東海第二発電所 審査資料
資料番号
PS-C-9 改 4
提出年月日
平成 29 年 12 月 28 日

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
比較表

平成 29 年 12 月
日本原子力発電株式会社
本資料のうち，は商業機密又は核物質防護上の観点から公開できません。

下線部：今回提出範囲
目

次

重大事故等対策の有効性評価

1.

重大事故等への対処に係る措置の有効性評価の基本的考え方

2.

運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故
2.1

高圧・低圧注水機能喪失

2.2

高圧注水・減圧機能喪失

2.3

全交流動力電源喪失

2.3.1

全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）

2.3.2

全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）

2.3.3

全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）

2.4

3.

崩壊熱除去機能喪失

2.4.1

取水機能が喪失した場合

2.4.2

残留熱除去系が故障した場合

2.5

原子炉停止機能喪失

2.6

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

2.7

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

重大事故
3.1

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）
3.1.1

格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策

3.1.2

代替循環冷却系を使用する場合
目-1

3.1.34.

5.

6.

代替循環冷却系を使用できない場合

3.2

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱

3.3

原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用

3.4

水素燃焼

3.5

溶融炉心・コンクリート相互作用

使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故
4.1

想定事故１

4.2

想定事故２

運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故
5.1

崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）

5.2

全交流動力電源喪失

5.3

原子炉冷却材の流出

5.4

反応度の誤投入

必要な要員及び資源の評価

付録１

事故シーケンスグループの抽出及び重要事故シーケンスの選定について目-2

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備考7.2.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）
3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）
7.2.1.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策
3.1.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策(1) 格納容器破損モード内のプラント損傷状態(1) 格納容器破損モード内のプラント損傷状態
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破に至る可能性のあるプラント損傷状態は，「6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」
損）」に至る可能性のあるプラント損傷状態は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目に示すとおり，TQUV，TQUX，LOCA，長期 TB，TBU，TBP 及び TBD である。の設定」に示すとおり，ＴＱＵＶ，ＴＱＵＸ，長期ＴＢ，ＴＢＵ，ＴＢＰ，ＴＢＤ
及びＬＯＣＡである。
(2) 格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方(2) 格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方
・文章表現に多少の違いはあるが，実格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破態として相違点はない
では，発電用原子炉の運転中に運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失事故（LOCA）
損）」では，発電用原子炉の運転中に異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失（ＬＯＣ
又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失がＡ）又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能重畳する。このため，緩和措置がとられない場合には，原子炉格納容器内へ流出した高の喪失が重畳する。このため，緩和措置がとられない場合には，格納容器内へ流出
温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，ジルコニウム－
した高温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，ジル水反応等によって発生した非凝縮性ガス等の蓄積によって，原子炉格納容器内の雰囲気
コニウム－水反応等によって発生した非凝縮性ガス等が蓄積することによって，格圧力・温度が徐々に上昇し，原子炉格納容器の過圧・過温により原子炉格納容器の破損
納容器圧力及び温度が徐々に上昇し，格納容器の過圧・過温により格納容器破損にに至る。
至る。
したがって，本格納容器破損モードでは，損傷炉心の冷却のための低圧代替注水系（常したがって，本格納容器破損モードでは，損傷炉心の冷却のための常設低圧代替設）による原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）及び代替循環冷却系による原子炉注
却，また，代替循環冷却系又は格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱によ
水，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によって原子炉格納容器の破損及び放射性物質の異常な水準での敷地外への放出を防止する格納容器冷却並びに代替循環冷却系又は格納容器圧力逃がし装置による格納容る。
器除熱によって格納容器の破損及び放射性物質の異常な水準での敷地外への放出を防止する。
また，格納容器内における水素燃焼を防止するため，格納容器内の水素濃度及び ・期待するＳＡ設備の違い
酸素濃度が可燃領域に至るまでに，格納容器内へ窒素を注入することによって，格納容器の破損を防止する。
本格納容器破損モードは，原子炉格納容器バウンダリに対する過圧・過温の観点で厳本格納容器破損モードは，格納容器バウンダリに対する過圧・過温の観点で厳ししい事象であり，代替循環冷却系の使用可否により，格納容器圧力・温度等の挙動が異い事象であり，代替循環冷却系の使用可否により，格納容器圧力・雰囲気温度等のなることが想定されるため，代替循環冷却系を使用する場合と使用しない場合の両者に挙動が異なることが想定されるため，代替循環冷却系を使用する場合と使用できなついて，格納容器破損防止対策の有効性評価を行う。代替循環冷却系が使用できる場合
い場合の両者について，格納容器破損防止対策の有効性評価を行う。
には，格納容器圧力逃がし装置よりも優先して使用する。
なお，本格納容器破損モードの評価では重大事故等対処設備による原子炉注水機能に
なお，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の評
期待しており，原子炉圧力容器破損に至ることはないが，重大事故等対処設備による原
価では重大事故等対処設備による原子炉注水機能に期待しており，原子炉圧力容器
子炉注水機能に期待せず原子炉圧力容器破損に至る場合については，「7.2.2 高圧溶融
破損に至ることはないが，重大事故等対処設備による原子炉注水機能に期待せず原
物放出／格納容器雰囲気直接加熱」,「7.2.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相
子炉圧力容器破損に至る場合の本格納容器破損モードに対する評価については，互作用」及び「7.2.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」にて確認する。
「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」にて確認する。

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備考7.2.1.2 代替循環冷却系を使用する場合
3.1.2 代替循環冷却系を使用する場合
7.2.1.2.1 格納容器破損防止対策
3.1.2.1 格納容器破損防止対策
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損で想定される事故シーケンスに対して，原子炉格納容器の破損を防止し，かつ，放射性）」で想定される事故シーケンスに対して，格納容器の破損を防止し，かつ放射性物
物質が異常な水準で敷地外へ放出されることを防止するため，初期の対策として低圧代質が異常な水準で敷地外へ放出されることを防止するため，初期の対策として常設低替注水系（常設）による原子炉注水手段を整備する。また，安定状態に向けた対策とし
圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段及び代替 ・期待するＳＡ設備の違いて代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却手段及び代替循環冷
格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却手段を整備する。また，安定状
却系による原子炉格納容器除熱手段を整備する。
態に向けた対策として代替循環冷却系による原子炉注水手段及び格納容器除熱手段，
本格納容器破損モードの重大事故等対策の概略系統図を第 7.2.1.2－1 図から第長期的な格納容器内酸素濃度の上昇を抑制する観点から，可搬型窒素供給装置による ・期待するＳＡ設備の違い
7.2.1.2－4 図に，対応手順の概要を第 7.2.1.2－5 図に示すとともに，重大事故等対策
格納容器内への窒素注入手段を整備する。対策の概略系統図を第 3.1.2－1 図に，対の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と手順の関係を第 7.2.1.2－1
応手順の概要を第 3.1.2－2 図に，対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策
表に示す。
の手順と設備との関係を第 3.1.2－1 表に示す。
（添付資料 3.1.2.1）
本格納容器破損モードにおける評価事故シーケンスにおいて，事象発生 10 時間まで
本格納容器破損モードにおける評価事故シーケンスにおいて，必要な要員は災害対 ・プラント基数，設備設計及び運用のの 6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊策要員（初動）20 名及び事象発生から 2 時間以降に期待する参集要員 2 名である。
違いにより必要要員数は異なるが，急時対策要員で構成され，合計 28 名※1 である。その内訳は次のとおりである。中央
災害対策要員（初動）の内訳は，当直発電長 1 名，当直副発電長 1 名，運転操作対
タイムチャートにより要員の充足
制御室の運転員は，当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2 名，運転操作対応
応を行う当直運転員 4 名，指揮，通報連絡を行う災害対策要員（指揮者等）4 名及び性は確認されるを行う運転員 12 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う
現場操作を行う重大事故等対応要員 10 名である。
・東海第二では招集要員は 2 時間以内
緊急時対策本部要員は 5 名，緊急時対策要員（現場）は 8 名※1 である。
参集要員の内訳は，燃料給油操作を行う重大事故等対応要員 2 名である。必要な要に参集可能なことを確認している
また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員は，代替原子炉補機冷却系作業等を員と作業項目について第 3.1.2－3 図に示す。
ことから，2 時間以降に期待する評行うための参集要員 36 名である。必要な要員と作業項目について第 7.2.1.2－6 図に価としている示す。
なお，評価事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を評価事故シ
なお，評価事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を評価事故
ーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，28 名で対処可能である。
シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，代替循環冷却系を使用できない※1 有効性評価で考慮しない作業（原子炉ウェル注水）に必要な要員 4 名を含めると， 場合の災害対策要員（初動）21 名及び参集要員 5 名で対処可能である。
・東海第二では格納容器頂部注水の着緊急時対策要員（現場）が 12 名，合計が 32 名になる。
a. 原子炉スクラム確認及び非常用炉心冷却系機能喪失確認
運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失事故（LOCA）又は全交流動力電源喪失が発生して原子炉がスクラムしたことを確認する。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等である。
非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失を確認する。
非常用炉心冷却系の機能喪失を確認するために必要な計装設備は，各系統の流量指示等である。
なお，対応操作は，原子炉水位，格納容器圧力等の徴候に応じて行うため，破断面積
や破断位置が今回の想定と異なる場合や，破断位置が特定できない場合においても，対応する操作手順に変更はない。

手判断に達しないため実施しない
ａ．原子炉スクラム，ＬＯＣＡ発生及び全交流動力電源喪失の確認
・記載箇所の相違
運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失（ＬＯＣＡ）又は全交流動力電源喪失が発生して原子炉がスクラムしたことを確認する。また，主蒸気隔離弁の閉止，再循環ポンプの停止及びＬＯＣＡが発生したことを確認する。
原子炉スクラム，ＬＯＣＡ発生及び全交流動力電源喪失の確認に必要な計装設備は，平均出力領域計装等である。

なお，対応操作は，原子炉水位，格納容器圧力等の徴候に応じて行うため，破断面積や破断位置が今回の想定と異なる場合や，破断位置が特定できない場合においても，対応する操作手順に変更はない。
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

b. 全交流動力電源喪失及び早期の電源回復不能判断並びに対応準備
外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機が機能喪失する。これにより所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となり，全交流動力電源喪失に至る。
中央制御室からの操作により外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動ができず，非常用高圧母線（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断する。これにより，常設代替交流電源設備，代替原子炉補機冷却系及び低圧代替注水系（常設）の準備を開始する。
c. 炉心損傷確認
大破断 LOCA 時に非常用炉心冷却系の機能及び全交流動力電源が喪失するため，原子炉水位は急激に低下し，炉心が露出することで炉心損傷に至る。炉心損傷の判断は，ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が設計基準事故相当のガ
ンマ線線量率の 10 倍を超えた場合とする。
炉心損傷を確認するために必要な計装設備は，格納容器内雰囲気放射線レベルである。
また，炉心損傷判断後は，原子炉格納容器内の pH 制御のため薬品注入の準備を行う。
サプレッション・チェンバのプール水の pH を 7 以上に制御することで，分子状無機よう素の生成が抑制され，その結果，有機よう素の生成についても抑制される。これにより，環境中への有機よう素の放出量を低減させることができる。なお，有効性評価においては，pH 制御には期待しない。
d. 水素濃度監視
炉心損傷が発生すれば，ジルコニウム－水反応等により水素ガスが発生することから，原子炉格納容器内の水素濃度を確認する。
原子炉格納容器内の水素濃度を確認するために必要な計装設備は，格納容器内水素濃度(SA)である。
e. 常設代替交流電源設備による交流電源供給及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水

東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考・記載箇所の相違
ｂ．原子炉への注水機能喪失の確認
原子炉水位が原子炉水位異常低下（レベル２）設定点に到達後，原子炉隔離時
冷却系が自動起動に失敗したことを確認する。
原子炉への注水機能喪失の確認に必要な計装設備は，原子炉隔離時冷却系系統
流量である。
ｃ．炉心損傷の確認
原子炉水位の低下による炉心の露出に伴い，炉心損傷したことを確認する。炉
心損傷の判断は，格納容器雰囲気放射線モニタガンマ線線量率が設計基準事故（
原子炉冷却材喪失）相当の 10 倍以上となった場合とする。
炉心損傷を確認するために必要な計装設備は，格納容器雰囲気放射線モニタ（
Ｄ／Ｗ）等である。
（添付資料 3.1.3.2）
ｄ．早期の電源回復不能の確認
全交流動力電源喪失の確認後，中央制御室からの遠隔操作により外部電源受電
及び非常用ディーゼル発電機等の起動ができず，非常用母線の電源回復ができない場合，早期の電源回復不能と判断する。これにより，常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電準備操作を開始する。

・記載箇所の相違

ｅ．常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作並びに常設低圧代替注水系
ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作 ・東海第二では代替格納容器スプレイ
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
常設代替交流電源設備による交流電源供給を開始し，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始する。これにより，原子炉圧力容器破損に至ることなく，原子炉水位が回復し，炉心は冠水する。

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，復水
補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）等である。
なお，大破断 LOCA により格納容器温度が上昇し，ドライウェル雰囲気温度計の指示が原子炉圧力の飽和温度を超えている場合は，水位不明と判断する。
水位不明判断に必要な計装設備は，原子炉圧力及びドライウェル雰囲気温度である。
水位不明と判断した場合，原子炉水位は，崩壊熱及び原子炉注水流量から推定して把握することができる。具体的には，直前まで把握していた原子炉水位を起点とし，原子炉注水流量と崩壊熱除去に必要な水量の差を算出し，その差分を原子炉圧力容器水量レ
ベル換算から原子炉水位変化量を求めることにより，推定することができる。

東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作と代替原子炉注水を同時に実施可
中央制御室からの遠隔操作により常設代替高圧電源装置による緊急用母線へ
能な設備及び運用としているの交流電源供給を開始し，原子炉冷却材浄化系吸込弁の閉止操作，常設低圧代替
注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始する。具体的には，格納容器スプレイ弁と原子炉注水弁を用いて中央制御室からの遠隔操作により格納容器スプレイと原子炉注水に分配し，それぞれ連続で格納容器スプレイ及び原子炉注水を実施する。
(a) 常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作・記載箇所の相違
早期の電源回復不能の確認後，中央制御室からの遠隔操作により常設代替高圧電源装置から緊急用母線を受電する。
常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作に必要な計装設備は，緊
急用Ｍ／Ｃ電圧である。
(b) 常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系 （常設） ・東海第二では代替格納容器スプレイ
による格納容器冷却操作と代替原子炉注水を同時に実施可
原子炉注水に伴い炉心部で発生する過熱蒸気により，格納容器圧力及び雰囲能な設備及び運用としている
気温度が急激に上昇する。格納容器圧力及び雰囲気温度上昇を抑制する観点から，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を実施する。
常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系 （常設）による格納容器冷却操作のために必要な計装設備は，低圧代替注水系格納容器
スプレイ流量等である。
(c) 常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注
水操作
常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注
水を開始することで，原子炉圧力容器破損に至ることなく，ジェットポンプ上 ・ＢＷＲ５とＡＢＷＲの設計の相違
端（以下「原子炉水位Ｌ０」という。
）以上まで原子炉水位が回復し，炉心は冠水する。
常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注
水を確認するために必要な計装設備は，低圧代替注水系原子炉注水流量等である。
なお，ＬＯＣＡにより格納容器雰囲気温度が上昇し，ドライウェル雰囲気温
度が原子炉圧力の飽和温度を超えている場合は，水位不明と判断する。
水位不明判断に必要な計装設備は，原子炉圧力等である。
水位不明と判断した場合，原子炉水位Ｌ０まで冠水させるために必要な水量 ・原子炉水位不明時の対応手順の相違を注水する。具体的には，原子炉底部から原子炉水位Ｌ０まで冠水させるために必要な原子炉注水量及び崩壊熱分の注水量を考慮し，原子炉注水流量に応じた必要注水時間の原子炉注水を実施する。
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比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備考

原子炉水位Ｌ０まで冠水した後は，代替循環冷却系による原子炉注水及び格 ・対応手順の相違
納容器除熱を開始後に，サプレッション・プール水位の上昇抑制により格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作の遅延を図り，可能な限り
外部への影響を軽減する観点から，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代
替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を停止する。なお，代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱ができない場合は，サプレッション・プール水位の上昇抑制により格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作の遅延を図り，可能な限り外部への影響を軽減する観点から，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の流量を崩壊熱相当に調整するとともに，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を停止する。
（添付資料 3.1.2.2，3.1.3.3）
f. 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却
原子炉格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水素等が放出されるため，格納容器圧力及び温度が徐々に上昇する。崩壊熱及び原子炉注水流量による原子炉水位推定に
より炉心の冠水を確認した後，ドライウェル雰囲気温度計を用いて格納容器温度が190℃超過を確認した場合又は格納容器内圧力を用いて格納容器圧力が 0.465MPa[gage]
到達を確認した場合は，中央制御室からの遠隔操作により復水移送ポンプ 2 台を使用した代替格納容器スプレイ冷却系（常設）により原子炉格納容器冷却を実施する。
また，格納容器圧力 0.465MPa[gage]到達によって開始した場合は格納容器圧力が0.39MPa[gage]以下となった時点で停止する。
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力，復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）等である。
また，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却と同時に原子炉格納容器内の pH 制御のため薬品注入を実施する。
炉心を冠水維持できる範囲（原子炉水位低（レベル 1）から破断口高さ）を，崩壊熱及び原子炉注水流量からの推定手段により確認し，原子炉注水と格納容器スプレイの切替えを繰り返し行う。

・対応手順の相違（東海第二では代替
格納容器スプレイと代替原子炉注水を同時に実施可能な設備及び運用としている）ｆ．電源確保操作対応
・東海第二では，解析上考慮しない操早期の電源回復不能の確認後，非常用ディーゼル発電機等の機能回復操作及び作も含め，手順に従い必ず実施する
外部電源の機能回復操作を実施する。
操作を記載
ｇ．可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の起動準備操作
全交流動力電源喪失に伴う低圧注水機能喪失の確認後，可搬型代替注水中型ポ
ンプ準備及びホース敷設等を実施する。
ｈ．常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作
常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作完了後，中央制御室及び現
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考場にて常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電準備操作を実施し，中央制
御室からの遠隔操作により常設代替高圧電源装置から緊急用母線を介して非常用母線を受電する。
常設代替高圧電源装置による非常用母線受電操作に必要な計装設備は，Ｍ／Ｃ
２Ｃ電圧及びＭ／Ｃ ２Ｄ電圧である。
ⅰ．原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系の起動操作
常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作完了後，中央制御室からの遠隔操作により原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系を起動する。
ｊ．ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作
常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作完了後，中央制御室からの遠隔操作によりほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作を実施する。なお，有効性評価においては，ほう酸水注入系による原子炉圧力容器
へのほう酸水注入操作には期待しない。
ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作に必要な計装設
備は，ほう酸水注入ポンプ吐出圧力である。
g. 代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱
代替原子炉補機冷却系の準備が完了した後，代替循環冷却系の運転準備のため，低圧
代替注水系（常設）の最大流量にて原子炉注水を実施し水位を回復する。崩壊熱及び原
子炉注水流量からの原子炉水位推定により破断口高さまで水位回復後，格納容器スプレ
イに切り替え，最大流量にてスプレイを行うことで原子炉格納容器冷却を実施する。
崩壊熱及び原子炉注水流量からの原子炉水位推定により原子炉水位低（レベル 1）に到達した時点で，復水移送ポンプを停止し，代替循環冷却系の運転準備を実施する。復水移送ポンプを停止している期間は可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による原子炉への注水を実施し，水位の回復を図る。
代替循環冷却系の運転準備が完了した後，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による原子炉注水を停止し，代替原子炉補機冷却系を用いた代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱を開始する。代替循環冷却系の循環流量は，復水補給水系流量計（RHR A 系代替注水流量）及び復水補給水系流量計（RHR B 系代替注水流量）を用いて，原子炉注入弁と格納容器スプレイ弁を中央制御室からの遠隔操作により原子炉注水と格納容器スプ
レイに分配し，それぞれ連続で原子炉注水及び格納容器スプレイを実施する。
代替循環冷却系による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，復水補給水系
流量（RHR A 系代替注水流量）等であり，原子炉格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量），格納容器内圧力，サプレッ
ション・チェンバ・プール水温度等である。
また，水の放射線分解により水素ガス及び酸素ガスが発生することから，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度を確認する。
原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度を確認するために必要な計装設備は，格納ｋ．緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作
・緊急用海水系及び代替循環冷却系の常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によ仕様の違いによる対応手順の相違
る格納容器冷却及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始後，中央制御室にて非常用母線の負荷となっている緊急用海水系及び代替循環冷却系の弁を対象に，緊急用母線から電源が供給されるよう電源切り替え操作を実施する。
また，中央制御室からの遠隔操作により緊急用海水ポンプを起動し，緊急用海水系に海水を通水する。
緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作に必要な計装設備は，緊急用海水系流量（残留熱除去系熱交換器）である。
ｌ．代替循環冷却系による原子炉注水操作及び格納容器除熱操作
緊急用海水系に海水を通水した後，中央制御室からの遠隔操作により代替循環
冷却系ポンプを起動することで原子炉注水及び格納容器除熱を実施する。具体的には，原子炉注水弁と格納容器スプレイ弁を中央制御室からの遠隔操作により原子炉注水と格納容器スプレイに分配し，それぞれ連続で原子炉注水及び格納容器
スプレイを実施する。
代替循環冷却系による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，代替循
環冷却系原子炉注水流量等であり，格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，代替循環冷却系格納容器スプレイ流量等である。
以降，損傷炉心の冷却は，代替循環冷却系による原子炉注水により継続的に行
い，また，格納容器除熱は，代替循環冷却系により継続的に行う。
・記載箇所の相違

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重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考

容器内酸素濃度等である。
ｍ．常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデス ・対応手順の相違
タル（ドライウェル部）水位の確保操作
代替循環冷却系による格納容器除熱操作を実施後，中央制御室からの遠隔操作により常設低圧代替注水系ポンプを用いた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）への注水操作を実施する。この場合の注水は，水蒸
気爆発の発生を仮定した場合の影響を抑制しつつ溶融炉心・コンクリート相互作
用の影響を緩和する観点から格納容器下部水位を約 1m に調整することが目的であるため，格納容器下部水位が 1m を超えて上昇したことを確認後，ペデスタル（ドライウェル部）への注水を停止する。その後，ペデスタル（ドライウェル部）水はサプレッション・プールに排水され，格納容器下部水位は約 1m に調整される。
常設低圧代替注水系ポンプを用いた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）水位の確保操作のために必要な計装設備は，低圧代替注
水系格納容器下部注水流量等である。
ｎ．水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作
・記載箇所の相違
炉心損傷が発生すれば，ジルコニウム－水反応により水素が発生し，水の放射線分解により水素及び酸素が発生することから，常設低圧代替注水系ポンプを用いた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）水位の確保操作の実施後は，中央制御室からの遠隔操作により水素濃度及び酸素濃度監
視設備を起動し，格納容器内の水素濃度及び酸素濃度を確認する。
水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作に必要な計装設備は，格納容器内水
素濃度（ＳＡ）である。
ｏ．サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入操作
水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作を実施後，中央制御室からの遠隔操作によりサプレッション・プール水ｐＨ制御装置（自主対策設備）による薬液注入を行う。サプレッション・プール水のｐＨを 7 以上に制御することで，サプレッション・プール水中での分子状無機よう素の生成が抑制され，その結果，有機よう素の生成についても抑制される。これにより，環境中への有機よう素の放出量を低減させることができる。なお，有効性評価においては，ｐＨ制御には期待しない。
ｐ．使用済燃料プールの冷却操作
・東海第二では，解析上考慮しない操代替燃料プール冷却系等を用いて使用済燃料プールへの注水及び冷却を実施
作も含め，手順に従い必ず実施する
する。
操作を記載
ｑ．可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入操作
・対応手順の相違
格納容器内酸素濃度が 4.0vol％（ドライ条件）に到達した場合，可搬型窒素供給装置を用いて格納容器内へ窒素を注入することで，格納容器内酸素濃度の上昇を抑制する。
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所備

考

可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入操作に必要な計装設備は，格納容器内酸素濃度（ＳＡ）等である。
ｒ．タンクローリによる燃料給油操作
タンクローリにより可搬型設備用軽油タンクから可搬型窒素供給装置に燃料給油を実施する。
7.2.1.2.2 格納容器破損防止対策の有効性評価
3.1.2.2 格納容器破損防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法
本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「6.2 評価対
本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「1.2 評 ・文章表現に多少の違いはあるが，実象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過圧及び過温への対策の有効性を総合的
価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，ＬＯＣＡに属する事故シーケン態として相違点はないに評価する観点から，プラント損傷状態を LOCA に全交流動力電源喪失事象を加えた状
スのうち，破断口径が大きいことから原子炉水位の低下が早く，また，水位回復に態とし，中小破断 LOCA に比べて破断口径が大きいことから事象進展が早く，格納容器
必要な流量が多いため，対応時の時間余裕，必要な設備容量の観点で厳しい大破断
圧力及び温度上昇の観点で厳しい大破断 LOCA を起因とする，「大破断 LOCA＋ECCS 注水
ＬＯＣＡに加えて，ＥＣＣＳ注水機能が喪失する「大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却機能喪失+全交流動力電源喪失」である。
失敗＋低圧炉心冷却失敗」である。
なお，本評価事故シーケンスにおいては，電源の復旧，注水機能の確保等，必要 ・東海第二では，有効性評価におけるとなる事故対処設備が多く，格納容器への注水・除熱を実施するまでの対応時間を考慮として全交流動力電源喪失の厳しく評価する観点から，全交流動力電源喪失の重畳を考慮する。
重畳を仮定
本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料棒表
伝達，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・
面熱伝達，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水対向流，原子炉圧力容器における ECCS 注水（給水系・代替注水設備含む），炉心損傷後位変化）・対向流，原子炉圧力容器におけるＥＣＣＳ注水（給水系・代替注水設備の原子炉圧力容器におけるリロケーション，構造材との熱伝達，原子炉圧力容器内 FP 挙含む）
，炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション，構造材との熱伝達，動，原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，サプレッション・プール冷却，
原子炉圧力容器内ＦＰ挙動，格納容器における格納容器各領域間の流動，サプレッ
構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷却並びに炉心損傷後
ション・プール冷却，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプの原子炉格納容器における原子炉格納容器内 FP 挙動が重要現象となる。
レイ冷却並びに炉心損傷後の格納容器における格納容器内ＦＰ挙動が重要現象とよって，これらの現象を適切に評価することが可能であり，原子炉圧力容器内及び原なる。よって，これらの現象を適切に評価することが可能であり，原子炉圧力容器
子炉格納容器内の熱水力モデルを備え，かつ，炉心損傷後のシビアアクシデント特有の内及び格納容器内の熱水力モデルを備え，かつ炉心損傷後のシビアアクシデント特溶融炉心挙動に関するモデルを有するシビアアクシデント総合解析コード MAAP により有の溶融炉心挙動に関するモデルを有するシビアアクシデント総合解析コードＭ
原子炉水位，燃料最高温度，格納容器圧力，格納容器温度等の過渡応答を求める。
ＡＡＰにより原子炉水位，燃料最高温度，格納容器圧力，格納容器雰囲気温度等のまた，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，評価事故シーケ
ンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響
及び操作時間余裕を評価する。
(2) 有効性評価の条件
本評価事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第 7.2.1.2－2 表に示す。また，主要な解析条件について，本評価事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
a. 事故条件

過渡応答を求める。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本評価事故
シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
(2) 有効性評価の条件
本評価事故シーケンスに対する主要な解析条件を第 3.1.2－2 表に示す。また，
主要な解析条件について，本評価事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
ａ．事故条件
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機(a) 起因事象
起因事象として，大破断 LOCA が発生するものとする。破断箇所は，原子炉圧力容器内の保有水量を厳しく評価するため，残留熱除去系の吸込配管とする。

(b) 安全機能の喪失に対する仮定
全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定し，全交流動力電源が喪失するものとする。さらに非常用炉心冷却系が機能喪失するものとする。

(c) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。
送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定する。
(d) 水素ガスの発生
水素ガスの発生については，ジルコニウム－水反応を考慮するものとする。なお，解析コード MAAP の評価結果では水の放射線分解等による水素ガス発生は考慮していないため，「(4) 有効性評価の結果」にてその影響を評価する。
b. 重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号
原子炉スクラムは，事象の発生と同時に発生するものとする。

(b) 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
最大 300m3/h にて原子炉注水し，その後は炉心を冠水維持するように注水する。なお，
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水は，格納容器スプレイと同じ復水移送ポンプ
を用いて弁の切替えにて実施する。
(c) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却
格納容器圧力及び温度上昇の抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，140m3/h にて原子炉格納容器内にスプレイする。なお，格納容器スプレイは，原子炉注水と同じ復水移送
ポンプを用いて弁の切替えにて実施する。

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備考(a) 起因事象
起因事象として，大破断ＬＯＣＡが発生するものとする。破断箇所は，原子炉圧力容器から格納容器への冷却材流出を大きく見積もる厳しい設定として， ・ＢＷＲ５とＡＢＷＲの設計の相違
再循環配管（出口ノズル）とする。
（添付資料 1.5.2）(b) 安全機能の喪失に対する仮定
高圧注水機能として高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系，低圧注水機能として低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）が機能喪失するものとし，さらに，全ての非常用ディーゼル発電機等の機能喪失を想定し，全交流動力電源喪失の重畳を考慮するものとする。
(c) 外部電源
外部電源は使用できないものとする。
安全機能の喪失に対する仮定に基づき，外部電源なしを想定する。
(d) 水素の発生
水素の発生については，ジルコニウム－水反応を考慮するものとする。なお，解析コードＭＡＡＰの評価結果では水の放射線分解による水素及び酸素の発生は考慮していないため，「(4) 有効性評価の結果」にてその影響を評価する。
ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム
原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル３）信号によるものとする。
(b) 主蒸気隔離弁
主蒸気隔離弁は，事象発生と同時に閉止するものとする。
(c) 再循環ポンプ
再循環ポンプは，事象発生と同時に停止するものとする。
(d) 低圧代替注水系（常設）
原子炉注水は 230m３／h（一定）を用いるものとする。なお，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水は，格納容器冷却と同じ常設低圧代替注水系ポン
プを用いて流量分配することで実施する。
（添付資料 3.1.2.3）(e) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
格納容器冷却は，常設低圧代替注水系 2 台を使用するものとし，スプレイ流量は，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇を抑制可能な流量を考慮し，130m３／
h（一定）を用いるものとする。なお，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却は，原子炉注水と同じ常設低圧代替注水系ポンプを用いて流量分配することで実施する。
（添付資料 3.1.2.3）

・東海第二では，原子炉水位の低下を厳しくする条件として，外部電源がある場合の原子炉水位低（レベル 3）信号による原子炉スクラムを設定

・設備設計及び運用の違い

・設備設計及び運用の違い

・設備設計及び運用の違い（東海第二9／49

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所(d) 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による原子炉注水
代替循環冷却系の運転準備において復水移送ポンプを停止する期間に，90m3/h の流量で原子炉注水を行う。

(e) 代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱
代替循環冷却系の循環流量は，全体で約 190m3/h とし，原子炉注水へ約 90m3/h，格
納容器スプレイへ約 100m3/h にて流量分配し，それぞれ連続注水及び連続スプレイを実
施する。

備

考

は評価において可搬型設備による
原子炉注水は実施しない）(f) 格納容器下部注水系（常設）
格納容器雰囲気温度の挙動を厳しく評価するため，初期条件としてペデスタ
ル（ドライウェル部）のプール水を考慮していないことから，常設低圧代替注
水系ポンプを用いた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）水位の確保操作についても考慮しない。
(g) 代替循環冷却系
代替循環冷却系の循環流量は，炉心冷却の維持に必要な流量，格納容器圧力 ・設備設計及び運用の違い
及び雰囲気温度の抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，全体で 250m３／h とし，ドライウェルへ 150m３／h，原子炉へ 100m３／h にて流量分配し，それぞれ連続
スプレイ及び連続注水を実施する。
(h) 緊急用海水系・設備設計及び運用の違い
代替循環冷却系から緊急用海水系への伝熱容量は，熱交換器の設計性能に基
づき約 14MW（サプレッション・プール水温度 100℃，海水温度 32℃において）とする。
(i) 可搬型窒素供給装置
可搬型窒素供給装置は，窒素 198m３／h 及び酸素 2m３／h の流量で格納容器内に注入するものとする。

c. 重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「6.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示
す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 交流電源は，常設代替交流電源設備によって供給を開始し，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，事象発生 70 分後から開始する。なお，原子炉注水は，代替循環冷却系の運転準備時に停止する。
(b) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作は，原子炉水位が破断口高さまで水位回復後，格納容器温度が 190℃に到達した場合に開始する。
なお，格納容器スプレイは，代替循環冷却系の運転準備時に停止する。
(c) 代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱操作は，代替原子炉補機冷却系の準備時間等を考慮し，事象発生約 22.5 時間後から開始する。なお，代替原子炉補機冷却系の運転操作は事象発生 20 時間後から開始する。

ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 交流電源は，常設代替高圧電源装置によって供給を開始し，常設低圧代替注
水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷 ・設備設計及び運用の違い
却操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，事象発生 25 ・東海第二では代替格納容器スプレイ
分後から開始する。なお，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器と代替原子炉注水を同時に実施可
スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び低圧代替注水系（常設）に能な設備及び運用としている
よる原子炉注水は，代替循環冷却系の起動により停止する。
(b) 緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作並びに代替循環冷却系による原子炉注水操作及び格納容器除熱操作は，緊急用海水系及び代替循環冷却系 ・設備設計及び運用の違いの準備時間等を考慮して，事象発生 90 分後から開始するものとする。
(c) 可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入操作は，格納容器内酸素 ・設備設計及び運用の違い
濃度が 4.0vol％（ドライ条件）に到達した場合にサプレッション・チェンバ内へ窒素注入を開始する。なお，可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入は格納容器圧力 310kPa［gage］到達により停止する。

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考(3) 有効性評価（Cs-137 の放出量評価）の条件(3) 有効性評価（Ｃｓ－137 放出量評価）の条件
a. 事象発生直前まで，定格出力の 100%で長時間にわたって運転されていたものとする。
(a) 事象発生直前まで，定格出力の 100％で長時間にわたって運転されていたもその運転時間は，燃料を約 1/4 ずつ取り替えていく場合の平衡炉心を考え，最高のとする。その運転時間は，燃料を約 1／4 ずつ取り替えていく場合の平衡50,000 時間とする。
炉心を考え，最高 50,000 時間とする。
b. 代替循環冷却系を用いた場合の環境中への総放出量の評価においては，原子炉内に(b) 原子炉内に内蔵されている核分裂生成物は，事象進展に応じた割合で，格納内蔵されている核分裂生成物が事象進展に応じた割合で，原子炉格納容器内に放出※
容器内に放出されるものとする。
2 されるものとする。
※2 セシウムの原子炉格納容器内への放出割合については，本評価事故シーケンスにおいては解析コード MAAP の評価結果の方が NUREG-1465 より大きく算出する。
c. 原子炉格納容器内に放出された Cs-137 については，格納容器スプレイやサプレッシ(c) 格納容器内に放出されたＣｓ－137 は，格納容器スプレイやサプレッションョン・チェンバのプール水でのスクラビングによる除去効果を考慮する。
・プールでのスクラビング等による除去効果を受けるものとする。
d. 原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいについて考慮する。
(d) 原子炉建屋から大気中へ漏えいするＣｓ－137 の漏えい量評価条件は以下の漏えい量の評価条件は以下のとおりとする。
とおりとする。
(a) 原子炉格納容器からの漏えい量は，格納容器圧力に応じた設計漏えい率をもとに評ⅰ) 格納容器からの漏えい率は，設計漏えい率及びＡＥＣの式等に基づき設定価する。
した漏えい率を基に格納容器圧力に応じて変動するものとする。
(b) 原子炉建屋から大気中に漏えいする放射性物質を保守的に見積もるため，非常用ガⅱ) 漏えい量を保守的に見積もるため，原子炉建屋ガス処理系（非常用ガス処
ス処理系により原子炉建屋の設計負圧が達成されるまでの期間は，原子炉建屋内の放射理系及び非常用ガス再循環系で構成）により原子炉建屋の負圧が達成され性物質の保持機能に期待しないものとする。
るまでの期間は，原子炉建屋内の放射性物質の保持機能に期待しないもの
非常用ガス処理系により設計負圧を達成した後は設計換気率 0.5 回/日相当を考慮すとする。また，原子炉建屋ガス処理系により負圧を達成した後は，大気へ ・設備設計及び運用の違いる。なお，非常用ガス処理系フィルタ装置による放射性物質の除去効果については，期の放出率を 1 回／日（設計値）とする。なお，原子炉建屋ガス処理系のフ待しないものとする。
ィルタ装置による放射性物質の除去効果については，期待しないものとする。
非常用ガス処理系は，事象発生 30 分後から，常設代替交流電源設備からの交流電源の原子炉建屋ガス処理系は，常設代替高圧電源装置からの交流電源の供給を供給を受け自動起動し，起動後 10 分間で設計負圧が達成されることを想定する。
受けて中央制御室からの遠隔操作により事象発生 115 分後に起動し，起動
後 5 分間で負圧が達成されることを想定する。
(c) 原子炉建屋内での放射能の時間減衰は考慮せず，また，原子炉建屋内での粒子状物
ⅲ) 原子炉建屋内での放射能の時間減衰及び除去効果は考慮しないものとす
質の除去効果は保守的に考慮しない。
る。
（添付資料 3.1.2.4，3.1.2.5）(4) 有効性評価の結果(4) 有効性評価の結果
本評価事故シーケンスにおける原子炉水位（シュラウド内外水位），注水流量及び原
本評価事故シーケンスにおける原子炉水位（シュラウド内外水位），注水流量及子炉圧力容器内の保有水量の推移を第 7.2.1.2－7 図から第 7.2.1.2－9 図に，燃料最高
び原子炉圧力容器内の保有水量の推移を第 3.1.2－4 図から第 3.1.2－8 図に，燃料温度の推移を第 7.2.1.2－10 図に，格納容器圧力，格納容器温度，サプレッション・チ
最高温度の推移を第 3.1.2－9 図に，格納容器圧力，格納容器雰囲気温度，サプレェンバ・プール水位及び水温の推移を第 7.2.1.2－11 図から第 7.2.1.2－14 図に示す。
ッション・プール水位及びサプレッション・プール水温度の推移を第 3.1.2－10 図から第 3.1.2－15 図に示す。
a. 事象進展
ａ．事象進展
・評価条件，運用・設備設計，事象進
大破断 LOCA 時に非常用炉心冷却系の機能及び全交流動力電源が喪失するため，原子大破断ＬＯＣＡ時に高圧・低圧注水機能及び全交流動力電源が喪失するため，展等の違いに起因する記載の相違
炉水位は急速に低下する。水位低下により炉心は露出し，事象発生から約 0.3 時間後に原子炉水位は急速に低下する。水位低下により炉心は露出し，事象発生から約 4はあるが，実態として記載内容に違
燃料被覆管の最高温度は 1,000K（約 727℃）に到達し，炉心損傷が開始する。燃料被覆分後に燃料被覆管の最高温度は 1,000K（約 727℃）に到達し，炉心損傷が開始す
いはない
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
管の最高温度は事象発生から約 0.4 時間後に 1,200℃に到達し，また，事象発生から約0.7 時間後に燃料温度は 2,500K（約 2,227℃）に到達する。事象発生から 70 分後，常設
代替交流電源設備による交流電源の供給を開始し，復水移送ポンプ 2 台を用いた低圧代
替注水系（常設）による原子炉注水を開始することによって，原子炉圧力容器破損に至ることなく，原子炉水位は回復し，炉心は再冠水する。

原子炉格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水素等が放出されるため，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇する。そのため，格納容器スプレイを間欠的に実施することによって，格納容器圧力及び温度の上昇を抑制する事象発生から約 22.5 時間経過した時点で，代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱を開始する。代替循環冷却系により，原子炉圧力容器は破断口より原子炉冷却材が流出することで溢水状態となり，原子炉格納容器は除熱効果により格納容器圧力及び温度の上昇が抑制され，その後，徐々に低下する。

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所備考る。燃料被覆管の最高温度は事象発生から約 9 分後に 1,200℃に到達し，また，事象発生から約 27 分後に燃料温度は 2,500K（約 2,227℃）に到達する。事象発
生から 25 分後，常設代替高圧電源装置による交流電源の供給を開始し，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始す
ることによって，原子炉圧力容器破損に至ることなく，原子炉水位は回復し，炉心は冠水する。
（添付資料 3.1.2.6）
格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため，格納
容器圧力及び雰囲気温度が徐々に上昇する。このため，原子炉注水と同時に常設
低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を実施することによって，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇は抑制される。
事象発生から 90 分経過した時点で，代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱を開始する。代替循環冷却系による原子炉注水により，冷却材の一部は破断口から流出するが，溶融炉心は原子炉水位Ｌ０位置相当で冠水維持される。また，格納容器除熱により，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇は抑制され，その後，徐々に低下する。
事象発生から約 84 時間後に格納容器内酸素濃度が 4.0vol％（ドライ条件）に ・設備設計及び運用の違い
到達し，可搬型窒素供給装置によるサプレッション・チェンバへの窒素注入を実施するため格納容器圧力が徐々に上昇するが，事象発生から約 164 時間後に格納容器圧力が 310kPa［gage］に到達し窒素注入を停止するため，格納容器圧力の上昇は停止する。

b. 評価項目等
格納容器圧力は，第 7.2.1.2－11 図に示すとおり，原子炉格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため徐々に上昇するが，代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却及び代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱を行うことによって,圧力上昇は抑制される。その結果，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力の最大値は約 0.60MPa[gage] となり，原子炉格納容器の限界圧力
0.62MPa[gage]を超えない。なお，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力が最大となる事象発生約 12 時間後において，水の放射線分解によって発生する水素ガス及び酸素
ガスは，原子炉格納容器内の非凝縮ガスに占める割合の 1%以下※3 であるため，その影
響は無視し得る程度である。
※3 格納容器圧力が最大値の約 0.60MPa[gage]を示す事象発生から約 12 時間後の原
子炉格納容器内の非凝縮性ガス（水素ガス，酸素ガス及び窒素ガス）の物質量は約8×105mol であり，水の放射線分解によって発生する水素ガス及び酸素ガスの物質
量の和は約 8×103mol 以下である。これが仮にドライウェルよりも体積の小さいサ
プレッション・チェンバの気相部に集中するものとしても，そのサプレッション・

ｂ．評価項目等
・評価条件，運用・設備設計，事象進
格納容器圧力は，第 3.1.2－10 図に示すとおり，格納容器内に崩壊熱等の熱に展等の違いに起因する記載の相違
よって発生した水蒸気等が放出されるため徐々に上昇するが，常設低圧代替注水はあるが，実態として記載内容に違系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及びいはない
代替循環冷却系による格納容器除熱を行うことによって，圧力上昇は抑制される。その結果，格納容器バウンダリにかかる圧力の最大値は約 0.31MPa［gage］となり，評価項目である最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa［gage］）を下回る。なお，
格納容器バウンダリにかかる圧力が最大となる事象発生約 164 時間後において，
水の放射線分解によって発生する水素及び酸素は，格納容器内の非凝縮性ガスに占める割合の 3％未満であるため，その影響は無視し得る程度である。
（添付資料 3.1.2.7） ・東海第二は評価の詳細を添付資料に
記載

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
チェンバでの分圧は 0.01MPa[abs]未満であることから，水の放射線分解によって発生する水素ガス及び酸素ガスが格納容器圧力に与える影響は無視し得る程度と考えられる。
格納容器温度は，第 7.2.1.2－12 図に示すとおり，原子炉格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため徐々に上昇し，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却及び代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱を行うことによって，温度上昇は抑制される。その結果，原子炉格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）の最高値は約 165℃となり,原子炉格納容器の限界温度 200℃を超えない。なお，事象開始直後，破断口から流出する過熱蒸気により一時的に格納容器温度は約 207℃となるが，この時の原子炉格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）は約 144℃であり，原子炉格納容器の限界温度 200℃を超えない。

第 7.2.1.2－7 図に示すとおり，低圧代替注水系（常設）による注水継続により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，第 7.2.1.2－11 図及び第 7.2.1.2－12
図に示すとおり，約 22.5 時間後に開始する代替循環冷却系の運転により，原子炉格納容器除熱に成功し，格納容器圧力及び温度の上昇を抑制することで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。事象を通じて原子炉格納容器の限界圧力に到達せず，格
納容器圧力逃がし装置を使用することなく，原子炉格納容器が過圧・過温破損に至らないことを確認した。
本評価では，「6.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)，(2)及び(7)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
(7)の評価項目のうち，可燃性ガスの蓄積については，ジルコニウム－水反応等によって発生した可燃性ガスの蓄積を考慮しても，原子炉格納容器が過圧・過温破損に至らないことをもって，その影響について確認した。
また，(7)の評価項目のうち，可燃性ガスの燃焼については，「7.2.4 水素燃焼」において，酸素濃度が可燃限界に至らないことをもって，可燃性ガスの燃焼が生じないことを確認している。
なお，原子炉格納容器が健全であるため，原子炉格納容器から原子炉建屋への放射性物質の漏えい量は制限され，また，大気中へはほとんど放出されないものと考えられる。
これは，原子炉建屋内に漏えいした放射性物質は，原子炉建屋内で時間減衰し，また，
粒子状放射性物質は，原子炉建屋内での重力沈降や水蒸気の凝縮に伴い，原子炉建屋内に沈着すると考えられるためである。原子炉建屋内での放射性物質の時間減衰及び粒子状放射性物質の除去効果等を保守的に考慮せず，原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいを想定した場合，漏えい量は約 15TBq（7 日間）となり，100TBq を下回る。
事象発生からの 7 日間以降，Cs-137 の漏えいが継続した場合の影響評価を行ったところ，約 15TBq(30 日間)及び約 15TBq(100 日間)であり，100TBq を下回る。

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考

格納容器雰囲気温度は，第 3.1.2－11 図に示すとおり，格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため徐々に上昇するが，常設低圧代
替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び代替循環冷却系による格納容器除熱を行うことによって，温度上昇は抑制される。その結果，格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）の最高値は約139℃となり，評価項目である 200℃を下回る。なお，事象発生直後，破断口から流出する過熱蒸気により一時的に格納容器雰囲気温度は約 202℃となるが，この時の格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）は約 137℃であり，評価項目
である 200℃を下回る。
（添付資料 3.1.2.8）
第 3.1.2－4 図及び第 3.1.2－6 図に示すとおり，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による注水継続により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，第 3.1.2－10 図及び第 3.1.2－11 図に示すとおり，90分後に開始する代替循環冷却系の運転により，格納容器除熱を行うことによって，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇を抑制することで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。
・記載箇所の相違

大気中へのＣｓ－137 放出量は約 7.5TBq（事象発生 7 日間）であり，評価項目
である 100TBq を下回る。また，事象発生からの 7 日間以降，Ｃｓ－137 の放出が継続した場合の放出量評価を行った結果，約 7.5TBq（30 日間）及び約 7.5TBq（
100 日間）であり，いずれの場合も 100TBq を下回る。なお，放出量評価においては，原子炉建屋内での放射性物質の時間減衰及び除去効果を保守的に考慮しておらず，これらの効果を考慮した場合，放出量は小さくなる。
（添付資料 3.1.2.4，3.1.2.5）

本評価では，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)か ・記載箇所の相違
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考ら(3)及び(7)の評価項目について，対策の有効性を確認した。(7)の評価項目のうち，可燃性ガスの蓄積については，ジルコニウム－水反応等によって発生した
可燃性ガスの蓄積を考慮しても，格納容器が過圧・過温破損に至らないことをもって，その影響について確認した。
また，(7)の評価項目のうち，可燃性ガスの燃焼については，「3.4 水素燃焼」
において，酸素濃度が可燃限界に至らないことをもって，可燃性ガスの燃焼が生じないことを確認している。
（添付資料 3.1.2.7，3.1.2.9，3.1.2.10，3.1.3.13）
7.2.1.2.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
3.1.2.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
・文章表現に多少の違いはあるが，実解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に態として相違点はない
える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するものと与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するも
する。
のとする。
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」（代替循環冷却系を使用する場合）では，格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却（代替循環冷却系を使用する場合）では，原子炉格納容器内へ流出した高温の原子炉冷材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，ジルコニウム－水反応等によ却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，ジルコニウム－水反応等によって発生した非凝縮性ガス等が蓄積することが特徴である。よって，不確かさの影響って発生した非凝縮性ガス等が蓄積することが特徴である。
を確認する運転員等操作は，事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作としてまた，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象発生から 12 時間程度までの，常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作並びに常設低圧代替注水系ポン
短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，常プを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び低圧代替注
設代替交流電源設備からの受電操作，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作，代替原子炉補機
冷却系運転操作及び代替循環冷却に系による原子炉格納容器除熱操作とする。

水系（常設）による原子炉注水操作，緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作及び代替循環冷却系による原子炉注水操作及び格納容器除熱操作とする。

(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本格納容器破損モードにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「6.7 解析
コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。
a. 運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管
変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間に与える影響
は小さいことを確認している。原子炉注水操作については，非常用炉心冷却系による原子炉への注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（電源の確保含む）を行う手順となっており，燃料被覆管温度等を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はな
い。また，格納容器スプレイ操作については，炉心ヒートアップの感度解析では，格納容器圧力及び温度への影響は小さいことを確認していることから，運転員等操作時間に(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本格納容器破損モードにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，ＴＭＩ事故についての再現性及びＣＯＲＡ実験についての再現性を確認している。炉心ヒー
トアップの感度解析（ジルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間に与える影響は小さいことを確認している。常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，高圧・低圧注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（電源の確保含む）を行う
手順となっており，燃料被覆管温度等を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，常設低圧代替注
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
与える影響は小さい。

炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析
コード MAAP の評価結果の方が保守的であり，注水操作による有効燃料棒頂部までの水位回復時刻は解析コード SAFER の評価結果との差異は小さいことを確認している。原子炉注水操作については，非常用炉心冷却系による原子炉への注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（電源の確保含む）を行
う手順となっており，原子炉水位を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）
は HDR 実験解析では区画によって格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できていることから，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格
納容器スプレイ冷却系（常設）に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，
CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致す
ることを確認しており，その差異は小さいことから，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイ冷却系（常設）に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。本評
価事故シーケンスでは，炉心の損傷状態を起点に操作開始する運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内 FP 挙動の不確かさとして，核分裂生成物（FP）
挙動モデルは PHEBUS-FP 実験解析により原子炉圧力容器内への FP 放出の開始時間を適切に再現できることを確認している。PHEBUS-FP 実験解析では，燃料東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考

水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系による格納容器冷却操作については，炉心ヒートアップの感度解析では，格納容器圧力及び雰囲気温度への影
響は小さいことを確認しており，格納容器圧力及び雰囲気温度を操作開始の起点 ・対応手順の相違としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コードＳＡＦＥＲの評価結果との比較
により水位低下幅は解析コードＭＡＡＰの評価結果の方が保守的であり，注水操
作による燃料有効長頂部までの水位回復時刻は解析コードＳＡＦＥＲの評価結果との差異は小さいことを確認している。原子炉注水操作については，高圧・低圧注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（電源の確保含む）を行う手順となっており，原子炉水位を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向を確認しているが，ＢＷＲの格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できており，本評価事故 ・対応手順の相違
シーケンスでは，格納容器圧力及び雰囲気温度を操作開始の起点としている運転
員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，Ｃ
ＳＴＦ実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さい。本評価事故シーケンスでは，格納容器圧力及び雰囲気温度を操作開始の起点としている運転員等操作はない
ことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルはＴＭＩ事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により原子
炉圧力容器破損時間に与える影響は小さいことを確認している。本評価事故シー
ケンスでは，リロケーションを起点に操作開始する運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内ＦＰ挙動の不確かさ
として，核分裂生成物（ＦＰ）挙動モデルはＰＨＥＢＵＳ－ＦＰ実験解析により原子炉圧力容器内へのＦＰ放出の開始時間を適切に再現できることを確認して
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比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
被覆管破裂後の FP 放出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると推定される。本評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の原子炉圧力容器
内 FP 放出を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉格納容器内 FP 挙動の不確かさとして，核分裂生成物（FP）挙動モデルは ABCOVE 実験解析により原子炉格納容器内のエアロゾ
ル沈着挙動を適正に評価できることを確認している。本評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の原子炉格納容器内 FP 挙動を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
b. 評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管
変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）では，格納容器圧力及び温度への影響は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析
コード MAAP の評価結果の方が保守的であり，注水操作による有効燃料棒頂部までの水位回復時刻は解析コード SAFER の評価結果との差異は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）
は HDR 実験解析では区画によって格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，
CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致す
ることを確認しており，その差異は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備考いる。ＰＨＥＢＵＳ－ＦＰ実験解析では，燃料被覆管破裂後のＦＰ放出について
実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると推定される。本評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の原子炉圧力容器内ＦＰ放出を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の格納容器における格納容器内ＦＰ挙動の不確かさとして，核分裂生成物（ＦＰ）挙動モデルはＡＢＣＯＶＥ実験解析により格納容器内のエアロゾ
ル沈着挙動を適正に評価できることを確認している。本評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の格納容器内ＦＰ挙動を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 3.1.2.11）
ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，ＴＭＩ事故についての再現性及びＣＯＲＡ実験についての再現性を確認している。炉心ヒー
トアップの感度解析（ジルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）では，格納容器圧力及び雰囲気温度への影響は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コードＳＡＦＥＲの評価結果との比較
により水位低下幅は解析コードＭＡＡＰの評価結果の方が保守的であり，注水操
作による燃料有効長頂部までの水位回復時刻は解析コードＳＡＦＥＲの評価結果との差異は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向を確認しているが，ＢＷＲの格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，ＣＳＴＦ実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。また，
炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により炉心溶融時間に与える影響
は小さいことを確認しており，事象進展はほぼ変わらないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内 FP 挙動の不確かさとして，核分裂生成物（FP）
挙動モデルは PHEBUS-FP 実験解析により原子炉圧力容器内への FP 放出の開始時間を適切に再現できることを確認している。PHEBUS-FP 実験解析では，燃料被覆管破裂後の FP 放出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると推定される。

炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉格納容器内 FP 挙動の不確かさとして，核分裂生成物（FP）挙動モデルは ABCOVE 実験解析により原子炉格納容器内のエアロゾ
ル沈着挙動を適正に評価できることを確認している。本評価事故シーケンスでは，代替
循環冷却系の運転により格納容器ベントを回避できることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
(2) 解析条件の不確かさの影響評価
a. 初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 7.2.1.2－2 表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生す
る蒸気量は少なくなり，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び温度の上昇が遅くなるが，操作手順（原子炉水位が破断口高さまで水位回復
後に原子炉注水から格納容器スプレイへ切り替えること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力及び格納容
器温度は，解析条件の不確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得る

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考

炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルはＴＭＩ事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により炉心溶融時間に与える影響は小さいことを確認しており，事象進展はほぼ変わらない
ことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内ＦＰ挙動の不確かさ
として，核分裂生成物（ＦＰ）挙動モデルはＰＨＥＢＵＳ－ＦＰ実験解析により原子炉圧力容器内へのＦＰ放出の開始時間を適切に再現できることを確認している。ＰＨＥＢＵＳ－ＦＰ実験解析では，燃料被覆管破裂後のＦＰ放出について
実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると推定される。本評価事故シーケンスでは，代替循環冷却系の運転により格納容器ベントを回避できることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
炉心損傷後の格納容器における格納容器内ＦＰ挙動の不確かさとして，核分裂生成物（ＦＰ）挙動モデルはＡＢＣＯＶＥ実験解析により格納容器内のエアロゾ
ル沈着挙動を適正に評価できることを確認している。本評価事故シーケンスでは，代替循環冷却系の運転により格納容器ベントを回避できることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
（添付資料 3.1.2.11）(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 3.1.2－2
表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては， 設計値を用いるか又は評
価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd／t に対して最確条件は燃焼度約 33GWd／t 以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりもおおむね小さくなる
ため，発生する蒸気量は少なくなり，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇が遅くなる。本評価事故シ ・対応手順の相違
ーケンスでは，格納容器圧力及び雰囲気温度を操作開始の起点としている運転
員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器体積（サプレッション・チェンバ）の気相部及び液相部，サプレッション・プール水位及び格納
容器雰囲気温度は，解析条件の不確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対し
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

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が，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
事故条件の起因事象は，解析条件の不確かさとして，Excessive LOCA を考慮した場合，原子炉冷却材の流出量が増加することにより炉心損傷開始等が早くなるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であることから,運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなるが，操作手順に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の代替循環冷却系は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），格納容器圧力及び温度上昇の抑制効果は大きくなるが，操作手順に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生す
る蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び温度の上昇が遅くなるが，格納容器圧力及び温度の上昇は格納容器スプレイ及び代替循環冷却により抑制されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力及び格納容
器温度は，解析条件の不確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得る
が，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考て変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
事故条件の起因事象は，解析条件の不確かさとして，Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ Ｌ
ＯＣＡを考慮した場合，原子炉冷却材の流出量が増加することにより炉心損傷開始等が早くなるが，操作手順（常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作を実施すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回
復は早くなる。本評価事故シーケンスでは，原子炉水位を起点としている運転
員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
・設備設計及び運用の違い（東海第二は評価において可搬型設備による
原子炉注水は実施しない）
機器条件の代替循環冷却系は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），格納容器圧力及び雰囲気
温度の上昇の抑制効果は大きくなるが，操作手順に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の緊急用海水系は，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場 ・設備設計及び運用の違い
合には，海水温度がおおむね低めとなり除熱性能が向上するため，格納容器圧
力及び雰囲気温度の上昇の抑制効果は大きくなる。本評価事故シーケンスでは，格納容器圧力及び雰囲気温度を起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 3.1.2.11）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd／t に対して最確条件は燃焼度約 33GWd／t 以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりもおおむね小さくなる
ため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇が遅くなるが，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇は代替格納容器スプレ
イ冷却系及び代替循環冷却系により抑制されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器体積（サプレッション・チェンバ）の気相部及び液相部，サプレッション・プール水位及び格納
容器雰囲気温度は，解析条件の不確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
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比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

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事故条件の起因事象は，解析条件の不確かさとして，Excessive LOCA を考慮した場合，原子炉冷却材の流出量が増加することにより炉心損傷開始等が早くなるが，原子炉格納容器へ放出されるエネルギは大破断 LOCA の場合と同程度であり，第 7.2.1.2－15 図及び第 7.2.1.2－16 図に示すとおり，格納容器圧力は 0.62MPa[gage]を下回っていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなり，格
納容器圧力及び温度上昇の抑制効果は大きくなるが，格納容器圧力及び温度の上昇に有意な影響を与えないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
機器条件の可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなり，格納容器圧力及び温度上昇の抑制効果は大きくなるが，格納容器圧力及び温度の上昇に有意な影響を与えないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
機器条件の代替循環冷却系は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合，原子炉水位の回復は早くなり，格納容器圧力及び温度上昇の抑制効果は大きくなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

b. 操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配置」
，
「移動」
，
「操作
所要時間」
，
「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から 70 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，常設代替交流電源設備からの受電操作について実態の運転操作時間に基づき解析上の想定時間を設定していることから，運転員等操作時間に与える影響はない。なお，有効性評価では 2 系列の非常用高圧母線の電源回復を想定しているが，低圧代替注水系(常設)は非常用高圧母線 D 系の電源回復後に実施可能で

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考

事故条件の起因事象は，解析条件の不確かさとして，Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ Ｌ
ＯＣＡを考慮した場合，原子炉冷却材の流出量が増加することにより炉心損傷開始等が早くなるが，格納容器へ放出されるエネルギは大破断ＬＯＣＡの場合と同程度であり，第 3.1.2－16 図及び第 3.1.2－17 図に示すとおり，格納容器
圧力及び温度は，それぞれ評価項目である最高使用圧力の2 倍（0.62MPa［gage］）
及び 200℃を下回っていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回
復は早くなり，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇の抑制効果は大きくなるが，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇に有意な影響を与えないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
・設備設計及び運用の違い（東海第二は評価において可搬型設備による
原子炉注水は実施しない）

機器条件の代替循環冷却系は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇の抑制効果は大きくなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
機器条件の緊急用海水系は，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場 ・設備設計及び運用の違い
合には，海水温度がおおむね低めとなり除熱性能が向上するため，格納容器圧
力及び雰囲気温度の上昇の抑制効果は大きくことから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
（添付資料 3.1.2.11，3.1.2.12）
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が，運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転
員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作並びに常設
低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格 ・対応手順の相違
納容器冷却及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，解析上の操
作開始時間として事象発生から 25 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作については認知に 10 分間，操作所要時間に 6 分間，常設低圧代替注水系ポンプを用
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比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

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あり，この場合も原子炉注水の開始時間が早くなる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，復水移送ポンプの起動操作が常設代替交流電源設備からの受電操作の影響を受けるが，低圧代替注水系(常設)は非常用高圧母線 D 系の電源回復後に実施可能であり，
この場合も原子炉注水の開始時間が早くなる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作は，解析上の操作開始時間として原子炉水位が破断口高さまで水位回復後，格納容器温度が190℃超過を確認した時点を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，解析結果は原子炉水位が破断口高さまで水位回復前に既に格納容器温度は 190℃を超えており，実態の操作も原子炉水位が破断口高さまで水位回復後に低圧代替注水系（常設）から代替格納容器スプレイへ切り替えることとしており，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であるため，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員
等操作時間に与える影響も小さい。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。代替格納容器スプレイへの切り替え後，原子炉水位が原子炉水位低（レベル 1）まで低下した場合，
低圧代替注水系(常設)へ切り替えを行う。当該操作開始時間は，解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影
響も小さい。また，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から 20 時間後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，代替原子炉補機冷却系の準備は，緊急時対策要員の参集に 10 時間，その後の作業に 10 時間の合計 20時間を想定しているが，準備操作が想定より短い時間で完了する可能性があるため，操作開始時間が早まる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。
操作条件の代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱操作は，解析上の操作開始時間
として事象発生から 22.5 時間後を設定している。
運転員等操作時間に与える影響として，代替循環冷却系の運転は事象発生約 22.5 時
間後に開始することとしているが，時間余裕を含めて設定されているため操作の不確かさが操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。また，本操作の操作開始時間は，代替原子炉補機冷却系の準備期間を考慮して設定したものであり，代替原子炉補機冷却系の操作開始時間が早まれば，本操作の操作開
始時間も早まる可能性があり，代替循環冷却系の運転開始時間も早まることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考

いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び常設低圧代
替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については操作所要時間に 9 分間，合計 25 分間を想定しており，解析上の操作開始時間と同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。

・対応手順の相違（東海第二では代替
格納容器スプレイと代替原子炉注水を同時に実施）

・緊急用海水系及び代替循環冷却系の仕様の違いによる対応手順の相違

操作条件の緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作及び代替循環冷却系による原子炉注水操作及び格納容器除熱操作は，解析上の運転開始時間として事象発生から 90 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，代替循環冷却系運転は事象発生 90 分後に開始することとしているが，時間余裕を含めて設定されているため運転員等操作時間に与える影響は小さい。
また，本操作の操作開始時間は，緊急用海水系の準備期間を考慮して設定したものであり，緊急用海水系の操作開始時間が早まれば，本操作の操作時間も早まる可能性があり，代替循環冷却系の運転開始時間も早まるが，その他の操作と並列して実施する場合でも，順次実施し所定の時間までに操作を完了できる
ことから影響はない。
（添付資料 3.1.2.11）
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備考(b) 評価項目となるパラメータに与える影響(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電及び低圧代替注水系（常設）による原子操作条件の常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作並びに常設
炉注水操作は，運転員等操作時間に与える影響として，常設代替交流電源設備からの受
低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格 ・対応手順の相違
電操作について，解析上の原子炉注水開始時間(70 分後)は準備操作に時間余裕を含めて
納容器冷却及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，運転員等操設定されており，原子炉水位の回復は早くなる可能性があるが，ジルコニウム－水反応
作時間に与える影響として，実際の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等で量により発熱量が増加する等の影響があるため，格納容器圧力及び温度の上昇に大きなあることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
差異はない。また，原子炉注水操作は，代替格納容器スプレイとの切替え操作であり，事象進展はほぼ変わらないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作は，・対応手順の相違（東海第二では代替
運転員等操作時間に与える影響として，代替格納容器スプレイの操作開始は原子炉水位
格納容器スプレイと代替原子炉注が破断口高さまで水位回復後，格納容器温度が 190℃に到達時となり，実態の操作開始
水を同時に実施）
時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，運転員等操作時間に与える影響とし・緊急用海水系及び代替循環冷却系のて，準備操作が想定より短い時間で完了する可能性があり，格納容器圧力及び温度を早仕様の違いによる対応手順の相違
期に低下させる可能性があることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
操作条件の代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱操作は，運転員等操作時間に与操作条件の緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作及び代替循環冷却
える影響として，代替原子炉補機冷却系の操作開始時間が早まった場合には，本操作も 系による原子炉注水操作及び格納容器除熱操作は，運転員等操作時間に与える影響とし早まる可能性があり，格納容器圧力及び温度を早期に低下させる可能性があることか て，緊急用海水系の操作開始時間が早まった場合には，本操作も早まる可能性があり，ら，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
この場合，格納容器圧力及び雰囲気温度等を早期に低下させる可能性があることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
（添付資料 3.1.2.11）(3) 操作時間余裕の把握
操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメー
タに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，第 7.2.1.3－14 図から第 7.2.1.3－16 図に示すとおり，事象発生から 90 分後（操作開始時間 20 分程度の遅れ）までに常設代替交流電源設備からの受電操作を行い低圧代替注水系（常設）による原子炉注水が開始できれば，損傷炉心は炉心位置に保持され，評価項目を満足する結果となることから，時間余裕がある。

操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作については，事象発生から 90 分後（操作開始時間 20 分程度の遅れ）に低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始した場合の解析では，格納容器スプレイ開始のタイミング(3) 操作時間余裕の把握
操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
第 3.1.3－16 図から第 3.1.3－18 図に示すとおり，操作条件の常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作並びに常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替
格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作及び低圧代替注水系（常 ・対応手順の相違
設）による原子炉注水操作については，事象発生から 50 分後（操作開始時間の 25分程度の遅れ）までに常設代替高圧電源装置からの受電操作を行い，常設低圧代替
注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水が開始できれば，損傷炉心は炉心位置に保持され，評価項目を満足する結果となり，時間余裕がある。
・対応手順の相違（東海第二では代替
格納容器スプレイと代替原子炉注水を同時に実施）
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

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は約 2.3 時間後であるため，現行の 2 時間に対して約 20 分程度の準備時間を確保できることから，時間余裕がある。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作及び代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱操作については，代替原子炉補機冷却系運転開始までの時間は，事象発生から 20
時間あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。なお，本操作が大幅に遅れるような事態になった場合でも，原子炉格納容器の限界圧力に到達しないよう継続して低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器スプレイを行うこととなる。代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格
納容器スプレイは，ベントラインの水没防止のために，格納容器ベントに伴うサプレッ
ション・チェンバ・プール水位の上昇を考慮しても，サプレッション・チェンバ・プー
ル水位がベントライン-1m を超えないように格納容器スプレイを停止する。原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa［gage］に至るまでの時間は，事象発生から約 38 時間あり，約15 時間以上の余裕があることから，時間余裕がある。
(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。このほか，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考

操作条件の緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作及び代替循環冷却系による原子炉注水操作及び格納容器除熱操作については，緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作及び代替循環冷却系による格納容器除熱操作開始までの時間は事象発生から 90 分であり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。なお， ・東海第二では，代替スプレイを考慮
本操作が大幅に遅れるような事態になった場合でも，格納容器圧力が評価項目となしない場合に対する時間余裕を記るパラメータである最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa［gage］）に到達するまでの時間
載は事象発生約 14 時間後であり，約 12 時間の余裕があることから，時間余裕がある。
（添付資料 3.1.2.11，3.1.3.8）(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。このほか，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

7.2.1.2.4 必要な要員及び資源の評価
3.1.2.4 必要な要員及び資源の評価
・評価条件，運用・設備設計，事象進(1) 必要な要員の評価(1) 必要な要員の評価
展等の違いに起因する記載の相違
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損)」
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破はあるが，実態として記載内容に違において，6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策時における事象発生 10 時間までの必要損）」において，重大事故等対策に必要な災害対策要員（初動）は，「3.1.2.1 格納
いはない
な要員は，
「7.2.1.2.1 格納容器破損防止対策」に示すとおり 28 名である。
「7.5.2 重大
容器破損防止対策」に示すとおり 20 名であり，災害対策要員（初動）の 39 名で対事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員及び緊急時対策要員等の処可能である。
72 名で対処可能である。有効性評価で考慮しない作業（原子炉ウェル注水）に必要
また，事象発生 2 時間以降に必要な参集要員は 2 名であり，発電所外から 2 時間な要員を 4 名含めた場合でも対処可能である。
以内に参集可能な要員の 71 名で対処可能である。
また，事象発生 10 時間以降に必要な参集要員は 36 名であり，発電所構外から 10 時
間以内に参集可能な要員の 106 名で確保可能である。
(2) 必要な資源の評価(2) 必要な資源の評価
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破において，必要な水源，燃料及び電源は，「7.5.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価
損）」において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2) 資源の評価条件」の条件を行い，その結果を以下に示す。
にて評価を行い，以下のとおりである。
a. 水源
ａ．水 源
低圧代替注水系（常設）又は可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による原子炉注水及び常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
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比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器スプレイは，7 日間の対応を考慮
すると，号炉あたり約 2,900m3 の水が必要となる。6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮す
ると，合計約 5,800m3 の水が必要である。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約 1,700m3
及び淡水貯水池に約 18,000m3 の水を保有している。これにより，6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮しても，必要な水源は確保可能である。また，事象発生 12 時間以降に淡水
貯水池の水を，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）により復水貯蔵槽へ給水することで，復水貯蔵槽を枯渇させることなく復水貯蔵槽を水源とした7 日間の注水継続実施が可能である。ここで，復水貯蔵槽への補給の開始を事象発生 12 時間後としているが，これは，可搬型設備を事象発生から 12 時間以内に使用できなかった場合においても，その他の設備にて重大事故等に対応できるよう設定しているものである。

及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却については，7 日間の対応を考慮すると，合計約 400m３の水が必要となる。
水源として，代替淡水貯槽に 4,300m３の水を保有していることから，水源が枯渇することはなく，7 日間の対応が可能である。
代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱については，サプレッション・プールを水源とすることから，水源が枯渇することはなく，7 日間の対応が可能である。
（添付資料 3.1.2.13）

b. 燃料
常設代替交流電源設備による電源供給については，保守的に事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に 6 号及び 7 号炉において合計約 504kL の軽油が必要となる。可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への給水については，保守的に事象発生直後からの可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の運転を想定すると，7 日間の運転継続に号炉あたり約 15kL の軽油が必要となる。代替原子炉補機冷却系用の電源車については，保守的に事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に号
炉あたり約 37kL の軽油が必要となる。代替原子炉補機冷却系用の大容量送水車（熱交換器ユニット用）については，保守的に事象発生直後からの大容量送水車（熱交換器ユニット用）の運転を想定すると，7 日間の運転継続に号炉あたり約 11kL の軽油が必要となる。5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運
転継続に合計約 13kL の軽油が必要となる。
（6 号及び 7 号炉合計約 643kL）6 号及び 7号炉の各軽油タンク（約 1,020kL）及びガスタービン発電機用燃料タンク（約 100kL）
にて合計約 2,140kL の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，常設
代替交流電源設備による電源供給，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への給水，代替原子炉補機冷却系の運転，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電
源設備による電源供給及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給について，7日間の継続が可能である。

ｂ．燃 料
常設代替交流電源設備による電源供給について，事象発生直後から 7 日間の常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 5 台）の運転を想定すると，約c. 電源
常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故対策等に必要な負荷として，
6 号炉で約 1,104kW，7 号炉で約 1,071kW 必要となるが，常設代替交流電源設備は連続定格容量が 1 台あたり 2,950kW であり，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
また，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポスト
用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。

ｃ．電 源
重大事故等対策時に必要な負荷は約 2,413kW であるが，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 5 台）の連続定格容量は 5,520kW であることから，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
（添付資料 3.1.2.15）

備

考352.8kL の軽油が必要となる。軽油貯蔵タンクには約 800kL の軽油を保有していることから，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 5 台）による 7 日間の電源供給の継続が可能である。
可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入について，事象発生直後か
ら 7 日間の可搬型窒素供給装置の運転を想定すると，約 18.5kL の軽油が必要となる。可搬型設備用軽油タンクには約 210kL の軽油を保有していることから，可
搬型窒素供給装置による 7 日間の格納容器内への窒素注入の継続が可能である。
（添付資料 3.1.2.14）

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比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考7.2.1.2.5 結論
3.1.2.5 結 論
・文章表現に多少の違いはあるが，実格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」 態として相違点はない
では，原子炉格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によ
では，格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によってって発生した水蒸気，ジルコニウム－水反応等によって発生した非凝縮性ガス等が蓄積発生した水蒸気，ジルコニウム－水反応等によって発生した非凝縮性ガス等が蓄積すすることによって，格納容器内雰囲気圧力・温度が徐々に上昇し，原子炉格納容器の過ることによって，格納容器圧力及び温度が徐々に上昇し，格納容器の過圧・過温によ
圧・過温により原子炉格納容器の破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「雰り格納容器の破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度
囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」に対する格納容器破損防による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」に対する格納容器破損防止対策として止対策としては，初期の対策として低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段，安は，初期の対策として常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）に定状態に向けた対策として代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器
よる原子炉注水手段及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却手
冷却手段及び代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱手段等を整備している。
段を整備している。また，安定状態に向けた対策として代替循環冷却系による原子炉
注水手段及び格納容器除熱手段，長期的な格納容器内酸素濃度の上昇を抑制する観点 ・設備設計及び運用の違い
から，可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入手段を整備している。
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の評価事故シーケンス「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失＋全交流動力電源喪失」につの評価事故シーケンス「大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」にいて，代替循環冷却系を使用する場合の有効性評価を行った。
ついて，代替循環冷却系を使用する場合の有効性評価を行った。
上記の場合においても，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納容器ス
上記の場合においても，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）
プレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却，代替循環冷却系による原子炉格納容による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却，並器除熱を実施することにより，原子炉格納容器冷却及び除熱が可能である。
びに代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱を実施することで，格納容器
冷却及び除熱が可能である。
その結果，格納容器圧力逃がし装置を使用せず，事象を通じて原子炉格納容器の限界
その結果，格納容器圧力逃がし装置を使用せず，ジルコニウム－水反応等により可圧力に到達することはなく，ジルコニウム－水反応等により可燃性ガスの蓄積が生じた
燃性ガスの蓄積が生じた場合においても，格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度場合においても原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足しは，評価項目を満足している。また，安定状態を維持することができる。
ている。また，安定状態を維持できる。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与ええる影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性
る影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場
また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結合でも一定の余裕がある。
果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，災害対策要員にて確保可能である。また，必要重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。
な水源，燃料及び電源については，7 日間以上の供給が可能である。
また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容
器過圧・過温破損）」において，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常以上のことから，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納容器スプレイ 設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却，冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却，代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱 代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱，可搬型窒素供給装置による格納容 ・設備設計及び運用の違い
等の格納容器破損防止対策は，選定した評価事故シーケンスに対して有効であることが 器内への窒素注入手段等の格納容器破損防止対策は，選定した評価事故シーケンスに対確認でき，格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過 して有効であることが確認でき，格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負温破損）」に対して有効である。
荷（格納容器過圧・過温破損）」に対して有効である。

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比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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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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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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黒字：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）
黒字：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）
黒字：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）
黒字：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）
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黒字：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）
黒字：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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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黒字：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）
黒字：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）
黒字：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）
黒字：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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考7.2.1.3 代替循環冷却系を使用しない場合
3.1.3 代替循環冷却系を使用できない場合
7.2.1.3.1 格納容器破損防止対策
3.1.3.1 格納容器破損防止対策
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」「3.1.2 代替循環冷却系を使用する場合」では，格納容器破損モード「雰囲気圧力・ ・東海第二では，格納容器圧力逃がしで想定される事故シーケンスに対して，代替循環冷却系を使用しない場合を想定し，代温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」で想定される事故シーケンスに対装置の有効性を評価する考え方に
替循環冷却系以外の設備による格納容器破損防止対策の有効性を評価する。
して，代替循環冷却系を使用する場合を想定し，期待する格納容器破損防止対策の有ついて記載
効性を評価している。代替循環冷却系は多重化設計とした上で，さらなる後段の対策として格納容器圧力逃がし装置を整備するため，重大事故時の事象発生後短期に格納
容器圧力逃がし装置を使用することは実質的には考えられないが，格納容器圧力逃がし装置の有効性を評価する観点から，本格納容器破損モードで想定される事故シーケ
ンスにおいて代替循環冷却系が使用できない場合を想定し，格納容器圧力逃がし装置
により格納容器の過圧・過温破損が防止できることを確認する。
（添付資料 3.1.3.1） ・東海第二では「代替循環冷却系を使
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」 用する場合」と同様に，対策手段を

本格納容器破損モードの重大事故等対策の概略系統図を第 7.2.1.3－1 図から第7.2.1.3－3 図に，対応手順の概要を第 7.2.1.3－4 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と手順の関係を第 7.2.1.3－1
表に示す。
本格納容器破損モードにおける評価事故シーケンスにおいて，事象発生 10 時間までの 6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 28 名※1 である。その内訳は次のとおりである。中央
制御室の運転員は，当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2 名，運転操作対応を行う運転員 12 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う
緊急時対策本部要員は 5 名，緊急時対策要員（現場）は 8 名※1 である。
また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員は，フィルタ装置薬液補給作業を行
うための参集要員 20 名である。必要な要員と作業項目について第 7.2.1.3－5 図に示す。
なお，評価事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を評価事故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，28 名で対処可能である。
※1 有効性評価で考慮しない作業（原子炉ウェル注水）に必要な要員 4 名を含めると，
緊急時対策要員（現場）が 12 名，合計が 32 名になる。

で想定される事故シーケンスに対して，格納容器の破損を防止し，かつ放射性物質が記載
異常な水準で敷地外へ放出されることを防止するため，初期の対策として常設低圧代
替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段及び代替格納
容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却手段を整備する。また，安定状態に向けた対策として常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却手段及び格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱手段を整備する。対策の概略系統図を第 3.1.3－1 図に，対応手順の概要を第3.1.3－2 図に示すとともに，対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における手順と設備との関係を第 3.1.3－1 表に示す。
（添付資料 3.1.2.1） ・プラント基数，設備設計及び運用の本格納容器破損モードにおける評価事故シーケンスにおいて，必要な要員は災害対違いにより必要要員数は異なるが，策要員（初動）21 名及び事象発生から 2 時間以降に期待する参集要員 5 名である。
タイムチャートにより要員の充足
災害対策要員（初動）の内訳は，当直発電長 1 名，当直副発電長 1 名，運転操作対性は確認される
応を行う当直運転員 5 名，指揮，通報連絡を行う災害対策要員（指揮者等）4 名及び ・東海第二では招集要員は 2 時間以内
現場操作を行う重大事故等対応要員 10 名である。
に参集可能なことを確認している参集要員の内訳は，燃料給油操作を行う重大事故等対応要員 2 名及び現場手動によことから，2 時間以降に期待する評
る格納容器ベント操作を行う重大事故等対応要員 3 名である。
価としている
必要な要員と作業項目について第 3.1.3－3 図に示す。
なお，評価事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を評価事故 ・東海第二では格納容器頂部注水の着シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，災害対策要員（初動）21 名及び手判断に達しないため実施しない
参集要員 5 名で対処可能である。

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
a. 原子炉スクラム確認及び非常用炉心冷却系機能喪失確認
原子炉スクラム確認及び非常用炉心冷却系機能喪失確認については，「7.2.1.2.1 a.
原子炉スクラム確認及び非常用炉心冷却系機能喪失確認」と同じ。

b. 全交流動力電源喪失及び早期の電源回復不能判断並びに対応準備
全交流動力電源喪失及び早期の電源回復不能判断並びに対応準備については，「7.2.1.2.1 b. 全交流動力電源喪失及び早期の電源回復不能判断並びに対応準備」と同じ。
c. 炉心損傷確認
炉心損傷確認については，「7.2.1.2.1 c. 炉心損傷確認」と同じ。
d. 水素濃度監視
水素濃度監視については，「7.2.1.2.1 d. 水素濃度監視」と同じ。
e. 常設代替交流電源設備による交流電源供給及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
常設代替交流電源設備による交流電源供給及び低圧代替注水系（常設）による原子炉
注水については，「7.2.1.2.1 e. 常設代替交流電源設備による交流電源供給及び低圧代
替注水系（常設）による原子炉注水」と同じ。

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考ａ．原子炉スクラム，ＬＯＣＡ発生及び全交流動力電源喪失の確認
原子炉スクラム，ＬＯＣＡ発生及び全交流動力電源喪失の確認については，「3.1.2.1 ａ．原子炉スクラム，ＬＯＣＡ発生及び全交流動力電源喪失の確認」と同じ。
ｂ．原子炉への注水機能喪失の確認
・記載箇所の相違
原子炉への注水機能喪失の確認については，「3.1.2.1 ｂ．原子炉への注水機
能喪失の確認」と同じ。
ｃ．炉心損傷の確認
炉心損傷の確認については，「3.1.2.1 ｃ．炉心損傷の確認」と同じ。
（添付資料 3.1.3.2）
ｄ．早期の電源回復不能の確認
早期の電源回復不能の確認については，「3.1.2.1 ｄ．早期の電源回復不能の確認」と同じ。
・記載箇所の相違

ｅ．常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作並びに常設低圧代替注水系
ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作 ・東海第二では代替格納容器スプレイ
及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作と代替原子炉注水を同時に実施可
常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作並びに常設低圧代替注水
能な設備及び運用としている系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作
及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，「3.1.2.1 ｅ．
常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作並びに常設低圧代替注水系
ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作」と同じ。
（添付資料 3.1.2.2，3.1.3.3）
・東海第二では，解析上考慮しない操
ｆ．電源確保操作対応
作も含め，手順に従い必ず実施する
電源確保操作対応については，「3.1.2.1 ｆ．電源確保操作対応」と同じ。
操作を記載
ｇ．可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の起動準備操作
可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の起動準備操作については，「3.1.2.1 ｇ．可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の起動準備操作」と同じ。
ｈ．常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作
常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作については，「3.1.2.1 ｈ．
常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作」と同じ。
ⅰ．原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系の起動操作
原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系の起動操作については，「3.1.2.1
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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考ｉ．原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系の起動操作」と同じ。
ｊ．ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作
ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作については，「3.1.2.1 ｊ．ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作」と同じ。
ｋ．常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデス ・対応手順の相違
タル（ドライウェル部）水位の確保操作
常設低圧代替注水系ポンプを用いた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）水位の確保操作については，「3.1.2.1 ｍ．常設低圧代
替注水系ポンプを用いた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）水位の確保操作」と同じ。
ｌ．水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作
・記載箇所の相違
水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作については，「3.1.2.1 ｎ．水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作」と同じ。

f. 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却については，「7.2.1.2.1 f. 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却」と同じ。

格納容器スプレイを継続することによりサプレッション・チェンバ・プール水位が上昇するため，格納容器ベントに伴うサプレッション・チェンバ・プール水位の上昇を考慮（約 2m）し，サプレッション・チェンバ・プール水位がベントライン-1m を超えないように格納容器スプレイを停止する。

ｍ．サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入操作
サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入操作については，「3.1.2.1 ｏ．サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入操作」と同じ。
ｎ．常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作
格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため，格納
容器圧力及び雰囲気温度が徐々に上昇する。格納容器圧力が 465kPa［gage］に到 ・対応手順の相違
達した場合は，中央制御室からの遠隔操作により常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を実施し，格納容器圧力が 400kPa［gage］到達により格納容器冷却を停止する。以降，常設低圧代
替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）の運転により，格
納容器圧力を 400kPa［gage］から 465kPa［gage］の範囲で制御する。これは，格納容器圧力を 400kPa［gage］から 465kPa［gage］の高い領域で維持することでスプレイ効果を高め，サプレッション・プール水位の上昇抑制により格納容器
圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作の遅延を図り，可能な限り外部への影響を軽減するための運用として設定している。
常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却に必要な計装設備は，低圧代替注水系格納容器スプレイ流量等である。
常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却に伴い，サプレッション・プール水位は徐々に上昇する。格納容器ベントに伴うサプレッション・プール水位の上昇（約 2m）を考慮しても，サプ ・対応手順の相違
レッション・プール水位がベントライン下端位置を超えないようにサプレッショ
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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
格納容器スプレイの停止を確認するために必要な計装設備は，サプレッション・チェ
ンバ・プール水位である。

g. 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱の準備として，原子炉格納容器二次隔離弁を中央制御室からの遠隔操作により開する。
格納容器圧力が原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa[gage]に接近した場合又はサプレッション・チェンバ・プール水位が格納容器真空破壊弁高さに到達した場合，原子炉格
納容器一次隔離弁を原子炉建屋内の原子炉区域外からの人力操作によって全開することで，格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を実施する。
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を確認するために必要な計装設
備は，格納容器内圧力等である。
サプレッション・チェンバ側からの格納容器圧力逃がし装置のベントラインが水没しないことを確認するために必要な計装設備は，サプレッション・チェンバ・プール水位等である。
以降，損傷炉心の冷却は，低圧代替注水系（常設）による注水により継続的に行い，また，原子炉格納容器除熱は，格納容器圧力逃がし装置により継続的に行う。

東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考ン・プール水位が通常水位＋6.5m で格納容器冷却を停止する。
常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却の停止を確認するため必要な計装設備はサプレッション・プール
水位である。
ｏ．格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作（サプレッション・
チェンバ側）
サプレッション・プール水位が通常水位＋5.5m に到達した時点で，格納容器圧
力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱の準備として，中央制御室からの遠隔操作により格納容器圧力逃がし装置第一弁の開操作を実施する。
さらに，サプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m に到達した場合，常設 ・対応手順の相違
低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却の停止後，中央制御室からの遠隔操作により格納容器圧力逃がし装置第二弁を全開としサプレッション・チェンバ側から格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱を実施する。
格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱を確認するために必要な計装設備は，サプレッション・チェンバ圧力等である。
サプレッション・チェンバ側からの格納容器圧力逃がし装置のベントラインが水没しないことを確認するために必要な計装設備は，サプレッション・プール水位等である。
以降，損傷炉心の冷却は，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水により継続的に行い，また，格納容器除熱は，格納容器圧力逃がし装置により継続的に行う。
ｐ．使用済燃料プールの冷却操作
・東海第二では，解析上考慮しない操
使用済燃料プールの冷却操作については，「3.1.2.1 ｐ．使用済燃料プールの作も含め，手順に従い必ず実施する冷却操作」と同じ。
操作を記載
ｑ．可搬型代替注水中型ポンプによる水源補給操作
水源補給のための可搬型代替注水中型ポンプ準備，ホース敷設等を実施し，代替淡水貯槽の残量に応じて，可搬型代替注水中型ポンプにより西側淡水貯水設備から代替淡水貯槽へ水源補給操作を実施する。
可搬型代替注水中型ポンプによる水源補給操作に必要な計装設備は，代替淡水貯槽水位である。
ｒ．タンクローリによる燃料給油操作
タンクローリにより可搬型設備用軽油タンクから可搬型代替注水中型ポンプに燃料給油を実施する。

7.2.1.3.2 格納容器破損防止対策の有効性評価
3.1.3.2 格納容器破損防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法
・文章表現に多少の違いはあるが，実本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「6.2 評価対
本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「1.2 評
態として相違点はない
4／47

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過圧及び過温への対策の有効性を総合的に評価する観点から，プラント損傷状態を LOCA に全交流動力電源喪失事象を加えた状
態とし，中小破断 LOCA に比べて破断口径が大きいことから事象進展が早く，格納容器
圧力及び温度上昇の観点で厳しい大破断 LOCA を起因とする，「大破断 LOCA＋ECCS 注水
機能喪失＋全交流動力電源喪失」である。

本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・
対向流，原子炉圧力容器における ECCS 注水（給水系・代替注水設備含む），炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション，構造材との熱伝達，原子炉圧力容器内 FP 挙動，原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷却，格納容器ベント並びに炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉格納容器内 FP 挙動が重要現象となる。
よって，これらの現象を適切に評価することが可能であり，原子炉圧力容器内及び原子炉格納容器内の熱水力モデルを備え，かつ，炉心損傷後のシビアアクシデント特有の溶融炉心挙動に関するモデルを有するシビアアクシデント総合解析コード MAAP により
原子炉水位，燃料最高温度，格納容器圧力，格納容器温度等の過渡応答を求める。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本評価事故シー
ケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影
響及び操作時間余裕を評価する。
(2) 有効性評価の条件
本評価事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第 7.2.1.3－2 表に示す。また，主要な解析条件について，本評価事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
a. 事故条件(a) 起因事象
起因事象として，大破断 LOCA が発生するものとする。破断箇所は，原子炉圧力容器内の保有水量を厳しく評価するため，残留熱除去系の吸込配管とする。

(b) 安全機能の喪失に対する仮定
全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定し，全交流動力電源が喪失するものとする。さらに非常用炉心冷却系が機能喪失するものとする。なお，代替循環冷却系は使用しないものとする。

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所備

考

価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，ＬＯＣＡに属する事故シーケン
スのうち，破断口径が大きいことから原子炉水位の低下が早く，また，水位回復に必要な流量が多いため，対応時の時間余裕，必要な設備容量の観点で厳しい大破断
ＬＯＣＡに加えて，ＥＣＣＳ注水機能が喪失する「大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却
失敗＋低圧炉心冷却失敗」である。
・東海第二では，有効性評価におけるなお，本評価事故シーケンスにおいては，電源の復旧，注水機能の確保等，必要考慮として全交流動力電源喪失のとなる事故対処設備が多く，格納容器への注水・除熱を実施するまでの対応時間を
重畳を仮定
厳しく評価する観点から，全交流動力電源喪失の重畳を考慮する。
本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，原子炉圧力容器におけるＥＣＣＳ注水（給水系・代替注水設備含む），炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション，構造材との熱伝達，原子炉圧力容器内ＦＰ挙動並びに格納容器における格納容器各領域間の流動，構造
材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷却，格納容器ベント
並びに炉心損傷後の格納容器における格納容器内ＦＰ挙動が重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価することが可能であり，原子炉圧力容器内及び格納容器内の熱水力モデルを備え，かつ炉心損傷後のシビアアクシデント特有の溶融炉心挙動に関するモデルを有するシビアアクシデント総合解析コードＭＡＡＰにより原子炉水位，燃料最高温度，格納容器圧力，格納容器雰囲気温度等の過渡応答を求める。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本評価事故
シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
(2) 有効性評価の条件
本評価事故シーケンスに対する主要な解析条件を第 3.1.3－2 表に示す。また，
主要な解析条件について，本評価事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
ａ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，大破断ＬＯＣＡが発生するものとする。破断箇所は，原子炉圧力容器から格納容器への冷却材流出を大きく見積もる厳しい設定として，
・ＢＷＲ５とＡＢＷＲの設計の相違
再循環配管（出口ノズル）とする。
（添付資料 1.5.2）(b) 安全機能の喪失に対する仮定
高圧注水機能として高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系，低圧注水機能として低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）が機能喪失するものとし，さらに，全ての非常用ディーゼル発電機等の機能喪失を想定し，全交流動力電源喪失の重畳を考慮するものとする。なお，代替循環冷却系は使5／47

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機(c) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。
送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定する。
(d) 水素ガスの発生
水素ガスの発生については，ジルコニウム－水反応を考慮するものとする。なお，解析コード MAAP の評価結果では水の放射線分解等による水素ガス発生は考慮していない
ため，「(4)有効性評価の結果」にてその影響を評価する。
b. 重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号
原子炉スクラムは，事象の発生と同時に発生するものとする。

(b) 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
最大 300m3/h にて原子炉注水し，その後は炉心を冠水維持するように注水する。なお，
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水は，格納容器スプレイと同じ復水移送ポンプ
を用いて弁の切替えにて実施する。
(c) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却
格納容器圧力及び温度上昇の抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，140m3/h にて原子炉格納容器内にスプレイする。なお，格納容器スプレイは，原子炉注水と同じ復水移送
ポンプを用いて弁の切替えにて実施する。

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所備考用できないものとする。
(c) 外部電源
外部電源は使用できないものとする。
安全機能の喪失に対する仮定に基づき，外部電源なしを想定する。
(d) 水素の発生
水素の発生については，ジルコニウム－水反応を考慮するものとする。なお，
解析コードＭＡＡＰの評価結果では水の放射線分解による水素及び酸素の発生は考慮していないため，「(4) 有効性評価の結果」にてその影響を評価する。

ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム・東海第二では，原子炉水位の低下を原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル３）信号によるものとする。
厳しくする条件として，外部電源が(b) 主蒸気隔離弁ある場合の原子炉水位低（レベル 3）
主蒸気隔離弁は，事象発生と同時に閉止するものとする。
信号による原子炉スクラムを設定(c) 再循環ポンプ
再循環ポンプは，事象発生と同時に停止するものとする。
(d) 低圧代替注水系（常設）
原子炉注水は 230m３／h（一定）を用いるものとし，原子炉水位Ｌ０まで回 ・設備設計及び運用の違い
復後は，崩壊熱による蒸発量相当の注水流量で注水するものとする。なお，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水は，格納容器冷却と同じ常設低圧代替
注水系ポンプを用いて流量配分することで実施する。
（添付資料 3.1.2.3）(e) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
格納容器冷却は，常設低圧代替注水系 2 台を使用するものとし，事象初期の原子炉注水実施時の格納容器スプレイ流量は，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇を抑制可能な流量として 130m３／h（一定）を用いるものとする。また， ・設備設計及び運用の違い
465kPa［gage］到達時の格納容器スプレイ流量は，サプレッション・プール水
位の上昇による格納容器ベントを早くする観点から，運転手順における調整範囲の上限である 130m３／h（一定）を用いるものとする。なお，代替格納容器
スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却は，原子炉注水と同じ常設低圧代
替注水系ポンプを用いて流量分配することで実施する。
（添付資料 3.1.2.3）(f) 格納容器下部注水系（常設）
格納容器雰囲気温度の挙動を厳しく評価するため，初期条件としてペデスタ
ル（ドライウェル部）のプール水を考慮していないことから，常設低圧代替注
水系ポンプを用いた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）水位の確保操作についても考慮しない。
6／47

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備考(d) 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱
格納容器圧力 0.62MPa[gage]における最大排出流量 31.6kg/s に対して，原子炉格納容器二次隔離弁の中央制御室からの遠隔操作による中間開操作（流路面積 50%開）にて原子炉格納容器除熱を実施する。

(g) 格納容器圧力逃がし装置
格納容器圧力逃がし装置第二弁を全開とし，格納容器圧力が 310kPa［gage］ ・設備設計及び運用の違い
において 13.4kg／s の排気流量にて格納容器減圧及び除熱を実施するものとする。

c. 重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「6.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示
す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 交流電源は，常設代替交流電源設備によって供給を開始し，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，事象発生 70 分後から開始する。

ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 交流電源は，常設代替高圧電源装置によって供給を開始し，常設低圧代替注
水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷 ・設備設計及び運用の違い
却操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，事象発生 25分後から開始する。なお，代替循環冷却系による格納容器除熱ができないこと及び原子炉水位Ｌ０まで回復したことを確認し，原子炉注水流量を崩壊熱相当に調整するとともに，格納容器冷却を停止する。
(b) 常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）に ・設備設計及び運用の違い
よる格納容器冷却操作は，格納容器圧力が 465kPa［gage］に到達した場合に開始し，400kPa［gage］に到達した場合は停止する。なお，格納容器スプレ
イはサプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m に到達した場合に格納容器冷却を停止する。

(b) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作は，原子炉水位が破断口高さまで水位回復後，格納容器温度が 190℃に到達した場合に開始する。
なお，格納容器ベントに伴うサプレッション・チェンバ・プール水位の上昇（約 2m）を考慮し，サプレッション・チェンバ・プール水位がベントライン-1m を超えないよ
うに格納容器スプレイを停止する。
(c) 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱操作は，格納容器圧力が0.62MPa[gage]に接近した場合に実施する。

(c) 格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱は，サプレッション・
プール水位が通常水位＋6.5m 到達から 5 分後に実施する。

(3) 有効性評価（Cs-137 の放出量評価）の条件(3) 有効性評価（Ｃｓ－137 放出量評価）の条件
a. 事象発生直前まで，定格出力の 100%で長時間にわたって運転されていたものとする。
(a) 事象発生直前まで，定格出力の 100％で長期間にわたって運転されていたもその運転時間は，燃料を約 1/4 ずつ取り替えていく場合の平衡炉心を考え，最高のとする。その運転時間は，燃料を約 1／4 ずつ取り替えていく場合の平衡50,000 時間とする。
炉心を考え，最高 50,000 時間とする。
b. 格納容器圧力逃がし装置を用いた場合の環境中への総放出量の評価においては，原(b) 原子炉内に内蔵されている核分裂生成物は，事象進展に応じた割合で，格納子炉内に内蔵されている核分裂生成物が事象進展に応じた割合で，原子炉格納容器内
容器内に放出されるものとする。
に放出※2 され，サプレッション・チェンバ又はドライウェルのベントラインを通じ・記載箇所の相違て格納容器圧力逃がし装置に至るものとする。
格納容器圧力逃がし装置に到達した核分裂生成物は，格納容器圧力逃がし装置内のフィルタによって除去された後，格納容器圧力逃がし装置排気管から放出される。
※2 セシウムの原子炉格納容器内への放出割合については，本評価事故シーケンスに・東海第二は評価の詳細を添付資料においては解析コード MAAP の評価結果の方が NUREG-1465 より大きく算出する。
記載
c. 格納容器圧力逃がし装置を用いた場合の Cs-137 放出量は，以下の式で計算される。
Cs-137 の放出量（Bq） = f_Cs × Bq_Cs-137 ×（1/DF）
f_Cs = f_CsOH + （M_I / M_Cs） × （W_Cs / W_I） × （f_CsI - f_CsOH）
f_Cs：原子炉格納容器からのセシウムの放出割合
7／47

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
f_CsI：原子炉格納容器からの CsI の放出割合（MAAP コードでの評価値）
f_CsOH：原子炉格納容器からの CsOH の放出割合（MAAP コードでの評価値）
M_I：よう素の初期重量（kg）
M_Cs：セシウムの初期重量（kg）
W_I：よう素の分子量（kg/kmol）
W_Cs：セシウムの分子量（kg/kmol）
Bq_Cs-137：Cs-137 の炉内内蔵量（Bq）
DF：格納容器圧力逃がし装置の除染係数
d. 原子炉格納容器内に放出された Cs-137 については，格納容器スプレイやサプレッション・チェンバのプール水でのスクラビングによる除去効果を考慮する。

e. 格納容器圧力逃がし装置による粒子状放射性物質に対する除染係数は 1,000 とする。
f. 原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいについても考慮する。
漏えい量の評価条件は以下のとおりとする。
(a) 原子炉格納容器からの漏えい量は，格納容器圧力に応じた設計漏えい率をもとに評価する。
(b) 原子炉建屋から大気中に漏えいする放射性物質を保守的に見積もため，非常用ガス
処理系により原子炉建屋の設計負圧が達成されるまでの期間は，原子炉建屋内の放射性物質の保持機能に期待しないものとする。非常用ガス処理系により設計負圧を達成
した後は設計換気率 0.5 回/日相当を考慮する。なお，非常用ガス処理系フィルタ装置による放射性物質の除去効果については，期待しないものとする。

非常用ガス処理系は，事象発生 30 分後から，常設代替交流電源設備からの交流電源の供給を受け自動起動し，起動後 10 分間で設計負圧が達成されることを想定する。
(c) 原子炉建屋内での放射能の時間減衰は考慮せず，また，原子炉建屋内での粒子状物
質の除去効果は保守的に考慮しない。

東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考(c) 格納容器内に放出されたＣｓ－137 は，格納容器スプレイやサプレッション・プールでのスクラビング等による除去効果を受けるものとする。
(d) 格納容器圧力逃がし装置を介して大気中へ放出されるＣｓ－137 の放出量評 ・記載箇所の相違
価条件は以下のとおりとする。
ⅰ) サプレッション・チェンバ又はドライウェルのベントラインを通じて格納
容器圧力逃がし装置を介して大気中に放出するものとする。
ⅱ) 格納容器内から原子炉建屋への漏えいはないものとする。
ⅲ) 格納容器圧力逃がし装置のフィルタによる除去係数は，1,000（設計値）とする。
(e) 原子炉建屋から大気中へ漏えいするＣｓ－137 の漏えい量評価条件は以下のとおりとする。
ⅰ) 格納容器からの漏えい率は，設計漏えい率及びＡＥＣの式等に基づき設定
した漏えい率を基に格納容器圧力に応じて変動するものとする。
ⅱ) 漏えい量を保守的に見積もるため，原子炉建屋ガス処理系（非常用ガス処
理系及び非常用ガス再循環系で構成）により原子炉建屋の負圧が達成されるまでの期間は，原子炉建屋内の放射性物質の保持機能に期待しないものとする。また，原子炉建屋ガス処理系により負圧を達成した後は，大気へ ・設備設計及び運用の違いの放出率を 1 回／日（設計値）とする。なお，原子炉建屋ガス処理系のフィルタ装置による放射性物質の除去効果については，期待しないものとする。
原子炉建屋ガス処理系は，常設代替高圧電源装置からの交流電源の供給を受けて中央制御室からの遠隔操作により事象発生 115 分後に起動し，起動
後 5 分間で負圧が達成されることを想定する。
ⅲ) 原子炉建屋内での放射能の時間減衰及び除去効果は考慮しないものとする。
（添付資料 3.1.3.4，3.1.3.5，3.1.3.6）

8／47

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機(4) 有効性評価の結果
本評価事故シーケンスにおける原子炉水位（シュラウド内外水位），注水流量及び原
子炉圧力容器内の保有水量の推移を第 7.2.1.3－6 図から第 7.2.1.3－8 図に，燃料最高温度の推移を第 7.2.1.3－9 図に，格納容器圧力，格納容器温度，サプレッション・チ
ェンバ・プール水位及び水温の推移を第 7.2.1.3－10 図から第 7.2.1.3－13 図に示す。

a. 事象進展大破断 LOCA 時に非常用炉心冷却系の機能及び全交流動力電源が喪失するため，原子炉水位は急速に低下する。水位低下により炉心は露出し，事象発生から約 0.3 時間後に燃料被覆管の最高温度は 1,000K（約 727℃）に到達し，炉心損傷が開始する。燃料被覆
管の最高温度は事象発生から約 0.4 時間後に 1,200℃に到達し，また，事象発生から約0.7 時間後に燃料温度は 2,500K（約 2,227℃）に到達する。事象発生から 70 分後，常設
代替交流電源設備による交流電源の供給を開始し，復水移送ポンプ 2 台を用いた低圧代
替注水系（常設）による原子炉注水を開始することによって，原子炉圧力容器破損に至ることなく，原子炉水位は回復し，炉心は再冠水する。
原子炉格納容器内に崩壊熱が蒸気として放出されるため，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇する。そのため，格納容器スプレイを間欠的に実施することによって，格納
容器圧力及び温度の上昇を抑制する。

ベントラインの水没防止のために，格納容器ベントに伴うサプレッション・チェン
バ・プール水位の上昇（約 2m）を考慮し，サプレッション・チェンバ・プール水位がベ
ントライン-1m を超えないように格納容器スプレイを停止することから，格納容器圧力は上昇し，事象発生から約 38 時間経過した時点で原子炉格納容器の限界圧力に接近する。
原子炉格納容器の限界圧力接近時点で，格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容

東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考(4) 有効性評価の結果
本評価事故シーケンスにおける原子炉水位（シュラウド内外水位），注水流量及び原子炉圧力容器内の保有水量の推移を第 3.1.3－4 図から第 3.1.3－8 図に，燃料最高温度の推移を第 3.1.3－9 図に，格納容器圧力，格納容器雰囲気温度，サプレ
ッション・プール水位及びサプレッション・プール水温度の推移を第 3.1.3－10 図から第 3.1.3－15 図に示す。
・評価条件，運用・設備設計，事象進展等の違いに起因する記載の相違
ａ．事象進展はあるが，実態として記載内容に違大破断ＬＯＣＡ時に高圧・低圧注水機能及び全交流動力電源が喪失するため，いはない
原子炉水位は急速に低下する。水位低下により炉心は露出し，事象発生から約 4分後に燃料被覆管の最高温度は 1,000K（約 727℃）に到達し，炉心損傷が開始する。燃料被覆管の最高温度は事象発生から約 9 分後に 1,200℃に到達し，また，事象発生から約 27 分後に燃料温度は 2,500K（約 2,227℃）に到達する。事象発
生から 25 分後，常設代替高圧電源装置による交流電源の供給を開始し，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始す
ることによって，原子炉圧力容器破損に至ることなく，原子炉水位は回復し，炉心は冠水する。
（添付資料 3.1.2.6）
格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため，格納
容器圧力及び雰囲気温度が徐々に上昇する。このため，原子炉注水と同時に常設
低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を実施することによって，格納容器の圧力及び雰囲気温度の上昇は抑制される。
原子炉水位が原子炉水位Ｌ０に回復後，サプレッション・プール水位の上昇を ・設備設計及び運用の違い抑制するため，崩壊熱による蒸発量相当の原子炉注水流量とすることで原子炉水
位Ｌ０を維持するとともに，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器ス
プレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を一時停止する。
その後，崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等の格納容器内への放出により，格納容器圧力及び雰囲気温度は徐々に上昇する。そのため，再度，常設低圧
代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を実施することによって，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇は抑制される。
ベントラインの水没防止のために，格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作に伴うサプレッション・プール水位の上昇（約 2m）を考慮し，サプレッション・プール水位がベントライン下端を超えないように，サプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m に到達した時点で常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を停止する。事象発生から約 19 時間経過した時点でサプレッション・プール水位が通常水位＋9／47

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
器除熱を実施し，格納容器圧力及び温度を低下させる。

格納容器温度は，格納容器ベントによる格納容器温度低下後，溶融炉心からの放熱によって数時間は上昇傾向となるが，崩壊熱の減少に伴い低下傾向に転じて，その後は徐々に低下する。格納容器圧力については格納容器ベントによる格納容器圧力低下後，徐々に低下する。

b. 評価項目等
格納容器圧力は，第 7.2.1.3－10 図に示すとおり，原子炉格納容器内に崩壊熱が蒸気として放出されるため徐々に上昇するが，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却及び原子炉格納容器の限界圧力に接近した場合に格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を行うことによって,原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力の最大値は，原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa[gage]を超えない。なお，
原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力が最大となる事象開始約 38 時間後において，
水の放射線分解によって発生する水素ガス及び酸素ガスは，原子炉格納容器内の非凝縮ガスに占める割合の 2%以下であるため，その影響は無視し得る程度である。
格納容器温度は，第 7.2.1.3－11 図に示すとおり，原子炉格納容器内に崩壊熱が蒸気として放出されるため徐々に上昇するが，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を行うことによって，原子炉格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）の最高値は約 165℃となり,原子炉格納容器の限界温度 200℃を超えない。なお，事象開始直後，破断口から流出する過熱蒸気により一時的に格納容器温度は約 207℃となるが，この時の原子炉格
納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）は約 144℃であり，原子炉格納容器の限界
温度 200℃を超えない。
サプレッション・チェンバのベントラインを経由した場合の格納容器圧力逃がし装置
による大気中への Cs-137 の総放出量は約 1.4×10-3TBq（7 日間）であり，100TBq を下回る。
ドライウェルのベントラインを経由した場合の格納容器圧力逃がし装置による大気中への Cs-137 の総放出量は約 2.0TBq（7 日間）であり，100TBq を下回る。
なお，原子炉格納容器が健全であるため，原子炉格納容器から原子炉建屋への放射性物質の漏えい量は制限され，また，大気中へはほとんど放出されないものと考えられる。
これは，原子炉建屋内に漏えいした放射性物質は，原子炉建屋内で時間減衰し，また，

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考6.5m に到達するため，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）による格納容器冷却を停止後，格納容器圧力逃がし装置による格
納容器減圧及び除熱を実施し，格納容器圧力及び雰囲気温度を低下させる。格納容器雰囲気温度は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱を実施
後，溶融炉心からの放熱によって上昇傾向となる期間が生じるが，崩壊熱の減少に伴い低下傾向に転じて，その後は徐々に低下する。格納容器圧力については格
納容器減圧及び除熱操作の実施により低下する。なお，格納容器減圧及び除熱実
施時のサプレッション・プール水位は，ベント管真空破壊装置及びサプレッショ
ン・チェンバ側のベントライン設置高さと比較して十分に低く推移するため，これらの設備の機能は維持される。
・評価条件，運用・設備設計，事象進展等の違いに起因する記載の相違
ｂ．評価項目等はあるが，実態として記載内容に違
格納容器圧力は，第 3.1.3－10 図に示すとおり，格納容器内に崩壊熱等の熱にいはない
よって発生した水蒸気等が放出されるため徐々に上昇するが，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱を行うことによって，格納容器バウンダリにかかる圧力の最大値は約 0.47MPa［gage］となり，評価項目である最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa［gage］）を下回る。なお，格納容器バウンダ
リにかかる圧力が最大となる事象発生約 18 時間後（最も遅く最大値に到達する
時間）において，水の放射線分解によって発生する水素及び酸素は，格納容器内の非凝縮性ガスに占める割合の約 2％であるため，その影響は無視し得る程度である。
格納容器雰囲気温度は，第 3.1.3－11 図に示すとおり，格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため徐々に上昇するが，常設低圧代
替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱を行うことによって，格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）の最高値は約 157℃となり，評価項目である 200℃を下回る。なお，事象開始直後，破断口から流出する過熱蒸気により一時的に格納容器雰囲気温度は約 202℃となるが，この時の格納容器
バウンダリにかかる温度（壁面温度）は約 137℃であり，評価項目である 200℃を下回る。
（添付資料 3.1.2.8）
大気中へのＣｓ－137 放出量について，ベントラインへの移行量においては保守的に格納容器からの漏えいがない場合を想定し評価しており，サプレッショ
ン・チェンバのベントラインを経由した場合の格納容器圧力逃がし装置による大気中へのＣｓ－137 の放出量は約 1.2×10－４TBq（事象発生 7 日間）であり，評価項目である 100TBq を下回る。また，ドライウェルのベントラインを経由した場
合の放出量は約 3.7TBq（事象発生 7 日間）であり，評価項目である 100TBq を下
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
粒子状放射性物質は，原子炉建屋内での重力沈降や水蒸気の凝縮に伴い，原子炉建屋内に沈着すると考えられるためである。原子炉建屋内での放射性物質の時間減衰及び粒子状放射性物質の除去効果等を保守的に考慮せず，原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいを想定した場合，漏えい量は約 14TBq（7 日間）となる。原子炉建屋から大気中への Cs-137 の漏えい量に，ドライウェルのベントラインを経由した格納容器圧力逃がし装置による Cs-137 の放出量を加えた場合でも，約 16TBq（7 日間）であり，100TBqを下回る。
事象発生からの 7 日間以降，Cs-137 の放出が継続した場合の影響評価を行ったところ，サプレッション・チェンバのベントラインを経由した格納容器圧力逃がし装置による総放出量は，約 4.0×10-3TBq(30 日間)及び約 8.5×10-3TBq(100 日間)である。ドラ
イウェルのベントラインを経由した場合には，
約 3.1TBq(30 日間)及び約3.2TBq(100 日間)である。原子炉建屋から大気中への Cs-137 の漏えい量にドライウェルのベントライ
ンを経由した格納容器圧力逃がし装置による Cs-137 の放出量を加えた場合でも，約18TBq（30 日間）及び約 18TBq（100 日間）であり，100TBq を下回る。
第 7.2.1.3－6 図に示すとおり，低圧代替注水系（常設）による注水継続により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，第 7.2.1.3－10 図に示すとおり，原子炉格納容器の限界圧力接近時点で，約 38 時間後に格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を開始することで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。

本評価では，「6.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)，(2)及び(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備考回る。
原子炉建屋から大気中へ漏えいするＣｓ－137 の漏えい量については，約
14.3TBq（事象発生 7 日間）であり，格納容器からの漏えいがない場合の評価におけるサプレッション・チェンバのベントラインを経由した場合の格納容器圧力逃がし装置による大気中へのＣｓ－137 の放出量を加えた場合でも，約 15TBq（事象発生 7 日間）であり，評価項目である 100TBq を下回る。なお，ドライウェルのベントラインを経由した場合の放出量を加えた場合でも，約 18TBq（事象発生7 日間）であり，100TBq を下回る。
事象発生 7 日間以降，Ｃｓ－137 の放出が継続した場合の放出量評価を行った
結果，サプレッション・チェンバのベントラインを経由した場合の格納容器逃がし装置による放出量は，約 1.3×10－４TBq（30 日間）及び 1.4×10－４TBq（100 日間）であり，原子炉建屋から大気中へのＣｓ－137 の漏えい量を加えた場合でも，
約 15TBq（30 日間）及び約 15TBq（100 日間）であり，いずれの場合も 100TBq を下回る。
（添付資料 3.1.3.4，3.1.3.5，3.1.3.6）
第 3.1.3－4 図及び第 3.1.3－6 図に示すとおり，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による注水継続により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，第 3.1.3－14 図に示すとおり，約 19 時間後にサプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m に到達した時点で，常設低圧代替注水系
ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を停止
し，格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱を開始することで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。
本評価では，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)か・文章表現に多少の違いはあるが，実ら(3)及び(7)の評価項目について対策の有効性を確認した。
態として相違点はない（添付資料 3.1.3.7）

7.2.1.3.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するものと 3.1.3.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価する。
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲としては，運転員等操作時間
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」 に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する（代替循環冷却系を使用しない場合）では，原子炉格納容器内へ流出した高温の原子炉ものとする。
冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，ジルコニウム－水反応等に格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」
よって発生した非凝縮性ガス等が蓄積することが特徴である。
（代替循環冷却系を使用できない場合）では，格納容器内へ流出した高温の原子炉冷また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象発生から 12 時間程度までの却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，ジルコニウム－水反応等に短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，常よって発生した非凝縮性ガス等が蓄積することが特徴である。よって，不確かさの影
設代替交流電源設備からの受電操作，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作，
響を確認する運転員等操作は，事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作とし代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作及び格納容器圧力て，常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作並びに常設低圧代替注水系ポ逃がし装置による原子炉格納容器除熱操作とする。
ンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び低圧代替
注水系（常設）による原子炉注水操作，格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧11／47

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考及び除熱操作とする。

(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本格納容器破損モードにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「6.7 解析
コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。
a. 運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管
変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間に与える影響
は小さいことを確認している。原子炉注水操作については，非常用炉心冷却系による原子炉への注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（電源の確保含む）を行う手順となっており，燃料被覆管温度等を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はな
い。また，格納容器スプレイ操作については，炉心ヒートアップの感度解析では，格納容器圧力及び温度への影響は小さいことを確認していることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析
コード MAAP の評価結果の方が保守的であり，注水操作による有効燃料棒頂部までの水位回復時刻は解析コード SAFER の評価結果との差異は小さいことを確認している。原子炉注水操作については，非常用炉心冷却系による原子炉への注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（電源の確保含む）を行
う手順となっており，原子炉水位を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）
は HDR 実験解析では区画によって格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本格納容器破損モードにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，ＴＭＩ事故についての再現性及びＣＯＲＡ実験についての再現性を確認している。炉心ヒー
トアップの感度解析（ジルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間に与える影響は小さいことを確認している。常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，高圧・低圧注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（電源の確保含む）を行う
手順となっており，燃料被覆管温度等のパラメータを操作開始の起点としている
運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系による格納容器冷却操作については，炉心ヒートアップの感度解析では，格納容器圧力及び雰囲気
温度への影響は小さいことを確認していることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コードＳＡＦＥＲの評価結果との比較
により水位低下幅は解析コードＭＡＡＰの評価結果の方が保守的であり，注水操
作による燃料有効長頂部までの水位回復時刻は解析コードＳＡＦＥＲの評価結果との差異は小さいことを確認している。原子炉注水操作については，高圧・低圧注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（電源の確保含む）を行う手順となっており，原子炉水位を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
格納容器における格納容器各領域間の流動，気液界面の熱伝達並びに構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析において区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程
度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向を確認しているが，ＢＷＲの格
納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においては不確かさが小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，格納容器圧力を
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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機に再現できていることから，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格
納容器スプレイ冷却系（常設）及び格納容器圧力逃がし装置に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいことから，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び格納容器圧力逃がし装置に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉格納容器内 FP 挙動の不確かさとして，核分裂生成物（FP）挙動モデルは ABCOVE 実験解析により原子炉格納容器内のエアロゾ
ル沈着挙動を適正に評価できることを確認している。本評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の原子炉格納容器内 FP 挙動を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

操作開始の起点としている常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器ス
プレイ冷却系（常設）による格納容器冷却に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，ＣＳＴＦ実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データとよく一致することを確認しており，その差異は小さいことから，格納容器圧力を操作開始の起点としている常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルはＴＭＩ事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により原子
炉圧力容器破損時間に与える影響は小さいことを確認している。本評価事故シー
ケンスでは，リロケーションを起点に操作開始する運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内ＦＰ挙動の不確かさ
として，核分裂生成物（ＦＰ）挙動モデルはＰＨＥＢＵＳ－ＦＰ実験解析により原子炉圧力容器内へのＦＰ放出の開始時間を適切に再現できることを確認している。ＰＨＥＢＵＳ－ＦＰ実験解析では燃料被覆管破裂後のＦＰ放出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると推定される。本評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の原子炉圧力容器内ＦＰ放出を操
作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の格納容器における格納容器内ＦＰ挙動の不確かさとして，核分裂生成物（ＦＰ）挙動モデルはＡＢＣＯＶＥ実験解析により，格納容器内のエアロ
ゾル沈着挙動を適正に評価できることを確認している。本評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の格納容器内ＦＰ挙動を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 3.1.3.8）

b. 評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管
変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）では，格納容器圧力及び温度への影響は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとしｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，ＴＭＩ事故についての再現性及びＣＯＲＡ実験についての再現性が確認されている。また，
炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）では，格納容器圧力及び雰囲気温度への影響は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）では，原子炉水位挙動について原

炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。本評
価事故シーケンスでは，炉心の損傷状態を起点に操作開始する運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内 FP 挙動の不確かさとして，核分裂生成物（FP）
挙動モデルは PHEBUS-FP 実験解析により原子炉圧力容器内への FP 放出の開始時間を適切に再現できることを確認している。PHEBUS-FP 実験解析では，燃料被覆管破裂後の FP 放出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると推定される。本評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の原子炉圧力容器
内 FP 放出を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

備

考

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機て，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析
コード MAAP の評価結果の方が保守的であり，注水操作による有効燃料棒頂部までの水位回復時刻は解析コード SAFER の評価結果との差異は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）
は HDR 実験解析では区画によって格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，
CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致す
ることを確認しており，その差異は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。また，
炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により炉心溶融時間に与える影響
は小さいことを確認しており，事象進展はほぼ変わらないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内 FP 挙動の不確かさとして，核分裂生成物（FP）
挙動モデルは PHEBUS-FP 実験解析により原子炉圧力容器内への FP 放出の開始時間を適切に再現できることを確認している。PHEBUS-FP 実験解析では，燃料被覆管破裂後の FP 放出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると推定される。炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉格納容器内 FP
挙動の不確かさとして，核分裂生成物（FP）挙動モデルは ABCOVE 実験解析により原子炉格納容器内のエアロゾル沈着挙動を適正に評価できることを確認している。したがって，大気中への Cs-137 の総放出量の観点で評価項目となるパラメータに与える影響はない。なお，本評価事故シーケンスにおける格納容器圧力逃がし装置による大気中へのCs-137 の総放出量は，評価項目（100TBq を下回っていること）に対して，サプレッション・チェンバのベントラインを経由した場合は約 1.4×10-3TBq（7 日間），ドライウ
ェルのベントラインを経由した場合は約 2.0TBq（7 日間）であり，評価項目に対して余裕がある。

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考

子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コードＳＡＦＥＲの評価結果との比較により，水位低下幅は解析コードＭＡＡＰの評価結果の方が保守的であり，注
水操作による燃料有効長頂部までの水位回復時刻は解析コードＳＡＦＥＲの評
価結果との差異は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメー
タに与える影響は小さい。
格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導並びに気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向を確認しているが，ＢＷＲの格納容
器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においては不確かさが小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧
力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，ＣＳＴＦ実験解析により格納容器温度
及び非凝縮性ガス濃度の挙動は測定データとよく一致することを確認しており，その差異は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルはＴＭＩ事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により炉心溶融時間に与える影響は小さいことを確認しており，事象進展はほぼ変わらない
ことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内ＦＰ挙動及び炉心損
傷後の格納容器内ＦＰ挙動の不確かさとして，核分裂生成物（ＦＰ）挙動モデル
は，ＰＨＥＢＵＳ－ＦＰ実験解析により，原子炉圧力容器内へのＦＰ放出の開始
時間を適切に再現できることを確認している。ＰＨＥＢＵＳ－ＦＰ実験解析では，燃料被覆管破裂後のＦＰ放出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると推定される。炉心損傷後の格納容器における格納容器内ＦＰ挙動の不確かさとして，核分裂生成物（ＦＰ）挙動モデルは，
ＡＢＣＯＶＥ実験解析により格納容器内のエアロゾル沈着挙動を適正に評価できることが確認されている。したがって，大気中へのＣｓ－137 の放出量の観点で評価項目となるパラメータに与える影響はない。なお，本評価事故シーケンスにおける格納容器圧力逃がし装置によるＣｓ－137 の放出量は，評価項目（100TBq
を下回っていること）に対して，サプレッション・チェンバのベントラインを経由した場合は約 1.2×10－４TBq（7 日間），ドライウェルのベントラインを経由した場合は約 3.7TBq（7 日間）であり，評価項目である 100TBq に対して余裕がある。
（添付資料 3.1.3.8）
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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所(2) 解析条件の不確かさの影響評価
a. 初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 7.2.1.3－2 表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。

(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 3.1.3－2
表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等の最確条件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては，設計値を用いるか又は評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。

(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生す
る蒸気量は少なくなり，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び温度の上昇が遅くなるが，操作手順(原子炉水位が破断口高さまで水位回復
後に原子炉注水から格納容器スプレイへ切り替えること及び格納容器圧力に応じて格納容器ベントを実施すること)に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力及び格納容
器温度は，解析条件の不確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得る
が，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
事故条件の起因事象は，解析条件の不確かさとして，Excessive LOCA を考慮した場合，原子炉冷却材の流出量が増加することにより炉心損傷開始等が早くなるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

備考(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd／t に対して最確条件は 33GWd／t 以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりもおおむね小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇が遅くなるが，操作手順（常設低圧
代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作及び格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作を実施すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器体積（サプレッション・チェンバ）の気相部及び液相部，サプレッション・プール水位及びドラ
イウェル雰囲気温度は，解析条件の不確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
事故条件の起因事象は，解析条件の不確かさとして，Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ Ｌ
ＯＣＡを考慮した場合，原子炉冷却材の流出量が増加することにより炉心損傷開始等が早くなるが，操作手順（常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作を実施すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回
復が早くなる可能性がある。溶融炉心の冠水後の操作として崩壊熱による蒸発を補う注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）は，解析条件で設定したス ・東海第二では代替格納容器スプレイ
プレイ流量（130m３／h 一定）に対して，最確条件は運転手順における流量調
冷却系（常設）流量の不確かさを記
３
３
整の範囲（102m ／h～130m ／h）となる。最確条件とした場合，サプレッショ
載ン・プール水位の上昇が緩和されることから，サプレッション・プール水位を
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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

機器条件の格納容器圧力逃がし装置は，解析条件の不確かさとして，実際の流量が解析より多い場合，格納容器圧力及び温度上昇の抑制効果は大きくなるが，操作手順に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生す
る蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び温度の上昇が遅くなるが，格納容器圧力及び温度の上昇は格納容器スプレイ及び格納容器ベントにより抑制されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力及び格納容
器温度は，解析条件の不確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得る
が，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
事故条件の起因事象は，解析条件の不確かさとして，Excessive LOCA を考慮した場合，原子炉冷却材の流出量が増加することにより炉心損傷開始等が早くなるが，原子炉格納容器へ放出されるエネルギは大破断 LOCA の場合と同程度であり，第 7.2.1.2－15 図及び第 7.2.1.2－16 図に示すとおり，格納容器圧力は 0.62MPa[gage]を下回っていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなり，格
納容器圧力及び温度上昇の抑制効果は大きくなるが，格納容器圧力及び温度の上昇に有意な影響を与えないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考操作開始の起点とする運転員等操作の開始時間は遅くなる。
機器条件の格納容器圧力逃がし装置は，解析条件の不確かさとして，実際の流量が解析より多い場合，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇の抑制効果は大きくなるが，操作手順に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 3.1.2.12，3.1.3.8）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd／t に対して最確条件は 33GWd／t 以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱がおおむね小さくなるため，発生す
る蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇が遅くなるが，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇は格納容器スプレイ及び格納容器ベントにより抑制されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器体積（サプレッション・チェンバ）の気相部及び液相部，サプレッション・プール水位及びドラ
イウェル雰囲気温度は，解析条件の不確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
事故条件の起因事象は，解析条件の不確かさとして，Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ Ｌ
ＯＣＡを考慮した場合，原子炉冷却材の流出量が増加することにより炉心損傷開始等が早くなるが，格納容器へ放出されるエネルギは大破断ＬＯＣＡの場合と同程度であり，第 3.1.2－16 図及び第 3.1.2－17 図に示すとおり，格納容器
圧力及び温度は，それぞれ評価項目である最高使用圧力の2 倍（0.62MPa［gage］）
及び 200℃を下回っていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性）は原子炉水位の回復は早くなり，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇の抑制効果は大きくなる
が，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇に有意な影響を与えないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
機器条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）は，解析条件で設定したス ・東海第二では代替格納容器スプレイ
プレイ流量（130m３／h 一定）に対して，最確条件は運転手順における流量調
冷却系（常設）流量の不確かさを記
整の範囲（102m３／h～130m３／h）となる。最確条件とした場合でも，スプレイ
流量は，格納容器圧力の上昇を抑制可能な範囲で調整し，また，代替格納容器
スプレイ冷却系（常設）の停止後に格納容器最高使用圧力に到達した時点で格
納容器ベントを実施する運転員等操作に変わりはなく，格納容器圧力の最大値

載

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

機器条件の格納容器圧力逃がし装置は，解析条件の不確かさとして，実際の流量が解析より多い場合，格納容器圧力及び温度上昇の抑制効果は大きくなるが，格納容器圧力の最大値は格納容器ベント時のピーク圧力であり，ベント後の格納容器圧力挙動への影
響はほとんどないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

b. 操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配置」
，
「移動」
，
「操作
所要時間」
，
「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考はおおむね格納容器ベント時の圧力で決定されることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
機器条件の格納容器圧力逃がし装置は，解析条件の不確かさとして，実際の流量が解析より多い場合，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇の抑制効果は大きくなるが，格納容器圧力の最大値は格納容器ベント時のピーク圧力であり，ベント後の格納容器圧力挙動への影響はほとんどないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
（添付資料 3.1.2.12，3.1.3.8）
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が，運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転
員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から 70 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，常設代替交流電源設備からの受電操作について，
実態の運転操作時間に基づき解析上の想定時間を設定していることから，運転員等操作時間に与える影響はない。なお，有効性評価では 2 系列の非常用高圧母線の電源回復を想定しているが，低圧代替注水系(常設)は非常用高圧母線 D 系の電源回復後に実施可能
であり，この場合も原子炉注水の開始時間が早くなる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，復水移送ポンプの起動操作が常設代替交流電源設備からの受電操作の影響を受けるが，低圧代替注水系(常設)は非常用高圧母線D 系の電源回復後に実施可能であり，
この場合も原子炉注水の開始時間が早くなる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作は，解析上の操作開始時間として原子炉水位が破断口高さまで水位回復後，格納容器温度が190℃超過を確認した時点を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，解析結果は原子炉水位が破断口高さまで水位回復前に既に格納容器温度は 190℃を超えており，実態の操作も原子炉水位が破断口高さまで水位回復後に低圧代替注水系（常設）から代替格納容器スプレイへ切り替えることとしており，実態の操作開始時間は，解析上の設定とほぼ同等であるため，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員
等操作時間に与える影響も小さい。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を

操作条件の常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作並びに常設
低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格 ・対応手順の相違
納容器冷却操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から 25 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，操作所要時間を踏まえて解析上の想定時間を設定していることから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，原子炉注水によって原子炉水位が原子炉水位Ｌ０まで回復した場合，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水流量を崩壊熱による蒸発を補う流量に変更するとともに，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を停止する。当該操作開始時
間は，解析上の想定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。また，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
操作条件の常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作は，格納容器圧力 465kPa［gage］到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は
解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅くなる可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。代替格納容器スプレイへの切替え後，原子炉水位が原子炉水位低（レベル 1）まで低下した場合，
低圧代替注水系(常設)へ切り替えを行う。当該操作開始時間は，解析上の想定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影
響も小さい。また，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱操作は，解析上の操作
開始時間として格納容器圧力 0.62MPa[gage]接近時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，格納容器圧力が 0.62MPa[gage]に接近するのは，事象発生から約38 時間後である。また，格納容器ベントの準備操作は格納容器圧力の上昇傾向を監視しながらあらかじめ操作が可能であり，格納容器ベント操作の操作所要時間は時間余裕を含めて設定されていることから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，格納容器圧力 0.62MPa[gage]に至るまでに確実に原子炉格納容器除熱操作をすることが可能であるため，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不
確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室の運転員とは別に現場操作を行う運転員（現場）を配置しており，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，運転員等操作時間に与える影響として，常設代替交流電源設備からの受電操作について，解析上の原子炉注水開始時間(70 分後)は準備操作に時間余裕を含めて設定されており，原子炉水位の回復は早くなる可能性があるが，ジルコニウム－水反応
量により発熱量が増加する等の影響があるため，格納容器圧力及び温度の上昇に大きな差異はない。また，原子炉注水操作は，代替格納容器スプレイとの切替え操作であり，事象進展はほぼ変わらないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作は，運転員等操作時間に与える影響として，代替格納容器スプレイの操作開始は原子炉水位
が破断口高さまで水位回復後，格納容器温度が 190℃に到達時となり，実態の操作開始
時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影
響は小さい。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることか

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所備

考・対応手順の相違（東海第二では代替
格納容器スプレイと代替原子炉注水を同時に実施）

操作条件の格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作は，解析上の操作開始時間として，サプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m
到達から 5 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，炉心損傷後の格納容器ベントの実施基準（サプレッション・プール水位通常水位＋6.5m）に到達するのは，事象発生の約 19 時間後である。また，格納容器ベントの準備操作はサプレッション・プール水位の上昇傾向を監視しながらあらか
じめ操作が可能であり，格納容器ベント操作の操作所要時間は時間余裕を含めて設定されていることから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，サプレッション・プール水位通常水位＋6.5m 到達時に速やかに格納容器
減圧及び除熱をすることが可能であるため，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。当該操作は，解析コー
ド及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅くなる
可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
（添付資料 3.1.3.8）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作並びに常設 ・対応手順の相違（東海第二では代替
低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格格納容器スプレイと代替原子炉注
納容器冷却操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，運転員
水を同時に実施）
等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

操作条件の常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作は，運転員等操作時間に与える影響として，
原子炉注水の状況により格納容器冷却操作の開始は原子炉水位Ｌ０まで水位回復し格納容器冷却を一時停止させた後，格納容器圧力 465kPa［gage］到達時点となり，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所ら，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

(3) 操作時間余裕の把握
操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメー
タに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，第 7.2.1.3－14 図から第 7.2.1.3－16 図に示すとおり，事象発生から 90 分後（操作開始時間 20 分程度の遅れ）までに常設代替交流電源設備からの受電操作を行い低圧代替注水系（常設）による原子炉注水が開始できれば，損傷炉心は炉心位置に保持され，評価項目を満足する結果となることから，時間余裕がある。

なお，格納容器ベント時における Cs 放出量は炉心損傷の程度の影響を受けるが，格納容器ベント開始時間はほぼ同等であることから，放出量に与える影響は小さい。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作については，事象発生から 90 分後（操作開始時間 20 分程度の遅れ）に低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始した場合の解析では，格納容器スプレイ開始のタイミング
は約 2.3 時間後であるため，現行の 2 時間に対して約 20 分程度の準備時間を確保できることから，時間余裕がある。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱操作については，格納容器ベント開始までの時間は事象発生から約 38 時間後の操作であり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。

(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。このほか，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。
7.2.1.3.4 必要な要員及び資源の評価

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考（添付資料 3.1.3.8）(3) 操作時間余裕の把握
操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
第 3.1.3－16 図から第 3.1.3－18 図に示すとおり，操作条件の常設代替交流電源
設備による緊急用母線の受電操作並びに常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替
格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，事象発生から 50 分後（操作開始時間の 25 ・対応手順の相違
分程度の遅れ）までに常設代替高圧電源装置からの受電操作を行い，常設低圧代替
注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水が開始できれば，損傷炉心は炉心位置に保持され，評価項目を満足する結果となり，時間余裕がある。
なお，格納容器ベント時におけるＣｓ放出量は炉心損傷の程度の影響を受ける
が，格納容器ベント開始時間はほぼ同等であることから，放出量に与える影響は小さい。
操作条件の常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作については，操作開始までの時間は事象発生から約 3.9
時間あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。
なお，操作が大幅に遅れるような場合でも，格納容器圧力が評価項目となるパラメータである最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa［gage］）に到達するまでの時間は事象
発生後約 14 時間後であり，時間余裕がある。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作について
は，格納容器ベント開始までの時間は事象発生から約 19 時間後の操作であり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。
（添付資料 3.1.3.8，3.1.3.9）(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。このほか，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。
3.1.3.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機(1) 必要な要員の評価
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において，6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策時における事象発生 10 時間までに必要な要員は，「7.2.1.3.1 格納容器破損防止対策」に示すとおり 28 名である。
「7.5.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員及び緊急時対策要員等の72 名で対処可能である。有効性評価で考慮しない作業（原子炉ウェル注水）に必要な要員を 4 名含めた場合でも対処可能である。
また，事象発生 10 時間以降に必要な参集要員は 20 名であり，発電所構外から 10 時
間以内に参集可能な要員の 106 名で確保可能である。

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所備

考

格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破 ・評価条件，運用・設備設計，事象進損）」の重大事故等対策に必要な災害対策要員（初動）は，「3.1.3.1 格納容器破損
展等の違いに起因する記載の相違防止対策」に示すとおり 21 名であり，災害対策要員（初動）の 39 名で対処可能ではあるが，実態として記載内容に違ある。
いはない
また，事象発生 2 時間以降に必要な参集要員は 5 名であり，発電所外から 2 時間以内に参集可能な要員の 71 名で対処可能である。

(2) 必要な資源の評価(2) 必要な資源の評価
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」損）」において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2) 資源の評価条件」の条件において，必要な水源，燃料及び電源は，「7.5.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価
にて評価を行い，以下のとおりである。
を行い，その結果を以下に示す。
ａ．水 源
a. 水源
常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却については，7 日
による格納容器スプレイは，7 日間の対応を考慮すると，号炉あたり約 7,400m3 の水が間の対応を考慮すると，合計約 5,490m３の水が必要となる。
必要となる。6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮すると，合計約 14,800m3 の水が必要であ水源として，代替淡水貯槽に 4,300m３及び西側淡水貯水設備に 4,300m３，合計る。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約 1,700m3 及び淡水貯水池に約 18,000m3 の水8,600m３の水を保有しており，可搬型代替注水中型ポンプを用いて，西側淡水貯を保有している。これにより，6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮しても，必要な水源は水設備から代替淡水貯槽への補給を行うことで，代替淡水貯槽を枯渇させること確保可能である。また，事象発生 12 時間以降に淡水貯水池の水を，可搬型代替注水ポ
なく，7 日間の対応が可能である。
ンプ（A-2 級）により復水貯蔵槽へ給水することで，復水貯蔵槽を枯渇させることなく（添付資料 3.1.3.10）
復水貯蔵槽を水源とした 7 日間の注水継続実施が可能である。ここで，復水貯蔵槽への補給の開始を事象発生 12 時間後としているが，これは，可搬型設備を事象発生から 12
時間以内に使用できなかった場合においても，その他の設備にて重大事故等に対応できるよう設定しているものである。
b. 燃料
常設代替交流電源設備による電源供給については，保守的に事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に 6 号及び 7 号炉において合計約 504kL の軽油が必要となる。可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への給水については，保守的に事象発生直後からの可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の運転を想定すると，7 日間の運転継続に号炉あたり約 15kL の軽油が必要となる。5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所
用可搬型電源設備及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給については，事象
発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に合計約 13kL の軽油が必要となる。
（6 号及び 7 号炉合計約 547kL）6 号及び 7 号炉の各軽油タンク（約 1,020kL）及びガスタービン発電機用燃料タンク（約 100kL）にて合計約 2,140kL の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，常設代替交流電源設備による電源供給，可搬

ｂ．燃 料
常設代替交流電源設備による電源供給について，事象発生直後から 7 日間の常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 5 台）の運転を想定すると，約352.8kL の軽油が必要となる。軽油貯蔵タンクには約 800kL の軽油を保有していることから，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 5 台）による 7 日間の電源供給の継続が可能である。
可搬型代替注水中型ポンプ（1 台）による西側淡水貯水設備から代替淡水貯槽への補給について，事象発生直後から 7 日間の可搬型代替注水中型ポンプ（1 台）の運転を想定すると，約 6.0kL の軽油が必要となる。可搬型設備用軽油タンクには約 210kL の軽油を保有していることから，可搬型代替注水中型ポンプ（1 台）による 7 日間の西側淡水貯水設備から代替淡水貯槽への補給の継続が可能であ
る。
20／47

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への給水，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備による電源供給及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給について，7 日間の継続が可能である。
c. 電源
常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故等対策に必要な負荷として，
6 号炉で約 1,104kW，7 号炉で約 1,071kW 必要となるが，常設代替交流電源設備は連続定格容量が 1 台あたり 2,950kW であり，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
また，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポスト
用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考（添付資料 3.1.3.11）
ｃ．電 源
重大事故等対策時に必要な負荷は約 2,653kW 必要であるが，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 5 台）の連続定格容量は 5,520kW であることから，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
（添付資料 3.1.3.12）

3.1.3.5 結論
7.2.1.3.5 結論
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」 ・文章表現に多少の違いはあるが，実格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」 では，格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって態として相違点はない
では，原子炉格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によ発生した水蒸気，ジルコニウム－水反応等によって発生した非凝縮性ガス等が蓄積すって発生した水蒸気，ジルコニウム－水反応等によって発生した非凝縮性ガス等が蓄積ることによって，格納容器圧力及び温度が徐々に上昇し，格納容器の過圧・過温によすることによって，格納容器内雰囲気圧力・温度が徐々に上昇し，原子炉格納容器の過り格納容器の破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度
圧・過温により原子炉格納容器の破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「雰による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」に対する格納容器破損防止対策として
囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」に対する格納容器破損防は，初期の対策として常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）に止対策としては，初期の対策として低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段，安よる原子炉注水手段及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却手
定状態に向けた対策として代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器段を整備している。また，安定状態に向けた対策として常設低圧代替注水系ポンプを冷却手段及び格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱手段を整備している。
用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却手段及び格納容器圧

格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の評価事故シーケンス「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失＋全交流動力電源喪失」について，代替循環冷却系を使用しない場合を想定し，格納容器圧力逃がし装置を使用する
場合の有効性評価を行った。
上記の場合においても，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納容器ス
プレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を実施することにより，原子炉格納容器雰囲気の冷却及び除熱が可能である。

その結果，ジルコニウム－水反応等により可燃性ガスの蓄積が生じた場合においても原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度，放射性物質の総放出量は，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結

力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱手段を整備している。
格納容器圧力逃がし装置は，多重化設計とする代替循環冷却系のさらなる後段の対策であり，重大事故時に事象発生後短期に格納容器圧力逃がし装置を使用することは実質的には考えられないが，格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の評価事故シーケンス「大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷
却失敗＋低圧炉心冷却失敗」について，代替循環冷却系を使用できない場合を想定し，格納容器圧力逃がし装置を使用する場合の有効性評価を行った。
上記の場合においても，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を継続し，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレ
イ冷却系（常設）による格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱を実施することで，格納容器冷却及び除熱が可能である。
その結果，ジルコニウム－水反応等により可燃性ガスの蓄積が生じた場合においても格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度，放射性物質の総放出量は，評価項目を満足している。また，安定状態を維持することができる。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場
合でも一定の余裕がある。
21／47

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，災害対策要員にて確保可能である。また，必要重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。
な水源，燃料及び電源については，7 日間以上の供給が可能である。
また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容以上のことから，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納容器スプレイ 器過圧・過温破損）」において，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納 設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却，
容器除熱等の格納容器破損防止対策は，選定した評価事故シーケンスに対して有効であ 格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱等の格納容器破損防止対策は，選ることが確認でき，格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器 定した評価事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，格納容器破損モード
過圧・過温破損）」に対して有効である。
「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」に対して有効である

22／47

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

23／47

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

24／47

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

25／47

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

26／47

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

27／47

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

28／47

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

29／47

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

30／47

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

31／47

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

32／47

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

33／47

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

34／47

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

35／47

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

36／47

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

37／47

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

38／47

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

39／47

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

40／47

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

41／47

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

42／47

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

43／47

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

44／47

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

45／47

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

46／47

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備考7.2.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
7.2.2.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策
3.2.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策(1) 格納容器破損モード内のプラント損傷状態(1) 格納容器破損モード内のプラント損傷状態
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に至る可能性のあ
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に至る可能性
るプラント損傷状態は，「6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，TQUX，のあるプラント損傷状態は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すと
長期 TB，TBU 及び TBD である。
おり，ＴＱＵＸ，長期ＴＢ，ＴＢＵ及びＴＢＤである。
(2) 格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」では，発電用原子炉の運転中に運転時の異常な過渡変化又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，緩和措置がとられない場合には，原子炉圧力が高い状況で原子炉圧力容器が損傷し，溶融炉心，水蒸気，水素ガス等が急速に放出され，原子炉格納容器雰囲気が直接加熱されることにより，急速に格納
容器圧力が上昇する等，原子炉格納容器に熱的・機械的な負荷が発生して原子炉格納容器の破損に至る。
したがって，本格納容器破損モードでは，溶融炉心，水蒸気及び水素ガスの急速な放出に伴い原子炉格納容器に熱的・機械的な負荷が加えられることを防止するため，原子炉圧力容器破損までに逃がし安全弁の手動開操作により原子炉減圧を実施することによって，原子炉格納容器の破損を防止する。
また，原子炉圧力容器の下部から溶融炉心が落下するまでに，格納容器下部注水系（常設）によって原子炉格納容器下部に溶融炉心の冷却に十分な水位及び水量を確保するとともに，溶融炉心が落下するまで，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉
格納容器冷却を実施する。溶融炉心の落下後は，格納容器下部注水系（常設）によって溶融炉心を冷却するとともに，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却を実施する。その後，代替循環冷却系又は格納容器圧力逃がし装置によって原
子炉格納容器の圧力及び温度を低下させる。
なお，本格納容器破損モードの有効性評価を実施する上では，重大事故等対処設備による原子炉注水機能についても使用できないものと仮定し，原子炉圧力容器破損に至るものとする。

・文章表現に多少の相違はあるが，実(2) 格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方
態として相違点はない
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」では，発電用原子炉の運転中に異常な過渡変化又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，緩和措置がとられない
場合には，原子炉圧力が高い状態で原子炉圧力容器が破損し，溶融炉心，水蒸気，水素等が急速に放出され，格納容器雰囲気が直接加熱されることにより，急速に格
納容器圧力が上昇する等，格納容器に熱的・機械的な負荷が発生して格納容器の破損に至る。
したがって，本格納容器破損モードでは，溶融炉心，水蒸気，水素等の急速な放出に伴い格納容器に熱的・機械的な負荷が加えられることを防止するため，原子炉
圧力容器破損までに原子炉を減圧することによって，格納容器の破損を防止する。
また，原子炉圧力容器の下部から溶融炉心が落下するまでに，ペデスタル（ドライウェル部）に溶融炉心の冷却に十分な水位及び水量を確保するとともに，長期的には，最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことにより，格納容器の破損を防止する。
さらに，格納容器内における水素燃焼を防止するため，格納容器内の水素濃度及 ・期待するＳＡ設備の相違
び酸素濃度が可燃領域に至るまでに，格納容器内へ窒素を注入することによって，格納容器の破損を防止する。
本格納容器破損モードに対する有効性を評価するためには，原子炉圧力容器が破 ・東海第二では，シナリオの想定とし損した時点及びその後のプラント状態を評価する必要があることから，原子炉圧力てＲＰＶ破損までは原子炉注水し容器破損までは原子炉への注水を考慮しないものとする。一方，本格納容器破損モ
ないが，ＲＰＶ破損後はＲＰＶ内をードに対しては，原子炉圧力容器破損後の格納容器破損防止のための重大事故等対冷却するための原子炉注水を実施策の有効性についても評価するため，原子炉圧力容器破損後は重大事故等対策に係する手順とするため，ＲＰＶ破損後る手順に基づきプラント状態を評価することとする。したがって，本評価では原子は代替循環冷却系による原子炉注
炉圧力容器破損後も原子炉圧力容器内に残存する放射性物質の冷却のために原子水を実施する想定としている。
炉に注水する対策及び手順を整備することから，これを考慮した有効性評価を実施 ・東海第二では，原子炉注水を考慮しすることとする。また，原子炉圧力容器破損後の原子炉注水を考慮しない場合の影ない場合の感度解析を実施
響について評価することとする。

1／63

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所(3) 格納容器破損防止対策
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」で想定される事故
シーケンスに対して，原子炉圧力が高い状況で原子炉圧力容器が損傷し，溶融炉心，水蒸気，水素ガス等が急速に放出され，原子炉格納容器に熱的・機械的な負荷が発生することに対して，原子炉減圧を可能とするため，逃がし安全弁の手動開操作による原子炉
減圧手段を整備する。
また，原子炉圧力容器破損前における格納容器温度の上昇を抑制し，逃がし安全弁の環境条件を緩和する観点から代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却手段を整備し，原子炉圧力容器破損後の格納容器圧力及び温度の上昇を抑制する観点から，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却手段及び代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱手段並びに格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱手段を整備する。なお，これらの原子炉圧力容器破損以降の格納容器
過圧・過温に対応する手順及び重大事故等対策は「7.2.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」と同じである。

(3) 格納容器破損防止対策
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」で想定される
事故シーケンスに対して，原子炉圧力が高い状況で原子炉圧力容器が損傷し，格納容器雰囲気が直接加熱されることを防止するため，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧手段を整備する。

本格納容器破損モードの防止及びそれ以降の一連の対応も含めた重大事故等対策の概要を以下の a.から j.に示すとともに，a.から j.の重大事故等対策における設備と手順の関係を第 7.2.2－1 表に示す。このうち，本格納容器破損モードに対する重大事故等対策は以下の a.から f.及び h.である。
本格納容器破損モードの防止及びそれ以降の一連の対応も含めた重大事故等対策の概略系統図を第 7.2.2－1 図から第 7.2.2－4 図に，対応手順の概要を第 7.2.2－5 図に示す。このうち，本格納容器破損モードの重大事故等対策の概略系統図は第 7.2.2－1 図及び第 7.2.2－3 図である。
本格納容器破損モードにおける評価事故シーケンスにおいて，事象発生 10 時間までの 6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 28 名である。
その内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員は，当直長 1 名（6 号及び 7 号
炉兼任），当直副長 2 名，運転操作を行う運転員 12 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は 5 名，緊急時対策要員（現場）は 8 名である。
また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員は，代替原子炉補機冷却系作業等を行うための参集要員 26 名※1 である。必要な要員と作業項目について第 7.2.2－6 図に示す。
なお，評価事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を評価事故シ

備考

また，原子炉圧力容器の下部から落下する溶融炉心の冷却の観点から，常設低圧
代替注水系ポンプを用いた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）への注水手段を整備する。
さらに，原子炉圧力容器破損前における格納容器からの除熱のため，緊急用海水系による冷却水（海水）の確保手段及び代替循環冷却系による格納容器除熱手段を整備する。なお，この格納容器除熱手段には逃がし安全弁の環境条件を緩和する効 ・東海第二では格納容器除熱手段の効果について記載果がある。原子炉圧力容器破損後の格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇を抑制する観点から，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却手段，緊急用海水系による冷却水（海水）の確保手段及び代替
循環冷却系による格納容器除熱手段並びに格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱手段を整備する。
また，長期的な格納容器内酸素濃度の上昇を抑制する観点から，可搬型窒素供給 ・期待するＳＡ設備の相違
装置による格納容器内への窒素注入手段を整備する。
本格納容器破損モードの防止及びその他の対応を含めた一連の重大事故等対策の概要を以下に示す。対策の概略系統図を第 3.2－1 図に，対応手順の概要を第 3.2－2 図に示す。また，重大事故等対策の手順と設備との関係を第 3.2－1 表に示す。

本格納容器破損モードにおける評価事故シーケンスにおいて，必要な要員は災害 ・プラント基数，設備設計及び運用の対策要員（初動）20 名及び事象発生から 2 時間以降に期待する参集要員 2 名である。 相違により必要要員数は異なるが，災害対策要員（初動）の内訳は，当直発電長 1 名，当直副発電長 1 名，運転操作
タイムチャートに要員の充足性を対応を行う当直運転員 4 名，指揮，通報連絡を行う災害対策要員（指揮者等）4 名
確認している。
及び現場操作を行う重大事故等対応要員 10 名である。
・東海第二では招集要員は 2 時間以降
参集要員の内訳は，燃料給油操作を行う重大事故等対応要員 2 名である。
に期待する評価としている
必要な要員と作業項目について第 3.2－3 図に示す。
なお，評価事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を評価事
故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，災害対策要員（初動）20 名
及び参集要員 2 名で対処可能である。

2／63

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考ーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，28 名で対処可能である。
※1 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは取水機能の喪失を伴うものではないが，必要な要員の評価においては，保守的に代替原子炉補機冷却系の使用を想定。
a. 原子炉スクラム確認
運転時の異常な過渡変化又は全交流動力電源喪失が発生して原子炉がスクラムしたことを確認する。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等である。

b. 高圧・低圧注水機能喪失確認
原子炉スクラム後，原子炉水位は低下し続け，原子炉水位低で非常用炉心冷却系の自動起動信号が発生するが，全ての非常用炉心冷却系が機能喪失※2 していることを確認する。
非常用炉心冷却系の機能喪失を確認するために必要な計装設備は，各系統の流量指示等である。
※2 非常用炉心冷却系による注水が出来ない状態。高圧炉心注水系及び低圧注水系の機能喪失が重畳する場合や高圧炉心注水系及び自動減圧系の機能喪失に伴い低圧注水系による原子炉注水ができない場合を想定。

・東海第二では，運転員の対応を厳し
ａ．原子炉スクラム及び全交流動力電源喪失の確認
く評価する観点から，ＳＢＯを想定
運転時の異常な過渡変化又は全交流動力電源喪失が発生して原子炉がスクラムしたことを確認する。また，主蒸気隔離弁が閉止し，逃がし安全弁（安全弁機能）により原子炉圧力が制御されるとともに，再循環ポンプが停止したことを確認する。
原子炉スクラム及び全交流動力電源喪失の確認に必要な計装設備は，平均出力
領域計装等である。
・東海第二では，解析上考慮しない操
ｂ．原子炉への注水機能喪失の確認
作も含め，手順に従い必ず実施する
原子炉水位が原子炉水位異常低下（レベル２）設定点に到達後，原子炉隔離時
操作を記載
冷却系が自動起動に失敗したことを確認する。
原子炉への注水機能喪失の確認に必要な計装設備は，原子炉隔離時冷却系系統
流量である。
ｃ．早期の電源回復不能の確認
全交流動力電源喪失の確認後，中央制御室からの遠隔操作により外部電源受電
及び非常用ディーゼル発電機等の起動ができず，非常用母線の電源回復ができない場合，早期の電源回復不能と判断する。これにより，常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電準備操作を開始する。
ｄ．常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作
早期の電源回復不能の確認後，中央制御室からの遠隔操作により常設代替高圧
電源装置から緊急用母線を受電する。
常設代替高圧電源装置による緊急用母線受電操作に必要な計装設備は，緊急用
Ｍ／Ｃ電圧である。
ｅ．電源確保操作対応
早期の電源回復不能の確認後，非常用ディーゼル発電機等の機能回復操作及び外部電源の機能回復操作を実施する。
ｆ．可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の起動準備操作
全交流動力電源喪失に伴う低圧注水機能喪失の確認後，可搬型代替注水中型ポ
ンプ準備及びホース敷設等を実施する。
ｇ．高圧注水機能喪失の確認
原子炉スクラム後，原子炉水位の低下が継続し，原子炉水位異常低下（レベル２）設定点に到達した後，中央制御室からの遠隔操作により原子炉隔離時冷却系の手動起動を試みるが失敗したことを確認する。
高圧注水機能喪失の確認に必要な計装設備は，原子炉隔離時冷却系系統流量等
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重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所である。
ｈ．高圧代替注水系の起動操作
高圧注水機能喪失の確認後，中央制御室からの遠隔操作により高圧代替注水系を起動する。なお，有効性評価においては，高圧代替注水系による原子炉注水操
作には期待しない。
高圧代替注水系による原子炉注水に必要な計装設備は，高圧代替注水系系統流量である。
ｉ．常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作
常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作完了後，中央制御室及び現場にて常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電準備操作を実施し，中央制
御室からの遠隔操作により常設代替高圧電源装置から緊急用母線を介して非常用母線を受電する。
常設代替高圧電源装置による非常用母線受電操作に必要な計装設備は，Ｍ／Ｃ
２Ｃ電圧及びＭ／Ｃ ２Ｄ電圧である。
ｊ．原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系の起動操作
常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作完了後，中央制御室からの遠隔操作により原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系を起動する。
ｋ．ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作
常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作完了後，中央制御室からの遠隔操作によりほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作を実施する。なお，有効性評価においては，ほう酸水注入系による原子炉圧力容器
へのほう酸水注入操作には期待しない。
ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作に必要な計装設
備は，ほう酸水注入ポンプ吐出圧力である。
ｌ．緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作
常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水機能喪失を確認した後，中央制御室にて，非常用母線の負荷となっている緊急用
海水系及び代替循環冷却系の弁を対象に，緊急用母線から電源が供給されるよう電源切り替え操作を実施する。また，中央制御室からの遠隔操作により緊急用海水ポンプを起動し，緊急用海水系に海水を通水する。
緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作に必要な計装設備は，緊急用海水系流量（残留熱除去系熱交換器）である。
ｍ．代替循環冷却系による格納容器除熱操作
緊急用海水系に海水を通水した後，中央制御室からの遠隔操作により代替循環
冷却系ポンプを起動することで，格納容器スプレイを実施し，格納容器除熱を実施する。
代替循環冷却系による格納容器除熱操作に必要な計装設備は，代替循環冷却系
格納容器スプレイ流量等である。

備

考・記載箇所の相違

・東海第二では，運転員の対応を厳しく評価する観点から，ＳＢＯを想定

・緊急用海水系及び代替循環冷却系の仕様の相違による対応手順の相違

・記載箇所の相違

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
c. 炉心損傷確認
原子炉水位が更に低下し，炉心が露出し，炉心損傷したことを確認する。炉心損傷の判断は，ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が設計基準事
故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合とする。
炉心損傷を確認するために必要な計装設備は，格納容器内雰囲気放射線レベルである。
また，炉心損傷判断後は，原子炉格納容器内の pH 制御のため薬品注入の準備を行う。
サプレッション・チェンバのプール水の pH を 7 以上に制御することで，分子状無機よう素の生成が抑制され，その結果，有機よう素の生成についても抑制される。これにより，環境中への有機よう素の放出量を低減させることができる。なお，有効性評価においては，pH 制御には期待しない。

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

考

ｎ．炉心損傷の確認
原子炉水位の低下による炉心の露出に伴い，炉心損傷したことを確認する。炉
心損傷の判断は，格納容器雰囲気放射線モニタガンマ線線量率が設計基準事故（原子炉冷却材喪失）相当の 10 倍以上となった場合とする。
炉心損傷を確認するために必要な計装設備は，格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）等である。
・記載箇所の相違・記載箇所の相違

d. 水素濃度監視
炉心損傷が発生すれば，ジルコニウム－水反応等により水素ガスが発生することから，原子炉格納容器内の水素濃度を確認する。
原子炉格納容器内の水素濃度を確認するために必要な計装設備は，格納容器内水素濃度(SA)である。
e. 逃がし安全弁による原子炉急速減圧
原子炉水位の低下が継続し，有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点で，原子炉注水の手段が全くない場合でも，中央制御室からの遠隔操作によって逃がし安全弁 2 個を手動で開放し，原子炉を急速減圧する。
原子炉急速減圧を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び原子炉圧力である。
原子炉急速減圧後は，逃がし安全弁の開状態を保持し，原子炉圧力を低圧状態に維持する。

備ｏ．逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作
原子炉水位の低下が継続し，燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に ・運用の相違
到達した時点で，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁（自動減圧機能）
2 弁を手動で開放し，原子炉を急速減圧する。なお，この原子炉減圧のタイミン ・東海第二では，原子炉減圧タイミン
グの考え方について記載
グは，原子炉水位が燃料有効長頂部以下となった場合，原子炉減圧を遅らせた方が，原子炉圧力容器内の原子炉冷却材の量を多く維持できるため，原子炉圧力容器破損に至る時間を遅らせることができる一方で，ジルコニウム－水反応が著しくなる前に原子炉を減圧することで水素の発生量を抑えられることを考慮して設定したものである。
逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作に必要な計装設備
は，原子炉水位（燃料域）等である。
原子炉減圧後は，逃がし安全弁（自動減圧機能）の開状態を保持し，原子炉圧
力を低圧状態に維持する。
（添付資料 3.2.1）

f. 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却
原子炉圧力容器下鏡部温度 300℃到達により溶融炉心の炉心下部プレナムへの移行を確認した場合，格納容器圧力 0.465MPa[gage]到達を確認した場合又は格納容器温度
190℃到達を確認した場合は，中央制御室からの遠隔操作により復水移送ポンプ 2 台を使用した代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却※3 を実施す
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比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
る。また，格納容器圧力 0.465MPa[gage]到達によって開始した場合は格納容器圧力が 0.39MPa[gage]以下となった時点で停止する。
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却を確認するために必要な計装設備は，ドライウェル雰囲気温度，復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）等である。
また，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却と同時に原子炉格納容器内の pH 制御のため薬品注入を実施する。
※3 原子炉格納容器内の温度を低下させ，逃がし安全弁の環境条件を緩和する目的で実施する操作。なお，本操作に期待しない場合であっても，評価上，原子炉圧
力容器底部が破損に至るまでの間，逃がし安全弁は原子炉減圧機能を維持できる。
g. 原子炉格納容器下部への注水
原子炉への注水手段がないため，炉心が溶融して炉心下部プレナムへ溶融炉心が移行する。
炉心下部プレナムへの溶融炉心移行を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力容器下鏡部温度である。
原子炉圧力容器下鏡部温度 300℃到達により炉心下部プレナムへの溶融炉心移行を確認した場合，原子炉圧力容器破損に備えて中央制御室からの遠隔操作によって格納容器
下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水を実施する。この場合の注水は，原子炉格納容器下部への水張りが目的であるため，原子炉格納容器下部の水位が 2m（注水量 180m3 相当）に到達していることを確認した後，原子炉格納容器下部への注水を停止する。
原子炉格納容器下部への注水を確認するために必要な計装設備は，復水補給水系流量（格納容器下部注水流量）及び格納容器下部水位である。
また，原子炉格納容器下部への注水と同時に原子炉格納容器内の pH 制御のため薬品注入を実施する。

東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考ｐ．常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデス ・設備，運用の相違
タル（ドライウェル部）水位の確保操作
代替循環冷却系による格納容器除熱操作を実施後，中央制御室からの遠隔操作により常設低圧代替注水系ポンプを用いた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）への注水操作を実施する。この場合の注水は，水蒸
気爆発の発生を仮定した場合の影響を抑制しつつ溶融炉心・コンクリートの影響を緩和する観点から格納容器下部水位を約 1.0m に調整することが目的であるた
め，格納容器下部水位が 1m を超えて上昇したことを確認後，ペデスタル（ドライウェル部）への注水を停止する。その後，ペデスタル（ドライウェル部）水はサプレッション・プールに排水され，格納容器下部水位は約 1.0m に調整される。
常設低圧代替注水系ポンプを用いた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）水位の確保操作に必要な計装設備は，格納容器下部水位等である。
ｑ．水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作
炉心損傷が発生すれば，ジルコニウム－水反応により水素が発生し，水の放射線分解により水素及び酸素が発生することから，常設低圧代替注水系ポンプを用いた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）水位の確保操作を実施後，中央制御室からの遠隔操作により水素濃度及び酸素濃度監視設
備を起動し，格納容器内の水素濃度及び酸素濃度を確認する。
格納容器内の水素濃度及び酸素濃度を確認するために必要な計装設備は，格納容器内水素濃度（ＳＡ）等である。
ｒ．サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入操作
・記載箇所の相違
水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作を実施後，中央制御室からの遠隔操 ・設備，運用の相違
作によりサプレッション・プール水ｐＨ制御装置（自主対策設備）による薬液注入を行う。サプレッション・プール水のｐＨを 7 以上に制御することで，サプレッション・プール水中での分子状無機よう素の生成が抑制され，その結果，有機よう素の生成についても抑制される。これにより，環境中への有機よう素の放出量を低減させることができる。なお，有効性評価においては，ｐＨ制御には期待
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東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

しない。

h. 原子炉圧力容器破損確認
原子炉圧力容器破損を直接確認する計装設備はないため，複数のパラメータの変化傾向により判断する。
原子炉圧力容器破損の徴候として，原子炉水位の低下，制御棒位置の指示値喪失数増
加，原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加といったパラメータの変化が生じる。また，原子炉圧力の急激な低下，ドライウェルの圧力の急激な上昇，原子炉格納容器下部の雰囲気温度の急激な上昇といったパラメータの変化によって原子炉圧力容器破損を判断する。
これらにより原子炉圧力容器破損を判断した後は，原子炉圧力とドライウェルの圧力の差圧が 0.10MPa[gage]以下であること及び原子炉格納容器下部の雰囲気温度が飽和温度以上であることで原子炉圧力容器破損を再確認する。

i. 溶融炉心への注水
溶融炉心の冷却を維持するため，原子炉圧力容器が破損し，溶融炉心が原子炉格納容器下部に落下した後は，格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注
水を崩壊熱相当の流量にて継続して行う。
格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部注水を確認するために必要な計装設
備は，復水補給水系流量（格納容器下部注水流量）等である。
格納容器下部注水系（常設）により溶融炉心の冷却が継続して行われていることは，
復水補給水系流量（格納容器下部注水流量）のほか，格納容器下部水位計によっても確認することができるが，原子炉圧力容器破損時の影響により，格納容器下部水位計による監視ができない場合であっても，以下の条件の一部又は全てから総合的に溶融炉心の冷却が継続して行われていることを把握することができる。
原子炉格納容器下部の雰囲気温度が飽和温度程度で推移していること
ドライウェルの雰囲気温度が飽和温度程度で推移していること
原子炉格納容器内の水素濃度の上昇が停止すること
これらは，短時間ではなく数時間の推移を確認する。

ｓ．格納容器下部水温の継続監視・設備，運用の相違
原子炉圧力容器破損の徴候として，原子炉水位の低下，制御棒位置の指示値の喪失数増加，原子炉圧力容器温度（下鏡部）の 300℃到達といったパラメータの変化を確認する。原子炉圧力容器温度（下鏡部）が 300℃に到達した場合には，原子炉圧力容器の破損を速やかに判断するために格納容器下部水温を継続監視する。
格納容器下部水温の継続監視の開始に必要な計装設備は，原子炉圧力容器温度等である。
ｔ．原子炉圧力容器破損の判断
格納容器下部水温の指示上昇又はダウンスケールといったパラメータの変化 ・設備，運用の相違
によって，原子炉圧力容器破損を判断する。
原子炉圧力容器の破損判断に必要な計装設備は，格納容器下部水温である。
（添付資料 3.2.2）
ｕ．常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損後）
原子炉圧力容器破損の判断後，中央制御室からの遠隔操作により常設低圧代替
注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を実施する。
常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損後）のために必要な計装設備は，低圧
代替注水系格納容器スプレイ流量等である。
ｖ．常設低圧代替注水系ポンプを用いた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）注水操作
常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によ ・設備，運用の相違
る格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損後）を実施後，中央制御室からの遠隔操作により常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）により格納容器下部水位 2.75m までペデスタル（ドライウェル部）注水を実施する。
以降は，ペデスタル（ドライウェル部）満水付近で溶融炉心の冠水状態を維持す
るとともに，サプレッション・プール水位の上昇抑制により格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作の遅延を図り，可能な限り外部への影響を軽減する観点から，約 2.25m から約 2.75m の範囲に水位を維持する。ただし，高さ 0.2m までの溶融炉心堆積が検知されない場合は，断続的に溶融炉心が落下した際の水蒸気爆発の発生を仮定した場合の影響を抑制する観点から，約 0.5m から約 1m の範囲に水位を維持する。
常設低圧代替注水系ポンプを用いた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）注水操作に必要な計装設備は，低圧代替注水系格納容器
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
溶融炉心の冷却維持は，主に格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部注水によって実施するが，サプレッション・チェンバ・プール水位がリターンライン高さ（通常
運転水位+約 1.5m）を超える場合には，リターンラインを通じたサプレッション・チェ
ンバのプール水の原子炉格納容器下部への流入による溶融炉心の冷却に期待でき，サプ
レッション・チェンバ・プール水位計によってこれを推定することができる。

j. 代替循環冷却系による溶融炉心冷却及び原子炉格納容器除熱※4
代替原子炉補機冷却系の準備が完了した後，復水移送ポンプを停止し，代替循環冷却系の運転の準備を実施する。代替循環冷却系の運転の準備が完了した後，代替原子炉補機冷却系を用いた代替循環冷却系の運転による溶融炉心冷却及び原子炉格納容器除熱を開始する。代替循環冷却系の循環流量は，復水補給水系流量計（格納容器下部注水流量）及び復水補給水系流量計（RHR B 系代替注水流量）を用いて格納容器下部注水弁と格納容器スプレイ弁を中央制御室から遠隔操作することで，格納容器下部注水と格納容器スプレイに分配し，それぞれ連続で格納容器下部注水及び格納容器スプレイを実施する。
代替循環冷却系による溶融炉心冷却を確認するために必要な計装設備は，復水補給水系流量（格納容器下部注水流量）等であり，原子炉格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）,格納容器内圧力，サプレッション・チェンバ・プール水温度等である。
※4 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは取水機能の喪失を伴うものではないが，代替循環冷却系による除熱量の評価においては，保守的に代替原子炉補機冷却系の設計値を用いる。

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備考

下部注水流量等である。
格納容器下部注水系（常設）により溶融炉心が冠水可能な水位に維持されていることは，格納容器下部水位計によって確認することができる。高さ 0.2m までの溶融炉心堆積を検知した場合は，原子炉圧力容器破損時の影響を受けないペデ
スタル外側のボックス内の格納容器下部水位計（2.25m 及び 2.75m 位置にそれぞれ複数設置）によって格納容器下部水位を監視し，溶融炉心が冠水可能な水位に維持されていることを確認できる。また，高さ 0.2m までの溶融炉心堆積が検知されない場合は，格納容器下部水位計（0.5m 及び 1m 位置にそれぞれ複数設置）
によって，溶融炉心が冠水可能な水位に維持されていることを確認できる。なお，
格納容器下部雰囲気温度により格納容器下部の雰囲気温度が飽和温度程度で推移していることを確認することによっても，溶融炉心の冷却が継続して行われていることを把握することができる。
（添付資料 3.2.3）
・東海第二では代替格納容器スプレイ
ｗ．代替循環冷却系による原子炉注水操作及び格納容器除熱操作と代替原子炉注水を同時に実施可「ｍ．代替循環冷却系による格納容器除熱操作」以降，代替循環冷却系による能な設備及び運用としている
格納容器除熱を継続するが，原子炉圧力容器破損後に格納容器圧力が低下傾向に転じた後は，原子炉圧力容器内の冷却及び格納容器の除熱のため，中央制御室からの遠隔操作により代替循環冷却系の注水先を原子炉注水と格納容器スプレイに分配し，それぞれ連続で原子炉注水と格納容器スプレイを実施する。サプレッ
ション・プールを水源として原子炉注水及び格納容器スプレイを実施し，緊急用
海水系により格納容器内の熱を海に逃がすことで，格納容器外からの注水によるサプレッション・プール水位の上昇抑制を図る。
代替循環冷却系による原子炉注水操作及び格納容器除熱操作に必要な計装設備は，代替循環冷却系原子炉注水流量等である。
ｘ．常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作
代替循環冷却系による原子炉注水操作及び格納容器除熱操作を実施後，サプレッション・プール水位の上昇抑制により格納容器圧力逃がし装置による格納容器
減圧及び除熱操作の遅延を図り，可能な限り外部への影響を軽減する観点から，「ｕ．常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損後）」を一旦停止し，格納容器への水の持ち込みを制限する。ただし，格納容器圧力が上昇し，465kPa［gage］に到達した場合は，中央制御室からの遠隔操作により常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作を実施し，格納容器圧力が 400kPa［gage］到達により格納容器冷却を停止する。以降，常設
低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）の運転により，格納容器圧力を 400kPa［gage］から 465kPa［gage］の範囲で制御する。これは，格納容器圧力を 400kPa［gage］から 465kPa［gage］の高い領域で維持す
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比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考ることでスプレイ効果を高め，サプレッション・プール水位の上昇抑制により格
納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作の遅延を図り，可能な限り外部への影響を軽減するための運用として設定している。
常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作に必要な計装設備は，低圧代替注水系格納容器スプレイ流量等である。
・記載方針の相違
ｙ．使用済燃料プールの冷却操作
代替燃料プール冷却系等を用いて使用済燃料プールへの注水及び冷却を実施する。
・設備，運用の相違
ｚ．可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入操作
格納容器内酸素濃度が 4.0vol％（ドライ条件）に到達した場合，可搬型窒素供給装置を用いて格納容器内へ窒素を注入することで，格納容器内酸素濃度の上昇を抑制する。
可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入操作に必要な計装設備は，格納容器内酸素濃度（ＳＡ）である。
ａａ．タンクローリによる燃料給油操作
タンクローリにより可搬型設備用軽油タンクから可搬型窒素供給装置に燃料給油を実施する。
3.2.2 格納容器破損防止対策の有効性評価
7.2.2.2 格納容器破損防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法
本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「1.2 評
本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「6.2 評価対
価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，プラント損傷状態をＴＱＵＸと象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，プラント損傷状態を TQUX とし，事象進
し，ＴＱＵＸに属する事故シーケンスの内，事象進展が早く，時間余裕及び設備容展が早く炉心損傷までの時間余裕の観点で厳しい過渡事象を起因事象とし，逃がし安全
弁再閉失敗を含まず高圧状態が維持される「過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
量の観点で厳しい「過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋手動減圧失敗＋炉心損傷後の手＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗（＋DCH 発生）」である。
動減圧失敗＋ＤＣＨ」である。
本評価事故シーケンスは「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の格納容器破本評価事故シーケンスでは「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の格納 ・東海第二では，シナリオの想定とし損防止対策の有効性を評価するためのシーケンスであることから，炉心損傷までは事象
容器破損防止対策の有効性評価として，原子炉圧力容器破損時の原子炉冷却材圧力てＲＰＶ破損までは原子注水しなを進展させる前提での評価となる。このため，前提とする事故条件として，設計基準事を確認する観点より，原子炉圧力容器破損までは事象を進展させることを前提とすいが，ＲＰＶ破損後はＲＰＶ内を冷故対処設備による原子炉注水機能（非常用炉心冷却系）のみならず，重大事故等対処設る必要があり，原子炉への注水失敗により原子炉圧力容器破損に至る状況を仮定す却するたの原子炉注水を実施する備による原子炉注水機能を含む全ての原子炉注水機能が使用できないものと仮定した。
る。具体的には，炉心損傷前の段階で設計基準事故対処設備の非常用炉心冷却系で手順とするため，ＲＰＶ破損後は代
また，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の発生防止を確認する観点から，原子ある高圧炉心スプレイ系，低圧炉心スプレイ系及び低圧注水系並びに原子炉隔離時
替循環冷却系による原子炉注水を
炉圧力容器破損に至る前提とした。
冷却系のみならず，重大事故等対処設備である低圧代替注水系（常設）等を含む全実施する想定としている。
ての低圧注水機能が失われることで「2.2 高圧注水・減圧機能喪失」に示した過渡時自動減圧回路が作動せず，低圧注水機能を含む全ての注水機能が失われている場
合の手順に従って原子炉減圧しないまま炉心が損傷し，その後，原子炉圧力容器破損に至る状況を仮定する。
仮に炉心損傷後の原子炉注水に期待できる場合には，原子炉圧力容器が破損するまで
仮に炉心損傷後の原子炉注水に期待できる場合には，原子炉圧力容器が破損する
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機の時間の遅れや原子炉格納容器下部への落下量の抑制等，事象進展の緩和に期待できると考えられるが，本評価の前提とする事故条件は原子炉注水による事象進展の緩和の不確かさを包絡する保守的な条件である。

なお，格納容器過圧・過温破損の観点については，「7.2.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」にて示したとおり，LOCA をプラント損傷状態とする評価事故シーケンスで確認している。これは，過圧の観点では LOCA によるドライ
ウェルへの蒸気の放出及び原子炉注水による蒸気の発生が重畳する事故シーケンスへの対応が最も厳しいためであり，過温の観点では，事象初期に炉心が露出し過熱状態に至る事故シーケンスへの対応が最も厳しいためである。また，本格納容器破損モードを評価する上では，原子炉圧力容器が高圧の状態で破損に至る事故シーケンスを選定する必要があることから，LOCA をプラント損傷状態とする事故シーケンスは，本格納容器
破損モードの評価事故シーケンスには適さない。
本格納容器破損モードの評価事故シーケンスに示される，炉心損傷前に原子炉減圧に失敗し，炉心損傷後に再度原子炉減圧を試みる状況としては，炉心損傷前の段階で非常用炉心冷却系である低圧注水系のみならず，重大事故等対処設備である低圧代替注水系（常設）等を含む全ての低圧注水機能が失われることで「7.1.2 高圧注水・減圧機能喪失」に示した代替自動減圧ロジックが作動せず，全ての低圧注水機能が失われている場
合の手順に従って原子炉減圧しないまま炉心損傷に至る状況が考えられる。
手順上，全ての低圧注水機能が失われている状況では，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達する時点までは原子炉を減圧しない。この
原子炉減圧のタイミングは，原子炉水位が有効燃料棒頂部以下となった場合，原子炉減圧を遅らせた方が，原子炉圧力容器内の原子炉冷却材の量を多く維持できるため，原子炉圧力容器破損に至る時間を遅らせることができる一方で，ジルコニウム－水反応等が著しくなる前に原子炉を減圧することで水素ガスの発生量を抑えられることを考慮して設定したものである。また，代替自動減圧ロジックは低圧注水系の起動が作動条件の一つであるため，低圧注水系が失われている状況では作動しない。
これを考慮し，本評価では評価事故シーケンスに加えて全ての低圧注水機能も失われている状況を想定した。
なお，この評価事故シーケンスへの対応及び事象進展は，「7.2.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」及び「7.2.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」の評価
事故シーケンスへの対応及び事象進展と同じものとなる。
本格納容器破損モードではプラント損傷状態を TQUX とし，「7.2.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」及び「7.2.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」ではプ
ラント損傷状態を TQUV としており，異なるプラント状態を選定している。TQUX と TQUV

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考までの時間の遅れやペデスタル（ドライウェル部）への落下量の抑制等，事象進展の緩和に期待できると考えられるが，本評価の前提とする事故条件は原子炉注水による事象進展の緩和の不確かさを包絡する保守的な条件である。
さらに，本評価事故シーケンスにおいては，電源の復旧，注水機能の確保等，必要となる事故対処設備が多く，格納容器への注水・除熱を実施するまでの対応時間を厳しく評価する観点から，全交流動力電源喪失の重畳を考慮する。
なお，格納容器過圧・過温破損の観点については，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」にて示したとおり，ＬＯＣＡをプラント損傷状態とする評価事故シーケンスで確認している。これは，過圧の観点ではＬＯ
ＣＡによるドライウェルへの蒸気の放出及び原子炉注水による蒸気の発生が重畳する事故シーケンスへの対応が最も厳しいためであり，過温の観点では，事象初期に炉心が露出し過熱状態に至る事故シーケンスへの対応が最も厳しいためである。
また，本格納容器破損モードを評価する上では，原子炉圧力容器が高圧の状態で破損に至る事故シーケンスを選定する必要があることから，ＬＯＣＡをプラント損傷状態とする事故シーケンスは，本格納容器破損モードの評価事故シーケンスには適さない。
本格納容器破損モードではプラント損傷状態をＴＱＵＸとし，「3.3 原子炉圧力 ・東海第二では，シナリオの想定とし
容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」及び「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」 てＲＰＶ破損までは原子注水しな
いが，ＲＰＶ破損後はＲＰＶ内を冷
ではプラント損傷状態をＴＱＵＶとしており，異なるプラント損傷状態を選定して却するたの原子炉注水を実施するいる。
手順とするため，ＲＰＶ破損後は代ＴＱＵＶでは，安全機能の喪失に対する仮定として，減圧機能は喪失していない
替循環冷却系による原子炉注水をが，低圧注水機能が喪失していることから原子炉注水ができないため，原子炉水位実施する想定としている。
が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達した時点で逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作によって原子炉を減圧し，高圧溶融物放出／格納容器 ・運用の相違
雰囲気直接加熱の発生防止を図る。
ＴＱＵＸでは，安全機能の喪失に対する仮定として，減圧機能が喪失しているため，原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達した時点
で，重大事故等対処設備としての逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作によって原子炉を減圧し，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の発生防止を図る。

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
では喪失する設計基準事故対処設備が異なり，原子炉減圧について，TQUV では設計基
準事故対処設備である逃がし安全弁の機能に期待し，TQUX では重大事故等対処設備としての逃がし安全弁の機能に期待する点が異なる。手順に従う場合，TQUV では原子炉減
圧機能は維持されているが低圧注水機能を喪失しているため，原子炉水位が有効燃料棒
底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点で逃がし安全弁の手動開操作
によって原子炉を減圧することとなる。また，TQUX は高圧溶融物放出／格納容器雰囲
気直接加熱に進展し得るとして選定したプラント損傷状態であるが，重大事故等対処設備としての逃がし安全弁に期待し，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点で逃がし安全弁の手動開操作によって原子炉を減圧することにより，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の発生防止を図る。
以上のとおり，どちらのプラント損傷状態であっても事象発生から原子炉減圧までの対応は同じとなり，運転員等操作時間やパラメータの変化も同じとなる。また，原子炉減圧以降も，溶融炉心の挙動に従って一連の流れで生じる各格納容器破損モードを，定められた一連の手順に従って防止することとなる。このことから，格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」，「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」及び「溶融炉心・コンクリート相互作用」については，同様のシーケンスへの一連の対応の中で各格納容器破損モードに対する格納容器破損防止対策の有効性を評価する。

本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
対向流，原子炉圧力容器における冷却材放出（臨界流・差圧流），炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション，原子炉圧力容器内 FCI（溶融炉心細粒化），原子炉圧
力容器内 FCI（デブリ粒子熱伝達），構造材との熱伝達，下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達並びに原子炉圧力容器破損が重要現象となる。
よって，これらの現象を適切に評価することが可能であり，原子炉圧力容器内及び原子炉格納容器内の熱水力モデルを備え，かつ，炉心損傷後のシビアアクシデント特有の溶融炉心挙動に関するモデルを有するシビアアクシデント総合解析コード MAAP により
原子炉圧力等の過渡応答を求める。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本評価事故シー
ケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影
響及び操作時間余裕を評価する。
(2) 有効性評価の条件
本評価事故シーケンス対する初期条件も含めた主要な解析条件を第 7.2.2－2 表に示す。また，主要な解析条件について，本評価事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備考以上のとおり，どちらのプラント損傷状態であっても事象発生から原子炉減圧までの対応は同じとなり，運転員等操作時間やパラメータの変化も同じとなる。また，
原子炉減圧以降も，溶融炉心の挙動に従って一連の流れで生じる各格納容器破損モードを，定められた一連の手順に従って防止することとなる。このことから，本評 ・記載方針の相違
価事故シーケンスへの対応及び事象進展は，「3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－
冷却材相互作用」及び「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」の評価事故シーケ
ンスへの対応及び事象進展と同じものとなる。よって，格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」,「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」及び「溶融炉心・コンクリート相互作用」については，同じシーケンス
で各格納容器破損モードに対する格納容器破損防止対策の有効性を評価する。
本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，原子炉圧力容器における冷却材放出（臨界流・差圧流），炉心損
傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション，原子炉圧力容器内ＦＣＩ（溶融炉
心細粒化），原子炉圧力容器内ＦＣＩ（デブリ粒子熱伝達），構造材との熱伝達，下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達並びに原子炉圧力容器破損が重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価することが可能であり，原子炉圧力容器内及び格納容器内の熱水力モデルを備え，かつ炉心損傷後のシビアアクシデント特有の溶融炉心挙動に関するモデルを有するシビアアクシデント総合解析コードＭＡＡＰにより原子炉圧力等の過渡応答を求める。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本評価事故
シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
(2) 有効性評価の条件
本評価事故シーケンスに対する主要な解析条件を第 3.2－2 表に示す。また，主要な解析条件について，本評価事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考a. 事故条件(a) 起因事象
起因事象として，給水流量の全喪失が発生するものとする。

ａ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，給水流量の全喪失が発生するものとする。

(b) 安全機能等の喪失に対する仮定
高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の機能喪失を，低圧注水機能として低圧注水系の機能喪失を想定する。
さらに重大事故等対処設備による原子炉注水にも期待しない※5 ものとする。これは，炉心損傷前には原子炉を減圧できない状況を想定するためである。
※5 代替原子炉注水弁（残留熱除去系注入弁）制御不能による低圧代替注水系機能喪失を想定。格納容器下部注水系等，復水移送ポンプを用いた原子炉注水以外の緩和
機能には期待する。

(b) 安全機能の喪失に対する仮定
高圧注水機能として高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系，低圧注水機能として低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）が機能喪失するものとし，さらに，全ての非常用ディーゼル発電機等の機能喪失を想定し， ・東海第二では，運転員の対応を厳しく評価する観点から，ＳＢＯを想定
全交流動力電源喪失の重畳を考慮するものとする。

(c) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。
本評価事故シーケンスへの事故対応に用いる設備は非常用高圧母線に接続されており，非常用ディーゼル発電機からの電源供給が可能であるため，外部電源の有無は事象進展に影響を与えないが，非常用ディーゼル発電機に期待する場合の方が資源の観点で厳しいことを踏まえ，外部電源なしとして設定する。
(d) 高温ガスによる配管等のクリープ破損や漏えい等による影響
原子炉圧力を厳しく評価するため，高温ガスによる配管等のクリープ破損や漏えい等は，考慮しないものとする。
(e) 水素ガス及び酸素ガスの発生
水素ガスの発生については，ジルコニウム－水反応及び溶融炉心・コンクリート相互作用を考慮するものとする。なお，解析コード MAAP の評価結果では水の放射線分解による水素ガス及び酸素ガスの発生を考慮していない。このため，水の放射線分解による水素ガス及び酸素ガスの発生量は「7.2.4 水素燃焼」と同様に，解析コード MAAP で得られる崩壊熱をもとに評価するものとし「7.2.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」にてその影響を確認する。
b. 重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号(c) 重大事故等対処設備による原子炉注水に対する仮定
原子炉圧力容器破損までは重大事故等対処設備による原子炉への注水を考 ・東海第二では，ＲＰＶ破損後に原子慮しないものとする。なお，常設低圧代替注水系ポンプを用いた原子炉注水以
炉注水に期待しない場合の感度解外の緩和機能となる代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び格納容器下部注析をを実施
水系（常設）は考慮する。原子炉圧力容器破損後は，原子炉圧力容器内の冷却を考慮し，代替循環冷却系による原子炉注水を行うものとする。
また，原子炉圧力容器破損後の原子炉注水を考慮しない場合の影響を「3.2.3
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価」において評価するものとする。
(d) 外部電源
外部電源は使用できないものとする。
安全機能の喪失に対する仮定に基づき，外部電源なしを想定する。
・マネジメントの観点でＳＢＯを想定。資源の観点では常設代替高圧電源装置 5 台が事象発生から 7 日間継続起動した場合でも軽油貯蔵タン(e) 高温ガスによる配管等のクリープ破損や漏えい等による影響
クの容量以下の消費であることを
原子炉圧力を厳しく評価するため，高温ガスによる配管等のクリープ破損や別途評価している。
漏えい等は，考慮しないものとする。
（添付資料 3.2.4）(f) 水素及び酸素の発生
水素の発生については，ジルコニウム－水反応及び溶融炉心・コンクリート
相互作用を考慮するものとする。なお，解析コードＭＡＡＰの評価結果では水の放射線分解による水素及び酸素の発生を考慮していない。このため，水の放射線分解による水素及び酸素の発生量は 「3.4 水素燃焼」と同様に，解析コ
ードＭＡＡＰで得られる崩壊熱をもとに評価する。初期条件の初期酸素濃度並 ・東海第二では，本評価事故シーケン
びに事故条件の水素及び酸素の発生については，「3.4 水素燃焼」と同じであスにおいて水素及び酸素の発生のる。
影響を確認
ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
原子炉スクラムは，事象の発生と同時に発生するものとする。

(b) 逃がし安全弁
逃がし安全弁の逃がし弁機能にて，原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を抑えるものとする。また，原子炉減圧には自動減圧機能付き逃がし安全弁（2 個）を使用するものとし，容量として，1 個あたり定格主蒸気流量の約 5%を処理するものとする。

(c) 格納容器下部注水系（常設）
原子炉圧力容器破損前に，格納容器下部注水系（常設）により 90m3/h で原子炉格納容器下部に注水し，水位が 2m に到達するまで水張りを実施するものとする。
原子炉圧力容器が破損して溶融炉心が原子炉格納容器下部に落下した後は，格納容器
下部注水系（常設）により崩壊熱相当の注水を行うものとする。
(d) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
原子炉圧力容器破損前に，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）により 70m3/h で原子炉格納容器内にスプレイする。原子炉圧力容器破損後は，格納容器圧力及び温度上昇の抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，130m3/h 以上で原子炉格納容器内にスプレイする。
(e) 代替循環冷却系※6
代替循環冷却系の循環流量は，全体で約 190m3/h とし，ドライウェルへ約 140m3/h，
原子炉格納容器下部へ約 50m3/h にて流量分配し，それぞれ連続スプレイ及び連続注水を実施する。
※6 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは原子炉補機冷却系の機能喪失を伴うものではないが，代替循環冷却系による除熱量の評価においては，保守的に代
替原子炉補機冷却系の設計値を用いる。

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所
原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル３）信号によるものとする。

備考・解析における原子炉水位低下を厳しく見積もる観点から，原子炉水位低（レベル３）信号によりスクラムするものとしている。
・記載方針の相違(b) 主蒸気隔離弁
主蒸気隔離弁は，事象発生と同時に閉止するものとする。
(c) 再循環ポンプ
再循環ポンプは，事象発生と同時に停止するものとする。
(d) 逃がし安全弁
逃がし安全弁（安全弁機能）にて原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力 ・東海第二では，原子炉圧力が高めに維持され，また，原子炉減圧時に原上昇を抑制するものとする。また，原子炉減圧には，逃がし安全弁（自動減圧
子炉圧力が所定の圧力に到達する
機能）
2 弁を使用するものとし，容量として，
1 弁当たり定格主蒸気流量の約 6％までの時間が遅くなることで，評価を処理するものとする。
項目に対して厳しい条件となる安全弁機能に期待している。
(e) 代替循環冷却系
代替循環冷却系の循環流量は，炉心冷却の維持に必要な流量，格納容器圧力 ・設備，運用の相違
及び雰囲気温度の抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，全体で 250m３／h とし，
原子炉圧力容器破損前及び原子炉圧力容器破損後の格納容器圧力が低下傾向となるまではドライウェルへ 250m３／h で連続スプレイを実施する。原子炉圧 ・運用の相違
力容器破損後の格納容器圧力が低下傾向に転じた後は，ドライウェルへ 150m３ ・東海第二ではＲＰＶ破損後の溶融炉／h，原子炉へ 100m３／h にて流量配分し，それぞれ連続スプレイ及び連続注水 心クエンチまでの発生蒸気抑制のためスプレイ流量を増加させるマネジを実施する。
メントとしている。
(f) 緊急用海水系
代替循環冷却系から緊急用海水系への伝熱容量は，熱交換器の設計性能に基
づき約 14MW（サプレッション・プール水温度 100℃，海水温度 32℃において）とする。
・運用の相違(g) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
原子炉圧力容器破損の判断後に，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇を抑制
可能な流量を考慮し，300m３／h にて格納容器内にスプレイするものとする。
格納容器圧力が低下傾向となれば，一旦格納容器スプレイを停止するが，再度格納容器圧力が上昇し，格納容器圧力 465kPa［gage］に到達した場合は，運転員の操作頻度を厳しめに高くする観点から，130m３／h にて格納容器内にスプレイするものとする。
(h) 格納容器下部注水系（常設）
原子炉圧力容器破損の判断後に，溶融炉心の冠水継続が可能な流量を考慮
し，80m３／h にてペデスタル（ドライウェル部）に注水するものとする。
(i) 可搬型窒素供給装置

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重大事故等対策の有効性評価

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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３

備

考

３

可搬型窒素供給装置は，窒素 198m ／h 及び酸素 2m ／h の流量で格納容器内に注入するものとする。
(j) コリウムシールド耐熱材の種類
・設備の相違コンクリートの侵食を抑制する観点から，ジルコニア耐熱材を設定する。
(k) コリウムシールド耐熱材の侵食開始温度
ジルコニア耐熱材の侵食試験結果に基づき，2,100℃を設定する。
・設備の相違（添付資料 3.5.1）(l) ペデスタル（ドライウェル部）床面積
溶融炉心の拡がり面積が狭いことにより，コンクリート侵食量の観点で厳しくなることから，コリウムシールドを考慮した床面積を設定する。
c. 重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「6.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示
す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 原子炉急速減圧操作は，設計基準事故対処設備による原子炉注水機能（非常用炉心冷却系）のみならず，重大事故等対処設備による原子炉注水機能を含む全ての原子炉
注水機能が喪失している場合の運転手順に従い，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点で開始する。
(b) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）は，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達したことを確認して開始し，原子炉圧力容器破損を確認した場合に停止する。
(c) 格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水操作（原子炉圧力容器破損前の先行水張り）は，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達したことを確認して開始し，原子炉格納容器下部の水位が 2m（注水量 180m3 相当）に到達したことを確認した場合に停止する。
(d) 格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水操作（原子炉圧力容器破損後の注水）は，原子炉圧力容器破損を確認した場合に開始する。
(e) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損後の原子炉格納容器冷却）は，格納容器圧力が 0.465MPa[gage]又は格納容器
温度が 190℃に到達した場合に開始する。なお，格納容器スプレイは，代替原子炉補機冷却系の準備時間を考慮し，事象発生から約 20 時間後に停止するものとする。
(f) 代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱操作※7 は，代替循環冷却系への切替えの準備時間等を考慮し，格納容器スプレイ停止から 0.5 時間後の，事象発生から 20.5
時間後から開始するものとする。
※7 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは原子炉補機冷却系の機能喪失を伴うものではないが，代替循環冷却系による除熱は保守的に代替原子炉補機冷却系を用いて実施するものとし，除熱操作の開始は，代替原子炉補機冷却系の準備に要する時間を設定する。

ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作は，設計基準事
故対処設備による原子炉注水機能（非常用炉心冷却系及び原子炉隔離時冷却系）のみならず，重大事故等対処設備による原子炉注水機能を含む全ての原
子炉注水機能が喪失している場合の運転手順に従い，原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達した時点で開始するものとす ・運用の相違る。
(b) 代替循環冷却系による格納容器除熱操作は，緊急用海水系及び代替循環冷却 ・東海第二では，緊急用海水系及び代系の準備時間等を考慮し，事象発生 90 分後から開始するものとする。その 替循環冷却系による格納容器除熱を後，原子炉圧力容器破損後に格納容器圧力が低下傾向に転じて 30 分後に， 実施
ドライウェルと原子炉へ流量配分し，それぞれ連続スプレイ及び連続注水を実施することで，代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱を実施するものとする。
(c) 常設低圧代替注水系ポンプを用いた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）水位の確保操作は，炉心損傷後に代替循環冷却系 ・運用の相違による格納容器除熱操作を実施した後に開始し，格納容器下部水位が 1m を超えて上昇したことを確認した場合に停止するが，ペデスタル（ドライウェ
ル部）には事象初期から約 1m の水位を形成していることから，有効性評価
上は本操作を考慮しないものとする。
(d) 常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）に ・東海第二では溶融炉心クエンチまで
よる格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損後）は，原子炉圧力容器破損の の発生蒸気抑制のため原子炉圧力容判断及び操作実施に必要な時間を考慮し，原子炉圧力容器破損の 6 分後に開 器破損時点で格納容器スプレイを実始するものとする。また，原子炉圧力容器破損後に格納容器圧力が低下傾向 施する。に転じて 30 分後に停止するものとする。その後，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作は，
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）

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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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所備

考

格納容器圧力が 465kPa［gage］に到達した場合に開始し，格納容器圧力が400kPa［gage］まで低下した場合に停止する間欠注水を行うものとする。
(e) 常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデ ・運用の相違
スタル（ドライウェル部）注水操作は，操作実施に必要な時間を考慮し，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損後）の 1 分後に開始するものとする。また，格納容器下部水位が 2.75m に到達した場合に停止するものとする。
その後は，格納容器下部水位が 2.25m まで低下した場合に注水を開始し，2.75m に到達した場合に停止する間欠注水を行うものとする。
(f) 可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入操作は，格納容器内酸素 ・運用の相違
濃度が 4.0vol％（ドライ条件）に到達した場合にサプレッション・チェンバ内へ窒素注入を開始するものとする。
(3) 有効性評価（Cs-137 の放出量評価）の条件(3) 有効性評価（Ｃｓ－137 放出量評価）の条件
a. 事象発生直前まで，定格出力の 100%で長時間にわたって運転されていたものとする。
(a) 事象発生直前まで，定格出力の 100％で長期間にわたって運転されていたもその運転時間は，燃料を約 1/4 ずつ取り替えていく場合の平衡炉心を考え，最高のとする。その運転時間は，燃料を約 1／4 ずつ取り替えていく場合の平衡50,000 時間とする。
炉心を考え，最高 50,000 時間とする。
b. 代替循環冷却系を用いた場合の環境中への総放出量の評価においては，原子炉内に(b) 原子炉内に内蔵されている核分裂生成物は，事象進展に応じた割合で，格納内蔵されている核分裂生成物が事象進展に応じた割合で，原子炉格納容器内に放出※
容器内に放出されるものとする。
8 されるものとする。
※8 セシウムの原子炉格納容器内への放出割合については，本評価事故シーケンスにおいては解析コード MAAP の評価結果の方が NUREG-1465 より大きく算出する。
c. 原子炉格納容器内に放出された Cs-137 については，格納容器スプレイやサプレッション・チェンバのプール水でのスクラビングによる除去効果を考慮する。

(c) 格納容器内に放出されたＣｓ－137 については，格納容器スプレイやサプレ
ッション・プール水でのスクラビング等による除去効果を受けるものする。

d. 原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいについて考慮する。
漏えい量の評価条件は以下のとおりとする。
a) 原子炉格納容器からの漏えい量は，格納容器圧力に応じた設計漏えい率をもとに評価する。
b) 非常用ガス処理系による原子炉建屋の設計負圧が維持されていることを想定し，設計換気率 0.5 回/日相当を考慮する。なお，非常用ガス処理系フィルタ装置による放射性物質の除去効果については，期待しないものとする。

(d) 原子炉建屋から大気中へ漏えいするＣｓ－137 の漏えい量評価条件は以下のとおりとする。
ⅰ) 格納容器からの漏えい率は，設計漏えい率及びＡＥＣの式等に基づき設定
した漏えい率を基に格納容器圧力に応じて変動するものとする。
ⅱ) 漏えい量を保守的に見積もるため，原子炉建屋ガス処理系（非常用ガス再 ・東海第二では，準備時間等を考慮し循環系及び非常用ガス処理系で構成）により原子炉建屋の負圧が達成されて，事象発生 2 時間後から原子炉建るまでの期間は，原子炉建屋内の放射性物質の保持機能に期待しないもの
屋ガス処理系の効果に期待しておとする。また，原子炉建屋ガス処理系により負圧を達成した後は，大気へり，起動前後で評価方法を変更しての放出率を 1 回／日（設計値）とする。なお，原子炉建屋ガス処理系のフいる。
ィルタ装置による放射性物質の除去効果については，期待しないものとする。
原子炉建屋ガス処理系は，常設代替高圧電源装置からの交流電源の供給を
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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

c ) 原子炉建屋内での放射能の時間減衰は考慮せず，また，原子炉建屋内での粒子状物質の除去効果は保守的に考慮しない。

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）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考受けて中央制御室からの遠隔操作により事象発生 115 分後に起動し，起動
後 5 分間で負圧が達成されることを想定する。
ⅲ) 原子炉建屋内での放射能の時間減衰及び除去効果は考慮しないものとする。
（添付資料 3.2.5）(4) 有効性評価の結果
本評価事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内外水位），格
納容器圧力，格納容器温度，サプレッション・チェンバ・プール水位及び注水流量の推移を第 7.2.2－7 図から第 7.2.2－12 図に示す。

(4) 有効性評価の結果
本評価事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内外水位）
及び原子炉圧力容器下部ヘッド温度の推移を第 3.2－4 図から第 3.2－6 図に，格納容器圧力，格納容器雰囲気温度，サプレッション・プール水位，サプレッション・
プール水温度及び注水流量の推移を第 3.2－7 図から第 3.2－16 図に，ペデスタル（ドライウェル部）の水位，ペデスタル（ドライウェル部）の壁面及び床面のコン
クリート侵食量並びにドライウェル及びサプレッション・チェンバの気相濃度（ウェット条件，ドライ条件）の推移を第 3.2－17 図から第 3.2－27 図にそれぞれ示す。
ａ．事象進展事象発生後，全ての設計基準事故対処設備による原子炉注水機能（非常用炉心a. 事象進展
事象発生後，全ての設計基準事故対処設備による原子炉注水機能（非常用炉心冷却系）
冷却系及び原子炉隔離時冷却系）が機能喪失し，重大事故等対処設備による原子が機能喪失し，重大事故等対処設備による原子炉注水機能についても使用できないもの
炉注水機能についても使用できないものと仮定することから，原子炉水位は急速と仮定することから，原子炉水位は急速に低下する。水位低下により炉心が露出し，事に低下する。水位低下により炉心が露出し，事象発生から約 35 分後に炉心損傷象発生から約 1.0 時間後に炉心損傷に至る。原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料が開始する。原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達 ・運用の相違
棒の長さの 10%上の位置に到達した時点（事象発生から約 1.4 時間後）で，中央制御室した時点（事象発生から約 38 分後）で，中央制御室からの遠隔操作により逃がからの遠隔操作により逃がし安全弁 2 個を手動で開放することで，原子炉急速減圧を実し安全弁（自動減圧機能）2 弁を手動で開放することで，原子炉急速減圧を実施施する。原子炉減圧後の低圧代替注水系（常設）による原子炉注水は実施しないものとする。
仮定するため，事象発生から約 7.0 時間後に原子炉圧力容器破損に至る。
事象発生から 90 分後に代替循環冷却系による格納容器除熱を行う。また，代 ・設備，運用による相違
事象発生から約 3.7 時間後，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点で，替循環冷却系による格納容器除熱操作を実施後，常設低圧代替注水系ポンプを用
格納容器下部注水系（常設）による原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器下部への水
いた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）水位の確張りを開始すると同時に，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器
保操作を実施し，格納容器下部水位を約 1.0m に調整する。
冷却を行うことにより格納容器温度の上昇を抑制する。格納容器下部注水系（常設）に原子炉減圧後の低圧代替注水系（常設）又は代替循環冷却系による原子炉注水
よる注水流量を約 90m3/h とし，水位が 2m に到達するまで約 2 時間の注水を実施するは実施しないものと仮定するため，事象発生から約 4.5 時間後に原子炉圧力容器
ことで原子炉格納容器下部に 2m の水位を確保し，事象発生から約 5.7 時間後に原子炉破損に至る。
格納容器下部への水張りを停止する。
原子炉圧力容器が破損し，溶融炉心がペデスタル（ドライウェル部）の水位約 ・運用（手順）による相違
原子炉圧力容器が破損し，溶融炉心が原子炉格納容器下部の水位約 2m の水中に落下する際に，溶融炉心から原子炉冷却材への伝熱が起こり，水蒸気が発生することに伴う圧力上昇が生じる。
溶融炉心が原子炉格納容器下部に落下した後は，格納容器下部注水系（常設）により原子炉格納容器下部に崩壊熱相当の注水を継続的に行い，溶融炉心を冷却する。

崩壊熱が原子炉格納容器内に蒸気として放出されるため，格納容器圧力は急激に上昇

1m の水中に落下する際に，溶融炉心からペデスタル（ドライウェル部）プール水への伝熱が起こり，水蒸気が発生することに伴う圧力上昇が生じる。
溶融炉心がペデスタル（ドライウェル部）に落下した後は，常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によりペデスタル（ドライウェル部）に 80m３／h の注水を行い，溶融炉心を冠水維持することで，継続的に溶融炉心の冷却を実施する。
崩壊熱が格納容器内に蒸気として放出されるため，格納容器圧力は急激に上昇する。原子炉圧力容器破損前から代替循環冷却系による格納容器除熱操作により16／63