東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 崩壊熱除去機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考

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
7.4 運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故
本発電用原子炉施設において選定された事故シーケンスグループごとに選定した
重要事故シーケンスについて，その発生原因と当該事故に対処するために必要な対策について説明し，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を行い，その結果について説明する。
5.1 崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）
7.4.1 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
7.4.1.1 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
・柏崎はＰＲＡにおいて原子炉冷却材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
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
浄化系等の残留熱除去系以外の崩時冷却機能喪失）」において，燃料損傷防止対策の有効性に含まれる事故シーケンス
冷却機能喪失）」に含まれる事故シーケンスは，「6.2 評価対象の整理及び評価項目の
壊熱除去機能を緩和設備として期
としては，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「残留熱設定」に示すとおり，①「崩壊熱除去機能喪失（RHR 機能喪失[フロントライン]）＋待しているため，崩壊熱除去機能喪除去系の故障（ＲＨＲ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」，②「残留熱除去系の故
崩壊熱除去・注水系失敗」,②「崩壊熱除去機能喪失（代替除熱機能喪失[フロントラ
失（代替除熱機能喪失[フロントライ※1
障（ＲＨＲＳ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」及び③「外部電源喪失＋崩壊熱イン] ）＋崩壊熱除去・注水系失敗」,③「崩壊熱除去機能喪失（補機冷却系機能喪ン]＋崩壊熱除去・注水系失敗）が抽失）＋崩壊熱除去・注水系失敗」及び④「外部電源喪失＋崩壊熱除去・注水系失敗」
除去・炉心冷却失敗」である。
出されている。
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(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「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，崩壊熱除去機能を喪失した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，原子炉を除熱する。
(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，待機中の残留熱除去系（低圧注水モード及び原子(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「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し，保有水量が減少することで原子炉水位が低下することから，緩和措置がとられない場合には，原子炉水位の低下が継続し，燃料が露出することで燃料損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，崩壊熱除去機能が喪失した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る。このため，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。
以上により，本事故シーケンスグループでは，原子炉注水機能を用いて燃料損傷の防止を図るとともに，最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことによって原子炉除熱を行う。

(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による停止
時冷却機能喪失）」において，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，待機中の残留熱除去系（低圧注水系）及び残留熱除去系（原子1／24東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 崩壊熱除去機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
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
補機冷却機能喪失により残留熱除去機能が喪失した場合については「7.4.2 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系統図
を第 7.4.1－1 図及び第 7.4.1－2 図に，手順の概要を第 7.4.1－3 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設備と操作手順の関係を第 7.4.1－1 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 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 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 5 名である。
必要な要員と作業項目について第 7.4.1－4 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。
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出口温度等である。

b. 逃がし安全弁による原子炉の低圧状態維持
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，原子炉水位を回復する。

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考

炉停止時冷却系）による原子炉注水手段及び除熱手段を整備する。対策の概略系統 ・柏崎６／７号は，原子炉補機冷却系
により非常用ＤＧとＲＨＲを冷却
図を第 5.1-1 図に，対応手順の概要を第 5.1-2 図に示すとともに，重大事故等対策しているため，全交流動力電源喪失の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における手順と設備の関係を第 5.1-1の事故シーケンスグループにおい
表に示す。
て原子炉補機冷却系の喪失を想定。
・東海第二は非常用ＤＧとＲＨＲの補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，必要な要員は， 機冷却系が独立しているため，全交
流動力電源喪失の事故シーケンス
初動対応要員 7 名である。
グループにおいて原子炉補機冷却初動対応要員の内訳は，発電長 1 名，副発電長 1 名，運転操作対応を行う運転員
系の喪失は想定していない。原子炉
3 名，通報連絡等を行う災害対策要員 2 名である。必要な要員と作業項目について
補機冷却系の喪失は，本事故シーケ
第 5.1-3 図に示す。
ンスグループの燃料損傷防止対策が有効である。
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，初動対応要員 7 名で対処可 ・プラント基数，設備設計及び運用の違いにより必要要員数は異なるが，能である。
タイムチャートにより要員の充足
ａ．運転中の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の停止確認
性は確認される。
1 時間毎の中央制御室の巡視により，崩壊熱除去機能が喪失していることを確認する。
・柏崎は，1 時間毎の巡視により崩壊
熱除去機能喪失を確認することを，
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の故障に伴う崩壊熱除去機能喪失を判断
フローチャートに記載。
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。
・東海第二では，解析上考慮しない操
ｂ．作業員への退避指示
作も含め，手順に従い必ず実施する発電長は，崩壊熱除去機能の喪失を確認後，中央制御室からページングにより現場作業員へ避難指示を行う。
操作を記載（添付資料 5.1.1）
ｃ．崩壊熱除去機能の回復操作対応可能な要員にて崩壊熱除去機能の回復操作を実施する。
ｄ．逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉の低圧状態維持
崩壊熱除去機能の喪失により原子炉水温が 100℃に到達すると，原子炉圧力が上昇する。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（自動減圧機能）1 弁を開操作する。
逃がし安全弁（自動減圧機能）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。
ｅ．待機中の残留熱除去系（低圧注水系）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するため，
中央制御室からの遠隔操作により待機中の残留熱除去系（低圧注水系）を起動して原子炉注水を開始し，原子炉水位を回復する。
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
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。
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。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考

残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系系統流量等である。
ｆ．原子炉保護系母線の受電操作
・東海第二は，残留熱除去系（原子炉
非常用ディーゼル発電機による非常用母線受電操作の完了後，非常用母線を介停止時冷却系）の格納容器隔離弁をして原子炉保護系母線を受電する。
開にするに当たって，原子炉保護系
ｇ．残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉冷却母線の受電が必要
待機中の残留熱除去系（低圧注水系）運転による原子炉水位回復後，中央制御 ・東海第二は，残留熱除去系（原子炉室及び現場にて残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）への切替操作を実施し，崩停止時冷却系）の系統構成に現場操壊熱除去機能を回復する。
作が必要
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）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口温度等である。
崩壊熱除去機能回復後，逃がし安全弁（自動減圧機能）を全閉とし，原子炉低圧状態の維持を停止する。
ｈ．使用済燃料プールの冷却操作対応可能な要員にて使用済燃料プールの冷却操作を実施する。

7.4.1.2 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
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，「6.2
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，「崩壊熱除去機能喪失（RHR 機能
評価対象事象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，運転中の残留熱除去系の喪失[フロントライン]）＋崩壊熱除去・注水系失敗」である。
機能喪失を起因事象とし，崩壊熱除去機能が喪失する「残留熱除去系の故障（ＲＨ
Ｒ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」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，原子炉冷却材の本重要事故シーケンスは，運転停止中のいずれのプラント状態（ＰＯＳ）におい
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ても起こり得るため，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」を
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代表として，評価項目である燃料有効長頂部の冠水，放射線の遮蔽が維持される水基本とし，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を確認
位の確保及び未臨界の確保を満足することを確認する。また，他のＰＯＳも考慮しすることにより，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。
た想定においてもこれらの評価項目を満足することを確認する。
また，評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故シーケンスにおけまた，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。
時間余裕を評価する。
（添付資料 5.1.2，5.1.3）(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 7.4.1－2 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。
a. 初期条件(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評価条件を第 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。
ａ．初期条件
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号機(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。
(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。
なお，崩壊熱に相当する原子炉冷却材の蒸発量は約 37m3/h である。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備考(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，遮蔽維持水位到達までの時間余裕の観点で厳しい，原子炉圧力容器未開放時の評価に包絡される。
(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。この時の崩壊熱は約 18.8MW である。
なお，崩壊熱に相当する冷却材の蒸発量は約 27m３／h である。
（添付資料 5.1.4）(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，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，原子炉圧力は大気圧に維持されているものとする※2。
※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。
b. 事故条件(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。
(b) 安全機能喪失に対する仮定
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ものとする。
(c) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。
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条件となる外部電源が使用できない場合を想定する。

(c) 原子炉初期水位及び原子炉初期水温
原子炉の初期水位は通常運転水位とし，また，原子炉初期水温は残留熱除去
系（原子炉停止時冷却系）の設計温度である 52℃とする。
(d) 原子炉初期圧力
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，解析上，原子炉の水位低下量を厳しく見積もるために，逃がし安全弁（自動減圧機能）の開操
作によって原子炉圧力が大気圧に維持されているものとする※。
※：実操作では待機中の残留熱除去系（低圧注水系）の起動準備が完了した時
点で原子炉減圧を実施する。原子炉圧力が大気圧より高い場合での原子炉
冷却材の蒸発量は大気圧下と比べて小さくなるため，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評価となる。

ｂ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，運転中の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）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) 安全機能の喪失に対する仮定
起因事象の想定により，運転中の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の崩壊
熱除去機能が喪失するものとする。
(c) 外部電源・東海第二は，認知と運転員操作に要
外部電源は事象発生 1 時間後に喪失するものと仮定する。
する時間の観点から，事象発生 1 時
外部電源喪失が発生すると原子炉保護系電源が喪失し，格納容器隔離信号に間後に外部電源喪失が発生するとより格納容器隔離弁が閉となる。この状態ではインターロックにより残留熱除している。
去系（原子炉停止時冷却系）としての残留熱除去系ポンプ起動が不可となるため，崩壊熱除去機能喪失を認知可能である。このため，事象発生 1 時間後（1 時
間毎の中央制御室の巡視により事象を認知する時刻）までは，事象認知の観点で厳しくなる外部電源がある場合を想定する。
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所備

考

事象発生 1 時間以降は，原子炉保護系電源の復旧等，運転員操作に時間を要する外部電源がない場合を想定する。
（添付資料 5.1.7）(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。

ｃ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水流量
残 留 熱 除 去 系 （ 低 圧 注 水 系 ） に よ る 原 子 炉 注 水 流 量 は 1,605m ３ ／ h ・設備設計の違い（0.14MPa[dif]において）とする。
(b) 残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の伝熱容量
伝熱容量は，熱交換器 1 基当たり 43MW（原子炉冷却材温度 100℃，海水温度 ・設備設計の違い
32℃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，「6.3.5 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（低圧注水モード）による原子炉注水は，残留熱除去系（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。

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) 待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水は，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の故障の認知及び操作の時間を基に，更に時間余裕を考慮して，事象発生から 2 時間後に実施するものとする。

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）
残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水流量は 954m3/h とする。

(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における原子炉水位の推移を第 7.4.1－5 図に，原子炉水位
本重要事故シーケンスの原子炉水位の推移を第 5.1-4 図に，原子炉水位と線量率と線量率の関係を第 7.4.1－6 図に示す。
の関係を第 5.1-5 図に示す示す。
a. 事象進展
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ことにより原子
事象発生後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の故障に伴い崩壊熱除去機
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。
能が喪失することにより原子炉水温が上昇し，約 1.1 時間後に沸騰，蒸発するこ
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，事象発生からとにより原子炉水位は低下し始める。1 時間毎の中央制御室の巡視により，崩壊熱
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（低圧注水モー除去機能が喪失していることを確認し，事象発生から 2 時間後に，待機中の残留ド）による注水を行う。
熱除去系（低圧注水系）を起動し，原子炉注水を行う。
原子炉水位回復から約 90 分後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）へ切り
事象発生から 4 時間 40 分後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）への切替操※3替え，除熱を開始することによって，原子炉水温は低下する 。
作を実施し，崩壊熱除去機能を回復することによって，原子炉水温は低下する。
※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。
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 崩壊熱除去機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
b. 評価項目等
原子炉水位は，第 7.4.1－5 図に示すとおり，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，第 7.4.1－6 図に示すとおり，必要な遮蔽※4 が維持される水位である有効燃料棒頂部の約 2.0m 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オペレーティングフロア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。
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，「6.2.4.2 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 必要な遮蔽の目安とした線量率は 10mSv/h とする。崩壊熱除去機能喪失における原子炉建屋オペレーティングフロアでの作業時間及び作業員の退避は 1 時間以内であり，作業員の被ばく量は最大でも 10mSv となるため，緊急作業時における被ばく限度の 100mSv に対して余裕がある。
本事故に応じた燃料損傷防止対策において原子炉建屋オペレーティングフロア
での操作を必ず必要な作業としていないが，燃料プール代替注水系（可搬型ス
プレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水について仮に考慮し，可搬型スプレイヘッダ及びホースの設置にかかる作業時間を想定した。
必要な遮蔽の目安とした線量率 10mSv/h は，定期検査作業時での原子炉建屋オ
ペレーティングフロアにおける線量率を考慮した値である。
この線量率となる水位は有効燃料棒頂部の約 2.0m 上（通常水位から約 2.4m 下）の位置である。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備考ｂ．評価項目等
原子炉水位は，第 5.1-4 図に示すとおり，燃料有効長頂部の約 4.2m 上まで低下
するに留まり，燃料の冠水は維持される。
原子炉圧力容器は未開放であり，第 5.1-5 図に示すとおり，必要な遮蔽が維持できる水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h※が維持される水位）である燃料
有効長頂部の約 1.7m 上まで低下することはないため，放射線の遮蔽は維持される。なお，線量率の評価点は燃料取替機床上としている。また，全制御棒挿入状
態が維持されるため，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（原子炉停止時冷却系）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。
※：本事故シーケンスグループにおける必要な遮蔽の目安とした線量率は，原
子炉建屋原子炉棟 6 階での操作時間から 10mSv／h と設定した。原子炉建屋
原子炉棟 6 階での操作は，使用済燃料プールの同時被災時の，重大事故等対応要員による使用済燃料プールへの注水準備操作（可搬スプレイノズルの設置及びホース敷設等）を想定しており，この操作の所要時間は 2.1 時間（保管場所から原子炉建屋原子炉棟 6 階への移動時間を含む）以内であることから，被ばく量は最大でも 21mSv となる。この被ばく量は，緊急作業時における被ばく限度の 100mSv に対して余裕がある。
また，作業員等が事象発生時に原子炉建屋原子炉棟 6 階に滞在していた場
合でも，事象発生後速やかに管理区域外へ退避するため，原子炉建屋原子炉棟 6 階での被ばく量は限定的である。
なお，必要な遮蔽の目安とした線量率 10mSv／h は，東海第二発電所の施設
定期検査作業時での原子炉建屋最上階における線量率の実績値（約 3.5mSv／h）に対しても余裕がある。
（添付資料 5.1.5，5.1.6）

7.4.1.3 評価条件の不確かさの影響評価
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
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するものとする。
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より，崩壊
本重要事故シーケンスは，原子炉の運転停止中に，運転中の残留熱除去系（原子炉
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
停止時冷却系）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，
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。
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（低圧注水系）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，第 7.4.1－2 表に
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 5.1-2 表に
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
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，評価条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定があることから,その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 22.4MW に対して最確条件は約 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，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。
初期条件の原子炉水温は，評価条件の 52℃に対して最確条件は約 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（必要な遮蔽の目安とした 10mSv/h※4 が維持される水位）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。
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，注水操作は原子炉水位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。

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，沸騰開始時間は遅くなり，原子炉水位の低下は緩和されるが，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。
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，本評価条件の不確かさとして，原子炉

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備考

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，評価条件の設定に当たっては，設計値を用いるか又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保守的な設定をしていることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 18.8MW に対して最確条件は 18MW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，原子炉への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。
初期条件の原子炉初期水温は，評価条件の 52℃に対して最確条件は約 43℃ ・東海第二は，設定値より最確条件の～51℃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，評価条件値の方が低いため，最確条件としたで設定している原子炉初期水温より低くなるため，時間余裕が長くなるが，原場合，時間余裕が長くなる。このた
子炉への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
め，本項目においては原子炉初期水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，運転員等操作時間に温を 100℃とした場合の不確かさを与える影響はない。
記載していない。

初期条件の原子炉初期水位は，評価条件の通常運転水位（セパレータスカー
ト下端から約＋126cm）に対して最確条件は通常運転水位に対してゆらぎ（セパレータスカート下端から約＋122cm～＋132cm）がある。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原子炉初期水位より低くなる場合があり，燃料有効長頂部まで水位が低下する時間は短くなる場合があるものの，原子炉への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，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，
水位低下速度は緩やかになるが，原子炉への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未開放に対して最確条件は事故事象毎に異なるものであり，本評価条件の不確かさとし
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

圧力容器の未開放時は，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から，運転員等操作時間に与える影響はない。原子炉圧力容器の開放時は，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。

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，事象進展に与える影響は小さく，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，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，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（必要な遮蔽の目安とした 10mSv/h※4 が維持される水位）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時間は約 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，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。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。

(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 18.8MW に対して最確条件は 18MW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ことから，評価項目となるパラメータの判断基準に対する余裕が大きくなる。また，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燃料有効長頂部が露出するまでの時間余裕が短くなる。原子炉ス
クラムによる原子炉停止から 12 時間後（ＰＯＳ－Ｓ 原子炉冷温停止への移行状態）の燃料の崩壊熱によって燃料有効長頂部が露出するまでの時間余裕を評価すると，必要な遮蔽が維持できる水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／
h が維持できる水位）である燃料有効長頂部の約 1.7m 上の高さに到達するまでの時間は約 3.8 時間，燃料有効長頂部までの時間は約 5.3 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，原子炉への注水操作に対して十分な時間が確保されているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期条件の原子炉初期水温は，評価条件の 52℃に対して最確条件は約 43℃～51℃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原子炉初期水温より低くなることから，原子炉水位が燃料有効長頂部まで低下するまでの時間余裕は長くなり，評価項目となるパラメータの判断基準に対する余裕は大きくなる。

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 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（必要な遮蔽の目安とした 10mSv/h※4 が維持される水位）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。
初期条件の原子炉水位は，評価条件の通常運転水位に対して最確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。

初期条件の原子炉圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条件も大気圧であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件と同様であるため，事象

備

考

初期条件の原子炉初期水位は，評価条件の通常運転水位（セパレータスカー
ト下端から約＋126cm）に対して最確条件は通常運転水位に対してゆらぎ（セパレータスカート下端から約＋122cm～＋132cm）がある。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原子炉初期水位より低くなる場合があるものの，原子炉初期水位のゆらぎによる変動量は，事象発生後の水位低下量に対して十分小さいことから，評価項目となるパラメータに対する影響は小さい。
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，最確条件とした場合，評価条件と同様
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

進展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。
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，原子炉水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対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価。

であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。仮に，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，原子炉水位の低下速度は緩やかになることから，評価項目となるパラメータの判断基準に対する余裕が大きくなる。
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。

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」，「要員配置」，「移動」，「操
作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。

ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員
等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価する。
評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水系）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 2 時間を設定している。運転員等
操作時間に与える影響として，崩壊熱除去機能喪失による異常の認知により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，原子炉水位の回復が早くなる。

(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
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）の注水操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間が早まり，原子炉水位の低下を緩和する可能性があることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

(2) 操作時間余裕の把握

備考(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（低圧注水系）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，注水開始が早くなる場合は原子炉水位の低下が抑制され，評価項目となるパラメータの判断基準に対する余裕が大きくなる。なお，運転中の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）が故障した場合
は，警報により事象発生を検知可能であり，待機中の残留熱除去系を原子炉停 ・東海第二は，警報によるＲＨＲの故
障の認知に期待した場合について
止時冷却系として速やかに起動することで崩壊熱除去機能を回復することがも記載。
できるため，評価項目となるパラメータの判断基準に対する余裕が大きくなるが，本評価ではこれに期待しないこととする。
（添付資料 5.1.7）(2) 操作時間余裕の把握
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

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，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）の注水操作について，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，原
子炉水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間が約 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。

操作遅れによる影響を把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作について
は，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 4.5 時間，燃料有効長頂部まで原子炉水位が低下するまでの時間は約 6.3 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。
（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
条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

(3) 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。

備考7.4.1.4 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による停止時
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
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ける必要な要時冷却機能喪失）」において，重大事故等対策時における必要な初動対応要員は，員は，「7.4.1.1(3)燃料損傷防止対策」に示すとおり 14 名である。
「7.5.2 重大事故等「5.1.3(3) 燃料損傷防止対策」に示すとおり 7 名である。
「6.2 重大事故等対策
対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員，緊急時対策要員等の 64 名時に必要な要員の評価結果」で示す運転員及び災害対策要員の 37 名で対処可能でで対処可能である。
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「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時
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
冷却機能喪失）」において，水源，燃料及び電源の資源は，「7.5.1(2)資源の評価条件」
時冷却機能喪失）」において，必要な水源，燃料及び電源の資源は，「6.1(2) 資源の条件にて評価している。その結果を以下に示す。
の評価条件」の条件にて評価をしている。その結果を以下に示す。
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，必要な注水量が少
待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水については，必要な注なく，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
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渇することはないため，7 日間の継続実施が可能である。
ら，水源が枯渇することはないため，7 日間の対応が可能である。
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。

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，事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に約 484.0kL の軽油が必要となる。高圧炉心ス ・設備の違い。
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

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・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 13kL の軽油が必要となる。
（6 号及び 7 号炉合計約 1,519kL）
6 号及び 7 号炉の各軽油タンクにて約 1,020kL（6 号及び 7 号炉合計約 2,040kL）の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，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る。

プレイ系ディーゼル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 日間の運転継続に約 130.3kL の軽油が必要となる。軽油貯蔵タ
ンクに約 800kL の軽油を保有していることから，非常用ディーゼル発電機及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル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。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，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・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。

ｃ．電 源
重大事故等対策時に必要な負荷のうち，非常用ディーゼル発電機等からの電源供給を考慮する負荷については，非常用ディーゼル発電機等の容量内に収まることから，電源供給が可能である。

備考

7.4.1.5 結論
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
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故障により，崩壊熱除去
冷却機能喪失）」では，原子炉の運転停止中に残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の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
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， 「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。
料損傷防止対策としては，待機中の残留熱除去系（低圧注水系）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よる停止時
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（RHR 機能喪失[フロン
冷却機能喪失）」の重要事故シーケンス「残留熱除去系の故障（ＲＨＲ喪失）＋崩壊熱
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。
除去・炉心冷却失敗」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，残留熱除去系による原子炉注水及び原子炉除熱を実施する
上記の場合においても，待機中の残留熱除去系による原子炉注水及び除熱を実施す
ことにより，燃料損傷することはない。
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
その結果，燃料有効長頂部の冠水，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る。
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，運転員等操作時間に与える影響及び評
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，対策の有効性が確認できる範価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余囲内において，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。
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
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び対策本部要員にて確保可能である。
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，燃料及び電源については，外部支援を期待しないとしても，7 日間以上の供給が可能である。
11／24

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 崩壊熱除去機能喪失）

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

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損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケ
ンスグループ「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）」に対して有効である。

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（低圧注水系）による原子炉注水及び残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による除熱等の燃料損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグ
ループ「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）」に対して有効である。

備

考

12／24

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 崩壊熱除去機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

13／24

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 崩壊熱除去機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

14／24

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 崩壊熱除去機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

15／24

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 崩壊熱除去機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

16／24

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 崩壊熱除去機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

17／24

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 崩壊熱除去機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

18／24

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 崩壊熱除去機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

備考

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 崩壊熱除去機能喪失）
東海第二発電所

備考

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 崩壊熱除去機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

備考

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 崩壊熱除去機能喪失）
東海第二発電所

備考

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 崩壊熱除去機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 崩壊熱除去機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 全交流動力電源喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備考7.4.2 全交流動力電源喪失
5.2 全交流動力電源喪失
7.4.2.1 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，炉心損傷防止対策(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス(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」に含まれる事故シーケンスは，「6.2
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ケンスとし評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「外部電源喪失＋直流電源喪ては，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「外部電源喪失
失＋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＋崩壊熱除去・＋交流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」及び②「外部電源喪失＋直流電源失
注水系失敗」である。
敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」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
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，燃料損傷に至る。

(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
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」では，原子炉の運転停止中に全交流動力電源が喪失することにより，原子炉注水機能及び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し，保有水量が減少することで原子炉水位が低下することから，緩和措置が取られない場合には，原子炉水位の低下が継続し，燃料が露出することで燃料損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，全交流動力電源が喪失したことによって燃料損傷に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て燃料損傷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に至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故等対策の有効性評価に
傷防止対策の有効性評価には，全交流動力電源に対する重大事故等対処設備に期待す
は，交流動力電源の供給機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えらることが考えられる。
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て，常設代替
以上により，本事故シーケンスグループでは，代替の交流動力電源供給機能から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の給電により原子炉注水機能を確保し，原子炉注水を行うことによって，燃料損傷によって，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の防止を図る。また，代替の交流動力電源設備からの給電により最終的な熱の逃が ・柏崎６／７号は，原子炉補機冷却系
により非常用ＤＧとＲＨＲを冷却系（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し場への熱輸送を行うことによって原子炉除熱を行う。
しているため，全交流動力電源喪失
より，原子炉を除熱する。
の事故シーケンスグループにおい(3) 燃料損傷防止対策(3) 燃料損傷防止対策て原子炉補機冷却系の喪失を想定。
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，燃料が著しい損傷に ・東海第二は非常用ＤＧとＲＨＲの補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高機冷却系が独立しているため，全交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
圧電源装置による給電手段及び常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水流動力電源喪失の事故シーケンス手段を整備する。また，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系（常設）による原子炉注水手段を整備する。また，安定状態に向けた対策として， グループにおいて原子炉補機冷却
残留熱除去系によ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残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱手段を整備する。対策の概系の喪失は想定していない。
7.4.2－1 図及び第 7.4.2－2 図に，手順の概要を第 7.4.2－3 図に示すとともに，重略系統図を第 5.2-1 図に，対応手順の概要を第 5.2-2 図に示すとともに，重大事故
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等対策の概要を以下に示す。また，重大事故対策における手順と設備との関係を第
関係を第 7.4.2－1 表に示す。
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，事象発生 10 時
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，必要な要員は ・プラント基数，設備設計及び運用の違いにより必要要員数は異なるが，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
初動対応要員 19 名である。
タイムチャートにより要員の充足
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。
初動対応要員の内訳は，発電長 1 名，副発電長 1 名，運転操作対応を行う運転員
性は確認される。
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
3 名，通報連絡等を行う災害対策要員 2 名及び現場操作を行う重大事故等対応要員
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
12 名である。
1／26

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 全交流動力電源喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機を行う緊急時対策本部要員は 5 名，緊急時対策要員（現場）は 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ついて第 7.4.2－4 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 名で対処可能である。
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。
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。

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電機の起動ができず，非常用高圧母線（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不能と判断する。これにより，常設代替交流電源設備，代替原子炉補機冷却系，低圧代替注
水系（常設）の準備を開始する。

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。
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温の上昇を確認

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考必要な要員と作業項目について第 5.2-3 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，初動対応要員 19 名で対処可能である。
ａ．全交流動力電源喪失の確認
原子炉の運転停止中に，外部電源が喪失するとともに，非常用ディーゼル発電機等が全て機能喪失することで，全交流動力電源喪失となり，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転停止により崩壊熱除去機能が喪失する。
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転停止による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，残留熱除去系系統流量である。
・東海第二では，解析上考慮しない操
ｂ．作業員への退避指示
作も含め，手順に従い必ず実施する発電長は，全交流動力電源喪失を確認後，中央制御室からページングにより現操作を記載
場作業員へ退避指示を行う。
（添付資料 5.1.1）
ｃ．常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作
全交流動力電源喪失の確認後，中央制御室からの遠隔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，非常用母線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，中央制御室からの遠隔操作によって，常設代替高圧電源装置から緊急用母線を受電する。
常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作に必要な計装設備は，緊急用Ｍ／Ｃ電圧等である。
ｄ．電源確保操作対応
全交流動力電源喪失の確認後，対応可能な要員により非常用ディーゼル発電機
等の機能回復操作及び外部電源の機能回復操作を実施する。
・東海第二は，中央制御室から常設代
ｅ．常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動準備操作
替高圧電源装置を起動できるため，
緊急用母線の受電操作の完了後，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替
早期に低圧代替注水系（常設）の起注水系（常設）による原子炉注水の系統構成を実施する。
動準備操作が可能
ｆ．常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電準備操作
早期の電源回復不能の確認後，中央制御室及び現場にて常設代替高圧電源装置
による非常用母線の受電準備操作を実施する。
ｇ．逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉の低圧状態維持
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転停止により原子炉水温が 100℃に到達すると，原子炉圧力が上昇する。原子炉圧力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（自動減圧機能）1 弁を開操作する。
逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉の低圧状態維持を確認するために
2／26

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 全交流動力電源喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
するために必要な計装設備は，原子炉圧力容器温度である。
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，原子炉水位が回復する。
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）等である。

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。

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

必要な計装設備は，原子炉圧力等である。

ｈ．原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（常設））
常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）により原子炉冷却 ・東海第二は，原子炉水温が 100℃に材の蒸発量に応じた原子炉注水を実施し，原子炉水位を通常運転水位付近で維持
到達して水位が低下する前に低圧する。
代替注水系（常設）の起動準備操作
原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（常設））に必要な計装設備は，原子炉を完了できるため，原子炉水位を通水位（広帯域，燃料域）及び低圧代替注水系原子炉注水流量等である。
常運転水位付近で維持できる。
ｉ．常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作
常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作及び非常用母線の受電準備操作の完了後，中央制御室からの遠隔操作により常設代替高圧電源装置から緊急用母線を介して非常用母線を受電する。
常設代替高圧電源装置による非常用母線受電操作に必要な計装設備は，Ｍ／Ｃ
２Ｃ（２Ｄ）電圧である。
・東海第二は，残留熱除去系（原子炉ｊ．原子炉保護系母線の受電操作
停止時冷却系）の格納容器隔離弁を常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作の完了後，非常用母線を介開にするに当たって，原子炉保護系
して原子炉保護系母線を受電する。
母線の受電が必要。
ｋ．残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱
常設代替高圧電源装置による非常用母線及び原子炉保護系母線の受電操作の完了後，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転を再開する。残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転開始を確認するために必要な計装は，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（自動減圧機能）を全閉とし，原子炉低圧状態の維持を停止する。
ｌ．使用済燃料プールの冷却操作対応可能な要員にて使用済燃料プールの冷却操作を実施する。

7.4.2.2 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
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，「6.2
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「1.2
評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「外部電源喪失＋交流電源喪失＋
評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，外部電源喪失を起因事象とし，崩壊熱除去・注水系失敗」である。
全ての非常用ディーゼル発電機等が機能喪失することで原子炉注水機能及び崩壊
なお，「7.4.1 崩壊熱除去機能喪失」で考慮している事故シーケンス（「崩壊熱除去熱除去機能が喪失する「外部電源喪失＋交流電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」 ・柏崎はＰＲＡにおいて原子炉冷却材である。
浄化系等の残留熱除去系以外の崩機能喪失（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
壊熱除去機能を緩和設備として期「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・注水系待しているため，崩壊熱除去機能喪失敗」）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
失（代替除熱機能喪失[フロントライ
対策の有効性を確認する。
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 全交流動力電源喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
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。
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ータに与える影響及び操作
時間余裕を評価する。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所
本重要事故シーケンスは，運転停止中のいずれのプラント状態（ＰＯＳ）においても起こり得るため，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 ＰＣＶ／ＲＰＶ開放及び原子炉ウェル満水への移行状態」を代表として，評価項目である燃料有効長頂部の冠水，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を満足することを確認する。また，他のＰＯＳも考慮した想定においてもこれらの評価項目を満足することを確認する。
また，評価条件の不確かさの影響評価として，本重要事故シーケンスにおける運
転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
（添付資料 5.1.2，5.1.3）

備考ン]＋崩壊熱除去・注水系失敗）が抽出されている(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な評価条件を第 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) 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，遮蔽維持水位到達までの時間余裕の観点で厳しくなる未開放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
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
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
熱を用いる。このときの崩壊熱は約 18.8MW である。
は約 22MW である。
3
なお，崩壊熱に相当する冷却材の蒸発量は約 27m３／h である。
なお，崩壊熱に相当する原子炉冷却材の蒸発量は約 37m /h である。
（添付資料 5.1.4）(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，原子炉初期水温は 52℃とする。
事象発生前の原子炉の水位は通常運転水位とし，また，原子炉初期水温は残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の設計温度である 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，事象発生後におい原子炉の初期圧力は大気圧が維持されているものとする。また，解析上，水て，水位低下量を厳しく見積もるために，原子炉圧力は大気圧に維持されているもの
位低下量を厳しく見積もるために，逃がし安全弁（自動減圧機能）の開操作に※1とする 。
よって原子炉圧力が大気圧に維持されているものとする※。
※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実施することと※：実操作では常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）のなり，低圧代替注水系（常設）の注水特性に応じて大気圧より高い圧力で注水
起動準備が完了した時点で原子炉減圧を実施する。原子炉圧力が大気圧が開始されることとなる。大気圧より高い圧力下での原子炉冷却材の蒸発量はより高い場合での原子炉冷却材の蒸発量は大気圧下と比べて小さくなる
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
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評価
評価は保守的な条件となる。
となる。
(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な評価条件を第 7.4.2－2 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) 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。

4／26

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 全交流動力電源喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
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
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。
(c) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。起因事象として，外部電源を喪失するものとしている。
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）
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。

(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，「6.3.5 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 時間後から開始する。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所備

考ｂ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，送電系統の故障等によって，外部電源が喪失するものとする。
(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等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。
(c) 外部電源起因事象として，外部電源が喪失することを想定している。
ｃ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水流量
常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注 ・東海第二は，原子炉水位が低下する
水流量は，崩壊熱による蒸発量と同等の流量として，27m３／h を設定するもの
前に低圧代替注水（常設）の準備操とする。
作を完了できるため，原子炉水位の低下開始後に，崩壊熱による蒸発量分の注水を実施することで，(b) 残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）
伝熱容量は，熱交換器 1 基当たり 43MW（原子炉冷却材温度 100℃，海水温度 ・設備の違い。
32℃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) 常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注
水準備操作は，事象発生 25 分後に完了する。
(b) 残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転は，非常用母線及び原子炉保護
系母線の受電操作の完了後に残留熱除去系の起動操作に要する時間を考慮して，事象発生から 4 時間 35 分後に実施する。

(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における原子炉水位の推移を第 7.4.2－5 図に，原子炉水位
本重要事故シーケンスの原子炉水位の推移を第 5.2-4 図に，原子炉水位と線量率と線量率の関係を第 7.4.2－6 図に示す。
の関係を第 5.2-5 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ことにより原子
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ことによ
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
り，原子炉水温が上昇し，約 1.1 時間後に沸騰，蒸発することで原子炉水位は5／26

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 全交流動力電源喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
る。常設代替交流電源設備による交流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，原子炉水位は有効燃料棒頂部の約 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，原子炉水温は低下する。
b. 評価項目等
原子炉水位は，第 7.4.2－5 図に示すとおり，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，第 7.4.2－6 図に示すとおり，必要な遮蔽※2 を確保できる水位である有効燃料棒頂部の約 2.0m 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オペレーティングフロア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。
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きる。
本評価では，「6.2.4.2 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。
※2 必要な遮蔽の目安とした線量率は 10mSv/h とする。全交流動力電源喪失における原子炉建屋オペレーティングフロアでの作業時間及び作業員の退避は 1 時間以内であり，作業員の被ばく量は最大でも 10mSv となるため，緊急作業時における被ばく限度の 100mSv に対して余裕がある。
本事故に応じた燃料損傷防止対策において原子炉建屋オペレーティングフロア
での操作を必要な作業としていないが，燃料プール代替注水系（可搬型スプレ
イヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水について仮に考慮し，可搬型
スプレイヘッダ及びホースの設置にかかる作業時間を想定した。
必要な遮蔽の目安とした線量率 10mSv/h は，定期検査作業時での原子炉建屋オ
ペレーティングフロアにおける線量率を考慮した値である。
この線量率となる水位は有効燃料棒頂部の約 2.0m 上（通常水位から約 2.4m 下）の位置である。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考低下し始めるが，事象発生後速やかに全交流動力電源喪失を判断し，中央制御室からの遠隔操作により常設代替高圧電源装置による交流電源の供給を開始
し，事象発生から 25 分経過した時点で常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水準備操作を完了し，原子炉冷却材の蒸発量に応じて原子炉注水を実施することによって，原子炉水位を通常運転水位付近で維持することができる。
事象発生から 4 時間 35 分経過した時点で，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉圧力容器の除熱を開始することによって，原子炉水温は低下する。
ｂ． 評価項目等
原子炉水位は，第 5.2-4 図に示すとおり，蒸発量に応じた注水により通常運転水位付近で維持でき，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 5.2-5 図に示すとおり，必要な遮蔽を確保できる水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h※が確保される水位）である
燃料有効長頂部の約 1.7m 上まで低下することがないため，放射線の遮蔽は維持される（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h を下回る）。なお，線量率の評価
点は燃料取替機床上としている。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。
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，影響はない。
事象発生から 4 時間 35 分経過した時点で，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転を再開することにより，長期的に安定状態を維持できる。
以上により，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。
※：本事故シーケンスグループにおける必要な遮蔽の目安とした線量率は，原
子炉建屋原子炉棟 6 階での操作時間から 10mSv／h と設定した。原子炉建
屋原子炉棟 6 階での操作は，使用済燃料プールの同時被災時の，重大事故等対応要員による使用済燃料プールへの注水準備操作（可搬スプレイノ
ズルの設置及びホース敷設等）を想定しており，この操作の所要時間は
2.1 時間（保管場所から原子炉建屋原子炉棟 6 階への移動時間を含む）以
内であることから，被ばく量は最大でも 21mSv となる。この被ばく量は，
緊急作業時における被ばく限度の 100mSv に対して余裕がある。
また，作業員等が事象発生時に原子炉建屋原子炉棟 6 階に滞在していた場合でも，事象発生後速やかに管理区域外へ退避するため，原子炉建屋原
子炉棟 6 階での被ばく量は限定的である。
なお，必要な遮蔽の目安とした線量率 10mSv／h は，東海第二発電所の施設定期検査作業時での原子炉建屋最上階における線量率の実績値（約6／26東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 全交流動力電源喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考3.5mSv／h）に対しても余裕がある。
（添付資料 5.1.6，5.2.1）
5.2.3 不確かさの影響評価
7.4.2.3 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
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するものとする。
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し，残留熱
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が喪失することが特徴である。また，不確かさの影響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。
を確認する運転員等操作は，常設代替高圧電源装置による受電，常設低圧代替注水系
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ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作とする。
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
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 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，設計値を用いるか又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ると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響(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 18.8MW に対して最確条件は 18MW
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 22.4MW に対して最確条件は約 22MW 以下
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は，評価条件で設定して設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，原子炉水温上昇及び原子炉水いる燃料の崩壊熱より小さくなるため，原子炉水温の上昇及び原子炉水位の低下は緩位低下速度は緩やかになるが，原子炉への注水操作や給電操作は崩壊熱に応じ和されるが，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なく，全交流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。
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℃に対して最確条件は約 43℃ ・東海第二は，設定値より最確条件の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 40℃～約 53℃で～51℃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，評価条件値の方が低いため，最確条件としたあり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，事故事象ごとに異なる。
で設定している原子炉初期水温より低くなるため，時間余裕が長くなるが，原場合，時間余裕が長くなる。このた
原子炉水温が 100℃かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱を用いて原子炉注
子炉への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，め，本項目においては原子炉初期水
水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（必要な遮蔽の目安と※2
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
温を 100℃とした場合の不確かさをした 10mSv/h が維持される水位）である有効燃料棒頂部の約 2.0m 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
等操作時間に与える影響はない。
記載していない。
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。
初期条件の原子炉水位は，評価条件の通常運転水位に対して最確条件は通常運転水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最確条件は位以上であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設
通常運転水位以上であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，(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 7.4.2－2 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，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定があることから,その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。

7／26

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 全交流動力電源喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機定している原子炉水位より高くなるため，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。
初期条件の原子炉圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条件も大気圧であり，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，沸騰開始時間は遅くなり，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原子炉圧力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。
初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力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，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，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，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までの時間余裕を評価すると，必要な遮蔽を確保できる水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv/h※2 が確保される水位）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時間は約 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，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。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。
初期条件の原子炉水温は，評価条件の 52℃に対して最確条件は約 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（必要な遮蔽の目安とした 10mSv/h※2 が維持される水位）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

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考評価条件で設定している原子炉初期水位より高くなるため，燃料有効長頂部まで水位が低下する時間は長くなるが，原子炉への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。
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，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，
水位低下速度は緩やかになるが，原子炉への注水操作や給電操作は原子炉初期
圧力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ため，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容器未開放に対して最確条件は事故事象毎に異なるものであり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，原子炉圧力容器未開放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なく，運転員等操作時間に与える影響はない。
また，原子炉圧力容器開放の場合は原子炉減圧操作が不要となるが，事象進展に与える影響は小さく，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 18.8MW に対して最確条件は 18MW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。また，原子炉停止後の時間が短く，燃料の崩壊熱が大きい場合
は注水までの時間余裕が短くなる。原子炉停止から 12 時間後（ＰＯＳ－Ｓ 原
子炉冷温停止への移行状態）の燃料の崩壊熱によって原子炉冷却材温度が100℃に到達するまでの時間余裕が約 0.9 時間であることに対し，事象発生から25 分経過した時点で常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水準備操作を完了し，原子炉冷却材の蒸発量に応じて原子炉注水を実施することによって，原子炉水位を通常運転水位付近で維持することができるため，原子炉水位が必要な遮蔽を確保できる水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h が確保される水位）を下回ることはなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
初期条件の原子炉初期水温は，評価条件の 52℃に対して最確条件は約 43℃～51℃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原子炉初期水温より低くなることから，原子炉冷却材の沸騰開始までの時間余裕が長くなり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大き
くなる。

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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。
初期条件の原子炉水位は，評価条件の通常運転水位に対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として，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は，評価条件の大気圧に対して最確条件も大気圧であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，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，沸騰開始時間は遅くなり，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 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価。
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」，「要員配置」，「移動」，「操
作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電及び低圧代替注水系（常設）による原
子炉注水操作は，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(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。
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，復水移送ポンプの起動操作が常

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考初期条件の原子炉初期水位は，評価条件の通常運転水位（セパレータスカー
ト下端から約＋126cm）に対して最確条件は通常運転水位に対してゆらぎ（セパレータスカート下端から約＋122cm～＋132cm）がある。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原子炉初期水位より低くなる場合があるものの，原子炉初期水位のゆらぎによる変動量は，事象発生後の水位低下量に対して十分小さいことから，評価項目となるパラメータに対する影響は小さい。
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響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。仮に，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，原子炉水位の低下速度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は大きくなる。
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さとして，最確条件とした場合，原子炉圧力容器未開放の場合は，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
子炉圧力容器開放の場合は，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。
・東海第二は，原子炉圧力上昇によるｂ．操作条件
原子炉冷却材蒸発の抑制効果を考
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移慮しない評価で，評価項目を満足す
動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分ることを確認している。
類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員
等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動による原子炉注水準備操作は，評価上の操作開始時間として，事象発生から25 分後に完了する。運転員等操作時間に与える影響として，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，常設代替
交流電源設備からの受電操作後に実施するため，受電操作の完了時刻の影響を受けるが，実態の操作時間が評価上の操作開始時間とほぼ同等であり，操作開
始時間に与える影響は小さい。

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考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の運転操作は，評価上の操作開始時間として，事象発生から 20 時間後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，代替
原子炉補機冷却系の準備は，緊急時対策要員の参集に 10 時間，その後の作業に 10 時間の合計 20 時間を想定しているが，準備操作が想定より短い時間で完了することで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
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電及び低圧代替注水系（常設）による原操作条件の常設代替高圧電源装置からの緊急用母線の受電，及び常設低圧代
子炉注水操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間が早ま
替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，運り，原子炉水位の低下を緩和する可能性があることから，評価項目となるパラメータ
転員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に対する余裕は大きくなる。
同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
操作条件の代替原子炉補機冷却系の運転操作は，運転員等操作時間に与える影響と（添付資料 5.2.2）
して，操作開始時間は評価上の想定より早まる可能性があるが，原子炉への注水をすでに実施していることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
(2) 操作時間余裕の把握(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，評価項目となるパラメ
操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対ータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結して，対策の有効性が確認できる範囲での操作時間余裕を確認し，その結果を以下
果を以下に示す。
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（常設）による原操作条件の常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（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維持される最低水位に到達するま
子炉注水操作の時間余裕については，原子炉水位が通常水位から放射線の遮蔽が維での時間は事象発生から約 3 時間，原子炉水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間は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 4.5 時間，通常水位から約 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が 145 分であるため，準
燃料有効長頂部まで低下するまでの時間余裕は約 6.3 時間であり，事象発生から 25
備時間が確保できることから，時間余裕がある。操作条件の代替原子炉補機冷却系運分で原子炉注水準備が完了するため，十分な時間余裕を確保できる。
転操作は，事象発生約 20 時間後の操作であるため，準備時間が確保できることから，（添付資料 5.2.2）
時間余裕がある。仮に，操作が遅れる場合は，低圧代替注水系（常設）による原子炉への注水は継続する。
(3) まとめ(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る影響，評
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，
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
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，
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
評価条件等の不確かさ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項目となるパラメータに与える影響は小さい。
える影響はない。
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
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
おいて，操作時間には時間余裕がある。
において，操作時間には時間余裕がある。

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 全交流動力電源喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考5.2.4 必要な要員及び資源の評価
7.4.2.4 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
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」において，重大事故等対策にお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 7 号炉同時のける必要な初動対応要員は，「5.2.1(3) 燃料損傷防止対策」に示すとおり 19 名で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員は，「7.4.2.1(3)燃料損ある。
「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で示す運転員及び災害対傷防止対策」に示すとおり 16 名である。
「7.5.2 重大事故等対策時に必要な要員の評
策要員の 37 名で対応可能である。
価結果」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。
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(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，必要な水源，燃料及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，
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「7.5.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価している。
示す。
その結果を以下に示す。
ａ．水 源
a. 水源
常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水については，7 日間の対応を考慮すると，3については，7 日間の対応を考慮すると，合計約 90m３必要となる。
・東海第二は，常設の機器で原子炉除号炉あたり約 700m 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33３
計約 1,400m の水が必要である。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約 1,700m 及び淡水源として，代替淡水貯槽に約 4,300m の水を保有している。これにより，水源熱を行う対策としているため，事象
3
水貯水池に約 18,000m の水量を保有している。これにより，6 号及び 7 号炉の同時被が枯渇することなく注水継続が可能である。
発生から原子炉除熱開始までの時
災を考慮しても，注水によって復水貯蔵槽を枯渇させることなく，必要な水量が確保（添付資料 5.2.3）
間が短い。このため，必要となる原可能であり，7 日間の継続実施が可能である。
子炉への注水量が少ない。
b. 燃料
ｂ．燃 料
常設代替交流電源設備による電源供給については，保守的に事象発生直後からの運常設代替交流電源設備による電源供給については，事象発生直後からの運転を ・設備の違い。
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 504kL の軽油が想定すると，7 日間の運転継続に約 352.8kL の軽油が必要となる。軽油貯蔵タン必要となる。代替原子炉補機冷却系専用の電源車については，保守的に事象発生直後
クに約 800kL の軽油を保有していることから，常設代替交流電源設備による電源からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に号炉あたり約 37kL の軽油が必要とな供給について，7 日間の継続が可能である。
る。代替原子炉補機冷却系用の大容量送水車（熱交換器ユニット用）については，保（添付資料 5.2.4）
守的に事象発生直後からの大容量送水車（熱交換器ユニット用）の運転を想定すると，
7 日間の運転継続に号炉あたり約 11kL 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る。
c. 電源
ｃ．電 源
常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故対策等に必要な負荷とし常設代替交流電源設備の負荷については，重大事故等対策時に必要な負荷とし ・設備の違い。
て，6 号炉で約 1,594kW，7 号炉で約 1,560kW 必要となるが，常設代替交流電源設備て約 4,255kW 必要となるが，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 5 台）
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
は連続定格容量が 1 台あたり 2,950kW であり，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
また，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・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。
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 時間の直流電源供給が可能である。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所備

考の連続定格容量は 5,520kW 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。
また，蓄電池の容量については，交流動力電源が復旧しない場合を想定しても，不要な負荷の切離しを行うことにより，事象発生後 24 時間の直流電源の供給が可能である。
（添付資料 5.2.5）

7.4.2.5 結論
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，原子炉の運転停止中に全交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
流動力電源が喪失し，原子炉注水機能及び崩壊熱除去機能を喪失することが特徴であある。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，低圧代ては，初期の対策として，常設代替高圧電源装置による緊急用母線への交流動力電源
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，代替原子炉の供給手段，及び常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉除熱手段を整備している。
原子炉注水手段，安定状態に向けた対策として，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）
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「外部電源による原子炉の除熱手段を整備している。
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。
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，低圧代替注水喪失＋交流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」について有効性評価を行った。
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
上記の場合においても，常設代替高圧電源装置による緊急用母線への交流動力電源
原子炉除熱を実施することにより，燃料損傷することはない。
の給電，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注
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
水及び残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉圧力容器の除熱を実施するとから，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
ことにより，燃料損傷することはない。
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
その結果，燃料有効長頂部の冠水，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， 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。
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。
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
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，る。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
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。
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子炉補機冷重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び災害対策要員にて確保可能である。
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対策は，選定した重要
また，必要な水源，燃料及び電源については，外部支援を考慮しないとしても，7 日
事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「全交間以上の供給が可能である。
流動力電源喪失」に対して有効である。
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」において，常設代替
高圧電源装置からの給電による常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）を用いた原子炉注水及び常設代替高圧電源装置からの給電による残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）を用いた原子炉除熱等の燃料損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」に対して有効である。

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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備考

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備考

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備考

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備考

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東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考7.4.3 原子炉冷却材の流出
5.3 原子炉冷却材の流出
7.4.3.1 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」に含まれる事故シーケンスは，「6.2
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」において，燃料損傷防止対策の評価対象の整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
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価項目の設定」
検（交換）時の作業誤り）＋崩壊熱除去・注水系失敗」，②「原子炉冷却材流出（LPRMに示すとおり，①「原子炉冷却材の流出（ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・点検（交換）時の作業誤り）＋崩壊熱除去・注水系失敗」，③「原子炉冷却材流出（RIP
炉心冷却失敗」，②「原子炉冷却材の流出（ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除 ・ＲＩＰ点検はＡＢＷＲ特有の事象
点検時の作業誤り）＋崩壊熱除去・注水系失敗」，④「原子炉冷却材流出（CUW ブロー
去・炉心冷却失敗」，③「原子炉冷却材の流出（ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱
時の操作誤り）＋崩壊熱除去・注水系失敗」及び⑤「原子炉冷却材流出（RHR 系統切除去・炉心冷却失敗」及び④「原子炉冷却材の流出（ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ）
替え時のミニマムフロー弁操作誤り）＋崩壊熱除去・注水系失敗」である。
＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」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，原子炉の運転停止中に原子事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」では，運転停止中に原子炉冷却
炉冷却材圧力バウンダリに接続された系統から，運転員の誤操作等により系外への原材圧力バウンダリに接続された系統から，運転員の誤操作等により系外への原子炉
子炉冷却材の流出が発生し，崩壊熱除去機能が喪失することを想定する。このため，冷却材の漏えいが発生することを想定する。このため，原子炉冷却材の流出に伴い，原子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するこ
保有水量が減少することから，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，燃が継続し，燃料損傷に至る。
料損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，原子炉冷却材の流出によって燃料損傷に至る事故シ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損傷に至る事
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
故シーケンスグループである。このため，重大事故等対策の有効性評価としては，の有効性評価には，注水機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられ注水機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
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の原子炉冷却材
以上により，本事故シーケンスグループでは，原子炉注水機能を用いて燃料損傷
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の防止を図るとともに最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことによって原子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，残留熱除炉除熱を行う。
去系（原子炉停止時冷却モード）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」における機能喪失に対して，燃料事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」において，燃料が著しい損傷に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，運転員による原至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，残留熱除去系（低圧注水系）
子炉冷却材流出の停止及び残留熱除去系による原子炉注水手段を整備する。これらのによる原子炉注水手段及び運転員による原子炉冷却材流出の停止手段を整備する。
対策の概略系統図を第 7.4.3－1 図及び第 7.4.3－2 図に，手順の概要を第 7.4.3－3
対策の概略系統図を第 5.3-1 図に，対応手順の概要を第 5.3-2 図に，重要事故等対図に示すとともに，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策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における手順と設備の関係を第 5.3ける設備と操作手順の関係を第 7.4.3－1 表に示す。
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，必要な要員は ・プラント基数，設備設計及び運用の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 号及び 7 号
初動対応要員 7 名である。
違いにより必要要員数は異なるが，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初動対応要員の内訳は，発電長 1 名，副発電長 1 名，運転操作対応を行う運転員
タイムチャートにより要員の充足構成され，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，3 名及び通報連絡等を行う災害対策要員 2 名である。必要な要員と作業項目につい性は確認される。
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
1／23

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 原子炉冷却材の流出）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は 5 名である。
必要な要員と作業項目について第 7.4.3－4 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。
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，原子炉水位である。

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。
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。
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）運転による原子炉注水を開始し，原子炉水位を回復する。
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。
7.4.3.2 燃料損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所備

考て第 5.3-3 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，作業項目を重要事
故シーケンスと比較し，必要な要員を確認した結果，初動対応要員 7 名で対処可能である。
ａ．原子炉冷却材流出の確認
原子炉水位の低下及びサプレッション・プールの水位の上昇を，1 時間毎の中
央制御室の巡視により確認する。
原子炉冷却材圧力バウンダリ外への原子炉冷却材の流出を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域，燃料域）等である。

ｂ．作業員への退避指示
・東海第二では，解析上考慮しない操
発電長は，原子炉冷却材流出を確認後，中央制御室からページングにより現場作も含め，手順に従い必ず実施する作業員へ退避指示を行う。
操作を記載（添付資料 5.1.1）
ｃ．待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水
・東海第二は，注水による原子炉水位
原子炉冷却材の流出により低下した原子炉水位を回復するため，中央制御室かの回復後，漏えい箇所の隔離を実施
らの遠隔操作により待機中の残留熱除去系（低圧注水系）を起動し，原子炉注水する手順となっている。
を実施する。これにより，原子炉水位は回復する。
残留熱除去系（低圧注水系）の起動確認に必要な計装設備は，残留熱除去系系
統流量等である。
ｄ．原子炉冷却材漏えい箇所の隔離
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，原子炉冷却材の流出が停止することを確認する。
原子炉冷却材圧力バウンダリ外への原子炉冷却材の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（広帯域，燃料域）等である。

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
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

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，「6.2
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 系統切替え時のミニマムフロー弁操作誤り）＋崩壊
熱除去・注水系失敗」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子炉冷却材が系外に流出する事象を想定している。
「RHR 系統切替え時のミニマムフロー弁操作誤り」は原子炉冷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。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。
※1 RHR 系統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子炉冷却材流出事象と比べて流出量が大きい※2 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 日後の崩壊熱を想定）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，原子炉冷却材の流出を起因事
象とする，「原子炉冷却材の流出（ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」である※。

(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な評価条件を第 7.4.3－2 表に示す。また，主要な評価条件について，本重要事故シーケンス特有の評価条件を以下に示す。
a. 初期条件(a) 原子炉圧力容器の状態(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 5.3-2 表に示す。また，主要な評価条件について，本重要事故シーケンス特有の評価条件を以下に示す。
ａ．初期条件(a) 原子炉圧力容器の状態

備考

残留熱除去系は通常，2 系統あるうち 1 系統を用いて崩壊熱除去を実施しており，作業や点検等に伴い運転号機の切替を実施する場合がある。運転号機の切替に当たって，原子炉冷却材が系外に流出しな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子炉冷却材が系外に流出する事象を想定している。
「ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ」は原子炉冷却材流出事象発生時の認知が他の作業等よりも困難な事象であり，原子炉水位が通常運転水位であるプラント状態（以下「ＰＯＳ」という。
）を想定することにより，時間余裕の観点においても最も厳しい想定 ・東海第二は，原子炉水位を燃料が露となる。なお，原子炉水位が通常運転水位の場合は原子炉水位（広帯域，燃料域）
出するまでの余裕時間の観点で厳による警報や緩和設備の自動起動に期待できることも考えられるが，評価上これら
しい通常運転水位とし，更に，警報に期待しない場合でも評価項目を満足することを確認することにより，運転停止中や緩和設備の自動起動に期待しなの他のＰＯＳにおいても評価項目を満足できる。
い保守的な想定としている

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外流出により
原子炉水位が低下するが，燃料有効長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。
※：ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡによる流出は他の原子炉冷却材流出事象と比べて燃料損傷までの時間余裕が短い（付録１ 別添 東海第二発電所 確率論的リ
スク評価（ＰＲＡ）について 添付資料 3.1.2.3-13 ＬＯＣＡにおける時間余裕の評価について）（添付資料 5.3.1，5.3.2）

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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
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，原子炉初期水温は 52℃とする。
b. 事故条件(a) 起因事象
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・チェンバへの流出を想定し，流出量は約 87m3/h とする。

(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も，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℃に到達する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
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。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備考

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，遮蔽維持水位到達までの時間余裕の観点で厳しくなる未開放時の評価 ・東海第二は，ＲＨＲ系の吸込配管のに包絡される。なお，原子炉未開放時においては原子炉水位による警報発生や下端位置が，燃料有効長頂部より低緩和設備の自動起動等に期待できる場合があるが，本評価ではこれらに期待しい位置にあるため，ＲＨＲ切替時のないこととする。
ＬＯＣＡの発生時に注水に失敗す(b) 原子炉初期水位及び原子炉初期水温
ると，原子炉水位は燃料有効長頂部
事象発生前の原子炉の初期水位は通常運転水位とする。また，原子炉初期水以下の高さまで低下する。
温は残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の設計温度である 52℃とする。

ｂ．事故条件(a) 原子炉冷却材のサプレッション・プールへの流出流量
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転号機の切替時の原子炉冷却材の流出を想定する。具体的には，切替後に運転する残留熱除去系の系統構成の際， ・東海第二は，残留熱除去系ポンプミ
原子炉停止時冷却系流量調整弁の開操作が不十分な状態で残留熱除去系ポン
ニマムフロー弁の電源を入とした
プを起動することにより，残留熱除去系ポンプミニマムフロー弁がインターロ
状態で，残留熱除去系（原子炉停止
ックにより自動開となり，開固着することによって原子炉冷却材がサプレッシ
時冷却系）を起動する手順としてい３ョン・プールへ流出することを想定し，流出流量は 45m ／h とする。
るため，左記のような想定としている。
(b) 崩壊熱による原子炉水温の上昇及び蒸発について
本評価事象では原子炉冷却材の流出流量を厳しく評価するため，残留熱除去
系（原子炉停止時冷却系）は運転状態を想定しており，崩壊熱除去機能は維持されていることから，崩壊熱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。
(c) 外部電源
外部電源は使用できるものと仮定する。
外部電源がない場合は，原子炉保護系電源の喪失により残留熱除去系（原子 ・東海第二の設備状態を考慮して外部電源の有無を設定している。
炉停止時冷却系）の取水ラインの格納容器隔離弁が閉となり，原子炉冷却材流出が停止することから，外部電源がある場合の方が，原子炉冷却材流出の観点で厳しくなる。

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）
残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水流量は 954m3/h とする。

ｃ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水流量
残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水流量は 1,605m３／h を設定す ・設備設計の違いるものとする。

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，「6.3.5 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。

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。
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備考(a) 残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水は，原子炉水位低下確認後，(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ポンプミニマム
事象発生から 2 時間後に実施するものとする。また，運転中の残留熱除去系
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）による原子炉注水は，（原子炉停止時冷却系）からの漏えい箇所の隔離は，残留熱除去系（低圧注原子炉水位低下確認後，原因調査を開始し，事象発生から 2 時間後に実施するも水系）による原子炉水位の回復後に実施する。
のとする。
（添付資料 5.3.2）
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ムフロー弁閉止操作完了前に実施することもある。
(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原子炉水位の推移を第 5.3-4 図に，原子炉水位と線量率
本重要事故シーケンスにおける原子炉水位の推移を第 7.4.3－5 図に，原子炉水位の関係を第 5.3-5 図に示す。
と線量率の関係を第 7.4.3－6 図に示す。
ａ．事象進展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，原子炉水位は低下し始める
事象発生後，原子炉冷却材が流出することにより，原子炉水位は低下し始めるが，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
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，残点で，待機中の残留熱除去系ポンプを起動し，残留熱除去系（低圧注水系）によ留熱除去系ポンプミニマムフロー弁閉止操作完了後，待機中の残留熱除去系ポンプをる原子炉注水を行う。
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の漏えい個所を隔離することによって流出を止め，また，
その後は，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転により崩壊熱除去機能を
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転により崩壊熱除去機能を回復する。
回復する。
線量率の評価点は原子炉建屋オペレーティングフロア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。
ｂ．評価項目等
b. 評価項目等
原子炉水位は，第 5.3-4 図に示すとおり，燃料有効長頂部の約 2.1m 上まで低原子炉水位は，第 7.4.3－5 図に示すとおり，有効燃料棒頂部の約 15m 上まで低下
下するにとどまり，燃料は冠水維持される。
するに留まり，燃料は冠水維持される。
※3
原子炉圧力容器は未開放であり，必要な遮蔽が維持できる水位（必要な遮蔽の第 7.4.3－6 図に示すとおり，必要な遮蔽 が維持できる水位である有効燃料棒頂部の約 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，線量率目安とした 10mSv／h※が維持される水位）である燃料有効長頂部の約 1.7m を下の評価点は原子炉建屋オペレーティングフロアの床付近としている。
回ることがないため，放射線の遮蔽は維持される。なお，線量率の評価点は燃料また，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。
取替機床上としている。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。
原子炉水位回復後，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を停止し，原子炉水位回復後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転による崩壊熱
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除去機能を回復することで，安定状態を維持できる。
で，安定状態を維持できる。
本評価では，「6.2.4.2 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)
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)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
※3 必要な遮蔽の目安とした線量率は 10mSv/h とする。原子炉冷却材流出における※：本事故シーケンスグループにおける必要な遮蔽の目安とした線量率は，原
原子炉建屋オペレーティングフロアでの作業時間及び作業員の退避は 1 時間
子炉建屋原子炉棟 6 階での操作時間から 10mSv／h と設定した。原子炉建以内であり，作業員の被ばく量は最大でも 10mSv となるため，緊急作業時にお屋原子炉棟 6 階での操作は，使用済燃料プールの同時被災時の，重大事故
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ける被ばく限度の 100mSv に対して余裕がある。
本事故に応じた燃料損傷防止対策において原子炉建屋オペレーティングフロア
での操作を必要な作業としていないが，燃料プール代替注水系（可搬型スプレ
イヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水について仮に考慮し，可搬型
スプレイヘッダ及びホースの設置にかかる作業時間を想定した。
必要な遮蔽の目安とした線量率 10mSv/h は，定期検査作業時での原子炉建屋オ
ペレーティングフロアにおける線量率を考慮した値である。
この線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。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所備

考等対応要員による使用済燃料プールへの注水準備操作（可搬スプレイノ
ズルの設置及びホース敷設等）を想定しており，この操作の所要時間は
2.1 時間（保管場所から原子炉建屋原子炉棟 6 階への移動時間を含む）以
内であることから，被ばく量は最大でも 21mSv となる。この被ばく量は，
緊急作業時における被ばく限度の 100mSv に対して余裕がある。
また，作業員等が事象発生時に原子炉建屋原子炉棟 6 階に滞在していた場合でも，事象発生後速やかに管理区域外へ退避するため，原子炉建屋原
子炉棟 6 階での被ばく量は限定的である。
なお，必要な遮蔽の目安とした線量率 10mSv／h は，東海第二発電所の施設定期検査作業時での原子炉建屋最上階における線量率の実績値（約3.5mSv／h）に対しても余裕がある。
（添付資料 5.1.6，添付資料 5.3.3）

7.4.3.3 評価条件の不確かさの影響評価
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る影響，評
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するものとする。
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，事象進展が緩やかであり，運転員等操作である待機中の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とが特徴である。また， 残留熱除去系（低圧注水系）により，水位を回復させることが特徴である。また，不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） 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（低圧注水系）によによる原子炉注水操作とする。
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
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 7.4.3－2 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ら,その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。

(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の原子炉水温は評価条件の 52℃に対して最確条件は約 37℃～約 48℃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は，評価条件で設定している
原子炉水温より低くなり，沸騰開始時間は遅くなるため，原子炉水位が有効燃料棒頂部まで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。

(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 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っては，設計値を用いるか又は評価項目に対する余裕が小さくなるよ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ると考えられる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の状態，並びに原子炉初期圧力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℃に対して最確条件は約 43℃～51℃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原子炉初期水温より低くなるため，時間余裕が長くなるが，原子炉冷却材流出の停止及び注入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，運転員等操作に与える影響はない。

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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。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考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ては，評価条件 ・東海第二は，原子炉水位を通常運転として設定した通常運転水位かつ原子炉圧力容器が閉鎖状態に対し，最確条件
水位とし，更に，警報や緩和設備のは事故事象毎に異なる。原子炉圧力容器が開放状態で，原子炉ウェル満水期間
自動起動に期待しない保守的な想又は原子炉ウェル満水への移行期間，かつプールゲートが閉状態の場合につい定としている。
ては，評価条件よりも原子炉初期水位が高くなるため時間余裕が長くなるが，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉への注水操作及び原子炉冷却材流出の停止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，運転員等操作時間に与える影響はない。また，プールゲートが開状態の場合は更に時間余裕が長くなるが，同様の理由により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に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響はなく，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
初期条件の原子炉水温について，評価条件の 52℃に対して最確条件は約 37℃～約48℃であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している原子炉初期水温より低くなり，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。
初期条件の原子炉水位及び原子炉圧力容器の状態について，評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ごとに異なる。原子炉
圧力容器の開放時は，原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，原子炉水位計による警報(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は，評価条件の 52℃に対して最確条件は約 43℃～51℃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原子炉初期水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ては，評価条件として設定した通常運転水位及び原子炉圧力容器未開放に対し，最確条件は事
故事象毎に異なる。原子炉圧力容器が開放状態で，原子炉初期水位が原子炉ウ
ェル満水又は原子炉ウェル満水への移行期間，かつプールゲートが閉状態の場
合においては，評価条件よりも原子炉初期水位が高くなるため，ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡにより遮蔽が維持される水位まで原子炉水位が低下するまでの時
間は約 18.4 時間となり，評価条件に比べて時間余裕が長くなる。また，プー
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発生，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り，さらに放射線の遮蔽を維持できる有効燃料棒頂部の約 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。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考

ルゲートが開状態の場合は更に時間余裕が長くなることから，評価項目となるパラメータに与える余裕は更に大きくなるが，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉への注水操作及び原子炉冷却材流出の停止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，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圧力は，評価条件の大気圧に対して最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，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影
響はない。
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」，「要員配置」，「移動」，「操
作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響

操作条件の原子炉冷却材流出の停止操作は，評価上の操作開始時間として，事象発
生から 2 時間後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，実態の運転操作においては，運転員の残留熱除去系系統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，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が早くなることか

ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要員が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員
等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水系）の注水操作は，評価上の操作開始条件として，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，原子炉水位の低下を確認した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，実際は運転員の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転号機の切替時のプラント状態確認による早期の認知に期待でき，その後速やかに原子炉注水操作を実施するため，その開始時刻は早くなると考えられる。
操作条件の原子炉冷却材流出の停止操作は，操作条件の待機中の残留熱除去
系（低圧注水系）の注水操作の開始時間が早くなることに伴い，当操作の開始
時間が早くなる場合が考えられる。

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 原子炉冷却材の流出）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考ら，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）の注水操作は，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，実態は運転員の残留熱除去系
系統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，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
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）の注水操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間が早まり，原子炉水位の低下を緩和する可能性があることから，評価項目となるパラメータに与え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
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水系）の注水操作は，運転員等操
作時間に与える影響として，原子炉注水の開始が早くなる場合は原子炉水位低下が抑制され，評価項目となるパラメータに与える余裕は大きくなる。
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与える影響
として，原子炉冷却材流出の停止操作が早くなる場合は原子炉水位の低下が抑制され，評価項目となるパラメータに対す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，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の原子炉冷却材流出の停止操作について，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 時間であることから，時間余裕がある。

(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ータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内で操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水系）の注水操作について，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到達するまでに約 2.3 時
間あり，これに対して，事故を認知して原子炉注水を開始するまでの時間は 2 時間
であることから，時間余裕がある。
操作条件の原子炉冷却材流出の停止操作について，残留熱除去系（低圧注水系）
により原子炉水位を回復させた後に実施する操作であるため，十分な時間余裕がある。
（添付資料 5.3.4）

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 時間であることから，時間余裕がある。

(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。

(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も評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

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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。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備考この他，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。

7.4.3.4 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 号及び 7 号炉同時の事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」において重大事故等対策時にお重大事故等対策時における必要な要員は，「7.4.3.1(3)燃料損傷防止対策」に示すとおける必要な初動対応要員は，「5.3.1(3) 燃料損傷防止対策」に示すとおり 7 名でり 14 名である。
「7.5.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明しているある。
「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で示す運転員及び災害対運転員，緊急時対策要員等の 64 名で対処可能である。
策要員の 37 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，必要な水源，燃料及び事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」において，必要な水源，燃料及電源は，「7.5.1(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
び電源は，「6.1.2(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
す。
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，必要な注水量が少残留熱除去系（低圧注水系）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水源とすることから，枯渇するなく，また，サプレッション・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 日間の継続実施が可能である。
ことはないため，7 日間の対応が可能である。
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。
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・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 13kL の軽油が必要となる。
（6 号及び 7 号炉合計約 1,519kL）
6 号及び 7 号炉の各軽油タンクにて約 1,020kL（6 号及び 7 号炉合計約 2,040kL）の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，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
である。

ｂ．燃 料
外部電源の喪失は想定していないが，燃料評価上は外部電源が喪失し非常用デ ・設備の違い。
ィーゼル発電機及び高圧炉心スプレイディーゼル発電機から電源供給することを想定する。非常用ディーゼル発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に約 484.0kL の軽油が必要となる。
高圧炉心スプレイ系ディーゼル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 日間の運転継続に約 130.3kL の軽油が必要となる。
軽油貯蔵タンクに約 800kL の軽油を保有していることから，非常用ディーゼル発
電機及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル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 5.3.5）

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。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，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・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。

ｃ．電 源
外部電源喪失を想定した場合，重大事故等対策時に必要な負荷のうち，非常用
ディーゼル発電機等からの電源供給を考慮する負荷については，非常用ディーゼ
ル発電機等の容量内に収まることから，電源供給が可能である。

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備考7.4.3.5 結論
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，系統切替え操作の誤り等に
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」では，残留熱除去系の運転号機の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の保有水量が減少し，切替時の操作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
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「原子炉冷却材の流出」
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。事故シーケンスグループ
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を整備して「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，残留熱除去系（低圧注いる。
水系）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ス「残留熱除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ス「原子炉冷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」に却材の流出（ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」について，有ついて有効性評価を実施した。
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り，燃料は
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，燃料損傷することはない。
露出することなく燃料有効長頂部は冠水しているため，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，放射線の遮蔽の維持及び制御棒の全挿入状態がその結果，燃料有効長頂部の冠水，放射線の遮蔽の維持及び制御棒の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，評価項目を満足している。また，安維持されており未臨界の確保ができることから，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
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影響及び評
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，対策の有効性が確認できる範価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余囲内において，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。
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
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び災害対策要員にて確保可能である。
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，燃料及び電源については，外部支援を考慮しないとしても，7 日
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は，選定し間以上の供給が可能である。
た重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ 以上のことから，事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」において，残留熱除「原子炉冷却材の流出」に対して有効である。
去系（低圧注水系）を用いた原子炉注水等の燃料損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」に対して有効である。

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
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備

考

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備

考

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備

考

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備

考

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考

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考

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黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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備考7.4.4 反応度の誤投入
5.4 反応度の誤投入
7.4.4.1 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」に含まれる事故シーケンスは，「6.2 評
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」において，燃料損傷防止対策の有効
価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「反応度の誤投入」である。
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価項目の設定」に示
すとおり，「反応度の誤投入」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「反応度の誤投入」では，原子炉の運転停止中に制御棒の事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」では，運転停止中に制御棒の誤引き
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る。このため，緩和抜き等によって，燃料に反応度が投入されることを想定する。このため，緩和措置
措置がとられない場合には，原子炉は臨界に達し，急激な反応度投入に伴う出力上昇がとられない場合には原子炉は臨界に達し，急激な反応度投入に伴う出力上昇によにより燃料損傷に至る。
り燃料損傷に至る。
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度の誤投入に本事故シーケンスグループは，反応度の誤投入により，原子炉が臨界に達するこ
より，原子炉出力が上昇することによって，燃料損傷に至る事故シーケンスグループとによって，燃料損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，運転停止である。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，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，原子炉停止機能に対する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とが考えられる。
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対して制御棒
以上により，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スク ・東海第二は保守的に制御棒引き抜きの制限（原子炉出力ペリオド短（20
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
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。
秒）信号）に期待していない損傷の防止を図る。
(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，未臨界とする。手順の概要を第 7.4.4－1 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設備と操作手順の関係を第 7.4.4－1 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, 中央制御室の運転員１名で実施可能である。
a. 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。
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装設備は，
起動領域モニタである。
b. 反応度誤投入後のスクラム(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，燃料が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，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。対応手順の概要を第 5.4-1 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における手順と設備との関係
を第 5.4-1 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は，重大事故等対策は全て自動で作動するため，中央制御室の運転員による確認のみであり，対応操作の要員は不要である。
なお，スクラム動作後の原子炉の状態確認については，中央制御室の運転員 1 名で実施可能である。
（誤操作による反応度誤投入）
ａ．ＣＲ－２※の「連続引き抜き」
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，起動領域計装である。
※：ＣＲ－２：最大反応度価値制御棒（ＣＲ－１）の対角隣接の制御棒
ｂ．反応度誤投入後の原子炉スクラムの確認
1／16

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 反応度の誤投入）
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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 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，原子炉は未臨界状態となる。
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。

東海第二発電所備

考

制御棒の誤引き抜きによる反応度の投入により，原子炉出力ペリオド短短（10秒）信号が発生することで原子炉はスクラムし，制御棒が全挿入となり，原子炉
は未臨界状態となる。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，起動領域計装である。

7.4.4.2 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スは，「6.2
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，「停止中に実施される試験等によ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検査等
り，最大反応度価値を有する制御棒 1 本が全引抜されている状態から，他の 1 本のにより，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，他制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によって引き抜かれ，異常な反応度の投入の 1 本の制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によって引き抜かれ，臨界近接を認知できずに燃料の損傷に至る事故」である。
を認知できずに臨界に至る事故」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め，停止余裕（最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め，停止余裕
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（最大反応度価値を有する 1 本の制御棒が引き抜かれても炉心を未臨界に維持で ・設備設計の違い
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・ス
もに，通常は原子炉モード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イッチを「燃料交換」位置として，1 本を超える制御棒の引き抜きを防止するイン
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。
た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原子炉モード
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
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な場合，制御棒の引き抜きは原則としてノッチ又はステップ操作とし，中性子束の監る。このような場合，制御棒の引き抜きは原則として 1 ノッチずつ操作を行い，起視を行いながら実施している。
動領域計装により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，誤操作によって制御棒の引き抜きが行なわれることに
本重要事故シーケンスでは，誤操作によって制御棒が過剰に引き抜か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出力，出力分布変化，反応より臨界に至る反応度が投入されるため，炉心における核分裂出力，出力分布変化，度フィードバック効果，制御棒反応度効果，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，反応度フィードバック効果，制御棒反応度効果，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱
沸騰遷移が重要現象となる。
伝達及び沸騰遷移が重要現象となる。
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
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。
ＡＰＥＸ及び単チャンネル熱水力解析コードＳＣＡＴ（ＲＩＡ用）により炉心平均 ・東海第二は，投入される反応度が 1ドルを超えるため，ＳＣＡＴ（ＲＩ
中性子束及び燃料エンタルピの過渡応答を求める。
Ａ用）を用いて燃料エンタルピを評
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
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
価し，しきい値に達しないことを確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。
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。
さらに，解析コード及び解析条件の不確かさのうち，評価項目となるパラメータ
認している。
さらに，解析コード及び解析条件の不確かさのうち，評価項目となるパラメータに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，それらの不与える影響があるものについては，「7.4.4.3(3) 感度解析」において，それらの不確
確かさの重畳を考慮した影響評価を実施する。
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
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 7.4.4－2 表(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第 5.4-2 表
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 反応度の誤投入）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
a. 初期条件(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
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 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℃とする。また，燃料エンタルピの初期値は8kJ/kgUO2 とする。

東海第二発電所

備に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
ａ．初期条件(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，９×９燃料（Ａ型）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) 原子炉初期出力，原子炉初期圧力，燃料被覆管表面温度及び原子炉冷却材温度
事象発生前の原子炉初期出力は定格値の 10 － ８ ，原子炉初期圧力は0.0MPa[gage]，燃料被覆管表面温度及び原子炉冷却材温度は 20℃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
起因事象として，運転停止中の原子炉において，制御棒 1 本が全引抜されている状
態から，他の 1 本の制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によって連続的に引き抜かれる事象を想定する。

ｂ．事故条件(a) 起因事象
運転停止中の原子炉において，制御棒 1 本が全引き抜きされている状態か
ら，他の 1 本の制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によって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，投入される反応度を厳しく評価するため，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。
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。引抜制御棒反応度曲線を第 7.4.4－2 図に示す。

(b) 誤引き抜きされる制御棒
誤引き抜きされる制御棒は，最大反応度価値を有する制御棒の対角隣接の制御棒とし，事象を厳しく評価するため，最大反応度価値を有する制御棒が引き抜かれている状態での原子炉の臨界状態と，その状態からの連続的な誤引き抜きを想定する。誤引き抜きされる制御棒 1 本の反応度価値は約 1.71％Δk であ ・設備設計の違いる。引き抜き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 本が全引き抜きされている状態の未臨界度は深く，また，停止余裕検査時において，連続的に制御棒を引き抜くことはないため，上記の想定は保守的である。原子炉停止中の臨界近接におけるその他の制御棒の引き抜きとしては冷温臨界検査があるが，冷温臨界検査においては，臨界近接における制御棒の反応度価値を 1.0％Δk 以下となるよう管理しており，臨界状態からの誤引き抜きにより反応度価値約 1.71％Δk が加わる上記の評価に包含されるものと考える。

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を想定した。
※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，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
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考(c) 外部電源
制御棒の引き抜き操作には外部電源が必要である。外部電源がない状態では
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 反応度の誤投入）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
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。

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※2，起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 7.4.4－2 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
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。
スクラム反応度曲線を第 7.4.4－3 図に示す。なお，原子炉スクラム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。
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。
(3) 有効性評価の結果
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 7.4.4－4 図に示す。
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。

東海第二発電所

備

考

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。
ｃ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 制御棒の引き抜き速度
制御棒は，引き抜き速度の上限値 9.1cm／s にて連続で引き抜かれるものと ・設備設計の違いする※。引抜制御棒反応度曲線を第 5.4-2 図に示す。

※：あらかじめ停止余裕が確認されている場合，一本目の制御棒の全挿入状態
からの全引き抜き操作，及び反応度価値の小さい制御棒位置（30Pos.）以降の制御棒引抜操作については，連続引き抜きが実施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
原子炉スクラムは，起動領域計装の原子炉出力ペリオド短短（10 秒）信号によるものとする。スクラム反応度曲線を第 5.4-3 図に示す。なお，スクラム信号の発生時の起動領域計装は，Ａ，Ｂチャンネルとも引抜制御棒に最も近い検 ・設備設計の違い
出器が 1 個ずつバイパス状態にあるとする。
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。
(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第 5.4-1 図に，炉心平均中性子束の推移を第 5.4-4 図に示す。
ａ．事象進展制御棒の引き抜き開始から約 10 秒後に起動領域計装の原子炉出力ペリオド短短（10 秒）信号が発生し，原子炉はスクラムする。このとき，投入される反応度は約 1.13 ドル（投入反応度最大値：0.68％Δk）であるが，原子炉出力は定格出 ・東海第二は，投入される反応度が 1ドルを超えるため，燃料エンタルピ
力の約 15％まで上昇するにとどまる。また，燃料エンタルピは最大で約 85kJ／「発電用軽水型原子炉施設の反応度投入事象評価指針」に示されがしきい値に達しないことを記載
kgＵＯ２であり，た燃料の許容設計限界の最低値である 272kJ／kgＵＯ２（65cal／gＵＯ２）を超えることはない。燃料エンタルピ増分の最大値は約 77kJ／kgＵＯ２であり，「発電用軽水型原子炉施設の反応度投入事象における燃焼の進んだ燃料の取扱いについて」に示された燃料ペレット燃焼度 65,000MWd／t 以上の燃料に対するペレット－被覆管機械的相互作用を原因とする破損を生じるしきい値の目安である，ピー
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 反応度の誤投入）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所備

考

ク出力部燃料エンタルピの増分で 167kJ／kgＵＯ２（40cal／gＵＯ２）を用いた場
合においても，これを超えることはなく燃料の健全性は維持される。
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。
本評価では，「6.2.4.2 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。

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，原子炉水位に有意な変動はないため，燃料有効長頂部は冠水を維持しており，放射線の遮蔽は維持される。
以上により，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。
（添付資料 5.4.1）

7.4.4.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
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，運転員等操作時間に
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作に与え与える影響，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
のとする。
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
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，「6.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，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
本重要事故シーケンスは，「7.4.4.2(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ことから，運転員操作時間に与える影響はない。

本重要事故シーケンスでは，自動作動する原子炉緊急停止系により，自動的に原子炉をスクラムさせることで，プラントを安定状態に導くことが特徴である。このため，運転員等操作はなく，操作時間が与える影響等はない。
(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ける不確かさの影響評価を行う重要現象は，「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
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
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を「(3)感度解析」にて実施する。

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は，実験により解析コードは 7～9％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。また，臨界試験との比較により，実効遅発中性子割合の不確かさは約 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，これを踏まえて解析を行う必要がある。また，臨界試験との比較により，実効遅発中性子割合の不確かさは約 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を「(3) 感度解析」にて実施する。
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 反応度の誤投入）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考（添付資料 5.4.2）(2) 解析条件の不確かさの影響評価
a. 初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 7.4.4－2 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の結果を以下に示す。
(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，「7.4.4.2(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ごとに制御棒反応度価値やスクラム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」にて，投入される反応度について確認している。
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ごとに異なり，評価項目となるパラメー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。初期出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いる。

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) 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」において，初期燃料温度の不確かさの影響を確認している。
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選択スイッチが(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 5.4-2 表に示すとおりであり，これらの条件設定を設計値等の最確条件とした場合の影響を評価する。解析条件の設定にあたっては，設計値を用いるか又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保守的な設定をしていることから，この中で事象進展に有意な影響を与える可能性がある項目について，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
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ある。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るが，「(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」にて，投入される反応度について確認しており，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
実効増倍率について，実際の炉心設計では，設計上の余裕を見込み，最大反応度価値を持つ制御棒 1 本が完全に引き抜かれた状態でも，炉心の実効増倍率の計算値は，常に 0.99 未満となるよう設計する。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必要となり，また投入される反応度も0.96 ドル（燃料エンタルピ最大値：約 10kJ／kgＵＯ２，増分の最大値：約 1kJ／kgＵＯ２）と小さくなり，即発臨界に至らないこととなるため，評価項目となるパラメータに対する余裕が大きくなる。
原子炉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を与えるため，その不確かさが与える影響を評価した。原子炉初期出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，原子炉初期出力の不確かさの影響を確認しており，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
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) 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」において，初期燃料温度の不確かさの影響を確認しており，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
制御棒引抜阻止は，本評価において期待していないが，これに期待した場合，
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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東海第二発電所

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。

運転員が事象を認知して速やかに制御棒を挿入し，事象が収束するため，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

b. 操作条件
本重要事故シーケンスは，「7.4.4.2(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件はない。

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」に示すとおり，運転員等操作には期待しないため，運転員等操作に関する条件はない。
（添付資料 5.4.2）(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行う。
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反応度は 0.56 ドル(+10%),0.53 ドル(10%)，実効遅発中性子割合を±10%とした場合において投入される反応度は 0.53 ドル(+10%),0.56 ドル(-10%)となる。以上より，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。

(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，引抜制御棒反
応度効果及び実効遅発中性子割合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。
ドップラ反応度フィードバック効果を＋10％とした場合の燃料エンタルピ最大，－10％とした場合の燃値は約 80kJ／kgＵＯ２（増分の最大値：約 72kJ／kgＵＯ２）
料エンタルピ最大値は約 92kJ／kgＵＯ２（増分の最大値：約 83kJ／kgＵＯ２），また引抜制御棒反応度を＋10％とした場合に投入される反応度は 1.15 ドル（燃料エンタルピ最大値：約 102kJ／kgＵＯ２，増分の最大値：約 94kJ／kgＵＯ２），－10％とした場合に投入される反応度は 1.12 ドル，実効遅発中性子割合を＋10％とした場合に投入される反応度は 1.11 ドル，－10％とした場合に投入される反応度は 1.16ドル（燃料エンタルピ最大値：約 90kJ／kgＵＯ２，増分の最大値：約 82kJ／kgＵＯ
２）となる。以上より，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 5.4.2）(4) 操作時間余裕の把握
本重要事故シーケンスは，「7.4.4.2(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ことから，操作時間余裕に関する影響はない。

(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
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。
a. 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」に示すように 3.5%

(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した。
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評価においても，投入される反応度は1.16 ドル（燃料エンタルピ最大値：79.6kJ／kgＵＯ２，燃料エンタルピの増分の最
大値：71.2kJ／kgＵＯ２）に留まることから，不確かさが評価項目となるパラメー

備

考

7／16

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 反応度の誤投入）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
Δk の価値を有する制御棒グループが引き抜かれる場合
b. 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（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ごとに異なり，評価項目となるパラメー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。
定格の 10-8 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さい。

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，初期燃料温度の不確かさが与える影響は小さい。

(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，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。
その結果，解析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は小さい。

東海第二発電所備

考タに与える影響は小さい。

原子炉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。定格出力の 10－８の 10 倍及び 1／
10 倍とした場合の感度解析を行い，有効性評価での結果（1.13 ドル）と大きく差異がない，1.09 ドル（10 倍）及び 1.17 ドル（燃料エンタルピ最大値：約 123kJ／（1／10 倍）であることから，初期出
kgＵＯ２，増分の最大値：約 115kJ／kgＵＯ２）
力の不確かさが与える影響は小さい。
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。初期燃料温度を残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の設計温度（52℃）を考慮して 60℃とした場合の感度解析を実施し，1.13 ドル（燃料エンタルピ最大値：約 96kJ／kgＵＯ２，増分の最大値：約 80kJ
／kgＵＯ２）であった。有効性評価での結果（1.13 ドル，燃料エンタルピ最大値：
約 85kJ／kgＵＯ２，増分の最大値：約 77kJ／kgＵＯ２）と大きな差異がないことから，初期燃料温度の不確かさが与える影響は小さい。
※：本評価で評価対象とした９×９燃料では，初期の燃料被覆管表面温度及び冷却材温度を高く設定した場合に，Ｇｄの燃焼やＰｕの蓄積により，結果が厳しくなる場合がある。
（添付資料 5.4.2，5.4.4，5.4.5）(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，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

7.4.4.4 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
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動するため，対応に必要な要員はいない。
作動するため，対応の要員の確保は不要である。
(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。

(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。
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 反応度の誤投入）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

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。

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。

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。

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。

備考

7.4.4.5 結論
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，誤操作により制御棒の過剰な引き抜きが行われ，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
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プ「反応度の誤投入」に対する燃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，原子炉停止機能を整備している。
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「停止中に実施
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「停止中に実施される試験等により，最大反応度価値を有する制御棒 1 本が全引抜されている状態かされる検査等により，最大反応度価値を有する制御棒 1 本が全引き抜きされている状
ら，他の 1 本の制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によって引き抜かれ，異常態から，他の 1 本の制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によって引き抜かれ，な反応度の投入を認知できずに燃料の損傷に至る事故」について有効性評価を行っ
臨界近接を認知できずに臨界に至る事故」について有効性評価を行った。
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
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。
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
その結果，燃料有効長頂部の冠水，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る。
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。
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に与える影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に与える影
響は小さい。
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は自動本事故シーケンスグループにおける重大事故等対策は自動で作動するため，対応ので作動するため，対応に必要な要員はいない。スクラム動作後の原子炉の状態確認に要員の確保は不要である。また，スクラム動作後の原子炉の状態確認については，中
おいて，中央制御室の運転員 1 名で実施可能である。
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，選定した重要事故シーケ
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」において，原子炉停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「反応度の誤投入」 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に対して有効であることがに対して有効である。
確認でき，事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」に対して有効である。

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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考

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考

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考

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考

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考7.5 必要な要員及び資源の評価
6. 必要な要員及び資源の評価
7.5.1 必要な要員及び資源の評価条件
6.1 必要な要員及び資源の評価条件(1) 要員の評価条件(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 号炉同時の重大ａ．各事故シーケンスグループ等において実施する作業に対して，事象発生 2 時間 ・東海第二では事象発生 2 時間後に外部からの要員に期待可能。
事故等対策時において対応可能であるか評価を行う。
までは，中央制御室の当直要員 7 名及び発電所構内に常駐している当直要員を除
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
く災害対策要員 32 名の合計 39 名で対応を行うことで，必要な作業対応が可能で長，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，必要な作業対応あることを評価する。また，発電所外から招集される災害対策要員が行う作業にが可能であることを評価する。
ついては，事象発生 2 時間以降に期待することとして評価する。なお，必要な要
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 10 時間までは，中員数を夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）においても確保する。
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
ｂ．屋外作業に係る要員の評価においては，有効性評価で考慮する屋外作業ごとに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召集さ
移動時間，アクセスルートの復旧時間を考慮して，要員評価を行う。
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。
・可搬型設備については，発電所に常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 時間までは機能に期待駐している災害対応要員にて対応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。ただし，可能であるため，可搬型設備に期待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。
する時間制限は設けていない。
(2) 資源の評価条件(2) 資源の評価条件
a. 全般
ａ．共 通
(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(a) 各事故シーケンスグループ等において，重大事故等対策を 7 日間継続するた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，前提とめに必要な水源，燃料及び電源に関する評価を行う。
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。
(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。
b. 水源(a) 原子炉及び原子炉格納容器への注水において，水源となる復水貯蔵槽の保有水量（約 1,700m3：有効水量）が，淡水貯水池から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，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可能であることを評価する。

ｂ．水 源(a) 炉心，格納容器，使用済燃料プール等への注水において，水源として使用す，北側淡水池（約 2,500m３：
る代替淡水貯槽の保有水量（約 4,300m３：有効水量）有効水量）又は高所淡水池（約 2,500m３：有効水量）が，他の淡水源から可搬型
代替注水大型ポンプを用いて水の移送が開始可能となるまでに枯渇しないことを評価する。
(b) 代替淡水貯槽と北側淡水池間において，可搬型代替注水大型ポンプを用いた水の移送で必要注水量以上が補給可能であることを評価する。
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東海第二発電所(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保有水量（約18,000m3）が枯渇しないことを評価する。
(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，他の事故シーケンスグループ等も包絡されることを確認する。

(c) 水源の評価については，必要注水量が多い重要事故シーケンス等が水源（必要水量）として厳しい評価となることから，必要注水量が多い重要事故シーケ
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，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），復水貯蔵槽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可搬型代替注水ポンプ（A-2 級），非常用ディーゼル発電機，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（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。
(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 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。
(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 100kL）の合計容量約 2,140kL を考慮する。
(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。

ｃ．燃 料(a) 非常用ディーゼル発電機及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機（以下「非常用ディーゼル発電機等」という。
），常設代替交流電源設備，可搬型代替注水
大型ポンプ，可搬型窒素供給装置のうち，事故シーケンスグループ等における事故収束に必要な設備を考慮し，消費する燃料（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。

(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スにおいては，非備考(b) 全交流動力電源喪失を想定しない重要事故シーケンスにおいては，仮に外部電源が喪失し非常用ディーゼル発電機等及び必要に応じて常設代替交流電源設
備から給電することを想定し，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，軽油貯蔵タンク（約 800kL）の容量を考慮する。
(c) 全交流動力電源喪失の発生を想定する重要事故シーケンス等については，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，軽油貯蔵タンク（約 800kL）の容量を考慮する。
(d) 可搬型代替注水大型ポンプ及び可搬型窒素発生装置の使用を想定する重要事
故シーケンス等については，可搬型代替注水大型ポンプ及び可搬型窒素供給装
置の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，可搬型設備用軽油タンク（約 210kL）の容量を考慮する。
(e) 燃料消費量の計算においては，保守的に使用を想定する電源設備等が事象発生直後から 7 日間最大負荷で連続運転することを想定し算出する。
ｄ．電 源(a) 常設代替交流電源設備からの電源供給を考慮する重要事故シーケンス等においては，常設代替交流電源設備から有効性評価で考慮する設備への電源供給時の最大負荷が，連続定格容量未満となることを評価する。
(b) 外部電源喪失を想定しない重要事故シーケンス等においても，外部電源が喪
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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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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。
(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絡されることを確認する。

東海第二発電所

備

考

失した場合には常設代替交流電源設備からの電源供給を行うことがあるため，電源評価としては外部電源が喪失するものとして評価する。
(c) 各事故シーケンスグループ等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絡されることを確認する。
(d) 有効性評価において，考慮されていない設備についても，電源供給を行うものとして評価する。なお，炉心損傷防止対策の有効性評価における代替循環冷却系については，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水に成功している場
合又は残留熱除去系による格納容器除熱に成功している場合には，その機能に期待しないため，電源評価に含めないこととする。

7.5.2 重大事故等対策時に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(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 号炉同時の重大事故等対策時に各事故シーケンスグループ等において，必要な作業項目，要員数及び移動時間を必要な操作項目，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含めた所要時間について評価を実施した。
認した。
原子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は，「2.3.1 全
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。原子炉運転中に必要
交流動力電源喪失（長期ＴＢ）」，「2.3.2 全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）」，
な要員数が最も多い事故シーケンスグループ等は，「7.1.3.4 全交流動力電源喪失(外「2.3.3 全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）」，「2.8 津波浸水による注水機能喪失」で部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗」であり，事象発生後 10 時間に必要な要員はある。内訳は，発電長 1 名，副発電長 1 名，運転操作対応を行う運転員 5 名，通報32 名である。必要な作業対応は，中央制御室の運転員 18 名，発電所構内に常駐して連絡等を行う災害対策要員 2 名，初動での現場操作を行う重大事故等対応要員 15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 72 名で対処可能で
名，燃料補給作業を行うための重大事故等対応要員（招集要員）2 名，低圧代替注水ある。これらの要員数を夜間及び休日(平日の勤務時間帯以外)においても確保可能
系（可搬型）及び代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）の現場系統構成を行うたである。また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員数は 46 名であり，参集要員
めの重大事故等対応要員（招集要員）4 名である。
（106 名）により確保可能である。
事象発生 2 時間以内の必要な作業対応は中央制御室の運転員 7 名，発電所構内にまた，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する。原子炉運常駐している災害対策要員 32 名の初動体制の要員 39 名で対処可能である。また，
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，「7.4.2 全交流動招集要員に期待する作業については，事象発生 2 時間以降に行うものであり対処可力電源喪失」の事象であり，事象発生後 10 時間に必要な要員は 16 名である。必要な能である。これらの要員数を夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）においても確作業対応は，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
保可能である。
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
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
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，事象発
全交流動力電源喪失」である。内訳は，発電長 1 名，副発電長 1 名，運転操作対応
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 名）により確保を行う運転員 3 名，通報連絡等を行う災害対策要員 2 名，初動での現場操作を行う可能である。
重大事故等対応要員 12 名である。
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，必要な要員が最事象発生 2 時間以降の必要な作業対応は中央制御室の運転員 5 名，発電所構内にも多い事故シーケンスグループ等は，｢7.3.2 想定事故 2｣であり，必要な要員は 22 名
常駐している災害対策要員 32 名の初動体制の要員 37 名で対処可能である。これらである。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の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。
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。
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，必要な要員が最も多
これらの要員数を夜間及び休日(平日の勤務時間帯以外)においても確保可能である。
い事故シーケンスグループ等は，「4.1 想定事故１」及び「4.2 想定事故２」の事
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（必要な要員及び資源の評価）
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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原子炉運転停止中の場合を想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も多い「7.1.3.4 全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗」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い｢7.3.2
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 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 67 名で対処可能である。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 23 名であり，参集要員（106 名）により確保可能である。

東海第二発電所

備考象である。内訳は，発電長 1 名，副発電長 1 名，運転操作対応を行う運転員 3 名，
通報連絡等を行う災害対策要員 2 名，初動での現場操作を行う重大事故等対応要員
10 名，燃料補給作業を行うための重大事故等対応要員（招集要員）2 名である。事象発生 2 時間以内の必要な作業対応は中央制御室の運転員 5 名，発電所構内に常駐している災害対策要員 32 名の初動体制の要員 37 名で対処可能である。また，招集要員に期待する作業については，事象発生 2 時間以降に行うものであり対処可能である。これらの要員数を夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）においても確保可能である。

7.5.3 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
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，各事故シーケンスグループ等において，外部からの支援を考慮しない場合でも，重燃料及び電源の供給が可能である。
大事故等対策を７日間継続して実施するために必要な水源，燃料及び電源について評価を実施した。
(1) 水源の評価結果(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
ａ．原子炉，格納容器等への注水
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，最も厳しくなる
原子炉，格納容器等への注水について，評価上最も厳しくなる事故シーケンス
事故シーケンスグループ等は，「7.2.1.3 代替循環冷却系を使用しない場合」であグループ等は，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破る。
損）のうち，事故収束に代替循環冷却系を使用しない場合（3.1.3）」である。
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系によ代替淡水貯槽を水源とした常設代替低圧注水系ポンプによる原子炉注水，代替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 7,400m3 の水が必格納容器スプレイに約 5,490m３の水が必要となる。
水源として，代替淡水貯槽に約 4,300m３，北側淡水池に約 2,500m３，高所淡水池要であり，6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮すると合計約 14,800m3 の水が必要となる。
に約 2,500m３の水を保有しており，事象発生約 42.5 時間（代替淡水貯槽の残量
1,000m３到達時点）以降，可搬型代替注水大型ポンプを用いた代替淡水貯槽への水水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約 1,700m3 及び淡水貯水池に約 18,000m3 のの移送を行うことが可能であるため，代替淡水貯槽を枯渇させることなく 7 日間
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復水貯蔵槽へ水の移送の注水継続が可能である。
を行うことで，復水貯蔵槽を枯渇させることなく，復水貯蔵槽を水源とした 7 日間の注水継続が可能である。
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，「7.3.2 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，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，水源を枯渇させることなく 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
使用済燃料プールへの注水について，評価上最も厳しくなる事故シーケンスグ
ループ等は，「4.1 想定事故１」及び「4.2 想定事故２」である。
代替淡水貯槽，北側淡水池又は高所淡水池を水源とした可搬型代替注水大型ポンプによる使用済燃料プール注水において，約 2,120m３の水が必要となる。
水源として，代替淡水貯槽に約 4,300m３，北側淡水池に約 2,500m３，高所淡水池に約 2,500m３の水を保有しており，他の淡水源から水の移送を行うことなく 7 日間の注水継続が可能である。
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（必要な要員及び資源の評価）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所備考(2) 燃料の評価結果(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
ａ．電源供給に係る燃料評価
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，最も軽油貯蔵タンクの燃料消費量が最も厳しくなる事故シーケンスグループ等は，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，「7.2.2 高圧溶融物放出「2.1 高圧・低圧注水機能喪失」，「2.4.2 崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系／格納容器雰囲気直接加熱」，「7.2.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作が故障した場合）」，「2.6 LOCA 時注水機能喪失」，「2.7 格納容器バイパス（イン用」，「7.2.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」である。
ターフェイスシステム LOCA）」，「4.1 想定事故１」，「4.2 想定事故２」であ
非常用ディーゼル発電機による電源供給については，保守的に事象発生直後からる。
最大負荷で 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 日間の運転
非常用ディーゼル発電機等及び常設代替交流電源設備（2 台）からの電源供給に継続に約 1,506kL（号炉あたり約 753kL）の軽油が必要となる。復水貯蔵槽給水用可ついては，事象発生直後から全負荷での運転を 7 日間継続した場合，約 755.5kL
搬型代替注水ポンプ（A-2 級）又は使用済燃料プール注水用可搬型代替注水ポンプの軽油が必要となる。軽油貯蔵タンクに備蓄している軽油量の合計は約 800kL で（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 号炉それぞれ 4あり，必要量の軽油を供給可能である。
台）の運転を想定すると，7 日間の運転継続に約 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 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。代替原子炉補機冷却系用の大容量送水車（熱交換器ユニット用）については，保守的に事象発生直後からの大容量送水車（熱交換器ユニット用）の運転を想定すると，７日間の運転継続に約 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 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 1,632kL の軽油が必要となる。
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モニタリング・
ポスト用発電機による電源供給については，事象発生直後から 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 1,645kL となる。
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，必要量の軽油を供給可能である。
b. 全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮した場合
ｂ．可搬型設備に係る燃料評価
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おいて，最も燃料
可搬設備用軽油タンクの燃料消費量が最も厳しくなる事故シーケンスグループ「2.1 高圧・低圧注水機能喪失」，「2.3.1 全交流電源喪失（長期ＴＢ）」，の消費量が厳しくなる事故シーケンスグループ等は，「7.1.3.4 全交流動力電源喪失
等は，「2.3.2 全交流電源喪失（ＴＢＤ／ＴＢＵ）」，「2.3.3 全交流電源喪失（ＴＢ（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗」である。
Ｐ）」，「2.4.2 崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」，「2.6 Ｌ
常設代替交流電源設備による電源供給については，保守的に事象発生直後から 3 台
ＯＣＡ時注水機能喪失」，「2.8 津波浸水による注水機能喪失」，「3.1 雰囲気圧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 504kL の軽力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）のうち，事故収束に代替循油が必要となる。可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による原子炉注水及び格納容器スプ
環冷却系を使用しない場合（3.1.3）」，「4.1 想定事故１」，「4.2 想定事故２」レイについては，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 台）の運である。
転を想定すると，7 日間の運転継続に約 42kL（号炉あたり約 21kL）の軽油が必要とな
可搬型代替注水大型ポンプ（1 台）からの注水又は補給については，事象発生直る。また，代替原子炉補機冷却系専用の電源車については，保守的に事象発生直後から後から全負荷での運転を 7 日間継続した場合，約 36.6kL の軽油が必要となる。可4 台（6 号及び 7 号炉それぞれ 2 台）の運転を想定すると，7 日間の運転継続に約 74kL
搬型設備用軽油タンクに備蓄している軽油量の合計は約 210kL であり，必要量の（号炉あたり約 37kL）の軽油が必要となる。代替原子炉補機冷却系用の大容量送水車
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（必要な要員及び資源の評価）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考（熱交換器ユニット用）については，保守的に事象発生直後からの大容量送水車（熱交
軽油を供給可能である。
換器ユニット用）の運転を想定すると，７日間の運転継続に約 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 号炉において約642kLとなる。
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。
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 655kL となる。
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。
(3) 電源の評価結果(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，最も負荷が厳しくな
電源の供給において評価上最も負荷が厳しくなる事故シーケンスグループ等は，る事故シーケンスグループ等は，「7.1.4.1 取水機能が喪失した場合」である。常設代「5.2 全交流動力電源喪失」である。
替交流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
常設代替交流電源設備（5 台）の電源負荷については，重大事故等対策時に必要炉で約 1,649kW，7 号炉で約 1,615kW が必要となるが，常設代替交流電源設備の 1 台
な負荷約 4,255kW は，常設代替交流電源設備の連続定格容量である 5,520kW にて供あたり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給可能である。
供給が可能である。
なお，直流電源については非常用ディーゼル発電機等又は常設代替交流電源設備
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，非常用ディーゼルにて供給可能であるが，事故シーケンスグループ「2.3.1 全交流動力電源喪失（長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期ＴＢ）」，「2.3.2 全交流電源喪失（ＴＢＤ／ＴＢＵ）」，「2.3.3 全交流電源喪失
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
（ＴＢＰ）
」
，
「2.8 津波浸水による注水機能喪失」では，交流電源が 24 時間復旧し用ディーゼル発電機による電源供給が可能である。
ない場合を想定しており，この場合でも，不要直流負荷の切離し等により 24 時間のまた，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直流電源供給が可能である。
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，事故シーケンスグループ「7.1.3 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。

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