資料3-2-1
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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02
提出年月日
平成27年6月30日

柏崎刈羽原子力発電所 6号及び7号炉

確率論的リスク評価について（補足説明資料）（指摘事項に対する回答）

平成27年6月
東京電力株式会社

No.

日付

評価
種別

対象
分類

－

－

共通

－

ピアレビュー推奨事項等、これまでに抽出さ【PRA の評価条件変更】「ピアレビュー推奨事項等を踏れた課題を踏まえた PRA の評価条件の見直
まえた評価条件の見直し結果」参照
し。

本資料
4頁

125-1

2014/7/22

内部事象
運転時
L1.5

共通

マスキングの適応条件を整理した上で，マス 補足説明資料【125-1】参照
キング箇所を再度検討すること。
(コメント No. 139-11, 142-17 と合わせて回答)

本資料
40 頁

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

125-2

2014/7/22

内部事象
運転時 L1

個社

対象外(他事業者への指摘事項)《参考》KK6/7 の内部事象運転時レベル 1PRA では、
ISLOCA を引き起こす大規模内部リークの発生頻度を
ISLOCA を引き起こす大規模内部リークの発
小規模リーク発生頻度の 1/10 としておりません。KK6/7
生頻度を小規模リークの 1/10 としている根の設定については内部事象運転時レベル 1PRA 説明資拠について説明すること。(SA-096)関連。
料(※)にてご説明しております。
※平成 27 年 6 月 30 日第 244 回審査会合 資料 3-2-2
添付資料 3.1.1.b-8

125-3

2014/7/22

内部事象
停止時 L1

共通

ストレスファクタについて考え方を説明するこ
補足説明資料【125-3】参照と。(余裕時間とストレスファクタの関係につ(コメント No. 139-1 と合わせて回答)
いて，説明すること。

本資料
42 頁

125-4

2014/7/22

内部事象
運転時 L1

共通

RCIC の継続運転に対する環境影響につい 補足説明資料【125-4】参照て，説明すること。
(コメント No. 139-9 と合わせて回答)

本資料
44 頁

125-5

2014/7/22

内部事象
運転時 L1

共通

RCIC 運転継続時間について，許認可上の 8時間としているが，実力評価で参照できる結 補足説明資料【125-5】参照
果を提示すること。

本資料
49 頁

2014/7/22

内部事象
運転時
L1.5

共通

物理現象の評価の妥当性については、内部事象運転 内部事象運時レベル 1.5PRA 説明資料(※)にてご説明します。
転時レベル
DCH 等，物理現象の評価について，妥当性※平成 27 年 6 月 30 日第 244 回審査会合 資料 3-2-4 1.5 報告書を説明すること。
添付資料 4.1.1.f-1
109 頁(コメント No. 125-7, 139-10, 142-20 と合わせて回答)

2014/7/22

内部事象
運転時
L1.5

共通

内部事象運
CET のヘディングに IVR を考慮している場 他コメントと合わせて回答
転時レベル
合，その背景となる技術的知見について説 本リスト No. 125-6 と同様、物理現象の評価に関するコ
1.5 報告書
明すること。
メントですので、No. 125-6 と合わせてご説明します。

125-6

125-7

109 頁

共通

福島第一事故の知見を踏まえた PRA での格納容器の 内部事象運
格納容器の破損限界について，福島第一事
破損限界の考え方については、内部事象運転時レベル 転時レベル
故において推定される格納容器破損モード
1.5PRA 説明資料(※)にてご説明します。
1.5 報告書の知見(温度の局所性等)をどのように反映※平成 27 年 6 月 30 日第 244 回審査会合 資料 3-2-4
するか整理すること。
54 頁
添付資料 4.1.1.a-1

2014/7/22

内部事象
運転時
L1.5

共通

格納容器破損頻度の評価について，学会標準を用いて起因事象のスクリーニングを行う
補足説明資料【125-9】参照と TW が 100%となってしまうことを踏まえ，今後更なる分析を行うこと。

2014/7/22

内部事象
運転時 L1

個社

感度解析を実施する際に用いたベイズ統計手法について，計算過程を含めて具体的に 対象外(他事業者への指摘事項)
説明すること。

2014/7/22

内部事象
運転時
L1.5

125-9

125-10

125-8

-

本資料
52 頁

-

目次-1

1

No.

日付

評価
種別

対象
分類

125-11

2014/7/22

内部事象
運転時 L1

個社

対象外(他事業者への指摘事項)
主蒸気管破断の確率について具体的に説明《参考》平成 27 年 6 月 30 日第 244 回審査会合 資料すること。
3-2-2 添付資料 3.1.1.b-2-

125-12

2014/7/22

内部事象
運転時 L1個社

RHR と LPCI の区分について整理すること。
主要なカットセットにおける共通要因につい 対象外(他事業者への指摘事項)ても併せて説明すること。

-

125-13

2014/7/22

内部事象
運転時 L1個社

PRA 評価に使用したコードの検証について， 対象外(他事業者への指摘事項)
再度より詳細な確認を実施した上で説明す 《参考》平成 27 年 6 月 30 日第 244 回審査会合 資料ること。
3-2-2 添付資料 3.1.1.h-1

-

139-1

内部事象
2014/9/18
運転時 L1

共通

炉心状態等を考慮してストレスファクタの設 他コメントと合わせて回答
定の考え方について詳細に説明すること。ま 本リスト No. 125-3(補足説明資料【125-3】)と同じコメン
た，人的過誤確率の小さなものについては， トと認識しておりますので、No. 125-3 にてご説明しま
ピアレビューの際に妥当性を確認すること。 す。

本資料
42 頁

139-2

2014/9/18

内部事象
運転時 L1

共通

イベントツリーについて，福島第一原子力発
電所事故の知見をどのように考慮しているか 補足説明資料【139-2】参照
説明すること。

本資料
61 頁

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

139-3

2014/9/18

内部事象
運転時 L1

共通

起因事象の除外の考え方、それによる重要事故シーケ 内部事象運
起因事象の除外の考え方，それによる重要 ンスへの影響につきましては、内部事象運転時レベル 転時レベル
事故シーケンスへの影響も含めて，全体の 1PRA 説明資料(※)にてご説明します。
1 報告書
考察を説明すること。
※平成 27 年 6 月 30 日第 244 回審査会合 資料 3-2-2
103 頁
添付資料 3.1.1.b-2

139-4

2014/9/18

内部事象
運転時 L1

個社

チェックシートを利用したダブルチェック体制など，人の作業の信頼性に基づき人的過誤 対象外(他事業者への指摘事項)を除外する考え方について説明すること。

139-5

2014/9/18

内部事象
運転時 L1

共通

原子炉補機冷却水系故障について，原子炉
スクラムから過渡変化に至るシナリオはない 補足説明資料【139-5】参照
か確認すること。

139-6

2014/9/18

内部事象
運転時 L1個社

仮定によって評価結果が影響を受けていな対象外(他事業者への指摘事項)
いものがないか確認すること。

-

139-7

2014/9/18

内部事象
運転時 L1

個社

RHR 系熱交換器故障の FV 重要度が A 系とB 系で大きく違う理由を系統図とともに示すこ 対象外(他事業者への指摘事項)
と。

-

個社

タイライン接続状態で緩和系として期待する 対象外(他事業者への指摘事項)
系統について，系統間の独立性を説明する 《参考》KK6/7 の内部事象停止時レベル 1PRA では、タこと。また，許認可上の扱いについて説明す イラインを考慮しないモデル(※)としております。
ること。さらに，緩和系として期待しない状態 ※平成 27 年 6 月 30 日第 244 回審査会合 資料 3-2-3を感度解析のベースケースとすること。
3.2.1.a-

139-8

2014/9/18

内部事象
停止時 L1

本資料
63 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

共通

RCIC の 8 時間継続運転に関して，サプレッ
ションプールから飽和状態の水をポンプにて 他コメントと合わせて回答引き込む場合，キャビテーションが発生しな 本リスト No.125-4(補足説明資料【125-4】)と同じコメント
いとする考え方について，設備状況等を考慮 と認識しておりますので、No. 125-4 にてご説明します。
し定量的に説明すること。

共通

内部事象運
他コメントと合わせて回答
格納容器破損モードの分岐確率の算出の考 本リスト No. 125-6(補足説明資料【125-6】)と同じコメン 転時レベル
え方について説明すること。
トと認識しておりますので、No. 125-6 にてご説明しま 1.5 報告書
す。
109 頁

本資料
44 頁

2014/9/18

内部事象
運転時 L1

2014/9/18

内部事象
運転時
L1.5

139-11

2014/9/18

内部事象
運転時
L1.5

共通

非開示部分について，精査すること。

139-12

2014/9/18

内部事象
運転時
L1.5

個社

ベースケース(1 ノード)と感度解析ケース(3 ノード)にて比較している格納容器温度の考え 対象外(他事業者への指摘事項)
方を整理し説明すること。

2014/9/30

内部事象
運転時
L1.5

共通

他コメントと合わせて回答
MAAP による事象進展解析について，少なく
本リスト No. 125-1(補足説明資料【125-1】)と同じコメン
とも定性的な議論ができるよう，非開示部分
トと認識しておりますので、No. 125-1 にてご説明しまを再検討すること。
す。

本資料
40 頁

2014/9/30

内部事象
運転時
L1.5

対象外

他の審査項目に関する指摘事項
MAAP 解析におけるドライウェルのノード分 解析コードのご説明における、MAAP コードのご説明
割について，ノード間の熱輸送をどのように (※)の際にドライウェルのノード分割及びノード間の熱考慮しているか説明すること。
輸送についてご説明しております。
※平成 27 年 6 月 9 日第 236 回審査会合 資料 1-2-

2014/9/30

内部事象
運転時
L1.5

対象外

ペデスタル内に落ちた溶融デブリの体積に
他の審査項目に関する指摘事項
ついて，炉内構造物や注水された水など，燃
重大事故等防止対策の有効性評価についてのコメント
料以外のものが網羅的に考慮されているこ
回答の際にご説明します。
とを説明すること。(有効性評価説明時)-

共通

他コメントと合わせて回答
内部事象運
MCCI 継続による格納容器破損頻度の評価過程につき 転時レベル
ましては、本リスト No. 125-6(補足説明資料【125-6】)と 1.5 報告書
同じコメントと認識しておりますので、No. 125-6 にてご
MCCI 継続による格納容器破損頻度につい
109 頁
説明します
て，評価過程を詳細に説明すること。(有効性
他の審査項目に関する指摘事項
評価説明時)MCCI の扱い(現象の要素や不確かさの考え方)につきましては、解析コードのご説明(※)における、MAAP コード(MCCI)にてご説明しております。
※平成 27 年 6 月 9 日第 236 回審査会合 資料 1-5

139-9

139-10142-17142-18142-19142-202014/9/30

内部事象
運転時
L1.5

他コメントと合わせて回答
本リスト No. 125-1(補足説明資料【125-1】)と同じコメン
トと認識しておりますので、No. 125-1 にてご説明しま
す。

本資料
40 頁

-

-

－

－

共通

－

ピアレビューの結果についての説明【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 号炉 PRA ピアレビュー実施結果について」参
照

本資料
64 頁

－

－

共通

－

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

本資料
79 頁

目次-3

3

【PRA 評価条件変更】

ピアレビュー推奨事項等を踏まえた PRA の評価条件見直し結果

1. はじめに
柏崎刈羽原子力発電所 6/7 号機の設置許可変更申請に伴う PRA については、
これまでの審査及びピアレビューの実施結果を受け、いくつかの改善点が抽出されている。原子力規制委員会の審査会合において審議された状況であること
及び事業者としてもピアレビューにより改善点を抽出した状況であることから、これらを踏まえ、PRA の見直しを実施した。
2. 見直し内容
2.1 起因事象の分類に関する見直し
原子力規制委員会による審査における、原子炉停止操作中のスクラム事象に対する起因事象の分類についての議論を踏まえ、これまで通常停止に含めていた同事象の分類を見直した。また、他に同様の事象が無いかについても調査し、その結果、分類見直しが必要となる起因事象が BWR プラント全体で 4 件あることを確認した。これらは、平成 19 年の原子力安全・保安院による発電設備の総点検※において、原子炉自動停止の未報告事案として確認されていたが、PRAにおける起因事象の数及び分類には反映されないままとなっていたものである。
見直し対象の事象について表 2.1-1 に示す。また、見直し前後の起因事象発生件
数及び頻度を表 2.1-2 に示す。
※「発電設備の総点検に関する評価と今後の対応について」原子力安全・保安院, 平成 19
年 4 月 20 日

2.2 人間信頼性解析の見直し
今回「PRA の説明における参照事項」(原子力規制庁 平成 25 年 9 月)の記載を踏まえて実施した PRA に対するピアレビューの結果、全体として日本原子力学会の各種標準に則った PRA となっていることが確認され、合わせていくつかの改善提案や推奨事項が抽出された。そのうち、人間信頼性解析については、人
的過誤確率の算出方法に関する推奨事項が抽出された。これを受け、人間信頼性
解析全体について見直しを実施した。見直し内容は 3 点であり、これを①～③に示す。①がピアレビューの推奨事項として抽出された項目、②, ③が人間信頼性解析全体の自主的な見直しによって抽出された項目である。また、見直し前後の人的過誤確率及び見直し内容との関係を表 2.2-1 に、見直し前後の人的過誤の分析例を添付資料 1 に示す。

PRA 評価条件変更-1

4

【PRA 評価条件変更】① THERP(NUREG/CR-1278) Appendix A 手法の適用
本件はピアレビューにおいて抽出されたの人間信頼性解析に対する推奨事項への対応である。推奨事項の内容は以下のとおり。
≪推奨事項≫
平均値については、で求めており、エラーファクタをにより求めている。本来、平均値はによる値とは違ってくる。この違いの妥当性を確認するか、THERP の Appendix-A を用いるか、平均値をモ
ンテカルロ法により求めるか、いずれかを推奨する。
上記の推奨事項を受け、人的過誤確率値の算出には THERP Appendix Aの方法を適用することとした。THERP Appendix A は、他のタスクとの従属性を持つタスクの人的過誤確率の不確実さを決める方法、及び、複数のサブタスクから構成されるタスクの人的過誤確率の不確実さを個々のサブタ
スクの不確実さから求める際の近似的な方法を述べたものである。THERP
Appendix A の方法の適用によるこれまでの評価方法からの主な変更点を以下に示す。
・従属レベルの関数(表 2.2-2 参照)に代入する確率をに変更する。
・従属レベルの関数にを与える。
② THERP の標準診断曲線の適用方法の見直し
人的過誤確率の評価にあたり、認知失敗に対しては THERP の標準診断曲線により人的過誤確率を与えている。
これまでは、THERP の標準診断曲線から求めた人的過誤確率に、
認知失敗の人的過誤確率としていたが、今回、THERP の標準診断曲線には、中央制御室の運転員の相互補助が考慮されており、チームとしての診断失敗の人的過誤確率を示している
ことを確認した。このため、今後は THERP の標準診断曲線から求めた値に対して、こととした。
なお、本件はピアレビューの後、改めて人間信頼性解析全体を見直した際に抽出した項目である。
③

過誤回復の適用方法の見直し
これまでは、十分な時間余裕がある操作に対しては、に期待していたが、今回 THERP では、誤回復には基本的に期待しないことを確認した。このため、今後
PRA 評価条件変更-2

5

【PRA 評価条件変更】には期待しないこととした。
なお、本件はピアレビューの後、改めて人間信頼性解析全体を見直した際に抽出した項目である。
表 2.2-1 から、①～③の見直しによる人的過誤確率への影響の大きさの傾向は②の THERP の標準診断曲線の適用方法の見直し、③は操作失敗の過誤回復の運用方法の見直し、①Appendix A 手法の適用の順であることを確認した。
3. 見直し後の炉心損傷頻度3.1 起因事象の分類に関する見直し
起因事象発生頻度について、2.1 に示した見直し結果を用いて炉心損傷頻度を評価したところ、炉心損傷頻度は見直し前後でほぼ変化しない結果となった。内訳についても大きく変化した箇所は確認されなかった。このことから、今回の起因事象発生頻度の見直しが炉心損傷頻度に与える変化は僅かであることを確認した。このため、シーケンス選定結果に影響を与えるものではない。
見直し前後の起因事象別の炉心損傷頻度の評価結果を表 3.1-1 に、炉心損傷モード別の炉心損傷頻度の評価結果を表 3.1-2 に示す。
3.2 人間信頼性解析の見直し
人的過誤確率について、2.2 に示した見直し結果を用いて炉心損傷頻度を評価した。また、3.1 の通り、起因事象発生頻度の見直しは炉心損傷頻度に殆ど影響しないことを確認したことから、起因事象発生頻度についても 2.1 に示した見直し後の値を用いた。
見直し前後の起因事象別の炉心損傷頻度の評価結果を表 3.2-1 に、炉心損傷モード別の炉心損傷頻度の評価結果を表 3.2-2 に示す。また、見直し前後のシステ
ム信頼性の評価結果を表 3.2-3 に、全炉心損傷頻度に占める割合の大きな事故シーケンスを表 3.2-4 に、起因事象別に見た炉心損傷頻度の大きな事故シーケンスを表 3.2-5 に、事故シーケンスグループ別に見た炉心損傷頻度の大きな事故シー
ケンスを表 3.2-6 に、最小カットセットの抽出結果を表 3.2-7 に、Fussell-Vesely(FV)重要度の評価結果を表 3.2-8 に、Risk Achievement Worth (RAW)の評価結
果を表 3.2-9 に示す。
起因事象別の炉心損傷頻度の評価結果(表 3.2-1)からは、隔離事象の割合が大きく上昇し、これまでの評価では最も大きな割合を占めていた通常停止の割合を上回ったことが分かる。これは、人間信頼性解析の見直しに伴い、残留熱除去
系による除熱の非信頼度が上昇したため、常用系(復水器)を用いた除熱に期待できない隔離事象の炉心損傷頻度が大きく上昇する一方、常用系(復水器)を用いた
PRA 評価条件変更-36

【PRA 評価条件変更】

除熱に期待できる通常停止の炉心損傷頻度の上昇が小さく抑えられたためと考えられる。
炉心損傷モード別の炉心損傷頻度の評価結果(表 3.2-2)からは、TQUX の炉心損傷頻度が大きく上昇していることが分かる。これはシステム信頼性の評価結果(表 3.2-3)において、過渡事象発生時の手動減圧の非信頼度が大きく上昇したことが影響している。今回、THERP の標準診断曲線の適用方法を見直したため、注水失敗の認知に失敗する確率及び原子炉減圧起動操作に失敗する確率が上昇
し、これが手動減圧の非信頼度を大きく上昇させる要因となったためである。
全炉心損傷頻度に占める割合の大きな事故シーケンス(表 3.2-4)、起因事象別に見た炉心損傷頻度の大きな事故シーケンス(表 3.2-5)及び事故シーケンスグル
ープ別に見た炉心損傷頻度の大きな事故シーケンス(表 3.2-6)については、見直し前後でほぼ同様の事故シーケンスが抽出された。変化のあった点として、起因事象別に見た炉心損傷頻度の大きな事故シーケンス(表 3.2-5)において、LOCAを起因とした事故シーケンスのうち、支配的な事故シーケンスが LOCA 後の注
水失敗から LOCA 後の除熱失敗の事故シーケンスとなった。これは、人間信頼性解析の見直しによって、残留熱除去系による除熱に失敗する人的過誤の確率が上昇したためである。
最小カットセット(表 3.2-7)については、TQUV と TW において支配的な事故
シーケンスが変化したためカットセットも変化したが、これまでの対策が見直し後のカットセットにも有効であることを確認した。また、支配的な事故シーケ
ンスに変化が無かった他の炉心損傷モードについては、ほぼ同様のカットセットが抽出された。
FV 重要度(表 3.2-8)については、残留熱除去系による除熱に失敗する人的過誤の基事象が最も高い重要度となった。これは人間信頼性解析の見直しによって、同基事象の確率が上昇したためである。一方、見直し前と同様の傾向として、原
子炉補機冷却水系及び原子炉補機冷却海水系の起動及び継続運転失敗が高い重要度を示した。また、残留熱除去系による除熱の非信頼度が上昇したことに伴い、常用系(復水器)による除熱の重要性が増している。これは FV 重要度の 8～10 位に、常用系(復水器)による除熱に必要な、起動停止用蒸気式空気抽出系に関する基事象が抽出されていること及び、FV 重要度の 5 位に逃がし安全弁の再閉鎖失敗が抽出されていることから確認できる。なお、逃がし安全弁の再閉鎖に失敗した場合、蒸気が格納容器内に放出されるため、常用系(復水器)による除熱には期待していない。この様に FV 重要度については順位及び上位に抽出された基事象に変化が確認されたが、除熱に関する基事象が上位に抽出された点で、見直し
前後での傾向に変化は無かった。
RAW(表 3.2-9)については、見直し前後での順位に変化は見られなかった。こPRA 評価条件変更-47

【PRA 評価条件変更】

れは今回の見直しの影響が小さいものであったためである。
これらの結果から、人間信頼性解析の見直しによって、全体的に炉心損傷頻度が上昇したものの、人的過誤に関する基事象の確率の上昇が、これまでの傾向を大きく変えるものではなかったことを確認できた。
4. まとめ今回、原子力規制委員会による審査及びピアレビューの実施結果を受け、起因事象及び人間信頼性解析の全体を見直した結果、主に人間信頼性解析の見直し
により、炉心損傷頻度は見直し前の 3.3×10-6 /炉年から、見直し後は 8.7×10-6 /
炉年となり、約 2.6 倍増加した。また、事故シーケンスの選定に対しては、炉心損傷頻度及びカットセットの分析等から、変更の必要は無いことを確認した。
この見直しにより、評価結果の適正化が図られたと考えることから、現在申請中の評価結果についても 3.2 に示した起因事象発生頻度及び人的過誤確率見直し後の評価結果に変更することとする。
以上

PRA 評価条件変更-58

PRA 評価条件変更-6

発電所 1 号機

女川原子力

東北電力

発電所 1 号機

柏崎刈羽原子力

東京電力

発電所 1 号機

福島第二原子力

東京電力

発電所 2 号機

福島第一原子力

東京電力

プラント名

1998 年 6 月 11 日

1992 年 2 月 28 日

1985 年 11 月 21 日

原子炉スクラム

中間領域モニタ高高による

原子炉水位低スクラム

給水ポンプトリップによるタービンバイパス弁急閉後の原子炉スクラム

通常停止

通常停止

通常停止

カウントされず

原子炉スクラム

中間領域モニタ高高による起因事象として見直し前の分類

中間領域モニタ高高による(NuCIA より)

スクラムの理由

原子炉停止操作中のスクラム事象の分類見直し結果

1984 年 10 月 21 日

発生日時

表 2.1-1

RPS 誤動作等

非隔離事象

RPS 誤動作等

RPS 誤動作等見直し後の分類【PRA 評価条件変更】

9【PRA 評価条件変更】

表 2.1-2

見直し前後の起因事象発生件数及び頻度(単位：回/炉年)
見直し前

起

因 事 象

見直し後

発生件数

発生頻度

発生件数

発生頻度

過渡変化
・非隔離事象※1
・隔離事象※2
・全給水喪失・水位低下事象※3
・RPS 誤動作等
・外部電源喪失
・逃し安全(S/R)弁誤開放

80
13
5
13
24
3
0(0.5)

0.16
0.027
0.010
0.027
0.049
0.00420.0010

81
13
5
13
27
3
0(0.5)

0.17
0.027
0.010
0.027
0.055
0.00420.0010

通常停止
・通常停止

810

1.7

807

1.7

従属性を有する起因事象
・交流電源故障(非常用)・直流電源故障
・原子炉補機冷却系故障
・タービン補機冷却系故障

0(0.5)
0(0.5)
0(0.5)
0(0.5)

1.5×10-4
2.8×10-4
7.2×10-4
7.2×10-4

0(0.5)
0(0.5)
0(0.5)
0(0.5)

1.5×10-4
2.8×10-4
7.2×10-4
7.2×10-4－－－

2.0×10-5－－－

2.0×10-5

原子炉冷却材喪失(LOCA)
・大 LOCA・中 LOCA・小 LOCA

2.0×10-4
3.0×10-4

2.0×10-4
3.0×10-4

備考1) 国内 BWR 実績データ(平成 21 年 3 月末時点)

2) S/R 弁誤開放は発生実績がないため 0.5 回の発生を仮定3) サポート系喪失は片系統の喪失とし、発生実績がない
ため 0.5 回の発生を仮定

1) NUREG-1829 及び NUREG/CR-5750 のデータに基づき大中小 LOCA の発生頻度を算出。

格納容器バイパス事象
・ISLOCA※1：発電機負荷遮断などによりタービンがトリップする事象(RPV は隔離されない)※2：MSIV 閉信号などにより MSIV が閉鎖する事象(RPV は隔離される)※3：給水制御系の故障などにより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事象※4：変化のあった箇所を下線で示した。

PRA 評価条件変更-710

事象発生後

事象発生前

人的過誤(中央制御室操作)

容

PRA 評価条件変更-8

過渡事象及び LOCA 時の際の現場での機器の操作失敗ATWS 時の RHR 起動の操作失敗

ATWS 時の SLC 起動等の操作失敗

RHR による格納容器からの除熱の操作
失敗

大 LOCA 時の操作失敗

手動減圧失敗

過誤確率
(平均値)

EF
(対数正規
分布)

見直し前
過誤確率
(平均値)

過誤確率
の変化率
EF
(見直し後
(対数正規 /見直し前)
分布)

見直し後

見直し前後の人的過誤確率の評価結果(例示)

過渡事象時の原子炉注高圧注水系の手
水 不能 (起 動信 号の 共
動起動失敗
通原因故障発生時)

認知失敗

過渡事象及び小 LOCA 時の操作失敗

計測器の誤校手動弁の開閉忘れ内

表 2.2-1①
App. A

標準診断曲
線適用方法
見直し

②

変更内容

過誤回復
の適用方法

③

【PRA 評価条件変更】

11

【PRA 評価条件変更】

表 2.2-2 先行するサブタスク”N-1”が成功又は失敗したときの、
サブタスク”N”の成功又は失敗の条件付き確率の求め方(NUREG/CR-1278 から抜粋)
従属性の
レベル

条件付き成功確率

条件付き失敗確率

ZD

Pr 〔 S“ N｜
S“ N -1｜
ZD 〕 n””Pr 〔 F“ N｜
F ｜ ZD 〕 N” “ N -1 ”

LD

Pr 〔 S“ N｜
S“ N -1｜
LD 〕
”
”

MD

Pr 〔 S“ N｜
S“ N -1｜
MD 〕
”
”

HD

Pr 〔 S“ N｜” S“ N -1｜” HD 〕CD

Pr 〔 S“ N｜
S“ N -1｜
CD 〕 1 . 0
”
”

(注) n

：サブタスクの成功確率

N：サブタスクの失敗確率

1

19 n
20

Pr 〔 F“ N｜
F“ N -1｜
LD 〕
”
”

1

6n
7

Pr 〔 F“ N｜
F“ N -1｜
MD 〕
”
”

1

n
2

Pr 〔 F“ N｜” F“ N -1｜” HD 〕

1

19 N
20

1

6N
7

1

N
2

Pr 〔 F“ N｜
F“ N -1｜
CD 〕 1 . 0””

ZD ：Zero Dependence 従属度ゼロ
LD ：Low Dependence 従属度低
MD ：Moderate Dependence 従属度中
HD ：High Dependence 従属度高CD ：Complete Dependence 完全従属

PRA 評価条件変更-912

【PRA 評価条件変更】

表 3.1-1

起因事象発生頻度見直し前後における起因事象別の炉心損傷頻度

起因事象

見直し前の
炉心損傷頻度(点推定値)※1

見直し後の炉心損傷頻度(点推定値)※1

[/炉年]

割合*2

[/炉年]

割合*2

非隔離事象

2.0×10-76%

2.1×10-76%

隔離事象

9.8×10-7

29%

9.8×10-7

29%

全給水喪失

1.4×10-8

0%

1.4×10-80%

水位低下事象3.6×10-81%

3.6×10-8

1%

RPS 誤動作等

5.1×10-82%

5.8×10-82%外部電源喪失9.0×10-90%

9.0×10-90%

S/R 弁誤開放

3.6×10-81%

3.6×10-8

1%

大破断 LOCA

8.3×10-10

0%8.3×10-10

0%

中破断 LOCA

7.3×10-9

0%

7.3×10-9

0%

小破断 LOCA

1.1×10-8

0%

1.1×10-80%

原子炉補機冷却海水系 1 系列故障

7.9×10-82%

7.9×10-82%非常用交流電源
1 系列故障1.6×10-81%

1.6×10-8

1%

直流電源
1 系列故障

9.2×10-83%

9.2×10-83%タービン補機冷却海水系故障

2.6×10-81%

2.6×10-81%

通常停止

1.8×10-653%

1.8×10-6

53%

ISLOCA

9.6×10-11

0%

9.6×10-11

0%

合計

3.3×10-6100%

3.4×10-6100%※1 変化のあった箇所を下線で示した。
※2 割合は評価値を四捨五入しており、0.5%未満は 0%と記載

PRA 評価条件変更-1013

【PRA 評価条件変更】

表 3.1-2 起因事象発生頻度見直し前後における炉心損傷モード別の炉心損傷頻度
炉心損傷モード

見直し前の
炉心損傷頻度(点推定値)※1

見直し後の炉心損傷頻度(点推定値)※1

[/炉年]

割合※2

[/炉年]

割合※2

TQUX

6.8×10-10

0%

6.8×10-10

0%

TQUV

6.9×10-10

0%

6.9×10-10

0%

長期 TB

4.8×10-10

0%4.8×10-10

0%TBU

5.3×10-10

0%5.3×10-10

0%

TBD

8.1×10-11

0%

8.1×10-11

0%

TBP

1.2×10-10

0%1.2×10-10

0%TW

3.3×10-6100%

3.3×10-6

100%

TC

4.9×10-12

0%

5.1×10-120%AE

5.0×10-10

0%

5.0×10-10

0%S1E

3.9×10-9

0%

3.9×10-9

0%S2E

1.3×10-12

0%

1.3×10-12

0%

ISLOCA

9.5×10-11

0%

9.5×10-11

0%

合計

3.3×10-6100%

3.4×10-6100%※1 変化のあった箇所を下線で示した。
※2 割合は評価値を四捨五入しており、0.5%未満は 0%と記載

PRA 評価条件変更-1114

【PRA 評価条件変更】

表 3.2-1

人的過誤確率等見直し前後における起因事象別の炉心損傷頻度
見直し前の
炉心損傷頻度(点推定値)

見直し後の炉心損傷頻度(点推定値)

[/炉年]

割合※1

[/炉年]

割合※1

非隔離事象

2.0×10-7

6%

4.2×10-75%

隔離事象

9.8×10-7

29%

4.5×10-6

52%

全給水喪失

1.4×10-8

0%

3.1×10-80%

水位低下事象3.6×10-81%

7.9×10-8

1%

RPS 誤動作等

5.1×10-82%

8.8×10-81%

外部電源喪失9.0×10-9

0%

2.3×10-8

0%

S/R 弁誤開放

3.6×10-81%

1.7×10-7

2%

大破断 LOCA

8.3×10-10

0%

3.5×10-9

0%

中破断 LOCA

7.3×10-9

0%

3.4×10-8

0%

小破断 LOCA

1.1×10-80%

5.0×10-8

1%

原子炉補機冷却海水系 1 系列故障

7.9×10-82%

1.8×10-72%非常用交流電源
1 系列故障1.6×10-81%

3.9×10-80%

直流電源
1 系列故障

9.2×10-83%

2.1×10-72%

タービン補機冷却海水系故障

2.6×10-81%

1.2×10-71%

通常停止

1.8×10-653%

2.7×10-6

31%

ISLOCA

9.6×10-11

0%

9.8×10-11

0%

合計

3.3×10-6100%

8.7×10-6

100%

起因事象

※1 割合は評価値を四捨五入しており、0.5%未満は 0%と記載

PRA 評価条件変更-12

15

PRA 評価条件変更-13
合計

インターフェイスシステム LOCA(ISLOCA)

過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
過渡事象＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
通常停止＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
通常停止＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
サポート系喪失＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
過渡事象＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
通常停止＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
通常停止＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
サポート系喪失＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)
全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗※3
全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋RCIC 失敗
外部電源喪失＋直流電源喪失
過渡事象＋崩壊熱除去失敗
過渡事象＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
通常停止＋崩壊熱除去失敗
通常停止＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
サポート系喪失＋崩壊熱除去失敗
サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
小 LOCA＋崩壊熱除去失敗
中 LOCA＋RHR 失敗
大 LOCA＋RHR 失敗
過渡事象＋原子炉停止失敗
小 LOCA＋原子炉停止失敗
中 LOCA＋原子炉停止失敗
大 LOCA＋原子炉停止失敗
小 LOCA＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
小 LOCA＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
中 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗
中 LOCA＋HPCF 注水失敗＋原子炉減圧失敗
大 LOCA＋HPCF 失敗＋低圧注水失敗※3

事故シーケンス

9.5×10-11

4.4×10-9

4.9×10-12

3.3×10-6

1.2×10-9

6.8×10-10

6.9×10-10

3.3×10-6

9.5×10-11

6.7×10-11
6.6×10-11
2.3×10-10
2.9×10-10
3.2×10-11
4.2×10-12
2.8×10-10
8.7×10-12
3.2×10-10
2.2×10-11
4.6×10-11
6.4×10-12
4.8×10-10
1.2×10-10
5.3×10-10
8.1×10-11
1.2×10-6
8.0×10-8
1.8×10-6
1.1×10-8
2.1×10-7
1.1×10-9
1.1×10-8
3.3×10-9
3.3×10-10
4.8×10-12
7.9×10-14
5.2×10-14
5.2×10-15
8.0×10-13
5.3×10-13
3.9×10-9
1.1×10-11
5.0×10-10

[/炉年]

100

< 0.1

0.1

< 0.1

99.8

< 0.1

< 0.1

< 0.1

割合※1

見直し前の炉心損傷頻度(点推定値)

9.5×10-11

4.5×10-9

5.1×10-12

8.7×10-6

1.3×10-9

4.2×10-9

9.6×10-10

8.7×10-6

9.5×10-11

1.1×10-10
7.4×10-11
4.3×10-10
3.1×10-10
3.5×10-11
4.3×10-12
1.8×10-9
5.2×10-11
2.0×10-9
1.2×10-10
2.9×10-10
4.1×10-11
4.8×10-10
1.2×10-10
6.0×10-10
8.1×10-11
5.0×10-6
3.8×10-7
2.7×10-6
2.1×10-8
5.5×10-7
2.9×10-9
5.0×10-8
3.0×10-8
3.0×10-9
5.0×10-12
7.9×10-14
5.2×10-14
5.2×10-15
9.9×10-13
3.0×10-12
3.9×10-9
5.7×10-11
5.0×10-10

[/炉年]

100

< 0.1

0.1

< 0.1

99.9

< 0.1

< 0.1

< 0.1

割合※1

見直し後の炉心損傷頻度(点推定値)

人的過誤確率等見直し前後における炉心損傷モード及び事故シーケンス別の炉心損傷頻度※1 割合は評価値を四捨五入しており、0.5%未満は 0%と記載

ISLOCA(格納容器バイパス(ISLOCA))

LOCA(LOCA 時
注水機能喪失)TC(原子炉停止機能喪失)

TW(崩壊熱除去
機能喪失)

TB(全交流動力
電源喪失)

TQUX(高圧注水・減圧
機能喪失)

TQUV
(高圧・低圧注水
機能喪失)

炉心損傷モード(事故シーケンス
グループ)

表 3.2-2【PRA 評価条件変更】

16

【PRA 評価条件変更】

表 3.2-3 人的過誤確率等見直し前後における代表的なシステム信頼性(フォールトツリー)の評価結果
起因事象システム(系統)

見直し前の

見直し後の

非信頼度(平均値)※1

非信頼度(平均値)※1

RCIC
HPCF(B)HPCF(C)
手動減圧
LPFL(A)
過渡事象

LPFL(B)
LPFL(C)
復水器を用いた除熱
RHR(A)
RHR(B)
RHR(C)

非隔離事象

給水系

隔離事象

給水系
RCIC
HPCF(B)HPCF(C)

LOCA

自動減圧及び手動減圧
LPFL(A)
LPFL(B)
LPFL(C)
スクラム系(電気系)
スクラム系(機械系)
ARI
RPT
－

SLC
復水系
非常用電源系(A)
非常用電源系(B)
非常用電源系(C)※1 変化のあった箇所を下線で示した。

PRA 評価条件変更-14

17

TW

TW

TW

TW

通常停止後、注水には成功するが、除熱に失敗

過渡事象(非隔離事象)発
生後、注水には成功する
が、除熱に失敗(高圧の注水系は HPCF が失敗
し、RCIC で注水)

RSW(C)故障発生後、注水には成功するが、除熱
に失敗

通常停止

過渡事象
(非隔離事象)従属性を有する起因事象(RSW(C)故障)

通常停止

過渡事象
(隔離事象)

通常停止後、注水には成功するが、除熱に失敗(高圧の注水系は HPCFが失敗し、RCIC で注水)

過渡事象(隔離事象)発生
後、注水には成功する
が、除熱に失敗TW

シーケンスの概要

起因事象

見直し前

PRA 評価条件変更-15
7.4×10-8

1.4×10-7

2.4×10-7

9.4×10-7

1.5×10-6

[/炉年]

88%

85%

81%

74%

45%

割合
(累積)

炉心損傷頻度過渡事象(S/R 弁誤開放)

従属性を有する起因事象(RSW(C)故障)

通常停止

通常停止

過渡事象
(隔離事象)

起因事象

過渡事象(S/R 弁誤開放)
発生後、注水には成功す
るが、除熱に失敗

RSW(C)故障発生後、注水には成功するが、除熱
に失敗

TW

TW

TW

TW

通常停止後、注水には成功するが、除熱に失敗(高圧の注水系は HPCFが失敗し、RCIC で注水)
通常停止後、注水には成功するが、除熱に失敗

TW

炉心損傷
モード

過渡事象(隔離事象)発生
後、注水には成功する
が、除熱に失敗

シーケンスの概要

見直し後

人的過誤確率等見直し前後における全炉心損傷頻度に占める割合の大きな事故シーケンス

炉心損傷
モード

表 3.2-4

1.6×10-7

1.7×10-7

1.2×10-6

1.5×10-6

4.4×10-6

[/炉年]

85%

83%

81%

68%

51%

割合
(累積)

炉心損傷頻度【PRA 評価条件変更】

18

【PRA 評価条件変更】

表 3.2-5 人的過誤確率等見直し前後における起因事象別に見た炉心損傷頻度の大きな事故シーケンス
見直し前
起因事象

見直し後

事故シーケンスの概要

炉心損傷頻度[/炉年]

事故シーケンスの概要

炉心損傷頻度
[/炉年]

非隔離事象

非隔離事象+除熱失敗

1.4×10-7

非隔離事象+除熱失敗

1.5×10-7

隔離事象

隔離事象+除熱失敗

9.4×10-7

隔離事象+除熱失敗

4.4×10-6

全給水喪失

全給水喪失+除熱失敗

9.0×10-9

全給水喪失+除熱失敗

1.2×10-8

水位低下事象水位低下事象+除熱失敗

2.4×10-8

水位低下事象+除熱失敗

3.1×10-8

RPS 誤動作等

RPS 誤動作等+除熱失敗

4.4×10-8

RPS 誤動作等+除熱失敗

4.9×10-8

外部電源喪失外部電源喪失+除熱失敗

3.4×10-9

外部電源喪失+除熱失敗

9.7×10-9

S/R 弁誤開放

S/R 弁誤開放+除熱失敗

3.5×10-8

S/R 弁誤開放+除熱失敗

1.6×10-7

大破断 LOCA

大破断 LOCA+高圧/低圧注
水失敗

5.0×10-10

大破断 LOCA+除熱失敗

2.9×10-9

中破断 LOCA

中破断 LOCA+高圧/低圧注
水失敗

3.9×10-9

中破断 LOCA+除熱失敗

2.9×10-8

小破断 LOCA

小破断 LOCA+除熱失敗

1.1×10-8

小破断 LOCA+除熱失敗

4.9×10-8

原子炉補機冷却 原子炉補機冷却海水系 C 系
海水系 1 系列故障
故障+除熱失敗

7.4×10-8

原子炉補機冷却海水系 C 系
故障+除熱失敗

1.7×10-7非常用交流電源
1 系列故障非常用交流電源 E 系故障+除熱失敗

1.5×10-8非常用交流電源 E 系故障+除熱失敗

3.6×10-8

直流電源
1 系列故障直流電源 A 系故障+除熱失敗
直流電源 B 系故障+除熱失敗

3.0×10-8
3.0×10-8直流電源 B 系故障+除熱失敗

7.0×10-8

タービン補機冷却
海水系故障

タービン補機冷却海水系故障+除熱失敗2.5×10-8

タービン補機冷却海水系故障+除熱失敗1.2×10-7

通常停止

通常停止+除熱失敗

1.5×10-6

通常停止+除熱失敗

1.5×10-6

ISLOCAISLOCA

9.5×10-11

ISLOCA

9.5×10-11

PRA 評価条件変更-1619

【PRA 評価条件変更】

表 3.2-6 人的過誤確率等見直し前後における炉心損傷モード別に見た炉心損傷頻度の大きなシーケンス
見直し前
炉心損傷
モード

TW

S1E

TQUV

見直し後

事故シーケンスの概要

炉心損傷
頻度
[/炉年]

事故シーケンスの概要

炉心損傷
頻度
[/炉年]

通常停止+除熱失敗(高圧の注水系は HPCF が失敗し、RCIC で注水)

1.5×10-6

隔離事象+除熱失敗

4.4×10-6

隔離事象+除熱失敗

9.4×10-7

通常停止+除熱失敗(高圧の注水系は HPCF が失敗し、RCIC で注水)

1.5×10-6

通常停止+除熱失敗

2.4×10-7

通常停止+除熱失敗

1.2×10-6

非隔離事象+除熱失敗

1.4×10-7

原子炉補機冷却海水系 C 系故障+除熱失敗

1.7×10-7

中破断 LOCA+高圧/低圧注水失敗

3.9×10-9

中破断 LOCA+高圧/低圧注水失敗

3.9×10-9

通常停止+SRV 再閉失敗+高圧/低圧
注水失敗

2.9×10-10

通常停止+高圧/低圧注水失敗

4.3×10-10

通常停止+高圧/低圧注水失敗

2.3×10-10

通常停止+SRV 再閉失敗+高圧/低圧
注水失敗

3.1×10-10

通常停止+高圧注水失敗+減圧失敗

3.2×10-10

通常停止+高圧注水失敗+減圧失敗

2.0×10-9

全給水喪失+高圧注水失敗+減圧失敗 2.0×10-10 全給水喪失+高圧注水失敗+減圧失敗

1.2×10-9

TQUX

TBU

外部電源喪失+D/G 全台機能喪失+RCIC 停止

5.3×10-10

外部電源喪失+D/G 全台機能喪失+RCIC 停止

6.0×10-10

AE

大破断 LOCA+高圧/低圧注水失敗

5.0×10-10

大破断 LOCA+高圧/低圧注水失敗

5.0×10-10

外部電源喪失+D/G 全台機能喪失+外
外部電源喪失+D/G 全台機能喪失+外4.8×10-10
4.8×10-10
部電源復旧失敗
部電源復旧失敗
外部電源喪失+D/G 全台機能喪失
外部電源喪失+D/G 全台機能喪失
TBP
1.2×10-10
1.2×10-10+SRV 再閉失敗+SRV 再閉失敗
ISLOCA 発生(隔離可能規模)+隔離
ISLOCA 発生(隔離可能規模)+隔離
ISLOCA
9.5×10-11
9.5×10-11
操作失敗
操作失敗
長期 TB

TBD

外部電源喪失+直流電源喪失

8.1×10-11

外部電源喪失+直流電源喪失

8.1×10-11

S2E

小破断 LOCA+高圧/低圧注水失敗

8.0×10-13

小破断 LOCA+高圧/低圧注水失敗

3.0×10-12

TC

非隔離事象+スクラム失敗+SLC 起
動失敗

2.1×10-12

非隔離事象+スクラム失敗+SLC 起
動失敗

2.2×10-12

PRA 評価条件変更-17

20

PRA 評価条件変更-18※2 括弧内は支配的なシーケンスの CDF を示す。

1.6

通常停止+原子炉補機冷却系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+MUWP による CSP への水補給失
1.5×10-11
敗(現場弁閉失敗に伴う 7 号機原子炉建屋側への誤送水)+原子炉隔離時冷却系水源切替操作失敗※1 支配的なシーケンスに対する分析結果を示す。

1.6

通常停止+原子炉補機冷却系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+MUWP による CSP への水補給失
1.5×10-11
敗(現場弁閉失敗に伴う 6 号機タービン建屋側への誤送水)+原子炉隔離時冷却系水源切替操作失敗

1.6

1.6

4.5

3.1×10-11

通常停止+原子炉補機冷却系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+MUWP による CSP への水補給失
1.5×10-11
敗(現場弁閉失敗に伴う 5 号機タービン建屋側への誤送水)+原子炉隔離時冷却系水源切替操作失敗

4.5

3.1×10-11

1.6

6.1

6.1

事故シーケンス
グループへの寄与割合 [%]

4.2×10-11

4.2×10-11[/炉年]

通常停止+原子炉補機冷却系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+MUWP による CSP への水補給失
1.5×10-11
敗(現場弁閉失敗に伴う 5 号機原子炉建屋側への誤送水)+原子炉隔離時冷却系水源切替操作失敗

通常停止+S/R 弁再閉鎖失敗+原子炉補機冷却系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+復水系起動操
作失敗
通常停止
通常停止+S/R 弁再閉鎖失敗+原子炉補機冷却系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+復水器ホット+S/R 弁再閉鎖失敗 ウェル水位制御失敗+高圧/低圧注水失敗 通常停止+S/R 弁再閉鎖失敗+原子炉補機冷却海水系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+復水系起動操作失敗(2.9×10-10 /炉年)
通常停止+S/R 弁再閉鎖失敗+原子炉補機冷却海水系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+復水器ホットウェル水位制御失敗

主要なカットセット

炉心損傷頻度
主な対策

・高圧代替注水系
・手動減圧
・低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)
・代替格納容器冷却ス
プレイ系
・代替原子炉補機冷却系(熱交換ユニット+
代替原子炉補機冷却海水ポンプ)
・格納容器圧力逃がし装置・可搬型代替注水ポンプ(水源補給)

人的過誤確率等見直し前後における事故シーケンスの分析(最小カットセットの抽出)結果(1/7)※1

支配的な事故シーケンス※2

表 3.2-7

見直し後
通常停止
通常停止+原子炉補機冷却系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)+MUWP による CSP への水補給失(9.6×10-10 +高圧/低圧注水失敗
1.5×10-11
敗(現場弁閉失敗に伴う 6 号機原子炉建屋側への誤送水)+原子炉隔離時冷却系水源切替操作失敗-10/炉年)(4.3×10 /炉年)

見直し前
(6.9×10-10/炉年)

炉心損傷モード(事故シーケンス
グループ)

TQUV
(高圧・低圧
注水機能
喪失)

21

○

○

○

○

○

○

○

○

○

対策
有効性

見直し後
(4.2×10-9
/炉年)

3.8

1.6×10-10

見直し後(8.7×10-6/炉年)

通常停止+原子炉補機冷却系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)

主要なカットセット

8.8×10-7

PRA 評価条件変更-19※2 括弧内は支配的なシーケンスの CDF を示す。

隔離事象+原子炉補機冷却系ポンプ起動失敗(共通原因故障)

1.1

9.8×10-8

主な対策

・手動減圧
・低圧代替注水系(常設)(復水補
給水系)
・代替格納容器冷却スプレイ系
・代替原子炉補機冷却系(熱交換ユニット+代替原子炉補機
冷却海水ポンプ)
・格納容器圧力逃がし装置
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替注水ポンプ(水源補給)※3 長期 TB の対策で対応可能。

3.4

3.0×10-7

41

3.6×10-6

隔離事象+残留熱除去系起動操作失敗

隔離事象+除熱失敗
隔離事象+原子炉補機冷却海水系ポンプ起動失敗(共通原因故障)(4.4×10-6 /炉年)

<0.1

7.2×10-11

19

27

[/炉年]

6.4×10-7

事故シーケンス
グループへの寄与割合 [%]

炉心損傷頻度

通常停止+外部電源喪失(使命時間中の機能喪失)+非常用ディーゼル発電機(D/G)起動失敗(共通原因故障)

通常停止+除熱失敗
通常停止+原子炉補機冷却海水系ポンプ継続運転失敗(共通原因故障)(1.5×10-6 /炉年)

支配的な事故シーケンス※2

主な対策・減圧自動化ロジック(残留熱除去系ポン
プ吐出圧確立+原子炉水位低(レベル 1)+600 秒経過で SRV
4 弁開放)
・高圧代替注水系
・残留熱除去系(低圧
注水. 除熱)人的過誤確率等見直し前後における事故シーケンスの分析(最小カットセットの抽出)結果(3/7)※1※1 支配的なシーケンスに対する分析結果を示す。

TW(崩壊熱除去
機能喪失)

見直し前(3.3×10-6/炉年)

炉心損傷モード(事故シーケンス
グループ)

表 3.2-7※2 括弧内は支配的なシーケンスの CDF を示す。

通常停止+原子炉減圧操作失敗+原子炉水位高(L8)誤信号+給水系操作失敗

4.3

通常停止+原子炉注水自動起動不能の認知失敗+ECCS デジタル制御系(DTM)故障(共通原因故障)+
1.8×10-10
給水系操作失敗

9.3

通常停止+原子炉注水自動起動不能の認知失敗+原子炉水位計不動作/誤高出力(共通原因故障)+給水
3.9×10-10
系操作失敗

4.9
4.1

4.2×10-11

8.7

事故シーケンス
グループへの寄与割合 [%]

通常停止+原子炉注水自動起動不能の認知失敗+ECCS デジタル制御系(DTM)故障(共通原因故障)+
3.1×10-11
給水系操作失敗

通常停止+原子炉減圧操作失敗+原子炉水位高(L8)誤信号+給水系操作失敗※1 支配的なシーケンスに対する分析結果を示す。

通常停止+高圧注水失敗+原子炉減圧失敗(2.0×10-9 /炉年)

見直し前
(6.8×10-10
/炉年)

[/炉年]

通常停止+原子炉注水自動起動不能の認知失敗+原子炉水位計不動作/誤高出力(共通原因故障)+給水
4.2×10-11
系操作失敗

主要なカットセット

炉心損傷頻度人的過誤確率等見直し前後における事故シーケンスの分析(最小カットセットの抽出)結果(2/7)※1

支配的な事故シーケンス※2

表 3.2-7

通常停止+高圧注水失敗+原子炉減圧失敗(3.2×10-10 /炉年)

炉心損傷モード(事故シーケンス
グループ)

TQUX
(高圧注
水・減圧
機能喪失)

22

○

○

○

△※3

○

○

対策
有効性

○

×

×

×

○

×

対策
有効性

PRA 評価条件変更-20※2 括弧内は支配的なシーケンスの CDF を示す。

外部電源喪失+外部電源復旧失敗+非常用ディーゼル発電機(D/G)継続運転失敗(共通原因故障)+MUWP による CSP への水補給失敗(現場弁閉失敗に伴う 7 号機原子炉建屋側への誤送水)

因故障)+MUWP による CSP への水補給失敗(現場弁閉失敗に伴う 6 号機タービン建屋側への誤送水)

3.2×10-11

2.5

2.5

3.2×10-11

2.5

2.5

3.2×10-11

外部電源喪失+外部電源復旧失敗+非常用ディーゼル発電機(D/G)継続運転失敗(共通原因故障)+MUWP による CSP への水補給失敗(現場弁閉失敗に伴う 5 号機タービン建屋側への誤送水)

2.5

2.2

3.2×10-11

3.2×10-11

外部電源喪失+外部電源復旧失敗+非常用ディーゼル発電機(D/G)継続運転失敗(共通原因故障)+MUWP による CSP への水補給失敗(現場弁閉失敗に伴う 5 号機原子炉建屋側への誤送水)[TBU]
外部電源喪失外部電源喪失+外部電源復旧失敗+非常用ディーゼル発電機(D/G)継続運転失敗(共通原+D/G 全台起動失敗 因故障)+MUWP による CSP への水補給失敗(現場弁閉失敗に伴う 6 号機原子炉建屋側+RCIC 失敗
への誤送水)(6.0×10-10 /炉年) 外部電源喪失+外部電源復旧失敗+非常用ディーゼル発電機(D/G)継続運転失敗(共通原

2.6×10-11

2.2

2.6×10-11

外部電源喪失+外部電源復旧失敗+非常用ディーゼル発電機(D/G)継続運転失敗(共通原因故障)+MUWP による CSP への水補給失敗(現場弁閉失敗に伴う 7 号機原子炉建屋側への誤送水)

因故障)+MUWP による CSP への水補給失敗(現場弁閉失敗に伴う 6 号機タービン建屋側への誤送水)

2.2

2.2

2.2

事故シーケンス
グループへの寄与割合 [%]

2.6×10-11

2.6×10-11

外部電源喪失+外部電源復旧失敗+非常用ディーゼル発電機(D/G)継続運転失敗(共通原因故障)+MUWP による CSP への水補給失敗(現場弁閉失敗に伴う 5 号機タービン建屋側への誤送水)[TBU]
外部電源喪失外部電源喪失+外部電源復旧失敗+非常用ディーゼル発電機(D/G)継続運転失敗(共通原+D/G 全台起動失敗 因故障)+MUWP による CSP への水補給失敗(現場弁閉失敗に伴う 6 号機原子炉建屋側+RCIC 失敗
への誤送水)(5.3×10-10 /炉年) 外部電源喪失+外部電源復旧失敗+非常用ディーゼル発電機(D/G)継続運転失敗(共通原

2.6×10-11[/炉年]

外部電源喪失+外部電源復旧失敗+非常用ディーゼル発電機(D/G)継続運転失敗(共通原因故障)+MUWP による CSP への水補給失敗(現場弁閉失敗に伴う 5 号機原子炉建屋側への誤送水)

主要なカットセット

炉心損傷頻度・高圧代替注水系
・手動減圧
・低圧代替注水系(常設)(復水補
給水系)
・代替格納容器冷却スプレイ系
・代替原子炉補機冷却系(熱交換ユニット+代替原子炉補機
冷却海水ポンプ)
・格納容器圧力逃がし装置
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替注水ポンプ(水源
補給)

主な対策

人的過誤確率等見直し前後における事故シーケンスの分析(最小カットセットの抽出)結果(4/7)※1

支配的な事故シーケンス※2

表 3.2-7※1 支配的なシーケンスに対する分析結果を示す。

見直し後(1.3×10-9
/炉年)

見直し前
(1.2×10-9/炉年)

炉心損傷モード(事故シーケンス
グループ)

TB(全交流動力
電源喪失)

23

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

対策
有効性

過渡事象
+原子炉停止失敗(2.2×10-12 /炉年)

見直し後
(5.1×10-12
/炉年)

43

2.2×10-12<0.1

非隔離事象+制御棒挿入失敗+SLC ほう酸水タンク保温用ヒーター制御回路遮断器閉失敗 2.1×10-16

支配的な事故シーケンス※2
主要なカットセット

中 LOCA+原子炉補機冷却海水系ポンプ起動失敗(共通原因故障)

見直し後(4.5×10-9/炉年)

PRA 評価条件変更-21※2 括弧内は支配的なシーケンスの CDF を示す。

中 LOCA+原子炉補機冷却系電動弁(原子炉補機冷却系熱交換器出口)開失敗(共通原因故障)

17
6.7

7.6×10-10
3.0×10-1051LOCA+高圧/低圧注水失敗 中 LOCA+原子炉補機冷却系ポンプ起動失敗(共通原因故障)(3.9×10-9 /炉年)

2.3×10-9

7.6×10-10

中 LOCA+原子炉補機冷却海水系ポンプ起動失敗(共通原因故障)

17

2.3×10-9

6.8

52

[/炉年]

3.0×10-10

事故シーケンス
グループへの寄与割合 [%]

炉心損傷頻度中 LOCA+原子炉補機冷却系電動弁(原子炉補機冷却系熱交換器出口)開失敗(共通原因故障)※1 支配的なシーケンスに対する分析結果を示す。

LOCA(LOCA 時注
水機能喪失))

・代替制御棒挿入機能
・代替冷却材再循環ポンプト
リップ機能
・ほう酸水注入系
・高圧炉心注水系
・原子炉隔離時冷却系・残留熱除去系

主な対策

・手動減圧
・低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)
・代替格納容器冷却スプレ
イ系
・代替原子炉補機冷却系
・格納容器圧力逃がし装置
・可搬型代替注水ポンプ(水
源補給)

主な対策

人的過誤確率等見直し前後における事故シーケンスの分析(最小カットセットの抽出)結果(6/7)※1

見直し前
LOCA
(4.4×10-9 / +高圧/低圧注水失敗 中 LOCA+原子炉補機冷却系ポンプ起動失敗(共通原因故障)
炉年)(3.9×10-9 /炉年)

炉心損傷モード(事故シーケンス
グループ)

表 3.2-7※2 括弧内は支配的なシーケンスの CDF を示す。

<0.1

6.1×10-16

非隔離事象+制御棒挿入失敗+SLC ほう酸水タンク閉塞

非隔離事象+制御棒挿入失敗+SLC 手動操作失敗

<0.1

<0.1

43

2.1×10-12
5.7×10-16

事故シーケンス
グループへの寄与割合 [%][/炉年]

非隔離事象+制御棒挿入失敗+SLC ほう酸水タンク保温用ヒーター制御回路遮断器閉失敗 2.0×10-16

非隔離事象+制御棒挿入失敗+SLC ほう酸水タンク閉塞

非隔離事象+制御棒挿入失敗+SLC 手動操作失敗※1 支配的なシーケンスに対する分析結果を示す。

過渡事象+原子炉停止失敗(2.1×10-12 /炉年)

主要なカットセット

炉心損傷頻度人的過誤確率等見直し前後における事故シーケンスの分析(最小カットセットの抽出)結果(5/7)※1

支配的な事故シーケンス※2

表 3.2-7

見直し前(4.9×10-12/炉年)

炉心損傷モード(事故シーケンス
グループ)

TC(原子炉停止
機能喪失)

24

○

○

○

○

○

○

対策
有効性

－

－

－

－

－

－

対策
有効性

25

ISLOCAISLOCA(9.5×10-11 /炉年)

ISLOCA(9.5×10-11 /炉年)

支配的な事故シーケンス※2

15
15

定例試験時 HPCF(B)注入隔離弁誤開+HPCF(B)ポンプ吸込部配管破損+HPCF(B)試験可能逆止弁
1.4×10-11
閉失敗

定例試験時 HPCF(C)注入隔離弁誤開+HPCF(C)ポンプ吸込部配管破損+HPCF(C)試験可能逆止弁
1.4×10-11
閉失敗

PRA 評価条件変更-22※2 括弧内は支配的なシーケンスの CDF を示す。

16

定例試験時 HPCF(C)試験可能逆止弁内部リーク+HPCF(C)ポンプ吸込部配管破損+HPCF(C)注入
1.5×10-11
隔離弁閉失敗15

定例試験時 HPCF(C)注入隔離弁誤開+HPCF(C)ポンプ吸込部配管破損+HPCF(C)試験可能逆止弁
1.4×10-11
閉失敗

16

15

定例試験時 HPCF(B)注入隔離弁誤開+HPCF(B)ポンプ吸込部配管破損+HPCF(B)試験可能逆止弁
1.4×10-11
閉失敗

定例試験時 HPCF(B)試験可能逆止弁内部リーク+HPCF(B)ポンプ吸込部配管破損+HPCF(B)注入
1.5×10-11
隔離弁閉失敗16

定例試験時 HPCF(C)試験可能逆止弁内部リーク+HPCF(C)ポンプ吸込部配管破損+HPCF(C)注入
1.5×10-11
隔離弁閉失敗事故シーケンス
グループへの寄与割合 [%]

16

[/炉年]

定例試験時 HPCF(B)試験可能逆止弁内部リーク+HPCF(B)ポンプ吸込部配管破損+HPCF(B)注入
1.5×10-11
隔離弁閉失敗主要なカットセット

炉心損傷頻度
主な対策

・ISLOCA 発生箇所の隔離
・高圧炉心注水系
・手動減圧・低圧炉心注水系

人的過誤確率等見直し前後における事故シーケンスの分析(最小カットセットの抽出)結果(7/7)※1※1 支配的なシーケンスに対する分析結果を示す。

見直し後(9.5×10-11 /
炉年)

見直し前
(9.5×10-11 /
炉年)

炉心損傷モード(事故シーケンス
グループ)

表 3.2-7

○

○

○

○

○

○

○

○

対策
有効性

PRA 評価条件変更-23

残留熱除去系電動弁(注入ライン)閉失敗

閉失敗 共通原因故障

残留熱除去系電動弁(ミニフローライン)

系熱交換器出口)開失敗 共通原因故障

原子炉補機冷却水系 電動弁(残留熱除去

故障

冷却水系熱交換器出口)開失敗 共通原因

原子炉補機冷却水系 電動弁(原子炉補機

動失敗

残留熱除去系 ポンプ室空調機 ファン起

共通原因故障原子炉補機冷却水系 電動ポンプ起動失敗

敗の人的過誤)残留熱除去系 系統操作失敗(認知/操作失敗 共通原因故障

原子炉補機冷却海水系 電動ポンプ起動失

続失敗 共通原因故障

原子炉補機冷却海水系 電動ポンプ運転継失敗 共通原因故障

原子炉補機冷却水系 電動ポンプ運転継続

基事象 (機器名-故障モード)見直し前

1.6×10-2

1.6×10-2

1.8×10-2

1.8×10-2

2.6×10-2

4.5×10-2

8.0×10-2

1.4×10-1

2.3×10-1

3.1×10-1

FV 重要度

1.2×104

1.2×104

1.2×104

1.2×104

1.2×104

1.2×104

1.2×104

1.2×104

5.9×105

5.9×105

RAW

開失敗

起動停止用蒸気式空気抽出系空気出口弁

入口弁開失敗起動停止用蒸気式空気抽出系第二段空気入口弁開失敗起動停止用蒸気式空気抽出系第一段空気

動失敗

残留熱除去系 ポンプ室空調機 ファン起

共通原因故障原子炉補機冷却水系 電動ポンプ起動失敗

逃がし安全弁再閉鎖失敗

敗 共通原因故障

原子炉補機冷却海水系 電動ポンプ起動失

続失敗 共通原因故障

原子炉補機冷却海水系 電動ポンプ運転継失敗 共通原因故障

原子炉補機冷却水系 電動ポンプ運転継続

敗の人的過誤)残留熱除去系 系統操作失敗(認知/操作失基事象 (機器名-故障モード)見直し後

9.6×10-3

9.6×10-3

9.6×10-3

1.0×10-2

1.8×10-2

2.2×10-2

5.3×10-2

8.7×10-2

1.2×10-1

6.4×10-1

FV 重要度人的過誤確率等見直し前後における Fussell-Vesely(FV)重要度の評価結果(上位 10 位)

共通原因故障※ 太字は RAW の評価結果上位 10 位にも含まれる基事象を示す。

10

9

8

7

6

5

4

3

2

1

順位

表 3.2-8

3.9×101

3.9×101

3.9×101

4.6×103

4.6×1035.2×100

4.6×103

2.3×105

2.3×105

4.6×105

RAW【PRA 評価条件変更】

26

PRA 評価条件変更-24

低圧系 ECCS 安全論理回路(SLU)周り共通

共通原因故障原子炉補機冷却海水系 電動ポンプ起動失敗

却海水系ポンプ吐出)開失敗 共通原因故障

原子炉補機冷却海水系 逆止弁(原子炉補機冷

却水系熱交換器出口)開失敗 共通原因故障

原子炉補機冷却水系 電動弁(原子炉補機冷共通原因故障原子炉補機冷却水系 電動ポンプ起動失敗

水系ポンプ吐出)開失敗 共通原因故障

原子炉補機冷却水系 逆止弁(原子炉補機冷却

理回路(SLU)周り共通原因故障

原子炉補機冷却水系/原子炉補機冷却水系論

制御棒挿入失敗

失敗 共通原因故障

原子炉補機冷却海水系 電動ポンプ運転継続

敗 共通原因故障

原子炉補機冷却水系 電動ポンプ運転継続失基事象 (機器名-故障モード)見直し前

1.3×10-2

1.4×10-1

2.2×10-3

1.8×10-2

4.5×10-2

4.5×10-3

1.3×10-2

9.2×10-7

2.3×10-1

3.1×10-1

FV 重要度

1.2×104

1.2×104

1.2×104

1.2×104

1.2×104

1.2×104

1.2×104

3.5×104

5.9×105

5.9×105

RAW

因故障

低圧系 ECCS 安全論理回路(SLU)周り共通原

共通原因故障原子炉補機冷却海水系 電動ポンプ起動失敗

却海水系ポンプ吐出)開失敗 共通原因故障

原子炉補機冷却海水系 逆止弁(原子炉補機冷水系熱交換器出口)開失敗 共通原因故障

原子炉補機冷却水系 電動弁(原子炉補機冷却通原因故障

原子炉補機冷却水系 電動ポンプ起動失敗 共

水系ポンプ吐出)開失敗 共通原因故障

原子炉補機冷却水系 逆止弁(原子炉補機冷却

理回路(SLU)周り共通原因故障

原子炉補機冷却水系/原子炉補機冷却水系論

制御棒挿入失敗

失敗 共通原因故障

原子炉補機冷却海水系 電動ポンプ運転継続

敗 共通原因故障

原子炉補機冷却水系 電動ポンプ運転継続失基事象 (機器名-故障モード)見直し後

4.6×10-3

5.3×10-2

8.6×10-4

7.0×10-3

1.8×10-2

1.7×10-3

4.6×10-3

3.7×10-7

8.7×10-2

1.2×10-1

FV 重要度人的過誤確率等見直し前後における Risk Achievement Worth (RAW)の評価結果(上位 10 位)

原因故障※ 太字は FV の評価結果上位 10 位にも含まれる基事象を示す。

10

9

8

7

6

5

4

3

2

1

順位

表 3.2-9

4.6×103

4.6×103

4.6×103

4.6×103

4.6×103

4.6×103

4.6×103

1.4×104

2.3×105

2.3×105

RAW【PRA 評価条件変更】

27

【PRA 評価条件変更】

添付資料 1

人間信頼性解析(HRA)見直し前後の
HRA ツリーによる人的過誤の分析例
例 1．事象発生前の弁の開け忘れ、閉め忘れ
例 2．ATWS 事象発生後の対応操作失敗

PRA 評価条件変更-25

28

PRA 評価条件変更-26

c

確率分布：

人的過誤確率(点推定値)：

機器の状態復旧の手順遵守に失敗する。
機器の状態復旧のための動作に失敗する。
上記認知及び動作の過誤回復に失敗する。
認知及び操作自体は上記に同じため、失敗確率も同じとし、従属性を考慮する。

a
b

操作失敗

c

人的過誤の種類(認知/動作)と内容

b

a

分岐

状態復旧成功

動作

手順
過誤回復

失敗

過誤確率値(平均値)

人的過誤確率 = (a+b) × c

手順遵守失敗

c

成功

EF
a1
a2
b1
b2

分岐

b2
操作失敗 bb1

確率分布：

人的過誤確率(平均値)：

機器の状態復旧の手順遵守に失敗する。
a1 に対する過誤回復
機器の状態復旧のための動作に失敗する。
b1 に対する過誤回復

人的過誤の種類(認知/動作)と内容

状態復旧成功動作

手順

人間信頼性評価(HRA)ツリーを用いた定量評価
a1

過誤回復

失敗

過誤確率値

人的過誤確率 = a+b

手順遵守失敗 a

a2

成功

EF

4. 過誤回復の可能性

4. 過誤回復の可能性

人間信頼性評価(HRA)ツリーを用いた定量評価

3. 人的過誤のモード
待機状態への復旧失敗

3. 人的過誤のモード
待機状態への復旧失敗

作：弁の開け忘れ・閉め忘れ

1. 操作の内容
操作や試験に伴い待機状態を変更する場合に、当該操作後や試験実施後の復旧操作に失敗する。
2. 該当手順書
定例試験手順書など

1. 操作の内容
操作や試験に伴い待機状態を変更する場合に、当該操作後や試験実施後の復旧操作に失敗する。
2. 該当手順書
定例試験手順書など

作：弁の開け忘れ・閉め忘れ操(ECCS ポンプの起動失敗等の基事象等に設定)

事象発生前の弁の開け忘れ、閉め忘れ

操

例1

見直し後

人的過誤の定義(事象発生前)：事象発生前に操作・試験の復旧に失敗する(ECCS ポンプの起動失敗等の基事象等に設定)

事象発生前の弁の開け忘れ、閉め忘れ

見直し前

事象発生前の弁の開け忘れ、閉め忘れ

人的過誤の定義(事象発生前)：事象発生前に操作・試験の復旧に失敗する

例1

例1

して平均値を算単純な積とはならない。

出したため、過誤確率と過誤回復の確率の

見直し後は

変更点

【PRA 評価条件変更】

29

= 手順遵守失敗確率 × ストレス要因

当該過誤確率(平均値) = 手順遵守失敗確率※ × ストレス要因

PRA 評価条件変更-27

・

過誤回復の適用を見直し。
NUREG/GR-1278 Appendix A に基づ【変更内容①】【変更内容③】を用いた計算に見直し。

=== 誤操作確率 × ストレス要因=

当該過誤確率を用いた。

き、過誤確率の計算をを用いた。

・ストレス要因 ： ストレス要因については添付表 4 を参照した。

を用いた計算に見直し。

き、過誤確率の計算

NUREG/GR-1278 Appendix A に基づ【変更内容①】

変更点=

当該過誤確率(平均値) = 誤操作確率 × ストレス要因※

・ストレス要因 ： ストレス要因については添付表 4 を参照した。

ことから、

ことから、

を用いた。

ことから、人的過誤確率(HEP)については添付表 2 を参照した。復旧の失敗である

ことから、人的過誤確率(HEP)については添付表 2 を参照した。復旧の失敗であるを用いた。

・誤操作確率 ： 手順に基づく操作を実施する際、誤って操作してしまう場合である○過誤確率の計算においては以下を考慮した。

・誤操作確率 ： 手順に基づく操作を実施する際、誤って操作してしまう場合である○過誤確率の計算においては以下を考慮した。

分岐 b1：機器の状態復旧のための動作に失敗する。(誤操作)==

分岐 b：機器の状態復旧のための動作に失敗する。(誤操作)==を算出した。

を用いた。

を用いた。

当該過誤確率・ストレス要因 ： ストレス要因については添付表 4 を参照した。

失敗であることから、人的過誤確率(HEP)については添付表 3 を参照した。

・ストレス要因 ： ストレス要因については添付表 4 を参照した。

失敗であることから、人的過誤確率(HEP)については添付表 3 を参照した。

・手順遵守失敗確率 ： 点検後の機器の状態復旧のための弁の閉操作忘れは手順遵守○過誤確率の計算においては以下を考慮した。

○過誤確率の計算においては以下を考慮した。

・手順遵守失敗確率 ： 点検後の機器の状態復旧のための弁の閉操作忘れは手順遵守

分岐 a1：機器の状態復旧の手順遵守に失敗する。

例 1：過誤確率計算シート

見直し後

分岐 a：機器の状態復旧の手順遵守に失敗する。

見直し前

事象発生前の弁の開け忘れ、閉め忘れ

例 1：過誤確率計算シート

例1【PRA 評価条件変更】

30

PRA 評価条件変更-28
当該過誤確率===の評価には添付表 5 を参照し、・従属性の考慮 ： 本操作は動作の過誤回復を考慮した。

○本操作は

分岐 b2：分岐 b1 における動作の過誤回復

=

=

=

当該過誤確率の評価には添付表 5 を参照し、=の条件付き失敗確率の式を用いた。

=

当該過誤確率(平均値) =の評価には添付表 5 を参照し、・従属性の考慮 ： 本操作は

○本操作は・従属性の考慮 ： 本操作はと判断した。従属性

見直し後

分岐 a2：分岐 a1 における動作の過誤回復

動作の過誤回復を考慮した。

分岐 a,bをの動作の過誤回復を考慮した。

○本操作は

分岐 c：分岐 a,b における動作の過誤回復

算出した。

※

見直し前

の条件付き失敗確率の式を用いた。

と判断した。従属性

分岐 b1 のの条件付き失敗確率の式を用いた。

と判断した。従属性

分岐 a1 の変更点

【PRA 評価条件変更】

31

事

象：過渡変化(ATWS)PRA 評価条件変更-29

c

c

a

b1 に対する過誤回復

ATWS 収束後、RHR による除熱の操作に失敗する。

過誤回復

失敗

成功

過誤確率値

人的過誤確率 = a+b

認知失敗 aATWS 収束後、RHR による除熱の認知に失敗する。

人的過誤の種類(認知/動作)と内容

確率分布：

b2

b1

a

分岐

確率分布：

上記認知及び操作の過誤回復に失敗する。

c

EF

b2
操作失敗 bb1

人的過誤確率(平均値)：

ATWS 収束後、RHR による除熱の操作に失敗する。

b

過誤確率値(平均値)

除熱
の操作

除熱
の認知

人間信頼性評価(HRA)ツリーを用いた定量評価

人的過誤確率(点推定値)：

ATWS 収束後、RHR による除熱の認知に失敗する。

a

過誤回復

失敗

成功

人的過誤確率 = (a+b) × c

認知失敗 = a × c

人的過誤の種類(認知/動作)と内容

認知失敗 = b × c

b

a

分岐

除熱
の操作

除熱
の認知

人間信頼性評価(HRA)ツリーを用いた定量評価

EF

3. 人的過誤のモード臨界であった時の放熱分が格納容器に蓄積していることから、余裕時間を程度と考える。(格納容器冷却モード等は比較的短時間で実施できることから、程度で完了できる。)
4. 過誤回復の可能性

因

3. 人的過誤のモード臨界であった時の放熱分が格納容器に蓄積していることから、余裕時間を程度と考える。(格納容器冷却モード等は比較的短時間で実施できることから、程度で完了できる。)
4. 過誤回復の可能性

象：過渡変化(ATWS)
1. 操作の内容
ATWS 時に原子炉未臨界や水位維持が達成された後、RHR による格納容器からの除熱に失敗する。
2. 該当手順書
事故時運転操作手順書(徴候ベース), 設備別操作手順書

事

1. 操作の内容
ATWS 時に原子炉未臨界や水位維持が達成された後、RHR による格納容器からの除熱に失敗する。
2. 該当手順書
事故時運転操作手順書(徴候ベース), 設備別操作手順書

因起(ATWS 時の RHR 起動操作失敗)

ATWS 事象発生後の対応操作失敗

起例2

人的過誤の定義：ATWS 収束後の RHR による格納容器からの除熱操作に失敗する。

(ATWS 時の RHR 起動操作失敗)

ATWS 事象発生後の対応操作失敗

見直し後

人的過誤の定義：ATWS 収束後の RHR による格納容器からの除熱操作に失敗する。

例2

見直し前

例 2．ATWS 事象発生後の対応操作失敗

平均値を算
単純な積とはならない。

出したため、過誤確率と過誤回復の確率の

見直し後は

直し。

THERP の標準診断曲線の適用方法を見【変更内容②】

変更点【PRA 評価条件変更】

32

PRA 評価条件変更-30
分岐 a,b の===

当該過誤確率

添付表 5 を参照し、=の条件付き失敗確率の式を用いた。

=

当該過誤確率(平均値) =添付表 5 を参照し、・従属性の考慮：本事象は・従属性の考慮：本事象はと判断した。従属性の評価には作の過誤回復を考慮した。

○

分岐 b2：分岐 b1 における操作の過誤回復

過誤回復を考慮した。

○

分岐 c：分岐 a, b における操作の過誤回復==

分岐 b1 の動の条件付き失敗確率の式を用いた。

と判断した。従属性の評価には= 誤操作確率×ストレス要因=

当該過誤確率・ストレス要因：ストレス要因については添付表 4 を参照した。

を用いた。

ことから、人的過誤確率(HEP)については添付表 2 を参照した。

・誤操作確率：手順に基づく操作を実施する際、誤って操作してしまう場合である○過誤確率の計算においては以下を考慮した。

=

当該過誤確率(平均値) = 誤操作確率×ストレス要因

・ストレス要因：ストレス要因については添付表 4 を参照した。

を用いた。

ことから、人的過誤確率(HEP)については添付表 2 を参照した。

・誤操作確率：手順に基づく操作を実施する際、誤って操作してしまう場合である○過誤確率の計算においては以下を考慮した。

分岐 b1：ATWS 収束後、RHR による除熱の操作に失敗する。

== 認知失敗確率×ストレス要因=

当該過誤確率とし、ATWS をを用いた。

・ストレス要因：ストレス要因については添付表 4 を参照した。

初期事象として考慮し、診断失敗確率の

添付表 1 を参照した。事象発生から認知までの時間余裕を・認知失敗確率：ATWS 収束後、RHR による除熱の認知に失敗する確率について、○過誤確率の計算においては以下を考慮した。

=

分岐 b：ATWS 収束後、RHR による除熱の操作に失敗する。

見直し後
分岐 a：ATWS 収束後、RHR による除熱の認知に失敗する。

例 2：過誤確率計算シート=

当該過誤確率(平均値) = 認知失敗確率×ストレス要因とし、ATWS をを用いた。

・ストレス要因：ストレス要因については添付表 4 を参照した。

初期事象として考慮し、診断失敗確率の

添付表 1 を参照した。事象発生から認知までの時間余裕を・認知失敗確率：ATWS 収束後、RHR による除熱の認知に失敗する確率について、○過誤確率の計算においては以下を考慮した。

分岐 a：ATWS 収束後、RHR による除熱の認知に失敗する。

例 2：過誤確率計算シート

見直し前

例 2．ATWS 事象発生後の対応操作失敗

直し。

THERP の標準診断曲線の適用方法を見【変更内容②】を用いた計算に見直し。

き、過誤確率の計算を

NUREG/GR-1278 Appendix A に基づ【変更内容①】を用いた計算に見直し。

き、過誤確率の計算を

NUREG/GR-1278 Appendix A に基づ【変更内容①】

変更点【PRA 評価条件変更】

33

PRA 評価条件変更-31

1500

6.

.00001

.0001

1.0
.1
.01
.001

30

30

-10
10
10

EF

13.

12.

7.
8.
9.
10.
11.

区間

1510

70

1
10
20
30
40

T
(T0 後の時間)[分].00001

.0001

1.0
1.0
.1
.01
.001

運転員全員
による診断
失敗確率
(2 次事象に
対して)

30

30

--10
10
10

EF

21.

20.

14.
15.
16.
17.
18.
19.

区間

・ここでは曲線を数値で示している。

・T0：異常発生を示すシグナルが出た時刻(注) ・2 次事象や 3 次事象は，運転員が初期事象の診断や対応の最中に発生する事象を意味する。

60

1
10
20
30

5.

1.
2.
3.
4.

T
運転員全員によ
区間 (T0 後の時間) る診断失敗確率[分](初期事象に対して)添付表 1 THERP の標準診断曲線（NUREG/CR-1278 から抜粋）

1520

80

1
10
20
30
40
50

T
(T0 後の時間)[分].00001

.0001

1.0
1.0
1.0
.1
.01
.001

運転員全員
による診断
失敗確率
(3 次事象に
対して)

30

30

---10
10
10

EF

【PRA 評価条件変更】

34

【PRA 評価条件変更】

添付表 2 手動操作のコミッションエラー確率の例(NUREG/CR-1278 から抜粋)
項目

エラーのポテンシャル

1.

１個のコントロールの不注意な操作

2.

同様なコントロールを持つパネルで選択誤り

HEP

EF

プラントに完全依存
.003

3

.001

3

.0005

10

.0005

10

.05

5

.5

5

(ラベルで区別)3.

同様なコントロールを持つパネルで選択誤り(機能別に良く分類された配置)

4.

同様なコントロールを持つパネルで選択誤り(系統を模擬した表示)

5.

スイッチの誤った方向への操作(固定観念に従う場合)

6.

スイッチの誤った方向への操作(通常の運転状態で固定観念を損う場合)

7.

スイッチの誤った方向への操作(高ストレス状態で固定観念を損う場合)

8.

2 状態スイッチの誤った方向への操作，又は，誤ったレベルへの設定

9.

回転式コントローラの誤った設定(2 状態スイッチ)

.001

10

10.

完全な操作の完了に対する失敗

.003

3

11.

グループ内のサーキットブレーカ選択誤り

.005

3

(注)

(ラベルで区別)
12.

グループ内のサーキットブレーカ選択誤り

.003

3

13.

不適切なコネクタの配備

.003

3

(不完全な装着や，コネクタのロック機構のテスト失敗も含む)(注) 項目 5，6，7 の対応する HEP，EF の 1/5 の値

PRA 評価条件変更-32

35

【PRA 評価条件変更】

添付表 3 手順書を使うときのオミッションエラー確率の例(NUREG/CR-1278 から抜粋)
項目

オミッションの項目

HEP

EF

チェック表が正しく用いられている場合
1.

短い操作(<10 項目)

.001

3

2.

長い操作(>10 項目)

.003

3

チェック表を用いていないか，又は正しく用いられていない場合
3.

短い操作(<10 項目)

.003

3

4.

長い操作(>10 項目)

.01

3

5.

文書化した手順書を用いるべきであるが，用いていない場合.05

5

PRA 評価条件変更-33

36

【PRA 評価条件変更】

添付表 4 ストレスと熟練度による人的過誤確率への補正係数(NUREG/CR-1278 から抜粋)
人的過誤確率の増倍係数
項目

ストレスレベル1.

作業負荷が大変低い

2.

作業負荷が適度（段階的操作）作業負荷が適度（動的操作）
作業負荷がやや高い（段階的操作）作業負荷がやや高い（動的操作）
作業負荷が極度に高い（段階的操作）作業負荷が極度に高い（動的操作又は診断操作）

3.
4.
5.
6.
7.

熟練者

熟練度の低い者

×2

×2

×1

×1

×1

×2

×2

×4

×5

×10

×5

×10

.25 ( EF = 5 ).50 ( EF = 5 )極度にストレスレベルが高い場合は，増倍係数ではなく，複数のクルーを対象とした固定値を用いる。

PRA 評価条件変更-34

37

【PRA 評価条件変更】

添付表 5 先行するサブタスク”N-1”が成功又は失敗したときの、
サブタスク”N”の成功又は失敗の条件付き確率の求め方(NUREG/CR-1278 から抜粋)
従属性の
レベル

条件付き成功確率

条件付き失敗確率

ZD

Pr 〔 S“ N｜
S“ N -1｜
ZD 〕 n””Pr 〔 F“ N｜
F“ N -1｜
ZD 〕 N””LD

Pr 〔 S“ N｜
S“ N -1｜
LD 〕
”
”

MD

Pr 〔 S“ N｜
S“ N -1｜
MD 〕
”
”

HD

Pr 〔 S“ N｜
S“ N -1｜
HD 〕
”
”

CD

Pr 〔 S“ N｜
S“ N -1｜
CD 〕 1 . 0
”
”

(注) n

：サブタスクの成功確率

N：サブタスクの失敗確率

1

19 n
20

Pr 〔 F“ N｜
F“ N -1｜
LD 〕
”
”

1

6n
7

Pr 〔 F“ N｜
F“ N -1｜
MD 〕
”
”

1

n
2

Pr 〔 F“ N｜
F“ N -1｜
HD 〕
”
”

1

19 N
20

1

6N
7

1

N
2

Pr 〔 F“ N｜
F“ N -1｜
CD 〕 1 . 0””

ZD ：Zero Dependence 従属度ゼロ
LD ：Low Dependence 従属度低
MD ：Moderate Dependence 従属度中
HD ：High Dependence 従属度高CD ：Complete Dependence 完全従属

PRA 評価条件変更-35

38

【PRA 評価条件変更】
添付表 6 確認者が他の運転員のヒューマンエラーの発見に失敗する確率★
(NUREG/CR-1278 から抜粋)

PRA 評価条件変更-36

39

補足説明資料 【125-1】

安全審査における機密情報の扱いについて
審査資料において，機密情報を不開示（マスキング）としているが，その考え方を以下のとおり示す。
なお，１．法人等又は事業を営む個人の当該事業に関する情報のうち，「営業秘密」に属する記載の不開示（マスキング）については，その具体的な考え方を添付資料に示す。
１．法人等又は事業を営む個人の当該事業に関する情報
当社及びメーカのノウハウに関する情報を含むものであり，当該情報の公開により，第三者が当社及びメーカの正当な利益を害する恐れがあることから，「公にすることにより，当該法人等又は当該個人の権利，競争上の地位その他正当な利益を害するおそれがあるもの」
２．公共の安全等に関する情報
当該文書の情報は，テロ等による原子力発電所への不法な侵入又は妨害破壊行為に結びつく情報を含むものであり，当該情報の公開により，原子力発電所への侵入や破壊活動の恐れがあることから，「公にすることにより，犯罪の予防，鎮圧又は捜査，公訴の維持，刑の執行その他の公共の安全と秩序の維持に支障を及ぼすおそれがあるもの」
３．個人に関する情報
資格等に係る情報も含め，「個人に関する情報であって，当該情報に含まれる氏名，
生年月日その他の記述等により特定の個人を識別することができるもの（他の情報と照合することにより，特定の個人を識別することができることとなるものを含む。
）又は特定の個人を識別することはできないが，公にすることにより，なお個人の権利利益を害するおそれがあるもの」
以上125-1-140

補足説明資料 125-1 添付

営業秘密に属する記載のマスキングについて
１．基本的考え方
審査資料の公開にあたり，一部の記載については，営業秘密に属する事業活動に有用な技術情報としてマスキングを施している。事業活動に有用な技術情報とは，・ 特許，実用新案出願予定の情報
・ 競合会社にその情報が使用された場合，技術的及び経済的に不利となる技術を含んでいる情報に該当するものである。
＜営業機密の基本原則＞
マスキング対象となる項目や内容は，社会環境の変化等で部分的にマスキング範囲が変動しうるものである。Ａ．の特許・契約に関わる技術情報のようにその取扱が明確なものと，Ｂ．のそれ以外の技術情報で商業価値としての見地からその取扱を個別に判断する必要のあるものに分類される。
Ａ．特許，契約等に係る技術情報
Ａ1：特許，実用新案出願予定の情報
Ａ2：技術提携に基づく導入技術に係る情報
Ａ3：顧客，協力会社との協定，契約で守秘義務を有する情報（電共研の成果，協力会社との営業秘密契約等）
Ｂ．上記以外の技術情報
Ｂ1：競合会社がその情報を使用した場合，設計，製造，輸送，建設，運転，保守，品質保証において，コスト低減，性能向上，許認可性の向上などの面で有利となる情報（特殊材料の選定，詳細寸法，設計裕度，特殊な製作手順など）
Ｂ2：競合会社がその情報を使用した場合，技術的及び経済的に有利となる高度なソフトウ
ェアに係る技術を含んでいる情報（メーカ独自に開発した解析コード，実験式など）
Ｂ3：メーカ独自の技術開発に係る情報（開発計画など）＜マスキング対象の具体例＞
前述したマスキング基準（営業機密の基本原則）のうち，特に区分Ａ３，Ｂ１，Ｂ２についての具体例と主な理由を下表に示す。
対象項目（例）

取扱

営業秘密
の分類

具体例

公開可能

Ａ３

契約に係わる技術情報であるが，関係各所との調整の上，公開を妥当と判断出来るもの

故障率の一部，物理化学現象の
一部

非公開

Ａ３

契約に係わる技術情報であり，メーカーノウ
ハウを含む情報であり，競合会社がその情報を使用した場合に有利となる情報であるため非公開が妥当と判断したもの

物理化学現象の一部，21カ年
データ以外のデータベースにある非公開資料の値

公開可能Ｂ１

メーカーノウハウを含む情報であるが，公開しても問題がないと判断出来るもの

成功基準，共通要因故障の設定
の考え方

非公開

メーカーノウハウを含む情報であり，競合会
Ｂ１，Ｂ２ 社がその情報を使用した場合に有利となる情報であるため

起因事象の発生頻度の求め方の一部，炉心損傷頻度の計算に用いた計算コードの特徴(検証結
果)の分析

Ａ３

営業秘密の情報を含む条件を用いて評価した結果であっても，直接的にメーカーノウハウの情報を公開するわけではないこと，評価結果は安全審査の根幹を成す値であるとことから原則公開とする。

評価により求めた成功基準の値，人的過誤の確率，感度解析
結果

原則非公開 Ｂ１

メーカーノウハウを含む情報であり，競合会
社がその情報を使用した場合に有利となる情報であるため

設備の設計図，構造図

電共研の成果や非公開の文献の値などに関係する情報（公開・非公開を個別に関係者間で調整）

メーカ独自の評価方法・開発した解析コードの情報（公開・非公開を個
別に関係者間で調整）

上記項目の情報を用いて評価した結原則公開
果設備の設計・製造に関する情報

理由

以 上

125-1-添付 141

補足説明資料 【125-3】

停止時 PRA と出力運転時 PRA とのストレスファクタ設定の考え方の違い
１．停止時 PRA のストレスファクタの適用方法
出力運転時PRAと同様に、運転員の熟練度や作業負荷（作業・操作内容、訓練内
容、操作手順、操作の時間、余裕時間）、作業環境、その他の物理的・精神的なスト
レス要因の有無といったストレスの要因を分析し、7段階のストレスレベルと2種類の熟練度に分類した表１を用いて、ストレスファクタを設定している。
２．設定したストレスファクタの値
起因事象発生前のタスクにおいては、比較的単純かつ通常実施しているものである
ため、ストレスが少なく「熟練度の低い者の作業負荷が適度(段階的操作)」ストレス
ファクタ 1 を設定する。
起因事象発生後のタスクにおいては、次のように個々に分析をし、出力運転時 PRAの ATWS の操作のように、ストレスの要因が人的過誤確率に及ぼす影響が大きいものについてはストレスファクタ 2~5 を設定した。
停止時 PRA では、POS やイベントツリーの分岐によって余裕時間が変化するものの、操作の余裕時間は十分にあることから、基本的にストレスファクタ 1 を用いて評価した(表２)。
３．出力運転時 PRA と停止時 PRA のストレスファクタ設定の例
以下に出力運転時 PRA と停止時 PRA のストレスファクタ設定の例とその考え方を示す。
３－１．出力運転時 PRA（詳細は添付資料 3.1.1.g-1 参照）
・ ATWS 時の操作や LOCA 時の診断等：
これらの操作は比較的単純かつ訓練された中操のタスクであるが、余裕時間が短く、事象進展の過酷なものや精神的なストレス要因があるため「熟練者の作
業負荷がやや高い(段階的操作)または作業負荷が極度に高い(段階的操作)」スト
レスファクタ 2~5 を設定する(ATWS 発生時の認知はを設定)。
・ RHR による格納容器除熱操作の認知失敗(過渡、LOCA 事象)等：
これらの操作は余裕時間が十分な長く、比較的単純かつ訓練された中操のタスクであること、および事象進展が穏やかであるなど、ストレスが少ないことから「作業負荷が適度(段階的操作)」ストレスファクタ 1 を設定する(TW シーケ
ンス時の除熱の必要性の認知はを考慮
して１を設定)。
３－２．停止時 PRA・ 機器の現場操作（手動弁の現場操作等）：
最も短い POS S においても、操作の余裕時間は 3.4 時間（長期余裕時間－短期余裕時間）であり、弁の設置箇所や弁の大きさによって操作時間は異なるものの、十分操作可能な時間である。操作は比較的単純なタスクであること、事象進展が穏やかであるなど、ストレスが少ないことから「熟練度の低い者の作業
125-3-142負荷が適度(段階的操作)」ストレスファクタ 1 を設定する。
ただし、中操での操作に失敗した後のバックアップ操作として、MO 弁の現場操作に期待する場合は精神的なストレスを考慮してストレスファクタ 2 を設定する。
・ 機器の現場操作（現場の SFP 注水操作）：
POS B1~B4 において、除熱機能が喪失し蒸発による水位低下が発生した場合、オペフロの現場環境が悪化するまでに診断の時間を含めて 40 時間以上の余裕時間がある。操作時間（一時間程度と仮定）と比べて十分な長さがあり、比較的単純なタスクであるなど、ストレスが少ないことから「熟練度の低い者の作業負荷が適度(段階的操作)」ストレスファクタ 1 を設定する。
・ CUW ブローに関する操作（水位低下認知、隔離、現場操作）：
POS C1 の CUW ブロー発生後の漏えい箇所隔離に失敗した場合、現場操作の余裕時間は診断の時間を含めて 2 時間 15 分であり、弁の設置箇所や弁の大きさ
によって操作時間は異なるものの、一連の診断及び操作は十分可能な余裕時間である。操作は比較的単純なタスクであること、事象進展が穏やかであるなど、ストレスが少ないことから「熟練者または熟練度の低い者の作業負荷が適度(段階的操作)」ストレスファクタ 1 を設定する。
表１

ストレスレベルによる補正係数（NUREG/CR―1278 Table 20-16）

表２
起因事象発生前／
起因事象発生後起因事象発生前起因事象発生後起因事象発生前後の人的過誤のストレスファクタ
説明

ストレスファクタ

平均値

EF

手動弁開／開忘れ
機器の現場操作
CUWブローによる冷却材流出事象発生時の水位低下認知失敗
CRD点検（交換），LPRM点検（交換），RIP
点検による冷却材流出事象発生時の水位低下認知失敗
CUWブローによる冷却材流出事象発生時の隔離失敗
CRD点検（交換），LPRM点検（交換），RIP
点検による冷却材流出事象発生時の隔125-3-2

43

補足説明資料 【125-4】

RCIC の継続運転に対する環境影響について運転時レベル１PRA では全交流動力電源喪失時においても RCIC の 8 時間の継続運転に期待している。8 時間は、蓄電池による直流電源供給能力だけでなく、
環境影響を考慮しても十分に注水機能を期待できる値である。環境影響として
S/C の水温、圧力上昇、中央制御室、及び RCIC 室温度上昇を確認した（表１）。
表に記載したそれぞれの要因は RCIC の 8 時間継続運転上の制約とならない
ことから、PRA においてこの機能に期待することは妥当と考える。
以上125-4- 1

44

125-4 - 2

45

RCIC ポンプの第一水源は復水貯蔵槽(CSP)であるが、L1.5 又は D/W 圧力高のいず
れかと S/P 水位高信号の入力により、第二水源である S/P に水源が切り替わる。一方で、SBO 時には S/P 水の冷却ができず、水温上昇が想定されるため、水源については運転員による中央制御室からの遠隔操作により、再度 CSP に切り替えることとS/P 水温が上昇し、RCIC ポンプのキャビテー

ションやポンプ軸受けの潤滑油冷却機能を阻害する場合、RCIC ポンプの運転に影響を及ぼす可能性が考えられる。

サプレッション・プ

ール(S/P)水温上昇

がって、S/C 圧力上昇が RCIC 継続運転に与える影響はない。

運転が停止する可能性が考えられる。

気空調系停止 8 時間後の中央制御室の最高温度は約 38℃(補足資料 参照)と評価され、制御盤の設計上想定している環境温度の上限値である 40℃※1 を下回る。したがしている環境の最高温度は 40℃である。SBO

では換気空調系が停止するため、中央制御室の室温が 40℃を超える可能性が考えられる。 って、中央制御室の室温上昇が RCIC 継続運転に与える影響はない。

中央制御室内の制御盤からの発熱と中央制御室躯体からの放熱の熱バランスから、換

中央制御室の、RCIC の制御盤の設計で想定※1 使用環境の温度が 40℃を超えた場合であっても、直ちに動作不良等を引き起こすものではない。

中央制御室温上昇

であり、RCIC タービン排気圧力高トリップインターロック設定圧力を下回る。した

トリップインターロックが動作し、RCIC の昇

効性評価時のＭＡＡＰ評価）、事象発生から約 8 時間後の S/C 圧力は約 66kPa(gage)

MPa(gage)にて、RCIC タービン排気圧力高

ェ ン バ (S/C) 圧 力 上

SBO 時に RCIC による原子炉注水を継続した場合の S/C 圧力推移を評価した結果（有RCIC タービン保護のため、S/C 圧力 0.34

サプレッション・チ

CSP を水源することで長期の運転が可能である。

デンサに供給、復水ポンプによる回収を実施することで自系統による冷却が可能で、なお RCIC は、RCIC ポンプ吐出側の冷却水を潤滑油冷却器やバロメトリック・コン

KOS を「自動」から「CSP」に切り替える)

において電源が長期間喪失し S/P が 60℃を超えるような場合は、RCIC 水源切り替えなる。したがって、S/P 水温上昇が RCIC の継続運転に与える影響はない。(KK6,7

評価

制約要因

概要

RCIC 継続運転

表.1 RCIC 継続運転の評価（１／２）

125-4 - 3

46

転に与える影響はない。
なお、RCICタービン軸受けからの蒸気漏洩を防止しているバロメトリック・コンデンサは

66℃の設計）を想定している。SBO では換気空調系が停止しているため、RCIC 室温が 66℃を別紙２「福島第一原子力発電所及び福島第二原子力発電所における対応状況について（平成 24 年 6 月版）」

洩により、RCICの継続運転や現場作業が困難になることはないと考えられる。

建屋に入域できたことが確認されているため、軸受けから原子炉建屋への大量の蒸気の漏転員が地震発生12時間後RCIC室に入室出来ていたことや3月13日の計器点検で原子炉

また、直流電源喪失時におけるRCIC運転についても福島第一２号機での実績※2より、運い。

SBO時であっても直流電源により機能維持されるため、蒸気漏洩についても問題とならないる環境温度の上限値である 66℃を下回る。したがって、RCIC 室温上昇が RCIC 継続運

は 66℃（初期６時間まで 100℃，それ以降は超える可能性が考えられる。

RCIC 室の最高温度は約 50℃(補足資料 参照)と評価され、RCIC 系の設計上想定してで想定している環境の最高温度は、24 時間後で評価
RCIC 室内の発熱と RCIC 室の放熱・吸熱の熱バランスから、換気空調系停止 8 時間後の概要

RCIC の電気制御系統、弁、タービン等の設計※2 福島原子力事故調査報告書

RCIC 室温上昇

制約要因

RCIC 継続運転

表.1 RCIC 継続運転の評価（２／２）

補足説明資料 【125-4】 添付

全交流動力電源喪失時におけるＲＣＩＣ室・中央制御室の温度上昇について
１.温度上昇の評価（１）評価の流れ
SBO時には換気空調系による除熱が行われないため、評価対象の部屋の温度変化は、タービンや配管などの室内の熱源から受ける熱量（室内熱負荷）と隣の部屋への放熱（躯体放熱）のバランスによって決定される（図1参照）。壁
面の伝熱モデルは図２に示すものを用いている。
換気空調系停止後、室温が上昇を始め、最終的には室内熱負荷と躯体放熱のバランスにより平衡状態となる。

コンクリート壁

評価対象の部屋（高温側）

温度 [℃]

評価する部屋の温度

隣接する部屋（低温側）

コンクリート内部における熱伝導

盤や照明による

空気→コンクリート

発熱間における熱伝達

コンクリート→空気
熱の移動間における熱伝達
隣接する部屋の温度
位置 [ｍ]

図１ 室温評価における温度分布と熱の移動の概要図

図２．壁面の伝熱モデル

125-4 添付―1

47

（２）評価条件
評価条件を以下にまとめる（表１、図３参照）。
・評価対象の部屋に隣接する部屋の温度： 一般エリア 40 ℃
屋外
32 ℃(夏期設計外気温)
S/C
138 ℃(有効性評価 SBO時の最高温度)
地中18 ℃
・壁－空気の熱伝達率： W/m2℃(無換気状態)[出典：空気調和衛生工学便覧]
・コンクリート熱伝導率：
W/m℃[出典：空気調和衛生工学便覧]
表１ 評価する部屋の条件(6号機の場合)

RCIC
発熱負荷［W］
3
容積[m ]
熱容量[kJ/℃]
初期温度[℃]

2640＊発熱負荷は以下より算出
中央制御室：SBO発生時に必要とする制御・電源盤からの発熱
RCIC室：配管からRCIC室への伝熱量および直流電源により駆動するポンプ（復水ポンプ、真空ポンプ）からの発熱

図3．評価対象の寸法（K6 RCICの場合）（３）評価結果
全交流電源喪失(SBO)時において、事故後8時間のRCIC室最高温度は約50℃、中央制御室の最大温度は約38℃となり、設計で考慮している温度※を超過しな
いため、RCIC運転継続に与える影響はない。
※ＲＣＩＣ室:（ＲＣＩＣ系のタービンや電気制御部、ケーブル等）： 66℃（初期６時間まで100℃，それ以降は66℃の設計であるため）
中央制御室 ：40℃（電気品の設計温度であり、超過してもただちに機能喪失するものではないが、長期的には熱影響により電気品の寿命に影響）以上125-4 添付―248

補足説明資料 【125-5】

ＲＣＩＣの運転継続時間の実力について
本ＰＲＡではＲＣＩＣの運転継続時間は，現在の許認可における直流電源の給電継続時間である８時間に設定している。この時間は実力値に裕度をもった値であり，実力としては下の評価や福島第一原子力発電所の事故時の状況より，A系蓄電池単独で約１６時間程度の給電が可能であると考える。
１．評価方法
ある時間の給電に必要な蓄電池の容量は、電池工業会規格 SBA S 0601「据置蓄電池の容量算出法」に準じて次の式を用いて評価できる。なお，蓄電池特性については蓄電池
メーカー提示のものを用いる。また，ＳＢＯ時の対応手順や福島第一発電所の事故時の対応状況より負荷抑制は次のように設定した。詳細の負荷電流については表１に示す。

＜対象蓄電池＞１２５Ｖ 蓄電池Ａ系：4,000Ah（10時間率）※3＜負荷抑制の操作＞
・SBO後1時間でCVCF負荷切り離し・プラント監視の一部，RCICの運転継続に必要な負荷，DC照明以外の負荷切り離し
・SBO後8時間で照明負荷切り離し※3 今回の評価に用いた設備は今回のＡＭの対策実施前の状態（ＡＭ対策で実施した蓄電池の容量増強は考慮しない）

125-5-149

２．評価結果
事象発生１７時間後まで表１の負荷電流を供給するために必要となる蓄電池容量は算出
式より約3,924Ahとなる。A系蓄電池(125V)の設計容量は4,000Ahであり，必要容量が設計
容量を上回るため，Ａ系蓄電池(125V)のみを用いた場合でも１６時間以上直流電圧を供給することが可能である。
また，常設代替直流電源へ切り替えを実施することで，有効性評価の「全交流電源喪失」
で示すように24時間までの電源の供給が可能となる。

No

負荷名称

1

RCIC復水ポンプ

2

RCIC真空ポンプ

34
5

M/C,P/C遮断器引
き外しディーゼル発電機
初期励磁
その他の負荷合計

表１．時間あたりの負荷電流※4
負荷電流と運転時間
I1
I2
I3
I4
１分以内
1分～
60分～
480分～
60分
480分
1020分
（1時間） （８時間） （17時間）
130A
19A
19A
19A
※5
※5
(52A)
(52A)
(-)※5
113A
45A
45A
45A
(-)
185A
105A

-

-

-

1148A

592A

1681A

656A

82A
(135A) ※5
146A

70A(135A) ※5
134A

備考
間欠運転を
考慮

No.3,4の同時運転はしないが保守的に考慮する※4 今回の評価に用いた設備は今回のＡＭの対策実施前の状態（ＡＭ対策で実施した蓄電池の容量増強や必要計器の増加に伴う負荷電流の増加は考慮していない）※5 ( )内は設計ベースと今回の実力値の考え方が異なる箇所（復水ポンプの間欠運転や 8 時間以降の運転、ＤＣ照明の負荷切り離しなど）について設計値を記載

３．福島原子力発電所事故より得られた知見
事故当時，直流電源を喪失した１号機及び２号機とは異なり，３号機は直流電源の機能喪失を免れたため，ＲＣＩＣ自動停止するまでの１９時間半程度，負荷に直流電源を供給し続けた。また，その後もバッテリーの枯渇するまで，監視計器や制御盤等に電源を供給し続けた（福島第一原子力発電所３号機の状況 参照）。
これらは蓄電池容量が実力値に裕度を持ったものであることや，運転員が実施したバッテリー節約処置によるものだと考えられる。
＜福島第一原子力発電所３号機の状況＞（参考文献） 福島原子力事故調査報告書（平成 24 年６月 20 日）及び福島第一原子力発電所
1～3 号機の炉心・格納容器の状態の推定と未解明問題に関する検討 第 2 回進捗報告（平成 26 年 8 月 6 日）より
事故時の主な時系列と実施したバッテリー節約処置は次の通り。

125-5-250

○主な時系列
平成２３年３月１１日

平成２３年３月１2 日

平成２３年３月１3 日

・15:27
・15:35
・15:38・16:03
・11:36
・12:35
・20:36
・ 2:42

津波第１波襲来
津波第２波襲来
全交流動力電源喪失
RCIC 手動起動
RCIC 自動停止※6
HPCI 自動起動（原子炉水位低Ｌ－２）
電源喪失により、原子炉水位の監視不能
HPCI 手動停止（D/D-FP による炉注水ラインへ切り替えを考える）
その後，ＳＲＶによる原子炉減圧を試みるも開動作
せず，HPCI の再起動を試みるも、バッテリー枯渇のため起動できなかった。

※6
未解明問題に対する検討によりタービン排気圧高による電気式トリップが原因の可能性が高い。
○蓄電池
対象蓄電池：１２５Ｖ 蓄電池Ａ系：1,200Ah（10 時間率）
福島第一原子力発電所３号機は，全交流電源喪失時には直流電源Ａ系の給電可能時間（約４時間）の間にＲＣＩＣによる給水を実施する設計。
○実施したバッテリー節約処置
・ＲＣＩＣ,HPCI の流量調整（起動停止によるバッテリー消費をさける為，及び安定した原子炉水位の確保の為）・監視計器や制御盤、計算機について、監視及び運転制御に最低限必要な設備を除き、負荷の切り離しを実施
・中央制御室の非常灯や時計、別室の蛍光灯の負荷の切り離し

以 上

125-5-351

補足説明資料 【125-9】

格納容器先行破損モードを除いた場合の格納容器破損モードの内訳

KK6/7 号機の設置許可変更申請に合わせて実施した PRA のうち、内部事象運
転時レベル 1.5PRA(以下、レベル 1.5PRA)では、内部事象運転時レベル 1PRA(以下、レベル 1PRA)の結果を基にプラント損傷状態を分類し、これを初期状態として評価している。
プラント損傷状態の中には、炉心損傷の前に格納容器が破損するモード(以下、格納容器先行破損モード)があり、TW、TC、ISLOCA が該当する。この格納容器先行破損モードに対して、今回の評価の前提とする、プラント運転開始時の設
備等ではレベル 1.5PRA における緩和手段(炉心損傷後の格納容器破損防止対策)を設定できないことから、これらのプラント損傷状態はレベル 1.5PRA での事
象進展解析(イベントツリーによる分析)の対象から除外している。
一方で、レベル 1.5PRA の結果である全格納容器破損頻度(全 CFF)では格納
容器先行破損モードの CFF と炉心損傷後の事象進展解析に基づくシーケンスのCFF を合わせて示しているが、レベル 1PRA の結果では TW が支配的であり、炉心損傷後の事故シーケンス分析に基づく格納容器破損モードの内訳が把握し難いものとなっている。
このため、格納容器先行破損モードを除いた場合の全 CFF 及びその内訳を示すと共に、各格納容器破損モードにおける CFF の支配的な要因を分析した。
1．格納容器先行破損モードの除外有無と CFF
格納容器先行破損モードを除外しない場合及び除外した場合の CFF を表 1～
4 及び図 1, 2 に示す。
格納容器先行破損モードを除外しない場合の全 CFF は 8.7×10-6 /炉年であり、格納容器先行破損モードである TW を受けた過圧破損の寄与は 99%以上を占めている。また、条件付格納容器破損確率(CCFP)は 1.0 であり、レベル 1.5PRAにおける緩和手段の影響は表れていない。
格納容器先行破損モードを除外した場合の全 CFF は 8.8×10-9 /炉年となり、格納容器先行破損モードを含めた場合の 1/1000 程度になった。内訳としては、
過温破損の寄与が約 95%、過圧破損の寄与が約 4%となった。また、全体の CCFP
は 0.8 となり、レベル 1.5PRA における緩和手段(炉心損傷後の減圧や注水、電源復旧等)の影響が表れた。
2．格納容器先行破損モードを除外した場合の結果の分析
格納容器先行破損モードを除外した場合の支配的な格納容器破損モードであ125-9-152

る過温破損、過圧破損について、支配的なシーケンスの最小カットセットを分析
し、CFF に支配的に寄与する要因を確認した。分析結果を表 5 に示す。
過温破損の支配的な格納容器破損シーケンスである、LOCA 後の注水失敗に伴う炉心損傷後の格納容器破損について、主要なカットセットを見ると、原子炉
補機冷却水系及び原子炉補機冷却海水系の共通要因故障が抽出されている。これらの抽出結果を踏まえた CFF 低減のための対策としては、最終ヒートシンク
機能の多様化が考えられる。
過圧破損の支配的な格納容器破損シーケンスである、長期 TB による炉心損
傷後の格納容器破損について、主要なカットセットを見ると、炉心損傷後の外部電源復旧失敗が抽出されている。これらの抽出結果を踏まえた CFF 低減のための対策としては、電源供給手段の多様化が考えられる。
以上の支配的なシーケンスの最小カットセットを分析した結果から対策として考えられる、最終ヒートシンク機能及び電源供給手段の多様化はいずれも炉心損傷防止対策としても講じているものである。このことから、炉心損傷後の格納容器破損防止に効果的な対策は、炉心損傷防止対策と重なることを確認した。
以上

125-9-253

125-9-3

54

0.0
100

4.8×10-10

6.0×10-10

1.2×10-10

8.1×10-11

4.5×10-9

8.7×10-6

5.1×10-12

9.5×10-11

8.7×10-6

長期 TB

TBU

TBP

TBD

LOCA

TW

TC

ISLOCA

合計

0.0

99.9

0.1

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

9.6×10-10

TQUV

0.1

4.2×10-9

TQUX

PDS

1.00

1.00

1.00

1.00

1.00

1.00

0.60

0.62

0.82

1.00

0.58

8.7×10-6

9.5×10-11

5.1×10-12

8.7×10-6

4.5×10-9

8.1×10-11

7.4×10-11

3.7×10-10

3.9×10-10

9.6×10-10

2.4×10-9

表 1 プラント損傷状態(PDS)別の炉心損傷頻度及び格納容器破損頻度(格納容器先行破損モードを除外しない場合)
条件付き格納容割合
炉心損傷頻度(/炉年)
格納容器破損頻度/炉年)
破損確率(－)
(%)

100

0.0

0.0

99.9

0.1

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

割合
(%)

125-9-4

55－

9.5×10-10－

1.1×10-16

1.6×10-14

4.8×10-12－

9.6×10-10

< 0.1

－

2.2×10-9

3.5×10-14

1.3×10-13

8.1×10-12

2.1×10-11－

2.4×10-9< 0.1

未臨界確保失敗時
の過圧破損

過温破損

格納容器雰囲気
直接加熱(DCH)

水蒸気爆発(FCI)

コア・コンクリート
反応継続(MCCI)

格納容器隔離失敗

ISLOCA

合計

割合(%)

2.5×10-13

TQUV

1.8×10-10

TQUX

水蒸気(崩壊熱)による過圧破損

格納容器破損モード< 0.1

3.9×10-10－

2.4×10-12

1.5×10-12

9.7×10-15

1.1×10-12

2.7×10-10－

1.1×10-10

長期 TB

< 0.1

3.7×10-10－

3.0×10-12

1.7×10-12

1.9×10-14

4.7×10-15

2.9×10-10－

8.0×10-11

TBU

< 0.1

7.4×10-11－

6.1×10-13

3.2×10-13

4.0×10-15－

5.7×10-11－

1.6×10-11

TBP

< 0.1

8.1×10-11－

4.0×10-13－－

3.3×10-15

8.0×10-11

－

－

TBD

プラント損傷状態

0.1

4.5×10-9－

2.3×10-11

2.2×10-20

2.1×10-13－

4.5×10-9－

3.0×10-18

LOCA

格納容器破損頻度(/炉年)

99.9

8.7×10-6

－

－

－

－

－

－

－

8.7×10-6

TW

< 0.1

5.1×10-12

－

－

－

－

－

－

5.1×10-12

－

TC

< 0.1

9.5×10-11

9.5×10-11

－

－

－

－

－

－

－

ISLOCA

表 2 格納容器破損モード別の格納容器破損頻度と各 PDS の寄与割合(格納容器先行破損モードを除外しない場合)

8.7×10-6

9.5×10-11

5.5×10-11

1.2×10-11

3.8×10-13

1.2×10-12

8.4×10-9

5.1×10-12

8.7×10-6

合計

100

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.1

0.0

99.9

割合
(%)

125-9-5

56

－
100

4.8×10-10

6.0×10-10

1.2×10-10

8.1×10-11

4.5×10-9－－－

1.1×10-8

長期 TB

TBU

TBP

TBD

LOCA

TW

TC

ISLOCA

合計

－

－

41.0

0.7

1.1

5.5

4.3

8.7

9.6×10-10

TQUV

38.6

4.2×10-9

TQUX

PDS

0.80

－

－

－

1.00

1.00

0.60

0.62

0.82

1.00

0.58

8.8×10-9－－－

4.5×10-9

8.1×10-11

7.4×10-11

3.7×10-10

3.9×10-10

9.6×10-10

2.4×10-9

表 3 プラント損傷状態別の炉心損傷頻度及び格納容器破損頻度(格納容器先行破損モードを除外した場合)
条件付き格納容割合
炉心損傷頻度(/炉年)
格納容器破損頻度/炉年)
破損確率(－)
(%)

100

－

－

－

51.0

0.9

0.8

4.2

4.4

10.8

27.7

割合
(%)

125-9-6

57－

9.5×10-10－

1.1×10-16

1.6×10-14

4.8×10-12－

9.6×10-10

10.8－

2.2×10-9

3.5×10-14

1.3×10-13

8.1×10-12

2.1×10-11－

2.4×10-927.7

未臨界確保失敗時
の過圧破損

過温破損

格納容器雰囲気
直接加熱(DCH)

水蒸気爆発(FCI)

コア・コンクリート
反応継続(MCCI)

格納容器隔離失敗

ISLOCA

合計

割合(%)

2.5×10-13

TQUV

1.8×10-10

TQUX

水蒸気(崩壊熱)による過圧破損

格納容器破損モード

4.4

3.9×10-10－

2.4×10-12

1.5×10-12

9.7×10-15

1.1×10-12

2.7×10-10－

1.1×10-10

長期 TB

4.2

3.7×10-10－

3.0×10-12

1.7×10-12

1.9×10-14

4.7×10-15

2.9×10-10－

8.0×10-11

TBU

0.8

7.4×10-11－

6.1×10-13

3.2×10-13

4.0×10-15－

5.7×10-11－

1.6×10-11

TBP

0.9

8.1×10-11－

4.0×10-13－－

3.3×10-15

8.0×10-11

－

－

TBD

プラント損傷状態

51.0

4.5×10-9－

2.3×10-11

2.2×10-20

2.1×10-13－

4.5×10-9－

3.0×10-18

LOCA

格納容器破損頻度(/炉年)

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

TW

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

TC

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

ISLOCA

表 4 格納容器破損モード別の格納容器破損頻度と各 PDS の寄与割合(格納容器先行破損モードを除外した場合)

8.8×10-9－

5.5×10-11

1.2×10-11

3.8×10-13

1.2×10-12

8.4×10-9－

3.9×10-10

合計

100

－

0.6

0.1

0.0

0.0

94.8

－

4.4

割合
(%)

125-9-7

58

過圧破損(3.9×10-10 /炉年)

過温破損
(8.4×10-9 /炉年)

格納容器
破損モード

LOCA
+損傷炉心冷却失敗+下部 D/W 注水失敗
(4.5×10-9 /炉年)
ET：LOCA
シーケンス No. 13
に対応
長期 TB
+原子炉減圧失敗+損傷炉心冷却失敗+デブリ冷却成功+RHR 失敗(1.1×10-10 /炉年)
ET：長期 TB
シーケンス No. 11
及び 12 に対応

支配的な格納容器
破損シーケンス(/炉年)

長期 TB による炉心損傷(非常用ディーゼル発電機(D/G)起動
7.9×10-12
失敗(共通原因故障))+炉心損傷後の外部電源復旧失敗

長期 TB による炉心損傷(非常用ディーゼル発電機(D/G)継続
1.1×10-11
運転失敗(共通原因故障))+炉心損傷後の外部電源復旧失敗

LOCA 後の注水失敗に伴う炉心損傷+原子炉補機冷却水系ポ
8.6×10-10
ンプ起動失敗(共通原因故障)

LOCA 後の注水失敗に伴う炉心損傷+原子炉補機冷却海水系
2.6×10-9
ポンプ起動失敗(共通原因故障)

主要なカットセット

表 5 支配的な格納容器破損シーケンスの分析(最小カットセットの抽出)結果

7.2

10

19

57

2.0

2.8

10

31

支配的な格納容器
格納容器
破損シーケンスへの 破損モードへの寄与割合 (%)
寄与割合 (%)

格納容器破損頻度

125-9-8

59

94.8%

(b) 格納容器先行破損モードを除外した場合

100%(a) 格納容器先行破損モードを除外しない場合

図 1 格納容器破損モード別の格納容器破損頻度

過温破損

4.4%

水蒸気(崩壊熱)による過圧破損

水蒸気(崩壊熱)による過圧破損

0.6%

格納容器隔離失敗

ISLOCA

格納容器隔離失敗

コア・コンクリート反応継続(MCCI)

水蒸気爆発(FCI)

格納容器雰囲気直接加熱(DCH)

過温破損

未臨界確保失敗時の過圧破損

水蒸気(崩壊熱)による過圧破損125-9-960

図 2 格納容器破損モード別の格納容器破損頻度の比較

格納容器先行破損モードを除外した場合

格納容器先行破損モードを除外しない場合

補足説明資料 【139-2】

柏崎刈羽原子力発電所 6/7 号機のイベントツリーと
福島第一原子力発電所事故の知見

1. はじめに
福島第一原子力発電所(1F)事故で 1～3 号機が炉心損傷に至った大きな要因は、津波による電源喪失に伴う原子炉減圧及び注水機能等の喪失である。1F1～3 号機が辿ったシーケンスについての知見が柏崎刈羽原子力発電所(KK)6/7 号機のイベントツリーに反映されているかという点について、ここでは 1F 事故で 1F1～3 号機に生じた安全機能への浸水及び系統機能の喪失の状況のみに着目し、KK6/7 号機の津波レベル 1PRA のイベントツリーではどのシーケンスで表現されるかを考察する。
なお、1F1～3 号機と KK6/7 号機は、機器配置や高さ等の設計が異なることから、例えば浸水経路等も異なり、本来、1F の事象を KK に単純に当てはめて考えることは出来ない。このため、本件はあくまで 1F1～3 号機に生じた安全機
能への浸水及び系統機能の喪失の状況のみに着目した考察である。
2. 1F1～3 号機の系統機能の喪失状況と KK6/7 の津波 PRA のイベントツリー
で対応するシーケンス(1) 1F1 号機
1F1 号機は津波の直後に全交流電源及び直流電源を喪失し、全ての原子炉
減圧・注水・除熱機能を喪失した。非常用復水器についても津波到達時にその制御機能(弁の開閉機能)を喪失しており、機能喪失に至っていたと整理できる。このため、KK6/7 の津波レベル 1PRA のイベントツリーでは、TBDのシーケンスに該当するものと整理できる。
(2) 1F2 号機
1F2 号機は津波の直後に全交流電源及び直流電源を喪失し、全ての原子炉
減圧・注水・除熱機能を喪失した。原子炉隔離時冷却系(RCIC)についても、
津波到達時にその制御機能を喪失しており、機能喪失に至っていたと整理できる。1F2 号機の RCIC は、実際には 60～70 時間程度、運転を継続したと推定されるが、制御機能(弁の開閉機能)を喪失した状態は設計を超えた状態であり、設計を超えた状態での運転は今回の PRA で期待しているものではない。このため、KK6/7 の津波レベル 1PRA のイベントツリーでは TBD のシーケンスに該当するものと整理できる。
(3) 1F3 号機
1F3 号機は津波の直後に全交流電源を喪失し、RCIC 及び高圧注水系
139-2-1

61

(HPCI)を除く注水機能と全ての除熱機能を喪失した。RCIC 及び HPCI は直流電源(バッテリー)が健全であったことにより、一定時間動作可能であったことから、1F3 号機については長期 TB のシーケンスと整理できる。KK6/7
号機では、建屋への浸水が生じた場合、原子炉建屋最地下階の ECCS 注水設備が浸水等により全て機能喪失し、浸水の高さによってはコントロール建
屋の直流電源も機能喪失するものと整理していることから、RCIC のみが機能を維持する場合は想定していない。このため、KK6/7 の津波レベル 1PRAのイベントツリーでは、浸水によって原子炉建屋最地下階の ECCS 注水設
備が全て機能喪失する場合を TQUV のシーケンスに該当するものと整理している。なお、KK6/7 に浸水が生じ、浸水の不確かさにより RCIC が機能を維持すると仮定すれば、1F3 号機の様に長期 TB のシーケンスに整理される
場合も考えられる。
3. 今後の対応
上記の通り、1F1～3 号機に生じた安全機能への浸水及び系統機能の喪失のみ
を KK6/7 号機に当てはめて考えた場合おいても、津波レベル 1PRA から抽出される事故シーケンスグループに整理できることを確認した。
一方、1F 事故以降、各種浸水防止対策によって KK6/7 の津波への耐力は大きく改善されており、建屋外及び建屋内の浸水の伝播経路は 1F 事故以前に比べて大きく変化している。このため、1F 事故以前の設備の状況をもとに作成した
KK6/7 の津波レベル 1PRA のイベントツリーを現状以上に詳細化しても有意な結果は得られないものと考えられる。
このため、今後は 1F 事故後の津波対策や各種重大事故等防止対策を反映した
KK6/7 号機の津波 PRA モデルを構築し、現在の KK6/7 号機の津波によるリスクを評価することが重要と考える。
以上139-2-2

62

補足説明資料 【139-5】

起因事象「原子炉補機冷却系 1 系故障」発生後の原子炉スクラム

柏崎刈羽原子力発電所 6/7 号機では、原子炉運転中に原子炉補機冷却水系(RCW)の 1 系統が故障した場合、事故時運転操作手順書では手動スクラムを実施する手順を定めている。但し、ここでの手動スクラムは、種々のプラント状態の確認及び他の機器の操作を経た上で実施するものであることから、過渡事象発生時における自動スクラムのバックアップとして期待する手動スクラムとは異なり、一定の余裕を持って実施する操作である。
柏崎刈羽原子力発電所 6/7 号機の事故時運転操作手順書では、RCW の 1 系統の故障として RCW 配管等での冷却材の漏えいを想定している。この場合、漏えいを検知した後、現場点検を実施し、原子炉冷却材再循環ポンプ回転数を減少させる等の対応のフローとしており、RCW の 1 系統の故障が生じた場合、原子炉停止までには一定の時間余裕があると考えられる。
従属性を有する機器の故障の場合について、上記の RCW の 1 系列の故障の例にも示す通り、原子炉停止までには種々のプラント状態の確認及び他の機器の操作があり、一定の時間余裕があるものと考えることから、従属性を有する機器の故障を起因とするイベントツリーでは原子炉停止のヘディングを設定していない。
仮に、原子炉停止のヘディングを、従属性を有する機器の故障を起因とするイベントツリーに設定した場合、従属性を有する機器の故障を起因とするイベン
トツリー各々について、原子炉停止失敗(ATWS)のイベントツリーを展開することとなる。しかしながら、起因事象「原子炉補機冷却系 1 系故障」の起因事象発生頻度(CDF)が 7.2×10-4 /炉年であり、「原子炉補機冷却系 1 系故障」を起因とするシーケンスの CDF が 1.8×10-7 /炉年であることに対し、ATWS のイベントツ
リーを展開する起因事象の中で、最も起因事象発生頻度の高い「非隔離事象(起因事象発生頻度 2.7×10-2 /炉年)」の後に ATWS が発生した場合の CDF が3.6×10-12 /炉年となることから、起因事象「原子炉補機冷却系 1 系故障」の後にATWS が発生した場合の CDF は無視できる値になると考える。
以上139-5-163【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号炉PRAピアレビュー実施結果について

1. 目的
事故シーケンスグループ及び格納容器破損モードの選定にあたり実施した
PRAの妥当性確認及び品質向上を目的として、国内外のPRA専門家によるピアレビューを実施した。今回実施したピアレビュー結果の概要は以下のとおり。
2. 実施内容
今回実施した以下の各PRAを対象に、日本原子力学会標準(以下、「学会標準」という。)との整合性、及び、国内外の知見を踏まえた上でのPRAの手法の妥当性について確認を実施した。
本ピアレビューでは、第三者機関から発行されているガイドライン(「PSAピ
アレビューガイドライン(平成21年6月 一般社団法人日本原子力技術協会)」(以下、「ガイドライン」という。))を参考にレビューを実施した。
2.1 レビュー対象としたPRA
内部事象：
・出力運転時レベル1 PRA
・出力運転時レベル1.5 PRA
・停止時レベル1 PRA
外部事象：
・地震レベル1 PRA・津波レベル1 PRA
2.2 レビュー体制(第1図参照)
レビュアーの選定にあたっては、ガイドラインに従い、専門性、経験、独立性
及び公正性の4つの要素を考慮して以下のとおりに選定した。また、レビューにあたっては多面的な視点で評価する観点から、各PRAをレビューチームの複数のメンバー(主担当、副担当)がレビューすることとした。また、今回実施したレビュー方法を含め、PRA全般を俯瞰した上での改善事項を抽出するため、PRAについて経験豊富な海外レビュアーを招聘し、米国でのPRA実施状況との比較に基づく助言を得ることとした。
○国内レビュアー：11名

ピアレビュー実施結果-164【ピアレビュー実施結果】○海外レビュアー：1名

統括リーダー
海外レビュアー

出力運転時
レベル1
PRA

出力運転時
レベル1.5
PRA

A
G
J

停止時
レベル1
PRA

地震
レベル1
PRA

津波
レベル1
PRA

C

D

E

Ｂ
I

E

G

A

I

J

F

E

G

C

D

H

○：主担当

□：副担当

第1図：レビュー体制のイメージ
2.3 レビュー方法及び内容(1) 事前準備(情報収集及び分析)：約1週間
オンサイトレビューを効率的かつ効果的に実施するため、オンサイトレ
ビュー前に、各レビュアーにPRAの概要説明資料を提出した。これに基づ
き、各レビュアーによる全体の内容把握及びオンサイトレビューにおいて重点的に内容を確認する項目の抽出・整理が実施された。
(2) オンサイトレビュー：1週間
事前準備の際に提出した概要説明資料やPRA実施に際して作成した文書、根拠等を記載した関連文書を基に、学会標準適合性等についてレビューを実施した。レビューに際しては、適宜PRA実施者とレビュアーとの質疑応答を行い、評価の詳細や具体的な課題を共有した。

ピアレビュー実施結果-265【ピアレビュー実施結果】(3) ピアレビュー結果報告書の作成：約2週間
オンサイトレビューにおけるレビュアーとPRA実施者との質疑応答を含む、レビュアーの確認結果を文書化するとともに、レビュー結果の整理に際して生じた追加質問事項についての確認を行い、PRAのピアレビュー
結果報告書を作成した。
(4) ピアレビュー結果の確認、対応方針検討：約1週間
ピアレビュー結果報告書に記載された推奨事項等の内容を確認すると
ともに、各項目に対する今後の方向性を検討した。
3. 結果の概要
3.1 国内レビュアーからのコメント
学会標準への不適合や評価手法に問題があるとされる「指摘事項」は0件であり、今回実施したPRAの結果に影響を及ぼすと考えられる様な技術的な問題点は無いことが確認された。
一方、今回実施したPRAの更なる品質向上に資すると考えられる「推奨事項」
として、人間信頼性解析、パラメータの作成、建屋・機器のフラジリティ評価、
事故シーケンスの定量化等について10件の推奨事項が抽出され、文書化については合計121件の指摘事項/改善提案が抽出された。
国内レビュアーからのコメントの内訳を第1表に示す。また、分類別の主な内容を次に示す。
第1表
分類

国内レビュアーによるコメントの内訳

出力運転時 出力運転時 運転停止時
地震
レベル1 レベル1.5 レベル1
レベル1

津波
レベル1

合計

評価 指摘事項
手法等 推奨事項

0

0

0

0

0

0

4

1

1

4

0

10

指摘事項

0

0

3

16

2

21

改善提案

19

7

37

30

7

100

良好事例

8

1

3

1

1

14

合計

31

9

44

51

10

145

文書化

10

121

ピアレビュー実施結果-366【ピアレビュー実施結果】

推奨事項
7%

良好事例
10%
14件

指摘事項
0%
0件

10件

文章における指摘
事項／改善提案
83%
121件

第2図

全コメントに対する各コメントの割合

3.1.1 指摘事項
今回実施した各PRAは、それぞれの学会標準を参考に実施したものであるが、レビューの結果、学会標準への不適合やPRAの評価結果に影響を及ぼすような技術的な問題点は無く、指摘事項は0件であった。
3.1.2 推奨事項
学会標準への適合性とは別に、更なる品質向上に資するものとして、10件の推奨事項が挙げられた。
推奨事項の詳細は以下の通り。
<推奨事項>①【コメント対象】
・出力運転時レベル1 PRA 人間信頼性解析(事象発生前作業の同定)【コメント内容】
事象発生前の人的過誤としてどのようなものが当初抽出され、それがどの除外ルールによってモデル化の対象外となったのか、そのプロセスを示すことが望ましい。また、どの情報源をもとに抽出・除外が行われたのかを表形式等で示すことが望ましい。(出力運転時レベル 1 PRA 学会標
準 9.1.1)(対応方針)
現在は除外ルール及びその適用方法を示しているが，これに加え、各除外ルールによって除外された人的過誤の例を追記する。一方、モデル化しピアレビュー実施結果-467【ピアレビュー実施結果】ている機器全てについて、情報源と事象発生前の人的過誤に関する抽出・除外の分析結果を表形式で示すことについては、事象発生前の人的過誤の抽出プロセスの示し方を再度検討する形で今後の対応とする。
なお、各除外ルールによって除外された人的過誤の例は平成26年7月22日原子力規制委員会審査会合資料3-2 添付資料3.1.1.g-2 表1に示す通り。
②【コメント対象】
・出力運転時レベル1 PRA及び停止時レベル1 PRA 人間信頼性解析(人的過誤確率の評価) 2件【コメント内容】
平均値をで求めており、EF をにより求めている。ここで、本来平均値はによる値とは違ってくる。この違いの妥当性を確認するか、THERPの Appendix-A を用いるか、平均値をモンテカルロ法により求めるか、のいずれかを推奨する。(出力運転時レベル 1 PRA 学会標準 9.3.3 及び停止時レベル 1 PRA 学会標準 10.2.3.3)(対応方針)
推奨事項に挙げられた3つの方法のうちTHERPのAppendix-Aを用いた方法で人的過誤確率を評価し，その影響を確認する。なお、現状の評価
方法と、THERPのAppendix-Aを用いた方法では、、その算出方法の違いにより、結果に多少の違いが表れるが、その違いは不確実さ幅を超えるような大きな違いにはならない。このため、現状の評価
方法についても概ね妥当であると考える。
③【コメント対象】
・出力運転時レベル 1 PRA 人間信頼性解析(回復操作のモデル化)【コメント内容】
タスク間の従属性については、事故シーケンス解析をする中で複数の人的過誤(タスク)が重なるシナリオを同定して、それらのタスクの間に従属性があるかどうか確認することを推奨する。(同じ HRA-ET で評価したある HEP を持つ人的過誤が同じ事故シーケンスの同一のカットセットに何度も現れる場合等)(出力運転時レベル 1 PRA 学会標準 9.7.2)(対応方針)
最小カットセットの分析時に人的過誤の組合せのカットセットがある
場合には，それらに人的過誤の従属性が考えられるか検討する。今回の評価においては、全交流動力電源喪失のシーケンスにおいて、以下の人的過

ピアレビュー実施結果-568【ピアレビュー実施結果】

誤の組合せを含むカットセットが現れるが、外部電源の修理と弁の現場操作又は高圧電源融通操作はであることから、回復操作
において従属性を考慮する必要はないものとして扱っている。
・外部電源復旧失敗(回復操作失敗)と弁の現場操作失敗
・外部電源復旧失敗(回復操作失敗)と高圧電源融通失敗(回復操作失敗)④【コメント対象】
・出力運転時レベル1 PRA パラメータの作成(収集したデータに基づくパラメータの評価)【コメント内容】
平均保守時間にWASH-1400の値を用いているが、実際と大きく変わらないこと等の妥当性を検討することを推奨する。(出力運転時レベル1
PRA学会標準 10.3.1)(対応方針)
平均保守時間をもとに算出される待機除外確率について、国内での実績と比較することで妥当性を確認する。確認結果は平成26年7月22日原子力規制委員会審査会合資料3-2 添付資料3.1.1.f-2 (3)に示す通り。
⑤【コメント対象】
・地震レベル1 PRA 建屋・機器フラジリティ評価(現実的応答評価における基本事項) 2件【コメント内容】
機器の評価において建屋応答係数である F2 と F3 の中央値として
F2×F3=1 としているが、より詳細に評価を行うためには、建屋解析によって応答係数を設定することが推奨される。(地震 PRA 学会標準 6.5.1 及び 6.6.3.3)(今回の評価及び今後PRAを実施する際の対応方針)
今回の評価においてF2およびF3の中央値の設定は地震PRA学会標準【解説118】と同様の設定となっている。今後も地震PRA学会標準に準じた中央値の設定を考えている。
⑥【コメント対象】
・地震レベル1 PRA 事故シーケンス評価(システムのモデル化)【コメント内容】
人的過誤確率の感度解析(人的過誤確率の上下限値の適用)は実施されていることを確認したが、学会標準では、地震後のストレスレベルに対する感度の確認を要求しており、その感度解析、或いは、その考察を行うこ
ピアレビュー実施結果-669【ピアレビュー実施結果】とが望ましい。(地震 PRA 学会標準 7.4.2.4 b) 2))(今回の評価及び今後PRAを実施する際の対応方針)
地震時には、例えば照明の有無等、運転員のストレス増加要因となる不確定性要素が多いことから、今回の評価では、地震発生後10分～数時間以内での運転員操作を対象とし、人的過誤確率の5%確率値及び95%確率値を用いた場合の感度解析を実施した。その結果、全炉心損傷頻度について、
ベ ー ス ケ ー ス の 1.5×10-5 (/ 炉 年 ) に 対 し 、 5% 確 率 値 を 用 い た 場 合 が
1.5×10-5 (/炉年)、95%確率値を用いた場合が1.6×10-5 (/炉年)となった。また、ベースケースではストレスファクタを5として設定しているが、ストレスファクタを2及び10とした場合であっても、その人的過誤確率はベースケース(ストレスファクタ5)の5%～95%の間に含まれる。このため、ス
トレスファクタを2及び10とした場合の全炉心損傷頻度は1.5～1.6×10-5(/炉年)の間に含まれることとなる。このことから、ストレスレベル(ストレスファクタ)が全炉心損傷頻度に与える影響は小さいことを確認している。
今後の評価では学会標準の改訂動向等を踏まえ、人的過誤確率の感度解析を検討する。
⑦【コメント対象】
・地震レベル1 PRA 事故シーケンス評価(事故シーケンスの定量化)【コメント内容】
現状は、冗長系統間の同種機器及び同一系統内の同種機器の損傷が完全相関するとして炉心損傷頻度を算出したうえで、冗長系統間の同種の機器が独立とした場合の感度解析を行っている。相関が結果に及ぼす影響をより詳細に把握するために、例えば同一系統内の機器間や異種系統間の機器間の相関の影響についても検討していくことが望ましい。(地震PRA 学会標準 7.5.6)(今回の評価及び今後PRAを実施する際の対応方針)
今回の評価では「冗長系統間の同種の機器」だけでなく、「同一系統内の同種の機器」についても完全独立とした場合の感度解析を実施している。感度解析において完全独立を仮定した機器(第2表参照)は、リスク上重要な建物・構築物、機器(FV重要度値0.01(=1%)以上)であるため、今回の評価で全炉心損傷頻度に対して有意な感度を持つ機器の相関性の影響は確認できている。
ただし、FV重要度値0.01以上の機器のうち格納容器内配管については、
完全独立を仮定した場合、まず個々の配管の地震による損傷の程度(ギロ

ピアレビュー実施結果-770【ピアレビュー実施結果】

チン破断、き裂など)に応じた冷却材漏えい規模を同定もしくは仮定して成功基準を設定する必要がある。さらに、同一の地震動によって複数の配管損傷が重畳する組合せを考慮し、配管損傷の規模に応じて起因事象を適切に分類する必要がある。これらの工学的判断は、事象が複雑であり判断基準が不明瞭であるため判断の正当性や妥当性を確認することが技術的に困難である。このため、格納容器内配管については対象から除外した。
相関係数の設定や感度解析の手法について、今後の評価技術の成熟度に応じ、対応について検討を実施する。
第2表

感度解析対象機器(損傷の完全独立想定機器)(KK7)
FV 重要度対象機器

1.4×10-1
4.1×10-2
3.8×10-2
3.8×10-2
3.5×10-2
2.0×10-2
1.4×10-2

RCW 熱交換器
RCW 配管
RHR 弁
RHR/LPFL 共通弁
RHR 配管
非常用取水路RHR ポンプ⑧【コメント対象】
・出力運転時レベル1.5 PRA 事故シーケンスの分析(格納容器イベント
ツリーの構築)【コメント内容】
従属性の評価において、レベル 1 PRA のドミナントシーケンスのみを結合対象として扱うことで、どのような影響があるか分析することを推奨する。(レベル 2 PRA 学会標準 7.2.1)(今回の評価及び今後PRAを実施する際の対応方針)
評価では条件付き格納容器破損確率への影響を考慮した上で結合対象を選定しており、本評価では炉心損傷頻度が最も大きなシーケンス(ドミナントシーケンス)と他のシーケンスで喪失した系統の違い等が格納容器の健全性維持に必要な緩和手段に及ぼす影響を分析し、結果としてレベ
ル1PRAのドミナントシーケンスを結合対象としている。今後は、この考慮の詳細を資料に記載する。
3.1.3 文書化における指摘事項/改善提案
今回のピアレビューで挙げられた文書化における指摘事項は21件、改善提案

ピアレビュー実施結果-871【ピアレビュー実施結果】

は100件であり、評価条件の検討に用いた資料が参考文献として十分に記載されていない事例などが挙げられた。文書化に対するコメントについて、PRAの品質向上に資すると考えられるものについては，今後の文書化において反映する。
以下に文書化に関するコメントの例を示す。
<文書化における指摘事項>
フラジリティ評価を行うにあたり，フラジリティ評価関連情報の収集・分析がされているかどうかについて，建屋，構築物，機器及び地盤とも文書化されておらず，文書化することが必要である。(地震レベル１PRA)<文書化における改善提案>
それぞれ評価した人的過誤について、どのシステムまたは機器に影響するのか示した一覧表等を報告書に記載することが望ましい。(出力運転時レベル1
PRA学会標準5.3)
3.1.4 良好事例
今回のピアレビューでは14件の良好事例が抽出され、システム解析及び文書化から多く抽出された。良好事例として挙げられた項目については、今後も引き続き実施する。以下に主な良好事例を示す。
<主な良好事例>①システム解析
人的過誤確率の定量結果について過小評価となっていないか具体的な確認項目を設けている。(出力運転時レベル 1 PRA 学会標準 9.3.6 及び 9.6.5)②文書化
人間信頼性評価で、緩和操作について、体系的な同定過程が示されている。
(出力運転時レベル 1 PRA 学会標準 9.4.1)
3.2 海外レビュアーからのコメント
海外レビュアーからは、主に米国で実施されているPRAと日本で実施されているPRAとの相違点を踏まえた提案・気づき事項が示された。海外レビュアー
から示されたコメントは54件であり、起因事象発生頻度に関して多くのコメン
トが示された。今回得られた海外でのPRA実施状況を踏まえたコメントについても精査し、PRAの品質向上に資すると考えられるものについては，反映していく。主なコメントは以下の通り。また、その他のコメントについては別紙1に示す。

ピアレビュー実施結果-972【ピアレビュー実施結果】<主なコメント>①出力運転時レベル1 PRAの起因事象抽出にマスターロジックダイアグラムを使用することを推奨する。(コメント対象：内部事象運転時レベル1 PRA)
(対応方針)
マスターロジックダイアグラムを用いることも含め、起因事象抽出プ
ロセスについての説明性向上について今後検討する。
②共通原因故障の要因は様々な情報源から得られている。単一の情報源、例えばNUCIAデータベースや米国NRCの共通原因故障パラメータ推定値報告書などを使う方法を推奨する。(コメント対象：内部事象運転時レベル1 PRA)
(対応方針)
現在，電中研にてNUCIAベースの共通原因故障パラメータを整備中である。使用可能なデータベースが整備され次第、国内データにもとづくパラメータを適用する。このため、今後、単一の情報源に統一する予定である。
③それぞれの最小カットセットにおける複数の運転員操作を調べることにより、運転員操作間の従属性を考慮することが重要である。(コメント対象：
内部事象運転時レベル1 PRA, 内部事象停止時レベル1 PRA)
(対応方針)
国内レビュアーからも同様のコメントを受けた。これについては3.1.2
推奨事項③で示す対応を実施する。
④機器に関連する共通原因故障を含まないリスク増加価値(RAW)の結果を提示することが望ましい(米国では一般的にRAWの評価の際，共通原因故障を含まないため)。(コメント対象：内部事象出力運転時レベル1 PRA)
(対応方針)
現状，RAWの上位は共通原因故障がその殆どを占めていることから、今後は共通原因故障を除いた結果についても整理する又は、より下位までのRAWを確認し、共通原因故障以外にRAWの高い基事象についても確認する。
⑤出力運転状態から停止状態への移行は、出力運転時レベル1 PRA報告書または停止時レベル1 PRA報告書のいずれかにおいて考察しなければならない。
この移行期間におけるプラントの状態は特異なもので、出力運転時あるいは

ピアレビュー実施結果-1073

【ピアレビュー実施結果】

停止時の状態と全く同じではない。出力運転時あるいは停止時のレベル1
PRAにおいてプラントリスク(CDF)の評価が考慮されているならば、PRAにおいて移行リスクがどのように考慮されたかを説明するための考察を提示すべきである。(コメント対象：内部事象運転停止時レベル1 PRA)
(対応方針)
出力降下開始から全CR全挿入までの期間については、緩和設備の待機状態が出力運転時とほぼ同等であること及び当該期間が運転期間に比べて極めて短いことから，出力運転時レベル1PRAに包括している。考察は
平成26年7月22日原子力規制委員会審査会合資料3-2 添付資料3.1.1.b-3(1) ①に示す通り。
⑥NUREG/CR-1278に記述される方法は地震以外の事象に関して作成されたものなので、NUREG/CR-1278の人的過誤確率に関する高ストレスファク
タを使用することは十分ではないかもしれない。地震事象時の運転員操作に対する人的過誤確率は指示値の利用可能性、操作に関連する機器の状況など
多くの様々な要因にも依存する。地震時の人間信頼性解析における適切なアプローチを追求する必要がある。(コメント対象：地震時レベル1 PRA)
(対応方針)
現状の評価では，地震PRA学会標準 7.4.2.4 b) 2)において推奨されているTHERP手法(NUREG/CR-1278)を用いている。また、ストレスファ
クタについても地震PRA学会標準 解説139を参考に、地震発生後比較的短時間(地震発生後10分～数時間以内)での人的過誤確率については，内的事象より大きいストレスファクタを仮定している。また，感度解析として
人的過誤確率の上下限値を適用した場合の評価を別途実施しており，評価モデルにおける仮定が解析結果にどの程度影響しうるかを確認している。(3.1.2 ⑥参照)
一方、現在、地震時用に確立された人間信頼性の解析手法は無く、今後の技術的課題である。
⑦複数の機器で構成されるあるトレイン・系統の地震損傷確率のモデル化及び計算において、そのトレイン・系統における同種の機器の損傷間の完全従属性・相関は通常、そのトレイン・系統における冗長機器に対して仮定する。
つまり、ある系統のポンプ(ポンプA)が地震事象によって損傷すると、その系統の冗長ポンプ(ポンプB)は必ず損傷する(損傷の確率は1.0)ものと通常仮定する。この仮定は保守的である。(コメント対象：地震時レベル1 PRA)
(対応方針)

ピアレビュー実施結果-1174

【ピアレビュー実施結果】

国内レビュアーからも同様のコメントを受けた。これについては3.1.2
推奨事項⑦で示す対応を実施する。
⑧出力運転時レベル1 PRAと出力運転時レベル1.5 PRAとの間の境界のモデル化について十分に検討することが重要である。その中には、出力運転時レ
ベル1 PRAと出力運転時レベル1.5 PRAの結果を連結する際には以下の問題を取り扱うべきである。
・出力運転時レベル1 PRAにおいてモデル化される運転員操作と、出力運転時レベル1.5PRAにおいてモデル化される運転員操作との従属性について。
この問題に対処するための一つの方法が、出力運転時レベル1 PRAモデルを出力運転時レベル1.5 PRAモデルに連結する方法である。出力運転時レベル
1 PRAモデルと出力運転時レベル1.5PRAモデルの連結は、出力運転時レベル1事故シーケンスモデルからのいくつかの重要なカットセットに関するものだけではなく、出来る限り完全なものにする必要がある。(コメント対
象：内部事象運転時レベル1.5 PRA)
(対応方針)
国内レビュアーからも同様のコメントを受けた。これについては3.1.2
推奨事項⑧で示す対応を実施する。
4. まとめ柏崎刈羽原子力発電所6号炉及び7号炉の各PRAを対象としたピアレビューの結果、PRA実施に関する指摘事項は抽出されなかったものの、今後のPRAの品質向上に向けた推奨事項、文書化に関する指摘事項及び数多くの改善提案を得ることができた。また、海外レビュアーからも、海外でのPRA実施状況を踏まえた多くのコメントを得ることができた。これらについては精査の上、PRAの品質向上に資すると考えられるものについては反映していく。
以上

ピアレビュー実施結果-1275

【ピアレビュー実施結果】別紙1
柏崎刈羽原子力発電所6/7号機のPRAのピアレビューにおける海外レビュアーのレビュー内容と当社の見解及び今後の対応方針
対象
項目
PRA

コメントの分類

コメント等の詳細コメントに対する見解と対応方針【対応済】
計装用空気の喪失、給水制御の喪失、計装用電源の喪失については考慮した
過渡事象のカテゴリーにはどのような起因事象が含まれるの上、いずれかの起因事象グループに含めている。
か？計装用空気の喪失、給水制御の喪失、計装用電源の喪失
・給水制御の喪失→非隔離事象なども考慮すべき事象として含めるべきである。最終的な起因事
・計装用空気の喪失→タービン・サポート系故障
象のグループに、これらの事象が含まれていない理由について
・計装用電源の喪失→過渡変化
説明する必要がある。
【中長期的な課題】
・起因事象の詳細化については海外の動向を参考に、詳細化を検討する。
【対応済】
特異な起因事象に関するプラントのデータ・経験を体系的に探索し 従属性を有する起因事象同定のため、FMEA（故障モードと影響の解析）を実施し起因事象の網 ているか（例えば、すべてのプラント系統についてFMEAを実施する ている。
羅性など）。例えば、安全関連機器室の換気空調系の喪失は関連系統 安全関連機器室の換気空調系の喪失については、スクラムには至らない事象であの喪失につながるため起因事象となりうる。
り、通常停止において、各系統のFT内でアンアベイラビリティを考慮しているため、通常停止のETに当該シナリオは含まれている。

他分野のPRA及び関連の産業界報告書でモデル化された起因事
象をレビューする。

【対応済】
学会標準において、国内外の評価事例として例示されている既往のPSA、安全評
価審査指針、EPRI NP-2230のレビューを実施している。そのほかにもNUREG/CR5750の起因事象グループとの対応を確認している。

【対応済】
・IEのグループ分けを設定する。
起因事象（IE）の
過渡事象の起因事象としてEPRI NP-2230から抽出しており、それらを起因事象グ
・すべてのIEについての説明と、IEグループから除外したIEにつ選定またはIEの
ループに分類しているとともに各起因事象グループの説明を記載している。また、いての根拠を提示する。
グループ化
起因事象として考慮しなかった事象は、学会標準の記載を確認した上で除外した
・あるIEのIEグループへの割り当てが適切でなければならない。
事象である。

大LOCA事象については、破断位置も考慮する必要がある。例 【中長期的な課題】
えば、HPCF注水ラインのある箇所で破断が生じると、そのHPCF ご指摘の通り、LOCA時の破断箇所で系統が使用不能となることをモデル化していLOCA事象の破トレンは冷却材注入に使用できなくなる。またLPFL/RHRラインに ない。ただし、評価結果としてLOCAの寄与割合は小さいこと、また最小カットセット
内的
断箇所
起因
おける破断は、そのラインと関連するLPFL/RHRラインを使用不 がフロントラインの喪失ではなく、サポート系喪失が支配的であることから、結果へ運転
事象可能にする。
の影響は大きくないものと考える。
時L1

系統故障の起因事象の定量化

これまで事象を経験したことのない系統について系統損傷の起因事象頻度を計算するために、“Jeffery Non-Informative Prior”
手法を用いるのは適切ではない。
【中長期的な課題】
学会標準で示された手法（発生件数0.5件）を用いている。
過去に事象が発生したことのないすべての系統に、同じ起因事 なお、FTを使って起因事象発生頻度を定量化することは可能であり、過去に評価を試みたが、FTでモデル化するにあたり人的過誤による系統故障の特定及びその象頻度を割り当てている。
定量化（実績を使うのか、THERPなど使うのか）並びに故障発生箇所のAOT間での修復の取り扱いなど技術的な課題があり、FTでモデル化する場合は個々の課設計及び構成が異なる系統のIE頻度は違うはずである。
題への調査・検討が必要と考える。
系統故障のIE頻度を推定するために、系統のフォルトツリーモデ
ルを使用する。

通常停止

【対応済】
起因事象として通常停止（カテゴリーN） を含めることについて討 現在はプラント状態の移行に伴うリスクを考慮するため、通常停止を起因事象とし論する。
て抽出している。また、その発生頻度の大きさ等からも、起因事象に含めることは適切と考える。
今後の参考のために、ISLOCA頻度の計算プロセスを提示すべ 【対応済】
きである。
報告書等に各系統におけるISLOCAの発生シナリオを記載している。

ISLOCA【対応済】
溶接部に製造時欠陥等が存在する可能性を考え、本評価ではNUREG/CR-5862
低圧配管の配管破断頻度に、溶接部やその他の配管接続部の の腐食代が考慮されたテーブルを用いている。その他の配管接続部とは、具体的
フラジリティが含まれることを確認すること。
にはフランジが考えられるが、NUREG/CR-5862によると、フランジ部でボルトが延びて漏えいしたとしても、漏えい量は最大でも数100mg/secと小さいことから、炉心損傷への影響は無視できると考えられる。

他の調査から、低圧ライン全体でポンプシールが最も弱い箇所であることが示されている。

【対応済】
フランジ部と同様に、ポンプのシール部でスプリングが伸びて漏えいしても漏えい量は小さく、炉心損傷への影響は無視できると考えられる。

ピアレビュー実施結果 別紙1-1

76

【ピアレビュー実施結果】別紙1
対象
項目
PRA

コメントの分類
機器の境界

デー
タの
分析
とシ
ステ
ム解
析

事故
シー
ケン
スの
分析

内的
運転
時L1

コメント等の詳細

機器の境界は使用する機器故障率と一致しなければならない。 【対応済】
これを報告書で確認すること。
JANSIによって公開されている機器バウンダリと同等の扱いとしている。

【対応済】
システム解析では、3基以上の機器の共通原因故障のモデル化
全炉心損傷頻度に対して、TWシーケンスがドミナントであり、TWシーケンスにおいを考慮している。一部の系統（RCW系統など）には4基以上のポては、RCW、RSWポンプのCCFがMCSの上位となっている。TWシーケンスにおい共通原因故障 ンプがあるため、4基以上の機器の共通原因故障について考察て、RCW、RSWポンプの成功基準は2/2（1系統）であり、ポンプ3台のCCFで3系統する必要があるかもしれない。（RCWポンプの共通原因故障がが使用不能となることから、ポンプ3台以上のCCFのモデル化で問題はなく、ポンプ
CDFの主要因子であることに留意されたい。）
4台以上に対するCCFは考慮する必要がないものと考える。
今回のPRAのスコープ、つまりアクシデントマネジメント策を考慮しない設計基準のモデルであることを規定する必要がある。事故 【対応済】
シーケンスモデル（機能別イベントツリー）におけるどのトップイベ 「アクシデントマネジメント」策のモデル化については、PRA文書でヘディング名をグント（系統・運転員操作）が「アクシデントマネジメント」策として考 レーに色分けをして、今回のPRAのスコープでは期待していないアクシデントマネ
慮されているもので、分析においては期待されていないことを示 ジメント策であることを明確にしている。
すこと。
機能別イベントツリー
移行先の機能別イベントツリーにおける一部のトップイベントに紛らわしいものがある。例えば、D/G Bが故障した（そしてそのた【対応済】
め、トレンBの交流電源が利用できない）LOSP事象ツリー（T6）にSafety Watcher内でトップイベントに従属して機能喪失したヘディングの状態を反おける事象シーケンスについては、トレンBの交流電源から供給映している。たとえばTE3ではLPFL-Bのトップイベントを除外したイベントツリーとしを受ける系統・トレンを含めないということを、移行先のイベントツている。ただし、RHR-Bについては、格納容器除熱機能に期待するタイミングとしてリーに反映すべきである。移行先の機能別イベントツリー（TE3）
時間余裕があるので、外電復旧に期待しているため、RHR-Bにも期待している。
は、LPFL-B及びRHR-Bに関するトップイベントを除外すべきである。

起因事象発生前の運転員操
作の過誤【中長期的な課題（一部対応済）】
起因事象発生前の運転員操作の過誤については国内レビューアからも同様に「プロセスの工程を明確に文章化するべき」や「除外ルールを適用して絞っていくことを起因事象発生前の運転員操作の過誤については、PRA解析者は試表形式で示す」というコメントを受けている。これらの内、文章化のコメントやTHERP
験及び保守の手順書や記録を体系的にレビューして、それらの過誤
Appendix-A に関するコメントは国内レビューアの章で述べた通り対応済みであを特定する、あるいはそれらの過誤をPRAモデルから除外する。
る。また、除外ルールの１本化についてはモデル化している機器は千程度あり、それらすべてを示すことは現実的ではないため、抽出プロセスの示し方について今後検討する。

起因事象発生
後の運転員操作の過誤

起因事象発生後の運転員操作の過誤については、人的過誤確率【対応済】(HEP)はプラント特有の値でなければならないため、運転員操作の操作時間については運転手順書や運転員へのインタビューによる情報を基にプラHEPを計算する上でプラント運転員からの情報を含めることが重要
ント特有の値を使用している。HEPの評価はNUREG/CR-1278とMAAP解析の時間である。PRAにおいてはHEPの評価は NUREG/CR-1278 とMAAP解に基づいて実施している。
析に基づく時間の情報に基づいて行う。

人間
信頼
性解
析

感度解析は以下に基づいて実施する。
– PRAの結果– モデルの仮定– 成功基準（系統及び事故シーケンス）

感度
解析

コメントに対する見解と対応方針

感度解析

【対応済】
PRAの結果やモデルの仮定を考慮して、「個別パラメータ」や「デジタル制御系のCCF」を実施している。
また、評価ポイント(A)など期待するAM策の違いで異なる成功基準での評価も実施している。

感度解析において考慮すべき感度ケースの例【対応済】– 通常停止は、最も大きい起因事象の寄与因子なので、寄与因 通常停止を起因事象とするものだけでなく、隔離事象等のその他の起因事象によ子として考慮しない。
るシーケンスについても検討している。
感度解析において考慮すべき感度ケースの例– RCW系統及びRSW系統の4基以上のポンプの共通原因故障を
【対応済】
考慮する。
共通原因故障の考慮に対するコメントと同様。
– 4基以上のポンプの起動失敗および継続運転失敗に対するデルタ係数を仮定する。

起因事象の特定において体系的手法を用いているか。例えば、すべてのプラント系統についてFMEAを実施するなど。

停止
時レ 起因
ベル1 事象PRA【対応済】
起因事象の同定は、停止時学会標準6.2において示されているマスタロジックダイ
アグラムなどの体系的な分析方法を用いている。

起因事象の網 RHRポンプ室の換気空調系喪失がRHRポンプの運転に及ぼす影響 【対応済】
羅性を確認する必要がある。もし直接的な影響があるなら、RHRポンプ室 RHRポンプ及び補機冷却系が健全であれば、原子炉から流入する炉水温度は低の換気空調系喪失をRHRトレン喪失の起因事象に含めるか、あるい く、軸冷却も問題ないため、高温炉水を冷却可能な設計であることを考えると、ポン
はRHRポンプ室の換気空調系喪失を別の起因事象としてモデル化 プ室換気空調系が停止したとしてもポンプに及ぼす影響は極めて小さいものと想する。
定され、起因事象としては同定していない。
他分野のPRA及び関連の産業界報告書でモデル化された起因事象 他分野のPRA等の分析は行っていないものの、既往のPRA、他プラントのPRA等をレビューする。
における起因事象も分析している。

ピアレビュー実施結果 別紙1-277

【ピアレビュー実施結果】別紙1
対象
項目
PRA

コメントの分類

コメント等の詳細コメントに対する見解と対応方針【対応済】

原子炉の条件（水位及び温度）、RPV及び PCVの状況（燃料の位
POSの分類は、停止時学会標準5.3に基づき、水位、崩壊熱レベル、燃料の状態、置）、そして事故の緩和に必要な安全関連機器の状況を考慮する。

使用可能な緩和設備等のプラント状態を考慮して分類している。

POS POSの設定

過去のプラントの経験に基づいてPOSの期間を設定（各POSの平均期間を設定）【対応済】
過去のプラントの定期検査実績から標準的な工程を設定し、その工程における水位や使用可能な緩和設備等のプラント状態を考慮してPOSの期間を設定している。

設定されたPOSは妥当である。

上記のＰＯＳに関する設定について説明を実施し、海外レビューアに設定が妥当であることを確認いただいた。

停止
時レ
ベル1
PRA

【対応済】
停止時ではD/Gの自動起動を除く機器の自動起動には期待しておらず、運転員の手動起動（人的過誤を含む）をモデル化している。

人間
信頼
性解
析

プラント運転停止時には運転員操作が重要であり、以下の点について確認する必要がある。
– 事故緩和系統・トレン・機器の自動起動のための信号がない。
– PRAにおいてモデル化される運転員操作（事故の緩和と「復人間信頼性解【対応済】
旧」のための）を明確に示すべきである。
析– 人的過誤確率(HEP)はプラント特有の値でなければならないた 国内のレビューアからも同様の文章化に対する改善提案が挙げられており、モデ
め、HEPの評価にはプラント運転員からの情報が必要である。 ル化している運転員操作が明確となる様に文書化した。

【対応済】
HEPを算出する上での人間信頼性モデル化においては手順書等のプラント特有の情報やサイトのインタビューを踏まえて個別に検討しており、操作毎に従属性を設定している。

浸水以外の影響

浸水による影響のほかに、津波によるその他の影響も考慮しなけれ 【中長期的な課題】
ばならない。例えば、津波によって運ばれてきた流木が取水口を塞 浸水以外の影響として、引き波についての感度解析を実施している。また、漂流物
いでRSWポンプの吸い込み喪失に至る可能性などである。サイトに により取水機能喪失が発生した場合は最終ヒートシンク喪失に至るが、これについおいてこのような現象の発生が考えにくい、あるいは発生確率が非 ては発電所付近に取水口すべてを閉塞させるほどの漂流物の漂着は考えにくいこ
常に低い場合には、そのような結論を裏付ける評価や解析結果と共 と、また少量であればスクリーン等により除去可能であることから現在はモデル化に結論を文書化しなければならない。
の対象から除外している。

【対応済】

津波
PRA

評価
モデ
ル

津波による事故シーケンスの中には、プラントの過渡事象につなが 今回の評価では、浸水後の緩和措置に期待できないため、いずれの事故シーケンるものがある。過渡事象の事故シーケンスモデルにおける運転員操スにおいても炉心損傷に直結し、運転員による緩和には期待できないモデルとなっ運転員操作のモ 作は、これらの操作及びそれらのHEP値に対する津波事象の影響をている。
考慮すべきである。一部のケース・シナリオでは、過渡事象事故
デル化
シーケンスにおいてモデル化された運転員操作は、津波事象に対し 福島第一原子力発電所事故後の津波対策や各種安全対策実施後の評価では、
人的過誤に対するモデル化も必要となるため、適宜津波PRAモデルに組み込んでて期待できない。

いく。

以下の点から、津波による浸水のモデル化は概ね保守的であることを確認した。このモデル化上の仮定の影響を評価するために、感度【対応済】
解析を実施すべきである。
・モデルは、RSWポンプ室のマンホールを経由してタービン建屋に流 今回評価では水密扉等の浸水後の対策に期待しない状態であり、それらのリスク
れ込む水の量を考慮していない。タービン建屋並びに原子炉建屋内 について抽出するという観点での評価を実施しているため、また、福島第一原子力の溢水による機器損傷を評価するために、浸水高さのみを用いてい 発電所事故後の津波対策実施前のマンホールカバーの耐久性等について詳細にる。
解析することに意義は小さいため、今回の保守的なモデルを採用している。
・モデルは、タービン建屋から原子炉建屋への配管貫通部のシールを考慮していない。

浸水のモデル化
・モデルはRSWポンプ室のマンホールのカバーに期待しておらず、 【対応済】
RSWポンプ室から通常閉じているRSWポンプ室の扉を通って、タービ 前提条件として、本評価では津波の高さと同じエレベーションの機器は没水するとン建屋の他の領域へと浸水すると仮定している。この仮定によれば 判断としている。
水はポンプ室には蓄積せずに、RSWポンプ室のドアから流れ出るこ RSWポンプエレベーション＞RCWポンプエレベーションであることから、RCWポンプとになる。実際にはRSWポンプ室内に水がたまるとすべてのRSWポ 没水による最終ヒートシンク喪失(LUHS)が先に発生し、その後にRSWポンプが没ンプ室のRSWポンプが浸水して最終ヒートシンクの喪失に至る可能 水するという評価となっていることから、楽観的な扱いというわけではないと考え性があるため、この仮定は楽観的である。
る。

出力
運転 文章
時レ 化の 文章化の改善
ベル 改善 提案
1.5 提案
PRA

ピアレビューアからの当初のコメントのほとんどは、報告書にある種の情報が欠如しているということに関連していた。追加の詳細情報が要求され、レビューアはそれらを後に受け取った。文書化に関する問題と考えられるこれらのコメントは、すでに解決された。

【対応済】
確認いただく報告書の範囲について、ピアレビュー実施当初、当社とレビューア間で差異があり（文書化の改善提案）、情報が不足しているというコメントをいただいた。これらについては文書化に関する問題として整理し、改めて内容について確認いただいた。
文章化に対する問題については報告書の記載にて改善を実施した。

ピアレビュー実施結果 別紙1-3

78

【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-179【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-280

【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-381

【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-482

【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-583

対策の説明状態 E 評価結果-684

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】

85

【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-886【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-987【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

88

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

89

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-1290