赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 2）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二
別紙 2

別紙 2
外部事象（地震）に特有の事故シーケンスについて

外部事象（地震）に特有の事故シーケンスについて
１．はじめに

1.

はじめに
外部事象のうち，地震・津波ＰＲＡを実施した結果，内的事象ＰＲＡでは抽出されていない以下

外部事象の内，地震 PRA を実施した結果，内的事象 PRA では抽出されていない建屋・構築物（原子の(1)から(7)の事故シーケンスが抽出された。

炉建屋）の損傷，建屋・構築物（格納容器・圧力容器）の損傷といった事故シーケンスが抽出されている点，内的事象 PRA では有意な頻度ではなかった原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失の全体に占める(1) 原子炉建屋損傷

寄与割合が大きくなっている点が地震事象の特徴となっている。

(2) 格納容器損傷(3) 原子炉圧力容器損傷

また，これら事故シーケンスに加え，計測・制御系喪失，直流電源喪失，格納容器バイパスについては，事象進展の特定，詳細な事故シーケンスの定量化が困難であるため，保守的に炉心損傷直結事(4) 原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ）

象として整理している点も地震事象評価特有の扱いである。

(5) 計装・制御系喪失(6) 格納容器バイパス(7) 防潮堤損壊
以下では，これら地震事象に特有の各事故シーケンスについて，地震・津波ＰＲＡ評価における以下では，これら地震事象に特有の各事故シーケンス（炉心損傷直結事象）について，地震 PRA 評

フラジリティ評価や事故シーケンス評価における条件設定の妥当性等について再整理し，炉心損傷

価におけるフラジリティ評価や事故シーケンス評価における条件設定の妥当性等について再整理の防止対策の有効性評価の対象とする事故シーケンスグループとして取り扱うべきかの検討を実施

上，炉心損傷防止対策の有効性評価の事故シーケンスグループとして取り扱うべきかの検討を実施しした。

た。
２．炉心損傷直結事象について

2.

炉心損傷に直結する事故シーケンスグループ

炉心損傷直結事象として整理した各事故シーケンスに関連する建屋・構築物，機器のフラジリティ

上記の(1)から(7)の事故シーケンスについては，それぞれの発生頻度は低く，これら事故シーケ

評価や事故シーケンスの評価条件や想定シナリオ等の詳細についてあらためて確認を行うとともに，ンスを除く事故シーケンスにより全炉心損傷頻度の約 99％は炉心損傷防止対策でカバーされるも評価の最適化について検討を実施した。

のであるが，(1)から(7)の事故シーケンスのそれぞれについて，地震・津波ＰＲＡにおけるフラジ
リティ評価や事故シーケンス評価における条件設定の妥当性等について改めて確認した。

2.1 建屋・構築物（原子炉建屋）の損傷

2.1 原子炉建屋損傷(1) 想定事故シナリオ(1) 想定事故シナリオ

原子炉建屋については，「原子炉建屋」又は「原子炉建屋基礎地盤すべり線」の損傷を以て原子炉建屋損傷としており，このうち，寄与が大きい要因は「原子炉建屋基礎地盤すべり線」である。
原子炉建屋あるいは，原子炉建屋を支持している基礎地盤が損傷に至ることで，建屋内の原子炉格
納容器，原子炉圧力容器等の機器及び構造物が大規模な損傷を受ける可能性があり，影響緩和系に期待できる可能性を厳密に考慮することが困難なため，直接炉心損傷に至る事故シナリオとして整理している。

原子炉建屋が損傷することで，建屋内の格納容器，原子炉圧力容器等の構造物及び機器が広範 ・東海第二の基礎地盤は十分な囲にわたり損傷し，原子炉注水を行った場合においても炉心損傷を回避できないことを想定した支持性能を有しているもの

事故シーケンスである。

と判断。
「基礎地盤すべり線」

実際には地震による原子炉建屋の損傷程度により発生する事象の厳しさは以下のとおりの範囲を有している。
＜小規模な損傷の場合＞
地震による原子炉建屋損傷として建屋全損壊ではなく一部フロア程度の損傷を想定するではなく「原子炉建屋損傷」
を説明。
・評価対象の違いによる記載の相違。

場合には，大規模なＬＯＣＡ（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ）には至らない可能性があり，
外部電源喪失等の過渡事象が発生した場合においても，原子炉注水機能等が健全な場合は炉

1197

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 2）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

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心損傷に至ることはない。
＜大規模な損傷の場合＞
建屋損傷時に，緩和できない大規模なＬＯＣＡ（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ）が発生
すると同時に，建屋内の原子炉注水系配管が構造損傷して原子炉注水機能も喪失するため，炉心損傷に至る。建屋損傷の二次的被害により，格納容器や格納容器の貫通配管が損傷しており，閉じ込め機能にも期待することはできない。
このように損傷の発生程度に応じて影響程度が変化する事故シーケンスであるものの，地震による建屋損傷状態及び機能喪失する機器を特定することが困難であることから，これらの様々な損傷の程度・組合せを含む事故シーケンス全体を炉心損傷防止が困難な事故シーケンスとして整
理した。

-6

【炉心損傷頻度】 3.8×10 ／炉年（点推定値）【炉心損傷頻度】1.5×10−７／炉年（点推定値）

・原子炉建屋基礎地盤すべり線：3.5×10-6／炉年（点推定値）
・原子炉建屋：7.2×10-7／炉年（点推定値）【全炉心損傷頻度への寄与割合】 約 25%【全炉心損傷頻度への寄与割合】約 0.2％

・本資料は事故シーケンス選定の観点での考え方を整理す(2) フラジリティ評価
a.評価対象機器/評価部位
PSA 標準に従えば，建屋基礎地盤，周辺斜面などの地盤のすべり破壊，転動の可能性のある岩塊を評価対象として，すべり安全率の小さなすべり線上の土塊及び不安定な岩塊を選定することが求めら(2) フラジリティ評価の保守性る資料であるため，東海第二ａ．評価対象機器／評価部位

では，内部事象ＰＲＡ及び地

原子炉建屋の支配的な損傷モード及び部位としては，建屋の崩壊シーケンスを踏まえて，層崩壊を伴う耐震壁のせん断破壊を選定した。

れる。

震・津波ＰＲＡを含めた全炉
心損傷頻度に対する，本事故
シーケンスの炉心損傷頻度

原子炉建屋基礎地盤の場合，基準地震動 Ss を対象として実施した基礎地盤安定性評価の結果（K6/7の寄与割合を記載。

申請書 添付六）に基づいて，図１に示す最小安全率（基準地震動 Ss-3 に対して安全率 1.6）を算定したすべり線を評価対象として選定している。

図１ すべり安全率 1.6(６・７号炉原子炉建屋基礎地盤，Ss-3)
b.評価方法
フラジリティ評価方法として「現実的耐力と現実的応答による方法（応答解析に基づく方法）」を選択した。評価手法は地震 PSA 学会標準に準拠した手法とする。

ｂ．評価方法
原子炉建屋は，「現実的耐力と現実的応答による方法（応答解析に基づく方法）」によりフラジリティを評価した。評価手法は地震ＰＳＡ学会標準に準拠した手法としている。

現実的耐力に相当する地盤強度は，試験結果に基づき設定した。ばらつきについては，LHS 法（Latin

・評価対象の違いによる記載のHypercube Sampling，ラテン方格法）によってサンプリングし，任意に組み合わせたデータセット 30

相違。

2

198

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 2）
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・評価対象の違いによる記載のケースを用いることで評価した。

相違。

現実的応答については，試験結果に基づき設定した物性値を用いて，地震応答解析を実施することにより評価した。地震応答解析は，等価線形化法による周波数応答解析手法を用い，水平・鉛直動を同時入力している。
地盤のせん断剛性については，ばらつきを考慮した値を設定し，地震応答解析を実施することにより評価を行った。ばらつきは，LHS 法によってサンプリングし，任意に組み合わせたデータセット 30
ケースを用いることで評価する。
応答解析モデルは，基礎地盤安定性評価（K6/7 申請書 添付六）に記載の地盤モデルを用いた。基
礎地盤の解析モデルを図２に示す。

図２ 解析用要素分割図（６・７号炉汀線平行断面)
フラジリティ評価では，まず，模擬地震波と平均物性値を用いた地震応答解析を実施することで，すべり安全率が 1.0 となる限界加速度を算定する。地盤物性値のばらつきを評価するため，LHS 法に
よってサンプリングしたデータセット 30 ケースを設定する。データセット 30 ケースを用いて，限界加速度に相当する模擬地震波を入力条件とした地震応答解析，すべり安全率の算定を行い，フラジリ
ティ曲線を算出する。HCLPF は信頼度 95%フラジリティ曲線を基に算出した。
原子炉建屋基礎地盤のフラジリティ曲線を図３に示す。

図３ フラジリティ曲線

3199

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 2）
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柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

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・評価対象の違いによる記載の

なお，最終的な HCLPF，中央値については，二次元基礎地盤安定解析における奥行き方向の側面抵相違。

抗効果を考慮して，上述の手法により得られた値に対して係数 1.5 を乗じている。奥行き方向の側面
抵抗効果とは，二次元解析では期待していない平面奥行き方向のすべり面の抵抗を考慮するものであり，７号炉，６号炉，５号炉を対象とした既往バックチェック*1 において，検討対象とした解析断面に対する効果を確認している。F2 断層沿いのすべりを想定する安全率 1.6 のケース（図１）に対して，
奥行き方向の側面抵抗を考慮する場合，すべり安全率は 3.3（約 2.1 倍）となる（HCLPF：1.33G，中
央値：1.83G，βR：0.043，βU：0.15）。
＊１ 柏崎刈羽原子力発電所７号機「発電用原子炉施設に関する耐震設計審査指針」の改訂に伴う耐震安全性評価結果 報告書（改訂１）（平成 21 年１月）
c.決定論的耐震評価/設計基準地震動に対する裕度
既往バックチェックの中では，７号炉，６号炉，５号炉を対象として，二次元解析においては期待していない平面奥行き方向のすべり面の抵抗を検討している。奥行き方向の側面抵抗を考慮した結果，すべり安全率の最小値は 2.9 となる。
基礎地盤に対して，基準地震動を用いた決定論的耐震評価を行う場合，3 程度の裕度がある。
(3) 現実的評価/最適評価（フラジリティ/シナリオ）
a.現行評価手法（すべり安全率）における保守性について
原子炉建屋基礎地盤の安定性は，すべり安全率を指標として評価を行う。しかし，実現象を考えれば，原子炉建屋の設置されている平坦な敷地に対して，地震動に起因したすべり線に沿った土塊の破ｃ．フラジリティ曲線の保守性等
原子炉建屋のフラジリティ曲線は，原子炉建屋の最弱部位の損傷を模擬したフラジリティであり，建屋全体の損壊を模擬したものではないため，建屋全体崩壊に至るまでは余裕があると考えられる。

壊・変形を想定することは困難である。
基礎地盤の耐震安定性評価にあたって採用されているすべり安全率評価には，以下の保守性が含まれていると考えることができる。
○力の釣合条件に基づく評価をしていることによる保守性
土木工学の分野では，斜面の安定性を検討するにあたり，想定したすべり線上の力の釣合条件に基づいた安全率により評価・設計を行う。斜面の場合，地震動の継続時間のうち極めてわずかの時間でも，地震に起因する滑動力が地盤の抵抗力を上回り，すべり線が破壊に至れば，安定性を失った斜面
土塊が重力の作用により不安定な状態（崩壊）に至る懸念があり，すべり安全率を指標とした設計が一般的に実施されている。
一方で，基礎地盤の安定性について検討する場合，支持力と変形（沈下）を指標とした評価が一般的であり，原子力発電所の基礎地盤に要求されるすべり安全率評価は一般的ではない。平坦な基礎地
盤を考える場合，地震動の継続時間の中で，すべり線が破壊に至った場合でも，不安定な土塊が形成されることはない。また，地震に起因する滑動力が地盤の抵抗力を上回る（すべり安全率が 1.0 を下回り破壊に至る）のは微小な時間であり，大変形が生じることは考えられない。

4200

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
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・評価対象の違いによる記載の基礎地盤のすべり安全率に対する考え方は，斜面設計の考え方と地盤の極限支持力の考え方を勘案相違。

して，保守的に導入されたものと推定される。なお，地盤安定性評価を実施する上で一般的な指標となる支持力については，申請書に記載した通り，原位置試験等により得られた極限支持力と建物・構築物の荷重を評価することにより，十分な安全性を確認している。
○地盤モデルにおける断層の扱いにおける保守性
基礎地盤の解析モデルの作成にあたっては，主要な断層が直線的に連続するものであると仮定している。実際の断層では，走行・傾斜，破砕部形状・性状に変化があることから，一様な解析モデル上の断層と比較すれば，大きな抵抗力を有するものと推定される。
b.基礎地盤に対する現実的評価
既往の審査指針，JEAG 等の中では，基礎地盤の安定性を評価するにあたり，すべり安全率を指標とした評価を要求しているが，その評価には保守性が含まれると考えられる。PSA 標準では，より現実的な地盤耐力の評価手法として，許容すべり量の評価についても言及していることから，非線形有限要素解析を適用した検討を行い，変形量について評価する。
UHS(10-6)相当地震波（2138Gal）を入力した場合，基礎地盤に変形が生じる可能性は否定できない
ものの，安全上重要な機器・配管系の安全機能に支障を与えるものではないと考えられる。以下，検討結果の概要を示す。
○非線形有限要素解析を適用した検討
フラジリティ評価を実施した等価線形解析に替えて，地震後の残留変形量を評価することができる
非線形有限要素解析により変形量評価を行った。UHS(10-6)相当地震波を入力し，変形量を評価する。
なお，非線形有限要素解析に適用する地盤モデルは，フラジリティ評価に適用したモデルと共通とする。
非線形有限要素解析の結果を図４〜６，表２に示す。地震後の残留傾斜は，K6R/B で 1/1500，K7R/B
で 1/2800 と算定された。残留傾斜は 1/1000 以下であり，安全上重要な機器・配管系の安全機能に支障を与えるものではない。
以上より，非線形有限要素解析を適用して UHS(10-6)相当地震波（2138Gal）を入力した結果，基礎地盤に変形が生じる可能性は否定できないものの，安全上重要な機器・配管系の安全機能に支障を与えるものではないと考えられる。

5201

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

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柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二
・評価対象の違いによる記載の相違。

図４ 非線形有限要素解析 残留変形（UHS(10-6)相当地震波）

図５ ６号機原子炉建屋の鉛直相対変位量（UHS(10-6)相当地震波）

図６ ７号機原子炉建屋の鉛直相対変位量（UHS(10-6)相当地震波）

表２ 非線形有限要素解析による原子炉建屋の変位まとめ6202

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
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シーケンス選定（別紙 2）
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柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）(4) 有効性評価における事故シーケンスグループとしての取り扱い
以上の通り，建屋・構築物（原子炉建屋）損傷シーケンスの評価は，現状のフラジリティ評価手法にかなりの保守性を有していると考えられ，このような高い加速度領域における基礎地盤変形が起きるということは現実的には考えにくい。

東二(3) 有効性評価における事故シーケンスグループとしての取り扱い
本事故シーケンスの発生頻度は小規模な損傷の影響も含めた評価でも 1.5×10−７／炉年であり，全炉心損傷頻度（7.5×10

・評価対象の違いによる記載の相違。

−５／炉年）に対して約 0.2％と小さい。

さらに，損傷の程度によっては，非常用炉心冷却系等による原子炉冷却，格納容器スプレイ冷

仮に基礎地盤変形が起きた場合に考え得るシナリオとしては，原子炉建屋自体の損傷に伴う建屋内却系等による格納容器冷却により，影響を緩和できる可能性があること及びフラジリティ評価が機器の機能喪失ではなく，建屋間に生じる可能性のある相対変位により，建屋間を貫通している機器持つ保守性を考慮すると，原子炉建屋の損傷を有意な頻度又は影響をもたらす事故シーケンスグ

等の損傷である。建屋間を貫通している機器としては，配管，電線管・ケーブルトレイがあるが，電ループとして新たに追加することは不要と判断した。

線管・ケーブルトレイについては，損傷に至った場合であっても，ケーブルは，ある程度，余長をもった施工がなされていることから，(3)項に示したような変位に対して断線に至る可能性は小さい。
そのため，想定し得る範囲においては，配管の損傷となるが，緩和系に関係する配管で損傷が想定されるのは，原子炉建屋とタービン建屋（熱交換器エリア）を貫通している原子炉補機冷却系配管，給水系配管，及び消火系配管，またコントロール建屋と原子炉建屋を貫通している純水補給水系配管などがある。原子炉補機冷却系配管が破断するシナリオは既存の事故シーケンスグループである，原子炉補機冷却系喪失として整理されている。また，破断箇所からの溢水により，全ての水が原子炉建屋
内へ流入することは現実的には考えられないものの，その場合の事故シナリオについても，高圧・低圧注水機能喪失として整理される。
以上を総合的に勘案した上で，本事象については新たな有効性評価の事故シーケンスグループとしては取り扱わないこととした 1。
1

建屋間相対変位による配管の損傷に留まらず，大規模な範囲での損傷を仮定した場合，地震による
原子炉建屋の損傷程度や緩和系の健全性を評価の上，事故シーケンスを特定することは困難であり，炉心損傷対策の有効性評価の事故シーケンスグループとしては適切でない。
2.2 格納容器損傷(1) 想定事故シナリオ格納容器が損傷することで，格納容器内の原子炉圧力容器等の構造物及び機器が広範囲にわた

・東海第二では，格納容器損傷と原子炉圧力容器損傷を別の起因事象として抽出。

り損傷し，原子炉注水を行った場合においても炉心損傷を回避できないことを想定した事故シー ・評価対象の違いによる記載のケンスである。

相違。

実際には地震による格納容器の損傷程度により発生する事象の厳しさは以下のとおりの範囲を有している。
＜小規模な損傷の場合＞
地震による格納容器損傷として，一部のみの損傷を想定する場合には，原子炉冷却材圧力バウンダリが健全で大規模なＬＯＣＡ（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ）が発生しない可能性があり，外部電源喪失等の過渡事象が発生した場合においても，原子炉注水機能等が健全な場合は炉心損傷に至ることはない。
＜大規模な損傷の場合＞

7203

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 2）
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東二
格納容器内の配管及びＥＣＣＳ注入配管が同時に構造損傷して，大規模なＬＯＣＡ（Ｅｘ ・評価対象の違いによる記載のｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ）が発生すると同時に，原子炉注水機能も喪失するため，炉心損

相違。

傷に至る。なお，この場合，格納容器が損傷しており，閉じ込め機能にも期待することはできない。
このように損傷の発生程度に応じて影響程度が変化する事故シーケンスであるものの，地震による格納容器損傷状態及び機能喪失する機器を特定することは困難であることから，これらの様々な損傷の程度・組合せを含む事故シーケンス全体を炉心損傷防止が困難な事故シーケンスとして整理した。
【炉心損傷頻度】4.1×10−９／炉年（点推定値）【全炉心損傷頻度への寄与割合】0.1％未満

・内部事象ＰＲＡ及び地震・津波ＰＲＡを含めた全炉心損
傷頻度に対する寄与割合を(2) フラジリティ評価の保守性

記載。

ａ．評価対象機器／評価部位
格納容器の損傷により炉心損傷に至る事故シナリオに対して，支配的な機器として，格納容器スタビライザ及び格納容器下部シアラグを選定している。これらの構造物の位置関係を第 1
図に示す。
格納容器スタビライザは，原子炉遮へい壁からの水平方向の地震荷重を原子炉建屋に伝達するために，原子炉遮へい壁と格納容器上部シアラグを結ぶ構造物であり，原子炉遮へい壁の最頂部にトラス状に設置されている。
また，格納容器下部シアラグは，格納容器円錐部下部付近に設置されており，格納容器の水
平方向の地震荷重及びダイアフラムフロアを介して伝達される原子炉圧力容器ペデスタルからの水平方向の地震荷重を原子炉建屋に伝達する構造となっている。
ｂ．評価方法
今回のフラジリティ評価では，決定論による耐震評価結果に基づき，耐力係数と応答係数を用いた安全係数法によりフラジリティを評価した。
ｃ．フラジリティ曲線の保守性等
格納容器スタビライザ及び格納容器下部シアラグの構造強度評価は，地震応答解析により算出した時刻歴荷重データのうち当該部位に負荷される最大荷重を用いて，その地震荷重（最大荷重）を交番荷重ではなく，静的に負荷され続けている状態を想定して評価を行っており，保守的な評価となっている。
さらに，格納容器は複数の格納容器スタビライザ及び格納容器下部シアラグにより支持されているが，最大地震荷重を受けるものが損傷した時点で，格納容器損傷に至るとしている点にも保守性がある。

8204

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 2）
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・評価対象の違いによる記載の(3) 有効性評価における事故シーケンスグループとしての取り扱い
本事故シーケンスの発生頻度は小規模な損傷の影響も含めた評価でも 4.1×10

相違。
−９

／炉年であ

り，全炉心損傷頻度（7.5×10−５／炉年）に対して 0.1％未満と小さい。
最大地震荷重を受ける格納容器スタビライザが損傷した場合でも，荷重の再配分により残りの格納容器スタビライザ及び原子炉圧力容器ペデスタルで原子炉遮へい壁の地震荷重を受けることができることから，直ちに原子炉遮へい壁が転倒するには至らず，原子炉冷却材圧力バウンダ
リ配管の一部損傷もしくは破損に留まるものと考えられる。この場合は既存のＬＯＣＡシナリオと同様の進展になることが想定される。
また，最大地震荷重を受ける格納容器下部シアラグが損傷した場合でも，荷重の再配分により残りの格納容器下部シアラグ及びダイアフラムフロアで原子炉圧力容器ペデスタルの地震荷重を受けることができることから，直ちに原子炉圧力容器ペデスタルが転倒するには至らず，原子炉冷却材圧力バウンダリ配管の一部損傷若しくは破損に留まるものと考えられる。この場合は既存のＬＯＣＡシナリオと同様の進展になることが想定される。
以上を総合的に勘案した上で，本事象については，有意な頻度又は影響をもたらす事故シーケ
ンスグループとして新たに追加することは不要と判断した。
・東海第二では，格納容器損傷
2.2 建屋・構築物（格納容器・圧力容器）の損傷

2.3 原子炉圧力容器損傷と原子炉圧力容器損傷を別(1) 想定事故シナリオ(1) 想定事故シナリオの起因事象として抽出。

格納容器又は圧力容器の損傷は，原子炉格納容器内の構造物や原子炉圧力容器などの損傷に続く事

原子炉圧力容器の支持機能喪失等により，原子炉圧力容器に接続されている原子炉冷却材圧力 ・評価対象の違いによる記載の象の進展が複雑であり，影響緩和系による事象収束について厳密に考慮することは合理的ではないこ

バウンダリ配管の損傷や，原子炉冷却材の流路閉塞が発生することにより，原子炉注水を行ったとから，直接炉心損傷に至る事故シナリオとして整理している。

場合においても炉心損傷を回避できないことを想定した事故シーケンスである。

相違。

実際には地震による原子炉圧力容器の損傷程度により発生する事象の厳しさは以下のとおり範囲を有している。
＜小規模な損傷の場合＞
地震による原子炉圧力容器損傷として，原子炉圧力容器の一部のみの損傷を想定する場合には，原子炉冷却材圧力バウンダリ配管の全周破断に至らず冷却材の注入が可能な場合や，
炉内構造物の一部変形のみで原子炉冷却材の流路の完全な閉塞に至らない可能性があり，原子炉注水機能等が健全ならば炉心損傷を防止できる。
＜大規模な損傷の場合＞
原子炉圧力容器の損傷により，原子炉冷却材圧力バウンダリ配管の全周破断による原子炉
注水機能の喪失や，炉内構造物の大規模破損による冷却材流路の閉塞により，炉心の除熱が困難となり炉心損傷に至る。
このように損傷の程度に応じて影響が変化する事故シーケンスであるものの，地震による原子炉圧力容器損傷状態を特定することは困難であることから，これらの様々な損傷の程度・組合せを含む事故シーケンス全体を炉心損傷防止が困難な事故シーケンスグループとして整理した。

9205

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 2）
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東二【炉心損傷頻度】 8.9×10-7／炉年（点推定値）【炉心損傷頻度】2.2×10−７／炉年（点推定値）【全炉心損傷頻度への寄与割合】 約 6%

【全炉心損傷頻度への寄与割合】約 0.3％

・内部事象ＰＲＡ及び地震・津波ＰＲＡを含めた全炉心損
傷頻度に対する寄与割合を(2) フラジリティ評価
a.評価対象機器/評価部位
建屋・構築物（格納容器・圧力容器）の損傷を起因とする燃料損傷に対して最も大きな影響をもつ施設は，RPV ペデスタルである。RPV ペデスタルの概要図を図７に示す。
RPV ペデスタル下層は内外にある２枚の円筒鋼板（内筒，外筒）から構成されている。これらの鋼(2) フラジリティ評価の保守性
ａ．評価対象機器／評価部位
原子炉圧力容器の損傷により炉心損傷に至る事故シナリオに対して，比較的大きな影響を及記載。
・評価対象の違いによる記載の相違。

ぼす機器は，第 1 表に示すＦＶ重要度から，原子炉圧力容器の蒸気乾燥器支持ブラケット及び原子炉圧力容器スタビライザである。これらの構造物の位置関係を第 2 図に示す。

板はたてリブ鋼板（隔壁）により一体化され，鋼板間にコンクリートを充填した構造物である。
地震時には，ダイヤフラムフロアを介して，RPV ペデスタル頂部に原子炉建屋からせん断力が伝達される。
原子炉圧力容器のスカート状の支持脚が，RPV ペデスタルのブラケットに設置され，120 本の基礎
ボルトによって固定されており，地震時に原子炉圧力容器から RPV ペデスタルにせん断力・モーメン
トが伝達される。
RPV ペデスタル基部は，リングガーダを介してアンカボルト（内筒側 160 本，外筒側 320 本）により原子炉格納容器底部に定着されており，RPV ペデスタルに付加された荷重は，この基部に伝達される。
決定論による耐震評価結果において，地震荷重に対して裕度が小さい部位（アンカボルト，たてリブ）を，フラジリティの評価部位とした。

10

206

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 2）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二
・評価対象の違いによる記載の相違。

図７ RPV ペデスタルの概要図
b.評価方法
今回のフラジリティ評価では，決定論による耐震評価結果に基づき，耐力係数と応答係数を用いた
簡易的な安全係数法によりフラジリティを評価した。
c.決定論的耐震評価/設計基準地震動に対する裕度

ｂ．評価方法
今回のフラジリティ評価では，決定論による耐震評価結果に基づき，耐力係数と応答係数を用いた安全係数法によりフラジリティを評価した。
ｃ．フラジリティ曲線の保守性等

11

207

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 2）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）
原子炉建屋内の原子炉圧力容器，原子炉格納容器，RPV ペデスタル等の大型機器・構造物は，支持東二
蒸気乾燥器支持ブラケット及び原子炉圧力容器スタビライザの構造強度評価は，原子炉圧力 ・評価対象の違いによる記載の構造上から建屋との連成が無視できないため，地盤・建屋と連成し，コンクリート，鋼板の剛性を適容器の地震応答解析により算出した最大荷重を用いて，その地震荷重（最大荷重）を交番荷重切に考慮した解析モデルにより，基準地震動 Ss による地震応答解析を時刻歴解析で実施する（図８）。

ではなく，静的に負荷され続けている状態を想定して評価を行っており，保守的な評価となっ

相違。

ている。

図８ 原子炉しゃへい壁，RPV ペデスタル及び原子炉圧力容器
地震応答解析モデル（NS 方向）
RPV ペデスタルのたてリブの構造強度評価においては，上記の地震応答解析により算出した時刻歴
荷重データのうち最大荷重を用いて有限要素法による解析を実施している（図９）。この時，コンク
リートの強度を無視して，最大荷重を静的に扱い評価を行っている。
RPV ペデスタルのアンカボルトの構造強度評価においては，上記の地震応答解析により算出した時
刻歴荷重データのうち最大荷重を静的に扱い，応力のつり合い式の計算を行っている（図 10）。
たてリブおよびアンカボルトにおいては，ともに地震荷重（最大荷重）を交番荷重ではなく，静的に負荷され続けている単調荷重を想定して評価を行っているところに保守性がある（＊１）。さらにたてリブの構造強度評価ではコンクリート強度を無視しているところにも保守性がある。

12

208

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 2）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二
・評価対象の違いによる記載の相違。

図９ RPV ペデスタル 解析モデル概要図

図 10 決定論による耐震評価のイメージ（アンカボルト）＊１ 交番荷重を単調荷重として扱うことによる耐震設計上の余裕が一般的に知られている

13

209

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 2）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二
・評価対象の違いによる記載の相違。

(3) 現実的評価/最適評価（フラジリティ/シナリオ）
現実的な損傷に対して現実的な評価を行うとすれば，鋼板，アンカー部，基礎マットおよび充填コ
ンクリート全体を詳細にモデル化して応答解析を行う詳細法が考えられるが，今回の評価としては保守的な決定論的評価に基づいた簡易的な方法により評価しているため，RPV ペデスタルの支持性能が実際に失われる地震動の大きさは，耐震評価から求まる地震動の大きさよりもはるかに大きいと考えられる。また， RPV ペデスタルが支持機能を喪失する地震動の大きさであっても，ダイヤフラムフロ
アや原子炉格納容器の壁が存在するため，圧力容器が大きく傾くスペースは存在せず，圧力容器に接続されている一次系配管の一部破断もしくは破損に留まると考えられる。
(4) 有効性評価における事故シーケンスグループとしての取り扱い
以上の通り，建屋・構築物（格納容器・圧力容器）の損傷シーケンスの評価は，現状のフラジリテ
ィ評価手法にかなりの保守性を有していると考えられ，現実的な耐性が PRA の結果に現れているものではない。

(3) 有効性評価における事故シーケンスグループとしての取り扱い
本事故シーケンスグループの発生頻度は小規模な損傷の影響も含めた評価でも 2.2×10−７／炉年であり，全炉心損傷頻度（7.5×10−５／炉年）に対して約 0.3％と小さい。
また，原子炉圧力容器等の損傷による炉心損傷に至る事故シナリオに対して，蒸気乾燥器支持

仮にペデスタルにおける支持機能の喪失が起きた場合に考え得るシナリオとして，(3)項の通り，

ブラケットの支持機能が喪失したとしても，炉心との間には気水分離器が設置されており直接炉

一次系配管の一部破断もしくは破損が生じるに留まり，想定し得る範囲においては，これによる冷却

心に接触することはなく，また，原子炉圧力容器スタビライザの支持機能が喪失したとしても，

14

210

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 2）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二

材喪失（LOCA）の発生が考えられ，この場合の事象進展は，既存の LOCA シナリオと同様の進展とな

原子炉圧力容器の周囲を囲む原子炉遮へい壁等の存在により原子炉圧力容器が大きく傾くこと ・評価対象の違いによる記載のることが想定される。

はなく，その影響は原子炉圧力容器に接続されている配管の一部破損に留まるものと考えられ以上を総合的に勘案した上で，本事象については新たな有効性評価の事故シーケンスグループとし相違。

る。この場合は既存のＬＯＣＡシナリオと同様の進展になることが想定される。
以上を総合的に勘案した上で，本事象については，有意な頻度又は影響をもたらす事故シーケては取り扱わないこととした。

ンスグループとして新たに追加することは不要と判断した。
2.3 原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失

2.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ）(1) 想定事故シナリオ(1) 想定事故シナリオ

原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失については，地震によるスクラム後，S/R 弁の開放失敗による原

原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失については，地震によるスクラム後，逃がし安全弁の開放失

子炉圧力上昇または地震による直接的な荷重により，原子炉格納容器内の一次冷却材配管が損傷に至敗による原子炉圧力上昇又は地震による直接的な荷重により原子炉格納容器内の原子炉冷却材るシナリオを想定している。いずれの場合も原子炉冷却材圧力バウンダリの損傷の規模や影響緩和系

圧力バウンダリ配管が損傷に至るシナリオを想定している。いずれの場合も原子炉冷却材圧力バによる事象収束可能性の評価が困難なため，保守的に E-LOCA 相当とし，炉心損傷に至る事故シナリ

ウンダリの損傷の規模や影響緩和系による事象収束可能性の評価が困難なため，保守的にＥｘｃ

オとして整理している。

ｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ相当とし，炉心損傷に至る事故シナリオとして整理している。

【炉心損傷頻度】8.2×10-7／炉年（点推定値）【炉心損傷頻度】3.0×10−１０／炉年（点推定値）【全炉心損傷頻度への寄与割合】 約5%【全炉心損傷頻度への寄与割合】0.1％未満

・内部事象ＰＲＡ及び地震・津①S/R開失敗シナリオ①

逃がし安全弁開失敗シナリオ

波ＰＲＡを含めた全炉心損①-(2) フラジリティ評価①−(2) フラジリティ評価の保守性

傷頻度に対する寄与割合を

a.評価対象機器/評価部位

ａ．評価対象機器／評価部位

事故シーケンスとしては，過渡事象や外部電源喪失，全交流動力電源喪失時の発生時を想定しているが，いずれのケースにおいても，S/R 弁の損傷に起因している。

記載。

事故シーケンスとしては，過渡事象や外部電源喪失，交流電源喪失，直流電源喪失の発生時を想定しているが，いずれのケースにおいても，逃がし安全弁の機能損傷（開失敗）を想定している。

b.評価方法
S/R 弁の構造上，最弱部の決定論的評価結果に基づき，フラジリティ評価を実施している。

ｂ．評価方法
今回のフラジリティ評価では，決定論による耐震評価結果に基づき，耐力係数と応答係数を用いた安全係数法によりフラジリティを評価した。

①-(3) 現実的評価/最適評価（フラジリティ/シナリオ）

ｃ．フラジリティ曲線の保守性等

S/R 弁については合計 18 台設置されているものの，フラジリティ評価上は，機器の完全相関を仮定

逃がし安全弁については，合計 18 台設置されているものの，フラジリティ評価上は，機しており，単一機器の評価＝全台の評価としている。共通原因故障として単一機器の機能喪失を全台

器の完全相関を仮定しており，単一機器の評価＝全体の評価としている。共通原因故障とし機能喪失と仮定すること自体は保守的な取り扱いではあるが，実際には機器配置の差など，応答に差て単一機器の機能喪失を全台機能喪失と仮定すること自体は保守的な取り扱いではあるが，があることを踏まえると，さらに余裕があると言える。

実際には機器配置の差など，応答に差があることを踏まえると，さらに余裕があると言える。

①-(4) 有効性評価における事故シーケンスグループとしての取り扱い①−(3) 有効性評価における事故シーケンスグループとしての取扱い
本事故シーケンスグループの発生頻度は小規模な損傷の影響も含めた評価でも 3.0×10−１０／炉年であり，全炉心損傷頻度（7.5×10−５／炉年）に対して 0.1％未満と小さい。

PRA 評価では，S/R 開失敗による LOCA シナリオとして，S/R 弁全数破損により原子炉圧力が過剰に逃がし安全弁開失敗によるＬＯＣＡシナリオとして，逃がし安全弁全数破損により原子炉圧

上昇し原子炉一次冷却材バウンダリが広範囲・大規模に破損に至ることを想定し，影響緩和系に期待力が過剰に上昇し原子炉冷却材圧力バウンダリが広範囲に破損に至ることを想定し，影響緩和

できず炉心損傷が回避不可となるケースを考え，炉心損傷直結としている。

系に期待できず炉心損傷が回避不可となるケースを考え，炉心損傷直結としている。

ただし，①-(3)の通り，要因となっている S/R 弁の現状のフラジリティ評価にかなり保守的な仮定

ただし，①−(2)の通り，要因となっている逃がし安全弁の現状のフラジリティ評価に保守

15

211

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 2）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二

をおいており，現実的な事故シナリオとしては，合計 18 台ある S/R 弁が同時損傷する可能性は極め的な仮定をおいており，現実的な事故シナリオとしては，合計 18 台ある逃がし安全弁が同時て低いことから，E-LOCA には至ることなく緩和系による事象収束が期待できる。そのため，炉心損傷

損傷する可能性は極めて低いことから，Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅに至る確率が十分小さいと判断し，有効性評価の事故シーケンスグループとしては取り扱わないこと

響緩和系による事象収束が期待できる。そのため，炉心損傷に至る確率が十分小さいと判断し，とした 2。

有効性評価の事故シーケンスグループとしては取り扱わないこととした。

②格納容器内配管損傷シナリオ②②-(2) フラジリティ評価②−(2) フラジリティ評価の保守性

a.評価対象機器/評価部位

ａ．評価対象機器／評価部位

配管が格納容器内を通る系統について，配管本体及びその支持構造物のフラジリティを評価した。

ＬＯＣＡには至ることなく影

格納容器内配管損傷シナリオ

本評価では，格納容器内を通る配管について，系統ごとに地震荷重に対して裕度が小さい
部位を，評価部位として選定した。

b.評価方法
配管の評価は，各系統で耐震評価上厳しい決定論の結果に基づき，フラジリティ評価を実施している。
c.決定論的耐震評価/設計基準地震動に対する裕度

ｂ．評価方法
今回のフラジリティ評価では，決定論による耐震評価結果に基づき，耐力係数と応答係数を用いた安全係数法によりフラジリティを評価した。
ｃ．フラジリティ曲線の保守性等

地震力をモーダル解析による応答スペクトル法により算出する配管系は，その配管系の振動性状を考慮したモデルを用い，適切な減衰定数により地震応答解析を行う。
配管系の地震応答解析に用いる減衰定数，評価基準値等は保守的に設定されており，裕度を確保している。
配管本体については設計に比べて大きな耐震裕度を有しており，既往研究結果等からも設計想定レ

配管本体については，設計に比べて大きな耐震裕度を有しており，既往研究結果等からもベルを上回る地震力に対して健全性を維持することが確認されている。
「平成 15 年配管系終局強度試

設計想定レベルを上回る地震力に対して健全性を維持することが確認されている。「配管系験」においては，配管バウンダリが設計レベルの約 12 倍の耐震裕度を有していることが確認された。

終局強度試験」（平成 15 年）[1]においては，許容応力度（3Sm）の 10 倍の応力強さにおいて

平成 18 年に実施した電共研における配管系耐震試験では，配管サポート及び定着部を含めて模擬も塑性崩壊または疲労による破損は生じないことなどが確認されている。

した配管サポート系試験体の実規模加振試験を実施しており，配管及びサポートについて，設計で許容されるレベルに対して少なくとも 9 倍の耐震裕度があることを確認している。
②-(3) 現実的評価/最適評価（フラジリティ/シナリオ）
現実的な損傷に対して現実的な評価を行うとすれば，配管および配管サポートを一体でモデル化し上記のような現実的な損傷に対して現実的な評価を行うとすれば，配管および配管サポー

た応答解析を行う詳細法が考えられるが，今回の評価としては保守的な決定論的評価に基づいた簡易トを一体でモデル化した応答解析を行う詳細法が考えられるが，今回の評価としては保守的的な方法により評価しているため，配管系が損傷に至る地震動の大きさは，耐震評価から求まる地震な決定論的評価に基づいた安全係数法により評価しているため，配管系が損傷に至る地震動

動の大きさよりもはるかに大きいと考えられる。

の大きさは，耐震評価から求まる地震動の大きさよりも十分に大きいと考えられる。
格納容器内配管が地震により疲労損傷した場合においても，大径配管が疲労により全周破損に至る可能性は小さく，その場合，原子炉冷却材の流出量は，ＬＯＣＡで想定している流

2

E-LOCA を仮定した場合でも，ECCS 系による注水流量では足りないほどの原子炉冷却材の流出が考出量を大きく下回る。

えられることから，この事故シーケンスは，LOCA 時に ECCS 系による注水機能が喪失した場合と類似の状況となる可能性が高いと考えられ，「LOCA 時注水機能喪失」の事故シーケンスグループに整理できる。また，E-LOCA 発生時には，大 LOCA＋SBO シーケンスと同様に，早い段階で炉心損傷に至ることから，炉心損傷防止対策を講じることは困難である。そのため，本事故シーケンスについて

16

212

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 2）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二は，炉心損傷対策の有効性評価の事故シーケンスグループとして定義するのではなく，格納容器破損防止対策を講じることにより，格納容器閉じ込め機能を維持できるようにしておくことが重要であると考えられる。
②-(4) 有効性評価における事故シーケンスグループとしての取り扱い②−(3) 有効性評価における事故シーケンスグループとしての取扱い
本事故シーケンスグループの発生頻度は小規模な損傷の影響も含めた評価でも 3.0×10−１０／炉年であり，全炉心損傷頻度（7.5×10−５／炉年）に対して 0.1％未満と小さい。

PRA 評価では，格納容器内配管損傷による LOCA シナリオとして，損傷程度（規模，範囲）を特定す

格納容器内配管損傷によるＬＯＣＡシナリオとして，損傷程度（規模，範囲）を想定するこることは困難であるものの，②-(3)の通り，フラジリティ評価にかなり保守的な仮定をおいており，とは困難であるものの，②−(2)の通り，フラジリティ評価に保守的な仮定を置いており，現現実的な事故シナリオとしては，E-LOCA には至ることなく緩和系による事象収束が期待できると考え

実的な事故シナリオとしては，Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡには至ることなく影響緩和系にられるため，炉心損傷に至る確率が十分小さいと判断し，有効性評価の事故シーケンスグループとしよる事象収束が期待できると考えられるため，炉心損傷に至る確率が十分小さいと判断し，有ては取り扱わないこととした 3。

効性評価の事故シーケンスグループとしては取り扱わないこととした。

2.4 計測・制御系喪失

2.5 計装・制御系喪失(1) 想定事故シナリオ(1) 想定事故シナリオ

計装・制御系が損傷した場合，プラントの監視及び制御が不能に陥る可能性があること，発生時の地震により計装・制御系が損傷した場合，プラントの監視及び制御ができなくなる可能性があプラント挙動に対する影響が現在の知見では明確でないことから，保守的に直接炉心損傷に至る事故

ること，発生時のプラント挙動に対する影響が現在の知見では明確でないことから，保守的に直シナリオとして整理している。

接炉心損傷に至る事故として整理している。

【炉心損傷頻度】 6.9×10 ／炉年（点推定値）【炉心損傷頻度】3.7×10−１０／炉年（点推定値）【全炉心損傷頻度への寄与割合】 1%未満

【全炉心損傷頻度への寄与割合】0.1％未満-8(2) フラジリティ評価
a.評価対象機器/評価部位
計測・制御系喪失において評価対象となる電気計装機器は，制御盤，計装ラック，バイタル交流電源設備である。

・内部事象ＰＲＡ及び地震・津(2) フラジリティ評価の保守性

波ＰＲＡを含めた全炉心損

ａ．評価対象機器／評価部位

傷頻度に対する寄与割合を

計測・制御系喪失において評価対象となる電気計装機器は，制御盤及び計装ラックであり，記載。

これらの機能損傷について評価している。

これらの電気計装機器について，基礎ボルトの構造損傷及び，盤または計装ラック全体における機能損傷について評価している。
b.評価方法
制御盤及びバイタル交流電源設備は，盤の形状が何れも直立盤に分類されることから，水平方向の耐力評価については，過去に直立盤について機能確認済加速度値を検証している JNES の知見を用いｂ．評価方法
今回のフラジリティ評価では，決定論による耐震評価結果に基づき，耐力係数と応答係数を用いた安全係数法によりフラジリティを評価した。

て行った。
計装ラックについても水平方向の耐力評価については，ＪＮＥＳによる計装ラック全体を加振して検証した機能確認済加速度値が検証されていることから，この知見を用いて耐力評価を実施した。
鉛直方向については，既往の試験結果による機能確認済加速度を適用することとした。
3

E-LOCA を仮定した場合でも，ECCS 系による注水流量では足りないほどの原子炉冷却材の流出が考

17

213

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 2）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二

えられることから，この事故シーケンスは，LOCA 時に ECCS 系による注水機能が喪失した場合と類似の状況となる可能性が高いと考えられ，「LOCA 時注水機能喪失」の事故シーケンスグループに整理できる。また，E-LOCA 発生時には，大 LOCA＋SBO シーケンスと同様に，早い段階で炉心損傷に至ることから，炉心損傷防止対策を講じることは困難である。そのため，本事故シーケンスについて
は，炉心損傷対策の有効性評価の事故シーケンスグループとして定義するのではなく，格納容器破損防止対策を講じることにより，格納容器閉じ込め機能を維持できるようにしておくことが重要であると考えられる。
c.決定論的耐震評価/設計基準地震動に対する裕度

ｃ．フラジリティ曲線の保守性等
今回の耐力評価に使用している機能確認済加速度は，誤動作を起こすまでの試験結果である

今回の耐力評価に使用している機能確認済加速度は，誤動作を起こすまでの結果である場合が多く，電気計装機器の機能損傷レベルに対して余裕のある機能確認済加速度値を採用している。

場合が多く，電気計装機器の実際の機能損傷レベルに対して余裕のある機能確認済加速度値を採用している。

(3) 現実的評価/最適評価（フラジリティ/シナリオ）
今回の直立盤及び計装ラックの評価に適用した機能確認済加速度値は，盤及び内蔵器具類が再使用

このため，機能維持確認済加速度値は，制御盤，計装ラック及びこれらに内蔵される器具が困難な状態までを検証した結果でないことから，仮に地震動が機能確認済加速度値を超過した場合に再使用困難な状態（構造損傷）となるまでを検証した結果ではないことから，仮に地震動が機おいても一時的な故障にとどまる可能性が高く，地震収束後に再起動操作等を適切に実施することに能確認済加速度値を超過した場合においても一時的な機能喪失にとどまる可能性が高く，地震より機能回復が可能と考える。

収束後に再起動操作等を適切に実施することにより機能回復が可能と考える。

そのため，今回の評価においては炉心損傷直結事象と整理してはいるが，現実的に，直立盤または計装ラックが倒壊するような復旧困難な損傷でない限りは事象収束措置が図られること及び，上記理由により機能回復が見込めることからも，実態として炉心損傷に直結しないものと考えられる。
(4) 有効性評価における事故シーケンスグループとしての取り扱い
仮に直立盤または計装ラックが倒壊するような機能回復が見込めないような場合であっても，その範囲により事象収束の可能性が残されているものの，損傷の程度や，影響の程度によって変化する事
故シーケンスを個別に特定していくことは困難である。

(3) 有効性評価における事故シーケンスグループとしての取り扱い
本事故シーケンスグループの発生頻度は復旧可能な機能喪失の影響も含めた評価でも 3.7×10−１０／炉年であり，全炉心損傷頻度（7.5×10−５／炉年）に対して 0.1％未満と小さい。

現実的な事故シナリオとしては，一時的な機能喪失にとどまる機器が多く，地震収束後に再起

ただし，(3)の通り，現実的な事故シナリオとしては，一時的な機能喪失にとどまる機器が多く，動操作を適切に実施することで影響緩和系による事象収束が期待できるため，炉心損傷に至る確

地震収束後に再起動操作を適切に実施することで緩和系による事象収束が期待できるため，炉心損傷率が十分小さいと判断し，有効性評価の事故シーケンスグループとしては取り扱わないこととしに至る確率が十分小さいと判断し，有効性評価の事故シーケンスグループとしては取り扱わないこと

た。

とした。
2.5 直流電源喪失

・東海第二は，直流電源系の設(1) 想定事故シナリオ

備構成が異なることから，完

直流電源系が損傷に至ることで，ほぼ全ての安全機能の制御機能が喪失することから直接炉心損傷

全相関として扱っていないに至る事故シナリオとして整理。

ため，直接炉心損傷に至る事-8【炉心損傷頻度】 6.0×10 ／炉年（点推定値）

故シナリオとしては整理し【全炉心損傷頻度への寄与割合】 1%未満

ていない。

18

214

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 2）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二
・評価対象の違いによる記載の相違。

(2) フラジリティ評価
a.評価対象機器/評価部位
直流電源喪失において評価対象となる電気計装機器は，蓄電池，充電器盤，直流主母線盤，ケーブ
ルトレイ，電線管，直流 MCC である。
これらの電気計装機器について，蓄電池架台と盤の基礎部の構造損傷，ケーブルトレイ及び電線管のサポート類の構造損傷，盤における機能損傷について評価している。
b.評価方法
蓄電池については蓄電池架台の基礎部についての構造損傷評価を実施し，ケーブルトレイ及び電線管については，ケーブルトレイと電線管の本体及び各サポート類の構造損傷を評価した。
また，充電器盤及び直流主母線盤は，盤の形状が何れも直立盤に分類されることから，水平方向の耐力評価については，過去に直立盤について機能確認済加速度値を検証しているＪＮＥＳの知見を用いて行った。
直流 MCC についても水平方向の耐力評価については，ＪＮＥＳによる MCC 全体を加振して検証した
機能確認済加速度値が検証されていることから，この知見を用いて耐力評価を実施した。
鉛直方向については，既往の試験結果による機能確認済加速度を評価して適用することとした。
c.決定論的耐震評価/設計基準地震動に対する裕度
今回の耐力評価に使用している機能確認済加速度は，誤動作を起こすまでの結果である場合が多く，電気計装機器の機能損傷レベルに対して余裕のある機能確認済加速度値を採用している。
直流電源喪失において，特に HCLPF が低い電線管及びケーブルトレイは，多数のサポート類における決定論上の評価結果より，最も裕度の低かった部位（最弱部位）の評価結果を適用して得られた結果である。よって，部分的に損傷を開始する可能性は考えられるが，多数の電線管等が全て同時に損傷するものではないと考えられる。更に，電線管及びケーブルトレイの評価部位は，最弱部位（サポート類）に対する評価結果であり，電線管やケーブルトレイに収納されているケーブルが断線等により直接的に機能喪失に至ることを評価したものではない。
(3) 現実的評価/最適評価（フラジリティ/シナリオ）
今回の直立盤，直流 MCC の評価に適用した機能確認済加速度値は，盤及び内蔵器具類が再使用困難な状態までを検証した結果でないことから，仮に地震動が機能確認済加速度値を超過した場合においても一時的な故障にとどまる可能性が高く，地震収束後に再起動操作等を適切に実施することにより機能回復が可能と考える。
また，ケーブルトレイ及び電線管に適用した決定論上の評価結果についても，最弱部位（サポート類）の内，最も裕度の低い評価結果を適用した結果であることから，全てのサポートが同時に損傷するものでは無いと考えられること及び，ケーブル断線等の直接的な機能喪失を評価した結果を適用し

19

215

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 2）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二ているものではないことからも，実際のケーブル断線等の機能損傷に至るまでには裕度があると考え・評価対象の違いによる記載の

られる。

相違。

今回の評価結果から炉心損傷直結事象と整理されてはいるが，現実的に，直立盤または直流 MCC 或
いは蓄電池が倒壊するような復旧困難な損傷でない限りは事象収束措置が図られ機能回復が見込めること及び，電線管等についてもケーブル断線等の機能喪失に至るまでには裕度を有していることか
らも，実態として炉心損傷に直結しないものと考えられる。
(4) 有効性評価における事故シーケンスグループとしての取り扱い
仮に一部の直流 MCC や蓄電池が倒壊し復旧困難な場合においては，事象収束措置が困難となり炉心損傷に至るケースも想定されるものの，損傷の程度や影響の程度によって変化する事故シーケンスを個別に特定していくことは困難であり，大規模に機器が損傷に至る場合においては，さらにその困難さや評価の不確実さが増すことから，PRA 評価では，直流電源喪失シナリオは，保守的に炉心損傷直結としている。
ただし，(3)の通り，現実的な事故シナリオとしては，一時的な機能喪失にとどまる機器に対し，
地震収束後に適切に対応することで緩和系による事象収束が期待できるため，炉心損傷に至る確率が十分小さいと判断し，有効性評価の事故シーケンスグループとしては取り扱わないこととした。
2.6 格納容器バイパス

2.6 格納容器バイパス(1) 想定事故シナリオ(1) 想定事故シナリオ

格納容器バイパス事象は，インターフェースシステム LOCA（IS-LOCA）と，バイパス破断に細分化

格納容器バイパス事象は，常時開などの隔離弁に接続している配管が格納容器外で破損するとされる。IS-LOCA は，格納容器バウンダリ内外の高圧設計配管と低圧設計配管のインターフェースの同時に隔離弁が閉失敗することで，原子炉冷却材が流出する事象である。高温・高圧の原子炉冷隔離機能が喪失することによって，格納容器外の低圧設計配管，弁などに一次冷却材の高圧負荷がか却材が隔離不能な状態で格納容器外（原子炉建屋）へ流出し，原子炉建屋内の広範な影響緩和系

かり損傷が生じ，格納容器外へ原子炉冷却材流出を引き起こす事象である。バイパス破断は，常時開に係る機器（電気品，計装品等）が機能喪失し，損傷の規模や影響緩和系による事象収束可能性などの隔離弁に接続している配管が格納容器外で破損すると同時に隔離弁が閉失敗することで，原子の評価が困難なため，保守的に直接炉心損傷に至る事故シナリオとして整理している。

炉冷却材が流出する事象である。
本事故シーケンスにおいて支配的なシナリオは原子炉冷却材浄化系（CUW 系）隔離弁の下流側配管（耐震 B クラス）の地震による損傷と，通常開状態である隔離弁の同時損傷による隔離失敗に至ることでバイパス破断が発生するものである。事故シナリオとしては，原子炉冷却材が格納容器外への流出することで，建屋内の広範な影響緩和系に係る機器（電気品，計装品等）が機能喪失するとし，直接炉心損傷に至るものと整理している。
【炉心損傷頻度】 1.2×10-7／炉年（点推定値）【炉心損傷頻度】3.2×10−８／炉年（点推定値）【全炉心損傷頻度への寄与割合】0.1％未満【全炉心損傷頻度への寄与割合】 1%未満

波ＰＲＡを含めた全炉心損(2) フラジリティ評価の保守性(2) フラジリティ評価
a.評価対象機器/評価部位
本事故シーケンスで支配的なシナリオである格納容器バイパス破断については，CUW 系配管の破損

・内部事象ＰＲＡ及び地震・津ａ．評価対象機器／評価部位

傷頻度に対する寄与割合を記載。

本事故シーケンスに関連する機器のうち，本事故シナリオに対して，比較的大きな影響を及 ・評価対象の違いによる記載のぼす事象は，第 1 表に示すＦＶ重要度から，主蒸気ドレン弁（外側）の下流側配管（耐震Ｂク

相違。

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 2）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）と，CUW 系隔離弁の閉失敗に関する機器（隔離弁，電源設備（D/G，電源盤等））である。

東二ラス）の地震による損傷と，通常開状態である主蒸気隔離弁及び主蒸気ドレン弁（外側）の同 ・評価対象の違いによる記載の時損傷による隔離失敗に至る事象であり，本事象に関連する機器に対する保守性について整理

相違。

する。
ｂ．評価方法b.評価方法隔離弁や電源設備については，本事故シーケンス特有の設備ではないため，特段，フラジリティ評

今回のフラジリティ評価では，決定論による耐震評価結果に基づき，耐力係数と応答係数を用いた安全係数法によりフラジリティを評価した。

価に変わりはないが，CUW 系配管については，耐震 B クラスということで地震発生時の損傷確率 1.0としている。
ｃ．フラジリティ曲線の保守性等(3) 現実的評価/最適評価（フラジリティ/シナリオ）
CUW 系配管については，耐震 B クラスということでフラジリティ評価では地震に対する耐力を考慮していないものの，一定程度の耐力は有していると考えられる。また，隔離弁については，2 重化されているものの，完全相関を仮定していることから，地震動の大きさによっては，同時破損確率は，
現評価よりは低くなることが考えられる。

主蒸気ドレン弁（外側）の下流側配管については，耐震Ｂクラスであるため，地震動の大きさに限らず，地震発生時の損傷確率を 1.0 としているが，実際には，当該配管についても一定の裕度を有していることを踏まえると，保守性が確保されているものと判断できる。
主蒸気隔離弁及び主蒸気ドレン弁（外側）のフラジリティは，既往加振試験で得られた加速度の上限値を機能維持限界としているが，加振試験で機能損傷が確認されていないため，実際に機能損傷に至るには余裕があるものと考えられる。
(3) 有効性評価における事故シーケンスグループとしての取り扱い(4) 有効性評価における事故シーケンスグループとしての取り扱い
PRA 評価では，格納容器バイパスシナリオについて，配管損傷の程度やその発生位置に応じて変化する溢水量や溢水（又は蒸気）の伝播経路の特定，影響緩和措置の実現性や成立性の確認を含めた詳細な事象進展の特定は不確実さも大きく定量化困難である。

本事故シーケンスグループの発生頻度は（2）の保守性も含めた評価でも 3.2×10−８／炉年であり，全炉心損傷頻度（7.5×10−５／炉年）に対して 0.1％未満と小さい。
ただし，(2)のとおり，主蒸気ドレン弁（外側）の下流側配管（耐震Ｂクラス）について，地震動の大きさに限らず損傷確率を 1.0 としており，実際には一定の裕度が確保されていること，

ただし，(3)の通り，現実的な事故シナリオとしては，損傷の程度や位置によっては，建屋内で影主蒸気隔離弁及び主蒸気ドレン弁について，評価に用いている機能維持加速度に一定の裕度が確響の及ぶ機器は限定的なものとなり，原子炉へ注水を継続することにより炉心損傷回避が図られる。

保されているものと考えられることから，実際には本事故シーケンスの発生頻度は更に低くなる

また，(2)の通り，地震動の大きさに限らず CUW 系配管（耐震クラス B）について損傷確率 1 と仮定しと判断できる。

た評価を実施しているものの，新潟県中越沖地震の際も，建屋での配管損傷事例は確認されておらず，
実際には一定の裕度を有しておりことから，更に発生頻度は低くなると判断される。

以上を総合的に勘案した上で，本事象については，有意な頻度又は影響をもたらす事故シーケ
ンスグループとして新たに追加することは不要と判断した。

すなわち，損傷の程度によっては既存の有効性評価の事故シーケンスグループに含まれること，加えて本事故シーケンスにより炉心損傷に至る頻度はかなり稀な事象であるといえることから，新たな有効性評価の事故シーケンスグループとしては取り扱わないものとした。
2.7 原子炉停止機能喪失（※炉心損傷直結事象ではない）

2.7 防潮堤損壊(1) 想定事故シナリオ(1) 想定事故シナリオ

原子炉停止機能喪失事象（TC）は，スクラムによる原子炉停止に失敗するシナリオである。ただし，本シナリオについては炉心損傷直結事象には分類されるものではない。

防潮堤損傷により，多量の津波が敷地内に浸水することで，非常用海水ポンプが被水・没水して最終ヒートシンクが喪失するとともに，屋内外の施設が広範囲にわたり機能喪失して炉心損傷に至る事故シーケンスである。実際には津波波力による防潮堤の損傷の程度により，発生する事

PRA 評価ではヘディング「スクラム系」において，以下の設備の地震要因損傷により，制御棒の挿象の厳しさは以下のとおりの範囲を有している。

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 2）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二＜小規模な損傷の場合＞入に失敗するものとして評価している。

T.P.＋24m を超える津波により防潮堤の一部が損傷した場合は，原子炉建屋への浸水箇所や浸・炉内支持構造物
・CRD

水量の程度によっては，原子炉隔離時冷却系による原子炉注水に期待できる場合がある。

・燃料集合体（過度の相対変位による制御棒挿入失敗を想定）＜大規模な損傷の場合＞
T.P.＋24m を超える津波により防潮堤が倒壊する等，大規模な損傷が発生した場合は，敷地内【炉心損傷頻度】 3.6×10-7／炉年（点推定値）に多量の津波が浸水することで，屋内外の施設が広範囲にわたり浸水することで機能喪失に至り，炉心損傷に至る。
【炉心損傷頻度】3.3×10−７／炉年（点推定値）【全炉心損傷頻度への寄与割合】 約 2%

【全炉心損傷頻度への寄与割合】0.4％(2) フラジリティ評価−

波ＰＲＡを含めた全炉心損
傷頻度に対する寄与割合を(2) フラジリティ評価の保守性記載。

今回のフラジリティ評価では，津波高さが防潮堤耐力を確認している T.P.＋24.0m を超えた時(3) 現実的評価/最適評価（フラジリティ/シナリオ）

点で防潮堤の損傷確率を 1.0 と仮定しているが，実際には T.P.＋24.0m を超える津波に対しても−ある一定程度は防潮堤が健全であると考えられるため，保守性を有していると考えられる。

(4) 有効性評価における事故シーケンスグループとしての取り扱い
原子炉停止機能喪失は内的事象において既に抽出された事故シーケンスグループではあるものの，・内部事象ＰＲＡ及び地震・津(3) 有効性評価における事故シーケンスグループとしての取扱い
本事故シーケンスグループの炉心損傷頻度は 3.3×10−７／炉年であり，全炉心損傷頻度（7.5

地震 PRA においては全交流動力電源喪失＋スクラム失敗といったシナリオも評価上抽出される。
ただし，(1)で挙げた設備（炉内支持構造物，CRD，燃料集合体）については地震要因による損傷は×10−５）に占める割合が 1％未満と小さい。また，防潮堤損傷時は敷地内に多量の津波が流入す

否定できないものの，地震発生から損傷に至るまでには時間差があると考えられる。そのため，そのることにより，屋内外の施設が広範囲にわたり機能喪失することが考えられるが，津波による影

間に地震加速度大（水平 120gal，鉛直 100gal）によるスクラム信号発信及び制御棒挿入（100%挿入

響の程度について不確かさが大きく，どの程度の緩和設備に期待できるか厳密に特定することはで 1.33 秒，60%挿入で 0.85 秒（ともに平成 21 年定検時スクラム検査））は余裕をもって完了してい困難であるため，新たな事故シーケンスグループとして追加する必要はないと判断した。

る可能性が高い。
例えば設計基準地震動では P 波によりスクラム信号が発信し，3〜4 秒程度で最大加速度に達する。
また，新潟県中越沖地震では，震源が発電所から近い場所にあり厳しい地震であったが，その場合も最大相対変位が生じる随分前に，制御棒の挿入は完了していた（7 号機）。
また，制御棒が部分的に挿入失敗するようなケースでは，必ずしも臨界とはならないが，地震による CRD の損傷は同種系統間で完全相関を想定しているため，1 本の制御棒でも挿入失敗した場合は保守的にスクラム失敗により炉心損傷するものとして評価している。
以上より，現実的には本事故シーケンスにより炉心損傷に至る確率が十分小さいと判断し，地震 PRAとしては改めて有効性評価の事故シーケンスグループとして取り扱う必要はないものとした。

３．まとめ

3.

まとめ

炉心損傷直結事象として整理した 6 つの事故シーケンスについては，現実的な耐力や事故シナリオ

地震・津波ＰＲＡ特有の事故シーケンスについては，本来は，ＰＲＡ評価においても，損傷の程を考慮することにより，新たな有効性評価の事故シーケンスグループとしては取り扱わないものとし度に応じて影響緩和系による事象収束可否を詳細に評価することが望ましいが，現段階では損傷の4

規模や範囲の特定は困難かつ不確実さが大きく，これら事故シーケンスが発生した場合の事象進

本来は PRA 評価においても，損傷の程度に応じて緩和系による事象収束可否を詳細に評価すること

展，対策の成立性などについて評価を行うことが現実的ではないことから，保守的に炉心損傷に直

た 。

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 2）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二が望ましいが，現段階では損傷の規模や範囲の特定は困難かつ不確実さが大きく，これら事故シーケ結するものとして取り扱うこととしている。

ンスが発生した場合の事象進展，具体的には炉心損傷までの時間余裕，緩和系の健全性や炉心損傷防これらの事故シーケンスについては，保守的に実施した今回の地震・津波ＰＲＡにおいても，発止への必要性能有無などについて評価を行うことは現実的ではないことから，保守的に炉心損傷直結

生頻度や全炉心損傷頻度に対する寄与割合は小さく，さらに，現実的な耐力や事故シナリオを考慮として取り扱っている。

することにより，その多くの場合は，炉心損傷に至らないか，すでに想定されている事故シーケン
以 上

スグループに包含されるものと考えられる。
また，各事故シーケンスが発生した際の影響については，炉心損傷に至らない小規模な事象から，地震により建屋全体が崩壊し内部の安全系機器・配管の全てが機能を喪失するような深刻な事故

大規模な地震を想定した場合の，多数の設備の損壊により炉心損傷回避が困難となるケースについや，津波により屋内外の施設が広範囲にわたり機能喪失する事故まで，事象発生時にプラントに及ても，炉心損傷防止対策の有効性評価の事故シーケンスグループとして単独で定義する必要はなく，ぼす影響は大きな幅を有する。したがって，これらの地震・津波ＰＲＡ特有の事故シーケンスは，地震による損傷の程度や事象進展に応じて，さまざまな炉心損傷防止対策を臨機応変に組み合わせて

炉心損傷防止対策の有効性評価の事故シーケンスグループとして単独で定義するものではなく，発活用可能なように準備しておくことが重要である。また，原子炉建屋全体が損壊し，建屋内部の安全

生する事象の程度や組合せに応じて対応していくべきものである。具体的には，炉心損傷に至らな系機器が機能喪失に至ってしまうような非常に苛酷な状況下においても，屋外の可搬型設備により注い小規模な事象の場合には，使用可能な炉心損傷防止対策や格納容器破損防止対策を柔軟に活用す

水，除熱，電源機能を確保するとともに，大規模損壊対策として放水砲等の影響緩和措置を講じられることが可能であったり，建屋全体が崩壊し内部の安全系機器・配管の全てが機能喪失するようなるようにしておくことが重要であると考えられる。

深刻な事故の場合には，可搬型のポンプ・電源，放水砲等を駆使した大規模損壊対策による対応も

4

含め，臨機応変に影響緩和対策を試みることで対応していくことが可能と考えられる。
以上のとおり頻度及び影響の観点から検討した結果，これらの事故シーケンスについては，設置許可基準規則の解釈に基づき想定する事故シーケンスグループと比較して，新たに追加する必要はないと総合的に判断した。
以上【参考文献】[1] (財)原子力発電技術機構 原子力発電施設耐震信頼性実証に関する報告書，配管系終局強度 ，
平成 10 年度〜平成 15 年度

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 2）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 2）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 2）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 3）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二
別紙 3

諸外国における炉心損傷防止対策の調査結果について

重大事故防止に関係する設備についての諸外国の調査結果

1. 調査方法
諸外国（米国及び欧州）の既設プラントにおいて整備している先進的な炉心損傷防止対策につい(1) 諸外国における先進的な安全対策の調査方法
諸外国(米国及び欧州)において整備されている対策の状況については、国外の原子力規制機関て，以下の書類等から調査を実施した。

である米国原子力規制委員会(NRC)等の規制文書、米国の事業者公開資料、欧州におけるストレス

・原子力規制機関（米国ＮＲＣ，ドイツＢＭＵ等）の規制要求文書

テスト報告書等を調査した。また、原子力規制関係の調査委託会社の提携先である国外コンサル

・米国における最終安全解析書（ＦＳＡＲ）等の事業者文書

ティング機関から得られる情報等についても合わせて調査した。当社における海外情報収集の体

・欧州におけるストレステスト報告書

系を図 1 に示す。

また，原子力規制関係の調査委託会社の提携先である国外コンサルティング機関から得られる情報，国外原子力関係者を招いたセミナーでの情報，国外原子力プラントの視察情報等についても調査を実施した（図 1 参照）。

(2) 諸外国での先進的な対策について
諸外国における重大事故防止に関係する対策の情報について、柏崎刈羽原子力発電所 6,7 号炉

2. 調査結果で整備している対策と比較した結果を表 1 に示す。
調査の結果、全ての事故シーケンスグループについて、諸外国の既設プラントで整備されてい調査可能な範囲内で得られた国外既設プラントにおける炉心損傷防止対策について，東海第二発

る各機能の対策と同等の対策が、柏崎刈羽原子力発電所 6,7 号炉にも整備されていることを確認

電所の対策と比較した結果を表 1 に示す。なお，表 1 では事故シーケンスグループごとに対策を整した。

理しているが，国外既設プラントにおける炉心損傷防止対策については，各対策のサポート系等の詳細な情報が一部公開されていないため，各事故シーケンスグループの条件下で使用可能か判断で以 上きない対策については使用可能と仮定して記載している。
表 1 のとおり，東海第二発電所の対策は，全ての事故シーケンスグループにおいて，国外既設プラントで整備されている対策と同等であることを確認した。
なお，「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」の事故シーケンスグループについては，諸外国においても全ての破断面積に対して炉心損傷を防止できるような設備対策はとられていないことを確認した。

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 3）
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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
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緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
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シーケンス選定（別紙 3）
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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 3）
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緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

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柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 3）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 3）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 6）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

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別紙 6

別紙 4
内部事象 PRA における主要なカットセットと内部事象ＰＲＡにおける主要なカットセット及びＦＶ重要度

FV 重要度に照らした重大事故等防止対策の対応状況に照らした重大事故等防止対策の有効性について

各事故シーケンスグループに分類される事故シーケンスについて、炉心損傷又は格納容器破損に至各事故シーケンスグループに分類される事故シーケンスについて，炉心損傷又は格納容器破損に至る要因をカットセットレベルまで展開し、炉心損傷頻度又は格納容器破損頻度への寄与割合の観点でる要因をカットセットレベルまで展開し，炉心損傷頻度又は格納容器破損頻度への寄与割合の観点で整理し、主要なカットセットに対する重大事故防止対策の対応状況等を確認した。

整理し，主要なカットセットに対して重大事故等対処設備が有効であるか確認した。

※

また、事故シーケンスグループ別に FV 重要度 を評価し、FV 重要度が高い基事象に対する重大事
故防止対策の対応状況等を確認した。

また，事故シーケンスグループごとにＦＶ重要度を評価し，ＦＶ重要度が高い基事象に対する重大事故防止対策が有効であるか確認した。

※ Fussell-Vesely 重要度(FV 重要度)
炉心損傷の発生を仮定した時に、当該事象の発生が寄与している割合を表す指標。特定の機器の故
障や人的過誤の発生確率を低減することにより、どれ程の安全性の向上が望めるかを示す指標とみることもできる。プラントのリスクの低減を図る際に注目すべき機器等の候補を同定する際に有用な指標。
以下に、内部事象運転時レベル 1PRA、内部事象運転時レベル 1.5PRA、内部事象停止時レベル 1PRA そ

以下に，内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡ，内部事象出力運転時レベル１．５ＰＲＡ及び内部事

れぞれのカットセットの分析結果及び内部事象運転時レベル 1PRA、内部事象停止時レベル 1PRA にお

象停止時レベル１ＰＲＡのカットセットの分析結果及び内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡ、内部事

いて FV 重要度が高い基事象に対する重大事故防止対策の対応状況の確認結果を示す。

象停止時レベル１ＰＲＡにおいてＦＶ重要度が高い基事象に対して重大事故等対処設備が有効であるか確認した結果を示す。

1. 内部事象運転時レベル 1PRA

1.

1-1. 主要なカットセットに照らした重大事故等防止対策の対応状況の確認

1-1． 主要なカットセットに照らした重大事故等対処設備の有効性(1) 選定条件(1) 選定条件

事故シーケンスの種類によっては展開されるカットセットが無数に存在するため、ここでは、各事
故シーケンスについて以下の基準を基に主要なカットセットを抽出した。
・主要な事故シーケンス※のうち、最も炉心損傷頻度の大きな事故シーケンスについて、上位 3 位
までのカットセット

内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡ

事故シーケンスの種類によっては展開されるカットセットが無数に存在するため，ここでは以下の基準を基に主要なカットセットを抽出した。
・炉心損傷頻度が 10−７／炉年以上・事故シーケンスグループ別炉心損傷頻度への寄与が 1％以上
また，上記の条件を満たさないカットセットについても，各事象シーケンスにおける上位 3 位
までのカットセットを抽出し，重大事故等対処設備が有効であるか確認した。

各事故シーケンスにおける主要なカットセット及び炉心損傷防止対策の整備状況等を第 1-1 表に確認結果を第 1-1 表〜第 1-9 表に示す。

示す。
※ 主要な事故シーケンスは、同じ事故シーケンスグループに含まれる複数のシーケンスを、シー
ケンスの上の主な特徴に着目して詳細化して分類したもの。

1231

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 6）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）(2) 主要なカットセットの確認結果

東二(2) 主要なカットセットの確認結果

第 1-1 表に示した通り、一部に炉心損傷防止が困難な事故シーケンスが存在するものの、大半の事

第 1-1 表〜第 1-9 表に示したとおり，一部に炉心損傷防止が困難な事故シーケンスが存在する

故シーケンスに対しては、主要なカットセットレベルまで展開しても、整備された重大事故等防止対

ものの，大半の事故シーケンスに対しては，主要なカットセットレベルまで展開しても，整備す策により炉心損傷を防止できることを確認した。

る炉心損傷防止対策により炉心損傷を防止できることを確認した。

一方、事故シーケンスグループのうち、「高圧注水・減圧機能喪失」、「全交流動力電源喪失」、「LOCA

一方，事故シーケンスグループのうち，「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」に含まれる事故シーケン

時注水機能喪失」に含まれる一部の事故シーケンスにおいて、故障モードによっては有効性評価で考スでは，故障モード又はＬＯＣＡの破断面積の大きさによっては有効性で考慮した対策では対応

慮した対策では対応できない場合があることを確認した。

できない場合があることを確認した。

(3) カットセットを踏まえた事故シーケンスへの対策の対応性(3) カットセットを踏まえた事故シーケンスへの対策の対応性

今回の分析では、各事故シーケンスグループのうち、主要な事故シーケンスそれぞれについて支配

今回の分析では，各事故シーケンスグループのうち，主要な事故シーケンスそれぞれについて的なカットセットを確認し、対策の有効性を定性的に考察した。支配的なカットセットであっても、支配的なカットセットを確認し，対策の有効性を定性的に考察した。なお，支配的なカットセッ

事故シーケンスグループ全体の炉心損傷頻度(CDF)に対しては小さな割合となる場合もある。このたトであっても，事故シーケンスグループ全体の炉心損傷頻度に対しては小さな割合となる場合もめ、今回確認したカットセットの CDF の合計が事故シーケンスグループの CDF に占める割合は事故あり，今回確認したカットセットの炉心損傷頻度の合計が事故シーケンスグループの炉心損傷頻

シーケンスグループ毎に異なり、約 27〜76%の幅が生じた。また、全 CDF から見ると、「崩壊熱除去度に占める割合は事故シーケンスグループによって異なる。全炉心損傷頻度から見ると，「崩壊機能喪失」のシーケンスグループが約 99.9%を占めており、今回、「崩壊熱除去機能喪失」については

熱除去機能喪失」の事故シーケンスグループが約 99.8％を占めており，「崩壊熱除去機能喪失」

CDF の約 66%のカットセットを確認したことから、全 CDF に対しても、約 66%のカットセットを確認

については，炉心損傷頻度の約 82％のカットセットを確認したことから，全炉心損傷頻度に対しし、対策の有効性を定性的に確認したものと整理できる。

ても，約 82％のカットセットを確認し，対策の有効性を定性的に確認したものと整理できる。

また、「崩壊熱除去機能喪失」は除熱機能の喪失によって格納容器が先行破損し、炉心損傷に至る

また，「崩壊熱除去機能喪失」は除熱機能の喪失によって格納容器が先行破損し，炉心損傷にシーケンスグループであることから、対策としては除熱機能の多重化及び多様化が有効であると考え至ることから，対策としては除熱機能の多重化及び多様化が有効であると考えられる。除熱機能られる。除熱機能については、大気を最終ヒートシンクとする耐圧強化ベント系や格納容器圧力逃がについては，大気を最終ヒートシンクとする耐圧強化ベント及び格納容器圧力逃がし装置を設置

し装置を設置し、その機能を多様化している。耐圧強化ベント系や格納容器圧力逃がし装置は残留熱し，その機能を多様化している。耐圧強化ベント及び格納容器圧力逃がし装置は残留熱除去系等

除去系等に対して独立な系統であり、共通原因による機能喪失のリスクを可能な限り低減している。

に対して独立した系統であり，共通原因による機能喪失のリスクを可能な限り低減している。ここのことから、全 CDF の約 99.9%を占める「崩壊熱除去機能喪失」に対しては CDF の殆どの割合に対のことから，全炉心損傷頻度の約 99.8％を占める「崩壊熱除去機能喪失」に対しては炉心損傷頻して、有効性評価で考慮した対策が有効なものであると考えられる。

度のほとんどの割合に対して，有効性評価で考慮した対策での対応が有効なものであると考えられる。

(2)で述べた有効性評価で考慮した対策では対応できない場合について、「高圧注水・減圧機能喪(2)で述べた有効性評価で考慮した対策では対応できない場合について，全炉心損傷頻度から失」、「LOCA 時注水機能喪失」のカットセットを確認すると、人的過誤(注水失敗の認知失敗等)と計

見た場合は非常に小さい寄与ではあるが，「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」において中破断ＬＯＣＡ

測制御系の故障(計器や自動起動ロジック故障)の重畳が抽出されている。全 CDF から見た場合、これを起因とするカットセットが抽出されており，ＬＯＣＡについては破断面積の大きさが一定の範らのカットセットの頻度は非常に小さな値であるが、これらについては、訓練等により人的過誤の発囲を超えるような場合は，炉心損傷を防止することができないシーケンスとして整理している。

生可能性の低減に努めるとともに、計測制御系の故障時にも、正常に動作・計測されている他の計器・これらの炉心損傷防止対策が有効に機能しないカットセットについては，格納容器破損防止対策

パラメータによってプラントの異常を検知できるよう訓練等による対応能力の向上に努めていく。まにより原子炉格納容器の閉じ込め機能に期待できることを確認することとしている。また，「Ｌた、「全交流動力電源喪失」における逃がし安全弁開固着を伴う事故シーケンスは、炉心損傷を防止

ＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗」のカットセットとして抽出されている，計装系のできないと整理していたシーケンスであって、格納容器破損防止対策で対応する事故シーケンスとし

故障及び人的過誤（注水不能認知失敗）が重畳するカットセットについては，認知に失敗したまて整理していたものである。これについては、カットセットからも、有効性評価で考慮した対策でのま長時間気づかないことは現実的には考え難く，これら認知失敗が含まれるカットセットの炉心対応が困難であることが確認された。

損傷頻度は非常に小さくなっているものの，発生した場合は有効性評価で考慮した対応が困難である。

上記の通り、人的過誤と計測制御系の故障が重畳する非常に頻度の小さな場合において、有効性評

有効性評価で考慮した対策は，基本的に設計基準設備に対して多様化された，独立系統機能の2

232

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 6）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二

価で考慮した対策では対応できない場合が考えられるものの、有効性評価で考慮した対策と設計基準追加であることから，これらの共用部分の故障を伴うカットセットが抽出されていない以上，有設備の共用部分(注入弁等)の故障を伴う様なカットセットは、支配的なカットセットとしては抽出さ効性で考慮した対策はほとんどのシーケンスに対して有効であると考えられる。また，全炉心損れていない。有効性評価で考慮した対策は、基本的に設計基準設備に対して多様化された、独立な系

傷頻度の約 99.8％を占める「崩壊熱除去機能喪失」についても，今回考慮した除熱機能である残統機能の追加であることから、これらの共用部分の故障を伴うカットセットが支配的なカットセット

留熱除去系に対して，独立かつ多様化された系統である格納容器圧力逃がし装置等を設けることとして抽出されていない以上、有効性評価で考慮した対策は、殆どのシーケンスに対して有効であるから，全炉心損傷頻度のほとんどの割合に対して，有効性評価で考慮した対策が有効なものであと考えられる。また、全 CDF の約 99.9%を占める「崩壊熱除去機能喪失」についても、今回考慮したると考えられる。

除熱機能である残留熱除去系に対して、独立かつ多様化された系統である格納容器圧力逃がし装置等が設けられていることから、全 CDF の殆どの割合に対して、有効性評価で考慮した対策が有効なものであると考えられる。

3233

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 6）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）【主要なカットセットに対する検討】(高圧・低圧注水機能喪失(TQUV))

東二【高圧・低圧注水機能喪失】○ 第 1-1 表より、事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」については CDF の約 27%のいずれの事故シーケンスにおいても，機器故障又は保守点検のための待機除外により電源，補機冷

カットセットを確認した。なお、「高圧・低圧注水機能喪失」は全 CDF に占める CDF の割合が 0.1%

却系等のサポート系の機能喪失が重畳し，それに伴い高圧・低圧注水機能が喪失するカットセットが未満であり、全 CDF に対して寄与割合の低い事故シーケンスグループである。

上位に抽出されている。

○ 主要な事故シーケンスのうち、「過渡事象＋高圧/低圧注水失敗」、「過渡事象＋S/R 弁再閉鎖失敗＋

これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，補機冷却が不要であり，また，代替電

高圧/低圧注水失敗」、「通常停止＋高圧/低圧注水失敗」、「通常停止＋S/R 弁再閉鎖失敗＋高圧/低源である代替高圧電源装置からの給電が可能な低圧代替注水系（常設）による原子炉注水が有効であ

圧注水失敗」、「サポート系喪失＋S/R 弁再閉鎖失敗＋高圧/低圧注水失敗」では、高圧・低圧注水る。

機能が喪失する要因として、原子炉補機冷却系又は原子炉補機冷却海水系の起動又は継続運転失また，高圧・低圧注水機能喪失における低圧代替注水系と（常設）と設計基準設備の共有部分とな敗の共通原因故障による電動の ECCS 注水ポンプの機能喪失と合わせて、S/R 弁の開固着又は起動る注入弁の故障を伴うカットセットについては，低圧代替注水系（常設）に期待が出来ないものの，

失敗等による RCIC の機能喪失が挙げられている。炉心損傷防止対策としては、機能喪失した ECCS

事故シーケンスグループに対する寄与割合は 0.1%未満と非常に小さい。また，低圧代替注水系（常設）

注水系の代替となる、低圧代替注水系(常設)による注水が有効である。

の注入弁が故障した場合においては，高圧代替注水系により炉心損傷防止が可能である。

○ 「サポート系喪失＋高圧/低圧注水失敗」については、計測・制御機器の共通原因故障と合わせて、
高圧/低圧 ECCS の起動失敗が挙がっている。炉心損傷防止対策としては、機能喪失した ECCS 注
水系の代替となる、低圧代替注水系(常設)による注水が有効である。
○ いずれの事故シーケンスについても、注水による炉心冷却を確保した後は、代替原子炉補機冷却系又は格納容器圧力逃がし装置を用いて除熱を行う。なお、上位のカットセットとしては抽出されていないが、残留熱除去系が機能喪失している場合には、格納容器圧力逃がし装置を用いて除
熱を行う。

4

234

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 6）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二

第 1-1 表 事故シーケンスの分析(最小カットセットの抽出)結果(1/7)※1

第 1-1 表 「高圧・低圧注水機能喪失」におけるカットセット
事故シーケンス

過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

第 1-1 表 事故シーケンスの分析(最小カットセットの抽出)結果(1/7(続き))※1

高
圧
・
低
圧
注
水
機
能
喪
失

炉心
損傷頻度
（／炉年）

3.2E-102.0E-10

4.2E-10

4.3E-11Ｔ
Ｑ
Ｕ
Ｖ

サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

2.5E-09

炉心
損傷頻度
（／炉年）

事故シーケンス
グループに対する寄与割合①外部電源喪失＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

8.2E-120.2%○②外部電源喪失＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＤＧ−２Ｃ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

5.5E-120.2%○②外部電源喪失＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

5.5E-120.2%○①逃がし安全弁誤開放＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水トレーナ閉塞共通原因故障

5.7E-120.2%○②非隔離事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

5.1E-120.1%○③逃がし安全弁誤開放＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水トレーナ閉塞共通原因故障

4.7E-120.1%○①交流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

1.5E-110.4%○②交流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ海水ストレーナ閉塞＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

7.3E-120.2%○③交流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷポンプ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

5.7E-120.2%○①計画外停止＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

1.3E-12<0.1%○②計画外停止＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

1.0E-12<0.1%○③計画外停止＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ海水ストレーナ閉塞＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

5.0E-13<0.1%○①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

2.4E-106.8%○②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

1.6E-104.6%○③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧメンテナンスによる待機除外＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

1.0E-103.0%④直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂ海水ストレーナ閉塞

8.1E-112.3%○⑤直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂ海水ストレーナ閉塞

5.5E-111.6%○⑥直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂ熱交入口弁開け忘れ

5.2E-111.5%○⑥直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂ熱交出口弁開け忘れ

5.2E-111.5%○⑥直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン隔離弁開け忘れ

5.2E-11

1.5%○

5.2E-11

1.5%○

4.3E-111.2%○

主要なカットセット⑥直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン排水弁開け忘れ⑩直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＬＰＣＩ−Ｂ／Ｃ起動信号共通原因故障＋ＬＰＣＩ−Ｂ／Ｃ起動操作失敗⑪直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂ熱交入口弁開け忘れ

サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

3.0E-11

有効性を確認する主な対策

・低圧代替注水系（常設）

対策の
有効性

○

3.5E-111.0%○⑪直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂ熱交出口弁開け忘れ

3.5E-111.0%○⑪直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂ放水ライン隔離弁開け忘れ

3.5E-111.0%○⑪直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂ放水ライン排水弁開け忘れ

3.5E-111.0%○①直流電源故障（区分Ⅰ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

1.3E-12<0.1%○①直流電源故障（区分Ⅱ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

1.3E-12

<0.1%

○ ※１

③直流電源故障（区分Ⅰ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

8.5E-13<0.1%○③直流電源故障（区分Ⅱ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

8.5E-13

<0.1%

○ ※１

※１：区分Ⅱ直流電源母線喪失時には中央制御室からの低圧代替注水系（常設）注入弁の遠隔操作が不可となるが，現場での注入弁開操作により炉心損傷防止可能。

5235

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 6）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）【主要なカットセットに対する検討】(高圧注水・減圧機能喪失(TQUX))○ 第 1-1 表より、事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」については CDF の約 41%の
カットセットを確認した。なお、「高圧注水・減圧機能喪失」は全 CDF に占める CDF の割合が 0.1%未満であり、全 CDF に対して寄与割合の低い事故シーケンスグループである。
○ いずれの主要な事故シーケンスのカットセットからも、原子炉注水自動起動不能の認知失敗のヒ

東二【高圧注水・減圧機能喪失】
いずれの事故シーケンスにおいても，注水不能認知失敗のヒューマンエラー，原子炉減圧失敗のヒューマンエラーにより減圧機能が喪失するカットセットが上位に抽出されている。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，過渡時自動減圧機能による原子炉減圧が有効である。

ューマンエラー、原子炉減圧操作失敗のヒューマンエラーが抽出され、「通常停止+S/R 弁再閉鎖
失敗+高圧注水失敗+原子炉減圧失敗」を除く主要な事故シーケンスのカットセットからは、原子炉水位計不動作/誤高出力(共通原因故障)等の信号系の故障も抽出された。このうち、原子炉注水
自動起動不能の認知失敗と信号系の共通原因故障が重畳する場合、認知失敗により重大事故等対処設備として設置した高圧代替注水系の手動起動に期待できず、実際には故障の内容によるが、信号系の共通原因故障の場合は減圧自動化ロジックにも期待できないとすると、重大事故等防止対策に期待できず、炉心損傷を防止できない。この基事象の組み合わせ以外の場合には、高圧代替注水系による高圧注水のバックアップや減圧自動化ロジックによる低圧状態への移行等により、注水による炉心冷却を確保できる。
○ 注水による炉心冷却の確保に成功した後は、代替原子炉補機冷却系又は格納容器圧力逃がし装置
を用いて除熱を行う。なお、上位のカットセットとしては抽出されていないが、残留熱除去系が機能喪失している場合には、格納容器圧力逃がし装置を用いて除熱を行う。
○ 全 CDF から見た場合、炉心損傷を防止できないカットセットの頻度は非常に小さな値に抑えられていると考えるが、炉心損傷を防止できないカットセットに含まれている原子炉注水自動起動不能の認知失敗については、訓練等によりその発生可能性の低減に努めていく。

6236

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 6）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二

第 1-1 表 事故シーケンスの分析(最小カットセットの抽出)結果(2/7)※1

第 1-2 表 「高圧注水・減圧機能喪失」における主要なカットセット
事故シーケンス

過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋手動減圧失敗

高
圧
注
水
・
減
圧
機
能
喪
失

炉心
損傷頻度
（／炉年）

9.4E-09

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋手動減圧失敗

2.6E-09

Ｔ
Ｑ
Ｕ
Ｘ

サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋手動減圧失敗

8.3E-09

炉心
損傷頻度
（／炉年）

事故シーケンス
グループに対する寄与割合①非隔離事象＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＣＩＣポンプ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗

1.7E-100.8%○②非隔離事象＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷストレーナ閉塞＋ＲＣＩＣポンプ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗

8.1E-110.4%○③非隔離事象＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＣＩＣポンプ起動失敗＋注水不能認知失敗

6.7E-110.3%○①交流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋原子炉手動減圧失敗

1.0E-100.5%○②交流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ海水ストレーナ閉塞＋原子炉手動減圧失敗

4.8E-110.2%○③計画外停止＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＣＩＣポンプ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗

4.3E-110.2%①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋原子炉手動減圧失敗

1.6E-097.8%○②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗

1.1E-095.3%○③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧメンテナンスによる待機除外＋原子炉手動減圧失敗

6.8E-103.4%○④直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋注水不能認知失敗

6.3E-103.1%○⑤直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋注水不能認知失敗

4.3E-102.1%○⑥直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧメンテナンス＋注水不能認知失敗

2.7E-101.3%○

主要なカットセット

有効性を確認する主な対策

・過渡時自動減圧機能

対策の
有効性

○

7

237

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 6）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二【全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）】【主要なカットセットに対する検討】(全交流動力電源喪失(TB))○ 第 1-1 表より、事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」については CDF の約 56%のカッ

いずれの事故シーケンスにおいても，非常用ディーゼル発電機及び高圧炉心スプレイ系非常用ディ

トセットを確認した。なお、「全交流動力電源喪失」は全 CDF に占める CDF の割合が 0.1%未満でーゼル発電機の故障が重畳して全交流動力電源喪失に至るカットセット，及び軽油貯蔵タンク閉塞／あり、全 CDF に対して寄与割合の低い事故シーケンスグループである。

破損により全交流動力電源喪失に至るカットセットが上位に抽出されている。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，代替交流電源や交流動力電源に依存し○ 主要な事故シーケンスのうち、「外部電源喪失+D/G 全台起動失敗」(長期 TB)では、外部電源、非常用ディーゼル発電機による給電を喪失し、外部電源の復旧、高圧電源融通にも失敗するカットない代替注水手段が有効である。

セットが抽出されている。このカットセットに対しては、常設代替交流電源設備により電源を復第 1-3 表 「全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）」における旧するほか、原子炉隔離時冷却系の運転による長時間の炉心冷却の確保と格納容器圧力逃がし装

主要なカットセット

置による格納容器除熱によってプラントを安定な状態に維持することが有効である。
事故シ ーケンス

第 1-1 表 事故シーケンスの分析(最小カットセットの抽出)結果(4/7)※1
外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（ＲＣＩＣ成功）
全
交
流
動
力
電
源
喪
失

5.7E-08

長期
ＴＢ
サポート系喪失（直 流電源故障）(＋外部電 源喪失）
＋ＤＧ失敗
＋ＨＰＣＳ失敗（ＲＣＩＣ成功）

炉心
損傷頻度（ ／炉年）

事故シーケン ス
グル ープに対する寄与割合 ※１①外 部電源喪失＋軽 油貯蔵タンク閉塞

4.8E-0861.9%○②外 部電源喪失＋軽 油貯蔵タンク破損

3.2E-094.1%○③外 部電源喪失＋Ｄ Ｇ−２Ｃ／２Ｄ運転 継続失敗共通原因 故障＋Ｈ ＰＣＳ−ＤＧ運転継 続失敗

4.6E-100.6%○①直 流電源故障（区分Ⅱ ）＋軽 油貯蔵タンク閉塞

3.2E-094.1%②直 流電源故障（区分Ⅱ ）＋Ｄ Ｇ−２Ｃ運転継続失 敗＋Ｈ ＰＣＳ−ＤＧ運転継 続失敗

1.4E-091.9%○③直 流電源故障（区分Ⅱ ）＋Ｄ Ｇ−２Ｃ運転継続失 敗＋Ｈ ＰＣＳ−ＤＧ起動失 敗

9.8E-101.3%○

9.8E-10

1.3%

○

炉心
損傷頻度
（／ 炉年）

2.0E-08

主要な カットセット③直 流電源故障（区分Ⅱ ）＋Ｄ Ｇ−２Ｃ起動失敗＋Ｈ ＰＣＳ−ＤＧ運転継 続失敗※１ ：全交流動力電源 喪失（長期ＴＢ） の炉心損傷頻度に対 する寄与割合を示す

有効性を 確認する主な対策

・低 圧代替注水系（可搬 型）

対策の
有効性

○

8

238

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 6）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二【全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）】○ 主要な事故シーケンスのうち、「外部電源喪失+直流電源喪失」(TBD)では、外部電源を喪失し、○ＴＢＤ

共通原因故障により全てのバッテリーからの給電に失敗するカットセットが抽出され、主要な事故シ

高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機の故障又は保守点検による待機除外と蓄電池の故障が重畳し，ーケンスのうち 100%の割合を占めた。このカットセットに対しては、常設代替直流電源設備を用いて全交流動力電源喪失に至るカットセットが上位に抽出されている。

直流電源を復旧することにより、炉心損傷を防止することができる。
○ 主要な事故シーケンスのうち、「外部電源喪失+D/G 全台起動失敗＋RCIC 失敗」(TBU)では、外部○ＴＢＵ

電源、非常用ディーゼル発電機による給電を喪失し、短時間での外部電源の復旧に失敗し、RCIC のいずれの事故シーケンスにおいても，非常用ディーゼル発電機及び高圧炉心スプレイ系非常用ディ

運転継続に必要な復水貯蔵槽(CSP)への補給に失敗するカットセットが抽出されている。このカッーゼル発電機の故障の重畳又は軽油貯蔵タンクの閉塞／破損により全交流動力電源喪失に至り，ポン

トセットに対しては、同じ CSP を水源とする高圧代替注水系は有効な対策とならない。一方、CSP

プ故障，保守点検のための待機除外，流量制御器故障，直流電源喪失等が要因となって原子炉隔離時への補給に失敗するため、RCIC が使命時間 24 時間の運転を継続することはできないものの、元々冷却系が機能喪失するカットセットが上位に抽出されている。

CSP に蓄えられている水量を注水に費やせると考えると、少なくとも炉心損傷までに数時間程度の時間余裕を有するカットセットである。このため、今回抽出されたカットセットに対しては、常設代替交流電源設備等による電源復旧によって低圧の注水機能の復旧を図ること等により、炉これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，高圧代替注水手段による原子炉注水，又は代替直流電源による原子炉減圧後の低圧代替注水手段による原子炉注水が有効である。

心損傷を防止することが出来ると考えられる。また、今回のカットセットとしては抽出されなか

また，全交流動力電源喪失（ＴＢＵ）における高圧代替注水系と設計基準設備の共有部分となる注ったが、事象発生と同時に RCIC が故障等によって機能喪失に至る等、対応の時間余裕が短い場合

入弁や蒸気供給弁の故障を伴うカットセットについては，高圧代替注水系に期待が出来ないものの，は、高圧代替注水系によって炉心損傷を防止することができる。

事故シーケンスグループに対する寄与割合は 0.1%未満と非常に小さい。また，これらの故障が発生した場合においても，常設代替高圧電源装置により交流動力電源を回復し低圧代替注水系（常設）により原子炉注水を実施することで炉心損傷防止が可能である。

9239

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 6）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二

第 1-1 表 事故シーケンスの分析(最小カットセットの抽出)結果(4/7)※1

第 1-4 表 「全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）」
における主要なカットセット
事故シーケンス

Ｔ
Ｂ
Ｄ

外部電源喪失＋直流電源失敗＋ＨＰＣＳ失敗

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗

全
交
流
動
力
電
源
喪
失

6.0E-122.0E-10Ｔ
Ｂ
Ｕ
サポート系喪失（直流電源故障）（＋外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗

炉心
損傷頻度
（／炉年）

事故シーケンス
グループに対する寄与割合 ※１①外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通原因故障＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

1.6E-12<0.1%○②外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通原因故障＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗

1.1E-12<0.1%○③外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通原因故障＋ＨＰＣＳ−ＤＧメンテナンスによる待機除外

6.8E-13<0.1%○①外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク閉塞＋ＲＣＩＣポンプ起動失敗

7.1E-110.3%○②外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク閉塞＋ＲＣＩＣメンテナンスによる待機除外

4.6E-110.2%○③外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク閉塞＋ＲＣＩＣ流量制御器故障

7.7E-12<0.1%○①直流電源故障（区分Ⅰ）＋軽油貯蔵タンク閉塞

3.2E-0915.3%○②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

1.4E-096.9%③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗

9.8E-104.7%○③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ起動失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

9.8E-104.7%○⑤直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ起動失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗

6.7E-103.2%○⑥直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄメンテナンス＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

6.3E-103.0%○⑥直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧメンテナンス

6.3E-103.0%○⑧直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄメンテナンス＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗

4.3E-102.0%○⑧直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ起動失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧメンテナンス

4.3E-102.0%○⑩直流電源故障（区分Ⅰ）＋軽油貯蔵タンク破損

2.1E-10

1.0%

○

炉心
損傷頻度
（／炉年）

2.1E-08

主要なカットセット

有効性を確認する主な対策

対策の
有効性

○
・低圧代替注水系（可搬型）※１：全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）の炉心損傷頻度に対する寄与割合を示す

10

240

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 6）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二【全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）】○ 主要な事故シーケンスのうち、「外部電源喪失+D/G 全台起動失敗＋S/R 弁再閉鎖失敗」(TBP)でいずれの事故シーケンスにおいても，非常用ディーゼル発電機及び高圧炉心スプレイ系ディーゼルは、全交流動力電源喪失により電動駆動の ECCS 注水設備が機能喪失することに加え、S/R 弁再閉

発電機の故障の重畳又は軽油タンクの閉塞／破損により全交流動力電源喪失に至り，逃し安全弁の再鎖失敗により、長時間の RCIC 及び高圧代替注水系には期待できない。このため、RCIC 又は高圧閉鎖失敗により原子炉隔離時冷却系が機能喪失するカットセットが上位に抽出されている。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，代替交流電源や交流動力電源が不要な

代替注水系による注水が継続している間に常設代替交流電源設備によって電源を復旧し、低圧代替注水系等による低圧注水に移行できる場合には炉心損傷を防止できる。また、低圧注水への移代替注水手段を確保することが有効である。

行に失敗し、炉心損傷に至る場合については、LOCA 時に ECCS による注水が出来ず、炉心損傷になお，高圧・低圧注水機能喪失における低圧代替注水系と（常設）と設計基準設備の共有部分とな至るシーケンスに包絡されると考えられ、炉心損傷に至るものの、電源復旧等の後、圧力容器又る注入弁の故障を伴うカットセットについては，低圧代替注水系（常設）に期待が出来ないものの，

は格納容器に注水し、格納容器圧力逃がし装置等による除熱を行うことで、格納容器の破損防止

事故シーケンスグループに対する寄与割合は 0.1%未満と非常に小さくなっており，その場合においてを防止することができる。

も常設代替高圧電源装置により交流動力電源を回復し，低圧代替注水系（常設）により原子炉注水を実施することで炉心損傷防止が可能である。

第 1-5 表 「全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）」
における主要なカットセット
事故シーケンス

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗
全
交
流
動
力
電
源
喪
失

炉心
損傷頻度
（／炉年）

3.0E-10Ｔ
Ｂ
Ｐ
サポート系喪失（直流電源故障）（＋外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗

2.3E-10

炉心
損傷頻度
（／炉年）

事故シーケンス
グループに対する寄与割合 ※１①外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク閉塞＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

2.5E-1047.8%○②外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク破損＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

1.7E-113.2%○③外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ運転継続失敗共通原因故障＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

2.4E-120.5%○①直流電源故障（区分Ⅰ）＋軽油貯蔵タンク閉塞＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

1.7E-113.2%①直流電源故障（区分Ⅱ）＋軽油貯蔵タンク閉塞＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

1.7E-113.2%○③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

7.6E-12

1.4%○

7.6E-121.4%○

主要なカットセット③直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗※１：全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）の炉心損傷頻度に対する寄与割合を示す

有効性を確認する主な対策

・代替代替注水系（可搬型）

対策の
有効性

○

11

241

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 6）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）【主要なカットセットに対する検討】(崩壊熱除去機能喪失(TW))

東二【崩壊熱除去機能喪失】○ 第 1-1 表より、事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」については CDF の約 66%のカッ

ＴＷについては，いずれの事故シーケンスにおいても，ポンプ故障，弁故障，ストレーナ閉塞，点トセットを確認した。なお、「崩壊熱除去機能喪失」は全 CDF に占める CDF の割合が約 99.9%であ検のための待機除外等の要因により，残留熱除去系又はそのサポート系である残留熱除去系海水系がり、全 CDF の殆どを占める事故シーケンスグループである。

機能喪失することにより崩壊熱除去機能が喪失するカットセット及び残留熱除去系操作失敗のヒュ○ いずれの主要な事故シーケンスのカットセットからも、残留熱除去系、原子炉補機冷却系又は原ーマンエラーにより崩壊熱除去機能が喪失するカットセットが上位に抽出されている。

子炉補機冷却海水系の起動又は継続運転失敗の共通原因故障が抽出されている。この基事象に対

これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，残留熱除去系海水系が機能喪失していしては、代替原子炉補機冷却系ユニットによる海水への熱除去機能の代替や、格納容器圧力逃がる場合は，緊急用海水系及び残留熱除去系を用いた除熱又は格納容器圧力逃がし装置若しくは耐圧強し装置による大気への除熱により炉心損傷(格納容器先行破損)を防止できる。

化ベントによる除熱が有効である。また，残留熱除去系が機能喪失している場合は，格納容器圧力逃○ 主要な事故シーケンスのうち、「過渡事象＋除熱失敗」、「過渡事象＋S/R 弁再閉鎖失敗＋除熱失敗」 がし装置又は耐圧強化ベントによる除熱が有効である。
では、残留熱除去系起動操作失敗のヒューマンエラーが抽出されている。この基事象に対しては、

ＴＢＷについては，いずれの事故シーケンスにおいても，外部電源喪失及び非常用ディーゼル発電

格納容器圧力逃がし装置による大気への除熱により炉心損傷(格納容器先行破損)を防止できる。

機の故障が重畳する等，交流電源の喪失に伴い崩壊熱除去機能喪失に至るカットセットも抽出されて○ 主要な事故シーケンスのうち、「通常停止＋除熱失敗」では、使命時間中の外部電源喪失等、電源喪失により炉心損傷(格納容器先行破損)に至るカットセットが抽出されている。このカットセッ
トに対しては、長期 TB のシーケンスにおける対策により炉心損傷を防止できる。
○ 事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」に対する主要な対策と考えられる格納容器圧力いる。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，常設代替高圧電源装置により交流動力
電源を回復することが有効である。なお，残留熱除去系海水系又は残留熱除去系の故障が重畳した場
合は，ＴＷと同様の対策が有効である。

逃がし装置は残留熱除去系、原子炉補機冷却系及び原子炉補機冷却海水系に対して独立な系統であり、共通原因による機能喪失のリスクを可能な限り低減している。このことから、全 CDF の約99.9%を占める「崩壊熱除去機能喪失」に対しては CDF の殆どの割合に対して、有効性評価で考慮した対策が有効なものであると考えられる。

12

242

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 6）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二

1-1 表 事故シーケンスの分析(最小カットセットの抽出)結果(3/7)※1

第 1-6 表 「崩壊熱除去機能喪失」における主要なカットセット（1／2）
事故シーケンス

過渡事象＋ＲＨＲ失敗

崩
壊
熱
除
去
機
能
喪
失

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋ＲＨＲ失敗手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗サポート系喪失（自動停止）＋ＲＨＲ失敗サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗中小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗事故シーケンス
グループに対する※１
寄与割合

1.9E-0530.7%②原子炉緊急停止 系誤動作等＋ＲＨＲ系操作失 敗

6.0E-06

9.9%③非隔離事象＋ＲＨＲＳ−Ａ／ Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

2.9E-06

4.8%

④隔離事象
＋ＲＨＲ系操作失 敗

2.9E-064.9%④水位低下事象＋ＲＨＲ系操作失 敗

2.9E-06

4.9%

主要なカットセット⑥原子炉緊急停止 系誤動作等＋ＲＨＲＳ−Ａ／ Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

9.4E-071.6%⑦全給水喪失＋ＲＨＲ系操作失 敗

1.1E-06

1.8%⑧非隔離事象＋ＲＨＲＳ−Ａ／ Ｂ流量調整弁開失敗共通原因故障

6.1E-07

1.0%

⑨隔離事象
＋ＲＨＲＳ−Ａ／ Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

4.6E-070.8%⑨水位低下事象＋ＲＨＲＳ−Ａ／ Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

4.6E-070.8%⑪非隔離事象＋ＲＨＲ−Ａ／Ｂ 熱交バイパス弁閉失敗共通原因故障

3.8E-070.6%⑫外部電源喪失＋ＲＨＲ系操作失 敗

4.5E-07

0.7%⑬非隔離事象＋ＲＨＲＳ−Ａ／ Ｂ／Ｃ／Ｄポンプ起動失敗共通原因故障

3.5E-07

0.6%⑬非隔離事象＋ＲＨＲ−Ａ／Ｂ ポンプ起動失敗共通原因故障

3.1E-070.5%⑮非隔離事象＋ＲＨＲ−Ａ／Ｂ ポンプ室空調ファン起動失敗共通原因故障

3.1E-070.5%⑯原子炉緊急停止 系誤動作等＋ＲＨＲＳ−Ａ／ Ｂ流量調整弁開失敗共通原因故障

2.0E-07

0.3%⑰非隔離事象＋ＲＨＲ−Ａ／Ｂ ポンプ運転継続失敗共通原因故障

1.7E-070.3%

有効性を確認する主な対策[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント

対策の
有効性
○

○
[取水機能喪失時]
・緊急用海水系[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント○○○[取水機能喪失時]
・緊急用海水系[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント

○

○

○

○
[取水機能喪失時]
・緊急用海水系○[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント○○

4.4E-05

ＴＷ

過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗

炉心
損傷頻度
（／炉年）

①非隔離事象＋ＲＨＲ系操作失 敗

炉心
損傷頻度
（／炉年）

3.8E-07

9.9E-06

5.2E-08

1.7E-06

8.9E-09

7.4E-083.0E-09[取水機能喪失時]
・緊急用海水系○○[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント○○○⑱全給水喪失＋ＲＨＲＳ−Ａ／ Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障[取水機能喪失時]
・緊急用海水系

1.7E-07

0.3%⑲非隔離事象＋ＲＨＲ−Ａ／Ｂ ／Ｃポンプ起動失敗共通原因故障

1.6E-07

0.3%⑲非隔離事象＋ＲＨＲ−Ａ／Ｂ ／Ｃポンプ室空調ファン起動失敗共通原因 故障

1.6E-070.3%

原子炉緊急停止 系誤動作等＋ＲＨＲ−Ａ／Ｂ 熱交バイパス弁閉失敗共通原因故障

1.2E-070.2%

原子炉緊急停止 系誤動作等＋ＲＨＲＳ−Ａ／ Ｂ／Ｃ／Ｄポンプ起動失敗共通原因故障

1.1E-070.2%

原子炉緊急停止 系誤動作等＋ＲＨＲ−Ａ／Ｂ ポンプ起動失敗共通原因故障

1.0E-070.2%

原子炉緊急停止 系誤動作等＋ＲＨＲ−Ａ／Ｂ ポンプ室空調ファン起動失敗共通原因故障

1.0E-07

0.2%①逃がし安全弁誤 開放＋ＲＨＲ系操作失 敗

1.1E-070.2%②非隔離事象＋逃がし安全弁再 閉鎖失敗
＋ＲＨＲ系操作失 敗

9.7E-08

0.2%③逃がし安全弁誤 開放＋ＲＨＲＳ−Ａ／ Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

1.7E-08<0.1%[取水機能喪失時]
・緊急用海水系○①計画外停止＋ＲＨＲ系操作失 敗

4.7E-06

7.8%[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント○②計画外停止＋ＲＨＲＳ−Ａ／ Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

7.4E-07

1.2%③残留熱除去系海 水系故障（区分Ⅰ）＋ＲＨＲＳ−Ｂメ ンテナンスによる待機除外

2.7E-070.4%③残留熱除去系海 水系故障（区分Ⅱ）＋ＲＨＲＳ−Ａメ ンテナンスによる待機除外

2.7E-070.4%⑤計画外停止＋ＲＨＲＳ−Ａ／ Ｂ流量調整弁開失敗共通原因故障

1.5E-070.3%①計画外停止＋逃がし安全弁再 閉鎖失敗
＋ＲＨＲ系操作失 敗

2.5E-08<0.1%②計画外停止＋逃がし安全弁再 閉鎖失敗
＋ＲＨＲＳ−Ａ／ Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

3.9E-09<0.1%③残留熱除去系海 水系故障（区分Ⅰ）＋逃がし安全弁再 閉鎖失敗
＋ＲＨＲＳ−Ｂメ ンテナンスによる待機除外

1.4E-09<0.1%③残留熱除去系海 水系故障（区分Ⅱ）＋逃がし安全弁再 閉鎖失敗
＋ＲＨＲＳ−Ａメ ンテナンスによる待機除外

1.4E-09<0.1%○①直流電源故障（ 区分Ⅰ）＋ＲＨＲＳ−Ｂメ ンテナンスによる待機除外

1.0E-070.2%○①直流電源故障（ 区分Ⅱ）＋ＲＨＲＳ−Ａメ ンテナンスによる待機除外

1.0E-070.2%○③交流電源故障（ 区分Ⅱ）＋ＲＨＲＳ−Ａメ ンテナンスによる待機除外

5.7E-08<0.1%○①直流電源故障（ 区分Ⅰ）
＋逃がし安全弁再 閉鎖失敗
＋ＲＨＲＳ−Ｂメ ンテナンスによる待機除外

5.4E-10<0.1%○①直流電源故障（ 区分Ⅱ）
＋逃がし安全弁再 閉鎖失敗
＋ＲＨＲＳ−Ａメ ンテナンスによる待機除外

5.4E-10<0.1%○③交流電源故障（ 区分Ⅱ）
＋逃がし安全弁再 閉鎖失敗
＋ＲＨＲＳ−Ａメ ンテナンスによる待機除外

3.0E-10<0.1%○①小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ系操作失 敗

3.3E-08<0.1%②中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ系操作失 敗

2.2E-08<0.1%③小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲＳ−Ａ／ Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

5.2E-09<0.1%[取水機能喪失時]
・緊急用海水系○①大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ系操作失 敗

2.2E-09<0.1%[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント○②大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲＳ−Ａ／ Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

3.4E-10<0.1%[取水機能喪失時]
・緊急用海水系○③大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲＳ−Ａ／ Ｂ流量調整弁開失敗共通原因故障

7.2E-11<0.1%[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント○○○[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント○○[取水機能喪失時]
・緊急用海水系○○[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント

○

○

○

○
[取水機能喪失時]
・緊急用海水系○○[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント○○○[取水機能喪失時]
・緊急用海水系[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント○○○※１：崩壊 熱除去喪失（ＴＷ，ＴＢＷ）の炉心損傷頻 度に対する寄与割合を示す

13

243

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 6）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二

第 1-1 表 事故シーケンスの分析(最小カットセットの抽出)結果(3/7(続き))※1

第 1-6 表 「崩壊熱除去機能喪失」における主要なカットセット（2／2）
事故シーケン ス

サポート系喪 失（自動停止）＋ＲＨＲ失敗サポート系喪 失（自動停止）＋逃がし安全 弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗外部電源喪失＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成 功）

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全 弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成 功）

外部電源喪失＋直流電源失 敗（ＨＰＣＳ成 功）
崩
壊
熱
除
去
機
能
喪
失

1.7E-06

8.9E-09

6.9E-07

3.6E-09

6.9E-10Ｔ
Ｂ
Ｗ

サポート系喪 失（直流電源故障）＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成 功）

サポート系喪 失（直流電源故障）＋ＤＧ失敗＋逃がし安全 弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成 功）

中小破断ＬＯ ＣＡ＋ＲＨＲ失敗大破断ＬＯＣ Ａ＋ＲＨＲ失敗炉心
損傷頻度（／炉 年）

事故シーケンス
グループに対 する寄与割合 ※１①直 流電源故障（区分Ⅰ）＋Ｒ ＨＲＳ−Ｂメンテナン スによる待機除外

1.0E-070.2%○①直 流電源故障（区分Ⅱ）＋Ｒ ＨＲＳ−Ａメンテナン スによる待機除外

1.0E-070.2%○③交 流電源故障（区分Ⅱ）＋Ｒ ＨＲＳ−Ａメンテナン スによる待機除外

5.7E-08<0.1%○①直 流電源故障（区分Ⅰ）＋逃 がし安全弁再閉鎖失敗＋Ｒ ＨＲＳ−Ｂメンテナン スによる待機除外

5.4E-10<0.1%○①直 流電源故障（区分Ⅱ）＋逃 がし安全弁再閉鎖失敗＋Ｒ ＨＲＳ−Ａメンテナン スによる待機除外

5.4E-10<0.1%○③交 流電源故障（区分Ⅱ）＋逃 がし安全弁再閉鎖失敗＋Ｒ ＨＲＳ−Ａメンテナン スによる待機除外

3.0E-10<0.1%○①外 部電源喪失＋Ｄ Ｇ−２Ｃ／２Ｄ運転継 続失敗共通原因故障

2.0E-070.3%○②外 部電源喪失＋Ｄ Ｇ−２Ｃ／２Ｄ起動失 敗共通原因故障

1.3E-070.2%○③外 部電源喪失＋Ｄ ＧＳＷ−Ａ／Ｂ海水ス トレーナ閉塞共通原因故 障7.2E-080.1%○①外 部電源喪失＋Ｄ Ｇ−２Ｃ／２Ｄ運転継 続失敗共通原因故障＋逃 がし安全弁再閉鎖失敗

1.0E-09<0.1%○②外 部電源喪失＋Ｄ Ｇ−２Ｃ／２Ｄ起動失 敗共通原因故障＋逃 がし安全弁再閉鎖失敗

7.0E-10<0.1%○③外 部電源喪失＋Ｄ ＧＳＷ−Ａ／Ｂ海水ス トレーナ閉塞共通原因故 障＋逃 がし安全弁再閉鎖失敗

3.7E-10<0.1%○①外 部電源喪失＋蓄 電池−Ａ／Ｂ給電失敗 共通原因故障

6.9E-10<0.1%○②外 部電源喪失＋蓄 電池−Ａ／Ｂ給電失敗 共通原因故障＋逃 がし安全弁再閉鎖失敗

3.6E-12<0.1%○③外 部電源喪失＋蓄 電池−Ａ給電失敗＋蓄 電池−Ｂ給電失敗

1.7E-12<0.1%①直 流電源故障（区分Ⅰ）＋Ｄ Ｇ−２Ｄ運転継続失敗

6.3E-07

1.0%

炉心
損傷頻度
（／炉年 ）

主要なカッ トセット

有効性を確認する 主な対策

[ＲＨＲ故 障時]
・格納容器圧力逃がし 装置
又は耐圧強化ベント

対策の
有効性

○

○

[取水機能 喪失時]
・緊急用海水系①直 流電源故障（区分Ⅱ）＋Ｄ Ｇ−２Ｃ運転継続失敗

6.3E-071.0%○③直 流電源故障（区分Ⅰ）＋Ｄ Ｇ−２Ｄ起動失敗

4.3E-070.7%○③直 流電源故障（区分Ⅱ）＋Ｄ Ｇ−２Ｃ起動失敗

4.3E-070.7%○⑤直 流電源故障（区分Ⅰ）＋Ｄ Ｇ−２Ｄメンテナンス による待機除外

2.7E-070.5%○⑤直 流電源故障（区分Ⅱ）＋Ｄ Ｇ−２Ｃメンテナンス による待機除外

2.7E-070.5%○①直 流電源故障（区分Ⅰ）＋Ｄ Ｇ−２Ｄ運転継続失敗＋逃 がし安全弁再閉鎖失敗

3.3E-09<0.1%○①直 流電源故障（区分Ⅱ）＋Ｄ Ｇ−２Ｃ運転継続失敗＋逃 がし安全弁再閉鎖失敗

3.3E-09<0.1%○③直 流電源故障（区分Ⅰ）＋Ｄ Ｇ−２Ｄ起動失敗＋逃 がし安全弁再閉鎖失敗

2.2E-09<0.1%○③直 流電源故障（区分Ⅱ）＋Ｄ Ｇ−２Ｃ起動失敗＋逃 がし安全弁再閉鎖失敗

2.2E-09<0.1%○①小 破断ＬＯＣＡ＋Ｒ ＨＲ系操作失敗

3.3E-08<0.1%○②中 破断ＬＯＣＡ＋Ｒ ＨＲ系操作失敗

2.2E-08<0.1%○③小 破断ＬＯＣＡ＋Ｒ ＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ス トレーナ閉塞共通原因故 障5.2E-09<0.1%○①大 破断ＬＯＣＡ＋Ｒ ＨＲ系操作失敗

2.2E-09<0.1%○②大 破断ＬＯＣＡ＋Ｒ ＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ス トレーナ閉塞共通原因故 障3.4E-10<0.1%○③大 破断ＬＯＣＡ＋Ｒ ＨＲＳ−Ａ／Ｂ流量調 整弁開失敗共通原因故障

7.2E-11<0.1%○

4.1E-06

2.1E-08

7.4E-083.0E-09※１：崩壊熱 除去喪失（ＴＷ，ＴＢＷ ）の炉心損傷頻度に対す る寄与割合を示す

14

244

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 6）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）【主要なカットセットに対する検討】(原子炉停止機能喪失(TC))○ 第 1-1 表より、事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」については CDF の約 43%のカッ
トセットを確認した。なお、「原子炉停止機能喪失」は全 CDF に占める CDF の割合が 0.1%未満であり、全 CDF に対して寄与割合の低い事故シーケンスグループである。
○ 主要な事故シーケンスとして、「過渡事象+原子炉停止失敗」について評価したところ、制御棒挿

東二【原子炉停止機能喪失】
いずれの事故シーケンスにおいても，電気的故障としてスクラムコンタクタの故障を原子炉停止機
能喪失の要因とするカットセットが上位に抽出されている。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，代替原子炉再循環ポンプトリップ回路
及びほう酸水注入系による対応が有効である。

入失敗(機械系故障)に加えて SLC の機能喪失に関する基事象のカットセットが抽出された。原子なお，直流電源故障（区分Ⅰ，Ⅱ）時は当該区分の代替再循環ポンプトリップ回路が機能しないが，炉停止機能について、ABWR である柏崎刈羽原子力発電所 6 号炉及び 7 号炉では、今回重大事故

これらのカットセットの寄与は全ＣＤＦ，事故シーケンスグループ別ＣＤＦに対して非常に小さくな対処設備として位置づけた機能・設備がプラント設計当初より設置されていたことから、今回はっており，また，その場合においても代替再循環ポンプの手動停止に期待でき，ほう酸水注入系も健これらの機能・設備を考慮して PRA を実施した。このため、これらの機能・設備の喪失を含めて全であることから炉心損傷防止が可能である。

炉心損傷に至るカットセットが抽出されており、対策の有効性を確認することはできない。

また，ＬＯＣＡ起因の原子炉停止失敗時には，原子炉冷却材の流出により，ほう酸水注入系が有効○ 原子炉停止機能喪失の事故シーケンスグループは、グループの炉心損傷頻度が 5.1×10-12 /炉年に機能しないことも考えられるが，これらのカットセットの炉心損傷頻度は非常に小さくなっておであり、評価全体の炉心損傷頻度に占める割合は全シーケンスグループの中で最も小さい。主要

り，また，その場合においても代替制御棒挿入による反応度制御により対応可能である。

なカットセットに今回重大事故対処設備として位置づけた SLC が含まれていることからも、これらの今回重大事故対処設備の寄与も含めて、非常に小さな炉心損傷頻度に抑えられていると考えられる。
第 1-7 表 「原子炉停止機能喪失」における主要なカットセット

第 1-1 表 事故シーケンスの分析(最小カットセットの抽出)結果(5/7)※1

15

245

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 6）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二【主要なカットセットに対する検討】(LOCA 時注水機能喪失(LOCA))【ＬＯＣＡ時注水機能喪失】○ 第 1-1 表より、事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」については CDF の約 76%のカッ○中小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

トセットを確認した。なお、「LOCA 時注水機能喪失」は全 CDF に占める CDF の割合が約 0.1%であり、全 CDF に対して寄与割合の低い事故シーケンスグループである。
○ 主要な事故シーケンスのうち、「LOCA+高圧/低圧注水失敗」では、原子炉補機冷却系又は原子炉補高圧注水機能が喪失する主要な要因として高圧炉心スプレイ系の弁の故障，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系のメンテナンス／ストレーナ閉塞が，低圧注水機能が喪失する要因としてサポート系である残留熱除去系海水系のストレーナ閉塞がカットセット上位に抽出されている。

機冷却海水系の起動又は熱交換器の弁故障の共通原因故障が抽出されている。中 LOCA により RCIC

これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，低圧代替注水系（常設）の注水容量のに期待できず、原子炉補機冷却系等の喪失により、駆動機構の冷却が必要な電動駆動の ECCS 注水

及ぶ範囲の破断面積までであれば，原子炉手動減圧後の低圧代替注水系（常設）による注水が有効で系に期待できない状況であるため、このカットセットに対しては、逃がし安全弁の手動作動によある。

り原子炉を減圧し、駆動機構の冷却を必要としない常設の低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)
により注水することで炉心損傷を防止できると考えられる。
○ 主要な事故シーケンスのうち、「LOCA+高圧注水失敗+原子炉減圧失敗」では、注水不能の認知に失敗するヒューマンエラーとデジタル制御系の共通原因故障、又は多重故障によるカットセットがなお，低圧代替注水系（常設）と設計基準設備の共有部分となる注入弁の故障を伴うカットセット
については，低圧代替注水系（常設）に期待が出来ないものの，事故シーケンスグループに対する寄与割合は 0.1%未満と非常に小さい。また，注入弁の故障が重畳した場合は，炉心損傷防止が困難である。

抽出されている。この場合、代替の注水手段への移行の必要性に気付けないことから、逃がし安全弁の手動作動等の運転員操作に期待することができないため、これらの重大事故等防止対策に○中小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

期待できず、炉心損傷を防止できない。また、高圧 ECCS 注水及び原子炉の減圧操作に失敗するヒ

高圧注水機能が喪失する主要な要因として高圧炉心スプレイ系の弁の故障，高圧炉心スプレイ系デューマンエラーとデジタル制御系の共通原因故障による ECCS 系の自動起動に失敗するカットセィーゼル発電機海水系のメンテナンス／ストレーナ閉塞が，減圧機能が喪失する要因として水位トラットが抽出されている。この場合、原子炉を減圧できない一方で、LOCA により蒸気駆動の高圧代

ンスミッタの故障と認知失敗の重畳がカットセット上位に抽出されている。

替注水設備にも期待できないことから、炉心損傷を防止できない。

中小破断ＬＯＣＡ時における減圧操作に対する認知失敗については，発生した場合は炉心損傷を防○ LOCA が発生しているにも係わらず、認知に失敗したまま長時間気付かない場合や、操作に失敗し止することができないが，ＬＯＣＡが発生しているにもかかわらず，認知に失敗したまま長時間気づたにも係わらずその後の対応をとらないことは現実的には考えにくく、全炉心損傷頻度から見たかないことは現実的には考え難く，これら認知失敗が含まれるカットセットの炉心損傷頻度は非常に場合、これらの炉心損傷を防止できないカットセットの頻度は非常に小さな値に抑えられている

小さくなっている。また，上位のカットセットには含まれていないが自動減圧回路の機能喪失要因がが、原子炉注水自動起動不能の認知失敗等のヒューマンエラーについては、訓練等によりその発格納容器圧力高信号を発信する機器の故障等であれば，過渡時自動減圧回路による原子炉減圧にも期生可能性の低減に努めていく。

待できる。
なお，いずれのカットセットにおいても，ＬＯＣＡの破断面積の大きさが一定の範囲を超えるような場合は，炉心損傷を防止することができないが，これらの炉心損傷防止対策が有効に機能しないカットセットについては，格納容器破損防止対策により原子炉格納容器の閉じ込め機能に期待できることを確認することとしている。

16

246

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 6）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二

第 1-1 表 事故シーケンスの分析(最小カットセットの抽出)結果(6/7)※1

第 1-8 表 「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」における主要なカットセット
事故シーケンス

中小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
Ｌ
Ｏ
Ｃ
Ａ
時
注
水
機
能
喪
失

Ａ
Ｅ

大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

炉心
損傷頻度
（／炉年）

事故シーケンス
グループに対する寄与割合①中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

1.1E-125.3%△※１②中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

9.3E-13

4.3%△※１③中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ海水ストレーナ閉塞＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

4.5E-132.1%△※１④中ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷポンプ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.9E-131.3%△※１⑤中ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳメンテナンス＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水スト
レーナ閉塞共通要因故障

2.9E-131.3%△※１⑥中ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧ軽油ストレーナ閉塞＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.9E-131.3%△※１⑦中ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳクーラ入口弁開け忘れ＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ
海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.9E-131.3%△※１⑦中ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳメカシールクーラ入口弁開け忘れ＋ＲＨＲ
Ｓ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.9E-131.3%△※１⑦中ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳクーラ出口弁開け忘れ＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ
海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.9E-131.3%△※１⑦中ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳポンプ室空調１冷却水入口弁開け忘れ＋Ｒ
ＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.9E-131.3%△※１⑦中ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳポンプ室空調１冷却水出口弁開け忘れ＋Ｒ
ＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.9E-131.3%△※１⑦中ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳポンプ室空調２冷却水入口弁開け忘れ＋Ｒ
ＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.9E-131.3%△※１⑦中ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳポンプ室空調２冷却水出口弁開け忘れ＋Ｒ
ＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.9E-131.3%△※１⑦中ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳポンプ室空調クーラ元弁開け忘れ＋ＲＨＲ
Ｓ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.9E-131.3%△※１⑦中ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷポンプ出口弁開け忘れ＋ＲＨＲ
Ｓ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.9E-131.3%△※１⑦中ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ放出ライン隔離弁開け忘れ＋Ｒ
ＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.9E-13

1.3%⑦中ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ放出ライン排水弁１開け忘れ＋
ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.9E-131.3%△※１⑦中ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ放出ライン排水弁２開け忘れ＋
ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.9E-131.3%△※１⑦中ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷエンジンエアクーラ入口弁開け
忘れ＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.9E-131.3%△※１⑦中ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷエンジンエアクーラ入口弁開け
忘れ＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.4E-131.1%△※１⑦中ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ系統出口隔離弁開け忘れ＋ＲＨ
ＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.3E-13

1.1%△※１

中ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋ＲＨＲＳ−流量調整弁開失敗共通要因故障

2.3E-13

1.1%△※１

中ＬＯＣＡ＋復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁作動失敗＋ＨＰＣＳ
水源切替操作失敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因
故障

1.3E-130.6%△※１

中ＬＯＣＡ＋復水貯蔵タンクＢ真空逃がし弁作動失敗＋ＨＰＣＳ
水源切替操作失敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因
故障

1.3E-130.6%△※１①中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋原子炉水位トランスミッタ（Ｌ−１）−Ａ／Ｂ／Ｃ／Ｄ作動失敗
共通原因故障＋注水不能認知失敗

1.3E-130.6%△※１

1.3E-130.6%△※１

1.0E-130.5%△※１1.1E-130.5%−

9.3E-140.4%−

4.5E-140.2%−

主要なカットセット

有効性を確認する主な対策

対策の
有効性

1.5E-11

Ｓ
１
Ｅ
,
Ｓ
２
Ｅ

中小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

−

炉心
損傷頻度
（／炉年）

4.6E-12

1.4E-12②中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋原子炉水位トランスミッタ（Ｌ−３）−Ａ／Ｂ作動失敗共通原因
故障＋注水不能認知失敗③中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋原子炉水位トランスミッタ（Ｌ−１）−Ａ／Ｂ／Ｃ／Ｄ作動失敗
共通原因故障＋注水不能認知失敗①大破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障②大破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障③大破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ海水ストレーナ閉塞＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障※１：ＬＯＣＡの破断面積が低圧代替注水系（常設）の注水容量を超える場合は炉心損傷を防止できない△※１・低圧代替注水系（常設）

17

247

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 6）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）【主要なカットセットに対する検討】(ISLOCA)

東二【格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）】○ 第 1-1 表より、事故シーケンスグループ「ISLOCA」については CDF の約 61%のカットセットを確

いずれの事故シーケンスにおいても，原子炉冷却材圧力バウンダリにおける複数の隔離弁が，定期認した。なお、「ISLOCA」は全 CDF に占める CDF の割合が 0.1%未満であり、全 CDF に対して寄与

検査時の通常状態への復旧失敗や機械的故障が重畳することで同時に機能喪失し，低圧設計配管が過割合の低い事故シーケンスグループである。

圧され破断するカットセットが上位に抽出されている。

○ 主要な事故シーケンスである、「ISLOCA」では、HPCF の定例試験時の弁リークや誤開放に伴うカ

これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，格納容器バイパス（インターフェイスシットセットが抽出されている。これらのカットセットに対しては、高圧炉心注水系又は原子炉をステムＬＯＣＡ）が発生した系統以外の高圧注水機能又は低圧注水機能（原子炉を減圧した後に使用）減圧した後に高圧又は低圧炉心注水系による炉心の水位維持によって炉心損傷を防ぐことが出来を用いた原子炉注水が有効である。その後は，隔離弁の再閉操作等，破断箇所の隔離を試みるとともる。その後は、注入隔離弁の再閉操作等、破断箇所の隔離を試みると共に、使用可能な緩和系でに，使用可能な緩和設備による水位維持，除熱を行うことで，炉心を安定状態とすることが可能であ

水位維持、除熱を行うことで、炉心を安定な状態とすることができる。

る。
第 1-9 表 「格納容器バイパス」における主要なカットセット

第 1-1 表 事故シーケンスの分析(最小カットセットの抽出)結果(7/7)※1

事故シーケンス

バ格
イ納
パ容
ス器

Ｉ
Ｓ
Ｌ
Ｏ
Ｃ
Ａ

インターフェイスシステムＬＯＣＡ

炉心
損傷頻度
（／炉年）

炉心
損傷頻度
（／炉年）

事故シーケンス
グループに対する寄与割合①ＲＨＲ−Ａテスタブル逆止弁定期試験＋ＲＨＲ−Ａ注入弁定期試験時の通常状態への復旧失敗＋ＲＨＲ−Ａテスタブル逆止弁閉失敗＋ＲＨＲ−Ａ吐出配管破断

1.5E-1030.4%○①ＲＨＲ−Ｂテスタブル逆止弁定期試験＋ＲＨＲ−Ｂ注入弁定期試験時の通常状態への復旧失敗＋ＲＨＲ−Ｂテスタブル逆止弁閉失敗＋ＲＨＲ−Ｂ吐出配管破断

1.5E-1030.4%○③ＲＨＲ−Ｃテスタブル逆止弁定期試験＋ＲＨＲ−Ｃ注入弁定期試験時の通常状態への復旧失敗＋ＲＨＲ−Ｃテスタブル逆止弁閉失敗＋ＲＨＲ−Ｃ吐出配管破断

5.9E-1112.1%○④ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器外隔離弁内部リーク＋ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器内隔離弁内部リーク＋ＲＨＲ低圧配管破断

1.7E-11

3.6%○④ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器内隔離弁内部リーク＋ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器外隔離弁内部リーク＋ＲＨＲ低圧配管破断

1.7E-11

3.6%○⑥ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器外隔離弁誤開＋ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器内隔離弁内部リーク＋ＲＨＲ低圧配管破断

1.1E-112.2%○⑥ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器内隔離弁誤開＋ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器外隔離弁内部リーク＋ＲＨＲ低圧配管破断

1.1E-112.2%○⑥ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器外隔離弁内部リーク＋ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器内隔離弁誤開＋ＲＨＲ低圧配管破断

1.1E-112.2%⑥ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器内隔離弁内部リーク＋ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器外隔離弁誤開＋ＲＨＲ低圧配管破断

1.1E-11

2.2%○⑩ＨＰＣＳテスタブル逆止弁定期試験＋ＨＰＣＳ注入弁内部リーク＋ＨＰＣＳポンプ出口逆止弁内部リーク＋ＨＰＣＳ低圧配管破断

8.6E-121.8%○⑪ＲＨＲ−Ａテスタブル逆止弁定期試験＋ＲＨＲ−Ａ注入弁定期試験時の通常状態への復旧失敗＋ＲＨＲ−Ａ逆止弁操作スイッチ開失敗＋ＲＨＲ−Ａ吐出配管破断

8.2E-121.7%○⑪ＲＨＲ−Ｂテスタブル逆止弁定期試験＋ＲＨＲ−Ｂ注入弁定期試験時の通常状態への復旧失敗＋ＲＨＲ−Ｂ逆止弁操作スイッチ開失敗＋ＲＨＲ−Ｂ吐出配管破断

8.2E-121.7%○⑬ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器外隔離弁誤開＋ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器内隔離弁誤開＋ＲＨＲ低圧配管破断

6.5E-121.3%○⑬ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器内隔離弁誤開＋ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器外隔離弁誤開＋ＲＨＲ低圧配管破断

6.5E-121.3%○⑮ＲＨＲ−Ａテスタブル逆止弁定期試験＋ＲＨＲ−Ａ注入弁定期試験時の通常状態への復旧失敗＋ＲＨＲ−Ａ逆止弁閉失敗＋ＲＨＲ−Ａ熱交換器破損

4.9E-121.0%○⑮ＲＨＲ−Ｂテスタブル逆止弁定期試験＋ＲＨＲ−Ｂ注入弁定期試験時の通常状態への復旧失敗＋ＲＨＲ−Ｂ逆止弁閉失敗＋ＲＨＲ−Ｂ熱交換器破損

4.9E-121.0%○

主要なカットセット

有効性を確認する主な対策

対策の
有効性

○
・破損系統を除く原子炉注水
機能・破損系統の隔離

4.8E-1018248

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 6）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二

1-2. FV 重要度に照らした重大事故等防止対策の対応状況の確認

1-2． ＦＶ重要度に照らした重大事故等対処設備の有効性(1) 実施内容(1) 実施内容

今回は、FV 重要度の高い基事象に対し、その基事象の発生に伴って生じる系統機能の喪失に重大ＦＶ重要度の高い基事象に対し，その基事象の発生に伴って生じる系統機能の喪失に重大事故等防止対策が有効であるか定性的に分析した。

事故等防止対策が有効か否かを定性的に考察した。
なお、今回の整理は定量的に評価した FV 重要度に対し、対策の有効性の観点で定性的な考察を加なお，今回の整理は定量的に評価したＦＶ重要度に対し対策の有効性の観点で定性的な考察をえたものであり、あくまで定性的な分析結果である。対策の有効性を定量的に把握する観点では、新加えたものであり，あくまで定性的な分析である。対策の有効性を定量的に把握する観点では，

たに講じた対策をモデル化した上で PRA を実施し、その結果を比較することが望ましいが、今回はプ

新たに講じた対策をモデル化した上でＰＲＡを実施し，その結果を比較することが望ましいが，ラント運転開始時の内部事象運転時レベル 1PRA の結果のみを定量的な検討材料として分析すること

今回はプラント運転時の内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡのＦＶ重要度を定量的な検討材料とし、この確認を実施した。

として分析することとし，この確認を実施した。
(2) 選定条件(2) 選定条件
を超える基事象について、重大事故シーケンスグループ別にＦＶ重要度を分析し，その値が 10-３を超える基事象について，重事故等防止対策の対応状況を確認することとした。FV 重要度が小さい基事象は、重大事故等防止対

大事故等防止対策が有効であるか確認することとした。ＦＶ重要度が小さい基事象は，重大事故策による対応が可能であったとしても、CDF の低減効果が小さいことから、事故シーケンスグループ等防止対策による対応が可能であったとしてでも，炉心損傷頻度の低減効果が小さいことから，の支配的なリスク要因を網羅的に確認する範囲として、今回は 10-3 を基準とすることとし、10-3 未事故シーケンスグループの支配的なリスク要因を網羅的に確認する範囲として，10−３を基準とす

満の基事象については確認対象外とした。

ることとし，10−３未満の基事象については確認対象外とした。

※

事故シーケンスグループ別に FV 重要度 を分析し、その値が 10-3(3) 確認結果(3) 確認結果を超える基事象を確認したところ、事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機「高圧・低圧注水機能喪失」，「高圧注水・
ＦＶ重要度が 10−３を超える基事象を確認したところ，能喪失(TQUV)」、「高圧注水・減圧機能喪失(TQUX)」、「崩壊熱除去機能喪失(TW)」、「全交流動力電源喪

減圧機能喪失」，「全交流動力電源喪失」，「崩壊熱除去機能喪失」，「原子炉停止機能喪失」，「イン失」に含まれる全ての事故シーケンスグループ(長期 TB, TPU, TBP, TBD)、「インターフェイスシステ

ターフェイスシステムＬＯＣＡ」については，抽出された全ての基事象に対して，定性的には何

ム LOCA(ISLOCA)」については、抽出された全ての基事象に対して、定性的には何らかの重大事故等防らかの重大事故等防止対策が有効であることを確認した。また，「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」に止対策が有効であることを確認した。また、「LOCA 時注水機能喪失(S1E, S2E)」、「原子炉停止機能喪

ついては，ＬＯＣＡの破断面積が大きい場合には，抽出された一部の基事象に対して，定性的に失(TC)」については、抽出された基事象の一部に対して、定性的には有効な重大事故等防止対策が確は有効な重大事故等対策が確認されなかった。

-3

FV 重要度が 10

認されなかった。
今回の内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡでは，「崩壊熱除去機能喪失」が炉心損傷頻度のほ

今回の内部事象運転時レベル 1PRA では、TW がその CDF のほぼ 100%を占めており、TW に対しては、を超える全ての基事象に重大事故等対処設備(具体的には耐圧強化ベント系等によぼ 100％を占めており，「崩壊熱除去機能喪失」に対してはＦＶ重要度が 10−３を超える全ての基

る除熱機能の代替)が有効であることを確認した。このことから、重大事故等対処設備によって、プ

事象に重大事故等対処設備（具体的には格納容器圧力逃がし装置等による除熱機能の代替）が有

FV 重要度が 10-3程度まで低減されるものと考えら効であることを確認した。このことから，重大事故等対処設備によって，プラント運転開始時のれる。このことから、重大事故等対処設備による、内部事象を起因とした炉心損傷リスクへの対策の

内部事象レベル１ＰＲＡの全炉心損傷頻度は 10−３程度低減されるものと考えられる。また，重網羅性は 99%以上と整理できる。

大事故等対処設備による内部事象を起因した炉心損傷リスクへの対策の網羅性は 99％以上と整-3

ラント運転開始時の内部事象運転時レベル 1PRA の全 CDF は 10

理できる。
事故シーケンスグループ別の確認結果は以下の通り。
○高圧・低圧注水機能喪失(TQUV)FV 重要度が 10-3 を超える全ての基事象に何らかの重大事故等防止対策が有効であることを確認した。
支配的な基事象として、原子炉補機冷却系、原子炉補機冷却海水系の共通原因故障や水源である復事故シーケンスグループ別の確認結果については以下に示すとおり。
【高圧・低圧注水機能喪失】
ＦＶ重要度が 10−３を超える全ての基事象に何らかの重大事故等防止対策が有効であることを確認した。
支配的な基事象として，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機及び残留熱除去系海水系の故障，点

19

249

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 6）
比較表
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水貯蔵槽(CSP)への補給失敗が抽出されたが、これらに対しては低圧代替注水系による原子炉注水及検のための待機除外等が抽出されたが，これらに対しては低圧代替注水系（常設）による原子炉注水

び消防車による CSP への補給によって対応することが可能である。

によって対応することが可能である。

○高圧注水・減圧機能喪失(TQUX)【高圧注水・減圧機能喪失】

FV 重要度が 10-3 を超える全ての基事象に何らかの重大事故等防止対策が有効であることを確認し・東海第二のＰＲＡでは，ほう酸水注入系（ＳＬＣ）に期待していない。

ＦＶ重要度が 10−３を超える全ての基事象に何らかの重大事故等防止対策が有効であることを確認した。

た。
支配的な基事象として、高圧注水不能の認知失敗及び高圧注水及び減圧機能の不動作に繋がる信号

支配的な基事象として，原子炉手動減圧失敗及び注水不能認知失敗等のヒューマンエラーが抽出さ系の故障が抽出された。D/W 圧力高を伴わない高圧注水不能の状況下では、ADS による原子炉の減圧れたが，これらに対しては過渡時自動減圧機能による原子炉減圧が有効であり，その後の低圧炉心冷機能に期待できないが、重大事故等対処設備として導入した代替減圧自動化ロジック(残留熱除去系

却によって対応することが可能である。

ポンプ吐出圧確立+原子炉水位低(レベル 1) +600 秒経過で SRV4 弁開放)によって減圧されるため、その後の低圧注水に期待できる。また、減圧機能の不動作に対しては、高圧代替注水系による対応が可能である。
なお、高圧注水不能の認知に失敗(FV 重要度約 0.76)し、高圧注水及び減圧機能の不動作に繋がる信号系の故障(代替減圧自動化ロジックにも期待できない状況)(内上位の基事象の FV 重要度約 0.34)が重畳する場合、有効な対策が見当たらない状況となる。これは TQUX のカットセットとしても抽出(TQUX の CDF の約 11%)されており、有効な対策が見当たらない場合として整理している。
○全交流動力電源喪失(長期 TB, TPU, TBP, TBD)
-3

FV 重要度が 10を超える全ての基事象に何らかの重大事故等防止対策が有効であることを確認し【全交流動力電源喪失（長期ＴＢ，ＴＢＵ，ＴＢＰ，ＴＢＤ）】
ＦＶ重要度が 10−３を超える全ての基事象に何らかの重大事故等防止対策が有効であることを確認した。

た。
支配的な基事象として、長期 TB 及び TBP では交流電源の喪失、TBU ではこれに加えて原子炉隔離

支配的な基事象として，非常用ディーゼル発電機，非常用蓄電池の故障等が抽出されたが，これら時冷却系の機器故障、TBD ではバッテリーの共通原因故障が抽出されたが、これらに対しては高圧代に対しては常設代替直流電源設備及び常設代替高圧電源装置による電源復旧によって対応すること

替注水系で対応が可能であり、その時間余裕の間に代替交流電源による電源復旧が可能である。

が可能である。また，長期ＴＢの場合については，原子炉隔離時冷却系の運転継続中に電源が不要となる低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水を確保することによって対応することも可能である。

○崩壊熱除去機能喪失(TW)-3

FV 重要度が 10を超える全ての基事象に何らかの重大事故等防止対策が有効であることを確認し【崩壊熱除去機能喪失】
ＦＶ重要度が 10−３を超える全ての基事象に何らかの重大事故等防止対策が有効であることを確認した。

た。
支配的な基事象として、残留熱除去系、原子炉補機冷却系、原子炉補機冷却海水系の共通原因故障

支配的な基事象として，残留熱除去系操作失敗のヒューマンエラー及び残留熱除去系，残留熱除去が抽出されたが、これらに対しては独立な系統である耐圧強化ベント系等によって除熱機能を確保す系海水系の故障等が抽出されたが，これらに対しては耐圧強化ベント又は格納容器圧力逃がし装置にることが可能である。

よって対応することが可能である。また，残留熱除去系海水系が故障した場合については，緊急用海
水系によって対応することも可能である。

○原子炉停止機能喪失(TC)-3

FV 重要度が 10の通り。

を超える基事象のうち、重大事故等防止対策の有効が確認できない基事象は以下【原子炉停止機能喪失】
ＦＶ重要度が 10−３を超える全ての基事象に何らかの重大事故等防止対策が有効であることを確認
した。

20

250

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 6）
比較表
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支配的な基事象として，スクラムコンタクタの故障が抽出されているが，これらに対しては代替原・ ATWS 時の SLC 起動操作失敗(FV 重要度：9.4×10-1)
これは重大事故等防止対策に対する、ヒューマンエラーによる基事象である。原子炉停止機能喪失

子炉再循環ポンプトリップ回路及びほう酸水注入系によって対応することが可能である。

(TC)に対しては ABWR の設計上、プラント運転開始時点で今回重大事故等対処設備に位置づけた設備を備えていたことから、上記の基事象が抽出されたものである。この基事象については、訓練等による発生確率の低減に努めることが、今後も継続して取り組むべき対策の 1 つであると考える。
この他に支配的な基事象として、原子炉保護系の共通原因故障が抽出されたが、これらに対してはSLC 等による原子炉停止が可能である整理した。
【ＬＯＣＡ時注水機能喪失】○LOCA 時注水機能喪失(S1E, S2E)
FV 重要度が 10-3 を超える基事象のうち、重大事故等防止対策の有効が確認できない基事象は以下

ＬＯＣＡ時注水機能喪失については，ＬＯＣＡの破断面積が大きい場合には炉心損傷防止が困難となるが，破断面積が一定の範囲内であれば，何らかの重大事故等防止対策が有効であることを確認し

の通り。

た。

・ LOCA 時の ECCS による注水不能の認知失敗-2-1(FV 重要度：中 LOCA(S1E) 1.4×10 , 小 LOCA(S2E) 7.4×10 )これはヒューマンエラーによる基事象であり、FV 重要度の高い小 LOCA(S2E)では主要なカットセッ
トにも含まれている。この基事象については、訓練等による発生確率の低減に努めることが、今後も継続して取り組むべき対策の 1 つであると考える。
この他に支配的な基事象として、原子炉補機冷却海水系の共通原因故障が抽出された。中 LOCA(S1E)

支配的な基事象として，残留熱除去系海水系，高圧炉心スプレイ系の故障等が抽出されたが，これに対しては破断口径の大きさによるが、これらに対しては低圧代替注水系による注水機能を確保するらに対しては低圧代替注水系（常設）による原子炉注水によって対応することが可能である。また，ことが可能であると整理した。

この他に支配的な基事象として，注水不能認知失敗，原子炉手動減圧失敗等のヒューマンエラーが抽出されたが，これらに対しては低圧ＥＣＣＳが健全な状況であれば，過渡時自動減圧回路による減圧によって対応することも可能である。

○インターフェイスシステム LOCA(ISLOCA)
FV 重要度が 10-3 を超える全ての基事象に何らかの重大事故等防止対策が有効であることを確認した。
支配的な基事象として、高圧炉心注水系の配管破断が抽出されたが、これに対しては発生箇所の隔離又は原子炉減圧及び低圧注水系等による対応が可能である。

【格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）】
ＦＶ重要度が 10−３を超える全ての基事象に何らかの重大事故等防止対策が有効であることを確認した。
支配的な基事象として，ＩＳＬＯＣＡ発生の起因となる配管破損及び隔離弁の閉め忘れ，故障等が抽出されたが，これらに対しては減圧による漏えい低減や発生個所の隔離によって対応することが可能である。

２．内部事象運転時レベル 1.5PRA

2.

内部事象運転時レベル１．５ＰＲＡ

2-1． 主要なカットセットに照らした重大事故等対処設備の有効性(1) 選定条件(1) 選定条件

事故シーケンスの種類によっては展開されるカットセットが無数に存在するため、ここでは、各事

事故シーケンスの種類によっては展開されるカットセットが無数に存在するため，ここでは，

故シーケンスについて以下の基準を基に主要なカットセットを抽出した。また、格納容器先行破損シ

各事象シーケンスについて以下の基準を基に主要なカットセットを抽出した。なお，格納容器先ーケンスについては、炉心損傷防止対策の有効性を確認しているため、カットセットの分析対象から

行破損シーケンスについては，炉心損傷防止対策の有効性を確認しているため，カットセットの除外した。

分析対象から除外した。

21

251

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 6）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）
・格納容器破損モードの中で最も炉心損傷頻度の大きな事故シーケンスについて、上位 3 位までの

東二・格納容器破損モードの各ＰＤＳの中で上位 3 位までのカットセット

カットセット
各事故シーケンスにおける主要なカットセット及び格納容器破損防止対策の整備状況等を第 2-1
表に示す。
(2) 主要なカットセットの確認結果
第 2-1 表に示した通り、主要なカットセットレベルまで展開しても、整備された重大事故等防止対

各事故シーケンスにおける主要なカットセット及び格納容器破損防止対策の確認結果を第 2-1
表〜第 2-4 表に示す。
(2) 主要なカットセットの確認結果
第 2-1 表〜第 2-4 表に示したとおり，主要なカットセットレベルまで展開しても，格納容器破損防止策により格納容器破損を防止できることを確認した。

対策により格納容器破損を防止できることを確認した。

【主要なカットセットに対する検討】【雰囲気圧力温度による静的負荷（過圧破損）】◎ 雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧破損)
支配的な事故シーケンスは、長期 TB によって炉心損傷に至った後に過圧破損に至るシーケンスで最も支配的な事故シーケンスは，ＴＱＵＸによって炉心損傷に至った後に過圧破損に至るシーケンスとなる。本事故シーケンスにおける主要なカットセットとしては，直流電源（区分Ⅰ）が故障し，あり、主要なカットセットには全ての交流電源が失われるケースと、外部電源の復旧に成功するも、 ＨＰＣＳ−ＤＧの運転継続，原子炉減圧及びＲＨＲスプレイに失敗することにより過圧破損に至る事
格納容器スプレイ(残留熱除去系)の起動に失敗する基事象の組み合わせが抽出されている。これらの象が抽出されている。

カットセットに対しては、格納容器圧力逃がし装置が過圧破損防止に有効である。また、常設代替交

本破損モードに対する格納容器破損防止対策としては，常設代替高圧電源装置及び常設代替直流電

流電源設備によって電源を復旧し、代替格納容器冷却スプレイ系によって格納容器圧力の上昇抑制を源設備による電源供給の対策に加え，低圧代替注水系（常設）による損傷炉心への注水，代替格納容図ることも有効である。

器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置による除熱が有効である。

◎ 雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過温破損)【雰囲気圧力温度による静的負荷（過温破損）】

支配的な事故シーケンスは、LOCA によって炉心損傷に至った後に過温破損に至るシーケンスであ

最も支配的な事故シーケンスは，長期ＴＢによって炉心損傷に至った後に過温破損に至るシーケン

り、主要なカットセットには原子炉補機冷却系又は原子炉補機冷却海水系の起動又は熱交換器の弁故スとなる。本事故シーケンスにおける主要なカットセットとしては，外部電源喪失が発生し，軽油貯障の共通原因故障が抽出されている。これらのカットセットに対しては、低圧代替注水系(常設)によ

蔵タンク閉塞／破損やＤＧ及びＨＰＣＳ−ＤＧの故障の重畳によって全交流動力電源喪失に至るこる損傷炉心への注水が有効である。

とにより，過温破損に至る事象が抽出されている。
本破損モードに対する格納容器破損防止対策としては，常設代替高圧電源装置による電源供給の対策に加え，低圧代替注水系（常設）による損傷炉心への注水，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却，代替循環冷却系又は格納容器圧力逃がし装置による除熱が有効である。

22

252

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 6）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二

第 2-1 表 事故シーケンスの分析(最小カットセットの抽出)結果

第 2-1 表 「雰囲気圧力温度による静的負荷」における主要なカットセット
プラント
損傷状態
（ＰＤＳ）

格納容器破損モード

雰囲気圧力温度による静的負荷（過圧破損）

ＴＱＵＸ

ＴＱＵＸ

長期ＴＢ

雰囲気圧力温度による静的負荷（過温破損）

ＴＢＵ

ＴＢＤ

ＬＯＣＡ

ＣＦＦ
（/炉年）

2.2E-09

6.3E-09

6.9E-08

主要なカットセット

ＣＦＦ
（／炉年）

事故シーケンスに対する寄与割合①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋原子炉手動減圧失敗＋ＲＨＲスプレイ失敗

1.8E-108.4%○②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗＋ＲＨＲスプレイ失敗

1.3E-102.5%○③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋注水不能認知失敗＋ＲＨＲスプレイ失敗

8.0E-112.1%○①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋注水不能認知失敗＋論証炉心の冷却認知失敗

3.1E-105.0%○②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋原子炉手動減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉手動減圧失敗

3.1E-105.0%○③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉手動減圧失敗

2.1E-103.4%○①外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク閉塞

4.3E-0862.2%○②外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク破損

2.8E-094.1%○③外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ運転継続失敗共通要因
故障＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

4.1E-100.6%①直流電源故障（区分Ⅰ）＋軽油貯蔵タンク閉塞＋原子炉
手動減圧失敗6.4E-1015.2%②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗＋Ｈ
ＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋原子炉手動減圧失敗

2.9E-106.9%③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ起動失敗＋ＨＰＣ
Ｓ−ＤＧ運転継続失敗＋原子炉手動減圧失敗

2.0E-104.7%○③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗＋Ｈ
ＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗

2.0E-104.7%○①外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通要因故障＋
ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

1.6E-1226.6%○②外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通要因故障＋
ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗

1.1E-1218.1%○③外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通要因故障＋
ＨＰＣＳ−ＤＧメンテナンス

6.8E-13

11.5%○①中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失
敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

1.1E-12

5.3%○②中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンス＋Ｒ
ＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

9.3E-13

4.3%○③中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ海水ストレーナ閉
塞＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

4.5E-13

2.1%

○

主な対策

・常設代替高圧電源装置
・常設代替直流電源設備
・低圧代替注水系（常設）・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）・代替循環冷却系又は格納容器圧力逃がし装
置

対策
有効性

○

○

○

4.2E-09

5.9E-12

2.1E-1123253

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 6）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）◎ 高圧溶融物放出/格納容器直接加熱

東二【高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱】

支配的な事故シーケンスは、長期 TB によって炉心損傷に至った後に高圧溶融物放出/格納容器雰囲

最も支配的な事故シーケンスは，長期ＴＢによって炉心損傷に至った後に格納容器雰囲気直接加熱

気直接加熱に至るシーケンスであり、主要なカットセットには全ての交流電源が失われる基事象の組に至るシーケンスとなる。本事故シーケンスにおける主要なカットセットとしては，外部電源喪失がみ合わせが抽出されている。交流電源を喪失しても原子炉圧力容器の減圧操作は可能であることか発生し，軽油貯蔵タンク閉塞／破損やＤＧ及びＨＰＣＳ−ＤＧの故障の重畳によって全交流動力電源

ら、現状の対策である原子炉圧力容器の減圧操作によって、本モードによる格納容器破損を防止でき喪失に至ることにより，原子炉圧力容器が高圧状態で破損し，格納容器雰囲気直接加熱により格納容る。

器破損に至る事象が抽出されている。
本破損モードについては，交流電源が喪失しても原子炉圧力容器の減圧操作は可能であることか
ら，格納容器破損を防止することが可能である。
なお，ヒューマンエラーによる原子炉の減圧失敗については，発生した場合は格納容器破損を防止することができないが，認知に失敗したまま長時間気づかない場合や，操作に失敗したにも係わらずその後の対応をとらないことは現実的には考え難く，これらのカットセットの炉心損傷頻度は非常に小さくなっている。

第 2-2 表 「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」における

第 2-1 表 事故シーケンスの分析(最小カットセットの抽出)結果

主要なカットセット
プラント
損傷状態
（ＰＤＳ）

格納容器破損モード

ＴＱＵＸ

長期ＴＢ

ＣＦＦ
（/炉年）

2.4E-11

8.5E-09

高圧溶融物放出／
格納容器雰囲気直接加熱

ＴＢＵ

ＴＢＤ

1.6E-11

2.2E-14主要なカットセット

ＣＦＦ
（／炉年）

事故シーケンスに対する寄与割合①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋原子炉手動減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉手動減圧失敗＋ＤＣＨによるＰＣＶ破損

1.2E-125.0%−②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋注水不能認知失敗＋損傷炉心の冷却認知失敗＋ＤＣＨによるＰＣＶ破損

1.2E-125.0%−③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉手動減圧失敗＋Ｄ
ＣＨによるＰＣＶ破損

7.9E-133.4%−①外部電源喪失＋燃料貯蔵タンク閉塞＋ＤＣＨによるＰＣ
Ｖ破損

5.3E-0962.2%○②外部電源喪失＋燃料貯蔵タンク破損＋ＤＣＨによるＰＣ
Ｖ破損

3.5E-104.1%○③外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ運転継続失敗＋ＨＰＣ
Ｓ−ＤＧ運転継続失敗＋ＤＣＨによるＰＣＶ破損

5.0E-110.6%○①直流電源故障（区分Ⅰ）＋軽油貯蔵タンク閉塞＋原子炉
手動減圧失敗＋ＤＣＨによるＰＣＶ破損

2.4E-1215.2%②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗＋Ｈ
ＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋原子炉手動減圧失敗＋ＤＣＨ
によるＰＣＶ破損

1.1E-126.9%−③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ起動失敗＋ＨＰＣ
Ｓ−ＤＧ運転継続失敗＋原子炉手動減圧失敗＋ＤＣＨによるＰＣＶ破損7.3E-134.7%−③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗＋Ｈ
ＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗＋ＤＣＨによるＰＣＶ破損7.3E-134.7%−①外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通要因故障＋
ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＤＣＨによるＰＣＶ破損

5.8E-1526.6%○②外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通要因故障＋
ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋ＤＣＨによるＰＣＶ破損

4.0E-1518.1%○③外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通要因故障＋
ＨＰＣＳ−ＤＧメンテナンス＋ＤＣＨによるＰＣＶ破損

2.5E-15

11.5%

○

主な対策

・原子炉圧力容器破損までに逃がし安全弁
による手動減圧

対策
有効性

−

24

254

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 6）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）◎ 原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用

東二【原子炉圧力容器外溶融燃料−冷却材相互作用】

支配的な事故シーケンスは、LOCA によって炉心損傷に至った後に原子炉圧力容器が損傷し、原子最も支配的な事故シーケンスは，ＴＱＵＸによって炉心損傷に至った後に原子炉圧力容器が損傷

炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用に至るシーケンスであり、主要なカットセットには原子炉

し，ペデスタル（ドライウェル部）に落下した溶融物と水との接触に伴い，溶融物の持つ熱エネルギ

補機冷却系又は原子炉補機冷却海水系の起動又は熱交換器の弁故障の共通原因故障が抽出されていが爆発的な機械エネルギに変換され，格納容器への荷重が生じることで格納容器が破損するシーケン

る。この事象については、仮に発生した場合であっても格納容器の破損に至らないことを確認しておスとなる。本事故シーケンスにおける主要なカットセットとしては，直流電源（区分Ⅰ）が故障した

り、対策は講じていない。

後，ＨＰＣＳ−ＤＧの運転及び原子炉減圧に失敗することにより，ペデスタル（ドライウェル部）に落下した溶融物と冷却材との相互作用によって格納容器破損に至る事象が抽出されている。
本破損モードに対しては，仮に発生した場合においても格納容器圧力バウンダリの機能喪失に至らないことを確認しており，対策は講じていない。

第 2-1 表 事故シーケンスの分析(最小カットセットの抽出)結果

第 2-3 表 「原子炉圧力容器外溶融燃料−冷却材相互作用」における主要なカットセット

格納容器破損モード

プラント
損傷状態
（ＰＤＳ）

ＴＱＵＸ

ＣＦＦ
（/炉年）

2.2E-14

原子炉圧力容器外
溶融燃料−冷却材相互作用

ＬＯＣＡ

2.8E-20

主要なカットセット

ＣＦＦ
（／炉年）

事故シーケンスに対する寄与割合①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋原子炉手動減圧失敗＋ＩＶＲ失敗＋水蒸気爆発（ペデスタル）

1.4E-156.1%○②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗＋ＩＶＲ失敗＋水蒸気爆発（ペデスタル）

9.2E-164.1%○③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧメンテナンス＋原子炉手動減圧失敗＋ＩＶＲ失敗＋水蒸気爆発（ペデスタル）

5.9E-16

2.6%①中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失
敗＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンス＋ＬＰＣＩ−Ｂ／Ｃ注入弁
開失敗共通要因故障＋水蒸気爆発（ペデスタル）

2.1E-220.8%②中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンス＋Ｒ
ＨＲＳ−Ａメンテナンス＋ＬＰＣＩ−Ｂ／Ｃ注入弁開失敗
共通要因故障＋水蒸気爆発（ペデスタル）

1.7E-220.6%○③中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失
敗＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンス＋ＬＰＣＩ−Ｂ／Ｃ注入弁
開失敗共通要因故障＋水蒸気爆発（ペデスタル）

1.2E-22

0.4%

○

主な対策

対策
有効性

○
なし
（原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用が発生しても格納容器圧力バウンダリの機能喪失に至らないことを確認する）

○

25

255

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 6）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）◎ 溶融炉心・コンクリート相互作用

東二【溶融炉心・コンクリート相互作用】

支配的な事故シーケンスは、TQUX によって炉心損傷に至った後に原子炉圧力容器が損傷し、ペデ

最も支配的な事故シーケンスは，ＴＢＵによって炉心損傷に至った後に原子炉圧力容器が損傷し，スタル床面での溶融炉心・コンクリート相互作用が継続するシーケンスであり、主要なカットセット

ペデスタル（ドライウェル部）床面での溶融炉心・コンクリート相互作用が継続するシーケンスとなには原子炉注水自動起動不能の認知失敗のヒューマンエラー、原子炉減圧操作失敗のヒューマンエラる。本事故シーケンスにおける主要なカットセットとしては，直流電源（区分Ⅰ）が故障し，軽油貯ー、原子炉水位計不動作/誤高出力(共通原因故障)等の信号系の故障が抽出されている。認知の失敗

蔵タンク閉塞／破損やＤＧ及びＨＰＣＳ−ＤＧの故障の重畳によって全交流動力電源喪失に至るこ

等により炉心損傷に至るものの、炉心損傷後にはその状況を認知するとともに、炉心損傷から圧力容とにより，ペデスタル（ドライウェル部）床面での溶融炉心・コンクリート相互作用が継続して格納器の損傷までの間に低圧代替注水系等を用いて、ペデスタルへの水張りを行うことで、溶融炉心・コ

容器破損に至る事象が抽出されている。

ンクリート相互作用の継続を防止することができる。

本破損モードに対する格納容器破損防止対策としては，格納容器下部注水系（常設）によるペデスタ
ル（ドライウェル部）への注水が有効である。

第 2-4 表 「溶融炉心・コンクリート相互作用」における

第 2-1 表 事故シーケンスの分析(最小カットセットの抽出)結果

主要なカットセット
格納容器破損モード

プラント
損傷状態
（ＰＤＳ）

ＴＱＵＶ

ＴＱＵＸ

ＴＢＵ

ＣＦＦ
（/炉年）

3.3E-09

7.0E-10

ＬＯＣＡ

ＣＦＦ
（／炉年）

事故シーケンスに対する寄与割合①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンス＋デブリ冷却失敗（Ｓ／Ｐ）

2.1E-106.4%○②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋Ｒ
ＨＲＳ−Ｂメンテナンス＋デブリ冷却失敗（Ｓ／Ｐ）

1.4E-104.3%○③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧメンテナンス＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンス＋デブリ冷却失敗（Ｓ／Ｐ）

9.2E-112.8%○①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋原子炉手動減圧失敗＋ＩＶＲ失敗＋ペデスタル注水失敗＋ＲＨＲスプレイ失敗

2.4E-113.5%○②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗＋ＩＶＲ失敗＋ペデスタル注水失敗＋Ｒ
ＨＲスプレイ失敗

1.7E-112.4%○③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧメンテナンス＋原子炉手動減圧失敗＋ＩＶＲ失敗＋ペデスタル注水失敗＋ＲＨＲスプレイ失敗

1.1E-111.5%○①直流電源故障（区分Ⅰ）＋軽油貯蔵タンク閉塞

2.3E-0913.7%○②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗＋Ｈ
ＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

1.0E-09

6.2%

1.7E-08

溶融炉心・コンクリート相互作用

ＴＢＰ

主要なカットセット

5.2E-10

6.8E-16

主な対策

対策
有効性

○
・常設代替高圧電源装置
・常設代替直流電源設備
・格納容器下部注水系（常設）③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−2Ｄ運転継続失敗＋Ｈ
ＰＣＳ−ＤＧ起動失敗

7.0E-104.2%④直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ起動失敗＋ＨＰＣ
Ｓ−ＤＧ運転継続失敗

7.0E-104.2%○①外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク閉塞＋ＳＲＶ再閉鎖失敗

2.2E-1042.5%○②外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク破損＋ＳＲＶ再閉鎖失敗

1.5E-112.8%○③外部電源喪失＋ＤＧ−2Ｃ，２Ｄ運転継続失敗共通要因
故障＋ＳＲＶ再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

2.1E-120.4%○①中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失
敗＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンス＋ＬＰＣＩ−Ｂ／Ｃ注入弁
開失敗共通要因故障＋ペデスタル（ドライウェル部）での水蒸気爆発なし

4.9E-18

0.7%○②中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンス＋Ｒ
ＨＲＳ−Ａメンテナンス＋ＬＰＣＩ−Ｂ／Ｃ注入弁開失敗
共通要因故障＋ペデスタル（ドライウェル部）での水蒸気爆発なし

4.0E-18

0.6%○③中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失
敗＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンス＋ＬＰＣＩ−Ａ／Ｂ／Ｃ注
入弁開失敗共通要因故障＋ペデスタル（ドライウェル部）
での水蒸気爆発なし

2.8E-18

0.4%

○

○

26

256

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 6）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二

３．停止時レベル 1PRA

3.

内部事象停止時レベル１ＰＲＡ

3-1. 主要なカットセットに照らした重大事故等防止対策の対応状況の確認

3-1． 主要なカットセットに照らした重大事故等対処設備の有効性(1) 選定条件(1) 選定条件
事故シーケンスの種類によっては展開されるカットセットが無数に存在するものがあるため,

事故シーケンスの種類によっては展開されるカットセットが非常に多くある。事故シーケンスグル
ープ毎に主要なシナリオ（ 添付資料 3.1.2.d-1 柏崎刈羽原子力発電所 6、7 号機 内的事象停止時レ
ベル 1PRA イベントツリー

ここでは,各事故シーケンスについて以下の判断基準を基に主要なカットセットを抽出した。
・炉心損傷頻度が 10−７／炉年以上のカットセットの各分岐で分けられたシーケンスの炉心損傷頻度が高いもの）を抽出し・事故シーケンスグループ別炉心損傷頻度への寄与が 1％以上た結果を表 3-1 に示す。

また，上記の条件を満たさないカットセットについても，各事故シーケンスにおける上位 3 位
までのカットセットを抽出し，重大事故等対処設備が有効であるか確認した。
確認結果を第 3-1〜第 3-3 表に示す。また，主要なカットセットのうち，各事故シーケンスグ
ループの炉心損傷頻度が最上位であるシーケンスを第 3-1〜第 3-3 図に示す。
(2) 主要なカットセットの確認結果(2) 主要なカットセットの確認結果

各事故シーケンスグループの炉心損傷頻度が最上位であるシーケンス（図 3-1、3-2、3-3）におい第 3-1〜第 3-3 表に示したとおり，全ての事故シーケンスに対しては，主要なカットセットまてミニマルカットセットの分析(MCS)を実施し（表 3-2、3-3、3-4）、整備された炉心損傷防止対策がで展開した場合においても，整備する燃料損傷防止対策により燃料損傷を防止できることを確認し＊有効となることを確認した 。

た。

＊ 実施した炉心損傷防止策は起因事象である外部電源喪失や崩壊熱除去機能喪失に対応した対策（代替交流電源の確保や注水・除熱機能の確保）であるため、MCS 分析をした事故シーケンス以
外のシーケンスにも有効である。
【主要なカットセットに対する検討】【崩壊熱除去機能喪失】○ POS C1 においては、保有水が少ないために炉心損傷までの時間が短く、また取水路点検等により○崩壊熱除去機能喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

A 及び C 系の補機冷却系に期待していないため、期待する注水機能が少ない状態である。この状

ＰＯＳ−Ｂ１〜Ｂ３においては，使用可能である除熱・注水設備が残留熱除去系 1 系統及び復水移態で補機冷却系（B 系）が機能喪失すると、運転中であった RHR（B 系）だけでなく、待機中の送系 1 系統のみとなる。そのため，当該ＰＯＳにおいて，残留熱除去系の故障の発生後，復水移送系

HPCF（B 系）についても機能を喪失する。

の水源である復水貯蔵タンクの真空逃がし弁作動失敗により，崩壊熱除去機能喪失に至るカットセッ

そのため、期待出来る注水機能は補機冷却系と系統間の従属性を持たない MUWC（A〜C 系）のみとトが上位に抽出されている。

なり、MUWC の全系統が機能喪失する「T/B 復水積算流量計バイパス弁の手動弁閉失敗」等の共通○外部電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗の基事象を含むカットセットが主要なカットセットとして抽出された。
○ 主要なカットセットに対する対策としては代替補機冷却系、注水機能の信頼性向上・多様化（低ＰＯＳ−Ｂ１〜Ｂ３においては，使用可能である除熱・注水設備が残留熱除去系 1 系統及び復水移送系 1 系統のみとなる。そのため，当該ＰＯＳにおいて，外部電源喪失の発生により復水移送系が機

圧代替注水（常設）［MUWC T/B バイパス隔離弁の追設置等の信頼性向上を実施した MUWC 系］、消防車） 能喪失し，残留熱除去系のポンプや弁の手動操作失敗により崩壊熱除去機能喪失に至るカットセット
であり、当社の実施している炉心損傷防止対策は有効である。

が上位に抽出されている。
これらのカットセットに対する燃料損傷防止対策としては，注水設備の多様化（低圧代替注水系（常設），低圧代替注水系（可搬型），消火系等）による対応が有効である。

27

257

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 6）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二

表 3-1 事故シーケンスグループ毎の主要シーケンス

第 3-1 表 「崩壊熱除去機能喪失」におけるカットセット

×：プラント状態や起因事象との関係により期待できない設備

図 3-1 崩壊熱除去機能喪失の主要なシーケンス

第 3-1 図 「崩壊熱除去機能喪失」における主要なシーケンス（POS C1 崩壊熱除去機能喪失（補機冷却系機能喪失））（ＰＯＳ−Ｂ３ 残留熱除去系の故障（ＲＨＲ喪失））

28

258

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 6）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二【主要なカットセットに対する検討】【全交流動力電源喪失】○ POS S においては、除熱系や注水系は多くあるが、崩壊熱量が大きく保有水が少ないので余裕時○外部電源喪失＋交流電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却喪失

間は短く、高圧電源融通に期待していない。外部電源が喪失し、D/G が全台起動に失敗すると全ＰＯＳ−Ｂ1〜Ｂ3 においては，待機状態の非常用ＤＧが 1 台のみとなる。そのため，当該ＰＯＳに交流動力電源喪失となる。そのため、D/G の運転継続失敗や起動失敗の CCF を含むカットセット

おいて，外部電源喪失の発生後，待機状態の非常用ＤＧの起動失敗や運転継続失敗により全交流動力が主要なカットセットとして抽出された。

電源喪失に至るカットセットが上位に抽出されている。

○ 対策として常設代替交流電源設備（GTG）や注水系の多様化（消火系による原子炉注水）であり、 ○外部電源喪失＋直流電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却喪失
当社の実施している炉心損傷防止対策は有効である。

外部電源喪失後の蓄電池の共通原因故障により，全交流動力電源喪失に至るカットセットが上位に抽出されている。
これらのカットセットに対する燃料損傷防止対策としては，常設代替直流電電設備及び常設代替高圧
電源装置による電源復旧，注水設備の多様化（低圧代替注水系（常設），低圧代替注水系（可搬型），消火系等）による対応が有効である。
第 3-2 表 「全交流動力電源喪失」におけるカットセット

表 3-2 崩壊熱除去機能喪失（補機冷却系機能喪失）の主要なカットセット（POS C1 シーケンス No.12）

表 3-3 全交流動力電源喪失の主要なカットセット（POS S シーケンス No.358）

29

259

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 6）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二

×：プラント状態や起因事象との関係により期待できない設備
第 3-2 図 「全交流動力電源喪失」における主要なシーケンス（ＰＯＳ−Ｂ３ 外部電源喪失）

図3-2 全交流動力電源喪失の主要なシーケンス（POS S 外部電源喪失）

30

260

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 6）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二【主要なカットセットに対する検討】【原子炉冷却材の流出】○ 本シーケンスでのカットセットは定期検査中の水位調整のために CUW ブローにより目標水位まで○原子炉冷却材の流出（ＲＨＲ切替時／ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

原子炉水位を低下させた後、ブローの停止し忘れにより冷却材の流出が継続し、その後、水位低

ＲＨＲ切替時又はＣＵＷブロー時における原子炉冷却材流出の発生後，運転員によるＬＯＣＡの認下の認知に失敗することで発生するものである。

知失敗により，燃料損傷に至るカットセットが上位に抽出されている。

このリスクに対しては運転員の定期的な原子炉水位の監視に加え、手順書等による作業時の注意○原子炉冷却材の流出（ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ）

喚起を実施している。また、急激な水位の低下が継続しないようにブロー量の管理もされており＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

十分認知のための時間があること、通常原子炉水位計による警報機能にも期待できることから、

ＣＲＤ点検時における大規模な原子炉冷却材流出の発生後，隔離操作に失敗し，残留熱除去系のポ

PRA 上の想定より運転員の水位低下の認知はより容易になると考えられる。
○ 対策は運転員への注意喚起等、運用面の対策を継続的に実施していくことと考える。

ンプ，弁等の手動操作失敗により燃料損傷に至るカットセットが上位に抽出されている。
○原子炉冷却材の流出（ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗
ＬＰＲＭ点検時における原子炉冷却材流出の発生後，隔離操作に失敗し，残留熱除去系のポンプ，弁等の手動操作失敗及び復水貯蔵タンクの真空逃がし弁作動失敗が重畳することにより，燃料損傷に至るカットセットが上位に抽出されている。
これらのカットセットに対する燃料損傷防止対策としては，運転員等がＬＯＣＡの発生を速やかに認知することに加えて，注水設備の多様化（低圧代替注水系（常設），低圧代替注水系（可搬型），消火系等）による対応が有効である。
運転員によるＬＯＣＡの認知失敗に関しては，認知に成功しないことには燃料損傷を防止することができないが，ＬＯＣＡの発生の可能性がある作業では，以下のとおり対策をとった上で実施しており，ＬＯＣＡが発生しているにも関わらず，複数の運転員が認知に失敗したまま長時間気づかないことは現実的には考え難い。
（ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ）
・ＲＨＲ切替時における弁の開閉状態については，中央制御室のランプで確認可能であり，運転手順書には作業時に確認することと明記されている・仮にＬＯＣＡが発生した場合でも，定期的に実施される中央制御室の運転員による原子炉水位，
サプレッション・プール水位等の監視により，異常の認知が可能である（ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ）
・ＣＵＷブロー時における弁の開閉状態については，中央制御室のランプで確認可能であり，運転手順書には作業時に確認することと明記されている・ＣＵＷブローダウン流量は管理されており，燃料損傷までの余裕時間の間に中央制御室の運転員によるＣＵＷブローダウン流量，原子炉水位等の監視により異常の認知が可能である・中央制御室の運転員の他に，排水先であるＮＲ／Ｗの運転員による異常の認知にも期待できる
また，今後もＬＯＣＡの発生の可能性がある作業を実施する場合には，作業開始前に注意喚起を実施
し，ＬＯＣＡの発生防止を努めるとともに，ＬＯＣＡが発生した場合の対応手順を予め確認すること

31

261

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 6）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二により，今後も継続的にリスク低減に努めていく。
第 3-3 表 「原子炉冷却材の流出」におけるカットセット

表 3-4 一次冷却材バウンダリ喪失（CUW ブロー）の主要なカットセット（POS C1 シーケンス No. 9）

ＣＤＦ（／施設定期検査）

事故シーケンス

原子炉冷却材の流出（ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

原
子
炉
冷
却
材
の
流
出

原子炉冷却材の流出（ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

原子炉冷却材の流出（ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

原子炉冷却材の流出（ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

ＰＯＳ

ＣＤＦ
（／ＰＯＳ）

事故シーケンス
グループに対する寄与割合①ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ＋運転員の認知失敗

Ｃ2

4.1E-1122.2%−①ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ＋運転員の認知失敗

Ｄ

4.1E-1122.2%−③ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋ＲＨＲ−Ｂ
ポンプ手動操作失敗＋復水貯蔵タンクＡ真空逃がし
弁作動失敗

Ｂ2

5.1E-14＜0.1%○③ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋ＲＨＲ−Ｂ
ポンプ手動操作失敗＋復水貯蔵タンクＢ真空逃がし
弁作動失敗

Ｂ2

5.1E-14＜0.1%○③ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋ＬＰＣＩ−Ｂ注入弁手動操作失敗＋復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁作動失敗Ｂ2

5.1E-14＜0.1%○③ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋ＬＰＣＩ−Ｂ注入弁手動操作失敗＋復水貯蔵タンクＢ真空逃がし弁作動失敗Ｂ2

5.1E-14＜0.1%○③ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋ＲＨＲ−Ｂ
ポンプ入口弁（Ｓ／Ｐ側）手動操作失敗＋復水貯蔵
タンクＡ真空逃がし弁作動失敗

Ｂ2

5.1E-14＜0.1%○③ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋ＲＨＲ−Ｂ
ポンプ入口弁（Ｓ／Ｐ側）手動操作失敗＋復水貯蔵
タンクＢ真空逃がし弁作動失敗

Ｂ2

5.1E-14＜0.1%○①ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ＋運転員の認知失敗

Ｃ1

2.9E-11

15.6%−①ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ＋運転員の認知失敗

Ｄ

2.9E-1115.6%

主要なカットセット

主な対策

対策の
有効性

8.3E-11

5.8E-11

4.5E-11−・ 運転員への注意喚起
・ 注水設備の多様化（低圧代替注水（常設)，低圧代替注水系（可搬型），消火系等）③ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋軽油貯蔵
タンク閉塞＋外部電源喪失

Ｃ1

1.5E-17＜0.1%③ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋軽油貯蔵
タンク閉塞＋外部電源喪失

Ｄ

1.5E-17＜0.1%○①ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ（大規模流出）＋隔離失
敗＋ＲＨＲ−Ｂポンプ手動操作失敗

Ｂ2

2.2E-12

1.2%○①ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ（大規模流出）＋隔離失
敗＋ＬＰＣＩ−Ｂ注入弁手動操作失敗

Ｂ2

2.2E-12

1.2%○①ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ（大規模流出）＋隔離失
敗＋ＲＨＲ−Ｂポンプ入口弁（Ｓ／Ｐ側）手動操作
失敗

Ｂ2

2.2E-12

1.2%○①ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋ＲＨＲ−
Ｂポンプ手動操作失敗＋復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁作動失敗Ｂ2

1.2E-14＜0.1%○①ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋ＲＨＲ−
Ｂポンプ手動操作失敗＋復水貯蔵タンクＢ真空逃がし弁作動失敗Ｂ2

1.2E-14＜0.1%○①ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋ＬＰＣＩ−Ｂ注入弁手動操作失敗＋復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁作動失敗

Ｂ2

1.2E-14＜0.1%○①ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋ＬＰＣＩ−Ｂ注入弁手動操作失敗＋復水貯蔵タンクＢ真空逃がし弁作動失敗

Ｂ2

1.2E-14＜0.1%○①ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋ＲＨＲ−
Ｂポンプ入口弁（Ｓ／Ｐ側）手動操作失敗＋復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁作動失敗

Ｂ2

1.2E-14＜0.1%○①ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋ＲＨＲ−
Ｂポンプ入口弁（Ｓ／Ｐ側）手動操作失敗＋復水貯
蔵タンクＢ真空逃がし弁作動失敗

Ｂ2

1.2E-14

＜0.1%

○

○

9.8E-1432262

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 6）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二

図 3-3 原子炉冷却材の流出の主要なシーケンス（POS C1 一次冷却材バウンダリ喪失（CUW ブロー））第 3-3 図 「原子炉冷却材流出」における主要なシーケンス（ＰＯＳ−Ｃ２，ＰＯＳ−Ｄ ＲＨＲ切替時の冷却材流出）

3-2. FV 重要度に照らした重大事故等防止対策の対応状況の確認
FV 重要度が 1.0×10-4*1を超える基事象に対して、有効性評価で考慮している対策が有効であるかを検討し、その大部分について有効となることを確認した。

3-2． ＦＶ重要度に照らした重大事故等対処設備の有効性
停止時におけるＦＶ重要度は，個々の事故シーケンスの事象進展や対策に大きな差異がないことから，全炉心損傷頻度に対する分析を実施することとした。その際，全炉心損傷頻度に対するまた、有効性評価中で考慮している対策が有効とならないものを以下の通り抽出し、これらの基事

個々の事故シーケンスグループの寄与割合も考慮し，出力運転時レベル１ＰＲＡより 1 桁小さい

象が主要なカットセットで確認したものと同様、注水機能の信頼性向上・多様化（消防車,MUWP,

1.0×10−４を基準としてそれを超える基事象を抽出し，重大事故等防止対策が有効か否か定性的SPCU,FP）や運転員への注意喚起等の継続的実施、区分Ⅰ〜Ⅳの直流電源に期待しない GTG の給電等に考察した。

によって炉心損傷の発生頻度をさらに低下させることが可能であることを確認した。

その結果，ＦＶ重要度が 10−４を超える基事象として抽出された全ての基事象（ディーゼル発電機の故障，復水貯蔵タンク 真空逃がし安全弁の故障 等）に対して，重大事故等対処設備（常設代替直流電源設備及び常設代替高圧電源装置による電源復旧，注水設備の多様化（低圧代替注
水系（常設），低圧代替注水系（可搬型），消火系等）による対応が有効であることを確認した。

a. MUWC による原子炉注水が有効とならない基事象
停止時レベル１PRA においては時間余裕が十分長いことから重大事故対処設備である MUWC による原子炉等への注水に期待している。そのためこの機能が喪失する基事象は有効性評価で考慮している

33

263

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 6）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二対策が有効とならない基事象として表 3-5 に抽出される。
これらの基事象の FV 重要度が高い原因は、POS C1 の補機冷却機能喪失を起因事象とする事故シー
ケンスでは MUWC 以外の注水設備がないことによるものだと考えられる。ただし、POS C1 においては時間余裕が約 27 時間と長く、LPFL や MUWC（有効性評価で期待している注水手段）以外の対策（消防車,MUWP,SPCU,FP）を考慮することで炉心損傷を防止することが可能である。
b. 冷却材流出事象において LPFL，MUWC の原子炉注水が有効とならない基事象
冷却材流出事象が発生して、運転員が認知に失敗した場合は考慮している対策が有効とならず、炉心損傷に至る（表 3-6）。
対策として運転員の定期的な原子炉水位の監視に加え、マニュアルや手順等による操作時の注意喚起を実施している（例：社内で実施するリスク評価の際に抽出された「水位低下の操作」等に対して注意喚起の連絡の実施）。また、急激な水位の低下が継続しないようにブロー量の管理もされており十分認知のための時間余裕があること、ブロー水の排水先である RW 設備の運転員による異常の認知にも期待できることから、PRA 上の想定より運転員の水位低下の認知はより容易になると考えられる。
c. 有効性評価で考慮している GTG からの給電操作が有効とならない基事象
有効性評価では交流電源の喪失に対して GTG から緊急用 M/C，非常用電源母線等を経由して各負荷までの給電を実施している。この対策は表 3-7 に示すように非常用電源母線の遮断器故障や区分Ⅰ〜
Ⅲの直流電源に関連した故障が発生した場合は有効とならない。ただし、この場合であっても、非常用電源母線や区分Ⅰ〜Ⅲの直流電源に期待しない GTG から緊急用 M/C，AM 用電源母線を経由した
MUWC 等の負荷へ給電、隣接プランからの電源融通、消火系や消防車での注水、可搬型代替直流電源
設備を用いた直流電源の復旧等の手段を用いることで炉心損傷の防止が可能である。
*1 停止時における FV 重要度は、個々の事故シーケンスの事象進展や対策に大きな差異がないことから、全炉心損傷頻度に対する分析を実施した。その際、全 CDF に対する個々の事故シーケンスグ
ループの寄与割合も考慮し、運転時レベル１PRA より一桁小さい 1.0×10-4 を基準としてそれを超える基事象について抽出を実施した。

34

264

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 6）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二

表 3-5 MUWC による原子炉注水が有効とならない基事象と FV 重要度

表 3-6 冷却材流出事象において LPFL，MUWC の原子炉注水が有効とならない基事象と FV 重要度

表 3-7 有効性評価で考慮している GTG からの給電操作が有効とならない基事象と FV 重要度

35

265

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 7）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二
別紙 7

別紙 5
地震ＰＲＡ，津波ＰＲＡにおける主要な事故シーケンスの地震 PRA、津波 PRA から抽出される事故シーケンスと対策の有効性

対策について内部事象 PRA から抽出される事故シーケンスには、一部を除いてそれぞれ有効な炉心損傷防止対

地震ＰＲＡ，津波ＰＲＡにおける主要な事故シーケンスについて，炉心損傷又は格納容器破損に至策等が講じられている。内部事象 PRA では、機器の故障等の発生確率をランダム要因によるものとる要因をカットセットレベルまで展開し，主要なカットセットに対して重大事故等対処設備が有効でして炉心損傷頻度等を評価しているが、外部事象 PRA では、外部事象によっても機器の故障等が発あるか確認した。

生するため、例えばランダム要因では壊れにくいが地震に対しては脆弱な機器等が含まれる場合
等、同じ事故シーケンスあるいはカットセットであってもその発生頻度及び寄与率には違いが表れる。このため、地震レベル 1PRA、津波レベル 1PRA から抽出される事故シーケンスについても、支配的な事故シーケンスに対してカットセットを分析し、炉心損傷防止対策の有効性を整理した。
１．地震レベル 1PRA
(1) 選定条件
事故シーケンスの種類によっては展開されるカットセットが無数に存在するため、ここでは、各
事故シーケンスについて以下の基準を基に主要なカットセットを抽出した。
・事故シーケンスグループのうち、最も炉心損傷頻度の大きな事故シーケンスについて、上位 3位までのカットセット
各事故シーケンスにおける主要なカットセット及び炉心損傷防止対策の整備状況等を第 1-1 表に

1. 地震レベル１ＰＲＡ(1) 選定条件
事故シーケンスの種類によっては展開されるカットセットが無数に存在するため，ここでは，各事故シーケンスグループについて以下の基準を基に主要なカットセットを抽出し，整備する炉心損傷防止対策で対応可能であるかを確認した。
・事故シーケンスグループ別炉心損傷頻度への寄与が 1％以上
確認結果を第 1-1 表〜第 1-9 表に示す。

示す。
(2) 主要なカットセットの確認結果(2) 主要なカットセットの確認結果

第 1-1 表に示した通り、一部に炉心損傷防止が困難な事故シーケンスが存在するものの、大半の第 1-1 表〜第 1-9 表に示したとおり，「原子炉停止機能喪失」に含まれるカットセットの一部

事故シーケンスに対しては、主要なカットセットレベルまで展開しても、整備された重大事故等対に炉心損傷防止が困難なカットセットが存在するものの，主要なカットセットレベルまで展開し処設備により炉心損傷を防止できることを確認した。なお、地震により重大事故等対処設備の機能ても，大半のカットセットについては整備された重大事故等対処設備により炉心損傷を防止できが失われる可能性もあるが、その際は機能喪失を免れた設備等を用いて対応することとなる。

ることを確認した。なお，地震により重大事故等対処設備の機能が失われる可能性もあるが，その場合は機能喪失を免れた設備等を用いて事象の緩和に努めることとなる。

一方、事故シーケンスグループのうち、「高圧注水・減圧機能喪失」、「全交流動力電源喪失」に含

炉心損傷防止が困難なカットセットとして，「原子炉停止機能喪失」における，原子炉スクラム

まれる一部の事故シーケンスにおいて、故障モードによっては有効性評価で考慮した対策では対応の失敗（シュラウドサポート損傷）と交流電源又は直流電源の喪失が重畳するカットセットが抽できない場合があることを確認した。また、「LOCA 時注水機能喪失」、「計測・制御系喪失」、「格納容出された。これらのカットセットに対しては，ほう酸水注入系が機能喪失に至ることから，炉心器バイパス」、「格納容器・圧力容器損傷」、「原子炉建屋損傷」の炉心損傷直結事象についても、地損傷を防止することができない。

震動に応じた詳細な損傷の程度や影響を評価することは困難なことから、現状、炉心損傷直結事象

ただし，これらの事故シーケンスは，地震発生と同時に最大加速度を受けるものとして評価しとして整理しているものの、実際には損傷の程度に応じて使用可能な重大事故等対処設備等を用いている地震ＰＲＡから抽出されたものであるが，基準地震動よりも十分小さな加速度でスクラムて対応することにより、炉心損傷を防止できる可能性があることを確認した。

信号「地震加速度大」が発信し，シュラウドサポート等の炉内構造物が損傷する前に制御棒の挿入が完了すると考えられる。このため，現実的にはこれらの事故シーケンスは発生し難いと考え
られる。

1

266

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 7）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二【主要なカットセットに対する検討】○

高圧・低圧注水機能喪失(TQUV)【高圧・低圧注水機能喪失（ＴＱＵＶ）】

いずれのカットセットにも、地震による原子炉補機冷却系(RCW)の構造損傷と地震あるいはランダ

地震による残留熱除去系（ＲＨＲ）又は残留熱除去系海水系（ＲＨＲＳ）の損傷に伴い低圧注水機

ム故障による原子炉隔離時冷却系(RCIC)の機能喪失が含まれている。つまり、電動駆動の ECCS 注水

能が喪失する事象が上位に抽出されている。なお，高圧注水機能である高圧炉心スプレイ系及び原子系の機能喪失の原因については、RCW の機能喪失により空調及び駆動部の冷却機能を喪失し、注水不炉隔離時冷却系については，地震ＰＲＡの評価上の仮定として，0.7G を超えるような地震動では水源能となるカットセットが支配的となる。これらのカットセットに対しては、駆動部の冷却が不要な切替操作に失敗し，期待できないものとしている。この仮定は，他の事故シーケンスグループにおい

低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)により、圧力容器に注水することにより炉心損傷を防止できても同様の扱いである。

る。

これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，低圧代替注水系（常設）による原子炉
注水が有効である。

2267

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 7）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二
第 1-1 表 「高圧・低圧注水機能喪失」におけるカットセット
No.

加速度区分
(G)

1

1.5〜1.62

1.4〜1.5

3

カットセット

CDF
寄与
対策の有効性を確認する主な対策(／炉年) 割合(％)
有効性
3.4E-08

7.2○

3.4E-08

7.2○

1.3〜1.4

2.5E-08

5.4○

4

1.3〜1.4

2.4E-08

5.1○

4

1.0〜1.1

2.4E-08

5.1○

6

1.1〜1.2

2.3E-08

4.9○

7

1.2〜1.3

2.2E-08

4.7○

8

1.6〜1.7

2.1E-08

4.5○

9

1.4〜1.5

1.8E-08

3.9

○

10

0.9〜1.0

1.5E-08

3.2

○

10

1.2〜1.3

1.5E-08

3.2

○

12

1.5〜1.6

1.3E-08

2.8

13

1.7〜1.8

1.2E-08

2.6

○

14

1.3〜1.4

8.5E-09

1.8

○

15

1.1〜1.2

8.1E-09

1.7

○

16

0.8〜0.9

8.0E-09

1.7

○

17

1.1〜1.2

7.8E-09

1.7

○

18

1.6〜1.7②地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲＳ配管損傷＋水源切替 7.7E-09
操作失敗

1.6

○

19

1.4〜1.5

7.6E-09

1.6

○

20

1.2〜1.3

6.9E-09

1.5

○

21

1.5〜1.6

5.7E-09

1.2

○

22

1.8〜1.9

5.5E-09

1.2

○

23

1.0〜1.1

4.8E-091.0○①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲＳポンプ損傷＋水源切替操作失敗②地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲＳ配管損傷＋水源切替
操作失敗①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲＳポンプ損傷＋水源切替操作失敗②地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲＳ配管損傷＋水源切替
操作失敗①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲＳポンプ損傷＋水源切替操作失敗②地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲＳ配管損傷＋水源切替
操作失敗①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲＳポンプ損傷＋水源切替操作失敗③地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲ熱交換器損傷＋水源切替操作失敗①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲＳポンプ損傷＋水源切替操作失敗②地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲＳ配管損傷＋水源切替
操作失敗③地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲ熱交換器損傷＋水源切替操作失敗③地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲ熱交換器損傷＋水源切替操作失敗①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲＳポンプ損傷＋水源切替操作失敗③地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲ熱交換器損傷＋水源切替操作失敗

・低圧代替注水系（常設）

○

3

268

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 7）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）○

高圧注水・原子炉減圧機能喪失(TQUX)

本事故シーケンスグループで最も高い炉心損傷頻度となる加速度領域は 150gal であり、いずれの

東二【高圧注水・減圧機能喪失（ＴＱＵＸ）】
ヒューマンエラーにより減圧機能が喪失する事象が上位に抽出されている。

カットセットにも、地震による機器の損傷の基事象は含まれていない。このため対策は、内部事象

これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，過渡時自動減圧機能による原子炉減圧がレベル 1PRA の結果抽出されたカットセットに対する対策と同様のものとなる。

有効である。
第 1-2 表 「高圧注水・減圧機能喪失」における主要なカットセット

再掲

No.

加速度区分
(G)

1

0.7〜0.8

カットセット

CDF
寄与
対策の有効性を確認する主な対策(／炉年) 割合(％)
有効性
2.7E-0720.2○

1.7E-0712.7○①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋水源切替操作失敗＋手動減圧操作失敗
2

0.8〜0.9

3

0.7〜0.8②水源切替操作失敗＋手動減圧操作失敗

1.6E-07

12.4

○

4

0.7〜0.8③地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋水源切替操作失敗＋注水不能認知失敗

1.0E-078.0○

5

0.9〜1.0①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋水源切替操作失敗＋手動減圧操作失敗

1.0E-077.6○

6

0.8〜0.9③地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋水源切替操作失敗＋注水不能認知失敗

6.5E-08

5.0○

7

0.7〜0.8②水源切替操作失敗＋注水不能認知失敗

6.4E-08

4.9○

8

0.8〜0.9④水源切替操作失敗＋手動減圧操作失敗

6.3E-08

4.8

9

1.0〜1.1①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋水源切替操作失敗＋手動減圧操作失敗

5.8E-08

4.5

○

10

0.9〜1.0③地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋水源切替操作失敗＋注水不能認知失敗

3.9E-08

3.0

○

11

1.1〜1.2①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋水源切替操作失敗＋手動減圧操作失敗

3.3E-08

2.5

○

12

0.8〜0.9②水源切替操作失敗＋注水不能認知失敗

2.5E-08

1.9

○

13

0.9〜1.0④水源切替操作失敗＋手動減圧操作失敗

2.4E-08

1.8

○

14

1.0〜1.1③地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋水源切替操作失敗＋注水不能認知失敗

2.3E-08

1.8

○

15

1.2〜1.3①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋水源切替操作失敗＋手動減圧操作失敗

1.7E-08

1.3○

・過渡時自動減圧機能

○

4

269

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 7）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）○

全交流動力電源喪失(TB)・

全交流動力電源喪失(長期 TB)
主要な事故シーケンスのうち、「全交流動力電源喪失」(長期 TB)では、原子炉補機冷却系又は非常

東二【全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）】
非常用ディーゼル発電機及び高圧炉心スプレイ系非常用ディーゼル発電機の故障が重畳して全交
流動力電源喪失に至るカットセット及び軽油貯蔵タンク閉塞／破損により全交流動力電源喪失に至用取水路の構造損傷を含むカットセットが抽出されている。

るカットセットが上位に抽出されている。これらのカットセットが含まれる事故シーケンスは，全交

このカットセットに対しては、常設代替交流電源設備により電源を復旧するほか、原子炉隔離時冷流動力電源喪失後，蓄電池枯渇により原子炉隔離時冷却系による炉心の冷却が十分に行われず炉心損

却系の運転による長時間の炉心冷却の確保と格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱によって傷に至る事象となる。

プラントを安定な状態に維持することが有効である。

これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，早期の電源復旧に期待しない場合，原子炉隔離時冷却系の運転が継続している間に電源が不要となる代替注水手段を確保することが有効となる。
第 1-3 表 「全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）」における主要なカットセット
CDF
寄与
対策の
有効性を確認する主な対策(／炉年) 割合(％)
有効性

No.

加速度区分
(G)

1

0.4〜0.5

1.1E-09

19.9

○

2

0.3〜0.4

9.7E-10

17.1

○

3

0.5〜0.6

9.6E-10

16.9

○

○

カットセット①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋軽油貯蔵タンク閉塞
40.6〜0.7

6.9E-1012.2

50.2〜0.3

5.7E-1010.0

60.16〜0.2

1.0E-101.8○

7

0.4〜0.5

7.2E-111.3○

8

0.3〜0.4②地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電6.5E-11源喪失）＋軽油貯蔵タンク破損

1.1

○

9

0.5〜0.6

6.4E-111.1○

・低圧代替注水系（可搬
型）

○

5

270

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 7）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）
・

全交流動力電源喪失＋S/R 弁再閉鎖失敗(TBP)

主要な事故シーケンスのうち、「全交流動力電源喪失＋S/R 弁再閉鎖失敗」(TBP)では、原子炉補機冷却系又は非常用取水路の構造損傷を含むカットセットが抽出されている。これにより非常用ディーゼル発電機の冷却機能が失われ、外部電源喪失と合わせて全交流動力電源喪失に至り、電動駆
動の ECCS 注水設備が機能を喪失する。また、S/R 弁再閉鎖失敗により、長時間の RCIC 及び高圧代

東二【全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）】
ＴＢＤでは，地震によるケーブルトレイの損傷により全交流動力電源喪失に至るカットセットが上位に抽出されている。
また，ＴＢＵでは，地震による交流電源設備（ＤＧＳＷポンプ，非常用パワーセンタ）の損傷に
より全交流動力電源喪失に至るカットセットが上位に抽出されている。

替注水系には期待できない。このため、RCIC 又は高圧代替注水系による注水が継続している間に常これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，早期の電源復旧に期待しない場合，設代替交流電源設備によって電源を復旧し、低圧代替注水系等による低圧注水に移行できる場合に高圧代替注水系を起動し，運転が継続している間に電源が不要となる代替注水手段を確保すること

は炉心損傷を防止できる。また、低圧注水への移行に失敗し、炉心損傷に至る場合については、が有効となる（ＴＢＤのカットセットに含まれる地震によるケーブルトレイ損傷についても，非常LOCA 時に ECCS による注水が出来ず、炉心損傷に至るシーケンスに包絡されると考えられ、炉心損用直流母線，非常用交流母線とは独立した緊急用母線を通じて，常設代替直流電源設備及び常設代

傷に至るものの、電源復旧等の後、圧力容器又は格納容器に注水し、格納容器圧力逃がし装置等に替高圧電源装置からの給電による対応が有効である）。

よる除熱を行うことで、格納容器の破損防止を防止することができる。
・

全交流動力電源喪失＋RCIC 失敗(TBU)

主要な事故シーケンスのうち、「全交流動力電源喪失＋RCIC 失敗」(TBU)では、原子炉補機冷却系
又は非常用取水路の構造損傷及び RCIC の水源となる復水貯蔵槽(CSP)周りの配管の構造損傷を含む
カットセットが抽出されている。このカットセットに対しては、同じ CSP を水源とする高圧代替注
水系は有効な対策とならない。一方、S/C に水源を切り替えることができれば、一定時間原子炉隔
離時冷却系(RCIC)によって注水できると考えると、少なくとも炉心損傷までに数時間程度の時間余裕を有するカットセットである。このため、今回抽出されたカットセットに対しては、RCIC による
注水及び可搬型の低圧代替注水系によって、炉心損傷を防止することが出来ると考えられる。また、今回のカットセットとしては抽出されなかったが、事象発生と同時に RCIC が故障等によって機能喪失に至るものの CSP は機能を維持する場合等、高圧代替注水系によって炉心損傷を防止することができる場合も考えられる。
・

直流電源喪失(TBD)

主要な事故シーケンスのうち、「直流電源喪失」(TBD)では、地震により直流電源設備の構造損傷
又は機能損傷に至るカットセットが抽出された。このカットセットに対しては、常設代替直流電源
設備を用いて直流電源を復旧することにより、炉心損傷を防止することができる。

6271

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 7）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二
第 1-4 表 「全交流動力電源喪失（ＴＢＤ）」における主要なカットセット

再掲

CDF
寄与
対策の
有効性を確認する主な対策(／炉年) 割合(％)
有効性

No.

加速度区分
(G)

1

1.1〜1.2

3.0E-07

14.0

○

2

1.0〜1.1

2.9E-07

13.6

○

3

1.2〜1.3

2.5E-07

11.6

○

3

0.9〜1.0

2.5E-07

11.6

○

5

1.3〜1.4

2.3E-07

10.5

○

6

0.8〜0.9

2.1E-07

9.9○

7

1.4〜1.5

1.6E-07

7.6○

8

1.5〜1.6

1.2E-075.7○

9

0.7〜0.8

9.5E-08

4.4

○

10

1.6〜1.7

7.3E-08

3.4

○

11

0.6〜0.7

4.9E-08

2.3

○

12

1.7〜1.8

3.8E-08

1.8○

カットセット①地震によるケーブルトレイ損傷

・低圧代替注水系（可搬型）

7272赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 7）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二
第 1-5 表 「全交流動力電源喪失（ＴＢＵ）」における主要なカットセット

再掲

No.

加速度区分
(G)

1

1.5〜1.6

カットセット

CDF
寄与
対策の有効性を確認する主な対策(／炉年) 割合(％)
有効性
3.7E-088.3○①地震によるＤＧＳＷポンプ損傷
2

1.4〜1.5

3.6E-08

8.0○

3

1.3〜1.4

3.2E-08

7.2○

4

1.2〜1.3

3.1E-08

7.0○

5

1.3〜1.4

3.1E-08

6.9○

6

1.0〜1.1

3.0E-08

6.6○

7

1.4〜1.5

2.9E-08

6.4○

8

1.1〜1.2

2.9E-08

6.4○

9

1.6〜1.7①地震によるＤＧＳＷポンプ損傷

2.8E-08

6.4

○

10

1.5〜1.6②地震による非常用パワーセンタ損傷

2.1E-08

4.7

11

1.7〜1.8

1.8E-08

4.0

○

12

1.2〜1.3

1.8E-08

3.9

○

13

0.9〜1.0

1.4E-08

3.2

○

14

1.6〜1.7

1.4E-08

3.1

○

15

0.8〜0.9

1.2E-08

2.7

○

16

1.8〜1.9

1.1E-08

2.4○

9.0E-092.0○②地震による非常用パワーセンタ損傷①地震によるＤＧＳＷポンプ損傷②地震による非常用パワーセンタ損傷

・低圧代替注水系（可搬型）○①地震によるＤＧＳＷポンプ損傷②地震による非常用パワーセンタ損傷①地震によるＤＧＳＷポンプ損傷
17

1.1〜1.2

18

1.7〜1.8②地震による非常用パワーセンタ損傷

7.8E-09

1.8

○

19

1.9〜2.0①地震によるＤＧＳＷポンプ損傷

5.4E-09

1.2

○

8

273

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 7）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二【全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）】
ＴＢＰでは，地震による交流電源設備（ＤＧＳＷポンプ，非常用パワーセンタ）の損傷により全交
流動力電源喪失に至るカットセットが上位に抽出されている。
これらのカットセットが含まれる事故シーケンスは，全交流動力電源喪失後，駆動蒸気の喪失により原子炉隔離時冷却系による炉心の冷却が十分に行われず炉心損傷に至る事象となる。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，早期の電源復旧に期待しない場合，原子炉隔離時冷却系の運転が継続している間に電源が不要となる代替注水手段を確保することが有効
となる。

9

274

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 7）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二
第 1-6 表 「全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）」における主要なカットセット
No.

加速度区分
(G)

1

1.5〜1.62

1.4〜1.53

1.3〜1.4

4

1.2〜1.3

5

1.3〜1.4

6

1.0〜1.1

7

1.4〜1.57

1.1〜1.2

9

1.6〜1.710

1.5〜1.611

1.7〜1.8

12

1.2〜1.3

13

0.9〜1.014

1.6〜1.7

15

0.8〜0.9

16

1.8〜1.9

17

1.1〜1.2

18

1.7〜1.819

1.9〜2.0

カットセット

CDF
寄与
対策の有効性を確認する主な対策(／炉年) 割合(％)
有効性
1.9E-108.2○

1.9E-107.9○

1.7E-10

7.1○

1.6E-107.0○

1.6E-106.8○

1.5E-10

6.6○

1.5E-10

6.4○

1.5E-10

6.4○

1.5E-10

6.3○

1.1E-104.7

9.4E-104.0○

9.2E-10

3.9○

7.4E-10

3.1○

7.2E-10

3.0○

6.3E-11

2.7○

5.6E-11

2.4○

4.7E-112.0○

4.1E-11

1.7○①逃がし安全弁再閉鎖失敗＋地震によるＤＧＳＷポン
2.8E-11
プ損傷

1.2

○

①逃がし安全弁再閉鎖失敗＋地震によるＤＧＳＷポン
プ損傷②逃がし安全弁再閉鎖失敗＋地震による非常用パワー
センタ損傷①逃がし安全弁再閉鎖失敗＋地震によるＤＧＳＷポン
プ損傷②逃がし安全弁再閉鎖失敗＋地震による非常用パワー
センタ損傷①逃がし安全弁再閉鎖失敗＋地震によるＤＧＳＷポン
プ損傷②逃がし安全弁再閉鎖失敗＋地震による非常用パワー
センタ損傷①逃がし安全弁再閉鎖失敗＋地震によるＤＧＳＷポン
プ損傷②逃がし安全弁再閉鎖失敗＋地震による非常用パワー
センタ損傷①逃がし安全弁再閉鎖失敗＋地震によるＤＧＳＷポン
プ損傷②逃がし安全弁再閉鎖失敗＋地震による非常用パワー
センタ損傷

・低圧代替注水系（可搬型）

○

10

275

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 7）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）○

崩壊熱除去機能喪失(TW)

東二【崩壊熱除去機能喪失（ＴＷ，ＴＢＷ）】

いずれのカットセットにも、残留熱除去系(RHR)のランダム故障が含まれている。この基事象に対

低加速度領域（〜0.5Ｇ）における主要なカットセットとして，ヒューマンエラー及び残留熱除去系

しては、代替原子炉補機冷却系ユニットによる海水への熱除去機能の代替には期待できないが、格海水系のランダム故障（弁，ストレーナ閉塞等）により崩壊熱除去機能が喪失するカットセットが上

納容器圧力逃がし装置による大気への除熱により炉心損傷(格納容器先行破損)を防止できる。

位に抽出されている。また，高加速度領域（1.0Ｇ〜）における主要なカットセットとして，地震による残留熱除去系のゲート弁の損傷により崩壊熱除去機能が喪失するカットセットが上位に抽出されている。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策として，残留熱除去系海水系が機能喪失している場合は，緊急用海水系及び残留熱除去系を用いた除熱や，格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化
ベントによる除熱が有効である。また，残留熱除去系が機能喪失している場合は，格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベントによる除熱が有効である。
第 1-7 表 「崩壊熱除去機能喪失（ＴＷ）」における主要なカットセット

再掲

CDF
寄与
対策の
有効性を確認する主な対策(／炉年) 割合(％)
有効性

No.

加速度区分
(G)

1

0.16〜0.2

1.7E-0630.6

2

0.2〜0.3

1.1E-06

19.1

カットセット①ＲＨＲ系操作失敗○○[ＲＨＲ故障時]

・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント

3

0.3〜0.4

3.0E-075.5○

4

0.4〜0.5

1.1E-072.1○

5

0.16〜0.2

1.0E-071.9○[取水機能喪失時]②ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障
6

0.2〜0.3

・緊急用海水系
6.5E-08

1.2

○

11

276

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 7）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二
第 1-8 表 「崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）」における主要なカットセット
No.

加速度区分
(G)

1

0.4〜0.52

0.3〜0.4

3

0.5〜0.6

4

0.4〜0.5

5

0.6〜0.7

6

0.3〜0.4

カットセット

CDF
寄与
対策の有効性を確認する主な対策(／炉年) 割合(％)
有効性
4.5E-09

7.0○

4.0E-09

6.2○

4.0E-096.1○②地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ起動失敗共通原因故障

3.0E-094.7○①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ運転継続失敗共通原因
故障

2.9E-09

4.4○

2.7E-09

4.2○

2.7E-09

4.2○

2.3E-093.6①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ運転継続失敗共通原因
故障②地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ起動失敗共通原因故障
7

0.5〜0.6

8

0.2〜0.3

9

0.6〜0.7

10

0.4〜0.5

11

0.2〜0.3

12

0.3〜0.4

13

0.5〜0.6

14

0.6〜0.7

15

0.6〜0.7

16

0.2〜0.3①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋非常用ディーゼル発電機−２Ｃ／２Ｄ運転継続失敗共通原因故障②地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋非常用ディーゼル発電機−２Ｃ／２Ｄ起動失敗共通原因故障③地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋ＤＧＳＷ−２Ａ／２Ｂストレーナ閉塞共通原因故障②地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋非常用ディーゼル発電機−２Ｃ／２Ｄ起動失敗共通原因故障③地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋ＤＧＳＷ−２Ａ／２Ｂストレーナ閉塞共通原因故障④地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋非常用パワーセンタ損傷③地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋ＤＧＳＷ−２Ａ／２Ｂストレーナ閉塞共
通原因故障○
・常設代替高圧電源装置

1.9E-093.0○

1.6E-09

2.5○

1.6E-092.5○

1.4E-092.2○

1.4E-092.2○

1.1E-091.6○

1.0E-09

1.6○

8.4E-10

1.3

○

12

277

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 7）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）○

原子炉停止機能喪失(TC)いずれのカットセットにも、原子炉補機冷却系又は非常用取水路の構造損傷が含まれている。原

子炉スクラムが必要な際に制御棒を挿入できない場合、高圧炉心注水系による水位制御に期待できないことから炉心損傷に至る。
原子炉停止機能について、ABWR である柏崎刈羽原子力発電所 6 号炉及び 7 号炉では、今回重大事

東二【原子炉停止機能喪失（ＴＣ）】
地震によるスクラム系（シュラウドサポート）の損傷を要因とするカットセットが上位に抽出されている。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，代替原子炉再循環ポンプトリップ回路
及びほう酸水注入系による対応が有効であるが。ただし，地震によりケーブルトレイ又はＤＧＳＷが故対処設備として位置づけた機能・設備がプラント設計当初より設置されていたことから、今回は損傷するカットセットを含む場合は，交流電源の喪失又は直流電源の喪失により代替の原子炉停止手

これらの機能・設備を考慮して PRA を実施した。このため、これらの機能・設備の喪失を含めて炉段であるほう酸水注入系が交流電源又は直流電源の喪失すること，及び高圧炉心スプレイ系の機能喪

心損傷に至るカットセットが抽出されており、対策の有効性を確認することはできない。

失により原子炉水位の確保が困難であることから，炉心損傷を防ぐことができない。

13

278

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 7）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二
第 1-9 表 「原子炉停止機能喪失」における主要なカットセット
No.

加速度区分
(G)

1

1.4〜1.5

1.3E-08

11.0

○

2

1.3〜1.4

1.2E-08

10.3

○

3

1.5〜1.6

1.1E-08

9.3○

4

1.2〜1.3

8,.5-09

7.1

再掲

カットセット①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるシュラウドサポート損傷

CDF
寄与
対策の
有効性を確認する主な対策
有効性(／炉年) 割合(％)

・代替原子炉再循環ポンプ○

トリップ
・ほう酸水注入系

5

1.6〜1.7

8.0E-09

6.7○

6

1.1〜1.2

5.7E-09

4.8○

7

1.7〜1.8

4.4E-09

3.7○

8

1.6〜1.7

4.0E-09

3.3−

9

1.5〜1.6

3.9E-09

3.3

10

1.7〜1.8

3.4E-09

2.8

11

1.0〜1.1

3.3E-09

2.8

12

13

14

1.4〜1.5

1.8〜1.9

1.8〜1.915

1.9〜2.016

2.0〜3.017

1.3〜1.4②地震によるケーブルトレイ損傷＋地震によるシュラ
ウドサポート損傷①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるシュラウドサポート損傷②地震によるケーブルトレイ損傷＋地震によるシュラ
ウドサポート損傷①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるシュラウドサポート損傷②地震によるケーブルトレイ損傷＋地震によるシュラ
ウドサポート損傷−−−
・代替原子炉再循環ポンプ○

トリップ
・ほう酸水注入系

2.7E-09−

2.3−
2.7E-09−2.2
・代替原子炉再循環ポンプ

2.1E-09

1.8

○

トリップ
・ほう酸水注入系

2.1E-091.8−

2.0E-09

1.7−

1.9E-09

1.6

−

−
18

1.7〜1.8

1.6E-09

1.3

−

19

1.6〜1.7③地震によるＤＧＳＷポンプ損傷＋地震によるシュラ
1.6E-09
ウドサポート損傷

1.3

−

20

1.8〜1.9

1.4E-091.2−

0.9〜1.0①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電1.2E-09源喪失）＋地震によるシュラウドサポート損傷

・代替原子炉再循環ポンプ
21

1.0

トリップ

○

・ほう酸水注入系

14279

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 7）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）
２．津波レベル 1PRA
津波 PRA の結果、今回評価の対象としたプラント状態では、津波高さ 4.2 m 以上の場合、取水口からの浸水により炉心損傷に至る。津波高さと機能喪失する安全上重要な機器の組み合わせから、
高圧・低圧注水機能喪失(TQUV)、直流電源喪失(TBD)に事故シーケンスグループを区分しているものの、安全上重要な機器の機能喪失の原因はいずれも浸水であり、対策としては浸水防止対策が最も有効であると考える。
また、何らかの要因により浸水防止対策が機能せず、建屋内に浸水した場合には、喪失した機能に応じ、重大事故等対処設備等を用いて対応することで、炉心損傷を防止できるものと考える。何らかの要因による建屋内への浸水時に重大事故等対処設備等に期待できるか否かについては、建屋内への浸水の状況等による部分もあるが、建屋内部の浸水防止対策や高台に配備した設備等により対応することが可能であると考える。

東二2. 津波レベル１ＰＲＡ(1) 選定条件
事故シーケンスの種類によっては展開されるカットセットが無数に存在するため，ここでは，各事象シーケンスについて以下の基準を基に主要なカットセットを抽出した。
・事故シーケンスグル―プのうち，最も炉心損傷頻度の大きな事故シーケンスについて，上位
3 位まで各事故シーケンスにおける主要なカットセットの抽出結果及び主要なカットセットに対して，整備する炉心損傷防止対策で対応可能であるかを確認した。確認結果を第 2-1 表に示す。

(2) 主要なカットセットの確認結果
津波ＰＲＡより抽出されるシーケンスについては，津波に起因する事故シーケンスへの対応に必要な安全機能を有する常設重大事故等対処設備及び可搬型重大事故等対処設備に対して津波防護対策を施すことにより，第 2-1 表に示したとおり主要なカットセットレベルまで展開しても，整備する炉心損傷防止対策により同様に炉心損傷を防止することが可能である。
表 2-1 津波ＰＲＡにおける事故シーケンスごとの主要なカットセット
事故シーケンス

津波区分※１

最終ヒートシン ク喪失（ＲＣＩＣ成功 ）最終ヒートシン ク喪失＋高圧炉心冷却 失敗

ＣＤＦ（／ 炉年）

3.2E-06

T.P.+20m〜T.P.+22m

1.1E-08

対策
全ＣＤ Ｆに対す
ＣＤ Ｆ※２の有有効性を確認す る主な対 策（／炉 年） る寄与割合 ※１
効性①最終ヒ ートシンク喪失

3.2E-06

73.4%○①最終ヒ ートシンク喪失失＋ＲＣＩＣポ
ンプ起動 失敗

4.7E-09

0.1%○②最終ヒ ートシンク喪失＋ＲＣＩＣメン
テナンス

3.0E-09＜ 0.1%○
・津 波防護対策・緊 急用海水系③最終ヒ ートシンク喪失＋ＲＣＩＣ流量制御器故 障5.4E-10＜ 0.1%○

1.7E-08①最終ヒ ートシンク喪失＋逃がし安全弁
再閉鎖失 敗1.7E-08

0.4%

○

○

津波 による
注水機能喪失最終ヒートシン ク喪失＋逃がし安全弁 再閉鎖失敗

主要なカット セット

原子炉建屋内浸 水による複数の緩和機能喪 失

T.P.+22m〜T.P.+24m

7.6E-07①原子炉 建屋内浸水による複数の緩和機
能喪失

7.6E-07

17.6%

防潮堤損傷

T.P.+24m〜

3.3E-07①防潮堤 損傷

3.3E-07

7.6%

−

−

※１：防潮堤前面位置における津波高さ※２：有効性を確認する主な対策等に対して必要な浸水防護対策を施すことにより炉心 損傷防止 が可能

15

280

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 7）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）○

東二

LOCA 時注水機能喪失(LOCA)

カットセットとしては、地震による格納容器内配管の構造損傷が抽出された。
地震動に応じた詳細な損傷の程度を評価することは困難なことから、格納容器内配管の構造損傷を以って炉心損傷直結としているものの、実際には配管損傷の規模に応じて炉心損傷を防止できる場合も考えられる。
○

その他の炉心損傷直結事象

計測・制御系喪失、格納容器バイパス、格納容器・圧力容器損傷、建屋・構築物損傷について
は、別紙 2 の通り、評価方法にかなりの保守性を有しており、また、地震動に応じた詳細な損傷の程度や影響を評価することは困難なことから、現状、炉心損傷直結事象として整理しているものの、実際には損傷の程度に応じて使用可能な重大事故等対処設備等を用いて対応することにより、炉心損傷を防止できる可能性があるものと考える。その場合は、損傷した機能に応じて内部事象運
転時レベル 1PRA の結果から抽出された既存の事故シーケンスグループに包絡されるものと考える。
例えば、別紙 2 の 2.1 建屋・構築物(原子炉建屋)の損傷の(4)に示した通り、現実的には考えにくいものの、仮に基礎地盤の変形が生じ、建屋間での配管破断に至り、原子炉建屋内への水の流入によって高圧・低圧注水機能の喪失に至ったとしても、サプレッションプールを水源とした原子炉
隔離時冷却系(RCIC)による注水や可搬型の低圧代替注水系によって対応できると考える。
また、別紙 2 の 2.2 建屋・構築物(格納容器・圧力容器)の損傷の(4)に示した通り、フラジリティの評価手法が有する保守性により、現実的には PRA の結果以上に起こりにくい事象と考えるものの、仮にペデスタルにおける支持機能の喪失が発生し、一次系の配管破断等が発生した場合は、LOCA と同等の対応として、使用可能な注水設備による注水及び格納容器圧力逃がし装置等を用いた

16

281

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 7）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二

除熱によって、プラントを安定な状態に導くことが出来ると考える。
以 上

17

282

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 9）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二
別紙 9

別紙 6
「水素燃焼」及び「溶融物直接接触(シェルアタック)」を

格納容器直接接触（シェルアタック）を格納容器破損モードの格納容器破損モードの評価対象から除外する理由

評価対象から除外する理由について
・東海第二がレベル１．５ＰＲ「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(PCV)破損防止対策の有効性評価に関すＡにおいて水素燃焼を除外

る審査ガイド」(有効性評価ガイド)では、必ず想定する PCV 破損モードの 1 つとして水素燃焼及びしている理由は，本文 2.2.1

格納容器直接接触(シェルアタック)が挙げられている。

に記載している。

一方、有効性評価ガイドに基づき、格納容器破損モード抽出のための個別プラント評価として実施した、KK6/7 号機(ABWR)の内部事象運転時レベル 1.5PRA では、水素燃焼及び格納容器直接接触(シェルアタック)を PCV 破損モードの評価対象から除外している。以下に、除外理由の詳細を示す。

○「水素燃焼」の除外理由
有効性評価ガイドにおける、「水素燃焼」の現象の概要は以下の通りである。
原子炉格納容器内に酸素等の反応性のガスが混在していると、水-ジルコニウム反応等によって発生した水素と反応することによって激しい燃焼が生じ、原子炉格納容器が破損する場合がある。
・炉心損傷に伴う PCV 内の気体の組成及び存在割合の変化
KK6/7(ABWR)では、運転中は PCV 内を常時窒素で置換しており、酸素の濃度は 3.5%以下に管理されている。一般に可燃限界とされている濃度は、水素が 4%以上かつ酸素が 5%以上の場合である。
水-ジルコニウム反応の程度や水蒸気等他の気体の存在割合にも依るが、燃料温度の著しい上昇に伴って水-ジルコニウム反応が生じる状況になれば、水素濃度は 4%をほぼ上回る。
一方酸素は、事象発生前から PCV 内に存在している量の他には水の放射線分解によって生じるのみである。このため、炉心損傷後の PCV 内での水素燃焼の発生を考慮する際には、酸素濃度に着目する必要がある。なお、水の放射線分解による酸素濃度の上昇に対して保守的なシナリオで評価しても、事象発生から 7 日以内に酸素濃度が 5%を超えることは無い。
・内部事象運転時レベル 1.5PRA の格納容器破損モードから除外する理由
内部事象運転時レベル 1.5PRA において、仮にイベントツリーに水素燃焼に関するヘディングを設けたとしても、上記の通り、7 日以内に酸素濃度が 5%を超えることは無く、また、7 日以上
PCV の機能を維持(破損を防止)しながら酸素濃度の上昇については何も対応しない状況は考え難いことを考えると、水素燃焼に関するヘディングの分岐確率は 0 となる。
内部事象運転時レベル 1.5PRA は、格納容器破損のシーケンスに加えて格納容器破損頻度(CFF)

1283

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 9）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二を求める評価であることから、発生する状況が想定されない水素燃焼を評価対象とすることは適切でないと考える。
上記の理由により、水素燃焼は内部事象運転時レベル 1.5PRA の対象から除外した。但し、有効性評価においては、酸素濃度の観点で最も厳しいシナリオを考慮し、可燃限界に至らないことを示している。
なお、PCV 外部からの空気の流入によって酸素濃度が上昇する場合については、既に PCV の隔離機能が失われている状況であるため、内部事象運転時レベル 1.5PRA の対象外となる。

○「溶融物直接接触(シェルアタック)」の除外理由
有効性評価ガイドにおける、「溶融物直接接触(シェルアタック)」の現象の概要は以下の通りであ必ず想定する格納容器破損モードうち,格納容器直接接触（シェルアタック）については,「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」にる。

次のように記載されている。
3.2.3 格納容器破損モードの主要解析条件等
5) 格納容器直接接触（シェルアタック）a. 現象の概要
原子炉圧力容器内の溶融炉心が原子炉格納容器内の床上へ流れ出す時に、溶融炉心が床面で拡がり原子炉格納容器の壁に接触することによって、原子炉格納容器が破損する場合がある。
・シェルアタックについて
シェルアタックについては、NUREG/CR-6025[1]において、BWR MARK I 型 PCV に対する検討が実施されている。BWR MARK I 型 PCV におけるシェルアタックのメカニズムは次の通り。

原子炉圧力容器内の溶融炉心が原子炉格納容器内の床上へ流れ出す時に,溶融炉心が床面で拡がり原子炉格納容器の壁に接触することによって,原子炉格納容器が破損する場合がある。
１．格納容器直接接触（シェルアタック）
シェルアタックについては，ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−６０２５［１］において，ＢＷＲ Ｍａｒｋ−Ⅰ型
格納容器に対する検討が実施されている。ＢＷＲ Ｍａｒｋ−Ⅰ型格納容器におけるシェルアタッ
クのメカニズムは次の通り。

炉心損傷後、原子炉圧力容器底部から流出した溶融炉心はペデスタル部に落下する。この時、炉心損傷後，原子炉圧力容器底部から流出した溶融炉心はペデスタル部に切れ込み（図 1）があBWR MARK I 型 PCV はペデスタル部に切れ込み(図 1)があるため、溶融炉心がペデスタル床面にるため，溶融炉心がペデスタル床面に広がった場合，溶融炉心が切れ込みからペデスタル部の外側

広がった場合、溶融炉心が切れ込みからペデスタル部の外側に流出して PCV の壁面(金属製のラに流出して格納容器の壁面（金属製ライナー部分）に接触する可能性（図 2）がある。

イナー部分)に接触する可能性(図 2)がある。
この事象は、PCV の構造上、BWR MARK I 型 PCV 特有である。
・内部事象運転時レベル 1.5PRA の格納容器破損モードから除外する理由

２．格納容器直接接触（シェルアタック）の除外理由

KK6/7(ABWR)の RCCV 型 PCV のペデスタルの側面は、二重の円筒鋼板内部にコンクリートを充シェルアタックは，ＢＷＲ Ｍａｒｋ−Ⅰ型格納容器に特有の事象であり，Ｍａｒｋ−Ⅱ型格納填した壁で囲まれており、BWR MARK I 型 PCV の様な切れ込みを持たない構造(図 3, 4)であるた

容器では，格納容器の構造上，ペデスタル（ドライウェル部）床に落下したデブリが直接格納容器

め、溶融炉心がペデスタル床面で広がった場合でも、ペデスタル外側へ溶融炉心が流れ出ること

バウンダリと接触することはない（図 3）。このため，溶融炉心が床面で拡がり格納容器の壁に接触は無い。この様に、ABWR では構造的に発生しない PCV 破損モードであることから、内部事象運する格納容器直接接触（シェルアタック）の発生の可能性はない。

転時レベル 1.5PRA の対象から除外した。なお、同様の理由により、有効性評価の対象からも除よって，必ず想定する格納容器破損モードであるが，ＢＷＲ ＭＡＲＫ−Ⅱ型格納容器の構造上，

2284

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 9）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二発生の可能性がないため，東海第二発電所において想定する格納容器破損モードから除外した。

外している。
以 上

３．Ｍａｒｋ−Ⅱ型格納容器におけるサプレッション・プール底部のライナープレート破損の扱いに ・東海第二は，炉心溶融物がペついてデスタル床面を貫通した場(1) レベル１．５ＰＲＡにおけるライナープレート破損の考え方

合，サプレッション・プール

レベル１．５ＰＲＡにおいては，環境への放射性物質の大規模放出に至る可能性のある格納容に落下するＭａｒｋ−Ⅱ格

器破損モードとして，雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損），溶融炉心・納容器特有の構造であるた

コンクリート相互作用（ＭＣＣＩ）等を考慮している。一方，格納容器直接接触（シェルアタッ

め，事故シーケンス選定上のク）については，Ｍａｒｋ−Ⅰ型格納容器特有の破損モードであり，Ｍａｒｋ−Ⅱ型格納容器に扱いについて記載している。

おいては，サプレッション・プール底部のライナープレートが破損したとしても，ライナープレ
ート−コンクリート間の間隙から外部に放出されるような構造とはなっておらず，また，ベース
マットのコンクリート厚さは十分な厚さを有していることから，工学的判断により放射性物質の大規模放出に至らないものと考える。このため，ライナープレートの破損を格納容器破損モードとして考慮していない。
(2) 有効性評価におけるライナープレート破損の考え方
有効性評価においては，ＰＲＡより抽出された事故シーケンスについては，重大事故等対処設備に期待することにより，全て原子炉圧力容器内で事象収束が可能であり，溶融炉心は原子炉圧力容器内で保持されることを確認している。また，仮に重大事故等対処設備の一部の機能に期待せず，溶融炉心が原子炉圧力容器外に放出されることを想定した場合においても，ペデスタル（ドライウェル部）における溶融炉心・コンクリート相互作用を防止することで，ライナープレートに接触することなくペデスタル（ドライウェル部）内で溶融炉心が適切に冷却されることを確認している。
(3) まとめＭａｒｋ−Ⅱ型格納容器である東海第二発電所においては，ライナープレート−コンクリート
間の間隙から外部に放出されるような構造とはなっておらず，また，コンクリート侵食に対してベースマットは十分な厚さを有していることから，工学的判断により大規模放出に至らないものと考える。このため，ライナープレートの破損を格納容器破損モードとして考慮していない。
一方で，有効性評価においては，ＰＲＡより抽出された事故シーケンスについては，重大事故等対処設備に期待することにより，全て原子炉圧力容器内で事象収束が可能であり，溶融炉心は
原子炉圧力容器内で保持されることを確認している。また，仮に重大事故等対処設備の一部の機能に期待せず，溶融炉心が原子炉圧力容器外に放出されることを想定した場合においても，ペデスタル（ドライウェル部）における溶融炉心・コンクリート相互作用を防止することで，ライナ
ープレートに接触することなくペデスタル（ドライウェル部）内で溶融炉心が適切に冷却されることを確認している。

3285

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 9）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二

参考文献

参考文献

[1] NUREG/CR-6025, The Provability of Mark-I Containment Failure by Melt-Attack of the Liner,[1] U.S. NRC,

U.S. Nuclear Regulatory Commission (1993)

The Probability of Mark-I Containment Failure by Melt-Attack of the Liner

NUREG/CR-6025, November 1993

図 1 BWR MARK I 型 PCV におけるシェルアタックのイメージ(側面図)[1]4286赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 9）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二

図 2 BWR MARK I 型 PCV における溶融炉心のペデスタル外側への流出のイメージ[1]5287赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 9）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二

図 3 RCCV 型格納容器の構造

6288

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 9）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二

図 4 RCCV 型格納容器のペデスタル部内筒展開図(ペデスタルの内側から見た図)

7

289

290

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 10）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二
別紙 10

別紙 7
格納容器隔離失敗の分岐確率の根拠と格納容器隔離の分岐確率の根拠と格納容器隔離失敗事象への対応

格納容器隔離失敗事象への対応について

1.

格納容器隔失敗の分岐確率の根拠(1) 格納容器隔失敗の分岐確率の根拠【分岐確率の根拠】
KK6/7 号機の内部事象運転時レベル 1.5PRA では、炉心損傷の時点で原子炉格納容器(PCV)の隔離に

内部事象レベル１．５ＰＲＡにおける格納容器隔離失敗の分岐確率は，格納容器隔離失敗によ失敗している場合を考慮しており、これを「PCV 隔離」のヘディング(分岐確率 5.0×10-3)として設定

る大規模な漏えいを想定しており，ＮＵＲＥＧ/ＣＲ−４２２０(1)を基に 5.0E-3／d として設定している。

している。ＮＵＲＥＧ/ＣＲ−４２２０では，米国のＬＥＲ（Licensee Event Reports）（1965

この分岐確率は、PCV 隔離システムの信頼性について評価している NUREG/CR-4220[1]をもとに設定している。NUREG/CR-4220 では、米国の LER(Licensee Event Report)(1965 年〜1984 年分)を分析し、PCV からの大規模漏洩が生じた事象 4 件を抽出、これを評価時点での運転炉年(740 炉年)で割ること
により、PCV 隔離失敗の発生頻度(5.0×10-3/炉年)を算出している。更に、PCV 隔離失敗の継続時間の年〜1984 年）を分析し，表 1 に示すとおり大規模漏えい事象 4 件を抽出，発生件数 4 件を運転炉
年（740 炉年）で除すことにより，格納容器隔離失敗の発生頻度を算出している。
なお，抽出された 4 件以外にもエアロック開放に関する事象が 75 件発生しているが，これらの事象は数時間以内と短時間であり，大規模な漏えい事象には至っていない。

情報が無いことから、工学的判断として PCV の隔離機能が確認される間隔を 1 年とし、上記の発生
表 1 大規模漏えいとして抽出された事象

頻度に 1 年を掛けることにより、「PCV 隔離」の失敗確率としている。
本評価においても、PCV の隔離機能は少なくとも 1 年に 1 回程度は確認されるもの(1 サイクルにReactor

Year

Event

1 回程度)と考え、上記の発生頻度に 1 年を掛けることにより、「PCV 隔離」の失敗確率としている。

Oconee 1

1973

Isolation Valves OpenSan Onofre 1

1977

Holes in Containment

Palisades

1979

By-pass Valves Open

Surry 1

1980

Holes in Containment

なお、NUREG/CR-4220 では、潜在的な漏洩が発生する経路として、ベント弁等の大型弁の故障や PCV
壁に穴が空く事象等の直接的な破損を考えている。

また，上記の大規模漏えい事象はいずれもＰＷＲで発生した事象であり，ＢＷＲにおいては，
出力運転中は格納容器内を窒素置換し管理しているため，格納容器からの漏えいが存在する場合
は，格納容器圧力の低下等により速やかに検知できる可能性が高いと考えられる。
(2) 最近の米国の格納容器隔離失敗実績に関する参考文献【JNES による検討事例】

レベル１．５ＰＲＡでは，1984 年までのデータを用いたＮＵＲＥＧ／ＣＲ−４２２０を基に格[2]

PCV の隔離失敗については、独立行政法人 原子力安全基盤機構(JNES)による評価結果 が報告さ

納容器隔離失敗の分岐確率を設定している。最近の格納容器隔離失敗に関する報告としては，Ｅれている。国内 BWR-5MARKⅡ型格納容器プラントを対象に、フォールトツリー(FT)を用いて PCV 隔離

ＰＲＩ報告書(2)がある。ＥＰＲＩ報告書では，米国における 2007 年時点までの総合漏えい率試の失敗確率を評価しており、PCV 隔離の失敗確率は平均値で 8.3×10-4(EF = 2.4)と示されている。

験（ＩＬＲＴ：Integrated Leak Rate Test）の実績が整理されており，大規模漏えいに至る事

PCV の貫通部を抽出した上で、貫通部の弁の構成等を考慮し、リークのパターンを FT でモデル化している。また、FT の基事象には国内機器故障率データを使用している。

象としては設計漏えい率の 35 倍を基準としているが，発生実績は 0 件となっている。
大規模漏えいに至る事象実績 0 件（計算上 0.5 件としている）をＩＬＲＴ試験数 217 件で除して隔離機能喪失を以下のとおり算出した。

【分岐確率の設定について】

0.5／217 ＝2.3E-3

1291

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 10）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二
大規模漏えいに至る事象実績※：0.5件の頻度又は確率が評価されている。用いているデータ及び評価方法は異なるものの、いずれも 1.0×

ＩＬＲＴ試験数：217件

10-3 前後の値である。

※：発生経験がないため，発生実績を0.5件と仮定。

NUREG/CR-4220 では米国の運転実績から、JNES による評価では、FT による分析から PCV 隔離失敗

本評価において、ヘディング「PCV 隔離」は他のヘディングとの従属関係を持たない独立のヘディ

この値は，ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−４２２０で評価された格納容器隔離失敗確率の 5.0E-3／d よりングであることから、プラント損傷(炉心損傷)状態の発生頻度とヘディング「PCV 隔離」の確率の積も小さい値となっており，ＥＰＲＩ報告書の結果を考慮してもＮＵＲＥＧ／ＣＲ−４２２０の評がそのまま PCV 破損モード「PCV 隔離失敗」による PCV 破損頻度となる。また、PCV の隔離に成功し価結果を適用することは妥当であると考えられる。

ている確率はほぼ 1 であることから、ヘディング「PCV 隔離」以降のイベントツリーの分析結果(CFF)には殆ど影響しない。これらのことから、参照可能と考える評価結果のうち、大きめの値を示している NUREG/CR-4220 の評価結果をもとに、工学的判断によって分岐確率 5.0×10-3 を採用した。
なお、現状の運転管理として PCV 内の圧力を日常的に監視しているほか、格納容器圧力について 1
日 1 回記録を採取している。仮に今回想定した様な大規模な漏えいが生じた場合、速やかに検知できる可能性が高いと考える。
2.

【格納容器隔離失敗事象への対応】
格納容器隔離失敗事象には、炉心損傷の時点で PCV の隔離に失敗している場合や、原子炉冷却材浄化系配管等の原子炉圧力容器(RPV)に繋がる高圧配管が格納容器外で破断した後に炉心損傷に至る場

格納容隔離失敗事象への対応(1) 東海第二発電所で想定される格納容器隔離失敗の経路
東海第二発電所で想定される格納容器隔離失敗は，機械的破損及び人的過誤による隔離機能喪失であり，以下に示すとおりである。

合、低圧配管との接続部で破断した後に炉心損傷に至る場合(ISLOCA)が含まれている。
PRA では、炉心損傷の時点で PCV の隔離に失敗している場合を考慮している。PRA 上、具体的な隔

ａ．機械的破損による隔離機能喪失

離失敗(漏えい)箇所を設定しているものでは無いが、万一、炉心損傷の時点で PCV の隔離に失敗して(a) 格納容器貫通部からの漏えい
格納容器の電気配線貫通部のシール材の劣化や配管貫通部の管台の割れ等がある場合にいた場合には、隔離失敗(漏えい)箇所の隔離を試みることとなる。
このため、本事象への対応としては、炉心損傷頻度の低減を図ると共に、万一の重大事故発生時にPCV の隔離に失敗していることの無いよう、PCV の漏えいに対する検知性を向上させることが有効では，格納容器内雰囲気が漏えいする可能性がある。

・柏崎は格納容器隔離失敗の経路，発生を防止する対策及び発生後の対策を記載しているが，東二は格納容器隔離失敗の経路，及び発生を防止す
る対策を重点的に記載している。

(b) 格納容器アクセス部からの漏えい
ドライウェル主フランジ，機器搬入用ハッチ，所員用エアロック等のアクセス部のシールあり、これらについては重大事故等対処設備や日常の PCV の圧力監視等で対応している。
また、炉心損傷の時点で PCV の空間部に繋がる配管が格納容器外で破断した場合には、破断箇所の部又は溶接部が破損している場合には，格納容器内雰囲気が漏えいする可能性がある。
(c) 格納容器バウンダリからの漏えい隔離を試みることとなる。
原子炉冷却材浄化系配管等、RPV に繋がる配管が格納容器外で破断した後に炉心損傷に至る場合に格納容器スプレイ配管，不活性ガス系，可燃性ガス濃度制御系等は格納容器雰囲気と連通

ついては、配管破断の発生頻度が十分に低いため、ISLOCA を除いて PRA 上はモデル化していない。

しており，これらのバウンダリが破損している場合には，格納容器内雰囲気が漏えいする可

仮に配管破断が生じた場合には、破断箇所の隔離、RPV の急速減圧、炉水位をバイパス破断が生じた能性がある。
ｂ．人的過誤による隔離機能喪失

配管の RPV 接続位置の高さ以下に保つ等、ISLOCA の場合と同様の対応をとることとなる。

(a) 漏えい試験配管からの漏えい
以 上

定期点検時の格納容器漏えい試験の後に，試験配管隔離弁の復旧忘れ等がある場合には、格納容器内雰囲気が漏えいする可能性がある。
(2) 格納容隔離失敗事象への対応(1)で挙げた格納容器隔離失敗事象に対する対応としては，重大事故等発生時に，万一にも格納容器の隔離機能が喪失していることのないよう，格納容器の漏えいに対する検知性を向上させ

2292

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 10）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二
ることが有効であり，定期試験時及び原子炉起動前における格納容器隔離機能の確認や手順書に基づく確実な操作を実施している。さらに，出力運転中は格納容器内を窒素置換し管理しているため，格納容器からの漏えいが存在する場合は，格納容器圧力の低下等により速やかに検知できる可能性が高いと考える。

参考文献

参考文献

[1] NUREG/CR-4220, Reliability Analysis of Containment Isolation Systems., U.S. Nuclear(1)

NUREG/CR-4220,Reliability Analysis of Containment Isolation Systems，U.S.NRC,(2)

Risk Impact Assessment of Extended Integrated Leak Rate Testing Intervals, Revision

Regulatory Commission (1985)[2]「JNES/SAE06-031, 06 解部報-0031 格納容器健全性に関する機器の重要度評価」独立行政法人 原

2-A of 1009325, Final Report，EPRI, October 2008

子力安全基盤機構 (2006)

3

293

294

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二
別紙 8

炉内溶融燃料−冷却材相互作用(炉内 FCI)に関する知見の整理
1. 現象の概要
原子炉容器内水蒸気爆発による格納容器破損はα モード破損と呼ばれ、WASH-1400 から研究が続けられてきた。この現象は、溶融炉心(コリウム)が原子炉圧力容器下部ヘッドに溜まっている水中に落下した時に水蒸気爆発が発生し、それにより水塊がミサイルとなって炉内構造物を破壊し、原子炉
圧力容器上蓋に衝突することで上蓋を固定するボルトを破壊し、上蓋が格納容器に衝突して格納容器破損に至るという現象である。
炉内での現象は、以下のようなメカニズムであると考えられている。
① 炉内の冷却材が喪失し、炉心が溶融して、その溶融炉心が下部プレナムの残存水に落下する。水と接触した溶融炉心は、その界面の不安定性により、溶融炉心の一部もしくは大部分が分裂し、膜沸騰を伴う水との混合状態となる(粗混合)。更に、自発的もしくは外部からの圧力パルスにより、膜沸騰が不安定化し(トリガリング)、二液が直接接触する。
② 下部プレナムにおける二液の直接接触により、急速な熱の移動が発生し、急速な蒸気発生・溶融
炉心の微細化によって、更に液体どうしの接触を促進し(伝播)、蒸気発生を促進する。この蒸気発生により、圧力波が発生する。
③ 発生した圧力波が通過した後の高温高圧領域(元々は粗混合領域)の膨張により運動エネルギが発生し、上部ヘッドを破壊する。この結果、上部ヘッドはミサイルとなって格納容器に衝突する。

2. 過去の実験結果の整理[1]
FCI について、過去に実施された比較的大規模な実験概要及び結果を以下に示す。
2.1 FARO 実験
FARO 実験は、イタリアのイスプラ研究所において実施された実験で、圧力容器内での FCI を調べることを主な目的とした試験である。多くの実験は高圧・飽和水条件で実施されているが、圧力容器外を対象とした低圧・サブクール水条件の実験も実施されている。
図 2.1 に試験装置の概要図を示す。試験装置は主にるつぼと保温容器で構成されている。るつぼ内で溶融させたコリウムを一度リリースベッセルに保持し、その底部にあるフラップを開放することにより溶融コリウムを水プールに落下させる。溶融物落下速度は、リリースベッセルの圧力を調整することにより調整可能である。
実験は、酸化物コリウム(80wt% UO2+20wt% ZrO2)または金属 Zr を含むコリウム(77wt% UO2+19wt%
ZrO2+4wt% Zr)を用いて実施された。

1295

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二

表 2.1 に試験条件及び試験結果を示す。
結果として、いずれの実験においても、水蒸気爆発の発生は確認されなかった。
溶融コリウムの粒子化量について、高圧条件・低サブクール水条件においては水深約 1 m の場合で溶融コリウムの約半分が粒子化し、残りはジェット状でプール底面に衝突し、パンケーキ状に堆積したとの結果が得られている。また、低圧条件・サブクール水条件では、全てのコリウムは粒子化した。
さらに、粒子の質量中央径は 3.2 mm〜4.8 mm であり、試験パラメータ(初期圧力、水深、コリウム
落下速度、サブクール度)に依存しないことが報告されている。

2.2 COTELS 実験
COTELS 実験は、(財)原子力発電技術機構により実施された実験であり、圧力容器底部が溶融破損して溶融コリウムが格納容器床面上の水プールに落下した場合の水蒸気爆発の発生有無を調べることを目的に実施された。図 2.2 に実験装置の概要図を示す。実験は、シビアアクシデント時の溶融コ
リウム成分を模擬するため、比較的多くの金属成分を含む模擬コリウム(55wt% UO2+5wt%ZrO2+25wt%
Zr+15wt% SUS)が用いられた。また、多くの実験ケースはプール水深 40 cm、飽和水温度で実施されている
表 2.2 に実験条件及び結果を示す。
結果として、いずれの実験においても、水蒸気爆発の発生は確認されなかった。
プールに落下した溶融コリウムはほとんどが粒子化し、落下速度が大きいケースでは、全てのコリウムが粒子化するとの結果が得られている。
また、コリウム落下速度の大きいケースを除いて、粒径分布に大きな差はなく、質量中央径で 6 mm程度であり、落下速度が大きいケースでは粒子径は小さくなっている。

2.3 KROTOS 実験
KROTOS 実験はイスプラ研究所で実施された実験であり、FARO 実験が高圧条件を主目的として実施されたのに対して、KROTOS 実験では、低圧・サブクール水を主として実施が行われている。
図 2.3 に実験装置の概要図を示す。本実験では摸擬コリウムとして UO2 混合物(80% UO2+20% ZrO2)
またはアルミナを用いた実験を行っている。また、外部トリガ装置によりトリガを与えることで、水蒸気爆発を誘発させる実験も実施されている。
表 2.3 に実験条件及び結果を示す。
アルミナを用いた実験では、サブクール水(ケース 38, 40, 42, 43, 49)の場合、外部トリガ無しで水蒸気爆発が発生、低サブクール水(ケース 41, 44, 50, 51)の場合、外部トリガがある場合(ケース44)に水蒸気爆発が発生した。一方、UO2 混合物を用いた実験では、サブクール度が 4〜102 K の場合、
外部トリガ無しでは水蒸気爆発が発生せず、外部トリガありの場合でも、溶融物の重量が大きい、または、水プールのサブクール度が高い場合(ケース 52)に水蒸気爆発が観測されている。

2296

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

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これらの差異として、粒子径はアルミナの 8〜17 mm に対し UO2 混合物は 1〜1.7 mm であり、UO2 混合物の方が小さく、粒子化直後の表面積が大きいため粗混合時に水プールが高ボイド率となり、トリガの伝播を阻害した可能性がある。また、アルミナは比重が小さいことから水面近傍でブレークアッ
プし、径方向に拡がったことによりトリガが伝搬しやすくなったと考えられている。一方、UO2 混合
物は、粒子表面と水が接触した直後に表面が固化することにより蒸気膜が崩壊した際の微粒子化が起
こりにくく、これが一つの要因となって水蒸気爆発の発生を阻害すると考えられる。

2.4 ALPHA 実験
旧原子力研究所(JAERI)で実施された実験であり、シビアアクシデント時の格納容器内の諸現象を明らかにし、格納容器の耐性やアクシデントマネジメント策の有効性を評価することを目的に、1988
年から事故時格納容器挙動試験の一環で実施された。
図 2.4 に実験装置の概要図を示す。実験では、溶融ステンレス鋼または酸化アルミニウムと鉄からなる溶融物を実験装置の摸擬格納容器内に設置した水プールに落下させるもので、摸擬格納容器の寸法は、内径約 4 m、高さ約 5 m、内容積約 50 m3 である。
表 2.4 に実験条件及び結果を示す。
溶融ステンレス鋼の実験ケースでは、水プールのサブクール度が高い場合でも水蒸気爆発の発生は確認されていない。
酸化アルミニウムと鉄の溶融物の実験では、溶融物の重量が 20kg、雰囲気圧力が 0.1 MPa で、サブクール度が 73〜90 K において実施されたケース(ケース 2, 3, 5, 9, 17, 18)において水蒸気爆発が発生している。溶融物量を半減させたケース 1, 10, 13 では、ケース 10 のみ水蒸気爆発が確認された。この 3 ケースの条件には有意な差が無いことから、この 3 ケースの条件がこの実験体系における水蒸気爆発の発生の有無の境界近傍であること及びこの結果からは、溶融物の落下量が多い場合に水蒸気爆発が発生し易いことが示されている。水プールを飽和水としたケース 14 では水蒸気爆発は観測されなかった。一方、ケース 8,12, 15, 25 は雰囲気圧力を 0.5〜1.6 MPa の範囲で変化させているが、最も低い 0.5 MPa のケースのみ水蒸気爆発が観測された。
以上の結果から、高雰囲気圧力あるいは低サブクール水の場合に水蒸気爆発発生が抑制される傾向があることが示されている。
ケース 6, 11, 19, 20, 21 は、溶融物を分散させ複数のジェットを形成させたケースであるが、3 ケースで水蒸気爆発が観測されたが、水蒸気爆発の規模は抑制される場合と増大される場合があり、溶融物と冷却水の粗混合状態が FCI の進展に大きな影響を及ぼすことを示していると結論付けられている。

3. 知見のまとめ
上記で示した主な実験結果をまとめると以下のとおりとなる。

3297

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

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・UO2 を用いた実験では、水蒸気爆発は確認されていない。(FARO 実験、COTELS 実験)
・高圧力条件、または、低サブクール水条件は、水蒸気爆発を抑制する傾向がある(ALPHA 試験)
・粒子化割合は、サブクール度に依存し、サブクール度が大きいと粒子化割合は高くなる(FARO 実験)
・粒子化割合は、デブリ落下速度に依存し、落下速度が大きいと粒子化が促進される(COTELS 実験)
・デブリ落下後の水プールが高ボイド率状態になると、トリガの伝播を阻害する可能性がある(KROTOS
実験)
・溶融物と水の粗混合状態が、FCI の進展に大きな影響を及ぼす(ALPHA 実験)
BWR 体系に対して、上記の実験結果を踏まえた分析結果を表 3.1 に示す。実験結果からは、水蒸気爆発の発生は不確実さが大きいと考えられるものの、BWR 体系では炉内における水蒸気爆発は発生しにくいと考えられることが分かる。
また、BWR において炉内での自発的水蒸気爆発(外部トリガ無しの状態での水蒸気爆発)が発生しにくい理由として、BWR の炉内の水が低サブクール(飽和水に近い状態)であり、低サブクールであれば溶融炉心を覆う蒸気膜が凝縮効果によって崩壊する可能性が低いことから、蒸気膜の安定性が高く、蒸気膜の崩壊(トリガリング)が生じにくいことが挙げられている。[1]
炉内 FCI の発生確率低減に対する炉心下部の構造物の効果として考慮される事項としては、以下の事項が考えられる。また、溶融炉心の流路を図 3.1 に示す。
・水蒸気爆発に寄与する溶融炉心の質量が限られること。
炉心下部の構造物によって、溶融炉心の流路が阻害され、一度に炉水中に落下する溶融炉心の質
量が限定(炉水中に移行する溶融炉心のエネルギが抑制される。) されることにより、水蒸気爆発を仮定してもそのエネルギが低く抑えられると考えられる。
・溶融炉心の落下速度が抑えられること。
溶融炉心の落下速度が大きい場合、粗混合時の粒径が小さくなることが報告されている。炉心下部の構造物によって、溶融炉心の落下速度が抑制されれば、粗混合時の粒径が大きくなり、溶融炉
心の表面積が小さくなることから、蒸気膜の表面積も小さくなり、トリガリング発生の可能性が小さくなると考えられる。

4. 専門家会議等の知見[2]BWR の炉内 FCI の発生確率に関して、専門家の間で議論がなされており、その結果を表 4.1 に示す。
専門家の間での議論の結果として、BWR 体系では下部プレナムに制御棒案内管等が密に存在しており、これらはデブリ落下時の粗混合を制限すると考えられるため、水蒸気爆発の発生確率はプラント全体で見た際に他の要因による格納容器破損頻度に比べて十分小さく無視出来ると結論付けられて
いる。

4

298

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

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5. まとめ
これまでに実施された各種実験結果および専門家による工学的判断の結果から、BWR 体系における炉内 FCI 発生の可能性は十分小さいと考えられる。
したがって、BWR における格納容器破損モードとして、炉内 FCI の考慮は不要である。

6. 参考文献[1] 社団法人日本原子力学会「シビアアクシデント熱流動現象評価」平成 12 年 3 月[2] 財団法人原子力安全研究協会「シビアアクシデント対策評価のための格納容器イベントツリーに関する検討」平成 13 年 7 月

5299赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

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図 2.1 FARO 試験装置

6300

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定比較表
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表 2.1 FARO 試験の試験条件及び FCI 発生の有無

7301赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定比較表
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図 2.2 COTELS 試験装置

8302

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定比較表
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表 2.2 COTELS 試験の試験条件及び FCI 発生の有無発生の有無

図 2.3 KROTOS 試験装置

9303

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定比較表
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表 2.3 KROTOS 試験の試験条件及び FCI 発生の有無

図 2.4 ALPHA 試験装置

10

304

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

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表 2.4 ALPHA 試験の試験条件及び FCI 発生の有無

11

305

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

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表 3.1 BWR 体系を踏まえた炉内 FCI 発生の整理

12

306

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

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図 3.1 BWR における溶融炉心の流路[1]

13

307

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定比較表
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表 4.1 BWR 体系における炉内 FCI 現象の発生確率に関する議論の整理

14

308

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 13）
比較表
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別紙 13

別紙 9
東海第二発電所 ＰＲＡピアレビュー実施結果及び今後の対応方針

柏崎刈羽原子力発電所 6 号炉及び 7 号炉 PRA ピアレビュー実施結果について

について

1. 目的

1. 目

的

事故シーケンスグループ及び格納容器破損モードの選定にあたり実施した PRA の妥当性確認及び品事故シーケンスグループ及び格納容器破損モードの選定にあたり実施したＰＲＡの妥当性確認

質向上を目的として、国内外の PRA 専門家によるピアレビューを実施した。今回実施したピアレビュ

及び品質向上を目的として，国内外のＰＲＡ専門家によるピアレビューを実施した。また，レビュ

ー結果の概要は以下のとおり。

ーにおいて指摘されたコメントについては，今後の対応方針を検討した。
2.

2. 実施内容
今回実施した以下の各 PRA を対象に、日本原子力学会標準(以下、「学会標準」という。)との整合性、及び、国内外の知見を踏まえた上での PRA の手法の妥当性について確認を実施した。

ピアレビューの実施内容

2.1 内部事象ＰＲＡ
今回実施した以下に示す各ＰＲＡを対象に，日本原子力学会標準との整合性，及び国内外の知見を踏まえたＰＲＡ手法の妥当性について確認を行った。なお，本ピアレビューでは「ＰＳＡピ

本ピアレビューでは、第三者機関から発行されているガイドライン(「PSA ピアレビューガイドライ

アレビューガイドライン（平成 21 年 6 月 一般社団法人 日本原子力技術協会）」及び「原子力発ン(平成 21 年 6 月 一般社団法人日本原子力技術協会)」(以下、「ガイドライン」という。))を参考に

電所の確率論的リスク評価の品質確保に関する実施基準:2013（2014 年 5 月 一般社団法人 日本

レビューを実施した。

原子力学会）」（以下「ガイドライン等」という。
）を参考にレビューを行った。

2.1 レビュー対象とした PRA
内部事象：(1) レビュー対象としたＰＲＡ
・内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡ

・出力運転時レベル 1 PRA・内部事象停止時レベル１ＰＲＡ

・出力運転時レベル 1.5 PRA・内部事象出力運転時レベル１．５ＰＲＡ

・停止時レベル 1 PRA
外部事象：

なお，地震レベル１ＰＲＡ及び津波レベル１ＰＲＡについては，実施時期が異なるため，2.2
章に記載する。

・東海第二はピアレビューを

2 回に分けて実施。

・地震レベル 1 PRA・津波レベル 1 PRA

2.2 レビュー体制(第 1 図参照)

(2) レビュー体制

レビュアーの選定にあたっては、ガイドラインに従い、専門性、経験、独立性及び公正性の 4 つのレビューアの選定にあたっては，ガイドライン等に従い，専門性，経験，独立性及び公正性の要素を考慮して以下のとおりに選定した。また、レビューにあたっては多面的な視点で評価する観点

4 つの要素を考慮して以下のとおり選定した。なお，レビューの実施にあたっては，多面的な視から、各 PRA をレビューチームの複数のメンバー(主担当、副担当)がレビューすることとした。また、点で評価するため，各ＰＲＡはレビューチームのうち複数のメンバー（主担当，副担当）がレビ

今回実施したレビュー方法を含め、PRA 全般を俯瞰した上での改善事項を抽出するため、PRA についューを行うこととした。また，今回実施したレビュー実施方法を含めＰＲＡ全般を俯瞰した視点て経験豊富な海外レビュアーを招聘し、米国での PRA 実施状況との比較に基づく助言を得ることとしから改善事項を抽出する観点でＰＲＡの経験豊富な海外レビューアを招聘し，欧米でのＰＲＡ実た。

施状況との比較に基づく助言を得ることとした。レビュー体制のイメージを図 1 に示す。

1309

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

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書を基に、学会標準適合性等についてレビューを実施した。レビューに際しては、適宜 PRA 実施者と合性確認を主眼としてレビューを実施した。レビューを円滑に進めるため，ＰＲＡ実施者（当レビュアーとの質疑応答を行い、評価の詳細や具体的な課題を共有した。

社社員，当社協力会社社員）と質疑応答の場を設け，事実関係を確認するとともに，国内レビ
ューアとの質疑応答の内容については適宜文書化しながら進めた。

(3) ピアレビュー結果報告書の作成：約 2 週間
オンサイトレビューにおけるレビュアーと PRA 実施者との質疑応答を含む、レビュアーの確認結果

ｃ．ピアレビュー結果報告書の作成：約 1 か月
国内レビューアは，オンサイトレビューにて抽出したコメントを以下の項目ごとに整理し，を文書化するとともに、レビュー結果の整理に際して生じた追加質問事項についての確認を行い、PRA

ピアレビューの実施結果を報告書として取りまとめた。

のピアレビュー結果報告書を作成した。

・指摘事項
ＰＲＡが学会標準に技術的に適合しないもの，又は評価結果に影響を及ぼすような技術的(4) ピアレビュー結果の確認、対応方針検討：約 1 週間
ピアレビュー結果報告書に記載された推奨事項等の内容を確認するとともに、各項目に対する今後の方向性を検討した。

な問題があるもの
・推奨事項
学会標準には適合しているものの，より品質の高いＰＲＡの実施のために反映が推奨されるもの
・文書化における指摘事項
学会標準への適合性を示すための文書化が不足しているもの
・文書化における改善提案
学会標準への適合性を示すための文書化はされているものの，ＰＲＡの説明性向上の観点から改善が望ましいもの・良好事例
良好的な事例で，今後も継続した実施が望まれるもの
2.2 外部事象ＰＲＡ
今回実施した以下に示す各ＰＲＡを対象に，日本原子力学会標準との整合性，及び国内外の知見を踏まえたＰＲＡ手法の妥当性について確認を行った。なお，本ピアレビューでは「ＰＳＡピ

・東海第二はピアレビューを

2 回に分けて実施。

アレビューガイドライン（平成 21 年 6 月 一般社団法人 日本原子力技術協会）」及び「原子力発電所の確率論的リスク評価の品質確保に関する実施基準:2013（2014 年 5 月 一般社団法人 日本
原子力学会）」（以下「ガイドライン等」という。
）を参考にレビューを行った。
(1) レビュー対象としたＰＲＡ
・地震レベル１ＰＲＡ・津波レベル１ＰＲＡ(2) レビュー体制
レビューアの選定にあたっては，ガイドライン等に従い，専門性，経験，独立性及び公正性の4 つの要素を考慮して以下のとおり選定した。なお，レビューの実施にあたっては，多面的な視点で評価するため，各ＰＲＡはレビューチームのうち複数のメンバー（主担当，副担当）がレビューを行うこととした。また，今回実施したレビュー実施方法を含めＰＲＡ全般を俯瞰した視点
から改善事項を抽出する観点でＰＲＡの経験豊富な海外レビューアを招聘し，欧米でのＰＲＡ実施状況との比較に基づく助言を得ることとした。レビュー体制のイメージを図 2 に示す。

3311

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

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ＰＲＡが学会標準に技術的に適合しないもの，又は評価結果に影響を及ぼすような技術的な問題があるもの
・推奨事項
学会標準には適合しているものの，より品質の高いＰＲＡの実施のために反映が推奨されるもの
・文書化における指摘事項
学会標準への適合性を示すための文書化が不足しているもの
・文書化における改善提案
学会標準への適合性を示すための文書化はされているものの，ＰＲＡの説明性向上の観点から改善が望ましいもの・良好事例
良好的な事例で，今後も継続した実施が望まれるもの

3. 結果の概要

3.

3.1 国内レビュアーからのコメント(1) 国内レビューアからのコメント

学会標準への不適合や評価手法に問題があるとされる「指摘事項」は 0 件であり、今回実施した PRAの結果に影響を及ぼすと考えられる様な技術的な問題点は無いことが確認された。
一方、今回実施した PRA の更なる品質向上に資すると考えられる「推奨事項」として、人間信頼性
解析、パラメータの作成、建屋・機器のフラジリティ評価、事故シーケンスの定量化等について 10
件の推奨事項が抽出され、文書化については合計 121 件の指摘事項/改善提案が抽出された。
国内レビュアーからのコメントの内訳を第 1 表に示す。また、分類別の主な内容を次に示す。

レビュー結果の概要及び今後の対応方針
国内レビューアによる東海第二発電所のＰＲＡに対するコメント件数を表 1 に，コメントの分
類ごとの割合を図 3 に示す。
レビューの結果，指摘事項は 0 件であり，今回実施したＰＲＡが学会標準に技術的に適合していること，及び評価結果に影響を及ぼすような技術的な問題点はないことが確認された。
また，推奨事項は 12 件，文書化における指摘事項は 10 件，文書化における改善提案は 97 件，
良好事例は 32 件であった。
国内レビューアによるレビュー結果の概要及び今後の対応方針について以下にまとめる。
表 1 国内レビューアによるコメント件数

第 1 表 国内レビュアーによるコメントの内訳

出力運転時
レベル１
ＰＲＡ

停止時
レベル１
ＰＲＡ

出力運転時
レベル１．５
ＰＲＡ

地震
レベル１
ＰＲＡ

津波
レベル１
ＰＲＡ

合計

指摘事項

0

0

0

0

0

0

推奨事項

7

3

0

1

1

12

指摘事項

1

7

0

2

0

10

改善提案

34

22

15

19

7

97

良好事例

14

7

5

5

1

32

合計

56

39

20

27

9

151

文書化

5

313

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 13）
比較表
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東二

推奨事項
12件
(8%)

良好事例
32件
(21%)

第 2 図 全コメントに対する各コメントの割合

指摘事項
0件
(0%)

文書化における指摘事項／
改善提案
107件
(71%)

図 3 全コメントに対する各コメントの割合

ａ．指摘事項

3.1.1 指摘事項
今回実施した各 PRA は、それぞれの学会標準を参考に実施したものであるが、レビューの結果、学会標準への不適合や PRA の評価結果に影響を及ぼすような技術的な問題点は無く、指摘事項は 0 件で今回のピアレビューでは指摘事項は 0 件であり，学会標準に適合したＰＲＡであること，及び評価結果に影響を及ぼすような技術的な問題がないことが確認された。

あった。
ｂ．推奨事項

3.1.2 推奨事項
学会標準への適合性とは別に、更なる品質向上に資するものとして、10 件の推奨事項が挙げられた。
推奨事項の詳細は以下の通り。

今回のピアレビューでは 12 件の推奨事項が挙げられた。推奨事項の内容を表 2 に示す。これらの推奨事項については，今後，評価手法改善に向けた調査・検討を実施していく。

10 件の推奨事項については，東海第二との比較のため，p11 に記載を移動した。

6314

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 13）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）
3.1.3 文書化における指摘事項/改善提案

東二ｃ．文書化における指摘事項及び改善提案

今回のピアレビューで挙げられた文書化における指摘事項は 21 件、改善提案は 100 件であり、今回のピアレビューでは 10 件の指摘事項，97 件の改善提案が挙げられており，モデル化さ評価条件の検討に用いた資料が参考文献として十分に記載されていない事例などが挙げられた。文

れた内容が詳細に文書化されていない事例が多く挙げられた。文書化については，実施したＰ書化に対するコメントについて、PRA の品質向上に資すると考えられるものについては，今後の文ＲＡモデルの内容を説明するうえで重要な要素であることから，今後文書化の際に改善を図っ

書化において反映する。以下に文書化に関するコメントの例を示す。

ていく。文書化に関するコメントの一例を以下に示す。

<文書化における指摘事項>
フラジリティ評価を行うにあたり，フラジリティ評価関連情報の収集・分析がされているかどう＜文書化における指摘事項＞
・緩和操作と緩和設備との従属性について追記する必要がある。
（停止時レベル１ＰＲＡ）

かについて，建屋，構築物，機器及び地盤とも文書化されておらず，文書化することが必要である。
(地震レベル１PRA)<文書化における改善提案>
それぞれ評価した人的過誤について、どのシステムまたは機器に影響するのか示した一覧表等を報告書に記載することが望ましい。(出力運転時レベル 1PRA 学会標準 5.3)

＜文書化における改善提案＞
・格納容器破損モードの設定における，ＩＳＬＯＣＡの発生箇所及び破損規模の分析については，出力運転時レベル１ＰＲＡ説明資料にて分析されているため，該当箇所を参照しておくことが望ましい。（出力運転時レベル１．５ＰＲＡ）

3.1.4 良好事例

ｄ．良好事例

今回のピアレビューでは 14 件の良好事例が抽出され、システム解析及び文書化から多く抽出され今回のピアレビューでは 32 件の良好事例が挙げられた。今回良好事例として挙げられた項た。良好事例として挙げられた項目については、今後も引き続き実施する。以下に主な良好事例を示

目については，今後も引き続き継続実施していくとともに，更なる品質向上に努めていく。良す。

好事例の一例を以下に示す。

<主な良好事例>＜良好事例＞①システム解析・フォールトツリー集に，システムごとのフォールトツリーの作成内容が詳細かつ明確にま

人的過誤確率の定量結果について過小評価となっていないか具体的な確認項目を設けている。
(出力運転時レベル 1 PRA 学会標準 9.3.6 及び 9.6.5)②文書化

とめられている。（出力運転時レベル１ＰＲＡ）
・他の研究機関においてＢＷＲ５ Ｍａｒｋ−Ⅱ型格納容器プラントを対象に実施された評価例も調査し，感度解析を実施している。
（出力運転時レベル１．５ＰＲＡ）

人間信頼性評価で、緩和操作について、体系的な同定過程が示されている。(出力運転時レベル 1
PRA 学会標準 9.4.1)
3.2 海外レビュアーからのコメント(2) 海外レビューアからのコメント

海外レビュアーからは、主に米国で実施されている PRA と日本で実施されている PRA との相違点を今回のピアレビューでは，海外レビューアから 21 件のコメントが挙げられた。海外レビュー

踏まえた提案・気づき事項が示された。海外レビュアーから示されたコメントは 54 件であり、起因

アからのコメントを表 3 に示す。今回実施したＰＲＡは学会標準に適合した手法を用いて評価を事象発生頻度に関して多くのコメントが示された。今回得られた海外での PRA 実施状況を踏まえたコ

実施しているが，海外レビューアからのコメントを踏まえ，今後，より品質の高いＰＲＡの実施

メントについても精査し、PRA の品質向上に資すると考えられるものについては，反映していく。主

に向けて反映を検討していく。

なコメントは以下の通り。また、その他のコメントについては別表に示す。
<主なコメント>①出力運転時レベル 1 PRA の起因事象抽出にマスターロジックダイアグラムを使用することを推奨す

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 13）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二る。(コメント対象：内部事象運転時レベル 1 PRA)
(対応方針)
マスターロジックダイアグラムを用いることも含め、起因事象抽出プロセスについての説明性向
上について今後検討する。
②共通原因故障の要因は様々な情報源から得られている。単一の情報源、例えば NUCIA データベース
や米国 NRC の共通原因故障パラメータ推定値報告書などを使う方法を推奨する。(コメント対象：
内部事象運転時レベル 1 PRA)
(対応方針)
現在，電中研にて NUCIA ベースの共通原因故障パラメータを整備中である。使用可能なデータベースが整備され次第、国内データにもとづくパラメータを適用する。このため、今後、単一の情報源に統一する予定である。
③それぞれの最小カットセットにおける複数の運転員操作を調べることにより、運転員操作間の従属性を考慮することが重要である。(コメント対象：内部事象運転時レベル 1 PRA, 内部事象停止時レ
ベル 1 PRA)(対応方針)
国内レビュアーからも同様のコメントを受けた。これについては 3.1.2 推奨事項③で示す対応を実施する。
④機器に関連する共通原因故障を含まないリスク増加価値(RAW)の結果を提示することが望ましい(米国では一般的に RAW の評価の際，共通原因故障を含まないため)。(コメント対象：内部事象出力運転時レベル 1 PRA)
(対応方針)
現状，RAW の上位は共通原因故障がその殆どを占めていることから、今後は共通原因故障を除いた結果についても整理する又は、より下位までの RAW を確認し、共通原因故障以外に RAW の高い基事象についても確認する。
⑤出力運転状態から停止状態への移行は、出力運転時レベル 1 PRA 報告書または停止時レベル 1 PRA
報告書のいずれかにおいて考察しなければならない。
この移行期間におけるプラントの状態は特異なもので、出力運転時あるいは停止時の状態と全く同じではない。出力運転時あるいは停止時のレベル 1PRA においてプラントリスク(CDF)の評価が考慮されているならば、PRA において移行リスクがどのように考慮されたかを説明するための考察を提示すべきである。(コメント対象：内部事象運転停止時レベル 1 PRA)
(対応方針)
出力降下開始から全 CR 全挿入までの期間については、緩和設備の待機状態が出力運転時とほぼ

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 13）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二

同等であること及び当該期間が運転期間に比べて極めて短いことから，出力運転時レベル 1PRA に包括している。考察は平成 26 年 7 月 22 日原子力規制委員会審査会合資料 3-2 添付資料
3.1.1.b-3(1) ①に示す通り。
⑥NUREG/CR-1278 に記述される方法は地震以外の事象に関して作成されたものなので、NUREG/CR-1278の人的過誤確率に関する高ストレスファクタを使用することは十分ではないかもしれない。地震事
象時の運転員操作に対する人的過誤確率は指示値の利用可能性、操作に関連する機器の状況など多くの様々な要因にも依存する。地震時の人間信頼性解析における適切なアプローチを追求する必要がある。(コメント対象：地震時レベル 1 PRA)
(対応方針)
現状の評価では，地震 PRA 学会標準 7.4.2.4 b) 2)において推奨されている THERP 手法(NUREG/CR-1278)を用いている。また、ストレスファクタについても地震 PRA 学会標準 解説 139 を参考に、地震発生後比較的短時間(地震発生後 10 分〜数時間以内)での人的過誤確率については，
内的事象より大きいストレスファクタを仮定している。また，感度解析として人的過誤確率の上下限値を適用した場合の評価を別途実施しており，評価モデルにおける仮定が解析結果にどの程度影響しうるかを確認している。(3.1.2 ⑥参照)
一方、現在、地震時用に確立された人間信頼性の解析手法は無く、今後の技術的課題である。
⑦複数の機器で構成されるあるトレイン・系統の地震損傷確率のモデル化及び計算において、そのト
レイン・系統における同種の機器の損傷間の完全従属性・相関は通常、そのトレイン・系統における冗長機器に対して仮定する。つまり、ある系統のポンプ(ポンプ A)が地震事象によって損傷すると、その系統の冗長ポンプ(ポンプ B)は必ず損傷する(損傷の確率は 1.0)ものと通常仮定する。この仮定は保守的である。(コメント対象：地震時レベル 1 PRA)
(対応方針)
国内レビュアーからも同様のコメントを受けた。これについては 3.1.2 推奨事項⑦で示す対応を実施する。
⑧出力運転時レベル 1 PRA と出力運転時レベル 1.5 PRA との間の境界のモデル化について十分に検討することが重要である。その中には、出力運転時レベル 1 PRA と出力運転時レベル 1.5 PRA の結果を連結する際には以下の問題を取り扱うべきである。
・出力運転時レベル 1 PRA においてモデル化される運転員操作と、出力運転時レベル 1.5PRA においてモデル化される運転員操作との従属性について。
この問題に対処するための一つの方法が、出力運転時レベル 1 PRA モデルを出力運転時レベル 1.5
PRA モデルに連結する方法である。出力運転時レベル 1 PRA モデルと出力運転時レベル 1.5PRA モデルの連結は、出力運転時レベル 1 事故シーケンスモデルからのいくつかの重要なカットセットに関するものだけではなく、出来る限り完全なものにする必要がある。(コメント対象：内部事象運転

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 13）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二時レベル 1.5 PRA)
(対応方針)
国内レビュアーからも同様のコメントを受けた。これについては 3.1.2 推奨事項⑧で示す対応を
実施する。

4. ま

4. まとめとめ

柏崎刈羽原子力発電所 6 号炉及び 7 号炉の各 PRA を対象としたピアレビューの結果、PRA 実施に関東海第二発電所のＰＲＡを対象としたピアレビューの結果，国内レビューアからの指摘事項は無する指摘事項は抽出されなかったものの、今後の PRA の品質向上に向けた推奨事項、文書化に関する

く，ＰＲＡが学会標準に技術的に適合していること，及び評価結果に影響を及ぼすような技術的な指摘事項及び数多くの改善提案を得ることができた。また、海外レビュアーからも、海外での PRA 実

問題点はないことが確認された。しかしながら，より品質の高いＰＲＡの実施に有益なものとして施状況を踏まえた多くのコメントを得ることができた。これらについては精査の上、PRA の品質向上

推奨事項，文書化における指摘事項及び改善提案が多く挙げられた。また，海外レビューアからも，に資すると考えられるものについては反映していく。

海外の事例との相違点を踏まえたコメントが得られた。これらのコメントについては，今後，より
以 上

品質の高いＰＲＡの実施に向けて反映を検討していく。

10

318

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 13）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二は、その考察を行うことが望ましい。(地震 PRA 学会標準 7.4.2.4 b) 2))(今回の評価及び今後 PRA を実施する際の対応方針)
地震時には、例えば照明の有無等、運転員のストレス増加要因となる不確定性要素が多いことから、今回の評価では、地震発生後 10 分〜数時間以内での運転員操作を対象とし、人的過誤確率の5%確率値及び 95%確率値を用いた場合の感度解析を実施した。その結果、全炉心損傷頻度について、
ベースケースの 1.5×10-5 (/炉年)に対し、5%確率値を用いた場合が 1.5×10-5 (/炉年)、95%確率値を用いた場合が 1.6×10-5 (/炉年)となった。また、ベースケースではストレスファクタを 5 として設定しているが、ストレスファクタを 2 及び 10 とした場合であっても、その人的過誤確率はベースケース(ストレスファクタ 5)の 5%〜95%の間に含まれる。このため、ストレスファクタを 2 及び10 とした場合の全炉心損傷頻度は 1.5〜1.6×10-5(/炉年)の間に含まれることとなる。このことか
ら、ストレスレベル(ストレスファクタ)が全炉心損傷頻度に与える影響は小さいことを確認している。
今後の評価では学会標準の改訂動向等を踏まえ、人的過誤確率の感度解析を検討する。
⑦【コメント対象】
・地震レベル 1 PRA 事故シーケンス評価(事故シーケンスの定量化)【コメント内容】
現状は、冗長系統間の同種機器及び同一系統内の同種機器の損傷が完全相関するとして炉心損傷頻度を算出したうえで、冗長系統間の同種の機器が独立とした場合の感度解析を行っている。相関が結果に及ぼす影響をより詳細に把握するために、例えば同一系統内の機器間や異種系統間の機器間の相関の影響についても検討していくことが望ましい。(地震 PRA 学会標準 7.5.6)(今回の評価及び今後 PRA を実施する際の対応方針)
今回の評価では「冗長系統間の同種の機器」だけでなく、「同一系統内の同種の機器」についても完全独立とした場合の感度解析を実施している。感度解析において完全独立を仮定した機器(第 2表参照)は、リスク上重要な建物・構築物、機器(FV 重要度値 0.01(=1%)以上)であるため、今回の評価で全炉心損傷頻度に対して有意な感度を持つ機器の相関性の影響は確認できている。
ただし、FV 重要度値 0.01 以上の機器のうち格納容器内配管については、完全独立を仮定した場
合、まず個々の配管の地震による損傷の程度(ギロチン破断、き裂など)に応じた冷却材漏えい規模を同定もしくは仮定して成功基準を設定する必要がある。さらに、同一の地震動によって複数の配管損傷が重畳する組合せを考慮し、配管損傷の規模に応じて起因事象を適切に分類する必要がある。これらの工学的判断は、事象が複雑であり判断基準が不明瞭であるため判断の正当性や妥当性を確認することが技術的に困難である。このため、格納容器内配管については対象から除外した。
相関係数の設定や感度解析の手法について、今後の評価技術の成熟度に応じ、対応について検討を実施する。

13321

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 13）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二

第 2 表 感度解析対象機器(損傷の完全独立想定機器)⑧【コメント対象】
・出力運転時レベル 1.5 PRA 事故シーケンスの分析(格納容器イベントツリーの構築)【コメント内容】
従属性の評価において、レベル 1 PRA のドミナントシーケンスのみを結合対象として扱うこと
で、どのような影響があるか分析することを推奨する。(レベル 2 PRA 学会標準 7.2.1)(今回の評価及び今後 PRA を実施する際の対応方針)
評価では条件付き格納容器破損確率への影響を考慮した上で結合対象を選定しており、本評価では炉心損傷頻度が最も大きなシーケンス(ドミナントシーケンス)と他のシーケンスで喪失した系
統の違い等が格納容器の健全性維持に必要な緩和手段に及ぼす影響を分析し、結果としてレベル
1PRA のドミナントシーケンスを結合対象としている。今後は、この考慮の詳細を資料に記載する。

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 13）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 13）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 13）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東二

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 13）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 13）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 12）
比較表
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東二
別紙 10

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

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比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

シーケンス選定（別紙 12）
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

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比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
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緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
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緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
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柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

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緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
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柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

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緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
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緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

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柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

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