資料1-1
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04
提出年月日
平成26年11月20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（炉心損傷防止対策）

平成26年11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

今回のご説明範囲

2.4 崩壊熱除去機能喪失
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）
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
4. 使用済燃料燃料ピット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

目次 1

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

添付資料

目次

添付資料 2.1.1

安定停止状態について

添付資料 2.1.2 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 2.1.3 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

安定停止状態について

添付資料 2.2.2 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 2.3.1

敷地境界外での実効線量評価について

添付資料 2.3.2

蓄電池による給電時間評価結果について添付資料 2.3.3

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 2.3.4

安定停止状態について

添付資料 2.3.5 7 日間における水源の対応について（全交流動力電源喪失）
添付資料 2.3.6 7 日間における燃料の対応について（全交流動力電源喪失）
添付資料 2.3.7

常設代替交流電源設備の負荷（全交流動力電源喪失）

添付資料 2.4.1.1

安定停止状態について

添付資料 2.4.1.2 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 2.4.1.3 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 2.4.1.4

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

安定停止状態について

添付資料 2.4.1.2 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 2.4.1.3 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

安定停止状態について

添付資料 2.5.4

初期炉心流量の相違による評価結果への影響

添付資料 2.5.5

原子炉への注水に使用する水源とその水温の影響

目次 3

添付資料 2.5.6

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 2.5.7 3 次元過渡核熱水力解析コード(TRACG)を用いた評価結果
添付資料 2.6.1

安定停止状態について

添付資料 2.6.2 7 日間における水源の対応について（LOCA 時注水機能喪失）
添付資料 2.6.3 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

ＩＳＬＯＣＡ発生時の現場環境について

添付資料 2.7.2

安定停止状態について

添付資料 2.7.3 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）

今回のご説明範囲

目次 4

2.4 崩壊熱除去機能喪失
2.4.1 取水機能が喪失した場合
2.4.1.1 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「崩壊熱除去機能喪失」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，「過渡事象＋崩壊熱除去失敗」「過渡事象＋ＳＲＶ再閉失敗＋崩壊熱除去失敗」「通常停止＋崩壊熱除去失敗」「通常停止＋ＳＲＶ再閉失敗＋崩壊熱除去失敗」「サポート系喪失＋崩壊熱除去失敗」「サポート系喪失＋ＳＲＶ再閉失敗＋崩壊熱除去失敗」「小ＬＯＣＡ＋崩壊
熱除去失敗」「中ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗」及び「大ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗」である。但し，「小ＬＯＣＡ＋崩壊熱除去失敗」「中ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗」及び「大ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗」はＬＯＣＡから派生したシーケンスであって，崩壊熱除去機能喪失に対する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ることから，ＬＯＣＡを起因とする
シーケンスについては崩壊熱除去機能の代替手段も含めて他のシーケンスで炉心損傷防止対策の有効性を確認する。
（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「崩壊熱除去機能喪失」では，運転時の異常な過渡変化又は事
故（ＬＯＣＡを除く）の発生後，炉心冷却には成功するが，取水機能の喪失により崩壊熱除去機能が喪失することを想定する。なお，取水機能を喪失することで，非常用ディーゼ
ル発電機も機能喪失する。合わせて，外部電源の喪失も想定し，全交流動力電源喪失とする。このため，緩和措置が取られない場合には，原子炉水位低下により炉心損傷に至る。
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による原子炉注水によって原子炉水位を適切に維持しつつ，常設代替交流電源設備による給電及び低圧代替注
水系（常設）による注水の準備が完了したところで，原子炉の減圧及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始し，炉心の著しい損傷の防止を図る。また，代替格納容器ス
プレイ冷却系を用いた格納容器冷却，代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系による除熱を行うこと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「崩壊熱除去機能喪失」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，原子炉隔離時冷却系及び低圧代替注水系（常設）を用いた原子炉注水，また，原子炉格納容器の健全性を長期的に維持するため，代替格納容器スプレイ冷却系を用いた格納容器冷却，代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系による除熱手段を整備する。これらの対策の概略系統図を図
2.4.1.1 から図 2.4.1.3 に，手順の概要を図 2.4.1.4 に示すとともに，重大事故等対策の概2-4-1-1

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 2.4.1.1 に示す。
本事故シーケンスグループにおける事象発生 10 時間までの 6/7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央監視・指示を行う当直長 1 名（6/7 号炉兼任），当直副長の 2 名，
運転員 12 名，緊急時対策要員（現場）14 名の合計 29 名である。
また，事象発生10時間以降に追加で必要な要員は，代替原子炉補機冷却系作業を行うための参集要員26名である。必要な要員と作業項目について図2.4.1.5に示す。
a. 全交流動力電源喪失及び原子炉スクラム確認
外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機が機能喪失する。これにより所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となり，全交流動力電源喪失と判断す
るとともに，タービン蒸気加減弁急速閉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。
b. 原子炉隔離時冷却系による原子炉水位回復確認
原子炉スクラム後，原子炉水位は低下するが，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系が起動及び原子炉注水により，原子炉水位低は回復する。
原子炉隔離時冷却系の起動を確認するために必要な計装設備は，原子炉隔離時冷却系
系統流量等である。
c. 早期の電源回復不能判断及び対応準備
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動ができず，非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断する。これにより，常設代替交流電源設備，代替原子炉補機冷却系，低圧代替注水系（常設）の準備を開始する。
d. 常設代替交流電源設備による交流電源供給
事象発生から 2 時間経過した時点で，常設代替交流電源設備による交流電源供給を開始する。
e. 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
常設代替交流電源設備による交流電源供給後，原子炉隔離時冷却系による原子炉注水停止を確認し，逃がし安全弁 2 弁による急速減圧を行い，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始する。
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位計及び復水補給水流量計である。
原子炉水位回復後は，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。
f. 代替格納容器スプレイ冷却系による格納容器冷却崩壊熱除去機能が喪失しているため，格納容器の圧力及び温度が上昇する。原子炉水位高（レベル 8）まで水位回復後，代替格納容器スプレイ冷却系により格納容器冷却を

2-4-1-2

実施する。
代替格納容器スプレイ冷却系により格納容器冷却を確認するために必要な計装設備
は，格納容器圧力計及び復水補給水流量計である。
代替格納容器スプレイ冷却系により格納容器冷却時に，原子炉水位が原子炉水位低（レベル 3）まで低下した場合は，代替格納容器スプレイを停止し，原子炉注水を実施する。原子炉水位高（レベル 8）まで原子炉水位が回復後は，原子炉注水を停止し，代替格納容器スプレイを再開する。
この交互操作は、原子炉水位制御と格納容器圧力制御の優先順位付けにより実施している。事故時運転操作手順書では原子炉水位制御等の原子炉制御は格納容器制御より優先されることを定めている。これにより、原子炉水位がレベル８まで回復したことにより燃料の冠水維持が十分確保されているとして、格納容器制御として代替格納容器スプレイを実施している。原子炉水位制御の基準であるレベル３まで原子炉水位が低下した
場合は、原子炉制御を優先するため代替格納容器スプレイを停止し、原子炉注水を実施する。以後、この交互操作を継続する。
g. サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード運転
事象発生から 20 時間経過した時点で，代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系
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。
2.4.1.2 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，過渡事象の中で水位低下が厳しく事象進展が早い給水流量の全喪失を起因事象とし，逃がし安全弁再閉鎖失敗を含まず圧力推移が厳しい「過渡事象(給水流量の全喪失)＋崩壊熱除去失敗」を選定した。
なお，取水機能を喪失することで，非常用ディーゼル発電機も機能喪失する。本評価では，より厳しい条件として外部電源の喪失も想定し，全交流動力電源喪失が重畳するもの
として，取水機能喪失時の炉心損傷防止対策の有効性を確認する。
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低圧代替注水系（常設）を用いた原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系を用いた格納容器冷却，代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系による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，シビアアクシデント総合解析コードＭＡＡＰにより原子炉圧力，
原子炉水位，燃料被覆管温度，格納容器圧力，格納容器温度等の過渡応答を求める。

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（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2.4.1.2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
起因事象として，給水流量全喪失が発生するものとする。
（b）安全機能の喪失に対する仮定
取水機能の喪失により崩壊熱除去機能が喪失すると仮定する。
（c）外部電源
外部電源は以下の観点により使用できないものと仮定する。
ａ）事象の進展に対する影響
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，原子炉水位低の信号でトリップするため，外部電源が喪失し，同時にスクラム及び再循環ポンプが全台トリップする事象に比べ，原子炉水位低下が早く，事象初期の炉心冷却という観点では厳しくなる。なお，本評価では，初期の炉心冠水維持は高圧注水系にて行うこととなるため，その後に低圧注水系の注水に移行する際の減圧過程では，崩壊熱は十分減衰しており外部電源の有無の影響は小さい。
ｂ）重大事故等対策に対する影響
本解析においては，取水機能の喪失を仮定しており，原子炉隔離時冷却系を除く非常用炉心冷却系及び非常用交流電源設備は使用できない。よって，外部電源無を仮定することにより，常設代替交流電源設備等更なる重大事故等対策が必要となることから要員及び資源等の観点で厳しい条件となる。
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「タービン蒸気加減弁急速閉」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。
（c）逃がし安全弁
原子炉の減圧として逃がし安全弁2個を使用するものとし，容量として，1個あたり定格主蒸気流量の約5%を処理するものとする。
（d）低圧代替注水（常設）による原子炉への注水流量
原子炉の減圧後に，最大300m3/h にて原子炉へ注水し，その後は炉心を冠水維持する
よう注水する。
（e）代替格納容器スプレイ冷却系

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格納容器雰囲気温度及び圧力抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，130m3/h にて格納容器へスプレイする。
（f）代替原子炉補機冷却系
伝熱容量は約 23MW とする（海水温度 30℃において）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) 交流電源は，事象発生後2時間後に常設代替交流電源設備によって交流電源の供給を開始する。
(b) 低圧代替注水系（常設）起動操作は，事象発生130分後に開始する。
(c) 逃がし安全弁による原子炉減圧は，事象発生約3時間後に開始する。
(d) 代替格納容器スプレイ冷却系による格納容器冷却は，原子炉水位高（レベル8）に到達した場合に開始する。
(e) 代替原子炉補機冷却系を用いた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は，事象発生20時間後から開始する。
（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流量，原子炉内保有水量の推移を図2.4.1.6から図2.4.1.11に，燃料被覆管温度，燃料被覆管最高温度発生位置の熱伝達係数，燃料被覆管最高温度発生位置のボイド率，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及び燃料棒に破裂が発生する時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係を図2.4.1.12から図2.4.1.17に，格納容器圧力，格納容器気相部の温度，
サプレッション・チェンバ水位及び水温の推移を図2.4.1.18から図2.4.1.21に示す。
a. 事象進展
取水機能喪失に伴う全交流動力電源喪失後，タービン蒸気加減弁急速閉で原子炉はスク
ラムし，また，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系が自動起動して水位は維持される。再循環ポンプについては，外部電源喪失により，事象発生とともに 10 台全てがトリップする。
事象発生から 2 時間経過した時点で，常設代替交流電源設備による交流電源の供給を開始し，その後，原子炉の減圧及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始する。
原子炉の減圧は，逃がし安全弁 2 弁により手動操作にて実施する。
減圧を開始すると，冷却材の流出により原子炉水位が低下し，有効燃料棒頂部を下回るが，原子炉圧力が低圧代替注水系（常設）圧力を下回ると原子炉注水が始まり，原子炉水2-4-1-5

位は回復し，炉心は再冠水する。
燃料被覆管最高温度発生位置のボイド率は，原子炉減圧により，原子炉水位が低下し，炉心が露出することから上昇する。その結果，燃料被覆管は核沸騰冷却から蒸気冷却となり熱伝達係数は低下する。その後，低圧代替注水系（常設）による炉心注水が行われ，炉心が再冠水すると燃料被覆管温度は低下する。これに伴い，ボイド率は低下し，熱伝達係数は上昇する。
高出力燃料集合体及び炉心下部プレナム部のボイド率については，上記に伴い変化する。
また，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉内で崩壊熱により発生する蒸気が，逃がし安全弁を経由して格納容器内に流入することによって，格納容器の圧力及び温度は徐々に上昇するため，格納容器スプレイによる冷却及び事象発生から約 20 時間経過した時
点での代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系による除熱を行う。

※炉心露出から再冠水の過程を示すという観点で，シュラウド内側の水位を示した。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 2.4.1.12 に示すとおり，原子炉水位が回復するまでの間に炉心の上部が一時的に露出するため燃料被覆管の温度が上昇し，燃料被覆管の最高温度は約396℃となるが，1,200℃以下となる。燃料被覆管最高温度は，平均出力燃料集合体にて発生している。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 2.4.1.6 に示すとおり，逃がし安全弁の作動により，約 7.52MPa[gage]以下に抑えられる。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。
崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉内で崩壊熱により発生する蒸気が，逃がし安全弁を経由して格納容器内に流入することによって，格納容器の圧力及び温度は徐々に上昇するが，格納容器スプレイによる冷却及び代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去
系による除熱を行うことによって，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度の最大値は，約 0.28MPa[gage]及び約 142℃に抑えられる。
図 2.4.1.7 に示すとおり，低圧代替注水系（常設）による注水継続により約 4 時間後に炉心が冠水し，炉心の冷却が維持され，約 20 時間後に代替原子炉補機冷却系を用いた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 2.4.1.1）

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2.4.1.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
追而
2.4.1.4 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「崩壊熱除去機能喪失」において，6号炉及び7号炉同時の重大事故等対策時において事象発生10時間までの必要要員は，「2.4.1.1（3）炉心損傷防止対策」に示すとおり29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。
また，事象発生10時間以降に必要な参集要員は26名である。
（2）必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」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
原子炉隔離時冷却系及び低圧代替注水系（常設）による炉心注水及び代替格納容器スプ
レイ冷却系による格納容器スプレイについては，7日間の対応を考慮すると，合計約6,100m3の水が必要となる。
復水貯蔵槽及び淡水貯水池で合計約19,700m3の水を保有しており，12時間以降に淡水貯水池の水を防火水槽に移送し，防火水槽から可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への給水を行うことで，復水貯蔵槽を枯渇させることなく復水貯蔵槽を水源とした注水が可能となることから，7日間の注水継続実施が可能である。なお，復水貯蔵槽への補給の開始を12時間としているが，これは，可搬式設備の使用を12時間以降と想定しているものである。
（添付資料2.4.1.2）
ｂ．燃料
常設代替交流電源設備による電源供給については，保守的に事象発生直後からの運転を想定すると，7日間の運転継続に約859,320Lの軽油が必要となり，可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への給水については，保守的に事象発生直後からの運転を想定すると，7日間の運転継続に約6,048Lの軽油が必要となり，代替原子炉補機冷却設備専用の電源車については，保守的に事象発生直後からの運転を想定すると，7日間の運転継続に約36,960Lの軽油が必要となる。（合計 約902,328L）
6 号炉及び 7 号炉の各軽油タンク及び地下軽油タンクで合計約 2,184,000L（発電所内で約 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，常設代替交
流電源設備による電源供給，可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への給水，代替原子2-4-1-7

炉補機冷却設備の運転について，7 日間の継続が可能である。
（添付資料 2.4.1.3）
ｃ．電源
常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故対策等に必要な負荷として，6号
炉で約1,642kW，7号炉で約1,694kW必要となるが，給電容量である3,600kW未満となること
から，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
（添付資料 2.4.1.4）
2.4.1.5 結論
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」では，炉心冷却には成功するが，取水機能の喪失により崩壊熱除去機能が喪失することが特徴である。事故シーケンスグループ｢崩壊熱除去機能喪失｣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，低圧代替注水系（常設）及び逃がし安全弁を用いた原子炉注水，長期対策として代替格納容器スプレイ冷却系を用いた格納容器冷却，代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系による除熱を整備している。
事故シーケンスグループ｢崩壊熱除去機能喪失｣の重要事故シーケンス「過渡事象(給水流量の全喪失)＋崩壊熱除去失敗」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（常設）及び逃がし安全弁を用いた原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系を用いた格納容器冷却，代替原子炉
補機冷却系を用いた残留熱除去系による除熱を実施することにより，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。
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対処可能である。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「崩壊熱除去機能喪失」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「崩壊熱除去機能喪失」に対して有効である。

2-4-1-8

原子炉格納容器※２

逃がし安全弁主タービン系へ
給水系
より

※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

Ｂ

Ａ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ※２
原子炉隔離時冷却系ポンプ

使用系統（原子炉隔離時冷却系）

図 2.4.1.1 崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）時の重大事故等対策の概略系統図（1/3）
代替格納容器スプレイ冷却系
原子炉格納容器※２

ドライウェルスプレイノズル

逃がし安全弁主タービン系へ
給水系
より※１
低圧代替注水系（常設）
復水貯蔵槽

原子炉圧力容器
復水移送
ポンプ
Ａ(Ｃ)

Ｃ
高圧炉心注水系ポンプ
Ｂ

Ａ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ

使用系統（低圧代替注水系＆代替格納容器スプレイ）※１※２
原子炉隔離時冷却系ポンプ

図 2.4.1.2 崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）時の重大事故等対策の概略系統図（2/3）

2-4-1-9原子炉格納容器
低圧代替注水系（常設）
逃がし安全弁復水貯蔵槽

主タービン系へ

原子炉圧力容器代替原子炉補機冷却系

復水移送
ポンプ
Ａ(Ｃ)

Ｂ

残留熱除去系ポンプ
Ａ
残留熱除去系ポンプ
使用系統（低圧代替注水系＆格納容器冷却系＆代替原子炉補機冷却系）

図 2.4.1.3 崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）時の重大事故等対策の概略系統図（3/3）

2-4-1-10

（解析上の時間）※１
外部電源が喪失し、かつ全ての非常用ディーゼル発電機が取水機能喪失により受電に失敗するで、全ての所内高圧系統（６．９ｋｖ）の母線が使用不能となった場合。
全交流電源喪失（０分）※１

全給水喪失発生※２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
原子炉隔離時冷却系はレベル２～レベル８の範囲で原子炉へ注水する。

原子炉スクラム・タービントリップを確認※４
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施出来ず非常用高圧系統（６．９ｋｖ）の電源回復ができない場合、早期の電源回復不可と判断する。

（約３分後）

原子炉隔離
・計装用空気喪失による主蒸気隔離弁「閉」
・高圧制御油系喪失によるタービンバイパス弁「不動作」「原子炉水位低（レベル２）」
高圧給水機能設備作動値に到達

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認※８
原子炉水位計（燃料域）によりＴＡＦ到達を確認した場合は、格納容器雰囲気モニタ（ＣＡＭＳ）により格納容器水素・酸素濃度の確認を実施する。

Ｎｏ
Ⅰ

※１１
ドライウェルスプレイ実施中に原子炉水位がレベル３到達確認後、ドライウェルスプレイを停止し原子炉注水を開始する。注水流量は「９０m3/h」とする。原子炉水位がレベル８到達確
認後、原子炉注水を停止しドライウェルスプレイを再開する。以後、本操作を繰り返す。

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※３
原子炉水位回復確認＊以後、レベル２～レベル８で原子炉注水※９
原子炉水位計（燃料域）によりＴＡＦ回復を確認した場合は、ＴＡＦ以下継続時間を測定し「最長許容炉心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器雰囲気放射線モニタ等により確認する。
※１０
格納容器圧力が「１３．７kPa[gage]」を超過し、格納容器冷却機能もないため原子炉水位確保後、代替格納容器スプレイを実施する。

高圧代替注水系 起動

Ｙｅｓ

早期の電源回復不能と判断※６
機能喪失した設備の復旧には不確定要素が大きいため、待機設備を優先して準備する。
※７
代替注水系準備完了後、「Ｓ／Ｐ熱容量温度制限」により急速減圧する。急速減圧必要最低弁数「２弁」での減圧を評価している。また、実際の操作では原子炉隔離時冷却系の運転を継続し低圧代替注水系へ移行するが、低圧代替注水系の評価上原子炉隔離時冷却系は停止し、かつ原子炉水位レベル２及びレベル１．５での自動起動も考慮しない。

原子炉隔離時冷却系自動起動確認※２
原子炉注水流量確認（約１０分後）※５
代替注水系の準備は、中央制御室から容易に操作が可能であり、注水可能流量が大きい設備から準備を開始する。

※１２
低圧代替注水系（可搬型）による復水貯蔵槽への補給量より、代替格納容器スプレイの流量が多いため、復水貯蔵槽の水位が復水移送ポンプトリップ値付近にて代替格納容器スプレイを停止する。

※４

低圧代替注水系 ※５（復水移送ポンプ）準備

常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）の準備

※６

Ⅳ

Ⅲ

Ⅱ

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施（約２時間後）
常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

回復は解析上考慮せず

炉心損傷無し継続確認

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

代替原子炉補機冷却系準備

代替注水系
起動準備

Ⅴ

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）

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

Ｎｏ

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）
２台準備が完了

2-4-1-11

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）１台
又はその他代替注水系準備Ｙｅｓ（約１８０分後）

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）２台準備完了確認後及び原子炉隔離時冷却系停止確認後逃がし安全弁「２弁」による※７
原子炉減圧開始原子炉急速減圧開始（約２２５分後）「原子炉水位有効燃料棒頂部（ＴＡＦ）」
以下（約２３０分後）

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）による原子炉注水開始確認（約２４３分後）「原子炉水位有効燃料棒頂部（ＴＡＦ）」
回復

代替注水系による原子炉注水※８※９

原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系隔離「原子炉水位高（レベル８）」にて
低圧代替注水系（復水移送ポンプ）による原子炉注水停止
Ⅵ（約５時間後）低圧代替注水系（復水移送ポンプ）２台によるドライウェルスプレイ開始※１０

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）２台によるドライウェ
ルスプレイ可能Ｎｏ
低圧代替注水系（復水移送ポンプ）１台
又はその他代替スプレイ系準備

Ｙｅｓ

※１１
「原子炉水位低（レベル３）」にて
低圧代替注水系（復水移送ポンプ）によるドライウェルスプレイを停止し原子炉注水再開

代替格納容器スプレイ系によるドライウェルスプレイ実施

Ⅶ（約１２時間後）（約２０時間後）低圧代替注水系（復水移送ポンプ）による原子炉注水とドライウェルスプレイを交互に実施

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

代替原子炉補機冷却系準備が完了（適時）

残留熱除去系準備（約２０時間後）残留熱除去系によるサプレッションプール水冷却開始※１２（約２５時間後）可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給【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
全交流動力電源喪失時に、原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による原子炉注水ができない場合は、常設代替交流電源設備による非常用電源が回復後、高圧炉心注水系を無冷却水の状態で短時間起動し、原子炉注水することが可能である。

復水貯蔵槽水位「復水移送ポンプトリップ」水位付近にて低圧代替注水系（常設）によるドライウェルスプレイ停止

低圧代替注水系により原子炉水位を維持し、サプレッションプール水冷
却モードによる格納容器冷却を継続する。及び機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後、原子炉は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とする。

（約１２時間後）大湊側防火水槽への補給準備が完了（適時）
大湊側防火水槽への補給

Ⅱ
緊急用Ｍ／Ｃが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電を実施する。
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃを受電する。
（いずれの場合も電源容量により使用できる設備が限られる）Ⅲ
消火系を代替注水として使用する場合があ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、低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する。
Ⅳ
消火系による屋外または屋内消火栓からの復水貯蔵槽への補給も実施できる。
屋内消火栓から補給する場合は、補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である。
消火系から補給する場合の水源は「ろ過水タンク」であるが、可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である。
Ⅴ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する。
Ⅵ
代替格納容器スプレイとして消火系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。
恒設設備による格納容器スプレイが実施できない場合、可搬型代替注水ポンプによるスプレイを実施する。

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

Ⅶ
残留熱除去系Ｂライン以外に復水移送ポンプによる代替注水が可能な系統がある場合、原子炉注水と格納容器スプレイを同時に実施できる。

図 2.4.1.4 崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）時の対応手順の概要

崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）

経過時間（分）
10

20

30

40

50

60

90

100

110

120

130

備考

140

事象発生

実施箇所・必要人員数
操作項目

運転員
（中操）
６号
７号

運転員
（現場）
６号
７号

原子炉スクラム
約３分

操作の内容

６号

７号

原子炉水位低（レベル２）

約120分
ガスタービン発電機による給電開始

プラント状況判断

緊急時対策要員（現場）・全給水喪失確認

状況判断

２人
Ａ,Ｂ

２人
a.b

－

－

－

－

（１人）
Ａ

（１人）
a

－

－

－

－

・原子炉隔離時冷却系
原子炉注水確認

－

－

－

－

－

－

・非常用ディーゼル発電機

－

－

－

－

－

－

・外部電源

（２人）
Ａ,Ｂ

（２人）
a,b

－

－

－

－

・受電前準備（中操）

－

－

２人
Ｅ,Ｆ

２人
e,f

－

－

・現場移動
・受電前準備（現場）10分

・全交流電源喪失確認

・原子炉スクラム・タービントリップ確認

原子炉注水操作
交流電源回復操作（解析上考慮せず）

常設代替交流電源設備

原子炉隔離時冷却系での注水は、復水移送ポンプによる注水開始を確認するまで実施
原子炉水位「レベル２～レベル８」で原子炉注水
機能回復

対応可能な要員により、対応す
る

回復
２０分

50分

・現場移動
・ガスタービン発電機健全性確認
・緊急用M/C健全性確認

準備操作

－

－

－

20分

・ガスタービン発電機給電準備
・緊急用M/C給電準備

６人
－

10分

・ガスタービン発電機起動
・緊急用M/C遮断器投入
常設代替交流電源設備

（２人）

運転

・ガスタービン発電機

20分

適時実施

運転状態監視

（１人）
B

（１人）
b

－

－

－

－

・Ｍ／Ｃ

受電確認

－

－

（２人）
Ｅ,Ｆ

（２人）
e,f

－

－

・Ｍ／Ｃ
・ＭＣＣ

受電
受電

（１人）
Ａ

（１人）
a

－

－

－

－

・復水移送ポンプ起動／運転確認
・低圧代替注水系ラインアップ

－

－

２人
Ｃ,Ｄ

２人
c,d

－

－

・現場移動
・低圧代替注水系
現場ラインアップ※復水貯蔵槽吸込ライン切替

10分

常設代替交流電源設備からの受電操作

低圧代替注水系（常設）

準備操作

10分

５分

2０分

経過時間（時間）
２

４

６

８

10

12

14

18

20

22

24

26

備考

事象発生
約３分

原子炉水位低（レベル２）
約180分

実施箇所・必要人員数
操作項目

操作の内容

低圧代替注水系
原子炉水位

約230分

低圧代替注水系

約243分

運転員
（現場）
６号
７号

６号

７号

（１人）
a

－

－

－

－

・原子炉隔離時冷却系
原子炉注水確認
・原子炉隔離時冷却系

原子炉急速減圧操作

（１人）
Ａ

（１人）
a

－

－

－

－

・逃がし安全弁
２弁
手動開放操作

低圧代替注水系（常設）

（１人）
Ａ

（１人）
a

－

－

－

－

・低圧注水系

注入弁操作

（１人）
Ａ

（１人）
a

－

－

－

－

・低圧注水系

スプレイ弁操作

２人

２人

※1

※1

消防車による防火水槽から復水貯蔵槽への補給

－

－

－

手動停止
５分
レベル８まで注水後は、適宜原子炉注水と格納容器スプレイの切り替えを繰り返し実施
原子炉水位は「レベル３～レベル８」維持
原子炉水位確保可能を条件に格納容器スプレイ開始
適宜原子炉注水と格納容器スプレイの切り替えを繰り返し実施

・消防車による復水貯蔵槽への注水準備（消防車移動、ホース敷設（防火水槽から消防車，消防車から接続口），ホース接続）

60分

－

※1

※1

（1人）

（1人）

適宜実施

・消防車による復水貯蔵槽への補給

・現場移動
・貯水池～防火水槽への系統構成，ホース水張り
貯水池から大湊側防火水槽への補給

－

－

－

－

－

（２人）
Ｃ,Ｄ

（２人）
c,d

－

－

13人
（参集）

・現場移動
・資機材配置及びホース布設、起動及び系統水張り・代替原子炉補機冷却系

90分

２人
適宜実施

・貯水池から防火水槽への補給－
代替原子炉補機冷却系

代替原子炉補機冷却系

残留熱除去系※シュラウド内水位に基づく時
間
約20時間
サプレッションプール冷却開始
約25時間
格納容器スプレイ停止（１人）
Ａ

代替格納容器スプレイ操作

原子炉注水開始
有効燃料棒頂部回復※

原子炉水位高（レベル８）

緊急時対策要員（現場）

原子炉注水操作

注水操作

有効燃料棒頂部到達※

原子炉水位

約５時間

運転員
（中操）
６号
７号

注水準備完了、原子炉急速減圧開始

約225分

・現場移動
・代替原子炉補機冷却系

現場ラインアップ

300分

準備操作

運転

起動操作

燃料供給準備

－

－

－

－

13人
（参集）

－

－

－

－

（３人）

（３人）

（１人）
Ａ

（１人）
a

－

－

－

－

－

－

－

－

１０時間

適宜実施

運転状態監視・サプレッションプール水冷却モード

5分

起動

・軽油タンクからタンクローリーへの補給

タンクローリー残量に応じて適宜軽油タンクから補給

90分

２人
燃料給油作業

必要人員数

合計

－

－

－

－

２人
Ａ,Ｂ

２人
a,b

４人
Ｃ,Ｄ,Ｅ,Ｆ

４人
c,d,e,f（

・消防車への給油・電源車への給油

適宜実施

１４人（その他参集２６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 2.4.1.5 崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）時の作業と所要時間
2-4-1-12

原子炉隔離時冷却系 起動／停止により炉内の蒸気発生量が増減するため圧力の上昇／低下を繰り返し，圧力上昇時は逃がし安全弁の開閉により圧力は制御される
逃がし安全弁による手動減圧（約3時間）

原子炉隔離時冷却系の注水は，炉心下部プレナムを経由して炉心供給されるため，注水から圧力低下に時間遅れが生じる

図 2.4.1.6 原子炉圧力の推移

減圧による蒸気流出により水位低下

原子炉隔離時冷却系
起動／停止による
原子炉水位の維持

注水開始後，徐々に水位が回復
注水流量の低減による水位変化

高出力燃料集合体は，ボイド率が高
いため，二相水位が高くなり，一定値となる

図 2.4.1.7 原子炉水位の推移
2-4-1-13

20

原
子
炉
水
位

炉心上部プレナム

15

（

レベル 8
レベル 3
レベル 2

シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
外
水
位

シュラウド外10

レベル 1.5
レベル 1
有効燃料棒頂部

高出力燃料集合体
有効燃料棒底部）

5

炉心下部プレナム

（ｍ）

0
0

1

2

3

4

5

事 故 後 の 時 間（ｈ）

図 2.4.1.8 原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移
1000

800
注
水

600

流

炉心冠水後，
90m3/h に変更

量
400
（t/h）
200

0
0

1

2

3

事 故 後 の 時 間（ｈ）

図 2.4.1.9 注水流量の推移
2-4-1-14

4

5

3000

蒸気流量 （t/h）

2500

2000

1500

1000

逃がし安全弁
（2 弁）

逃がし安全弁
500

0
0

1

2
3
事故後の時間 (ｈ )45

図 2.4.1.10 逃がし安全弁からの蒸気流出流量の推移

500

原子炉隔離時冷却系
起動/停止による水量増減

原子炉冷却材保有水量 （t）

400

逃がし安全弁(2 弁)
開放による水量減少

注水量の低減により水量増加が緩慢となる

注水開始による
水量回復

300

200

100

0
0

1

2
3
事故後の時間 (ｈ )図 2.4.1.11 原子炉内保有水量の推移
2-4-1-1545炉心露出による被覆管温度上昇最高被覆管温度発生（約396℃）

減圧による飽和
温度の低下

炉心再冠水により飽和温度に漸近図 2.4.1.12 燃料被覆管温度の推移

1.0E+06

核沸騰冷却（ボイド率に対応した値）

蒸気冷却
核沸騰冷却(再冠水後)

1.0E+05

熱伝達係数 （W/(㎡・K)）

遷移沸騰冷却1.0E+04

ボイド率増加に伴う熱伝達係数低下
1.0E+03

1.0E+02

1.0E+01

最高被覆管温度
発生位置露出1.0E+00
0

1

2
3
事故後の時間 (ｈ)最高被覆管温度
発生位置再冠水4

図 2.4.1.13 燃料被覆管最高温度発生位置の熱伝達係数の推移

2-4-1-1651.2

炉心露出による
ボイド率増加

1.0

ボイド率

(-)

0.8

0.6

原子炉隔離時冷却系
起動/停止に伴うボイド率増減

原子炉減圧に伴うボイド率増加

0.4

0.2

0.0
0

1

2
3
事故後の時間 (ｈ)45

図 2.4.1.14 燃料被覆管最高温度発生位置のボイド率の推移
1.2

炉心露出による
ボイド率増加1.0

高出力燃料集合体のボイド率は，炉心冠水過程で増加する。このため，燃料被覆管最高温度発生位
置のボイド率を示している上図と増加する時間が異なっている

ボイド率 (-)

0.8

0.6

原子炉隔離時冷却系
起動/停止に伴うボイド率増減0.4

原子炉減圧に伴うボイド率増加

0.2

0.0
0

1

2
3
事故後の時間 (ｈ )4
SA3KK7LOF99AD7CR003

図 2.4.1.15 高出力燃料集合体のボイド率の推移

2-4-1-17

5

1.2

1.0

(-)

0.6

ボイド率

0.8

0.4

原子炉減圧に伴うボイド率増加減圧完了による
ボイド消滅

0.2

0.0
0

1

2
3
事故後の時間 (ｈ )図 2.4.1.16 炉心下部プレナム部のボイド率の推移

2-4-1-18

4

5

10000
GEMP731
ORNL3626
ORNL3626(照射)GEMP683
GEVNC(0.56℃/s)(8×8)(Vallecitosのデータ)
GEVNC(2.8 ℃/s)(8×8)(Vallecitosのデータ)
GEVNC(5.6 ℃/s)(8×8)(Vallecitosのデータ)
GEVNC(0.56℃/s)(7×7)(Vallecitosのデータ)

1000

GEVNC(2.8 ℃/s)(7×7)(Vallecitosのデータ)

円

GEVNC(5.6 ℃/s)(7×7)(Vallecitosのデータ)

周

NUREG-0630,DATA H(KfK FABIOLA)NUREG-0630,DATA F(ORNL)NUREG-0630,DATA I(ORNL)

方NUREG-0630,DATA J(KfK)

向の

KfK(0.8～1.6K/s)(REBEKA Single Rod)JNES(内圧破裂試験)

100

NFI他(内圧破裂試験)

応

ベストフィット曲線

力
平均値－２σ曲線(N/mm2)
10

1
0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600

燃 料 被 覆 管 温 度 (℃)
図 2.4.1.17 燃料棒に破裂が発生する時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係

2-4-1-19

サプレッション・チェンバ・プール水冷却
モード運転による圧力低下（20時間）
格納容器スプレイ停止（約25時間）
による圧力上昇

格納容器スプレイ作動により圧力制御

図 2.4.1.18 格納容器圧力の推移

格納容器スプレイ作動による温度低下

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温度低下（20時間）格納容器スプレイ停止（約25時間）による温度上昇
格納容器スプレイ作動による温度制御

図 2.4.1.19 格納容器気相部の温度の推移

2-4-1-20

サプレッション・チェンバ水位(ｍ)20ベントライン(約17ｍ)
15
真空破壊装置(約14ｍ)

格納容器スプレイ作動
10

下部ドライウェルにプール水が流出するため，水位上昇が抑制

5

原子炉からの蒸気の流入により水位は上昇

0
0

10

20
事故後の時間(ｈ)3040

図 2.4.1.20 サプレッション・チェンバ水位の推移

サプレッション・プール水温(℃)

300

減圧状態の維持により炉内蒸気が流出し水温が徐々に上昇サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード運転による水温低下原子炉減圧に伴う炉内蒸気流入によ
る水温上昇

200

100

原子炉隔離時冷却系作動による排気蒸気の流入による水温上昇
0
0

10

20
事故後の時間(ｈ)30

図 2.4.1.21 サプレッション・チェンバ水温の推移

2-4-1-2140

表 2.4.1.1 崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）における重大事故等対策について
有効性評価上期待する重大事故等対処設備
判断及び操作原子炉スクラム確認

手順
外部電源喪失と非常用ディーゼル発電機が全て機能喪失し

常設設備

可搬設備

－

－

計装設備
平均出力領域モニタ

全交流動力電源喪失となり，タービン加減弁急速閉信号が発生し，原子炉がスクラムすることを確認する。
原子炉隔離時冷却系による原子炉水位

原子炉水位低（レベル 2）信号により原子炉隔離時冷却系が回復確認

起動し原子炉へ注水を開始する。これにより原子炉水位は原子炉隔離時冷却系－

原子炉隔離時冷却系系統流量計
原子炉水位計回復する。
低圧代替注水系（常設）による原子炉注

常設代替交流電源設備による交流電源供給後，逃がし安全

常設代替交流電源設備

水

弁 2 弁による手動減圧を行い，低圧代替注水系（常設）に逃がし安全弁

－原子炉圧力計
原子炉水位計よる原子炉注水を開始する。原子炉水位は原子炉水位低（レ

復水移送ポンプ

復水補給水系流量計（原子炉圧力容器）

2-4-1-22

ベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。
代替格納容器スプレイ冷却系による格

原子炉水位が，原子炉水位高（レベル 8）に到達した場合，常設代替交流電源設備

納容器冷却確認

代替格納容器スプレイ冷却系により格納容器冷却を実施す

復水移送ポンプ－

格納容器内圧力計
復水補給水系流量計（原子炉格納容器）

る。代替格納容器スプレイ中に原子炉水位が原子炉水位低（レベル 3）まで低下した場合は，代替スプレイを停止し原子炉注水を実施する。原子炉水位高（レベル 8）まで回復後，原子炉注水を停止し，代替スプレイを再開する。
サプレッション・チェンバ・プール水冷

常設代替交流電源設備による交流電源供給後，代替原子炉

常設代替交流電源設備

却モード運転補機冷却系を用いた残留熱除去系によるサプレッション・

残留熱除去系ポンプ

チェンバ・プール水冷却モード運転を開始する。

代替原子炉補機冷却系

残留熱除去系系統流量計
サプレッションプール水温計

表 2.4.1.2 主要解析条件（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））（1／5）
項目
解析コード

主要解析条件

条件設定の考え方

原子炉側：SAFER
格納容器側：MAAP

－

初期条件

2-4-1-23

原子炉熱出力3,926MWt

定格原子炉熱出力として設定

原子炉圧力

7.07MPa[gage]

定格原子炉圧力として設定

原子炉水位

通常運転水位通常運転時の原子炉水位として設定

炉心流量52,200t/h

定格流量として設定

燃料

9×9 燃料（A 型）

最大線出力密度44.0kW/m

設計の最大値として設定

原子炉停止後の崩壊熱

ANSI/ANS-5.1-1979（燃焼度 33GWd/t）

サイクル末期の燃焼度に 10％の保守性を考慮

格納容器容積（ドライウェル）

7,350m3

内部機器，構造物体積を除く全体積

格納容器容積（ウェットウェル）

空間部：5,960m3
液相部：3,580m3

必要最小空間部体積
必要最小プール水量

真空破壊装置3.43kPa（ドライウェル－サプレッション・チ
ェンバ間差圧）

サプレッションプール水位

7.05m（NWL）

通常運転時のサプレッションプール水位として設定

サプレッションプール水温

35℃

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

格納容器圧力5kPa

通常運転時の格納容器圧力として設定

格納容器温度57℃

通常運転時の格納容器温度として設定

外部水源の温度32℃

通常運転時の復水貯蔵槽温度として設定－－

表 2.4.1.2 主要解析条件（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））（2／5）
項目

主要解析条件

条件設定の考え方

事故条件

起因事象

給水流量全喪失

全給水の喪失が発生するものとして設定

安全機能の喪失に対する仮定

崩壊熱除去機能喪失

取水機能の喪失により崩壊熱除去機能すると設定取水機能の喪失により非常用ディーゼル発電機が機

外部電源

外部電源なし能喪失することから，外部電源なしの場合の方が，全交流動力電源喪失となり，要員及び資源等の観点で厳しいことから設定

2-4-1-24

表 2.4.1.2 主要解析条件（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））（3／5）
項目
原子炉スクラム信号

主要解析条件タービン蒸気加減弁急速閉（応答時間：0.05 秒）

条件設定の考え方
安全保護系の遅れ時間を考慮した応答時間を設定
原子炉隔離時冷却系の設計値として設定
10.0

原子炉水位低（レベル 2）にて自動起

2-4-1-25動
3182m /h（8.12～1.03MPa[dif]において）にて注水原子炉圧力（MPa[dif]）

重大事故等対策に関連する機器条件

原子炉隔離時冷却系

8.0

6.0

4.0

2.0

0.0
0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

流量（m3 /h）

2個7.51 MPa[gage]×1 個, 363 t/h/個逃がし安全弁の設計値として設定<原子炉圧力と逃がし安全弁蒸気量の関係>
500

7.58 MPa[gage]×1 個, 367 t/h/個逃がし安全弁

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

400

蒸
気

300

流
量

200

（t/h）
100

0
0

2

4

6

原 子 炉 圧 力（MPa[abs]）

810

表 2.4.1.2 主要解析条件（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））（4／5）
項目

主要解析条件

条件設定の考え方
設計値に注入配管の流路抵抗を考慮した値として設定

2-4-1-26

低圧代替注水系（常設）

最大 300m3/h で注水，その後は炉心を冠水維持するよう注水0.8

原子炉圧力（MPa[dif]）

重大事故等対策に関連する機器条件

1.0

0.6

0.4

0.2

0.0
0

50

100

150

200

250

300

350

注水流量（m3 /h）

代替格納容器スプレイ冷却系

130m3/h にてスプレイ

代替原子炉補機冷却系

約 23MW（海水温度 30℃において）格納容器雰囲気温度及び圧力抑制に必要なスプレイ
流量を考慮し，設定

代替原子炉補機冷却系の設計値として設定

表 2.4.1.2 主要解析条件（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））（5／5）
項目

主要解析条件

条件設定の考え方

2-4-1-27

重大事故等対策に関連する操作条件

常設代替交流電源設備からの受電事象発生 2 時間後

運転操作手順書，訓練実績を踏まえて設定

低圧代替注水系（常設）起動操作

事象発生 130 分後

運転操作手順書，訓練実績を踏まえて設定

逃がし安全弁による手動原子炉減圧

事象発生約 3 時間後

運転操作手順書，訓練実績を踏まえて設定

代替格納容器スプレイ冷却系による格
納容器冷却

原子炉水位高（レベル 8）到達時-

代替原子炉補機冷却系を用いた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

事象発生 20 時間後

運転操作手順書，訓練実績を踏まえて設定

添付資料 2.4.1.1
安定停止状態について
崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）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：炉心が冠水し，炉心の冷却が維持されている及び格納容器圧力・温度が上昇傾向にない原子炉安定停止状態の確立について
図 2.4.1.7 及び図 2.4.1.8 に示すとおり，低圧代替注水系（常設）による注水継続により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持されている状態を原子炉安定停止状態とした。
代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系による除熱での安定状態の維持について
図 2.4.1.18 及び図 2.4.1.19 に示すとおり，代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系
による除熱を実施することにより，格納容器圧力・温度が限界圧力・限界温度以下で，かつ，低下に転じる約 20 時間後を原子炉格納容器安定状態とした。
代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系による除熱での長期安定状態の維持について
代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系による除熱により，長期にわたり炉心及び格納容器の冷却が可能である。また，サプレッション・チェンバ水位を上昇させないよう，
適宜サプレッション・チェンバを水源とした残留熱除去系による原子炉注水を行い，外部水源による注水を制限する。冷却に必要な電源等のサポート系は使用可能であることから，
原子炉及び格納容器の安定状態を長期にわたり維持可能である。

添 2.4.1.1-1

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))
2500

○水源

復水貯蔵槽水量

復水貯蔵槽水量：約 1,700m3
2000

淡水貯水池：約 18,000m3

代替格納容器スプレイ冷却系により格納容器スプレイ開始↓①原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水

水量 [ton]1500○水使用パターン1000

事象発生後約 3 時間までは原子炉隔離時冷却系により注水し，その後は低圧代替注水系（常設）により注水する。

復水貯蔵槽への補給開始
3（90m /h）
↓

500

格納容器
スプレイ停止↓冠水後は，原子炉水位高（レベル 8）～原子炉水位低（レベル 3）
添 2.4.1.2-1の範囲で注水する（約 90m3/h）。
②代替格納容器スプレイ冷却系による代替原子炉格納容器スプレイ

0
0

5

10

15

20
time [hr]

25

30

35

40

。
原子炉水位高（レベル 8）～原子炉水位低（レベル 3）までの間，代替原子炉格納容器スプレイを実施(130m3/h）③淡水貯水池から復水貯蔵槽への移送
12 時間後から，淡水貯水池の水を防火水槽へ移送する。
防火水槽からは可搬型代替注水ポンプ 2 台を用いて 90m3/h で復水貯蔵槽へ移送する。
○時間評価（右上図）
12 時間前までは復水貯蔵槽を水源として原子炉注水及び代替原子炉格納容器スプレイを実施するため，復水貯蔵槽水量は減少する。12 時間とから復水貯蔵槽水量は回復し，以降安定して冷却が可能である。
○水源評価結果
時間評価の結果から復水貯蔵槽が枯渇することはない。また，7 日間の対応を考慮すると，合計約 6,100m3 必要となるが，復水貯蔵槽及び淡水
貯水池，合計で約 19,700m3 保有することから必要水量を確保可能であり，安定して冷却を継続することが可能である。

添付資料 2.4.1.2

後から復水貯蔵槽への補給を開始するため，水量の減少割合は低下する。約 25 時間後にスプレイを停止し，その後は崩壊熱相当で注水するこ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))
プラント状況：6，7 号機運転中。1～5 号機停止中。
事象：崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）は 6，7 号機を想定。保守的に全ての設備が，事象発生直後から燃料を消費するものとして評価する。
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。
号機

時系列

合計

判定

7 日間の
軽油消費量
約 945,336L

6，7 号機軽油タンク
及び地下軽油タンクの容量（合計）は
約 2,184,000L であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

1 号機軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

2 号機軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

3 号機軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

4 号機軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

5 号機軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 70,896L

1～7 号機軽油タンク
及び地下軽油タンクの残容量（合計）は
約 1,241,944L であり，
7 日間対応可能。

事象発生直後～事象発生後 7 日間
7 号機

6 号機

空冷式ガスタービン発電機 3 台起動。 ※1（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,705L/h×24h×7 日×3 台＝859,320L

復水貯蔵槽給水用 可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）
2 台起動。
18L/h×24h×7 日×2 台＝6,048L
事象発生直後～事象発生後 7 日間
復水貯蔵槽給水用 可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）
2 台起動。
18L/h×24h×7 日×2 台＝6,048L

事象発生直後～事象発生後 7 日間
1 号機

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

添 2.4.1.3-1

2 号機

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

3 号機

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

4 号機

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

5 号機

代替熱交換器車用 電源車 2 台起動。
（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
110L/h×24h×7 日×2 台＝36,960L

事象発生直後～事象発生後 7 日間
その他

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）
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 事故収束に必要な空冷式ガスタービン発電機は 1 台で足りるが，保守的にガスタービン発電機 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。

添付資料 2.4.1.3

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

代替熱交換器車用 電源車 2 台起動。
（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
110L/h×24h×7 日×2 台＝36,960L

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））<6 号機>
負荷容量（ｋW）
ガスタービン発電車の許容容量3600kW

主要機器名称

容量

3500

（１）

直流125Ｖ充電器盤6A

約98kW

（２）

直流125Ｖ充電器盤6A-2

約56kW

（３）

AM用直流125V充電器盤

約41kW

（４）

交流120V中央制御室計測用分電盤6A

約50kW

（５）

中央制御室送風機（A）

170kW

3000

2500

添 2.4.1.4-1

2000
（６）

中央制御室再循環送風機（A）

11kW

（７）

中央制御室排風機（A）

3kW

（８）

復水移送ポンプ（A）

55kW

（９）

復水移送ポンプ（C）

55kW

（１０）

残留熱除去系ポンプ（A）

540kW

（１１）

計器類，自動減圧系 ２弁（１）～（４）に含む

（１２）

その他機器

1500

順次起動
・充電器
・交流120V中央制御室計測用分電盤6A
・中央制御室送風機（Ａ）
・中央制御室再循環送風機（Ａ）
・中央制御室排風機（Ａ）
・復水移送ポンプ（Ａ）
・復水移送ポンプ（C）
・その他機器最大容量
約1642kW

約1209kW1000【サプレッション・チャンバ・プール冷却モード運転】
・残留熱除去系ポンプ（Ａ）起動

約669kW500

約130kW
合計

約1209kW

経過時間（h）
2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

24

26

28

30

添付資料 2.4.1.4

負荷積算イメージ

22

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））<7 号機>
負荷容量（ｋW）
ガスタービン発電車の許容容量3600kW

主要機器名称

容量

3500

（１）

直流125Ｖ充電器盤7A

約98kW

（２）

直流125Ｖ充電器盤7A-2

約56kW

（３）

AM用直流125V充電器盤

約41kW

（４）

交流120V中央制御室計測用主母線盤７B

約75kW

（５）

中央制御室送風機（A）

132kW

3000

2500

添 2.4.1.4-2

2000
（６）

中央制御室再循環送風機（A）

15kW

（７）

中央制御室排風機（A）

3kW
1500

（８）

復水移送ポンプ（A）

55kW

（９）

復水移送ポンプ（C）

55kW

順次起動
・充電器
・交流120V中央制御室計測用主母線盤7B・中央制御室送風機（Ａ）
・中央制御室再循環送風機（Ａ）
・中央制御室排風機（Ａ）
・復水移送ポンプ（Ａ）
・復水移送ポンプ（Ｃ）
・その他機器最大容量
約1694kW約1200kW1000（１０）

残留熱除去系ポンプ（A）

540kW

（１１）

計器類，自動減圧系 ２弁（１）～（４）に含む

（１２）

その他機器

約660kW【サプレッション・チャンバ・プール冷却モード運転】
・残留熱除去系ポンプ（Ａ）起動500
約130kW
合計

約1200ｋW

経過時間（h）
2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

負荷積算イメージ

22

24

26

28

30

2.4 崩壊熱除去機能喪失
2.4.2 残留熱除去系が故障した場合
2.4.2.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策（1）事故シーケンスグループ内の事故シーケンス
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」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，「過渡事象＋崩壊熱除去失敗」「過渡事象＋ＳＲＶ再閉失敗＋崩壊熱除去失敗」「通常停止＋崩壊熱除去失敗」「通常停止＋ＳＲＶ再閉失敗＋崩壊熱除去失敗」「サポート系喪失＋崩壊熱除去失敗」「サポート系喪失＋ＳＲＶ再閉失敗＋崩壊熱除去失敗」「小ＬＯＣＡ＋崩壊
熱除去失敗」「中ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗」及び「大ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗」である。但し，「小ＬＯＣＡ＋崩壊熱除去失敗」「中ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗」及び「大ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗」はＬＯＣＡから派生したシーケンスであって，崩壊熱除去機能喪失に対する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ることから，ＬＯＣＡを起因とする
シーケンスについては崩壊熱除去機能の代替手段も含めて他のシーケンスで炉心損傷防止対策の有効性を確認する。
（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「崩壊熱除去機能喪失」では，運転時の異常な過渡変化又は事
故（ＬＯＣＡを除く）の発生後，炉心冷却には成功するが，残留熱除去系の故障により崩壊熱除去機能が喪失することを想定する。このため，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る。また，代替格納容器
スプレイ冷却系を用いた格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置等を用いた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「崩壊熱除去機能喪失」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，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，また，原子炉格納容器の健全性を長期的に維持する
ため，代替格納容器スプレイ冷却系を用いた格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置等を用いた格納容器除熱手段を整備する。これらの対策の概略系統図を図 2.4.2.1 から図
2.4.2.3 に，手順の概要を図 2.4.2.4 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 2.4.2.1 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，運転員 8 名，緊急時対策要員（現場）8 名の合計 19 名である。必要な要員と作業項目について図 2.4.2.5 に示す。
2-4-2-1

a. 原子炉スクラム確認
給水流量の全喪失により原子炉水位は急速に低下する。原子炉水位低（レベル 3）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。
b. 原子炉隔離時冷却系による原子炉水位回復確認
原子炉スクラム後，原子炉水位は低下するが，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系が起動，原子炉水位は回復する。
原子炉隔離時冷却系の起動を確認するために必要な計装設備は，原子炉隔離時冷却系
系統流量等である。
c. 残留熱除去系機能喪失確認
原子炉隔離時冷却系運転により，サプレッションプール水温度が上昇するため，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を起動するが，残留熱除去系故障によりサプレッションプール水冷却は失敗する。
残留熱除去系故障を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系ポンプ吐出圧力計等である。
d. 高圧炉心注水系による原子炉注水
給水流量の全喪失により，主復水器が使用不可能なため，主蒸気隔離弁を手動全閉し，逃がし安全弁 1 弁により原子炉減圧操作を開始する。
原子炉圧力が低下するため，原子炉隔離時冷却系系統流量が低下し原子炉水位低（レベル 1.5）で高圧炉心注水系が起動，原子炉水位は回復する。
高圧炉心注水系の起動を確認するために必要な計装設備は，高圧炉心注水系系統流量等である。
高圧炉心注水系による原子炉水位回復確認後，原子炉隔離時冷却系は停止する。
e. 代替格納容器スプレイ冷却系による格納容器冷却崩壊熱除去機能を喪失しているため，格納容器の圧力及び温度が上昇する。格納容器
圧力が「0.18MPa[gage]」到達した場合，代替格納容器スプレイ冷却系により格納容器冷却を実施する。
代替格納容器スプレイ冷却系により格納容器冷却を確認するために必要な計装設備
は，格納容器圧力計及び復水補給水流量計である。
f. 格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱
代替格納容器スプレイ冷却系による格納容器冷却を継続しても，格納容器圧力は上昇する。事象発生後 22 時間後に代替格納容器スプレイを停止すると，23 時間後に格納容器圧力が「0.31MPa[gage]」に到達するため，格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱を実施する。
格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，格納容器圧力計及び格納容器内雰囲気放射線レベル計及びサプレッション・チェンバ水
2-4-2-2

位計等である。
2.4.2.2 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，過渡事象の中で水位低下が厳しく事象進展が早い給水流量の全喪失を起因事象とし，逃がし安全弁再閉鎖失敗を含まず圧力推移が厳しい「過渡事象(給水流量の全喪失)＋崩壊熱除去失敗」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，代替格納容器スプレイ冷却系を用いた格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置等を用いた格納容器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Ｓ
ＡＦＥＲ，シビアアクシデント総合解析コードＭＡＡＰにより原子炉圧力，原子炉水位，
燃料被覆管温度，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2.4.2.2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
起因事象として，給水流量全喪失が発生するものとする。
（b）安全機能の喪失に対する仮定
残留熱除去系の故障により崩壊熱除去機能が喪失すると仮定する。
（c）外部電源
外部電源は以下の観点により使用できるものと仮定する。
ａ）事象の進展に対する影響
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，原子炉水位低の信号でトリップするため，外部電源が喪失し，同時にスクラム及び再循環ポンプが全台トリップする事象に比べ，原子炉水位低下が早く，事象初期の炉心冷却という観点では厳しくなる。なお，本評価では，初期の炉心冠水維持は高圧注水系にて行うこととなるため，その後に低圧注水系の注水に移行する際の減圧過程では，崩壊熱は十分減衰しており外部電源の有無の影響は小さい。
ｂ）重大事故等対策に対する影響
本解析においては，残留熱除去機能の喪失を仮定しており，非常用交流電源設備は使用可能であることから，外部電源の有無によって，常設代替交流電源設備等更なる重大事故等対策が必要となることはない。
2-4-2-3

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「原子炉水位低（レベル3）」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。
（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。
（d）逃がし安全弁
原子炉の減圧には逃がし安全弁1個を使用するものとし，容量として，1個あたり定格主蒸気流量の約5%を処理するものとする。
（e）代替格納容器スプレイ冷却系
格納容器雰囲気温度及び圧力抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，130m3/h にて格納容器へスプレイする。
（f）格納容器圧力逃がし装置等
格納容器圧力逃がし装置等により 14.3kg/s（格納容器圧力 0.31MPa[gage]において）の流量にて，格納容器除熱を実施する。
ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員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) 逃がし安全弁による原子炉減圧は，サプレッションプール水温度が49℃に到達した
場合に実施する。
(b) 代替格納容器スプレイ冷却系による格納容器冷却操作は，格納容器圧力が「0.18MPa[gage]」に到達した場合に実施する。
(c) 格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱操作は，格納容器圧力が「0.31MPa[gage]」到達した場合に実施する。
（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，燃料被覆管温度，
高出力燃料集合体のボイド率及び炉心下部プレナム部のボイド率の推移を図2.4.2.6から
図2.4.2.14に，格納容器圧力，格納容器気相部の温度，サプレッション・チェンバ水位及び水温の推移を図2.4.2.15から図2.4.2.18に示す。
a. 事象進展2-4-2-4

給水流量の全喪失後，原子炉水位は急速に低下し，原子炉水位低（レベル 3）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て，水位は適切に維持される。
再循環ポンプについては，原子炉水位低（レベル 3）で 4 台トリップし，原子炉水位低（レベル 2）で残り 6 台がトリップする。
原子炉水位が回復した時点で，残留熱除去系の早期復旧が期待できないことを考慮して，手動操作により逃がし安全弁 1 弁を開き，原子炉を減圧する。原子炉減圧後も原子炉隔離時冷却系による注水を継続し，原子炉水位低（レベル 1.5）で高圧炉心注水系が起動した後，原子炉隔離時冷却系を手動で停止する。その後は，高圧炉心注水系の停止及び起動操作を繰り返すことによって，水位は適切に維持される。
高出力燃料集合体のボイド率については，原子炉減圧により増加する。また，高圧炉心
注水系による注水時に，炉心上部プレナム部の蒸気が凝縮され，原子炉圧力が減圧されることにより，一時的に増加する。
炉心下部プレナム部のボイド率については，原子炉減圧により増加する。また，高圧炉
心注水系による注水時に原子炉減圧の影響を受け，一時的に増加する。
また，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉内で崩壊熱により発生する蒸気が格納容器内に流入することによって，格納容器の圧力及び温度は徐々に上昇するが，代替格
納容器スプレイ冷却系による冷却，及び格納容器圧力逃がし装置等による除熱を行う。ベントは，事象発生から約 23 時間経過した時点で実施する。

※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
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図 2.4.2.12 に示すとおり初期値を上回ることはない。
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 2.4.2.6 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。
崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉内で崩壊熱により発生する蒸気が格納容器内に流入することによって，格納容器の圧力及び温度は徐々に上昇するが，代替格納容器
スプレイ冷却系による冷却，及び格納容器圧力逃がし装置等による除熱を行うことによって，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度の最大値は，約 0.31MPa[gage]及び約145℃に抑えられる。
2-4-2-5

図 2.4.2.7 に示すとおり，高圧炉心注水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，約 23 時間後に格納容器圧力逃がし装置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 2.4.2.1）
ベントによる敷地境界外での実効線量の評価結果は，事象発生からベントまでの時間が本事象より短い「2.3 全交流動力電源喪失」の実効線量の評価結果以下である。
2.4.2.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
追而
2.4.2.4 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「崩壊熱除去機能喪失」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，「2.4.2.1（3）炉心損傷防止対策」に示すとおり19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「崩壊熱除去機能喪失」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い，その結果を以下に示す。
ａ．水源
原子炉隔離時冷却系，高圧炉心注水系による炉心注水及び代替格納容器スプレイ冷却系
による格納容器スプレイについては，7日間の対応を考慮すると，合計約5,900m3の水が必要となる。
復水貯蔵槽及び淡水貯水池で合計約19,700m3の水を保有しており，12時間以降に淡水貯水池の水を防火水槽に移送し，防火水槽から可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への給水を行うことで，復水貯蔵槽を枯渇させることなく復水貯蔵槽を水源とした注水が可能となることから，7日間の注水継続実施が可能である。なお，復水貯蔵槽への補給の開始を12時間としているが，これは，可搬式設備の使用を12時間以降と想定しているものである。
また，外部電源喪失を想定した場合でも同様の対応である。
（添付資料 2.4.2.2）
ｂ．燃料
可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への給水については，保守的に事象発生直後からの運転を想定すると，7日間の運転継続に約6,048Lの軽油が必要となる。本重要事故シー
ケンスの評価では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すると，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，約750,960Lの軽油が必要となる。（合計 約757,008L）
2-4-2-6

6 号炉及び 7 号炉の各軽油タンクにて約 1,020,000L（発電所内で約 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，可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への給水，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 2.4.2.3）
ｃ．電源
本重要事故シーケンスの評価では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。
2.4.1.5 結論
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」では，炉心冷却には成功するが，残留熱除去系の故障により崩壊熱除去機能が喪失することが特徴である。事故シーケンスグル
ープ「崩壊熱除去機能喪失」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，長期対策として代替格納容器スプ
レイ冷却系を用いた格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置等を用いた格納容器除熱を整備している。
事故シーケンスグループ｢崩壊熱除去機能喪失｣の重要事故シーケンス「過渡事象(給水流量の全喪失)＋崩壊熱除去失敗」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，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，代替格納容器スプレイ冷却系を用いた格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置等を用いた格納容器除熱を実施することにより，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。
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対処可能である。また，必要な水源，燃料及び電源については，外部電源喪失時を仮定しても供給可能である。
以上のことから，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」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「崩壊熱除去機能喪失」に対して有効である。
2-4-2-7

原子炉格納容器※２

逃がし安全弁主タービン系へ
給水系
より

※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

Ｂ

Ａ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ※２
原子炉隔離時冷却系ポンプ

使用系統（原子炉隔離時冷却系）

図 2.4.2.1 崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）時の重大事故等対策の概略系統図（1/3）

原子炉格納容器※２

代替格納容器スプレイ冷却系

ドライウェルスプレイノズル
逃がし安全弁

給水系
より

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
Ａ(Ｃ)

Ｃ
高圧炉心注水系ポンプ
Ｂ

Ａ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ

使用系統概要図（高圧炉心注水系＆代替格納容器スプレイ冷却系）

※１

Ｂ(Ｃ)

※２
原子炉隔離時冷却水ポンプ

図 2.4.2.2 崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）時の重大事故等対策の概略系統図（2/3）

2-4-2-8

原子炉建屋
原子炉格納容器
耐圧強化ベント系
逃がし安全弁排気筒※１
主タービン系へ

復水貯蔵槽※１

原子炉圧力容器

高圧炉心注水系ポンプ
Ｂ(Ｃ)

格納容器圧力逃がし装置

使用系統概要図（高圧炉心注水系＆格納容器圧力逃がし装置）

図 2.4.2.3 崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）時の重大事故等対策の概略系統図（3/3）

2-4-2-9

（解析上の時間）（０分）

全給水喪失発生※１
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。
冷却材再循環ポンプ
４台トリップ確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認※２
中央制御室盤にて機器ランプ表示、機器故障警報、系統流量指示計等にて機能喪失を確認する。
※３
中央制御室にて機器故障警報等により起動操作ができない場合、早期復旧不可と判断する。

（約１分後）「原子炉水位低（レベル２）」
高圧給水機能設備作動値に到達※４
原子炉隔離時冷却系はレベル２～レベル８の範囲で原子炉へ注水する。

原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認※１

冷却材再循環ポンプ
６台トリップ確認

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認

高圧代替注水系 起動

Ｙｅｓ

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず（約１０分後）サプレッションプール水冷却のため
残留熱除去系起動（約２０分後）残留熱除去系機能喪失確認 ※２（機器作動状況、系統流量による確認）

残留熱除去系早期復旧不可（約６１分後）※８
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。
※９
高圧注水機能により原子炉水位の回復を確認し原子炉隔離時冷却系を停止する。
※１０
低圧代替注水系（可搬型）による復水貯蔵槽補給量より、代替格納容器スプレイの流量が多いため、復水貯蔵槽水位が復水移送ポンプトリップ値付近にてドライウェルスプレ
イを停止する。
※１１
格納容器ベント実施時に炉心損傷が確認された場合は、格納容器ベントを停止し、炉心損傷後の対応手順に移行する。
※１２
機能喪失した設備の復旧には不確定要素が大きいため、待機設備を優先して準備する。

※３
Ⅰ

代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）準備※１２「原子炉水位高（レベル８）」にて ※４
原子炉隔離時冷却系自動停止確認＊以後、レベル２～レベル８で原子炉注水

主復水器
使用不可

※６
実際は「５５℃／ｈ」の降下率で減圧するが、評価上逃がし安全弁１弁を「開」保持し減圧する。
※７
実際は原子炉隔離時冷却系の流量低下前に、高圧炉心注水系を起動させ原子炉注水を開始するが、評価上原子炉水位低信号による自動起動により原子炉注水が開始されることとする。

Ｎｏ

原子炉水位回復確認※５
主復水器が使用可能であれば、主蒸気隔離弁「開」のままタービンバイパス弁で減圧する。

残留熱除去系機能
回復操作

炉心損傷無し継続確認

回復は解析上考慮せず

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

ⅡⅢ

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

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）

Ｎｏ※５

復水器真空度維持
タービンバイパス弁にて
原子炉減圧

Ｙｅｓ
（約６１分後）主蒸気隔離弁を手動「全閉」（約６１分後）サプレッションプール水温上昇により原子炉減圧開始（逃がし安全弁１弁による減圧） ※６※７
原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系の流量が減少（約３１８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

2-4-2-10

高圧炉心注水系自動起動確認 ※８
原子炉注水流量確認

原子炉水位回復確認（約３２５分後）

原子炉隔離時冷却系停止※９

高圧注水機能により原子炉水位をレベル３～レベル８で維持（約１１時間後）（約１１時間後）
代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）準備が完了「格納容器圧力１８０KPa[gage]」にて代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）によるドライウェルスプレイ開始（約１２時間後）（約２２時間後）（約２２時間後）

復水貯蔵槽水位※１０「復水移送ポンプトリップ」水位付近にて代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）によるドライウェルスプレイ停止

フィルタ装置排水ライン水張り「格納容器圧力３１０KPa[gage]」にて格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント系による格納容器ベント実施

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

可搬型代替注水ポンプによる格納容器頂部注水Ⅴ「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」

凡例Ｎｏ
炉心損傷なしＹｅｓ

格納容器圧力２７９KPa[gage]
維持不可

格納容器ベント停止

高圧注水系により原子炉水位を維持し、格納容器ベントによる格納容器圧力の低下
傾向を確認する。また、原子炉への注水は高圧注水系から代替低圧注水系に切り替えることができる。及び機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後、原子炉は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態へ、格納容器ベントは格納容器スプレ
イ冷却モード及びサプレッションプール水冷却モードにより冷却が可能であること、及び水素濃度制御が可能であることを確認し停止する。

（適時）

大湊側防火水槽への補給準備が完了（適時）

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

大湊側防火水槽への補給

可搬型代替注水ポンプの準備（格納容器頂部注水系準備）Ⅳ（約２３時間後）（約１２時間後）可搬型代替注水ポンプの準備が完了：操作・確認（運転員のみの作業）：緊急時対策要員のみの作業：プラント状態：運転員と緊急時対策要員の共同作業※１１：判断【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
消火系を代替格納容器スプレイ冷却系として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。
恒設設備による格納容器スプレイが実施できない場合、可搬型代替注水ポンプによるスプレイを実施する。
Ⅱ
消火系による屋外または屋内消火栓からの復水貯蔵槽への補給も実施できる。
屋内消火栓から補給する場合は、補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である。
消火系から補給する場合の水源は「ろ過水タンク」であるが、可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である。
Ⅲ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する。
Ⅳ
格納容器ベント操作前に、原子炉の隔離状態を確認し水位を高めに維持する。格納容器への熱放出を抑制し圧力上昇を抑制する。
Ⅴ
格納容器ベントには以下の方法もある。
・「格納容器圧力逃がし装置」による「ドライウェル側ベント」
・「耐圧強化ベント系」による「サプレッション・チェンバ側ベント」
・「耐圧強化ベント系」による「ドライウェル側ベント」：シナリオ上考慮しない操作・判断結果

図 2.4.2.4 崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）時の対応手順の概要

崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）

経過時間（分）10

経過時間（時間）

／

20

２

４

６

８

10

事象発生

プラント状況判断

操作の内容

操作項目
運転員
（現場）

約11時間

20

22

約2２時間
代替格納容器スプレイ停止

約61分
サプレッションプール水温

緊急時対策要員（現場）

49℃到達

約23時間
格納容器圧力310kPa[gage]到達

約５時間
原子炉水位低（レベル１．５）

６号

７号

６号

７号

６号

７号

２人
Ａ,Ｂ

２人
a,b

－

－

－

－

原子炉注水操作

（１人）
Ａ

（１人）
a

－

－

－

－

・原子炉隔離時冷却系
原子炉注水確認

残留熱除去系機能喪失確認

（１人）
Ａ

（１人）
a

－

－

－

－

・残留熱除去系（Ａ）（Ｂ）（Ｃ）
手動起動操作／機能喪失確認

－

－

－

－

－

－

・残留熱除去系

原子炉減圧操作

（１人）
Ａ

（１人）
a

－

－

－

－

・逃がし安全弁 １弁
手動開放操作

高圧注水機能

（１人）
Ａ

（１人）
a

－

－

－

－

・高圧炉心注水系
自動起動確認

（１人）
Ａ

（１人）
a

－

－

－

－

・復水移送ポンプ起動／運転確認
・代替格納容器スプレイ冷却系 ラインアップ

－

－

２人
Ｃ,Ｄ

２人
c,d

－

－

・現場移動
・代替格納容器スプレイ冷却系 現場ラインアップ※復水貯蔵槽吸込ライン切替

（１人）
Ａ

（１人）
a

－

－

－

－

・代替格納容器スプレイ操作

２人

２人

※1、※2

※1、※2

・消防車による復水貯蔵槽への注水準備（消防車移動、ホース敷設（防火水槽から消防車，消防車
から接続口），ホース接続）

備考

24

格納容器圧力180kPa[gage]到達

原子炉スクラム
約１分 原子炉水位低（レベル２）

実施箇所・必要人員数

運転員
（中操）

12

・全給水喪失確認
状況判断

残留熱除去系機能喪失調査、復旧操作（解析上考慮せず）

起動確認

代替格納容器スプレイ冷却系

代替格納容器スプレイ冷却系

準備操作

操作

消防車による防火水槽から復水貯蔵槽への補給

－

－

10分
・原子炉スクラム・タービントリップ確認－

原子炉水位「レベル２～レベル８」で
原子炉注水
10分
対応可能な要員により、対応す
る

機能回復

適宜

原子炉水位「レベル３～レベル８」維持

5分

20分

復水移送ポンプトリップ
水位付近でスプレイ停止

60分

－
※1

※1

（1人）

（1人）

・消防車による復水貯蔵槽への補給

・現場移動
・貯水池～防火水槽への系統構成，ホース水張り

２人
貯水池から大湊側防火水槽への補給

－

－

－

適宜実施

一時
待避

適宜実施

一時
待避

一時待避前に防火水槽が枯渇しないように補給量を調整する

適宜実施

中操からの連絡を受けて現場操作を実施する

90分－※3・貯水池から防火水槽への補給

（１人）
Ａ

（１人）
a

－

－

－

－

－

－

格納容器ベント準備操作

－

－

※2、※3

※2、※3

（２人）

（２人）

10分

・ベント準備・フィルタ装置水位調整準備（排水ライン水張り）

60分

格納容器ベント操作後，適宜ベント状態監視

（１人）
Ａ

（１人）
a

－

－

－

－

・格納容器ベント操作
・ベント状態監視

－

－

－

－

（２人）

（２人）

・フィルタ装置水位調整

－

－

－

－

格納容器ベント操作

燃料供給準備・軽油タンクからタンクローリーへの補給

タンクローリー残量に応じて適宜軽油タンクから補給

90分

２人
燃料給油作業
必要人員数

合計

－

－

－

－

２人
Ａ,Ｂ

２人
a,b

２人
Ｃ,Ｄ

２人
c,d

（

適宜実施

・消防車への給油
8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 2.4.2.5 崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）時の作業と所要時間

2-4-2-11

一時
待避

一時待避前に燃料が枯渇しない
ように補給する

逃がし安全弁による手動減圧（約1時間）

高圧炉心注水系 起動／停止に伴う原子炉圧力変化

図 2.4.2.6 原子炉圧力の推移

高圧炉心注水系 起動／停止により原子炉水位が維持

高圧炉心注水系の注水により，炉心上部
プレナム部の蒸気が凝縮し減圧され，ボイド率が増加し，水位が低下する

図 2.4.2.7 原子炉水位の推移

2-4-2-12

20

原
子
炉
水
位

炉心上部プレナム

15

（

レベル 8
レベル 3
レベル 2

シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
外
水
位

シュラウド外10

レベル 1.5
レベル 1
有効燃料棒頂部

高出力燃料集合体
有効燃料棒底部）

5

炉心下部プレナム

（ｍ）

0
0

2

4

6

8

10

事 故 後 の 時 間（ｈ）
SA3KK7LOF99AD87R000

図 2.4.2.8 原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移
1000

800
注
水

600

原子炉圧力が，原子炉隔離時冷却系の注水特性の最低圧力付近で推移することから，わずかな圧力変動に応じて流量が変化する

流
量
400
（t/h）
200

0
0

2

4

6

8

10

事 故 後 の 時 間（ｈ）
SA3KK7LOF99AD87R000

図 2.4.2.9 注水流量の推移

2-4-2-13

3000

（t/h）

2000

蒸気流量

2500

1500

原子炉減圧に伴うボイド率増加

1000

500

0
0

2

4
6
事故後の時間 (ｈ )810

図 2.4.2.10 逃がし安全弁からの蒸気流出量の推移

500

原子炉隔離時冷却系
起動/停止による水量増減

高圧炉心注水系
起動/停止による水量増減

原子炉冷却材保有水量

（t）

400

300

200

100

0
0

2

4
6
事故後の時間 (ｈ )図 2.4.2.11 原子炉内保有水量の推移

2-4-2-14810減圧による飽和温度の低下
炉圧変化に応じて飽和温度が変化し被覆管温度もこれに追従する変化を繰り返す

図 2.4.2.12 燃料被覆管温度の推移

1.2

高圧炉心注水系の注水により炉心上部プレナムの蒸気が凝縮され、原子炉が減圧されることでボイ
ド率が増加

1.0

(-)

0.8

ボイド率

高圧炉心注水系による炉心冷却が継続され，かつ，原子炉出力は崩壊熱レベルまで低下しているため，ドライアウトが発生する状態ではない

0.6

原子炉減圧に伴うボイド率増加

0.4

0.2

0.0
0

2

4
6
事故後の時間 (ｈ )8

図 2.4.2.13 高出力燃料集合体のボイド率の推移

2-4-2-15

10

1.2

1.0

(-)

0.6

ボイド率

0.8

0.4

原子炉減圧に伴うボイド率増加
0.2

0.0
0

2

4
6
事故後の時間 (ｈ )8

図 2.4.2.14 炉心下部プレナム部のボイド率の推移

格納容器ベント（約23時間）
による圧力低下
格納容器スプレイ開始

格納容器スプレイ停止

図 2.4.2.15 格納容器圧力の推移

2-4-2-1610

格納容器ベント（約23時間）
による温度低下

格納容器スプレイ停止
による温度上昇

格納容器スプレイ開始
による温度低下

図 2.4.2.16 格納容器気相部の温度の推移

サプレッション・チェンバ水位(ｍ)20ベントライン(約17ｍ)

格納容器ベントによ
る水位上昇

15

真空破壊装置(約14ｍ)

格納容器スプレイ作動
105

原子炉減圧に伴い
炉内の蒸気が流入するため水位が上昇

格納容器スプレイ停止による水位上昇停止
下部ドライウェルにプール水が流出するため、水位上昇が抑制

0
0

10

20
事故後の時間(ｈ)30

図 2.4.2.17 サプレッション・チェンバ水位の推移

2-4-2-1740

サプレッション・プール水温(℃)

300

減圧状態の維持により炉内蒸気が流出し水温が徐々に上昇200

格納容器ベントによる圧力低下により飽和温度が低下

原子炉減圧に伴い炉内の蒸気が流入するため水温が上昇

格納容器スプレイ作動により水温上昇が抑制

100

原子炉隔離時冷却系作動による排気蒸気の流入による水温上昇
0
0

10

20
事故後の時間 (ｈ)2-4-2-183040

表 2.4.2.1 崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）における重大事故等対策について
有効性評価上期待する重大事故等対処設備
判断及び操作原子炉スクラム確認

手順

常設設備

可搬設備

－

－

給水流量全喪失により原子炉水位が急激に低下し，原子炉

計装設備
平均出力領域モニタ

水位低（レベル 3）にて原子炉スクラムすることを確認する。
原子炉隔離時冷却系による原子炉水位

原子炉水位低（レベル 2）信号により原子炉隔離時冷却系が回復確認

起動し原子炉へ注水を開始する。これにより原子炉水位は原子炉隔離時冷却系－

原子炉水位計原子炉隔離時冷却系系統流量計

回復する。
残留熱除去系機能喪失確認

原子炉隔離時冷却系の運転によりサプレッションプール水－－

温度が上昇するため，残留熱除去系によるサプレッショ

残留熱除去系ポンプ吐出圧力計
サプレッションプール水温計

ン・チェンバ・プール水冷却モード運転のため起動操作を実施するが，残留熱除去系故障により起動失敗する。

2-4-2-19

高圧炉心注水系による原子炉注水

残留熱除去系機能喪失によりサプレッションプール水温度逃がし安全弁

サプレッションプール水温計

上昇が継続し，逃がし安全弁による原子炉減圧が必要にな

高圧炉心注水ポンプ

原子炉圧力計る。原子炉減圧に伴い原子炉隔離時冷却系の流量が低下し原子炉水位計

原子炉水位が低下する。原子炉水位低（レベル 1.5）にて高高圧炉心注水系系統流量計

圧炉心注水系が起動し，原子炉水位は回復する。
代替格納容器スプレイ冷却系による格

格納容器圧力が「0.18MPa[gage]」到達した場合，代替格納

納容器冷却確認

容器スプレイ冷却系により格納容器冷却を実施する。

復水移送ポンプ

格納容器圧力逃がし装置等による格納

格納容器圧力が「0.31MPa[gage]」到達した場合，格納容器

格納容器圧力逃がし装置

容器除熱確認

圧力逃がし装置等による格納容器除熱を実施する。

耐圧強化ベント系－

格納容器内圧力計
復水補給水系流量計（原子炉格納容器）－

格納容器内圧力格納容器内雰囲気放射線レベル計
サプレッション・チェンバ水位計

表 2.4.2.2 主要解析条件（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））（1／5）
項目
解析コード

主要解析条件

条件設定の考え方

原子炉側：SAFER
格納容器側：MAAP

－

初期条件

2-4-2-20

原子炉熱出力3,926MWt

定格原子炉熱出力として設定

原子炉圧力

7.07MPa[gage]

定格原子炉圧力として設定

原子炉水位

通常運転水位通常運転時の原子炉水位として設定

炉心流量52,200t/h

定格流量として設定

燃料

9×9 燃料（A 型）

最大線出力密度44.0 kW/m

設計の最大値として設定

原子炉停止後の崩壊熱

ANSI/ANS-5.1-1979（燃焼度 33GWd/t）

サイクル末期の燃焼度に 10％の保守性を考慮

格納容器容積（ドライウェル）

7,350m3

内部機器，構造物体積を除く全体積

格納容器容積（ウェットウェル）

空間部：5,960m3
液相部：3,580m3

必要最小空間部体積
必要最小プール水量

真空破壊装置3.43kPa（ドライウェル－サプレッション・チ
ェンバ間差圧）

サプレッションプール水位

7.05m（NWL）

通常運転時のサプレッションプール水位として設定

サプレッションプール水温

35℃

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

格納容器圧力5kPa

通常運転時の格納容器圧力として設定

格納容器温度57℃

通常運転時の格納容器温度として設定

外部水源の温度32℃

通常運転時の復水貯蔵槽温度として設定－－

表 2.4.2.2 主要解析条件（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））（2／5）
項目

主要解析条件

事故条件

起因事象

給水流量全喪失

安全機能の喪失に対する仮定

崩壊熱除去機能喪失

条件設定の考え方
全給水の喪失が発生するものとして設定
残留熱除去系の故障により崩壊熱除去機能が喪失す
ると設定
外部電源がある場合，再循環ポンプは，事象発生と外部電源

外部電源あり同時にトリップせず，原子炉水位低の信号でトリップするため，事象初期の炉心冷却上厳しくなる

2-4-2-21

表 2.4.2.2 主要解析条件（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））（3／5）
項目
原子炉スクラム信号

主要解析条件
原子炉水位低（レベル 3）（応答時間：0.05 秒）

条件設定の考え方
安全保護系の遅れ時間を考慮した応答時間を設定。
原子炉隔離時冷却系の設計値として設定
10.0

動
182m3/h（8.12～1.03MPa[dif]において）にて注水原子炉圧力（MPa[dif]）

原子炉隔離時冷却系

8.0

6.0

4.0

2.0

0.0
0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

800

900

1000

流量（m3 /h）

高圧炉心注水系の設計値として設定
10.0

原子炉水位低（レベル 1.5）にて自動
高圧炉心注水系

起動
727m3/h （0.69MPa[dif]において）に
て注水

8.0

原子炉圧力（MPa[dif]）

2-4-2-22

重大事故等対策に関連する機器条件

原子炉水位低（レベル 2）にて自動起

6.0

4.0

2.0

0.0
0

100

200

300

400

500
流量（m3 /h）

600

700

表 2.4.2.2 主要解析条件（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））（4／5）
項目

主要解析条件

条件設定の考え方
逃がし安全弁の設計値として設定

1個<原子炉圧力と逃がし安全弁蒸気量の関係>
500

7.51 MPa[gage]×1 個, 363 t/h/個

2-4-2-23

重大事故等対策に関連する機器条件

400

7.58 MPa[gage]×1 個, 367 t/h/個逃がし安全弁

7.65 MPa[gage]×4 個, 370 t/h/個

蒸気7.72 MPa[gage]×4 個, 373 t/h/個

流7.79 MPa[gage]×4 個, 377 t/h/個

（t/h）

量

300

200

100

7.86 MPa[gage]×4 個, 380 t/h/個
0
0

2

4

6

8

10

原 子 炉 圧 力（MPa[abs]）

代替格納容器スプレイ冷却系

130m3/h にてスプレイ

格納容器圧力逃がし装置等

14.3kg/s の流量にて除熱格納容器雰囲気温度及び圧力抑制に必要なスプレイ
流量を考慮し，設定－

表 2.4.2.2 主要解析条件（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））（5／5）
項目

逃がし安全弁による手動原子炉減圧
重大事故等対策に関連する操作条件

2-4-2-24

代替格納容器スプレイ冷却系による格
納容器冷却操作

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱操作主要解析条件

サプレッションプール水温度 49℃到達時

条件設定の考え方

運転操作手順書を踏まえて設定

格納容器圧力「0.18MPa[gage]」到達時 運転操作手順書を踏まえて設定

格納容器圧力「0.31MPa[gage]」到達時 運転操作手順書を踏まえて設定

添付資料 2.4.2.1
安定停止状態について
崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）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：炉心が冠水し，炉心の冷却が維持されている及び格納容器圧力・温度が上昇傾向にない原子炉安定停止状態の確立について
図 2.4.2.7 及び図 2.4.2.8 に示すとおり，高圧炉心注水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ている状態を原子炉安定停止状態とした。
格納容器圧力逃がし装置等による除熱での安定状態の維持について
図 2.4.2.15 及び図 2.4.2.16 に示すとおり，格納容器圧力 0.31MPa[gage]に到達後，格納容器圧力逃がし装置等による除熱を実施することにより，格納容器圧力・温度が限界圧力・
限界温度以下で，かつ，低下に転じる約 23 時間後を原子炉格納容器安定状態とした。
残留熱除去系による除熱での長期安定状態の維持について
残留熱除去系機能を復旧させ，除熱を行うことにより，長期にわたり炉心及び格納容器の冷却が可能である。また，冷却に必要な外部電源等のサポート系は使用可能であることから，原子炉及び格納容器の安定状態を長期にわたり維持可能である。

添 2.4.2.1-1

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））

○水源
2500

復水貯蔵槽水量：約1,700m3
淡水貯水池：約18,000m3

復水貯蔵槽水量2000○水使用パターン①原子炉隔離時冷却系，高圧炉心注水系による原子炉注水
事象発生後に原子炉隔離時冷却系，高圧炉心注水系により注水する。

添 2.4.2.2-1③淡水貯水池から復水貯蔵槽への移送
12時間後から，淡水貯水池の水を防火水槽へ移送する。
防火水槽からは可搬型代替注水ポンプ2台を用いて90m3/hで復水貯蔵槽へ移送する。

水量 [ton]②代替格納容器スプレイ冷却系による代替原子炉格納容器スプレイ
格納容器圧力が0.18MPa[gage]となった以降に代替格納容器スプレイ
冷却系による代替原子炉格納容器スプレイを実施する（130m3/h）。

1500
代替格納容器スプレイ冷却系により格納容器スプレイ開始↓
1000↑
復水貯蔵槽への補給開始（90m3/h）

500

格納容器
スプレイ停止
↓

0
0

5

10

15

20
time [hr]

25

30

35

40

○時間評価（右上図）
12時間前までは復水貯蔵槽を水源として原子炉注水及び代替原子炉格納容器スプレイを実施するため，復水貯蔵槽水量は減少する。12時間
後から復水貯蔵槽への補給を開始するため，水量の減少割合は低下する。スプレイ停止後にベントし，その後は崩壊熱相当で注水することから復水貯蔵槽水量は回復し，以降安定して冷却が可能である。

○水源評価結果
添付資料 2.4.2.2

時間評価の結果から復水貯蔵槽が枯渇することはない。また，7日間の対応を考慮すると，合計約5,900m3必要となるが，復水貯蔵槽及び淡水貯水池，合計で約19,700m3保有することから必要水量を確保可能であり，安定して冷却を継続することが可能である。

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））
プラント状況：6，7 号機運転中。1～5 号機停止中。
事象：崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）は 6，7 号機を想定。保守的に全ての設備が，事象発生直後から燃料を消費するものとして評価する。
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。
号機

時系列
事象発生直後～事象発生後 7 日間

7 号機

復水貯蔵槽給水用 可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）
2 台起動。
18L/h×24h×7 日×2 台＝6,048L

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
6 号機

復水貯蔵槽給水用 可搬型代替注水ポンプ（A－2 級）
2 台起動。
18L/h×24h×7 日×2 台＝6,048L

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
1 号機

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

添 2.4.2.3-1

2 号機

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

3 号機

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

4 号機

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

5 号機

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

判定

7 日間の
軽油消費量
約 757,008L

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

7 日間の
軽油消費量
約 757,008L

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

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

1 号機軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

2 号機軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

3 号機軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

4 号機軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

5 号機軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 70,896L

1～7 号機軽油タンク
及び地下軽油タンクの残容量（合計）は
約 673,264L であり，
7 日間対応可能。

事象発生直後～事象発生後 7 日間
その他

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）
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。

添付資料 2.4.2.3

合計

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，「過渡事象＋原子炉停止失敗」，「小 LOCA＋原子炉停止失敗」，「中 LOCA＋原子炉停止失敗」及び「大 LOCA＋原子炉停止失敗」である。但し，「小 LOCA＋原子炉停止失敗」「中LOCA＋原子炉停止失敗」及び「大 LOCA＋原子炉停止失敗」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る。また，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。このため，反応度投入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。
(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。
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 2.5.2 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 2.5.3 に示す。また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を表 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，運転員 4 名の合計 7 名である。
必要な要員と作業項目について図 2.5.4 に示す。

2-5-1

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駆動蒸気が失われるため，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。
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

2-5-2

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
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，プール水温度高(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，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。
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
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」を選定した。また，過渡事象としては，急激な原子炉圧力の上昇に伴う原子炉出力上昇の観点で厳しい事象である主蒸気隔離弁の誤閉止を起因事象として選定した。また，重大事故等対策である代替制御棒挿入機能は保守的に作動しないと仮定する。
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。

2-5-3

(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
主蒸気隔離弁の閉止によりタービン駆動給水ポンプの駆動蒸気が喪失した後，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2-5-4

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た場合に実施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，ほう酸水注入系及びサプレッション・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高(49℃)に到達した時点から，10分間が経過した時点で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 2.5.5 から図
2.5.19 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 2.5.20 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投入され，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駆動蒸気を喪失するた

2-5-5

め，タービン駆動給水ポンプは約 5 秒後にトリップするが，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高(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，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(サプレッションプール水温度高到達から 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。この時，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 2.5.10 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。

2-5-6

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
追而
2.5.4 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「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7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，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

2-5-7

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。
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2.5.4，添付資料2.5.5，添付資料2.5.6，添付資料2.5.7)
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。

2-5-8

原子炉格納容器

逃がし安全弁主タービン系へ

給水系より

原子炉圧力容器Ｃ
高圧炉心注水系ポンプ

高圧炉心注水系ポンプ

Ｂ
原子炉隔離時冷却系ポンプ

使用系統(逃がし安全弁&高圧炉心注水系&原子炉隔離時冷却系)

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(1/2)

原子炉格納容器

逃がし安全弁主タービン系へ

給水系より

ほう酸水
貯蔵タンク
ほう酸水注入系ポンプ※１※１
原子炉圧力容器Ｃ
高圧炉心注水系ポンプ

Ｂ(Ｃ)

Ａ

残留熱除去系ポンプ
残留熱除去系ポンプ

Ｂ
原子炉隔離時冷却系ポンプ

高圧炉心注水系ポンプ

使用系統（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&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)）

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(2/2)

2-5-9（解析上の時間）※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。

主蒸気隔離弁全閉（約０分）※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。
原子炉スクラム信号発生

原子炉スクラム失敗確認※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。

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※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。

※１※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。

手動スクラムボタンによる手動スクラム実施

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

原子炉モードスイッチ「運転」→「停止」

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

原子炉圧力高信号により冷却材再循環ポンプ
４台トリップ確認※２（２．７秒後）タービントリップ確認※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。
※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。
※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、ＴＡＦ以上を維持する。

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認※９「原子炉出力－Ｓ／Ｐ水温度相関曲線」より、サプレッションプール水温４９℃超過からほう酸水注水系起動を判断する。
（約２４秒後）※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。

サプレッションプール水位「+50mm」到達※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「３％」以下を維持するため原子炉水位レベル１．５以上を維持する。

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」（約３４秒後）※１２
ほう酸水全量注入は「約１６５分」以内になる設計である。

格納容器圧力高「１３．７kPa[gage]」
到達

高圧炉心注水系自動起動を確認
原子炉注水流量確認 ※４

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

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認

残留熱除去系自動起動を確認
最小流量運転確認 ※５

Ｎｏ

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」

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」

高圧代替注水系 起動
Ｙｅｓ
高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず（約４３秒後）サプレッションプール水温度高高「４９℃」到達（約１７３秒後）「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

2-5-10

原子炉水位低下（約１９１秒後）「原子炉水位低（レベル２）」
高圧給水機能設備作動値に到達（約２１５秒後）「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２３９秒後）「原子炉水位低（レベル１）」
低圧注水機能設備作動値に到達

冷却材再循環ポンプ
６台トリップ確認※６「ＡＤＳ論理タイマ動作」警報発生確認（約４分後）※７

自動減圧系自動起動阻止
・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」※８
原子炉水位回復確認「原子炉水位有効燃料棒頂部（ＴＡＦ）」以上に維持（約１１分後）

ほう酸水注入ポンプ手動起動

ほう酸水注入開始確認

※９

※１０

残留熱除去系による
サプレッションプール水冷却開始

炉心損傷無し継続確認

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

Ⅰ（約２２分後）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

制御棒挿入操作
回復は解析上考慮せず（約２７分後）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

原子炉出力「３％未満」到達後
原子炉注水流量調整により炉出力３％以下を維持

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【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※１２
凡例：操作・確認（運転員のみの作業）：緊急時対策要員のみの作業：プラント状態：運転員と緊急時対策要員の共同作業

原子炉水位レベル３～レベル８維持：判断
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
プール水冷却モードにより冷却を継続する。機能喪失している設備の復旧に努める。制御棒の挿入機能が復旧し全挿入された後、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。

：シナリオ上考慮しない操作・判断結果

図 2.5.3

原子炉停止機能喪失(TC)における操作概要

原子炉停止機能喪失
２

４

６

８

10

経過時間（分）
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

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

７号

サプレッションプール水温度高高
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）
約191秒

原子炉水位低（レベル２）

約215秒

原子炉水位低（レベル1.5）

緊急時対策要員（現場）

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、低圧注
水系 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

（１人）
Ａ

（１人）
a

（１人）
B
（１人）
Ａ
（１人）
Ａ

（１人）
b
（１人）
a
（１人）
a

－

－

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

－

－

－

－

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

－

－

－

－

・低圧注水モード→サプレッションプール
水冷却モード－－－－・サプレッションプール冷却状況監視

－

－

－

－

・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

必要人員数 合計

（

－

－

－

０人

－

－

３０秒
３系統ともサプレッション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 2.5.4

原子炉停止機能喪失時の作業と所要時間

2-5-11

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

事象発生からの時間 (s)図 2.5.5

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 250 秒後まで)

事象発生からの時間 (s)図 2.5.6

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)

2-5-12

1. 原子炉隔離時冷却系(RCIC) (%)
2. 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 2.5.7 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)

事象発生からの時間 (s)図 2.5.8

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 250 秒後まで)

2-5-13

事象発生からの時間 (s)図 2.5.9

炉心平均ボイド率の時間変化(事象発生から 250 秒後まで)

2-5-14

事象発生からの時間 (s)図 2.5.10 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)

PCT 評価位置※

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 2.5.11 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)

2-5-15

事象発生からの時間 (s)図 2.5.12 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 2.5.13 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)

2-5-16

事象発生からの時間 (m)図 2.5.14 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 2.5.15 炉心流量の時間変化(事象発生から 40 分後まで)

2-5-17

事象発生からの時間 (m)図 2.5.16 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 2.5.17 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)

2-5-18

事象発生からの時間 (m)図 2.5.18 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 2.5.19 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)

2-5-19

事象発生からの時間 (m)図 2.5.20 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)

2-5-20表 2.5.1
判断及び操作手順

原子炉停止機能喪失における重大事故等対策について
有効性評価上期待する重大事故等対処設備
常設設備

2-5-21

原子炉スクラム失敗 主蒸気隔離弁誤閉止によるスクラム信号が発生する－
確認が，この信号によるスクラムに失敗する。
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)
主蒸気遮断により復水器ホットウェル水位が低下し給原子炉隔離時冷却系 復水ポンプがトリップする。給水流量全喪失により原及び高圧炉心注水系 子炉水位は低下するが，原子炉隔離時冷却系及び高圧 原子炉隔離時冷却系
による原子炉水位維 炉心注水系による原子炉注水は継続されるため炉心は 高圧炉心注水系
持
冠水維持し，原子炉水位低(レベル 1.5)付近で水位を維持される。
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，自動減圧系
自動減圧系自動起動
自動減圧系の起動阻止の起動阻止スイッチを設けている。原子炉水位低(レベ阻止スイッチル 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 逃がし安全弁の作動により，サプレッションプールのほう酸水注入系
る原子炉未臨界操作 水温が上昇するため，ほう酸水注入を実施する。ほう
残留熱除去系(サプレッ
及 び サ プ レ ッ シ ョ 酸水注入により中性子束は徐々に低下し未臨界に至ション・チェンバ・プー
ン・チェンバ・プール る。合わせて，サプレッション・チェンバ・プール水
ル水冷却モード)
水冷却モード運転
冷却モード運転を実施する。

可搬設備

計装設備

－

平均出力領域モニタ－

格納容器内圧力計
原子炉水位計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－

原子炉水位計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－

格納容器内圧力計
原子炉水位計－

平均出力領域モニタ
サプレッションプール水温計
起動領域モニタ
残留熱除去系系統流量計

表 2.5.2 主要解析条件(原子炉停止機能喪失)(1/5)
項目
解析コード
原子炉熱出力原子炉圧力主要解析条件

条件設定の考え方

炉心流量
主蒸気流量

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

給水温度

215 ℃

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

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)

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－
炉心への反応度投入の観点で厳しい過渡事象として設定

外部電源あり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

原子炉水位

初期条件

2-5-22

サプレッション・チェンバ容積
サプレッションプール水温
復水貯蔵槽水温起因事象
事故条件

安全機能等の喪失に対する仮定

外部電源－
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

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

表 2.5.2 主要解析条件(原子炉停止機能喪失)(2/5)
項目

主要解析条件

重大事故等対策に関連する機器条件

2-5-23

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

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

原子炉水位低(レベル 2)設定点

セパレータスカート下端から-58 cm

原子炉水位低(レベル 1.5)設定点

セパレータスカート下端から-203 cm

原子炉水位低(レベル 1)設定点

セパレータスカート下端から-287 cm

冷却材再循環ポンプトリップの作
動遅れ時間

0.2 秒

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)－
逃がし安全弁の設計値<原子炉圧力と逃がし安全弁蒸気量の関係>

逃がし安全弁(逃がし弁機能)の動
作設定値

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

表 2.5.2 主要解析条件(原子炉停止機能喪失)(3/5)
項目

主要解析条件

条件設定の考え方
原子炉隔離時冷却系の設計値として設定
10.0

原子炉隔離時冷
却系

6.0

4.0

2.0

0.0
0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

700

800

900

1000

流量（m 3 /h）

高圧炉心注水系の設計値として設定
10.0

8.0

高圧炉心注水系

・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)

原子炉圧力（MPa[dif]）

2-5-24

重大事故等対策に関連する機器条件

・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)

原子炉圧力（MPa[dif]）

8.0

6.0

4.0

2.0

0.0
0

100

200

300

400

500
流量（m3 /h）

ほう酸水注入系

・注水流量 190 リットル/分

ほう酸水注入系の設計値

600表 2.5.2 主要解析条件(原子炉停止機能喪失)(4/5)
重大事故等対策に関連する操作条件

項目

主要解析条件

条件設定の考え方

ほう酸水注入系運転操作

・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

・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

残留熱除去系(サプレッション・チェン ・サプレッションプールの水温が 49℃に到達
バ・プール水冷却モード)運転操作した後から 10 分後に起動

・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

2-5-25自動減圧系起動阻止操作・訓練実績を踏まえ，自動減圧系起動信号発・自動減圧系起動阻止操作に成功するものと
生後，逃がし安全弁の開放までの 30 秒の間し，自動減圧系は動作しないに自動減圧系起動阻止操作に期待できるものとする。

表 2.5.2 主要解析条件(原子炉停止機能喪失)(5/5)
項目
解析コード

主要解析条件・相関式
ホットバンドル解析条件：SCAT

条件設定の考え方－

最小限界出力比(MCPR)

1.22

通常運転時の MCPR の下限値

最大線出力密度(MLHGR)

44 kW/m

通常運転時の MLHGR の上限値

BT 判定(時刻)GEXL 相関式－

BT 後の被覆管表面熱伝達率

修正 Dougall-Rohsenow 式－

リウェット相関式

学会標準における相関式 2－

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

今回の評価では，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，炉心に印可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

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

申請解析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

×10-400
サイクル初期

サイクル初期
サイクル末期

サイクル末期-2-5

減速材ボイド係数(￠/%ボイド率)

添 2.5.1-3

減速材ボイド係数((Δk/k)/%ボイド率)

-4

-6

-8

-10

-10

-15

-20

-12
-25
-14

-16

-30
0

10

20

30

40

50

60

70

0

10

20

30

40

50

60

炉心平均ボイド率(%)

炉心平均ボイド率(%)

図 2 減速材ボイド係数(9×9 燃料(A 型)取替炉心)

図 3 動的ボイド係数(9×9 燃料(A 型)取替炉心)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等を考慮し，事象発生から10分以内の操作であるものの，成功するものとして評価を実施した。
以上

添 2.5.2-1

添付資料 2.5.3
安定停止状態について
原子炉停止機能喪失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：原子炉が未臨界を確保し，炉心が冠水し，炉心の冷却が維持されている及び格納容器圧力・温度が上昇傾向にない
原子炉安定停止状態の確立について
図 2.5.14 に示すとおり，ほう酸水注入系によるほう酸水注入後，中性子束が降下した状
態及び図 2.5.18 及び図 2.3.19 に示すとおり，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後，炉心が冠水し，炉心の冷却が維持されている状態を原子炉安定停止状態とした。
格納容器の安定状態の維持について
図 2.5.20 に示すとおり，サプレッション・チェンバ・プール水冷却モードによる除熱を実施することにより，格納容器圧力が限界圧力以下，格納容器温度が限界温度以下で，かつ，低下に転じたことを以って格納容器の安定状態とした。
中長期的な安定状態について
上記の対応により安定状態を確保した後の中長期的な対応としては，制御棒挿入機能の復旧を試みることとなる。

添 2.5.3-1

添付資料 2.5.4
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においては，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%として解析を実施している。一方，定格熱出力100%の場合，柏崎刈羽原子力発電所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投入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
申請解析の評価条件に対して，初期炉心流量を90%に変更した以外は，申請解析における評価条件と同等である。
3. 評価結果
申請解析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
圧力上昇時に投入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投入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。
申請解析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。
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 2.5.4-1

表1 初期炉心流量の相違による判断基準への影響
項目

申請解析(REDY-SCAT)

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

1,200℃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(℃))

113

113

200℃(限界温度)を下回る

添 2.5.4-2

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 2.5.4-3

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)図4※※ 100%は定格給水流量(7.64×103 t/h)を示す。

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 2.5.4-4

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 2.5.4-5

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 2.5.4-6

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)

図 10

※

※ 100%は定格給水流量(7.64×103 t/h)を示す。

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 2.5.4-7

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 2.5.4-8

添付資料 2.5.5
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，反応度投入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
申請解析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，申請解析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，申請解析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。
申請解析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，申請解析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，申請解析と変わらない。燃料被覆管の酸化量
添 2.5.5-1

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，申請解析と変わらない。
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申請解析とほぼ同じであり，判断基準を下回ることを確認した。
以上

添 2.5.5-2

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
申請解析
(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 2.5.5-3

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 2.5.5-4

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)図4※※ 100%は定格給水流量(7.64×103 t/h)を示す。

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 2.5.5-5

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 2.5.5-6

添付資料 2.5.6
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 2.5.6-1

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

添 2.5.6-2

上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
申請解析
(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(℃)

約 910

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])

0.15

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(℃))

104

113

200℃(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 2.5.6-3

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 2.5.6-4

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)図4※※ 100%は定格給水流量(7.64×103 t/h)を示す。

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 2.5.6-5

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

添付資料 2.5.7
3 次元過渡核熱水力解析コード(TRACG)を用いた評価結果
1. はじめに今回の申請においては，TCシーケンス(ATWS)の事象進展解析に，既に許認可を受けているプラント動特性解析コードREDY及び単チャンネル熱水力解析コードSCATを用いている。ATWS事象では核熱水力不安定による出力振動やSLCのほう酸不混合による局所的な影響も考えられるが，REDYでは炉心を1点近似で模擬していること等の限界から，これらの影響を評価することが出来ない。このため3次元過渡核熱水力解析コード(TRACG)を用
いて炉心を3次元でモデル化し，今回の申請と同等と考える条件で，ATWS発生時のプラン
ト挙動の詳細評価を実施した。
2. TRACGについて
TRACGは，原子炉過渡解析コード(TRAC)のGE Hitachi Nuclear Energy社が所有権をもつバージョンである。この解析コードは，運転時の異常な過渡変化，設計基準事故である冷却材喪失事故(LOCA)及び過渡時のスクラム失敗事象(ATWS)を対象とした沸騰水型原子炉(BWR)の過渡変化を解析可能なコードである。
TRACGは，原子炉の熱水力挙動を評価する3次元2流体モデル，及び炉心の中性子動特性を評価する3次元中性子動特性モデルに基づいている。熱水力挙動を取り扱うために
TRACGで用いる2流体モデルでは，気相及び液相に対し，質量，運動量及びエネルギーの保存式を基礎式として解く。炉心の中性子動特性を評価する3次元中性子動特性モデルでは，
エネルギー3群の時間依存拡散方程式，及び6群の遅発中性子先行核濃度の動特性方程式を解く。制御棒位置及び熱水力モデルから求められた減速材密度，燃料温度，ほう素濃度に基づき反応度フィードバックが求められる。
TRACGでは，パイプ，ポンプ，弁，T字配管，チャンネル，ジェットポンプ，気水分離器，熱交換機及びベッセルコンポーネントのような基本コンポーネントがモジュール化されており，これらを構成要素として組み合わせることで解析対象を模擬することができる。
3. 評価条件
評価条件を表1に示す。
4. 評価結果
評価結果を図1から図10に示す。また，評価結果のまとめを表2に示す。
図 1 か ら 図 10 に 示 す よ う に ， プ ラ ン ト パ ラ メ ー タ の 全 体 的 な 挙 動 は 申 請 解 析(REDY-SCATによる解析)とほぼ同等であるが，出力上昇が申請解析(REDY-SCATによる解析)に比べて低く，判断基準としている各パラメータの最大値は，申請解析(REDY-SCATによる解析)に比べて低くなっている(表2参照)。
添 2.5.7-1

また，図1及び図6に示すように中性子束に細かな変動が見られる。これらは逃がし安全弁の開閉による圧力変化をトリガーとする出力振動の兆候であると考えられるものの，中性子束の変化幅は発散せず，また短い時間で収束し，持続していないことから，核熱不安定による出力振動ではないと判断される。
なお，図5に示す燃料被覆管最高温度の時間変化は申請解析(REDY-SCATによる解析)の結果と異なり，事象発生後約100秒以降の給水加熱喪失による出力上昇に起因した温度上昇が現れない結果となっている。これは，給水加熱喪失時の炉心入口サブクール上昇によるボ
イド率の低下に対し，TRACGの方がREDYと比較して投入される正の反応度が小さく，出力上昇が小さいこと，炉心下部のボイド率が低下することで，沸騰遷移しにくくなることが原因として考えられる。
5. まとめ
3次元過渡核熱水力解析コード(TRACG)を用いたより詳細な評価結果においても，判断基準となるパラメータの最大値は判断基準を下回り，また，判断基準となるパラメータにおいて，申請解析(REDY-SCATによる解析)より低い値を示すことを確認した。
以上

添 2.5.7-2

表1

主要解析条件(TRACG を用いた原子炉停止機能喪失事象の評価)(1/5)

項目

主要解析条件

申請解析(REDY-SCAT による解析)との相違点

初期条件

添 2.5.7-3

解析コード(プラント動特性)

TRACG

－

原子炉熱出力3,926 MWt

なし

原子炉圧力

7.07 MPa[gage]

なし

原子炉水位

セパレータスカート
下端から+119 cm

なし

炉心流量

52.2×103 t/h

なし

主蒸気流量

7.64×103 t/h

なし

燃料及び炉心9×9 燃料(A 型)(単一炉心)なし

サイクル条件ドライウェル空間容積

平衡サイクル末期
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)

なし※1
なし

外部電源ありなし

サプレッション・チェンバ容積

事故条件

サプレッションプール水温
復水貯蔵槽水温起因事象
安全機能等の喪失に対する仮定
外部電源

なし
なし
なし
なし
なし

※1 TRACG では 3 次元炉心解析のデータをそのまま読み込むため，REDY のようにボイド係数やドップラ係数の入力は無い。

表1

主要解析条件(TRACG を用いた原子炉停止機能喪失事象の評価)(2/5)

項目

添 2.5.7-4

重大事故等対策に関連する機器条件

主要解析条件

申請解析(REDY-SCAT による解析)との相違点

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
原子炉水位低(レベル 2)設定点
原子炉水位低(レベル 1.5)設定点

主蒸気隔離弁閉3秒
7.48 MPa[gage]
13.7 kPa[gage]
セパレータスカート下端から-58 cm
セパレータスカート下端から-203 cm

なし
なし
なし
なし
なし
なし

原子炉水位低(レベル 1)設定点

セパレータスカート下端から-287 cm

なし

冷却材再循環ポンプトリップの作
動遅れ時間

0.2 秒

なし
逃がし安全弁の設計値<原子炉圧力と逃がし安全弁蒸気量の関係>

逃がし安全弁(逃がし弁機能)の動
作設定値

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表1
項目

主要解析条件(TRACG を用いた原子炉停止機能喪失事象の評価)(3/5)
主要解析条件

申請解析(REDY-SCAT による解析)との相違点
原子炉隔離時冷却系の設計値として設定
10.0

原子炉隔離時冷
却系

6.0

4.0

2.0

0.0
0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

700

800

900

1000

流量（m 3 /h）

高圧炉心注水系の設計値として設定
10.0

8.0

高圧炉心注水系

・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)

原子炉圧力（MPa[dif]）

添 2.5.7-5

重大事故等対策に関連する機器条件

・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)

原子炉圧力（MPa[dif]）

8.0

6.0

4.0

2.0

0.0
0

100

200

300

400

500
流量（m3 /h）

ほう酸水注入系

・注水流量 190 リットル/分

なし

600

表1

主要解析条件(TRACG を用いた原子炉停止機能喪失事象の評価)(4/5)

添 2.5.7-6

重大事故等対策に関連する操作条件

項目

主要解析条件

申請解析(REDY-SCAT による解析)との相違点

自動減圧系起動阻止操作

・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なし

ほう酸水注入系運転操作

・サプレッションプールの水温が 49℃に到達した後から 10 分後に起動なし

残留熱除去系(サプレッション・チェン ・サプレッションプールの水温が 49℃に到達
バ・プール水冷却モード)運転操作した後から 10 分後に起動なし

表1

主要解析条件(TRACG を用いた原子炉停止機能喪失事象の評価)(5/5)

項目
解析コード(ホットバンドル解析条件)

主要解析条件

申請解析(REDY-SCAT による解析)との相違点

TRACG

－

最小限界出力比(MCPR)

1.22

なし

最大線出力密度(MLHGR)

44 kW/m

なし

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

高流量：GEXL 相関式
低流量：修正 Zuber 相関式
高ボイド率：Sun-Gonzalez-Tien 相関式
低ボイド率：修正 Bromley 相関式
Shumway 相関式

SCAT では GEXL 相関式
SCAT では修正 Dougall-Rohsenow 式
SCAT では学会標準の相関式 2 学会標準

表2 TRACGによる解析結果と申請解析(REDY-SCATによる解析)との比較
項目

TRACG

REDY/SCAT

判断基準

燃料被覆管最高温度(℃)

約 540

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])

8.52

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])

0.14

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(℃))

103

113

200℃(限界温度)を下回る※

燃料被覆管最高温度が十分に低く，燃料被覆管の露出時間が十分に短いことから，判断基準を十分に下回ると判断し，評価を省略した。

添 2.5.7-7

事象発生からの時間 (s)図1

中性子束, 炉心流量の時間変化(事象発生から250秒後まで)

事象発生からの時間 (s)図2

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)
添 2.5.7-8

1. 原子炉隔離時冷却系(RCIC) (%)
2. 高圧炉心注水系(HPCF)

事象発生からの時間 (s)

図3

(%)

※ 100%は定格給水流量(7.64×103 t/h)を示す。

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)

事象発生からの時間 (s)図4

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250秒後まで)
添 2.5.7-9※

事象発生からの時間 (s)

図5

燃料被覆管温度(PCT)の時間変化(事象発生から250秒後まで)

添 2.5.7-10

事象発生からの時間 (s)図6

中性子束, 炉心流量の時間変化(事象発生から2000秒後まで)

事象発生からの時間 (s)図7

原子炉蒸気流量, 給水流量の時間変化(事象発生から2000秒後まで)
添 2.5.7-11

1. 原子炉隔離時冷却系(RCIC) (%)
2. 高圧炉心注水系(HPCF)

事象発生からの時間 (s)図8

流量の時間変化(事象発生から 2000 秒後まで)

事象発生からの時間 (s)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2000秒後まで)
添 2.5.7-12※※ 100%は定格給水流量(7.64×103 t/h)を示す。

原子炉隔離時冷却系(RCIC), 高圧炉心注水系(HPCF)の

図9

(%)

事象発生からの時間 (s)図 10

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 2000 秒後まで)

添 2.5.7-13

2.6 ＬＯＣＡ時注水機能喪失
2.6.1 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「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」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，「小ＬＯＣＡ＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗」「小ＬＯＣＡ＋高圧注水失敗＋原子炉減
圧失敗」「中ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＦ注水失敗＋低圧ＥＣＣＳ注水失敗」及び「中ＬＯＣＡ＋Ｈ
ＰＣＦ注水失敗＋原子炉減圧失敗」である。
なお，大破断ＬＯＣＡについては，炉心損傷防止対策を有効に実施することはできない
ため，格納容器破損防止対策を講じて，その有効性を確認する。
（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「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」では，原子炉の出力運転中に原子
炉冷却材圧力バウンダリを構成する配管の中小規模の破断の発生後，高圧注水機能及び低圧注水機能が喪失し，かつ，自動減圧系が機能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，原子炉水位低下により炉心損傷に至る。
したがって，本事故シーケンスグループでは，手動操作により原子炉を減圧し，減圧後に低圧代替注水系（常設）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る。また，代替格納容器スプレイ冷却系を用いた格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置等を用いた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「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」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，低圧代替注水系（常設）及び逃がし安全弁を用いた原子炉注水を整備する。また，原子炉格納容器の健全性を長期的に維持するため，代替格納容器スプレイ冷却系を用いた格納容器冷却，格納容器圧
力逃がし装置等を用いた格納容器除熱手段を整備する。これらの対策の概略系統図を図
2.6.1 から図 2.6.2 に，手順の概要を図 2.6.3 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 2.6.1 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，運転員 8 名，緊急時対策要員（現場）8 名の合計 19 名である。必要な要員と作業項目について図 2.6.4 に示す。
a. 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。

2-6-1

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. 高圧・低圧注水機能喪失確認
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，原子炉水位低（レベル1）で低圧注水系の自動起動信号が発生するが全て機能喪失する。
高圧・低圧注水系機能喪失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。
高圧・低圧注水系機能喪失を確認後，低圧代替注水系（常設）の追加起動を実施し 2台運転とする。
低圧代替注水系（常設）の準備が完了後，原子炉を急速減圧する。
c. 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
原子炉急速減圧により，原子炉圧力が低圧代替注水系の圧力を下回ると，原子炉注水が始まり，原子炉水位が回復する。
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位計及び復水補給水流量計である。
原子炉水位回復後は，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。
d. 代替格納容器スプレイ冷却系による格納容器冷却崩壊熱除去機能を喪失しているため，格納容器の圧力及び温度が上昇する。格納容器
圧力が「0.18MPa[gage]」到達した場合，代替格納容器スプレイ冷却系により格納容器冷却を実施する。
代替格納容器スプレイ冷却系により格納容器冷却を確認するために必要な計装設備
は，格納容器圧力計及び復水補給水流量計である。
代替格納容器スプレイ冷却系により格納容器冷却時に，原子炉水位が原子炉水位低（レベル 3）まで低下した場合は，代替格納容器スプレイを停止し，原子炉注水を実施する。原子炉水位高（レベル 8）まで原子炉水位が回復した後，原子炉注水を停止し，代替格納容器スプレイを再開する。
e. 格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱
代替格納容器スプレイ冷却系による格納容器冷却を実施しても，格納容器圧力が「0.31MPa[gage]」到達した場合，格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱を実施する。
格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，格納容器圧力計及び格納容器内雰囲気放射線レベル計及びサプレッション・チェンバ水位計等である。

2-6-2

2.6.2 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，事象進展の厳しさから中小破断ＬＯＣＡ発生時に緩和系である高圧注水機能及び低圧注水機能の喪失を重畳させる「中小ＬＯＣＡ＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗」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，逃がし安全弁による減圧，低圧代替注水系（常設）による注水，代替格納容器スプレイ冷却系による格納
容器冷却，格納容器圧力逃がし装置等による格納容器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ＳＡＦ
ＥＲ，シビアアクシデント総合解析コードＭＡＡＰにより原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温度，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2.6.2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。
ａ．事故条件（a） 起因事象
破断箇所は原子炉圧力容器下部のドレン配管とし，破断面積を約 1cm2 とする。
（b） 安全機能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。また，原子炉減圧機能として自動減圧系の機能喪失を想定する。
（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） 逃がし安全弁
原子炉の減圧として逃がし安全弁 8 個を使用するものとし，容量として，1 個あたり定格主蒸気流量の約 5%を処理するものとする。
（c） 低圧代替注水（常設）による原子炉への注水流量
原子炉の減圧後に，最大300m3/hにて原子炉へ注水し，その後は炉心を冠水維持する
よう注水する。

2-6-3

（d） 代替格納容器スプレイ冷却系
格納容器雰囲気温度及び圧力抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，130m3/h にて格納容器へスプレイする。
（e） 格納容器圧力逃がし装置等
格納容器圧力逃がし装置等により 14.3kg/s（格納容器圧力 0.31MPa[gage]において）の流量にて，格納容器除熱を実施する。
ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員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) 低圧代替注水系（常設）の追加起動及び中央制御室における系統構成は，高圧・低圧注水系機能喪失を確認後実施するが，事象判断の時間を考慮して，事象発生から14分後に開始し，操作時間は4分間とする。
(b) 原子炉急速減圧操作は，中央制御室操作における低圧代替注水系（常設）の準備時間を考慮して，事象発生から18分後に開始する。
(c) 代替格納容器スプレイ冷却系による格納容器冷却は，格納容器圧力が「0.18MPa[gage]」に到達した場合に実施する。
(d) 格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱操作は，格納容器圧力が「0.31MPa[gage]」に到達した場合に実施する。
（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流量，原子炉内保有水量の推移を図 2.6.5から図 2.6.10 に，燃料被覆管温度，燃料被覆管最高温度発生位置の熱伝達係数，燃料被覆
管最高温度発生位置のボイド率，高出力燃料集合体のボイド率，炉心下部プレナム部のボ
イド率の推移及び燃料棒に破裂が発生する時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係を図 2.6.11 から図 2.6.16 に，格納容器圧力，格納容器気相部の温度，サプ
レッション・チェンバ水位及び水温の推移を図 2.6.17 から図 2.6.20 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の起動に失敗し，原子炉水位低（レベル1.5）で高圧炉心注水系の起動に失敗し，原子炉水位低（レベル 1）で低圧注水系の起動に失敗する。また，自動減圧系が作動に失敗する。
再循環ポンプについては，外部電源喪失により，事象発生とともに 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。

2-6-4

事象発生から約 18 分後に手動操作により逃がし安全弁 8 弁を開き，原子炉を急速減圧し，原子炉の減圧後に，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始する。
原子炉の急速減圧を開始すると，冷却材の流出により原子炉水位は低下し，有効燃料棒
頂部を下回るが，低圧代替注水系（常設）による注水が開始すると原子炉水位が回復し，炉心は再冠水する。
燃料被覆管最高温度発生位置のボイド率は，原子炉減圧により，原子炉水位が低下し，炉心が露出することから上昇する。その結果，燃料被覆管は核沸騰冷却から蒸気冷却となり熱伝達係数は低下する。その後，低圧代替注水系（常設）による炉心注水により，燃料の露出と冠水を繰り返すため，燃料被覆管最高温度発生位置のボイド率及び熱伝達係数は増減する。炉心が再冠水すると，燃料被覆管温度は低下することから，ボイド率は低下し，熱伝達係数は上昇する。
高出力燃料集合体及び炉心下部プレナム部のボイド率については，上記に伴い変化する。
また，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉内で崩壊熱により発生する蒸気が格納
容器内に流入することによって，格納容器の圧力及び温度は徐々に上昇するため，代替格
納容器スプレイ冷却系による冷却，及び格納容器圧力逃がし装置等による除熱を行う。ベントは，事象発生から約 19 時間経過した時点で実施する。

※炉心露出から再冠水の過程を示すという観点で，シュラウド内側の水位を示した。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 2.6.11 に示すとおり，原子炉水位が回復するまでの間に炉心が一時的に露出するため燃料被覆管の温度が上昇し，燃料被覆管の最高温度は約 882℃となるが，1,200℃以下となる。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%以下となる。
原子炉圧力は図 2.6.5 に示すとおり，逃がし安全弁の作動により，約 7.52MPa[gage]以下に抑えられる。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。
崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉内で崩壊熱により発生する蒸気が格納容器内に流入することによって，格納容器の圧力及び温度は徐々に上昇するが，代替格納容器
スプレイ冷却系による冷却，及び格納容器圧力逃がし装置等による除熱を行うことによって，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度の最大値は，約 0.31MPa[gage]及び約145℃に抑えられる。

2-6-5

図 2.6.6 に示すとおり，低圧代替注水系（常設）による注水継続により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，約 19 時間に格納容器圧力逃がし装置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 2.6.1）
ベントによる敷地境界外での実効線量の評価結果は，事象発生からベントまでの時間が本事象より短い「2.3 全交流動力電源喪失」の実効線量の評価結果以下である。
2.6.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
追而
2.6.4 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「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」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，「2.6.1（3）炉心損傷防止対策」に示すとおり19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「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」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い，その結果を以下に示す。
ａ．水源
低圧代替注水系（常設）による炉心注水及び代替格納容器スプレイ冷却系による格納容器スプレイについては，7 日間の対応を考慮すると，合計約 5,300m3 の水が必要となる。復
水貯蔵槽及び淡水貯水池で合計約 19,700m3 の水を保有しており，12 時間以降に淡水貯水池の水を防火水槽に移送し，防火水槽から可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への給水を行うことで，復水貯蔵槽を枯渇させることなく復水貯蔵槽を水源とした 7 日間の注水継続実施が可能となる。なお，復水貯蔵槽への補給の開始を 12 時間としているが，これは，可搬式設備の使用を 12 時間以降と想定しているものである。
（添付資料 2.6.2）
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日間の運転継続に約750,960Lの軽油が必要となり，可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への給水については，保守的に事象発生直後からの運転を想定すると，7日間の運転継続に約6,048Lの軽油が必要となる。（合計 約757,008L）
6 号炉及び 7 号炉の各軽油タンクにて約 1,020,000L（発電所内で約 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，可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への給水，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

2-6-6

ある。
（添付資料 2.6.3）
ｃ．電源
外部電源は事象発生と同時に喪失するが，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。

2.6.5 結論
事故シーケンスグループ「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」では，原子炉の出力運転中に原子
炉冷却材圧力バウンダリを構成する配管の中小規模の破断の発生後，高圧注水機能及び低圧注水機能が喪失し，かつ，自動減圧系が機能喪失することが特徴である。事故シーケン
スグループ｢ＬＯＣＡ時注水機能喪失｣に対する炉心損傷防止対策としては，短期対策として低圧代替注水系（常設）及び逃がし安全弁を用いた原子炉注水手段，長期対策として代替格納容器スプレイ冷却系を用いた格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置等を用いた格
納容器除熱手段を整備している。
事故シーケンスグループ｢ＬＯＣＡ時注水機能喪失｣の重要事故シーケンス「中小ＬＯＣ
Ａ＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，低圧代替注水系（常設）及び逃がし安全弁を用いた原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系を用いた格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置等を用いた格納容器除熱を実施することにより，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。
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対処可能である。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「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」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「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」に対して有効である。

2-6-7

原子炉格納容器※２

逃がし安全弁主タービン系へ
給水系
より※１

低圧代替注水系（常設）
復水貯蔵槽

原子炉圧力容器

復水移送ポンプＡ(Ｃ)Ｃ
高圧炉心注水系ポンプ※１
Ｂ

Ａ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ※２

使用系統（低圧代替注水系（常設）＆逃がし安全弁）

図 2.6.1

原子炉隔離時冷却系ポンプ

ＬＯＣＡ時注水機能喪失時の重大事故等対策の概略系統図（1/2）

原子炉建屋

代替格納容器スプレイ冷却系
原子炉格納容器

排気筒

ドライウェルスプレイノズル

耐圧強化ベント系※１

逃がし安全弁主タービン系へ

低圧代替注水系（常設）

※１

復水貯蔵槽
原子炉圧力容器
復水移送
ポンプ
Ｂ
Ａ(Ｃ)

格納容器圧力逃がし装置

残留熱除去系
ポンプ

使用系統（低圧代替注水系（常設）＆代替格納容器スプレイ冷却系＆格納容器圧力逃がし装置等）

図 2.6.2

ＬＯＣＡ時注水機能喪失時の重大事故等対策の概略系統図（2/2）

2-6-8（解析上の時刻）（０分）※１
中央制御室盤にて機器ランプ表示、機器故障警報、系統流量指示計等にて機能喪失を確認する。

中小ＬＯＣＡ発生
外部電源喪失発生※２
実際は「格納容器圧力高」により自動起動信号が発生し機能喪失を確認するが、解析上では考慮しない。

※４
急速減圧中は「水位不明判断曲線」による原子炉圧力と格納容器温度から水位不明領域に入っていないことを確認する。

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（約６０秒後）※３
代替注水系の準備は、中央制御室から容易に操作が可能であり、注水可能流量が大きい設備から準備する。

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

炉心流量急減※５
原子炉水位計（燃料域）によりＴＡＦ到達を確認した場合は、格納容器雰囲気モニタ（ＣＡＭＳ）により格納容器水素・酸素濃度の確認を実施する。
※６
水位不明判断は以下により確認する。
・水位計の電源が喪失
・指示計のバラツキが大きくＴＡＦ以上であることが判定できない・水位不明判断曲線の水位不明領域
・凝縮槽液相部温度と気相部温度がほぼ一致し、有意な差が認められない「原子炉水位低（レベル２）」
高圧給水機能設備作動値に到達※１
高圧給水機能喪失を確認（機器作動状況、系統流量による確認）（約８分後）※７
原子炉水位計（燃料域）によりＴＡＦ回復を確認した場合は、ＴＡＦ以下継続時間を測定し「最長許容炉心露出時間」の禁止領域に入っていることを確認する。燃料の健全性を格納容器雰囲気放射線モニタ等により確認する。

「原子炉水位低（レベル１．５）」
高圧注水機能作動値に到達※８
原子炉水位がレベル３到達確認後、原子炉注水を開始し、原子炉水位がレベル８到達確認後、原子炉注水を停止する。注水流量は「９０m3/h」とする。以後、本操作を繰り返す。
※９
ドライウェルスプレイ実施中に原子炉水位がレベル３到達確認後、ドライウェルスプレイを停止し原子炉注水を開始する。原子炉水位がレベル８到達確認後、原子炉注水を停止しドライウェルスプレイを再開する。以後、本操作を繰り返す。

主蒸気隔離弁自動「全閉」確認※１
高圧注水機能喪失を確認（機器作動状況、系統流量による確認） ※２※１０
格納容器ベント実施時に炉心損傷が確認された場合は、格納容器ベントを停止し、炉心損傷後の対応手順に移行する。

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認（約１３分後）「原子炉水位低（レベル１）」
低圧注水機能作動値に到達

高圧代替注水系 起動

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※１
低圧注水機能喪失を確認（機器作動状況、系統流量による確認） ※２（約１４分後）Ⅰ

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）
１台追加起動・２台運転確認 ※３

高圧／低圧注水機能回復操作

炉心損傷無し継続確認

回復は解析上考慮せず

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

Ⅱ
低圧代替注水系（復水移送ポンプ）２台注水準備完了

Ⅱ
残留熱除去系Ｂラインを優先して使用するが、残留熱除去系Ａラインからの原子炉注水も可能である。
現場操作により洗浄水弁を開することにより、残留熱除去系Ｃライン、高圧炉心注水系Ｂ，Ｃラインからの原子炉注水も可能である。

Ｎｏ
低圧代替注水系（復水移送ポンプ）１台
又はその他代替注水系準備

Ｙｅｓ（約１８分後）中央制御室での逃がし安全弁「８弁」
による※４
原子炉急速減圧（約２３分後）「原子炉水位有効燃料棒頂部（ＴＡＦ）」※５
以下（約２４分後）低圧代替注水系（復水移送ポンプ）による原子炉注水開始
原子炉水位回復確認（約２８分後）【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再起動し、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、低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する。

代替注水系起動準備

Ⅲ
代替格納容器スプレイとして消火系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。
恒設設備による格納容器スプレイが実施できない場合、可搬型代替注水ポンプによるスプレイを実施する。

「原子炉水位有効燃料頂部(TAF)」
到達

Ⅳ
残留熱除去系Ｂライン以外に復水移送ポンプによる代替注水が可能な系統がある場合、原子炉注水と格納容器ス
プレイを同時に実施できる。

中央制御室での逃がし安全弁による原子炉急速減圧Ⅴ
格納容器ベント操作前に、原子炉の隔離状態を確認し水位を高めに維持する。格納容器への熱放出を抑制し圧力上昇を抑制する。
Ⅵ
格納容器ベントには以下の方法もある。
・「格納容器圧力逃がし装置」による「ドライウェル側ベント」
・「耐圧強化ベント系」による「サプレッション・チェンバ側ベント」
・「耐圧強化ベント系」による「ドライウェル側ベント」

代替注水系による原子炉注水

原子炉圧力「０．３４MPa[gage]」
急速減圧操作完了

Ⅶ
消火系による屋外または屋内消火栓からの復水貯蔵槽への補給も実施できる。
屋内消火栓から補給する場合は、補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である。
消火系から補給する場合の水源は「ろ過水タンク」であるが、可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である。

※６
Ｎｏ

2-6-9

原子炉水位判明

原子炉満水操作（水位不明ではない）

Ⅷ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する。

Ｙｅｓ（約３６分後）（約１１０分後）「原子炉水位有効燃料棒頂部（ＴＡＦ）」※７
回復「原子炉水位高（レベル８）」にて
低圧代替注水系（復水移送ポンプ）による原子炉注水停止Ⅶ

Ⅷ

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

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）「原子炉水位低（レベル３）」にて ※８
低圧代替注水系（復水移送ポンプ）による原子炉注水再開（約１１時間後）Ⅲ「格納容器圧力１８０kPa[gage]」にて
低圧代替注水系（復水移送ポンプ）2台によるドライウェルスプレイ開始

フィルタ装置排水ライン水張り
低圧代替注水系（復水移送ポンプ）２台によるドライウェ
ルスプレイ可能（約１２時間後）ＮｏＹｅｓ

大湊側防火水槽への補給準備が完了

（適時）

Ⅳ

（適時）

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

代替格納容器スプレイ系によるドライウェルスプレイ実施

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）による原子炉注水とドライウェルスプレイを
※９
交互に実施

大湊側防火水槽への補給（約１６．５時間後）

Ⅴ（約１９時間後）（約１２時間後）可搬型代替注水ポンプの準備が完了

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）１台
又はその他代替スプレイ系準備

格納容器圧力２７９kPa[gage]
維持不可「格納容器圧力３１０kPa[gage]」にて
低圧代替注水系（復水移送ポンプ）によるドライウェルスプレイ停止「格納容器圧力逃がし装置」又は「耐圧強化ベント系」による
格納容器ベント実施

可搬型代替注水ポンプの準備（格納容器頂部注水系準備）

Ⅵ「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」

可搬型代替注水ポンプの準備が完了
凡例
可搬型代替注水ポンプによる格納容器頂部注水

Ｎｏ
炉心損傷なし：操作・確認（運転員のみの作業）：緊急時対策要員のみの作業：プラント状態：運転員と緊急時対策要員の共同作業※１０
Ｙｅｓ

格納容器ベント停止：判断
低圧代替注水系による原子炉水位を維持し、格納容器ベントによる格納容器圧力の低下傾向を確認する。及び機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後、原子炉は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態へ、格納容器は格納容器スプレイ冷
却モード及びサプレッションプール水冷却モードにより冷却する。

図 2.6.3：シナリオ上考慮しない操作・判断結果

ＬＯＣＡ時注水機能喪失時（中小破断ＬＯＣＡ）時の対応手順の概ＬＯＣＡ時注水機能喪失

経過時間（分）10

実施箇所・必要人員数
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

20

30

６号

50

60

70

80

90

100

110

約24分

低圧代替注水系※シュラウド内水位に基づく
時間

原子炉注水開始
約110分

約36分

７号

備考

120

事象発生
原子炉スクラム
約60秒 原子炉水位低（レベル２）
約８分 原子炉水位低（レベル1.5）
プラント状況判断
約13分 原子炉水位低（レベル１）
約18分 原子炉急速減圧
約23分 原子炉水位有効燃料棒頂部到達※

緊急時対策要員（現場）７号

40

原子炉水位高（レベル８）

原子炉水位有効燃料棒頂部回復※・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
２人
a,b

２人
Ａ,Ｂ

状況判断

－

－

－

－

・非常用ディーゼル発電機起動確認

10分

・原子炉隔離時冷却系
自動起動／機能喪失確認
・高圧炉心注水系
自動起動／機能喪失確認
高圧／低圧注水機能（解析上考慮せず）

低圧注水機能調査、復旧操作

起動確認

低圧代替注水系（常設）

－

－

－

－

－

－

・原子炉隔離時冷却系、高圧炉心注水系、低圧注水
系 機能回復

（１人）
Ａ

（１人）
a

－

－

－

－

・低圧注水系
自動起動／機能喪失確認

（１人）
Ａ

（１人）
a

－

・復水移送ポンプ起動／運転確認
・低圧代替注水系 ラインアップ

－

－

－

準備操作
－

－

（２人）
Ｃ,Ｄ

（２人）
c,d

－

－

・現場移動
・低圧代替注水系 現場ラインアップ※復水貯蔵槽吸込ライン切替

原子炉急速減圧操作

（１人）
Ａ

（１人）
a

－

－

－

－

・逃がし安全弁 ８弁
手動開放操作

低圧代替注水系（常設）

（１人）
Ａ

（１人）
a

－

－

－

－

・低圧注水系

注水操作

対応可能な要員により、
対応する

1分

４分

20分

５分

格納容器スプレイ実施まで「レベル３～レベル８」維持

注入弁操作

経過時間（時間）２

操作の内容

低圧代替注水系（常設）

注水操作

代替格納容器スプレイ操作

消防車による防火水槽から復水貯蔵槽への補給

運転員
（現場）

緊急時対策要員（現場）

６号

７号

６号

７号

６号

７号

（１人）
Ａ

（１人）
a

－

－

－

－

・低圧注水系

注入弁操作

（１人）
Ａ

（１人）
a

－

－

－

－

・低圧注水系

スプレイ弁操作

２人

２人

※1、※2

※1、※2

・消防車による復水貯蔵槽への注水準備（消防車移動、ホース敷設（防火水槽から消防車，消防車から接続口），ホース接続）

－

－

－

６

８

10

12

約24分

低圧代替注水系

原子炉注水開始

－

－

18

20

22

24

備考

約19時間
格納容器圧力310kPa[gage]到達「レベル８」到達後格納容器スプレイ切替「レベル３」到達後原子炉注水切替

格納容器スプレイ実施まで「レベル３～レベル８」維持「レベル３～レベル８」維持

格納容器圧力180kPa[gage]到達後は、適宜原子炉注水と格納容器スプレイの切り替えを繰り返し実施

60分

－
※1

※1

（1人）

（1人）

・現場移動
・貯水池～防火水槽への系統構成，ホース水張り

２人
－

16

約11時間
格納容器圧力180kPa[gage]到達

・消防車による復水貯蔵槽への補給

貯水池から大湊側防火水槽への補給

14

事象発生

実施箇所・必要人員数
操作項目
運転員
（中操）

４

継続実施

現場確認中断（一時待避中）継続実施

現場確認中断（一時待避中）90分－※3・貯水池から防火水槽への補給

（１人）
Ａ

（１人）
a

－

－

－

－

－

－

格納容器ベント準備操作

－

－

※2、※3

※2、※3

（２人）

（２人）

一時待避前に防火水槽が枯渇しないように補給量を調整す
る

10分

・ベント準備・フィルタ装置水位調整準備（排水ライン水張り）

60分

（１人）
Ａ

（１人）
a

－

－

－

－

・格納容器ベント操作
・ベント状態監視

格納容器ベント操作後，適宜ベント状態監視

－

－

－

－

（２人）

（２人）

・フィルタ装置水位調整

適宜実施

－

－

－

－

格納容器ベント操作

燃料供給準備

タンクローリー残量に応じて適宜軽油タンクから補給

90分

・軽油タンクからタンクローリーへの補給

中操からの連絡を受けて現場操作を実施する２人
燃料給油作業
必要人員数

合計

－

－

－

－

２人
Ａ,Ｂ

２人
a,b

２人
Ｃ,Ｄ

２人
c,d

（

継続実施

・消防車への給油
8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 2.6.4

ＬＯＣＡ時注水機能喪失時の作業と所要時間
2-6-10

作業中断（一時待避中）

一時待避前に燃料が枯渇しないように補給する

逃がし安全弁開閉による圧力制御
逃がし安全弁8弁による手動減圧（約18分）

主蒸気隔離弁閉鎖
による圧力上昇

図 2.6.5

注水量が少なく，減圧沸騰が継続しているため，注水された冷却材は発生蒸気の増加を促進し，炉圧が上昇する

原子炉圧力の推移

手動減圧に伴う減圧沸騰
による水位上昇
減圧による蒸気流出
により水位低下
低圧代替注水系（常設）による注水開始後徐々に水位が回復

図 2.6.6

原子炉水位の推移

2-6-11

20

炉心上部プレナム

15

レベル 8
レベル 3
レベル 2

（

原
子
炉
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

）

シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
外
水
位

炉心下部プレナム

（ｍ）

0
0

10

20

30

40

50

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）

図 2.6.7

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

1000

800
注
水

600

流
量
400
（t/h）
200

0
0

10

20

30

事 故 後 の 時 間（ｍ）

図 2.6.8

注水流量の推移

2-6-12

3000

逃がし安全弁
（8 弁）

蒸気流量 （t/h）

2500

2000

1500

1000

逃がし安全弁
500

0
0

10

20
30
事故後の時間 (ｍ)図 2.6.94050

逃がし安全弁からの蒸気流出量の推移

500

原子炉冷却材保有水量

（t）

400

逃がし安全弁作動による冷却材減少

300

原子炉注水開始による水量回復200

原子炉注水流量低減
による水量減少

100

0
0

10

20
30
事故後の時間 (ｍ)図 2.6.10 原子炉内保有水量の推移

2-6-134050

最高被覆管温度発生（約882℃）

炉心露出による
被覆管温度上昇

減圧による飽和
温度低下

炉心再冠水により飽和温度に漸近図 2.6.11 燃料被覆管温度の推移

1.00E+06

核沸騰冷却（ボイド率に対応した値）

遷移沸騰冷却
核沸騰冷却(再冠水後)

蒸気冷却

熱伝達係数 （W/(㎡・K)）

1.00E+05

膜沸騰冷却(冠水時)
噴霧流冷却(露出時)1.00E+04

ボイド率増加に伴う熱伝達係数低下
1.00E+03

1.00E+02

1.00E+01

最高被覆管温度
発生位置露出1.00E+00
0

10

20
30
事故後の時間 (ｍ)4050

最高被覆管温度
発生位置再冠水

図 2.6.12 燃料被覆管最高温度発生位置の熱伝達係数の推移

2-6-141.2

最高被覆管温度
発生位置再冠水

最高被覆管温度
発生位置露出1.0

ボイド率 (-)

0.8

露出と冠水
を繰り返す

0.6

0.4

原子炉減圧に伴うボイド率増加

0.2

0.0
0

10

20
30
事故後の時間 (ｍ)4050

図 2.6.13 燃料被覆管最高温度発生位置のボイド率の推移

1.2

1.0

(-)

0.6

ボイド率

0.8

0.4

0.2

原子炉減圧に伴うボイド率増加
0.0
0

10

20
30
事故後の時間 (ｍ)図 2.6.14 高出力燃料集合体のボイド率の推移

2-6-15

40

50

1.2

1.0

ボイド率 (-)

0.8

減圧率の低下に伴いボイド減少0.6

原子炉減圧に伴うボイド率増加0.4

下部プレナム水位形成に
より炉心部の冷却材が落下しボイド率が増加

0.2

0.0
0

10

20
30
事故後の時間 (ｍ)図 2.6.15 炉心下部プレナム部のボイド率の推移

2-6-1640

50

10000
GEMP731
ORNL3626
ORNL3626(照射)GEMP683
GEVNC(0.56℃/s)(8×8)(Vallecitosのデータ)
GEVNC(2.8 ℃/s)(8×8)(Vallecitosのデータ)
GEVNC(5.6 ℃/s)(8×8)(Vallecitosのデータ)
GEVNC(0.56℃/s)(7×7)(Vallecitosのデータ)

1000

GEVNC(2.8 ℃/s)(7×7)(Vallecitosのデータ)

円

GEVNC(5.6 ℃/s)(7×7)(Vallecitosのデータ)

周

NUREG-0630,DATA H(KfK FABIOLA)NUREG-0630,DATA F(ORNL)NUREG-0630,DATA I(ORNL)

方NUREG-0630,DATA J(KfK)

向の

KfK(0.8～1.6K/s)(REBEKA Single Rod)JNES(内圧破裂試験)

100

NFI他(内圧破裂試験)

応

ベストフィット曲線

力
平均値－２σ曲線(N/mm 2)
10

1
0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600

燃 料 被 覆 管 温 度 (℃)

図 2.6.16 燃料棒に破裂が発生する時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係

2-6-17

格納容器スプレイ作動に伴う圧力変化格納容器ベント（約19時間）による圧力低下

炉内に注水される低圧代替注水系（常設）の間欠運転による炉圧変化の影響を受ける

炉内減圧に伴う格納容器内圧力上昇

ウェットウェルベントによりドライウェルに比べて圧力低下が早い

図 2.6.17 格納容器圧力の推移

格納容器ベント（約19時間）による温度低下

格納容器スプレイ作動
により温度上昇が抑制

原子炉減圧に伴い炉内から流出する蒸気の凝縮による水温上昇

図 2.6.18 格納容器気相部の温度の推移

2-6-18

サプレッション・チェンバ水位(ｍ)20ベントライン(約17ｍ)
15

格納容器スプレイ作動

真空破壊装置(約14ｍ)

格納容器ベントによ
る水位上昇

10

5

原子炉減圧に伴い
炉内の蒸気が流入するため水位が上昇

格納容器スプレイ停止による水位上昇停止
下部ドライウェルにプール水が流出するため，水位上昇が抑制

0
0

10

20
事故後の時間(ｈ)3040

図 2.6.19 サプレッション・チェンバ水位の推移

サプレッション・プール水温(℃)

300

格納容器ベントによる圧力低下により飽和温度が低下
減圧状態の維持により炉内蒸気が流出し水温が徐々に上昇200

100

原子炉減圧に伴い炉内の蒸気が流入するため水温が上昇00

1020
事故後の時間(ｈ)30

図 2.6.20 サプレッション・チェンバ水温の推移

2-6-1940

表 2.6.1

ＬＯＣＡ時注水機能喪失時（中小破断ＬＯＣＡ）における重大事故等対策について
有効性評価上期待する重大事故等対処設備

判断及び操作原子炉スクラム確認

手順

常設設備

可搬設備

－

－

平均出力領域モニタ－

原子炉水位計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

計装設備

はスクラムする。
高圧・低圧注水機能喪失確認

原子炉水位による自動起動信号が発生するが，各ポンプの復水移送ポンプ

起動失敗または，各ポンプの系統流量計の指示が上昇しな逃がし安全弁

原子炉隔離時冷却系系統流量計

いことにより高圧・低圧注水機能喪失を確認する。高圧・

高圧炉心注水系系統流量計

低圧注水機能喪失確認後，低圧代替注水系を 2 台運転とし，残留熱除去系系統流量計

中央制御室にて逃がし安全弁を全開し，原子炉を急速減圧

原子炉圧力計する。

2-6-20低圧代替注水系（常設）による原子炉水原子炉圧力が急速減圧により，低圧代替注水系（常設）の

位回復確認

圧力を下回ると原子炉への注水が開始し，原子炉水位が回

復水移送ポンプ－

原子炉水位計

原子炉圧力計復する。原子炉水位は原子炉水位高（レベル 8）から原子炉

復水補給水系流量計（原子炉圧力容器）

水位低（レベル 3）の間で維持する。
代替格納容器スプレイ冷却系による格

格納容器圧力が「0.18MPa[gage]」到達した場合，代替格納

納容器冷却確認

容器スプレイ冷却系により格納容器冷却を実施する。代替

復水移送ポンプ－

格納容器内圧力計
復水補給水系流量計（原子炉格納容器）

格納容器スプレイ中に原子炉水位が原子炉水位低（レベル3）まで低下した場合は，代替格納容器スプレイを停止し原子炉注水を実施する。原子炉水位高（レベル 8）まで回復後，原子炉注水を停止し，代替格納容器スプレイを再開する。
格納容器圧力逃がし装置等による格納

格納容器圧力が「0.31MPa[gage]」到達した場合，格納容器

格納容器圧力逃がし装置

容器除熱確認

圧力逃がし装置等による格納容器除熱を実施する。

耐圧強化ベント系－

格納容器内圧力計
格納容器内雰囲気放射線レベル計
サプレッション・チェンバ水位計

表 2.6.2

主要解析条件（ＬＯＣＡ時注水機能喪失時）（1／4）

項目
解析コード

主要解析条件

条件設定の考え方

原子炉側：SAFER
格納容器側：MAAP

－

初期条件

2-6-21

原子炉熱出力3,926MWt

定格原子炉熱出力として設定

原子炉圧力

7.07MPa[gage]

定格原子炉圧力として設定

原子炉水位

通常運転水位通常運転時の原子炉水位として設定

炉心流量52,200t/h

定格流量として設定

燃料

9×9 燃料（A 型）

最大線出力密度44.0 kW/m

設計の最大値として設定

原子炉停止後の崩壊熱

ANSI/ANS-5.1-1979（燃焼度 33GWd/t）

サイクル末期の燃焼度に 10％の保守性を考慮

格納容器容積（ドライウェル）

7,350m3

内部機器，構造物体積を除く全体積

格納容器容積（ウェットウェル）

空間部：5,960m3
液相部：3,580m3

必要最小空間部体積
必要最小プール水量

真空破壊装置3.43kPa（ドライウェル－サプレッション・チ
ェンバ間差圧）

サプレッションプール水位

7.05m（NWL）

通常運転時のサプレッションプール水位として設定

サプレッションプール水温

35℃

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

格納容器圧力5kPa

通常運転時の格納容器圧力として設定

格納容器温度57℃

通常運転時の格納容器温度として設定

外部水源の温度32℃

通常運転時の復水貯蔵槽温度として設定－－

表 2.6.2

主要解析条件（ＬＯＣＡ時注水機能喪失時）（2／4）

項目
起因事象

主要解析条件

条件設定の考え方

原子炉圧力容器下部のドレン配管の破断

燃料破裂が発生しないことが確認できる破断面

破断面積は約 1cm

2積として設定事故条件

高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高安全機能の喪失に対する仮定

高圧注水機能及び低圧注水機能喪失

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設定。原子炉減圧機能として自動減圧系の機能喪失を設定
異常な過渡変化（給水流量全喪失）とＬＯＣＡ

外部電源

外部電源なしの重畳は想定しにくいことから，外部電源なし
を設定

2-6-22表 2.6.2

主要解析条件（ＬＯＣＡ時注水機能喪失時）（3／4）

項目
原子炉スクラム信号

主要解析条件
炉心流量急減（応答時間：0.05 秒）
8個
7.51 MPa[gage]×1 個, 363 t/h/個

条件設定の考え方
安全保護系の遅れ時間を考慮した応答時間を設定
逃がし安全弁の設計値として設定<原子炉圧力と逃がし安全弁蒸気量の関係>
500

7.58 MPa[gage]×1 個, 367 t/h/個

400

7.65 MPa[gage]×4 個, 370 t/h/個

蒸
300

気

7.72 MPa[gage]×4 個, 373 t/h/個

流
200

量
（t/h）

7.79 MPa[gage]×4 個, 377 t/h/個

100

7.86 MPa[gage]×4 個, 380 t/h/個

0
0

2

4

6

8

10

原 子 炉 圧 力（MPa[abs]）

設計値に注入配管の流路抵抗等を考慮した値として設定
1.0

0.8

低圧代替注水系（常設）

最大 300m3/h で注水，その後は炉心を冠水維持するよう注水

原子炉圧力（MPa[dif]）

2-6-23

重大事故等対策に関連する機器条件

逃がし安全弁

0.6

0.4

0.2

0.0
0

50

100

150

200

250

300

350

注水流量（m3/h）

代替格納容器スプレイ冷却系

130m3/h にてスプレイ

格納容器圧力逃がし装置等

14.3kg/s の流量にて除熱格納容器雰囲気温度及び圧力抑制に必要なスプレイ
流量を考慮し，設定－

表 2.6.2

主要解析条件（ＬＯＣＡ時注水機能喪失時）（4／4）

項目
低圧代替注水系（常設）の追加起動及2-6-24

重大事故等対策に関連する操作条件

び中央制御室における系統構成

主要解析条件

条件設定の考え方
高圧・低圧注水系機能喪失を確認後実施するが，事事象発生から 14 分後

象判断時間を考慮して，事象発生から 14 分後に開始
し，操作時間は 4 分間として設定

原子炉急速減圧操作

事象発生から 18 分後代替格納容器スプレイ冷却系による格

格納容器圧力「0.18MPa[gage]」

納容器冷却

到達時

格納容器圧力逃がし装置等による格納

格納容器圧力「0.31MPa[gage]」

容器除熱操作

到達時

中央制御室操作における低圧代替注水系（常設）の準備時間を考慮して設定

運転操作手順書を踏まえて設定

運転操作手順書を踏まえて設定

添付資料 2.6.1
安定停止状態について
ＬＯＣＡ時注水機能喪失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：炉心が冠水し，炉心の冷却が維持されている及び格納容器圧力・温度が上昇傾向にない原子炉安定停止状態の確立について
図 2.6.6 及び図 2.6.7 に示すとおり，低圧代替注水系（常設）による注水継続により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持されている状態を原子炉安定停止状態とした。
格納容器圧力逃がし装置等による除熱での安定状態の維持について
図 2.6.17 及び図 2.6.18 に示すとおり，格納容器圧力 0.31MPa[gage]に到達後，格納容器圧
力逃がし装置等による除熱を実施することにより，格納容器圧力・温度が限界圧力・限界
温度以下で，かつ，低下に転じる約 19 時間後を原子炉格納容器安定状態とした。
残留熱除去系による除熱での長期安定状態の維持について
残留熱除去系機能を復旧させ，除熱を行うことにより，長期にわたり炉心及び格納容器の冷却が可能である。また，冷却に必要な電源等のサポート系は使用可能であることから，
原子炉及び格納容器の安定状態を長期にわたり維持可能である。

添 2.6.1-1

7 日間における水源の対応について(ＬＯＣＡ時注水機能喪失)
2500

○水源

復水貯蔵槽水量

復水貯蔵槽水量：約1,700m3
淡水貯水池：約18,000m3

2000○水使用パターン添 2.6.2-1②代替格納容器スプレイ冷却系による代替原子炉格納容器スプレイ
格納容器圧力が0.18MPa[gage]到達後に開始し，原子炉水位高（レベル8）～原子炉水位低（レベル3）
までの間，代替原子炉格納容器スプレイを実施する（130m3/h）。

1500
代替格納容器スプレイ冷却系により格納容器スプレイ開始↓

水量 [ton]①低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
事象発生後に原子炉冠水までは定格流量で注水する。
冠水後は，原子炉水位高（レベル8）～原子炉水位。
低（レベル3）の範囲で注水する（約90m3/h）

1000

↑
復水貯蔵槽
への補給開始3（90m /h）

500↑
格納容器スプレイ停止

0
0

5③淡水貯水池から復水貯蔵槽への移送
12時間後から，淡水貯水池の水を防火水槽へ移送する。
防火水槽からは可搬型代替注水ポンプ2台を用いて90m3/hで復水貯蔵槽へ移送する。

10

15

20
time [hr]

25

30

35

40

○時間評価（右上図）○水源評価結果
時間評価の結果から復水貯蔵槽が枯渇することはない。また，7日間の対応を考慮すると，合計約5,300m3必要となるが，復水貯蔵槽及び淡水貯水池，合計で約19,700m3保有することから必要水量を確保可能であり，安定して冷却を継続することが可能である。

添付資料 2.6.2

12時間前までは復水貯蔵槽を水源として原子炉注水及び代替原子炉格納容器スプレイを実施するため，復水貯蔵槽水量は減少する。12時間
後から復水貯蔵槽への補給を開始するため，水量の減少割合は低下する。ベントと同時にスプレイを停止し，その後は崩壊熱相当で注水することから復水貯蔵槽水量は回復し，以降安定して冷却が可能である。

7 日間における燃料の対応について(ＬＯＣＡ時注水機能喪失)
プラント状況：6，7 号機運転中。1～5 号機停止中。
事象：ＬＯＣＡ時注水機能喪失は 6，7 号機を想定。保守的に全ての設備が，事象発生直後から燃料を消費するものとして評価する。
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。
号機

時系列
事象発生直後～事象発生後 7 日間

7 号機

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

復水貯蔵槽給水用 可搬型代替注水ポンプ（Ａ－2 級）
2 台起動。
18L/h×24h×7 日×2 台＝6,048L

事象発生直後～事象発生後 7 日間
6 号機

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

復水貯蔵槽給水用 可搬型代替注水ポンプ（Ａ－2 級）
2 台起動。
18L/h×24h×7 日×2 台＝6,048L

事象発生直後～事象発生後 7 日間
1 号機

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

添 2.6.3-1

2 号機

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

3 号機

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

4 号機

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

5 号機

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

合計

判定

7 日間の
軽油消費量
約 757,008L

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

7 日間の
軽油消費量
約 757,008L

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

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

1 号機軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

2 号機軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

3 号機軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

4 号機軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

その他

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）
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。

7 日間の
軽油消費量
約 70,896L

1～7 号機軽油タンク
及び地下軽油タンクの残容量（合計）は
約 673,264L であり，
7 日間対応可能。

添付資料 2.6.3

事象発生直後～事象発生後 7 日間

5 号機軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

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 6/7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，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，運転員 4 名の合計 7 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。
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。

2-7-1

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。この隔離操作に失敗した場合は，格納容器内を空気で置換した後，運転員が手動で格納容器内の隔離弁を閉止させ隔離する。
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 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2-7-2

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。
（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。

2-7-3

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，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 2.7.6 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，事象発生ともに 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。これらの操作に失敗した場合には，格納容器内を空気で置換した後，運転員が手動で格納容器内の隔離弁を閉止させることによって破断箇所の隔離を実施する。
（添付資料 2.7.1）
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。
※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2-7-4

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 2.7.2）
2.7.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
追而
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7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 180m3 であり，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，
復水貯蔵槽及び淡水貯水池で 19,700m3 の水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く，7 日間の継続実施が可能である。

2-7-5

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日間の運転継続に約750,960Lの軽油が必要となる。
軽油タンクで軽油約 1,020,000L（発電所内で軽油約 5,344,000L）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 2.7.3）
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。
2.7.5 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。
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対処可能である。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。

2-7-6

原子炉格納容器※２

逃がし安全弁復水貯蔵槽

主タービン系へ

給水系
より

※１

原子炉圧力容器

高圧炉心注水系ポンプ
Ｃ

Ａ

Ｂ(Ｃ)

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ

高圧炉心注水系ポンプ

※１

Ｂ

※２
重大事故対策概要図（原子炉隔離時冷却系＆高圧炉心注水系＆残留熱除去系）

図 2.7.1

原子炉隔離時冷却水ポンプ

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）

原子炉格納容器

逃がし安全弁復水貯蔵槽

主タービン系へ

給水系
より

原子炉圧力容器

高圧炉心注水系ポンプ
Ｃ

高圧炉心注水系ポンプ
Ｂ

残留熱除去系ポンプ
Ａ

Ｂ(Ｃ)

重大事故対策概要図（高圧炉心注水系＆格納容器冷却系＆原子炉停止時冷却系）

残留熱除去系ポンプ

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）

2-7-7

原子炉格納容器

逃がし安全弁復水貯蔵槽

主タービン系へ

給水系
より

原子炉圧力容器

高圧炉心注水系ポンプ
Ｃ

高圧炉心注水系ポンプ
Ｂ

残留熱除去系ポンプ
Ａ

Ｂ(Ｃ)

重大事故対策概要図（高圧炉心注水系＆格納容器冷却系＆原子炉停止時冷却系）

残留熱除去系ポンプ

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）

2-7-8

※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。

定例試験開始「高圧炉心注水系電動弁手動全開全閉試験」※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。

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※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。
※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。

※１
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（解析上の時間）（約０分）※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。

※２

外部電源喪失ＩＳＬＯＣＡ発生「ＨＰＣＦポンプ吸込圧力高」
警報クリア

※３

※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。
※７
複数のパラメータによりＩＳＬＯＣＡ発生を確認する（補足１）※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は「レベル１～レベル１．５」を維持する。（補足２）

炉心流量急減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

原子炉スクラム・タービントリップを確認

非常用ディーゼル発電機運転状態確認※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。
※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。

（約６０秒後）「原子炉水位低（レベル２）」
高圧給水機能設備作動値に到達
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

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

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認Ｎｏ
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

高圧代替注水系 起動
Ｙｅｓ
高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず

原子炉水位低下継続確認（約１２０秒後）「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

高圧炉心注水系自動起動確認 ※５
原子炉注水流量確認

高圧炉心注水系自動起動確認（ＩＳＬＯＣＡ発生側）

主蒸気隔離弁自動「全閉」確認

高圧炉心注水ポンプ吸込圧力低によりトリップ確認

原子炉水位低下継続確認

2-7-9（約１６０秒後）

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。

「原子炉水位低（レベル１）」
低圧注水機能設備作動値に到達

原子炉圧力低下継続確認

残留熱除去系自動起動を確認 ※６
最小流量運転確認（約１０分後）※７
ＩＳＬＯＣＡ発生を確認

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

高圧炉心注水系からの漏えい停止操作実施※８
原子炉水位を
レベル１～レベル１．５で維持

炉心損傷無し継続確認

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」（約１５分後）中央制御室からの遠隔隔離操作成功
Ｙｅｓ

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

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」※９Ｎｏ

復水貯蔵槽側吸込弁「閉」

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ＮｏＹｅｓ
高圧炉心注入ポンプ
サプレッションプール吸込弁「全閉」
残留熱除去系による
サプレッションプール水冷却開始

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」

電動弁手動操作による隔離操作成功

Ｙｅｓ

原子炉圧力静定後
上昇傾向確認

高圧炉心注入ポンプ
復水貯蔵槽側吸込弁「全閉」

Ｎｏ

格納容器窒素ガスパージ操作※１０

格納容器内にて
高圧炉心注入系手動隔離弁「全閉」

原子炉水位を
レベル３～レベル８で維持

凡例：操作・確認（運転員のみの作業）：緊急時対策要員のみの作業：プラント状態：運転員と緊急時対策要員の共同作業

原子炉水位を
レベル３～レベル８で維持：判断
高圧注水系により原子炉水位を維持し、サプレッション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。

図 2.7.4

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。

：シナリオ上考慮しない操作・判断結果

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

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

操作項目

操作の内容

６号

運転員
（現場）
７号

６号

６

10

12

14

16

18

20

22

約120秒 原子炉水位低（レベル1.5）
約160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

８

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

運転員
（中操）

４

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

２人
Ａ,Ｂ

状況判断

２人
a,b

・非常用ディーゼル発電機 自動起動確
認
－

－

－

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
・低圧注水系 自動起動確認

高圧炉心注水系からの漏えい停止操作

（１人）
Ａ

（１人）
a

－

－

－

－

５分

・高圧炉心冷却系 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（１人）
Ａ

原子炉水位調整操作

（１人）
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）
Ａ

（１人）
a

－

－

２人
Ａ,Ｂ

２人
a,b

０人

０人

－

－

・低圧注水モード→サプレッションプール水冷却モード

サプレッション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
2-7-1024

備考高圧炉心注水系配管破断による減圧

主蒸気隔離弁閉鎖による圧力上昇

図 2.7.6

原子炉圧力の推移

高圧炉心注水系 スパージャ・ノズル部
で水位が維持図 2.7.7

原子炉水位の推移
2-7-11

20

原
子
炉
水
位

炉心上部プレナム

15

（

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）

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

流
量

高圧炉心注水系

400

原子炉隔離時冷却系
（t/h）
200

0
0

10

20

30

事 故 後 の 時 間（ｍ）

図 2.7.9

注水流量の推移

2-7-12

40

50

3000

蒸気流量 （t/h）

2500

2000

1500

破断により減圧するため逃がし安全弁及び自動減圧系は不作動

1000

500

0
0

10

20
30
事故後の時間 (ｍ)4050

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（t）

破断による冷却材流出
により減少
300

200

100

減圧完了に伴う未飽和水の増加

注水による
水量回復

0
0

10

20
30
事故後の時間 (ｍ)図 2.7.11 原子炉内保有水量の推移
2-7-134050

炉心は冠水維持されているため
被覆管温度は飽和温度を維持

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

1.0

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

ボイド率 (-)

0.8

0.6

原子炉減圧に伴うボイド率増加
0.4

0.2

0.0
0

10

20
30
事故後の時間 (ｍ)図 2.7.13 高出力燃料集合体のボイド率の推移
2-7-14

40

50

1.2

1.0

(-)

0.6

ボイド率

0.8

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
0

10

20
30
事故後の時間 (ｍ)図 2.7.14 炉心下部プレナム部のボイド率の推移

2-7-154050

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
有効性評価上期待する重大事故等対処設備

判断及び操作原子炉スクラム確認

手順

常設設備

可搬設備

－

－

平均出力領域モニタ－

原子炉水位計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

計装設備

はスクラムする。
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，原子炉水原子炉隔離時冷却系

位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系，原子炉水位低（レ高圧炉心注水ポンプ

原子炉圧力計ベル 1.5）で高圧炉心注水系が起動し原子炉注水を開始す

残留熱除去系ポンプ

原子炉隔離時冷却系系統流量計

る。また，主蒸気隔離弁が全閉するが，破断口から冷却材

主蒸気隔離弁

高圧炉心注水系系統流量計の流出が継続しているため原子炉水位低下及び原子炉圧力残留熱除去系ポンプ吐出圧力計

低下は継続し，原子炉水位低（レベル 1）にて低圧注水系が起動する。
原子炉水位維持及び破断箇所隔離

2-7-16

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

原子炉隔離時冷却系

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

高圧炉心注水ポンプ－

原子炉水位計原子炉隔離時冷却系系統流量計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

高圧炉心注水系系統流量計

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り実施する。この操作に失敗した場合は，格納容器内を空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離する。
破断箇所隔離後の水位維持

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

原子炉隔離時冷却系加する。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－

原子炉水位計原子炉隔離時冷却系系統流量計

は原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）

高圧炉心注水系系統流量計の間で維持する。
残留熱除去系による除熱

残留熱除去系によるサプレッション・チェンバ・プール水逃がし安全弁冷却モード運転を開始した後，原子炉を減圧する。原子炉

残留熱除去系ポンプ－

原子炉圧力計
原子炉水位計

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残留熱除去系系統流量計

温停止状態へ移行する。

サプレッションプール水温計
残留熱除去系熱交換器入口温度計

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）

項目
解析コード

主要解析条件

条件設定の考え方

SAFER

－

初期条件

原子炉熱出力3,926MWt

定格原子炉熱出力として設定

原子炉圧力

7.07MPa[gage]

定格原子炉圧力として設定

原子炉水位

通常運転水位通常運転時の原子炉水位として設定

炉心流量52,200t/h

定格流量として設定

燃料

9×9 燃料（A 型）

最大線出力密度44.0 kW/m

2-7-17

原子炉停止後の崩壊熱

ANSI/ANS-5.1-1979（燃焼度 33GWd/t）－
設計の最大値として設定
サイクル末期の燃焼度に 10％の保守性を考慮

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）

項目

主要解析条件

事故条件

起因事象

高圧炉心注水系の吸込配管の破断

安全機能の喪失に対する仮定

原子炉減圧機能喪失

条件設定の考え方
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
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
異常な過渡変化（給水流量全喪失）とインターフェ

外部電源

外部電源なしイスシステムＬＯＣＡの重畳は想定しにくいことから，外部電源なしを設定

2-7-18

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）

項目
原子炉スクラム信号

主要解析条件
炉心流量急減（応答時間：0.05 秒）

条件設定の考え方
安全保護系の遅れ時間を考慮した応答時間を設定
原子炉隔離時冷却系の設計値として設定
10.0

動
182m3/h（8.12～1.03MPa[dif]において）にて注水原子炉圧力（MPa[dif]）

原子炉隔離時冷却系

8.0

6.0

4.0

2.0

0.0
0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

800

900

1000

流量（m3 /h）

高圧炉心注水系の設計値として設定
10.0

原子炉水位低（レベル 1.5）にて自動
高圧炉心注水系

起動
727m3/h（0.69MPa[dif]において）にて
注水

8.0
原子炉圧力（MPa[dif]）

2-7-19

重大事故等対策に関連する機器条件

原子炉水位低（レベル 2）にて自動起

6.0

4.0

2.0

0.0
0

100

200

300

400

500
流量（m3 /h）

600

700

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）

項目

2-7-20

重大事故等対策に関連する操作条件

高圧炉心注水系の破断箇所隔離

主要解析条件

破断箇所の隔離は期待していない

条件設定の考え方

冷却材流出が継続し，炉心冷却上の事象進展が厳しいことから設定

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洩し，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操作や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操作及び設備
破断箇所の隔離操作は中操にて実施されるため，これらに成功すれば現場での操作を必須としていない。しかし，なんらかの理由で中操での操作に失敗すれば格納容器内外の隔離弁の現場での隔離操作が必要となる。
また，原子炉隔離時冷却系や待機していた高圧炉心注水系は水位維持のため，悪化した現場環境においても機能維持が必要となる。
（2）現場環境の想定○温度・湿度・圧力の想定
・評価の想定評価の条件を表1，図1に示す。なお，通常は残留熱除去系により格納容器が除熱されるためベント操作は不要であるが，保守的に機能に期待していない。また，建屋壁の放熱についても保守的に考慮しない。
・評価の結果図2～4に評価結果を示す。事象発生直後は漏洩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。
原子炉の水位は漏洩する水量を少なくするために漏洩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洩し続けるが，崩壊熱量の低下に伴い，漏洩量も低下する。
原子炉建屋原子炉区域内の温度は，漏洩直後約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，5時間程度で約50℃となる。隔離が実施されない場合，湿度は100%付近で維持される。
原子炉建屋原子炉区域内の圧力は漏洩直後に一時的に上昇するものの，ブローアウト
パネル開放により，大気圧付近に維持される。
○冷却材漏洩による影響の想定
図 5 に冷却材流出量の時間変化について示す。隔離が実施できない場合の冷却材の漏

添 2.7.1-1洩量は 55 時間で約 2,200m3 となり，これらが全て水量として存在した場合であっても水
密扉等の溢水伝搬防止策により破断した系統と他区分の非常用炉心冷却系の機能喪失には至らない。
○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。
漏洩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洩しないという条件で現場の線量率について評価した。
・評価の結果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。
（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，水位，線量率）の悪化は，現場操作の妨げとならず，必要な設備の機能も維持される。
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現在実施中であるが，冷却材流出や水蒸気の漏洩は上記の検討結果より少ないことが考えられる。

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

破断箇所

高圧炉心注水ポンプ室にてノズル相当の破断発生
事象発生後，水位の低下に伴い原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系が作動
事象発生から 30 分後に手動減圧を実施

事故シナリオ

水位回復後は破断配管の高さにて水位制御を実施
1Pd 到達後はウェットウェルベントを実施
原子炉建屋へ格納容器からの漏洩なしの流出経路

原子炉建屋からの漏洩なし

評価コード

MAAP 4

原子炉建屋モデル

1 ノード

原子炉建屋壁からの放熱考慮しない

図 1 インターフェイスシステムＬＯＣＡ時の破断箇所の想定

添 2.7.1-3

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）

図 3 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）

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）

添 2.7.1-4

5000
4500
4000
流出量（ ｔ）

3500
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間（ ｈ）

図 5 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 2.7.1-5

添付資料 2.7.2
安定停止状態について
格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）時の安定停止状態については以下のとおり。
安定停止状態：漏えいが停止し，炉心の冠水及び冷却が維持されている状態
原子炉安定停止状態の確立について
図 2.7.7 及び図 2.7.8 に示すとおり，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ている状態を原子炉安定停止状態とした。
残留熱除去系による除熱での長期安定状態の維持について
長期冷却は，残留熱除去系を使用し，除熱を実施する。
高圧炉心注水系統からの漏えい停止について
高圧炉心注水系隔離弁及び高圧炉心注水系復水貯蔵槽側吸込弁を全閉とし，漏えい停止する。漏えい停止確認は，原子炉水位と原子炉圧力の挙動から総合的に判断する。

添 2.7.2-1

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)
プラント状況：6，7 号機運転中。1～5 号機停止中。
事象：インターフェイスシステムＬＯＣＡは 6，7 号機を想定。
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。
号機

時系列
事象発生直後～事象発生後 7 日間

7 号機

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

6 号機

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

1 号機

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

添 2.7.3-1

2 号機

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

3 号機

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

4 号機

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
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。

判定

7 日間の
軽油消費量
約 750,960L

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

7 日間の
軽油消費量
約 750,960L

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

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

1 号機軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

2 号機軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

3 号機軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

4 号機軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

5 号機軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 70,896L

1～7 号機軽油タンク
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。

添付資料 2.7.3

5 号機

合計