資料2-4-1
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柏崎刈羽原子力発電所6号及び7号炉審査資料
資料番号
KK67-0059 改03
提出年月日
平成27年7月14日

柏崎刈羽原子力発電所 6号及び7号炉事故シーケンスグループ及び重要事故シーケンス等の選定について（補足説明資料）（指摘事項に対する回答）

平成27年7月
東京電力株式会社

No.

日付

評価
種別

対象
分類

指摘事項

対応する補足説明資料の番号、備考等

資料該当頁

142-1

PRA の結果とそれに応じた対策の対応については、事故シーケ 事故シーケンス
選定報告書
PRA 結果を踏まえた考察及び対 ンス選定説明資料(※)にてご説明します。
シーケンス
29～33,
2014/9/30
共通 策について説明すること(重要シ ※平成 27 年 7 月 14 日第 249 回審査会合 資料 2-4-2 第 1-3
選定
ーケンス選定の説明時)
表, 第 1-4 表, 第 2-4 表, 第 3-1 表, 第 3-2 表, 別紙 4
59,70～73,(コメント No. 144-3, 146-5 と合わせて回答)
168 頁

142-3

2014/9/30

144-1

事故シーケンス選定説明資料の関係箇所の記載を見直しまし 事故シーケンス
有効性評価において，重要事故たので、事故シーケンス選定説明資料(※)にてご説明します。
選定報告書
シーケンス
シーケンスに他のシーケンスが2014/10/2
共通※平成 27 年 7 月 14 日第 249 回審査会合 資料 2-4-2 1.3.1,
18～24,
選定
包括されていることを説明するこ1.3.2, 第 1-4 表と。
31～33 頁
(コメント No. 144-11, 146-3 と合わせて回答)

144-2

事故シーケンス選定説明資料の関係箇所に、黄砂の影響の検外部事象については黄砂の影響 討結果を追記しましたので、事故シーケンス選定説明資料(※) 事故シーケンス
シーケンス
選定報告書
2014/10/2
共通 についても検討した上，選考の にてご説明します。
選定
是非を考慮すること。
※平成 27 年 7 月 14 日第 249 回審査会合 資料 2-4-2 別紙
90 頁
1(補足 1) 添付資料 1-1

144-3

事故シーケンス
PRA の分析に基づいて選定され他コメントと合わせて回答
選定報告書
た対策の説明をした上で，事故
シーケンス
PRA の結果とそれに応じた対策についてのコメントであり、本リ
29～33,
2014/10/2
共通 シーケンスにおける対策(炉心損選定
スト No. 142-1 と同じ主旨のコメントと認識しておりますので、No.
傷，格納容器破損防止，停止時)
59,70～73,
142-1 と合わせてご説明します。
を説明すること。

内部事象，地震，津波の各 PRA 各 PRA の結果の比較可能性については、事故シーケンス選定 事故シーケンス
シーケンス
選定報告書
共通 について，それぞれの結果の比 説明資料(※)にてご説明します。
選定
較可能性について説明すること。 ※平成 27 年 7 月 14 日第 249 回審査会合 資料 2-4-2 1.3.1 d17,18 頁

168 頁

144-4

事故シーケンスの抽出に関する地震、津波を除く外部事象については、網羅的に抽出・分析し、設計基準を超える規模の事象が発生した場合を考慮しても、追加すべき事故シーケンスは無 事故シーケンス
いことを確認しています。詳細は事故シーケンス選定説明資料 選定報告書
外部事象については，損傷モー (※)にてご説明します。
83 頁
ドは内的 PRA に内包されても対 ※平成 27 年 7 月 14 日第 249 回審査会合 資料 2-4-2 別紙策に影響を及ぼす場合は事故シ 1(補足 1)
シーケンス
2014/10/2
共通 ーケンスが異なることが想定され (コメント No. 146-4 と合わせて回答)
選定るので，対策を含めて内的 PRAに包絡されることを説明するこ 補足説明資料【144-4】参照(外部事象の分析から抽出され、喪失する系統機能が内部事象と。
本資料
PRA から得られた事故シーケンスと同じ事故シーケンスに対し、
本来 PRA 等で考慮しない重大事故等防止対策への外部事象
6頁の影響を想定しても、それらの事故シーケンスが内部事象起因の事故シーケンスに包絡できることの確認)

144-5

補足説明資料【144-5】参照(有効性評価の補足説明資料(※)より一部評価結果を変更し再過渡事象の違いによる SA 事象 掲)
シーケンス
進展への影響を踏まえて，起因 有効性評価で起因とする具体的な過渡事象は、基本的に当該2014/10/2
共通選定
事象となっている過渡事象の妥 事象の評価指標に対する厳しさの観点で選定しております。詳当性を説明すること。
細は有効性評価の各事象の説明の際にご説明しております。
※平成 26 年 11 月 20 日第 163 回審査会合 資料 1-2 「12. 重
要事故シーケンスの起因とする過渡事象の選定について」

本資料
11 頁

目次-1

1

No.

日付

評価
種別

対象
分類

指摘事項

対応する補足説明資料の番号、備考等

資料該当頁

評価事故シーケンスは基本的に当該事象による格納容器への負荷の厳しさの観点で抽出しており、代表性を有しているものと考えます。プラント損傷状態(PDS)及び評価事故シーケンスの選定の考え方については、事故シーケンス選定説明資料(※)に 事故シーケンス
選定報告書てご説明します。

144-6

144-7

※平成 27 年 7 月 14 日第 249 回審査会合 資料 2-4-2 第 2-3
表, 第 2-4 表
FCI 及び MCCI の評価事故シー(コメント No. 144-8, 146-9, 146-19, 146-20, 146-21 と合わせて
シーケンス
ケンスについては，解析コードの回答)
2014/10/2
共通選定
不確実性を踏まえ(有効性評価時に)代表性を説明すること。
他の審査項目に関する指摘事項
解析コードの不確かさについては、解析コードのご説明(※)の際にご説明しております。また、解析条件の不確かさを踏まえた上でも代表性を有していることについては、有効性評価のご説
明の際にご説明します。
※平成 27 年 6 月 9 日第 236 回審査会合 資料 1-2 資料 1-4,
資料 1-5

格納容器破損防止対策のうち過圧・過温破損の評価事故シーケ
シーケンス
2014/10/2
共通 ンスの選定の妥当性(水素の発 補足説明資料【144-7】参照
選定
生などを考慮することを含む)を説明すること。

58, 59 頁

-

本資料
19 頁

他コメントと合わせて回答
事故シーケンス
評価事故シーケンスの考え方についてのコメントであり、本リス
選定報告書
ト No. 144-6 と同じ主旨のコメントと認識しておりますので、No.
58, 59 頁
144-6 と合わせてご説明します。

144-8

2014/10/2

水素燃焼の評価事故シーケンス なお、水素燃焼の評価事故シーケンスは格納容器内での酸素
シーケンス
共通 について選定の妥当性を説明す 濃度が最も高くなると考えられるシーケンスを抽出しており、代選定ること。
表性を有しているものと考えます。有効性評価における水素燃
焼のご説明(※)の際には同様のご説明に加え、格納容器内での多量の水素発生(燃料被覆管の 75%が酸化)を仮定した場合の評価結果をお示しし、酸素濃度の観点では現状の評価結果の方が厳しいことをお示ししております。
※ 平成 27 年 1 月 27 日第 187 回審査会合 資料 2-2-1

144-9

重要事故シーケンス選定の考え方について，緩和措置に必要なシーケンス
2014/10/2
共通 時間や緩和設備の容量など，判 補足説明資料【144-9】参照
選定
断の根拠を定量的に説明すること。

反応度誤投入事象において，停 補足説明資料【144-10】参照
止余裕検査時の制御棒誤引抜 (有効性評価「反応度の誤投入」の説明資料(※)より一部検討内
シーケンス
144-10 2014/10/2
共通 き事象が代表性を有していること 容を追加し再掲)
選定を説明すること。(有効性評価に ※平成 27 年 3 月 17 日第 207 回審査会合 資料 1-3-1 添付資
おいて)
料 5.4.4

-

本資料
27 頁

本資料
32 頁

目次-2

2

No.

日付

評価
種別

対象
分類

指摘事項

対応する補足説明資料の番号、備考等

資料該当頁

表「PRA の結果に基づく新たなシ
事故シーケンスーケンスグループの検討」におい
他コメントと合わせて回答
選定報告書
シーケンス
て，対策の相違を考慮して事故
144-11 2014/10/2
個社
本リスト No. 144-1 と同じコメントと認識しておりますので、No.
18～24,
選定
シーケンスグループの区分を分
144-1 にてご回答致します。
けることを含めて，本文を含めて31～33 頁
整理すること。
別紙 2 の外部事象(地震)に特有の事故シーケンスの評価につい事故シーケンス選定説明資料の当該箇所に説明を追加しまし 事故シーケンス
シーケンスて，フラジリティー評価が保守性
選定報告書
144-12 2014/10/2
個社
たので、事故シーケンス選定説明資料(※)にてご説明します。
選定を持っていることを説明するとと※平成 27 年 7 月 14 日第 249 回審査会合 資料 2-4-2 別紙 2
153 頁
もに，記載内容の充実を検討すること。
地震 PRA において抽出された地震特有の事故シーケンスを，追 事故シーケンス選定説明資料の当該箇所の記載を見直しまし 事故シーケンス
シーケンス
選定報告書
144-13 2014/10/2
個社 加すべき事故シーケンスとして抽 たので、事故シーケンス選定説明資料(※)にてご説明します。
選定
出しない理由について，適切な ※平成 27 年 7 月 14 日第 249 回審査会合 資料 2-4-2 (1.1.2.2) 10～12 頁
記載とすること。
15.0m 以上の津波による直接炉
心損傷に係る事象の寄与割合を6.3%とする一方，実態として 20m
シーケンス
144-14 2014/10/2
個社 未満の津波高さまで直接炉心損 対象外(他事業者への指摘事項)
選定
傷に至る事象が発生しないとしていることについて，両者の関係を整理すること。

-

国内外の先進的な対策を考慮しても炉心損傷を防止することが困難なシーケンスに分類されるとシーケンス
144-15 2014/10/2
個社 した LOCA の範囲について，資 対象外(他事業者への指摘事項)
選定料の記載を見直すとともに，有効性評価において評価内容を説明
すること。

-

津波 PRA における直接炉心損
傷に至る事象について，国内外シーケンスの先進的な対策を講じた場合に144-16 2014/10/2
個社
対象外(他事業者への指摘事項)
選定
おいても炉心損傷を回避することが困難であるとしている記載について再検討すること。

-

津波 PRA における直接炉心損
傷に至る事象について，津波で浸水している状況においても炉
シーケンス
144-17 2014/10/2
個社 心損傷防止対策や格納容器破 対象外(他事業者への指摘事項)
選定
損対策を柔軟に活用できるとしていることについて説明を充実さ
せること。

-

重要事故シーケンスの抽出につシーケンス
いて，着眼点毎の分類の考え
2014/10/7
個社
対象外(他事業者への指摘事項)
選定方，着眼点を踏まえた選定の考え方を詳細に説明すること。

-

146-1

目次-3

3

No.

日付

評価
種別

対象
分類

指摘事項

対応する補足説明資料の番号、備考等

146-2

防潮堤機能喪失については，現状の評価では頻度が大きく，現シーケンス
実的な耐力を考慮して評価を見
2014/10/7
個社
対象外(他事業者への指摘事項)
選定
直すか，見直さない場合には新たな事故シーケンスとして追加す
ること。

146-3

重要性が高く評価されているシ 他コメントと合わせて回答
シーケンス
2014/10/7
共通 ーケンスは，もれなく有効性評価 本リスト No. 144-1 同じコメントと認識しておりますので、No. 144選定を示すこと。
1 にてご説明します。

146-4

146-5

資料該当頁

事故シーケンス
選定報告書

18～24,
31～33 頁

外部事象(地震・津波以外)の考 他コメントと合わせて回答
事故シーケンス
シーケンス
慮について，頻度や影響などの 外部事象(地震・津波以外)の考慮についてのコメントであり、本 選定報告書
2014/10/7
共通選定
観点から，シーケンスの追加の リスト No. 144-4 と同じ主旨のコメントと認識しておりますので、83 頁
要否について説明すること。
No. 144-4 と合わせてご説明します。
事故シーケンス
各事故シーケンスに対して選定 他コメントと合わせて回答
選定報告書
シーケンス
された対策に代表性があること PRA の結果とそれに応じた対策についてのコメントであり、本リ
29～33,
2014/10/7
共通選定を説明すること。(CV 破損，停止 スト No. 142-1 と同じ主旨のコメントと認識しておりますので、No.
59,70～73,時も同様)
142-1 と合わせてご説明します。

168 頁

146-6

事故シーケンス毎の主要カットセ
シーケンス
ットにおいて，抽出されている人
2014/10/7
個社
補足説明資料【146-6】参照
選定的過誤に対する具体的な対応策を説明すること。

146-7

2014/10/7

TBW の寄与について対策，着眼
シーケンス
共通 点を整理したうえで，重要事故シ 対象外(他事業者への指摘事項)
選定ーケンスとするか説明すること。

-

146-8

2014/10/7

LOCA 時注水機能喪失に対する
シーケンス
個社 対策について明確に説明するこ 対象外(他事業者への指摘事項)
選定
と。

-

146-9

他コメントと合わせて回答
事故シーケンス
レベル 1.5 の結果を踏まえて，最シーケンス
プラント損傷状態(PDS)選定の考え方についてのコメントであ 選定報告書
2014/10/7
共通 も厳しい PDS を選定した過程を選定
り、本リスト No. 144-6 と同じ主旨のコメントと認識しております示すこと。
58, 59 頁
ので、No. 144-6 と合わせてご説明します。

他コメントと合わせて回答
内部事象運転時レベル 1.5PRA の審査において頂いたコメント
シーケンス
崩壊熱除去機能喪失以外のシ と同じコメントと認識しておりますので、内部事象運転時レベル
146-10 2014/10/7
共通
選定
ーケンスの寄与割合を示すこと。 1.5PRA のコメント回答(※)においてご説明しました。
※平成 27 年 6 月 30 日第 244 回審査会合 資料 3-2-1 補足説
明資料【125-9】

146-11 2014/10/7

シーケンス
E-LOCA と大 LOCA の包絡性に個社対象外(他事業者への指摘事項)
選定
ついて詳細に説明すること。

崩壊熱除去機能喪失について，
補足説明資料【146-12】参照
主要な事故シーケンスに対する(有効性評価「崩壊熱除去機能喪失」の説明資料(※)より一部検シーケンス
炉心損傷防止対策を踏まえて，
146-12 2014/10/7
共通
討内容を追加し再掲)
選定
有効性評価で考慮するプラント※平成 27 年 3 月 17 日第 207 回審査会合 資料 1-3-1 添付資状態及び炉心損傷対策を選定し
料 5.1.2
た理由を説明すること。

本資料
38 頁

本資料
39 頁

目次-4

4

No.

日付

146-13 2014/10/7

評価
種別

対象
分類

指摘事項

対応する補足説明資料の番号、備考等

全交流動力電源喪失について，
シーケンス
共通 直流電源をどのように考慮して 補足説明資料【146-13】参照
選定いるか説明すること。

資料該当頁

本資料
41 頁

ピアレビューで挙げられたコメン
事故シーケンス
シーケンス
トについて，今回の PRA に反映 【ピアレビュー実施結果】「柏崎刈羽原子力発電所 6 号炉及び 7
選定報告書
146-14 2014/10/7
共通選定
する必要がない理由を整理して 号炉 PRA ピアレビュー実施結果について」参照
237 頁
説明すること。
全交流動力電源喪失のシーケン
シーケンス
スグループについて，評価シー
146-15 2014/10/7
個社対象外(他事業者への指摘事項)
選定
ケンスが網羅的に抽出されていることを説明すること。

-

崩壊熱除去機能喪失のシーケン
スグループについて，余裕時間がより厳しい炉心損傷先行破損
シーケンス
146-16 2014/10/7
個社 シーケンスではなく，格納容器先 対象外(他事業者への指摘事項)
選定
行破損シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した理由を説明すること。

-

146-17 2014/10/7

シーケンス
津波が防潮壁を越えた場合の有個社対象外(他事業者への指摘事項)
選定
効性評価について説明すること。

-

146-18 2014/10/7

シーケンス
E-LOCA 時の格納容器圧力につ個社
対象外(他事業者への指摘事項)
選定
いて，定量的な検討を行うこと。

-

他コメントと合わせて回答
プラント損傷状態から最も厳しい プラント損傷状態(PDS)選定の考え方及びそれに関連する評価 事故シーケンス
シーケンス
146-19 2014/10/7
共通 評価事故シーケンスを抽出する 事故シーケンスの抽出過程についてのコメントであり、本リスト 選定報告書
選定過程を詳細に示すこと。
No. 144-6 と同じ主旨のコメントと認識しておりますので、No. 58, 59 頁
144-6 と合わせてご説明します。
他コメントと合わせて回答
事故シーケンス
シーケンス
MCCI，FCI に対する PDS 選定の プラント損傷状態(PDS)選定の考え方についてのコメントであ 選定報告書
146-20 2014/10/7
共通選定
考え方を説明すること。
り、本リスト No. 144-6 と同じ主旨のコメントと認識しております
58, 59 頁
ので、No. 144-6 と合わせてご説明します。
大 LOCA と TQUV の MCCI シナ 他コメントと合わせて回答
事故シーケンス
シーケンス
リオを比較し，ペデスタル注水な プラント損傷状態(PDS)選定の考え方についてのコメントであ 選定報告書
146-21 2014/10/7
共通
選定
どの点でどちらに代表性がある り、本リスト No. 144-6 と同じ主旨のコメントと認識しております
58, 59 頁
か説明すること。
ので、No. 144-6 と合わせてご説明します。

－

－

共通

－

重大事故等防止対策実施後の 【状態 E 評価結果】「重大事故対処設備等に期待した場合のPRA の結果についての説明
PRA」参照

本資料
45 頁

目次-5

5

補足説明資料 【144-4】

外部事象によってプラント及び重大事故等対処設備に異常が発生する場合の対応可能性

1. はじめに
KK6/7 号機の事故シーケンスグループ及び重要事故シーケンスの選定においては、設計基準事故対処設備及びプラント運転開始時より備えている手段・設備のみに期待したプラント状態に対する PRA 等の結果をもとに、重要事故シーケ
ンス等を選定している。
重要事故シーケンス等は、重大事故等対処設備の有効性を確認するために適切なシナリオを選定することを目的として実施しているものであるが、今回のPRA は上記のプラント状態に対して実施したものであることから、重大事故等防止対策ついては評価の対象としていない。
一方、外部事象の発生に伴ってプラントに異常が発生する場合には、発電所敷地内に備えた重大事故等対処設備に影響が生じる場合も考えられる。但し、重大事故等対処設備は設計基準事象に耐えられるように設計されているため、重大事故等対処設備に影響が生じる場合とは、設計基準を超える規模の外部事象が発生した場合と整理できる。
これを踏まえ、設計基準を超える規模の外部事象によってプラントにどの様な起因事象が発生し得るかについて整理するとともに、起因事象が生じ、事故に進展する場合の対応可能性について整理する。なお、プラント停止時については、
一般に運転時に比べて時間余裕が長いことから、ここでは運転時について整理する。
2. 外部事象によって生じる起因事象について
外部事象のうち、地震、津波については PRA によって、その他の自然現象についても設計基準を超える規模の外部事象が発生した場合の影響を評価している。以下に、各外部事象が発生した場合に考えられる起因事象及び重大事故等対処設備への影響について考察する。
2.1 地震地震については、地震レベル 1PRA によって評価しており、イベントツリー
によって分析した通り、炉心損傷直結事象以外では全交流電源喪失や最終ヒー
トシンクの喪失、外部電源喪失、過渡事象等が生じる可能性がある。
上記の PRA の前提に対し、重大事故等対処設備が配備されている場合の影響を考察する。
重大事故等対処設備については基準地震動を受けても機能を維持するように設計されており、基準地震動以上の地震動への耐震性が確保されている。また、
144-4-1

6

補足説明資料 【144-4】

発電所敷地が大規模な地震動を受けた場合であっても、重大事故等対処設備は設計基準事故対処設備に対して位置的に分散して配置されていることから、地盤や建屋の応答の結果、各機器に加えられる加速度が変化すると考えられ、設計基準事故対処設備が損傷する場合に重大事故等対処設備にも影響が生じるか否かは不確かさが大きい。なお、同時に機能を喪失する可能性が高い、非常に規模の大きな地震が発生した場合には、建屋損傷等の炉心損傷直結事象が支配的となるが、これについては地震特有のシーケンスとして抽出している。
このことから、大規模な地震が発生した場合であって、炉心損傷直結事象の発生には至らず、全交流電源喪失や最終ヒートシンクの喪失、外部電源喪失、過渡事象が起因となる場合、同時に重大事故等対処設備が機能喪失している可能性はあるものの、どこで機能喪失が生じるかについては不確かさが大きく、現在有効性評価で評価している決定論のシナリオに重大事故等対処設備の地震による機能喪失の前提を設定することは困難である。
実際に大規模な地震が発生した場合であって、起因事象として全交流電源喪
失や最終ヒートシンクの喪失、外部電源喪失、過渡事象が発生し、有効性評価で期待する重大事故等対処設備の機能喪失が生じた場合に備えて、有効性評価で期待する設備のみならず、その他の対策によって機能を多様化しておくことが重要と考える。
これらの点を考慮し、現在の有効性評価のシナリオには、重大事故等対処設備の地震による機能喪失の前提を設定していない。また、建屋外に配備されている
可搬型設備についてはそのアクセス性に問題が生じる可能性もあるが、これについては可搬型設備に期待する時間を事象発生から 12 時間後以降とすること
で、アクセス性確保に十分と考えられる時間を見込んでいる。
地震による重大事故等対処設備の機能喪失を決定論的に設定することは困難であるが、その際のリスクを把握することは重要と考えることから、今後は重大事故等対処設備を含めた地震 PRA 等によってそのリスクを評価していく。
2.2 津波
津波については、津波レベル 1PRA によって評価しており、建屋の地下(TMSL
4.2 m(KK7 号機の場合))から浸水し、必要な設計基準事故対処設備が浸水等により全て機能喪失する評価としている。
上記の PRA の前提に対し、福島第一原子力発電所事故を受けた津波対策及び重大事故等対処設備が設置されている場合の影響を考察する。
福島第一原子力発電所事故を受けた津波対策及び重大事故等対処設備が設置されている状況において、上記の地下から浸水する高さの津波が襲来した場合、その浸水経路は福島第一原子力発電所事故を受けた津波対策によって閉止されている。また、防潮堤等の設置によって建屋の敷地に浸水する津波高さは TMSL
15 m まで引き上げられており、その発生頻度は大幅に低下している。
144-4-2

7

補足説明資料 【144-4】

同じ事故シーケンスグループに分類されるものであっても、津波レベル 1PRAで抽出されたシーケンスについては、対策の観点で内部事象レベル 1PRA 及び地震レベル 1PRA とは異なるものとなるが、その対策は止水対策や防潮堤等の静的機器であり、重大事故等対処設備の有効性を評価するシナリオとはならない。
これらの点を考慮し、現在の有効性評価のシナリオには、重大事故等対処設備の津波による機能喪失の前提を設定していない。
2.3 その他の自然現象
その他の自然現象については、「柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉事故シーケンスグループ及び重要事故シーケンス等の選定について」の別紙 1(補足 1)において影響評価を実施し、どの自然現象でどういった起因事象が発生し得るかを評価している。
その中では、先ず、その他の自然現象を網羅的に抽出し、起因事象の発生に至るとは考えられない自然現象及び他の自然現象に包含される自然現象をスクリーニングし、起因事象の発生に至ると考えられるその他の自然現象を抽出している。なお、スクリーニングの結果抽出された、その他の自然現象のうち、設計基準設定事象(風(台風)、竜巻、積雪、低温、落雷、火山の 6 事象)については、シナリオや頻度をより詳細に検討した上で考慮すべき起因事象を特定している。
なお、詳細検討の結果、落雷からは考慮すべき起因事象は生じないと整理した。
その他自然現象に伴う起因事象は、内的あるいは地震、津波 PRA で考慮している起因事象に包含されるため、新たな事故シーケンスとして追加する必要は無いと考えるが、その他自然現象によって起因事象が生じた際、その自然現象によって他にどの様な設備が失われ、その際にどの様な設備等で対応できると考えられるかについて表 1 に整理した。
表 1 の通り、その他自然現象に伴い起因事象が発生した場合であっても、現実的な状況を考慮すると、必要な機能を確保することは可能であると考える。
これらの点を考慮し、現在の有効性評価のシナリオには、重大事故等対処設備のその他の自然現象による機能喪失の前提を設定していない。
以上144-4-38

144-4-4

無有有

緩和系設備の機能喪失への対応

建屋内の機器には影響しないものと建屋内の機器には影響考えられることから、必要な緩和機能
送電線や碍子へ雪が着氷(着氷雪)する しないものと考えられを維持できるものと考えられる。
ことによって、相間短絡を起こすこと る。建屋外の機器に高い
建屋外の機器に対しても、気温の上昇による外部電源喪失。
低温による影響が生じによる復旧に期待できるものと考える可能性が考えられる。
られる。

計測・制御機能 コントロール建屋天井崩落による計測
喪失
制御系機能喪失

外部電源喪失各建屋及び軽油タンクの天井の崩落については、除灰により発生防止を図
各建屋の天井崩落によ軽油タンク等の損傷及び外部電源喪失 り、上層階設置設備の機 ることが可能と考えられる。
D/G 室空調給気口閉塞についてもフ全交流動力電源 の重畳による全交流電源喪失
能喪失が生じる可能性ィルタ交換により発生防止を図るこ喪失
D/G 室空調給気口閉塞及び外部電源喪 が考えられる。
とが可能であると考えられ、これによ
失による全交流電源喪失
建屋外の機器に火山灰り外部電源喪失時にも電源供給を継原子炉建屋天井崩落(RCW サージタン の積層による影響が生 続することが可能と考えられる。
最終ヒートシン ク喪失)による最終ヒートシンク喪失 じる可能性が考えられ 海水系の閉塞についてもベントによク喪失
海水系の閉塞による最終ヒートシンク る。
り除熱機能を確保することが可能と喪失考えられる。

送電網又は変圧器への相間短絡による
外部電源喪失タービントリッ タービン建屋天井崩落によるタービン
プ(非隔離事象) トリップ

外部電源喪失外部電源喪失想定される他の緩和系設備への影響

建屋内の機器には影響しないものと建屋内の機器には影響考えられることから、必要な緩和機能
送電線や碍子が雪により着氷すること しないものと考えられを維持できるものと考えられる。
によって、相間短絡を起こすことによ る。建屋外の機器に高い
建屋外の機器に対しても、除雪等による外部電源喪失。
積雪による影響が生じる対応により機能を維持できるもの
る可能性が考えられる。
と考えられる。

起因事象の発生シナリオ※1 詳細検討の内容については「柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉事故シーケンスグループ及び重要事故シーケンス等の選定について」別紙 1(補足 1)参照

有

有

低温

火山

有

頻度による起詳細検討
考慮対象とした
因事象のスク
の有無※1
起因事象
リーニング

積雪

自然
現象

表 1 起因事象の発生が考えられるその他の自然現象と起因事象発生時の対応

補足説明資料 【144-4】

9

144-4-5

有

無

無

無

竜巻

海水温上昇

地滑り

生物学的事象(くらげ等の襲来)

無

無

無

有

有

想定される他の緩和系設備への影響緩和系設備の機能喪失に対する対策

大量発生したくらげ等の海生生物により取水口が閉塞し、最終ヒートシン
原子炉補機冷却海水ポンプに －ク喪失
よる取水ができなくなることによる最終ヒートシンク喪失

外部電源喪失－必要な緩和設備の機能維持には影響しないものと考えられる。

くらげ除去を実施することにより最終
ヒートシンク機能を復旧できるものと考えられる。復旧できない場合であってもベントにより除熱機能を確保することが可能と考えられる。

周辺斜面と原子炉建屋斜面に設置された送電設備が 等は十分な離隔距離を 建屋内の機器には影響しないものと考
地滑りにより倒壊することに 有しており，プラントの えられることから、必要な緩和機能を維伴う外部電源喪失
安全性に影響が及ぶこ 持できるものと考えられる。
とはないと考えられる。

タ ー ビ ン ト リ ッ 海水温度高に伴う復水器真空プ(非隔離事象) 度低下伴うタービントリップ

タービン建屋が損傷しても他の建屋の風荷重及び気圧差荷重によるタービン建屋損傷に伴うター タービン建屋が損傷し 機器により、必要な緩和設備を維持できるものと考えられる。
タ ー ビ ン ト リ ッ ビントリップても他の建屋の機能にプ(非隔離事象) 飛来物が建屋外壁を貫通し、 は影響しないものと考 竜巻の局所性を考慮すると位置的分散が図られた建屋外部の機器に期待できタービンや発電機に衝突する えられる。
ことに伴うタービントリップ 建屋外の機器に強風に る可能性が考えられる。
非常用 D/G の機能維持には影響しない
よる影響が生じる可能ものと考えられることから、外部電源喪送変電設備損傷に伴う外部電 性が考えられる。
失時にも電源供給を継続できるものと外部電源喪失源喪失考えられる。

※1 詳細検討の内容については「柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉事故シーケンスグループ及び重要事故シーケンス等の選定について」別紙 1(補足 1)参照

有

起因事象の発生シナリオ

タ ー ビ ン ト リ ッ タービン建屋損傷に伴うター タービン建屋が損傷し タービン建屋が損傷しても他の建屋のても他の建屋の機能に 機器により、必要な緩和設備を維持でき
プ(非隔離事象) ビントリップ
は影響しないものと考 るものと考えられる。
えられる。
非常用 D/G の機能維持には影響しない
建屋外の機器に強風に ものと考えられることから、外部電源喪送変電設備損傷に伴う外部電 よる影響が生じる可能 失時にも電源供給を継続できるものと外部電源喪失源喪失性が考えられる。
考えられる。

頻度による起詳細検討
考慮対象とした
因事象のスク
の有無※1
起因事象
リーニング

風
(台風)

自然現象

表 1 起因事象の発生が考えられるその他の自然現象と起因事象発生時の対応

補足説明資料 【144-4】10補足説明資料 【144-5】
平成 26 年 11 月 20 日第 163 回審査会合 資料 1-2 抜粋(評価条件の見直しを反映し，評価結果を一部変更。)

12. 重要事故シーケンスの起因とする過渡事象の選定について

各種 PRA 等の結果により実施した重要事故シーケンスの選定の結果として，当社では多くのシーケンスグループにおいて過渡事象を起因とする事故シーケンスを重要事故シーケ
ンスとして選定している。
内部事象運転時レベル 1PRA 報告書に示した通り，過渡事象としては運転時の異常な過渡変化及び事故の一部を考慮しているが，有効性評価において解析を実施するに際しては，その具体的な事象を設定する必要がある。
その考え方は，「柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉 事故シーケンスグループ及び重要事故シーケンス等の選定について」(平成 27 年 7 月)にも一部示しているが，本資料では，
高圧・低圧注水機能喪失を例に，設定の考え方を補足する。
1. 過渡事象の特徴と選定に際しての整理
表 1 に KK6/7 号炉設置許可申請書添付書類十において評価の対象とした運転時の異常な過渡変化，事故について，分類・整理した結果を示す。表 1 の右端の事象分類は，事象発生時のプラント応答を考慮して分類した結果である。これらを事象の特徴に応じて更にグループ化する。その上で，重要事故シーケンスで想定する過渡事象のグループを選定
し，グループ内の過渡事象からより評価に適した事象を選定する。表 2 にグループ化の結果を示す。
高圧・低圧注水機能喪失では，現状の設置許可ベースの注水機能を喪失した際の，重大事故対処設備の有効性を確認する。本事象には代替の注水機能による注水が有効な対策と考えられ，KK6/7 号炉の有効性評価においても主に低圧代替注水系(常設)の有効性を確認している。
代替の注水機能によって低圧状態の炉心の重大事故(炉心損傷)の防止を図る場合，注水開始までの時間余裕がその事象への対応の厳しさを左右する。注水までの時間余裕は原子炉水位の低下速度に左右されると考えると，スクラムに至る際の原子炉水位が低い事
象が厳しいと考えられる。
外部電源の有無の影響は次項において述べるため除外すると，上記の観点で厳しい事
象としては，「全給水喪失」が該当する。このため，高圧・低圧注水機能喪失の重要事故
シーケンスの評価においては起因となる過渡事象として「全給水喪失」を設定した。
2. 外部電源有無の影響
外部電源の有無が事象進展及びパラメータの変動に及ぼす影響については，重要事故
シーケンスの有効性評価の詳細な条件を設定する段階で感度解析等を実施し，選定した。
高圧・低圧注水機能喪失についても，外部電源の有無が事象進展及びパラメータの変動

144-5-1

11

補足説明資料 【144-5】に及ぼす影響を確認している。評価条件を表 3 に，評価結果を図 1 に示す。
評価の結果を比較すると，外部電源有りの場合，過渡事象発生後も再循環ポンプが停止しないため※1，過渡事象発生から原子炉水位低(L3)による原子炉スクラムまでは原子炉出力が高く維持され，原子炉水位の低下が早い。このため，外部電源有りの場合の方が原子炉水位低(L3)によってスクラムに至るタイミングが僅かに早い。スクラム後の水位の低下も外部電源有りの場合の方が早い。これは，過渡事象発生から原子炉水位低(L3)による原
子炉スクラムまでは原子炉出力が高く維持されており，活発に核分裂反応が生じていることから，スクラム後の崩壊熱が高くなるためである。また，運転員操作の余裕時間の観点でも外部電源有りの場合の方が厳しい。手順としては高圧・低圧注水機能の喪失を確認
後，代替低圧注水系(常設)の準備を開始し，注入の準備が出来次第，減圧操作となるため，
外部電源の有無が減圧のタイミングを決定するものではないが，減圧時の減圧沸騰及び再冠水により炉心の著しい損傷を防止するという観点では，原子炉水位の低下が早い外部電源有りの場合の方が，より早いタイミングでの減圧が必要となる。但し，燃料被覆管
最高温度(PCT)は，早いタイミングで減圧した外部電源有りの場合の方が高い値を示しているものの，その差は約 5 °C であり，外部電源の有無によって大きな差が表れるものではない。
上記の通り，外部電源有りの場合の方がスクラムのタイミング及び水位の低下が早い
ものの，急速減圧に伴う PCT の差は僅かであり，他のパラメータにも時間差以外の大きな違いは見られないことから，結果的に，外部電源の有無は本事故シーケンスの評価において有意な違いをもたらす条件ではないと考える。
※1 過渡事象及び設計基準事故における再循環ポンプトリップを除く
3. 初期水位の影響
初期水位が事象進展及びパラメータの変動に及ぼす影響については，重要事故シーケ
ンスの有効性評価の詳細な条件を設定する段階で感度解析等を実施し，確認した。
高圧・低圧注水機能喪失についても，初期水位が事象進展及びパラメータの変動に及ぼす影響を確認している。評価条件を表 4 に，評価結果を図 2 に示す。
評価の結果から，初期水位を低くすると水位低下及び炉心露出時間に差が表れるものの，急速減圧に伴う PCT の差は約 7 °C と僅かであり，他のパラメータにも時間差以外の大きな違いは見られないことから，結果的に，初期水位は本事故シーケンスの評価において有意な違いをもたらす条件ではないと考える。
以上144-5-212

給水制御系の故障（流量増加）

負荷の喪失（発電機負荷遮断／タ－ビントリップ）（タービン・パイパス弁作動・不作動を考慮）

申請書添付十章による過渡・事故事象

144-5-3

原子炉格納容器内圧力，雰囲気等の異常な変化（事故）

緩和設備の状況

中性子束高

ＣＶ急閉／
ＭＳＩＶ閉 等Ｌ３

ＭＳＩＶ閉中性子束高（実績）

ＭＳＩＶ閉

ＭＳＶ閉

ＭＳＶ閉／
ＣＶ急閉

主なスクラム信号

タービントリップ

炉圧高ダイバース
タービントリップ

炉圧高ダイバース
タービントリップ

Ｌ３
Ｌ２

炉圧高ダイバース

炉圧高ダイバース

タービントリップ
炉圧高ダイバース

タービントリップ
炉圧高ダイバース

主なＡＴＷＳ信号等（ＲＰＴ／ＡＲＩ）－

放射性気体廃棄物処理施設の破損

タービン側で隔離－動荷重の発生ＭＳＩＶ閉

Ｌ３，Ｄ／Ｗ圧力高

可／継続に障害（冷却材流出）（ホットウェル隔離）(給水管破断時は不可)

Ｌ３
Ｌ２

タービントリップ
炉圧高ダイバース

ＲＰＳが原因であり，ＡＴＷＳ対象
外

設置許可申請書では，格納容器及び格納容器内部の構造物は原子炉冷却材喪失時及び逃がし安全弁作動時に生じると考えられる動荷重が発生する事象と位置づけており，ＰＲＡでは起因事象として扱わない。

設置許可申請書では，原子炉冷却材喪失後の事故進展により発生する事象と位置付けており，ＰＲＡでは起因事象としては扱わない。

制御棒一本が制御棒駆動軸から分離して炉心から落下することによる急激な反応度添加と出力分布変化で、燃料棒が破損することが評価されているが、このような想定の下でも外部への影響は十分小さい。

配管破断により主復水器から気体廃棄物処理系に流入する放射性物質が漏えいする事象であるが、破断個所を隔離する弁が多重に設置されており、事象を収束できかつ外部への影響は十分小さい。

燃料集合体の落下事象は、運転中では使用済燃料集合体の移送作業中における落下が考えられるが、落下した場合でもプラント運転には影響がない。また、使用済燃料集合体が落下し燃料棒が破損した場合に、破損した使用済燃料棒から放出される核分裂生成物の量は、炉心損傷以降に放出される可能性のある核分裂生成物の量と比較して十分に小さく、外部への影響は小さい。

事象の発生によりＭＳＩＶが閉鎖することで、初期の原子炉への影響はＭＳＩＶ閉と同様であるが、ＭＳＩＶ閉鎖に失敗すると格納容器をバイパスした状態での原子炉冷却材（蒸気）の喪失となる。

冷却材流出あり

炉心流量急減ＭＳＶ閉，Ｌ８タービ
ントリップ

ＲＰＳ誤信号等

可／継続に障害(ホットウェル隔離)

継続可能（注）18. 再循環停止ル－プ誤起動，29.制御棒の異常な挿入，36.手動スクラム，37.原因不明については対象外とした。

－

可燃性ガスの発生－－－

主蒸気管破断燃料集合体の落下－

19. 再循環ポンプ軸固着

17. 全再循環ポンプトリップ

35. 原子炉保護系計装の故障によるスクラム

34. プラント異常によるスクラム

30. 原子炉保護系故障によるスクラム

Ｌ３
Ｌ２

手動，Ｌ３，Ｄ／Ｗ圧
力高を想定

継続可能
可／継続に障害（冷却材流出）11. 逃がし安全弁誤開放／開固着
冷却材流出あり

33. ＨＰＣＩ／ＨＰＣＳの誤起動

継続可能

タービントリップ
炉圧高ダイバース

原子炉冷却材喪失

原子炉冷却材流量の喪失

－

継続可能

可／継続に障害(ホットウェル隔離)

不 可（電源なし）

継続可能（機能低下）

不可

可／継続に障害(ホットウェル隔離)

継続可能

可／継続に障害(ホットウェル隔離)

継続可能

継続可能

可／継続に障害(ホットウェル隔離)

継続可能

初期給復水系の使用

ＭＳＶ閉(Ｌ８タービン
トリップを想定)

28. 起動時における制御棒引抜き

ＭＳＩＶ閉

ＭＳＩＶ閉

ＭＳＩＶ閉

タービン側で隔
離

主蒸気管隔離ＡＴＷＳ時の影響は小さいと考えられるため対象外27. 出力運転中の制御棒引抜き

原子炉起動時における制御棒の異常な引き抜き

外部電源なし外部電源の状態

起因事象の状況

この事象グループは，当該プラントでは原子炉水位 L8 に達せず，スクラムに至らないため，過渡変化・事故による起因事象の対象外とする。
この事象グループは、当該プラントではＬ－８に達せずスクラムもしないため対象外とする。
(なお，この事象の発生を受けてプラント停止を判断し，停止操作を実施した場合は通常停止(計画外停止)に含まれる。)

圧力バウンダリの状態

中性子束高

15. 再循環流量制御系の誤動作（再循環流量減少）

出力運転中の制御棒の異常な引き抜き

16. 再循環ポンプ１台トリップ

21. 給水加熱喪失

14. 再循環流量制御系の誤動作（再循環流量増加）

8. 復水器真空度喪失

32. 補助電源喪失

31. 外部電源喪失

25. 給水制御系の故障（流量減少，起動・停止時）

24. 給水制御系の故障（流量減少，出力運転時）

23. 給水または復水ポンプ１台トリップ

22. 全給水流量喪失

12. タ－ビンバイパス弁誤開放

9. 圧力制御装置の故障（蒸気流量増加）

6. 主蒸気隔離弁の１弁閉鎖

7. 主蒸気隔離弁の部分閉鎖

5. 主蒸気隔離弁の閉鎖

26. 給水制御系の故障（流量増加，起動・停止時）

20. 給水制御系の故障（流量増加，出力運転時）

13. バイパス弁または主蒸気加減弁の誤閉鎖

10. 圧力制御装置の故障（蒸気流量減少）

4. タ－ビントリップバイパス弁不作動

2. 発電機負荷遮断バイパス弁不作動

3. タ－ビントリップ

1. 発電機負荷遮断

EPRI NP-2230による過渡事象（ 注 ）原子炉冷却材流量の部分喪失（ＲＩＰ３台トリップ，スクラムせず）

給水加熱喪失原子炉冷却材流量制御系の誤動作（再循環流量増加）

反応度の異常な投入又は原子炉出力の急激な変
制御棒落下
化（事故）

環境への放射性物質の異常な放出（事故）

原子炉冷却材の喪失
又は炉心冷却状態の著しい変化（事故）－

炉心内の反応度又は出力分布の異常な変化（運転時の異常な過渡変化）

炉心内の熱発生又は熱除去の異常な変化（運転時の異常な過渡変化）

外部電源喪失（随伴して復水器真空度喪失）

給水流量の全喪失

原子炉圧力制御系の故障（蒸気流量増加）

原子炉冷却材圧力又は原子炉冷却材保有量の異
常な変化
主蒸気隔離弁の誤閉止（運転時の異常な過渡変化）

申請書添付十章による事象分類(最新書式)

表 1 過渡変化・事故による起因事象の同定

起因事象
対象外

表3原子炉冷却LOCA 事象
材圧力バウン
ダリにかかるについては起因事象の同
別途検討
定にて検討

（Ｄ２）

（Ｈ２）

（Ｊ）

（Ａ）

（Ｈ１）

過渡変化・事
起因事象
故による起因
対象外
事象対象外

（Ｂ２）

（Ｅ）

（Ｉ）

（Ｇ）

（Ｆ）

（Ｃ）

（Ｂ１）

（Ｃ）

（Ａ）

（Ｄ１）

（Ａ）

事象分類

補足説明資料 【144-5】

13

144-5-4

JI

H1, H2

GF

C, D1,D2, E

A, B1, B2

事象分類

給水系による対応が可能である。

原子炉運転中に S/R 弁(1 弁)が誤開放する事象である。原子炉冷却材(蒸気)の流出を伴うが，原子炉水位の低下には答が異なる。

外部電源が喪失する事象であり，事象の発生により非常用電源の確保が必要になるなど，他の事象とはプラント応事象である。事象初期で原子炉が隔離されないため，給復水系が利用可能である。

原子炉保護系(RPS)の誤動作が起因となっている事象や，制御棒の誤引抜きに関する事象など出力の増加が軽微なの全喪失までには至らないため，機能は低下しているが事象の初期にも給復水系は利用可能である。

タービンからの給水流量が減少し，原子炉水位が低下することにより原子炉スクラムに至る事象である。給水流量

利用できないことから「G」の水位低下事象よりも厳しい事象と考えられる。

ある。事象初期には給復水系が利用できず，他の事象とはプラント応答が異なる。水位低下の観点では給復水系がタービンからの給水流量が全喪失する事象であり，原子炉水位が低下することにより原子炉スクラムに至る事象で利用できるが，水源である主復水器のホットウェルが隔離されるため，給復水系の運転継続に支障が生ずる。

MSIV などが閉鎖する事象であり，原子炉とタービン側が互いに隔離される事象である。事象初期には給復水系がことから，いずれも事象初期から継続して給復水系が利用できる。

タービントリップなどにより原子炉がスクラムする事象であり，タービンバイパス弁は正常に作動する事象である

事象の特徴(グループ化の観点)

表 2 過渡変化・事故事象のグループ化

S/R 弁誤開放

外部電源喪失RPS 誤動作等

水位低下事象

全給水喪失

隔離事象

非隔離事象

事象グループ

補足説明資料 【144-5】

14補足説明資料 【144-5】

表 3 外部電源有無の感度解析における主要解析条件
項目

初期条件
事故条件

解析条件

備考

原子炉熱出力3926 MW

定格出力，申請解析と同じ

原子炉圧力7.07 MPa[gage]

定格圧力，申請解析と同じ

原子炉水位

通常運転水位

申請解析と同じ

最大線出力密度44.0 kW/m

申請解析と同じ

原子炉停止後の崩壊熱

ANSI/ANS-5.1-1979(燃焼度 33 GWd/t)

申請解析と同じ

起因事象

給水流量の全喪失

申請解析と同じ安全機能の喪失に対する仮定
外部電源

高圧・低圧注水機能喪失

RCIC, HPCF, LPFL の喪失
申請解析と同じ

重大事故対策に関連する機器条件
重大事故対策に関連する操作有り/無し

感度解析対象スクラム信号

原子炉水位低(L3)

申請解析と同じ

逃がし安全弁

8弁

申請解析と同じ

最大 300 m3/h で注水，その後は炉心を冠水維持可能な注水量に制御

申請解析と同じ

急速減圧実施までに完了

申請解析と同等

原子炉水位 L1 到達から 5 分後

申請解析と同等

低圧代替注水系(常設)
低圧代替注水系(常設)の追加
起動及び中央制御室における系統構成

原子炉急速減圧操作

144-5-515

補足説明資料 【144-5】

表 4 原子炉初期水位に関する感度解析における主要解析条件
項目

初期条件

解析条件

備考

原子炉熱出力3926 MW

定格出力，申請解析と同じ

原子炉圧力7.07 MPa[gage]

定格圧力，申請解析と同じ

原子炉水位①通常運転水位(NWL)(13.4 m)②原子炉水位低(L3)(12.85 m)

感度解析対象44.0 kW/m

申請解析と同じ

原子炉停止後の崩壊熱

ANSI/ANS-5.1-1979(燃焼度 33 GWd/t)

申請解析と同じ

起因事象

給水流量の全喪失

申請解析と同じ

高圧・低圧注水機能喪失

RCIC, HPCF, LPFL の喪失
申請解析と同じ有り

申請解析と同じ

原子炉水位低(L3)

申請解析と同じ

原子炉水位 L3 で RIP4 台停止，
原子炉水位 L2 で RIP6 台停止

申請解析と同じ

8弁

申請解析と同じ

最大 300 m3/h で注水，その後は炉心を冠水維持可能な注水量に制御

申請解析と同じ

急速減圧実施までに完了

申請解析と同等

原子炉水位 L1 到達から 5 分後－

最大線出力密度事故条件

安全機能の喪失に対する仮定
外部電源
スクラム信号

重大事故対策に関連する機器条件

再循環ポンプ(RIP)トリップ

逃がし安全弁

低圧代替注水系(常設)
重大事故対策に関連する操作

低圧代替注水系(常設)の追加
起動及び中央制御室における系統構成

原子炉急速減圧操作

144-5-616

補足説明資料 【144-5】

SA3KK7LOF99AF57R002

SA3KK7LOF99AF57R002

20

10

原
子
炉
水
位

8
原

15

（

子

6

シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
水
位

炉
圧
4
力

）

（MPa[abs]）

10

TAF
BAF

5

2

（ｍ）

0
0

10

20

30

40

0

50

0

10

事 故 後 の 時 間（ｍ）
（分）

20

30

SA3KK7LOF99AF3IR000

原子炉水位(シュラウド内水位)変化
CH8KK7LOF99AF57R004

SA3KK7LOF99AF57R002

1200

燃
料

注

800

被

600

覆

流

管
量

燃料被覆管最高温度
外部電源有 ：874 °C
外部電源無 ：869 °C

1000

800

水

50

SA3KK7LOF99AF3IR000

原子炉圧力変化

1000

40

事 故 後 の 時 間（ｍ）
（分）

400

600

温
度

（t/h）

400

（℃）

200

200

0
0

10

20

30

40

0

50

0

10

事 故 後 の 時 間（ｍ）
（分）

20

30

SA3KK7LOF99AF3IR000

燃料被覆管最高温度変化

）

シ
ュ
ラ
ウ
ド
外
水
位

CH8KK7LOF99AF57R004

SA3KK7LOF99AF57R002

20

燃

15

料

L8
L3
L2
L1.5
L1

（

原
子
炉
水
位

50

CH8KK7LOF99AF3IR001

原子炉注水流量変化

2040

事 故 後 の 時 間（ｍ）
（分）

10

15%

15

被
覆
管
酸

10

化
割

5

合

5

（％）

（ｍ）

0

0

0

10

20

30

40

50

0

10

事 故 後 の 時 間（ｍ）
（分）

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
（分）
SA3KK7LOF99AF3IR000

CH8KK7LOF99AF3IR001

原子炉水位(シュラウド外水位)変化

燃料被覆管酸化割合最大値変化：外部電源無し：外部電源有り(申請解析)

図 1 高圧・低圧注水機能喪失シーケンスにおける外部電源有無の感度解析(K7, ADS(L1+5 分後減圧)+MUWC 2 台作動)

144-5-717

補足説明資料 【144-5】

SA3KK7LOF99AF57R003

SA3KK7LOF99AF57R003

20

10

原
子
炉
水
位

8
原

15

（

子

6

シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
水
位

炉
圧
4

力

）

（MPa[abs]）

10

TAF
BAF

5

2

（ｍ）

0

0
0

10

20

30

40

50

0

10

事 故 後 の 時 間（ｍ）
（分）

20

30

SA3KK7LOF99AF3IR000

原子炉水位(シュラウド内水位)変化
SA3KK7LOF99AF57R003

CH8KK7LOF99AF57R008

1200

燃料被覆管最高温度
初期水位 L3：881 °C
初期水位 NWL ：874 °C

1000

800
燃

注
水

料

800

被

600

覆

流

管

量

50

SA3KK7LOF99AF3IR000

原子炉圧力変化

1000

40

（分）
事 故 後 の 時 間（ｍ）

400

600

温
度

（t/h）

400

（℃）

200

200

0

0

0

10

20

30

40

50

0

10

（分）
事 故 後 の 時 間（ｍ）

20

30

SA3KK7LOF99AF3IR000

燃料被覆管最高温度変化

）

シ
ュ
ラ
ウ
ド
外
水
位

CH8KK7LOF99AF57R008

SA3KK7LOF99AF57R003

20

燃

15

料

L8
L3
L2
L1.5
L1

（

原
子
炉
水
位

50

CH8KK7LOF99AF3IR001

原子炉注水流量変化

2040

事 故 後 の 時 間（ｍ）
（分）

10

15%

15

被
覆
管
酸

10

化
割

5

合

5

（％）

（ｍ）

0

0

0

10

20

30

40

50

0

10

事 故 後 の 時 間（ｍ）
（分）

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
（分）
SA3KK7LOF99AF3IR000

CH8KK7LOF99AF3IR001

原子炉水位(シュラウド外水位)変化

燃料被覆管酸化割合最大値変化：初期水位 L3

：初期水位 NWL(申請解析)

図 2 原子炉初期水位に関する感度解析(K7, ADS(L1)+MUWC 2 台作動)

144-5-818

補足説明資料 【144-7】

過圧・過温評価事故シーケンスの妥当性

KK6/7 号機の事故シーケンスグループ及び事故シーケンスグループの選定においては、内部事象レベル 1.5PRA の結果から格納容器破損防止対策の評価事
故シーケンスを選定している。この内、格納容器の過圧破損及び過温破損の評価
事故シーケンスでは、いずれも水位低下及び事象進展の早い、大 LOCA 及び注水機能の喪失によって炉心が損傷し、その後格納容器破損に至るシーケンスを選定している。
過圧破損の評価事故シーケンス及び過温破損の評価事故シーケンスは以下の通りである。また、これらのシーケンスを示すイベントツリーを図 1 に示す。
過圧破損：大 LOCA+HPCF 注水失敗+低圧 ECCS 注水失敗
+損傷炉心冷却失敗+(デブリ冷却成功)+RHR 失敗
過温破損：大 LOCA+HPCF 注水失敗+低圧 ECCS 注水失敗
+損傷炉心冷却失敗+下部 D/W 注水失敗
デブリの冷却に成功する場合、格納容器内は高くとも飽和蒸気温度に抑制されるため、格納容器の限界圧力である 620 kPa[gage]の飽和蒸気温度が約 160 °C
であることを考慮すると、格納容器は過圧によって破損に至るものと考えられる。
一方、炉心損傷後も格納容器内に一切の注水ができない場合、デブリ等による過熱によって過温破損に至る場合と、圧力容器から放出された水蒸気や非凝縮性ガスによって過圧破損に至る場合の両方が想定されるが、これについてはシ
ビアアクシデント解析コード MAAP を用いた評価を実施し、過温破損に至ることを確認している。MAAP による評価結果を図 2 及び図 3 に示す。
なお、表 1 の通り、MAAP では水-ジルコニウム反応による水素の発生や、溶融炉心落下後のコア・コンクリート反応による水蒸気及び非凝縮性ガスの発生を考慮しており、格納容器内の加圧要因については適切に評価されているもの
と考える。
以

上

144-7-1

19

補足説明資料 【144-7】

表 1 MAAP コードのモデル一覧(1/5)

144-7-220

補足説明資料 【144-7】

表 1 MAAP コードのモデル一覧(2/5)

144-7-321

補足説明資料 【144-7】

表 1 MAAP コードのモデル一覧(3/5)

144-7-422

補足説明資料 【144-7】

表 1 MAAP コードのモデル一覧(4/5)

144-7-523

補足説明資料 【144-7】

表 1 MAAP コードのモデル一覧(5/5)

144-7-624

144-7-7

図 1 プラント損傷状態 LOCA(LOCA+ECCS 注水機能喪失による炉心損傷)を起点とした格納容器イベントツリー【SA-350】先行破損
シーケンスを除いたCFF.docx

過温破損

過圧破損

補足説明資料 【144-7】25

補足説明資料 【144-7】

図 2 LOCA(大 LOCA+注水失敗)シーケンスの解析結果(D/W 圧力)

図 3 LOCA(大 LOCA+注水失敗)シーケンスの解析結果(D/W 内壁面温度)
144-7-826

補足説明資料【144-9】

重要事故シーケンス選定（停止時）における緩和措置に必要な時間、設備容量等、判断の根拠について
重要事故シーケンス選定（停止時）における緩和措置に必要な時間、設備容量等、判断の根拠（「事故シーケンスグループ及び重要事故シーケンスの選定」の第 3-2 表）について、以下に詳細を示す。
１．崩壊熱除去機能喪失
・余裕時間：
プラントの状態によって炉心損傷までの余裕時間(表１)は異なるものの、異常の認知や待機中の ECCS・低圧代替注水系の起動といった緩和措置の実施までに掛かる時間（最大 2 時間）に比べて十分時間がある（最も短い POS-S で約 3.9 時間）ため「低」とした。
・設備容量：
プラントの状態によって必要となる注水量（表 1）は異なるものの、待機中のECCS・低圧代替注水系といった緩和措置の設備容量（HPCF 727m3/h、LPFL
954m3/h、MUWC(原子炉側注水) 90m3/h）に比べて十分小さいため（最も崩壊熱の大きな POS-S においても 51m3/h）「低」とした。
・代表シーケンス：
表３の主要シーケンス毎の燃料損傷頻度を比較し、事故シーケンスグループ内での寄与割合が支配的なものを「高」、支配的ではないが 1%以上のものを「中」、1%に満たないものを「低」と３つに分類した。
２．全交流動力電源喪失
・余裕時間：
プラントの状態や起因事象等によって炉心損傷までの余裕時間(表１)は異なる
ものの、GTG の起動、低圧代替注水系による注水といった緩和措置の実施までに掛かる時間（約 70 分）に比べて十分時間（最も短い POS-S で約 3.9 時間）があるため「低」とした。
・設備容量：
プラントの状態によって必要となる注水量（表 1）は異なるものの、低圧代替
注水系といった緩和措置の設備容量（90m3/h）に比べて十分小さいため（最も崩
壊熱の大きな POS-S においても 51m3/h）「低」とした。
・代表シーケンス：
表３の主要シーケンス毎の燃料損傷頻度を比較し、事故シーケンスグループ内での寄与割合が支配的なものを「高」、支配的ではないが 1%以上のものを「中」、1%に満たないものを「低」と３つに分類した。
３．原子炉冷却材の流出
・余裕時間：
プラントの状態によって炉心損傷までの余裕時間(表 2)は異なるものの、異常の認知、 漏えい箇所の隔離や待機中の ECCS・低圧代替注水系の起動といった緩和措置の実施までに掛かる時間（最大 2 時間）に比べて十分時間がある（２時
144-9-127

間以上）ため「低」とした。
・設備容量：
プラントの状態によって必要となる注水量（表 2）は異なるものの、待機中のECCS・低圧代替注水系といった緩和措置の設備容量（HPCF 727m3/h、LPFL
954m3/h、MUWC(原子炉側注水) 90m3/h）に比べて十分小さいため（最も冷却材流出量の大きな RHR 切り替え時のミニフロー弁操作誤りにおいても 87m3/h）「低」とした。
・代表シーケンス：
表３の主要シーケンス毎の燃料損傷頻度を比較し、事故シーケンスグループ内での寄与割合が支配的なものを「高」、支配的ではないが 1%以上のものを「中」、1%に満たないものを「低」と３つに分類した。
４．反応度の誤投入
反応度の誤投入については、事象発生後も崩壊熱除去や注水機能は喪失しない
ため、それらの緩和措置実施までの余裕時間や容量の考慮は不要である。
また、代表シーケンスについても PRA 評価上発生確率が小さいため、起因事
象から除外しており、「―」とした。

144-9-228

表 1.

崩壊熱除去機能喪失及び外部電源喪失を起因事象とする場合の余裕時間と崩壊熱相当の蒸発量
ＰＯＳ
Ｓ
Ａ
Ｂ－１
Ｂ－２
Ｂ－３
Ｂ－４
Ｃ－１
Ｃ－２
Ｄ

崩壊熱量
（MWt）
31.8
22.2
14.4
9.1
7.6
6.6
4.5
4.3
4.0

崩壊熱相当の蒸発量（m3/h）
51
35
23
15
12
11
7
7
6

炉心損傷までの余裕時間
(h)
3.9
5.6
130*
202*
142*
278*
27
28
31

*現場操作を伴う SFP プールへの注水作業における時間余裕は現場環境の悪化を考慮して、40 時間とする。
表２．冷却材流出事象が発生した場合の余裕時間
冷却材流出事象ＰＯＳ
炉心損傷に至る流出量(m3)ＣＲＤ点検

ＬＰＲＭ点検Ｂ２

ＲＩＰ点検

RHR切替時*1
Ｂ*1

2699

冷却材流出量(m3/h)

87

ＣＵＷブロー
Ｃ１

RHR切替時*1
A,C,D*1

173

173

84

炉心損傷までの余―（2時間以上） *4
裕時間(h)*1 RHR切り替え時のミニフロー弁操作誤りについては冷却材流出はＲＨＲ吸い込み配管高さで停止するためPRA評価
上、起因事象から除外しているが、原子炉停止直後を除き人的過誤自体は発生の可能性があるため、POS A～Dとする*4 当該事象による冷却材流出はＲＨＲ吸い込み配管高さで停止するため「―」とした。その後に蒸発による水位低下を考慮しても2時間以上の余裕時間がある

144-9-329

表３． 運転停止中事故シーケンスグループ別燃料損傷頻度(K6)*1
対応する主要な燃料損傷防止対策（下線部は有効性評価で用いる重大事故等対処設備等を示す）
主要シーケンス
炉心損傷防止に必要な機能

崩壊熱除去機能喪失（代替除熱機能喪失[フロントライン]）＋崩壊熱除去・注水系失敗
1

崩壊熱除去機能喪失（補機冷却系機能喪失）＋崩壊
熱除去・注水系失敗

外部電源喪失＋崩壊熱除去・注水系失敗

原子炉への注水機能

外部電源喪失＋直流電源喪失

崩壊熱除去機能*2・代替原子炉補機冷却系

原子炉への注水機能・上記の破線内の注水対策

原子炉への注水設備に必要な交流電源の復旧

・常設代替交流電源設備

崩壊熱除去機能・代替原子炉補機冷却系

原子炉への注水機能・上記の破線内の注水対策

原子炉への注水設備に必要な直流電源の復旧（D/G起動等の為）

外部電源喪失＋交流電源喪失

3

合計
*1
*2
*3
*4

・隣接プラントからの低圧
電源融通
・非常用ディーゼル発電機（直流電源の復旧後）・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備
・可搬型代替直流電源設備
・代替原子炉補機冷却系（交流電源復旧後）原子炉への注水機能

・低圧代替注水系（常設）（交流電源復旧後）
・FP、消防車*4

原子炉への注水設備に必要な交流電源の復旧

・常設代替交流電源設備

崩壊熱除去機能*2・代替原子炉補機冷却系（交流電源復旧後）原子炉への注水機能

・低圧代替注水系（常設）（交流電源復旧後）
・消防車*4

原子炉冷却材流出(CRD点検（交換）時の作業誤り)＋崩壊熱除去・注水系失敗
原子炉冷却材流出(LPRM点検（交換）時の作業誤り)＋崩壊熱除去・注水系失敗
原子炉への注水機能
原子炉冷却材流出(RIP点検時の作業誤り)＋崩壊熱 (事象の認知を含めたもの)
除去・注水系失敗
原子炉冷却材流出(CUWブロー時の操作誤り)＋崩壊熱除去・注水系失敗

1%1.6E-12<0.1%

事故シーケンスグ
ループに対する寄与割合(%)

燃料損傷頻度(/定期検査)全炉心損傷頻度に対する寄与割合(%)

1.0E-08

98%

備考

1%

―*2
・上記の破線内の注水対策

崩壊熱除去機能*2
2・待機中のECCS（残留熱除去系[低圧注水系]）*3
・低圧代替注水系（常設）・MUWP、SPCU、FP、消防車*4

原子炉への注水機能

原子炉への注水設備に必要な交流電源の復旧

1.1E-10

事故シーケンスグループ―*2

崩壊熱除去機能*2*2

全炉心損傷頻度に対する寄与割合(%)

対策設備

崩壊熱除去機能*2
崩壊熱除去機能喪失（RHR機能喪失[フロントライン]）＋崩壊熱除去・注水系失敗

燃料損傷頻度(/定期検査)

・待機中のECCS（残留熱除去系[低圧注水系]）
・低圧代替注水系（常設）・MUWP、SPCU、FP、消防車*4

－

<0.1%
崩壊熱除去機能喪失

1.0E-08

97%

98%

6.5E-111%1%

全炉心損傷頻度の100%を燃
料損傷防止対策にてカバー
1.8E-11

<0.5%

13%

全交流動力電源喪失

1.2E-101%87%

4.6E-15

<0.1%

<0.1%

2.9E-14<0.1%

8.8E-12<0.1%

3.8E-11<0.5%

1.1E-08100%

1.4E-101%

4.7E-11<0.5%

1.1E-08

100%

<0.1%
原子炉冷却材の喪失
19%
81%
－

－

－

寄与割合は小数点以下を四捨五入
停止時において崩壊熱除去機能が喪失した場合であっても、原子炉注水を実施することで炉心損傷を防止できる（原子炉建屋（原子炉開放時）や格納容器（原子炉未開放時）へ崩壊熱を逃すことで炉心損傷を防止し、その後長期的な安定状態の確保の為に残留熱除去系等を復旧する）
PRA上、残留熱除去系の喪失も考えられるがその場合は事象進展や対策が「全交流動力電源喪失」と同様になるため、ガイド等を参照し、対策に追加使用する注水ラインや設備によっては必ずしも重大事故等対処設備ではないが、シーケンスによって使用できる可能性のある緩和設備

144-9-430

表３． 運転停止中事故シーケンスグループ別燃料損傷頻度(K7)*1
対応する主要な燃料損傷防止対策（下線部は有効性評価で用いる重大事故等対処設備等を示す）
主要シーケンス
炉心損傷防止に必要な機能

崩壊熱除去機能喪失（代替除熱機能喪失[フロントライン]）＋崩壊熱除去・注水系失敗
1

崩壊熱除去機能喪失（補機冷却系機能喪失）＋崩壊
熱除去・注水系失敗

外部電源喪失＋崩壊熱除去・注水系失敗

外部電源喪失＋直流電源喪失

原子炉への注水機能

崩壊熱除去機能*2・代替原子炉補機冷却系

原子炉への注水機能・上記の破線内の注水対策

原子炉への注水設備に必要な交流電源の復旧

・常設代替交流電源設備

・上記の破線内の注水対策

原子炉への注水設備に必要な交流電源の復旧

・隣接プラントからの低圧
電源融通
・非常用ディーゼル発電機（直流電源の復旧後）・常設代替交流電源設備

原子炉への注水設備に必要な・常設代替直流電源設備
直流電源の復旧（D/G起動等の為） ・可搬型代替直流電源設備
崩壊熱除去機能*2・代替原子炉補機冷却系（交流電源復旧後）原子炉への注水機能

・低圧代替注水系（常設）（交流電源復旧後）
・FP、消防車*4

原子炉への注水設備に必要な交流電源の復旧

・常設代替交流電源設備

崩壊熱除去機能
外部電源喪失＋交流電源喪失

原子炉への注水機能
原子炉冷却材流出(CRD点検（交換）時の作業誤り)＋崩壊熱除去・注水系失敗
原子炉冷却材流出(LPRM点検（交換）時の作業誤り)＋崩壊熱除去・注水系失敗
原子炉への注水機能
原子炉冷却材流出(RIP点検時の作業誤り)＋崩壊熱 (事象の認知を含めたもの)
除去・注水系失敗
原子炉冷却材流出(CUWブロー時の操作誤り)＋崩壊熱除去・注水系失敗
合計

・代替原子炉補機冷却系

原子炉への注水機能*2

1%

1.6E-12<0.1%

事故シーケンスグ
ループに対する寄与割合(%)

燃料損傷頻度(/定期検査)全炉心損傷頻度に対する寄与割合(%)

1.1E-08

98%

備考

1%

―*2
・上記の破線内の注水対策

2

3

・待機中のECCS（残留熱除去系[低圧注水系]）*3
・低圧代替注水系（常設）・MUWP、SPCU、FP、消防車*4

原子炉への注水機能

崩壊熱除去機能

1.1E-10

事故シーケンスグループ―*2

崩壊熱除去機能*2*2

全炉心損傷頻度に対する寄与割合(%)

対策設備

崩壊熱除去機能*2
崩壊熱除去機能喪失（RHR機能喪失[フロントライン]）＋崩壊熱除去・注水系失敗

燃料損傷頻度(/定期検査)

・代替原子炉補機冷却系（交流電源復旧後）<0.1%
崩壊熱除去機能喪失

1.1E-0897%

98%

6.7E-111%1%

全炉心損傷頻度の100%を燃
料損傷防止対策にてカバー
1.8E-11

<0.5%

13%

全交流動力電源喪失

1.2E-101%87%

4.3E-15

<0.1%

<0.1%

2.7E-14<0.1%

1.4E-101%

4.6E-11<0.5%

1.1E-08100%・低圧代替注水系（常設）（交流電源復旧後）
・消防車*4

・待機中のECCS（残留熱除去系[低圧注水系]）*3
・低圧代替注水系（常設）・MUWP、SPCU、FP、消防車*4

－

<0.1%
原子炉冷却材の喪失

8.3E-12<0.1%

3.8E-11<0.5%

1.1E-08

100%

*1
*2

寄与割合は小数点以下を四捨五入
停止時において崩壊熱除去機能が 喪失した場合であっても、原子炉注水を 実施することで炉心損傷を防止できる（原子炉建屋（原子炉開放時）や 格納容器（原子炉未開放時）へ崩壊熱を 逃すことで炉心損傷を防止し、その後長 期的な安定状態の確保の為に残留熱除去 系等を復旧する）*3

PRA上、残留熱除去系の喪失も考 えられるがその場合は事象進展や対策が 「全交流動力電源喪失」と同様になるた め、ガイド等を参照し、対策に追加*4使用する注水ラインや設備によっ ては必ずしも重大事故等対処設備ではな いが、シーケンスによって使用できる可 能性のある緩和設備

18%
82%
－

－

－

144-9-531

補足説明資料 【144-10】
平成 27 年 3 月 17 日第 207 回審査会合 資料 1-3-1 抜粋（一部加筆）
添付資料 5.4.4

反応度誤投入事象の代表性について
有効性評価では反応度の誤投入事象として、「原子炉停止時に最大反応度価値を有する 1本の制御棒が全引き抜きされている状態から、その隣接制御棒の 1 本が操作量の制限を超える誤った操作によって引き抜かれ、臨界に至る事故」を想定している。これは、停止時に実施する停止時冷温臨界試験や停止余裕検査を考慮した想定であり、その試験の制御棒誤引き
抜き事象の代表性について以下に示す。
１

停止時において、制御棒を複数引き抜く試験
運転停止中の通常の原子炉においては、停止余裕(最大反応度価値を有する同一水圧制御ユニットに属する 1 組又は 1 本の制御棒が引き抜かれても炉心を未臨界に維持できること)を確保した燃料配置に加え、原子炉モードスイッチを「燃料交換」位置にすることで同一水圧制御ユニットに属する 1 組又は 1 本を超える制御棒の引き抜きを阻止するインターロックを維持し、不用意な臨界の発生を防止している。しかし、「原子炉停止余裕検査」と「停止時冷温臨界試験」の実施時においては、原子炉モードスイッチを「起動」位置として複数の制御棒の引き抜きを実施する。そのため、これらの試験中に人的過誤が発生すると、想定を超える反応度が投入される可能性がある。
それぞれの試験の概要や対象となる制御棒等は以下の通り。
a.停止時冷温臨界試験
試験の目的：臨界予測精度の維持・向上のためのデータベースの蓄積
試験内容 ：あらかじめ定めた制御棒操作手順に則り、順番に対象となる制御棒引き抜きを実施し、臨界状態確認後に、制御棒パターン、炉水温度、ペリオドなどのデータを採取する。
なお、臨界近傍での制御棒の引き抜きに際しては、
1 ノッチまたは 1 ステップ引き抜き毎に検査担当者で未臨界を確認している。
対象制御棒：評価ケースにより異なる。臨界状態が確認されるまで、複数本の制御棒の引き抜きを実施。
臨界近傍で引き抜く制御棒の価値は小さいものを取り扱う。
事故防止対策：制御棒操作監視系による制御棒選択
b.停止余裕検査試験の目的：停止余裕（挿入可能な制御棒のうち最大反応度価値制御棒（最大価値を有する制御棒と同一の水圧制御ユニットに属する制御棒）1 組又は１本が挿入されない場合でも、原子炉を常に冷温で臨界未満にできること）の確認
試験内容 ：①最大価値を有する制御棒（CR-1）の全引き抜き②最大価値を有する制御棒（CR-1）と同一の水圧制御ユニットに属する
制御棒(CR-2)の全引き抜き②最大価値を有する制御棒（CR-1）を補正位置Ｎまで挿入③最大価値を有する制御棒（CR-1）の斜め隣接の制御棒(CR-3)を補正位
置Ｎまで引き抜き④最大価値を有する制御棒（CR-1）を再度全引き抜き
この状態の炉心が臨界未満であることを確認する。なお、制御棒の引き抜きに際しては、１ノッチ引き抜き毎に検査担当者で未臨界を確認している。
対象制御棒：最大反応度価値制御棒
1 組又は１本最大価値を有する制御棒の斜め隣接の制御棒 １本

144-10-1

32

引き抜かれる制御棒は斜め隣接の制御棒のうち反応度の補正に必要な価値を有していて印加反応度が大きすぎないように選択事故防止対策：ロッドワースミニマイザの制御棒選択パターン規制（または制御棒を操作する運転員以外の運転員による監視）
なお、ロッドワースミニマイザの機能により、最大反応度価値制御棒以外の制御棒を引き抜く場合、面隣接の制御棒を選択すると制御棒引き抜
き許可信号がリセットされる。
２

想定する人的過誤
想定を超えた反応度が投入されるおそれのある人的過誤として下の、炉心の誤装荷、制御棒の選択誤り、制御棒の連続引き抜きについて検討した。
2-1.単一の人的過誤
a. 燃料の誤装荷
燃料の誤装荷は誤配置や燃料・制御棒の装荷順序の誤りにより、想定以上の反応度が投入されることが考えられる。これらは燃料交換が燃料取替機(FHM)により自動で装荷位置まで移動され、かつ作業員による配置の確認や燃料移動監視装置による確認や運転員による出力の監視も行われる。そのため、この事象が発生しても適切に認知されるため、反応度の連続投入や急激な反応度の投入は考えられない。
b. 制御棒の選択誤り操作する制御棒の選択を誤るとその反応度価値は変化する。停止時冷温臨界試験や停止余裕検査の試験では事前に対象となる制御棒の価値が臨界近傍で大きくならないように評価により対象を選定しており、その制御棒パターンは制御棒操作監視系（停止時冷温
臨界試験）、ロッドワースミニマイザ（停止余裕検査）や運転員、検査員により監視されているため、これらのパターンを外れた制御棒が選択されることは考えづらい。また、選択誤りが発生した場合においても臨界付近での制御棒引き抜き操作は１ノッチずつであるため、反応度の急激な投入は考えられない。
c. 制御棒の連続引き抜き
運転員、検査員による制御棒や起動領域モニタの確認を実施しており、人的過誤発生時も認知が容易である。しかし、これらの検知は運転員や検査員に期待しているため、有効性評価ではこれらの認知に期待せず、制御棒が連続引き抜きされることを想定する。
2-2.人的過誤の重畳
人的過誤として抽出した「a.燃料の誤装荷」、「b.制御棒の選択誤り」、「c.制御棒の連続引き抜き」の重畳事象の発生について検討した。反応度の投入速度等の理由*から、検討するべき人的過誤の重畳は「b.制御棒の選択誤り」+「c.制御棒の連続引き抜き」のみであると考えられる。そのため以下に「b.制御棒の選択誤り」+「c.制御棒の連続引き抜き」の評価を示す。
評価の結果、人的過誤の重畳は発生の可能性が低く、また発生した場合であっても必ず臨界に至るとは限らず、即発臨界に至るような事象はさらに起こりにくいと考えられることか
ら、有効性評価では単一の人的過誤である「制御棒の連続引き抜き」について検討する。
＊「c.制御棒の連続引き抜き」を含まない人的過誤が重畳した場合は、反応度の投入速度が遅く、即発臨界に至らない。また、「a.燃料の誤装荷」については燃料取替交換機により機械的に自動で選択されるため、運転員等の作業時の誤りにより間違った配置になることはなく、またデータの入力についても複数のグループによるチェックを多重に実施していることから、誤装荷単一の過誤の発生確率でも十分低いと考えられ、他の過誤との重畳事象は考慮不要であると考えられる。

144-10-2

33

・「b.制御棒の選択誤り」+「c.制御棒の連続引き抜き」の重畳
人的過誤の重畳を考慮すべき試験は「１ 停止時において、制御棒を複数引き抜く試験」に示す様に原子炉停止余裕検査と停止時冷温臨界試験である。通常、試験では機械的に制御棒の選択の誤りを防止している＊。しかし、これらの機能に期待しない場合であっても、操作する運転員以外の運転員が 1 名以上監視にあたることで試験の実施が許容されている（試験の手順要領）ため、RWM 等の機械的な誤操作の防止機能に期待しない状況で発生する人的過誤の確率について検討した。
図１に「c.制御棒の連続引き抜き」、図２に「b.制御棒の選択誤り」+「c.制御棒の連続引き抜き」の重畳（人的過誤に従属性を考えた場合）における HRA ツリー及び人的過誤の確率を示す。
その結果、「c.制御棒の連続引き抜き」の単一の人的過誤に比べて「b.制御棒の選択
誤り」+「c.制御棒の連続引き抜き」の重畳を考慮すると、発生確率が小さくなっていることが分かる。
また、図２で示す「b.制御棒の選択誤り」と「c.制御棒の連続引き抜き」は、操作者
や指示者、操作場所の同一性を考慮して従属性があるものと考えた場合の評価である。
引き抜く対象の制御棒の選択を誤ってしまう人的過誤と、複数のステップ的な操作（駆動モードの切り替え等）
を確認して行う制御棒の連続引き抜きの人的過誤は作業内容が大きく異なるため、それらの人的過誤を独立事象として考えることもできるため、その場合についても評価した（図３）。
以上のように人的過誤が発生する確率は低く、また、これらの人的過誤が重畳しても必ず臨界に至るとは限らず（対象の制御棒価値が大きくない等）、即発臨界に至るような事象はさらに起こりにくいと考えられる。
＊原子炉停止余裕検査時の RWM による隣接制御棒の引き抜き防止、停止時冷温臨界試験時のRWM 及び制御棒操作監視系(RC＆IS)による対象制御棒の自動選択
F1
検査員指示による制御棒の連続引き抜き
F12「誤選択の過誤回復」
F2
運転員による
制御棒の連続引き抜き

失敗

成功
人的過誤の内容

失敗

備考
NUREG/CR-1278 手順書を用いる時のオミッションエラー
[チェック表が正しく用いられている場合の長い操作（10項目以上）]特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

過誤確率値（中央値）

EF

F11

検査員の指示誤りによる制御棒の連続引き抜き3.0E-03

3

F12

操作する運転員や監視している運転員による過誤回復

5.3E-02

3

NUREG/CR-6883(SPAR-H)の[低従属]F11の操作に対して、時間的な間隔、作業者の相違があるた
め、低従属とする
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F2操作する運転員による制御棒の連続引き抜き

3.0E-03

3

NUREG/CR-1278 手順書を用いる時のオミッションエラー
[チェック表が正しく用いられている場合の長い操作（10項目以上）]特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定*操作する運転員による制御棒の連続引き抜きにおける過誤回復については十分期待できるものである（数十秒程度）が投入される反応度の不確かさがあるため、期待しない
人的過誤（平均値）
4.0E-03

ＥＦ
2

図 1 「c.制御棒の連続引き抜き」のＨＲＡツリー及び人的過誤確率
144-10-334

F11
検査員指示による制御棒の選択誤り
F12「誤選択の過誤回復」
F13
検査員指示による制御棒の連続引き抜き

F31
運転員による
制御棒の選択誤りF21
運転員による
制御棒の連続引き抜き

成功（単一の人的過誤）

F32「誤選択の過誤回復」
F33
検査員指示による制御棒の連続引き抜き
成功（人的過誤無し、または単一の人的過誤）
成功（単一の人的過誤）

F41
運転員による
制御棒の連続引き抜き

失敗（人的過誤の重畳）

失敗（人的過誤の重畳）

失敗（人的過誤の重畳）

失敗（人的過誤の重畳）

人的過誤の内容

過誤確率値（中央値）

EF

備考
NUREG/CR-1278 手順書を用いる時のオミッションエラー
[チェック表が正しく用いられている場合の長い操作（10項目以上）]
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F11

検査員指示による制御棒の選択
誤り

3.0E-03

3

F12

操作する運転員や監視している運転員による過誤回復

5.3E-02

3

NUREG/CR-6883(SPAR-H)の[低従属]F11の操作に対して、時間的な間隔、作業者の相違があるため、低従属とする
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F13

検査員指示による制御棒の連続
引き抜き

5.0E-01

2

NUREG/CR-6883(SPAR-H)の[高従属]F11の操作と作業内容が異なるが、操作者、操作場所は同一であるため、高従属する
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定（過誤回復には期待しない）

F21

操作する運転員による制御棒の連続引き抜き5.3E-02

3

NUREG/CR-6883(SPAR-H)の[低従属]F11の操作と作業内容が異なり、操作と時間的な間隔、作業者の相違がある
ため、低従属とする
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F31

操作する運転員による制御棒の選択誤り

3.0E-03

3

NUREG/CR-1278 手順書を用いる時のオミッションエラー
[チェック表が正しく用いられている場合の長い操作（10項目以上）]
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F32

検査員や監視している運転員による制御棒の選択誤りに対する過誤回復

5.3E-02

3

NUREG/CR-6883(SPAR-H)の[低従属]F21の操作に対して、時間的な間隔、作業者の相違があるため、低従属とする
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F33

検査員の指示誤りによる制御棒の連続引き抜き5.3E-02

3

NUREG/CR-6883(SPAR-H)の[低従属]F31の操作と作業内容が異なり、操作と時間的な間隔、作業者の相違がある
ため、低従属とする
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F41

操作する運転員による制御棒の連続引き抜き2

NUREG/CR-6883(SPAR-H)の[高従属]F11の操作と作業内容が異なるが、操作者、操作場所は同一であるため、高従属する
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定（過誤回復には期待しない）

5.0E-01*制御棒の連続引き抜きにおける過誤回復については十分期待できるものであるが投入される反応度の不確かさがあるため、期待しない*HRAツリー及び人的過誤の確率は複数の制御棒を引き抜き冷温臨界試験を想定して評価する
人的過誤（平均値）
2.9E-04

ＥＦ
4

図 2 「b.制御棒の選択誤り」+「c.制御棒の連続引き抜き」（人的過誤に従属性を考えた場合）のＨＲＡツリー及び人的過誤確率
144-10-435

F11
検査員指示による制御棒の選択誤り
F12「誤選択の過誤回復」
F13
検査員指示による制御棒の連続引き抜き
F14「連続引き抜きの過誤回復」
F31
運転員による
制御棒の選択誤りF21
運転員による
制御棒の連続引き抜き

成功（単一の人的過誤）

F32「誤選択の過誤回復」
F33
検査員指示による制御棒の連続引き抜き

失敗（人的過誤の重畳）

失敗（人的過誤の重畳）

F34「連続引き抜きの過誤回復」

成功（人的過誤無し、または単一の人的過誤）
成功（単一の人的過誤）

F41
運転員による
制御棒の連続引き抜き

失敗（人的過誤の重畳）

失敗（人的過誤の重畳）
人的過誤の内容

過誤確率値（中央値）

EF

備考
NUREG/CR-1278 手順書を用いる時のオミッションエラー
3 [チェック表が正しく用いられている場合の長い操作（10項目以上）]
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F11

検査員指示による制御棒の選択
誤り

3.0E-03

F12

操作する運転員や監視している運転員による過誤回復

5.3E-02

NUREG/CR-6883(SPAR-H)の[低従属]3 F11の操作に対して、時間的な間隔、作業者の相違があるため、低従属とする
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F13

検査員指示による制御棒の連続
引き抜き

3.0E-03

NUREG/CR-1278 手順書を用いる時のオミッションエラー
[チェック表が正しく用いられている場合の長い操作（10項目以上）]
3 特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定＊制御棒の選択誤りとの従属性は作業内容が異なり、操作は試験要領に則りス
テップごとに実施していることから完全独立とする

F14

操作する運転員や監視している運転員による過誤回復

5.3E-02

NUREG/CR-6883(SPAR-H)の[低従属]3 F13の操作に対して、時間的な間隔、作業者の相違があるため、低従属とする
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F21

操作する運転員による制御棒の連続引き抜き3.0E-03

NUREG/CR-1278 手順書を用いる時のオミッションエラー
[チェック表が正しく用いられている場合の長い操作（10項目以上）]
3 特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定＊制御棒の選択誤りとの従属性は作業内容が異なり、操作は試験要領に則りス
テップごとに実施していることから完全独立とする

F31

操作する運転員による制御棒の選択誤り

3.0E-03

NUREG/CR-1278 手順書を用いる時のオミッションエラー
3 [チェック表が正しく用いられている場合の長い操作（10項目以上）]
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F32

検査員や監視している運転員による制御棒の選択誤りに対する過誤回復

5.3E-02

NUREG/CR-6883(SPAR-H)の[低従属]3 F31の操作に対して、時間的な間隔、作業者の相違があるため、低従属とする
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F33

検査員の指示誤りによる制御棒の連続引き抜き3.0E-03

NUREG/CR-1278 手順書を用いる時のオミッションエラー
[チェック表が正しく用いられている場合の長い操作（10項目以上）]
3 特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定＊制御棒の選択誤りとの従属性は作業内容が異なり、操作は試験要領に則りス
テップごとに実施していることから完全独立とする

F34

操作する運転員や監視している運転員による過誤回復

5.3E-02

NUREG/CR-6883(SPAR-H)の[低従属]3 F13の操作に対して、時間的な間隔、作業者の相違があるため、低従属とする
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F41

操作する運転員による制御棒の連続引き抜き3.0E-03

NUREG/CR-1278 手順書を用いる時のオミッションエラー
[チェック表が正しく用いられている場合の長い操作（10項目以上）]
3 特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定＊制御棒の選択誤りとの従属性は作業内容が異なり、操作は試験要領に則りス
テップごとに実施していることから完全独立とする*操作する運転員による制御棒の連続引き抜きにおける過誤回復については十分期待できるものである（数十秒程度）が投入される反応度の不確かさがあるため、期待しない*制御棒の選択誤りと連続引き抜きの従属性については、時間的な間隔(ステップごとに操作を確認)、作業内容が異なることから完全独立（従属性なし）とする*HRAツリー及び人的過誤の確率は複数の制御棒を引き抜きを実施する冷温臨界試験を想定して評価する
人的過誤（平均値）
2.3E-06

ＥＦ
4

図 3 「b.制御棒の選択誤り」+「c.制御棒の連続引き抜き」（それぞれの人的過誤を独立事象とした場合）のＨＲＡツリー及び人的過誤確率
144-10-536３

過去に発生した反応度投入事象例
過去に発生した反応度投入事例は以下のものがある。
H11 年 志賀原子力発電所１号機 原子炉緊急停止事故は制御棒駆動機構が異なり、物理的に発生の可能性がないため有効性評価で想定する反応度誤投入事象として選定不要と考える。
また、KK６号機 FMCRD 試運転時 CR 引き抜き事象についても制御盤改造及び試験時特有の事象であること、下に記載の再発防止策が取られていること、 仮に発生したとしても停止余裕に対して投入される反応度は大きくなく、また監視・安全系が機能しているため、過渡事象等で考慮されている状態より過酷とならないと考えられることから選定不要と考える。
・H11年 志賀原子力発電所１号機 原子炉緊急停止事故（北陸）
原子炉停止機能強化工事の機能確認試験時にアイソレ誤り及び弁のシートパスにより制御棒が引き抜かれ、アキュームレータに圧力が充填されていなかったことで、ただちに制御棒が挿入されず、臨界に至った。
この事象は当社のKK6, 7号炉の制御棒駆動機構が異なるため、発生しない（FMCRDのHCU
では物理的に引き抜けが起こらない）。また、仮に同様の事象が起きた場合についての炉
心挙動解析が実施ており、即発臨界に至る可能性はあるものの、炉心は損傷しないことが確認されている（参考文献 日本原子力学会誌 Vol.49,No.10(2007) 671-675 北陸電力(株)志賀原子力発電所１号機で発生した臨界時の炉心挙動解析）。
・H8年 KK６号機 FMCRD試運転時CR引き抜き事象（当社）
6号機試運転中（建設段階）
FMCRD制御盤改造及び試験の準備のため、
FMCRDの安全処置(アイソレ)による隔離を実施し、シミュレータにて制御棒位置を模擬的に引き抜きする試験を実施。この時、アイソレミスにより一部の電源アイソレが実施されておらず、実際の4本の制御棒が128ステップの位置まで引き抜かれた（この間、未臨界であることは確認されている）。
制御盤改造及び試験時特有の事象であること、再発防止策（制御棒の駆動電源ＯＦＦと制御電源ＯＦＦの安全処置の多重化）が実施されていることから対策済みであると考える。
また、この事象では核計装系により監視・安全系が機能していることから炉心損傷には至らない。
４

重要事故シーケンスの想定
有効性評価では１～３章を踏まえ、
停止時冷温臨界試験や停止余裕検査の検査時に人的過誤により制御棒を連続的に引き抜かれる事象を想定した。
この時、引き抜かれる制御棒は、以下の点を考慮して「最大反応度価値を有する 1 本の制御棒が全引き抜きされている状態での隣接制御棒の 1 本の引き抜き」
を反応度誤投入の代表性のあるものとして選定した。
・引き抜かれる制御棒の反応度価値が管理値*を超えるもの
・停止時冷温臨界試験や停止余裕検査での試験対象や事故防止の対策
・一般的に臨界近傍まで複数の制御棒を引き抜いていくと、１本あたりの制御棒価値は相対的に低下していく傾向にあること・設計により挿入可能な制御棒のうち最大反応度価値制御棒１組又は１本が引き抜かれた状態であっても臨界未満が維持されていること
以上より、反応度の誤投入事象として、「原子炉停止時に最大反応度価値を有する 1 本の制御棒が全引き抜きされている状態から、その隣接制御棒の 1 本が操作量の制限を超える誤った操作によって引き抜かれ、臨界に至る事故」を代表性のあるシナリオとしている。
＊ 核的制限値を超えないよう設定している管理値：臨界近接時における制御棒の最大反応度価値は 1.0%
Δk 以下

144-10-637補足説明資料【146-6】

事故シーケンス毎の主要なカットセットにおいて抽出されている人的過誤に対する対策
停止時における主要な人的過誤に関するカットセットは「重要事故シーケンス選定資料 別紙４ 内部事象 PRA における主要なカットセット」で示すように、崩壊熱除去機能喪失時における MUWC 系の弁操作及び冷却材流出事象の認知である（表１）。
それらの対策について以下に示す。
１．MUWC 系の現場弁操作失敗に関する対策
MUWC 系の現場弁操作失敗は MUWC のＴ／Ｂ側に流れるラインの弁の閉止操作に失敗することで、原子炉側への必要な注水流量が確保できない事象である。
本事象を含むカットセットのＣＤＦは 9.7×10-10（／定期検査）となることから運転員のダブルチェック等のソフト面での対策に加え、代替補機冷却系、注水機能の信頼性向上・多様化（低圧代替注水（常設）［MUWC T/B バイパス隔離弁の追設置等の信頼性向上を実施した MUWC 系］、消防車）のハード面での対策を実施している。
２．冷却材流出事象の認知失敗に対する対策
冷却材流出事象（CUW ブロー）の認知失敗は定検の後半において、原子炉水位をＮ
ＷＬに向けて低下させていく中で、目標水位の到達後に CUW ブロー弁の閉め忘れによる冷却材流出が継続し、その認知に失敗する事象である。
＜冷却材流出事象の認知失敗の対策＞
本事象を含むカットセットのＣＤＦは 3.8×10-11（／定期検査）となることか
ら以下のソフト面の対策を実施している。
運転員の定期的な原子炉水位の監視に加え、マニュアルや手順等による操作時の注意喚起を実施している（例：社内で実施するリスク評価の際に抽出された「水位低下の操作」等に対して注意喚起の連絡の実施）。
また、急激な水位の低下が継続しないようにブロー量の管理もされており十分認知のための時間余裕があること、ブロー水の排水先であるＲＷ設備の運転員による異常の認知にも期待できることから、ＰＲＡ上の想定より運転員の水位低下の認知はより容易になると考えられる。
表１
POS

シーケ
ンス No

C1

12

C1

9

事故シーケンス
崩壊熱除去機能喪失（補機冷却系
機能喪失）＋崩壊
熱除去・注水失敗
冷却材流出（ＣＵ
Ｗブロー）＋認知失敗

人的過誤を含むの主要なカットセット
ＣＤＦ

9.7E-10

主要なカットセット
補機冷却系(B)機能喪失 ＋
MUWC 系 T/B 積算流量計バイパス弁 現場操作失敗（人的過誤） ＋
注水系復旧失敗
冷却材流出（ＣＵＷブロー）＋

3.8E-11

運転員による水位低下の認知失敗

146-6-1

対策
・代替補機冷却系
・注水機能の信頼性向上・多様化
・運転員への注意喚起等

38

補足説明資料【146-12】
平成 27 年 3 月 17 日第 207 回審査会合 資料 1-3-1 抜粋
添付資料 5.1.2

重要事故シーケンスの選定結果を踏まえた有効性評価の条件設定
1. 「崩壊熱除去機能喪失」の重要事故シーケンスの選定
運転停止中原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価，「崩壊熱除去機能喪失」の重要事故シーケンスの選定にあたっては，他の殆どの重要事故シーケンス等の選定と同様に，
PRA の結果から抽出された事故シーケンスグループからガイドに示された着眼点を考慮し，重要事故シーケンスを選定している。
崩壊熱除去機能喪失の重要事故シーケンスとしては，ガイドに示された着眼点に加えて事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」における評価内容との差別化を図ることを考慮し，次の事故シーケンスを選定した。
・崩壊熱除去機能喪失(RHR 機能喪失[フロントライン])+崩壊熱除去・注水系失敗
2. 重要事故シーケンスに対する燃料損傷防止対策の選定
有効性評価では，設計基準相当の設備の機能喪失を受けて炉心損傷に至る重要事故シー
ケンスに対し，重大事故等対処設備を用いて炉心損傷を防止できることを確認している。
この観点では，全ての崩壊熱除去機能及び注水機能の喪失を受け，重大事故等対処設備を用いて炉心損傷を防止するという評価も考えられるが，この場合，事故シーケンスグルー
プ「全交流動力電源喪失」で選定される重要事故シーケンスと同じ評価を実施することとなる。このため，「崩壊熱除去機能喪失」の重要事故シーケンスの有効性評価では，ガイドの対策例を参照し，待機中の残留熱除去系によって崩壊熱除去機能を確保し，炉心損傷を防止可能であることを確認している。
3. プラント状態(POS)の選定
重要事故シーケンスの選定プロセスでは，POS については選定していないため，有効性評価の評価条件を設定する際に決定している。崩壊熱除去機能の喪失事象が発生した場合，代替の崩壊熱除去機能や炉心への注水機能を用いて炉心損傷を防止することとなる。このため，POS を選定する上では崩壊熱が高く，原子炉圧力容器内の冷却材が少ないため，事象発生から炉心損傷までの時間余裕が厳しい POS を選定することが適切と考える。崩壊熱の観点で最も厳しい POS は「S」であるが，「S」は冷温停止への移行状態として定義される状態である。冷温停止に移行する前の高温停止の状態は，崩壊熱除去機能及び注水機能に対する待機要求が運転時とほぼ同等であり，この状態の評価は運転時の崩壊熱除去機能喪失の評価に包絡されるものと考える。
このため，本評価における POS は，崩壊熱が高く，原子炉圧力容器内の冷却材が少ない
ことに加え，冷温停止状態となることで崩壊熱除去機能及び注水機能に対する待機要求が減ることによってアイソレされる系統がある「A」を選定している。

添 5.1.2-1

39

4. 他の燃料損傷防止対策を想定した場合の影響
本評価で確認している，待機中の残留熱除去系による崩壊熱除去機能確保とは別の燃料損傷防止対策としては，復水補給水系による注水が考えられるが，これについては「全交流動力電源喪失」で選定される重要事故シーケンスにおいて，本評価と同じ POS「A」でその有効性を確認している。

添 5.1.2-240補足説明資料 【146-13】「全交流動力電源喪失」の直流電源喪失について「全交流動力電源喪失」の事故シーケンスグループは「外部電源喪失＋直流電源喪失＋崩壊熱除去・注水系失敗（以下、「直流電源喪失」という）」と、「外部電源喪失＋交流電源喪失＋崩壊熱除去・注水系失敗（以下、「交流電源喪失」という）」であり、「直流電源喪失」は炉心損傷頻度が低いこと、及び対策が整備されていることから「交流電源喪失」を重要事故シーケンスとして選定している。
以下に直流電源喪失の対策について示す。
＜直流電源喪失の対策＞
外部電源喪失時において直流電源が喪失した場合、非常用ディーゼル発電機の制御盤や界磁用コイル、Ｍ／ＣやＰ／Ｃの遮断器等に電力を供給できないため全交流動力
電源喪失となる。
直流電源喪失の主な要因は、蓄電池から A~C 系母線への供給失敗の共通原因故障※
であり、その対策として、①～④の方法が考えられる。
※PRA では区分Ⅳまでの蓄電池の機能喪失を仮定していないが、それには期待しない。また、ＡＭ策として実施した蓄電池を増強により、区分ⅠにはＡ, Ａ－２といった 2 つの蓄電池が存在するが、区分Ⅰ～Ⅳのすべての蓄電池の機能喪失を想定する。

① 常設代替交流電源設備（ガスタービン発電車）による代替所内電気設備および低圧代替注水系（常設）への給電
単線結線図（図１）および対応手順の概要（図２）に示すように、区分Ⅰ～
Ⅳの制御電源がない状態でも、現場での遮断器の切り替え等を実施することにより、ガスタービン発電車から代替所内電気設備を経由して低圧代替注水系（常設）（復水移送ポンプ）への交流電源の給電が可能である。これにより原子炉への注水が事象発生から約２時間で実施可能となる。
② 隣接プラントからの低圧電源融通
隣接プラントの非常用ディーゼル発電機の起動に成功している場合は運転員により低圧電源（交流）の融通を行い、充電器を通じて交流を直流に変換する
ことで、非常用ディーゼル発電機に直流電源を供給する（運転員による 3 時間程度の対応で実施が可能）。非常用ディーゼル発電機の起動後は非常用炉心冷却系等を用いた注水や残留熱除去系等を用いた除熱を実施する。
③ 可搬型代替注水ポンプ（消防車）やディーゼル駆動消火ポンプによる注水
消防車やディーゼル駆動消火ポンプの直流電源が不要な注水系による注水を実施する。
ディーゼル駆動消火ポンプによる原子炉や使用済燃料プールへの注水は運転員により 3 時間程度で実施可能である。
消防車による原子炉や使用済燃料プールへの注水は緊急時対策要員及び運転員により事象発生から 12 時間までに実施可能である。
④ 可搬型代替直流電源設備による直流電流供給
可搬型代替直流電源設備から直流電源母線にから給電することで、非常用デ
146-13-1

41ィーゼル発電機を起動し、起動後は非常用炉心冷却系等を用いた注水または残留熱除去系等を用いた除熱を実施する。
可搬型代替直流電源設備から直流電源母線への給電、非常用炉心冷却系による注水は、緊急時対策要員及び運転員により事象発生から 12 時間までに実施可能である。
＜全交流動力電源喪失時の時間余裕＞
最も崩壊熱の高い POS-S においても約 3.9 時間の時間余裕があり、また、POS-S,A
を除き、12 時間以上の時間余裕がある。
以上より、直流電源喪失による全交流動力電源喪失発生時においても①～④の操作（時間余裕が短い POS-S,A の場合は①，②，③、それ以外の時間余裕が長い場合は①～④）を実施することで対応が可能である。

146-13-242代替交流電源設備
GTG

【凡例】

電源
車

D/G
GTG

D/G

(7A)

：遮断器

(7B)
：配線用遮断器

区分Ⅰ～Ⅳの直流電源喪失であっても現場または遠隔操作により電源切替操作が実施可能

緊急用M/C

直流電源喪失により遮断器の投入電源や非常用ディーゼル発電機の制御電源が喪失：切替装置

C/B 2FM：電動切替装置：AM用直流125V
蓄電池

R/B B1F

Rw/B 1F
接続箱

R/B B1F

非常用電気設備【区分Ⅰ】

M/C 7C

非常用電気設備【区分Ⅱ】

R/B B1FM/C 7D

動力変圧器

Rw/B 2F

動力変圧器

代替所内電気設備

AM用動力変圧器

P/C 7C-1

P/C 7D-1

R/B 3FR/B 3FM

MCC 7C-1-1

MCC 7C-1-4

MCC
7D-1-4AM用MCC 7B

MCC 7D-1-1

R/B 4FR/B 3FR/B 3F(予備)

AM用直流125V充電器

AM用直流
125V充電器

収納箱

新設弁（タイライン弁）

新設弁（タイライン弁）

ＲＨＲポンプ
炉水吸込弁（Ｂ）

ＲＨＲポンプＳ／Ｐ水
吸込隔離弁（Ｂ）

ＲＨＲ最小流量
バイパス弁（Ｂ）

ＲＨＲ格納容器冷却
ライン隔離弁（Ｂ）

ＲＨＲ格納容器冷却流量調節弁（Ｂ）

ＲＨＲ熱交換器
出口弁（Ｂ）ＭＵＷＣ Ｔ／Ｂ負荷遮断弁

ＲＨＲ注入ライン
洗浄水止め弁（Ｂ）

計測制御設備

復水移送ポンプ（Ｃ）

復水移送ポンプ（Ｂ）

復水移送ポンプ（Ａ）

ＲＨＲ注入ライン
洗浄水止め弁（Ａ）

ＲＨＲ熱交換器
出口弁（Ａ）

ＲＨＲ注入弁（Ａ）

ＳＰＣＵ ＣＳＰ側
吸込弁

図 1 全交流動力電源喪失時(直流電源喪失を含む)の単線結線図（例：7 号機の場合））
146-13-343プラント前提条件
・プラント停止後１日目
・原子炉圧力容器閉鎖中
・原子炉格納容器閉鎖中・主蒸気隔離弁全閉・非常用ディーゼル発電機（Ｂ）点検中
・残留熱除去系（Ａ）原子炉停止時冷却モード運転中・残留熱除去系（Ｂ）停止中
・残留熱除去系（Ｃ）低圧注水モード待機中
・原子炉水位「Ｎ．Ｗ．Ｌ」（通常は＋1550mm以上）

凡例：操作・確認（運転員のみの作業）：緊急時対策要員（現場）のみの作業：プラント状態：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業※１
外部電源が喪失し、かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより、全ての所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となった場合。
※２

中央制御室にて、直流電源の照明も含めたの全照明が未灯火やコントロールパネルの電源喪失などを確認することで、全交
流電源および直流電源が喪失していることを確認する。

：判断※３
約１時間後に原子炉水温が「100℃」に到達する。

：シナリオ上考慮しない操作・判断結果※４
解析上、原子炉を大気圧状態に維持するため逃がし安全弁を「開」する。
（解析上の時刻）

全交流動力電源喪失発生

Ⅰ
消火系を代替注水として使用する場合があるため運転状態について確認する。
恒設設備による原子炉への注水が実施できな い場合、低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する。
Ⅱ
緊急用Ｍ／Ｃが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電を実施する。
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃを受電する。
（いずれの場合も電源容量により使用できる設備が限られる）

※１

（０分）

※５
注水前の原子炉最低水位は「有効燃料棒頂部（TAF）＋4.2ｍ（約「レベル３＋400mm」）」となる。
※６
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む。

「無」の場合直流電源喪失の有無「有」の場合※２
回復は解析上考慮せず

早期の電源回復不能と判断
有効性評価での全交流動力
電源喪失（SBO）へ

隣接プラントからの低圧電源融通

期待しない

停止中における有効性評価「全交流動力電源喪失」と異なる箇所を赤字で記載

低圧代替注水系（常設）（復水移送ポンプ）準備（約60後）

原子炉水温100℃到達※３

Ⅰ

復水移送ポンプ以外による原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプによる代替注水※６
常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）の準備

Ⅱ

代替原子炉補機冷却系
準備

燃料供給準備（タンクローリー給油準備）

AM用蓄電池からAM用直流
125V主母線を経由した他区分の主母線への給電

ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃ受電
・可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電

期待しない

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可

逃がし安全弁による手動減圧操作

常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）によるAM用非常用交流電源母線への給電（直流電源喪失のまま）※４単線結線図参照

低圧代替注水系（常設）（復水移送ポンプ）準備が完了（約12時間後）可搬型代替直流電源設備による直流電源供給（約120分後）

復水移送ポンプ１台を用いた ※５
低圧代替注水系（常設）による注水

原子炉水位回復
タンクローリーによる給油準備完了代替原子炉補機冷却系
準備が完了
原子炉水位回復後は蒸発量に応じた注水を実施（適宜実施）
残留熱除去系準備

可搬設備への燃料補給

残留熱除去系による崩壊熱除去機能回復

図 2 全交流動力電源喪失時(直流電源喪失を含む)の対応手順の概要
代替原子炉補機冷却系を使用した原子炉停止時冷却モードにより冷却を継続し、機能喪失している設備の復旧に努める。

146-13-444【状態 E 評価結果】

重大事故等対処設備等に期待した場合の PRA

KK6/7 号機の設置許可変更申請に合わせて実施した PRA では、設計基準事故
対処設備(DBA 設備)及び DBA 設備以外のプラント運転開始時より備えている手段・設備(通商産業省「原子力発電所内におけるアクシデントマネジメントの整備について」(平成 4 年 7 月)の以前から備えている対策)の一部を考慮した状態(状態 A+α)にて評価している。
この評価(状態 A+α)に対する参考評価として、重大事故等対処設備(各種アクシデントマネジメント策)や福島第一原子力発電所事故後の津波対策等に期待した状態(状態 E)について PRA を実施した。
結果を以下に示す。
1．評価において期待する設備
期待する設備の一覧を表 1 に示す。
状態 E の評価モデルでは、現在、柏崎刈羽原子力発電所 6/7 号機に対して整備している重大事故等対処設備等及びその運用を概ね考慮した。評価を実施
した時点では詳細な設計及び運用を検討中の設備等もあったが、重大事故等対処設備によるリスク低減効果の概要を確認する観点から、それらについても可
能な限りモデル化して評価した。
2．成功基準状態 A+α 及び状態 E の成功基準について、内部事象運転時レベル 1PRA の成功基準を代表として表 2 に示す。重大事故等対処設備(各種アクシデントマ
ネジメント策)や福島第一原子力発電所事故後の津波対策等を考慮することにより、状態 E では状態 A+α に比べて炉心冷却及び格納容器熱除去に関する成功基準が増加した。
3．その他の設定
信頼性パラメータ及び人的過誤確率について、状態 A+α で期待している系
統設備に関する値は概ね同じ設定とした。状態 E で期待する対策についても、各々の設備及び運用を踏まえて設定した。
4. 評価結果
各 PRA の全炉心損傷頻度(CDF)等の評価結果を図 1 に、運転時レベル 1PRAの全炉心損傷頻度の評価結果を図 2 に、各 PRA の結果に対する事故シーケン
スグループの割合を図 3 示す。これらの評価結果に示される、状態 A+α から状態 E への変化の要因等を以下に述べる。
状態 E 評価結果-145【状態 E 評価結果】(1) 全 CDF 等の低下の傾向
状態 A+α と状態 E の結果について、図 1 からは、いずれの PRA においても全 CDF 又は全格納容器破損頻度(CFF)が低下したことが分かる。このことから、重大事故等対処設備(各種アクシデントマネジメント策)や福島第一原子力発電所事故後の津波対策等を講じたことにより、今回評価対象とした事象に対しては、KK6/7 号機の炉心損傷等のリスクが低減されていることを定量的に確認できた。
低下の割合としては津波運転時レベル 1PRA(津波 L1)が最も大きく、約0.1%まで低下した一方、地震運転時レベル 1PRA(地震 L1)の低下の割合は各 PRA の中で最も小さく、約 60%までの低下となった。内部事象運転時レ
ベル 1PRA(内的運転時 L1)では全 CDF が約 0.4%まで低下した。内的運転
時 L1 と内部事象運転時レベル 1.5PRA(内的運転時 L1.5)について、
状態 A+αと状態 E を比較すると、状態 A+α では全 CDF と全 CFF が同じ値であったことに対し、状態 E では全 CFF が全 CDF の約 80%の値となった。内部事
象停止時レベル 1PRA(停止時 L1)では全 CDF が約 0.4%まで低下した。なお、これらの傾向は KK6 号機及び KK7 号機でほぼ同等であった。
運転時レベル 1PRA について、内的運転時 L1、地震 L1 及び津波 L1 の全
CDF を合わせて状態 A+α と状態 E を比較した図 2 を見ると、運転時レベル
1PRA の全 CDF は約 4%まで低下した。運転時レベル 1PRA の全 CDF に占める割合の観点では、状態 A+α では津波 L1 の全 CDF が支配的であり、全体の約 90%を占めていたが、状態 E では地震 L1 の全 CDF が支配的となり、全体の約 98%程度となった。これは津波 L1 の全 CDF の低下の割合が大きく、地震 L1 の全 CDF の低下の割合が小さかったためである。このため、運転時レベル 1PRA の全 CDF の値は状態 A+α では津波 L1 の全 CDFとほぼ等しく、状態 E では地震 L1 の全 CDF とほぼ等しい。
(2) 各 PRA の全 CDF 及び全 CFF の低下要因
各 PRA の状態 A+α と状態 E の結果について図 3 を参照し、各 PRA の全
CDF 又は全 CFF の主な低下要因を述べる。また、低下の傾向については
KK6 号機及び KK7 号機でほぼ同等であることから、数値等については KK6号機の評価結果を参照して述べるものとする。
(a) 内的運転時 L1
内的運転時 L1 について、
状態 A+α と状態 E の評価結果を比較すると、
全 CDF は状態 A+α の 8.7×10-6 /炉年から状態 E では 3.7×10-8 /炉年まで低下した。また、全 CDF の中で支配的な炉心損傷モードは、状態 A+α と状態 E 共に崩壊熱除去機能喪失(TW)であったが、TW の CDF では約 0.3%
状態 E 評価結果-2

46【状態 E 評価結果】に低下した。これが状態 A+α と状態 E の全 CDF の低下の支配的な要因である。
TW の CDF が大きく低下した要因は、耐圧強化ベントやフィルタベン
ト、残留熱除去系の復旧の考慮、代替熱交換設備等、崩壊熱除去機能の多様化が影響したものと考えられる。
(b) 地震 L1
地震 L1 について、状態 A+α と状態 E の評価結果を比較すると、全 CDF
は状態 A+α の 1.2×10-5 /炉年から状態 E では 8.2×10-6 /炉年まで低下した。また、全 CDF の低下の要因は、状態 E で考慮した対策による TW や
TB 等の CDF の低下である。一方、評価上炉心損傷直結としている事象(LOCA(E-LOCA)や RBR(原子炉建屋損傷)等)については、そもそも対策の効果に期待する評価としていないことから、状態 A+α と状態 E での CDFに変化は無く、相対的に全 CDF に占める割合が増加した。また、状態 E
における運転時レベル 1PRA の全 CDF では地震 L1 の割合が約 99%であることから、これらの地震 L1 の炉心損傷直結事象が運転時レベル 1PRAの全 CDF においても支配的な炉心損傷モードとなっている。
これらの炉心損傷直結事象は、詳細な定量評価が困難なため、炉心損傷直結としている側面もあることから、今回の評価結果を踏まえ、評価の詳細化について検討を進めている。以下にその概要を示す。
・LOCA(E-LOCA)
ベースモデルでは格納容器内配管すべてが完全相関であると仮定しており、最弱の配管が損傷した場合には全注水手段を同時に喪失するものとして炉心損傷直結としている。
ただし、現実的にはすべての配管が同時に機能喪失することは考
えにくいことから、相関性について緩和系での考え方を踏襲し、一部の配管が健全なシナリオについてモデル化する。
・BYPASS(格納容器バイパス事象)
ベースモデルでは保守性のために、複数の隔離弁について完全相関であると仮定し、最弱の弁が損傷した場合には必ずバイパス破断に至るものとしている。冗長性を適切にモデル化できていないこと
から、完全独立とした場合の解析を実施し、感度を確認する。
また、逆止弁について弁の応答加速度と機能維持確認済加速度からフラジリティを評価しているが、機能維持確認済加速度は加振試
験実績の上限値であり、必ずしも実力値とは一致しないため、一定程度の保守性があると考えられる。このことから、逆止弁の流路を遮断するために必要な部位を検討・選定し、その構造評価結果によりフラジリティを評価する。
状態 E 評価結果-347【状態 E 評価結果】

・PCVR(格納容器損傷)
ベースモデルでは、保守性を含んだ決定論の耐震性評価結果からフラジリティ評価を実施している。このことから、入力荷重や評価方法等の保守性を排除した決定論の耐震性評価結果を基にフラジリ
ティ評価を実施する。
・RBR(原子炉建屋損傷)
ベースモデルでは PSA 学会標準に従って、原子炉建屋基礎地盤の安定性について、すべり安全率を指標としたフラジリティ評価を実施している。しかしながら、原子炉建屋が設置されている平坦な敷地に対してすべり破壊が起きるということは、現実的には考えにくい。そのため、平坦な基礎地盤の安定性評価で一般的に採用されている地盤変形量を指標としたフラジリティ評価を用いて事故シーケ
ンス評価を実施する。
(c) 津波 L1
津波 L1 について、状態 A+α と状態 E の評価結果を比較すると、全 CDF
は状態 A+α の 1.8×10-4 /炉年から状態 E では 1.4×10-7 /炉年まで低下した。また、全 CDF の中で支配的な炉心損傷モードは、状態 A+α では TQUVであったが、状態 E では TB となった。状態 A+α と状態 E の全 CDF の低下の支配的な要因は、福島第一原子力発電所の事故を踏まえて実施した
浸水防止対策である。浸水防止対策により、浸水が生じ得る最低の津波高さが大きく上昇したため、浸水が生じ得る津波の発生頻度が低下した。このため、津波によるプラントへの影響を起因とする炉心損傷頻度が大きく低下する結果となった。具体的には、地下の原子炉補機冷却系ポンプ設置
エリアの開口部等の地下の開口部を塞いだこと及び、防潮堤設置や建屋扉の水密化により、浸水が生じ得る最低の津波高さが約 3.8 m から約 15 mまで上昇したことが大きく影響した。
(d) 内的停止時 L1
内的停止時 L1 について状態 B と状態 E の評価結果を比較すると、全
CDF が状態 A+α の 1.1×10-8 /炉年から状態 E では 4.3×10-11 /炉年まで低下した。
この要因としては、停止時の時間余裕が運転時に比べ比較的長いため、準備の時間を要する消防車等の注水設備、代替原子炉補機冷却系(熱交換器車)による除熱、常用代替交流電源設備(ガスタービン発電機車)や電源車等の電源設備といった重大事故等対処設備等が効果的であったと考えられる。特に状態 B で支配的であった POS C1 の補機冷却系機能喪失を起因事象とするシーケンスに対しては、D/D FP や MUWP 等の注水機能の状態 E 評価結果-448

【状態 E 評価結果】

多様化、熱交換器車による除熱設備の多様化が影響したものと考えられる。
(e) 内的運転時 L1.5
内的運転時 L1.5 について、状態 A+α と状態 E の評価結果を比較すると、全 CFF は状態 A+α の 8.7×10-6 /炉年から状態 E では 3.1×10-8 /炉年まで低下した。また、全 CFF の中で支配的な炉心損傷モードは、状態 A+αと状態 E 共に格納容器過圧破損であった。
状態 A+α での格納容器過圧破損の内訳はほぼ 100%が内的運転時 L1 における格納容器先行破損モードである TW である。このため、内的運転時
L1 において崩壊熱除去機能の多様化により TW の CDF が大きく低下したことと同じ理由で格納容器過圧破損の CFF も低下した。
5. まとめ状態 A+α と状態 E の結果を比較し、いずれの PRA においても全 CDF 又は全格納容器破損頻度(CFF)が低下したことから、重大事故等対処設備(各種アクシデントマネジメント策)や福島第一原子力発電所事故後の津波対策等を講じたことにより、今回評価対象とした事象に対しては、KK6/7 号機の炉心損傷等のリスクが低減されていることを定量的に確認できた。
状態 E における運転時の全 CDF では地震による炉心損傷直結事象が抽出されたが、これについては現状、炉心損傷直結扱いと整理している側面も踏まえ、評価の詳細化を検討している。
また、今後も安全対策の追加や設計及び運用の変更等を適宜 PRA のモデル反映し、最新のプラント状態のリスクをより適切に把握出来るように努めていく。
以上状態 E 評価結果-549

対策の説明状態 E 評価結果-650

FP を用いて原子炉又は使用済燃料プールに注水する。
消防車を用いて原子炉又は使用済燃料プールに注水する。

消火系(FP)

消防車

復水補給水系(MUWC) MUWC を用いて原子炉又は使用済燃料プールに注水する。

－

－

－

－

重大事故時の逃がし安原子炉水位低(L1)を検知した際、600 秒の時間遅れの後に ADS 機能を有する逃が全弁作動回路(トランジ
し安全弁 4 弁を開放して原子炉圧力を低下させる。
ェント ADS)※ 状態 E については代表的な対策を示した。

シビアアクシデント対策－

設計基準事故対処設備の高圧注水設備(HPCF 及び RCIC)による注水ができない
場合に、蒸気タービン駆動のポンプにより炉心に注水する。

高圧代替注水系(HPAC)

○

○

○

○

○

○

○

○

原子炉水位低(L1)及び D/W 圧力高を検知した際、30 秒の時間遅れの後に ADS 機能を有する逃がし安全弁を開放して原子炉圧力を低下させる。

自動減圧系(ADS)

○

○

○

原子炉水位低又は D/W 圧力高を検知した際に自動起動し、電動駆動のポンプにより低圧状態の炉心に注水する。

低圧注入系(LPFL(RHR))

○

○

○

原子炉水位低又は D/W 圧力高を検知した際に自動起動し、蒸気タービン駆動のポンプにより炉心に注水する。

原子炉隔離時冷却系(RCIC)○○○

原子炉水位低又は D/W 圧力高を検知した際に自動起動し、電動駆動のポンプにより高圧～低圧状態の炉心に注水する。

高圧炉心注入系(HPCF)

ECCS 等の手動起動,
RPV 手動減圧及び低圧 ECCS の自動起動に失敗した場合、運転員が手動で起動する。
プラント運転開始時より備え
注水操作ている手段・設備
給水系による注水常用系である給水系を用いて原子炉に注水する。

設計基準事故対処設備

炉心冷却機能

○

○

○
○

○

再循環ポンプトリップ
異常を検知した際に再循環ポンプをトリップさせ、原子炉の出力を低下させる。
(RPT)

○

○

状態 E

○

○

－

状態 A+αスクラム系(原子炉保護 原子炉水位等の異常を検知して急速かつ自動的に制御棒を炉心に挿入し原子炉を系及び制御棒駆動系) 停止させる。信号を発する原子炉保護系と制御棒駆動水圧系から構成される。

プラント運転開始時より備え代替制御棒挿入(ARI) 原子炉保護系とは別の信号系により制御棒を挿入し、原子炉を停止させる。
ている手段・設備
水位制御及び SLC の手
運転員が手動でポンプを起動し、ほう酸水を炉心に注入し、原子炉を停止させる。
動操作

設計基準事故対処設備

原子炉停止機能

福島第一原子力発電所事故を 津波による浸水防止対 防潮堤、建屋の止水対策等、東北地方太平洋沖地震に伴う津波を受けて実施した踏まえた耐津波設計の見直し 策
津波による浸水の防止対策。

異常発生防止機能及び対策

表 1 PRA で期待する設備等(1/2)※－

地震 L1 の状態 E では耐震性を考慮し、FP 系に期待しない。

－－

内部事象運転時 L1 の外部電源喪失のイ
ベントツリーで考慮。

－

内部事象運転時 L1 及び停止時 L1 の状
態 E では RHR の復旧を考慮。

－－

内部事象運転時 L1、地震 L1 及び津波
L1 の状態 E では、直流電源の負荷カッ
ト等、RCIC の延命措置に期待する。

－

内部事象運転時 L1 及び地震 L1 でのみ
考慮。

－

備考

【状態 E 評価結果】

状態 E 評価結果-7○○○－

RCIC の起動や逃がし安全弁の電磁弁の開閉等、非常用機器の制御に用いる。
非常用 D/G が自動起動に失敗した場合、運転員が手動で起動する。
高圧母線を介し、他号機から電源を供給する。
代替熱交換設備を接続し、RHR 等を介して崩壊熱除去を行う。
低圧母線を介し、他号機から電源を供給する。

直流電源

非常用 D/G の手動起動

高圧電源融通代替熱交換設備

低圧電源融通－－緊急用メタクラ(M/C)を 緊急用メタクラ(M/C)を介し、外部電源又は非常介した電源供給
用 GTG から電源を供給する。

電 源 車 か ら 低 圧 電 源 盤 電源車で原子炉建屋に接近、P/C に接続して電源(P/C)への電源供給を供給する。

－○

外部電源の喪失等を受けて自動起動し、非常用機器に給電する。

非常用 D/G※ 状態 E については代表的な対策を示した。

シビアアクシデント対策

プラント運転開始時より備えている手段・設備

設計基準事故対処設備○－

フィルタベント設備によって格納容器の熱除去を行う。

フィルタベント

HPCF, RHR ポンプ、非常用 D/G 等を冷却する。

－

耐圧強化ベントラインから排気筒へのベントによって格納容器の熱除去を行う。

シビアアクシデント対策 耐圧強化ベント

原子炉補機冷却系－

FP を用いて格納容器にスプレイ又は注水する。

消火系(FP)

安全機能のサポート機能－

MUWC を用いて格納容器にスプレイ又は注水する。

復水補給水系(MUWC)

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

状態 E

○

状態 A+α○

格納容器スプレイ(RHR)

対策の説明

D/W 及び S/C 内に水をスプレイし、格納容器内の格納容器スプレイ(RHR) 温度、圧力を低下させる。
プラント運転開始時より の手動起動備えている手段・設備
常用系である主復水器によって格納容器の熱除去
主復水器による除熱を行う。

設計基準事故対処設備

格納容器熱除去機能

機能及び対策

表 1 PRA で期待する設備等(2/2)※－－

複数基同時被災の場合を想定し、地震 L1 及び津波 L1 の状態 E では期待しない。

内部事象運転時 L1.5 の状態 E では、炉心損傷後の線量増加に伴う現場環境の悪化を想定し、期待していない。

－

内部事象運転時 L1 及び停止時 L1 の状態 E では非常用 D/G の復旧を考慮。

－

－

－

地震 L1 の状態 E では、評価時点で十分なフラジリティ情報が得られなかったため、期待していない。また、津波 L1 の状態 E では、評価時点で波力への耐性に関する十分な情報が得られなかったため、期待していない。

－

地震 L1 の状態 E では耐震性を考慮し、FP 系に期待しない。

－－

内部事象運転時 L1 の状態 E では RHR の復旧を考慮。

備考【状態 E 評価結果】

51

【状態 E 評価結果】
表 2 炉心損傷防止のための成功基準(プラント運転時)
起因事象

過
渡
変
化
I
S
L
O
C
A

炉心冷却

大 LOCA・RPS・ARI+RPT

・1/2HPCF
・1/3LPFL中 LOCA・RPS・ARI+RPT

・1/2HPCF
・ADS+1/3LPFL

小 LOCA

過
渡
変
化
・
手
動
停
止

原子炉未臨界・RPS・ARI+RPT

・給水系
・1/2HPCF
・RCIC
・ADS+復水系
・ADS+1/3LPFL
・ADS+1/3MUWC
・ADS+1/2FP・給水系*1
・1/2HPCF
・RCIC*2
・HPAC*2,*3
・ADS+復水系*1
・ADS+1/3LPFL
・ADS+1/3MUWC
・給水系*1
・1/2HPCF
・ADS+復水系*1
・ADS+1/3LPFL
・ADS+1/3MUWC
・ADS+1/2FP

S/R 弁
正常作動時

・RPS
・ARI+RPT

S/R 弁
開固着時

・RPS
・ARI+RPTATWS 時・RPT+SLC+S/R 弁開放+1/2HPCF

破損箇所の
隔離成功時

・RPS
・ARI+RPT

・給水系
・1/2HPCF*4・ADS+復水系
・ADS+1/3LPFL*4
・給水系
・1/2HPCF*4
・復水系
・1/3LPFL*4

格納容器熱除去
・1/3RHR
・耐圧強化ベント・フィルタベント
・1/3RHR
・耐圧強化ベント・フィルタベント

・1/3RHR
・耐圧強化ベント・フィルタベント・PCS・1/3RHR
・耐圧強化ベント・フィルタベント

・1/3RHR
・耐圧強化ベント・フィルタベント

・1/3RHR・PCS
・1/3RHR*4
・耐圧強化ベント・フィルタベント

小規模漏えい時にお・1/3RHR*4
ける破損箇所の ・RPS・耐圧強化ベント
隔離失敗時
・ARI+RPT
・フィルタベント(急速減圧成功後)
1/2 ： 2 系統の内の 1 系統を意味する。
*1 ： 外部電源喪失時は当該炉心冷却機能(給水系，ADS+復水系)には期待しない。
*2 ： 全交流電源喪失時においては 8 時間でバッテリーが枯渇するため、その後の注水手段として消防車等を考慮している。
*3 ： 全交流電源喪失時の RCIC 機能喪失後にのみ期待する。
*4 ： 破損が発生した系統には期待しない。

状態 E 評価結果-852【状態 E 評価結果】

図1

各評価状態における各 PRA の結果(KK6)

状態 A+α状態 E(全 CDF：2.0×10-4 /炉年)

(全 CDF：8.4×10-6 /炉年)

図2

各評価状態における運転時レベル 1PRA の結果(KK6)状態 E 評価結果-953【状態 E 評価結果】

図1

各評価状態における各 PRA の結果(KK7)

状態 A+α状態 E(全 CDF：2.4×10-4 /炉年)

(全 CDF：9.0×10-6 /炉年)

図2

各評価状態における運転時レベル 1PRA の結果(KK7)状態 E 評価結果-10

54

図3

各評価状態における各 PRA の結果の内訳(KK6)【状態 E 評価結果】

状態 E 評価結果-11

55

図3

各評価状態における各 PRA の結果の内訳(KK7)【状態 E 評価結果】

状態 E 評価結果-1256

【状態 E 評価結果】添付資料 1

地震 PRA 炉心損傷直結シナリオの現実的な評価について
1.

はじめに
評価ポイント（E）の地震 PRA では，炉心損傷直結シナリオ（RBR 等）の全 CDF に対する寄与が高い（図 1）。これらは保守的な仮定をおいているために CDF が大きく評価されている面があり，評価ポイント（E）ではそれらが支配的となっている。評価ポイント（E）のリスクの分布をより現実的な評価に近づけるため，今回は，このうちの原子炉建屋基礎地
盤（RBR）及び Excessive-LOCA について，より現実的な損傷シナリオを考慮した評価を実施した。

TC, 4.0%

炉心損傷
シーケンス

BYPASS, 1.3%

TBU, 4.2%

LOCA, 9.2%
RBR, 42.7%
PCVR, 10.0%

TB, 12.5%
TW, 14.0%

図 1

RBR
TW
TB
PCVR
LOCA
TBU
TC
BYPASS
CI
TBD
TQUX
TBP
TQUV
合計

炉心損傷頻度(点推定値)
寄与割合[/炉年]
3.8E-06
42.7%
1.2E-06
14.0%
1.1E-06
12.5%
8.9E-0710.0%
8.2E-079.2%
3.7E-07
4.2%
3.6E-074.0%
1.2E-07
1.3%
6.9E-080.8%
6.0E-08
0.7%
2.3E-080.3%
2.0E-080.2%
9.5E-090.1%
8.9E-06
100.0%

評価ポイント E ベースケース評価結果

2.

評価内容

2.1.

原子炉建屋基礎地盤（RBR）

ベースケース評価では PSA 学会標準に従って，原子炉建屋基礎地盤の安定性についてす
べり安全率を指標としたフラジリティ評価を行っている。しかし，原子炉建屋が設置されている平坦な敷地に対して，すべり破壊が起きるということは現実的には考えにくい。そのため，平坦な基礎地盤の安定性評価で一般的に採用されている地盤変形量を指標とした評価を基にフラジリティを設定し，事故シーケンス評価を実施した。
評価上の仮定基礎地盤変形が起きた場合に起こり得るシナリオは，①建屋間に生じる相対変位による建屋間貫通配管の損傷，及び②建屋傾斜による建屋内機器の機能喪失である。
①については，建屋間配管がすべて破断した場合でも RCIC により注水が可能である
ため，以下のシナリオをモデル化する。
状態 E 評価結果 添付 1-1

57

【状態 E 評価結果】添付資料 1

建屋間配管破断 ⇒ RCIC による原子炉注水（S/P 水源） ⇒ 8 時間以内の原子炉
減圧 ⇒ 消防車による原子炉注水継続 ⇒ 格納容器ベントによる格納容器除熱
建屋間配管のフラジリティについては，設計基準地震動時の建屋間（R/B-T/B）の相対変位が約 1.2cm であるのに対し，RCW 配管の建屋貫通部には約 10cm の十分なクリアラ
ンスがあることから，設計基準地震動を HCLPF とし，不確実さについては感度解析とする（後述）。
②については，可能性は小さいものの，保守的に炉心損傷に直結するものとしてモデル化する。適用するフラジリティは，建屋内機器が健全である（傾斜により機能喪失しない）
ことが確認されている地震動 2138gal を HCLPF とし，不確実さについては感度解析とする（後述）。
上記の，新たにモデル化するフラジリティに関する不確実さについては，設定の手法が確立していないことから，ベースケース評価に用いている機器等の既存のフラジリティ
結果（βc 最小：0.16，βc 最大：0.57）を参考に，βc に 0.1 と 0.5 を与えて感度を見る。
2.2.

Excessive-LOCA

ベースモデルでは格納容器内配管すべてが完全相関であると仮定しており，最弱の RHR
配管が損傷した場合には全注水手段を同時に喪失するものとして炉心損傷直結を想定している。ただし，現実的にはすべての配管が同時に機能喪失することは考えにくく，一部の配管が健全なシナリオを考慮する必要がある。
評価上の仮定ベースケースでは格納容器内の全配管を完全相関と仮定していたが，緩和系と同様の相関の取り方（系統間の相関性を完全独立）とする。また，HPCF が健全であれば，他の配管が全て破断したとしても炉心損傷には至らないことから，表 1 のとおりの事故シーケンスをモデル化する。

状態 E 評価結果 添付 1-2

58

【状態 E 評価結果】添付資料 1

表 1

相関性の考え方と事故シーケンス

相関性

ベース
ケース

系統間

系統内

完全相関

完全相関

事故シーケンス
最弱配管の損傷で，Excessive-LOCA

格納容器内の全配管が完全
相関

感度
解析

完全独立

完全相関

【RHR 配管損傷シーケンス】(例)RHR-A,B,C は完全相関

注水：HPCF-B,C

だが，RHR と HPCF は完全

除熱：格納容器ベント

独立⇒モデル化対象とする。（成功基準・時間余裕（緩和系と同様の設定）

は大 LOCA と同様とする）【HPCF 配管損傷シーケンス】
注水：LPFL-A,B,C
除熱：RHR-A,B,C，格納容器ベント⇒期待できる緩和系が多いため，CDF への影響
小としてスクリーニングアウト。
【RHR，HPCF 配管損傷シーケンス】
炉心損傷直結（E-LOCA）⇒モデル化対象とする。
【その他の配管損傷シーケンス】
過渡事象で期待できる緩和設備のうち RCIC のみ機能喪失⇒期待できる緩和系が多いため，CDF への影響
小としてスクリーニングアウト。

3.

イベントツリー上記 2.の評価上の仮定を反映したイベントツリーを図 2 に示す。

状態 E 評価結果 添付 1-3

59

格納容器
バイパス
直流電源

建屋間の全配管が損傷計測・制御系

RHR配 管 破断 ∩ HPCF配 管 破 断Excessive-LOCA

原子炉
補機冷却系

スクラム

SRV開

SRV再閉鎖

RCIC

代替電源
(GTG)

代替電源
(電源車)

状態 E 評価結果 添付 1-4
図 2

減圧

格納容器ベント

RHR配 管破 断

RHR破断LOCA

スクラム

HPCF

格納容器ベント

最終状態

RBR

PCVR

BYPASS

LOCA

CI

TBD

LUHSSBO2へ

LUHSSBOへ

SBOへ

LOCA2へ

LOPへ

TRANへ

-

最終状態

TC

TB
TB

TC

LOCA

TBP

TBU

TB

TB

TB

TW

－

TW
LOCA2

TW

－

RHR破断
LOCA

外部電源

－

最終状態

イベントツリーの概要

消防車

交流電源
(D/G)

建 屋 間 変位 の フ ラ ジ リテ ィ （ HCLPF 1209gal）

建屋間の全配管が健全

建屋間配管損傷

建 屋本 体 フ ラ ジ リテ ィ ＋ 傾 斜 に より 建 屋 内 機 器が 損 傷 に 至 る フラ ジ リ テ ィ （HCLPF 2138gal*）

建屋・構築物
建屋・構築物
地震（原子炉建屋本体・ （格納容器・
加速度大
地盤変形大）
圧力容器）

建屋間変位によるLUHS

地震【状態 E 評価結果】添付資料 160【状態 E 評価結果】添付資料 1

4.

結果と考察
評価結果を表 2，図 3，図 4 に示す。図 3 の寄与割合を見ると，今回評価条件を変更

した炉心損傷シーケンス（RBR, LOCA）は大幅に減少しているものの，全 CDF としては10%程度の低減にとどまった。
炉心損傷シーケンス別に見ると，RBR は感度解析ケースで 10%程度の寄与となっている。これは，地盤損傷（傾斜）による RBR シナリオの寄与は大幅に下がったものの，原子炉建屋本体損傷（建築フラジリティ）による RBR シナリオの寄与が残っているためである。また，その他の炉心損傷シーケンスでベースケースと比較して発生頻度が増加しているもの（PCVR 等）があるが，これは RBR や LOCA シナリオの発生頻度が減少した影
響で，イベントツリーの後段のヘディングでモデル化していた各シーケンスの発生頻度が相対的に増加したことが主な理由である。

状態 E 評価結果 添付 1-5

61

LOCA
1.0%

状態 E 評価結果 添付 1-6

図 3

TBU
11.0%

RBR
9.8%
TW
17.7%

TB
20.3%

感度解析ケース(βc=0.5)

PCVR
23.6%

BYPASS
3.2%

全 CDF への寄与割合

LOCA
1.1%

TC
7.9%

RBR
42.7%

BYPASS
1.3%

ベースケース

TW
14.0%

TW
13.8%

TB
28.7%

RBR
10.7%

感度解析ケース(βc=0.1)

PCVR
21.0%

TBU
9.4%

BYPASS
TC 2.9%
7.8%

TB
12.5%

PCVR
10.0%

TBU
4.2%
LOCA
9.2%

TC
4.0%

1.0E-09

1.0E-08

1.0E-07

1.0E-06

1.0E-05

図 4

感度解析ケース(βc=0.1)

感度解析ケース(βc=0.5)

感度解析結果（炉心損傷シーケンス別）

ベースケース

感度解析ケース
βc=0.1の場合
βc=0.5の場合
8.8E-07
7.6E-07
1.1E-06
1.4E-06
2.4E-06
1.6E-06
1.7E-06
1.8E-06
8.3E-08
8.3E-08
7.8E-078.6E-07
6.4E-07
6.2E-07
2.4E-07
2.5E-07
1.8E-07
1.9E-07
1.1E-07
1.1E-07
2.5E-08
3.8E-08
3.5E-08
2.8E-08
1.3E-08
2.5E-082.0E-08
3.8E-08
8.2E-06
7.8E-06

感度解析結果（炉心損傷シーケンス別）

炉心損傷
ベースケース
シーケンス
RBR
3.8E-06
TW
1.2E-06
TB
1.1E-06
PCVR
8.9E-07LOCA
8.2E-07
TBU
3.7E-07TC
3.6E-07
BYPASS
1.2E-07CI
6.9E-08
TBD
6.0E-08
TQUX
2.3E-08
TBP
2.0E-08
TQUV
9.5E-09LOCA2
0.0E+00
合計
8.9E-06

表 2【状態 E 評価結果】添付資料 162