資料2-2
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柏崎刈羽原子力発電所6号及び7号炉審査資料
資料番号
KK67-0034 改20
提出年月日
平成27年8月27日

柏崎刈羽原子力発電所 6号及び7号炉重大事故等対策の有効性評価について

平成27年8月
東京電力株式会社

目 次
1. 重大事故等への対処に係る措置の有効性評価の基本的考え方
1.1 概 要1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定
1.3 評価にあたって考慮する事項
1.4 有効性評価に使用する計算プログラム
1.5 有効性評価における解析の条件設定の方針
1.6 解析の実施方針
1.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針
1.8 必要な要員及び資源の評価方 2 針
1.9 参考文献
付録１ 事故シーケンスグループ及び重要事故シーケンス等の選定について
付録２ 原子炉格納容器限界温度・限界圧力に関する評価結果
付録３ 重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コードについて
2. 運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故

今回のご説明範囲

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

目次 1

1

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

目次 2

2

今回のご説明範囲

添付資料 目次
添付資料 2.1.1

安定状態について添付資料 2.1.2

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

添付資料 2.1.3

減圧・注水操作が遅れる場合の影響について

添付資料 2.1.4

7 日間における水源の対応について(高圧・低圧注水機能喪失)

添付資料 2.1.5

7 日間における燃料の対応について(高圧・低圧注水機能喪失)

添付資料 2.2.1

安定状態について添付資料 2.2.2

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

添付資料 2.2.3

7 日間における燃料の対応について(高圧注水・減圧機能喪失)

添付資料 2.3.2.1

敷地境界外での実効線量評価について

添付資料 2.3.2.2

蓄電池による給電時間評価結果について添付資料 2.3.2.3

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

添付資料 2.3.2.4

安定状態について添付資料 2.3.2.5

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

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

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

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

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

添付資料 2.3.3.2

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

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

目次 3

3

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

安定状態について添付資料 2.4.1.2

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

添付資料 2.4.1.3

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

添付資料 2.4.1.4

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

添付資料 2.4.1.5

常設代替交流電源設備の負荷(崩壊熱除去機能喪失(取水機能が喪失した場合))

添付資料 2.4.2.1

安定状態について添付資料 2.4.2.2

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

添付資料 2.4.2.3

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

添付資料 2.4.2.4

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

添付資料 2.5.1

評価対象の炉心を平衡炉心のサイクル末期とすることの妥当性

添付資料 2.5.2

自動減圧系の自動起動阻止操作の考慮について添付資料 2.5.3

安定状態について添付資料 2.5.4

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

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

安定状態について添付資料 2.6.2

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

添付資料 2.6.3

LOCA 事象の破断面積に係る感度解析について添付資料 2.6.4

7 日間における水源の対応について(LOCA 時注水機能喪失)

添付資料 2.6.5

7 日間における燃料の対応について(LOCA 時注水機能喪失)

目次 4

4

添付資料 2.7.1

インターフェイスシステム LOCA 発生時の現場環境について

添付資料 2.7.2

配管等の実耐力を踏まえた現実的インターフェイスシステム LOCA 発生時における現場環境等について添付資料 2.7.3

安定状態について添付資料 2.7.4

7 日間における燃料の対応について(インターフェイスシステム LOCA)

添付資料 3.1.2.1 格納容器気相部の温度が格納容器の健全性に与える影響について(雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損))
添付資料 3.1.2.2 雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)における炉心の損傷状態及び損傷炉心の位置について
添付資料 3.1.2.3 安定状態について（代替循環冷却を使用する場合）
添付資料 3.1.2.4 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について(雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損(代替循環冷却を使用する場合)))
添付資料 3.1.2.5 操作が遅れる場合の影響について
添付資料 3.1.2.6 7 日間における水源の対応について(雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)：代替循環冷却を使用する場合)
添付資料 3.1.2.7 7 日間における燃料の対応について(雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)：代替循環冷却を使用する場合)
添付資料 3.1.2.8 常設代替交流電源設備の負荷(雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)：代替循環冷却を使用する場合)
添付資料 3.1.3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)時において代替循環冷却を使用しない場合における Cs-137 放出量評価について
添付資料 3.1.3.2 安定状態について（代替循環冷却を使用しない場合）
添付資料 3.1.3.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について(雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損(代替循
環冷却を使用しない場合)))
添付資料 3.1.3.4 7 日間における水源の対応について(雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)：代替循
環冷却を使用しない場合)
添付資料 3.1.3.5 7 日間における燃料の対応について(雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)：代替循
環冷却を使用しない場合)
添付資料 3.1.3.6 常設代替交流電源設備の負荷(雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)：代替循
環冷却を使用しない場合)

目次 5

5

添付資料 3.2.1 7 日間における燃料の対応について(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)
添付資料 3.3.1 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用(炉外 FCI)に関する知見の整理
添付資料 3.3.2 7 日間における燃料の対応について(原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用)
添付資料 3.4.1 水の放射性分解の評価について
添付資料 3.4.2 安定状態について
添付資料 3.4.3 7 日間における水源の対応について(水素燃焼)
添付資料 3.4.4 7 日間における燃料の対応について(水素燃焼)
添付資料 3.4.5 常設代替交流電源設備の負荷(水素燃焼)
添付資料 3.6.1 溶融炉心－コンクリートの相互作用の評価に関わる条件の考え方について
添付資料 3.6.2 7 日間における燃料の対応について(溶融炉心・コンクリート相互作用)
添付資料 4.1.1 使用済燃料貯蔵プールの水位低下と遮へい水位に関する評価について
添付資料 4.1.2 ｢水遮へい厚に対する貯蔵中の使用済燃料からの線量率｣の算出について
添付資料 4.1.3 安定状態について
添付資料 4.1.4 評価条件の不確かさの影響評価について(想定事故 1)
添付資料 4.1.5 7 日間における水源の対応について(想定事故 1)
添付資料 4.1.6 7 日間における燃料の対応について(想定事故 1)
添付資料 4.2.1 使用済燃料貯蔵プールの水位低下と遮へい水位に関する評価について
添付資料 4.2.2 想定事故 2 において微開固着及びクラック破断を想定している理由
添付資料 4.2.3 安定状態について
添付資料 4.2.4 評価条件の不確かさの影響評価について(想定事故 2)添付資料 4.2.5 7 日間における水源の対応について(想定事故 2)添付資料 4.2.6 7 日間における燃料の対応(想定事故 2）添付資料 5.1.1 運転停止中の崩壊熱除去機能喪失および全交流動力電源喪失における基準水位到達までの余裕時間と必要な注水量の計算方法について
添付資料 5.1.2 重要事故シーケンスの選定結果を踏まえた有効性評価の条件設定
添付資料 5.1.3 崩壊熱除去機能喪失および全交流動力電源喪失評価における崩壊熱設定

目次 6

6

の考え方
添付資料 5.1.4 安定状態について
添付資料 5.1.5 評価条件の不確かさの影響評価について(運転停止中

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

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

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

目次 7

7

2. 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
2.1.1 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「高圧・低圧注水機能喪失」に含まれる事故シーケンスとしては，①「過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗」，②「過渡事象＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失
敗＋低圧注水失敗」，③「通常停止＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗」，④「通常停止＋SRV 再
閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗」，⑤「サポート系喪失＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗」，⑥「サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗」，⑦「最終ヒート
シンク喪失＋RCIC 失敗」，⑧「最終ヒートシンク喪失＋SRV 再閉失敗」，⑨「最終ヒートシン
ク喪失＋全交流電源喪失(電源盤浸水)＋RCIC 失敗」及び⑩「最終ヒートシンク喪失＋全交流電源喪失(電源盤浸水)＋SRV 再閉失敗」が抽出された。
重大事故等対処設備の有効性を確認する重要事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①～⑥の事故シーケンスから，過渡事象(原子炉水位低下の観点で厳しい全給水喪失を選定)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，①「過渡事象(給水流量の全喪失)＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗」を選定した。
⑦～⑩の事故シーケンスは発生原因が津波による浸水であり，その発生防止対策として，防潮堤の設置や建屋内止水等の止水対策を講じている。止水対策により，津波を原因とした起因事象の発生自体を防止したことから，起因事象発生後の事象進展に応じた重大事故等対処設備の有効性の確認には適さないと判断し，炉心損傷防止対策の有効性を確認する事
故シーケンスから除外した。
(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「高圧・低圧注水機能喪失」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，高圧注水機能が喪失し，原子炉減圧には成功するが，低圧注
水機能が喪失することを想定する。このため，緩和措置がとられない場合には，原子炉水位低下により炉心の著しい損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，原子炉圧力容器内への高圧及び低圧の注水機能を喪失したことによって炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故等対処
設備の有効性評価としては，高圧注水機能又は低圧注水機能に対する重大事故等対処設備の有効性評価が考えられる。
ここで，高圧・低圧注水機能喪失が生じた際の状況を想定すると，事象発生の後，重大事故等対処設備によって高圧注水を実施して炉心損傷を防止する場合よりも，高圧注水に期待せず，減圧の後，低圧注水を実施して炉心損傷を防止する場合の方が事故対応として厳し
いと考えられる。このことから，本事故シーケンスグループに対しては，低圧の注水機能の

2.1-1

8

有効性を評価することが適切と考える。
なお，高圧及び低圧の注水機能喪失が生じ，重大事故等対処設備の注水手段としては高圧注水のみに期待可能な事故シーケンスとして，全交流動力電源喪失時の原子炉隔離時冷却系喪失がある。これについては，2.3.2 において主に高圧代替注水系の有効性を確認している。
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「高圧・低圧注水機能喪失」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手段を整備する。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 2.1.1 から図 2.1.3 に，手順の概要を図 2.1.4 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操作手順の関係を表 2.1.1 に示す。
本事故シーケンスグループにおける 6 号炉及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 23 名である。その内訳は次の通りである。中央制御室の運転員は，中央監視・指示を行う当直長 1 名(6 号炉及び 7号炉兼任)，当直副長 2 名，運転操作対応を行う運転員 8 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は 4 名，緊急時対策要員(現場)8 名である。必要な要員と作業項目について図 2.1.5 に示す。
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がスクラムすることを確認する。原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等である。
b. 高圧・低圧注水機能喪失確認
原子炉スクラム後，原子炉水位は低下し続け，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していることを確認する。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，各系統の流量指示計等である。

2.1-29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）による原子炉注水の準備が完了後，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（常設）の圧力を下回ると，原子炉注水が開始され，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系流量計（原子炉圧力容器）である。
原子炉水位回復後は，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。
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〕」に到達した場合，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系流量計（原子炉格納容器）である。
代替格納容器スプレイ冷却系による格納容器冷却時に，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冷却系を停止し，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]」に到達した場合，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。
2.1.2 炉心損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「1.2 評価対
象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「過渡事象(給水流量の全喪失)＋高圧注水失
敗＋低圧注水失敗」である。

2.1-3

10

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ＳＡＦＥＲ，
シビアアクシデント総合解析コードＭＡＡＰ，炉心ヒートアップ解析コードＣＨＡＳＴＥ
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(以降，格
納容器温度とは格納容器の雰囲気温度を指す。)等の過渡応答を求める。
本重要事故シーケンスでは，炉心露出時間が長く，燃料被覆管最高温度が高くなるため，
輻射による影響が詳細に考慮されるＣＨＡＳＴＥにより燃料被覆管最高温度を詳細に評価する。
(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2.1.2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，全給水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
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。
(c) 外部電源
外部電源は使用できるものとする。
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，炉心冷却上厳しくなる。
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「原子炉水位低(レベル3)」信号によるものとする。
(b) 逃がし安全弁
原子炉の減圧には逃がし安全弁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) 低圧代替注水系(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
うに注水する。
(d) 代替格納容器スプレイ冷却系

2.1-4

11

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，140m3/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，流量特性（格納容器圧力0.62MPa〔gage〕において，最大排出流量が31.6kg/sの流量）に対し，70%開度で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10分後に開始するものとし，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14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
コメント NO.
審査-6,9に対するご回答

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
2.1.6から図2.1.11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2.1.12から図2.1.17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2.1.18から図2.1.21に示す。
ａ．事象進展
全給水喪失後，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が，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。
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。主蒸気隔離弁は，原子炉水位低(レベル 1.5)で全閉す
る。
事象発生から約 14 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，

2.1-5

12

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。
コメント NO
.審査-6
に対する
ご回答

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)による原子炉注水により，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で，格納容器の圧力及び温度は徐々に上昇する。そのため，代替格納容器
スプレイ冷却系による格納容器冷却，及び格納容器圧力逃がし装置等による除熱を行う。格
納容器除熱は，事象発生から約 17 時間経過した時点で実施する。なお，格納容器除熱時のサプレッション・チェンバ・プール水位は，真空破壊装置(約 14m)及び，ベントライン(約 17m)に対して，十分に低く推移するため，真空破壊装置の健全性は維持される。
※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，

コメント NO.
審査-22
に対する
ご回答

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 2.1.12 に示すとおり，原子炉水位が回復するまでの間に炉心コメント NO.
審査-117
に対するご回答

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 874℃に到達するが，1,200℃以下となる。燃料被覆管最高温度は，高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 2.1.6 に示すとおり，逃がし安全弁の作動により，約 7.51MPa[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。
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格納容器冷却，及び格納容器圧力逃がし装置等による除熱を行う

2.1-6

13

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 144℃に抑えられる。原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，限界圧力及び限界温度を下回る。
図 2.1.7 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炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，約 17 時間後に格納容器圧力逃がし装置等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 2.1.1)
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。
2.1.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項
目となるパラメータに与える影響，要員の配置による他の操作に与える影響及び操作時間余裕を評価するものとする。
高圧・低圧注水機能喪失では，高圧注水機能が喪失し，原子炉減圧には成功するが，低圧
注水機能が喪失することが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，
低圧代替注水系（常設）の追加起動及び中央制御室における系統構成，原子炉急速減圧操作，
代替格納容器スプレイ冷却系による格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置等による格
納容器除熱操作とする。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
添付資料 2.1.2 参照
ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
添付資料 2.1.2 参照(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，表2.1.2に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくな
るような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項

2.1-7

14

目に関する影響評価の結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
添付資料2.1.2参照(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
添付資料2.1.2参照
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の６要因に分類し，これらの要因が解析上の操作開始時間に及ぼす影響を評価し，評価項目となるパラメータに与える影響を確認する。
(a) 要員の配置による他の操作に与える影響
添付資料2.1.2参照(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
添付資料2.1.2参照(3) 操作時間余裕の把握
操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認する。
（添付資料2.1.2，2.1.3）(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び要員の配置による他の操作に与える影響を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には十分な時間余裕がある。また，要員の配置による他の操作に与える影響はない。
2.1.4 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「高圧・低圧注水機能喪失」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，「2.1.1(3)炉心損傷防止対策」に示すとおり23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。

2.1-8

15

(2) 必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」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)による原子炉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，号炉あたり合計約5,200m3の水が必要となる。6号炉及び7号炉の同時被災を考慮すると，合計約10,400m3の水が必要である。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約1,700m3及び号炉共用設備である淡水貯水池に約18,000m3の水を保有している。これにより，6号炉及び7号炉の同時被災を考慮しても，必要な水源は確保可能である。また，事象発生12時間以降に淡水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
コメントNO.
審査-109に対するご回答

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。ここで，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，可搬式設備を12時間以内に使用できなかった場合においても，その他の設備にて重大事故等に対応できるよう設定しているものである。
なお，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2.1.4)
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
らの可搬型代替注水ポンプ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し，事象発生後7日間非常用ディーゼル発電機を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)
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 2.1.5)
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。

2.1-9

16

2.1.5 結論
事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」では，高圧注水機能が喪失し，原子炉減圧には成功するが，低圧注水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｢高圧・低圧注水機能喪失｣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｢高圧・低圧注水機能喪失｣の重要事故シーケンス「過渡事象(給水流量の全喪失)＋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。
解析コード及び解析条件の不確かさについて操作への影響を含めて確認した結果，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，当直長，当直副長，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」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「高圧・低圧注水機能喪失」に対して有効である。

2.1-1017非常用ディーゼル発電機

原子炉格納容器

※２

外部電源

Gen

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

※２

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ

重大事故等対策概略系統図（低圧代替注水系（常設）＆逃がし安全弁）

原子炉隔離時冷却系ポンプ

図 2.1.1 高圧・低圧注水機能喪失時の重大事故等対策の概略系統図(1/3)

外部電源

原子炉建屋
非常用ディーゼル発電機

原子炉格納容器
代替格納容器スプレイ冷却系
格納容器スプレイ・ヘッダ

Gen

逃がし安全弁

淡水貯水池

原子炉圧力容器主タービン系へ

低圧代替注水系（常設）

消防車
破断箇所
復水貯蔵槽
原子炉冷却材浄化系へ

復水移送
ポンプ
残留熱除去系
ポンプ

Ｂ
Ａ(Ｃ)

防火水槽

重大事故等対策概略系統図（低圧代替注水系（常設）＆代替格納容器スプレイ冷却系）

図 2.1.2 高圧・低圧注水機能喪失時の重大事故等対策の概略系統図(2/3)

2.1-1118非常用ディーゼル発
電機
主
排
気
筒

Gen
耐圧強化ベント系 ※１

原子炉建屋

外部電源

原子炉格納容器

代替格納容器スプレイ冷却系
格納容器スプレイ・ヘッダ

淡水貯水池

コメント NO.
審査-108に対するご回答

逃がし安全弁主タービン系へ

低圧代替注水系（常設）

※１

消防車

復水貯蔵槽
原子炉圧力容器
復水移送
ポンプ
残留熱除去系
ポンプ

格納容器圧力逃がし装置
又は代替格納容器圧力逃がし装置

防火水槽

Ｂ
Ａ(Ｃ)

重大事故等対策概略系統図（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 2.1.3 高圧・低圧注水機能喪失時の重大事故等対策の概略系統図(3/3)

2.1-12

19

コメント
No.
審査-7,8,20,
23,26,27,29,
33,34,50,91,
118
に対する
ご回答

2.1-13

20

※９

※８

Ⅳ

※１２

以下の優先順位で格納容器ベントを実施する。

Ⅴ

代替格納容器スプレイ冷却系によるドライウェルスプレイ実施

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ１台
又はその他代替スプレイ系準備

復水移送ポンプによる代替格納容器スプレ
イと同等の流量確保不可

消火ポンプによる代替格納容器スプレイ

Ⅲ

炉心損傷を確認した場合は
炉心損傷後の対応手順に移行する

炉心損傷無し継続確認

凡例：緊急時対策要員（現場）のみの作業：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：プラント状態：判断：シナリオ上考慮しない操作・判断結果：操作及び判断：操作・確認（運転員のみの作業）※１１

Ⅵ
消火系による
復水貯蔵槽への補給

大湊側防火水槽への補給（適時実施）

大湊側防火水槽への補給準備が完了（約１２時間後）淡水タンクから防火水槽への補給

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（大湊側防火水槽への補給準備）

ⅦⅦ「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
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
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。

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。

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。

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。

【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
炉心損傷防止としての流量は確保できないが制御棒駆動水ポンプによる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。
復水移送ポンプと同等の流量は確保できないが、消火ポンプによる代替注水も実施可能である。
注水開始時間は遅くなるが、可搬型代替注水ポンプによる代替注水も実施可能である。

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給（適時実施）

可搬型代替注水ポンプの準備が完了（約１２時間後）可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）※１３
格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には、格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し、上限水位に到達した場合にサプレッションプールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また、フィルタ装置への薬品注入を適宜実施する。

※１２
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。
格納容器ベント停止後は、格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスパージを実施する。

※１１
優先順位については、代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い、耐圧強化ベント系よりも高く見直しを実施する予定である。

※１０
格納容器圧力計指示３１０kPa[gage]到達により、格納容器スプレイを停止し、格納容器ベント操作を開始する。

※９
ドライウェルスプレイ実施中に原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル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。

※８
格納容器圧力計指示１８０kPa[gage]到達により、格納容器スプレイ操作を開始する。

※７
原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル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。解析上、注水流量は「約９０m3/h」とする。以後、本操作を繰り返す。

※６
原子炉水位計（燃料域）指示により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。

※５
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※４
原子炉圧力計指示「０．３４MPa[gage]」以下により、原子炉急速減圧完了を確認する。

※３
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。

※２
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。

※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。

図 2.1.4 高圧・低圧注水機能喪失時の対応手順の概要

優先② 「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」
優先③ 「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先④ 「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」
優先⑤ 「代替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」
優先⑥ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」

原子炉満水操作

格納容器圧力２７９ｋPa[gage]
維持不可

格納容器ベント停止

Ｎｏ

※２

※３

低圧代替注水系（常設）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並行して実施（異なる供給ラインがある場合）

Ｎｏ

可搬型代替注水ポンプによる代替格納容器スプレイ

ⅢⅠ

復水移送ポンプ以外による原子炉注水・制御棒駆動水ポンプによる原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプによる代替注水「サプレッション・チェンバ空間部温度４９℃」
超過確認後
サプレッション・チェンバスプレイ実施

フィルタ装置排水ライン水張り

原子炉満水操作

代替注水系による原子炉注水

中央制御室での逃がし安全弁による原子炉急速減圧「原子炉水位有効燃料頂部(TAF)」
到達

代替注水系２台準備

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

炉心損傷無し継続確認

低圧代替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。
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・チェンバ・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。

※１３
フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作

Ｙｅｓ

炉心損傷なしＹｅｓ「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」

Ｎｏ※１０（約１７時間後）「格納容器圧力３１０ｋPa[gage]」にて格納容器ベント実施※１０「格納容器圧力３１０ｋPa[gage]」にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイ停止

低圧代替注水系（常設）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

Ｙｅｓ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ２台によるドライウェルスプレイ可能「原子炉水位高（レベル８）」到達後
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
２台によるドライウェルスプレイ開始「格納容器圧力１８０kPa[gage]」
到達Ｎｏ

回復は解析上考慮せず

高圧／低圧注水機能回復操作（約１７時間後）（約１０時間後）※７「原子炉水位低（レベル３）」にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水再開「原子炉水位高（レベル８）」にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水停止

Ｎｏ（約１１０分後）

※６

※５

※４

「原子炉水位有効燃料棒頂部（ＴＡＦ）」
回復

Ｙｅｓ（水位不明ではない）

原子炉水位判明

原子炉圧力「０．３４MPa[gage]」
急速減圧操作完了（約３４分後）（約２６分後）低圧代替注水系（常設）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２０分後）高圧代替注水系
起動操作

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

主蒸気隔離弁 自動「全閉」確認

冷却材再循環ポンプ
６台トリップ確認

冷却材再循環ポンプ
４台トリップ確認

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※２※３「原子炉水位有効燃料棒頂部（ＴＡＦ）」
到達（約１９分後）Ⅱ（約１４分後）Ｙｅｓ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
２台注水準備完了

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
１台追加起動・２台運転確認※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）「原子炉水位低（レベル１）」
低圧注水機能作動値に到達※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）「原子炉水位低（レベル１．５）」
高圧注水機能作動値に到達※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）「原子炉水位低（レベル２）」
高圧給水機能設備作動値に到達

原子炉スクラム・タービントリップを確認「原子炉水位低（レベル３）」到達

全給水喪失

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（約１０分後）（約９分後）（約４分後）（約２１秒後）（解析上の時刻）
（０分）

コメント
No.
審査-31,85に対するご回答

高圧・低圧注水機能喪失

経過時間（分）
10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

備考

120

事象発生
原子炉スクラム
約2１秒 原子炉水位低（レベル２）
約４分

原子炉水位低（レベル1.5）

実施箇所・必要人員数

約９分

操作項目

原子炉水位低（レベル１）

プラント状況判断

操作の内容

約14分

約19分

運転員
（中操）
６号

運転員
（現場）
７号

６号

７号

緊急時対策要員（現場）
６号
７号※シュラウド内水位に基づく時間

急速減圧
原子炉水位有効燃料棒頂部到達※

約20分

低圧代替注水系（常設）約3４分

原子炉注水開始

原子炉水位有効燃料棒頂部回復※

約110分

原子炉水位高（レベル８）

・全給水喪失確認

・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

－

－

－

－

・原子炉隔離時冷却系
自動起動／機能喪失確認

10分

・高圧炉心注水系
自動起動／機能喪失確認
・残留熱除去系
自動起動／機能喪失確認
高圧／低圧注水機能喪失調査、復旧操作（解析上考慮せず）

低圧代替注水系（常設）

－

－

－

－

－

－

（１人）
Ａ

（１人）
a

－

－

－

－

準備操作
２人
Ｃ, Ｄ

２人
c,d

－

残留熱除去系

対応可能な要員により、対応する

機能回復

・復水移送ポンプ起動／運転確認
・低圧代替注水系（常設）ラインアップ

4分

・現場移動
・低圧代替注水系（常設）現場ラインアップ－－

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

－

－

－

－

・残留熱除去系

注水操作－

・給水系、原子炉隔離時冷却系、高圧炉心注水系、３0分※復水貯蔵槽吸込ライン切替
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

低圧代替注水系（常設）

運転員
（中操）

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

６号

７号

（１人）

（１人）

Ａ

a

（１人）
Ａ

（１人）
a

－

復水貯蔵槽への補給

運転員
（現場）

－

６号

７号

－

－

－

－

－

６

８

10

12

14

16

18

20

22

備考

24

事象発生

実施箇所・必要人員数
操作項目

４

操作の内容

緊急時対策要員
（現場）
６号
７号
－

－

約20分

低圧代替注水系（常設）

原子炉注水開始
約1０時間

格納容器圧力180kPa[gage]到達
約1７時間

・残留熱除去系

注入弁操作

－

－

・残留熱除去系

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）

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

格納容器圧力310kPa[gage]到達「レベル３～レベル８」維持

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

スプレイ弁操作

60分

－
※１

※１

（１人）

（１人）

・消防車による復水貯蔵槽への補給

適宜実施

現場確認中断（一時待避中）

適宜実施

適宜実施

現場確認中断（一時待避中）

適宜実施

・現場移動
・淡水貯水池～防火水槽への系統構成，ホース水張り

２人
淡水貯水池から防火水槽への補給

－

－

－

－
※３

（１人）

（１人）

Ａ

a

－

－

－

－

－

－

格納容器ベント準備操作

90分

・淡水貯水池から防火水槽への補給

－

－

※２、※３

※２、※３

（２人）

（２人）

・ベント準備

10分・フィルタ装置水位調整準備

60分（排水ライン水張り）

（１人）
Ａ

（１人）
a

－

－

－

－

・格納容器ベント操作
・ベント状態監視

（１人）
Ａ

（１人）
a

－

－

－

－

・ベント状態監視

－

－

（２人）
Ｃ, Ｄ

（２人）
c,d

－

－

・格納容器ベント操作

－

－

－

－

（２人）

（２人）

・フィルタ装置水位調整

－

－

－

－

格納容器ベント操作後，適宜ベント状態監視

遠隔操作に失敗した場合は，現場操作にて格納容器ベントを行う。
操作は，現場への移動を含め，約5分後から開始可能である。（操作完了は，約20分後)
具体的な操作方法は，弁駆動部に設置されたエクステンションにより，二次格納施設外から手動にて操作を行う。

格納容器ベント操作

燃料供給準備

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

5分

格納容器ベント操作後，適宜ベント状態監視

20分

解析上考慮せず
中操からの連絡を受けて現場操作を適宜実施

・軽油タンクからタンクローリーへの補給

解析上考慮せず実施する
タンクローリー残量に応じて適宜軽90分

油タンクから補給

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

（

）内の数字は他の作業終了後、移動して対応する人員数。

・消防車への給油

適宜実施

８人

図 2.1.5 高圧・低圧注水機能喪失時の作業と所要時間
2.1-1421

作業中断（一時待避中）

適宜実施

一時待避前に燃料が枯渇しないよう
に補給する

10

逃がし安全弁開閉による圧力制御（最大値：約 7.51MPa[gage]）
逃がし安全弁 8 弁による手動減圧（約 14 分）

8
原
子

6

炉

主蒸気隔離弁閉鎖
による圧力上昇圧4
力

注水量が少なく，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，原子炉圧力が上昇する（MPa[abs]）
2

0
0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK7LOF99AF3IR000

図 2.1.6 原子炉圧力の推移

20

手動減圧に伴う減圧沸騰
による水位上昇
原子炉減圧による蒸気流出
により水位低下

炉心上部プレナム

15

（

原
子
炉
水
位

）

シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
水
位

注水開始後
除々に水位が回復
10

有効燃料棒頂部
高出力燃料集合体
有効燃料棒底部

5（ｍ）

炉心下部プレナム

0
0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK7LOF99AF3IR000

図 2.1.7 原子炉水位の推移

2.1-15

22

コメント
No.
審査-6,9,22
に対する
ご回答

20

手動減圧に伴う減圧沸騰
による水位上昇
原子
炉
水位

原子炉減圧による蒸気流出
により水位低下

炉心上部プレナム

15

（

レベル 8
レベル 3
レベル 2

注水開始後
除々に水位が回復

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

シュラウド外高出力燃料集合体

有効燃料棒底部）

5

炉心下部プレナム
（ｍ）

0
0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK7LOF99AF3IR000

図 2.1.8 原子炉水位(シュラウド内外水位)の推移
コメント NO.
審査-9,
に対する
ご回答

1000

800
注
水

600

低圧代替注水系（常設）

流
量

400

（t/h）
200

0
0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK7LOF99AF3IR000

図 2.1.9 注水流量の推移

2.1-1623

3000

逃がし安全弁(8 弁)
2500

蒸

2000

気
流

1500

量
（t/h）

1000

逃がし安全弁
500

0
0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK7LOF99AF3IR000

図 2.1.10 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

逃がし安全弁作動による水量減少

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

（ｔ）
100

0
0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK7LOF99AF3IR000

図 2.1.11 原子炉内保有水量の推移

2.1-1724

1200

燃料被覆管最高温度発生（約 874℃）
1000
燃
料

800

炉心露出による
燃料被覆管温度上昇

被
覆
管

600

原子炉減圧による飽和
温度の低下

温
度

炉心再冠水により飽和温度付近まで低下

400

（℃）
200

0
0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
CH8KK7LOF99AF3IR001

図 2.1.12 燃料被覆管温度の推移
コメント
No. 審査-6に対するご回答

1.00E+06

核沸騰冷却（ボイド率に対応した

遷移沸騰冷却
核沸騰冷却(再冠水後)

蒸気冷却

1.00E+05

膜沸騰冷却(冠水時)
噴霧流冷却(露出時)

熱伝

1.00E+04

ボイド率増加に伴う熱伝達係数低下達係

1.00E+03

数
1.00E+02（W/(m2・K)）
1.00E+01

燃料被覆管最高温度
発生位置露出1.00E+00
0

10

20

30

事 故 後 の 時 間（ｍ）

4050

燃料被覆管最高温度
発生位置再冠水
CH8KK7LOF99AF3IR001

図 2.1.13 燃料被覆管最高温度発生位置の熱伝達係数の推移

2.1-18

25

コメント
No.
審査-6,9
に対する
ご回答

1.2

燃料被覆管最高温度
発生位置露出燃料被覆管最高温度
発生位置再冠水

1

ボ

0.8

イ
ド

露出と冠水
を繰り返す

0.6

率
（－）

0.4

原子炉減圧に伴うボイド率増加

0.2

0
0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK7LOF99AF3IR000

図 2.1.14 燃料被覆管最高温度発生位置のボイド率の推移
コメント
No.
審査-6,9
に対する
ご回答

1.2

減圧率の低下に伴うボイド率減少

1

ボ

0.8

イ
ド

0.6

率
（－）

0.4

0.2

原子炉減圧に伴うボイド率増加

再 冠水過 程にお ける露出と 冠水の 繰り返 しによるボイド率の増減

0
0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK7LOF99AF3IR000

図 2.1.15 高出力燃料集合体のボイド率の推移

2.1-19

26

コメント
No.
審査-6,9
に対する
ご回答

1.2

1

ボ

0.8

減圧率の低下に伴うボイド率減少イ
ド
率（－）

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

0.6

原子炉減圧に伴うボイド率増加

0.4

0.2

0
0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK7LOF99AF3IR000

図 2.1.16 炉心下部プレナム部のボイド率の推移

2.1-2027

10000
GEMP731

×

ORNL3626

燃料被覆管最高温度及び円周方向応力の最大値

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 2.1.17 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

2.1-2128

0.8
ドライウェルサプレッション・チェンバ
0.6
格
納
容
器
内
圧
力

格納容器ベント（約 17 時間）による圧力低下
最大圧力 310kPa[gage]

格納容器スプレイ作動に伴う圧力変化0.4

原子炉注水のための低圧代替注水系（常設）の起動／停止による原子炉圧力変化の影響を受ける

原子炉減圧に伴う格納容器内圧力上昇(MPa[gage])

0.2

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
0.0
0

10

20

30

事故後の時間(ｈ)40JOB No.MA404K-7TQUVAF7G000

図 2.1.18 格納容器圧力の推移

300

ドライウェル温度は以下により初期温度より急激に上昇する
・主蒸気隔離弁閉鎖により，原子炉圧力及び原子炉圧力容器内飽和温度が上昇する
これに伴い圧力容器表面温度が上昇
・ドライウェル冷却系の停止
格
納
容
器
内
温
度

200

(℃)

100

ドライウェルサプレッション・チェンバ

格納容器ベント（約 17 時間）
による温度低下
最高温度約 144℃

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飽和温度が低下することで，圧力容器壁面(内表面)温度が低下し，熱伝導の遅れを伴って，外表面の温度も低下し，格納容器空間部
温度の低下に繋がる。また，格納容器の空間部から壁面への伝熱により，壁面温度が上昇することで空間部温度が低下する
0
0

10

20
事故後の時間(ｈ)原子炉減圧に伴い炉内から流出する蒸気の凝縮による温度上昇

図 2.1.19 格納容器気相部の温度の推移

2.1-2229

30
JOB No.MA404K-7TQUVAF7G000

40

コメント
No.審査-28
に対する
ご回答

コメント
No.審査-9,59
に対する
ご回答

20

ベントライン(約 17m)
サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
水
位

真空破壊装置(約 14m)15

格納容器ベント以降有意な増加はない

格納容器スプレイ作動
10

5

(ｍ)

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

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
0
0

10

20

30

事故後の時間(ｈ)40JOB No.MA404K-7TQUVAF7G000

図 2.1.20 サプレッション・チェンバ水位の推移

コメント
No.審査-9
に対する
ご回答

300

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
水
温

格納容器ベントによる圧力低下により飽和温度が低下

200

原子炉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
0
0

10

20

30

40

事故後の時間(ｈ)JOB No.MA404K-7TQUVAF7G000

図 2.1.21 サプレッション・プール水温の推移

2.1-2330

31

2.1-24

格納容器圧力が「0.31MPa[gage]」に到達した場合，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。

よる格納容器除熱

原子炉注水を停止し，代替格納容器スプレイを再開する。

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，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

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中に原子炉

格納容器圧力が「0.18MPa[gage]」に到達した場合，代替格納容器スプレイ

位高(レベル 8)から原子炉水位低(レベル 3)の間で維持する。

代替格納容器圧力逃がし装置【ＳＡ】

耐圧強化ベント系【ＳＡ】

格納容器圧力逃がし装置【ＳＡ】

復水移送ポンプ【ＳＡ】－－【ＳＡ】：重大事故等対処設備

サプレッション・チェンバ水位計【ＳＡ】

代替格納容器圧力逃がし装置放射線レベル計【ＳＡ】

耐圧強化ベント系放射線レベル計【ＳＡ】

格納容器圧力逃がし装置放射線レベル計【ＳＡ】

格納容器内雰囲気放射線レベル計【ＳＡ】

格納容器内圧力計【ＳＡ】

復水補給水系流量計(原子炉格納容器) 【ＳＡ】

原子炉水位計（狭帯域）

原子炉水位計（広帯域）【ＳＡ】

格納容器内圧力計【ＳＡ】

復水補給水系流量計(原子炉圧力容器) 【ＳＡ】

原子炉水位計（狭帯域）

原子炉水位計（燃料域）【ＳＡ】

原子炉圧力計【ＳＡ】

原子炉圧力計【ＳＡ】

残留熱除去系系統流量計

高圧炉心注水系系統流量計

原子炉隔離時冷却系系統流量計

原子炉水位計（燃料域）【ＳＡ】

原子炉水位計（広帯域）【ＳＡ】

平均出力領域モニタ

計装設備

原子炉水位計（広帯域）
【ＳＡ】
－

－

－

可搬設備

子炉への注水が開始され，原子炉水位が回復する。原子炉水位は原子炉水復水移送ポンプ【ＳＡ】

逃がし安全弁

復水移送ポンプ【ＳＡ】

－

常設設備

有効性評価上期待する事故対処設備

原子炉圧力が急速減圧により，低圧代替注水系(常設)の圧力を下回ると原圧する。

を 2 台運転とし，中央制御室にて逃がし安全弁を全開し，原子炉を急速減喪失を確認する。高圧・低圧注水機能喪失確認後，低圧代替注水系(常設)

各ポンプの系統流量計の指示が上昇しないことにより高圧・低圧注水機能

原子炉水位による自動起動信号が発生するが，各ポンプの起動失敗，又は，て原子炉スクラムすることを確認する。

全給水喪失により原子炉水位は急激に低下し，原子炉水位低(レベル 3)に操作

表 2.1.1 高圧・低圧注水機能喪失時における重大事故等対策について

格納容器圧力逃がし装置等にによる格納容器冷却

代替格納容器スプレイ冷却系

原子炉水位回復

低圧代替注水系(常設)による高圧・低圧注水機能喪失確認

原子炉スクラム確認

判断及び操作コメント
No.審査-24,50
に対する
ご回答

初期条件

2.1-2532

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

炉心入口サブクール度

燃料

最大線出力密度原子炉停止後の崩壊熱－

通常運転時の格納容器温度として設定
復水移送ポンプ吐出温度を参考に設定

7.05m(NWL)
35℃
5kPa
57℃
50℃（事象開始 12 時間以降は 45℃，
事象開始 24 時間以降は 40℃）

サプレッションプール水位

サプレッションプール水温

格納容器圧力

格納容器温度

外部水源の温度

真空破壊装置

空間部：5,960m
液相部：3,580m3
3.43kPa(ドライウェル－サプレッション・チ
ェンバ間差圧)

格納容器容積(ウェットウェル)

通常運転時の格納容器圧力として設定

して設定

通常運転時のサプレッションプール水温の上限値と通常運転時のサプレッションプール水位として設定

真空破壊装置の設定値

必要最小空間部体積
必要最小プール水量7,350m

内部機器，構造物体積を除く全体積

保守性を考慮

熱平衡計算による値

熱平衡計算による値

定格流量として設定

格納容器容積(ドライウェル)
3

サイクル末期の燃焼度のばらつきを考慮し,10％の

約 278℃

炉心入口温度

3

設計の最大値として設定

52,200t/h

炉心流量

通常運転時の原子炉水位として設定

通常運転水位

原子炉水位

定格原子炉圧力として設定

定格原子炉熱出力として設定－

条件設定の考え方

7.07MPa[gage]

原子炉側：SAFER，CHASTE
格納容器側：MAAP
3,926MWt

主要解析条件

原子炉圧力

原子炉熱出力解析コード

項目

表 2.1.2 主要解析条件(高圧・低圧注水機能喪失)(1／4)

事故条件

33

2.1-26高圧注水機能及び低圧注水機能喪失

外部電源あり

外部電源

全給水喪失

主要解析条件

安全機能の喪失に対する仮定

起因事象

項目

条件設定の考え方

プするため，炉心冷却上厳しくなる

同時にトリップせず，原子炉水位低の信号でトリッ

外部電源がある場合，再循環ポンプは，事象発生と水系の機能喪失を設定

心注水系の機能喪失を，低圧注水機能として低圧注

高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉

全給水喪失が発生するものとして設定

表 2.1.2 主要解析条件(高圧・低圧注水機能喪失)(2／4)

重大事故等対策に関連する機器条件

2.1-2734

格納容器圧力逃がし装置等

代替格納容器スプレイ冷却系

低圧代替注水系(常設)

逃がし安全弁

原子炉スクラム信号

項目て，70%開度にて除熱ける，最大排出流量31.6kg/s に対し格納容器圧力が0.62MPa〔gage〕にお140m3/h にてスプレイ

冠水維持可能な注水量に制御

最大 300m3/h で注水，その後は炉心を7.86 MPa[gage]×4 個, 380 t/h/個

7.79 MPa[gage]×4 個, 377 t/h/個

7.72 MPa[gage]×4 個, 373 t/h/個

7.65 MPa[gage]×4 個, 370 t/h/個

7.58 MPa[gage]×1 個, 367 t/h/個

7.51 MPa[gage]×1 個, 363 t/h/個

8個(応答時間：0.05 秒)

原子炉水位低(レベル 3)

主要解析条件

条件設定の考え方

格納容器圧力逃がし装置等の設計値として設定

量を考慮し，設定

格納容器雰囲気温度及び圧力抑制に必要なスプレイ流

設計値に注入配管の流路圧損を考慮した値として設定<原子炉圧力と逃がし安全弁蒸気量の関係>

逃がし安全弁の設計値として設定

安全保護系の遅れ時間を考慮した応答時間を設定

表 2.1.2 主要解析条件(高圧・低圧注水機能喪失)(3／4)

重大事故等対策に関連する操作条件

352.1-28

事象発生から 14 分後

事象発生から 10 分後

主要解析条件到達時

容器除熱操作到達時

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]」

納容器冷却

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]」

原子炉急速減圧操作

中央制御室における系統構成

低圧代替注水系(常設)の追加起動及び項目

条件設定の考え方

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

時間を考慮して設定

中央制御室操作における低圧代替注水系(常設)の準備

操作時間は 4 分間として設定判断時間を考慮して，事象発生から 10 分後に開始し，高圧・低圧注水系機能喪失を確認後実施するが，事象表 2.1.2 主要解析条件(高圧・低圧注水機能喪失)(4／4)

添付資料 2.1.1
安定状態について
高圧・低圧注水機能喪失時の安定状態については以下のとおり。
原子炉安定状態：事象発生後，設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備を用いた炉
心冷却により，炉心冠水が維持でき，また，冷却のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合，安定状態が確立されたものとする。
格納容器安定状態：炉心冠水後に，設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備を用いた格納容器除熱機能（格納容器圧力逃し装置又は残留熱除去系，代替
循環冷却）により，格納容器圧力及び温度が安定又は低下傾向に転じ，また，除熱のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合，安定状態が確立されたものとする。
【安定状態】
原子炉安定状態の確立について
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。
格納容器安定状態の確立について
約 17 時間後に格納容器圧力逃がし装置等による除熱を開始することで，格納容器圧力及び温度は安定又は低下傾向になる。
重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
【安定状態後の長期的な状態維持】
代替循環冷却を用いて又は残留熱除去系機能を復旧させ，除熱を行うことにより，安定状態後の長期的な状態維持のための冷却が可能となる。

添 2.1.1-1

36

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

表１－１【SAFER，CHASTE】
分類
重要現象
炉心
崩壊熱

解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（高圧・低圧注水機能喪失）

解析モデル

不確かさ

崩壊熱モデル

入力値に含まれる

燃料棒表面熱伝達モデル

TBL，ROSA-Ⅲ，FIST-ABWR の実験解析において，実験結果の燃料被覆管温度に比べて+10℃～+150℃高めに評価する輻射熱伝達モデル

入力値に含まれる

燃料被覆管酸化

ジルコニウム－水反応モデル

酸化量及び発熱量の評価ついて保守的な結果を与える

燃料被覆管変形

膨れ・破裂評価
モデル

破裂の判定は実験データのベ
ストフィット曲線を用いる

二相流体の流動モデル

TBL，ROSA-Ⅲ，FIST-ABWR の実験解析において，実験結果の二相水位変化を適切に模擬することから，不確かさは小さい

解析コードでは，実機設備に対して注入流量を少なめに与えるため，実際の運転員操作では解析より多く注水されることから，原子炉水位の回復は早くなる可能性がある。運転操作はシュラウド外水位（原子炉水位計）に基づく操作であることから運転操作に与える影響は原子炉圧力容器の分類にて示す

炉心水位変化を適切に評価することから，有効性評価解析における燃料被覆管温度への影響は小さい。解析に対して実機の注水量が多い場合，燃料露出期間が短くなるため燃料被覆管温度は低くなる

TBL，ROSA-Ⅲ，FIST-ABWR の実験解析において，実験結果の二相水位変化を適切に模擬することから，不確かさは小さい

原子炉への注水開始は，給水喪失に伴う原子炉水位（シュラウド外水位）の低下開始を起点として，ECCS
注水機能喪失確認及び代替低圧注水準備を速やかに開始することとなり，水位低下挙動が早い場合であっても，これら操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはないことから，運転員等操作に与える影響はない。水位低下挙動が遅い場合においては操作に対する時間余裕は大きくなる。なお，
解析コードでは，原子炉水位は現実的に評価されることから不確かさは小さい。
また，実機注水設備能力に対して，解析コードでは注入流量を少なめに与えるため，実際の運転員操作
では解析より多く注水されることから，原子炉水位の回復は早くなる可能性がある。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であり，運転員等操作に与える影響はな
い

炉心水位変化を適切に評価することから，有効性評価解析における燃料被覆管温度への影響は小さい

解析コードでは，原子炉からの蒸気および冷却材流出を現実的に評価する。関連する運転操作として急速減圧後の注水操作があるが，注水手段が確立してから減圧を行うことが手順の前提であり，原子炉圧力および原子炉水位の変動が運転員等操作に対して与える影響はない

主蒸気逃がし弁流量は，設定圧力で設計流量が放出されるように入力で設定するため不確かさの影響はない。破断口からの流出は実験結果と良い一致を示す臨界流モデルを適用している。有効性評価解
析でも圧力変化を適切に評価し，原子炉への注水のタイミング及び注水流量を適切に評価するため，燃料被覆管温度への影響は小さい。
破断口及び主蒸気逃がし弁からの流出流量は，圧力容器ノズルまたはノズルに接続する配管を通過し，平衡均質流に達するのに十分な長さであることから，管入口付近の非平衡の影響は無視できると考えられ，平衡均質臨界流モデルを適用可能である

実機注水設備能力に対して，解析コードでは注入流量を少なめに与えるため，実際には解析より多く注水されることから原子炉水位の回復は早くなる可能性がある。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であり，運転員等操作に与える影響はない

注水特性は，それぞれの系統の設計条件に基づく原子炉圧力と注水流量の関係を入力する。実機設備に対して注入流量を少なめに与えるため，有効性評価解析では燃料被覆管温度を高めに評価する

燃料棒表面熱伝達

沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・
対向流
原子
炉圧
力容
器

添付資料 2.1.2

沸騰・ボイド率変化気液分離（水位変化）・
対向流

二相流体の流動モデル

冷却材放出（臨界流・差圧流）臨界流モデル

TBL，ROSA-Ⅲ，FIST-ABWR の実験解析において，実験結果の圧力変化を適切に模擬することから，不確かさは小さい

ＥＣＣＳ注水（給水系・代替注水含む）

原子炉注水特性

入力値に含まれる

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

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

解析コードでは，燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価する可能性がある。よって，実際の燃料棒表面
での熱伝達は大きくなり燃料被覆管温度は低くなるが，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作に与える影響はない

実験解析では熱伝達モデルの保守性により被覆管温度を高く評価することから，有効性評価解析でも燃料被覆管温度を高く評価する

燃料棒間，燃料棒-チャンネルボックス間の輻射熱伝達を現実的に評価することから，燃料被覆管温度に
燃料棒間，燃料棒-チャンネルボックス間の輻射熱伝達を現実的に評与える影響は小さい。燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転価することから，燃料被覆管温度に与える影響は小さい
員等操作に与える影響はない
解析コードでは，燃料被覆管酸化を大きく評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低
燃料被覆管の酸化は，酸化量及び発熱量に保守的な結果を与え，燃くなり，原子炉水位挙動に影響を与える可能性があるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）
料被覆管温度を高めに評価するに変わりはないことから，運転員等操作に与える影響はない
解析コードでは，燃料被覆管温度を高めに評価することから，破裂の判定としてベストフィット曲線を用いる場合においても保守的な判定結果を与えるものと考える。仮に格納容器雰囲気放射線レベル計 破裂発生前の被覆管の膨れ及び破裂発生の有無は，伝熱面積やギャ（CAMS）を用いて，設計基準事故相当のγ線線量率の１０倍を超える大量の燃料棒破裂を計測した場合 ップ熱伝達係数，破裂後の金属－水反応熱に影響を与え，燃料被覆には，炉心損傷後の運転操作を適用する必要があり，格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱操 管最高温度及び酸化割合に影響を与えることとなる。解析コードで作の起点が，格納容器圧力が限界圧力に到達するまでとなる。しかしながら，除熱操作までには本解析 は，前述の判定を行うための燃料被覆管温度を高めに評価することにおいても 17 時間後の操作であり，十分な時間余裕があることから運転員等の判断・操作に対して問題 から，保守的な結果を与えるものと考えるとなることはない

添 2.1.2-1

37

表１－２
【MAAP】
分類
炉心

原子
炉圧
力容
器

原子
炉格
納容
器

重要現象

解析モデル

崩壊熱

崩壊熱モデル

ＥＣＣＳ注水（給水系・代替注水含む）

原子炉注水特性

格納容器各領域間の流動構造材との熱伝達及び内部
熱伝導
気液界面の熱伝達

格納容器モデル（格納容器の
熱水力モデル）

スプレイ冷却

安全系モデル（格納容器ス
プレイ）

格納容器ベン
ト

格納容器モデル（格納容器の
熱水力モデル）

解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（高圧・低圧注水機能喪失）

不確かさ

運転員操作に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

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

入力値に含まれる

実機注水設備能力に対して，解析コードでは注入流量を少なめに与えるため，実際には解析より多く注水されることから原子炉水位の回復は早くなる可能性がある。
冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であり，運転員等操作に与える影響はない

注水特性は，それぞれの系統の設計条件に基づく原子炉圧力と注水流量の関係を入力する。実機設備に対して注入流量を少なめに与えるため，有効性評価解析では燃料被覆管温度を高めに評価する

原子炉格納容器内温度及び圧力を起点とする操作として，代替格納容器スプレイ，
原子炉格納容器圧力逃がし装置の操作があるが，事象発生から数時間後の操作であり，多少の挙動の変化が運転員操作に影響を与えることはない

原子炉格納容器内温度及び圧力の抑制は，代替格納容器スプレイ，原子炉格納容器圧
力逃がし装置の操作が大きく影響する。これらの操作は事象発生から数時間後の操作であり，多少の挙動の変化は運転員操作に影響を与えることはないことから，格納容器圧力及び温度に対する影響は小さい「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメー
タに与える影響」にて確認「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメー
タに与える影響」にて確認「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認

HDR 実験解析により妥当性が確認されており不確かさは小さい-格納容器圧力及び温度は，温度成層化を含めて傾向は良く再現できる-非凝縮性ガス濃度の挙動は，測定データと良く一致する
入力値に含まれる（スプレイ注
入特性）
スプレイの水滴温度は短時間で雰囲気温度と平衡に至ることから伝熱モデルの不確かさの影響はない
以下の観点で不確かさは小さいと判断できる-入力値に含まれる（ベント流量）-格納容器ベントに関して「格納容器各領域間の流動」と同様の計算方法が用いられている

添 2.1.2-2

38

項目
初期
条件

原子炉熱出力表２
解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（高圧・低圧注水機能喪失）(1/2)
解析条件（初期条件，事故条件）の不確かさ
条件設定の考え方
運転員等操作時間に与える影響
評価項目となるパラメータに与える影響
解析条件
最確条件

3,926MWt

3,926MWt 以下

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

原子炉圧力

7.07MPa[gage]

約 7.07MPa[gage]

定格原子炉圧力を最確条件と
して設定

原子炉水位

通常運転水位通常運転水位通常運転時の原子炉水位を最確条件として設定

炉心流量52,200t/h

定格流量の 90～111%

定格流量（100%）の 90～111%を最確条件として設定

装荷炉心ごと9×9 燃料(A 型)と 9×9 燃料(B型)は，熱水的な特性はほぼ同等であり，燃料棒最大線出力密度の保守性に包含されることから，代表的に 9×9 燃料(A 型)を設定

燃料

9×9 燃料(A 型)

最大線出力密度

44.0kW/m

44.0kW/m 以下

設計目標値を参考に最確条件を包絡できる条件を設定

原子炉停止後の崩壊熱

ANSI/ANS-5.1-1979(燃焼度 33GWd/t)

ANSI/ANS-5.1-1979(燃焼度 30GWd/t)

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

7,350m3

7,350m3

内部機器，構造物体積を除く全体積を設定

空間部：5,960m3
液相部：3,580m3

空間部：5,960m3
液相部：3,580m3

7.05m(NWL)

7.00m～7.10m

格納容器容積(ドライウェ
ル)
格納容器容積(ウェットウェル)
サプレッショ
ン・プール水位
サプレッショ
ン・プール水温35℃

約 30℃～約 35℃

格納容器圧力5kPa

約 4～約 8kPa

空間部は必要最小空間部体積を，液相部は必要最小プール水量を設定
通常運転時のサプレッション・プール水位を最確条件として設定
通常運転時のサプレッション・プール水温の上限値を，最確条件を包絡できる条件として設定
通常運転時の格納容器圧力を最確条件として設定最確条件とした場合には燃焼度及び最大線出力密度が緩和されるため燃料被覆管温度の上昇が緩和されるが，燃料被覆管を起点とする運転操作はないため，運転員等操作時間に与える影響はない
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，そのゆらぎの幅は小さいため事象進展に及ぼす影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響はない
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，そのゆらぎの幅は小さいため事象進展に及ぼす影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響はない
事象発生後早期に原子炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展に及ぼす影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響はない
最確条件とした場合には，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心となるか，それらの混在炉心となるが，両型式の燃料の組成はほぼ同等であり，事象進展に及ぼす影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい
最確条件とした場合，燃料被覆管温度上昇は小さくなり，
原子炉水位挙動に影響を与える可能性があるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない
最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，燃料被覆管温度上昇は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力上昇が遅くなり，格納容器スプレイ及びベント操作の開始が遅くなるが，操作手順に変わりはないことから，運転員等操
作時間に与える影響はない

最確条件とした場合には燃焼度及び最大線出力密度が緩和されるため燃料被覆管温度の上昇が緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕が大きくなる
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうる
が，ゆらぎの幅は小さいため事象進展に影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうる
が，ゆらぎの幅は小さいため事象進展に影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない
事象発生後早期に原子炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展に及ぼす影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響はない
最確条件とした場合には，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心となるか，それらの混在炉心となるが，何れの型式も燃料の組成はほぼ同等であり，炉心冷却性に大きな差は無いことから，評価項目となるパラメータに与える影
響は小さい

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

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

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

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

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

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

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

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

最確条件は解析条件で設定している水温よりも低くなるた
め，格納容器圧力上昇が遅くなり，格納容器スプレイ及びベント操作の開始が遅くなるが，その影響は小さく，操作に与える影響はない
解析条件と最確条件はほぼ同等であることから，事象進展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない

最確条件は解析条件で設定している水温よりも低くなるため，格納容器の熱容量は大きくなりベントに至るまでの時間が長くなるが，その影響は小さい
解析条件と最確条件はほぼ同等であることから，事象進展に影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない

添 2.1.2-3

39

表２
項目
初期
条件

事故
条件

解析条件（初期条件、事故条件）の不確かさ
解析条件

最確条件

条件設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

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

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

格納容器温度57℃

約 50℃～約 60℃

通常運転時の格納容器温度を最確条件として設定

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)

3.43kPa(ドライウェル－サプレ
ッション・チェンバ間差圧)

真空破壊装置の設定値

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

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

復水移送ポンプ吐出温度を参考に最確条件を包絡できる条件を設定

最確条件とした場合には，解析条件で設定している水温よりも低くなる可能性があり，格納容器圧力上昇に対する格
納容器スプレイによる圧力抑制効果は大きくなり，間欠ス
プレイの間隔に影響する。しかし本解析ではスプレイ間隔
は炉心冠水操作に依存していることから運転員操作に対する影響はない最確条件とした場合には，解析条件で設定している水温よりも低くなる可能性があり，炉心の再冠水までの挙動に影響する可能性はあるが，この顕熱分の影響は小さく，燃料被覆管温度上昇に対する影響は小さい。
また，格納容器圧力上昇に対する格納容器スプレイによる圧力抑制効果は大きくなり，格納容器圧力逃がし装置の操作開始時間が遅くなるが，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい－－

外部水源の温度

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

起因事象

全給水喪失

安全機能の喪失に対する仮定

機器条件

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（高圧・低圧注水機能喪失）(2/2)

高圧注水機能及び低圧注
水機能喪失

約 30℃～約 50℃－

全給水流量の喪失が発生し，原子炉への給水はできないもの
として設定

－

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設定－

炉心冷却性上厳しくする観点から，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップせず原子炉
水位低の信号でトリップする
ことで原子炉水位の低下が早くなるように外部電源がある
状態を設定

外部電源

外部電源あり原子炉スクラム信号

原子炉水位低（レベル 3） 原子炉水位低（レベル 3） 安全保護系の遅れ時間を考慮（応答時間：0.05 秒)（応答時間：0.05 秒)
した応答時間解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない

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

逃がし安全弁

8個
7.51～7.86MPa[gage]363～380 t/h/個

8個
7.51～7.86MPa[gage]363～380 t/h/個逃がし安全弁の設計値を設定

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

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

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可
能な注水量に制御

最大 300m3/h で注水，その後は炉心を冠水維持可能な注水量に制御

設計値に注入配管の流路圧損を考慮した値として設定

実際の注水量が解析より多い場合（注水特性の保守性），
原子炉水位の回復は早くなる可能性がある。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であり，運転員等操作に与える影響はない

実際の注水量が解析より多い場合（注水特性の保守性）燃料被覆管温度は低めの結果を与えることになる

代替格納容器
スプレイ冷却系

140m3/h でスプレイ

140m3/h 以上でスプレイ

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，設定スプレイ流量は運転員による調整が行われ，その増減により圧力抑制効果に影響を受けるが，操作手順に変わりはないことから，運転員等操作に与える影響はない

スプレイ流量は運転員による調整が行われ，その増減により圧力抑制効果に影響を受けるものの，格納容器内に蓄積される崩壊熱量に変わりは無い
ため，評価項目となるパラメータに与える影響はない

格納容器圧力逃がし装置等

格納容器圧力が0.62MPa〔gage〕における，最大排出流量31.6kg/s に対して，70%開度にて除熱

格納容器圧力が0.62MPa〔gage〕における，最大排出流量31.6kg/s に対して，70%開度にて除熱

格納容器圧力逃がし装置等の設計値として設定

実際の流量が解析より多い場合，ベントによる格納容器圧力の低下が早くなり，その後の圧力挙動も低く推移することになるが，運転員等操作に与える影響はない

格納容器圧力の最大値はベント実施時のピーク圧力であることから，その後の圧力挙動の変化は，評価項目となるパラメータに対して与える影響はない

添 2.1.2-440

表３
操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（高圧・低圧注水機能喪失）（1/3）
解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
不確かさを踏まえた操作開評価項目となるパラメータ項目
操作の不確かさ要因
始時間の影響に与える影響解析上の操作開始時
条件設定の考え方
間
操作条
【認知】
件
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 ECCS 機能喪失を確認する。ECCS 機能喪失の確認時間については，詳細を以下に示すとおり，ECCS ポンプ等の手動起動操作による確認を考慮した場合は 8 分間程度と想定している。よって，解析上の原子炉減圧の操作開始時間の 14 分間のうち，余裕時間を含め 10 分間を ECCS 機能喪失の確認時間と想定している［ECCS ポンプ等の手動起動操作による確認を考慮した場合］
原子炉スクラム及びタービントリップの確認の所要時間に１分間を想定
RCIC 機能喪失の確認及び他の ECCS の起動操作判断の所要時間に 2 分間を想定
HPCF の 2 系列の手動起動及びその後の機能喪失の確認の所要時間に 2 分間を想定
LPFL の 3 系列の手動起動及びその後の機能喪失の確認の所要時間に 3 分間を想定
高圧・低圧注水系機能
これらの確認時間等の合計により，ECCS ポンプ等の手動起動操作による確認を考慮し ECCS 機能喪失の認知に係る喪失 を確認後実 施す
た場合に，ECCS 機能喪失の所要時間を 8 分間と想定確認時間及び低圧代替注水
るが，事象判断時間を【要員配置】
系（常設）による原子炉注水 実態の操作開始時間は解析
低圧代替注
考慮して，事象発生か
中央制御室での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始 の操作時間は，余裕時間を含 上の設定よりも早まる可能
水系（常設）ら 10 分後に低圧代替事象発生から 14 分後時間に与える影響はなし
めて設定されていることか 性があり，燃料被覆管温度による原子注水系（常設）の追加【移動】
ら，その後に行う原子炉の急 は解析結果よりも低くなる
炉注水操作
起動を行い，その操作中央制御室内での操作のみであり，操作開始時間に与える影響はなし
速減圧の操作開始時間は解 可能性がある
終了後（4 分後）に原【操作所要時間】
析上の設定よりも若干早ま
子炉 急速減圧操 作を
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水準備の操作は，復水補給水系の隔離弁（１弁） る可能性がある
開始することを設定の閉操作による系統構成，低圧代替注水系（常設）の追加起動であり，何れも制御盤の操作スイッチによる操作のため，１操作に１分間を想定し，合計 2 分間であり，それに余裕
時間を含めて操作時間 4 分を想定している。また，低圧代替注水系（常設）による原子炉
注水準備の操作が完了した後に，自動減圧系による原子炉の急速減圧操作を行うため，原
子炉の急速減圧の開始を事象発生から 14 分後と想定している【他の並列操作有無】
事象発生直後，原子炉の停止確認後は冷却材確保としての原子炉注水を最優先に実施する
ため，他の並列操作はなく，操作開始時間に与える影響はなし【操作の確実さ】
中央制御室内の制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い

操作時間余裕5 分程度の時間遅れでは，
炉心の著しい損傷は発生せず，また，格納容器ベントをしても敷地境界線
量は 5mSv 以下であり，判断基準を満足する10 分 程 度 の時間 遅れでは，炉心の著しい損傷は発生しないが，格納容器
ベントをすると敷地境界
線量は 5mSv を超えるた
め，判断基準を満足しない。この場合，格納容器
圧力 2Pd（0.62MPa［gage］）
にて格納容器ベントする（添付資料 2.1.3）

添 2.1.2-541

項目

表３ 操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（高圧・低圧注水機能喪失）（2/3）
解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
不確かさを踏まえた操作開評価項目となるパラメータ
操作の不確かさ要因
始時間の影響に与える影響解析上の操作開始時
条件設定の考え方
間

操作条
件

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「0.18MPa[gage]」到
達時

復水貯蔵槽
への補給

事象発生から 12 時間
後

消防車への
給油

事象発生から 12 時間
後以降，適宜運転操作手順書を踏まえて設定

復水貯蔵槽への補給は，解析条件ではないが，解析で想定している操作の成立や継続に必要な作業。復水貯蔵槽の枯渇が発生しないよう設定消防車への給油は，解析条件ではないが，解析で想定している操作の成立や継続に必要な操作・作業。
消防車による送水開始時間を踏まえ設定【認知】
格納容器スプレイの操作実施基準（格納容器圧力「0.18MPa[gage]」）に到達するのは事象
発生 10 時間後であり，それまでに格納容器圧力の上昇を十分に認知できる時間があるた
め，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし【要員配置】
中央制御室での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始
時間に与える影響はなし【移動】
中央制御室内での操作のみであり，操作開始時間に与える影響はなし【操作所要時間】低圧代替注水系（常設）から代替格納容器スプレイへの切替は制御盤の操作スイッチによる操作のため，簡易な操作である。操作時間は特に設定していないが，格納容器の緩やかな圧力上昇に対して操作開始時間は十分に短い【他の並列操作有無】
原子炉への注水が優先であり，原子炉水位レベル 8 到達後に，低圧代替注水系（常設）から代替格納容器スプレイへの切り替えることとしており，原子炉注水の状況により，格納容器スプレイの操作開始時間は変動しうる【操作の確実さ】
中央制御室内の制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い

原子炉注水を優先するため，
原子炉水位レベル 8 到達後に低圧代替注水系（常設）から代替格納容器スプレイへ切り替えることとしており，原
子炉注水の状況により格納
容器スプレイの操作開始は
格 納 容 器 圧 力「0.18MPa[gage]前後となる格納容器の圧力上昇は緩やかであり，スプレイ開始時
間が早くなる場合，遅くなる場合の何れにおいても，変わらないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない

スプレイ開始までの時間
は事象発生から 10 時間あり十分な時間余裕がある

復水貯蔵槽への補給までの時間は，事象発生から約 12 時間あり十分な時間余裕がある

－

－

－

消防車への給油開始の時間は，事象発生から約 12 時間あり十分な時間余裕がある

－

－

－

添 2.1.2-642

操作時間余裕項目

表３ 操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（高圧・低圧注水機能喪失）（3/3）
解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
不確かさを踏まえた操作開評価項目となるパラメータ
操作の不確かさ要因
始時間の影響に与える影響解析上の操作開始時
条件設定の考え方
間

操作条
件

格納容器圧
力逃がし装
置等による
格納容器除
熱操作

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

【認知】
炉心損傷前の格納容器ベントの操作実施基準（格納容器圧力「0.31MPa[gage]」）に到達す
るのは，事象発生の約 17 時間後であり，それまでに格納容器圧力の上昇を十分に認知できる時間があるため，認知遅れにより操作時間に与える影響はなし【要員配置】
格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベントは，中央制御室における操作と現場における操作が必要であるが，現場の操作は中央制御室で行う操作とは別の緊急時対策要員を配置している。当該緊急時対策要員は，復水貯蔵槽への補給作業を兼任しているが，それら作業は事象発生の約 12 時間後までに行う作業であり，格納容器ベントの操作開始時間に与える影響はなし【移動】
緊急時対策要員は，緊急時対策本部から操作現場へ車にて移動することを想定している。
仮に地震等の外部事象が起因事象の場合に，アクセルルートの被害があっても，ホイール
ローダー等にて必要なアクセスルートを仮復旧できる体制としており，また，徒歩による移動を想定しても所要時間は約 1 時間であり，操作開始時間に与える影響はなし【操作所要時間】中央制御室におけるベント準備操作は操作スイッチによる１弁の操作に 10 分の操作時間を，ベント操作は操作スイッチによる 1 弁の操作に約 1 分の操作時間を想定しており，十分な時間余裕を確保している。現場におけるベント準備操作（格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置水位調整準備）は，現場での手動弁 5 個の操作に移動時間を含めて 60 分の操
作時間を想定しており，十分な時間余裕を確保している。よって，操作所要時間が操作開始時間に与える影響はなし【他の並列操作有無】
格納容器ベントの操作時に，当該操作に対応する運転員，緊急時対策要員に他の並列操作はなく，操作開始時間に与える影響はなし【操作の確実さ】
中央制御室における操作は，制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。また，現場操作
は，操作の信頼性向上や要員の安全のため２人１組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。なお，ベント実施時に遠隔操作に失敗した場合は現場にて格納容器ベントを行うこととしており，ベント操作の信頼性を向上している。ただし，この場合，現場操作に移動を含め約 20 分の時間の増分が発生する

炉心損傷前の格納容器ベン
トの操作実施基準（格納容器
圧力 0.31MPa［gage］に到達するのは，事象発生の約 17
時間後であり，ベントの準備
操作は格納容器の圧力上昇の傾向を監視しながら予め操作が可能である。また，ベント操作の操作所要時間は
余裕時間を含めて設定されていることから，実態の操作
開始時間は解析上の設定とほぼ同等である。ただし，ベント実施時に遠隔操作に失敗した場合は，現場操作にて対応するため，約 20 分程度
操作開始時間が遅れる可能性がある

遠隔操作の失敗により，格
納容器ベント操作開始時間が遅くなった場合，格納容
器圧力は 0.31MPa［gage］
より若干上昇する。評価項
目となるパラメータに影響を与えるが，格納容器限界
圧力は 0.62MPa［gage］のため，格納容器の健全性という点では問題とはならな
い

操作時間余裕格納容器ベント開始までの時間は事象発生から 17
時間あり十分な時間余裕がある。また，遠隔操作の失敗により，格納容器
ベント操作開始時間が遅れる場合においても，格納 容 器 圧 力 は 0.31MPa［gage］から上昇するが，格納容器圧力の上昇の傾向は緩やかであり，格納
容 器 限 界 圧 力 0.62MPa［gage］に至るまで十分
な時間余裕がある

添 2.1.2-7

43

コメント
No.審査-11,36,92

添付資料 2.1.3

に対するご回答
減圧・注水操作が遅れる場合の影響について
1.はじめに運転員による原子炉の減圧操作が有効性評価における設定よりも遅れた場合の評価項目及び敷地境界外の実効線量への影響について評価した。
2.評価項目及び敷地境界外の実効線量への影響（１）評価項目への影響
減圧時間を有効性評価における設定よりも 5 分及び 10 分遅延することによる評価項目（燃料被覆管の最高温度及び酸化量）への感度解析を行った。表 1 に評価結果を示す。また，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１に，操作 10分遅れのケースにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内外水位），燃料被覆管温度及び燃料被覆管酸化割合の推移を図 2～5 に示す。
10 分程度の操作時間遅れの場合，燃料被覆管の破裂はベストフィット曲線で判定すると一部で発生するものの，燃料被覆管温度 1200℃及び燃料被覆管酸化率 15%を超えることはない。そのため，少なくとも 10 分程度の操作時間遅れでも評価項目を満足する。
（２）敷地境界外の実効線量への影響
上記と同様に減圧時間を有効性評価における設定よりも 5 分及び 10 分遅延することによる敷地
境界外の実効線量への感度解析を行った。ここでは，燃料被覆管の破裂本数については実機炉
心設計を考慮した。表 2 に評価結果を示す。
5 分程度の操作時間遅れの場合，敷地境界外での実効線量は 5mSv を下回るが，10 分程度の操作遅れの場合，格納容器圧力逃がし装置を使用しないドライウェルベントの場合，敷地境界外
での実効線量は 5mSv を上回る。したがって，敷地境界外での実効線量の観点からは 5 分程度の操作遅れの時間余裕がある。
なお，10 分程度の操作遅れの場合，格納容器内雰囲気放射線レベル計（ＣＡＭＳ）にて炉心損
傷と判断されるため，格納容器最高使用圧力（0.31MPa）でのベント操作から格納容器限界圧力（0.62MPa）でのベント操作に移行する。
3．まとめ
5 分程度の操作時間遅れの場合，評価項目（燃料被覆管の最高温度及び酸化量）を満足し，敷地境界外での実効線量は 5mSv を下回る。一方，10 分程度の操作時間遅れの場合，評価項目を満足するが，敷地境界外での実効線量は 5mSv を上回る場合がある。したがって，減圧操作は 5分程度遅れ内に実施することが必要となる。

添 2.1.3-1

44表 1：炉心の健全性に関する感度解析結果（CHASTE 解析）
解析上の操作開始時間

燃料被覆管最高温度

燃料被覆管酸化率5分

約 944℃

約 3%

10 分

約 1056℃

約 6%からの遅れ時間

表 2：敷地境界外の実効線量に関する感度解析結果
ウェットウェルベント

ドライウェルベント（格納容器圧逃がし装置：使用）（格納容器圧逃がし装置：未使用）（ドライウェル圧力：1Pd）（ドライウェル圧力：1Pd）

5分

約 4.3×10-2mSv

約 1.4mSv

10 分

約 1.3mSv

約 36mSv

解析上の操作開始時間からの遅れ時間

添 2.1.3-2

45

10000燃料被覆管最高温度
到達時の温度及び応力
有効性評価設定時間◇ 遅れ時間 5 分□ 遅れ時間 10 分

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)

1000

GEVNC(0.56℃/s)(7×7)(Vallecitosのデータ)
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 F(ORNL)NUREG-0630,DATA H(KfK FABIOLA)方NUREG-0630,DATA I(ORNL)向NUREG-0630,DATA J(KfK)のKfK(0.8～1.6K/s)(REBEKA Single Rod)100

JNES(内圧破裂試験)
NFI他(内圧破裂試験)

応力(N/mm 2)

ベストフィット曲線
平均値－２σ曲線

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 1: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

添 2.1.3-3

46

※：燃料被覆管の円周方向の応力算出方法について
燃料棒の破裂については，SAFER の解析結果である燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係から判定する。
燃料被覆管の円周方向応力σについては，次式により求められる。（下図参照）

σ

D
Pin
2t

Pout

ここで，
D ： 燃料被覆管内径t ： 燃料被覆管厚さ
Pin ： 燃料被覆管内側にかかる圧力
Pout ： 燃料被覆管外側にかかる圧力(＝原子炉圧力)である。
燃料被覆管内側にかかる圧力 Pin は，燃料プレナム部とギャップ部の温度及び体積より，次式で計算される。

V pTF
Pin
1

VF TP
V pTF

NRTP
Vp

VF TP

ここで，
V： 体積
T ： 温度

添字 P ： 燃料プレナム部
F： ギャップ部

N ： ガスモル数
R ： ガス定数である。

図:燃料棒断面図
添 2.1.3-4

47

10

8
原
子

6

炉
圧
4
力
（MPa[abs]）
2

0
0

10

20

30

40

50

60

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK7LOF99AF5FR051

図 2：操作 10 分遅れのケースにおける原子炉圧力の推移

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

）

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

シュラウド外高出力燃料集合体

有効燃料棒底部

5

炉心下部プレナム
（ｍ）

0
0

10

20

30

40

50

60

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK7LOF99AF5FR051

図 3：操作 10 分遅れのケースにおける原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

添 2.1.3-5

48

1200

燃料被覆管最高温度発生（約 1056℃）
1000
燃
料

800

被
覆
管

600

温
度

400

（℃）
200

0
0

10

20

30

40

50

60

事 故 後 の 時 間（ｍ）
CH8KK7LOF99AF5FR012

図 4：操作 10 分遅れのケースにおける燃料被覆管温度の推移

15

燃料被覆管酸化割合最大値（約 6％）

燃
料
被
覆
管
酸
化
割
合

10

5

（％）

0
0

10

20

30

40

50

60

事 故 後 の 時 間（ｍ）
CH8KK7LOF99AF5FR012

図 5：操作 10 分遅れのケースにおける燃料被覆管酸化割合の推移

添 2.1.3-6

49

添 2.1.4-1

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，6/7号炉のそれぞれで約5,200m3必要となる。6/7
号炉の同時被災を考慮すると，約10,400m3必要となる。各号炉の復水貯蔵槽に約1,700m3及び淡水貯水池に約18,000m3の水を保有することから，
6/7号炉の同時被災を考慮した場合も必要水量は確保可能であり，安定して冷却を継続することが可能である。

○水源評価結果

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。

○時間評価(右上図)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130m3/hで復水貯蔵槽へ移送する。

②代替格納容器スプレイ冷却系による格納容器スプレイ
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，格納容器スプレイを実施する(140m3/h)。

①低圧代替注水系(常設)による原子炉注水
事象発生後，炉心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110m3/h)。

○水使用パターン

復水貯蔵槽水量：約1,700m3
淡水貯水池：約18,000m3(号炉共用)○水源

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 2.1.4

50

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)

51

添 2.1.5-1

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

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

時系列

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

事象発生直後～事象発生後 7 日間

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

事象発生直後～事象発生後 7 日間

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

事象発生直後～事象発生後 7 日間

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

事象発生直後～事象発生後 7 日間

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

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 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

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 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。

その他

5 号機

4 号機

3 号機

2 号機

1 号機

6 号機

7 号機

号機

プラント状況：6，7 号機運転中。1～5 号機停止中。
事象：高圧・低圧注水機能喪失は 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，外部電源喪失は想定していないが，全プラントで外部電源喪失が発生することとし，免震棟等，プラントに関連しない設備も対象とする。

7 日間の
軽油消費量
約 70,896L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 757,008L

7 日間の
軽油消費量
約 757,008L

合計

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。

5 号機軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

4 号機軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

3 号機軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

2 号機軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

1 号機軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

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

判定添付資料 2.1.5

2.2 高圧注水・減圧機能喪失
2.2.1 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「高圧注水・減圧機能喪失」に含まれる事故シーケンスとしては，①「過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗」，②「過渡事象＋SRV 再閉失敗＋高圧注水
失敗＋原子炉減圧失敗」，③「通常停止＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗」，④「通常停止＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗」，⑤「サポート系喪失＋高圧注水失敗＋
原子炉減圧失敗」及び⑥「サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗」が抽出された。
重大事故等対処設備の有効性を確認する重要事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①～⑥の事故シーケンスから，過渡事象(原子炉水位低下の観点で厳しい全給水喪失を選定)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，①「過渡事象(給水流量の全喪失)＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗」を選定した。
(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「高圧注水・減圧機能喪失」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，高圧注水機能が喪失し，かつ，原子炉減圧機能が機能喪失することを想定する。このため，緩和措置がとられない場合には，原子炉水位低下により炉心の著しい損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，原子炉圧力容器が高圧のまま減圧できずに炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故等対処設備の機能の有効性評価の観点では，高圧注水機能又は減圧機能の有効性を評価することが適切と考える。
ここで，高圧注水・減圧機能喪失が生じた際の状況を想定すると，事象発生の後，重大事故等対処設備によって高圧注水を実施して炉心損傷を防止する場合よりも，高圧注水に期待せず，設計基準事故対処設備による減圧にも失敗した後に，重大事故等対処設備によって減圧し，低圧注水に移行して炉心損傷を防止する場合の方が事故対応として厳しいと考えられる。このことから，本事故シーケンスグループに対しては，減圧機能の有効性を評価することが適切と考える。
なお，高圧注水及び減圧機能喪失が生じ，重大事故等対処設備の注水手段としては高圧注
水のみに期待可能な事故シーケンスとして，全交流動力電源喪失時の直流電源喪失がある。
これについては，2.3.2 において主に高圧代替注水系の有効性を確認している。
したがって，本事故シーケンスグループでは，重大事故等時の逃がし安全弁作動回路により原子炉を減圧し，減圧後に低圧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，残留熱除去系を用いた格納容器除熱を実施する。

2.2-1

52

(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」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，重大事故等時の逃がし安全弁作動回路を用いた原子炉減圧，低圧注水系を用いた原子炉注水手段を整備する。また，
原子炉格納容器の健全性を長期的に維持するため，残留熱除去系を用いた除熱手段を整備する。これらの対策の概略系統図を図 2.2.1 から図 2.2.2 に, 手順の概要を図 2.2.3 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操作手順の関係を表 2.2.1 に示す。
本事故シーケンスグループにおける 6 号炉及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 15 名である。その内訳は次の通りである。中央制御室の運転員は，中央監視・指示を行う当直長 1 名(6 号炉及び 7号炉兼任)，当直副長 2 名，運転操作対応を行う運転員 8 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は 4 名である。必要な要員と作業項目について図 2.2.5 に示す。
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ことを確認する。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等である。
b. 高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）で高圧炉心注水系の自動起動信号が発生す
るが全て機能喪失していることを確認する。
高圧注水機能喪失を確認するために必要な計装設備は，各系統の流量指示計等である。
原子炉水位はさらに低下し，原子炉水位低（レベル 1）で低圧注水系が起動する。
c. 重大事故等時の逃がし安全弁動作確認
原子炉水位低（レベル1）の10 分後及び，残留熱除去系ポンプ運転時に重大事故等時の逃がし安全弁作動回路により，逃がし安全弁4 弁が開き，原子炉は急速減圧する。
重大事故等時の逃がし安全弁動作を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位計
及び原子炉圧力計等である。
d. 低圧注水系による原子炉水位回復確認
原子炉の急速減圧により，原子炉圧力が低圧注水系の圧力を下回ると，原子炉注水が

2.2-2

53

開始され，原子炉水位が回復する。
低圧注水系による原子炉水位回復を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位計
及び残留熱除去系系統流量計等である。
原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位高（レベル8）から原子炉水位低（レベル3）の間で維持する。
e. サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード運転
低圧注水系による原子炉水位維持を確認後，異なる残留熱除去系によりサプレッショ
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・チェンバ・プール水温度計等である。
f. 原子炉停止時冷却モード運転
サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード運転により，プール水温度が静定することを確認後，サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード運転以外の残留熱除去系を原子炉停止時冷却モード運転に切り替える。これにより原子炉は冷温停止状態に移行する。
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。
2.2.2 炉心損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「1.2 評価対
象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「過渡事象(給水流量の全喪失)＋高圧注水失
敗＋原子炉減圧失敗」である。
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，重大事故等時の逃がし安全弁作動回路による減圧，低圧注水系による原子炉注水，残留熱除去系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ＳＡＦＥＲ，シビアアクシデント総合解析コードＭＡＡ
Ｐ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2.2.2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。

2.2-3

54

ａ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，全給水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
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，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
外部電源は使用できるものとする。
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，炉心冷却上厳しくなる。
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「原子炉水位低(レベル3)」信号によるものとする。
(b) 原子炉減圧機能
原子炉の手動減圧に失敗することを想定する。重大事故等時の逃がし安全弁作動回路
による原子炉減圧は，原子炉水位低(レベル 1)到達から 10 分後に開始し，逃がし安全弁
4 弁により原子炉を減圧する。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) 低圧注水系による原子炉への注水流量
原子炉水位低(レベル 1)到達後，低圧注水系が自動起動し，原子炉の減圧後に，954m3/h(0.27MPa[dif]において)にて注水する。
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) サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード運転は，原子炉水位高(レベル8)
を確認後，開始する。
(b) 原子炉停止時冷却モード運転は，原子炉圧力が0.93MPa[gage]まで低下したことを確認後，事象発生12時間後に開始する。
(3) 有効性評価の結果
コメントNO.
審査-6,9に対するご回答

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
2.2.5から図2.2.10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

2.2-4

55

コメント
NO.
審査-6,9に対するご回答

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2.2.11から図2.2.12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2.2.17から図2.2.20に示す。
a. 事象進展
全給水喪失後，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が，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
注水系が起動する。原子炉水位低(レベル 1)の 10 分後に重大事故等時の逃がし安全弁作動
回路により，逃がし安全弁 4 弁が開き，原子炉は急速減圧される。原子炉の減圧後に，低圧注水系による原子炉注水を開始する。
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。主蒸気隔離弁は，原子炉水位低(レベル 1.5)で全閉する。
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，低圧注水系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，炉コメント
No.審 査 -6
に対するご回答

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，低圧注水系による原子炉注水により，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，炉心が再冠水した以降は，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。
※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，

コメント
No.審査-22に対するご回答

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 2.2.11 に示すとおり，原子炉水位が回復するまでの間に炉心コメント
No.審査-117
に対するご回答

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 761℃に到達するが，1,200℃以下となる。燃料被覆管最高温度は，高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

2.2-5

56

あり，15%以下となる。
原子炉圧力は図 2.2.5 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。
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 0.07MPa[gage]及び約95℃に抑えられる。原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，限界圧力及び限界
温度を下回る。
図 2.2.6 に示すとおり，低圧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る。その後は，約 12 時間後に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 2.2.1)
2.2.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項
目となるパラメータに与える影響，要員の配置による他の操作に与える影響及び操作時間余裕を評価するものとする。
高圧注水・減圧機能喪失では，高圧注水機能が喪失し，かつ，原子炉減圧機能が機能喪失することが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，サプレッション・
チェンバ・プール水冷却モード運転及び原子炉停止時冷却モード運転とする。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7 解析
コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
添付資料 2.2.2 参照
ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
添付資料 2.2.2 参照(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，表2.2.2に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくな
るような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項

2.2-6

57

目に関する影響評価の結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
添付資料2.2.2参照(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
添付資料2.2.2参照
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の６要因に分類し，これらの要因が解析上の操作開始時間に及ぼす影響を評価し，評価項目となるパラメータに与える影響を確認する。
(a) 要員の配置による他の操作に与える影響
添付資料2.2.2参照(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
添付資料2.2.2参照(3) 操作時間余裕の把握
操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認する。
（添付資料2.2.2）(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として、運転員等操作時間に与える影響、評価項目となるパラメータに与える影響及び要員の配置による他の操作に与える影響を確認した。その結果、解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても、評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。この他、評価項目となるパラメータに対して、対策の有効性が確認できる範囲内において、操作時間には十分な時間余裕がある。また、要員の配置による他の操作に与える影響はない。
2.2.4 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「高圧注水・減圧機能喪失」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，「2.2.1(3)炉心損傷防止対策」に示すとおり15名であり，当直長，当直副長，運転員及び緊急時対策要員の51名で対処可能である。

2.2-7

58

(2) 必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」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
低圧注水系による原子炉注水については，サプレッション・チェンバを水源とし注水することから，水源が枯渇することはないため，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である。
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を全出力で運転した
場合，約750,960Lの軽油が必要となる。
6 号炉及び 7 号炉の各軽油タンクにて約 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，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 2.2.3)
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。

2.2.5 結論
事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」では，高圧注水機能が喪失し，かつ，原子炉減圧機能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｢高圧注水・減圧機能喪失｣に対する炉心損傷防止対策としては，短期対策として重大事故等時の逃がし安全弁作動回路を用いた原子炉減圧，低圧注水系を用いた原子炉注水手段，長期対策として残留熱除去系を用いた除熱手段を整備している。
事故シーケンスグループ｢高圧注水・減圧機能喪失｣の重要事故シーケンス「過渡事象(給水流量の全喪失)＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，重大事故等時の逃がし安全弁作動回路を用いた原子炉減圧，低圧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実施することにより，炉心損

2.2-8

59

傷することはない。
その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力，原
子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。また，長期的には安定停止状態を維持できる。
解析コード及び解析条件の不確かさについて操作への影響を含めて確認した結果，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，十分な余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，当直長，当直副長，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」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「高圧注水・減圧機能喪失」に対して有効である。

2.2-9

60

非常用ディーゼル発電機

原子炉格納容器

※２

外部電源

Gen

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

高圧炉心注水系ポンプ

※１
Ｂ(Ｃ)

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

重大事故等対策概略系統図（低圧注水モード＆逃がし安全弁）

図 2.2.1 高圧注水・減圧機能喪失時の重大事故等対策の概略系統図(1/2)

非常用ディーゼル発電機

原子炉格納容器※２

Gen

逃がし安全弁

給水系
より

外部電源

主タービン系へ※１

復水貯蔵槽

原子炉圧力容器
復水移送
ポンプ

Ｃ

高圧炉心注水系ポンプ

※１
Ａ

Ｂ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ

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

原子炉隔離時冷却系ポンプ
高圧代替注水系ポンプ

図 2.2.2 高圧注水・減圧機能喪失時の重大事故等対策の概略系統図(2/2)

2.2-1061

コメント
No.審査-8,20,
23,27,2933,34,
50,97
に対する
ご回答

2.2-1162Ｎｏ

残留熱除去系１系列
サプレッション・チェンバ・プール水冷却継続
残留熱除去系２系列
原子炉停止時冷却モード（ＳＨＣ）運転開始

重大事故等時の逃がし安全弁
作動回路阻止原子炉満水操作

逃がし安全弁８弁による原子炉急速減圧（逃がし安全弁４弁追加開）凡例：シナリオ上考慮しない操作・判断結果

Ⅰ※９
原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル８到達確認後、原子炉注水を停止する。原子炉水位がレベル３到達確認後、原子炉注水を再開する。以後、本操作を繰り返す。
また、異なる残留熱除去系を使用してサプレッション・チェンバ・プール水冷却モードを
実施する。

※８
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※７
原子炉圧力計指示「０．３４MPa[gage]」以下により、原子炉急速減圧完了を確認する。

※６
原子炉水位計（燃料域）指示により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。

※５
原子炉水位計（燃料域）指示により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。

※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。

※３
重大事故等時の逃がし安全弁作動回路の１０分間タイマー動作中に高圧注水機能が回復した場合は、作動回路の阻止操作を実施し、高圧注水系により原子炉水位が回復することを確認する。

※２
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。

※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。

図 2.2.3 高圧注水・減圧機能喪失時の対応手順の概要※３：運転員と緊急時対策要員（現場）の共同作業：プラント状態：判断：緊急時対策要員（現場）のみの作業：操作・確認（運転員のみの作業）【有効性評価の対象とはしていないが、他に取り得る手段】
Ⅰ
制御棒駆動水ポンプが運転を継続し原子炉への注水が継続していることを確認する。また、追加起動の準備も開始する。

高圧注水機能以外による原子炉注水・制御棒駆動水ポンプによる原子炉注水回復は解析上考慮せず

高圧注水機能回復操作

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず

高圧代替注水系起動操作

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

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し、格納容器はサプレッション・
チェンバ・プール水冷却モードにより冷却する。原子炉注水はサプレッション・チェンバ・プール水冷却モードと適時切り替えて実施する。及び機能喪失している設備の復旧に努める。

（約１２時間後）（約５０分後）※８※７

冷却材再循環ポンプ
６台トリップ確認

冷却材再循環ポンプ
４台トリップ確認

主蒸気隔離弁 自動「全閉」確認

残留熱除去系により原子炉水位をレベル３からレベル８で維持
異なる残留熱除去系によりサプレッション・チェンバ・プール水冷却実施※９

Ｙｅｓ（水位不明ではない）

原子炉水位判明

原子炉圧力「０．３４MPa[gage]」
急速減圧完了「原子炉水位有効燃料棒頂部（ＴＡＦ）」
回復※６（約３３分後）（約４４分後）残留熱除去系による原子炉注水開始
原子炉水位回復確認（約２６分後）※４「原子炉水位有効燃料棒頂部（ＴＡＦ）」
到達※５

原子炉自動減圧開始確認（逃がし安全弁４弁自動開）

重大事故等時の逃がし安全弁作動回路動作（原子炉水位低（レベル１）＋１０分＋残留熱除去系ポンプ運転）

残留熱除去系自動起動確認※２（機器作動状況、系統圧力による確認）「原子炉水位低（レベル１）」
低圧注水機能設備作動値に到達※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）「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※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）「原子炉水位低（レベル２）」
高圧給水機能設備作動値に到達

原子炉スクラム・タービントリップを確認「原子炉水位低（レベル３）」到達

全給水喪失（約２２分後）（約１９分後）（約９分後）（約４分後）（約２１秒後）（解析上の時刻）
（０分）

コメント
No.審査-31,85
に対する
ご回答

高圧注水・減圧機能喪失

経過時間（分）
10

20

30

40

経過時間（時間）

／
50

60

10

12

14

18

備考

20

事象発生
原子炉スクラム約2１秒

実施箇所・必要人員数

原子炉水位低（レベル１．５）

約９分

操作項目

原子炉水位低（レベル１）※シュラウド内水位に基づ

プラント状況判断

操作の内容

約19分

原子炉水位有効燃料棒頂部到達(※)

約26分

６号

運転員
（現場）
７号

６号

７号

６号

低圧注水系

約33分

緊急時対策要員（現場）く時間

重大事故等時の逃がし安全弁作動回路動作

約22分

運転員
（中操）

約12時間後 残留熱除去系
原子炉停止時冷却モード
運転開始

原子炉水位低（レベル２）

約４分

原子炉注水開始

原子炉水位有効燃料棒頂部回復(※)
約50分

７号

原子炉水位高（レベル８）

・全給水喪失確認

・原子炉スクラム・タービントリップ確認

状況判断

２人

２人

Ａ, Ｂ

a, b

－

－

－

－

・原子炉隔離時冷却系

10分

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
・残留熱除去系
自動起動確認

高圧注水機能喪失調査、復旧操作（解析上考慮せず）
原子炉減圧確認

低圧注水モード

注水操作

残留熱除去系
サプレッション・チェンバ・プール水冷却
モード操作

残留熱除去系

－

－

－

－

－

－

（１人）

（１人）

Ａ

a

－

－

－

－

（１人）

（１人）

Ａ

a

－

－

－

－

（１人）

（１人）

Ａ

a

－

－

－

－

（１人）

（１人）

Ａ

a

－

－

－

－

－

－

２人

２人

Ｃ, Ｄ

c,d

－

－

（１人）

（１人）

Ａ

a

－

－

－

－

（１人）

（１人）

Ａ

a

－

－

－

－

－

－

（２人）

（２人）

Ｃ, Ｄ

c,d

－

－

（１人）

（１人）

Ａ

a

－

－

－

－

２人
Ａ, Ｂ

２人

２人

２人

a, b

Ｃ, Ｄ

c,d

対応可能な要員により、対

注水系

応する

機能回復

・逃がし安全弁

４弁

残留熱除去系
原子炉停止時冷却モード運転

低圧注水モードから原子炉停止時冷却モード

・残留熱除去系

注入弁自動開確認

・残留熱除去系

注入弁操作

・残留熱除去系

試験用調節弁操作

・原子炉停止時冷却モード

ラインアップ・パラメータ監視

原子炉水位をレベル３～レベル８で維持

残留熱除去系ポンプ（Ａ）

サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード運転を継続＊２系列原子炉停止時冷却モード運転後は適宜原子炉注水実施

残留熱除去系ポンプ（Ｂ）

90分

・現場移動
・残留熱除去系

30分

電動弁隔離

・原子炉停止時冷却モード起動

原子炉停止時冷却モード運転を継続 残留熱除去系ポンプ（Ｃ）

・原子炉冷却材温度調整
・原子炉停止時冷却モード

ラインアップ・パラメータ監視

90分
残留熱除去系ポンプ（Ａ）

切替

残留熱除去系
原子炉停止時冷却モード運転
合計（）内の数字は他の作業終了後、移動して対応する人員数。

・現場移動
・残留熱除去系

電動弁隔離

・原子炉停止時冷却モード起動
・原子炉冷却材温度調整

０人

図 2.2.4 高圧注水・減圧機能喪失時の作業と所要時間

2.2-1263

適時確認

自動開放確認

残留熱除去系ポンプ（Ｃ）

原子炉停止時冷却モード準備

必要人員数

・給水系、原子炉隔離時冷却系、高圧炉心30分

原子炉停止時冷却モード運残留熱除去系ポンプ（Ａ）
転を継続

10

逃がし安全弁開閉による圧力制御（最大値：約 7.52MPa[gage]）
重大事故等時の逃がし安全弁作動回路による自動減圧（約 19 分）

8
原
子

6

炉

主蒸気隔離弁閉鎖
による圧力上昇圧4力

低圧注水系により大量の冷却材が注水され，沸騰が停止し原子炉圧力は低下（MPa[abs]）
2

0
0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK7LOF99AD6PF003

図 2.2.5 原子炉圧力の推移

20

自動減圧に伴う減圧沸騰
による水位上昇15

炉心上部プレナム

原子炉減圧による蒸気流出
により水位低下

（

原
子
炉
水
位

）

シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
水
位

10

有効燃料棒頂部
高出力燃料集合体
有効燃料棒底部

5（ｍ）

炉心下部プレナム

注水開始後，
除々に水位が回復

0
0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK7LOF99AD6PF003

図 2.2.6 原子炉水位の推移

2.2-1364

コメント
No.審査-6,9,22
に対する
ご回答

20

原
子
炉
水
位

自動減圧に伴う減圧沸騰
による水位上昇
原子炉減圧による蒸気流出
炉心上部プレナム
により水位低下

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

シュラウド外高出力燃料集合体

有効燃料棒底部）

5

炉心下部プレナム（ｍ）

注水開始後，
除々に水位が回復
0
0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK7LOF99AD6PF003

図 2.2.7 原子炉水位(シュラウド内外水位)の推移

1000

低圧注水系

800
注
水

600

流
量

400

（t/h）
200

0
0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK7LOF99AD6PF003

図 2.2.8 注水流量の推移

2.2-14

65

3000

2500

蒸

重大事故等時の逃がし安全弁
作動回路による自動減圧(4 弁)

2000

気
流

1500

量
（t/h）

1000

逃がし安全弁
500

0
0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK7LOF99AD6PF003

図 2.2.9 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

逃がし安全弁作動（４弁）
による水量減少300

原子炉注水開始による水量回復

200

（ｔ）
100

0
0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK7LOF99AD6PF003

図 2.2.10 原子炉内保有水量の推移

2.2-1566

1200

燃料被覆管最高温度発生（約 761℃）

1000
燃
料

炉心露出による
燃料被覆管温度上昇

800

被
覆
管

600

原子炉減圧による飽和温度の低下

温度

炉心再冠水により飽和温度付近まで低下

400

（℃）
200

0
0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK7LOF99AD6PF003

図 2.2.11 燃料被覆管温度の推移
コメント
No.審査-6
に対するご回答

1.00E+06

核沸騰冷却（ボイド率に対応した

遷移沸騰冷却
蒸気冷却
核沸騰冷却(再冠水後)

1.00E+05

核沸騰冷却(冠水時)
噴霧流冷却(露出時)

熱伝

1.00E+04

ボイド率増加に伴う熱伝達係数低下達係

1.00E+03

数
1.00E+02（W/(m2・K)）
1.00E+01

燃料被覆管最高温度
発生位置露出燃料被覆管最高温度
発生位置再冠水

1.00E+00
0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK7LOF99AD6PF003

図 2.2.12 燃料被覆管最高温度発生位置の熱伝達係数の推移

2.2-1667

コメント
No.審査-6,9
に対するご
回答

1.2

燃料被覆管最高温度
発生位置再冠水

燃料被覆管最高温度
発生位置露出
1

ボ

0.8

イ
ド

0.6

率
（－）

露出と冠水
を繰り返す

0.4

原子炉減圧に伴うボイド率増加

0.2

0
0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK7LOF99AD6PF003

図 2.2.13 燃料被覆管最高温度発生位置のボイド率の推移
コメント
No.審査-6,9
に対するご
回答

1.2

減圧率の低下に伴うボイド率減少

1

ボ

0.8

イ
ド

0.6

率
（－）

0.4

再冠水過程における
露出と冠水の繰り返
原子炉減圧に伴う しによるボイド率の増減
ボイド率増加

0.2

0
0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK7LOF99AD6PF003

図 2.2.14 高出力燃料集合体のボイド率の推移

2.2-1768

コメント
No.審査-6,9
に対するご
回答

1.2

1

ボ

0.8

減圧率の低下に伴うボイド率減少イ
ド

0.6

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増加率（－）

原子炉減圧に伴うボイド率増加

0.4

0.2

0
0

10

20

30

40

50

事 故 後 の 時 間（ｍ）
SA3KK7LOF99AD6PF003

図 2.2.15 炉心下部プレナム部のボイド率の推移

2.2-1869

10000
GEMP731×

燃料被覆管最高温度及び円周方向応力の最大値

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 2.2.16 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

2.2-1970

0.8
ドライウェルサプレッション・チェンバ
0.6
格
納
容
器
内
圧
力

0.4

原子炉減圧に伴い蒸気が格納容器内に流出し，圧力が上昇(MPa[gage])

残留熱除去系 原子炉停止時冷却モード（12 時間）による圧力低下
最大圧力約 64kPa[gage]

0.2

0.0
0

10

20
事故後の時間(ｈ)3040JOB No.MA404K-7TQUXAF7G000

図 2.2.17 格納容器圧力の推移

300
ドライウェルサプレッション・チェンバ

格
納
容
器
内
温
度
(℃)

200

残留熱除去系 原子炉停止時冷却モード（12 時間）による温度低下
最高温度約 95℃

100

原子炉減圧に伴い炉内から流出する蒸気の凝縮による温度上昇
0
0

10

20
事故後の時間(ｈ)図 2.2.18 格納容器気相部の温度の推移

2.2-2071

30
JOB No.MA404K-7TQUXAF7G000

40

コメント
No. 審査-9,59
に対する
ご回答

20

ベントライン(約 17m)
サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
水
位

真空破壊装置(約 14m)

15

10

5

(ｍ)

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
0
0

10

20

30

事故後の時間(ｈ)40JOB No.MA404K-7TQUXAF7G000

図 2.2.19 サプレッション・チェンバ水位の推移
コメント
No. 審査-9
に対する
ご回答

300

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
水
温

残留熱除去系サプレッション・チェンバ・プール水
冷却モード運転による温度上昇抑制

200

残留熱除去系 原子炉停止時冷却モード(12 時間)による水温低下

原子炉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
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

0
0

10

20

30

40

事故後の時間(ｈ)JOB No.MA404K-7TQUXAF7G000

図 2.2.20 サプレッション・チェンバ水温の推移

2.2-2172

73

2.2-22

水位は原子炉水位高(レベル 8)から原子炉水位低(レベル 3)

炉水位回復確認

去系によりサプレッション・チェンバ・プール水冷却モード

運転を開始する。

ンバ・プール水冷却モード運転ェンバ・プール水冷却モード運転以外の残留熱除去系を原子ド運転

炉停止時冷却モード運転に切り替える。

プール水温度が静定することを確認後，サプレッション・チ

原子炉停止時冷却モー

サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード運転により，

低圧注水系による原子炉水位維持を確認後，異なる残留熱除

サプレッション・チェ

の間で維持する。

原子炉への注水が開始され，原子炉水位が回復する。原子炉

原子炉圧力の急速減圧により，低圧注水系の圧力を下回るとがし安全弁 4 弁が開き，原子炉は急速減圧する。

プ運転時に重大事故等時の逃がし安全弁作動回路により，逃

原子炉水位低(レベル 1)の 10 分後及び，残留熱除去系ポン

め原子炉注水はできない。

水位低(レベル 1)にて自動起動するが，原子炉圧力が高いたとにより高圧注水機能喪失を確認する。低圧注水系は原子炉

動失敗，又は，各ポンプの系統流量計の指示が上昇しないこ

原子炉水位による自動起動信号が発生するが，各ポンプの起(レベル 3)にて原子炉スクラムすることを確認する。

全給水喪失により原子炉水位は急激に低下し，原子炉水位低操作

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ

重大事故等時の逃がし安全弁作動回路【ＳＡ】

逃がし安全弁残留熱除去系ポンプ

－

常設設備

－

－

－

－

－

－

可搬設備

計装設備

【ＳＡ】：重大事故等対処設備

残留熱除去系熱交換器入口温度計

残留熱除去系系統流量計

原子炉圧力計【ＳＡ】

サプレッション・チェンバ・プール水温度計【ＳＡ】

残留熱除去系系統流量計

残留熱除去系系統流量計

原子炉水位計（狭帯域）

原子炉水位計（燃料域）【ＳＡ】

原子炉水位計（広帯域）【ＳＡ】

原子炉圧力計【ＳＡ】

原子炉圧力計【ＳＡ】

原子炉水位計（燃料域）【ＳＡ】

原子炉水位計（広帯域）【ＳＡ】

原子炉圧力計【ＳＡ】

高圧炉心注水系系統流量計

原子炉隔離時冷却系系統流量計

原子炉水位計（広帯域）【ＳＡ】

平均出力領域モニタ

有効性評価上期待する事故対処設備

表 2.2.1 高圧注水・減圧機能喪失時における重大事故等対策について

低圧注水系による原子安全弁動作確認

重大事故等時の逃がし

高圧注水機能喪失確認

原子炉スクラム確認

判断及び操作コメント
No. 審査-50 に対する
ご回答

初期条件

2.2-2374

慮
内部機器，構造物体積を除く全体積

約 278℃
約 10℃
9×9 燃料(A 型)
44.0kW/m
ANSI/ANS-5.1-1979(燃焼度 33GWd/t)
7,350m3
空間部：5,960m
液相部：3,580m3

炉心入口温度

炉心入口サブクール度

燃料

最大線出力密度原子炉停止後の崩壊熱

格納容器容積(ドライウェル)

格納容器容積(ウェットウェル)(ドライウェル－サプレッション・
チェンバ間差圧)
7.05m(NWL)
35℃
5kPa
57℃

真空破壊装置

サプレッションプール水位

サプレッションプール水温

格納容器圧力

格納容器温度

3.43kPa

サイクル末期の燃焼度のばらつきを考慮し,10％の保守性を考

52,200t/h

炉心流量

3

設計の最大値として設定

通常運転水位原子炉水位－

通常運転時の格納容器温度として設定

通常運転時の格納容器圧力として設定

通常運転時のサプレッションプール水温の上限値として設定

通常運転時のサプレッションプール水位として設定

真空破壊装置の設定値

必要最小空間部体積
必要最小プール水量

熱平衡計算による値

熱平衡計算による値

定格流量として設定

通常運転時原子炉水位として設定

定格原子炉圧力として設定

7.07MPa[gage]

原子炉圧力

定格原子炉熱出力として設定－

条件設定の考え方

3,926MWt

原子炉側：SAFER
格納容器側：MAAP

主要解析条件

原子炉熱出力

解析コード

項目

表 2.2.2 主要解析条件(高圧注水・減圧機能喪失)(1／4)

事故条件

75

2.2-24高圧注水機能及び減圧機能喪失

外部電源あり

外部電源

全給水喪失

主要解析条件

安全機能の喪失に対する仮定

起因事象

項目

条件設定の考え方

上厳しくなる

ップせず，原子炉水位低の信号でトリップするため，炉心冷却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機能喪失を，減圧機能として自動減圧系の機能喪失を設定

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全給水喪失が発生するものとして設定

表 2.2.2 主要解析条件(高圧注水・減圧機能喪失)(2／4)

重大事故等対策に関連する機器条件

低圧注水系

作動回路)

(重大事故等時の逃がし安全弁

逃がし安全弁

原子炉スクラム信号項目

954m3/h(0.27MPa[dif]において)にて注水

原子炉水位低(レベル 1)にて自動起動

7.86 MPa[gage]×4 個, 380 t/h/個

7.79 MPa[gage]×4 個, 377 t/h/個

7.72 MPa[gage]×4 個, 373 t/h/個

7.65 MPa[gage]×4 個, 370 t/h/個

7.58 MPa[gage]×1 個, 367 t/h/個

7.51 MPa[gage]×1 個, 363 t/h/個

作動数：4 個作動時間：原子炉水位低(レベル 1)到達から 10 分後

設定(応答時間：0.05 秒)

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

0

100

200

300

400

流量（m 3 /h）

500

600

700

800

低圧注水系の設計値として設定

900

1000

<原子炉圧力と逃がし安全弁蒸気量の関係>

逃がし安全弁の設計値として設定

値として設定重大事故等時の逃がし安全弁作動回路の設計

安全保護系の遅れ時間を考慮した応答時間を

条件設定の考え方

原子炉水位低(レベル 3)

主要解析条件表 2.2.2 主要解析条件(高圧注水・減圧機能喪失)(3／4)

原子炉圧力（MPa[dif]）

2.2-2576

重大事故等対策に関連する操作条件

77

2.2-26

原子炉停止時冷却モード運転

プール水冷却モード運転

サプレッション・チェンバ・項目

事象発生から 12 時間後

原子炉水位高(レベル 8)到達時

主要解析条件

条件設定の考え方

開始時間の実績に基づき設定

運転停止後の原子炉停止時冷却モードの運転

炉心冠水確認後の操作として設定

運転操作手順書を踏まえ，原子炉注水による

表 2.2.2 主要解析条件(高圧注水・減圧機能喪失)(4／4)

添付資料 2.2.1
安定状態について
高圧注水・減圧機能喪失時の安定状態については以下のとおり。
原子炉安定停止状態：事象発生後，設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備を用いた炉心冷却により，炉心冠水が維持でき，また，冷却のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場
合，安定状態が確立されたものとする。
格納容器安定状態：炉心冠水後に，設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備を用いた格納容器除熱機能（格納容器圧力逃し装置又は残留熱除去系，代替
循環冷却）により，格納容器圧力及び温度が安定又は低下傾向に転じ，また，除熱のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合，安定状態が確立されたものとする。
【安定状態】
原子炉安定停止状態の確立について
低圧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る。
格納容器安定状態の確立について
約 12 時間後に残留熱除去系による除熱を開始することで，格納容器圧力及び温度は安定又は低下傾向になる。
重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
【安定状態後の長期的な状態維持】
残留熱除去系機能を維持し，除熱を行うことにより，安定状態後の長期的な状態維持のための冷却が可能となる。

添 2.2.1-178

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

表１－１【SAFER】
分類
重要現象
炉心
崩壊熱

原子
炉圧
力容
器

解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（高圧注水・減圧機能喪失）

解析モデル

不確かさ

崩壊熱モデル

入力値に含まれる

燃料棒表面熱伝達燃料棒表面熱伝達モデル

TBL，ROSA-Ⅲ，FIST-ABWR の実験解析において，実験結果の燃料被覆管温度に比べて+10℃～+150℃高めに評価す
る

燃料被覆管酸化

ジルコニウム－水反応モデル

酸化量及び発熱量の評価ついて保守的な結果を与える

燃料被覆管変形

膨れ・破裂評価
モデル

破裂の判定は実験データのベ
ストフィット曲線を用いる

沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・
対向流
沸騰・ボイド率変化気液分離（水位変化）・
対向流

冷却材放出（臨界流・差圧流）ＥＣＣＳ注水（給水系・代替注水含む）

二相流体の流動モデル

二相流体の流動モデル

臨界流モデル

原子炉注水特性添付資料 2.2.2

TBL，ROSA-Ⅲ，FIST-ABWR の実験解析において，実験結果の二相水位変化を適切に模擬することから，不確かさは小さい
TBL，ROSA-Ⅲ，FIST-ABWR の実験解析において，実験結果の二相水位変化を適切に模擬することから，不確かさは小さい

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

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

解析コードでは，燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価する可能性がある。よって，
実際の燃料棒表面での熱伝達は大きくなり燃料被覆管温度は低くなるが，燃料被覆管
温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作に与える影響はない

実験解析では熱伝達モデルの保守性により被覆管温度を高く評価することから，有効性評価解析でも燃料被覆管温度を高く評価する

解析コードでは，燃料被覆管酸化を大きく評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなり，原子炉水位挙動に影響を与える可能性があるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはないことから，運転員等操作に与える影響はない解析コードでは，燃料被覆管温度を高めに評価することから，破裂の判定としてベス
トフィット曲線を用いる場合においても保守的な判定結果を与えるものと考える。仮に格納容器雰囲気放射線レベル計（CAMS）を用いて，設計基準事故相当のγ線線量率の１０倍を超える大量の燃料棒破裂を計測した場合には，炉心損傷後の運転操作を適用する必要があり，格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱操作の起点が，格納容器圧力が限界圧力に到達するまでとなる。しかしながら，本解析においてはサプ
レッション・チェンバ・プール水冷却モード運転により格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱操作はないことから，運転員操作に与える影響はない

燃料被覆管の酸化は，酸化量及び発熱量に保守的な結果を与え，燃料被覆管温度を高めに評価する

破裂発生前の被覆管の膨れ及び破裂発生の有無は，伝熱面積やギャップ熱伝達係数，
破裂後の金属－水反応熱に影響を与え，燃料被覆管最高温度及び酸化割合に影響を与えることとなる。解析コードでは，前述の判定を行うための燃料被覆管温度を高めに評価することから，保守的な結果を与えるものと考える

解析コードでは，実機設備に対して注入流量を少なめに与えるため，実際の運転員操
炉心水位変化を適切に評価することから，有効性評価解析における燃料被覆管温度へ
作では解析より多く注水されることから，原子炉水位の回復は早くなる可能性がある。
の影響は小さい。解析に対して実機の注水量が多い場合，燃料露出期間が短くなるた
運転操作はシュラウド外水位（原子炉水位計）に基づく操作であることから運転操作
め燃料被覆管温度は低くなるに与える影響は原子炉圧力容器の分類にて示す
原子炉減圧及び注水開始は自動起動であるため，運転員等操作に与える影響はない。
また，実機注水設備能力に対して，解析コードでは注入流量を少なめに与えるため，
実際には解析より多く注水されるため，原子炉水位（シュラウド外水位）の回復は早くなる可能性がある。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であり，運転員等操作に与える影響はない

炉心水位変化を適切に評価することから，有効性評価解析における燃料被覆管温度への影響は小さいTBL，ROSA-Ⅲ，FIST-ABWR の実験解析において，実験結果の圧力変化を適切に模擬することから，不確かさは小さい

原子炉減圧及び注水開始は自動起動であるため，運転員等操作に与える影響はない。

主蒸気逃がし弁流量は，設定圧力で設計流量が放出されるように入力で設定するため不確かさの影響はない。破断口からの流出は実験結果と良い一致を示す臨界流モデルを適用している。有効性評価解析でも圧力変化を適切に評価し，原子炉への注水のタ
イミング及び注水流量を適切に評価するため，燃料被覆管温度への影響は小さい。
破断口及び主蒸気逃がし弁からの流出流量は，圧力容器ノズルまたはノズルに接続する配管を通過し，平衡均質流に達するのに十分な長さであることから，管入口付近の非平衡の影響は無視できると考えられ，平衡均質臨界流モデルを適用可能である

入力値に含まれる

実機注水設備能力に対して，解析コードでは注入流量を少なめに与えるため，実際には解析より多く注水されることから原子炉水位の回復は早くなる可能性がある。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，冠水後の操作として冠水維持可
能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であり，運転員等操作に与える影響はない

注水特性は，それぞれの系統の設計条件に基づく原子炉圧力と注水流量の関係を入力する。実機設備に対して注入流量を少なめに与えるため，有効性評価解析では燃料被覆管温度を高めに評価する

添 2.2.2-1

79

表１－２
【MAAP】
分類
重要現象
炉心
崩壊熱
原子
炉圧
力容
器
原子
炉格
納容
器

ＥＣＣＳ注水（給水系・代替
注水含む）

解析モデル

不確かさ

崩壊熱モデル

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

入力値に含まれる

実機注水設備能力に対して，解析コードでは注入流量を少なめに与えるため，実際には解析より多く注水されることから原子炉水位の回復は早くなる可能性がある。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であり，運転員等操作に与える影響はない

注水特性は，それぞれの系統の設計条件に基づく原子炉圧力と注水流量の関係を入力する。実機設備に対して注入流量を少なめに与えるため，有効性評価解析では燃料被覆管温度を高めに評価する

格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）HDR 実験解析により妥当性が確認されており不確かさは小さい-格納容器圧力及び温度は，温 原子炉格納容器内温度及び圧力を起点としている運転員等操作はないことから，運転度成層化を含めて傾向は良く 員等操作に与える影響はない
再現できる-非凝縮性ガス濃度の挙動は，測定データと良く一致する

原子炉格納容器内温度及び圧力を適切に評価することから，有効性評価解析における原子炉格納容器内温度及び圧力への影響は小さい

安全系モデル（非常用炉心冷却系）

ポンプ流量及び除熱量は設計値に基づき与えており，入力値に含まれる「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認

気液界面の熱伝達
サプレッショ
ン・チェンバ・プール水冷却

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

安全系モデル（非常用炉心冷却系）

格納容器各領域間の流動構造材との熱伝達及び内部
熱伝導

解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（高圧注水・減圧機能喪失）「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認

添 2.2.2-2

80

表２
項目
初期
条件

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（高圧注水・減圧機能喪失）(1/2)

解析条件（初期条件，事故条件）の不確かさ
解析条件
最確条件

条件設定の考え方

原子炉熱出力3,926MWt

3,926MWt 以下

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

原子炉圧力7.07MPa[gage]

約 7.07MPa[gage]

定格原子炉圧力を最確条件として設
定

原子炉水位

通常運転水位通常運転水位通常運転時の原子炉水位を最確条件
として設定

炉心流量

52,200t/h

定格流量の 90～111%

定格流量（100%）の 90～111%を最確条件として設定

運転員等操作時間に与える影響
最確条件とした場合には燃焼度及び最大線出力密度が緩和されるため燃料被覆管温度の上昇が緩和されるが，燃料被覆管を起点とする運転操作はないため，運転員等操作時間に与える影響はない最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，そのゆらぎの幅は小さいため事象進展に及ぼす影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響はない
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，そのゆらぎの幅は小さいため事象進展に及ぼす影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響はない
事象発生後早期に原子炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展に及ぼす影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響はない

9×9 燃料(A 型)と 9×9 燃料(B 型)は，最確条件とした場合には，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心と熱水的な特性はほぼ同等であり，燃なるか，それらの混在炉心となるが，両型式の燃料の組成は
料棒最大線出力密度の保守性に包含ほぼ同等であり，事象進展に及ぼす影響は小さいことから，されることから，代表的に 9×9 燃料
運転員等操作時間に与える影響は小さい(A 型)を設定最確条件とした場合，燃料被覆管温度上昇は小さくなり，原
設計目標値を参考に最確条件を包絡 子炉水位挙動に影響を与える可能性があるが，サプレッショ
できる条件を設定
ン・チェンバ・プール水冷却モード運転への移行は冠水後の操作であるため，運転員等操作時間に与える影響はない
最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなる
サイクル末期の燃焼度のばらつきを ため，燃料被覆管温度上昇は緩和され，それに伴う原子炉冷考慮し，10％の保守性を確保するこ 却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力上昇が遅くとで，最確条件を包絡できる条件を なる。サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード運転
設定への移行は冠水後の操作であるため，運転員等操作時間に与える影響はない

評価項目となるパラメータに与える影響
最確条件とした場合には燃焼度及び最大線出力密度が緩和されるため燃料被覆管温度の上昇が緩和されることから，評価項目となるパラメー
タに対する余裕が大きくなる
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えう
るが，ゆらぎの幅は小さいため事象進展に影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えう
るが，ゆらぎの幅は小さいため事象進展に影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない
事象発生後早期に原子炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展に及ぼす影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響はない
最確条件とした場合には，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心となるか，それらの混在炉心となるが，何れの型式も燃料の組成はほぼ同等であり，炉心冷却性に大きな差は無いことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい燃料

9×9 燃料(A 型)

装荷炉心ごと最大線出力密度

44.0kW/m

44.0kW/m 以下

原子炉停止後の崩壊熱

ANSI/ANS-5.1-1979(燃焼度 33GWd/t)

ANSI/ANS-5.1-1979(燃焼度 30GWd/t)

7,350m3

7,350m3

内部機器，構造物体積を除く全体積を設定

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

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

空間部：5,960m3
液相部：3,580m3

空間部：5,960m3
液相部：3,580m3

空間部は必要最小空間部体積を，液相部は必要最小プール水量を設定

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

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

7.05m(NWL)

7.00m～7.10m

通常運転時のサプレッション・プー
ル水位を最確条件として設定

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

サプレッショ
ン・プール水温35℃

約 30℃～約 35℃

通常運転時のサプレッション・プー
ル水温の上限値を，最確条件を包絡できる条件として設定

格納容器圧力5kPa

約 4kPa～約 8kPa

通常運転時の格納容器圧力を最確条件として設定格納容器温度57℃

約 50℃～約 60℃

通常運転時の格納容器温度を最確条件として設定解析条件と最確条件はほぼ同等であることから，事象進展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない
最確条件は解析条件で設定している水温よりも低くなるた
め，格納容器圧力上昇が遅くなる。サプレッション・チェン
バ・プール水冷却モード運転への移行は冠水後の操作である
ため，運転員等操作時間に与える影響はない
解析条件と最確条件はほぼ同等であることから，事象進展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，そのゆらぎの幅は小さいため事象進展に及ぼす影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響はない

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)

3.43kPa(ドライウェル－サプ
レッション・チェンバ間差圧)

真空破壊装置の設定値

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

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

格納容器容積(ドライウェ
ル)
格納容器容積(ウェットウェル)
サプレッショ
ン・プール水位最確条件とした場合，燃料被覆管温度上昇は小さくなるため，評価項目となるパラメータに対する余裕が大きくなる

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

最確条件は解析条件で設定している水温よりも低くなり，格納容器圧力は低くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕が大きくなる
解析条件と最確条件はほぼ同等であることから，事象進展に影響はな
く，評価項目となるパラメータに与える影響はない
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えう
るが，ゆらぎの幅は小さいため，事象進展に影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない

添 2.2.2-3

81

項目

表２
解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（高圧注水・減圧機能喪失）(2/2)
解析条件（初期条件，事故条件）の不確かさ
条件設定の考え方
運転員等操作時間に与える影響
評価項目となるパラメータに与える影響
解析条件
最確条件

事故
条件
起因事象

安全機能の喪失に対する仮
定

機器
条件

全給水喪失

高圧注水機能及び減圧機
能喪失－

全給水流量の喪失が発生し，原子炉への給水はできないもの
として設定

－

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，減圧機能として自動減圧系の機能喪失を設
定－

炉心冷却性上厳しくする観点から，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップせず原子炉
水位低の信号でトリップする
ことで原子炉水位の低下が早くなるように外部電源がある
状態を設定

－

外部電源

外部電源あり原子炉スクラム信号

原子炉水位低（レベル 3） 原子炉水位低（レベル 3） 安全保護系の遅れ時間を考慮（応答時間：0.05 秒)（応答時間：0.05 秒)
した応答時間解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない

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

逃がし安全弁
（重大事故等
時の逃がし安全弁作動回路）作動時間：原子炉水位低（レベル 1）到達から 10
分後
作動数：4 個7.79MPa[gage]
377t/h/個

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

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

低圧注水系

原子炉水位低（レベル 1） 原子炉水位低（レベル 1）
にて自動起動にて自動起動低圧注水系の設計値として設
954m3/h（0.27MPa[dif]に 954m3/h（0.27MPa[dif]に 定おいて）にて注水
おいて）にて注水

実際の注水量が解析より多い場合（注水特性の保守性），
原子炉水位の回復は早くなる可能性がある。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であり，運転員等操作に与える影響はない

実際の注水量が解析より多い場合（注水特性の保守性），燃料被覆管温度は低めの結果を与えることになる

作動時間：原子炉水位低（レベル 1）到達から 10
分後
作動数：4 個7.79MPa[gage]
377t/h/個

重大事故等時の逃がし安全弁
作動回路の設計値として設定
逃がし安全弁の設計値として設定

添 2.2.2-4

82

－

項目
操作条
件

残留熱除去
系（サプレ
ッション・
チェンバ・
プール水冷
却モード）
運転操作

表３ 操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（高圧注水・減圧機能喪失）
解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
不確かさを踏まえた操作開評価項目となるパラメータ
操作の不確かさ要因
始時間の影響に与える影響解析上の操作開始時
条件設定の考え方
間【認知】
残留熱除去系低圧注水モードによる原子炉水位上昇を継続監視することにより，原子炉
水位高（レベル 8）到達を十分に認知することができる。そのため，認知遅れにより操作
複数の残留熱除去系を用い時間に与える影響はなして低圧注水モードによる原【要員配置】
子炉水位維持操作とサプレ
中央制御室内での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操作
ッション・チェンバ・プール
開始時間に与える影響はなし
水冷却モードの運転操作を【移動】
同じ運転員が操作すること
中央制御室内での操作のみであり，操作開始時間に与える影響はなし
実態の操作開始時間は解析
運転 操作手順書 を踏から，サプレッション・チェ
原子炉水位高(レベル【操作所要時間】上の設定とほぼ同等である
まえ，原子炉注水によンバ・プール水冷却モードの8）到達時
残留熱除去系サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード運転操作は，制御盤の操ことから，評価項目となるる炉 心冠水確認 後の操作開始時間は変動しうる（約 50 分後）作スイッチによる操作のため，簡易な操作である。電動弁「2 弁」の操作が必要ではあるパラメータに与える影響は操作として設定
が，その時間は十分に短く，が，サプレッション・チェンバ・プール水温度上昇に対して操作所要時間は十分に短いない
格納容器の温度・圧力の上昇【他の並列操作有無】に有意な影響を与えるほど異なる区分の残留熱除去系の低圧注水モードで原子炉水位維持操作を実施しており，同ではない。
じ運転員が低圧注水モードによる原子炉水位維持操作とサプレッション・チェンバ・プー
よって，実態の操作開始時間
ル水冷却モードの運転操作を実施することから，サプレッション・チェンバ・プール水冷
は解析上の設定とほぼ同等
却モードの操作開始時間は変動しうるである【操作の確実さ】
中央制御室内の制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い

操作時間余裕サプレッション・チェン
バ・プール水冷却モード
運転開始の時間は事象発生から約 50 分後の操作であり，また，炉心冠水後の操作であるため十分な時間余裕がある

残留熱除去
系（原子炉
停止時冷却
モード）運
転操作

事象発生から 12 時間後

運転停止後の原子炉停止時冷却モードの運転開始時間の実績に基づき設定残留熱除去系の原子炉停止時冷却モード開始までの時間は，事象発生から 12 時間あり，十分な時間余裕がある

―

―

―

残留熱除去
系の低圧注
水モードか
ら原子炉停
止時冷却モ
ードへの切
替操作

事象発生から 13.5 時
間後

運転停止後の原子炉停止時冷却モードの運転開始時間の実績に基づき設定残留熱除去系を低圧注水モードから原子炉停止時冷却モードへの切り替え操作開始までの時間は，事象発生から 12 時間以上あり，十分な時間余裕がある

―

―

―

添 2.2.2-583

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)

事象発生直後～事象発生後 7 日間

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

事象発生直後～事象発生後 7 日間

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

添 2.2.3-1

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

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

時系列

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

5 号機

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

3 号機

事象発生直後～事象発生後 7 日間

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

1 号機

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

7 号機

号機

合計

7 日間の
軽油消費量
約 70,896L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 750,960L

7 日間の
軽油消費量
約 750,960L

プラント状況：6，7 号機運転中。1～5 号機停止中。
事象：高圧注水・減圧機能喪失は 6，7 号機を想定。
なお，外部電源喪失は想定していないが，全プラントで外部電源喪失が発生することとし，免震棟等，プラントに関連しない設備も対象とする。

1～7 号機軽油タンク
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。

5 号機軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

4 号機軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

3 号機軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

2 号機軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

1 号機軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

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

判定添付資料 2.2.3

84

コメント No.
審査-67, 69
に対するご回答

2.3 全交流動力電源喪失

2.3.1 事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスの相違とその扱いの整理
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」に含まれる事故シーケンスとしては，①「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG喪失)」，②「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG喪失)＋RCIC失敗」，③「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG喪失)＋SRV再閉失敗」，④「外部電源喪失＋直流電源喪失」及び⑤「全交流電源喪失＋最終ヒートシンク喪失＋直流電源喪失」が抽出された。
①，②，③，④及び⑤は全交流動力電源喪失発生時に期待する，あるいは同時に喪失する機能がそれぞれ異なる複合事象であり，その有効性を確認することが適切と考えられる重大事故等対処設備，あるいは対応手順がそれぞれ異なる。このため，事故シーケンスグルー
プ「全交流動力電源喪失」を詳細化することとし，①，②，③は各々を1つの事故シーケン
スグループ，④及び⑤は2つの事故シーケンスを1つの事故シーケンスグループとして，4つのそれぞれ別の事故シーケンスグループとした。
重大事故等対処設備の有効性を確認する重要事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「全交流動力電源喪失」を詳細化した4つの事故シーケン
スグループから各々1つの重要事故シーケンスを選定した。具体的には①，②，③，④を重要事故シーケンスとして選定した。⑤の事故シーケンスは発生原因が津波による浸水であり，その発生防止対策として，防潮堤の設置や建屋内止水等の止水対策を講じている。止水対策により，津波を原因とした起因事象の発生自体を防止したことから，起因事象発生後の事象進展に応じた重大事故等対処設備の有効性の確認には適さないと判断し，炉心損傷防止対策の有効性を確認する事故シーケンスから除外した。

2.3.1-185

2.3.2 全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)の場合
2.3.2.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策

コメント No.
審査-45 に対するご回答(1) 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「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)」は，全交流動力電源喪失後，原子炉隔離時冷却系が起動し，設計基準事故対処設備として期待する期間は運転を継続するものの，その期間を超えた後に蓄電池の直流電源供給能力が枯渇して原子炉隔
離時冷却系に期待できなくなる事故シーケンスグループである。このため，緩和措置がとられない場合には，炉心の著しい損傷に至る。
本事故シーケンスグループに対する重大事故等対処設備の有効性評価としては，全交流
動力電源喪失に対する重大事故等対処設備である，原子炉隔離時冷却系の機能喪失対策(蓄電池の容量増強に伴う原子炉隔離時冷却系の長時間運転)の有効性を主に確認する評価が考えられる。
したがって，本事故シーケンスグループでは，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約 24 時間後まで適切に維持しつつ，常設代替交流電源設備による給電及び残留熱除去系(低圧注水モード)，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，原子炉の減圧及び残留熱除去系(低圧注水モード)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ものとする。また，格納容器圧力逃がし装置等を用いた除熱，代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系による格納容器の除熱を実施する。
(2) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)」における安全機能を有する系統及び機器の機能喪失に対して，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を用いた原子炉注水手段を整備する。また，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(低圧注水モード)及び低圧代替
注水系(常設)を用いた原子炉注水，格納容器圧力逃がし装置等を用いた格納容器除熱，代替
原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系(格納容器スプレイモード)による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 2.3.2.1 から図 2.3.2.4 に，手順の概要を図
2.3.2.5 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操作手順の関係を表 2.3.2.1 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号炉及び7号炉同時の重大事
故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計33名である。その内訳は次の通りである。中央制御室の運転員は，中央監視・指示を行う当直長1名(6号炉及び7号炉兼任)，当直副長2名，運転操作対応を行う運転員12名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は4名，緊急時対策要員(現場)14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

2.3.2-1

86

の参集要員26名である。
必要な要員と作業項目については図 2.3.2.6 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に至る。
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自動起動し，原子炉水位は回復する。
原子炉隔離時冷却系による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位計及び原子炉隔離時冷却系系統流量計等である。
原子炉水位は，原子炉水位高(レベル 8)で原子炉注水停止，原子炉水位低(レベル 2)で原子炉注水再開することにより維持される。
c. 早期の電源回復不能判断及び対応準備
中央制御室において，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，非常用高圧母線(6.9kV)の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断する。これにより，常設代替交流電源設備，代替原子炉補機冷却系，低圧代替注水系(常設)の準備を開始する。
d. 常設直流電源切替操作
事象発生から 8 時間経過した時点で，常設直流電源切替(蓄電池 A から蓄電池 A-2 に切替)を実施する。
e. 格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱操作
崩壊熱除去機能を喪失しているため，格納容器圧力が「0.31MPa[gage]」に到達する。
このため，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，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・プ
ール水位計等である。
f. 常設代替直流電源切替操作
事象発生から 6 号炉は 20 時間経過した時点で，7 号炉は 19 時間経過した時点で直流2.3.2-287

電源切替(常設直流電源(蓄電池 A-2)から常設代替直流電源(AM 用蓄電池)に切替)を実施する。
g. 常設代替交流電源設備による交流電源供給
事象発生から約 24 時間後に常設代替交流電源設備による交流電源供給を開始する。
h. 残留熱除去系(低圧注水モード)による原子炉注水
常設代替交流電源設備によって交流電源が供給され，残留熱除去系が待機状態となった後，逃がし安全弁2弁による手動減圧を行い，残留熱除去系(低圧注水モード)による原子炉注水を開始する。
残留熱除去系(低圧注水モード)による原子炉注水を確認するために必要な計装設備
は，原子炉水位計及び残留熱除去系系統流量計等である。
i. 残留熱除去系(格納容器スプレイモード)による格納容器冷却
原子炉水位を原子炉水位高(レベル 8)まで上昇させた後に残留熱除去系を低圧注水モードから格納容器スプレイモード(ドライウェル側のみ)に切り替えると共に，格納容器
圧力逃がし装置等による格納容器除熱が行われている場合は，格納容器圧力逃がし装置
等による格納容器除熱を停止する。
残留熱除去系(格納容器スプレイモード)の運転を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系系統流量計等である。
j. 低圧代替注水系(常設)による原子炉注水
残留熱除去系の低圧注水モードから格納容器スプレイモード(ドライウェル側のみ)への切り替え後は，低圧代替注水系(常設)を用いて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。
低圧代替注水系(常設)の運転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系流量計(原子炉圧力容器)等である。
2.3.2.2 炉心損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「1.2 評価対
象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)」である。
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，逃がし安全弁による減圧，原子炉隔離時冷却系，残留熱除去系(低圧注水モード)及び低圧代替注水系(常設)による原子炉注水，格納容器圧力逃がし装置等を用いた格納容器除熱，代替原子炉補機冷却系

2.3.2-388

を用いた残留熱除去系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。
(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2.3.2.2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
送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源を喪失するものとする。
(b) 安全機能の喪失に対する仮定
全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定し，全交流動力電源を喪失するものとする。
(c) 外部電源
外部電源には期待しない。起因事象として，外部電源を喪失するものとしている。
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は原子炉水位低(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
原子炉の減圧には逃がし安全弁2弁を使用するものとし，1弁あたり定格主蒸気流量の約5%を処理するものとする。
(d) 低圧代替注水系(常設)による原子炉への注水流量
残留熱除去系の低圧注水モードから格納容器スプレイモード(ドライウェル側のみ)への切り替え後に，崩壊熱相当量で原子炉へ注水し，その後は炉心を冠水維持する。
(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流量特性(格納容器圧力 0.62MPa[gage]において，最大排出流量が 31.6kg/s の流量)に対し，70%開度で格納容器除熱を実施する。
(f) 代替原子炉補機冷却系
伝熱容量は約 23MW(海水温度 30℃において)とする。

2.3.2-489

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) 交流電源は24時間使用できないものとし，事象発生後24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) 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。
(c) 逃がし安全弁による原子炉減圧は，事象発生24時間後に開始する。
(d) 代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系の起動操作は，事象発生24時間後に開始する。
(e) 低圧代替注水系(常設)起動操作は，事象発生24時間後に開始する。
(3) 有効性評価(敷地境界外での実効線量評価)の条件
本重要事故シーケンスでは炉心損傷は起こらず，燃料棒の破裂も発生していないため，放射性物質の放出を評価する際は，設計基準事故時の評価手法を採用することで保守性が確保される。このため，敷地境界外での実効線量評価に当たっては，発電用軽水型原子炉施設の安全評価に関する審査指針(原子力安全委員会 平成 2 年 8 月 30 日)に示されている評価
手法を参照した。具体的な評価条件を以下に示す。
(a) 事故発生時の冷却材中の核分裂生成物の濃度は，運転上許容される I-131 の最大濃度とし，その組成を拡散組成とする。これにより,事故発生時に冷却材中に存在するよう素は，I-131 等価量で約 1.3×1012Bq となる。
(b) 原子炉圧力の低下に伴う燃料棒からの核分裂生成物の追加放出量は，I-131については先行炉等での実測値の平均値に適切な余裕をみた値※1である3.7×1013Bqとし，その他の核分裂生成物についてはその組成を平衡組成として求め，希ガスについてはよう素の2倍の放出があるものとする。これにより，原子炉圧力の低下に伴う燃料棒からの追加放出量は，希ガスについてはγ線実効エネルギ0.5MeV換算値で約9.9×1014Bq，よう素についてはI-131等価量で約6.5×1013Bqとなる。
コメント No.
審 査 -51 に 対するご回答※1 過去に実測されたI-131追加放出量から，全希ガス漏洩率(f値)1mCi/sあたりの追加放出量の出現頻度を算出し，その97%累積出現頻度値19Ci/(mCi/s)[平均値0.37 Ci/(mCi/s)]を用いて算出している。
(1Ci = 3.7×109Bq/s)
出典元
・「沸騰水型原子力発電所 事故時の被ばく評価手法について」(TLR-032)
・「沸騰水型原子力発電所 事故時の被ばく評価手法について」(HLR-021)(c) 燃料棒から追加放出されるよう素のうち有機よう素は4%とし，残りの96%は無機よう素とする。
(d) 燃料棒から追加放出される核分裂生成物のうち，希ガスはすべて瞬時に気相部に移行するものとする。有機よう素のうち，10%は瞬時に気相部に移行するものとし，残りは分解するものとする。有機よう素から分解したよう素，無機よう素が気相部

2.3.2-590

にキャリーオーバーされる割合は2%とする。
(e) 原子炉圧力容器気相部の核分裂生成物は，逃がし安全弁等を通して崩壊熱相当の蒸気に同伴し，格納容器内に移行するものとする。この場合，希ガス及び有機よう素は全量が，無機よう素はベント開始までに発生する崩壊熱相当の蒸気に伴う量が移行するものとする。
(f) サプレッション・チェンバの無機よう素は，スクラビング等により除去されなかったものが格納容器気相部へ移行するものとする。希ガス及び有機よう素について
は，スクラビングの効果を考えない。また，核分裂生成物の自然減衰は，ベント開始までの期間について考慮する。
(g) 敷地境界外における実効線量は，内部被ばくによる実効線量及び外部被ばくによる実効線量の和として計算し，よう素の内部被ばくによる実効線量は，主蒸気隔離
弁閉止後のよう素の内部被ばくによる実効線量を求める以下の式(1)で，また，希ガスのγ線外部被ばくによる実効線量は，放射性気体廃棄物処理施設の破損時の希ガスのγ線外部被ばくによる実効線量を求める以下の式(2)で計算する。
ＨI2 ＝ Ｒ ･ Ｈ∞ ･χ/Ｑ ･ ＱＩ ・・・・・・・・・・・・・ (1)Ｒ：呼吸率(m3/s)
呼吸率Ｒは，事故期間が比較的短いことを考慮し，小児の呼吸率(活動時)0.31m3/hを秒当たりに換算して用いる。

Ｈ∞：よう素(I-131)を1Bq吸入した場合の小児の実効線量(1.6×10-7Sv/Bq)

χ/Ｑ ：相対濃度(s/m3)
ＱI：事故期間中のよう素の大気放出量(Bq)(I-131等価量－小児実効線量係数換算)

Ｈγ ＝ Ｋ・Ｄ/Ｑ・Ｑγ
Ｋ・・・・・・・・・・・・・ (2)：空気吸収線量から実効線量当量への換算係数(Ｋ＝1Sv/Gy)

Ｄ/Ｑ ：相対線量(Gy/Bq)
Ｑγ：事故期間中の希ガスの大気放出量(Bq)(γ線実効エネルギ 0.5MeV 換算値)(h) 大気拡散条件については，格納容器圧力逃がし装置を用いる場合は，格納容器圧力逃がし装置排気管放出，実効放出継続時間 1 時間の値として，相対濃度(χ/Ｑ)は1.2×10－5(s/m3)，相対線量(Ｄ/Ｑ)は 1.9×10－19(Gy/Bq)とし，耐圧強化ベント系を用いる場合は，主排気筒放出，実効放出継続時間 1 時間の値として，相対濃度2.3.2-691

(χ/Ｑ)は 6.2×10－6(s/m3)，相対線量(Ｄ/Ｑ)は 1.2×10－19(Gy/Bq)とする。
(i) サプレッション・チェンバ内でのスクラビング等による除染係数は 10，格納容器
圧力逃がし装置による除染係数は 1,000，排気ガスに含まれるよう素を除去するた
めのよう素フィルタによる除染係数は 50 とする。
(添付資料 2.3.2.1)(4) 有効性評価の結果
コメント
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
No. 審査-6※2に対するご 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2.3.2.7
回答から図2.3.2.12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2.3.2.13から図2.3.2.18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2.3.2.19から図2.3.2.22に示す。
a. 事象進展
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。
常設直流電源は，負荷切り離しを行わずに 8 時間，その後，必要な負荷以外を切り離して残り 16 時間の合計 24 時間にわたり，重大事故等の対応に必要な設備に電源供給を行えるものとする。この間，原子炉隔離時冷却系が原子炉水位低(レベル 2)での起動及び原
子炉水位高(レベル 8)でのトリップを繰り返すことによって，原子炉水位は適切に維持される。
(添付資料 2.3.2.2，添付資料 2.3.2.3)
事象発生から 24 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，原子炉の減圧及び残留熱除去系(低圧注水モード)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は低下するが，残留熱除去系(低圧注水モード)による原子炉注水が開始されると原子炉水位は回復する。
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。このため，事コメント
象発生から約 16 時間後に格納容器圧力逃がし装置等による除熱を行う。なお，格納容器
No. 審査-76 に対す 除熱時のサプレッション・チェンバ・プール水位は，真空破壊装置(約 14m)及び，ベントるご回答

ライン(約 17m)に対して，十分に低く推移するため，真空破壊装置の健全性は維持される。
この点と，蒸気の流入によってサプレッション・チェンバ・プール水温が上昇することを考慮し，その確実な運転継続を確保する観点から，原子炉隔離時冷却系の水源は復水貯蔵

2.3.2-792

コメント 槽とする。常設代替交流電源設備による電源供給を開始した後は，ベントラインを閉じて，No. 審査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ものとする。
-76 に対するご回答※2 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 2.3.2.13 に示すとおり，初期値を上回ることなく，1,200℃以下となる。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 2.3.2.7 に示すとおり，逃がし安全弁の作動により，約 7.51MPa[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，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 142℃に抑えられる。
図 2.3.2.8 に示すとおり，原子炉隔離時冷却系による注水継続により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，約 16 時間後に格納容器圧力逃がし装置等による除熱を開始し，さらに代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系による格納容器除熱を実施することにより安定停止状態を維持できる。
(添付資料 2.3.2.4)
コメント
No. 審査93 に対するご回答

サプレッション・チェンバのラインを経由した場合の格納容器圧力逃がし装置によるベント時の敷地境界外での実効線量の評価結果は約 9.9×10-3mSv であり，
5mSv を下回る。
また，サプレッション・チェンバのラインを経由した場合の耐圧強化ベント系によるベント時の敷地境界外での実効線量の評価結果は約 4.9×10-2mSv であり，5mSv を下回る。いずれの場合も周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはない。

2.3.2.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響，要員の配置による他の操作に与える影響
及び操作時間の余裕を評価するものとする。
事故シーケンスグループ「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)」は，全交流動力電源喪失後，原子炉隔離時冷却系が起動し，設計基準事故対処設備として期待する期間は運転

2.3.2-8

93

を継続するものの，その期間を超えた後に蓄電池が枯渇して原子炉隔離時冷却系に期待できなくなることが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，常設代替
交流電源設備からの受電，格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱操作，代替原子炉
補機冷却系による残留熱除去系の低圧注水モード及び格納容器スプレイモード運転，低圧
代替注水系(常設)起動操作，逃がし安全弁による手動減圧とする。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7 解析コー
ド及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。
a. 運転員等操作時間に与える影響
添付資料 2.3.2.5 参照
b. 評価項目となるパラメータに与える影響
添付資料 2.3.2.5 参照(2) 解析条件の不確かさの影響評価
a. 初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，表2.3.2.2に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，
解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるよ
うな設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
添付資料2.3.2.5参照(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
添付資料2.3.2.5参照
b. 操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の６要因に分類し，これらの要因が解析上の操作開始時間に及ぼす影響を評価し，評価項目となるパラメータに与える影響を確認する。
(a) 要員の配置による他の操作に与える影響
添付資料2.3.2.5参照(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
添付資料2.3.2.5参照

2.3.2-994

(3) 操作時間余裕の把握
操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認する。
(添付資料2.3.2.5)(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び要員の配置による他の操作に与える影響を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さいことを確認した。この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には十分な時間余裕がある。また，要員の配置による他の操作に与える影響はない。
2.3.2.4 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「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG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，「2.3.2.1 (2)炉心損傷防止対策」に示すとおり33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「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG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ている。その結果を以下に示す。
a. 水源
原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系(常設)による原子炉注水については，7日間の対応を考慮すると，号炉あたり合計約4,600m3の水が必要となる。6号炉及び7号炉の同時被災を考慮すると，合計約9,200m3の水が必要である。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約1,700m3及び号炉共用設備である淡水貯水池に合計約18,000m3の水を保有している。これにより，6号炉及び7号炉の同時被災を考慮しても，必要な水量は確保可能である。また， コ メ ン ト
事象発生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 No. 審査109 に 対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 す る ご 回
水貯蔵槽を水源とした注水が可能となることから，7日間の継続実施が可能である。ここ 答

2.3.2-1095

コメント
No. 審 査 109 に対するご回答

で，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，可搬式設備を12時間以内に使用できなかった場合においても，その他の設備にて重大事故等に対応できるよう設定しているものである。
(添付資料 2.3.2.6)b. 燃料
6号炉及び7号炉の同時被災を考慮した場合，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日間の運転継続に号炉あたり約6,048Lの軽油が必要となり，また，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日間の運転継続に号炉あたり約36,960Lの軽油が必要となる。(合計 約945,336L)
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，代替原子炉補機冷却系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 2.3.2.7)
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1,066kW，7号炉で約1,094kW必要となるが，常設代替交流電源設備は連続定格容量が2,950kWであり，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
(添付資料 2.3.2.8)

2.3.2.5 結論
事故シーケンスグループ「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG喪失)」は，全交流動力電源
喪失後，原子炉隔離時冷却系が起動し，設計基準事故対処設備として期待する期間は運転を継続するものの，その期間を超えた後に蓄電池が枯渇して原子炉隔離時冷却系に期待できなくなることが特徴である。事故シーケンスグループ｢全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG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の機能喪失対策(蓄電池の容量増強に伴う原子炉隔離時冷却系の長時間運転による原子炉注水)，長期対策として残留熱除去系(低圧注水モード)及び低圧代替注水系(常設)を用いた原子炉注
水，格納容器圧力逃がし装置等を用いた格納容器除熱，代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系(格納容器スプレイモード)による格納容器除熱を整備している。

2.3.2-1196

事故シーケンスグループ｢全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG喪失)｣の重要事故シーケン
ス「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG喪失)」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，蓄電池の容量増強に伴う原子炉隔離時冷却系の長時間運転，残留熱除去系(低圧注水モード)及び低圧代替注水系(常設)を用いた原子炉注水，格納容器圧力逃がし装置等を用いた格納容器除熱，代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系(格納容器スプレイモード)による格納容器除熱を実施することにより，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することが確認され，以て炉心の著しい損傷を防止できることを確認できた。また，長期的には安定停止状態を維持できる。
解析コード及び解析条件の不確かさについて操作への影響を含めて確認した結果，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，十分な余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，当直長，当直副長，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，事故シーケンスグループ「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG喪失)」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が確認でき，これを以て事故シーケンスグループ「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG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。

2.3.2-1297非常用ディーゼル発電機

原子炉格納容器

※２

外部電源

Gen

逃がし安全弁主タービン系へ
給水系
より
復水貯蔵槽

※３

※３
原子炉圧力容器

高圧代替注水ポンプ※２
原子炉隔離時冷却系ポンプ
重大事故等対策概略系統図（原子炉隔離時冷却系＆逃がし安全弁）

図 2.3.2.1 全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)時の重大事故等対処設備の概略系統図(1/4)

外部電源

原子炉建屋
原子炉格納容器※２

耐圧強化ベント系

主
排
気
筒

淡水貯水池

※１
逃がし安全弁

非常用ディーゼル発
電機

Gen

消防車

主タービン系へ

給水系
より

復水貯蔵槽

※１
※３
※３

防火水槽

原子炉圧力容器

※２

高圧代替
注水ポンプ

原子炉隔離時冷却系ポンプ
格納容器圧力逃がし装置
又は代替格納容器圧力逃がし装置
重大事故等対策概略系統図（原子炉隔離時冷却系＆格納容器圧力逃がし装置等＆可搬型代替注水ポンプ）

図 2.3.2.2 全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)時の重大事故等対処設備の概略系統図(2/4)

2.3.2-13

98

外部電源

非常用ディーゼル
発電機

原子炉格納容器

Gen

格納容器スプレイ・ヘッダ
逃がし安全弁

淡水貯水池

給水系より

主タービン系へ

防火水槽

格納容器スプレイ・ヘッダ

低圧代替注水系（常設）
原子炉圧力容器

可搬型代替交流電源設備
（電源車）

消防車
復水貯蔵槽
復水移送
ポンプ

Ａ(Ｃ)

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ

Ａ
Ｂ

常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）

代替原子炉補機
冷却系

重大事故等対策概略系統図（低圧注水モード＆低圧代替注水系（常設）＆格納容器スプレイ冷却モード＆サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード＆常設代替交
流電源設備＆代替原子炉補機冷却系）

図 2.3.2.3 全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)時の重大事故等対処設備の概略系統図(3/4)

外部電源

非常用ディーゼル
発電機

原子炉格納容器

Gen

格納容器スプレイ・ヘッダ
逃がし安全弁

給水系より

主タービン系へ

格納容器スプレイ・ヘッダ

原子炉圧力容器

残留熱除去系ポンプ

可搬型代替交流電源設備（電源車）

残留熱除去系ポンプ

Ａ

コメント No.
審査-108 に対するご回答

常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）

Ｂ
代替原子炉補機
冷却系

重大事故等対策概略系統図（低圧注水モード＆サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード＆常設代替交流電源設備＆代替原子炉補機冷却系）

図 2.3.2.4 全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)時の重大事故等対処設備の概略系統図(4/4)

2.3.2-1499

2.3.2-15

100

※１

※４

※９

Ｎｏ

回復は解析上考慮せず

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

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず

高圧代替注水系
起動

フィルタ装置排水ライン水張り

※６

※５

Ｎｏ

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

Ⅰ

逃がし安全弁「２弁」による原子炉減圧開始（約２４時間後）低圧代替注水系により原子炉水位を維持し、残留熱除去系による格納容器
除熱を継続する。
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。

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプにより原子炉水位レベル３～レベル８を維持する
※１６
※１６

※１５

※１４

残留熱除去系による格納容器冷却可能確認後
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停止

原子炉注水を残留熱除去（Ｂ）系から低圧代
替注水系（常設）復水移送ポンプに切替「原子炉水位高（レベル８）」にて原子炉注水停止

原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系隔離

残留熱除去（Ｂ）系 低圧注水系
による原子炉注水開始確認

残留熱除去系（Ｂ）系 低圧注水系準備完了（約２４時間後）※１３

常設代替直流電源切替（約１９時間後）※１２

格納容器ベント停止

Ｎｏ※１７

格納容器圧力13.7kPa[gage]以下になったら負圧になる前に格納容器スプレイを停止する

残留熱除去（Ｂ）系 格納容器スプレイ冷却系
にてドライウェルスプレイ開始「格納容器圧力180kPa[gage]」以上

残留熱除去（Ａ）系を使用した
低圧代替注水準備

Ｙｅｓ

低圧代替注水系(常設）
復水移送ポンプ
２台注水準備が完了

ⅥＮｏ

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への補給（適時実施）

可搬型代替注水ポンプの準備が完了（約１２時間後）：緊急時対策要員（現場）のみの作業：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：プラント状態：判断：シナリオ上考慮しない操作・判断結果：操作及び判断：操作・確認（運転員のみの作業）

代替注水系による原子炉注水

代替注水系２台準備

大湊側防火水槽への補給（適時実施）

大湊側防火水槽への補給準備が完了（約１２時間後）Ⅴ

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

Ⅶ

可搬型代替注水ポンプによる代替格納容器スプレイ

Ⅶ

復水移送ポンプによる代替格納容器スプレ
イと同等の流量確保不可

消火ポンプによる代替格納容器スプレイ※１７
格納容器圧力計指示１８０kPa[gage]確認し格納容器スプレイ操作を開始する。

※１６
原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル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。以後、本操作を繰り返す。

※１５
残留熱除去系による格納容器除熱を実施するため、原子炉注水を低圧代替注水系に切り替える。

※１４
残留熱除去系準備完了後、「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注水系へ移行するが、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。

※１３
常設直流電源蓄電池Ａ－２から常設代替直流電源ＡＭ用蓄電池に切り替える。

※１２
格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には、格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し、上限水位に到達した場合にサプレッションプールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また、フィルタ装置への薬品注入を適宜実施する。

※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。
格納容器ベント停止後は、格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスパージを実施する。

淡水タンクから防火水槽への補給

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（大湊側防火水槽への補給準備）

Ⅳ

Ⅶ
代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）及び消火系での代替格納容器スプレイ冷却系の使用も可能である。
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。

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

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。

Ⅳ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる。
純水補給水系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。
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」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
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。

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）※１０
優先順位については、代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い、耐圧強化ベント系よりも高く見直しを実施する予定である。
また、代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い優先順位を変更しても、本有効性評価には影響を与えることはない。

残留熱除去系準備

代替原子炉補機冷却系
準備が完了（約２４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（約２４時間後）Ⅱ

ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃ受電
・可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電※８
常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）の準備

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）Ⅲ

凡例【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。

図 2.3.2.5 全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)時の対応手順の概要

残留熱除去系によるサプレッションプール水冷却及びサプレッションスプレイにて格納容器徐熱を継続
する

※１１

※１０

代替原子炉補機冷却系
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

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備※９
格納容器圧力計指示３１０kPa[gage]到達により、格納容器ベント操作を開始する。

※８
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む。

※７
常設直流電源を蓄電池Ａから蓄電池Ａ－２へ切り替える。

※６
格納容器除熱機能が喪失している場合は、原子炉隔離時冷却系の水源は復水貯蔵槽とする。実際の操作においては、
自動切替前に原子炉隔離時水源切替SWを「ＣＳＰ」位置にすることにより、自動切替を阻止することができる。

※５
サプレッションプール水位高「NWL+５０mm」到達中に、格納容器圧力高「１３．７ｋPa[gage]」信号が発生すると、原子炉隔
離時冷却水ポンプの吸込弁が自動で切り替わる。具体的には、サプレッション・チェンバ側吸込弁が「全開」し、復水貯蔵
槽側吸込弁が「全閉」することにより切り替わる。

※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。

※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。

※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。

※１
外部電源が喪失し、かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより、全ての所内高圧系統（６．９kV）の母線が使用不能となった場合。

炉心損傷無し継続確認

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」

回復は解析上考慮せず

以下の優先順位で格納容器ベントを実施する。
優先② 「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」
優先③ 「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先④ 「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」
優先⑤ 「代替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」
優先⑥ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」

フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作

Ｙｅｓ

炉心損傷なしＹｅｓ「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」「格納容器圧力３１０ｋPa[gage]」にて格納容器ベント実施（約１６時間後）※７常設直流電源切替

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」「格納容器圧力１３．７ｋPa[gage]」到達
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」

早期の電源回復不能と判断※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

Ｙｅｓ

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認

原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認※２「原子炉水位低（レベル２）」
高圧給水機能設備作動値に到達

交流電源駆動ポンプによる原子炉への注水機能喪失を確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認「タービン蒸気加減弁急速閉」

全交流電源喪失発生（約８時間後）（約５０分後）（約１０分後）（約３分後）（０分）（解析上の時間）

コメント No. 審査-7, 8, 20, 23, 26, 27, 29, 33, 34, 42, 50,91, 102, 118 に対するご回答101
2.3.2-16

（２人）
a, b

－

（２人）
Ａ, Ｂ

－

運転

常設代替交流電源設備

（１人）
a
（１人）
a

（１人）
A
（１人）
A

低圧注水モードから低圧代替注水系（常設）切替

低圧代替注水系（常設）

２人
a. b

２人
Ａ,Ｂ

必要人員数

－

－

燃料給油作業（－－

淡水貯水池から防火水槽への補給

－

－

（２人）
c,d

（２人）
Ｃ, Ｄ

－

－

４人
Ｃ,Ｄ, Ｅ,Ｆ

－

－

－

４人
c , d, e , f

－

－

－

－

e,f

Ｅ, Ｆ
－

－
（２人）

－

－

－

（２人）
c,d

－

－

－

－

(4人)
c,d
e,f

－

（２人）

－

－

（２人）
Ｃ, Ｄ

－

－

－

－

(4人)
Ｃ, Ｄ
Ｅ, Ｆ

－

－

（２人）
e,f

（２人）
Ｅ, Ｆ

－

－

－

－
（２人）
e,f

－
（２人）
Ｅ, Ｆ

－

（２人）
e,f

（２人）
Ｅ, Ｆ

－

－

－

運転員
（現場）
６号
７号

２人

（１人）
※５

（１人）
※５

※７

（２人）

※８

（２人）

（１人）

１４人
（その他参集２６人）

（１人）

－
※５

－

－

－

－

－

－

－

－

（３人）

（13人）

※５

－

－

－

－

－

－

－

（３人）

（13人）

－
※２

－

－

※６

（２人）

（６人）

※１

－

（２人）

－

－

（２人）

※７

－

－

※２

－

－

（２人）

－

－

（２人）

※７

－

－

７号

緊急時対策要員（現場）

※８

（２人）

※７

※４、※６

※４、※６
（２人）

－

－

２人

※６

※3

※3

２人
※３，※４

２人
※３，※４

※２

※２

－

現場ラインアッ

受電
受電

受電確認

運転状態監視運転状態監視

２弁

注入弁操作

約16時間

17

50分

20分

約８時間

９

11

60分

60分

60分

19

20

約２０時間

21

直流電源切替22

経過時間（時間）90分

現場確認中断（一時待避中）

現場確認中断（一時待避中）

現場確認中断（一時待避中）

１０分

30分

14

５分

５分

30分

５分

５分

26

３0分

適宜実施

適宜実施

適宜実施

適宜実施

適宜実施

約24時間
原子炉急速減圧

原子炉水位は「レベル３～レベル８」維持

270分＋待避時間30分

10分

25

適宜実施

適宜実施

適宜実施

60分

60分

備考

27

一時待避前に燃料が枯渇しない
ように補給する

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

・作業時間10時間

蓄電池Ａ－２からＡＭ用蓄電池へ切り替える6号炉：事象発生20時間後
7号炉：事象発生19時間後

中操からの連絡を受けて現場操作を実施する

備考

タンクローリー残量に応じて適宜軽油タンクから補給

・作業時間10時間

蓄電池Ａから蓄電池Ａ－２へ切り替える

実際は事象直後より対応する

実際は事象直後より対応する

対応可能な要員により、対応する

約16時間
格納容器圧力310kPa[gage]到達

16

約24時間
ガスタービン発電機による給電開始、残留熱除去系ポンプ起動

24

10分

20分

23

20分

15

10分＋退避時間30分

格納容器圧力は「13.7～180kPa[gage]」維持

適宜実施

13

330分＋待避時間30分

30０分

60分

90分

格納容器ベント操作後，適宜ベント状態監視

作業中断（一時待避中）12

経過時間（時間）

直流電源切替10

原子炉水位「レベル２～レベル８」で原子炉注水８

格納容器圧力310kPa[gage]到達

18

１０分

30分

原子炉水位低（レベル２）
プラント状況判断

７

原子炉水位「レベル２～レベル８」で原子炉注水
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準備完了を確認するまで実施

16

10分

約３分

20

図 2.3.2.6 全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)時の作業と所要時間

・消防車への給油・電源車への給油

・淡水貯水池から防火水槽への補給

・消防車による復水貯蔵槽への補給

・格納容器スプレイ弁操作

・格納容器ベント停止操作

・残留熱除去系

・低圧注水モードによる原子炉注水停止
・低圧代替注水系（常設）による原子炉注
水開始

手動開放操作・低圧注水モードによる原子炉注水

・逃がし安全弁・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

・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

・残留熱除去系ポンプ起動

・代替原子炉補機冷却系

・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

・Ｍ／Ｃ
・ＭＣＣ

・Ｍ／Ｃ

・ガスタービン発電機

・ガスタービン発電機起動
・緊急用M/C遮断器投入

・蓄電池切替操作（Ａ－２→ＡＭ用）

・蓄電池切替準備

・フィルタ装置水位調整

・格納容器ベント操作

・ベント状態監視・フィルタ装置水位調整準備（排水ライン水張り）

・ベント準備・原子炉隔離時冷却系
原子炉注水確認

操作の内容

・消防車への給油・電源車への給油

・軽油タンクからタンクローリーへの補給

・フィルタ装置水位調整準備（排水ライン水張り）

・ベント準備・淡水貯水池から防火水槽への補給

・淡水貯水池～防火水槽への系統構成，
ホース水張り・現場移動

・消防車による復水貯蔵槽への補給

・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）

・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

・現場移動
・代替原子炉補機冷却系
プ

・蓄電池切替操作（Ａ→Ａ－２）

・蓄電池切替準備・ガスタービン発電機給電準備
・緊急用M/C給電準備※１・受電前準備（現場）

・現場移動

機能回復

６人

13人
（参集）

６号

回復

・受電前準備（中操）・外部電源・非常用ディーゼル発電機

・原子炉隔離時冷却系
原子炉注水確認・交流電源駆動による原子炉注水機能喪失
確認

・原子炉スクラム・タービントリップ確認

・全交流電源喪失確認

操作の内容

原子炉スクラム

事象発生

10

経過時間（分） ／全交流動力電源喪失

・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

－

－

－

－

－

－

－

７号

13人
（参集）

－

－

－

－

－

－

－

－

６号

緊急時対策要員（現場）実施箇所・必要人員数

－

－

－

（２人）
e,f

（２人）
Ｅ, Ｆ

－

－

－

－

－

－

（２人）
e,f

（２人）
Ｅ, Ｆ

－

－

e,f

Ｅ, Ｆ

－

－
4人
c,d

－

－

－

－

－

4人
Ｃ, Ｄ

－

－

－

－

運転員
（現場）
６号
７号

実施箇所・必要人員数）内の数字は他の作業終了後、移動して対応する人員数。

格納容器スプレイ冷却系

起動操作

（１人）
a

（１人）
A
消防車による防火水槽から復水貯蔵槽への補給－－

格納容器ベント停止操作

注水操作

（１人）
a

（１人）
A
原子炉急速減圧操作

（１人）
b

（１人）
Ｂ

－

準備操作

－
（１人）
a

－

－

－

（１人）
b

－

（１人）
A

－

－

（１人）
Ｂ

－

－

－

－

－

－

（１人）
a

（１人）
Ａ
－

－

－

－

－

（１人）
a

（１人）
Ａ

－

低圧代替注水系（常設）

起動操作

運転

代替原子炉補機冷却系

残留熱除去系

準備操作

代替原子炉補機冷却系

常設代替交流電源設備による受電準備操作

常設代替交流電源設備

常設代替直流電源切替操作

格納容器ベント操作

格納容器ベント準備操作

原子炉注水操作

－

－

－

運転員
（中操）
６号
７号

－

燃料給油作業

操作項目－

燃料供給準備－－－

格納容器ベント準備操作

－

－

－

－

－

－

－

－

－

淡水貯水池から防火水槽への補給

合計

－

－

－

－

－

－

（１人）
a

（１人）
Ａ

－

準備操作

準備操作

２人
a, b

２人
Ａ,Ｂ

運転員
（中操）
６号
７号

消防車による防火水槽から復水貯蔵槽への補給

代替原子炉補機冷却系

常設直流電源切替操作

常設代替交流電源設備

交流電源回復操作（解析上考慮せず）

原子炉注水操作

状況判断

操作項目

コメント No. 審査-31, 40, 85
に対するご回答

10

逃がし安全弁による手動減圧(約 24 時間)
8
原
子

6

炉

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開閉により圧力は制御される(最大値：約 7.51MPa[gage])

圧力

4（MPa[abs]）
2

0
0

4

8

12

16

20

24

28

事 故 後 の 時 間（ｈ）
SA3KK7SBO99AF86J006

図 2.3.2.7 原子炉圧力の推移

2015

炉心上部プレナム

（

原
子
炉
水
位

原子炉隔離時冷却系起動／停止による
原子炉水位の維持

）

シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
水
位

10

有効燃料棒頂部
高出力燃料集合体
有効燃料棒底部

5（ｍ）

炉心下部プレナム

0
0

4

8

12

16

20

24

28

事 故 後 の 時 間（ｈ）
SA3KK7SBO99AF86J006

図 2.3.2.8 原子炉水位の推移

2.3.2-17102

コメント No. 審査6, 9, 22 に対するご回答

コメント No. 審査-49
に対するご回答

20

原子炉水位の上昇は確認できないものの，ボイド率が増加しているため，減圧沸騰が発生している

原
子
炉
水
位

炉心上部プレナム

15

原子炉隔離時冷却系起動／停止による
原子炉水位の維持

（

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

4

8

12

16

20

24

28

事 故 後 の 時 間（ｈ）
SA3KK7SBO99AF86J006

図 2.3.2.9 原子炉水位(シュラウド内外水位)の推移
コメン ト No.
審査-9 に対す
るご回答

1000

800
注
水

600

低圧代替注水系(常設)

400

低圧注水系

流
量

原子炉隔離時冷却系

（t/h）
200

0
0

4

8

12

16

20

24

28

事 故 後 の 時 間（ｈ）
SA3KK7SBO99AF86J006

図 2.3.2.10 注水流量の推移

2.3.2-18

103

3000

2500

蒸

2000

気
流

1500

量
（t/h）

1000

逃がし安全弁(2 弁)
逃がし安全弁
500

0
0

4

8

12

16

20

24

28

事 故 後 の 時 間（ｈ）
SA3KK7SBO99AF86J006

図 2.3.2.11 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

逃がし安全弁(2 弁)
開放による水量減少

原子炉隔離時冷却系起動／停止
により水量増減を繰り返す

300

200

原子炉注水による回復

（ｔ）
100

0
0

4

8

12

16

20

24

28

事 故 後 の 時 間（ｈ）
SA3KK7SBO99AF86J006

図 2.3.2.12 原子炉内保有水量の推移

2.3.2-19

104

1200

(最高温度：約 311℃)
1000
燃
料

800

被
覆
600

管

原子炉減圧による飽和温度の低下

温

原子炉圧力の変化に応じて飽和温度が変化し，燃料被覆管温度もこれに追従する変化を繰り返す

400

度
（℃）

200

0
0

4

8

12

16

20

24

28

事 故 後 の 時 間（ｈ）
SA3KK7SBO99AF86J006

図 2.3.2.13 燃料被覆管温度の推移
コメント No.
審査-6 に対するご回答

1.00E+06

核沸騰冷却(ボイド率に対応した値)

1.00E+05
熱伝 1.00E+04
達係

1.00E+03

数
1.00E+02（W/(m2・K)）
1.00E+01

1.00E+00
0

4

8

12

16

20

24

28

事 故 後 の 時 間（ｈ）
SA3KK7SBO99AF86J006

図 2.3.2.14 燃料被覆管最高温度発生位置の熱伝達係数の推移

2.3.2-20

105

10000
GEMP731
ORNL3626

× 燃料被覆管最高温度
到達時の温度及び応力

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)
GEVNC(5.6 ℃/s)(7×7)(Vallecitosのデータ)

円

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

方NUREG-0630,DATA J(KfK)
KfK(0.8～1.6K/s)(REBEKA Single Rod)向の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 2.3.2.15 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

2.3.2-21106

コメント No.
審 査 -6 に 対
するご回答

1.2

1

ボ

0.8

イ
ド

原子炉減圧に伴うボイド率増加0.6率（－）

原子炉隔離時冷却系起動／停止に伴いボイド率増減を繰り返す

0.4

0.2

0
0

4

8

12

16

20

24

28

事 故 後 の 時 間（ｈ）
SA3KK7SBO99AF86J006

図 2.3.2.16 燃料被覆管最高温度発生位置のボイド率の推移
コメント No.
審 査 -6 に 対
するご回答

1.2

1

ボ

0.8

原子炉減圧に伴うボイド率増加

イ
ド

0.6

率
（－）

原子炉隔離時冷却系起動／停止に伴いボイド率増減を繰り返す

0.4

0.2

0
0

4

8

12

16

20

24

28

事 故 後 の 時 間（ｈ）
SA3KK7SBO99AF86J006

図 2.3.2.17 高出力燃料集合体のボイド率の推移

2.3.2-22107

コメント No.
審査-6 に対す
るご回答

1.2

1

ボ

0.8

イ
ド

0.6

率
（－）

0.4

原子炉減圧に伴うボイド率増加

0.2

0
0

4

8

12

16

20

24

28

事 故 後 の 時 間（ｈ）
SA3KK7SBO99AF86J006

図 2.3.2.18 炉心下部プレナム部のボイド率の推移

2.3.2-23

108

0.8

ドライウェル

格
納
容
器
内
圧
力

PRB(2)

PRB(4)
サプレッション・チェンバ

0.6

原子炉隔離時冷却系起動／停止に伴う蒸気発生量の増減に応じた圧力変化

0.4

原子炉減圧に伴う格納容器内圧力上昇（MPa[gage]）
0.2

格納容器ベント(約 16 時間)による圧力低下
最大圧力 310kPa[gage]

0.0
0

10

20
事故後の時間（ｈ）

30

40JOB No.MA404K-7TB--AF87001

図 2.3.2.19 格納容器圧力の推移

300

ドライウェル

格納容器ベント(約 16 時間)
による温度低下TGRB(2)
TGRB(4)

サプレッション・チェンバ

最高温度約 142℃
格
納
容
器
内
温
度

200

100
（℃）

原子炉隔離時冷却系起動／停止に伴う蒸気発生量の増減に応じて原子炉から流出する蒸気の凝縮による温度上昇

原子炉減圧に伴うサプレッション・チェンバ内
温度上昇

0
0

10

20

30

事故後の時間（ｈ）

JOB No.MA404K-7TB--AF87001

図 2.3.2.20 格納容器気相部の温度の推移

2.3.2-24

109

40

コメント No.
審査-56, 59
に対するご回答

20

ベントラインZWRB(4)(約 17m)
サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
水
位

真空破壊装置(約 14m)15

格納容器ベント(約 16 時間)
による水位低下105

原子炉からの蒸気流入により水位が上昇

（ｍ）

0
0

10

20
事故後の時間（ｈ）

30

40JOB No.MA404K-7TB--AF87001

図 2.3.2.21 サプレッション・チェンバ水位の推移

300

TWRB(4)
サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
水
温

200

格納容器ベント(約 16 時間)
による温度低下100

原子炉隔離時冷却系起動／停止に伴う蒸気発生量の増減に応じて原子炉から流出する蒸気の凝縮による水温変化（℃）

原子炉減圧に伴うサプレッション・チェンバ
水温上昇

0
0

10

20

30

事故後の時間（ｈ）

JOB No.MA404K-7TB--AF87001

40

図 2.3.2.22 サプレッション・チェンバ水温の推移

2.3.2-25

110

111

2.3.2-26

による手動減圧を行い，代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系(低圧注水モード)による原子炉注水を実施する。

常設代替交流電源設備による交流電源供給後，格納容器圧力が「0.18MPa[gage]」に到達した場合，残留熱除去系(格納容器スプ

レイモード)による格納容器除熱を実施する。

残留熱除去系(低圧注水モード)

運転操作

代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系(格納容器スプレイモード)運転操作

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

子炉注水

する。

代替注水系(常設)による原子炉注水を実施する。原子炉水位は

低圧代替注水系(常設)による原残留熱除去系(低圧注水モード)による原子炉水位回復後，低圧常設代替交流電源設備による交流電源供給後，逃がし安全弁 2 弁

代替原子炉補機冷却系を用いた格納容器圧力が「0.31MPa[gage]」に到達した場合，格納容器圧

格納容器圧力逃がし装置等によ力逃がし装置等による格納容器除熱を実施する。

し原子炉へ注水を開始する。これにより原子炉水位は回復する。

炉水位回復確認る格納容器除熱確認

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起動

子炉がスクラムすることを確認する。

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全交

操作

原子炉隔離時冷却系による原子原子炉スクラム確認

判断及び操作復水移送ポンプ【ＳＡ】

逃がし安全弁

－【ＳＡ】

残留熱除去系ポンプ

常設代替交流電源設備【ＳＡ】

代替原子炉補機冷却系【ＳＡ】

残留熱除去系ポンプ

常設代替交流電源設備【ＳＡ】

代替原子炉補機冷却系

－

－

－

可搬設備

常設代替交流電源設備【ＳＡ】

代替格納容器圧力逃がし装置【ＳＡ】

耐圧強化ベント系【ＳＡ】

格納容器圧力逃がし装置【ＳＡ】

原子炉隔離時冷却系

－

常設設備

計装設備

【ＳＡ】：重大事故等対処設備

復水補給水系流量計(原子炉圧力容器)【ＳＡ】

原子炉水位計(狭帯域)

原子炉水位計(広帯域)【ＳＡ】

原子炉圧力計【ＳＡ】

格納容器内温度計【ＳＡ】

格納容器内圧力計【ＳＡ】

残留熱除去系系統流量計

残留熱除去系系統流量計

原子炉水位計(狭帯域)

原子炉水位(広帯域)【ＳＡ】

サプレッション・チェンバ水位計【ＳＡ】

代替格納容器圧力逃がし装置放射線レベル計【ＳＡ】

耐圧強化ベント系放射線レベル計【ＳＡ】

格納容器圧力逃がし装置放射線レベル計【ＳＡ】

格納容器内雰囲気放射線レベル計【ＳＡ】

格納容器内圧力計【ＳＡ】

原子炉隔離時冷却系系統流量計

原子炉水位計(狭帯域)

原子炉水位(広帯域)【ＳＡ】

平均出力領域モニタ

有効性評価上期待する事故対処設備

表 2.3.2.1 全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)時における炉心損傷防止対策

コメント No. 審査-50 に対するご回答初期条件

2.3.2-27

112

考慮し,10％の保守性を考慮
内部機器，構造物体積を除く全体積
必要最小空間部体積
必要最小プール水量
真空破壊装置の設定値

7,350m3
空間部：5,960m3
液相部：3,580m3
3.43kPa(ドライウェル－サプレッション・チェンバ間差圧)
7.05m(NWL)

格納容器容積(ドライウェル)

格納容器容積(ウェットウェル)

真空破壊装置

サプレッションプール水位

水位として設定

通常運転時のサプレッションプール

サイクル末期の燃焼度のばらつきを

ANSI/ANS-5.1-1979(燃焼度 33GWd/t)－

熱平衡計算による値

原子炉停止後の崩壊熱

約 10℃

炉心入口サブクール度

熱平衡計算による値

設計の最大値として設定

約 278℃

炉心入口温度定格流量として設定

44.0kW/m

52,200t/h

炉心流量

通常運転時原子炉水位として設定

最大線出力密度

通常運転水位

原子炉水位

定格原子炉圧力として設定

定格原子炉熱出力として設定－

条件設定の考え方

9×9 燃料(A 型)

7.07MPa[gage]

原子炉圧力主要解析条件

燃料3,926MWt

原子炉側：SAFER
格納容器側：MAAP

原子炉熱出力解析コード

項目

表 2.3.2.2 主要解析条件(全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失))(1/5)

初期条件

113

事故条件

2.3.2-28
全交流電源喪失

外部電源なし外部電源

外部電源喪失事象開始 24 時間以降は 40℃)

安全機能の喪失に対する仮定

起因事象

主要解析条件50℃(事象開始 12 時間以降は 45℃，

57℃

格納容器温度

外部水源の温度

5kPa

35℃

格納容器圧力サプレッションプール水温項目

設定

起因事象として，外部電源を喪失するものとしてし，設定全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定

外部電源を喪失するものとして設定

送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，復水移送ポンプ吐出温度を参考に設定

通常運転時の格納容器温度として設定

通常運転時の格納容器圧力として設定

として設定

通常運転時のサプレッションプール水温の上限値

条件設定の考え方

表 2.3.2.2 主要解析条件(全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失))(2/5)

重大事故等対策に関連する機器条件

逃がし安全弁

原子炉隔離時冷却系

原子炉スクラム信号項目

7.86 MPa[gage]×4 個, 380 t/h/個

7.79 MPa[gage]×4 個, 377 t/h/個

7.72 MPa[gage]×4 個, 373 t/h/個

7.65 MPa[gage]×4 個, 370 t/h/個

7.58 MPa[gage]×1 個, 367 t/h/個

7.51 MPa[gage]×1 個, 363 t/h/個

2個

にて注水

182m3/h(8.12～1.03MPa[dif]において)

原子炉水位低(レベル 2)にて自動起動(応答時間：0.05 秒)

タービン蒸気加減弁急速閉

主要解析条件

00

100
100

200
300
200
300

600
600

流量(m3/h)

流量（m /h）

3

400
500
400
500

700
800
700
800

0

100

200

300

400

500

0

2

6
4
原子炉圧力(MPa[abs])

8<原子炉圧力と逃がし安全弁蒸気量の関係>

逃がし安全弁の設計値として設定

0.0

0.0

2.0
2.0

4.0
4.0

6.0
6.0

8.0
8.0

10.0
10.0

10

900
1000
900
1000

原子炉隔離時冷却系の設計値として設定

安全保護系の遅れ時間を考慮した応答時間を設定

条件設定の考え方

表 2.3.2.2 主要解析条件(全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失))(3/5)

原子炉圧力(MPa[dif])
原子炉圧力（MPa[dif]）
蒸気流量(t/h)

2.3.2-29

114

重大事故等対策に関連する機器条件

代替原子炉補機冷却系

格納容器圧力逃がし装置等

低圧代替注水系(常設)

レイモード)

残留熱除去系(格納容器スプ

圧注水モード))低圧注水系(残留熱除去系(低項目

約 23MW(海水温度 30℃において)て，70%開度にて除熱る，最大排出流量31.6kg/sに対し格納容器圧力が0.62MPa[gage]におけ

炉心を冠水維持可能な注水量で注水手動起動し，954m3/h にてスプレイ

水位高(レベル 8)まで上昇させた後に原子炉減圧後，原子炉水位を原子炉

注水

954m3/h(0.27MPa[dif]において)にて事象発生 24 時間後に手動起動し，主要解析条件

00

100
100

200
200
300
300

600
600

流量（m /h）
3/h)
流量(m

3

400
400
500
500

700
700
800
800

900
900
1000
1000

代替原子炉補機冷却系の設計値として設定

格納容器圧力逃がし装置等の設計値として設定

崩壊熱相当量の注水量として設定

残留熱除去系(格納容器スプレイモード)の定格値として設定

0.0

0.0

0.5
0.5

1.0
1.0

1.5
1.5

2.0

2.0

低圧注水系(残留熱除去系(低圧注水モード))の設計値として設定

条件設定の考え方

表 2.3.2.2 主要解析条件(全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失))(4/5)

原子炉圧力(MPa[dif])
原子炉圧力（MPa[dif]）115

2.3.2-30

重大事故等対策に関連する操作条件

2.3.2-31116

系(格納容器スプレイモード)運転操作

代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去

低圧代替注水系(常設)起動操作

系(低圧注水モード)運転操作

代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去

逃がし安全弁による手動原子炉減圧

除熱操作

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器

常設代替交流電源設備からの受電

項目

事象発生 24 時間後事象発生 24 時間後事象発生 24 時間後事象発生 24 時間後

格納容器圧力「0.31MPa[gage]」到達時

事象発生 24 時間後

主要解析条件

条件設定の考え方て設定

常設代替交流電源設備からの受電後として設定

常設代替交流電源設備からの受電後として設定

常設代替交流電源設備からの受電後として設定

常設代替交流電源設備からの受電後とし運転操作手順書を踏まえて設定

本事故シーケンスの前提条件として設定

表 2.3.2.2 主要解析条件(全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失))(5/5)

敷地境界外での実効線量評価について

添付資料 2.3.2.1

添 2.3.2.1-1

117

添 2.3.2.1-2118

核分裂生成物の環境中への放出について

枠囲みの内容は核物質防護上の機密事項に属しますので公開できません。
添付資料 2.3.2.2
蓄電池による給電時間評価結果について(６号炉)
非常用の常設直流電源設備として直流 125V 蓄電池 4 系統，常設代替直流電源設備として
直流 125V 蓄電池 1 系統を有している。
原子炉隔離時冷却系の運転操作に係る負荷は直流 125V 主母線盤 6A に接続されており，非常用の常設直流電源設備である直流 125V 蓄電池 6A より給電される。重大事故時においては，同蓄電池からの電源供給により，原子炉隔離時冷却系が起動し，原子炉への注水が行われる。電源供給開始から 8 時間後に，負荷制限を実施して電源を非常用の常設直流電源設備である直流 125V 蓄電池 6A-2 に切り替え 12 時間稼働する。その後，電源を常設代替
直流電源設備である AM 用直流 125V 蓄電池に切り替え，4 時間稼働する。
上記運転方法に必要な負荷容量が直流 125V 蓄電池 6A で約 5,997Ah，直流 125V 蓄電池
6A-2 で約 3,962Ah，AM 用直流 125V 蓄電池で約 2,571Ah であることに対し，蓄電池容量が直流 125V 蓄電池 6A で約 6,000Ah，直流 125V 蓄電池 6A-2 で約 4,000Ah，AM 用直流
125V 蓄電池で約 3,000Ah であることから，電源供給開始から 24 時間にわたって重大事故時の対応に必要な設備に電源供給が可能である。
(1) 非常用の常設直流電源設備仕様
名称：直流 125V 蓄電池 6A
型式：鉛蓄電池
容量：約 6,000Ah
設置場所：
名称：直流 125V 蓄電池 6A-2
型式：鉛蓄電池
容量：約 4,000Ah
設置場所：(2) 常設代替直流電源設備仕様
名称：AM 用直流 125V 蓄電池
型式：鉛蓄電池
容量：約 3,000Ah
設置場所：

119

添 2.3.2.2-1

Ａ
Ｍ
用
直
流
１
２
５
Ｖ
蓄
電
池

２

直
流
１
２
５
Ｖ
蓄
電
池
６
Ａ

直
流
１
２
５
Ｖ
蓄
電
池
６
Ａ

―

添 2.3.2.2-2

120

36A

480～481分

6,000Ah

160A

829A

蓄電池切替（6A→6A-2）

552A

481～720分

経過時間
720～1200分

12時間

4,000Ah

3,000Ah

1200～1201分 1201分～1440分

20時間

865A

264A

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

1300

1400

負荷電流[A]

24時間

・原子炉隔離時冷却系
起動完了

蓄電池切替（6A-2→AM用）

・原子炉隔離時冷却系，計測制御設備（原子炉隔離時冷却系，自動減圧系）
を6A-2→AM用に変更

蓄電池切替（6A-2→AM用）

・原子炉隔離時冷却系，計測制御設備（原子炉隔離時冷却系，自動減圧系）
を6A-2→AM用に変更

228A

・原子炉隔離時冷却系
起動完了

・一部不要負荷切り離し
・原子炉隔離時冷却系，計測制御設備（原子炉隔離時冷却系，自動減圧系）
を6A→6A-2に変更

蓄電池切替（6A→6A-2）・遮断器引き外し完了
・D/G初期励磁完了
・原子炉隔離時冷却系
起動完了

1～480分・原子炉隔離時冷却系，計測制御設備（原子炉隔離時冷却系，自動減圧系）
を6A→6A-2に変更

1373A

0～1分

8時間

図 2.3.2.2-1 直流 125V 蓄電池 6A，6A-2，AM 用直流 125V 蓄電池 負荷曲線

：直流125V蓄電池6A，直流125V蓄電池6A-2，
及びAM用直流125V蓄電池から電源供給する負荷：AM用直流125V蓄電池から電源供給する負荷

原子炉隔離時冷却系真空ポンプ用電動機
原子炉隔離時冷却系復水ポンプ用電動機
原子炉隔離時冷却系電動弁用電動機
計測制御設備（原子炉隔離時冷却系，自動減圧系）
格納容器圧力逃がし装置
代替格納容器圧力逃がし装置
高圧代替注水系：直流125V蓄電池6A，直流125V蓄電池6A-2，
及びAM用直流125V蓄電池から電源供給する負荷

原子炉隔離時冷却系真空ポンプ用電動機
原子炉隔離時冷却系復水ポンプ用電動機
原子炉隔離時冷却系電動弁用電動機
計測制御設備（原子炉隔離時冷却系，自動減圧系）：直流125V蓄電池6Aから電源供給する負荷：直流125V蓄電池6A，直流125V蓄電池6A-2，
及びAM用直流125V蓄電池から電源供給する負荷

遮断器引き外しD/G初期励磁
バイタル交流電源A
非常用照明
計測制御設備（非常用ガス処理系A，残留熱除去系A）
原子炉隔離時冷却系真空ポンプ用電動機
原子炉隔離時冷却系復水ポンプ用電動機
原子炉隔離時冷却系電動弁用電動機
計測制御設備（原子炉隔離時冷却系，自動減圧系）

負荷名称

121

充
電
器

高
圧
代
替
注
水
系

（区分Ⅰ）
480V母線

充
電
器

格
納
容
器
圧
力
逃
が
し
装
置

代
替
格
納
容
器
圧
力
逃
が
し
装
置

添 2.3.2.2-3
バ
イ
タ
ル
交
流
電
源
Ａ

Ｄ
／
Ｇ
系
Ａ

遮
断
器
操
作
回
路

直流125V主母線盤A

非
常
用
ガ
ス
処
理
系
Ａ

充
電
器

残
留
熱
除
去
系
Ａ

（

充
電
器

（区分Ⅰ）
480V母線

Ｄ
／
Ｇ
系
Ｂ

遮
断
器
操
作
回
路

区分Ⅱ

バ
イ
タ
ル
交
流
電
源
Ｂ
非
常
用
ガ
ス
処
理
系
Ｂ

残
留
熱
除
去
系
Ｂ

480V母線

逃
が
し
安
全
弁
含

自
動
減
圧
系

非
常
用
照
明

高
圧
炉
心
注
水
系
Ｂ

原
子
炉
緊
急
停
止
系
作
動
回
路

直流125V
常用系
主母線盤A

直流125V
常用系蓄電池A充
電器

125V DC分電盤

直流125V
蓄電池B

（区分Ⅱ）

充
電
器

（区分Ⅱ）
480V母線

直流125V主母線盤B（区分Ⅱ）
480V母線

）

）

（

）

タ
ビ
ン
制
御
系

Ｄ
／
Ｇ
系
Ｃ

遮
断
器
操
作
回
路

区分Ⅲ

バ
イ
タ
ル
交
流
電
源
Ｃ

残
留
熱
除
去
系
Ｃ

非
常
用
照
明

高
圧
炉
心
注
水
系
Ｃ

原
子
炉
緊
急
停
止
系
作
動
回
路

充
電
器

（区分Ⅲ）
480V母線

125V DC分電盤

（区分Ⅲ）

充
電
器

（区分Ⅲ）
480V母線

直流125V
蓄電池C

直流125V主母線盤C充電器

480V母線

非常用の常設直流電源設備（蓄電池）区分Ⅲ

図 2.3.2.2-2 直流電源単線結線図(６号炉)

非
常
用
照
明

125V DC分電盤（区分Ⅰ）

直流125V
蓄電池Ａ（区分Ⅰ）
480V母線

（

逃
が
し
安
全
弁
含

自
動
減
圧
系

充
電
器

（区分Ⅱ）
480V母線

非常用の常設直流電源設備（蓄電池）区分Ⅱ

ー

区分Ⅰ

原
子
炉
隔
離
時
冷
却
系

125V DC分電盤（区分Ⅰ）

直流125V
蓄電池A-2（区分Ⅰ）
480V母線

非常用の常設直流電源設備（蓄電池）区分Ⅰ

直流125V
蓄電池D

（区分Ⅳ）

充
電
器

（区分Ⅰ）
480V母線

区分Ⅳ

バ
イ
タ
ル
交
流
電
源
Ｄ

直流125V主母線盤D（区分Ⅰ）
480V母線

蓄電池

ＭＣＣＢ

（凡例）

タ

ビ
ン
非
常
用
油
ポ
ン
プ

タ

給
水
ポ
ン
プ

直流250V
蓄電池

480V母線

直流250V主母線盤

充電器

480V母線

非常用の常設直流電源設備（蓄電池）区分Ⅳ

ー

ビ
ン
非
常
用
油
ポ
ン
プ

ー

電
動
機

原
子
炉
隔
離
時
冷
却
系

AM用直流125V主母線盤

AM用直流
125V蓄電池（区分Ⅱ）
480V母線

常設代替直流電源設備
（蓄電池）

、

充
電
器

480V母線

枠囲みの内容は核物質防護上の機密事項に属しますので公開できません。

蓄電池による給電時間評価結果について(７号炉)
非常用の常設直流電源設備として直流 125V 蓄電池 4 系統，常設代替直流電源設備として
直流 125V 蓄電池 1 系統を有している。
原子炉隔離時冷却系の運転操作に係る負荷は直流 125V 主母線盤 7A に接続されており，非常用の常設直流電源設備である直流 125V 蓄電池 7A より給電される。重大事故時においては，同蓄電池からの電源供給により，原子炉隔離時冷却系が起動し，原子炉への注水が行われる。電源供給開始から 8 時間後に，負荷制限を実施して電源を非常用の常設直流電源設備である直流 125V 蓄電池 7A-2 に切り替え 11 時間稼働する。その後，電源を常設代替
直流電源設備である AM 用直流 125V 蓄電池に切り替え，5 時間稼働する。
上記運転方法に必要な負荷容量が直流 125V 蓄電池 7A で約 5,995Ah，直流 125V 蓄電池
7A-2 で約 3,795Ah，AM 用直流 125V 蓄電池で約 2,757Ah であることに対し，蓄電池容量が直流 125V 蓄電池 7A で約 6,000Ah，直流 125V 蓄電池 7A-2 で約 4,000Ah，AM 用直流
125V 蓄電池で約 3,000Ah であることから，電源供給開始から 24 時間にわたって重大事故時の対応に必要な設備に電源供給が可能である。
(1) 非常用の常設直流電源設備仕様
名称：直流 125V 蓄電池 7A
型式：鉛蓄電池
容量：約 6,000Ah
設置場所：
名称：直流 125V 蓄電池 7A-2
型式：鉛蓄電池
容量：約 4,000Ah
設置場所：(2) 常設代替直流電源設備仕様
名称：AM 用直流 125V 蓄電池
型式：鉛蓄電池
容量：約 3,000Ah
設置場所：

添 2.3.2.2-4

122

123

直
流
１
２
５
Ｖ
蓄
電
池
７
Ａ

直
流
１
２
５
Ｖ
蓄
電
池
７
Ａ

添 2.3.2.2-5

Ａ
Ｍ
用
直
流
１
２
５
Ｖ
蓄
電
池

２

―
30A

480～481分

6,000Ah

157A

939A

蓄電池切替（7A→7A-2）

550A

481～720分

720～1140分

12時間

経過時間

4,000Ah

3,000Ah

1140～1141分 1141分～1440分

19時間

268A

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

1300

1400

負荷電流[A]

24時間

・原子炉隔離時冷却系
起動完了

蓄電池切替（7A-2→AM用）
968A

・原子炉隔離時冷却系，計測制御設備（原子炉隔離時冷却系，自動減圧系）
を7A-2→AM用に変更

蓄電池切替（7A-2→AM用）

・原子炉隔離時冷却系，計測制御設備（原子炉隔離時冷却系，自動減圧系）
を7A-2→AM用に変更

239A

・原子炉隔離時冷却系
起動完了

・一部不要負荷切り離し
・原子炉隔離時冷却系，計測制御設備（原子炉隔離時冷却系，自動減圧系）
を7A→7A-2に変更

蓄電池切替（7A→7A-2）・遮断器引き外し完了
・D/G初期励磁完了
・原子炉隔離時冷却系
起動完了

1～480分・原子炉隔離時冷却系，計測制御設備（原子炉隔離時冷却系，自動減圧系）
を7A→7A-2に変更

1435A

0～1分

8時間

図 2.3.2.2-3 直流 125V 蓄電池 7A，7A-2，AM 用直流 125V 蓄電池 負荷曲線

：直流125V蓄電池7A，直流125V蓄電池7A-2，
及びAM用直流125V蓄電池から電源供給する負荷：AM用直流125V蓄電池から電源供給する負荷

原子炉隔離時冷却系真空ポンプ用電動機
原子炉隔離時冷却系復水ポンプ用電動機
原子炉隔離時冷却系電動弁用電動機
計測制御設備（原子炉隔離時冷却系，自動減圧系）
格納容器圧力逃がし装置
代替格納容器圧力逃がし装置
高圧代替注水系：直流125V蓄電池7A，直流125V蓄電池7A-2，
及びAM用直流125V蓄電池から電源供給する負荷

原子炉隔離時冷却系真空ポンプ用電動機
原子炉隔離時冷却系復水ポンプ用電動機
原子炉隔離時冷却系電動弁用電動機
計測制御設備（原子炉隔離時冷却系，自動減圧系）：直流125V蓄電池7Aから電源供給する負荷：直流125V蓄電池7A，直流125V蓄電池7A-2，
及びAM用直流125V蓄電池から電源供給する負荷

遮断器引き外しD/G初期励磁
バイタル交流電源A
非常用照明
計測制御設備（非常用ガス処理系A，残留熱除去系A）
原子炉隔離時冷却系真空ポンプ用電動機
原子炉隔離時冷却系復水ポンプ用電動機
原子炉隔離時冷却系電動弁用電動機
計測制御設備（原子炉隔離時冷却系，自動減圧系）

負荷名称

高
圧
代
替
注
水
系

充
電
器

格
納
容
器
圧
力
逃
が
し
装
置

（区分Ⅰ）
480V母線

代
替
格
納
容
器
圧
力
逃
が
し
装
置

AM用直流
125V蓄電池

充
電
器

（区分Ⅱ）
480V母線

常設代替直流電源設備
（蓄電池）

原
子
炉
隔
離
時
冷
却
系

区分Ⅰ

Ｄ
／
Ｇ
系
Ａ

遮
断
器
操
作
回
路
非
常
用
ガ
ス
処
理
系
Ａ

残
留
熱
除
去
系
Ａ

充
電
器

充
電
器

（区分Ⅰ）
480V母線

Ｄ
／
Ｇ
系
Ｂ

遮
断
器
操
作
回
路

区分Ⅱ

バ
イ
タ
ル
交
流
電
源
Ｂ
非
常
用
ガ
ス
処
理
系
Ｂ

残
留
熱
除
去
系
Ｂ

480V母線

（
逃
が
し
安
全
弁
含

自
動
減
圧
系

非
常
用
照
明

高
圧
炉
心
注
水
系
Ｂ

原
子
炉
緊
急
停
止
系
作
動
回
路

直流125V
常用系
主母線盤A

直流125V
常用系蓄電池A充
電器

125V DC分電盤

直流125V
蓄電池B

（区分Ⅱ）

充
電
器

（区分Ⅱ）
480V母線

直流125V主母線盤B（区分Ⅱ）
480V母線

（

）

（

タ
ビ
ン
制
御
系

Ｄ
／
Ｇ
系
Ｃ

遮
断
器
操
作
回
路

区分Ⅲ

バ
イ
タ
ル
交
流
電
源
Ｃ

残
留
熱
除
去
系
Ｃ

非
常
用
照
明

高
圧
炉
心
注
水
系
Ｃ

原
子
炉
緊
急
停
止
系
作
動
回
路

充
電
器

（区分Ⅲ）
480V母線

125V DC分電盤

（区分Ⅲ）

充
電
器

（区分Ⅲ）
480V母線

直流125V
蓄電池C

直流125V主母線盤C充電器

480V母線

非常用の常設直流電源設備（蓄電池）区分Ⅲ

図 2.3.2.2-4 直流電源単線結線図(７号炉)

非
常
用
照
明

125V DC分電盤（区分Ⅰ）

直流125V
蓄電池Ａ（区分Ⅰ）
480V母線

ー

逃
が
し
安
全
弁
含

自
動
減
圧
系

バ
イ
タ
ル
交
流
電
源
Ａ

直流125V主母線盤A

充
電
器

（区分Ⅱ）
480V母線

非常用の常設直流電源設備（蓄電池）区分Ⅱ

直流125V
蓄電池D

（区分Ⅳ）

充
電
器

（区分Ⅰ）
480V母線

区分Ⅳ

バ
イ
タ
ル
交
流
電
源
Ｄ

直流125V主母線盤D（区分Ⅰ）
480V母線

蓄電池

ＭＣＣＢ

（凡例）

タ

ビ
ン
非
常
用
油
ポ
ン
プ

タ

給
水
ポ
ン
プ

直流250V
蓄電池

480V母線

直流250V主母線盤

充電器

480V母線

非常用の常設直流電源設備（蓄電池）区分Ⅳ

ー

ビ
ン
非
常
用
油
ポ
ン
プ

ー

電
動
機

原
子
炉
隔
離
時
冷
却
系

125V DC分電盤（区分Ⅰ）

直流125V
蓄電池A-2（区分Ⅰ）
480V母線

非常用の常設直流電源設備（蓄電池）区分Ⅰ、））

添 2.3.2.2-6

124

充
電
器

480V母線添付資料 2.3.2.3

全交流動力電源喪失時における RCIC の 24 時間継続運転が可能であることの妥当性について
有効性評価の全交流動力電源喪失(SBO)時において，交流電源が喪失している
24 時間の間，原子炉隔離時冷却系(RCIC)を用いた原子炉注水に期待している。
RCIC の起動から 24 時間の継続運転のために直流電源を必要とする設備は，
計測制御設備の他，電動弁及び真空ポンプ並びに復水ポンプの電動機である。図
に RCIC の系統構成の概略を示す。事故時には直流電源の容量以外にも S/C の
水温・圧力上昇や中央制御室・RCIC 室温度上昇が RCIC の継続運転に影響することも考えられるため，その影響についても確認した(表 参照)。
表に記載したそれぞれの要因は RCIC の 24 時間継続運転上の制約とならない
ことから，本有効性評価においてこの機能に期待することは妥当と考える。
以

添 2.3.2.3-1

125上添 2.3.2.3-2

126

S/P 水位高信号の入力により，第二水源である S/P に水源が切り替わる。一方で，
SBO 時には S/P 水の冷却ができず，水温上昇が想定されるため，水源については運
転員による中央制御室からの遠隔操作により再度 CSP に切り替えることとなる。しションやポンプ軸受けの潤滑油冷却機能を阻害する場合，RCIC ポンプの運転に影響を与える可能性が考えられる。

SBO 時に RCIC による原子炉注水を継続した場合の S/C 圧力推移を評価した結果，事象発生から約 16 時間後(最大圧力である炉心損傷前ベント直前)の S/C 圧力は約0.31MPa(gage)であり，RCIC タービン排気圧力高トリップインターロック設定圧力を下回る。したがって，S/C 圧力上昇が RCIC 継続運転に与える影響はない。
中央制御室内の制御盤からの発熱と中央制御室躯体からの放熱の熱バランスから，換
気空調系停止後の中央制御室の最高温度は約 38℃(補足資料 参照)と評価され，制御盤の設計上想定している環境温度の上限値である 40℃※1 を下回る。したがって，中央制御室の室温上昇が RCIC 継続運転に与える影響はない。

RCIC タービン保護のため，S/C 圧力 0.34

MPa(gage)にて，RCIC タービン排気圧力高

トリップインターロックが動作し，RCIC の運転が停止する可能性が考えられる。

中央制御室の RCIC の制御盤の設計で想定している環境の最高温度は 40℃である。SBO では換気空調系が停止するため，中央制御室の室温が 40℃を超える可能性が考えられる。

池の水を消防車等により補給するため水源が枯渇することはない。

たがって，S/P 水温上昇が RCIC 継続運転に与える影響はない。なお，CSP は貯水

RCIC ポンプの第一水源は CSP であるが，LOCA 信号(L1.5 又は D/W 圧力高)かつ評価

S/P 水温が上昇し，RCIC ポンプのキャビテー

概要※1 使用環境の温度が 40℃を超えた場合であっても，直ちに動作不良等を引き起こすものではない。

中央制御室温上昇

S/C 圧力上昇

S/P 水温上昇

制約要因

RCIC 継続運転

表 RCIC 継続運転の評価(1/2)

127

添 2.3.2.3-3いる環境温度の上限値である 66℃を下回る。したがって，RCIC 室温上昇が RCIC 継続運転に与える影響はない。
なお，RCICタービン軸受けからの蒸気漏洩を防止しているバロメトリック・コンデンサはは 66℃を想定している。SBO では換気空調系が停止しているため，RCIC 室温が 66℃を超える可能性が考えられる。

別紙２「福島第一原子力発電所及び福島第二原子力発電所における対応状況について(平成 24 年 6 月版)」

洩により，RCICの継続運転や現場作業が困難になることはないと考えられる。

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

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

SBO時であっても直流電源により機能維持されるため，蒸気漏洩についても問題とならな

RCIC 室の最高温度は約 54℃(補足資料 参照)と評価され，RCIC 系の設計上想定してで想定している環境の最高温度は，24 時間後で評価
RCIC 室内の発熱と RCIC 室部屋の放熱・吸熱の熱バランスから，換気空調系停止後の概要

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

RCIC 室温上昇

制約要因

RCIC 継続運転

表 RCIC 継続運転の評価(2/2)

サプレッション・チェンバ

図 RCIC 系統構成概略図

添 2.3.2.3-4128添付資料 2.3.2.3 補足資料

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

コンクリート壁

評価対象の部屋(高温側)

温度 [℃]

評価する部屋の温度

隣接する部屋(低温側)コンクリート内部における熱伝導

盤や照明による

空気→コンクリート

発熱間における熱伝達

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

図 室温評価における温度分布と熱の移動の概要図

添 2.3.2.3 補足-1

129

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

中央制御室
発熱負荷［W］
3
容積[m ]
熱容量[kJ/℃]
初期温度[℃]

26

RCIC室

40

(３)評価結果
全交流電源喪失(SBO)時において，事故後24時間のRCIC室最高温度は約54℃，中央制御室の最大温度は約38℃となり，設計で考慮している温度を超過しないため，RCIC運転継続に与える影響はない。
以上

添 2.3.2.3 補足-2130

添付資料 2.3.2.4
安定状態について
全交流動力電源喪失時の安定状態については以下のとおり。
原子炉安定停止状態：事象発生後，設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備を用いた炉心冷却により，炉心冠水が維持でき，また，冷却のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場
合，安定状態が確立されたものとする。
格納容器安定状態：炉心冠水後に，設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備を用いた格納容器除熱機能（格納容器圧力逃し装置又は残留熱除去系，代替
循環冷却）により，格納容器圧力及び温度が安定又は低下傾向に転じ，また，除熱のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合，安定状態が確立されたものとする。
【安定状態】
原子炉安定停止状態の確立について
原子炉隔離時冷却系による原子炉注水により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。そして事象発生から 24 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た後，原子炉の減圧及び低圧代替注水系（常設）による注水継続により，引き続
き炉心冠水が維持される。
格納容器安定状態の確立について
事象発生約 16 時間後に格納容器圧力逃がし装置等による除熱を開始し，常設代替交流電源設備による交流電源の供給を開始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することで，格納容器圧力及び温度は安定又は低下傾向になる。
重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
【安定状態後の長期的な状態維持】
残留熱除去系機能を維持し，除熱を行うことにより，安定状態後の長期的な状態維持のための冷却が可能となる。

添 2.3.2.4-1

131解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)）表１－１

添付資料 2.3.2.5

解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)）【SAFER】
分類

重要現象

解析モデル

不確かさ

炉心
崩壊熱

崩壊熱モデル

入力値に含まれる

運転員操作に与える影響

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

TBL，ROSA-Ⅲ，FIST-ABWR の実
解析コードでは，燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価する可能性がある。よって，実際の燃料棒表面熱伝 燃料棒表面熱伝 験解析において，実験結果の燃実験解析では熱伝達モデルの保守性により被覆管温度を高く評価することから，燃料棒表面での熱伝達は大きくなり燃料被覆管温度は低くなるが，燃料被覆管温度を操作開達
達モデル
料被覆管温度に比べて+10℃～
有効性評価解析でも燃料被覆管温度を高く評価する
始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作に与える影響はない+150℃高めに評価する

燃料被覆管酸化解析コードでは，燃料被覆管酸化を大きく評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆
ジルコニウム－ 酸化量及び発熱量の評価に保燃料被覆管の酸化は，酸化量及び発熱量に保守的な結果を与え，燃料被覆管温度
管温度は低くなり，原子炉水位挙動に影響を与える可能性があるが，操作手順（減圧後速や水反応モデル
守的な結果を与えるを高めに評価するかに低圧注水に移行すること）に変わりはないことから，運転員等操作に与える影響はない

燃料被覆管変形

解析コードでは，燃料被覆管温度を高めに評価することから，破裂の判定としてベストフィット曲線を用いる場合においても保守的な判定結果を与えるものと考える。仮に格納容器内
破裂発生前の被覆管の膨れ及び破裂発生の有無は，伝熱面積やギャップ熱伝達係
雰囲気放射線レベル計（CAMS）を用いて，設計基準事故相当のγ線線量率の１０倍を超える
膨れ・破裂評価モ 破裂の判定は実験データのベ数，破裂後の金属－水反応熱に影響を与え，燃料被覆管最高温度及び酸化割合に大量の燃料棒破裂を計測した場合には，炉心損傷後の運転操作を適用する必要があり，格納
デル
ストフィット曲線を用いる
影響を与えることとなる。解析コードでは，前述の判定を行うための燃料被覆管
容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱操作の起点が，格納容器圧力が限界圧力に到達す
温度を高めに評価することから，保守的な結果を与えるものと考える
るまでとなる。しかしながら，除熱操作までには本解析においても 16 時間後の操作であり，十分な時間余裕があることから運転員等の判断・操作に対して問題となることはない

TBL，ROSA-Ⅲ，FIST-ABWR の実 解析コードでは，実機設備に対して注入流量を少なめに与えるため，実際の運転員操作では沸騰・ボイド率変二相流体の流動 験解析において，実験結果の二 解析より多く注水されることから，原子炉水位の回復は早くなる可能性がある。運転操作は 炉心水位変化を適切に評価することから，有効性評価解析における燃料被覆管温化，気液分離（水モデル
相水位変化を適切に模擬する シュラウド外水位（原子炉水位計）に基づく操作であることから運転操作に与える影響は原 度への影響は小さい。
位変化）・対向流ことから，不確かさは小さい 子炉圧力容器の分類にて示す
原子炉
圧力容
器

原子炉隔離時冷却系による注水は自動起動であるため，運転員等操作に与える影響はない
原子炉減圧後の注水開始は，原子炉水位（シュラウド外）低下挙動が早い場合であっても，これら操作手順（減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはないことから，運転
TBL，ROSA-Ⅲ，FIST-ABWR の実 員等操作に与える影響はない。水位低下挙動が遅い場合においては操作に対する時間余裕は沸騰・ボイド率変二相流体の流動 験解析において，実験結果の二 大きくなる。なお，解析コードでは，原子炉水位は現実的に評価されることから不確かさは 炉心水位変化を適切に評価することから，有効性評価解析における燃料被覆管温化気液分離（水位モデル
相水位変化を適切に模擬する 小さい度への影響は小さい
変化）・対向流
ことから，不確かさは小さい また，実機注水設備能力に対して，解析コードでは注入流量を少なめに与えるため，実際の運転員操作では解析より多く注水されることから，原子炉水位の回復は早くなる可能性がある。冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であり，運転員等操作に与える影響はない

冷却材放出（臨界臨界流モデル
流・差圧流）

主蒸気逃がし弁流量は，設定圧力で設計流量が放出されるように入力で設定する
ため不確かさの影響はない。破断口からの流出は実験結果と良い一致を示す臨界流モデルを適用している。有効性評価解析でも圧力変化を適切に評価し，原子炉
TBL，ROSA-Ⅲ，FIST-ABWR の実
解析コードでは，原子炉からの蒸気および冷却材流出を現実的に評価する。関連する運転操 への注水のタイミング及び注水流量を適切に評価するため，燃料被覆管温度への験解析において，実験結果の圧作として急速減圧後の注水操作があるが，注水手段が確立してから減圧を行うことが手順の 影響は小さい。
力変化を適切に模擬すること前提であり，原子炉圧力および原子炉水位の変動が運転員等操作に対して与える影響はない 破断口及び主蒸気逃がし弁からの流出流量は，圧力容器ノズルまたはノズルに接から，不確かさは小さい
続する配管を通過し，平衡均質流に達するのに十分な長さであることから，管入口付近の非平衡の影響は無視できると考えられ，平衡均質臨界流モデルを適用可能である

ＥＣＣＳ注水（給水系・代替注水含 原子炉注水特性
む）

入力値に含まれる

実機注水設備能力に対して，解析コードでは注入流量を少なめに与えるため，実際には解析 注水特性は，それぞれの系統の設計条件に基づく原子炉圧力と注水流量の関係をより多く注水されることから原子炉水位の回復は早くなる可能性がある。冠水維持可能な注 入力する。実機設備に対して注入流量を少なめに与えるため，有効性評価解析で水量に制御するが，注水後の流量調整操作であり，運転員等操作に与える影響はない
は燃料被覆管温度を高めに評価する

添 2.3.2.5-1

132

表１－２

解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)）【MAAP】
分類

重要現象

解析モデル

不確かさ

運転員操作に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

崩壊熱

崩壊熱モデル

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

ＥＣＣＳ注水（給水系・ 原 子 炉 注 水 特
入力値に含まれる
代替注水含む）
性

実機注水設備能力に対して，解析コードでは注入流量を少なめに与え注水特性は，それぞれの系統の設計条件に基づく原子炉圧力と注水流量の関係を入力るため，実際には解析より多く注水されることから原子炉水位の回復する。実機設備に対して注入流量を少なめに与えるため，有効性評価解析では燃料被覆は早くなる可能性がある。冠水維持可能な注水量に制御するが，注水
管温度を高めに評価する
後の流量調整操作であり，運転員等操作に与える影響はない

炉心

原子
炉圧
力容
器

原子
炉格
納容
器

格納容器各領域間の流動

HDR 実験解析により妥当性が確認されており不確かさは小さい
原子炉格納容器内温度及び圧力の抑制は，原子炉格納容器圧力逃がし装置の操作開始
格納容器モデ原子炉格納容器内温度及び圧力を起点とする操作として，原子炉格納構造材との熱伝達及び-格納容器圧力及び温度は，温度成層化
時間が大きく影響する。これらの操作は事象発生から約 16 時間後の操作であり，多少ル（格納容器の容器圧力逃がし装置の操作があるが，事象発生から約 16 時間後の操作
内部熱伝導を含めて傾向は良く再現できるの挙動の変化は運転員操作に影響を与えることはないことから，格納容器圧力及び温熱水力モデル）であり，多少の挙動の変化が運転員操作に影響を与えることはない-非凝縮性ガス濃度の挙動は，測定デー
度に対する影響は小さい
タと良く一致する
気液界面の熱伝達

スプレイ冷却

入力値に含まれる（スプレイ注入特性）
安全系モデル
スプレイの水滴温度は短時間で雰囲気 「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目と 「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータ（格納容器ス
温度と平衡に至ることから伝熱モデル なるパラメータに与える影響」にて確認に与える影響」にて確認
プレイ）の不確かさの影響はない

格納容器ベント

以下の観点で不確かさは小さいと判断できる格納容器モデ-入力値に含まれる（ベント流量）「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目と 「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータル（格納容器の-格納容器ベントに関して「格納容器各 なるパラメータに与える影響」にて確認に与える影響」にて確認
熱水力モデル）
領域間の流動」と同様の計算方法が用いられている

安全系モデルサプレッション・チェ
ポンプ流量及び除熱量は設計値に基づ 「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目と 「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータ（非常用炉心ンバ・プール水冷却
き与えており，入力値に含まれるなるパラメータに与える影響」にて確認に与える影響」にて確認
冷却系）

添 2.3.2.5-2

133

表２
項目
初期
条件

原子炉熱出力解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)）(1/2)

解析条件（初期条件，事故条件）の不確かさ

条件設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

3,926MWt 以下

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

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

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

解析条件

3,926MWt

最確条件

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

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

原子炉圧力7.07MPa[gage]

約 7.07MPa[gage]

定格原子炉圧力を最確条件と
して設定

原子炉水位

通常運転水位通常運転水位通常運転時の原子炉水位を最確条件として設定

炉心流量52,200t/h

定格流量の 90～111%

定格流量（100%）の 90～111%を最確条件として設定

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

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

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

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

燃料

9×9 燃料(A 型)

最確条件とした場合，原子炉水位挙動に影響を与える可能性があるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない
最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力上昇が遅くなり，格納容器スプレイ及びベント操作の開始が遅くなるが，操作手順に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない

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

最大線出力密度44.0kW/m

44.0kW/m 以下

設計目標値を参考に最確条件を包絡できる条件を設定

原子炉停止後の崩壊熱

ANSI/ANS-5.1-1979(燃焼度 33GWd/t)

ANSI/ANS-5.1-1979(燃焼度 30GWd/t)

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

格納容器容積(ドライウェル)

7,350m3

7,350m3

内部機器，構造物体積を除く
全体積を設定解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない

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

格納容器容積(ウェットウェル)

空間部：5,960m3
液相部：3,580m3

空間部：5,960m3
液相部：3,580m3

空間部は必要最小空間部体積を，液相部は必要最小プール水量を設定

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

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

7.00m～7.10m

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

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

サプレッション・
35℃
プール水温

約 30℃～約 35℃

通常運転時のサプレッション・
プール水温の上限値を，最確条
件を包絡できる条件として設定

最確条件は解析条件で設定している水温よりも低くなるた
め，格納容器圧力上昇が遅くなり，格納容器スプレイ及びベント操作の開始が遅くなるが，その影響は小さく，操作に与える影響はない

最確条件は解析条件で設定している水温よりも低くなるため，格納容器の熱容量は大きくなりベントに至るまでの時間が長くなるが，その影響は小さい格納容器圧力

約 4kPa～約 8kPa

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

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

サプレッション・
7.05m(NWL)
プール水位

5kPa

最確条件とした場合，原子炉水位挙動に影響を与える可能性があるが，その影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

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

添 2.3.2.5-3

134

表２

解析条件（初期条件、事故条件）の不確かさ

項目
初期
条件

事故
条件

機器
条件

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)）(2/2)

解析条件

最確条件

条件設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

格納容器温度57℃

約 50℃～約 60℃

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

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

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)

3.43kPa(ドライウェル－サプレッション・チェンバ間差圧)

真空破壊装置の設定値

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

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

外部水源の温度

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

約 30℃～約 50℃

復水移送ポンプ吐出温度を参考に最確条件を包絡できる条件を設定

最確条件とした場合には，解析条件で設定している水温よりも低くなる可能性があり，格納容器圧力上昇に対する格納容器ス
プレイによる圧力抑制効果は大きくなり，間欠スプレイの間隔に影響する。しかし本解析ではスプレイ間隔は炉心冠水操作に依存していることから運転員操作に対する影響はない

最確条件とした場合には，解析条件で設定している水温よりも低くなることがあり，原子炉水位挙動に影響する可能性があるが，この顕熱分の影響は小さい。また，格納容器圧力上昇に対する格納容器スプレイによる圧力抑制効果は大きくなり，格納容器圧力逃がし装置の操作開始時間が遅くな
るが，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい

起因事象

外部電源喪失－送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源を喪失するものとして設定

安全機能の喪失に対する仮定－－全ての非常用ディーゼル発電
機の機能喪失を想定して設定－

全交流電源喪失

外部電源

外部電源なし－起因事象として，外部電源を喪失するものとして設定

原子炉スクラム信号

タービン蒸気加減弁急速閉（応答時間：0.05 秒)

タービン蒸気加減弁急速閉（応答時間：0.05 秒)

安全保護系の遅れ時間を考慮した応答時間解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない

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

原子炉隔離時冷
却系

原子炉水位低(レベル 2)にて
自 動 起 動 182m3/h(8.12 ～1.03MPa[dif]において)注水

原子炉水位低(レベル 2)にて
自 動 起 動 182m3/h(8.12 ～1.03MPa[dif]において)注水

原子炉隔離時冷却系の設計値として設定

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

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

逃がし安全弁

8個
7.51～7.86MPa[gage]363～380 t/h/個

8個
7.51～7.86MPa[gage]363～380 t/h/個逃がし安全弁の設計値を設定

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

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

低圧注水系(残留熱除去系(低圧注水モード))事象発生 24 時間後に手動起動し，954m3/h(0.27MPa[dif])にて注水事象発生 24 時間後に手動起動し，954m3/h(0.27MPa[dif])
にて注水

低圧注水系(残留熱除去系(低圧注水モード))の設計値として設定解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない

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

低圧代替注水系（常設）

炉心を冠水維持可能な注水量で注水

炉心を冠水維持可能な注水量で注水崩壊熱相当量の注水量として設定

冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であり，運転員等操作に与える影響はない

流量調整による水位維持であることから，評価パラメータに与える影響はない

原子炉減圧後，原子炉水位を
原子炉水位高(レベル 8)まで上昇させた後に手動起動し，954m3/h にてスプレイ
格納容器圧力が0.62MPa〔gage〕における，最大排出流量31.6kg/s に対して，70%開度にて除熱

原子炉減圧後，原子炉水位
を原子炉水位高(レベル 8)まで上昇させた後に手動起動
し，954m3/h にてスプレイ
格納容器圧力が0.62MPa〔gage〕における，最大排出流量31.6kg/s に対して，70%開度にて除熱

残留熱除去系(格納容器スプレイモード)の定格値として設定

スプレイ流量は運転員による調整が行われ，その増減により圧力抑制効果に影響を受けるが，操作手順に変わりはないことから，運転員等操作に与える影響はない

スプレイ流量は運転員による調整が行われ，その増減により圧力抑制効果に影響を受けるものの，格納容器内に蓄積される崩壊熱量に変わりは無い
ため，評価項目となるパラメータに与える影響はない

格納容器圧力逃がし装置等の設計値として設定

実際の流量が解析より多い場合，ベントによる格納容器圧力の低下が早くなり，その後の圧力挙動も低く推移することになるが，運転員等操作に与える影響はない

格納容器圧力の最大値はベント実施時のピーク圧力であることから，その後の圧力挙動の変化は，評価項目となるパラメータに対して与える影響はない

代替原子炉補機冷却系の設計値として設定実際の除熱能力が解析より大きい場合，その後の格納容器圧
力・温度挙動は低く推移することになるが，代替原子炉補機冷却系による除熱開始以降で，格納容器圧力及び温度のパラメー
タを起点とした運転員等操作はないことから，運転員等操作に与える影響はない

実際の除熱能力が解析より大きい場合，その後の格納容器温度挙動は低く推移することになり，評価項目となるパラメータに対する余裕が大きくなる

残留熱除去系(格納容器スプ
レイモード)
格納容器圧力逃がし装置等

代替原子炉補機
冷却系

約23MW(海水温度30℃において)約23MW(海水温度30℃において)

添 2.3.2.5-4

135

項目
操作条
件

常設直流電
源切替操作
（A→A-2）

復水貯蔵槽
への補給

消防車への
給油

表３ 操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)）（1/5）
解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
不確かさを踏まえた操作開評価項目となるパラメータ
操作の不確かさ要因
始時間の影響に与える影響解析上の操作開始時
条件設定の考え方
間【認知】
常設直流電源(A→A-2)切替は，全交流電源喪失から事象発生 8 時間後であり，経過時間を認識しながら対応操作を実施するため，認知遅れによる操作開始時間に影響はなし【要員配置】
本切替操作は現場操作であり，中央制御室の運転員とは別に現場操作を行う運転員を配置している。当該運転員は，事象発生 1 時間後までは常設代替交流電源設備の準備操作を行うが，その後，事象発生 8 時間後までは重複する他の作業はないため，操作開始時間に与える影響はない【移動】
常設 直流電源 (A →A中央制御室から操作現場であるコントロール建屋地下１階及び原子炉建屋地下１階の切替 本操作は停電切替操作であ 直流電源設備は原子炉注水
2)切替は，解析条件で盤までのアクセスルートは，コントロール建屋及び原子炉建屋の非管理区域のみであり， り，負荷である原子炉隔離時 等のサポート設備であり，はないが，解析で想定
通常 15 分程度で移動可能であるが，余裕を含めて 30 分の移動時間を想定している。また， 冷却系の停止操作が必要と 操 作 開 始 時 間 が 変 動 し て事象発生 8 時間後して いる操作の 成立
アクセスルート上にアクセスを阻害する設備はなく，操作開始時間に与える影響はない
なるため，原子炉水位の状況 も，枯渇しなければ評価項や継続に必要な作業。
【操作所要時間】により切替操作の操作開始 目となるパラメータに影響
直流 電源が枯渇 しな
本切替操作はスイッチ 2 箇所の操作であり，4 分程度で操作可能であるが，余裕を含めて 時間が変動しうる
しない
いよう設定
10 分の操作時間を想定している。よって，操作開始時間に与える影響はない【他の並列操作有無】
本切替操作は停電切替操作となるため，負荷である原子炉隔離時冷却系の停止操作が必要となる。このため，原子炉水位維持の観点から，原子炉水位（レベル８）にて原子炉隔離時冷却系が停止した際に本切替操作を行う等，安全側の操作を臨機に行うため，原子炉水位の状況等により，操作開始時間が変動しうる【操作の確実さ】
現場操作は，操作の信頼性の向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，
誤操作は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い

操作時間余裕常設直流電源 A 系が枯渇した場合，原子炉水位が燃料棒頂部（TAF）到達ま
でに切替操作を実施する必要があるが，原子炉水位（レベル 8）から TAF 到までは約 1 時間以上の時間余裕があり，十分な時間余裕がある

事象発生から 12 時間
後復水 貯蔵槽への 補給
は，解析条件ではないが，解析で想定している操 作の成立や 継続に必要な作業。復水貯蔵槽 の枯渇が発 生しないよう設定復水貯蔵槽への補給までの時間は，事象発生から約 12 時間あり十分な時間余裕がある

－

－

－

事象発生から 12 時間
後以降，適宜消防車への給油は，
解析条件ではない
が，解析で想定している操作の成立や継続に必要な操作・作業。
消防 車による送 水開始時間を踏まえ設定

消防車への給油開始の時間は，事象発生から約 12 時間あり十分な時間余裕がある

－

－

－

添 2.3.2.5-5

136

表３

項目

操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)）（2/5）

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

操作条
件

格納容器圧
力逃がし装
置等による
格納容器除
熱操作

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

操作の不確かさ要因

不確かさを踏まえた操作開始時間の影響【認知】
炉心損傷前の格納容器ベントの操作実施基準（格納容器圧力「0.31MPa[gage]」）に到達す
るのは，事象発生の約 16 時間後であり，それまでに格納容器圧力の上昇を十分に認知できる時間があるため，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし【要員配置】
格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベントは，中央制御室における操作と現場における操作が必要であるが，現場の操作は中央制御室で行う操作とは別の緊急時対策要員を配置している。当該緊急時対策要員は，復水貯蔵槽への補給作業を兼任しているが，それら作業は事象発生の約 12 時間後までに行う作業であり，格納容器ベントの操作開始時間に与える影響はなし【移動】
緊急時対策要員は，緊急時対策本部から操作現場へ車にて移動することを想定している。
仮に地震等の外部事象が起因事象の場合に，アクセルルートの被害があっても，ホイール
ローダー等にて必要なアクセスルートを仮復旧できる体制としており，また，徒歩による移動を想定しても所要時間は約 1 時間であり，操作開始時間に与える影響はなし【操作所要時間】中央制御室におけるベント準備操作は操作スイッチによる１弁の操作に 10 分の操作時間を，ベント操作は操作スイッチによる 1 弁の操作に約 1 分の操作時間を想定しており，十分な時間余裕を確保している。現場におけるベント準備操作（格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置水位調整準備）は，現場での手動弁 5 個の操作に移動時間を含めて 60 分の操
作時間を想定しており，十分な時間余裕を確保している。よって，操作所要時間が操作開始時間に与える影響はなし【他の並列操作有無】
格納容器ベントの操作時に，当該操作に対応する運転員，緊急時対策要員に他の並列操作はなく，操作時間に与える影響はなし【操作の確実さ】
中央制御室における操作は，制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。また，現場操作
は，操作の信頼性向上や要員の安全のため２人１組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。なお，ベント実施時に遠隔操作に失敗した場合は現場にて格納容器ベントを行うこととしており，ベント操作の信頼性を向上している。ただし，この場合，現場操作に移動を含め約 20 分の時間の増分が発生する

炉心損傷前の格納容器ベン
トの操作実施基準（格納容器
圧力 0.31MPa［gage］に到達するのは，事象発生の約 16 時
間後であり，ベントの準備操
作は格納容器の圧力上昇の傾向を監視しながら予め操作が可能である。また，ベント操作の操作所要時間は余裕時間を含めて設定されていることから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等である。ただし，ベント実施時に遠隔操作に失敗
した場合は，現場操作にて対応するため，
約 20 分程度操作
開始時間が遅れる可能性がある

添 2.3.2.5-6

137

評価項目となるパラメータに与える影響操作時間余裕ベント開始までの時間は事象発生から 16 時間あり
遠隔操作の失敗により，格 十分な時間余裕がある。
納容器ベントの操作開始時 また，遠隔操作の失敗に間が遅くなった場合，格納 より，格納容器ベントの容器圧力は 0.31MPa［gage］ 操作開始時間が遅れる場
より若干上昇する。評価項 合においても，格納容器目となるパラメータに影響 圧力は 0.31MPa［gage］かを与えるが，格納容器限界 ら上昇するが，格納容器
圧力は 0.62MPa［gage］のた 圧力の上昇の傾向は緩やめ，格納容器の健全性とい かであり，格納容器限界
う点では問題とはならない 圧力 0.62MPa［gage］に至るまで十分な時間余裕が
ある

項目
操作条
件

常設代替直
流電源切替
操作（A-2→
AM）

常設代替交
流電源設備
からの受電

表３ 操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)）（3/5）
解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
不確かさを踏まえた操作開評価項目となるパラメータ
操作の不確かさ要因
始時間の影響に与える影響解析上の操作開始時
条件設定の考え方
間【認知】
常設直流電源（A-2→AM）切替は，全交流電源喪失から事象発生 20 時間後であり，経過時間を認識しながら対応操作を実施するため，認知遅れによる操作開始時間に影響はなし【要員配置】
本切替操作は現場操作であり，中央制御室の運転員とは別に現場操作を行う運転員を配置している。当該運転員は，事象発生 20 時間後頃に重複する他の作業はないため，操作開始
時間に与える影響はない【移動】
常 設 直 流 電 源 (A-2→ 中央制御室から操作現場であるコントロール建屋地下１階及び原子炉建屋地下１階の切替
本操作は停電切替操作であ 直流電源設備は原子炉注水AM)切替は，解析条件 盤までのアクセスルートは，コントロール建屋及び原子炉建屋の非管理区域のみであり，り，負荷である原子炉隔離時 等のサポート設備であり，ではないが，解析で想 通常 15 分程度で移動可能であるが，余裕を含めて 30 分の移動時間を想定している。また，
冷却系の停止操作が必要と 操 作 開 始 時 間 が 変 動 し て事象発生 20 時間後
定し ている操作 の成 アクセスルート上にアクセスを阻害する設備はなく，操作開始時間に与える影響はない
なるため，原子炉水位の状況 も，枯渇しなければ評価項
立や 継続に必要 な作 【操作所要時間】
により切替操作の操作開始 目となるパラメータに影響業。直流電源が枯渇し 本切替操作はスイッチ 2 箇所の操作であり，4 分程度で操作可能であるが，余裕を含めて時間が変動しうる
しない
ないよう設定10 分の操作時間を想定している。よって，操作開始時間に与える影響はない【他の並列操作有無】
本切替操作は停電切替操作となるため，負荷である原子炉隔離時冷却系の停止操作が必要となる。このため，原子炉水位維持の観点から，原子炉水位（レベル８）にて原子炉隔離時冷却系が停止した際に本切替操作を行う等，安全側の操作を臨機に行うため，原子炉水位の状況等により，操作開始時間が変動しうる【操作の確実さ】
現場操作は，操作の信頼性の向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，
誤操作は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い

事象発生 24 時間後

本事 故シーケン スの前提条件として設定

常設代替交流電源設備からの受電までの時間想定として，事象発生から十分な時間余裕が
ある

－

－

操作時間余裕常設直流電源 A 系が枯渇した場合，原子炉水位が燃料棒頂部（TAF）到達ま
でに切替操作を実施する必要があるが，原子炉水位（レベル 8）から TAF 到までは約 1 時間以上の時間余裕があり，十分な時間余裕がある－添 2.3.2.5-7

138

項目
操作条
件

代替原子炉
補機冷却系
運転操作

表３ 操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)）（4/5）
解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
不確かさを踏まえた操作開評価項目となるパラメータ
操作の不確かさ要因
始時間の影響に与える影響解析上の操作開始時
条件設定の考え方
間【認知】
全交流電源喪失及びそれに伴う崩壊熱除去機能喪失（取水喪失）は時間余裕を踏まえれば容易に認知可能であり，認知遅れによる作業時間に影響はなし【要員配置】
代替原子炉補機冷却系の準備操作は，現場にて原子炉補機冷却水系の系統構成を行う運転
員と，代替原子炉補機冷却系の移動，付設を行う専任の緊急時対策要員が配置されている。
現場運転員は，代替原子炉補機冷却系運転のための系統構成を行っている期間，他の操作を担っていない。また，緊急時対策要員は，事象発生から 10 時間以内に発電所の緊急時対策本部に参集後，当該作業に従事することを想定しているが，実態は想定より早期に要員 代替原子炉補機冷却系の準が参集可能と推定されることから，操作開始時間は早まる可能性あり
備は，緊急時対策要員の参集 操作開始時間は解析上の想【移動】に 10 時間，その後の作業に 定 よ り 早 ま る 可 能 性 が あ
代替原子炉補機冷却系に用いる代替熱交換器車，電源車等は車両であり，牽引または自走 10 時間の合計 20 時間を想定 り，この場合，格納容器の温にて作業現場へ移動することを想定している。仮に地震等の外部事象が起因事象の場合に， しているが，緊急時対策要員 度・圧力等を早期に低下さアクセルルートの被害があっても，ホイールローダー等にて必要なアクセスルートを仮復 の参集時間は過去の実証訓 せる可能性がある
常設 代替交流電 源設 旧できる体制としており，操作開始時間に与える影響はなし
練に余裕時間を含めて設定 ただし，残留熱除去系等の事象発生 24 時間後
備か らの受電後 とし 【作業所要時間】
していること及び緊急時対 フロント設備又はそれに電て設定
緊急時対策要員の準備操作は，各機器の設置作業及び弁・スイッチ類の操作に移動時間を 策要員は人員に余裕を考慮 源を供給する常設代替交流
含めて 10 時間の作業時間を想定しているが，訓練実績を踏まえると，より早期に準備操作 し設定していること並びに 電源設備等の電源設備の復が完了する見込みである。また，運転員の行う現場系統構成は，操作対象が 20 弁程度であ 準備操作が想定より短い時 旧が完了しないと，代替原り，操作場所は原子炉建屋及びタービン建屋海水熱交換器エリアの現場全域となるが，１ 間で完了する可能性がある 子炉補機冷却系運転の効果
弁あたりの操作時間に移動時間含めて 10 分程度を想定しており，これに余裕を含めて 5 時 ことから，操作開始時間は解 は発揮できない
間の操作時間を想定している。作業途中の格納容器ベント実施に伴う一時退避（想定約 30 析上の想定より早まる可能分間）を踏まえても，解析上の想定より操作開始時間は早まる可能性がある
性がある【他の並列操作有無】
緊急時対策要員による準備操作及び現場運転員の系統構成は並列操作可能。両者が干渉して操作開始時間が遅くなることはない。ただし，代替原子炉補機冷却系が運転を開始しても，フロント設備又はそれに電源を供給する常設代替交流電源設備の復旧が完了しないと，代替原子炉補機冷却系はその機能を発揮できない【操作の確実さ】
現場操作は，操作の信頼性向上や要員の安全のため２人１組で実施することとしており，
誤操作は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い

常設代替交流電源設備からの受電までの時間想定として，事象発生から十分な時間余裕がある

代替原子炉
補機冷却系
を用いた残
留熱除去系
(低圧注水
モード)運
転操作

事象発生 24 時間後

常設 代替交流電 源設
備か らの受電後 として設定

常設代替交流電源設備からの受電までの時間想定として，事象発生から十分な時間余裕が
ある

－

－

－

逃がし安全
弁による手
動原子炉減
圧操作

事象発生 24 時間後

本事 故シーケン スの前提条件として設定

常設代替交流電源設備からの受電までの時間想定として，事象発生から十分な時間余裕が
ある

－

－

－

添 2.3.2.5-8139

操作時間余裕項目

表３ 操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)）（5/5）
解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
不確かさを踏まえた操作開評価項目となるパラメータ
操作の不確かさ要因
始時間の影響に与える影響解析上の操作開始時
条件設定の考え方
間

操作時間余裕低圧代替注
水系（常設）
事象発生 24 時間後
による原子
炉注水操作

本事故シーケンスの前提条件として設定

常設代替交流電源設備からの受電までの時間想定として，事象発生から十分な時間余裕が
ある

－

－

－

代替原子炉
補機冷却系
を用いた残
留熱除去系
（格納容器
スプレイモ
ード）運転
操作

本事故シーケンスの前提条件として設定

常設代替交流電源設備からの受電までの時間想定として，事象発生から十分な時間余裕が
ある

－

－

－

事象発生 24 時間後

添 2.3.2.5-9

140

添 2.3.2.6-1○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，6/7 号炉のそれぞれで約 4,600 m3 必要となる。
6/7 号炉の同時被災を考慮すると，約 9,200 m3 必要となる。各号炉の復水貯蔵槽に 1,700 m3 及び淡水貯水池に 18,000 m3 の水を保有することから，6/7 号炉の同時被災を考慮した場合も必要水量は確保可能であり，安定して冷却を継続することが可能である。

○時間評価(右上図)
事象発生後12時間までは復水貯蔵槽を水源として，原子炉隔離時冷却系による原子炉注水を実施するため，復水貯蔵槽水量は減少する。
事象発生12時間後からは，復水貯蔵槽への補給を開始するため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。

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130 m3/hで復水貯蔵槽へ移送する。

②低圧代替注水系(常設)による原子炉注水
事象発生約25時間後の原子炉減圧後は，低圧代替注水系(常設)により注水する。

○水使用パターン①原子炉隔離時冷却系による原子炉注水
事象発生後約25時間は原子炉隔離時冷却系
により原子炉に注水する。
(原子炉水位高(レベル8)～原子炉水位低(レベル2)の間で注水する)○水源
復水貯蔵槽水量：約1,700 m3
淡水貯水池：約18,000 m3(号炉共用)

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

添付資料 2.3.2.6

141

142

添 2.3.2.7-1

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

時系列

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

事象発生直後～事象発生後 7 日間

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

事象発生直後～事象発生後 7 日間

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

事象発生直後～事象発生後 7 日間

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

事象発生直後～事象発生後 7 日間

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

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 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

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

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

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※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 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は 1 台で足りるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 2 台を起動させて評価した。

その他

5 号機

4 号機

3 号機

2 号機

1 号機

6 号機

7 号機

号機

プラント状況：6，7 号機運転中。 1～5 号機停止中。
事象：全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 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。

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

7 日間の
軽油消費量
約 70,896L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 945,336L

合計

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。

5 号機軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

4 号機軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

3 号機軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

2 号機軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

1 号機軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

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。

判定添付資料 2.3.2.7

添 2.3.2.8-1

復水移送ポンプ（2台）

残留熱除去系ポンプ

計器類，自動減圧系 ２弁

非常用照明

その他機器

（７）

（８）

（９）

（１０）

（１１）

合計

大容量可搬型空調機

直流125Ｖ充電器盤6B

（４）

（６）

AM用直流125V充電器盤（３）

交流120V中央制御室計測用主母線盤6A

直流125Ｖ充電器盤6A-2

（２）

（５）

直流125Ｖ充電器盤6A

主要機器名称（１）<6 号機>

540kW

110kW

3kW

約50kW

約98kW

約41kW

約56kW

約94kW

約1066kW

約50kW

約24kW

（１）～（５）に含む

容量

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

2

4

順次起動
・各充電器
・交流120V中央制御室計測用主母線盤6A・大容量可搬型空調機
・非常用照明・その他機器【低圧注水モード，
格納容器スプレイモード運転】
・残留熱除去系ポンプ起動

負荷容量（ｋW）

常設代替交流電源設備の負荷(全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失))

24

28

30

【注水】
・復水移送ポンプ（2台）起動

約1066kW

負荷積算イメージ26

最大容量約1389kW

経過時間（h）

ガスタービン発電車の連続定格容量2950kW

ガスタービン発電車の最大容量3600kW

添付資料 2.3.2.8

143

144

添 2.3.2.8-2

大容量可搬型空調機

復水移送ポンプ（2台）

残留熱除去系ポンプ

計器類，自動減圧系 ２弁

非常用照明

その他機器

（６）

（７）

（８）

（９）

（１０）

（１１）

合計

交流120V中央制御室計測用主母線盤７A（５）AM用直流125V充電器盤（３）

直流125Ｖ充電器盤7B

直流125Ｖ充電器盤7A-2

（２）

（４）

直流125Ｖ充電器盤7A

主要機器名称（１）<7 号機>

540kW

110kW

3kW

約75kW

約98kW

約41kW

約56kW

約94kW

約1094kW

約50kW

約27kW

（１）～（５）に含む

容量

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

2

4

順次起動
・各充電器
・交流120V中央制御室計測用主母線盤7A・大容量可搬型空調機
・非常用照明・その他機器【低圧注水モード，
格納容器スプレイモード運転】
・残留熱除去系ポンプ起動

負荷容量（ｋW）

常設代替交流電源設備の負荷(全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失))

24

28

30

経過時間（h）

約1094kW【注水】・復水移送ポンプ（2台）起動

負荷積算イメージ26

最大容量約1478kW

ガスタービン発電車の連続定格容量2950kW

ガスタービン発電車の最大容量3600kW

添付資料 2.3.3.1

全交流動力電源喪失時において高圧代替注水系の 24 時間運転継続に期待することの妥当性について
有効性評価「全交流動力電源喪失」では，高圧代替注水系(HPAC)を用いた事
象発生から約 24 時間の原子炉注水にも期待している。
HPAC が起動から 24 時間運転を継続するために必要な直流電源は，AM 用
直流 125V 蓄電池より供給され，その容量は「添付資料 2.3.2.2」にて確認している。
直流電源の容量以外にも，事故時には S/C の水温・圧力の上昇や中央制御室・HPAC 室の温度上昇が HPAC の運転継続に影響することも考えられるため，ここではそれらの影響についても確認した(表 1 参照)。
表に記載したそれぞれの要因は，HPAC の 24 時間運転継続の制約とならない
ことから，本有効性評価において HPAC に期待することは妥当と考える。
なお，HPAC の系統構成の概略を図１に示す。
以上

添付資料 2.3.3.1-1

145

146

添付資料 2.3.3.1 -2

S/C 圧力上昇は HPAC タービンの排気圧上昇に関係するが，事故時の予期せぬトリップを防止するため，

サプレッション・チェン

バ(S/C)圧力上昇

スから，換気空調系停止 24 時間後の中央制御室の最高温度は約 38℃(現在
詳細評価中)であり，制御盤の設計上想定している環境温度の上限値である
40℃※1 を下回る。したがって，中央制御室の温度上昇が HPAC の運転継続

る環境の最高温度は 40℃である。SBO では換気空調系が停止するため，中央制御室の室温が 40℃を超える可能性が考えられる。

24 時間後の HPAC 室の最高温度は約 55℃(補足資料参照)と評価され，HPAC
系の設計上想定している環境温度の上限値である 66℃を下回る。したがって，
HPAC 室の温度上昇が HPAC の運転継続に与える影響はない。

定している環境の最高温度は，66℃(初期 6 時間まで100℃，それ以降は 66℃の設計)を想定している。SBO

では換気空調系が停止しているため，HPAC 室温が上昇※1 使用環境の温度が 40℃を超えた場合であっても，直ちに動作不良等を引き起こすものではない。

66℃を超える可能性が考えられる。

HPAC 室内の発熱と HPAC 室の放熱・吸熱の熱バランスから，換気空調系停止

HPAC のポンプ，弁，タービン，計装品等の設計で想に与える影響はない。

中央制御室内の制御盤からの発熱と中央制御室躯体からの放熱の熱バラン

中央制御室の，HPAC の制御盤の設計で想定していーロックを持たない設計としている。

左記の理由により，評価不要である。

左記の理由により，評価不要である。

評価

HPAC ポンプ室の温度

中央制御室の温度上昇ョン・プール水の温度上昇の影響はない。

ル水の温度上昇

HPAC はタービン排気圧高による自動停止のインタ

HPAC は復水貯蔵槽を水源とするため，サプレッシ

概要

サプレッション・プール

制約要因

HPAC 運転継続

表 1 HPAC 運転継続の制約要因の評価

添付資料 2.3.3.1 -3

147

給水系から

MO

MO

原子炉隔離時冷却系
ポンプ

MO

MO

AO

AO

MO

給水系

MO

MO

AO

MO

MO

MO

主蒸気管

図.１ 高圧代替注水系系統概要図

HO

MO

AO

原子炉格納容器

原子炉隔離時冷却系
タービン

サプレッション・チェンバ

原
子
炉
圧
力
容
器

ドライウェル

復 水
貯蔵槽

MO

MO

タービン

高圧代替注水系

タービンへ

ポンプ

高圧代替注水系添付資料 2.3.3.1 補足資料

全交流動力電源喪失時におけるＨＰＡＣ室の温度上昇について
１.温度上昇の評価（１）評価の流れ
全交流動力電源喪失時には換気空調系による除熱が行われないため，評価対象の部屋の温度変化は，タービンや配管などの室内の熱源から受ける熱量（室内熱負荷）と隣の部屋への放熱（躯体放熱）のバランスによって決定される。
ここでは，添付資料2.3.3補足資料と同様の方法を用いてHPAC室温を評価した。
（２）評価条件
評価条件を以下にまとめる（表１，表２参照）。
・評価対象の部屋に隣接する部屋の温度： 一般エリア 40 ℃
： S/C
138 ℃
・壁－空気の熱伝達率： W/m2℃(無換気状態)[出典：空気調和衛生工学便覧]
・コンクリート熱伝導率：
W/m℃[出典：空気調和衛生工学便覧]
表１ 評価する部屋の条件( 7号機の場合)

HPAC室
発熱負荷 [W]
容積 [m3]
熱容量 [kJ/℃]
初期温度 [℃]40＊発熱負荷は機器や配管からの伝熱を考慮

表2 評価する部屋の寸法( 7号機の場合)添付資料 2.3.3.1 補足-1

148

（３）評価結果
全交流電源喪失(SBO)時において，事故後24時間のHPAC室の最高温度は約55℃となり，設計で考慮している温度※を超過しないため，HPAC運転継
続に与える影響はない。
※HPAC室:（HPACのポンプ，弁，タービン，計装品等）： 66℃（初期６時間まで100℃，それ以降は66℃の設計）

以上

添付資料 2.3.3.1 補足-2

149

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋RCIC 失敗）
表１－１【SAFER】
分類
炉心

重要現象

解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋RCIC 失敗）

解析モデル

不確かさ

崩壊熱モデル

入力値に含まれる

燃料棒表面熱伝達燃料棒表面熱伝達モデル

TBL，ROSA-Ⅲ，FIST-ABWR の実
験解析において，実験結果の燃料被覆管温度に比べて+10℃～+150℃高めに評価す
る

燃料被覆管酸化

ジルコニウム－水反応モデル

酸化量及び発熱量の評価に保守的な結果を与える

燃料被覆管変形

膨れ・破裂評価
モデル

破裂の判定は実験データのベ
ストフィット曲線を用いる

二相流体の流動モデル

TBL，ROSA-Ⅲ，FIST-ABWR の実
験解析において，実験結果の二相水位変化を適切に模擬することから，不確かさは小さ
い

崩壊熱

沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・
対向流
原子
炉圧
力容
器

二相流体の流動モデル

TBL，ROSA-Ⅲ，FIST-ABWR の実
験解析において，実験結果の二相水位変化を適切に模擬することから，不確かさは小さい

冷却材放出（臨界流・差圧流）臨界流モデル

TBL，ROSA-Ⅲ，FIST-ABWR の実
験解析において，実験結果の圧力変化を適切に模擬することから，不確かさは小さい

ＥＣＣＳ注水（給水系・代替注水含む）

原子炉注水特性

入力値に含まれる

沸騰・ボイド率変化気液分離（水位変化）・
対向流

添付資料 2.3.3.2

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

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

解析コードでは，燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価する可能性がある。よって，
実際の燃料棒表面での熱伝達は大きくなり燃料被覆管温度は低くなるが，燃料被覆管
温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作に与える影響はない

実験解析では熱伝達モデルの保守性により被覆管温度を高く評価することから，有効性評価解析でも燃料被覆管温度を高く評価する

解析コードでは，燃料被覆管酸化を大きく評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなり，原子炉水位挙動に影響を与える可能性があるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはないことから，運転員等操作に与える影響はない解析コードでは，燃料被覆管温度を高めに評価することから，破裂の判定としてベス
トフィット曲線を用いる場合においても保守的な判定結果を与えるものと考える。仮に格納容器雰囲気放射線レベル計（CAMS）を用いて，設計基準事故相当のγ線線量率の１０倍を超える大量の燃料棒破裂を計測した場合には，炉心損傷後の運転操作を適用する必要があり，格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱操作の起点が，格納容器圧力が限界圧力に到達するまでとなる。しかしながら，除熱操作までには本解析においても 16 時間後の操作であり，十分な時間余裕があることから運転員等の判断・操作に対して問題となることはない

燃料被覆管の酸化は，酸化量及び発熱量に保守的な結果を与え，燃料被覆管温度を高めに評価する

破裂発生前の被覆管の膨れ及び破裂発生の有無は、伝熱面積やギャップ熱伝達係数、破裂後の金属－水反応熱に影響を与え、燃料被覆管最高温度及び酸化割合に影響を与えることとなる。解析コードでは、前述の判定を行うための燃料被覆管温度を高めに評価することから、保守的な結果を与えるものと考える

解析コードでは，実機設備に対して注入流量を少なめに与えるため，実際の運転員操
作では解析より多く注水されることから，原子炉水位の回復は早くなる可能性がある。 炉心水位変化を適切に評価することから，有効性評価解析における燃料被覆管温度へ
運転操作はシュラウド外水位（原子炉水位計）に基づく操作であることから運転操作 の影響は小さい。
に与える影響は原子炉圧力容器の分類にて示す
高圧代替注水系の起動操作は，給水喪失に伴う原子炉水位の低下開始を起点として，原子炉隔離時冷却系機能喪失確認後に速やかに開始することとなり，原子炉水位（シュラウド外）低下挙動が早い場合であっても，これら操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはないことから，運転員等操作に与える影響はない。
原子炉減圧後の注水開始は，原子炉水位（シュラウド外）低下挙動が早い場合であっても，これら操作手順（減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはないこ
炉心水位変化を適切に評価することから，有効性評価解析における燃料被覆管温度へとから，運転員等操作に与える影響はない。水位低下挙動が遅い場合においては操作の影響は小さいに対する時間余裕は大きくなる。なお，解析コードでは，原子炉水位は現実的に評価されることから不確かさは小さい
また，実機注水設備能力に対して，解析コードでは注入流量を少なめに与えるため，
実際の運転員操作では解析より多く注水されることから，原子炉水位の回復は早くなる可能性がある。冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であり，運転員等操作に与える影響はない
主蒸気逃がし弁流量は，設定圧力で設計流量が放出されるように入力で設定するため不確かさの影響はない。破断口からの流出は実験結果と良い一致を示す臨界流モデル
解析コードでは，原子炉からの蒸気および冷却材流出を現実的に評価する。関連するを適用している。有効性評価解析でも圧力変化を適切に評価し，原子炉への注水のタ運転操作として急速減圧後の注水操作があるが，注水手段が確立してから減圧を行う
イミング及び注水流量を適切に評価するため，燃料被覆管温度への影響は小さい。
ことが手順の前提であり，原子炉圧力および原子炉水位の変動が運転員等操作に対し破断口及び主蒸気逃がし弁からの流出流量は，圧力容器ノズルまたはノズルに接続すて与える影響はないる配管を通過し，平衡均質流に達するのに十分な長さであることから，管入口付近の非平衡の影響は無視できると考えられ，平衡均質臨界流モデルを適用可能である。
実機注水設備能力に対して，解析コードでは注入流量を少なめに与えるため，実際に注水特性は，それぞれの系統の設計条件に基づく原子炉圧力と注水流量の関係を入力
は解析より多く注水されることから原子炉水位の回復は早くなる可能性がある。冠水する。実機設備に対して注入流量を少なめに与えるため，有効性評価解析では燃料被維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であり，運転員等操作に与え覆管温度を高めに評価する
る影響はない添 2.3.3.2-1

150

表１－２
【MAAP】
分類
炉心
原子
炉圧
力容
器
原子
炉格
納容
器

解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋RCIC 失敗）

重要現象

解析モデル

不確かさ

崩壊熱

崩壊熱モデル

入力値に含まれる

ＥＣＣＳ注水（給水系・代替注水含む）

原子炉注水特性

入力値に含まれる

格納容器各領域間の流動構造材との熱伝達及び内部
熱伝導
気液界面の熱伝達

格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）

スプレイ冷却

安全系モデル（格納容器ス
プレイ）

格納容器ベン
ト

格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）サプレッショ
ン・チェンバ・プール水冷却

安全系モデル（非常用炉心冷却系）

HDR 実験解析により妥当性が確認されており不確かさは小さい-格納容器圧力及び温度は，温度成層化を含めて傾向は良く再現できる-非凝縮性ガス濃度の挙動は，測定データと良く一致する
入力値に含まれる（スプレイ注
入特性）
スプレイの水滴温度は短時間で雰囲気温度と平衡に至ることから伝熱モデルの不確かさの影響はない
以下の観点で不確かさは小さいと判断できる-入力値に含まれる（ベント流量）-格納容器ベントに関して「格納容器各領域間の流動」と同様の計算方法が用いられている
ポンプ流量及び除熱量は設計値に基づき与えており，入力値に含まれる

運転員操作に与える影響「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認
実機注水設備能力に対して，解析コードでは注入流量を少なめに与えるため，
実際には解析より多く注水されることから原子炉水位の回復は早くなる可能性がある。冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であり，運転員等操作に与える影響はない

注水特性は，それぞれの系統の設計条件に基づく原子炉圧力と注水流量の関係を入力する。
実機設備に対して注入流量を少なめに与えるため，有効性評価解析では燃料被覆管温度を高めに評価する

原子炉格納容器内温度及び圧力を起点とする操作として，原子炉格納容器圧力逃がし装置の操作があるが，事象発生から約 16 時間後の操作であり，多少の挙動の変化が運転員操作に影響を与えることはない

原子炉格納容器内温度及び圧力の抑制は，原子炉格納容器圧力逃がし装置の操作開始時間が大きく影響する。これらの操作は事象発生から約 16 時間後の操作であり，多少の挙動の変化は運転員操作に影響を与えることはないことから，格納容器圧力及び温度に対する影響は小さい「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認

添 2.3.3.2-2

151

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

項目
初期
条件

原子炉熱出力表２
解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋RCIC 失敗）(1/2)
解析条件（初期条件，事故条件）の不確かさ
条件設定の考え方
運転員等操作時間に与える影響
評価項目となるパラメータに与える影響
解析条件
最確条件

3,926MWt

3,926MWt 以下

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

最確条件とした場合には燃焼度が低くなることから，原子炉水位挙動に影響を与える可能性があるが，運転員等操作時間に与える影響はない
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，そのゆらぎの幅は小さいため事象進展に及ぼす影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響はない
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，そのゆらぎの幅は小さいため事象進展に及ぼす影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響はない
事象発生後早期に原子炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展に及ぼす影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響はない

最確条件とした場合には燃焼度が低くなることから，原子炉水位の低下が緩和され，評価項目となるパラメータに対する余裕が大きくなる
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうる
が，ゆらぎの幅は小さいため事象進展に影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない

原子炉圧力7.07MPa[gage]

約 7.07MPa[gage]

定格原子炉圧力を最確条件と
して設定

原子炉水位

通常運転水位通常運転水位通常運転時の原子炉水位を最確条件として設定

炉心流量52,200t/h

定格流量の 90～111%

定格流量（100%）の 90～111%を最確条件として設定

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

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

44.0kW/m 以下

設計目標値を参考に最確条件を包絡できる条件を設定

最確条件とした場合，原子炉水位挙動に影響を与える可能性があるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない

最確条件とした場合，原子炉水位挙動に影響を与える可能性があるが，その影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

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

最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力上昇が遅くなり，格納容器スプレイ及びベント操作の開始が遅くなるが，操作手順に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない

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

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

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

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

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

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

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

燃料

最大線出力密度9×9 燃料(A 型)

44.0kW/m

原子炉停止後の崩壊熱

ANSI/ANS-5.1-1979(燃焼度 33GWd/t)

ANSI/ANS-5.1-1979(燃焼度 30GWd/t)

格納容器容積(ドライウェル)

7,350m3

7,350m3

格納容器容積(ウェットウェル)

空間部：5,960m3
液相部：3,580m3

空間部：5,960m3
液相部：3,580m3

サプレッション・
7.05m(NWL)
プール水位7.00m～7.10m

サプレッション・
35℃
プール水温

約 30℃～約 35℃

格納容器圧力

約 4kPa～約 8kPa

5kPa

内部機器，構造物体積を除く
全体積を設定空間部は必要最小空間部体積を，液相部は必要最小プール水量を設定
通常運転時のサプレッション・
プール水位を最確条件として設定
通常運転時のサプレッション・
プール水温の上限値を，最確条
件を包絡できる条件として設定
通常運転時の格納容器圧力を最確条件として設定最確条件は解析条件で設定している水温よりも低くなるた
め，格納容器圧力上昇が遅くなり，格納容器スプレイ及びベント操作の開始が遅くなるが，その影響は小さく，操作に与える影響はない
解析条件と最確条件はほぼ同等であることから，事象進展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうる
が，ゆらぎの幅は小さいため事象進展に影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない
事象発生後早期に原子炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展に及ぼす影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響はない

最確条件は解析条件で設定している水温よりも低くなるため，格納容器の熱容量は大きくなりベントに至るまでの時間が長くなるが，その影響は小さい
解析条件と最確条件はほぼ同等であることから，事象進展に影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない

添 2.3.3.2-3

152

表２

解析条件（初期条件、事故条件）の不確かさ

項目
初期
条件

事故
条件

機器
条件

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋RCIC 失敗）(2/2)

解析条件

最確条件

条件設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

格納容器温度57℃

約 50℃～約 60℃

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

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

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)

3.43kPa(ドライウェル－サプレッショ
ン・チェンバ間差圧)

真空破壊装置の設定値

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

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

外部水源の温度

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

約 30℃～約 50℃

復水移送ポンプ吐出温度を参考に最確条件を包絡できる条件を設定最確条件とした場合には，解析条件で設定している水温よりも低くなる可能性があり，格納容器圧力上昇に対する格納容器ス
プレイによる圧力抑制効果は大きくなり，間欠スプレイの間隔に影響する。しかし本解析ではスプレイ間隔は炉心冠水操作に依存していることから運転員操作に対する影響はない

最確条件とした場合には，解析条件で設定している水温よりも低くなることがあり，原子炉水位挙動に影響する可能性があるが，この顕熱分の影響は小さい。また，格納容器圧力上昇に対する格納容器スプレイによる圧力抑制効果は大きくなり，格納容器圧力逃がし装置の操作開始時間が遅くな
るが，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい

－

－

起因事象

外部電源喪失－安全機能の喪失に対する仮定全交流電源喪失－

原子炉隔離時冷
却系

原子炉隔離時冷却系機能喪失

外部電源

外部電源なし原子炉スクラム信号

タービン蒸気加減弁急速閉（応
答時間：0.05 秒)

高圧代替注水系

逃がし安全弁

原子炉水位低(レベル 2)にて手動起動 182m3/h(8.12[dif]におい て ) ～ 114m3/h(1.03MPa[dif]において)に対し，保守的に 20%減の流量で注水
8個
7.51～7.86MPa[gage]363～380 t/h/個

送電系統又は所内主発電設
備の故障等によって，外部電源を喪失するものとして設定
全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定して設定
本事故シーケンスにおける前提条件－

起因事象として，外部電源を喪失するものとして設定

タービン蒸気加減弁急速閉（応
答時間：0.05 秒)

安全保護系の遅れ時間を考慮した応答時間解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない

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

原子炉水位低(レベル 2)にて手動起動 182m3/h(8.12[dif]におい て ) ～ 114m3/h(1.03MPa[dif]において)で注水

高圧代替注水系の設計値に対し，保守的に 20%減の流量を設定

解析条件と最確条件の流量に差異があっても，レベル 2～レベ
ル 8 で原子炉水位を制御する操作は同様であることから，事象進展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない

レベル 2～レベル 8 で原子炉水位が制御されることから，事象進展に影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない

8個
7.51～7.86MPa[gage]363～380 t/h/個逃がし安全弁の設計値を設
定解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない

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

低圧注水系(残留熱除去系(低圧注水モード))事象発生 24 時間後に手動起動
し ， 954m3/h(0.27MPa[dif]) にて注水

事象発生 24 時間後に手動起動
し ， 954m3/h(0.27MPa[dif]) にて注水

低圧注水系(残留熱除去系(低圧注水モード))の設計
値として設定解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない

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

低圧代替注水系（常設）

炉心を冠水維持可能な注水量
で注水

炉心を冠水維持可能な注水量で注水崩壊熱相当量の注水量として設定

冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であり，運転員等操作に与える影響はない

流量調整による水位維持であることから，評価パラメータに与える影響はない

原子炉減圧後，原子炉水位を原
子炉水位高(レベル 8)まで上昇させた後に手動起動し，954m3/h にてスプレイ
格納容器圧力が0.62MPa〔gage〕における，最大排出流量31.6kg/s に対して，70%
開度にて除熱原子炉減圧後，原子炉水位を
原子炉水位高(レベル 8)まで上昇させた後に手動起動し，954m3/h にてスプレイ
格納容器圧力が0.62MPa〔gage〕における，最大排出流量31.6kg/s に対して，70%
開度にて除熱残留熱除去系(格納容器ス
プレイモード)の定格値として設定

スプレイ流量は運転員による調整が行われ，その増減により圧力抑制効果に影響を受けるが，操作手順に変わりはないことから，運転員等操作に与える影響はない

スプレイ流量は運転員による調整が行われ，その増減により圧力抑制効果に影響を受けるものの，格納容器内に蓄積される崩壊熱量に変わりは無い
ため，評価項目となるパラメータに与える影響はない

格納容器圧力逃がし装置等の設計値として設定

実際の流量が解析より多い場合，ベントによる格納容器圧力の低下が早くなり，その後の圧力挙動も低く推移することになるが，運転員等操作に与える影響はない

格納容器圧力の最大値はベント実施時のピーク圧力であることから，その後の圧力挙動の変化は，評価項目となるパラメータに対して与える影響はない

代替原子炉補機冷却系の設計値として設定

実際の除熱能力が解析より大きい場合，その後の格納容器圧
力・温度挙動は低く推移することになるが，代替原子炉補機冷却系による除熱開始以降で，格納容器圧力及び温度のパラメー
タを起点とした運転員等操作はないことから，運転員等操作に与える影響はない

実際の除熱能力が解析より大きい場合，その後の格納容器温度挙動は低く推移することになり，評価項目となるパラメータに対する余裕が大きくなる

残留熱除去系(格納容器スプ
レイモード)
格納容器圧力逃がし装置等

代替原子炉補機
冷却系

約23MW(海水温度30℃において)約23MW(海水温度30℃において)

添 2.3.3.2-4

153

項目

表３ 操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋RCIC 失敗）（1/4）
解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
不確かさを踏まえた操作開評価項目となるパラメータ
操作の不確かさ要因
始時間の影響に与える影響解析上の操作開始時
条件設定の考え方
間

操作条
件

高圧代替注
水系による
原子炉注水
操作

復水貯蔵槽
への補給

消防車への
給油

事象発生から 25 分後

事象発生後，10 分間は運転 員による操 作に期待 しないこと に加え，原子炉隔離時冷却系の 機能喪失や 直流
電源喪失時等，中央制
御室 内が過酷な 環境とな った場合で あっても 十分対応可 能と考え られる操作 の時間余裕として，15 分を設定【認知】
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高圧注水系（原子炉隔離時冷却系（RCIC），高圧炉心冷却系（HPCF））機能喪失を確認する。解析上は事象
発生後，10 分間は運転員による操作に期待しないこととしているが，高圧注水系ポンプ等の手動起動操作による確認を考慮した場合は，高圧注水系機能喪失の確認時間は，以下に示すとおり 5 分間程度と想定している。よって，操作開始時間は早くなる可能性がある［高圧注水系ポンプ等の手動起動操作による確認を考慮した場合］
原子炉スクラム及びタービントリップの確認の所要時間に１分間を想定
RCIC 機能喪失の確認及び他の ECCS の起動操作判断の所要時間に 2 分間を想定
HPCF の 2 系列の手動起動及びその後の機能喪失の確認の所要時間に 2 分間を想定
これらの確認時間等の合計により，高圧注水系ポンプ等の手動起動操作による確認を考慮した場合に，高圧注水系機能喪失の所要時間を 5 分間と想定【要員配置】
中央制御室での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始
時間に与える影響はなし【移動】
中央制御室での操作のみであり，操作開始時間に与える影響はなし【操作所要時間】高圧代替注水系（常設）による原子炉注水準備の操作は，系統構成のための３弁の開閉操
作及び高圧代替注水系（常設）の手動起動である。何れも制御盤の操作スイッチによる操作のため，１操作に１分間を想定し，合計の操作時間を 4 分間と想定している。これに余裕時間を含めて操作時間を 15 分間と想定している。よって，操作開始時間は早くなる可能性がある【他の並列操作有無】
事象発生直後，原子炉の停止確認後は冷却材確保としての原子炉注水を最優先に実施する
ため，他の並列操作はなく，操作開始時間に与える影響はなし【操作の確実さ】
中央制御室の制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。なお，高圧代替注水系は，原子
炉水位（レベル２）から原子炉水位（レベル８）まで手動にて原子炉水位制御を行うが，運転員は事象の発生十分に認知しており，当該作業を誤る可能性は低い

事象発生から 12 時間
後復水 貯蔵槽への 補給
は，解析条件ではないが，解析で想定している操 作の成立や 継続に必要な作業。復水貯蔵槽 の枯渇が発 生しないよう設定事象発生から 12 時間
後以降，適宜消防車への給油は，
解析条件ではない
が，解析で想定している操作の成立や継続に必要な操作・作業。消防車による送水開始時間を踏まえ
設定

操作時間余裕

解析上は，原子炉隔離時冷却系の機能喪失や直流電源喪
失時等，中央制御室内が過酷な環境となった場合を想定
して余裕時間を多く含めた
操作開始時間を想定しているが，実態は操作開始時間が早まる可能性がある

実態の操作開始時間は解析上の設定よりも早まる可能性があり，燃料被覆管温度は解析結果よりも低くなる
可能性がある

事象発生から 50 分後までに高圧代替注水系による注水が開始できれば，炉心損傷を回避することができる

復水貯蔵槽への補給までの時間は，事象発生から約 12 時間あり十分な時間余裕がある

－

－

－

消防車への給油開始の時間は，事象発生から約 12 時間あり十分な時間余裕がある

－

－

－

添 2.3.3.2-5

154

項目
操作条
件

格納容器圧
力逃がし装
置等による
格納容器除
熱操作

常設代替交
流電源設備
からの受電

表３ 操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋RCIC 失敗）（2/4）
解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
不確かさを踏まえた操作開評価項目となるパラメータ
操作の不確かさ要因
始時間の影響に与える影響解析上の操作開始時
条件設定の考え方
間【認知】
炉心損傷前の格納容器ベントの操作実施基準（格納容器圧力「0.31MPa[gage]」）に到達す
るのは，事象発生の約 16 時間後であり，それまでに格納容器圧力の上昇を十分に認知できる時間があるため，認知遅れにより操作時間に与える影響はなし【要員配置】
格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベントは，中央制御室における操作と現場における操作が必要であるが，現場の操作は中央制御室で行う操作とは別の緊急時対策要員を配置している。当該緊急時対策要員は，復水貯蔵槽への補給作業を兼任しているが，それら作業は事象発生の約 12 時間後までに行う作業であり，格納容器ベントの操作開始時間に 炉心損傷前の格納容器ベン与える影響はなし
トの操作実施基準（格納容器【移動】
圧力 0.31MPa［gage］に到達
緊急時対策要員は，緊急時対策本部から操作現場へ車にて移動することを想定している。 するのは，事象発生の約 17 時 遠隔操作の失敗により，格
仮に地震等の外部事象が起因事象の場合に，アクセルルートの被害があっても，ホイール 間後であり，ベントの準備操 納容器ベント開始時間が遅ローダー等にて必要なアクセスルートを仮復旧できる体制としており，また，徒歩による 作は格納容器の圧力上昇の くなった場合，格納容器圧移動を想定しても所要時間は約 1 時間であり，操作開始時間に与える影響はなし
傾向を監視しながら予め操 力は 0.31MPa［gage］より若
格納容器圧力【操作所要時間】作が可能である。また，ベン 干上昇する。評価項目とな
運転 操作手順書 を踏「0.31MPa[gage]」
中央制御室におけるベント準備操作は操作スイッチによる１弁の操作に 10 分の操作時間 ト操作の操作時間は余裕時 るパラメータに影響を与え
まえて設定
到達時
を，ベント操作は操作スイッチによる 1 弁の操作に約 1 分の操作時間を想定しており，十 間を含めて設定されている るが，格納容器限界圧力は分な時間余裕を確保している。現場におけるベント準備操作（格納容器圧力逃がし装置の ことから，実態の操作開始時 0.62MPa［gage］のため，格フィルタ装置水位調整準備）は，現場での手動弁 5 個の操作に移動時間を含めて 60 分の操 間は解析上の設定とほぼ同 納容器の健全性という点で作時間を想定しており，十分な時間余裕を確保している。よって，操作所要時間が操作時 等である。ただし，ベント実 は問題とはならない間に与える影響はなし
施時に遠隔操作に失敗した【他の並列操作有無】
場合は，現場操作にて対応す
格納容器ベントの操作時に，当該操作に対応する運転員，緊急時対策要員に他の並列操作 るため，
約 20 分程度操作開始はなく，操作開始時間に与える影響はなし
時間が遅れる可能性がある【操作の確実さ】
中央制御室における操作は，制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。また，現場操作
は，操作の信頼性向上や要員の安全のため２人１組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。なお，ベント実施時に遠隔操作に失敗した場合は現場にて格納容器ベントを行うこととしており，ベント操作の信頼性を向上している。ただし，この場合，現場操作に移動を含め約 20 分の時間の増分が発生する

事象発生 24 時間後

本事 故シーケン スの前提条件として設定

常設代替交流電源設備からの受電までの時間想定として，事象発生から十分な時間余裕がある

添 2.3.3.2-6

155

－

－

操作時間余裕格納容器ベント開始までの時間は事象発生から 16
時間あり十分な時間余裕がある。また，遠隔操作の失敗により，格納容器ベントの操作開始時間が遅れる場合においても，格納 容 器 圧 力 は 0.31MPa［gage］から上昇するが，格納容器圧力の上昇の傾向は緩やかであり，格納
容 器 限 界 圧 力 0.62MPa［gage］に至るまで十分
な時間余裕がある

－

項目
操作条
件

代替原子炉
補機冷却系
運転操作

表３ 操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋RCIC 失敗）（3/4）
解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
不確かさを踏まえた操作開評価項目となるパラメータ
操作の不確かさ要因
始時間の影響に与える影響解析上の操作開始時
条件設定の考え方
間【認知】
全交流電源喪失及びそれに伴う崩壊熱除去機能喪失（取水喪失）は時間余裕を踏まえれば容易に認知可能であり，認知遅れによる作業時間に影響はなし【要員配置】
代替原子炉補機冷却系の準備操作は，現場にて原子炉補機冷却水系の系統構成を行う運転
員と，代替原子炉補機冷却系の移動，付設を行う専任の緊急時対策要員が配置されている。
現場運転員は，代替原子炉補機冷却系運転のための系統構成を行っている期間，他の操作を担っていない。また，緊急時対策要員は，事象発生から 10 時間以内に発電所の緊急時対策本部に参集後，当該作業に従事することを想定しているが，実態は想定より早期に要員 代替原子炉補機冷却系の準が参集可能と推定されることから，操作開始時間は早まる可能性あり
備は，緊急時対策要員の参集 操作開始時間は解析上の想【移動】に 10 時間，その後の作業に 定 よ り 早 ま る 可 能 性 が あ
代替原子炉補機冷却系に用いる代替熱交換器車，電源車等は車両であり，牽引または自走 10 時間の合計 20 時間を想定 り，この場合，格納容器の温にて作業現場へ移動することを想定している。仮に地震等の外部事象が起因事象の場合に， しているが，緊急時対策要員 度・圧力等を早期に低下さアクセルルートの被害があっても，ホイールローダー等にて必要なアクセスルートを仮復 の参集時間は過去の実証訓 せる可能性がある
常設 代替交流電 源設 旧できる体制としており，操作開始時間に与える影響はなし
練に余裕時間を含めて設定 ただし，残留熱除去系等の事象発生 24 時間後
備か らの受電後 とし 【作業所要時間】
していること及び緊急時対 フロント設備又はそれに電て設定
緊急時対策要員の準備操作は，各機器の設置作業及び弁・スイッチ類の操作に移動時間を 策要員は人員に余裕を考慮 源を供給する常設代替交流
含めて 10 時間の作業時間を想定しているが，訓練実績を踏まえると，より早期に準備操作 し設定していること並びに 電源設備等の電源設備の復が完了する見込みである。また，運転員の行う現場系統構成は，操作対象が 20 弁程度であ 準備操作が想定より短い時 旧が完了しないと，代替原り，操作場所は原子炉建屋及びタービン建屋海水熱交換器エリアの現場全域となるが，１ 間で完了する可能性がある 子炉補機冷却系運転の効果
弁あたりの操作時間に移動時間含めて 10 分程度を想定しており，これに余裕を含めて 5 時 ことから，操作開始時間は解 は発揮できない
間の操作時間を想定している。作業途中の格納容器ベント実施に伴う一時退避（想定約 30 析上の想定より早まる可能分間）を踏まえても，解析上の想定より操作開始時間は早まる可能性がある
性がある【他の並列操作有無】
緊急時対策要員による準備操作及び現場運転員の系統構成は並列操作可能。両者が干渉して操作開始時間が遅くなることはない。ただし，代替原子炉補機冷却系が運転を開始しても，フロント設備又はそれに電源を供給する常設代替交流電源設備の復旧が完了しないと，代替原子炉補機冷却系はその機能を発揮できない【操作の確実さ】
現場操作は，操作の信頼性向上や要員の安全のため２人１組で実施することとしており，
誤操作は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い

操作時間余裕常設代替交流電源設備からの受電までの時間想定として，事象発生から十分な時間余裕がある

代替原子炉
補機冷却系
運転を用い
た残留熱除
去系(低圧
注水モー
ド)運転操
作

事象発生 24 時間後

常設 代替交流電 源設
備か らの受電後 として設定

常設代替交流電源設備からの受電までの時間想定として，事象発生から十分な時間余裕が
ある

－

－

－

逃がし安全
弁による手
動原子炉減
圧操作

事象発生 24 時間後

常設 代替交流電 源設
備か らの受電後 として設定

常設代替交流電源設備からの受電までの時間想定として，事象発生から十分な時間余裕が
ある

－

－

－

添 2.3.3.2-7

156

項目

操作条
件

表３ 操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋RCIC 失敗）（4/4）
解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
不確かさを踏まえた操作開評価項目となるパラメータ
操作の不確かさ要因
始時間の影響に与える影響解析上の操作開始時
条件設定の考え方
間

低圧代替注
水系（常設）
事象発生 24 時間後
による原子
炉注水操作
代替原子炉
補機冷却系
を用いた残
留熱除去系
（格納容器
スプレイモ
ード）運転
操作

事象発生 24 時間後

常設代替交流電源設
備からの受電後として設定

常設代替交流電源設備からの受電までの時間想定として，事象発生から十分な時間余裕が
ある

－

－

－

常設代替交流電源設
備からの受電後として設定

常設代替交流電源設備からの受電までの時間想定として，事象発生から十分な時間余裕が
ある

－

－

－

添 2.3.3.2-8157

操作時間余裕

1500

2000

2500

0

500

1000

0

5

添 2.3.5.1-1-1

15

20
時間[h]

25

格納容器
スプレイ停止↓30

35

ら，6/7 号炉の同時被災を考慮した場合も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。

炉の同時被災を考慮すると，約 13,200 m3 必要となる。各号炉の復水貯蔵槽に約 1,700 m3 及び淡水貯水池に約 18,000 m3 の水を保有することか

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，6/7 号のそれぞれで約 6,600 m3 必要となる。6/7 号○水源評価結果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。

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と

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○時間評価(右上図)

10

復水貯蔵槽への補給開始（130m3/h）↓

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↓

復水貯蔵槽水量

防火水槽からは可搬型代替注水ポンプ 2 台を用いて 130 m3/h で復水貯蔵槽へ移送する。

12 時間後から，淡水貯水池の水を防火水槽へ移送する。

③淡水貯水池から復水貯蔵槽への移送

代替原子炉格納容器スプレイを実施(140 m3/h)。

原子炉水位高(レベル 8)～原子炉水位低(レベル 3)までの間，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の範囲で注水する(約 110 m3/h)。

冠水後は，原子炉水位高(レベル 8)～原子炉水位低(レベル 3)

その後は低圧代替注水系(常設)により注水する。

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，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○水使用パターン淡水貯水池：約 18,000 m3(号炉共用)

復水貯蔵槽水量：約 1,700 m3

水量 [ton]○水源

7 日間における水源の対応について(全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗)

添付資料 2.3.5.1-1

158

40

159

添 2.3.5.1-2-1

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

時系列

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

事象発生直後～事象発生後 7 日間

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

事象発生直後～事象発生後 7 日間

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

事象発生直後～事象発生後 7 日間

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

事象発生直後～事象発生後 7 日間

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

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 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

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

事象発生直後～事象発生後 7 日間

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

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※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。

その他

5 号機

4 号機

3 号機

2 号機

1 号機

6 号機

7 号機

号機

合計

7 日間の
軽油消費量
約 70,896L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 945,336L

7 日間における燃料の対応について(全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗)

プラント状況：6，7 号機運転中。1～5 号機停止中。
事象：全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗は 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。

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。

5 号機軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

4 号機軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

3 号機軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

2 号機軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

1 号機軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

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。

判定添付資料 2.3.5.1-2

添 2.3.5.1-3-1

復水移送ポンプ（2台）

残留熱除去系ポンプ

計器類，自動減圧系 ２弁

非常用照明

その他機器

（７）

（８）

（９）

（１０）

（１１）

合計

大容量可搬型空調機

直流125Ｖ充電器盤6B

（４）

（６）

AM用直流125V充電器盤（３）

交流120V中央制御室計測用主母線盤6A

直流125Ｖ充電器盤6A-2

（２）

（５）

直流125Ｖ充電器盤6A

主要機器名称（１）<6 号機>

540kW

110kW

3kW

約50kW

約98kW

約41kW

約56kW

約94kW

約1066kW

約50kW

約24kW

（１）～（５）に含む

容量

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

2

4

6

8

10

約526kW

12

順次起動
・各充電器
・交流120V中央制御室計測用主母線盤6A・大容量可搬型空調機
・復水移送ポンプ（2台）
・非常用照明・その他機器

負荷容量（ｋW）

常設代替交流電源設備の負荷(全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗)

16

18

20

負荷積算イメージ

14

最大容量約1499kW

22

約1066kW24

26

経過時間（h）
28

30【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起動

ガスタービン発電車の連続定格容量2950kW

ガスタービン発電車の最大容量3600kW

添付資料 2.3.5.1-3

160

161

添 2.3.5.1-3-2

大容量可搬型空調機

復水移送ポンプ（2台）

残留熱除去系ポンプ

計器類，自動減圧系 ２弁

非常用照明

その他機器

（６）

（７）

（８）

（９）

（１０）

（１１）

合計

交流120V中央制御室計測用主母線盤７A（５）AM用直流125V充電器盤（３）

直流125Ｖ充電器盤7B

直流125Ｖ充電器盤7A-2

（２）

（４）

直流125Ｖ充電器盤7A

主要機器名称（１）<7 号機>

540kW

110kW

3kW

約75kW

約98kW

約41kW

約56kW

約94kW

約1094kW

約50kW

約27kW

（１）～（５）に含む

容量

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

2

4

6

8

10

12

約554kW

ガスタービン発電車の最大容量3600kW

16

18

20

負荷積算イメージ

14

最大容量約1588kW

22

約1094kW24

26

経過時間（h）
28

30【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起動

ガスタービン発電車の連続定格容量2950kW

順次起動
・各充電器
・交流120V中央制御室計測用主母線盤7A・大容量可搬型空調機
・復水移送ポンプ（2台）
・非常用照明・その他機器

負荷容量（ｋW）

常設代替交流電源設備の負荷(全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗)

2.3.3 全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋RCIC 失敗の場合
2.3.3.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策

コメント No.
審 査 -45 に 対 するご回答(1) 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「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋RCIC 失敗」は，全交流動力電源喪失と同時に原子炉隔離時冷却系が機能喪失する事故シーケンスグループである。このため，緩和措置がとられない場合には炉心の著しい損傷に至る。
本事故シーケンスグループに対する重大事故等対処設備の有効性評価としては，全交流電源喪失に加えて原子炉隔離時冷却系が機能喪失した場合にも動作可能な重大事故等対処設備である高圧代替注水系の有効性を主に確認する評価が考えられる。
したがって，本事故シーケンスグループでは，高圧代替注水系による原子炉注水によって原子炉水位を約 24 時間後まで適切に維持しつつ，常設代替交流電源設備による給電及び残留熱除去系(低圧注水モード)，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，原子炉の減圧及び残留熱除去系(低圧注水モード)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ものとする。また，格納容器圧力逃がし装置等を用いた除熱，代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系による格納容器の除熱を実施する。
(2) 炉心損傷防止対策
コメント
事故シーケンスグループ「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋RCIC 失敗」におけ
No. 審査-77 にる安全機能を有する系統及び機器の機能喪失に対して，炉心が著しい損傷に至ることなく，対するかつ，十分な冷却を可能とするため，高圧代替注水系を用いた原子炉注水手段を整備する。
ご回答

また，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(低圧注水モード)及び低圧
代替注水系(常設)を用いた原子炉注水，格納容器圧力逃がし装置等を用いた格納容器除熱，代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系(格納容器スプレイモード)による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 2.3.3.1 から図 2.3.3.4 に，手順の概要
を図 2.3.3.5 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操作手順の関係を表 2.3.3.1 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号炉及び7号炉同時の重大事
故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計33名である。その内訳は次の通りである。中央制御室の運転員は，中央監視・指示を行う当直長1名(6号炉及び7号炉兼任)，当直副長2名，運転操作対応を行う運転員12名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は4名，緊急時対策要員(現場)14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2.3.3.6に示す。

2.3.3-1

162

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に至る。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。同時に原子炉隔離時冷却系が機能喪失し，設計基準事故対処設備の注水設備を全て喪失する。
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. 高圧代替注水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，事象発生から 25 分後に運転員によって高圧代替注水系を手動起動し，原子炉注水を開始することにより，原子炉水位を回復させる。
原子炉水位は，運転員による高圧代替注水系の蒸気入口弁の手動開閉操作によって燃料を冠水維持可能な範囲に制御する。なお原子炉水位の制御に必要な弁の電源は常設代
替直流電源から供給される。
高圧代替注水系による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位計
及び系統流量計である。
c. 早期の電源回復不能判断及び対応準備
早期の電源回復不能判断及び対応準備については，2.3.2.1 (2) c と同じ。
d. 格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱操作
格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱操作については，2.3.2.1 (2) e と同じ。
e. 常設代替交流電源設備による交流電源供給
常設代替交流電源設備による交流電源供給については，2.3.2.1 (2) g と同じ。
f. 残留熱除去系(低圧注水モード)による原子炉注水
残留熱除去系(低圧注水モード)による原子炉注水については，2.3.2.1 (2) hと同じ。
g. 残留熱除去系(格納容器スプレイモード)による格納容器冷却残留熱除去系(格納容器スプレイモード)による格納容器冷却については，2.3.2.1(2) iと同じ。
h. 低圧代替注水系(常設)による原子炉注水

2.3.3-2163

低圧代替注水系(常設)による原子炉注水については，2.3.2.1 (2) jと同じ。
2.3.3.2 炉心損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「1.2 評価対
象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋RCIC 失敗」である。
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，逃がし安全弁による減圧，高圧代替注水系，残留熱除去系(低圧注水モード)及び低圧代替注水系(常設)による原子炉注水，格納容器圧力逃がし装置等を用いた格納容器除熱，代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系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。
(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2.3.3.2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
送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源を喪失するものとする。
(b) 安全機能の喪失に対する仮定
全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定し，全交流動力電源を喪失するものとする。同時に，原子炉隔離時冷却系についても機能喪失するものとする。
(c) 外部電源
外部電源には期待しない。起因事象として，外部電源を喪失するものとしている。
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) 高圧代替注水系
運転員による高圧代替注水系の蒸気入口弁の遠隔での手動開閉操作によって注水する。本評価では設計値である 182m3/h(8.12MPa[dif]において)～114m3/h(1.03MPa[dif]において)に対し，保守的に 20%減の流量で注水するものとした。
(c) 逃がし安全弁

2.3.3-3164

原子炉の減圧には逃がし安全弁2弁を使用するものとし，1弁あたり定格主蒸気流量の約5%を処理するものとする。
(d) 低圧代替注水系(常設)による原子炉への注水流量
残留熱除去系の低圧注水モードから格納容器スプレイモード(ドライウェル側のみ)への切り替え後に，崩壊熱相当量で原子炉へ注水し，その後は炉心を冠水維持する。
(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流量特性(格納容器圧力 0.62MPa[gage]において，最大排出流量が 31.6kg/s の流量)に対し，70%開度で格納容器除熱を実施する。
(f) 代替原子炉補機冷却系
伝熱容量は約 23MW(海水温度 30℃において)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) 交流電源は24時間使用できないものとし，事象発生後24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) 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。
(c) 逃がし安全弁による原子炉減圧は，事象発生24時間後に開始する。
(d) 代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系の起動操作は，事象発生24時間後に開始する。
(e) 低圧代替注水系(常設)起動操作は，事象発生24時間後に開始する。
(3) 有効性評価(敷地境界外での実効線量評価)の条件
2.3.2.2(3)「有効性評価(敷地境界外での実効線量評価)の条件」と同じ。
(4) 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2.3.3.7から図2.3.3.12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2.3.3.13から図2.3.3.18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2.3.3.19から図2.3.3.22に示す。
a. 事象進展
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2.3.3-4165炉水位低(レベル 2)で原子炉隔離時冷却系の自動起動に失敗した後，高圧代替注水系を手動起動することにより原子炉水位は維持される。
事象発生から 24 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，原子炉の減圧及び残留熱除去系(低圧注水モード)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は低下するが，残留熱除去系(低圧注水モード)による原子炉注水が開始されると回復する。
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。このため，事象発生から約 16 時間後に格納容器圧力逃がし装置等による除熱を行う。なお，格納容器
除熱時のサプレッション・チェンバ・プール水位は，真空破壊装置(約 14m)及び，ベントライン(約 17m)に対して，十分に低く推移するため，真空破壊装置の健全性は維持される。
常設代替交流電源設備による電源供給を開始した後は，ベントラインを閉じて，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を行うものとする。
b. 評価項目等
燃料被覆管の最高温度は図 2.3.3.13 に示すとおり，初期値を上回ることなく，1,200℃以下となる。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 2.3.3.7 に示すとおり，逃がし安全弁の作動により，約 7.51MPa[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，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 146℃に抑えられる。
図 2.3.3.8 に示すとおり，高圧代替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る。その後は，約 16 時間後に格納容器圧力逃がし装置等による除熱を開始し，さらに代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系による格納容器除熱を実施す
ることにより安定停止状態を維持できる。
(添付資料 2.3.2.4)
サプレッション・チェンバのラインを経由した場合の格納容器圧力逃がし装置によるベント時の敷地境界外での実効線量の評価結果は約 9.9×10-3mSv であり，
5mSv を下回る。
また，サプレッション・チェンバのラインを経由した場合の耐圧強化ベント系によるベン2.3.3-5166

ト時の敷地境界外での実効線量の評価結果は約 4.9×10-2mSv であり，5mSv を下回る。いずれの場合も周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはない。
2.3.3.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響，要員の配置による他の操作に与える影響
及び操作時間の余裕を評価するものとする。
事故シーケンスグループ「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋RCIC 失敗」は，全交流動力電源喪失と同時に原子炉隔離時冷却系が機能喪失することが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，高圧代替注水系の起動，常設代替交流電源設備からの受電，格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱操作，代替原子炉補機冷却系による残留熱除去系の低圧注水モード及び格納容器スプレイモード運転，低圧代替注水系(常設)起動操作，逃がし安全弁による手動減圧とする。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7 解析コー
ド及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。
a. 運転員等操作時間に与える影響
添付資料 2.3.3.2 参照
b. 評価項目となるパラメータに与える影響
添付資料 2.3.3.2 参照(2) 解析条件の不確かさの影響評価
a. 初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，表2.3.3.2に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，
解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるよ
うな設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
添付資料2.3.3.2参照(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
添付資料2.3.3.2参照
b. 操作条件

2.3.3-6167

操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の６要因に分類し，これらの要因が解析上の操作開始時間に及ぼす影響を評価し，評価項目となるパラメータに与える影響を確認する。
(a) 要員の配置による他の操作に与える影響
添付資料2.3.3.2参照(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
添付資料2.3.3.2参照(3) 操作時間余裕の把握
操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認する。
(添付資料2.3.3.2)(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び要員の配置による他の操作に与える影響を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さいことを確認した。この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には十分な時間余裕がある。また，要員の配置による他の操作に与える影響はない。
2.3.3.4 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「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG喪失)＋RCIC失敗」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，「2.3.3.1 (2)炉心損傷防止対策」に示すとおり33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「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG喪失)＋RCIC失敗」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ている。その結果を以下に示す。

2.3.3-7168

a. 水源高圧代替注水系，低圧代替注水系(常設)による原子炉注水に必要な水量は，2.3.2.4(2)ａ.「水源」の必要水量と同等であり，必要な水量を供給することが可能である。
b. 燃料
2.3.2.4(2)ｂ.「燃料」と同じであり，常設代替交流電源設備の運転に必要な軽油を供給することが可能である。
c. 電源
常設代替交流電源設備及び常設代替直流電源設備によって，高圧代替注水系を含めた本事故シーケンスへの対応に必要な負荷に必要な電力を供給することが可能である。
2.3.3.5 結論
事故シーケンスグループ「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG喪失)＋RCIC失敗」は，全交
流動力電源喪失と同時に原子炉隔離時冷却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｢全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG喪失)＋RCIC失敗｣に対する炉心損傷防止対策としては，短期対策として高圧代替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(低圧注水モード)及び低圧代替注水系(常設)を用いた原子炉注水，格納容器圧力逃がし装置等を用いた格納容器除熱，代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系(格納容器スプレイモード)による格納容器除熱を整備している。
事故シーケンスグループ｢全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG喪失)＋RCIC失敗｣の重要事
故シーケンス「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG喪失)＋RCIC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，高圧代替注水系，残留熱除去系(低圧注水モード)及び低圧代替注
水系(常設)を用いた原子炉注水，格納容器圧力逃がし装置等を用いた格納容器除熱，代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系(格納容器スプレイモード)による格納容器除熱を実施することにより，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，評価項目を満足することが確認され，以て炉心の著しい損傷を防止できることを確認した。
解析コード及び解析条件の不確かさについて操作への影響を含めて確認した結果，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，十分な余裕がある。

2.3.3-8169

重大事故等対策時に必要な要員は，当直長，当直副長，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，事故シーケンスグループ「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG喪失)＋
RCIC失敗」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が確認でき，これを以て事故シーケンスグループ「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG喪失)＋RCIC失敗」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。

2.3.3-9170非常用ディーゼル発電機

原子炉格納容器※２

逃がし安全弁

外部電源

Gen
主タービン系へ

給水系
より
復水貯蔵槽

※３

※３
原子炉圧力容器

高圧代替注水ポンプ※２
原子炉隔離時冷却系ポンプ
重大事故等対策概略系統図（高圧代替注水系＆逃がし安全弁）

図 2.3.3.1 全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋RCIC 失敗時の重大事故等対処設備の概略系統図(1/4)

外部電源

原子炉建屋
原子炉格納容器※２

耐圧強化ベント系

主
排
気
筒

淡水貯水池

※１
逃がし安全弁

非常用ディーゼル発
電機

Gen

消防車

主タービン系へ

給水系
より

復水貯蔵槽

※１
※３
※３
原子炉圧力容器

※２

高圧代替
注水ポンプ

原子炉隔離時冷却系ポンプ
格納容器圧力逃がし装置
又は代替格納容器圧力逃がし装置
重大事故等対策概略系統図（高圧代替注水系＆格納容器圧力逃がし装置等＆可搬型代替注水ポンプ）

図 2.3.3.2 全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋RCIC 失敗時の重大事故等対処設備の概略系統図(2/4)

2.3.3-10

171

防火水槽

外部電源

非常用ディーゼル
発電機

原子炉格納容器

Gen

格納容器スプレイ・ヘッダ
逃がし安全弁

淡水貯水池

給水系より

主タービン系へ

防火水槽

格納容器スプレイ・ヘッダ

低圧代替注水系（常設）
原子炉圧力容器

可搬型代替交流電源設備
（電源車）

消防車
復水貯蔵槽
復水移送
ポンプ

Ａ(Ｃ)

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ

Ａ
Ｂ

常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）

代替原子炉補機
冷却系

重大事故等対策概略系統図（低圧注水モード＆低圧代替注水系（常設）＆格納容器スプレイ冷却モード＆サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード＆常設代替交
流電源設備＆代替原子炉補機冷却系）

図 2.3.3.3 全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋RCIC 失敗時の重大事故等対処設備の概略系統図(3/4)

外部電源

非常用ディーゼル
発電機

原子炉格納容器

Gen

格納容器スプレイ・ヘッダ
逃がし安全弁

給水系より

主タービン系へ

格納容器スプレイ・ヘッダ

原子炉圧力容器

残留熱除去系ポンプ

可搬型代替交流電源設備（電源車）

残留熱除去系ポンプ

Ａ
常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）

Ｂ
代替原子炉補機
冷却系

重大事故等対策概略系統図（低圧注水モード＆サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード＆常設代替交流電源設備＆代替原子炉補機冷却系）

図 2.3.3.4 全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋RCIC 失敗時の重大事故等対処設備の概略系統図(4/4)

2.3.3-11172

2.3.3-12

173

※６

※５

Ｎｏ

※４

格納容器ベント停止

Ｎｏ（約２４時間後）※１２

残留熱除去系準備

代替原子炉補機冷却系
準備が完了（約２４時間後）※１４

残留熱除去系によるサプレッションプール水冷却及びサプレッションスプレイにて格納容器徐熱を継続する

格納容器圧力13.7kPa[gage]以下になったら負圧になる前に格納容器スプレイを停止する

残留熱除去（Ｂ）系 格納容器スプレイ冷却系
にてドライウェルスプレイ開始「格納容器圧力180kPa[gage]」以上

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

Ⅵ

Ⅵ
代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）及び消火系での代替格納容器スプレイ冷却系の使用も可能である。
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。

Ｎｏ

代替注水系による原子炉注水

代替注水系２台準備

大湊側防火水槽への補給（適時実施）

大湊側防火水槽への補給準備が完了（約１２時間後）淡水タンクから防火水槽への補給

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（大湊側防火水槽への補給準備）

ⅣⅥ

復水移送ポンプによる代替格納容器スプレ
イと同等の流量確保不可

消火ポンプによる代替格納容器スプレイ※１４ 格納容器圧力計指示１８０kPa[gage]確認し格納容器スプレイ操作を開始する。

※１３ 原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル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。以後、本操作を繰り返す。

※１２ 残留熱除去系による格納容器除熱を実施するため、原子炉注水を低圧代替注水系に切り替える。

※１１ 残留熱除去系準備完了後、「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注水系へ移行するが、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。

可搬型代替注水ポンプによる代替格納容器スプレイ

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

Ⅳ「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。

Ⅲ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる。
純水補給水系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。
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」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。

Ⅱ
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。

残留熱除去（Ａ）系を使用した
低圧代替注水準備

Ｙｅｓ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
２台注水準備が完了

Ⅴ

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への補給（適時実施）

可搬型代替注水ポンプの準備が完了（約１２時間後）

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

Ⅲ※１０ 復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む。

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（約２４時間後）Ⅰ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃ受
電・可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電※１０
常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）の準備【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
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）※７

代替原子炉補機冷却系
準備

回復は解析上考慮せず

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

Ⅱ※９ 格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には、格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し、上限水位に到達した場合にサプレッションプールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また、フィルタ装置への薬品注入を適宜実施する。

※８ 格納容器ベント実施中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。 格納容器ベント停止後は、格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスパージを実施する。

※７ 優先順位については、代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い、耐圧強化ベント系よりも高く見直しを実施する予定である。

※６ 格納容器圧力計指示３１０kPa[gage]到達により、格納容器ベント操作を開始する。

図 2.3.3.5 全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋RCIC 失敗時の対応手順の概要

低圧代替注水系により原子炉水位を維持し、残留熱除去系による格納容器
除熱を継続する。
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。

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプにより原子炉水位レベル３～レベル８を維持する※１３

残留熱除去系による格納容器冷却可能確認後
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停止

原子炉注水を残留熱除去（Ｂ）系から低圧代
替注水系（常設）復水移送ポンプに切替「原子炉水位高（レベル８）」にて原子炉注水停止

原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系隔離

残留熱除去（Ｂ）系 低圧注水系
による原子炉注水開始確認

逃がし安全弁「２弁」による原子炉減圧開始※１１

残留熱除去系（Ｂ）系 低圧注水系準備完了（約２４時間後）※８

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

フィルタ装置排水ライン水張り

早期の電源回復不能と判断

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

以下の優先順位で格納容器ベントを実施する。
優先② 「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」
優先③ 「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先④ 「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」
優先⑤ 「代替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」
優先⑥ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」※９
フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作

Ｙｅｓ

炉心損傷なしＹｅｓ「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」「格納容器圧力３１０ｋPa[gage]」にて格納容器ベント実施「原子炉水位低（レベル２）」にて
高圧代替注水系による
原子炉注水再開＊以後、レベル２からレベル８を維持「原子炉水位高（レベル８）」にて
高圧代替注水系による
原子炉注水停止

高圧代替注水系による
原子炉注水開始
原子炉水位回復確認（約２５分後）※３

原子炉隔離時冷却系機能喪失を確認（機器作動状況、系統流量による確認）

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※２※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。

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：判断※５ 高圧代替注水系は、原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル２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。

※３ 高圧代替注水系起動準備には原子炉隔離時冷却系との蒸気供給ライン隔離隔離または隔離操作を含む：プラント状態：シナリオ上考慮しない操作・判断結果※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。

：緊急時対策要員（現場）のみの作業※１ 外部電源が喪失し、かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより、全ての所内高
圧系統（６．９kV）の母線が使用不能となった場合。
：操作及び判断：操作・確認（運転員のみの作業）

回復は解析上考慮せず

凡例

交流電源駆動ポンプによる原子炉への注水機能喪失を確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認

高圧代替注水系
起動準備操作開始（約１６時間後）※１「タービン蒸気加減弁急速閉」

全交流電源喪失発生（約１０分後）（約３分後）（０分）（解析上の時間）

2.3.3-13

174
（２人）
a, b

－

（２人）
Ａ,Ｂ

－

運転

常設代替交流電源設備

（

２人
a. b

２人
Ａ, Ｂ

必要人員数

－

－

燃料給油作業－－－－

淡水貯水池から防火水槽への補給

復水貯蔵槽への補給

起動操作

－

－

e,f

Ｅ,Ｆ

e,f

Ｅ,Ｆ

４人
Ｃ, Ｄ, Ｅ, Ｆ

－

－

－

－

４人
c , d, e , f

－

－

－

－

－
（２人）
e,f

－

－

－

（２人）
c,d

－

－

－

－

c,d
e,f

(4人)

－

－

（２人）
Ｅ,Ｆ

－

－

（２人）
Ｃ,Ｄ

－

－

－

－

Ｃ,Ｄ
Ｅ,Ｆ

(4人)

－

－

－

（２人）

（２人）

－

－

－

－

（２人）

（２人）

－

－

－

運転員
（現場）
６号
７号

２人

※５

※５

※７

※７

－

（２人）

※８

（２人）

（１人）

１４人
（その他参集２６人）

（１人）

－
※５

－

－

－

－

－

－

－

－

（３人）

（13人）

※５

－

－

－

－

－

－

－

（３人）

（13人）

－
※２

－

（２人）

－

－

（２人）

－

※６

（２人）

（６人）

※１

－
※７

※２

－

（２人）

－

－

（２人）

※７

－

７号

緊急時対策要員（現場）

※８

（２人）

（２人）

－
※４、※６

－
※４、※６

２人

※６

※3
（１人）

※3
（１人）

２人
※３，※４

２人
※３，※４

※２

現場ラインアッ

受電

・ＭＣＣ

運転状態監視運転状態監視現場ラインアップ

注入弁操作

40

約16時間

17

１5分

19

／

20

13

60分

90分

21

22

26

５分

５分

30分

５分

５分

３0分

適宜実施

適宜実施

適宜実施

適宜実施

適宜実施

約24時間
原子炉急速減圧

原子炉水位は「レベル３～レベル８」維持

270分＋待避時間30分

10分

10分

20分

25

60分

60分

備考

27

ように補給する

一時待避前に燃料が枯渇しないないように補給量を調整する

一時待避前に防火水槽が枯渇し・作業時間10時間作を実施する中操からの連絡を受けて現場操

備考

タンクローリー残量に応じて適宜軽油タンクから補給

・作業時間10時間

実際は事象直後より対応する

実際は事象直後より対応する

水を優先して実施する

高圧代替注水系による原子炉注

る

対応可能な要員により、対応す対応可能な要員により、対応する

約16時間
格納容器圧力310kPa[gage]到達

16

約24時間
ガスタービン発電機による給電開始、残留熱除去系ポンプ起動

24

適宜実施

適宜実施

適宜実施

格納容器圧力は「13.7～180kPa[gage]」維持

適宜実施

23

20分

15

10分＋退避時間30分

14

330分＋待避時間30分

30０分

図 2.3.3.6 全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋RCIC 失敗時の作業と所要時間（一時待避中）（一時待避中）

現場確認中断（一時待避中）

現場確認中断作業中断（一時待避中）・電源車への給油60分

12

経過時間（時間）90分

格納容器ベント操作後，適宜ベント状態監視

現場確認中断

60分

60分

11

原子炉水位「レベル２～レベル８」で原子炉注水

10

経過時間（時間）９

格納容器圧力310kPa[gage]到達

18

50分

20分

原子炉水位低（レベル２）
プラント状況判断

30

原子炉水位「レベル２～レベル８」で原子炉注水
高圧代替注水系での注水は、復水移送ポンプによる注水準備完了を確認するまで実施

16

10分

約３分

原子炉スクラム20

経過時間（分）・消防車への給油

・淡水貯水池から防火水槽への補給

・消防車による復水貯蔵槽への補給

・格納容器スプレイ弁操作

・格納容器ベント停止操作

・残留熱除去系

・低圧代替注水系（常設）による原子炉注
水開始

・低圧注水モードによる原子炉注水停止

・低圧注水モードによる原子炉注水

・逃がし安全弁 ２弁
手動開放操作※復水貯蔵槽吸込ライン切替

・現場移動
・低圧代替注水系

・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

・残留熱除去系ポンプ起動

・代替原子炉補機冷却系

・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

受電

受電確認

・Ｍ／Ｃ

・Ｍ／Ｃ

・ガスタービン発電機

・ガスタービン発電機起動
・緊急用M/C遮断器投入・フィルタ装置水位調整

・格納容器ベント操作

・ベント状態監視・フィルタ装置水位調整準備（排水ライン水張り）

・ベント準備原子炉注水確認・高圧代替注水系

操作の内容

・消防車への給油・電源車への給油

・軽油タンクからタンクローリーへの補給

・フィルタ装置水位調整準備（排水ライン水張り）

・ベント準備・淡水貯水池から防火水槽への補給

ホース水張り・現場移動・淡水貯水池～防火水槽への系統構成，

・消防車による復水貯蔵槽への補給

ら消防車，消防車から接続口），ホース接
続）・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・資機材配置及びホース布設、起動及び系
統水張り

・現場移動

・現場移動
・代替原子炉補機冷却系
プ

・緊急用M/C給電準備

・ガスタービン発電機給電準備・現場移動・受電前準備（現場）・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※２－

起動／停止操作・受電前準備（中操）・高圧代替注水系

・高圧代替注水系起動操作

※１

13人
（参集）

６号

回復

・高圧代替注水系系統構成

・外部電源

機能回復

機能回復

・非常用ディーゼル発電機

・原子炉隔離時冷却系

・原子炉隔離時冷却系機能喪失確認

確認

・交流電源駆動による原子炉注水機能喪失

・原子炉スクラム・タービントリップ確認

・全交流電源喪失確認

操作の内容

６人

－

－

－

－

－

－

－

－

－

７号

13人
（参集）

－

－

－

－

－

－

－

－

－

６号

緊急時対策要員（現場）実施箇所・必要人員数

－

－

－

（２人）
e,f

（２人）
Ｅ,Ｆ

－

－

－

－

－

－

（２人）
c,d

（２人）
Ｃ,Ｄ

－

－

－

c,d
e,f

4人

4人
Ｃ,Ｄ
Ｅ,Ｆ

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

運転員
（現場）
６号
７号

）内の数字は他の作業終了後、移動して対応する人員数。

格納容器スプレイ冷却系

消防車による防火水槽から

（１人）
a

a

A

（１人）
A

（１人）

（１人）

－

a

A

－

注水操作

a

A

（１人）

（１人）

（１人）

（１人）

－

（１人）
b

（１人）
Ｂ

－

－
（１人）
a

－

－

－

（１人）
b

（１人）
A

－

－

（１人）
Ｂ

－

－

－

－

－

－

－

（１人）
a

－

－

－

a

Ａ

（１人）
Ａ

（１人）

（１人）

格納容器ベント停止操作

低圧代替注水系（常設）

低圧代替注水系（常設）切替

低圧注水モードから原子炉急速減圧操作

低圧代替注水系（常設）

準備操作

運転

起動操作

代替原子炉補機冷却系

残留熱除去系

準備操作

代替原子炉補機冷却系

常設代替交流電源設備による受電準備操作

常設代替交流電源設備

格納容器ベント操作

格納容器ベント準備操作

原子炉注水操作

－

－

－

運転員
（中操）
６号
７号

－

燃料給油作業

操作項目－

燃料供給準備－－－

格納容器ベント準備操作

－

－

－

－

淡水貯水池から防火水槽への補給

－

－

準備操作

代替原子炉補機冷却系

消防車による防火水槽から復水貯蔵槽への補給準備操作

常設代替交流電源設備

合計

（２人）
a, b

（２人）
Ａ,Ｂ

高圧代替注水系による原子炉注水

－

a, b

Ａ,Ｂ

－

（２人）

（２人）

－

－

－

（解析上考慮せず）－－－

交流電源回復操作

高圧代替注水系起動操作

－

a, b

－

２人

２人
Ａ, Ｂ

運転員
（中操）
６号
７号

原子炉隔離時冷却系機能喪失調査、復旧操作（解析上考慮せず）

状況判断

操作項目

実施箇所・必要人員数

事象発生

10

全交流動力電源喪失（＆原子炉隔離時冷却系機能喪失時）

10

逃がし安全弁による手動減圧(約 24 時間)
8
原
子

6

炉

高圧代替注水系起動／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開閉により圧力は制御される(最大値：約 7.51MPa[gage])

圧力

4（MPa[abs]）
2

0
0

4

8

12

16

20

24

28

事 故 後 の 時 間（ｈ）
SA3KK7SBO99AF86J012

図 2.3.3.7 原子炉圧力の推移
2015

炉心上部プレナム

（

原
子
炉
水
位

原子炉減圧による蒸気流出により水位低下

高圧代替注水系起動／停止による
原子炉水位の維持

）

シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
水
位

10

有効燃料棒頂部
高出力燃料集合体
有効燃料棒底部

5

注水開始後
水位回復

炉心下部プレナム

（ｍ）
0
0

4

8

12

16

20

24

28

事 故 後 の 時 間（ｈ）
SA3KK7SBO99AF86J012

図 2.3.3.8 原子炉水位の推移

2.3.3-14175

20

原子炉減圧による蒸気流出により水位低下
原
子
炉
水
位

高圧代替注水系起動／停止による
原子炉水位の維持

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
注水開始後水位回復
有効燃料棒底部）

5

炉心下部プレナム

（ｍ）
0
0

4

8

12

16

20

24

28

事 故 後 の 時 間（ｈ）
SA3KK7SBO99AF86J012

図 2.3.3.9 原子炉水位(シュラウド内外水位)の推移

1000

800

低圧代替注水系(常設)

注
水

600

流
量

低圧注水系
400

（t/h）

高圧代替注水系

200

0
0

4

8

12

16

20

24

28

事 故 後 の 時 間（ｈ）
SA3KK7SBO99AF86J012

図 2.3.3.10 注水流量の推移

2.3.3-15

176

3000

2500

蒸

2000

気
流

1500

量
（t/h）

1000

逃がし安全弁(2 弁)
逃がし安全弁
500

0
0

4

8

12

16

20

24

28

事 故 後 の 時 間（ｈ）
SA3KK7SBO99AF86J012

図 2.3.3.11 逃がし安全弁からの蒸気流出量の推移

500

高圧代替注水系起動／停止
により水量増減を繰り返す

400
原
子
炉
冷
却
材
保
有
水
量

逃がし安全弁(2 弁)
開放による水量減少

300

200

原子炉注水による回復

（ｔ）
100

0
0

4

8

12

16

20

24

28

事 故 後 の 時 間（ｈ）
SA3KK7SBO99AF86J012

図 2.3.3.12 原子炉内保有水量の推移

2.3.3-16

177

1200

1000
燃
料

800

被
覆

600

管

原子炉減圧による飽和温度の低下

温度

原子炉圧力の変化に応じて飽和温度が変化し，燃料被覆管温度もこれに追従する変化を繰り返す

400

（℃）
200

0
0

4

8

12

16

20

24

28

事 故 後 の 時 間（ｈ）
SA3KK7SBO99AF86J012

図 2.3.3.13 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)

1.00E+05
熱伝 1.00E+04
達係

1.00E+03

数
1.00E+02（W/(m2・K)）
1.00E+01

1.00E+00
0

4

8

12

16

20

24

28

事 故 後 の 時 間（ｈ）
SA3KK7SBO99AF86J012

図 2.3.3.14 燃料被覆管最高温度発生位置の熱伝達係数の推移

2.3.3-17178

10000
GEMP731
ORNL3626
ORNL3626(照射)× 燃料被覆管最高温度
到達時の温度及び応力

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)
GEVNC(5.6 ℃/s)(7×7)(Vallecitosのデータ)
NUREG-0630,DATA F(ORNL)NUREG-0630,DATA H(KfK FABIOLA)NUREG-0630,DATA I(ORNL)NUREG-0630,DATA J(KfK)
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)

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 2.3.3.15 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

2.3.3-18

179

1.2

1

ボ

0.8

イ
ド

原子炉減圧に伴うボイド率増加0.6率（－）

高圧代替注水系起動／停止に伴いボイド率増減を繰り返す

0.4

0.2

0
0

4

8

12

16

20

24

28

事 故 後 の 時 間（ｈ）
SA3KK7SBO99AF86J012

図 2.3.3.16 燃料被覆管最高温度発生位置のボイド率の推移

1.2

1

ボ

0.8

イ
ド

原子炉減圧に伴うボイド率増加0.6

高圧代替注水系起動／停止に伴いボイド率増減を繰り返す

率
（－）

0.4

0.2

0
0

4

8

12

16

20

24

28

事 故 後 の 時 間（ｈ）
SA3KK7SBO99AF86J012

図 2.3.3.17 高出力燃料集合体のボイド率の推移

2.3.3-19

180

1.2

1

ボ

0.8

イ
ド

0.6

率
（－）

0.4

原子炉減圧に伴うボイド率増加
0.2

0
0

4

8

12

16

20

24

28

事 故 後 の 時 間（ｈ）
SA3KK7SBO99AF86J012

図 2.3.3.18 炉心下部プレナム部のボイド率の推移

2.3.3-20

181

コメント No.
審査-64 に対す
るご回答

0.8

ドライウェルPRB(4)
サプレッション・チェンバ

0.6
格
納
容
器
内
圧
力

PRB(2)

高圧代替注水系起動／停止に伴う蒸気発生量の増減に応じた圧力変化

0.4

原子炉減圧に伴う格納容器内圧力上昇（MPa[gage]）
0.2

格納容器ベント(約 16 時間)による圧力低下
最大圧力 310kPa[gage]

0.0
0

10

20

30

事故後の時間（ｈ）

JOB No.MA404K-7TB--AF87000

40

図 2.3.3.19 格納容器圧力の推移

コメント No.
審査-64 に対す
るご回答

300

ドライウェル

格納容器ベント(約 16 時間)
による温度低下TGRB(2)

TGRB(4)
サプレッション・チェンバ

最高温度約 146℃
格
納
容
器
内
温
度
（℃）

200

100

高圧代替注水系起動／停止に伴う蒸気発生量の増減に応じて原子炉から流出する蒸気の凝縮による温度上昇

原子炉減圧に伴うサプレッション・チェンバ内
温度上昇

0
0

10

20

30

事故後の時間（ｈ）

JOB No.MA404K-7TB--AF87000

図 2.3.3.20 格納容器気相部の温度の推移

2.3.3-21

182

40

20

ベントラインZWRB(4)(約 17m)
サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
水
位
（ｍ）

真空破壊装置(約 14m)15

格納容器ベント(約 16 時間)
による水位低下105

原子炉からの蒸気流入により水位が上昇

0
0

10

20

30

事故後の時間（ｈ）

JOB No.MA404K-7TB--AF87000

40

図 2.3.3.21 サプレッション・チェンバ水位の推移

300

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
水
温

TWRB(4)200

格納容器ベント(約 16 時間)
による温度低下

100（℃）

高圧代替注水系起動／停止に伴う蒸気発生量の増減に応じて原子炉から流出する蒸気の凝縮による水温変化

原子炉減圧に伴うサプレッション・チェンバ
水温上昇

0
0

10

20

30

事故後の時間（ｈ）

JOB No.MA404K-7TB--AF87000

40

図 2.3.3.22 サプレッション・チェンバ水温の推移

2.3.3-22

183

184

2.3.3-23

運転員により手動で高圧代替注水系を起動し原子炉へ注水

位回復確認

力が「0.18MPa[gage]」に到達した場合，残留熱除去系(格納容器スプレイモード)による格納容器除熱を実施する。

モード)運転操作

炉水位は原子炉水位低(レベル 3)から原子炉水位高(レベル

子炉注水8)の間で維持する。

低圧代替注水系(常設)による原子炉注水を実施する。原子低圧代替注水系(常設)による原残留熱除去系(低圧注水モード)による原子炉水位回復後，常設代替交流電源設備による交流電源供給後，格納容器圧

残留熱除去系(格納容器スプレイ

復水移送ポンプ【ＳＡ】

逃がし安全弁

－【ＳＡ】

残留熱除去系ポンプ

常設代替交流電源設備【ＳＡ】

代替原子炉補機冷却系【ＳＡ】

代替原子炉補機冷却系

－

－

－

可搬設備

計装設備

【ＳＡ】：重大事故等対処設備

復水補給水系流量計(原子炉圧力容器)【ＳＡ】

原子炉水位計(狭帯域)

原子炉水位計(広帯域)【ＳＡ】

原子炉圧力計【ＳＡ】

格納容器内温度計【ＳＡ】

格納容器内圧力計【ＳＡ】

残留熱除去系系統流量計

残留熱除去系系統流量計

原子炉水位計(狭帯域)

原子炉水位(広帯域)【ＳＡ】

サプレッション・チェンバ水位計【ＳＡ】

代替格納容器圧力逃がし装置放射線レベル計【ＳＡ】

耐圧強化ベント系放射線レベル計【ＳＡ】

格納容器圧力逃がし装置放射線レベル計【ＳＡ】

格納容器内雰囲気放射線レベル計【ＳＡ】

格納容器内圧力計【ＳＡ】

高圧代替注水系系統流量計【ＳＡ】

原子炉水位計(狭帯域)

原子炉水位計(広帯域)【ＳＡ】

平均出力領域モニタ

有効性評価上期待する事故対処設備

常設代替交流電源設備【ＳＡ】

残留熱除去系ポンプ

いた残留熱除去系(低圧注水モード)による原子炉注水を実施する。

常設代替交流電源設備【ＳＡ】

代替格納容器圧力逃がし装置【ＳＡ】

耐圧強化ベント系【ＳＡ】

格納容器圧力逃がし装置【ＳＡ】

高圧代替注水系【ＳＡ】

－

常設設備

弁 2 弁による手動減圧を行い，代替原子炉補機冷却系を用代替原子炉補機冷却系を用いた

運転操作

残留熱除去系(低圧注水モード)

常設代替交流電源設備による交流電源供給後，逃がし安全器圧力逃がし装置等による格納容器除熱を実施する。

る格納容器除熱確認

代替原子炉補機冷却系を用いた格納容器圧力が「0.31MPa[gage]」に到達した場合，格納容

格納容器圧力逃がし装置等によを開始する。これにより原子炉水位を回復する。

離時冷却系の起動が確認できない場合，事象発生 25 分後に事象発生後に原子炉水位低(レベル 2)信号により原子炉隔発生し，原子炉がスクラムすることを確認する。

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操作

高圧代替注水系による原子炉水原子炉スクラム確認

判断及び操作

表 2.3.3.1 全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋RCIC 失敗時における炉心損傷防止対策

初期条件

2.3.3-24

185

考慮し,10％の保守性を考慮
内部機器，構造物体積を除く全体積
必要最小空間部体積
必要最小プール水量
真空破壊装置の設定値

7,350m3
空間部：5,960m3
液相部：3,580m3
3.43kPa(ドライウェル－サプレッション・チェンバ間差圧)
7.05m(NWL)

格納容器容積(ドライウェル)

格納容器容積(ウェットウェル)

真空破壊装置

サプレッションプール水位

水位として設定

通常運転時のサプレッションプール

サイクル末期の燃焼度のばらつきを

ANSI/ANS-5.1-1979(燃焼度 33GWd/t)－

熱平衡計算による値

原子炉停止後の崩壊熱

約 10℃

炉心入口サブクール度

熱平衡計算による値

設計の最大値として設定

約 278℃

炉心入口温度定格流量として設定

44.0kW/m

52,200t/h

炉心流量

通常運転時原子炉水位として設定

最大線出力密度

通常運転水位

原子炉水位

定格原子炉圧力として設定

定格原子炉熱出力として設定－

条件設定の考え方

9×9 燃料(A 型)

7.07MPa[gage]

原子炉圧力主要解析条件

燃料3,926MWt

原子炉側：SAFER
格納容器側：MAAP

原子炉熱出力解析コード

項目

表 2.3.3.2 主要解析条件(全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋RCIC 失敗)(1/5)

初期条件

186

事故条件

2.3.3-25

外部電源

安全機能の喪失に対する仮定

起因事象

主要解析条件

外部電源なし原子炉隔離時冷却系機能喪失

全交流電源喪失

外部電源喪失事象開始 24 時間以降は 40℃)

50℃(事象開始 12 時間以降は 45℃，

57℃

格納容器温度

外部水源の温度

5kPa

35℃

格納容器圧力サプレッションプール水温項目

設定

起因事象として，外部電源を喪失するものとして本事故シーケンスにおける前提条件

し，設定全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定

外部電源を喪失するものとして設定

送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，復水移送ポンプ吐出温度を参考に設定

通常運転時の格納容器温度として設定

通常運転時の格納容器圧力として設定

として設定

通常運転時のサプレッションプール水温の上限値

条件設定の考え方

表 2.3.3.2 主要解析条件(全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋RCIC 失敗)(2/5)

重大事故等対策に関連する機器条件

逃がし安全弁高圧代替注水系

原子炉スクラム信号項目

7.86 MPa[gage]×4 個, 380 t/h/個

7.79 MPa[gage]×4 個, 377 t/h/個

7.72 MPa[gage]×4 個, 373 t/h/個

7.65 MPa[gage]×4 個, 370 t/h/個

7.58 MPa[gage]×1 個, 367 t/h/個

7.51 MPa[gage]×1 個, 363 t/h/個

2個

的に 20%減の流量で注水～114m3/h(1.03MPa[dif]において)に対し，保守設計値である 182m3/h(8.12MPa[dif]において)水位高(レベル 8)にて手動停止

原子炉水位低(レベル 2)にて手動起動，原子炉(応答時間：0.05 秒)

タービン蒸気加減弁急速閉

主要解析条件200

流量(m3/h)

100300

消火系ポンプ

復水移送ポンプ

消火系ポンプ 1 台

0

100

200
200

300
300

400

500

0

2

6
6
原子炉圧力(MPa[abs])

488<原子炉圧力と逃がし安全弁蒸気量の関係>

1010

復水移送ポンプ 2 台(KK6)

高圧代替注水系(設計値の 20%減)

高圧代替注水系(設計値の 10%減)

高圧代替注水系(設計値)

逃がし安全弁の設計値として設定

0

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

高圧代替注水系の設計値に対し，保守的に 20%減の流量を設定

安全保護系の遅れ時間を考慮した応答時間を設定

条件設定の考え方

表 2.3.3.2 主要解析条件(全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋RCIC 失敗)(3/5)

原子炉圧力(MPa[dif])
蒸気流量(t/h)

2.3.3-26

187

重大事故等対策に関連する機器条件

代替原子炉補機冷却系

格納容器圧力逃がし装置等

低圧代替注水系(常設)

レイモード)

約 23MW(海水温度 30℃において)排出流量31.6kg/sに対して，70%開度にて除熱

格納容器圧力が0.62MPa[gage]における，最大

炉心を冠水維持可能な注水量で注水

954m3/h にてスプレイ

ベル 8)まで上昇させた後に手動起動し，原子炉減圧後，原子炉水位を原子炉水位高(レ(0.27MPa[dif]において)にて注水

圧注水モード))残留熱除去系(格納容器スプ事象発生 24 時間後に手動起動し，954m3/h

主要解析条件

低圧注水系(残留熱除去系(低

項目

00

100
100

200
200
300
300

600
600
流量（m /h）
3/h)
流量(m

3

400
400
500
500

700
700
800
800

900
900
1000
1000

代替原子炉補機冷却系の設計値として設定

格納容器圧力逃がし装置等の設計値として設定

崩壊熱相当量の注水量として設定

して設定

残留熱除去系(格納容器スプレイモード)の定格値と

0.0

0.0

0.5
0.5

1.0
1.0

1.5

1.5

2.0

2.0

値として設定低圧注水系(残留熱除去系(低圧注水モード))の設計

条件設定の考え方

表 2.3.3.2 主要解析条件(全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋RCIC 失敗)(4/5)

原子炉圧力(MPa[dif])
原子炉圧力（MPa[dif]）

188

2.3.3-27

重大事故等対策に関連する操作条件

2.3.3-28

189

格納容器圧力「0.31MPa[gage]」到達時

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱操作

去系(格納容器スプレイモード)運転操作

代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除低圧代替注水系(常設)起動操作

去系(低圧注水モード)運転操作

代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除事象発生 24 時間後事象発生 24 時間後事象発生 24 時間後事象発生 24 時間後事象発生 24 時間後

常設代替交流電源設備からの受電逃がし安全弁による手動原子炉減圧

事象発生 25 分後

主要解析条件

高圧代替注水系の起動操作

項目

常設代替交流電源設備からの受電後として設定

常設代替交流電源設備からの受電後として設定

常設代替交流電源設備からの受電後として設定

常設代替交流電源設備からの受電後として設定

運転操作手順書を踏まえて設定

本事故シーケンスの前提条件として設定

る操作の時間余裕として，15 分を設定

内が過酷な環境となった場合であっても十分対応可能と考えられ原子炉隔離時冷却系の機能喪失や直流電源喪失時等，中央制御室

事象発生後，
10 分間は運転員による操作に期待しないことに加え，条件設定の考え方

表 2.3.3.2 主要解析条件(全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋RCIC 失敗)(5/5)

2.3.4 全交流電源喪失＋直流電源喪失の場合

コメント No. 審査-45 に対するご回答

2.3.4.1 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「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋直流電源喪失」は，
全交流電源喪失と同時に直流電源が失われる事故シーケンスグループである。このため，緩和措置がとられない場合には炉心の著しい損傷に至る。
本事故シーケンスグループに対する重大事故等対処設備の有効性評価としては，全交流電源に加えて直流電源が機能喪失した場合にも一部の必要な機能に対して直流電源を供給可能な常設代替直流電源設備の有効性を主に確認する評価が考えられる。
常設代替直流電源設備からの電源供給が可能な重大事故等対処設備としては高圧代替注
水系があることから，全交流動力電源喪失及び直流電源喪失に伴う注水機能の喪失に対しては，高圧代替注水系を用いた注水を実施する。
したがって，本事故シーケンスグループでは，高圧代替注水系による原子炉注水によって原子炉水位を約 24 時間後まで適切に維持しつつ，常設代替交流電源設備による給電及び残留熱除去系(低圧注水モード)，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，原子炉の減圧及び残留熱除去系(低圧注水モード)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ものとする。また，格納容器圧力逃がし装置等を用いた除熱，代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系による格納容器の除熱を実施する。
(2) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋直流電源喪失」における安全機能を有する系統及び機器の機能喪失に対して，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，高圧代替注水系を用いた原子炉注水手段を整備する。また，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(低圧注水モード)及び低圧代替注水系(常設)を用いた原子炉注水，格納容器圧力逃がし装置等を用いた格納容
器除熱，代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系(格納容器スプレイモード)による格
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 2.3.4.1 から図 2.3.4.4 に，手順の概要を図 2.3.4.5 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操作手順の関係を表 2.3.4.1 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号炉及び7号炉同時の重大事
故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計33名である。その内訳は次の通りである。中央制御室の運転員は，中央監視・指示を行う当直長1名(6号炉及び7号炉兼任)，当直副長2名，運転操作対応を行う運転員12名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は4名，緊急時対策要員(現場)14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

2.3.4-1

190

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2.3.4.6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に至る。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。同時に直流電源が機能喪失し，原子炉隔離時冷却系が機能喪失することで，設計基準の注水設備を全て喪失する。
※直流電源喪失時には平均出力領域モニタ等による原子炉スクラムの確認はできないが，直流電源が失われることで，スクラムパイロット弁が無励磁となるためスクラムに至る。また，スクラムに失敗している場合には逃がし安全弁を用いたサプレッション・チェンバへの蒸気放出が頻繁に発生するため，その動作状況からスクラム失敗を推定できるものと考える。

b. 高圧代替注水系による原子炉水位回復確認
高圧代替注水系を用いた原子炉水位回復確認については，2.3.3.1 (2) b と同じ。
c. 早期の電源回復不能判断及び対応準備
直流電源喪失により各種制御電源を喪失し，中央制御室からの電源回復が困難となるため，早期の交流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. 格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱操作
格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱操作については，2.3.2.1 (2) e と同じ。
e. 常設代替交流電源設備による交流電源供給
常設代替交流電源設備による交流電源供給については，2.3.2.1 (2) g と同じ。
f. 残留熱除去系(低圧注水モード)による原子炉注水
残留熱除去系(低圧注水モード)による原子炉注水については，2.3.2.1 (2) h と同じ。
g. 残留熱除去系(格納容器スプレイモード)による格納容器冷却残留熱除去系(格納容器スプレイモード)による格納容器冷却については，2.3.2.1(2) i と同じ。

2.3.4-2

191

g. 低圧代替注水系(常設)による原子炉注水
低圧代替注水系(常設)による原子炉注水については，2.3.2.1 (2) j と同じ。
2.3.4.2 炉心損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋
直流電源喪失」である。
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，逃がし安全弁による減圧，高圧代替注水系，残留熱除去系(低圧注水モード)及び低圧代替注水系(常設)による原子炉注水，格納容器圧力逃がし装置等を用いた格納容器除熱，代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系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。
(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する解析条件は表2.3.3.2と同じ。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
送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源を喪失するものとする。
(b) 安全機能の喪失に対する仮定
全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定し，全交流動力電源を喪失するものとする。同時に，直流電源を喪失するものとする。
(c) 外部電源
外部電源には期待しない。起因事象として，外部電源を喪失するものとしている。
b. 重大事故等対策に関連する機器条件
重大事故等対策に関連する機器条件は，2.3.3.2 (2) b と同じ。
c. 重大事故等対策に関連する操作条件
重大事故等対策に関連する操作条件は，2.3.3.2 (2) cと同じ。
(3) 有効性評価(敷地境界外での実効線量評価)の条件

2.3.4-3192

2.3.2.2(3)「有効性評価(敷地境界外での実効線量評価)の条件」と同じ。
(4) 有効性評価の結果
有効性評価の結果は，2.3.3.2 (4)と同じ。
2.3.4.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響，要員の配置による他の操作に与える影響
及び操作時間の余裕を評価するものとする。
事故シーケンスグループ「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋直流電源喪失」は，
全交流動力電源喪失と同時に直流電源が機能喪失することが特徴であるが，不確かさの影
響評価の観点では 2.3.3.3 と同じである。
2.3.4.4 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「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG喪失)＋直流電源喪失」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，「2.3.4.1 (2)炉心損傷防止対策」に示すとおり33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
必要な資源の評価結果は，2.3.3.4 と同じ。
2.3.4.5 結論
事故シーケンスグループ「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG喪失)＋直流電源喪失」は，
全交流動力電源喪失と同時に直流電源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｢全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG喪失)＋直流電源喪失｣に対する炉心損傷防止対策としては，短期対策として高圧代替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(低圧注水モード)及び低圧代替注水系(常設)を用いた原子炉注水，格納容器圧力逃がし装置等を用いた格納容器除熱，代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系(格納容器
スプレイモード)による格納容器除熱を整備している。
事故シーケンスグループ「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG喪失)＋直流電源喪失」の重要事故シーケンス「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG喪失)＋直流電源喪失」について有効性評価を行った。

2.3.4-4193

上記の場合においても，高圧代替注水系，残留熱除去系(低圧注水モード)及び低圧代替注
水系(常設)を用いた原子炉注水，格納容器圧力逃がし装置等を用いた格納容器除熱，代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系(格納容器スプレイモード)による格納容器除熱を実施することにより，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，評価項目を満足することが確認され，以て炉心の著しい損傷を防止できることを確認した。
解析コード及び解析条件の不確かさについて操作への影響を含めて確認した結果，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，十分な余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，当直長，当直副長，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，事故シーケンスグループ「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG喪失)＋直流電源喪失」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が確認でき，これを以て事故シーケンスグループ「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG喪失)＋直流電源喪失」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。

2.3.4-5194非常用ディーゼル発電機

原子炉格納容器※２

外部電源
直流電源設備

常設代替
直流電源設備

ＤＣ

ＤＣ

Gen

逃がし安全弁主タービン系へ
給水系
より
復水貯蔵槽

※３

※３
原子炉圧力容器

高圧代替注水ポンプ※２
原子炉隔離時冷却系ポンプ
重大事故等対策概略系統図（高圧代替注水系＆逃がし安全弁）

図 2.3.4.1 全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋直流電源喪失時の重大事故等対処設備の概略系統図(1/4)

外部電源

原子炉建屋
原子炉格納容器※２

耐圧強化ベント系

淡水貯水池

主
排
気
筒

※１
逃がし安全弁

非常用ディーゼル発
電機

Gen

消防車

主タービン系へ

給水系
より

復水貯蔵槽

※１
※３

防火水槽

※３
原子炉圧力容器

※２

高圧代替
注水ポンプ

原子炉隔離時冷却系ポンプ
格納容器圧力逃がし装置
又は代替格納容器圧力逃がし装置

直流電源設備

常設代替
直流電源設備ＤＣＤＣ

重大事故等対策概略系統図（高圧代替注水系＆格納容器圧力逃がし装置等＆可搬型代替注水ポンプ）

図 2.3.4.2 全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋直流電源喪失時の重大事故等対処設備の概略系統図(2/4)

2.3.4-6195

常設代替
直流電源設備

直流電源設備

非常用ディーゼル
発電機

Gen

格納容器スプレイ・ヘッダ

ＤＣ

ＤＣ

外部電源

原子炉格納容器

逃がし安全弁

淡水貯水池

給水系より

主タービン系へ

防火水槽

格納容器スプレイ・ヘッダ

低圧代替注水系（常設）
原子炉圧力容器

可搬型代替交流電源設備
（電源車）

消防車
復水貯蔵槽
復水移送
ポンプ

Ａ(Ｃ)

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ

Ａ
Ｂ

常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）

代替原子炉補機
冷却系

重大事故等対策概略系統図（低圧注水モード＆低圧代替注水系（常設）＆格納容器スプレイ冷却モード＆サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード＆常設代替交
流電源設備＆代替原子炉補機冷却系）

図 2.3.4.3 全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋直流電源喪失時の重大事故等対処設備の概略系統図(3/4)

外部電源

原子炉格納容器
直流電源設備

常設代替
直流電源設備ＤＣＤＣ

非常用ディーゼル
発電機

Gen

格納容器スプレイ・ヘッダ
逃がし安全弁

給水系より

主タービン系へ

格納容器スプレイ・ヘッダ

原子炉圧力容器

残留熱除去系ポンプ

可搬型代替交流電源設備（電源車）

残留熱除去系ポンプ

Ａ
常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）

Ｂ
代替原子炉補機
冷却系

重大事故等対策概略系統図（低圧注水モード＆サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード＆常設代替交流電源設備＆代替原子炉補機冷却系）

図 2.3.4.4 全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋直流電源喪失時の重大事故等対処設備の概略系統図(4/4)

2.3.4-7196

2.3.4-8197※７「格納容器圧力３１０ｋPa[gage]」にて格納容器ベント実施

Ｎｏ

炉心損傷を確認した場合は炉心損
傷後の対応手順に移行する

炉心損傷無し継続確認

逃がし安全弁による原子炉圧力制御

主蒸気隔離弁「全閉」

直流電源喪失発生

逃がし安全弁「２弁」による原子炉減圧開始（約２４時間後）※１３

低圧代替注水系により原子炉水位を維持し、残留熱除去系による格納容器
除熱を継続する。
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。

※１４
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプにより原子炉水位レベル３～レベル８を維持する

残留熱除去系による格納容器冷却可能確認後
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停止

原子炉注水を残留熱除去（Ｂ）系から低圧代
替注水系（常設）復水移送ポンプに切替「原子炉水位高（レベル８）」にて原子炉注水停止

原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系隔離

残留熱除去（Ｂ）系 低圧注水系
による原子炉注水開始確認

残留熱除去系（Ｂ）系 低圧注水系準備完了（約２４時間後）※１２

格納容器ベント停止

Ｎｏ

直流Ａ系電源復旧準備※１７
常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）の準備
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

ⅡⅤ

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

Ⅲ※１５

格納容器圧力13.7kPa[gage]以下になったら負圧になる前に格納容器スプレイを停止する

残留熱除去（Ｂ）系格納容器スプレイ冷却系
にてドライウェルスプレイ開始「格納容器圧力180kPa[gage]」以上

代替注水系による原子炉注水

代替注水系２台準備※１１
格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には、格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し、上限水位に到達した場合にサプレッションプールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また、フィルタ装置への薬品注入を適宜実施する。

※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。
格納容器ベント停止後は、格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスパージを実施する。

※９
代替格納容器圧力逃がし装置を使用する場合は常設代替直流電源ＡＭ用蓄電池に切り替える必要がある。

可搬型代替注水ポンプによる代替格納容器スプレイ

Ⅵ

復水移送ポンプによる代替格納容器スプレ
イと同等の流量確保不可

消火ポンプによる代替格納容器スプレイ※１７
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む。

※１６
交流及び直流電源喪失によりスクラム回路の制御電源が喪失し、スクラムパイロット弁が開し制御棒がスクラム動作をする。

※１５
格納容器圧力計指示１８０kPa[gage]確認し格納容器スプレイ操作を開始する。

図 2.3.4.5 全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋直流電源喪失時の対応手順の概要

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

Ⅵ

Ⅵ
代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）及び消火系での代替格納容器スプレイ冷却系の使用も可能である。
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。

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

Ⅳ「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。

※１４
原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル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。
以後、本操作を繰り返す。

Ｎｏ※８
優先順位については、代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い、耐圧強化ベント系よりも高く見直しを実施する予定である。
また、代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い優先順位を変更しても、本有効性評価には影響を与えることはない。

※７
格納容器圧力計指示３１０kPa[gage]到達により、格納容器ベント操作を開始する。

※６
高圧代替注水系は、原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル２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。

※５
直流電源喪失により、各種制御電源が喪失するため中央制御室からの電源回復操作が困難であるため、早期の電源回復不可と判断する。

※４
主蒸気隔離弁制御電源喪失により全閉を想定する。

※３
高圧代替注水系起動準備には原子炉隔離時冷却系との蒸気供給ライン隔離隔離または隔離操作を含む。

※２
全交流電源喪失および蓄電池の機能喪失により直流電源喪失を想定する。

Ⅲ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる。
純水補給水系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。
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」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。

残留熱除去（Ａ）系を使用した
低圧代替注水準備

Ｙｅｓ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
２台注水準備が完了

Ⅳ※１
外部電源が喪失し、かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより、全ての所内高圧系統（６．９kV）の母線が使用不能となった場合。

大湊側防火水槽への補給（適時実施）

大湊側防火水槽への補給準備が完了（約１２時間後）淡水タンクから防火水槽への補給回復は解析上考慮せず※１３
残留熱除去系による格納容器除熱を実施するため、原子炉注水を低圧代替注水系に切り替える。

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（Ｄ系）回復操作

充電器盤予備による
直流Ｂ系電源回復操作

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（Ｃ系）回復操作（約２４時間後）可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への補給（適時実施）

可搬型代替注水ポンプの準備が完了（約１２時間後）

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

直流電源回復操作を実施

Ⅱ
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。

ＡＭ用直流電源設備による直流Ａ系電源回復操作

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

Ⅰ

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（大湊側防火水槽への補給準備）※１２
残留熱除去系準備完了後、「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注水系へ移行するが、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。

残留熱除去系準備

代替原子炉補機冷却系
準備が完了（約２４時間後）

代替原子炉補機冷却系
準備【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
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）

フィルタ装置排水ライン水張り

残留熱除去系によるサプレッションプール水冷却及びサプレッションスプレイにて格納容器徐熱を継続
する

※１０

※５

：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：判断

早期の電源回復不能と判断：緊急時対策要員（現場）のみの作業：プラント状態※４：シナリオ上考慮しない操作・判断結果：操作及び判断：操作・確認（運転員のみの作業）

凡例※２

以下の優先順位で格納容器ベントを実施する。
※８
優先② 「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」※９
優先③ 「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先④ 「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」
優先⑤ 「代替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」）
優先⑥ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」）

フィルタ装置排水操作 ※１１
フィルタ装置薬品注入操作

Ｙｅｓ

炉心損傷なしＹｅｓ「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」※６※３「原子炉水位低（レベル２）」にて
高圧代替注水系による
原子炉注水再開＊以後、レベル２からレベル８を維持「原子炉水位高（レベル８）」にて
高圧代替注水系による
原子炉注水停止

高圧代替注水系による
原子炉注水開始
原子炉水位回復確認（約２５分後）原子炉隔離時冷却系
制御電源喪失により機能喪失

高圧代替注水系
起動準備操作開始※１６

回復は解析上考慮せず

交流電源駆動ポンプによる原子炉への注水機能喪失を確認

原子炉スクラム・タービントリップ

全交流電源喪失発生 ※１（約１０分後）（０分）（解析上の時間）

198
2.3.4-9

準備操作

代替原子炉補機冷却系

運転

常設代替交流電源設備

合計

a. b

Ａ, Ｂ

（

２人

２人

必要人員数

－

－

燃料給油作業

－

－

－

e,f

Ｅ,Ｆ

Ｃ, Ｄ, Ｅ, Ｆ

４人

－

－

－

－

c , d, e , f

４人

－

－

－

－

－
（２人）
e,f

－

－

（２人）
Ｅ,Ｆ

－

－

c,d

Ｃ,Ｄ

－

（２人）

－

－

－

（２人）

－

－

－

－

c,d

Ｃ,Ｄ

－

（２人）

（２人）

－

c,d

Ｃ,Ｄ

－

（２人）

－

－

（２人）

－

－

－

（２人）
e,f

（２人）
Ｅ,Ｆ
－

－

－

－

（２人）

（２人）

－

－

－

運転員
（現場）
６号
７号

２人

（１人）
※５

（１人）
※５

※７

（その他参集26人）

１４人

（２人）

※８

（２人）

※５
（１人）

※５
（１人）

－

－

－

－

－

－

－

－

（３人）

（13人）

－

－

－

－

－

－

－

－

（３人）

（13人）

－
※２

－

－

－

－

※６

（２人）

（６人）

※１

（２人）

－

－

（２人）

※７

－

－

７号

※２

－

－

－

（２人）

－

－

（２人）

※７

－

－

６号

緊急時対策要員（現場）

※８

（２人）

※７

※４、※６

※４、※６
（２人）

－

－

２人

※６

※3

※3

２人
※３，※４

２人
※３，※４

※２

※２

－
13人
（参集）

－

※１

13人
（参集）

実施箇所・必要人員数

－

－

－

（２人）
e,f

（２人）
Ｅ,Ｆ

－

－

－

－

－

－

（２人）
c,d

（２人）
Ｃ,Ｄ

－

－

e,f

Ｅ,Ｆ

－

e,f
（4人）
c,d

Ｅ, Ｆ

２人

（4人）
Ｃ,Ｄ

c,d
２人

Ｃ,Ｄ

現場ラインアップ

受電

受電

受電確認

受電

受電

受電確認

運転状態監視運転状態監視ラインアップ

２弁

注入弁操作

／

約16時間

17

15分

19

８

20

30０分

作業中断

13

90分

21

22

14

５分

５分

30分

５分

５分

26

３0分

適宜実施

適宜実施

適宜実施

適宜実施

適宜実施

約24時間
原子炉急速減圧

原子炉水位は「レベル３～レベル８」維持

270分＋待避時間30分

10分

10分

10分

10分

20分

25

60分

60分

備考

27

ように補給する

一時待避前に燃料が枯渇しないないように補給量を調整する

一時待避前に防火水槽が枯渇し・作業時間10時間作を実施する中操からの連絡を受けて現場操備考

宜軽油タンクから補給

タンクローリー残量に応じて適・作業時間10時間

実際は事象直後より対応する

実際は事象直後より対応する

る

対応可能な要員により、対応す対応可能な要員により、対応する

約16時間
格納容器圧力310kPa[gage]到達

16

約24時間
ガスタービン発電機による給電開始、残留熱除去系ポンプ起動

24

適宜実施

適宜実施

適宜実施

330分＋待避時間30分

23

20分

30分

15

10分＋退避時間30分

格納容器圧力は「13.7～180kPa[gage]」維持

適宜実施

５分

20分

５0分

30分

30分

図 2.3.4.6 全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋直流電源喪失時の作業と所要時間（一時待避中）（一時待避中）

現場確認中断（一時待避中）

現場確認中断（一時待避中）・電源車への給油

60分

60分

90分

格納容器ベント操作後，適宜ベント状態監視

現場確認中断

60分

60分

12

経過時間（時間）11

原子炉水位「レベル２～レベル８」で原子炉注水

10

経過時間（時間）９

格納容器圧力310kPa[gage]到達

18

プラント状況判断

原子炉水位低（レベル２）30

原子炉水位「レベル２～レベル８」で原子炉注水
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準備完了を確認するまで実施

16

10分

約３分

原子炉スクラム

20

・消防車への給油

・淡水貯水池から防火水槽への補給

・消防車による復水貯蔵槽への補給

・格納容器スプレイ弁操作

・格納容器ベント停止操作

・残留熱除去系

始・低圧代替注水系（常設）による原子炉注水開・低圧注水モードによる原子炉注水停止

・低圧注水モードによる原子炉注水

手動開放操作・逃がし安全弁・低圧代替注水系（常設） 現場ラインアップ※復水貯蔵槽吸込ライン切替

・現場移動

・低圧代替注水系（常設）・復水移送ポンプ起動／運転確認

・残留熱除去系ポンプ起動

・代替原子炉補機冷却系

張り

・資機材配置及びホース布設、起動及び系統水・現場移動・ＭＣＣ（Ｄ系）

・Ｍ／Ｃ（Ｄ系）

・Ｍ／Ｃ（Ｄ系）

・ＭＣＣ（Ｃ系）

・Ｍ／Ｃ（Ｃ系）

・Ｍ／Ｃ（Ｃ系）

・ガスタービン発電機

・緊急用M/C遮断器投入

・ガスタービン発電機起動

・フィルタ装置水位調整

・格納容器ベント操作

・ベント状態監視（排水ライン水張り）・フィルタ装置水位調整準備

・ベント準備原子炉注水確認

・原子炉隔離時冷却系

操作の内容

・電源車への給油・消防車への給油

・軽油タンクからタンクローリーへの補給

・フィルタ装置水位調整準備（排水ライン水張り）

・ベント準備・淡水貯水池から防火水槽への補給

水張り・淡水貯水池～防火水槽への系統構成，ホース・現場移動・消防車による復水貯蔵槽への補給

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

張り

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

・緊急用M/C給電準備

・ガスタービン発電機給電準備

・緊急用M/C健全性確認・現場移動・ガスタービン発電機健全性確認・現場移動・受電前準備（現場）

電準備・充電器盤予備による直流125V主母線盤B受

・現場移動

盤A受電

・常設代替直流電源設備→直流125V 主母線

・直流125V主母線盤A 受電前負荷隔離

６人

起動／停止操作・受電前準備（中操）・高圧代替注水系

・高圧代替注水系起動操作

・現場移動

－

回復

・高圧代替注水系系統構成

・外部電源

機能回復

c,d

－

機能回復

・非常用ディーゼル発電機

・直流電源

・原子炉隔離時冷却系機能喪失確認

・直流電源喪失確認

・交流電源駆動による原子炉注水機能喪失確認

・原子炉スクラム・タービントリップ確認

２人

－

－

－

－

－

－

－

・全交流電源喪失確認

（２人）

２人

－

－

－

－

－

－

－

７号

Ｃ, Ｄ

－

－

－

－

－

－

－

６号

緊急時対策要員（現場）

操作の内容

（２人）

－

－

－

－

－

－

－

運転員
（現場）
６号
７号

）内の数字は他の作業終了後、移動して対応する人員数。

a

－

A

－

－
（１人）

a

A
－

（１人）

（１人）

（１人）

a

A

－

起動操作

注水操作

a

A

（１人）

（１人）

（１人）

（１人）

－

b

Ｂ

－

a
（１人）

A
（１人）

－
（１人）

－

－

（１人）

－

－

b

Ｂ

－

（１人）

（１人）

b

－

Ｂ

－

（１人）

（１人）

－

－

－

－

－

a

Ａ
－

－

（１人）

－

－

－

a

Ａ

（１人）

（１人）

（１人）

淡水貯水池から防火水槽への補給

復水貯蔵槽への補給

消防車による防火水槽から格納容器スプレイ冷却系

格納容器ベント停止操作

低圧代替注水系（常設）

低圧代替注水系（常設）切替

低圧注水モードから原子炉急速減圧操作

低圧代替注水系（常設）

準備操作

運転

起動操作

代替原子炉補機冷却系

残留熱除去系

準備操作

代替原子炉補機冷却系

常設代替交流電源設備による受電

常設代替交流電源設備による受電準備操作

常設代替交流電源設備

格納容器ベント操作

格納容器ベント準備操作

原子炉注水操作

－

－

運転員
（中操）
６号
７号

－

燃料給油作業

操作項目

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

a, b

Ａ,Ｂ

－

（２人）

（２人）

－

a, b

－

a, b
（２人）

燃料供給準備

格納容器ベント準備操作

淡水貯水池から防火水槽への補給

復水貯蔵槽への補給

消防車による防火水槽から準備操作

常設代替交流電源設備

高圧代替注水系による原子炉注水
Ａ,Ｂ

（２人）

（２人）

高圧代替注水系起動操作
Ａ,Ｂ

－

－

（解析上考慮せず）

（２人）

－

－

（解析上考慮せず）
交流電源回復操作

a, b

－

２人

２人
Ａ, Ｂ

運転員
（中操）
６号
７号

－

直流電源機能喪失調査、復旧操作

状況判断

操作項目

実施箇所・必要人員数

事象発生

10

経過時間（分）全交流動力電源喪失（＆直流電源喪失喪失時）

2.3.4-10199

高圧代替注水系【ＳＡ】

逃がし安全弁

常設設備

代替格納容器圧力逃がし装置【ＳＡ】

施する。

残留熱除去系ポンプ

機冷却系を用いた残留熱除去系(低圧注水モード)に施する。原子炉水位は原子炉水位低(レベル 3)から

子炉注水

原子炉水位高(レベル 8)の間で維持する。

復後，低圧代替注水系(常設)による原子炉注水を実残留熱除去系(低圧注水モード)による原子炉水位回

復水移送ポンプ【ＳＡ】

逃がし安全弁

常設代替交流電源設備【ＳＡ】

残留熱除去系ポンプ

熱除去系(格納容器スプレイモード)による格納容器

除熱を実施する。

常設代替交流電源設備【ＳＡ】

容器圧力が「0.18MPa[gage]」に到達した場合，残留

常設代替交流電源設備による交流電源供給後，格納よる原子炉注水を実施する。

常設代替交流電源設備【ＳＡ】

し安全弁 2 弁による手動減圧を行い，代替原子炉補常設代替交流電源設備による交流電源供給後，逃が耐圧強化ベント系【ＳＡ】

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱を実格納容器圧力が「0.31MPa[gage]」に到達した場合， 格納容器圧力逃がし装置【ＳＡ】

炉水位は回復する。

を起動し原子炉へ注水を開始する。これにより原子発生 25 分後に運転員により手動で高圧代替注水系

子炉隔離時冷却系の起動が確認できない場合，事象

事象発生後に原子炉水位低(レベル 2)信号により原の動作状況等により原子炉の停止状態を推定する。

できない。原子炉圧力の推移，および逃がし安全弁

流電源喪失により平均出力領域モニタによる確認が急速閉信号が発生し，原子炉がスクラムするが，直喪失し全交流動力電源喪失となり，タービン加減弁

外部電源喪失と非常用ディーゼル発電機が全て機能操作

低圧代替注水系(常設)による原モード)運転操作

残留熱除去系(格納容器スプレイ

代替原子炉補機冷却系を用いた

運転操作

残留熱除去系(低圧注水モード)

代替原子炉補機冷却系を用いたる格納容器除熱確認

格納容器圧力逃がし装置等によ

位回復確認

高圧代替注水系による原子炉水原子炉スクラム確認

判断及び操作

－代替原子炉補機冷却系【ＳＡ】

代替原子炉補機冷却系【ＳＡ】

－

－

－

可搬設備

計装設備

【ＳＡ】：重大事故等対処設備

復水補給水系流量計(原子炉圧力容器)【ＳＡ】

原子炉水位計(狭帯域)

原子炉水位計(広帯域)【ＳＡ】

原子炉圧力計【ＳＡ】

格納容器内温度計【ＳＡ】

格納容器内圧力計【ＳＡ】

残留熱除去系系統流量計

残留熱除去系系統流量計

原子炉水位計(狭帯域)

原子炉水位(広帯域)【ＳＡ】

サプレッション・チェンバ水位計【ＳＡ】

代替格納容器圧力逃がし装置放射線レベル計【ＳＡ】

耐圧強化ベント系放射線レベル計【ＳＡ】

格納容器圧力逃がし装置放射線レベル計【ＳＡ】

格納容器内雰囲気放射線レベル計【ＳＡ】

格納容器内圧力計【ＳＡ】

高圧代替注水系系統流量計【ＳＡ】

原子炉水位計(広帯域)【ＳＡ】

原子炉圧力計【ＳＡ】

有効性評価上期待する事故対処設備

表 2.3.4.1 全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋直流電源喪失時における炉心損傷防止対策

2.3.5 全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗
2.3.5.1 事故シーケンスグループの特徴(1) 事故シーケンスグループの特徴と対応の基本的考え方
事故シーケンスグループ「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗」は，
全交流動力電源喪失と同時に逃がし安全弁 1 弁が開状態のまま固着する事故シーケンスグ
ループである。このため，緩和措置がとられない場合には炉心の著しい損傷に至る。
本事故シーケンスグループでは，事象発生と同時に全交流動力電源喪失によって原子炉
隔離時冷却系を除く設計基準事故対処設備の注水設備が失われ，逃がし安全弁 1 弁の開固着によって原子炉圧力が低下することから，原子炉隔離時冷却系も数時間程度しか運転を継続することができない。このため，本事故シーケンスグループに対しては，「実用発電用原子炉に係る炉心損傷防止対策及び格納容器破損防止対策の有効性評価に関する審査ガイド」(以下，「ガイド」という)の事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」の主要解
析条件である，事象発生から 24 時間は交流動力電源に期待しないという条件を課すと，代替の注水手段を講じることができず，炉心損傷を防止することができない。
本事故シーケンスグループは，全ての注水設備を失うこと及び原子炉圧力容器からの蒸気の流出が継続し，原子炉隔離時冷却系が運転できない範囲まで原子炉圧力が低下するという点で，大口径の配管の破断による LOCA と設計基準事故対処設備の注水機能の喪失が重畳する事故シーケンスと同じ事象進展上の特徴を有している。大口径の配管の破断によるLOCA と設計基準事故対処設備の注水機能の喪失が重畳する事故シーケンス「大 LOCA＋ECCS
注水機能喪失」は，国内外の先進的な対策を考慮しても炉心損傷を防止できない事故シーケンスであることから，格納容器破損防止対策の有効性を評価する事故シーケンスと整理し
ている。
このため，
「大 LOCA＋ECCS 注水機能喪失」と同じ事象進展上の特徴を有する本事故シーケ
ンスグループについても，格納容器破損防止対策の有効性を確認する事故シーケンスグル
ープと整理する。即ち，起点のプラント損傷状態を「大 LOCA＋ECCS 注水機能喪失＋全交流電源喪失」(※)とした「雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)」の評
価事故シーケンスに含めて評価する。なお，原子炉圧力容器からの蒸気の流出(原子炉水位の低下速度)の観点では，蒸気が流出する際の口径の観点で大 LOCA の方が厳しいこと及びプラント損傷状態に全交流電源喪失を含めたことから，「雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)」の評価事故シーケンスに本事故シーケンスは包絡されるものと考える。
※プラント損傷状態には，PRA から抽出された「大 LOCA＋ECCS 注水機能喪失」に全交流電源喪失を加えているが，これは全交流電源喪失を加えることで電源復旧等の対応が生じ，重大事故等対処設備の有効性を総合的に評価する上で効果的なシナリオになると考えたためである。

一方，事象発生から 24 時間は交流動力電源に期待しないというガイドの条件を除外し，2.3.5-1200

現在可能と考えている経過時間での重大事故等対処設備による交流動力電源の復旧に期待する場合には，本事故シーケンスグループによる炉心損傷を防止できる。
事象発生から 24 時間は交流動力電源に期待しないというガイドの条件は，全交流電源喪
失時に原子炉隔離時冷却系の運転が可能なシーケンスを，直流電源設備の増強等による原
子炉隔離時冷却系の長時間運転の有効性を確認するシナリオに誘導する上で必要な前提と考えられるものの，原子炉圧力の低下により原子炉隔離時冷却系の長時間運転に期待できない本事故シーケンスグループに対しては，非常に厳しい条件となる。
本事故シーケンスグループはこのガイドの解析条件の有無によって，炉心損傷防止の成否が変わるものであり，実際に本事故シーケンスグループが発生した場合には，現在可能と考えている経過時間での重大事故等対処設備による交流動力電源の復旧に期待できると考えることから，本事故シーケンスグループによる炉心損傷を防止するケースについても参考として提示するものとする。
(添付資料 2.3.5.1)

2.3.5-2201

添付資料 2.3.5.1「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗」への対応において，
24 時間以内の交流動力電源復旧に期待する場合の対応可能性
本項では，事象発生から 24 時間は交流電源の復旧に期待しないというガイドの条件を除外した場合について，事故シーケンスグループ「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗」に対する重大事故等対処設備の有効性を示す。
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の特徴及び炉心損傷防止対策の考え方
事故シーケンスグループ「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗」は，
全交流動力電源喪失後と同時に逃がし安全弁 1 弁が開状態のまま固着する事故シーケンス
グループである。このため，緩和措置がとられない場合には炉心の著しい損傷に至る。
本事故シーケンスグループに対する重大事故等対処設備の有効性評価としては，逃がし
安全弁 1 弁の開固着によって，蒸気駆動の注水系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下するまでの間の原子炉隔離時冷却系による注水，原子炉隔離時冷却系による注水が停止し，炉心の著しい損傷に至るまでの常設代替交流電源設備による給電及び低圧代替注水系による注水の有効性を主に確認する評価が考えられる。
したがって，本事故シーケンスグループでは，逃がし安全弁 1 弁の開固着によって，蒸気駆動の注水系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下するまでの間は原子炉隔離時冷却系
によって原子炉水位を維持しつつ，原子炉隔離時冷却系による注水が停止し，炉心の著しい損傷に至るまでに常設代替交流電源設備よる給電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ものとする。また，代替格納容器スプレイ冷
却系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格納容器の除熱を実施する。
(2) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗」における安全機能を有する系統及び機器の機能喪失に対して，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，常設代替交流電源設備を用いた交流電源供給手段を整備する。また，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 1 から図 4 に，手順の概要を図 5 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操作手順の関係を表 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号炉及び7号炉同時の重大事
故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計33名で添 2.3.5.1-1202ある。その内訳は次の通りである。中央制御室の運転員は，中央監視・指示を行う当直長1名(6号炉及び7号炉兼任)，当直副長2名，運転操作対応を行う運転員12名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は4名，緊急時対策要員(現場)14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6に示す。
a. 全交流動力電源喪失及び原子炉スクラム確認
外部電源が喪失し，全ての非常用ディーゼル発電機が機能喪失することにより，所内高圧系統(6.9kV)の母線が使用不能となり，全交流動力電源喪失に至る。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
時冷却系の起動による原子炉注水が開始され，原子炉水位は回復する。
原子炉水位は，逃がし安全弁 1 弁の開固着によって，原子炉隔離時冷却系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下するまでの間は，原子炉水位高(レベル 8)での原子炉隔離
時冷却系停止，原子炉水位低(レベル 2)での原子炉隔離時冷却系起動を繰り返すことによって維持される。
原子炉隔離時冷却系による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位計及び原子炉隔離時冷却系系統流量計である。
c. 早期の電源回復不能判断及び対応準備
中央制御室において，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 70 分後までに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，原子炉圧力の低下に伴う原子炉隔離時
冷却系による原子炉注水停止を確認した時点で，逃がし安全弁 2 弁による手動減圧を行

添 2.3.5.1-2203

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系流量計(原子炉圧力容器)等である。
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。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実施する。
代替格納容器スプレイ冷却系による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系流量計(原子炉格納容器)である。
代替格納容器スプレイ冷却系による格納容器冷却時に，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。
この交互の操作は，原子炉水位制御と格納容器圧力制御の優先順位付けに基づいて実施している。原子炉水位制御等の原子炉制御を格納容器制御よりも優先することを事故
時運転操作手順書で定めており，原子炉水位がレベル 8 まで回復したことを以て燃料の冠水維持が十分確保されたものとし，格納容器制御に移行して代替格納容器スプレイを実施する手順としている。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手順としている。以後，この交互の操作を継続する。
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・チェンバ・プール水温度計等である。
2 炉心損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「1.2 評価対
象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗」である。
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，逃がし安全弁によ添 2.3.5.1-3204

る減圧，原子炉隔離時冷却系及び低圧代替注水系(常設)による原子炉注水，代替格納容器ス
プレイ冷却系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ＳＡＦＥＲ，シビアアクシデント総合解析コードＭ
ＡＡＰ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
送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源を喪失するものとする。
(b) 安全機能の喪失に対する仮定
全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定し，全交流動力電源を喪失するものとする。同時に，逃がし安全弁 1 弁の開固着が発生するものとする。
(c) 外部電源
外部電源には期待しない。起因事象として，外部電源を喪失するものとしている。
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(8.12MPa[dif]～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
原子炉の減圧には逃がし安全弁2弁を使用するものとし，1弁あたり定格主蒸気流量の約5%を処理するものとする。
(d) 低圧代替注水系(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 で原子炉に注水し，その後は炉心を冠水維持するよ
うに注水する。
(e) 代替格納容器圧力スプレイ冷却系
格納容器雰囲気温度及び圧力制御に必要なスプレイ流量を考慮し，140m3/h で格納容器にスプレイする。
(f) 代替原子炉補機冷却系

添 2.3.5.1-4205

伝熱容量は約 23MW(海水温度 30℃において)とする。
c. 重大事故等対策に関連する操作条件
運転員操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 交流電源は，事象発生から70分後に常設代替交流電源設備から供給を開始するものとする。
(b) 低圧代替注水系(常設)起動操作は，事象発生から70分後の常設代替交流電源設備からの給電の直後に開始する。
(c) 逃がし安全弁による原子炉減圧は，原子炉隔離時冷却系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下し，原子炉隔離時冷却系が停止した時点で開始する。
(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，事象発生から20時間後に開始する。
(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7から図12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13から図18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19から図22に示す。
a. 事象進展
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原子炉水位は維持される。
事象発生から 70 分経過した時点で，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，原子炉隔離時冷却系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下し，原子炉隔離時冷却系が低下した時点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する。原子炉の減圧は，逃がし安全弁 2 弁の手動操作にて実施する。
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。このため，格納容器スプレイ冷却系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。

添 2.3.5.1-5206

b. 評価項目等
燃料被覆管の最高温度は図 13 に示すとおり，初期値を上回ることなく，1,200℃以下となる。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 7 に示すとおり，逃がし安全弁の作動により，約 7.07MPa[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。このため，格納容器スプレイ冷却系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 8 に示すとおり，原子炉隔離時冷却系及び低圧代替注水系(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，原子炉水位高(レベル 8)に到達した
場合には代替格納容器スプレイ冷却系による格納容器冷却を実施し，20 時間後からは代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系による格納容器除熱を実施することにより安定停止状態を維持する。
3 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「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG喪失)＋SRV再閉失敗」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，「1 (2)炉心損傷防止対策」に示すとおり33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「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG喪失)＋SRV再閉失敗」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)による原子炉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，号炉あたり合計約6,600m3の水が必要となる。6号炉及び7号炉の同時被災を考慮すると，合計

添 2.3.5.1-6207

13,200m3の水が必要である。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約1,700m3及び号炉共用設備である淡水貯水池に18,000m3の水を保有している。これにより，6号炉及び7号炉の同時被災を考慮しても，必要な水量は確保可能である。また，事象発生12時間以降に淡水貯水池の水を防火水槽に移送し，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。ここで，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，可搬式設備を12時間以内に使用できなかった場合においても，その他の設備にて重大事故等に対応できるよう設定しているものである。
(添付資料 2.3.5.1-1)b. 燃料
6号炉及び7号炉の同時被災を考慮した場合，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日間の運転継続に号炉あたり
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日間の運転継続に号炉あたり約36,960Lの軽油が必要となる。(合計 約945,336L)
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2.3.5.1-2)
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1,066kW，7号炉で約1,094kW必要となるが，常設代替交流電源設備は連続定格
容量が2,950kWであり，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
(添付資料 2.3.5.1-3)
4 結論
事故シーケンスグループ「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG喪失)＋SRV再閉失敗」は，
全交流動力電源喪失後と同時に逃がし安全弁1弁が開状態のまま固着することが特徴である。事故シーケンスグループ「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG喪失)＋SRV再閉失敗」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を用いた原子炉注

添 2.3.5.1-7

208

水，長期対策として低圧代替注水系(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整備している。
事故シーケンスグループ「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG喪失)＋SRV再閉失敗」の重要事故シーケンス「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG喪失)＋SRV再閉失敗」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実施することにより，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，評価項目を満足することが確認され，以て炉心の著しい損傷を防止できることを確認した。
重大事故等対策時に必要な要員は，当直長，当直副長，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，事故シーケンスグループ「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG喪失)＋
SRV再閉失敗」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が確認でき，これを以て事故シーケンスグループ「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG喪失)＋SRV再閉失敗」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。

添 2.3.5.1-8209非常用ディーゼル発電機

原子炉格納容器

※２

外部電源

Gen

開固着発生
逃がし安全弁主タービン系へ
給水系
より
復水貯蔵槽

※３

※３
原子炉圧力容器

高圧代替注水ポンプ※２
原子炉隔離時冷却系ポンプ
重大事故等対策概略系統図（原子炉隔離時冷却系＆逃がし安全弁）

図 1 全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗時の重大事故等対処設備の概略系統図(1/4)

代替格納容器スプレイ冷却系

原子炉格納容器

非常用ディーゼル発
電機

格納容器スプレイ・ヘッダ※３

低圧代替注水系（常設）

逃がし安全弁

外部電源

Gen

主タービン系へ
給水系
より
復水貯蔵槽

※２
※３
原子炉圧力容器
高圧代替注水ポンプ※２Ｃ
原子炉隔離時冷却系ポンプ
Ｂ
A
Ａ(Ｃ)
残留熱除去系ポンプ
残留熱除去系ポンプ

常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）

復水移送ポンプ

重大事故等対策概略系統図（低圧代替注水系＆代替格納容器スプレイ冷却系）

図 2 全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗時の重大事故等対処設備の概略系統図(2/4)

添 2.3.5.1-9

210

外部電源

非常用ディーゼル
発電機

原子炉格納容器

Gen

格納容器スプレイ・ヘッダ
逃がし安全弁

淡水貯水池

給水系より

主タービン系へ

防火水槽

格納容器スプレイ・ヘッダ

低圧代替注水系（常設）
原子炉圧力容器

可搬型代替交流電源設備
（電源車）

消防車
復水貯蔵槽
復水移送
ポンプ

Ａ(Ｃ)

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ

Ａ
常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）

Ｂ
代替原子炉補機
冷却系

重大事故等対策概略系統図（低圧注水モード＆低圧代替注水系（常設）＆格納容器スプレイ冷却モード＆サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード＆常設代替交
流電源設備＆代替原子炉補機冷却系）

図 3 全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗時の重大事故等対処設備の概略系統図(3/4)

外部電源

原子炉格納容器

非常用ディーゼル
発電機

Gen

格納容器スプレイ・ヘッダ
逃がし安全弁

給水系より

主タービン系へ

格納容器スプレイ・ヘッダ

原子炉圧力容器

残留熱除去系ポンプ

可搬型代替交流電源設備（電源車）

残留熱除去系ポンプ

Ａ
常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）

Ｂ
代替原子炉補機
冷却系

重大事故等対策概略系統図（低圧注水モード＆サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード＆常設代替交流電源設備＆代替原子炉補機冷却系）

図 4 全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗時の重大事故等対処設備の概略系統図(4/4)

添 2.3.5.1-10

211

添 2.3.5.1-11

212

※１

高圧代替注水系
起動

Ⅰ

Ⅱ

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

凡例

Ｙｅｓ：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：判断：シナリオ上考慮しない操作・判断結果：緊急時対策要員（現場）のみの作業

残留熱除去系準備

代替原子炉補機冷却系
準備が完了

大湊側防火水槽への補給（適時実施）

大湊側防火水槽への補給準備が完了（約１２時間後）Ⅴ

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

淡水タンクから防火水槽への補給

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（大湊側防火水槽への補給準備）

Ⅳ

炉心損傷無し継続確認

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。

Ⅳ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる。
純水補給水系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。
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」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
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。

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）【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。

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への補給（適時実施）：操作及び判断Ⅲ

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）（約１２時間後）：プラント状態

代替注水系による原子炉注水

代替注水系２台準備

Ｎｏ

代替原子炉補機冷却系
準備：操作・確認（運転員のみの作業）

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
２台注水準備が完了

回復は解析上考慮せず

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※８
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む。

※７
解析上、原子炉圧力「1.03MPa[gage]」にて原子炉隔離時冷却系機能喪失を想定する。

※６
逃がし安全弁の「開固着」は原子炉圧力の低下及び逃がし安全弁排気管温度の推移等により確認することができる。
実際は、逃がし安全弁の開閉操作を実施して「開固着」復帰を試みる。

※５
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。

※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。

※３
逃がし安全弁による原子炉圧力制御は、原子炉圧力の推移により確認する。原子炉圧力が逃がし安全弁の設定圧力以下まで低下することにより異常を認知する。

※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。

※１
外部電源が喪失し、かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより、全ての所内高圧系統（６．９kV）の母線が使用不能となった場合。

図 5 全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗時の対応手順の概要（約７０分後）※６※３

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

逃がし安全弁開固着確認

逃がし安全弁設定圧力以下まで
原子炉圧力低下を確認

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

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」

ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃ受電
・可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電※８
常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）の準備

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず回復は解析上考慮せず

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。

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイ停止（約２５時間後）Ｎｏ

残留熱除去系によるサプレッションプール水冷却開始

低圧代替注水系（常設）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「原子炉水位低（レベル３）」にて
低圧代替注水系（常設）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

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
２台によるドライウェルスプレイ開始「原子炉水位高（レベル８）」にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水停止

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水開始確認※７※５

原子炉隔離時冷却系機能喪失確認後逃がし安全弁「２弁」による
原子炉急速減圧開始

原子炉圧力「1.03MPa」
原子炉隔離時冷却系機能喪失

原子炉圧力低下継続確認

早期の電源回復不能と判断※４
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

Ｙｅｓ

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認

原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認※２「原子炉水位低（レベル２）」
高圧給水機能設備作動値に到達

交流電源駆動ポンプによる原子炉への注水機能喪失を確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認「タービン蒸気加減弁急速閉」

全交流電源喪失発生（約２０時間後）（約２時間後）（約９０分後）（約１０分後）（約３分後）（０分）（解析上の時間）

添 2.3.5.1-12

213
－
－
（２人）
a, b

－

－
－
（２人）
Ａ, Ｂ

－

a

Ａ

－

－

－

淡水貯水池から防火水槽への補給

－

－

（２人）
c,d

－

(4人)
c,d
e,f

－

４人
Ｃ,Ｄ, Ｅ,Ｆ

－

－

－

－

４人
c , d, e , f

－

－

－

－

－

（２人）
c,d

（２人）
Ｃ,Ｄ

－

－

－

－

－

－

－

－

－

運転員
（現場）
６号
７号

（２人）

６人

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

７号

２人

２人

－

（３人）

13人
（参集）

－

１４人
（その他参集２６人）

－

（３人）

13人
（参集）

－

※1
（1人）

※1

※1

※1

２人

２人

（1人）

－

－

７号

－

－

６号

緊急時対策要員（現場）

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

６号

緊急時対策要員（現場）実施箇所・必要人員数

－

－

（２人）
Ｃ,Ｄ

－

(4人)
Ｃ, Ｄ
Ｅ, Ｆ

－

－

4人
c,d
e,f

4人
Ｃ, Ｄ
Ｅ, Ｆ

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

運転員
（現場）
６号
７号

・消防車への給油・電源車への給油

・軽油タンクからタンクローリーへの補給

・サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード
起動

・代替原子炉補機冷却系 運転状態監視・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・現場移動・代替原子炉補機冷却系 現場ラインアップ

・淡水貯水池から防火水槽への補給・現場移動・淡水貯水池～防火水槽への系統構成，ホース水張り

・消防車による復水貯蔵槽への補給

・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）

・残留熱除去系 スプレイ弁操作

・残留熱除去系 注入弁操作

操作の内容

・残留熱除去系 注入弁操作

・逃がし安全弁 ２弁
手動開放操作・現場移動・低圧代替注水系（常設） 現場ラインアップ※復水貯蔵槽吸込ライン切替

・復水移送ポンプ起動／運転確認
・低圧代替注水系（常設）ラインアップ

・Ｍ／Ｃ 受電・ＭＣＣ 受電

・Ｍ／Ｃ 受電確認

・ガスタービン発電機 運転状態監視・ガスタービン発電機起動
・緊急用M/C遮断器投入

・ガスタービン発電機給電準備
・緊急用M/C給電準備

・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・現場移動・受電前準備（現場）・受電前準備（中操）・外部電源 回復・非常用ディーゼル発電機 機能回復

・原子炉隔離時冷却系
原子炉注水確認・交流電源駆動による原子炉注水機能喪失確認

・逃がし安全弁「開固着」確認

・原子炉スクラム・タービントリップ確認

・全交流電源喪失確認

操作の内容

30

40

50

60

４

６

10分

50分

８

５分

10分

10分

10

12

14

経過時間（時間）

20分

90

100

18

90分

300分

90分

１０時間

120

22

24

26

原子炉水位は「レベル３～レベル８」維持

３０分

5分

適宜実施

適宜実施

適宜実施

適宜実施

備考

※シュラウド内水位に基づく時間

備考

対応可能な要員により、対応する

タンクローリー残量に応じて適宜
軽油タンクから補給

約25時間
格納容器スプレイ停止

約20時間
サプレッション・チェンバ・プール水冷却
モード開始

20

５分

適時実施

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

60分

110

約９0分
原子炉圧力「1.03MPa」原子炉隔離時冷却系機能喪失
原子炉急速減圧開始

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

約2時間
格納容器スプレイ開始

約３分 原子炉水位低（レベル２）

事象発生

２

20分

２０分

80

約70分
低圧代替注水系(常設） 注水準備完了

70

経過時間（分）原子炉隔離時冷却系での注水は、原子炉圧力「1.03MPa」まで実施
原子炉水位「レベル２～レベル８」で原子炉注水

10分

プラント状況判断

約３分 原子炉水位低（レベル２）

原子炉スクラム事象発生20

図 6 全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗時の作業と所要時間（ ）内の数字は他の作業終了後、移動して対応する人員数。

２人
a, b

２人
Ａ,Ｂ
必要人員数 合計－－

燃料給油作業

－

（１人）
a

（１人）
Ａ
－

－

－

－

燃料供給準備残留熱除去系 起動操作

代替原子炉補機冷却系 運転

－

－

－

消防車による防火水槽から復水貯蔵槽への補給

代替原子炉補機冷却系 準備操作

（１人）
a

（１人）
Ａ

代替格納容器スプレイ操作

－

（１人）
a

（１人）
Ａ

運転員
（中操）
６号
７号

（１人）

（１人）
a

（１人）
Ａ
（１人）

－

（１人）
a

（１人）
Ａ

－

－

（１人）
b

－

（１人）
B

－

（１人）
a

（１人）
Ａ

－

２人
a. b

２人
Ａ,Ｂ

運転員
（中操）
６号
７号

低圧代替注水系（常設） 注水操作

操作項目

低圧代替注水系（常設） 注水操作

原子炉急速減圧操作

低圧代替注水系（常設） 準備操作

常設代替交流電源設備からの受電操作

常設代替交流電源設備 運転

常設代替交流電源設備 準備操作

交流電源回復操作（解析上考慮せず）

原子炉注水操作

状況判断

操作項目

実施箇所・必要人員数

10

全交流動力電源喪失（＆逃がし安全弁漏えい）

10

8
原
子

逃がし安全弁 1 弁開固着により圧力は低下する
6

炉
圧
4
力

逃がし安全弁による手動減圧(約 1.5 時間)（MPa[abs]）
2

0
0

1

2

3

4

5

事 故 後 の 時 間（ｈ）
SA3KK7SBO99AF7LJ017

図 7 原子炉圧力の推移

2015

炉心上部プレナム

（

原
子
炉
水
位

原子炉隔離時冷却系起動／停止
による原子炉水位の維持

）

シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
水
位

注水開始後，
水位回復

10

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）
SA3KK7SBO99AF7LJ017

図 8 原子炉水位の推移

添 2.3.5.1-13

214

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）
SA3KK7SBO99AF7LJ017

図 9 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

低圧代替注水系(常設)

原子炉隔離時冷却系

（t/h）
200

0
0

1

2

3

4

5

事 故 後 の 時 間（ｈ）
SA3KK7SBO99AF7LJ017

図 10 注水流量の推移

添 2.3.5.1-14

215

3000

2500

蒸

2000

気
流

1500

量
（t/h）

1000

逃がし安全弁 1 弁開固着による蒸気の流出
500

逃がし安全弁(2 弁)

0
0

1

2

3

4

5

事 故 後 の 時 間（ｈ）
SA3KK7SBO99AF7LJ017

図 11 逃がし安全弁からの蒸気流出流量の推移

500

逃がし安全弁(2 弁)
開放による水量減少

400
原
子
炉
冷
却
材
保
有
水
量

300

200

原子炉隔離時冷却系
起動／停止による水量増減

低圧代替注水系(常設)
起動／停止による水量増減

（ｔ）
100

0
0

1

2

3

4

5

事 故 後 の 時 間（ｈ）
SA3KK7SBO99AF7LJ017

図 12 原子炉内保有水量の推移

添 2.3.5.1-15

216

1200

1000
燃
料

800

被
覆
管

600

温
度

400

（℃）
200

0
0

1

2

3

4

5

事 故 後 の 時 間（ｈ）
SA3KK7SBO99AF7LJ017

図 13 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)
1.00E+05
熱伝

1.00E+04

達係

1.00E+03

数
1.00E+02（W/(m2・K)）
1.00E+01

1.00E+00
0

1

2

3

4

5

事 故 後 の 時 間（ｈ）
SA3KK7SBO99AF7LJ017

図 14 燃料被覆管最高温度発生位置の熱伝達係数の推移

添 2.3.5.1-16

217

1.2

1

ボ

0.8

原子炉減圧に伴うボイド率増加イ
ド

原子炉隔離時冷却系
起動／停止に伴うボイド率増減

0.6

率
（－）

0.4

0.2

0
0

1

2

3

4

5

事 故 後 の 時 間（ｈ）
SA3KK7SBO99AF7LJ017

図 15 燃料被覆管最高温度発生位置のボイド率の推移

1.2

1

ボ

0.8

原子炉減圧に伴うボイド率増加イ
ド

原子炉隔離時冷却系
起動／停止に伴うボイド率増減

0.6

率
（－）

0.4

0.2

0
0

1

2

3

4

5

事 故 後 の 時 間（ｈ）
SA3KK7SBO99AF7LJ017

図 16 高出力燃料集合体のボイド率の推移

添 2.3.5.1-17

218

1.2

1

ボ

0.8

イ
ド

0.6

率
（－）

0.4

原子炉減圧(逃がし安全弁１弁開固着)に伴うボイド率増加

0.2

原子炉減圧
(逃がし安全弁 2 弁開)に伴うボイド率増加

0
0

1

2

3

4

5

事 故 後 の 時 間（ｈ）
SA3KK7SBO99AF7LJ017

図 17 炉心下部プレナム部のボイド率の推移

添 2.3.5.1-18

219

10000×

GEMP731

燃料被覆管最高温度
到達時の温度及び応力

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)
KfK(0.8～1.6K/s)(REBEKA Single Rod)向の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 18 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

添 2.3.5.1-19

220

0.8
ドライウェルサプレッション・チェンバ
格納容器内圧力0.6

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)
最大圧力約 277kPa[gage]

0.4

格納容器スプレイ停止(約 25 時間)による圧力上昇（MPa[gage]）

原子炉減圧に伴う格納容器内圧力上昇
0.2

格納容器スプレイ作動により圧力制御
0
0

10

20

30

事故後の時間（ｈ）

40
JOB No.MA404K-7TB--JF7T000

図 19 格納容器圧力の推移

300
ドライウェルサプレッション・チェンバ

格納容器内温度

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(約 20 時間)
最高温度約 142℃

200

格納容器スプレイ作動による温度低下（℃）
100

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
原子炉減圧に伴い炉内から流出する蒸気の凝縮による温度上昇

0
0

10

20
事故後の時間（ｈ）

図 20 格納容器気相部の温度の推移

添 2.3.5.1-20

221

30

40
JOB No.MA404K-7TB--JF7T000

20

ベントライン(約 17m)
サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
水
位

15

真空破壊装置(約 14m)原子炉からの蒸気の流入及び格納容器スプレイによる水位上昇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(ｍ)

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位上昇
0
0

10

20

30

事故後の時間(ｈ)40JOB No.MA404K-7TB--JF7T000

図 21 サプレッション・チェンバ水位の推移

300

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
水
温

原子炉減圧に伴う炉内蒸気流入による
水温上昇

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

200

原子炉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

100

(℃)

開固着した逃がし安全弁(1 弁)及び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)3040JOB No.MA404K-7TB--JF7T000

図 22 サプレッション・チェンバ水温の推移

添 2.3.5.1-21

222

223

添 2.3.5.1-22

ル水冷却モード運転

サプレッション・チェンバ・プー

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ンバ・プール水冷却モード運転を開始する。

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

常設代替交流電源設備による交流電源供給後，代替原子炉補停止し，代替スプレイを再開する。

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(レベルよる格納容器冷却確認

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

原子炉水位が，原子炉水位高(レベル 8)に到達した場合，代替

原子炉水位高(レベル 8)の間で維持する。

炉注水を開始する。原子炉水位は原子炉水位低(レベル 3)から残留熱除去系ポンプ

常設代替交流電源設備【ＳＡ】

復水移送ポンプ

常設代替交流電源設備【ＳＡ】

復水移送ポンプ【ＳＡ】

逃がし安全弁

代替原子炉補機冷却系【ＳＡ】－－【ＳＡ】：重大事故等対処設備

サプレッション・チェンバ・プール水温計【ＳＡ】

残留熱除去系系統流量計

復水補給水系流量計(原子炉格納容器)【ＳＡ】

格納容器内圧力計【ＳＡ】

復水補給水系流量計(原子炉圧力容器)【ＳＡ】

原子炉水位計(狭帯域)

原子炉水位計(広帯域)【ＳＡ】

原子炉圧力計【ＳＡ】

常設代替交流電源設備【ＳＡ】

常設代替交流電源設備による交流電源供給後，逃がし安全弁

2 弁による手動減圧を行い，低圧代替注水系(常設)による原子原子炉水位計(狭帯域)する。

原子炉水位計(広帯域)【ＳＡ】

平均出力領域モニタ

計装設備

原子炉隔離時冷却系系統流量計
－

－

可搬設備

動し原子炉へ注水を開始する。これにより原子炉水位は回復

原子炉隔離時冷却系－

常設設備

有効性評価上期待する事故対処設備

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起し，原子炉がスクラムすることを確認する。

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

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全操作

代替格納容器スプレイ冷却系に子炉注水

低圧代替注水系(常設)による原

炉水位回復確認

原子炉隔離時冷却系による原子原子炉スクラム確認

判断及び操作

表 1 全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗時における炉心損傷防止対策

初期条件

添 2.3.5.1-23

224

を考慮
内部機器，構造物体積を除く全体積
必要最小空間部体積
必要最小プール水量
真空破壊装置の設定値

7,350m3
空間部：5,960m3
液相部：3,580m3
3.43kPa(ドライウェル－サプレッション・チェンバ間差圧)
7.05m(NWL)

格納容器容積(ドライウェル)

格納容器容積(ウェットウェル)

真空破壊装置

サプレッションプール水位位として設定通常運転時のサプレッションプール水

サイクル末期の燃焼度に 10%の保守性

ANSI/ANS-5.1-1979(燃焼度 33GWd/t)－

熱平衡計算による値

原子炉停止後の崩壊熱

約 10℃

炉心入口サブクール度

熱平衡計算による値

設計の最大値として設定

約 278℃

炉心入口温度定格流量として設定

44.0kW/m

52,200t/h

炉心流量

通常運転時原子炉水位として設定

最大線出力密度

通常運転水位

原子炉水位

定格原子炉圧力として設定

定格原子炉熱出力として設定－

条件設定の考え方

9×9 燃料(A 型)

7.07MPa[gage]

原子炉圧力主要解析条件

燃料3,926MWt

原子炉側：SAFER
格納容器側：MAAP

原子炉熱出力

解析コード

項目

表 2 主要解析条件(全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗)(1/5)

初期条件

225

事故条件

添 2.3.5.1-24

外部電源

安全機能の喪失に対する仮定

起因事象

主要解析条件

外部電源なし逃がし安全弁 1 弁開固着

全交流電源喪失

外部電源喪失事象開始 24 時間以降は 40℃)

50℃(事象開始 12 時間以降は 45℃，

57℃

格納容器温度

外部水源の温度

5kPa

35℃

格納容器圧力サプレッションプール水温項目

設定

起因事象として，外部電源を喪失するものとして本事故シーケンスにおける前提条件

し，設定全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定

外部電源を喪失するものとして設定

送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，復水移送ポンプ吐出温度を参考に設定

通常運転時の格納容器温度として設定

通常運転時の格納容器圧力として設定

として設定

通常運転時のサプレッションプール水温の上限値

条件設定の考え方

表 2 主要解析条件(全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗)(2/5)

重大事故等対策に関連する機器条件

逃がし安全弁

原子炉隔離時冷却系

原子炉スクラム信号項目

7.86 MPa[gage]×4 個, 380 t/h/個

7.79 MPa[gage]×4 個, 377 t/h/個

7.72 MPa[gage]×4 個, 373 t/h/個

7.65 MPa[gage]×4 個, 370 t/h/個

7.58 MPa[gage]×1 個, 367 t/h/個

7.51 MPa[gage]×1 個, 363 t/h/個

2個

注水

182m3/h(8.12～1.03MPa[dif]において)にて

原子炉水位低(レベル 2)にて自動起動(応答時間：0.05 秒)

タービン蒸気加減弁急速閉

主要解析条件

00

100
100

200
300
200
300

600
600

流量(m3/h)

流量（m /h）

3

400
500
400
500

700
800
700
800

0

100

200

300

400

500

0

2

6
4
原子炉圧力(MPa[abs])

8<原子炉圧力と逃がし安全弁蒸気量の関係>

逃がし安全弁の設計値として設定

0.0

0.0

2.0
2.0

4.0

4.0

6.0
6.0

8.0
8.0

10.0
10.0

10

900
1000
900
1000

原子炉隔離時冷却系の設計値として設定

安全保護系の遅れ時間を考慮した応答時間を設定

条件設定の考え方

表 2 主要解析条件(全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗)(3/5)

原子炉圧力(MPa[dif])
原子炉圧力（MPa[dif]）
蒸気流量(t/h)

添 2.3.5.1-25

226

重大事故等対策に関連する機器条件
140m3/h にてスプレイ

約 23MW(海水温度 30℃において)代替原子炉補機冷却系を冠水維持可能な注水量に制御

最大 300m3/h で注水，その後は炉心主要解析条件代替格納容器スプレイ冷却系

低圧代替注水系(常設)

項目

0
50

150

200

注水流量(m3/h)

100

250

300 350

代替原子炉補機冷却系の設計値として設定を考慮し，設定

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

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

設計値に注入配管の流路圧損を考慮した値として設定

条件設定の考え方

表 2 主要解析条件(全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗)(4/5)

原子炉圧力(MPa[dif])227

添 2.3.5.1-26

重大事故等対策に関連する操作条件

添 2.3.5.1-27

228

バ・プール水冷却モード運転

運転操作手順書，訓練実績を踏まえて設定

運転操作手順書，訓練実績を踏まえて設定

条件設定の考え方

原子炉水位高(レベル 8)到達時

時冷却系が低下した時点

運転操作手順書，訓練実績を踏まえて設定－

囲に原子炉圧力が低下し，原子炉隔離 運転操作手順書，訓練実績を踏まえて設定

原子炉隔離時冷却系が動作できない範の供給開始後

常設代替交流電源設備による交流電源事象発生 70 分後まで

主要解析条件除去系によるサプレッション・チェン 事象発生 20 時間後

代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱

納容器冷却開始

代替格納容器スプレイ冷却系による格逃がし安全弁による手動原子炉減圧

低圧代替注水系(常設)起動操作

常設代替交流電源設備からの受電

項目

表 2 主要解析条件(全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗)(5/5)