御ユニットに属する 1 組又は 1 本の制御が全引き抜きされている状態から，その隣接制御棒が操作量の制限を超え 棒が全引抜されている状態から，その隣接制御棒が操作量の制限を超えるる誤った操作によって引き抜かれ，臨界に至る事故」について有効性評価 誤った操作によって引き抜かれ，臨界に至る事故」について有効性評価を

5.4-10

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前
を行った。

変更後

変更理由

行った。

上記の場合においても，原子炉停止機能により，燃料が損傷することはなく，未臨界を維持することが可能である。
その結果，有効燃料棒頂部の冠水，放射線遮蔽の維持及び未臨界の確保

上記の場合においても，原子炉停止機能により，燃料が損傷することはなく，未臨界を維持することが可能である。
その結果，有効燃料棒頂部の冠水，放射線遮蔽の維持及び未臨界の確保ができることから，評価項目を満足している。また，安定状態を維持でき ができることから，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。

る。

評価条件の不確かさについて確認した結果，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

解析条件の不確かさについて確認した結果，評価項目となるパラメータ ⑤に与える影響は小さい。

本事故シーケンスグループにおける6号及び7号炉同時の重大事故等対策

本事故シーケンスグループにおける 6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対は自動で作動するため，対応に必要な要員はいない。スクラム動作後の原 策は自動で作動するため，対応に必要な要員はいない。スクラム動作後の子炉の状態確認において, 中央制御室の運転員１名で実施可能である。
以上のことから，事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」におい

原子炉の状態確認において, 中央制御室の運転員１名で実施可能である。
以上のことから，原子炉停止機能の燃料損傷防止対策は，選定した重要 ⑤て，原子炉停止機能の燃料損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンス 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「反応度の ープ「反応度の誤投入」に対して有効である。
誤投入」に対して有効である。

プラント前提条件・複数本の制御棒引抜操作（停止時冷温臨界試験，停止余裕検査等を考慮した想定）
・起動領域モニタのNMSトリップ選択スイッチ「通常」位置
・原子炉モードスイッチ「起動」位置③（概算計算を詳細な評価で実施

凡例

制御棒
CR-1：最大反応度価値を有する制御棒
CR-2：CR-1斜め隣接の制御棒：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

複数本の制御棒引抜操作開始：解析上考慮しない操作・判断結果※1
人的過誤としてCR-2の連続引き抜きを想定する

CR-1「全引抜き」※2
原子炉周期20秒にて発生する

CR-2引抜き操作開始※3
原子炉周期10秒にて発生する＊正規の操作手順（解析上の時刻）（0秒）（約30秒後）

CR-2「連続引抜き」

CR-2「ノッチ」操作で引き抜き※1

制御棒引抜阻止信号発生（起動領域モニタ原子炉周期短）※4起動領域モニタの原子炉周期短（原子炉周期10秒）による原子炉スクラム信
号は，原子炉出力が中間領域に到達することで発生する※2＊NMSトリップ選択スイッチ「初装荷」位置の場合（約58秒後）スクラム信号発生（起動領域モニタ原子炉周期短）※3※4

全制御棒全挿入により未臨界達成

図 5.4.1

反応度の誤投入時の対応手順の概要

第 5.4.1 図

5.4-11（約57秒後）スクラム信号発生（起動領域モニタ計数率高高）

全制御棒全挿入により未臨界達成「反応度の誤投入」の対応手順の概要

したことによる数値の見直し）⑤まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 5.4.2

反応度の誤投入における引抜制御棒反応度曲線

第 5.4.2 図

引抜制御棒反応度曲線⑤

図 5.4.3

反応度の誤投入におけるスクラム反応度曲線

第 5.4.3 図

5.4-12

スクラム反応度曲線

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由
⑤

図 5.4.4

表 5.4.1

炉心平均中性子束の推移

反応度の誤投入時における重大事故等対策について

第 5.4.4 図

第 5.4.1 表

炉心平均中性子束の推移「反応度の誤投入」の重大事故等対策について

5.4-13⑤

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由

表 5.4.2

主要解析条件（反応度の誤投入）（1/3）

第 5.4.2 表

主要解析条件（反応度の誤投入）（1/3）⑤

表 5.4.2

主要解析条件（反応度の誤投入）（2/3）

第 5.4.2 表

主要解析条件（反応度の誤投入）（2/3）⑤（本文との記載の整合）5.4-14

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
表 5.4.2

主要解析条件（反応度の誤投入）（3/3）

変更後
第 5.4.2 表

5.4-15主要解析条件（反応度の誤投入）（3/3）

変更理由⑤

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前
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(1) 要員の評価条件

変更後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(1) 要員の評価条件

a. 各事故シーケンスにおける要員については，保守的に 6 号及び 7 号

a. 各事故シーケンスにおける要員については，保守的に 6 号及び 7 号

炉同時の重大事故等対策時において対応可能であるか評価を行

炉同時の重大事故等対策時において対応可能であるか評価を行う。

う。

b. 参集要員に期待しない事故シーケンスにおいては，中央制御室のb. 参集要員に期待しない事故シーケンスにおいては，中央制御室の当直長，当直副長，運転員及び発電所構内に常駐している緊急時

当直長，当直副長，運転員及び発電所構内に常駐している緊急時対策要員により，必要な作業対応が可能であることを評価する。

対策要員により，必要な作業対応が可能であることを評価する。

また，参集要員に期待する事故シーケンスにおいて，事象発生

また，参集要員に期待する事故シーケンスにおいて，事象発生 ⑤

10 時間までは，中央制御室の運転員及び発電所構内に常駐してい

10 時間までは，中央制御室の運転員及び発電所構内に常駐している緊急時対策要員のみにより必要な作業対応が可能であること，る緊急時対策要員のみにより必要な作業対応が可能であること，さらに事象発生 10 時間以降は発電所構外から招集される参集要員

さらに事象発生 10 時間以降は発電所構外から召集される参集要員についても考慮して，必要な作業対応が可能であることを評価すについても考慮して，必要な作業対応が可能であることを評価する。なお，発電所構外から招集される参集要員については，実際る。なお，発電所構外から召集される参集要員については，実際の運用では集まり次第，作業対応が可能であるが，評価上は事象の運用では集まり次第，作業対応が可能であるが，評価上は事象発生 10 時間以前の参集要員による作業対応は見込まないものとす

発生 10 時間以前の参集要員による作業対応は見込まないものとする。

る。

c. 可搬型設備操作において，可搬型設備を事象発生から 12 時間まで

c. 可搬型設備操作において，可搬型設備を事象発生から 12 時間まで ④（可搬型設備の運用方針の変は機能に期待しないと仮定するため，その使用開始を 12 時間後とは機能に期待しないと仮定するため，その使用開始を 12 時間後として要員を評価する。

して要員を評価する。ただし，要員の確保等速やかに対応可能な体制が整備されている場合を除く。

(2) 資源の評価条件
a. 全般

変更理由

(2) 資源の評価条件
a. 全般(a) 重大事故等対策の有効性評価において，通常系統からの給水及(a) 重大事故等対策の有効性評価において，通常系統からの給水及び給電が不可能となる事象についての水源，燃料及び電源に関すび給電が不可能となる事象についての水源，燃料及び電源に関する評価を実施する。また，前提として，有効性評価の条件（各重る評価を実施する。また，前提として，有効性評価の条件（各重要事故シーケンス等特有の解析条件又は評価条件）を考慮する。

要事故シーケンス等特有の解析条件又は評価条件）を考慮する。

6-1

更）

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

(b) 水源，燃料及び電源に関する評価において，淡水貯水池，ガス(b) 水源，燃料及び電源に関する評価において，淡水貯水池，ガスタービン発電機用燃料タンク及び常設代替交流電源設備は，6 号タービン発電機用燃料タンク及び常設代替交流電源設備は，6 号

及び 7 号炉で共用していることから，その合計の消費量を評価す

及び 7 号炉で共用していることから，その合計の消費量を評価す

る。

る。

b. 水源

b. 水源

(a) 炉心及び原子炉格納容器への注水において，水源となる復水貯3(a) 原子炉及び原子炉格納容器への注水において，水源となる復水 ⑤

蔵槽の保有水量（約 1,700m ：有効水量）が，淡水貯水池から可貯蔵槽の保有水量（約 1,700m3：有効水量）が，淡水貯水池から搬型代替注水ポンプを用いた水の移送を開始するまでに枯渇しな

可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）を用いた水の移送を開始するまいことを評価する。

でに枯渇しないことを評価する。

(b) 復水貯蔵槽については，淡水貯水池からの水の移送について，(b) 復水貯蔵槽については，淡水貯水池からの水の移送について， ⑤

可搬型代替注水ポンプを用いて必要注水量以上が補給可能である

可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）を用いて必要注水量以上が補給ことを評価する。

可能であることを評価する。

(c) 使用済燃料プールへの注水において水源となる防火水槽については，淡水貯水池からの水の移送について，可搬型代替注水ポン

変更理由(c) 使用済燃料プールへの注水において，水源となる淡水貯水池の ②（送水ラインの変更）
保有水量（約 18,000m3）が枯渇しないことを評価する。

プを用いて必要注水量以上が補給可能であることを評価する。
(ｄ) 水源の評価については，事象進展が早い重要事故シーケンス(ｄ) 水源の評価については，事象進展が早い重要事故シーケンス ⑤が水源（必要水量）として，厳しい評価となることから，重要事等が水源（必要水量）として，厳しい評価となることから，重要

故シーケンス等を評価し成立性を確認する事で，他の事故シーケ

事故シーケンス等を評価し成立性を確認することで，他の事故シンスグループ等も包絡されることを確認する。

ーケンスグループ等も包絡されることを確認する。

c. 燃料(a) 常設代替交流電源設備，代替原子炉補機冷却系専用の電源車，

c. 燃料(a) 常設代替交流電源設備，代替原子炉補機冷却系専用の電源車， ②（免震重要棟の位置づけ変更に

代替原子炉補機冷却系用の可搬型大容量送水ポンプ，復水貯蔵槽

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

給水用可搬型代替注水ポンプ（A-2 級），使用済燃料プール注水用用），復水貯蔵槽給水用可搬型代替注水ポンプ（A-2 級），使用済 ⑤

可搬型代替注水ポンプ（A-2 級），非常用ディーゼル発電機，免震

燃料プール注水用可搬型代替注水ポンプ（A-2 級），非常用ディー

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・

ゼル発電機，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備

ポスト用発電機のうち，事故シーケンスグループ等における事故及びモニタリング・ポスト用発電機のうち，事故シーケンスグル

収束に必要な設備を考慮して消費する燃料（軽油）が備蓄していープ等における事故収束に必要な設備を考慮して消費する燃料る軽油量にて 7 日間の運転継続が可能であることを評価する。

（軽油）が備蓄している軽油量にて 7 日間の運転継続が可能であることを評価する。

6-2

伴う反映）

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

(b) 全交流動力電源喪失の発生又は重畳を想定しない事故シーケン(b) 全交流動力電源喪失の発生又は重畳を想定しない事故シーケンスについては，非常用ディーゼル発電機からの給電による燃料消スについては，非常用ディーゼル発電機からの給電による燃料消費量の評価を行う。また，外部電源喪失を想定しない場合におい費量の評価を行う。また，外部電源喪失を想定しない場合においても，仮に外部電源が喪失し非常用ディーゼル発電機から給電すても，仮に外部電源が喪失し非常用ディーゼル発電機から給電することを想定し，燃料消費量の確認を行う。

ることを想定し，燃料消費量の確認を行う。

この場合，燃料（軽油）の備蓄量として，軽油タンク（約この場合，燃料（軽油）の備蓄量として，軽油タンク（約1,020kL，2 基（6 号及び 7 号炉それぞれ 1 基））の容量を考慮す

1,020kL，2 基（6 号及び 7 号炉それぞれ 1 基））の容量を考慮する。

る。

(c) 全交流動力電源喪失の発生又は重畳を想定する事故シーケンス(c) 全交流動力電源喪失の発生又は重畳を想定する事故シーケンス ②（第二GTGの位置づけ変更に伴については，常設代替交流電源設備からの給電による燃料消費量については，常設代替交流電源設備からの給電による燃料消費量の評価を行う。この場合，燃料（軽油）の備蓄量として，軽油タの評価を行う。この場合，燃料（軽油）の備蓄量として，軽油タ

ンク（約 1,020kL，2 基（6 号及び 7 号炉それぞれ 1 基））とガス

ンク（約 1,020kL，2 基（6 号及び 7 号炉それぞれ 1 基））とガスタービン発電機用燃料タンク（約 50kL，4 基（6 号及び 7 号炉共タービン発電機用燃料タンク（約 100kL）の合計容量約 2,140kL用））の合計容量約 2,240kL を考慮する。

を考慮する。

(d) 常設代替交流電源設備は，1 台で 6 号及び 7 号炉の事故収束に必要な負荷への給電が可能であるが，保守的に 3 台分の燃料消費量で評価を行う。

量で評価を行う。

直後から最大負荷で連続運転することを想定し算出する。
d. 電源

う反映）

(d) 常設代替交流電源設備は，2 台で 6 号及び 7 号炉の事故収束に ③（常設代替交流電源設備の負荷

必要な負荷への給電が可能であるが，保守的に 3 台分の燃料消費(e) 燃料消費量の計算においては，電源設備等が保守的に事象発生

変更理由(e) 燃料消費量の計算においては，電源設備等が保守的に事象発生
直後から燃料を消費することを想定し算出する。
d. 電源(a) 全交流動力電源喪失の発生又は重畳を想定する事故シーケンス(a) 全交流動力電源喪失の発生又は重畳を想定する事故シーケンスにおいては常設代替交流電源設備により，有効性評価において考においては常設代替交流電源設備により，有効性評価において考慮する設備に電源供給を行い，その最大負荷が常設代替交流電源

慮する設備に電源供給を行い，その最大負荷が常設代替交流電源

設備の連続定格容量（約 2,950kW）未満となることを評価する。

設備の連続定格容量（約 2,950kW）未満となることを評価する。

(b) 全交流動力電源喪失の発生又は重畳を想定しない事故シーケン(b) 全交流動力電源喪失の発生又は重畳を想定しない事故シーケンスにおいては，非常用ディーゼル発電機からの給電を考慮し，まスにおいては，非常用ディーゼル発電機からの給電を考慮し，また，外部電源喪失を想定しない事故シーケンスにおいても，保守

た，外部電源喪失を想定しない事故シーケンスにおいても，保守的に外部電源が喪失するものとして，非常用ディーゼル発電機か的に外部電源が喪失するものとして，非常用ディーゼル発電機から給電するものとして評価する。

ら給電するものとして評価する。

6-3

修正）

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

(c) 各事故シーケンスにおける対策に必要な設備は，重要事故シー(c) 各事故シーケンスにおける対策に必要な設備は，重要事故シー

ケンス等の対策設備に包絡されるため，重要事故シーケンス等をケンス等の対策設備に包絡されるため，重要事故シーケンス等を評価し成立性を確認する事で，事故シーケンスグループ等も包絡評価し成立性を確認することで，事故シーケンスグループ等も包されることを確認する。

絡されることを確認する。

6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果(1) 必要な要員の評価結果

6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果(1) 必要な要員の評価結果

各事故シーケンスグループにおいて，6 号及び 7 号炉同時の重大事

各事故シーケンスグループにおいて，6 号及び 7 号炉同時の重大事

故等対策時に必要な操作項目，必要な要員数及び移動時間を含めた各

故等対策時に必要な操作項目，必要な要員数及び移動時間を含めた各操作の所要時間について確認した。

操作の所要時間について確認した。

6 号及び 7 号炉の両号炉において，原子炉運転中を想定する。原子変更理由

6 号及び 7 号炉の両号炉において，原子炉運転中を想定する。原子 ④（最新の有効性評価の必要要員

炉運転中に必要な要員数が最も多い事故シーケンスグループ等は，炉運転中に必要な要員数が最も多い事故シーケンスグループ等は，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）「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」 ⑤のうち，事故収束に代替循環冷却を使用する場合（3.1.2）」であり，であり，事象発生後 10 時間に必要な要員は 32 名である。必要な作業

事象発生後 10 時間に必要な要員は 30 名である。必要な作業対応及び対応は，中央制御室の運転員 18 名，発電所構内に常駐している緊急時

有効性評価においては考慮しないが実際に重大事故等の発生時に実施対策要員 44 名及び自衛消防隊 10 名の初動体制の要員 72 名で対処可能

する操作をあわせても，中央制御室の運転員 18 名，発電所構内に常駐である。これらの要員数を夜間及び休日(平日の勤務時間帯以外)におしている緊急時対策要員 44 名及び自衛消防隊 10 名の初動体制の要員

いても確保可能である。また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要72 名で対処可能である。これらの要員数を時間外，休日（夜間）にお員数は 46 名であり，参集要員（106 名）により確保可能である。

数の反映）

いても確保可能である。また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員数は 36 名であり，参集要員（106 名）により確保可能である。
また，6 号及び 7 号炉の両号炉において，原子炉運転停止中を想定

また，6 号及び 7 号炉の両号炉において，原子炉運転停止中を想定 ④（最新の有効性評価の必要要員する。原子炉運転停止中に必要な要員数が最も多い事故シーケンスグする。原子炉運転停止中に必要な要員数が最も多い事故シーケンスグ

ループ等は，「5.2 全交流動力電源喪失」の事象であり，事象発生後 10

ループ等は，「5.2 全交流動力電源喪失」の事象であり，事象発生後 10 ⑤

時間に必要な要員は 18 名である。必要な作業対応は，中央制御室の運時間に必要な要員は 16 名である。必要な作業対応は，中央制御室の運転員 10 名，発電所構内に常駐している緊急時対策要員 44 名及び自衛転員 10 名，発電所構内に常駐している緊急時対策要員 44 名及び自衛消防隊 10 名の初動体制の要員 64 名で対処可能である。これらの要員

消防隊 10 名の初動体制の要員 64 名で対処可能である。これらの要員

数を時間外，休日（夜間）においても確保可能である。なお，事象発数を夜間及び休日(平日の勤務時間帯以外)においても確保可能であ

生 10 時間以降に追加で必要な要員数は 26 名であり，参集要員（106る。なお，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員数は 26 名であ名）により確保可能である。

り，参集要員（106 名）により確保可能である。

6-4

数の反映）

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
また，使用済燃料プールに燃料が取り出されている期間において，

変更後

変更理由

また，使用済燃料プールに燃料が取り出されている期間において， ⑤必要な要員が最も多い事故シーケンスグループ等は，｢4.2 想定事故

必要な要員が最も多い事故シーケンスグループ等は，｢4.2 想定事故2｣であり，必要な要員は 22 名である。必要な作業対応は，中央制御室

2｣であり，必要な要員は 22 名である。必要な作業対応は，中央制御室の運転員 10 名，発電所構内に常駐している緊急時対策要員 44 名及びの運転員 10 名，発電所構内に常駐している緊急時対策要員 44 名及び自衛消防隊 10 名の初動体制の要員 64 名で対処可能である。これらの自衛消防隊 10 名の初動体制の要員 64 名で対処可能である。これらの要員数を時間外，休日（夜間）においても確保可能である。

要員数を夜間及び休日(平日の勤務時間帯以外)においても確保可能である。

なお，各事故シーケンスグループにおいては 6 号及び 7 号炉が共になお，各事故シーケンスグループにおいては 6 号及び 7 号炉が共に ④（最新の有効性評価の必要要員

原子炉運転中，又は原子炉運転停止中を想定しているが，片号炉にお原子炉運転中，又は原子炉運転停止中を想定しているが，片号炉において原子炉運転中，もう片号炉においては，原子炉運転停止中を想定

いて原子炉運転中，もう片号炉において原子炉運転停止中の場合を想 ⑤する。ここで，片方の号炉で原子炉運転中の必要な要員数が最も多い定した場合について示す。片号炉で原子炉運転中の必要な要員数が最「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）も多い「2.3.4 全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)+SRV 再のうち，事故収束に代替循環冷却を使用する場合（3.1.2）」を，もう閉失敗」を，もう他号炉で原子炉運転停止中の必要な要員数が最も多他方の号炉で原子炉運転停止中の必要な要員数が最も多い｢4.2 想定い｢4.2 想定事故 2｣を想定すると，事象発生後 10 時間に必要な要員は

事故 2｣を想定すると，事象発生後 10 時間に必要な要員は 27 名であ27 名である。必要な作業対応は，中央制御室の運転員 13 名，発電所る。必要な作業対応は，中央制御室の運転員 14 名，発電所構内に常駐

構内に常駐している緊急時対策要員 44 名及び自衛消防隊 10 名の初動している緊急時対策要員 44 名及び自衛消防隊 10 名の初動体制の要員

体制の要員 67 名で対処可能である。これらの要員数を夜間及び休日

68 名で対処可能である。これらの要員数を時間外，休日（夜間）にお(平日の勤務時間帯以外)においても確保可能である。また，事象発生いても確保可能である。また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要

10 時間以降に追加で必要な要員数は 23 名であり，参集要員（106 名）

員数は 18 名であり，参集要員（106 名）により確保可能である。

により確保可能である。

（添付資料 6.1.1，6.2.1，6.2.2）
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
事象発生後 7 日間は，外部からの支援がない場合においても，必要量以上の水源，燃料及び電源の供給が可能である。

(1) 水源の評価結果
a. 原子炉及び原子炉格納容器への注水
原子炉及び原子炉格納容器への注水における水源評価において，数の反映）（添付資料 6.1.1，6.2.1，6.2.2）
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
事象発生後 7 日間は，外部からの支援がない場合においても，必要量以上の水源，燃料及び電源の供給が可能である。

(1) 水源の評価結果
a. 原子炉及び原子炉格納容器への注水
原子炉及び原子炉格納容器への注水における水源評価において， ④（最新の有効性評価の水源評価

最も厳しくなる事故シーケンスグループ等は，「3.1 雰囲気圧力・最も厳しくなる事故シーケンスグループ等は，「3.1.3 雰囲気圧

温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）のうち，事故収束

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 ⑤に代替循環冷却を使用しない場合（3.1.3）」である。

却系を使用しない場合」である。

6-5

の反映）

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納容器スプ変更理由

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納容器スプ ④（最新の有効性評価の水源評価

レイ冷却系による代替格納容器スプレイにおいて，6 号及び 7 号炉

レイ冷却系による代替格納容器スプレイにおいて，6 号及び 7 号炉

それぞれで約 7,300m3 の水が必要であり，同時被災を考慮すると合それぞれで約 7,400m3 の水が必要であり，6 号及び 7 号炉の同時被災 ⑤

計約 14,600m3 の水が必要となる。

を考慮すると合計約 14,800m3 の水が必要となる。

水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約 1,700m3，淡水貯水池に約の反映）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 ⑤

18,000m3 の水を保有しており，事象発生 12 時間以降に淡水貯水池か

約 18,000m3 の水を保有しており，事象発生 12 時間以降に淡水貯水

ら復水貯蔵槽へ水の移送を行うことで，復水貯蔵槽を枯渇させるこ池から復水貯蔵槽へ水の移送を行うことで，復水貯蔵槽を枯渇させとなく，復水貯蔵槽を水源とした 7 日間の注水継続が可能である。

ることなく，復水貯蔵槽を水源とした 7 日間の注水継続が可能である。

b. 使用済燃料プールへの注水

b. 使用済燃料プールへの注水

使用済燃料プールへの注水における水源評価において，最も厳しくなる事故シーケンスグループ等は，「4.2 想定事故 2」である。
可搬型代替注水ポンプによる使用済燃料プール注水において，63

使用済燃料プールへの注水における水源評価において，最も厳しくなる事故シーケンスグループ等は，「4.2 想定事故 2」である。
可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による使用済燃料プール注水に ⑤

号及び 7 号炉のそれぞれで約 3,300m の水が必要であり，同時被災

おいて，6 号及び 7 号炉のそれぞれで約 3,300m3 の水が必要であり，を考慮すると合計約 6,600m3 の水が必要となる。

6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮すると合計約 6,600m3 の水が必要となる。

水源として，淡水貯水池に約 18,000m3 の水を保有しており，事象発生 12 時間以降に淡水貯水池から防火水槽へ水の移送を行うこと

水源として，淡水貯水池に約 18,000m3 の水を保有しており，水源 ②（送水ラインの変更）を枯渇させることなく 7 日間の注水継続が可能である。

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

（添付資料 6.3.1）の注水継続が可能である。
（添付資料 6.3.1）(2) 燃料の評価結果
a. 全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮しない場合(2) 燃料の評価結果
a. 全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮しない場合

全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮しない場合の燃料評価

全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮しない場合の燃料評価において，最も燃料の消費量が厳しくなる事故シーケンスグループ

において，最も燃料の消費量が厳しくなる事故シーケンスグループ

等は，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」，「3.3 原子等は，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」，「3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」，「3.5 溶融炉心・コン

炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」，「3.5 溶融炉心・コン

クリート相互作用」である。

クリート相互作用」である。

6-6

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前

変更後

変更理由

非常用ディーゼル発電機による電源供給については，保守的に事非常用ディーゼル発電機による電源供給については，保守的に事②（送水ラインの変更）

象発生直後から最大負荷で 3 台の運転を想定すると，7 日間の運転

象発生直後から最大負荷で 6 台（6 号及び 7 号炉それぞれ 3 台）の③（燃費試験結果の反映）

継続に約 751kL の軽油が必要となる。復水貯蔵槽給水用可搬型代替運転を想定すると，7 日間の運転継続に約 1,506kL（号炉あたり約④（燃費修正）注水ポンプ（A-2 級）又は使用済燃料プール注水用可搬型代替注水

753kL）の軽油が必要となる。復水貯蔵槽給水用可搬型代替注水ポ⑤

ポンプ（A-2 級）については，保守的に事象発生直後から最大負荷

ンプ（A-2 級）又は使用済燃料プール注水用可搬型代替注水ポンプ

で 6 台（6 号及び 7 号炉それぞれ 3 台）の運転を想定すると，7 日（A-2 級）については，保守的に事象発生直後から 8 台（6 号及び 7間の運転継続に 20kL（号炉あたり約 10kL）の軽油が必要となる。

号炉それぞれ 4 台）の運転を想定すると，7 日間の運転継続に約

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

30kL（号炉あたり約 15kL）の軽油が必要となる。代替原子炉補機冷直後から最大負荷で 4 台（6 号及び 7 号炉それぞれ 2 台）の運転を

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 4 台（6想定すると，7 日間の運転継続に約 74kL（号炉あたり約 37kL）の軽号及び 7 号炉それぞれ 2 台）の運転を想定すると，7 日間の運転継油が必要となる。代替原子炉補機冷却系用の可搬型大容量送水ポン

続に約 74kL（号炉あたり約 37kL）の軽油が必要となる。代替原子プについては，保守的に事象発生直後からの可搬型大容量送水ポン

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

プの運転を想定すると，７日間の運転継続に約 60kL（号炉あたり約は，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

30kL）の軽油が必要となる。

用）の運転を想定すると，７日間の運転継続に約 22kL（号炉あたり
約 11kL）の軽油が必要となる。

7 日間の運転継続に必要な軽油は，これらを合計して 6 号及び 7

7 日間の運転継続に必要な軽油は，これらを合計して 6 号及び 7③（燃費試験結果の反映）

号炉それぞれで約 828kL となり，同時被災を考慮すると合計約号炉それぞれで約 816kL となり，同時被災を考慮すると合計約④（燃費修正）1,656kL の軽油が必要となる。

1,632kL の軽油が必要となる。

⑤

さらに，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

さらに，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及び ②（免震重要棟の位置づけ変更にニタリング・ポスト用発電機については，事象発生直後から 7 日間

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，事象発の運転継続に約 79kL の軽油が必要となる。

生直後から 7 日間の運転継続に約 13kL の軽油が必要となる。

よって，6 号及び 7 号炉の事故対応に必要な軽油は，合計約1,735kL となる。

伴う反映)

よって，6 号及び 7 号炉の事故対応に必要な軽油は，合計約 ②（送水ラインの変更）
1,645kL となる。

②（免震重要棟の位置づけ変更に伴う反映)③（燃費試験結果の反映）④（燃費修正）6 号及び 7 号炉のそれぞれの軽油タンクにて備蓄している軽油量

6 号及び 7 号炉のそれぞれの軽油タンクにて備蓄している軽油量の合計は約 2,040kL（号炉あたり約 1,020kL）であり，必要量の軽油の合計は約 2,040kL（号炉あたり約 1,020kL）であり，必要量の軽油を供給可能である。

を供給可能である。

6-7

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

変更前
b. 全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮した場合
全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮した場合の燃料評価に

変更後

変更理由

b. 全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮した場合
全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮した場合の燃料評価に ④（最新の有効性評価の燃料評価

おいて，最も燃料の消費量が厳しくなる事故シーケンスグループ等

おいて，最も燃料の消費量が厳しくなる事故シーケンスグループ等

は，「2.3.1 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」，は，「2.3.4 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再「2.3.2 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失閉失敗」である。

の反映）

敗」，「2.3.3 全交流動力電源喪失＋直流電源喪失」，「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」,「2.4.1
崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）」，「3.1 雰囲気圧
力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）のうち，事故収束に代替循環冷却を使用する場合（3.1.2）」及び「3.4 水素燃焼」である。
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

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 ③（燃費試験結果の反映）

発生直後から最大負荷で 3 台の運転を想定すると，7 日間の運転継発生直後から 3 台の運転を想定すると，7 日間の運転継続に 6 号及 ④（燃費修正）

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。可び 7 号炉において合計約 504kL の軽油が必要となる。可搬型代替注 ④（最新の有効性評価の燃料評価

搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への給水については，保守的水ポンプ（A-2 級）による原子炉注水及び格納容器スプレイについに事象発生直後から最大負荷で 6 台（6 号及び 7 号炉それぞれ 3 台）ては，保守的に事象発生直後から 8 台（6 号及び 7 号炉それぞれ 4 ⑤の運転を想定すると，7 日間の運転継続に約 20kL（号炉あたり約台）の運転を想定すると，7 日間の運転継続に約 42kL（号炉あたり

10kL）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約 21kL）の軽油が必要となる。また，代替原子炉補機冷却系専用の源車については，保守的に事象発生直後から最大負荷で 4 台（6 号

電源車については，保守的に事象発生直後から 4 台（6 号及び 7 号

及び 7 号炉それぞれ 2 台）の運転を想定すると，7 日間の運転継続

炉それぞれ 2 台）の運転を想定すると，7 日間の運転継続に約 74kLに約 74kL（号炉あたり約 37kL）の軽油が必要となる。代替原子炉補（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

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，保守的に事生直後からの可搬型大容量送水ポンプの運転を想定すると，７日間

象発生直後からの大容量送水車（熱交換器ユニット用）の運転を想の運転継続に約 60kL（号炉あたり約 30kL）の軽油が必要となる。

定すると，７日間の運転継続に約 22kL（号炉あたり約 11kL）の軽油の反映）が必要となる。
7 日間の運転継続に必要な軽油は，これらを合計して 6 号及び 7号炉において約 1,014kL となる。

7 日間の運転継続に必要な軽油は，これらを合計して 6 号及び 7 ③（燃費試験結果の反映）
号炉において約 642kL となる。

④（燃費修正）④（最新の有効性評価の燃料評価の反映）

さらに，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びさらに，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備によ ②（免震重要棟の位置づけ変更に

モニタリング・ポスト用発電機については，事象発生直後から 7 日

る電源供給及びモニタリング・ポスト用発電機については，事象間の運転継続に約 79kL の軽油が必要となる。

発生直後から 7 日間の運転継続に約 13kL の軽油が必要となる。

6-8

伴う反映）

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

よって，6 号及び 7 号炉の事故対応に必要な軽油は，合計約1,093kL となる。

変更理由

よって，6 号及び 7 号炉の事故対応に必要な軽油は，合計約 ③（燃費試験結果の反映）
655kL となる。

④（燃費修正）④（最新の有効性評価の燃料評価の反映）

6 号及び 7 号炉それぞれの軽油タンク並びにガスタービン発電機

6 号及び 7 号炉それぞれの軽油タンク並びにガスタービン発電機 ②（第二GTGの位置づけ変更に伴用燃料タンクにて備蓄している軽油量の合計は約 2,240kL であり，用燃料タンクにて備蓄している軽油量の合計は約 2,140kL であり，必要量の軽油を供給可能である。

必要量の軽油を供給可能である。
（添付資料 6.3.1）(3) 電源の評価結果
全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮する場合に評価上，最もう反映）（添付資料 6.3.1）(3) 電源の評価結果
全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮する場合に評価上，最も ③（常設代替交流電源設備の負荷

負荷が厳しくなる事故シーケンスグループ等は，「2.3.1 全交流動力

負荷が厳しくなる事故シーケンスグループ等は，「2.4.1 崩壊熱除去

電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」，「2.3.2 全交流動力電源喪失

機能喪失（取水機能が喪失した場合）」である。常設代替交流電源設（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗」，「2.3.3 全交流動力電源喪

備の電源負荷については，重大事故等対策時に必要な負荷として，6失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電源喪失」，「2.3.4 全交流動力電号炉で約 1,649kW，7 号炉で約 1,615kW が必要となるが，常設代替交流

源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗」及び「2.4.1 崩壊

電源設備の連続定格容量である 2,950kW 未満であることから，必要負熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）」である。常設代替交流荷に対しての電源供給が可能である。

電源設備の電源負荷については，重大事故等対策時に必要な負荷として，6 号及び 7 号炉において合計約 2,342kW（6 号炉：約 1,159kW，7号炉：約 1,183kW）必要となるが，常設代替交流電源設備の連続定格容量である 2,950kW 未満であることから，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
なお，全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮しない場合は，非なお，全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮しない場合は，非常用ディーゼル発電機による電源供給を想定しているが，6 号及び 7

常用ディーゼル発電機による電源供給を想定しているが，6 号及び 7号炉において重大事故等対策に必要な負荷は，各号炉の非常用ディー

号炉において重大事故等対策に必要な負荷は，各号炉の非常用ディー

ゼル発電機負荷に含まれていることから，非常用ディーゼル発電機にゼル発電機負荷に含まれていることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給が可能である。

よる電源供給が可能である。

また，直流電源については外部電源喪失時においても，非常用ディまた，直流電源については外部電源喪失時においても，非常用ディーゼル発電機又は常設代替交流電源設備により交流電源を充電器盤にーゼル発電機又は常設代替交流電源設備により交流電源を充電器盤に供給することで継続的な直流電源の供給が可能である。なお，事故シ

供給することで継続的な直流電源の供給が可能である。なお，事故シーケンスグループ「2.3 全交流動力電源喪失」においては，交流電源

ーケンスグループ「2.3 全交流動力電源喪失」においては，交流電源が事象発生後 24 時間復旧しない場合を想定しており，この場合でも直が事象発生後 24 時間復旧しない場合を想定しており，この場合でも直

6-9

修正）

①指摘事項対応による変更・修正 ②設計進捗,設備変更,運用変更に伴う変更・修正③評価進捗による変更・修正 ④前提条件変更による修正 ⑤記載の拡充,適正化 ⑥誤記訂正

まとめ資料変更前後比較表
資料名：重大事故等対策の有効性評価について
変更前

変更後

変更理由

流電源負荷の制限及び常設代替直流電源への切替えの実施により，事流電源負荷の制限及び常設代替直流電源設備への切替えの実施によ

象発生後 24 時間の連続した直流電源の供給が可能である。

り，事象発生後 24 時間の連続した直流電源の供給が可能である。

（添付資料 6.3.1）（添付資料 6.3.1）

6-10