資料2-2
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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
KK67-0034 改25
提出年月日
平成27年9月15日

柏崎刈羽原子力発電所 6号及び7号炉重大事故等対策の有効性評価について

平成27年9月
東京電力株式会社

目 次
1. 重大事故等への対処に係る措置の有効性評価の基本的考え方
1.1 概 要1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定
1.3 評価にあたって考慮する事項
1.4 有効性評価に使用する計算プログラム
1.5 有効性評価における解析の条件設定の方針
1.6 解析の実施方針
1.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針
1.8 必要な要員及び資源の評価方 2 針
1.9 参考文献
付録１ 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
付録２ 原子炉格納容器限界温度・限界圧力に関する評価結果
付録３ 重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コードについて
2. 運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故
2.1 高圧・低圧注水機能喪失
2.2 高圧注水・減圧機能喪失
2.3 全交流動力電源喪失(長期 TB, TBU, TBD, TBP)

今回のご説明範囲

2.4 崩壊熱除去機能喪失(取水機能が喪失した場合，残留熱除去系が故障した場合)
2.5 原子炉停止機能喪失
2.6 ＬＯＣＡ時注水機能喪失
2.7 格納容器バイパス(インターフェイスシステムＬＯＣＡ)
3. 重大事故
3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)(代替循環冷却を使用する場合，代替循環冷却を使用しない場合)
3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用
3.4 水素燃焼
3.5 格納容器直接接触(シェルアタック)
3.6 溶融炉心・コンクリート相互作用

目次 1

1

4. 使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故
4.1 想定事故１4.2 想定事故２
5. 運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故
5.1 崩壊熱除去機能喪失
5.2 全交流動力電源喪失
5.3 原子炉冷却材の流出
5.4 反応度の誤投入
6 必要な要員及び資源の評価
6.1 必要な要員及び資源の評価条件
6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果
6.3 重大事故等対策時に必要な水源，燃料及び電源の評価結果

目次 2

2

添付資料 目次
添付資料 2.1.1

安定状態について添付資料 2.1.2

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について(高圧・低圧注水機能喪失)

添付資料 2.1.3

減圧・注水操作が遅れる場合の影響について

添付資料 2.1.4

7 日間における水源の対応について(高圧・低圧注水機能喪失)

添付資料 2.1.5

7 日間における燃料の対応について(高圧・低圧注水機能喪失)

添付資料 2.2.1

安定状態について添付資料 2.2.2

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について(高圧注水・減圧機能喪失)

添付資料 2.2.3

7 日間における燃料の対応について(高圧注水・減圧機能喪失)

添付資料 2.3.2.1

敷地境界外での実効線量評価について

添付資料 2.3.2.2

蓄電池による給電時間評価結果について添付資料 2.3.2.3

全交流動力電源喪失時における RCIC の 24 時間継続運転が可能であることの妥当性について

添付資料 2.3.2.4

安定状態について添付資料 2.3.2.5

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について(全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失))添付資料 2.3.2.6

7 日間における水源の対応について(全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失))添付資料 2.3.2.7

7 日間における燃料の対応について(全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失))添付資料 2.3.2.8

常設代替交流電源設備の負荷(全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失))添付資料 2.3.3.1

全交流動力電源喪失時において高圧代替注水系の 24 時間運転継続に期待することの妥当性について

添付資料 2.3.3.2

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について(全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋RCIC 失敗)

添付資料 2.3.5.1 「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗」への対応に
おいて，24 時間以内の交流動力電源復旧に期待する場合の対応可能性
添付資料 2.3.5.1-1 7 日間における水源の対応について(全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗)
添付資料 2.3.5.1-2 7 日間における燃料の対応について(全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗)

目次 3

3

添付資料 2.3.5.1-3 常設代替交流電源設備の負荷(全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗)
添付資料 2.4.1.1

安定状態について添付資料 2.4.1.2

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について(崩壊熱除去機能喪失(取水機能が喪失した場合))

添付資料 2.4.1.3

7 日間における水源の対応について(崩壊熱除去機能喪失(取水機能が喪失した場合))

添付資料 2.4.1.4

7 日間における燃料の対応について(崩壊熱除去機能喪失(取水機能が喪失した場合))

添付資料 2.4.1.5

常設代替交流電源設備の負荷(崩壊熱除去機能喪失(取水機能が喪失した場合))

添付資料 2.4.2.1

安定状態について添付資料 2.4.2.2

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について(崩壊熱除去機能喪失(残留熱除去系が故障した場合))

添付資料 2.4.2.3

7 日間における水源の対応について(崩壊熱除去機能喪失(残留熱除去系が故障した場合))

添付資料 2.4.2.4

7 日間における燃料の対応について(崩壊熱除去機能喪失(残留熱除去系が故障した場合))

添付資料 2.5.1

評価対象の炉心を平衡炉心のサイクル末期とすることの妥当性

添付資料 2.5.2

自動減圧系の自動起動阻止操作の考慮について添付資料 2.5.3

安定状態について添付資料 2.5.4

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について(原子炉停止機能喪失)

添付資料 2.5.5

初期炉心流量の相違による評価結果への影響

添付資料 2.5.6

原子炉への注水に使用する水源とその水温の影響

添付資料 2.5.7

高圧炉心注水系及び原子炉隔離時冷却系の運転可能性に関する水源の水
温の影響

添付資料 2.5.8

外部電源の有無による評価結果への影響
今回のご説明範囲

添付資料 2.6.1

安定状態について添付資料 2.6.2

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について(LOCA 時注水機能喪失)

添付資料 2.6.3

LOCA 事象の破断面積に係る感度解析について添付資料 2.6.4

7 日間における水源の対応について(LOCA 時注水機能喪失)

目次 4

4

今回のご説明範囲
添付資料 2.6.5

7 日間における燃料の対応について(LOCA 時注水機能喪失)

添付資料 2.7.1

インターフェイスシステム LOCA 発生時の現場環境について

添付資料 2.7.2

インターフェイスシステム LOCA 発生時における破断箇所の隔離ができない場合の現場環境等について添付資料 2.7.3

安定状態について添付資料 2.7.4

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について(インターフェイスシステム LOCA)

添付資料 2.7.5 7 日間における燃料の対応について(インターフェイスシステム LOCA)
添付資料 3.1.2.1 格納容器気相部の温度が格納容器の健全性に与える影響について(雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損))
添付資料 3.1.2.2 雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)における炉心の損傷状態及び損傷炉心の位置について
添付資料 3.1.2.3 安定状態について（代替循環冷却を使用する場合）
添付資料 3.1.2.4 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について(雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損(代替循環冷却を使用する場合)))
添付資料 3.1.2.5 操作が遅れる場合の影響について
添付資料 3.1.2.6 7 日間における水源の対応について(雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)：代替循環冷却を使用する場合)
添付資料 3.1.2.7 7 日間における燃料の対応について(雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)：代替循環冷却を使用する場合)
添付資料 3.1.2.8 常設代替交流電源設備の負荷(雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)：代替循環冷却を使用する場合)
添付資料 3.1.3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)時において代替循環冷却を使用しない場合における Cs-137 放出量評価について
添付資料 3.1.3.2 安定状態について（代替循環冷却を使用しない場合）
添付資料 3.1.3.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について(雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損(代替循
環冷却を使用しない場合)))
添付資料 3.1.3.4 7 日間における水源の対応について(雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)：代替循
環冷却を使用しない場合)
添付資料 3.1.3.5 7 日間における燃料の対応について(雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)：代替循

目次 5

5

今回のご説明範囲
環冷却を使用しない場合)
添付資料 3.1.3.6 常設代替交流電源設備の負荷(雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)：代替循
環冷却を使用しない場合)
添付資料 3.2.1 解析コード及び解析条件の不確かさの影響について(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)
添付資料 3.2.2 7 日間における燃料の対応について(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)
添付資料 3.3.1 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用(炉外 FCI)に関する知見の整理
添付資料 3.3.2 解析コード及び解析条件の不確かさの影響について(原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用
添付資料 3.3.3 7 日間における燃料の対応について(原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用)
添付資料 3.4.1 水の放射性分解の評価について
添付資料 3.4.2 安定状態について
添付資料 3.4.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響について（水素燃焼）
添付資料 3.6.1 溶融炉心－コンクリートの相互作用の評価に関わる条件の考え方について
添付資料 3.6.2 解析コード及び解析条件の不確かさの影響について(溶融炉心・コンクリート相互作用
添付資料 3.6.3 7 日間における燃料の対応について(溶融炉心・コンクリート相互作用)
添付資料 4.1.1 使用済燃料貯蔵プールの水位低下と遮へい水位に関する評価について
添付資料 4.1.2 ｢水遮へい厚に対する貯蔵中の使用済燃料からの線量率｣の算出について
添付資料 4.1.3 安定状態について
添付資料 4.1.4 評価条件の不確かさの影響評価について(想定事故 1)
添付資料 4.1.5 7 日間における水源の対応について(想定事故 1)
添付資料 4.1.6 7 日間における燃料の対応について(想定事故 1)
添付資料 4.2.1 使用済燃料貯蔵プールの水位低下と遮へい水位に関する評価について
添付資料 4.2.2 想定事故 2 において微開固着及びクラック破断を想定している理由

目次 6

6

添付資料 4.2.3 安定状態について
添付資料 4.2.4 評価条件の不確かさの影響評価について(想定事故 2)添付資料 4.2.5 7 日間における水源の対応について(想定事故 2)添付資料 4.2.6 7 日間における燃料の対応(想定事故 2）添付資料 5.1.1 運転停止中の崩壊熱除去機能喪失および全交流動力電源喪失における基準水位到達までの余裕時間と必要な注水量の計算方法について
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
添付資料 5.1.3 崩壊熱除去機能喪失および全交流動力電源喪失評価における崩壊熱設定の考え方
添付資料 5.1.4 安定状態について
添付資料 5.1.5 評価条件の不確かさの影響評価について(運転停止中

崩壊熱除去機能喪失)
添付資料 5.1.6 7 日間における燃料対応について(停止時 崩壊熱除去機能喪失)
添付資料 5.2.1 安定状態について
添付資料 5.2.2 評価条件の不確かさの影響評価について(運転停止中

全交流動力電源喪失)
添付資料 5.2.3 7 日間における水源の対応について(停止時 全交流動力電源喪失)
添付資料 5.2.4 7 日間における燃料の対応(全交流動力電源喪失)
添付資料 5.2.5 常設代替交流電源設備の負荷
添付資料 5.3.1 停止時の線量率評価について
添付資料 5.3.2 原子炉冷却材流出評価における POS 選定の考え方
添付資料 5.3.3 安定状態について
添付資料 5.3.4 評価条件の不確かさの影響評価について(運転停止中

原子炉冷却材の流出)
添付資料 5.3.5 7 日間における燃料の対応(原子炉冷却材の流出)
添付資料 5.4.1 反応度の誤投入における燃料エンタルピ
添付資料 5.4.2 安定状態について
添付資料 5.4.3 解析コードおよび評価条件の不確かさの影響評価について(運転停止中
反応度誤投入)添付資料 5.4.4 反応度誤投入の代表性について

目次 7

7

2.5 原子炉停止機能喪失
2.5.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス
事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」に含まれる事故シーケンスとしては，①「過渡事象＋原子炉停止失敗」，②「小 LOCA＋原子炉停止失敗」，③「中 LOCA＋原子炉停止失敗」及び④「大 LOCA＋原子炉停止失敗」である。
重大事故等対処設備の有効性を確認する重要事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①～④の事故シーケンスから，過渡事象(反応度印加の観点で最も厳しい主蒸気隔離弁閉を選定)を起因事象とする①「過渡事象＋原子炉停止失敗」
を選定した。②～④については，LOCA から派生したシーケンスであって，反応度制御が重要となる原子炉停止機能喪失事象への対策の有効性を確認するシーケンスとしては適切でないと考えたこと及び，LOCA 時の代表的なパラメータ変動である水位低下の影響については他のシーケンスで炉心損傷防止対策の有効性を確認していることを踏まえ，反応度印
加に伴う出力抑制の観点で厳しい「過渡事象＋原子炉停止失敗」について，炉心損傷防止対策の有効性を確認することとした。
(2) 事故シーケンスグループの特徴
事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」では，運転時の異常な過渡変化の発生後，原子炉停止機能が喪失することを想定する。このため，緩和措置が取られない場合には，炉心損傷に至る可能性がある。
本事故シーケンスグループは，原子炉停止機能を喪失したことによって最終的に炉心損傷に至る事故シーケンスである。このため，重大事故等対処設備の有効性評価としては，原
子炉停止機能に対する重大事故等対処設備の有効性評価が考えられる。
したがって，本事故シーケンスグループでは，代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能によって原子炉の出力を低下させること等によって炉心の著しい損傷の防止を図り，ほう酸
水注入系による炉心へのほう酸水注入によって原子炉を停止するとともに，残留熱除去系
によるサプレッションプール水の冷却によって格納容器除熱を実施する。
(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」における機能喪失に対して，炉心が著し
い損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，ほう酸水注入系を用いた炉心へのほう酸水注入，代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能を整備し，原子炉圧力容器の水位制御には高圧炉心注水系及び原子炉隔離時冷却系を用いる。また，原子炉格納容器の健全性を長期的に維持するため，残留熱除去系を用いたサプレッションプール水からの除熱を整備する。これらの対策の概略系統図を図 2.5.1 及び図 2.5.3 に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に，操作概要を図 2.5.4 に示す。また，重大事故等対策における設備と操

2-5-1

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作手順の関係を表 2.5.1 に示す。
本事故シーケンスグループにおける 6/7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 11 名である。その内訳は以下のとおりである。中央制御室の運転員は，中央監視・指示を行う当直長 1 名(6/7 号炉兼任)，当直
副長 2 名，運転操作対応を行う運転員 4 名の合計 7 名である。発電所内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は 4 名である。
必要な要員と作業項目について図 2.5.5 に示す。
a． 原子炉スクラム失敗確認
主蒸気隔離弁の誤閉止が発生し，主蒸気隔離弁閉のスクラム信号が発生するが，この信号による原子炉スクラムに失敗する。また，代替制御棒挿入機能及び手動スクラムにも期待しないものとする。原子炉スクラム失敗は，平均出力領域モニタ等で確認する。
また，主蒸気隔離弁の閉止による原子炉圧力高信号により冷却材再循環ポンプ 4 台がトリップし，炉心流量が低下し，原子炉出力が低下する。
主蒸気隔離弁の閉止によりタービン駆動給水ポンプはトリップするが，電動駆動給水ポンプが自動起動して給水を継続する。主蒸気遮断により給水加熱喪失の状態となり，給水温度が低下するため，徐々に出力が増加する傾向となる。
b． 格納容器圧力上昇による高圧・低圧注水系起動確認
逃がし安全弁の作動により，格納容器圧力が上昇し，ドライウェル圧力高(13.7kPa[gage])により，原子炉隔離時冷却系，高圧炉心注水系及び低圧注水系が自動起動する。
c． 原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉水位維持
主蒸気隔離弁の閉止により，復水器ホットウェル水位が低下し給復水ポンプがトリップする。これにより給水流量の全喪失となり，原子炉水位は低下するが，原子炉隔離
時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉注水が継続しているため炉心冠水は維持される。
なお，ここでの原子炉水位低下に伴い，原子炉水位低(レベル 2)信号により冷却材再循環ポンプ 6 台がトリップし，炉心流量が低下し，原子炉出力が低下する。
この後は，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の流量を調整することにより原
子炉水位低(レベル 1.5)付近で水位を維持する。原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉注水の継続を各系統流量計等により確認し，原子炉水位を原子炉水位計により確認する。
d． 自動減圧系自動起動阻止
ドライウェル圧力高(13.7 kPa[gage])信号と原子炉水位低(レベル 1)信号の両方が 30秒継続した場合であって，高圧炉心注水系もしくは低圧注水系ポンプが 1 台以上運転している(各ポンプの吐出側の系統圧力が設定値を超えている)場合，自動減圧系が自動
起動する。

2-5-2

9

原子炉スクラム失敗時に自動減圧系が自動起動すると，高圧炉心注水系及び低圧注
水系から大量の冷水が注水され，出力の急激な上昇に繋がるため，自動減圧系の起動阻止スイッチを用いて自動減圧系の自動起動を未然に阻止する。
本評価では，自動減圧系の自動起動条件の内，事象発生から最も遅く発生する信号は
原子炉水位低(レベル 1)であり，事象発生から約 4 分後に発生する。この信号の発生を確認後，30 秒の時間遅れの間に中央制御室にて自動減圧系自動起動阻止の操作を実施する。実際の操作では，原子炉水位低（レベル１）に至るおそれがある場合，この信号の発生を待たずに自動減圧系自動起動阻止の操作を実施する。
e． ほう酸水注入系による原子炉未臨界操作及びサプレッション・チェンバ・プール水冷
却モード運転による格納容器除熱
原子炉冷却材再循環ポンプ停止による原子炉出力抑制確認後，事象発生から約 11 分
後に，ほう酸水注入系を手動起動し，炉心へのほう酸水注入を開始する。ほう酸水注入により，中性子束が徐々に低下し原子炉は未臨界に至る。原子炉の未臨界確保は起動領域モニタ等を用いて確認する。
事象発生直後からの逃がし安全弁の作動によりサプレッションプールの水温が上昇
し，プール水温度が 49℃に到達し，その後もサプレッションプールの水温は上昇し続ける。このため，ほう酸水注入系の手動起動と同時に，残留熱除去系によるサプレッション・チェンバ・プール水冷却モード運転を開始し，格納容器除熱を開始する。サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード運転は残留熱除去系系統流量計及びサプレッ
ションプール水温度計により確認する。
2.5.2 炉心損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「1.2 評価対
象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「過渡事象＋原子炉停止失敗」である。
本重要事故シーケンスでは，事故発生に伴う原子炉出力の変化，燃料棒表面熱流束，燃料被覆管温度，給水及び非常用炉心冷却系による注水量，逃がし安全弁からのサプレッション
プールへの冷却材の流出及び原子炉への注水による原子炉水位の変化，逃がし安全弁からの冷却材の流入に伴うサプレッションプールの水温の変化，格納容器圧力の変化等が重要な現象となる。よって，これらの現象の適切な評価が可能であるプラント動特性解析コード
REDY，単チャンネル熱水力解析コード SCAT により中性子束，平均表面熱流束，燃料被覆
管温度，炉心流量，原子炉圧力，原子炉水位，サプレッションプール水温，格納容器圧力等の過渡応答を求める。
(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を表2.5.2に示す。ま

2-5-3

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た，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
a． 事故条件(a) 起因事象
運転時の異常な過渡変化のうち，原子炉圧力の上昇が厳しい事象である主蒸気隔
離弁の誤閉止の発生を想定する。
(b) 安全機能の喪失に対する仮定
1) 原子炉停止機能喪失としてスクラム失敗を仮定する。
2) 原子炉の手動スクラムには期待しないものとする。
3) 代替制御棒挿入機能は保守的に作動しないものとする。
(c) 評価対象とする炉心の状態評価対象とする炉心の状態は，平衡炉心のサイクル末期とする。これは，サイクル
末期の方がサイクル初期に比べてボイド反応度印加割合が大きく，保守的な評価となることを考慮してサイクル末期として設定したものである。
(添付資料 2.5.1)(d) 外部電源
外部電源は使用できるものと仮定する。このため，冷却材再循環ポンプは，事象発生と同時にトリップせず，原子炉圧力高及び原子炉水位低の信号でトリップするものとする。これは，外部電源が使用できる場合，冷却材再循環ポンプ(RIP)は事象発生と同時にトリップしないため，原子炉出力が高く維持されることから，原子炉格納容器の圧力，サプレッションプールの水温上昇の観点で事象進展が厳しくなることを考慮して設定したものである。
b． 重大事故等対策等に関連する機器条件(a) 代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能
代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能に期待するものとする。代替冷却材再循環
ポンプ・トリップ機能は，原子炉圧力高(7.48 MPa[gage])又は原子炉水位低(レベル3)で 4 台の冷却材再循環ポンプがトリップし，原子炉水位低(レベル 2)で残り 6 台の冷却材再循環ポンプがトリップするものとする。なお，4 台以上の冷却材再循環ポン
プがトリップした際に残りの冷却材再循環ポンプの運転速度を 5%/秒で速やかに低下させる高速ランバック機能については，保守的に期待しないものとする。また，冷却材再循環ポンプが 2 台以上トリップしている状態で運転点が P-F マップ上の高出力-低炉心流量領域に入った場合に作動する選択制御棒挿入についても期待しないものとする。
(b) 逃がし安全弁
原子炉の圧力制御には逃がし安全弁の逃がし弁機能に期待するものとする。
(c) 電動駆動給水ポンプ

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主蒸気隔離弁の閉止によりタービン駆動給水ポンプがトリップした後，電動駆動
給水ポンプが自動起動するものとする。
(d) 原子炉隔離時冷却系
原子炉隔離時冷却系は原子炉水位低(レベル 2)又はドライウェル圧力高(13.7kPa[gage])で自動起動し，182 m3/h(8.12～1.03 MPa [dif]において)の流量で給水す
るものとする。
(e) 高圧炉心注水系
高 圧 炉 心 注 水 系 は 原 子 炉 水 位 低 ( レ ベ ル 1.5) 又 は ド ラ イ ウ ェ ル 圧 力 高 (13.7kPa[gage])で自動起動し，182～727 m3/h(8.12～0.69 MPa [dif]において)の流量で給水するものとする。
c． 重大事故等対策に関連する操作条件
運転員操作に関する条件は，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す
分類に従って以下のとおりに設定する。
(a) 自動減圧系の自動起動阻止
自動減圧系の自動起動阻止は，原子炉が停止できない場合に格納容器圧力高(13.7kPa[gage])および原子炉水位低(レベル1)によって自動減圧系の自動起動信号が発信されることを阻止することを手順に定めている。本評価では運転員による自動減圧
系の自動起動を阻止する操作に期待している。
(添付資料2.5.2)(b) ほう酸水注入系及びサプレッション・チェンバ・プール水冷却モードの手動起動
本評価では，ほう酸水注入系は原子炉スクラムの失敗を確認後，10分間が経過した時点で手動起動することとしている。サプレッション・チェンバ・プール水冷却
モードは，サプレッションプール水の平均温度が49℃に到達することをもって実施することとしており，サプレッションプール水温度が49℃に到達した時点から，10分間が経過した時点でサプレッション・チェンバ・プール水冷却モードを手動起動することとしている。
(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける中性子束，平均表面熱流束，炉心流量，原子炉蒸気流量，
給水流量，非常用炉心冷却系注水量，原子炉圧力，原子炉水位(シュラウド外)※1，逃がし安全弁流量，燃料被覆管温度，熱伝達係数，クオリティ及びボイド率の推移を図 2.5.6 から図
2.5.20 に，格納容器圧力，サプレッションプールの水温の推移を図 2.5.21 に示す。
※1 非常用炉心冷却系起動信号及び運転員が確認を行う原子炉水位はシュラウド外側の水位であることからシュラウド外側の水位を示した。

a． 事象進展
主蒸気隔離弁の誤閉止の発生後，「主蒸気隔離弁閉」のスクラム信号が発生するも

2-5-5

12

のの，この信号による原子炉スクラムに失敗する。主蒸気隔離弁が閉止されると原子炉圧力が上昇し，これによるボイドの減少によって正の反応度が印加され，中性子束及び平均表面熱流束は上昇する。約 2 秒後に原子炉圧力高信号で代替冷却材再循環
ポンプ・トリップ機能により冷却材再循環ポンプ 4 台がトリップする。なお，本評価では保守的に期待していない代替制御棒挿入機能は，本来この原子炉圧力高信号(7.48 MPa[gage])で作動する。主蒸気隔離弁の閉止により，タービン駆動給水ポンプ
はトリップするが，電動駆動給水ポンプが自動起動して給水が継続される。炉心流量の低下に伴い中性子束及び平均表面熱流束も低下するが，冷却材再循環ポンプの運転速度が最低となり，炉心流量が安定した後は徐々に出力が増加する。これは，主蒸気が遮断されているため，給水温度が低下し，サブクールの大きい冷却材が給水される給水加熱喪失の状態となるためである。また，出力上昇の過程では逃がし安全弁の開閉が生じるため，これに伴い中性子束及び平均表面熱流束が変動する。
逃がし安全弁の逃がし弁機能の作動により主蒸気がサプレッション・チェンバへ流入するため，サプレッションプールの水位が上昇し，事象発生から約 24 秒後に高圧炉心注水系の水源が復水貯蔵槽からサプレッションプールへと自動で切り替わる。
合わせて原子炉格納容器の圧力も上昇するため，事象発生から約 34 秒後にドライウ
ェル圧力高信号(13.7 kPa[gage])によって原子炉隔離時冷却系の水源がサプレッショ
ンプールへと自動で切り替わるとともに，原子炉隔離時冷却系，高圧炉心注水系及び低圧注水系が起動する。サプレッションプールの水温も上昇し，事象発生から約 43
秒後にサプレッションプール水温度が 49℃に到達し，その後も上昇傾向が継続する。
事象発生から約 173 秒後に復水器水位低下により電動駆動給水ポンプがトリップするため，原子炉水位が低下し，事象発生から約 191 秒後に原子炉水位低信号(レベル 2)で代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能によって残り 6 台の冷却材再循環ポ
ンプがトリップする。原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による注水が継続しているため，炉心は冠水維持される。その後は，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注
水系の運転員操作により，レベル 1.5 付近で水位を維持する。
事象発生から約 11 分後(原子炉スクラムの失敗確認から 10 分後)に，手動操作によりほう酸水注入系による炉心へのほう酸水注入を開始する。同時に（サプレッション
プール水温度高到達から 10 分後)残留熱除去系ポンプ 3 台によるサプレッション・
チェンバ・プール水冷却モードも手動起動する。ほう酸水の注入開始後，中性子束は徐々に低下し，未臨界に至る。その後は，原子炉水位及びサプレッションプール水の冷却を維持する。
b． 評価項目等
燃料被覆管の温度は図 2.5.11 に示すとおり，給水加熱喪失の状態によって出力が増加し，沸騰遷移が生じる期間が最も厳しく，事象発生から約 175 秒で最高の約

2-5-6

13

920℃となるが，1,200℃以下に維持される。燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの約 1％以下であり，15%以下に維持される。原子炉圧力は，逃がし安全弁の作動により，約 8.92 MPa[gage](原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力は約 9.08 MPa[gage])以下に抑えられ，最高使用圧力の 1.2 倍(10.34
MPa[gage])を下回る。
また，ほう酸水注入系と残留熱除去系の起動後も，格納容器圧力及びサプレッショ
ンプールの水温は緩やかに上昇するが，それぞれ約 0.19 MPa[gage]，約 113℃以下に抑えられ，原子炉格納容器バウンダリの限界圧力(0.62 MPa[gage])及び限界温度(200℃)を下回る。
ほう酸水注入系を用いた炉心へのほう酸水注入により中性子束は徐々に低下し，未臨界に至る。その後は，原子炉水位及びサプレッションプール水の冷却を維持する
ことで安定停止状態を維持できる。
(添付資料 2.5.3)
2.5.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作
時間余裕を評価するものとする。
原子炉停止機能喪失では，運転時の異常な過渡変化の発生後，原子炉停止機能を喪失することが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，自動減圧系起動阻止
操作，ほう酸水注入系運転操作及び残留熱除去系(サプレッション・チェンバ・プール水冷
却モード)運転操作とする。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
添付資料 2.5.4 参照
ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
添付資料 2.5.4 参照(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，表2.5.2に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。ま

2-5-7

14

た，解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくな
るような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項
目に関する影響評価の結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
添付資料2.5.4参照(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
添付資料2.5.4参照
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の６要因に分類
し，これらの要因が解析上の操作開始時間に与える影響を評価する。また，操作の不確かさが操作開始時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 操作の不確かさが操作開始時間に与える影響
添付資料2.5.4参照(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
添付資料2.5.4参照(3) 操作時間余裕の把握
操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認する。
（添付資料2.5.4）(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転
員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には十分な時間余裕がある。また，要員の配置による他の操作に与える影響はない。
2.5.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価

2-5-8

15

事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」において，6号炉及び7号炉同時の重大事故等対策時に必要な要員は，「2.5.1(3)炉心損傷防止対策」に示すとおり11名である。

(2) 必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」において必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価を行った。その結果を以下に示す。
a． 水源
原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による炉心注水については，サプレッションプールを水源とした注水継続が可能であり，7日間の継続実施が可能である。
なお，外部電源喪失を想定した場合でも同様の対応となる。
b． 燃料
外部電源の喪失は想定していないが，仮に外部電源が喪失して非常用ディーゼル
発電機による電源供給を想定し，事象発生後7日間非常用ディーゼル発電機が全出力で運転した場合，号炉あたり約750,960 Lの軽油が必要となる。
軽油タンクで軽油約 1,020,000 L(発電所内で軽油約 5,344,000 L)の使用が可能であることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給について，7 日間の継続が可
能である。
c． 電源
外部電源の喪失は想定していないが，仮に外部電源が喪失して非常用ディーゼル
発電機による電源供給を想定した場合においても，重大事故等対策時に必要な負荷は非常用ディーゼル発電機負荷に含まれることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給が可能である。
2.5.5 結論
事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」では，運転時の異常な過渡変化の発生後，原子炉停止機能を喪失することが特徴である。事故シーケンスグループ｢原子炉停止
機能喪失｣に対する炉心損傷防止対策としては，代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能
による炉心流量の低減，高圧の非常用炉心冷却系注水機能を用いた原子炉水位の維持，ほう酸水注入系を用いた炉心へのほう酸水の注入，残留熱除去系を用いたサプレッションプ
ール水からの除熱を整備している。また，今回は期待しないこととしたものの，原子炉停止機能のバックアップとして代替制御棒挿入機能，手動スクラムの手順を整備している。
事故シーケンスグループ｢原子炉停止機能喪失｣の重要事故シーケンス「過渡事象＋原子

2-5-9

16

炉停止失敗」について重大事故等対策の有効性評価を行った。
上記の場合においても，代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能による炉心流量の低減，高圧の非常用炉心冷却系注水機能を用いた原子炉水位の維持，ほう酸水注入系を用いた炉心へのほう酸水の注入，残留熱除去系を用いたサプレッションプール水の除熱を実施することにより，炉心損傷には至らない。
評価の結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力，
原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。また，長期的な安定停止状態を維持できる。
解析コード及び解析条件の不確かさについて操作への影響を含めて確認した結果，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
なお，解析条件の不確かさ等を考慮して感度解析を実施しており，いずれの場合においても判断基準を満足することを確認している。
(添付資料2.5.5，添付資料2.5.6，添付資料2.5.7，添付資料2.5.8)
重大事故等対策時に必要な要員は，当直長，当直副長及び運転員にて確保可能である。
また，必要な水源，燃料及び電源を確保可能であり，仮に外部電源喪失時を想定しても確保可能である。
以上のことから，事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」の中から選定した重要事故シーケンスに対して炉心損傷防止対策が有効であることを確認した。これを以って事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」に対して，炉心損傷防止対策が有効であることを確認した。

2-5-1017非常用ディーゼル発電機

原子炉格納容器

※３

外部電源

Gen

逃がし安全弁主タービン系へ
給水系
より
復水貯蔵槽

※３

※２
原子炉圧力容器

高圧代替注水系ポンプ※２

原子炉隔離時冷却系ポンプ

ＣＢ
高圧炉心注水系ポンプ

高圧炉心注水系ポンプ

重大事故等対策概略系統図(逃がし安全弁&高圧炉心注水系&原子炉隔離時冷却系&高圧代替注水系)

図 2.5.1 原子炉停止機能喪失時の重大事故等対策等の概略系統図(1/3)

非常用ディーゼル発電機

原子炉格納容器

※３

外部電源

Gen

逃がし安全弁主タービン系へ
給水系
より
復水貯蔵槽

※４

※２

※３
原子炉圧力容器
高圧代替注水系ポンプ※２

原子炉隔離時冷却系ポンプ

Ｃ
高圧炉心注水系ポンプ

Ｂ
高圧炉心注水系ポンプ

ほう酸水
貯蔵タンク

B(Ｃ）
※４

A

A{B}

残留熱除去系ポンプ

ほう酸水注入ポンプ

重大事故等対策概略系統図（ほう酸水注入系&逃がし安全弁&高圧炉心注水系&原子炉隔離時冷却系&サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）

図 2.5.2 原子炉停止機能喪失時の重大事故等対策等の概略系統図(2/3)

2-5-1118非常用ディーゼル発電機

原子炉格納容器※２

Gen

逃がし安全弁

給水系
より

外部電源

主タービン系へ※１

復水貯蔵槽

原子炉圧力容器
復水移送
ポンプ

Ｃ

高圧炉心注水系ポンプ

※１
Ａ

Ｂ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ

重大事故等対策概略系統図（低圧注水モード＆サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード＆原子炉停止時冷却モード）※２

原子炉隔離時冷却系ポンプ
高圧代替注水系ポンプ

図 2.5.3 原子炉停止機能喪失時の重大事故等対策等の概略系統図(3/3)

2-5-1219

2-5-1320「原子炉水位低（レベル１）」
低圧注水機能設備作動値に到達（約２３９秒後）Ｎｏ

自動減圧系自動起動阻止

※７
※７

※１０
※１０

※９
※９

原子炉水位レベル３～レベル８維持

ほう酸水全量注入完了確認（ほう酸水貯蔵タンクレベル「０m3」）
ほう酸水注入ポンプ手動停止
原子炉未臨界確認

※１３

※１２
※１２

※１１
原子炉出力低下に伴い原子炉水位回復 ※１１
原子炉水位レベル１．５以上に維持

ほう酸水注入開始確認

ほう酸水注入ポンプ手動起動

炉心損傷無し継続確認

冷却材再循環ポンプ
６台トリップ確認Ⅰ※２

原子炉出力低下に伴いサプレッションプール水温度低下開始確認（約２７分後）残留熱除去系による
サプレッションプール水冷却開始

残留熱除去系自動起動を確認
最小流量運転確認※５

冷却材再循環ポンプ
４台トリップ確認

原子炉圧力高信号により代替冷却材再循環ポンプ・トリップ
回路作動

高圧炉心注水系および原子炉隔離時冷却系水源手動切替「サプレッション・チェンバ」→「復水貯蔵槽」

原子炉隔離時冷却系水源自動切替「復水貯蔵槽」→「サプレッション・チェンバ」：シナリオ上考慮しない操作・判断結果：判断：プラント状態：操作・確認（運転員のみの作業）：運転員と緊急時対策要員の共同作業：緊急時対策要員のみの作業※１５
炉心損傷を確認した場合においても、ほう酸水注入等による原子炉停止操作は継続する※１４
原子炉が隔離状態もしくは原子炉出力が「６０％以上」の場合は、原子炉水位低下操作として原子炉給水ポンプ等による原子炉への給水量を減少させる。

※１３
原子炉水位計（広帯域）を確認し、原子炉水位をＬ３～Ｌ８に維持する。

※１２
ほう酸水全量注入は「約１６５分」以内になる設計である。

※１１
ほう酸水注入により原子炉出力が低下するため徐々に原子炉水位が上昇する。原子炉出力を維持するため原子炉水位レベル１．５以上を維持する。

※１０
ほう酸水の原子炉注入開始は、ほう酸水貯蔵タンクの水位低下、及び原子炉出力低下により確認する。

※９
原子炉冷却材再循環ポンプ停止による原子炉出力抑制確認後、ほう酸水注入系起動を判断する。

※８
原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系により原子炉注水しているが、原子炉出力が高いため原子炉水位レベル１．５以上に維持できない。そのため、原子炉水位計（燃料域）によりＴＡＦ以上を維持する。

※７
自動減圧系動作により原子炉は急激に減圧され、低圧注水系統から大量の冷水が注入し、炉心ボイドを急激に潰し大きな正の反応度印加を引き起こす可能性があるた
め、自動減圧系が動作する前に自動起動阻止を実施する。

※６
ドライウェル圧力高及び原子炉水位低（レベル１）の両方が検出されると警報が発生する。３０秒間継続後、高圧炉心注水系または残留熱除去系の吐出圧力確立により自動減圧系が動作する。

※５
中央制御室盤にて機器ランプ表示、ポンプ吐出圧力指示計等にて起動を確認する。
原子炉圧力が高いため注入弁は開かず最小流量運転となる。

※４
中央制御室盤にて機器ランプ表示、ポンプ吐出圧力、流量指示計等にて起動を確認する。

※３
中央制御室にて機器ランプ表示、タービン回転数、ポンプ吐出圧力、流量指示計等により起動を確認する。

※２
冷却材再循環ポンプトリップによる選択制御棒挿入には期待しない。また、残り６台の冷却材再循環ポンプの最低速度ランバックにも期待しない。

※１
全制御棒が全挿入位置又は１６ステップ（最大未臨界引き抜き位置）まで挿入されていない場合、原子炉スクラム失敗と判断する。

凡例

図 2.5.4 原子炉停止機能喪失(TC)における操作概要【有効性評価の対象とはしていないが、他に取り得る手段】
Ⅰ
制御棒挿入操作には以下の手段がある。
・「代替制御棒挿入回路」の手動作動
・スクラムテストスイッチによるペアロッドスクラム
・スクラムパイロット弁励磁コイル用ヒューズ引き抜き
・制御棒電動挿入

回復は解析上考慮せず

制御棒挿入操作※１５
炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず

原子炉水位回復確認※８※８「原子炉水位有効燃料棒頂部（ＴＡＦ）」以上に維持

・ＡＤＳ自動起動阻止ＫＯＳ「阻止」切替・「ＡＤＳ自動起動阻止位置」警報発生確認
・ADS起動信号リセットPB「リセット」

タービントリップ確認

高圧炉心注水系自動起動を確認
原子炉注水流量確認 ※４

高圧代替注水系 起動

高圧注水系により原子炉水位を維持し、格納容器はサプレッションチェンバ・プール水冷却モードにより冷却を継続する。原子炉を減圧し原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする。機能喪失している設備の復旧に努め、制御棒の挿入機能を復旧し全挿入する（約２２分後）（約１１分後）（約４分後）「原子炉水位低（レベル１．５）」
高圧注水機能設備作動値に到達（約２１５秒後）※６※６「ＡＤＳ論理タイマ動作」警報発生確認「原子炉水位低（レベル２）」
高圧給水機能設備作動値に到達

原子炉水位低下「復水器ホットウェル水位低低」以下
給復水ポンプトリップ※１４

サプレッションプール水温度高高「４９℃」到達

Ｙｅｓ

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認

原子炉隔離時冷却系自動起動を確認
原子炉注水流量確認※３※３

格納容器圧力高「１３．７kPa[gage]」
到達

高圧炉心注水系水源自動切替「復水貯蔵槽」→「サプレッション・チェンバ」

サプレッションプール水位「+50mm」到達

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

原子炉モードスイッチによるスクラム成功は解析上考慮せず

原子炉モードスイッチ「運転」→「停止」（２．７秒後）手動スクラムボタンによるスクラム成功は解析上考慮せず※１

タービン駆動給水ポンプトリップ
電動駆動給水ポンプ自動起動

手動スクラムボタンによる手動スクラム実施

原子炉スクラム失敗確認

原子炉スクラム信号発生

主蒸気隔離弁全閉（約１９１秒後）（約１７３秒後）（約４３秒後）（約３４秒後）（約２４秒後）（約０分）（解析上の時間）

原子炉停止機能喪失
経過時間（分）
２

４

６

８

10

12

14

16

18

20

22

24

備考

事象発生
原子炉スクラム失敗確認
約34秒 格納容器圧力高（13.7kPa[gage]）到達

実施箇所・必要人員数

約43秒 サプレッションプール水温度高高（49℃）

操作項目

約173秒 給復水ポンプトリップ（復水器ホットウェル水位低低による）操作の内容

約191秒 原子炉水位低（レベル２）

運転員
（中操）
６号

運転員
（現場）

７号

６号

約215秒 原子炉水位低（レベル1.5）

緊急時対策要員
（現場）

７号

６号

約239秒 原子炉水位低（レベル１）
プラント状況判断

７号
・主蒸気隔離弁 全閉確認
・原子炉スクラム失敗確認

２人
Ａ,Ｂ

状況判断

２人
a ,b

－

－

－

－

10分

・タービントリップ確認
・原子炉隔離時冷却系、高圧炉心注水系、残留熱除
去系 自動起動確認
・給復水ポンプトリップ、原子炉水位低下確認

自動減圧系 自動起動阻止

残留熱除去系 運転モード切替操作

ほう酸水注入系 起動操作

制御棒手動挿入、復旧操作（解析上考慮せず）

原子炉水位調整操作

必要人員数 合計

（１人）
Ａ

（１人）
a

－

－

－

－

・ＡＤＳ自動起動阻止ＫＯＳ「阻止」
・ＡＤＳ起動信号リセットＰＢ「リセット」

（１人）
B

（１人）
b

－

－

－

－

・低圧注水モード→サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード

（１人）
Ａ

（１人）
a

－

－

－

－

・サプレッションプール冷却状況監視

（１人）
Ａ

（１人）
a

－

－

－

－

・ほう酸水注入系
・注入状況監視

－

－

－

－

－

－

・代替制御棒挿入機能起動
・制御棒電動挿入操作

－

・現場移動
・スクラムパイロット弁電磁弁の電源切

－

－

（１人）
Ａ

（１人）
a

２人
Ａ,Ｂ

２人
a ,b

－

－

０人

－

－

０人

－

－

３０秒
３系統ともサプレッション・チェンバ・プール水
冷却モードへ切り替え

起動

ほう酸水全量注入完了まで運転継続対応可能な要員により、対応する・原子炉隔離時冷却系

有効燃料棒頂部以上に維持
原子炉出力低下に伴う水位回復後は、原子炉水位レベル１．５以上維持・高圧炉心注水系

有効燃料棒頂部以上に維持
原子炉出力低下に伴う水位回復後は、原子炉水位レベル１．５以上維持－０人（ ）内の数字は他の作業終了後、移動して対応する人員数。

図 2.5.5 原子炉停止機能喪失時の作業と所要時間

2-5-1421

MSIV 閉による圧力上昇に伴うボイド急減
により出力上昇RIP4 台トリップに伴うボイド急増による出力下降

MSIV 閉直後の中性子束最大値：306(%)
RIP4 台トリップに 伴 う 流 量 急減
後，フィードバッ
ク 制 御 に よ り流
量増加，これに伴う出力上昇

熱流束は出力
変動に追随するように変動コメント No.
審査-245 に対するご回答
SR 弁第 5 段
開，第 6 段閉で一旦バランス

給水加熱喪失による
出力上昇及び SR弁開閉による圧力変動に伴う出力変動

圧力上昇
と流量低
下に伴う
出力変動

原子炉圧力が高めに推移していることを受けた，出力を抑える
ための制御による炉心流量減少

流量減少及び圧力変動により，出力は変動しながら低下
SR 弁閉による圧力上昇に伴う
出力上昇

RIP6 台トリップによる流量減少事象発生からの時間 (s)図 2.5.6 中性子束, 平均表面熱流束, 炉心流量の時間変化(事象発生から 400 秒後まで)

MSIV 閉による主蒸気遮断により低下
するが，圧力上昇に伴う SR 弁開により上昇，出力変動にあわせて圧力も変動するため，蒸気流量も変動する
復水器水位低下により電動駆動給水
ポンプがトリップ

SR 弁 開 閉
に伴う蒸気
流量の変動
主蒸気隔離弁閉により，タービ
ン駆動給水ポンプはトリップするが，電動駆動給水ポンプが自動起動して給水が継続する

事象発生からの時間 (s)図 2.5.7 原子炉蒸気流量, 給水流量の時間変化(事象発生から 400 秒後まで)
2-5-1522

1. 原子炉隔離時冷却系(RCIC) (%)
2. 高圧炉心注水系(HPCF)(%)※※ 100%は定格給水流量(7.64×103 t/h)を示す。

事象発生からの時間 (s)図 2.5.8 原子炉隔離時冷却系(RCIC), 高圧炉心注水系(HPCF)の流量の時間変化(事象発生から 400 秒後まで)
MSIV 閉により圧力上昇，RPT
による出力低下
により一旦圧力も低下するものの，その後の出力上昇で再び上
昇する。

タービン駆
動給水ポン
プトリップ
により水位
減少

出力低下に
より発生蒸
気が減少し，
圧力も低下
給水加熱喪失により出力が増加傾向となり，高圧のままであるため，SR 弁が開閉を繰り返し，圧力（SR 弁流量）が変動

RPT によるボイド発生により一時的に水位上昇

電 動 駆動 給水 ポン プ
起動により水位安定

復水器水位低下により電動駆動給水ポンプがトリ
ップし，水位低下

事象発生からの時間 (s)図 2.5.9 原子炉圧力, 原子炉水位(シュラウド外水位), 逃がし安全弁の流量の時間変化(事象発生から 400 秒後まで)
2-5-1623

事象発生からの時間 (s)図 2.5.10 炉心平均ボイド率の時間変化(事象発生から 400 秒後まで)

2-5-1724

事象発生からの時間 (s)図 2.5.11 燃料被覆管温度(PCT)※の時間変化(第 4 スペーサ，事象発生から 400 秒後まで)

第 1 スペーサ

第 2 スペーサ

第 3 スペーサ

第 4 スペーサ

第 5 スペーサ ※第 6 スペーサ

第 7 スペーサ(スペーサ位置)

事象発生からの時間 (s)※ 第 5 スペーサ位置では
沸騰遷移は発生していない。

図 2.5.12 燃料被覆管温度(PCT)※の時間変化(第 1～4 スペーサ，事象発生から 400 秒後まで)※ 燃料被覆管については，外面より内面の方が高い温度となるものの，今回の評価が燃料の著しい損
傷の有無(重大事故防止)を確認していることに鑑み，燃料が露出し燃料温度が上昇した場合に，酸化によって破損が先行すると考えられる燃料被覆管表面で PCT を評価している。

2-5-1825

コメント No.
審査-240 に対するご回答

事象発生からの時間 (s)図 2.5.13 熱伝達係数(PCT 発生位置)の時間変化(事象発生から 400 秒後まで)

1. クオリティ(PCT 発生位置)
2. 限界クオリティ

事象発生からの時間 (s)図 2.5.14 クオリティ(PCT 発生位置)の時間変化(事象発生から 400 秒後まで)

2-5-1926

事象発生からの時間 (m)図 2.5.15 中性子束の時間変化(事象発生から 40 分後まで)

事象発生からの時間 (m)図 2.5.16 炉心流量の時間変化(事象発生から 40 分後まで)
2-5-2027※

事象発生からの時間 (m)※ 復水器ホットウェル水位低信号を受けて停止する。実機でも数秒の時間遅れしか無いことを踏まえ，今回の評価では，低圧復水ポンプ,
高圧復水ポンプ，電動駆動給水ポンプ(M/DRFP)の停止を同時刻としている。

図 2.5.17 原子炉蒸気流量, 給水流量の時間変化(事象発生から 40 分後まで)※

事象発生からの時間 (m)※ 100%は定格タービン蒸気流量(7.64×103 t/h)を示す。

図 2.5.18 原子炉隔離時冷却系(RCIC), 高圧炉心注水系(HPCF)の流量の時間変化(事象発生から 40 分後まで)
2-5-2128

事象発生からの時間 (m)図 2.5.19 原子炉圧力, 原子炉水位(シュラウド外水位)の時間変化(事象発生から 40 分後まで)

事象発生からの時間 (m)図 2.5.20 原子炉水位(シュラウド外水位)の時間変化(事象発生から 40 分後まで)
2-5-2229

事象発生からの時間 (m)図 2.5.21 サプレッションプールの水温, 格納容器圧力の時間変化(事象発生から 40 分後まで)

2-5-2330

31

2-5-24手順－

常設設備

主蒸気遮断により復水器ホットウェル水位が低下し給復水ポンプがトリップする。給水流量全喪失により原子炉隔離時冷却系及
原子炉水位は低下するが，原子炉隔離時冷却系及び高 原子炉隔離時冷却系
び高圧炉心注水系によ
圧炉心注水系による原子炉注水は継続されるため炉 高圧炉心注水系
る原子炉水位維持
心は冠水維持し，原子炉水位低(レベル 1.5)付近で水位は維持される。
自動減圧系の動作による高圧炉心注水系及び低圧注
水系からの大量の冷水注入を防止するため，自動減圧
自動減圧系自動起動阻
自動減圧系の起動阻止
系の起動阻止スイッチを設けている。原子炉水位低止スイッチ(レベル 1)信号を確認後，中央制御室にて自動減圧系の起動阻止操作を実施する。
ほう酸水注入系による 原子炉冷却材再循環ポンプ停止による原子炉出力抑
ほう酸水注入系
原子炉未臨界操作及び 制確認後，ほう酸水注入を実施する。ほう酸水注入に残留熱除去系(サプレッサプレッション・チェ より中性子束は徐々に低下し未臨界に至る。合わせション・チェンバ・プー
ンバ・プール水冷却モ て，サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード
ル水冷却モード)ード運転
運転を実施する。

格納容器内圧力計【ＳＡ】
原子炉水位計（広帯域）【ＳＡ】

平均出力領域モニタ
サプレッションプール水温計【ＳＡ】
起動領域モニタ【ＳＡ】
残留熱除去系系統流量計－－【ＳＡ】：重大事故等対処設備

原子炉水位計（広帯域）【ＳＡ】
原子炉隔離時冷却系系統流量計
高圧炉心注水系系統流量計

平均出力領域モニタ
起動領域モニタ【ＳＡ】
格納容器内圧力計【ＳＡ】
原子炉水位計（広帯域）【ＳＡ】
原子炉水位計（狭帯域）
原子炉隔離時冷却系系統流量計
高圧炉心注水系系統流量計
残留熱除去系ポンプ吐出圧力計

計装設備

－

－

－

可搬設備

有効性評価上期待する事故対処設備

逃がし安全弁の作動により格納容器圧力が上昇し，ド 逃がし安全弁
ライウェル圧力高(13.7 kPa[gage])信号が発生し，原 原子炉隔離時冷却系
高圧・低圧注水系起動
子炉隔離時冷却系，高圧炉心注水系及び低圧注水系が 高圧炉心注水系確認起動する。原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系に 残留熱除去系(低圧注水より原子炉水位は回復する。
モード)

原子炉スクラム失敗確 主蒸気隔離弁誤閉止によるスクラム信号が発生する
認が，この信号によるスクラムに失敗する。

判断及び操作

表 2.5.1 原子炉停止機能喪失における重大事故等対策について

初期条件

事故条件

2-5-2532

外部電源

安全機能等の喪失に対する仮定

サプレッションプール水温
復水貯蔵槽水温起因事象

外部電源あり9×9 燃料(A 型)(単一炉心)サイクル末期の値の 1.25 倍
サイクル末期の値の 0.9 倍
7,350 m3
空間部：5,960 m3
液相部：3,580 m3
35 ℃
32 ℃
主蒸気隔離弁の全弁閉止
原子炉停止機能
手動スクラム代替制御棒挿入機能(ARI)

燃料及び炉心核データ(ボイド係数)
核データ(ドップラ係数)
ドライウェル空間容積

サプレッション・チェンバ容積

215 ℃

プラント動特性：REDY
3,926 MWt
7.07 MPa[gage]
セパレータスカート
下端から+119 cm
52.2×103 t/h
7.64×103 t/h

主要解析条件

給水温度

炉心流量
主蒸気流量

原子炉水位

解析コード
原子炉熱出力原子炉圧力

項目

条件設定の考え方

外部電源が使用できる場合，冷却材再循環ポンプ(RIP)は事象発生と同時にトリップしないため，原子炉出力が高く維持されることか
ら，原子炉格納容器の圧力，サプレッションプールの水温上昇の観点で事象進展が厳しくなることを考慮して設定

バックアップも含めた全ての制御棒挿入機能の喪失を設定－
定格原子炉熱出力として設定
定格原子炉圧力として設定
通常運転時原子炉水位として設定(セパレータスカート下端は圧力容器底部から+1223 cm)
定格炉心流量として設定
定格主蒸気流量として設定
初期温度 215℃から MSIV 閉に伴う給水加熱喪失の後，200 秒程度で57℃まで低下し，その後は 57℃一定に設定－
サイクル末期の方がサイクル初期に比べてボイド反応度印加割合が大きく，保守的な評価となることから，サイクル末期として設定
内部機器，構造物体積を除く全体積
必要最小空間部体積
必要最小プール水量
通常運転時の水温の上限値－
炉心への反応度印加の観点で厳しい過渡事象として設定

表 2.5.2 主要解析条件(原子炉停止機能喪失)(1/5)

重大事故等対策に関連する機器条件

33

2-5-26－

セパレータスカート下端から-203 cm
セパレータスカート下端から-287 cm
0.2 秒
自動運転モード
高速ランバック機能には期待しない

7.51 MPa[gage]×1 個, 363 t/h/個
7.58 MPa[gage]×1 個, 367 t/h/個
7.65 MPa[gage]×4 個, 370 t/h/個
7.72 MPa[gage]×4 個, 373 t/h/個
7.79 MPa[gage]×4 個, 377 t/h/個
7.86 MPa[gage]×4 個, 380 t/h/個

原子炉水位低(レベル 1.5)設定点

原子炉水位低(レベル 1)設定点

冷却材再循環ポンプトリップの作
動遅れ時間

原子炉再循環流量制御系

逃がし安全弁(逃がし弁機能)の動
作設定値

に対するご回答

コメント No. 審査-222<原子炉圧力と逃がし安全弁蒸気量の関係>

逃がし安全弁の設計値－

セパレータスカート下端から-58 cm

原子炉水位低(レベル 2)設定点

条件設定の考え方－
設計上の下限値(最も短い時間)として設定
冷却材再循環ポンプ 4 台トリップの設計値
非常用炉心冷却系ポンプの起動信号等の設計値
冷却材再循環ポンプ 6 台トリップ等の設計値(セパレータスカート下端は圧力容器底部から+1223 cm)
高圧炉心注水系起動信号等の設計値(セパレータスカート下端は圧力容器底部から+1223 cm)
自動減圧系起動信号等の設計値(セパレータスカート下端は圧力容器底部から+1223 cm)

主蒸気隔離弁閉3秒
7.48 MPa[gage]
13.7 kPa[gage]

主要解析条件

原子炉スクラム信号
主蒸気隔離弁の閉止に要する時間
原子炉圧力高設定点
ドライウェル圧力高設定点

項目

表 2.5.2 主要解析条件(原子炉停止機能喪失)(2/5)

重大事故等対策に関連する機器条件

ほう酸水注入系

高圧炉心注水系

原子炉隔離時冷
却系

項目

・注水流量 190 リットル/分・ほう酸濃度 13.4w%

に対するご回答

コメント No. 審査-224

・原子炉水位低(レベル 1.5)又はドライウェル圧力高信号(13.7 kPa[gage])によって自動起動
・注水遅れ時間 24 秒(設計値の 37 秒から D/G の起動遅れ
13 秒を除いた値)
・注水流量 182～727 m3/h(8.12～0.69MPa[dif]において)・原子炉水位低(レベル 2)又はドライウェル圧力高信号(13.7 kPa[gage])によって自動起動
・注水遅れ時間 30 秒
・注水流量 182 m3/h(8.12～1.03MPa[dif]において)主要解析条件

条件設定の考え方

0

100

200

300

400

3

500
流量（m /h）

600

700

0

100

200

300

400

500
流量（m3/h）

ほう酸水注入系の設計値

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

600

700

高圧炉心注水系の設計値として設定

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

800

800

原子炉隔離時冷却系の設計値として設定

表 2.5.2 主要解析条件(原子炉停止機能喪失)(3/5)

原子炉圧力（MPa[dif]）

原子炉圧力（MPa[dif]）

2-5-27

34

900

900

1000

1000

35

2-5-28・原子炉スクラムの失敗を確認した後から，運転員の操作余裕として 10 分を考慮した値

・原子炉スクラムの失敗を確認した後から
10 分後に起動

・サプレッションプールの水温が 49℃に到達した後から 10 分後に起動

自動減圧系起動阻止操作

ほう酸水注入系運転操作

残留熱除去系(サプレッション・チェン
バ・プール水冷却モード)運転操作

44 kW/m
GEXL 相関式
修正 Dougall-Rohsenow 式
学会標準における相関式 2

最大線出力密度(MLHGR)

BT 判定(時刻)BT 後の被覆管表面熱伝達率

リウェット相関式

ホットバンドル解析条件：SCAT

主要解析条件・相関式－

条件設定の考え方－－－

通常運転時の MLHGR の上限値

通常運転時の MCPR の下限値

表 2.5.2 主要解析条件(原子炉停止機能喪失)(5/5)

1.22

解析コード

項目

・運転操作手順書等を踏まえ，自動減圧系起動信号発生後，逃がし安全弁の開放までの
30 秒の間に自動減圧系起動阻止操作を設定

・自動減圧系起動阻止操作に成功するものとし，自動減圧系は動作しない

・サプレッションプール水温高警報設定値(49℃)到達から，運転員の操作余裕として10 分を考慮した値

条件設定の考え方

主要解析条件項目

表 2.5.2 主要解析条件(原子炉停止機能喪失)(4/5)

最小限界出力比(MCPR)

重大事故等対策に関連する操作条件

添付資料 2.5.1
評価対象の炉心を平衡炉心のサイクル末期とすることの妥当性

今回の申請において示した解析ケース(以下，「ベースケース」という。)では，評価対象の炉心を平衡炉心のサイクル末期としている。この評価条件とした理由を以下に示す。
プラントの動特性の評価では，動的ボイド係数が重要なパラメータとなる。原子炉圧力の上昇等によって炉心のボイド率が低下した場合，動的ボイド係数の絶対値が大きいほど，炉心に印加される正の反応度が大きくなり，出力増加量を厳しくする。
動的ボイド係数は，減速材ボイド係数を遅発中性子発生割合(β値)で除した値であり，動的ボイド係数は一般にサイクル末期の方が絶対値が大きい。また，今回の評価ではボイド率が40%から55%程度で推移することから，動的ボイド係数はサイクル末期の方が絶対値が大きい。サイクル初期とサイクル末期の遅発中性子発生割合(β値)を表1に，今回の評価におけるボイド率の推移を図1に，減速材ボイド係数を図2に，動的ボイド係数を図3に示す。
上記の通り，サイクル末期の方がサイクル初期に比べてボイド反応度印加割合が大きく，保守的な評価となることを考慮し，評価対象の炉心を平衡炉心のサイクル末期とした。
以上

添 2.5.1-1

36

表1 サイクル初期とサイクル末期の遅発中性子発生割合(β値)

遅発中性子発生割合(β値)

平衡炉心サイクル初期

平衡炉心サイクル末期

0.00600.0053

事象発生からの時間 (s)図 1 ベースケースにおける炉心平均ボイド率の時間変化(事象発生から 250 秒後まで)

添 2.5.1-2

37

添 2.5.1-338

減速材ボイド係数((Δk/k)/%ボイド率)

-16

-14

-12

-10

-8

-6

-4

-2

0

0

10

20

40

炉心平均ボイド率(%)

30

50

60

サイクル末期

サイクル初期

図 2 減速材ボイド係数(9×9 燃料(A 型)取替炉心)

×10-4

70

減速材ボイド係数(￠/%ボイド率)
-30

-25

-20

-15

-10

-5

0

0

20

40
炉心平均ボイド率(%)

30

50

60

図 3 動的ボイド係数(9×9 燃料(A 型)取替炉心)

10サイクル初期
サイクル末期70

添付資料 2.5.2
自動減圧系の自動起動阻止操作の考慮について
1. 自動減圧系の自動起動阻止操作について
自動減圧系は，ドライウェル圧力高(13.7 kPa)信号が発生し，原子炉水位低(レベル1)信号が発生すると自動起動信号が発信され，発信から30秒の時間遅れの後，高圧炉心注水ポ
ンプ又は低圧注水ポンプの吐出圧力が確立している場合に作動する。
自動減圧系の作動によって急激に原子炉圧力容器が減圧された場合，高圧炉心注水系，
低圧注水系によって，炉心に大量の低温の水が注入される。これは，制御棒等による未臨界が確保されていない原子炉に対しては，炉心のボイドの急激な潰れに伴う急激な出力上昇をもたらすこととなる。
この急激な出力上昇を防ぐために，原子炉スクラム失敗時に自動減圧系の自動起動を阻止するための起動阻止スイッチを設けており，手順書の整備及び継続的な訓練を実施している。これを考慮し，本評価では運転員による自動減圧系の自動起動を阻止する操作に期待している。
2. 自動減圧系の自動起動阻止操作に関する訓練について
本事象では，事象発生から約4分で自動減圧系の自動起動信号が発信されるため，その後30秒の間に自動減圧系の自動起動阻止操作を実施することとしている。これは事象発生か
ら10分以内の操作であり，他の操作では見込んでいる運転員操作までの10分の時間余裕を考慮していない。
本操作は制御棒挿入失敗事象が発生した場合の重要な操作であり，運転員の訓練を重ねている操作であるが，他の操作と同様に10分の時間余裕を条件とすると評価に組み込むことができず，重大事故等防止の手順に沿った有効性評価とならない。
このため，本操作に関しては，その操作が容易なスイッチ操作であること，本操作の重要性を訓練で繰り返し運転員に周知していること，本操作の判断の余裕として与えられている30秒であること等を考慮し，事象発生から10分以内の操作であるものの，設計の思想通りに評価に見込むものとした。なお、運転員の手順書においては自動減圧系の自動起動信号が発信する前に，それに至る可能性がある場合は自動起動阻止操作を実施することを定めている。
以上

添 2.5.2-1

39

添付資料 2.5.3
安定状態について
原子炉停止機能喪失時の安定状態については以下のとおり。
原子炉安定状態：事象発生後，設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備を用いた炉
心冷却により，炉心冠水が維持でき，また，冷却のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合，安定状態が確立されたものとする。
格納容器安定状態：炉心冠水後に，設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備を用いた格納容器除熱機能（格納容器圧力逃し装置又は残留熱除去系，代替
循環冷却）により，格納容器圧力及び温度が安定又は低下傾向に転じ，また，除熱のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合，安定状態が確立されたものとする。
原子炉安定状態の確立について
ほう酸水を用いた炉心へのほう酸水注入により中性子束は徐々に低下し，未臨界に至る。
格納容器安定状態の確立について
高圧炉心注水系及び原子炉隔離時冷却系による注水により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。また，サプレッション・チェンバ・プール水冷却モードによる残留熱除去系での除熱を開始することで，格納容器圧力及び温度は安定又は低下傾向になる。
重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
【安定状態後の長期的な状態維持】
残留熱除去系機能を維持し，除熱を行うことにより，安定状態後の長期的な状態維持のための冷却が可能となる。また，制御棒挿入機能の復旧を試み，制御棒を挿入することにより，ほう酸水による未臨界維持に代わる安定状態後の長期的な状態維持のための未臨界維持が可能になる。

添 2.5.3-1

40添付資料 2.5.4

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について(原子炉停止機能喪失)

表 1 解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(原子炉停止機能喪失) (1/2)
分類

重要現象

解析モデル

不確かさ

運転員操作に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

炉心
核分裂出力

核特性モデル

考慮しない

反応度フィードバック効果の不確かさに含まれる

出力分布モデルの保守性により，実機における燃料被覆管温度は解析に比べて低くなる
出力分布変化

出力分布モデル

入力値に含まれる可能性があるが，燃料被覆管温度を起点とした運転員等操作はないことから，影響を与えることはない

反応度モデル(ボイド・ド TRAC コードでの不確
ップラ)

かさ検討結果による反応度フィード

崩壊熱

燃料棒内温度変化

崩壊熱モデルとから，運転員操作時間等に与える影響は小さい

響するが，SLC 操作開始時間に対する影響はない

崩壊熱モデルによる不確かさの影響は小さく，挙動が大幅に変わることはないことから，運転員操作時間等に与える影響はない

熱伝達モデル等の保守性により，実機における燃料被覆管温度は解析に比べて低くなる

ット-被覆管ギャップ熱 入力値に含まれる可能性があるが，燃料被覆管温度を起点とした運転員等操作はないことから，影響を与伝達モデルえることはない

リウェットモデル

熱伝達モデル等の保守性により，実機における燃料被覆管温度は解析に比べて低くなる
相関式に含まれる可能性があるが，燃料被覆管温度を起点とした運転員等操作はないことから，影響を与えることはない

沸騰遷移評価モデル等の設定により，実機における燃料被覆管温度は解析に比べて低く
沸騰遷移

沸騰遷移評価モデル

入力値に含まれるなる可能性があるが，燃料被覆管温度を起点とした運転員等操作はないことから，影響を与えることはない

沸騰・ボイド率変化

炉心ボイドモデル

入力値及びモデルの仮定に含まれる

評価パラメータに対する影響は小さい

反応度モデル(ボロン)による不確かさにより評価パラメータに与える影響が小さいことを確認している(重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コードについて(第３部

REDY))

崩壊熱モデルによる不確かさにより評価パラメータに与える影響が小さいことを確認している(重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コードについて(第３部
REDY))

熱伝導モデル，燃料ペレ

燃料棒表面熱伝 熱伝達モデル
達

1 秒後+0.8%/-0.1%

性がある

性はあるが，実機試験との比較による妥当性評価において挙動は良く再現されているこ あるが，実機試験との比較による妥当性評価において挙動は良く再現されていることから，

高温停止に必要なボロ ほう酸水の拡散の違いにより，ボロン反応度印可割合が変わり，未臨界までの時間に影
ン反応度：-3%dk

出力分布モデルの保守性により，実機における燃料被覆管温度は解析に比べて低くなる可能

反応度モデル等の仮定の不確かさにより，実機におけるパラメータ挙動は変化する可能 反応度モデル等の仮定の不確かさにより，実機におけるパラメータ挙動は変化する可能性は

バック効果
反応度モデル(ボロン)

反応度フィードバック効果の不確かさに含まれる

熱伝達モデル等の保守性により，実機における燃料被覆管温度は解析に比べて低くなる可能性がある

熱伝達モデル等の保守性により，実機における燃料被覆管温度は解析に比べて低くなる可能性がある

沸騰遷移評価モデル等の設定(沸騰遷移を SLMCPR で発生するよう保守的に設定している)により，実機における燃料被覆管温度は解析に比べて低くなる可能性がある

炉心ボイドモデル等の影響は，原子炉出力変化に影響を及ぼし，サプレッションプール 炉心ボイドモデル等の仮定の不確かさにより，実機におけるパラメータ挙動は変化する可能
水温度や水位変化に影響すると考えられる。しかしながら，その影響は小さく，多少の 性はあるが，実機試験との比較による妥当性評価において挙動は良く再現されていることか
挙動の変化は運転員操作等に与える影響は小さい

ら，評価パラメータに対する影響は小さい

添 2.5.4-1

41

表 1 解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(原子炉停止機能喪失) (2/2)
分類

重要現象

解析モデル

不確かさ

原子炉圧
力容器

評価項目となるパラメータに与える影響

再循環ポンプ慣性時定数の影響は，再循環ポンプトリップ時の炉心流量，原子炉出力変化に 冷却材流量変化(強制循環時)速度が小さいと原子炉バウンダリ圧力が高く評価され，大冷却材流量変化(強制

運転員操作に与える影響

再循環モデル

循環時)

再循環ポンプ慣性時定数：＋ 影響するが，事象発生初期短時間の影響であり，運転員操作の起点となるサプレッションプ きいと燃料被覆管温度が高く評価されるが，感度解析(重大事故等対策の有効性評価に係
10%／－10%ール水温度や原子炉水位変化に影響を及ぼすものではないため，運転員操作時間等に与える るシビアアクシデント解析コードについて(第３部
影響はないに対する影響が小さいことを確認している

自然循環流量は，再循環ポンプトリップ後の炉心流量変化として，原子炉出力変化に影響し，冷却材流量変化(自然循環時)再循環モデル

モデルの仮定に含まれるREDY))結果より，評価パラメータ

サプレッションプール水温度や水位変化に影響する可能性があるが，実機試験との比較による妥当性評価において挙動は良く再現されていることから，運転員操作時間等に与える影響
は小さい

冷却材流量変化(自然循環時) が大きいと燃料被覆管温度が高くなる可能性はあるが，実機試験との比較による妥当性評価において挙動は良く再現されていることから，評価パ
ラメータに対する影響は小さい
冷却材放出量が小さいと，原子炉圧力及び燃料被覆管温度が高く評価

冷却材(臨界流・ 逃がし安全弁
差圧流)

モデル

逃がし弁流量が多くなると，原子炉水位の低下やサプレッションプール水温度の上昇が早く されるが，下限値を使用しているため不確かさについては考慮不要。冷却材放出量が大逃がし弁流量：＋16.6%

なるなどの影響が考えられるが，実機試験との比較による妥当性評価において挙動は良く再 きいと，格納容器圧力及び格納容器プール水温度が高く評価される可能性があるが，感現されていることから，運転員操作時間等に与える影響は小さい

度解析(重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コードについて(第３部

給水エンタルピ(主蒸気流量零で)：－93 kJ/kg(－22℃)

REDY))結果より，評価パラメータに対する影響が小さいことを確認している

給水エンタルピの低下が早くなると，給水加熱喪失による出力上昇が早くなり，サプレッションプール水温度上昇が早くなることが考えられるが，実機試験との比較による妥当性評価
において挙動は良く再現されていることから，運転員操作時間等に与える影響は小さい
ＨＰＣＦ流量が増加すると原子炉水位が高めに維持されることで，発生蒸気量が増加し，サ 事象発生初期の給水温度低下による出力上昇により燃料被覆管温度が高くなる可能性，

ＥＣＣＳ注水プレッションプール水温度上昇が早くなることが考えられるが，感度解析(重大事故等対策 また，給水流量やＥＣＣＳ流量が多いと格納容器圧力と格納容器のプール水温度に影響(給水系・代替注 給水系モデル

ＨＰＣＦ流量：＋137%

水含む)の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コードについて(第３部

REDY))結果より，評 を与える可能性があるが，感度解析(重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデ

価パラメータに対する影響が小さいことを確認しており，運転員操作時間等に与える影響は ント解析コードについて(第３部
小さいREDY))結果より，評価パラメータに対する影響が小さいことを確認している

初期のサプレッションプール水温度(初期エンタルピ)が低いと，サプレッションプール水温
格納容器のプール水初期エン 度高に到達する時間が遅れることが考えられるが，感度解析(重大事故等対策の有効性評価
タルピ：－104 kJ/kg(－25℃)に係るシビアアクシデント解析コードについて(第３部

REDY))結果より，評価パラメータに対する影響が小さいことを確認しており，運転員操作時間等に与える影響は小さい

ほう酸水の拡散

ほう酸水拡散モデル

保守的値を使用

ほう酸水の拡散の違いにより，ボロン反応度印加割合が変わり，未臨界までの時間に影響す ほう酸水拡散モデルにおいて保守的な仮定をしていることから，評価項目となるパラメ
るが，必要な運転員操作はないため，影響はないータに対する余裕は大きくなる

原子炉格
納容器

サプレッション 格納容器モデ
プール冷却

ル

モデルの仮定に含まれる「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与 「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータ
える影響」にて確認に与える影響」にて確認

添 2.5.4-2

42

表 2 解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(原子炉停止機能喪失) (1/4)
項目

解析条件(初期条件，事故条件)の不確かさ
解析条件

初期
条件

原子炉熱出力

原子炉圧力

原子炉水位

炉心流量

3,926 MWt

7.07 MPa[gage]

通常運転水位

52,200 t/h

条件設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

原子炉熱出力のゆらぎを考慮した最確条件とした場合には燃焼度及び最大線出力密度が緩和されるため燃料被覆

最確条件とした場合には燃焼度及び最大線出力密度が緩和さ

運転管理目標値を参考に最確条件

管温度の上昇が緩和されるが，燃料被覆管を起点とする運転操作はないため，れるため燃料被覆管温度の上昇が緩和されることから，評価項を包絡できる条件を設定

運転員等操作時間に与える影響はない

目となるパラメータに対する余裕が大きくなる

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動

そのゆらぎの幅は小さいため事象進展に及ぼす影響は小さく，運転員等操作時を与えうるが，ゆらぎの幅は小さいため事象進展に影響はな間に与える影響はない

く，評価項目となるパラメータに与える影響はない

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動

そのゆらぎの幅は小さいため事象進展に及ぼす影響は小さく，運転員等操作時を与えうるが，ゆらぎの幅は小さいため事象進展に影響はな間に与える影響はない

く，評価項目となるパラメータに与える影響はない

最確条件

3,926 MWt 以下

約 7.07 MPa[gage]

通常運転水位定格流量の 90%～111 %定格原子炉圧力を最確条件として設定

通常運転時の原子炉水位を最確条
件として設定定格流量（100%）の 90～111%を最確条件として設定

運転中の最確条件として炉心流量が少ない場合(90%流量)について感度解析(添付資料 2.5.5)を実施した結果，プラント挙動への影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい

運転中の最確条件として炉心流量が少ない場合(90%流量)について感度解析(添付資料 2.5.5)を実施した結果，燃料被覆管温
度は約 100℃程度上昇するが，判断基準を満足することを確認した

初期温度 215℃から MSIV 閉に伴う
給水温度

約 215 ℃

約 215 ℃

給水加熱喪失の後，200 秒程度で解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，運転員等

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響は

57℃まで低下し，その後は 57℃一

操作時間に与える影響はない

なく，評価項目となるパラメータに与える影響はない

定に設定
9×9 燃料(A 型)と 9×9 燃料(B 型)

燃料

9×9 燃料(A 型)

装荷炉心ごとは，熱水的な特性はほぼ同等であ最確条件とした場合には，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心となるか，それらのり，ボイド係数の保守性に包含され混在炉心となるが，両型式の燃料の組成はほぼ同等であり，事象進展に及ぼすることから，代表的に 9×9 燃料(A

影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい型)を設定

最小限界出力比

最大線出力密度1.22

44.0 kW/m

核データ

サイクル末期の値の(ボイド係数)

1.25 倍核データ

サイクル末期の値の(ドップラ係数)

0.9 倍

格納容器容積(ドライウェル)サプレッション
プール水位

1.22 以上

44.0 kW/m 以下

サイクル初期～末期

サイクル初期～末期

7,350 m3

7,350 m3

7.0 5m(NWL)

7.00 m～7.10 m

設計目標値を参考に最確条件を包絡できる条件を設定

設計目標値を参考に最確条件を包絡できる条件を設定

最確条件を前提として考えた場合，燃料被覆管温度上昇は小さくなるが，燃料被覆管温度を起点とした操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない
最確条件を前提として考えた場合，燃料被覆管温度上昇は小さくなるが，燃料被覆管温度を起点とした操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない

最確条件とした場合には，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心となるか，それらの混在炉心となるが，何れの型式も燃料の組成はほぼ同等であり，炉心動特性に大きな差は無いことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい

最確条件とした場合，燃料被覆管温度上昇は小さくなるため，評価項目となるパラメータに対する余裕が大きくなる

最確条件とした場合，燃料被覆管温度上昇は小さくなるため，評価項目となるパラメータに対する余裕が大きくなる印加される反応度が小さい場合，燃料被覆管温度上昇は小さくなるが，反応度反応度印加割合が大きくなるよう

フィードバック効果に対する感度解析(重大事故等対策の有効性評価に係るシ印加される反応度が小さい場合，燃料被覆管温度上昇は小さく保守的な条件として設定

ビアアクシデント解析コードについて(第３部

なり，評価項目となるパラメータに対する余裕が大きくなる

REDY))によれば，プラント挙動への影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい
内部機器，構造物体積を除く全体積

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，運転員等

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はを設定

操作時間に与える影響はない

なく，評価項目となるパラメータに与える影響はない

通常運転時のサプレッション・プー

解析条件と最確条件はほぼ同等であることから，事象進展に影響はなく，運転解析条件と最確条件はほぼ同等であることから，事象進展に影ル水位を最確条件として設定

員等操作時間に与える影響はない

響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない

添 2.5.4-3

43

表 2 解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(原子炉停止機能喪失) (2/4)
解析条件(初期条件，事故条件)の不確かさ

項目

解析条件

条件設定の考え方

最確条件

運転員等操作時間に与える影響

初期

評価項目となるパラメータに与える影響
最確条件は解析条件で設定している水温よりも低くなるため，格納容器の熱容量は条件
サプレッショ
ンプール水温通常運転時のサプレッション・プール水
35 ℃

約 30 ℃～約 35 ℃

温の上限値を，最確条件を包絡できる条件として設定最確条件は解析条件で設定している水温よりも低くなるため，サプレッションプール水温度高に到達する時間が遅れる
ことが考えられるが，事象初期の温度上昇に対してその影響は僅かであり，運転員操作に影響を与えることはない

若干大きくなり除熱が必要となるまでの時間が長くなるが，評価項目となるパラメータに与える影響はない
原子炉への ECCS による注水に伴う反応度印加の観点では，最確条件の方がサプレッ
ション・プール水温が低いため，解析条件よりも高い反応度を印加することとなるが，最確条件と解析条件の差は僅かであり，原子炉への注水流量の観点では給水系が支配的であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は無視できる

格納容器圧力

格納容器温度

外部水源の温度

5kPa

約 4 kPa～約 8 kPa

57 ℃

約 50 ℃～約 60 ℃

32 ℃

約 30 ℃～約 50 ℃

通常運転時の格納容器圧力を最確条件

解析条件と最確条件はほぼ同等であることから，事象進展に解析条件と最確条件はほぼ同等であることから，事象進展に影響はなく，評価項目ととして設定影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない

なるパラメータに与える影響はない

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，ゆらぎ動を与えうるが，そのゆらぎの幅は小さいため事象進展に及の幅は小さいため，事象進展に影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響

ぼす影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響はない

はない

通常運転時の格納容器温度を最確条件として設定

復水移送ポンプ吐出温度を参考に保守的に低めの値を設定

当該解析では極めて短時間(約 24 秒)にサプレッションプー
ル水源に自動で切り替わることから，運転員等操作時間に与える影響はない

当該解析では極めて短時間(約 24 秒)にサプレッションプール水源に自動で切り替わることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない

表 2 解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(原子炉停止機能喪失) (3/4)
項目
事故

起因事象

解析条件(初期条件，事故条件)の不確かさ
解析条件
主蒸気隔離弁の全弁閉止

最確条件－

条件設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

炉心への反応度印加の観点で厳しい過渡事象として設定

条件
安全機能の喪失に対する仮定

原子炉停止機能，手動スクラムおよび代替制御棒挿入 －バックアップを含めた全ての制御棒挿入機能の喪失を設定－

機能(ＡＲＩ)の喪失
外部電源がある場合，再循環ポンプは，事象発生と同時にトリップせず，原子炉出力が高

外部電源

外部電源あり－く維持されることから，原子炉格納容器の圧力，サプレッション・プールの水温上昇の観点で事象進展が厳しくなることを考慮して設定

添 2.5.4-4

44－

表 2 解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(原子炉停止機能喪失) (4/4)
解析条件(初期条件，事故条件)の不確かさ

項目
機器
条件

主蒸気隔離弁閉止

解析条件

閉止時間：3 秒

最確条件
閉止時間：3 秒以上 4.5 秒以下

冷却材ポンプ 4

7.48MPa[gage]

7.48MPa[gage]

台トリップ信号遅れ時間：0.2 秒

遅れ時間：0.2 秒

冷却材ポンプ 6
台トリップ信号

原子炉隔離時冷却系

高圧炉心注水系

逃がし安全弁

ほう酸水注入系

設計値のうち最短時間を保守的に設定冷却材再循環ポンプ 4 台
トリップの設計値として設定
冷却材再循環ポンプ 6 台

原子炉水位低(レベル 2)到達時

原子炉水位低(レベル 2)到達時

トリップ等の設計値として設定

高 圧 炉 心 注 水 系 ドライウェル圧力高到達時
起動信号

条件設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

反応度印加という点で解析条件は最確条件に対して保守的 反応度印加という点で解析条件は最確条件に対して保守的な設定であるが，事象発生から極短時間での動作であり，運 な設定であり，特に初期の燃料被覆管温度という点で余裕は転員等操作時間に与える影響はない

大きくなる

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない

響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない

響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない

ドライウェル圧力高到達時

高圧炉心注水系起動信号

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影

原子炉水位低(レベル 1.5)到達時

原子炉水位低(レベル 1.5)到達時等の設計値として設定

響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない

響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない

原子炉水位低(レベル 2)にて自動起動

原子炉水位低(レベル 2)にて自動起動

182m3/h(8.12～1.03MPa[dif]において)182m3/h(8.12～1.03MPa[dif]において)原子炉隔離時冷却系の設解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影

にて注水

にて注水

計値として設定

響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない

響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない

原子炉水位低(レベル 1.5)にて自動起動

原子炉水位低(レベル 1.5)にて自動起動

727m3/h (0.69MPa[dif]において)にて注 727m3/h (0.69MPa[dif]において)にて注

高圧炉心注水系の設計値
として設定

実際の注水量が解析より多い場合(注水特性の保守性)であっ 実際の注水量が解析より多い場合(注水特性の保守性)であっても，反応度印加として寄与する給水流量に対する割合はても，反応度印加として寄与する給水流量に対する割合は小さく，運転員等操作に与える影響はない

小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい

水

水

7.51～7.86MPa[gage]

7.51～7.86MPa[gage]

逃がし安全弁の設計値と解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影363～380 t/h/個

363～380 t/h/個

して設定

響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない

響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない

注入流量：190 リットル/分

注入流量：190 リットル/分

ほう酸水注入系の設計値

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影

ほう酸濃度：13.4%

ほう酸濃度：13.4%

として設定

響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない

響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない

添 2.5.4-5

45

項目
操作条
件

自動減圧系
起動阻止操
作

ほう酸水注
入系運転操
作

表 3 操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕(原子炉停止機能喪失) (1/2)
解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
操作の不確かさが操作開始
操作の不確かさ要因
時間に与える影響
解析上の操作開始時
条件設定の考え方
間【認知】
自動減圧系起動信号の一部である「原子炉水位低（レベル１）」は，事故時の重要監視 ほう酸水注入系の起動操作，パラメータである原子炉水位を継続監視しているため認知に大幅な遅れが生じることは考 制御棒の挿入操作の他の事えにくい。さらに，運転員の認知を助けるために原子炉水位による複数の警報と，自動減 象収束のための操作を並行
圧系起動 30 秒タイマー動作の警報が発報する。よって,認知遅れにより操作開始時間に与 して行うため，操作開始時間
える影響はなし
は変動しうるが，本操作が遅【要員配置】
れないようにタイマー動作
中央制御室での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操作時 の警報が発報すること及び間に与える影響はなし
運転員は 2 名で対応するた
原子炉水位低（レベル 運転操作手順書を踏ま 【移動】め，操作が遅れる可能性は低1）到達後 30 秒以内
えて設定
中央制御室内での操作のみであり，操作時間に与える影響なし
く，実態の操作開始時間は解【操作所要時間】
析上の設定とほぼ同等であ
自動減圧系起動阻止操作は制御盤の操作スイッチを２つ操作する必要があるが，簡単な る操作であるため，操作所要時間が操作開始時間に与える影響なし
なお，仮に操作が遅れタイマ【他の並列操作有無】
ーの 30 秒を経過した後でも原子炉停止機能喪失の初期は，パラメータ監視と共に，ほう酸水注入系の起動操作，制 自動減圧系起動阻止の操作は御棒の挿入操作が並行して行われているため，操作開始時間は変動しうる
有効であり，操作を実施した時【操作の確実さ】
点で自動減圧系の作動を停止
中央制御室内の制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく， できる
そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い【認知】
原子炉スクラムが成功しているかは，スクラム警報の発生の有無・制御棒の挿入状態・中性子束の減少により確認するが，これらは中央制御室の大型表示盤等で容易に確認することができる。制御棒の挿入状態は「全制御棒全挿入」表示によって確認可能であり，中性子束の減少は，原子炉スクラムが成功していれば平均出力領域モニタの指示が急激に低下するため容易に確認することができる。よって，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし
状況把握の時間及び操作時【要員配置】
間に余裕を含めて解析上は
中央制御室での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操作時
10 分間を想定しているが，制間に与える影響はなし
御棒挿入失敗が確認され次原子炉スクラムの失敗 【移動】第速やかにほう酸水注入系
原子炉スクラムの失敗 を確認した後か ら，運中央制御室内での操作のみであり，操作時間に与える影響なしの起動操作を優先する手順を確認した後から 10 分 転員の操作余裕として 【操作所要時間】となっていること，また，本10 分を考慮して設定
ほう酸水注入系起動操作は制御盤の操作スイッチによる簡単な操作であるため，操作開
操作は中央制御室内での簡始時間に与える影響はなし
易なスイッチ操作であるこ【他の並列操作有無】とから，実態は操作開始時間
原子炉停止機能喪失の初期は，パラメータ監視と共に，ほう酸水注入系の起動操作，サが早くなる可能性がある
プレッション・チェンバ・プール水冷却モード運転操作，制御棒の挿入操作，原子炉水位制御操作が並行して行われているため，操作開始時間は変動しうる。ただし，並列操作の中でも、手順では制御棒挿入失敗が確認され次第速やかにほう酸水注入系の起動操作を優先する手順となっている。
【操作の確実さ】
中央制御室内の制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い

添 2.5.4-6

46

評価項目となるパラメータに与える影響操作時間余裕実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等である
ことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない
なお，仮に操作遅れにより自動減圧系が動作し，低圧
注水系起動による注水が行われた場合，反応度が印加される可能性がある。この場合，反応度の印加により燃料被覆管温度，格納容器の圧力・温度に影響が及ぶ
可能性はあるが，タイマーの 30 秒を経過した後でも自動減圧系起動阻止操作は有効であり，影響を限定できる

ATWS の対応として，自動減圧系起動阻止操作は必須の操作となっているた
め，事象発生から自動減圧系タイマー動作開始まで４分程度で実施可能

燃料被覆管最高温度は，事象初期に生じることから影響はない。また，実際の操作
では制御棒挿入失敗が確認され次第速やかにほう酸水注入系の起動操作をすることから格納容器圧力及び温度等の評価項目となるパラメータに対する余裕は大き
くなる

ATWS の対応として，ほう酸水注入系運転操作は必須となっているため，事象発生から 10 分程度の余
裕時間がある

項目
操作条
件

残留熱除去
系（サプレッション・チェ
ンバ・プー
ル水冷却モ
ード）運転
操作

表 3 操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕(原子炉停止機能喪失) (2/2)
解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
操作の不確かさが操作開始
操作の不確かさ要因
時間に与える影響
解析上の操作開始時
条件設定の考え方
間【認知】
原子炉停止機能喪失時に原子炉出力が高く，かつ原子炉が隔離状態にある場合はサプレ
ッション・プール水温度の上昇は重要な監視パラメータであり，認知遅れにより操作開始
時間与える影響はない【要員配置】
ほう酸水注入系の起動操作，中央制御室内での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操作
制御棒の挿入操作の他の事
時間に与える影響はなし
象収束のための操作を並行
サプレッション・プール 【移動】して行っているものの，解析
水温高警報設定値
中央制御室内での操作のみであり，操作開始時間に与える影響なし
サプレッション・プール
上においても状況把握の時（49℃）到達から，運転 【操作所要時間】
水温 49℃到達後 10 分
間及び操作時間に余裕を含
員の操作余裕として 10
サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード運転は制御盤の操作スイッチによる
めて 10 分間を想定している分を考慮した値
簡単な操作であり，操作開始時間に与える影響はなし
ことから，実態の操作開始時【他の並列操作有無】
間は解析上の設定とほぼ同
原子炉停止機能喪失の初期は，パラメータ監視と共に，ほう酸水注入系の起動操作，制等である御棒の挿入操作，原子炉水位制御操作が並行して行われているため，操作開始時間は変動
しうる【操作の確実さ】
中央制御室内の制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い

評価項目となるパラメータに与える影響操作時間余裕実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等である
ことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない

当該解析結果のとおり，
サプレッション・プール
水温高警報から 10 分程度の余裕時間がある

添 2.5.4-747添付資料 2.5.5
初期炉心流量の相違による評価結果への影響
1. はじめに今回の申請では，通常運転時における代表的な状態として，初期炉心流量を100%として コ メ ン ト
No. 審 査 219 に対す10台で炉心流量100%に対応する速度としている。一方，定格熱出力100%の場合，柏崎刈羽 るご回答

解析を実施している。また，再循環ポンプの運転台数は10台，再循環ポンプのスピードは，
原子力発電所6号炉及び7号炉では炉心流量を90%まで下げて運転することができる。
初期炉心流量が少ない場合，初期炉心流量が多い場合に比べて相対的にボイド率が高い
ため，主蒸気隔離弁閉止による圧力上昇時に印加される正のボイド反応度が大きくなる等の影響が考えられる。
このため初期炉心流量の評価結果への影響を確認する観点から，今回の申請と同等の条件で，初期炉心流量を90%とした場合の評価を実施した。
2. 評価条件
今回の申請において示した解析ケース(以下，「ベースケース」という。)の評価条件に対して，初期炉心流量を90%(再循環ポンプ10台で炉心流量90%に対応する速度)に変更した以
外は，ベースケースの評価条件と同じである。
3. 評価結果(再循環ポンプのスピード(初期炉心流量)が与える影響)
ベースケースと同等の条件で初期炉心流量を90%とした場合の評価結果を図1から図12に示す。また，評価結果のまとめを表1に示す。
初期炉心流量を90%としたケースでは，初期ボイド率が高く，主蒸気隔離弁閉止による圧力上昇時に印加される正のボイド反応度が大きくなるため出力が高くなり，炉心で発生する蒸気量が増加し，圧力ピークが高くなる。その後の出力上昇時(約50秒から約180秒の間)も，逃がし安全弁閉により圧力が上昇する際，炉心流量が低い方が印加される正のボイド反応度が大きいことから，中性子束が高めに推移する。また，90%炉心流量の場合の方が，中性子束が高めに推移することから発生蒸気が多くなり，水位低下が早くなるため，原子炉水位低(L2)による冷却材再循環ポンプ6台トリップのタイミングが早まる。
ベースケースと比較すると燃料被覆管最高温度に大きな違いが見られるが，これは上述の通り，出力上昇時(約50秒から約180秒の間)に中性子束が高めに推移することによる影響と考える。
なお，再循環流量制御系を手動モードとした場合，再循環ポンプ4台トリップ後の整定出力，整定流量は，初期炉心が100％の場合は整定出力79％，整定流量66％となり，初期炉心が90％の場合は整定出力79％，整定流量59％となる。
4.まとめ
初期炉心流量を90%とした場合，燃料被覆管最高温度及び原子炉バウンダリ圧力は，初期
添 2.5.5-148炉心流量を100%とした場合に比べて高い値を示したが，判断基準となるパラメータの最大値は判断基準を下回ることを確認した。
以上

添 2.5.5-2

49

表1 初期炉心流量の相違による判断基準への影響
項目

感度解析

ベースケース

判断基準

初期炉心流量(%)

90

100

－

燃料被覆管最高温度(℃)

約 1060約 920

1200°C以下

燃料被覆管の酸化量(%)

1%以下

1%以下

酸化反応が著しくなる前の被覆管厚さの15%以下

原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力(MPa[gage])

9.12

9.08

10.34 MPa[gage](最高使用圧力の1.2 倍)を下回る

原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力(MPa[gage])

0.19

0.19

0.62 MPa[gage](限界圧力)を下回る

原子炉格納容器バウンダリの温度(サプレッションプール水温(°C))

113

113

200°C (限界温度)を下回る

添 2.5.5-350

事象発生からの時間 (s)図 1 中性子束, 平均表面熱流束の時間変化(事象発生から 250 秒後まで)

事象発生からの時間 (s)図 2 炉心流量の時間変化(事象発生から 250 秒後まで)

添 2.5.5-451

事象発生からの時間 (s)図 3 原子炉蒸気流量, 給水流量の時間変化(事象発生から 250 秒後まで)

1. 逃がし安全弁(%)
2. 原子炉隔離時冷却系(RCIC) (%)
3. 高圧炉心注水系(HPCF)(%)

事象発生からの時間 (s)※※ 100%は定格給水流量(7.64×103 t/h)を示す。

図 4 逃がし安全弁, 原子炉隔離時冷却系(RCIC), 高圧炉心注水系(HPCF)の流量の時間変化(事象発生から 250 秒後まで)

添 2.5.5-552

事象発生からの時間 (s)図 5 原子炉圧力, 原子炉水位(シュラウド外水位)の時間変化(事象発生から 250 秒後まで)

事象発生からの時間 (s)図 6 燃料被覆管温度(PCT)の時間変化(事象発生から 550 秒後まで)

添 2.5.5-653

事象発生からの時間 (s)図 7 中性子束, 平均表面熱流束の時間変化(事象発生から 2500 秒後まで)

事象発生からの時間 (s)図 8 炉心流量の時間変化(事象発生から 2500 秒後まで)

添 2.5.5-754

事象発生からの時間 (s)図 9 原子炉蒸気流量, 給水流量の時間変化(事象発生から 2500 秒後まで)

1. 逃がし安全弁(%)
2. 原子炉隔離時冷却系(RCIC) (%)
3. 高圧炉心注水系(HPCF)(%)

事象発生からの時間 (s)※※ 100%は定格給水流量(7.64×103 t/h)を示す。

図 10 逃がし安全弁, 原子炉隔離時冷却系(RCIC), 高圧炉心注水系(HPCF)の流量の時間変化(事象発生から 2500 秒後まで)

添 2.5.5-855

事象発生からの時間 (s)図 11 原子炉圧力, 原子炉水位(シュラウド外水位)の時間変化(事象発生から 2500 秒後まで)

事象発生からの時間 (s)図 12 サプレッションプールの水温, 格納容器圧力の時間変化(事象発生から 2500 秒後まで)
添 2.5.5-956添付資料 2.5.6
原子炉への注水に使用する水源とその水温の影響
1. はじめに
今回の評価では，事象発生から24秒後に高圧炉心注水系の水源がサプレッションプール
水位上昇によって，34秒後に原子炉隔離時冷却系の水源がサプレッションプール水位上昇
及びドライウェル圧力高信号(13.7 kPa[gage])によって，復水貯蔵槽からサプレッションプ
ールに自動で切り替わる。高圧炉心注水系及び原子炉隔離時冷却系による注水開始は事象発生から約1分程度経過した時点であるため，高圧炉心注水系及び原子炉隔離時冷却系の水源をサプレッションプールとして評価している。
一方，今回の評価では期待していないが，一旦自動で復水貯蔵槽からサプレッションプー
ルに切り替わった高圧炉心注水系及び原子炉隔離時冷却系の水源は，中央制御室における運転員の操作によって復水貯蔵槽に戻すことができる。サプレッションプールの水温は逃がし安全弁を介した原子炉からの蒸気流入により上昇していくが，復水貯蔵槽の水温は常温程度であるため，反応度印加の観点では水源を復水貯蔵槽とする場合の方が厳しい。
このため，サプレッションプール水位高到達から10分後に中央制御室における運転員の操作によって，高圧炉心注水系及び原子炉隔離時冷却系の水源をサプレッションプールから復水貯蔵槽に切り替える場合を想定した場合について評価し，復水貯蔵槽の水温が各パラメータの挙動に与える影響を確認した。
2. 評価条件
今回の申請において示した解析ケース(以下，「ベースケース」という。)の評価条件に対して，サプレッションプール水位高から600秒後に，サプレッションプールから復水貯蔵槽
へ水源を切り替える操作を追加した以外は，ベースケースにおける評価条件と同等である。
3. 評価結果
評価結果を図1から図6に示す。また，評価結果のまとめを表1に示す。
サプレッションプール水位高から600秒後(事象発生から624秒)で高圧炉心注水系及び原
子炉隔離時冷却系の水源をサプレッションプールから復水貯蔵槽に切り替えると，炉心に注入する水の温度が低くなるため，ベースケースに比べて炉心入口のサブクールが高くな
り，出力が高めに推移する。
ベースケースに比べて出力が高めに推移するため，サプレッションプールへの蒸気の流入量が多くなるが，サプレッションプール水を水源として使用しないため，サプレッション
プールの水量が多く維持される。このため，サプレッションプールの水温上昇が抑制されたものと考えるが，ベースケースの場合との差は僅かである。
なお，燃料被覆管の温度は，サプレッションプールから復水貯蔵槽へ水源を切り替える操作の前に燃料被覆管最高温度に到達するため，ベースケースと変わらない。燃料被覆管の酸
添 2.5.6-157

化量についても同様である。また，原子炉冷却材圧力バウンダリの圧力も，水源を切り替える操作の前にピークに達するため，ベースケースと変わらない。
4. まとめサプレッションプール水位高から600秒後に，サプレッションプールから復水貯蔵槽へ水源を切り替える操作を追加した場合について評価した結果，判断基準となるパラメータの最大値はベースケースとほぼ同じであり，判断基準を下回ることを確認した。
以上

添 2.5.6-2

58

表1 水源切替操作の有無による判断基準への影響
項目

感度解析
ベースケース(水源切替操作有) (水源切替操作無)判断基準

燃料被覆管最高温度(℃)

－※

約 920

1,200℃以下

燃料被覆管の酸化量(%)

－

1%以下

酸化反応が著しくなる前の被覆管厚さの15%以下

原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力(MPa[gage])

－※

9.08

10.34 MPa[gage](最高使用圧力の1.2 倍)を下回る

原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力(MPa[gage])

0.19

0.19

0.62 MPa[gage](限界圧力)を下回る

原子炉格納容器バウンダリの温度(サプレッションプール水温(℃))

112

113

200℃(限界温度)を下回る※ 水源切り替え操作前に最大値を示すパラメータであることから，評価を省略した。

添 2.5.6-3

59

事象発生からの時間 (s)図 1 中性子束, 平均表面熱流束の時間変化(事象発生から 2500 秒後まで)

事象発生からの時間 (s)図 2 炉心流量の時間変化(事象発生から 2500 秒後まで)
添 2.5.6-460

事象発生からの時間 (s)図 3 原子炉蒸気流量, 給水流量の時間変化(事象発生から 2500 秒後まで)

1. 逃がし安全弁(%)
2. 原子炉隔離時冷却系(RCIC) (%)
3. 高圧炉心注水系(HPCF)(%)

事象発生からの時間 (s)※※ 100%は定格給水流量(7.64×103 t/h)を示す。

図 4 逃がし安全弁, 原子炉隔離時冷却系(RCIC), 高圧炉心注水系(HPCF)の流量の時間変化(事象発生から 2500 秒後まで)
添 2.5.6-561

事象発生からの時間 (s)図 5 原子炉圧力, 原子炉水位(シュラウド外水位)の時間変化(事象発生から 2500 秒後まで)

事象発生からの時間 (s)図 6 サプレッションプールの水温, 格納容器圧力の時間変化(事象発生から 2500 秒後まで)
添 2.5.6-6

62添付資料 2.5.7
高圧炉心注水系及び原子炉隔離時冷却系の運転可能性に関する水源の水温の影響

今回の評価では，事象発生から24秒後に高圧炉心注水系の水源がサプレッションプール
水位上昇によって，34秒後に原子炉隔離時冷却系の水源がサプレッションプール水位上昇
及びドライウェル圧力高信号(13.7 kPa[gage])によって，復水貯蔵槽からサプレッションプ
ールに自動で切り替わる。高圧炉心注水系及び原子炉隔離時冷却系による注水開始は事象発生から約1分程度経過した時点であるため，高圧炉心注水系及び原子炉隔離時冷却系の水源をサプレッションプールとして評価している。
本事象では，サプレッションプールの水源が事象発生と同時に急激に上昇し，事象発生か
ら3分程度で77℃，11分程度で100℃を上回り，最高113℃まで上昇する。原子炉隔離時冷却系の最高使用温度は77℃，高圧炉心注水系の最高使用温度は100℃であることから，評価上，最高使用温度を上回る温度領域での運転を設定している。このため，原子炉隔離時冷却系，
高圧炉心注水系について，今回の温度領域での運転の健全性を検討する。
(1) 高圧炉心注水系の運転可能性に関する検討
高圧炉心注水系の水源をサプレッションプールとした場合，サプレッションプールの温度上昇に伴うポンプのキャビテーションが想定されるものの，サプレッション・チェンバ内
が飽和蒸気圧条件となることから，NPSHの観点では高圧炉心注水系の運転継続に問題ないものと考える。
また，今回の評価では，一部を除いて運転員の操作に，起点となる事象の発生から600秒の時間余裕を見込むこととしている。高圧炉心注水系は事象発生から24秒後に水源が復水貯蔵槽からサプレッションプールに自動で切り替わるが，この自動切り替えから600秒後に高圧炉心注水系及び原子炉隔離時冷却系の水源をサプレッションプールから復水貯蔵槽に切り替える操作を想定する場合，切り換え時点の温度は100℃未満であるため，高圧炉心注
水系を最高使用温度未満運転した場合の評価となる。なお，評価結果は添付資料2.5.5の通りであり，判断基準を下回ることを確認している。
(2) 原子炉隔離時冷却系の運転可能性に関する検討
原子炉隔離時冷却系については，事象発生から 3 分程度でサプレッションプールの水温が原子炉隔離時冷却系の最高使用温度である 77℃を超えるため，サプレッションプール
から復水貯蔵槽への水源切り替え操作への期待については考慮していない。
なお，サプレッションプールの水温が 77℃を超えた場合に原子炉隔離時冷却系が停止すると仮定した場合について評価したところ，サプレッションプールの水温は原子炉隔離時冷却系が運転を継続するとした場合に比べて緩やかに上昇し，かつ，最高温度も低く抑えられることを確認した。評価結果を図 1 から図 6 に示す。また，評価結果のまとめを表
添 2.5.7-1

63

1 に示す。
また，福島第一原子力発電所 2 号炉では，平成 23 年 3 月 11 日に発生した事故の際，サプレッションプールを水源とした状態で長時間運転を継続している。福島第一原子力発
電所 2 号炉の原子炉隔離時冷却系がサプレッションプールを水源として運転していた期間(平成 23 年 3 月 12 日 5 時から 14 日 9 時頃)のサプレッションプールの温度は，ドライウ
ェル圧力を水蒸気の飽和温度と考える場合，今回の評価での最高温度である 113℃を超えていたものと推定され，また，平成 23 年 3 月 14 日 7 時に計測されたサプレッションプ
ールの温度も 146℃であったことから，原子炉隔離時冷却系は，サプレッションプールの温度が 113℃程度であったとしても，運転を継続できる可能性があると考える。
以上

添 2.5.7-264

表1 水源切替操作及び原子炉隔離時冷却系の運転状態による判断基準への影響

項目

感度解析
ベースケース(水源切替操作有,(水源切替操作無,
サプレッションプール
原子炉隔離時冷却
温度77℃で原子炉隔離
系の運転継続)時冷却系の運転停止)

判断基準

燃料被覆管最高温度(°C)

約 910

約 920

1200°C以下

燃料被覆管の酸化量(%)

－

1%以下

酸化反応が著しくなる前の被覆管厚さの15%以下

原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力(MPa[gage])

－※

9.08

10.34 MPa[gage](最高使用圧力の1.2 倍)を下回る

原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力(MPa[gage])

0.15

0.19

0.62 MPa[gage](限界圧力)を下回る

原子炉格納容器バウンダリの温度(サプレッションプール水温(°C))

104

113

200°C (限界温度)を下回る※ 原子炉隔離時冷却系の運転停止前に最大値を示すパラメータであることから，評価を省略した。

添 2.5.7-3

65

事象発生からの時間 (s)図 1 中性子束, 平均表面熱流束の時間変化(事象発生から 2500 秒後まで)

事象発生からの時間 (s)図 2 炉心流量の時間変化(事象発生から 2500 秒後まで)

添 2.5.7-4

66

事象発生からの時間 (s)図 3 原子炉蒸気流量, 給水流量の時間変化(事象発生から 2500 秒後まで)

1. 逃がし安全弁(%)
2. 原子炉隔離時冷却系(RCIC) (%)
3. 高圧炉心注水系(HPCF)(%)

事象発生からの時間 (s)※※ 100%は定格給水流量(7.64×103 t/h)を示す。

図 4 逃がし安全弁, 原子炉隔離時冷却系(RCIC), 高圧炉心注水系(HPCF)の流量の時間変化(事象発生から 2500 秒後まで)

添 2.5.7-567

事象発生からの時間 (s)図 5 原子炉圧力, 原子炉水位(シュラウド外水位)の時間変化(事象発生から 2500 秒後まで)

事象発生からの時間 (s)図 6 サプレッションプールの水温, 格納容器圧力の時間変化(事象発生から 2500 秒後まで)

添 2.5.7-6

68添付資料 2.5.8
外部電源の有無による評価結果への影響
1. はじめに
今回の評価では，外部電源は喪失しない条件としており，給水系の機能や再循環ポンプの機能は喪失しない。ここでは，外部電源が喪失した場合を仮定し，外部電源の有無が評価結果に与える影響を確認した。
2 .評価条件
今回の申請において示した解析ケース(以下，「ベースケース」という。)の評価条件に対して，外部電源の有無以外は，ベースケースにおける評価条件と同等である。
3. 評価結果
評価結果を図1から図12に示す。また，評価結果のまとめを表1に示す。
主蒸気隔離弁の閉動作開始と同時に，外部電源が喪失するため，MGセットがついていな
い4台の再循環ポンプがトリップし，その後，MGセット付きの再循環ポンプ6台が3秒後にトリップする。これにより，ベースケースに比べて出力上昇が抑えられることから，事象初期の出力上昇による被覆管温度の上昇は，ベースケースの一次ピーク(約770 °C)以下に抑えられる。原子炉圧力については，主蒸気隔離弁閉鎖による上昇後，逃がし弁の開動作により低下する。炉心流量減少により原子炉出力が低下するため，原子炉バウンダリ圧力の最大値
はベースケースと比べて低くなる。
また，外部電源喪失により給水流量が喪失して原子炉水位は低下する。水位の低下に伴い出力が低下することから，ベースケースで見られた給水加熱喪失状態による出力上昇は発生しない。サプレッション・チェンバへ放出される蒸気量もベースケースと比較して少ないことにより，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力，温度の最大値はベースケースと比べて低くなる。
4. まとめ外部電源の有無による評価結果への影響を確認した結果，全ての判断基準パラメータについて，ベースケースよりも低い値を示した。
また，外部電源が有ることにより使用可能となる給水系，再循環ポンプについては，これらの機能が有る方が事象は厳しくなることから，重大事故等対処設備として位置付ける必
要はない。
以上

添 2.5.8-1

69

表1 外部電源の有無による判断基準への影響
項目

感度解析(外部電源有)ベースケース(外部電源無)判断基準

燃料被覆管最高温度(°C)

約 690

約 920

1,200 °C以下

燃料被覆管の酸化量(%)

1%以下

1%以下

酸化反応が著しくなる前の被覆管厚さの15%以下

原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力(MPa[gage])

8.42

9.08

10.34 MPa[gage](最高使用圧力の1.2 倍)を下回る

原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力(MPa[gage])

0.08

0.19

0.62 MPa[gage](限界圧力)を下回る

原子炉格納容器バウンダリの温度(サプレッションプール水温(°C))

85

113

200 °C(限界温度)を下回る

添 2.5.8-270

事象発生からの時間 (s)図1 中性子束の時間変化(事象発生から250秒後まで)

事象発生からの時間 (s)

図2 炉心流量の時間変化(事象発生から250秒後まで)

71

添 2.5.8-3

事象発生からの時間 (s)図3 原子炉蒸気流量, 給水流量の時間変化(事象発生から250秒後まで)

1. 逃がし弁流量(%)
2. 原子炉隔離時冷却系(RCIC) (%)
3. 高圧炉心注水系(HPCF)(%)
4. 逃がし弁流量(%)
5. 原子炉隔離時冷却系(RCIC) (%)
6. 高圧炉心注水系(HPCF)(%)

事象発生からの時間 (s)※※ 100%は定格給水流量(7.64×103 t/h)を示す。

図 4 逃がし安全弁，原子炉隔離時冷却系(RCIC), 高圧炉心注水系(HPCF)の流量の時間変化(事象発生から250秒後まで)
添 2.5.8-4

72

事象発生からの時間 (s)図 5 原子炉圧力, 原子炉水位(シュラウド外水位)の流量の時間変化(事象発生から 250 秒後まで)

事象発生からの時間 (s)図6 燃料被覆管温度(PCT)の時間変化(事象発生から400秒後まで)

73

添 2.5.8-5

事象発生からの時間 (s)図7 中性子束の時間変化(事象発生から2500秒後まで)

事象発生からの時間 (s)

図8 炉心流量の時間変化(事象発生から2500秒後まで)

添 2.5.8-674

事象発生からの時間 (s)図9 原子炉蒸気流量, 給水流量の時間変化(事象発生から2500秒後まで)

1. 逃がし弁流量(%)
2. 原子炉隔離時冷却系(RCIC) (%)
3. 高圧炉心注水系(HPCF)(%)
4. 逃がし弁流量(%)
5. 原子炉隔離時冷却系(RCIC) (%)
6. 高圧炉心注水系(HPCF)(%)

事象発生からの時間 (s)※※ 100%は定格給水流量(7.64×103 t/h)を示す。

図 10 逃がし安全弁，原子炉隔離時冷却系(RCIC), 高圧炉心注水系(HPCF)の流量の時間変化(事象発生から2500秒後まで)

75

添 2.5.8-7

事象発生からの時間 (s)図 11 原子炉圧力, 原子炉水位(シュラウド外水位)の流量の時間変化(事象発生から2500秒後まで)

事象発生からの時間 (s)図12 サプレッションプールの水温, 格納容器圧力の時間変化(事象発生から2500秒後まで)
添 2.5.8-8

76

2.7 格納容器バイパス(インターフェイスシステム LOCA)
2.7.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策(1)事故シーケンスグループ内の事故シーケンス
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス(インターフェイスシステム LOCA)」において，炉心損傷防止対策の有効性を確認する事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評
価項目の設定」に示すとおり，「インターフェイスシステム LOCA」(インターフェイスシス
テム LOCA の発生後，隔離できないまま炉心損傷に至るシーケンス)である。
(2)事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス(インターフェイスシステム LOCA)」では，原子炉冷却材圧力バウンダリと接続された系統で，高圧設計部分と低圧設計部分のインターフェイスとなる配管のうち，隔離弁の故障等により低圧設計部分が過圧され破断する事象を想定する。このため，緩和措置が取られない場合には，炉心損傷に至る。
したがって，本事故シーケンスグループでは，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系により炉心を冷却することによって炉心の著しい損傷の防止を図り，また，インターフェイス
システム LOCA の発生箇所を隔離することによって，格納容器外への原子炉冷却材の流出の防止を図る。
(3)炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス(インターフェイスシステム LOCA)」における機能喪失に対して，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系を用いた原子炉注水，残留熱除去系を用いた除熱を整備する。
これらの対策の概略系統図を図 2.7.1 から図 2.7.3 に，手順の概要を図 2.7.4に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と手順の関係を表 2.7.1 に示す。
本事故シーケンスグループにおける 6 号炉及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 11 名である。その内訳は次の通りである。中央制御室の運転員は，中央監視・指示を行う当直長 1 名(6 号炉及び 7号炉兼任)，当直副長 2 名，運転操作を行う運転員 4 名の合計 7 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員 4 名である。必要な要員と作業項目について図 2.7.5 に示す。
a. インターフェイスシステム LOCA 発生
高圧炉心注水系の電動弁開閉試験にて，原子炉注入逆止弁が故障により開固着しており，原子炉注入電動弁が誤動作した場合，高圧炉心注水系の低圧設計のポンプ吸込配管が過圧され破断することで，インターフェイスシステム LOCA が発生する。

2-7-1

77

b. 外部電源喪失及び原子炉スクラム確認
事象発生後に外部電源喪失となり，炉心流量急減信号が発生して原子炉はスクラムする。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等である。
c. 高圧注水系による原子炉注水
原子炉スクラム後，原子炉水位は低下を継続し，原子炉水位低(レベル 2)で原子炉隔離時冷却系，原子炉水位低(レベル 1.5)で高圧炉心注水系が起動する。
高圧注水系の起動を確認するために必要な計装設備は，各系統流量指示計等である。
主蒸気隔離弁は，原子炉水位低(レベル 1.5)で全閉するが，破断口から冷却材の流出が継続しているため，原子炉圧力は低下を継続する。
高圧注水系により原子炉注水は実施されるが，破断口から冷却材の流出が継続しているため原子炉水位は低下を継続し，原子炉水位低(レベル 1)で低圧注水系が起動する。
d. 原子炉水位維持及び破断箇所隔離
原子炉圧力低下に伴い，健全側高圧炉心注水系の流量が増加し原子炉水位は回復す
るが，破断箇所からの漏えい抑制のため，破断箇所の隔離が終了するまで原子炉水位
は高圧炉心注水系ノズル位置以下で維持する。
原子炉水位維持を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位計及び各系統流量指示計等である。
破断箇所の隔離は，中央制御室または格納容器外での破断系統の弁閉止操作により実施する。
e. 破断箇所隔離後の水位維持及び残留熱除去系による除熱
破断箇所の隔離が成功すると，崩壊熱により原子炉圧力は上昇する。高圧注水系に
より原子炉水位を原子炉水位低(レベル 3)から原子炉水位高(レベル 8)の間で維持する。
原子炉水位維持を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位計及び各系統流量指示計等である。
残留熱除去系によるサプレッション・チェンバ・プール水冷却モード運転開始後，原子炉を減圧する。原子炉減圧後，原子炉停止時冷却モード運転を開始し，原子炉を冷温停止状態に移行する。
サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード運転を確認するために必要な計装設備は，サプレッションプール水温度計等である。
原子炉停止時冷却モード運転を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系熱交換器入口温度計等である。

2-7-2

78

2.7.2 炉心損傷防止対策の有効性評価(1)有効性評価の方法
重要事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，原子炉冷却材圧力バウンダリと接続された系統で，高圧設計部分と低圧設計部分とのインターフェイスが，直列に設置された 2 つの隔離弁のみで隔離された系統において，隔離弁が両弁ともに破損または誤開することで，低圧設計部分が加圧される「インターフェイスシステム
LOCA」を選定した。
本重要事故シーケンスでは，炉心崩壊熱，燃料から冷却材への熱伝達，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系を用いた原子炉注水，残留熱除去系を用いた除熱等が重要な現象となる。よって，これらの現象を適切に評価することが可能である長期間熱水力過渡変化解析
コードＳＡＦＥＲにより原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温度等の過渡応答を求める。
(2)有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を表 2.7.2 に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
ａ．事故条件(a)起因事象
破断箇所は，運転中に弁の開閉試験を実施する系統のうち最も配管径が大きい高圧
炉心注水系の吸込配管とし，高圧炉心注水系スパージャから破断口に至る経路のうちで面積の最も小さい高圧炉心注水系スパージャノズル部において臨界流が生じる。
(b)安全機能の喪失に対する仮定
インターフェイスシステム LOCA が発生した場合には，冷却材流出の防止のため，原子炉減圧操作を実施する手順としているが，本評価においては，減圧操作は実施しない。
(c)外部電源
外部電源は事象発生と同時に喪失することとし，非常用ディーゼル発電機によって給電を行うものとする。
ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a)原子炉スクラム信号
原子炉の自動停止は，事象発生と同時に想定している外部電源喪失に起因する再循
環ポンプトリップに伴う「炉心流量急減」信号によるものとする。
(b)原子炉隔離時冷却系
原子炉隔離時冷却系が原子炉水位低(レベル 2)で自動起動し，182m3/h(8.12～
1.03MPa[dif]において)の流量で給水するものとする。

2-7-3

79

(c)高圧炉心注水系
高圧炉心注水系が原子炉水位低(レベル 1.5)で自動起動し，727m3/h(0.69MPa[dif]において)の流量で給水するものとする。
ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 解析においては，事象進展の厳しさの観点から，高圧炉心注水系の破断箇所隔離は想定していないが，高圧炉心注水系の破断箇所隔離は，事象発生後10分間のプラン
ト状況確認後とし，操作時間として5分間を想定している。
(3)有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位(シュラウド内及びシュラウド内外)※，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流出量，原子炉内保有水量の推移を図 2.7.6 から
図 2.7.11 に，燃料被覆管温度，高出力燃料集合体のボイド率，炉心下部プレナム部のボイド率の推移を図 2.7.12 から図 2.7.14 に示す。
a. 事象進展
事象発生後に外部電源喪失となり，炉心流量急減信号が発生して原子炉はスクラムする。
原子炉水位低(レベル 2)で原子炉隔離時冷却系が起動し，原子炉水位低(レベル 1.5)で高圧
炉心注水系が起動する。
再循環ポンプについては，外部電源喪失により，事象発生と共に 10 台全てがトリップする。主蒸気隔離弁は，原子炉水位低(レベル 1.5)で全閉する。
破断口から冷却材の流出により原子炉水位が低下するが，原子炉隔離時冷却系及び高圧
炉心注水系による原子炉注水が開始すると回復し，原子炉水位は有効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心は冠水維持される。
炉心を冠水維持しつつ，破断箇所の特定及び隔離を行う。破断箇所の隔離は，中央制御室
又は格納容器外での破断系統の弁閉止の操作を実施する。
(添付資料 2.7.1,添付資料 2.7.2)
高出力燃料集合体のボイド率は，配管破断による減圧に伴い増加し，原子炉隔離時冷却系が停止すると，ボイド率は増加する。減圧が完了すると，炉心下部プレナム部から未飽和水が流入し，ボイド率は低下する。その後は，高圧炉心注水系による注水によりボイド率は増減する。
炉心下部プレナム部のボイド率は，配管破断による原子炉減圧に伴い増加し，減圧が完了すると低下する。
その後は，残留熱除去系を用いた除熱手順に従い，冷温停止状態に移行することができる。

2-7-4

80

※シュラウド内側は，炉心部から発生するボイドを含んだ二相水位を示しているため，シュラウド外側の水位より，見かけ上高めの水位となる。一方，非常用炉心冷却系起動信号及び運転員が確認を行う原子
炉水位はシュラウド外側の水位であることから，シュラウド内外の水位を合わせて示した。

b. 評価項目等
燃料被覆管の最高温度は図 2.7.12 に示すとおり，初期値を上回ることなく，また，燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの約 1％以下であり，15%以下となる。
原子炉圧力は図 2.7.6 に示すとおり，初期値以下であり，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差(高々約 0.3MPa)を考慮しても，最高使用圧力の 1.2 倍(10.34MPa[gage])を十分下回る。
原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度の最大値は，通常停止で経験する範囲と同程度であり，限界圧力及び限界温度に対して十分低く抑えられる。
事象発生約 15 分後に漏えいが停止し，高圧炉心注水系及び原子炉隔離時冷却系による注
水継続により，炉心の冷却が維持される。その後は，残留熱除去系による除熱を開始することで安定停止状態を維持できる。
(添付資料 2.7.3)
2.7.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作
時間余裕を評価するものとする。
格納容器バイパス(インターフェイスシステム LOCA)では，原子炉冷却材圧力バウンダリと接続された系統で，高圧設計部分と低圧設計部分のインターフェイスとなる配管のうち，隔離弁の故障等により低圧設計部分が過圧され破断し，格納容器外への原子炉冷却材の流出が特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，高圧炉心注水系の破断箇所隔離操作とする。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
添付資料 2.7.4 参照
ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
添付資料 2.7.4 参照

2-7-5

81

(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，表2.7.2に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくな
るような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項
目に関する影響評価の結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
添付資料2.7.4参照(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
添付資料2.7.4参照
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の６要因に分類
し，これらの要因が解析上の操作開始時間に与える影響を評価する。また，操作の不確かさが操作開始時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 操作の不確かさが操作開始時間に与える影響
添付資料2.7.4参照(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
添付資料2.7.4参照(3) 操作時間余裕の把握
操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認する。
（添付資料2.7.4）(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有

2-7-6

82

効性が確認できる範囲内において，操作時間には十分な時間余裕がある。また，要員の配置による他の操作に与える影響はない。
2.7.4 必要な要員及び資源の評価(1)必要な要員の評価
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス(インターフェイスシステムLOCA)」において，6号炉及び7号炉同時の重大事故等対策時に必要な要員は，「2.7.1(3)炉心損傷防止対策」に示すとおり11名であり，当直長，当直副長，運転員及び緊急時対策要員の51名で対処可能である。
(2)必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス(インターフェイスシステムLOCA)」において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価を行い，その結果を以下に示す。
ａ．水源
インターフェイスシステム LOCA の発生後，隔離までの時間を約 15 分とした場合，溢水量は約 500m3 となる。6 号炉及び 7 号炉の同時被災を考慮すると，溢水量は合計約 1000m3 となる。原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による炉心注水の水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約 1,700m3 及び号炉共用設備である淡水貯水池に約 18,000m3 の水を保有していることから，6 号炉及び 7 号炉の同時被災を考慮した場合も，注水によって復水貯蔵槽が枯渇することなく，必要な水量が確保可能であり，7 日間の継続実施が可能である。
ｂ．燃料
非常用ディーゼル発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定して，7日間の運転継続に号炉あたり約750,960Lの軽油が必要となる。
6 号炉及び 7 号炉の各軽油タンクで軽油約 1,020,000L(発電所内で軽油約 5,344,000L)の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給について，7 日間の継続が可能である。
(添付資料 2.7.5)
c．外部電源
外部電源は事象発生と同時に喪失することとし，非常用ディーゼル発電機によって給電を行うものとする。

2-7-7

83

2.7.5 結論
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス(インターフェイスシステム LOCA)」では，原子炉冷却材圧力バウンダリと接続された系統で，高圧設計部分と低圧設計部分のインターフェイスとなる配管のうち，隔離弁の故障等により低圧設計部分が過圧され破断し，格納容器外への原子炉冷却材の流出が特徴である。事故シーケンスグループ｢格納容器バイパス(インターフェイスシステム LOCA)｣に対する炉心損傷防止対策としては，短期対策として原
子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系を用いた原子炉注水，長期対策として残留熱除去系を用いた除熱を整備している。
事故シーケンスグループ｢格納容器バイパス(インターフェイスシステムLOCA)｣の重要事
故シーケンス「インターフェイスシステムLOCA」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系を用いた原子炉注水，残留熱除去系を用いた除熱により，炉心損傷することはない。
その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力，原
子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。また，長期的には安定停止状態を維持できる。
解析コード及び解析条件の不確かさについて操作への影響を含めて確認した結果，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，当直長，当直副長，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，事故シーケンスグループ「格納容器バイパス(インターフェイスシス
テムLOCA)」において，炉心損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「格納容器バイパス(インターフェイス
システムLOCA)」に対して有効である。

2-7-8

84

非常用ディーゼル発電機

原子炉格納容器
復水貯蔵槽

外部電源

Gen

※３
逃がし安全弁主タービン系へ
給水系
より
開固着

※２
※１
※３

※１
誤開放

C

原子炉圧力容器
高圧代替注水系ポンプ

高圧炉心注水系ポンプ
破断箇所

※２

B
高圧炉心注水系ポンプ※４

原子炉隔離時冷却系ポンプ

A

B(C)

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ※４

重大事故等対策概略系統図（原子炉隔離時冷却系＆高圧炉心注水系）

図 2.7.1 格納容器バイパス(インターフェイスシステム LOCA)時の重大事故等対策の概略系統図(1/3)

非常用ディーゼル発電機

原子炉格納容器
復水貯蔵槽

外部電源

Gen

※３
逃がし安全弁主タービン系へ
給水系
より
開固着

※２
※１
※３

※１
誤開放

C

原子炉圧力容器
高圧代替注水系ポンプ

高圧炉心注水系ポンプ
破断箇所

※２

B

※４

高圧炉心注水系ポンプ

原子炉隔離時冷却系ポンプ

A

B(C)

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ※４

重大事故等対策概略系統図（原子炉隔離時冷却系＆高圧炉心注水系＆サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）

図 2.7.2 格納容器バイパス(インターフェイスシステム LOCA)時の重大事故等対策の概略系統図(2/3)

2-7-9

85

非常用ディーゼル発電機

原子炉格納容器
復水貯蔵槽
隔離操作弁

外部電源

Gen

逃がし安全弁開固着

主タービン系へ

給水系
より

原子炉圧力容器

破断箇所

B
高圧炉心注水系ポンプ

C
B(C)

高圧炉心注水系ポンプ

A

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ

重大事故等対策概略系統図（高圧炉心注水系＆サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード＆原子炉停止時冷却モード）

図 2.7.3 格納容器バイパス(インターフェイスシステム LOCA)時の重大事故等対策の概略系統図(3/3)

2-7-1086

2-7-11

87

※７

※８

※１０

※１１

原子炉圧力静定後
上昇傾向確認

原子炉水位を
レベル３～レベル８で維持

Ｙｅｓ

中央制御室からの遠隔隔離操作成功

中央制御室からの遠隔操作による
高圧炉心注入隔離弁「全閉」

原子炉水位を
レベル１～レベル１．５で維持

中央制御室での逃がし安全弁「８弁」
による
原子炉急速減圧

ＩＳＬＯＣＡ発生を確認

残留熱除去系自動起動を確認 ※６
最小流量運転確認「原子炉水位低（レベル１）」
低圧注水機能設備作動値に到達

原子炉水位低下継続確認

高圧炉心注水系自動起動確認 ※５
原子炉注水流量確認「原子炉水位低（レベル１．５）」
高圧注水機能設備作動値に到達

原子炉水位低下継続確認

Ｙｅｓ

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認

原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認
※４

Ｎｏ

Ｎｏ

※１１

格納容器内にて
高圧炉心注入系手動隔離弁「全閉」

格納容器窒素ガスパージ操作

Ｎｏ

※９

：判断
：シナリオ上考慮しない操作・判断結果：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：プラント状態

高圧炉心注入ポンプ
復水貯蔵槽側吸込弁「全閉」

復水貯蔵槽水源ポンプ
水源切替：緊急時対策要員（現場）
のみの作業

Ｎｏ

炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する

炉心損傷無し継続確認：操作・確認（運転員のみの作業）

高圧炉心注入ポンプ
サプレッションプール吸込弁「全閉」

Ｙｅｓ

復水貯蔵槽側吸込弁「閉」

中央制御室からの遠隔操作による
高圧炉心注入ポンプ吸込弁「全閉」

補足３
サプレッションプール水位高による水源切替設定値は「＋５０mm」
タンクテーブルより「５．１８m3／ｃｍ」×「５０mm」＝「２５．９m3」
最小流量運転によるサプレッションプールへの流入量
・高圧炉心注水系
Ｋ６：９０m3/h Ｋ７：８０m3/h
・原子炉隔離時冷却系 Ｋ６：５０m3/h Ｋ７：３６m3/h
両系統とも、最小流量運転になった場合「Ｋ－６：約１１分 Ｋ－７：約１３分」
で水源切替設定値「＋５０mm」に至る。

補足２
ＩＳＬＯＣＡ発生時の漏洩量抑制のため圧力容器への注水ノズルの高さ以下に維持することが好ましい。
下記に各ノズル高さと原子炉水位の基準を示す。
レベル２ ・・・・・・・・・・・・・・・・・－５９０mm
給水ノズル・・・・・・・・・ ・・・・・・－６２９mm
低圧炉心注水ノズル ・・・・・・・－１３２１mm
高圧炉心注水ノズル ・・・・・・・・－１９３０mm
レベル１．５ ・・・・・・・・・・・・・・・－２０４０mm
レベル１ ・・・・・・・・・・・・・・・・・－２８８０mm
有効燃料棒頂部(ＴＡＦ)・・・・・・・－３１９０mm

図 2.7.4 格納容器バイパス(インターフェイスシステム LOCA)時の対応手順の概要

凡例（ポンプ水源側）

残留熱除去系による
サプレッションプール水冷却開始

高圧炉心注水系により原子炉水位を維持し、サプレッション・チェンバ・プール水冷却モードを継続する。原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする。
原子炉建屋内のサーベイを実施し、漏洩水を排水処理する。

原子炉水位を
レベル３～レベル８で維持

Ｙｅｓ

電動弁手動操作による隔離操作成功原子炉建屋内にて電動弁手動操作による
高圧炉心注入隔離弁「全閉」

高圧炉心注水系からの漏えい停止操作実施

原子炉圧力低下継続確認

主蒸気隔離弁自動「全閉」確認

補足１
ＩＳＬＯＣＡ発生は以下のパラメータにより確認する。
・高圧注水系の注水継続でも原子炉水位の上昇が見られない・・・・・・・・ＬＯＣＡ事象と確認
・原子炉隔離状態にも関わらず原子炉圧力の低下が継続する・・・・・・・・ＬＯＣＡ事象と確認
・原子炉圧力の低下に比べ格納容器圧力・温度の上昇が少ない・・・・・・格納容器外での漏えいと確認
・高圧炉心注水系の系統過圧が運転員の対応なしに低下している・・・・・高圧炉心注水系統での漏えいが考えられる
・高圧炉心注水ポンプ室床漏えい警報発生・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・高圧炉心注水ポンプ室内での漏えいが考えられる
・原子炉建屋サンプポンプ運転頻度増加・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・原子炉建屋内での漏えいが考えられる
・原子炉建屋各放射線モニタ指示値上昇・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・原子炉建屋内での一次系統水の漏えいが考えられる※１１ 原子炉水位計（広帯域）を確認し、原子炉水位をＬ３～Ｌ８に維持をする。

※１０ 原子炉隔離が完了するため原子炉圧力の低下が止まり、上昇傾向に変わる。

※９ 原子炉水位の維持操作中に、原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の最小流量バイパス弁によりサプレッション
プール水位が上昇し、高圧炉心注水系の水源は復水貯蔵槽からサプレッションプールに切り替わる。（補足３） また、原子炉
水位低（レベル１．５）信号発生により、原子炉隔離時冷却系の水源もサプレッションプールに切り替わる。

※８ ＩＳＬＯＣＡによる漏洩量抑制のため、隔離操作が完了するまで原子炉水位計（広帯域）を確認し、原子炉水位を「レベル１～レベル１．５」を維持する。（補足２）※７ 複数のパラメータによりＩＳＬＯＣＡ発生を確認する（補足１）※６ 中央制御室にて機器ランプ表示、ポンプ吐出圧力指示計等にて起動を確認する。
原子炉圧力が高いため注入弁は開かず最小流量運転となる。

（原子炉圧力容器側）※３※５ 中央制御室にて機器ランプ表示、ポンプ吐出圧力指示計等にて起動を確認する。

※４ 中央制御室にて機器ランプ表示、タービン回転数、ポンプ吐出圧力、流量指示計等により起動を確認する。

※３ ＩＳＬＯＣＡ事象発生により系統圧力が低下し警報がクリアする。

※２ シナリオ解析上、高圧炉心注水系の系統過圧対応として、高圧炉心注入隔離弁の閉操作と同時に外部電源喪失が発生し当該弁の電源が喪失する。非常用ディーゼル発電機により電源が復旧しても１０分後から隔離操作を開始することとする。また、ＩＳＬＯＣＡ事象も発生することとする。

※１ 高圧炉心注水ポンプ吸込圧力計は現場計器のため、中央制御室で監視できる高圧炉心注水ポンプ吐出圧力計指示が通常値を超えた事で「系統過圧」であると判断できる。

中央制御室での逃がし安全弁「８弁」
による
原子炉急速減圧

ISLOCA発生確認による
原子炉急速減圧は解析上考慮せず

高圧炉心注水ポンプ吸込圧力低によりトリップ確認

高圧炉心注水系自動起動確認（ＩＳＬＯＣＡ発生側）

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず

高圧代替注水系 起動

非常用ディーゼル発電機運転状態確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認「原子炉水位低（レベル２）」
高圧給水機能設備作動値に到達

非常用ディーゼル発電機自動起動確認
非常用高圧系統（６．９ｋｖ）復旧確認「ＨＰＣＦポンプ吸込圧力高」
警報クリア

炉心流量急減外部電源喪失ＩＳＬＯＣＡ発生※２※１

本評価においては、高圧炉心注水系のＩＳＬＯＣＡ事
象を想定しているが、残留熱除去系等においてＩＳＬ
ＯＣＡ事象が発生した場合，同様の対応を取ることにより事象を収束させることができる。

高圧注水系により原子炉水位を維持し、サプレッション・チェンバ・プール水冷
却モード起動後原子炉を減圧する。減圧後、原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする。
原子炉建屋内のサーベイを実施し、漏洩水を排水処理する。

（約１５分後）（約１０分後）（約１８０秒後）（約１２０秒後）（約６０秒後）（約０分）（解析上の時間）

高圧炉心注水ポンプ吐出圧力上昇確認
系統過圧発生確認

高圧炉心注入隔離弁全開試験時「ＨＰＣＦポンプ吸込圧力高」警報発生

定例試験開始「高圧炉心注水系電動弁手動全開全閉試験」

コメント No.審査-254,255 に対するご回答

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

経過時間（分）
２

４

６

８

10

12

14

16

18

20

22

事象発生
原子炉スクラム
約60秒 原子炉水位低（レベル２）

実施箇所・必要人員数

約120秒 原子炉水位低（レベル1.5）

操作項目

操作の内容
運転員
（中操）
６号

運転員
（現場）
７号

６号

約180秒 原子炉水位低（レベル１）
プラント状況判断

緊急時対策要員（現場）
７号

６号

約15分 高圧炉心注水系からの漏えい停止

７号
・高圧炉心注水系吸込配管破断確認

・外部電源喪失確認

・原子炉スクラム・タービントリップ確認

・非常用ディーゼル発電機 自動起動確認
２人
Ａ,Ｂ

状況判断

２人
a,b

－

－

－

－

10分
・原子炉隔離時冷却系 自動起動確認
・高圧炉心注水系（健全側）
自動起動確認・高圧炉心注水系（不具合発生側）
自動起動／機能喪失確認
・残留熱除去系

高圧炉心注水系からの漏えい停止操作

（１人）

（１人）

Ａ

a

－

－

－

－

・高圧炉心冷却系

自動起動確認５分

電動弁閉操作「レベル１～レベル１．５」維持
・原子炉隔離時冷却系「レベル３～レベル８」維持
原子炉水位調整操作

（１人）

（１人）

Ａ

a

－

－

－

－
「レベル１～レベル１．５」維持・高圧炉心注水系（健全側）「レベル３～レベル８」維持

残留熱除去系 運転モード切替操作

必要人員数 合計

（１人）

（１人）

Ａ

a

２人
Ａ,Ｂ

２人
a,b

・低圧注水モード
－

－

０人

０人

－

－

サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード→サプレッション・チェンバ・プール水
冷却モード

０人

（ ）内の数字は他の作業終了後、移動して対応する人員数。

図 2.7.5 格納容器バイパス(インターフェイスシステム LOCA)時の作業と所要時間

2-7-12

88

24

備考

10

（最大値：約 7.07MPa[gage]）
高圧炉心注水系配管破断
による減圧

8
原
子

6

炉
圧
4
力
（MPa[abs]）2

主蒸気隔離弁
閉鎖による
圧力上昇

0
0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK7HPC99AECGR000

図 2.7.6 原子炉圧力の推移

20

15

（

原
子
炉
水
位

）

シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
水
位

高圧炉心注水系スパージャ・ノズル部
で水位が維持炉心上部プレナム
10

有効燃料棒頂部
高出力燃料集合体
有効燃料棒底部

5（ｍ）

炉心下部プレナム

0
0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK7HPC99AECGR000

図 2.7.7 原子炉水位の推移
2-7-13

89

20

原
子
炉
水
位

15

炉心上部プレナム

（

レベル 8
レベル 3
レベル 2

シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
外
水
位

レベル 1.5
レベル 1
有効燃料棒頂部

10

高出力燃料集合体
シュラウド外有効燃料棒底部）

5

炉心下部プレナム
（ｍ）

0
0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK7HPC99AECGR000

図 2.7.8 原子炉水位(シュラウド内外水位)の推移

1000

800
注
水

600

高圧炉心注水系

流
量

400

（t/h）

原子炉隔離時冷却系

200

0
0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK7HPC99AECGR000

図 2.7.9 注水流量の推移
2-7-14

90

3000

2500

蒸

2000

気
流

破断により減圧するため

1500

逃がし安全弁及び自動減圧系は不作動

量
（t/h）

1000

500

0
0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK7HPC99AECGR000

図 2.7.10 逃がし安全弁からの蒸気流出量の推移

500

400
原
子
炉
冷
却
材
保
有
水
量

破断による冷却材流出により水量減少
300

200

（ｔ）

減圧完了に伴う未飽和水の増加

注水による
水量回復

100

0
0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK7HPC99AECGR000

図 2.7.11 原子炉内保有水量の推移
2-7-1591

1200（最高温度：約 310℃）
1000
燃
料

800

被
覆
管

600

温
度

400

炉心は冠水維持されているため
燃料被覆管温度は飽和温度を維持

（℃）
200

0
0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK7HPC99AECGR000

図 2.7.12 燃料被覆管温度の推移

1.2

減圧完了に伴い下部プレナムからの未飽和水流入によるボイド率低下
1ボ

原子炉隔離時冷却系の停止に伴い集合体下部からの冷却材流入がなくなるためボイド率増加

0.8

イ
ド

0.6

原子炉減圧に伴うボイド率増加

率
（－）

0.4

0.2

0
0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK7HPC99AECGR000

図 2.7.13 高出力燃料集合体のボイド率の推移
2-7-16

92

1.2

1

ボ

0.8

イ
ド

0.6

率
（－）

0.4

減圧完了による
ボイド消滅

原子炉減圧に伴うボイド率増加
0.2

0
0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK7HPC99AECGR000

図 2.7.14 炉心下部プレナム部のボイド率の推移

2-7-1793

94

2-7-18

残留熱除去系による除熱

破断箇所隔離後の水位維持

原子炉水位維持及び破断箇所隔離

高圧注水系による原子炉注水

原子炉スクラム確認

判断及び操作【ＳＡ】：重大事故等対処設備

残留熱除去系熱交換器入口温度計【ＳＡ】

サプレッションプール水温計【ＳＡ】

残留熱除去系系統流量計

減圧後，原子炉停止時冷却モード運転を開始し原子炉を冷温停止状態へ移行する。

原子炉水位系（狭帯域）
残留熱除去系ポンプ

冷却モード運転を開始した後，原子炉を減圧する。原子炉－

原子炉水位計（広帯域）【ＳＡ】
逃がし安全弁残留熱除去系によるサプレッション・チェンバ・プール水

原子炉圧力計【ＳＡ】

高圧炉心注水系系統流量計

原子炉隔離時冷却系系統流量計

原子炉水位計（狭帯域）

高圧炉心注水ポンプ

は原子炉水位低(レベル 3)から原子炉水位高(レベル 8)の間で維持する。

原子炉水位計（広帯域）【ＳＡ】

高圧炉心注水系系統流量計

原子炉隔離時冷却系系統流量計

原子炉水位計（広帯域）【ＳＡ】

残留熱除去系ポンプ吐出圧力計

高圧炉心注水系系統流量計

原子炉隔離時冷却系系統流量計

原子炉圧力計【ＳＡ】

原子炉水位計（広帯域）【ＳＡ】

起動領域モニタ【ＳＡ】

平均出力領域モニタ

計装設備

原子炉隔離時冷却系

－

－

－

－

可搬設備

加する。高圧注水系による原子炉注水を継続し原子炉水位

高圧炉心注水ポンプ

原子炉隔離時冷却系

主蒸気隔離弁残留熱除去系ポンプ

高圧炉心注水ポンプ

原子炉隔離時冷却系－

常設設備

有効性評価上期待する事故対処設備

破断箇所の隔離に成功すると崩壊熱により原子炉圧力は増離する。

気で置換した後に格納容器内の隔離弁を手動で閉止させ隔り実施する。この操作に失敗した場合は，格納容器内を空所の隔離を中央制御室または格納容器外で弁閉止操作によのため高圧炉心注水系ノズル位置以下で維持する。破断箇

加し原子炉水位は回復するが，破断箇所からの漏えい抑制

原子炉圧力低下に伴い，健全側高圧炉心注水系の流量が増する。

は継続し，原子炉水位低(レベル 1)にて低圧注水系が起動

出が継続しているため原子炉水位低下及び原子炉圧力低下

また，主蒸気隔離弁が全閉するが，破断口から冷却材の流ル 1.5)で高圧炉心注水系が起動し原子炉注水を開始する。

位低(レベル 2)で原子炉隔離時冷却系，原子炉水位低(レベ

原子炉スクラム後，原子炉水位は低下を継続し，原子炉水はスクラムすることを確認する。

外部電源喪失により，炉心流量急減信号が発生して原子炉

手順

表 2.7.1 格納容器バイパス(インターフェイスシステム LOCA)における重大事故等対策について

初期条件

2-7-1995

保守性を考慮

約 278℃
約 10℃
9×9 燃料(A 型)
44.0kW/m
ANSI/ANS-5.1-1979(燃焼度 33GWd/t)

炉心入口温度

炉心入口サブクール度

燃料

最大線出力密度

外部水源の温度
事象開始 24 時間以降は 40℃）

50℃（事象開始 12 時間以降は 45℃，

サイクル末期の燃焼度のばらつきを考慮し，10％の52,200t/h

炉心流量

原子炉停止後の崩壊熱設計の最大値として設定

通常運転水位

原子炉水位－

復水移送ポンプ吐出温度を参考に設定

熱平衡計算による値

熱平衡計算による値

定格流量として設定

通常運転時の原子炉水位として設定

定格原子炉圧力として設定

7.07MPa[gage]

原子炉圧力

定格原子炉熱出力として設定－

条件設定の考え方

3,926MWt

SAFER

主要解析条件

原子炉熱出力解析コード

項目

表 2.7.2 主要解析条件格納容器バイパス(インターフェイスシステム LOCA)(1／4)

事故条件

96

2-7-20原子炉減圧機能喪失

外部電源なし外部電源

高圧炉心注水系の吸込配管の破断

主要解析条件

安全機能の喪失に対する仮定

起因事象

項目

外部電源なしを設定

復水系による給水がなく，事象進展が厳しいため，

外部電源の有無を比較し，外部電源なしの場合は給作は実施しないものとして設定

炉心冷却上の事象進展の厳しさから，原子炉減圧操管径が大きいものとして設定

運転中に弁の開閉試験を実施する系統のうち最も配条件設定の考え方

表 2.7.2 主要解析条件(格納容器バイパス(インターフェイスシステム LOCA))(2／4)

重大事故等対策に関連する機器条件

高圧炉心注水系

原子炉隔離時冷却系

原子炉スクラム信号項目

727m3/h(0.69MPa[dif]において)にて注水

原子炉水位低(レベル 1.5)にて自動起動て注水

182m3/h(8.12～1.03MPa[dif]において)に

原子炉水位低(レベル 2)にて自動起動(応答時間：0.05 秒)

炉心流量急減主要解析条件

0

100

200

300

400

500
流量（m3 /h）

600

700

800

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

0

100

200

300

400

流量（m3 /h）

500

600

700

800

高圧炉心注水系の設計値として設定

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

900

900

原子炉隔離時冷却系の設計値として設定

1000

1000

安全保護系の遅れ時間を考慮した応答時間を設定

条件設定の考え方

表 2.7.2 主要解析条件(格納容器バイパス(インターフェイスシステム LOCA))(3／4)

原子炉圧力（MPa[dif]）
原子炉圧力（MPa[dif]）

2-7-2197

重大事故等対策に関連する操作条件

98

2-7-22

高圧炉心注水系の破断箇所隔離項目

破断箇所の隔離は期待していない

主要解析条件

厳しいことから設定

冷却材流出が継続し，炉心冷却上の事象進展が条件設定の考え方

表 2.7.2 主要解析条件(格納容器バイパス(インターフェイスシステム LOCA))(4／4)

添付資料 2.7.1
インターフェイスシステム LOCA 発生時の現場環境について
インターフェイスシステム LOCA において，配管が全周破断すると破断箇所から大量の冷却材や水蒸気等が原子炉建屋原子炉区域内に漏えいし，現場環境が悪化することが考えられる。そこで現場環境の悪化が設備に与える影響について検討した。
（1）事象収束に必要となる設備
破断箇所の隔離操作は，事象発生１５分後に中操から遠隔操作にて実施されることを想定しており，隔離までの間に原子炉からの冷却材や蒸気等が漏えいするため，現場環境の悪化（温度，湿度，溢水の影響）が考えられる。
これらの現場環境の悪化が事象収束に必要な設備（高圧炉心注水系）の機能維持に影響がないことを確認した。
（2）現場環境の想定
・評価の想定評価条件を表1，破断箇所の想定を図1に示す。現実的には配管の全周破断が発生する
ことは考えにくいが，有効性評価の想定と同様に，破断面積に対して保守性を持たせる
ため，全周破断を想定する。評価に使用する原子炉建屋モデルは，冷却材が流入する原子炉建屋の各ノードを，図２に示すように分割して評価した。
・評価の結果○温度・湿度・圧力の想定
図3～5に評価結果を示す。事象発生直後は漏えいした高温の冷却材が水蒸気へと変わり，ダクトや貫通孔の隙間より建屋に広がることで建屋内の圧力や温度が急激に上昇する。原子炉区域の圧力上昇に伴い，ブローアウトパネルが開放され，圧力上昇が抑制される。
原子炉の水位は漏えいする水量を少なくするために漏えい配管の高さ付近で維持され，破断箇所からは隔離するまで崩壊熱に相当する蒸気が漏えいし続けるが，崩壊熱量の低下に伴い，漏えい量も低下する。
原子炉建屋原子炉区域内の温度は，漏えい直後約90℃まで上昇するが，注水系(原子炉隔離時冷却系，高圧炉心注水系)の作動，手動減圧，及びブローアウトパネル開放により温度が低下し，また，１５分後の破断箇所の隔離操作により原子炉建屋内の温度や湿度は低下する。事象発生４時間後に，温度は４０度以下，湿度は７０％程度,圧力は大気
圧程度である。
高圧炉心注水系の現場の計装や制御電気品の環境条件は０～６時間の温度が100℃，

添 2.7.1-199湿度が蒸気条件，６～１２時間の温度が66℃,湿度が100％，それ以降の温度が66℃,湿度が90％であるため，事象収束に必要な高圧炉心注水系はこれらの環境条件下で機能喪失するものではない。
No.審査-257 に対するご回答○冷却材漏えいによる影響
図 6 に冷却材流出量の時間変化について示す。配管の破断により原子炉内の保有水及び復水貯蔵槽の保有水が漏えいする。注水量は，漏えいする水量を少なくするために原子炉水位を漏えい配管の高さ付近で維持させるよう崩壊熱除去相当とし，原子炉側の破断箇所からは隔離するまで崩壊熱に相当する蒸気が漏えいするものとしている。事象開始
１５分後に中央制御室より電動弁を閉操作することで漏えいは停止し,このときの漏えい量は約 500 m3 となる（原子炉側の破断箇所からの漏えい約 200 m3，復水貯蔵槽側の破断箇所からの漏えい約 300 m3）。ドレンサンプからの排水がないと仮定すると，その時の当該フロアの浸水高さは約 0.8m となる。破断した系統の区分と他区分の非常用炉心冷却系が機能喪失に至るのは約 2000 m3(浸水高さ約 3m)であることから，これらが全て水量として存在した場合についても，水密扉等の溢水伝搬防止策により，溢水によって他の非常用炉心冷却系が機能喪失することはない。
（3）まとめ（2）で示す評価の結果より，インターフェイスシステム LOCA 発生による現場環境（温度，湿度，圧力，溢水）の悪化は，必要な設備の機能喪失に至るものではない。
なお，有効性評価の想定では保守的に配管低圧部に過剰な圧力が掛かることで全周破断することを想定しているが，原子炉冷却材圧力バウンダリに接続された系統の低圧部であっても十分な圧力に耐える設計となっている。より現実的にそれらの配管の耐力を考慮した場合の現場環境の評価については，冷却材流出や水蒸気の漏えいは上記の検討結果より小さくなる（添付資料2.7.2参照）。

100

添 2.7.1-2

表 1 インターフェイスシステム LOCA 時における温度・湿度・圧力の評価条件
項目
外部電源

内容
外部電源あり

漏えい箇所

原子炉建屋

漏えい面積

事故シナリオ

高圧炉心冷却系ノズル相当：8.21×10-3(m2)
高圧炉心注水ポンプ室にてノズル相当の破断発生(評価では隔離に期待しない)
事象発生後，水位の低下に伴い原子炉水位レベ
ル 2 で原子炉隔離時冷却系が作動し，レベル1.5 で高圧炉心注水系が作動
事象発生から 15 分後に破断箇所の隔離

根拠
事象発生時に定格運転中を想定
運転中に弁の開閉試験を実施する系統のうち最も配管径が大きい高圧炉心注水系を選定し，高圧炉心
注水系で最も流路の小さいノズル
面積を設定

インターロック設定値
事象認知及び操作時間に余裕をも
った値

評価コード

水位回復後は崩壊熱除去相当の注水を実施し破断配管の高さにて水位制御
MAAP 4

原子炉建屋モデル

分割モデル

平均的な温度算出のため設定

原子炉スクラム

原子炉水位低で自動スクラム

インターロック設定値

主蒸気隔離弁

原子炉水位低（レベル 1.5）で自動閉

インターロック設定値

給水系

原子炉スクラム後にトリップ

スクラム後の給水停止を想定

高圧炉心注水系の水源

復水貯蔵槽
0～12 時間：50℃
12～24 時間：45℃
24 時間以降：40℃

高圧炉心注水系設計条件

3.4kPa [gage]

ブローアウトパネルの設計圧力

復水貯蔵槽の水温
ブローアウトパネル
解放圧力

漏えい量低減のため－

復水移送ポンプ吐出温度を参考に設定

No.審査-250 に対するご回答

添 2.7.1-3

101

F001
復水貯蔵槽

手動弁

図 1 インターフェイスシステム LOCA 時の破断箇所の想定

102

添 2.7.1-4

HPCF ノズル相当

図２ インターフェイスシステム LOCA における原子炉建屋ノード分割モデル

添 2.7.1-5103冷却水や蒸気の漏えいにより原子炉建屋内の温度は上昇するがブローアウトパネルの開放や破断箇所の隔離（15 分後）により低下する

図 3 原子炉建屋内の温度の時間変化（インターフェイスシステム LOCA）

冷却水や蒸気の漏えいにより原子炉建
屋内の湿度は上昇するがブローアウト
パネルの開放や破断箇所の隔離（15 分後）により低下する

図 4 原子炉建屋内の湿度の時間変化（インターフェイスシステム LOCA）

破断発生に伴う原子炉建屋内の圧力上昇はブローアウトパネルの開放により緩和されるため,原子炉建屋内の圧力はほぼ大気圧程度で維持される

図 5 原子炉建屋内の圧力の時間変化（インターフェイスシステム LOCA）

104

添 2.7.1-6

No.審査-257 に対するご回答

冷却水や蒸気の漏えいは破断箇所の隔離（15 分後）により停止する

図 6 破断箇所隔離不能時の原子炉内からの冷却材流出量の時間変化（インターフェイスシステム LOCA）

添 2.7.1-7

105

添付資料 2.7.2
インターフェイスシステム LOCA 発生時における破断箇所の隔離ができない場合の現場環境等について
インターフェイスシステム LOCA における解析は，試験時の操作ミスによるものを想定しており，破断箇所の隔離操作が容易に中操から実施できること等から添付資料 2.7.1 に示す環境条件の評価ではその効果を期待している。ここではなんらかの要因で破断箇所の隔離のできない場合についても検討した。
なお，添付資料 2.7.1 の破断の想定は，低圧設計部配管が全周破断し，破断箇所から大量の一次冷却材及び水蒸気が原子炉建屋原子炉区域内に漏えいするとの仮定に基づき現場環境等の評価を行っているが，ここでは低圧設計部となっている配管及び弁，計器の耐圧バウ
ンダリとなる箇所に対して，各構造の実耐力を踏まえた評価を行った場合の影響について検討した。
（１）想定するインターフェイスシステム LOCA 及び低圧設計部における過圧条件について申請解析と同様に，高圧炉心注水系の電動弁開閉試験にて，原子炉注入逆止弁が故障により開固着しており，原子炉注入電動弁が誤動作した場合，高圧炉心注水系の低圧設計部であるポンプ吸込配管の過圧を想定する。
低圧設計部の配管等に対しては，運転中の原子炉圧力（約 7.2MPa）及び水頭による圧力を考慮し，7.5MPa の圧力が伝搬するものとして低圧設計部の構造健全性について評価を行うこととする。
隔離弁によって高圧設計部分と低圧設計部分が物理的に分離されている状態から，隔離弁が開放すると，高圧設計部分から低圧設計部分に水が移動し，配管内の圧力は最終的にほぼ等しい圧力で落ち着く。高圧設計部分が原子炉圧力容器に連通している場合，最終的な配管内の圧力は原子炉圧力とほぼ等しくなる。
隔離弁の急激な開動作（以下，「急開」という）を想定した場合，高圧設計部分及び原子炉圧力容器内から配管の低圧設計部分に流れ込む水の慣性力により，配管内の圧力が一時的に原子炉圧力よりも大きくなることが知られている。この現象は水撃作用と呼ばれる※１。
しかし，隔離弁が緩やかな開動作をする場合，水撃作用による圧力変化は小さく，配管内の圧力が原子炉圧力を大きく上回ることはない。
電動仕切弁は，駆動機構にねじ構造やギアボックス等があるため，機械的要因では急開となり難い。また，電動での開弁速度は，約６秒となっており，電気的要因では急開とならないことから，誤開を想定した場合，水撃作用による圧力変化が大きくなるような急開とならない。
文献※１によると，配管端に設置された弁の急開，急閉により配管内で水撃作用による圧106

添 2.7.2-1

力変化が大きくなるのは，弁の開放時間もしくは閉鎖時間(T)において，圧力波が長さ(L)の管路内を往復するのに要する時間(μ)より短い場合であるとされている。

T

1

2L

: 弁の時間定数
T : 弁の開放時間もしくは閉鎖時間(s): 管路内を圧力が往復する時間(s)L : 配管長(m): 圧力波の伝播速度(m / s)

ここで(α)は管路内の流体を伝わる圧力波の伝播速度であり，音速とみなすことができ，配管長(L)を実機の低圧注水系の注水配管の配管長※２を元に保守的に 100m※３とし，水の音
速(α)を 1,500m/s※４とすると，管路内を圧力波が往復する時間(μ)は約 0.14 秒となる。即ち，弁開放時間(T)を低圧注水系の電動仕切弁の約６秒とすると水撃作用による大きな圧力変化は生じることはなく，低圧設計部分の機器に原子炉圧力を大きく上回る荷重がかかることはないこととなる。
なお，仮に高圧炉心注水系の電動弁開閉に伴う水撃作用が生じた場合であっても，極めて短時間（数秒間）に起きる現象であり，かつ，大幅な圧力上昇を引き起こすことは考えにくい。さらにこの時の配管内の流体は，一次冷却材（288℃）の水が低圧部まで到達せず低温の状態であると推測され，温度による影響（熱伸び等）を受けることはない。
また，次項にて示す強度評価において，例えば配管について最も厳しい No.①の管の最小厚さ(ts) 8.31mm での許容圧力は約 10MPa（1 次一般膜応力 0.6Su 適用値）であり十分な余裕がある。さらに，設計引張強さ（Su）までの余裕を考えると，さらなる余裕が含まれることとなる。
よって，この影響は無視し得る程小さいものと考え，構造健全性評価としては考慮しないこととする。
※1：水撃作用と圧力脈動〔改訂版〕第 2 編「水撃作用」（（財）電力中央研究所 元特任研究員 秋元徳三）※２：高圧注水系の原子炉圧力容器開口部から低圧設計部分の末端の逆止弁までの長さは
約 70m※３：配管長を実機より長く設定することは相対的に弁の開放時間を短く評価することになり，水撃作用の発生条件に対し保守的となる。
※４：圧力 7.2MPa[abs]，水温 38℃の場合，水の音速は約 1,540m/s となる。

添 2.7.2-2

107

（２）構造健全性評価の対象とした機器等について
高圧炉心注水系の低圧設計部において圧力バウンダリとなる範囲を抽出し，具体的には
下記対象範囲について評価を行った。
ａ）配管（ドレン／ベント，計装配管等の小口径配管も対象に含む）
ｂ）計器（ポンプ吸込側に設置されている圧力計）ｃ）弁（圧力バウンダリとなる弁）ｄ）フランジ部（ボルトの伸びによる漏えい量評価を実施）
ｅ）ポンプ（ポンプ吸込側の低圧設計部）
具体的な対象箇所については図 1～図 5 に示す。

108

添 2.7.2-3

PCV

MO

NO
LO

F003

F004

F005

RPV

復水貯蔵槽

MO

S/P

⑥
P

③
PI

③

⑤

①
高圧注水ポンプMO②③

高圧設計配管
低圧設計配管④

図 1 評価対象配管範囲
PCV

MO

NO
LO

F003

F004

F005

RPV

復水貯蔵槽

MO

S/P

①
②

P

MO

PI

高圧注水ポンプ

図 2 評価対象計器

添 2.7.2-4

109

PCV

MO

NO
LO

F003

F004

F005

RPV

復水貯蔵槽

S/P

MO

③

②

P

⑤ ①

MO

PI

⑤
④
⑤

高圧注水ポンプ⑤⑤

図 3 評価対象弁

PCV

MO

NO
LO

F003

F004

F005

RPV

復水貯蔵槽

MO

S/P

③

P

②

MO

PI

①
高圧注水ポンプ

図 4 評価対象フランジ

110

添 2.7.2-5

PCV

MO

NO
LO

F003

F004

F005

RPV

復水貯蔵槽

MO

S/P

①

P

MO

PI

高圧注水ポンプ

図 5 評価対象ポンプ

添 2.7.2-6

111

（３）構造健全性評価の結果
各機器等に対する評価結果について以下に示す。
破断が想定される箇所としては計器であり，また，フランジ部についてもボルトの伸びによる漏えいが想定されるものの，合計でも漏えい面積は 1cm2 を超えることはないとの結果
となった。
ａ）配管
圧力

温度

外径

公称厚さ

(MPa)

(℃)

(mm)

(mm)

①

406.4

9.5

②

406.4

12.7

③

27.2

3.9

60.5

5.5

34.0

4.5

17.3

2.3

9.52

2.0

9.52

1.3

No.

7.5

④

288

⑤

⑥

材料
STPT42(STPT410)
STPT42(STPT410)
STPT42(STPT410)
STPT42(STPT410)
STPT42(STPT410)
SUS304TP

ts

t

判定※1

(mm)

(mm)

(ts≧t)

8.31

6.22※2○

11.11

6.22※2

○

3.40

0.97

○

4.81

2.14

○

3.93

1.21

○

2.0

0.6

2.0

0.4

1.3

0.4

○

※１：管の最小厚さ(ts)が管の計算上必要な厚さ(t)以上であること※２：1 次一般膜応力 0.6Su 適用値
ｂ）計器
No.

圧力

計器耐圧

(MPa)

(MPa)

判定

①
（E22-PT001）②（E22-PI-

3.67

×

1.65

×

破断想定箇所
漏えい
なし※1

開口面積
(cm2)
－

7.5

002）

破断
（Φ5 導圧）約 0.2※１：計器内部のダイヤフラムは破損する可能性はあるものの，その外側の高圧フランジ面
は約 15MPa までの耐圧構造であるため，外部への漏えいはないと判断した。

112

添 2.7.2-7

ｃ）弁
No.

弁 No.

圧力

温度

口径

(MPa)

(℃)

(A)

型式

材料

ts

t

判定※1

(mm)

(mm)

(ts≧t)①

E22-F002

400

TCH

SCPL1

22.0

7.8*2

○

②

E22-F007

400

CH

SCPL1

20.0

7.8*2

○

③

E22-F020

20/50

RV.VS

SCPH2

9.0

4.8

○

④

E22-F012

50

GL

S28C

8.5

5.4

○

20

GL

S28C

6.7

4.5

○

E22-F027

7.5

288

E22-F500⑤

E22-F515
E22-F516
E22-F700※１：必要最小厚さ(ts)が最小厚さ(t)以上であること※２：t=Pd/(2S-1.2P)を適用
ｄ）フランジ部
No.

圧力
(MPa)

①
②
③

7.5

伸び量(mm)

内径

全部材

+

-

+

-

-

-

⊿L1

⊿L0

⊿L2

⊿L3

⊿L4

⊿L5

0.10

0.07

0.31

0.30

-

0.01

432

0.03

0.11

0.08

0.36

0.30

0.04

0.03

432

0.02

0.01

0.02

0.13

0.12

-

0.01

49

-0.01

(mm)

伸び量
(mm)

漏えい面
積(cm2)

約 0.7⊿L1：荷重によるボルト伸び量⊿L0：初期締付によるボルト伸び量⊿L2：ボルト熱伸び量⊿L3：フランジ熱伸び量⊿L4：オリフィス熱伸び量⊿L5：ガスケット内外輪熱伸び量

添 2.7.2-8

113

図 6 各部材の伸び方向及び伸び時隙間想定位置
ｅ）ポンプ
No.

計算部位

圧力

温度

公称厚さ

(MPa)

(℃)

(mm)

ディス
38.0

チャージ
ケーシング
アウター
①

7.5

ケーシング

288

吸込み口
ケーシング
カバー
管台

材料
SFVC2B/
SGV410

ts

t

判定※1

(mm)

(mm)

(ts≧t)

34.5

15.7※2○

19.0

SGV41014.0

13.2※2○

38.0

SFVC2B

36.9

15.7※2○

165.0

SFVC2B

158.7

3.9

STPT410

3.4

138.8
※2

1.0

○
○

※１：最小厚さ(ts)が管の計算上必要な厚さ(t)以上であること※２：1 次一般膜応力 Su 適用値

計算部位
耐圧ボルト

圧力

温度

引張応力

(MPa)

(℃)

(MPa)

7.5

288

277

※１：1 次一般膜応力 0.6Su 適用値

114

添 2.7.2-9

材料
SCM435

許容引張応力
(MPa)
508※1

判定
○

計算部

圧力

位

(MPa)

フラン
ジ部

伸び量(mm)

7.5

+

-

+

-

-

-

⊿L1

⊿L0

⊿L2

⊿L3

⊿L4

⊿L5

0.20

0.12

0.28

0.28

0.00

0.00

内径
(mm)
1636

全部材
伸び量
(mm)
0.08

漏えい面
積(cm2)
約 0.00※1⊿L1：荷重によるボルト伸び量⊿L0：初期締付によるボルト伸び量⊿L2：ボルト熱伸び量⊿L3：フランジ熱伸び量⊿L4：オリフィス熱伸び量⊿L5：ガスケット内外輪熱伸び量※１：O リングのつぶししろを確保しているため漏えいには至らない（４）現実的インターフェイスシステム LOCA における漏えい面積の設定（３）で述べたとおり，高圧炉心注水系の電動弁開閉試験にて，原子炉注入逆止弁が故障により開固着し，原子炉注入電動弁が誤操作又は誤動作した場合，高圧炉心注水系の低圧設計のポンプ吸込配管の過圧を想定しても，その漏えい面積は 1cm2 を超えることはない。
そこで，現実的インターフェイスシステム LOCA における漏えい面積は，保守的な想定とはなるがフランジ部の漏えい面積として保守的に 10 cm2 を想定することとする。
（５）現場の想定
・評価の想定と事故進展解析
インターフェイスシステム LOCA による炉心内の挙動は，今回想定する漏えい面積（10cm2 ）による一次冷却材の流出量が両端破断を仮定したインターフェイスシステム
LOCA の解析に包絡されることから省略する。
ここでは添付資料 2.7.1 に示したインターフェイスシステム LOCA 発生時の現場環境（原子炉建屋内）に着眼し評価を行った。評価条件を表 1 に示す。また，評価に使用する原子炉
建屋のノード分割モデルを図 1 に示す。
事象進展解析（MAAP）の実施に際して主要な仮定を以下に示す。
前提条件：外部電源有，ISLOCA 時漏えい面積 10cm2，健全側高圧注水系による注入
事象進展：弁誤開又はサーベイランス時における全開誤操作（連続開）（この時内側テスタブルチェッキも同時に機能喪失（全開））・状況判断の開始（弁の開閉状態確認，HPCF 室漏えい検出，ポンプ吐出圧
力，エリアモニタ指示値上昇）約１０分後：手動スクラム
約１５分後：高圧炉心注水系の手動起動

添 2.7.2-10

115

約３０分後：急速減圧
・評価の結果○温度・湿度・圧力の想定
主要なパラメータの時間変化を図 2～図 4 に示す。
原子炉建物内の温度は，事象発生直後は上昇するものの 30 分後に原子炉減圧した後は低下する。また，弁隔離操作のためにアクセスする弁室の温度も同様に，原子炉減圧操作後に低下した後，約 40℃程度で推移する。湿度については破断箇所からの漏えいが継続するた
め高い値で維持されるものの，原子炉減圧等を実施することで,約 4 時間以降低下する傾向にある。圧力については破断直後に上昇するもののブローアウトパネルが開放され，その後は大気圧相当となる。
No.審査-257 に対するご回答○冷却材漏えいによる影響
ISLOCA に伴う原子炉建屋内への炉内及び復水貯蔵槽からの漏えい量（漏えい面積 10cm2）
は，原子炉減圧前の流出を含めても最大で約 200m3/h であり，高圧炉心注入ポンプ吸込弁または復水貯蔵槽側吸込弁の閉止や原子炉水位を漏えい配管の高さ付近で維持することでさらに漏えい量を少なくすることができる。
復水貯蔵槽破断した系統の区分と他区分の非常用炉心冷却系が機能喪失に至る約 2000
m3(浸水高さ約 3m)に到達するには１０時間以上の十分な時間余裕がある。

○現場の線量率の想定について・評価の想定格納容器バウンダリが喪失することで，原子炉から直接的に放射性物質が原子炉建屋
原子炉区域内に放出される。
漏えいした冷却材中から気相へと移行される放射性物質及び燃料から追加放出される
放射性物質が原子炉建屋から漏えいしないという条件で現場の線量率について評価した。
評価上考慮する核種は現行許認可と同じものを想定し（詳細は表 2，3 参照），全希ガス
漏えい率（f 値）については，近年の運転実績データの最大値である 3.7×108Bq/s を採用
して評価する。なお，この値は現行許認可ベースの f 値はこの値にさらに一桁余裕を見た
10 倍の値である。これに伴い，原子炉建屋内へ放出される放射性物質量は，許認可評価の MSLBA（主蒸気管破断事故）時に追加放出される放射性物質量の 1/10 となる。なお，
冷却材中に存在する放射性物質量は，追加放出量の数％程度であり大きな影響はない。また，現場作業の被ばくにおいては，放射線防護具（循環式酸素呼吸器等）を装備することにより内部被ばくの影響が無視できるため，外部被ばくのみを対象とした。
No.審査-249,252 に対するご回答

116

添 2.7.2-11

No.審査-249,252,257 に対するご回答
・評価の方法
原子炉建屋内の空間線量率は，以下のサブマージョンモデルにより計算する。
D = 6.2 × 10

ここで，
D

∙

/

∙

∙

∙

∙ 3600：放射線量率（Gy/h）

6.2 × 10/：サブマージョンモデルによる換算係数

∙

∙

∙

∙

：原子炉区域内放射能量（Bq：γ 線実効エネルギ 0.5MeV 換算値）
：原子炉区域内気相部容積（86,000m3）：γ線エネルギ（0.5MeV/dis）：空気に対する γ 線のエネルギ吸収係数(3.9×10-3/m)

R：評価対象部屋の空間容積と等価な半球の半径(m)：評価対象エリア(原子炉建屋地上 1 階)の容積(2,500m3)

・評価の結果R=∙∙

評価結果を図 5 に示す。外部被ばくは最大でも約 15mSv/h 程度であり，時間減衰によってその線量率も低下するため，線量率の上昇が現場操作や期待している機器の機能維持を妨げることはない。
なお，事故時には原子炉建屋内に漏えいした放射性物質の一部がブローアウトパネル
を通じて環境へ放出されるが，中央制御室換気空調系の換気口の位置はプルームの広がりを取り込みにくい箇所にあり，中央制御室内への放射性物質を大量に取り込むことはないと考えられる（図 6）。さらに，これらの事故時においては原子炉区域排気放射能高の信号により中央制御室換気空調系が非常時運転モード（循環運転）となるため，中操にいる運転員は過度な被ばくの影響を受けることはない。

（６）現場の隔離操作
現場での高圧炉心注水隔離弁の隔離操作が必要となった場合，運転員は床漏えい検知器
やサンプポンプの起動頻度増加などにより現場状態を把握するとともに，換気空調系による換気や破断からの蒸気の漏えいの低減（原子炉減圧や原子炉停止時冷却（実施可能な際において））等を行うことで現場環境の改善を行う。
現場の温度は３時間程度で約４０度程度まで低下することから，空気循環式呼吸器（セルフエアセット等）及び耐熱服等の防護装備の着用を実施することで現場での隔離操作は実施可能である。

添 2.7.2-12

117

（７）まとめ（５），（６）で示した評価結果より，現実的なインターフェイスシステム LOCA 発生による現場の温度上昇は小さく（3 時間程度で 40 度程度）, また，現場線量率についても
15mSv/h 以下であることから現場操作の妨げとならず，また設備の機能も維持される。
表１ 現実的インターフェイスシステム LOCA 時における温度・湿度・圧力の評価条件
項目
外部電源

内容
外部電源あり漏えい箇所

高圧炉心注水(B)ポンプ室

漏えい面積

高圧炉心冷却系配管：10cm2(1.0×10-3m2)

圧力応答評価に基づき現実的に評価された漏えい面積に十分に余裕をとった値

事象発生 10 分後に手動スクラムし，事象発
生 15 分後に高圧炉心注水系(1 台)を手動起動

事象認知及び操作時間に余裕をもった値

事象発生 30 分後に手動減圧(8 弁)
事故シナリオ

水位回復後は崩壊熱除去相当の注水を実施
し破断配管の高さにて水位制御
サプレッション・チェンバプール冷却系は急速減圧後(30 分)

原子炉建屋への流出経路条
件
評価コード

事象認知及び操作時間に余裕をもった値
漏えい量低減のために実施する操作を想定
減圧実施によるサプレッションプール
水の温度上昇を抑えるための操作を想定

格納容器及び原子炉建屋からの漏えいなし

保守的に考慮しない

MAAP 4－

原子炉建屋モデル

分割モデル

現実的な伝搬経路を想定

原子炉建屋壁からの放熱

考慮しない

保守的に考慮しない

原子炉スクラム

事象開始 10 分後に手動スクラム

インターロック設定値

主蒸気隔離弁

事象発生 25 分後に閉

急速減圧のための隔離操作

高圧炉心注水系の水源

復水貯蔵槽
0～12 時間：50℃
12～24 時間：45℃
24 時間以降：40℃

高圧炉心注水系設計条件

3.4kPa [gage]

ブローアウトパネル設定値

復水貯蔵槽の水温
ブローアウトパネル
解放圧力

復水移送ポンプ吐出温度を参考に設定

No.審査-250 に対するご回答

118

根拠
事象発生時に定格運転中を想定
漏えいを想定した高圧炉心注水系の低圧設計部（計器やフランジ部等）の設
置場所

添 2.7.2-13

表２ 評価条件(f 値，追加放出量)
項目

評価ケース

現行許認可ベース（参考）

f値

3.7×108Bq/s（現行許認可の 1/10）

3.7×109Bq/s

追加放出量（Bq）（γ 線 0.5MeV 換算値）

2.28×1014

2.28×1015

No.審査-249,252 に対するご回答

添 2.7.2-14

119

120

添 2.7.2-15
－
－

－

－

－

－

0.00250.159
0.0022
0.793
1.95
0.02
0.042
0.045
0.432
0.25
1.183

9.09
3.71
1.77E-04
1.31E+01
5.94
5.82E-02
3.08E-01
1.31E-01
6.38E+01
1.83
7.04E+01

0.53
1.31
0.29
2.54
3.58
0.04
0.19
6.77
1.06
6.63
6.28

γ 線実効エネルギ
(MeV)
0.381
2.253
0.608
2.75
1.645
0.0075
1.742
0.16
0.13
－

崩壊定数
(d-1)
8.60E-02
7.30
8.00E-01
1.90E+01
2.52
6.96
3.14E+01
2.49E-01
2.76

－

収率
(%)
2.84
4.21
6.77
7.61
6.41
0.53
0.97
6.13
5.40

No.審査-249,252 に対するご回答

I-131
I-132
I-133
I-134
I-135
Br-83
Br-84
Mo-99
Tc-99mハロゲン等
合計
Kr-83m
Kr-85m
Kr-85
Kr-87
Kr-88
Xe-131m
Xe-133m
Xe-133
Xe-135m
Xe-135
Xe-138
希ガス
合計
ハロゲン等
＋希ガス

核種

1.29E+14

7.56E+13

1.38E+12
3.41E+12
2.25E+11
6.62E+12
9.33E+12
1.04E+11
4.95E+11
1.76E+13
2.76E+12
1.73E+13
1.64E+13

5.32E+13

3.70E+12
5.48E+12
8.82E+12
9.91E+12
8.35E+12
6.90E+11
1.26E+12
7.99E+12
7.04E+12

追加放出量(Bq)

表 3 インターフェイスシステム LOCA 時の追加放出量2.28E+14

9.93E+13

6.90E+09
1.09E+12
9.91E+08
1.05E+13
3.64E+13
4.17E+09
4.16E+10
1.59E+12
2.39E+12
8.64E+12
3.87E+13

1.29E+14

追加放出量(Bq)(γ 線実効エネルギ 0.5MeV 換算値)
2.82E+12
2.47E+13
1.07E+13
5.45E+13
2.75E+13
1.04E+10
4.40E+12
2.56E+12
1.83E+12図 1 現実的インターフェイスシステム LOCA における原子炉建屋ノード分割モデル

添 2.7.2-16121原子炉の急速減圧（30 分後）により原子炉内から原子炉建屋への漏えいする蒸気量は低下する

図 2 原子炉建屋内の温度の時間変化（インターフェイスシステム LOCA）

原子炉の急速減圧や破断位置以下での水位調整により蒸気等の溢水量を低減させる。またサプレッション・チェンバプール冷却系により格納容器内の圧力の上昇を抑制することで原子炉内から発生した蒸気の多くはサプレッション・チェンバへと移行するため、さらに現場の環境が改善される。

図 3 原子炉建屋内の湿度の時間変化（インターフェイスシステム LOCA）

122

添 2.7.2-17

破断発生に伴う原子炉建屋内の圧力上昇はブローアウトパネルの開放により緩和されるため,原子炉建屋内の圧力はほぼ大気圧程度で維持される

図 4 原子炉建屋内の圧力の時間変化（インターフェイスシステム LOCA）
No.審査-252 に原子炉建屋内空間線量率 (mSv/h)

対するご回答10

原子炉建屋内立入り開始時間(h)図 5 原子炉建屋内立入り開始時間と線量率の関係（インターフェイスシステム LOCA）

添 2.7.2-18

123

（ａ）平面図

図 6 原子炉建屋／中央制御室の配置と換気口・ブローアウトパネルの位置関係（インターフェイスシステム LOCA）

124

添 2.7.2-19

添付資料 2.7.3
安定状態について格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）時の安定状態については以下のとおり。
原子炉安定状態：事象発生後，設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備を用いた炉
心冷却により，炉心冠水が維持でき，また，冷却のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合，安定状態が確立されたものとする。
格納容器安定状態：炉心冠水後に，設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備を用いた格納容器除熱機能（格納容器圧力逃がし装置又は残留熱除去系，代替循環冷却）により，格納容器圧力及び温度が安定又は低下傾向に転じ，また，除熱のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象
悪化のおそれがない場合，安定状態が確立されたものとする。
【安定状態】
原子炉安定状態の確立について
事象発生約 15 分後に漏えいが停止し，高圧炉心注水系及び原子炉隔離時冷却系による注
水継続により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。
格納容器安定状態の確立について
残留熱除去系による除熱を開始することで，冷温停止状態に移行することができる。
重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
【安定状態後の長期的な状態維持】
残留熱除去系機能を維持し，除熱を行うことにより，安定状態後の長期的な状態維持のための冷却が可能となる。

添 2.7.3-1

125解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（インターフェイスシステム LOCA）

表１
分類
炉心

原子
炉圧
力容
器

重要現象

解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（インターフェイスシステム LOCA）

解析モデル

不確かさ

崩壊熱

崩壊熱モデル

入力値に含まれる

燃料棒表面熱伝達燃料棒表面熱伝達モデル

燃 料 被 覆 管 温 度 を +10 ℃ ～+150℃高めに評価する

燃料被覆管酸化

ジルコニウム－水反応モデル

酸化量及び発熱量の評価について保守的な結果を与える

燃料被覆管変形

膨れ・破裂評価
モデル

破裂の判定は実験データのベ
ストフィット曲線を用いる

沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・
対向流

二相流体の流動モデル

実験結果の二相水位変化を良く予測することから，不確かさは小さい

沸騰・ボイド率変化気液分離（水位変化）・
対向流

二相流体の流動モデル

実験結果の二相水位変化を良く予測することから，不確かさは小さい

冷却材放出（臨界流・差圧流）臨界流モデル

ＥＣＣＳ注水（給水系・代替注水含む）

原子炉注水特性添付資料 2.7.4

運転員操作に与える影響「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認
解析コードでは，燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価する可能性がある。よって，
実際の燃料棒表面での熱伝達は大きくなり燃料被覆管温度は低くなるが，燃料被覆管
温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作に与える影響はない

評価項目となるパラメータに与える影響「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認
実験解析では熱伝達モデルの保守性により被覆管温度を高く評価することから，有効性評価解析でも燃料被覆管温度を高く評価するが，本シナリオでは原子炉水位は有効
燃料棒頂部を下回ることなく，炉心は冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値を上回ることはないことから評価項目となるパラメータに影響を与えることはない
燃料被覆管温度を高めに評価するが，本シナリオでは原子炉水位は有効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心は冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値を上回ることはないことから評価項目となるパラメータに影響を与えることはない

解析コードでは，燃料被覆管酸化を大きく評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなるが，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操
作はないことから，運転員等操作に与える影響はない
解析コードでは，燃料被覆管温度を高めに評価することから，破裂の判定としてベス
トフィット曲線を用いる場合においても保守的な判定結果を与えるものと考える。仮燃料被覆管温度が高めに評価されることから，破裂判定は厳しめの結果を与えるが，に大量の燃料棒破裂が発生した場合には，炉心損傷後の運転操作を適用する必要があ
本シナリオでは原子炉水位は有効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心は冠水維持されり，格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱操作の起点が，格納容器圧力が限るため，燃料被覆管の最高温度は初期値を上回ることはないことから評価項目となる
界圧力に到達するまでとなる。しかしながら，本シナリオでは原子炉水位は有効燃料パラメータに影響を与えることはない
棒頂部を下回ることなく，炉心は冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値を上回ることはないことから，運転員操作に与える影響はない
解析コードでは，実機設備に対して注入流量を少なめに与えるため，実際の運転員操
本シナリオでは原子炉水位は有効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心は冠水維持され作では解析より多く注水されることから，原子炉水位の回復は早くなる可能性がある。
るため，燃料被覆管の最高温度は初期値を上回ることはないことから評価項目となる
運転操作はシュラウド外水位（原子炉水位計）に基づく操作であることから運転操作
パラメータに影響を与えることはないに与える影響は原子炉圧力容器の分類にて示す
原子炉注水開始は自動起動であるため，運転員等操作に与える影響はない。また，実機注水設備能力に対して，解析コードでは注入流量を少なめに与えるため，実際には本シナリオでは原子炉水位は有効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心は冠水維持され解析より多く注水されるため，原子炉水位の回復は早くなる可能性がある。注水操作るため，燃料被覆管の最高温度は初期値を上回ることはないことから評価項目となるとして注水ノズル以下となるよう注水量を制御するが，注水後の流量調整操作であり，パラメータに影響を与えることはない
運転員等操作に与える影響はない

実験結果の圧力変化を良く予測することから，不確かさは小さい

原子炉注水開始は自動起動であるため，運転員等操作に与える影響はない。

入力値に含まれる

実機注水設備能力に対して，解析コードでは注入流量を少なめに与えるため，実際には解析より多く注水されるため，原子炉水位の回復は早くなる可能性がある。注水操
作として注水ノズル以下となるよう注水量を制御するが，注水後の流量調整操作であり，運転員等操作に与える影響はない

添 2.7.4-1

破断口からの流出は実験結果と良い一致を示す臨界流モデルを適用している。有効性
評価解析でも圧力変化を適切に評価し，原子炉への注水のタイミング及び注水流量を適切に評価するため，燃料被覆管温度への影響は小さい。なお，本シナリオでは原子
炉水位は有効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心は冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値を上回ることはないことから評価項目となるパラメータに影響を与えることはない
注水特性は，それぞれの系統の設計条件に基づく原子炉圧力と注水流量の関係を入力する。実機設備に対して注入流量を少なめに与えるため，有効性評価解析では燃料被覆管温度を高めに評価する。なお，本シナリオでは原子炉水位は有効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心は冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値を上回ることはないことから評価項目となるパラメータに影響を与えることはない

126

表２
項目

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（インターフェイスシステム LOCA）(1/2)

解析条件（初期条件，事故条件）の不確かさ
解析条件
最確条件

条件設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

3,926MWt 以下

原子炉熱出力のゆらぎを考慮した運転管理目標値を参考に最確条件を包絡できる条件を設定

最確条件とした場合には燃焼度が低くなることから，原子炉水位挙動に影響を与える可能性があるが，運転員等操作時間に与える影響はない

最確条件とした場合には燃焼度が低くなることから，原子炉水位の低下が緩和され，評価項目となるパラメータに対する余裕が大きくなる

約 7.07MPa[gage]

定格原子炉圧力を最確条件として設定最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，そのゆらぎの幅は小さいため事象進展に及ぼす影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響はない

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうる
が，ゆらぎの幅は小さいため事象進展に影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，そのゆらぎの幅は小さいため事象進展に及ぼす影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響はない

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうる
が，ゆらぎの幅は小さいため事象進展に影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない

初期条件
原子炉熱出力原子炉圧力7.07MPa[gage]

原子炉水位

通常運転水位通常運転水位通常運転時の原子炉水位を最確条件として設定

炉心流量52,200t/h(定格流量)

定格流量の 90～111%

定格流量（100%）の 90～111%を最確条件として設定

事象発生後早期に原子炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展に及ぼす影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響はない

事象発生後早期に原子炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展に及ぼす影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響はない

装荷炉心ごと9×9 燃料(A 型)と 9×9 燃料(B型)は，熱水的な特性はほぼ同等であり，燃料棒最大線出力密度の保守性に包含されることから，代表的に 9×9 燃料(A 型)を設定最確条件とした場合には，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心となるか，それらの混在炉心となるが，両型式の燃料の組成はほぼ同等であり，事象進展に及ぼす影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい

最確条件とした場合には，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心となるか，それらの混在炉心となるが，何れの型式も燃料の組成はほぼ同等であり，炉心冷却性に大きな差は無いことから，評価項目となるパラメータに与える影
響は小さい

最確条件とした場合，原子炉水位挙動に影響を与える可能性があるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること） 最確条件とした場合，原子炉水位挙動に影響を与える可能性があるが，そに変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響 の影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
はない

燃料

127

3,926MWt

9×9 燃料(A 型)

最大線出力密度

44.0kW/m

44.0kW/m 以下

設計目標値を参考に最確条件を包絡できる条件を設定

原子炉停止後の崩壊熱

ANSI/ANS-5.1-1979(燃焼度 33GWd/t)

ANSI/ANS-5.1-1979(燃焼度 30GWd/t)

サイクル末期の燃焼度のばらつきを考慮し，10％の保守性を確保することで，最確条件を包絡できる条件を設定

最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，原子炉水位の低下が遅くなるが，操作手順(炉心を冠水維持する操作)に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない

最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，原子炉
水位低下が遅くなり，評価項目となるパラメータに対する余裕が大きくなる

外部水源の温度

50℃（事象開始 12 時間以
降は 45℃，
事象開始 24 時
間以降は 40℃）

約 30℃～約 50℃

復水移送ポンプ吐出温度を参考に最確条件を包絡できる条件を設定

最確条件とした場合には，解析条件で設定している水温よりも低くなる可能性があるため，原子炉注水による炉心冷却効果は高くなるが，操作手順(炉心を冠水維持する操作)に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない

最確条件とした場合には，解析条件で設定している水温よりも低くなる可能性があるため，炉心の再冠水までの挙動に影響する可能性はあるが，この顕熱分の影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影
響は小さい

添 2.7.4-2

表２
項目
事故
条件

機器
条件

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（インターフェイスシステム LOCA）(2/2)

解析条件（初期条件，事故条件）の不確かさ

条件設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響－－

安全保護系の遅れ時間を考慮した応答時間を設定

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない

原子炉水位低(レベル 2)
にて自動起動
182m3/h(8.12～1.03MPa[dif]において)注水

原子炉隔離時冷却系の設計値として設定

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない

原子炉水位低(レベル1.5)にて自動起動
727m3/h (0.69MPa[dif]において)にて注水

高圧炉心注水系の設計値として設定

実際の流量が解析より多い場合(注水特性の保守性)，原子
炉水位の回復が早くなる可能性があるが，操作手順に変わりはないことから，運転員等操作に与える影響はない

実際の流量が解析より多い場合(注水特性の保守性)，原子炉水位の回復が早くなり，評価項目となるパラメータに対する余裕が大きくなる

解析条件

最確条件

起因事象

高圧炉心注水系の吸込配
管の破断－

運転中に弁の開閉試験を実施する系統のうち最も配管径が大きいものとして設定

安全機能の喪失に対する仮定

原子炉減圧機能喪失－

炉心冷却上の事象進展の厳しさから，原子炉減圧操作は実施
しないものとして設定

外部電源

外部電源なし－事象進展を厳しくする観点か
ら，給復水系による給水がなくなる外部電源の喪失を設定

原子炉スクラム信号

炉心流量急減（応答時間：0.05 秒)

炉心流量急減（応答時間：0.05 秒)

原子炉隔離時
冷却系

原子炉水位低(レベル 2)
にて自動起動
182m3/h(8.12～1.03MPa[dif]において)注水

高圧炉心注水系

原子炉水位低(レベル1.5)にて自動起動
727m3/h (0.69MPa[dif]において)にて注水

添 2.7.4-3

128

項目
操作条
件

高圧炉心注
水系の破断
箇所隔離

129

表３
操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（格納容器バイパス）
解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
操作の不確かさが操作開始
操作の不確かさ要因
時間に与える影響
解析上の操作開始時
条件設定の考え方
間解析においては，破断 【認知】箇所隔離を期待しない
高圧炉心注水系の電動弁の開閉試験にて発生した事象であり，隔離の必要性を認知すること
方 が 冷 却 材 流 出 が 継 は容易であり，認知の遅れから操作開始時間に与える影響なし
続し，炉心冷却上の事 【要員配置】
象進展が厳しいことか
中央制御室での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操作時間に与ら，隔離は期待してい える影響はなし
ない【移動】格納容器バイパスに加え外部
ただし，高圧炉心注水
中央制御室内での操作のみであり，操作時間に与える影響なし
電源喪失の重畳が発生した場
破 断 箇 所 の 隔 離は 期
系の破断箇所隔離は， 【操作所要時間】
合においても，実態の操作開待していない事象発生後 10 分間の誤動作した電動弁を閉める操作であり，簡単な操作であるため操作所要時間が操作開始時間 始時間は解析上の想定とほぼ
プラ ント 状況 確認 後と に与える影響なし
同等である
し，操作時間として 5 分 【他の並列操作有無】
間を想定していることか
隔離操作時に，当該操作に対応する運転員に他の並列操作はなく，操作時間に与える影響はら ， ここで は状 況 確 認 なし
10 分間，操作時間 5 分 【操作の確実さ】
間の不確かさを評価す
中央制御室内の制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのたる
め誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い

添 2.7.4-4

評価項目となるパラメータに与える影響操作時間余裕隔離操作の実施の有無に関わらず，原子炉隔離時冷却系及び残留熱除去系等の自動起動により原子炉注水は開始されることから，原子炉内の燃料の冠水は維持され，評価項目となるパラメー
タに与える影響はない

内部溢水で考慮している破断発生区分以外の区分の
非常用炉心冷却系に影響のない溢水量は，約2000m3 であるのに対して，
全周破断の場合においても炉内及び復水貯蔵槽からの流入量が，約 2000m3に到達するには約 1 時間程度であり，十分な時間余裕がある

7 日間における燃料の対応について(インターフェイスシステム LOCA)

添 2.7.5-1

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 3 台起動。 ※1（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,490L/h×24h×7 日×3 台＝750,960L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 3 台起動。 ※1（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,490L/h×24h×7 日×3 台＝750,960L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

時系列

事象発生直後～事象発生後 7 日間
免震棟ガスタービン発電機 1 台起動。（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
その他 395L/h×24h×7 日＝66,360L
モニタリングポスト用仮設発電機 3 台起動。（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
9L/h×24h×7 日×3 台＝4,536L※1 事故収束に必要なディーゼル発電機は 2 台で足りるが，保守的にディーゼル発電機 3 台を起動させて評価した。
※2 事故収束に必要なディーゼル発電機は 1 台で足りるが，保守的にディーゼル発電機 2 台を起動させて評価した。

5 号炉

4 号炉

3 号炉

2 号炉

1 号炉

6 号炉

7 号炉

号炉

プラント状況：6，7 号炉運転中。1～5 号炉停止中。
事象：インターフェイスシステム LOCA は 6，7 号炉を想定。
なお，全プラントで外部電源喪失が発生することとし，免震棟等，プラントに関連しない設備も対象とする。

7 日間の
軽油消費量
約 70,896L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 750,960L

7 日間の
軽油消費量
約 750,960L

合計

1～7 号炉軽油タンク
及び地下軽油タンクの残容量（合計）は
約 685,360L であり，
7 日間対応可能。

5 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

4 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

3 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

2 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

1 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

6 号炉軽油タンク容量は
約 1,020,000L であり，
7 日間対応可能。

7 号炉軽油タンク容量は
約 1,020,000L であり，
7 日間対応可能。

判定添付資料 2.7.5

1303.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
3.2.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策(1) 格納容器破損モード内のプラント損傷状態
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に至る可能性のあるプ
ラント損傷状態は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり TQUX，
長期 TB，TBU 及び TBD がある。
(2) 格納容器破損モードの特徴
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」では，原子炉圧力容器
が高い圧力の状況で損傷し，溶融炉心並びに水蒸気及び水素が急速に放出され，格納容器に
熱的・機械的な負荷が発生して格納容器が破損に至る場合を想定する。
したがって，本格納容器破損モードに対しては，原子炉圧力容器破損までに手動操作にて原子炉を減圧することによって，格納容器破損の防止を図る。
(3) 格納容器破損防止対策
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」で想定される事故シー
ケンスに対して，原子炉圧力容器が高い圧力の状況で損傷し，溶融炉心並びに水蒸気及び水素が急速に放出され，格納容器に熱的・機械的な負荷が発生することを防止するため，逃がし安全弁を用いた手動操作による減圧を実施する。
本格納容器破損モードに対応する対策の概略系統図を図 3.2.1 に，手順の概要を図 3.2.2に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と手順の関係を表 3.2.1 に示す。
本格納容器破損モードにおける 6 号炉及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 11 名である。その内訳は，次の通りである。中央制御室の運転員は，中央監視・指示を行う当直長 1 名(6 号炉及び 7 号炉
兼任)，当直副長 2 名，運転操作を行う運転員 4 名※である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は 4 名である。必要な要員と作業項目について図 3.2.3 に示す。
※有効性評価で考慮しない作業（格納容器下部注水）に必要な要員「4 名」を含
めると，運転操作を行う運転員が 8 名，合計が 15 名になる。
ａ．原子炉スクラム確認
過渡事象「全給水喪失」が発生するとともに，本評価では，主蒸気隔離弁の閉止が重畳し，原子炉がスクラムに至る設定とした。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等である。

3.2-1

131

ｂ．炉心損傷確認
高圧注水・減圧機能喪失により原子炉水位が急激に低下し，炉心が露出することで炉心損傷に至る。
炉心損傷を確認するために必要な計装設備は，格納容器内雰囲気放射線レベル計である。
ｃ．原子炉手動減圧
原子炉水位が燃料棒の有効長の底部から 10%高い位置に到達した時点で，注水系統が全く無い場合でも，手動操作により逃がし安全弁 2 弁を開き，原子炉を減圧する。
原子炉の手動減圧を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力計等である。
ｄ．原子炉圧力容器破損
原子炉圧力容器破損を直接測定する計器は無いため，複数のパラメータの変化傾向により判断する。
原子炉圧力容器破損の「徴候」として，原子炉水位の低下，制御棒位置の指示値喪失数増加，原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加といったパラメータの変化が生じる。
また，原子炉圧力容器破損の「判断」として，原子炉圧力の急激な低下，上部格納容器
圧力の急激な増加，下部格納容器ガス温度の急激な上昇といったパラメータの変化が生じる。
これらにより原子炉圧力容器破損を判断した後は，原子炉圧力と上部格納容器圧力の差圧が「0.10 MPa[gage]」以下であること及び，下部格納容器ガス温度が飽和温度以上であることで原子炉圧力容器破損を再確認する。
3.2.2 格納容器破損防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
プラント損傷状態の選定結果については，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおりであり，事象進展緩和の厳しさ(減圧の余裕時間)に基づいて選定している。選定にあたって考慮した点は以下の通り。
・長期 TB は事象初期において原子炉隔離時冷却系による冷却が有効なシーケンスであり，減圧までの時間余裕の観点では TQUX，TBD，TBU の方が厳しい。
・高圧状態で炉心損傷に至る点では TQUX，TBD，TBU にプラント損傷状態を選定する上での有意な違いは無い。
以上より，TQUX を高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱への対策を評価する上でのプラント損傷状態とした。
このプラント損傷状態から展開されるシーケンスとしては，以下の事故シーケンスが想
3.2-2

132

定される。
・過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧・損傷炉心冷却失敗＋DCH 発生・過渡事象＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧・損傷炉心冷却失敗＋DCH 発生
・通常停止＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧・損傷炉心冷却失敗＋DCH 発生・通常停止＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧・損傷炉心冷却失敗＋DCH 発生
・サポート系喪失＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧・損傷炉心冷却失敗＋DCH 発生
・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＋炉心損傷後の原子炉減圧・損傷炉心冷却失敗＋DCH 発生
上記事故シーケンスのうち，事象進展が早く，炉心溶融までの時間の観点で厳しい過渡事
象を起因とするシーケンスを選定した。その上で，原子炉圧力容器が高圧で維持される SRV
再閉失敗を含まないシーケンス「過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧・損傷炉心冷却失敗＋DCH 発生」を評価事故シーケンスとした。
本評価は炉心損傷後の格納容器破損の対策の有効性を評価するためのシナリオであることから，上記のシーケンスにおいて，炉心損傷までは事象を進展させる前提での評価となる。
この前提に対応する状況としては，炉心損傷前の段階で全ての低圧注水機能が失われており，手動減圧もできず，「2.2 高圧注水・減圧機能喪失」に示した重大事故等時の逃がし安全弁作動回路も動作しない状況が考えられる。
手順書上，全ての低圧注水機能が失われている状況では，原子炉水位が燃料棒の有効長の底部から 10 %高い位置に到達した時点までは減圧しない。この減圧のタイミングは，原子炉水位が燃料棒の有効長頂部以下となった場合，減圧を遅らせた方が原子炉圧力容器破損に至る時間を遅らせることができる一方で，水－ジルコニウム反応が著しくなる前に減圧することで水素の発生量を抑えられることを考慮して設定したものである。また，重大事故等時の逃がし安全弁作動回路は低圧注水系の起動が作動条件の 1 つであるため，低圧注水系が失われている状況では動作しない。
これを考慮し，本評価では評価事故シーケンスに加えて全ての低圧注水機能も失われている状況を想定した。
なお，この評価事故シーケンスは，「3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」
及び「3.6 溶融炉心・コンクリート相互作用」と同じ事故シーケンスである。
本評価事故シーケンスでは，炉心崩壊熱，原子炉水位，原子炉圧力等の変化が重要な現象となる。よって，これらの現象を適切に評価することが可能であるシビアアクシデント総合
3.2-3

133

解析コード MAAP により原子炉圧力等の過渡応答を求める。
(2) 有効性評価の条件
本評価事故シーケンス対する主要な解析条件を表 3.2.2 に示す。また，初期条件も含めた主要な解析条件について，本評価事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
ａ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，過渡事象「全給水喪失」が発生するものとする。
(b) 安全機能等の喪失に対する仮定
高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の機能喪失を，(1)の通り，低圧注水機能として低圧注水系の機能喪失を想定する。更に低圧代替注水系(常設)による原子炉注水にも期待しないものとする。これは，炉心損傷前には減圧できない状況を想定するためである。
(c) 外部電源
外部電源は使用できるものとする。
ただし，本評価事故シーケンスでは，全ての原子炉注水機能に期待しないため，外部電源の有無は事象進展に影響を与えない。
(d) 高温ガスによる配管等のクリープ破損や漏洩等による影響
高温ガスによる配管等のクリープ破損や漏洩等は，原子炉圧力を厳しく評価する
ため，考慮しないものとする。
ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号
事象の発生と同時に原子炉スクラム信号「主蒸気隔離弁閉」が発生し，原子炉は自動停止するものとする。
(b) 逃がし安全弁
原子炉の減圧には逃がし安全弁 2 弁を使用するものとし，容量として，1 弁あたり
定格主蒸気流量の約 5 %を処理するものとする。
ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員操作に関する条件は，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおりに設定した。
(a) 原子炉急速減圧操作
原子炉急速減圧操作は，全ての注水機能が喪失している場合の運転手順に従い，
原子炉水位が燃料棒の有効長の底部から10 %高い位置に到達した時点で開始する。
この操作時間は5分間を考慮する。
3.2-4

134

(3) 有効性評価の結果
原子炉圧力，原子炉水位の推移を図3.2.4から図3.2.5に示す。
ａ．事象進展事象発生後，高圧注水・減圧機能喪失及び低圧代替注水系(常設)にも期待しないことから，原子炉水位は急速に低下する。水位低下により炉心が露出し，事象発生から約 1.0 時
間後に炉心損傷に至る。原子炉水位が燃料棒の有効長の底部から 10 %高い位置に到達した時点(事象発生から約 1.4 時間後)で，手動操作により逃がし安全弁 2 弁を開き，原子炉を減圧する。原子炉減圧後の低圧代替注水系(常設)による原子炉注水は実施しないものと仮定するため，事象発生から約 7.0 時間後に原子炉圧力容器破損に至る。
その後は，落下した溶融炉心の冷却のために格納容器下部への注水を継続し，機能喪失している設備の復旧に努め，復旧後は原子炉への注水及び格納容器の冷却を実施する。
ｂ．評価項目等
原子炉圧力容器破損時の原子炉圧力は約 0.2 MPa[gage]であり，2.0 MPa[gage]以下に低減されている。
本評価では，実用発電用原子炉及びその附属施設の位置，構造及び設備の基準に関する規則の解釈 第 37 条 2-3 のうち，(d)の評価項目について厳しいシーケンスを選定し，対策の有効性を確認した。
3.2.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作
時間余裕を評価するものとする。
高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱では，全ての原子炉注水機能が喪失して炉心損傷に至り，原子炉圧力容器が破損する前に手動操作により原子炉減圧を行うことが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，原子炉急速減圧操作とする。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
添付資料 3.2.1 参照
ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
3.2-5

135

添付資料 3.2.1 参照(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，表3.2.2に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくな
るような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項
目に関する影響評価の結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
添付資料3.2.1参照(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
添付資料3.2.1参照
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の6要因に分類
し，これらの要因が解析上の操作開始時間に与える影響を評価する。また，操作の不確かさが操作開始時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 操作の不確かさが操作開始時間に与える影響
添付資料3.2.1参照(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
添付資料3.2.1参照(3) 操作時間余裕の把握
操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認する。
（添付資料3.2.1）(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認
3.2-6

136

できる範囲内において，操作時間には十分な時間余裕がある。また，要員の配置による他の操作に与える影響はない。
3.2.4 要員及び資源の確保(1) 必要な要員の評価
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」において，6 号炉及び7 号炉同時の重大事故等対策時に必要な要員は，「3.2.1(3) 格納容器破損防止対策」に示
すとおり 11 名であり，当直長，当直副長，運転員及び緊急時対策要員の 51 名で対処可能である。有効性評価で考慮しない作業（格納容器下部注水）に必要な要員を 4 名含めた場合でも対処可能である。
(2) 必要な資源の評価
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価した。この結果を以下
に示す。
ａ．水源
本格納容器破損モードを評価する上では，注水は考慮していない。
ｂ．燃料
外部電源の喪失は想定していないが，外部電源喪失を仮定し，非常用ディーゼル発電
機による電源供給を想定する。事象発生後7日間，非常用ディーゼル発電機が全出力で運転する場合，約750,960 Lの軽油が必要となる。
6 号炉及び 7 号炉の各軽油タンクで軽油約 1,020,000 L(発電所内で軽油約 5,344,000
L)の軽油が使用可能であることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給を 7 日間継続可能である。
(添付資料 3.2.2)
ｃ．電源
外部電源の喪失は想定していないが，外部電源喪失を仮定し，非常用ディーゼル発電機
による電源供給を想定する。重大事故等対策時に必要な負荷は非常用ディーゼル発電機の負荷に含まれることから，重大事故等対策設備への電源供給が可能である。
3.2.5 結論
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」では，原子炉圧力容器
が高い圧力を保った状況で損傷し，溶融炉心，水蒸気及び水素が急速に放出され，格納容器に熱的・機械的な負荷が発生して格納容器が破損に至る場合を想定した。
3.2-7

137

格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」では，事象進展緩和の厳しさ(減圧の余裕時間)に基づいてプラント損傷状態を選定した上で，事象進展が早く，炉心溶融までの時間の観点で厳しい，過渡事象を起因とするシーケンスを選定した。
その上で，原子炉圧力容器が高圧で維持されるSRV再閉失敗を含まないシーケンス「過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧・損傷炉心冷却失敗＋
DCH発生」を評価事故シーケンスとした。
上記の場合においても，逃がし安全弁を用いた手動操作による減圧により，原子炉圧力容器破損時の原子炉圧力を2.0 MPa[gage]以下に低減することができる。
解析コード及び解析条件の不確かさについて操作への影響を含めて確認した結果，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，時間操作余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，当直長，当直副長，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，選定した評価事故シーケンスに対して格納容器破損防止対策が有効であることを確認した。これを以って格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲
気直接加熱」に対して格納容器破損防止対策が有効であることを確認した。

3.2-8

138

3.2-9

139

給水系
より

※２

残留熱除去系ポンプ

Ａ

Ｃ

Ｂ

残留熱除去系ポンプ

重大事故等対策概略系統図（逃がし安全弁）

原子炉圧力容器

逃がし安全弁

※２

※１

Ａ(Ｃ)

原子炉隔離時冷却系ポンプ

高圧炉心注水系ポンプ

復水移送ポンプ

主タービン系へ

Gen

非常用ディーゼル発電機

図 3.2.1 格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」時の使用系統概要※１

原子炉格納容器

復水貯蔵槽

外部電源

3.2-10140

主蒸気隔離弁閉
スクラム信号発生

※４

※７

※６

※８

原子炉圧力容器破損時
原子炉圧力「2.0MPa[gage]」以下

原子炉圧力容器破損

格納容器下部総注水量180m3（水位約2ｍ）
到達後、格納容器下部注水系（常設）停止

格納容器下部注水系（常設）復水移送ポンプ１台（90m3/h）
による格納容器下部注水開始（注水流量と時間から総注水量を求める）

損傷炉心冷却失敗と判断

原子炉圧力容器下鏡温度300℃到達

損傷炉心冷却未達成と判断

中央制御室での逃がし安全弁「２弁」
による原子炉急速減圧

Ⅱ

Ⅲ

凡例

・「ＬＯＣＡ①、②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつ サプレッションプール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］【 圧力容器破損徴候パラメータ】
・「過渡起因事象」、「ＬＯＣＡ①，②」時
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
制御棒位置の指示値喪失数増加
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加【 圧力容器破損判断パラメータ】
・ 「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な 上昇」
・「ＬＯＣＡ①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な 低下」
サプレッションプール水温度の「急激な上昇」
・「ＬＯＣＡ②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な 上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」

補足１
事故の起因事象判定（ＬＯＣＡ事象or過渡起因事象）［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［上部ドライウェル圧力が「0.15MPａ[gage]以上」］
上記の条件が満たされる場合は「ＬＯＣ Ａ事象起因」と判定する。
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する。
（本シナリオでは「過渡起因事象」を想定している）
ＬＯＣＡ事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（ＬＯＣＡ①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（ＬＯＣＡ②時と表記）：判断：シナリオ上考慮しない操作・判断結果：プラント状態：操作・確認（運転員のみの作業）：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：緊急時対策要員（現場）のみの作業Ⅲ
消火系による注水も可能である。また、可搬型代替注水ポンプによる注水も可能であり、この場合水源は淡水以外に海水も使用することが可能である。

Ⅱ
ドライウェルクーラーによる格納容器除熱を実施する。

【有効性評価の対象とはしていないが、他に取り得る手段】
Ⅰ
制御棒駆動水ポンプが運転を継続し原子炉への注水が継続していることを確認する。また、追加起動の準備も開始する。
消火系による代替注水も使用することができるため消火ポンプ運転状態について確認する。
恒設設備による原子炉への注水が実施できない場合、可搬型代替注水ポンプによる注水を実施する。

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（大湊側防火水槽への補給準備）

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

代替注水系起動・制御棒駆動水ポンプによる原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプによる代替注水Ⅰ※８ 原子炉圧力容器健全確認は、圧力容器破損判断パラメータにより判断する。（補足１）※７ 原子炉水位が原子炉水位計（燃料域）にて有効燃料頂部（ＴＡＦ）未満、原子炉圧力容器下鏡部温度「300℃到達」及び、原子炉への注水不能により損傷炉心冷却失敗と判断する。

図 3.2.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱時の対応手順の概要＊：各操作実施判断パラメータを継続監視し、判断基準値を超えた場合は速やかに実施する。

消火系による格納容器下部注水「原子炉水位有効燃料棒底部（ＢＡＦ）+10%燃料有効長」とは、原子炉水位計（燃料域）にて「－3340mm」を示す。

※６ 原子炉水位が原子炉水位計（燃料域）にて燃料棒頂部（ＴＡＦ）未満及び、原子炉圧力容器下鏡部温度「300℃未満」により損傷炉心
冷却未達成と判断する。

※５※４ 格納容器雰囲気放射線レベル計指示と「ＳＯＰ導入条件判断図」により炉心損傷を確認する。例えば、原子炉停止１時間後の場合、格納容器雰囲気放射線レベル計指示が「ドライウェル放射線レベル計：4.5E+00Sv/h」「サプレッション・チェンバ放射線レベル計：
5.5E+00Sv/h」を超えた場合、炉心損傷発生と判断する。

※３ 原子炉注水可能な系統がある場合は急速減圧操作を実施する。

※２ 残留熱除去系注入弁動作不能により低圧代替注水系機能喪失を確認する。

※１ 中央制御室盤にて機器ランプ表示、機器故障警報、系統流量指示計にて機能喪失を確認する。

ドライウェルクーラーによる格納容器除熱回復は解析上考慮せず

高圧／低圧注水機能
回復操作

回復は解析上
考慮せず

※２

※３

回復は解析上考慮せず

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず

高圧代替注水系
起動操作

回復は解析上考慮せず※１

原子炉水位有効燃料棒底部（ＢＡＦ）+10%燃料有効長到達※５

炉心損傷確認

炉心損傷開始全ての設備による原子炉注水失敗を確認

原子炉への低圧代替注水機能喪失を確認

原子炉への低圧注水機能喪失を確認

原子炉への高圧注水機能喪失を確認※１

主蒸気隔離弁全閉

原子炉スクラム・タービントリップを確認

全給水喪失

格納容器下部への注水を継続し、機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後、原子炉への注水及び格納容器の冷却を実施する。
格納容器除熱操作及び格納容器頂部注水操作については、実施判断基準値を超えた場合に速やかに実施する。

（約７時間後）（約３．７時間後）（約１．４時間後）（約１時間後）（約０分）（解析上の時間）高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱

経過時間（分）10

経過時間（時間）

／

20

１

２

プラント状況判断

約１時間

３

４

５

６

７

８

備考

９

事象発生
原子炉スクラム実施箇所・必要人員数
操作項目

炉心損傷開始約1.4時間操作の内容

原子炉水位有効燃料棒底部（ＢＡＦ）＋10％燃料有効長到達約3.7時間

運転員
（中操）
６号
７号

運転員
（現場）
６号
７号

緊急時対策要員（現場）
６号
７号

原子炉圧力容器下鏡温度

300℃到達

約７時間

原子炉圧力容器破損

・全給水喪失確認

状況判断

２人

２人

Ａ,Ｂ

a,b

－

－

－

－

・原子炉スクラム・タービントリップ確認

10分

・全ての原子炉注水機能喪失確認
原子炉注水機能喪失調査、復旧操作（解析上考慮せず）

格納容器下部注水系

準備

－

－

（１人）

（１人）

Ａ

a

－

－

（１人）

（１人）

Ａ

a

（１人）

（１人）

Ａ

a

（１人）

（１人）

Ａ

a

２人

２人

Ａ,Ｂ

a,b

－

－

－

－

－

－

－

－

２人

２人

Ｃ, Ｄ

c,d

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

０人※

０人※

・給水系、原子炉隔離時冷却系、高圧炉心対応可能な要員により、対応

注水系、残留熱除去系

する

機能回復
５分

・格納容器下部への注水準備要員を確保して対応する（解析上考慮せず）

原子炉急速減圧操作

・現場移動

３0分

※復水貯蔵槽吸込ライン切替
・逃がし安全弁

２弁

５分

手動開放操作総注水量180m3到達後停止

・原子炉圧力容器破損前の初期注水

格納容器下部注水系操作要員を確保して対応する

必要人員数

合計

※

（

・原子炉圧力容器破損後の格納容器下部注水

格納容器下部に崩壊熱相当量を継続注水

０人

有効性評価で考慮しない作業を含めると要員は各号炉「２人」となる）内の数字は他の作業終了後、移動して対応する人員数。

図 3.2.3 格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」時の作業と所要時間

3.2-11141

原子炉圧力(MPa)[gage]

SRV の手動操作による減圧

SRV 開閉による圧力制御
リロケーションによる圧力上昇

原子炉圧力容器破損
2.0 MPa[gage]

事故後の時間(h)図 3.2.4 原子炉圧力の推移

SRV からの蒸気放出により水位が低下

原子炉水位(m)

原子炉水位 BAF+10%到達時にSRV2 弁開による減圧で水位が低下

溶融炉心の状態変化
により，見かけ上の水位が上昇している

下部プレナムの水は蒸発しているが，落下した溶融炉心の堆積により，見かけ上水位が表示されている。

RPV 破損により下部プレナムの溶融炉心が下部 D/W に落下

有効燃料棒頂部

有効燃料棒底部

シュラウド内水位
シュラウド外水位

炉心支持板破損に伴って下部プレナム水が蒸発し水位が低下

下部プレナム水位

事故後の時間(h)図 3.2.5 原子炉水位の推移

3.2-12142

143

3.2-13

原子炉圧力容器破損確認

原子炉手動減圧

炉心損傷確認

原子炉スクラム確認

判断及び操作子炉圧力容器破損に至ることを確認する。

原子炉手動減圧後も，原子炉への注水系統は無いため，原により逃がし安全弁 2 弁を開き，原子炉を減圧する。

到達した時点で，注水系統が全く無い場合でも，手動操作

原子炉水位が燃料棒の有効長の底部から 10%高い位置に心が露出することで炉心損傷に至ることを確認する。

原子炉注水機能喪失により原子炉水位は急激に低下し炉し，原子炉がスクラムすることを確認する。

給水流量全喪失発生と同時に主蒸気隔離弁の閉止が重畳操作－

逃がし安全弁

－

－

常設設備

－

－

－

－

可搬設備

【ＳＡ】：重大事故等対処設備

格納容器内温度計【ＳＡ】

格納容器内圧力計【ＳＡ】

原子炉圧力計【ＳＡ】

原子炉圧力容器温度計【ＳＡ】

原子炉水位計(燃料域)【ＳＡ】

原子炉圧力計【ＳＡ】

原子炉水位計(燃料域)【ＳＡ】

格納容器内雰囲気放射線レベル計【ＳＡ】

起動領域モニタ【ＳＡ】

平均出力領域モニタ

計装設備

有効性評価上期待する事故対処設備

表 3.2.1 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱時における重大事故等対策について

初期条件

3.2-14144

サイクル末期の燃焼度のばらつきを考慮し，10 %の保守性を考慮
内部機器，構造物体積を除く全体積
必要最小空間部体積
必要最小プール水量
真空破壊装置の設定値

通常水位
52,200 t/h
9×9 燃料(A 型)
ANSI/ANS-5.1-1979(燃焼度 33 GWd/t)
7,350 m3
空間部：5,960 m3
液相部：3,580 m3
3.43 kPa(ドライウェル－サプ
レッション・チェンバ間差圧)
7.05 m(NWL)
35 ℃
5 kPa
57 ℃

原子炉水位

炉心流量

燃料

原子炉停止後の崩壊熱

格納容器容積(ドライウェル)

格納容器容積(ウェットウェル)

真空破壊装置

サプレッションプール水位

サプレッションプール水温

格納容器圧力

格納容器温度－

通常運転時の格納容器温度として設定

通常運転時の格納容器圧力として設定

通常運転時のサプレッションプール水温の上限値として設定

通常運転時のサプレッションプール水位として設定

定格流量として設定

通常運転時原子炉水位として設定

定格原子炉圧力として設定

7.07 MPa[gage]

原子炉圧力

定格原子炉熱出力として設定－

条件設定の考え方

3,926 MWt

MAAP

主要解析条件

原子炉熱出力解析コード

項目

表 3.2.2 主要解析条件(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)(1／3)

事故条件

145

3.2-15

破損や漏洩等

高温ガスによる配管等のクリープ

外部電源

安全機能等の喪失に対する仮定

起因事象

項目

考慮しない

外部電源あり低圧代替注水系(常設)機能喪失

高圧注水機能，低圧注水機能

全給水喪失

主要解析条件

原子炉圧力を厳しく評価するものとして設定

電源についてはありとして設定も評価に影響する条件とはならない。これを踏まえ，外部展に影響を与えない。同様に，非常用 D/G の有無について

交流動力電源に依存しないため，外部電源の有無は事象進る減圧のみであり，減圧操作に必要な動力及び監視計器は

本評価事故シーケンスでは，事故対応が逃がし安全弁によ

圧代替注水系(常設)の機能喪失を設定

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

全給水喪失が発生するものとして設定

条件設定の考え方

表 3.2.2 主要解析条件(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)(2／3)

重大事故等対策に関連する機器条件

3.2-16

重大事故等対策に関連する操作条件

146

原子炉急速減圧操作

逃がし安全弁

原子炉スクラム信号項目

10 %高い位置に到達した時点で開始

原子炉水位が燃料棒の有効長の底部から7.86 MPa[gage]×4 個, 380 t/h/個

7.79 MPa[gage]×4 個, 377 t/h/個

7.72 MPa[gage]×4 個, 373 t/h/個

7.65 MPa[gage]×4 個, 370 t/h/個

7.58 MPa[gage]×1 個, 367 t/h/個

7.51 MPa[gage]×1 個, 363 t/h/個

2弁

主蒸気隔離弁の閉止

主要解析条件02

64
原子炉圧力(MPa[abs])8

運転操作手順書等を踏まえて設定

0

100

200

300

400

500

<原子炉圧力と逃がし安全弁蒸気量の関係>

逃がし安全弁の設計値として設定

10

畳し，原子炉がスクラムに至る設定とした。

給水流量全喪失発生と同時に主蒸気隔離弁の閉止が重条件設定の考え方

表 3.2.2 主要解析条件(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)(3／3)

蒸気流量(t/h)

解析コード及び解析条件の不確かさの影響について(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)
表１
分類

重要現象

炉心

解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)(1/2)

解析モデル

不確かさ

炉心モデル(原子崩壊熱

添付資料 3.2.1

炉出力及び崩壊

入力値に含まれる熱)

運転員操作に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパ「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目とラメータに与える影響」にて確認

なるパラメータに与える影響」にて確認

燃料棒内温度TMI 事故解析における炉心ヒートアップ時の水素発生，炉心領域

変化

での溶融進展状態について，TMI 事故分析結果と一致することを燃料棒表面熱炉心モデル(炉心伝達

熱出力モデル)
溶融炉心挙動モデ

燃料被覆管酸ル(炉心ヒートア

化

ップ)

確認した
炉心ヒートアップ速度(燃料被覆管酸化が促進される場合)が早まることを想定し，仮想的な厳しい振り幅ではあるが，ジルコニ
ウム-水反応速度の係数を 2 倍とした感度解析により影響を確認した
・TQUV，大 LOCA シーケンスともに運転員操作の起点となる炉心溶融の開始時刻には影響は小さい

燃料被覆管変本シナリオは重大事故等対処設備を含む原子炉への注水機能が喪失するという仮定を前提としており，最初に操作すべきは原子炉水位が BAF+10%に到達した時点での減圧操作となる。よって燃料被覆管温度等によるパラメータを起点とした操作ではないことから，運転員等操作時間に与える影響はない
また，原子炉圧力容器破損時は，下部ペデスタルの注水準備が必要となるが，炉心損傷の進展挙動に差が生じても，リロケーション及び原子炉圧力容器破損に対する影響は小さく，運転員等操作に与える影響はない

炉心ヒートアップに関するモデルに対する感度解析(ヒートアップ時の被覆管表面積感度ケース)では，原子炉圧力容器破損時間に対する感度は小さく，また，本シナリオは原子炉圧力容器破損時の原子炉圧力を 2.0 MPa[gage]以下に低減するために，破損までに運転員による減圧操作が実施されることが求められていることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない

・下部プレナムへのリロケーション開始時刻にも影響は小さい

形

沸騰・ボイド率

MAAP コードと SAFER コードの比較を行い，以下の傾向を確認

変化・MAAP コードでは CCFL を取り扱っていないことに起因して，急原子炉水位が BAF+10%に到達する時間が早くなる可能性はあるが，数分オー

原子炉水位の挙動の差異が，原子炉圧力容器破損時間に対して与える

速減圧後の水位上昇及び蒸気流出の継続による水位低下につダーでの差異であり，一方で，減圧操作は原子炉圧力容器破損までに完了す

影響は小さく，また，本シナリオは原子炉圧力容器破損時の原子炉圧

いて SAFER コードに比べ緩慢な挙動を示す

る必要があるが，原子炉圧力容器破損は約 7.0 時間後と十分な時間余裕があ

力を 2.0 MPa[gage]以下に低減するために，破損までに運転員によるることから，解析コードの不確かさに起因する水位低下挙動の差異が運転員

減圧操作が実施されることが求められていることから，評価項目とな等操作に与える影響はない

るパラメータに与える影響はない

モデルに含まれる

冷却材放出(臨界流・差圧流)を起点に操作開始する運転員等操作はないこと

冷却材放出(臨界流・差圧流)を起点に操作開始する運転員等操作はな(逃し安全弁からの流量は，設計値に基づいて計算される)から，運転員等操作時間に与える影響はない

いことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない

炉心モデル(炉心気液分離(炉心

水位計算モデル)・水位低下幅は MAAP コードの方が保守的であり，その後の注水水位)・対向流操作による有効燃料棒頂部までの水位回復時刻は両コードで(炉心(熱流

同等である

動))
原子
炉圧
力容
器

冷却材放出(臨界流・差圧流)原子炉圧力容器モデル(臨界流モデル)

添 3.2.1-1

147

表１
分類

重要現象

解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)(2/2)

解析モデル

不確かさ

運転員操作に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

原子 炉圧
力 容 器
(炉心損

リロケーション

・TMI 事故解析における炉心損傷挙動について，事故分析結
溶融炉心の挙動モ

傷後)

デル(リロケーシ
ョン)果と一致することを確認
・炉心損傷に至る温度を低下させた感度解析で TQUV，大LOCA のいずれも，炉心溶融時刻，原子炉圧力容器の破損
時刻への影響が小さいことを確認

構造材との熱伝達

リロケーションに対する不確かさとして，炉心損傷に至る温度が原子炉圧力容器破損時間に与える感度は小さく，下部ヘッドの温度上昇を起点とする補給水ポンプに

リロケーションに対する不確かさとして，炉心損傷に至るよる格納容器下部注水操作の開始に与える影響は小さい。さらに，下部ヘッド温度上

温度が原子炉圧力容器破損時間に与える感度は小さいこと

昇(300 ℃到達)は事象発生開始から，約 3.7 時間後の操作であり，多少の挙動の差から，解析コードの不確かさが評価項目となるパラメータ異が生じた場合においても十分な時間余裕があることから，運転員等操作時間に与に与える影響は小さい

える影響はない

原子炉圧力容器内
原子炉圧力容器内 FCI に影響する項目として溶融ジェット

FCI( 溶 融 炉 心 細 粒

径，細粒化モデルにおけるエントレインメント係数，及びデ化)

ブリ粒子径をパラメータとして感度解析を行い，いずれについても，原子炉圧力の過渡的な変化に対して影響はある
原子炉圧力容器内
FCI(デブリ粒子熱伝
達)

溶融炉心の挙動モ

ものの，原子炉圧力容器破損時点での原子炉圧力に対するデル(下部プレナ

感度は小さいことを確認

原子炉圧力の過渡的な変化に対して影響はあるものの，原原子炉圧力の過渡的な変化に対して影響はあるものの，原子炉圧力容器破損時点での原子炉圧力に対する感度は小さく，原子炉圧力を起点に操作開始する運転員等操
作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない

子炉圧力容器破損時間に対する感度は小さく，また，本シ
ナ リ オ は 原 子 炉 圧 力 容 器 破 損 時 の 原 子 炉 圧 力 を 2.0
MPa[gage]以下に低減するために，破損までに運転員による減圧操作が実施されることが求められていることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない

ムでの溶融炉心の挙動)

・TMI 事故解析における下部プレナムの温度挙動について， 下部プレナムと炉心デブリの熱伝達に関する感度解析より，原子炉圧力容器破損時
TMI 事故分析結果と一致することを確認

下部プレナムでの溶
融炉心の熱伝達

間等の事象進展に対する感度が小さく，下部ヘッドの温度上昇を起点とする補給水

下部プレナムと炉心デブリの熱伝達に関する感度解析よ・下部プレナム内の溶融炉心と上面水プールとの間の限界

ポンプによる格納容器下部注水操作の開始に与える影響は小さい。さらに，下部ヘッ

り，原子炉容器破損時間等の事象進展に対する感度が小さ

熱流束，下部プレナムギャップ除熱量に係る係数に対す

ド温度上昇(300 ℃到達)は事象発生開始から，約 3.7 時間後の操作であり，多少のいことが確認されていることから，解析コードの不確かさ

る感度解析を行い，原子炉圧力容器破損時期等の事象進挙動の差異が生じた場合においても十分な時間余裕があることから，運転員等操作が評価項目となるパラメータに与える影響は小さい

展に対する感度は小さいことを確認

時間に与える影響はない
制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ(しきい値)に対す
る感度解析を行い，原子炉圧力容器破損が約 13 分早まることを確認したが，本評価

溶融炉心挙動モデ
原子炉圧力容器破損

ル(原子炉圧力容器破損モデル)

原子炉圧力容器破損に影響するパラメータとして，制御棒においては下部ヘッドの温度上昇を起点とする補給水ポンプによる格納容器下部注駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ

水操作の開始(約 3.7 時間後)から，原子炉圧力容器破損(約 7.0 時間後)までに下部(しきい値)に対する感度解析を行い，原子炉圧力容器破損

ペデスタル注水を完了する必要があるが，注水必要時間 2 時間に対して下部ヘッドが約 13 分早まることを確認

温度 300 ℃到達から原子炉圧力容器破損までは約 3 時間あることから多少の挙動の差異が生じた場合においても十分な時間余裕があり，運転員等操作時間に与える影
響はない

148

添 3.2.1-2

制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ(しきい値)に対する感度解析を行い，原子炉圧力容器破損が約 13 分早まることを確認したが，溶融燃料の落下
時間という点では影響は小さく，解析コードの不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響は小さい表２

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)(1/2)

解析条件(初期条件，事故条件)の不確かさ

項目

解析条件

初期
条件

条件設定の考え方

最確条件

運転員等操作時間に与える影響

原子炉熱出力のゆらぎを考慮した運転管理目
原子炉熱出力3,926 MWt

3,926 MWt 以下

標値を参考に最確条件を包絡できる条件を設
定

原子炉圧力

7.07 MPa[gage]

通常運転水位
原子炉水位(セパレータスカート下端から+119 cm)

炉心流量52,200 t/h(100 %)約 7.00 MPa[gage] ～ 約 7.10
MPa[gage]

件に対して変動を与えうるが，原子炉圧力は逃がし安全弁

り制御されるため事象進展に及ぼす影響はなく，運転員等操により制御されるため事象進展に影響はなく，評価項目と作時間に与える影響はない

なるパラメータに与える影響はない

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して動を与えうるが，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対変動を与えうるが，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量して非常に小さい。例えば，スクラム 10 分後の原子炉水位のに対して非常に小さい。例えば，スクラム 10 分後の原子炉低下量は通常運転水位-約 14 m であるのに対してゆらぎによ

水位の低下量は通常運転水位-約 14 m であるのに対してゆる水位低下量は-約 10 cm であり非常に小さい。従って，事象らぎによる水位低下量は-約 10 cm であり非常に小さい。従進展に及ぼす影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はって，事象進展に影響はなく，評価項目となるパラメータにない与える影響はない

事象発生後早期に原子炉はスクラムするため，初期炉心流量

事象発生後早期に原子炉はスクラムするため，初期炉心流が事象進展に及ぼす影響は小さく，運転員等操作時間に与え量が事象進展に及ぼす影響は小さく，評価項目となるパラる影響はない

メータに与える影響はない

最確条件とした場合には，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心と最確条件とした場合には，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心

なるか，それらの混在炉心となるが，両型式の燃料の組成はとなるか，それらの混在炉心となるが，両型式の燃料の組成ほぼ同等であり，事象進展に及ぼす影響は小さいことから，はほぼ同等であり，炉心冷却性に大きな差は無いことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい

評価項目となるパラメータに与える影響は小さい

最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなる

最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくな

サイクル末期の燃焼度のばらつきを考慮し，ため，原子炉水位の低下が遅くなるが，事象進展に及ぼす影るため，原子炉水位低下が遅くなり，炉心損傷開始時間も遅10 %の保守性を考慮

響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さくなるため，評価項目となるパラメータに対する余裕が大

い

きくなる

上限値を，最確条件を包絡できる条件として本シナリオは原子炉圧力容器内挙動を対象としているため，

本シナリオは原子炉圧力容器内挙動を対象としているた

設定

原子炉格納容器側の条件による直接的な影響はない

め，原子炉格納容器側の条件による直接的な影響はない

通常運転時の原子炉水位を最確条件として設+119 cm)定(ゆらぎ幅:±約 10 mm 以下)

定格流量（100%）の 90～111%を最確条件として設定等の違いは燃料棒最大線出力密度の保守性に包含されることから，代表的に 9×9 燃料(A型)を設定

原子炉停止後の崩壊
熱
格納容器容積(ドラ

燃焼度 33 GWd/t

燃焼度約 30 GWd/t 以下

7,350 m3

7,350 m3

内部機器，構造物体積を除く全体積

格納容器容積(ウェ

空間部：5,960 m3

空間部：5,960 m3

必要最小空間部体積

ットウェル)

液相部：3,580 m3

液相部：3,580 m3

必要最小プール水量7.05 m(NWL)

7.00 m～7.10 m

イウェル)

サプレッション・プ
ール水位
サプレッション・プ
ール水温

通常運転時のサプレッション・プール水位を最確条件として設定
通常運転時のサプレッション・プール水温の35 ℃

格納容器圧力5 kPa

格納容器温度57 ℃
3.43 kPa(ドライウェル－

真空破壊装置

評価項目となるパラメータに対する余裕が大きくなるに対して変動を与えうるが，原子炉圧力は逃がし安全弁によ

定格原子炉圧力を最確条件として設定(セパレータスカート下端から装荷炉心ごとされるため燃料被覆管温度の上昇が緩和されることから，最確条件とした場合には，運転中の圧力変動により解析条

な特性はほぼ同等であり，その他の核的特性
9×9 燃料(A 型)

温度を起点とする運転操作はないため，運転員等操作時間に最確条件とした場合には燃焼度及び最大線出力密度が緩和

最確条件とした場合には，運転中の圧力変動により解析条件

9×9 燃料(A 型)と 9×9 燃料(B 型)は，熱水的燃料れるため燃料被覆管温度の上昇が緩和されるが，燃料被覆管
与える影響はない

通常運転水位定格流量の 90 %～111 %最確条件とした場合には燃焼度及び最大線出力密度が緩和さ

評価項目となるパラメータに与える影響

サプレッション・チェン
バ間差圧)

約 30 ℃～約 35 ℃

約 4 kPa～約 8 kPa

通常運転時の格納容器圧力を最確条件として設定

約 50 ℃～約 60 ℃

通常運転時の格納容器温度を最確条件として(ゆらぎ幅 :±約 1 ℃)

設定

3.43 kPa(ドライウェル－サプレ
ッション・チェンバ間差圧)

真空破壊装置の設定値

添 3.2.1-3

149

表２

解析条件(初期条件，事故条件)の不確かさ

項目
事故
条件

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)(2/2)

解析条件

起因事象

全給水喪失

安全機能の喪失に対する仮定

条件設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

原子炉への給水はできないものとして起因事象として LOCA 等の一次冷却材圧力バウンダリ喪失を仮定し起因事象として LOCA 等の一次冷却材圧力バウンダリ喪失を仮定した場合は全給水流量の喪失を設定た場合は減圧操作が不要となる

減圧操作が不要となる

最確条件－

高圧注水機能，低圧注水

高圧注水機能として原子炉隔離時冷却機能

系及び高圧炉心注水系の機能喪失を，低－低圧代替注水系(常設)

圧注水機能として低圧注水系及び低圧

機能喪失

代替注水系(常設)の機能喪失を設定－－

1F 事故に対する炉心・格納容器の状態の推定の評価において，炉1F 事故に対する炉心・格納容器の状態の推定の評価において，炉内核計装

内核計装配管のドライチューブ，逃がし安全弁のフランジガスケッ

配管のドライチューブ，逃がし安全弁のフランジガスケット部等からの気ト部等からの気相漏えいの可能性について言及されている。本仮定

相漏えいの可能性について言及されている。本仮定を本シナリオに対してを本シナリオに対して考慮した場合，原子炉圧力を減圧させること考慮した場合，原子炉圧力を減圧させることとなるため，減圧の規模によっ全ての原子炉注水機能に期待しないこ
外部電源

外部電源あり－とから，外部電源の有無が事象進展に与える影響はない

高温ガスによる配管等のク
リープ破損や考慮しない発生する可能性は否定

原子炉圧力を厳しく評価するものとしとなるため，減圧の規模によっては原子炉減圧操作をしなくとも， ては原子炉減圧操作をしなくとも，高圧溶融物放出/格納容器雰囲気直接加

できない

て設定

高圧溶融物放出/格納容器雰囲気直接加熱を回避する可能性がある熱を回避する可能性がある

事象進展に対する影響としては，気相部漏えいは原子炉水位が TAF

事象進展に対する影響としては，気相部漏えいは原子炉水位が TAF を十分を十分下回った以降の炉心ヒートアップによる影響と推定でき，本下回った以降の炉心ヒートアップによる影響と推定でき，本シナリオではシナリオでは BAF+10%位置にて減圧操作を実施することから考え

BAF+10%位置にて減圧操作を実施することから考えると，事象進展に対するると，事象進展に対する影響は小さい

影響は小さいと考えられ，評価項目となるパラメータに与える影響はない

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はな

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，評価項

く，運転員等操作時間に与える影響はない

目となるパラメータに与える影響はない

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はな

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，評価項

く，運転員等操作時間に与える影響はない

目となるパラメータに与える影響はない

漏洩等

機器
条件

原子炉スクラ

主蒸気隔離弁の閉止

主蒸気隔離弁の閉止

ム信号（応答時間：0.05 秒)（応答時間：0.05 秒)

2個

2個

7.51～7.86 MPa[gage]

7.51～7.86 MPa[gage]363～380 t/h/個

363～380 t/h/個逃がし安全弁表３
項目150

離弁の閉止が重畳し，原子炉がスクラムに至る設定とした
逃がし安全弁の設計値として設定

操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）

解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
解析上の操作開始時間
条件設定の考え方

操作条
件

原子炉急速
減圧操作

給水流量全喪失発生と同時に主蒸気隔

原子炉水位が有効燃料
棒底部から有効長の10%高い位置に到達した時点で開始(事象発生から約 1.4 時間後)

運転操作手順書等を踏まえて設定操作の不確かさ要因

操作の不確かさが操作開始時間に与える影響【認知】
原子炉水位が有効燃料棒底部から有効長の 10%高い位置に到達した時点に達するまでには事象発生から約 1.4 時間の時間余裕があり，原子炉水位は事故時の重要監視パラメータとして継続監視しているため，認知に大幅な遅れを生じることは考えにくい。よって，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし【要員配置】
中央制御室での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与える影響はなし【移動】
中央制御室での操作のみであり，操作開始時間に与える影響はなし【操作所要時間】
逃がし安全弁による原子炉減圧操作は制御盤の操作スイッチによる操作のため，操作開始時間に与える影響はなし【他の並列操作有無】
逃がし安全弁手動開放の操作時に，当該操作に対応する運転員に他の並列操作はなく，操作開始時間に与える影響はなし【操作の確実さ】
中央制御室の制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い

原子炉水位が有効燃料棒
底部から有効長の 10%高
い位置に到達した時点に達するまでには事象発生から約 1.4 時間の時間余裕があり，また，原子炉急速減圧操作は原子炉水位の低下傾向を監視しながら予め準備が可能である
ため，実態の操作開始時
間は解析上の設定とほぼ同等である

添 3.2.1-4

評価項目となるパラ
メータに与える影響

操作時間余裕実態の操作開始時間
は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない

減圧操作は原子炉圧力容器破損までに完了する必要があるが，原子炉
圧力容器破損は約 7.0 時間
後と時間余裕がある7 日間における燃料の対応について(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)

添 3.2.2-1

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。
(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。
(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。
(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。
(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。
(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 3 台起動。
(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,490L/h×24h×7 日×3 台＝750,960L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 3 台起動。
(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,490L/h×24h×7 日×3 台＝750,960L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

※2

※2

※2

※2

※2

※1

※1

時系列

事象発生直後～事象発生後 7 日間
免震棟ガスタービン発電機 1 台起動。(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
その他 395L/h×24h×7 日＝66,360L
モニタリングポスト用仮設発電機 3 台起動。(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
9L/h×24h×7 日×3 台＝4,536L※1 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は 2 台で足りるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 3 台を起動させて評価した。
※2 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は 1 台で足りるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 2 台を起動させて評価した。

5 号炉

4 号炉

3 号炉

2 号炉

1 号炉

6 号炉

7 号炉

号炉

合計

7 日間の
軽油消費量
約 70,896L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 750,960L

7 日間の
軽油消費量
約 750,960L

プラント状況：6，7 号炉運転中。 1～5 号炉停止中。
事象：高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱は 6，7 号炉を想定
なお，外部電源喪失は想定していないが，全プラントで外部電源喪失が発生することとし，免震棟等，プラントに関連しない設備も対象とする。

1～7 号炉軽油タンク
及び地下軽油タンクの残容量(合計)は
約 685,360L であり，
7 日間対応可能。

5 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

4 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

3 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

2 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

1 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

6 号炉軽油タンク容量は
約 1,020,000L であり，
7 日間対応可能。

7 号炉軽油タンク容量は
約 1,020,000L であり，
7 日間対応可能。

判定添付資料 3.2.2

151

3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用
3.3.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策(1) 格納容器破損モード内のプラント損傷状態
本格納容器破損モードにおけるプラント損傷状態は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，TQUV，TQUX，LOCA，長期 TB，TBU 及び TBP がある。
(2) 格納容器破損モードの特徴
格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」では，溶融炉心と原子炉圧力容器外の冷却水が接触して一時的な圧力の急上昇が生じ，このときに発生するエネルギーが大きい場合に構造物が破壊され格納容器が破損する場合を想定する。
原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用の中の水蒸気爆発事象については，これまでに実ウランを用いて種々の実験が行われている。水蒸気爆発は，溶融炉心が水中に落下した際に形成される蒸気膜が，何らかの外乱によって崩壊した際に，瞬時の圧力伝播を生じ，大きなエネルギーを発生させる事象である。但し，外部からの強制的なトリガーを与えない
限り水蒸気爆発は発生しないという結果が得られている。格納容器下部に張られた水は準静的であり，外部トリガーが与えられる状況は考えにくい。また，外部トリガーを与えた場
合でも水蒸気爆発に至らなかったケースが複数確認されている。水蒸気爆発が発生した場合においても機械的エネルギーへの変換効率は小さく，大規模な水蒸気爆発には至っていない。よって，実機において大規模な水蒸気爆発に至る可能性は極めて小さいと考えられる。
上記のとおり，現実的には水蒸気爆発に至る可能性は極めて小さいと考えられるものの，本評価では，本原子炉施設で水蒸気爆発が発生した場合を仮定し，水蒸気爆発が生じた際の格納容器の健全性を評価した。
また，溶融炉心から冷却材への伝熱による水蒸気発生に伴う急激な圧力上昇(圧力スパイク)についても，その影響を評価した。
(添付資料 3.3.1)(3) 格納容器破損防止対策
格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」で想定する事故シーケンスでは，格納容器下部への溶融炉心落下を想定するが，この状況では，格納容器下部における「溶融炉心・コンクリート相互作用」を緩和する観点から，格納容器下部注水系(常設)によって格納容器下部に水張りが行われている。このため，格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」への対策ではないものの，格納容器下部に水が張られた状態に対して溶融炉心が落下する場合を想定する。
本格納容器破損モードに対応する対策の概略系統図を図 3.3.1 に，手順の概要を図 3.3.2に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と手順の関係を表 3.3.1 に示す。

3.3-1

152

本格納容器破損モードにおける 6 号炉及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 15 名である。その内訳は次の通りである。中央制御室の運転員は，中央監視・指示を行う当直長 1 名(6 号炉及び 7 号炉兼任)，当直副長 2 名，運転操作を行う運転員 8 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は 4 名である。必要な要員と作業項目について
図 3.3.3 に示す。
ａ．原子炉スクラム確認
過渡事象「全給水喪失」が発生するとともに，本評価では，主蒸気隔離弁の閉止が重畳し，原子炉がスクラムに至る設定とした。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等である。
ｂ．炉心損傷確認
高圧・低圧注水機能喪失により原子炉水位が急激に低下し，炉心が露出することで炉心損傷に至る。
炉心損傷を確認するために必要な計装設備は，格納容器内雰囲気放射線レベル計である。
ｃ．原子炉手動減圧
原子炉水位が燃料棒の有効長の底部から 10%高い位置に到達した時点で，注水系統が全く無い場合でも，手動操作により逃がし安全弁 2 弁を開き，原子炉を減圧する。
原子炉の手動減圧を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力計等である。
ｄ．格納容器下部への注水
原子炉への注水が無いため，損傷炉心が炉心溶融物として下部プレナム内へ移行(リロ
ケーション)する。
リロケーションを確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力容器下鏡部温度計である。
リロケーションを原子炉圧力容器下鏡部温度 300 ℃到達により確認した場合，原子炉
圧力容器破損に備えて格納容器下部注水系(常設)により格納容器下部への注水を実施する。この場合の注水は，格納容器下部への水張りが目的であるため，注水量を制御する。
格納容器下部への総注水量が 180 m3 に到達した後，格納容器下部への水張りを停止する。
格納容器下部への水張りを確認するために必要な計装設備は，復水補給水流量計および格納容器下部水位計である。
ｅ．原子炉圧力容器破損確認

3.3-2

153

原子炉手動減圧後も，原子炉への注水系統が無いため，リロケーションが発生し，原子炉圧力容器破損に至る。原子炉圧力容器破損を直接測定する計器はないため，複数のパラメータの変化の傾向により判断する。
原子炉圧力容器破損の「徴候」として，原子炉水位の低下，制御棒位置の指示値喪失数増加，原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加といったパラメータの変化が生じる。
また，原子炉圧力容器破損の「判断」として，原子炉圧力の急激な低下，上部格納容器
圧力の急激な増加，下部格納容器ガス温度の急激な上昇といったパラメータの変化が生じる。
これらにより原子炉圧力容器破損を判断した後は，原子炉圧力と上部格納容器圧力の差圧が「0.10 MPa[gage]」以下であること及び，下部格納容器ガス温度が飽和温度以上であることで原子炉圧力容器破損を再確認する。
3.3.2 格納容器破損防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
プラント損傷状態の選定結果については，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，事象の厳しさ(溶融燃料－冷却材相互作用における発生エネルギーの大きさ)に基づいて選定している。選定にあたって考慮した点は以下の通り。
・溶融炉心落下時の発生エネルギーは，格納容器下部の水中に落下する溶融炉心の量が多く，溶融炉心の保有エネルギーが大きいほど大きくなる。この観点から，高圧の状態が維持される TQUX，TBD，TBU 及び長期 TB は選定対象から除外した。
・LOCA は，炉内での蒸気の発生状況の差異から，酸化ジルコニウムの質量割合が他の低圧破損シーケンス(TQUV，TBP)より小さく※1 なり，デブリの内部エネルギーが小さくなると考えられる※2。また，LOCA では破断口から高温の冷却材が流出し，ベント管を通じでサプレッション・チェンバに流入する一方，一部はペデスタル部にも流入するものと考えられる。溶融燃料－冷却材相互作用は低温の水に落下する場合の方が厳しい事
象であることから，LOCA を選定対象から除外した。
※1 LOCA 事象は一次冷却材の流出を伴い，発生蒸気によるジルコニウム酸化割合が他の低圧破損シーケンスよりも少ないため。
※2 酸化ジルコニウムとジルコニウムの比熱を比較すると酸化ジルコニウムの方が比熱が大きいことから，酸化ジルコニウムの割合が多いほど内部エネルギーも大きくなると考えられる。
・過渡事象のうち，原子炉の水位低下が早い事象を選定することで対応が厳しいシーケンスとなる。
以上より，TQUV を原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用への対策を評価する上でのプラント損傷状態とした。

3.3-3

154

このプラント損傷状態から展開されるシーケンスとしては，以下の事故シーケンスが想定される。
・過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗＋FCI 発生
・過渡事象＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗＋FCI 発生
・通常停止＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗＋FCI 発生
・通常停止＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗＋FCI 発生
・サポート系喪失＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗＋FCI 発生
・サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗＋
FCI 発生
上記事故シーケンスのうち，事象進展が早く，炉心溶融までの時間の観点で厳しい過渡
事象を起因とするシーケンスを選定した。さらに，プラント損傷状態がTQUVであることから，逃がし安全弁再閉の成否の影響は小さいと考え，発生頻度の観点で大きいと考えられ
る逃がし安全弁再閉失敗を含まないシーケンス「過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗＋(下部D/W注水成功)＋デブリ冷却失敗」を評価事故シーケンスとした。
なお，この評価事故シーケンスは，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」及
び「3.6 溶融炉心・コンクリート相互作用」と同じ事故シーケンスである。
本評価事故シーケンスでは，炉心崩壊熱の変化，溶融燃料－冷却材相互作用によって発生するエネルギー，発生エネルギーによる圧力伝播挙動および構造応答，溶融炉心から冷却材への伝熱による水蒸気発生に伴う急激な圧力上昇(圧力スパイク)が重要な現象となる。よって，これらの現象を適切に評価することが可能であるシビアアクシデント総合解析コードMAAP，水蒸気爆発解析コードJASMINE，構造応答解析コードAUTODYN-2Dにより圧力伝播挙動及び構造応答，格納容器圧力等の過渡応答を求める。
No.審査-264 に対するご回答

(2) 有効性評価の条件

本評価事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を表3.3.2及び表3.3.3に示す。また，本評価事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
ａ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，過渡事象「全給水喪失」が発生するものとする。
(b) 安全機能等の喪失に対する仮定
高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の機能喪失を，低圧注水機能として低圧注水系の機能喪失を想定する。更に原子炉圧力容器破損に至る事象を想定するため，炉心損傷後も低圧代替注水系(常設)による原子炉注水は実施しないものとする。

3.3-4

155

(c) 原子炉圧力容器の破損径
水蒸気爆発が発生する場合の評価における，原子炉圧力容器の破損径は，制御棒駆動機構ハウジング 1 本の外径を想定し，約 0.2 m とする。
(d) 外部電源
外部電源は使用できるものとする。
ただし，本評価事故シーケンスでは，全ての原子炉注水機能に期待しないため，外部電源の有無は事象進展に影響を与えない。
ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号
事象の発生と同時に原子炉スクラム信号「主蒸気隔離弁閉」が発生し，原子炉は自動停止するものとする。
(b) 逃がし安全弁
原子炉の減圧には逃がし安全弁 2 弁を使用するものとし，容量として，1 弁あたり
定格主蒸気流量の約 5 %を処理するものとする。
(c) 格納容器下部注水系(常設)による水張り
溶融炉心・コンクリート相互作用の緩和策として，原子炉圧力容器破損前に，格納容器下部注水系(常設)により，格納容器下部に水位 2 m の水張りを実施するものとする。
ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員操作に関する条件は，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおりに設定した。
(a) 格納容器下部への注水操作
格納容器下部への注水は，原子炉圧力容器下鏡部温度が300 ℃に到達したことを確認して開始するが，注水準備として，現場操作で30分間，中央制御室操作で5分間を考慮する。
(3) 有効性評価の結果
原子炉圧力，原子炉水位，格納容器圧力，格納容器下部ドライウェルの水位，水蒸気爆発に伴うエネルギー及び格納容器下部内側鋼板の応力の推移を図3.3.4から図3.3.9に示す。
ａ．事象進展事象発生後，高圧・低圧注水機能喪失及び低圧代替注水系(常設)にも期待しないことから，原子炉水位は急速に低下する。水位低下により炉心が露出し，事象発生から約 1.0 時

3.3-5

156

間後に炉心損傷に至り，事象発生から約 7.0 時間後に原子炉圧力容器破損に至る。
原子炉圧力容器が破損し，溶融炉心が格納容器下部の水深 2 m の水中に落下する際に，溶融炉心から冷却材への伝熱が起こり，水蒸気が発生することに伴う圧力上昇(圧力スパイク)が生じる。
その後は，落下した溶融炉心の冷却のために格納容器下部への注水を継続し，機能喪失している設備の復旧に努め，復旧後は原子炉への注水及び格納容器の冷却を実施する。
ｂ．評価項目等
圧力スパイクによって原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力は，格納容器の限界圧
力 0.62 MPa[gage]よりも低い値であり，格納容器の健全性に影響を与えるものではない。
また，水蒸気爆発の発生を想定した場合に格納容器下部の水に伝達される運動エネル
ギーの最大値は，約 7 MJ である。このエネルギーを入力とし，格納容器下部内側鋼板にかかる応力を解析した結果，格納容器下部の内側鋼板にかかる応力は約 10 MPa となった。
これは降伏応力の 490 MPa 未満であり，弾性範囲内にあるため，原子炉格納容器のバウン
ダリ機能は維持される。
本評価では，実用発電用原子炉及びその附属施設の位置，構造及び設備の基準に関する規則の解釈 第 37 条 2-3 のうち，(e)の評価項目について厳しいシーケンスを選定し，対策の有効性を確認した。
No.審査-260 に対する

3.3.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価

ご回答

評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作
時間余裕を評価するものとする。
原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用では，全ての原子炉注水機能が喪失して炉心損傷及び原子炉圧力容器破損に至り，溶融炉心が格納容器下部の水中に落下して大きいエネルギーを発生することが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作
は，溶融炉心落下前の格納容器下部注水系(常設)による水張りとする。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
添付資料 3.3.2 参照
ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響

3.3-6

157

添付資料 3.3.2 参照(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，表3.3.2に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくな
るような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項
目に関する影響評価の結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
添付資料3.3.2参照(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
添付資料3.3.2参照
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の６要因に分類
し，これらの要因が解析上の操作開始時間に与える影響を評価する。また，操作の不確かさが操作開始時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 操作の不確かさが操作開始時間に与える影響
添付資料3.3.2参照(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
添付資料3.3.2参照(3) 操作時間余裕の把握
操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認する。
（添付資料3.3.2）(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認

3.3-7

158

できる範囲内において，操作時間には十分な時間余裕がある。また，要員の配置による他の操作に与える影響はない。
3.3.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価
格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」において，6号
炉及び7号炉同時の重大事故等対策時に必要な要員は，「3.3.1(3) 格納容器破損防止対策」に示すとおり15名であり，当直長，当直副長，運転員及び緊急時対策要員の51名で対処可能である。
(2) 必要な資源の評価
格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価した。その結果を以
下に示す。
ａ．水源
格納容器下部注水系(常設)による格納容器下部への注水量は180 m3であり，この水源である復水貯蔵槽には約1,700 m3を保有していることから注水によって復水貯蔵槽が枯渇することはない。
なお，外部電源喪失を想定した場合でも同様の対応が可能である。
ｂ．燃料
外部電源の喪失は想定していないが，外部電源喪失を仮定し，非常用ディーゼル発電
機による電源供給を想定する。事象発生後7日間，非常用ディーゼル発電機が全出力で運転する場合，約750,960 Lの軽油が必要となる。
6 号炉及び 7 号炉の各軽油タンクで軽油約 1,020,000 L(発電所内で軽油約 5,344,000
L)の軽油が使用可能であることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給を 7 日間の継続可能である。
(添付資料 3.3.3)
ｃ．電源
外部電源の喪失は想定していないが，外部電源喪失を仮定し，非常用ディーゼル発電機
による電源供給を想定する。重大事故等対策時に必要な負荷は非常用ディーゼル発電機の負荷に含まれることから，重大事故等対策設備への電源供給が可能である。
3.3.5 結論

3.3-8

159

格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」では，溶融炉心と原子炉圧力容器外の冷却水が接触して一時的な圧力の急上昇が生じ，このときに発生するエネルギーが大きい場合に構造物が破壊され格納容器が破損する場合を想定した。
格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」では，事象の厳しさ(原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用に寄与する溶融炉心のエネルギーの大きさ)に基づいてプラント損傷状態を選定した上で，事象進展が早く，炉心溶融までの時間の観点で厳しい，過渡事象を起因とするシーケンスを選定した。さらに，プラント損
傷状態がTQUVであることから，逃がし安全弁再閉の成否の影響は小さいと考え，発生頻度の観点で大きいと考えられる逃がし安全弁再閉失敗を含まないシーケンス「過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗＋(下部D/W注水成功)＋デブリ冷却失敗」
を評価事故シーケンスとして有効性評価を行った。
上記の場合では，水蒸気発生に伴う圧力上昇(圧力スパイク)が生じるが，圧力スパイク
によって原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力は，格納容器の限界圧力0.62 MPa[gage]よりも低い値であり，格納容器の健全性に影響を与えるものではない。
また，水蒸気爆発の発生を想定した場合であっても，格納容器下部の内側鋼板にかかる応力は降伏応力未満であり，弾性範囲内にあるため，原子炉格納容器バウンダリの機能を維持できる。
解析コード及び解析条件の不確かさについて操作への影響を含めて確認した結果，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，時間操作余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，当直長，当直副長，運転員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，選定した評価事故シーケンスに対して格納容器破損防止対策が有効であることを確認した。これを以って格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－
冷却材相互作用」に対して格納容器破損防止対策が有効であることを確認した。

3.3-9

160

3.3-10161

図 3.3.1 格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」時の使用系統概要

3.3-11162

主蒸気隔離弁閉
スクラム信号発生

※４

※６

※７
Ⅲ

凡例

：運転員と緊急時対策要員（現場）の共同作業：プラ ント状態：シナリオ上考慮しない操作・判断結果：判断：緊急時対策要員（現場）のみの作業：操作・確認（運転員のみの作業）Ⅲ
消火系による注水も可能である。また、可搬型代替注水ポンプによる注水も可能であり、この場合水源は淡水以
外に海水も使用することが可能である。

Ⅱ
ドライウェルクーラー代替除熱運転を実施する。

【有効性評価の対象とはしていないが、他に取り得る手段】
Ⅰ
制御棒駆動水ポンプが運転を継続し原子炉への注水が継続していることを確認する。また、追加起動の準備も開始する。
消火系による代替注水も使用することができるため消火ポンプ運転状態について確認する。
恒設設備による原子炉への注水が実施できない場合、可搬型代替注水ポンプによる注水を実施する。

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（大湊側防火水槽への補給準備）

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage ]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「ＬＯＣＡ①、②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」 かつ サプレッションプール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］【 圧力容器破損徴候パラメータ】
・「過渡起因事象」、「ＬＯＣＡ①，②」時
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
制御棒位置の指示値喪失数増加
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加【 圧力容器破損判断パラメータ】
・ 「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「ＬＯＣＡ①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッションプール水温度の「急激な上昇」
・「ＬＯＣＡ②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」

補足１
事故の起因事象判定（ＬＯＣＡ事象or過渡起因事象）［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage ]以下」］
かつ［上部ドライウェル圧力が「0.15MPａ[gage ]以上」］
上記の条件が満たされる場合は「ＬＯＣ Ａ事象起因」と判定する。
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する。
（本シナリオでは「過渡起因事象」を想定している）
ＬＯＣＡ事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（ＬＯＣＡ①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（ＬＯＣＡ②時と表記）

図 3.3.2 原子炉圧力容器外の溶融炉心－冷却材相互作用時の対応手順の概要＊：各操作実施判断パラメータを継続監視し、判断基準値を超えた場合は速やかに実施する。

格納容器下部への注水を継続し、機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後、原子炉への注水及び格納容器の冷却を実施する。
格納容器除熱操作及び格納容器頂部注水操作について実施判断基
準値を超えた場合は速やかに実施する。

原子炉格納容器バウンダリ機能維持

格納容器下部内側鋼板応力
降伏応力未満格納容器限界圧力以下※８

消火系による格納容器下部注水

水蒸気爆発による応力発生（溶融燃料－冷却材相互作用）

溶融炉心落下原子炉圧力容器破損

Ⅱ

代替注水系起動・制御棒駆動水ポンプによる原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプによる代替注水Ⅰ※８ 原子炉圧力容器健全確認は、圧力容器破損判断パラメータにより判断する。（補足１）※７ 原子炉水位が原子炉水位計（燃料域）にて有効燃料棒頂部（ＴＡＦ）未満、原子炉圧力容器下鏡部温度「300℃到達」及び、原子炉への注水不能により損傷炉
心冷却失敗と判断する。

※６ 原子炉水位が原子炉水位計（燃料域）にて燃料棒頂部（ＴＡＦ）未満及び、原子炉圧力容器下鏡部温度「300℃未満」により損傷炉心冷却未達成と判断する。

※５ 「原子炉水位有効燃料棒底部（ＢＡＦ）+10%燃料有効長」とは、原子炉水位計（燃料域）にて「－3340mm」を示す。

※４ 格納容器雰囲気放射線レベル計指示と「ＳＯＰ導入条件判断図」により炉心損傷を確認する。例えば、原子炉停止１時間後の場合、格納容器雰囲気放射線レ
ベル計指示が「ドライウェル放射線レベル計：4.5E+00Sv/h」「サプレッション・チェンバ放射線レベル計：5.5E+00Sv/h」を超えた場合、炉心損傷発生と判断する。

※３ 原子炉注水可能な系統がある場合は急速減圧操作を実施する。

※２ 代替注水弁（残留熱除去系注入弁）動作不能により低圧代替注水系機能喪失を確認する。

※１ 中央制御室にて機器ランプ表示、機器故障警報、系統流量指示計にて機能喪失を確認する。

ドライウェルクーラーによる格納容器除熱回復は解析上考慮せず

高圧／低圧注水機能
回復操作

回復は解析上
考慮せず

※２

※３

回復は解析上
考慮せず※１

格納容器下部総注水量180m3（水位約2ｍ）
到達後、格納容器下部注水系停止（注水流量と時間から総注水量を求める）

高圧代替注水系
起動操作

回復は解析上考慮せず

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず

格納容器下部注水系（常設）復水移送ポンプ１台（90m3/h）
による格納容器下部注水開始

損傷炉心冷却失敗と判断

原子炉圧力容器下鏡温度300℃到達

損傷炉心冷却未達成と判断

中央制御室での逃がし安全弁「２弁」
による原子炉急速減圧

原子炉水位有効燃料棒底部（ＢＡＦ）+10%
燃料有効長到達※５

炉心損傷確認

炉心損傷開始全ての設備による原子炉注水失敗を確認

原子炉への低圧代替注水機能喪失を確認

原子炉への低圧注水機能喪失を確認

原子炉への高圧注水機能喪失を確認※１

主蒸気隔離弁全閉

原子炉スクラム・タービントリップを確認

全給水喪失

水蒸気発生に伴う格納容器圧力上昇（溶融燃料－冷却材相互作用）（約７時間後）（約５．７時間後）（約３．７時間後）（約１．４時間後）（約１時間後）（約０分）（解析上の時間）

原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用

経過時間（時間）
1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

備考

12

事象発生
原子炉スクラム実施箇所・必要人員数

プラント状況判断

操作項目

約１時間 炉心損傷開始

操作の内容
運転員
（中操）
６号

運転員
（現場）
７号

６号

７号

約1.4時間緊急時対策要員（現場）
６号
７号

原子炉水位有効燃料棒底部（ＢＡＦ）＋10%燃料有効長到達約3.7時間原子炉圧力容器下鏡温度300℃到達
約７時間 原子炉圧力容器破損

・全給水喪失確認
２人
Ａ, Ｂ

状況判断

２人
a,b

－

－

－

－

・原子炉スクラム・タービントリップ確認

10分

・全ての原子炉注水機能喪失確認
原子炉注水機能喪失調査、復旧操作（解析上考慮せず）

格納容器下部注水系

・給水系、原子炉隔離時冷却系、高圧炉心注水対応可能な要員により、対応

系、残留熱除去系 機能回復

する

－

－

－

－

－

－

（１人）
Ａ

（１人）
a

－

－

－

－

・格納容器下部への注水準備

－

－

２人
Ｃ, Ｄ

２人
c,d

－

－

・現場移動
※復水貯蔵槽吸込ライン切替

（１人）
Ａ

（１人）
a

－

－

－

－

・逃がし安全弁 2弁
手動開放操作

（１人）

（１人）

Ａ

a

－

－

－

－

・原子炉圧力容器破損前の初期注水

（１人）
Ａ

（１人）
a

－

－

－

－

・原子炉圧力容器破損後の格納容器下部注水

２人
Ａ, Ｂ

２人
a,b

２人
Ｃ, Ｄ

２人
c,d

５分

準備

原子炉急速減圧操作

３0分

５分

総注水量180m3到達後停止

格納容器下部注水系操作

必要人員数

合計

０人

（ ）内の数字は他の作業終了後、移動して対応する人員数。

図 3.3.3 格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」時の作業と所要時間

3.3-12163

格納容器下部に崩壊熱相当量を継続注水

要員を確保して対応する

原子炉圧力(MPa)[gage]

SRV の手動操作による減圧

SRV 開閉による圧力制御
リロケーションによる圧力上昇

原子炉圧力容器破損
2.0 MPa[gage]

事故後の時間(h)図 3.3.4 原子炉圧力の推移

SRV からの蒸気放出により水位が低下

原子炉水位(m)

原子炉水位 BAF+10%到達時にSRV2 弁開による減圧で水位が低下

溶融炉心の状態変化
により，見かけ上の水位が上昇している

下部プレナムの水は蒸発しているが，落下した溶融炉心の堆積により，見かけ上水位が表示されている。

RPV 破損により下部プレナムの溶融炉心が下部 D/W に落下

有効燃料棒頂部

有効燃料棒底部

シュラウド内水位
シュラウド外水位

炉心支持板破損に伴って下部プレナム水が蒸発し水位が低下

下部プレナム水位

事故後の時間(h)図 3.3.5 原子炉水位の推移

3.3-13164

格納容器圧力(MPa)[gage]

圧力容器破損及び下部 D/W へのデブリ落下による圧力上昇

限界圧力

ドライウェル

炉心支持板破損による溶融炉心の下部
プレナムへの落下(リロケーション)
SRV2 弁 開 に よ る
格納容器圧力上昇
サプレッション・チェンバ

事故後の時間(h)

格納容器下部水位(m)

図 3.3.6 格納容器圧力の推移

格納容器下部水位2 m で注水停止

蒸気凝縮に伴う
水位形成

水張り開始

事故後の時間(h)図 3.3.7 格納容器下部水位の推移

3.3-14

165

原子炉圧力
容器破損

運動エネルギー(MJ)

この結果を用い，AUTODYN-2D で応力を解析

最大運動エネルギー(約 7 MJ)

時間(ms)
図 3.3.8 水蒸気爆発によるエネルギーの推移(降伏応力は 490 MPa)

応力(MPa)ミーゼス相当応力

最大応力(約 10 MPa)

時間(ms)
図 3.3.9 格納容器下部内側鋼板の応力の推移

3.3-15166

167

3.3-16

原子炉圧力容器破損確認

格納容器下部への注水

原子炉手動減圧

炉心損傷確認

原子炉スクラム確認

判断及び操作炉圧力容器破損に至ることを確認する。

原子炉手動減圧後も，原子炉への注水系統は無いため，原子容器下部への注水を停止する。

の水張りが目的のため，注水量が 180 m3 に到達した後，格納確認し，格納容器下部への注水を開始する。格納容器下部へションを，原子炉圧力容器下鏡部温度計の 300 ℃到達により原子炉への注水が無いためリロケーションに至る。リロケー

り逃がし安全弁 2 弁を開き，原子炉を減圧する。

達した時点で，注水系統が全く無い場合でも，手動操作によ

原子炉水位が燃料棒の有効長の底部から 10 %高い位置に到が露出することで炉心損傷に至ることを確認する。

原子炉注水機能喪失により原子炉水位は急激に低下し炉心原子炉がスクラムすることを確認する。

給水流量全喪失発生と同時に主蒸気隔離弁の閉止が重畳し，操作－

復水移送ポンプ【ＳＡ】

逃がし安全弁

－

－

常設設備

－

－

－

－

－

可搬設備

格納容器内温度計【ＳＡ】

格納容器内圧力計【ＳＡ】

原子炉圧力計【ＳＡ】

原子炉圧力容器温度計【ＳＡ】

原子炉水位計（燃料域）【ＳＡ】

格納容器下部水位計【ＳＡ】

復水補給水系流量計(原子炉格納容器) 【ＳＡ】

原子炉圧力容器温度計【ＳＡ】

原子炉圧力計【ＳＡ】

原子炉水位計（燃料域）【ＳＡ】

格納容器内雰囲気放射線レベル計【ＳＡ】

起動領域モニタ【ＳＡ】

平均出力領域モニタ

計装設備

有効性評価上期待する重大事故等対処設備

表 3.3.1 原子炉圧力容器外の溶融炉心－冷却材相互作用時における重大事故等対策について

初期条件

3.3-17168

通常水位52,200 t/h
9×9 燃料(A 型)

原子炉水位

炉心流量

燃料

必要最小プール水量

3

5 kPa
57 ℃

格納容器圧力

格納容器温度

事象開始 24 時間以降は 40 ℃)

50 ℃(事象開始 12 時間以降は 45 ℃，

35 ℃

サプレッションプール水温

ン・チェンバ間差圧)

3.43 kPa(ドライウェル－サプレッショ

復水移送ポンプ吐出温度を参考に設定

通常運転時の格納容器温度として設定

通常運転時の格納容器圧力として設定

通常運転時のサプレッションプール水温の上限値として設定

通常運転時のサプレッションプール水位として設定

真空破壊装置の設定値

必要最小空間部体積

空間部：5,960 m3
液相部：3,580 m

内部機器，構造物体積を除く全体積

7.05 m(NWL)

外部水源の温度－
サイクル末期の燃焼度のばらつきを考慮し，10 %の保守性を考慮

定格流量として設定

通常運転時原子炉水位として設定

定格原子炉圧力として設定

定格原子炉熱出力として設定－

条件設定の考え方

7,350 m3

サプレッションプール水位

真空破壊装置

格納容器容積(ウェットウェル)

格納容器容積(ドライウェル)(燃焼度 33 GWd/t)

ANSI/ANS-5.1-1979

7.07 MPa[gage]

原子炉圧力

原子炉停止後の崩壊熱

3,926 MWt

MAAP

主要解析条件

原子炉熱出力解析コード

項目

表 3.3.2 主要解析条件(原子炉圧力容器外の溶融炉心－冷却材相互作用(水蒸気爆発の評価を除く))(1／3)

事故条件

169

3.3-18

全給水喪失

主要解析条件

外部電源

する仮定

外部電源あり低圧代替注水系(常設)機能喪失

安全機能等の喪失に対 高圧注水機能，低圧注水機能

起因事象

項目

を踏まえ，外部電源についてはありとして設定

D/G の有無についても評価に影響する条件とはならない。これ

流電源設備からの給電には十分な時間余裕があるため，非常用与えない。仮に全交流動力電源喪失を想定しても，常設代替交って注水可能であるため，外部電源の有無は事象進展に影響を水が生じるが，外部電源が無くとも非常用 D/G からの給電によ制に備えた事故対応として，格納容器下部ドライウェルへの注

本評価事故シーケンスでは，溶融炉心・コンクリート反応の抑系(常設)の機能喪失を設定

機能喪失を，低圧注水機能として低圧注水系及び低圧代替注水

高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の全給水喪失が発生するものとして設定

条件設定の考え方

表 3.3.2 主要解析条件(原子炉圧力容器外の溶融炉心－冷却材相互作用(水蒸気爆発の評価を除く))(2／3)

重大事故等対策に関連する機器条件

3.3-19

重大事故等対策に関連する操作条件

170による水張り容器下部注水系(常設)

溶融炉心落下前の格納

逃がし安全弁

原子炉スクラム信号

項目う。

し，格納容器下部に水位 2 m の水張りを行達した時点で開始。90 m3/h で 2 時間注水

原子炉圧力容器下鏡部温度が 300 ℃に到

7.86 MPa[gage]×4 個, 380 t/h/個

7.79 MPa[gage]×4 個, 377 t/h/個

7.72 MPa[gage]×4 個, 373 t/h/個

7.65 MPa[gage]×4 個, 370 t/h/個

7.58 MPa[gage]×1 個, 367 t/h/個

7.51 MPa[gage]×1 個, 363 t/h/個

2弁

主蒸気隔離弁の閉止

主要解析条件02

64
原子炉圧力(MPa[abs])

運転操作手順書等を踏まえて設定

0

100

200

300

400

500

8

<原子炉圧力と逃がし安全弁蒸気量の関係>

逃がし安全弁の設計値として設定

子炉がスクラムに至る設定とした。

10

給水流量全喪失発生と同時に主蒸気隔離弁の閉止が重畳し，原条件設定の考え方

表 3.3.2 主要解析条件(原子炉圧力容器外の溶融炉心－冷却材相互作用(水蒸気爆発の評価を除く))(3／3)

蒸気流量(t/h)

171

3.3-20よる発生エネルギー

溶融炉心－冷却材相互作用に

爆発計算時の微粒子径

粗混合粒子径いる水の温度

格納容器下部への水張りに用

ペデスタル水深

原子炉圧力容器の破損径

項目※ 表 3.3.2 と重複する条件を除く。

AUTODYN-2D

JASMINE

MAAP※

解析コード

もとに設定

JASMINE の解析結果を

50 μm

4 mm

32 ℃

2 m

0.2 m

主要解析条件－FARO，KROTOS 等の各種試験結果におけるデブリ粒径分布をもとに設定

FARO 試験結果におけるデブリ粒径分布をもとに設定

外部水源の水温として設定うものとして手順上定めている値。

した溶融炉心を微粒子化し，十分な除熱量を確保するため，予め水張りを行

溶融炉心－コンクリート相互作用による格納容器破損防止対策として，落下制御棒駆動機構ハウジング 1 本の外径として設定

条件設定の考え方

表 3.3.3 主要解析条件(原子炉圧力容器外の溶融炉心－冷却材相互作用(水蒸気爆発の評価))

添付資料 3.3.1
原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用(炉外 FCI)に関する知見の整理

1. 炉外 FCI の概要
炉外 FCI は，溶融炉心が原子炉圧力容器の破損口から放出された際に，溶融炉心と原子
炉圧力容器外の冷却水が接触して一時的な圧力の急上昇が生じる事象である。このときに発生するエネルギーが大きいと構造物が破壊され原子炉格納容器が破損する可能性がある。
この圧力上昇については激しい水蒸気生成による場合(圧力スパイク)に加えて水蒸気爆発
によって衝撃波が生じる場合が考えられるが，これまでの知見から，水蒸気爆発の発生の可能性は極めて低いと考えられている。
FCI に関するこれまでの知見の概要を次に整理する。
2. 過去の実験結果の整理[1]
過去に実施された比較的大規模な実験の概要及び結果を以下に示す。
2.1 FARO 実験
FARO 実験は，イタリアのイスプラ研究所において実施された実験で，圧力容器内でのFCI を調べることを主な目的とした試験である。多くの実験は高圧・飽和水条件で実施されているが，圧力容器外を対象とした低圧・サブクール水条件の実験も実施されている。
図 2.1 に試験装置の概要図を示す。試験装置は主にるつぼと保温容器で構成されている。
るつぼ内で溶融させたコリウムを一度リリースベッセルに保持し，その底部にあるフラッ
プを開放することにより溶融コリウムを水プールに落下させる。溶融物落下速度は，リリースベッセルの圧力を調整することにより調整可能である。
実験は，酸化物コリウム(80wt% UO2+20wt% ZrO2)または金属 Zr を含むコリウム(77wt%
UO2+19wt% ZrO2+4wt% Zr)を用いて実施された。
表 2.1 に試験条件及び試験結果を示す。
結果として，いずれの実験においても，水蒸気爆発の発生は確認されなかった。
溶融コリウムの粒子化量について，高圧条件・低サブクール水条件においては水深約 1 mの場合で溶融コリウムの約半分が粒子化し，残りはジェット状でプール底面に衝突し，パンケーキ状に堆積したとの結果が得られている。また，低圧条件・サブクール水条件では，全てのコリウムは粒子化した。
さらに，粒子の質量中央径は 3.2 mm～4.8 mm であり，試験パラメータ(初期圧力，水深，
コリウム落下速度，サブクール度)に依存しないことが報告されている。

添 3.3.1-1

172

2.2 COTELS 実験
COTELS 実験は，(財)原子力発電技術機構により実施された実験であり，圧力容器底部が溶融破損して溶融コリウムが格納容器床面上の水プールに落下した場合の水蒸気爆発の発生有無を調べることを目的に実施された。図 2.2 に実験装置の概要図を示す。実験は，シビアアクシデント時の溶融コリウム成分を模擬するため，比較的多くの金属成分を含む模擬コリウム(55wt% UO2+5wt% ZrO2+25wt% Zr+15wt% SUS)が用いられた。また，多くの実験ケースはプール水深 40 cm，飽和水温度で実施されている
表 2.2 に実験条件及び結果を示す。
結果として，いずれの実験においても，水蒸気爆発の発生は確認されなかった。
プールに落下した溶融コリウムはほとんどが粒子化し，落下速度が大きいケースでは，全てのコリウムが粒子化するとの結果が得られている。
また，コリウム落下速度の大きいケースを除いて，粒径分布に大きな差はなく，質量中央径で 6 mm 程度であり，落下速度が大きいケースでは粒子径は小さくなっている。
2.3 KROTOS 実験
KROTOS 実験はイスプラ研究所で実施された実験であり，FARO 実験が高圧条件を主目的として実施されたのに対して，KROTOS 実験では，低圧・サブクール水を主として実施が行われている。
図 2.3 に実験装置の概要図を示す。本実験では摸擬コリウムとして UO2 混合物(80%UO2+20% ZrO2)またはアルミナを用いた実験を行っている。また，外部トリガ装置によりトリガを与えることで，水蒸気爆発を誘発させる実験も実施されている。
表 2.3 に実験条件及び結果を示す。
アルミナを用いた実験では，サブクール水(ケース 38, 40, 42, 43, 49)の場合，外部トリガ
無しで水蒸気爆発が発生，低サブクール水(ケース 41, 44, 50, 51)の場合，外部トリガがある場合(ケース 44)に水蒸気爆発が発生した。一方，UO2 混合物を用いた実験では，サブクール度が 4～102 K の場合，外部トリガ無しでは水蒸気爆発が発生せず，外部トリガありの場合でも，溶融物の重量が大きい，または，水プールのサブクール度が高い場合(ケース 52)に水蒸気爆発が観測されている。
これらの差異として，粒子径はアルミナの 8～17 mm に対し UO2 混合物は 1～1.7 mm
であり，UO2 混合物の方が小さく，粒子化直後の表面積が大きいため粗混合時に水プール
が高ボイド率となり，トリガの伝播を阻害した可能性がある。また，アルミナは比重が小さいことから水面近傍でブレークアップし，径方向に拡がったことによりトリガが伝搬しやすくなったと考えられている。一方，UO2 混合物は，粒子表面と水が接触した直後に表面が固化することにより蒸気膜が崩壊した際の微粒子化が起こりにくく，これが一つの要因となって水蒸気爆発の発生を阻害すると考えられる。

添 3.3.1-2

173

3. まとめ
上記の実験結果から，UO2 を用いた実験では，外部トリガを与えた一部の場合を除いて炉外 FCI における水蒸気爆発は確認されていない。KROTOS 実験の実験 No. 52(表 2.3 参照)が，外部トリガを与えた中で水蒸気爆発が確認されている実験結果である。KROTOS 実
験の実験 No. 52 の実験結果は，他の外部トリガを与えた実験結果と比較してサブクール度が高いが，FARO 実験の実験 No. L-31, L-33(表 2.1 参照)と同等のサブクール度であることから，サブクール度が高い場合であっても外部トリガが与えられない限り水蒸気爆発が発生する可能性は低いと考える。
溶融炉心が落下する際の原子炉格納容器下部は準静的な状態と考えられることから，外部トリガが与えられる可能性は考えにくく炉外 FCI が発生する可能性は小さいものと考える。
4. 参考文献[1] 社団法人日本原子力学会「シビアアクシデント熱流動現象評価」平成 12 年 3 月

添 3.3.1-3

174

図 2.1 FARO 試験装置

添 3.3.1-4

175

添 3.3.1-5

176

図 2.2 COTELS 試験装置

図 2.3

KROTOS 試験装置

表 2.1 FARO 試験の試験条件及び FCI 発生の有無
溶融
溶融物質量 溶融物温度 溶融物落下 雰囲気圧力
サブクール度 FCI発生の
コリウム
水深[m]
[kg]
[K]
粒径[mm]
[MPa]
[K]
有無
※
L-06
A
18
2923
100
5.0
0.87
0
無
No.

L-08

A

44

3023

100

5.8

1.00

12

無

L-11

B

151

2823

100

5.0

2.00

2

無

L-14

A

125

3123

100

5.0

2.05

0

無

L-19

A

157

3073

100

5.0

1.10

1

無

L-20

A

96

3173

100

2.0

1.97

0

無

L-24

A

177

3023

100

0.5

2.02

0

無

L-27

A

129

3023

100

0.5

1.47

1

無

L-28

A

175

3052

100

0.5

1.44

1

無

L-29

A

39

3070

100

0.2

1.48

97

無

L-31

A

92

2990

100

0.2

1.45

104

無

L-33

A

100

3070

100

0.4

1.60

124

無

※ A：80wt% UO2+20wt% ZrO2
B：77wt% UO2+19wt% ZrO2+4wt% Zr

表 2.2 COTELS 試験の試験条件及び FCI 発生の有無発生の有無

No.
A1

溶融
溶融物質量 雰囲気圧力
サブクール度 FCI発生の
コリウム
水深[m]
[kg]
[MPa]
[K]
有無
※
C
56.3
0.20
0.4
0
無

A4

C

27.0

0.30

0.4

8

無

A5

C

55.4

0.25

0.4

12

無

A6

C

53.1

0.21

0.4

21

無

A8

C

47.7

0.45

0.4

24

無

A9

C

57.1

0.21

0.9

0

無

A10

C

55.0

0.47

0.4

21

無

A11

C

53.0

0.27

0.8

86

無

※ C：55wt% UO2+5wt% ZrO2+25wt% Zr+15wt% SUS

添 3.3.1-6

177

添 3.3.1-7

178

アルミナ

アルミナ

アルミナ

アルミナ

アルミナ

アルミナ

アルミナ

アルミナ

アルミナ

コリウム※

コリウム※

コリウム※

コリウム※

38

40

41

42

43

44

49

50

51

37

45

47

52

KROTOS 試験の試験条件及び FCI 発生の有無

2.62

5.43

3.09

3.22

1.79

1.70

1.47

1.50

1.50

1.54

1.43

1.47

1.53

3023

3023

3106

3018

2748

2473

2688

2673

2625

2465

3073

3073

2665

0.20

0.10

0.10

0.10

0.10

0.10

0.37

0.10

0.21

0.10

0.10

0.10

0.10

1.11

1.11

1.14

1.11

1.11

1.11

1.11

1.11

1.11

1.11

1.11

1.11

1.11

102

82

4

77

5

13

120

10

100

80

5

83

79

有

有

有

有

無

無

無

有

無

無

無

無

無

有

無

無

無

無

無

有

有

有

有

無

有

有

溶融物質量 溶融物温度 雰囲気圧力
サブクール度 外部トリガ FCI発生の
水深[m]
[kg]
[K]
[MPa]
[K]
の有無
有無

※ コリウム：80% UO2+20% ZrO2

溶融
コリウム

No.

表 2.3

添付資料 3.3.2

解析コード及び解析条件の不確かさの影響について(原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用)
表１
分類

重要現象

炉心
崩壊熱

解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用)解析モデル

炉心モデル(原子炉
出力及び崩壊熱)

燃料被覆管酸化運転員操作に与える影響「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータ

入力値に含まれるに与える影響」にて確認

TMI 事故解析における炉心ヒートアップ時の水素発生，炉心領域での燃料棒内温度変化
燃料棒表面熱伝達不確かさ

溶融進展状態について，TMI 事故分析結果と一致することを確認した
炉心モデル(炉心熱

炉心ヒートアップ速度(燃料被覆管酸化が促進される場合)が早まるこ

出力モデル)とを想定し，仮想的な厳しい振り幅ではあるが，ジルコニウム-水反応

溶融炉心挙動モデル

速度の係数を 2 倍とした感度解析により影響を確認した(炉心ヒートアップ)

・TQUV，大 LOCA シーケンスともに運転員操作の起点となる炉心溶融の開始時刻には影響は小さい

燃料被覆管変形

評価項目となるパラメータに与える影響「解析条件を最確条件とした場合の運転員等
操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認

本シナリオは重大事故等対処設備を含む原子炉への注水機能が喪失するという仮定を前提としており，最初に操作すべきは原子炉水位が BAF+10%に到達した時点での減圧操炉心ヒートアップに関するモデルに対する感作となる。よって燃料被覆管温度等によるパラメータを起点とした操作ではないことか度解析(ヒートアップ時の被覆管表面積感度ケら，運転員等操作時間に与える影響はないース) では，原子炉圧力容器破損時間に対するまた，原子炉圧力容器下鏡温度が 300 ℃に到達した時点で，下部ペデスタルの注水準備

感度は小さく，評価項目となるパラメータに与が必要となるが，炉心損傷の進展挙動に差が生じても，リロケーション及び原子炉圧力える影響は小さい

容器破損に対する影響は小さく，運転員等操作に与える影響はない

・下部プレナムへのリロケーション開始時刻にも影響は小さい
MAAP コードと SAFER コードの比較を行い，以下の傾向を確認
沸騰・ボイド率変化
気液分離(炉心水・MAAP コードでは CCFL を取り扱っていないことに起因して，急速減

原子炉水位が BAF+10%に到達する時間が早くなる可能性はあるが，数分オーダーでの差

原子炉水位の挙動の差異が，原子炉圧力容器破炉心モデル(炉心水圧後の水位上昇及び蒸気流出の継続による水位低下について SAFER

異であり，一方で，減圧操作は原子炉圧力容器破損までに完了する必要があるが，原子損時間に対して与える影響は小さいことから，

位計算モデル)

コードに比べ緩慢な挙動を示す

炉圧力容器破損は約 7.0 時間後と十分な時間余裕があることから，解析コードの不確か評価項目となるパラメータに与える影響はなさに起因する水位低下挙動の差異が運転員等操作に与える影響はないいリロケーションに対する不確かさとして，炉心損傷に至る温度が原子炉圧力容器破損時

リロケーションに対する不確かさとして，炉心間に与える感度は小さく，下部ヘッドの温度上昇を起点とする補給水ポンプによる格納損傷に至る温度が原子炉圧力容器破損時間に・炉心損傷に至る温度を低下させた感度解析で TQUV，大 LOCA のいず

容器下部注水操作の開始に与える影響は小さい。さらに，下部ヘッド温度上昇(300 ℃到

与える感度は小さく，ことから，解析コードのれも，炉心溶融時刻，原子炉圧力容器の破損時刻への影響が小さい達)は事象発生開始から約 3.7 時間後の操作であり，多少の挙動の差異が生じた場合に不確かさが評価項目となるパラメータに与えことを確認

おいても十分な時間余裕があることから，運転員等操作時間に与える影響はない

る影響は小さい位)・対向流(炉心(熱・水位低下幅は MAAP コードの方が保守的であり，その後の注水操作に流動))よる有効燃料棒頂部までの水位回復時刻は両コードで同等である

原子炉圧

・TMI 事故解析における炉心損傷挙動について，事故分析結果と一致

力容器
(炉心損

リロケーション

傷後)

溶融炉心挙動モデル(リロケーション)することを確認・TMI 事故解析における下部プレナムの温度挙動について，TMI 事故分
下部プレナムでの溶
融炉心の熱伝達

原子炉圧力容器破損

原子炉格

原子炉圧力容器外

納容器

FCI( 溶 融 炉 心 細 粒

(炉心損

化)

傷後)

溶融炉心挙動モデル(下部プレナムでの溶融炉心挙動)FCI(デブリ粒子熱伝の事象進展に対する感度が小さく，下部ヘッドの温度上昇を起点とする補給水ポンプに・下部プレナム内の溶融炉心と上面水プールとの間の限界熱流束，下よる格納容器下部注水操作の開始に与える影響は小さい。さらに，下部ヘッド温度上昇部プレナムギャップ除熱量に係る係数に対する感度解析を行い，原(300 ℃到達)は事象発生開始から約 3.7 時間後の操作であり，多少の挙動の差異が生じ

子炉圧力容器破損時期等の事象進展に対する感度は小さいことを確た場合においても十分な時間余裕があることから，運転員等操作時間に与える影響はな

認したい下部プレナムと炉心デブリの熱伝達に関する
感度解析より，原子炉容器破損時間等の事象進展に対する感度が小さいことが確認されていることから，解析コードの不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響は小さい

制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ(しきい値)に対する

制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定

感度解析を行い，原子炉圧力容器破損が約 13 分早まることを確認したが，本評価においに用いる最大ひずみ(しきい値)に対する感度

溶融炉心挙動モデル

原子炉圧力容器破損に影響するパラメータとして，制御棒駆動機構ハては下部ヘッドの温度上昇を起点とする補給水ポンプによる格納容器下部注水操作の解析を行い，原子炉圧力容器破損が約 13 分早(原子炉圧力容器破

ウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ(しきい値)に対する感開始(約 3.7 時間後)から，原子炉圧力容器破損(約 7.0 時間後)までに下部ペデスタル注まることを確認したが，溶融燃料の落下時間と損モデル)

度解析を行い，原子炉圧力容器破損が約 13 分早まることを確認した

水を完了する必要があるが，注水必要時間 2 時間に対して下部ヘッド温度 300 ℃到達かいう点では影響は小さく，解析コードの不確か

ら原子炉圧力容器破損までは約 3 時間あることから多少の挙動の差異が生じた場合におさが評価項目となるパラメータに与える影響

いても十分な時間余裕があり，運転員等操作時間に与える影響はない

は小さい
原子炉容器外 FCI 現象に関する項目として細溶融炉心挙動モデル(格納容器下部での原子炉圧力容器外

析結果と一致することを確認した

下部プレナムと炉心デブリの熱伝達に関する感度解析より，原子炉圧力容器破損時間等

溶融炉心挙動)粒化モデルにおけるエントレインメント係数，

原子炉容器外 FCI 現象に関する項目として細粒化モデルにおけるエントレインメント係数，冷却水とデブリ粒子の伝熱に関して感度解析を

下部ペデスタルへの水張り以降において，原子炉容器外 FCI によって生じる圧力スパイ

行い，原子炉圧力容器外 FCI により生じる圧力スパイクへの感度が小クに対する運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない

さいことを確認した

冷却水とデブリ粒子の伝熱に関して感度解析を行い，原子炉圧力容器外 FCI により生じる圧力スパイクへの感度が小さく，解析コードの不確かさが評価項目となるパラメータに与える達)影響は小さい添 3.3.2-1

179

表２

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用)(1/2)

解析条件(初期条件，事故条件)の不確かさ

項目

解析条件

初期
条件

条件設定の考え方

最確条件

運転員等操作時間に与える影響

原子炉熱出力のゆらぎを考慮した運転管理目
原子炉熱出力3,926 MWt

3,926 MWt 以下

標値を参考に最確条件を包絡できる条件を設
定

原子炉圧力

約 7.00 MPa[gage] ～ 約 7.10

7.07 MPa[gage]

MPa[gage](セパレータスカート下端から+119 cm)

炉心流量に対して変動を与えうるが，原子炉圧力は逃がし安全弁により制御されるため事象進展に及ぼす影響はなく，運転員等操り制御されるため事象進展に影響はなく，評価項目となるパ

作時間に与える影響はない

ラメータに与える影響はない

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対動を与えうるが，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小さい。例えば，スクラム 10 分後の原子炉水位のして非常に小さい。例えば，スクラム 10 分後の原子炉水位の低下量は通常運転水位-約 14 m であるのに対してゆらぎによ

低下量は通常運転水位-約 14 m であるのに対してゆらぎによる水位低下量は-約 10 cm であり非常に小さい。従って，事象

る水位低下量は-約 10 cm であり非常に小さい。従って，事象進展に及ぼす影響はなく，運転員等操作時間に与える影響は進展に影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響

ない

はない

事象発生後早期に原子炉はスクラムするため，初期炉心流量

事象発生後早期に原子炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展に及ぼす影響は小さく，運転員等操作時間に与えが事象進展に及ぼす影響は小さく，評価項目となるパラメー

る影響はないタに与える影響はない

最確条件とした場合には，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心と最確条件とした場合には，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心となるか，それらの混在炉心となるが，両型式の燃料の組成はなるか，それらの混在炉心となるが，両型式の燃料の組成はほぼ同等であり，事象進展に及ぼす影響は小さいことから，ほぼ同等であり，炉心冷却性に大きな差は無いことから，評

運転員等操作時間に与える影響は小さい

価項目となるパラメータに与える影響は小さい

最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなる

最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなる

サイクル末期の燃焼度のばらつきを考慮し，ため，原子炉水位の低下が遅くなるが，事象進展に及ぼす影

ため，原子炉水位低下が遅くなり，炉心損傷開始時間も遅く

10 %の保守性を考慮

響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さなるため，評価項目となるパラメータに対する余裕が大きくいなる

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない

はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない

通常運転時の原子炉水位を最確条件として設+119 cm)定

定格流量(100%)の 90～111%を最確条件として設定な特性はほぼ同等であり，その他の核的特性
9×9 燃料(A 型)

装荷炉心ごと等の違いは燃料棒最大線出力密度の保守性に包含されることから，代表的に 9×9 燃料(A型)を設定

原子炉停止後の崩壊
熱
格納容器容積(ドライウェル)

燃焼度 33 GWd/t

燃焼度約 30 GWd/t 以下

7,350 m3

7,350 m3

内部機器，構造物体積を除く全体積

格納容器容積(ウェ3

空間部：5,960 m

3

空間部：5,960 m

必要最小空間部体積

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響

ットウェル)

液相部：3,580 m3

液相部：3,580 m3

必要最小プール水量はなく，運転員等操作時間に与える影響はない

はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない

7.05 m(NWL)

7.00 m～7.10 m

通常運転時のサプレッション・プール水位を解析条件と最確条件はほぼ同等であることから，事象進展に解析条件と最確条件はほぼ同等であることから，事象進展に最確条件として設定影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない

影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない

サプレッション・プ
ール水位
サプレッション・プ
ール水温

格納容器圧力

格納容器温度

通常運転時のサプレッション・プール水温の35 ℃

約 30 ℃～約 35 ℃

上限値を，最確条件を包絡できる条件として
設定

5 kPa

57 ℃
3.43 kPa(ドライウェル－

真空破壊装置

サプレッション・チェン
バ間差圧)

180

項目となるパラメータに対する余裕が大きくなるに対して変動を与えうるが，原子炉圧力は逃がし安全弁によ

定格原子炉圧力を最確条件として設定

9×9 燃料(A 型)と 9×9 燃料(B 型)は，熱水的燃料れるため燃料被覆管温度の上昇が緩和されることから，評価最確条件とした場合には，運転中の圧力変動により解析条件(セパレータスカート下端から定格流量の 90 %～111 %

温度を起点とする運転操作はないため，運転員等操作時間に最確条件とした場合には燃焼度及び最大線出力密度が緩和さ

最確条件とした場合には，運転中の圧力変動により解析条件(ゆらぎ幅:±約 10 mm 以下)

52,200 t/h(100 %)れるため燃料被覆管温度の上昇が緩和されるが，燃料被覆管
与える影響はない

通常運転水位通常運転水位
原子炉水位

最確条件とした場合には燃焼度及び最大線出力密度が緩和さ

評価項目となるパラメータに与える影響

約 4 kPa～約 8 kPa

ント操作の開始が遅くなるが，その影響は小さく，操作に与最確条件は解析条件で設定している水温よりも低くなるた
め，格納容器の熱容量は大きくなりベントに至るまでの時間が長くなるが，その影響は小さい

通常運転時の格納容器圧力を最確条件として解析条件と最確条件はほぼ同等であることから，事象進展に解析条件と最確条件はほぼ同等であることから，事象進展に設定影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない

影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，ゆらぎの幅は小さいため，事象進展に及ぼ動を与えうるが，ゆらぎの幅は小さいため，事象進展に影響

す影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響はない

はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない

はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない

通常運転時の格納容器温度を最確条件として(ゆらぎ幅 :±約 1 ℃)

設定

ッション・チェンバ間差圧)

め，格納容器圧力上昇が遅くなり，格納容器スプレイ及びベえる影響はない

約 50 ℃～約 60 ℃

3.43 kPa(ドライウェル－サプレ

最確条件は解析条件で設定している水温よりも低くなるた

真空破壊装置の設定値

添 3.3.2-2

表２
項目

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用)(2/2)

解析条件(初期条件，事故条件)の不確かさ
解析条件

条件設定の考え方

最確条件

運転員等操作時間に与える影響

初期
条件
外部水源の
温度

運転員等操作としては下部ヘッドの温度上昇を起点とする補50 ℃(事象開始 12 時間
以降は 45 ℃，事象開始

約 30 ℃～約 50 ℃

24 時間以降は 40 ℃)

復水移送ポンプ吐出温度を参考に最給水ポンプによる格納容器下部注水操作の開始となることか

確条件を包絡できる条件を設定

ら本パラメータによる影響を受けることはなく，運転員等操
作時間に与える影響はない

事故
条件
起因事象

安全機能の
喪失に対す
る仮定

全給水喪失

－

原子炉への給水はできないものとして全給水流量の喪失を設定

評価項目となるパラメータに与える影響
下部ペデスタルへの注水温度が低い場合，圧力スパイク時への影響としては，発生する蒸気量の低下が考えられ，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる
一方，トリガリングの発生を前提とした水蒸気爆発という点では，低い水温は厳しめの評
価を与えるが，水蒸気爆発解析コードを用いた評価は 32 ℃を前提としており，その場合でも問題ないことを確認している起因事象として LOCA 等の一次冷却材圧力バウンダリ喪失を起因事象として LOCA 等の一次冷却材圧力バウンダリ喪失を仮定した場合，一次冷却材圧

仮定した場合，原子炉圧力容器破損のタイミングは早くなる

力バウンダリ喪失に伴う格納容器圧力の上昇に加え，原子炉圧力容器破損のタイミングがが，代表プラントに対する解析では大 LOCA と TQUV の破損時早くなることから，圧力スパイクのピークを上昇させる可能性が考えられるが，この場合間は 1 時間程度の差であり，この程度の挙動の差が運転員等であっても現状の対応に照らした場合，圧力スパイクのピークが判断基準を下回ることを操作に対して影響を与えることはない

確認している。

高圧注水機能として原子炉隔離時冷高圧注水機能，低圧注水

却系及び高圧炉心注水系の機能喪失

機能－低圧代替注水系(常設)を，低圧注水機能として低圧注水系
及び低圧代替注水系(常設)の機能喪

機能喪失

失を設定
－

－

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，評価項目となるパラ

はなく，運転員等操作時間に与える影響はない

メータに与える影響はない

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，評価項目となるパラ

はなく，運転員等操作時間に与える影響はない

メータに与える影響はない

全ての原子炉注水機能に期待しない
外部電源

外部電源あり－ことから，外部電源の有無が事象進展に与える影響はない

機器
条件
原子炉スク

主蒸気隔離弁の閉止

主蒸気隔離弁の閉止

ラム信号（応答時間：0.05 秒)（応答時間：0.05 秒)

2個

2個

7.51～7.86 MPa[gage]

7.51～7.86 MPa[gage]363～380 t/h/個

363～380 t/h/個

逃がし安全
弁

給水流量全喪失発生と同時に主蒸気隔離弁の閉止が重畳し，原子炉がス
クラムに至る設定とした

逃がし安全弁の設計値として設定

添 3.3.2-3

181

表３
項目

操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕(原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用)

解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
解析上の操作開
条件設定の考
始時間
え方

操作条
件

原子炉圧力容器下 鏡 温 度 が溶融炉心
300℃ に 到 達 し落下前のた時点で開始。
格納容器
90m3/h で 2 時間
下部注水
注水し，格納容系（常設）
器下部に水位 2m
による水の水張りを行う
張り操作(事象発生から
約 3.7 時間後)

182

運転操作手順書等を踏まえて設定

操作の不確かさ要因

操作の不確かさが操作開始時間に与える影響【認知】
格納容器下部への注水操作は，原子炉圧力容器下鏡温度が 300℃に到達したことを確認して開始するが，損傷炉心への注水による冷却性を確認するため，
原子炉圧力容器下鏡温度は継続監視しており，認知に大幅な遅れが生じることは考えにくい。よって，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし
原子炉圧力容器【要員配置】
下 鏡 温 度 が格納容器下部への注水操作は，中央制御室にて操作を行う運転員（中央制御室）と現場にて操作を行う運転員（現場）を各々配置しており，操作開始時
300℃ に 到 達 す間に与える影響はなし
る迄に事象発生【移動】から約 3.7 時間
中央制御室から操作現場である廃棄物処理建屋地下 3 階までのアクセスルートは，コントロール建屋のみであり，通常 5 分間程度で移動可能であるが，あること，及び余裕を含めて 10 分間の移動時間を想定している。また，アクセスルート上にアクセスを阻害する設備はなく，よって，操作開始時間に与える影響はなし
格納容器下部注【操作所要時間】
水操作は原子炉
中央制御室における格納容器下部への注水操作は，復水補給水系の 2 弁の開操作による注水であり，制御盤のスイッチによる操作のため 1 操作に 1 分間
圧力容器下鏡温を想定し，合計 2 分間であり，それに余裕時間を含めて操作時間 5 分間を想定している。格納容器下部への注水量調整は，制御盤の操作スイッチにて弁度の温度上昇傾の開度調整を行い，約 2 時間の注水で格納容器下部に水位 2m の水張りを行うが，水張り中の操作は適宜流量を監視し，流量調整をするのみであるため，向を監視しなが操作開始時間に与える影響はなし。運転員（現場）は，廃棄物処理建屋地下 3 階の手動弁について，2 個の操作に上述の移動時間を含めて 30 分の操作時
ら予め準備が可間を想定しており，時間余裕を確保している。これらの操作は，原子炉圧力容器下鏡温度が 300℃に到達する前に事前に準備可能なことから，操作開始
能であることか時間に与える影響はなし
ら，実態の操作【他の並列操作有無】
開始時間は解析格納容器下部への注水操作時に，当該操作に対応する運転員に他の並列操作はなく，操作開始時間に与える影響はなし
上の設定とほぼ【操作の確実さ】
同等である
中央制御室における操作は，制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作により操作時間が長くなる可能性は低い。また，現場操作は，操作の信頼性向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作により操作時間が長くなる可能性は低い

添 3.3.2-4

評価項目と
なるパラメ
ータに与え
る影響

操作時間余裕

実態の操作
開始時間は
解析上の設
定とほぼ同
等であるこ
とから，評価
項目となる
パラメータ
に与える影
響はない

原子炉圧力容器下鏡温度が300℃に到達す
る迄に事象発生 か ら 約 3.7
時間あること，及び格納容器下部注水操作は原子炉圧力容器下鏡温度の温度上昇傾向を監視しな
がら予め準備が可能であることから，時間余裕がある

7 日間における燃料の対応について(原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用)

添 3.3.3-1

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。
(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。
(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。
(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。
(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。
(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 3 台起動。
(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,490L/h×24h×7 日×3 台＝750,960L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 3 台起動。
(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,490L/h×24h×7 日×3 台＝750,960L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

※2

※2

※2

※2

※2

※1

※1

時系列

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 750,960L

7 日間の
軽油消費量
約 750,960L

事象発生直後～事象発生後 7 日間
7 日間の
免震棟ガスタービン発電機 1 台起動。(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
その他 395L/h×24h×7 日＝66,360L
軽油消費量
約 70,896L
モニタリングポスト用仮設発電機 3 台起動。(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
9L/h×24h×7 日×3 台＝4,536L※1 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は 2 台で足りるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 3 台を起動させて評価した。
※2 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は 1 台で足りるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 2 台を起動させて評価した。

5 号炉

4 号炉

3 号炉

2 号炉

1 号炉

6 号炉

7 号炉

号炉

合計

プラント状況：6，7 号炉運転中。 1～5 号炉停止中。
事象：原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用は 6，7 号炉を想定。
なお，外部電源喪失は想定していないが，全プラントで外部電源喪失が発生することとし，免震棟等，プラントに関連しない設備も対象とする。

1～7 号炉軽油タンク
及び地下軽油タンクの残容量(合計)は
約 685,360L であり，
7 日間対応可能。

5 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

4 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

3 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

2 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

1 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

6 号炉軽油タンク容量は
約 1,020,000L であり，
7 日間対応可能。

7 号炉軽油タンク容量は
約 1,020,000L であり，
7 日間対応可能。

判定添付資料 3.3.3

183

3.4 水素燃焼
3.4.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策(1) 格納容器破損モード内のプラント損傷状態
格納容器破損モード「水素燃焼」に至る可能性のあるプラント損傷状態は，「1.2 評価対
象の整理及び評価項目の設定」からは抽出されない。これは，柏崎刈羽原子力発電所 6 号炉
及び 7 号炉では格納容器内を窒素で置換しているため，格納容器内の気体の組成が可燃限界に至るシーケンスが抽出されないためである。このため，「水素燃焼」の観点で柏崎刈羽原子力発電所 6 号炉及び 7 号炉において評価することが適切と考えられるシーケンスを選定し，7 日以内に可燃限界に至らないことを示す。
(2) 格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方
格納容器破損モード「水素燃焼」では，ジルコニウム－水反応等によって発生した水素と，
水の放射線分解によって発生した酸素が格納容器内で激しく燃焼することによって，格納容器が破損する場合を想定する。
したがって，本格納容器破損モードに対しては，窒素置換による格納容器内雰囲気の不活性化によって，格納容器破損の防止を図る。
(3) 格納容器破損防止対策
格納容器破損モード「水素燃焼」で想定される事故シーケンスに対して，原子炉格納容器の健全性を長期的に維持するための重大事故等対策を整備する。3.4.2 に示す通り，格納容
器破損モード「水素燃焼」において評価対象とした事故シーケンスは，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)」のうち，「3.1.2 代替循環冷却を使用する
場合」と同じであることから，格納容器破損防止対策は 3.1.2.1 と同じ。
3.4.2 格納容器破損防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
プラント損傷状態の選定結果については，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおりであり，以下の a～c の観点に基づき，「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失+全交
流動力電源喪失(SBO)」を選定した。
ａ．有効性評価に関する審査ガイドの選定基準等との整合・審査ガイド 3.2.3(4)b.(a)では「PRA に基づく格納容器破損シーケンスの中から水素燃焼の観点から厳しいシーケンスを選定する。」と記載されているが，柏崎刈羽原子
力発電所 6 号炉及び 7 号炉では格納容器内を窒素で置換しているため，水素燃焼による格納容器破損シーケンスは抽出されない。このため，柏崎刈羽原子力発電所 6 号
炉及び 7 号炉において評価することが適切と考えられるシーケンスを選定するもの

3.4-1

184

とする。
ｂ．評価において着目するパラメータ・柏崎刈羽原子力発電所 6 号炉及び 7 号炉では，格納容器内が窒素置換され，初期酸素濃度が低く保たれている。また，炉心損傷に伴い，水素濃度は容易に可燃限界を超えることから，水素燃焼防止の観点からは酸素濃度が重要になる。このため，水の放射線分解に伴う酸素濃度の上昇に着目する。
ｃ．柏崎刈羽原子力発電所 6 号炉及び 7 号炉において評価する事故シーケンス
・柏崎刈羽原子力発電所 6 号炉及び 7 号炉において，国内外の先進的な対策を考慮しても炉心損傷を防止できない事故シーケンスであるが，格納容器においてその事象進展を緩和できると考えられる事故シーケンスとしては，大破断 LOCA と ECCS 注水
機能の喪失が重畳する事故シーケンスが抽出されている。このため，プラント損傷状
態としては LOCA(大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失)を選定することが適切と考えられる。これに加え，「雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)」の評価事故シーケンスでは，対応の厳しさの観点で SBO の重畳を設定していることを考慮し，LOCA(大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失)+SBO をプラント損傷状態として選
定する。
以上より，
「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失+全交流動力電源喪失(SBO)」を水素燃焼への対策を評価する上でのプラント損傷状態とした。
その上で，評価事故シーケンスを選定するにあたっては，格納容器破損モード「水素燃焼」を評価する上でより厳しい事象とするため，酸素濃度上昇の観点での厳しさに着目した。この観点に基づき，以下の事象進展を辿る事故シーケンスを評価するものとし，これに対応するよう，期待する重大事故等対処設備の選定についても考慮することとした。
・水-ジルコニウム反応による水素の過剰な発生を抑制する観点から，炉心損傷後に交流電源を復旧して原子炉注水を実施し，その後の事象進展に対応するシナリオを評価す
るものとする。
・格納容器ベントを実施する場合，格納容器内の水素及び酸素が大気中に放出され，格納容器内の水素及び酸素濃度が大きく低下することから，格納容器ベントを実施しないシナリオを評価するものとする。
以上より，「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失+全交流動力電源喪失(SBO)＋損傷炉心冷却成功＋格納容器ベント無し→可燃限界到達まで維持」を評価事故シーケンスとした。
本評価事故シーケンスでは，炉心崩壊熱，低圧代替注水系(常設)の原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系を用いた格納容器冷却及び代替循環冷却による格納容器除熱等が重要な現象となる。

3.4-2

185

よって，これらの現象による格納容器挙動を一貫して適切に評価することが可能である
シビアアクシデント総合解析コード MAAP により原子炉水位，燃料温度，格納容器圧力，格
納容器温度等の過渡応答を求める。
(2) 有効性評価の条件
本評価事故シーケンスは，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)」のうち，「3.1.2 代替循環冷却を使用する場合」と同じであることから，有効性評価の条件は 3.1.2.2 (2)と同じである。この他に，格納容器破損モード「水素燃焼」を評価する上で着目すべき主要な解析条件を表 3.4.1 に示す。また，初期条件も含めた主要な解析条
件について，本評価事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
ａ．事故条件(a) 起因事象
起因事象については，3.1.2.2 (2) a. (a)と同じ。
(b) 安全機能の喪失に対する仮定
安全機能の喪失に対する仮定については，3.1.2.2 (2) a. (b)と同じ。
(c) 外部電源
外部電源の有無については，3.1.2.2 (2) a. (c)と同じ。
(d) 炉心内の金属－水反応による水素発生量
炉心内の金属－水反応による水素発生量は，MAAP による評価結果と全炉心内のジル
コニウム量の 75 %が水と反応した場合について，水素燃焼の観点から厳しい値を考慮
し，MAAP による評価結果から得られた値を用いた。なお，全炉心内のジルコニウム量の 75 %が水と反応した場合を仮定すると，格納容器内の圧力挙動が大幅に変わることを考慮し，評価対象は MAAP による評価結果から得られた値を用いる場合のみとした。
(e) 酸素濃度
格納容器の初期酸素濃度，水の放射線分解によって発生する水素及び酸素を考慮す
ることとする。格納容器の初期酸素濃度は，運転上許容される上限の 3.5 vol%とする。
(f) 水素ガス及び酸素ガスの発生割合
水の放射線分解によって発生する水素及び酸素の発生量は，MAAP で得られる崩壊熱をもとに評価する。ここで，水素及び酸素の発生割合(G 値(100 eV あたりの分子発生量))は，それぞれ 0.06，0.03 とする。
(添付資料 3.4.1)
ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件
重大事故等対策に関連する機器条件は，3.1.2.2 (2) b と同じ。

3.4-3

186

ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
重大事故等対策に関連する操作条件は，3.1.2.2 (2) cと同じ。
(3) 有効性評価の結果
本評価事故シーケンスは，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)」のうち，「3.1.2 代替循環冷却を使用する場合」と同じであることから，有効性評価の結果は 3.1.2.2 (3)と同じである。この他に，格納容器破損モード「水素燃焼」を評価する上で着目すべき評価結果として，格納容器圧力，格納容器気相部の温度，ドライウェル及びサプレッション・チェンバの気相濃度(ウェット条件，ドライ条件)の変化を図 3.4.1 から
図 3.4.6 に示す。また，
事象発生から 7 日後(168 時間後)の各条件下での酸素濃度を表 3.4.2に示す。
ａ．事象進展事象進展は 3.1.2.2 (3) a と同じである。
上記の事象進展に伴い，主に炉心の露出から炉心再冠水までの間に，全炉心のジルコニ
ウムの約 17.3%が水と反応して水素が発生する。発生した水素は原子炉内で発生する蒸気とともに，破断口から上部ドライウェルに流入する。また，原子炉圧力容器内及びサプレッション・チェンバにおいて核分裂生成物による水の放射線分解が起こり水素及び酸素が発生する。代替循環冷却による除熱開始後は，サプレッション・チェンバ内で蒸気の凝縮が進むことに伴い，格納容器内の酸素濃度が相対的に上昇する。
ｂ．評価項目等
原子炉格納容器内の水素濃度は，事象発生直後から 13 vol%を上回るが，酸素濃度は，酸素の蓄積が最も進む事象発生から 7 日後においても約 3.8 vol%であり，可燃限界を下回る。また，炉心損傷を伴う事故の際には，原子炉水位の低下や損傷炉心への注水により多量の水蒸気が発生するため，格納容器内がドライ条件となることは考えにくいが，仮にドライ条件を仮定しても事象発生から 7 日後の酸素濃度は約 4.0 vol%であり，可燃限界

No.審査-の 5.0 vol%以下である。従って，格納容器スプレイの誤動作などにより水蒸気量が低下

294, 306

しても，可燃限界に達することはない。

に対する

本評価では，実用発電用原子炉及びその附属施設の位置，構造及び設備の基準に関するご回答

規則の解釈 第３７条 ２－３のうち，(f)及び(g)の評価項目について厳しいシーケンスを選定し，対策の有効性を確認した。
(添付資料 3.4.2)
3.4.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
本評価事故シーケンスは，「3.1雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温

3.4-4

187

破損)」のうち，「3.1.2代替循環冷却を使用する場合」と同じであることから，解析コー
ド及び解析条件の不確かさの影響評価は3.1.2.3と同じである。これに加え，格納容器破損モード「水素燃焼」を評価する上で着目すべき不確かさの影響評価結果を示す。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価は 3.1.2.3 (1)と同じである。
(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は3.1.2.3 (2) a.と同じであるが，格納容器破損モード「水素燃焼」を評価する上で，事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目についての影響評価の結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
添付資料3.4.3参照(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
添付資料3.4.3参照（添付資料3.4.3）
ｂ．操作条件操作条件は3.1.2.3 (2) b.と同じである。
(3) 操作時間余裕の把握
操作時間余裕の把握は3.1.2.3 (3)と同じである。
(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び要員の配置による他の操作に与える影響を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には十分な時間余裕がある。また，要員の配置による他の操作に与える影響はない。
3.4.4 必要な要員及び資源の評価
本評価事故シーケンスは，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)」のうち，「3.1.2 代替循環冷却を使用する場合」と同じであることから，解析コー

3.4-5

188

ド及び解析条件の不確かさの影響評価は 3.1.2.4 と同じである。
3.4.5 結論
格納容器破損モード「水素燃焼」では，ジルコニウム－水反応等によって発生した水素と，水の放射線分解によって発生した酸素が格納容器内で反応することによって激しく燃焼し，格納容器が破損する場合を想定した。
したがって，本格納容器破損モードに対しては，窒素置換による格納容器内雰囲気の不活性化によって，格納容器破損の防止を図る。
格納容器破損モード「水素燃焼」では，柏崎刈羽原子力発電所6号炉及び7号炉において，国内外の先進的な対策を考慮しても炉心損傷を防止できないプラント損傷状態「大破断LOCA＋ECCS注水機能喪失+全交流動力電源喪失(SBO)」を選定し，酸素濃度を厳しく見積もるため，水-ジルコニウム反応による水素の過剰な発生を抑制する観点から，炉心損傷
後に交流電源を復旧して原子炉注水を実施し，格納容器ベントを実施しない「大破断LOCA＋ECCS注水機能喪失+全交流動力電源喪失(SBO)＋損傷炉心冷却成功＋格納容器ベント無し→可燃限界到達まで維持」を評価事故シーケンスとして有効性評価を行った。
上記の場合においても，窒素置換による格納容器内雰囲気の不活性化により，酸素濃度が可燃限界である5 vol%以下となることから，水素燃焼に至ることはない。
重大事故等対策時に必要な要員は，重大事故等対策要員にて確保可能である。
以上のことから，選定した評価事故シーケンスに対して格納容器破損防止対策が有効であることを確認した。これを以って格納容器破損モード「水素燃焼」に対して格納容器破損防止対策が有効であることを確認した。

3.4-6

189

0.8
ドライウェル

残留熱除去系配管破断による炉内蒸気のサプレッション・チェンバ

格納容器内圧力(MPa[gage])
格納容器内圧力(ＭＰａ[gage])

流入により，格納容器内圧力上昇
0.6

格納容器限界圧力 0.62MPa

約 20 時間後，循環冷却による格納容器スプレイ(連続運転)に切り替えるため，圧力が低下
0.4

再冠水後，代替格納容器スプレイ
間欠運転を開始

0.2

0.0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(ｈ)

事故後の時間(h)JOB No.MA404K-7AE--PF86011

図 3.4.1 格納容器圧力の推移

300
ドライウェル

格納容器温度(°C)
格納容器内温度(℃)

再冠水後，代替格納容器スプレイ
間欠運転を開始し，温度低下

サプレッション・チェンバ約 20 時間後，循環冷却による格納容器スプレイ(連続運転)に切り替えるため，温度が低下
200

格納容器限界温度 200℃

100

残留熱除去系配管破断による炉内蒸気流入により，格納容器内温度上昇
0
0

24

48

72

96

120

144

事故後の時間(ｈ)

事故後の時間(h)図 3.4.2 格納容器気相部温度の推移

3.4-7

190

JOB No.MA404K-7AE--PF86011

168ドライウェルの気相濃度(%)

ドライウェル(D/W)スプレイによって D/W の圧力が低下し，この時点でサプレッション・チェンバ(S/C)との間の真空破壊
弁が開放されるため，S/C の気体が D/W に流入し，非凝縮性ガスの濃度が上昇し始める。

事故後の時間(h)サプレッション・チェンバの気相濃度(%)

図 3.4.3 ドライウェルの気相濃度の推移(ウェット条件)

LOCA 後のブローダウンによって，D/W に存在する非凝縮性ガスが水蒸気と共に S/C に送り込まれ，水蒸気がスクラビングによって凝縮されることにより，S/C 内は非凝縮性ガスの濃度が高い状態となる。
また，D/W が RPV からの水蒸気の放出によって加圧され，S/C よりも圧力が高い間は非凝縮性ガスが S/C に集中することとなる。

事故後の時間(h)図 3.4.4 サプレッション・チェンバの気相濃度の推移(ウェット条件)

3.4-8

191

ドライウェルの気相濃度(%)

ドライウェル(D/W)スプレイによって D/W の圧力が低下し，この時点でサプレッション・チェンバ(S/C)との間の真空破壊
弁が開放されるため，S/C の気体が D/W に流入することでD/W の気体組成が S/C の気体組成とほぼ同じになる。

窒素

水素

LOCA 後のブローダウンによって，D/W に存在する非凝縮性ガスが水蒸気と共に S/C に送り込まれるため，事象発生から数時間後の D/W の気体濃度はほぼ 100%が水蒸気となる。このため，ドライ条件での気体組成は水の放射線分解によって生じる水素及び酸素が支配的となるが，そのウェット条件での濃度は 1%未満であり，D/W の圧力が低下すれば S/C から気体が流入することから，この時点でのドライ条件が成立することは現実には起こり得ない。

酸素可燃限界(5%)

酸素

事故後の時間(h)サプレッション・チェンバの気相濃度(%)

図 3.4.5 ドライウェルの気相濃度の推移(ドライ条件)

事故後の時間(h)図 3.4.6 サプレッション・チェンバの気相濃度の推移(ドライ条件)

3.4-9

192

初期条件

事故条件

3.4-10193

酸素：0.03 分子／100 eV

酸素の発生割合

2.6
3.8

サプレッション・チェンバ※1 全炉心内のジルコニウム量の約 17.3%が反応した場合

4.0

3.9

ドライ条件[%]

苛酷事故時における格納容器内の条件を考慮して設定

MAAP による評価結果

ウェット条件[%]ドライウェル

条件設定の考え方

保安規定をもとに設定(運転上許容されている値の上限)

表 3.4.2 事象発生から 7 日後(168 時間後)の酸素濃度

水素：0.06 分子／100 eV

水の放射線分解による水素及び水と反応して発生する水素量

全炉心内のジルコニウムの約 17.3%が炉心内の金属－水反応による水素発生量

3.5 vol%

主要解析条件初期酸素濃度

項目

表 3.4.1 主要解析条件(水素燃焼)添付資料 3.4.1
水の放射線分解の評価について
1．水の放射線分解の考慮
水が γ 線等の放射線エネルギーを吸収すると非常に短時間の間に水の放射線分解が起こり，H(水素原子)，OH ラジカル，eaq+(水和電子)，HO2 ラジカル，H+(水素イオン)及び分子生成物の H2，H2O2(過酸化水素)を生じる。また，これら反応と並行して以下の化学反応が生じ，H2 が OH ラジカルと反応して水に戻る等の再結合反応が起こる。なお，酸素は過酸
化水素の分解によって生成される。

H2

OH

H H 2O

式①

OH H 2O式②

H H 2O2
H OH

H 2O

式③

格納容器破損モード「水素燃焼」における重大事故等対策の有効性評価では，水の放射線分解による水素および酸素の生成をモデル化している。
柏崎刈羽原子力発電所 6 号炉及び 7 号炉は，運転中，格納容器内が窒素で置換されている。炉心損傷に至った場合及びその後の圧力容器破損後には，水-ジルコニウム反応やコア・コンクリート反応等，水素については多量に放出されるメカニズムが考えられるものの，酸素に関しては水の放射線分解が支配的な生成プロセスである。水素に関しては上記の反応によって比較的短時間で可燃限界の濃度を超えることから，格納容器内の気体の濃度を可燃限界以下に維持する観点では酸素濃度を低く維持することが重要となる。
以下では，この酸素の支配的な生成プロセスである水の放射線分解について，本評価で用いた考え方を示す。
2．水の放射線分解による水素及び酸素量の計算
水の放射線分解による水素および酸素の生成量は以下の式(1)で算出している。

n QdecayEG1
19100 6.02 1023
1.60 10t

式(1)のパラメータは以下の通り。
Δn：水の放射線分解による水素(酸素)発生量 [mol]Qdecay ：崩壊熱 [W]E

G：放射線吸収割合 [-]－炉内： β 線，γ 線共に 10%－FP： β 線，γ 線共に 100%

：実効 G 値 [分子／100eV]－水素： G(H2) = 0.06

添 3.4.1-1

194

(1)

－酸素
Δt

： G(O2) = 0.03

：タイムステップ [sec]

放射線吸収割合について，炉内については，炉心から放出される放射線が水に吸収される割合を解析によって評価した結果を保守的に考慮して 10%とした。また，FP については水中に分散していることを考慮し，保守的に放射線のエネルギーの 100%が水の放射線分解に寄与するものとした。
今回は β 線及び γ 線を考慮の対象とし，α 線については考慮の対象としていない。α 線については飛程が短いため，大部分が溶融炉心等に吸収されるものと考え，α 線による水の放射線分解への寄与は無視できるものとした。また，本評価では電力共同研究(以下，「電共研」という。)において求めた G 値を用いているが，これは γ 線源による照射によって得られた

No. 審 査-304 に対 す る
ご回答

実験結果である。β 線は γ 線に比べて飛程が短いことから溶融炉心等に吸収され易く，γ 線
源による実験結果の G 値を β 線に対して適用することは，放射線分解に伴う水素及び酸素濃度を多く見積もる点で保守的な取り扱いと考えられる。
放射線の吸収エネルギー100eV 当りに生成する原子・分子数を G 値と呼ぶ。G 値には水の放射線による分解作用のみを考慮した初期 G 値と，これに加えて放射線分解による生成物が再結合して水分子等に戻る等の化学反応の効果を考慮した実効 G 値がある。
照射が始まり，放射線分解による生成物が増加すると，その生成物の濃度に応じて生成物が再結合して水に戻る等の化学反応も増加するため，水素分子及び酸素分子の生成割合は照射初期から徐々に低下する。水素や酸素の濃度の，水の吸収線量との関係の傾向は，一時的に水素や酸素の濃度の上昇ピークが現れるのでは無く，水素や酸素の濃度の上昇が徐々に抑制されていく形の曲線となる。格納容器内の濃度上昇というマクロな現象を評価する
観点では再結合等の化学反応の効果を含めた実効 G 値を用いることが適切と考えられるため，本評価では実効 G 値を用いる。また，実効 G 値には電共研の実験結果[1]に基づく値を用いた。これについては次項に示す。
3．実効 G 値の設定について
3．1 実効 G 値の設定根拠とした電共研の実験結果[1]
本評価における実効 G 値の設定根拠とした電共研「事故時放射線分解に関する研究」[1]の実験結果を図 1 に示す。電共研の実験では，苛酷事故の際の格納容器内の環境を想定した。図 1 は，非沸騰条件において，よう素イオン濃度を炉心インベントリの 50%に相当する濃度とし，水-ジルコニウム反応割合は 5.5%とした場合の吸収線量と酸素濃度の相関を示している。
実効 G 値は吸収線量が 10×103 Gy での傾きから求めた。この吸収線量は事象発生から
1.5 時間後までのサプレッション・プールでの吸収線量に相当する。実効 G 値は吸収線量の増加とともに傾きが小さくなる傾向にあることから，事象発生から約 1.5 時間後の実効 G

添 3.4.1-2

195

値を本評価で用いることは保守的であり妥当と考える。
3．2 実効 G 値に影響を及ぼす因子
水の放射線分解によって生成した水素や過酸化水素は，OH ラジカルを介した再結合反応
によって水に戻るが，このとき OH ラジカルと反応し易い物質の存在や，沸騰等による生成物の気相への移行があると，再結合反応が阻害され，水素分子及び酸素分子が生成される。
このため，実効 G 値はこれらの因子によって変化する。
実効 G 値に影響を及ぼす因子としては，よう素等の不純物濃度，液相中の水素分子の濃度といった化学的因子の他に，ガスの気液移行速度(沸騰，非沸騰の違い)といった物理的因子がある。
本評価における実効 G 値の設定根拠とした電共研の実験結果に対して上記の因子の影響を考慮する際に参照した電共研の実験結果を次に示す。また，電共研の実験結果と本評価における各因子の相違と影響をまとめた結果を表 1 に示す。
(1) よう素の影響
体系中によう素等の不純物が存在すると，以下の化学反応が生じ，OH ラジカルが OH－となるため，OH ラジカルを介した式①の再結合反応を阻害し，水素分子の増加と同時に水素原子の生成が減少する。水素原子の減少により式②の反応が減少することで過酸化水素の加水分解が促進され，酸素の生成量が増大するものと考えられる。

I-OH

I OH -

式④

水中のよう素濃度を変化させた場合の酸素の発生割合を図 2 に示す。液相単相条件下において，よう素イオン濃度は炉心インベントリの 0～100%に相当する濃度とした。図 2 の通り，水中のよう素イオン濃度が高いほど，吸収線量に対する酸素の発生割合が高い。
なお，よう素以外の不純物として，ホウ素，鉄，銅を添加した場合の酸素の発生割合を図3 に示す。図 3 の通り，不純物の添加による酸素の発生割合への影響は見られない。
以上の結果から，よう素濃度に関して本評価における条件とほぼ同等の実験の結果から求めた実効 G 値を用いることは妥当と考える。
(2) 溶存水素濃度の影響
液相中の水素濃度が増加すると，OH ラジカルを介した再結合反応が進み，その結果，水素と酸素の生成量が減少すると考えられる。
水中の水素濃度を変化させた場合の酸素の発生割合を図 4 に示す。液相単相条件下において，初期水素濃度は水-ジルコニウム反応割合が 0～50%で生成した場合の水素濃度に相当する気相中濃度の気液平衡濃度とした。図 4 の通り，水中の水素濃度が高いほど，吸収線量に対する酸素の発生割合が低い。
したがって，水の放射線分解が進行し，液相中の水素濃度が上昇すると実効 G 値は徐々添 3.4.1-3

196

に減少すると考えられる。また，水-ジルコニウム反応によって発生する水素が液相中に溶解し，液相中の水素濃度が上昇する場合にも実効 G 値は減少すると考えられる。
よって，炉心損傷事故の状況としては比較的少ないと考えられる水-ジルコニウム反応割
合 5.5%に相当する溶存水素濃度の実験結果から求めた実効 G 値を用いることは妥当と考える。
(3) 初期酸素濃度の影響
初期酸素濃度を変化させた場合の酸素の発生割合を図 3 に示す。図 3 の通り，初期酸素濃度が高い程，吸収線量に対する酸素の発生割合が増加する傾向であるが，その変化は僅かであり，初期酸素濃度数%程度では酸素の発生割合に大きく影響するものではないと考える。
(4) 沸騰，非沸騰状態の影響
非沸騰の場合には，水素及び酸素ガスが比較的長期間液相に滞在できるため，再結合反応が起こりやすく，水素と酸素の生成量が減少すると考えられる。一方，液相が沸騰している
場合には，生成された水素及び酸素ガスがボイドに移行し短期間で気相に放出されるため，再結合反応が非沸騰状態に比べ起こりにくく，水素と酸素の生成量が増加すると考えられる。
沸騰状態における酸素濃度の変化を図 5 に示す。よう素イオン濃度を炉心インベントリの 50%に相当する濃度とし，初期水素濃度は水-ジルコニウム反応割合が 5.0%で生成した場合の水素濃度に相当する気相中濃度の気液平衡濃度とした。図 5 の通り，沸騰状態であっても，吸収線量に対する酸素の発生割合は極めて低い。
上記の結果に加え，本評価条件では，大部分の領域・期間が非沸騰状態であると考えられることから，非沸騰状態の実効 G 値を採用することは妥当と考える。
No.審査-288 に対するご回答(5) 温度の影響

温度を室温(25℃)から 70℃まで変化させた場合の酸素濃度の変化を図 6 に示す。図 6 のとおり，温度が高くなるほど再結合反応が促進されるため，実効 G 値は小さくなる傾向となっている。また，オークリッジ国立研究所(ORNL)による照射試験[2]でも，図 7 のとおり，
温度依存性について同様の傾向が示されている
本評価条件では，温度は室温を上回るため，室温での電共研の実験結果に基づく実効 G
値を用いることは保守的であり妥当と考える。
(6) pH の影響
pH を 4, 6.5, 10 とした場合の酸素濃度の変化を図 8 に示す。図 8 の通り，酸素の実効 G
値への pH の影響は小さいことが確認された。[1] これは，水素の再結合反応に pH が寄与しないためと考えられる。

添 3.4.1-4

197

以上の結果から、中性条件下の試験で求めた実効 G 値を用いることは妥当と考える。
No.審査-289 に

3．3

実効 G 値への不純物の影響についての電共研の追加実験結果[4]

対するご回答電共研「シビアアクシデントにおける可燃性ガスの挙動に関する研究」[4]では，電線被覆材等に起因する有機物の影響について追加実験を行っており，有機物をエタノールで模擬して液相中に添加し，酸素濃度の変化を測定している。実験結果は図 9, 10 のとおり，実効G 値を低減する効果があることが確認されている。これは，エタノールは放射線場では OH
ラジカルと反応してエタノールラジカルとなり，還元剤として働いて酸素を消費する反応に寄与するためである。

CH 3 CH 2 OH OH

CH 3 CHOH

CH 3 CHOH

CH 3 COH

O2

H 2O

HO 2

式⑤
式⑥

その他の不純物と合わせて影響をまとめた結果を表 2 に示す。なお，通常の想定濃度範
囲では，OH ラジカルの反応速度の観点から，実効 G 値への影響はヨウ素イオンが支配的となることから，ヨウ素イオンで不純物を代表させている。
4．格納容器内の酸素・水素濃度の評価方法
放射線分解を考慮した格納容器内の酸素・水素濃度の評価方法は次の通り。また，格納容
器内の酸素・水素濃度の評価の流れを図 11 に示す。
・MAAP 解析から得られる各コンパートメントの窒素モル数から，格納容器の初期酸素濃度を 3.5%としたときの酸素モル数と窒素モル数を計算する。
・各コンパートメントにおける崩壊熱から，水の放射線分解による酸素発生量と水素発生量を計算する。
・上記を重ね合わせることにより，格納容器内の気相濃度を計算する。
5. 参考文献[1]「事故時放射線分解に関する研究」BWR 電力共同研究 昭和 63 年 3 月[2] Zittel, H.E., “Boiling water reactor accident radiolysis studies”, ORNL-TM- 2412
Part Ⅷ (1970).
[3] Prczewski, K.I., et.al., “Generation of hydrogen and oxygen by radiolytic
decomposition of water in some BWR’s”, U.S. NRC Joint ANS/ASME Conference,
Aug. (1984).
[4]「シビアアクシデントにおける可燃性ガスの挙動に関する研究」BWR 電力共同研究
平成 12 年 3 月
以

添 3.4.1-5

198

上表 1 各種パラメータが酸素の実効 G 値に与える影響
パラメータ
吸収線量

電共研の

今回申請に

実験

おける評価

～1×104 Gy

酸素の実効 G 値への影響と保守性

サプレッション・プ 水素の実効 G 値は吸収線量が多いほど小さくなる
ールでの吸収線量 傾向があり，[1,2] 酸素の実効 G 値についても同様
は事象発生から 1.5 の傾向であることを確認している。[1] 酸素濃度の時間後に 1×104 Gy 長期(7 日間)の推移を見る観点では，事故進展を考えた上で事象発生から約 1.5 時間後の吸収線量にを超える。

相当する(1×104 Gy)で求めた実効 G 値を用いる
ことは，保守的であり妥当と考える。(図 1 参照)
よう素放出割 50%
合No.審査-287 に対するご回答約 83%

水素の実効 G 値はよう素濃度が高いほど大きくな(立地審査指る傾向があり，[1,3] 酸素の実効 G 値についても同針における様の傾向であることを確認している。[1] しかしな

仮想事故条

がら，図 2 を参照すると，左記の程度の割合の相件を設定)

違であれば，G 値(測定データの傾き)に大きな違いは表れないと考えられることから，今回申請における評価において，電共研の実験結果に基づく
実効 G 値を用いることは妥当と考える。

水-ジルコニウ 5.5%

約 17.3%

水素の実効 G 値は溶存水素濃度が高いほど小さく

ム反応割合(溶なる傾向があり，[1,3] 酸素の実効 G 値についても

存水素濃度)

同様の傾向であることを確認している。[1]このことから，水-ジルコニウム反応割合が小さい電共研の実験結果に基づく実効 G 値を用いることは妥当と考える。(図 4 参照)

初期酸素濃度1.5%

3.5%

初期酸素濃度が高いほど酸素の実効 G 値は大きくなる傾向があるものの，その変化は僅かであり，
初期酸素濃度数%程度では酸素の実効 G 値に大きく影響するものではないと考える。(図 3 参照) [1]

沸騰・非沸騰

非沸騰状態

炉内：沸騰状態

沸騰状態では酸素の実効 G 値はほぼ 0 となる傾向

サプレッション・プ がある。このことから，非沸騰状態での電共研のール：非沸騰状態

実験結果に基づく実効 G 値を用いることは妥当と考える。(図 5 参照)[1]

温度

室温

室温以上

温度が高いほど，再結合反応が促進されるため実効 G 値は小さくなる傾向がある。事故時には温度
は室温を上回るため，室温での電共研の実験結果に基づく実効 G 値を用いることは保守的であり妥当と考える。(図 6, 7 参照)[1,2]pH

中性

事故対応の中で変 酸素の実効 G 値に対する pH の影響は小さい。こ動する可能性があ のため，中性条件下の試験で求めた電共研の実験る。

結果に基づく実効 G 値を用いることは妥当と考える。(図 8 参照)[1]

添 3.4.1-6

199

No.審査-289 に対するご回答

表 2 よう素以外の不純物が酸素の実効 G 値に与える影響
物質

発生原因

金属イオン等

炉内構造物 等

(Fe, Cu)

シビアアクシデント環
境下における発生量

酸素の実効 G 値への影響

0 ～ 2 ppm

よう素存在条件下において，金属イオ(TMI-2 事故時の冷却材

ン等(Fe, Cu, B)が添加された場合，OH

中不純物濃度や BWR

ラジカルと反応して酸素の実効 G 値はプラント通常運転時に僅かに大きくなるものの，顕著な影響

おける金属濃度等の評は見られないことを確認。[1] (図 3 参照)

価を参考に設定)
ホウ酸

制御棒材の酸

1×10-3 mol/l

水のpHに影響するが，pHの違いによ化，MCCI 時の(格納容器内での想定発

る実効G値への影響は小さい。[1]化学反応

生量と S/C 液相体積から概算)

コンクリート主成分のSiO2,

安定な酸化物でエアロ

安定な酸化物でエアロゾルとして挙動

CaO, Al2O3,

ゾルとして挙動し ， 水

し，水にはほとんど溶けないので，放MgOなどがにはほとんど溶けない

射線分解への影響は小さい。また ，MCCI時に放出

MCCI時にCO2が発生し水のpHに影響するが，pHの変化によるG値への影響は小さい。[1,4]有機物

電線被覆材など

1.1×10-6 mol/l

酸素を消費する反応に寄与し，実効Gの熱分解や放射(格納容器内での想定発値を低減する。[4]線分解

生 量と S/C液 相体積 か
ら概算)

200

添 3.4.1-7

酸素濃度(×10-4 mol/l)

気相中及び液相中のG(O2) = 0.03
O2 濃度の和

気相中の O2 濃度(液相換算)

液相中の O2 濃度
試験条件
初期水素濃度吸収線量(×103 Gy)：水-ジルコニウム
反応割合 5.5%相当
初期酸素濃度：1.5%(気相中)初期よう素濃度 ：50%放出相当
温度：室温

図 1 本評価における実効 G 値の設定根拠とした電共研の実験結果

酸素濃度変化量(×10-5 mol/l)[I－]0 = 1×10-4 M

1.5×10-5 M
6×10-6 M

1.8×10-6 M

6×10-7 M

0 M(純水)1 M = 1 mol/l

試験条件
初期酸素濃度：3.5%(気相中)初期よう素濃度 ：0～100%(0～4.1×10-5 mol/l)放出相当
温度：室温

吸収線量(×103 Gy)
図 2 溶存酸素濃度と吸収線量の関係(よう素濃度を変化させた場合)

添 3.4.1-8201

酸素生成量(×10-4 mol/l)

気相中の O2 濃度(括弧内は液相中の濃度を示す。1 M = 1 mol/l)
初期酸素濃度：2.0 %(2.7×10-5 mol/l)
Fe, Cu, B を 1 ppm 添加

初期酸素濃度：3.0 %(3.9×10-5 mol/l)
Fe, Cu, B を 2 ppm 添加

初期酸素濃度：0.5 %(0.6×10-5 mol/l)
Fe, Cu, B 添加なし

試験条件
初期水素濃度
初期酸素濃度初期よう素濃度温度：水-ジルコニウム反応割合 0%相当
：0.5～3.0%(0.6～3.9×10-5 mol/l)相当：50%放出相当：室温

吸収線量(×103 Gy)
図 3 溶存酸素濃度及び不純物(Fe, Cu, B)の有無と吸収線量の関係(酸素濃度及び不純物(Fe, Cu, B)の添加量を変化させた場合)

酸素濃度変化量(×10-5 mol/l)[H2]0 = 0 M
6.2×10-5 M
1.5×10-4 M

2.8×10-4 M
3.9×10-4 M

1 M = 1 mol/l
試験条件
初期水素濃度：水-ジルコニウム反応割合
0～50%(0～6.7×10-4 mol/l)相当
初期酸素濃度：3.5%(気相中)初期よう素濃度 ：50%放出相当
温度：室温

吸収線量(×103 Gy)
図 4 溶存酸素濃度と吸収線量の関係(溶存水素濃度を変化させた場合)

202

添 3.4.1-9

酸素濃度(×10-4 mol/l)

G(O2) ≒ 0

気相中及び液相中の O2 濃度の和
試験条件
初期水素濃度気相中の O2 濃度(液相換算)：水-ジルコニウム
反応割合 5.0%相当
初期酸素濃度：2.0%(気相中)初期よう素濃度 ：50%放出相当

液相中の O2 濃度

吸収線量(×103 Gy)
図 5 溶存酸素濃度と吸収線量の関係(沸騰状態)

No.審査-288 に対するご回答

試験条件
初期水素濃度酸素濃度(×10-5 mol/l)：水-ジルコニウム
反応割合 0.73%相当
初期酸素濃度：3.5%(気相中)初期よう素濃度 ：50%放出相当
温度：室温(25℃)～70℃

吸収線量(×103 Gy)
図 6 溶存酸素濃度と吸収線量の関係(温度を変化させた場合)

添 3.4.1-10

203

No.審査-288 に対するご回答図 7 水素発生量と吸収線量の関係(温度を変化させた場合) - ORNL による試験

酸素濃度(×10-4 mol/l)

試験条件
初期水素濃度：水-ジルコニウム
反応割合 0.67%相当
初期酸素濃度：3.3%(気相中)初期よう素濃度 ：50%放出相当
温度：室温(25℃)

pH = 10
pH = 6.5

pH = 4吸収線量(×103 Gy)
図 8 溶存酸素濃度と吸収線量の関係(pH を変化させた場合)

204

添 3.4.1-11

No.審査-289 に対するご回答

試験条件
初期水素濃度

酸素濃度変化量(×10-6 mol/l)：水-ジルコニウム
反応割合 5.0%相当
初期酸素濃度：3.5%(気相中)初期よう素濃度 ：50%放出相当
エタノール添加 ：なし

吸収線量(Gy)
図 9 溶存酸素濃度と吸収線量の関係(エタノール添加なし)

No.審査-289 に対するご回答

試験条件
初期水素濃度

酸素濃度変化量(×10-6 mol/l)：水-ジルコニウム
反応割合 5.0%相当
初期酸素濃度：3.5%(気相中)初期よう素濃度 ：50%放出相当
エタノール添加 ：あり

吸収線量(Gy)
図 10 溶存酸素濃度と吸収線量の関係(エタノール添加あり)

添 3.4.1-12

205

図 11 水素・酸素濃度の評価フロー図

206

添 3.4.1-13

No.審査-290 に対するご回答添付資料 3.4.2
安定停止状態について

水素燃焼時の安定停止状態については以下のとおり。
安定停止状態：本シナリオにおいては，事象発生から約 20 時間で代替原子炉補機冷却系を接続し，代替循環冷却による格納容器除熱を実施する。これにより，7日後まで格納容器ベントを実施しない状態で格納容器の機能を維持可能な事象進展となっている。
7 日後以降の中長期的対応について
事象発生から 7 日間が経過した以降も水素濃度及び酸素濃度を監視するとともに，状況に応じて酸素濃度の低減(可燃性ガス濃度制御系の運転等)を行い，格納容器内が可燃限界の濃度に到達することを防止する。また，重大事故等対処設備以外の設備の機能の復旧等も考慮し，格納容器内の圧力・温度の低下操作や格納容器内の窒素置換を試みる。これらの対応が困難であり，格納容器内の水素及び酸素濃度が可燃限界に到達する場合については，格納容器ベントにより，その水素及び酸素濃度を低減する。

添 3.4.2-1

207添付資料 3.4.3

解析コード及び解析条件の不確かさの影響について(水素燃焼)
表１ 解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(水素燃焼)
解析条件(初期条件，事故条件)の不確かさ
項目
解析条件

最確条件

初期
条件

条件設定の
考え方

保安規定をもと初期酸素濃度

3.5 vol%

約 1～2 vol%に設定(運転上許容されている
値の上限)

運転員等操作時間に与える影響

事象進展に影響はなく，運転員等操作時間に与える
影響はない

事故
条件
水素発生量は格納容器圧
力上昇に寄与するため，発生量に応じて代替格納容
炉心内の金属－水反応による水素発生量器スプレイの開始時間に全炉心内のジルコニ 全炉心内のジルコニ
ウムの約 17.3 %が水 ウムの約 17.3 %が水 MAAP による評価と反応して発生する と反応して発生する 結果
水素量

水素量

影響するが，代替格納容器
スプレイは，低圧代替注水開始以降の切り替え操作であり，かつ，中央制御室
における操作であるため，運転操作等に与える影響はない

評価項目となるパラメータに与える影響

初期酸素濃度が低い場合，格納容器内の酸素濃度推移が低く抑えられるため，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

・原子炉への注水が早まる場合の影響を確認するため，低圧代替注水系による原子炉への注水開始を事象発生から 30 分後とした場合について評価したところ，評価項目となるパラメータ(水素濃度, 酸素濃度)に大きな相違は無く，事象発生から 7 日後まで，水素濃度及び酸素濃度が共に可燃限界を超えることは無いことを確認した。(添付資料 3.4.4 参照)
・原子炉への注水が遅れる場合は，全炉心内のジルコニウムの水との反応量が多くなり，水の放射線分解によって発生する酸素の濃度を下げることとなるため，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。また，MAAP 評価上は発生難い量であるが，仮に全炉心内のジルコニ
ウムの 75 %が水と反応した場合に相当する量の水素を格納容器内に発生させる場合は，格納容器圧力を限界圧力未満に維持することが困難であることから，格納容器圧力逃がし装置による格納容器内の気体の排出に至ると考えられる。この場合，評価項目となるパラメータ(水素濃度, 酸素濃度)はほぼ 0%となり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。(添付資料 3.4.5 参照)

G 値の不確かさとして酸素発生量が本条件より大幅
水の放射線分 水素：
解による水素0.06 分子/100 eV

及び酸素の発 酸素：
生割合0.03 分子/100 eV

水素：
0.06 分子/100 eV
酸素：
0.03 分子/100 eV

苛酷事故時における格納容器内の条件を考慮して設定に多い場合，格納容器内水 G 値の不確かさにより，水素燃焼に対する評価パラメータとして重要となる酸素の G 値が本条件
素・酸素濃度が可燃領域又 より高い場合，事象発生から 7 日後までの間に，格納容器内水素及び酸素濃度が共に可燃領域又は爆轟領域となる可能性 は爆轟領域に至る可能性がある。その場合は，格納容器圧力逃し装置を使用して格納容器内の気があり，その場合，格納容 体を排出することで，評価項目となるパラメータ(水素濃度, 酸素濃度)は大幅に低下し，評価項
器圧力逃し装置を使用し 目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。(添付資料 3.4.5 参照)て格納容器内の気体を排出する必要が生じる

添 3.4.3-1

208

添付資料 3.4.4
原子炉注水開始時間の評価結果への影響
1. はじめに
今回の評価では，運転操作手順書等を踏まえ，原子炉圧力容器への注水開始時刻を事象発
生から70分後としている。実際の事故対応においては原子炉圧力容器への注水開始時刻が早まる可能性も想定されるが，この場合水素燃焼のリスクの観点では，原子炉圧力容器への注水開始時刻が早まることで水-ジルコニウム反応による水素発生量が抑制され，相対的に酸素の濃度が高くなることで水素濃度及び酸素濃度が共に可燃限界に到達する可能性が考えられる。ここでは原子炉圧力容器への注水開始時刻が早まった場合を想定し，原子炉圧力容器への注水開始時刻が評価結果に与える影響を確認した。
2 .評価条件
今回の申請において示した解析ケース(以下，「ベースケース」という。)の評価条件に対する変更点は以下の通り。この他の評価条件は，ベースケースと同等である。
・原子炉圧力容器への注水開始時刻を事象発生から30分後とした。30分は今後の更なる事故対応能力の改善を見据えて設定した値である。
・格納容器圧力制御の観点で評価上の必要が生じたため，D/Wスプレイの流量を155 m3/hとした。D/Wスプレイの流量をベースケースの140 m3/hよりも増加させることで，水蒸気の凝縮及びS/C気相部容積の低下が考えられるが，酸素濃度の評価の観点では保守的な結果を与えると考えられる。
3. 評価結果
評価結果を図1から図4に示す。また，評価結果のまとめを表1に示す。各パラメータの推移はベースケースとほぼ同等となり，事象発生から7日後の酸素濃度も5%未満となった。
4. まとめ原子炉圧力容器への注水開始時刻が早まることによる評価結果への影響を確認した結果，
評価項目となるパラメータである酸素濃度は，ベースケースと同等となった。このことから，
実際の事故対応においては原子炉圧力容器への注水開始時刻が早まった場合においても水
素燃焼のリスクの観点での事故対応への影響は無い。
以上

添 3.4.4-1

209

表1 原子炉圧力容器への注水開始時刻の変更に伴う判断基準への影響
原子炉圧力容器への注水開始時刻
項目

感度解析(事象発生から30分後)

ベースケース(事象発生から70分後)

酸素濃度(ドライウェル)2.3%(事象発生から 168 時間後)

3.9%
(事象発生から 168 時間後)

判断基準

5%以下
酸素濃度
(サプレッション・チェンバ)

4.6%(事象発生から 168 時間後)

添 3.4.4-2

210

4.0%
(事象発生から 168 時間後)

格納容器内圧力(MPa[gage])

残留熱除去系配管破断による炉内蒸気の流入により，格納容器内圧力が上昇

約 20 時間後，循環冷却による格納容器スプレイ(連続運転)に切り替えることで圧力が低下

ドライウェルサプレッション・チェンバ

格納容器限界圧力 0.62MPa

再冠水後，代替格納容器
スプレイ間欠運転を開始

事故後の時間(h)図 1 格納容器圧力の推移

ドライウェルサプレッション・チェンバ(気相部)

再冠水後，代替格納容器スプレイの間欠運転を開始することで温度が低下

サプレッション・チェンバ(液相部)

格納容器限界温度 200 °C

格納容器温度(°C)

約 20 時間後，循環冷却による格納容器スプレイ(連続運転)に切り替えることで温度が低下

残留熱除去系配管破断による炉内蒸気流入により，格納容器内温度が上昇

事故後の時間(h)図 2 格納容器温度の推移

添 3.4.4-3

211ドライウェルの気相濃度(%)

ドライウェル(D/W)スプレイによって D/W の圧力が低下し，この時点でサプレッション・チェンバ(S/C)との間の真空破壊
弁が開放されるため，S/C の気体が D/W に流入し，非凝縮性ガスの濃度が上昇し始める。

事故後の時間(h)サプレッション・チェンバの気相濃度(%)

図 3 ドライウェルの気相濃度の推移(ウェット条件)

LOCA 後のブローダウンによって，D/W に存在する非凝縮性ガスが水蒸気と共に S/C に送り込まれ，水蒸気がスクラビングによって凝縮されることにより，S/C 内は非凝縮性ガスの濃度が高い状態となる。
また，D/W が RPV からの水蒸気の放出によって加圧され，S/C よりも圧力が高い間は非凝縮性ガスが S/C に集中することとなる。

代替循環冷却による除熱に伴い S/C 圧力が低下
し，S/C 液相部が沸騰

事故後の時間(h)図 4 サプレッション・チェンバの気相濃度の推移(ウェット条件)

添 3.4.4-4

212

添付資料 3.4.5
G 値を設計基準事故ベースとした場合の評価結果への影響
1. はじめに
今回の評価では，電力共同研究[1, 2]の結果を踏まえ，水の放射線分解における水素及び酸素のG値をG(H2) = 0.06, G(O2) = 0.03としている。今回の評価で用いたG値は過去の複数回の実験によって測定した値であり，過酷事故環境下での水の放射線分解の評価に適した値と考えるが，実験においてもG値にはバラつきが確認されたこと及び事故時の格納容器内の環境には不確かさがあることを考慮すると，G値については不確かさを考慮した取り扱いが特に重要となる。
実際の事故対応において，何らかの要因によって酸素濃度が今回の評価よりも早く上昇する場合，事象発生から7日が経過する前に酸素濃度が5%を上回る可能性が考えられる。ここでは何らかの要因によって酸素濃度が今回の評価よりも早く上昇する場合を想定し，酸素濃度の上昇速度の変化が評価結果及び事故対応に与える影響を確認した。
2. 評価条件
今回の申請において示した解析ケース(以下，「ベースケース」という。)の評価条件に対する変更点は以下の通り。この他の評価条件は，ベースケースと同等である。
・水の放射線分解における水素及び酸素のG値をG(H2) = 0.4, G(O2) = 0.2とした。この値
は設計基準事故対処設備である可燃性ガス濃度制御系の性能を評価する際に用いている値であり，設計基準事故環境下に対しても一定の保守性を有する値である。設計基準
事故環境下に比べ，過酷事故環境下ではG値が低下する傾向にあることから，過酷事故
環境下におけるG値の不確かさとして考慮するには十分に保守的な値である。
・格納容器内の初期酸素濃度を1.5%とした。この値は柏崎刈羽原子力発電所6号及び7号
炉の運転実績をもとに設定した。(ベースケースでは保安規定において運転上の制限として定める3.5%を用いて評価している。)
・事象発生から7日が経過する前に，水素濃度及び酸素濃度が共に可燃限界を上回る場合には，格納容器圧力逃がし装置等によって格納容器内の気体を環境中に排出し，格納容
器内の水素濃度及び酸素濃度を低減することとした。
3. 評価結果
評価結果を図1から図4に示す。また，評価結果のまとめを表1に示す。ウェット条件において，酸素濃度は事象発生から約71.8時間後に5%に到達した。このため，本評価では酸素濃度が5%に到達した71.8時間時点でウェットウェルベントを実施した。その結果，格納容
器内の水素濃度及び酸素濃度は大幅に低下し，水素濃度及び酸素濃度を可燃限界未満に抑添 3.4.5-1

213

制することに成功した。
4. まとめ何らかの要因によって酸素濃度が今回の評価よりも早く上昇する場合の評価結果への影響を確認した結果，評価項目となるパラメータである酸素濃度は，事象発生から7日が経過する前に5%に到達するが，格納容器圧力逃がし装置等による環境中への格納容器内の気体の排出によって水素濃度及び酸素濃度を可燃限界未満に抑制できることを確認した。
今回の感度解析に用いたG値は十分に保守的と考えられる値を用いたことから，仮に事故に至った場合においても，水の放射線分解に伴う酸素濃度の上昇速度は今回の感度解析の結果を十分下回るものと考えられるが，仮に酸素濃度の上昇速度が今回の感度解析の結果の通りであっても，格納容器圧力逃がし装置等による環境中への格納容器内の気体の排出までには約71.8時間の時間余裕があることを確認した。
格納容器圧力逃がし装置等による対応が生じる場合であっても十分に対応可能な時間余裕が確保されることから，水素燃焼のリスクの観点での事故対応は十分に可能と考える。また，環境中に放出される核分裂生成物(137Cs)の観点でも，大破断LOCA後により短い時間(事象発生から約38時間)で格納容器圧力逃がし装置等による排出を実施する場合について評価
し，判断基準である100 TBqを十分に下回ることを確認していることから，格納容器圧力逃がし装置等による対応は可能と考える。
以

添 3.4.5-2

214

上

表1

項目

G値の変更に伴う判断基準への影響

感度解析(G(H2) = 0.4, G(O2) = 0.2)

事象発生から約 71.8 時間後にサプレッション・チェンバにおいて 5%に到達するが，71.8 時
間時点でのウェットウェルベ
ント実施によって，ドライウェ
酸素濃度
ル及びサプレッション・チェン(サプレッション・チェンバ)バ共に 5%未満に低減
酸素濃度(ドライウェル)ベースケース
判断基準(G(H2) = 0.06, G(O2) = 0.03)

3.9%(事象発生から 168 時間後)
5%以下
4.0%
(事象発生から 168 時間後)

添 3.4.5-3

215

残留熱除去系配管破断による炉内蒸気の流入により，格納容器内圧力が上昇

格納容器内圧力(MPa[gage])

格納容器限界圧力 0.62MPa

ドライウェル

約 20 時間後，循環冷却による格納容器
スプレイ(連続運転)に切り替えることで格納容器内圧力が低下

サプレッション・チェンバ約 71.8 時間後，S/C 気相部の酸素濃度が5%に到達するためウェットウェルベント
を実施。これに伴い格納容器内圧力が低下

再冠水後，代替格納容器
スプレイ間欠運転を開始

事故後の時間(h)図 1 格納容器圧力の推移

再冠水後，代替格納容器スプレイの間欠運転を開始することで温度が低下
約 20 時間後，循環冷却による格納容器スプレイ(連続運転)に切り替えることで温度が低下
格納容器温度(°C)

格納容器限界温度 200 °C

約 71.8 時間後，S/C 気相部の酸素濃度が5%に到達するためウェットウェルベント
を実施。これに伴い格納容器内圧力が低下

ドライウェルサプレッション・チェンバ(気相部)

残留熱除去系配管破断による炉内蒸気流入により，格納容器内温度が上昇

事故後の時間(h)図 2 格納容器気相部温度の推移

添 3.4.5-4

216ドライウェルの気相濃度(%)

ドライウェル(D/W)スプレイによってD/W の圧力が低下し，この時点でサプ
レッション・チェンバ(S/C)との間の真空破壊弁が開放されるため，S/C の気
体が D/W に流入し，非凝縮性ガスの濃度が上昇し始める。

約 71.8 時間後，S/C 気相部の酸素濃度が 5%に到達するためウェットウェル
ベントを実施。これに伴い格納容器内の気体が格納容器外に排出され，非凝縮性ガスの濃度が低下，ベント後も格納容器内で発生し続ける水蒸気の濃度が上昇する。

事故後の時間(h)図 3 ドライウェルの気相濃度の推移(ウェット条件)

サプレッション・チェンバの気相濃度(%)

LOCA 後のブローダウンによって，D/W に存在する非凝縮性ガスが水蒸気と共に S/C に送り込まれ，水蒸気がス
クラビングによって凝縮されることにより，S/C 内は非凝縮性ガスの濃度が高い状態となる。また，D/W が RPV からの水蒸気の放出によって加圧され，
S/C よりも圧力が高い間は非凝縮性ガ
スが S/C に集中することとなる。

約 71.8 時間後，S/C 気相部の酸素濃度が5%に到達するためウェットウェルベント
を実施。これに伴い格納容器内の気体が格納容器外に排出され，非凝縮性ガスの濃度が低下，ベント後も格納容器内で発生し続ける水蒸気の濃度が上昇する。

事故後の時間(h)図 4 サプレッション・チェンバの気相濃度の推移(ウェット条件)

添 3.4.5-5

217

3.5 格納容器直接接触(シェルアタック)
3.5.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策(1) 格納容器破損モード内のプラント損傷状態
格納容器破損モード「格納容器直接接触」に至る可能性のあるプラント損傷状態は，「1.2
評価対象の整理及び評価項目の設定」からは抽出されない。これは，柏崎刈羽原子力発電所
6 号炉及び 7 号炉(ABWR)が RCCV 型の格納容器であり，溶融炉心がペデスタル床面に広がった場合でも，溶融炉心がペデスタル外側に流れ出て格納容器バウンダリに直接接触す
るおそれは無く，格納容器直接接触が構造的に発生しない格納容器破損モードと考えられるためである。
(2) 格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方
3.5.1(1)の通り，格納容器破損モード「格納容器直接接触」は，柏崎刈羽原子力発電所 6号炉及び 7 号炉では格納容器の構造的に発生するおそれは無いと考えられるため，本モードによって格納容器が破損する場合は想定しない。
なお，原子炉圧力容器から落下した溶融炉心による格納容器下部壁面及び格納容器下部
床面のコンクリートの浸食については，「3.6 溶融炉心・コンクリート相互作用」において格納容器破損防止対策の有効性を確認する。
本評価では，実用発電用原子炉及びその附属施設の位置、構造及び設備の基準に関する規則の解釈 第３７条 ２－３のうち，(h)の評価項目について，格納容器の構造が有効な対策となっていることを確認した。

3.5-1

218

3.6 溶融炉心・コンクリート相互作用
3.6.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策(1) 格納容器破損モード内のプラント損傷状態
本格納容器破損モードに至る可能性のあるプラント損傷状態は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，TQUV，TQUX，LOCA，長期 TB，TBU 及び TBP がある。
(2) 格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方
格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」では，原子炉圧力容器内の溶融炉心が格納容器内へ流れ出し，溶融炉心からの崩壊熱や化学反応によって，格納容器下部のコンクリートが浸食され，格納容器の構造部材の支持機能が喪失する場合を想定する。
したがって，本格納容器破損モードに対しては，原子炉圧力容器の下部から溶融炉心が流れ出す時点で，溶融炉心の冷却に寄与する十分な格納容器下部の水量及び水位を確保し，かつ，溶融炉心の落下後は，格納容器下部注水系(常設)によって崩壊熱等を上回る注水を行う
ことによって，格納容器破損の防止を図る。
(3) 格納容器破損防止対策
格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」で想定される事故シーケンスに対して，格納容器下部のコンクリートの浸食による原子炉圧力容器の支持機能喪失を防止するため，格納容器下部注水系(常設)を用いた格納容器下部注水を整備する。
本格納容器破損モードに対応する対策の概略系統図を図 3.6.1 に，手順の概要を図 3.6.2に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と手順の関係を表 3.6.1 に示す。
本格納容器破損モードにおける 6 号炉及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 15 名である。その内訳は次の通りである。中央制御室の運転員は，中央監視・指示を行う当直長 1 名(6 号炉及び 7 号炉兼任)，当直副長の 2 名，運転操作を行う運転員 8 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は 4 名である。必要な要員と作業項目について図 3.6.3 に示す。
ａ．原子炉スクラム確認
過渡事象「全給水喪失」が発生するとともに，本評価では，主蒸気隔離弁の閉止が重畳し，原子炉がスクラムに至る設定とした。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等である。
ｂ．炉心損傷確認
高圧・低圧注水機能喪失により原子炉水位が急激に低下し，炉心が露出することで炉心
3.6-1

219

損傷に至る。
炉心損傷を確認するために必要な計装設備は，格納容器内雰囲気放射線レベル計である。
ｃ．原子炉手動減圧
原子炉水位が燃料棒の有効長の底部から 10 %高い位置に到達した時点で，注水系統が全く無い場合でも，手動操作により逃がし安全弁 2 弁を開き，原子炉を減圧する。
原子炉の手動減圧を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力計等である。
ｄ．格納容器下部への注水
原子炉への注水が無いため，損傷炉心が炉心溶融物として下部プレナム内へ移行(リロ
ケーション)する。
リロケーションを確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力容器下鏡部温度計である。
リロケーションを，原子炉圧力容器下鏡部温度 300 ℃到達により確認した場合，原子炉圧力容器破損に備えて格納容器下部注水系(常設)により格納容器下部への注水を実施する。この場合の注水は，格納容器下部への水張りが目的であるため，注水量を制御する。
格納容器下部への総注水量が 180 m3 に到達した後，格納容器下部への水張りを停止する。
格納容器下部への水張りを確認するために必要な計装設備は，復水補給水系流量計および格納容器下部水位計である。
ｅ．原子炉圧力容器破損確認
原子炉手動減圧後も，原子炉への注水系統が無いため，リロケーションが発生し，原子炉圧力容器破損に至る。原子炉圧力容器破損を直接測定する計器はないため，複数のパラメータの変化傾向により判断する。
原子炉圧力容器破損の「徴候」として，原子炉水位の低下，制御棒位置の指示値喪失数増加，原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加といったパラメータの変化が生じる。
また，原子炉圧力容器破損の「判断」として，原子炉圧力の急激な低下，上部格納容器
圧力の急激な増加，下部格納容器ガス温度の急激な上昇といったパラメータの変化が生じる。
これらにより原子炉圧力容器破損を判断した後は，原子炉圧力と上部格納容器圧力の差圧が「0.10 MPa[gage]」以下であること及び，下部格納容器ガス温度が飽和温度以上であることで原子炉圧力容器破損を再確認する。
ｆ．溶融炉心への注水
3.6-2

220

原子炉圧力容器が破損し，溶融炉心が格納容器下部に落下した後は，格納容器下部注水系(常設)により格納容器下部への崩壊熱相当の注水を継続して行う。
格納容器下部への注水を確認するために必要な計装設備は，復水補給水系流量計である。
溶融炉心の冷却が継続して行われていることを格納容器下部水位計により確認することも可能であるが，格納容器下部水位計による監視ができない場合以下の条件により把握することができる。
下部格納容器雰囲気温度が飽和温度程度で推移していること
上部格納容器雰囲気温度が飽和温度程度で推移していること
格納容器内水素濃度の上昇が停止すること
これらは、短時間での判断ではなく数時間の推移により確認する。
さらに、サプレッション・チェンバ・プール水位がリターンライン高さ(NWL+約 1.5m)を超えている場合，リターンラインを通してサプレッション・チェンバ・プール水が下部
格納容器に流入していることを推定することができる。
3.6.2 格納容器破損防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
プラント損傷状態の選定結果については，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおりであり，事象の厳しさ(溶融炉心・コンクリート相互作用に寄与する溶融炉心のエネルギーの大きさ)に基づいて選定している。選定にあたって考慮した点は以下の通り。
・溶融炉心・コンクリート相互作用の観点からは，格納容器下部に落下する溶融炉心の割合が多くなる原子炉圧力容器が低圧で破損に至るシーケンスが厳しい。この観点で，高圧の状態が維持される TQUX，TBD，TBU 及び長期 TB を選定対象から除外した。
・LOCA は破断口から流出した冷却材がペデスタルに流入する可能性があり，溶融炉心・コンクリート相互作用の観点で厳しい事象ではないと考えられるため，選定対象から除外した。
・過渡事象のうち，原子炉の水位低下が早い事象を選定することで対応が厳しいシーケンスとなる。
以上より，TQUV を溶融炉心・コンクリート相互作用への対策を評価する上でのプラント
損傷状態とした。
このプラント損傷状態から展開されるシーケンスとしては，以下の事故シーケンスが想定される。
・過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗＋(下部 D/W 注水成功)＋
デブリ冷却失敗
・過渡事象＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗＋(下部D/W 注水成功)＋デブリ冷却失敗
3.6-3

221

・通常停止＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗＋(下部 D/W 注水成功)＋
デブリ冷却失敗
・通常停止＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗＋(下部D/W 注水成功)＋デブリ冷却失敗
・サポート系喪失＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗＋(下部 D/W 注水成功)＋デブリ冷却失敗
・サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗＋(下部 D/W 注水成功)＋デブリ冷却失敗
上記事故シーケンスのうち，事象進展が早く，炉心溶融までの時間の観点で厳しい過渡事
象を起因とするシーケンスを選定した。
さらに，プラント損傷状態が TQUV であることから，逃がし安全弁再閉の成否の影響は小さいと考え，発生頻度の観点で大きいと考えられる逃がし安全弁再閉失敗を含まないシーケンス「過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損
傷炉心冷却失敗＋(下部 D/W 注水成功)＋デブリ冷却失敗」を評価事故シーケンスとした。
本評価事故シーケンスでは，炉心崩壊熱の変化，格納容器下部注水系(常設)による格納容器下部への注水量，溶融炉心のペデスタルへの拡がり，溶融炉心と冷却水の熱伝達，溶融炉
心とコンクリートの熱伝達，格納容器下部壁面及び床面の浸食量等が重要な現象となる。よって，これらの現象を適切に評価することが可能であるシビアアクシデント総合解析コー
ド MAAP により格納容器下部壁面及び床面の浸食量等の推移を求める。
(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を表3.6.2に示す。また，
主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
(添付資料3.6.1)
ａ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，過渡事象「全給水喪失」が発生するものとする。
(b) 安全機能等の喪失に対する仮定
高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の機能喪失を，低圧注水機能として低圧注水系の機能喪失を想定する。更に原子炉圧力容器破損に至る事象を想定するため，低圧代替注水系(常設)による原子炉注水は実施しないものとする。
(c) 崩壊熱
落下する溶融炉心の量は，保守的に全炉心に相当する量とする。格納容器下部に落下する時の溶融炉心の崩壊熱は，保守的に原子炉圧力容器破損時刻よりも早い原子炉停止 6 時間後の崩壊熱とする。
(d) 外部電源
3.6-4

222

外部電源は使用できるものとする。
ただし，本評価事故シーケンスでは，全ての原子炉注水機能に期待しないため，外部電源の有無は事象進展に影響を与えない。
ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号
事象の発生と同時に原子炉スクラム信号「主蒸気隔離弁閉」が発生し，原子炉は自動停止するものとする。
(b) 逃がし安全弁
原子炉の減圧には逃がし安全弁 2 弁を使用するものとし，容量として，1 弁あたり
定格主蒸気流量の約 5 %を処理するものとする。
(c) 格納容器下部注水系(常設)による水張り
原子炉圧力容器破損前に，格納容器下部注水系(常設)により，格納容器下部に水位2 m の水張りを実施するものとする。
(d) 格納容器下部への注水量
原子炉圧力容器が破損して溶融炉心が格納容器下部に落下した後は，格納容器下部注水系(常設)により格納容器下部へ崩壊熱相当の注水を行うものとする。
ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員操作に関する条件は，「1.3(5)運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおりに設定した。
(a) 原子炉急速減圧操作
原子炉急速減圧操作は，全ての注水機能が喪失している場合の運転手順に従い，原子炉水位が燃料棒の有効長の底部から10 %高い位置に到達した時点で開始する。この操作時間は5分間を考慮する。
(b) 格納容器下部への注水操作
格納容器下部への注水は，原子炉圧力容器下鏡部温度が300 ℃に到達したことを確認して開始するが，注水準備として，現場操作で30分間，中央制御室操作で5分間を考慮する。
(3) 有効性評価の結果
原子炉圧力，原子炉水位，格納容器圧力，格納容器温度，ドライウェル及びサプレッショ
ン・チェンバ気体組成，サプレッション・チェンバの水位，格納容器下部ドライウェルの水位，溶融炉心・コンクリート相互作用による格納容器床面及び壁面の浸食量の推移を図
3.6.4から図3.6.12に示す。
ａ．事象進展3.6-5

223

事象発生後，高圧注水・減圧機能喪失及び低圧代替注水系(常設)にも期待しないことから，原子炉水位は急速に低下する。水位低下により炉心が露出し，事象発生から約 1.0 時
間後に炉心損傷に至る。原子炉水位が燃料棒の有効長の底部から 10 %高い位置に到達した時点(事象発生から約 1.4 時間後)で，手動操作により逃がし安全弁 2 弁を開き，原子炉を減圧する。原子炉減圧後の低圧代替注水系(常設)による原子炉注水は実施しないものと仮定するため，事象発生から約 7.0 時間後に原子炉圧力容器破損に至る。
原子炉圧力容器破損前の格納容器下部注水系(常設)による水張りによって，格納容器
下部は 2 m の水位を確保し，格納容器下部に落下する溶融炉心を冷却する。また，溶融炉心が格納容器下部に落下した後は，格納容器下部注水系(常設)により格納容器下部へ崩壊熱相当の注水を継続的に行い，溶融炉心を冷却する。
その後は，落下した溶融炉心の冷却のために格納容器下部への注水を継続し，機能喪失している設備の復旧に努め，復旧後は原子炉への注水及び格納容器の冷却を実施する。
ｂ．評価項目等
格納容器下部への溶融炉心落下前の水張りと溶融炉心落下後の格納容器下部への注水の継続により，格納容器下部のコンクリートの浸食量は壁面，床面ともに約 0.1 m 以下に抑えられる。
格納容器下部壁面の浸食については，約 1.67 m の厚さの内側鋼板及びコンクリート部を貫通して，外側鋼板まで到達しない限り，原子炉圧力容器の支持機能を維持できる。上記のとおり，コンクリートの浸食は約 0.1 m 以下に抑えられるため，原子炉圧力容器の支持機能を維持できる。
床面の浸食については，格納容器下部の床面のコンクリート厚さが約 7.1 m であることから，浸食量は十分に小さく，原子炉圧力容器の支持機能を維持できる。
本評価では，実用発電用原子炉及びその附属施設の位置，構造及び設備の基準に関する規則の解釈 第 37 条 2-3 のうち，(i)の評価項目について厳しいシーケンスを選定し，対策の有効性を確認した。
No.審査-260 に対する

3.6.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価

ご回答

評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するものとする。
溶融炉心・コンクリート相互作用では，全ての原子炉注水機能が喪失して炉心損傷及び原
子炉圧力容器破損に至り，溶融炉心が格納容器下部へ落下してコンクリートを浸食することが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，溶融炉心落下前の格納容器下部注水系(常設)による水張り，溶融炉心落下後の格納容器下部への注水とする。

3.6-6

224

(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7 解析コー
ド及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
添付資料 3.6.2 参照
ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
添付資料 3.6.2 参照(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，表3.6.2に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
添付資料3.6.2参照(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
添付資料3.6.2参照
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の6要因に分類し，これらの要因が解析上の操作開始時間に与える影響を評価する。また，操作の不確かさが操作開始時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 操作の不確かさが操作開始時間に与える影響
添付資料3.6.2参照(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
添付資料3.6.2参照(3) 操作時間余裕の把握
操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認する。
3.6-7

225

(添付資料3.6.2)(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には十分な時間余裕がある。また，要員の配置による他の操作に与える影響はない。
3.6.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価
格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」において，6号炉及び7号炉同時の重大事故等対策時に必要な要員は，「3.6.1(3) 格納容器破損防止対策」に示すとおり15
名であり，当直長，当直副長，運転員及び緊急時対策要員の51名で対処可能である。
(2) 必要な資源の評価
格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価した。その結果を以下に示す。
ａ．水源
溶融炉心落下前の格納容器下部注水系(常設)による格納容器下部への注水量は180 m3である。その後，崩壊熱相当の注水をするが，毎時数十m3程度である。この水源である復水貯蔵槽及び淡水貯水池で合計約19,700 m3保有していることから，水源が枯渇することはない。
なお，外部電源喪失を想定した場合でも同様の対応が可能である。
ｂ．燃料
外部電源の喪失は想定していないが，外部電源喪失を仮定し，非常用ディーゼル発電機
による電源供給を想定する。事象発生後7日間，非常用ディーゼル発電機が全出力で運転する場合，約750,960 Lの軽油が必要となる。
6 号炉及び 7 号炉の各軽油タンクで軽油約 1,020,000 L(発電所内で軽油約 5,344,000
L)の軽油が使用可能であることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給を 7 日間継続可能である。
(添付資料 3.6.3)

3.6-8

226

ｃ．電源
外部電源の喪失は想定していないが，外部電源喪失を仮定し，非常用ディーゼル発電機
による電源供給を想定する。重大事故等対策時に必要な負荷は非常用ディーゼル発電機の負荷に含まれることから，重大事故等対策設備への電源供給が可能である。
3.6.5 結論
格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」では，原子炉圧力容器内の溶融炉心が格納容器内へ流れ出し，溶融炉心からの崩壊熱や化学反応によって，格納容器下部のコンクリートが浸食され，格納容器の構造部材の支持機能を喪失する場合を想定した。
格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」では，事象の厳しさ(溶融炉心・コンクリート相互作用に寄与する溶融炉心のエネルギーの大きさ)に基づいてプラント損
傷状態を選定した上で，事象進展が早く，炉心溶融までの時間の観点で厳しい，過渡事象を起因とするシーケンスを選定した。さらに，プラント損傷状態がTQUVであることから，逃がし安全弁再閉の成否の影響は小さいと考え，発生頻度の観点で大きいと考えられる逃がし
安全弁再閉失敗を含まないシーケンス「過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉
心冷却失敗＋(下部D/W注水成功)＋デブリ冷却失敗」を評価事故シーケンスとして有効性評
価を行った。
上記の場合においても，格納容器下部注水系(常設)を用いた格納容器下部注水を実施す
ることにより，溶融炉心の冷却が可能である。その結果，コンクリートの浸食量は壁面，床面ともに約0.1 m以下に抑えられ，原子炉圧力容器の支持機能を維持できる。
解析コード及び解析条件の不確かさについて操作への影響を含めて確認した結果，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，時間操作余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，当直長，当直副長，運転員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，選定した評価事故シーケンスに対して格納容器破損防止対策が有効であること確認した。これを以って格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」
に対して格納容器破損防止対策が有効であることを確認した。

3.6-9

227

228

3.6-10

図 3.6.1 格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」時の使用系統概要

3.6-11

229

※４

※６

※７

※８

代替注水系起動・制御棒駆動水ポンプによる原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプによる代替注水

Ⅲ

Ⅱ

Ⅰ

Ⅲ

凡例

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（大湊側防火水槽への補給準備）

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

かつ サプレッションプール水温5℃以上上昇]：シナリオ上考慮しない操作・判断結果：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：プラント状態：判断：緊急時対策要員（現場）のみの作業：操作・確認（運転員のみの作業）Ⅲ
消火系による注水も可能である。また、可搬型代替注水ポンプによる注水も可能であり、この場合水源は淡水以外に海水も使用することが可能である。

Ⅱ
ドライウェルクーラー代替除熱運転を実施する。

【有効性評価の対象とはしていないが、他に取り得る手段】
Ⅰ
制御棒駆動水ポンプが運転を継続し原子炉への注水が継続していることを確認する。また、追加起動の準備も開始する
消火系による代替注水も使用することができるため消火ポンプ運転状態について確認する。
恒設設備による原子炉への注水が実施できない場合、可搬型代替注水ポンプによる注水を実施する。

・「ＬＯＣＡ①、②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］【圧力容器破損徴候パラメータ】
・「過渡起因事象」、「ＬＯＣＡ①，②」時
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
制御棒位置の指示値喪失数増加
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加【圧力容器破損判断パラメータ】
・ 「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な 上昇」
・「ＬＯＣＡ①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な 低下」
サプレッションプール水温度の「急激な上昇」
・「ＬＯＣＡ②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な 上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」

補足１
事故の起因事象判定（ＬＯＣＡ事象or過渡起因事象）［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［上部ドライウェル圧力が「0.15MPａ[gage]以上」］
上記の条件が満たされる場合は「ＬＯＣ Ａ事象起因」と判定する。
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する。
（本シナリオでは「過渡起因事象」を想定している）
ＬＯＣＡ事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（ＬＯＣＡ①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（ＬＯＣ Ａ②時と表記）※８
原子炉圧力容器健全確認は、圧力容器破損判断パラメータにより判断する。（補足１）※７
原子炉水位が原子炉水位計（燃料域）にて有効燃料棒頂部（ＴＡＦ）未満、原子炉圧力容器下鏡部温度「300℃到達」及び、原子炉への注水不能により損傷炉心冷却失敗と判断する。

図 3.6.2 溶融炉心・コンクリート相互作用時の対応手順の概要＊：各操作実施判断パラメータを継続監視し、判断基準値を超えた場合は速やかに実施する。

消火系による格納容器下部注水

消火系による格納容器下部注水

ドライウェルクーラーによる格納容器除熱回復は解析上考慮せず

高圧／低圧注水機能
回復操作

回復は解析上考慮せず回復は解析上
考慮せず

格納容器下部への注水を継続し、機能喪失している設備の復旧に努める。
復旧後、原子炉への注水及び格納容器の冷却を実施する。
格納容器除熱操作及び格納容器頂部注水操作について実施判断基準値を超えた場合は速やかに実施する。

溶融炉心によるコンクリート浸食停止

格納容器下部注水系（常設）復水移送ポンプ
により格納容器下部に崩壊熱相当量を注水

原子炉圧力容器破損を判断

溶融炉心落下原子炉圧力容器破損（約７時間後）（注水流量と時間から総注水量を求める）

格納容器下部注水系（常設）復水移送ポンプ１台（90m3/h）
による格納容器下部注水開始

損傷炉心冷却失敗と判断

原子炉圧力容器下鏡温度300℃到達

損傷炉心冷却未達成と判断

中央制御室での逃がし安全弁「２弁」
による原子炉急速減圧

原子炉水位有効燃料棒底部（ＢＡＦ）+10%
燃料有効長到達）※５

炉心損傷確認

炉心損傷開始格納容器下部総注水量180m3（水位約2ｍ）
到達後、格納容器下部注水系停止（約８時間後）※２※３
全ての設備による原子炉注水失敗を確認

原子炉への低圧代替注水機能喪失を確認※１
原子炉への低圧注水機能喪失を確認

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず

高圧代替注水系
起動操作※６
原子炉水位が原子炉水位計（燃料域）にて有効燃料頂部（ＴＡＦ）未満及び、原子炉圧力容器下鏡部温度「300℃未満」により損傷炉心冷却未達成と判断する。

※５「原子炉水位有効燃料棒底部（ＢＡＦ）+10%燃料有効長」とは、原子炉水位計（燃料域）にて「－3340mm」を示す。

回復は解析上
考慮せず※１
原子炉への高圧注水機能喪失を確認※３
原子炉注水可能な系統がある場合は急速減圧操作を実施する。

※２
代替注水弁（残留熱除去系注入弁）動作不能により低圧代替注水系機能喪失を確認する。

※１
中央制御室にて機器ランプ表示、機器故障警報、系統流量指示計にて機能喪失を確認する。

※４
格納容器雰囲気放射線レベル計指示と「ＳＯＰ導入条件判断図」により炉心損傷を確認する。例えば、原子炉停止
１時間後の場合、格納容器雰囲気放射線レベル計指示が「ドライウェル放射線レベル計：4.5E+00Sv/h」「サプレッション・チェンバ放射線レベル計：5.5E+00Sv/h」を超えた場合、炉心損傷発生と判断する。

主蒸気隔離弁閉
スクラム信号発生

主蒸気隔離弁全閉

原子炉スクラム・タービントリップを確認

全給水喪失（約５．７時間後）（約３．７時間後）（約１．４時間後）（約１時間後）（約０分）（解析上の時間）

溶融炉心・コンクリート相互作用

経過時間（時間）
1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

備考

12

事象発生
原子炉スクラム実施箇所・必要人員数

プラント状況判断

操作項目

約１時間 炉心損傷開始

操作の内容
運転員
（中操）
６号

運転員
（現場）
７号

６号

７号

約1.4時間 原子炉水位有効燃料棒底部（ＢＡＦ）＋10%燃料有効長到達緊急時対策要員（現場）
６号
７号

約3.7時間原子炉圧力容器下鏡温度300℃到達
約７時間 原子炉圧力容器破損

・全給水喪失確認

状況判断

２人

２人

Ａ, Ｂ

a. b

－

－

－

－

・原子炉スクラム・タービントリップ確認

10分

・全ての原子炉注水機能喪失確認
原子炉注水機能喪失調査、復旧操作（解析上考慮せず）

－

－

（１人）

（１人）

Ａ

a

－

－

（１人）

（１人）

Ａ

a

（１人）

（１人）

Ａ

a

（１人）

（１人）

Ａ

a

２人
Ａ, Ｂ

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

・給水系、原子炉隔離時冷却系、高圧炉心注水対応可能な要員により、対応す系、残留熱除去系

る

機能回復
５分

・格納容器下部への注水準備

格納容器下部注水系 準備

原子炉急速減圧操作

２人

２人

Ｃ,Ｄ

c,d

・現場移動

－

－

－

－

－

－

－

－

・原子炉圧力容器破損前の初期注水

－

－

－

－

・原子炉圧力容器破損後の格納容器下部注水

２人

２人

２人

a, b

Ｃ,Ｄ

c,d

※復水貯蔵槽吸込ライン切替
・逃がし安全弁 2弁
手動開放操作３0分

５分

総注水量180m3到達後停止

格納容器下部注水系操作

必要人員数

合計

（

０人

）内の数字は他の作業終了後、移動して対応する人員数。

図 3.6.3 格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」時の作業と所要時間

3.6-12230

格納容器下部に崩壊熱相当量を継続注水原子炉圧力(MPa)[gage]

SRV の手動操作による減圧

SRV 開閉による圧力制御
リロケーションによる圧力上昇

原子炉圧力容器破損
2.0 MPa[gage]

事故後の時間(h)図 3.6.4 原子炉圧力の推移

SRV からの蒸気放出により水位が低下

原子炉水位(m)

原子炉水位 BAF+10%到達時にSRV2 弁開による減圧で水位が低下

溶融炉心の状態変化
により，見かけ上の水位が上昇している

下部プレナムの水は蒸発しているが，落下した溶融炉心の堆積により，見かけ上水位が表示されている。

RPV 破損により下部プレナムの溶融炉心が下部 D/W に落下

有効燃料棒頂部

有効燃料棒底部

シュラウド内水位
シュラウド外水位

炉心支持板破損に伴って下部プレナム水が蒸発し水位が低下

下部プレナム水位

事故後の時間(h)図 3.6.5 原子炉水位の推移

3.6-13231

格納容器圧力(MPa)[gage]

圧力容器破損及び下部 D/W へのデブリ落下による圧力上昇

限界圧力

ドライウェル

炉心支持板破損による溶融炉心の下部
プレナムへの落下(リロケーション)
SRV2 弁 開 に よ る
格納容器圧力上昇
サプレッション・チェンバ

事故後の時間(h)図 3.6.6 格納容器圧力の推移

格納容器温度(℃)

圧力容器破損及び下部 D/W へのデブリ落下による温度上昇
限界温度

ドライウェルSRV2 弁開による減圧に伴う S/C 温度上昇

サプレッション･チェンバ(気相)サプレッション･チェンバ(液相)炉心支持板破損による溶融炉心の下部
プレナムへの落下(リロケーション)

事故後の時間(h)図 3.6.7 格納容器温度の推移

3.6-14232

ドライウェルの気相濃度

圧力容器破損及び下部 D/W へのデブリ落下に伴い生じる水蒸気
によって水蒸気の濃度が上昇

窒素※1

炉心損傷により水素が RPV から S/Cに流れ込み，真空破壊弁を介してD/W 内に流入し，水素濃度が上昇

水素
水蒸気

二酸化炭素，一酸化炭素※2

事故後の時間(h)サプレッション・チェンバの気相濃度

図 3.6.8 ドライウェルの気体濃度の推移(ウェット条件)

炉心損傷により水素が RPV から S/Cに流れ込むため，水素濃度が上昇

圧力容器破損及び下部 D/W へのデブリ落下に伴い生じる水蒸気
によって水蒸気の濃度が上昇

水素

窒素※1
水蒸気
二酸化炭素，一酸化炭素※2

事故後の時間(h)図 3.6.9 サプレッション・チェンバの気体濃度の推移(ウェット条件)※1 本事象では，格納容器内の酸素濃度を窒素濃度に含めて評価している。なお，運転中，酸素濃度は 3.5%以下に制限されており，事象発生後の水-ジルコニウム反応による水素や水蒸気の発生によって更に酸素濃度は低下
することまた，水の放射線分解による酸素の濃度上昇は非常に緩やかであることから，酸素濃度の上昇による水素燃焼のリスクは，本事象において確認している時間間隔では問題とならない。
※2 溶融炉心・コンクリート反応による発生を考慮。
No.審査-274 に対するご回答

3.6-15233

サプレッション・チェンバ水位(m)ベントライン(約 17 m)
真空破壊弁
(約 14 m)

圧力容器破損及び下部 D/W へのデブリ落下により水位が振動

事故後の時間(h)

格納容器下部水位(m)

図 3.6.10 サプレッション・チェンバ水位の推移

格納容器下部水位2 m で注水停止

蒸気凝縮に伴う
水位形成

水張り開始

事故後の時間(h)図 3.6.11 格納容器下部水位の推移

3.6-16

234

原子炉圧力
容器破損

No.審査-300 に対する

溶融炉心による浸食量(m)

ご回答

溶融炉心がコンクリートを取り込み，溶融炉心とコンクリートの混合物の温度がコンクリートの融点を下回り，コア・コンクリート反応が停止する。

格納容器下部壁面の浸食量(内側鋼板の厚さ以下)

格納容器下部床面の浸食量

原子炉圧力容器破損後からの時間(h)図 3.6.12 格納容器下部壁面及び床面の浸食量の推移

3.6-17235

236

3.6-18－－

逃がし安全弁

復水移送ポンプ【ＳＡ】－

復水移送ポンプ【ＳＡ】

原子炉注水機能喪失により原子炉水位は急激に低下し炉心が露出することで炉心損傷に至ることを確認する。

原子炉水位が燃料棒の有効長の底部から 10 %高い位置に到達した時点で，注水系統が全く無い場合でも，手動操作により逃がし安全弁 2 弁を開き，原子炉を減圧する。

原子炉への注水が無いためリロケーションに至る。リロケー
ションを原子炉圧力容器下鏡部温度計 300 ℃到達により確認し，格納容器下部への注水を開始する。格納容器下部への水張りが目的のため，注水総流量が 180 m3 に到達した後，格納容器下部への注水を停止する。

原子炉手動減圧後も，原子炉への注水系統は確保できないた
め，原子炉圧力容器破損に至ることを確認する。

原子炉圧力容器破損により溶融炉心が格納容器下部に落下した後は，格納容器下部へ崩壊熱相当の注水を継続して行う。

炉心損傷確認

原子炉手動減圧

格納容器下部への注水

原子炉圧力容器破損確認

溶融炉心への注水

常設設備

給水流量全喪失発生と同時に主蒸気隔離弁の閉止が重畳し，原子炉がスクラムすることを確認する。

操作

原子炉スクラム確認

判断及び操作

－

－

－

－

－

－

可搬設備

【ＳＡ】：重大事故等対処設備

復水補給水系流量計(原子炉格納容器)【ＳＡ】

原子炉水位計(燃料域)【ＳＡ】
原子炉圧力容器温度計【ＳＡ】
原子炉圧力計【ＳＡ】
格納容器内圧力計【ＳＡ】
格納容器温度計【ＳＡ】

原子炉圧力容器温度計【ＳＡ】
復水補給水系流量計(原子炉格納容器) 【ＳＡ】
格納容器下部水位計【ＳＡ】

原子炉水位計(燃料域）【ＳＡ】
原子炉圧力計【ＳＡ】

格納容器内雰囲気放射線レベル計【ＳＡ】

平均出力領域モニタ
起動領域モニタ【ＳＡ】

計装設備

有効性評価上期待する事故対処設備

表 3.6.1 溶融炉心・コンクリート相互作用時における重大事故等対策について

初期条件

3.6-19237

通常水位52,200 t/h
9×9 燃料(A 型)

原子炉水位

炉心流量

燃料

必要最小プール水量

3

5 kPa
57 ℃

格納容器圧力

格納容器温度
事象開始 24 時間以降は 40 ℃)

50 ℃(事象開始 12 時間以降は 45 ℃，

35 ℃

サプレッションプール水温

ン・チェンバ間差圧)

3.43 kPa(ドライウェル－サプレッショ

復水移送ポンプ吐出温度を参考に設定

通常運転時の格納容器温度として設定

通常運転時の格納容器圧力として設定

通常運転時のサプレッションプール水温の上限値として設定

通常運転時のサプレッションプール水位として設定

真空破壊装置の設定値

必要最小空間部体積

空間部：5,960 m3
液相部：3,580 m

内部機器，構造物体積を除く全体積

7.05 m(NWL)

外部水源の温度－
サイクル末期の燃焼度のばらつきを考慮し，10 %の保守性を考慮

定格流量として設定

通常運転時原子炉水位として設定

定格原子炉圧力として設定

定格原子炉熱出力として設定－

条件設定の考え方

7,350 m3

サプレッションプール水位

真空破壊装置

格納容器容積(ウェットウェル)

格納容器容積(ドライウェル)(燃焼度 33 GWd/t)

ANSI/ANS—5.1-1979

7.07 MPa[gage]

原子炉圧力

原子炉停止後の崩壊熱

3,926 MWt

MAAP

主要解析条件

原子炉熱出力解析コード

項目

表 3.6.2 主要解析条件(溶融炉心・コンクリート相互作用)(1／3)

初期条件

238

事故条件

3.6-20

ご回答

外部電源

崩壊熱

対する仮定

保守的に全炉心に相当する量として設定を設定を，低圧注水機能として低圧注水系及び低圧代替注水系(常設)の機能喪失

高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の機能喪失

全給水喪失が発生するものとして設定

外部電源ありまえ，外部電源についてはありとして設定

非常用 D/G の有無についても評価に影響する条件とはならない。これを踏ても，常設代替交流電源設備からの給電には十分な時間余裕があるため，源の有無は事象進展に影響を与えない。仮に全交流動力電源喪失を想定し源が無くとも非常用 D/G からの給電によって注水可能であるため，外部電事故対応として，格納容器下部ドライウェルへの注水が生じるが，外部電本評価事故シーケンスでは，溶融炉心・コンクリート反応の抑制に備えた溶融炉心の崩壊熱：原子炉停止 6 時間後の崩壊熱 原子炉圧力容器破損時刻よりも早い時間として設定

落下する溶融炉心の量：全炉心に相当する量

低圧代替注水系(常設)機能喪失

安全機能等の喪失に 高圧注水機能，低圧注水機能

全給水喪失

起因事象

ント管については保守的に考慮しないものとした。

ベント管を考慮する場合，管内の水による除熱効果が考えられるため，ベ

リブ鋼板，ベント管は考慮しない

構造材の扱いリブ鋼板については，コンクリートによって周囲を囲まれており，コンク

使用している骨材の種類から設定

No.審査-283 に対する

過去の知見に基づき事前水張りの効果を考慮して設定

条件設定の考え方

リートよりも融点が高いことから保守的に考慮しない。

玄武岩系コンクリート

800 kW/m2 相当

主要解析条件コンクリート以外の 内側鋼板，外側鋼板は考慮する

コンクリートの種類

水への熱流束

溶融炉心からプール

項目

表 3.6.2 主要解析条件(溶融炉心・コンクリート相互作用)(2／3)

重大事故等対策に関連する機器条件

3.6-21

重大事故等対策に関連する操作条件

239

部への注水量溶融炉心落下後の格納容器下部注水系(常設)による水張り

溶融炉心落下前の格納容器下

原子炉急速減圧操作

主蒸気逃がし弁

原子炉スクラム信号項目

崩壊熱相当の注水

格納容器下部に水位 2 m の水張りを行う。

した時点で開始。90 m3/h で 2 時間注水し，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300 ℃に到達

10 %高い位置に到達した時点で開始

原子炉水位が燃料棒の有効長の底部から7.86 MPa[gage]×4 個, 380 t/h/個

7.79 MPa[gage]×4 個, 377 t/h/個

7.72 MPa[gage]×4 個, 373 t/h/個

7.65 MPa[gage]×4 個, 370 t/h/個

7.58 MPa[gage]×1 個, 367 t/h/個

7.51 MPa[gage]×1 個, 363 t/h/個

2弁

主蒸気隔離弁の閉止

主要解析条件

条件設定の考え方0264
原子炉圧力(MPa[abs])

運転操作手順書等を踏まえて設定

運転操作手順書等を踏まえて設定

運転操作手順書等を踏まえて設定

0

100

200

300

400

500

8

<原子炉圧力と逃がし安全弁蒸気量の関係>

主蒸気逃がし弁の設計値として設定

10

し，原子炉がスクラムに至る設定とした。

全給水喪失発生と同時に主蒸気隔離弁の閉止が重畳

表 3.6.2 主要解析条件(溶融炉心・コンクリート相互作用)(3／3)

蒸気流量(t/h)

添付資料 3.6.1

溶融炉心－コンクリートの相互作用の評価に関わる条件の考え方について
1．まえがき溶 融 炉 心 － コ ン ク リ ー ト 相 互 作 用 (MCCI ： Molten Core Concrete Interaction ， 以 下 ，「MCCI」)が継続すると，格納容器構造の侵食や非凝縮性ガス(水素等)の発生による格納容器過圧により格納容器破損に至る可能性があるため，重要な格納容器破損モードと考えられており，種々の試験や解析モデルが開発されている。
MCCI の緩和対策としては，溶融炉心落下後の注水以外には，溶融炉心落下前にペデスタルに事前に水を張っておく対応が効果的とされている。これは，事前水張りにより，溶融炉心が落下の際に水中で粒子化されて一部がクエンチするとともに，粒子状デブリベッドとして堆積するため，デブリの冷却性が向上するためである(図 1 参照)。
本資料では，MCCI の評価の中で重要と考えられる溶融炉心からの除熱の考え方を整理し，本評価でデブリ上面からプール水への熱流束を 800 kW/m2 としていることの妥当性について確認した。

図 1 ペデスタル初期水張りによるデブリ粒子化の概念図
2．現象の概要
MCCI は，溶融炉心が原子炉圧力容器下部を溶融貫通して格納容器床面に落下し，床面のコンクリートと接触した場合に発生し，高温の溶融炉心によりコンクリートが熱せられて熱分解することで溶融侵食される現象である。侵食が継続した場合，格納容器バウンダ
リの破損や格納容器内支持機能の喪失に至る可能性がある。また，コンクリートの熱分解により発生する水蒸気および二酸化炭素は，溶融炉心内を通過する間に未酸化金属成分と反応して水素や一酸化炭素等の非凝縮性の可燃性ガスを発生させる。
MCCI を停止するためには，落下した溶融物(コリウム)を冷却し，コンクリート温度を
侵食温度(約 1500 K)以下にすることが有効である。柏崎刈羽原子力発電所 6 号炉及び 7 号
炉では，炉心損傷後に圧力容器下部ヘッドの温度上昇を検知した後にペデスタルに水張りを行い，圧力容器下部が破損して溶融炉心が落下した際の溶融炉心の冷却を促進することで MCCI を緩和する対策を採っている。ペデスタル部に落下した溶融炉心は，水中を落下する際に，一部は水中でエントレイン(細粒化)され，残りはペデスタル床面に堆積して溶融プールを形成する。エントレインされたデブリの粒子は，水と膜沸騰熱伝達しながら水中を浮遊するが，やがてクエンチして溶融プール上に堆積し，粒子状ベッドを形成する。

240

添 3.6.1-1

ペデスタル床に堆積した溶融炉心は，崩壊熱や化学反応熱により発熱しているが，溶融炉
心上のプール水やコンクリートへの伝熱により徐々に冷却され，溶融炉心温度が低下する
につれて除々に固化する。溶融炉心の冷却の過程では，中心に溶融プール(液相)，外周部にクラスト(固相)が形成される。上部クラストの上のプール水との伝熱は粒子状ベッドを介して行われ，その冷却効率は，粒子状ベッドの冷却性に依存すると考えられている。ペ
デスタルの溶融炉心と接触しているコンクリートは，溶融炉心からの熱で加熱され，その温度が融点を上回ると融解し侵食される。この際には溶融炉心とコンクリートの反応によってガス(水蒸気及び二酸化炭素)が発生し，このガスが溶融炉心に混入して未酸化の Zr により還元されることで，水素や一酸化炭素が発生する。
3．知見の整理本章では，MCCI に関する試験で得られた知見を整理する。整理の結果を表 1 に示す。
表 1 に示す試験により得られた知見は以下の通り。
＜溶融炉心落下前に水張りをしている場合＞
・

粒子化割合は，ほとんどの試験でプール水深に依存している。高圧の飽和水を用いた試験において水深 1 m 程度とした場合の落下コリウムは約 50%が粒子化した。また，コリウムに少量の金属 Zr(4.1wt%)を含めた場合の試験及び低圧のサブクール水を用いた試験において水深 0.4～2 m とした場合の落下コリウムは 100％近くが粒子化した。(COTELS 試験(FCI)，FARO 試験，DEFOR 試験)

・

粒子径は比較的大きく，3.2～4.8 mm の範囲であり，試験パラメータ(初期圧力，水深，コリウム落下速度，サブクール度)に依存していない。(FARO 試験)

・

平均ポロシティは 0.55～0.7 程度の値が得られた。(DEFOR 試験)＜溶融炉心落下前には水張りを行わず，溶融炉心落下後に注水を行う場合＞
・

多くの場合，溶融物の上面に強固な安定クラストが形成されることで溶融物の冷却効果が阻害され，注水後もコンクリートの侵食が継続した。(SWISS 試験，MACE
試験，WETCOR 試験)

・

一方，COTELS 試験(MCCI)では，他の試験と異なり，コンクリートの侵食が停止した。その理由として壁側の浸食部や塊状デブリに形成された流路に浸水し，デブリが冷却された可能性が考えられている。また，OECD/MCCI 試験では MCCI で発生するガスの噴出が安定クラストの形成を阻害し，熱伝達を促進すること，過渡的にクラストは破砕し，クラスト内部への水の侵入が起こることが分かった。

・

コリウムの上の水プールへの熱流束は，SWISS 試験では 800 kW/m2 程度，
WETCOR
試験では溶融時には 520 kW/m2 程度，凝固時には 200 kW/m2 程度，COTELS 試験
では 100～650 kW/m2 程度である。これらの熱流束は限界熱流束よりも低いが，この理由としては MCCI が進行することで壁等に固定化されたクラスト(安定クラスト)と溶融プールの間に空洞が発生し，クラストと溶融プールが分離された状態となって伝熱を阻害する可能性が考えられる。なお，MACE 試験では，注水初期に限り1000 kW/m2 を超える高い熱流束も観測されている。

＜溶融炉心落下前には水張りを行わず，溶融炉心落下後も注水を行わない場合＞
・

溶融炉心の熱によりコンクリートの浸食が著しく進む。(ACE 試験，SURC 試験)

添 3.6.1-2

241

242

添 3.6.1-3

スエーデン KTH

日本（財）原子力発電技術機構（NUPEC）

DEFOR 試験

COTELS試験

初期に水張り有り UO2 混合物（ZrO2含（注水有 む）り）

MCCI 時の伝熱，化学反応，ガスおよびエアロゾルの放出等を調べ，円筒中でコンクリートと加熱した模擬デブリを反 ドライ（注 模擬デブリ（ＵＯ２，ＳＵ
誘導加熱
CORCON 等の解析コードを検証・改 応させ，コンクリートの浸食状態を確認する。 水無し） Ｓ，Ｚｒ）や模擬ＦＰ
良すること

米国サンディア研究所(SNL)SURC試験

石灰岩系，玄
溶融炉心の熱によりコンクリートの浸食が著しく進む
武岩系

種類（石灰
MCCI における熱水力学的及び化学
模擬デブリ（制御棒材
円筒中でコンクリートと加熱した模擬デブリを反 ドライ（注
直接通電に 岩，珪素系）を的プロセスを検証し関連コードのデー質と一部酸化したコリ
溶融炉心の熱によりコンクリートの浸食が著しく進む
応させ，コンクリートの浸食状態を確認する。 水無し）
よる加熱
変えて試験を
タベースを拡充すること
ウム）
実施

米国アルゴンヌ国立
研究所
（ANL）

ACE試験

石灰岩系

クラストの形成，実機の想定よりも大きな発熱量，SUSによる金属－水反応による発熱の影響もあり，注水後もコンクリートの浸食が続いた。
また，コリウムより上方水プールへの熱流束は限界熱流束の計算値よりも小さな800kW/m2程度
であった。
誘導加熱

円筒中でコンクリートと加熱した溶融物（ＳＵＳ） 初期はド
MCCI 挙動に及ぼす水プールの影響を反応させ，その後，注水することでコンクリー ライ（注水 模擬デブリ（ＳＵＳ）
を調べることトの浸食状態や溶融物の変化を確認する。
有り）

米国サンディア研究所(SNL)

以下の知見が得られている。
・ガス噴出は、安定なクラストの形成を阻害し、熱伝達を促進する。
・クラストの亀裂により冷却水が侵入し得る。
・溶融物の噴出により、多孔質の粒子状ベッドが形成される。
・過渡的にクラストは破砕し、水の内部への侵入が起こる。

初期はド デブリ模擬溶融物
個々のデブリ冷却メカニズムを定量的
デブリ模擬溶融物を生成しその上に注水する。 ライ（注水 (UO2、ZrO2,コンクリー 直接通電加熱 ケイ酸系に解明すること有り）
ト成分)

SWISS試験

米国アルゴンヌ国立
OECD/MCCI 試験
研究所（ANL）

円筒中でコンクリートと加熱した溶融物を反応さ 初期はド安定クラストが形成されデブリの冷却が阻害される結果となった。
MCCI 挙動に及ぼす水プールの影響
模擬デブリ（実機相当 直接通電に 石灰岩系，ケせ，その後，注水することでコンクリートの浸食 ライ（注水
デブリの長期的な冷却に関与し得るメカニズムとして、クラストに生じる亀裂等への浸水及びコンを調べることのUO2及びZrO2）
よる加熱
イ酸系
状態や溶融物の変化を確認する。
有り）
クリート分解ガスによるクラスト開口部からのデブリの噴出が確認されている。

米国電力研究所（EPRI）SWISS 試験と同様に、溶融物の上面に強固なクラストが形成され溶融物の内部に水が浸入しにくくなっていたことにより、コンクリートの侵食は継続した。
溶融物から水プールへの熱流束は、溶融時には520kW/m2程度、凝固時には200kW/m2 程度であったと報告されている。

MACE試験

浸食深さは２ｃｍ程度であり，浸食は停止した。その要因として塊状デブリに形成された流路への浸水が考えられている。
溶融物から水プールへの熱流束は水プールへの熱流束は100～650kW/m2 程度であったが、これらの熱流束は限界熱流束よりも低く、水がさらに高い除熱能力を有する可能性があることが示
唆されている。

玄武岩系

円筒中でコンクリートと加熱した溶融物
初期はド
MCCI 挙動に及ぼす水プールの影響 （Al2O3、CaO、SiO2 の混合物）を反応させ，そ模擬デブリ（Al2O3、
直接通電に
ライ（注水
石灰岩系
を調べることの後，注水することでコンクリートの浸食状態や
CaO、SiO2 の混合物） よる加熱有り）
溶融物の変化を確認する。

誘導加熱

粒子化量に関しては、水深0.4～-0.9m においても、ほとんど（90%以上）が粒子化している。

平均ポロシティは0.55～0.7 程度の値が得られた。

・ 粒子化割合は、ほとんどの試験でプール水深に依存し、高圧飽和水試験の水深1m 程度で落下コリウムの約50%が粒子化したが、コリウムに少量の金属Zr（4.1wt%）の場合と低圧のサブクー
ル水の試験では100％近くが粒子化した。
・ 粒子の質量中央径は比較的大きく、3.2～4.8mm の範囲であり、試験パラメータ（初期圧力、水深、コリウム落下速度、サブクール度）にあまり依存しない。

結果

米国サンディア研究所(SNL)

円筒中でコンクリートと加熱したUO2コリウムを
初期はド UO2コリウム（ＴＭＩ事
反応させ，その後，注水・スプレイをすることでライ（注水 故相当から金属量をコンクリートの浸食状態や溶融物の変化を確認
有り）
増やしたもの）
する。

－

－

直接通電に
玄武岩系
よる加熱

誘導加熱

－

デブリの過熱 コンクリート

WETCOR試験

コンクリート上落下したUO2 コリウムに注水するMCCIの調査

溶融物の粒子化に関わり、水サブ
クール、水深、メルト成分、過熱度等の影響を調べる目的

試験装置は誘導加熱炉、メルト容器、冷却タン
初期に水
クより成り、冷却タンクはガラス張りで粒子化の張り有り CaO-B2O3やWO3観察が可能となっている。
（注水有 CaOの酸化物
溶融物をメルト容器下部のノズルから重力落下り）
により水中に落下させ，状態を観察する。
試験装置は、UO2 混合物を溶融させる電気炉
初期に水
プール水中に実機組成のUO2 コリウ とその下に溶融物と水との相互作用を調べるメ
UO2コリウム（ＴＭＩ事
張り有り
ムを落下させるFCIの調査
ルトレシーバより構成されている。
故相当から金属量を（注水有
溶融コリウム／水／コンクリート間の相互作用
増やしたもの）り）
を調べることが可能。

圧力容器内を対象に溶融物が水プー
高圧条件と低圧条件UO2 混合物を溶融させ，
ルに落下した場合の水蒸気爆発の発
水プールに落下させ，粒子化について確認す
生を調べることを目的る。
ただし，低圧条件でも実施

イタリアJRC－ISPRA

試験条件 デブリの組成

表 1 国内外の MCCI 試験に関するまとめ

FARO試験

試験方法

目的

実施者

試験名

4．溶融プールからプール水への熱流束
溶融炉心等で発生した熱は壁・床面のコンクリート及びプール水に伝達される。コンクリートの温度上昇が進み，浸食温度に至ると MCCI が発生する。すなわち，デブリ上面からプール水への伝熱速度が MCCI 進展の有無を決める主要なパラメータとなる。
MAAP では伝熱が図 2 の様にモデル化されており，デブリ上面からプール水への熱流束
は Kutateladze 型の平板限界熱流束相関式を用いてモデル化されているが，実機においてはクラストからの直接加熱以外にクラスト内部への浸水，粒子状ベッドの堆積による伝熱等の様々な要因の影響が考えられるため，評価に用いる熱流束はこれらの影響も考慮した値となるように設定している。
(1)上部クラストからプール水への伝熱
事前水張りを実施せず，落下後の溶融炉心に注水した試験では，溶融炉心に安定クラストが形成され，水の侵入を阻害するとともに，安定クラストと下部溶融炉心が分離し下部
溶融炉心から水への伝熱が阻害されたという報告がある。一方，事前水張りを行った場合の試験では安定クラストの形成は報告されていない。このため事前水張りを行う本評価
では，安定クラストによる冷却の阻害は考慮する必要が無い(溶融プールとクラスト間は対流伝熱により熱伝達される)と考えられる。
また，MACE 試験における，安定クラストが形成される前の注水直後の熱流束やSWISS 試験の安定クラストによる冷却の阻害がない状態での熱流束は，800 kW/m2 以上の値が得られており，安定クラストが形成されない場合は，同程度の熱流束に期待できるものと考えられる。
(2)粒子状ベッドからプール水への伝熱
事前水張りによりエントレインされたデブリ粒子は粒子状ベッドを形成し，発熱する
粒子状ベッドの内を流下する冷却水と上昇する蒸気の対向二相流が形成される。崩壊熱がある値より高いと，粒子状ベッドの中で局所的にドライアウトが生じ，粒子状ベッドの温度が急激に高くなる(図 3)。この時の熱流束がドライアウト熱流束となる。
粒子状ベッドのドライアウト熱流束については，種々の試験によって，いくつかの相関式が提案されている。その中でも Lipinski 0-D モデルは，粒径の小さな場合から大きな場合まで適用可能とされており，MAAP コードでも圧力容器下部プレナムの粒子状ベッドの冷却の評価に使用されている。Lipinski 0-D モデルでは，ドライアウト熱流束は，主に粒子径，ポロシティ，堆積高さ，圧力に依存する。
各試験等で水プールに落下したデブリの粒子径の質量平均値は約 3.4 mm であった(表2)。また，図 4 に示すように堆積高さ 30 cm 以上になるとドライアウト熱流束はほとん
ど変化しないことが分かる。
Lipinski 0-D モデルを用い，粒子径 3 mm，堆積高さ 50 cm，雰囲気圧力 0.4 MPa(abs)，
ポロシティ 0.26 の条件におけるドライアウト熱流束を算出すると，その値は 800 kW/m2
以上となる。図 5 に示す通り，ポロシティについては値が大きいほどドライアウト熱流束は大きくなり，DEFOR 試験により 0.55～0.7 程度の値が得られている。
また，雰囲気圧力の上昇とともにドライアウト熱流束も高くなる。今回の評価では，原子炉格納容器圧力は 0.4 MPa(abs)以上である。
今回の評価では溶融プールからプール水への熱流束を 800kW/m2 として評価しているが，添 3.6.1-4

243

これは上記の各項の影響を考慮しても妥当な値であると考える。
なお，平成 23 年 11 月に当社が公表した「福島第一発電所 1～3 号炉の炉心状態について」※においても福島第一原子力発電所における MCCI を評価している。その評価ではドレ
ンサンプピットに堆積した部分の MCCI を評価しており，溶融プールからプール水への熱流束を 125 kW/m2 に設定している。これは安定クラストの形成による溶融炉心の冷却阻害効果を考慮した値で，堆積状態の不確かさや，ペデスタル部への事前水張りが実施されていないこと(1 号炉：ペデスタルへの蓄水はない状態を想定，2，3 号炉：ドライウェル床面にサプレッション・チェンバベント管連結部下端高さまでの蓄水があることを想定)から
OECD／MCCI 試験データでの値を参考に設定したものである。
有効性評価における溶融プールからプール水への熱流束については，先に示した通り事
前水張り操作によりペデスタルに 2 m の冷却水を確保することで，溶融プールの大部分が粒子化され，安定クラストも形成されないと考えられることから，粒子状ベッドのドライア
ウト熱流束に依存した 800 kW/m2 を設定している。
※福島第一原子力発電所 1～3 号炉の炉心状態について(平成 23 年 11 月 30 日)
http://www.tepco.co.jp/nu/fukushima-np/images/handouts_111130_09-j.pdf

図 2 MAAP-4 コードの MCCI 伝熱モデル概要図244

添 3.6.1-5

図 3 粒子状粒子状ベッドの流動状態の模式図

表 2 各試験におけるデブリの粒子径

実験名

CCM

実験施設

ANL

デブリの組成FAROKROTOSCOTELSDEFOR

JRC ISPRA JRC ISPRA

NUSEC

KTH

UO2,ZrO2,
UO2,ZrO2
SUS①Al2O3②UO2

UO2,ZrO2, ①CaO-B2O3②WO3-CAO
Zr,SUS

質量[kg]

4～12

18～117

1.4～5.4

27～57

8.75～17.5

サブクール度[K]

N/A

0～124

5～124

0～86

N/A

水張り深さ[m]N/A

0.87～2.05

N/A

0.4～0.940～65

粒子径[mm]0.8～5.0①8～17②1～1.70.38～7.2①10～30②1～5

3.2～4.8

N/A は文献に記載がない項目

添 3.6.1-6245

図 4 粒子状ベッド高さとドライアウト熱流束の関係(Lipinski 0-D モデル)

図 5 圧力とドライアウト熱流束の関係(Lipinski 0-D モデル)

246

添 3.6.1-7

解析コード及び解析条件の不確かさの影響について(溶融炉心・コンクリート相互作用)
表１
分類

重要現象

添付資料 3.6.2

解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(溶融炉心・コンクリート相互作用)(1/2)

解析モデル

不確かさ

運転員操作に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認となるパラメータに与える影響」にて確認

炉心
崩壊熱

炉心モデル(原子炉出力及び崩壊熱)

入力値に含まれる

燃料棒内温度変化
TMI 事故解析における炉心ヒートアップ時の水素発生，炉心領域での溶融進展状態について，TMI 事故分析結果と一致することを確認した
燃料棒表面熱伝達

燃料被覆管酸化炉心モデル(炉心熱出力

炉心ヒートアップ速度(燃料被覆管酸化が促進される場合)がモデル)

早まることを想定し，仮想的な厳しい振り幅ではあるが，ジル溶融炉心挙動モデル(炉コニウム-水反応速度の係数を 2 倍とした感度解析により影響

心ヒートアップ)

を確認した
・TQUV，大 LOCA シーケンスともに運転員操作の起点となる炉
心溶融の開始時刻には影響は小さい
・下部プレナムへのリロケーション開始時刻にも影響は小さい

本シナリオは重大事故等対処設備を含む原子炉への注水機能が喪失するという仮定を前提としており，最初に操作すべきは原子炉水位が BAF+10%に到達した時点での減圧操作となる。よって燃料被覆管
温度等によるパラメータを起点とした操作ではないことから，運転員等操作時間に与える影響はない
また，原子炉圧力容器下鏡温度が 300 ℃に到達した時点で，下部ペデスタルの注水準備が必要となるが，炉心損傷の進展挙動に差が生炉心ヒートアップに関するモデルに対する感度解析(ヒートアップ
時の被覆管表面積感度ケース) では，原子炉圧力容器破損時間に対する感度は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい

じても，リロケーション及び原子炉圧力容器破損に対する影響は小さく，運転員等操作に与える影響はない

燃料被覆管変形MAAP コードと SAFER コードの比較を行い，以下の傾向を確認

沸騰・ボイド率変化
炉心モデル(炉心水位計
算モデル)
気液分離(炉心水位)・対向流(炉心(熱流動))・MAAP コードでは CCFL を取り扱っていないことに起因して，原子炉水位が BAF+10%に到達する時間が早くなる可能性はあるが，急速減圧後の水位上昇及び蒸気流出の継続による水位低下

数分オーダーでの差異であり，一方で，減圧操作は原子炉圧力容器

原子炉水位の挙動の差異が，原子炉圧力容器破損時間に対して与えについて SAFER コードに比べ緩慢な挙動を示す

破損までに完了する必要があるが，原子炉圧力容器破損は約 7.0 時

る影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響

間後と十分な時間余裕があることから，解析コードの不確かさに起は小さい

・水位低下幅は MAAP コードの方が保守的であり，その後の注水操作による有効燃料棒頂部までの水位回復時刻は両コー因する水位低下挙動の差異が運転員等操作に与える影響はない

ドで同等である

添 3.6.2-1

247

表１
分類

重要現象

解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(溶融炉心・コンクリート相互作用)(2/2)

解析モデル

不確かさ

原子炉圧
力容器(炉
心損傷後)

運転員操作に与える影響
実機注水設備能力に対して，解析コードでは注入流量を少なめに与えるため，実ECCS 注水(給水系・代替注水設

原子炉注水特備含む)

性

入力値に含まれる際には解析より多く注水されることから原子炉水位の回復は早くなる可能性があるが，本事象では原子炉への注水に期待しないことから，運転員等操作に与える影響はない

リロケーション

・TMI 事故解析における炉心損傷挙動について，事故分析
溶融炉心挙動モデル(リロケ

構造材との熱伝達ーション)

結果と一致することを確認
・炉心損傷に至る温度を低下させた感度解析で TQUV，大LOCA のいずれも，炉心溶融時刻，原子炉圧力容器の破損時刻への影響が小さいことを確認

評価項目となるパラメータに与える影響
注水特性は，それぞれの系統の設計条件に基づく原子炉圧力と注水流量の関係を入力する。実機設備に対して注入流量を少なめに与えるため，有効性評価解析では燃料被覆管温度を高めに評価するが，本事象では原子炉への注水に期待しないことから，解析コードの不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響はない

リロケーションに対する不確かさとして，炉心損傷に至る温度が原子炉圧力容器
破損時間に与える感度は小さく，下部ヘッドの温度上昇を起点とする補給水ポンプによる格納容器下部注水操作の開始に与える影響は小さい。さらに，下部ヘッド温度上昇(300 ℃到達)は事象発生開始から約 3.7 時間後の操作であり，多少の挙動の差異が生じた場合においても十分な時間余裕があることから，運転員等操

リロケーションに対する不確かさとして，炉心損傷に至る温度が原
子炉圧力容器破損時間に与える感度は小さく，ことから，解析コー
ドの不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響は小さい

作時間に与える影響はない

・TMI 事故解析における下部プレナムの温度挙動につい 下部プレナムと炉心デブリの熱伝達に関する感度解析より，原子炉圧力容器破損
溶融炉心挙動て，TMI 事故分析結果と一致することを確認した

時間等の事象進展に対する感度が小さく，下部ヘッドの温度上昇を起点とする補下部プレナムと炉心デブリの熱伝達に関する感度解析より，原子炉・下部プレナム内の溶融炉心と上面水プールとの間の限給水ポンプによる格納容器下部注水操作の開始に与える影響は小さい。さらに，容器破損時間等の事象進展に対する感度が小さいことが確認されてレナムでの溶界熱流束，下部プレナムギャップ除熱量に係る係数に下部ヘッド温度上昇(300 ℃到達)は事象発生開始から約 3.7 時間後の操作であいることから，解析コードの不確かさが評価項目となるパラメータ

融炉心挙動)

対する感度解析を行い，原子炉圧力容器破損時期等のり，多少の挙動の差異が生じた場合においても十分な時間余裕があることから，に与える影響は小さい

事象進展に対する感度は小さいことを確認した

運転員等操作時間に与える影響はない

下部プレナムでの溶融炉心の熱 モデル(下部プ
伝達

制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ(しきい値)に対する感度解析を行い，原子炉圧力容器破損が約 13 分早まることを確認したが，原子炉圧力容器破損

溶融炉心挙動原子炉圧力容器破損に影響するパラメータとして，制御本評価においては下部ヘッドの温度上昇を起点とする補給水ポンプによる格納容モデル(原子炉

棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひ器下部注水操作の開始(約 3.7 時間後)から，原子炉圧力容器破損(約 7.0 時間後)

圧力容器破損ずみ(しきい値)に対する感度解析を行い，原子炉圧力容までに下部ペデスタル注水を完了する必要があるが，注水必要時間 2 時間に対しモデル)器破損が約 13 分早まることを確認したて下部ヘッド温度 300 ℃到達から原子炉圧力容器破損までは約 3 時間あることから多少の挙動の差異が生じた場合においても十分な時間余裕があることから，制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ(しきい値)に対する感度解析を行い，原子炉圧力容器破損が約 13 分早まることを確認したが，溶融燃料の落下時間という点では影響は小さく，解析コードの不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響は小さい

運転員等操作時間に与える影響はない
PHEBUS-FP 実験解析により，FP 放出の開始時間を良く再現できているものの，FP 放出が顕著になる実験開始後約
原子炉圧力容器内 FP 挙動

核分裂生成物

11,000 秒以降は，燃料棒被覆管温度を高めに評価するこ(FP)挙動モデとにより，急激な FP 放出を示す結果となった。ただし，

ル

この原因は実験の小規模な炉心体系の模擬によるもので

原子炉圧力容器内 FP 挙動と本事象に対する運転員等操作の関連はないことか

原子炉圧力容器内 FP 挙動と MCCI による浸食深さに関連はないこと

ら，運転員等操作時間に与える影響はない

から，評価項目となるパラメータに与える影響はない

あり，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると考えられる
原子炉格
納容器(炉

原子炉圧力容器外 FCI(溶融炉

原子炉容器外 FCI 現象に関する項目として細粒化モデルに心細粒化)おけるエントレインメント係数，冷却水とデブリ粒子の伝心損傷後)熱に関して感度解析を行い，原子炉圧力容器外 FCI により

原子炉圧力容器外 FCI(デブリ粒子熱伝達)

溶融炉心挙動

生じる圧力スパイクへの感度が小さいことを確認した

格納容器下部床面での溶融炉心 モデル(格納容器 下 部 で の 溶 MCCI 現象への影響の観点で，格納容器破損防止の「溶融炉の拡がり
溶融炉心と格納容器下部プール 融炉心挙動)
心・コンクリート相互作用」の事象をベースに感度解析を水の伝熱行った結果，有効性評価では，主に上面熱流束を保守的に溶融炉心とコンクリートの伝熱設定していることによって，保守側の結果を与えているこ

コンクリート分解及び非凝縮性とが確認された

原子炉容器外 FCI 現象に関する項目として細粒化モデルにおけるエ下部ペデスタルへの水張り以降において，原子炉容器外 FCI によって生じる圧力 ントレインメント係数，冷却水とデブリ粒子の伝熱に関して感度解析
スパイクに対する運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響 を行い，原子炉圧力容器外 FCI により生じる圧力スパイクへの感度がはない

小さく，解析コードの不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響は小さいMCCI 現象への影響の観点で，格納容器破損防止の「溶融炉心・コンク
リート相互作用」の事象をベースに感度解析を行った結果，有効性評

MCCI による浸食深さと運転員等操作の関連はないことから，運転員等操作時間に 価では，主に上面熱流束を保守的に設定していることによって，保守与える影響はない

はより浅い可能性があり，評価項目となるパラメータに対する余裕が
大きくなる

ガス発生

248

側の結果を与えていることが確認された。このため現実的な浸食深さ

添 3.6.2-2

表２ 解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(溶融炉心・コンクリート相互作用)(1/2)
解析条件(初期条件，事故条件)の不確かさ

項目

解析条件

初期
条件

条件設定の考え方

最確条件

運転員等操作時間に与える影響

原子炉熱出力のゆらぎを考慮した運転管理目
原子炉熱出力3,926 MWt

3,926 MWt 以下

標値を参考に最確条件を包絡できる条件を設
定

原子炉圧力

約 7.00 MPa[gage] ～ 約 7.10

7.07 MPa[gage]

MPa[gage]

原子炉水位(セパレータスカート下端から+119 cm)

炉心流量

定格原子炉圧力を最確条件として設定(セパレータスカート下端から

通常運転時の原子炉水位を最確条件として設+119 cm)定(ゆらぎ幅:±約 10 mm 以下)

52,200 t/h(100 %)

定格流量の 90 %～111 %

定格流量（100%）の 90～111%を最確条件として設定
9×9 燃料(A 型)と 9×9 燃料(B 型)は，熱水的な特性はほぼ同等であり，その他の核的特性

燃料

9×9 燃料(A 型)

装荷炉心ごと等の違いは燃料棒最大線出力密度の保守性に包含されることから，代表的に 9×9 燃料(A型)を設定

原子炉停止後の崩壊
熱
格納容器容積(ドライウェル)
格納容器容積(ウェットウェル)
サプレッション・プ
ール水位
サプレッション・プ
ール水温

燃焼度 33 GWd/t

燃焼度約 30 GWd/t 以下

温度を起点とする運転操作はないため，運転員等操作時間に最確条件とした場合には燃焼度及び最大線出力密度が緩和されるため燃料被覆管温度の上昇が緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕が大きくなる

最確条件とした場合には，運転中の圧力変動により解析条件

最確条件とした場合には，運転中の圧力変動により解析条件

に対して変動を与えうるが，原子炉圧力は逃がし安全弁によに対して変動を与えうるが，原子炉圧力は逃がし安全弁により制御されるため事象進展に及ぼす影響はなく，運転員等操り制御されるため事象進展に影響はなく，評価項目となるパ

作時間に与える影響はない

ラメータに与える影響はない

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対動を与えうるが，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小さい。例えば，スクラム 10 分後の原子炉水位のして非常に小さい。例えば，スクラム 10 分後の原子炉水位の低下量は通常運転水位-約 14 m であるのに対してゆらぎによ

低下量は通常運転水位-約 14 m であるのに対してゆらぎによる水位低下量は-約 10 cm であり非常に小さい。従って，事象

る水位低下量は-約 10 cm であり非常に小さい。従って，事象進展に及ぼす影響はなく，運転員等操作時間に与える影響は進展に影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響

ない

はない

事象発生後早期に原子炉はスクラムするため，初期炉心流量

事象発生後早期に原子炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展に及ぼす影響は小さく，運転員等操作時間に与えが事象進展に及ぼす影響は小さく，評価項目となるパラメー

る影響はないタに与える影響はない

最確条件とした場合には，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心と最確条件とした場合には，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心となるか，それらの混在炉心となるが，両型式の燃料の組成はなるか，それらの混在炉心となるが，両型式の燃料の組成はほぼ同等であり，事象進展に及ぼす影響は小さいことから，ほぼ同等であり，炉心冷却性に大きな差は無いことから，評

運転員等操作時間に与える影響は小さい

価項目となるパラメータに与える影響は小さい

最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなる

最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなる

サイクル末期の燃焼度のばらつきを考慮し，ため，原子炉水位の低下が遅くなるが，事象進展に及ぼす影

ため，原子炉水位低下が遅くなり，炉心損傷開始時間も遅く

10 %の保守性を考慮

響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さなるため，評価項目となるパラメータに対する余裕が大きくいなる

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響

7,350 m3

7,350 m3

内部機器，構造物体積を除く全体積

はなく，運転員等操作時間に与える影響はない

はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない

空間部：5,960 m3

空間部：5,960 m3

必要最小空間部体積

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響

3

3

必要最小プール水量はなく，運転員等操作時間に与える影響はない

はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない

通常運転時のサプレッション・プール水位を解析条件と最確条件はほぼ同等であることから，事象進展に解析条件と最確条件はほぼ同等であることから，事象進展に最確条件として設定影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない

影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない

液相部：3,580 m
7.05 m(NWL)

液相部：3,580 m
7.00 m～7.10 m

通常運転時のサプレッション・プール水温の35 ℃

約 30 ℃～約 35 ℃

上限値を，最確条件を包絡できる条件として設定

格納容器圧力5 kPa

格納容器温度57 ℃
3.43 kPa(ドライウェル－

真空破壊装置れるため燃料被覆管温度の上昇が緩和されるが，燃料被覆管
与える影響はない

通常運転水位通常運転水位最確条件とした場合には燃焼度及び最大線出力密度が緩和さ

評価項目となるパラメータに与える影響

サプレッション・チェン
バ間差圧)

約 4 kPa～約 8 kPa

MCCI の浸食深さという観点では，直接的な影響はなく評価項

ら本パラメータによる影響を受けることはなく，運転員等操目となるパラメータに与える影響はない

通常運転時の格納容器圧力を最確条件として解析条件と最確条件はほぼ同等であることから，事象進展に解析条件と最確条件はほぼ同等であることから，事象進展に設定影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない

影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，ゆらぎの幅は小さいため，事象進展に及ぼ動を与えうるが，ゆらぎの幅は小さいため，事象進展に影響

す影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響はない

はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない

はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない

通常運転時の格納容器温度を最確条件として(ゆらぎ幅 :±約 1 ℃)

設定

ッション・チェンバ間差圧)

給水ポンプによる格納容器下部注水操作の開始となることか
作時間に与える影響はない

約 50 ℃～約 60 ℃

3.43 kPa(ドライウェル－サプレ

運転員等操作としては下部ヘッドの温度上昇を起点とする補真空破壊装置の設定値

添 3.6.2-3249

表２ 解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(溶融炉心・コンクリート相互作用)(2/2)
解析条件(初期条件，事故条件)の不確かさ

項目
初期
条件

外部水源の温度

溶融炉心からプール水への熱流束
コンクリートの種類

コンクリート以外の素材の扱い

解析条件

条件設定の考え方

最確条件

運転員等操作としては下部ヘッドの温度上昇を起点とす

50 ℃(事象開始 12 時間
以降は 45 ℃，事象開始

運転員等操作時間に与える影響

約 30 ℃～約 50 ℃

復水移送ポンプ吐出温度を参考に設定

24 時間以降は 40 ℃)

る補給水ポンプによる格納容器下部注水操作の開始となることから本パラメータによる影響を受けることはなく，運転員等操作時間に与える影響はない

評価項目となるパラメータに与える影響
外部水源の温度が低い場合，MCCI の浸食深さという観点では溶融炉心からの上面
熱流束による除熱が促進されるため，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる

運転員等操作としては下部ヘッドの温度上昇を起点とす
2

2

800 kW/m 相当

800 kW/m 相当

過去の知見に基づき事前水張りの効果を考慮しる補給水ポンプによる格納容器下部注水操作の開始とな

最確条件の場合，MCCI の浸食深さという観点では溶融炉心からの上面熱流束によ(圧力依存なし)(圧力依存あり)て設定ることから本パラメータによる影響を受けることはなく， る除熱が促進されるため，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる
運転員等操作時間に与える影響はない

玄武岩系コンクリ―ト

玄武岩系コンクリ―ト

使用している骨材の種類から設定
リブ鋼板についてはコンクリートによって周囲

内側鋼板，ベント管は考慮する

コンクリート以外の素

リブ鋼板，ベント管は考材を考慮する慮しないを囲まれており，コンクリートよりも融点が高い
ことから保守的に考慮しない
ベント管については管内の水による除熱効果が考えられるが，保守的にこれを考慮しない

コンクリートの侵食深さを起点とする運転操作は無いことから，運転員等操作に対して影響を与えることはない

コンクリートの種類により，侵食深さや方向に違いが表れる可能性があるが，本事象ではコンクリートの侵食量は 10 cm 未満に抑制されることから，評価項目となるパラメータに対する影響はない

リブ鋼板の融点やベント管管内の水による冷却の影響により，MCCI が抑制される可能性があるが，コンクリート

リブ鋼板の融点やベント管管内の水による冷却の影響により，MCCI が抑制されるの侵食深さを起点とする運転操作は無いことから，運転員可能性があり，この場合，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる

等操作に対して影響を与えることはない

事故

MCCI の浸食深さを評価するにあたり，原子炉停止 6 時間後の崩壊熱を前提とし

条件
起因事象

全給水喪失

全給水喪失

全給水の喪失事象が発生するものとして設定

起因事象として LOCA 等の一次冷却材圧力バウンダリ喪失ており，起因事象として LOCA 等の一次冷却材圧力バウンダリ喪失を仮定した場を仮定した場合，原子炉圧力容器破損のタイミングは早く合，原子炉圧力容器破損のタイミングは早くなるが，この条件に抱絡されることなるが，代表プラントに対する解析では大 LOCA と TQUV のから，評価項目となるパラメータに与える影響はない

破損時間は約 1 時間以内の差であり，この程度の挙動の差

また，LOCA においては下部ペデスタルへの冷却材流入が生じることから，事前水が運転員等操作に対して影響を与えることはない

張りの効果によるデブリ落下時の熱流束の向上という点で，下部ペデスタル注水操作に対する重要度が低くなる。

安全機能の喪失に対する仮
定

外部電源

機器
条件

原子炉スクラム信号

逃がし安全弁

250

高圧注水機能，低圧注水

高圧注水機能，低圧注水

高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高機能

機能

圧炉心注水系の機能喪失を，低圧注水機能として

低圧 代替注水 系(常 設)

低圧 代替注水 系(常 設)

低圧注水系及び低圧代替注水系(常設)の機能喪

機能喪失

機能喪失

失を設定

外部電源あり外部電源あり主蒸気隔離弁の閉止

主蒸気隔離弁の閉止2個

2個

7.51～7.86 MPa[gage]

7.51～7.86 MPa[gage]363～380 t/h/個

363～380 t/h/個－－

給水流量全喪失発生と同時に主蒸気隔離弁の閉解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，評価項目と止が重畳し，原子炉がスクラムに至る設定とした響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない

なるパラメータに与える影響はない

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，評価項目と響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない

なるパラメータに与える影響はない

全ての原子炉注水機能に期待しないことから，外部電源の有無が事象進展に与える影響はない

逃がし安全弁の設計値として設定

添 3.6.2-4

表３
項目

操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕(溶融炉心・コンクリート相互作用)

解析条件(操作条件)の不確かさ
解析上の操作開始時間
解析上の操作開
条件設定の
始時間
考え方

操作
条件

原子炉急速
減圧操作

原子炉水位が有効燃料棒底部から有効長の 10 %高い位置に到達した時点で開始(事象発生から
約 1.4 時間後)

原子炉圧力容器下 鏡 温 度 が溶融炉心落 300 ℃に到達し下前の格納 た時点で開始。
容器下部注 90 m3/h で 2 時間
水系（常設） 注水し，格納容による水張 器下部に水位 2り操作
m の水張りを行う(事象発生から約 3.7 時間後)

溶融炉心落
下後の格納
容器下部へ
の注水操作
(崩壊熱相
当の注水)

原子炉圧力容器
破損後(約 7.0 時
間後)

運転操作手
順書等を踏
まえて設定

運転操作手
順書等を踏
まえて設定

運転操作手
順書等を踏
まえて設定

操作の不確かさ要因【認知】
原子炉水位が有効燃料棒底部から有効長の 10 %高い位置に到達した時点に達するまでには事象発生から約 1.4 時間の時間余裕があり，原子炉水位は事故時の重要監視パラメータとして継続監視しているため，認知に大幅な遅れを生じることは考えにくい。よって，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし【要員配置】
中央制御室での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与える影響はなし【移動】
中央制御室での操作のみであり，操作開始時間に与える影響はなし【操作所要時間】
逃がし安全弁による原子炉減圧操作は制御盤の操作スイッチによる操作のため，操作開始時間に与える影響はなし【他の並列操作有無】
逃がし安全弁手動開放の操作時に，当該操作に対応する運転員に他の並列操作はなく，操作開始時間に与える影響はなし【操作の確実さ】
中央制御室の制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い【認知】
格納容器下部への注水操作は，原子炉圧力容器下鏡温度が 300 ℃に到達したことを確認して開始するが，損傷炉心への注水による冷却性を確認するため，原子炉圧力容器下鏡温度は継続監視しており，認知に大幅な遅れが生じることは考えにくい。よって，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし【要員配置】
格納容器下部への注水操作は，中央制御室にて操作を行う運転員(中央制御室)と現場にて操作を行う運転員(現場)を各々配置しており，操作開始
時間に与える影響はなし【移動】
中央制御室から操作現場である廃棄物処理建屋地下 3 階までのアクセスルートは，コントロール建屋のみであり，通常 5 分間程度で移動可能であるが，余裕を含めて 10 分間の移動時間を想定している。また，アクセスルート上にアクセスを阻害する設備はなく，よって，操作開始時間に与える影響はなし【操作所要時間】中央制御室における格納容器下部への注水操作は，復水補給水系の 2 弁の開操作による注水であり，制御盤のスイッチによる操作のため 1 操作に
1 分間を想定し，合計 2 分間であり，それに余裕時間を含めて操作時間 5 分間を想定している。格納容器下部への注水量調整は，制御盤の操作ス
イッチにて弁の開度調整を行い，約 2 時間の注水で格納容器下部に水位 2 m の水張りを行うが，水張り中の操作は適宜流量を監視し，流量調整をするのみであるため，操作開始時間に与える影響はなし。運転員(現場)は，廃棄物処理建屋地下 3 階の手動弁について，2 個の操作に上述の移動時間を含めて 30 分の操作時間を想定しており，時間余裕を確保している。これらの操作は，原子炉圧力容器下鏡温度が 300 ℃に到達する前に事前に準備可能なことから，操作開始時間に与える影響はなし【他の並列操作有無】
格納容器下部への注水操作時に，当該操作に対応する運転員に他の並列操作はなく，操作開始時間に与える影響はなし【操作の確実さ】
中央制御室における操作は，制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作により操作時間が長くなる
可能性は低い。また，現場操作は，操作の信頼性向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作に
より操作時間が長くなる可能性は低い【認知】
溶融炉心が格納容器下部に落下した後に格納容器下部へ崩壊熱相当の注水を行うが，溶融炉心の落下は，原子炉圧力容器下鏡温度及び格納容器圧力の監視により認知可能である。これらパラメータは原子炉圧力容器破損判断のため継続監視しており，認知に大幅な遅れが生じることは考えにくい。よって，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし【要員配置】
中央制御室での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与える影響はなし【移動】
中央制御室での操作のみであり，操作開始時間に与える影響はなし【操作所要時間】
格納容器下部注水系の流量調整は，復水補給水系流量系(原子炉格納容器)の指示を監視しながら制御盤の操作スイッチにて弁の開度調整を行い，適宜実施する。また，事前に格納容器下部へ水張りを行っていることから，時間余裕がある【他の並列操作有無】
当該操作時に，中央制御室の運転員に他の並列操作はなく，操作開始時間に与える影響はなし【操作の確実さ】
中央制御室の制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い

添 3.6.2-5

操作の不確かさが操作開始時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響操作時間余裕原子炉水位が有効燃料棒
底部から有効長の 10 %高
い位置に到達した時点に達するまでには事象発生から約 1.4 時間の時間余裕があり，また，原子炉急速減圧操作は原子炉水位の低下傾向を監視しながら予め準備が可能である
ため，実態の操作開始時
間は解析上の設定とほぼ同等である

実態の操作開始時間は解析
上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与
える影響はない

減圧操作は原子炉圧力容器破損までに完了する必要があるが，原子炉
圧力容器破損は約 7.0 時間
後と時間余裕がある

原子炉圧力容器下鏡温度が 300 ℃に到達する迄に事象発生から約 3.7 時間
あること，及び格納容器
下部注水操作は原子炉圧
力容器下鏡温度の温度上昇傾向を監視しながら予め準備が可能であることから，実態の操作開始時
間は解析上の設定とほぼ同等である

実態の操作開始時間は解析
上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与
える影響はない

原子炉圧力容器下鏡温度が300 ℃ に 到 達する迄に事象発生から約 3.7
時間あること，及び格納容器下部注水操作は原子炉圧力容器下鏡温度の温度上昇傾向を監視しな
がら予め準備が可能であることから，時間
余裕がある

原子炉圧力容器破損までに約 7.0 時間あること，及び溶融炉心落下後の格納容器下部への注水操作
は原子炉圧力容器下部温度，格納容器圧力の傾向を監視しながら予め準備が可能であることから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等である

実態の操作開始時間は解析
上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与
える影響はない

原子炉圧力容器破損迄に事象発生から約
7.0 時間あること及び事前に格納容器下部
へ水張りを行うことから，時
間余裕がある251

7 日間における燃料の対応について(溶融炉心・コンクリート相互作用)

添 3.6.3-1

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1，879L/h×24h×7 日×2 台＝631，344L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1，879L/h×24h×7 日×2 台＝631，344L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1，879L/h×24h×7 日×2 台＝631，344L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1，879L/h×24h×7 日×2 台＝631，344L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1，879L/h×24h×7 日×2 台＝631，344L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 3 台起動。 ※1(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1，490L/h×24h×7 日×3 台＝750，960L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 3 台起動。 ※1(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1，490L/h×24h×7 日×3 台＝750，960L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

時系列

事象発生直後～事象発生後 7 日間
免震棟ガスタービン発電機 1 台起動。(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
その他 395L/h×24h×7 日＝66，360L
モニタリングポスト用仮設発電機 3 台起動。(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
9L/h×24h×7 日×3 台＝4，536L※1 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は 2 台で足りるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 3 台を起動させて評価した。
※2 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は 1 台で足りるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 2 台を起動させて評価した。

5 号炉

4 号炉

3 号炉

2 号炉

1 号炉

6 号炉

7 号炉

号炉

プラント状況：6，7 号炉運転中。 1～5 号炉停止中。
事象：溶融炉心・コンクリート相互作用は 6，7 号炉を想定。
なお，外部電源喪失は想定していないが，全プラントで外部電源喪失が発生することとし，免震棟等，プラントに関連しない設備も対象とする。

7 日間の
軽油消費量
約 70，896L

7 日間の
軽油消費量
約 631，344L

7 日間の
軽油消費量
約 631，344L

7 日間の
軽油消費量
約 631，344L

7 日間の
軽油消費量
約 631，344L

7 日間の
軽油消費量
約 631，344L

7 日間の
軽油消費量
約 750，960L

7 日間の
軽油消費量
約 750，960L

合計

1～7 号炉軽油タンク
及び地下軽油タンクの残容量(合計)は
約 685，360L であり，
7 日間対応可能。

5 号炉軽油タンク容量は約 632，000L であり，
7 日間対応可能。

4 号炉軽油タンク容量は約 632，000L であり，
7 日間対応可能。

3 号炉軽油タンク容量は約 632，000L であり，
7 日間対応可能。

2 号炉軽油タンク容量は約 632，000L であり，
7 日間対応可能。

1 号炉軽油タンク容量は約 632，000L であり，
7 日間対応可能。

6 号炉軽油タンク容量は
約 1，020，000L であり，
7 日間対応可能。

7 号炉軽油タンク容量は
約 1，020，000L であり，
7 日間対応可能。

判定添付資料 3.6.3

252