東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

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

7.2.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）
3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）
7.2.1.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策
3.1.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策(1) 格納容器破損モード内のプラント損傷状態(1) 格納容器破損モード内のプラント損傷状態
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破に至る可能性のあるプラント損傷状態は，「6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」
損）」に至る可能性のあるプラント損傷状態は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目に示すとおり，TQUV，TQUX，LOCA，長期 TB，TBU，TBP 及び TBD である。の設定」に示すとおり，ＴＱＵＶ，ＴＱＵＸ，長期ＴＢ，ＴＢＵ，ＴＢＰ，ＴＢＤ
及びＬＯＣＡである。
(2) 格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方(2) 格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破では，発電用原子炉の運転中に運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失事故（LOCA）
損）」では，発電用原子炉の運転中に異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失（ＬＯＣ
又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失がＡ）又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能重畳する。このため，緩和措置がとられない場合には，原子炉格納容器内へ流出した高の喪失が重畳する。このため，緩和措置がとられない場合には，格納容器内へ流出
温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，ジルコニウム－
した高温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，ジル水反応等によって発生した非凝縮性ガス等の蓄積によって，原子炉格納容器内の雰囲気
コニウム－水反応等によって発生した非凝縮性ガスが蓄積することによって，格納
圧力・温度が徐々に上昇し，原子炉格納容器の過圧・過温により原子炉格納容器の破損
容器圧力及び温度が徐々に上昇し，格納容器の過圧・過温により格納容器破損に至に至る。
る。
したがって，本格納容器破損モードでは，損傷炉心の冷却のための低圧代替注水系（常したがって，本格納容器破損モードでは，損傷炉心の冷却のための常設低圧代替設）による原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）及び代替循環冷却系による原子炉注
却，また，代替循環冷却系又は格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱によ
水，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によって原子炉格納容器の破損及び放射性物質の異常な水準での敷地外への放出を防止する格納容器冷却並びに代替循環冷却系又は格納容器圧力逃がし装置による格納容る。
器減圧及び除熱によって格納容器の破損及び放射性物質の異常な水準での敷地外への放出を防止する。
また，格納容器内における水素燃焼を防止するため，格納容器内の水素濃度及び酸素濃度が可燃領域に至るまでに，格納容器内へ窒素を注入することによって，格納容器の破損を防止する。
本格納容器破損モードは，原子炉格納容器バウンダリに対する過圧・過温の観点で厳本格納容器破損モードは，格納容器バウンダリに対する過圧・過温の観点で厳ししい事象であり，代替循環冷却系の使用可否により，格納容器圧力・温度等の挙動が異い事象であり，代替循環冷却系を使用する場合を想定し，期待する格納容器破損防なることが想定されるため，代替循環冷却系を使用する場合と使用しない場合の両者に止対策の有効性評価を行う。また，代替循環冷却系は多重化設計とした上で，さらついて，格納容器破損防止対策の有効性評価を行う。代替循環冷却系が使用できる場合
なる後段の対策として格納容器圧力逃がし装置を整備するため，重大事故時の事象には，格納容器圧力逃がし装置よりも優先して使用する。
発生後短期に格納容器圧力逃がし装置を使用することは実質的には考えられないが，格納容器圧力逃がし装置の有効性を評価する観点から，本格納容器破損モードで想定される事故シーケンスにおいて代替循環冷却系が使用できない場合についても，格納容器圧力逃がし装置により格納容器の過圧・過温破損が防止できることを確認する。
なお，本格納容器破損モードの評価では重大事故等対処設備による原子炉注水機能に期待しており，原子炉圧力容器破損に至ることはないが，重大事故等対処設備による原備

考

非常用炉心冷却系等：ＲＣＩＣ，サポート系（残留熱除去系海水系）を含む
格納容器内へ流出した高温の原子炉
冷却材や溶融炉心の崩壊熱等：金属－
水反応による発熱
ジルコニウム－水反応等：金属－水反
応による水素発生

東海第二では水素燃焼防止（ベント時間遅延）させるための格納容器内窒素
供給マネジメントを実施する
東海第二では，格納容器圧力逃がし装置の有効性を評価する考え方について記載

なお，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の評
価では重大事故等対処設備による原子炉注水機能に期待しており，原子炉圧力容器
1／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
子炉注水機能に期待せず原子炉圧力容器破損に至る場合については，「7.2.2 高圧溶融
物放出／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－冷却材相互作用」及び「7.2.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」にて確認する。

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

破損に至ることはないが，重大事故等対処設備による原子炉注水機能に期待せず原 東海第二では原子炉圧力容器破損時
子炉圧力容器破損に至る場合の本格納容器破損モードに対する評価については， の過圧・過温に対する影響評価結果を「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」にて確認する。
「DCH」に代表して記載していることから，「3.2 DCH」にて確認していると整理している。ただし，
「DCH」
，
「FCI」
，
「MCCI」の評価事故シーケンスは同じであることから実態として違いはな
い。

2／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

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7.2.1.2 代替循環冷却系を使用する場合
3.1.2 代替循環冷却系を使用する場合
7.2.1.2.1 格納容器破損防止対策
3.1.2.1 格納容器破損防止対策
東海第二は格納容器容積が小さく，原格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損 子炉注水に伴って炉心から発生するで想定される事故シーケンスに対して，原子炉格納容器の破損を防止し，かつ，放射性）」で想定される事故シーケンスに対して，格納容器の破損を防止し，かつ放射性物 過熱蒸気によって格納容器温度が急
物質が異常な水準で敷地外へ放出されることを防止するため，初期の対策として低圧代質が異常な水準で敷地外へ放出されることを防止するため，初期の対策として常設低 激に上昇することから，格納容器スプ
替注水系（常設）による原子炉注水手段を整備する。また，安定状態に向けた対策とし
圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段及び代替 レイを同時に実施するマネジメントて代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却手段及び代替循環冷
格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却手段を整備する。また，安定状 を採用している。
却系による原子炉格納容器除熱手段を整備する。
態に向けた対策として代替循環冷却系による原子炉注水手段並びに格納容器減圧及本格納容器破損モードの重大事故等対策の概略系統図を第 7.2.1.2－1 図から第び除熱手段，可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入手段を整備する。対 東海第二では水素燃焼防止（ベント時
7.2.1.2－4 図に，対応手順の概要を第 7.2.1.2－5 図に示すとともに，重大事故等対策策の概略系統図を第 3.1.2－1 図に，対応手順の概要を第 3.1.2－2 図に，対策の概要 間遅延）させるための格納容器内窒素の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と手順の関係を第 7.2.1.2－1を以下に示す。また，重大事故等対策の手順と設備との関係を第 3.1.2－1 表に示す。 供給マネジメントを実施する表に示す。
（添付資料 3.1.2.1）
本格納容器破損モードにおける評価事故シーケンスにおいて，事象発生 10 時間までの 6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 28 名※1 である。その内訳は次のとおりである。中央
制御室の運転員は，当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2 名，運転操作対応を行う運転員 12 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う
緊急時対策本部要員は 5 名，緊急時対策要員（現場）は 8 名※1 である。
また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員は，代替原子炉補機冷却系作業等を行うための参集要員 36 名である。必要な要員と作業項目について第 7.2.1.2－6 図に示す。
なお，評価事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を評価事故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，28 名で対処可能である。
※1 有効性評価で考慮しない作業（原子炉ウェル注水）に必要な要員 4 名を含めると，
緊急時対策要員（現場）が 12 名，合計が 32 名になる。

a. 原子炉スクラム確認及び非常用炉心冷却系機能喪失確認
運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失事故（LOCA）又は全交流動力電源喪失が発生して原子炉がスクラムしたことを確認する。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等であ本格納容器破損モードにおける評価事故シーケンスにおいて必要な要員は，災害対策要員（初動）20 名及び参集要員 2 名である。
災害対策要員（初動）の内訳は，当直発電長 1 名，当直副発電長 1 名，運転操作対応を行うための当直運転員 4 名，指揮，通報連絡を行う災害対策要員（指揮者等）4
名及び現場操作を行うための重大事故等対応要員 10 名である。
参集要員の内訳は，タンクローリによる燃料給油操作を行うための重大事故等対応
要員 2 名である。
必要な要員と作業項目について第 3.1.2－3 図に示す。

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，タイ
ムチャートにより要員の充足性は確認される
東海第二では招集要員は 2 時間以内に参集可能なことを確認していることから，2 時間以降に期待する評価としている

なお，評価事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を評価事故 必要な要員数がもっとも多いシーケ
シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，代替循環冷却系を使用できない ンスである「代替循環冷却を使用でき場合の災害対策要員（初動）21 名及び参集要員 5 名で対処可能である。
ない場合」の要員数で対応可能である
ことから，評価事故シーケンス以外の
事故シーケンスすべてに対応可能。
東海第二では格納容器頂部注水の着手判断に達しないため実施しないが，操作としてはタイムチャート上考慮しているため，必要な要員は追加とならない。

ａ．原子炉スクラム，ＬＯＣＡ発生及び全交流動力電源喪失の確認
炉心損傷防止対策との記載整合を図
運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失（ＬＯＣＡ）又は全交流動力電源 っており，記載箇所については先行プ喪失が発生して原子炉がスクラムしたことを確認する。また，主蒸気隔離弁の閉 ラントとの相違がある部分もある。
止，再循環系ポンプの停止及びＬＯＣＡが発生したことを確認する。
3／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
る。
非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失を確認する。
非常用炉心冷却系の機能喪失を確認するために必要な計装設備は，各系統の流量指示等である。
なお，対応操作は，原子炉水位，格納容器圧力等の徴候に応じて行うため，破断面積
や破断位置が今回の想定と異なる場合や，破断位置が特定できない場合においても，対応する操作手順に変更はない。

b. 全交流動力電源喪失及び早期の電源回復不能判断並びに対応準備
外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機が機能喪失する。これにより所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となり，全交流動力電源喪失に至る。
中央制御室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，早期の電源回復不可と判断する。これにより，常設代替交流電源設備，代替原子炉補機冷却系及び低圧代替注水系（常設）の準備を開始する。
c. 炉心損傷確認
大破断 LOCA 時に非常用炉心冷却系の機能及び全交流動力電源が喪失するため，原子炉水位は急激に低下し，炉心が露出することで炉心損傷に至る。炉心損傷の判断は，ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が設計基準事故相当のガ
ンマ線線量率の 10 倍を超えた場合とする。
炉心損傷を確認するために必要な計装設備は，格納容器内雰囲気放射線レベルである。
また，炉心損傷判断後は，原子炉格納容器内の pH 制御のため薬品注入の準備を行う。
サプレッション・チェンバのプール水の pH を 7 以上に制御することで，分子状無機よう素の生成が抑制され，その結果，有機よう素の生成についても抑制される。これにより，環境中への有機よう素の放出量を低減させることができる。なお，有効性評価においては，pH 制御には期待しない。
d. 水素濃度監視

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
原子炉スクラム，ＬＯＣＡ発生及び全交流動力電源喪失の確認に必要な計装設備は，平均出力領域計装等である。
なお，対応操作は，原子炉水位，格納容器圧力等の徴候に応じて行うため，破断面積や破断位置が今回の想定と異なる場合や，破断位置が特定できない場合においても，対応する操作手順に変更はない。
ｂ．原子炉への注水機能喪失の確認
原子炉水位が原子炉水位異常低下（レベル２）設定点に到達後，原子炉隔離時
冷却系が自動起動に失敗したことを確認する。
原子炉への注水機能喪失の確認に必要な計装設備は，原子炉隔離時冷却系系統
流量である。
ｃ．炉心損傷の確認
原子炉水位の低下による炉心の露出に伴い，炉心損傷したことを確認する。炉
心損傷の判断は，格納容器雰囲気放射線モニタのγ線線量率が，設計基準事故における原子炉冷却材喪失時の追加放出量に相当する指示値の 10 倍以上となった
場合とする。
炉心損傷を確認するために必要な計装設備は，格納容器雰囲気放射線モニタ（
Ｄ／Ｗ）等である。
（添付資料 3.1.3.2）
ｄ．早期の電源回復不能の確認
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等の起動ができず，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，常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電準備操作を開始する。

備

考

平均出力領域計装等：【スクラム確認】平均出力領域計装，
起動領域計装【ＬＯＣＡ確認】原子炉圧力，原子炉
圧力（ＳＡ）、ドライウェル圧力，サプレッション・チェンバ圧力【ＳＢＯ確認】Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧，Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧，緊急用Ｍ／Ｃ電圧
東海第二では事象進展上，10 分以内に炉心損傷確認を行うため柏崎６，７と記載箇所が異なる。

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）等：格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ），格納容器雰囲気放射線モ
ニタ（Ｓ／Ｃ）

東海第二では電源復旧，炉心及び格納容器冷却を最優先で行い，炉心冠水後の対応として自主設備であるｐＨ制
御装置の起動を行うため記載箇所が相違
水素濃度監視についても，酸素濃度の上昇は水の放射線分解に起因するため事象進展が遅く，十分な時間余裕があることから，炉心冠水後の対応とし
4／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

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

炉心損傷が発生すれば，ジルコニウム－水反応等により水素ガスが発生することから，原子炉格納容器内の水素濃度を確認する。
原子炉格納容器内の水素濃度を確認するために必要な計装設備は，格納容器内水素濃度(SA)である。

て水素及び酸素濃度監視装置を起動するため記載箇所が相違

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

ｅ．常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作並びに常設低圧代替注水系
ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作 東海第二では代替格納容器スプレイ
及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作と代替原子炉注水を同時に実施可能
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緊急用母線へ な設備及び運用としているの交流電源供給を開始し，原子炉冷却材浄化系吸込弁の閉止操作，常設低圧代替
注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始する。具体的には，格納容器スプレイ弁と原子炉注水弁を用いて中央制御室からの遠隔操作により格納容器スプレイと原子炉注水に分配し，それぞれ連続で格納容器スプレイ及び原子炉注水を実施する。
(a) 常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作
東海第二では電源復旧から格納容器
早期の電源回復不能の確認後，中央制御室からの遠隔操作により常設代替高 冷却，原子炉注水までを一連の操作と圧電源装置から緊急用母線を受電する。
して記載しているため記載箇所が相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 違
急用Ｍ／Ｃ電圧である。
(b) 常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系 （常設）による格納容器冷却操作
原子炉注水に伴い炉心部で発生する過熱蒸気により，格納容器圧力及び雰囲
気温度が急激に上昇する。格納容器圧力及び雰囲気温度上昇を抑制する観点から，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設） 低圧代替注水系格納容器スプレイ流による格納容器冷却を実施する。
量等：低圧代替注水系格納容器スプレ
常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系 （常設） イ流量，ドライウェル雰囲気温度，ドによる格納容器冷却操作のために必要な計装設備は，低圧代替注水系格納容器 ライウェル圧力，サプレッション・チ
スプレイ流量等である。
ェンバ圧力，代替淡水貯槽水位(c) 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 東海第二では再循環系の破断想定に
水操作
よりジェットポンプ上端までしか水
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 位回復しない（破断位置については添水を開始することで，原子炉圧力容器破損に至ることなく，ジェットポンプ上 資料 1.5.2 参照）
端（以下「原子炉水位Ｌ０」という。
）以上まで原子炉水位が回復し，炉心は 低圧代替注水系原子炉注水流量等：低冠水する。
圧代替注水系原子炉注水流量，原子炉
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 水位（広帯域），原子炉水位（燃料域），
水を確認するために必要な計装設備は，低圧代替注水系原子炉注水流量等であ 原子炉水位（ＳＡ広帯域），原子炉水る。
位（ＳＡ燃料域），代替淡水貯槽水位

常設代替交流電源設備による交流電源供給を開始し，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始する。これにより，原子炉圧力容器破損に至ることなく，原子炉水位が回復し，炉心は冠水する。

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，復水
補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）等である。

5／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
なお，大破断 LOCA により格納容器温度が上昇し，ドライウェル雰囲気温度計の指示が原子炉圧力の飽和温度を超えている場合は，水位不明と判断する。
水位不明判断に必要な計装設備は，原子炉圧力及びドライウェル雰囲気温度である。
水位不明と判断した場合，原子炉水位は，崩壊熱及び原子炉注水流量から推定して把握することができる。具体的には，直前まで把握していた原子炉水位を起点とし，原子炉注水流量と崩壊熱除去に必要な水量の差を算出し，その差分を原子炉圧力容器水量レ
ベル換算から原子炉水位変化量を求めることにより，推定することができる。

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
なお，ＬＯＣＡにより格納容器雰囲気温度が上昇し，ドライウェル雰囲気温
度が原子炉圧力の飽和温度を超えている場合は，水位不明と判断する。
水位不明判断に必要な計装設備は，原子炉圧力等である。
水位不明と判断した場合，原子炉水位Ｌ０まで冠水させるために必要な水量を注水する。具体的には，原子炉底部から原子炉水位Ｌ０まで冠水させるために必要な原子炉注水量及び崩壊熱分の注水量を考慮し，原子炉注水流量に応じた必要注水時間の原子炉注水を実施する。
原子炉水位Ｌ０まで冠水した後は，代替循環冷却系による原子炉注水操作並
びに格納容器減圧及び除熱操作を開始後に，サプレッション・プール水位の上昇抑制により格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作の遅延を図り，可能な限り外部への影響を軽減する観点から，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）による原子炉注水及び代替格納容器ス
プレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を停止する。なお，代替循環冷却系
による原子炉注水操作並びに格納容器減圧及び除熱操作ができない場合は，サプレッション・プール水位の上昇抑制により格納容器圧力逃がし装置による格
納容器減圧及び除熱操作の遅延を図り，可能な限り外部への影響を軽減する観点から，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
子炉注水の流量を崩壊熱相当に調整し，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代
替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を停止する。
（添付資料 3.1.2.2，3.1.3.3）

f. 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却
原子炉格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水素等が放出されるため，格納容器圧力及び温度が徐々に上昇する。崩壊熱及び原子炉注水流量による原子炉水位推定に
より炉心の冠水を確認した後，ドライウェル雰囲気温度計を用いて格納容器温度が190℃超過を確認した場合又は格納容器内圧力を用いて格納容器圧力が 0.465MPa[gage]
到達を確認した場合は，中央制御室からの遠隔操作により復水移送ポンプ 2 台を使用した代替格納容器スプレイ冷却系（常設）により原子炉格納容器冷却を実施する。
また，格納容器圧力 0.465MPa[gage]到達によって開始した場合は格納容器圧力が0.39MPa[gage]以下となった時点で停止する。
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力，復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）等である。
また，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却と同時に原子炉格納容器内の pH 制御のため薬品注入を実施する。
炉心を冠水維持できる範囲（原子炉水位低（レベル 1）から破断口高さ）を，崩壊熱及び原子炉注水流量からの推定手段により確認し，原子炉注水と格納容器スプレイの切替えを繰り返し行う。

備

考

原子炉圧力等：原子炉圧力，原子炉圧力（ＳＡ），ドライウェル雰囲気温度
原子炉水位Ｌ０到達判断後，代替循環
冷却系の起動操作を実施している場
合には，当該操作を優先するため，崩壊熱分の注水量への変更操作は実施しない。
柏崎では水位不明直前の水位から冠水までの水量の差分を算出して注水するのに対し，東海第二では水位不明
直前の水位を常に連続監視して把握することは困難と考え，原子炉内の水量は空であると保守的に判断し，原子炉圧力容器底部から冠水までの水量を注水する。

東海第二では代替循環冷却系を 90 分で起動した以降は代替格納容器スプ
レイ冷却系による格納容器冷却を実施しないため，代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）の圧力制御のための起動停止基準は記載していない。

ｆ．電源確保操作対応

東海第二では，解析上考慮しない操作も含め，手順に従い必ず実施する操作
6／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

g. 代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱
代替原子炉補機冷却系の準備が完了した後，代替循環冷却系の運転準備のため，低圧
代替注水系（常設）の最大流量にて原子炉注水を実施し水位を回復する。崩壊熱及び原
子炉注水流量からの原子炉水位推定により破断口高さまで水位回復後，格納容器スプレ
イに切り替え，最大流量にてスプレイを行うことで原子炉格納容器冷却を実施する。
崩壊熱及び原子炉注水流量からの原子炉水位推定により原子炉水位低（レベル 1）に到達した時点で，復水移送ポンプを停止し，代替循環冷却系の運転準備を実施する。復水移送ポンプを停止している期間は可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による原子炉への注水を実施し，水位の回復を図る。
代替循環冷却系の運転準備が完了した後，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による原子炉注水を停止し，代替原子炉補機冷却系を用いた代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱を開始する。代替循環冷却系の循環流量は，復水補給水系流量計（RHR A 系代替注水流量）及び復水補給水系流量計（RHR B 系代替注水流量）を用いて，原子炉注入弁と格納容器スプレイ弁を中央制御室からの遠隔操作により原子炉注水と格納容器スプ
レイに分配し，それぞれ連続で原子炉注水及び格納容器スプレイを実施する。

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

早期の電源回復不能の確認後，非常用ディーゼル発電機等の機能回復操作及び を記載
外部電源の機能回復操作を実施する。
非常用ディーゼル発電機等の機能回
ｇ．可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の起動準備操作 復操作：現場での故障した機器の外観
全交流動力電源喪失に伴う低圧注水機能喪失の確認後，可搬型代替注水中型ポ 点検や動作状況を確認して問題の除ンプ準備及びホース敷設等を実施する。
去を行い，非常用 DG の再起動を試み
ｈ．常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作る。
常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作完了後，中央制御室及び現 外部電源の機能回復操作：特高開閉所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し，中央制 等の外観点検や動作状況を確認して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 問題の除去を行い，送電会社に送電系用母線を受電する。
統の復旧及び送電再開を依頼する。
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電圧及びＭ／Ｃ ２Ｄ電圧である。
ⅰ．原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系の起動操作
常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作完了後，中央制御室からの遠隔操作により原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系を起動する。
ｊ．ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作
常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作完了後，中央制御室からの遠隔操作によりほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作を 期待することで判断基準となるパラ実施する。なお，有効性評価においては，ほう酸水注入系による原子炉圧力容器 メータに影響を及ぼす項目について
へのほう酸水注入操作には期待しない。
は，有効性評価上期待しないことを明
ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作に必要な計装設 記している。
備は，ほう酸水注入ポンプ吐出圧力である。
ｋ．緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作
常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によ 緊急用海水系及び代替循環冷却系のる格納容器冷却及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始後，中央制 仕様の違いによる対応手順の相違
御室にて非常用母線の負荷となっている緊急用海水系及び代替循環冷却系の弁を対象に，緊急用母線から電源が供給されるよう電源切り替え操作を実施する。
また，中央制御室からの遠隔操作により緊急用海水ポンプを起動し，緊急用海水系に海水を通水する。
緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作に必要な計装設備は，緊急用海水系流量（残留熱除去系熱交換器）である。
代替循環冷却系原子炉注水流量等：代ｌ．代替循環冷却系による原子炉注水操作並びに格納容器減圧及び除熱操作
替循環冷却系原子炉注水流量，原子炉緊急用海水系に海水を通水した後，中央制御室からの遠隔操作により代替循環 水位（広帯域），原子炉水位（燃料域），
冷却系ポンプを起動することで原子炉注水並びに格納容器減圧及び除熱を実施 原子炉水位（ＳＡ広帯域），原子炉水する。具体的には，原子炉注水弁と格納容器スプレイ弁を中央制御室からの遠隔 位（ＳＡ燃料域）
操作により原子炉注水と格納容器スプレイに分配し，それぞれ連続で原子炉注水 代替循環冷却系格納容器スプレイ流及び格納容器スプレイを実施する。
量等：代替循環冷却系格納容器スプレ
代替循環冷却系による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，代替循 イ流量，ドライウェル圧力，サプレッ
7／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
代替循環冷却系による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，復水補給水系
流量（RHR A 系代替注水流量）等であり，原子炉格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量），格納容器内圧力，サプレッ
ション・チェンバ・プール水温度等である。
また，水の放射線分解により水素ガス及び酸素ガスが発生することから，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度を確認する。
原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度を確認するために必要な計装設備は，格納容器内酸素濃度等である。

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

環冷却系原子炉注水流量等であり，格納容器減圧及び除熱を確認するために必要 ション・チェンバ圧力な計装設備は，代替循環冷却系格納容器スプレイ流量等である。
以降，損傷炉心の冷却は，代替循環冷却系による原子炉注水により継続的に行
い，また，格納容器減圧及び除熱は，代替循環冷却系により継続的に行う。

柏崎はＲＰＶ下鏡温度 300℃を起点としてペデスタル注水を実施するが，東ｍ．常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデス 海第二では，通常時からペデスタル内タル（ドライウェル部）水位の確保操作に 1m 水張りする運用としているため、代替循環冷却系による格納容器減圧及び除熱操作を実施後，中央制御室からの ＲＰＶ下鏡温度に因らず，炉心冠水後遠隔操作により常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設） の対応としてペデスタル水位確保操によるペデスタル（ドライウェル部）への注水操作を実施する。この場合の注水 作を実施する
は，水蒸気爆発の発生を仮定した場合の影響を抑制しつつ溶融炉心・コンクリー 低温のペデスタル水はヒートシンク
ト相互作用の影響を緩和する観点から格納容器下部水位を約 1m とすることが目 となり格納容器挙動が緩和されるた的である。なお，有効性評価においては，ペデスタル（ドライウェル部）水位の め，事象進展を厳しくする観点でペデ確保操作には期待しない。
スタルへの外部水源注水には期待し
常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデス ない。
タル（ドライウェル部）水位の確保操作のために必要な計装設備は，低圧代替注 低圧代替注水系格納容器下部注水流
水系格納容器下部注水流量等である。
量等：低圧代替注水系格納容器下部注
ｎ．水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作
水流量，格納容器下部水位，代替淡水
炉心損傷が発生すれば，ジルコニウム－水反応等により水素が発生し，水の放 貯槽水位
射線分解により水素及び酸素が発生することから，常設低圧代替注水系ポンプを ジルコニウム－水反応等：金属－水反用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）水位の 応による水素発生確保操作の実施後は，中央制御室からの遠隔操作により水素濃度及び酸素濃度監
視設備を起動し，格納容器内の水素濃度及び酸素濃度を継続的に確認する。
格納容器内水素濃度（ＳＡ）等：格納
水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作に必要な計装設備は，格納容器内水 容器内水素濃度（ＳＡ），格納容器内
素濃度（ＳＡ）等である。
酸素濃度（ＳＡ）
ｏ．サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入操作
水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作を実施後，中央制御室からの遠隔操作によりサプレッション・プール水ｐＨ制御装置（自主対策設備）による薬液注入を行う。サプレッション・プール水のｐＨを 7 以上に制御することで，サプレ 期待することで判断基準となるパラッション・プール水中での分子状無機よう素の生成が抑制され，その結果，有機 メータに影響を及ぼす項目について
よう素の生成についても抑制される。これにより，環境中への有機よう素の放出 は，有効性評価上期待しないことを明量を低減させることができる。なお，有効性評価においては，ｐＨ制御には期待 記しているしない。
ｐ．使用済燃料プールの冷却操作
代替燃料プール冷却系等：注水系を含代替燃料プール冷却系等を用いて使用済燃料プールへの注水及び冷却を実施 む
8／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

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

する。
ｑ．可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入操作
水素燃焼防止（ベント時間遅延）させ
格納容器内酸素濃度が 4.0vol％（ドライ条件）に到達した場合，可搬型窒素供 るため格納容器内に窒素を供給する
給装置を用いて格納容器内へ窒素を注入することで，格納容器内酸素濃度の上昇 （循環冷却を使用する場合でも酸素を抑制する。
濃度は上昇するため，事象発生から約可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入操作に必要な計装設備は， 39.7 日後に格納容器ベントを実施す
格納容器内酸素濃度（ＳＡ）である。
る）
ｒ．タンクローリによる燃料給油操作
タンクローリにより可搬型設備用軽油タンクから可搬型窒素供給装置に燃料給油を実施する。
7.2.1.2.2 格納容器破損防止対策の有効性評価
3.1.2.2 格納容器破損防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法
本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「6.2 評価対
本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「1.2 評
象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過圧及び過温への対策の有効性を総合的
価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，ＬＯＣＡに属する事故シーケン 柏崎の記載を踏まえて修正に評価する観点から，プラント損傷状態を LOCA に全交流動力電源喪失事象を加えた状
スのうち，中小破断ＬＯＣＡに比べて破断口径が大きいことから事象進展が早く， 格納容器温度：格納容器雰囲気温度と態とし，中小破断 LOCA に比べて破断口径が大きいことから事象進展が早く，格納容器
格納容器圧力及び格納容器温度上昇の観点で厳しい大破断ＬＯＣＡに加えて，ＥＣ 格納容器壁面温度を合わせた表現
圧力及び温度上昇の観点で厳しい大破断 LOCA を起因とする，「大破断 LOCA＋ECCS 注水ＣＳ注水機能が喪失する「大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
機能喪失+全交流動力電源喪失」である。
」である。
なお，本評価事故シーケンスにおいては，電源の復旧，注水機能の確保等，必要 柏崎はシーケンス選定段階からＳＢとなる事故対処設備が多く，格納容器への注水・除熱を実施するまでの対応時間を Ｏを含めたシーケンスとしているが，厳しく評価する観点から，全交流動力電源喪失の重畳を考慮する。
東海第二ではシーケンス選定上はＳ
本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料棒表 ＢＯを含めず，有効性評価の条件とし伝達，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・
面熱伝達，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水 てＳＢＯを重畳させている。
対向流，原子炉圧力容器における ECCS 注水（給水系・代替注水設備含む），炉心損傷後位変化）・対向流，原子炉圧力容器におけるＥＣＣＳ注水（給水系・代替注水設備の原子炉圧力容器におけるリロケーション，
構造材との熱伝達，
原子炉圧力容器内 FP 挙含む）
，炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション，構造材との熱伝達，動，原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，サプレッション・プール冷却，
原子炉圧力容器内ＦＰ挙動，格納容器における格納容器各領域間の流動，サプレッ
構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷却並びに炉心損傷後
ション・プール冷却，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプの原子炉格納容器における原子炉格納容器内 FP 挙動が重要現象となる。
レイ冷却並びに炉心損傷後の格納容器における格納容器内ＦＰ挙動が重要現象とよって，これらの現象を適切に評価することが可能であり，原子炉圧力容器内及び原なる。よって，これらの現象を適切に評価することが可能であり，原子炉圧力容器
子炉格納容器内の熱水力モデルを備え，かつ，炉心損傷後のシビアアクシデント特有の内及び格納容器内の熱水力モデルを備え，かつ炉心損傷後のシビアアクシデント特溶融炉心挙動に関するモデルを有するシビアアクシデント総合解析コード MAAP により有の溶融炉心挙動に関するモデルを有するシビアアクシデント総合解析コードＭ
原子炉水位，燃料最高温度，格納容器圧力，格納容器温度等の過渡応答を求める。
ＡＡＰにより原子炉水位，燃料最高温度，格納容器圧力，格納容器雰囲気温度等の過渡応答を求める。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，評価事故シーケ
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本評価事故
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
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及び操作時間余裕を評価する。
与える影響及び操作時間余裕を評価する。
9／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

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(2) 有効性評価の条件
本評価事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第 7.2.1.2－2 表に示す。また，主要な解析条件について，本評価事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
a. 事故条件(a) 起因事象
起因事象として，大破断 LOCA が発生するものとする。破断箇所は，原子炉圧力容器内の保有水量を厳しく評価するため，残留熱除去系の吸込配管とする。

(2) 有効性評価の条件
本評価事故シーケンスに対する主要な解析条件を第 3.1.2－2 表に示す。また，
主要な解析条件について，本評価事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。

(b) 安全機能の喪失に対する仮定
全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定し，全交流動力電源が喪失するものとする。さらに非常用炉心冷却系が機能喪失するものとする。

(c) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。
送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定する。
(d) 水素ガスの発生
水素ガスの発生については，ジルコニウム－水反応を考慮するものとする。なお，解析コード MAAP の評価結果では水の放射線分解等による水素ガス発生は考慮していないため，「(4) 有効性評価の結果」にてその影響を評価する。

b. 重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号
原子炉スクラムは，事象の発生と同時に発生するものとする。

(b) 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
最大 300m3/h にて原子炉注水し，その後は炉心を冠水維持するように注水する。なお，
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水は，格納容器スプレイと同じ復水移送ポンプ
を用いて弁の切替えにて実施する。

備

考ａ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，大破断ＬＯＣＡが発生するものとする。破断箇所は，原子炉圧力容器から格納容器への冷却材流出を大きく見積もる厳しい設定として，
再循環系配管（出口ノズル）とする。
ＢＷＲ５とＡＢＷＲの設計の相違に（添付資料 1.5.2） より破断箇所の想定が異なる（詳細は(b) 安全機能の喪失に対する仮定
添付資料 1.5.2 参照）
高圧注水機能として高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系，低圧注水機能として低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）が機能喪失するものとし，さらに，非常用ディーゼル発電機等の機能喪失を想定し，全交流
動力電源喪失の重畳を考慮するものとする。
(c) 外部電源
外部電源は使用できないものとする。
安全機能の喪失に対する仮定に基づき，外部電源なしを想定する。
(d) 水素の発生
水素の発生については，ジルコニウム－水反応を考慮するものとする。なお，解析コードＭＡＡＰの評価結果では水の放射線分解による水素及び酸素の発生等は考慮していないため，「(4) 有効性評価の結果」にてその影響を評価す 水の放射線分解による水素及び酸素る。
の発生等：金属－水反応による水素発
生を含む
ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム
原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル３）信号によるものとする。
(b) 主蒸気隔離弁
東海第二では，原子炉水位の低下を厳
主蒸気隔離弁は，事象発生と同時に閉止するものとする。
しくする条件として，外部電源がある(c) 再循環系ポンプ
場合の原子炉水位低（レベル 3）信号
再循環系ポンプは，事象発生と同時に停止するものとする。
による原子炉スクラムを設定(d) 低圧代替注水系（常設）
原子炉注水流量は 230m３／h（一定）を用いるものとする。なお，低圧代替
注水系（常設）による原子炉注水は，格納容器冷却と同じ常設低圧代替注水系 設備設計及び運用の違い
ポンプを用いて流量分配することで実施する。
10／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

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（添付資料 3.1.2.3）(c) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却
格納容器圧力及び温度上昇の抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，140m3/h にて原子炉格納容器内にスプレイする。なお，格納容器スプレイは，原子炉注水と同じ復水移送
ポンプを用いて弁の切替えにて実施する。

(d) 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による原子炉注水
代替循環冷却系の運転準備において復水移送ポンプを停止する期間に，90m3/h の流量で原子炉注水を行う。

(e) 代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱
代替循環冷却系の循環流量は，全体で約 190m3/h とし，原子炉注水へ約 90m3/h，格
納容器スプレイへ約 100m3/h にて流量分配し，それぞれ連続注水及び連続スプレイを実施する。

c. 重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「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) 交流電源は，常設代替交流電源設備によって供給を開始し，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，事象発生 70 分後から開始する。なお，原子炉注水は，代替循環冷却系の運転準備時に停止する。

(e) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
格納容器冷却は，常設低圧代替注水系ポンプ 2 台を使用するものとし，スプレイ流量は，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇を抑制可能な流量を考慮し， 設備設計及び運用の違い
130m３／h（一定）を用いるものとする。なお，代替格納容器スプレイ冷却系（
常設）による格納容器冷却は，原子炉注水と同じ常設低圧代替注水系ポンプを用いて流量分配することで実施する。
（添付資料 3.1.2.3）
設備設計及び運用の違い（東海第二は評価において可搬型設備による原子炉注水は実施しない）(f) 格納容器下部注水系（常設）
低温のペデスタル水はヒートシンク
格納容器雰囲気温度の挙動を厳しく評価するため，初期条件としてペデスタ となり格納容器挙動が緩和されるたル（ドライウェル部）のプール水を考慮していないことから，常設低圧代替注 め，事象進展を厳しくする観点で通常
水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウ 運転時から水張りされているペデスェル部）水位の確保操作についても考慮しない。
タル水は考慮しない。
(g) 代替循環冷却系
代替循環冷却系の循環流量は，炉心冷却の維持に必要な流量，格納容器圧力及び雰囲気温度の抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，全体で 250m３／h とし， 設備設計及び運用の違い
ドライウェルへ 150m３／h，原子炉へ 100m３／h にて流量分配し，それぞれ連続
スプレイ及び連続注水を実施する。
(h) 緊急用海水系
東海第二発電所では緊急用海水系を代替循環冷却系から緊急用海水系への伝熱容量は，熱交換器の設計性能に基 設置する
づき約 14MW（サプレッション・プール水温度 100℃，海水温度 32℃において）とする。
大気中の空気を原料とし，空気中の酸(i) 可搬型窒素供給装置
素を吸着除去することで純度 99%の窒
可搬型窒素供給装置による格納容器内窒素注入は，温度 30℃，純度 99vol％ 素を注入する設備であることから，総にて 200m３／h（窒素 198m３／h 及び酸素 2m３／h）で格納容器内に注入するもの 供給量 200m3/h に対し，
窒素 198m3/h，とする。
酸素 2m3/h として評価している
温度は気象条件を基に設定
ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 交流電源は，常設代替高圧電源装置によって供給を開始し，常設低圧代替注
水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷 東海第二では代替格納容器スプレイ
却操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，事象発生 25 と代替原子炉注水を同時に実施可能
11／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機(b) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作は，原子炉水位が破断口高さまで水位回復後，格納容器温度が 190℃に到達した場合に開始する。
なお，格納容器スプレイは，代替循環冷却系の運転準備時に停止する。
(c) 代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱操作は，代替原子炉補機冷却系の準備時間等を考慮し，事象発生約 22.5 時間後から開始する。なお，代替原子炉補機冷却系の運転操作は事象発生 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）

東海第二発電所分後から開始する。なお，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器
スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水は，代替循環冷却系の起動により停止する。
(b) 緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作及び代替循環冷却系による原子炉注水操作並びに格納容器減圧及び除熱操作は，緊急用海水系及び代替循
環冷却系の準備時間等を考慮して，事象発生 90 分後から開始するものとする。
(c) 可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入操作は，格納容器内酸素濃度が 4.0vol％（ドライ条件）に到達した場合にサプレッション・チェンバ内へ窒素注入を開始する。なお，可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入は格納容器圧力 310kPa［gage］到達により停止する。

備

考な設備及び運用としている(a)，(b)の操作分類「事象発生直後の中央制御室では 10分間の状況確認を行うものとし，状況確認後に引き続いて実施する操作については，状況確認 10 分＋操作時間とする。
」
設備設計及び運用の違い
水素燃焼防止（ベント時間遅延）のた
め格納容器内に窒素供給するが，過度な圧力上昇を抑制する観点から，1Pd
到達時点で窒素注入を停止する。
(c)の操作分類「パラメータ変化が緩やかで対応操作までの時間余裕が十分確保でき，数分の操作遅れの評価項目に与える影響が軽微な操作については，操作開始
条件に到達した時点で操作が完了す
るものとする。
」(3) 有効性評価（Cs-137 の放出量評価）の条件(3) 有効性評価（Ｃｓ－137 放出量評価）の条件
a. 事象発生直前まで，定格出力の 100%で長時間にわたって運転されていたものとする。
ａ．象発生直前まで，定格出力の 100％で長時間にわたって運転されていたものとその運転時間は，燃料を約 1/4 ずつ取り替えていく場合の平衡炉心を考え，最高する。その運転時間は，燃料を約 1／4 ずつ取り替えていく場合の平衡炉心を50,000 時間とする。
考え，最高 50,000 時間とする。
b. 代替循環冷却系を用いた場合の環境中への総放出量の評価においては，原子炉内に
ｂ．炉内に蓄積されている核分裂生成物は，事象進展に応じて格納容器内に放出さ内蔵されている核分裂生成物が事象進展に応じた割合で，原子炉格納容器内に放出※れるものとする。セシウムの格納容器内への放出割合については，本評価事故
2 されるものとする。
シーケンスにおいては解析コードＭＡＡＰの評価結果の方が，代表的なソース※2 セシウムの原子炉格納容器内への放出割合については，本評価事故シーケンスにタームに関する報告書であるＮＵＲＥＧ－1465 より大きく算出する。
おいては解析コード MAAP の評価結果の方が NUREG-1465 より大きく算出する。
c. 原子炉格納容器内に放出された Cs-137 については，格納容器スプレイやサプレッシ
ｃ．格納容器内に放出されたＣｓ－137 は，格納容器スプレイやサプレッション・ョン・チェンバのプール水でのスクラビングによる除去効果を考慮する。
プールでのスクラビング等による除去効果を受けるものとする。
スクラビング等：沈着を含む（添付d. 原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいについて考慮する。
ｄ．原子炉建屋から大気中へ漏えいするＣｓ－137 の漏えい量評価条件は以下のと 3.1.3.6 参照）
漏えい量の評価条件は以下のとおりとする。
おりとする。
(a) 原子炉格納容器からの漏えい量は，格納容器圧力に応じた設計漏えい率をもとに評(a) 格納容器からの漏えい率は，設計漏えい率及びＡＥＣの式等に基づき設定し価する。
た漏えい率を基に格納容器圧力に応じて変動するものとする。
ＡＥＣの式等：ＧＥの式，定常流の式(b) 原子炉建屋から大気中に漏えいする放射性物質を保守的に見積もるため，非常用ガ(b) 漏えい量を保守的に見積もるため，原子炉建屋ガス処理系により原子炉建屋 を含む
ス処理系により原子炉建屋の設計負圧が達成されるまでの期間は，原子炉建屋内の放射原子炉棟内の負圧が達成されるまでの期間は，原子炉建屋内の放射性物質の性物質の保持機能に期待しないものとする。
保持機能に期待しないものとする。また，原子炉建屋ガス処理系により負圧 設備設計及び運用の違い
非常用ガス処理系により設計負圧を達成した後は設計換気率 0.5 回/日相当を考慮すを達成した後は，大気への放出率を 1 回／日（設計値）とする。なお，原子 原子炉建屋からの漏えい評価の観点る。なお，非常用ガス処理系フィルタ装置による放射性物質の除去効果については，期
炉建屋ガス処理系のフィルタ装置による放射性物質の除去効果については， では，設計負圧に至らずとも原子炉建待しないものとする。
期待しないものとする。
屋が負圧であれば漏えいは停止し排非常用ガス処理系は，事象発生 30 分後から，常設代替交流電源設備からの交流電源の原子炉建屋ガス処理系は，常設代替高圧電源装置からの交流電源の供給を受 気筒から放出されることから，設計負供給を受け自動起動し，起動後 10 分間で設計負圧が達成されることを想定する。
けて中央制御室からの遠隔操作により事象発生 115 分後に起動し，起動後 5 圧ではなく負圧達成時間として記載
分間で負圧が達成されることを想定する。
している。なお，原子炉建屋ガス処理
系起動によって速やかに原子炉建屋
内は負圧となるが，達成時間として 5
12／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機(c) 原子炉建屋内での放射能の時間減衰は考慮せず，また，原子炉建屋内での粒子状物
質の除去効果は保守的に考慮しない。
(4) 有効性評価の結果
本評価事故シーケンスにおける原子炉水位（シュラウド内外水位），注水流量及び原
子炉圧力容器内の保有水量の推移を第 7.2.1.2－7 図から第 7.2.1.2－9 図に，燃料最高温度の推移を第 7.2.1.2－10 図に，格納容器圧力，格納容器温度，サプレッション・チ
ェンバ・プール水位及び水温の推移を第 7.2.1.2－11 図から第 7.2.1.2－14 図に示す。
a. 事象進展大破断 LOCA 時に非常用炉心冷却系の機能及び全交流動力電源が喪失するため，原子炉水位は急速に低下する。水位低下により炉心は露出し，事象発生から約 0.3 時間後に燃料被覆管の最高温度は 1,000K（約 727℃）に到達し，炉心損傷が開始する。燃料被覆
管の最高温度は事象発生から約 0.4 時間後に 1,200℃に到達し，また，事象発生から約0.7 時間後に燃料温度は 2,500K（約 2,227℃）に到達する。事象発生から 70 分後，常設
代替交流電源設備による交流電源の供給を開始し，復水移送ポンプ 2 台を用いた低圧代
替注水系（常設）による原子炉注水を開始することによって，原子炉圧力容器破損に至ることなく，原子炉水位は回復し，炉心は再冠水する。

原子炉格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水素等が放出されるため，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇する。そのため，格納容器スプレイを間欠的に実施することによって，格納容器圧力及び温度の上昇を抑制する事象発生から約 22.5 時間経過した時点で，代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱を開始する。代替循環冷却系により，原子炉圧力容器は破断口より原子炉冷却材が流出することで溢水状態となり，原子炉格納容器は除熱効果により格納容器圧力及び温度の上昇が抑制され，その後，徐々に低下する。

b. 評価項目等
格納容器圧力は，第 7.2.1.2－11 図に示すとおり，原子炉格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため徐々に上昇するが，代替格納容器スプレイ

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(c) 原子炉建屋内での放射能の時間減衰及び放射性物質の除去効果は考慮しな 分を見込んだ評価としている。
いものとする。
Ｃｓ-137 放出量評価には影響ないが，（添付資料 3.1.2.4，3.1.2.5） よう素についても除去効果を考慮し(4) 有効性評価の結果ていないため放射性物質とした。
本評価事故シーケンスにおける原子炉水位（シュラウド内外水位），注水流量及び原子炉圧力容器内の保有水量の推移を第 3.1.2－4 図から第 3.1.2－8 図に，燃料最高温度の推移を第 3.1.2－9 図に，格納容器圧力，格納容器雰囲気温度，サプレ
ッション・プール水位及びサプレッション・プール水温度の推移を第 3.1.2－10 図から第 3.1.2－15 図に示す。
ａ．事象進展大破断ＬＯＣＡ時に高圧・低圧注水機能及び全交流動力電源が喪失するため，
原子炉水位は急速に低下する。水位低下により炉心は露出し，事象発生から約 4分後に燃料被覆管の最高温度は 1,000K（約 727℃）に到達し，炉心損傷が開始する。燃料被覆管の最高温度は事象発生から約 9 分後に 1,200℃に到達し，また，事象発生から約 27 分後に燃料温度は 2,500K（約 2,227℃）に到達する。事象発
生から 25 分後，常設代替高圧電源装置による交流電源の供給を開始し，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）による原子炉注水を開始す
ることによって，原子炉圧力容器破損に至ることなく，原子炉水位は回復し，炉心は冠水する。
（添付資料 3.1.2.6）
格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため，格納
容器圧力及び雰囲気温度が上昇する。このため，原子炉注水と同時に常設低圧代
替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷 注水とスプレイを同時に実施するた却を実施することによって，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇は抑制される。 め，「徐々に」は不要
事象発生から 90 分経過した時点で，代替循環冷却系による原子炉注水操作並 崩壊熱等：ジルコニウム－水反応，金びに格納容器減圧及び除熱操作を開始する。代替循環冷却系による原子炉注水に 属－水反応による発熱を含む
より，冷却材の一部は破断口から流出するが，溶融炉心は原子炉水位Ｌ０位置相 水蒸気等：水素を含む
当で冠水維持される。また，格納容器除熱により，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇は抑制され，その後，徐々に低下する。
事象発生から約 84 時間後に格納容器内酸素濃度が 4.0vol％（ドライ条件）に到達し，可搬型窒素供給装置によるサプレッション・チェンバへの窒素注入を実 設備設計及び運用の違い
施するため格納容器圧力が徐々に上昇するが，事象発生から約 164 時間後に格納容器圧力が 310kPa［gage］に到達し窒素注入を停止するため，格納容器圧力の上昇は停止する。
ｂ．評価項目等
格納容器圧力は，第 3.1.2－10 図に示すとおり，格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため徐々に上昇するが，常設低圧代替注水
13／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却及び代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱を行うことによって,圧力上昇は抑制される。その結果，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力の最大値は約 0.60MPa[gage] となり，原子炉格納容器の限界圧力
0.62MPa[gage]を超えない。なお，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力が最大となる事象発生約 12 時間後において，水の放射線分解によって発生する水素ガス及び酸素
ガスは，原子炉格納容器内の非凝縮ガスに占める割合の 1%以下※3 であるため，その影
響は無視し得る程度である。
※3 格納容器圧力が最大値の約 0.60MPa[gage]を示す事象発生から約 12 時間後の原
子炉格納容器内の非凝縮性ガス（水素ガス，酸素ガス及び窒素ガス）の物質量は約8×105mol であり，水の放射線分解によって発生する水素ガス及び酸素ガスの物質
量の和は約 8×103mol 以下である。これが仮にドライウェルよりも体積の小さいサ
プレッション・チェンバの気相部に集中するものとしても，そのサプレッション・
チェンバでの分圧は 0.01MPa[abs]未満であることから，水の放射線分解によって発生する水素ガス及び酸素ガスが格納容器圧力に与える影響は無視し得る程度と考えられる。
格納容器温度は，第 7.2.1.2－12 図に示すとおり，原子炉格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため徐々に上昇し，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却及び代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱を行うことによって，温度上昇は抑制される。その結果，原子炉格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）の最高値は約 165℃となり,原子炉格納容器の限界温度 200℃を超えない。なお，事象開始直後，破断口から流出する過熱蒸気により一時的に格納容器温度は約 207℃となるが，この時の原子炉格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）は約 144℃であり，原子炉格納容器の限界温度 200℃を超えない。

第 7.2.1.2－7 図に示すとおり，低圧代替注水系（常設）による注水継続により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，第 7.2.1.2－11 図及び第 7.2.1.2－12
図に示すとおり，約 22.5 時間後に開始する代替循環冷却系の運転により，原子炉格納容器除熱に成功し，格納容器圧力及び温度の上昇を抑制することで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。事象を通じて原子炉格納容器の限界圧力に到達せず，格
納容器圧力逃がし装置を使用することなく，原子炉格納容器が過圧・過温破損に至らないことを確認した。

本評価では，「6.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)，(2)及び(7)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
(7)の評価項目のうち，可燃性ガスの蓄積については，ジルコニウム－水反応等によって発生した可燃性ガスの蓄積を考慮しても，原子炉格納容器が過圧・過温破損に至ら

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

考系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び代替循環冷却系による格納容器減圧及び除熱を行うことによって，圧力上昇は抑制される。その結果，格納容器バウンダリにかかる圧力の最高値は約 0.31MPa［gage］となり，評価項目である最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa［gage］）を下回る。なお，格納容器バウンダリにかかる圧力が最高となる事象発生約 164 時間後において，水の放射線分解によって発生する水素及び酸素は，格納容器内の非凝縮性ガスに占める割合の 3％未満であるため，その影響は無視し得る程度である（
水素及び酸素の総発生量に対する水の放射線分解によって発生する水素及び酸素の発生量は約 15％）。
東海第二は評価の詳細を添付資料に（添付資料 3.1.2.7） 記載

格納容器雰囲気温度は，第 3.1.2－11 図に示すとおり，格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため徐々に上昇するが，常設低圧代
替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び代替循環冷却系による格納容器減圧及び除熱を行うことによって，温度上昇は抑制される。その結果，格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）の最高値は約 139℃となり，評価項目である 200℃を下回る。なお，事象発生直後，破断口から流出する過熱蒸気により一時的に格納容器雰囲気温度は約 202℃となるが，このときの格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）は約 137℃であり，評価項目である 200℃を下回る。
（添付資料 3.1.2.8）
第 3.1.2－4 図及び第 3.1.2－6 図に示すとおり，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）による原子炉注水の継続により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，第 3.1.2－10 図及び第 3.1.2－11 図に示すと
おり，90 分後に開始する代替循環冷却系の運転により，格納容器除熱を行うこと
によって，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇を抑制することで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。事象を通じて格納容器の限界圧力に到達せず，格納容器圧力逃がし装置を使用することなく，格納容器が過圧・過温破損に至らないことを確認した。なお，格納容器内の酸素濃度上昇により，長期的には格納容器圧力逃がし装置を用いて可燃性ガスを排出する。

柏崎では「パージ」として可燃瀬ガスの排出を行うが，東海第二の場合は事
故後約 40 日後に「ベント」として可燃性ガスを排出する。
記載箇所の相違

14／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
ないことをもって，その影響について確認した。
また，(7)の評価項目のうち，可燃性ガスの燃焼については，「7.2.4 水素燃焼」において，酸素濃度が可燃限界に至らないことをもって，可燃性ガスの燃焼が生じないことを確認している。
なお，原子炉格納容器が健全であるため，原子炉格納容器から原子炉建屋への放射性物質の漏えい量は制限され，また，大気中へはほとんど放出されないものと考えられる。
これは，原子炉建屋内に漏えいした放射性物質は，原子炉建屋内で時間減衰し，また，
粒子状放射性物質は，原子炉建屋内での重力沈降や水蒸気の凝縮に伴い，原子炉建屋内に沈着すると考えられるためである。原子炉建屋内での放射性物質の時間減衰及び粒子状放射性物質の除去効果等を保守的に考慮せず，原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいを想定した場合，漏えい量は約 15TBq（7 日間）となり，100TBq を下回る。
事象発生からの 7 日間以降，Cs-137 の漏えいが継続した場合の影響評価を行ったところ，約 15TBq(30 日間)及び約 15TBq(100 日間)であり，100TBq を下回る。

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

なお，原子炉格納容器が健全であるため，原子炉格納容器から原子炉建屋への放射性物質の漏えい量は制限され，また，大気中へはほとんど放出されないもの 柏崎の記載を踏まえて追加と考えられる。これは，原子炉建屋内に漏えいした放射性物質は，原子炉建屋内
で時間減衰し，また，粒子状放射性物質は，原子炉建屋内での重力沈降や水蒸気の凝縮に伴い，原子炉建屋内に沈着すると考えられるためである。原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいを想定した場合，原子炉建屋から大気中へ漏え
いするＣｓ－137 の漏えい量については約 7.5TBq（事象発生 7 日間）であり，評価項目である 100TBq を下回る。また，事象発生からの 7 日間以降，Ｃｓ－137の放出が継続した場合の放出量評価を行った結果，約 7.5TBq（30 日間）及び約7.5TBq（100 日間）であり，いずれの場合も 100TBq を下回る。なお，放出量評価においては，原子炉建屋内での放射性物質の時間減衰及び除去効果を保守的に考 記載箇所の相違
慮しておらず，これらの効果を考慮した場合，放出量は小さくなる。
（添付資料 3.1.2.4，3.1.2.5）
本評価では，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)及び(7)の評価項目について，対策の有効性を確認した。(7)の評価項目のうち，可燃性ガスの蓄積については，ジルコニウム－水反応等によって発生した ジルコニウム－水反応等：金属－水反
可燃性ガスの蓄積を考慮しても，格納容器が過圧・過温破損に至らないことをも 応による水素発生を含む（評価結果はって，その影響について確認した。
添付資料 3.1.2.10 に記載）
また，(7)の評価項目のうち，可燃性ガスの燃焼については，「3.4 水素燃焼」
において，酸素濃度が可燃限界に至らないことをもって，可燃性ガスの燃焼が生じないことを確認している。
（添付資料 3.1.2.7，3.1.2.9，3.1.2.10，3.1.3.13）

7.2.1.2.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
3.1.2.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与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
する。
のとする。
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用する場合）では，原子炉格納容器内へ流出した高温の原子炉冷）」（代替循環冷却系を使用する場合）では，格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，ジルコニウム－水反応等によ材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，ジルコニウム－水反応等によって発生した非凝縮性ガス等が蓄積することが特徴である。
って発生した非凝縮性ガスが蓄積することが特徴である。よって，不確かさの影響をまた，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象発生から 12 時間程度までの確認する運転員等操作は，事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，
短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，常常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作並びに常設低圧代替注水系ポン 東海第二では長期・短期に因らず事象
15／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

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

設代替交流電源設備からの受電操作，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作，代替原子炉補機
冷却系運転操作及び代替循環冷却に系による原子炉格納容器除熱操作とする。

プを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び低圧代替注 進展に有意な影響を与えると考えら
水系（常設）による原子炉注水操作，緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作 れる操作については記載している。
及び代替循環冷却系による原子炉注水操作並びに格納容器減圧及び除熱操作，可搬型
窒素供給装置による格納容器内への窒素注入操作とする。

(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本格納容器破損モードにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「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
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管
変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間に与える影響
は小さいことを確認している。原子炉注水操作については，非常用炉心冷却系による原子炉への注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（電源の確保含む）を行う手順となっており，燃料被覆管温度等を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はな
い。また，格納容器スプレイ操作については，炉心ヒートアップの感度解析では，格納容器圧力及び温度への影響は小さいことを確認していることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本格納容器破損モードにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，ＴＭＩ事故についての再現性及びＣＯＲＡ実験についての再現性を確認している。炉心ヒー
トアップの感度解析（ジルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融開始時間に与える影響は小さいことを確認している。常設低圧代替 東二では，大破断ＬＯＣＡ＋高圧・低注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却 圧注水機能喪失＋炉心損傷を判断し操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，大破断ＬＯ た場合に，代替格納容器スプレイと原ＣＡが発生し，高圧・低圧注水機能の喪失により炉心損傷したと判断した場合， 子炉注水を同時に行う。（高圧・低圧
速やかに常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設 注水機能喪失のみの場合は，炉心損傷）による格納容器冷却操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作を 防止対策のＴＱＵＶのように代替原行う手順となっており，燃料被覆管温度等を操作開始の起点としている運転員等 子炉注水のみを行う）
操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，炉心ヒート 燃料被覆管温度等：被覆管酸化割合をアップの感度解析では，格納容器圧力及び雰囲気温度への影響は小さいことを確 含む認しており，格納容器圧力及び雰囲気温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コードＳＡＦＥＲの評価結果との比較
により水位低下幅は解析コードＭＡＡＰの評価結果の方が大きく，解析コードＳ
ＡＦＥＲに対して保守的であり，注水操作による燃料有効長頂部までの水位回復
時刻は解析コードＳＡＦＥＲの評価結果との差異は小さいことを確認している。
常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による
格納容器冷却操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，大破断ＬＯＣＡが発生し，高圧・低圧注水機能の喪失により炉心損傷したと判断した場合，速やかに常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）による格納容器冷却操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作を行う手順となっており，原子炉水位を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析
コード MAAP の評価結果の方が保守的であり，注水操作による有効燃料棒頂部までの水位回復時刻は解析コード SAFER の評価結果との差異は小さいことを確認している。原子炉注水操作については，非常用炉心冷却系による原子炉への注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（電源の確保含む）を行
う手順となっており，原子炉水位を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

16／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）
は HDR 実験解析では区画によって格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できていることから，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格
納容器スプレイ冷却系（常設）に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，
CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致す
ることを確認しており，その差異は小さいことから，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイ冷却系（常設）に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。本評
価事故シーケンスでは，炉心の損傷状態を起点に操作開始する運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

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

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
格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向を確認しているが，ＢＷＲの格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できており，本評価事故
シーケンスでは，格納容器圧力及び雰囲気温度を操作開始の起点としている運転
員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，Ｃ
ＳＴＦ実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さい。本評価事故シーケンスでは，格納容器圧力及び雰囲気温度を操作開始の起点としている運転員等操作はない
ことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルはＴＭＩ事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により原子
炉圧力容器破損時間に与える影響は小さいことを確認している。本評価事故シー
ケンスでは，リロケーションを起点に操作開始する運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内ＦＰ挙動の不確かさ
として，核分裂生成物（ＦＰ）挙動モデルはＰＨＥＢＵＳ－ＦＰ実験解析により原子炉圧力容器内へのＦＰ放出の開始時間を適切に再現できることを確認している。ＰＨＥＢＵＳ－ＦＰ実験解析では，燃料被覆管破裂後のＦＰ放出について
実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると推定される。本評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の原子炉圧力容器内ＦＰ放出を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の格納容器における格納容器内ＦＰ挙動の不確かさとして，核分裂生成物（ＦＰ）挙動モデルはＡＢＣＯＶＥ実験解析により格納容器内のエアロゾ
ル沈着挙動を適正に評価できることを確認している。本評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の格納容器内ＦＰ挙動を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 3.1.2.11）
ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，ＴＭＩ事故

備考

対応手順の相違

ＭＡＡＰコード内では，リロケーショ
ンモデルにおいて炉心の損傷状態を評価しているわけではないため，当該項目に記載すべき項目としてリロケーションとした。

17／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
性及び CORA 実験についての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）では，格納容器圧力及び温度への影響は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析
コード MAAP の評価結果の方が保守的であり，注水操作による有効燃料棒頂部までの水位回復時刻は解析コード SAFER の評価結果との差異は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）
は HDR 実験解析では区画によって格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，
CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致す
ることを確認しており，その差異は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，
溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。
また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により炉心溶融時間に与える影響
は小さいことを確認しており，事象進展はほぼ変わらないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内 FP 挙動の不確かさとして，核分裂生成物（FP）
挙動モデルはPHEBUS-FP 実験解析により原子炉圧力容器内へのFP 放出の開始時間を適切に再現できることを確認している。PHEBUS-FP 実験解析では，燃料被覆管破裂後の FP 放出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると推定される。

炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉格納容器内 FP 挙動の不確かさとして，核分裂生成物（FP）挙動モデルは ABCOVE 実験解析により原子炉格納容器内のエアロゾ

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）

東海第二発電所についての再現性及びＣＯＲＡ実験についての再現性を確認している。炉心ヒー
トアップの感度解析（ジルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）では，格納容器圧力及び雰囲気温度への影響は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コードＳＡＦＥＲの評価結果との比較
により水位低下幅は解析コードＭＡＡＰの評価結果の方が大きく，解析コードＳ
ＡＦＥＲに対して保守的であり，注水操作による燃料有効長頂部までの水位回復
時刻は解析コードＳＡＦＥＲの評価結果との差異は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向を確認しているが，ＢＷＲの格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，ＣＳＴＦ実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルはＴＭＩ事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により炉心溶融開始時間に与える影響は小さいことを確認しており，事象進展はほぼ変わらないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内ＦＰ挙動の不確かさ
として，核分裂生成物（ＦＰ）挙動モデルはＰＨＥＢＵＳ－ＦＰ実験解析により原子炉圧力容器内へのＦＰ放出の開始時間を適切に再現できることを確認している。ＰＨＥＢＵＳ－ＦＰ実験解析では，燃料被覆管破裂後のＦＰ放出について
実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると推定される。本評価事故シーケンスでは，代替循環冷却系の運転により格納容器ベントを回避できることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
炉心損傷後の格納容器における格納容器内ＦＰ挙動の不確かさとして，核分裂生成物（ＦＰ）挙動モデルはＡＢＣＯＶＥ実験解析により格納容器内のエアロゾ

備考

評価項目となるパラメータ：格納容器
圧力・温度

評価項目となるパラメータ：格納容器
圧力・温度

評価項目となるパラメータ：格納容器
圧力・温度

評価項目となるパラメータ：格納容器
圧力・温度

評価項目となるパラメータ：Ｃｓ放出
量

18／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

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）

備考ル沈着挙動を適正に評価できることを確認している。本評価事故シーケンスでは，代替
循環冷却系の運転により格納容器ベントを回避できることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

ル沈着挙動を適正に評価できることを確認している。本評価事故シーケンスでは，代替循環冷却系の運転により格納容器ベントを回避できることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
評価項目となるパラメータ：Ｃｓ放出（添付資料 3.1.2.11） 量(2) 解析条件の不確かさの影響評価(2) 解析条件の不確かさの影響評価
a. 初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 7.2.1.2－2 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 3.1.2－2
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
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る。また，解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては， 設計値を用いるか又は評
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
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，れる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。
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
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応したものとし
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd／t に対してており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かさとして，最確条件は燃焼度 33GWd／t 以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条
最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生す
件とした場合には，解析条件で設定している崩壊熱と同等以下となる。燃焼度
る蒸気量は少なくなり，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容33GWd／t の場合は，解析条件と最確条件は同等であることから運転員等操作時
器圧力及び温度の上昇が遅くなるが，操作手順（原子炉水位が破断口高さまで水位回復
間に与える影響はない。また，燃焼度 33GWd／t 未満の場合は，発生する蒸気
後に原子炉注水から格納容器スプレイへ切り替えること）に変わりはないことから，運量は少なくなり，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納転員等操作時間に与える影響はない。
容器圧力及び雰囲気温度の上昇が遅くなる。本評価事故シーケンスでは，格納容器圧力及び雰囲気温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないこ 対応手順の相違とから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器体積（サプレッシ
空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力及び格納容ョン・チェンバ）の気相部及び液相部，サプレッション・プール水位及び格納器温度は，解析条件の不確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得る
容器雰囲気温度は，解析条件の不確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対しが，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。
て変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作 ゆらぎ：当該パラメータが運転上とり時間に与える影響は小さい。
うる幅として記載している
事故条件の起因事象は，解析条件の不確かさとして，Excessive LOCA を考慮した場合，事故条件の起因事象は，解析条件の不確かさとして，Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ Ｌ
原子炉冷却材の流出量が増加することにより炉心損傷開始等が早くなるが，操作手順
ＯＣＡを考慮した場合，原子炉冷却材の流出量が増加することにより炉心損傷 Ｅ－ＬＯＣＡでは，注水配管の破断も（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与開始等が早くなるが，操作手順（常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納 仮定していることから，操作手順としえる影響はない。
容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作を実施すること）に変わ てはスプレイのみを記載している。
りはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる。冠注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回
水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であるこ復は早くなる。本評価事故シーケンスでは，原子炉水位を起点としている運転とから,運転員等操作時間に与える影響はない。
員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）は，解析条件の不確かさとして，実際の設備設計及び運用の違い（東海第二は
注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早く評価において可搬型設備による原子19／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
なるが，操作手順に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の代替循環冷却系は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），格納容器圧力及び温度上昇の抑制効果は大きくなるが，操作手順に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

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

炉注水は実施しない）
機器条件の代替循環冷却系は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），格納容器圧力及び雰囲気
温度の上昇の抑制効果は大きくなるが，操作手順に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の緊急用海水系は，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場
合には，海水温度がおおむね低めとなり除熱性能が向上するため，格納容器圧 設備設計及び運用の違い
力及び雰囲気温度の上昇の抑制効果は大きくなる。本評価事故シーケンスでは，格納容器圧力及び雰囲気温度を起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の可搬型窒素供給装置は，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合には窒素温度が上昇するため格納容器雰囲気温度が上昇する可能性がある。本評価事故シーケンスでは，格納容器雰囲気温度を起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 3.1.2.11）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生す
る蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び温度の上昇が遅くなるが，格納容器圧力及び温度の上昇は格納容器スプレイ及び代替循環冷却により抑制されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力及び格納容
器温度は，解析条件の不確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得る
が，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
事故条件の起因事象は，解析条件の不確かさとして，Excessive LOCA を考慮した場合，原子炉冷却材の流出量が増加することにより炉心損傷開始等が早くなるが，原子炉格納容器へ放出されるエネルギは大破断 LOCA の場合と同程度であり，第 7.2.1.2－15 図及び第 7.2.1.2－16 図に示すとおり，格納容器圧力は 0.62MPa[gage]を下回っていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd／t に対して最確条件は燃焼度 33GWd／t 以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合には，解析条件で設定している崩壊熱と同等以下となる。燃焼度
33GWd／t の場合は，解析条件と最確条件は同等であることから評価項目となるパラメータに与える影響はない。また，燃焼度 33GWd／t 未満の場合は，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇が遅くなるが，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇は代替格納容器スプレイ冷却系及び代替循環冷却系により抑制されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
評価項目となるパラメータ：格納容器
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器体積（サプレッシ 圧力・温度ョン・チェンバ）の気相部及び液相部，サプレッション・プール水位及び格納
容器雰囲気温度は，解析条件の不確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
評価項目となるパラメータ：格納容器事故条件の起因事象は，解析条件の不確かさとして，Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ Ｌ 圧力・温度
ＯＣＡを考慮した場合，原子炉冷却材の流出量が増加することにより炉心損傷開始等が早くなるが，格納容器へ放出されるエネルギは大破断ＬＯＣＡの場合と同程度であり，第 3.1.2－16 図及び第 3.1.2－17 図に示すとおり，格納容器
圧力及び温度は，それぞれ評価項目である最高使用圧力の2 倍（0.62MPa［gage］）
及び 200℃を下回っていることから，評価項目となるパラメータに与える影響 評価項目となるパラメータ：格納容器
20／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなり，格
納容器圧力及び温度上昇の抑制効果は大きくなるが，格納容器圧力及び温度の上昇に有意な影響を与えないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
機器条件の可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなり，格納容器圧力及び温度上昇の抑制効果は大きくなるが，格納容器圧力及び温度の上昇に有意な影響を与えないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
機器条件の代替循環冷却系は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合，原子炉水位の回復は早くなり，格納容器圧力及び温度上昇の抑制効果は大きくなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

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，解析上の操作開始時間として事象発生から 70 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，常設代替交流電源設備からの受電操作について実態の運転操作時間に基づき解析上の想定時間を設定していることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

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

は小さい。
圧力・温度
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回
復は早くなり，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇の抑制効果は大きくなるが，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇に有意な影響を与えないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
評価項目となるパラメータ：格納容器
圧力・温度
設備設計及び運用の違い（東海第二は評価において可搬型設備による原子炉注水は実施しない）
機器条件の代替循環冷却系は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇の抑制効果は大きくなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
評価項目となるパラメータ：格納容器
機器条件の緊急用海水系は，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場 圧力・温度
合には，海水温度がおおむね低めとなり除熱性能が向上するため，格納容器圧
力及び雰囲気温度の上昇の抑制効果は大きくことから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
評価項目となるパラメータ：格納容器
機器条件の可搬型窒素供給装置は，解析条件の不確かさとして，最確条件と 圧力・温度
した場合には窒素温度が上昇するため格納容器雰囲気温度が上昇する可能性がある。窒素注入は事象発生から約 84 時間後に開始するため，代替循環冷却系による格納容器減圧及び除熱操作によって格納容器雰囲気は除熱されており，窒素温度は格納容器雰囲気温度よりも低いことから，窒素注入によって格
納容器雰囲気温度が上昇することはなく，評価項目となるパラメータに与える 評価項目となるパラメータ：格納容器
影響はない。
温度（添付資料 3.1.2.11，3.1.2.12）
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が，運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転
員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作並びに常設
低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格
納容器冷却及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，解析上の操
作開始時間として事象発生から 25 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，操作所要時間を踏まえて解析上の想定時間を設定している
21／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

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）

備考ことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
なお，有効性評価では 2 系列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 系の電源回復後に実施可能であり，この場合も原子
炉注水の開始時間が早くなる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，復水移送ポン
プの起動操作が常設代替交流電源設備からの受電操作の影響を受けるが，低圧代替注水系(常設)は非常用高圧母線 D 系の電源回復後に実施可能であり，この場合も原子炉注水の開始時間が早くなる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作は，解析上の操作開始時間として原子炉水位が破断口高さまで水位回復後，格納容器温度が190℃超過を確認した時点を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，解析結果は原子炉水位が破断口高さまで水位回復前に既に格納容器温度は 190℃を超えており，実態の操作も原子炉水位が破断口高さまで水位回復後に低圧代替注水系（常設）から代替格納容器スプレイへ切り替えることとしており，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であるため，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員
等操作時間に与える影響も小さい。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。代替格納容器スプレイへの切り替え後，原子炉水位が原子炉水位低（レベル 1）まで低下した場合，
低圧代替注水系(常設)へ切り替えを行う。当該操作開始時間は，解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影
響も小さい。また，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から 20 時間後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，代替原子炉補機冷却系の準備は，緊急時対策要員の参集に 10 時間，その後の作業に 10 時間の合計 20時間を想定しているが，準備操作が想定より短い時間で完了する可能性があるため，操作開始時間が早まる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。
操作条件の代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱操作は，解析上の操作開始時間
として事象発生から 22.5 時間後を設定している。
運転員等操作時間に与える影響として，代替循環冷却系の運転は事象発生約 22.5 時
間後に開始することとしているが，時間余裕を含めて設定されているため操作の不確かさが操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。また，本操作の操作開始時間は，代替原子炉補機冷却系の準備期間を考慮して設定したものであり，代替原子炉補機冷却系の操作開始時間が早まれば，本操作の操作開
始時間も早まる可能性があり，代替循環冷却系の運転開始時間も早まることから，運転東海第二では 25 分からの注水時においては，緊急用母線 1 系統を受電することから柏崎のような事象想定はない。

東海第二では原子炉注水と代替格納容器スプレイの切替操作を実施しない

操作条件の緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作及び代替循環冷却系による原子炉注水操作並びに格納容器減圧及び除熱操作は，解析上の運転開 緊急用海水系及び代替循環冷却系の始時間として事象発生から 90 分後を設定している。運転員等操作時間に与え 仕様の違いによる対応手順の相違
る影響として，代替循環冷却系運転は事象発生 90 分後に開始することとしているが，時間余裕を含めて設定されているため運転員等操作時間に与える影響は小さい。また，本操作の操作開始時間は，操作所要時間を踏まえて解析上の想定時間を設定したものであり，緊急用海水系の操作開始時間が早まれば，本操作の操作時間も早まる可能性があり，代替循環冷却系の運転開始時間も早まるが，その他の操作と並列して実施する場合でも，順次実施し所定の時間までに操作を完了できることから影響はない。

22／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

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

員等操作時間に対する余裕は大きくなる。
操作条件の可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から約 84 時間後を想定している。運転員等
操作時間に与える影響として，格納容器内への窒素注入の実施基準である格納容器内酸素濃度 4.0vol％（ドライ条件）到達は事象発生から約 84 時間後であるのに対し，可搬型窒素供給装置の移動及びホース敷設等は格納容器内酸素濃度が 3.5vol％（ドライ条件）到達時（事象発生から約 62 時間後）に開始する
ため，十分な時間余裕があることから，操作開始時間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。
（添付資料 3.1.2.11）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，運転員等操作時間に与える影響として，常設代替交流電源設備からの受電操作について，解析上の原子炉注水開始時間(70 分後)は準備操作に時間余裕を含めて設定されており，原子炉水位の回復は早くなる可能性があるが，ジルコニウム－水反応
量により発熱量が増加する等の影響があるため，格納容器圧力及び温度の上昇に大きな差異はない。また，原子炉注水操作は，代替格納容器スプレイとの切替え操作であり，事象進展はほぼ変わらないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作は，運転員等操作時間に与える影響として，代替格納容器スプレイの操作開始は原子炉水位
が破断口高さまで水位回復後，格納容器温度が 190℃に到達時となり，実態の操作開始
時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，運転員等操作時間に与える影響として，準備操作が想定より短い時間で完了する可能性があり，格納容器圧力及び温度を早期に低下させる可能性があることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
操作条件の代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱操作は，運転員等操作時間に与える影響として，代替原子炉補機冷却系の操作開始時間が早まった場合には，本操作も早まる可能性があり，格納容器圧力及び温度を早期に低下させる可能性があることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

(b) 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高圧電源装置による緊急用母線の受電操作並びに常設
低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格
納容器冷却及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，運転員等操
作時間に与える影響として，実際の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
評価項目となるパラメータ：格納容器
圧力・温度

東海第二では原子炉注水と代替格納容器スプレイの切替操作を実施しない
操作条件の緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作及び代替循環冷却系による原子炉注水操作並びに格納容器減圧及び除熱操作は，運転員等操作時間に与える影響として，緊急用海水系の操作開始時間が早まった場合には，本
操作も早まる可能性があり，この場合，格納容器圧力及び雰囲気温度等を早期に低下させる可能性があることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
評価項目となるパラメータ：格納容器
圧力・温度
操作条件の可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から約 84 時間後を想定している。運転員等
操作時間に与える影響として，格納容器内への窒素注入の実施基準である格納容器内酸素濃度 4.0vol％（ドライ条件）到達は事象発生から約 84 時間後であるのに対し，可搬型窒素供給装置の移動及びホース敷設等は格納容器内酸素濃 緊急用海水系及び代替循環冷却系の度が 3.5vol％（ドライ条件）到達時（事象発生から約 62 時間後）に開始する 仕様の違いによる対応手順の相違
23／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機(3) 操作時間余裕の把握
操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメー
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。
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，第 7.2.1.3－14 図から第 7.2.1.3－16 図に示すとおり，事象発生から 90 分後（操作開始時間 20 分程度の遅れ）までに常設代替交流電源設備からの受電操作を行い低圧代替注水系（常設）による原子炉注水が開始できれば，損傷炉心は炉心位置に保持され，評価項目を満足する結果となることから，時間余裕がある。

操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作については，事象発生から 90 分後（操作開始時間 20 分程度の遅れ）に低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始した場合の解析では，格納容器スプレイ開始のタイミング
は約 2.3 時間後であるため，現行の 2 時間に対して約 20 分程度の準備時間を確保できることから，時間余裕がある。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作及び代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱操作については，代替原子炉補機冷却系運転開始までの時間は，事象発生から 20
時間あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。なお，本操作が大幅に遅れるような事態になった場合でも，原子炉格納容器の限界圧力に到達しないよう継続して低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器スプレイを行うこととなる。代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格
納容器スプレイは，ベントラインの水没防止のために，格納容器ベントに伴うサプレッ
ション・チェンバ・プール水位の上昇を考慮しても，サプレッション・チェンバ・プー
ル水位がベントライン-1m を超えないように格納容器スプレイを停止する。原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa［gage］に至るまでの時間は，事象発生から約 38 時間あり，約15 時間以上の余裕があることから，時間余裕がある。

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

考ため，十分な時間余裕があることから，操作開始時間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。
評価項目となるパラメータ：格納容器
圧力・温度（添付資料 3.1.2.11）(3) 操作時間余裕の把握
操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目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。
第 3.1.3－16 図から第 3.1.3－18 図に示すとおり，操作条件の常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作並びに常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替
格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，事象発生から 50 分後（操作開始時間の 25
分の遅れ）までに常設代替高圧電源装置からの受電操作を行い，常設低圧代替注水 東海第二では，代替格納容器スプレイ
系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び低 と代替原子炉注水の切替操作はない
圧代替注水系（常設）による原子炉注水が開始できれば，損傷炉心は炉心位置に保持され，評価項目を満足する結果となり，時間余裕がある。

操作条件の緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作及び代替循環冷却系による原子炉注水操作並びに格納容器減圧及び除熱操作については，緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作及び代替循環冷却系による原子炉注水操作並びに格
納容器減圧及び除熱操作開始までの時間は操作所要時間を踏まえて解析上の想定時間を設定したものであり，時間余裕がある。なお，本操作が大幅に遅れるような事態になった場合でも，格納容器圧力が評価項目となるパラメータである最高使用
圧力の 2 倍（0.62MPa［gage］）に到達するまでの時間は事象発生約 14 時間後であり，約 12 時間の余裕があることから，時間余裕がある。

不確かさの考え方として，柏崎では，可搬型設備である代替原子炉補機冷却系の運転操作の遅れがあった場合，常設設備である代替格納容器スプレ
イ冷却系による冷却操作を延長したとして 2Pd 到達時間を記載している。
東海第二では，代替循環冷却系も緊急用海水系も常設設備であるため，これらの操作遅れを考える上では，同じ常設設備である代替格納容器スプレイ
操作条件の可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入操作は，格納容器 についても実施していないものとし内への窒素注入の実施基準である格納容器内酸素濃度 4.0vol％（ドライ条件）到達 た場合の 2Pd 到達時間を記載していは事象発生から約 84 時間後であるのに対し，可搬型窒素供給装置の移動及びホー る。
ス敷設等は格納容器内酸素濃度が 3.5vol％（ドライ条件）到達時（事象発生から約62 時間後）に開始するため，十分な準備時間が確保できることから，時間余裕があ
る。
24／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

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（添付資料 3.1.2.11，3.1.3.8）(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。このほか，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。

(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。このほか，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。

7.2.1.2.4 必要な要員及び資源の評価
3.1.2.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価(1) 必要な要員の評価
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損)」
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破において，6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策時における事象発生 10 時間までの必要損）」において，重大事故等対策に必要な災害対策要員（初動）は，「3.1.2.1 格納な要員は，「7.2.1.2.1 格納容器破損防止対策」に示すとおり 28 名である。
「7.5.2 重大
容器破損防止対策」に示すとおり 20 名である。
「6.2 重大事故等対策時に必要な要事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員及び緊急時対策要員等の員の評価結果」で説明している災害対策要員（初動）の 39 名で対処可能である。
72 名で対処可能である。有効性評価で考慮しない作業（原子炉ウェル注水）に必要
また，必要な参集要員は，「3.1.2.1 格納容器破損防止対策」に示すとおり 2 名な要員を 4 名含めた場合でも対処可能である。
であり，参集要員の 72 名に含まれることから対処可能である。
必要な参集要員：タンクローリによるまた，事象発生 10 時間以降に必要な参集要員は 36 名であり，発電所構外から 10 時
燃料給油操作（2 名）
間以内に参集可能な要員の 106 名で確保可能である。
(2) 必要な資源の評価(2) 必要な資源の評価
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破において，必要な水源，燃料及び電源は，「7.5.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価
損）」において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2) 資源の評価条件」の条件を行い，その結果を以下に示す。
にて評価を行い，以下のとおりである。
a. 水源
ａ．水 源
低圧代替注水系（常設）又は可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による原子炉注水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）による原子炉注水
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器スプレイは，7 日間の対応を考慮
及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却については，7 日
すると，号炉あたり約 2,900m3 の水が必要となる。6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮す
間の対応を考慮すると，合計約 400m３の水が必要となる。
ると，合計約 5,800m3 の水が必要である。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約 1,700m3
水源として，代替淡水貯槽に 4,300m３の水を保有していることから，水源が枯及び淡水貯水池に約 18,000m3 の水を保有している。これにより，6 号及び 7 号炉の同時渇することはなく，7 日間の対応が可能である。
被災を考慮しても，必要な水源は確保可能である。また，事象発生 12 時間以降に淡水代替循環冷却系による原子炉注水操作並びに格納容器減圧及び除熱操作につ貯水池の水を，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）により復水貯蔵槽へ給水することで，いては，サプレッション・プールを水源とすることから，水源が枯渇することは
復水貯蔵槽を枯渇させることなく復水貯蔵槽を水源とした7 日間の注水継続実施が可能
なく，7 日間の対応が可能である。
である。ここで，復水貯蔵槽への補給の開始を事象発生 12 時間後としているが，これ（添付資料 3.1.2.13）
は，可搬型設備を事象発生から 12 時間以内に使用できなかった場合においても，その他の設備にて重大事故等に対応できるよう設定しているものである。

25／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

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

b. 燃料
常設代替交流電源設備による電源供給については，保守的に事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に 6 号及び 7 号炉において合計約 504kL の軽油が必要となる。可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への給水については，保守的に事象発生直後からの可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の運転を想定すると，7 日間の運転継続に号炉あたり約 15kL の軽油が必要となる。代替原子炉補機冷却系用の電源車については，保守的に事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に号
炉あたり約 37kL の軽油が必要となる。代替原子炉補機冷却系用の大容量送水車（熱交換器ユニット用）については，保守的に事象発生直後からの大容量送水車（熱交換器ユニット用）の運転を想定すると，7 日間の運転継続に号炉あたり約 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 643kL）6 号及び 7号炉の各軽油タンク（約 1,020kL）及びガスタービン発電機用燃料タンク（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，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への給水，代替原子炉補機冷却系の運転，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
常設代替交流電源設備による電源供給について，事象発生直後から 7 日間の常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 5 台）の運転を想定すると，約352.8kL の軽油が必要となる。軽油貯蔵タンクには約 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（常設代替高圧電源装置 5 台）による 7 日間の電源供給の継続が可能である。
可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入について，事象発生直後か
ら 7 日間の可搬型窒素供給装置の運転を想定すると，約 18.5kL の軽油が必要となる。可搬型設備用軽油タンクには約 210kL の軽油を保有していることから，可
搬型窒素供給装置による 7 日間の格納容器内への窒素注入の継続が可能である。
緊急時対策所用発電機による電源供給について，事象発生直後から 7 日間の緊
急時対策所用発電機の運転を想定すると，約 70.0kL の軽油が必要となる。緊急時対策所用発電機燃料油貯蔵タンクに約 75kL の軽油を保有していることから，
緊急時対策所用発電機による 7 日間の電源供給の継続が可能である。
（添付資料 3.1.2.14）

c. 電源
常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故対策等に必要な負荷として，
6 号炉で約 1,104kW，7 号炉で約 1,071kW 必要となるが，常設代替交流電源設備は連続定格容量が 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。

ｃ．電 源
重大事故等対策時に必要な負荷は約 2,413kW であるが，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 5 台）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。なお必要な負荷には，有効性評価で期待しないが電源供給される不要な負荷も含まれている。
可搬型窒素供給装置の窒素供給装置用電源車については，窒素供給装置に対しての電源供給が可能である。
緊急時対策所用発電機については，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
（添付資料 3.1.2.15）

備考7.2.1.2.5 結論
3.1.2.5 結 論
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」
では，原子炉格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によ
では，格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によってって発生した水蒸気，ジルコニウム－水反応等によって発生した非凝縮性ガス等が蓄積発生した水蒸気，ジルコニウム－水反応等によって発生した非凝縮性ガスが蓄積するすることによって，格納容器内雰囲気圧力・温度が徐々に上昇し，原子炉格納容器の過ことによって，格納容器圧力及び温度が上昇し，格納容器の過圧・過温により格納容
圧・過温により原子炉格納容器の破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「雰器の破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」に対する格納容器破損防的負荷（格納容器過圧・過温破損）」に対する格納容器破損防止対策としては，初期
26／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機止対策としては，初期の対策として低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段，安定状態に向けた対策として代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器
冷却手段及び代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱手段等を整備している。

格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の評価事故シーケンス「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失＋全交流動力電源喪失」について，代替循環冷却系を使用する場合の有効性評価を行った。
上記の場合においても，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納容器ス
プレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却，代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱を実施することにより，原子炉格納容器冷却及び除熱が可能である。

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）

備考の対策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）による原子炉注水手段及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却手段を整備している。また，安定状態に向けた対策として代替循環冷却系による原子炉注水手段
並びに格納容器減圧及び除熱手段，可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入手段を整備している。
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の評価事故シーケンス「大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」について，代替循環冷却系を使用する場合の有効性評価を行った。
上記の場合においても，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）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却，代替循環冷却系による原子炉注水操作並びに格納容器減圧及び除熱操作を実施するこ 設備設計及び運用の違いとで，格納容器冷却及び除熱が可能である。
その結果，格納容器圧力逃がし装置を使用せず，ジルコニウム－水反応等により可燃性ガスの蓄積が生じた場合においても，格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。また，安定状態を維持することができる。

その結果，格納容器圧力逃がし装置を使用せず，事象を通じて原子炉格納容器の限界
圧力に到達することはなく，ジルコニウム－水反応等により可燃性ガスの蓄積が生じた場合においても原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与え解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与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。
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
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
果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。
重大事故等対策時に必要な要員は，災害対策要員にて確保可能である。また，必要
また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納容器スプレイ
以上のことから，格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容
冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却，代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱 器過圧・過温破損）」において，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常等の格納容器破損防止対策は，選定した評価事故シーケンスに対して有効であることが 設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却，確認でき，格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過 代替循環冷却系による原子炉注水並びに格納容器減圧及び除熱，可搬型窒素供給装置に 設備設計及び運用の違い
温破損）」に対して有効である。
よる格納容器内への窒素注入手段の格納容器破損防止対策は，選定した評価事故シーケ
ンスに対して有効であることが確認でき，格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」に対して有効である。

27／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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

28／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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

29／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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）

備

考

30／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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

31／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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）

備

考

32／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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

33／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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）

備

考

34／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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

35／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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

36／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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

37／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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

38／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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

39／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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

40／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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

41／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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

42／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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

43／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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

44／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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

45／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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

46／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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

47／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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

48／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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

49／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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

50／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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

51／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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

52／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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

53／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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

54／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

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7.2.1.3 代替循環冷却系を使用しない場合
3.1.3 代替循環冷却系を使用できない場合
7.2.1.3.1 格納容器破損防止対策
3.1.3.1 格納容器破損防止対策
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」「3.1.2 代替循環冷却系を使用する場合」では，格納容器破損モード「雰囲気圧力・ 東海第二では，格納容器圧力逃がし装で想定される事故シーケンスに対して，代替循環冷却系を使用しない場合を想定し，代温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」で想定される事故シーケンスに対 置の有効性を評価する考え方につい
替循環冷却系以外の設備による格納容器破損防止対策の有効性を評価する。
して，代替循環冷却系を使用する場合を想定し，期待する格納容器破損防止対策の有 て記載

本格納容器破損モードの重大事故等対策の概略系統図を第 7.2.1.3－1 図から第7.2.1.3－3 図に，対応手順の概要を第 7.2.1.3－4 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手順の関係を第 7.2.1.3－1
表に示す。
本格納容器破損モードにおける評価事故シーケンスにおいて，事象発生 10 時間までの 6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 28 名※1 である。その内訳は次のとおりである。中央
制御室の運転員は，当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2 名，運転操作対応を行う運転員 12 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う
緊急時対策本部要員は 5 名，緊急時対策要員（現場）は 8 名※1 である。
また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員は，フィルタ装置薬液補給作業を行
うための参集要員 20 名である。必要な要員と作業項目について第 7.2.1.3－5 図に示す。
なお，評価事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を評価事故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，28 名で対処可能である。
※1 有効性評価で考慮しない作業（原子炉ウェル注水）に必要な要員 4 名を含めると，効性を評価している。代替循環冷却系は多重化設計とした上で，さらなる後段の対策として格納容器圧力逃がし装置を整備するため，重大事故時の事象発生後短期に格納
容器圧力逃がし装置を使用することは実質的には考えられないが，格納容器圧力逃がし装置の有効性を評価する観点から，本格納容器破損モードで想定される事故シーケ
ンスにおいて代替循環冷却系が使用できない場合を想定し，格納容器圧力逃がし装置
により格納容器の過圧・過温破損が防止できることを確認する。
（添付資料 3.1.3.1）
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」 東海第二では「代替循環冷却系を使用で想定される事故シーケンスに対して，格納容器の破損を防止し，かつ放射性物質が する場合」と同様に，対策手段を記載
異常な水準で敷地外へ放出されることを防止するため，初期の対策として常設低圧代
替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段及び代替格納
容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却手段を整備する。また，安定状態に向けた対策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）による原子炉注水手段，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却手段及び格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱手段を整備する。対策の概略系統図を第 3.1.3－1 図に，対応手順の概要を第3.1.3－2 図に示すとともに，対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策におけ プラント基数，設備設計及び運用の違る手順と設備との関係を第 3.1.3－1 表に示す。
いにより必要要員数は異なるが，タイ（添付資料 3.1.2.1） ムチャートにより要員の充足性は確
本格納容器破損モードにおける評価事故シーケンスにおいて必要な要員は，災害対 認される策要員（初動）21 名及び参集要員 5 名である。
東海第二では招集要員は 2 時間以内に災害対策要員（初動）の内訳は，当直発電長 1 名，当直副発電長 1 名，運転操作対 参集可能なことを確認していること応を行う当直運転員 5 名，指揮，通報連絡を行う災害対策要員（指揮者等）4 名及び から，2 時間以降に期待する評価とし現場操作を行う重大事故等対応要員 10 名である。
ている
参集要員の内訳は，タンクローリによる燃料給油操作を行うための重大事故等対応 本シーケンスの要員数で対応可能で
要員 2 名及び格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作（現場での第 あることから，評価事故シーケンス以
二弁操作）を行うための重大事故等対応要員 3 名である。
外の事故シーケンス全てに対応可能。
必要な要員と作業項目について第 3.1.3－3 図に示す。
東海第二では格納容器頂部注水の着手判断に達しないため実施しないが，なお，評価事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を評価事故 操作としてはタイムチャート上考慮
シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，災害対策要員（初動）21 名及び しているため，必要な要員は追加とな
参集要員 5 名で対処可能である。
らない。
1／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

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

緊急時対策要員（現場）が 12 名，合計が 32 名になる。
a. 原子炉スクラム確認及び非常用炉心冷却系機能喪失確認
原子炉スクラム確認及び非常用炉心冷却系機能喪失確認については，「7.2.1.2.1 a.
原子炉スクラム確認及び非常用炉心冷却系機能喪失確認」と同じ。
b. 全交流動力電源喪失及び早期の電源回復不能判断並びに対応準備
全交流動力電源喪失及び早期の電源回復不能判断並びに対応準備については，「7.2.1.2.1 b. 全交流動力電源喪失及び早期の電源回復不能判断並びに対応準備」と同じ。
c. 炉心損傷確認
炉心損傷確認については，「7.2.1.2.1 c. 炉心損傷確認」と同じ。
d. 水素濃度監視
水素濃度監視については，「7.2.1.2.1 d. 水素濃度監視」と同じ。
e. 常設代替交流電源設備による交流電源供給及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
常設代替交流電源設備による交流電源供給及び低圧代替注水系（常設）による原子炉
注水については，「7.2.1.2.1 e. 常設代替交流電源設備による交流電源供給及び低圧代
替注水系（常設）による原子炉注水」と同じ。

ａ．原子炉スクラム，ＬＯＣＡ発生及び全交流動力電源喪失の確認
炉心損傷防止対策との記載整合を図
原子炉スクラム，ＬＯＣＡ発生及び全交流動力電源喪失の確認については， っており，記載箇所については先行プ「3.1.2.1 ａ．原子炉スクラム，ＬＯＣＡ発生及び全交流動力電源喪失の確認」 ラントとの相違がある部分もある。
と同じ。
ｂ．原子炉への注水機能喪失の確認
原子炉への注水機能喪失の確認については，「3.1.2.1 ｂ．原子炉への注水機
能喪失の確認」と同じ。
ｃ．炉心損傷の確認
東海第二では事象進展上，10 分以内に炉心損傷の確認については，「3.1.2.1 ｃ．炉心損傷の確認」と同じ。
炉心損傷確認を行うためＫＫ６，７と（添付資料 3.1.3.2） 記載箇所が異なる。
ｄ．早期の電源回復不能の確認
早期の電源回復不能の確認については，「3.1.2.1 ｄ．早期の電源回復不能の確認」と同じ。
ｅ．常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作並びに常設低圧代替注水系
ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作 東海第二では代替格納容器スプレイ
及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作と代替原子炉注水を同時に実施可能
常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作並びに常設低圧代替注水 な設備及び運用としている系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作
及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，「3.1.2.1 ｅ．
常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作並びに常設低圧代替注水系
ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作」と同じ。なお，代替循環冷却系が使用できない場合の評価であることから，原子炉注水については，「(c) 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」に記載のとおり，原子炉水位Ｌ０まで冠水した後は，サプレッション・プール
水位の上昇抑制により格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作の遅延を図り，可能な限り外部への影響を軽減する観点から，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）による原子炉注水の流量を崩壊熱相当に調整し，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（
常設）による格納容器冷却を停止する。
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）による原子炉注
水を確認するために必要な計装設備は，低圧代替注水系原子炉注水流量等である。
なお，ＬＯＣＡにより格納容器雰囲気温度が上昇し，ドライウェル雰囲気温
度が原子炉圧力の飽和温度を超えている場合は，水位不明と判断する。
水位不明判断に必要な計装設備は，原子炉圧力等である。
2／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

f. 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却については，「7.2.1.2.1 f. 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却」と同じ。

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

水位不明と判断した場合，原子炉水位Ｌ０まで冠水させるために必要な水量を注水する。具体的には，原子炉底部から原子炉水位Ｌ０まで冠水させるために必要な原子炉注水量及び崩壊熱分の注水量を考慮し，原子炉注水流量に応じた必
要注水時間の原子炉注水を実施する。
（添付資料 3.1.2.2，3.1.3.3）
ｆ．電源確保操作対応
東海第二では，解析上考慮しない操作
電源確保操作対応については，「3.1.2.1 ｆ．電源確保操作対応」と同じ。
も含め，手順に従い必ず実施する操作
ｇ．可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の起動準備操作 を記載
可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の起動準備操作 非常用ディーゼル発電機等の機能回については，「3.1.2.1 ｇ．可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系 復操作：現場での故障した機器の外観（可搬型）の起動準備操作」と同じ。
点検や動作状況を確認して問題の除ｈ．常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作去を行い，非常用 DG の再起動を試み
常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作については，「3.1.2.1 ｈ． る。
常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作」と同じ。
外部電源の機能回復操作：特高開閉所
ⅰ．原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系の起動操作等の外観点検や動作状況を確認して原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系の起動操作については，「3.1.2.1 問題の除去を行い，送電会社に送電系
ｉ．原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系の起動操作」と同じ。
統の復旧及び送電再開を依頼する。
ｊ．ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作
ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作については，「3.1.2.1 ｊ．ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作」と同じ。
ｋ．常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデス ・対応手順の相違
タル（ドライウェル部）水位の確保操作
常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）水位の確保操作については，「3.1.2.1 ｍ．常設低圧代
替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）水位の確保操作」と同じ。
ｌ．水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作
・記載箇所の相違
水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作については，「3.1.2.1 ｎ．水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作」と同じ。
ｍ．サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入操作
サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入操作については，「3.1.2.1 ｏ．サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入操作」と同じ。
ｎ．常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作
格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため，格納
容器圧力及び雰囲気温度が徐々に上昇する。格納容器圧力が 465kPa［gage］に到 ＫＫでは代替循環冷却系の起動時間
3／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

格納容器スプレイを継続することによりサプレッション・チェンバ・プール水位が上昇するため，格納容器ベントに伴うサプレッション・チェンバ・プール水位の上昇を考慮（約 2m）し，サプレッション・チェンバ・プール水位がベントライン-1m を超えないように格納容器スプレイを停止する。
格納容器スプレイの停止を確認するために必要な計装設備は，サプレッション・チェ
ンバ・プール水位である。

g. 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱の準備として，原子炉格納容器二次隔離弁を中央制御室からの遠隔操作により開する。
格納容器圧力が原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa[gage]に接近した場合又はサプレッション・チェンバ・プール水位が格納容器真空破壊弁高さに到達した場合，原子炉格
納容器一次隔離弁を原子炉建屋内の原子炉区域外からの人力操作によって全開することで，格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を実施する。
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を確認するために必要な計装設
備は，格納容器内圧力等である。
サプレッション・チェンバ側からの格納容器圧力逃がし装置のベントラインが水没しないことを確認するために必要な計装設備は，サプレッション・チェンバ・プール水位等である。
以降，損傷炉心の冷却は，低圧代替注水系（常設）による注水により継続的に行い，

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

考達した場合は，中央制御室からの遠隔操作により常設低圧代替注水系ポンプを用 が 22.5 時間後であることから，代替いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を実施し，格納容 循環冷却系を使用する場合において器圧力が 400kPa［gage］到達により格納容器冷却を停止する。以降，常設低圧代 も代替格納容器スプレイ冷却系（常替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）の運転により，格 設）による格納容器冷却操作を実施し納容器圧力を 400kPa［gage］から 465kPa［gage］の範囲で制御する。これは， ている。東海第二では，代替循環冷却
格納容器圧力を 400kPa［gage］から 465kPa［gage］の高い領域で維持すること 系を 90 分後から起動するため，代替でスプレイ効果を高め，サプレッション・プール水位の上昇抑制により格納容器 循環冷却系を使用する場合には代替圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作（サプレッション・チェンバ側） 格納容器スプレイ冷却系（常設）によの遅延を図り，可能な限り外部への影響を軽減するための運用として設定してい る格納容器冷却操作を実施していなる。
いことから，本シーケンスにおいて初
常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によ 出となる。
る格納容器冷却に必要な計装設備は，低圧代替注水系格納容器スプレイ流量等で 低圧代替注水系格納容器スプレイ流ある。
量等：サプレッション・プール水位，
常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によ ドライウェル圧力，サプレッション・る格納容器冷却に伴い，サプレッション・プール水位は徐々に上昇する。格納容 チェンバ圧力，低圧代替注水系格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作（サプレッション・チェンバ 器スプレイ流量，代替淡水貯槽水位側）に伴うサプレッション・プール水位の上昇（約 1.3m）を考慮しても，サプレッション・プール水位がベントライン下端位置を超えないようにサプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m で格納容器冷却を停止する。
常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却の停止を確認するため必要な計装設備はサプレッション・プール
水位である。
ｏ．格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作（サプレッション・
チェンバ側）
サプレッション・プール水位が通常水位＋5.5m に到達した時点で，格納容器圧
力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱の準備として，中央制御室からの遠隔操作により格納容器圧力逃がし装置第一弁の開操作を実施する。
さらに，サプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m に到達した場合，常設 東海第二では，MCR からの遠隔操作に低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納 失敗した場合でも 0.62MPa[gage]到達
容器冷却の停止後，中央制御室からの遠隔操作により格納容器圧力逃がし装置第 を防止するため，現場操作による第二二弁を全開としサプレッション・チェンバ側から格納容器圧力逃がし装置による 弁 開 に 必 要 な 時 間 を 踏 ま え て ，
格納容器減圧及び除熱を実施する。
NWL+6.5 を格納容器圧力逃がし操作に
格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱を確認するために必要 よる格納容器減圧及び除熱操作の実な計装設備は，サプレッション・チェンバ圧力等である。
施基準としている。
サプレッション・チェンバ側からの格納容器圧力逃がし装置のベントラインが サプレッション・チェンバ圧力等：サ
水没しないことを確認するために必要な計装設備は，サプレッション・プール水 プレッション・プール水位，ドライウ
位である。
ェル圧力，サプレッション・チェンバ
以降，損傷炉心の冷却は，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系 圧力，フィルタ装置出口放射線モニタ
4／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
また，原子炉格納容器除熱は，格納容器圧力逃がし装置により継続的に行う。

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（常設）による原子炉注水により継続的に行い，また，格納容器減圧及び除熱は， （高レンジ・低レンジ）
格納容器圧力逃がし装置により継続的に行う。
ｐ．使用済燃料プールの冷却操作
使用済燃料プールの冷却操作については，「3.1.2.1 ｐ．使用済燃料プールの冷却操作」と同じ。
ｑ．可搬型代替注水中型ポンプによる水源補給操作
アクセスルートの復旧，可搬型代替注水中型ポンプ準備及びホース敷設等の実施後，代替淡水貯槽の残量に応じて，可搬型代替注水中型ポンプにより西側淡水貯水設備から代替淡水貯槽へ水源補給操作を実施する。
可搬型代替注水中型ポンプによる水源補給操作に必要な計装設備は，代替淡水貯槽水位である。
ｒ．タンクローリによる燃料給油操作
タンクローリにより可搬型設備用軽油タンクから可搬型代替注水中型ポンプに燃料給油を実施する。

7.2.1.3.2 格納容器破損防止対策の有効性評価
3.1.3.2 格納容器破損防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法
本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「6.2 評価対
本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「1.2 評
象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過圧及び過温への対策の有効性を総合的
価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，ＬＯＣＡに属する事故シーケンに評価する観点から，プラント損傷状態を LOCA に全交流動力電源喪失事象を加えた状
スのうち，中小破断ＬＯＣＡに比べて破断口径が大きいことから事象進展が早く， ＫＫの記載を踏まえて修正態とし，中小破断 LOCA に比べて破断口径が大きいことから事象進展が早く，格納容器
格納容器圧力及び格納容器温度上昇の観点で厳しい大破断ＬＯＣＡに加えて，ＥＣ 格納容器温度：格納容器雰囲気温度と圧力及び温度上昇の観点で厳しい大破断 LOCA を起因とする，「大破断 LOCA＋ECCS 注水ＣＳ注水機能が喪失する「大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗 格納容器壁面温度を合わせた表現
機能喪失＋全交流動力電源喪失」である。
」である。
なお，本評価事故シーケンスにおいては，電源の復旧，注水機能の確保等，必要 ＫＫはシーケンス選定段階からＳＢとなる事故対処設備が多く，格納容器への注水・除熱を実施するまでの対応時間を Ｏを含めたシーケンスとしているが，厳しく評価する観点から，全交流動力電源喪失の重畳を考慮する。
東海第二ではシーケンス選定上はＳ
本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料棒表 ＢＯを含めず，有効性評価の条件とし伝達，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・
面熱伝達，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水 てＳＢＯを重畳させている。
対向流，原子炉圧力容器における ECCS 注水（給水系・代替注水設備含む），炉心損傷後位変化）・対向流，原子炉圧力容器におけるＥＣＣＳ注水（給水系・代替注水設備の原子炉圧力容器におけるリロケーション，
構造材との熱伝達，
原子炉圧力容器内 FP 挙含む）
，炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション，構造材との熱伝達，動，原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝
原子炉圧力容器内ＦＰ挙動並びに格納容器における格納容器各領域間の流動，構造
導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷却，格納容器ベント並びに炉心損傷後の原子炉格納材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷却，格納容器ベント
容器における原子炉格納容器内 FP 挙動が重要現象となる。
並びに炉心損傷後の格納容器における格納容器内ＦＰ挙動が重要現象となる。よっよって，これらの現象を適切に評価することが可能であり，原子炉圧力容器内及び原て，これらの現象を適切に評価することが可能であり，原子炉圧力容器内及び格納
子炉格納容器内の熱水力モデルを備え，かつ，炉心損傷後のシビアアクシデント特有の容器内の熱水力モデルを備え，かつ炉心損傷後のシビアアクシデント特有の溶融炉
溶融炉心挙動に関するモデルを有するシビアアクシデント総合解析コード MAAP により心挙動に関するモデルを有するシビアアクシデント総合解析コードＭＡＡＰによ原子炉水位，燃料最高温度，格納容器圧力，格納容器温度等の過渡応答を求める。
り原子炉水位，燃料最高温度，格納容器圧力，格納容器雰囲気温度等の過渡応答を
求める。
5／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

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

また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本評価事故シー
ケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影
響及び操作時間余裕を評価する。

また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本評価事故
シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。

(2) 有効性評価の条件
本評価事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第 7.2.1.3－2 表に示す。また，主要な解析条件について，本評価事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
a. 事故条件(a) 起因事象
起因事象として，大破断 LOCA が発生するものとする。破断箇所は，原子炉圧力容器内の保有水量を厳しく評価するため，残留熱除去系の吸込配管とする。

(2) 有効性評価の条件
本評価事故シーケンスに対する主要な解析条件を第 3.1.3－2 表に示す。また，
主要な解析条件について，本評価事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。

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

(c) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。
送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定する。
(d) 水素ガスの発生
水素ガスの発生については，ジルコニウム－水反応を考慮するものとする。なお，解析コード MAAP の評価結果では水の放射線分解等による水素ガス発生は考慮していない
ため，「(4)有効性評価の結果」にてその影響を評価する。

b. 重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号
原子炉スクラムは，事象の発生と同時に発生するものとする。

(b) 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水

備考ａ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，大破断ＬＯＣＡが発生するものとする。破断箇所は，原子 ＢＷＲ５とＡＢＷＲの設計の相違に
炉圧力容器から格納容器への冷却材流出を大きく見積もる厳しい設定として， より破断箇所の想定が異なる（詳細は再循環系配管（出口ノズル）とする。
添付資料 1.5.2 参照）（添付資料 1.5.2）(b) 安全機能の喪失に対する仮定
高圧注水機能として高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系，低圧注水機能として低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）が機能喪失するものとし，さらに，非常用ディーゼル発電機等の機能喪失を想定し，全交流
動力電源喪失の重畳を考慮するものとする。なお，代替循環冷却系は使用できないものとする。
(c) 外部電源
外部電源は使用できないものとする。
安全機能の喪失に対する仮定に基づき，外部電源なしを想定する。
(d) 水素の発生
水素の発生については，ジルコニウム－水反応を考慮するものとする。なお，
解析コードＭＡＡＰの評価結果では水の放射線分解による水素及び酸素の発生等は考慮していないため，「(4) 有効性評価の結果」にてその影響を評価す 水の放射線分解による水素及び酸素る。
の発生等：金属－水反応による水素発
生を含む
ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム
原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル３）信号によるものとする。
東海第二では，原子炉水位の低下を厳(b) 主蒸気隔離弁
しくする条件として，外部電源がある
主蒸気隔離弁は，事象発生と同時に閉止するものとする。
場合の原子炉水位低（レベル 3）信号(c) 再循環系ポンプ
による原子炉スクラムを設定
再循環系ポンプは，事象発生と同時に停止するものとする。
(d) 低圧代替注水系（常設）6／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
最大 300m3/h にて原子炉注水し，その後は炉心を冠水維持するように注水する。
なお，
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水は，格納容器スプレイと同じ復水移送ポンプ
を用いて弁の切替えにて実施する。

(c) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却
格納容器圧力及び温度上昇の抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，140m3/h にて原子炉格納容器内にスプレイする。なお，格納容器スプレイは，原子炉注水と同じ復水移送
ポンプを用いて弁の切替えにて実施する。

(d) 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱
格納容器圧力 0.62MPa[gage]における最大排出流量 31.6kg/s に対して，原子炉格納容器二次隔離弁の中央制御室からの遠隔操作による中間開操作（流路面積 50%開）にて原子炉格納容器除熱を実施する。
c. 重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「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) 交流電源は，常設代替交流電源設備によって供給を開始し，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，事象発生 70 分後から開始する。

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

３

原子炉注水流量は 230m ／h（一定）を用いるものとし，原子炉水位Ｌ０ま 設備設計及び運用の違い
で回復後は，崩壊熱による蒸発量相当の注水流量（最大 50m３／h）で注水するものとする。なお，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水は，格納容器冷却と同じ常設低圧代替注水系ポンプを用いて流量配分することで実施する。
（添付資料 3.1.2.3）(e) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
格納容器冷却は，常設低圧代替注水系 2 台を使用するものとし，事象初期の原子炉注水実施時の格納容器スプレイ流量は，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇を抑制可能な流量として 130m３／h（一定）を用いるものとする。また， 設備設計及び運用の違い
465kPa［gage］到達時の格納容器スプレイ流量は，サプレッション・プール水
位の上昇による格納容器圧力逃がし装置を用いた格納容器除熱操作開始を早 東海第二では，運転手順における調整
め，格納容器圧力逃がし装置によるＣｓ－137 放出量を厳しく評価する観点か 範囲（圧力抑制に必要な流量の範囲
ら，運転手順における調整範囲の上限である 130m３／h（一定）を用いるもの （102m3/h～130m3/h））のうち，ベンとする。なお，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却は， ト時間が早くなる観点から，130m3/h
原子炉注水と同じ常設低圧代替注水系ポンプを用いて流量分配することで実 を設定している。
施する。
（添付資料 3.1.2.3）(f) 格納容器下部注水系（常設）
格納容器雰囲気温度の挙動を厳しく評価するため，初期条件としてペデスタ
ル（ドライウェル部）のプール水を考慮していないことから，常設低圧代替注
水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウ
ェル部）水位の確保操作についても考慮しない。
設備設計及び運用の違い（1Pd 基準か
2Pd 基準かについては設計メーカの違(g) 格納容器圧力逃がし装置
いにも起因している）
格納容器圧力逃がし装置第二弁を全開とし，格納容器圧力が 310kPa［gage］ 排気流量は，設計上，定格出力の 1％
において13.4kg／s の排気流量にて格納容器減圧及び除熱を実施するものとす （事故後約 3 時間後）の崩壊熱を排出る。
できる設計としており，有効性評価における格納容器ベント時間（事故後約ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
19 時間）に対して十分裕度がある
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」 東海第二では代替格納容器スプレイに示す分類に従って以下のとおり設定する。
と代替原子炉注水を同時に実施可能(a) 交流電源は，常設代替高圧電源装置によって供給を開始し，常設低圧代替注 な設備及び運用としている
水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷 (a)の操作分類
却操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，事象発生 25 「事象発生直後の中央制御室では 10
分後から開始する。また，代替循環冷却系による原子炉注水操作並びに格納 分間の状況確認を行うものとし，状況
容器減圧及び除熱操作ができないこと及び原子炉水位Ｌ０まで回復したこ 確認後に引き続いて実施する操作にとを確認した場合，原子炉注水流量を崩壊熱相当に調整し，格納容器冷却を ついては，状況確認 10 分＋操作時間
停止する。
とする。
」
7／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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）

備考東海第二では原子炉注水前に代替格
納容器スプレイを実施するため，
190℃到達のスプレイを実施しない。
(b) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作は，原子炉水(b) 常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）に (b)の操作分類
位が破断口高さまで水位回復後，格納容器温度が 190℃に到達した場合に開始する。
よる格納容器冷却操作は，格納容器圧力が 465kPa［gage］に到達した場合に 「パラメータ変化が緩やかで対応操
なお，格納容器ベントに伴うサプレッション・チェンバ・プール水位の上昇（約 2m）
開始し，400kPa［gage］に到達した場合は停止する。また，サプレッション・ 作までの時間余裕が十分確保でき，数を考慮し，サプレッション・チェンバ・プール水位がベントライン-1m を超えないよ
プール水位が通常水位＋6.5m に到達した以降は，常設低圧代替注水系ポンプ 分の操作遅れの評価項目に与える影
うに格納容器スプレイを停止する。
を用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作を実 響が軽微な操作については，操作開始施しない。
条件に到達した時点で操作が完了す
るものとする。
」
東海第二では，MCR からの遠隔操作に失敗した場合でも 0.62MPa[gage]到達を防止するため，現場操作による第二(c) 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱操作は，格納容器圧力が(c) 格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱は，サプレッション・ 弁 開 に 必 要 な 時 間 を 踏 ま え て ，
0.62MPa[gage]に接近した場合に実施する。
プール水位が通常水位＋6.5m 到達から 5 分後に実施する。
NWL+6.5 を格納容器圧力逃がし操作による格納容器減圧及び除熱操作の実施基準としている。
(c)の操作分類「操作開始条件に到達したことを起点とした操作については，操作開始条
件到達時点から操作時間を考慮す(3) 有効性評価（Cs-137 の放出量評価）の条件(3) 有効性評価（Ｃｓ－137 放出量評価）の条件
る。
」
a. 事象発生直前まで，定格出力の 100%で長時間にわたって運転されていたものとする。
ａ．事象発生直前まで，定格出力の 100％で長期間にわたって運転されていたもの
その運転時間は，燃料を約 1/4 ずつ取り替えていく場合の平衡炉心を考え，最高とする。その運転時間は，燃料を約 1／4 ずつ取り替えていく場合の平衡炉心50,000 時間とする。
を考え，最高 50,000 時間とする。
b. 格納容器圧力逃がし装置を用いた場合の環境中への総放出量の評価においては，原ｂ．炉内に蓄積されている核分裂生成物は，事象進展に応じて，格納容器内に放出
子炉内に内蔵されている核分裂生成物が事象進展に応じた割合で，原子炉格納容器内されるものとする。セシウムの格納容器内への放出割合については，本評価事に放出※2 され，サプレッション・チェンバ又はドライウェルのベントラインを通じ
故シーケンスにおいては解析コードＭＡＡＰの評価結果の方が，代表的なソーて格納容器圧力逃がし装置に至るものとする。
スタームに関する報告書であるＮＵＲＥＧ－1465 より大きく算出する。
格納容器圧力逃がし装置に到達した核分裂生成物は，格納容器圧力逃がし装置内の記載箇所の相違
フィルタによって除去された後，格納容器圧力逃がし装置排気管から放出される。
※2 セシウムの原子炉格納容器内への放出割合については，本評価事故シーケンスに
東海第二では評価の詳細を添付資料
おいては解析コード MAAP の評価結果の方が NUREG-1465 より大きく算出する。
3.1.3.4 に記載
c. 格納容器圧力逃がし装置を用いた場合の Cs-137 放出量は，以下の式で計算される。
Cs-137 の放出量（Bq） = f_Cs × Bq_Cs-137 ×（1/DF）
f_Cs = f_CsOH + （M_I / M_Cs） × （W_Cs / W_I） × （f_CsI - f_CsOH）
f_Cs：原子炉格納容器からのセシウムの放出割合
f_CsI：原子炉格納容器からの CsI の放出割合8／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

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（MAAP コードでの評価値）
f_CsOH：原子炉格納容器からの CsOH の放出割合（MAAP コードでの評価値）
M_I：よう素の初期重量（kg）
M_Cs：セシウムの初期重量（kg）
W_I：よう素の分子量（kg/kmol）
W_Cs：セシウムの分子量（kg/kmol）
Bq_Cs-137：Cs-137 の炉内内蔵量（Bq）
DF：格納容器圧力逃がし装置の除染係数
d. 原子炉格納容器内に放出された Cs-137 については，格納容器スプレイやサプレッション・チェンバのプール水でのスクラビングによる除去効果を考慮する。

ｃ．格納容器内に放出されたＣｓ－137 は，格納容器スプレイやサプレッション・
プールでのスクラビング等による除去効果を受けるものとする。
ｄ．格納容器圧力逃がし装置を介して大気中へ放出されるＣｓ－137 の放出量評価
条件は以下のとおりとする。
(a) サプレッション・チェンバ又はドライウェルのベントラインを通じて格納容 記載箇所の相違
器圧力逃がし装置を介して大気中に放出するものとする。
(b) 格納容器内から原子炉建屋への漏えいはないものとする。
e. 格納容器圧力逃がし装置による粒子状放射性物質に対する除染係数は 1,000 とす(c) 格納容器圧力逃がし装置のフィルタによる除去係数は，1,000（設計値）とる。
する。
f. 原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいについても考慮する。
ｅ．原子炉建屋から大気中へ漏えいするＣｓ－137 の漏えい量評価条件は以下のと漏えい量の評価条件は以下のとおりとする。
おりとする。
(a) 原子炉格納容器からの漏えい量は，格納容器圧力に応じた設計漏えい率をもとに評(a) 格納容器からの漏えい率は，設計漏えい率及びＡＥＣの式等に基づき設定し価する。
た漏えい率を基に格納容器圧力に応じて変動するものとする。
(b) 原子炉建屋から大気中に漏えいする放射性物質を保守的に見積もため，非常用ガス(b) 漏えい量を保守的に見積もるため，原子炉建屋ガス処理系により原子炉建屋
処理系により原子炉建屋の設計負圧が達成されるまでの期間は，原子炉建屋内の放射原子炉棟内の負圧が達成されるまでの期間は，原子炉建屋内の放射性物質の性物質の保持機能に期待しないものとする。非常用ガス処理系により設計負圧を達成
保持機能に期待しないものとする。また，原子炉建屋ガス処理系により負圧した後は設計換気率 0.5 回/日相当を考慮する。なお，非常用ガス処理系フィルタ装を達成した後は，大気への放出率を 1 回／日（設計値）とする。なお，原子置による放射性物質の除去効果については，期待しないものとする。
炉建屋ガス処理系のフィルタ装置による放射性物質の除去効果については，
期待しないものとする。
非常用ガス処理系は，事象発生 30 分後から，常設代替交流電源設備からの交流電原子炉建屋ガス処理系は，常設代替高圧電源装置からの交流電源の供給を受 設備設計及び運用の違い源の供給を受け自動起動し，起動後 10 分間で設計負圧が達成されることを想定する。
けて中央制御室からの遠隔操作により事象発生 115 分後に起動し，起動後 5分間で負圧が達成されることを想定する。
(c) 原子炉建屋内での放射能の時間減衰は考慮せず，また，原子炉建屋内での粒子状物(c) 原子炉建屋内での放射能の時間減衰及び放射性物質の除去効果は考慮しな質の除去効果は保守的に考慮しない。
いものとする。
（添付資料 3.1.3.4，3.1.3.5，3.1.3.6）
Ｃｓ-137 放出量評価には影響ないが，(4) 有効性評価の結果
よう素についても除去効果を考慮し(4) 有効性評価の結果
本評価事故シーケンスにおける原子炉水位（シュラウド内外水位），注水流量及 ていないため放射性物質とした。
本評価事故シーケンスにおける原子炉水位（シュラウド内外水位），注水流量及び原
び原子炉圧力容器内の保有水量の推移を第 3.1.3－4 図から第 3.1.3－8 図に，燃料9／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
子炉圧力容器内の保有水量の推移を第 7.2.1.3－6 図から第 7.2.1.3－8 図に，燃料最高温度の推移を第 7.2.1.3－9 図に，格納容器圧力，格納容器温度，サプレッション・チ
ェンバ・プール水位及び水温の推移を第 7.2.1.3－10 図から第 7.2.1.3－13 図に示す。

a. 事象進展大破断 LOCA 時に非常用炉心冷却系の機能及び全交流動力電源が喪失するため，原子炉水位は急速に低下する。水位低下により炉心は露出し，事象発生から約 0.3 時間後に燃料被覆管の最高温度は 1,000K（約 727℃）に到達し，炉心損傷が開始する。燃料被覆
管の最高温度は事象発生から約 0.4 時間後に 1,200℃に到達し，また，事象発生から約0.7 時間後に燃料温度は 2,500K（約 2,227℃）に到達する。事象発生から 70 分後，常設
代替交流電源設備による交流電源の供給を開始し，復水移送ポンプ 2 台を用いた低圧代
替注水系（常設）による原子炉注水を開始することによって，原子炉圧力容器破損に至ることなく，原子炉水位は回復し，炉心は再冠水する。
原子炉格納容器内に崩壊熱が蒸気として放出されるため，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇する。そのため，格納容器スプレイを間欠的に実施することによって，格納
容器圧力及び温度の上昇を抑制する。

ベントラインの水没防止のために，格納容器ベントに伴うサプレッション・チェン
バ・プール水位の上昇（約 2m）を考慮し，サプレッション・チェンバ・プール水位がベ
ントライン-1m を超えないように格納容器スプレイを停止することから，格納容器圧力は上昇し，事象発生から約 38 時間経過した時点で原子炉格納容器の限界圧力に接近する。
原子炉格納容器の限界圧力接近時点で，格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を実施し，格納容器圧力及び温度を低下させる。

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

最高温度の推移を第 3.1.3－9 図に，格納容器圧力，格納容器雰囲気温度，サプレ
ッション・プール水位及びサプレッション・プール水温度の推移を第 3.1.3－10 図から第 3.1.3－15 図に示す。
ａ．事象進展大破断ＬＯＣＡ時に高圧・低圧注水機能及び全交流動力電源が喪失するため，
原子炉水位は急速に低下する。水位低下により炉心は露出し，事象発生から約 4分後に燃料被覆管の最高温度は 1,000K（約 727℃）に到達し，炉心損傷が開始する。燃料被覆管の最高温度は事象発生から約 9 分後に 1,200℃に到達し，また，事象発生から約 27 分後に燃料温度は 2,500K（約 2,227℃）に到達する。事象発
生から 25 分後，常設代替高圧電源装置による交流電源の供給を開始し，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）による原子炉注水を開始す
ることによって，原子炉圧力容器破損に至ることなく，原子炉水位は回復し，炉心は冠水する。
（添付資料 3.1.2.6）
格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため，格納
容器圧力及び雰囲気温度が上昇する。このため，原子炉注水と同時に常設低圧代 崩壊熱等：ジルコニウム－水反応，金替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷 属－水反応による発熱を含む却を実施することによって，格納容器の圧力及び雰囲気温度の上昇は抑制され 水蒸気等：水素を含むる。
原子炉水位が原子炉水位Ｌ０に回復後，サプレッション・プール水位の上昇を抑制するため，崩壊熱による蒸発量相当の原子炉注水流量とすることで原子炉水 設備設計及び運用の違い
位Ｌ０を維持するとともに，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器ス
プレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を一時停止する。
その後，崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等の格納容器内への放出により，格納容器圧力及び雰囲気温度は徐々に上昇する。そのため，再度，常設低圧
代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を実施することによって，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇は抑制される。
ベントラインの水没防止のために，格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作（サプレッション・チェンバ側）に伴うサプレッション・プール
水位の上昇（約 1.3m）を考慮し，サプレッション・プール水位がベントライン下
端を超えないように，サプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m に到達した時点で常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を停止する。事象発生から約 19 時間経過した時点でサプレ
ッション・プール水位が通常水位＋6.5m に到達するため，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を停止後，格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱を実施し，格納容器圧力及10／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
格納容器温度は，格納容器ベントによる格納容器温度低下後，溶融炉心からの放熱によって数時間は上昇傾向となるが，崩壊熱の減少に伴い低下傾向に転じて，その後は徐々に低下する。格納容器圧力については格納容器ベントによる格納容器圧力低下後，徐々に低下する。

b. 評価項目等
格納容器圧力は，第 7.2.1.3－10 図に示すとおり，原子炉格納容器内に崩壊熱が蒸気として放出されるため徐々に上昇するが，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却及び原子炉格納容器の限界圧力に接近した場合に格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を行うことによって,原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力の最大値は，原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa[gage]を超えない。なお，
原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力が最大となる事象開始約 38 時間後において，
水の放射線分解によって発生する水素ガス及び酸素ガスは，原子炉格納容器内の非凝縮ガスに占める割合の 2%以下であるため，その影響は無視し得る程度である。

格納容器温度は，第 7.2.1.3－11 図に示すとおり，原子炉格納容器内に崩壊熱が蒸気として放出されるため徐々に上昇するが，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を行うことによって，原子炉格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）の最高値は約 165℃となり,原子炉格納容器の限界温度 200℃を超えない。なお，事象開始直後，破断口から流出する過熱蒸気により一時的に格納容器温度は約 207℃となるが，この時の原子炉格
納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）は約 144℃であり，原子炉格納容器の限界
温度 200℃を超えない。

サプレッション・チェンバのベントラインを経由した場合の格納容器圧力逃がし装置

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）

備考び雰囲気温度を低下させる。格納容器雰囲気温度は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱を実施後，溶融炉心からの放熱によって上昇傾向となる期間が生じるが，崩壊熱の減少に伴い低下傾向に転じて，その後は徐々に低下する。格納容器圧力については格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作（サプレッション・チェンバ側）の実施により低下する。なお，格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作（サプレッション・チェンバ側）実施時のサプレッション・プール水位は，ベント管真空破壊装置及びサプレッション・チェンバ側のベントライン設置高さと比較して十分に低く推移するた 東海第二ではベント管真空破壊装置
め，ベント管真空破壊装置による真空破壊機能及び格納容器圧力逃がし装置によ 及びベントラインの水没に対する影る格納容器減圧及び除熱操作（サプレッション・チェンバ側）の機能は維持され 響を改めて記載している。
る。
ｂ．評価項目等
格納容器圧力は，第 3.1.3－10 図に示すとおり，格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため徐々に上昇するが，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱を行うことによって，格納容器バウンダリにかかる圧力の最高値は約 0.47MPa［gage］となり，評価項目である最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa［gage］）を下回る。なお，格納容器バウンダ
リにかかる圧力が最高となる事象発生約 18 時間後（最も遅く最高値に到達する
時間）において，水の放射線分解によって発生する水素及び酸素は，格納容器内の非凝縮性ガスに占める割合の 2％未満であるため，その影響は無視し得る程度である（水素及び酸素の総発生量に対する水の放射線分解によって発生する水素及び酸素の発生量は約 4％）。
格納容器雰囲気温度は，第 3.1.3－11 図に示すとおり，格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため徐々に上昇するが，常設低圧代
替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱を行うことによって，格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）の最高値は約 157℃となり，評価項目である 200℃を下回る。なお，事象開始直後，破断口から流出する過熱蒸気により一時的に格納容器雰囲気温度は約 202℃となるが，このときの格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）は約 137℃であり，評価項目である 200℃を下回る。
（添付資料 3.1.2.8）
大気中へのＣｓ－137 放出量について，ベントラインへの移行量においては保守的に格納容器からの漏えいがない場合を想定し評価しており，サプレッショ ベント放出量を多く見積もる観点で，ン・チェンバのベントラインを経由した場合の格納容器圧力逃がし装置による大 「漏えいを考慮しない解析における気中へのＣｓ－137 の放出量は約 1.2×10－４TBq（事象発生 7 日間）であり，評価 ベント放出量」を評価していることを
11／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

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）

備考による大気中への Cs-137 の総放出量は約 1.4×10-3TBq（7 日間）であり，100TBq を下回る。

項目である 100TBq を下回る。また，ドライウェルのベントラインを経由した場 記載（ＫＫも方法は同じ）
合の放出量は約 3.7TBq（事象発生 7 日間）であり，評価項目である 100TBq を下回る。

ドライウェルのベントラインを経由した場合の格納容器圧力逃がし装置による大気中への Cs-137 の総放出量は約 2.0TBq（7 日間）であり，100TBq を下回る。
なお，原子炉格納容器が健全であるため，原子炉格納容器から原子炉建屋への放射性物質の漏えい量は制限され，また，大気中へはほとんど放出されないものと考えられる。
これは，原子炉建屋内に漏えいした放射性物質は，原子炉建屋内で時間減衰し，また，
粒子状放射性物質は，原子炉建屋内での重力沈降や水蒸気の凝縮に伴い，原子炉建屋内に沈着すると考えられるためである。原子炉建屋内での放射性物質の時間減衰及び粒子状放射性物質の除去効果等を保守的に考慮せず，原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいを想定した場合，漏えい量は約 14TBq（7 日間）となる。原子炉建屋から大気中への Cs-137 の漏えい量に，ドライウェルのベントラインを経由した格納容器圧力逃がし装置による Cs-137 の放出量を加えた場合でも，約 16TBq（7 日間）であり，100TBqを下回る。
事象発生からの 7 日間以降，Cs-137 の放出が継続した場合の影響評価を行ったところ，サプレッション・チェンバのベントラインを経由した格納容器圧力逃がし装置による総放出量は，約 4.0×10-3TBq(30 日間)及び約 8.5×10-3TBq(100 日間)である。ドラ
イウェルのベントラインを経由した場合には，
約3.1TBq(30 日間)及び約3.2TBq(100 日間)である。原子炉建屋から大気中への Cs-137 の漏えい量にドライウェルのベントライ
ンを経由した格納容器圧力逃がし装置による Cs-137 の放出量を加えた場合でも，約18TBq（30 日間）及び約 18TBq（100 日間）であり，100TBq を下回る。

なお，格納容器が健全であるため，格納容器から原子炉建屋への放射性物質の漏えい量は制限され，また，大気中へはほとんど放出されないものと考えられる。 代替循環冷却系を使用する場合と同
これは，原子炉建屋内に漏えいした放射性物質は，原子炉建屋内で時間減衰し， 様の記載を追加
また，粒子状放射性物質は，原子炉建屋内での重力沈降や水蒸気の凝縮に伴い，原子炉建屋内に沈着すると考えられるためである。原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいを想定した場合，原子炉建屋から大気中へ漏えいするＣｓ－137 の漏えい量については，約 14.3TBq（事象発生 7 日間）であり，格納容器からの漏えいがない場合の評価におけるサプレッション・チェンバのベントライン
を経由した場合の格納容器圧力逃がし装置による大気中へのＣｓ－137 の放出量を加えた場合でも，約 15TBq（事象発生 7 日間）であり，評価項目である 100TBqを下回る。なお，ドライウェルのベントラインを経由した場合の放出量を加えた
場合でも，約 18TBq（事象発生 7 日間）であり，100TBq を下回る。
事象発生 7 日間以降，Ｃｓ－137 の放出が継続した場合の放出量評価を行った
結果，サプレッション・チェンバのベントラインを経由した場合の格納容器逃がし装置による放出量は，約 1.3×10－４TBq（30 日間）及び 1.5×10－４TBq（100 日間）であり，ドライウェルのベントラインを経由した場合には，約 4.1TBq（30日間）及び約 4.1TBq（100 日間）である。原子炉建屋から大気中へのＣｓ－137の漏えい量にドライウェルのベントラインを経由した格納容器圧力逃がし装置
によるＣｓ－137 の放出量を加えた場合でも，約 19TBq（30 日間）及び約 20TBq（100 日間）であり，いずれの場合も 100TBq を下回る。なお，放出量評価においては，原子炉建屋内での放射性物質の時間減衰及び除去効果を保守的に考慮して 代替循環冷却系を使用する場合と同おらず，これらの効果を考慮した場合，放出量は小さくなる。
様の記載を追加（添付資料 3.1.3.4，3.1.3.5，3.1.3.6）
第 3.1.3－4 図及び第 3.1.3－6 図に示すとおり，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）による注水継続により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，第 3.1.3－14 図に示すとおり，約 19 時間後にサプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m に到達した時点で，常設低圧代替注水系
ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を停止
し，格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱を開始することで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。
本評価では，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)及び(7)の評価項目について対策の有効性を確認した。
（添付資料 3.1.3.7）

第 7.2.1.3－6 図に示すとおり，低圧代替注水系（常設）による注水継続により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，第 7.2.1.3－10 図に示すとおり，原子炉格納容器の限界圧力接近時点で，約 38 時間後に格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を開始することで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。

本評価では，「6.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)，(2)及び(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。

12／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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7.2.1.3.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
3.1.3.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与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は，運転員等操作時間
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する。
ものとする。
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」（代替循環冷却系を使用しない場合）では，原子炉格納容器内へ流出した高温の原子炉（代替循環冷却系を使用できない場合）では，格納容器内へ流出した高温の原子炉冷冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，ジルコニウム－水反応等に却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，ジルコニウム－水反応等によって発生した非凝縮性ガス等が蓄積することが特徴である。
よって発生した非凝縮性ガスが蓄積することが特徴である。よって，不確かさの影響
また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象発生から 12 時間程度までのを確認する運転員等操作は，事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作とし短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，常て，常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作並びに常設低圧代替注水系ポ 東海第二では長期・短期に因らず事象
設代替交流電源設備からの受電操作，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作，ンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び低圧代替 進展に有意な影響を与えると考えら
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作及び格納容器圧力
注水系（常設）による原子炉注水操作，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納 れる操作については記載している。
逃がし装置による原子炉格納容器除熱操作とする。
容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作，格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作（サプレッション・チェンバ側）とする。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本格納容器破損モードにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「6.7 解析 (1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
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
本格納容器破損モードにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7
さの影響評価は以下のとおりである。
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
a. 運転員等操作時間に与える影響の不確かさの影響評価は以下のとおりである。
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管
ａ．運転員等操作時間に与える影響
変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料性及び CORA 実験についての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジ被覆管変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，ＴＭＩ事故
ルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間に与える影響についての再現性及びＣＯＲＡ実験についての再現性を確認している。炉心ヒーは小さいことを確認している。原子炉注水操作については，非常用炉心冷却系による原トアップの感度解析（ジルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）で子炉への注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに低圧代替注水系（常設）によるは，炉心溶融開始時間に与える影響は小さいことを確認している。常設低圧代替
原子炉注水（電源の確保含む）を行う手順となっており，燃料被覆管温度等を操作開始
注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却 東二では，大破断ＬＯＣＡ＋高圧・低の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はな
操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，大破断ＬＯ 圧注水機能喪失＋炉心損傷を判断しい。また，格納容器スプレイ操作については，炉心ヒートアップの感度解析では，格納ＣＡが発生し，高圧・低圧注水機能の喪失により炉心損傷したと判断した場合， た場合に，代替格納容器スプレイと原容器圧力及び温度への影響は小さいことを確認していることから，運転員等操作時間に速やかに常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設） 子炉注水を同時に行う。（高圧・低圧
与える影響は小さい。
による格納容器冷却操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作を行 注水機能喪失のみの場合は，炉心損傷
う手順となっており，燃料被覆管温度等を操作開始の起点としている運転員等操 防止対策のＴＱＵＶのように代替原
作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，炉心ヒートア 子炉注水のみを行う）
ップの感度解析では，格納容器圧力及び雰囲気温度への影響は小さいことを確認 燃料被覆管温度等：被覆管酸化割合をしていることから，格納容器圧力を操作開始の起点としている常設低圧代替注水 含む系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却に係
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとしる運転員等操作時間に与える影響は小さい。
て，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かのモデルが精緻である解析コード SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析さとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子
13／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
コード MAAP の評価結果の方が保守的であり，注水操作による有効燃料棒頂部までの水位回復時刻は解析コード SAFER の評価結果との差異は小さいことを確認している。原子炉注水操作については，非常用炉心冷却系による原子炉への注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（電源の確保含む）を行
う手順となっており，原子炉水位を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

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

炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。本評
価事故シーケンスでは，炉心の損傷状態を起点に操作開始する運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内 FP 挙動の不確かさとして，核分裂生成物（FP）
挙動モデルはPHEBUS-FP 実験解析により原子炉圧力容器内へのFP 放出の開始時間を適切に再現できることを確認している。PHEBUS-FP 実験解析では，燃料被覆管破裂後の FP 放出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると推定される。本評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の原子炉圧力容器
内 FP 放出を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時

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

炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コードＳＡＦＥＲの評価結果との比較
により水位低下幅は解析コードＭＡＡＰの評価結果の方が大きく，解析コードＳ
ＡＦＥＲに対して保守的であり，注水操作による燃料有効長頂部までの水位回復
時刻は解析コードＳＡＦＥＲの評価結果との差異は小さいことを確認している。
常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による
格納容器冷却操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，
大破断ＬＯＣＡが発生し，高圧・低圧注水機能の喪失により炉心損傷したと判断した場合，速やかに常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷
却系（常設）による格納容器冷却操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉
注水操作を行う手順となっており，原子炉水位を操作開始の起点としている運転
員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
格納容器における格納容器各領域間の流動，気液界面の熱伝達並びに構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析において区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程
度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向を確認しているが，ＢＷＲの格
納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においては不確かさが小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，格納容器圧力を操作開始の起点としている常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器ス
プレイ冷却系（常設）による格納容器冷却に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，ＣＳＴＦ実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データとよく一致することを確認しており，その差異は小さいことから，格納容器圧力を操作開始の起点としている常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルはＴＭＩ事故についての再現性を確認 ＭＡＡＰコード内では，リロケーショしている。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により原子 ンモデルにおいて炉心の損傷状態を
炉圧力容器破損時間に与える影響は小さいことを確認している。本評価事故シー 評価しているわけではないため，当該ケンスでは，リロケーションを起点に操作開始する運転員等操作はないことか 項目に記載すべき項目としてリロケら，運転員等操作時間に与える影響はない。
ーションのままとした。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内ＦＰ挙動の不確かさ
として，核分裂生成物（ＦＰ）挙動モデルはＰＨＥＢＵＳ－ＦＰ実験解析により原子炉圧力容器内へのＦＰ放出の開始時間を適切に再現できることを確認している。ＰＨＥＢＵＳ－ＦＰ実験解析では燃料被覆管破裂後のＦＰ放出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると推定さ
14／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
間に与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉格納容器内 FP 挙動の不確かさとして，核分裂生成物（FP）挙動モデルは ABCOVE 実験解析により原子炉格納容器内のエアロゾ
ル沈着挙動を適正に評価できることを確認している。本評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の原子炉格納容器内 FP 挙動を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
b. 評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管
変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）では，格納容器圧力及び温度への影響は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析
コード MAAP の評価結果の方が保守的であり，注水操作による有効燃料棒頂部までの水位回復時刻は解析コード SAFER の評価結果との差異は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）
は HDR 実験解析では区画によって格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，
CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致す
ることを確認しており，その差異は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，
溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。
また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により炉心溶融時間に与える影響
は小さいことを確認しており，事象進展はほぼ変わらないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

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）

備考れる。本評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の原子炉圧力容器内ＦＰ放出を操
作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の格納容器における格納容器内ＦＰ挙動の不確かさとして，核分裂生成物（ＦＰ）挙動モデルはＡＢＣＯＶＥ実験解析により，格納容器内のエアロ
ゾル沈着挙動を適正に評価できることを確認している。本評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の格納容器内ＦＰ挙動を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 3.1.3.8）
ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，ＴＭＩ事故についての再現性及びＣＯＲＡ実験についての再現性が確認されている。また，
炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）では，格納容器圧力及び雰囲気温度への影響は小さいことを確認している 評価項目となるパラメータ：格納容器
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。
圧力・温度
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）では，原子炉水位挙動について原
子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コードＳＡＦＥＲの評価結果との比較により，水位低下幅は解析コードＭＡＡＰの評価結果の方が大きく，解析コー
ドＳＡＦＥＲに対して保守的であり，注水操作による燃料有効長頂部までの水位回復時刻は解析コードＳＡＦＥＲの評価結果との差異は小さいことを確認して 評価項目となるパラメータ：格納容器
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。
圧力・温度
格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導並びに気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向を確認しているが，ＢＷＲの格納容
器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においては不確かさが小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧
力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，ＣＳＴＦ実験解析により格納容器温度
及び非凝縮性ガス濃度の挙動は測定データとよく一致することを確認しており， 評価項目となるパラメータ：格納容器
その差異は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。 圧力・温度
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルはＴＭＩ事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により炉心溶融開始時間に与える影響は小さいことを確認しており，事象進展はほぼ変わら 評価項目となるパラメータ：格納容器
15／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内 FP 挙動の不確かさとして，核分裂生成物（FP）
挙動モデルはPHEBUS-FP 実験解析により原子炉圧力容器内へのFP 放出の開始時間を適切に再現できることを確認している。PHEBUS-FP 実験解析では，燃料被覆管破裂後の FP 放出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると推定される。炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉格納容器内 FP
挙動の不確かさとして，核分裂生成物（FP）挙動モデルは ABCOVE 実験解析により原子炉格納容器内のエアロゾル沈着挙動を適正に評価できることを確認している。したがって，大気中への Cs-137 の総放出量の観点で評価項目となるパラメータに与える影響はない。なお，本評価事故シーケンスにおける格納容器圧力逃がし装置による大気中へのCs-137 の総放出量は，評価項目（100TBq を下回っていること）に対して，サプレッション・チェンバのベントラインを経由した場合は約 1.4×10-3TBq（7 日間），ドライウ
ェルのベントラインを経由した場合は約 2.0TBq（7 日間）であり，評価項目に対して余裕がある。

(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 7.2.1.3－2 表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。

(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生す
る蒸気量は少なくなり，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び温度の上昇が遅くなるが，操作手順(原子炉水位が破断口高さまで水位回復
後に原子炉注水から格納容器スプレイへ切り替えること及び格納容器圧力に応じて格納容器ベントを実施すること)に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影
響はない。

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。
圧力・温度
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内ＦＰ挙動及び炉心損
傷後の格納容器内ＦＰ挙動の不確かさとして，核分裂生成物（ＦＰ）挙動モデル
は，ＰＨＥＢＵＳ－ＦＰ実験解析により，原子炉圧力容器内へのＦＰ放出の開始
時間を適切に再現できることを確認している。ＰＨＥＢＵＳ－ＦＰ実験解析では，燃料被覆管破裂後のＦＰ放出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると推定される。炉心損傷後の格納容器における格納容器内ＦＰ挙動の不確かさとして，核分裂生成物（ＦＰ）挙動モデルは，
ＡＢＣＯＶＥ実験解析により格納容器内のエアロゾル沈着挙動を適正に評価できることが確認されている。したがって，大気中へのＣｓ－137 の放出量の観点 評価項目となるパラメータ：Ｃｓ放出で評価項目となるパラメータに与える影響はない。なお，本評価事故シーケンス 量における格納容器圧力逃がし装置によるＣｓ－137 の放出量は，
評価項目（100TBq
を下回っていること）に対して，サプレッション・チェンバのベントラインを経由した場合は約 1.2×10－４TBq（7 日間），ドライウェルのベントラインを経由した場合は約 3.7TBq（7 日間）であり，評価項目である 100TBq に対して余裕がある。
（添付資料 3.1.3.8）(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 3.1.3－2
表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等の最確条件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては，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があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd／t に対して最確条件は燃焼度 33GWd／t 以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合には，解析条件で設定している崩壊熱と同等以下となる。燃焼度
33GWd／t の場合は，解析条件と最確条件は同等であることから運転員等操作時間に与える影響はない。また，燃焼度 33GWd／t 未満の場合は，発生する蒸気量は少なくなり，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇が遅くなるが，操作手順（常設低圧代替注水系
ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作
並びに格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作（サプレッション・チェンバ側）を実施すること）に変わりはないことから，運転員等操作
16／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力及び格納容
器温度は，解析条件の不確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得る
が，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
事故条件の起因事象は，解析条件の不確かさとして，Excessive LOCA を考慮した場合，原子炉冷却材の流出量が増加することにより炉心損傷開始等が早くなるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

機器条件の格納容器圧力逃がし装置は，解析条件の不確かさとして，実際の流量が解析より多い場合，格納容器圧力及び温度上昇の抑制効果は大きくなるが，操作手順に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生す
る蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び温度の上昇が遅くなるが，格納容器圧力及び温度の上昇は格納容器スプレイ及び格納容器ベントにより抑制されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

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
時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器体積（サプレッション・チェンバ）の気相部及び液相部，サプレッション・プール水位及びドラ
イウェル雰囲気温度は，解析条件の不確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
事故条件の起因事象は，解析条件の不確かさとして，Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ Ｌ
ＯＣＡを考慮した場合，原子炉冷却材の流出量が増加することにより炉心損傷開始等が早くなるが，操作手順（常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作を実施すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回
復が早くなる可能性がある。溶融炉心の冠水後の操作として崩壊熱による蒸発を補う注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）は，解析条件で設定したス
プレイ流量（130m３／h 一定）に対して，最確条件は運転手順における流量調
整の範囲（102m３／h～130m３／h）となる。最確条件とした場合，サプレッション・プール水位の上昇が緩和されることから，サプレッション・プール水位を操作開始の起点とする格納容器圧力逃がし装置を用いた格納容器減圧及び除熱操作（サプレッション・チェンバ側）の開始時間が遅くなり，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。
機器条件の格納容器圧力逃がし装置は，解析条件の不確かさとして，実際の流量が解析より多い場合，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇の抑制効果は大きくなるが，操作手順に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 3.1.2.12，3.1.3.8）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd／t に対して最確条件は燃焼度 33GWd／t 以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱と同等以下となる。燃焼度
33GWd／t の場合は，解析条件と最確条件は同等であることから評価項目となるパラメータに与える影響はない。また，燃焼度 33GWd／t 未満の場合は，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇が遅くなるが，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇は代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び格納容器圧力逃がし装置により抑制されることから，評価項目と

備考

ゆらぎ：当該パラメータが運転上とりうる幅として記載している
Ｅ－ＬＯＣＡでは，注水配管の破断も仮定していることから，操作手順としてはスプレイのみを記載している。

ベント時間に対する影響も記載した

東海第二では代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）流量の不確かさを記載

評価項目となるパラメータ：格納容器
17／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力及び格納容
器温度は，解析条件の不確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得る
が，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
事故条件の起因事象は，解析条件の不確かさとして，Excessive LOCA を考慮した場合，原子炉冷却材の流出量が増加することにより炉心損傷開始等が早くなるが，原子炉格納容器へ放出されるエネルギは大破断 LOCA の場合と同程度であり，第 7.2.1.2－15 図及び第 7.2.1.2－16 図に示すとおり，格納容器圧力は 0.62MPa[gage]を下回っていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなり，格
納容器圧力及び温度上昇の抑制効果は大きくなるが，格納容器圧力及び温度の上昇に有意な影響を与えないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

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

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

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）

備考なるパラメータに対する余裕は大きくなる。
圧力・温度
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器体積（サプレッション・チェンバ）の気相部及び液相部，サプレッション・プール水位及びドラ
イウェル雰囲気温度は，解析条件の不確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目 評価項目となるパラメータ：格納容器となるパラメータに与える影響は小さい。
圧力・温度
事故条件の起因事象は，解析条件の不確かさとして，Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ Ｌ
ＯＣＡを考慮した場合，原子炉冷却材の流出量が増加することにより炉心損傷開始等が早くなるが，格納容器へ放出されるエネルギは大破断ＬＯＣＡの場合と同程度であり，第 3.1.2－16 図及び第 3.1.2－17 図に示すとおり，格納容器
圧力及び温度は，それぞれ評価項目である最高使用圧力の2 倍（0.62MPa［gage］）
及び 200℃を下回っていることから，評価項目となるパラメータに与える影響 評価項目となるパラメータ：格納容器
は小さい。
圧力・温度
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性）は原子炉水位の回 ベント時間に対する影響も記載した
復は早くなり，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇の抑制効果は大きくなる
が，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇に有意な影響を与えないことから，評 評価項目となるパラメータ：格納容器
価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
圧力・温度
機器条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）は，解析条件で設定したス 東海第二では代替格納容器スプレイ
プレイ流量（130m３／h 一定）に対して，最確条件は運転手順における流量調 冷却系（常設）流量の不確かさを記載
整の範囲（102m３／h～130m３／h）となる。最確条件とした場合でも，スプレイ
流量は，格納容器圧力の上昇を抑制可能な範囲で調整し，また，代替格納容器
スプレイ冷却系（常設）の停止後に格納容器最高使用圧力に到達した時点で格
納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作（サプレッション・チ
ェンバ側）を実施する運転員等操作に変わりはなく，格納容器圧力の最高値はおおむね格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作（サプレッ 評価項目となるパラメータ：格納容器
ション・チェンバ側）の圧力で決定されることから，評価項目となるパラメー 圧力・温度
タに与える影響はない。
機器条件の格納容器圧力逃がし装置は，解析条件の不確かさとして，実際の流量が解析より多い場合，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇の抑制効果は大きくなるが，格納容器圧力の最高値は格納容器圧力逃がし装置による格納容器
減圧及び除熱操作（サプレッション・チェンバ側）時のピーク圧力であり，操作後の格納容器圧力挙動への影響はほとんどないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
評価項目となるパラメータ：格納容器（添付資料 3.1.2.12，3.1.3.8） 圧力・温度，Ｃｓ放出量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
18／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。

(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から 70 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，常設代替交流電源設備からの受電操作について，
実態の運転操作時間に基づき解析上の想定時間を設定していることから，運転員等操作時間に与える影響はない。なお，有効性評価では 2 系列の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 系の電源回復後に実施可能
であり，この場合も原子炉注水の開始時間が早くなる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，復水移送ポンプの起動操作が常設代替交流電源設備からの受電操作の影響を受けるが，低圧代替注水系(常設)は非常用高圧母線D 系の電源回復後に実施可能であり，
この場合も原子炉注水の開始時間が早くなる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。

操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作は，解析上の操作開始時間として原子炉水位が破断口高さまで水位回復後，格納容器温度が190℃超過を確認した時点を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，解析結果は原子炉水位が破断口高さまで水位回復前に既に格納容器温度は 190℃を超えており，実態の操作も原子炉水位が破断口高さまで水位回復後に低圧代替注水系（常設）から代替格納容器スプレイへ切り替えることとしており，実態の操作開始時間は，解析上の設定とほぼ同等であるため，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員
等操作時間に与える影響も小さい。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。代替格納容器スプレイへの切替え後，原子炉水位が原子炉水位低（レベル 1）まで低下した場合，
低圧代替注水系(常設)へ切り替えを行う。当該操作開始時間は，解析上の想定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影
響も小さい。また，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱操作は，解析上の操作
開始時間として格納容器圧力 0.62MPa[gage]接近時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，格納容器圧力が 0.62MPa[gage]に接近するのは，事象発生から約38 時間後である。また，格納容器ベントの準備操作は格納容器圧力の上昇傾向を監視しながらあらかじめ操作が可能であり，格納容器ベント操作の操作所要時間は時間余裕を

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高圧電源装置による緊急用母線の受電操作並びに常設
低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格
納容器冷却操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から 25 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，操作所要時間を踏まえて解析上の想定時間を設定していることから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，原子炉注水によって原子炉水位が原子炉水位Ｌ０まで回復した場合，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を崩壊熱による蒸発を補う流量に変更するとともに，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を停止する。運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は，解析上の想定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。当該操作は，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
操作条件の常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作は，格納容器圧力 465kPa［gage］到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，格納容器圧力の上昇は緩慢であり，継続監視していることから，操作開始の起点である格納容器圧力465kPa［gage］到達時点で速やかに操作を実施可能であり，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。当該操
作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始
時間は遅くなる可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。

対応手順の相違

解析上の想定時間を設定している表現を修正（操作開始の起点である格
納容器圧力の上昇が緩慢であり，継続
監視していることから速やかに実施
可能）

対応手順の相違（東海第二では代替格
納容器スプレイと代替原子炉注水を同時に実施）

操作条件の格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作（サプ
レッション・チェンバ側）は，解析上の操作開始時間として，サプレッション・
プール水位が通常水位＋6.5m 到達から 5 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，炉心損傷後の格納容器圧力逃がし装置による格納容器
19／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
含めて設定されていることから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，格納容器圧力 0.62MPa[gage]に至るまでに確実に原子炉格納容器除熱操作をすることが可能であるため，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不
確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室の運転員とは別に現場操作を行う運転員（現場）を配置しており，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，運転員等操作時間に与える影響として，常設代替交流電源設備からの受電操作について，解析上の原子炉注水開始時間(70 分後)は準備操作に時間余裕を含めて設定されており，原子炉水位の回復は早くなる可能性があるが，ジルコニウム－水反応
量により発熱量が増加する等の影響があるため，格納容器圧力及び温度の上昇に大きな差異はない。また，原子炉注水操作は，代替格納容器スプレイとの切替え操作であり，事象進展はほぼ変わらないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作は，運転員等操作時間に与える影響として，代替格納容器スプレイの操作開始は原子炉水位
が破断口高さまで水位回復後，格納容器温度が 190℃に到達時となり，実態の操作開始
時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影
響は小さい。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

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
減圧及び除熱操作（サプレッション・チェンバ側）の実施基準（サプレッション・プール水位通常水位＋6.5m）に到達するのは，事象発生の約 19 時間後である。また，格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作（サプ
レッション・チェンバ側）の準備操作はサプレッション・プール水位の上昇傾向を監視しながらあらかじめ操作が可能であり，格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作（サプレッション・チェンバ側）操作の操作所要
時間は時間余裕を含めて設定されていることから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，サプレッション・プール水位通常水位＋6.5m 到達時に速やかに格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作（サプ
レッション・チェンバ側）をすることが可能であるため，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。当該操作
は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時
間は遅くなる可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
（添付資料 3.1.3.8）(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高圧電源装置による緊急用母線の受電操作並びに常設
低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格
納容器冷却操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

備考

対応手順の相違（東海第二では代替格
納容器スプレイと代替原子炉注水を同時に実施）
評価項目となるパラメータ：格納容器
圧力・温度

操作条件の常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作は，運転員等操作時間に与える影響として，
格納容器圧力の上昇は緩慢であり，継続監視していることから，操作開始の起点である格納容器圧力 465kPa［gage］到達時点で速やかに操作を実施可能であり，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目 評価項目となるパラメータ：格納容器となるパラメータに与える影響は小さい。
圧力・温度
操作条件の格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作（サプ
レッション・チェンバ側）は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラ 評価項目となるパラメータ：格納容器
メータに与える影響は小さい。
圧力・温度，Ｃｓ放出量（添付資料 3.1.3.8）(3) 操作時間余裕の把握
操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメー (3) 操作時間余裕の把握
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
以下に示す。
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20／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，第 7.2.1.3－14 図から第 7.2.1.3－16 図に示すとおり，事象発生から 90 分後（操作開始時間 20 分程度の遅れ）までに常設代替交流電源設備からの受電操作を行い低圧代替注水系（常設）による原子炉注水が開始できれば，損傷炉心は炉心位置に保持され，評価項目を満足する結果となることから，時間余裕がある。

なお，格納容器ベント時における Cs 放出量は炉心損傷の程度の影響を受けるが，格納容器ベント開始時間はほぼ同等であることから，放出量に与える影響は小さい。

操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作については，事象発生から 90 分後（操作開始時間 20 分程度の遅れ）に低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始した場合の解析では，格納容器スプレイ開始のタイミング
は約 2.3 時間後であるため，現行の 2 時間に対して約 20 分程度の準備時間を確保できることから，時間余裕がある。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱操作については，格納容器ベント開始までの時間は事象発生から約 38 時間後の操作であり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。

(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。このほか，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）

東海第二発電所

備

考の結果を以下に示す。
第 3.1.3－16 図から第 3.1.3－18 図に示すとおり，操作条件の常設代替交流電源
設備による緊急用母線の受電操作並びに常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替
格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，事象発生から 50 分後（操作開始時間の 25
分の遅れ）までに常設代替高圧電源装置からの受電操作を行い，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水が開始できれば，損傷炉心は炉心位置に保 ・対応手順の相違
持され，評価項目を満足する結果となり，時間余裕がある。なお，格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作（サプレッション・チェンバ側）時におけるＣｓ放出量は炉心損傷の程度の影響を受けるが，格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作（サプレッション・チェンバ側）開始時間はほぼ同等であることから，放出量に与える影響は小さい。
操作条件の常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作については，
操作開始までの時間は事象発生から約 3.9
時間あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。なお，操作が大幅に遅れるような場合でも，格納容器圧力が評価項目となるパラメータである最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa［gage］）に到達するまでの時間は事象発生後約 14 時間後であり，時間余裕がある。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作（サプレッション・チェンバ側）については，格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作（サプレッション・チェンバ側）開始までの時間は事象発生から約 19
時間後の操作であり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。
（添付資料 3.1.3.8，3.1.3.9）(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。このほか，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。

7.2.1.3.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価
3.1.3.4 必要な要員及び資源の評価
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」 (1) 必要な要員の評価において，6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策時における事象発生 10 時間までに必要
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破な要員は，「7.2.1.3.1 格納容器破損防止対策」に示すとおり 28 名である。
「7.5.2 重大損）」の重大事故等対策に必要な災害対策要員（初動）は，「3.1.3.1 格納容器破損事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員及び緊急時対策要員等の防止対策」に示すとおり 21 名である。
「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価 必要な参集要員：タンクローリによる
21／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
72 名で対処可能である。有効性評価で考慮しない作業（原子炉ウェル注水）に必要な要員を 4 名含めた場合でも対処可能である。
また，事象発生 10 時間以降に必要な参集要員は 20 名であり，発電所構外から 10 時
間以内に参集可能な要員の 106 名で確保可能である。

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

備考結果」で説明している災害対策要員（初動）の 39 名で対処可能である。
燃料給油操作（2 名），格納容器圧力逃また，必要な参集要員は，「3.1.3.1 格納容器破損防止対策」に示すとおり 5 名 がし装置による格納容器減圧及び除であり，参集要員の 72 名に含まれることから対処可能である。
熱操作（現場での第二弁操作）を行う
ための重大事故等対応要員（3 名）(2) 必要な資源の評価
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」 (2) 必要な資源の評価において，必要な水源，燃料及び電源は，「7.5.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破を行い，その結果を以下に示す。
損）」において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2) 資源の評価条件」の条件
a. 水源にて評価を行い，以下のとおりである。
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（常設）ａ．水 源
による格納容器スプレイは，7 日間の対応を考慮すると，号炉あたり約 7,400m3 の水が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）による原子炉注水必要となる。6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮すると，合計約 14,800m3 の水が必要であ及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却については，7 日る。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約 1,700m3 及び淡水貯水池に約 18,000m3 の水間の対応を考慮すると，合計約 5,490m３の水が必要となる。
を保有している。これにより，6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮しても，必要な水源は水源として，代替淡水貯槽に 4,300m３及び西側淡水貯水設備に 4,300m３，合計確保可能である。また，事象発生 12 時間以降に淡水貯水池の水を，可搬型代替注水ポ
8,600m３の水を保有しており，可搬型代替注水中型ポンプを用いて，西側淡水貯ンプ（A-2 級）により復水貯蔵槽へ給水することで，復水貯蔵槽を枯渇させることなく
水設備から代替淡水貯槽への補給を行うことで，代替淡水貯槽を枯渇させること
復水貯蔵槽を水源とした 7 日間の注水継続実施が可能である。ここで，復水貯蔵槽へのなく，7 日間の対応が可能である。
補給の開始を事象発生 12 時間後としているが，これは，可搬型設備を事象発生から 12（添付資料 3.1.3.10）
時間以内に使用できなかった場合においても，その他の設備にて重大事故等に対応できるよう設定しているものである。
b. 燃料
常設代替交流電源設備による電源供給については，保守的に事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に 6 号及び 7 号炉において合計約 504kL の軽油が必要となる。可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への給水については，保守的に事象発生直後からの可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の運転を想定すると，7 日間の運転継続に号炉あたり約 15kL の軽油が必要となる。5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所
用可搬型電源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 547kL）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，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への給水，5 号炉原子炉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
常設代替交流電源設備による電源供給について，事象発生直後から 7 日間の常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 5 台）の運転を想定すると，約352.8kL の軽油が必要となる。軽油貯蔵タンクには約 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（常設代替高圧電源装置 5 台）による 7 日間の電源供給の継続が可能である。
西側淡水貯水設備を水源とした可搬型代替注水中型ポンプ（1 台）による代替
淡水貯槽への補給について，事象発生直後から 7 日間の可搬型代替注水中型ポンプ（1 台）の運転を想定すると，約 6.0kL の軽油が必要となる。可搬型設備用軽油タンクには約 210kL の軽油を保有していることから，西側淡水貯水設備を水源とした可搬型代替注水中型ポンプ（1 台）による 7 日間の代替淡水貯槽への補給の継続が可能である。
緊急時対策所用発電機による電源供給について，事象発生直後から 7 日間の緊
急時対策所用発電機の運転を想定すると，約 70.0kL の軽油が必要となる。緊急時対策所用発電機燃料油貯蔵タンクに約 75kL の軽油を保有していることから，
22／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
c. 電源
常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故等対策に必要な負荷として，
6 号炉で約 1,104kW，7 号炉で約 1,071kW 必要となるが，常設代替交流電源設備は連続定格容量が 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。

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

緊急時対策所用発電機による 7 日間の電源供給の継続が可能である。
（添付資料 3.1.3.11）
ｃ．電 源
重大事故等対策時に必要な負荷は約 2,653kW であるが，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 5 台）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。なお必要な負荷には，有効性評価で期待しないが電源供給される不要な負荷も含まれている。
緊急時対策所用発電機については，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
（添付資料 3.1.3.12）

7.2.1.3.5 結論
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」 3.1.3.5 結論
では，原子炉格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によ
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」って発生した水蒸気，ジルコニウム－水反応等によって発生した非凝縮性ガス等が蓄積
では，格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によってすることによって，格納容器内雰囲気圧力・温度が徐々に上昇し，原子炉格納容器の過発生した水蒸気，ジルコニウム－水反応等によって発生した非凝縮性ガスが蓄積する
圧・過温により原子炉格納容器の破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「雰ことによって，格納容器圧力及び温度が上昇し，格納容器の過圧・過温により格納容
囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」に対する格納容器破損防器の破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静止対策としては，初期の対策として低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段，安的負荷（格納容器過圧・過温破損）」に対する格納容器破損防止対策としては，初期定状態に向けた対策として代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器の対策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）による原子冷却手段及び格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱手段を整備している。
炉注水手段及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却手段を整備している。また，安定状態に向けた対策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）による原子炉注水手段，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代
替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却手段及び格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱手段を整備している。
東海第二における代替循環冷却系が格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」
格納容器圧力逃がし装置は，多重化設計とする代替循環冷却系のさらなる後段の対 使用できない場合の評価の位置付けの評価事故シーケンス「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失＋全交流動力電源喪失」につ策であり，重大事故時に事象発生後短期に格納容器圧力逃がし装置を使用することは を記載
いて，代替循環冷却系を使用しない場合を想定し，格納容器圧力逃がし装置を使用する
実質的には考えられないが，格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷場合の有効性評価を行った。
（格納容器過圧・過温破損）」の評価事故シーケンス「大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷
上記の場合においても，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納容器ス
却失敗＋低圧炉心冷却失敗」について，代替循環冷却系を使用できない場合を想定し，プレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置による原子格納容器圧力逃がし装置を使用する場合の有効性評価を行った。
炉格納容器除熱を実施することにより，原子炉格納容器雰囲気の冷却及び除熱が可能で上記の場合においても，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）ある。
による原子炉注水を継続し，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレ
その結果，ジルコニウム－水反応等により可燃性ガスの蓄積が生じた場合においてもイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置による格納容器減原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度，放射性物質の総放出量は，評価項目
圧及び除熱を実施することで，格納容器冷却，減圧及び除熱が可能である。
ジルコニウム－水反応等：水の放射線を満足している。また，安定状態を維持できる。
その結果，ジルコニウム－水反応等により可燃性ガスの蓄積が生じた場合において 分解，金属－水反応を含む
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与えも格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度，放射性物質の総放出量は，評価項目を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。
満足している。また，安定状態を維持することができる。
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解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与23／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

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

考果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
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
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。
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
また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
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，代替格納容器スプレイ
重大事故等対策時に必要な要員は，災害対策要員にて確保可能である。また，必要冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納な水源，燃料及び電源を供給可能である。
容器除熱等の格納容器破損防止対策は，選定した評価事故シーケンスに対して有効であ以上のことから，格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容ることが確認でき，格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器 器過圧・過温破損）」において，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常過圧・過温破損）」に対して有効である。
設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱の格納容器破損防止対策は，選定した評価事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」に対して有効である。

24／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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

25／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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

26／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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）

備

考

27／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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

28／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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）

備

考

29／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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

30／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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）

備

考

31／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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

32／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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

33／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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

34／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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

35／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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

36／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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

37／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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

38／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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

39／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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

40／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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

41／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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

42／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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

43／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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

44／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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

45／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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

46／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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

47／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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

48／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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

49／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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

50／50