冷却水
14.5cmデブリ
縦スリット

ジルコニア耐火材

14.5cm横スリット(a) 全体概要図

ペデスタル床面

ＳＵＳ材(b) スリット部拡大図

第1図

第2図

熱伝導解析モデル

デブリ内部発熱密度条件
添付 3.5.2−10

雰囲気温度（℃）

過渡 事象 800kW／ m ２ （ 圧力 依 存性 あり ）ＬＯ ＣＡ 800kW／m ２ （ 圧 力依 存 性あ り）
ＬＯ ＣＡ 800kW／m ２ （ 一 定）
包絡 温度 （ ＡＢ Ａ ＱＵ Ｓ入 力 ）ＲＰＶ破損後の時間（h）

第3図

ペデスタル雰囲気温度条件

雰囲気温度（℃）

過渡 事象 800kW／ m ２ （ 圧力 依 存性 あり ）ＬＯ ＣＡ 800kW／m ２ （ 圧 力依 存 性あ り）
ＬＯ ＣＡ 800kW／m ２ （ 一 定）
包絡 温度 （ ＡＢ Ａ ＱＵ Ｓ入 力 ）ＲＰＶ破損後の時間（h）

第4図

ドライウェル雰囲気温度条件

添付 3.5.2−11

雰囲気温度（℃）

過渡 事象 800kW／ m ２ （ 圧力 依 存性 あり ）ＬＯ ＣＡ 800kW／m ２ （ 圧 力依 存 性あ り）
ＬＯ ＣＡ 800kW／m ２ （ 一 定）
包絡 温度 （ ＡＢ Ａ ＱＵ Ｓ入 力 ）ＲＰＶ破損後の時間（h）

第5図

サプレッション・チェンバ雰囲気温度条件

接触面温度（℃）

過渡 事象 800kW／ m ２（ 圧力 依 存性 あり ）床面
ＬＯ ＣＡ 800kW／m ２ （ 圧 力依 存 性あ り） 床 面
ＬＯ ＣＡ 800kW／m ２ （ 一 定） 床 面
過渡 事象 800kW／ m ２（ 圧力 依 存性 あり ）壁面
ＬＯ ＣＡ 800kW／m ２ （ 圧 力依 存 性あ り） 壁 面
ＬＯ ＣＡ 800kW／m ２ （ 一 定） 壁 面
包絡 温度 （ ＡＢ Ａ ＱＵ Ｓ入 力 ）ＲＰＶ破損後の時間（h）

第6図

デブリ−ジルコニア耐火材接触面温度条件

添付 3.5.2−12

ペデスタル側壁

縦スリット直下位置
ペデスタル中心位置
床スラブ
鉄筋コンクリート部

ペデスタル温度評価位置

温度（℃）

第7図

ペデスタル中心位置
縦スリット直下位置

ＲＰＶ破損後の時間（h）

第8図

横スリット部の温度変化

添付 3.5.2−13温度（℃）

ペデスタル内壁面

ペデスタル外壁面

ＲＰＶ破損後の時間（h）

第9図

ペデスタル側壁の温度変化

温度（℃）

床スラブ鉄筋コンク
リート部 上端

床スラブ鉄筋コンク
リート部 下端

ＲＰＶ破損後の時間（h）

第 10 図

床スラブ鉄筋コンクリート部の温度変化
添付 3.5.2−14

別添 2
ＲＰＶ支持に必要な側壁コンクリート厚さ評価

1.

概要
格納容器内のペデスタル等配置図を第 1 図に示す。ペデスタルは，原子炉
圧力容器，遮へい壁等を支持する構造物である。添付 3.5.1 のとおり，原子炉圧力容器が破損し溶融燃料がペデスタル（ドライウェル部）に落下した場
合でも，コンクリートの侵食は生じない評価結果となっているが，ペデスタ
ル側壁部のコンクリートが侵食する可能性を考慮し，これら構造物を支持するために必要となるペデスタル側壁部の壁厚（以下「必要壁厚」という。）を算定する。

原子炉圧力容器
遮へい壁

ペデスタル

第1図

格納容器内ペデスタル等配置図

2.

ペデスタル側壁部に生じる荷重算定

2.1

荷重の算定方針
必要壁厚の算定のために必要となるペデスタル側壁部の荷重は，今回工認添付 3.5.2−15

におけるペデスタルの構造健全性評価に用いる解析モデルを適用し，ペデス
タルにて支持される構造物の重量を考慮した解析により算定する。

2.2

解析方法
解析モデル図を第 2 図に，解析条件等の概要について第 1 表に示す。解析

モデルは，ペデスタル構造をシェル要素にて３次元的にモデル化したものを用いる。
ペデスタルは，原子炉圧力容器及び遮へい壁等を支持する構造物であるため，解析における各構造物の重量の模擬については，ペデスタル上面に等分
布荷重として負荷させる。また，ＭＣＣＩに至る過程を踏まえれば，原子炉
圧力容器内の燃料集合体等はデブリ化し，ペデスタル床面上に落下していることになるが，ペデスタル側壁コンクリートの必要壁厚を保守的に算定するために，原子炉圧力容器内に燃料集合体が残存することを前提に評価した。

第2図

ペデスタル３次元ＦＥＭモデル図

添付 3.5.2−16第1表項

解析条件等の概要

目

内

容

解析モデル

・３次元ＦＥＭモデル
・シェル要素解析コード・ＮＡＳＴＲＡＮ

重量模擬

・原子炉圧力容器 955×10３ kg（圧力容器内構造物を含む）
・遮へい壁 656×10３ kg

コンクリートの
材料物性等・設計基準強度 22N／mm２
・ヤング係数 2.2×10４ N／mm２・せん断弾性係数 0.918×10４ N／mm２
・単位体積重量 23kN／m３

3

必要壁厚の算定3.1

解析結果
必要壁厚の算定に用いる荷重は，構造物の重量によるペデスタル鉛直方向に発生する荷重（圧縮軸力）に加えて，側壁コンクリートの壁厚変化に伴う構造不連続形状部に発生する面外せん断力についても考慮する。
構造物の重量を付加させた解析結果として，ＭＣＣＩによる侵食が想定されるペデスタル側壁部における圧縮軸力及び面外せん断力を第 2 表に示す。

第2表
部

位

ＭＣＣＩによる
侵食想定部位

ペデスタル側壁部に生じる荷重
圧縮軸力（kN／m）

面外せん断力（kN／m）

1,940

178

添付 3.5.2−17

3.2

コンクリートの応力度
必要壁厚の算定に当たっては，鉄筋コンクリート構造計算規準・同解説（（社）

日本建築学会，1999）（以下「ＲＣ規準」という。）に規定されているコンク
リートの短期許容応力度を用いた。なお，水蒸気爆発に対する構造健全性評
価においては終局状態に至らないことを判断基準としているが，短期許容応
力度を用いることは保守的な取扱いとなる。第 3 表に必要壁厚算定に用いた
許容応力度を示す。

第3表※

必要壁厚算定に用いた許容応力度（短期）圧縮（N／mm ２ ）せん断（N／mm ２ ）

14.6

1.06

ＲＣ規準許容応力度（短期）・圧縮：2／3Ｆｃ
・せん断：1／30Ｆｃかつ(0.49+1/100×Ｆｃ)以下の 1.5 倍3.3

必要壁厚の算定結果
側壁コンクリートに生じる荷重，短期許容応力度から必要壁厚を圧縮軸力

及び面外せん断力に対して算定した。
(1)

圧縮軸力による評価
側壁コンクリートに生じる圧縮軸力と短期許容応力度が等しくなるときの壁厚を必要壁厚として算定する。必要壁厚は下式のとおり算定され，圧縮軸力による評価においては，必要壁厚は 133 ㎜となる。
1.940×10３ (N／mm)÷14.6(N／mm ２ )＝133 ㎜

添付 3.5.2−18

(2)面外せん断力による評価
面外せん断力を用いた必要壁厚の算定については，ＲＣ規準の断面算定に用いる評価式を適用する。
Ｑ＝ｂ・ｊ・ｆｓ
ここで，
Ｑ：発生荷重（N）
ｂ：部材の有効幅（mm）
ｊ：柱の中心間距離（mm）
ｊ＝ｄ×7／8
ｄ：有効せい（必要壁厚）（mm）
ｆｓ：短期許容応力度（N／mm２ ）必要壁厚は，解析により生じる面外せん断力，短期許容応力から下式のとおり算定され，面外せん断力による評価としての必要壁厚は 192 ㎜となる。
ｄ＝８／７×（Ｑ÷ｂ）÷ｆｓ
＝８／７×178(N／mm)÷1.06（N／mm２ ）＝192mm

4.

まとめ
圧縮軸力による評価及び面外せん断力による評価から算定した必要壁厚を
第 4 表に整理する。熱影響を考慮しない場合の健全な側壁コンクリート厚さに対し，必要壁厚は，圧縮軸力に対しては 133mm，面外せん断力に対しては 192 ㎜となる。

第4表

必要壁厚

必要壁厚の算定結果

圧縮軸力による評価

面外せん断力
による評価

133mm

192mm

添付 3.5.2−19

別添 3
デブリ保持に必要な床スラブ厚さ評価

床スラブに係る荷重を評価し，コンクリートのせん断耐力から必要床スラブ
厚さを算定する。なお，本評価におけるコンクリートのせん断耐力は，終局強度に対して保守的な短期許容応力度を用いる。

1.

床スラブ荷重床スラブ荷重として，床スラブ自重及びデブリ等の床スラブ積載荷重を評
価する。

(1)

床スラブ自重床スラブ自重は，・床スラブのコンクリート体積：約 53.85m３
・鉄筋コンクリートの単位体積重量：24kN／m ３
より，床スラブ自重による荷重は約 1.30×10 ３ kN となる。

(2)

床スラブ積載荷重
床スラブ積載荷重は，デブリ，冷却水，コリウムシールド及びペデスタ
ル内構造物等の総重量を保守的に切り上げた値として 500ton を使用し，約4.90×10 ３ kN となる。

以上から，床スラブ荷重として約 6.20×10３ kN を用いる。

添付 3.5.2−20

2.

せん断応力による必要床スラブ厚さ
床スラブ端部の必要厚さは次のとおり算定される（第 1 図）。
必要せん断面積＝床スラブ荷重／短期許容せん断応力度
必要床スラブ厚さ＝必要せん断面積／床スラブ円周長ＲＣ規準に規定されている短期許容せん断応力度に基づき 1.06N／mm ２ を使用すると，熱影響を考慮しない場合の健全な床スラブ厚さ
必要厚さはと算定される。

せん断荷重 Q

せん断面積 A

床スラブ
半径 a

第1図

床スラブのせん断荷重

Fc：コンクリートの設計基準強度

第2図

約 22.1（N／mm２ ）コンクリートの許容応力度

添付 3.5.2−21

に対し，

別添 4
デブリ保持に必要な床スラブ鉄筋量評価

床スラブに係る荷重を評価し，鉄筋の終局曲げ強度から曲げ応力に対する必要鉄筋量を算定する。

1.

床スラブ荷重床スラブ荷重は別添 3 と同様に約 6.20×10３ kN を用いる。
分布荷重は床スラブ荷重を床面積で除した値であり

2.

となる。

曲げ応力による必要鉄筋量「機械工学便覧

基礎編 a3

材料力学」（第 1 図）に基づき，等分布荷重を受ける周辺単純支持の円板に作用するモーメントＭを算定する。
Ｍ＝（3＋ν）・ｐ・ａ ２ ／16＝
ここで，ν：ポアソン比 0.2ｐ：分布荷重ａ：床スラブ半径

添付 3.5.2−22

算定したモーメント及び建築物の構造関係技術規準解説書（国土交通省ほか，2015）に示される終局曲げ強度算定式より，床スラブ本体部の幅 1m 当たりの必要鉄筋量を算定する。
必要鉄筋量＝Ｍ／（σ ｙ ・ｄ）＝
ここで，
σ ｙ ：鉄筋の降伏強度（345N／mm ２ ）の 1.1 倍 ※1＝379.5N／mm ２
ｄ ：床スラブの有効せい ※2＝※1※2

建築物の構造関係技術規準解説書では，終局強度算定に当たりＪＩＳ規格品の鉄筋の基準強度を 1.1 倍以下の数値とすることができるとされている。
圧縮縁から引張側鉄筋の重心までの距離（第 2 図）

添付 3.5.2−23第1図

等分布荷重を受ける円板の応力計算式

第2図

床スラブの有効せい

添付 3.5.2−24

別添 5
熱影響を考慮した側壁コンクリートの構造評価

1.
(1)

側壁コンクリートの圧縮軸力に対する評価
評価方法
・ＲＰＶ等の重量は，側壁コンクリートに圧縮軸力として作用することから，コンクリートを対象に評価し，鉄筋については考慮しない。
・ＡＢＡＱＵＳコードによる熱伝導解析結果における側壁での径方向各厚さの温度（第 1 図）に対して，第 2 図に示すとおり包絡温度を設定する。
・各厚さ部分の包絡温度に対して，第 3 図に示す構造材料の耐火性ガイド
ブック（（社）日本建築学会，2017）（以下「耐火性ガイドブック」という。）に示される加熱冷却後の圧縮強度残存比を参照し，コンクリー
ト侵食後の残存壁厚に対し健全なコンクリートとしてみなせる等価壁厚を算定する。
・上記手順により算定した等価壁厚と別添 2 に示すＲＰＶを支持するために必要な壁厚である 133mm とを比較し，等価壁厚が必要壁厚を上回ることを確認する。

(2)

評価結果
等価壁厚は約 1,229mm となり，ＲＰＶ支持に必要な壁厚 133mm を上回ることから，側壁コンクリートの圧縮軸力に対してＲＰＶ支持機能は維持される。

添付 3.5.2−25

2.
(1)

側壁基部コンクリートの面外せん断に対する評価
評価方法
・第 4 図に示すコンクリート面外せん断の短期許容応力度に，1.の圧縮軸力に対する評価にておいて設定した側壁部各厚さにおける包絡温度（第2 図）を考慮した圧縮強度残存比（第 3 図）を乗じて，高温影響を考慮したコンクリート強度を求める。
・ＲＣ規準の断面算定評価式に基づいて，面外せん断に対する等価壁厚を算定する。
Ｑ＝ｂ・ｊ・ｆｓ
ここで，
Ｑ：発生荷重（N）
ｂ：部材の有効幅（mm）
ｊ：柱の中心間距離（mm）
ｊ＝ｄ×7／8
ｄ：有効せい（必要壁厚）（mm）
ｆｓ：短期許容応力度（N／mm２ ）・上記手順により算定した等価壁厚と別添 2 に示すＲＰＶを支持するために必要な壁厚である 192mm とを比較し，等価壁厚が必要壁厚を上回ることを確認する。

(2)

評価結果
等価壁厚は約 1,276mm となり，ＲＰＶ支持に必要な壁厚 192mm を上回ることから，側壁基部コンクリートの面外せん断に対してＲＰＶ支持機能は維持される。

添付 3.5.2−26

側壁部温度変化

側壁部の熱伝導解析結果

最高温度（℃）

第1図

内壁

第2図

外壁

ペデスタル側壁における包絡温度の設定

添付 3.5.2−27

第3図

第4図

コンクリートの圧縮強度残存比

コンクリートの許容応力度

添付 3.5.2−28

別添 6
熱影響を考慮した床スラブのコンクリート及び鉄筋の構造評価

1.
(1)

床スラブコンクリートの面外せん断に対する評価
評価方法
・デブリ等の重量によるせん断応力は床スラブにせん断荷重として掛かることから，コンクリートを対象にせん断応力を評価し，鉄筋については考慮しない。また，必要なコンクリート厚さを小さく評価する観点で保守的に，床スラブのコンクリート部厚さ（1,000mm）を考慮せず，鉄筋コ
ンクリート部厚さ（800mm）を対象に評価する。
・ＡＢＡＱＵＳコードによる熱伝導解析結果における床スラブ鉄筋コンク
リート部の縦方向各厚さの温度（第 1 図）に対して，第 2 図に示すとおり包絡温度を設定する。
・各厚さ部分の包絡温度に対して，耐火性ガイドブックに示される加熱冷却後の圧縮強度残存比を参照し，健全なコンクリートとしてみなせる等
価板厚を算定する。
・上記手順により算定した等価板厚と別添 3 に示すデブリ保持に必要な板厚であるとを比較し，等価板厚が必要板厚を上回ることを確認す

る。

(2)

評価結果
等価板厚は約 618mm となり，デブリ保持に必要な板厚であるを上回るため，床スラブコンクリートの面外せん断に対してデブリ保持機能は維持される。

添付 3.5.2−29

2.

床スラブ鉄筋の曲げ応力に対する評価

(1)

評価方法
以下に熱影響を考慮した床スラブ鉄筋の構造評価の方法を示す。
・デブリ等の重量による曲げ応力は床スラブの鉄筋コンクリート部に引張荷重として掛かることから，第 3 図に示す鉄筋を対象に曲げ応力を評価
し，コンクリートについては考慮しない。
・ＡＢＡＱＵＳコードによる熱伝導解析結果より，下端筋位置では最高220℃程度まで温度上昇するため，第 4 図に示す耐火性ガイドブックの高
温時の鉄筋強度を参考に，強度低下割合として 4 割を設定する。
・実機の床スラブ本体部の幅 1m 当たりの鉄筋量に対し，上記の鉄筋強度劣化度合いを考慮し，健全な状態とみなせる鉄筋量を評価する。
・上記手順により算定した強度低下を考慮した鉄筋量と別添 3 に示すデブ
リ等の重量保持に必要な鉄筋量である幅 1m 当たりとを比較し，

健全な状態とみなせる鉄筋量が必要鉄筋量を上回ることを確認する。

(2)

評価結果
強度低下を考慮した鉄筋量は要な鉄筋量は幅 1m 当たりとなる。デブリ等の重量保持に必であり，必要な鉄筋量を上回ることから，曲げ応力に対してデブリ保持機能は確保される。

添付 3.5.2−30

コンクリート部
鉄筋コンクリート部

床部温度変化

ペデスタル温度評価結果

最高温度（℃）

第1図

鉄筋コンク
リート部上端第2図

鉄筋コンクリート部上端からの深さ（mm）

鉄筋コンク
リート部下端床スラブ鉄筋コンクリート部における包絡温度の設定

添付 3.5.2−31

コンクリート部

床スラブ本体部実施鉄筋量：（幅 1m 当たり）鉄筋
コンクリート部

第3図

床スラブの鉄筋コンクリート範囲

第4図

鉄筋強度の低下割合

添付 3.5.2−32

別添 7
鉄筋コンクリート内に発生する熱応力の取扱いについて

1.

はじめに
東海第二発電所のＭＣＣＩ及び水蒸気爆発を考慮した対策を踏まえ，ＲＰ
Ｖ破損時にペデスタルへ落下したデブリからの熱影響による鉄筋コンクリー
トの材料強度低下を考慮した構造健全性評価を行い，ペデスタルに要求されるＲＰＶ支持機能及びデブリ保持機能が損なわれないことを確認している。
一方，本事象に対する構造健全性評価では終局状態における機能維持確認の観点より，デブリからの伝熱によって鉄筋コンクリートに発生する熱応力は考慮しないこととしており，この取扱いの考え方について説明する。

2.

発生する熱応力（自己拘束的な応力）の解放について
第 1 図に鉄筋コンクリート構造物に発生する熱応力の解放原理について示す。ＲＰＶの破損後にデブリが落下・堆積し，その非常に高温な熱により，ペデスタル内側が高温状態となり膨張するが，周囲の拘束によって膨張は抑えられるため，ペデスタル内側には圧縮力が生ずる。一方，ペデスタル外側は，内側よりも温度が低いため熱膨張に対する反作用として引張力が生ずる。
次に，躯体の温度上昇に伴って熱膨張が進むと高温側（内側）には圧縮力が加算され，低温側（外側）には引張力が加算される。このように，定常状態からの温度上昇により，躯体内で熱応力（自己拘束的な応力）が発生する。
更に温度が上昇し，熱応力がコンクリートの許容引張力を上回るとコンクリ
ートにひび割れが発生する。熱応力は自己拘束的な応力であるため，ひび割れを生ずると，その部位の熱応力は解放される。終局状態は，ひび割れが複数発生した状態となり，熱応力のほとんどが解放されると考えられる。
添付 3.5.2−33

3.

ＣＣＶ規格における熱応力の取扱いについて
ペデスタルと同様の円筒形状構築物の設計規格である発電用原子力設備規格コンクリート製原子炉格納容器規格（（社）日本機械学会，2003）（以下「ＣＣＶ規格」という。）では，各荷重状態における熱応力の取扱いについて示されており，終局状態に相当する荷重状態Ⅳでは熱応力は無視してよいこととされている。また，荷重状態Ⅰ〜Ⅲでは，コンクリート部材の剛性，
ひび割れ等を考慮して適切に評価することにより算定することとされている。
第 2 図にＣＣＶ規格における熱力応力の扱いに関する記載を示す。
なお，ＣＣＶ規格では熱応力を算定する際の手法も示されており，荷重状
態Ⅰ，Ⅱでは弾性剛性を 1／2 に，荷重状態Ⅲでは 1／3 に一律に低減して算定する方法（一律低減法）が示されている。これはひび割れ等による部材剛性の低下により，鉄筋コンクリート部材の熱応力が低減するという性質を考慮したものであり，熱応力実験結果に基づいている。また，外力や熱応力に対する部材の塑性剛性（ひび割れ後のコンクリートの剛性等）を考慮した部
材断面の釣合いを評価して応力を算定する方法（ひび割れ断面法）も示され
ている。

4.

ペデスタルにおける熱的影響を考慮した解析的検討（参考）
前述のとおり，終局状態において躯体に生じる熱応力は解放されるが，ここでは，熱的影響による躯体材料の強度劣化を考慮した上で，外力や熱応力に対する部材の塑性剛性を考慮した部材断面の釣合いを算定し，応力と変形について評価することで，終局限界に対する健全性を検討する。

添付 3.5.2−34

(1)

評価方法
第 3 図に原子力施設鉄筋コンクリート構造計算規準・同解説（（社）日本建築学会，2005）（以下「ＲＣ−Ｎ規準」という。）に記載されている
ひび割れ断面法による設計フローを，第 4 図に評価対象部位を示す。本検
討では，第 3 図に示す評価フローに準じて，デブリからの伝熱による熱応力として曲げモーメントが発生する上部側壁を対象に評価する。
温度荷重に対しては，ＮＡＳＴＲＡＮコードを用いて弾性剛性での温度応力解析にて曲げモーメントを評価し，断面の曲率について曲げ剛性（ＥＩ）を用いて求める。なお，ＮＡＳＴＲＡＮコードに入力した温度条件はコリウムシールド（15cm）設置を仮定したＭＡＡＰ解析に基づき設定する。
温度以外の荷重（固定荷重積載荷重）についても同様にＮＡＳＴＲＡＮコードにより応力を評価する。次に両者で得られた曲率を加算し，温度を含む応力組合せ時の断面の釣合い状態を評価（中立軸位置の算定）し応力度を算定する。なお，このときに断面に作用する軸力は積載されるＲＰＶ自重を含む通常運転時の軸力とし，曲げモーメントが終局状態に達するまで漸次増加させていく。また，仮定する断面の釣合い計算においては，最も温度勾配が高い時点での断面内の温度分布に対応した材料強度低減を考慮
し復元力特性（Ｍ−φ関係）を算定する。

(2)

評価結果
第 4 図にペデスタル上部側壁の曲げモーメントが最大になる断面におけるＭ−φ関係図を示す。発生する熱応力に対する曲率は終局限界に対して十分に小さく，ペデスタルが十分な塑性変形能力を有していることを確認した。したがって，ペデスタル機能維持確認の観点では，デブリからの熱影響により発生する熱応力は考慮しなくとも支障はないことを確認した。
添付 3.5.2−35

【①】

【②】

【③】

【④】

第1図

第2図

熱応力が解放する原理

ＣＣＶ規格における熱応力の扱いに関する記載

添付 3.5.2−36

第3図

ひび割れ断面法による設計フロー（ＲＣ−Ｎ規準）

評価対象部位

第4図

評価対象部位

添付 3.5.2−37

7000

終局曲率
▼

曲げモーメント(kNm/m)

6000
5000
4000
3000
2000
1000

-0.002

第5図

0
2E-17

発生曲率

0.002
0.004
曲率(1/m)

0.006

0.008

曲げモーメント−曲率関係（Ｍ−φ関係）

添付 3.5.2−38

添付資料 3.5.3
溶融炉心の排水流路内での凝固停止評価について

東海第二発電所では，原子炉圧力容器（以下「ＲＰＶ」という。）破損時にペデスタル（ドライウェル部）（以下「ペデスタル」という。）に落下した溶融炉
心が，ペデスタルに設置された格納容器ドレンサンプの排水流路を通じてサプ
レッション・チェンバへ移行することを防止するため，排水流路の形状を変更することとしている。
ＲＰＶ破損時には，ペデスタル内の水により格納容器ドレンサンプの排水流路は水で満たされていることから，溶融炉心が排水流路に流入する際には，流路内から水や水蒸気の対向流が生じる。また，溶融炉心が格納容器ドレンサン
プの排水口に到達するまでの温度低下及び粘性増加を考慮すると，現実的には溶融炉心の排水流路への流入はごく限定的と考えられる。
しかしながら，溶融炉心の落下時及び落下後の挙動は不確かさがあることから，溶融炉心の排水流路への流入を想定した場合でも溶融炉心が横スリット内で凝固停止しサプレッション・チェンバ側へ移行しないことを，ＭＡＡＰ計算
結果を基に評価し，スリット状排水流路の有効性を確認した。

1.

格納容器ドレンサンプ排水流路の形状変更を考慮した凝固停止評価モデル
第 1 図に，格納容器ドレンサンプ排水流路の形状変更を考慮した凝固停止
評価モデルの概要図を示す。
各ドレンサンプからの排水流路は，ペデスタル床面に堆積する溶融炉心による熱影響を抑制するコンクリート深さまで通じる縦方向の流路（縦スリット）と，流入した溶融炉心を凝固させる横方向の流路（横スリット）を介し，既設の格納容器ドレンサンプ排水配管へ接続する構成とする。
また，縦スリット及び横スリットは薄い中空平板型（幅添付 3.5.3−1〔内径〕，厚さ〔内径〕）の形状とし，周囲をＳＵＳ材とすることで，流入した溶融

炉心の冷却及び凝固停止を促進させる設計とする。

添付 3.5.3−2

コリウム
シールド

床ドレンサンプ

Ｂ
Ａ

Ａ
Ｂ

Ｂ−Ｂ断面

縦スリット
厚さ

横スリット
厚さ
，長さ

，勾配

コンクリート層

ＳＵＳ材
厚さ

添付 3.5.3−3

鉄筋
コンクリート層

ＳＵＳ材

第 1図

Ａ−Ａ断面

※ 床ドレン流路も同様の形状

格納容器ドレンサンプ排水流路の形状変更を考慮した凝固停止評価モデル

2.

既往の試験結果に基づく評価
配管等の流路内における溶融炉心の流動・凝固挙動に係る試験として，米国ＥＰＲＩ及びＦＡＩにより実施された炉心溶融時のＲＰＶ下部プレナム貫［１］
通部の挙動に係る試験がある。
この試験では，ＲＰＶ下部プレナム及びドレン配管（内径 5cm）を模擬した試験体に模擬コリウムとしてＡｌ ２ Ｏ ３ を流入させ，その流動挙動を確認している。第 2 図に試験装置の概要図を示す。
試験の結果，配管内でのＡｌ ２ Ｏ ３ の流動距離は最大でも 79cm 程度となっており，配管の破断は生じていない。また，配管内での水平方向の流速は最大でも約 0.2m／s と推定されており，流路形状に基づきベルヌーイ則により計算される流速よりも 1／10 から 1／100 小さい結果となっている。これは，模擬ドレン配管内における水の存在により，模擬コリウムの流動が著しく抑制されたためと推定されている。
第 1 表に，ＥＰＲＩ試験条件と東二の排水流路における条件の比較を示す。
ＥＰＲＩ試験では，模擬コリウムとしてＡｌ ２ Ｏ ３ を用いており，その体積当たりの溶融潜熱は約 4.41×10９ J／m ３ と計算される。これに対して，東海
第二発電所の溶融炉心の場合，溶融潜熱に加えて液相線温度から固相線温度までの顕熱を考慮しても，体積当たりの凝固までの放出熱量はと計算され，Ａｌ ２ Ｏ ３ と同等であることが分かる。
また，東海第二の溶融炉心の熱伝導率はＡｌ ２ Ｏ ３ に比べて大きいことに加え，格納容器ドレンサンプの排水流路はスリット形状とし周囲にＳＵＳ材を配置することから，実機条件の方が溶融炉心の冷却が進みやすいと考えられる。
一方，東海第二の溶融炉心はＡｌ ２ Ｏ ３ に比べて動粘度が小さいことや堆積ヘッドが大きくなっていることから，ＥＰＲＩ試験条件に対して流路内での流入速度が速くなることが考えられる。しかし，流速が大きくなると，溶融添付 3.5.3−4

炉心とＳＵＳ材間の対流熱伝達率が大きくなり溶融炉心の冷却率が大きくなることから，流動距離は流速の増加に対して単純に線形には増加しない。
以上より，ＥＰＲＩ試験条件と実機条件の差を勘案しても，総合的な流動距離への影響は同程度であることから，東海第二のスリット条件でもＥＰＲ
Ｉ試験結果の流動距離（約 79cm）を大きく上回ることは考えにくく，溶融炉
心は横スリット長さ（）の範囲内で凝固停止するものと考えられる。

添付 3.5.3−5溶融アルミナ

最大流動距離：約 79cm

第2図ＥＰＲＩ／ＦＡＩによる試験装置

添付 3.5.3−6

第 1表

ＥＰＲＩ試験条件と東海第二実機条件の比較

ＥＰＲＩ

項目

試験条件

溶融物

［１］

Ａｌ２Ｏ３

融点（℃）

溶融物条件

密 度 （ kg／ m ）3 ,8 00

比 熱 （ J／ kg K ）1 ,3 00

溶 融 潜 熱 （ J／ kg）
体積当たりの凝固までの 放 出 熱 量 （ J／ m ３ ）粘 性 係 数 （ Pa・ s）
２

動 粘 性 係 数 （ m ／ s）
全量堆積時の水平流路

流路条件

添付 3.5.3−7

熱 伝 導 率 （ W／ mK）

ま で の ヘ ッ ド （ m）

1 .1 6× 10

流動距離への影響の比較

実機条件
溶融炉心

2 ,0 47３

凝固までに必要な除熱量は同程度。
（ Ａ ｌ ２ Ｏ ３ は 溶 融 潜 熱 の み ，溶 融 炉
心は液相線温度から固相線温度までの顕熱と溶融潜熱を考慮）

６

約 4. 41 × 10 ９7. 5

溶融炉心の方が，冷却が進みやすい。

0 .0 03
7 .9 × 10

0. 0 04

※２

−７

配管

流路内径

5c m

東二条件の方が溶融物の流速が速くなる傾向。
（ ヘ ッ ド は 1／ 2 乗 で 流 速 に 寄 与 ）

0. 3

流路構造

※１
※２

東海第二

スリット状
(Ｓ Ｕ Ｓ 材 被 覆 )スリット形状では流路壁面との接触面積が大きく，冷却が進みやすい。

ＭＡＡＰ解析（ＴＱＵＶシーケンス）におけるＲＰＶ破損時の値
ＭＡＴＰＲＯにおけるＵＯ２の値［２］3.

溶融金属の凝固モデルによる評価

3.1

溶融金属の流路内での凝固挙動
第 3 図に，流路内における溶融金属の凝固挙動の概念図を示す。
純金属や共晶温度の合金では，第 3 図(a)のように流路の入口付近から固化

クラストが成長し流路が閉塞することで，流動が停止する。
一方，液相線温度と固相線温度に差がある合金では，第 3 図(b)のように溶融物の先端から温度低下とともに固相率が増加し，流動限界固相率を超えた
ときに流動を停止する。これは，第 4 図に示すように，固相率の増加とともに粘性が増加するためである。
溶融炉心については，液相線温度に対して固相線温度が（ＭＡＡＰ計算結果）と差があることから，合金の凝固挙動を示すものと考
えられる。

液相

入口付近から凝固が開始

流路が閉塞し，流動停止

流動限界固相率に到達し，流動停止(a) 純金属

第3図

固相率が徐々に増加(b) 合金流路内での溶融金属の凝固挙動の概念図

添付 3.5.3−8

第4図

3.2

溶融合金における固相率と見かけの粘性の関係 ［３］評価方法
溶融合金の流路内での流動距離を評価するモデルとして，Fleming のモデ

ル ［４］ があり，このモデルを用いて溶融炉心の横スリット内での流動距離の評価を行った。その内容を以下に示す。
なお，本凝固評価モデルは流路内に水が存在しないドライ状態を前提としていることから，実機条件に対して十分保守的な評価となると考えられる。
(1)

Flemings モデルの評価式
Flemings モデルは(1)式のように表され，流路を流れる溶融物が保有するエネルギと周囲の構造材への除熱速度を基に，溶融物が凝固するまでに必要なエネルギが除去されるまでの流動距離を評価するモデルとなってい
る。

1
ここで，
添付 3.5.3−9

(1)

(2)
であり，各パラメータの内容は以下のとおりである。
：流動距離（m）， ：流路断面積（m２ ），：溶融炉心密度（kg／m ３ ）， ：溶融炉心流速（m／s），：流動限界固相率（-），：溶融炉心溶融潜熱（J／kg），：溶融炉心比熱（J／kgK），：初期温度と凝固温度の差（K），：熱伝達率（W／m２ K）， ：流路周長（m），：構造材温度（K），：構造材熱拡散率（m ２ ／s），

：チョーキングレンジ ※ （m），※

(2)

：溶融炉心温度（K），：構造材熱伝導率（W／mK）

溶融物先端でどの程度の長さが流動限界固相率を超えると流動が停止するかを定義する定数

熱伝達係数の計算
溶融炉心とスリット構造材間の熱伝達係数 は，溶融炉心の熱伝導率 ，及び Sleicher Rouse の式 ［５］ より求まるヌセルト数 Nu を

水力等価直径用いて，下式により算出する。

Nu

(3)

Sleicher-Rouse の式

Nu

5
10

0.015Re Pr
Re

0.88

10 , 0.1

10

(4)

.

0.5exp0.6Pr

添字はそれぞれ，m：混合平均温度，f：膜温度，w：壁温における物性値を表す。ただし本評価では，物性値は温度によらず一定と仮定している。

添付 3.5.3−10(3)溶融炉心の温度低下の考慮(1)式から直接的に流動距離を計算すると，流路内を進行する間の溶融炉
心の温度低下が考慮されず，溶融炉心から構造材への熱伝達速度が過大評
価されることにより，流動距離が短く評価されることが考えられる。
今回の評価では，Flemings の評価式を基に，流動に伴う溶融炉心の温度低下を考慮した上で，溶融炉心先端が流動停止する固相率に至るまでの除
熱時間を算出し，溶融炉心の流速との積により流動距離を計算した。評価の概要を第 5 図に示す。

添付 3.5.3−11

第5図

3.3

溶融炉心流動距離の評価イメージ図

評価条件
横スリット内での溶融炉心凝固評価に用いた条件を第 2 表に示す。
溶融炉心の物性については，ＭＡＡＰ計算結果におけるＲＰＶ破損時の溶

融炉心物性値を用いる。なお，流動距離が長くなるよう溶融炉心の保有エネ
ルギを大きく設定する観点から，ＴＱＵＶシーケンスの値を設定する。
溶融炉心の流速については，溶融炉心全量に加えペデスタル内構造物等がペデスタル内に堆積した場合の堆積高さ
低差の合計と，横スリット下端までの高をヘッドとして考慮した場合，溶融炉心の流速は約となる。これに対し，スリット内の冷却水の存在による溶融炉心の流速の低下として，ＥＰＲＩ試験の知見（1／10 から 1／100）及び実機溶融
炉心とＥＰＲＩ試験の溶融アルミナの動粘度の差（約 1.6 倍）を考慮し，保守的に 1／2 を考慮したを設定する。

流動限界固相率及びチョーキングレンジについては，既往の溶融炉心拡がり試験においては固相率が 0.4〜0.6 程度で粘性が急激に増加するといった添付 3.5.3−12

知見 ［６］ があるが，チョーキングレンジには明確な知見がないことから，溶融炉心先端が完全に凝固するまで流動が続くものと仮定し，流動限界固相率
を 1.0，チョーキングレンジを 0m と設定する。

添付 3.5.3−13

第 2表
項目
横スリット流路

流 路 高 さ （ cm）

形状

流 路 幅 （ cm）

評価条件

条件
設計値

液相線温度（℃）

ＭＡＡＰ計算結果（ＲＰＶ破損時の値）

固相線温度（℃）
密 度 （ k g／ m ３ ）
溶融炉心物性

流動距離が長くなるよう溶融炉心の保有エネルギを熱 伝 導 率 （ W／ mK）

大きく設定する観点から，ＴＱＵＶシーケンスの値

比 熱 （ J ／ kg K ）を使用

溶 融 潜 熱 （ J／ kg）

添付 3.5.3−14

構造材物性

初期温度条件粘 性 係 数 （ Pa・ s）

0 .0 04

密 度 （ k g／ m ３ ）7, 89 0

熱 伝 導 率 （ W／ mK）

1 6. 5

比 熱 （ J ／ kg K ）51 1

伝熱工学資料（ 3 00 K に お け る Ｓ Ｕ Ｓ 3 04 の 値 ）：Ｍ Ａ Ａ

Ｐ計算結果）に対し，保守的に液相線温度を設定
16 7

保守的に限界圧力での飽和水温度を設定
溶融炉心等の堆積量，スリット形状，スリット内冷

溶 融 炉 心 流 速 （ m／ s）
溶融炉心流動条件

ＭＡＴＰＲＯにおける溶融ＵＯ２の値［２］Ｒ Ｐ Ｖ 破 損 時 の 溶 融 炉 心 平 均 温 度（

溶融炉心初期温度（℃）
構造材初期温度（℃）

備考

却水の存在を考慮し，保守的に設定

流 動 限 界 固 相 率 （ -）1. 0

溶融炉心先端が完全に凝固するまで流動が続くと仮チ ョ ー キ ン グ レ ン ジ （ m）

0

定し設定

3.4

評価結果
3.3 に示した条件に基づく評価の結果，溶融炉心の流動距離は約 1.0m とな

り，横スリットの長さ（）の範囲内で凝固停止することを確認した。また，凝固に要する時間は程度であり，この間の溶融炉心の崩壊熱による影響は無視し得る。
なお，第 2 表の評価条件において，溶融炉心のレイノルズ数及びプラント
ル数はそれぞれ Re≒1.3×10５ 及び Pr≒0.14 であり，(4)式の Sleicher Rouseの式の適用範囲内である。

3.5

評価における保守性について
本評価は，以下のような点で保守性を有すると考えられる。
・本評価は流路内がドライな状態を前提としているが，実際にはスリット
内は水で満たされた状態であり，溶融炉心から水への除熱等により流動距離はより短くなると考えられる。
・流動距離の計算において，溶融炉心の流速は流動停止まで一定としており，縦スリット及び横スリット内での圧損や粘性増加に伴う速度低下を考慮していない。
・横スリットへ流入する溶融炉心の初期温度は，ＲＰＶ破損時の溶融炉心
平均温度（）に対し保守的に液相線温度（）を設定しているが，溶融炉心がペデスタル床面を拡がる間や縦スリットを通過する間の除熱を考慮すると，実際にはより温度は低下し，またそれに伴い溶
融炉心の粘性は増加すると考えられる。
・流動限界固相率は 1.0 を設定しているが，既往の溶融炉心拡がり試験においては，固相率が 0.4〜0.6 程度で粘性が急激に増加するといった知見
［６］

がある。
添付 3.5.3−15

3.6

評価条件の不確かさによる影響について
第 2 表の評価条件において，溶融炉心の物性値条件についてはＭＡＡＰ計

算結果における溶融炉心の組成平均値を用いている。
これに対して，スリットに流入する溶融炉心の物性は不確かさを有すると考えられることから，評価条件の不確かさとしてＭＡＡＰ計算結果のうち溶融炉心内の金属相及び酸化物相の物性値を参照し，評価結果への影響を検討する。なお，第 2 表の評価条件において，構造材物性値は不確かさが小さいと考えられること，構造材初期温度及び溶融炉心流動条件は十分な保守性を見込み設定していることから，評価結果に対する不確かさの影響は小さいと考えられる。
第 3 表に，ＭＡＡＰ計算結果における溶融炉心の組成平均，金属相及び酸化物相のそれぞれの物性値を示す。各物性値から計算される溶融炉心が凝固するまでの体積当たりの放出熱量を比較すると，組成平均の物性値を用いた場合が最も大きく，溶融炉心の凝固までの流動距離が最も長くなることが分かる。
したがって，溶融炉心の物性値の不確かさを考慮した場合でも，溶融炉心は横スリットの長さ（

第3表
項目）の範囲内で凝固停止すると考えられる。

溶融炉心の物性値の比較
組成平均

金属相

液相線温度（℃）

炉心
物性

備考
ＭＡＡＰ計算

固相線温度（℃）
溶融

酸化物相

結果

密度（kg／m３ ）（ＲＰＶ破損比熱（J／kgK）

時の値）

溶融潜熱（J／kg）
体積当たりの凝固計算値までの放出熱量
３（J／m ）

添付 3.5.3−16

4.

参考文献

[1] EPRI, Experiments to Address Lower Plenum Response Under Severe
Accident Conditions, Volume1, EPRI report TR-103389, 1994
[2] L.J.Siefken et al., SCDAP/RELAP5/MOD3.3 Code Manual; MATPROA

Library of Materials Properties for Light-Water-Reactor Accident
Analysis, NUREG/CR-6150, Vol.4 Rev.2, 2001
[3] 渋谷 他，固相・液相共存下における鉄および非鉄合金のみかけの粘性の測定結果，鉄と鋼，第 66 年，第 10 号，1980[4] M.C.Fleming et al., An Experimental and Quantitative Evaluation of
the Fluidity of Aluminium Alloys, AFC Transactions, vol.69, 1961

[5] 日本機械学会，伝熱工学資料 第４版，1986[6] M.T. Farmer, Melt Spreading Code Assessment, Modifications, andApplications to the EPR Core Catcher Design, ANL-09/10, 2009

添付 3.5.3−17

別添
Flemings モデルの適用性について

Fleming らは，第 1 図のような試験装置を用いて溶融合金（Ａｌ95.5％−Ｃ
ｕ4.5％）を耐熱ガラス管内に吸引した試験により溶融物の流動距離等の挙動を確認し，その結果を基に Flemings モデルを用いて流動限界固相率を推定しており，最大 0.35 程度という結果を得ている ［１］。
一方，渋谷らは，第 2 図のような試験装置によりＡｌ95.5％−Ｃｕ4.5％合
金の流動性を確認し，固相率が 0.5 付近から粘性が急激に増加する結果となっており ［２ ］，両者を比較するとＡｌ−Ｃｕ合金が流動性を失う固相率の評価結果は 0.15 程度の差異がある。
しかし，今回の溶融炉心の流動距離評価においては，溶融炉心先端が完全に凝固するまで流動が続くものと保守的に仮定し，流動限界固相率を 1.0 と設定していることから，上記の要因により流動距離が過小評価されることはないと考えられる。

溶融物の凝固までの流動距離に対して支配的な要素は，溶融物からの必要除熱量，除熱速度及び溶融物の流動速度であり，Flemings モデルでは，流路断面
積 A 及び流路周長 S により必要除熱量や除熱速度が表現されている。したがって，これらのパラメータを適切に変更することにより，スリット状の流路形状についても評価に反映可能である。
また，流路の材質（表面粗さ）についてはモデル上考慮されていないが，一般にステンレス鋼（東海第二の排水スリット条件）はガラス材（Fleming らの試験条件）より表面粗さが大きく，内部流体の乱れが促進され熱伝達率が大きくなるため，Fleming らの試験条件よりも溶融物の流動距離は短くなる傾向と添付 3.5.3−18

考えられる。
以上より，Fleming らの試験条件と東海第二実機条件の差を考慮しても，
Flemings モデルは適用可能と考えられる。

参考文献[1] M.C.Fleming et al., An Experimental and Quantitative Evaluation of
the Fluidity of Aluminium Alloys, AFC Transactions, vol.69, 1961

[2] 渋谷 他，固相・液相共存下における鉄および非鉄合金のみかけの粘性の測定結果，鉄と鋼，第 66 年，第 10 号，1980

第1図Fleming らによるＡｌ−Ｃｕ合金の流動性確認
試験装置及び試験結果

添付 3.5.3−19

第2図

渋谷らによるＡｌ−Ｃｕ合金の流動性確認
試験装置及び試験結果

添付 3.5.3−20

（参考）その他の凝固モデルによる評価

純金属の流路内での凝固挙動を対象とした流動距離評価モデルとして，ＵＳ−ＡＢＷＲ ＤＣＤモデル ［１］ や，Epstein のモデル ［２］［３］ がある。
溶融炉心は液相線温度と固相線温度に差があり，合金の凝固挙動を示すものと考えられるが，これらの純金属モデルを用いた場合にも，流動距離の評価結果は第 1 表のとおりであり，横スリットの長さ（）の範囲内で凝固することを確認した。
なお，ＵＳ−ＡＢＷＲ ＤＣＤモデルでは，評価条件として溶融炉心の流速ではなくＲＰＶからの落下率がパラメータとなっており，ＭＡＡＰ計算結果の最大値を包絡する値として 15,000kg／s を使用している。その他の評価条件としては，Flemings モデルによる評価と同様の条件を用いている。

第1表
評価モデル
ＵＳ−ＡＢＷＲ
ＤＣＤモデルEpstein モデル

純金属モデルによる評価結果

評価結果

備考

（流動距離）

溶融炉心流速の代わりにＲＰＶからの溶融炉心の約 1.5m

最 大 落 下 率 15,000kg ／ s を 使 用 。 そ の 他 はFlemings モデルによる評価条件と同様。

約 3.0mFlemings モデルによる評価と同様の評価条件を使用。

○ＵＳ−ＡＢＷＲ ＤＣＤモデルの概要 ［１］ＵＳ−ＡＢＷＲ ＤＣＤモデルは，ＲＰＶ下部のドライウェルサンプ周囲に設置されるコリウムシールドにおいて，ドレン水が通るためのスリット流路を対象とした溶融炉心の凝固評価モデルである。
本モデルは純金属の凝固挙動を想定し，流路の入口付近において周辺の構造
材への熱伝導によりクラストが成長し流路が閉塞するものとしている。
添付 3.5.3−21

ＤＣＤモデルの評価式を以下に示す。
(1)
ここで，

(2)

(3)

，

(4)

であり，各パラメータは以下のとおりである。
：流動距離（m），：溶融炉心の流路内平均流速（m／s），：凝固完了時間（s），：スリット高さ（m），：溶融炉心密度（kg／m３ ），：溶融炉心比熱（J／kgK），：構造材熱拡散率（m２ ／s），

：溶融炉心溶融潜熱（J／kg），：溶融炉心過熱度（K），：構造材熱伝導率（W／mK），：接触面温度（K）， ：構造材初期温度（K）， ：重力加速度（m／s ２ ），：ＲＰＶからの溶融炉心落下率（kg／s），：下部ドライウェル床面積（m ２ ）ＤＣＤ ［ １］ においては，過去に実施された関連試験に係る文献を参照し，それらの試験結果よりＤＣＤモデルによる評価の適用性を確認している。

○Epstein モデルの概要 ［２］［３］
Epstein モデルは，ＭＡＡＰコードのＲＰＶ下部プレナム貫通部閉塞計算に使用されているモデルであり，ＤＣＤモデルと同様に流路の入口付近からの閉
添付 3.5.3−22

塞が想定されている。
Epstein モデルの評価式を以下に示す。溶融炉心の総流動距離は(5)式と(6)式の和で求められる。
・溶融炉心が過熱度を有する領域での流動距離

ln

(5)

・溶融炉心の過熱度がない領域での流動距離

0.155Re8/11

Pr 7/11

(6)

ここで，

1

2

1/2

1

(7)

であり，各パラメータは以下のとおりである。
，：流動距離（m），Re：レイノルズ数（-），Pr：プラントル数（-），：水力等価直径（m）， ：溶融炉心溶融潜熱（J／kg），：溶融炉心比熱（J／kgK）， ：溶融炉心初期温度（K），：溶融炉心融点（K），：構造材初期温度（K），：溶融炉心凝固開始温度（推定値）（K）， ：摩擦係数（-）
なお，

はＥＰＲＩレポート ［３］ を基に 10K とする。

ＥＰＲＩは，第 1 図に示すＲＰＶ下部プレナムの核計装管を模擬した試験体に溶融アルミナを流入させる試験を行い，Epstein モデルによる流動距離評価
結果との比較を実施している。
その結果，試験結果に対して Epstein モデルによる流動距離は同等又は大きめの評価結果となっている。

添付 3.5.3−23

第1図

ＥＰＲＩ試験装置及び試験結果

参考文献[1] GE-Hitachi Nuclear Energy Americas LLC, ABWR Design Control Document,
United States Nuclear Regulatory Commission, 2010[2] M.Epstein et al., Freezing-Controlled Penetration of a Saturated
Liquid Into a Cold Tube, Journal of Heat Transfer, Vol.99, 1977
[3] EPRI, Experiments to Address Lower Plenum Response Under Severe
Accident Conditions, Volume1, EPRI report TR-103389, 1994

添付 3.5.3−24

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（溶融炉心・コンクリート相互作用）
第1表
分類

解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(1／3)
重要現象

崩壊熱

解析モデル

炉心モデル（原子炉出力及び崩壊熱）

燃料棒内温度変化

燃料棒表面熱伝達

燃料被覆管酸化炉心モデル（炉心熱水力モデル）
溶融炉心の挙動モデル（炉心ヒートアップ）

添付 3.5.4−1

炉心

不確かさ

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

入力値に含まれる。

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

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

TMI 事故解析における炉心ヒートアップ時の水素ガス発
生，炉心領域での溶融進展状態について，TMI 事故分析
結果と一致することを確認した。
CORA 実験解析における，燃料被覆管，制御棒及びチャン
ネルボックスの温度変化について，測定データと良く一致することを確認した。
炉心ヒートアップ速度の増加（被覆管酸化の促進）を想定し，仮想的な厳しい振り幅ではあるが，ジルコニウム-水反応速度の係数を 2 倍とした感度解析により影響を確認した。
・TQUV，大破断 LOCA シーケンスともに，炉心溶融の開始時刻への影響は小さい。
・炉心下部プレナムへの溶融炉心移行の開始時刻は，ほぼ変化しない。

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，炉心溶融開始時間及び炉心下部プレナムへの溶融
炉心移行の開始時間に対する感度は数分程度であり，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，原子炉圧力容器破損確認後にペデス
タル（ドライウェル部）注水操作を実施するが，炉心下部プレナ
ムへの溶融炉心移行の開始時間の不確かさは小さく，原子炉圧力
容器温度（下鏡部）が 300℃に到達したこと等をもって格納容器
下部水温を継続監視することで，原子炉圧力容器破損を速やかに判断可能であることから，原子炉圧力容器破損を操作開始の起点としている原子炉圧力容器破損時の格納容器冷却操作及びペデスタル（ドライウェル部）注水操作に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。

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，炉心溶融開始時間及び炉心下部プレナムへの溶融
炉心移行の開始時間に対する感度は数分程度であり，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，原子炉圧力容器破損時点でペデスタ
ル（ドライウェル部）に水位が形成されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

TQUX シーケンス及び中小破断 LOCA シーケンスに対して，MAAP コードと SAFER コードの比較を行い，以下の傾向を確認した。
・MAAP コードでは SAFER コードで考慮している CCFL を取り扱っていないこと等から，水位変化に差異が生じたものの水位低下幅は MAAP コードの方が大きく，解析コード SAFER に対して保守的であり，その後の注水操作による燃料有効長頂部までの水位回復時刻は両コードで同等である。

原子炉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 の評価結果の方が大きく，解析コード SAFER に対して保守的であるものの，その差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。

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 の評価結果の方が大きく，解析コード SAFER に対して保守的であるものの，その差異は小さいことを確認している。また，原子炉圧力容器破損時点でペデスタル（ドライウェル部）に水位が形成されていることから，評価項目となるパラメー
タに与える影響は小さい。

燃料被覆管変形

沸騰・ボイド率変化
炉心モデル（炉心水位計算モデル）
気液分離（水位変化）・対向流

添 付 資 料 3.5.4

第1表
分類

解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(2／3)
重要現象

リロケーション

構造材との熱伝達

下部プレナムでの溶融炉心の熱
伝達
原子炉
圧力容器
（炉心損傷
後）

解析モデル

溶融炉心の
挙動モデル
（リロケー
ション）

溶融炉心の
挙動モデル
（下部プレ
ナムでの溶
融炉心挙動）

添付 3.5.4−2

原子炉圧力容器
破損

溶融炉心の
挙動モデル
（原子炉圧
力容器破損
モデル）

原子炉圧力容器内 FP 挙動

核分裂生成物（FP）挙動モデル

評価項目となるパラメータに
与える影響

不確かさ

運転員等操作時間に与える影響

・TMI 事故解析における炉心領域での溶融進展状態について，TMI 事故分析結果と一致することを確認した
・リロケーションの進展が早まることを想定し，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影響を確認した。
・TQUV，大破断 LOCA シーケンスともに，炉心溶融時
刻，原子炉圧力容器破損時刻への影響が小さいことを確認した。
・TMI 事故解析における下部プレナムの温度挙動について，TMI 事故分析結果と一致することを確認した。
・下部プレナム内の溶融炉心と上面水プールとの間の限界熱流束，下部プレナムギャップ除熱量に係る係数に対する感度解析を行い，原子炉圧力容器破損時
刻等の事象進展に対する影響が小さいことを確認した。

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。
原子炉圧力容器の破損の影響を受ける可能性がある操作としては，溶融炉心落下後のペデスタル（ドライウェル部）への注水操作があるが，原子炉圧力容器破損時間の不確かさは小さいことから，原子炉圧力容器の破損を操作開始の起点としているペデスタル（ドライウェル部）
への注水操作に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。

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，原子炉圧力容器破損時点でペデスタル（ドライウェル部）に水位が形成されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

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，下部プレナムと溶融炉心の熱伝達に関する感度解析により，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。
原子炉圧力容器破損の影響を受ける可能性がある操作としては，常溶
融炉心落下後のペデスタル（ドライウェル部）への注水操作があるが，原子炉圧力容器破損時間の不確かさは小さいことから，原子炉圧力容器の破損を起点としているペデスタル（ドライウェル部）への注水操
作に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）に関する感度解析により最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損時間が早まることを確認しているが，原子炉圧力容器
破損（事象発生から約 4.5 時間後）に対して，十数分早まる程度でああり，ペデスタル（ドライウェル部）への注水は原子炉圧力容器温度（下鏡部）が 300℃に到達したこと等をもって格納容器下部水温を継続監視することで，原子炉圧力容器破損を速やかに判断可能であることから，原子炉圧力容器破損を操作開始の起点としているペデスタル（ドライウェル部）への注水操作に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
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，運転員等操作に与える影響はない。

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，下部プレナムと溶融炉心の熱伝達に関する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，原子炉圧力容器破損時点でペデスタル（ドライウェル部）に水位が形成されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

原子炉圧力容器破損に影響する項目として制御棒駆
動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）をパラメータとした感度解析を行い，原子炉圧力容器破損時刻が約 13 分早まることを確認した。ただし，仮想的な厳しい条件に基づく解析結果であり，実機における影響は十分小さいと判断される。

PHEBUS-FP 実験解析により，FP 放出の開始時間を良く再現できているものの，燃料被覆管温度を高めに評価することにより，急激な FP 放出を示す結果となった。
ただし，この原因は実験の小規模な炉心体系の模擬によるものであり，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると考えられる。

制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）に関する感度解析により最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧
力容器破損時間が早まることを確認しているが，原子炉圧力容器破損（事象発生から約 4.5 時間後）に対して，早まる時間は僅かであり，破損時間が僅かに早まった場合においても，ペデスタル（ドライウェル部）に水位が形成されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

原子炉圧力容器内 FP 挙動と溶融炉心との相互作用による侵食量に関連はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

第1表
分類

解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(3／3)
重要現象

解析モデル

原子炉圧力容器
外 FCI（溶融炉心細粒化）

不確かさ

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

原子炉圧力容器外 FCI 現象に関する項目としてエントレインメント
係数及びデブリ粒子径をパラメータとして感度解析を行い，原子炉
圧力容器外 FCI によって生じる圧力スパイクへの感度が小さいことを確認した。

本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器外の溶融燃
料−冷却材相互作用による圧力スパイクを起点とした運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

エントレインメント係数の感度解析より溶融炉心の細粒化割合がコンクリート侵食に与える感度は小さいことを確認しており，また溶融炉心の温度に対する感度は小さく，コリウムシールド侵食に与える感度についても同様に小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

溶融炉心の拡がり実験や評価に関する知見に基づき，落下した溶融
炉心は床上全体に均一に拡がると想定される。ただし，堆積形状の不確かさが想定されるため，個別プラントのペデスタルの形状や事
前水張りの深さを踏まえて，拡がりを抑制した感度解析等の取扱いを行うことが適切と考えられる。

本評価事故シーケンスでは，コリウムシールド及びコン
クリートの侵食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。

溶融炉心の拡がりが抑制されると想定し種々の不均一な堆積形状を考慮した場合，溶融炉心の拡がりが抑制されない均一堆積形状よりも溶融炉心と水の伝熱面積が大きくなり，溶融炉心が冷却される傾向となると評価しており，コリウムシールド及びコンクリートの侵食への影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

原子炉圧力容器
外 FCI（デブリ粒子熱伝達）

格納容器下部床
面での溶融炉心の拡がり

添付 3.5.4−3

格納容器
（炉心損傷
後）

溶融炉心と格納容器下部プール
水の伝熱

溶融炉心とコンクリートの伝熱コンクリート分
解及び非凝縮性
ガス発生

溶融炉心挙動モデル（格納容器下部での溶融炉心挙動）

溶融炉心・コンクリート相互作用への影響の観点で，エントレイン
メント係数，上面熱流束及び溶融プールからクラストへの熱伝達係数をパラメータとした感度解析を行った。評価の結果，コンクリー
ト侵食量に対して上面熱流束の感度が支配的であることを確認した。また，上面熱流束を下限値とした場合でも，コンクリート侵食
量が 22.5cm 程度に収まることを確認した。
上記の感度解析は，想定される範囲で厳しい条件を与えて感度を確認したものであり，不確かさを考慮しても実機でのコンクリート侵
食量は感度解析よりも厳しくなることはないと考えられる。

ACE 実験解析及び SURC-4 実験解析より，溶融炉心堆積状態が既知である場合の溶融炉心とコンクリートの伝熱及びそれに伴うコンク
リート侵食挙動について妥当に評価できることを確認した。
実験で確認されている侵食の不均一性については，実験における侵食のばらつきが MAAP コードの予測侵食量の 20%の範囲内に収まっていることから，上面熱流束の感度に比べて影響が小さいことを確認した。

エントレインメント係数，溶融炉心からプール水への熱流束及び溶融プール−クラスト間の熱伝達係数の感度解析を踏まえ，コンクリ
ート侵食量について支配的な溶融炉心からプール水への熱流束についての感度解析を実施した。感度解析の結果，コリウムシールド
及びコンクリートの侵食は生じず，原子炉圧力容器の支持機能を維持できる。これは，落下した溶融炉心はペデスタル（ドライウェル部）水によって冷却されコリウムシールドが侵食開始温度に到達す
る前に溶融炉心の温度は 2,100℃を下回ること，溶融炉心からプー
ル水へは崩壊熱以上の除熱がなされ溶融炉心の温度は 2,100℃未満を維持することから，コリウムシールドは侵食開始温度に到達せず，コンクリート侵食が抑制されたものである。
なお，本感度解析では，溶融炉心・コンクリート相互作用によってコンクリート侵食は生じないことから可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスは発生せず，格納容器圧力や格納容器内の水素濃度及び酸素濃度への影響はない。
（添付資料 3.5.1）

第2表
項

目

解析条件を最確条件とした場合に運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(1／5)

解析条件（初期条件，事故条件及び機器条件）の
不確かさ
解析条件

原子炉熱出力3,293MW

原子炉圧力(圧力容器ドー
ム部)

6.93MPa[gage]

原子炉水位

通常運転水位（セパレータスカー
ト下端から＋126cm）

炉心流量48,300t／h（定格流量（100％））

条件設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

最確条件
約 3,279MW〜
約 3,293MW（実績値）
約 6.91 MPa[gage]〜
約 6.94MPa[gage]（実績値）
通常運転水位約−4cm〜約＋6cm（セパレータスカー
ト下端から約＋122cm〜約＋132cm）
（実績値）
定格流量の
約 86％〜約 104％（実績値）

定格原子炉熱出力として設定

定格原子炉圧力として設定

通常運転時の原子炉水位として設定

定格流量として設定最確条件とした場合には，原子炉停止後の崩壊熱が緩和される。最確条件とした場合の運転員等操作時間への影響は，原子炉停止後の崩壊熱にて説明する。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，原子炉圧力は逃がし安全弁により制御されるため事象進展に及ぼす影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小さい。
例えば，スクラム 10 分後の原子炉水位の低下量は，高圧が維持された状態でも通常運転水位から約 3m であるのに対して，ゆらぎによる水位低下量は約 4cm であり非常に小さい。したがって，事象進展に及ぼす影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
事象発生後早期に原子炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

評価項目となるパラメータに与える影響

９×９燃料(Ａ型)

装荷炉心ごと９×９燃料(Ａ型)と９×９燃料(Ｂ型)は，熱水力的な特性はほぼ同等であり，その他の核的特性等の違いは燃料棒最大線出力密度の保守性に包含されることから，代表的に９×９燃料(Ａ型)を設定

原子炉停止後の崩壊熱

ANSI/ANS5.1-1979
燃焼度 33GWd／t

ANSI/ANS-5.1-1979
平均的燃焼度約
31GWd/t（実績値）

1 サイクルの運転期間(13 ヶ月)に調整運転期間(約 1 ヶ月)を考慮した運転期間に対応する燃焼度として設定最確条件とした場合には，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する水蒸気は少なくなり，原子炉圧力容器の破損に至るまでの事象進展は緩和されるが，操作手順（溶融炉心落下後にペデスタル（ドライウェル部）への注水操作を開始すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

最確条件とした場合には，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，溶融炉心の持つエネルギが小さくなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

格納容器体積（ドライウェ
ル）

5,700m３

5,700m３（設計値）

設計値

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

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

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，ゆらぎによる格納容器体積（サプレッション・チェンバ）の液相部の変化分は通常時に対して非常に小さい。例えば，サプレッション・プール水位が 6.983m の時の水量は 3,300m３であるのに対し，ゆらぎ（0.087m）による水量変化は約 42m３であり，その割合は初期保有
水量の約 1.3％と非常に小さい。したがって，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。
解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，ゆらぎによる格納容器体積（サプレッション・チェンバ）の液相部の変化分は通常時に対して非常に小さい。例えば，サプレッション・プール水位が 6.983m の時の水量は 3,300m３であるのに対し，ゆらぎ（0.087m）による水量変化は約 42m３であり，その割合は初期保有
水量の約 1.3％と非常に小さい。したがって，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。
解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

燃

料

初期条件

添付 3.5.4−4

最確条件とした場合には，原子炉停止後の崩壊熱が緩和される。最確条件とした場合の評価項目となるパラメータに与える影響は，原子炉停止後の崩壊熱にて説明する。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，原子炉圧力は逃がし安全弁により制御されるため事象進展に及ぼす影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小さい。
例えば，スクラム 10 分後の原子炉水位の低下量は，高圧が維持された状態でも通常運転水位から約 3m であるのに対して，ゆらぎによる水位低下量は約 4cm であり非常に小さい。したがって，事象進展に及ぼす影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
事象発生後早期に原子炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
最確条件とした場合には，９×９燃料のＡ型又はＢ型の炉心となるか，それらの混在炉心となるが，いずれの型式も燃料の熱水力特性はほぼ同等であり，事象進展に及ぼす影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

格納容器体積（サプレッション・チェンバ）

空間部：4,100m３
液相部：3,300m３

真空破壊装置3.45kPa（ドライウェル−サ
プレッション・チェン
バ間差圧）

空間部：
約 4,092m３〜
約 4,058m３
液相部：
約 3,308m３〜
約 3,342m３（実績値）
3.45kPa（ドライウェル−サ
プレッション・チェン
バ間差圧）
（設計値）

設計値（通常運転時のサプレッション・プール水位の下限値として設定）真空破壊装置の設定値

最確条件とした場合には，９×９燃料のＡ型又はＢ型の炉心となるか，それらの混在炉心となるが，いずれの型式も燃料の熱水力特性はほぼ同等であり，事象進展に及ぼす影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

第2表
項

目

解析条件を最確条件とした場合に運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(2／5)
解析条件（初期条件，事故条件及び機器条件）の不確かさ解析条件

条件設定の考え方

初期条件

添付 3.5.4−5

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，ゆらぎによるサプレッション・プール水位の変化分は通常時に対して非常に小さい。例えば，サプレッション・プール水位が 6.983m の時の水量は 3,300m３であるのに対し，ゆらぎ（0.087m）
による水量変化は約 42m ３ であり，その割合は初期保有水量の約1.3％と非常に小さい。したがって，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。
運転員等操作としては溶融炉心落下後のペデスタル（ドライウェル部）への注水操作となるが，本パラメータによる影響を受けることはなく，運転員等操作時間に与える影響はない。
最確条件とした場合には，解析条件で設定している格納容器圧力より低くなるため，格納容器圧力が低めに推移するが，その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ない。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，ゆらぎによるサプレッション・プール水位の変化分は通常時に対して非常に小さい。例えば，サプレッション・プール水位が 6.983mの時の水量は 3,300m３であるのに対し，ゆらぎ（0.087m）による水量変化は約 42m３であり，その割合は初期保有水量の約 1.3％と非常に小さい。したがって，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。
溶融炉心・コンクリート相互作用による侵食量という観点では，直接的な影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
最確条件とした場合には，解析条件で設定している格納容器圧力より低くなるため，格納容器圧力が低めに推移するが，その影響は小さい
ことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，格納容器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。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，ゆらぎによる格納容器雰囲気温度の解析条件からの上昇は約1℃であり非常に小さい。したがって，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。
外部水源の温度が低い場合，溶融炉心・コンクリート相互作用による侵食量という観点では溶融炉心からの除熱が促進されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

最確条件

サプレッショ
ン・プール水位6.983m（通常運転水位−4.7cm）

約 7.000m〜
約 7.070m（実績値）

通常運転時のサプレッション・プー
ル水位の下限値として設定

サプレッショ
ン・プール水温度

32℃

約 15℃〜約 32℃（実績値）

通常運転時のサプレッション・プー
ル水温度の上限値として設定

格納容器圧力5kPa[gage]

約 2.2 kPa[gage]〜
約 4.7kPa[gage]（実績値）

通常運転時の格納容器圧力を包絡する値

格納容器雰囲気
温度57℃

約 25℃〜約 58℃（実績値）

通常運転時の格納容器雰囲気温度（ドライウェル内ガス冷却装置の設計温度）として設定

外部水源の温度

35℃

35℃以下

年間の気象条件変化を包含する高めの水温を設定最確条件とした場合には，ペデスタル（ドライウェル部）への注水
温度が低くなるが，注水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。

外部水源の容量

約 8,600m３

8,600m３以上（ 西 側 淡水 貯 水 設
備＋代替淡水貯槽）

西側淡水貯水設備及び代替淡水貯槽の管理下限値を設定

管理値下限の容量として事象発生から 7 日後までに必要な容量を備えており，水源は枯渇しないことから運転員等操作時間に与える影
響はない。

燃料の容量

約 1,010kL

1,010kL 以上（ 軽 油 貯蔵 タ ン ク＋ 可 搬 型設 備 用 軽油タンク）

軽油貯蔵タンク及び可搬型設備用
軽油タンクの管理下限値を設定

管理値下限の容量として事象発生から 7 日後までに必要な容量を備えており，燃料は枯渇しないことから運転員等操作時間に与える影
響はない。

−

−

第2表
項

目

解析条件を最確条件とした場合に運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(3／5)
解析条件（初期条件，事故条件及び機器条件）の
不確かさ
解析条件

溶融炉心からプー
ル水への熱流束

コンクリートの種
類

800kW／m２相当（圧力依存あり）

玄武岩系コンクリート

条件設定の考え方

800kW／m２相当（圧力依存あり）

原子炉圧力容器下部及びのペデスタル（ドライウェル部）内構造物の扱い

鉄筋は考慮しない

ペデスタル（ドライウ
ェル部）に落下する溶融物とは扱わない

評価項目となるパラメータに与える影響

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

解析条件と最確条件は同様であるため，事象進展に影響はないこと
から，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
コンクリート侵食量に対しては，実験で確認されている侵食面における侵食の不均一性等の影響を確認する観点から，コンクリート侵
食量への影響が最も大きい溶融炉心からプール水への熱流束について，感度解析を実施した。感度解析の結果，コリウムシールド及びコンクリートの侵食は生じず，原子炉圧力容器の支持機能を維持できる。なお，本解析では，溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスの発生はない。
（添付資料 3.5.1）

玄武岩系コンクリート

最確条件とした場合には，コンクリートより融点の高い鉄筋の耐熱の効果により，コンクリートの侵食が抑制される可能性があるが，コンクリートの侵食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。

最確条件とした場合には，コンクリートより融点の高い鉄筋の耐熱の効果により，溶融炉心・コンクリート相互作用によるコンクリー
ト侵食が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。

最確条件とした場合には，溶融物の発熱密度が下がるため，溶融炉
心・コンクリート相互作用によるコンクリート侵食及びコリウムシールド侵食が抑制されるが，コンクリート侵食量及びコリウムシー
ルド侵食量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。

最確条件とした場合には，溶融物の発熱密度が下がるため，溶融炉
心・コンクリート相互作用によるコンクリート侵食及びコリウムシ
ールドの侵食が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。

過去の知見に基づき水張りの効
果を考慮して設定

使用している骨材の種類から設定

初期条件

添付 3.5.4−6

コンクリート以外の構造材の扱い

運転員等操作時間に与える影響

最確条件

コンクリート以外の構造材を考慮する

部分的な溶融が生じ，ペデスタル（ドライウ
ェル部）に落下する可能性がある

鉄筋についてはコンクリートよりも融点が高いことから保守的に考慮しない発熱密度を下げないよう保守的
に設定

第2表
項

目

解析条件を最確条件とした場合に運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(4／5)
解析条件（初期条件，事故条件及び機器条件）の
不確かさ
解析条件

給水流量の全喪失

安全機能等の喪失に対する仮定全交流動力電源喪失
高圧注水機能，低圧注
水機能及び原子炉圧
力容器破損前の重大事故等対処設備による原子炉注水機能の喪失−

外部電源なし

−

事故条件

起因事象

添付 3.5.4−7

外部電源

条件設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

起因事象の違いによって操作手順（溶融炉心落下
後にペデスタル（ドライウェル部）への注水操作を開始すること）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。

溶融炉心落下時の崩壊熱の影響を確認する観点から感度解析を実施した。感度解析
は，原子炉水位の低下の観点でより厳しい事象である LOCA 等の原子炉冷却材圧力バ
ウンダリ喪失を仮定し，事故シーケンスを「大破断 LOCA＋高圧炉心冷却失敗＋低圧
炉心冷却失敗」として，本評価事故シーケンスの評価条件と同様，電源の有無に係らず重大事故等対処設備による原子炉注水機能についても原子炉圧力容器破損まで使用できないものと仮定した。その結果，原子炉圧力容器破損のタイミングが約 3.3
時間と早くなるため，溶融炉心落下時の崩壊熱が大きくなるが，コリウムシールド
及びコンクリートの侵食は生じず，原子炉圧力容器の支持機能を維持できる。また，コンクリート侵食は生じないことから，可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスは発生しない。なお，本評価においては事象発生から約 79 時間後に格納容器内酸素濃度が 4.0vol％（ドライ条件）に到達するが，可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入を行うことによって，酸素濃度の最高値は 4.0vol％（ドライ条件）にどとまることから，可燃限界である 5.0vol％（ドライ条件）を下回る。
（添付資料 3.5.1）

−

−

最確条件

−

原子炉水位の低下の観点で厳しい事象を設定非常用ディーゼル発電機等の機
能喪失を想定し，設定
高圧注水機能として原子炉隔離
時冷却系及び高圧炉心スプレイ系，低圧注水機能として残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉心スプレイ系の機能喪失を設定するとともに，原子炉圧力容器破損
前の重大事故等対処設備による
原子炉注水機能の喪失を設定
安全機能の喪失に対する仮定に基づき設定
ただし，原子炉スクラムについて
は，外部電源ありの場合を包絡する条件として，機器条件に示すと
おり設定

第2表

解析条件を最確条件とした場合に運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(5／5)

解析条件（初期条件，事故条件及び機器条件）の不確かさ
項

目
解析条件

原子炉水位低(レベル３)信号

タービン蒸気加減弁急速閉
信号又は原子炉保護系電源
喪失

主蒸気隔離
弁

事象発生と同時に閉止

原子炉保護系電源喪失又は原子炉水位異常低下（レベ
ル２）信号

再循環系ポ
ンプ

事象発生と同時に停止

電源喪失によるポンプ停止（事象発生と同時）

原子炉スク
ラム信号

条件設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

短時間であるが原子炉熱出力が維持される厳しい設定として，外部電源喪
失時に伴うタービン蒸気加減弁急閉及び原子炉保護系電源喪失による原
子炉スクラムについては保守的に考慮せず，原子炉水位低（レベル３）信号にてスクラムするものとして設定
短時間であるが主蒸気が格納容器内に維持される厳しい設定として，原子炉保護系電源喪失及び原子炉水位異常低下（レベル２）信号による主蒸気
隔離弁閉止については保守的に考慮せず，事象発生と同時に主蒸気隔離弁
閉止するものとして設定
事象進展に与える影響は軽微である
ことから，全交流動力電源喪失によるポンプ停止を踏まえて設定最確条件とした場合は，原子炉熱出力の低下が早くなるため，溶融炉心の持つエネルギが小さくなり，原子炉圧力容器破損に至るまでの事象進展が緩やかになるが，操作手順（溶融炉心落下後にペデスタル（ドライウェル部）への注水を開始すること）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小さ
い。

最確条件

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：
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）代替循環冷却系から緊急用
海水系への伝熱容量：
約 14MW 以上（サプレッション・プール
水温度 100℃，海水温度 32℃
以下において）熱交換器の設計性能に基づき，代替循
環冷却系の除熱性能を厳しくする観点で，過去の実績を包含する高めの海
水温度を設定格納容器下部注水系（常設）

80m３／h にてペデスタル（ドライウェル部）へ注水

80m３／h にてペデスタル（ドライウェル部）へ注水

溶融炉心の冠水継続が可能な流量な流量として設定

逃がし安全
弁
機器条件

添付 3.5.4−8

逃がし安全弁（自動減圧機能）の 2 個を開することによる原子炉急速減圧
原子炉圧力容器破損前
格納容器スプレイ：
250m３／h

安全弁機能
7.79MPa[gage]〜
8.31MPa[gage]385.2t／h（1 個当たり）〜410.6t／h（1 個当たり）（設計値）
逃がし安全弁（自動減圧機
能）の 2 個を開することによる原子炉急速減圧
原子炉圧力容器破損前
格納容器スプレイ：
250m３／h

代替循環冷
却系

コリウムシ
ールド

安全弁機能
7.79 MPa[gage]〜
8.31MPa[gage]385.2 t／h（1 個当たり）〜410.6t／h（1 個当たり）

材料：ジルコニア耐熱材
侵食開始温度：2,100℃

材料：ジルコニア耐熱材
侵食開始温度：2,100℃

逃がし安全弁の安全弁機能の設計値
として設定

逃がし安全弁の設計値に基づく蒸気流量及び原子炉圧力の関係から設定
格納容器圧力及び雰囲気温度抑制に必要なスプレイ流量を考慮して設定

材料は，コンクリートの侵食を抑制する観点から設定
侵食開始温度は，ジルコニア耐熱材の侵食試験結果に基づき設定最確条件とした場合には，逃がし安全弁を通じて格納容器内に放出される蒸気流量が減少することから，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（溶融炉心落下後にペデスタル（ドライウェル部）
への注水を開始すること）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小さい。
解析条件と最確条件は同様であり，事象進展に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
解析条件と最確条件は同様であり，事象進展に影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であり，事象進展に影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。
最確条件とした場合には，解析条件で設定している海水温度と同等以下となる。
32℃の場合は，解析条件と最確条件は同等であることから運転員等操作時間に与える影響はない。
32℃未満の場合は，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が，操作手順（格納容器圧力 0.31MPa[gage]到達後に窒素注入を停止すること）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小さい。
解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。
最確条件とした場合は，解析条件とは同様であるた
め，事象進展に影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
なお，溶融炉心中の酸化鉄成分との共晶反応も含めて評価すると，コリウムシールドには 3.3cm 程度の侵食が生じるものの，コリウムシールドの侵食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 3.5.1）

評価項目となるパラメータに与える影響
最確条件とした場合は，原子炉熱出力の低下が早くなるため，溶融炉心の持つエネルギが小さくなるが，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

最確条件とした場合には，逃がし安全弁を通じて格納容器内に放出される蒸気流量が減少することから，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇が遅くなるが．その影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

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

解析条件と最確条件は同様であり，事象進展に影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
最確条件とした場合には，解析条件で設定している海水温度と同等以下となる。
32℃の場合は，解析条件と最確条件は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。
32℃未満の場合は，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ことから，評価項目となるパラメータに対する余裕が大きくなる。
解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
最確条件とした場合は，解析条件と同様であるため，事象進展に影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
なお，溶融炉心中の酸化鉄成分との共晶反応も含めて評価すると，コリウムシールドには 3.3cm 程度の侵食が生じるが，この場合においても溶融炉心と接するコリウムシールドの温度は融点に至らず侵食は進行せず，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料 3.5.1）

第3表

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

解析条件（操作条件）
項目

操作条件

添付 3.5.4−9

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

の不確かさ
解析上の操作
条件設定の
開始時間
考え方

原子炉圧力
容器破損か
ら 7 分後（約 4.6 時
間後）

原子炉圧力
容器破損の
判断及び操
作実施に必
要な時間を
考慮して設
定

操作の不確かさ要因

運転員等操作時間に与える影響【認知】ペデスタル（ドライウェル部）への注水操作は，原子炉圧力容器の破損を判断した時点で開始するが，原子炉圧力容器の破損は，原子炉圧力容器温度（下鏡部）が 300℃に到達したこと等をもって破損兆候を検知し，格納容器下部水温の温度上昇又は指示値喪失
によって原子炉圧力容器破損を判断するものであり，解析上の認知にかかる時間としては 5 分を想定している。格納容器下部水温は破損兆候の検知によって継続監視するパラメータであり，温度上昇又は指示値喪失による原子炉圧力容器破損の判断は速やかに実施できるものであるため，認知に大幅な遅れが生じることは考えにくい。よって，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
【要員配置】
中央制御室内での操作のみであり，当直運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与える影響はなし。
【移動】
中央制御室内での操作のみであり，当直運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作所要時間】中央制御室内におけるペデスタル（ドライウェル部）への注水操作は，注入弁 1 弁の開操作による注水であり，1 操作に 1 分間を想定している。当該操作は，中央制御室の制御盤のスイッチによる簡易な操作のため，操作時間に与える影響はなし。
【他の並列操作有無】
当該操作に対応する当直運転員に他の並列操作はなく，操作開始時間に与える影響はな
し。
【操作の確実さ】
中央制御室の制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

原子炉圧力容器破損までに事象発生から約 4.5 時間の時間余裕があり，また，溶融炉心落下後にペデスタル（ドライウェ
ル部）注水が行われなかった場合でも，ペデスタル（ドライウェル部）プール水が蒸発し，溶融炉心が露出するまでには
約 0.3 時間の時間余裕がある。溶融炉心
落下後の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
操作は原子炉圧力容器温度（下鏡部）が300℃に到達したこと等をもって破損兆候を検知し，原子炉圧力容器の破損判断
パラメータである格納容器下部水温の指示を継続監視することで原子炉圧力容器破損を判断し，注水操作を実施することとしており，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くなる可能性がある
が，中央制御室での操作のみであり，当直運転員は中央制御室に常駐していること，また，当該操作に対応する運転員に他の並列操作はないことから，操作時間に与える影響はない。
（添付資料 3.2.2）

評価項目となるパラメー
タに与える影響

操作時間余裕

訓練実績等

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。

原子炉圧力容器破損までの
時間は事象発生 か ら 約 4.5
時間であり，また，溶融炉心落
下後にペデスタル（ドライウェル部）注水が行われなかった場合でも，ペデスタル（ドラ
イウェル部）プ
ール水が溶融炉心の崩壊熱及びジルコニウム−水反応による発熱により蒸発し，溶融炉心が露出するまでには
約 0.3 時間の時間余裕がある。
（添付資料
3.2.14）中央制御室における操作のため，シミュレータにて訓練実績
を取得。
訓練では，条件
成立を前提として約 1 分間で格
納容器下部注水系（常設）による注水を開始。
想定で意図している運転操作が実施可能なことを確認した。

4.

使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故

4.1

想定事故１

4.1.1

想定事故１の特徴，燃料損傷防止対策(1)

想定する事故「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」において，使用済燃料プールにおける燃料損傷防止対策の有効性を確認するために想定する事故の一つには，「1.2

評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，想定事故１として「使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失することにより，使用済燃料プール内の水の温度が上昇し，蒸発により水位が低下する事故」がある。

(2)

想定事故１の特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方
想定事故１では，使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能が喪失することを想定する。このため，使用済燃料プール水温が徐々に上昇し，やがて沸騰して蒸発することによって使用済燃料プール水位が緩慢に低下することから，緩和措置がとられない場合には，使用済燃料プール水位の低下
により燃料が露出し，燃料損傷に至る。
本想定事故は，使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能を喪失したことによって燃料損傷に至る事故を想定するものである。このため，重大事
故等対策の有効性評価には，使用済燃料プールの注水機能に対する重大事
故等対処設備に期待することが考えられる。
したがって，想定事故１では，可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）（以下「代替燃料プール注水系」という。）
により使用済燃料プールへ注水することによって，燃料損傷の防止を図る。
また，代替燃料プール注水系により使用済燃料プール水位を維持する。
4.1−1

(3)

燃料損傷防止対策想定事故１における機能喪失に対して，使用済燃料プール内の燃料が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，代替燃料
プール注水系 ※１ による使用済燃料プールへの注水手段を整備する。これらの対策の概略系統図を第 4.1−1 図に，手順の概要を第 4.1−2 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操作手順の関係を第 4.1−1 表に示す。
想定事故１において，事象発生 2 時間までの重大事故等対策に必要な要員は，災害対策要員（初動）17 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，当直発電長 1 名，当直副発電長 1 名及び運転操作対応を行う当直運転員 3 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う要員は 4 名，現場操作を行う重大事故等対応要員は 8 名である。
また，事象発生 2 時間以降に追加で必要な参集要員は，タンクローリによる燃料給油操作を行うための重大事故等対応要員 2 名である。必要な要員と作業項目について第 4.1−3 図に示す。
※1

可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）以外に，常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン），可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン），常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ），可搬型代替注水大型ポン
プによる代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）及び可搬型
代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）による対応が可能である。
4.1−2

ａ．使用済燃料プールの冷却機能喪失確認
使用済燃料プールを冷却している系統が機能喪失することにより，使用済燃料プール水の温度が上昇する。中央制御室からの遠隔操作による
使用済燃料プールの冷却系の再起動操作が困難な場合，使用済燃料プー
ルの冷却機能喪失であることを確認する。
使用済燃料プールの冷却機能喪失を確認するために必要な計装設備は，使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）等である。
ｂ．使用済燃料プールの注水機能喪失確認
使用済燃料プールの冷却機能喪失の確認後，使用済燃料プール水の温度上昇による蒸発により使用済燃料プール水位が低下することが想定されるため，補給水系による使用済燃料プールへの注水準備を行う。中央
制御室からの遠隔操作により使用済燃料プールへの注水準備が困難な場
合，使用済燃料プールの注水機能喪失であることを確認する。
使用済燃料プールの注水機能喪失を確認するために必要な計装設備は，使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）等である。
（添付資料 4.1.1）
ｃ．代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水
代替燃料プール注水系の準備は冷却機能喪失による異常の認知を起点として開始する。中央制御室からの遠隔操作により，代替燃料プール注水系の電動弁を開操作し系統構成を実施するが，外部電源が喪失している場合には，中央制御室からの遠隔操作により常設代替交流電源設備による緊急用母線への交流電源供給を実施し，必要な計装設備及び当該電動弁に給電する。準備が完了したところで，代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水を開始し，使用済燃料プール水位は回復する。その後，使用済燃料プールの冷却機能を復旧するとともに，代替燃
4.1−3

料プール注水系の間欠運転又は流量調整により蒸発量に応じた注水を行うことで，必要な遮蔽 ※２ を確保できる使用済燃料プール水位より高く維持する。
代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水を確認するために必要な計装設備は，使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）等である。
※2

必要な遮蔽の目安とした線量率は 10mSv／h とする。想定事故
１における原子炉建屋原子炉棟 6 階での作業時間及び作業員の退避は 2.2 時間以内であり，作業員の被ばく量は最大でも 22mSvとなるため，緊急作業時における被ばく限度の 100mSv に対して余裕がある。
原子炉建屋原子炉棟 6 階での作業は，可搬型代替注水大型ポン
プによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプレイの準備操作における可搬型ス
プレイノズル及びホースの設置が想定される。
必要な遮蔽の目安とした線量率 10mSv／h は，施設定期検査作業時での原子炉建屋原子炉棟 6 階における線量率を考慮した値である。
この線量率となる使用済燃料プール水位は通常水位から約0.86m 下の位置である。

4.1.2

燃料損傷防止対策の有効性評価(1)

有効性評価の方法
想定事故１で想定する事故は，「1.2

評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失する
4.1−4

ことにより，使用済燃料プール内の水の温度が上昇し，蒸発により水位が低下する事故」である。
想定事故１では，使用済燃料プールの冷却機能喪失及び注水機能喪失に伴い使用済燃料プール水温が徐々に上昇し，やがて沸騰して蒸発することによって使用済燃料プール水位が緩慢に低下するが，使用済燃料プールへの注水により，使用済燃料プール水位が放射線の遮蔽が維持される水位を確保できることを評価する。なお，使用済燃料プール水位が放射線の遮蔽が維持される水位を確保できることで，燃料有効長頂部は冠水が維持される。
未臨界については，燃料がボロン添加ステンレス鋼製ラックセルに貯蔵されており，必要な燃料間距離をとる等の設計により水密度の状態によらず臨界未満となるため，維持される。
また，評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，想定事故１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。
（添付資料 4.1.2，4.1.3）(2)

有効性評価の条件
想定事故１に対する初期条件も含めた主要な評価条件を第 4.1−2 表に示す。また，主要な評価条件について，想定事故１特有の評価条件を以下に示す。
なお，本評価では崩壊熱及び運転員の人数の観点から厳しい条件である，原子炉運転停止中の使用済燃料プールを前提とする。原子炉運転中の使用済燃料プールは，崩壊熱が原子炉運転停止中の使用済燃料プールに比べて小さく事象進展が緩やかになること，また，より多くの運転員による対応が可能であることから本評価に包絡される。
4.1−5

（添付資料 4.1.2）
ａ．初期条件(a)

使用済燃料プールの初期水位及び初期水温
使用済燃料プールの初期水位は通常水位とし，保有水量を厳しく見積もるため，使用済燃料プールと隣接する原子炉ウェルの間に設置されているプールゲートは閉状態を仮定する。また，使用済燃料プールの初期水温は，運転上許容される上限の 65℃とする。

(b)

崩壊熱
使用済燃料プールには貯蔵燃料の他に，原子炉停止後に最短時間（原子炉停止後 9 日）で取り出された全炉心分の燃料が一時保管されていることを想定して，使用済燃料プールの崩壊熱は約 9.1MW を用いるものとする。
なお，崩壊熱に相当する保有水の蒸発量は約 16m ３ ／h である。

ｂ．事故条件(a)

安全機能の喪失に対する仮定
使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能として燃料プール冷却浄化系，残留熱除去系，補給水系等の機能を喪失するものとする。

(b)

外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。
外部電源が使用できない場合においても，代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水は可能であり，外部電源がある場合と事象進展は同等となるが，常設代替交流電源設備による緊急用母線への交流電源供給が必要となることから，要員，資源の評価の観点から厳しい評価条件となる外部電源が使用できない場合を想定する。

ｃ．重大事故等対策に関連する機器条件
4.1−6

(a)

代替燃料プール注水系
使用済燃料プールへの注水は，可搬型代替注水中型ポンプ 2 台を使用するものとし，崩壊熱による使用済燃料プール水の蒸発量を上回る
50m３ ／h※ にて注水する。
※

可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン），常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール
注水系（注水ライン），可搬型代替注水大型ポンプによる代替
燃料プール注水系（注水ライン），常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ），可搬型
代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（常設スプ
レイヘッダ）及び可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料
プール注水系（可搬型スプレイノズル）の注水容量は全て 50m
３／h 以上である。

ｄ．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)

代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水は，重大事
故等対応要員の移動，注水準備に必要な時間等を考慮して，事象発生
8 時間後から開始する。

(3)

有効性評価の結果
想定事故１における使用済燃料プール水位の推移を第 4.1−4 図に，使用済燃料プール水位と線量率の関係を第 4.1−5 図に示す。
ａ．事象進展
使用済燃料プールの冷却機能が喪失した後，使用済燃料プール水温は4.1−7

約 6.9℃／h で上昇し，事象発生から約 5.1 時間後に 100℃に到達する。
その後，蒸発により使用済燃料プール水位は低下し始めるが，事象発生から 8 時間経過した時点で代替燃料プール注水系による使用済燃料プー
ルへの注水を開始すると，使用済燃料プール水位が回復する。
その後は，使用済燃料プールの冷却機能を復旧するとともに，代替燃料プール注水系により，蒸発量に応じた量を使用済燃料プールに注水することで，使用済燃料プール水位を維持する。
ｂ．評価項目等
使用済燃料プール水位は，第 4.1−4 図に示すとおり，通常水位から約0.38m 下まで低下するにとどまり，燃料有効長頂部は冠水維持される。
使用済燃料プール水は事象発生約 5.1 時間で沸騰し，その後 100℃付近で維持される。
また，第 4.1−5 図に示すとおり，使用済燃料プール水位が通常水位から約 0.38m 下の水位になった場合の線量率は，約 1.1mSv／h であり，必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h と比べて低いことから，この水位において放射線の遮蔽は維持されている。なお，線量率の評価点は原子炉建屋
原子炉棟 6 階の床付近としている。
使用済燃料プールでは燃料がボロン添加ステンレス鋼製ラックセルに貯蔵されており，必要な燃料間距離をとる等の設計により水密度の状態によらず臨界未満となるため，本事象においても未臨界は維持される。
事象発生 8 時間後から代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水を行うことで使用済燃料プール水位は回復し，その後に蒸発量に応じた使用済燃料プールへの注水を継続することで安定状態を維持できる。
本評価では，「1.2.3.2

有効性を確認するための評価項目の設定」に
4.1−8示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
（添付資料 4.1.4，4.1.5，4.1.13）

4.1.3

評価条件の不確かさの影響評価

評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する
ものとする。
想定事故１では，使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能が喪失することが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水操作とする。
(1)

評価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 4.1−2 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，評価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)

運転員等操作時間へ与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 9.1MW に対して最確条件
は約 9.1MW 未満であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，使用済燃料プール水温の上昇及び使用済燃料プール水位の低下は緩和されるが，注水操作は燃料の崩壊熱に応じた対応をとるものではなく，冷却機能喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運4.1−9

転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の使用済燃料プール水温は，評価条件の 65℃に対して最確
条件は約 12℃〜約 40℃であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している使用済燃料プールの初期水温より低くなり，沸騰開始時間は遅くなるため，時間余裕が長くなるが，注水操作は使用済燃料プール水の初期水温に応じた対応をとるものではなく，冷却機能喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の使用済燃料プール水位は，評価条件の通常水位に対して最確条件は通常水位付近であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件での初期水位は通常水位を設定しているため，通常水位より低い水位の変動を考慮した場合，使用済燃料プール
水位が燃料有効長頂部まで低下する時間及び使用済燃料プール水位の低下による異常の認知の時間は短くなる。条件によっては想定する冷却機能喪失による異常認知より早くなり，それにより操作開始が早くなるが，注水操作は冷却機能喪失による異常の認知を起点として操作を開始するため，その起点より操作開始が遅くなることはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期に地震起因のスロッシングが発生した場合，使用済燃料プール
水位が最大で約 0.70m 低下し，放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は事象発生から約 5.8 時間後（10mSv／h の場合）となり，それ以降は原子炉建屋原子炉棟 6 階の線量率が 10mSv／h を超えることから，その現場における長時間の作業は困難となる。ただし，代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水操作は，屋外から実施できるため線量の影響が小さいことから,運転員等操作時間
4.1−10

に与える影響はない。
初期条件のプールゲートの状態は，評価条件のプールゲート閉に対して最確条件はプールゲート開であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，保有水量がプールゲート閉時と比べ 1.6 倍程度となり，使用済燃料プール水温の上昇及び蒸発による使用済燃料プール水位の低下は緩和されるが，注水操作はプールゲートの状態に応じた対応をとるものではなく，冷却機能喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 4.1.6, 4.1.7, 4.1.8）(b)

評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 9.1MW に対して最確条件
は約 9.1MW 未満であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の使用済燃料プール水温は，評価条件の 65℃に対して最確
条件は約 12℃〜約 40℃であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している使用済燃料プール水温より低くなるため，沸騰開始時間は遅くなり，使用済燃料プール水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。また，自然蒸発，使用済燃料プール水温及び温度の上昇の非一様性により，評価で想定している沸騰による使用済燃料プール水位低下開始時間より早く使用済燃料プール水位の低下が始まることも考えられる。しかし，自然蒸発による影響は沸騰による水位の低下と比べて僅かであり，気化熱により使用済燃料プール水は冷却される。
さらに，使用済燃料プール水温の非一様性も沸騰開始後の気泡上昇を
4.1−11

駆動力とした対流により影響が小さくなることが考えられる。仮に，事象発生直後から沸騰による使用済燃料プール水位の低下が開始すると想定した場合，使用済燃料プール水位が放射線の遮蔽が維持される
最低水位に到達するまでの時間は事象発生から約 6.6 時間後（10mSv／h の場合）となり，それ以降は原子炉建屋原子炉棟 6 階の線量率が10mSv／h を超えることから，その現場における長時間の作業は困難となる。ただし，代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注
水操作は屋外での操作であるため，現場操作に必要な遮蔽は維持される。事象発生 8 時間後から代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水を実施することにより，使用済燃料プール水位が原子炉
建屋原子炉棟 6 階の放射線の遮蔽維持に必要な最低水位まで回復する
時間は事象発生から約 8.6 時間後（10mSv／h の場合），通常水位まで回復する時間は事象発生から約 12 時間後となる。また，使用済燃料プール水位が燃料有効長頂部まで低下する時間は事象発生から 2 日以上あり，事象発生から 8 時間後までに代替燃料プール注水系による注水が可能であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期条件の使用済燃料プール水位は，評価条件の通常水位に対して最確条件は通常水位付近であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件での初期水位は通常水位を設定しているため，その変動を考慮した場合，使用済燃料プールが通常水位から燃料有効長頂部まで低下する時間は短くなるが，仮に初期水位を水位低警
報レベル（通常水位から約 0.14m 下 ※１ ）とした場合であっても，放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は事象発生から約 10 時間（10mSv／h の場合），使用済燃料プール水位が燃料有効長頂4.1−12

部まで低下する時間は事象発生から 2 日以上あり，事象発生から 8 時
間後までに代替燃料プール注水系による注水が可能であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期に地震起因のスロッシングが発生した場合，最大で約 0.70m の水位の低下が発生し，使用済燃料プール水位が放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は事象発生から約 5.8 時間後となり，それ以降は原子炉建屋原子炉棟 6 階の線量率が 10mSv／h を超えることから，その現場における長時間の作業は困難となる。ただし，代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水操作は屋外での操作であるため，現場操作に必要な遮蔽は維持される。事象発生 8 時
間後から代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水を実施することにより，使用済燃料プール水位が原子炉建屋原子炉棟 6 階の放射線の遮蔽維持に必要な最低水位まで回復する時間は事象発生から約 8.9 時間後（10mSv／h の場合），通常水位まで回復する時間は事象発生から約 12 時間後となる。また，使用済燃料プール水位が通常水
位から燃料有効長頂部まで低下する時間は事象発生から 2 日以上あり，事象発生から 8 時間後までに代替燃料プール注水系による注水が可能であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期条件のプールゲートの状態は，評価条件のプールゲート閉に対して最確条件はプールゲート開であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，保有水量がプールゲート閉時と比べ 1.6 倍程度となり，使用済燃料プール水温の上昇及び蒸発による使用済燃料プール水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
※1

使用済燃料プール水位の水位低の警報設定値：通常水位
4.1−13

−142mmｂ．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
操作条件の代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水操作は，評価上の操作開始時間として事象発生から 8 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，当該操作は使用済燃料プールの冷却機能喪失による異常の認知を起点として実施する可搬型スプレイノズル等の設置作業 ※２ 終了後から開始するものであり，これを含めても準備操作にかかる時間は 380 分を想定していることから，実態の操作開始時間は想定している事象発生から 8 時間後より早まる可能性があり，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。
※2

可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプレイの
準備操作。

(b)

評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水
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が早まり，使用済燃料プール水位の回復を早め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 4.1.9）
4.1−14(2)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。
操作条件の代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水操作については，放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間が事象発生から約 11 時間（10mSv／h の場合），使用済燃料プール水位が燃料
有効長頂部まで低下する時間が事象発生から 2 日以上であり，事故を検知
して注水を開始するまでの時間は事象発生から 8 時間後と設定しているた
め，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
（添付資料 4.1.9）

(3)

ま と め
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，評価条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

4.1.4

必要な要員及び資源の評価(1)

必要な要員の評価
想定事故１において，重大事故等対策時における事象発生 2 時間までに必要な要員は，「4.1.1(3)

燃料損傷防止対策」に示すとおり 17 名である。
4.1−15

「6.2

重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している災害対策要員（初動）の 37 名で対処可能である。
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，発電所構外から 2 時間以内に参集可能な要員の 72 名で確保可能である。
なお，今回評価した原子炉の運転停止中ではなく，原子炉運転中を想定した場合，事象によっては，原子炉における重大事故又は重大事故に至る
おそれのある事故の対応と，想定事故１の対応が重畳することも考えられる。しかし，原子炉運転中を想定した場合，使用済燃料プールに貯蔵されている燃料の崩壊熱が低いため，操作時間余裕が十分長くあり（原子炉運転開始直後を考慮しても使用済燃料プール水が 100℃に到達するまで最低
でも 1 日以上），原子炉における重大事故又は重大事故に至るおそれのある事故の対応が収束に向かっている状態での対応となるため，災害対策要員（初動）や参集要員により対応可能である。

(2)

必要な資源の評価
想定事故１において，必要な水源，燃料及び電源は「6.1(2)

資源の評

価条件」の条件にて評価している。その結果を以下に示す。
ａ．水源

代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水については，7日間の対応を考慮すると,合計約 2,120m ３ の水が必要である。水源として，
西側淡水貯水設備に約 4,300m３の水を保有しており，水源を枯渇させることなく 7 日間の注水継続実施が可能である。
（添付資料 4.1.10）
ｂ．燃料

非常用ディーゼル発電機等及び常設代替交流電源設備（常設代替高圧
4.1−16

電源装置 2 台）による電源供給については，事象発生後 7 日間これらを最大負荷で運転した場合，合計約 755.5kL の軽油が必要となる。軽油貯蔵タンクにて約 800kL の軽油を保有しており，この使用が可能であることから，非常用ディーゼル発電機等及び常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）による電源供給について，7 日間の継続が可能である。
可搬型代替注水中型ポンプ（2 台）による代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水については，保守的に事象発生直後からの可搬型代替注水中型ポンプ（2 台）の運転を想定すると，7 日間の運転継
続に約 12.0kL の軽油が必要となる。可搬型設備用軽油タンクにて約210kL の軽油を保有しており，この使用が可能であることから，可搬型
代替注水中型ポンプ（2 台）による代替燃料プール注水系による使用済
燃料プールへの注水について，7 日間の継続が可能である。
緊急時対策所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 日間の運転継続に約 70.0kL の軽油が必要となる。
緊急時対策所用発電機燃料油貯蔵タンクにて約 75kL の軽油を保有しており，この使用が可能であることから，緊急時対策所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。
（添付資料 4.1.11）
ｃ．電源

外部電源は使用できないものと仮定し，非常用ディーゼル発電機等及び常設代替交流電源設備によって給電を行うものとする。重大事故等対策時に必要な負荷は，非常用ディーゼル発電機等の負荷に含まれることから，非常用ディーゼル発電機等による電源供給が可能である。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
4.1−17

して，約 407kW 必要となるが，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）の連続定格容量は約 2,208kW であり，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
また，緊急時対策所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。
（添付資料 4.1.12）

4.1.5

結

論

想定事故１では，使用済燃料プールの冷却系が機能喪失し，使用済燃料
プール水温が上昇し，やがて沸騰して蒸発することによって使用済燃料プール水位が緩慢に低下することから，緩和措置がとられない場合には，使用済燃料プール水位の低下により燃料が露出し，燃料損傷に至ることが特徴である。想定事故１に対する燃料損傷防止対策としては，代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水手段を整備している。
想定事故１について有効性評価を実施した。
上記の場合においても，代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水により，使用済燃料プール水位を回復し維持することができることから，放射線の遮蔽が維持され，かつ，燃料損傷することはない。
また，使用済燃料プールでは燃料がボロン添加ステンレス鋼製ラックセ
ルに貯蔵されており，必要な燃料間距離をとる等の設計により水密度の状態によらず臨界未満となるため，未臨界は維持される。
その結果，燃料有効長頂部の冠水，放射線の遮蔽が維持される水位の確保及び未臨界を維持できることから，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
評価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
4.1−18

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。
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，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注
水等の燃料損傷防止対策は，想定事故１に対して有効である。

4.1−19

4.1−20
第 4.1−1 図

想定事故１の重大事故等対策の概略系統図

※1 残留熱除去系及び燃料プール冷却浄化系の再起動が困難な場合，使用済燃料プールの冷却機能が喪失したことを確認する。使用済燃料
プールの冷却機能は，使用済燃料プール水位・温度，機器ランプ表示，機器故障警報及び系統流量計指示等により確認する。
※2 現場作業員は，当直発電長の送受話器（ページング）による退避指示を確認後，退避する。
なお，全ての現場作業員の退避が完了するまでの時間は，1時間程度である。
※3 補給水系の再起動を行うが，補給水系による使用済燃料プールへの注水が困難な場合は，使用済燃料プールへの注水機能が喪失したことを確認する。
※4 外部電源喪失が発生した場合は常設低圧代替注水系ポンプ，代替燃料プール注水系（注水ライン）又は代替燃料プール注水系（常設スプ
レイヘッダ）の負荷に給電するため，常設代替交流電源設備を起動し，緊急用母線の受電操作を実施する。
※5 原子炉建屋原子炉棟6階にアクセス可能な場合に実施する。
※6 使用済燃料プールへの注水は注水ラインを使用する。注水ラインが使用できない場合，常設スプレイヘッダによる使用済燃料プールへの注水を実施する。
※7 使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）の指示等により確認する。
※8 事故発生から8時間後の使用済燃料プール水位は，通常水位から約0.38m下となる。

プラント前提条件
・プラント停止9日目
・全燃料取出時，プールゲート閉（評価上の時刻）（0秒）

外部電源喪失凡 例：操作・確認（運転員）：プラント状態（解析）：判断：操作及び判断：解析上考慮しない操作：重大事故等対応要員（現場）：運転員と重大事故等対応要員（現場）の共同作業（10分）

使用済燃料プール冷却機能喪失
確認※１，２

使用済燃料プール注水機能喪失
確認※２，３

非常用ディーゼル発電機等の自動起動の確認

使用済燃料プール注水機能の回復操作

使用済燃料プール冷却機能の回復操作

可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注
水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプレイの準備※５

常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水操作※６

消火系による使用済燃料
プールへの注水操作

Ⅰ

可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料
プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水操作（約5.1時間）（8時間）

常設代替交流電源設備による緊急用母線の受電操作※４

タンクローリによる燃料給油操作使用済燃料プール水温
100℃到達※７

代替燃料プール注水系による使用済燃料プール注水開始※８（注水が実施できなかった場合）

可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）以外を使用した使用済燃料プールへの注水操作
・可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水操作※６
・可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールへの注水操作

使用済燃料プール水位維持のため注水継続

可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水を継続し，機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後は，残留熱除去系等による冷却を実施する。

（約11時間）

使用済燃料プール水位
約0.86m低下（10mSv／h）※８

第 4.1−2 図Ⅰ【有効性評価の対象としていないが他に取り得る手段】
Ⅰ
技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備となる消火系，可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）及び可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールへの注水も実施可能である。

想定事故１の対応手順の概要
4.1−21

想定事故１

経過時間（時間）

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

備考

実施箇所・必要要員数

事象発生【 】は他作業後移動してきた要員

プラント状況判断
操作項目

責任者

当直発電長

1人

中央監視
運転操作指揮

補佐

当直副発電長1人

運転操作指揮補佐

指揮者等

災害対策要員
（指揮者等）

4人

初動での指揮発電所内外連絡

当直運転員（中央監視）

当直運転員（現場）

約 5.1 時間
操作の内容

使用済燃料プール
水温 100℃到達

8 時間

重大事故等対応要員（現場）

可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水開始●外部電源喪失の確認
1人
A

状況判断

●非常用ディーゼル発電機等の自動起動の確認
−

10 分

−
●使用済燃料プール冷却機能喪失の確認（残留熱除去系，燃料プール冷却浄化系）●使用済燃料プール注水機能喪失の確認（補給水系）

【1人】
A

−

−

●使用済燃料プール水位，温度監視

適宜実施

−

2人
B,C

−

●使用済燃料プール冷却機能（燃料プール冷却浄化系及び残留熱除去系）の回復操作，失敗原因
調査

適宜実施

使用済燃料プール注水機能の回復操
作

−

【2人】
B,C

−

●使用済燃料プール注水機能（補給水系）の回復操作，失敗原因調査

適宜実施

常設代替交流電源設備による緊急用
母線の受電操作

【1人】
A

−

−

●常設代替高圧電源装置2台の起動操作及び緊急用母線の受電操作

常設低圧代替注水系ポンプによる代
替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注
水操作

【1人】
A

−

−

●常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）の系統構成操作及び使用済燃料プールへの注水操作

使用済燃料プール冷却機能の回復操
作

解析上考慮しない

4分

−

−

8人
a〜h

解析上考慮しない

40 分●原子炉建屋への移動
可搬型代替注水大型ポンプによる代
替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプレイの準備操作

15 分

130 分

●ホース敷設，可搬型スプレイノズル設置※

30 分●可搬型設備の保管場所への移動

可搬型代替注水中型ポンプによる代
替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注
水操作

−

−

【8人】
a〜h

【1人】
A

−

−

●可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料
プール注水の系統構成操作（電動弁の開操作）

−

−

【2人】
a,b

●可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料
プールへの注水操作

−

2人
（参集）

170 分

●可搬型代替注水中型ポンプの移動，ホース敷設等の操作−●可搬型代替注水中型ポンプへの給油操作

必要要員合計

1人
A

2人
B,C

8人 a〜h
及び参集要員2人

4分

起動後適宜状態監視

タンクローリの残量に応じて適宜軽油タンクから
給油

90 分

●可搬型設備用軽油タンクからタンクローリへの給油操作
タンクローリによる燃料給油操作

解析上考慮しない
原子炉建屋原子炉棟 6 階にアクセス可能な場合に実施※原子炉建屋原子炉棟 6階での作業を含む

適宜実施

原子炉運転中における使用済燃料プールでの事故を想定した場合，事象によっては，原子炉における重大事故等の対応と，使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれのある事故の対応が重畳することも考えられる。しかし，使用済燃料プールに貯蔵されている燃料の崩壊熱が低いため，操作時間余裕が十分長く（原子炉運転開始直後を考慮しても使用済燃料プール水が 100℃に到達するまで 1 日以上）
，原子炉側の事故対応が収束に向かっている状態での対応となるため，災害対策要員（初動）や参集要員により対応可能である。

第 4.1−3 図

想定事故１の作業と所要時間

4.1−22

燃料有効長頂部からの水位事 象 発 生 か ら 約 5.1 時 間 後使 用 済 燃 料 プ ー ル 水 温 が 100 ℃ に
到 達 し ，沸 騰 に よ る 水 位 低 下 が 開 始事 象 発 生 か ら 約 9.2 時 間 後 に 水 位 回 復水位回復後は，蒸発量に応じた注水により水位維持事象発生から 8 時間後
可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃
料 プ ー ル 注 水系（ 注水 ラ イン ）を 使 用し た
使 用 済 燃 料 プ ー ル へ の 注 水 開 始（ 通 常 水 位
か ら 約 0.38m 下 ）（ m）

事 故 後 の 時 間 （ h）

第 4.1− 4 図

使用済燃料プール水位の推移（想定事故１）

1.0E+07

使用済燃 料を線源とし た線
量率が支配的な水位
1.0E+06

1.0E+05

使用済制御棒の露出開始
1.0E+04

1.0E+03

想定事故１での水位低下（ 通 常 水 位 か ら 約 0.38m 下 ）1.0E+02（ mSv／ h)
1.0E+01通常水位

1.0E+00

使 用 済 制 御 棒 を 線 源と し た 線 量 率 が 支 配
1.0E-01

1.0E-02

遮蔽が維持される水位（ 通 常 水 位 か ら 約 0.86m 下 ）1.0E-03

第 4.1− 5 図

使用済燃料プール水位と線量率（想定事故１）
4.1−23

第 4.1−1 表
操作及び確認手

想定事故１における重大事故等対策について（1／2）
順

使用済燃料プールを冷却している系統が機能喪失することにより，使用済燃料プール水の温度が上昇する。中央制御室からの遠隔操作による
使用済燃料プールの冷却系の再起動操作が困難な場合，使用済燃料プールの冷却機能喪失であることを確認する。

使用済燃料プールの注
水機能喪失確認

使用済燃料プールの冷却機能喪失の確認後，使用済燃料プール水の温度上昇による蒸発により使用済燃料プール水位が低下することが想定されるため，補給水系による使用済燃料プールへの注水準備を行う。中央制御室からの遠隔操作による使用済燃料プールへの注水準備が困難な場合，使用済燃料プールの注水機能喪失であることを確認する。

4.1−24

使用済燃料プールの冷却機能喪失確認

常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済
燃料プールへの注水

常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料
プールへの注水を開始し，使用済燃料プール水
位を回復する。
その後は，蒸発量に応じた水量を注水すること
で，使用済燃料プール水位を必要な遮蔽を確保
できる水位より高く維持する。

常設設備
非常用ディーゼル
発電機 ＊
軽油貯蔵タンク−

常設低圧代替注水系ポンプ
代替淡水貯槽常設代替交流電源設備
軽油貯蔵タンク＊

重大事故等対処設備
可搬型設備
計装設備
残留熱除去系ポンプ吐出圧力 ＊残留熱除去系系統流量 ＊使用済燃料プール温度（ＳＡ）
使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ−広域）
使用済燃料プール監視カメラ（使用済燃料プール監視カメラ用空冷装
置を含む）
残留熱除去系ポンプ吐出圧力 ＊残留熱除去系系統流量 ＊使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）−
使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）
使用済燃料プール監視カメラ（使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置を含む）
使用済燃料プール温度（ＳＡ）
使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
使用済燃料プールエリア放射線モ−ニタ（高レンジ・低レンジ）
使用済燃料プール監視カメラ（使用済燃料プール監視カメラ用空冷装
置を含む）
緊急用Ｍ／Ｃ電圧

既許可の対象となっている設備を重大事故等対処設備に位置付けるもの：有効性評価上考慮しない操作

第 4.1−1 表
操作及び確認
可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型ス
プレイノズル）を使用
した使用済燃料プール
スプレイの準備
可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済
燃料プールへの注水

手

想定事故１における重大事故等対策について（2／2）
順

可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注
水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプレイ実施のための準備操作として，可搬型スプレイノズル等を設置する。

常設設備−

4.1−25中央制御室からの遠隔操作により，可搬型代替注水 常 設 代 替 交 流
中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライ 電源設備
ン）の電動弁を開操作し系統構成を実施するが，外 軽 油 貯 蔵 タ ン
部電源が喪失している場合には，中央制御室からの ク
遠隔操作により常設代替交流電源設備による緊急用 西 側 淡 水 貯 水母線への交流電源供給を実施し，必要な計装設備及 設備
び当該電動弁に給電する。準備が完了したところで， 可 搬 型 設 備 用
可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注 軽油タンク
水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水により，使用済燃料プールの水位を回復する。
その後は，使用済燃料プールの冷却機能を復旧しつ
つ，蒸発量に応じた水量を注水することで，使用済
燃料プール水位を維持する。

重大事故等対処設備
可搬型設備
計装設備
可搬型スプ −
レイノズル

可搬型代替
注水中型ポ
ンプ
タンクロー
リ

使用済燃料プール温度（ＳＡ）
使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）
使用済燃料プール監視カメラ（使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置を含む）
緊急用Ｍ／Ｃ電圧：有効性評価上考慮しない操作

第 4.1−2 表
項

初期条件
事故条件
重大事故等対策に関連する機器条件

4.1−26

重大事故等対策に関連する操作条件※1目

主要評価条件（想定事故１）

主要評価条件

条件設定の考え方

使用済燃料プール保有水量

約 1,189m３

保有水量を厳しく見積もるためにプールゲート閉の状況を想定

使用済燃料プール水位

通常水位

通常水位を設定

使用済燃料プール水温

65℃

運用上許容される上限値として設定

燃料の崩壊熱約 9.1MW
取出時平均燃焼度：
貯蔵燃料：45GWd／t
炉心燃料：33GWd／t

原子炉停止後に最短時間（原子炉停止後 9 日）※ １ で取り出された全炉心分の燃料が，過去に取り出された貯蔵燃料と合わせて，使用済燃料貯蔵ラックに最大体数貯蔵されていることを想定し，ＯＲＩＧＥＮ２を用いて算出

安全機能の喪失に対する仮定

使用済燃料プール冷却機能及び注水機能喪失

使用済燃料プール冷却機能及び注水機能として燃料プール冷却浄化系，残留熱除去
系及び補給水系等の機能喪失を設定

外部電源

外部電源なし外部電源の有無は事象進展に影響しないが，緊急用母線への交流電源供給が必要となることから，要員及び資源の観点で厳しい外部電源なしを設定

代替燃料プール注水系

50m３／h で注水

代替燃料プール注水系による注水を想定
設備の設計を踏まえて設定

代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注
水

事象発生から 8 時間後

代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水は，重大事故等対応要員の移動，注水準備に必要な時間等を考慮して，事象発生 8 時間後から開始する

東海第二発電所の施設定期検査における実績を確認し，解列後の全制御棒全挿入から全燃料取出完了までの最短期間である約 9 日を考慮して原子炉停止後 9 日を設定。原子炉停止後 9 日とは全制御棒全挿入からの時間を示している。通常停止操作において原子炉の出力は発電機解列以前から徐々に低下させるが，崩壊熱評価はスクラムのような瞬時に出力を低下させる保守的な計算条件となっている。

使用済燃料プールの監視について

1.

通常時の監視項目の概要
通常時における使用済燃料プールに関連するパラメータの監視についての概要を下表に示す。
第1表

通常時における使用済燃料プールに関連するパラメータの監視項目

添付 4.1.1−1

項目
スキマサージ
タンク水位

監視対象
・スキマサージタンク水位

監視方法
パラメータ確認

確認頻度
1 回／時間異常発生に伴う警報確認
・水位高／水位低時の警報発報時（スキマサージタンク水位）

使用済燃料プール水位

・使用済燃料プール水位・使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）
・使用済燃料プール監視カメラ

パラメータ確認

1 回／時間・水位高／低／低低の警報発報時（使用済燃料プール水位計／
使用済燃料プール水位・温度計（ＳＡ広域））

現場状態確認パラメータ確認

現場巡視点検時
1 回／時間

使用済燃料プール水温

使用済燃料プールの冷却機能の運転状態
漏えいの有無

現場状態確認・フローグラス（使用済燃料プールライナ
ードレン漏えい検知）
・燃料取替フロア燃料プールエ パラメータ確認
リア放射線モニタ
・使用済燃料プールエリア放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）
・原子炉建屋換気系排気ダクト放
射線モニタ

・温度高の警報発報時（使用済燃料プール温度計／
使用済燃料プール水位・温度計（ＳＡ広域））
・系統故障警報等の発生時−

現場巡視点検時・使用済燃料プールライナードレ
ン漏えい検知の警報発生時−

1 回／時間・燃料取替フロア燃料プールエリ
ア放射線モニタ高警報の発生時−

現場巡視点検時−添付資料 4.1.1

使用済燃料プールエリアの線量率

・使用済燃料プール温度
・使用済燃料プール水位・温度計（ＳＡ広域）・使用済燃料プール温度（ＳＡ）
・燃料プール冷却浄化系，残留 現場状態確認
熱除去系の運転状態

備考
水位低による燃料プール冷却
浄化系ポンプトリップのイン
ターロックあり−2.

有効性評価での事象発生と運転員の認知について
使用済燃料プールの有効性評価での運転員の事象認知について検討した。

(1)

想定事故１
使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能の喪失を想定する場合，その機能喪失は，各系統の故障警報の発生又は，外部電源喪失等の事象発生に伴う中央制御室の変化により，運転員が事象の発生を認知する。
想定事故１では残留熱除去系ポンプ及び燃料プール冷却浄化系ポンプの故障を想定しているが，中央制御室内の警報の故障を想定した場合又は，警報が発報しない事象を想定した場合でも，運転員による中央制御室内の巡視において「使用済燃料プール水温」等のパラメータを確認していることから，中央制御室の運転員は異常事象の認知が可能である。

(2)

想定事故２
使用済燃料プール水の小規模な漏えいが発生し，使用済燃料プールの水位が低下する事象においては，第 1 表の「スキマサージタンク水位」及び「使用済燃料プール水位」のパラメータの変化に伴う複数の警報，並びにスキマサージタンク水位の低下により燃料プール冷却浄化系ポンプのトリップに伴う警報等により，中央制御室の運転員が事象の発生を認知する。
想定事故２では，燃料プール冷却浄化系配管の破断を想定しており，静的サイフォンブレーカの作動により燃料プールの水位は通常水位より約0.23m 下までの低下にとどまるが，「スキマサージタンク水位」等のパラメ
ータの変化に伴う警報が発報しない事象を想定した場合でも，運転員による中央制御室内の巡視において「スキマサージタンク水位」，「使用済燃料
プール水位」，「使用済燃料プール水温」等のパラメータを確認しているこ
添付 4.1.1−2

とから，中央制御室の運転員は異常事象の認知が可能である。

以上より，有効性評価での運転員の事象認知の想定は妥当であると考える。

添付 4.1.1−3

添付資料 4.1.2
使用済燃料プールの水位低下と遮蔽水位に関する評価について

1.

使用済燃料プールの概要
使用済燃料プール周辺の概要図を第 1 図に示す。
施 設 定 期 検 査 時 に お い て ，多 く の 場 合 は プ ー ル ゲ ー ト が 開 放 さ れ ，使 用 済 燃 料 プ ー ル は 原 子 炉 ウ ェ ル ，ド ラ イ ヤ 気 水 分 離 器 貯 蔵 プ ー ル ，
キャスクピットとつながっているが，有効性評価においてはプール
ゲートを閉鎖している場合を想定し，原子炉ウェル，ドライヤ気水
分離器貯蔵プール及びキャスクピットの保有水量は考慮しない。

第 1図

2.

使用済燃料プール周辺の概要図

放射線の遮蔽の維持に必要な使用済燃料プールの遮蔽水位について
第 2 図に放射線の遮蔽の維持に必要な使用済燃料プールの遮蔽水位について示す。
添付 4.1.2−1

放射線の遮蔽の維持に必要な使用済燃料プールの遮蔽水位は，その状況（必要となる現場及び操作する時間）によって異なる。重大事故等であることを考慮し，例えば原子炉建屋原子炉棟 6 階において 10mSv／ h の 場 合 は ， 通 常 水 位 か ら 約 0.86m ※ 下 の 位 置 よ り 高 い 遮
蔽水位が必要となる。
※

放射線の遮蔽の維持のために必要な水位の算出方法については 添 付 資 料 4.1.3 に 示 す 。

通常水位
約 0.86m
放射線の遮蔽が維持される最低水位（ 10mSv／ h の 場 合 ）約 6.4m
制御棒貯蔵ハンガ

約 7.3m

燃料有効長頂部
使用済燃料

約 4.3m

制御棒貯蔵ラック

第 2図3.

放射線の遮蔽に必要な使用済燃料プールの遮蔽水位

使用済燃料プールの高さと断面積について
使用済燃料プールの高さを第 3 図に，使用済燃料プールの断面積
及び保有水の容積を第 1 表に示す。

添付 4.1.2−2

通常水位① 約 0.86m
放射線の遮蔽が維持される最低水位（ 10mSv／ h の 場 合 ）約 7.3m② 約 6.4m
制御棒貯蔵ハンガ

燃料有効長頂部
使用済燃料③ 約 4.3m

制御棒貯蔵ラック第 3図東海第二発電所

第 1表

使用済燃料プールの断面積及び保有水の容積

項目
①
②
③
合計

使用済燃料プールの高さ

断 面 積 （ m２ ）
約 116
約 115
約 83

保 有 水 の 容 積 （ m３ ）
約 100
約 737
約 352
約 1,189

第 3 図に示す各領域①〜③の保有水の容積は，使用済燃料プール
容積から機器の容積を除くことで算出し，各領域の断面積について
は，①の領域では使用済燃料プールの寸法より求めた断面積を使用
し ，② ，③ の 領 域 で は 求 め た 各 領 域 の 容 積 か ら 高 さ を 除 し て 求 め た 。
なお，断面積については各領域での平均的な値を示しているが，プール内に設置されている機器の多くは②，③の底部又は壁面下部に
あ る た め ，平 均 化 に よ っ て 上 部 の 断 面 積 が 実 際 よ り 狭 く 評 価 さ れ る 。
保有水量に対する水位の低下という観点では断面積が小さいほど水位低下速度は速くなることから，保守的な評価となっている。

添付 4.1.2−3

4.

想定事故１における時間余裕
使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能の喪失時における崩壊熱による使用済燃料プール水の沸騰までの時間，沸騰開始後の水位低下時間及び沸騰による水位低下平均速度について，以下の式を用いて算定した。事象を保守的に評価するため，使用済燃料プールの
初 期 水 温 は ，運 転 上 許 容 さ れ る 上 限 値 で あ る 65℃ と す る 。ま た ，発生する崩壊熱は全て水温上昇及び蒸発に寄与するものとし，使用済
燃料プールの水面及び壁面等からの放熱を考慮しない。

(1)

算定方法，算定条件
ａ．冷却機能停止から沸騰までの時間
沸騰までの時間(h)＝100(℃)−65(℃)

水の比熱(kJ／kg／℃)※１ 使用済燃料プールの水量(m３) 水の密度(kg／m３)
燃料の崩壊熱( MW ) 10３ 3600

※２ｂ．沸騰開始からの水位低下時間
1時間当たりの沸騰による蒸発量(m３／h)＝

水位低下時間(h)＝

燃料の崩壊熱( MW ) 10３ 3600
水の密度(kg／m３)※２ 蒸発潜熱(kJ／kg)※３

通常水位から燃料有効長頂部までの水量(m３) 水の密度(kg／m３)※２ 蒸発潜熱(kJ／kg )※３
燃料の崩壊熱( MW ) 10３ 3600

ｃ．沸騰による水位低下平均速度
水位低下速度 ( m／h )＝通常水位から燃料有効 長頂部までの高低差 ( m )通常水位から燃料有効 長頂部まで水位低下に かかる時間 ( h )使用済燃料プールの下部は機器等が設置されており，保有水が少な
いため，使用済燃料プールの下部では水位低下速度は早く，使用済燃料プール上部では水位低下速度は遅い。ここでは，燃料有効長頂部に水位が到達するまでの時間評価では，保守的に一律の水位低下速度を想定する。

添付 4.1.2−4

上記計算式を用いて，以下の条件にて算定した。
水の比熱※１（kJ／kg／℃）
4.185
蒸発潜熱※３（kJ／kg）
2,256.47※1

使用済燃料プールの水量（m３）
約 1,189

水の密度※２（kg／m３）958

燃料の崩壊熱（MW）
約 9.1

通常水位から燃料有 通常水位から燃料有 通常水位から約
効長頂部までの水量 効長頂部までの高低 0.86m 下までの水
量（m３）
差（m）
（m３）
約 837
約 7.3
約 100

65℃ か ら 100℃ ま で の 飽 和 水 の 比 熱 の う ち ，最 小 と な る 65℃ の
値 を 使 用 （ 1999 年 蒸 気 表 よ り ）※2

65℃ か ら 100℃ ま で の 飽 和 水 の 密 度 の う ち ， 最 小 と な る 100℃の 値 を 使 用 （ 1999 年 蒸 気 表 よ り ）※3100℃ の 飽 和 水 の 比 エ ン タ ル ピ と 100℃ 飽 和 蒸 気 の 比 エ ン タ ル
ピ の 差 よ り 算 出 （ 1999 年 蒸 気 表 よ り ）なお，ａ．〜ｃ．の算出においては以下の保守的な仮定と非保守的な仮定があるが，総合的に使用済燃料プールの水面や壁面からの放熱を考慮していないことの影響が大きいと考えられ，保守的な評価になっていると考えられる。
【保守的な仮定】
・温度変化に対する比熱及び密度の計算にて最も厳しくなる値を想定している。
・使用済燃料プールの水面や壁面からの放熱を考慮していない。
【非保守的な仮定】
・ 簡易的な評価とするため，プール水は全て均一の温度と仮定し，
プ ー ル 全 体 が 100℃ に 到 達 し た 時 間 を 沸 騰 開 始 と し て い る 。
なお，注水等の操作時間余裕は十分に大きいことから，これらの評価の仮定による影響は無視できる程度であると考える。
添付 4.1.2−5

(2)

算定結果

項目
使用済燃料プール水温 100℃到達までの時間（h）
燃料の崩壊熱による使用済燃料プールの保有水の蒸発量（m３／h）
必要注水流量（m３／h）※４
使用済燃料プール水位が通常水位から約 0.86m 低下するまでの時間（h）※５
使用済燃料プール水位が通常水位から燃料有効長頂部まで低下するまでの時間（day）※５
使用済燃料プール水位の低下速度（m／h）
※4

算定結果
約 5.1
約 16
約 13
約 11
約 2.5
約 0.13

必要注水流量は次の式で求める
必 要 注 水 流 量 ＝ （ 崩 壊 熱 ×3,600） ／ （（ ｈ ｓ − ｈ ｆ ） ×ρ ｆ ）ｈ ｓ ： 飽 和 蒸 気 の 比 エ ン タ ル ピ （ kJ／ kg） ＝ 2,675.57
ｈ ｆ ： 注 水 （ 35℃ 飽 和 水 ） の 比 エ ン タ ル ピ （ kJ／ kg） ＝ 146.64
ρ ｆ ： 注 水 （ 35℃ 飽 和 水 ） の 密 度 （ kg／ m ３ ） ＝ 994※5

事象発生から沸騰開始までの時間を含む

使用済燃料プールの冷却機能が喪失した場合，燃料の崩壊熱により 使 用 済 燃 料 プ ー ル 温 度 が 上 昇 し ，約 5.1 時 間 後 に 沸 騰 開 始 と な り ，
蒸 発 に よ り 水 位 低 下 が 始 ま る 。こ の と き の 蒸 発 量 は 約 16m ３ ／ h で ある。
よって，使用済燃料プールの水位が放射線の遮蔽が維持される最低 水 位（ 通 常 水 位 よ り 約 0.86m 下 ）ま で 低 下 す る 時 間 は 約 11 時 間 後で あ り ，可 搬 型 代 替 注 水 中 型 ポ ン プ に よ る 代 替 燃 料 プ ー ル 注 水 系（ 注水ライン）を使用した注水操作の時間余裕は十分にある。
＜参考＞
有効性評価では崩壊熱が厳しい施設定期検査中に全炉心燃料が取り出されている想定であり，通常運転中の想定は以下のとおりとなる。
添付 4.1.2−6

使用済燃料プール冷却機能が喪失した場合，燃料の崩壊熱により使用 済 燃 料 プ ー ル 温 度 が 上 昇 し ，約 1.5 日 後 に 沸 騰 開 始 と な り ，そ の 後 ，
放 射 線 の 遮 蔽 が 維 持 さ れ る 最 低 水 位 （ 通 常 水 位 よ り 約 0.86m 下 ） ま で使 用 済 燃 料 プ ー ル の 水 位 が 低 下 す る の は 約 2.7 日 後 と な る 。 こ の よ うに原子炉運転中の使用済燃料プールは，原子炉停止中の使用済燃料プールに比べて更に長い時間余裕がある。
項目

算定結果
約 2.1
40
約 1.5

燃料の崩壊熱（MW）
使用済燃料プールの初期水温（℃）※６
使用済燃料プール水温 100℃到達までの時間（day）
燃料の崩壊熱による使用済燃料プールの保有水の蒸発量（m３
約 3.5
／h）
使用済燃料プール水位が通常水位から約 0.86m 低下するまで
約 2.7の時間（day）※７
使用済燃料プール水位が通常水位から燃料有効長頂部まで低約 11下するまでの時間（day）※７
使用済燃料プール水位の低下速度（m／h）
約 0.03※6 使用済燃料プールの水温の実績値を包含する高めの水温を設
定※7 事象発生から沸騰開始までの時間を含む

添付 4.1.2−7

5.

燃料取出スキーム(1)

算定条件
燃料取出スキームの算定条件を下表に示す。

項目
算定条件
使 用済燃料プー 2,250 体
ル合計燃料体数
施 設定期検査時
764 体
取出燃料体数
燃料取替体数

168 体

冷却期間

13 ヶ 月

停止期間

30 日

算定根拠
使用済燃料プール貯蔵容量
原子炉内装荷全燃料
９ ×９ 燃 料 （ Ａ 型 ） 平 衡 炉 心 時 の 燃 料 取
替体数
９ ×９ 燃 料 （ Ａ 型 ） 平 衡 炉 心 時 の 運 転 日
数
過去の施設定期検査における発電機解
列 か ら 併 入 ま で の 期 間 の 実 績（ 65 日 ）よ
りも短い日数を設定
炉 心 燃 料 の 取 出 し に か か る 期 間（ 冷 却 期間 ）は 過 去 の 実 績 よ り 最 も 短 い 原 子 炉 停止後の日数を設定

原 子炉停止から
全 燃料取出しに9日かかる日数
施 設定期検査毎に 取出された使 45GWd／ ｔ ９ ×９ 燃 料 （ Ａ 型 ） 燃 料 取 出 平 均 燃 焼 度
用 済燃料の取出
平均燃焼度
イ ク ル の 運 転 期 間 (13 ヶ 月 )に 調 整 運
サ イクル末期平 33GWd／ ｔ 1転サ
期
間 (約 1 ヶ 月 )を 考 慮 し た 運 転 期 間 に
均燃焼度
おけるサイクル末期平均燃焼度(2)

燃料取出スキーム
崩壊熱を保守的に評価するに当たり，使用済燃料プール内に，貯蔵 容 量 で あ る 2,250 体 の 燃 料 が 貯 蔵 さ れ て い る と し た 。 そ の う ち 施
設 定 期 検 査 時 取 出 燃 料 は 原 子 炉 内 に 装 荷 さ れ て い る 全 燃 料（ 764 体 ），そ れ 以 前 の 施 設 定 期 検 査 時 に 取 り 出 さ れ た 燃 料 は ９ ×９ 燃 料（ Ａ 型 ）の 平 衡 炉 心 に お け る 燃 料 取 替 体 数 （ 168 体 ） ず つ 取 り 出 さ れ た も のと仮定した。

添付 4.1.2−8

使用済燃料プール
貯蔵燃料

冷却期間

取出平均燃
燃料体
焼度
数
（GWd／t）

142
体
8 サイクル冷却燃料 8×(13 ヶ 月 +30 日 )+9 日 168
体
7 サイクル冷却燃料 7×(13 ヶ 月 +30 日 )+9 日 168
体168
6 サイクル冷却燃料 6×(13 ヶ 月 +30 日 )+9 日
体
5 サイクル冷却燃料 5×(13 ヶ 月 +30 日 )+9 日 168
体
4 サイクル冷却燃料 4×(13 ヶ 月 +30 日 )+9 日 168
体
3 サイクル冷却燃料 3×(13 ヶ 月 +30 日 )+9 日 168
体168
2 サイクル冷却燃料 2×(13 ヶ 月 +30 日 )+9 日
体
1 サイクル冷却燃料 1×(13 ヶ 月 +30 日 )+9 日 168
体
施設定期検査時
764
9日
取出燃料
体
2,250
合計
−
体
9 サイクル冷却燃料 9×(13 ヶ 月 +30 日 )+9 日

注 1

崩壊熱
（MW）

45

約 0.04545

約 0.05645

約 0.05945

約 0.06545

約 0.07345

約 0.08645

約 0.11245

約 0.16545

約 0.29333

約 8.104−

約 9.058

炉心燃料の取出しにかかる期間は過去の実績より最も短い原子炉停止後 9 日を採用する。原子炉停止後 9 日とは全制御棒全挿入からの時間を示している。通常停止操作において原子炉の出力は発電機解列以前から徐々に低下させるが，崩壊熱評価はスクラムのような瞬時に出力を低下させる保守的な計算条件となっている。

添付 4.1.2−9

添付資料 4.1.3
水遮蔽厚に対する貯蔵中の使用済燃料からの線量率の算出について

1.

使用済燃料からの線量率の計算条件
使用済燃料プール内のラックの全てに使用済燃料が貯蔵された状態を仮定し，その時の使用済燃料を線源とする。
計算条件を以下に示す。

○線源形状：使用済燃料プール内のラックの全てに使用済燃料が満たされた状態○線源材質：使用済燃料及び水を考慮（密度g／ cm ３ ）○γ線エネルギ：計算に使用するγ線は，エネルギ 4 群とする。
○線源強度：文献※１に記載のエネルギ当たりの線源強度を基に，９×９ 燃 料 （ Ａ 型 ） の 体 積 当 た り の 線 源 強 度 を 式 ① で 算 出 し た 。
･･･①

このときの線源条件は以下となる。なお，本評価で使用している
線 源 強 度（ 文 献 値 ）に 対 す る 燃 料 照 射 期 間 は 10 ６ 時 間（ 約 114 年 ）であり，東海第二発電所の燃料照射期間を十分に包絡している。
・ 燃 料 照 射 期 間 ： 10 ６ 時 間・原子炉停止後の期間※２：停止後 9 日（実績を考慮した値を設定）
・ 燃 料 集 合 体 当 た り の 熱 出 力 ： 4.31MW／ 体 （ ９ ×９ 燃 料 （ Ａ 型 ））・ 燃 料 集 合 体 体 積 ： 約 7.2E+04cm ３ （ ９ ×９ 燃 料 （ Ａ 型 ））※1

B li zar d E .P. a nd Abbot t L.S.,ed.,Vol. Ⅲ P art B, SHIELDINGREACTOR H ANDBOOK.2nd ed.

, INTERSCIENCE PU BLISHER S,New

York ,Lon don ,19 62※2

原 子 炉 停 止 後 9 日 と は 全 制 御 棒 全 挿 入 か ら の 時 間 を 示 し て い る 。通常停止操作において原子炉の出力は発電機解列以前から徐々に低添付 4.1.3−1

下させるが，線源強度評価は崩壊熱評価と同様にスクラムのような瞬時に出力を低下させる保守的な条件となっている。

○計算モデル：直方体線源線 量 率 計 算 は Ｑ Ａ Ｄ − Ｃ Ｇ Ｇ Ｐ ２ Ｒ コ ー ド（ ver1.04）を 用 い て おり，その評価モデルを第 1 図に示す。また，式①で算出した体積当たりの線源強度を第 1 表に示す。なお，評価モデルにおいては，燃料有効長以外の構造体は評価対象に含めていないが，実際の使用済
燃料では，燃料有効長以外の構造体（上部タイプレート等）においても，放射化等により線源を有している。しかしながら，燃料有効
長 以 外 の 構 造 体 の 線 源 強 度 は ， 10 ９ cm − ３ ・ s − １ 程 度 と 考 え ら れ ※ ３ ，
燃 料 有 効 長 に 比 べ て 1％ 程 度 と 小 さ い 。本 線 量 評 価 は ，使 用 済 燃 料 プールにおいて放射線の遮蔽が維持される水位を評価するものであり，
放 射 線 の 遮 蔽 が 維 持 さ れ る 水 位 （ 通 常 水 位 か ら 約 0.86m 下 ） に お いて は ，使 用 済 燃 料 由 来 の 線 量 率 は 小 さ く（ 第 7 図 参 照 ），線 量 率 全 体の 0.01％ 未 満 の 寄 与 で あ る た め ， 評 価 結 果 に 対 す る 燃 料 有 効 長 以 外の構造体からの影響は十分に無視できる。
※3

同等の材料組成及び中性子照射量を受けていると考えられる制御棒
中間部と同等の線源強度と仮定（第 2 表参照）

添付 4.1.3−2

約 9.9− Ｔ

評価点

水（ 密 度 ： 0.958g／ cm３ ）

パラメータ
（ T）

EL.約 38.9

約 3.7

線源（直方体）約 7.8×約 7.8×約 3.7

燃料及び水
（密度：

g／ cm３ ）EL.約 35.2
約 7.8

※Ｔ

第 1図

遮蔽水位の高さを示す（ 単 位 ： m）

使用済燃料の線量率計算モデル

添付 4.1.3−3

第 1表

使用済燃料の線源強度1

γ線エネルギ（ Me V）
1.0

線源強度（ cm − ３ ・ s − １ ）4.4E+112

2.0

7.5E+103

3.0

1.3E+094

4.0

2.7E+07群

添付 4.1.3−42.

使用済制御棒（制御棒貯蔵ラック）の計算条件
使用済燃料プール内の制御棒貯蔵ラックの使用済制御棒を線源とする計算条件を以下に示す。

○線源形状：制御棒貯蔵ラックの制御棒用スペースが全て満たされた状態○ 線 源 材 料 ： 水 （ 密 度 0.958g／ cm ３ ※ ）※65℃ か ら 100℃ ま で の 飽 和 水 の 密 度 の う ち ， 最 小 とな る 100℃ の 値 を 設 定○ γ 線 エ ネ ル ギ ： 計 算 に 使 用 す る γ 線 は エ ネ ル ギ 18 群（ Ｏ Ｒ Ｉ Ｇ Ｅ
Ｎ群構造）とする。
○線源強度は，使用済制御棒を高さ方向に 3 領域に分割し，使用済
制御棒上部はピンローラを，使用済制御棒中間部はアブソーバ管やタイロッド等を，使用済制御棒下部は落下速度リミッタを代表としてモデル化している。制御棒へ照射される中性子フラックス
は，制御棒が全挿入された状態での照射を想定した値とした。照射 期 間 に つ い て は ， 制 御 棒 照 射 量 制 限 値 （ Ｂ ４ Ｃ 型 ： 1.5snvt） を
炉 心 中 央 の 平 均 熱 中 性 子 フ ラ ッ ク ス で 除 し た 値 と し た （ 435 日 ）。
○制御棒貯蔵ラックには冷却期間が異なる使用済制御棒が貯蔵されていることを想定し，制御棒貯蔵ラックに保管されている使用済
制御棒を 3 領域毎に分割の平均線源強度を式②により算出した。

･･･②
制 御 棒 の タ イ プ は Ｂ ４ Ｃ 型 の 1 タ イ プ ， 冷 却 期 間 は 0〜 1 サ イ ク ルの 2 種 類 ， 全 貯 蔵 本 数 は 24 本 と し た 。

○計算モデル：直方体線源
添付 4.1.3−5

線量率計算はＱＡＤ−ＣＧＧＰ２Ｒコードを用いており，その評価モデルを第 2 図に示す。また，計算により求めた線源強度を第 2表に示す。

約 8.9− Ｔ評価点

水（ 密 度 ： 0.958g／ cm３ ）

約 0.2

パラメータ
（ T）

EL.約 39.1

制御棒上部
線源（直方体）約 1.7×約 1.3×約 4.4
約 3.6
約 0.6

約 4.4

制御棒中間部
水（ 密 度 ： 0.958g／ cm３ ）

制御棒下部
EL.約 34.7
約 1.7

※Ｔ

第 2図

遮蔽水位の高さを示す（ 単 位 ： m）

制御棒貯蔵ラックの線量率計算モデル

添付 4.1.3−6

第 2表

制御棒貯蔵ラック内の使用済制御棒の線源強度

1

γ線
エネルギ
（MeV）
1.00×10−２

制御棒上部
線源強度
（cm−３・s−１）
3.6×10７

制御棒中間部
線源強度（cm−３・s−１）
4.9×10８

制御棒下部
線源強度（cm−３・s−１）
1.3×10９2

2.50×10−２

1.8×10５

1.1×10６

5.1×10６3

3.75×10−２

1.3×10５

8.8×10５

1.1×10７4

5.75×10−２

1.5×10５

9.0×10５

8.9×10８5

8.50×10−２

9.1×10４

5.1×10５

8.3×10７6

1.25×10−１

1.7×10５

1.3×10６

1.8×10８7

2.25×10−１

1.8×10５

1.3×10６

2.6×10８8

3.75×10−１

9.7×10６

2.6×10８

5.9×10８9

5.75×10−１

3.4×10７

1.6×10８

2.7×10８10

8.50×10−１

1.2×10８8.4×10８

1.6×10９11

1.25×10０

7.9×10７

6.9×10８

5.5×10９12

1.75×10０

6.3×10５

2.9×10６

5.0×10６13

2.25×10０

4.2×10２

3.7×10３

2.4×10４14

2.75×10０

9.9×10０

1.1×10１

7.5×10１15

3.50×10０

5.9×10−３

2.1×10−１０

1.0×10−９16

5.00×10０

6.1×10−５

2.2×10−１２

1.1×10−１１

17

7.00×10０

0.0×10０

0.0×10０

0.0×10０

18

9.50×10０

0.0×10０

0.0×10０

0.0×10０

2.8×10８

2.4×10９

1.1×10１０

合計

添付 4.1.3−7

3.

使用済制御棒（制御棒貯蔵ハンガ）の計算条件
使用済燃料プール内の制御棒貯蔵ハンガの使用済制御棒を線源とする計算条件を以下に示す。
○線源形状：制御棒貯蔵ハンガの全てに制御棒が吊るされた状態○ 線 源 材 料 ： 水 （ 密 度 0.958g／ cm ３ ※ ）※65℃ か ら 100℃ ま で の 飽 和 水 の 密 度 の う ち ， 最 小 とな る 100℃ の 値 を 設 定○ γ 線 エ ネ ル ギ ： 計 算 に 使 用 す る γ 線 は エ ネ ル ギ 18 群（ Ｏ Ｒ Ｉ Ｇ Ｅ
Ｎ群構造）とする。
○線源強度は，使用済制御棒を高さ方向に 3 領域に分割し，使用済
制御棒上部はピンローラを，使用済制御棒中間部はアブソーバ管やタイロッド等を，使用済制御棒下部は落下速度リミッタを代表としてモデル化している。制御棒へ照射される中性子フラックス
は，制御棒が全挿入された状態での照射を想定した値とした。照射 期 間 に つ い て は ， 制 御 棒 照 射 量 制 限 値 （ Ｈ ｆ 型 ： 4snvt， Ｂ ４ Ｃ
型 ： 1.5snvt）を 炉 心 中 央 の 平 均 熱 中 性 子 フ ラ ッ ク ス で 除 し た 値 とし た （ Ｈ ｆ 型 ： 1,160 日 ， Ｂ ４ Ｃ 型 ： 435 日 ）。
○制御棒貯蔵ハンガには，タイプ別でかつ冷却期間の異なる使用済
制御棒が混在して貯蔵されていることを想定し，モデル上で分割した 3 領域毎に使用済制御棒全体の放射能を保存した平均線源強度を式③により算出した。
･･･③
制 御 棒 の タ イ プ は Ｈ ｆ ，Ｂ ４ Ｃ の 2 タ イ プ ，冷 却 期 間 は 0〜 10 サ イ
ク ル の 11 種 類 ， 全 貯 蔵 本 数 は 156 本 と し た 。

添付 4.1.3−8

○計算モデル：直方体線源線 量 率 計 算 は Ｑ Ａ Ｄ − Ｃ Ｇ Ｇ Ｐ ２ Ｒ コ ー ド（ ver1.04）を 用 い て おり，その評価モデルを第 3 図に示す。また，計算により求めた線源
強度を第 3 表に示す。

約 2.3− Ｔ

評価点

パラメータ
（ T）

水
（ 密 度 ： 0.958g／ cm３ ）

制御棒上部
上段線源（直方体）
約 7.7×約 0.7×約 4.4

約 3.6

水
（ 密 度 ： 0.958g／ cm３ ）約 0.6

制御棒中間部

制御棒下部

約 0.2
約 3.6

EL.約 39.8

制御棒上部

制御棒中間部

約 0.6

約 4.4

約 4.4

約 0.2

EL.約 44.2

下段線源（直方体）
約 7.7×約 0.7×約 4.4

水（ 密 度 ： 0.958g／ cm３ ）

制御棒下部
EL.約 35.3
約 7.7

※Ｔ

第 3図

遮蔽水位の高さを示す（ 単 位 ： m）

制御棒貯蔵ハンガの線量率計算モデル

添付 4.1.3−9

第 3表

制御棒貯蔵ハンガの使用済制御棒の線源強度

1

γ線
エネルギ
（MeV）
1.00×10−２

制御棒上部
線源強度
（cm−３・s−１）
8.0×10４

制御棒中間部
線源強度（cm−３・s−１）
1.5×10６

制御棒下部
線源強度（cm−３・s−１）
5.5×10６2

2.50×10−２

1.3×10４

8.7×10４

5.3×10５3

3.75×10−２

7.1×10３

5.0×10４

3.1×10５4

5.75×10−２

8.0×10３

5.6×10４

1.7×10６

58.50×10−２

3.2×10３2.2×10４

2.6×10５

6

1.25×10−１

1.2×10３

8.6×10３

3.3×10５

7

2.25×10−１

4.5×10２

3.1×10３

4.1×10５8

3.75×10−１

1.2×10３

8.6×10３

5.3×10４95.75×10−１

6.5×10３

3.0×10４

5.3×10４10

8.50×10−１

2.5×10４

7.3×10６

1.5×10７11

1.25×10０

3.5×10７

2.4×10８

1.5×10９12

1.75×10０

1.2×10２

5.5×10２

9.7×10２13

2.25×10０

1.8×10２

1.3×10３

7.8×10３14

2.75×10０

5.7×10−１

3.9×10０

2.4×10１15

3.50×10０

4.1×10−１６

1.9×10−１５

2.7×10−１５16

5.00×10０

0.0×10０

0.0×10０

0.0×10０

17

7.00×10０

0.0×10０

0.0×10０

0.0×10０

18

9.50×10０

0.0×10０

0.0×10０

0.0×10０

3.5×10７

2.5×10８

1.5×10９

合計

添付 4.1.3−10

○使用済制御棒の冠水時及び露出時の線量率計算モデルについて使用済制御棒は制御棒貯蔵ハンガにハンドル部を通して格納又は制御棒貯蔵ラック内へ格納されている。評価では，これらの制御棒
貯蔵ハンガ及び制御棒貯蔵ラックの構造材を含めた使用済制御棒設
置 個 所 を 直 方 体 の 線 源 と し て モ デ ル 化 し て い る （ 第 4 図 ）。
遮蔽計算をする際，線源材にも密度を設定することで自己遮蔽等の計算を行う。本評価では制御棒が①冠水時，②一部露出時，③露出時のいずれにおいても遮蔽性能の低い水として計算している。
こちらは③露出時において，制御棒間等は気中であるが，制御棒
は 水 よ り 密 度 の 大 き い ス テ ン レ ス や Ｂ ４ Ｃ（ 又 は Ｈ ｆ ）等 で 構 成 さ れていること，線源以外にも制御棒貯蔵ハンガ，制御棒貯蔵ラックのような構造材があることから十分保守的なモデルとなっている。
①冠水時，②一部露出時の状態においては使用済制御棒等の遮蔽効果に加えて，制御棒間の隙間等，気中であった箇所に水が入るた
め，遮蔽効果は更に高まるが，評価においては③露出時と同様，水と設定して評価をすることで更に保守的なモデルとなっている。
評価結果において，水位低下により使用済制御棒露出が開始した際の現場の線量率と，完全に露出した後の現場の線量率にあまり差異がないことは，評価で上記に示すとおり①冠水時と③露出時を等
し く ， 線 源 が 水 と し て 計 算 し て い る た め で あ る （ 第 5 図 ）。

＜参考＞
一 例 と し て Ｃ ｏ − 60 を 線 源 と し た と き の 1／ 10 価 層 は 水 で あ る と
約 70cm で あ る の に 対 し て ， 鉄 （ 密 度 ： 7.87g／ cm ３ ） で あ る と 約 9cmとなり，これらの遮蔽性能が水と比べて大きいことが分かる。
添付 4.1.3−11

参 考 文 献：ア イ ソ ト ー プ 手 帳 11 版

公益社団法人日本アイソトー

プ協会
事故時に操作の可能性がある作業箇所を考慮して設定した評価点（原子炉建屋原子炉棟6階床付近）と線源との最短距離と等しい距離を線源の真上に置いたもの
評価点
評価点
評価点

水位の低下

制御棒貯蔵ハンガ

制御棒
貯蔵
ラック

水位低下時の使用済制御棒の線源モデル方法について
以降に詳細に示す

第 4図

使用済燃料

使用済燃料プール

使用済燃料プール概要図

添付 4.1.3−12遮蔽の効果は水などの触媒の通過距離等を，散乱線は①冠水時

触媒の材質によるビルドア
ップ係数でその影響を考慮
評価点

する。

制御棒上部

・線源モデルの形状：
直方体
・自己遮蔽等の遮蔽計算に用いる密度：
水と同等（密度：0.958g/cm3)

・・・・・・
モデル化
制御棒中間部

制御棒下部

使用済制御棒の側面図

制御棒の線源モデル（冠水時）②一部露出時評価点
制御棒上部

・線源モデルの形状：
直方体
・自己遮蔽等の遮蔽計算に用いる密度：
水と同等（密度：0.958g/cm3)

・・・・・・
モデル化
制御棒中間部

制御棒下部

使用済制御棒の側面図

制御棒の線源モデル（一部露出時）

③露出時
評価点
制御棒上部

・線源モデルの形状：
直方体
・自己遮蔽等の遮蔽計算に用いる密度：
水と同等（密度：0.958g/cm3)

・・・・・・
モデル化
制御棒中間部

制御棒下部

使用済制御棒の側面図

第 5図

制御棒の線源モデル（露出時）

冠水時及び露出時の線量率計算モデル

添付 4.1.3−13

4.

線量率の評価線 量 率 は ，Ｑ Ａ Ｄ − Ｃ Ｇ Ｇ Ｐ ２ Ｒ コ ー ド（ ver1.04）を 用 い て 計 算
している。
一般的に点減衰核積分法では，線源領域を細分化し点線源で近似を行い，各点線源から計算点までの媒質の通過距離から非散乱γ線束を求める。これにビルドアップ係数をかけ，線源領域全空間で積分した後，線量率換算係数をかけることで計算点での線量率を求める。
ＱＡＤ−ＣＧＧＰ２Ｒコードでは，式④を用い，線量率を計算している。第 6 図にＱＡＤ−ＣＧＧＰ２Ｒコードの計算体系を示す。

D j＝

F j･
i

Sij

･e
2

k

4･ ･Rijk･tk･Bij ･･･④

ｊ：エネルギ群番号ｉ：線源点番号ｋ：領域番号（遮蔽領域）
Ｆ j： 線 量 率 換 算 係 数
Ｓ i j：ｉ 番 目 の 線 源 点 で 代 表 さ れ る 領 域 の 体 積 で 重 み づ け さ れ た エ
ネルギｊ群の点線源強度
Ｒ i： ｉ 番 目 の 線 源 点 と 計 算 点 の 距 離
Ｂ ij： ビ ル ド ア ッ プ 係 数
μ jk： 領 域 ｋ に お け る エ ネ ル ギ ｊ 群 の γ 線 に 対 す る 線 吸 収 係 数
ｔ k： 領 域 ｋ を γ 線 が 透 過 す る 距 離
こ れ に よ り 求 め ら れ た エ ネ ル ギ 第 ｊ 群 の 線 量 率 Ｄ j か ら ，全 て の 線 源
エネルギ群について加えることによって全線量率を計算している。

添付 4.1.3−14

第 6 図5.

ＱＡＤ−ＣＧＧＰ２Ｒコードの計算

線量率を求める際の評価点と放射線遮蔽が維持される水位について(1)

線量率を求める際の評価点
線源からの線量率を求める際に設定する評価点は，可搬型代替

注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプレイの準備操作における可搬型スプレイノズルの設置個所を考慮して，原子炉建屋原子炉棟 6 階床付近とした。第 4 図に示すように，制御棒貯蔵ハンガ線
源，制御棒貯蔵ラック線源及び使用済燃料ラック線源の各線源毎に，線源から上記評価点との最短距離と等しい距離を線源の真上においた時の，使用済燃料プール水位に応じた線量率算出結果を合計したものを第 7 図に示す。
なお，評価では第 1 図及び第 2 図の線量率計算モデルに示すよ
うにプール筐体による遮蔽は考慮せず，線源から評価点までの距離を入力として評価している。
(2)

放射線の遮蔽が維持される水位

添付 4.1.3−15

想定事故１，２及び運転停止中の各有効性評価における必要な
遮 蔽 の 目 安 と し た 線 量 率 は ， 10mSv／ h と 設 定 し た 。 想 定 事 故 １ ，想定事故２及び運転停止中の各有効性評価における原子炉建屋原
子 炉 棟 6 階 で の 作 業 時 間 及 び 作 業 員 の 退 避 時 間 は 2.2 時 間 以 内 で
あ り ， 作 業 員 の 被 ば く 量 は 最 大 で も 22mSv と な る た め ， 緊 急 作 業
時 に お け る 被 ば く 限 度 の 100mSv に 対 し て 余 裕 が あ る 。
原子炉建屋原子炉棟 6 階での作業は，可搬型代替注水大型ポン
プによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用
した使用済燃料プールスプレイの準備操作における可搬型スプレ
イノズル及びホース敷設が想定される。
必 要 な 遮 蔽 の 目 安 と し た 線 量 率 10mSv／ h は ，東 海 第 二 発 電 所 の施設定期検査作業時での原子炉建屋原子炉棟 6 階における線量率を考慮した値である。
この線量率となる使用済燃料プール水位は，第 7 図より，通常
水 位 か ら 約 0.86m 下 の 位 置 で あ る 。 な お ， 本 評 価 で は バ ッ ク グ ラ
ウンドの線量率は考慮していないが，原子炉建屋原子炉棟 6 階での バ ッ ク グ ラ ン ド の 線 量 率 の 実 績 値 は 約 0.05mSv／ h 未 満 と 小 さ く ，本評価の通常水位時の線量率を下回っており，バックグラウンドの影響については本評価の保守性に包絡される。

添付 4.1.3−16

1.0E+07

使用済燃料を線源とした線量率が支配的な水位
1.0E+06

使用済制御棒の自己遮蔽のモデル
は露出後も露出前と同様の水として評価をしているため，ほぼ同等の値となっている（露出前の評価
は 大 き な 保 守 性 を 持 っ て い る ）。

1.0E+05

1.0E+04

使用済制御棒の露出開始
1.0E+03

1.0E+02（mSv／h)1.0E+01

使用済制御棒を線源とした線量率が支配的な水位
1.0E+00

1.0E-01

1.0E-02

約 6 .4m
1.0E-03

約 0. 86 m

第 7図

放射線の遮蔽が維持される水位

添付 4.1.3−17

添付資料 4.1.4
安定状態について（想定事故１）

想定事故１（使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能の喪失）の安定状態については以下のとおり。
使用済燃料プール安定状態：事象発生後，設計基準対象施設及び重大事故等対処設備を用いた使用済燃料プールへの注水により，使用済燃料プール水位を回復・維持すること
で，燃料の冠水，放射線遮蔽及び未臨界が維持され，使用済燃料プールの保有水の温度が安定し，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合，安定状態が確立されたものとする。
【安定状態の確立について】
使用済燃料プールの安定状態の確立について
可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水を実施することで，使用済燃料プール水位は回復，維持され，使用済燃料プールの安定状態が確立される。
また，重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
【安定状態の維持について】
上記の燃料損傷防止対策により安定状態を維持できる。
ま た ，可 搬 型 代 替 注 水 中 型 ポ ン プ に よ る 代 替 燃 料 プ ー ル 注 水 系（ 注 水 ラ イ ン ）で使用した使用済燃料プールへの注水を継続し，残留熱除去系等を復旧し，復旧後は補給水系統等によりスキマサージタンクへの補給を実施する。使用済燃料プールの保有水を残留熱除去系等により冷却することによって，安定状態後の状態維持のための冷却が可能となる。
（ 添 付 資 料 2.1. 2 別 紙 1 ）

添付 4.1.4−1

添付資料 4.1.5
使用済燃料プール水沸騰・喪失時の未臨界性評価

東海第二発電所の使用済燃料プールでは，ボロン添加ステンレス
鋼製ラックセルに燃料を貯蔵する。使用済燃料プールには，通常は限られた体数の新燃料と照射済燃料を貯蔵するが，臨界設計では，
新燃料及びいかなる燃焼度の照射済燃料を貯蔵しても十分安全側の評 価 を 得 る よ う に ，炉 心 装 荷 時 の 無 限 増 倍 率（ k ∞ ）が 1.30 と な る 燃
料を用いて評価している。また，使用済燃料プール水温，ラック製
造公差，ボロン添加率，ラックセル内燃料配置それぞれについて最も結果が厳しくなる状態で評価している。未臨界性評価の基本計算
条件を第 1 表に，計算体系を第 1 図に示す。
仮に使用済燃料プール水が沸騰又は喪失状態となった場合には，使用済燃料プールの水密度が減少することにより，ラックセル内で中性子を減速する効果が減少し，実効増倍率を低下させる効果が生じる。一方，ラックセル間では水及びラックセルによる中性子を吸収する効果が減少するため，隣接ラックへの中性子の流れ込みが強くなり，実効増倍率を増加させる効果が生じる。
低水密度状態を想定した場合の使用済燃料プールの実効増倍率は
上 記 の 2 つ の 効 果 の バ ラ ン ス に よ り 決 定 さ れ る た め ，ラ ッ ク の 材 質・ピッチの組合せによっては通常の冠水状態と比較して未臨界性評価
結果が厳しくなる可能性がある。
そこで，東海第二発電所の使用済燃料プールにおいて水密度を一様 に 0.0〜 1.0g／ cm ３ と 変 化 さ せ て 実 効 増 倍 率 を 計 算 し た と こ ろ ， 中性子の強吸収体であるラックセル中のボロンの効果により，実効増
倍率を増加させる効果がある隣接ラックへの中性子流れ込みが抑制
添付 4.1.5−1

されることから，第 2 図に示すとおり，水密度の減少に伴い実効増
倍率は単調に減少する結果が得られた。このため，水密度が減少す
る事象が生じた場合でも未臨界は維持されることとなる。
なお，解析には，米国オークリッジ国立研究所（ＯＲＮＬ）が米
国原子力規制委員会（ＮＲＣ）の原子力関連許認可評価用として作成したモンテカルロ法に基づく３次元多群輸送計算コードであり，米国内及び日本国内の臨界安全評価に広く使用されているＳＣＡＬ
Ｅシステムを用いた。

添付 4.1.5−2

第 1表

未臨界性評価の基本計算条件
項目
燃料種類
２３５

燃料仕様

仕様
９ ×９ 燃 料 （ Ａ 型 ）wt％ ※ １

Ｕ濃縮度

ペレット密度理 論 密 度 の 97％

ペレット直径0.96cm

被覆管外径1.12cm

被覆管厚さ0.71mm

燃料有効長

3.71m

ラックタイプキャン型

ラックピッチmm

使用済燃料貯蔵ラ材料

ボロン添加ステンレス鋼

ック

ボロン濃度

wt ％ ※ ２

板厚

mm

内のり
※1
※2

mm

未 臨 界 性 評 価 用 燃 料 集 合 体 （ k ∞ ＝ 1. 30 未 燃 焼 組 成 ， Ｇ ｄ な し ）ボロン濃度の解析使用値は，製造公差下限値とする。

添付 4.1.5−3

第 1図

角管型ラックの計算体系

第 2図

実効増倍率の水密度依存性

添付 4.1.5−4

添付資料 4.1.6
使用済燃料プール水温の管理について

使用済燃料プールの水温は，海水温度や貯蔵する燃料の体数等により変動する。また，使用済燃料プールの水位及び水温に対する保安規定の運転上の制限が第 1 表のとおり定められており，発電長は定期的に運転上の制限を満足していることを確認している。
有効性評価における使用済燃料プールの初期水温は，使用済燃料プールの沸騰による水位低下が早く，評価項目に対して厳しい条件として ， 運 転 上 許 容 さ れ る 上 限 値 で あ る 65℃ を 設 定 し て い る 。
第 1 図に使用済燃料プール水温の年間の推移の例を示す。このように，使用済燃料プールの水温は，保安規定の運転上の制限に対して十分 に 低 い 水 温 で 推 移 し て お り ， 10 年 程 度 の 期 間 で の 最 大 値 は 約 40℃ ，
最 小 値 は 約 12℃ と な っ て い る 。
第 1表

使用済燃料プールに関する運転上の制限

項目
使用済燃料プールの水位
使用済燃料プールの水温

運転上の制限オーバーフロー水位付近にあること
65℃ 以 下100

使用済燃料プール水温（℃）

90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
2009年4月

2009年6月

2009年8月

2009年10月

2009年12月

2010年2月

2010年4月※図中の空白箇所は点検等により正常な測定結果が得られなかった期間

第 1図

使用済燃料プール水温の推移の例

添付 4.1.6−1

添付資料 4.1.7
自然蒸発による水位低下速度について

1.

はじめに
使用済燃料プールの保有水が自然蒸発により水位低下する速度について，概略評価した。

2.

評価方法及び評価結果 【１】
水が定常的に蒸発するとした場合，拡散流束は濃度勾配に比例するため，次の①式で表される。
・・・・・・・・・・・・・①
ここで，w は単位時間に通過する物質の質量，D は拡散係数，dρ/dx は濃度勾配であり，この関係式はフィック（Fick）の拡散法則と呼ばれる。
水蒸気を含む空気を理想気体として取り扱うと，水蒸気の密度ρとその分圧
e との関係から，ρは次の②式で表される。
・・・・・・・・・・・・・・②
ここで，Mv は水蒸気のモル質量，R は気体定数，T は温度である。水蒸気の密度は水蒸気圧に比例するため，濃度勾配の代わりに水蒸気勾配 de/dx を用いると，①式は次の式となる。

・・・・・・・・・・・・③③式の比例定数 DMv/RT を K と置くと，・・・・・・・・・・・・・・④①式は次の⑤式で表される。
・・・・・・・・・・・・・・⑤③式より，拡散係数は次の⑥式で表される。

・・・・・・・・・・・⑥
添付 4.1.7−1

⑥式の Mv/RT は温度によって定まるため，水面の単位面積から単位時間に蒸発する水の質量 w と，水蒸気圧勾配 de/dx との関係から，水蒸気の拡散係数が求められる。この方法により，15℃付近の温度で測定した w と de/dx との関係
から，温度及び圧力による影響を考慮して空気中における水蒸気の拡散係数 Dは，次の⑦式で表される。
.

0.241

[cm ２ ／s]・・・・⑦

ここで，t は温度，P0 は標準気圧（=1,013.25hPa），P は空気の圧力である。
④式と⑦式から，比例定数 K は次の⑧式で表される。
0.263

.

10

［g／（cm・s・hPa）］・・・⑧

温度（t=0〜50℃）と比例定数 K の関係を図 1 に示す。なお，温度が 95℃，
空気の圧力が 1atm の標準状態における比例定数 K は 0.218×10 − ６ g／（cm・s・hPa）となり，1 時間当たりの拡散による自然蒸発量は約 6.64kg／m２ と評価される。
想定事故１における沸騰開始までの時間は約 5.1 時間であるが，保守的にこの期間中に 95℃で自然蒸発を継続したと仮定した場合，その総量は約 4.1m3 となる。事象開始時に 4.1m3 が蒸発したと仮定しても，遮蔽維持水位到達までの時間は 4.1m3 の蒸発を仮定しない場合と同様に約 11 時間であり，有意な変化は
生じない。

図1
【1】

温度と比例定数の関係図「湿度と蒸発−基礎から計測技術まで−」（コロナ社）
添付 4.1.7−2

添付資料 4.1.8

使用済燃料プール（ＳＦＰ）ゲートについて○ＳＦＰゲートについては，以下の理由により十分信頼性があるため，大規模な流出はない。
(1)

ＳＦＰゲートはＳＦＰと原子炉ウェルの流路に設けられたフックに 設 置 さ れ ，ス ト ッ パ ー に よ り 浮 き 上 が り を 防 止 す る 設 計 と し ，Ｓ Ｆ
Ｐゲートのフック及びストッパーは基準地震動ＳＳによる地震荷重に対し強度上問題ない設計とする。

(2)

Ｓ Ｆ Ｐ ゲ ー ト に つ い て 基 準 地 震 動 Ｓ Ｓ に よ る 地 震 荷 重 ，静 水 圧 及 び
動 水 圧（ ス ロ ッ シ ン グ 荷 重 ）を 考 慮 し て 評 価 を 行 い ，強 度 上 問 題 な い設計とする。

(3)

Ｓ Ｆ Ｐ ゲ ー ト パ ッ キ ン の 材 質 は シ リ コ ン ゴ ム で あ り ，納 入 時 に 特 性試験（耐水試験（ＪＩＳ
ずみ試験（ＪＩＳＫＫ

６ ２ ５ ８ ）： 100℃ − 70h， 圧 縮 永 久 ひ

６ ２ ６ ２ ）： 150℃ − 70h） に よ り 材 料 健 全 性を 確 認 し て お り ，Ｓ Ｆ Ｐ 保 有 水 が 沸 騰 し た 場 合 に お い て も シ ー ト 性 能を確保可能。

添付 4.1.8−1（原子炉ウェル側）（ＳＦＰ側）cm

ＳＦＰゲート正面図
ＳＦＰゲート（原子炉ウェル側から）
側面図

第 1図

ＳＦＰゲートの構造図（内側ゲートの例）○ＳＦＰゲートのシール機能について以下に示す。
(1)

ＳＦＰゲートは原子炉ウェルとＳＦＰの流路に二重に設置されてお り ，内 側 の ゲ ー ト か ら リ ー ク し た 場 合 に お い て も 外 側 の ゲ ー ト に よりシート性能を確保可能。

(2)

Ｓ Ｆ Ｐ ゲ ー ト の パ ッ キ ン は 二 重 シ ー ル と な っ て お り ，外 側 の パ ッ キンからリークした場合においても内側のパッキンによりシート性能を 確 保 可 能 。（ パ ッ キ ン は 水 圧 に よ り 面 圧 を 確 保 し ， ス ト ッ パ ー に より据付状態を保持）

添付 4.1.8−2

シート部の詳細

A

A
スロット部
A
（ A― A 断 面 ）第 2図ＳＦＰゲート据付状態の概要図（参考）ＳＦＰゲートが外れた場合
ＳＦＰゲートが外れることによりＳＦＰ水が原子炉ウェル側へ流出した場合の水位及び線量等に対する評価を実施した。

○評価条件
・ＳＦＰゲートは，地震等が発生した場合でも十分信頼性があるものであるが，本評価では，保守的に，ＳＦＰゲートが外れ，かつゲート下端（スロット部）までＳＦＰ水位が低下した場合を想定し，その後使添付 4.1.8−3

用済燃料の崩壊熱によりＳＦＰ水位が燃料有効長頂部まで低下するまでの時間余裕を評価した。
なお，原子炉が未開放の状態であった場合，漏えいした燃料プールの保有水が原子炉ウェルやドライヤ気水分離器貯蔵プールに流れ込むことで原子炉ウェルの水位を上昇させ，原子炉ウェル側とＳＦＰ側の水位が均一になった際にＳＦＰからの保有水の漏えいが停止することも考えられるが，本評価においてはその効果に期待しないものとした。
・ＳＦＰ内の使用済燃料の崩壊熱は，想定事故１及び想定事故２と同様，
約 9.1MW と し た 。
・サイフォン等による漏えいは静的サイフォンブレーカや現場の隔離操
作により停止されるものとした。
ＳＦＰ保有水量（流出前）

約 1,189m ３原子炉ウェル等への流出量

約 813m ３

プール保有水量（流出後）

約 376m ３

プール水位低下量（通常運転水位からの低下）

約 7.0m○評価結果
事 象 発 生 か ら Ｓ Ｆ Ｐ 保 有 水 の 沸 騰 開 始 ま で の 時 間 余 裕 は 約 1.6 時 間 であった。また，沸騰によりＳＦＰ水位が低下し，ＳＦＰ水位が燃料有効
長 頂 部 ま で 低 下 す る ま で の 時 間 余 裕 は 約 3.2 時 間 で あ っ た 。
ＳＦＰ水位の低下により原子炉建屋原子炉棟 6 階の線量率は上昇する
ため，原子炉建屋原子炉棟 6 階での作業は困難となるが，事象開始から
燃 料 有 効 長 頂 部 ま で Ｓ Ｆ Ｐ 水 位 が 低 下 す る 時 間 余 裕 は 約 3.2 時 間 あ る ため，原子炉建屋原子炉棟 6 階での作業が不要である注水手段（代替燃料
プール注水系（注水ライン）等）によりＳＦＰにおける燃料損傷を防止することができる。

添付 4.1.8−4

冷却機能停止及びＳＦＰゲートからの流出後，ＳＦＰ水が沸騰するまでの時間
事象発生から燃料有効長頂部までＳＦＰ水位が低下するまでの時間

約 1.6 時 間
約 3.2 時 間

ＳＦＰ
通 常 水 位 （ EL .約 4 6）
漏えいした燃料プールの保有 水 に よ り ，原 子 炉 ウ ェ ル や
ドライヤ気水分離器貯蔵プ
ー ル の 水 位 が 上 昇 し ，漏 え いが 停 止 し た 場 合 （ 約 3.2 m）

制御棒貯蔵
ハンガ

Ｓ Ｆ Ｐ ゲ ー ト 底 部（ E L.約 3 9 .2）
原 子 炉

約 0.28 m
燃 料 有 効 長 頂 部（ E L.約 38.9 ）
燃料集合体

約 4.25 m
Ｓ Ｆ Ｐ 底 部 （ EL. 約 35）
制御棒貯蔵
ラック

スロット部

○まとめ
ＳＦＰゲート部はスロッシング荷重等を考慮しても十分に信頼性があ
るものであり，万一ＳＦＰゲート部からリークがあった場合でも，ＳＦＰ 水 位 が 約 7.0m 低 下 す る が ，燃 料 が 露 出 す る こ と は な い こ と か ら ，Ｓ Ｆ
Ｐ 水 位 が 燃 料 有 効 長 頂 部 ま で 低 下 す る 時 間 の 約 3.2 時 間 後 ま で に 原 子 炉
建屋原子炉棟 6 階での作業が不要である注水手段（代替燃料プール注水系（注水ライン）等）により注水を開始することでＳＦＰ内燃料の損傷を防止することが可能である。

添付 4.1.8−5

評価条件の不確かさの影響評価について（想定事故１）

添付 4.1.9−1

初
期
条
件

第1表

評価条件を最確条件とした場合に運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（1／4）

項目

評価条件(初期，事故及び機器条件)の不確かさ
評価条件
最確条件

使用済燃料
プールの初
期水位

通常水位

通常水位付
近

条件設定の考え方

通常水位を設定評価項目となるパラメータに与える影響

最確条件とした場合は，評価条件での初期水位
は通常水位を設定しているため，通常水位より低い水位の変動を考慮した場合，使用済燃料プール水位が燃料有効長頂部まで低下する時間
及び使用済燃料プール水位の低下による異常の認知の時間は短くなる。条件によっては想定する冷却機能喪失による異常認知より早くなり，それにより操作開始が早くなるが，注水操
作は冷却機能喪失による異常の認知を起点として操作を開始するため，その起点より操作開始が遅くなることはないことから，運転員等操
作時間に与える影響はない。
初期に地震起因のスロッシングが発生した場
合，使用済燃料プール水位が最大で約 0.70m 低
下し，放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は事象発生から約 5.8 時間
後（10mSv／h の場合）となり，それ以降は原
子炉建屋原子炉棟 6 階の線量率が 10mSv／h を超えることから，その現場における長時間の作業は困難となる。ただし，代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水操作は，屋外から実施できるため線量の影響が小さいことから,運転員等操作時間に与える影響はない。

最確条件とした場合は，評価条件での初期水位は通常水位を設定しているため，その変動を考慮した場合，使用済燃料プールが通常水位から燃料有効長頂部まで低下する時間は短くなるが，仮に初期水位を水位低警報レベル（通常水位から約 0.14m 下）とした場合であっても，放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は事象発生から約 10 時間（10mSv／h の場合）
，使用済
燃料プール水位が燃料有効長頂部まで低下する時間は事象発生から2日以上あり，事象発生から 8 時間後までに代替燃料プール注水系による注水が可能であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期に地震起因のスロッシングが発生した場合，最大で約 0.70m の水位の低下が発生し，使用済燃料プール水位が放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は事象発生から約 5.8 時間後となり，それ以降は原子炉建屋原
子炉棟 6 階の線量率が 10mSv／h を超えることから，その現場における長時間の作業は困難となる。ただし，代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水操作は屋外での操作であるため，現場操作に必要な遮蔽は維持される。事象発生 8 時間後から代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水を実施することにより，使用済燃料プール水位が原子炉建屋原子炉棟 6 階の放射線の遮蔽維持に必要な最低水位まで回復する時間は事象発生から約9時
間後（10mSv／h の場合）
，通常水位まで回復する時間は事象発生から約 12 時間後となる。また，使用済燃料プール水位が通常水位から燃料有効長頂部まで低下する時間は事象発生から 2 日以上あり，事象発生から 8 時間後までに代替燃料プール注水系による注水が可能であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

添付資料 4.1.9

運転員等操作時間に与える影響第1表

評価条件を最確条件とした場合に運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（2／4）

項目

評価条件(初期，事故及び機器条件)の不確かさ
評価条件
最確条件

使用済燃料
プールの初 65℃
期水温

約 12℃〜
約 40℃（実績値）

条件設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

初期条件

添付 4.1.9−2

最確条件とした場合は，評価条件で設定している使用済燃料プールの
初期水温より低くなり，沸騰開始時
間は遅くなるため，時間余裕が長く
運転上許容される上限値と なるが，注水操作は使用済燃料プーして 65℃を設定
ル水の初期水温に応じた対応をとるものではなく，冷却機能喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

原子炉の運転停止後に取り出された全炉心分の燃料とそれ以前に取り出された燃料を合わせて，
使用済燃料プールの貯蔵ラックの容量の約 9.1MW
燃料の崩壊
約 9.1MW 未 最大数となるように保管し
（原子炉停
熱
満
た状態を設定止後 9 日）炉心燃料の冷却期間については過去の実績より取出期間が最も短い 9 日を想定
崩壊熱は，ORIGEN2 を用いて評価

評価項目となるパラメータに与える影響
最確条件とした場合は，評価条件で設定している使用済燃料プール水温より低くなるため，沸騰開始時間は遅くなり，使用済燃料プール水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。また，自然蒸発，使用済燃料プール水温及び温度の上昇の非一様性により，評価で想定している沸騰による使用済燃料プール水位低下開始時間より早く使用済燃料プール水位の低下が始まることも考えられる。しかし，自然蒸発による影響は沸騰による水位の低下と比べて僅かであり，気化熱により使用済燃料プール水は冷却される。
さらに，使用済燃料プール水温の非一様性も沸騰開始後の気泡上昇を駆動力とした対流により影響が小さくなることが考えられる。仮に，事象発生直後から沸騰による使用済燃料プール水
位の低下が開始すると想定した場合，使用済燃料プール水位が放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は事象発生から約 6.6 時間後（10mSv／h の場合）となり，それ以降
は原子炉建屋原子炉棟 6 階の線量率が 10mSv／h を超えることから，その現場における長時間の作業は困難となる。ただし，代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水操作は屋外での操作であるため，現場操作に必要な遮蔽は維持される。事象発生 8 時間後から代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水を実施することにより，使用済燃料プール水
位が原子炉建屋原子炉棟6階の放射線の遮蔽維持に必要な最低水位まで回復する時間は事象発生から約 8.6 時間後（10mSv／h の場合）
，通常水位まで回復する時間は事象発生から約 12 時間後となる。また，使用済燃料プール水位が燃料有効長頂部まで低下する時間は事象発生から 2日以上あり，事象発生から 8.6 時間後までに代替燃料プール注水系による注水が可能であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

最確条件とした場合は，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，使用済燃料プール水
温の上昇及び使用済燃料プール水
位の低下は緩和されるが，注水操作 最確条件とした場合は，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなることから，評価
は燃料の崩壊熱に応じた対応をと 項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
るものではなく，冷却機能喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

第1表

評価条件を最確条件とした場合に運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（3／4）

項目

評価条件(初期，事故及び機器条件)の
不確かさ
評価条件
最確条件

プールゲー
トの状態

初期条件

添付 4.1.9−3

外部水源の
温度

外部水源の
容量

燃料の容量

条件設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

プールゲート開（原子炉ウェル及びドライヤ気水分離器貯蔵プールの保有水量を考慮）

全炉心燃料取出直後である
ため，プールゲートは開放されていることが想定されるが，保守的に原子炉ウェ
ル及びドライヤ気水分離器
貯蔵プールの保有水量を考慮しない状態を想定

35℃

35℃以下

代替燃料プール注水系を使用した使用済燃料プール注
水による使用済燃料プール
水位維持の観点で厳しい高めの水温として，年間の気象条件変化を包含する高めの水温を設定最確条件とした場合は，保有水量がプールゲート閉時と比べ 1.6 倍程度となり，使用済燃料プール水温の上昇及び蒸発による使用済燃料プール水位の低下は緩和されるが，注水操作はプールゲートの状態に応じた対応をとるものではなく，冷却機能喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
最確条件とした場合には，評価条件で設定している水温と同等以下となる。35℃の場合は，解析条件と最確条件は同等であることから運転員等操作時間に与える影響はない。35℃未満の場合は，使用済燃料プール注
水後の水位低下速度が遅くなることが考えられるが，注水操作は水源の温度に応じた対応をとるものではなく，使用済燃料プールの水位低下に伴う異常の認知を起点とし，補給水系及び残留熱除去系による使用済燃料プールへの注水機能喪失の確認後に実施するものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。

約 8,600m３

約 8,600m３
以上（西側淡水貯水設
備＋代替淡水貯槽）

西側淡水貯水設備及び代替
淡水貯槽の管理下限値を設
定

管理値下限の容量として事象発生から 7 日間後までに必要な容量を備えており，水源は枯渇しないことから運転員等操作時間に与える影響はない。

−

約 1,010kL

約 1,010kL
以上（軽油貯蔵タンク＋可搬型設備用軽
油タンク）

軽油貯蔵タンク及び可搬型設備用軽油タンクの管理下
限値を設定

管理値下限の容量として事象発生から 7 日間後までに必要な容量を備えており，燃料は枯渇しないことから運転員等操作時間に与える影響はない。

−

プールゲート閉（原子炉ウェル及びドライヤ気水分離器貯蔵プールの保有水量を考慮しない）

評価項目となるパラメータに与える影響

最確条件とした場合は，保有水量がプールゲート閉時と比べ 1.6 倍程度となり，使用済燃料プール水温の上昇及び蒸発による使用済燃料プール水位の低下は緩和されることか
ら，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

最確条件とした場合には，評価条件で設定している水温と同等以下となる。35℃の場合は，解析条件と最確条件は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。35℃未満の場合は，使用済燃料プール注水後の位低下速度が遅くなることが考えられるが，その影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

第1表
項目

事故条件

安全機能
の喪失に
対する仮
定

外部電源

重大事故等対策に関連する
機器条件

添付 4.1.9−4

代替燃料
プール注
水系によ
る使用済
燃料プー
ルへの注
水流量

評価条件を最確条件とした場合に運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（4／4）
評価条件(初期，事故及び機器条件)の不確かさ
評価条件
最確条件
使 用 済燃 料
プ ー ル冷 却
機 能 喪失 及−び 注 水機 能喪失
外 部 電源 なし３50m ／h−50m３／h以上

条件設定の考え方
使用済燃料プール冷却機能及び注水機能喪失として，残留熱除去系，燃料プール冷却浄化系及び補給水系の機能喪失
を設定
外部電源の有無は事象進展に影響しないことから，資源の観点で厳しい外部電源なしを設定

燃料の崩壊熱による保有水の蒸発を補うために必要な注水量を上回り燃料損傷防止が可能な流量として設定

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

評価条件と最確条件が同様であることから，事象進展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はな
い。

評価条件と最確条件が同様であることから，事象進展に影響はな
く，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

外部電源がない場合と外部電源がある場合では，事象進展は同様であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

外部電源がない場合と外部電源がある場合では，事象進展は同様であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水操作は，注水流量を起点に開始する操作ではない
ことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

評価条件で設定している代替燃料プール注水系による注水流量は崩壊熱による保有水の蒸発量（約 16m３／h）より大きく，注水操作開始以降の流量であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

第2表

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（1／2）
評価条件(操作条件)

項目

操作条件

添付 4.1.9−5

代替燃料プ
ール注水系
による使用
済燃料プー
ルへの注水
操作

評価上の
操作開始
時間

事象発生
から 8 時間後評価条件設定の考え方

代替燃料プール
注水系による使用済燃料プール
への注水は，重
大事故等対応要
員の移動，注水準備に必要な時間等を考慮して，事象発生 8
時間後から開始する。

操作の不確かさ要因

運転員等操作時間に
与える影響

【認知】
代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水操作の開始は事象発生から 8 時間後としているが，それまでに使用済燃料プールの冷却機能の喪失による異常を認知できる時間は十分にあり，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はない。
【要員配置】
当該操作を行う重大事故等対応要員は，注水操作の実施期間中に他の操作を担っていないことから，操作開始時間に与える影響はない。
【移動】可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）
で使用する可搬型代替注水中型ポンプ等は車両であり，自走にて作業現場へ移動することを想定している。仮に地震等の外部事象が起因事象の場合に，アクセスルートに被害があっても，ホイールローダ等にて必要なアクセスルートを復旧できる体制としている。
【操作所要時間】
要員の移動時間に 20 分,可搬型代替注水中型ポンプ準備，西側淡水貯水設備からのホース敷設等として 150 分を想定している。評価上の操作開始時間を 8 時間後と設定しているが，使用済燃料プールの冷却機能の喪失による異常を認知した時点での準備が可能である。なお，その場合は実際の操作開始時間は早くなる場合が考えられる。
【他の並列操作の有無】
本操作は，可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプレイの準備操作（ホース敷設，可搬型スプレイノズル設置）の終了後から開始するものであり当該操作に対応する重大事故等対応要員に他の並列操作はなく，操作開始時間に与える影響はない。
【操作の確実さ】
重大事故等対応要員の現場操作は，操作の信頼性向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作等が操作開始時間に影響を及ぼす可能性は非常に低い。

操作条件の代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水操作は，評価上の操作開始時間として事象発生から 8 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，
当該操作は使用済燃料
プールの冷却機能喪失による異常の認知を起点として実施する可搬型スプレイノズル等の設置作業終了後から開始するものであり，これを含めても準備操作にかかる時間は 380 分を想定していることから，実態の操作開始時間は想定している事象発生
から 8 時間後より早まる可能性があり，運転員
等操作時間に対する余裕は大きくなる。

評価項目となるパラメータに与える影響操作時間余裕

訓練実績等

実態の操作開始時間が早まり，使用済燃料
プール水位の回復を早める
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。

放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間が事象発生から約 11 時間（10mSv／h の場合），使用済
燃料プール水位が燃料有効長頂部まで低下する時間が事象発生から2日以上であり，事故を検知して注水を開始するまでの時間は事象発生から8時間後と設定している
ため，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。

可搬型代替注水中型ポンプ準備，ホース敷設等は，移動も含め所要時間を
170 分と想定している。要員の移動時間は20 分以内であり，可搬型代替注水中型ポンプ準備，
ホース敷設等は，移動も含め訓練実績等では
約 154 分。想定している範囲内で意図している
運転操作が実施可能であることを確認した。

第2表

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（2／2）
評価条件(操作条件)

項目

操作条件

添付 4.1.9−6

可搬型代替
注水中型ポ
ンプへの燃
料給油操作

評価上の操
作開始時間

事象発生か
ら 8 時間後

評価条件設定の考え方

可搬型代替注水中型ポンプへの燃料給油は，評価条件ではないが，評価で想定している操作の成立や継続に必
要 な作業で あり，燃料が枯渇
しないように設
定

操作の不確かさ要因【認知】「代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水操作」と同様であり，認知遅れが操作開始時間に影響を及ぼす可能性は非常に小さい。
【要員配置】
本操作を実施する参集要員は，操作の実施期間中に他の操作を担っていないことから，要員配置が操作開始時間に与える影響はない。
【移動・操作所要時間】
参集要員の参集まで 120 分を想定している。また，燃料給油に用いる
タンクローリは車両であり，自走にて作業現場へ移動することを想定している。仮に地震等の外部事象が起因事象で，アクセスルートに被害がある場合でも，ホイールローダ等にて必要なアクセスルートを復旧できる体制としている。
可搬型設備用軽油タンクからタンクローリ
への燃料給油として移動も含め 90 分を想定しており，十分な時間余裕を確保していることから，
移動及び操作所要時間が操作開始時間に影響を及ぼす可能性は非常に小さい。
【他の並列操作有無】
他の並列操作はないことから操作開始時間に与える影響はない。
【操作の確実さ】
現場での操作は，操作の信頼性の向上や要員の安全のため，操作要員
2 人以上で実施することとしており，誤操作は起こりにくいことから，誤操作等が操作開始時間に影響を及ぼす可能性は非常に小さい。

運転員等操作時間に与える影響

認知時間及び移動
・操作所要時間は，余裕時間を含めて設定していることから，実態の操作開始
時間は解析上の操作
開始時間よりも若干早まる可能性がある。

評価項目となるパラメータに与える影響

実態の操作開始時
間は解析上の設定から早まる可能性があるが，評価項目となるパラメータに直接影響を与えることはない。

操作時間余裕訓練実績等

各機器の燃料が枯渇しない時間内に実施することで燃料損傷を回避することが可能であり，代替燃料プール注
水系による使用済
燃料プールへの注水開始から3時間半
程度の時間余裕がある。

可搬型代替注水中型ポンプへの燃料給油操作は，移動も含めて 90 分を想定しているところ訓
練実績等では約80 分。また，以降，各機器の燃料が枯渇しない
時間間隔（許容時間）以内で実施することとしており，許容時
間 210 分のところ，訓練実績等
により約 18 分。
許容時間内で意図している作業が実施可能であることを確認した。

添付資料 4.1.10
7 日間における水源の対応について（想定事故１）

1.

水源に関する評価①

淡水源（有効水量）
・ 西 側 淡 水 貯 水 設 備 ： 約 4,300m ３

2.
①

水使用パターン
可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替燃料プール注水系（注水ライン）による使用済燃料プールへの注水
事象発生 8 時間以降から，西側淡水貯水設備を水源とした可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水を実施する。
水位回復後は，蒸発量に相当する流量で注水する。

3.

時間評価
使用済燃料プールへの注水によって，西側淡水貯水設備の水量は減少する。
こ の 間 の 西 側 淡 水 貯 水 設 備 の 使 用 水 量 は 合 計 約 2,120m ３ で あ る 。

4.

水源評価結果時 間 評 価 の 結 果 か ら ，7 日 間 の 対 応 に お い て 合 計 約 2,120m ３ の 水 が必 要 と な る が ， 西 側 淡 水 貯 水 設 備 に 約 4,300m ３ の 水 を 保 有 す る こ とから必要水量を確保している。このため，安定して冷却を継続することが可能である。
添付 4.1.10−1

添付資料 4.1.11
7 日間における燃料の対応について（想定事故１）

保守的に全ての設備が，事象発生直後から 7 日間燃料を消費するものとして
評価する。
時系列

合計

判定

7 日間の
軽油消費量
約 755.5kL

軽油貯蔵タ
ンクの容量
は 約 800kL
であり，7 日
間対応可能

7 日間の
軽油消費量
約 12.0kL

可搬型設備
用軽油タン
クの容量は
約 210kL であり，7 日間
対応可能

7 日間の
軽油消費量
約 70.0kL

緊急時対策
所用発電機
燃料油貯蔵
タンクの容
量 は 約 75kL
であり，7 日間の対応可能

非常用ディーゼル発電機 2 台起動 ※１（燃料消費率は保守的に定格出力運転時を想定）
1,440.4L／h（燃料消費率）×168h（運転時間）×2 台（運転台数）＝約 484.0kL
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機 1 台起動 ※２（燃料消費率は保守的に定格出力運転時を想定）
775.6L／h（燃料消費率）×168h（運転時間）×1 台（運転台数）＝約 130.3kL
常設代替高圧電源装置 2 台起動 ※３（燃料消費率は保守的に定格出力運転時を想定）
420.0L／h（燃料消費率）×168h（運転時間）×2 台（運転台数）＝約 141.2kL
可搬型代替注水中型ポンプ 2 台起動（代替燃料プール注水系（注水ライン））
35.7L／h（燃料消費率）×168h（運転時間）×2 台（運転台数）＝約 12.0kL

緊急時対策所用発電機 1 台起動（燃料消費率は保守的に定格出力運転時を想定）
411L／h（燃料消費率）×168h（運転時間）×1 台（運転台数）＝約 70.0kL※1

事故収束に必要なディーゼル発電機は非常用ディーゼル発電機 1 台であるが，保守的にディーゼル発電機 2 台の起動を仮定した。
※2 事故収束に必要ではないが，保守的に起動を仮定した。
※3 緊急用母線の電源を，常設代替高圧電源装置 2 台で確保することを仮定した。

添付 4.1.11−1

添付資料 4.1.12
常設代替交流電源設備の負荷（想定事故１）

主要負荷リスト
起動順序【電源設備：常設代替高圧電源装置】
主要機器名称緊急用母線自動起動負荷
・緊急用直流125V充電器
・その他必要な負荷
常設低圧代替注水系ポンプ

①
②

負荷容量
(kW)

負荷起動時の最
大負荷容量(kW)

定常時の連続最
大負荷容量
(kW)

約 245

約 217

約702

約407

約 120
約 97
約190

負荷 容量(kW)

7,000

6,000

5,000

4,000

3,000

常設 代替 高 圧電 源 装置 2台 の最 大 容量 2,760kW ※ １
常設 代替 高 圧電 源 装置 2台 の連 続 定格 容 量 2,208kW ※ ２

2,000

1,000

②

最大負荷容量約702kW①
0▲

1

経過 時間 (h)常設代替高圧電源装置 2 台
起動
常設 代替 高 圧電 源 装置 の負 荷 積算 イ メー ジ
※1※2

常 設代替高圧電源装置定格出力運転時の容量（1,380kW×運 転台 数 ＝最 大 容量 ）常 設代替高圧電源装置定格出力運転時の 80％の容 量 （1,380kW×0.8×運 転台 数＝ 連続 定 格容 量 ）添付 4.1.12−1

添付資料 4.1.13
使用済燃料プール水の沸騰状態継続時の鉄筋コンクリートへの熱影響について

1.

はじめに
想定事故１及び想定事故２においては，事象発生後，可搬型代替注

水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した
使用済燃料プールへの注水によって，使用済燃料プールの水位は回復・維持される。
その後，残留熱除去系等の使用済燃料プールの冷却機能を復旧する
こ と に よ り ，使 用 済 燃 料 プ ー ル 水 温 を 低 下 さ せ る が ，そ れ ま で の 間 は ，
使用済燃料プールの水温は高温状態が継続することとなるが，使用済
燃料プールの構造材であるコンクリート及び鉄筋は，一般的に温度の上昇と共に強度及び剛性が劣化する傾向にあるとされている。
このため，使用済燃料プール水の沸騰状態が長期間継続した場合の鉄筋コンクリートへの影響について検討した。

2.

使用済燃料プールへの沸騰状態継続の影響について
使用済燃料プールは，ステンレス鋼によりライニングされた構造となっており，重大事故等時に使用済燃料プール水が沸騰状態となった場合でも，代替注水設備により使用済燃料プールへの注水が行われる
ため，使用済燃料プールはコンクリートからの水分逸散のないシール
状態が維持される。第１表に示す文献によると，シール状態が維持され て い る 場 合 は 加 熱 温 度 110℃ で 加 熱 期 間 3.5 年 間 （ 又 は 2 年 間 ） の場合でも，圧縮強度の低下傾向は認められないとされている。また，加熱による剛性についても，シール状態が維持された状態において大きな低下はないとされている。
添付 4.1.13−1

ま た ，鉄 筋 に つ い て は ，強 度 及 び 剛 性 は お お む ね 200℃ か ら 300℃ までは常温時の特性を保持するとされている。
以 上 よ り ， 使 用 済 燃 料 プ ー ル 水 の 沸 騰 状 態 が 3.5 年 間 継 続 し た 場 合にも，コンクリートの健全性は維持されるものと考えられる。

第 1表

高温を受けたコンクリートの圧縮強度に関する文献
試験条件

文献名（出典）温度

熱影響場におけるコンクリートの劣化に関する研究（ 第 48 回 セ メ ン ト 技 術 大 会 講 演 集 1994 ）

長期間加熱を受けたコンクリートの物性変化に関する実験的研究（その 1 実験計画と結果概要）（ 日 本 建 築 学 会 大 会 学 術 講 演 梗 概 集 (中 国 )1999 年 9 月 ）長期間加熱を受けたコンクリートの物性変化に関する実験的研究（その2 普通コンクリートの力学特性試験
結果）（ 日 本 建 築 学 会 大 会 学 術 講 演 梗 概 集 (中 国 )1999 年 9 月 ）長期間加熱を受けたコンクリートの物性変化に関する実験的研究（その3 耐熱コンクリートの力学特性試験
結果）（ 日 本 建 築 学 会 大 会 学 術 講 演 梗 概 集 (中 国 )1999 年 9 月 ）

※1

110℃
一定加熱※１110℃
一定加熱※１

期間

結果

1 日〜
3.5 年 間 ※ １

シ ー ル 状 態 の 場 合 ，圧 縮
強 度 ，剛 性 の 低 下 は 認 められない。
シール状態でない場合，
圧縮強度の低下は認め
ら れ な い が ，剛 性 の 低 下が認められる。

1 日〜
24 ヶ 月 ※ １

シ ー ル 状 態 の 場 合 ，圧 縮
強 度 ，剛 性 の 低 下 は 認 められない。
シール状態でない場合，
圧縮強度の低下は認め
ら れ な い が ，剛 性 の 低 下が認められる。

文献ではこの他にも温度条件等を変えた実験も実施している

添付 4.1.13−2

4.2

想定事故２

4.2.1

想定事故２の特徴，燃料損傷防止対策(1)

想定する事故「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」において，使用済燃料プールにおける燃料損傷防止対策の有効性を確認するために想定する事故の一つには，「1.2

評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，想定事故２として「サイフォン現象等により使用済燃料プール内の水の小規模な喪失が発生し，使用済燃料プールの水位が低下する事故」がある。

(2)

想定事故２の特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方
想定事故２では，使用済燃料プールの冷却系の配管破断によるサイフォ
ン現象等により使用済燃料プール内の水の小規模な漏えいが発生するとともに，使用済燃料プール注水機能が喪失することを想定する。このため，使用済燃料プール水位が低下することから，緩和措置がとられない場合には，燃料は露出し，燃料損傷に至る。
本想定事故は，使用済燃料プール水の漏えいによって燃料損傷に至る事故を想定するものである。このため，重大事故等対策の有効性評価には，
使用済燃料プール水の漏えいの停止手段及び使用済燃料プールの注水機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
したがって，想定事故２では，使用済燃料プール水の漏えいの停止及び可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）（以
下「代替燃料プール注水系」という。）による使用済燃料プールへの注水によって，燃料損傷の防止を図る。また，代替燃料プール注水系により使用済燃料プール水位を維持する。
4.2−1

(3)

燃料損傷防止対策想定事故２における機能喪失に対して，使用済燃料プール内の燃料が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，使用済燃料プールからのサイフォン現象による漏えいを停止させる静的サイフォン
ブレーカ及び代替燃料プール注水系 ※ １ による使用済燃料プールへの注水手段を整備する。これらの対策の概略系統図を第 4.2−1 図に，手順の概要
を第 4.2−2 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操作手順の関係を第 4.2−1 表に示す。
想定事故２において，事象発生 2 時間までの重大事故等対策に必要な要員は，災害対策要員（初動）17 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，当直発電長 1 名，当直副発電長 1 名及び運転操作対応を行う当直運転員 3 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う要員は 4 名，現場操作を行う重大事故等対応要員は 8 名である。
また，事象発生 2 時間以降に追加で必要な参集要員は，タンクローリによる燃料給油操作を行うための重大事故等対応要員 2 名である。
必要な要員と作業項目について第 4.5.2−3 図に示す。
※1

可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）以外に，常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン），可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール
注水系（注水ライン），常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ），可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）及び可搬型代替注
水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）
4.2−2

による対応が可能である。
ａ．使用済燃料プール水位低下確認
使用済燃料プールを冷却している系統が停止すると同時に，使用済燃料プールの冷却系の配管破断によるサイフォン現象等により使用済燃料
プール内の水の小規模な漏えいが発生し，使用済燃料プール水位が低下することを確認する。
使用済燃料プールの水位低下を確認するために必要な計装設備は，使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）等である。
（添付資料 4.1.1）
ｂ．使用済燃料プールの注水機能喪失確認
使用済燃料プールの喪失した保有水を注水するため，補給水系による使用済燃料プールへの注水準備を行う。中央制御室からの遠隔操作により使用済燃料プールへの注水準備が困難な場合，使用済燃料プールへの注水機能喪失であることを確認する。
使用済燃料プールの注水機能喪失を確認するために必要な計装設備は，使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）等である。
ｃ．代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水
代替燃料プール注水系の準備は水位低下に伴う異常の認知を起点として冷却機能喪失又は注水機能喪失を確認し，開始する。中央制御室からの遠隔操作により，代替燃料プール注水系の電動弁を開操作し系統構成を実施するが，外部電源が喪失している場合には，中央制御室からの遠隔操作により常設代替交流電源設備による緊急用母線への交流電源供給を実施し，必要な計装設備及び当該電動弁に給電する。準備が完了した
ところで，代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水を開始し，使用済燃料プール水位を回復する。その後は，使用済燃料プール
4.2−3

の冷却系を復旧するとともに，代替燃料プール注水系の間欠運転又は流量調整により蒸発量に応じた注水を行うことで，必要な遮蔽 ※２ を確保できる使用済燃料プール水位より高く維持する。
代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水を確認するために必要な設備は，使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）等である。
※2

必要な遮蔽の目安とした線量率は 10mSv／h とする。想定事故
２における原子炉建屋原子炉棟 6 階での作業時間及び作業員の退避は 2.2 時間以内であり，作業員の被ばく量は最大でも 22mSvとなるため，緊急作業時における被ばく限度の 100mSv に対して余裕がある。
原子炉建屋原子炉棟 6 階での作業は，可搬型代替注水大型ポン
プによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプレイの準備操作における可搬型ス
プレイノズル及びホースの設置が想定される。
必要な遮蔽の目安とした線量率 10mSv／h は，施設定期検査作
業時での原子炉建屋原子炉棟 6 階における線量率を考慮した値である。
この線量率となる使用済燃料プール水位は通常水位から約0.86m 下の位置である。

4.2.2

燃料損傷防止対策の有効性評価(1)

有効性評価の方法
想定事故２で想定する事故は，「1.2

評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「サイフォン現象等により使用済燃料プール水の小規模な喪失が発生し，使用済燃料プールの水位が低下する事故」である。
4.2−4

なお，使用済燃料プールの保有水の漏えいを防止するため，使用済燃料
プールには排水口を設けない設計としており，また，燃料プール冷却浄化
系はスキマ堰を越えてスキマサージタンクに流出する水を循環させる設計とするとともに，使用済燃料プールに入る配管には真空破壊弁を設け，配管からの漏えいがあってもサイフォン現象による使用済燃料プール水の流出を防止する設計としている。使用済燃料プールに入る配管の真空破壊弁
は動力を必要としない設計であり，信頼性は十分高いと考えられるが，本想定事故では固着を想定する。
想定事故２では，燃料プール冷却浄化系配管の破断発生後，サイフォン現象による使用済燃料プール水の漏えい及び崩壊熱による使用済燃料プー
ル水温の上昇，沸騰及び蒸発によって使用済燃料プール水位は低下する。
静的サイフォンブレーカによる漏えい停止及び使用済燃料プールへの注水により，使用済燃料プール水位が放射線の遮蔽が維持される水位を確保できることを評価する。なお，使用済燃料プール水位が放射線の遮蔽が維持される水位を確保できることで，燃料有効長頂部は冠水が維持される。未臨界については，燃料がボロン添加ステンレス鋼製ラックセルに貯蔵されており，必要な燃料間距離をとる等の設計により水密度の状態によらず臨界未満となるため，維持される。
また，評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，想定事故２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。
（添付資料 4.1.4，4.2.1，4.2.2）(2)

有効性評価の条件
想定事故２に対する初期条件も含めた主要な評価条件を第 4.2−2 表に4.2−5示す。また，主要な評価条件について，想定事故２特有の評価条件を以下に示す。
なお，本評価では崩壊熱及び運転員の人数の観点から厳しい条件である，原子炉運転停止中の使用済燃料プールを前提とする。原子炉運転中の使用済燃料プールは，崩壊熱が原子炉運転停止中の使用済燃料プールに比べて小さく事象進展が緩やかになること，また，より多くの運転員による対応が可能であることから本評価に包絡される。
（添付資料 4.2.1）
ａ．初期条件(a)

使用済燃料プールの初期水位及び初期水温
使用済燃料プールの初期水位は通常水位とし，保有水量を厳しく見積もるため，使用済燃料プールと隣接する原子炉ウェルの間に設置されているプールゲートは閉状態を仮定する。また，使用済燃料プールの初期水温は，運転上許容される上限の 65℃とする。

(b)

崩壊熱
使用済燃料プールには貯蔵燃料の他に，原子炉停止後に最短時間（原子炉停止後 9 日）で取り出された全炉心分の燃料が一時保管されていることを想定して，使用済燃料プールの崩壊熱は約 9.1MW を用いるものとする。
なお，崩壊熱に相当する保有水の蒸発量は約 16m ３ ／h である。

ｂ．事故条件(a)

安全機能の喪失に対する仮定
使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能として燃料プール冷却浄化系，残留熱除去系，補給水系等の機能を喪失するものとする。

(b)

配管破断の想定
4.2−6

使用済燃料プール水位が最も低下する可能性のあるサイフォン現象
による漏えいとして，原子炉建屋原子炉棟 3 階の燃料プール冷却浄化
系配管 ※１ の破断を想定する。
※1

使用済燃料プールに入る配管でサイフォン現象による漏えい
発生の可能性のあるものは，燃料プール冷却浄化系のディフューザ配管以外になく，よって当該配管に接続される系統のうち，残留熱除去系に比べて耐震性の低い燃料プール冷却浄化系の配管破断を想定。

(c)

サイフォン現象による使用済燃料プール水位の低下
燃料プール冷却浄化系配管に設置されている真空破壊弁については，

燃料プール冷却浄化系の配管で想定される異物の弁への噛み込みにより固着し，真空破壊弁の機能が十分に働かない状態を仮定する。このとき，サイフォン現象により使用済燃料プール水位は低下するが，静的サイフォンブレーカの効果により，燃料プール水戻り配管水平部下端（通常水位から約 0.23m 下）までの低下にとどまる。
なお，評価においては使用済燃料プールの水位は，燃料プール水戻り配管水平部下端まで瞬時に低下するものとする。
（添付資料 4.2.3）
(d)

外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。
外部電源が使用できない場合においても，代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水は可能であり，外部電源がある場合と事象進展は同等となるが，常設代替交流電源設備による緊急用母線への交流電源供給が必要となることから，要員，資源の評価の観点から厳しい評価条件となる外部電源が使用できない場合を想定する。
4.2−7

ｃ．重大事故等対策に関連する機器条件(a)

代替燃料プール注水系
使用済燃料プールへの注水は，可搬型代替注水中型ポンプ 2 台を使用するものとし，崩壊熱による使用済燃料プール水の蒸発量を上回る
50m３ ／h※２ にて注水する。
※2

可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン），常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン），可搬型代替注水大型ポンプによる代
替燃料プール注水系（注水ライン），常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ），可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ）及び可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）の注水容量は全て50m３ ／h 以上である。

ｄ．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)

代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水は，重大事
故等対応要員の移動，注水準備に必要な時間等を考慮して，事象発
生 8 時間後から開始する。

(3)

有効性評価の結果
想定事故２における使用済燃料プール水位の推移を第 4.2−4 図に，使用済燃料プール水位と線量率の関係を第 4.2−5 図に示す。
ａ．事象進展
4.2−8

燃料プール冷却浄化系配管の破断発生後，サイフォン現象によって，使用済燃料プール水は漏えいし，使用済燃料プール水位は燃料プール水
戻り配管水平部下端まで低下する。スキマ堰を越える水がなくなるため
スキマサージタンクの水位低下又は使用済燃料プールの水位低下に伴い発生する警報により異常を認知する。使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）等により，使用済燃料プールからの漏えいが発生したこと及び
静的サイフォンブレーカによりサイフォン現象による漏えいが停止した
ことを確認する。また，使用済燃料プールの喪失した保有水を注水するため，補給水系による水の注水準備を行うが補給水系が使用不可能な場
合，代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水準備を行う。
使用済燃料プールへの冷却機能が喪失した後，使用済燃料プール水温は約 7.0℃／h で上昇し，事象発生から約 5.0 時間後に 100℃に達する。
その後，蒸発により使用済燃料プール水位は低下し始めるが，事象発生から 8 時間経過した時点で代替燃料プール注水系による使用済燃料プー
ルへの注水を開始することにより，使用済燃料プール水位は回復する。
その後は，使用済燃料プールの冷却機能を復旧するとともに，代替燃料プール注水系により，蒸発量に応じた量を使用済燃料プールに注水することで，使用済燃料プール水位を維持する。
ｂ．評価項目等
使用済燃料プール水位は，第 4.2−4 図に示すとおり，通常水位から約0.62m 下まで低下するにとどまり，燃料有効長頂部は冠水維持される。
使用済燃料プール水温については約 5.0 時間で沸騰し，その後 100℃付
近で維持される。
また，第 4.2−5 図に示すとおり，使用済燃料プール水位が通常水位から約 0.62m 下の水位となった場合の線量率は約 3.1mSv／h であり，必要4.2−9

な遮蔽の目安とした 10mSv／h と比べて低いことから，この水位において放射線の遮蔽は維持される。なお，線量率の評価点は原子炉建屋原子炉棟 6 階の床付近としている。
使用済燃料プールでは燃料がボロン添加ステンレス鋼製ラックセルに貯蔵されており，必要な燃料間距離をとる等の設計により水密度の状態によらず臨界未満となるため，本事象においても未臨界は維持される。
事象発生 8 時間後から代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水を行うことで使用済燃料プール水位は回復し，その後に蒸発量に応じた使用済燃料プールへの注水を継続することで安定状態を維持できる。
本評価では，「1.2.3.2

有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
（添付資料 4.1.3，4.2.4）

4.2.3

評価条件の不確かさの影響評価

評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する
ものとする。
想定事故２では，サイフォン現象等により使用済燃料プール内の水の小規
模な喪失が発生し，使用済燃料プールの水位が低下することが特徴である。
また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水操作とする。
(1)

評価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 4.2
4.2−10−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，評価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
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 9.1MW に対して最確条件
は約 9.1MW 未満であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，使用済燃料プール水温の上昇及び水位の低下は緩和されるが，代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水操作は燃料の崩壊熱に応じた対応をとるものではなく，注水操作は使用済燃料プール水位の低下に伴う異常の認知を起点とした冷却機能喪失又は注水機能喪失の確認を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の使用済燃料プール水温は，評価条件の 65℃に対して最確
条件は約 12℃〜約 40℃であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している使用済燃料プールの初期水温より低くなり，沸騰開始時間は遅くなるため，時間余裕が長くなるが，代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水操作は使用済
燃料プール水の初期水温に応じた対応をとるものではなく，注水操作は使用済燃料プール水位の低下に伴う異常の認知を起点とした冷却機能喪失又は注水機能喪失の確認を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の使用済燃料プール水位は，評価条件の通常水位に対して
4.2−11

最確条件は通常水位付近であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件での初期水位は通常水位を設定しているため，通常水位より低い水位の変動を考慮した場合，使用済燃料プール
水位が燃料有効長頂部まで低下する時間及び使用済燃料プール水位の低下による異常の認知の時間は短くなるが，代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水操作は初期水位に応じた対応をとるものではなく，注水操作は使用済燃料プール水位の低下に伴う異常の認知を起点とした冷却機能喪失又は注水機能喪失の確認を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期に地震起因のスロッシングが発生した場合，使用済燃料プール
水位が最大で約 0.70m 低下し，放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は事象発生から約 5.8 時間後（10mSv／h の場合）となり，それ以降は原子炉建屋原子炉棟 6 階の線量率が 10mSv／h を超えることから，その現場における長時間の作業は困難となる。ただし，代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水操作は，
屋外から実施できるため線量の影響が小さいことから,運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件のプールゲートの状態は，評価条件のプールゲート閉に対して最確条件はプールゲート開であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，保有水量がプールゲート閉時と比べ 1.6 倍程度となり，使用済燃料プール水温の上昇及び蒸発による使用済燃料プール水位の低下は緩和されるが，代替燃料プール注水系による使用済
燃料プールへの注水操作はプールゲートの状態に応じた対応をとるものではなく，注水操作は使用済燃料プール水位の低下に伴う異常の認知を起点とした冷却機能喪失又は注水機能喪失の確認を起点とするも4.2−12

のであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 4.1.7, 4.1.8）
配管破断の想定及びサイフォン現象による使用済燃料プール水位の低下は，破断面積及び弁の開口面積に応じて水位低下速度が変動するが，本評価では，静的サイフォンブレーカによる漏えい停止を考慮しており，使用済燃料プール水位が燃料プール水戻り配管水平部下端（通常水位から約 0.23m 下）まで瞬時に低下するものとしていることから，事象進展に影響はなく，また，代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水操作は水位低下速度に応じた対応をとるものではな
く，水位低下に伴う異常の認知を起点とした冷却機能喪失又は注水機能喪失の確認を起点とするものであるため，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
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 9.1MW に対して最確条件
は約 9.1MW 未満であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の使用済燃料プール水温は，評価条件の 65℃に対して最確
条件は約 12℃〜約 40℃であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件で設定している使用済燃料プール水温より低くなるため，沸騰開始時間は遅くなり，使用済燃料プール水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
また，自然蒸発，使用済燃料プールの水温及び温度上昇の非一様性により，評価で想定している沸騰による使用済燃料プール水位の低下
4.2−13

開始時間より早く使用済燃料プール水位の低下が始まることも考えられる。しかし，自然蒸発による影響は沸騰による水位の低下と比べて僅かであり，気化熱により使用済燃料プール水は冷却される。さらに，
使用済燃料プール水温の非一様性も沸騰開始後の気泡上昇を駆動力とした対流により影響が小さくなることが考えられる。仮に，事象発生直後から沸騰による使用済燃料プール水位の低下が開始すると想定した場合，使用済燃料プール水位が放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は事象発生から約 4.8 時間後（10mSv／h の場合）となり，それ以降は原子炉建屋原子炉棟 6 階の線量率が 10mSv／h を超えることから，その現場における長時間の作業は困難となる。ただし，屋外から代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水操作が実施可能であることから，現場操作に必要な遮蔽は維持される。
事象発生 8 時間後から代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水を実施することにより，使用済燃料プール水位が原子炉建屋
原子炉棟 6 階の放射線の遮蔽維持に必要な最低水位まで回復する時間
は事象発生から約 10 時間後（10mSv／h の場合）となる。また，使用済燃料プール水位が燃料有効長頂部まで低下する時間は事象発生から2 日以上あり，事象発生から 8 時間後までに代替燃料プール注水系による注水が可能であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期条件の使用済燃料プール水位は，評価条件の通常水位に対して最確条件は通常水位付近であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件での初期水位は通常水位を設定しているため，その変動を考慮した場合，使用済燃料プール水位が通常水位から
燃料有効長頂部まで低下する時間は短くなるが，仮に初期水位を水位
4.2−14

低警報レベル（通常水位から約 0.14m 下） ※１ とした場合であっても，漏えいにより瞬時に水位が低下し静的サイフォンブレーカにより燃料
プール水戻り配管水平部下端（通常水位から約 0.23m 下）で停止するとしていることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
初期に地震起因のスロッシングが発生した場合，最大で約 0.70m の水位の低下が発生し，使用済燃料プール水位が放射線の遮蔽が維持される 最低 水位 に到 達 する まで の時 間は 事 象発 生か ら約 5.8 時間 後
（10mSv／h の場合）となり，それ以降は原子炉建屋原子炉棟 6 階の線
量率が 10mSv／h を超えることから，その現場における長時間の作業は困難である。ただし，このような使用済燃料プール水位の低下に対しても静的サイフォンブレーカによる使用済燃料プール水の漏えいの停止及び屋外から代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水操作が実施可能であることから，現場操作に必要な遮蔽は維持される。事象発生 8 時間後から代替燃料プール注水系による使用済燃料
プールへの注水を実施することにより，使用済燃料プール水位が原子
炉建屋原子炉棟 6 階の放射線の遮蔽維持に必要な最低水位まで回復す
る時間は事象発生から約 8.9 時間後（10mSv／h の場合）となる。また，
使用済燃料プール水位が通常水位から燃料有効長頂部まで低下する時
間は事象発生から 2 日以上あり，事象発生から 8 時間後までに代替燃料プール注水系による注水が可能であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期条件のプールゲートの状態は，評価条件のプールゲート閉に対して最確条件はプールゲート開であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，保有水量がプールゲート閉時と比べ 1.6 倍程度となり，使用済燃料プール水温の上昇及び蒸発による使用済燃料プ
4.2−15

ール水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
配管破断の想定及びサイフォン現象による使用済燃料プール水位の低下は，破断面積及び弁の開口面積に応じて水位低下速度が変動するが，本評価では，静的サイフォンブレーカによる漏えい停止を考慮しており，使用済燃料プール水位が燃料プール水戻り配管水平部下端（通常水位から約 0.23m 下）まで瞬時に低下するものとしていることから，事象進展に影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
※1

使用済燃料プール水位の水位低の警報設定値：通常水位−142mm（添付資料 4.2.5）

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
操作条件の代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水操作は，評価上の操作開始時間として事象発生から 8 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，当該操作は使用済燃料プールの冷却機能喪失による異常の認知を起点として実施する可搬型スプレイノズル等の設置作業 ※２ 終了後から開始するものであり，これを含めても準備操作にかかる時間は 380 分を想定していることから，
4.2−16

実態の操作開始時間は想定している事象発生から 8 時間後より早まる可能性があり，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。
※2

可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプレイの準備操作。

(b)

評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水
操作は，運転員等操作時間に与える影響として，評価上の操作完了時間に対して，実際に見込まれる操作完了時間が早くなる可能性がある。
この場合，放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間余裕は，注水操作に対して約 9.8 時間（10mSv／h の場合）と操作に対して十分な時間余裕があることから，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 4.2.5）(2)

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。
操作条件の代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水操作
は，放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間が約 9.8 時間（10mSv／h の場合），使用済燃料プール水位が燃料有効長頂部まで低下する時間が 2 日以上であり，事故を検知して注水を開始するまでの時間は事象発生から 8 時間後と設定していることから，時間余裕がある。
（添付資料 4.2.5）

(3)

ま と め
4.2−17

評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，評価条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

4.2.4

必要な要員及び資源の評価(1)

必要な要員の評価
想定事故２において，重大事故等対策時における事象発生 2 時間までに必要な要員は，「 4.2.1(3)「6.2

燃料損傷防止対策」に示すとおり 17 名である。

重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している災害対策要員（初動）の 37 名で対処可能である。
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，発電所構外から 2 時間以内に参集可能な要員の 72 名で確保可能である。
なお，今回評価した原子炉運転停止中ではなく，原子炉運転中を想定した場合，事象によっては，原子炉における重大事故又は重大事故に至るおそれのある事故の対応と，想定事故２の対応が重畳することも考えられる。
しかし，原子炉運転中を想定した場合，使用済燃料プールに貯蔵されている燃料の崩壊熱が低いため，操作時間余裕が十分長くあり（原子炉運転開始直後を考慮しても使用済燃料プール水が 100℃に到達するまで最低でも1 日以上），原子炉における重大事故又は重大事故に至るおそれのある事故の対応が収束に向かっている状態での対応となるため，災害対策要員（初動）や参集要員により対応可能である(2)

必要な資源の評価
4.2−18

想定事故２において，必要な水源，燃料及び電源は「6.1(2)

資源の評

価条件」の条件にて評価している。その結果を以下に示す。
ａ．水源

代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水については，
7 日間の対応を考慮すると，合計約 2,120m３ の水が必要である。水源として，西側淡水貯水設備に約 4,300m３ の水量を保有しており，水源を枯渇させることなく 7 日間の注水継続実施が可能である。
（添付資料 4.2.6）
ｂ．燃料

非常用ディーゼル発電機等及び常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）による電源供給については，事象発生後 7 日間これらを最大負荷で運転した場合，合計約 755.5kL の軽油が必要となる。軽油貯蔵タンクにて約 800kL の軽油を保有しており，この使用が可能であることから，非常用ディーゼル発電機等及び常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）による電源供給について，7 日間の継続が可能である。
可搬型代替注水中型ポンプ（2 台）による代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水については，保守的に事象発生直後からの可搬型代替注水中型ポンプ（2 台）の運転を想定すると，7 日間の運転継
続に約 12.0kL の軽油が必要となる。可搬型設備用軽油タンクにて約210kL の軽油を保有しており，この使用が可能であることから，可搬型
代替注水中型ポンプ（2 台）による代替燃料プール注水系による使用済
燃料プールへの注水について，7 日間の継続が可能である。
緊急時対策所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 日間の運転継続に約 70.0kL の軽油が必要とな
4.2−19る。緊急時対策所用発電機燃料油貯蔵タンクにて約 75kL の軽油を保有しており，この使用が可能であることから，緊急時対策所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。
（添付資料 4.2.7）

ｃ．電源

外部電源は使用できないものと仮定し，非常用ディーゼル発電機等及び常設代替交流電源設備によって給電を行うものとする。重大事故等対策時に必要な負荷は，非常用ディーゼル発電機等の負荷に含まれることから，非常用ディーゼル発電機等による電源供給が可能である。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，約 407kW 必要となるが，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）の連続定格容量は約 2,208kW であり，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
また，緊急時対策所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。
（添付資料 4.2.8）

4.2.5

結

論

想定事故２では，使用済燃料プールに入る配管からの漏えいが発生した際に真空破壊弁の機能が十分に働かず，サイフォン現象等による使用済燃料プール水の小規模な喪失が発生し，かつ，使用済燃料プールへの水の注水にも失敗して使用済燃料プール水位が低下することで，やがて燃料が露出し燃料損傷に至ることが特徴である。想定事故２に対する燃料損傷防止対策として
は，代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水手段を整備して4.2−20

いる。
想定事故２について有効性評価を実施した。
上記の場合においても，代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水により，使用済燃料プール水位を回復し維持することができることから，放射線の遮蔽が維持され，かつ，燃料損傷することはない。
また，使用済燃料プールでは燃料がボロン添加ステンレス鋼製ラックセルに貯蔵されており，必要な燃料間距離をとる等の設計により水密度の状態によらず臨界未満となるため，未臨界は維持される。
その結果，燃料有効長頂部の冠水，放射線の遮蔽が維持される水位の確保
及び未臨界を維持できることから，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
評価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。
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，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水
等の燃料損傷防止対策は，想定事故２に対して有効である。

4.2−21

4.2−22
第 4.2−1 図

想定事故２の重大事故等対策の概略系統図

※1※2

プラント前提条件
・プラント停止9日目
・全燃料取出時，プールゲート閉

※3
※4
※5
※6
※7

（評価上の時刻）
（0秒）

※8
※9

外部電源喪失使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）等により，使用済燃料プールの水位が低下したことを確認する。
現場作業員は，当直発電長の送受話器（ページング）による退避指示を確認後，退避する。
なお，全ての現場作業員の退避が完了するまでの時間は，1時間程度である。
外部電源喪失が発生した場合は，常設低圧代替注水系ポンプ，代替燃料プール注水系（注水ライン）又は代替燃料プール注水系（常設スプ
レイヘッダ）の負荷に給電するため，常設代替交流電源設備を起動し，緊急用母線の受電操作を実施する。
補給水系による注水操作を行うが，補給水系による使用済燃料プールへの注水が困難な場合は，使用済燃料プールへの注水機能が喪失したことを確認する。
使用済燃料プールの水位・温度は，使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）の指示等により監視するとともに，使用済燃料プールへの代
替注水手段による対応を開始する。
原子炉建屋原子炉棟6階にアクセス可能な場合に実施する。アクセス不可能な場合は可搬型代替注水中型ポンプの準備を実施する。
使用済燃料プールへの注水は注水ラインを使用する。注水ラインが使用できない場合，常設スプレイヘッダによる使用済燃料プールへの注水を実施する。
使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）の指示等により確認する。
事故発生から8時間後の使用済燃料プール水位は，通常水位から約0.62m下となる。

凡

例：操作・確認（運転員）：プラント状態（解析）：判断：操作及び判断：解析上考慮しない操作：重大事故等対応要員（現場）：運転員と重大事故等対応要員（現場）の共同作業

使用済燃料プール水位低下
確認※１，２（10分）

非常用ディーゼル発電機等の自動起動の確認

常設代替交流電源設備による緊急用母線の受電操作※３

使用済燃料プール注水機能喪失
確認※４，５

使用済燃料プール注水機能の回復操作

可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注
水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプレイの準備※６

常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水操作※７

消火系による使用済燃料
プールへの注水操作

Ⅰ

可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料
プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水操作（約5.0時間）（8時間）

使用済燃料プール水温
100℃到達※８

代替燃料プール注水系による使用済燃料プール注水開始※９タンクローリによる燃料給油操作

可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）以外を使用した使用済燃料プールへの注水操作
・可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水操作※７・可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールへの注水操作

Ⅰ（注水が実施できなかった場合）

使用済燃料プール水位維持のため注水継続

可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水を継続し，漏えい個所の同定及び隔離，機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後は，残留熱除去系等による冷却を実施する。

（約9.8時間）

使用済燃料プール水位
約0.86m低下（10mSv／h）※９

第 4.2−2 図【有効性評価の対象としていないが他に取り得る手段】
Ⅰ
技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備となる消火系，可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）及び可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールへの注水も実施可能である。

想定事故２の対応手順の概要
4.2−23

想定事故２

経過時間（時間）
1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

備考

実施箇所・必要要員数【 】は他作業後移動してきた要員

責任者

当直発電長

1人

操作項目

約 5.0 時間
事象発生

当直副発電長1人

運転操作指揮補佐

指揮者等

災害対策要員
（指揮者等）

4人

初動での指揮発電所内外連絡

当直運転員（中央監視）

当直運転員（現場）

プラント状況判断

中央監視
運転操作指揮補佐

使用済燃料プール
水温 100℃到達
8 時間

操作の内容

可搬型代替注水中型ポンプによる代替
燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水開始

重大事故等対応要員（現場）●外部電源喪失の確認

1人
A●非常用ディーゼル発電機等の自動起動の確認
−

−

10 分

●使用済燃料プール水位低下の確認

状況判断●使用済燃料プール注水機能喪失の確認（補給水系）
【1人】
A

−

−

●使用済燃料プール水位，温度監視

適宜実施

使用済燃料プール注水機能の回復
操作

−

2人
B,C

−

●使用済燃料プール注水機能（補給水系）の回復操作，失敗原因調査

適宜実施

常設代替交流電源設備による緊急用母線の受電操作

【1人】
A

−

−

●常設代替高圧電源装置2台の起動操作及び緊急用母線の受電操作

常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水操作

【1人】
A

−

−

●常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）の系統構成操作及び使用済燃料プールへの注水操作

4分

−

−

8人
a〜h

●ホース敷設操作及び可搬型スプレイノズルの設置※

30 分

−

−

【8 人】
a〜h

【1人】
A

−

−

●可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料
プール注水の系統構成操作（電動弁の開操作）

−

−

【2人】
a,b

●可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料
プールへの注水操作

170 分●可搬型代替注水中型ポンプの移動，ホース敷設等の操作

4分

起動後適宜状態監視−−

タンクローリの残量に応じて適宜軽油タンクから
給油する

90 分

●可搬型設備用軽油タンクからタンクローリへの給油操作
タンクローリによる燃料給油操作

解析上考慮しない
原子炉建屋原子炉棟 6 階にアクセス可能な場合に実施※原子炉建屋原子炉棟 6階での作業を含む

130 分●可搬型設備の保管場所への移動

可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水操作

解析上考慮しない

15 分

40 分

●原子炉建屋への移動
可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型ス
プレイノズル）を使用した使用済
燃料プールスプレイの準備操作

解析上考慮しない

2人
（参集）

適宜実施

●可搬型代替注水中型ポンプへの給油操作

【1人】
A

−

漏えい箇所の同定及び隔離操作

必要要員合計

適宜実施●警報確認による原因調査

解析上考慮しない

−
−

【2人】
B,C

1人
A

2人
B,C

適宜実施

●現場での系統隔離操作

8人 a〜h
及び参集要員 2 人

原子炉運転中における使用済燃料プールでの事故を想定した場合，事象によっては，原子炉における重大事故等の対応と，使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれのある事故の対応が重畳することも考えられる。しかし，使用済燃料プールに貯蔵されている燃料の崩壊熱が低いため，操作時間余裕が十分長く（原子炉運転開始直後を考慮しても使用済燃料プール水が 100℃に到達するまで 1 日以上）
，原子炉側の事故対応が収束に向かっている状態での対応となるため，災害対策要員（初動）や参集要員により対応可能である。

第 4.2−3 図

想定事故２の作業と所要時間

4.2−24

通常水位
解析上，事象発生と同時に，燃料プール水戻り配管水平部下端（通常水位から約 0.23m 下）まで低下することを想定する。

燃 料 有 効 長 頂部 か ら の 水 位

事象発生から約 5.0 時間後
使用済燃料プール水温が 100℃に到達し，沸騰による水位低下が開始

事象発生から約 9.3 時間後に水位回復
水位回復後は，蒸発量に応じた注水により水位維持事象発生から 8 時間後
可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水開始（通常水位から約 0.62m 下）（ｍ）

事故後の時間（ｈ）

第 4.2−4 図

使用済燃料プール水位の推移（想定事故２）

1.0E+07

使用済燃料を線源とした線量率が支配的な水位

1.0E+06

1.0E+05

使用済制御棒の露出開始
1.0E+04

1.0E+03想定事故２での水位低下（通常水位から約 0.62m 下）

1.0E+02（mSv／h)1.0E+01通常水位
1.0E+00

使用済制御棒を線源と した線量率が支配的な水位

1.0E-01

1.0E-02

遮蔽が維持される水位（通常水位から約 0.86m 下）
1.0E-03

第 4.2−5 図

使用済燃料プール水位と線量率（想定事故２）
4.2−25

第 4.2−1 表
操作及び確認
使用済燃料プール水
位低下確認

使用済燃料プールの注水機能喪失確認

4.2−26

常設低圧代替注水系
ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水
可搬型代替注水大型
ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料
プールスプレイの準備

想定事故２における重大事故等対策について（1／2）

重大事故等対処設備
常設設備
可搬型設備
計装設備
使用済燃料プールを冷却している系統が停止する 非 常 用 デ ィ ー
使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）と同時に，使用済燃料プールの冷却系の配管破断に ゼル発電機 ＊使用済燃料プール監視カメラ（使用済燃よるサイフォン現象等により使用済燃料プール内 軽 油 貯 蔵 タ ン
料プール監視カメラ用空冷装置を含む）−の水の小規模な漏えいが発生し，使用済燃料プール ク
水位が低下することを確認する。
使用済燃料プールの喪失した保有水を注水するた
残留熱除去系ポンプ吐出圧力 ＊め，補給水系による使用済燃料プールへの注水準備
残留熱除去系系統流量 ＊を行う。中央制御室からの遠隔操作により使用済燃
使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）料プールへの注水準備が困難な場合，使用済燃料プ−−
使用済燃料プールエリア放射線モニタールへの注水機能喪失であることを確認する。
（高レンジ・低レンジ）
使用済燃料プール監視カメラ（使用済燃料プール監視カメラ用空冷装置を含む）
常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール 常 設 低 圧 代 替
使用済燃料プール温度（ＳＡ）
注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プール 注水系ポンプ
使用済燃料プール水位・温度（ＳＡ広域）への注水を開始し，使用済燃料プール水位を回復す 代替淡水貯槽
使用済燃料プールエリア放射線モニタる。
常設代替交流−（高レンジ・低レンジ）
その後は，蒸発量に応じた水量を注水することで， 電源設備
使用済燃料プール監視カメラ（使用済燃
使用済燃料プール水位を必要な遮蔽を確保できる 軽油貯蔵タン
料プール監視カメラ用空冷装置を含む）
水位より高く維持する。
ク
緊急用Ｍ／Ｃ電圧
可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール
可搬型スプ −
注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済
レイノズル
燃料プールスプレイ実施のための準備操作として，可搬型スプレイノズル等を設置する。
−
手

順

＊

既許可の対象となっている設備を重大事故等対処設備に位置付けるもの：有効性評価上考慮しない操作

第 4.2−1 表

想定事故２における重大事故等対策について（2／2）

重大事故等対処設備
常設設備
可搬型設備
計装設備
可 搬 型 代 替 注 水 中 型 中央制御室からの遠隔操作により，可搬型代替注水 常設代替交流電源 可 搬 型 代 替 使用済燃料プール温度（ＳＡ）
注 水 中 型 ポ 使用済燃料プール水位・温度（ＳＡポ ン プ に よ る 代 替 燃 中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライ 設備
ンプ
広域）料プール注水系（注水 ン）の電動弁を開操作し系統構成を実施するが，外 軽油貯蔵タンク
ライン）を使用した使 部電源が喪失している場合には，中央制御室からの 西側淡水貯水設備 タ ン ク ロ ー 使 用 済 燃 料 プ ー ル エ リ ア 放 射 線 モ
ニタ（高レンジ・低レンジ）用 済 燃 料 プ ー ル へ の 遠隔操作により常設代替交流電源設 備によ る緊 急 可搬型設備用軽油 リ
使用済燃料プール監視カメラ（使用注水
用母線への交流電源供給を実施し，必要な計装設備 タンク
済燃料プール監視カメラ用空冷装及び当該電動弁に給電する。準備が完了したところ
置を含む）
で，可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プー
緊急用Ｍ／Ｃ電圧
ル注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プー
ルへの注水により，使用済燃料プールの水位を回復する。その後は，使用済燃料プールの冷却機能を復旧しつつ，蒸発量に応じた水量を注水することで，使用済燃料プール水位を維持する。
操作及び確認手順

4.2−27

第 4.2−2 表
項

初期条件
事故条件

4.2−28※1目

主要評価条件（想定事故２）（1／2）

主要評価条件３

条件設定の考え方

使用済燃料プール保有水量

約 1,189m

保有水量を厳しく見積もるためにプールゲート閉の状態を想定

使用済燃料プール水位

通常水位

通常水位を設定

使用済燃料プール水温

65℃

運用上許容される上限値として設定

燃料の崩壊熱約 9.1MW
取出時平均燃焼度：
貯蔵燃料：45GWd／t
炉心燃料：33GWd／t

原子炉停止後に最短時間（原子炉停止後 9 日）※１ で取り出された全炉心分の燃料が，過去に取り出された貯蔵燃料と合わせて，使用済燃料貯蔵ラックに最大体数貯蔵されていることを想定し，ＯＲＩＧＥＮ２を用いて算出

安全機能の喪失に対する仮定

使用済燃料プール冷却機
能及び注水機能喪失

使用済燃料プール冷却機能及び注水機能としての燃料プール冷却浄化系，残留熱除去系及び補給水系等の機能喪失を設定

配管破断の想定

燃料プール冷却浄化系配管の破断

使用済燃料プール水位が最も低下する可能性のあるサイフォン現象による漏えいとして，燃料プール冷却浄化系配管の破断を想定する

漏えいによる使用済燃料プール水位の低下事象発生と同時に通常水位から約 0.23m 下まで低下

燃料プール冷却浄化系配管に設置されている真空破壊弁については，閉固着を仮定する。静的サイフォンブレーカにより，サイフォン現象による流出が停止されるため，使用済燃料プール水位は燃料プール水戻り配管水平部下端（通常水位から約0.23m 下）までの低下にとどまる。なお，この水位まで瞬時に低下するものとする

外部電源

外部電源なし外部電源の有無は事象進展に影響しないが，緊急用母線への交流電源供給が必要となることから，要員及び資源の観点で厳しい外部電源なしを設定

東海第二発電所の施設定期検査における実績を確認し，解列後の全制御棒全挿入から全燃料取出完了までの最短期間である約 9 日を考慮して原
子炉停止後 9 日を設定。原子炉停止後 9 日とは全制御棒全挿入からの時間を示している。通常停止操作において原子炉の出力は発電機解列以前
から徐々に低下させるが，崩壊熱評価はスクラムのような瞬時に出力を低下させる保守的な計算条件となっている。

第 4.2−2 表

4.2−29

重大事故等対策に関連する 重大事故等対策に関連する
機器条件
操作条件

項

目

主要評価条件

主要評価条件（想定事故２）（2／2）
条件設定の考え方

代替燃料プール注水系

50m３／h で注水

代替燃料プール注水系による注水を想定
設備の設計を踏まえて設定

代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注
水

事象発生から 8 時間後

代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水は，重大事故等対応要員の移動，注水準備に必要な時間等を考慮して，事象発生 8 時間後から開始する

添付資料 4.2.1
使用済燃料プールの水位低下と遮蔽水位に関する評価について

1.

使用済燃料プールの概要
添 付 資 料 4.1.2 と 同 様 で あ る 。

2.

放射線の遮蔽の維持に必要な使用済燃料プールの遮蔽水位について添 付 資 料 4.1.2 と 同 様 で あ る 。

3.

想定事故２における時間余裕
第 1 図に示すように，想定事故２では燃料プール水戻り配管に設置されている真空破壊弁については閉固着を仮定する。静的サイフォンブレーカにより，サイフォン現象による流出を防止するため，使用済燃料プール水位は燃料プール水戻り配管水平部下端（通常水位 か ら 約 0.23m 下 ） ま で の 低 下 に と ど ま り ， 保 守 的 に こ の 水 位 ま で瞬時に低下するものとする。

添付 4.2.1−1

真空破壊弁の閉固着を想定
水平配管下端まで水位低下

静的サイフォ
ンブレーカ
使用済燃料プール

燃料集合体

燃料プール冷却浄化系ポンプ

配管破断

Ｍ

燃料プール冷却浄化系
熱交換器
残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系熱交換器

第 1図

想定事故２の想定

配管破断により保有水が漏えいし，燃料プール水戻り配管水平部
下 端 （ 通 常 水 位 か ら 約 0.23m 下 ） ま で 水 位 が 低 下 し た 場 合 ， 崩 壊 熱
除 去 機 能 喪 失 に 伴 い ， 事 象 発 生 か ら 約 5.0 時 間 後 に 沸 騰 の 開 始 に より水位が低下する。
プ ー ル の 水 位 が 放 射 線 の 遮 蔽 維 持 水 位（ 通 常 水 位 よ り 約 0.86m 下 ）ま で 低 下 す る の は 事 象 発 生 か ら 約 9.8 時 間 後 で あ り ， 可 搬 型 代 替 注
水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）による注
水操作の時間余裕はある。
項目

算出結果

使用済燃料プール水温 100℃到達までの時間(h）約 5. 0

燃料の崩壊熱による使用済燃料プールの保有水の蒸散量(m３／h）

約 16

３

必要注水流量(m ／h）

約 13※

使用済燃料プール水位が通常水位から約 0.86m 低下するまでの時間 （h）

約 9.8

燃料有効長頂部まで使用済燃料プール水位が低下するまでの時間※（day）

約 2.4

使用済燃料プール水位の低下速度（m／h）

約 0.13※

事象発生から沸騰開始までの時間を含む

添付 4.2.1−2

添付資料 4.2.2
想定事故２においてサイフォン現象を想定している理由について

1.

はじめに
想定事故２においては，使用済燃料プール（以下「ＳＦＰ」という。）に接続されている配管から漏えいが発生した際に，真空破壊弁が動作せず，サイフォン現象によるプール水の小規模な喪失が発生することを想定している。
しかしながら，ＳＦＰからのプール水の漏えいは，他の事象が起因となることも考えられる。ここでは，サイフォン現象によるプール水の漏えいを想定事故２の評価対象とした理由について示す。

2.

ＳＦＰから水の漏えいを引き起こす可能性のある事象
ＳＦＰから水が漏えいする可能性のある事象としては，以下が考えられる。
①サイフォン現象による漏えい②ＳＦＰライナー部の損傷③ＳＦＰゲートの損傷④ＳＦＰゲート開放時の原子炉ウェル及びドライヤ気水分離器貯蔵プー
ル側のライナー部の損傷⑤地震発生に伴うスロッシングによる漏えい

3.

各事象の整理①サイフォン現象による漏えい
サイフォン現象による漏えいは，燃料プール冷却浄化系又は残留熱除去系ポンプ出口逆止弁からディフューザまでの配管等が破断し，かつＳ
ＦＰ内へ入る配管に設置されているサイフォン現象を防止するための真空破壊弁が機能しない場合に発生する。サイフォン現象による漏えいが添付 4.2.2−1

停止されない場合，ＳＦＰの底部にあるディフューザ付近まで漏えいが継続する。
ＳＦＰの冷却時に使用する配管のうち，残留熱除去系の配管は耐震Ｓ
クラスの配管であり，基準地震動Ｓ Ｓ を考慮しても高い信頼性を有しているが，燃料プール冷却浄化系は耐震Ｂクラスであるため，残留熱除去系に比べて耐震性が低い。
燃料プール冷却浄化系又は残留熱除去系の配管破断，及び真空破壊弁が機能しないことにより小規模な漏えいが発生した場合，運転員は漏えい検知器，スキマサージタンクの水位低下，ＳＦＰ水位の低下等により事象を認知できるため，認知は容易である。
ＳＦＰへの注水手段は，配管の破断箇所及び隔離箇所に依存することから，残留熱除去系，補給水系等の注水ラインから注水ができない場合も考えられる。
運転員は，事象認知後に常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）又は可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）等を用いて漏えい量に応じた注水を実施
し，ＳＦＰ水位は維持される。
②ＳＦＰライナー部の破損
ＳＦＰの筐体は基準地震動Ｓ Ｓ によっても機能が維持される設計であり，高い信頼性を有する設備である。
仮にＳＦＰライナー部が破損し漏えいが発生した場合は，漏えい水は
使用済燃料プールライナードレン漏えい検知系配管内に流れ込み，水位検出器により警報が発報する（第 1 図参照）。
運転員はこの警報発生やＳＦＰ水位の低下等により事象を認知できるため，認知は容易である。ただし，ライナードレン部はＳＦＰのバウン
添付 4.2.2−2

ダリとしての機能を有していないことから，漏えいを停止することは困難であり，漏えいが継続する。
注水等の対応手段は，ライナー部破損による漏えいが残留熱除去系や補給水系の注水ラインに影響を与えるものではないため，常用の注水設
備又は重大事故等対処設備（常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料
プール注水系（注水ライン），又は可搬型代替注水中型ポンプによる代替
燃料プール注水系（注水ライン））となる。
なお，ＳＦＰライナー部からの漏えい量（一部の箇所の破断を想定）を評価すると，最大でも約 35m３ ／h（ライナードレンの配管径と水頭圧の関係により算出）となり，漏えい量に応じた注水の継続が可能であれ
ばＳＦＰ水位及び冷却機能は維持されるが，注水流量が不足しＳＦＰ水位の低下が継続する場合には大規模損壊の対応となる。この場合，常設
低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ），可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（常設スプ
レイヘッダ），又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水
系（可搬型スプレイノズル）によるＳＦＰへのスプレイを実施する等の対応により，使用済燃料の著しい損傷の進行を緩和できる。

添付 4.2.2−3

使用済燃料プール

使用済燃料：フローグラス

水位検出器

使用済燃料プールライナー
ドレン漏えい検知配管
床ドレンサンプへ

第1図

ライナードレンの構造図③ＳＦＰゲートの損傷
ＳＦＰゲートは「添付資料 4.1.8

使用済燃料プール（ＳＦＰ）ゲー

トについて」に示すように十分信頼性があり，基準地震動Ｓ Ｓ に対してもその機能は維持される。仮にゲートが外れてプール水の漏えいが発生した場合であっても，ゲート下端（スロット部）は使用済燃料の燃料有
効長頂部より高い位置にあるため，ゲート下端（スロット部）到達後に漏えいは停止し，その後の崩壊熱相当の蒸発量に応じた注水を実施する
ことで冠水は維持される。
運転員はＳＦＰゲート破損による漏えい警報確認やＳＦＰ水位の低下
添付 4.2.2−4

等により事象を認知できるため，認知は容易である。
原子炉ウェル及びドライヤ気水分離器貯蔵プール側の筐体に異常がなければ，蒸発量以上の注水をすることでＳＦＰ水位を回復させ，ＳＦＰ
水位及び冷却機能を維持することができる。また，原子炉ウェル及びド
ライヤ気水分離器貯蔵プール側の筐体から漏えいがある場合であっても，常用の注水設備及び重大事故等対処設備（常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン），又は可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン））等を用いることで崩壊熱による水の蒸発に応じた注水が可能であるため，燃料の健全性は確保される。
④ＳＦＰゲート開放時の原子炉ウェル及びドライヤ気水分離器貯蔵プール
側のライナー部の損傷
ＳＦＰゲート開放時における原子炉ウェル及びドライヤ気水分離器貯蔵プール側のライナー部が損傷する場合においても，③と同様にゲート
下端（スロット部）以下にはＳＦＰ水位は低下せず，使用済燃料の燃料
有効長頂部との位置関係により燃料の冠水は維持される。
また，運転員はライナー部の破損によるＳＦＰ水位の低下等により事象を認知できるため，認知は容易である。
その後，原子炉ウェル及びドライヤ気水分離器貯蔵プール側の筐体に異常がなければ注水によってＳＦＰ水位を回復させ，ＳＦＰ水位及び冷却機能を維持することができる。また，原子炉ウェル及びドライヤ気水
分離器貯蔵プール側の筐体から漏えいがある場合であっても，常用の注
水設備及び重大事故等対処設備（常設低圧代替注水系ポンプによる代替
燃料プール注水系（注水ライン），又は可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン））等を用いることで崩壊熱による水添付 4.2.2−5の蒸発に応じた注水が可能であるため，燃料の健全性は確保される。
⑤地震発生に伴うスロッシングによる漏えい
地震発生時，スロッシングによりＳＦＰの保有水が漏えいし，このとき，通常水位から約 0.70m までＳＦＰ水位が低下するが，使用済燃料の燃料有効長頂部の冠水は維持される。
スロッシング発生時，運転員は現場の漏えい検知器，ＳＦＰ水位の低下等により事象を認知できるため，検知は容易である。
スロッシングによりＳＦＰ水位が低下した場合でも遮蔽は維持されるため，オペレーティングフロアでの作業は可能であることから，可搬型
代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズ
ル）により注水を行うことも可能である。また，常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン），又は可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）等を使用した使用済燃料プールへの注水を行うことで燃料の健全性は確保される。

3.

想定事故２及び大規模損壊での想定
有効性評価では「3.

各事象の整理」で想定する事象の中で，「②ＳＦＰラ

イナー部の損傷」を除く事象に対して，燃料の損傷を防止できることを確認している。
大規模損壊は，これらの想定時に常用の注水設備及び重大事故等対処設備による注水操作ができない状態，漏えいが継続する状況（「②ＳＦＰライナー部の損傷」を含む），及び常用の注水設備並びに重大事故等対処設備による注
水能力を超える漏えいによりＳＦＰ水位が維持できない状況を想定した事象である。
この対策として，常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系
添付 4.2.2−6

（常設スプレイヘッダ），可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（常設スプレイヘッダ），可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）によるＳＦＰへのスプレイ及び放水設備によるスプレイを実施することで使用済燃料の著しい損傷の進行の緩和及び環境への放射性物質放出の低減を行う。

4.

結論
ＳＦＰからプール水の漏えいが発生する可能性のある①〜⑤の事象について検討した。
使用済燃料の燃料有効長頂部より高い位置で漏えいが停止する事象は③，④，⑤であり，基準地震動Ｓ Ｓ の地震の影響を考慮して発生のおそれが小さいものは②，③である。
①の「サイフォン現象による漏えい」は，真空破壊弁が機能しないことを想定すると，ＳＦＰに接続する配管に耐震Ｂクラス配管が含まれることから，漏えいが使用済燃料の燃料有効長頂部以下まで継続するおそれがあり，また，
注水ラインの破断により対応可能な注水手段が限定されることから，有効性評価において選定している。

添付 4.2.2−7

添付資料 4.2.3
使用済燃料プールの静的サイフォンブレーカについて

1.

静的サイフォンブレーカの概要
使用済燃料プールは，第 1 図に示すように燃料プール冷却浄化系により冷却及び水質管理されている。使用済燃料プール水がサイフォン効果により流出する場合は，使用済燃料プールに入る配管に設置されている真空破壊弁によりサイフォンブレークすることで，使用済燃料
プール水の流出を防止する設計としている。仮に真空破壊弁が閉固着した場合においても，静的サイフォンブレーカから空気を吸入することでサイフォン現象による使用済燃料プール水の流出を防止することが可能な設計とする。

静的サイフォンブレーカ：2 本

第 1図
2.

約 0.23m（通常水位から燃料
プール水戻り配管水平部下端まで）燃料プール冷却浄化系及び残留熱除去系

静的サイフォンブレーカの機器仕様

添付 4.2.3−1

系統概略図

(1)

静的サイフォンブレーカの寸法・設置箇所
静的サイフォンブレーカは，2 本のディフューザ配管にそれぞれ設置されており，弁等の機器がない口径の配管である。

第 2 図に示すとおり，ディフューザ配管の真空破壊弁がある配管から枝分かれした形状であり，静的サイフォンブレーカの下端が通常水位より約㎜下となるよう設置されている。

添付 4.2.3−2(EL 約 46.2)

約 0.23m

静的サイフォンブレーカ：2 本

第 2図

(2)

静的サイフォンブレーカ設置概要図

サイフォン現象発生時の水位低下
真空破壊弁の閉固着を想定した場合，サイフォン現象が発生し，通常水位より約mm 下 ま で 水 位 が 低 下 す る と ， 静 的 サ イ フ ォ ン ブ

添付 4.2.3−3

レーカから空気を吸込み，配管頂部に空気が溜まり始め，配管下端まで空気が溜まったところでサイフォン現象が停止する。
以上により，使用済燃料プール水位は燃料プール水戻り配管水平部 下 端 （ 通 常 水 位 か ら 約 0.23m 下 ） ま で の 低 下 に と ど ま る 。
(3)

想定被ばく線量率
使用済燃料プール水位と線量率の関係を第 3 図に示す。第 3 図より ， 使 用 済 燃 料 プ ー ル 水 位 が 通 常 水 位 か ら 約 0.23m 下 ま で 低 下 し た
場合においても，原子炉建屋原子炉棟 6 階の雰囲気線量率は約1.0mSv／ h 以 下 と な る こ と か ら ， 使 用 済 燃 料 プ ー ル は サ イ フ ォ ン 現
象等による小規模な漏えいが発生した場合においても十分な遮蔽水
位を確保することが可能である。

添付 4.2.3−4

通常水位

約 0.23m 下

第 3図

3.
(1)

使用済燃料プール水位と線量率

静的サイフォンブレーカの健全性について
配管強度への影響について
ディフューザ配管及びその配管に接続されている真空破壊弁を設置した配管は耐震Ｓクラスで設計されており，その配管に静的サイ
フォンブレーカを接続するため，耐震性については問題ない。

添付 4.2.3−5

(2)人的要因による機能阻害について
静的サイフォンブレーカは操作や作動機構を有さない単管のみであることから，誤操作や故障により機能を喪失することはない。そのため，使用済燃料プールの冷却系のサイフォン現象による漏えいが発生した場合においても，操作や作業を実施することなく，静的
サイフォンブレーカ開口部レベルまで使用済燃料プール水位が低下すればサイフォン効果を除去することができる。

(3)

異物による閉塞について
静的サイフォンブレーカ（内径φmm） は ， 燃 料 プ ー ル 冷 却 浄化系出口配管より，燃料プール冷却浄化系ポンプ，燃料プール冷却
浄化系熱交換器を経由して，使用済燃料プール側に向けて冷却材が流 れ て お り ，ろ 過 脱 塩 装 置 の 出 口 配 管 に ス ト レ ー ナ（ 24／ 110 mesh：
縦 約 1.016 ㎜ ×横 約 0.23 ㎜ ）が 設 置 さ れ て い る こ と か ら ，異 物 に よる静的サイフォンブレーカの閉塞の懸念はない。

(4)

落下物干渉による変形について
静的サイフォンブレーカの落下物干渉を考慮する必要がある周辺設備として，原子炉建屋原子炉棟鉄骨梁，原子炉建屋クレーン，燃料取替機等の重量物があるが，これらは基準地震動ＳＳに対する耐震評価にて使用済燃料プール内に落下しないことを確認しているため，静的サイフォンブレーカの落下物干渉による変形は考えられない。
その他手摺等の軽量物については，ボルト固定，固縛による運用としている。

添付 4.2.3−6

よって，落下物として静的サイフォンブレーカに干渉すると考えられる設備は軽量物であり，仮に静的サイフォンブレーカに変形が生じたとしても，本配管は剛性の高いステンレス鋼であり，完全閉
塞に至る変形は考えにくいことから，サイフォン効果の除去機能は確保される。

4.

静的サイフォンブレーカの健全性確認方法について
静的サイフォンブレーカついては，定期的な巡視点検（1 回／週）を実施し，目視により水面の揺らぎ等を確認することで通水状態を確認する。

添付 4.2.3−7

添付資料 4.2.4
安定状態について（想定事故２）

想 定 事 故 ２（ サ イ フ ォ ン 現 象 等 に よ る 燃 料 プ ー ル 水 の 小 規 模 な 喪 失 ）の安定状態については以下のとおり。
使用済燃料プール安定状態：設計基準対象施設及び重大事故等対処設備を用いた使用済燃料プールへの注水により，使用済燃料
プ ー ル 水 位 を 回 復・ 維 持 す る こ と で ，燃 料 の 冠 水 ，
放射線遮蔽及び未臨界が維持され，使用済燃料プールの保有水の温度が安定し，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事
象悪化のおそれがない場合，安定状態が確立されたものとする。
【安定状態の確立について】
使用済燃料プールの安定状態の確立について
可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水を実施することで，使用済燃料プール水位は回復，維持され，使用済燃料プールの安定状態が確立される。
また，重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
【安定状態の維持について】
上記の燃料損傷防止対策により安定状態を維持できる。
ま た ，可 搬 型 代 替 注 水 中 型 ポ ン プ に よ る 代 替 燃 料 プ ー ル 注 水 系（ 注 水 ラ イ ン ）を使用した使用済燃料プールへの注水を継続しつつ，弁閉止による漏えい箇所の隔離，残留熱除去系又は燃料プール浄化冷却系の復旧を実施し，復旧後は補給水系統等によりスキマサージタンクへの補給を実施する。使用済燃料プールの保有水を残留熱除去系等により冷却することによって，安定状態後の状態維持のための冷却が可能となる。
（ 添 付 資 料 2.1. 2 別 紙 1 ）

添付 4.2.4−1

評価条件の不確かさの影響評価について（想定事故２）

第1表

評価条件を最確条件とした場合に運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（1／4）

項目

評価条件(初期，事故及び機器条件)の不確かさ
評価条件
最確条件

初期条件

添付 4.2.5−1

使用済燃料
プールの初
期水位

通常水位

通常水位付
近

条件設定の考え方

通常水位を設定評価項目となるパラメータに与える影響

最確条件とした場合は，評価条件での初期水位
は通常水位を設定しているため，通常水位より低い水位の変動を考慮した場合，使用済燃料プール水位が燃料有効長頂部まで低下する時間
及び使用済燃料プール水位の低下による異常の認知の時間は短くなるが，代替燃料プール注
水系による使用済燃料プールへの注水操作は初期水位に応じた対応をとるものではなく，注
水操作は使用済燃料プール水位の低下に伴う異常の認知を起点とした冷却機能喪失又は注
水機能喪失の確認を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。初期に地震起因のスロッシングが発生した
場合，使用済燃料プール水位が最大で約 0.70m
低下し，放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は事象発生から約 5.8 時
間後（10mSv／h の場合）となり，それ以降は原子炉建屋原子炉棟 6 階の線量率が 10mSv／hを超えることから，その現場における長時間の作業は困難となる。ただし，代替燃料プール注
水系による使用済燃料プールへの注水操作は，
屋外から実施できるため線量の影響が小さいことから,運転員等操作時間に与える影響はない。

最確条件とした場合は，評価条件での初期水位は通常水位を設定しているため，その変動を考慮した場合，使用済燃料プール水位が通常水位から燃料有効長頂部まで低下する時間は短くなるが，仮に初期水位を水位低警報レベル（通常水位から約 0.14m 下）とした場合であっても，漏えいにより瞬時に水位が低下し静的サ
イフォンブレーカにより燃料プール水戻り配管水平部下端（通常水位から約 0.23m下）で停止するとしていることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。初期に地震起因のスロッシングが発生した場合，最大で約 0.70m の水位の低下が発生し，使用済燃料プール水位が放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は事象発生から約 5.8 時間後（10mSv／h の場合）となり，それ以降は原子炉建屋原子炉棟 6 階の線量率が 10mSv／h を超えることから，その現場における長時間の作業は困難である。ただし，このような使用済燃料プール水位の低下に対しても静的サイフォンブレーカによる使用済燃料プール水の漏えいの停止及び屋外から代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水操作が実施可能であることから，現場操作に必要な遮蔽は維持される。事象発生 8 時間
後から代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水を実施することにより，使用済燃料プール水位が原子炉建屋原子炉棟 6 階の放射線の遮蔽維持に必要な最低水位まで回復する時間は事象発生から約 8.9 時間後（10mSv／h の場合）となる。また，使用済燃料プール水位が通常水位から燃料有効長頂部まで低下す
る時間は事象発生から 2 日以上あり，事象発生から 8 時間後までに代替燃料プール注水系による注水が可能であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

添付資料 4.2.5

運転員等操作時間に与える影響

第1表
項目

使用済燃料
プールの初
期水温

評価条件を最確条件とした場合に運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（2／4）
評価条件(初期，事故及び機器条件)の不確かさ
評価条件
最確条件

65℃

条件設定の考え方

約 9.1MW（原子炉停止後 9 日）評価項目となるパラメータに与える影響
最確条件とした場合，評価条件で設定している使用済燃料プール水温より低くなるため，沸騰開始時間は遅くなり，使用済燃料プール水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。また，自然蒸発，使用済燃料
プールの水温及び温度上昇の非一様性により，評価で想定している沸騰による使用済
燃料プール水位の低下開始時間より早く使用済燃料プール水位の低下が始まることも考えられる。しかし，自然蒸発による影響は沸騰による水位の低下と比べて僅かであり，気化熱により使用済燃料プール水は冷却される。さらに，使用済燃料プール水温の非一様性も沸騰開始後の気泡上昇を駆動力とした対流により影響が小さくなることが考えられる。仮に，事象発生直後から沸騰による使用済燃料プール水位の低下が開始すると想定した場合，使用済燃料プール水位が放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は事象発生から約 4.8 時間後（10mSv／h の場合）となり，それ以降は原子炉建屋原子炉棟 6 階の線量率が 10mSv／h を超えることから，その現場における長時間の作業は困難となる。ただし，屋外から代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水操作が実施可能であることから，現場操作に必要な遮蔽は維持される。事象発生 8 時間後から代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水を実施することにより，使用済燃料プール水位が原子炉建屋原子炉棟 6 階の放射線の遮蔽維持に必要な最低水位まで回復する時間は事象発生から約 10 時間後（10mSv／hの場合）となる。また，使用済燃料プール水位が燃料有効長頂部まで低下する時間は事象発生から 2 日以上あり，事象発生から 8 時間後までに代替燃料プール注水系による注水が可能であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

最確条件とした場合は，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

約 12℃〜
約 40℃（実績値）

運転上許容される上限値として 65℃を設定最確条件とした場合は，評価条件で設定している使用済燃料プールの初期水温より低くなり，沸騰開始時間は遅くなるため，時間余裕が長くなるが，代替燃料プール注水系による使用済燃料
プールへの注水操作は使用済燃料プー
ル水の初期水温に応じた対応をとるものではなく，注水操作は使用済燃料プール水位の低下に伴う異常の認知を起点とした冷却機能喪失又は注水機能喪失の確認を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

9.1MW 未満原子炉の運転停止後に取り出された全炉心分の燃料とそれ以前に取り出された燃料を合わせて，使用済燃料プールの貯蔵ラックの容量の最大数となるように保管した状態を設定
炉心燃料の冷却期間について
は過去の実績より取出期間が最も短い 9 日を想定
崩壊熱は，ORIGEN2 を用いて評価最確条件とした場合は，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，使用済燃料プール水温の上昇
及び水位の低下は緩和されるが，代替
燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水操作は燃料の崩壊熱に応じた対応をとるものではなく，注水操
作は使用済燃料プール水位の低下に伴う異常の認知を起点とした冷却機能喪
失又は注水機能喪失の確認を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

初期条件

添付 4.2.5−2

燃料の崩壊
熱

運転員等操作時間に与える影響第1表

評価条件を最確条件とした場合に運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（3／4）

項目

評価条件(初期，事故及び機器条件)の
不確かさ
評価条件
最確条件

プールゲー
トの状態

プールゲート閉（原子炉ウェル及びドライヤ気水分離器貯蔵プールの保有水量を考慮しない）

初期条件

添付 4.2.5−3

外部水源の
35℃
温度

条件設定の考え方

プールゲート開（原子炉ウェル
及びドライヤ気
水分離器貯蔵プールの保有水量を考慮）

全炉心燃料取出直後であるため，
プールゲートは開放されていることが想定されるが，保守的に原子炉ウェル及びドライヤ気水分
離器貯蔵プールの保有水量を考慮しない状態を想定

35℃以下

代替燃料プール注水系を使用した
使用済燃料プール注水による使用済燃料プール水位維持の観点で厳しい高めの水温として，年間の気象条件変化を包含する高めの水温
を設定

事故条件

約 8,600m３
以上
外部水源の約 8,600m３（西側淡水貯水設
容量
備＋代替淡水貯槽）
約 1,010kL
以上
燃料の容量
約 1,010kL（軽油貯蔵タンク＋可搬型設備用軽
油タンク）
破断箇所・
燃料プール冷却浄 事故ごとに異な状態の想定
化系配管の破断る
真空破壊弁の閉固
着運転員等操作時間に与える影響
最確条件とした場合は，保有水量がプールゲート閉時と比べ 1.6 倍程度となり，使用済燃料プール水温の上昇及び蒸発による使用済燃料プール水位の低下は緩和されるが，代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水操作はプールゲートの状態に応じた対応をとるものではなく，注水操作は使用済燃料プール水位の低下に伴う異常の認知を起点とした冷却機能喪失又は注水機能喪失の確認を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
最確条件とした場合には，評価条件で設定している水温と同等以下となる。35℃の場合は，解析条件と最確条件は同等であることから運転員等操作時間に与える影響はない。35℃未満の場合は，使用済
燃料プール注水後の水位低下速度が遅くなることが考えられるが，注水操作は水源の温度に応じた対応をとるものではなく，使用済燃料プールの水位低下に伴う異常の認知を起点とし，補給水系及び残留熱除去系による使用済燃料プールへの注水機能喪失の確認後に実施するものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。

評価項目となるパラメータに与える影響

最確条件とした場合は，保有水量がプールゲート閉時と比べ 1.6 倍程度となり，使用済燃料プール水温の上昇及び蒸発による使用済燃料プール水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
最確条件とした場合には，評価条件で設定している水温と同等以下となる。35℃の場合は，解析条件と最確条件は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。
35℃未満の場合は，使用済燃料プール注水後の位低下速度が遅くなることが考えられるが，その影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

管理値下限の容量として事象発生から 7 日間後までに必要な容量を西側淡水貯水設備及び代替淡水貯備えており，水源は枯渇しないことから運転員等操作時間に与える槽の管理下限値を設定
影響はない。

−

管理値下限の容量として事象発生から 7 日間後までに必要な容量を軽油貯蔵タンク及び可搬型設備用備えており，燃料は枯渇しないことから運転員等操作時間に与える
軽油タンクの管理下限値を設定
影響はない。

−

使用済燃料プール水位が最も低下する可能性のあるサイフォン現象による漏えいとして，残留熱除去系に比べて耐震性の低い燃料プール冷却浄化系配管の破断，及び真空破壊弁の閉固着を想定

注水操作は，破断箇所及び漏えい量を起点に開始する操作ではない
ことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

破断箇所・状態の想定によっては漏えい量が変化するが，静的サイフォンブレーカにより燃料プール燃料プール水戻り配管水平部下端（通常水位から約 0.23m 下）で漏えいが停止することから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

第1表

評価条件を最確条件とした場合に運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（4／4）

項目

評価条件(初期，事故及び機器条件)
の不確かさ
評価条件
最確条件

条件設定の考え方

事故条件

静的サイフォンブレーカにより，サイフォン現象による流出が停止す
サイフォン現 事象発生と同時 事象発生後，通常るため，使用済燃料プール水位は燃象による使用 に通常水位から 水位から約 0.23m
料プール水戻り配管水平部下端（通済燃料プール 約 0.23m 下まで 下まで徐々に低常水位から約 0.23m 下）までの低下
水位の低下
低下
下
にとどまり，保守的にこの水位まで瞬時に低下することを想定

添付 4.2.5−4

安全機能の喪 使用済燃料プー
失に対する仮 ルの冷却機能及
定び注水機能喪失

外部電源

外部電源なし重大事故等対策に関連する機器条件

代替燃料プー
ル注水系による使用済燃料 50m３／h
プールへの注水流量

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

使用済燃料プール水位の低下は，破断面積及び弁の開口面積に応じて水位低下速度が変動するが，本評
価では，静的サイフォンブレーカによる漏えい停止を考慮しており，使用済燃料プール水位が燃料プー
ル水戻り配管水平部下端（通常水位から約 0.23m
下）まで瞬時に低下するものとしていることから，事象進展に影響はなく，また，代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水操作は水位低下速度に応じた対応をとるものではなく，水位低下に伴う異常の認知を起点とした冷却機能喪失又は注水機能喪失の確認を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。

配管破断の想定及びサイフォン現象による使用済燃料プー
ル水位の低下は，破断面積及び弁の開口面積に応じて水位低下速度が変動するが，本評価では，静的サイフォンブレーカによる漏えい停止を考慮しており，使用済燃料プール
水位が燃料プール水戻り配管水平部下端（通常水位から約0.23m 下）まで瞬時に低下するものとしていることから，事象進展に影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

−

使用済燃料プール注水機能喪失と評価条件と最確条件が同様であることから，事象進して，残留熱除去系，燃料プール冷
評価条件と最確条件が同様であることから，事象進展に影展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響は
却浄化系及び補給水系の機能喪失
響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
ない。
を設定

事故ごとに変化

外部電源の有無は事象進展に影響 外部電源がない場合と外部電源がある場合では，事 外部電源がない場合と外部電源がある場合では，事象進展しないことから，資源の観点で厳し 象進展は同様であることから，運転員等操作時間に は同様であるが，評価項目となるパラメータに与える影響
い外部電源なしを設定与える影響はない。
はない。

50m３／h 以上

燃料の崩壊熱による保有水の蒸発を補うために必要な注水量を上回
り燃料損傷防止が可能な流量として設定

代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへ注水操作は，注水流量を起点に開始する操作ではないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

評価条件で設定している代替燃料プール注水系による注水
流量は崩壊熱による保有水の蒸発量（約 16m３／h）より大きく，注水操作開始以降の流量であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

第2表

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（1／2）
評価条件(操作条件)

項目

操作条件

添付 4.2.5−5

代替燃料プ
ール注水系
による使用
済燃料プー
ルへの注水
操作

評価上の操
作開始時間

事象発生か
ら 8 時間後

評価条件設定の考え方

代替燃料プール
注水系による使用済燃料プール
への注水は，重
大事故等対応要
員の移動，注水準備に必要な時間等を考慮して，事象発生 8
時間後から開始する。

操作の不確かさ要因

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

操作時間余裕訓練実績等【認知】代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水操作の開始は事象発生から 8 時間後としているが，それまでに使用済燃料プールの水位低下に伴う異常を認知できる時間は十分にあり，認知遅れにより操作開始時間に与える影響を及ぼす可能性は非常に小さい。
【要員配置】
当該操作を行う重大事故等対応要員は，注水操作の実施期間中に他の操作を担っていないことから，操作開始時間に与える影響はない。
【移動】可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）で使用する可搬型代替注水中型ポンプ等は車両であり，自走にて作業現場へ移動することを想定している。仮に地震等の外部事象が起因事象の場合に，アクセスルートに被害があっても，ホイールローダ等にて必要なアクセスルートを復旧できる体制としている。
【操作所要時間】
要員の移動時間に 20 分，可搬型代替注水中型ポンプ準備，西側淡水貯水設備
からのホース敷設等として 150 分を想定している。評価上の操作開始時間を
8 時間後と設定しているが，使用済燃料プールの水位低下による異常を認知し補給水系及び残留熱除去系による使用済燃料プールへの注水機能喪失を確認した時点での準備が可能である。なお，その場合，実際の操作開始時間は早くなる場合が考えられる。
【他の並列操作の有無】
本操作は，可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型
スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプレイの準備操作（ホース敷設，可搬型スプレイノズル設置）の終了後から開始するものであり当該操作に対応する重大事故等対応要員に他の並列操作はなく，操作開始時間に与える影響はない。
【操作の確実さ】
重大事故等対応要員の現場操作は，操作の信頼性向上や要員の安全のため 2
人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作等が操作開始時間に影響を及ぼす可能性は非常に小さい。

操作条件の代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水操作は，評価上の操作開始時間として事象発
生から 8 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，当該操作は使用済燃料プールの冷却機
能喪失による異常の認知を起点として実施す
る可搬型スプレイノズ
ル等の設置作業終了後から開始するものであり，これを含めても準備操作にかかる時間は380 分を想定していることから，実態の操作
開始時間は想定している事象発生から 8 時間
後より早まる可能性があり，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。

評価上の操作完了時間に対して，実際に見込まれる操作完了時間が早くなる可能性がある。この場合，放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間余裕は，注水操作に対して約 9.8 時 間
（10mSv／h の場合）と操作に対して十分な時間余裕があることから，評価項目となるパラメータに対する
余裕は大きくなる。

放射線の遮蔽
が維持される
最低水位に到達するまでの
時間が約 9.8
時間（10mSv／hの場合），使用済燃料プール
水位が燃料有効長頂部まで低下する時間が 2 日以上であり，事故を検知して注水を開始するまでの時間は事象発生から 8 時
間後と設定していることから，時間余裕がある。

可搬型代替注水中型ポンプ準備，ホース敷設等は，移動も含め所要時間を
170 分と想定している。要員の移動時間は20 分以内であり，可搬型代替注水中型ポンプ準備，
ホース敷設等は，移動も含め訓練実績等では
約 154 分。想定している範囲内で意図している
運転操作が実施可能であることを確認した。

第2表

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（2／2）
評価条件(操作条件)

項目

操作条件

添付 4.2.5−6

可搬型代替
注水中型ポ
ンプへの燃
料給油

評価上の操
作開始時間

事象発生か
ら 8 時間後

評価条件設定の考え方

可搬型代替注水中型ポンプへの燃料給油は，評価条件ではないが，評価で想定している操作の成立や継続に必
要 な作業で あり，燃料が枯渇
しないように設
定

操作の不確かさ要因【認知】「代替燃料プール注水系（注水ライン）による使用済燃料プールへの注水操作」と同様であり，認知遅れが操作開始時間に影響を及ぼす可能性は非常に小さい。
【要員配置】
本操作を実施する参集要員は，操作の実施期間中に他の操作を担っていないことから，要員配置が操作開始時間に与える影響はない。
【移動・操作所要時間】
参集要員の参集まで 120 分を想定している。また，燃料給油に用いる
タンクローリは車両であり，参集後，自走にて作業現場へ移動することを想定している。仮に地震等の外部事象が起因事象で，アクセスル
ートに被害がある場合でも，ホイールローダ等にて必要なアクセスル
ートを復旧できる体制としている。可搬型設備用軽油タンクからタン
クローリへの燃料給油として移動も含め 90 分を想定しており，十分な時間余裕を確保していることから，移動及び操作所要時間が操作開始時間に影響を及ぼす可能性は非常に小さい。
【他の並列操作有無】
他の並列操作はないことから操作開始時間に与える影響はない。
【操作の確実さ】
現場での操作は，操作の信頼性の向上や要員の安全のため，操作要員
2 人以上で実施することとしており，誤操作は起こりにくいことから，誤操作等が操作開始時間に影響を及ぼす可能性は非常に小さい。

運転員等操作時間に与える影響認知時間及び移動
・操作所要時間は，余裕時間を含めて設定していることから，実態の操作開
始時間は解析上の操作開始時間よりも若干早まる可能性がある。

評価項目となるパラメータに与える影響

実態の操作開始時
間は解析上の設定から早まる可能性があるが，評価項目となるパラメータに直接影響を与えることはない。

操作時間余裕訓練実績等

各機器の燃料が枯渇しない時間内に実施することで燃料損傷を回避することが可能であり，代替燃料プール注
水系による使用済
燃料プールへの注水開始から3時間半
程度の時間余裕がある。

可搬型代替注水中型ポンプへの燃料給油は，移動も含めて 90 分を想定しているところ訓練実績
等では約 80 分。
また，以降，各機器の燃料が枯渇しない時間間隔（許容時間）以内で実施することとしており，許容時間 210分のところ，訓練実績等により
約 18 分。許容時間内で意図している作業が実施可能であることを確認した。

添付資料 4.2.6
7 日間における水源の対応について（想定事故２）

1.

水源に関する評価①

淡水源（有効水量）
・ 西 側 淡 水 貯 水 設 備 ： 約 4,300m ３

2.
①

水使用パターン
可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替燃料プール注水系（注水ライン）による使用済燃料プールへの注水
事象発生 8 時間以降から，西側淡水貯水設備を水源とした可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水を実施する。
水位回復後は，蒸発量に相当する流量で実施する。

3.

時間評価
使用済燃料プールへの注水によって，西側淡水貯水設備の水量は減少する。
こ の 間 の 西 側 淡 水 貯 水 設 備 の 使 用 水 量 は 合 計 約 2,120m ３ で あ る 。

4.

水源評価結果時 間 評 価 の 結 果 か ら ，7 日 間 の 対 応 に お い て 合 計 約 2,120m ３ の 水 が必 要 と な る が ， 西 側 淡 水 貯 水 設 備 に 約 4,300m ３ の 水 を 保 有 す る こ とから必要水量を確保している。このため，安定して冷却を継続することが可能である。
添付 4.2.6−1

添付資料 4.2.7
7 日間における燃料の対応について（想定事故２）

保守的に全ての設備が，事象発生直後から 7 日間燃料を消費するものとして
評価する。
時系列

合計

判定

7 日間の
軽油消費量
約 755.5kL

軽油貯蔵タ
ンクの容量
は 約 800kL
であり，7 日
間対応可能

7 日間の
軽油消費量
約 12.0kL

可搬型設備
用軽油タン
クの容量は
約 210kL であり，7 日間
対応可能

7 日間の
軽油消費量
約 70.0kL

緊急時対策
所用発電機
燃料油貯蔵
タンクの容
量 は 約 75kL
であり，7 日間の対応可能

非常用ディーゼル発電機 2 台起動 ※１（燃料消費率は保守的に定格出力運転時を想定）
1,440.4L／h（燃料消費率）×168h（運転時間）×2 台（運転台数）＝約 484.0kL
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機 1 台起動 ※２（燃料消費率は保守的に定格出力運転時を想定）
775.6L／h（燃料消費率）×168h（運転時間）×1 台（運転台数）＝約 130.3kL
常設代替高圧電源装置 2 台起動 ※３（燃料消費率は保守的に定格出力運転時を想定）
420.0L／h（燃料消費率）×168h（運転時間）×2 台（運転台数）＝約 141.2kL
可搬型代替注水中型ポンプ 2 台起動（代替燃料プール注水系（注水ライン））
35.7L／h（燃料消費率）×168h（運転時間）×2 台（運転台数）＝約 12.0kL

緊急時対策所用発電機 1 台起動（燃料消費率は保守的に定格出力運転時を想定）
411L／h（燃料消費率）×168h（運転時間）×1 台（運転台数）＝約 70.0kL※1

事故収束に必要なディーゼル発電機は非常用ディーゼル発電機 1 台であるが，保守的にディーゼル発電機 2 台の起動を仮定した。
※2 事故収束に必要ではないが，保守的に起動を仮定した。
※3 緊急用母線の電源を，常設代替高圧電源装置 2 台で確保することを仮定した。

添付 4.2.7−1

添付資料 4.2.8
常設代替交流電源設備の負荷（想定事故２）

主要負荷リスト
起動順序【電源設備：常設代替高圧電源装置】
主要機器名称緊急用母線自動起動負荷
・緊急用直流125V充電器
・その他必要な負荷
常設低圧代替注水系ポンプ

①
②

負荷容量
(kW)

負荷起動時の最
大負荷容量(kW)

定常時の連続最
大負荷容量
(kW)

約 245

約 217

約702

約407

約 120
約 97
約190

負荷 容量(kW)

7,000

6,000

5,000

4,000

3,000

常設 代替 高 圧電 源 装置 2台 の最 大 容量 2,760kW ※ １
常設 代替 高 圧電 源 装置 2台 の連 続 定格 容 量 2,208kW ※ ２

2,000

1,000

②

最大負荷容量約702kW①
0▲

1

経過 時間 (h)常設代替高圧電源装置 2 台
起動
常設 代替 高 圧電 源 装置 の負 荷 積算 イ メー ジ
※1※2

常 設代替高圧電源装置定格出力運転時の容量（1,380kW×運 転台 数 ＝最 大 容量 ）常 設代替高圧電源装置定格出力運転時の 80％の容 量 （1,380kW×0.8×運 転台 数＝ 連続 定 格容 量 ）添付 4.2.8−1

5

運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故

5.1

崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）

5.1.1

事故シーケンスグループの特徴，燃料損傷防止対策(1)

事故シーケンスグループ内の事故シーケンス
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）」に含まれる事故シーケンスは，
「1.2

評価対象

の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「残留熱除去系の故障（ＲＨＲ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」，②「残留熱除去系の故障（ＲＨ
ＲＳ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」及び③「外部電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」である。

(2)

事故シーケンスグループの特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）」では，原子炉の運転停止中に残留熱除去系の故障により，崩壊熱除去機能が喪失することを想定する。このため，燃料の崩壊熱により原子炉冷却材が蒸発することから，緩和措置がとられない場
合には，原子炉水位の低下により燃料が露出し燃料損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，崩壊熱除去機能を喪失したことによって燃料損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，運転停止中の原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価には，崩壊熱除去機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
したがって，本事故シーケンスグループでは，運転員が異常を認知して，待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水を行うことによって，燃料損傷の防止を図る。また，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）
運転による最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことにより，原子炉を5.1−1除熱する。

(3)

燃料損傷防止対策
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）」における機能喪失に対して，燃料が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水手段及び残留熱除去系（原子炉停止
時冷却系）による原子炉除熱手段を整備する。また，残留熱除去系海水系
機能喪失により崩壊熱除去機能が喪失した場合については「5.2全交流動

力電源喪失」にて燃料損傷防止対策の有効性を確認する。これらの対策の概略系統図を第 5.1−1 図に，手順の概要を第 5.1−2 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操作手順の関係を第 5.1−1 表に示す。
本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，重大事故等対策に必要な要員は，災害対策要員（初動）12 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，当直発電長 1 名，当直副発
電長 1 名及び運転操作対応を行う当直運転員 3 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う要員は 4 名及び現場操作を行う
重大事故等対応要員は 3 名である。必要な要員と作業項目について第 5.1−3 図に示す。
なお，重要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
を重要事故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，12 名で対処可能である。
ａ．残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の故障に伴う崩壊熱除去機能喪
失確認
5.1−2

原子炉の運転停止中に残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の故障により，崩壊熱除去機能が喪失する。これにより，原子炉水温が上昇し100℃に到達する。運転員は原子炉水温の上昇等を確認し，崩壊熱除去機
能喪失を確認する。
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の故障に伴う崩壊熱除去機能喪失を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系熱交換器出口温度等である。
（添付資料 5.1.1）
ｂ．逃がし安全弁による原子炉の低圧状態維持
崩壊熱除去機能喪失により原子炉水温が 100℃に到達し，原子炉圧力が上昇することから，原子炉を低圧状態に維持するため，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）1 個を開操作する。
逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉の低圧状態維持を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力等である。
ｃ．残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水
崩壊熱除去機能喪失により原子炉冷却材が蒸発し，原子炉水位が低下するため，中央制御室からの遠隔操作により待機していた残留熱除去系（低圧注水系）運転による原子炉注水を開始し，原子炉水位を回復する。
残留熱除去系（低圧注水系）運転による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系系統流量等である。
ｄ．残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）運転による崩壊熱除去機能回復
残留熱除去系（低圧注水系）運転による原子炉水位回復後，中央制御室及び現場にて残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）へ切替えを行い，崩壊熱除去機能を回復する。
5.1−3

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）運転による崩壊熱除去機能回復を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系熱交換器入口温度等である。
崩壊熱除去機能回復後，逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉の低圧状態維持を停止するため，逃がし安全弁（自動減圧機能）を全閉
とする。

5.1.2

燃料損傷防止対策の有効性評価(1)

有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンス
は，「1.2

評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「残留熱除

去系の故障（ＲＨＲ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」である。
本重要事故シーケンスにおいて想定するプラント状態は，崩壊熱，原子炉冷却材の保有水量及び注水手段の多様性の観点から，「 ＰＯＳ−Ａ

ＰＣ

Ｖ／ＲＰＶ開放及び原子炉ウェル満水への移行状態」が燃料有効長頂部の冠水，放射線の遮蔽が維持される水位の確保及び未臨界の確保に対して，最も厳しい想定である。したがって，当該プラント状態を基本とし，他のプラント状態も考慮した想定において評価項目を満足することを確認する
ことにより，運転停止中の他のプラント状態においても，評価項目を満足できる。
また，評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故シーケ
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。
（添付資料 5.1.2）

5.1−4

(2)

有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な評価条件を第5.1−2 表に示す。また，主要な評価条件について，本重要事故シーケンス
特有の評価条件を以下に示す。
ａ．初期条件(a)

原子炉圧力容器の状態
原子炉圧力容器の未開放時について評価する。原子炉圧力容器の開放時については，燃料の崩壊熱及び保有水量の観点から，未開放時の評価に包絡される。

(b)

崩壊熱
原子炉停止後の崩壊熱は，ＡＮＳＩ／ＡＮＳ−5.1−1979 の式に基づくものとし，また，崩壊熱を厳しく見積もるために，原子炉停止 1日後の崩壊熱を用いる。このときの崩壊熱は約 19MW である。
なお，崩壊熱に相当する原子炉冷却材の蒸発量は約 32m ３ ／h である。
（添付資料 5.1.3，5.1.4）(c)

原子炉水位及び原子炉水温
事象発生前の原子炉水位は通常運転水位とし，また，原子炉水温は52℃とする。

(d)

原子炉圧力
原子炉の初期圧力は大気圧が維持されているものとする。また，事象発生後において，水位低下量を厳しく見積もるために，原子炉圧力は大気圧に維持されているものとする ※ 。
※

実操作では残留熱除去系（低圧注水系）の注水準備が完了した
後で原子炉減圧を実施することとなり，残留熱除去系（低圧注
水系）の注水特性に応じて大気圧より高い圧力で注水が開始さ5.1−5

れることとなる。大気圧より高い圧力下での原子炉冷却材の蒸発量は大気圧下と比べ小さくなるため，原子炉圧力が大気圧に維持されているとした評価は保守的な条件となる。

ｂ．事故条件(a)

起因事象
起因事象として，運転中の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の故障によって，崩壊熱除去機能を喪失するものとする。

(b)

安全機能喪失に対する仮定
起因事象の想定により，運転中の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の機能が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。
外部電源が使用できない場合においても，非常用ディーゼル発電機にて残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水が可能であり，外部電源がある場合と事象進展は同等となるが，資源の評価の観点で厳しい評価条件となる外部電源が使用できない場合を想定する。
（添付資料 1.3.3，5.1.8）

ｃ．重大事故等対策に関連する機器条件(a)

残留熱除去系（低圧注水系）
残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水流量は 1,605m ３ ／h
とする。

(b)

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）
伝熱容量は，熱交換器 1 基当たり約 43MW
（ 原子炉冷却材温度 100℃，
5.1−6

海水温度 32℃において）とする。

ｄ．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)

残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水は，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）故障に伴う崩壊熱除去機能喪失確認を考慮し，事象発生から 2 時間後に実施するものとする。

(3)

有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉水位の推移を第 5.1−4 図に，原子炉水位と線量率の関係を第 5.1−5 図に示す。
ａ．事象進展事象発生後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の故障に伴い崩壊熱除去機能が喪失することにより原子炉水温が上昇し，約 1.1 時間後に沸騰，蒸発することにより原子炉水位は低下し始める。残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の機能喪失に伴う原子炉水温の上昇により異常を認知し，事象発生から約 2 時間後に待機中の残留熱除去系ポンプを起動し，残留熱除去系（低圧注水系）による注水を行う。
原子炉水位回復から約 1 時間 45 分後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）へ切り替え，除熱を開始することによって，原子炉水温は低下す
る ※１ 。
※1

原子炉冷却材の温度が 100℃の場合における残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）1 系統での除熱能力は，燃料の崩壊熱を上回るため，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）への切替えを実施
5.1−7

することで原子炉水温は低下する。
実操作では残留熱除去系（低圧注水系）の準備が完了した後で原子炉減圧を実施することとなり，残留熱除去系（低圧注水系）の注水特性に応じて大気圧より高い圧力で注水が開始されることとなる。そのため，原子炉圧力が大気圧で維持されているとした評価は保守的な条件となる。

ｂ．評価項目等
原子炉水位は，第 5.1−4 図に示すとおり，燃料有効長頂部の約 4.2m
上まで低下するにとどまり，燃料は冠水維持される。
原子炉圧力容器は未開放であり，第 5.1−5 図に示すとおり，必要な遮蔽 ※２ が維持される水位である燃料有効長頂部の約 1.7m 上を下回ることがないため，放射線の遮蔽は維持される。なお，線量率の評価点は原子
炉建屋原子炉棟 6 階の床付近としている。また，全制御棒全挿入状態が維持されているため，未臨界は確保されている。
原子炉水位回復後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による除熱を継続することで，長期的に安定状態を維持できる。
本評価では，「1.2.4.2

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

必要な遮蔽の目安とした線量率は 10mSv／h とする。崩壊熱除去
機能喪失における原子炉建屋原子炉棟 6 階での作業時間及び作業員の退避は 2.2 時間以内であり，作業員の被ばく量は最大でも 22mSv となるため，緊急作業時における被ばく限度の 100mSv
に対して余裕がある。
本事故に応じた燃料損傷防止対策において原子炉建屋原子炉棟
5.1−8

6 階での操作を必ず必要な作業としていないが，可搬型代替注水
大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズ
ル）を使用した使用済燃料プールスプレイの準備操作について
仮に考慮し，可搬型スプレイノズル及びホースの設置にかかる作業時間を想定した。
必要な遮蔽の目安とした線量率 10mSv／h は，施設定期検査作業時での原子炉建屋原子炉棟 6 階における線量率を考慮した値である。
この線量率となる水位は燃料有効長頂部の約 1.7m 上（通常水位から約 3.5m 下）の位置である。
（添付資料 5.1.5，5.1.6，5.1.7）

5.1.3

評価条件の不確かさの影響評価

評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する
ものとする。
本重要事故シーケンスは，原子炉の運転停止中に残留熱除去系の故障により，崩壊熱除去機能を喪失することが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作とする。
(1)

評価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 5.1−2 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，評価条件の設定に当たっては，評価
5.1−9

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
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 18.8MW に対して最確条件
は約 18.8MW 未満であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，
原子炉水温の上昇及び原子炉水位の低下は緩和されるが，注水操作は崩壊熱に応じた対応をとるものではなく，崩壊熱除去機能喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉水温は，評価条件の 52℃に対して最確条件は約
47℃〜約 58℃であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした
場合は，事故事象ごとに異なる。原子炉水温が 100℃かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱を用いて原子炉注水までの時間余裕を評価すると，必要な遮蔽が維持される水位（必要な遮蔽の目安とした
10mSv／h が維持される水位）である燃料有効長頂部の約 1.7m 上の高さに到達するまでの時間は約 2.8 時間となることから，評価条件である原子炉水温が 52℃，原子炉停止から 1 日後の燃料の崩壊熱の場合の評価より時間余裕は短くなるが，注水操作は原子炉水温に応じた対応をとるものではなく，崩壊熱除去機能喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉水位は，評価条件の通常運転水位に対して最確条
件は通常運転水位に対してゆらぎがあり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している原子炉水位より
5.1−10低くなる場合があるため，原子炉水位が燃料有効長頂部まで低下する
時間は短くなる場合があるが，注水操作は原子炉水位に応じた対応をとるものではなく，崩壊熱除去機能喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
初期条件の原子炉圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条件も大気圧であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。仮に，原子炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始時間は遅くなり，原子炉水位の低下は緩和されるが，注水操作は原子炉圧力に応じた対応をとるものではなく，崩壊熱除去機能喪失による異常の認知を起点とするものであることから，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容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容器の未開放に対して最確条件は事故事象ごとに異なるものであり，本評価
条件の不確かさとして，原子炉圧力容器の未開放時は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。原子炉圧力容器の開放時は，原子炉減圧操作が不要となるが，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。
(b)

評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 18.8MW に対して最確条件
は約 18.8MW 未満であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，
原子炉水温の上昇及び原子炉水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。仮に，原子炉停止
5.1−11

後の時間が短く，燃料の崩壊熱が大きい場合は，注水までの時間余裕が短くなることから，評価項目に対する余裕は小さくなる。原子炉停
止から 12 時間後の燃料の崩壊熱を用いて原子炉注水までの時間余裕を評価すると，必要な遮蔽が維持される水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h が維持される水位）である燃料有効長頂部の約 1.7m 上の高さに到達するまでの時間は約 2.8 時間，燃料有効長頂部到達まで約
4.2 時間となることから，評価条件である原子炉停止 1 日後の評価よ
り時間余裕は短くなる。ただし，必要な放射線の遮蔽は維持され，原子炉注水までの時間余裕も十分な時間が確保されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期条件の原子炉水温は，評価条件の 52℃に対して最確条件は約
47℃〜約 58℃であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした
場合は，事故事象ごとに異なる。原子炉水温が 100℃かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱を用いて原子炉注水までの時間余裕を評価すると，必要な遮蔽が維持される水位（必要な遮蔽の目安とした
10mSv／h が維持される水位）である燃料有効長頂部の約 1.7m 上の高さに到達するまでの時間は約 2.8 時間となることから，評価条件である原子炉水温が 52℃かつ原子炉停止から 1 日後の燃料の崩壊熱の場合の評価より時間余裕は短くなる。ただし，必要な放射線の遮蔽は維持され，原子炉注水までの時間余裕も十分な時間が確保されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期条件の原子炉水位は，評価条件の通常運転水位に対して最確条
件は通常運転水位に対してゆらぎがあり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している原子炉水位より低くなる場合があるが，原子炉水位のゆらぎによる変動量は，事象発生後
5.1−12

の水位低下量に対して十分小さいことから，評価項目となるパラメー
タに対する影響は小さい。
初期条件の原子炉圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条件も大気圧であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。仮に，原子炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始時間が遅くなり，原子炉水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大き
くなる ※ 。
初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容器の未開放に対して最確条件は事故事象ごとに異なるものであり，本評価
条件の不確かさとして，原子炉圧力容器の未開放時は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。原子炉圧力容器の開放時は，原子炉減圧操作が不要となるが，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。
※

原子炉圧力上昇による原子炉冷却材蒸発の抑制効果を考慮した評価。

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。
5.1−13

(a)運転員等操作時間に与える影響
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による注水操作は，評価上の操作開始時間として，事象発生から約 2 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，崩壊熱除去機能喪失による異常の認知により原子炉注水の必要性を確認し操作を実施することは容易であり，評価では事象発生から約 2 時間後の注水操作開始を設定しているが，実態の注水操作開始時間は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。

(b)

評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による注水操作は，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が早まり，原子炉水位の低下を緩和す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。

(2)

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。
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による注水操作について，通常運転水位から放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は約 4.5 時間，原子炉水位が燃料有効長頂部まで低下する時間が約
6.3 時間であり，事故を認知して注水を開始するまでの時間は 2 時間であるため，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。

(3)

ま と め
5.1−14

評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，評価条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。
（添付資料 5.1.8）

5.1.4

必要な要員及び資源の評価(1)

必要な要員の評価
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）」において，重大事故等対策時における必要な要
員は，「5.1.1(3)

燃料損傷防止対策」に示すとおり 12 名である。
「6.2

重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している災害対策要員（初動）の 37 名で対処可能である。

(2)

必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）」において，水源，燃料及び電源の資源は，「 6.1(2)
資源の評価条件」の条件にて評価している。その結果を以下に示す。
ａ．水源

残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水については，必要な注水量が少なく，また，サプレッション・チェンバのプール水を水源とすることから，水源が枯渇することはないため，7 日間の継続実施が可能
5.1−15

である。

ｂ．燃

料

非常用ディーゼル発電機等及び常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）による電源供給については，事象発生後 7 日間最大負荷で運転した場合，約 755.5kL の軽油が必要となる。
軽油貯蔵タンクにて約 800kL の軽油を保有しており，この使用が可能であることから，非常用ディーゼル発電機等及び常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）による電源供給について，7 日間の継続が可能である。
緊急時対策所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 日間の運転継続に約 70.0kL の軽油が必要となる。
緊急時対策所用発電機燃料油貯蔵タンクにて約 75kL の軽油を保有しており，この使用が可能であることから，緊急時対策所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。
（添付資料 5.1.9）

ｃ．電源

外部電源は使用できないものと仮定し，非常用ディーゼル発電機等及び常設代替交流電源設備によって給電を行うものとする。重大事故等対策時に必要な負荷は，非常用ディーゼル発電機等の負荷に含まれることから，非常用ディーゼル発電機等による電源供給が可能である。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，約 951kW 必要となるが，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）の連続定格容量は約 2,208kW であり，必要負荷に対しての
5.1−16

電源供給が可能である。
また，緊急時対策所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。
（添付資料 5.1.10）

5.1.5

結

論

事故シーケンスグループ「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）」では，原子炉の運転停止中に残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の故障により，崩壊熱除去機能を喪失することが特徴である。
事故シーケンスグループ「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）」に対する燃料損傷防止対策としては，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水手段及び残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）
による原子炉除熱手段を整備している。
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）」の重要事故シーケンス「残留熱除去系の故障（ＲＨ
Ｒ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水及び残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱を実施することにより，燃料損傷することはない。
その結果，燃料有効長頂部の冠水，放射線遮蔽の維持及び未臨界の確保ができることから，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
評価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。
5.1−17

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，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
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，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水及び残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱等の燃料損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シー
ケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）」に対して有効である。

5.1−18

２Ｃ 非常 用 ディ ーゼル発電機，２Ｄ非常用ディ ーゼ ル 発電 機及び高圧炉心スプレイ系デ ィー ゼ ル発 電機

凡

外部電源

例
：安全 機 能の 喪失 又 は点 検に 伴 う 待機
除外 を仮 定 する 設備

逃が し安 全 弁
（自 動減 圧 機能 ）Ｇ
ター ビン へ
原子炉建屋
東側接続口

Ｇ

耐圧 強化
ベン ト系

原子炉圧力容器

常設 代替 高 圧電源装置

軽油 貯蔵 タ ンク

＊

＊

←
＊

5.1−19

代替
循環
冷却 系
ポン プ
(Ａ)

→

※3

格納 容器 圧 力逃 がし 装 置

ドラ イウ ェ ル※3

サプ レッ シ ョン ・
チェ ンバ

↑

↑

サプ レッ シ ョン・プ ール

残留 熱除 去系
海水 系ポ ンプ(Ａ)，(Ｃ)

代替
循環
冷却 系
ポン プ
(Ｂ)

原子 炉建 屋 高所 東側
西側 接続 口 接続 口
高所 西側
接続 口

＊

→

←

→

残留 熱除 去 系
ポン プ(Ａ)

残留 熱除 去 系
ポン プ(Ｂ)

※1

→

緊急用海水
ポンプ（Ａ），（Ｂ）

→
※2

→

※1

残留熱除去系
海水系ポンプ(Ｂ)，(Ｄ)

→

※2

→

※1 海へ

←
低圧 炉心 ス プレ イ系 ポ ンプ→

常設 低圧 代 替注 水系
ポン プ(Ａ)，(Ｂ)

↑

↑

海へ ※2

残留 熱除 去 系ポ ンプ (Ｃ )（ 点 検に 伴う 待 機除 外）

→

←

高圧 炉心
スプ レイ 系 ポン プ

原子 炉隔 離 時冷 却系 ポ ンプ

海

復水 貯蔵 タ ンク

代替 淡水 貯 槽←
常設 高圧 代 替注 水系 ポ ンプ
＊開 操作 に 当た って 格 納容 器 隔離 信号 の リセ ット が 必要 な弁

第 5.1−1 図 崩壊熱除去機能喪失時の重大事故等対策の概略系統図（1／2）（原子炉減圧及び残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水段階）

２Ｃ 非常 用 ディーゼル発電機，２Ｄ非常用ディ ーゼ ル 発電機及び高圧炉心スプレイ系デ ィー ゼ ル発電機
外部電源

凡

例

逃が し安 全 弁
（自 動減 圧 機能 ）Ｇ

：安全 機能 の 喪失 又は 点 検に 伴 う待 機
除外 を仮 定 する 設備

ター ビン へ
原子炉建屋
東側接続口

Ｇ

耐圧 強化
ベン ト系

原子炉圧力容器

常設 代替 高 圧電源装置

軽油 貯蔵 タンク

＊

＊

←
＊
代替
循環
冷却 系
ポン プ
(Ａ)

→

※3

格納 容器 圧 力逃 がし 装 置

ドラ イウ ェ ル※3

サプ レッ シ ョン ・チェ ンバ

5.1−20↑↑

サプ レッ シ ョン・プ ール

残留 熱除 去系
海水 系ポ ンプ(Ａ)，(Ｃ)

代替
循環
冷却 系
ポン プ
(Ｂ)

原子 炉建 屋 高所 東側
西側 接続 口 接続 口
高所 西側
接続 口

＊

→

←

→

残留 熱除 去 系
ポン プ(Ａ)

残留 熱除 去 系
ポン プ(Ｂ)

※1

→

緊急用海水
ポンプ（Ａ），（Ｂ）→※2→
残留熱除去系
海水系ポンプ(Ｂ)，(Ｄ)

→
→

※1
※2

※1 海へ

←
低圧 炉心 ス プレ イ系 ポ ンプ→

常設 低圧 代 替注 水系
ポン プ(Ａ)，(Ｂ)

↑

↑

海へ ※2

残留 熱除 去 系ポ ンプ (Ｃ )（ 点 検に 伴う 待 機除 外）

→

←

高圧 炉心
スプ レイ 系 ポン プ

原子 炉隔 離 時冷 却系 ポ ンプ

海

復水 貯蔵 タ ンク

代替 淡水 貯 槽←
常設 高圧 代 替注 水系 ポ ンプ
＊開 操作 に 当た って 格 納容 器 隔離 信号 の リセ ット が 必要 な弁

第 5.1−1 図 崩壊熱除去機能喪失時の重大事故等対策の概略系統図（2／2）（残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱段階）

プラント前提条件
・プラント停止後 1 日目
・原子炉圧力容器未開放
・格納容器開放中・主蒸気隔離弁全閉
・全ての非常用ディーゼル発電機等：待機中・残留熱除去系（Ａ）：原子炉停止時冷却系の状態で運転中・残留熱除去系（Ｂ）：低圧注水系の状態で待機中
・残留熱除去系（Ｃ）：点検に伴い待機除外中・原子炉水位は通常運転水位（セパレータスカート下端から＋126cm）（約1.1時間）：プラント状態（解析）：判断：操作及び判断：解析上考慮しない操作：運転員と重大事故等対応要員（現場）の共同作業

運転中の残留熱除去系（原子炉停止
時冷却系）の故障確認 ※２

回復は評価上
考慮せず

外部電源喪失 ※４

崩壊熱除去機能の回復操作

原子炉水温100℃到達 ※５

非常用ディーゼル発電機等の自動起動の確認（1時間10分）

逃がし安全弁（自動減圧機能）1個の手動操作による原子炉の低圧状態維持 ※６（2時間）

待機中の残留熱除去系（低圧注水系）
による原子炉注水操作（約2.1時間）：操作・確認（運転員）：重大事故等対応要員（現場）の作業

残留熱除去系(解析上の時刻)※１（0秒） （原子炉停止時冷却系）の故障（約1時間）※1
凡例

現場作業員への退避指示 ※３

使用済燃料プールの除熱操作
原子炉の状態が静定後，使用済燃料
プールの除熱操作を実施する

原子炉の水位回復 ※ ７， ８

原子炉保護系母線の受電操作 ※９（3時間45分）

崩壊熱除去機能喪失を模擬するため「熱交換器出口弁誤閉」を評価条件とする。実際は，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）停止時の原子炉冷却材温度を確認する。
※2 1時間ごとの中央制御室の巡視により原子炉冷却材温度の上昇，及び崩壊熱除去機能喪失を認知する。
※3 現場作業員は，当直発電長の送受話器（ページング）による退避指示を確認後，退避する。
なお，全ての現場作業員の退避が完了するまでの時間は，1時間程度である。
※4 外部電源の有無は事象進展に影響しないことから，資源の観点で厳しい外部電源なしを設定。外部電源が喪失する時間を事象発生1時間後（1時間ごとの中央制御室の巡視により残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の停止を確認する時間）とすることにより，事象発生の認知の観点で厳しい想定とする。
※5 約1.1時間後に原子炉冷却材温度が100℃に到達する。
※6 実操作においては，作業員の退避後に操作を実施するが，解析上，原子炉の水位低下量を厳しく見積もるた
めに，原子炉水温が100℃に到達した時点で，逃がし安全弁（自動減圧機能）1個の手動操作によって原子炉
圧力が大気圧に維持されているものとする。
※7 注水前の原子炉水位は燃料有効長頂部から約4.2m上（原子炉水位低（レベル３）から約0.3m下）となる。
※8 原子炉水位（広帯域）により原子炉水位の回復を確認する。
残留熱除去系（低圧注水系）により原子炉水位は通常運転水位まで回復する。
なお，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転開始前は，通常運転水位よりも高く維持する。
※9 残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）のポンプ吸込ラインの格納容器隔離弁を開状態にするために，原子炉保護系母線の受電操作を行い，格納容器隔離信号をリセットする。
※10 残留熱除去系（低圧注水系）で注水後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）に切り替える。
※11 残留熱除去系の系統加圧ラインの手動弁を閉状態にする。

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）
による原子炉除熱操作 ※１ ０ ，１ １

待機中の残留熱除去系（低圧注水系）以外による原子炉注水操作
・高圧炉心スプレイ系による原子炉注水操作
・低圧炉心スプレイ系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）による原子炉注水操作
・代替循環冷却系による原子炉注水操作
・可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作
・消火系（ディーゼル駆動ポンプ）による原子炉注水操作
・補給水系による原子炉注水操作

Ⅰ

逃がし安全弁（自動減圧機能）「 全閉」

残留熱除去系海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）
以外による原子炉除熱操作
・緊急用海水系又は代替残留熱除去系海水系を用いた残留熱除去
系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱操作
・原子炉冷却材浄化系による原子炉除熱操作

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）により原子炉除熱を継続し，機能喪失している設備の復旧に努める。
Ⅱ

第 5.1−2 図

崩壊熱除去機能喪失の対応手順の概要

5.1−21【有効性評価の対象としていないが他に取り得る手段】
Ⅰ
高圧炉心スプレイ系による原子炉注水，低圧炉心スプレイ系による原子炉注
水，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）及び可搬型代
替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水も実施可能である。
技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備となる，代替循環冷却系，可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型），消火系（ディーゼル駆動ポンプ）及び補給水系による原子炉注水も実施可能である。
Ⅱ
緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱も実施可能である。
技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備となる，代替残留熱除去系海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）
による原子炉除熱，及び原子炉冷却材浄化系による原子炉除熱も実施可能である。

運転停止中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）

経過時間（時間）
1

2

3

4

5

55

備 考

実施箇所・必要要員数

事象発生

約 1 時間プラント状況判断

【 】は他作業後移動してきた要員

約 1.1 時間
責任者

当直発電長

1人

中央監視
運転操作指揮

補佐

当直副発電長1人

運転操作指揮補佐

指揮者等

災害対策要員
（指揮者等）

4人

初動での指揮発電所内外連絡

操作項目

原子炉水温 100℃到達
2 時間

操作の内容

残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水開始

約 2.1 時間

当直運転員
（中央制御室）

当直運転員
（現場）

原子炉水位回復
3 時間 45 分
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）
操作開始

重大事故等対応要員（現場）●原子炉水温上昇，残留熱除去系の系統流量低下等による崩壊熱除去機
能喪失の確認●外部電源喪失の確認
1人
A

状況判断

−

10 分

−
●非常用ディーゼル発電機等の自動起動の確認

残留熱除去系ポンプ（Ａ）●残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の停止確認

−

−

−

●当直発電長による作業員への退避指示

逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉の低圧
状態維持

【1人】
A

−

−

●逃がし安全弁（自動減圧機能）1 個の手動開放操作

1分

常設代替交流電源設備による緊
急用母線の受電操作

【1人】
A

−

−

●常設代替高圧電源装置 2 台の起動操作及び緊急用母線の受電操作

4分

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱操作

−

1人
C

1人
a

●残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の系統構成操作（現場）

崩壊熱除去機能の回復操作

−

【1人】
C

【1人】
a

【1人】
A

−

−

●原子炉保護系母線の復旧準備操作

−

−

2人
b，c

●原子炉保護系母線の復旧操作（現場）

【1人】
A

−

−

作業員への退避指示

解析上考慮しない
中央制御室で当直発電長が指示する

60 分以内に退避完了

45 分●崩壊熱除去機能の回復操作

適宜実施

解析上考慮しない

10 分

原子炉保護系母線の受電操作
105 分●残留熱除去系海水系の起動操作
待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作

4分●残留熱除去系（低圧注水系）の起動操作
原子炉保護系母線の受電操作

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱操作

2分

【2人】
A，B

−

−

●原子炉保護系母線の復旧操作（中央制御室）

【1人】
A

−

−

●残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水の停止操作

【1人】
A

−

−

●残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の系統構成操作（中央制御室）

10 分

2分
30 分
残留熱除去系ポンプ（Ｂ）●残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱の起動操作
【1人】
A

−

6分

−
●残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱状態の監視

適宜監視●常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水操作
使用済燃料プールの除熱操作

【1 人】
A

−

−
●緊急用海水系による海水通水の系統構成操作及び起動操作

20 分●代替燃料プール冷却系の起動操作
必要要員合計

2人
A，B

1人
C

解析上考慮しない
スロッシングによる水位低下がある場合は代替燃料プール
冷却系の起動までに実施する

適宜実施

15 分

3人
a，b，c

第 5.1−3 図

崩壊熱除去機能喪失時の作業と所要時間
5.1−22

解析上考慮しない
約55時間までに実施する

原子炉水温 100℃到達（事象発生約 1.1 時間後）
水位回復後は，崩壊熱相当の注水を実施し，その後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による崩壊熱除去を実施（注水により水位はただちに通常運転水位まで回復）
レベル８

レベル３
Ｌ３
レベル２
Ｌ２

残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水開始（事象発生 2 時間後，水位は燃料有効長頂部から約 4.2m 上）
レベル１

第5.1−4図

原子炉水位の推移

5.1−23

1.0E+06

1.0E+05

1.0E+04

1.0E+03

線 量 率1.0E+02

燃料を線源とした線量率が支配的な水位（mSv／h）
目標線量率（10mSv／h）

1.0E+01
蒸気乾燥器及びシュラウド
ヘッドを線源とした線量率が支配的な水位
1.0E+00

1.0E-01

水位の低下（燃料有効長頂部から約 4.2m 上）

通常運転水位

1.0E-02

1.0E-03

燃料有効長頂部からの水位（m）

第5.1−5図

原子炉水位と線量率

5.1−24

第 5.1−1 表
操作及び確認

崩壊熱除去機能喪失における重大事故等対策について手

順

5.1−25

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の故障に伴う崩壊熱除去
機能喪失確認

原子炉の運転停止中に残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の故障により，崩壊熱除去機
能が喪失する。これにより，原子炉水温が上昇し 100℃に到達する。

逃がし安全弁による原子炉の低圧状態維持

崩壊熱除去機能喪失により原子炉水温が100℃に到達し，原子炉圧力が上昇することから，原子炉圧力を低圧状態に維持するため，
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）1 個を開操作する。

残留熱除去系（低圧注水系）運転による原子炉注水

崩壊熱除去機能喪失により原子炉冷却材が蒸発し，原子炉水位が低下するため，中央制御室からの遠隔操作により待機していた残留熱除去系（低圧注水系）運転による原子炉注水を開始し，原子炉水位を回復する。
残留熱除去系（低圧注水系）運転による原子炉水位回復後，中央制御室及び現場にて残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）へ切替えを行い，崩壊熱除去機能を回復する。
崩壊熱除去機能回復後，逃がし安全弁（自動減圧機能）を全閉とし，原子炉低圧状態の維持を停止する。

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による崩壊熱除去機能回復＊重大事故等対処設備
常設設備
可搬型設備
計装設備
−
−
残留熱除去系系統流量 ＊残留熱除去系熱交換器入口温度 ＊
残留熱除去系熱交換器出口温度 ＊逃がし安全弁（自動 −原子炉圧力 ＊＊
原子炉圧力（ＳＡ）
減圧機能）
残留熱除去系熱交換器入口温度 ＊
残留熱除去系熱交換器出
口温度 ＊残留熱除去系（低圧 −原子炉水位（広帯域） ＊＊注水系）
原子炉水位（ＳＡ広帯域）
残留熱除去系系統流量 ＊残留熱除去系（原子炉停止時冷却系） ＊−原子炉水位（広帯域） ＊原子炉水位（ＳＡ広帯域）
残留熱除去系系統流量 ＊残留熱除去系熱交換器入口温度 ＊既許可の対象となっている設備を重大事故等対処設備に位置付けるもの

第 5.1−2 表項

主要評価条件（崩壊熱除去機能喪失）（1／2）

目

原子炉圧力容器の状態

崩 壊 熱

主要評価条件
原子炉圧力容器の未開放

燃料の崩壊熱及び保有水量の観点から設定

約18.8MW

平衡炉心燃料の平均燃焼度33GWd／t※２を基に（９×９燃料（Ａ型），原子炉停止1

初期条 件

日後
原子炉水位

条件設定の考え方※１）

ANSI/ANS-5.1-1979にて算出した原子炉停止1日後の崩壊熱として設定

通常運転水位（セパレータスカート下端
から＋126㎝）

原子炉停止1日後の水位から保守性を持たせた値
原子炉停止1日後の実績を踏まえ，原子炉は残留熱

原子炉水温

52℃

除去系（原子炉停止時冷却系）にて冷却されている

5.1−26

ため，その設計温度である52℃を設定
原子炉圧力
起因事象，安全機能の喪失に対す
る仮定

大気圧

原子炉停止1日後の実績を考慮して設定

残留熱除去系機能喪失

運転中の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の故
障を想定

事故条 件

外部電源の有無は事象進展に影響しないことから，資源の観点で厳しい外部電源なしを設定。外部電源
外部電源

事象認知まで：外部電源ありが喪失する時間を事象発生1時間後（1時間ごとの中

事象認知後央制御室の巡視により残留熱除去系（原子炉停止時：外部電源なし

冷却系）の停止を確認する時間）とすることにより，事象発生の認知の観点で厳しい想定とする。
※1

原子炉停止から 1 日後とは，全制御棒全挿入からの時間を示している。通常停止操作において原子炉の出力は全制御棒全挿入完了及び発
電機解列以前から徐々に低下させるが，崩壊熱評価は原子炉スクラムのような瞬時に出力を低下させる保守的な計算条件となっている。

※2

1 サイクルの運転期間（13 ヶ月）に調整運転期間（約 1 ヶ月）を考慮した運転期間に対応する燃焼度として設定

第 5.1−2 表
項目

重大事 故等対策に関連す る機器条件

残留熱除去系（低圧注水系）

主要評価条件（崩壊熱除去機能喪失）（2／2）
主要評価条件

1,605m３／hで注水

条件設定の考え方
残留熱除去系（低圧注水系）の設計値として設定
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の設計値として設定

残留熱除去系（原子炉停止時冷却熱交換器1基当たり約43MW（原子炉冷却材（原子炉水位回復後は崩壊熱相当の注水を実施する

系）

温度100℃，海水温度32℃において）ことで水位を維持するが，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）を実施することで原子炉内の崩壊熱を除去できるため，注水が不要となる）

重大事 故等対策 に関連す る操作条 件

5.1−27

残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水

事象発生から約 2 時間後

残留熱除去系の機能喪失に伴う異常の認知及び現場操作の実績等を基に，さらに余裕を考慮して設定

運転停止中における通常時のプラント監視について

運転停止中における通常時のプラント監視項目のうち，以下の項目に関するものについての概要を第 1 表に示す。
・「崩壊熱除去機能喪失」の事故シーケンスにおける，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の故障確認
・「原子炉冷却材の流出」の事故シーケンスにおける，原子炉冷却材の流出の確認

第1表
添付 5.1.1−1

項目
残留熱除去系（原子炉停止時冷 却系）の運 転状態

運転停止中における通常時のプラント監視項目の概要
監 視対象 ※ １

・残留 熱除去系の 運転状態

監視方法
パ ラメータ確 認

確認頻度
1 回／ 時間

異常発 生に伴う警 報 ※ ２ 確認
・系統故障警 報（ポ ンプ過負荷 ／過電流，原子 炉 停止 時 冷却 系 運転 時 にお け る ミ
ニフロー ライン弁開 等）の 発生時

原子炉 水温・ 残留熱除 去系熱交換 器入口温度
・残留 熱除去系熱 交換器出 口温度

パラメ ータ確認

1 回／時間・再循 環系ポンプ 入口温度・原子 炉冷却材浄 化系ポン プ入口温度・温度 高の警報発 報時（残留 熱除去系熱交 換器入 口温度，残留熱除 去系熱交換器 出口温 度）・原子 炉圧力容器 表面温度
原子炉 水位・ 原子炉水 位（狭帯域 ）パラメ ータ確認

1 回／時間・原子 炉水位（広 帯域）
・原子 炉水位（Ｓ ＨＵＴ ＤＯ ＷＮ）

・水位 低低／低の 警報発報 時（ 原 子 炉 水 位 （ 狭 帯 域 ）， 原 子 炉 水 位（広帯 域））

サプレッション・プール

・サプ レッション ・プール 水位

水位
※1
※2

現場状 態確認

現場巡 視点検時

パ ラメータ確 認

1 回／時間・水位 高／低の警 報発報時
（サプ レッション・ プール 水位）

施 設定 期 検査 中に お い て点 検 によ り 監視 でき な い期 間が あ る
施 設定 期 検査 中に お い て点 検 によ り 警報 を発 報 しな い期 間 があ る

添付資料 5.1.1

・原子 炉水位（ウ ェル水位 ）・原子 炉水位（Ｓ Ａ広帯域 ）添付資料 5.1.2
重要事故シーケンスの選定結果を踏まえた有効性評価の条件設定

1.

「崩壊熱除去機能喪失」の重要事故シーケンスの選定
運転停止中原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価のうち，「崩壊熱除去機能喪失」の重要事故シーケンスは，他のほとんどの重要事故シーケンスの選定と同様に，ＰＲＡから抽出された事故シーケンスグループから，「実用発電用原子炉に係る運転停止中原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価に関する審査ガイド」（以下「 審 査 ガ イ ド 」と い う 。）に 示 さ れ た 着 眼 点 を 考 慮 し て 選 定 し て い る 。
「崩壊熱除去機能喪失」の重要事故シーケンスは，審査ガイドに示された着眼点から，次の事故シーケンスを選定した。
・残留熱除去系の故障（ＲＨＲ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗2.

重要事故シーケンスに対する燃料損傷防止対策の選定
有効性評価では，設計基準事故対処設備の機能喪失により燃料損
傷に至る重要事故シーケンスに対し，重大事故等対処設備を用いた
燃料損傷防止対策の有効性を確認する。この観点では，本事故シー
ケンスにおいて全ての崩壊熱除去機能及び注水機能の喪失を想定し，重大事故等対処設備を用いた燃料損傷防止対策の有効性を確認することも考えられるが，この場合，事故シーケンスグループ「全交流
動力電源喪失」において選定した重要事故シーケンスと同じ対策の有効性を確認することとなる。
こ の た め ，「 崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 」の 重 要 事 故 シ ー ケ ン ス に 対 す る

有効性評価では，審査ガイドの主要解析条件及び対策例を参照し，
添付 5.1.2-1

待 機 中 の 残 留 熱 除 去 系（ 原 子 炉 停 止 時 冷 却 系 ）及 び 残 留 熱 除 去 系（ 低圧注水系）によって崩壊熱除去機能及び注水機能を確保し，燃料損傷防止が可能であることを確認している。

3.

プラント状態の選定
有効性評価の対象とする重要事故シーケンスについては，重要事
故シーケンスの選定プロセスで選定しているが，プラント状態については，有効性評価の評価条件を設定する際に選定している。
「崩壊熱除去機能喪失」の事故シーケンスグループにおいては，代替の崩壊熱除去機能及び注水機能を用いて燃料損傷の防止及び放射線の遮蔽に必要な水位を維持することとなる。このため，ＰＯＳを選定する上では，事象発生から燃料損傷及び遮蔽維持水位到達までの時間余裕が短い，すなわち崩壊熱が高く，保有水量が少ないプ
ラント状態を選定することが適切であると考えられる。停止時レベ
ル１ＰＲＡにおけるＰＯＳの分類及び施設定期検査工程の概要を第1図 に 示 す 。ま た ，Ｐ Ｏ Ｓ の 選 定 方 法 及 び 原 子 炉 圧 力 容 器 の 開 閉 状 態
を 第 1表 に 示 す 。崩 壊 熱 が 最 も 高 い Ｐ Ｏ Ｓ は Ｐ Ｏ Ｓ − Ｓ で あ り ，次 に
ＰＯＳ−Ａ，その次がＰＯＳ−Ｂという順となる。また，保有水量の観点では原子炉水位が通常運転水位付近の可能性があるＰＯＳ−
Ｓ，ＰＯＳ−Ａ，ＰＯＳ−Ｃ及びＰＯＳ−Ｄが厳しい。
次に，崩壊熱除去機能又は注水機能を持つ設備の事故時における使用可否について考えると，ＰＯＳ−Ｓ及びＰＯＳ−Ｄ，すなわち原子炉停止直後及び起動準備状態においては，給水系を除く緩和設
備が原子炉運転中と同様に待機状態又は早期復旧により使用可能な状 態 で あ る ※ 。そ の た め ，緩 和 設 備 に つ い て は Ｐ Ｏ Ｓ − Ｓ 及 び Ｐ Ｏ Ｓ
添付 5.1.2-2

−Ｄ以外のＰＯＳである，ＰＯＳ−Ａ〜ＰＯＳ−Ｃが厳しい条件となる。
なお，原子炉圧力容器未開放時は原子炉圧力の上昇が考えられるが，急激に原子炉圧力が上昇するような事象ではなく，原子炉圧力が上昇しても逃がし安全弁（自動減圧機能）により原子炉を減圧できるため，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水は有効としている。
このため，本評価では，ＰＯＳ−Ｓの次に崩壊熱が高く，原子炉
圧力容器内の保有水量が少ないことに加え，使用可能な緩和設備が原子炉運転中と同等であるＰＯＳ−Ｓ，ＰＯＳ−Ｄ以外のＰＯＳとして，ＰＯＳ−Ａを選定している。なお，ＰＯＳ−Ａは「ＰＣＶ／ＲＰＶ開放への移行状態」と定義される状態であり，原子炉圧力容器未開放状態から原子炉ウェル水張り完了までの期間であるが，本評価では，原子炉圧力容器内の保有水量が少なく，遮蔽維持水位到達までの時間余裕の観点から厳しい，原子炉圧力容器未開放状態を評価条件とした。
※

一 例 と し て 後 述 す る「 添 付 資 料 5.1.7

6.原 子 炉 隔 離 時 冷 却 系 による注水について」に示すとおり，ＰＯＳ−Ｓ及びＰＯＳ−Ｄ
においては原子炉圧力容器が閉鎖状態であるため，原子炉圧力が上昇した後は原子炉隔離時冷却系による注水も使用可能となる。

4.

他の燃料損傷防止対策を想定した場合の影響
本評価では，待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉
注水の有効性を確認しているが，別の燃料損傷防止対策として，低添付 5.1.2-3

圧代替注水系（常設）及び待機中の非常用炉心冷却設備による原子炉注水が考えられる。ただし，低圧代替注水系（常設）については「 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 」で 選 定 さ れ る 重 要 事 故 シ ー ケ ン ス に お い て ，
本評価と同じＰＯＳ−Ａでの有効性を確認している。また，待機中の非常用炉心冷却設備については，非常用炉心冷却設備に比べて注
水 流 量 が 少 な い 低 圧 代 替 注 水 系（ 常 設 ）の 有 効 性 評 価 に 包 絡 さ れ る 。
なお，本評価においては，運転中の残留熱除去系（原子炉停止時
冷却系）の機能喪失時は待機側の残留熱除去系により原子炉除熱を行うこととしているが，施設定期検査中は待機中の残留熱除去系が点検により待機除外となる場合がある。この際に運転中の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）が機能喪失すると，原子炉除熱手段が確保できないため原子炉建屋内が蒸気雰囲気となり，原子炉建屋内に設置されている緩和設備に悪影響を与えることが考えられる。この場合においても，原子炉建屋外側ブローアウトパネルの開放等により原子炉建屋内の環境悪化を抑制することが可能である。なお，
蒸気に含まれる放射性物質の量は，運転中の事故時と比べて非常に小さく，考慮不要である。また，原子炉建屋内の環境が悪化した場
合においてもその影響を受けない重大事故等対策である，低圧代替
注 水 系（ 常 設 ），低 圧 代 替 注 水 系（ 可 搬 型 ）に よ り 原 子 炉 へ 注 水 す る
ことで，燃料有効長頂部の冠水及び放射線の遮蔽を維持することができる。

添付 5.1.2-4

添付5.1.2-5
第1図

停止時レベル１ＰＲＡにおけるＰＯＳの分類及び施設定期検査工程

第1表
プラント状態（ＰＯＳ）

各プラント状態における評価項目に対する影響（崩壊熱除去機能喪失及び全交流動力電源喪失）
包絡事象

S

原子炉冷温停止への移行状態「崩壊熱除去機能喪失（ＰＯＳ−Ａ）」及び「全交流動力電源喪失（ＰＯＳ−Ａ）」を想定した有効性評価の条件に包絡A

ＰＣＶ／ＲＰＶ開放への移行状態−

B1「全交流動力電源喪失（ＰＯＳ−Ａ）」及び「使用済燃料プール 想定事故１」を想定した有※２
効性評価の条件に包絡

原子炉圧力容器の開閉状態

・残留熱除去系−Ａ，Ｂ，Ｃ・高圧炉心スプレイ系
・低圧炉心スプレイ系
・低圧代替注水系（常設）・低圧代替注水系（可搬型）

未開放・残留熱除去系−Ａ，Ｂ
・高圧炉心スプレイ系
・低圧炉心スプレイ系
・低圧代替注水系（常設）・低圧代替注水系（可搬型）

未開放→開放B3

添付5.1.2-6

原子炉ウェル満水状態「崩壊熱除去機能喪失（ＰＯＳ−Ａ）」「全交流動力電源喪失（ＰＯＳ−Ａ）」及び「使用済燃料プール 想定事故１」を想定した有効性評価の条件に包絡

燃料有効長頂部の冠水

原子炉圧力容器が未開放であり，原子炉圧力容器蓋，蒸気乾燥器
及び気水分離器の遮蔽にも期待できることから，必要な遮蔽は確保される。
（添付資料5.1.7）

ＰＯＳ−Ａに同じ。

有効性評価において評価項目を満足することを確認している。

有効性評価において評価項目を満足することを確認している（原子炉圧力容器は未開放状態から開放状態への移行状態であり，原子炉圧力容器蓋，蒸気乾燥器及び気水分離器の遮蔽にも期待できる，又は十分な遮蔽水位が確保されていることから，必要な遮蔽は確保される（添付資料5.1.7）。

有効性評価において評価項目を満足することを確認している。
制御棒引き抜きに関わる検査は「反応度の誤投入」に包絡。

・残留熱除去系−Ａ，Ｂ
・高圧炉心スプレイ系
・低圧炉心スプレイ系
・低圧代替注水系（常設）・低圧代替注水系（可搬型）・常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替燃料プール注水系
・可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替燃料プール注水系

開放

原子炉ウェル満水時は保有水量が多いため，遮蔽が維持される水位到達前に注水が可能である。
また，使用済燃料プールにおける放射線の遮蔽確保については「使用済燃料プール 想定事故１」に包絡される。

ＰＯＳ−Ａに同じ。
燃料の取出・装荷に関わる作業
は「反応度の誤投入」に包絡。

原子炉圧力容器が未開放であり，原子炉圧力容器蓋，蒸気乾燥器
及び気水分離器の遮蔽にも期待できることから，必要な遮蔽は確保される。
（添付資料5.1.7）

ＰＯＳ−Ａに同じ。

ＰＯＳ−Ａに比べて崩壊熱が低く，保有水量が多いことから，燃料有
効長頂部が露出するまでの時間余裕は長くなるため，ＰＯＳ−Ａを想定した有効性評価に包絡される。
また，高圧炉心スプレイ系等による原子炉注水に加え，プールゲート
開放時は代替燃料プール注水系（常設）及び代替燃料プール注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水により，燃料有効長頂部の冠水は維持できる。

・残留熱除去系−Ａ・高圧炉心スプレイ系
・低圧炉心スプレイ系※3 崩壊熱除去機能喪失の発生により残留熱除去 ・低圧代替注水系（常設）系の喪失となるため，崩壊熱除去機能喪失（ＰＯ ・低圧代替注水系（可搬型）
Ｓ−Ａ）には包絡されないが，「全交流動力電源 ・常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替燃料プール注水系
・可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替燃料プール注水系喪失（ＰＯＳ−Ａ）」及び「使用済燃料プール
想定事故１」の評価に代表される

ＰＯＳ−Ａに比べて崩壊熱が低く，保有水量が多いことから，燃料有
効長頂部が露出するまでの時間余裕は長くなる。
崩壊熱除去機能喪失の発生により残留熱除去系の喪失となるが，高圧炉心スプレイ系等による原子炉への注水に加え，プールゲート開放時
は代替燃料プール注水系（常設）及び代替燃料プール注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水により，燃料有効長頂部の冠水は維持できる。

B6「崩壊熱除去機能喪失（ＰＯＳ−Ａ）」，「全交流動力電源喪失（ＰＯＳ−Ａ）」，及び「使用済燃料プール 想定事故１」を想定した有効性評価の条件に包絡・残留熱除去系−Ａ，Ｂ，Ｃ・高圧炉心スプレイ系
・低圧炉心スプレイ系
・低圧代替注水系（常設）・低圧代替注水系（可搬型）・常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替燃料プール注水系
・可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替燃料プール注水系

ＰＯＳ−Ａに比べて崩壊熱が低く，保有水量が多いことから，燃料有
効長頂部が露出するまでの時間余裕は長くなるため，ＰＯＳ−Ａを想定した有効性評価に包絡される。
また，高圧炉心スプレイ系等による原子炉注水に加え，プールゲート
開放時は代替燃料プール注水系（常設）及び代替燃料プール注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水により，燃料有効長頂部の冠水は維持できる。

C1「崩壊熱除去機能喪失（ＰＯＳ−Ａ）」及び「全交流動力電源喪失（ＰＯＳ−Ａ）」を想定した有効性評価の条件に包絡・残留熱除去系−Ａ，Ｂ，Ｃ・高圧炉心スプレイ系
・低圧炉心スプレイ系
・低圧代替注水系（常設）・低圧代替注水系（可搬型）

ＰＯＳ−Ａに比べて崩壊熱が低く，燃料有効長頂部が露出するまでの時間余裕は長くなるため，ＰＯＳ−Ａを想定した有効性評価に包絡される。

ＰＣＶ／ＲＰＶ閉鎖への移行状態※４

ＰＯＳ−Ａに比べて崩壊熱が低く，燃料有効長頂部が露出するまでの時間余裕は長くなる。
また，崩壊熱除去機能喪失の発生により残留熱除去系の喪失となるが，ＰＯＳ−Ａを想定した「全交流動力電源喪失」の有効性評価に包絡される。

・残留熱除去系−Ｂ，Ｃ・高圧炉心スプレイ系※4 崩壊熱除去機能喪失の発生により残留熱除去 ・低圧炉心スプレイ系
系の喪失となるため，崩壊熱除去機能喪失（ＰＯ ・低圧代替注水系（常設）Ｓ−Ａ）には包絡されないが，「全交流動力電源 ・低圧代替注水系（可搬型）喪失（ＰＯＳ−Ａ）」の評価に代表される

C2

D

開放→未開放「全交流動力電源喪失（ＰＯＳ−Ａ）」を想定した有効性評価の条件に包絡

起動準備状態「崩壊熱除去機能喪失（ＰＯＳ−Ａ）」及び「全交流動力電源喪失（ＰＯＳ−Ａ）」を想定した有効性評価の条件に包絡※1 重大事故等対処設備等のうち下線が引いてあるものは，津波襲来時にも使用可能な設備

未臨界の確保ＰＯＳ−Ａに比べて崩壊熱が高いため，燃料有効長頂部が露出するまでの時間余裕（約4.2時間）は短いが，有効性評価で考慮している操作
開始時間（約2時間）で燃料損傷を防止できることから，ＰＯＳ−Ａを想定した有効性評価の条件に包絡される。

ＰＯＳ−Ａに比べて崩壊熱が低く，保有水量が多いことから，燃料有
効長頂部が露出するまでの余裕時間は長くなる。
崩壊熱除去機能喪失の発生により残留熱除去系の喪失となるが，低圧
代替注水系（常設）及び低圧代替注水系（可搬型）による原子炉への注水に加え，プールゲート開放時は代替燃料プール注水系（常設）及び代替燃料プール注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水により，燃料有効長頂部の冠水は維持できる。

「全交流動力電源喪失（ＰＯＳ−Ａ）」及び「使用済燃料プール 想定事故１」を想定した有※３
効性評価の条件に包絡B5

運転停止中の評価項目
放射線の遮蔽が維持できる水位の確保

・残留熱除去系−Ａ・常低圧代替注水系（常設）・低圧代替注水系（可搬型）・常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替燃料プール注水系
・可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替燃料プール注水系

・残留熱除去系−Ｂ
・低圧代替注水系（常設）※2 崩壊熱除去機能喪失の発生により残留熱除去 ・低圧代替注水系（可搬型）系の喪失となるため，崩壊熱除去機能喪失（ＰＯ ・常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替燃料プール注水系
Ｓ−Ａ）には包絡されないが，「全交流動力電源 ・可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替燃料プール注水系喪失（ＰＯＳ−Ａ）」及び「使用済燃料プール
・残留熱除去系−Ｂ
想定事故１」の評価に代表される・低圧代替注水系（常設）・低圧代替注水系（可搬型）・常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替燃料プール注水系
・可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替燃料プール注水系

B2

B4

※１

重大事故等対処設備等

・残留熱除去系−Ａ，Ｂ，Ｃ・高圧炉心スプレイ系
・低圧炉心スプレイ系
・低圧代替注水系（常設）・低圧代替注水系（可搬型）

未開放

ＰＯＳ−Ａに比べて崩壊熱が低く，燃料有効長頂部が露出するまでの時間余裕は長くなるため，ＰＯＳ−Ａを想定した有効性評価に包絡される。

添付資料 5.1.3

運転停止中の崩壊熱除去機能喪失及び全交流動力電源喪失における基準水位到達までの時間余裕と必要な注水量の計算方法について

運転停止中の崩壊熱除去機能喪失及び全交流動力電源喪失により，燃料有効長
頂部が露出する水位又は放射線の遮蔽が維持される水位到達までの時間余裕と必要な注水量について，以下の式を用いて計算を行った。なお，事象を厳しく評価するため，発生する崩壊熱は全て原子炉水温の上昇及び蒸発に寄与するものとし，
原子炉圧力容器や水面からの放熱は考慮しない。

1.

100℃に至るまでの時間
100℃に至るまでの時間は次の式で求める。
ｔ １ ＝（ｈ １００ −ｈ ５２ ）×Ｖ ｃ ×ρ ５２ ／（Ｑ×3,600）＝約 1.1h
ｔ１

：100℃に至るまでの時間（h）

ｈ １００ ：100℃の飽和水の比エンタルピ（kJ／kg）＝419.10

2.

ｈ ５２

：52℃の飽和水の比エンタルピ（kJ／kg）＝217.70

Ｖｃ：通常運転水位時の原子炉保有水の体積（m３ ）＝382

ρ ５２：52℃の水密度（kg／m ３ ）＝987

Ｑ：崩壊熱（kW）＝18.8×10３

燃料有効長頂部又は放射線の遮蔽が維持される水位に至るまでの時間
崩壊熱（蒸発）によって燃料有効長頂部が露出する水位に至るまでの時間は次の式で求める。
ｔ＝ｔ １ ＋ｔ ２ ＝約 6.3h
ｔ ２ ＝（ｈ ｓ −ｈ １００ ）×Ｖ ｕ１ ×ρ ５２ ／（Ｑ×3,600）＝約 5.2h

添付 5.1.3-1ｔ：燃料有効長頂部が露出する水位に至るまでの時間（h）

ｔ ２ ：100℃到達から燃料有効長頂部が露出する水位に至るまでの時間（h）ｈ ｓ ：飽和蒸気の比エンタルピ（kJ／kg）＝2,675.57
Ｖ ｕ１ ：燃料有効長頂部が露出する水位までの水の体積（m ３ ）＝156

崩壊熱（蒸発）によって放射線の遮蔽が維持される水位に至るまでの時間は次の式で求める。
ｔ＝ｔ １ ＋ｔ ３ ＝約 4.5h

ｔ ３ ＝（ｈ ｓ −ｈ １００ ）×Ｖ ｕ２ ×ρ ５２ ／（Ｑ×3,600）＝約 3.4hｔ

：放射線の遮蔽が維持される水位に至るまでの時間（h）

ｔ ３ ：100℃到達から放射線の遮蔽が維持される水位に至るまでの時間（h）
Ｖ ｕ２ ：放射線の遮蔽が維持される水位までの水の体積（m ３ ）＝104

なお，崩壊熱によって蒸発する冷却材の量は次の式で求める。
Ｖ ｈ ＝（Ｑ×3,600）／（（ｈ ｓ −ｈ １００ ）×ρ １００ ）＝約 32m／h３Ｖｈ：蒸発量（m３ ／h）

ρ １００ ：100℃の水密度（kg／m３ ）＝958

3.

必要な注水量崩壊熱によって蒸発する冷却材を補うために必要な注水量は次の式で求める。
ｆ＝（Ｑ×3,600）／（（ｈ ｓ −ｈ ｆ ）×ρ ｆ ）添付 5.1.3-2

ｆ ：必要な注水量（m ３ ／h）
ρ ｆ ：注水（飽和水）の密度（kg／m ３ ）ｈ ｆ ：注水（飽和水）の比エンタルピ（kJ／kg）

水源がサプレッション・チェンバ（水温：32℃）の場合及び代替淡水貯槽（水温：35℃）の場合の飽和水の密度，飽和水の比エンタルピ及び必要注水流量の評価結果は第 1 表のとおりである。

第1表

各水源使用時における必要注水流量の評価結果
サプレッション・

代替淡水

チェンバ

貯槽

995

994

飽和水の比エンタルピ（ｈ ｆ ）（kJ／kg）

134.11

146.64

必要注水流量（ｆ）（m３ ／h）

約 26.7

約 26.9水源
パラメータ
飽和水の密度（ρ ｆ ）（kg／m ３ ）4.

注水中の蒸発量
注水中の蒸発量は，注水された水を 100℃に上昇させる熱を崩壊熱から差し引いた熱が蒸発に使われることを考慮して，次の式で求める。
Ｑ×3,600＝Ｆ×ρ ｆ ×（ｈ １００ −ｈ ｆ ）＋Ｓ×ρ ｆ ×（ｈ ｓ −ｈ １００ ）Ｓ＝（Ｑ×3,600−Ｆ×ρ ｆ ×（ｈ １００ −ｈ ｆ ））／（ρ ｆ ×（ｈ ｓ −ｈ １ ０ ０ ））Ｆ ：注水流量（m３ ／h）
Ｓ ：注水中の蒸発量（m３ ／h）（ただし，Ｓ≧0）添付 5.1.3-3

添付資料 5.1.4
崩壊熱除去機能喪失及び全交流動力電源喪失における崩壊熱の設定の考え方

1.

本評価における崩壊熱の設定
運転停止中の原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価のうち ，「 崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 」及 び「 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 」の 重 要 事 故シーケンスに対する有効性評価では，原子炉スクラムによる原子炉
停 止 か ら 1日 （ 24時 間 ） 後 ※ の 崩 壊 熱 を 用 い て 原 子 炉 水 温 の 上 昇 及 び
蒸発による原子炉水位の低下を評価している。
一般に，施設定期検査期間が数十日であることを考慮すると，原
子 炉 停 止 か ら 1日（ 24時 間 ）後 の 崩 壊 熱 を 用 い る こ と は 保 守 的 な 設 定であると考えられるが，仮に原子炉停止からの時間がより短い時点での崩壊熱を用いれば，より厳しい評価条件となる。
※

原 子 炉 停 止 か ら 1日 （ 24時 間 ） 後 と は ， 全 制 御 棒 全 挿 入 か ら の時間を示している。通常停止操作において原子炉の出力は全制御棒全挿入完了及び発電機解列以前から徐々に低下させる
が，崩壊熱評価は原子炉スクラムのような瞬時に出力を低下させる保守的な計算条件となっている。

2.

より厳しい崩壊熱を設定した場合の時間余裕への影響
仮 に ，原 子 炉 水 温 が 100℃ か つ 原 子 炉 停 止 か ら 12時 間 後 の 崩 壊 熱 を評価条件とした場合，燃料有効長頂部まで原子炉水位が低下するまで の 時 間 余 裕 は 約 4.2時 間 と な り ，Ｐ Ｏ Ｓ − Ａ に 比 べ て 時 間 余 裕 が 約
2 時 間 短 く な る が ，「 崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 」 に お け る 原 子 炉 注 水 開 始は 事 象 発 生 か ら 2時 間 後 ，「 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 」 に お け る 原 子 炉 注
添付 5.1.4-1

水 開 始 準 備 が 完 了 す る の は 事 象 発 生 か ら 25分 後 で あ る た め ， 燃 料 有
効長頂部の冠水は維持される。
ま た ， 遮 蔽 維 持 水 位 到 達 ま で の 時 間 余 裕 は ， 約 2.8時 間 と な り ， Ｐ
Ｏ Ｓ − Ａ に 比 べ て 時 間 余 裕 が 約 1.7時 間 短 く な る も の の ，放 射 線 の 遮
蔽に必要な水位は維持される。
（ 添 付 資 料 5.1.7）
このように，崩壊熱の設定によっては原子炉注水及び現場作業員の退避の時間余裕に変動が生じるが，原子炉スクラムによる原子炉停止とし更に燃焼度を保守的に見積もっていること，及び原子炉注
水までの時間余裕の評価では崩壊熱の減衰を考慮していないこと等，
様々な保守性を含めた評価としていることから，本重要事故シーケ
ンスにおいて，原子炉注水が間に合わず燃料損傷に至る状況，現場作業員が過度な被ばくを受ける状況は想定し難いものと考える。

添付 5.1.4-2

添付資料 5.1.5
運転停止中の原子炉の事故時における現場作業員の退避について

1.

はじめに
運転停止中の原子炉における事故の発生時，運転員は，現場作業員の退避が完了したことを確認し，逃がし安全弁の開操作を開始する。このため，現場作業員の退避に係る教育状況，及び退避開始から退避完了確認までの流れを踏まえ，退避に要する時間の見積もりを行った。

2.

現場作業員への退避に係る教育状況
発電所構内で作業を実施する現場作業員に対しては，以下のように退避に係る教育を実施しており，事故時における退避指示への対応等について周知
徹底している。
＜教育内容＞
・送受話器（ページング）等による退避指示への対応について
・管理区域への入退域方法について＜教育の実施時期＞
・発電所への入所時

3.

事故発生後における退避開始から退避完了確認までの流れ
事故発生後，現場作業員は発電長の送受話器（ページング）による退避指示により，現場からの退避（管理区域からの退域をもって現場からの退避完了とする。）を行う。また，現場作業員全員の退避完了確認は，以下の 2 つの手段で行う。
・個人線量計を管理している出入監視員（管理区域の入退域ゲートの境界に常駐）は，個人線量計の貸出状況により全現場作業員が管理区域内か
添付 5.1.5-1

ら退域していることを確認し，災害対策本部に連絡する。
・各作業グループの作業責任者又は監理員は，現場作業員の点呼により自グループの全員が退避していることを確認し，作業担当部門に連絡する。
作業担当部門の担当者は，自部門が担当している全ての作業グループが退避していることを確認して災害対策本部に連絡し，災害対策本部は全作業グループが退避していることを確認する。
なお，現場作業員は，2 名以上の作業グループで作業を実施するため，退避時に負傷者が発生した場合においても，周囲の現場作業員からの救助により退避可能である。

4.

現場作業員の退避時間
現場作業員の退避時間及びその内訳を第 1 表に示す。①〜③は，いずれも多数の作業ステップからなる項目であるが，そのうち，②におけるＥＰＤゲートの通過が退避時間において律速となる。また，以下の実績から算出した
退避時間に滞在人数等の不確かさを考慮し，現場作業員は 1 時間で退避完了すると見積もった。
◎ＥＰＤゲートの通過人数：26 人／分（第 24 回施設定期検査実績）◎管理区域におけるピーク滞在人数：1,020 人（第 24 回施設定期検査実績）→1,020 人 ÷ 26 人／分 ＝ 40 分 → 1 時間

添付 5.1.5-2

第1表

現場作業員の退避時間内訳
経過時間

10 分

20 分

30 分

40 分

50 分

60 分

①作業場所から管理区
域の入退域ゲートへの移動②管理区域からの退域③退避の確認↑
保守的に
1 時間とする

退避時間

5.

現場作業員の退避に係る環境影響評価（1）被ばく評価
現場作業員の退避は 1 時間以内に完了するため，現場作業員が過度な被ばくを受ける状況は想定し難いものと考える。

（2）雰囲気温度評価
雰囲気温度が高くなる可能性がある格納容器内においては，退避完了までに有意な温度上昇は見られず，現場作業員の退避に影響はない。

添付 5.1.5-3

添付資料 5.1.6
安定停止状態について（運転停止中

崩壊熱除去機能喪失）

運転停止中の崩壊熱除去機能喪失時の安定停止状態については以下のとおり。
原子炉安定停止状態：事象発生後，設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備を用いた炉心冷却により，炉心冠水が維持でき，また，冷却のための設備
が そ の 後 も 機 能 維 持 で き る と 判 断 さ れ ，か つ ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合，
安定停止状態が確立されたものとする。
【安定停止状態の確立について】
原子炉安定停止状態の確立について
待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による注水により原子炉水位は回復し，炉心の冷却が維持される。
その後，残留熱除去系（低圧注水系）を残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）に切り替え，原子炉除熱を開始することで冷温停止状態に移行し，原子炉安定停止状態が確立される。
重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
【安定停止状態の維持について】
上記の燃料損傷防止対策により安定停止状態を維持できる。
また，残留熱除去系の機能を維持し，原子炉除熱を行うことにより，安定停止状態後の状態維持が可能である。
（ 添 付 資 料 2.1.2 別 紙 1）

添付 5.1.6-1

添付資料 5.1.7
運転停止中の崩壊熱除去機能喪失及び全交流動力電源喪失時における放射線の遮蔽維持について

運転停止中の崩壊熱除去機能喪失及び全交流動力電源喪失における放射線の遮蔽維持について評価を行い，放射線の遮蔽維持（目安と考える
10mSv／ h ※ ） に 必 要 な 水 位 が 維 持 さ れ る こ と を 確 認 し た 。 そ の 結 果 を 以下に示す。
また，放射線の遮蔽を検討する際，原子炉圧力容器開放作業の流れ，
原子炉圧力容器等構造物，原子炉水位が重要となるため，それらを考慮した評価とした。
※

必 要 な 遮 蔽 の 目 安 と し た 線 量 率 は 10mSv／ h と す る 。崩 壊 熱 除 去 機
能喪失における原子炉建屋原子炉棟 6 階での作業時間及び作業員の 退 避 は 2.2 時 間 以 内 で あ り ，作 業 員 の 被 ば く 量 は 最 大 で も 22mSvと な る た め ，緊 急 作 業 時 に お け る 被 ば く 限 度 の 100mSv に 対 し て 余裕がある。
本事故に応じた燃料損傷防止対策において原子炉建屋原子炉棟 6階での操作を必ず必要な作業としていないが，可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプレイの準備操作について仮に考慮し，可搬型スプレイノズル及びホースの設置にかかる作業時間を想定した。
必 要 な 遮 蔽 の 目 安 と し た 線 量 率 10mSv／ h は ，施 設 定 期 検 査 作 業 時
での原子炉建屋原子炉棟 6 階における線量率を考慮した値である。
こ の 線 量 率 と な る 水 位 は 燃 料 有 効 長 頂 部 の 約 1.7m 上（ 通 常 水 位 から 約 3.5m 下 ） の 位 置 で あ る 。

添付 5.1.7-1

1.

原子炉圧力容器開放作業の流れ①原子炉圧力容器開放作業の開始前，コンクリートハッチ取外し，格納 容 器 蓋 取 外 し （ 第 1 図 中 の 1， 2・ 3， 4）
原子炉を停止後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）で除熱可
能な圧力に減圧されるまでは，原子炉は主蒸気系を介して復水器によって除熱される。残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による除熱開始後，復水器による除熱を停止する。
これらの原子炉の冷温停止状態に向けた操作と並行して，コンク
リートハッチ及び格納容器蓋取外し作業を実施する。

② 原 子 炉 圧 力 容 器 蓋 取 外 し （ 第 1 図 中 の 5）原子炉が冷温停止状態になった後，原子炉の水位を徐々に上昇させ，原子炉圧力容器保温材及び原子炉圧力容器蓋取外しを行う（原子 炉 圧 力 容 器 開 放 時 の 水 位 は フ ラ ン ジ 約 0.5m 下 ）。

③ 蒸 気 乾 燥 器 取 外 し （ 第 1 図 中 の 6）水位を上昇させながら，蒸気乾燥器をドライヤー気水分離器貯蔵
プ ー ル へ と 移 動 す る （ 蒸 気 乾 燥 器 は 気 中 移 動 ）。

④ 気 水 分 離 器 取 外 し （ 第 1 図 中 の 7）
気水分離器をドライヤー気水分離器貯蔵プールへと移動する（気水 分 離 器 は 水 中 移 動 ）。

なお，原子炉起動に向けて実施する原子炉圧力容器閉鎖作業は原子炉圧力容器開放作業と逆の流れで作業を実施する。この状況においては，原子炉圧力容器開放作業時に比べ，原子炉停止後の冷却時間が長添付 5.1.7-2

く燃料の崩壊熱及び線源強度が小さくなる。そのため，放射線の遮蔽維持における影響は原子炉圧力容器開放作業時に包絡される。
（ 添 付 資 料 5.1.2）＜参考＞原子炉開放の流れ※

原子炉圧力容器蓋取外し作業に向けてフランジ部付近まで原子炉水位を上昇

第 1図※

原子炉圧力容器開放作業の流れ

http://www.tepco.co.jp/nu/f2-np/handouts/j140528a-j.pdf
東海第二発電所では蒸気乾燥器取外しが気中移動

添付 5.1.7-3

2.

格納容器等構造物
原子炉圧力容器等構造物の概要について第 2 図に示す。

評価点（燃料取替機床上（後述するコンクリートハッチを取り外した状態，格納容器蓋を取り外した状態の現場操作を想定））

×

コンクリートハッチ
m のコンクリート）（厚さ約

格納容器上鏡（厚さ mm の炭素鋼）
原子炉圧力容器蓋（厚さmm の低合金鋼）

蒸気乾燥器
原子炉圧力容器フランジ

約 2 0 . 0m

通常運転水位

気水分離器
約 9 . 7m
約 5 . 1m
上部格子板

燃料

第 2図

3.

原子炉圧力容器等構造物の概要

各状態における遮蔽維持について
原子炉圧力容器開放作業時の各状態における現場の放射線遮蔽について以下に示す。
① -1

原 子 炉 圧 力 容 器 開 放 作 業 開 始 前 （ 第 1 図 中 の 1）

原子炉運転中や原子炉停止直後等は図に示すように原子炉圧力容器

添付 5.1.7-4

蓋 が 未 開 放 状 態 で あ り ，蒸 気 乾 燥 器 ，気 水 分 離 器 等 も 炉 内 に 存 在 す る 。
炉心燃料等の線源からの放射線の多くはこれらに遮られ，原子炉建屋
原子炉棟 6 階での線量率は十分小さくなる。また，この状態はコンク
リ ー ト ハ ッ チ ，格 納 容 器 蓋 が 未 開 放 状 態 で あ り ，後 述 す る ① -2 の 状 態に包含される※。
以上より，この状態における放射線の遮蔽の評価は不要である。
※

一 例 と し て Ｃ ｏ − 60 を 線 源 と し た 時 の 10cm の 鉄 の 実 効 線 量 透
過 率 は 約 8.2E-02，155cm の コ ン ク リ ー ト の 実 効 線 量 透 過 率 は 約
4.1E-07 で あ る 。
（参考
財団法人

① -2

放 射 線 施 設 の し ゃ へ い 計 算 実 務 マ ニ ュ ア ル 2000 公 益
原子力安全技術センター）

コ ン ク リ ー ト ハ ッ チ 取 外 し 及 び 格 納 容 器 蓋 取 外 し（ 第 1 図 中 の 2・3， 4）

コンクリートハッチ，格納容器蓋の開放後は，これらの遮蔽効果には期待できなくなり，期待できる遮蔽効果は，原子炉圧力容器蓋，蒸気乾燥器，気水分離器となる。この状態における通常運転水位時が①-1 及 び 後 述 す る ② ，③ を 包 含 す る 最 も 厳 し い 状 態 で あ る た め ，こ の 状
態を線量率の評価対象とする。

② 原 子 炉 圧 力 容 器 蓋 取 外 し （ 第 1 図 中 の 5）
原 子 炉 圧 力 容 器 蓋 開 放 時 は フ ラ ン ジ 約 0.5m 下 ま で 原 子 炉 水 位 を 上昇させた後，原子炉圧力容器蓋開放作業を実施する。この際，原子炉水位の上昇により炉心燃料や上部格子板からの放射線の影響は非常に小さくなる。また，保有水量が多くなるため，沸騰開始までの時間余
裕 は ① -2 に 比 べ て 長 く な る （ 約 1.4 時 間 程 度 ）。 こ の た め ， こ の 状 態

添付 5.1.7-5

に お け る 放 射 線 の 遮 蔽 の 評 価 は ， 上 記 の ① -2 の 評 価 に 包 絡 さ れ る 。
なお，原子炉圧力容器蓋取外し中に全交流動力電源喪失等の事故が
発 生 し た 場 合 で も ，原 子 炉 圧 力 容 器 蓋 を 完 全 に 移 動 さ せ て い な け れ ば ，
原子炉圧力容器蓋による放射線の遮蔽に期待できる。
また，原子炉圧力容器開放時において全交流動力電源喪失の発生を仮定した場合も，原子炉水位をフランジより更に上昇させている可能性があることから，炉心燃料及び上部格子板からの放射線影響は後述
する原子炉容器蓋開放時における原子炉水位と線量率の関係（添付資料 5.3.1） に 包 絡 で き る 。
なお，蒸気乾燥器及び気水分離器からの放射線影響については，線源強度が大きくないこと，原子炉水位の低下により露出する蒸気乾燥器は通常作業でも気中移動させる設備であることから，これらの設備からの放射線影響はほとんどない。
以上より，この状態における放射線の遮蔽の評価は不要である。

③ 蒸 気 乾 燥 器 取 外 し （ 第 1 図 中 の 6） 及 び ④ 気 水 分 離 器 取 外 し （ 第 1 図
中 の 7）
蒸気乾燥器の取出しに合わせ，原子炉水位を上昇させていく状態であり，②の状態から更に保有水量が多くなるため，沸騰開始までの時
間余裕は②に比べて更に長くなる。このため，この状態における放射線 の 遮 蔽 の 評 価 は ， 上 記 の ① -2 の 評 価 に 包 絡 さ れ る 。
以上より，この状態における放射線の遮蔽の評価は不要である。

4.

放射線の遮蔽維持に必要な水位
放 射 線 の 遮 蔽 維 持 に 必 要 な 水 位（ 目 安 と 考 え る 10mSv／ h）は ，3.での検討を踏まえ，「 ① -2

コンクリートハッチ取外し及び格納容器蓋取

添付 5.1.7-6

外 し （ 第 1 図 中 の 2・ 3， 4）」 の 状 態 を 想 定 し て 評 価 を 行 っ た 。
線 量 率 の 算 出 は ，「 添 付 資 料 4.1.3「 水 遮 蔽 厚 に 対 す る 貯 蔵 中 の 使 用済燃料からの線量率」の算出について」と同様にＱＡＤ−ＣＧＧＰ２
Ｒ コ ー ド（ Ver1.04）を 用 い て 計 算 し ，評 価 に 用 い た 条 件 は 以 下 に 示 すものを用いた。
評価点は燃料取替機床上※とした。
※

運転停止中の崩壊熱除去機能喪失時及び全交流動力電源喪失時の事故対応で原子炉建屋原子炉棟 6 階での操作を必ず必要な作業としていないため，線源に近い燃料取替機床上を代表として
いる。

(1)

炉心燃料・炉内構造物の評価モデルと線源強度
放射線源として燃料，上部格子坂，シュラウドヘッド及び蒸気乾燥器をモデル化した。
ａ．炉心燃料計算条件を以下に示す。
○線源形状：炉心の全てに燃料がある状態○ 燃 料 有 効 長 ： 約 3.7m
○γ線エネルギ：計算に使用するγ線は，エネルギ 5 群○線源材質：燃料及び水（密度g／ cm ３ ）○線源強度：文献値※１に記載のエネルギ当たりの線源強度を基に ，９ ×９ 燃 料（ Ａ 型 ）の 体 積 当 た り の 線 源 強 度 を 式 ① で 算 出
線源強度 ( g・ cm -3・ s -1 )＝

文献に記載の線源強度 ( MeV ／(W ・ s) ) 燃料集合体当たりの熱 出力( W ／体)･･･①
各群のエネルギ ( MeV ) 燃料集合体体積 (cm 3／体)

このときの線源条件は以下となる。なお，使用している文献
値 は ，燃 料 照 射 期 間 10 ６ 時 間（ 約 114 年 ）と ，東 海 第 二 発 電 所の実績を包絡した条件で評価されており，東海第二発電所に添付 5.1.7-7

関する本評価においても適用可能である。
・ 燃 料 照 射 期 間 ： 10 ６ 時 間・原 子 炉 停 止 後 の 期 間： 停 止 12 時 間 ※ ２ （ 原 子 炉 未 開 放 状 態 での実績を考慮して設定した値）・燃 料 集 合 体 当 た り の 熱 出 力：4.31MW／ 体（ ９ ×９ 燃 料（ Ａ 型 ））・ 燃 料 集 合 体 体 積 ： 約 7.2E＋ 04cm ３ （ ９ ×９ 燃 料 （ Ａ 型 ））※1

Blizard E.P. and Abbott L.S.,ed.,

REACTORHANDBOOK.2nd ed. Vol.Ⅲ Part B,SHIELDING,INTERSCIENCE PUBLISHERS,New York,London,1962※2

原子炉停止後の期間は全制御棒全挿入からの時間を示
し て い る 。通 常 停 止 操 作 に お い て 原 子 炉 の 出 力 は 全 制 御棒全挿入完了及び発電機解列以前から徐々に低下させる が ，線 源 強 度 評 価 は 崩 壊 熱 評 価 と 同 様 に ス ク ラ ム の よ
うな瞬時に出力を低下させる保守的な計算条件となっている。

○計算モデル：円柱線源
線 量 率 計 算 モ デ ル を 第 3 図 に 示 す 。ま た ，式 ① で 算 出 し た 体
積当たりの線源強度を第 1 表に示す。

添付 5.1.7-8

EL 約 49 .4

約 20.0− Ｔ

Vo id

原子炉圧力容器EL 約 42 .4

Vo id
蒸気乾燥器

EL 約 35 .7
EL 約 34 .6 (N W L)

水（ 密 度 0 .9 58 g／ cm ３ ）シュラウドヘッド

パラメータ
（Ｔ）

EL 約 30 .6

約 3.7

EL 約 29 .5線 源 （ 円 柱 ） φ 約 4 .6m ×約 3. 7m
燃料（密度g／ cm３ ）EL 約 25 .8
φ 約 4 .6

単位：m
×： 評 価 点 （ 燃 料 取 替 機 床 上 ）第 3図

燃料の線量率計算モデル

添付 5.1.7-9

第 1表

燃料の線源強度

エネルギ

線源強度

（ MeV）（ γ ・ cm − ３ ・ s − １ ）1.0

9.6E+112.0

1.6E+11

3.0

4.6E+09

4.0

7.2E+075.0

1.9E+07ｂ．上部格子板
計算条件を以下に示す。
○線源形状：円柱線源としてモデル化○ 線 源 の 高 さ ： 約 0.4m
○ γ 線 エ ネ ル ギ ： 計 算 に 使 用 す る γ 線 は ， 主 要 核 種 Ｃ ｏ − 60を
想 定 し て 1.5MeVと す る 。
○ 線 源 材 質 ： 水 と 同 等 （ 密 度 0.958g／ cm ３ ※ ）※52℃ か ら 100℃ ま で の 飽 和 水 の 密 度 の う ち ， 最 小 と な る
100℃ の 値 を 採 用○ 線 源 強 度：機 器 表 面 の 実 測 値（
／ cm ３ と 算 出 し た 。
線量計算モデルを第 4 図に示す。

添付 5.1.7-10

Sv／ h）よ り 7.3E＋ 09Bq

EL 約 49 .4

約 19.5− Ｔ

Vo id

原子炉圧力容器EL 約 42 .4

Vo id

蒸気乾燥器

EL 約 35 .7
EL 約 34 .6( NW L)

水（ 密 度 0 .95 8g ／ c m ３ ）シュラウドヘッド

パラメータ
（Ｔ）

EL 約 30 .6

約 0.4

EL 約 29 .9線 源 （ 円 柱 ） φ 約 5 .2m ×約 0. 4m
上 部 格 子 板 （ 密 度 0 .95 8 g／ cm ３ ）EL 約 29 .5
φ 約 5 .2

単位：m
×： 評 価 点 （ 燃 料 取 替 機 床 上 ）

第 4図

上部格子板の線量率計算モデル

添付 5.1.7-11

ｃ．シュラウドヘッド
計算条件を以下に示す。
○線源形状：円柱線源としてモデル化○ 線 源 の 高 さ ： 約 5.2m ※ １○ γ 線 エ ネ ル ギ ： 計 算 に 使 用 す る γ 線 は ， 主 要 核 種 Ｃ ｏ − 60を
想 定 し て 1.5MeVと す る 。
○ 線 源 材 質 ： 水 と 同 等 （ 密 度 0.958g／ cm ３ ※ ２ ）○ 線 源 強 度：機 器 表 面 の 実 測 値（

Sv／ h）※ １ よ り 6.7E＋ 05Bq

／ cm ３ と 算 出 し た 。
線量計算モデルを第 5 図に示す。
※1

シ ュ ラ ウ ド ヘ ッ ド の 線 量 率 の 計 算 モ デ ル で は ，気 水 分 離
器 を 線 源 に 含 め た モ デ ル と し て お り ，機 器 表 面 の 実 測 値についても気水分離器からの寄与を含んでいる。

※2

52℃ か ら 100℃ ま で の 飽 和 水 の 密 度 の う ち ，最 小 と な る
100℃ の 値 を 採 用

添付 5.1.7-12

EL 約 49 .4

約 13.7− Ｔ

Vo id

原子炉圧力容器EL 約 42 .4

Vo id

蒸気乾燥器
パラメータ
（Ｔ）

EL 約 35 .7
EL 約 34 .6( NW L)

約 5.2

水
（密度 0.958g／cm３ ）線 源 （ 円 柱 ） φ 約 5 .6m ×約 5. 2m
シ ュ ラ ウ ド ヘ ッ ド （ 密 度 0. 95 8 g／ cm ３ ）EL 約 30 .6
φ 5. 6

単位：m
×： 評 価 点 （ 燃 料 取 替 機 床 上 ）第 5図シュラウドヘッドの線量率計算モデル

添付 5.1.7-13

ｄ．蒸気乾燥器
計算条件を以下に示す。
○線源形状：円柱線源としてモデル化○ 線 源 の 高 さ ： 約 5.5m
○ γ 線 エ ネ ル ギ ： 計 算 に 使 用 す る γ 線 は ， 主 要 核 種 Ｃ ｏ − 60を
想 定 し て 1.5MeVと す る 。
○ 線 源 材 質 ： 水 と 同 等 （ 密 度 0.958g／ cm ３ ※ ）※52℃ か ら 100℃ ま で の 飽 和 水 の 密 度 の う ち ， 最 小 と な る
100℃ の 値 を 採 用○線源強度：機器表面の実測値（
Bq／ cm ３ と 算 出 し た 。
線量計算モデルを第 6 図に示す。

添付 5.1.7-14

Sv／ h） よ り 2.7E＋ 05

EL 約 49 .4

Vo id

約 10.2− Ｔ

原子炉圧力容器EL 約 42 .4

Vo id

パラメータ
（Ｔ）

約 5.5

EL 約 39 .2

線 源 （ 円 柱 ） φ 約 6 .2m ×約 5. 5m
蒸 気 乾 燥 器 （ 密 度 0 .95 8 g／ cm ３ ）EL 約 34 .6( NW L)

水（密度 0.958g／cm３）

EL 約 33 .7
φ 約 6.2

単位：m
×： 評 価 点 （ 燃 料 取 替 機 床 上 ）第 6図

蒸気乾燥器の線量率計算モデル

添付 5.1.7-15

(2)遮蔽物の評価モデル
原子炉内の冷却材以外に放射線を遮蔽する構造物として，原子炉

圧 力 容 器 蓋 ，蒸 気 乾 燥 器 ，シ ュ ラ ウ ド ヘ ッ ド を モ デ ル 化 し た 。な お ，
蒸気乾燥器及びシュラウドヘッドは構造が複雑であり，放射線の遮蔽物を平均化したモデルとするストリーミング（放射線漏れ）の影
響により非保守的な評価となるため，線源を覆うような構造物のみ遮蔽物として考慮した。
ａ.

原子炉圧力容器蓋

遮蔽物形状：円柱遮蔽物としてモデル化

遮蔽物の高さ：線源材料※

mm（ 圧 力 容 器 蓋 の 最 薄 部 厚 さ ）

：

平板（密度

原子炉圧力容器鋼板

g／ cm ３ ） ※の密度は，同等である

で代表した
線 量 率 計 算 モ デ ル （ 遮 蔽 ） を 第 3〜 6 図 に 示 す 。

ｂ.

蒸気乾燥器

遮蔽物形状

：円柱遮蔽物としてモデル化

遮蔽物の高さ：線源材料※

mm（ フ ー ド 部 の 最 薄 部 厚 さ ）

：

平板（密度

蒸気乾燥器の材質

g／ cm ３ ） ※の密度は，同等である

で代表した
線 量 率 計 算 モ デ ル （ 遮 蔽 ） を 第 3〜 5 図 に 示 す 。

ｃ.

シュラウドヘッド

遮蔽物形状：円柱遮蔽物としてモデル化

遮 蔽 物 の 高 さ：㎜（ シ ュ ラ ウ ド ヘ ッ ド の 厚 さ（ ス ワ ラ に よ る

添付 5.1.7-16

遮 蔽 も 考 慮 ））
線源材質
※

：

平板（密度

g／ cm ３ ） ※シュラウドヘッドの材質の密度は，同等である

で代表した
線 量 率 計 算 モ デ ル （ 遮 蔽 ） を 第 3， 4 図 に 示 す 。

(3)

現場の線量率の評価結果(1)， (2)の 条 件 を 用 い て 評 価 し た 現 場 の 線 量 率 と 原 子 炉 水 位 の 関 係

を第 7 図に示す。
グ ラ フ よ り 必 要 な 遮 蔽 を 確 保 で き る 水 位 （ 目 安 と 考 え る 10mSv／ h）
は ，「 燃 料 有 効 長 頂 部 の 約 1.7m 上 」 と し た 。

添付 5.1.7-17

1.0E+06

1.0E+05

1.0E+04

1.0E+03線
1.0E+02量

必要 な遮 蔽を 確保 で きる水 位（ 10mSv ／ h）
燃 料 有 効 長 頂 部 の 約 1.7 m 上

率

目 標 線 量 率 （ 10mSv／ h）

1.0E+01（ mSv／ h）

1.0E+00

1.0E-01

1.0E-02

通常運転水位（ 燃 料 有 効 長 頂 部 か ら 約 5. 1m 上 ）1.0E-03

燃 料 有 効 長 頂 部 か ら の 水 位 （ m）

第 7図

原子炉水位と線量率

添付 5.1.7-18

(4)必要な遮蔽を確保できる水位到達までの時間余裕
崩壊熱除去機能喪失及び全交流動力電源喪失から放射線の遮蔽維

持 に 必 要 な 水 位 到 達 ま で の 時 間 を ，「 添 付 資 料 5.1.3」 の 計 算 を 用 いて求めた。
計 算 は 後 述 す る「 添 付 資 料 5.1.8」の 評 価 条 件 の 不 確 か さ を 踏 ま え ，原 子 炉 停 止 か ら 12 時 間 後 と 1 日 後 の 2 ケ ー ス を 実 施 し た 。
算出条件及び算出結果を第 2 表に示す。
その結果，原子炉停止 1 日後における必要な遮蔽を確保できる水
位到達までの時間余裕は，崩壊熱除去機能喪失時の注水開始までの時 間（ 2 時 間 ），全 交 流 動 力 電 源 喪 失 時 の 注 水 準 備 完 了 ま で の 時 間（ 25分）に対して十分な余裕があることを確認した。

第2表

必要な遮蔽を確保できる水位到達までの時間余裕の算出条件及び算出結果
算出条件

算出結果
必要な遮蔽を確保

原子炉停止後の時間

原子炉初期水温

崩壊熱できる水位到達までの時間余裕燃料有効長頂部までの時間余裕12 時間（不確かさで確認す

100℃

約 22.4MW

約 2.8 時間

約 4.2 時間52℃

約 18.8MW

約 4.5 時間

約 6.3 時間

る感度解析ケース）
24 時間（有効性評価で確認するベースケース）5.

事故時の退避について
事故発生時の現場作業員の退避について確認した。事象発生時，作業員は，当直発電長の送受話器（ページング）による退避指示により現場からの退避を開始し，全ての現場作業員の退避が完了するまでの時間は，1 時間程度である。また，運転員は作業員の退避が完了した

添付 5.1.7-19

ことを確認し，逃がし安全弁の開操作を開始する。
一旦避難指示が出ると管理区域内への入域制限が実施されるため，作業員は緊急作業を除き現場の安全性が確認される前に再入域することはない。
（ 添 付 資 料 5.1.5）

6.

原子炉隔離時冷却系による注水について
原 子 炉 隔 離 時 冷 却 系（ 以 下「 Ｒ Ｃ Ｉ Ｃ 」と い う 。）の 設 計 と し て ，作

動 に は 約 1.04MPa[gage]以 上 の 原 子 炉 圧 力 を 必 要 と し て お り ， 停 止 時の原子炉の初期圧力は大気圧程度まで低下しているため，評価においてＲＣＩＣによる注水に期待していない。ただし，有効性評価で想定しているような原子炉未開放状態において事象進展とともに原子炉の圧力が上昇し，ＲＣＩＣによる注水が可能となることが考えられる。
なお，ＲＣＩＣの点検の準備として弁の電源等に隔離操作を実施していることも考えられるが，これらの事故時にＲＣＩＣでの注水を必要と し た 際 は ，運 転 員 が た だ ち に 復 旧 を 実 施 す る こ と が 可 能 で あ る た め ，ＲＣＩＣの使用の問題とならない。

7.

まとめ
崩壊熱除去機能喪失及び全交流動力電源喪失で想定する原子炉停止

1 日 後 に お い て ，必 要 な 遮 蔽 を 確 保 で き る 水 位 到 達 ま で の 時 間 余 裕 は ，
崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 時 の 注 水 開 始 ま で の 時 間（ 2 時 間 ），全 交 流 動 力 電
源 喪 失 時 の 注 水 準 備 完 了 ま で の 時 間（ 25 分 ）に 対 し て 十 分 な 余 裕 が あることを確認した。
ま た ，評 価 条 件 の 不 確 か さ を 考 慮 し て 原 子 炉 停 止 12 時 間 後 ，原 子 炉
初 期 水 温 100℃ の 状 態 を 想 定 し た 場 合 で も ，Ｐ Ｏ Ｓ − Ａ に 比 べ て 約 1.7

添付 5.1.7-20

時間短くなるものの，放射線の遮蔽に必要な水位は維持される。

添付 5.1.7-21

評価条件の不確かさの影響評価について（運転停止中
第 1表

崩壊熱除去機能喪失）

評価条件を最確条件とした場合の運転員の操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（運転停止中

項目

燃 料の 崩壊熱

評価条件（初期，事故及び機器条件）
の不確かさ
評価条件
最確条件

約 18.8MW
ANSI／ANS-5.1-1979（9×9 燃料（A 型），
原子炉停止 1 日後）

約 18.8MW 以下

評価条件設定の考え方

平衡炉心燃料の平均燃
焼度 33GWd／t を基に
ANSI／ANS-5.1-1979
にて算出した値
設定停止後の時間については，停止後の時間を短くとり，崩壊熱が厳しくなるように 1 日後の状態を想定

崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 ） (1／ 3)

添付 5.1.8-1

運転員等の操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

最確条件とした場合は，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，原子炉水温の上昇
及び原子炉水位の低下は緩和されるが，注水操作は崩壊熱に応じた対応をとるものではなく，崩壊熱除去機能喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

最確条件とした場合は，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，原子炉水温の上昇及び原子炉水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。仮に，原子炉停止後の時間が短く，燃料の崩壊熱が大きい場合
は，注水までの時間余裕が短くなることから，評価項
目に対する余裕は小さくなる。原子炉停止から 12 時
間後の燃料の崩壊熱を用いて原子炉注水までの時間余裕を評価すると，必要な遮蔽が維持される水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h が維持される水位）である燃料有効長頂部の約 1.7m 上の高さに到達するまでの時間は約 2.8 時間，燃料有効長頂部到達まで約
4.2 時間となることから，評価条件である原子炉停止
1 日後の評価より時間余裕は短くなる。ただし，必要な放射線の遮蔽は維持され，原子炉注水までの時間余
裕も十分な時間が確保されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
最確条件とした場合は，事故事象ごとに異なる。原子炉水温が 100℃かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱を用いて原子炉注水までの時間余裕を評価
すると，必要な遮蔽が維持される水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h が維持される水位）である燃料
有効長頂部の約 1.7m 上の高さに到達するまでの時間
は約 2.8 時間となることから，評価条件である原子炉
水温が 52℃かつ原子炉停止から 1 日後の燃料の崩壊熱の場合の評価より時間余裕は短くなる。ただし，必要な放射線の遮蔽は維持され，原子炉注水までの時間
余裕も十分な時間が確保されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

最確条件とした場合は，評価条件で設定している原子炉水位より低くなる場合があるが，原子炉水位のゆらぎによる変動量は，事象発生後の水位低下量に対して十分小さいことから，評価項目となるパラメータに対する影響は小さい。

添付資料 5.1.8

最確条件とした場合は，事故事象ごとに異なる。原
子炉水温が 100℃かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱を用いて原子炉注水までの時間余裕を評
原子炉停止 1 日後の実 価すると，必要な遮蔽が維持される水位（必要な遮績を踏まえ，原子炉は 蔽の目安とした 10mSv／h が維持される水位）である
約 47℃〜
残留熱除去系（原子炉 燃料有効長頂部の約 1.7m 上の高さに到達するまで
原子炉水温
52℃
約 58℃※１
停止時冷却系）にて冷 の時間は約 2.8 時間となることから，評価条件であ（実績値）
却されているため，そ る原子炉水温が 52℃，原子炉停止から 1 日後の燃料の 設 計 温 度 で あ る の崩壊熱の場合の評価より時間余裕は短くなるが，52℃を設定注水操作は原子炉水温に応じた対応をとるものではなく，崩壊熱除去機能喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
最確条件は通常運転水位に対してゆらぎがあり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している原子炉水位より低くなる場
通常運転水位通常運転水位（セパ
原子炉停止 1 日後の水 合があるため，原子炉水位が燃料有効長頂部まで低（通常運転水
原子炉水位
レータスカート下端
位から保守性を持たせ 下する時間は短くなる場合があるが，注水操作は原位±10cm 程
た値
子炉水位に応じた対応をとるものではなく，崩壊熱から＋126 ㎝）
度）（実績値）
除去機能喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
※ 1 過 去 の プ ラ ン ト 停 止 操 作 実 施 時 の 全 制 御 棒 全 挿 入 か ら 約 24 時 間 経 過 後 の 原 子 炉 水 温 の 実 績 デ ー タ 。

第 1表

評価条件を最確条件とした場合の運転員の操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（運転停止中

項目

原子炉圧力

初
期
条
件

評価条件（初期，事故及び機器条件）の不確かさ
評価条件
最確条件

大気圧

大気圧※２

評価条件設定の考え方

原子炉停止 1 日後の実績を考慮して設定

添付 5.1.8-2

原子炉圧力容器の状態

原子炉圧力容器未開放

事故事象毎

燃料の崩壊熱及び保有水量の観
点から設定

燃料の容量

約 800kL

約 800kL 以上

軽油貯蔵タンクの管理下限値を設定

起因事象，安全機能の喪失に対する仮定

残留熱除去系
機能喪失−

運転中の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の故障を想定

運転員等の操作時間に与える影響
最確条件とした場合は，評価条件と同様である
ため，事象進展に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。仮に，
原子炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始
時間は遅くなり，原子炉水位の低下は緩和されるが，注水操作は原子炉圧力に応じた対応をとるものではなく，崩壊熱除去機能喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
原子炉圧力容器の未開放時は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
原子炉圧力容器の開放時は，原子炉減圧操作が不要となるが，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。
最確条件とした場合は，評価条件よりも燃料容量の余裕が大きくなる。また，事象発生直後か
ら最大負荷運転を想定しても燃料は枯渇しないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
評価条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

外部電源の有無は事象進展に影響しないことから，資源の観点で厳しい外部電源なしを設定。
・事象認知前：外部電源がない場合は崩壊熱除
事象認知まで外部電源が喪失する時間を事象
去機能喪失の認知が早まるため，運転員等操：外部電源あり発生 1 時間後（1 時間ごとの中央
作の開始時間は早くなる。
外部電源
事故事象毎
制御室の巡視により残留熱除去
・事象認知後：外部電源がある場合は，必要な事象認知後系（原子炉停止時冷却系）の停
運転員等操作が少なくなるため，運転員等操：外部電源なし
止を確認する時間）とすること
作の完了時間が早くなる。
により，事象発生の認知の観点で厳しい想定とする。
※2 原子炉停止直後や原子炉圧力容器耐圧試験実施時等の特殊な場合を除く。

事
故
条
件

崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 ） (2／ 3)
評価項目となるパラメータに与える影響

最確条件とした場合は，評価条件と同様である
ため，事象進展に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はな
い。仮に，原子炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始時間が遅くなり，原子炉水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメー
タに対する余裕は大きくなる。
原子炉圧力容器の未開放時は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないこと
から，評価項目となるパラメータに与える影響はない。原子炉圧力容器の開放時は，原子炉減圧操作が不要となるが，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。

−

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

外部電源がない場合と外部電源がある場合では，事象進展は同じであることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

第 1表

評価条件を最確条件とした場合の運転員の操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（運転停止中

項目
重
大
事
故
等
対
策
に
関
連
す
る
機
器
条
件

評価条件（初期，事故及び機器条件）の不確かさ評価条件
最確条件

崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 ） (3／ 3)

評価条件設定の考え方

運転員等の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

残留熱除去系（低圧注水系）

1,605m３／h

1,605m３／h

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

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

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）

熱交換器 1 基当たり約 43MW（原子炉冷却材温度 100℃，海水
温度 32℃において）

熱交換器 1 基当たり約 43MW 以上（原子炉冷却材温度 100℃，
海水温度 32℃
において）熱交換器の設計性能に基づき，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の除熱性能を厳しくする観点で，過去の実績を包含する高めの海水温度を設定

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

−

添付 5.1.8-3

第 2 表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（運転停止中項目

添付 5.1.8-4

操
作
条
件

待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による注
水操作

評価条件(操作条件)
評価上の評価条件設定の操作開始条件考え方

事象発生から
約 2 時間後残留熱除去系の機能喪失に伴う以上の認知及び現場操作の実績等を基に，さらに余裕を考慮して設定

崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 ）（ 1 ／ 2 ）操作の不確かさ要因

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【認知】評価では，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の故障発生から，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作の開始まで，逃がし安全弁の手動減圧操作等を含め2 時間程度を設定しているが，原子炉注水操作の必要性を認知することは容易である。よって，評価上の原子炉注水操作開始
時間に対して，実際の原子炉注水操作開始
時間は早くなる場合が考えられる。
【要員配置】
中央制御室での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操作時間に与える影響はない。
【移動】
中央制御室での操作のみであり，移動が操
作開始時間に与える影響はない。
【操作所要時間】
残留熱除去系のポンプ起動操作及び注入弁の開操作は，中央制御室の制御盤の操作ス
イッチによる簡易な操作である。また，原子炉水位の低下に対して操作に要する時間は短い。
【他の並列操作の有無】
当該操作を実施する運転員は，残留熱除去
系（低圧注水系）の原子炉注水操作時に他の並列操作はなく，操作時間に与える影響はない。
【操作の確実さ】
中央制御室における操作は，制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作
は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

崩壊熱除去機能喪失による異常の認知により原子炉注水の必要性を確認し操作を実施することは容易であり，評価では事象発生から約 2 時間後の注水操作開始を設定しているが，実態の注水操作開始時間は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。

通常運転水位から放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は約 4.5 時
実態の操作開始時間
間，原子炉水位がが早まり，原子炉水位
燃料有効長頂部まの低下を緩和する可で低下する時間が能性があることから，
約 6.3 時間であ
評価項目となるパラ
り，事故を認知しメータに対する余裕て注水を開始するは大きくなる。
までの時間は 2 時間であるため，準
備時間が確保できることから，時間余裕がある。

操作余裕時間

訓練実績等

残留熱除去系（低圧注水系）による
原子炉注水に必
要な操作は，所要時間を 6 分と想定しているところ，訓練実績では
約 4 分である。
想定で意図している運転操作が実施可能なことを確認した。

第 2 表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（運転停止中

項目

操
作
条
件

残留熱除去
系（原子炉
停止時冷却
系）による
原子炉除熱

評 価 条 件 (操 作 条 件 )評価上の評価条件設定の操作開始条件考え方

添付 5.1.8-5

状況判断，逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉の低圧
状態維持操作，事 象 発 生 か 原子炉保護系電ら 3 時 間 45 源 の 受 電 操 作 ，及び残留熱除去
分後
系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱操
作に要する時間を考慮して設定

操作の不確かさ要因−

運転員等操作時間に与える影響−崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 ）（ 2 ／ 2 ）評価項目となるパラメータに与える影響

操作時間余裕

訓練実績等−

残留熱除去系（低圧注水系）に よ り ，原 子 炉への注水を実施していること か ら ，残 留 熱
除 去系（原子炉
停止時冷却系）
による原子炉
除熱には時間余裕がある。

所要時間を 36 分と想定しているところ，訓練実績では，約 20 分である。
想定で意図している運転操作が実施
可能なことを確認した。

添付資料 5.1.9
7 日間における燃料の対応について（運転停止中崩壊熱除去機能喪失）

保守的に全ての設備が，事象発生直後から 7 日間燃料を消費するものとして
評価する。
時系列

合計

判定

7 日間の
軽油消費量
約 755.5kL

軽油貯蔵タ
ンクの容量
は 約 800kL
であり，7 日
間対応可能

7 日間の
軽油消費量
約 70.0kL

緊急時対策
所用発電機
燃料油貯蔵
タンクの容
量 は 約 75kL
であり，7 日間の対応可能

非常用ディーゼル発電機 2 台起動 ※１（燃料消費率は保守的に定格出力運転時を想定）
1,440.4L／h（燃料消費率）×168h（運転時間）×2 台（運転台数）＝約 484.0kL
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機 1 台起動 ※２（燃料消費率は保守的に定格出力運転時を想定）
775.6L／h（燃料消費率）×168h（運転時間）×1 台（運転台数）＝約 130.3kL
常設代替高圧電源装置 2 台起動 ※３（燃料消費率は保守的に定格出力運転時を想定）
420.0L／h（燃料消費率）×168h（運転時間）×2 台（運転台数）＝約 141.2kL

緊急時対策所用発電機 1 台起動（燃料消費率は保守的に定格出力運転時を想定）
411L／h（燃料消費率）×168h（運転時間）×1 台（運転台数）＝約 70.0kL※1

事故収束に必要なディーゼル発電機は非常用ディーゼル発電機 1 台であるが，保守的にディーゼル発電機 2 台の起動を仮定した。
※2 事故収束に必要ではないが，保守的に起動を仮定した。
※3 緊急用母線の電源を，常設代替高圧電源装置 2 台で確保することを仮定した。

添付 5.1.9-1

添付資料 5.1.10
常設代替交流電源設備の負荷（運転停止中主要負荷リスト
起動順序

崩壊熱除去機能喪失）【電源設備：常設代替高圧電源装置】
負荷容量
(kW)

主要機器名称緊急用母線自動起動負荷
・緊急用直流125V充電器
・その他必要な負荷
常設低圧代替注水系ポンプ
緊急用海水ポンプ
その他必要な負荷
代替燃料プール冷却系ポンプ

①
②
③
④

約 120
約 97
約190
約510
約4
約30

負荷起動時の最
大負荷容量(kW)

定常時の連続最
大負荷容量
(kW)

約 245

約 217

約 702

約 407

約1,389約921

約1,030約951

負荷 容量(kW)

7,000

6,000

5,000

4,000

3,000

常設 代替 高 圧電 源 装置 2台 の最 大 容量 2,760kW ※ １
常設 代替 高 圧電 源 装置 2台 の連 続 定格 容 量 2,208kW ※ ２

2,000

最大 負荷 容 量
約1,389kW

③
④

1,000

②
①

0

1▲
常設代替高圧電源装置 2 台
起動55

常設 代替 高 圧電 源 装置 の負 荷 積算 イ メー ジ
※1※2

常 設代替高圧電源装置定格出力運転時の容量（1,380kW×運 転台 数 ＝最 大 容量 ）常 設代替高圧電源装置定格出力運転時の 80％の容 量 （1,380kW×0.8×運 転台 数＝ 連続 定 格容 量 ）添付 5.1.10-1

経過 時間 (h)5.2

全交流動力電源喪失

5.2.1

事故シーケンスグループの特徴，燃料損傷防止対策(1)

事故シーケンスグループ内の事故シーケンス
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」に含まれる事故シーケ
ンスは，
「1.2

評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「外部電源喪失＋交流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」及び②「外部電源喪失＋直流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」である。

(2)

事故シーケンスグループの特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」では，原子炉の運転停止中に全交流動力電源が喪失することにより，原子炉の注水機能及び除熱機能が喪失することを想定する。このため，燃料の崩壊熱により原子炉冷却材が蒸発することから，緩和措置がとられない場合には，原子炉水位の低下により燃料が露出し，燃料損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，全交流動力電源が喪失したことによって燃料損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，運転停止中の原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価には，全交流動力電源に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
したがって，本事故シーケンスグループでは，運転員が異常を認知して，常設代替交流電源設備による電源供給，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を行うことによって，燃料損傷の防止を図る。また，緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことにより，原子炉を除熱する。

(3)

燃料損傷防止対策
5.2−1

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」における機能喪失に対して，燃料が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とする
ため，初期の対策として常設代替交流電源設備による給電手段，低圧代替
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て緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）
による原子炉除熱手段を整備する。これらの対策の概略系統図を第 5.2−1
図に，手順の概要を第 5.2−2 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操作手順の関係を第 5.2−1 表に示す。
本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，重大事故等対策に必要な要員は，災害対策要員（初動）19 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，当直発電長 1 名，当直副発
電長 1 名及び運転操作対応を行う当直運転員 3 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う要員は 4 名及び現場操作を行う
重大事故等対応要員は 10 名である。
必要な要員と作業項目について第 5.2−3 図に示す。
なお，重要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
を重要事故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，19 名で対処可能である。
ａ．全交流動力電源喪失による残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）停止
確認
原子炉の運転停止中に全交流動力電源が喪失し，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）運転停止による崩壊熱除去機能が喪失する。
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）運転停止による崩壊熱除去機能喪失を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系系統流量である。
5.2−2

ｂ．早期の電源回復不能判断及び対応準備
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
機等の起動ができず，非常用高圧母線（6.9kV）の電源回復ができない場
合，早期の電源回復不能と判断する。これにより，常設代替交流電源設
備及び低圧代替注水系（常設）の準備を開始する。
ｃ．逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉の低圧状態維持
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）運転停止により原子炉水温が100℃に到達し，原子炉圧力が上昇することから，原子炉圧力を低圧状態に維持するため，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）1 個を開操作する。
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）運転停止による原子炉水温の上昇を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力容器温度である。
逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉の低圧状態維持を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力等である。
ｄ．低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
中央制御室からの遠隔操作により常設代替交流電源設備による緊急用
母線への交流電源供給を開始する。また，常設低圧代替注水系ポンプ 1台を手動起動し，原子炉水位の低下時は低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を実施する。これにより，原子炉水位を通常運転水位付近に維持する。
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域）及び低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン狭帯域用）等である。
ｅ．残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）運転による崩壊熱除去機能回復
常設代替交流電源設備から非常用高圧母線への交流電源供給の準備が5.2−3

完了後，中央制御室からの遠隔操作により緊急用海水ポンプ 1 台を起動
後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）運転を再開する。
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）運転の再開を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系熱交換器入口温度等である。
崩壊熱除去機能回復後，逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉の低圧状態維持を停止するため，逃がし安全弁（自動減圧機能）を全閉
とする。

5.2.2

燃料損傷防止対策の有効性評価(1)

有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンス
は，「1.2

評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「外部電源喪失＋交流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」である。
なお，「5.1.1

崩壊熱除去機能喪失」で考慮している事故シーケンス（残留熱除去系の故障（ＲＨＲＳ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗）は，事象進展が同様なので併せて本重要事故シーケンスにおいて燃料損傷防止対策の有効性を確認する。
本評価で想定するプラント状態においては，崩壊熱，原子炉冷却材及び注水手段の多様性の観点から，「 ＰＯＳ−Ａ

ＰＣＶ／ＲＰＶ開放及び原子炉ウェル満水への移行状態」が燃料有効長頂部の冠水，放射線の遮蔽が維持される水位の確保及び未臨界の確保に対して，最も厳しい想定である。
したがって，当該プラント状態を基本とし，他のプラント状態も考慮した想定において評価項目を満足することを確認することにより，運転停止中の他のプラント状態においても，評価項目を満足できる。
また，評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故シーケ
5.2−4

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。
（添付資料 5.1.2）(2)

有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な評価条件を第5.2−2 表に示す。また，主要な評価条件について，本重要事故シーケンス
特有の評価条件を以下に示す。
ａ．初期条件(a)

原子炉圧力容器の状態
原子炉圧力容器の未開放時について評価する。原子炉圧力容器の開放時については，燃料の崩壊熱及び保有水量の観点から，未開放時の評価に包絡される。

(b)

崩壊熱
原子炉停止後の崩壊熱は，ＡＮＳＩ／ＡＮＳ−5.1−1979 の式に基づくものとし，また，崩壊熱を厳しく見積もるために，原子炉停止 1日後の崩壊熱を用いる。このときの崩壊熱は約 19MW である。
なお，崩壊熱に相当する原子炉冷却材の蒸発量は約 32m ３ ／h である。
（添付資料 5.1.3，5.1.4）(c)

原子炉水位及び原子炉水温
事象発生前の原子炉水位は通常運転水位とし，また，原子炉水温は52℃とする。

(d)

原子炉圧力
原子炉の初期圧力は大気圧が維持されているものとする。また，事象発生後において，水位低下量を厳しく見積もるために，原子炉圧力は大気圧に維持されているものとする ※ 。
5.2−5

※

実操作では低圧代替注水系（常設）の注水準備が完了した後で原子炉減圧を実施することとなり，低圧代替注水系（常設）の注水特性に応じて大気圧より高い圧力で注水が開始されることとなる。大気圧より高い圧力下での原子炉冷却材の蒸発量は大気圧下と比べ小さくなるため，原子炉圧力が大気圧に維持されているとした評価は保守的な条件となる。

ｂ．事故条件(a)

起因事象
起因事象として，送電系統の故障等によって，外部電源を喪失するものとする。

(b)

安全機能の喪失に対する仮定
全ての非常用ディーゼル発電機等の機能喪失を想定し，全交流動力
電源を喪失するものとする。また，残留熱除去系海水系の機能喪失を重畳させるものとする。

(c)

外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。起因事象として，外部電源を喪失するものとしている。

ｃ．重大事故等対策に関連する機器条件(a)

低圧代替注水系（常設）
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水流量は，蒸発量に応じた
注水流量として 27m ３ ／h とする。

(b)

緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）
伝熱容量は熱交換器 1 基当たり約 24MW（原子炉冷却材温度 100℃，
5.2−6海水温度 32℃において）とする。

ｄ．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)

事象発生 21 分までに中央制御室からの遠隔操作により常設代替交
流電源設備によって交流電源の供給を開始する。

(b)

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水準備操作は事象発生 25分までに完了するが，原子炉注水操作は原子炉水位が低下し始める約
1.1 時間後から開始する。

(c)

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）は軸受等の冷却が必要となるため，緊急用海水系の準備が完了する事象発生 4 時間 10 分後から開
始する。

(3)

有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉水位の推移を第 5.2−4 図に，原子炉水位と線量率の関係を第 5.2−5 図に示す。
ａ．事象進展事象発生後，全交流動力電源喪失に伴い崩壊熱除去機能が喪失することにより原子炉水温が上昇し，約 1.1 時間後に沸騰，蒸発することにより原子炉水位は低下し始める。常設代替交流電源設備による交流電源の供給を開始し，事象発生から約 1.1 時間後以降は，低圧代替注水系（常設）により蒸発量に応じた注水を実施することによって，原子炉水位を通常運転水位付近に維持することができる。
事象発生から 4 時間 10 分経過した時点で，緊急用海水系を用いた残留5.2−7熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱を開始することによって，原子炉水温は低下する。

ｂ．評価項目等
原子炉水位は，第 5.2−4 図に示すとおり，蒸発量に応じた注水を実施することによって原子炉水位を通常運転水位付近に維持することができ，
燃料は冠水を維持する。
原子炉圧力容器は未開放であり，第 5.2−5 図に示すとおり，必要な遮蔽 ※ が維持される水位である燃料有効長頂部の約 1.7m 上を下回ることがないため，放射線の遮蔽は維持される。なお，線量率の評価点は原子炉
建屋原子炉棟 6 階の床付近としている。また，全制御棒全挿入状態が維持されているため，未臨界は確保されている。
なお，事象発生前に現場にいた作業員の退避における放射線影響については現場環境が悪化する前に退避が可能であるため，影響はない。
事象発生 25 分後から，常設代替交流電源設備により電源を供給された
低圧代替注水系（常設）の安定した原子炉注水を継続することから，長期的に原子炉圧力容器及び格納容器の安定状態を継続できる。
本評価では，「1.2.4.2

有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
※

必要な遮蔽の目安とした線量率は 10mSv／h とする。全交流動力電
源喪失における原子炉建屋原子炉棟 6 階での作業時間及び作業員の退避は 2.2 時間以内であり，作業員の被ばく量は最大でも 22mSvとなるため，緊急作業時における被ばく限度の 100mSv に対して余裕がある。
本事故に応じた燃料損傷防止対策において原子炉建屋原子炉棟 65.2−8階での操作を必要な作業としていないが，可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプレイの準備操作について仮に考慮し，可搬型スプレイノズル及びホースの設置にかかる作業時間を想定した。
必要な遮蔽の目安とした線量率 10mSv／h は，施設定期検査作業時での原子炉建屋原子炉棟 6 階における線量率を考慮した値である。
この線量率となる水位は燃料有効長頂部の約 1.7m 上（通常水位から約 3.5m 下）の位置である。
（添付資料 5.1.5，5.1.7，5.2.1）

5.2.3

評価条件の不確かさの影響評価

評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する
ものとする。
本重要事故シーケンスは，原子炉の運転停止中に全交流動力電源が喪失し，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）等による崩壊熱除去機能を喪失することが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，常設代
替交流電源設備による受電及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操
作とする。
(1)

評価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 5.2−2 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，評価条件の設定に当たっては，評価
5.2−9

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
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 18.8MW に対して最確条件
は約 18.8MW 未満であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，
原子炉水温の上昇及び原子炉水位の低下は緩和されるが，注水操作や給電操作は崩壊熱に応じた対応をとるものではなく，全交流動力電源の喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉水温は，評価条件の 52℃に対して最確条件は約
47℃〜約 58℃であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした
場合は，事故事象ごとに異なる。原子炉水温が 100℃かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱を用いて原子炉注水までの時間余裕を評価すると，必要な遮蔽が維持される水位（必要な遮蔽の目安とした
10mSv／h が維持される水位）である燃料有効長頂部の約 1.7m 上の高さに到達するまでの時間は約 2.8 時間となることから，評価条件である原子炉水温が 52℃，原子炉停止から 1 日後の燃料の崩壊熱の場合の評価より時間余裕は短くなるが，注水操作や給電操作は原子炉水温に応じた対応をとるものではなく，全交流動力電源の喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉水位は，評価条件の通常運転水位に対して最確条
件は通常運転水位に対してゆらぎがあり，本評価条件の不確かさとし
5.2−10て，最確条件とした場合は，評価条件で設定している原子炉水位より低くなる場合があるため，原子炉水位が燃料有効長頂部まで低下する
時間は短くなる場合があるが，注水操作や給電操作は原子炉水位に応じた対応をとるものではなく，全交流動力電源の喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
初期条件の原子炉圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条件も大気圧であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。仮に，原子炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始時間は遅くなり，原子炉水位の低下は緩和されるが，注水操作や給電操作は原子炉圧力に応じた対応をとるものではなく，全交流動力電源の喪失による異常の認知を起点とするものであることから，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容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容器の未開放に対して最確条件は事故事象ごとに異なるものであり，評価条
件の不確かさとして，原子炉圧力容器の未開放時は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。原子炉圧力容器の開放時は，原子炉減圧操作が不要となるが，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。
(b)

評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 18.8MW に対して最確条件
は約 18.8MW 未満であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，
5.2−11

原子炉水温の上昇及び原子炉水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。仮に，原子炉停止
後の時間が短く，燃料の崩壊熱が大きい場合は，注水までの時間余裕が短くなることから，評価項目に対する余裕は小さくなる。原子炉停
止から 12 時間後の燃料の崩壊熱を用いて原子炉注水までの時間余裕を評価すると，必要な遮蔽が維持される水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h が維持される水位）である燃料有効長頂部の約 1.7m 上の高さに到達するまでの時間は約 2.8 時間，燃料有効長頂部到達まで約
4.2 時間となることから，評価条件である原子炉停止 1 日後の評価よ
り時間余裕は短くなる。ただし，本時間に対して作業員が現場から退避するまでの時間及び原子炉注水までの時間は確保されているため放射線の遮蔽は維持され，原子炉水位が燃料有効長頂部を下回ることはないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期条件の原子炉水温は，評価条件の 52℃に対して最確条件は約
47℃〜約 58℃であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした
場合は，事故事象ごとに異なる。原子炉水温が 100℃かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱を用いて原子炉注水までの時間余裕を評価すると，必要な遮蔽が維持される水位（必要な遮蔽の目安とした
10mSv／h が維持される水位）である燃料有効長頂部の約 1.7m 上の高さに到達するまでの時間は約 2.8 時間となることから，評価条件である原子炉水温が 52℃かつ原子炉停止から 1 日後の燃料の崩壊熱の場合の評価より時間余裕は短くなる。ただし，必要な放射線の遮蔽は維持され，原子炉注水までの時間余裕も十分な時間が確保されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期条件の原子炉水位は，評価条件の通常運転水位に対して最確条
5.2−12

件は通常運転水位に対してゆらぎがあり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している原子炉水位より低くなる場合があるが，原子炉水位のゆらぎによる変動量は，事象発生後の水位低下量に対して十分小さいことから，評価項目となるパラメータに対する影響は小さい。
初期条件の原子炉圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条件も大気圧であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。仮に，原子炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始時間は遅くなり，原子炉水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる ※ 。
初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容器の未開放に対して最確条件は事故事象ごとに異なるものであり，本評価
条件の不確かさとして，原子炉圧力容器の未開放時は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。原子炉圧力容器の開放時は，原子炉減圧操作が不要となるが，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。
※

原子炉圧力上昇による原子炉冷却材蒸発の抑制効果を考慮した評価。

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」
5.2−13

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）による原子炉注水準備操作は，評価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，常設代替交流電源設備からの受電操作については実態の操作時間が評価上の操作開始時間とほぼ同等であることから，運転員等操
作開始時間に与える影響は小さい。
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，原子炉水位が低下し始める事象発生から約 1.1 時間後に開始する。運転員等操作時間に与える影響として，実態の運転操作においては，原子炉水位を監視しながら原子炉注水操作を実施するため，原子炉水温の上昇が放熱等の影響により緩やかとなり，沸騰による原子炉水位低下の開始時間が遅れた場合には原子炉注水開始時間が遅れるが，他の並列操作はない
ことから，他の操作に与える影響はない。
操作条件の緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱操作は，評価上の操作開始時間として，事象発
生から 4 時間 10 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，準備操作が想定より短い時間で完了することで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。

(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並びに低圧代替注水系
5.2−14

（常設）による原子炉注水準備操作及び原子炉注水操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作時間は評価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。
操作条件の緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱操作は，運転員等操作時間に与える影響として，操作開始時間は評価上の想定より早まる可能性があるが，原子炉への注水をすでに実施していることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

(2)

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及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，通常運転水位から放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は事象発生から約 4.5 時間，原子炉水位が燃
料有効長頂部まで低下する時間は約 6.3 時間であり，事故を認知して注水を開始するまでの時間が約 1.1 時間であるため，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
操作条件の緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）
運転による原子炉除熱操作は，事象発生 4 時間 10 分後の操作であるため，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。仮に，操作が遅れる場
合は，低圧代替注水系（常設）による原子炉への注水は継続する。

5.2−15

(3)ま と め
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，評価条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。
（添付資料 5.2.2，5.2.3）

5.2.4

必要な要員及び資源の評価(1)

必要な要員の評価
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」において，重大事故等対策時における必要な要員は，「5.2.1(3)り 19 名である。
「6.2

燃料損傷防止対策」に示すとお重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している災害対策要員（初動）の 37 名で対処可能である。

(2)

必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」において，水源，燃料及び電源は，「6.1(2)

資源の評価条件」の条件にて評価している。その結果を以下に示す。
ａ．水源

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水については，7 日間の対応を考慮すると，合計約 90m３ の水が必要である。水源として，代替淡水貯槽に約 4,300m３ の水量を保有している。これにより，注水によって代替
5.2−16

淡水貯槽を枯渇させることなく，必要な水量が確保可能であり，7 日間の継続実施が可能である。
（添付資料 5.2.4）

ｂ．燃料

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 日間の運転継続に合計約 352.8kL の軽油が必要となる。軽油貯蔵タンクにて約800kL の軽油を保有しており，この使用が可能であることから，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 5 台）による電源供給について，7 日間の継続が可能である。緊急時対策所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 日間の運転継続に約70.0kL の軽油が必要となる。緊急時対策所用発電機燃料油貯蔵タンクにて約 75kL の軽油を保有しており，この使用が可能であることから，緊急時対策所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。
（添付資料 5.2.5）

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，約 3,276kW 必要となるが，常設代替交流電源設備（常設
代替高圧電源装置 5 台）の連続定格容量は約 5,520kW であり，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
また，緊急時対策所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。
蓄電池の容量については，交流電源が復旧しない場合を想定しても，
5.2−17

不要な直流負荷の切離しを行うことにより，24 時間の直流電源供給が可能である。
（添付資料 5.2.6）

5.2.5

結

論

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」では，原子炉の運転停止
中に全交流動力電源が喪失し，残留熱除去系等による崩壊熱除去機能を喪失することが特徴である。事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」に対する燃料損傷防止対策としては，初期の対策として，常設代替交流電源設
備による交流電源供給手段，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段，
安定状態に向けた対策として，緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱手段を整備している。
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」の重要事故シーケンス「外部電源喪失＋交流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」について有効性評
価を行った。
上記の場合においても，常設代替交流電源設備による交流電源供給，低圧
代替注水系（常設）による原子炉注水及び緊急用海水系を用いた残留熱除去
系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱を実施することにより，燃料損
傷することはない。
その結果，燃料有効長頂部の冠水，放射線遮蔽の維持及び未臨界の確保ができることから，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
評価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。
5.2−18

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，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱等の燃料損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」に対して有効である。

5.2−195.2−20＊1＊2

開 操作 に 当たって格納容器隔離信号のリセットが必要な 弁
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 ）の 事 故シ ーケ ン スグ ルー プ に含
まれ る「残留熱除去系の故障（ＲＨＲＳ喪失）＋崩壊熱 除 去・炉 心冷 却 失敗 」の 事故 シー ケ ンス の燃 料
損傷 防止 対策の有効性を確認するため，残留熱除去系海 水系 の 機能 喪 失を 重畳 さ せる もの と する

第 5.2−1 図 全交流動力電源喪失時の重大事故等対策の概略系統図（1／2）（原子炉減圧及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水段階）

5.2−21常設 高圧 代 替注 水系 ポ ンプ
＊1＊2

開 操作に当たって格納容器隔離信号のリセットが必 要な 弁
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 ）の 事 故シ ーケ ン スグ ルー プ に含ま れる「残留熱除去系の故障（ＲＨＲＳ喪失）＋ 崩壊 熱 除去・炉心 冷 却失 敗 」の事 故シ ー ケン スの 燃
料損 傷防止対策の有効性を確認するため，残留熱 除 去系 海水 系 の機 能 喪失 を重 畳 させ るも の とす る

①非 常 用デ ィー ゼ ル 発電機 等 の 機能 喪失 に 伴い ， 従属 的に 使 用不 能

第 5.2−1 図 全交流動力電源喪失時の重大事故等対策の概略系統図（2／2）（緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱段階）

プラント前提条件
・原子炉の運転停止 1 日目
・原子炉圧力容器未開放
・格納容器開放・残留熱除去系（Ａ）：原子炉停止時冷却系の状態で運転中・残留熱除去系（Ｂ）：低圧注水系の状態で待機中
・残留熱除去系（Ｃ）：点検に伴い待機除外中
・非常用ディーゼル発電機等：待機中
・原子炉水位は通常運転水位（セパレータスカート下端から＋126cm）

凡例【有効性評価の対象としていないが他に取り得る手段】
Ⅰ
低圧炉心スプレイ系による原子炉注水，及び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）による原子炉注水も可能である。
技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難である
が，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備となる，代替循環冷却系，可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型），消火系（ディーゼル駆動）及び補給水系による原子炉注水も可能である。

：操作・確認（運転員）：プラント状態（解析）：判断：操作及び判断：解析上考慮しない操作：重大事故等対応要員（現場）の作業(解析上の時刻)(0秒)

全交流動力電源喪失※１（13分）

全交流動力電源喪失の確認（17分）

常設代替交流電源設備による緊急用母線の受電操作（25分）

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）の起動操作（約1.1時間）Ⅱ
技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難である
が，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備となる，代替残留熱除去系海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系），及び原子炉冷却材浄化系による原子炉除熱も実施可能である。

：運転員と重大事故等対応要員（現場）の共同作業

原子炉水温100℃到達※４
逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉の低圧状態維持※５
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）による原子炉注水開始

Ⅲ
電源容量により使用できる設備が限られるが，常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代
替交流電源設備により受電する。

※３※２

作業員への退避指示

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

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）以外による原子炉注水操作
・低圧炉心スプレイ系による原子炉注水操作
・代替循環冷却系による原子炉注水操作
・可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原
子炉注水操作・消火系（ディーゼル駆動）による原子炉注水操作
・補給水系による原子炉注水操作

原子炉水位の調整操作(低圧代替
注水系（常設）)※７

電源確保対応操作

可搬型代替交流電源設備による受電操作

使用済燃料プールの除熱操作

回復は評価上考慮せず

可搬型代替交流電源設備による受電は評価上考慮せず

原子炉の状態が静定後，使用済燃料
プールの除熱操作を実施する

Ⅲ
常設代替交流電源設備による非常用母線の受電準備操作※６

常設代替交流電源設備による非常用母線の受電操作

原子炉保護系母線の受電操作

Ⅰ（4時間10分） 緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）復旧
後の原子炉除熱操作※８※1 外部電源が喪失し，かつ全ての非常用ディーゼル発電機等からの受電に失敗することにより，非常用高圧母線（6.9kV）が使用不能となった場合。
※2 中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機等の起動ができず，非常用高圧母線（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電逃がし安全弁（自動減圧機能）「全閉」

緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）以外による原子炉除熱操作
・代替残留熱除去系海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱操作
・原子炉冷却材浄化系による原子炉除熱操作

源回復不能と判断する。
※3 現場作業員は，当直発電長の送受話器（ページング）による退避指示を確認後，退避する。なお，全ての現場作業員の退避が完了するまでの時
間は，1時間程度である。
※4 約1.1時間後に原子炉水温が100℃に到達する。
※5 実操作においては，作業員の退避後に操作を実施するが，解析上，原子炉の水位低下量を厳しく見積もるために，原子炉水温が100℃に到達しⅡ
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）により原子炉除熱を継続する。また，原子炉建
屋ガス処理系及び中央制御室換気系を起動し，機能喪失している設備の復旧に努める。

た時点で，逃がし安全弁（自動減圧機能）の開操作によって原子炉圧力が大気圧に維持されているものとする。
※6 復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切離しを含む。
※7 蒸発量に応じた原子炉注水を実施し，原子炉水位を通常運転水位付近で維持する。
※8 残留熱除去系海水系の起動に失敗した後，緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転を開始する。

第 5.2−2 図

全交流動力電源喪失の対応手順の概要
5.2−22

運転停止中全交流動力電源喪失

経過時間（時間）
0

1

2

3

4

5

55

備 考

実施箇所・必要要員数【 】は他作業後移動してきた要員

事象発生
責任者

当直発電長

1人

中央監視
運転操作指揮

操作項目

状況判断

早期の電源回復不能の確認

作業員への退避指示
常設代替交流電源設備による緊急用母線の受電操作
電源確保操作対応
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）
の起動操作

補佐

当直副発電長1人

運転操作指揮補佐

指揮者等

災害対策要員
（指揮者等）

4人

初動での指揮発電所内外連絡

当直運転員(中央制御室)

当直運転員
(現場)

重大事故等対応要員（現場）

約 13 分

全交流動力電源喪失の確認

1人
A

−

−

【1人】
A

−

−

−

【1人】
A
−

【1人】
A

4 時間 10 分
緊急用海水系 を用いた
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）操作開始

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）準備完了
約 1.1 時間

原子炉水温 100℃到達●外部電源喪失の確認

10 分●非常用ディーゼル発電機等の自動起動失敗の確認●高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機の手動起動操作（失敗）1分●非常用ディーゼル発電機の手動起動操作（失敗）

2分

−

−

●当直発電長による作業員への退避指示−−●常設代替高圧電源装置2台の起動操作及び緊急用母線の受電操作

−

2人
a，b

●電源回復操作

−

4分
適宜実施

●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必要な負荷の電源切替操作−

解析上考慮しない
中央制御室で当直発電長が指示する

60 分以内に退避完了●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系統構成操作及び起動操作−−●非常用母線の受電準備操作(中央制御室）

−

2人
B，C

−

●非常用母線の受電準備操作(現場）逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉の低圧状態維持

【1人】
A

−

−

●逃がし安全弁（自動減圧機能）1個の手動開放操作

原子炉水位の調整操作(低圧代替注水系（常設）)

【1人】
A

−

−

●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調整操作

常設代替交流電源設備による非常用母線の受電操作

【1人】
A

−

−

原子炉保護系母線の受電操作

プラント状況判断

25 分

【1人】
A

常設代替交流電源設備による非常用母線の受電準備操作

約 10 分
操作の内容

3分
35 分
75 分
1分
原子炉水位を通常運転水位付近に維持●常設代替高圧電源装置3台の追加起動操作

8分●非常用母線の受電操作

5分

【1人】
A

−

−

●原子炉保護系母線の復旧準備操作

−

【2人】
B，C

−

●原子炉保護系母線の復旧操作（現場）

【1人】
A

−

−

●原子炉保護系母線の復旧操作（中央制御室）

10 分
105 分
10 分

●残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱の起動準備操作

6分
4分●残留熱除去系海水系の手動起動操作（失敗）
緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）復旧後の原子炉除熱操作

【1人】
A

−

20 分

●緊急用海水系による海水通水の系統構成操作及び起動操作−●残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱の起動操作

【1人】
A

−

適宜実施

●常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水操作

−

−

−

必要要員合計

1人
A

2人
B，C

8人
c〜j

10人

解析上考慮しない
スロッシングによる水位低下がある場合は代替燃
料プール冷却系の起動までに実施する

適宜実施

15 分●代替燃料プール冷却系の起動操作
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

残留熱除去系ポンプ（Ａ）

6分●残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱状態の監視

使用済燃料プールの除熱操作

解析上考慮しない

4分

解析上考慮しない

170 分●可搬型代替注水中型ポンプの移動，ホース敷設等の操作

a〜j

第 5.2−3 図

全交流動力電源喪失時の作業と所要時間

5.2−23

約55時間までに実施
する

沸騰開始（約 1.1 時間後）までに注水準備が完了するため，通常運転水位付近に維持できる

レベル８

レベル３

レベル２

レベル１

第5.2−4図

原子炉水位の推移

5.2−24

1.0E+06

1.0E+05

1.0E+04

1.0E+03

線 量 率1.0E+02

燃料を線源とした線量率が支配的な水位（mSv／h）
目標線量率（10mSv／h）

1.0E+01
蒸気乾燥器及びシュラウド
ヘッドを線源とした線量率が支配的な水位
1.0E+00

1.0E-01

1.0E-02

原子炉水位の低下開始後，蒸発量に応じた注水を実施する
ことによって，原子炉水位を通常運転水位付近に維持する
通常運転水位

1.0E-03

燃料有効長頂部からの水位（m）

第 5.2−5 図

原子炉水位と線量率

5.2−25

第 5.2−1 表
操作及び確認

全交流動力電源喪失における重大事故等対策について
手

順

常設設備

5.2−26全交流動力電源喪失による残留 原 子 炉 の 運 転停 止 中 に 全 交 流 動 力 電 源 が 喪
熱除去系（原子炉停止時冷却系） 失し，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）
停止確認
運転停止による崩壊熱除去機能が喪失する。
逃がし安全弁（自動減圧機能） 残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）運転停による原子炉の低圧状態維持
止により原子炉水温が 100℃に到達することか ら ， 原 子 炉圧 力 を 低 圧 状 態 に 維 持 す る ため，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）1 個を開操作する。
低圧代替注水系（常設）による 中 央 制 御 室 から の 遠 隔 操 作 に よ り 常 設 代 替
原子炉注水
交 流 電 源 設 備に よ る 緊 急 用 母 線 へ の 交 流 電
源供給を開始する。また，常設低圧代替注水系ポンプ 1 台を手動起動し，原子炉水位の低下時は低圧代替注水系（常設）による原子炉
注水を実施する。
残留熱除去系（原子炉停止時冷 常 設 代 替 交 流電 源 設 備 か ら 非 常 用 高 圧 母 線却系）運転による崩壊熱除去機 への交流電源供給の準備が完了後，中央制御
能回復
室 か ら の 遠 隔操 作 に よ り 緊 急 用 海 水 系 ポ ン
プ 1 台を起動後，残留熱除去系（原子炉停止
時冷却系）運転を再開する。
崩壊熱除去機能回復後，逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉の低圧状態維持を停止するため，逃がし安全弁（自動減圧機能）を全閉とする。
＊−

重大事故等対処設備
可搬型設備
計装設備
−
残留熱除去系系統流量 ＊125V 系蓄電池Ａ系
125V 系蓄電池Ｂ系
逃がし安全弁（自動減圧機能） ＊−

原子炉圧力 ＊
原子炉圧力（ＳＡ）

常設代替交流電源
設備
常設低圧代替注水系ポンプ
代替淡水貯槽
軽油貯蔵タンク
常設代替交流電源設備
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系） ＊緊急用海水系
軽油貯蔵タンク
125V 系蓄電池Ａ系
125V 系蓄電池Ｂ系
逃がし安全弁（自動減圧機能） ＊−

原子炉水位（広帯域） ＊原子炉水位（ＳＡ広帯域）
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン狭帯域用）
代替淡水貯槽水位−

残留熱除去系系統流量 ＊残留熱除去系熱交換器入口
温度 ＊
緊急用海水系流量（残留熱
除去系熱交換器）
緊急用海水系流量（残留熱除去系補機）

既許可の対象となっている設備を重大事故等対処設備に位置付けるもの

第 5.2−2 表
項

初期条件

5.2−27
事故条件※2

主要評価条件

条件設定の考え方

原子炉圧力容器の状態

原子炉圧力容器未開放

燃料の崩壊熱及び保有水量の観点から設定

燃料の崩壊熱約18.8MW（９×９燃料（Ａ型），原子炉停止1日後 ※ １ ）平衡炉心燃料の平均燃焼度33GWd／t ※ ２ を基にANSI/ANS-5.1-1979にて算出した原子炉停止1日後の崩壊熱として設定

原子炉水位

通常運転水位（セパレータスカ
ート下端から＋126㎝）

原子炉停止1日後の水位から保守性を持たせた値
原子炉停止1日後の実績を踏まえ，原子炉は残留熱除去系（原子炉停止

原子炉水温

52℃

原子炉圧力

大気圧

原子炉停止1日後の実績を考慮して設定

外部水源の温度35℃

年間の気象条件変化を包含する高めの水温を設定

起因事象

外部電源喪失送電系統の故障等によって，外部電源が喪失するものとして設定

全交流動力電源喪失

全ての非常用ディーゼル発電機等の機能喪失を想定して設定

安全機能の喪失に
対する仮定

外部電源
※1

目

主要評価条件（全交流動力電源喪失）(1／2)

残留熱除去系海水系
外部電源なし時冷却系）にて冷却されているため，その設計温度である52℃を設定

残 留熱除 去系海 水系の機能 喪失により崩 壊熱除去機能が喪失した 場合を包含する条件として設定
起因事象として，外部電源を喪失するものとして設定

原子炉停止から 1 日後とは，全制御棒全挿入からの時間を示している。通常停止操作において原子炉の出力は全制御棒全挿入完了及び発電機解列以前から徐々に低下させるが，崩壊熱評価は原子炉スクラムのような瞬時に出力を低下させる保守的な計算条件となっている。
1 サイクルの運転期間（13 ヶ月）に調整運転期間（約 1 ヶ月）を考慮した運転期間に対応する燃焼度として設定

第 5.2−2 表項

目

主要評価条件（全交流動力電源喪失）(2／2)

主要評価条件

重大事故等対策に関連する機器条件

低圧代替注水系（常設）27m ３ ／hで原子炉注水

緊急用海水系を用いた残留熱交換器1基当たり約24MW（原子熱除去系（原子炉停止時冷却 炉冷却材温度100℃，海水温度系）

32℃において）

重大事故等対策に関連する
操作条件

5.2−28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）による原子炉注水準る原子炉注水操作

事象発生から 25 分後

熱交換器の設計性能に基づき，過去の実績を包含する高めの海水温度を設定

代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動操作に要する時間を考慮して設定

原子炉水位が低下する前に低圧代替注水系（常設）の準備操作が完了で事象発生から約 1.1 時間後

緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却 事象発生から 4 時間 10 分後系）復旧後の原子炉除熱操作

崩壊熱による蒸発量に応じた原子炉注水流量を設定

常設代替交流電源設備による緊急用母線の受電操作の完了後，常設低圧

備操作

低圧代替注水系（常設）によ

条件設定の考え方きるため，原子炉水位が低下し始める時間を原子炉注水操作を開始する
時間に設定

常設代替交流電源設備による非常用母線の受電操作の完了後，緊急用海水系及び残留熱除去系の起動操作に要する時間を考慮して設定

添付資料 5.2.1
安定停止状態について（運転停止中

全交流動力電源喪失）

運転停止中の全交流動力電源喪失時の安定停止状態については以下のとおり。
原子炉安定停止状態：事象発生後，設計基準事故対処設備及び重大事
故等対処設備を用いた炉心冷却により，炉心冠
水が維持でき，また，冷却のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合，安定停止状態が確立されたものとする。
【安定停止状態の確立について】
原子炉安定停止状態の確立について
常設代替交流電源設備により緊急用母線への交流電源の供給を開始
した後，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）
により原子炉冷却材の蒸発量に応じて原子炉注水を実施することによって，原子炉水位を通常運転水位付近で維持することにより，炉心の冷却が維持される。
そ の 後 ，緊 急 用 海 水 系 を 用 い た 残 留 熱 除 去 系（ 原 子 炉 停 止 時 冷 却 系 ）により原子炉除熱を開始することで冷温停止状態に移行することができ，原子炉安定停止状態が確立される。
重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
【安定停止状態の維持について】
上記の燃料損傷防止対策により安定停止状態を維持できる。
また，緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の機能を維持し，原子炉除熱を行うことにより，安定停止状態後の状態維持が可能となる。
（ 添 付 資 料 2.1.2 別 紙 1）

添付 5.2.1-1

評価条件の不確かさの影響評価について（運転停止中

全交流動力電源喪失）

第 1表

評価条件を最確条件とした場合の運転員の操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（運転停止中項目

評価条件（初期，事故及び機器条件）
の不確かさ
評価条件
最確条件

燃料の
崩壊熱

約 18.8MW（9×9 燃料（A 型），
原子炉停止後 1 日）

約 18.8MW 以下

評価条件設定の考え方

平衡炉心燃料の平均燃
焼度 33GWd／t を基に
ANSI／ANS-5.1-1979
にて算出した値
設定停止後の時間については，停止後の時間を短くとり，崩壊熱が厳しくなるように 1 日後の状態を想定

全 交 流 動 力 電 源 喪 失 ） (1／ 3)

初期条件

添付 5.2.2-1

運転員等の操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

最確条件とした場合は，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，原子炉水温の上昇
及び原子炉水位の低下は緩和されるが，注水操作や給電操作は崩壊熱に応じた対応をとるものではな
く，全交流動力電源の喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

最確条件とした場合は，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，原子炉水温の上昇及び原子炉水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。仮に，原子炉停止後の時間が短く，燃料の崩壊熱が大きい場合は，注水までの時間余裕が短くなることから，評価項目に対する余裕は小さくなる。原子炉停止から 12
時間後の燃料の崩壊熱を用いて原子炉注水までの時間余裕を評価すると，必要な遮蔽が維持される水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h が維持される水位）である燃料有効長頂部の約 1.7m 上の高さに到達するまでの時間は約 2.8 時間，燃料有
効長頂部到達まで約 4.2 時間となることから，評価条件である原子炉停止 1 日後の評価より時間余裕は短くなる。ただし，本時間に対して作業員が現場から退避するまでの時間及び原子炉注水までの時間は確保されているため放射線の遮蔽は維持され，原子炉水位が燃料有効長頂部を下回ることはないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
最確条件とした場合は，事故事象ごとに異なる。原子炉水温が100℃かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱を用いて原子炉注水までの時間余裕を評価すると，必要な遮蔽が維持される水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h が維持される水位）である燃料有効長頂部の約 1.7m 上の高さに到達するまでの時
間は約 2.8 時間となることから，評価条件である原子炉水温が52℃かつ原子炉停止から 1 日後の燃料の崩壊熱の場合の評価よ
り時間余裕は短くなる。ただし，必要な放射線の遮蔽は維持され，原子炉注水までの時間余裕も十分な時間が確保されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

最確条件では評価条件の通常運転水位に対して最確条件は通常運転水位に対してゆらぎがあり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している原子炉水位より低くなる場合があるが，原子炉水位のゆらぎによる変動
量は，事象発生後の水位低下量に対して十分小さいことから，評価項目となるパラメータに対する影響は小さい。

添付資料 5.2.2

最確条件とした場合は，事故事象ごとに異なる。原
子炉水温が 100℃かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱を用いて原子炉注水までの時間余裕
原子炉停止 1 日後の実 を評価すると，必要な遮蔽が維持される水位（必要績を踏まえ，原子炉は な遮蔽の目安とした 10mSv／h が維持される水位）
残留熱除去系（原子炉 である燃料有効長頂部の約 1.7m 上の高さに到達す
約 47℃〜
原子炉
停止時冷却系）にて冷 るまでの時間は約 2.8 時間となることから，評価条
52℃
約 58℃※１
水温（実績値）
却されているため，そ 件である原子炉水温が 52℃，原子炉停止から 1 日の設計温度である
後の燃料の崩壊熱の場合の評価より時間余裕は短52℃を設定くなるが，注水操作や給電操作は原子炉水温に応じた対応をとるものではなく，全交流動力電源の喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
最確条件とした場合は，評価条件で設定している原
子炉水位より低くなる場合があるため，原子炉水位
通常運転水位通常運転水位
原子炉停止初期の通常 が燃料有効長頂部まで低下する時間は短くなる場
原子炉（通常運転水（燃料有効長頂部か
運転水位付近にある状 合があるが，注水操作や給電操作は原子炉水位に応水位位±10cm 程
じた対応をとるものではなく，全交流動力電源の喪ら約 5.1m）
態を想定
度）
（実績値）
失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
※ 1 過 去 の プ ラ ン ト 停 止 操 作 実 施 時 の 全 制 御 棒 全 挿 入 か ら 約 24 時 間 経 過 後 の 原 子 炉 水 温 の 実 績 デ ー タ 。

第 1表

評価条件を最確条件とした場合の運転員の操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（運転停止中

項目

原子炉圧力

添付 5.2.2-2

初
期
条
件

※2

原子炉圧力容器の状態評価条件（初期，事故及び機器条件）の不確かさ
評価条件

大気圧

原子炉圧力容器未開放

最確条件

大気圧※２

事故事象毎

全 交 流 動 力 電 源 喪 失 ） (2／ 3)

評価条件設定の考え方

運転員等の操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

原子炉停止から 1 日後の原子炉圧力を想定

最確条件とした場合は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
仮に，原子炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始時間は遅くなり，原子炉水位の低下は緩和されるが，注水操作や給電操作は原子
炉圧力に応じた対応をとるものではなく，全交流動力電源の喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

最確条件とした場合は，評価条件と同様である
ため，事象進展に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はな
い。仮に，原子炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始時間は遅くなり，原子炉水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメー
タに対する余裕は大きくなる

炉心の崩壊熱及び保有水量の観点から設定

原子炉圧力容器の未開放時は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はない
ことから，運転員等操作時間に与える影響はない。原子炉圧力容器の開放時は，原子炉減圧操作が不要となるが，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。

原子炉圧力容器の未開放時は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないこと
から，評価項目となるパラメータに与える影響はない。原子炉圧力容器の開放時は，原子炉減圧操作が不要となるが，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。

外部水源の温度

35℃

35℃以下

原子炉注水による原子炉水位維持の観点で厳しい高めの水温として，年間の気象条件変化を包含する高めの水
温を設定

外部水源の容量

4,300m３

4,300m３ 以 上（代替淡水貯槽）

代替淡水貯槽の管理下限値を設定

原子炉停止直後や原子炉圧力容器耐圧試験実施時等の特殊な場合を除く。

最確条件とした場合には，評価条件で設定している水温よりも低くなる可能性があり，原子炉注水後の原子炉水位の回復が速くなることが考えられるが，常設代替交流電源設備からの受電操作や原子炉への注水操作は水源の温度に応じた対応をとるものではなく，全交
流動力電源喪失の認知を起点とする操作であるため，運転員等操作時間に与える影響はな
い。
管理値下限の容量として事象発生から 7 日間
後までに必要な容量を備えており，水源は枯
渇しないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

最確条件とした場合には，評価条件で設定している水温よりも低くなる可能性があり，原子炉
注水後の原子炉水位の回復が早くなることが考えられ，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

−

第 1表

評価条件を最確条件とした場合の運転員の操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（運転停止中

項目
初
期
条
件

添付 5.2.2-3

重
大
事
故
等
対
策
に
関
連
す
る
事
故
条
件
重
大
事
故
等
対
策
に
関
連
す
る
機
器
条
件

燃料の容量

起因事象

全 交 流 動 力 電 源 喪 失 ） (3／ 3)

評価条件（初期，事故及び機器条件）の不確かさ
評価条件
最確条件

評価条件設定の考え方

運転員等の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

約 800kL

軽油貯蔵タンクの管理下限値を設定

管理値下限の容量として事象発生から 7 日間後までに必要な容量を備えており，燃料は枯渇しないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

−

約 800kL 以 上

外部電源喪失−送電系統の故障等によって，外部電源を喪失するものとするものとして設定最確条件と評価条件は同様であることから， 最確条件と評価条件は同様であることか
事象進展に与える影響はなく，運転員等操作 ら，事象進展に与える影響はなく，評価項
時間に与える影響はない。
目となるパラメータに与える影響はない。

安全機能の喪失に対する仮定

全交流動力電源喪失
残留熱除去系海水系の機能喪失−

全ての非常用ディーゼル
発電機等の機能喪失を想定
また，残留熱除去系海水系の機能喪失により崩壊
熱除去機能が喪失した場合を包含する条件として
設定

外部電源

外部電源なし−起因事象として，外部電源が喪失するものとして設定

外部電源喪失は起因事象として設定していることから，外部電源がある場合については考慮しない。

低圧代替注水系（常設）の原子炉
注水流量

27m３／h27m３／h

崩壊熱による蒸発量に応じた原子炉注水流量を設
定最確条件と評価条件は同様であることから， 最確条件と評価条件は同様であることか
事象進展に与える影響はなく，運転員等操作 ら，事象進展に与える影響はなく，評価項
時間に与える影響はない。
目となるパラメータに与える影響はない。

緊急用海水系を用いた残留熱 除 去 系（ 原 子
炉停止時冷却系 ）による原子炉
除熱量

熱交換器 1 基当たり
約 24MW（原子炉冷却材温度
100℃，海水温度 32℃において）熱交換器 1 基当たり
約 24MW 以上（原子炉冷却材温度
100℃，海水温度 32℃以下において）

熱交換器の設計性能に基づき，残留熱除去系の除熱性能を厳しくする観点
で，過去の実績を包含す
る高めの海水温度を設定

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

外部電源喪失は起因事象として設定していることから，外部電源がある場合については考慮しない。

−

第 2表
項目

添付 5.2.2-4

操
作
条
件

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）の起動操作

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 （ 1 ／ 2）
評価条件(操作条件)
評価上の評価条件設定の
操作開始
考え方
条件

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）の起動
操作：事象
発生から
25 分後

状況判断，全交流動
力電源喪失の判断，
常設代替交流電源設
備からの受電操作，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）の起動操作に要する時間を考慮して設定

操作の不確かさ要因【認知】中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機等の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断し，これによ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）の準備を開始する手順としている。事象判断の時間として 10 分を想定しており，全交流動力電源喪失時に交流電源及び注水手段の確保の必要性を認知することは容易であることから，認知遅れが操作開始時間に影響を及ぼす可能性は非常に小さい。
【要員配置】
中央制御室での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることか
ら，操作時間に与える影響はない。
【移動】
中央制御室での操作のみであり，移動が操作開始時間に与える影響はない。
【操作所要時間】
操作所要時間は 1 分単位で設定しており，実際の操作時間は評価上の想定時間よりも早くなることから，操作開始
時間に与える影響はない。
【他の並列操作の有無】
当該操作を実施する運転員は，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）の起動操作時に，他の並列操作はないことから，操作開始時間に与える影響はない。
【操作の確実さ】
中央制御室の制御盤の操作スイッチによる簡単な操作であり，誤操作は起こ
りにくいことから，誤操作等が操作開始時間に影響を及ぼす可能性は非常に小さい。

運転員等操作時間に与える影響

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）の起動操作は，常設代替
交流電源設備からの受電操作後に実施するため，受電操作の影響を受けるが，実際の操作時間が評価上の操作開始時間とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。

評価項目となるパラメータに与える
影響

操作時間余裕

訓練実績等

実際の操作開始時
間は評価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。

原子炉水位が通常運転水位から放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間
は約 4.5 時間，通常水位から燃料有
効長頂部まで低下するまでの時間は
約 6.3 時間であり，これに対して
全交流動力電源喪失を認知して注水準備を完了するま
での時間は 25 分
であることから，時間余裕がある。

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）の起動操
作は，所要時間を
3 分と想定しているところ，訓練実
績では約 3 分である。
想定で意図している運転操作が実現可能なことを確認
した。

第 2表

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 （ 2 ／ 2）
評 価 条 件 (操 作 条 件 )

項目

操
作
条
件

緊 急 用 海 水系 を 用 い た
残 留 熱 除 去系（ 原 子 炉 停止時冷却系）に よ る 原 子
炉除熱操作

評価上の
操作開始
条件

事 象 発 生から 4 時間
10 分 後

評価条件設定の考え方

添付 5.2.2-5

状 況 判 断 ，全 交 流 動 力 電 源 喪 失 の
判 断 ，常 設 代 替 交 流 電 源 設 備 に よる 緊 急 用 母 線 の 受 電 操 作 ，常 設 代替交流電源設備による非常用母線 の 受 電 準 備 操 作 ，常 設 代 替 交 流
電源設備による非常用母線の受
電 操 作 ，原 子 炉 保 護 系 母 線 の 受 電
操 作 ，及 び 緊 急 用 海 水 系 を 用 い た
残 留 熱 除 去 系（ 原 子 炉 停 止 時 冷 却系 ）復 旧 後 の 原 子 炉 除 熱 操 作 に 要する時間を考慮して設定操作の不確かさ要因

−

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操作時間余裕訓練実績等−

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）により，原子炉へ
の注水を実施していることから，緊急用
海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）
による原子炉
除熱操作には
時間余裕がある。

緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原
子炉停止時冷却系）による
原子炉除熱操作 は ， 所要時間
を 36 分で想定しているところ，訓練では約 27 分で実施可能であることを確認した。
想定で意図している運転操作が実現可能なことを確認した。

添付資料 5.2.3
運転停止中の全交流動力電源喪失時におけるサプレッション・プール水への影響について

運転停止中において全交流動力電源喪失が発生し，崩壊熱除去機能が喪失した場合は，崩壊熱除去機能を回復するまでの間，原子炉注水及び原子炉減圧により原子炉水位を維持する。原子炉減圧の実施の際は，原子炉内の熱量がサプレッション・プールへと移行するため，サプレッション・プール水の温度が上昇する。
運転停止中において全交流動力電源喪失が喪失した際の評価として，原子炉水温が 100℃に到達した時点（事象発生から約 1.1 時間後）から，常設代替交流電源設備によ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）による注水で原子炉水位を維持した場合のサプレッション・プール
水温度の変化を，ＭＡＡＰを用いて評価した。主要解析条件は第 1 表のとおりである。事象発生後の時間に対するサプレッション・プールの水温を第 1
図に示す。サプレッション・プール水温度が 100℃となる時間は事象発生から約 20.3 時間後である。

添付 5.2.3-1

第1表
分類

主要解析条件（全交流動力電源喪失）

項目

事象発生時のプラント状態

解析条件

備考

崩壊熱

原子炉停止 1 日後−

原子炉初期水温57℃−

原子炉初期圧力大気圧−

格納容器初期圧力大気圧−

格納容器初期温度

液相部：32℃
気相部：67℃

−

水源の温度

35℃

−

事象発生

全交流動力電源喪失の発生−

事象発生約 21 分後
事象進展

事象発生約 1.1 時間後

常設代替交流電源設備による常設低圧−
代替注水系ポンプを用いた低圧代替注
水系（常設）への給電完了
逃がし安全弁 1 個による減圧操作
常設低圧代替注水系ポンプを用いた低原子炉水温 100℃到達
圧代替注水系（常設）による原子炉注
原子炉注水流量 378m3／h
水開始（原子炉水位をレベル３〜レベ
ル８に維持）

400

サプレッシ ョン・ プール水温度300

原 子 炉 注 水及 び 原 子炉
減 圧 開 始 （事 象 発 生から約 1.1 時間後）

200

サプレッション・プール
水温度 100℃到達（事象発生から約 20.3 時間後）

100

（℃）

0

0

12

24

36

事象発生後の時間（h）

第1図

事象発生後のサプレッション・プール水温度の推移

添付 5.2.3-248添付資料 5.2.4
7 日間における水源の対応について（運転停止中1.

全交流動力電源喪失）

水源に関する評価①

淡水源（有効水量）・ 代 替 淡 水 貯 槽 ： 約 4,300m ３

2.
①

水使用パターン
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
事 象 発 生 約 1.1 時 間 後 ， 崩 壊 熱 に 相 当 す る 流 量 で ， 代 替 淡 水 貯槽を水源とした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を実施する。
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転による原子炉注水が 開 始 さ れ る 事 象 発 生 後 4 時 間 10 分 後 ， 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 停 止 す る 。

3.

時間評価
原子炉注水によって，代替淡水貯槽の水量は減少する。
事 象 発 生 後 4 時 間 10 分 ま で に 残 留 熱 除 去 系（ 原 子 炉 停 止 時 冷 却 系 ）の運転を再開し，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停止するため，代替淡水貯槽の水量の減少は停止する。
こ の 間 の 代 替 淡 水 貯 槽 の 使 用 水 量 は 合 計 約 90m ３ で あ る 。

添付 5.2.4-1

4.

水源評価結果時 間 評 価 の 結 果 か ら ， 7 日 間 の 対 応 に お い て 合 計 約 90m ３ の 水 が 必

要 と な る が ， 代 替 淡 水 貯 槽 に 合 計 約 4,300m ３ の 水 を 保 有 す る こ と から必要水量を確保している。このため，安定して冷却を継続することが可能である。

添付 5.2.4-2

添付資料 5.2.5
7 日間における燃料の対応について（運転停止中全交流動力電源喪失）

保守的に全ての設備が，事象発生直後から 7 日間燃料を消費するものとして
評価する。
時系列
常設代替高圧電源装置 5 台起動（燃料消費率は保守的に定格出力運転時を想定）
420.0L／h（燃料消費率）×168h（運転時間）×5 台（運転台数）＝約 352.8kL

緊急時対策所用発電機 1 台起動（燃料消費率は保守的に定格出力運転時を想定）
411L／h（燃料消費率）×168h（運転時間）×1 台（運転台数）＝約 70.0kL

添付 5.2.5-1

合計

判定

7 日間の
軽油消費量
約 352.8kL

軽油貯蔵タ
ンクの容量
は 約 800kL
であり，7 日
間対応可能

7 日間の
軽油消費量
約 70.0kL

緊急時対策
所用発電機
燃料油貯蔵
タンクの容
量 は 約 75kL
であり，7 日間の対応可能

添付資料 5.2.6
常設代替交流電源設備の負荷（運転停止中全交流動力電源喪失）

主要負荷リスト【 電 源 設 備：常 設 代 替 高 圧 電 源 装 置 】

起動順序

①
②
③

④

⑤

⑥

⑦
⑧
⑨
⑩
⑪
⑫
⑬

負荷容量
(kW)

主要機器名称緊急用母線自動起動負荷・ 緊 急 用 直 流 125V充 電 器
・その他必要な負荷
常設低圧代替注水系ポンプ
常設低圧代替注水系ポンプ※1
非常用母線２Ｃ自動起動負荷・ 直 流 125V充 電 器 Ａ
・非常用照明※５・ 120／ 240V計 装 用 主 母 線 盤 ２ Ａ
・その他必要な負荷
・その他不要な負荷※５
非常用母線２Ｄ自動起動負荷・ 直 流 125V充 電 器 Ｂ
・非常用照明※５・ 120／ 240V計 装 用 主 母 線 盤 ２ Ｂ
・その他不要な負荷※５
非常用ガス再循環系排風機
非常用ガス処理系排風機
その他必要な負荷
停止負荷

約 60
約 86
約 134
約 135
約 55
約8
約 95
約 − 52中央制御室換気系空気調和機ファン
中央制御室換気系フィルタ系ファン
その他必要な負荷
蓄電池室排気ファン
その他必 要 な 負荷

約 45
約8
約 183
約8
約 154

原子炉保護系電源装置 ２Ａ
原子炉保護系電源装置 ２Ｂ
緊急用海水ポンプそ の 他 必 要 な 負荷
残留熱除去系ポンプ
その他必要な負荷
停止負荷
常 設 低 圧 代 替 注 水 系 ポ ン プ 2台
代替燃料プール冷却系ポンプ

約 45
約 45
約 510
約4
約 584
約3

負荷起動時の最
大負荷容量(kW)

定常時の連続最
大負荷容量
(kW)

約 245

約 217

約 702
約 892

約 407
約 597

約 1,179

約 1,166

約 1,586

約 1,581

約 1,875

約 1,687

約 2,264

約 1,923

約 2,477

約 2,085

約 2,409約 2,175

約 3,157

約 2,689

約 4,114約 3,276

約 120
約 97
約 190
約 190
約 79
約 108
約 134
約 14
約 234

約 − 380―

約 2,896約 30

約 3,005

約 2,926

負 荷 容 量 (kW)
常 設 代 替 高 圧 電 源 装 置 5台 の 最 大 容 量 6,900kW※ ２

7,000

6,000

常 設 代 替 高 圧 電 源 装 置 5台 の 連 続 定 格 容 量 5,520kW※ ３

5,000

⑪
4,000

3,000

⑩

常 設 代 替 高 圧 電 源 装 置 2台の 最 大 容 量 2,760kW※ ２

最大負荷容量
約 4,114kW

⑫

⑬

⑧⑨
⑦
⑥
⑤

2,000

④
1,000

②

③

常 設 代 替 高 圧 電 源 装 置 2台の 連 続 定 格 容 量 2,208kW※ ３

①
0

▲
1
常設代替高圧電源装置 2 台
起動▲
2
常設代替高圧電源装置 3 台
追加起動※４3

450

経 過 時 間 (h)常設代替高圧電源装置の負荷積算イメージ
※1
※2
※3
※4
※5

常設低圧代替注水系ポンプ 1 台でも崩壊熱による蒸発を上回る注水流量を確保可能
常 設 代 替 高 圧 電 源 装 置 定 格 出 力 運 転 時 の 容 量 （ 1,380kW×運 転 台 数 ＝ 最 大 容 量 ）常 設 代 替 高 圧 電 源 装 置 定 格 出 力 運 転 時 の 80％ の 容 量 （ 1,380kW×0.8×運 転 台 数 ＝ 連 続 定 格 容 量 ）非常用母線の負荷への給電に伴い，負荷容量が増加するため，常設代替高圧電源装置を 3 台追加起動する
有効性評価で期待していないが電源供給される不要な負荷

添付 5.2.6-1

5.3

原子炉冷却材の流出

5.3.1

事故シーケンスグループの特徴，燃料損傷防止対策(1)

事故シーケンスグループ内の事故シーケンス
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」に含まれる事故シーケ
ンスは，
「1.2

評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「原子炉冷却材の流出（ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」，②「原子炉冷却材の流出（ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・
炉心冷却失敗」，③「原子炉冷却材の流出（ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」及び④「原子炉冷却材の流出（ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」である。

(2)

事故シーケンスグループの特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」では，原子炉の運転停止中に原子炉冷却材圧力バウンダリに接続された系統から，運転員の誤操
作等により系外への原子炉冷却材の流出が発生することを想定する。このため，原子炉冷却材の流出に伴い原子炉冷却材が減少することから，緩和措置がとられない場合には，原子炉水位の低下により燃料が露出し，燃料損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，原子炉冷却材の流出によって燃料損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，運転停止中の原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価には，注水機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
したがって，本事故シーケンスグループでは，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水を行うことで必要量の原子炉冷却材を確保することによって，燃料損傷の防止を図る。また，残留熱除去系（原子炉停止時冷5.3−1

却系）運転による最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことにより，原子炉を除熱する。

(3)

燃料損傷防止対策
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」における機能喪失に対して，燃料が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水手段を整備する。こ
れらの対策の概略系統図を第 5.3−1 図に，手順の概要を第 5.3−2 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設備と操作手順の関係を第 5.3−1 表に示す。
本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，重大事故等対策に必要な要員は，災害対策要員（初動）9 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，当直発電長 1 名，当直副発
電長 1 名及び運転操作対応を行う当直運転員 3 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う要員は 4 名である。必要な要員と作業項目について第 5.3−3 図に示す。
なお，重要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
を重要事故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，9 名で対処可能である。
ａ．原子炉冷却材圧力バウンダリ外への原子炉冷却材流出確認
原子炉の運転停止中に原子炉冷却材圧力バウンダリに接続された系統
から，運転員の誤操作等により系外への原子炉冷却材の流出が発生する。
なお，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の吸込み配管の高さは燃料
有効長頂部以下にあるため，本事故シーケンスの水位低下量においては崩壊熱除去機能は維持される。
5.3−2

原子炉冷却材圧力バウンダリ外への原子炉冷却材流出を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域）である。
（添付資料 5.1.1）
ｂ．残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水
原子炉冷却材流出により低下した原子炉水位を回復するため，中央制
御室からの遠隔操作により残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水を開始し，原子炉水位を回復する。
残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系系統流量等である。

5.3.2

燃料損傷防止対策の有効性評価(1)

有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンス
は，「1.2

評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，事象認知までに要する時間（点検作業に伴う原子炉冷却材の流出事象は検知が容易）
及び原子炉冷却材の流出量の観点から，「原子炉冷却材の流出（ＲＨＲ切替
時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」である ※１ 。
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）は通常，2 系統あるうち 1 系統を用いて，崩壊熱除去を実施しており，作業や点検等に伴い系統切替を実施する場合がある。系統切替に当たって，原子炉冷却材が系外に流出しない
ように系統構成を十分に確認して行うが，操作の誤り等によって原子炉冷却材が系外に流出する事象を想定している。
「ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ」は原子炉冷却材流出事象発生時の検知が他の作業等よりも困難な事象であり，原子炉圧力容器の上蓋が開放されている「ＰＯＳ−Ｂ

原子炉ウェル満水状態」が検知性及び放射線遮蔽の考慮
5.3−3

の観点で最も厳しい想定である。なお，燃料有効長頂部まで原子炉水位が低下するまでの時間余裕という観点では原子炉未開放状態が厳しくなるが，その場合であっても約 3.5 時間の時間余裕 ※2 があり，かつ，原子炉水位（広帯域）による警報発生，緩和設備の起動等に期待できるため，原子炉開放時と比べて速やかな検知と注水が可能であり，評価項目を満足できる。したがって，当該プラント状態を基本とし，他のプラント状態も考慮した想定において評価項目を満足することを確認することにより，運転停止中の他のプラント状態においても，評価項目を満足できる。
本重要事故シーケンスでは，操作の誤り等による原子炉冷却材の系外流出により原子炉水位が低下するが，燃料有効長頂部の冠水及び未臨界を維持できることを評価する。さらに，原子炉水位が放射線の遮蔽が維持される水位を確保できることを評価する。
また，評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故シーケ
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。
※1

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡは他の原子炉冷却材流出事象と比べて事象検知の観点で厳しい。

※2

原子炉冷却材の流出により原子炉水位が通常運転水位から燃料有
効長頂部まで低下するまでの時間（添付資料 5.3.1，5.3.2）(2)

有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な評価条件を第5.3−2 表に示す。また，主要な評価条件について，本重要事故シーケンス
特有の評価条件を以下に示す。
5.3−4

ａ．初期条件(a)

原子炉圧力容器の状態
原子炉圧力容器の開放時について評価する。原子炉未開放時においては原子炉水位（広帯域）による警報発生，緩和設備の起動等に期待
できる。

(b)

原子炉水位及び原子炉水温
事象発生前の原子炉の初期水位は，原子炉ウェル満水の水位とし，保有水量を厳しく見積もるため，使用済燃料プールと原子炉ウェルの間に設置されているプールゲートは閉を仮定する。また，原子炉水温は 52℃とする。

ｂ．事故条件(a)

起因事象
起因事象として，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の系統切替時に原子炉冷却材が流出するものとする。具体的には，系統構成の際，残留熱除去系停止時冷却注入弁の開操作が不十分な状態で残留熱除去系ポンプを起動することにより，残留熱除去系ポンプミニマムフロー
弁がインターロックにより自動開となり，開固着することによる原子炉冷却材のサプレッション・チェンバへの流出を想定し，流出量は約47m３ ／h とする。

(b)

崩壊熱による原子炉水温の上昇及び蒸発
本想定事象では崩壊熱除去機能喪失を仮定した場合も，事象発生か
ら安定状態に至る時間に対して，原子炉水温が 100℃に到達するまでの時間が事象発生から約 3.7 時間と長いため，崩壊熱による原子炉水温の上昇及び蒸発については，考慮しない。
5.3−5

(c)

外部電源
外部電源はあるものとする。
外部電源がない場合は，原子炉保護系電源の喪失により残留熱除去
系（原子炉停止時冷却系）のポンプ吸込ラインの格納容器隔離弁が閉となり，原子炉冷却材流出が停止することとなる。このため，原子炉
冷却材流出が継続する厳しい想定となるよう，外部電源はあるものとする。

ｃ．重大事故等対策に関連する機器条件(a)

残留熱除去系（低圧注水系）
残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水流量は 1,605m ３ ／h とする。

ｄ．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)

待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水は，原子炉水位低下確認後，事象発生から 2 時間後に実施するものとする。

(3)

有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉水位の推移を第 5.3−4 図に，原子炉水位と線量率の関係を第 5.3−5 図に示す。
ａ．事象進展事象発生後，原子炉冷却材が流出することにより，原子炉水位は低下し始めるが，原子炉水位の低下により異常事象を認知し，事象発生から
5.3−6

約 2 時間経過した時点で，待機中の残留熱除去系ポンプを起動し，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水を行う。
その後は，漏えい箇所の隔離操作を行い，運転中の残留熱除去系（低圧注水系）を残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）に切り替えて原子炉除熱を行う。
線量率の評価点は原子炉建屋原子炉棟 6 階の床付近としており，燃料有効長頂部の約 15m 上の水位での線量率は 1.0×10 −３ mSv／h 以下であり，この水位において放射線の遮蔽は維持されている。

ｂ．評価項目等
原子炉水位は，第 5.3−4 図に示すとおり，燃料有効長頂部の約 15m 上まで低下するにとどまり，燃料は冠水維持される。
第 5.3−5 図に示すとおり，必要な遮蔽 ※ が維持できる水位である燃料
有効長頂部の約 2.6m 上を下回ることがないため，放射線の遮蔽は維持される。なお，線量率の評価点は原子炉建屋原子炉棟 6 階の床付近としている。
また，全制御棒全挿入状態が維持されているため，未臨界は確保されており，安定状態を維持できる。
本評価では，「1.2.4.2

有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
※

必要な遮蔽の目安とした線量率は 10mSv／h とする。原子炉冷却材流出における原子炉建屋原子炉棟 6 階での作業時間及び作業員の退避は 2.2 時間以内であり，作業員の被ばく量は最大でも 22mSvとなるため，緊急作業時における被ばく限度の 100mSv に対して余裕がある。
5.3−7

本事故に応じた燃料損傷防止対策において原子炉建屋原子炉棟 6階での操作を必要な作業としていないが，可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプレイの準備操作について仮に考慮し，可搬型スプレイノズル及びホースの設置にかかる作業時間を想定した。
必要な遮蔽の目安とした線量率 10mSv／h は，施設定期検査作業時での原子炉建屋原子炉棟 6 階における線量率を考慮した値である。
この線量率となる水位は燃料有効長頂部の約 2.6m 上（原子炉ウェル満水から約 14m 下）の位置である。
（添付資料 5.1.5，5.3.1，5.3.3）

5.3.3

評価条件の不確かさの影響評価

評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する
ものとする。
本重要事故シーケンスは，事象進展が緩やかであり，運転員等操作である
待機中の残留熱除去系（低圧注水系）により，水位を回復させることが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作とする。
(1)

評価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 5.3−2 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5.3−8

した場合の影響を確認する。また，評価条件の設定に当たっては，評価項目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
初期条件の原子炉水位は，評価条件の原子炉ウェル満水に対して最確条件とした場合は，事故事象ごとに異なり，原子炉ウェル水張り実
施中においては，評価条件よりも原子炉初期水位は低くなるが，既に原子炉注水を実施しており，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件のプールゲートの状態は評価条件のプールゲート閉に対して最確条件はプールゲート開であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している保有水量より多くなる
ため，原子炉水位が燃料有効長頂部まで低下する時間は長くなるが，原子炉注水操作は原子炉冷却材流出の認知を起点とする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。
初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容器の開放に対して最確条件は事故事象ごとに異なる。原子炉圧力容器の未開放時は，原子炉水位（広帯域）による警報発生，緩和設備の起動等により原子炉冷却材流出の認知が早まるため，運転員等操作時間が早くなり，原子炉圧力容器の開放時は，評価条件と同様となるが，原子炉注水操作は原子炉冷却材流出の認知を起点とする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。

(b)

評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の原子炉水位及び原子炉圧力容器の状態について，評価条
件の原子炉圧力容器の開放及び原子炉ウェル満水に対して最確条件は
5.3−9

事故事象ごとに異なる。原子炉圧力容器の開放時は，原子炉ウェルの水張りを実施しているため初期水位が原子炉ウェル満水と高い位置となるが，原子炉圧力容器等の遮蔽に期待できず，また原子炉水位（広帯域）の警報による運転員の認知に期待できないため，速やかな認知が困難である。一方，原子炉圧力容器の未開放時は,原子炉圧力容器の開放時と比べて，初期水位が低い位置であるが，原子炉圧力容器等の遮蔽に期待でき，かつ，原子炉水位（広帯域）による警報発生，緩和設備の起動等により原子炉冷却材流出の認知が早まり，さらに放射線の遮蔽を維持できる燃料有効長頂部の約 1.7m 上に到達するまでの時
間（約 2.3 時間）は認知の時間に比べて十分長い。このため，現場作業員の退避時の被ばくを考慮した際も必要な放射線の遮蔽は維持されることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，
原子炉水位が燃料有効長頂部まで低下する時間は約 3.5 時間と長く，認知後すぐに原子炉注水操作を行えるため，操作時間が十分あることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期条件のプールゲートの状態において評価条件のプールゲート閉に対して，最確条件はプールゲート開であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している保有水量より多くなるため，原子炉水位が燃料有効長頂部まで低下する時間は長くなることから，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」
5.3−10

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
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による注水操作は，評価上の操作開始時間として，原子炉水位の低下に伴う異常の認知を考慮し，事象発生から約 2 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，原子炉水位低下時に原子炉注水の必要性を認知することは容易であり，評価では事象発生から約 2 時間後の原子炉注
水操作開始を設定しているが，実態は運転員の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）系統切替時のプラント状態確認による早期の認知に期待でき，速やかに原子炉注水操作を実施するため，その開始時間は早くなることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。

(b)

評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による注水操作は，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が早まり，原子炉水位の低下を緩和する可能性があることから，評価項目となるパラメータに与える余裕は大きくなる。

(2)

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。
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水系）の注水操作について，
5.3−11

必要な遮蔽が維持される最低水位に到達するまで約 20 時間であり，事故を認知して原子炉注水を開始するまでの時間は 2 時間であることから，時間余裕がある。

(3)

ま と め
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，評価条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。
（添付資料 5.3.4）

5.3.4

必要な要員及び資源の評価(1)

必要な要員の評価
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」において，重大事故等対策時における必要な要員は，「5.3.1(3)り 9 名である。「6.2

燃料損傷防止対策」に示すとお重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している災害対策要員（初動）の 37 名で対処可能である。
(2)

必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」において，必要な水源，
燃料及び電源は，「6.1(2)

資源の評価条件」の条件にて評価している。その結果を以下に示す。
ａ．水源
5.3−12

残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水については，必要な注水量が少なく，また，サプレッション・チェンバのプール水を水源とすることから，枯渇することはないため，7 日間の継続実施が可能である。

ｂ．燃料

本重要事故シーケンスは，外部電源がある場合を想定した事象である
ため，軽油貯蔵タンクに保有する軽油の使用は想定していない。

ｃ．電源

本重要事故シーケンスは，外部電源がある場合を想定した事象である
ため，非常用ディーゼル発電機等からの電源供給は想定していない。

5.3.5

結

論

事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」では，系統切替操作の誤り等によって原子炉冷却材が系外に流出することで原子炉圧力容器内の保有水量が減少し，燃料損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」に対する燃料損傷防止対策としては，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水手段を整備している。
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」の重要事故シーケンス「原子炉冷却材の流出（ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」
について有効性評価を実施した。
上記の場合においても，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水を行うことにより，燃料は露出することなく燃料有効長頂部は冠水しているため，燃料損傷することはない。
その結果，燃料有効長頂部の冠水，放射線の遮蔽の維持及び制御棒の全挿
5.3−13

入状態が維持されており未臨界の確保ができることから，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
評価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。
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，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水等の燃料損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」に対して有効である。

5.3−14

２Ｃ 非常 用 ディ ーゼル発電機，２Ｄ非常用ディ ーゼ ル 発電 機及び高圧炉心スプレイ系デ ィー ゼ ル発 電機

外部電源

凡

例

逃が し安 全 弁
（自 動減 圧 機能 ）Ｇ

：点 検に 伴 う待 機除 外 を仮 定 する 設備

常設代替高圧電源装置
ター ビン へ

耐圧 強化
ベン ト系

原子炉圧力容器

Ｇ

原子炉建屋
東側接続口

軽油貯蔵タンク←→※3

格納 容器 圧 力逃 がし 装 置

ドラ イウ ェ ル

5.3−15

代替
循環
冷却 系
ポン プ
(Ａ)

↑

→

←

→

残留 熱除 去 系
ポン プ(Ａ)

残留 熱除 去 系
ポン プ(Ｂ)※1
緊急用海水ポンプ（Ａ），（Ｂ）

→
※2

→

※1

残留熱除去系
海水系ポンプ(Ｂ)，(Ｄ)

→

※2

→

↑

サプ レッ シ ョン・プ ール

残留 熱除去系
海水 系ポンプ(Ａ)，(Ｃ)→※3

サプ レッ シ ョン ・
チェ ンバ

※1 海へ

←

→
残留 熱除 去 系ポ ンプ (Ｃ )←常設 低圧 代 替注 水系
ポン プ(Ａ)，(Ｂ)

↑

→

高圧 炉心
スプ レイ 系 ポン プ

海

①切 替後 に 運転 する
残留 熱除 去 系の 系
統構 成の 際 ，残 留原子 炉建 屋 高所 東側
熱除 去系 停 止時 冷
西側 接続 口 接続 口
却注 入弁 の 開操 作が不 十分 な 状態 で
高所 西側
残留 熱除 去 系ポ ン
接続 口
プを 起動 す る。

↑

海へ ※2

低圧 炉心 ス プレ イ系 ポ ンプ
原子 炉隔 離 時冷 却系 ポ ンプ

復水 貯蔵 タ ンク←
常設 高圧 代 替注 水系 ポ ンプ

第 5.3−1 図

代替
循環
冷却 系
ポン プ
(Ｂ)

代替 淡水 貯 槽

②残 留熱 除 去系 停止 時 冷却注入 弁の 開 度不 足に より， 原子 炉 への 注水 量 が十分 では な いた め， ミ ニ
マム フロ ー 弁が イン タ ー
ロッ クに よ り自 動開 と なり， 開固 着 する こと で 原
子炉 冷却 材 がサ プレ ッ シ
ョン ・チ ェ ンバ へ流 出 する。

原子炉冷却材の流出時の重大事故等対策の概略系統図（1／2）（原子炉冷却材流出の発生段階）

２Ｃ 非常 用 ディ ーゼル発電機，２Ｄ非常用ディ ーゼ ル 発電 機及び高圧炉心スプレイ系デ ィー ゼ ル発 電機

外部電源

凡

例

逃が し安 全 弁
（自 動減 圧 機能 ）Ｇ

：点 検に 伴 う待 機除 外 を仮 定 する 設備

常設代替高圧電源装置
ター ビン へ

耐圧 強化
ベン ト系

原子炉圧力容器

Ｇ

原子炉建屋
東側接続口

軽油貯蔵タンク←→※3

格納 容器 圧 力逃 がし 装 置

ドラ イウ ェ ル

5.3−16

代替
循環
冷却 系
ポン プ
(Ａ)

↑

→

←

→

残留 熱除 去 系
ポン プ(Ａ)

残留 熱除 去 系
ポン プ(Ｂ)※1
緊急用海水ポンプ（Ａ），（Ｂ）

→
※2

→

※1

残留熱除去系
海水系ポンプ(Ｂ)，(Ｄ)

→

※2

→

↑

サプ レッ シ ョン・プ ール

残留 熱除去系
海水 系ポンプ(Ａ)，(Ｃ)→※3

サプ レッ シ ョン ・
チェ ンバ

※1 海へ

原子 炉建 屋 高所 東側
西側 接続 口 接続 口
高所 西側
接続 口
常設 低圧 代 替注 水系
ポン プ(Ａ)，(Ｂ)

↑

↑

海へ ※2

←

→

低圧 炉心 ス プレ イ系 ポ ンプ

残留 熱除 去 系ポ ンプ (Ｃ )

←

代替
循環
冷却 系
ポン プ
(Ｂ)

→

高圧 炉心
スプ レイ 系 ポン プ

原子 炉隔 離 時冷 却系 ポ ンプ

海

復水 貯蔵 タ ンク

代替 淡水 貯 槽←
常設 高圧 代 替注 水系 ポ ンプ

第 5.3−1 図

原子炉冷却材の流出時の重大事故等対策の概略系統図（2／2）（残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水段階）

凡例

プラント前提条件
・原子炉ウェル満水
・全燃料装荷，プールゲート「閉」
・残留熱除去系（Ａ）：原子炉停止時冷却系の状態で運転中・残留熱除去系（Ｂ）：低圧注水系の状態で待機中
・残留熱除去系（Ｃ）：点検に伴い待機除外中：操作・確認（運転員）：プラント状態（解析）：判断：操作及び判断：解析上考慮しない操作：重大事故等対応要員（現場）の作業

運転中の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の停止操作 ※１：運転員と重大事故等対応要員（現場）の共同作業

切替後に運転する残留熱除去系の原子炉停止時冷却系への系統構成操作

切替後に運転する残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の起動操作(解析上の時刻)
切替後に運転する残留熱除去系ポンプ起動時に，ミニ(0秒)
マムフローラインからサプレッション・チェンバへ原
子炉冷却材が流出することで原子炉水位低下が開始 ※２（約1時間）

原子炉冷却材流出の確認 ※３（2時間）

待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作 ※４（約2.1時間）

停止した残留熱除去系の低圧注水系への系統構成操作作業員への退避指示 ※５

原子炉水位回復確認 ※６

原子炉冷却材流出箇所の隔離操作 ※７
漏えい隔離は評価上考慮せず

サプレッション・チェンバへの原子炉冷却材流出停止により，原子炉水位の低下停止

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱操作 ※８

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱を継続する。また，原子炉冷却材流出箇所の更なる隔離に努める。

待機中の残留熱除去系（低圧注水系）以外による原子炉注水操作
・高圧炉心スプレイ系による原子炉注水操作
・低圧炉心スプレイ系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）による原子炉注水操作
・可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系による原子炉注水操作
・代替循環冷却系による原子炉注水操作
・消火系による原子炉注水操作
・補給水系による原子炉注水操作

Ⅰ

残留熱除去系（原子炉停止
時冷却系）による原子炉除熱は評価上考慮せず

残留熱除去系海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）
以外による原子炉除熱操作
・緊急用海水系又は代替残留熱除去系海水系を用いた残留熱除去
系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱操作
・原子炉冷却材浄化系による原子炉除熱操作

Ⅱ【有効性評価の対象としていないが他に取り得る手段】
Ⅰ
高圧炉心スプレイ系による原子炉注水，低圧炉心スプレイ系による原子炉注水，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）も実施可能である。
技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備となる，代替循環
冷却系，可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注
水系（可搬型）による原子炉注水，消火系及び補給水系による原子炉注水も実施可能である。
Ⅱ
緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱も実施可能である。
技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備となる，代替残留熱除去系海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱，及び原子炉冷却材浄化系による原子炉除熱も実施可能である。
※1
※2

※3
※4
※5
※6
※7
※8

作業予定等による残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）運転号機の切替えを想定。
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転号機の切替時，残留熱除去系停止時冷却注入弁の開度が不十分な状態で切替後に運転する残留熱除去系ポンプを起動することにより，ミニマムフロー弁が自動開となり，開固着することで原子炉冷却材がサプレッション・チェンバへ流出することを想定する（原子炉冷却材の流出量は47m３ ／h，原子炉水位の低下速度は約0.75m／h）。
1時間毎の中央制御室の巡視により原子炉水位の低下及びサプレッション・プール水位の上昇により，原子炉冷却材の流出を検知するものとしている。
注水前の原子炉ウェル水位は燃料有効長頂部から約15m上（原子炉ウェルオーバーフローレベル−1.5m）となる。なお，サプレッション・チェン
バの水位上昇は約0.3mである。
現場作業員は，当直発電長の送受話器（ページング）による退避指示を確認後，退避する。なお，全ての現場作業員の退避が完了するまでの時
間は，1時間程度である。
原子炉水位の回復を確認する。燃料の冠水及び必要な放射線の遮蔽等を維持することで評価項目を満足しており，安定状態を維持できる。
残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作で原子炉水位を維持した状態での操作であるため，十分な時間余裕がある。
残留熱除去系の系統加圧ラインの手動弁を閉状態にする。

第 5.3−2 図

原子炉冷却材の流出の対応手順の概要
5.3−17

運転停止中原子炉冷却材の流出
経過時間（時間）

-1

0

1

2

3

4

備 考

実施箇所・必要要員数【 】は他作業後移動してきた要員

事象発生

責任者

当直発電長

1人

中央監視
運転操作指揮

補佐

当直副発電長1人

運転操作指揮補佐

指揮者

災害対策要員
（指揮者等）

4人

初動での指揮発電所内外連絡

操作項目

約1時間

操作の内容

原子炉水位の低下を確認

2時間

待機側の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水開始

約2.1時間 原子炉水位回復，原子炉冷却材流出の原因調査／隔離操作開始

当直運転員(中央制御室)

当直運転員
(現場)

重大事故等対応要員
(現場)

−

2人
B，C

−

●運転中の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の停止操作（現場）45 分
残留熱除去系ポンプ（Ａ）

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転
号機の切替操作

1人
A

−

−

●運転中の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の停止操作（中央制
御室）

【1人】
A

−

−

●切替後に運転する残留熱除去系の原子炉停止時冷却系への系統構
成操作及び起動操作

−

【2人】
B，C

−

●停止した残留熱除去系の低圧注水系への系統構成（現場）

【1人】
A

−

−

●停止した残留熱除去系の低圧注水系への系統構成操作（中央制御
室）

【1人】
A

−

−

●原子炉冷却材流出の確認

9分
20 分

残留熱除去系ポンプ（Ｂ）
45 分
残留熱除去系ポンプ（Ａ）

状況判断

作業員への退避指示

待 機 中 の 残 留 熱除 去系（低圧注水系）による原子炉注水操作−−−●当直発電長による作業員への退避指示

【1人】
A

−

−

●原子炉水位，温度監視

7分
残留熱除去系ポンプ（Ｂ）

10 分

60 分以内に退避完了
適宜監視●残留熱除去系海水系の起動操作
【1人】
A

−

−

4分
2分

●残留熱除去系（低圧注水系）の起動操作●残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水の流量調整操作

原子炉冷却材
流出箇所の隔離操作

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱操作

必要要員合計

解析上考慮しない
中央制御室で当直発電長が指示
する

【1人】
A

−

−

●原子炉冷却材流出の原因調査，隔離操作，残留熱除去系ポンプの停
止操作

【1人】
A

−

−

●残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱の起動準備
操作

【1人】
A

−

−

●残留熱除去系海水系の起動操作

−

【2人】
B，C

−

●残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱の起動操作

【1人】
A

−

−

●残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱状態の監視

1人
A

2人
B，C

0人

第 5.3−3 図

残留熱除去系ポンプ（Ａ）
原子炉水位を通常運転水位付近で維持

原子炉冷却材の流出時の作業と所要時間

5.3−18

原因調査後，隔離操作，及び残留熱除去系ポンプの停止を実残留熱除去系ポンプ（Ｂ）
解析上考慮しない

隔離操作及び残留熱除去系ポンプの停止を実施後に，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の起動を実施

残留熱除去系ポンプ（Ａ）
解析上考慮しない

20

事象発生約 2.1 時間後に原子炉ウェル満水まで回復，流出箇所隔離開始

15
燃
料
有
効
長
頂
10
部
か
ら
の
水
位
(m)

原子炉注水開始（2 時間後 燃料有効長頂部から約 15m 上）

レベル 8

L8

5

レベル 3

L3

レベル 2

L2

レベルL1
1

0
0

2

4
6
事故後の時間(h)第 5.3−4 図

原子炉水位の推移

5.3−19810

1.0E+06

1.0E+05

1.0E+04線

1.0E+03

燃料を線源とした線量率が支配的な水位量 率

1.0E+02（mSv／h）

1.0E+01

必要な遮蔽を確保できる水位（10mSv／h）
燃料有効長頂部の約 2.6m 上

1.0E+00

1.0E-01
水位の低下（燃料有効長頂部から約 15m 上）

1.0E-02

原子炉ウェル満水

1.0E-03

燃料有効長頂部からの水位（m）

第5.3−5図

原子炉水位と線量率

5.3−20第 5.3−1 表
操作及び確認

原子炉冷却材の流出における重大事故等対策について
手

重大事故等対処設備

順

常設設備

可搬型設備

計装設備

原子炉冷却材圧力バウンダリ外への原子炉冷却材流出確認

運転停止中に原子炉冷却材圧力バウンダリに接続された系統から，運転員の誤操作等により系外への原子炉冷却材の流出が発生
する

−

−

原子炉水位（広帯域） ＊原子炉水位（ＳＡ広帯域）
サプレッション・プール水位

残留熱除去系（低圧注水系）運転による原子炉注水

原子炉冷却材流出により低下した原子炉水位を回復するため，待機していた残留熱除去系（低圧注水系）運転で原子炉水位を実施
する

残留熱除去系（低圧
注水系） ＊−

原子炉水位（広帯域） ＊原子炉水位（ＳＡ広帯域）
残留熱除去系系統流量 ＊＊

既許可の対象となっている設備を重大事故等対処設備に位置付けるもの

5.3−21

第 5.3−2 表項

主要評価条件（原子炉冷却材の流出）（1／2）

目

主要評価条件

条件設定の考え方

初期条件

5.3−22

原子炉圧力容器の状態

原子炉圧力容器の開放

線量率の影響を確認するため，原子炉圧力容器の開放状態を想
定

原子炉水位

原子炉ウェル満水

原子炉圧力容器が開放状態での水位を想定

原子炉水温

52℃

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の設計値を設定

原子炉圧力

大気圧

原子炉圧力容器の開放を想定

プールゲートの状態

閉

保有水が少ないプールゲート閉を想定

起因事象

原子炉冷却材の流出

原子炉冷却材のサプレッション・
チェンバへの流出流量

事故条件

崩壊熱による原子炉水温の上昇及び蒸発

残留熱除去系の系統切替時の原子炉冷却材流出を想定
ミニマムフローラインに残留熱除去系ポンプ出口圧力がかか３47m ／h

考慮しないった場合の最大流出量

原子炉水温が100℃に到達するまでの時間が長く，事象進展に影響しないことから設定
外部電源がない場合は，原子炉保護系電源の喪失により残留熱

外部電源

外部電源あり除去系（原子炉停止時冷却系）のポンプ吸込ラインの弁が閉となり，原子炉冷却材の流出が停止することから，原子炉冷却材の流出の観点で厳しい外部電源ありを設定

第 5.3−2 表
項目

重大事故等対策に関連する機器条件

残留熱除去系（低圧注水系）

重大事故等対策に関連する操作条件

5.3−23

待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作

主要評価条件（原子炉冷却材の流出）（2／2）
主要評価条件

1,605m３／h

事象発生から 2 時間後

条件設定の考え方

残留熱除去系（低圧注水系）の設計値として設定

原子炉水位の低下に伴う事象の認知及び操作の時間を基に，さらに時間余裕を考慮して設定

添付資料 5.3.1
原子炉圧力容器開放時における運転停止中の線量率評価について

1.

はじめに
運転停止中の原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価の評価

項 目 と し て ，「 放 射 線 遮 蔽 が 維 持 さ れ る 水 位 を 確 保 す る こ と 」 が あ る 。
以下に原子炉冷却材の流出における線量率の評価を示す。
なお，線量率の評価において，原子炉圧力容器は原子炉未開放の場
合，原子炉圧力容器等の遮蔽に期待でき，認知も容易であるため，原子 炉 開 放 時 を 想 定 し た 。ま た ，原 子 炉 圧 力 容 器 の 開 放 作 業 中 に お い て ，
基本的に原子炉冷却材の流出のおそれのある作業を実施しないこと，
原子炉ウェル等に注水を実施している状態であることより，評価においては，シュラウドヘッド及び蒸気乾燥器のドライヤー気水分離器貯蔵プールへの取出しが完了し，原子炉ウェル満水の状態を想定した。

2.

炉心燃料・炉内構造物の評価モデルと線源強度
放射線源として燃料及び上部格子板をモデル化した。

(1)

炉心燃料
計算条件を以下に示す。
○線源形状：円柱線源（炉心の全てに燃料がある状態）○ 燃 料 有 効 長 ： 約 3.7m
○ γ 線 エ ネ ル ギ ： 計 算 に 使 用 す る γ 線 は ， エ ネ ル ギ 4群
○線源材質：燃料及び水（密度g／ cm ３ ）○ 線 源 強 度：文 献 値 ※ １ に 記 載 の エ ネ ル ギ 当 た り の 線 源 強 度 を 基 に ，
９ ×９ 燃 料 （ Ａ 型 ） の 体 積 当 た り の 線 源 強 度 を 式 ① で 算 出
線源強度 ( g・ cm -3・ s -1 )＝

文献に記載の線源強度 ( MeV ／(W ・ s) ) 燃料集合体当たりの熱 出力( W ／体)･･･①
各群のエネルギ ( MeV ) 燃料集合体体積 (cm 3／体)

このときの線源条件は以下となる。なお，使用している文献値

添付 5.3.1-1

は ， 燃 料 照 射 期 間 10 ６ 時 間 （ 約 114年 ） と ， 東 海 第 二 発 電 所 の 実
績を包絡した条件で評価されており，東海第二発電所に関する本評価においても適用可能である。
・ 燃 料 照 射 期 間 ： 10 ６ 時 間・ 原 子 炉 停 止 後 の 期 間 ： 停 止 後 3日 ※ ２ （ 実 績 を 考 慮 し て 設 定 ）・燃 料 集 合 体 当 た り の 熱 出 力：4.31MW／ 体（ ９ ×９ 燃 料（ Ａ 型 ））・ 燃 料 集 合 体 体 積 ： 7.2E＋ 04cm ３ （ ９ ×９ 燃 料 （ Ａ 型 ））※1

Blizard E. P. and Abbott L. S., cd., “REACTORHANDBOOK. 2nd cd. Vol. Ⅲ Part B, SHIELDING”,
INTERSCIENCE PUBLISHERS, New York, London, 1962※2

原子炉停止後の期間は全制御棒全挿入からの時間を示
し て い る 。通 常 停 止 操 作 に お い て 原 子 炉 の 出 力 は 全 制 御棒全挿入及び発電機解列以前から徐々に低下させるが，線源強度評価は崩壊熱評価と同様にスクラムのような瞬時に出力を低下させる保守的な計算条件となっている。

○計算モデル：円柱線源
線 量 率 計 算 モ デ ル を 第 1図 に 示 す 。ま た ，計 算 に よ り 求 め た 線
源 強 度 を 第 1表 に 示 す 。

添付 5.3.1-2

EL約 49.4

水（ 密 度：0.958g／ cm ３ ）

パラメータ
（Ｔ）

EL約 29.5

約 3. 7線 源（ 円 柱 ）

燃料及び水
（密度：
g／ cm ３ ）EL約 25.8
φ 約 4.6
単位：m
×： 評 価 点 （ 燃 料 取 替 機 床 上 ）第 1図

燃料の水深と線量率の計算モデル

第 1表

燃料の線源強度

エネルギ

線源強度

（ MeV）（ γ・cm − ３・s − １ ）1.0

6.0E+112.0

1.1E+113.0

2.0E+09

4.0

3.0E+07添付 5.3.1-3

(2)

上部格子板
計算条件を以下に示す。
○線源形状：円柱線源としてモデル化○ 線 源 の 高 さ ： 約 0.4m
○ γ 線 エ ネ ル ギ ： 計 算 に 使 用 す る γ 線 は ，主 要 核 種 Ｃ ｏ − 60を 想
定 し て 1.5MeVと す る 。
○ 線 源 材 質 ： 水 と 同 等 （ 密 度 0.958g／ cm ３ ※ ）※52 ℃ か ら 100 ℃ ま で の 飽 和 水 の 密 度 の う ち ， 最 小 と な る
100℃ の 値 を 使 用○線源強度：機器表面の実測値（
cm ３ と 算 出
線 量 率 計 算 モ デ ル を 第 2図 に 示 す 。

添付 5.3.1-4

Sv／ h）よ り 7.3E＋ 09Bq／

EL約 49.4

水（ 密 度：0.958g ／ cm ３ ）

パラメータ
（Ｔ）

EL約 29.9

約 0. 4線源（円柱）

上部格子坂（ 密 度 ： 0.958g／ cm ３ ）EL約 29.5
φ 約 5.2
単位：m
×：評 価 点（ 燃 料 取 替 機 床 上 ）

第 2図

3.

上部格子板の水深と線量率の計算モデル

線量率の評価線 量 率 は ，「 添 付 資 料 4.1.3

水遮蔽厚に対する貯蔵中の使用済燃料

からの線量率の算出について」と同様にＱＡＤ−ＣＧＧＰ２Ｒコード（ Ver1.04） を 用 い て 計 算 し て い る 。

4.

線量率の評価結果「 2.

炉 心 燃 料・炉 内 構 造 物 の 評 価 モ デ ル と 線 源 強 度 」及 び「 3.

添付 5.3.1-5線

量 率 の 評 価 」の 条 件 を 用 い て 評 価 し た 原 子 炉 水 位 と 線 量 率 の 関 係 を 第 3
図に示す。

添付 5.3.1-6

第 3図

原子炉水位と線量率

添付 5.3.1-7

添付資料 5.3.2「原子炉冷却材の流出」におけるプラント状態選定の考え方

1.

本評価におけるプラント状態の決定
運転停止中の原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価，原子炉冷却材の流出の重要事故シーケンスの評価では，次章に示すとおり，施設定期検査中に実施する作業等を確認し，原子炉冷却材の流出が生じ得る作業を抽出した後，各々の作業を比較して重要事故シーケンスとする作業を選定した。
施設定期検査中に各作業が実施される時期はおおむね決まっているため，評価対象とするＰＯＳを，選び得るＰＯＳの比較により選定した。

2.

原子炉冷却材の流出評価の対象とした作業等
重要事故シーケンスの選定に当たり，施設定期検査中に原子炉冷却材流出が想定され得るとして抽出した作業等は次の 4 つである。この 4 つの作業等から，本評価ではＲＨＲ切替を選定した。選定の理由は，ＲＨＲ切替時のＬ
ＯＣＡは他の原子炉冷却材流出事象と比べて事象検知の観点で厳しいことによるものである。
・ＲＨＲ切替・ＣＵＷブロー
・ＣＲＤ点検・ＬＰＲＭ点検添付 5.3.2-1

＜ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ発生時の流出量の算出＞
流出量はミニマムフロー弁に設置されているオリフィスの仕様と差圧の関係より算出した。
○ミニマムフローラインオリフィス仕様
・オリフィス設計流量56.8m ３ ／h・オリフィス設計差圧

198.1m○原子炉圧力

大気圧状態○ＲＨＲポンプと原子炉水との水頭差（ＲＨＲポンプレベル：EL 約−3.4m）
・通常運転水位38.1m（EL.約 34.6m〜EL.約−3.4m）

・原子炉ウェル満水

49.6m（EL.約 46.2m〜EL.約−3.4m）○残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転中にミニマムフロー弁が全開となった場合のオリフィス差圧＝ポンプ出口圧力＝ポンプ揚程（85.3m）＋
水頭差・通常運転水位123.4m（EL.約 34.6m〜EL.約−3.4m）

・原子炉ウェル満水

134.9m（EL.約 46.2m〜EL.約−3.4m）○オリフィス差圧は流量比の二乗に比例するとして評価。
ΔＰ＝198.1×（Ｑ／56.8） ２
Ｑ＝56.8×√（ΔＰ／198.1）
ΔＰ：オリフィス差圧
Ｑ：オリフィス差圧がΔＰの際の流量（m ３ ／h）
○評価結果

3.

・通常水位

：45m３ ／h・ウェル満水：47m３ ／h

ＰＯＳを選定する上で考慮した点
添付 5.3.2-2

残留熱除去系は，通常 2 系統あるうち 1 系統を用いて崩壊熱除去を実施しており，ＰＯＳ−ＡからＰＯＳ−Ｄの期間において，作業や点検等に伴い運転号機の切替えを実施する場合がある。これらのＰＯＳより，以下の点を考慮してＰＯＳの選定を行った。
(1)

崩壊熱による原子炉水温の上昇及び蒸発
崩壊熱による原子炉冷却材の減少を厳しく評価する観点では，原子炉停止後の時間が短いＰＯＳの方が適切である。ただし，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の吸込み配管の高さは燃料有効長頂部以下にあり，本事
故シーケンスの水位低下量においては崩壊熱除去機能は維持されるため，崩壊熱の違いによる時間余裕への影響はない。

(2)

原子炉圧力容器内の保有水量
原子炉圧力容器内の保有水量の観点では，原子炉ウェル満水の状態が最も余裕があり，原子炉圧力容器が通常運転水位に近いほど厳しい条件となる。ただし，原子炉水位が通常運転水位の場合においても，燃料有効長頂部まで低下する時間は約 3.5 時間と長く，原子炉注水までの時間余裕を確
保できる。

(3)

事象発生時の検知性
事象発生時の検知性の観点では，原子炉圧力容器の上蓋が未開放状態の場合，原子炉水位の低下による警報発生や緩和設備の自動起動等に期待できるが，原子炉圧力容器の上蓋が開放状態の場合，これらの機能には期待
できない。

(4)

原子炉水位低下時の作業環境
添付 5.3.2-3原子炉水位低下時の作業環境への影響の観点では，原子炉圧力容器の上蓋が閉止されている場合，原子炉水位が燃料有効長頂部から約 1.7m 上に低下するまでは原子炉圧力容器の上蓋等により遮蔽される。一方，原子炉圧力容器の上蓋が開放されている場合は，原子炉水位が燃料有効長頂部から約 2.6m 上に低下するまでは原子炉ウェルの水により遮蔽される。
いずれの場合においても，遮蔽が維持される下限水位到達までに注水することが可能であり，遮蔽が維持されることから，作業環境に与える影響
はない。

4.

ＰＯＳの選定結果と考察「ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ」は原子炉冷却材の流出の検知が他の事象よりも困難な事象である。このため，3.(1)から(4)のうち，3．(3)の検知性の観点で厳しいＰＯＳを選定することが適切と考える。この観点では，原子炉圧力容器の上蓋が開放されているＰＯＳ−Ｂ，ＰＯＳ−Ｃが選定される。ＰＯＳ−ＣはＣＵＷブローによる原子炉ウェルの水位低下から始まり，途中で原子炉圧力容器の上蓋が閉鎖されるＰＯＳであり，原子炉圧力容器の上蓋が開放されている状態での原子炉水位について，特に注意が払われるＰＯＳであることから，本重要事故シーケンスでは，ＰＯＳ−Ｂを代表として選定する
ことが適切と考える。
なお，燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間余裕という観点では原子炉未開放状態であるＰＯＳ−Ａ，Ｃ，ＤにおけるＲＨＲ切替時のＬＯＣ
Ａが厳しくなるが，原子炉水位が燃料有効長頂部まで低下する時間は約 3.5
時間の時間余裕があり，かつ原子炉水位の低下による警報発生や緩和設備の起動などに期待できる場合は原子炉開放時と比べて速やかな検知と注水が可能である。
添付 5.3.2-4

第1表
プラント状態（ＰＯＳ）

S

A

各プラント状態における評価項目に対する影響（原子炉冷却材の流出）

包絡事象

重大事故等対処設備等

原子炉冷温停止への移行状態

・残留熱除去系−Ａ，Ｂ，Ｃ
ＰＯＳ−Ｓにおいては，原子炉冷却材流出 ・高圧炉心スプレイ系
事象の要因となる作業や操作を実施しない ・低圧炉心スプレイ系
・低圧代替注水系（常設）ため，対象外・低圧代替注水系（可搬型）

ＰＣＶ／ＲＰＶ開放への移行状態

基本的に，原子炉冷却材流出事象の要因となる作業や操作を実施しない・残留熱除去系−Ａ，Ｂ
例外的な作業として「残留熱除去系（原子 ・高圧炉心スプレイ系
炉停止時冷却系）の切替操作」の実施があ ・低圧炉心スプレイ系
るが「添付資料5.3.4 評価条件の不確か ・低圧代替注水系（常設）さの影響評価について（運転停止中 原子 ・低圧代替注水系（可搬型）
炉冷却材の流出）」に包絡される

B1

・残留熱除去系−Ａ・低圧代替注水系（常設）・低圧代替注水系（可搬型）・常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替燃料プール注水系
・可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替燃料プール注水系

B2

・残留熱除去系−Ｂ
・低圧代替注水系（常設）・低圧代替注水系（可搬型）・常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替燃料プール注水系
・可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替燃料プール注水系

B3

・残留熱除去系−Ｂ
・低圧代替注水系（常設）・低圧代替注水系（可搬型）・常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替燃料プール注水系
・可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替燃料プール注水系

添付 5.3.2-5B4原子炉ウェル満水状態（原子炉ウェル水抜き開始まで）−・残留熱除去系−Ａ，Ｂ
・高圧炉心スプレイ系
・低圧炉心スプレイ系
・低圧代替注水系（常設）・低圧代替注水系（可搬型）・常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替燃料プール注水系
・可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替燃料プール注水系

B5・残留熱除去系−Ａ・高圧炉心スプレイ系
・低圧炉心スプレイ系
・低圧代替注水系（常設）・低圧代替注水系（可搬型）・常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替燃料プール注水系
・可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替燃料プール注水系

B6・残留熱除去系−Ａ，Ｂ，Ｃ・高圧炉心スプレイ系
・低圧炉心スプレイ系
・低圧代替注水系（常設）・低圧代替注水系（可搬型）・常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替燃料プール注水系
・可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替燃料プール注水系

C1

・残留熱除去系−Ａ，Ｂ，Ｃ・高圧炉心スプレイ系
・低圧炉心スプレイ系
・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）・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）
ＰＣＶ／ＲＰＶの閉鎖への移行状態

C2

D

起動準備状態

原子炉冷却材流出事象の要因となる作業として「ＣＵＷブロー操作」及び「残留熱除 ・残留熱除去系−Ｂ，Ｃ去系（原子炉停止時冷却系）の切替操作」 ・高圧炉心スプレイ系が考えられるが「添付資料5.3.4 評価条 ・低圧炉心スプレイ系
件の不確かさの影響評価について（運転停 ・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）
止中 原子炉冷却材の流出）」に包絡され ・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）
る・残留熱除去系−Ａ，Ｂ，Ｃ・高圧炉心スプレイ系
・低圧炉心スプレイ系
・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）・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）

原子炉圧力容器蓋の開閉状態

燃料有効長頂部の冠水

運転停止中の評価項目
放射線の遮蔽が維持できる
水位の確保

未臨界の確保未開放

ＰＯＳ−Ｓにおいては，冷却材流出事
象の要因となる作業や操作を実施しな
いため，対象外ＰＯＳ−Ｓにおいては，冷却材流出事象の要因となる作業や操作を実施しないため，対象外

未開放→開放有効性評価におけるＰＯＳ−Ｂの想定に比べ，原子炉水位（広帯域）による警報発生等の認知及び緩和設備の起動に期待できる場合があることや，事故後の作業員の退避時間に比べて放射線の遮蔽を維持できる原子炉水位に到達するまでの時間が十分長いことより，「添付5.3.4 評価条件の不確かさの影
響評価について（運転停止中 原子炉
冷却材の流出）」に包絡される有効性評価におけるＰＯＳ−Ｂの想定に比べ，原子炉未開放状態では，原子炉水位（広帯域）による警報発生等の認知及び緩和設備の起動に期待できる場
プラント状態ＰＯＳ−Ｂに同じ合があることや，事故後の作業員の退避時間に比べ制御棒引き抜きに関する検査は「反応度の誤投て放射線の遮蔽を維持できる原子炉水位に到達する入」に包絡されるまでの時間が十分長いことより，「添付5.3.4 評価
条件の不確かさの影響評価について（運転停止中
原子炉冷却材の流出）」に包絡される開放

有効性評価にて評価項目を満足することを確認している（有効性評価で確認している「ＲＨＲ
切替時のＬＯＣＡ」に他の原子炉冷却材流出事象（ＣＵＷブロー時のＬＯＣ
Ａ，ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ，ＬＰＲ
Ｍ点検時のＬＯＣＡ）は包絡される）有効性評価にて評価項目を満足することを確認している（有効性評価で確認している「ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ」に他の原子炉冷却材流出事象（ＣＵＷブロー
時のＬＯＣＡ，ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ，ＬＰＲＭ
点検時のＬＯＣＡ）は包絡される）有効性評価におけるＰＯＳ−Ｂの想定に比べ，原子炉未開放状態では，原子炉水位（広帯域）による警報発生等の認知及び緩和設備の起動に期待できる場合があることや，事故後の作業員の退避時間に比べて放射線の遮蔽を維持できる原子炉水位に到達するまでの時間が十分長いことより，「添付5.3.4
評価条件の不確かさの影響評価について（運転停止中 原子炉冷却材の流出）」に包絡される有効性評価におけるＰＯＳ−Ｂの想定に比べ，原子炉未開放状態では，原子炉水位（広帯域）による警報発生等の認知及び緩和設備の起動に期待できる場
プラント状態ＰＯＳ−Ｂに同じ合があることや，事故後の作業員の退避時間に比べ制御棒引き抜きに関する検査は「反応度の誤投て放射線の遮蔽を維持できる原子炉水位に到達する入」に包絡されるまでの時間が十分長いことより，「添付5.3.4 評価
条件の不確かさの影響評価について（運転停止中
原子炉冷却材の流出）」に包絡される

開放→未開放未開放

ＰＯＳ−Ｓにおいては，冷却材流出事象の要因となる作業や操作を実施しないため，対象外

有効性評価において評価項目を満足することを確認している
燃料の取出・装荷に関する作業は「反応度の誤投入」に包絡される

安定停止状態について（運転停止中

添 付 資 料 5.3.3
原子炉冷却材の流出）

運転停止中の原子炉冷却材の流出の安定停止状態については以下のとおり。
原子炉安定停止状態：事象発生後，設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備を用いた炉心冷却及び原子炉冷却材の流出の停止により，炉心冠水が維持でき，また，冷却のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場
合 ，安 定 停 止 状 態 が 確 立 さ れ た も の と す る 。
【安定停止状態の確立について】
原子炉安定停止状態の確立について
事象発生直後から原子炉冷却材の流出により原子炉水位が低下するが，事象発生から 2 時間後に残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水を行うことで原子炉水位が回復する。その後，原
子炉冷却材の流出を停止させ，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）に切り替えて原子炉除熱を実施することで，冷温停止状態を維持することができ，原子炉安定停止状態が確立される。
重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
【安定停止状態の維持について】
上記の燃料損傷防止対策により安定停止状態を維持できる。
また，残留熱除去系の機能を維持し，原子炉除熱を行うことにより，安定停止状態後の状態維持が可能となる。
（ 添 付 資 料 2.1.2 別 紙 1）

添付 5.3.3-1

評価条件の不確かさの影響評価について（運転停止中
第 1表

評価条件を最確条件とした場合の運転員の操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（運転停止中

項目

原子炉水位

添付 5.3.4-1

初
期
条
件

原子炉冷却材の流出）

原子炉圧力

原子炉圧力容器の状態

評価条件（初期，事故及び機器条件）
の不確かさ
評価条件
最確条件

原子炉圧力容器
未開放及び通常
運転水位

大気圧

原子炉圧力容器の開放

評価条件設定の考え方

原 子 炉 冷 却 材 の 流 出 ） (1／ 2)

運転員等の操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響
最確条件とした場合は，事故事象ごとに異なり，原子炉ウェルの水張り実施中においては，評価条件よりも原子炉初期水位は低くなるが，原子炉注水が実施されているため原子炉水位の低下は起こらず，また，通常これらの期間には残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の系統切替操作は実施しないことから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
原子炉圧力容器が未開放状態の場合，原子炉初期水位が通常運転水位付近にある場合も想定されるが，燃料有効長頂部まで原子炉水位が低下するまでの時間は約 3.5 時間と長いため，原子炉注水操作を行える。
また，原子炉圧力容器が未開放状態の場合，原子炉水位（広帯域）による警報発生等の認知（約 25 分）及び緩和設備の起動に期待できることや，事故後の作業員の退避（1 時間以内）に比べて放射線の遮蔽を維持できる原子炉水位に到達するまでの時間（約 2.3 時間）が十分長いことより，放射線の遮蔽は維持される。以上より，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

原子炉圧力容器が開放状態での水位を想定

大気圧

原子炉圧力容器の開放を想定

最確条件と評価条件が同様である
ことから，事象進展に与える影響
はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

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

最確条件とした場合は，事故事象ごとに異なり，原子炉ウェル水張り実施中においては，評価条件よりも原子炉初期水位は低くなる
が，既に原子炉注水を実施しており，運転員等操作時間に与える影
響はない

原子炉圧力容器の開放時は，原子炉ウェルの水張りを実施しているため初期水位が原子炉ウェル満水と高い位置になるが，原子炉圧力容器等の遮蔽に期待できず，また原子炉水（広帯域）による警報発生，緩和設備の起動等に期待できないため，原子炉未開放時と比べて速やかな認知と注水が困難である。一方，
原子炉圧力容器の未開放時は，原子炉圧力容器の開放時と比べて，初期水位が低い位置であるが，原子炉圧力容器等の遮蔽に期待でき，かつ，原子炉水位計による警報発生，緩和設備の起動等により速やかな認知と注水が可能であり，さらに放射線の遮蔽を維持できる燃料有効長頂部の約 1.7m 上に到達するまでの時間（約 2.3 時間）は認知の時間に比べて十分長い。このため，現場作業員の退避時の被ばくを考慮した際も必要な放射線の遮蔽は維持されることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，原子炉水位が燃料有効長頂部まで低下する時間は約 3.5 時間と長く，認知後すぐに原子炉注水操作を行えるため，操作時間が十分あることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

事故ごとの変化

線量率の影響を確認するため，原子炉
圧力容器の開放状
態を想定

添付資料 5.3.4

事故ごとの変化原子炉ウェル満水に対して最確条件とした場合は，事故事象ごとに異なり，原子炉ウェル水張り実施
中においては，評価条件よりも原子炉初期水位は低くなるが，既に原子炉注水を実施しており，運転員等操作時間に与える影響はな
い。

第 1表

評価条件を最確条件とした場合の運転員の操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（運転停止中項目

評価条件（初期，事故及び機器条件）の
不確かさ
評価条件
最確条件

評価条件設定の考え方

初期条件
事故条件

添付 5.3.4-2

プールゲートの状態

閉

開

保有水が少ないプールゲ
ート閉を想定燃料の容量

約 800kL

約 800kL 以上

軽油貯蔵タンクの管理下
限値を設定

起因事象

原子炉冷却材の流出

冷却材流出流量47m３／h

崩壊熱による
原子炉水温の上昇及び蒸発

考慮しない

外部電源

外部電源あり

重大事故等対策に関連する機器条件

残留熱除去系（低圧注水系） 1,605m３／hの注水流量

運転員等の操作時間に与える影響
最確条件とした場合は，評価条件で設定している保有水量より多くなるため，原子炉水位が燃料有効長頂部まで低下する時間は長くなるが，原子炉注水操作は原子炉冷却材流出の認知を起点とする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。
管理値下限の容量として事象発生から 7 日間
後までに必要な容量を備えており，燃料は枯
渇しないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

原 子 炉 冷 却 材 の 流 出 ） (2／ 2)

評価項目となるパラメータに与える影響
最確条件とした場合は，評価条件で設定している保有水量より多くなるため，原子炉水位が燃
料有効長頂部まで低下する時間は長くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

−

残留熱除去系の系統切替
時の原子炉冷却材流出を想定
ミニマムフローラインに
残留熱除去系ポンプ出口
圧力がかかった場合の最大流出量
原子炉水温が 100℃に到達するまでの時間が長く，事象進展に影響しないことから設定最確条件と評価条件が同様であることから，事象進展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

最確条件と評価条件が同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

事故事象毎

外部電源がない場合は，原子炉保護系電源の喪失により残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の吸込みラインの弁が閉となり，原子炉冷却材流出が停止することから，原子炉冷却材流出の観点で厳しい外部電源ありを設定

外部電源がある場合は評価条件と同様である
ことから，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。また，
外部電源がない場合は，原子炉保護系電源の喪失により残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の吸込みラインの格納容器隔離弁が自動閉となることで原子炉冷却材流出は停止する
が，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作は原子炉水位低下の認知を起点とする操作であるため，運転員等操作時間に与える影響はない。

外部電源がある場合は評価条件と同様である
ことから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。また，外部電源がない場合は，原子炉保護系電源の喪失により残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の吸込みラインの格納容器隔離弁が自動閉となることで原子炉冷却材流出は停止するが，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水
操作は原子炉水位低下の認知を起点とする操作であることから，事象進展に与える影響はな
く，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

1,605m３／h

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

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

−

約 47m３／h−

第 2 表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（運転停止中項目

添付 5.3.4-3

操
作
条
件

待機中の残留熱除去系（低圧注
水系）の注水操作

評価条件(操作条件)の不確かさ
評価上の操作
評価条件設定の開始条件
考え方

事象発生から
約 2 時間後事象の認知及び操作の時間を基に，さらに時間余裕を考慮して設定

操作の不確かさ要因

運転員等操作時間に
与える影響

【認知】
評価では，原子炉水位の低下及びサプレッ
ション・プールの水位の上昇を，1 時間毎の中央制御室の巡視により確認すると想定している。実際は，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転号機の切替時のプラント状態（原子炉水位等）の確認により，早期に原子炉冷却材流出を認知できる可能性がある。
【要員配置】
中央制御室内での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，要員配置が操作時間に与える影響はない。
【移動】
中央制御室内での操作のみであり，移動が操作開始時間に与える影響はない。
【操作所要時間】
残留熱除去系（低圧注水系）のポンプ起動
操作及び注入弁の開操作は，中央制御室内の操作盤での操作スイッチによる操作であるため，簡易な操作である。操作時間は 6分を想定しており，原子炉水位の低下に対して操作に要する時間は短い。
【他の並列操作の有無】
当該操作を実施する運転員は，残留熱除去
系（低圧注水系）操作時に他の並列操作はなく，操作開始時間に与える影響はない。
【操作の確実さ】
中央制御室内の制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにく
く，そのため誤操作等により操作開始時間が長くなる可能性は低い。

原子炉水位低下時に原子炉注水の必要性を認知することは容易であり，評価では事象発生から約 2 時間後の原子炉注水操作開始を設定している
が，実際は運転員の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転号
機の切替時のプラン
ト状態確認による早期の認知に期待でき，速やかに原子炉注水操作を実施するため，
その開始時間は早くなることから，運転員
等操作時間に対する余裕は大きくなる。

原子炉冷却材の流出）

評価項目となるパラ
メータに与える影響

操作時間余裕

訓練実績等

実態の操作開始が早まり，原子炉水位の低下を緩和す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。

必要な遮蔽が確保される最低水位に到達するまで約
20 時間であり，事故を認知して原子炉注水を開始するまでの時間は 2 時間であることから，時間余裕がある。

残留熱除去系（低圧注水系）による
原子炉注水に必要な操作は，所要時
間を 6 分で想定しているところ，訓練実績では約 4 分である。
想定で意図している運転操作時間が実施可能なことを
確認した。

5.4

反応度の誤投入

5.4.1

事故シーケンスグループの特徴，燃料損傷防止対策(1)

事故シーケンスグループ内の事故シーケンス
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」に含まれる事故シーケンス
は，「1.2

評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「反応度の誤投入」である。

(2)

事故シーケンスグループの特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」では，原子炉の運転停止中に制御棒の誤引き抜き等によって，燃料に反応度が投入されることを想定する。このため，緩和措置がとられない場合には，原子炉は臨界に達し，急激な反応度投入に伴う出力上昇により燃料損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，臨界又は臨界近傍の炉心において反応度の誤投入により，原子炉出力が上昇することによって，燃料損傷に至る事
故シーケンスグループである。このため，運転停止中の原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価には，安全保護機能及び原子炉停止機能に対する設備に期待することが考えられる。
したがって，本事故シーケンスグループでは，異常な反応度の投入に対してスクラムによる負の反応度の投入により，未臨界を確保し，燃料損傷の防止を図る。
（添付資料 5.4.1）(3)

燃料損傷防止対策
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」に対して，燃料が著しい損
傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，原子炉停止機能
5.4−1

により原子炉をスクラムし，未臨界とする。手順の概要を第 5.4−1 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操作手順の関係を第 5.4−1 表に示す。
本事故シーケンスにおいては，重大事故等対策は全て自動で作動するため，対応に必要な要員は不要である。
なお，スクラム動作後の原子炉の状態確認において，中央制御室の当直
運転員 1 名で実施可能である。
ａ．誤操作による反応度誤投入
運転停止中に制御棒の誤引き抜き等によって，燃料に反応度が投入される。
制御棒の誤引き抜き等による反応度の誤投入を確認するために必要な計装設備は，起動領域計装である。
ｂ．反応度誤投入後のスクラム
制御棒の誤操作による反応度の投入により，原子炉出力ペリオド短（10秒）による原子炉スクラム信号が発生し，原子炉はスクラムする。制御棒が全挿入し，原子炉は未臨界状態となる。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，起動領域計装
である。

5.4.2

燃料損傷防止対策の有効性評価(1)

有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンス
は，「1.2

評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「停止中に実施される検査等により，最大反応度価値を有する制御棒 1 本が全引き抜きされている状態から，他の 1 本の制御棒が操作量の制限を超える誤った
5.4−2

操作によって引き抜かれ，異常な反応度の投入を認知できずに燃料の損傷に至る事故」である。
運転停止中の原子炉においては，不用意な臨界の発生を防止するため，停止余裕（最大反応度価値を有する 1 本の制御棒が引き抜かれても炉心を未臨界に維持できること）を確保できるように燃料を配置するとともに，
通常は原子炉モード・スイッチを燃料取替位置として，1 本を超える制御
棒の引き抜きを防止するインターロックを維持した状態で必要な制御棒の操作が実施される。
しかしながら，運転停止中の原子炉においても，検査等の実施に伴い原子炉モード・スイッチを起動位置として複数の制御棒の引き抜きを実施する場合がある。このような場合，制御棒の引き抜きは原則としてノッチ操
作とし，中性子束の監視を行いながら実施している。
本重要事故シーケンスでは，誤操作によって制御棒の引き抜きが行われることにより異常な反応度が投入されるため，炉心における核分裂出力，
出力分布変化，反応度フィードバック効果，制御棒反応度効果，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達及び沸騰遷移が重要現象となる。
よって，この現象を適切に評価することが可能である反応度投入事象解
析コードＡＰＥＸ及び単チャンネル熱水力解析コードＳＣＡＴ（ＲＩＡ用）
により炉心平均中性子束及び燃料エンタルピ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
重要事故シーケンスにおける評価項目となるパラメータに与える影響を評価する。
さらに，解析コード及び解析条件の不確かさのうち，評価項目となるパラメータに与える影響があるものについては，「5.4.3(3)いて，それらの不確かさを考慮した影響評価を実施する。
5.4−3

感度解析」にお(2)有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第5.4−2 表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス
特有の解析条件を以下に示す。
ａ．初期条件(a)

炉心状態
燃料交換後における余剰反応度の大きな炉心での事象発生を想定して，評価する炉心状態は，平衡炉心のサイクル初期とする。

(b)

実効増倍率
事象発生前の炉心の実効増倍率は 1.0 とする。

(c)

原子炉出力，原子炉圧力，燃料被覆管表面温度及び原子炉冷却材温度
事象発生前 の原子炉出力は 定格 値の 10 − ８ ，原 子炉 圧力は 0.0MPa［gage］，燃料被覆管表面温度及び原子炉冷却材温度は 20℃とする。
また，燃料エンタルピの初期値は 8kJ／kgＵＯ ２ とする。

ｂ．事故条件(a)

起因事象
起因事象として，運転停止中の原子炉において，制御棒 1 本が全引き抜きされている状態から，他の 1 本の制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によって連続的に引き抜かれる事象を想定する。

(b)

誤引き抜きされる制御棒
誤引き抜きされる制御棒は，投入される反応度を厳しく評価するため，最大反応度価値を有する制御棒の対角隣接の制御棒とする。
5.4−4

誤引き抜きされる制御棒 1 本の反応度価値は約 1.71％Δk である。
引抜制御棒反応度曲線を第 5.4−2 図に示す。
なお，通常，制御棒 1 本が全引き抜きされている状態の未臨界度は深く，また，仮に他の 1 本の制御棒が操作量の制限を超えた場合でも，臨界近接で引き抜かれる制御棒の反応度価値が核的制限値を超えないように管理 ※１ している。これらを踏まえ，本評価においては，誤引き抜きされる制御棒の反応度価値が，管理値を超える事象を想定した。
※1

原子炉起動時及び冷温臨界検査時は，臨界近接時における制御
棒の最大反応度価値が 1.0％Δk 以下となるように管理。また，
制御棒価値ミニマイザ又は複数の運転員による制御棒の引き
抜き手順の監視を実施。なお，停止余裕検査においても同様の監視を実施。

(c)

外部電源
制御棒の引き抜き操作には外部電源が必要となる。外部電源が失われた状態では反応度誤投入事象が想定できないことも踏まえ，外部電源は使用できるものとする。

ｃ．重大事故等対策に関連する機器条件(a)

制御棒の引抜速度
制御棒は，引抜速度の上限値 9.1cm／s にて連続で引き抜かれるものとする ※２ 。引抜制御棒反応度曲線を第 5.4−2 図に示す。
※2

複数の制御棒を引き抜く検査において，対象制御棒が想定以上に引き抜かれた際も未臨界を維持できる，又は臨界を超えて大きな反応度が投入されないと判断される場合にのみ，制御棒の5.4−5連続引き抜きの実施が可能な手順としている。そのため，ここでは人的過誤等によって連続引き抜きされることを想定する。
(b)

原子炉スクラム信号
起動領域計装の原子炉出力ペリオド短（10 秒）による原子炉スクラ
ム信号は原子炉出力が中間領域に到達することで発生する。
スクラム反応度曲線を第 5.4−3 図に示す。なお，原子炉スクラム信号の発生を想定する際の起動領域計装のバイパス状態は，Ａ，Ｂチャ
ンネルとも引抜制御棒に最も近い検出器が 1 個ずつバイパス状態にあるとする。

ｄ．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はない。

(3)

有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける燃料エンタルピ及び炉心平均中性子束の推移を第 5.4−4 図に示す。
ａ．事象進展制御棒の引き抜き開始から約 10 秒後に起動領域計装の原子炉出力ペリオド短（10 秒）による原子炉スクラム信号が発生して，原子炉がスクラムする。このとき，投入される反応度は約 1.13 ドル（投入反応度最大値：約 0.68％Δk）であるが，原子炉出力は定格値の約 15％まで上昇する。また，燃料エンタルピは最大で約 85kJ／kgＵＯ ２ であり，「発電用軽水型原子炉施設の反応度投入事象評価指針」に示されている燃料棒の内圧と原子炉冷却材圧力の差に応じた許容設計限界のうち最も厳しいしきい値である 272kJ／kgＵＯ ２ （65cal／gＵＯ ２ ）を超えることはない。燃5.4−6

料エンタルピの増分の最大値は約 77kJ／kgＵＯ ２ であり，「発電用軽水型
原子炉施設の反応度投入事象における燃焼の進んだ燃料の取扱いについて」に示された燃料ペレット燃焼度 65,000MWd／t 以上の燃料に対するペレット−被覆管機械的相互作用を原因とする破損を生じるしきい値の目安である，ピーク出力部燃料エンタルピの増分で 167kJ／kgＵＯ ２（40cal／gＵＯ ２ ）を用いた場合においても，これを超えることはなく燃料の健全性は維持される。

ｂ．評価項目等
制御棒の引き抜きによる反応度の投入に伴い一時的に臨界に至るものの，原子炉スクラムにより未臨界は確保される。なお，原子炉水位に有意な変動はないため，燃料有効長頂部は冠水を維持しており，放射線の遮蔽は維持される。
本評価では，「1.2.4.2

有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
（添付資料 5.4.2）

5.4.3

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操
作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するものとする。
本重要事故シーケンスは，安全保護系及び原子炉緊急停止系により，原子炉をスクラムすることで，プラントを安定状態に導くことが特徴である。このため，運転員等操作はなく，操作時間が与える影響等は不要である。
(1)

解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
5.4−7

本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
本重要事故シーケンスは，「5.4.2(2)

有効性評価の条件」に示すとおり，運転員等操作には期待しないことから，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
ドップラ反応度フィードバックの不確かさとして,実験により解析コードは 7〜9％と評価されていることから，これを踏まえ解析を行う必要がある。また，臨界試験との比較により,実効遅発中性子割合の不確かさ
は約 4％と評価されていることから，これを踏まえて解析を行う必要がある。この不確かさを考慮した感度解析を「(3)感度解析」にて実施する。
制御棒反応度の不確かさは約 9％と評価されていることから，これを踏まえ解析を行う必要がある。また，臨界試験との比較により,実効遅発
中性子割合の不確かさは約 4％と評価されていることから，これを踏まえて解析を行う必要がある。この不確かさを考慮した感度解析を「(3)感度解析」にて実施する。
（添付資料 5.4.3）(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 5.4
5.4−8

−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確認する。また，解析条件の設定に当たっては，評価項目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の結果を以
下に示す。
(a)

運転員等操作時間に与える影響
本重要事故シーケンスは，「5.4.2(2)

有効性評価の条件」に示すと

おり，運転員等操作には期待しないため，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
炉心状態においては装荷炉心ごとに制御棒反応度価値やスクラム反応度等の特性が変化するため，投入反応度が大きくなるおそれがある。
そのため，評価項目に対する余裕は小さくなるが，「(5)解析条件の不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響評価」にて，投入される反応度について確認している。
実効増倍率が 0.99 の場合は，臨界到達までにかかる時間が追加で必要となり，また投入される反応度も約 0.96 ドル（燃料エンタルピ最大
値：約 10kJ／kgＵＯ ２ ，燃料エンタルピの増分の最大値：約 1kJ／kg
ＵＯ ２ ）と小さくなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期出力は炉心状態ごとに異なり，評価項目となるパラメータに影響を与えるため，その不確かさが与える影響を評価した。初期出力の不確かさにより評価項目に対する余裕が変化するが，「(5)解析条件の不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響評価」において，初期出力の不確かさの影響を確認している。
5.4−9

初期燃料温度は炉心状態ごとに異なり，評価項目となるパラメータに影響を与えるため，その不確かさが与える影響を評価した。初期燃
料温度の不確かさにより評価項目に対する余裕が変化するが，「(5)解析条件の不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響評価」
において，初期燃料温度の不確かさの影響を確認している。
制御棒引抜阻止は，本評価において期待していないが，これに期待した場合，原子炉出力ペリオド短信号（20 秒）が発信すると制御棒引抜が阻止される。ただし，本評価では制御棒の誤引き抜きにより反応度が急激に投入されるため，原子炉出力ペリオド短（20 秒）による制
御棒引抜阻止信号と原子炉出力ペリオド短（10 秒）による原子炉スク
ラム信号がほぼ同時に発信することから，制御棒引抜阻止に期待した場合でも評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

ｂ．操作条件
本重要事故シーケンスは，「5.4.2(2)

有効性評価の条件」に示すとおり，運転員等操作には期待しないため，運転員等操作に関する条件はない。
（添付資料 5.4.3）

(3)

感度解析
解析コードの不確かさによりドップラ反応度フィードバック効果と制御
棒反応度効果は評価項目となるパラメータに影響を与えることから本重要
事故シーケンスにおいて感度解析を行う。
ド ッ プ ラ 反 応 度 を ＋ 10％ と し た 場 合 に お い て 投 入 さ れ る 反 応 度 は 約
1.13 ドル（燃料エンタルピ最大値：約 80kJ／kgＵＯ ２ ，燃料エンタルピの
5.4−10増分の最大値：約 72kJ／kgＵＯ ２ ），−10％とした場合において投入される反応度は約 1.13 ドル（燃料エンタルピ最大値：約 92kJ／kgＵＯ ２ ，燃料エンタルピの増分の最大値：約 83kJ／kgＵＯ ２ ），スクラム反応度を＋10％とした場合において投入される反応度は約 1.13 ドル（燃料エンタルピ最大
値：約 82kJ／kgＵＯ ２ ，燃料エンタルピの増分の最大値：約 74kJ／kgＵＯ
２），−10％とした場合に投入される反応度は約 1.13 ドル（燃料エンタル

ピ最大値：約 89kJ／kgＵＯ ２ ，燃料エンタルピの増分の最大値：約 81kJ／
kgＵＯ ２ ），引抜制御棒反応度を＋10％とした場合において投入される反応度は約 1.15 ドル（燃料エンタルピ最大値：約 102kJ／kgＵＯ ２ ，燃料エン
タルピの増分の最大値：約 94kJ／kgＵＯ ２ ），−10％とした場合において投入される反応度は約 1.12 ドル，実効遅発中性子割合を＋10％とした場合において投入される反応度は約 1.11 ドル，−10％とした場合において投入される反応度は約 1.16 ドル（燃料エンタルピ最大値：約 90kJ／kgＵＯ ２ ，燃料エンタルピの増分の最大値：約 82kJ／kgＵＯ ２ ）となる。以上より，これらの不確かさを考慮しても燃料エンタルピ増加に伴う燃料の破損は生じないことから，評価項目を満足する。
（添付資料 5.4.3）(4)

操作時間余裕の把握
本重要事故シーケンスは，「 5.4.2(2)

有効性評価の条件」に示すとおり，

運転員等操作には期待しないことから，操作時間余裕に関する影響はない。

(5)

解析条件の不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響評価
解析条件の不確かさにより投入される反応度が大きくなることも考えられ，評価項目となるパラメータに影響を与えることから，炉心状態の変動
5.4−11

による評価項目となるパラメータに与える影響について確認した。
以下の保守的な想定をした評価においても，投入される反応度は約 1.16ドル（燃料エンタルピ最大値：約 80kJ／kgＵＯ ２ ，燃料エンタルピの増分の最大値：約 72kJ／kgＵＯ ２ ）にとどまることから，不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
・サイクル初期及びサイクル末期の炉心状態において，９×９燃料（Ｂ型）
平衡炉心の反応度印加率を包絡する引抜制御棒反応度曲線を用いた場合
初期出力は炉心状態ごとに異なり，評価項目となるパラメータに影響を与えるため，その不確かさが与える影響を評価した。定格の 10−８ の 10 倍
及び 1／10 倍とした場合の感度解析を行い，有効性評価での結果（約 1.13ドル）と大きく差異がなく，約 1.09 ドル（10 倍）及び約 1.17 ドル（燃料
エンタルピ最大値：約 124kJ／kgＵＯ ２ ，燃料エンタルピの増分の最大値：
約 115kJ／kgＵＯ ２ ）（1／10 倍）であることから，初期出力の不確かさが与える影響は小さい。
初期燃料温度は炉心状態ごとに異なり，評価項目となるパラメータに影響を与えるため，その不確かさが与える影響を評価した。初期燃料温度を60℃とした場合の感度解析を実施し，有効性評価での結果（約 1.13 ドル，
燃料エンタルピ最大値：約 85kJ／kgＵＯ ２ ，燃料エンタルピの増分の最大
値：約 77kJ／kgＵＯ ２ ）と大きく差異がない，約 1.13 ドル（燃料エンタル
ピ最大値：約 96kJ／kgＵＯ ２ ，燃料エンタルピの増分の最大値：約 80kJ／
kgＵＯ ２ ）であることから，初期燃料温度の不確かさが与える影響は小さい。
（添付資料 5.4.3，5.4.4，5.4.5）

(6)

ま と め
5.4−12

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，解析条件の不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

5.4.4

必要な要員及び資源の評価(1)

必要な要員の評価
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」において，重大事故等対策
は自動で作動するため，対応に必要な要員はいない。

(2)

必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」において，必要な水源，燃料及び電源の評価結果は以下のとおりである。
ａ．水源

本重要事故シーケンスの評価では，原子炉注水は想定していない。

ｂ．燃料

本重要事故シーケンスの評価では，燃料の使用は想定していない。

ｃ．電源

本重要事故シーケンスの評価では，外部電源喪失は想定していない。

5.4.5

結

論

事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」では，誤操作により過剰な制御棒の引き抜きが行われ，臨界に至る反応度が投入されることで，原子炉が5.4−13

臨界に達し燃料損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」に対する燃料損傷防止対策としては，原子炉停止機能を整備している。
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」の重要事故シーケンス「停止中に実施される検査等により，最大反応度価値を有する制御棒 1 本が全引き抜きされている状態から，他の 1 本の制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によって引き抜かれ，異常な反応度の投入を認知できずに燃料の損傷に至る事故」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，原子炉停止機能により，燃料が損傷することはな
く，未臨界を維持することが可能である。
その結果，燃料有効長頂部の冠水，放射線遮蔽の維持及び未臨界の確保ができることから，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
解析条件の不確かさについて確認した結果，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
本事故シーケンスグループにおける重大事故等対策は自動で作動するため，対応に必要な要員はいない。スクラム動作後の原子炉の状態確認において，中央制御室の当直運転員 1 名で実施可能である。
以上のことから，原子炉停止機能の燃料損傷防止対策は，選定した重要事
故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」に対して有効である。

5.4−14

プラント前提条件
・複数本の制御棒引き抜き操作（停止余裕検査及び冷温臨界検査を考慮した想定）
・起動領域モニタのモード切替スイッチ「ＯＰＥＲ」位置
・原子炉モード・スイッチ「起動」位置

凡例：操作・確認（運転員）：プラント状態（解析）
：判断

引抜制御棒
ＣＲ−１：最大反応度価値を有する制御棒
ＣＲ−２：ＣＲ−１の対角隣接の制御棒：操作及び判断：解析上考慮しない操作：重大事故等対応要員（現場）の作業：運転員と重大事故等対応要員（現場）の共同作業

複数本の制御棒引き抜き操作を開始

ＣＲ−１の全引き抜き操作

ＣＲ−２の引き抜き操作開始（正規の操作手順）(解析上の時刻)(0秒)

ＣＲ−２の連続引き抜き操作※

ＣＲ−２を1ノッチずつ引き抜き操作※ 人的過誤としてＣＲ−２の連続引き抜きを想定する。

（解析上考慮せず）（約10秒）

原子炉スクラム信号発生
原子炉出力ペリオド短（10秒）

制御棒引抜阻止信号発生
原子炉出力ペリオド短（20秒）

制御棒全挿入により未臨界達成

第 5.4−1 図

反応度の誤投入の対応手順の概要

5.4−15

第 5.4−2 図

引抜制御棒反応度曲線

第 5.4−3 図

スクラム反応度曲線
5.4−16

燃料エンタルピ
最大値：約 85kJ／kgＵＯ ２
増分の最大値：約 77kJ／kgＵＯ ２

炉心平均中性子束
最大値：約 15％
（kJ／kgＵＯ ２ ）

出力降下及び除熱に伴う燃料エンタルピの減少

制御棒引抜による出力上
昇及びそれに伴う燃料エ
ンタルピの増加制御棒の引き抜き開始約
9.7 秒後，原子炉スクラム及びドップラ効果により出力降下

時

第 5.4−4 図

間（s）

反応度の誤投入における事象変化

5.4−17

第 5.4−1 表
操作及び確認

反応度の誤投入における重大事故等対策について
手順

重大事故等対処設備
常設設備

可搬型設備

計装設備

誤操作による反応度誤 運転停止中に制御棒の誤引き抜き等によって，燃 −投入料に反応度が投入される。

−

起動領域計装＊

反応度誤投入後の原子 制御棒の誤操作による反応度の投入により，原子 −炉スクラムの確認
炉出力ペリオド短（10 秒）信号による原子炉ス
クラム信号が発生し，原子炉はスクラムする。制御棒が全挿入し，原子炉は未臨界状態となる。

−

起動領域計装＊

5.4−18＊

既許可の対象となっている設備を重大事故等対処設備に位置付けるもの

第5.4−2表
項

目

解析コード

炉心状態
初期条件

主要解析条件（反応度の誤投入）（1／3）
主要評価条件
条件設定の考え方
ＡＰＥＸ／−
ＳＣＡＴ（ＲＩＡ用）
９×９燃料（Ａ型）と９×９燃料（Ｂ型）の９×９燃料（Ａ型）
特性はほぼ同等であることから，代表的に９平衡炉心のサイクル初期
×９燃料（Ａ型）を設定
燃料交換後の余剰反応度の大きな炉心を想定

5.4−19
事故条件

実効増倍率

1.0

原子炉は臨界状態にあるものとして設定

原子炉初期出力

定格出力の10−８

原子炉は停止状態にあるものとして設定

原子炉初期圧力

0.0MPa［gage］

原子炉停止時の圧力を想定

燃料被覆管表面温度及び原子炉冷却
材温度

20℃

初期燃料エンタルピ

8kJ／kgＵＯ２

起因事象

制御棒の誤引き抜き

原子炉冷却材温度の下限値を基に設定した値であり，最も水密度が高くなる値として設定
原子炉冷却材温度20℃における燃料エンタル
ピを想定
運転停止中の原子炉において，制御棒1本が全引き抜きされている状態から，他の1本の制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によって連続的に引き抜かれる事象を想定

第 5.4−2 表
項目

主要解析条件（反応度の誤投入）（2／3）
主要評価条件
条件設定の考え方投入される反応度を厳しく評価する観点から設定
なお，通常，制御棒1本が全引き抜きされている状態の未臨界度は深く，また，仮に他の1本の制御棒が操作量の制限を超えた場合でも，臨界近接で引き抜かれる制御棒の反応度価値が事故条件

誤引き抜きされる制御棒

最大反応度価値を有する制御
棒の対角隣接の制御棒

核的制限値を超えないように管理※している。
これらを踏まえ，本評価においては，誤引き抜

5.4−20

きされる制御棒の反応度価値が，管理値を超える事象を想定制御棒価値ミニマイザ又は複数の運転員による制御棒の引き抜き手順の監視を考慮し，対角隣接の制御棒とし，引き抜きされる制御棒1本の反応度価値は約1.71％Δkとする
外部電源※

外部電源あり制御棒の引き抜き操作には外部電源が必要となるため，外部電源ありを想定

原子炉起動時及び冷温臨界検査時は，臨界近接時における制御棒の最大反応度価値が 1.0％Δk 以下となるように管理。また，制御棒価値ミニマイザ又は複数の運転員による制御棒の引き抜き手順の監視を実施。なお，停止余裕検査においても同様の監視を実施。

第 5.4−2 表

主要解析条件（反応度の誤投入）（3／3）

項目
重大事故等対策に関連する機器条件

5.4−21※1

制御棒の引抜速度

起動領域計装のバイパス状態

原子炉スクラム信号

主要評価条件9.1cm／s

条件設定の考え方
引抜速度の上限値を設定

Ａ，Ｂチャンネルそれぞれ 1 個 Ａ，Ｂチャンネルとも引抜制御棒に最も近い検ずつ

原子炉出力ペリオド短信号（10秒）※１

出器が 1 個ずつバイパス状態にあるとする。

起動領域モニタのモード切替スイッチを「ＯＰＥＲ」位置とした場合の起動領域計装のスクラ
ム機能により設定※２

起動領域モニタの原子炉出力ペリオド短信号（10 秒）による原子炉スクラム信号は原子炉出力が中間領域に到達することで発生する。

※2

複数の制御棒引抜を伴う検査を実施する際において，発電長が最初の制御棒引き抜き開始前に原子炉保護系計装及び起動領域計装の要素が動作不能でないこと（指示値の異常有無確認，点検記録及び校正記録等の確認等），制御棒のスクラムアキュムレータの圧力等を確認することで，必要な原子炉緊急停止系が正常に動作することを確認する運用としている。そのため，本事象においてもスクラム信号の機能に期待できる。

添付資料 5.4.1
反応度誤投入事象の代表性について

1.

はじめに
有効性評価では反応度の誤投入事象として，「 停止中に実施される検査等により，最大反応度価値を有する制御棒 1 本が全引き抜きされている状態から，
他の 1 本の制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によって引き抜かれ，異常な反応度の投入を認知できずに燃料の損傷に至る事故」を想定している。
これは，運転停止中に実施する冷温臨界検査や停止余裕検査を考慮した想定であり，その検査の制御棒引き抜き事象の代表性について以下に示す。

2.

運転停止中において制御棒を複数引き抜く検査
運転停止中の原子炉においては，停止余裕（最大反応度価値を有する 1 本の制御棒が引き抜かれた状態でも炉心の未臨界を維持できること）を確保した燃料配置としていることに加え，原子炉モード・スイッチを燃料取替位置にすることで，1 本を超える制御棒の引き抜きを阻止するインターロックが作動する状態とし，不用意な臨界の発生を防止している。
しかしながら，停止余裕検査及び冷温臨界検査の実施時においては，原子炉モード・スイッチを起動位置として複数の制御棒の引き抜きを実施する。
このため，これらの検査中に人的過誤が発生すると，想定を超える反応度が投入される可能性がある。
それぞれの検査の概要や対象となる制御棒等は以下のとおり。

(1)冷温臨界検査
検査の目的：臨界予測精度の維持・向上のためのデータベースの蓄積。

検査方法：あらかじめ作成した検査用の引き抜きシーケンスに従って
添付 5.4.1-1

順番に対象となる制御棒の引き抜きを実施し，臨界状態確認後に，制御棒パターン，原子炉水温度及びペリオド等のデータを採取する。なお，臨界近傍での制御棒の引き抜きに際しては，1 ノッチ引き抜きごとに検査担当者で未臨界を確認している。
対象制御棒：評価ケースにより異なる。臨界状態が確認されるまで，複数本の制御棒の引き抜きを実施する。臨界近傍では，反応度価値が小さい制御棒を取り扱う。

事故防止対策：制御棒価値ミニマイザによる制御棒操作手順の監視，又は制御棒の操作を行う運転員とは異なる運転員 1 名による監視。

(2)停止余裕検査
検査の目的：停止余裕（挿入可能な制御棒のうち最大反応度価値を有す
る制御棒 1 本が挿入されない場合でも，原子炉を常に冷温で未臨界にできること）を確認する。

検査方法：①最大反応度価値を有する制御棒（ＣＲ−１）を全引き抜き位置まで引き抜く。
②最大反応度価値を有する制御棒（ＣＲ−１）を位置Ｎ ※まで挿入する。
※

最大反応度価値を有する制御棒（ＣＲ−１）の対角隣接の制御棒（ＣＲ−２）について停止余裕の確認に必要な引き抜き位置③最大反応度価値を有する制御棒（ＣＲ−１）の対角隣接の制御棒（ＣＲ−２）を位置Ｎまで引き抜く。
添付 5.4.1-2

④最大反応度価値を有する制御棒（ＣＲ−１）を再度 1 ノ
ッチずつ引き抜きして，全引き抜きとし，この状態で炉心が臨界未満であることを確認する。なお，制御棒の引き抜きに際しては，各 1 ノッチ引き抜き前に検査担当者
が未臨界を確認している。
対象制御棒：最大反応度価値を有する制御棒 1 本及び最大反応度価値を有する制御棒の対角隣接の制御棒 1 本。
引き抜かれる制御棒は，最大反応度価値を有する制御棒の対角隣接の制御棒のうち，最大反応度価値を有するものを選択。

事故防止対策：制御棒の操作を行う運転員とは異なる運転員 1 名による監視。

3.

想定する人的過誤
想定を超えた反応度が投入されるおそれのある人的過誤として，「 燃料の誤装荷」，「制御棒の選択誤り」及び「制御棒の連続引き抜き」について検討した。

3.1

単一の人的過誤(1)

燃料の誤装荷燃料の誤装荷は，燃料の誤配置や燃料・制御棒の装荷順序の誤りにより，想定以上の反応度が投入されることが考えられる。しかしながら，燃料を装荷する際は，燃料取替機が自動で燃料装荷位置まで移動し，かつ作業員による燃料装荷位置の確認や定検時燃料移動監視装置による確認等が行われる。このため，本事象が発生しても適切に認知がされることから，反応
添付 5.4.1-3

度の連続投入や急激な反応度の投入は考えにくい。

(2)

制御棒の選択誤り
操作対象制御棒の選択を誤ると，当該制御棒の反応度価値が変化する。
冷温臨界検査では，事前に対象となる制御棒の価値が臨界近傍で大きくならないように評価により対象を選定しており，その制御棒パターンは制御
棒価値ミニマイザ又は複数の運転員により監視されている。停止余裕検査においても同様の監視を実施しており，操作対象以外の制御棒が選択されることは考えにくい。また，選択誤りが発生した場合においても臨界付近
での制御棒の引抜操作は 1 ノッチずつであるため，反応度の急激な投入は考えにくい。

(3)

制御棒の連続引き抜き
運転員，及び制御棒の操作を行う運転員とは異なる運転員が制御棒や起動領域計装の確認を実施しており，人的過誤発生時も認知が容易である。
しかし，これらの認知は運転員に期待しているため，有効性評価ではこれ
らの認知に期待せず，制御棒が連続引き抜きされることを想定する。

3.2

人的過誤の重畳
人的過誤として抽出した「燃料の誤装荷」，「制御棒の選択誤り」及び「制御棒の連続引き抜き」の重畳事象の発生について検討した。反応度の投入速
度等の理由 ※ から，検討するべき人的過誤の重畳は「制御棒の選択誤り」＋「制御棒の連続引き抜き」のみであると考えられる。
評価の結果，人的過誤の重畳は発生の可能性が低いことから，有効性評価
では単一の人的過誤である「制御棒の連続引き抜き」について検討する。
添付 5.4.1-4※「制御棒の連続引き抜き」を含まない人的過誤が重畳した場合には，制御棒が 1 ノッチずつ引き抜かれるため，投入される反応度は「制御棒の連続引き抜き」に比べて小さいと考えられる。また，「燃料の誤装荷」については，燃料取替機により自動で選択されるため，運転員等の作業時の誤りにより間違った配置に装荷されることは考えにくく，燃料の装荷順序に係るデータの入力についても十分確認がなされていることから，「燃料の誤装荷」単一の過誤発生確率でも十分低いと考えられ，他の過誤との重畳事象は考慮する必要がないと考えられる。

(1)「制御棒の選択誤り」及び「制御棒の連続引き抜き」重畳時の人的過誤確率
人的過誤の重畳を考慮すべき検査は，「 2.

運転停止中において制御棒を複数引き抜く検査」に示すとおり，停止余裕検査及び冷温臨界検査である。
通常，冷温臨界検査では制御棒価値ミニマイザにより機械的に制御棒の選択の誤りを防止している。したがって，この機能を使用している場合は，
人的過誤による制御棒の選択の誤りは発生しないため，人的過誤の重畳の考慮は不要である。ただし，これらの機能に期待しないで検査を実施することもあるため，その場合における人的過誤の重畳を検討した。なお，制御棒価値ミニマイザによる機械的な制御棒の選択の誤りに期待しない場合
においては，制御棒を操作する運転員以外の運転員が 1 名以上監視に当たることで制御棒の選択の誤りの発生を防止しているため，これらについてもモデル化する。
第 1 図に「制御棒の連続引き抜き」，第 2 図に「制御棒の選択誤り」＋「制御棒の連続引き抜き」の重畳（人的過誤に従属性を考えた場合）における人間信頼性解析（ＨＲＡ）ツリー及び人的過誤の確率を示す。
その結果，「制御棒の連続引き抜き」の単一の人的過誤に比べて「制御棒添付 5.4.1-5

の選択誤り」＋「制御棒の連続引き抜き」の重畳を考慮すると，発生確率が小さくなっていることがわかる。なお，この評価における，同じ操作者・指示者による「制御棒の選択誤り」と「制御棒の連続引き抜き」の人的過誤の従属性は，ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−６８８３のＳＰＡＲ−Ｈ手法における従属性レベルの選定フロー（第 1 表）に基づき，高従属と設定した場合のものである。
ただし，同じ操作者・指示者による「制御棒の選択誤り」と「制御棒の連続引き抜き」の人的過誤の従属性は，作業内容の差異や，各々の操作を
ステップ毎に実施することから独立事象として考えることができ，人的過誤の重畳が発生する可能性は低い結果となった（第 3 図）。
以上より，有効性評価では単一の人的過誤である「制御棒の連続引き抜き」について検討することとした。

添付 5.4.1-6

第1図「制御棒の連続引き抜き」のＨＲＡツリー及び人的過誤確率

添付 5.4.1-7

F11
検査員の指示による
制御棒の選択誤り
F12
誤選択の過誤回復
F13
検査員の指示による制御棒の連続引き抜き

F31
運転員による
制御棒の選択誤り
F32
誤選択の過誤回復
成功（単一の人的過誤）

成功（人的過誤なし，又は単一の人的過誤）F21
運転員による
制御棒の連続引き抜き
失敗（人的過誤の重畳）

F33
操作員の指示による制御棒の連続引き抜き
F41
運転員による
制御棒の連続引き抜き

成功（単一の人的過誤）

失敗（人的過誤の重畳）

失敗（人的過誤の重畳）

失敗（人的過誤の重畳）

人的過誤の内容

過誤 確率
（中央値）

EF

備考

F11

操作員の指示 誤りによる制御棒 の
選択誤り

3.0E-03

3

NUREG/CR-1278 手順書を用 いる時のオミッシ ョンエラー
（チェ ック表が正しく用い られている場合の長 い操作（10項目以 上））
特に高 いストレスとはなら ないため，ストレス ファクタは1と設定

F12

操作する運転 員や監視している 運転員による過 誤回復

5.3E-02

3

NUREG/CR-6883（SPAR-H）の 低従属F11の操 作に対して，時間的 な間隔，作業者の 相違があるため，低 従属とした
特に高 いストレスとはなら ないため，ストレス ファクタは1と設定

F13

検査員の指示 による制御棒の連 続
引き抜き

5.0E-01

2

NUREG/CR-6883（SPAR-H）の 高従属
F11の操 作と作業内容が異な るが，操作者，操 作場所は同じである ため，高従属とした
特に高 いストレスとはなら ないため，ストレス ファクタは1と設定（過誤 回復には期待しない ）F21

操作する運転 員による制御棒の 連
続引き抜き

5.3E-02

3

NUREG/CR-6883（SPAR-H）の 低従属F11の操 作と作業内容が異な り，操作と時間的 な間隔，作業者の相 違があるため，低 従属とした
特に高 いストレスとはなら ないため，ストレス ファクタは1と設定

F31

操作する運転 員による制御棒の 連
続引き抜き

3.0E-03

3

NUREG/CR-1278 手順書を用 いる時のオミッシ ョンエラー
（チェ ック表が正しく用い られている場合の長 い操作（10項目以 上））
特に高 いストレスとはなら ないため，ストレス ファクタは1と設定

F32

検査員や監視 している運転員に よる制御棒の選 択誤りに対する過 誤回復

5.3E-02

3

NUREG/CR-6883（SPAR-H）の 低従属
F31の操 作に対して，時間的 な間隔，作業者の 相違があるため，低 従属とした
特に高 いストレスとはなら ないため，ストレス ファクタは1と設定

F33

検査員の指示 による制御棒の連 続
引き抜き

5.3E-02

3

NUREG/CR-6883（SPAR-H）の 低従属
F31の操 作に対して，時間的 な間隔，作業者の 相違があるため，低 従属とした
特に高 いストレスとはなら ないため，ストレス ファクタは1と設定

F41

操作する運転 員による制御棒の 連
続引き抜き

2

NUREG/CR-6883（SPAR-H）の 高従属
F31の操 作と作業内容が異な るが，操作者，操 作場所は同じである ため，高従属とした
特に高 いストレスとはなら ないため，ストレス ファクタは1と設定（過誤 回復には期待しない ）5.0E-01※操作する運転員による制御棒の連続引き抜きにおける過誤回復 には保守的に期待 しないこととした。
また，HRAツリー及び人 的過誤の確率は，複数の制御棒を引き 抜く冷温臨界試験を 想定して評価した 。
人的過誤（平均値）

EF

3.1E-043.6

第2図「制御棒の選択誤り」及び「制御棒の連続引き抜き」重畳時のＨＲＡツリー（従属性を考慮する場合）
添付 5.4.1-8

F11
検査員の指示による
制御棒の選択誤り
F12
誤選択の過誤回復
F13
検査員の指示による制御棒の連続引き抜き

F31
運転員による
制御棒の選択誤り

F14
連続引き抜きの過誤回復

F32
誤選択の過誤回復

F21
成功
運転員による（単一の人的過誤）
制御棒の連続引き抜き
F33
失敗
操作員の指示による（人的過誤の重畳）
制御棒の連続引き抜き
F34
失敗
連続引き抜きのF41（人的過誤の重畳）
過誤回復
運転員による
制御棒の連続引き抜き

成功（人的過誤なし，又は単一の
人的過誤）

成功
（単一の人的過誤）

失敗（人的過誤の重畳）
失敗（人的過誤の重畳）

人的過 誤の内 容

過誤確 率（ 中央値 ）

EF

備考

F11

操作 員の指 示誤り による 制御棒 の選択 誤り

3.0E-03

3

NUREG/CR-1278 手順 書を用 いる時の オミッ ション エラー（ チェッ ク表が 正しく 用いら れてい る場合 の長い 操作（ 10項目 以上） ）特 に高い ストレ スとは ならな いため ，スト レスフ ァクタ は1と設 定

F12

操作 する運 転員や 監視し ている 運
転員 による 過誤回 復

5.3E-02

3

NUREG/CR-6883（SPAR-H）の 低従属F11の操 作に対 して， 時間的 な間隔， 作業者 の相違 がある ため， 低従属 とした
特 に高い ストレ スとは ならな いため ，スト レスフ ァクタ は1と設 定

F13

検査 員の指 示によ る制御 棒の連 続
引き 抜き

3.0E-03

3

NUREG/CR-1278 手順 書を用 いる時の オミッ ション エラー（ チェッ ク表が 正しく 用いら れてい る場合 の長い 操作（ 10項目 以上） ）特 に高い ストレ スとは ならな いため ，スト レスフ ァクタ は1と設 定※ 制御棒 の選択 誤りと 作業内 容が異 なり， 操作は 検査要 領書に 従って ステッ プ毎に 実施す る
こ とから ，完全 独立と した

F14

操作 する運 転員や 監視し ている 運
転員 による 過誤回 復

5.3E-02

3

NUREG/CR-6883（SPAR-H）の 低従属F13の操 作に対 して， 時間的 な間隔， 作業者 の相違 がある ため， 低従属 とした
特 に高い ストレ スとは ならな いため ，スト レスフ ァクタ を1と設 定

F21

操作 する運 転員に よる制 御棒の 連
続引 き抜き3.0E-03

3

NUREG/CR-1278 手順 書を用 いる時の オミッ ション エラー（ チェッ ク表が 正しく 用いら れてい る場合 の長い 操作（ 10項目 以上） ）特 に高い ストレ スとは ならな いため ，スト レスフ ァクタ は1と設 定※ 制御棒 の選択 誤りと 作業内 容が異 なり， 操作は 検査要 領書に 従って ステッ プ毎に 実施す る
こ とから ，完全 独立と した

F31

操作 する運 転員に よる制 御棒の 連
続引 き抜き3.0E-03

3

NUREG/CR-1278 手順 書を用 いる時の オミッ ション エラー（ チェッ ク表が 正しく 用いら れてい る場合 の長い 操作（ 10項目 以上） ）特 に高い ストレ スとは ならな いため ，スト レスフ ァクタ は1と設 定

F32

検査 員や監 視して いる運 転員に よる制 御棒の 選択誤 りに対 する過 誤回復

5.3E-02

3

NUREG/CR-6883（SPAR-H）の 低従属
F31の操 作に対 して， 時間的 な間隔， 作業者 の相違 がある ため， 低従属 とした
特 に高い ストレ スとは ならな いため ，スト レスフ ァクタ は1と設 定

F33

検査 員の指 示によ る制御 棒の連 続
引き 抜き

3.0E-03

3

NUREG/CR-1278 手順 書を用 いる時の オミッ ション エラー（ チェッ ク表が 正しく 用いら れてい る場合 の長い 操作（ 10項目 以上） ）特 に高い ストレ スとは ならな いため ，スト レスフ ァクタ は1と設 定※ 制御棒 の選択 誤りと 作業内 容が異 なり， 操作は 検査要 領書に 従って ステッ プ毎に 実施す る
こ とから ，完全 独立と した

F34

操作 する運 転員や 監視し ている 運
転員 による 過誤回 復

5.3E-02

3

NUREG/CR-6883（SPAR-H）の 低従属F33の操 作に対 して， 時間的 な間隔， 作業者 の相違 がある ため， 低従属 とした
特 に高い ストレ スとは ならな いため ，スト レスフ ァクタ は1と設 定

F41

操作 する運 転員に よる制 御棒の 連
続引 き抜き3.0E-03

3

NUREG/CR-1278 手順 書を用 いる時の オミッ ション エラー（ チェッ ク表が 正しく 用いら れてい る場合 の長い 操作（ 10項目 以上） ）特 に高い ストレ スとは ならな いため ，スト レスフ ァクタ は1と設 定※ 制御棒 の選択 誤りと 作業内 容が異 なり， 操作は 検査要 領書に 従って ステッ プ毎に 実施す る
こ とから ，完全 独立と した※ 操作す る運転 員によ る制御 棒の連 続引き 抜きに おける 過誤回 復には 保守的 に期待 しない こととし た。
また， HRAツ リー及 び人的 過誤の確 率は， 複数の 制御棒 を引き 抜く冷 温臨界 試験を 想定し て評価 した。
人 的過誤 （平均 値）

EF

2.0E-064.5

第3図「制御棒の選択誤り」及び「制御棒の連続引き抜き」重畳時のＨＲＡツリー（独立事象の場合）
添付 5.4.1-9

第1表

4.

ＳＰＡＲ−Ｈ手法における従属性レベルの選定フロー

過去に発生した制御棒誤引き抜け事象と東海第二発電所における発生防止
対策(1)

志賀原子力発電所 1 号炉における制御棒引き抜け事象
平成 11 年 6 月，志賀原子力発電所 1 号炉において，原子炉停止機能強化
工事の機能確認工事の準備として，制御棒関連の弁を操作していたところ，
3 本の制御棒が想定外に全挿入位置から引き抜かれ，原子炉が臨界状態となった。この事象により，原子炉自動停止信号が発生したが，直ちに制御棒が挿入されず，約 15 分間制御棒が全挿入されなかった。
この事象は，制御棒駆動水圧系（以下「ＣＲＤ」という。）の原子炉戻り
ラインの弁を開けずにＣＲＤ挿入ライン隔離弁を閉としたことにより，引き抜きラインに圧力がかかり，制御棒が引き抜けた。また，原子炉自動停
止信号が発生したにも関わらず制御棒が挿入されなかったのは，ＣＲＤ挿
入ライン隔離弁が閉であったこと及び制御棒駆動水圧制御ユニット（以下「ＨＣＵ」という。）アキュムレータに圧力が充てんされていなかったことが原因である。
上記の事象を踏まえ，東海第二発電所では，次の対策を講じている。
添付 5.4.1-10

ａ．ＨＣＵ隔離時のＣＲＤリターンライン運転手順の整備
ｂ．原子炉−ＣＲＤ冷却水ヘッダ間差圧上昇時のＣＲＤポンプ自動トリ
ップインターロックの設置
これらの対策を考慮して制御棒の誤引き抜け事象の発生頻度を評価した
結果，4.5E-10／施設定期検査と評価され，志賀原子力発電所 1 号炉で発生した制御棒誤引き抜け事象と同様の事象が東海第二発電所で発生する頻度
は十分小さいことを確認している。

(2)

東海第二発電所における意図せぬ制御棒動作事象
東海第二発電所においては，制御棒の誤引き抜け事象等により反応度が誤投入された事象の発生実績はないが，平成 20 年 4 月，施設定期検査中（全燃料取出，全制御棒全引き抜き，制御棒駆動水圧系ユニット（以下「ＨＣＵ」という。）隔離）のところ，1 本の制御棒が 44 ポジション（全引き抜
き位置（48 ポジション）から 4 ポジション挿入）に動作し，「制御棒ドリフト」警報が発報した。
この事象は，動作した制御棒のＨＣＵの制御弁のリークテストを実施中に，当該制御弁の圧力が安定せず加圧を通常よりも長時間実施したこと，
及び当該ＨＣＵ周りの手動弁のシートパスが重畳したことが原因である。
ただし，本事象は全燃料取出状態であったこと，及び制御棒は挿入側に動作した事象であることから，反応度が投入された事象ではない。
なお，当事象への対策として，以下の対策を行った。
・当該ＨＣＵ弁の弁体取替え
・ＨＣＵリークテストにおける圧力が安定しない場合は，当該リークテストを中止する・警報処置手順書における「制御棒ドリフト」警報に本事象を発生要添付 5.4.1-11

因として加えることで，当該警報発報時にＨＣＵリークテストも要因の調査対象とする。

5.

重要事故シーケンスの想定
有効性評価では上記 2.〜4.を踏まえ，停止余裕検査や冷温臨界検査時に，人的過誤により制御棒が連続的に引き抜かれる事象を想定した。
このとき，臨界近傍での引抜制御棒の反応度価値が冷温臨界検査 ※ に比べて大きい停止余裕検査においては，最大反応度価値を有する対角隣接の制御
棒 1 本を引き抜くことを考慮して，「 最大反応度価値を有する制御棒が全引き抜きされている状態で最大反応度価値を有する制御棒の対角隣接制御棒 1 本」を反応度誤投入の代表性があるものとして選定した。
以上より，反応度の誤投入事象として，「 停止中に実施される検査等により，最大反応度価値を有する制御棒 1 本が全引き抜きされている状態から，他の1 本の制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によって引き抜かれ，異常な反応度の投入を認知できずに燃料の損傷に至る事故」を代表性のあるシナリオとしている。
※

冷温臨界検査においては，臨界近傍における制御棒の反応度価値は1.0％Δk 以下となるよう管理

添付 5.4.1-12

添付資料 5.4.2
安定停止状態について（運転停止中

反応度の誤投入）

運転停止中の反応度の誤投入の安定停止状態については以下のとおり。
原子炉安定停止状態：事象発生後，設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備を用いた炉心冷却により，炉心冠水が維持でき，また，冷却のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合，安定停止状態が確立されたものとする。
【安定停止状態の確立について】
原子炉安定停止状態の確立について
運転停止中に制御棒の誤引き抜き等によって，燃料に反応度が投 入 さ れ る が ， 原 子 炉 出 力 ペ リ オ ド 短 （ 10 秒 ） 信 号 に よ り 原 子 炉はスクラムして制御棒全挿入となり，未臨界状態となることで，原子炉安定停止状態が確立される。
また，重大事故等対策は自動で作動するため，対応に必要な要員の確保は不要である。
【安定停止状態の維持について】
上記の燃料損傷防止対策により安定停止状態を維持できる。
ま た ，残 留 熱 除 去 系 機 能 を 維 持 し ，除 熱 を 継 続 す る こ と に よ り ，
安定停止状態後の状態維持が可能となる。

添付 5.4.2-1

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（運転停止中
第 1表
分類

炉心
（核）

反応度の誤投入）

解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等の操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（運転停止中
重要現象

解析モデル

不確かさ

運転員等操作時間に与える影響

反応度の誤投入）

評価項目パラメータに与える影響

核 分 裂 出 ・一点近似動特性モデル（炉出力）考慮しない
力・出力分布は二次元拡散モデル
・核 定 数 は 三 次 元 体 系 の 炉 心 を 空 間 効 果 を考慮し二次元体系に縮約

ドップラ反応度フィードバック及び制御棒反応度効果の不確かさに含まれる。

出 力 分 布 ・ 二 次 元 （ RZ） 拡 散 モ デ ル
考慮しない
変化・エ ン タ ル ピ ス テ ッ プ の 進 行 に 伴 う 相 対 出
力分布変化を考慮

解析では制御棒引抜に伴う反応度印加曲線を厳しく設
定 し ，さ ら に 局 所 出 力 ピ ー キ ン グ 係 数 は 対 象 領 域 に あ る
燃 料 の 燃 焼 寿 命 を 考 慮 し た 最 大 値（ 燃 焼 度 0GWd／ t で の値 ）を 用 い る と い っ た 保 守 的 な モ デ ル を 適 用 し て い る ことから，出力分布変化の不確かさは考慮しない。

添付 5.4.3-1

反 応 度 フ ・ド ッ プ ラ 反 応 度 フ ィ ー ド バ ッ ク 効 果 は 出 ・ ド ッ プ ラ 反 応 度 フ ィ
実 験 結 果 と 解 析 コ ー ド の 評 価 結 果 と の 比 較 か ら ，ド ッ プ
ィードバ
力分布依存で考慮
ー ド バ ッ ク 効 果：7〜
ラ 反 応 度 フ ィ ー ド バ ッ ク の 不 確 か さ は 7〜 9％ と 評 価 さ
ッ ク 効 果 ・ 熱 的 現 象 は 断 熱 ，ボ イ ド 反 応 度 フ ィ ー ド
9％
れ て い る こ と か ら ，こ れ を 踏 ま え て 解 析 を 行 う 必 要 が あ
バック効果は考慮しない※
・実効遅発中性子割る。
合 ： 約 4％停 止 時 の 制 御 棒 の 誤 引 き ま た ，実 効 遅 発 中 性 子 割 合 の 不 確 か さ は ，臨 界 試 験 の 結
抜 き は ，起 動 領 域 計 装 の 原 果 と 解 析 コ ー ド の 評 価 結 果 と の 比 較 に よ り ，約 4％ と 評
子 炉 出 力 ペ リ オ ド 短 （ 10 価 さ れ て い る こ と か ら ，こ れ を 踏 ま え て 解 析 を 行 う 必 要秒 ）信 号 の 発 生 に よ り ，自 が あ る 。
制 御 棒 反 ・三次元拡散モデル
・制 御 棒 反 応 度：約 9％ 動 的 に 原 子 炉 ス ク ラ ム さ 実 験 結 果 と 解 析 コ ー ド の 評 価 結 果 と の 比 較 か ら ，制 御 棒
・ 実 効 遅 発 中 性 子 割 れ る こ と で 未 臨 界 と な り ， 反 応 度 の 不 確 か さ は 約 9％ 程 度 あ る こ と か ら ，こ れ を 踏
応度効果 ・動特性計算では外部入力
事象は収束することから， まえて解析を行う必要 がある。
合 ： 約 4％
運 転 員 等 の 操 作 を 必 要 と ま た ，実 効 遅 発 中 性 子 割 合 の 不 確 か さ は ，臨 界 試 験 と のしない。
比 較 に よ り ，約 4％ と 評 価 さ れ て い る こ と か ら ，こ れ をし た が っ て ，解 析 コ ー ド の 踏 ま え て 解 析 を 行 う 必 要 が あ る 。
不 確 か さ が 運 転 員 等 操 作 「 反 応 度 投 入 事 象 評 価 指 針 」に お い て 燃 料 棒 内 メ ッ シ ュ
燃 料 棒 内 ・熱伝導モデル
考慮しない
時 間 に 与 え る 影 響 を 考 慮 の「 制 御 棒 落 下 」解 析 結 果 へ の 影 響 は 0％ と 報 告 さ れ て
温 度 変 化 ・燃 料 ペ レ ッ ト − 被 覆 管 ギ ャ ッ プ 熱 伝 達 モ
する必要はない。
デル
おり，類似の事象である本事故シーケンスについても，評価項目となるパラメータに対する影響は小さい。

※

本事象では即発臨界となり，急激な出力上昇が生じる
が，スクラム反応度印加により出力は速やかに降下し，
燃 料 エ ン タ ル ピ は そ の 数 秒 後 に 最 大 値 と な る 。こ の よ う
な 短 時 間 の 事 象 で あ る こ と か ら ，燃 料 棒 表 面 熱 伝 達 の 不
確かさが燃料エンタルピの最大値に及ぼす影響はほとん ど な い 。そ の た め ，評 価 項 目 と な る パ ラ メ ー タ に 対 する影響は小さい。

沸騰遷移

事象を通じての表面熱流束は限界熱流束に対して十分
小 さ く な っ て い る こ と か ら ，沸 騰 遷 移 の 判 定 式 の 不 確 かさが燃料エンタルピの最大値に与える影響はほとんどなく，評価項目となるパラメータに対する影響は小さい。

低 温 時 ： Rohsenow-Griffith の 式 及 び 考 慮 し な い
Kutateladze の 式

ＡＰＥＸは断熱モデルに基づくドップラ反応度フィードバックモデルを採用し，減速材温度フィードバック及び減速材ボイドフィードバックは考慮しない。

添付資料 5.4.3

炉心
（燃料）

燃 料 棒 表 ・ 単 相 強 制 対 流 ： Dittus-Boelter の 式
考慮しない
面 熱 伝 達 ・ 核 沸 騰 状 態 ： Jens-Lottes の 式
・ 膜 沸 騰 状 態 （ 低 温 時 ）： NSRR の 実 測 デ ー
タに基づいて導出された熱伝達相関式

第 2 表解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（運転停止中項目

解析条件(初期，事故及び機器条件)の不確かさ
解析条件

炉心状態

実効増倍率

添付 5.4.3-2

初
期
条
件

９ ×９ 燃 料（ Ａ型）
平衡炉心サイ
クル初期

1.0

最確条件

装荷炉心ご
と ，燃 焼 度 ごとに変化する

0.99 未 満

原子炉出力

定格出力の
10 − ８定格出力の10 − ８ 程 度

原子炉圧力

大気圧

大気圧程度

燃料被覆管
表面温度及
20℃
び冷却材温
度

評価条件設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

９ ×９ 燃 料 （ Ａ 型 ） と ９ ×９ 燃 料（Ｂ型）の熱水力学的な特性はほぼ同等であることから，代表的に
９ ×９ 燃 料 （ Ａ 型 ） を 設 定
燃料交換後の余剰反応度の大きな炉心を想定

原子炉は臨界状態にあるものとし
停止時の制御棒の誤引きて設定
抜きは，起動領域計装の原子炉出力ペリオド短（ 10 秒 ）信 号 の 発 生 に より，自動的に原子炉スクラムされることで未臨界となり，事象は収束する
原子炉は停止状態にあるものとし こ とから， 運転員 等の操て設定作を必要としない。
したがって，初期条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響を考慮する必要はない。
原子炉停止時の圧力を想定

反 応 度 の 誤 投 入 ）（ 1 ／ 2 ）評価項目パラメータに与える影響
実炉心においては装荷炉心毎，燃焼度毎に制御棒反応度価値やス
クラム反応度等の特性が変化する。
これらの影響については以下の保守的な想定をした評価においても ，投 入 さ れ る 反 応 度 は 約 1.16 ド ル（ 燃 料 エ ン タ ル ピ 最 大 値： 約
80kJ／ kgＵ Ｏ ２ ， 燃 料 エ ン タ ル ピ の 増 分 の 最 大 値 ： 約 72kJ／ kgＵ
Ｏ ２ ）に と ど ま る こ と か ら ，不 確 か さ が 評 価 項 目 と な る パ ラ メ ー タに与える影響は小さい。
・サイクル初期及びサイクル末期の炉心状態においてＢ型平衡
炉心の反応度印加率を包含する引抜制御棒反応度曲線を用いた 場 合 （ 添 付 資 料 5.4.5）
実 効 増 倍 率 が 0.99 の 場 合 は ，臨 界 到 達 ま で に か か る 時 間 が 追 加 で
必 要 と な り ，ま た 投 入 さ れ る 反 応 度 も 約 0.96 ド ル（ 燃 料 エ ン タ ル
ピ 最 大 値 ： 約 10kJ／ kgＵ Ｏ ２ ， 増 分 の 最 大 値 ： 約 1kJ／ kgＵ Ｏ ２ ）と小さくなり，即発臨界に至らないこととなるため，評価項目となるパラメータに対する余裕が大きくなる。
初期出力は炉心状態毎に異なり，評価項目となるパラメータに影響を与えるため，その不確かさが与える影響を評価した。
定 格 出 力 の 10 − ８ の 10 倍 及 び 1／ 10 倍 と し た 場 合 の 感 度 解 析 を 行
い，結果は以下のとおりとなった。
定 格 出 力 の 10 − ７ ： 約 1.09 ド ル
定 格 出 力 の 10 − ９ ：約 1.17 ド ル（ 燃 料 エ ン タ ル ピ 最 大 値：約124kJ／ kgＵ Ｏ ２ ， 増 分 の 最 大 値 ： 約 115kJ／ kgＵ Ｏ ２ ）有 効 性 評 価 で の 結 果（ 約 1.13 ド ル ，燃 料 エ ン タ ル ピ 最 大 値：約 85kJ
／ kgＵ Ｏ ２ ，増 分 の 最 大 値：約 77kJ／ kgＵ Ｏ ２ ）と 大 き く 差 異 が ないことから，初期出力の不確かさが与える影響は小さい。
解析条件と同様であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

初期燃料被覆管表面温度は炉心状態毎に異なり，評価項目となる
パ ラ メ ー タ に 影 響 を 与 え る た め ，そ の 不 確 か さ ※ が 与 え る 影 響 を 評価した。
初 期 燃 料 温 度 を 60℃ と し た 場 合 の 感 度 解 析 を 実 施 し ， 結 果 は 以 下のとおりとなった。
・ 初 期 燃 料 温 度 60℃ ： 約 1.13 ド ル （ 燃 料 エ ン タ ル ピ 最 大 値 ：約 96kJ／ kgＵ Ｏ ２ ， 増 分 の 最 大 値 ： 約 80kJ／ kgＵ Ｏ ２ ）
冷 却 材 温 度 20℃ に お け る 燃 料 エ
燃料エンタ
事故事象毎
8kJ／ kgＵ Ｏ ２
有 効 性 評 価 で の 結 果（ 約 1.13 ド ル ，燃 料 エ ン タ ル ピ 最 大 値：約 85kJ
ンタルピを想定
ルピ／ kgＵ Ｏ ２ ，増 分 の 最 大 値：約 77kJ／ kgＵ Ｏ ２ ）と 大 き な 差 異 が ないことから，初期燃料温度の不確かさが与える影響は小さい。
※ 本 評 価 で 評 価 対 象 と し た ９ ×９ 燃 料 で は ，初 期 の 燃 料 被 覆 管 表 面 温 度 及 び 冷 却 材 温 度 を 高 く 設 定 し た 場 合 に ，Ｇ ｄ の 燃 焼 や Ｐ ｕ の 蓄 積 に よ り ，結 果 が厳しくなる場合がある。
事故事象毎20℃ 以 上原子炉冷却材温度の下限値を基 に 設 定 し た 値 で あ り ，最 も 水
密度が高くなる値として設定

第 2 表解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（運転停止中項目

解析条件(初期，事故及び機器条件)の不確かさ
解析条件

事
故
条
件

添付 5.4.3-3
機
器
条
件

起因事象

−

誤引き抜き
される制御
棒

最大反応度価値を有する制御棒の対角隣接の制御棒のう ち ，最 大 反 応
度価値を有す
る制御棒

−

外部電源

外部電源あり−9.1cm／ s 以
下

運転員等操作時間に与える影響

評価項目パラメータに与える影響

運転停止中の原子炉において，制御棒 1 本が全引き抜きされている状態から，他の 1 本の制御棒が解析条件と同様であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作量の制限を超える誤った操作によって連続的停止時の制御棒の誤引きに引き抜かれる事象を想定
抜きは，起動領域計装の投入される反応度を厳しく評価する観点から設定
原子炉出力ペリオド短なお，通常，制御棒 1 本が全引き抜きされている（ 10 秒 ）信 号 の 発 生 に よ
状態の未臨界度は深く，また，仮に他の 1 本の制
り，自動的に原子炉スク
御棒が操作量の制限を超えた場合でも，臨界近接ラムされることで未臨界で引き抜かれる制御棒の反応度価値が核的制限値となり，事象は収束する※を超えないように管理 している。これらを踏ま−ことから，運転員等の操え，本評価においては，誤引き抜きされる制御棒作を必要としない。
の反応度価値が，管理値を超える事象を想定したがって，事故条件 の制御棒価値ミニマイザ又は複数の運転員による制不確かさが運転員等操 作
御棒の引き抜き手順の監視を考慮し，対角隣接の時間に与える影響を考 慮
制御棒とし，引き抜きされる制御棒 1 本の反応度する必要はない。
価 値 は 約 1.71％ Δ k と す る
制御棒の引き抜き操作には外部電源が必要となるため，外部電源ありを想定

引抜速度の上限値として設定

停止時の制御棒の誤引 きＡ，Ｂチャンネルとも引抜制御棒に最も近い検出 抜きは，起動領域計装 の器が 1 個ずつバイパス状態にあるとする。スクラ 原子炉出力ペリオド短ム信号が遅れることにより，厳しい評価となる（ 10 秒 ）信 号 の 発 生 に より，自動的に原子炉ス ク
ラムされることで未臨 界となり，事象は収束す る
期待する
ことから，運転員等の 操（原子炉出 制御棒の引き抜きが制限されないことによ
力 ペ リ オ ド り ， 制 御 棒 の 誤 操 作 の 量 が 増 加 し ， 厳 し い 評 作を必要としない。
したがって，機器条件 の
短 信 号 （ 20 価 と な る
不確かさが運転員等操 作
秒 ））時間に与える影響を考 慮する必要はない。

−
解析上では引抜速度の上限値を設定しているが，最確条件では上限値に比べて遅い引抜速度であり，投入反応度が小さくなるため，評価項目となるパラメータに対する余裕が大きくなる。

起動領域計装Ａ ，Ｂ チ ャ ン ネ バ イ パ ス なのバイパス状ルそれぞれ 1 個 し態

バイパス状態がない場合はスクラム信号の応答が早くなり，投入反応度が小さくなるため，評価項目となるパラメータに対する余裕が大きくなる。

期待しない
制御棒引抜 （原子炉出力阻止
ペリオド短信号 （ 2 0 秒 ））

制御棒引抜阻止に期待した場合，原子炉出力
ペ リ オ ド 短 信 号 （ 20 秒 ） が 発 信 す る と 制 御 棒
引抜が停止する。ただし，本評価では制御棒の誤引き抜きにより反応度が急激に投入される た め ， 原 子 炉 出 力 ペ リ オ ド 短 信 号 （ 20 秒 ）と 原 子 炉 出 力 ペ リ オ ド 短（ 10 秒 ） 信 号 に よ る
スクラム信号がほぼ同時に発信するため，制御棒引抜阻止に期待した場合でも評価項目に与える影響はほとんどない。

スクラム信号※

最確条件

制御棒の誤引き抜き

制御棒の引抜9.1cm／ s
速度

評価条件設定の考え方

反 応 度 の 誤 投 入 ）（ 2 ／ 2 ）原子炉出力ペ
解析条件とリ オ ド 短 （ 10同様秒）信号

起動領域モニタのモード切替スイッチを「ＯＰＥＲ」位置とした場合の起動領域計装のスクラム機能により設定解析条件と同様であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

原 子 炉 起 動 時 及 び 冷 温 臨 界 検 査 時 は ，臨 界 近 接 時 に お け る 制 御 棒 の 最 大 反 応 度 価 値 が 1 . 0 % Δ k 以 下 と な る よ う に 管 理 。ま た ， 制 御 棒 価 値 ミ ニ マ イ ザ 又は複数の運転員による制御棒の引き抜き手順の監視を実施。なお，停止余裕検査においても同様の監視を実施。

添付資料 5.4.4
原子炉初期出力に係る感度解析の評価条件について

1．はじめに反応度誤投入事象の評価条件である原子炉初期出力（臨界状態）について，
ノミナル値を定格出力の 10−８ とし，また，感度解析の範囲をその 10 分の 1 から 10 倍までとすることが，妥当であることを以下に示す。

2．長期停止による原子炉初期出力への影響
原子炉初期出力は，一般に中性子源の強さに比例し，未臨界度に反比例する。
長期停止に伴い，主にＡｍ−241 の蓄積によって未臨界度は深くなるが，長期停止後も短期停止後と同様の燃料配置換え等が行われることにより，その影響は緩和される。一方，中性子源の強さについては，停止後 30 日程度には起動領域計装（ＳＲＮＭ）のカウント数として 8 割以上を占め，停止中の原子炉における主要な中性子源となるＣｍ−242（半減期 163 日）及びＣｍ−244（半減期18.1 年）の半減期を考慮すると，10 年程度の停止期間の場合，停止時中性子束は低下するものの停止後 30 日程度（短期停止を想定）の中性子束の 0.1 倍には至らない。また，停止期間が相当期間に渡っても，Ｃｍ−242 及びＣｍ−244の減衰について第 1 図に示すとおり，感度解析の範囲内である。

3．感度解析における初期出力範囲の根拠
反応度誤投入事象における初期出力は，低い方が投入反応度を厳しくする傾向がある。減速材温度が低温時の原子炉臨界時出力は，約 1 年の停止期間後の実績を含む臨界実績として定格出力の 10−８ 〜10−５ であることから，なるべく低出力側をノミナル値とし，定格出力の 10−８ としている。低出力側の下限値としては，保守的に更に 1 桁分の範囲をとり，定格出力の 10 −９ としている。これ
添付 5.4.4-1

は，第 1 図より核種量相対値が 0.1 となる（1 桁下がる）までの停止期間を参照すると，十分な範囲と言える。高出力側の上限値としては，低出力側と同様に 1 桁分の範囲をとり，定格出力の 10−７ としている。

4．まとめ
長期停止の影響を含め，初期出力の不確かさが与える影響を感度解析の範囲が十分に含んでいると言えることから，ノミナル値である定格出力の 10−８ を初期出力とし, 感度解析の範囲をその 10 分の 1 から 10 倍までとすることは妥当
である。
1.0

核種量相対値※

Ｃｍ−242＋Ｃｍ−244
Cm242＋Cm244

0.5

0.0
0

5

※

10

15
停止期間(年）

20

停止後 30 日の核種量を 1.0 としてプロット

第1図

Ｃｍ−242＋Ｃｍ−244 の減衰添付 5.4.4-2

2530添付資料 5.4.5
反応度誤投入における炉心状態の不確かさの感度解析について

1.

はじめに
反 応 度 誤 投 入 事 象 の 評 価 に お い て 炉 心 状 態 を「 ９ ×９ 燃 料（ Ａ 型 ）平 衡 炉 心 の サ イ ク ル 初 期 」と し ，「最大反応度価値制御棒及びその対角 隣 接 の 制 御 棒 」が 引 き 抜 か れ る 想 定 を し て 評 価 し て い る 。し か し ，実 炉 心 に お い て は 想 定 と 異 な り ， 装 荷 燃 料 に は ９ ×９ 燃 料 （ Ｂ 型 ）が含まれている場合，事象発生時期がサイクル末期である場合に加え，引抜制御棒価値，引抜制御棒反応度曲線，スクラム反応度曲線
及び実効遅発中性子割合等のパラメータに不確かさがあるため，有効性評価での想定とこれらの不確かさの影響について以下にまとめた。

2.

感度解析条件
炉心状態の不確かさの影響を考慮するパラメータとして「解析コー ド の Ａ Ｐ Ｅ Ｘ 」の 重 要 現 象 の 特 定 を 参 考 に「 引 抜 制 御 棒 価 値 」，
「引
抜 制 御 棒 反 応 度 曲 線 」，「 ス ク ラ ム 反 応 度 曲 線 」 及 び 「 実 効 遅 発 中 性子割合」の 4 つについて第 1 表に示す感度解析を実施した。
なお，原子炉初期出力と初期燃料温度については解析条件の不確
かさの影響評価にて感度解析を実施していること，出力分布変化は
制御棒価値を厳しく設定し，さらに局所ピーキング係数が燃料寿命を通じた最大値となるようにしていることから今回対象としていない。

添付 5.4.5-1

(1)

引抜制御棒価値
有効性評価において核的制限値を超えないように管理している値（ 臨 界 近 接 時 に お い て は 最 大 反 応 度 価 値 を 1.0％ Δ k 以 下 と す ること）を超える制御棒価値として最大反応度価値制御棒の斜め隣
接 の 制 御 棒 （ 平 衡 炉 心 サ イ ク ル 初 期 ） の 約 1.71％ Δ k を 設 定 し ている。そのため，感度解析を実施する上のノミナルな条件としては 管 理 値 の 1.0％ Δ k を 設 定 し た 。

(2)

引抜制御棒反応度曲線
有効性評価において第 1 表に示すＡ型平衡炉心のサイクル初期を想定している。
感度解析のノミナル条件として，サイクル初期及びサイクル末期 で の 引 抜 制 御 棒 反 応 度 曲 線 を 1.0％ Δ k に 規 格 化 し た も の を 考 慮した。
サ イ ク ル 初 期 の 感 度 解 析 の 不 確 か さ 評 価 と し て ，1 ド ル 位 置 に おける引抜制御棒反応度印加率がＢ型の平衡炉心での印加率の変動を包含するように設定した。
感度解析に用いたサイクル初期及びサイクル末期の引抜制御棒
反応度曲線を第 1 図，第 2 図に示す。

(3)

スクラム反応度曲線
有効性評価においては第 1 表に示すサイクル初期を想定して評価を実施しており，感度解析においては，サイクル末期の炉心状態のスクラム反応度曲線の影響についても確認した。

添付 5.4.5-2

(4)実効遅発中性子割合
有効性評価においては第 1 表に示すサイクル初期を想定して評価を実施しており，感度解析においては，サイクル末期の炉心状態の実効遅発中性子割合の影響についても確認した。

3.

感度解析結果解析結果を第 2 表にまとめた。サイクル初期及びサイクル末期並
びにＢ型の平衡炉心の炉心状態とした場合においても，最大の投入
反応度は感度解析（サイクル末期，Ｂ型の平衡炉心での印加率の変動 を 包 含 ）の 約 1.16 ド ル（ 燃 料 エ ン タ ル ピ 最 大 値：約 80kJ／ kgＵ Ｏ
２， 燃 料 エ ン タ ル ピ の 増 分 の 最 大 値 ※ ： 約 72kJ／ kgＵ Ｏ ２ ） で あ り ，「発電用軽水型原子炉施設の反応度投入事象評価指針」に示された
燃 料 の 許 容 設 計 限 界 の 最 低 値 で あ る 272kJ／ kgＵ Ｏ ２ を 超 え る こ とは な い 。ま た ，「発電用軽水型原子炉施設の反応度投入事象における燃焼の進んだ燃料の取扱いについて」に示された燃料ペレット燃焼
度 65,000MWd／ t 以 上 の 燃 料 に 対 す る ペ レ ッ ト − 被 覆 管 機 械 的 相 互 作
用を原因とする破損を生じるしきい値の目安である，ピーク出力部
燃 料 エ ン タ ル ピ の 増 分 で 167kJ／ kgＵ Ｏ ２ を 用 い た 場 合 に お い て も ，
これを超えることはなく燃料の健全性は維持される。
※

燃 料 エ ン タ ル ピ の 最 大 値 か ら 初 期 エ ン タ ル ピ（ 8kJ／ kgＵ Ｏ ２ ）を 引 い
た値

添付 5.4.5-3

第1表
項目

引抜制御棒価値

反応度誤投入における炉心状態の不確かさの感度解析項目

ノミナルケース

不確かさ評価ノミナルケース

不確かさ評価（サイクル初期）（サイクル初期，Ｂ型平衡炉心）（サイクル末期）（サイクル末期，Ｂ型平衡炉心）

申請解析

1.71％Δk

1.0％Δk

1.0％Δk

1.0％Δk1 ドル位置における引抜制御棒反応度

1 ドル位置における引抜制御棒反応度

曲線の反応度印加率がノミナルケー
申請解析の反応度曲線を
サイクル初期炉心
引抜制御棒反応度曲線※１ス（サイクル初期）の 1.5 倍ス（サイクル末期）の 1.3 倍※２にな

LOGOS 解析結果（制御棒
るように補正する。ただし，引抜制御るように補正する。ただし，引抜制御価値 1.0％Δk に規格化）

規格化

添付 5.4.5-4棒反応度が 1.0％Δk を超える部分に

棒反応度が 1.0％Δk を超える部分については，1.0％Δk で一定とする。

ついては，1.0％Δk で一定とする。

サイクル初期炉心
スクラム反応度曲線

曲線の反応度印加率がノミナルケー
サイクル末期炉心のにな

制御棒価値 1.0％Δk にの LOGOS 解析結果

1.0％Δk

サイクル末期炉心の
変更なし

変更なし

の LOGOS 解析結果

サイクル末期炉心の LOGOS 解析結果
LOGOS 解析結果

サイクル初期炉心サイクル末期炉心相当の サ イ ク ル 末 期 炉 心 相 当 の 値 と し て
実効遅発中性子割合に対応した値

変更なし

変更なし

値として 0.88 倍※３0.88 倍※３(0.0060)※1 制御棒落下事故解析における落下制御棒反応度曲線（サイクル初期低温時）よりＢ型平衡炉心の反応度印加率の変動を包含するようにふり幅を設定※2 制御棒落下事故解析における落下制御棒反応度曲線（サイクル末期低温時）よりＢ型平衡炉心の反応度印加率の変動を包含するようにふり幅を設定※3 実効遅発中性子割合の設置変更許可申請書記載値（ウラン炉心平衡サイクル初期：0.0060，ウラン炉心平衡サイクル末期：0.0053）より算出

第2表

反応度誤投入における炉心状態の不確かさの感度解析結果
不確かさ評価ノミナルケース

項目

単位

申請解析

不確かさ評価ノミナルケース（サイクル初期，（サイクル初期）（サイクル末期，（サイクル末期）

Ｂ型平衡炉心）引抜制御棒価値
引抜制御棒反応度曲線の 1 ド
ル位置における反応度印加率
実効遅発中性子割合※２

Ｂ型平衡炉心）添付 5.4.5-5

％Δk

1.71

1.0

1.0

1.0

1.0

Δk／Δn※１

0.00140.00050.00080.00110.0014−0.00600.00600.00600.00530.0053％Δk

約 0.68

約 0.61

約 0.63

約 0.59

約 0.61ドル

約 1.13

約 1.01

約 1.05

約 1.12

約 1.16

kJ／kgＵＯ２

約 85

約 11

約 18

約 46

約 80

kJ／kgＵＯ２

約 77

約3

約9

約 38

約 72

kJ／kgＵＯ２

約 74

約8

約 12

約 37

約 70

最大投入反応度
燃料エンタルピの最大値
燃料エンタルピの増分の最大値※３
ピーク出力部燃料
エンタルピ（絶対値）※1 制御棒を 1 ノッチ引き抜いた時の印加反応度※2 ＡＰＥＸにより計算される実効遅発中性子割合※3 燃料エンタルピの最大値から初期エンタルピ（8kJ／kgＵＯ２）を引いた値

申請解析
ノミナルケース（サイクル初期）
不確かさ評価（Ｂ型平衡炉心，サイクル初期）

制御棒位置（％）

第 1 図 引抜制御棒反応度曲線（サイクル初期）

添付 5.4.5-6

申請解析
ノミナルケース（サイクル末期）
不確かさ評価（Ｂ型平衡炉心及びサイクル末期）

制御棒位置（％）

第 2 図 引抜制御棒反応度曲線（サイクル末期）

添付 5.4.5-7

6.

必要な要員及び資源の評価

6.1

必要な要員及び資源の評価条件(1)

要員の評価条件
ａ．参集要員に期待しない事故シーケンスにおいては，中央制御室の当直
発電長，当直副発電長，当直運転員及び発電所構内に常駐している災害対策要員により，必要な作業対応が可能であることを評価する。
また，参集要員に期待する事故シーケンスにおいては，事象発生 2 時
間までは，中央制御室の運転員及び発電所構内に常駐している災害対策要員のみにより必要な作業対応が可能であること，さらに事象発生 2 時
間以降は発電所構外から招集される参集要員についても考慮して，必要な作業対応が可能であることを評価する。なお，発電所構外から招集される参集要員については，実際の運用では集まり次第，作業対応が可能であるが，評価上は事象発生 2 時間以前の参集要員による作業対応は見込まないものとする。
ｂ．可搬型設備操作において，災害対策要員が発電所構内に常駐していることを考慮し，2 時間以内に活動を開始することとして要員を評価する。

(2)

資源の評価条件
ａ．全(a)般
重大事故等対策の有効性評価において，通常系統からの給水及び給電が不可能となる事象についての水源，燃料及び電源に関する評価を実施する。また，前提として，有効性評価の条件（各重要事故シーケ
ンス等特有の解析条件又は評価条件）を考慮する。
ｂ．水
(a)

源
原子炉及び格納容器への注水において，水源となる代替淡水貯槽の6−1

保有水量（約 4,300m３ ：有効水量）又は西側淡水貯水設備の保有水量（約 4,300m３ ：有効水量）が，他の淡水源から可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを用いた水の移送を開始するまでに枯渇しないことを評価する。
(b)

代替淡水貯槽については，西側淡水貯水設備からの水の移送について，可搬型代替注水中型ポンプを用いて必要注水量以上が補給可能であることを評価する。

(c)

使用済燃料プールへの注水において，水源となる西側淡水貯水設備の保有水量（約 4,300m３ ）が枯渇しないことを評価する。

(d)

水源の評価については，必要注水量が多い重要事故シーケンス等が水源として厳しい評価となることから，重要事故シーケンス等を評価
し成立性を確認することで，他の事故シーケンスグループ等も包絡されることを確認する。

ｃ．燃
(a)

料
常設代替交流電源設備，可搬型代替注水中型ポンプ，可搬型代替注

水大型ポンプ,可搬型窒素供給装置，非常用ディーゼル発電機等及び緊急時対策所用発電機のうち，事故シーケンスグループ等における事
故収束に必要な設備を考慮し消費する燃料（軽油）が備蓄している軽油量にて 7 日間の運転継続が可能であることを評価する。
(b)

全交流動力電源喪失の発生又は重畳を想定しない事故シーケンスについては，非常用ディーゼル発電機等からの給電による燃料消費量の評価を行う。また，外部電源喪失を想定しない場合においても，仮に外部電源が喪失し非常用ディーゼル発電機等から給電することを想定し，燃料消費量の確認を行う。常設代替交流電源設備からの給電を想定する事故シーケンスグループ等においては，常設代替交流電源
6−2

設備からの給電による燃料消費量の評価を行う。
この場合，燃料（軽油）の備蓄量として，軽油貯蔵タンク（約 800kL）の容量を考慮する。
(c)

全交流動力電源喪失の発生又は重畳を想定する事故シーケンスについては，常設代替交流電源設備からの給電による燃料消費量の評価を行う。この場合，燃料（軽油）の備蓄量として，軽油貯蔵タンク（約800kL）の容量を考慮する。

(d)

可搬型代替注水中型ポンプ，可搬型代替注水大型ポンプ又は可搬型
窒素供給装置の使用を想定する事故シーケンスグループ等について
は，可搬型代替注水中型ポンプ，可搬型代替注水大型ポンプ又は可搬型窒素供給装置の燃料消費量の評価を行う。
この場合，燃料（軽油）の備蓄量として，可搬型設備用軽油タンク（約 210kL）の容量を考慮する。

(e)

緊急時対策所用発電機の使用を想定する事故シーケンスグループ
等については，緊急時対策所用発電機の燃料消費量の評価を行う。
この場合，燃料（軽油）の備蓄量として，緊急時対策所用発電機燃
料油貯蔵タンク（約 75kL）の容量を考慮する。

(f)

燃料消費量の計算においては，電源設備等が保守的に事象発生直後から燃料を消費することを想定し算出する。

ｄ．電
(a)

源
全交流動力電源喪失の発生又は重畳を想定する事故シーケンスにおいては，常設代替交流電源設備により，有効性評価で考慮する設備に電源供給を行い，その最大負荷が常設代替交流電源設備 5 台の連続定格容量（約 5,520kW）未満となることを評価する。
(b)

全交流動力電源喪失の発生又は重畳を想定しない事故シーケンス
6−3においては，非常用ディーゼル発電機等からの給電を考慮し，また，
外部電源喪失を想定しない事故シーケンスにおいても，保守的に外部電源が喪失するものとして，非常用ディーゼル発電機等から給電するものとして評価する。
外部電源が喪失するものとした場合，常設代替交流電源設備により，有効性評価で考慮する設備に電源供給を行う事故シーケンスグループ
等については，その最大負荷が，常設代替交流電源設備 2 台の連続定格容量（約 2,208kW）未満となることを評価する。
(c)

各事故シーケンスにおける対策に必要な設備は，重要事故シーケンス等の対策設備に包絡されるため，重要事故シーケンス等を評価し成立性を確認することで，他の事故シーケンスグループ等も包絡されることを確認する。
（添付資料6.3.2）

6.2

重大事故等対策時に必要な要員の評価結果(1)

必要な要員の評価結果
各事故シーケンスグループ等において，重大事故等対策時に必要な操作
項目，必要な要員数及び移動時間を含めた各操作の所要時間について確認した。
原子炉運転中に必要な要員数が最も多い事故シーケンスグループ等は，「2.3.1

全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）」，「2.3.2（ＴＢＤ，ＴＢＵ）」，「2.3.3

全交流動力電源喪失

全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）」及び「2.8津波浸水による最終ヒートシンク喪失」であり，事象発生後 2 時間に必要な要員は 24 名である。必要な作業対応は，中央制御室の運転員 7 名及び発電所構内に常駐している災害対策要員 32 名の初動体制の要員 39 名で対処
6−4

可能である。これらの要員数を夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）においても確保可能である。また，事象発生 2 時間以降に追加で必要な要員数は 6 名であり，参集要員（72 名）により確保可能である。
また，原子炉運転停止中に必要な要員数が最も多い事故シーケンスグル
ープ等は，
「5.2

全交流動力電源喪失」の事象であり，必要な要員は 19 名である。必要な作業対応は，中央制御室の運転員 5 名，発電所構内に常駐している災害対策要員 32 名の初動体制の要員 37 名で対処可能である。これらの要員数を夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）においても確保可能である。
また，使用済燃料プールに燃料が取り出されている期間において，必要な要員が最も多い事故シーケンスグループ等は，「4.1「4.2

想定事故１」及び想定事故２」であり，事象発生 2 時間までに必要な要員は 17 名である。必要な作業対応は，中央制御室の運転員 5 名，発電所構内に常駐している災害対策要員 32 名の初動体制の要員 37 名で対処可能である。これ
らの要員数を夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）においても確保可能である。また，事象発生 2 時間以降に追加で必要な要員数は 2 名であり，参集要員（72 名）により確保可能である。
（添付資料6.1.1，6.2.1，6.2.2）

6.3

重大事故等対策時に必要な水源，燃料及び電源の評価結果
事象発生後 7 日間は，外部からの支援がない場合においても，必要量以上の水源，燃料及び電源の供給が可能である。
(1)

水源の評価結果
ａ．原子炉及び格納容器への注水
原子炉及び格納容器への注水における水源評価において，最も厳しく
6−5

なる事故シーケンスグループ等は，「3.1.3

代替循環冷却系を使用できない場合」である。
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）による代替格納容器スプレイにおいて，合計約 5,490m３の水が必要となる。
水源として，代替淡水貯槽に約 4,300m ３ 及び西側淡水貯水設備に約4,300m３ の水を保有しており，事象発生 43 時間以降に西側淡水貯水設備から代替淡水貯槽へ水の移送を行うことで，代替淡水貯槽を枯渇させることなく，代替淡水貯槽を水源とした 7 日間の注水継続が可能である。
ｂ．使用済燃料プールへの注水
使用済燃料プールへの注水における水源評価において，最も厳しくなる事故シーケンスグループ等は，「4.1

想定事故１」及び「4.2

想定事故２」である。
可搬型代替注水中型ポンプによる使用済燃料プール注水において，約
2,120m３ の水が必要となる。
水源として，西側淡水貯水設備に約 4,300m３ の水を保有しており，水源を枯渇させることなく 7 日間の注水継続が可能である。
（添付資料 6.3.1）(2)

燃料の評価結果
ａ．全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮しない場合
全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮しない場合の燃料評価において，最も燃料の消費量が厳しくなる事故シーケンスグループ等は，「 4.1
想定事故１」及び「4.2

想定事故２」である。

非常用ディーゼル発電機等及び常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）による電源供給については，保守的に事象発生直後から
6−6

最大負荷でこれらの運転を想定すると，7 日間の運転継続に約 755.5kLの軽油が必要となる。可搬型代替注水中型ポンプ（2 台）による代替燃料プール注水系による使用済燃料プールへの注水については，保守的に
事象発生直後からの可搬型代替注水中型ポンプ（2 台）の運転を想定す
ると，7 日間の運転継続に約 12.0kL の軽油が必要となる。
さらに，緊急時対策所用発電機による電源供給については，事象発生直後から 7 日間の運転継続に約 70.0kL の軽油が必要となる。
よって，事故対応に必要な軽油は，軽油貯蔵タンクにて約 800kL，可搬型設備用軽油タンクにて約 210kL，緊急時対策所用発電機燃料油貯蔵
タンクにて約 75kL を備蓄しているため，必要量の軽油を供給可能である。
ｂ．全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮した場合
全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮した場合の燃料評価において，最も燃料の消費量が厳しくなる事故シーケンスグループ等は，「 3.1.2
代替循環冷却系を使用する場合」，「 3.2
気直接加熱」，「3.3「3.4

高圧溶融物放出／格納容器雰囲

原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用」，

水素燃焼」及び「3.5

溶融炉心・コンクリート相互作用」である。
常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 5 台）による電源供給については，保守的に事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に約 352.8kL の軽油が必要となる。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は，保守的に事象発生直後からの可搬型窒素供給装置の運転を想定すると，7 日間の運転継続に約 18.5kL の軽油が必要となる。
さらに，緊急時対策所用発電機による電源供給については，事象発生
6−7

直後から 7 日間の運転継続に約 70.0kL の軽油が必要となる。
よって，事故対応に必要な軽油は，軽油貯蔵タンクにて約 800kL，可搬型設備用軽油タンクにて約 210kL，緊急時対策所用発電機燃料油貯蔵
タンクにて約 75kL を備蓄しているため，必要量の軽油を供給可能である。
（添付資料 6.3.1）(3)電源の評価結果
全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮する場合に評価上，最も負荷が厳しくなる事故シーケンスグループ等は，「2.3.1（長期ＴＢ）」，「2.3.2

全交流動力電源喪失

全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）」及び「2.3.3

全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）」である。常設代替交流電源設備（常設代替
高圧電源装置 5 台）の電源負荷については，重大事故等対策時に必要な負荷として，約 4,510kW が必要となるが，常設代替交流電源設備（常設代替
高圧電源装置 5 台）の連続定格容量である 5,520kW 未満であることから，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
なお，全交流動力電源喪失の発生又は重畳を考慮しない場合は，非常用ディーゼル発電機等による電源供給を想定しているが，重大事故等対策に必要な負荷は，非常用ディーゼル発電機等の負荷に含まれていることから，
非常用ディーゼル発電機等による電源供給が可能である。
また，直流電源については外部電源喪失時においても，非常用ディーゼ
ル発電機等又は常設代替交流電源設備により交流電源を充電器盤に供給することで継続的な直流電源の供給が可能である。なお，事故シーケンスグ
ループ「2.3.1

全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）」，「2.3.2

源喪失（ＴＢＤ,ＴＢＵ）」，「2.3.3「2.8

全交流動力電全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）」及び

津波浸水による最終ヒートシンク喪失」においては，交流電源が 24
6−8時間復旧しない場合を想定しており，この場合でも直流電源負荷の制限により，事象発生後 24 時間の連続した直流電源の供給が可能である。
（添付資料 6.3.1）

6−9添付資料 6.1.1
同時被災時における必要な要員及び資源について

東海第二発電所の原子炉運転中に重大事故等が発生した場合，使用済燃料プールについても重大事故等が発生すると想定し，それらの対応を含めて必要な要員，資源について整理する。
なお，使用済燃料乾式貯蔵設備の原子炉等との重大事故等同時被災を想定しても，使用済燃料乾式貯蔵容器への対応を要する状態にはならないため，原子炉及び使用済燃料プールの重大事故等の対応に必要となる要員及び資源を使用することはない。
また，東海第二発電所と同一敷地内に設置している東海発電所（廃止措置中，
核燃料搬出済み。）等の他事業所の同時被災を想定しても，東海第二発電所の重大事故等の対応に必要となる要員及び資源を使用することはない。

1.
(1)

同時被災時に必要な要員及び資源の十分性想定する重大事故等
使用済燃料プールに係る重大事故等を除く有効性評価の各シナリオのうち，必要な要員及び資源（水源，燃料及び電源）毎に最も厳しいシナリオを想定する。
使用済燃料プールについてはスロッシングの発生を想定する。
第 1 表に想定する状態を示す。上記に対して，7 日間の対応に必要な要員，必要な資源への影響を確認する。
なお，火災対応に係る要員及び資源は重大事故等対応に必要な要員及び資源と重複利用することがないため，ここでは，火災対応に係る要員及び資源の評価は行わない。

(2)

評価結果
添付 6.1.1−1

ａ．必要な要員の評価
使用済燃料プールにおける重大事故等発生時は，注水及び除熱が必要である。注水については，常設低圧代替注水系ポンプ，可搬型代替注水
中型ポンプ等の操作が必要となる。除熱については，使用済燃料プールから発生する水蒸気が原子炉建屋原子炉棟内の他の重大事故等対処設備に悪影響を及ぼすことを防止するため，重大事故等対処設備として整備する代替燃料プール冷却系の操作が必要となるが，除熱開始までの時間
余裕は第 4 表及び第 7 表のとおり 1 日以上であり，有効性評価の各シナリオで使用済燃料プール同時被災時においても対応可能な要員数を確保していることを確認している。また，評価条件を第 2 表，第 3 表，第 5
表及び第 6 表に示す。
なお，代替燃料プール冷却系による除熱開始までの時間余裕 ※ は，以下の式により算出した。
80 ℃到達までの時間 [ h ]＝※80[ ℃]−初期水温 [ ℃ ]水の比熱 [ kJ ／ kg ／℃ ] 使用済燃料プールの水 量[ m３] 水の密度 [ kg ／ m３]
燃料の崩壊熱 [ MW ] 10３ 3600

代替燃料プール冷却系の最高使用温度が 80℃であるため，時間余裕は使用済燃料プール水温が 80℃に到達するまでの時間となる

ｂ．必要な資源の評価(a)

水源
水源の使用量が最も多い「3.1.3

代替循環冷却系を使用できない場合」を想定すると，原子炉注水，格納容器スプレイによる 7 日間の対応に，約 5,490m ３ の水が必要となる。また，水源評価の観点から，保守的に代替燃料プール冷却系による除熱に期待せず使用済燃料プールへの注水が継続することを想定した場合，7 日間の対応に必要となる
使用済燃料プールへの注水量（通常水位までの水位回復及びその後の添付 6.1.1−2

水位維持）は，第 9 表に示すとおり約 490m ３ となる。したがって，7日間の対応に合計約 5,980m ３ の水が必要となる。これに対して，代替
淡 水 貯 槽 に 約 4,300m ３ ， 西 側 淡 水 貯 水 設 備 に 約 4,300m ３ の 合 計 約8,600m３ の水を保有しているため，同時被災時においても 7 日間の対応は可能である。また，評価条件を第 8 表に示す。
なお，事象発生から 7 日間で必要となる使用済燃料プールへの注水量は，以下の式により算出した。
沸騰までの時間 [ h ]＝100[ ℃]−初期水温 [ ℃]

水の比熱 [ kJ／ kg ／℃ ] 使用済燃料プールの水 量[ m３ ] 水の密度 [ kg ／ m３ ]燃料の崩壊熱 [ MW ] 10３ 3600

１時間当たりの注水必 要量[ m３／h ]＝燃料の崩壊熱 [ MW ] 10３ 3600
水の密度[ kg ／m３ ] 蒸発潜熱 [ kJ ／kg ]7日間で必要となる注水 量[ m 3 ]＝（168時間[ h ]−沸騰までの時間[h ]） 1時間当たりの注水必要 量[m 3／h ](b)

燃料（軽油）
軽油貯蔵タンクの軽油消費量が最も多い「2.1

高圧・低圧注水機能喪失」等を想定すると，非常用ディーゼル発電機（2 台）及び高圧炉
心スプレイ系ディーゼル発電機並びに常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）の 7 日間の運転継続に約 755.5kL ※ が必要となる。
この中に使用済燃料プールへの対応に必要となる負荷も考慮されていること，軽油貯蔵タンクに約 800kL の軽油を保有していることから，
原子炉及び使用済燃料プールの対応について，7 日間の対応は可能である。
可搬型設備用軽油タンクの軽油消費量が最も多い「3.1.2

代替循環

冷却系を使用する場合」等を想定すると，可搬型窒素供給装置の 7 日間の運転継続に約 18.5kL ※ が必要となる。これに可搬型代替注水中型
ポンプによる使用済燃料プールへの注水を考慮すると，更に約 12.0kL
添付 6.1.1−3

必要となるが，可搬型設備用軽油タンクに約 210kL の軽油を保有していることから，原子炉及び使用済燃料プールの 7 日間の対応は可能である。
緊急時対策所用発電機燃料油貯蔵タンクは全ての事故シーケンスグ
ループ等で使用を想定するが，同時被災の有無に関わらず緊急時対策
所用発電機の 7 日間の運転継続に約 70.0kL※ の軽油が必要となる。緊
急時対策所用発電機燃料油貯蔵タンクに約 75kL の軽油を保有していることから，原子炉及び使用済燃料プールの 7 日間の対応は可能であ
る。
※

(c)

保守的に事象発生直後から運転を想定し，燃費は最大負荷時を想定。

電源
使用済燃料プールへの注水，代替燃料プール冷却系による除熱に係る電源負荷容量は，常設代替交流電源設備の設計において考慮している。このため，常設代替交流電源設備からの電源供給により，重大事
故等の対応に必要な負荷に電源供給が可能である。

(3)

重大事故等時対応への影響について「(2)

評価結果」に示すとおり，重大事故等時に必要となる対応操作は，当直（運転員），発電所構内に常駐している災害対策要員及び 2 時間以降の発電所構外からの参集要員にて対応可能であることから，重大事故等に対応する要員に影響を与えない。
確保する各資源にて原子炉及び使用済燃料プールにおける 7 日間の対応が可能である。
以上のことから，原子炉及び使用済燃料プールで同時に重大事故等が発生した場合にも，その対応への影響はない。
添付 6.1.1−4

2.

まとめ
原子炉及び使用済燃料プールにおいて同時に重大事故等が発生した場合に必要な要員，資源について評価した。その結果，有効性評価の各シナリオで対応可能な要員を確保していること，7 日間の対応に必要な水源，燃料及び電源を確保していることを確認した。

添付 6.1.1−5

第 1表
項目

想定する状態
状

態（有効性評価の各事故シーケンスグループ等で使用済燃料プ
要員

ール同時被災時に対応可能な要員数を確保していることを確認）
・ 「 3.1.3

代替循環冷却系を使用できない場合」

・ 「 4.2

想 定 事 故 2」 （ 使 用 済 燃 料 プ ー ル 漏 え い ） ※ １・「 2.1

高 圧 ・ 低 圧 注 水 機 能 喪 失 」等 ※ ２ （ 軽 油 貯 蔵 タ ン ク の水源評価）
・「 3.1.2

代替循環冷却系を使用する場合」（可搬型設備用

燃料
軽油タンクの評価）
・各事故シーケンスグループ等※３（緊急時対策所用発電機燃
料油貯蔵タンクの評価）
・全交流動力電源喪失
電源
・ 「 4.2※1※2※3

想 定 事 故 2」 （ 使 用 済 燃 料 プ ー ル 漏 え い ）同 時 被 災 時 の 使 用 済 燃 料 プ ー ル 状 態 を 想 定 す る 。ま た ，サ イ フ ォ ン 現 象 によ る 漏 え い 量 よ り ，ス ロ ッ シ ン グ に よ る 溢 水 量 の 方 が 多 い た め ，ス ロ ッ シ
ングによる漏えいを想定する。
燃 料 に つ い て は ，消 費 量 を 保 守 的 に 評 価 す る 観 点 か ら ，外 部 電 源 喪 失 が 発
生 し ，非 常 用 デ ィ ー ゼ ル 発 電 機 ，高 圧 炉 心 ス プ レ イ 系 デ ィ ー ゼ ル 発 電 機 及び常設代替交流電源設備の運転を継続させる状態を想定する。
緊急時対策所用発電機燃料油貯蔵タンクは緊急時対策所用発電機専用の
燃 料 タ ン ク で あ る た め ，燃 料 消 費 量 は 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 等 に 依 存 しない。

添付 6.1.1−6

第 2表

代替燃料プール冷却系による除熱開始までの時間余裕の評価条件（原子炉運転時）
項目

評価条件

炉心への燃料装荷状態

装荷済

使用済燃料プールの燃料貯蔵体数

1,486 体 ※ １

原子炉からの取出燃料の冷却日数

30 日 ※ ２

使用済燃料プールの崩壊熱

約 2.1MW

使用済燃料プールの初期水位

通常水位

プールゲートの状態

プールゲート閉

使用済燃料プールの初期水量※３

1,189.9m ３

使用済燃料プールの初期水温※４40℃

使用済燃料プールの水の比熱※５4.179kJ／ kg／ ℃

使用済燃料プールの水の密度※６972kg／ m ３

※1
※2
※3

※4
※5
※6

燃 料 取 出 ス キ ー ム は 第 3表 の と お り 。
過 去 の 施 設 定 期 検 査 に お け る 発 電 機 解 列 か ら 併 入 ま で の 期 間 の 実 績（ 65 日 ）よりも短い日数を設定。
使用済燃料プールの水量はスロッシングにより一時的に減少する場合が
あ る も の の ，使 用 済 燃 料 プ ー ル の 水 温 が 8 0℃ に 到 達 す る ま で に 注 水 を 実 施
し，通常水位へ回復することが可能。
使用済燃料プールの水温の実績値を包含する高めの水温を設定
4 0℃ か ら 8 0 ℃ ま で の 飽 和 水 の 比 熱 の う ち ， 最 小 と な る 4 0 ℃ の 値 を 使 用（ 1 99 9 年 蒸 気 表 よ り ） 。
4 0℃ か ら 8 0 ℃ ま で の 飽 和 水 の 密 度 の う ち ， 最 小 と な る 8 0 ℃ の 値 を 使 用（ 1 99 9 年 蒸 気 表 よ り ） 。

添付 6.1.1−7

第 3表

使用済燃料プールの燃料取出スキーム（原子炉運転時）

使用済燃料プール
貯蔵燃料

冷却期間

燃料体数※１

取出平均燃焼度[GWd／t]崩壊熱[MW]

8 サイクル冷却燃料

8× ( 13 ヶ 月 +3 0 日 )＋ 30 日1 42 体45

約 0. 0 4 7

7 サイクル冷却燃料

7× ( 13 ヶ 月 +3 0 日 )＋ 30 日

1 68 体45

約 0. 0 5 9

6 サイクル冷却燃料

6× ( 13 ヶ 月 +3 0 日 )＋ 30 日

1 68 体45

約 0. 0 6 4

5 サイクル冷却燃料

5× ( 13 ヶ 月 +3 0 日 )＋ 30 日

1 68 体45

約 0. 0 7 2

4 サイクル冷却燃料

4× ( 13 ヶ 月 +3 0 日 )＋ 30 日

1 68 体45

約 0. 0 8 5

3 サイクル冷却燃料

3× ( 13 ヶ 月 +3 0 日 )＋ 30 日

1 68 体45

約 0. 1 1 0

2 サイクル冷却燃料

2× ( 13 ヶ 月 +3 0 日 )＋ 30 日

1 68 体45

約 0. 1 6 1

1 サイクル冷却燃料

1× ( 13 ヶ 月 +3 0 日 )＋ 30 日

1 68 体45

約 0. 2 8 3

施設定期検査時取出燃料

30 日

1 68 体45

約 1 .2 1 4

合計−

1, 48 6 体−

約 2 .0 9 5※1

崩壊熱を保守的に評価するに当たり，使用済燃料プールの貯蔵容量（ 2 ,2 5 0 体 ） か ら 1 炉 心 （ 7 6 4 体 ） 分 を 除 い た 1, 48 6 体 分 が 使 用 済 燃 料 プールに保管されているとし，そのうち施設定期検査時取出燃料は燃料取
替 体 数 分（ 1 6 8 体 ）が 使 用 済 燃 料 プ ー ル に 保 管 さ れ ，そ れ 以 前 の 施 設 定 期
検 査 時 に 取 り 出 さ れ た 燃 料 は ９ ×９ 燃 料（ Ａ 型 ）の 平 衡 炉 心 に お け る 燃 料
取 替 体 数 （ 168 体 ） ず つ 取 り 出 さ れ た も の と 仮 定 し た 。

第 4表

代替燃料プール冷却系による除熱開始までの時間余裕の評価結果（原子炉運転時）
項目

評価結果

代替燃料プール冷却系による除熱開始までの時間余裕※１

約 25 時 間※1

代 替 燃 料 プ ー ル 冷 却 系 の 最 高 使 用 温 度 が 80℃ で あ る た め ， 時 間 余 裕 は ，使 用 済 燃 料 プ ー ル 水 温 が 8 0℃ に 到 達 す る ま で の 時 間 と な る 。

添付 6.1.1−8

第 5表

代替燃料プール冷却系による除熱開始までの時間余裕の評価条件（原子炉運転停止時）
項目

評価条件

炉心への燃料装荷状態

取出前

使用済燃料プールの燃料貯蔵体数

1,486 体 ※ １

発電機解列からの日数

1 日※２

使用済燃料プールの崩壊熱

約 1.0MW

使用済燃料プールの初期水位

通常水位

プールゲートの状態

プールゲート閉

使用済燃料プールの初期水量※３

1,189.9m ３

使用済燃料プールの初期水温※４40℃

使用済燃料プールの水の比熱※５4.179kJ／ kg／ ℃

使用済燃料プールの水の密度※６972kg／ m ３

※1
※2
※3

※4
※5
※6

燃 料 取 出 ス キ ー ム は 第 6表 の と お り 。
運転停止時の有効性評価における評価日を設定。
使用済燃料プールの水量はスロッシングにより一時的に減少する場合が
あ る も の の ，使 用 済 燃 料 プ ー ル の 水 温 が 8 0℃ に 到 達 す る ま で に 注 水 を 実 施
し，通常水位へ回復することが可能。
使用済燃料プールの水温の実績値を包含する高めの水温を設定。
4 0℃ か ら 8 0 ℃ ま で の 飽 和 水 の 比 熱 の う ち ， 最 小 と な る 4 0 ℃ の 値 を 使 用（ 1 99 9 年 蒸 気 表 よ り ） 。
4 0℃ か ら 8 0 ℃ ま で の 飽 和 水 の 密 度 の う ち ， 最 小 と な る 8 0 ℃ の 値 を 使 用（ 1 99 9 年 蒸 気 表 よ り ） 。

添付 6.1.1−9

第 6表

使用済燃料プールの燃料取出スキーム（原子炉運転停止時）

使用済燃料プール
貯蔵燃料

冷却期間

燃料体数※１

取出平均燃焼度[GWd／t]崩壊熱[MW]

9 サイクル冷却燃料

9× ( 13 ヶ 月 +3 0 日 )＋1 日

1 42 体45

約 0. 0 4 5

8 サイクル冷却燃料

8× ( 13 ヶ 月 +3 0 日 )＋1 日

1 68 体45

約 0. 0 5 6

7 サイクル冷却燃料

7× ( 13 ヶ 月 +3 0 日 )＋1 日

1 68 体45

約 0. 0 5 9

6 サイクル冷却燃料

6× ( 13 ヶ 月 +3 0 日 )＋1 日

1 68 体45

約 0. 0 6 5

5 サイクル冷却燃料

5× ( 13 ヶ 月 +3 0 日 )＋1 日

1 68 体45

約 0. 0 7 3

4 サイクル冷却燃料

4× ( 13 ヶ 月 +3 0 日 )＋1 日

1 68 体45

約 0. 0 8 7

3 サイクル冷却燃料

3× ( 13 ヶ 月 +3 0 日 )＋1 日

1 68 体45

約 0. 1 1 3

2 サイクル冷却燃料

2× ( 13 ヶ 月 +3 0 日 )＋1 日

1 68 体45

約 0. 1 6 6

1 サイクル冷却燃料

1× ( 13 ヶ 月 +3 0 日 )＋1 日

1 68 体45

約 0. 2 9 8

合計−

1 , 486 体−

約 0. 96 2※1

崩壊熱を保守的に評価するに当たり，使用済燃料プールの貯蔵容量（ 2 ,2 5 0 体 ） か ら 1 炉 心 （ 7 6 4 体 ） 分 を 除 い た 1, 48 6 体 分 が 使 用 済 燃 料 プールに保管されているとし，その構成は，過去の施設定期検査時において ，燃 料 が ９ × ９ 燃 料（ Ａ 型 ）の 平 衡 炉 心 に お け る 燃 料 取 替 体 数（ 16 8 体 ）ずつ取り出されたものと仮定した。

第 7表

代替燃料プール冷却系による除熱開始までの時間余裕の評価
結果（原子炉運転停止時）
項目

評価結果

代替燃料プール冷却系による除熱開始までの時間余裕※１

約 55 時 間※1

代 替 燃 料 プ ー ル 冷 却 系 の 最 高 使 用 温 度 が 80℃ で あ る た め ， 時 間 余 裕 は ，使 用 済 燃 料 プ ー ル 水 温 が 8 0℃ に 到 達 す る ま で の 時 間 と な る 。

添付 6.1.1−10

第 8表

使用済燃料プールの対応に必要な水量等の評価条件
項目

評価条件

炉心への燃料装荷状態

装荷済

使用済燃料プールの燃料貯蔵体数

1,486 体 ※ １

原子炉からの取出燃料の冷却日数

30 日 ※ ２

使用済燃料プールの崩壊熱

約 2.1MW

使用済燃料プールの初期水位

通常水位

プールゲートの状態

プールゲート閉

使用済燃料プールの初期水量

1,189.9m ３

スロッシング溢水量

81.49m ３

使用済燃料プールの初期水温※３40℃

使用済燃料プールの水の比熱※４4.179kJ／ kg／ ℃

使用済燃料プールの水の密度※５992kg／ m ３

水源の温度※６35℃

水源の密度※７994kg／ m ３

蒸発潜熱※８2,528.93kJ／ kg

※1
※2
※3
※4
※5

※6
※7
※8

燃 料 取 出 ス キ ー ム は 第 3表 の と お り 。
過 去 の 施 設 定 期 検 査 に お け る 発 電 機 解 列 か ら 併 入 ま で の 期 間 の 実 績（ 65 日 ）よりも短い日数を設定。
使用済燃料プールの水温の実績値を包含する高めの水温を設定。
4 0℃ か ら 1 0 0 ℃ ま で の 飽 和 水 の 比 熱 の う ち ， 最 小 と な る 4 0℃ の 値 を 使 用（ 1 99 9 年 蒸 気 表 よ り ） 。
ス ロ ッ シ ン グ に よ り 使 用 済 燃 料 プ ー ル の 水 量 が 減 少 し て お り ，水 温 が 40 ℃
か ら 1 00 ℃ ま で 上 昇 す る こ と に よ る 体 積 の 膨 張 分 は オ ー バ ー フ ロ ー し な
いため，使用済燃料プールの初期水温の密度を設定。
年間の気象条件変化を包含する高めの水温を設定。
水 源 の 温 度 で あ る 35 ℃ で の 密 度 を 設 定 。
3 5℃ の 飽 和 水 の エ ン タ ル ピ と 1 00 ℃ 飽 和 蒸 気 の エ ン タ ル ピ の 差 よ り 算 出（ 1 99 9 年 蒸 気 表 よ り ） 。

添付 6.1.1−11

第 9表

使用済燃料プールの対応に必要な水量等の評価結果
項目

評価結果

使 用 済 燃 料 プ ー ル の 水 温 が 100 ℃ に 到 達するまでの時間
使用済燃料プールの水位が燃料有効長頂部に到達するまでの時間
事 故 発 生 か ら 7日 間 で の 必 要 注 水 量（蒸発分）※１，３

約 260時 間

事 故 発 生 か ら 7日 間 で の 必 要 注 水 量（蒸発＋スロッシング分）※２，３

約 490m ３※1※2※3

約 36時 間

約 410m ３

蒸発による水位低下分を補うために必要な注水量。
蒸発による水位低下分＋スロッシングによる水位低下分を補うために必
要な注水量。
1 0ｍ ３ 未 満 を 切 り 上 げ て 表 示 。

添付 6.1.1−12

添付資料 6.2.1
重大事故等対策の要員の確保及び所要時間について

重大事故等が発生した場合においては，非常事態を宣言し，災害対策要員を非常招集することで事故の対応に当たる。夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）において，初動体制として，中央制御室の当直（ 運 転 員 ） 7 名 （ 原 子 炉 運 転 停 止 中 に お い て は 5 名 ）， 発 電 所 構 内 に 常
駐 し て い る 災 害 対 策 要 員 32 名 の 合 計 39 名 （ 原 子 炉 運 転 停 止 中 に お いて は 37 名 ）に よ り ，迅 速 な 対 応 を 図 る 。ま た ，事 象 発 生 2 時 間 以 降 は ，発電所構外から招集される参集要員も考慮した対応を行う。
第 1 表及び第 2 表に各事故シーケンスグループ等の作業に必要な要員数及び事象発生 2 時間以降に必要となる参集要員の要員数を示す。
原 子 炉 運 転 中 に 最 も 多 く 要 員 を 必 要 と す る の は ，「 2.3.1
力 電 源 喪 失 （ 長 期 Ｔ Ｂ ）」，「 2.3.2
Ｂ Ｕ ）」，「 2.3.3

全交流動

全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，Ｔ

全 交 流 動 力 電 源 喪 失 （ Ｔ Ｂ Ｐ ）」 及 び 「 2.8

津波浸水による最終ヒートシンク喪失」である。参集要員に期待しない事象
発生後 2 時間に必要な要員は，当直発電長 1 名，当直副発電長 1 名，
当直運転員 5 名，通報連絡等を行う要員 4 名及び現場操作を行うための 重 大 事 故 等 対 応 要 員 13 名 の 合 計 24 名 で あ る こ と か ら ， 初 動 体 制 の
要 員 （ 39 名 ） で 事 故 対 応 が 可 能 で あ る 。 ま た ， 事 象 発 生 2 時 間 以 降 に必要となる参集要員は 6 名であり，発電所構外から 2 時間以内に参集
可 能 な 要 員 の 72 名 で 確 保 可 能 で あ る 。
原 子 炉 運 転 停 止 中 に 最 も 多 く 要 員 を 必 要 と す る の は ，「 5.2

全交流

動力電源喪失」である。参集要員に期待しない事象発生後 2 時間に必要な要員は，当直発電長 1 名，当直副発電長 1 名，当直運転員 3 名，
通報連絡等を行う要員 4 名及び現場操作を行うための重大事故等対応
添付 6.2.1−1

要 員 10 名 の 合 計 19 名 で あ る こ と か ら ， 初 動 体 制 の 要 員 （ 37 名 ） で 事
故対応が可能である。
使用済燃料プールに燃料を取り出している期間中に最も要員を必要と す る の は ，「 4.1

想 定 事 故 １ 」 及 び 「 4.2

想 定 事 故 ２ 」で あ る 。参集要員に期待しない事象発生後 2 時間に必要な要員災害対策要員（初動 ）の 内 訳 は ，当 直 発 電 長 1 名 ，当 直 副 発 電 長 1 名 ，当 直 運 転 員 3 名 ，通報連絡等を行う要員 4 名及び現場操作を行うための重大事故等対応
要 員 8 名 の 合 計 17 名 で あ る こ と か ら ，初 動 体 制 の 要 員（ 37 名 ）で 事 故対応が可能である。また，事象発生 2 時間以降に必要となる参集要員
は 2 名 で あ り ，発 電 所 構 外 か ら 2 時 間 以 内 に 参 集 可 能 な 要 員 の 72 名 で確保可能である。
各事故シーケンスグループ等において，事象発生 2 時間以内に必要な作業については初動体制の要員により実施可能である。また，事象発生 2 時間以降は，発電所構外から招集される参集要員についても期待できる。以上より，重大事故等対策の成立性に問題がないことを確認した。

添付 6.2.1−2

第 1表

原 子 炉 運 転 中 の 各 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 等 に お け る 災 害 対 策 要 員 （ 初 動 ） と 参 集 要 員 （ 1／ 2）

事故シ−ケンスグループ等
発電所に常駐している要員及び参集要員

添付 6.2.1-3

2.1
高圧・低圧注水機能喪失
2.2
高圧注水・減圧機能喪失
2.3.1
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）
2.4.1
崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）
2.4.2
崩壊熱除去機能喪失（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）
2.8
津波浸水による最終ヒートシン
ク喪失

当直
発電長

当直（運転員）
当直
当直
副発電長
運転員

合計

災害対策要員（通報連絡等）

災害対策要員
重大事故等
自衛消防隊
対応要員

合計

必要
要員数

参集要員
（2 時間以降）

1

1

5

7

4

28

11

32

39

72

1

1

5

7

4

8

−

12

19

5

1

1

4

6

4

0

−

4

10

0

1

1

5

7

4

13

−

17

24

6

1

1

5

7

4

13

−

17

24

6

1

1

5

7

4

13

−

17

24

6

1

1

4

6

4

10

−

14

20

0

1

1

5

7

4

8

−

12

19

5

1

1

4

6

4

0

−

4

10

0

1

1

5

7

4

8

−

12

19

5

1

1

5

7

4

1

−

5

12

0

1

1

5

7

4

13

−

17

24

6

は，必要な要員数が最大となる事故シーケンスグループ等を示す。

第 1表

原 子 炉 運 転 中 の 各 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 等 に お け る 災 害 対 策 要 員 （ 初 動 ） と 参 集 要 員 （ 2／ 2）

事故シ−ケンスグループ等
発電所に常駐している要員及び
参集要員

当直
発電長

当直（運転員）
当直
当直
副発電長
運転員

合計

災害対策要員（通報連絡等）

災害対策要員
重大事故等
自衛消防隊
対応要員

合計

必要
要員数

参集要員
（2 時間以降）

添付 6.2.1-4

1

1

5

7

4

28

11

32

39

72

1

1

4

6

4

10

−

14

20

2

1

1

5

7

4

10

−

14

21

5

3.2
高圧溶融物放出／格納容器雰囲
気直接加熱

1

1

4

6

4

10

−

14

20

2

3.3
原子炉圧力容器外の溶融燃料−
冷却材相互作用

1

1

4

6

4

10

−

14

20

2

3.4
水素燃焼

1

1

4

6

4

10

−

14

20

2

3.5
溶融炉心・コンクリート相互作
用

1

1

4

6

4

10

−

14

20

2

3.1.2
雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却を使用する場
合）3.1.3
雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却を使用できない
場合）

第 2表

原子炉運転停止中の各事故シーケンスグループ等における災害対策要員（初動）と参集要員

事故シ−ケンスグループ等

当直
発電長

当直（運転員）
当直
当直
副発電長
運転員

合計

災害対策要員（通報連絡等）

災害対策要員
重大事故等
自衛消防隊
対応要員

合計

必要
要員数

参集要員
（2 時間以降）

添付 6.2.1-5

発電所に常駐している要員及び
参集要員

1

1

3

5

4

28

11

32

37

72

4.1
想定事故 1

1

1

3

5

4

8

−

12

17

2

4.2
想定事故 2

1

1

3

5

4

8

−

12

17

2

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）

1

1

3

5

4

3

−

7

12

0

5.2
全交流動力電源喪失

1

1

3

5

4

10

−

14

19

0

5.3
原子炉冷却材流出

1

1

3

5

4

0

−

4

9

0

5.4
反応度の誤投入

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

は，必要な要員数が最大となる事故シーケンスグループ等を示す。

添付資料 6.2.2
重要事故シーケンス等以外の事故シーケンスの要員の評価について

1.

はじめに
各事故シーケンスグループ等の有効性評価で，重要事故シーケンス等の事故対応に必要な要員について評価している。各事故シーケ
ンスグループ等のその他の事故シーケンスについては本資料にて，重要事故シーケンス等の作業項目を基に必要な要員数を確認する。

2.

重要事故シーケンス等以外の事故シーケンスにおける要員の評価
結果
重要事故シーケンス以外の事故シーケンスにおいて，重大事故等対策の実施に必要な作業項目を抽出し，各事故シーケンスグループ
等の重要事故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した。その結果は，第 1 表から第 3 表及び別紙のとおりである。
なお，評価の結果，最も要員が必要となる事故シーケンスにおいて も 最 大 24 名 （ 原 子 炉 運 転 停 止 中 で は 19 名 ） で あ り ， 災 害 対 策 要
員 （ 初 動 ） の 39 名 （ 原 子 炉 運 転 停 止 中 で は 37 名 ） 以 内 で 重 大 事 故等の対応が可能である※。
※

記載値は参集要員を除く。参集要員は最大 6 名に対して事象発生 2 時
間までに必要な要員数を十分確保できる。

3.
(1)

必要な要員の評価方法
各事故シーケンスの評価においても，対応する重要事故シーケ
ンスと同様又は保守的な条件で評価する。

(2)

事故発生初期の状況判断時に対応する確認行為については，こ添付 6.2.2−1

れまでの重要事故シーケンスと同様に，中央制御室の全ての当
直 運 転 員 等 で 対 応 す る た め ，要 員 数 と し て の 評 価 は 不 要 と す る 。
(3)

当直運転員等の操作及び移動についても重要事故シーケンスと同様の考え方にて評価を行う。

(4)「運転中の原子炉における重大事故」の評価は，別紙「必要な要員数の観点での評価事故シーケンスの代表性の整理」に示すと お り ，要 員 の 観 点 で 厳 し い プ ラ ン ト 損 傷 状 態（ 以 下「 Ｐ Ｄ Ｓ 」と い う 。）及 び 炉 心 損 傷 後 の 事 故 シ ー ケ ン ス を 考 慮 し て も ，現 在の要員数で重大事故への対応は可能であり，必要な要員数を考慮しても評価事故シーケンスは代表性を有していることを確認する。

添付 6.2.2−2

第 1表
事故
シーケンス
グループ

重要事故
シーケンス

その他の
事故シーケンス

2.1-①
過渡事象＋逃がし安全弁再閉
鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

2.1-②
手動停止／サポート
系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

高圧・低圧
注水機能喪
失

過渡事象
＋ 高 圧 炉心 冷 却 失敗
＋ 低 圧 炉心 冷 却 失敗

2.1-③
手動停止／サポート
系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉
鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

2.1-④
サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

2.1-⑤
サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉
鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

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 の 評 価 結 果 （ 1／ 8）
事象進展及び人数の増減理由

・「給水流量の全喪失」発生後，原子炉水位が低下し，原子炉スクラムする。（起因事象は原子炉水位低下の観点で厳しい「給水流量の全喪失」を設定。）
・ 主 蒸 気 隔 離 弁 の 閉 止 に よ り 原 子 炉 圧 力 は 上 昇 し ,逃 が し 安 全 弁 （ 安 全 弁 機 能 ） が 開 放 さ れ る 。 こ の と き ,逃 が し 安 全 弁 （ 安 全 弁
機 能 ） が 開 固 着 す る こ と で ， 原 子 炉 圧 力 は 低 下 を 始 め る が ,低 圧 代 替 注 水 系 （ 常 設 ） に よ る 原 子 炉 注 水 の 準 備 が 完 了 後 ， 逃 がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉急速減圧操作を実施することで，原子炉注水が開始され，原子炉水位は回復する。
・崩壊熱除熱機能を喪失しているため，格納容器圧力及び雰囲気温度が上昇するが，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作（サプレッション・チェンバ側）を実施することで，格納容器圧力及び雰囲気温度は安定又は低下傾向となる。
・重要事故シーケンスとの差異は原子炉の減圧（逃がし安全弁（安全弁機能）の再閉鎖失敗による減圧の有無）であり，本事故
シーケンスの方がより速やかに低圧状態に移行できるため事象進展は緩やかとなるが，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。
・ 手 動 停 止 に よ る 全 制 御 棒 挿 入 操 作 後 ,「 給 水 流 量 の 全 喪 失 」 が 発 生 す る 。 給 水 流 量 の 全 喪 失 の 対 応 と し て 「 主 蒸 気 隔 離 弁 閉 」
操作も想定する。
・原子炉は高圧状態にあるため，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の準備が完了後，逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉急速減圧操作を実施することで，原子炉注水が開始され，原子炉水位は回復する。
・崩壊熱除熱機能を喪失しているため，格納容器圧力及び雰囲気温度が上昇するが，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作（サプレッション・チェンバ側）を実施することで，格納容器圧力及び雰囲気温度は安定又は低下傾向となる。
・重要事故シーケンスとの差異は全制御棒挿入操作後に事故が発生することであり，事象進展は緩やかとなるが，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。
・ 手 動 停 止 に よ る 全 制 御 棒 挿 入 操 作 後 ,「 給 水 流 量 の 全 喪 失 」 が 発 生 す る 。 給 水 流 量 の 全 喪 失 の 対 応 と し て 「 主 蒸 気 隔 離 弁 閉 」
操作も想定する。
・ 主 蒸 気 隔 離 弁 の 閉 止 に よ り 原 子 炉 圧 力 は 上 昇 し ,逃 が し 安 全 弁 （ 安 全 弁 機 能 ） が 開 放 さ れ る 。 こ の と き ,逃 が し 安 全 弁 （ 安 全 弁
機 能 ） が 開 固 着 す る こ と で ， 原 子 炉 圧 力 は 低 下 を 始 め る が ,低 圧 代 替 注 水 系 （ 常 設 ） に よ る 原 子 炉 注 水 の 準 備 が 完 了 後 ， 逃 がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉急速減圧操作を実施することで，原子炉注水が開始され，原子炉水位は回復する。
・崩壊熱除熱機能を喪失しているため，格納容器圧力及び雰囲気温度が上昇するが，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作（サプレッション・チェンバ側）を実施することで，格納容器圧力及び雰囲気温度は安定又は低下傾向となる。
・重要事故シーケンスとの差異は全制御棒挿入操作後に事故が発生すること及び原子炉の減圧（逃がし安全弁（安全弁機能）の再閉失敗による減圧の有無）が発生することであり，事象進展は緩やかとなるが，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。
・サポート系 1 区分の喪失の場合，一般的に他の区分が健全であるため対応手段が著しく制限される状態ではないが，事象を厳しくするため起因事象として緩和設備への影響が大きい「交流電源故障」を代表として設定する。
・「交流電源故障（区分Ⅱ）」発生により，給復水系の制御機能等が喪失し，原子炉スクラムする。
・原子炉は高圧状態にあるため，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の準備が完了後，逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉急速減圧操作を実施することで，原子炉注水が開始され，原子炉水位は回復する。
・崩壊熱除熱機能を喪失しているため，格納容器圧力及び雰囲気温度が上昇するが，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作（サプレッション・チェンバ側）を実施することで，格納容器圧力及び雰囲気温度は安定又は低下傾向となる。
・重要事故シーケンスとの差異は「交流電源故障（区分Ⅱ）」が発生することであり，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。
・サポート系 1 区分の喪失の場合，一般的に他の区分が健全であるため対応手段が著しく制限される状態ではないが，事象を厳しくするため起因事象として緩和設備への影響が大きい「交流電源故障」を代表として設定する。
・「交流電源故障（区分Ⅱ）」発生により，給復水系の制御機能等が喪失し，原子炉スクラムする。
・ 主 蒸 気 隔 離 弁 の 閉 止 に よ り 原 子 炉 圧 力 は 上 昇 し ,逃 が し 安 全 弁 （ 安 全 弁 機 能 ） が 開 放 さ れ る 。 こ の と き ,逃 が し 安 全 弁 （ 安 全 弁
機 能 ） が 開 固 着 す る こ と で ， 原 子 炉 圧 力 は 低 下 を 始 め る が ,低 圧 代 替 注 水 系 （ 常 設 ） に よ る 原 子 炉 注 水 の 準 備 が 完 了 後 ， 逃 がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉急速減圧操作を実施することで，原子炉注水が開始され，原子炉水位は回復する。
・崩壊熱除熱機能を喪失しているため，格納容器圧力及び雰囲気温度が上昇するが，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作（サプレッション・チェンバ側）を実施することで，格納容器圧力及び雰囲気温度は安定又は低下傾向となる。
・重要事故シーケンスとの差異は「交流電源故障（区分Ⅱ）」が発生すること及び原子炉の減圧（逃がし安全弁（安全弁機能）の再閉鎖失敗による減圧の有無）が発生することであり，事象進展は緩やかとなるが，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。

添付 6.2.2−3

必要
要員数

重要事故
シーケンスに必要な要員数

19 人

19 人

19 人
19 人

19 人

19 人

第 1表
事故
シーケンス
グループ

高圧注水・
減圧機能喪
失

全交流動力
電 源 喪 失（ 長 期 ＴＢ）

全交流動力
電 源 喪 失
（ＴＢＤ，
ＴＢＵ）

重要事故
シーケン
ス

過渡事象
＋ 高 圧 炉心 冷 却 失敗＋ 原 子 炉
減圧失敗

外 部 電 源喪失
＋ Ｄ Ｇ 失敗
＋ Ｈ Ｐ ＣＳ 失 敗（ 蓄
電 池 枯 渇後 Ｒ Ｃ Ｉ
Ｃ停止）

外 部 電 源喪失
＋ 直 流 電源失敗
＋ 高 圧 炉心 冷 却 失
敗
（ＴＢＤ）

その他の
事故シーケンス
2.2-①
手動停止／サポート
系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

2.2-②
サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

2.3.1-①
サポート系喪失（直流電源故障）（外部
電源喪失）
＋ＤＧ失敗
＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ
停止）

2.3.2-①
外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＵ）

2.3.2-②
サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＵ）

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 の 評 価 結 果 （ 2／ 8）
事象進展及び人数の増減理由

・手 動 停 止 に よ る 全 制 御 棒 挿 入 後 ，「 給 水 流 量 の 全 喪 失 」が 発 生 す る 。給 水 流 量 の 全 喪 失 の 対 応 と し て「 主 蒸 気 隔 離 弁 閉 」操作も想定する。
・原子炉水位の低下によ り，低圧炉心スプレイ系 及び残留熱除去系（低圧注水系）の自動起動後，過渡時自動減圧回路の作 動に よ り 逃 が し 安 全 弁（ 自 動 減 圧 機 能 ）が 自 動 開 放 す る こ と で 原 子 炉 圧 力 が 低 下 し ，原 子 炉 注 水 が 開 始 さ れ ，原 子 炉 水 位 は 回復する。
・ 重 要 事 故 シ ー ケ ン ス と の 差 異 は 全 制 御 棒 挿 入 後 に 事 故 が 発 生 す る こ と で あ り ，事 象 進 展 は 緩 や か と な る が ，必 要 な 操 作 は 同様であるため，人数に増減なし。
・サ ポ ー ト 系 1 区 分 の 喪 失 の 場 合 ，一 般 的 に 他 の 区 分 が 健 全 で あ る た め 対 応 手 段 が 著 し く 制 限 さ れ る 状 態 で は な い が ，事 象 を厳しくするため起因事象として緩和設備への影響が大きい「交流電源故障」を代表として設定する。
・「交流電源故障（区分Ⅱ）」発生により，給復水系の制御機能等が喪失し，原子炉スクラムする。
・原子炉水位の低下によ り，低圧炉心スプレイ系 及び残留熱除去系（低圧注水系）の自動起動後，過渡時自動減圧回路の作 動に よ り 逃 が し 安 全 弁（ 自 動 減 圧 機 能 ）が 自 動 開 放 す る こ と で 原 子 炉 圧 力 が 低 下 し ，原 子 炉 注 水 が 開 始 さ れ ，原 子 炉 水 位 は 回復する。
・重 要 事 故 シ ー ケ ン ス と の 差 異 は 使 用 で き る 低 圧 炉 心 ス プ レ イ 系 及 び 残 留 熱 除 去 系（ 低 圧 注 水 系 ）の 系 統 数 の み で あ り ，必 要
な操作は同様であるため，人数に増減なし。
・区分Ⅱサポート系喪失に伴う「外部電源喪失」により，原子炉スクラム及び「給水流量の全喪失」が発生する。また，同時に全ての非常用ディーゼル発電機等が故障し，「全交流動力電源喪失」が発生する。
・原子炉水位の低下により，原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉注水が開始される。
・ 低 圧 代 替 注 水 系（ 可 搬 型 ）に よ る 原 子 炉 注 水 の 準 備 が 完 了 後 ，サ プ レ ッ シ ョ ン ・ プ ー ル 水 温 度 が 65℃ に 到 達 後 に ，逃 が し 安
全弁（自動減圧機能）による原子炉急速減圧操作を実施することで，原子炉注水が開始され，原子炉水位は回復する。
・崩 壊 熱 除去 機 能 を 喪 失 して い る た め ，常 設 代 替 交 流電 源 設 備 に よ る 非 常 用 母 線 受電 操 作 後 ，残 留 熱 除 去 系（ 低 圧 注 水 系 ）による原子炉注水操作並びに残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）
による格納容器除熱操作を実施することで原子炉水位は維持され，格納容器圧力及び雰囲気温度は安定又は低下傾向となる。
・ 重 要 事 故 シ ー ケ ン ス と の 差 異 は 使 用 で き る 計 装 設 備 の 数 の み で あ り ，事 象 進 展 へ の 影 響 は な く ，必 要 な 操 作 は 同 様 で あ る た
め，人数に増減なし。
・「外部電源喪失」により，原子炉スクラム及び「給水流量の全喪失」が発生する。また，同時に 全ての非常用ディーゼル 発
電機等が故障し，「全交流動力電源喪失」が発生する。
・高圧代替注水系の起動操作を実施することで，原子炉注水が開始される。
・ 低 圧 代 替 注 水 系（ 可 搬 型 ）に よ る 原 子 炉 注 水 の 準 備 が 完 了 後 ，サ プ レ ッ シ ョ ン ・ プ ー ル 水 温 度 が 65℃ に 到 達 後 に ，逃 が し 安
全弁（自動減圧機能）による原子炉急速減圧操作を実施することで，原子炉注水が開始され，原子炉水位は回復する。
・ 崩 壊 熱 除 去 機 能 を 喪 失 し て い る た め ，格 納 容 器 圧 力 及 び 雰 囲 気 温 度 が 上 昇 す る が ，常 設 代 替 交 流 電 源 設 備 に よ る 非 常 用 母 線
受 電 操 作 後 ，残 留熱 除 去 系（ 低 圧 注 水 系 ）に よ る 原 子 炉 注 水 操 作 並 び に 残 留 熱 除 去 系（ 格 納 容 器 ス プ レ イ 冷 却 系 ）又 は 残 留
熱 除 去 系（ サ プ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル 冷 却 系 ）に よ る 格 納 容 器 除 熱 操 作 を 実 施 す る こ と で 原 子 炉 水 位 は 維 持 さ れ ，格 納 容 器 圧
力及び雰囲気温度は安定又は低下傾向となる。
・ 重 要 事 故 シ ー ケ ン ス と の 差 異 は 高 圧 代 替 注 水 系 の 起 動 操 作 に 要 す る 時 間 及 び 使 用 で き る 計 装 設 備 の 数 で あ る が ，事 象 進 展 への影響はなく，必要な操作は同様であるため，人数に減少なし。
・区分Ⅰサポート系喪失に伴う「外部電源喪失」により，原子炉スクラム及び「給水流量の全喪失」が発生する。また，同時に全ての非常用ディーゼル発電機等が故障し，「全交流動力電源喪失」が発生する。
・高圧代替注水系の起動操作を実施することで，原子炉注水が開始される。
・ 低 圧 代 替 注 水 系（ 可 搬 型 ）に よ る 原 子 炉 注 水 の 準 備 が 完 了 後 ，サ プ レ ッ シ ョ ン ・ プ ー ル 水 温 度 が 65℃ に 到 達 後 に ，逃 が し 安
全弁（自動減圧機能）による原子炉急速減圧操作を実施することで，原子炉注水が開始され，原子炉水位は回復する。
・ 崩 壊 熱 除 去 機 能 を 喪 失 し て い る た め ，格 納 容 器 圧 力 及 び 雰 囲 気 温 度 が 上 昇 す る が ，常 設 代 替 交 流 電 源 設 備 に よ る 非 常 用 母 線
受 電 操 作 後 ，残 留熱 除 去 系（ 低 圧 注 水 系 ）に よ る 原 子 炉 注 水 操 作 並 び に 残 留 熱 除 去 系（ 格 納 容 器 ス プ レ イ 冷 却 系 ）又 は 残 留
熱 除 去 系（ サ プ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル 冷 却 系 ）に よ る 格 納 容 器 除 熱 操 作 を 実 施 す る こ と で 原 子 炉 水 位 は 維 持 さ れ ，格 納 容 器 圧
力及び雰囲気温度は安定又は低下傾向となる。
・ 重 要 事 故 シ ー ケ ン ス と の 差 異 は 高 圧 代 替 注 水 系 の 起 動 操 作 に 要 す る 時 間 及 び 使 用 で き る 計 装 設 備 の 数 の み で あ り ，事 象 進 展
への影響はなく，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。

添付 6.2.2−4

必要要員数

重要事故
シーケンスに必要な要員数

10 人

10 人

10 人

24 人

24 人

24 人

24 人

24 人

第 1表
事故
シーケンス
グループ

全交流動力
電 源 喪 失
（ＴＢＰ）

重要事故
シーケン
ス
外 部 電 源喪失
＋ Ｄ Ｇ 失敗
＋ 逃 が し安 全 弁 再閉鎖失敗
＋ Ｈ Ｐ Ｃ
Ｓ失敗

その他の
事故シーケンス

2.3.3-①
サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉
鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗

2.4-①
過渡事象＋逃がし安全弁再閉
鎖失敗＋ＲＨＲ失敗

崩壊熱除去
機能喪失

過渡事象
＋ Ｒ Ｈ Ｒ失敗

2.4-②
外部電源喪失＋ＤＧ失敗（ＨＰＣ
Ｓ成功）

2.4-③
外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉
鎖失敗（ＨＰＣＳ成
功）

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 の 評 価 結 果 （ 3／ 8）
事象進展及び人数の増減理由

必要要員数

・区分Ⅰサポート系喪失に伴う「外部電源喪失」により，原子炉スクラム及び「給水流量の全喪失」が発生する。また，同時に全ての非常用ディーゼル発電機等が故障し，「全交流動力電源喪失」が発生する。
・高圧代替注水系の起動後，原子炉注水が開始される。
・ 主 蒸 気 隔 離 弁 の 閉 止 に よ り 原 子 炉 圧 力 は 上 昇 し ,逃 が し 安 全 弁 （ 安 全 弁 機 能 ） が 開 放 さ れ る 。 こ の と き ,逃 が し 安 全 弁 （ 安 全
弁 機 能 ） が 開 固 着 す る こ と で ， 原 子 炉 圧 力 は 低 下 を 始 め る が ,低 圧 代 替 注 水 系 （ 可 搬 型 ） に よ る 原 子 炉 注 水 の 準 備 が 完 了 後 ，逃 が し 安 全 弁（ 自 動 減 圧 機 能 ）に よ る 原 子 炉 急 速 減 圧 操 作を 実 施 す る こ と で ，原 子 炉 注 水 が 開 始 さ れ ，原 子 炉 水 位 は 回 復 す
24 人る。
・常 設 代 替交 流 電 源 設 備 に よ る 非 常 用 母線 受 電 操 作 後 ，残 留 熱 除 去 系（ 低 圧 注 水 系 ）に よ る 原 子 炉 注 水 操 作 並 び に 残 留 熱 除 去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プー ル冷却系）による格納容 器除熱操作を実施することで原子炉水位は維持され，格納容器圧力及び雰囲気温度は安定又は低下傾向となる。
・重 要 事 故 シ ー ケ ン ス と の 差 異 は 原 子 炉 の 減 圧（ 逃 が し 安 全 弁 の 再 閉 失 敗 に よ る 減 圧 の 有 無 ）の み で あ り ，本 事 故 シ ー ケ ン スの 方 が よ り 速 や か に 低 圧 状 態 に 移 行 で き る た め 事 象 進 展 は 緩 や か と な る が ，必 要 な 操 作 は 同 様 で あ る た め ，人 数 に 増 減 な し 。
・「給水流量の全喪失」発生後，原子炉水位が低下し，原子炉スクラムす る（起因事象は原子炉水 位低下の観点で厳しい「給水流量の全喪失」を設定）。
・原子炉水位の低下により，原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉注水が開始される。
【取水機能が・ 主 蒸 気 隔 離 弁 の 閉 止 に よ り 原 子 炉 圧 力 は 上 昇 し ,逃 が し 安 全 弁 （ 安 全 弁 機 能 ） が 開 放 さ れ る 。 こ の と き ,逃 が し 安 全 弁 （ 安 全 喪 失 し た 場 合 】
弁 機 能 ） が 開 固 着 す る こ と で ， 原 子 炉 圧 力 は 低 下 を 始 め る が ,低 圧 代 替 注 水 系 （ 常 設 ） に よ る 原 子 炉 注 水 の 準 備 が 完 了 後 ，
20 人
逃 が し 安 全 弁（ 自 動 減 圧 機 能 ）に よ る 原 子 炉 急 速 減 圧 操 作を 実 施 す る こ と で ，原 子 炉 注 水 が 開 始 さ れ ，原 子 炉 水 位 は 回 復 する。
【残留熱除去・ 崩 壊 熱 除 去 機 能 を 喪 失 し て い る た め ，格 納 容 器 圧 力 及 び 雰 囲 気 温 度 が 上 昇 す る が ，格 納 容 器 圧 力 逃 が し 装 置 に よ る 格 納 容 器系が故障した除熱操作（サプレッション・チェンバ側）若しく は緊急用海水系を用いた 残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残場合】
留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱操作を実施する。
19 人
・重 要 事 故 シ ー ケ ン ス と の 差 異 は 原 子 炉 の 減 圧（ 逃 が し 安 全 弁 の 再 閉 失 敗 に よ る 減 圧 の 有 無 ）の み で あ り ，本 事 故 シ ー ケ ン スの 方 が よ り 速 や か に 低 圧 状 態 に 移 行 で き る た め 事 象 進 展 は 緩 や か と な る が ，必 要 な 操 作 は 同 様 で あ る た め ，人 数 に 増 減 な し 。
・「 外 部 電 源 喪 失 」に よ り ，原 子 炉 ス ク ラ ム 及 び「 給 水 流 量 の 全 喪 失 」が 発 生 す る 。ま た ，同 時 に 非 常 用 デ ィ ー ゼ ル 発 電 機（ 高
圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機を除く。）が故障する。
・原子炉水位の低下により，原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉注水が開始される。
・ 低 圧 代 替 注 水 系（ 常 設 ）に よ る 原 子 炉 注 水 の 準 備 が 完 了 後 ，サ プ レ ッ シ ョ ン ・ プ ー ル 水 温 度 が 65℃ に 到 達 後 に ，逃 が し 安 全
弁（自動減圧機能）による原子炉急速減圧操作を実施することで，原子炉注水が開始され，原子炉水位は回復する。
20 人
・ 崩 壊 熱 除 去 機 能 を 喪 失 し て い る た め ，格 納 容 器 圧 力 及 び 雰 囲 気 温 度 が 上 昇 す る が ，常 設 代 替 交 流 電 源 設 備 に よ る 非 常 用 母 線
受電操作後，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱操作を実施する。
・重要事故シーケンスとの差異は崩壊熱除去機能の喪失が非常用ディーゼル発電機の故障によるものであることのみであり，事象進展に影響はなく，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。
・「 外 部 電 源 喪 失 」に よ り ，原 子 炉 ス ク ラ ム 及 び「 給 水 流 量 の 全 喪 失 」が 発 生 す る 。ま た ，同 時 に 非 常 用 デ ィ ー ゼ ル 発 電 機（ 高
圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機を除く。）が故障する。
・原子炉水位の低下により，原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉注水が開始される。
・ 主 蒸 気 隔 離 弁 の 閉 止 に よ り 原 子 炉 圧 力 は 上 昇 し ,逃 が し 安 全 弁 （ 安 全 弁 機 能 ） が 開 放 さ れ る 。 こ の と き ,逃 が し 安 全 弁 （ 安 全
弁機能）が開固着することで，原子炉圧力は低下を始めるが，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の準備が完了後，逃 が し 安 全 弁（ 自 動 減 圧 機 能 ）に よ る 原 子 炉 急 速 減 圧 操 作を 実 施 す る こ と で ，原 子 炉 注 水 が 開 始 さ れ ，原 子 炉 水 位 は 回 復 す
20 人る。
・ 崩 壊 熱 除 去 機 能 を 喪 失 し て い る た め ，格 納 容 器 圧 力 及 び 雰 囲 気 温 度 が 上 昇 す る が ，常 設 代 替 交 流 電 源 設 備 に よ る 非 常 用 母 線
受電操作後，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱操作を実施する。
・重 要 事 故 シ ー ケ ン ス と の 差 異 は 崩 壊 熱 除 去 機 能 の 喪 失 が 非 常 用 デ ィ ー ゼ ル 発 電 機 の 故 障 に よ る も の で あ る こ と 及 び 原 子 炉 の減圧（逃がし安全弁の再閉失敗による減圧の有無）であり，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。

添付 6.2.2−5

重要事故
シーケンスに必要な要員数24 人【取水機能が喪失した場合】
20 人【残留熱除去機能が喪失し
た場合】
19 人

第 1表
事故
シーケンス
グループ

重要事故
シーケン
ス

その他の
事故シーケンス

2.4-④
外部電源喪失＋直流電源失敗（ＨＰＣＳ成功）

2.4-⑤
手動停止／サポート
系喪失（手動停止）＋ＲＨＲ失敗

崩壊熱除去
機能喪失

過渡事象
＋ Ｒ Ｈ Ｒ
失敗

2.4-⑥
手動停止／サポート
系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉
鎖失敗＋ＲＨＲ失敗2.4-⑦
サポート系喪失（自動停止）＋ＲＨＲ失敗運 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 の 評 価 結 果 （ 4／ 8）
事象進展及び人数の増減理由

・「外部電源喪失」により，原子炉スクラム及び「給水流量の全喪失」が発生する。また，同時に直流電源設備が故障する。
・原子炉水位の低下により，高圧炉心スプレイ系が自動起動し，原子炉注水が開始される。
・ 低 圧 代 替 注 水 系（ 常 設 ）に よ る 原 子 炉 注 水 の 準 備 が 完 了 後 ，サ プ レ ッ シ ョ ン ・ プ ー ル 水 温 度 が 65℃ に 到 達 後 に ，逃 が し 安 全
弁（自動減圧機能）による原子炉急速減圧操作を実施することで，原子炉注水が開始され，原子炉水位は回復する。
・ 崩 壊 熱 除 去 機 能 を 喪 失 し て い る た め ，格 納 容 器 圧 力 及 び 雰 囲 気 温 度 が 上 昇 す る が ，常 設 代 替 交 流 電 源 設 備 に よ る 非 常 用 母 線
受電操作後，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱操作を実施する。
・重 要 事 故 シ ー ケ ン ス と の 差 異 は 崩 壊 熱 除 去 機 能 の 喪 失 が 直 流 電 源 喪 失 に 伴 う 非 常 用 デ ィ ー ゼ ル 発 電 機 の 機 能 喪 失 に よ る も ので あ る こ と 及 び 直 流 電 源 設 備 が 故 障 し 原 子 炉 隔 離 時 冷 却 系 に 期 待 で き な い こ と で あ る が ，高 圧 炉 心 ス プ レ イ 系 に よ る 原 子 炉
注水が可能であり事象進展に影響はなく，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。
・ 手 動 停 止 に よ る 全 制 御 棒 挿 入 後 ,「 給 水 流 量 の 全 喪 失 」 が 発 生 す る 。 給 水 流 量 の 全 喪 失 の 対 応 と し て 「 主 蒸 気 隔 離 弁 閉 」 操作も想定する。
・原子炉水位の低下により，原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉注水が開始される。
・ 低 圧 代 替 注 水 系（ 常 設 ）に よ る 原 子 炉 注 水 の 準 備 が 完 了 後 ，サ プ レ ッ シ ョ ン ・ プ ー ル 水 温 度 が 65℃ に 到 達 後 に ，逃 が し 安 全
弁（自動減圧機能）による原子炉急速減圧操作を実施することで，原子炉注水が開始され，原子炉水位は回復する。
・ 崩 壊 熱 除 去 機 能 を 喪 失 し て い る た め ，格 納 容 器 圧 力 及 び 雰 囲 気 温 度 が 上 昇 す る が ，格 納 容 器 圧 力 逃 が し 装 置 に よ る 格 納 容 器
除熱操作（サプレッション・チェンバ側）若しく は緊急用海水系を用いた 残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱操作を実施する。
・ 重 要 事 故 シ ー ケ ン ス と の 差 異 は 全 制 御 棒 挿 入 操 作 後 に 事 故 が 発 生 す る こ と で あ り ，事 象 進 展 は 緩 や か と な る が ，必 要 な 操 作は同様であるため，人数に増減なし。
・ 手 動 停 止 に よ る 全 制 御 棒 挿 入 後 ,「 給 水 流 量 の 全 喪 失 」 が 発 生 す る 。 給 水 流 量 の 全 喪 失 の 対 応 と し て 「 主 蒸 気 隔 離 弁 閉 」 操作も想定する。
・原子炉水位の低下により，原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉注水が開始される。
・ 主 蒸 気 隔 離 弁 の 閉 止 に よ り 原 子 炉 圧 力 は 上 昇 し ,逃 が し 安 全 弁 （ 安 全 弁 機 能 ） が 開 放 さ れ る 。 こ の と き ,逃 が し 安 全 弁 （ 安 全
弁 機 能 ） が 開 固 着 す る こ と で ， 原 子 炉 圧 力 は 低 下 を 始 め る が ,低 圧 代 替 注 水 系 （ 常 設 ） に よ る 原 子 炉 注 水 の 準 備 が 完 了 後 ，逃 が し 安 全 弁（ 自 動 減 圧 機 能 ）に よ る 原 子 炉 急 速 減 圧 操 作を 実 施 す る こ と で ，原 子 炉 注 水 が 開 始 さ れ ，原 子 炉 水 位 は 回 復 する。
・ 崩 壊 熱 除 去 機 能 を 喪 失 し て い る た め ，格 納 容 器 圧 力 及 び 雰 囲 気 温 度 が 上 昇 す る が ，格 納 容 器 圧 力 逃 が し 装 置 に よ る 格 納 容 器
除熱操作（サプレッション・チェンバ側）若しく は緊急用海水系を用いた 残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱操作を実施する。
・ 重 要 事 故 シ ー ケ ン ス と の 差 異 は 全 制 御 棒 挿 入 操 作 後 に 事 故 が 発 生 す る こ と 及 び 原 子 炉 の 減 圧（ 逃 が し 安 全 弁 の 再 閉 失 敗 に よる減圧の有無）であり，事象進展は緩やかとなるが，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。
・サ ポ ー ト 系 1 区 分 の 喪 失 の 場 合 ，一 般 的 に 他 の 区 分 が 健 全 で あ る た め 対 応 手 段 が 著 し く 制 限 さ れ る 状 態 で は な い が ，事 象 を厳しくするため起因事象として緩和設備への影響が大きい「交流電源故障」を代表として設定する。
・「交流電源故障（区分Ⅱ）」発生により，給復水系の制御機能等が喪失し，原子炉スクラムする。
・原子炉水位の低下により，原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉注水が開始される。
・ 低 圧 代 替 注 水 系（ 常 設 ）に よ る 原 子 炉 注 水 の 準 備 が 完 了 後 ，サ プ レ ッ シ ョ ン ・ プ ー ル 水 温 度 が 65℃ に 到 達 後 に ，逃 が し 安 全
弁（自動減圧機能）による原子炉急速減圧操作を実施することで，原子炉注水が開始され，原子炉水位は回復する。
・ 崩 壊 熱 除 去 機 能 を 喪 失 し て い る た め ，格 納 容 器 圧 力 及 び 雰 囲 気 温 度 が 上 昇 す る が ，格 納 容 器 圧 力 逃 が し 装 置 に よ る 格 納 容 器
除熱操作（サプレッション・チェンバ側）若しく は緊急用海水系を用いた 残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱操作を実施する。
・重要事故シーケンスとの差異は「交流電源故障（区分Ⅱ）」が発生することであり，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。
・ 崩 壊 熱 除 去 機 能 を 喪 失 し て い る た め ，格 納 容 器 圧 力 及 び 雰 囲 気 温 度 が 上 昇 す る が ，格 納 容 器 圧 力 逃 が し 装 置 に よ る 格 納 容 器
除熱操作（サプレッション・チェンバ側）若しく は緊急用海水系を用いた 残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱操作を実施する。
・重要事故シーケンスとの差異は「交流電源故障（区分Ⅱ）」が発生することであり，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。

添付 6.2.2−6

必要要員数

重要事故
シーケンスに必要な要員数20 人【取水機能が喪失した場合】
20 人【残留熱除去系が故障した場合】
19 人【取水機能が喪失した場合】
20 人【残留熱除去系が故障した場合】
19 人【取水機能が
喪失した場
合】
20 人
【残留熱除去
系が故障し
た場合】
19 人

【取水機能が喪失した場合】
20 人【残留熱除去機能が喪失した場
合】
19 人

第 1表
事故
シーケンス
グループ

重要事故
シーケン
ス

その他の
事故シーケンス

2.4-⑧
サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉
鎖失敗＋ＲＨＲ失敗2.4-⑨
サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗（ＨＰＣ
Ｓ成功）
崩壊熱除去
機能喪失

過渡事象
＋ Ｒ Ｈ Ｒ
失敗
2.4-⑩
サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉
鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）

2.4-⑪
小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗運 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 の 評 価 結 果 （ 5／ 8）
事象進展及び人数の増減理由

必要要員数

・サ ポ ー ト 系 1 区 分 の 喪 失 の 場 合 ，一 般 的 に 他 の 区 分 が 健 全 で あ る た め 対 応 手 段 が 著 し く 制 限 さ れ る 状 態 で は な い が ，事 象 を厳しくするため起因事象として緩和設備への影響が大きい「交流電源故障」を代表として設定する。
・「交流電源故障（区分Ⅱ）」発生により，給復水系の制御機能等が喪失し，原子炉スクラムする。
【取水機能が・原子炉水位の低下により，原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉注水が開始される。
喪失した場合】
・ 主 蒸 気 隔 離 弁 の 閉 止 に よ り 原 子 炉 圧 力 は 上 昇 し ,逃 が し 安 全 弁 （ 安 全 弁 機 能 ） が 開 放 さ れ る 。 こ の と き ,逃 が し 安 全 弁 （ 安 全
20 人
弁 機 能 ） が 開 固 着 す る こ と で ， 原 子 炉 圧 力 は 低 下 を 始 め る が ,低 圧 代 替 注 水 系 （ 常 設 ） に よ る 原 子 炉 注 水 の 準 備 が 完 了 後 ，逃 が し 安 全 弁（ 自 動 減 圧 機 能 ）に よ る 原 子 炉 急 速 減 圧 操 作を 実 施 す る こ と で ，原 子 炉 注 水 が 開 始 さ れ ，原 子 炉 水 位 は 回 復 す【残留熱除去る。
系が故障した・ 崩 壊 熱 除 去 機 能 を 喪 失 し て い る た め ，格 納 容 器 圧 力 及 び 雰 囲 気 温 度 が 上 昇 す る が ，格 納 容 器 圧 力 逃 が し 装 置 に よ る 格 納 容 器
場合】
除熱操作（サプレッション・チェンバ側）若しく は緊急用海水系を用いた 残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残19 人
留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱操作を実施する。
・ 重 要 事 故 シ ー ケ ン ス と の 差 異 は「 交 流 電 源 故 障（ 区 分 Ⅱ ）」及 び 原 子 炉 の 減 圧（ 逃 が し 安 全 弁 の 再 閉 失 敗 に よ る 減 圧 の 有 無 ）が発生することであり，事象進展は緩やかとなるが，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。
・区分Ⅰサポート系喪失に伴う「外部電源喪失」により，原子炉スクラム及び「給水流量の全喪失」が発生する。また，同時に非常用ディーゼル発電機（高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機を除く。）が故障する。
・原子炉水位の低下により，高圧炉心スプレイ系が自動起動し，原子炉注水が開始される。
・ 低 圧 代 替 注 水 系（ 常 設 ）に よ る 原 子 炉 注 水 の 準 備 が 完 了 後 ，サ プ レ ッ シ ョ ン ・ プ ー ル 水 温 度 が 65℃ に 到 達 後 に ，逃 が し 安 全
弁（自動減圧機能）による原子炉急速減圧操作を実施することで，原子炉注水が開始され，原子炉水位は回復する。
20 人
・ 崩 壊 熱 除 去 機 能 を 喪 失 し て い る た め ，格 納 容 器 圧 力 及 び 雰 囲 気 温 度 が 上 昇 す る が ，常 設 代 替 交 流 電 源 設 備 に よ る 非 常 用 母 線
受電操作後，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プー ル冷却系）による格納容器除熱操作を実施する。
・ 重 要 事 故 シ ー ケ ン ス と の 差 異 は 直 流 電 源 設 備 が 故 障 し 原 子 炉 隔 離 時 冷 却 系 に 期 待 で き な い こ と で あ る が ，高 圧 炉 心 ス プ レ イ
系による原子炉注水が可能であり事象進展は同じであるため，人数に増減なし。
・区分Ⅰサポート系喪失に伴う「外部電源喪失」により，原子炉スクラム及び「給水流量の全喪失」が発生する。また，同時に非常用ディーゼル発電機（高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機を除く。）が故障する。
・原子炉水位の低下により，高圧炉心スプレイ系が自動起動し，原子炉注水が開始される。
・ 主 蒸 気 隔 離 弁 の 閉 止 に よ り 原 子 炉 圧 力 は 上 昇 し ,逃 が し 安 全 弁 （ 安 全 弁 機 能 ） が 開 放 さ れ る 。 こ の と き ,逃 が し 安 全 弁 （ 安 全
弁 機 能 ） が 開 固 着 す る こ と で ， 原 子 炉 圧 力 は 低 下 を 始 め る が ,低 圧 代 替 注 水 系 （ 常 設 ） に よ る 原 子 炉 注 水 の 準 備 が 完 了 後 ，逃 が し 安 全 弁（ 自 動 減 圧 機 能 ）に よ る 原 子 炉 急 速 減 圧 操 作を 実 施 す る こ と で ，原 子 炉 注 水 が 開 始 さ れ ，原 子 炉 水 位 は 回 復 す
20 人る。
・ 崩 壊 熱 除 去 機 能 を 喪 失 し て い る た め ，格 納 容 器 圧 力 及 び 雰 囲 気 温 度 が 上 昇 す る が 常 設 代 替 交 流 電 源 設 備 に よ る 非 常 用 母 線 受
電操作後，残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器
除熱操作を実施する。
・ 重 要 事 故 シ ー ケ ン ス と の 差 異 は 直 流 電 源 設 備 が 故 障 し 原 子 炉 隔 離 時 冷 却 系 に 期 待 で き な い こ と で あ る が ，高 圧 炉 心 ス プ レ イ
系による原子炉注水が可能であり事象進展は同じであるため，人数に増減なし。
・「小破断ＬＯＣＡ」発生後，原子炉水位が低下し，原子炉スクラムする。
・原子炉水位の低下により，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系が自動起動し，原子炉注水が開始される。
【取水機能が・ 低 圧 代 替 注 水 系（ 常 設 ）に よ る 原 子 炉 注 水 の 準 備 が 完 了 後 ，サ プ レ ッ シ ョ ン ・ プ ー ル 水 温 度 が 65℃ に 到 達 後 に ，逃 が し 安 全喪失した場合】
弁（自動減圧機能）による原子炉急速減圧操作を実施することで，原子炉注水が開始され，原子炉水位は回復する。
20 人
・ 崩 壊 熱 除 去 機 能 を 喪 失 し て い る た め ，格 納 容 器 圧 力 及 び 雰 囲 気 温 度 が 上 昇 す る が ，格 納 容 器 圧 力 逃 が し 装 置 に よ る 格 納 容 器
除熱操作（サプレッション・チェンバ側）若しく は緊急用海水系を用いた 残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残【残留熱除去留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱操作を実施する。
系が故障した・重 要 事 故 シ ー ケ ン ス と の 差 異 は 原 子 炉 隔 離 時 冷 却 系 の 機 能 に 期 待 で き な い こ と 及 び 原 子 炉 冷 却 材 が 格 納 容 器 に 漏 え い す る こ
場合】とで，格納容器圧力の上昇が早くなることであるが，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。
19 人
・な お ，事 故 事 象 の 有 効 性 評 価 と し て は 期 待 で き る 緩 和 設 備 を よ り 少 な く し て い る「 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 時 注 水 機 能 喪 失 」に て 確 認 さ れる。

添付 6.2.2−7

重要事故
シーケンスに必要な要員数【取水機能が喪失した場合】
20 人【残留熱除去機能が喪失し
た場合】
19 人

第 1表
事故
シーケンス
グループ

重要事故
シーケンス

その他の
事故シーケンス

2.4-⑫
中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗

崩壊熱除去
機能喪失

過渡事象
＋ Ｒ Ｈ Ｒ
失敗

2.4-⑬
大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗2.5-①
サポート系喪失（自動停止）＋原子炉停止失敗

原子炉停止
機能喪失

過渡事象
＋ 原 子 炉停止失敗

2.5-②
小破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗

2.5-③
中破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗

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 の 評 価 結 果 （ 6／ 8）
事象進展及び人数の増減理由

・「中破断ＬＯＣＡ」発生後，原子炉水位が低下し，原子炉スクラムする。
・原子炉水位の低下によ り，原子炉隔離時冷却系 及び高圧炉心スプレイ系が自動起動し，原子炉注水が開始される。なお，中破 断 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ の た め 原 子 炉 隔 離 時 冷 却 系 に よ る 原 子 炉 注 水 の 継 続 に 期 待 で き な い が ，高 圧 炉 心 ス プ レ イ 系 に よ り 原 子 炉 水 位は回復する。
・ 低 圧 代 替 注 水 系（ 常 設 ）に よ る 原 子 炉 注 水 の 準 備 が 完 了 後 ，サ プ レ ッ シ ョ ン ・ プ ー ル 水 温 度 が 65℃ に 到 達 後 に ，逃 が し 安 全
弁（自動減圧機能）による原子炉急速減圧操作を実施することで，原子炉注水が開始され，原子炉水位は回復する。
・ 崩 壊 熱 除 去 機 能 を 喪 失 し て い る た め ，格 納 容 器 圧 力 及 び 雰 囲 気 温 度 が 上 昇 す る が ，格 納 容 器 圧 力 逃 が し 装 置 に よ る 格 納 容 器
除熱操作（サプレッション・チェンバ側）若しく は緊急用海水系を用いた 残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱操作を実施する。
・重 要 事 故 シ ー ケ ン ス と の 差 異 は 原 子 炉 隔 離 時 冷 却 系 の 機 能 に 期 待 で き な い こ と 及 び 原 子 炉 冷 却 材 が 格 納 容 器 に 漏 え い す る ことで，格納容器圧力の上昇が早くなることであるが，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。
・な お ，事 故 事 象 の 有 効 性 評 価 と し て は 期 待 で き る 緩 和 設 備 を よ り 少 な く し て い る「 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 時 注 水 機 能 喪 失 」に て 確 認 さ れる。
・「大破断ＬＯＣＡ」発生後，原子炉水位が低下し，原子炉スクラムする。
・原子炉水位の低下によ り，原子炉隔離時冷却系 及び高圧炉心スプレイ系が自動起動し，原子炉注水が開始される。なお，大破断ＬＯＣＡのため原子炉隔離時冷却系の機能に期待できないが，高圧炉心スプレイ系により原子炉水位は回復する。
・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 ）の 起 動 準 備 操 作 が 完 了 し ，原子 炉 注 水 が 開 始 さ れ ，原 子炉 水 位は維持される。
・ 崩 壊 熱 除 去 機 能 を 喪 失 し て い る た め ，格 納 容 器 圧 力 及 び 雰 囲 気 温 度 が 上 昇 す る が ，格 納 容 器 圧 力 逃 が し 装 置 に よ る 格 納 容 器
除熱操作（サプレッション・チェンバ側）若しく は緊急用海水系を用いた 残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱操作を実施する。
・重 要 事 故 シ ー ケ ン ス と の 差 異 は 原 子 炉 隔 離 時 冷 却 系 の 機 能 に 期 待 で き な い こ と 及 び 原 子 炉 冷 却 材 が 格 納 容 器 に 漏 え い す る ことで，格納容器圧力の上昇が早くなることであるが，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。
・な お ，事 故 事 象 の 有 効 性 評 価 と し ては 期 待 で き る 緩 和 設 備 を よ り少 な く し て い 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）」にて確認される。
・サ ポ ー ト 系 1 区 分 の 喪 失 の 場 合 ，一 般 的 に 他 の 区 分 が 健 全 で あ る た め 対 応 手 段 が 著 し く 制 限 さ れ る 状 態 で は な い が ，事 象 を厳しくするため起因事象として緩和設備への影響が大きい「交流電源故障」を代表として設定する。
・「交流電源故障（区分Ⅱ）」発生により，給復水系の制御機能等が喪失 し，原子炉スクラム信号 が発信又は手動スクラム を実施するが，原子炉スクラムに失敗する。
・ほう酸水注入系により原子炉出力が抑制され，未臨界に至る。
・原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系により原子炉水位は維持される。
・ 重 要 事 故 シ ー ケ ン ス と の 差 異 は ，給 水 の 停 止 後 に 原 子 炉 停 止 機 能 喪 失 と な り ，原 子 炉 水 位 が 低 め に 維 持 さ れ 原 子 炉 出 力 が 低
く な る た め ，原 子 炉 出 力 の 観 点 で 余 裕 が あ る 。ま た ，使 用 で き る 残 留 熱 除 去 系 の 系 統 数 等 で あ る が ，中 央 制 御 室 の 当 直 運 転員による対応となることから要員数は変化しない。
・「 小 破 断 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 」発 生 後 ，原 子 炉 冷 却 材 流 出 に よ り ，原 子 炉 ス ク ラ ム 信 号 が 発 信 又 は 手 動 ス ク ラ ム を 実 施 す る が ，原 子 炉
スクラムに失敗する。
・代替制御棒挿入機能の動作により，原子炉は未臨界になる。
・代替制御棒挿入機能に期待できない場合は，ほう酸水注入系により原子炉出力を抑制する。
・給水系，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系により原子炉水位は維持される。
・ 重 要 事 故 シ ー ケ ン ス と の 差 異 と し て ，Ｌ Ｏ Ｃ Ａ へ の 対 応 が 生 じ る が ，中 央 制 御 室 の 当 直 運 転 員 に よ る 対 応 と な る こ と か ら 要
員数は変化しない。
・「 中 破 断 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 」発 生 後 ，原 子 炉 冷 却 材 流 出 に よ り ，原 子 炉 ス ク ラ ム 信 号 が 発 信 又 は 手 動 ス ク ラ ム を 実 施 す る が ，原 子 炉
スクラムに失敗する。
・代替制御棒挿入機能の動作により，原子炉は未臨界になる。
・代替制御棒挿入機能に期待できない場合は，ほう酸水注入系により原子炉出力を抑制する。
・給水系及び高圧炉心スプレイ系により原子炉水位は維持される。
・ 重 要 事 故 シ ー ケ ン ス と の 差 異 と し て ，Ｌ Ｏ Ｃ Ａ へ の 対 応 が 生 じ る が ，中 央 制 御 室 の 当 直 運 転 員 に よ る 対 応 と な る こ と か ら 要
員数は変化しない。

添付 6.2.2−8

必要要員数

重要事故
シーケンスに必要な要員数【取水機能が喪失した場合】
20 人【取水機能が喪失した場合】
20 人【残留熱除去系が故障した場合】
19 人【残留熱除去機能が喪失した場合】
19 人【取水機能が
喪失した場
合】
20 人

【取水機能が喪失した場合】
20 人【残留熱除去
系が故障し
た場合】
19 人

【残留熱除去機能が喪失し
た場合】
19 人

10 人

10 人
10 人

10 人

第 1表
事故
シーケンス
グループ

原子炉停止
機能喪失

重要事故
シーケンス

過渡事象
＋ 原 子 炉
停止失敗

その他の
事故シーケンス

2.5-④
大破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗

2.6-①
小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

ＬＯＣＡ時
注水機能喪
失

中 破 断 ＬＯＣＡ
＋ 高 圧 炉心 冷 却 失敗
＋ 低 圧 炉心 冷 却 失敗

2.6-②
小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

2.6-③
中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

格納容器バ
イパス

津波浸水に
よる最終ヒ
ートシンク
喪失

イ ン タ ーフ ェ イ スシ ス テ ムＬＯＣＡ
原 子 炉 建屋 内 浸 水に よ る 複数 の 緩 和機 能 喪 失（ 最 終 ヒー ト シ ンク喪失）

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 の 評 価 結 果 （ 7／ 8）
事象進展及び人数の増減理由

・「 大 破 断 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 」発 生 後 ，原 子 炉 冷 却 材 流 出 に よ り ，原 子 炉 ス ク ラ ム 信 号 が 発 信 又 は 手 動 ス ク ラ ム を 実 施 す る が ，原 子 炉
スクラムに失敗する。
・代替制御棒挿入機能の動作により，原子炉は未臨界になる。
・代替制御棒挿入機能に期待できない場合は，ほう酸水注入系により原子炉出力を抑制する。
・給水系及び高圧炉心スプレイ系により原子炉水位は維持される。
・ 重 要 事 故 シ ー ケ ン ス と の 差 異 と し て ，Ｌ Ｏ Ｃ Ａ へ の 対 応 が 生 じ る が ，中 央 制 御 室 の 当 直 運 転 員 に よ る 対 応 と な る こ と か ら 要
員数は変化しない。
・「小破断ＬＯＣＡ」発生後，原子炉水位が低下し，原子炉スクラムする。
・原子炉は高圧状態にあるため，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の準備が完了後，逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉急速減圧操作を実施することで，原子炉注水が開始され，原子炉水位は回復する。
・ 崩 壊 熱 除 熱 機 能 を 喪 失 し て い る た め ，格 納 容 器 圧 力 及 び 雰 囲 気 温 度 が 上 昇 す る が ，格 納 容 器 圧 力 逃 が し 装 置 に よ る 格 納 容 器
除熱操作（サプレッション・チェンバ側）を実施することで，格納容器圧力及び雰囲気温度は安定又は低下傾向となる。
・重 要 事 故 シ ー ケ ン ス と の 差 異 は 冷 却 材 の 漏 え い 量 で あ り ，事 象 進 展 は 緩 や か と な る が ，必 要 な 操 作 は 同 様 で あ る た め ，人 数に増減なし。
・「小破断ＬＯＣＡ」発生後，原子炉水位が低下し，原子炉スクラムする。
・原子炉水位の低下により，低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）が自動起動し，逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧を試みるが失敗する。
・過 渡 時 自動 減 圧 回 路 の 作 動 に よ り 逃 がし 安 全 弁（ 自 動 減 圧 機 能 ）が 自 動 開 放 す る こ と で 原子 炉 圧 力 が 低 下 し ，低 圧 炉 心 ス プ
レイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水により原子炉水位は維持される。
・ 重 要 事 故 シ ー ケ ン ス と の 差 異 は 低 圧 炉 心 ス プ レ イ 及 び 残 留 熱 除 去 系 が 使 用 で き る こ と で あ り ，可 搬 型 代 替 注 水 中 型 ポ ン プ による水源補給操作及び格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント操作が不要となるため，対応人数は減少する。
・「中破断ＬＯＣＡ」発生後，原子炉水位が低下し，原子炉スクラムする。
・原子炉水位の低下により，低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）が自動起動し，逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧を試みるが失敗する。
・過 渡 時 自動 減 圧 回 路 の 作 動 に よ り 逃 がし 安 全 弁（ 自 動 減 圧 機 能 ）が 自 動 開 放 す る こ と で 原子 炉 圧 力 が 低 下 し ，低 圧 炉 心 ス プ
レイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水により原子炉水位は維持される。
・ 重 要 事 故 シ ー ケ ン ス と の 差 異 は 低 圧 炉 心 ス プ レ イ 及 び 残 留 熱 除 去 系 が 使 用 で き る こ と で あ り ，可 搬 型 代 替 注 水 中 型 ポ ン プ による水源補給操作及び格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント操作が不要となるため，対応人数は減少する。

重要事故シーケンス
以外のシーケンスな
し

−

2.8-①
最終ヒートシンク喪失（蓄電池枯渇後Ｒ
ＣＩＣ停止）

・津波を起因とする「最終ヒートシンク喪失」が発生し，手動により原子炉を停止する。
・ 同 時 に 非 常 用 デ ィ ー ゼ ル 発 電 機 及 び 高 圧 炉 心 ス プ レ イ 系 が 故 障 す る が ，原 子 炉 隔 離 時 冷 却 系 に よ り ，原 子 炉 注 水 が 開 始 さ れる。
・ 低 圧 代 替 注 水 系（ 可 搬 型 ）に よ る 原 子 炉 注 水 の 準 備 が 完 了 後 ，サ プ レ ッ シ ョ ン ・ プ ー ル 水 温 度 が 65℃ に 到 達 後 に ，逃 が し 安
全弁（自動減圧機能）による原子炉急速減圧操作を実施することで，原子炉注水が開始され，原子炉水位は回復する。
・崩 壊 熱 除 去 機 能 を 喪 失 し て い る た め ，常 設 代 替 交 流 電 源 設 備 に よ る 非 常 用 母 線 受 電 操 作 後 ，緊 急 用 海 水 系 を 用 い た 残 留 熱 除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作並びに 残留熱除去系（格納容器 スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッシ
ョ ン ・ プ ー ル 冷 却 系 ）に よ る 格 納 容 器 除 熱 操 作 を 実 施 す る こ と で 原 子 炉 水 位 は 維 持 さ れ ，格 納 容 器 圧 力 及 び 雰 囲 気 温 度 は 安定又は低下傾向となる。
・ 重 要 事 故 シ ー ケ ン ス と の 差 異 は 全 制 御 棒 挿 入 操 作 後 に 事 故 が 発 生 す る こ と で あ り ，事 象 進 展 は 緩 や か と な る が ，必 要 な 操 作は同様であるため，人数に増減なし。

添付 6.2.2−9

必要
要員数

重要事故
シーケンスに必要な要員数

10 人

10 人

19 人

10 人

19 人

10 人

−

12 人

24 人

24 人

第 1
事故
シーケンス
グループ

重要事故
シーケンス

その他の
事故シーケンス

2.8-②
最終ヒートシンク喪失＋高圧炉心冷却失敗

津波浸水に
よる最終ヒ
ートシンク
喪失

原 子 炉 建屋 内 浸 水に よ る 複数 の 緩 和機 能 喪 失（ 最 終 ヒー ト シ ン
ク喪失）

2.8-③
最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉
鎖失敗

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 の 評 価 結 果 （ 8／ 8）
事象進展及び人数の増減理由

・津波を起因とする「最終ヒートシンク喪失」が発生し，手動により原子炉を停止する。
・同 時 に 非 常 用 デ ィ ー ゼ ル 発 電 機 及 び 高 圧 炉 心 ス プ レ イ 系 が 故 障 す る が ，高 圧 代 替 注 水 系 の 起 動 操 作 を 実 施 す る こ と で ，原 子
炉注水が開始される。
・ 低 圧 代 替 注 水 系（ 可 搬 型 ）に よ る 原 子 炉 注 水 の 準 備 が 完 了 後 ，サ プ レ ッ シ ョ ン ・ プ ー ル 水 温 度 が 65℃ に 到 達 後 に ，逃 が し 安
全弁（自動減圧機能）による原子炉急速減圧操作を実施することで，原子炉注水が開始され，原子炉水位は回復する。
・崩 壊 熱 除 去 機 能 を 喪 失 し て い る た め ，常 設 代 替 交 流 電 源 設 備 に よ る 非 常 用 母 線 受 電 操 作 後 ，緊 急 用 海 水 系 を 用 い た 残 留 熱 除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作並びに 残留熱除去系（格納容器 スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッシ
ョ ン ・ プ ー ル 冷 却 系 ）に よ る 格 納 容 器 除 熱 操 作 を 実 施 す る こ と で 原 子 炉 水 位 は 維 持 さ れ ，格 納 容 器 圧 力 及 び 雰 囲 気 温 度 は 安定又は低下傾向となる。
・重 要 事 故 シ ー ケ ン ス と の 差 異 は 原 子 炉 隔 離 時 冷 却 系 の 機 能 に 期 待 で き な い こ と 及 び 全 制 御 棒 挿 入 操 作 後 に 事 故 が 発 生 す る ことであり，原子炉隔離時冷却系の機能に期待できない全交流動力電源喪失（ＴＢＤ）と比べて事象進展は緩やかとなるが，必要な操作は全交流動力電源喪失（ＴＢＤ）にて確認しているため，人数に増減なし。
・津波を起因とする「最終ヒートシンク喪失」が発生し，手動により原子炉を停止する。
・ 同 時 に 非 常 用 デ ィ ー ゼ ル 発 電 機 及 び 高 圧 炉 心 ス プ レ イ 系 が 故 障 す る が ，原 子 炉 隔 離 時 冷 却 系 に よ り ，原 子 炉 注 水 が 開 始 さ れる。
・ 主 蒸 気 隔 離 弁 の 閉 止 に よ り 原 子 炉 圧 力 は 上 昇 し ,逃 が し 安 全 弁 （ 安 全 弁 機 能 ） が 開 放 さ れ る 。 こ の と き ,逃 が し 安 全 弁 （ 安 全
弁 機 能 ） が 開 固 着 す る こ と で ， 原 子 炉 圧 力 は 低 下 を 始 め る が ,低 圧 代 替 注 水 系 （ 可 搬 型 ） に よ る 原 子 炉 注 水 の 準 備 が 完 了 後 ，逃 が し 安 全 弁（ 自 動 減 圧 機 能 ）に よ る 原 子 炉 急 速 減 圧 操 作を 実 施 す る こ と で ，原 子 炉 注 水 が 開 始 さ れ ，原 子 炉 水 位 は 回 復 する。
・崩 壊 熱 除 去 機 能 を 喪 失 し て い る た め ，常 設 代 替 交 流 電 源 設 備 に よ る 非 常 用 母 線 受 電 操 作 後 ，緊 急 用 海 水 系 を 用 い た 残 留 熱 除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作並びに 残留熱除去系（格納容器 スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッシ
ョ ン ・ プ ー ル 冷 却 系 ）に よ る 格 納 容 器 除 熱 操 作 を 実 施 す る こ と で 原 子 炉 水 位 は 維 持 さ れ ，格 納 容 器 圧 力 及 び 雰 囲 気 温 度 は 安定又は低下傾向となる。
・ 重 要 事 故 シ ー ケ ン ス と の 差 異 は 原 子 炉 の 減 圧（ 逃 が し 安 全 弁 の 再 閉 鎖 失 敗 に よ る 減 圧 の 有 無 ）及 び 全 制 御 棒 挿 入 操 作 後 に 事
故 が 発 生 す る こ と であ り ，原 子 炉 の 減 圧（ 逃 が し 安 全 弁 の 再 閉 鎖 失 敗 によ る 減 圧 の 有 無 ）の あ る 全 交 流 動 力 電 源 喪 失（ Ｔ Ｂ
Ｐ）と比べて事象進展は緩やかとなるが，必要な操作は全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）にて確認しているため，人数に増減なし。

添付 6.2.2−10

必要
要員数

24 人

24 人

重要事故
シーケンスに必要な要員数第 2表
事故シーケンス
グループ等
想定事故１（冷却機能又は注水
機能喪失）
想定事象２
（使用済燃料プール
内の水の小規模な喪失）その他の事故シーケンス

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の評価結果
事象進展及び人数の増減理由

必要
要員数

重要事故
シーケンスに必要な要員数

想定事故以外の事故シー
ケンスなし

−

−

17 人

想定事故以外の事故シー
ケンスなし

−

−

17 人

添付 6.2.2−11

第 3表
事故
シーケンス
グループ

重要事故
シーケンス

その他の
事故シーケンス

崩壊熱除去
機能喪失

残 留 熱 除去 系 の 故障（ Ｒ Ｈ Ｒ
喪失）＋ 崩 壊 熱除 去・炉 心冷却失敗

5.1-①
残 留 熱 除 去 系 の 故 障（ＲＨＲＳ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷
却失敗
5.1-②
外部電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

外 部 電 源喪失
＋ 交 流 電源喪失
＋ 崩 壊 熱除 去・炉 心冷却失敗

5.2-①
外部電源喪失＋直流電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

原 子 炉 冷却 材 の 流出（ Ｒ Ｈ Ｒ
切 替 時 のＬＯＣＡ）
＋ 崩 壊 熱除 去・炉 心冷却失敗

5.3-①
原 子 炉 冷 却 材 の 流 出（ＣＵＷブロー時のＬ
ＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷
却失敗
5.3-②
原 子 炉 冷 却 材 の 流 出（ＣＲＤ点検時のＬＯ
ＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷
却失敗
5.3-③
原 子 炉 冷 却 材 の 流 出（ＬＰＲＭ点検時のＬ
ＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷
却失敗

全交流動力
電源喪失

原子炉冷却
材流出

反応度の誤
投入

制 御 棒 の
誤 引 き 抜き

重要事故シーケンス以
外のシーケンスなし

運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれのある事故の評価結果
事象進展及び人数の増減理由

必要
要員数

・運転中の残留熱除去系海水系の機能喪失に伴う，運転中の残留熱除去系の機能喪失により，原子炉冷却材の温度が上昇する。本
事象に対して，重要事故シーケンスと同様，待機中の残留熱除去系による注水を実施する。
・重要事故シーケンスとの差異は起因事象のみであり，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。

12 人

重要事故
シーケンスに必要な要員数

12 人
・外部電源喪失後，非常用ディーゼル発電機等により非常用電源は確保するものの，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）及び残留熱除去系海水系の再起動に失敗することにより，原子炉冷却材の温度が上昇する。本事象に対して，重要事故シーケンスと同様，待機中の残留熱除去系による注水を実施する。
・重要事故シーケンスに対する評価では外部電源喪失を仮定しており，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。

12 人

・外部電源喪失及び非常用ディーゼル発電機の起動に必要なバッテリーの故障により全交流動力電源喪失に至り，原子炉冷却材の温度が上昇する。本事象に対しては，重要事故シーケンスと同様，常設代替高圧電源設備により電源を回復後，低圧代替注水系（常設）により原子炉への注水を実施する。
・重要事故シーケンスとの差異は所内直流電源の喪失の有無であるが，常設代替交流電源設備は常設代替直流電源設備により起動することから，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。

19 人・起因事象が「原子炉冷却材の流出（ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ）」となる。
・重要事故シーケンスとの差異は起因事象のみであり，事象進展も同様であることから，必要な操作は同様であるため，人数に増
減なし。

9 人

・起因事象が「原子炉冷却材の流出（ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ）」となり，事象の認知が早くなる。
・重要事故シーケンスとの差異は起因事象のみとなり，事象進展は緩やかとなるが，必要な操作は同様であるため，人数に増減なし。

9 人

・起因事象が「原子炉冷却材の流出（ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ）」となり，事象の認知が早くなる。
・重要事故シーケンスとの差異は起因事象のみとなり，事象進展は緩やかとなるが，必要な操作は同様であるため，人数に増減な
し。

9 人

−

−

添付 6.2.2−12

19 人

9 人

−

別紙
必要な要員数の観点での評価事故シーケンスの代表性の整理

設 置 許 可 基 準 規 則 第 37 条 第 2 項 に 規 定 さ れ て い る「 重 大 事 故 が 発 生した場合」の評価では，各格納容器破損モードに至るおそれのあるプ
ラント損傷状態（ＰＤＳ）の中から，当該破損モードに至る場合にその破損モードが最も厳しく表れると考えられるＰＤＳを選定し，そのＰＤＳに属する事故シーケンスの中から最も厳しい事故シーケンスを評価事故シーケンスとして選定している。ここでは，各ＰＤＳ及び炉心損傷後の対応に必要な要員数の観点から，評価事故シーケンスの代表性を整理する。
今回のＰＲＡにより抽出したＰＤＳと炉心損傷防止に際して必要な人 数 を 第 1 表 に 示 す 。ま た ，設 置 許 可 基 準 規 則 第 37 条 第 1 項 の「 重 大事故に至るおそれがある事故が発生した場合」の評価結果を基に，各ＰＤＳに至る原因となるプラント機能の喪失が発生した場合に炉心損傷を防止するために必要な要員数を併せて示す。
な お ， 第 1 表 の う ち ， Ｔ Ｗ （ 崩 壊 熱 除 熱 機 能 喪 失 ）， Ｔ Ｃ （ 原 子 炉 停止機能喪失）は格納容器先行破損事象であり，ＩＳＬＯＣＡ（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）は格納容器バイパス事象である。いずれも炉心損傷の前に格納容器が機能喪失するＰＤＳであるため，評価
事故シーケンスの選定の起点となるＰＤＳの選定対象からは除外している。
本来，重大事故等対処設備に期待しないＰＲＡから抽出された各Ｐ
ＤＳは，第 1 表の炉心損傷防止に必要な数の要員が適切な対応をとる
ことによって炉心損傷を防止できるものであるが，何らかの対応の失敗によって炉心損傷に至るものと仮定する。
添付 6.2.2−13この仮定の上でも，評価事故シーケンスの起点（事象発生時）において必要な要員数は，第 1 表の炉心損傷防止に必要な人数であり，この観点で最も厳しいＰＤＳは，全交流動力電源喪失を伴うＰＤＳ（長期 Ｔ Ｂ ，Ｔ Ｂ Ｕ ，Ｔ Ｂ Ｐ 及 び Ｔ Ｂ Ｄ ）の 24 名 及 び 参 集 要 員 6 名 で あ る 。
次に，重大事故等対処設備に期待しない場合，各格納容器破損モードに進展し得るＰＤＳを，その中で要員数の観点で厳しいＰＤＳ及び評価事故シーケンスの起点として選定したＰＤＳを第 2 表に示す。
第 2 表の格納容器破損モードは，選定した全てＰＤＳにおいて全交
流動力電源喪失を想定しており，全交流動力電源喪失の対応には要員数の観点で最も厳しいＰＤＳである長期ＴＢ，ＴＢＵ，ＴＢＰ及びＴ
ＢＤに必要な要員数が必要となることから，ＰＤＳの観点では，選定したＰＤＳは要員の観点で最も厳しいＰＤＳを包絡している。また，
炉心損傷後は重大事故等対処設備を用いた原子炉注水や格納容器熱除去等を実施する必要があるが，これらの対応に必要となる要員数はＰ
ＤＳによらずほぼ同じであり，これに加えて電源復旧が必要となる場
合が，必要な要員数の観点で厳しいと考えられる。このことから，今回選定した評価事故シーケンスは必要な要員数の観点においても他の事故シーケンスを包絡していると考える。
以上より，要員の観点で厳しいＰＤＳ及び炉心損傷後の事故シーケ
ンスを考慮しても，現在の要員数で重大事故への対応は可能であり，必要な要員数を考慮しても評価事故シーケンスは代表性を有していることを確認した。

添付 6.2.2−14

第 1表

今回のＰＲＡにより抽出したＰＤＳと炉心損傷防止に際して必要な要員数
ＰＤＳ

ＰＣＶ破損
時期

ＲＰＶ
圧力

炉心損傷
時期

炉心損傷防止に必要な人数※１

ＴＱＵＶ

炉心損傷後

低圧

早期

19 人

ＴＱＵＸ

炉心損傷後

高圧

早期

10 人

長期ＴＢ

炉心損傷後

高圧

後期

24 人

Ｔ Ｂ Ｄ ,Ｔ Ｂ Ｕ

炉心損傷後

高圧

早期

24 人

ＴＢＰ

炉心損傷後

低圧

早期

24 人

ＬＯＣＡ

炉心損傷後

低圧

早期

19 人 ※ ２

Ｔ Ｗ (取 水 機 能 喪 失 ) ※ ３

炉心損傷前

−

後期

20 人

Ｔ Ｗ (Ｒ Ｈ Ｒ 喪 失 ) ※ ３

炉心損傷前

−

後期

19 人

ＴＣ※３

炉心損傷前

−

早期

10 人

ＩＳＬＯＣＡ※３

炉心損傷前

−

早期

12 人

※１
※２
※３

「重大事故に至るおそれがある事故発生した場合」の評価結果から抽出「 中 破 断 Ｌ ＯＣ Ａ（Ｓ １ Ｅ ）＋ Ｅ Ｃ Ｃ Ｓ注 水 機能 喪 失 」及 び「 小 破 断 ＬＯＣ Ａ（ Ｓ ２ Ｅ ）＋ＥＣＣＳ注水機能喪失」による炉心損傷防止の評価結果から抽出
炉 心 損 傷 の 前 に 格 納 容 器 が 機 能 喪 失 す る た め ，評 価 事 故 シ ー ケ ン ス の 選 定 の 起 点 と な る Ｐ Ｄ
Ｓの選定対象からは除外したＰＤＳ

添付 6.2.2−15

第 2表

要員及び事象の厳しさの観点からの
各格納容器破損モードのＰＤＳの整理

格納容器破損モード

該当する
ＰＤＳ
ＴＱＵＶ

要員の観点で厳しいＰＤＳ

選定したＰＤＳ

長期ＴＢ
ＴＢＵ
ＴＢＰ
ＴＢＤ

ＬＯＣＡ※１

長期ＴＢ
ＴＢＵ
ＴＢＤ

ＴＱＵＸ※１

長期ＴＢ
ＴＢＵ
ＴＢＰ
ＴＢＤ

ＴＱＵＶ※１

長期ＴＢ
ＴＢＵ
ＴＢＰ
ＴＢＤ

ＴＱＵＶ※１−

Ｌ Ｏ Ｃ Ａ ※ １ ,２

ＴＱＵＸ

雰 囲 気 圧 力・温 度 に よ る
静 的 負 荷（ 格 納 容 器 過 圧
破損）

雰 囲 気 圧 力・温 度 に よ る
静 的 負 荷（ 格 納 容 器 過 温
破損）
高圧溶融物放出／格納
容器雰囲気直接加熱
（ＤＣＨ）

長期ＴＢ
ＴＢＵ
ＴＢＰ
ＴＢＤ
ＬＯＣＡ
ＴＱＵＸ
長期ＴＢ
ＴＢＵ
ＴＢＤ
ＬＯＣＡ
ＴＱＵＸ
長期ＴＢ
ＴＢＵ
ＴＢＤ
ＴＱＵＶ
ＴＱＵＸ

原子炉圧力容器外の溶
融 燃 料 -冷 却 材 相 互 作 用（炉外ＦＣＩ）

長期ＴＢ

ＴＢＵ
ＴＢＰ
ＴＢＤ
ＬＯＣＡ

ＴＱＵＶ
ＴＱＵＸ
溶 融 炉 心・コ ン ク リ ー ト
相互作用（ＭＣＣＩ）

長期ＴＢ

ＴＢＵ
ＴＢＰ
ＴＢＤ

水素燃焼
※1
※2

ＬＯＣＡ
−

格納容器への注水・除熱対策の有効性を網羅的に確認可能なシナリオを評価するため，有効評価においては全交流動力電源喪失を重畳させるものとしている。
水素燃焼については，原子炉運転中は格納容器内雰囲気を窒素で置換し，酸素濃度を低く管理しているため，ＰＲＡで定量化する格納容器破損モードから除外しているが，窒素置換の有効性を確認する観点で，評価対象の格納容器破損モードとしている。

添付 6.2.2−16

添付資料 6.3.1
水源，燃料，電源負荷評価結果について

1.

はじめに
重大事故等対策の有効性評価において，重大事故等対策を外部支援に期待することなく 7 日間継続するために必要な水源及び燃料について評価を実施
するとともに，電源負荷の積上げが給電容量内にあることを確認する。

2.

事故シーケンスグループ等別の必要量について
重大事故等対策の有効性評価における水源，燃料に関する評価結果を第 1
表及び第 2 表に整理した。
また，同様に常設代替交流電源設備からの電源供給が必要な事象について，
必要負荷が常設代替交流電源設備を連続運転させた場合の定格容量内であることを第 3 表に整理した。

3.

まとめ
重大事故等対策の有効性評価において，水源，燃料及び電源負荷のそれぞれに対して最も厳しい事故シ−ケンスを想定した場合についても，発電所構内に備蓄している水源及び燃料により，必要な対策を 7 日間継続することが十分に可能であることを確認した。
また，常設代替交流電源設備から給電する場合の電源負荷についても，常設代替交流電源設備を連続運転させた場合の定格容量内であることを確認した。

添付 6.3.1−1

第1表

水源の必要量（1／2）

事故シーケンスグループ等

必要水量／水源総量2.1
高圧・低圧注水機能喪失

約 5,350m３ ／約 8,600m３・低圧代替注水系（常設）・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）2.2
高圧注水・減圧機能喪失（外部水源を消費しない）

約 2,130m３ ／約 4,300m３・低圧代替注水系（可搬型）・代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）
約 2,130m３ ／約 4,300m３
2.3.2
・低圧代替注水系（可搬型）
全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
・代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）
約 2,160m３ ／約 4,300m３
2.3.3
・低圧代替注水系（可搬型）
全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）
・代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）2.4.1
約 620m３ ／約 4,300m３
崩壊熱除去機能喪失
・低圧代替注水系（常設）（取水機能が喪失した場合）
2.4.2
約 5,410m３ ／約 8,600m３・低圧代替注水系（常設）
崩壊熱除去機能喪失
・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）（残留熱除去系が故障した場合）
2.3.1
全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）

2.5
原子炉停止機能喪失（外部水源を消費しない）

2.6
ＬＯＣＡ時注水機能喪失

約 5,320m３ ／約 8,600m３・低圧代替注水系（常設）・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）2.7
約 490m３ ／約 4,300m３
格納容器バイパス
・低圧代替注水系（常設）（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）
約 2,130m３ ／約 4,300m３
2.8・低圧代替注水系（可搬型）
津波浸水による最終ヒートシンク喪失
・代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）

添付 6.3.1−2

第1表

水源の必要量（2／2）

事故シーケンスグループ等
3.1.2
雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用する場合）

必要水量／水源総量
約 400m３ ／約 4,300m３・低圧代替注水系（常設）・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）3.1.3
約 5,490m３ ／約 8,600m３
雰囲気圧力・温度による静的負荷
・低圧代替注水系（常設）（格納容器過圧・過温破損）
・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）（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
4.1
想定事故１
4.2
想定事故２
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

約 380m３ ／約 4,300m３
・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）・格納容器下部注水系（常設）約 380m３ ／約 4,300m３
・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）・格納容器下部注水系（常設）
約 400m３ ／約 4,300m３・低圧代替注水系（常設）・代替格納容器スプレイ冷却系(常設)約 380m３ ／約 4,300m３
・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）・格納容器下部注水系（常設）
約 2,120m３ ／約 4,300m３
・代替燃料プール注水系（注水ライン）
約 2,120m３ ／約 4,300m３
・代替燃料プール注水系（注水ライン）（外部水源を消費しない）
約 90m３ ／約 4,300m３・低圧代替注水系（常設）（外部水源を消費しない）（外部水源を消費しない）

は，必要量が最大のものを示す。

添付 6.3.1-3

第2表
事故シーケンスグループ等

燃料の必要量（1／4）

軽油貯蔵タンク（7 日間必要燃料／備蓄量）

可搬型設備用軽油タンク（7 日間必要燃料／備蓄量）

緊急時対策所用発電機
燃料油貯蔵タンク（7 日間必要燃料／備蓄量）

添付 6.3.1−4

2.1
高圧・低圧注水機能喪失

約 755.5kL／約 800kL：外部電源喪失※１
・非常用ディーゼル発電機（約 242.0kL）×2
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機（約 130.3kL）
・常設代替高圧電源装置（2 台分）（約 141.2kL）

約 6.0kL／約 210kL
・可搬型代替注水中型ポンプ（約 6.0kL）×1（補給）約 70.0kL／約 75kL
・緊急時対策所用発電機（1 台分）（約 70.0kL）

2.2
高圧注水・減圧機能喪失

約 755.5kL／約 800kL：外部電源喪失※１
・非常用ディーゼル発電機（約 242.0kL）×2
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機（約 130.3kL）
・常設代替高圧電源装置（2 台分）（約 141.2kL）（可搬型設備の運転を考慮しない）

約 70.0kL／約 75kL
・緊急時対策所用発電機（1 台分）（約 70.0kL）

2.3.1
全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）

約 352.8kL／約 800kL：全交流動力電源喪失
・常設代替高圧電源装置（5 台分）（約 352.8kL）

約 12.0kL／約 210kL
・可搬型代替注水中型ポンプ（約 6.0kL）×2（注水）約 70.0kL／約 75kL
・緊急時対策所用発電機（1 台分）（約 70.0kL）

2.3.2
約 352.8kL／約 800kL：全交流動力電源喪失
全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ） ・常設代替高圧電源装置（5 台分）（約 352.8kL）

約 12.0kL／約 210kL
・可搬型代替注水中型ポンプ（約 6.0kL）×2（注水）約 70.0kL／約 75kL
・緊急時対策所用発電機（1 台分）（約 70.0kL）

2.3.3
全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）

約 352.8kL／約 800kL：全交流動力電源喪失
・常設代替高圧電源装置（5 台分）（約 352.8kL）

約 12.0kL／約 210kL
・可搬型代替注水中型ポンプ（約 6.0kL）×2（注水）約 70.0kL／約 75kL
・緊急時対策所用発電機（1 台分）（約 70.0kL）

2.4.1
崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）

約 352.8kL／約 800kL：全交流動力電源喪失
・常設代替高圧電源装置（5 台分）（約 352.8kL）（可搬型設備の運転を考慮しない）

約 70.0kL／約 75kL
・緊急時対策所用発電機（1 台分）（約 70.0kL）※1 有効性評価において外部電源喪失は想定していないが，燃料評価としては外部電源が喪失し非常用ディーゼル発電機及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機が起動したことを想定する。
は，必要量が最大のものを示す。

第2表
事故シーケンスグループ等

燃料の必要量（2／4）

軽油貯蔵タンク（7 日間必要燃料／備蓄量）

可搬型設備用軽油タンク（7 日間必要燃料／備蓄量）

緊急時対策所用発電機
燃料油貯蔵タンク（7 日間必要燃料／備蓄量）

添付 6.3.1−5

2.4.2
崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）

約 755.5kL／約 800kL：外部電源喪失※１
・非常用ディーゼル発電機（約 242.0kL）×2
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機（約 130.3kL）
・常設代替高圧電源装置（2 台分）（約 141.2kL）

約 6.0kL／約 210kL
・可搬型代替注水中型ポンプ（約 6.0kL）×1（補給）約 70.0kL／約 75kL
・緊急時対策所用発電機（1 台分）（約 70.0kL）

2.5
原子炉停止機能喪失

約 755.5kL／約 800kL：外部電源喪失※１
・非常用ディーゼル発電機（約 242.0kL）×2
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機（約 130.3kL）
・常設代替高圧電源装置（2 台分）（約 141.2kL）（可搬型設備の運転を考慮しない）

約 70.0kL／約 75kL
・緊急時対策所用発電機（1 台分）（約 70.0kL）

2.6
ＬＯＣＡ時注水機能喪失

約 755.5kL／約 800kL：外部電源喪失
・非常用ディーゼル発電機（約 242.0kL）×2
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機（約 130.3kL）
・常設代替高圧電源装置（2 台分）（約 141.2kL）

約 6.0kL／約 210kL
・可搬型代替注水中型ポンプ（約 6.0kL）×1（補給）約 70.0kL／約 75kL
・緊急時対策所用発電機（1 台分）（約 70.0kL）

約 755.5kL／約 800kL：外部電源喪失
2.7・非常用ディーゼル発電機（約 242.0kL）×2
格納容器バイパス
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機（約 130.3kL）（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）
・常設代替高圧電源装置（2 台分）（約 141.2kL）（可搬型設備の運転を考慮しない）

約 70.0kL／約 75kL
・緊急時対策所用発電機（1 台分）（約 70.0kL）

2.8
津波浸水による最終ヒートシンク喪失

約 12.0kL／約 210kL
・可搬型代替注水中型ポンプ（約 6.0kL）×2（注水）約 70.0kL／約 75kL
・緊急時対策所用発電機（1 台分）（約 70.0kL）

約 352.8kL／約 800kL：全交流動力電源喪失
・常設代替高圧電源装置（5 台分）（約 352.8kL）※1 有効性評価において外部電源喪失は想定していないが，燃料評価としては外部電源が喪失し非常用ディーゼル発電機及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機が起動したことを想定する。
は，必要量が最大のものを示す。

第2表
事故シーケンスグループ等
3.1.2
雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用する場合）燃料の必要量（3／4）

軽油貯蔵タンク（7 日間必要燃料／備蓄量）

可搬型設備用軽油タンク（7 日間必要燃料／備蓄量）

緊急時対策所用発電機
燃料油貯蔵タンク（7 日間必要燃料／備蓄量）

添付 6.3.1−6

約 18.5kL／約 210kL
・可搬型窒素供給装置（約 18.5kL）×1

約 70.0kL／約 75kL
・緊急時対策所用発電機（1 台分）（約 70.0kL）

3.1.3
雰囲気圧力・温度による静的負荷
約 352.8kL／約 800kL：全交流動力電源喪失（格納容器過圧・過温破損）
・常設代替高圧電源装置（5 台分）（約 352.8kL）（代替循環冷却系を使用できない場合）

約 6.0kL／約 210kL
・可搬型代替注水中型ポンプ（約 6.0kL）×1（補給）約 70.0kL／約 75kL
・緊急時対策所用発電機（1 台分）（約 70.0kL）

3.2
高圧溶融物放出/格納容器雰囲気
直接加熱

約 352.8kL／約 800kL：全交流動力電源喪失
・常設代替高圧電源装置（5 台分）（約 352.8kL）

約 18.5kL／約 210kL
・可搬型窒素供給装置（約 18.5kL）×1

約 70.0kL／約 75kL
・緊急時対策所用発電機（1 台分）（約 70.0kL）

3.3
原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材
相互作用

約 352.8kL／約 800kL：全交流動力電源喪失
・常設代替高圧電源装置（5 台分）（約 352.8kL）

約 18.5kL／約 210kL
・可搬型窒素供給装置（約 18.5kL）×1

約 70.0kL／約 75kL
・緊急時対策所用発電機（1 台分）（約 70.0kL）

3.4
水素燃焼

約 352.8kL／約 800kL：全交流動力電源喪失
・常設代替高圧電源装置（5 台分）（約 352.8kL）

約 18.5kL／約 210kL
・可搬型窒素供給装置（約 18.5kL）×1

約 70.0kL／約 75kL
・緊急時対策所用発電機（1 台分）（約 70.0kL）

3.5
溶融炉心・コンクリート相互作用

約 352.8kL／約 800kL：全交流動力電源喪失
・常設代替高圧電源装置（5 台分）（約 352.8kL）

約 18.5kL／約 210kL
・可搬型窒素供給装置（約 18.5kL）×1

約 70.0kL／約 75kL
・緊急時対策所用発電機（1 台分）（約 70.0kL）

は，必要量が最大のものを示す。

約 352.8kL／約 800kL：全交流動力電源喪失
・常設代替高圧電源装置（5 台分）（約 352.8kL）

第2表
事故シーケンスグループ等

燃料の必要量（4／4）

軽油貯蔵タンク（7 日間必要燃料／備蓄量）

可搬型設備用軽油タンク（7 日間必要燃料／備蓄量）

緊急時対策所用発電機
燃料油貯蔵タンク（7 日間必要燃料／備蓄量）

添付 6.3.1−7

4.1
想定事故 1

約 755.5kL／約 800kL：外部電源喪失※１
・非常用ディーゼル発電機（約 242.0kL）×2
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機（約 130.3kL）
・常設代替高圧電源装置（2 台分）（約 141.2kL）

約 12.0kL／約 210kL
・可搬型代替注水中型ポンプ（約 6.0kL）×2（注水）約 70.0kL／約 75kL
・緊急時対策所用発電機（1 台分）（約 70.0kL）

4.2
想定事故 2

約 755.5kL／約 800kL：外部電源喪失※１
・非常用ディーゼル発電機（約 242.0kL）×2
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機（約 130.3kL）
・常設代替高圧電源装置（2 台分）（約 141.2kL）

約 12.0kL／約 210kL
・可搬型代替注水中型ポンプ（約 6.0kL）×2（注水）約 70.0kL／約 75kL
・緊急時対策所用発電機（1 台分）（約 70.0kL）

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）約 755.5kL／約 800kL：外部電源喪失
・非常用ディーゼル発電機（約 242.0kL）×2
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機（約 130.3kL）
・常設代替高圧電源装置（2 台分）（約 141.2kL）（可搬型設備の運転を考慮しない）

約 70.0kL／約 75kL
・緊急時対策所用発電機（1 台分）（約 70.0kL）

5.2
全交流動力電源喪失

約 352.8kL／約 800kL：全交流動力電源喪失
・常設代替高圧電源装置（5 台分）（約 352.8kL）（可搬型設備の運転を考慮しない）

約 70.0kL／約 75kL
・緊急時対策所用発電機（1 台分）（約 70.0kL）

5.3
原子炉冷却材の流出（外部電源喪失を考慮しない）（可搬型設備の運転を考慮しない）（緊急時対策所用発電機の運転を考慮しない）

5.4
反応度の誤投入（外部電源喪失を考慮しない）（可搬型設備の運転を考慮しない）（緊急時対策所用発電機の運転を考慮しない）※1 有効性評価において可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水を想定しているが，燃料評価（軽油貯蔵タンク）としては，常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水を考慮する。
は，必要量が最大のものを示す。

第3表

電源負荷の必要量（1／2）
常設代替高圧電源装置電源負荷（最大負荷／給電容量）

事故シーケンスグループ等
2.1
高圧・低圧注水機能喪失

約 1,141kW／約 2,208kW

2.2
高圧注水・減圧機能喪失

約 951kW／約 2,208kW

2.3.1
全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）

約 4,510kW／約 5,520kW※１

2.3.2
全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）

約 4,510kW／約 5,520kW

2.3.3
全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）

約 4,510kW／約 5,520kW※１

2.4.1
崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）
2.4.2
崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）

約 3,186kW／約 5,520kW

約 1,141kW／約 2,208kW

2.5
原子炉停止機能喪失

約 951kW／約 2,208kW

2.6
ＬＯＣＡ時注水機能喪失

約 1,141kW／約 2,208kW

2.7
格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

約 1,141kW／約 2,208kW

2.8
津波浸水による最終ヒートシンク喪失

約 2,836kW／約 5,520kW※１※1

直流電源については，電源負荷の制限により，24 時間電源供給が可能である。
は，負荷が最大のものを示す。

添付 6.3.1-8

第3表

電源負荷の必要量（2／2）

事故シーケンスグループ等
3.1.2
雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用する場合）
3.1.3
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
4.1
想定事故１※１
4.2
想定事故２※１
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

常設代替高圧電源装置電源負荷（最大負荷／給電容量）
約 2,426kW／約 5,520kW

約 2,666kW／約 5,520kW

約 2,769kW／約 5,520kW

約 2,769kW／約 5,520kW
約 2,426kW／約 5,520kW
約 2,769kW／約 5,520kW
約 407kW／約 2,208kW
約 407kW／約 2,208kW

約 951kW／約 2,208kW

約 3,276kW／約 5,520kW（常設代替高圧電源装置の運転を考慮しない）（常設代替高圧電源装置の運転を考慮しない）※1 有効性評価において可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した
使用済燃料プールへの注水を想定しているが，電源評価としては常設低圧代替注水系ポンプによる代替
燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水を考慮する。

添付 6.3.1-9

別添

東海第二発電所
確率論的リスク評価（ＰＲＡ）について

本資料のうち，は営業秘密又は防護上の観点から公開できません。

目

次

1.

ＰＲＡ実施の目的

2.

事故シーケンスグループ等の選定に係るＰＲＡの実施範囲の評価対象・実施手法

3.

レベル１ＰＲＡ
3.1

内部事象ＰＲＡ

3.1.1

出力運転時ＰＲＡ

3.1.1.1

対象プラント3.1.1.2

起因事象

3.1.1.3

成功基準

3.1.1.4

事故シーケンス

3.1.1.5

システム信頼性

3.1.1.6

信頼性パラメータ

3.1.1.7

人的過誤

3.1.1.8

炉心損傷頻度

3.1.2

停止時ＰＲＡ

3.1.2.1

対象プラント3.1.2.2

起因事象

3.1.2.3

成功基準

3.1.2.4

事故シーケンス

3.1.2.5

システム信頼性

3.1.2.6

信頼性パラメータi3.2

3.1.2.7

人的過誤

3.1.2.8

炉心損傷頻度

外部事象ＰＲＡ

3.2.1

地震ＰＲＡ

3.2.1.1

対象プラントと事故シナリオ

3.2.1.2

確率論的地震ハザード

3.2.1.3-1

建屋のフラジリティ

3.2.1.3-2

屋外重要土木構造物のフラジリティ

3.2.1.3-3

機器のフラジリティ

3.2.1.4
3.2.2

事故シーケンス

津波ＰＲＡ

3.2.2.1

対象プラントと事故シナリオ

3.2.2.2

確率論的津波ハザード

3.2.2.3

建屋・機器フラジリティ

3.2.2.4

事故シーケンス

4．レベル１．５ＰＲＡ
4.1

内部事象ＰＲＡ

4.1.1

出力運転時ＰＲＡ

4.1.1.1

プラントの構成・特性

4.1.1.2

プラント損傷状態の分類及び発生頻度4.1.1.3

格納容器破損モード

4.1.1.4

事故シーケンス

4.1.1.5

事故進展解析

4.1.1.6

格納容器破損頻度ii

4.1.1.7

不確実さ解析及び感度解析

4.1.1.8

Ｍａｒｋ−Ⅱ型格納容器の破損モードの特徴に係る分析

iii

1.

ＰＲＡ実施の目的
本ＰＲＡは，「実用発電用原子炉及びその附属施設の位置、構造及 び 設 備 の 基 準 に 関 す る 規 則 の 解 釈 」 （ 平 成 25 年 6 月 19 日 ） （ 以
下 「 解 釈 」 と い う 。 ） 第 3 章 第 37 条 に 基 づ い て 実 施 し た も の で ある。
本 Ｐ Ｒ Ａ の 結 果 は ， 解 釈 第 3 章 第 37 条 に お い て 炉 心 損 傷 防 止 対策等の有効性評価の対象として定められている，必ず想定する事故
シーケンスグループ等に追加して評価すべき事故シーケンスグルー
プ等の抽出及び重要事故シーケンス等の選定に活用する。

1−1

2.

事故シーケンスグループ等の選定に係るＰＲＡの実施範囲・評価
対象・実施手法
ＰＲＡの実施範囲は，日本原子力学会において実施基準が標準化されている等，現段階で実施可能な内部事象レベル１ＰＲＡ（出力運転時，停止時），内部事象レベル１．５ＰＲＡ（出力運転時），
外部事象として地震レベル１ＰＲＡ及び津波レベル１ＰＲＡとした。
評価の対象とするプラント状態は，通商産業省「原子力発電所内
におけるアクシデントマネジメントの整備について」（平成 4 年 7月）（以下「ＡＭ要請」という。）以前の状態とした。
これは，今回のＰＲＡの目的が，設計基準事象を超えた重大事故に対する有効性評価を行うための事故シーケンスグループ等の抽出及び重要事故シーケンス等の選定であることに鑑み，設計基準事故
対処設備による対応を基本とし，ＡＭ要請以前から整備しているア
クシデントマネジメント策には期待しないことを前提に評価を行うこととした。
ただし，ＥＣＣＳ手動起動等のＡＭ要請以前から整備している設計基準事故対処設備を作動させるための操作については，重大事故対応を目的として特別に整備したものではないことから，評価対象として含めることとした。

2−1

3.

レベル１ＰＲＡ

3.1

内部事象ＰＲＡ

3.1.1

出力運転時ＰＲＡ

出力運転時レベル１ＰＲＡは日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準（ レ ベ ル 1PSA 編 ） ： 2008」 に 基 づ き 実 施 し た （ 添 付 資 料 3.1.1−
1） 。 評 価 フ ロ ー 図 を 第 3.1.1− 1 図 に 示 す 。
3.1.1.1(1)

対象プラント対象とするプラントの説明
ａ．プラント情報の収集・分析
東海第二発電所の内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡ実施に当たり必要とされる以下の情報を収集した。
・ＰＲＡ実施に当たり必要とされる基本的な情報（設計情報，
運転・保守管理情報等）
・定量化に当たり必要とされる情報（起因事象発生に関する運転経験等）
レベル１ＰＲＡ実施のための情報収集に使用したリストを第3.1.1.1− 1 表 に 示 す 。
ｂ．東海第二発電所の概要
・出力

熱出力

3,293MW

電気出力1,100MW・プラント型式

沸騰水型軽水炉（ＢＷＲ−５）

・格納容器型式

圧力抑制形（Ｍａｒｋ−Ⅱ）

ｃ．ＰＲＡにおいて考慮する緩和設備（系統）の概要
Ｐ Ｒ Ａ に お い て 考 慮 す る 緩 和 設 備 （ 系 統 ） を 第 3.1.1.1 − 2
3.1.1−1表に示す。また，東海第二発電所の系統構成の概要を第3.1.1.1− 1 図 に ， 各 系 統 設 備 概 要 を 第 3.1.1.1− 3 表 に 示 す 。
(a)

原子炉停止機能に関する系統
通常運転時は，原子炉再循環流量制御系とあいまって，制御棒及び制御棒駆動系からなる反応度制御系により，原子炉の出力調整を行う。原子炉の起動時・停止時にも，反応度制
御系を利用する。異常時においては，以下の系統により原子炉を停止する。

ⅰ)ス ク ラ ム 系 （ 第 3.1.1.1− 2 図 ， 第 3.1.1.1− 3 図 ）原子炉水位低（レベル３）等の信号により異常を検知して，急速かつ自動的に制御棒を炉心に挿入し，原子炉を停止させる。本系統は，各制御棒にスクラム信号を発する原
子炉緊急停止系，スクラム排出容器及び制御棒駆動水圧系から構成される。

(b)

炉心冷却機能に関する系統
通常運転時は，給水系より原子炉へ冷却材を給水し，炉心で発生する蒸気を原子炉から主蒸気系を通して取り出し，タービン発電機を駆動する。タービンを出た低圧の蒸気は復水器にて凝縮され，再び復水系を経て給水系により原子炉へ冷却材として供給される。原子炉停止時には，残留熱除去系に
より原子炉の崩壊熱を除去する。異常時においては，以下の系統により原子炉を冷却する。

ⅰ)

高 圧 炉 心 ス プ レ イ 系 （ Ｈ Ｐ Ｃ Ｓ ） （ 第 3.1.1.1− 4 図 ）ＨＰＣＳは，原子炉水位異常低下（レベル２）又はドラ
イウェル圧力高の信号で自動起動し，復水貯蔵タンク水
3.1.1−2

（第 1 水源）又はサプレッション・プール（Ｓ／Ｐ）水（第 2 水源）を炉心上部に設けられたスパージャ・ヘッダ
のノズルから燃料集合体にスプレイして炉心を冷却する。
ⅱ)

原 子 炉 隔 離 時 冷 却 系 （ Ｒ Ｃ Ｉ Ｃ ） （ 第 3.1.1.1− 5 図 ）ＲＣＩＣは，原子炉水位異常低下（レベル２）の信号で自動起動し，復水貯蔵タンク水（第 1 水源）又はＳ／Ｐ水（第 2 水源）を原子炉圧力容器頂部ノズルより注水して炉心を冷却する。本系統は，原子炉で生じる蒸気で駆動する
蒸気タービンの回転をポンプの動力源としている。また，制御用電源及び機器駆動用電源には直流電源（蓄電池含む）を用いており，全交流動力電源喪失時にも蓄電池が枯渇するまでの一定の時間は炉心を冷却することができる。

ⅲ)

自 動 減 圧 系 （ Ａ Ｄ Ｓ ） （ 第 3.1.1.1− 1 図 ）Ａ Ｄ Ｓ は ， 逃 が し 安 全 弁 （ Ｓ ／ Ｒ 弁 ） 18弁 の う ち 7弁 からなり，低圧炉心スプレイ系又は低圧注水系と連携して炉心を冷却する機能を持つ。本系統は，原子炉水位異常低下（レベル１）及びドライウェル圧力高の両信号を受けて作動し，原子炉圧力を低下させる。

ⅳ)

低 圧 炉 心 ス プ レ イ 系 （ Ｌ Ｐ Ｃ Ｓ ） （ 第 3.1.1.1− 6 図 ）ＬＰＣＳは，原子炉水位異常低下（レベル１）又はドラ
イウェル圧力高の信号で自動起動し，Ｓ／Ｐ水を炉心上部に設けられたスパージャ・ヘッダのノズルから燃料集合体にスプレイして炉心を冷却する。

ⅴ)

低 圧 注 水 系 （ Ｌ Ｐ Ｃ Ｉ ） （ 第 3.1.1.1− 7 図 ）Ｌ Ｐ Ｃ Ｉ は ， 残 留 熱 除 去 系 （ Ｒ Ｈ Ｒ ） の 1つ の 機 能 で あ
3.1.1−3り，原子炉水位異常低下（レベル１）又はドライウェル圧
力高の信号で自動起動し，Ｓ／Ｐ水を原子炉圧力容器シュラウド内へ直接注水して炉心を冷却する。本プラントでは，
Ｌ Ｐ Ｃ Ｉ を 3系 統 設 け て い る 。
(c)

格納容器からの除熱機能に関する系統
通常運転時は，格納容器内雰囲気は窒素により不活性化されている。また，ドライウェル内ガス冷却装置により格納容
器内は循環冷却されている。異常時においては，以下の系統により格納容器の機能を維持する。

ⅰ)

格 納 容 器 （ Ｐ Ｃ Ｖ ） （ 第 3.1.1.1− 8図 ）ＰＣＶは，円錐フラスタム形をしたドライウェルと円筒形のサプレッション・チェンバ，及び両者を仕切るダイヤ
フラムフロアとこれを貫通するベント管等から構成されている。原子炉冷却材喪失時に原子炉から放出される蒸気は，
このベント管を通ってＳ／Ｐに導かれて凝縮される。

ⅱ)

残 留 熱 除 去 系 （ Ｒ Ｈ Ｒ ） （ 第 3.1.1.1− 7図 ）①

格納容器スプレイ冷却系
格 納 容 器 ス プ レ イ 冷 却 系 は Ｒ Ｈ Ｒ の 機 能 の 1つ で あ り ，Ｓ／Ｐ水をＲＨＲの熱交換器で冷却し，ドライウェル内
及びサプレッション・チェンバ内にスプレイすることで格納容器内の温度，圧力を低減させるとともに，事故時に格納容器内に浮遊しているよう素を除去することにより，放射性物質が漏えいするのを抑制する。

②

Ｓ／Ｐ冷却系
Ｓ ／ Ｐ 冷 却 系 は Ｒ Ｈ Ｒ の 機 能 の 1つ で あ り ， Ｓ ／ Ｐ 水
3.1.1−4

をＲＨＲの熱交換器で冷却し，再びサプレッション・チ
ェンバへ戻すことによりＳ／Ｐの温度を低減させる。
(d)

安全機能のサポート機能に関する系統
通常運転時に使用する補機の冷却は，原子炉補機冷却系（ＲＣＷ），タービン補機冷却系（ＴＣＷ）及び補機冷却系
海水系（ＡＳＷ）（以下「常用補機冷却系」という。）により行う。また，電源については，通常運転時に使用する補機
へは発電機から所内変圧器を通して給電し，プラント停止時に使用する補機へは起動変圧器から給電する。
異常時においては，残留熱除去系海水系（ＲＨＲＳ），非常用ディーゼル発電機海水系（ＤＧＳＷ）及び高圧炉心スプ
レイ系ディーゼル発電機海水系（ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ）（以下「非常用補機冷却系」という。）により非常用の補機を冷却し，非常用電源を供給する。
なお，常用補機冷却系，非常用補機冷却系の区分Ⅰ，Ⅱ，
Ⅲは，それぞれ独立している。常用及び非常用補機冷却系の概 要 図 を 第 3.1.1.1− 9 図 に ， 所 内 用 単 線 結 線 図 を 第 3.1.1.1− 10 図 に ， 電 源 系 統 の 概 要 図 を 第 3.1.1.1− 11 図 に 示 す 。

ⅰ)

残留熱除去系海水系（ＲＨＲＳ）
ＲＨＲＳは，ＬＰＣＳ及びＲＨＲの補機に直接海水を供給することで，これらを冷却する。

ⅱ)

非常用ディーゼル発電機海水系（ＤＧＳＷ）
ＤＧＳＷは，非常用ディーゼル発電機（ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ）の補機に直接海水を供給することで，これらを冷却する。
3.1.1−5

ⅲ)

高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系（ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ）
ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷは，ＨＰＣＳ及びＨＰＣＳディーゼ
ル発電機（ＨＰＣＳ−ＤＧ）の補機に直接海水を供給することで，これらを冷却する。

ⅳ)

電 源 系 （ 第 3.1.1.1− 10図 ， 第 3.1.1.1− 11図 ）主発電機トリップ等により所内電源が失われると，常用
母 線 へ の 給 電 は 自 動 的 に 起 動 変 圧 器 （ 275kV系 ） か ら の 受電に切り替わる。また，起動変圧器からの受電に失敗した
場合，非常用母線２Ｄ（区分Ⅱ）及びＨＰＣＳ母線（区分Ⅲ ） は 予 備 変 圧 器 （ 154kV系 ） か ら の 受 電 に 切 り 替 わ る 。
なお，非常用母線２Ｃ（区分Ⅰ）はＤＧ−２Ｃからの受電が優先され，必要に応じ，手動操作にて予備変圧器からの受電に切り替える。さらに，常用母線から非常用母線への給電がない場合には，非常用母線の電圧低下を検知して2台の非常用ＤＧとＨＰＣＳ−ＤＧが自動起動し，非常用母線を介して非常用機器に給電する。
直 流 電 源 系 は ， 125V， 250V， 24V系 に 分 離 さ れ ， そ れ ぞれ充電器，予備充電器及び蓄電池を備えている。本ＰＲＡに お い て 考 慮 し て い る 125V系 は ， Ａ 系 （ 区 分 Ⅰ ） ， Ｂ 系（区分Ⅱ）及び高圧炉心スプレイ系（区分Ⅲ）があり，遮断器の開閉に必要な制御電源の供給やＤＧの起動等に用いられる。

3.1.1−6

3.1.1.2

起因事象

通常の運転状態を妨げる事象であって，炉心損傷に至る可能性のある起因事象を選定し，その発生頻度を評価した。
(1)

評価対象とした起因事象について
ａ．起因事象の選定
プラントに適用する起因事象について，既往のＰＲＡを参考に，次のとおり選定した。
(a)

過渡事象

(b)

手動停止／サポート系喪失

(c)

ＬＯＣＡ

(d)

格納容器バイパス

ま た ， 上 記 (a)〜 (d)の 起 因 事 象 区 分 の そ れ ぞ れ に お い て ， 同
一のイベントツリー及びフォールトツリーで評価できる起因事
象 グ ル ー プ に 細 分 化 を 行 っ た （ 添 付 資 料 3.1.1.2-1） 。 選 定 した 起 因 事 象 区 分 及 び 起 因 事 象 グ ル ー プ を 第 3.1.1.2− 1 表 に 示す。また，起因事象区分ごとに選定した起因事象グループを以
下に示す。
(a-1)

過渡事象
機器の故障や人的過誤によりプラントパラメータが変動し，スクラム信号が発生して自動スクラムに至る事象である。これらの事象については，事象進展の類似性等を考慮し，以下のとおりグループ化している。ただし，緩和設備が従属して機能喪失に至る起因事象（以下「従属性を有する起因事象」という。）については，プラントへの影響の観点から別途グ
ループ化している。
3.1.1−7

ⅰ)

非隔離事象
タービントリップ等により原子炉が自動スクラムする事象であり，原子炉とタービン側が隔離されない事象である
ため，給復水系は事象発生後も継続して利用可能である。

ⅱ)

隔離事象
主蒸気隔離弁の閉鎖等により原子炉が自動スクラムする事象であり，原子炉とタービン側が互いに隔離される事象である。給復水系を利用するためには主蒸気隔離弁等の開操作が必要となる。

ⅲ)

全給水喪失
給水系の故障等により給水流量が全喪失する事象であり，
原子炉水位の低下により原子炉が自動スクラムする事象である。起因事象の発生により給水系が全喪失するため，事象発生初期は給復水系が利用できない。

ⅳ)

水位低下事象給水系の故障等により給水流量が減少する事象であり，
原子炉水位の低下により原子炉が自動スクラムする事象である。給水流量の全喪失には至らないため，給復水系は機能低下するものの，利用可能である。

ⅴ)

原子炉緊急停止系誤動作等
安全保護系の誤動作や制御棒の誤引き抜き等により原子炉出力が減少又は増加する事象である。事象発生初期に原子炉が隔離されないため，給復水系は利用可能である。

ⅵ)

逃がし安全弁誤開放
原子炉運転中にＳ／Ｒ弁が誤開放することにより，冷却3.1.1−8材（蒸気）が流出し，原子炉を手動でスクラムさせる事象である。本事象は，給水系が正常であれば原子炉が自動ス
クラムする事象ではないが，給水系が喪失した場合は，原子炉水位の低下により原子炉が自動スクラムする。本事象
では，ＲＣＩＣは利用できない。
(a-2)

外部電源喪失外部電源が喪失し原子炉が自動スクラムする事象である。
事象の発生により非常用電源の確保が必要になる等，他の事
象 と は プ ラ ン ト 応 答 が 異 な る た め ， 1つ の 起 因 事 象 グ ル ー プとしている。

(b-1)

手動停止／サポート系喪失（手動停止）
原子炉停止機能，炉心冷却機能又は格納容器からの除熱機能を有する緩和設備の機能異常による計画外の手動停止及びサポート系の故障に伴う原子炉の手動停止を以下のとおりグ
ループ化している。

ⅰ)

計画外停止
原子炉停止機能，炉心冷却機能又は格納容器からの除熱機能を有する緩和設備の機能異常が原因で原子炉を計画外に停止する事象である。

ⅱ)

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ，Ⅱ）
残留熱除去系海水系の故障により原子炉を手動停止する事象である。本事象は従属性を有する起因事象であり，当該区分の系統が機能喪失する。

ⅲ)

交流電源故障（区分Ⅰ）
区分Ⅰの交流電源の故障により原子炉を手動停止する事
3.1.1−9象である。本事象は従属性を有する起因事象であり，当該区分の系統が機能喪失する。
(b-2)

サポート系喪失（自動停止）
原子炉が自動停止に至るサポート系の故障を以下のとおり
グループ化している。

ⅰ)

交流電源故障（区分Ⅱ）
区 分 Ⅱ の 交 流 電 源 の 故 障 に よ り 120V計 装 用 母 線 の 電 源 が喪失することで給復水系の制御機能等が喪失し，原子炉が自動スクラムする事象である。本事象は従属性を有する起因事象であり，当該区分の系統が機能喪失する。

ⅱ)

タービン・サポート系故障
補機冷却海水系，タービン補機冷却系，計装用圧縮空気系等のタービン設備のサポート系の故障により，タービン設備に期待できない状態で原子炉を手動でスクラムさせる事象である。本事象は原子炉が自動スクラムする事象ではないが，事象進展の類似性から自動停止に至るサポート系
喪失として分類する。

(b-3)

サポート系喪失（直流電源故障）
直流電源故障時は他のサポート系喪失事象とはプラント応
答 が 異 な る た め ， 1つ の 起 因 事 象 グ ル ー プ と し て い る 。

ⅰ)

直流電源故障（区分Ⅰ）
区分Ⅰの直流電源の故障により高圧復水ポンプＢ及びＣがトリップするため給水流量が低下し，原子炉水位の低下
により原子炉が自動スクラムする事象である。原子炉スク
ラム後，区分Ⅰの直流電源喪失に伴い所内電源自動切替信
3.1.1−10

号が発信しないため，外部電源喪失と同様の事象進展となる。本事象は従属性を有する起因事象であり，当該区分の系統は機能喪失する。
ⅱ)

直流電源故障（区分Ⅱ）
区分Ⅱの直流電源の故障によりタービンが自動トリップ
し，タービン主蒸気止め弁等が閉止し原子炉が自動スクラ
ムする事象である。原子炉スクラム後，区分Ⅱの直流電源喪失により外部電源からの受電遮断器が操作不能となり，外部電源喪失と同様の事象進展となる。本事象は従属性を有する起因事象であり，当該区分の系統は機能喪失する。

(c)

ＬＯＣＡ
冷却材流出によりプラントパラメータが変動し，スクラム信号が発生して自動スクラムに至る事象である。流出規模に応じて期待できる緩和設備が異なることから，以下のとおり
グループ化している。

ⅰ)

大破断ＬＯＣＡ
再循環系配管の両端破断のように，事象初期に急激な原子炉減圧を伴う規模の冷却材が流出する事象であり，Ｓ／
Ｒ弁による原子炉減圧なしにＬＰＣＳ又はＬＰＣＩにより炉心冷却が可能である。

ⅱ)

中破断ＬＯＣＡ
大破断ＬＯＣＡよりも破断口が小さく，減圧が緩やかな
冷却材の流出規模であるため，ＬＰＣＳ又はＬＰＣＩ系による炉心冷却のためにはＳ／Ｒ弁による原子炉減圧が必要である。また，ＲＣＩＣのみでは原子炉水位確保は困難で3.1.1−11

ある。
ⅲ)

小破断ＬＯＣＡ
中破断ＬＯＣＡよりも破断口が小さく，ＲＣＩＣのみで原子炉水位確保が可能であるが，制御棒駆動水圧系のみでは原子炉水位確保が困難である。また，減圧が緩やかなた
め，ＬＰＣＳ又はＬＰＣＩによる炉心冷却のためにはＳ／
Ｒ弁による原子炉減圧が必要である。

(d)

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）
原子炉冷却材圧力バウンダリと接続された系統の配管が，高圧設計部分と低圧設計部分を分離するための隔離弁の誤開等により，低圧設計部分が過圧され破断する事象である。他の事象とはプラント応答が異なるため，1 つの起因事象グループとしている。

ｂ．国内外の評価事例の分析選定した起因事象グループと，安全評価審査指針（原子炉設
置変更許可申請書）及びＥＰＲＩ

ＮＰ−２２３０で考慮している過渡事象及び事故との比較を行い，選定した起因事象の網
羅性を確認した。原子炉設置変更許可申請書添付書類十及びＥ
ＰＲＩ

ＮＰ−２２３０で 考 慮 さ れ て い る 過 渡 事 象 及 び 事 故 と の比 較 結 果 を 第 3.1.1.2− 2表 に 示 す 。
また，本プラント及び他の国内原子炉においてプラントの停止に至ったトラブル事例について，原子炉施設運転管理年報等
により調査を行い，選定したいずれかの起因事象に含まれることを確認している。なお，東海第二発電所における過去のトラ
ブ ル 事 象 は 第 3.1.1.2− 3表 に 示 す と お り で あ る 。
3.1.1−12

ｃ．評価対象外とした起因事象
以下の事象は，発生頻度やプラントへの影響等の観点から，リスク評価上の重要性は低いと考え，評価対象から除外した。
(a)

出力運転中の制御棒引き抜き，原子炉冷却材流量の部分喪
失及び原子炉冷却材系の停止ル−プの誤起動起因事象が発生した場合においても自動スクラムに至らず，
炉心冷却機能への影響が軽微であるため，本事象は対象外と
した。

(b)

放射性気体廃棄物処理施設の破損
炉心損傷の観点からは考慮不要であるため，本事象は対象
外とした。

(c)

燃料集合体の落下事象
運転中では使用済燃料集合体の移送作業中における落下が考えられるが，落下した場合でも原子炉の運転状態を妨げることはなく，炉心損傷に至るような事象ではないため，本事象は対象外とした。

(d)

制御棒落下
制御棒及び制御棒駆動機構の接続部は，十分に信頼性の高い構造とし，必要な場合以外に分離することがない設計となっている。万一，制御棒が駆動部から分離し落下した場合には，制御棒落下速度リミッタによって，落下速度を抑える設計になっている。
また，原子炉設置変更許可申請書の事故評価の中で，原子炉が臨界又は臨界近傍（冷温時，高温待機時）にあるときに制御棒が落下する事故を評価しているが，原子炉冷却材圧力
3.1.1−13

バウンダリにかかる圧力，燃料エンタルピの最大値及びピー
ク出力部燃料エンタルピの結果より，原子炉停止能力，原子炉冷却材圧力バウンダリ等の健全性は損なわれず炉心損傷に至ることはないことが確認されていることから，本事象は対象外とした。
(e)

主蒸気管破断主蒸気管破断後に主蒸気隔離弁閉鎖に成功した場合は「隔離 事 象 」 と 同 様 の 事 故 進 展 と な る が ， 発 生 頻 度 は 1E-5／ 炉 年程度であり，「隔離事象」に比べて十分小さいことから，評価対象外とした。
主蒸気隔離弁閉鎖に失敗した場合は「格納容器バイパス」が発生するが，発生頻度が極めて小さい値となることから，
評 価 対 象 外 と し た （ 添 付 資 料 3.1.1.2-2） 。

(f)

原子炉圧力容器破損（ＤＢＡ超過ＬＯＣＡ）
ＮＵＲＥＧ−１８２９では，ＤＢＡを超える範囲のＬＯＣ
Ａ の 発 生 頻 度 は 1E-8／ 炉 年 以 下 と 評 価 さ れ て い る 。 本 事 象 に対して炉心損傷は防止できないものの，格納容器破損頻度の観点であっても十分低い値となっているため，本事象は対象
外とした。

(g)

通常停止
定期検査のための停止や漏えい等の微小な故障によるプラント停止であり，原子炉停止機能，炉心冷却機能，格納容器からの除熱機能及び安全機能のサポート機能に影響がなく，緩和設備を十分有している状態での手動停止でありプラントへの影響は限定されるため，本事象は対象外とした（添付資3.1.1−14

料 3.1.1.2-3） 。
ｄ．起因事象発生頻度の評価(a)

起因事象発生頻度の評価に用いたデータベース
国内ＢＷＲプラントの起因事象発生頻度は，次の情報に基づいて，定期的に更新している。
・原子力施設運転管理年報（独立行政法人

原子力安全基盤機構）
・ＮＵＣＩＡで公開されているトラブル情報
・電気事業者によるプレスリリース
本 Ｐ Ｒ Ａ で は ， 起 因 事 象 発 生 頻 度 は ， 平 成 20年 度 末 ま で の国内ＢＷＲプラントの実績に基づいて算出したものを使用して い る （ 添 付 資 料 3.1.1.2-4） 。
(b)

起因事象発生頻度の評価
選定した各起因事象について，発生頻度を評価した結果を
第 3.1.1.2− 4表 に 示 す 。 発 生 頻 度 の 評 価 に 当 た っ て は ， Ｌ Ｏ
ＣＡ及びインターフェイスシステムＬＯＣＡ以外の起因事象に つ い て は ， (a)の 国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の 運 転 実 績 に 基 づ き ，
次の式により起因事象発生頻度を算出している。

λＩＥ＝ＸＩＥ／ＴＯＰ
λＩＥ：起因事象発生頻度（／炉年）
ＸＩＥ：起因事象発生件数
ＴＯＰ：総運転炉年又は営業運転開始からの総年数（暦年）
各起因事象発生頻度の評価方法は以下のとおり。
ⅰ)

過渡事象の発生頻度
過渡事象は，発生件数を総運転炉年で除して算出した。
3.1.1−15

運 転 実 績 に は ， 利 用 可 能 な 最 新 の デ ー タ で あ る 平 成 20年 度（ 平 成 21年 3月 ） 末 ま で の デ ー タ を 用 い る こ と と し ， 発 生
件 数 の な い 起 因 事 象 に 関 し て は ， 発 生 件 数 を 0.5件 と 仮 定して発生頻度を算出した。エラーファクタはＷＡＳＨ−１
４００を参考に工学的判断により設定した（添付資料
3.1.1.2-9） 。
①

非隔離事象
81 / 488.1 ＝ 1.7E-1／ 炉 年②

非隔離事象の発生件数： 81件

国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の 総 運 転 炉 年： 488.1年

隔離事象
13 / 488.1 ＝ 2.7E-2／ 炉 年③

隔離事象の発生件数： 13件

国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の 総 運 転 炉 年： 488.1年

全給水喪失
5 / 488.1 ＝ 1.0E-2／ 炉 年④

全給水喪失の発生件数： 5件

国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の 総 運 転 炉 年： 488.1年

水位低下事象13 / 488.1 ＝ 2.7E-2／ 炉 年⑤

水位低下事象の発生件数： 13件

国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の 総 運 転 炉 年： 488.1年

原子炉緊急停止系誤動作等
27 / 488.1 ＝ 5.5E-2／ 炉 年
原子炉 緊急 停止 系誤 動作等 の発 生件 数 ： 27件
3.1.1−16

国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の 総 運 転 炉 年⑥： 488.1年

逃がし安全弁誤開放
0.5 / 488.1 ＝ 1.0E-3／ 炉 年
Ｓ／Ｒ弁誤開放の発生件数※： 0.5件

国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の 総 運 転 炉 年： 488.1年※ ： 発 生 経 験 が な い た め ， 発 生 件 数 を 0.5件 と 仮 定 。
ⅱ)

外部電源喪失の発生頻度
外部電源喪失の発生頻度は，発生件数を暦年で除して算出した。運転実績には，利用可能な最新のデータである平成 20 年 度 （ 平 成 21 年 3 月 ） 末 ま で の デ ー タ を 用 い た 。 な お ，
外 部 電 源 喪 失 の 発 生 件 数 は ， 運 転 時 に 発 生 し た 2件 と 停 止
中 に 発 生 し た 1件 を 加 え た 3件 と し ， エ ラ ー フ ァ ク タ は Ｗ Ａ
ＳＨ−１４００を 参 考 に 工 学 的 判 断 に よ り 設 定 し た （ 添 付
資 料 3.1.1.2-5） 。
①

外部電源喪失3 / 706.1 ＝ 4.2E-3／ 炉 年
外部電源喪失の発生件数： 3件

国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の 営 業 運 転 開 始からの総年数（暦年）ⅲ)： 706.1年

手動停止／サポート系喪失（手動停止）の発生頻度
手動停止の発生頻度は，発生件数を総運転炉年で除して算出した。サポート系喪失（手動停止）の発生頻度は，発生 件 数 を 対 象 の 系 統 数 を 考 慮 し た 総 運 転 炉 年 で 除 し て 1系
統当たりの発生頻度を算出した。運転実績には，利用可能
な 最 新 の デ ー タ で あ る 平 成 20年 度 （ 平 成 21年 3月 ） 末 ま で
3.1.1−17

のデータを用いることとし，発生経験のない起因事象に関し て は ， 発 生 件 数 を 0.5 件 と 仮 定 し て 発 生 頻 度 を 算 出 し た 。
エラーファクタはＷＡＳＨ−１４００を参考に工学的判断により設定した。
①

計画外停止
21 / 488.1 ＝ 4.3E-2／ 炉 年②

計画外停止の発生件数： 21件

国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の 総 運 転 炉 年： 488.1年

残留熱除去系海水系故障
0.5 / 693.6 ＝ 7.2E-4／ 炉 年
補機冷却系故障の発生件数※： 0.5件

国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の 補 機 冷 却 系 の系統数を考慮した総運転炉年： 693.6年※ ： 発 生 経 験 が な い た め ， 発 生 件 数 を 0.5件 と 仮 定 。
③

交流電源故障（区分Ⅰ）
0.5 / 3366.2 ＝ 1.5E-4／ 炉 年
交流電源故障の発生件数※： 0.5件

国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の 交 流 電 源 の 母線数を考慮した総運転炉年： 3366.2年※ ： 発 生 経 験 が な い た め ， 発 生 件 数 を 0.5件 と 仮 定 。
ⅳ)

サポート系喪失（自動停止）の発生頻度
サポート系喪失（自動停止）の発生頻度は，発生件数を
対 象 の 系 統 数 を 考 慮 し た 総 運 転 炉 年 で 除 し て 1系 統 当 た りの発生頻度を算出した。運転実績には，利用可能な最新のデ ー タ で あ る 平 成 20年 度 （ 平 成 21年 3月 ） 末 ま で の デ ー タ
3.1.1−18を用いることとし，発生経験のない起因事象に関しては，
発 生 件 数 を 0.5件 と 仮 定 し て 発 生 頻 度 を 算 出 し た 。 エ ラ ー
ファクタはＷＡＳＨ−１４００を参考に工学的判断により設定した。
①

交流電源故障（区分Ⅱ）
0.5 / 3366.2 ＝ 1.5E-4／ 炉 年
交流電源故障の発生件数※： 0.5件

国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の 交 流 電 源 の 母線数を考慮した総運転炉年： 3366.2年※ ： 発 生 経 験 が な い た め ， 発 生 件 数 を 0.5件 と 仮 定 。
②

タービン・サポート系故障
0.5 / 693.6 ＝ 7.2E-4／ 炉 年
タービ ン・ サポ ート 系故障 の発 生件 数 ※ ： 0.5件
国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の タ ー ビ ン ・ サ ポ ート系の系統数を考慮した総 運 転 炉 年： 693.6年※ ： 発 生 経 験 が な い た め ， 発 生 件 数 を 0.5件 と 仮 定 。
ⅴ)

サポート系喪失（直流電源故障）の発生頻度
サポート系喪失（直流電源故障）の発生頻度は，発生件
数 を 対 象 の 系 統 数 を 考 慮 し た 総 運 転 炉 年 で 除 し て 1系 統 当たりの発生頻度を算出した。運転実績には，利用可能な最
新 の デ ー タ で あ る 平 成 20年 度 （ 平 成 21年 3月 ） 末 ま で の データを用いることとし，発生経験のない起因事象に関しては ， 発 生 件 数 を 0.5件 と 仮 定 し て 発 生 頻 度 を 算 出 し た 。 エ
ラ ー フ ァ ク タ は ＷＡＳＨ−１４００を 参 考 に 工 学 的 判 断 により設定した。
3.1.1−19

①

直流電源故障0.5 / 1763.3 ＝ 2.8E-4／ 炉 年
直流電源故障の発生件数※： 0.5件

国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の 直 流 電 源 の 母 線数を考慮した総運転炉年： 1763.3年※ ： 発 生 経 験 が な い た め ， 発 生 件 数 を 0.5件 と 仮 定 。
ⅵ)

ＬＯＣＡの発生頻度
ＬＯＣＡについては，国内外で発生した経験がないため，
ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５７５０及びＮＵＲＥＧ−１８２９のデータに基づき，大破断ＬＯＣＡ，中破断ＬＯＣＡ，小破断ＬＯＣＡの発生頻度及びエラーファクタを設定した（添付 資 料 3.1.1.2-6） 。
①

大破断ＬＯＣＡ
2.0E-5／ 炉 年②

中破断ＬＯＣＡ
2.0E-4／ 炉 年③

小破断ＬＯＣＡ
3.0E-4／ 炉 年
なお，本ＰＲＡでは，特定の緩和系の配管破断に伴うＬ

ＯＣＡが発生した場合に，その緩和系を使用できなくなる
ことについては考慮していないが，これを考慮した場合の影 響 に つ い て も 確 認 し た （ 添 付 資 料 3.1.1.2-7） 。
ⅶ)

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）の発生頻度
インターフェイスシステムＬＯＣＡについては，国内外
3.1.1−20で発生した経験がないため，インターフェイスシステムＬ
ＯＣＡとなり得る配管を同定し，フォールトツリーによるシステム信頼性解析を使用する方法に基づき発生頻度及びエ ラ ー フ ァ ク タ を 算 出 し た （ 添 付 資 料 3.1.1.2-8） 。
①

インターフェイスシステムＬＯＣＡ
4.8E-10／ 炉 年

3.1.1−21

3.1.1.3

成功基準

炉心損傷を防止するために必要とされる緩和設備及び緩和操作の組合せ，及びそれらの機能を達成するために必要な条件を定めた。
(1)

成功基準について
ａ．炉心損傷判定条件
炉心損傷の判定条件を次のとおり設定した。
・ 燃 料 被 覆 管 表 面 温 度 が 1,200℃ を 超 え る と 評 価 さ れ る 状 態
・ 燃料被覆管の酸化量が，酸化反応が著しくなる前の被覆管
厚 さ の 15％ を 超 え る と 評 価 さ れ る 状 態
ｂ．起因事象ごとの成功基準の一覧表
上記を踏まえ，ＳＡＦＥＲコードによる成功基準解析結果（ 添 付 資 料 3.1.1.3-1） を 用 い て ， 起 因 事 象 ご と に 整 理 し た 成
功 基 準 の 一 覧 を 第 3.1.1.3− 1 表 に 示 す 。 ま た ， 低 圧 炉 心 冷 却
時 の Ｓ ／ Ｒ 弁 の 必 要 弁 数 を 第 3.1.1.3-2 表 に ， Ｒ Ｈ Ｒ Ｓ の 成 功
基 準 を 第 3.1.1.3− 3 表 に ， Ｅ Ｃ Ｃ Ｓ ポ ン プ 室 等 の 空 調 機 の 成
功 基 準 を 第 3.1.1.3− 4 表 に 示 す 。
ｃ．対処設備作動までの余裕時間及び使命時間
(a)

余裕時間
運転員による緩和操作を対象として，それらを遂行するまでの余裕時間をＭＡＡＰコードによる事故進展解析（添付資料 3.1.1.3-1） 結 果 等 に 基 づ き 設 定 し た 。 事 故 進 展 解 析 結 果
を 第 3.1.1.3− 5 表 に 示 す 。 ま た ， 設 定 し た 余 裕 時 間 を 以 下
に示す。

ⅰ)

炉心冷却に対する余裕時間
対象操作：原子炉注水に関する手動バックアップ
3.1.1−22

自動起動信号（高圧ＥＣＣＳ，自動減圧，低圧ＥＣＣＳ等）に失敗した場合に，運転員の手動操作によるバックアップに期待する。
余 裕 時 間 ： 30 分 （ 大 中 破 断 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 除 く ）設定根拠：事故進展解析における高圧・低圧注水機能喪失 シ ー ケ ン ス の 炉 心 損 傷 に 至 る 時 間 0.9 時 間に 余 裕 を 見 込 み 30 分 と し た 。 ま た ， 設 定 し た
余裕時間で炉心損傷を防止できることを，許認可での使用実績のあるＳＡＦＥＲコードを
用 い て 確 認 し た （ 添 付 資 料 3.1.1.3-2 ） 。 ただし，小破断ＬＯＣＡを除くＬＯＣＡ（大破断ＬＯＣＡ及び中破断ＬＯＣＡ）における余裕 時 間 に つ い て は ， 事 象 進 展 が 早 く ， 30 分 の余裕時間では炉心損傷を防止することは困難であるため極めて短い時間として別途考慮する。
ⅱ)

格納容器除熱に対する余裕時間
対象操作：原子炉注水成功時のＲＨＲによる格納容器除熱操作
原子炉注水成功時，崩壊熱による格納容器破損を防ぐために，ＲＨＲを起動する必要がある。
余裕時間：1 時間
設定根拠：事故進展解析における崩壊熱除去機能喪失シーケンスの格納容器破損（格納容器圧力が最3.1.1−23

高 使 用 圧 力 の 2 倍 ） に 至 る 時 間 21.4 時 間 に 対して，サプレッション・プール水温の上昇による注水設備への影響を考慮し，保守的に 1時間とした。
(b)

使命時間
緩和設備が要求される安全機能を果たすために必要な運転
時 間 で あ る 使 命 時 間 に つ い て は ， 以 下 の 観 点 か ら 24時 間 を 適用している。
・ 24 時 間 あ れ ば ， プ ラ ン ト を 安 定 し た 状 態 に 移 行 さ せ る ことが可能であり，機能喪失した設備の復旧や追加の運転員操作に期待できる。

ｄ．解析コードの検証性
成功基準解析に使用したＳＡＦＥＲコードは，許認可解析で十分な実績を有しており，十分な検証が行われている。また，
事故進展解析に使用したＭＡＡＰコードの検証性については，
重大事故等防止対策の有効性評価の内容説明と併せて提示する。

3.1.1−24

3.1.1.4

事故シーケンス

事故シーケンスとは，炉心損傷等に至るまでの，起因事象の発生及び各種安全機能喪失の組合せのことである。また，炉心損傷に至る事故シーケンスを網羅的に展開するための体系的な分析と定量化が可能である手法として，イベントツリー法を用いる。
(1)

イベントツリー各起因事象に対して，炉心損傷を防止するために必要な緩和設
備又は緩和操作を検討し，炉心損傷に至る事故シーケンスを展開した。また，展開した事故シーケンスの最終状態を炉心損傷状態
又は成功状態のいずれかに分類した。
各 起 因 事 象 の イ ベ ン ト ツ リ ー の 概 要 を 第 3.1.1.4 − 1(a) 図 〜 第3.1.1.4 − 1(g) 図 に 示 す 。 ま た ， 各 起 因 事 象 の イ ベ ン ト ツ リ ー の
詳 細 を 添 付 資 料 3.1.1.4-1 に 示 す 。 展 開 し た 事 故 シ ー ケ ン ス の 炉
心 損 傷 状 態 の 分 類 を 第 3.1.1.4− 1表 に 示 す 。

(2)事故シーケンスの分類
イベントツリーによって展開した事故シーケンスの最終状態を
炉心損傷状態又は成功状態のいずれかに分類している。炉心損傷状態については，「原子炉停止機能」，「炉心冷却機能」，「格納容器からの除熱機能」の各安全機能に着目し，起因事象及び緩和設備の成否等によって以下のように分類した(添付資料
3.1.1.4-4)。
ａ．原子炉停止機能
原子炉を臨界状態から未臨界状態にし，原子炉を安全な状態に移行する。この機能が喪失した場合，原子炉を未臨界状態にできず炉心損傷（格納容器先行破損）に至る場合を「原子炉停3.1.1−25

止機能喪失」（ＴＣ）の事故シーケンスグループとして分類する。
ｂ．炉心冷却機能
原子炉の停止に成功した場合でも，炉心からの崩壊熱を除去しなければ炉心損傷に至る。炉心冷却機能は，高圧炉心冷却機
能，原子炉減圧機能及び低圧炉心冷却機能からなり，これらの冷却機能の状況に応じて以下の事故シーケンスグループに分類する。
事象発生後，高圧注水機能及び低圧注水機能が喪失し，炉心の冷却が十分に行われずに炉心損傷に至る場合を「高圧・低圧注水機能喪失」（ＴＱＵＶ）の事故シーケンスグ
ループとして分類する。
事象発生後，高圧注水機能及び原子炉減圧機能が喪失し，炉心の冷却が十分に行われずに炉心損傷に至る場合を「高圧注水・減圧機能喪失」（ＴＱＵＸ）の事故シーケンスグ
ループとして分類する。
ＬＯＣＡ発生後，高圧注水機能及び低圧注水機能が喪失し，炉心の冷却が十分に行われず炉心損傷に至る場合を「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」の事故シーケンスグループとして分類する。
なお，バウンダリの破損規模等に応じてプラントの状態が異なることから以下のグループに細分化する。
・ 大破断ＬＯＣＡ後の炉心冷却失敗（ＡＥ）
・ 中破断ＬＯＣＡ後の炉心冷却失敗（Ｓ１Ｅ）
・ 小破断ＬＯＣＡ後の炉心冷却失敗（Ｓ２Ｅ）
3.1.1−26

冷却材が格納容器外に漏えいする格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）については，漏えい箇所を隔離した上で炉心冷却が必要であるが，この隔離機能が喪失し，漏えいの継続により炉心損傷に至る場合を「格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）」（ＩＳＬＯＣＡ）の事故シーケンスグループとして分類する。
ｃ．格納容器からの除熱機能
原子炉の注水に成功した場合においても，格納容器からの除熱機能が喪失した場合には，炉心損傷前に格納容器が過圧により破損し，その後，炉心損傷に至る場合があることから，「崩壊熱除去機能喪失」の事故シーケンスグループとして分類する。
なお，崩壊熱除去機能喪失については，電源の状態に応じて以下のグループに細分化する。
・ 交流電源（区分Ⅰ又は区分Ⅱ）確保時の崩壊熱除去機能喪失（ＴＷ）
・ 交流電源（区分Ⅰ及び区分Ⅱ）確保失敗時の崩壊熱除去機
能 喪 失 （ Ｔ Ｂ Ｗ ） （ 添 付 資 料 3.1.1.4-2）
ｄ．安全機能のサポート機能
安全機能に必要な電源が喪失し，炉心損傷に至る場合を「全交流動力電源喪失」の事故シーケンスグループとして分類する。
なお，本ＰＲＡでは，区分Ⅰ及び区分Ⅱの非常用ＤＧによる交流電源の確保に失敗し，かつ高圧炉心スプレイ系による炉心冷却に失敗した場合を全交流動力電源喪失と定義している。
また，全交流動力電源喪失は，事故進展速度，原子炉圧力状
3.1.1−27

態等を考慮して以下のグループに細分化する。
・ 外部電源喪失後，非常用ＤＧ2 台が機能喪失した状態で，Ｈ
ＰＣＳ及びＲＣＩＣが機能喪失（ＴＢＵ）
・ 外部電源喪失後，非常用ＤＧ2 台が機能喪失した状態で，Ｈ
ＰＣＳが機能喪失し，Ｓ／Ｒ弁再閉鎖失敗によってＲＣＩ
Ｃが機能喪失（ＴＢＰ）
・ 外部電源喪失後，直流電源故障による非常用ＤＧ2 台の起動に失敗し，ＨＰＣＳ及びＲＣＩＣが機能喪失（ＴＢＤ）
・ 外部電源喪失後，非常用ＤＧ2 台が機能喪失した状態で，Ｈ
ＰＣＳが機能喪失し，ＲＣＩＣによる原子炉注水継続中に蓄電池が枯渇しＲＣＩＣが機能喪失（長期ＴＢ）（添付資料 3.1.1.4-3）

3.1.1−28

3.1.1.5

システム信頼性

イベントツリーの定量化においては，展開したイベントツリーの各分岐に対して成功・失敗確率を決めるため，システム信頼性解析を実施する必要がある。この各分岐のシステム信頼性解析にはフォールトツリー法を用いた。本評価では，イベントツリーのヘディン
グに対応する緩和設備について，その機能遂行に必要なサポート系
を含めたフォールトツリーを作成し定量化を実施した。
(1)

評価対象としたシステムとその説明
評価対象とした主要な緩和設備の一覧を以下に示す。それぞれの緩和設備ごとに概要，機能，系統図，必要とするサポート系，
試験及びシステム信頼性評価上の主要な仮定を整理した。また，
フ ロ ン ト ラ イ ン 系 と サ ポ ー ト 系 の 依 存 性 を 第 3.1.1.5− 1表 に ， サ
ポ ー ト 系 同 士 の 依 存 性 を 第 3.1.1.5− 2表 に 示 す 。 シ ス テ ム 間 従 属性は，イベントツリー，フォールトツリー及び両者の組合せによってモデル化した。
＜原子炉停止機能＞・スクラム系＜炉心冷却機能＞・高圧炉心スプレイ系（ＨＰＣＳ）
・原子炉隔離時冷却系（ＲＣＩＣ）
・自動減圧系（ＡＤＳ）
・低圧炉心スプレイ系（ＬＰＣＳ）
・低圧注水系（ＬＰＣＩ−Ａ，Ｂ，Ｃ）＜格納容器熱除去機能＞
・残留熱除去系（ＲＨＲ−Ａ，Ｂ）
3.1.1−29＜その他＞
・メンテナンス
なお，「メンテナンス」のフォールトツリーは，保安規定上許容されない複数の緩和設備を同時に待機除外にするカットセットの組合せをイベントツリー上で評価から除外するために使用する（ 添 付 資 料 3.1.1.5-3） 。
(2)システム信頼性評価手法
システム信頼性解析では，フロントライン系とサポート系についてフォールトツリーを作成し，信頼性評価を行った（添付資料
3.1.1.5-1） 。
フォールトツリーの作成に当たっては，対象範囲を示す系統図を作成するとともに，その範囲内にある機器でモデル化する故障
モードを基事象リストの形で整理した。また，これらの情報に基づ き (1) に 示 し た 緩 和 設 備 に つ い て フ ォ ー ル ト ツ リ ー を 作 成 し ，
定 量 化 を 実 施 し た 。 シ ス テ ム 信 頼 性 評 価 の 例 を 第 3.1.1.5− 1図 に示す。また，フォールトツリーの中でモデル化した機器タイプ及び 故 障 モ ー ド 一 覧 を 第3.1.1.5− 3表 に 示 す 。

(3)システム信頼性評価の結果
各 緩 和 設 備 の 代 表 的 な フ ォ ー ル ト ツ リ ー の 評 価 結 果 を 第 3.1.1.5−
4表 に 示 す 。 ま た ， 過 渡 事 象 に お け る 各 緩 和 設 備 の 主 要 な ミ ニ マ ル
カ ッ ト セ ッ ト を 第 3.1.1.5− 5(a)表 〜 第 3.1.1.5− 5(j)表 に 示 す 。

(4)システム信頼性評価を実施せずに設定した非信頼度とその根拠システム信頼性評価を実施せずに設定した非信頼度とその根拠を
第 3.1.1.5− 6表 に 示 す （ 添 付 資 料 3.1.1.5-2） 。

3.1.1−30

3.1.1.6

信頼性パラメータ

システム信頼性解析や事故シーケンスの定量化のために必要となる機器故障率，共通要因故障パラメータ，試験又は保守作業による
待機除外確率等を評価するために必要となるパラメータを整備した。
(1)

非信頼度を構成する要素と評価式
非信頼度を構成する要素としては，機器故障，共通要因故障，試験による待機除外，保守作業による待機除外，人的過誤（ 3.1.1.7 項 ） 等 が あ り ， そ れ ぞ れ の 評 価 式 に 基 づ き 非 信 頼 度 を
評価した。

(2)

機器故障率
機器故障率は，原則として，ＮＵＣＩＡで公開されている国内
プ ラ ン ト の 故 障 実 績 （ 1982年 度 〜 2002年 度 21ヵ 年 49基 デ ー タ ） を基にした「故障件数の不確実さを考慮した国内一般機器故障率の推 定 （ 平 成 21 年 5 月 公 表 ） 」 （ 以 下 「 21 ヵ 年 デ ー タ 」 と い う 。 ）に記載されているデータを使用する。また，ＮＵＣＩＡで公開されている国内プラントの故障実績は，「原子力発電所に関する確率 論 的 安 全 評 価 用 の 機 器 故 障 率 の 算 出 （ 1982年 度 〜 1997年 度 16ヵ
年 49 基 デ ー タ 改 訂 版 ） （ 平 成 13 年 2 月 ） ， 電 中 研 報 告 P00001 ，（財）電力中央研究所」で定義した機器バウンダリに従っている（ 添 付 資 料 3.1.1.6-1） 。
な お ， 21ヵ 年 デ ー タ に 記 載 の な い 機 器 の 故 障 率 に つ い て は ， 類
似 性 を 考 慮 し た 工 学 的 判 断 に 基 づ き ， 21ヵ 年 デ ー タ に 記 載 さ れ た
他 の 機 器 の 故 障 率 を 使 用 し た （ 添 付 資 料 3.1.1.6-2 ， 添 付 資 料
3.1.1.6-5） 。
上記の機器故障率を使用して以下の評価式により基事象発生確3.1.1−31

率を算出した。
・状態変更失敗確率
Ｑ =Ｑ ｄＱｄ：デマンド故障率
又はＱ =λ ｓ ×Ｔ ｓ ／ 2
λｓ：起動（又は状態変更）失敗率（／時間）Ｔｓ：平均試験間隔（時間）・機能維持失敗確率
Ｑ =λ ｒ ×Ｔ ｍ
λｒ：機能維持失敗率（／時間）Ｔｍ：使命時間（時間）(3)

機器復帰の取扱い方法及び機器復帰失敗確率
本評価では，故障した機器や外部電源の使命時間中の復旧には期待していない。

(4)

待機除外確率ａ．試験による待機除外確率
本評価でモデル化対象とした緩和設備について，試験による待機除外のモデル化の要否を検討した。その結果，試験の実施のために待機中とは異なる系統構成とする場合でも，試験中に作動要求信号が発信すれば試験状態が自動的に解除されることから，試験による待機除外のモデル化は不要であることを確認した。
ｂ．保守作業による待機除外確率
本評価でモデル化対象とした緩和設備の保守作業による待機3.1.1−32

除外のモデル化の要否を検討し，モデル化が必要な場合は機器の平均修復時間と機器故障率データを用いて待機除外確率を，次の式により算出した。
(λｉ Ｔｒｉ)ＰＳＹＳｉλｉ：定期試験等によって異常の発見可能な機器 i の異常発生率（／時間）
Ｔｒｉ：機器 i の平均修復時間（時間）ここで，λｉは，ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−２８１５を参考に，対象機器の異常が検知されれば機器が機能喪失する前に予防保全として保守作業を実施することを考慮して，定期試験等によって 異 常 の 発 見 が 可 能 な 機 器 の 故 障 モ ー ド の 機 器 故 障 率 の 10倍 とし て い る （ 添 付 資 料 3.1.1.6-3） 。
(5)

共通要因故障の評価方法と共通要因故障パラメータ
同一又は異なるシステムにおいて多重性を持たせるために用いられる機器については，共通要因故障を考慮する。共通要因故障
同 定 の フ ロ ー 図 を 第 3.1.1.6− 1図 に 示 す 。 フ ロ ー 図 に 従 い ， 以 下の 3つ の 条 件 を 同 時 に 満 た す 場 合 に ， 共 通 要 因 故 障 を 考 慮 し た 。
ａ．冗長の機能を有する同種機器
ｂ．起因事象発生前の運転状態が同一
ｃ．同一故障モード
動的機器と静的機器及びそれらの故障モードによって，共通要因故障の起こりやすさの程度は異なると考えられる。動的機器の動的故障モードについては，共通要因故障が発生する可能性が比較的高いと考えられることから，上記条件を満たすものに対しては共通要因故障を考慮している。また，動的機器の静的故障モー
3.1.1−33

ド及び静的機器の各故障モードについては，動的機器の動的故障
モードと同程度の故障率であるものに対して共通要因故障を考慮した。フロー図に従って同定した，同一システム内で共通要因故障 を 考 慮 し た 機 器 及 び 故 障 モ ー ド を 第 3.1.1.6− 1表 ， シ ス テ ム 間で 共 通 要 因 故 障 を 考 慮 し た 機 器 及 び 故 障 モ ー ド を 第 3.1.1.6− 2表に示す。
な お ， 本 評 価 で は ， Ｍ Ｇ Ｌ （ Multiple Greek Letter ） 法 を 用
い て 共 通 要 因 故 障 を 考 慮 し た （ 添 付 資 料 3.1.1.6-4 ） 。 共 通 要 因
故障パラメータとしては，米国で公開され，あるいはＰＲＡでの使用実績がある文献等から，妥当と考えられるβ，γファクタを使用した。本評価で使用した共通要因故障パラメータの一覧を第3.1.1.6− 3表 に 示 す 。

3.1.1−34

3.1.1.7

人的過誤

人的過誤は人間信頼性解析により評価する。人間信頼性解析とは，
炉心損傷頻度に有意な影響を及ぼし得る人間行動（タスク）に対して，起こり得る人的過誤を同定してそのタスクの成功又は失敗の確率を評価するものである。
本作業では，起因事象発生前の作業及び発生後の緩和操作を対象として，それらを遂行する過程で起こり得る人的過誤を同定し，その発生確率を算出した。
(1)

評価対象とした人的過誤及び評価結果
人間信頼性解析は，ヒューマンエラーハンドブック（ＮＵＲＥ
Ｇ ／ Ｃ Ｒ − １ ２ ７ ８ ） の Ｔ Ｈ Ｅ Ｒ Ｐ 手 法 （ Technique for Human
Error Rate Prediction ） を 使 用 し て 評 価 し た 。 な お ， 本 評 価 では過誤回復として，評価対象となる人的過誤の特徴を考慮し，他の運転員によるバックアップをモデル化している。本評価で同定し た 人 的 過 誤 及 び 過 誤 確 率 の 評 価 結 果 の 例 を 第 3.1.1.7− 1表 に 示
す （ 添 付 資 料 3.1.1.7-1， 添 付 資 料 3.1.1.7-4） 。
ａ．起因事象発生前の人的過誤起因事象発生前に考慮すべき人的過誤として，試験・保守作
業の終了後，対象系統あるいは機器の通常状態への復旧忘れを考慮した。具体的には，手動弁の開閉忘れ等を評価した（添付
資 料 3.1.1.7-2， 添 付 資 料 3.1.1.7-3） 。
ｂ．起因事象発生後の人的過誤プラントで事故が発生した場合，運転員は所定の運転手順書に記載されている手順に従って，原子炉を安全に停止させるために必要な措置をとる。ＰＲＡにおいては，運転員が行う行為
3.1.1−35

を人的過誤の評価対象とする。具体的には，起因事象発生後の各人的過誤の評価に対して，認知失敗と操作失敗に分けて評価
している。
(a)

認知失敗
認知失敗では，警報等により異常を検知して適切な運転手
順を選択することに失敗することをモデル化する。認知失敗
確率は，ＴＨＥＲＰ手法に基づき，時間信頼性曲線を用いており，対象とする人的過誤の特徴を考慮したストレスレベル等の補正係数を乗じて算出している。なお，時間信頼性曲線
を 用 い る 際 に 必 要 な 余 裕 時 間 は ， 3.1.1.3 項 で 設 定 し た 余 裕
時 間 を 用 い る （ 添 付 資 料 3.1.1.7-6， 添 付 資 料 3.1.1.7-7） 。

(b)

操作失敗
操作失敗では，認知成功後の対応操作に失敗することをモデル化する。操作失敗確率は，ＴＨＥＲＰ手法に基づき，運転員のストレスレベルや操作の複雑性を考慮して算出する（ 添 付 資 料 3.1.1.7-5） 。

3.1.1−36

3.1.1.8

炉心損傷頻度

炉心損傷に至る事故シーケンスの発生頻度を算出して全炉心損傷頻度を算出するとともに，主要な結果を分析した。
(1)

炉心損傷頻度の算出に用いた方法
本評価では，計算コードＳａｆｅｔｙ

Ｗａｔｃｈｅｒを用いて，フォールトツリー結合法により事故シーケンスを定量化し，炉 心 損 傷 頻 度 を 算 出 し た （ 添 付 資 料 3.1.1.8-1） 。
(2)

炉心損傷頻度（点推定値）
事故シーケンスの定量化を行った結果，全炉心損傷頻度は
6.1E-5 ／ 炉 年 と な っ た 。 起 因 事 象 別 の 炉 心 損 傷 頻 度 を 第 3.1.1.8− 1表 に 示 す 。 ま た ， 各 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 別 の 炉 心 損 傷 頻
度 を 第 3.1.1.8− 2表 に ， 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ に 対 す る 分 析 結
果 を 第 3.1.1.8− 3表 に 示 す （ 添 付 資 料 3.1.1.8-2） 。
起 因 事 象 別 の 全 炉 心 損 傷 頻 度 に 対 す る 寄 与 割 合 を 第 3.1.1.8− 1
図 に 示 す 。 起 因 事 象 別 の 炉 心 損 傷 頻 度 は ， 「 過 渡 事 象 」 が 71.3％を占める。次いで，「手動停止／サポート系喪失（手動停止）」が 16.5 ％ ， 「 サ ポ ー ト 系 喪 失 （ 直 流 電 源 故 障 ） 」 が 8.9 ％ を 占 める。また，過渡事象のうち非隔離事象を起因とする炉心損傷頻度
が 全 炉 心 損 傷 頻 度 の 41.8％ を 占 め る 結 果 と な っ た 。 「 過 渡 事 象 」の炉心損傷頻度が比較的高い理由は，起因事象発生頻度が高いことによるものである。また，「手動停止／サポート系喪失（手動停止）」及び「サポート系喪失（直流電源故障）」については，
起因事象発生頻度は比較的低いが，その発生により当該区分の緩和設備が機能喪失することにより，期待できる緩和設備が限定されることによるものである。
3.1.1−37

事故シーケンスグループ別の全炉心損傷頻度に対する寄与割合
を 第 3.1.1.8− 2図 に 示 す 。 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 別 の 炉 心 損 傷
頻 度 は 「 崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 」 が 99.8％ を 占 め ， 支 配 的 と な っ た 。
これは，本評価で期待している崩壊熱除去機能を有する設備が残留熱除去系のみであり，炉心冷却機能に比べて期待できる緩和設
備が少ないことによる。
(3)

重要度解析，不確実さ解析及び感度解析
ａ．重要度解析
全炉心損傷頻度への寄与が大きい因子を分析するため，
Fussell-Vesely （ Ｆ Ｖ ） 重 要 度 及 び Risk Achievement Worth（ Ｒ Ａ Ｗ )を 評 価 し た 。
○ＦＶ重要度対 象 と す る 事 象 の 発 生 確 率 を 0と し た 場 合 に リ ス ク が ど れだけ低下するかを示す指標
ＦＶ重要度

ＣＤＦ−ＣＤＦ（ＡＣＤＦ

Ｃ Ｄ Ｆ （ Ａ ＝ 0）0）

： 事 象 Ａ の 発 生 確 率 が 0の 場 合 の
全炉心損傷頻度

ＣＤＦ：全炉心損傷頻度○ＲＡＷ対象とする事象が必ず発生すると仮定した場合にリスクがどれだけ増加するかを示す指標

3.1.1−38

ＲＡＷ

ＣＤＦ（Ａ 1）ＣＤＦ

Ｃ Ｄ Ｆ （ Ａ ＝ 1）

： 事 象 Ａ の 発 生 確 率 が 1の 場 合 の
全炉心損傷頻度

重要度解析は，起因事象及び緩和系の基事象に対して実施した。
【起因事象】
起 因 事 象 の Ｆ Ｖ 重 要 度 の 評 価 結 果 を 第 3.1.1.8− 4表 に 示 す 。
起因事象のＦＶ重要度は，全炉心損傷頻度に対する寄与割合と同じであり，過渡事象の「非隔離事象」のＦＶ重要度が最も 高 く ， 4.2E-1と な る 。 次 い で ， 過 渡 事 象 の 「 原 子 炉 緊 急 停
止 系 誤 動 作 等 」 が 1.4E-1と な る 。
起 因 事 象 の Ｒ Ａ Ｗ の 評 価 結 果 を 第 3.1.1.8− 5表 に 示 す 。 起
因事象のＲＡＷは，起因事象発生頻度が低いもの，及び条件
付炉心損傷確率が高いものが高くなることから，起因事象発生 頻 度 が 低 く ， か つ 条 件 付 炉 心 損 傷 確 率 が 1で あ る 「 イ ン タ
ー フ ェ イ ス シ ス テ ム Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 」 の Ｒ Ａ Ｗ が 最 も 高 く ， 1.6E+4となる。次いで，サポート系喪失（直流電源故障）の「直流電源故障（区分Ⅰ）」，「直流電源故障（区分Ⅱ）」がそれ
ぞ れ 1.6E+2， 1.6E+2と な る 。
起 因 事 象 に 対 す る Ｆ Ｖ 重 要 度 と Ｒ Ａ Ｗ の 相 関 を 第 3.1.1.8− 3図 に 示 す 。 「 直 流 電 源 故 障 （ 区 分 Ⅰ ） 」 及 び 「 直 流 電 源
故障（区分Ⅱ）」の起因事象は，ＦＶ重要度とＲＡＷがともに高い結果となった。
【緩和設備の基事象】
3.1.1−39

緩和設備の基事象（人的過誤の基事象を含む）のＦＶ重要
度 の 評 価 結 果 （ 上 位 10 位 ） を 第 3.1.1.8 − 6 表 に 示 す 。 緩 和 設
備 の 基 事 象 の Ｆ Ｖ 重 要 度 は ， 「 Ｒ Ｈ Ｒ 系 操 作 失 敗 」 が 6.2E-1と最も高くなった。また，残留熱除去系，残留熱除去系海水系，及び非常用ＤＧに関する基事象のＦＶ重要度が高い結果となった。これらはいずれも残留熱除去系のフロントライン
系又はサポート系の基事象である。全炉心損傷頻度に対する寄 与 割 合 が 99 ％ 以 上 を 占 め る 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ が 崩 壊
熱除去機能喪失（ＴＷ／ＴＢＷ）であることから，崩壊熱除去機能に影響する基事象が高いＦＶ重要度を示した。
緩 和 設 備 の 基 事 象 の Ｒ Ａ Ｗ の 評 価 結 果 （ 上 位 10 位 ） を 第
3.1.1.8− 7表 に 示 す 。 緩 和 設 備 の 基 事 象 の Ｒ Ａ Ｗ は Ｒ Ｈ Ｒ 及
びＲＨＲＳの共通要因故障に関する基事象が上位を占める結果となった。本評価では崩壊熱除去機能として期待している
系統はＲＨＲのみであることから，これらの基事象の発生確率 を 1と し た 場 合 に 崩 壊 熱 除 去 機 能 が 喪 失 し 炉 心 損 傷 に 至 る
ため，ＲＡＷが高くなっている。
緩和設備の基事象に対するＦＶ重要度とＲＡＷの相関を第3.1.1.8− 4図 に 示 す 。 「 Ｒ Ｈ Ｒ 系 操 作 失 敗 」 及 び 「 Ｒ Ｈ Ｒ Ｓ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障」の基事象は，ＦＶ重要度とＲＡＷがともに高い結果となった。
ｂ．不確実さ解析
全炉心損傷頻度及び事故シーケンスグループ別炉心損傷頻度の 5 ％ 値 ， 中 央 値 ， 平 均 値 ， 及 び 95 ％ 値 を 評 価 し た 。 評 価 結 果
を 第 3.1.1.8 − 8 表 及 び 第 3.1.1.8 − 5 図 に 示 す （ 添 付 資 料
3.1.1−40

3.1.1.8-3） 。
全 炉 心 損 傷 頻 度 の 平 均 値 は 6.4E-5／ 炉 年 と な り ， 点 推 定 値 と
概 ね 一 致 し た 。 ま た ， 全 炉 心 損 傷 頻 度 の エ ラ ー フ ァ ク タ は 3.8となった。これは，各パラメータの不確実さの影響により，95 ％ 値 と 5 ％ 値 の 間 に 14 倍 の 不 確 実 さ 幅 が あ る こ と を 意 味 す る 。

ＥＦ

95％値
5％値

ｃ．感度解析
(a)

プラント固有データの反映
東海第二発電所のプラント固有の運転実績を考慮した起因
事象発生頻度及び機器故障率を①頻度論統計及び②ベイズ統計により算出し，全炉心損傷頻度を評価した（添付資料
3.1.1.8-4） 。
対 象 と す る 起 因 事 象 は ， 平 成 20 年 度 （ 平 成 21 年 3 月 ） 末 ま
でに東海第二発電所で発生経験のある「非隔離事象」，「水位低下事象」，「原子炉緊急停止系誤動作等」及び「計画外停 止 」 を 選 定 し た 。 一 般 パ ラ メ ー タ （ 平 成 20年 度 末 ま で の 国
内プラントの実績）を用いた起因事象発生頻度のベースケー
ス と の 比 較 を 第 3.1.1.8− 9表 に 示 す 。
また，対象とする機器故障率は，内部事象出力運転時レベ
ル１ＰＲＡでモデル化している機器のうち，東海第二発電所
で故障実績があり重要度が比較的高い「電動弁（淡水）作動
失敗（開／閉失敗）」及び「逆止弁開失敗」を選定した。一般パラメータを用いた機器故障率のベースケースとの比較を
第 3.1.1.8− 10表 に 示 す 。
3.1.1−41

東海第二発電所のプラント固有の運転実績を考慮した感度
解 析 結 果 を 第 3.1.1.8 − 11 表 ， 第 3.1.1.8 − 6 図 ， 及 び 第3.1.1.8− 7図 に 示 す 。 全 炉 心 損 傷 頻 度 は ， 頻 度 論 統 計 の 場 合
は ベ ー ス ケ ー ス の 1.6 倍 で あ る 9.8E-5 ／ 炉 年 ， ベ イ ズ 統 計 の場 合 は ベ ー ス ケ ー ス の 1.3 倍 で あ る 7.7E-5 ／ 炉 年 と な り ， 共にベースケースの不確実さの幅の中に収まっていることを確認した。また，全炉心損傷頻度への寄与割合が大きな事故シーケンスグループは，ベースケースと同様，崩壊熱除去機能喪失となった。以上より，東海第二発電所のプラント固有データを用いて評価した結果について，一般パラメータを用いて評価した場合と同様の傾向を示していることを確認した。
(b)

給復水系のモデル化
本ＰＲＡでは炉心冷却機能及び格納容器除熱機能として給復水系に期待していないが，起因事象の発生により原子炉が隔離されない事象のうち，継続して給復水系が使用可能である以下の起因事象を対象に，給復水系に期待した場合の炉心損傷頻度を評価した。
非隔離事象
水位低下事象
原子炉緊急停止系誤動作等
計画外停止
残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）
残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）
給復水系をモデル化したイベントツリーの例として非隔離事 象 の イ ベ ン ト ツ リ ー を 第 3.1.1.8− 8図 に 示 す 。 ま た ， 給 水
3.1.1−42

系 の モ デ ル 化 に 関 す る 感 度 解 析 結 果 を 第 3.1.1.8 − 12 表 ， 第3.1.1.8 − 9 図 及 び 第 3.1.1.8 − 10 図 に 示 す 。 原 子 炉 が 隔 離 されない起因事象に対して，給復水系に期待した場合の全炉心損 傷 頻 度 は 1.4E-5 ／ 炉 年 と な り ， ベ ー ス ケ ー ス と 比 較 し て
0.23倍 と な っ た 。
事故シーケンスグループ別の炉心損傷頻度は，給復水系による高圧炉心冷却機能に期待することにより，ＴＱＵＶ及びＴＱＵＸの炉心損傷頻度が低下し，給復水系による格納容器
除熱機能に期待することにより，ＴＷの炉心損傷頻度が低下した。なお，全炉心損傷頻度に対する寄与割合については，「 崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 」 が 99.0％ を 占 め ， ベ ー ス ケ ー ス と 同様に支配的となった。
(4)

まとめ
東海第二発電所の内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡを実施した 。 そ の 結 果 ， 全 炉 心 損 傷 頻 度 の 点 推 定 値 は 6.1E-5／ 炉 年 と な った。また，不確かさ解析の結果得られた全炉心損傷頻度の平均値
は 6.4E-5／ 炉 年 ， エ ラ ー フ ァ ク タ は 3.8で あ っ た 。
また，炉心損傷に至る支配的な要因を確認する観点で重要度解析を，全炉心損傷頻度への潜在的な影響を確認する観点で感度解析を実施した。
重 要 度 解 析 に お い て は ， Ｆ Ｖ 重 要 度 及 び Ｒ Ａ Ｗ の 2つ の 重 要 度
指標を用いて起因事象及び緩和設備の基事象の重要度を把握した。
その結果，起因事象では「直流電源故障（区分Ⅰ）」及び「直流電源故障（区分Ⅱ）」，緩和設備では残留熱除去系，残留熱除去
系海水系及び非常用ＤＧの重要度が高いことを確認した。なお，
3.1.1−43

残留熱除去系の共通要因故障については，代替除熱手段である耐圧強化ベント系又は格納容器圧力逃がし装置により炉心損傷頻度の低減が可能である。また，残留熱除去系海水系の共通要因故障については，緊急用海水系により炉心損傷頻度の低減が可能である。さらに，非常用ＤＧの故障については，常設代替高圧電源装
置により炉心損傷頻度の低減が可能である。
感度解析においては，東海第二発電所の運転実績を反映した起因事象発生頻度及び機器故障率データを用いて全炉心損傷頻度を評価した。その結果，全炉心損傷頻度はベースケースの不確実さの幅の中に収まっていることを確認し，一般パラメータを用いて評価した場合と同様の傾向を示していることを確認した。

3.1.1−44

第 3.1.1.1−1 表 レベル１ＰＲＡ実施のために収集した情報及びその主な情報源（1／2）
ＰＲＡの作業

収集すべき情報

主な情報源
1）原子炉設置変更許可申請書a）設計情報2）基本図面集（Ｐ＆ＩＤ）
3）展開接続図（ＣＷＤ）
1）設備別運転手順書
2）起動停止手順書
3）定期試験手順書
4）警報処置手順書
5）故障時運転手順書
6）巡視点検手順書
7）非常時運転手順書

1．プラントの構
成・特性の調査

ＰＲＡ実施に当たり必要とされる基本的な情報

8）非常時運転手順書Ⅱ
9）非常時運転手順書Ⅲb）運転・保守管理
情報10）原子炉施設保安規定
11）定期事業者検査要領書
12）アクシデントマネジメントガイド
13）アクシデントマネジメント故障機器復旧手順ガイドライン
14）定期試験実施取扱書
15）直定例業務・定期機器切替実施取扱書16）点検計画
17）保全計画
1）上記 1 の情報源
2）既往ＰＲＡ報告書
3）原子力施設運転管理年報

2．起因事象の選定及び発生頻度の評価定量化に当たり必要とされる情報

過渡事象，外部電源喪失等に関する
事例

4）過渡事象に関する報告書
・EPRI NP-2230※１5）ＬＯＣＡの発生頻度の評価に関する報告書
・NUREG/CR-5750※２
・NUREG-1829※３※1※2

EPRI NP-2230,「ATWS:A Reappraisal Part3:Frequency of Anticipated Transients」,1982
NUREG/CR-5750, 「Rates of Initiating Events at U.S. Nuclear Power Plants:1987-1995」,
1998※3 NUREG-1829, 「Estimating Loss of Coolant Accident（LOCA）Frequencies Through the
Elicitation Process」,1999

3.1.1−45

第 3.1.1.1−1 表 レベル１ＰＲＡ実施のために収集した情報及びその主な情報源（2／2）
ＰＲＡの作業

収集すべき情報

3．成功基準の設定・安全系等のシス
テム使用条件・システムの現実的な性能

4．事故シーケン
スの分析

対象プラントに即した機器故障モード

5．システム信頼性解析

主な情報源
1）上記 1 の情報源
2）既往ＰＲＡ報告書
3）成功基準に係る報告書
1）上記 1 の情報源
2）下記 6，7 の情報源
1）上記 1 の情報源
2）国内機器故障率データ
・故障件数の不確実さを考慮した国内一般
機器故障率の推定※４3) 保守作業による待機除外確率

6．パラメータの作成

定量化に当たり必要とされる情報

・NUREG/CR-2815※５4）共通要因故障パラメータ
対象プラントに即したデータ

・NUREG/CR-1205 Rev.1※６
・NUREG/CR-1363 Rev.1※７
・NUREG/CR-4550※８・NUREG-1150※９・NUREG/CR-2771※１０
・SECY-83-293※１１
・NUREG-0666※１２
・NUREG/CR-5497※１３

7．人間性信頼性
解析

・運転員による緩
和操作等
・各種操作・作業等に係る体制

1）上記 1 の情報源
2）人間信頼性解析に関する報告書
・NUREG/CR-1278※１４※4 2009 年 5 月，有限責任中間法人 日本原子力技術協会※5 NUREG/CR-2815 Rev.1,「Probabilistic Safety Analysis Procedures Guide」,1985※6 NUREG/CR-1205 Rev.1,「Data Summaries of Licensee Event Reports of Pumps at U.S.
Commercial Nuclear Power Plants」,1982※7 NUREG/CR-1363 Rev.1,「Data Summaries of Licensee Event Reports of Valves at U.S.
Commercial Nuclear Power Plants, January 1976 to December 31, 1978」,1982※8 NUREG/CR-4550, 「Analysis of Core Damage Frequency」,1987※9 NUREG-1150,「Severe Accident Risks: An Assessment for Five U.S. Nuclear Power
Plants」,1990※10 NUREG/CR-2771,「Common Cause Fault Rates for Instrumentation and Control
Assemblies」,1983※11 SECY-83-293,「Amendments to 10 CFR 50 Related to Anticipated Transients Without
Scram (ATWS) Events」,1983※12 NUREG-0666,「A Probabilistic Safety Analysis of DC Power Supply Requirements for
Nuclear Power Plants」,1981※13 NUREG/CR-5497,「Common-Cause Failure Parameter Estimations」,1998※14 NUREG/CR-1278,「Handbook of Human Reliability Analysis with Emphasis on Nuclear Power
Plant Applications Final Report」,1983

3.1.1−46

第 3.1.1.1−2 表
機能及び系統名

ＰＲＡで考慮する主な設備

※１

系統の説明

原子炉停止機能 ※２
スクラム系（原子炉緊急停止系，ス
クラム排出容器，制御棒
駆動水圧系）

原子炉水位低（レベル３）等の信号により異常を検知して，急速かつ自動的に制御棒を炉心に挿入し，原子炉を停止させる。
信号を発する原子炉緊急停止系，スクラム排出容器及び制御棒
駆動水圧系から構成される。

炉心冷却機能※３
高圧炉心スプレイ系（ＨＰＣＳ）

原子炉水位異常低下（レベル２）又はドライウェル圧力高の信号で自動起動し，電動駆動のポンプにより，高圧〜低圧状態の原子炉に注水する。

原子炉隔離時冷却系（ＲＣＩＣ）

原子炉水位異常低下（レベル２）の信号で自動起動し，蒸気タ
ービン駆動のポンプにより，原子炉に注水する。

自動減圧系（ＡＤＳ）

原子炉水位異常低下（レベル１）及びドライウェル圧力高の信号により，ＡＤＳ機能を有する逃がし安全弁を自動開放して原子炉圧力を低下させる。

低圧炉心スプレイ系（ＬＰＣＳ）

原子炉水位異常低下（レベル１）又はドライウェル圧力高の信号で自動起動し，電動駆動のポンプにより，低圧状態の原子炉に注水する。

低圧注水系（ＬＰＣＩ）（残留熱除去系（ＲＨＲ））

低圧注水系はＲＨＲの機能の１つであり，原子炉水位異常低下（レベル１）又はドライウェル圧力高の信号で自動起動し，電動駆動のポンプにより，低圧状態の原子炉に注水する。

格納容器除熱機能

残留熱除去系（ＲＨＲ）（格納容器スプレイ冷却系／サプレッション・プ
ール冷却系）

格納容器スプレイ冷却系はＲＨＲの機能の１つであり，サプレ
ッション・プール水をＲＨＲの熱交換器で冷却し，ドライウェ
ル内及びサプレッション・チェンバ内にスプレイすることで格
納容器内の温度，圧力を低減させる。
サプレッション・プール冷却系はＲＨＲの機能の１つであり，
サプレッション・プール水をＲＨＲの熱交換器で冷却し，再びサプレッション・チェンバへ戻すことによりサプレッション・
プールの温度を低減させる。

安全機能のサポート機能
残留熱除去系海水系（ＲＨＲＳ）
非常用ディーゼル発電機
海水系（ＤＧＳＷ）
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系（ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ）

直接海水を供給することで，各々の補機を冷却する。
ＲＨＲＳ：ＬＰＣＳ，ＲＨＲ 等
ＤＧＳＷ：ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ
ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ：ＨＰＣＳ，ＨＰＣＳ−ＤＧ

非常用ディーゼル発電機（ＤＧ）

外部電源の喪失等を受けて自動起動し，非常用機器に給電する。

ＲＣＩＣやＤＧの起動，逃がし安全弁の電磁弁や遮断器の開閉等の非常用機器の制御に用いる。
※1 外部電源が喪失した場合の復旧及び故障した機器の復旧は考慮していない。
※2 全制御棒挿入失敗時のほう酸水注入系については，ＡＭ操作を伴うことから原子炉停止機
能として考慮していない。
※3 給復水系による注水機能及び除熱機能は考慮していない。
直流電源（ＤＣ）

3.1.1−47

第 3.1.1.1−3 表

系統設備概要系統設備
制御棒及び制御棒駆動水圧系（スクラム系）
高圧炉心スプレイ系（ＨＰＣＳ）
原子炉隔離時冷却系（ＲＣＩＣ）
自動減圧系（ＡＤＳ）
低圧炉心スプレイ系（ＬＰＣＳ）

概要
原子炉緊急停止系 1 out of 2 ×2 の論理回路
制御棒本数：185 本
スクラム排出容器：2 組
電動ポンプ台数：1 台
ポンプ容量：約 1,440t／h
タービン駆動ポンプ台数：1 台
ポンプ容量：約 142m３／h
弁個数：7 個
弁容量：約 360t／h／個（7.76MPa［gage］において）電動ポンプ台数：1 台
ポンプ容量：約 1,440t／h
電動ポンプ台数：3 台，熱交換器台数：2 台
・低圧注水系（ＬＰＣＩ）：3 系統

残留熱除去系（ＲＨＲ）

・格納容器スプレイ冷却系／
サプレッション・プール冷却系：2 系統
ポンプ容量：約 1,690m３／h／台

残留熱除去系海水系（ＲＨＲＳ）

電動ポンプ台数：4 台
ポンプ容量：約 886m３／h／台
非常用ディーゼル発電機用電動ポンプ台数：2 台

非常用ディーゼル発電機海水系（ＤＧＳＷ）

ポンプ容量：約 273m３／h／台
ＨＰＣＳディーゼル発電機用電動ポンプ台数：1 台
ポンプ容量：約 233m３／h
非常用ディーゼル発電機台数：2 台

非常用ディーゼル発電機（ＤＧ）

定格容量：約 6,500kVA／台ＨＰＣＳディーゼル発電機台数：1 台
定格容量：約 3,500kVA
所内蓄電池：2 組

直流電源（ＤＣ）

容量：A−約 3,500Ah，B−約 2,500Ah
ＨＰＣＳ系用蓄電池組数：1 組
容量：約 900Ah

3.1.1−48

第 3.1.1.2−1 表
Peach Bottom（WASH-1400）
・ 過渡事象Peach Bottom(NUREG‐1150)

既往のＰＲＡを基に選定した起因事象
Grand Gulf
(NUREG‐1150)

東海第二発電所の起因事象グループ

過渡事象

・ PCS が使用可能でな ・ PCS が使用可能でない過 ・ MSIV 閉
い過渡事象
渡事象
・ 復水器真空喪失
・ PCS が使用可能な過 ・ PCS が使用可能な過渡事 ・ タービントリップ
渡事象
象・ その他の過渡変化

・ 隔離事象・ 給水喪失・ 給水喪失・ 全給水喪失・ 逃がし安全弁誤開放

・ 逃がし安全弁誤開放・ 給水喪失・ 逃がし安全弁誤開放 ・ 逃がし安全弁誤開放
手動停止／
サポート系
喪失

3.1.1−49

・ 外部電源喪失
・ 交流電源故障
・ 直流電源故障

・ 外部電源喪失
・ 外部電源喪失
・ 計装用圧縮空気系故障

−

−

ＬＯＣＡ

格納容
器バイ
パス

・ 原子炉圧力容器破損※１ ・ 大破断ＬＯＣＡ
・ 中破断ＬＯＣＡ
・ 大破断ＬＯＣＡ
・ 小破断ＬＯＣＡ
・ 中破断ＬＯＣＡ
・ 極小ＬＯＣＡ※２
・ 小破断ＬＯＣＡ−

国内ＢＷＲ５プラント（共通懇ＰＳＡレビュー
検討ＷＧ）

・ 大破断ＬＯＣＡ
・ 中破断ＬＯＣＡ
・ 小破断ＬＯＣＡ

・ インターフェイスシ ・ インターフェイスシス
ステムＬＯＣＡ
テムＬＯＣＡ

・ 大破断ＬＯＣＡ
・ 中破断ＬＯＣＡ
・ 小破断ＬＯＣＡ−

・ 非隔離事象
・ 水位低下事象・ 原子炉緊急停止系誤動作等

・ 外部電源喪失※３・ 計画外停止※４・ 残留熱除去系海水系故障※４・ 交流電源故障※４,５・ タービン・サポート系故障※５・ 直流電源故障※６・ 大破断ＬＯＣＡ
・ 中破断ＬＯＣＡ
・ 小破断ＬＯＣＡ
・ インターフェイスシステム
ＬＯＣＡ※1 原子炉圧力容器破損は，「3.1.1.2(1)ｃ．評価対象外とした起因事象」に述べる理由により評価対象から除外した。
※2 極小ＬＯＣＡは，重大な原子炉への外乱に発展する可能性は小さいため通常停止に含まれる。なお，通常停止については「3.1.1.2(1)ｃ．評価対象外とした起因事象」に述べる理由により評価対象から除外した。
※3 非常用電源の確保が必要になる等，他の事象とはプラント応答が異なるため，単独の起因事象区分とした。
※4〜※6 同じイベントツリーで取り扱える範囲のグループを同じ区分とした。（※4：手動停止／サポート系喪失（手動停止），※5：サポート系喪失（自動停止），※6：サポート系喪失（直流電源故障））

第 3.1.1.2−2 表 原子炉設置変更許可申請書添付書類十及びＥＰＲＩ ＮＰ−２２３０の起因事象との比較結果
東海第二発電所
原子炉設置変更許可申請書 添付書類十における運転時の異常な過渡変化及び設計基準事故

ＥＰＲＩ ＮＰ−２２３０による過渡事象

原子炉起動時における制御棒の異常な引き抜き

起動時における制御棒引き抜き

出力運転中の制御棒の異常な引き抜き

出力運転中の制御棒引き抜き

原子炉冷却材流量の部分喪失
原子炉冷却材系の停止ル−プの誤起動

再循環ポンプ１台トリップ
再循環流量制御系の誤動作（再循環流量減少）
再循環停止ル−プ誤起動
外部電源喪失事象分類

原子炉緊急停止系誤動作等

起因事象対象外起因事象対象外
外部電源喪失補助電源喪失外部電源喪失復水器真空度喪失

隔離事象

給水加熱喪失給水加熱喪失原子炉冷却材流量制御系の誤動作

再循環流量制御系の誤動作（再循環流量増加）

非隔離事象

発電機負荷遮断タ−ビントリップ
圧力制御装置の故障（蒸気流量減少）

負荷の喪失

非隔離事象

バイパス弁または主蒸気加減弁の誤閉鎖
発電機負荷遮断バイパス弁不作動

隔離事象

タ−ビントリップバイパス弁不作動
主蒸気隔離弁の閉鎖

運 主蒸気隔離弁の誤閉止
転時の給水制御系の故障
異常な 原子炉圧力制御系の故障
過
渡
変
化

隔離事象

主蒸気隔離弁の部分閉鎖
主蒸気隔離弁の１弁閉鎖
給水制御系の故障（流量増加，出力運転時）
給水制御系の故障（流量増加，起動・停止時）
圧力制御装置の故障（蒸気流量増加）

非隔離事象
非隔離事象

隔離事象

タ−ビンバイパス弁誤開放
全給水流量喪失

全給水喪失

給水または復水ポンプ１台トリップ

給水流量の全喪失

給水制御系の故障（流量減少，出力運転時）

水位低下事象給水制御系の故障（流量減少，起動・停止時）−

ＨＰＣＩ／ＨＰＣＳの誤起動

非隔離事象

逃がし安全弁誤開放／開固着

逃がし安全弁誤開放

原子炉保護系故障によるスクラム
プラント異常によるスクラム

原子炉緊急停止系誤動作等

原子炉保護系計装の故障によるスクラム
原子炉冷却材喪失

設
計
基
準
事
故

−

原子炉冷却材流量の喪失

全再循環ポンプトリップ

原子炉冷却材ポンプの軸固着

再循環ポンプ軸固着

原子炉冷却材喪失
非隔離事象

放射性気体廃棄物処理施設の破損−

主蒸気管破断−隔離事象

燃料集合体の落下−

起因事象対象外原子炉冷却材喪失−

原子炉冷却材喪失

制御棒落下−

起因事象対象外原子炉冷却材喪失（ＰＣＶ解析）−

可燃性ガスの発生−

3.1.1−50

起因事象対象外原子炉冷却材喪失

第 3.1.1.2−3 表

東海第二発電所における過去のトラブル事象一覧（1／2）

事象発生日

トラブル件名再循環系ポンプ（A）のフレーム振動上昇と，モータ下部軸受温度上昇

1979/1/26

起因事象
通常停止※

のため再循環系ポンプ（A）が停止。調査のため，原子炉手動停止。
再循環系ポンプ（B）の軸受油冷却用配管からの水漏れのため再循環系
1979/2/2

通常停止※

ポンプ（B）が停止。調査のため，原子炉手動停止。
蒸気管の予備計装配管弁のフランジ部分からの蒸気漏れを発見。調査の1979/7/22

通常停止※

ため，原子炉手動停止。
タービン軸受磨耗検出装置の定期試験中，試験用回路のリレーの不具合
1980/4/3

非隔離事象
により原子炉自動停止。
給水流量の変動により給水制御系に誤信号が発生したため，原子炉自動1980/9/6

水位低下事象停止。
タービンスピード検出回路の周波数・電圧変換器の不調のため，原子炉

1981/3/25

非隔離事象
自動停止。
タービン主塞止弁作動試験を行っていたが，同弁リミットスイッチの動

1981/7/22

非隔離事象
作不良による誤信号で主蒸気加減弁が急閉したため，原子炉自動停止。
給水管に取り付けられている試験用計装配管の溶接部からの水漏れを発

1981/8/10

通常停止※見。調査のため，原子炉手動停止。
原子炉ウェル水位計校正作業時，不手際により，原子炉水位検出系に変原子炉緊急停動を与えたため，原子炉自動停止。

止系誤動作等

中間領域核計装の応答不調のため，原子炉手動停止。

通常停止※

1981/9/12

1981/12/13

タービン組合せ中間弁開閉試験時，制御油圧系の油圧低下により主蒸気
1981/12/20

非隔離事象
加減弁が急速閉したため，原子炉自動停止。

1983/1/30

格納容器内ドレン量の増加に伴う原子炉手動停止。

通常停止※

落雷により給水制御系の電源系統に異常が発生したため，「原子炉水位
1983/2/18

非隔離事象高」によりタービンが停止し，原子炉自動停止。
巡視点検により低圧給水加熱器（２Ａ）への抽気管のドレン系配管フラ1983/12/26

通常停止※

ンジ部からの漏えいを発見。補修のため原子炉手動停止。
給水制御系の装置端子部の接触不良のため給水流量が減少し，「原子炉水位低下事象

1984/10/4
水位低」により原子炉自動停止。
1985/7/30※

格納容器内床ドレン量の増加に伴う原子炉手動停止。

本評価では対象外とした。

3.1.1−51

通常停止※

第 3.1.1.2−3 表

東海第二発電所における過去のトラブル事象一覧（2／2）

事象発生日

トラブル件名起因事象

1990/11/29

床ドレンサンプピットへの流入量の増加に伴う原子炉手動停止。

通常停止※

1993/4/3

格納容器冷却器ドレン量の増加に伴う原子炉手動停止。

通常停止※「タービン制御油タンクレベル高／低」警報が発報し，点検の結果ター
1996/8/10

ビン中間塞止弁付近からタービン制御油の漏えいが認められたため，原

計画外停止

子炉手動停止。
1997/7/12

軽油貯蔵タンク修理に伴う原子炉手動停止。

通常停止※

2000/8/8

送電線への落雷に伴う東海原子力線トリップによる原子炉自動停止。

非隔離事象

2000/12/26

再循環系ポンプ（Ａ）のメカニカルシール点検に伴う原子炉手動停止。

通常停止※

2002/3/31

275kV 系母線トリップに伴う原子炉自動停止。

非隔離事象

2002/4/3

原子炉給水系(Ｂ）点検のため，原子炉手動停止。

通常停止※

原子炉冷却材再循環系流量制御弁開度検出器取替のため，原子炉手動停
2003/3/15

通常停止※

止。
2007/3/25※

タービン駆動原子炉給水ポンプ（Ａ）の修理のため，原子炉手動停止。

本評価では対象外とした。

3.1.1−52

通常停止※

第 3.1.1.2−4 表
起因事象
非隔離事象

過渡事象

外部電源喪失3.1.1−53

手動停止／
サポート系喪失(手動停止)

サポート系喪失(自動停止)
サポート系喪失(直流電源故障)
ＬＯＣＡ

格納容器バイパス
※1
※2
※3
※4

起因事象の発生頻度

発生頻度
[／炉年]

ＥＦ

1.7E-01

3.0

評価方法
・国内ＢＷＲ実績データ（平成 21 年 3 月末時点）※１
・発生件数に対して，総運転炉年 より算出

隔離事象

2.7E-02

3.0

全給水喪失

1.0E-023.0

水位低下事象2.7E-023.0

原子炉緊急停止系誤動作等

5.5E-02

3.0

逃がし安全弁誤開放

1.0E-03

3.0

・発生経験はないため，発生件数 0.5 件として，総運転
炉年※１より算出

外部電源喪失4.2E-03

3.0

・国内ＢＷＲ実績データ（平成 21 年 3 月末時点）
・発生件数に対して，暦年※２より算出

計画外停止

4.3E-02

3.0

・国内ＢＷＲ実績データ（平成 21 年 3 月末時点）
・発生件数に対して，総運転炉年※１より算出

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）7.2E-043.0

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）7.2E-043.0

交流電源故障（区分Ⅰ)1.5E-043.0

交流電源故障（区分Ⅱ)

1.5E-04

3.0

タービン・サポート系故障

7.2E-043.0

直流電源故障（区分Ⅰ）2.8E-043.0

直流電源故障（区分Ⅱ）2.8E-04

3.0

大破断ＬＯＣＡ

2.0E-05

20.0

中破断ＬＯＣＡ

2.0E-0420.0

小破断ＬＯＣＡ

3.0E-04

10.0

インターフェイスシステムＬＯＣＡ

4.8E-10

19.6

国内ＢＷＲ全 32 基の総運転炉年：約 488.1 炉年
国内ＢＷＲ全 32 基の営業運転開始からの総年数（暦年）：約 706.1 炉年
配管の貫通クラックの発生経験から破断に至る確率を評価した文献
設計基準ＬＯＣＡ見直しのため，ＮＲＣがＬＯＣＡ発生頻度を評価した文献

・発生経験はないため，発生件数 0.5 件として，総運転
炉年※1 より算出(発生頻度は系統あるいは母線当たり)

・発生経験はないため，ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５７５０※３
及びＮＵＲＥＧ−１８２９※４のデータに基づき算出・システム信頼性解析により，隔離弁等の故障により低圧設計箇所が破損する頻度として算出

第 3.1.1.3−1 表
※

起因事象
・過渡事象
・外部電源喪失・サポート系喪失(自動停止)
・サポート系喪失(直流電源故障)

・手動停止／サポート
系喪失(手動停止)

3.1.1−54
・ＬＯＣＡ

原子炉停止機能

成功基準の一覧
炉心冷却機能格納容器除熱機能

逃がし安全弁
正常作動時

・原子炉緊急停止系＋スクラム排出容器＋制御棒駆動水圧系

・ＨＰＣＳ
・ＲＣＩＣ
・手動減圧＋ＬＰＣＳ
・手動減圧＋1／3ＬＰＣＩ

・1／2ＲＨＲ

逃がし安全弁（1 個）
開固着時

・原子炉緊急停止系＋スクラム排出容器＋制御棒駆動水圧系

・ＨＰＣＳ
・ＬＰＣＳ
・1／3ＬＰＣＩ

・1／2ＲＨＲ

・1／2ＲＨＲ

逃がし安全弁
正常作動時

−

・ＨＰＣＳ
・ＲＣＩＣ
・手動減圧＋ＬＰＣＳ
・手動減圧＋1／3ＬＰＣＩ逃がし安全弁（1 個）
開固着時

−

・ＨＰＣＳ
・ＬＰＣＳ
・1／3ＬＰＣＩ

・1／2ＲＨＲ

大破断ＬＯＣＡ

・原子炉緊急停止系＋スクラム排出容器＋制御棒駆動水圧系

・ＨＰＣＳ
・ＬＰＣＳ
・1／3ＬＰＣＩ

・1／2ＲＨＲ

中破断ＬＯＣＡ

・原子炉緊急停止系＋スクラム排出容器＋制御棒駆動水圧系

・ＨＰＣＳ
・ＡＤＳ＋ＬＰＣＳ
・ＡＤＳ＋1／3ＬＰＣＩ

・1／2ＲＨＲ

・ＨＰＣＳ
・ＲＣＩＣ
小破断ＬＯＣＡ
・1／2ＲＨＲ
・ＡＤＳ＋ＬＰＣＳ
・ＡＤＳ＋1／3ＬＰＣＩ※ インターフェイスシステムＬＯＣＡは，設計基準事故対処設備のみでは炉心損傷を防止できないため，直接炉心損傷に至る事象として整理し，成功基準は設定しない。
・原子炉緊急停止系＋スクラム排出容器＋制御棒駆動水圧系

第 3.1.1.3−2 表

低圧炉心冷却時の逃がし安全弁の必要弁数
過渡事象

系統名

逃がし安全弁 逃がし安全弁
正常動作時

誤開放時

1個

−

中破断

小破断

ＬＯＣＡ

ＬＯＣＡ

1個

1個

ＬＰＣＳ
又は
1／3ＬＰＣＩ

第 3.1.1.3−3 表

ＲＨＲＳ（Ａ系，Ｂ系）の成功基準

機器名

ＲＨＲＳの成功基準

ＲＨＲＳポンプ

1／2

ＲＨＲＳ熱交換器

1／1

第 3.1.1.3−4 表

空調機の成功基準

系統名

空調機の成功基準

ＨＰＣＳ

2／2

ＬＰＣＳ

1／1

ＲＨＲ−Ａ

1／1

ＲＨＲ−Ｂ

1／1

ＲＨＲ−Ｃ

1／1

ＤＧ−２Ｃ

2／2

ＤＧ−２Ｄ

2／2

ＨＰＣＳ−ＤＧ

2／2

3.1.1−55

第 3.1.1.3−5 表

ＭＡＡＰによる事故進展解析結果

事故シーケンス 高圧・低圧注水機能 高圧注水・減圧機能 全交流動力電源喪失 原子炉停止機能喪失 崩壊熱除去機能喪失 ＬＯＣＡ時注水機能
事象進展喪失（ＴＱＵＶ）

喪失（ＴＱＵＸ）（長期ＴＢ）（ＴＣ）（ＴＷ）

喪失（ＡＥ）

0.6h

0.6h

9.5h

1.4h

23.6h

0.01h

0.7h

0.9h

10.1h

1.6h

24.5h

0.1h

0.9h

1.1h

10.4h

1.8h

24.8h

0.2h

1.2h

1.3h

10.8h

2.1h

25.2h

0.5h

炉心支持板破損

2.6h

2.7h

13.9h

3.9h

31.5h

1.6h

圧力容器破損

5.4h

3.3h

14.4h

4.5h

32.3h

4.0h

8.4h

−※１

−※１

−※１

−※１

7.6h

7.7h

3.3h

13.9h

1.0h※２15.9h※２1.6h

炉心露出
燃料被覆管破損（1,000Ｋ）
炉心損傷（1,500Ｋ）

3.1.1−56

炉心溶融（2,500Ｋ）

ペデスタル（ドライウェル部）床貫通
格納容器最高使用圧力
到達時刻
格納容器破損

15.9h

3.3h

14.4h

1.4h

21.4h

1.6h

(過圧破損)(過温破損)(過温破損)(過圧破損)（過圧破損）(過温破損)※1 24 時間以内にペデスタル（ドライウェル部）床貫通せず※2 格納容器先行破損

第 3.1.1.4−1 表

炉心損傷状態の分類

事故シーケンスグループ

事故シーケンスの特徴

高圧・低圧注水機能喪失

ＴＱＵＶ

事象発生後，高圧系及び低圧系による炉心冷却に失敗

高圧注水・減圧機能喪失

ＴＱＵＸ

事象発生後，高圧系による炉心冷却に失敗し，かつ原子炉の減圧に失敗

ＴＢ

全交流動力電源喪失
ＴＢＵ
ＴＢＰ

全交流動力電源喪失

ＴＢＤ

3.1.1−57

長期ＴＢ
原子炉停止機能喪失

外部電源喪失後，非常用ＤＧ2 台が機能喪失した状態で，ＨＰＣＳ及びＲＣＩＣが機能喪
失外部電源喪失後，非常用ＤＧ2 台が機能喪失した状態で，ＨＰＣＳが機能喪失し，Ｓ／Ｒ
弁再閉鎖失敗によってＲＣＩＣが機能喪失
外部電源喪失後，直流電源の故障による非常用ＤＧ2 台の起動に失敗し，ＨＰＣＳ及びＲ
ＣＩＣが機能喪失
外部電源喪失後，非常用ＤＧ2 台が機能喪失した状態で，ＨＰＣＳが機能喪失し，ＲＣＩ
Ｃによる原子炉注水継続中に蓄電池が枯渇しＲＣＩＣが機能喪失

ＴＣ

事象発生後，原子炉停止（未臨界確保）に失敗

ＴＷ

事象発生後，原子炉格納容器からの崩壊熱除去に失敗

ＴＢＷ

外部電源喪失後，非常用ＤＧ2 台が機能喪失した状態で，ＨＰＣＳによる炉心冷却は継続しているが，格納容器からの崩壊熱除去に失敗

崩壊熱除去機能喪失

ＬＯＣＡ

原子炉冷却材喪失の場合において原子炉への注水に失敗
ＡＥ

大破断ＬＯＣＡ後の炉心冷却失敗

Ｓ１Ｅ

中破断ＬＯＣＡ後の炉心冷却失敗

Ｓ２Ｅ

小破断ＬＯＣＡ後の炉心冷却失敗

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

ＩＳＬＯＣＡ

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

第 3.1.1.5−1 表

フロントライン系とサポート系の依存性

3.1.1−58

第 3.1.1.5−2 表

サポート系同士の依存性
従属故障の可能性のある系統

残留熱除去系
海水系

交流電源関連設備

交流電源

RHRS

DG
区分Ⅰ

A
残留 熱 除去 系 RHRS-A
海水 系

交 流 電源交 流 電源関 連 設備

3.1.1−59

故
障
系
統
・
機
器

直 流 電源

区分Ⅱ

区分Ⅲ

B
−

直流電源
DGSW

2C

2D

HPCS

A

B

HPCS

区分Ⅰ

区分Ⅱ

空調機
LPCI-B
LPCI-A
HPCS
LPCS
LPCI-C(RHR-A) (RHR-B)
区分Ⅲ
ポンプ室 ポンプ室
ポンプ室
ポンプ室 ポンプ室

DG-2C
室

DG-2D
室

HPCS-DG
室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

◎

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

◎

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

△

−

−

−

◎

◎

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

△

−

−

−

−

◎

◎

−

◎

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

△

◎

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

RHRS-B

−

区分Ⅰ

◎

−

区分Ⅱ

−

◎

−

区分Ⅲ

−

−

−

−

DG-2C

○

−

○

−

−

DG-2D

−

○

−

○

−

−

HPCS-DG

−

−

−

−

○

−

−

DGSW-A

−

−

−

−

−

◎

−

−

DGSW-B

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

HPCS- DGSW

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

区分Ⅰ

◎

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

区分Ⅱ

−

◎

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

区分Ⅲ

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

HPCSポンプ室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

LPCSポンプ室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

LPCI-A（RHR-A）ポンプ室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

LPCI-B（RHR-B）ポンプ室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

LPCI-Cポンプ室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

DG-2C室

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

DG-2D室

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

HPCS-DG室

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

空調機

◎： 系統の機能に必須であり，故障により系統の機能喪失となる。
○： 起因事象により必要になるケースがあり，事象によっては系統機能喪失となる。
△： 故障により，冗長性のある機器等が一部不動作となるため，系統のモデルで考慮する。

−−

第 3.1.1.5−3 表機器タイプ及び故障モード一覧（1／3）

機器タイプ

故障モード
起動失敗

電動ポンプ（淡水）運転継続失敗制御部故障
起動失敗
運転継続失敗電動ポンプ（海水）

制御部故障
起動失敗

タービン動ポンプ

運転継続失敗起動失敗

ディーゼル発電機

運転継続失敗起動失敗
運転継続失敗

ファン

制御部故障
作動失敗
開失敗
閉失敗
誤開

電動弁（淡水）

誤閉
閉塞
内部リーク
制御部故障
開失敗
閉塞

電動弁（海水）

制御部故障
誤閉

空気作動弁

閉塞
開失敗
閉失敗

逆止弁

内部リーク
手動弁

閉塞

安全弁

誤開

3.1.1−60

第 3.1.1.5−3 表機器タイプ及び故障モード一覧（2／3）

機器タイプ

故障モード

真空逃がし弁作動失敗

逃がし安全弁開失敗

配管（３インチ未満）

閉塞
故障

熱交換器，冷却器

閉塞

オリフィス

閉塞

ストレーナ（淡水／オイル）

閉塞等

ストレーナ（海水）閉塞等

フィルタ（淡水）

閉塞等
開失敗

ダンパ

閉塞
制御部故障
破損

タンク

閉塞
作動失敗

リレー

誤動作
作動失敗

遅延リレー

誤動作
開失敗

遮断器

閉失敗
誤開
作動失敗

リミットスイッチ

誤動作
開失敗
閉失敗

スイッチ

誤開
誤閉

水位スイッチ

作動失敗
作動失敗

圧力スイッチ

誤動作

温度スイッチ

誤動作

3.1.1−61

第 3.1.1.5−3 表機器タイプ及び故障モード一覧（3／3）

機器タイプ

故障モード

充電器

故障

蓄電池

給電失敗

動力用変圧器故障

制御用変圧器母線

故障
作動失敗

トリップユニット

誤動作

警報設定器

不動作
作動失敗

流量トランスミッタ

誤高出力
誤低出力
作動失敗

水位トランスミッタ

誤高出力
誤低出力
作動失敗

圧力トランスミッタ

誤高出力
誤低出力
作動失敗

速度検出器

誤高出力
誤低出力

温度検出器

誤高出力
作動失敗

中性子束検出器

誤低出力

制御器

故障

端子

短絡／地絡

電線

短絡／地絡

ヒューズ

故障

3.1.1−62

第 3.1.1.5−4 表

代表的なフォールトツリーの評価結果
非信頼度（平均値）[／要求時]

システム（系統）
過渡事象

小破断ＬＯＣＡ

ＨＰＣＳ

2.5E-033.0E-03

ＲＣＩＣ

3.3E-03

6.6E-03

ＡＤＳ（手動減圧）

3.5E-03

2.9E-06

ＬＰＣＳ

2.0E-03

1.9E-03

ＬＰＣＩ−Ａ

2.2E-03

2.1E-03

ＬＰＣＩ−Ｂ

2.2E-03

2.1E-03

ＬＰＣＩ−Ｃ

2.1E-032.0E-03

ＲＨＲ−Ａ

2.3E-03

2.3E-03

ＲＨＲ−Ｂ

2.2E-03

2.2E-03

スクラム系

1.2E-07

1.2E-073.1.1−63

第 3.1.1.5−5(a)表 スクラム系フォールトツリーの主要なミニマルカットセット
No.

主要なミニマルカットセット

割合（％）

1

スクラムコンタクタ−Ａ／Ｃ作動失敗共通要因故障

25

1

スクラムコンタクタ−Ｂ／Ｄ作動失敗共通要因故障

25

1

スクラムコンタクタ−Ｅ／Ｇ作動失敗共通要因故障

25

1

スクラムコンタクタ−Ｆ／Ｈ作動失敗共通要因故障

25

第 3.1.1.5−5(b)表 ＨＰＣＳフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
No.

主要なミニマルカットセット

1

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外

10.8

2

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ海水ストレーナ閉塞

5.2

3

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷポンプ起動失敗

4.1

4

ＨＰＣＳメンテナンスによる待機除外

3.9

5

ＨＰＣＳポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

3.3

5

ＨＰＣＳポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

3.3

5

ＨＰＣＳポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

3.3

5

ＨＰＣＳポンプ室空調 1 冷却器入口弁開け忘れ

3.3

5

ＨＰＣＳポンプ室空調 1 冷却器出口弁開け忘れ

3.3

5

ＨＰＣＳポンプ室空調 2 冷却器入口弁開け忘れ

3.3

5

ＨＰＣＳポンプ室空調 2 冷却器出口弁開け忘れ

3.3

5

ＨＰＣＳポンプ／ポンプ室空調冷却器元弁開け忘れ

3.3

5

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷポンプ出口弁開け忘れ

3.3

5

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ放出ライン隔離弁開け忘れ

3.3

5

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ放出ライン排水弁(放水口Ｂ)開け忘れ

3.3

5

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ放出ライン排水弁(放水口Ｃ)開け忘れ

3.3

5

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷエンジンエアクーラ入口弁 1 開け忘れ

3.3

5

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷエンジンエアクーラ入口弁 2 開け忘れ

3.3

5

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ系統出口隔離弁開け忘れ

3.3

20

ＨＰＣＳポンプ起動失敗

1.9

20

ＨＰＣＳポンプ室空調 1 ファン起動失敗

1.9

20

ＨＰＣＳポンプ室空調 2 ファン起動失敗

1.9

3.1.1−64割合（％）

第 3.1.1.5−5(c)表 ＲＣＩＣフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
No.

主要なミニマルカットセット

割合（％）

1

ＲＣＩＣポンプ起動失敗

43.5

2

ＲＣＩＣメンテナンスによる待機除外

28.0

3

ＲＣＩＣ流量制御器故障

4.7

4ＲＣＩＣポンプ入口弁開け忘れ

2.4

4

ＲＣＩＣバキュームタンク復水ポンプ出口弁開け忘れ

2.4

6

ＲＣＩＣポンプ運転継続失敗

2.0

7

ＲＣＩＣバキュームポンプ起動失敗

1.4

7

ＲＣＩＣ復水ポンプ起動失敗

1.4

9

ＲＣＩＣ原子炉注入弁閉塞

1.3

第 3.1.1.5−5(d)表 ＡＤＳ（手動減圧）フォールトツリーの主要なミニマルカットセット
No.

主要なミニマルカットセット

割合（％）

1

原子炉手動減圧操作失敗

71.4

2

注水不能認知失敗

28.6

3.1.1−65

第 3.1.1.5−5(e)表 ＬＰＣＳフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
No.

主要なミニマルカットセット

割合（％）

1

ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

18.7

2

ＲＨＲＳ−Ａ海水ストレーナ閉塞

6.4

3

ＬＰＣＳポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

4.1

3

ＬＰＣＳポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

4.1

3

ＬＰＣＳポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

4.1

3

ＬＰＣＳミニフロー元弁開け忘れ

4.1

3

ＲＨＲＳ−Ａ熱交換器入口弁開け忘れ

4.1

3

ＲＨＲＳ−Ａ熱交換器出口弁開け忘れ

4.1

3

ＲＨＲＳ−Ａ放出ライン隔離弁開け忘れ

4.1

3

ＲＨＲＳ−Ａ放出ライン排水弁(放水口Ｂ)開け忘れ

4.1

3

ＬＰＣＳポンプ室空調冷却器入口弁開け忘れ

4.1

3

ＬＰＣＳポンプ室空調冷却器出口弁開け忘れ

4.1

13

ＬＰＣＳ・ＬＰＣＩ−Ａ共通起動信号故障＋低圧系起動操作失敗

3.4

14

ＬＰＣＳメンテナンスによる待機除外

3.0

15

ＬＰＣＳポンプ起動失敗

2.3

15

ＬＰＣＳポンプ室空調ファン起動失敗

2.3

17

ＬＰＣＳ注入弁閉塞

2.1

18ＬＰＣＳ保修用隔離弁閉塞

1.8

19

ＲＨＲＳ−Ａ流量制御弁開失敗

1.4

19

ＲＨＲＳ−Ａ流量制御弁閉塞1.4

3.1.1−66

第 3.1.1.5−5(f)表 ＬＰＣＩ−Ａフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
No.

主要なミニマルカットセット

割合（％）

1

ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

17.2

2

ＲＨＲＳ−Ａ海水ストレーナ閉塞

5.9

3

ＲＨＲ−Ａメンテナンスによる待機除外

5.4

4

ＲＨＲ−Ａポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲ−Ａポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲ−Ａポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲ−Ａポンプ出口手動弁開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲ−Ａミニフローライン手動弁開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲ−Ａポンプ室空調冷却器入口弁開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲ−Ａポンプ室空調冷却器出口弁開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲＳ−Ａ熱交換器Ａ入口弁開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲＳ−Ａ熱交換器Ａ出口弁開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲＳ−Ａ放出ライン隔離弁開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲＳ−Ａ放出ライン排水弁(放水口Ｂ)開け忘れ

3.8

15

ＬＰＣＳ・ＬＰＣＩ−Ａ共通起動信号故障＋低圧系起動操作失敗

3.1

16

ＲＨＲ−Ａポンプ起動失敗

2.1

16

ＲＨＲ−Ａポンプ室空調ファン起動失敗

2.1

18

ＲＨＲ−Ａインジェクション弁閉塞

1.9

19

ＲＨＲ−Ａインジェクションライン手動弁閉塞

1.7

20

ＲＨＲＳ−Ａ流量制御弁開失敗

1.3

20

ＲＨＲＳ−Ａ流量制御弁閉塞

1.3

3.1.1−67

第 3.1.1.5−5(g)表 ＬＰＣＩ−Ｂフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
No.

主要なミニマルカットセット

割合（％）

1

ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

17.2

2

ＲＨＲＳ−Ｂ海水ストレーナ閉塞

5.9

3

ＲＨＲ−Ｂメンテナンスによる待機除外

5.4

4

ＲＨＲ−Ｂポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲ−Ｂポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲ−Ｂポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲ−Ｂポンプ出口手動弁開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲ−Ｂミニフローライン手動弁開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲ−Ｂポンプ室空調冷却器入口弁開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲ−Ｂポンプ室空調冷却器出口弁開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲＳ−Ｂ熱交換器入口弁開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲＳ−Ｂ熱交換器出口弁開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン隔離弁開け忘れ

3.8

4

ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン排水弁(放水口Ｂ)開け忘れ

3.8

ＬＰＣＩ−Ｂ・ＬＰＣＩ−Ｃ共通起動信号故障＋低圧系起動操作

3.1

15

失敗

16

ＲＨＲ−Ｂポンプ起動失敗

2.1

16

ＲＨＲ−Ｂポンプ室空調ファン起動失敗

2.1

18

ＲＨＲ−Ｂインジェクション弁閉塞

1.9

19

ＲＨＲ−Ｂインジェクションライン手動弁閉塞

1.7

20

ＲＨＲＳ−Ｂ流量制御弁開失敗

1.3

20

ＲＨＲＳ−Ｂ流量制御弁閉塞

1.3

3.1.1−68

第 3.1.1.5−5(h)表 ＬＰＣＩ−Ｃフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
No.

主要なミニマルカットセット

割合（％）

1

ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

17.8

2

ＲＨＲＳ−Ｂ海水ストレーナ閉塞

6.1

3

ＲＨＲ−Ｃポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

3.9

3

ＲＨＲ−Ｃポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

3.9

3

ＲＨＲ−Ｃポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

3.9

3

ＲＨＲ−Ｃポンプ出口手動弁開け忘れ

3.9

3

ＲＨＲ−Ｃミニフローライン手動弁開け忘れ

3.9

3

ＲＨＲ−Ｃポンプ室空調冷却器入口弁開け忘れ

3.9

3

ＲＨＲ−Ｃポンプ室空調冷却器出口弁開け忘れ

3.9

3

ＲＨＲＳ−Ｂ熱交換器入口弁開け忘れ

3.9

3

ＲＨＲＳ−Ｂ熱交換器出口弁開け忘れ

3.9

3

ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン隔離弁開け忘れ

3.9

3

ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン排水弁(放水口Ｂ)開け忘れ

3.9

ＬＰＣＩ−Ｂ・ＬＰＣＩ−Ｃ共通起動信号故障＋低圧系起動操作

3.2

14

失敗

15

ＲＨＲ−Ｃメンテナンスによる待機除外

2.5

16

ＲＨＲ−Ｃポンプ起動失敗

2.2

16

ＲＨＲ−Ｃポンプ室空調ファン起動失敗

2.2

18

ＲＨＲ−Ｃインジェクション弁閉塞

2.0

19

ＲＨＲ−Ｃインジェクションライン手動弁閉塞

1.7

20

ＲＨＲＳ−Ｂ流量制御弁開失敗

1.3

20

ＲＨＲＳ−Ｂ流量制御弁閉塞

1.3

3.1.1−69

第 3.1.1.5−5(i)表 ＲＨＲ−Ａフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
No.

主要なミニマルカットセット

割合（％）

1

ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

16.6

2

ＲＨＲＳ−Ａ海水ストレーナ閉塞

5.6

3

ＲＨＲ−Ａメンテナンスによる待機除外

5.2

4

ＲＨＲ系操作失敗

4.8

5

ＲＨＲ−Ａポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

3.6

5

ＲＨＲ−Ａポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

3.6

5

ＲＨＲ−Ａポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

3.6

5

ＲＨＲ−Ａポンプ出口手動弁開け忘れ

3.6

5

ＲＨＲ−Ａミニフローライン手動弁開け忘れ

3.6

5

ＲＨＲ−Ａポンプ室空調冷却器入口弁開け忘れ

3.6

5

ＲＨＲ−Ａポンプ室空調冷却器出口弁開け忘れ

3.6

5

ＲＨＲＳ−Ａ熱交換器Ａ入口弁開け忘れ

3.6

5

ＲＨＲＳ−Ａ熱交換器Ａ出口弁開け忘れ

3.6

5

ＲＨＲＳ−Ａ放出ライン隔離弁開け忘れ

3.6

5

ＲＨＲＳ−Ａ放出ライン排水弁(放水口Ｂ)開け忘れ

3.6

16

ＲＨＲ−Ａポンプ起動失敗

2.0

16

ＲＨＲ−Ａポンプ室空調ファン起動失敗

2.0

18

ＲＨＲＳ−Ａ流量制御弁開失敗

1.3

18

ＲＨＲＳ−Ａ流量制御弁閉塞

1.3

20

ＲＨＲ−Ａポンプ運転継続失敗

1.2

3.1.1−70

第 3.1.1.5−5(j)表 ＲＨＲ−Ｂフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
No.

主要なミニマルカットセット

割合（％）

1

ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

16.8

2

ＲＨＲＳ−Ｂ海水ストレーナ閉塞

5.7

3

ＲＨＲ−Ｂメンテナンスによる待機除外

5.3

4

ＲＨＲ系操作失敗

4.9

5

ＲＨＲ−Ｂポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

3.7

5

ＲＨＲ−Ｂポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

3.7

5

ＲＨＲ−Ｂポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

3.7

5

ＲＨＲ−Ｂポンプ出口手動弁開け忘れ

3.7

5

ＲＨＲ−Ｂミニフローライン手動弁開け忘れ

3.7

5

ＲＨＲ−Ｂポンプ室空調冷却器入口弁開け忘れ

3.7

5

ＲＨＲ−Ｂポンプ室空調冷却器出口弁開け忘れ

3.7

5

ＲＨＲＳ−Ｂ熱交換器入口弁開け忘れ

3.7

5

ＲＨＲＳ−Ｂ熱交換器出口弁開け忘れ

3.7

5

ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン隔離弁開け忘れ

3.7

5

ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン排水弁(放水口Ｂ)開け忘れ

3.7

16

ＲＨＲ−Ｂポンプ起動失敗

2.1

16

ＲＨＲ−Ｂポンプ室空調ファン起動失敗

2.1

18

ＲＨＲＳ−Ｂ流量制御弁開失敗

1.3

18

ＲＨＲＳ−Ｂ流量制御弁閉塞

1.3

20

ＲＨＲ−Ｂポンプ運転継続失敗

1.2

3.1.1−71

第 3.1.1.5−6 表
項目

イベントツリー
ヘディング「圧力制御」

3.1.1−72
フォールトツリー「スクラム系」

システム信頼性評価を実施せずに設定した非信頼度とその根拠

内容

非信頼度
(1／d)

エラー
ファクタ

設定根拠

逃がし安全弁開放失敗の分岐で設定

1.0E-20

13.3

逃がし安全弁は全部で 18 個あり，それぞれが逃がし弁機能と安全弁機能を有しているため，この機能喪失確率は非常に小さく，他の機能の喪失確率に比べて無視できる。このため，分岐確
率として 1.0E-20 を適用する。なお，エラーファクタについては逃がし安全弁の開失敗確率（デマンド）のＥＦ値 13.3 を用いる。

ＡＴＷＳ時の逃がし安全弁開放失敗の分岐で設定

4.9E-03

13.3

ＡＴＷＳ時には，原子炉圧力が急激に上昇するため，全弁が開放する必要があるとして，1 個当たりの開失敗確率（2.7E-4／d，ＥＦ 13.3）に全弁数 18 個を乗じた。

逃がし安全弁再閉鎖失敗の分岐で設定

5.2E-0313.2

保守的に全逃がし安全弁が開放後，逃がし安全弁 1 個以上が再閉鎖失敗する確率とした。1 個当たりの閉失敗確率（2.9E-4／d，ＥＦ 13.2）に全弁数 18 個を乗じた。

制御棒挿入失敗に係る基事象

第 3.1.1.6−1 表

同一システム内で共通要因故障を考慮した機器及び故障モード

系統
ＲＨＲＳ
ＤＧ室空調
ＥＣＣＳ起動信号

ＲＰＳ

機器タイプ

故障モード
起動失敗

ポンプ

運転継続失敗

逆止弁

開失敗

ダンパ

開失敗

検出器

作動失敗

トリップ設定器

作動失敗

リレー（スクラムコンタク
タ）3.1.1−73

作動失敗

第 3.1.1.6−2 表システム間で共通要因故障を考慮した機器及び故障モード

系統
ＥＣＣＳ起動信号

検出器

作動失敗

トリップ設定器

作動失敗

起動失敗

ポンプ
ＬＰＣＩ−Ａ／Ｂ／Ｃ（ＲＨＲ−Ａ／Ｂ）

運転継続失敗起動失敗

ファン

運転継続失敗弁（手動弁は除く）（ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ）

ＤＧＳＷ−Ａ／Ｂ

直流電源（区分Ⅰ，Ⅱ）

閉失敗
運転継続失敗弁（手動弁は除く）

開失敗

ストレーナ

閉塞（内部破損含む）

非常用ディーゼル発電機

交流電源（区分Ⅰ，Ⅱ）

開失敗
起動失敗

ポンプ
ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ

故障モード

機器タイプ

起動失敗
運転継続失敗起動失敗

ポンプ

運転継続失敗起動失敗

ファン

運転継続失敗弁（手動弁は除く）

開失敗

ストレーナ

閉塞（内部破損含む）
起動失敗

ポンプ

運転継続失敗ストレーナ

閉塞（内部破損含む）

蓄電池

給電失敗

3.1.1−74

第 3.1.1.6−3 表

共通要因故障パラメータの一覧

β ファクタ※１

γ ファクタ※２

ポンプ，ファン

0.039

0.520

ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２０５ Ｒｅｖ.１

弁，ダンパ

0.130

0.565

ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１３６３ Ｒｅｖ.１

ＤＧ

0.021

−

ＮＵＲＥＧ−１１５０

検出器，トリップ設定器

0.082

−

ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−２７７１

リレー（スクラムコンタクタ）

0.050

−

ＳＥＣＹ−８３−２９３

蓄電池

0.008

−

ＮＵＲＥＧ−０６６６

ストレーナ

0.133

−

ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５４９７

機器タイプ

備考

3.1.1−75※1 多重故障（2 重以上）が発生する確率※2 多重故障が発生した場合，それが 3 重以上の故障である条件付確率
ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−４５５０に基づきγファクタを算出

第 3.1.1.7− 1 表

人的過誤確率の評価結果
エラー
過誤確率(平 均 値 )[／ ｄ ]

人的過誤

ファク
タ

8.3E-05

4.8

3.9E-03

6.8

2.0E-03

3.5

2.5E-03

6.5

2.5E-03

6.5

1.8E-01

6.7

1.0E-0313.8

4.0E-015.0

高圧注水系起動操作失敗

2.5E-03

3.0

原子炉手動減圧失敗（ＬＯＣＡ以外）

1.9E-013.5

原子炉手動減圧失敗（ＬＯＣＡ）

2.5E-036.5

低圧注水系起動操作失敗

1.9E-01

3.5

ＲＨＲ系操作失敗

1.1E-0435.6

ＤＧ燃料油補給操作失敗

1.1E-0435.6

弁の開け忘れ・閉め忘れ
起因事象
発生前

ＤＧ試験時ガバナ操作後の復旧失敗
弁の通常状態への復旧失敗（ＩＳＬＯＣＡ）
原子炉水位制御操作失敗
水源切替操作失敗（ＣＳＴ→サプレッション・チェ
ンバ，大中ＬＯＣＡ以外）
水源切替操作失敗（ＣＳＴ→サプレッション・チェ
ンバ，中ＬＯＣＡ）

起因事象
発生後

注水不能認知失敗（大中ＬＯＣＡ以外）
注水不能認知失敗（大中ＬＯＣＡ）

3.1.1−76

第 3.1.1.8−1 表

起因事象別炉心損傷頻度

起因事象

過渡事象

外部電源喪失3.1.1−77

手動停止／サポート系喪失（手動停止）
サポート系喪失（自動停止）
サポート系喪失（直流電源故障）
ＬＯＣＡ
格納容器バイパス

非隔離事象
隔離事象
全給水喪失
水位低下事象
原子炉緊急停止系誤動作等
逃がし安全弁誤開放
外部電源喪失計画外停止
残留熱除去系海水系故障
交流電源故障

区分Ⅰ
区分Ⅱ
区分Ⅰ
区分Ⅱ

タービン・サポート系故障
直流電源故障区分Ⅰ
区分Ⅱ

大破断ＬＯＣＡ
中破断ＬＯＣＡ
小破断ＬＯＣＡ
インターフェイスシステムＬＯＣＡ
合計

起因事象
発生頻度
（／炉年）
1.7E-01
2.7E-02
1.0E-02
2.7E-02
5.5E-02
1.0E-03
4.2E-03
4.3E-02
7.2E-04
7.2E-04
1.5E-04
1.5E-04
7.2E-04
2.8E-04
2.8E-04
2.0E-05
2.0E-04
3.0E-04
4.8E-10

条件付
炉心損傷確率（ＣＣＤＰ）
1.5E-04
1.5E-04
1.5E-04
1.5E-04
1.5E-04
1.5E-04
3.6E-04
1.5E-04
2.2E-03
2.3E-03
2.3E-03
2.3E-03
1.5E-04
9.6E-03
9.6E-03
1.5E-04
1.5E-04
1.5E-04
1.0E+00

炉心損傷頻度
（／炉年）

寄与割合
（％）

2.5E-05
4.0E-06
1.5E-06
4.0E-06
8.2E-06
1.5E-07
1.5E-06
6.4E-06
1.6E-06
1.6E-06
3.4E-07
3.4E-07
1.1E-07
2.7E-06
2.7E-06
3.0E-09
3.0E-08
4.5E-08
4.8E-10
6.1E-05

41.8
6.6
2.5
6.6
13.5
0.2
2.5
10.6
2.7
2.7
0.6
0.6
0.2
4.4
4.4
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
100

第 3.1.1.8−2 表事故シーケンスグループ別炉心損傷頻度

事故シーケンスグループ

炉心損傷頻度

寄与割合

（／炉年）

（％）

高圧・低圧注水機能喪失

ＴＱＵＶ

3.5E-09＜0.1

高圧注水・減圧機能喪失

ＴＱＵＸ

2.0E-08

＜0.1

長期ＴＢ

7.7E-08

0.1

ＴＢＵ

2.1E-08＜0.1

ＴＢＰ

5.3E-10＜0.1

ＴＢＤ

6.0E-12＜0.1

ＴＷ

5.6E-05

91.9

ＴＢＷ

4.8E-06

7.9

ＴＣ

2.5E-08＜0.1

ＡＥ

1.4E-12＜0.1

Ｓ１Ｅ

2.0E-11＜0.1

Ｓ２Ｅ

1.6E-13＜0.1

ＩＳＬＯＣＡ

4.8E-10＜0.1

6.1E-05100.0

全交流動力電源喪失

崩壊熱除去機能喪失

原子炉停止機能喪失

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

格納容器バイパス（インターフェイスシステム
ＬＯＣＡ）
合計

3.1.1−78

第 3.1.1.8−3 表事故シーケンス

過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
高
圧
・
低
圧
注
水
機
能
喪
失

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

サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

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

事故シーケンスグループの分析結果（1／8）

炉心損傷頻度（／炉年）

3.2E-102.0E-10

4.2E-10

4.3E-11

2.5E-09

3.0E-11

※１

寄与割合
（％）

9.0

5.7

12.0

1.2

71.2

0.9

※２

炉心損傷頻度
（／炉年）

寄与割合
（％）

①外部電源喪失＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

8.2E-122.6②外部電源喪失＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＤＧ−２Ｃ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

5.5E-121.8②外部電源喪失＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

5.5E-12

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

5.7E-122.9②非隔離事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

5.1E-12

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

4.7E-122.3①交流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

1.5E-113.6②交流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ海水ストレーナ閉塞＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

7.3E-121.7③交流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷポンプ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

5.7E-121.4①計画外停止＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

1.3E-123.0②計画外停止＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

1.0E-122.4③計画外停止＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ海水ストレーナ閉塞＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

5.0E-131.2①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

2.4E-109.6②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

1.6E-106.5③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧメンテナンスによる待機除外＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

1.0E-104.2①直流電源故障（区分Ⅰ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

1.3E-124.2①直流電源故障（区分Ⅱ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

1.3E-124.2③直流電源故障（区分Ⅰ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

8.5E-132.8③直流電源故障（区分Ⅱ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

8.5E-132.8

主要なカットセット（上位3位）※1 事故シーケンスグループに対する寄与割合

3.1.1−79※2 事故シーケンスに対する寄与割合

第 3.1.1.8−3 表事故シーケンス

過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

高
圧
注
水
・
減
圧
機
能
喪
失

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

事故シーケンスグループの分析結果（2／8）

炉心損傷頻度（／炉年）

9.4E-09

2.6E-09

8.3E-09

※１

寄与割合
（％）

46.5

12.6

40.9

※２

炉心損傷頻度
（／炉年）

寄与割合
（％）

①非隔離事象＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＣＩＣポンプ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗

1.7E-101.8②非隔離事象＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷストレーナ閉塞＋ＲＣＩＣポンプ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗

8.1E-110.9③非隔離事象＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＣＩＣポンプ起動失敗＋注水不能認知失敗

6.7E-110.7①交流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋原子炉手動減圧失敗

1.0E-103.9②交流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ海水ストレーナ閉塞＋原子炉手動減圧失敗

4.8E-111.9③計画外停止＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＣＩＣポンプ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗

4.3E-111.7①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋原子炉手動減圧失敗

1.6E-0919.0②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗

1.1E-0912.9

6.8E-108.2

主要なカットセット（上位3位）③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧメンテナンスによる待機除外＋原子炉手動減圧失敗※1 事故シーケンスグループに対する寄与割合

3.1.1−80※2 事故シーケンスに対する寄与割合

第 3.1.1.8−3 表事故シーケンス

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）

サポート系喪失（直流電源故障）(外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）

外部電源喪失＋直流電源失敗＋ＨＰＣＳ失敗

全
交
流
動
力
電
源
喪
失

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗

サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗

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

事故シーケンスグループの分析結果（3／8）

炉心損傷頻度（／炉年）

5.7E-082.0E-08

6.0E-122.0E-10

2.1E-083.0E-10

2.3E-10

※１

寄与割合
（％）

57.6

20.7

＜0.1

0.2

20.9

0.3

0.2

※２

炉心損傷頻度
（／炉年）

寄与割合
（％）

①外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク閉塞

4.8E-0884.1②外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク破損

3.2E-095.6③外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ運転継続失敗共通原因故障＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

4.6E-100.8①直流電源故障（区分Ⅱ）＋軽油貯蔵タンク閉塞

3.2E-0915.6②直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

1.4E-097.1③直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗

9.8E-104.8③直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ−２Ｃ起動失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

9.8E-104.8①外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通原因故障＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

1.6E-1226.5②外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通原因故障＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗

1.1E-1218.0③外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通原因故障＋ＨＰＣＳ−ＤＧメンテナンスによる待機除外

6.8E-1311.5①外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク閉塞＋ＲＣＩＣポンプ起動失敗

7.1E-1135.5②外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク閉塞＋ＲＣＩＣメンテナンスによる待機除外

4.6E-1122.8③外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク閉塞＋ＲＣＩＣ流量制御器故障

7.7E-123.8①直流電源故障（区分Ⅰ）＋軽油貯蔵タンク閉塞

3.2E-0915.5②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

1.4E-097.0③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗

9.8E-104.7③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ起動失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

9.8E-104.7①外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク閉塞＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

2.5E-1083.6②外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク破損＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

1.7E-115.6③外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ運転継続失敗共通原因故障＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

2.4E-120.8①直流電源故障（区分Ⅰ）＋軽油貯蔵タンク閉塞＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

1.7E-117.4①直流電源故障（区分Ⅱ）＋軽油貯蔵タンク閉塞＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

1.7E-117.4③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

7.6E-123.4③直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

7.6E-123.4

主要なカットセット（上位3位）※1 事故シーケンスグループに対する寄与割合

3.1.1−81※2 事故シーケンスに対する寄与割合

第 3.1.1.8−3 表事故シーケンス

過渡事象＋ＲＨＲ失敗過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋ＲＨＲ失敗手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗
崩
壊
熱
除
去
機
能
喪
失

サポート系喪失（自動停止）＋ＲＨＲ失敗サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗事故シーケンスグループの分析結果（4／8）

炉心損傷頻度（／炉年）

4.4E-05

3.8E-07

9.9E-06

5.2E-08

1.7E-06

8.9E-09

4.5E-083.0E-083.0E-09

※１

寄与割合
（％）

※２

炉心損傷頻度
（／炉年）

寄与割合
（％）

①非隔離事象＋ＲＨＲ系操作失敗

1.9E-0542.6②原子炉緊急停止系誤動作等＋ＲＨＲ系操作失敗

6.0E-06

13.8

③隔離事象
＋ＲＨＲ系操作失敗

2.9E-066.8③水位低下事象＋ＲＨＲ系操作失敗

2.9E-06

6.8①逃がし安全弁誤開放＋ＲＨＲ系操作失敗

1.1E-0729.1②非隔離事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ系操作失敗

9.7E-08

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

1.7E-084.6①計画外停止＋ＲＨＲ系操作失敗

4.7E-0647.2②計画外停止＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

7.4E-07

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

2.7E-07

2.7③残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

2.7E-072.7①計画外停止＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ系操作失敗

2.5E-0847.2②計画外停止＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

3.9E-097.4③残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

1.4E-092.7③残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

1.4E-092.7①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

1.0E-076.1①直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

1.0E-076.1③交流電源故障（区分Ⅱ）＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

5.7E-083.3①直流電源故障（区分Ⅰ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

5.4E-106.1①直流電源故障（区分Ⅱ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

5.4E-106.1③交流電源故障（区分Ⅱ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

3.0E-10

3.3①小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ系操作失敗

3.3E-0873.6②小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

5.2E-09

11.6③小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ流量調整弁開失敗共通原因故障

1.1E-09

2.4①中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ系操作失敗

2.2E-08

73.6①中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

3.4E-09

11.6①中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ流量調整弁開失敗共通原因故障

7.2E-10

2.4①大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ系操作失敗

2.2E-0973.6②大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

3.4E-10

11.6

7.2E-112.4

主要なカットセット（上位3位）

72.0

0.6

16.4

＜0.1

2.8

＜0.1

＜0.1

＜0.1

＜0.1

③大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ流量調整弁開失敗共通原因故障※1 事故シーケンスグループに対する寄与割合

3.1.1−82※2 事故シーケンスに対する寄与割合

第 3.1.1.8−3 表事故シーケンス

外部電源喪失＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）

崩
壊
熱
除
去
機
能
喪
失

外部電源喪失＋直流電源失敗（ＨＰＣＳ成功）サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）

事故シーケンスグループの分析結果（5／8）

炉心損傷頻度（／炉年）

6.9E-07

3.6E-09

6.9E-10

4.1E-06

2.1E-08

※１

寄与割合
（％）

1.1

＜0.1

＜0.1

※２

炉心損傷頻度
（／炉年）

寄与割合
（％）

①外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ運転継続失敗共通原因故障

2.0E-0728.8②外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ起動失敗共通原因故障

1.3E-0719.4③外部電源喪失＋ＤＧＳＷ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

7.2E-0810.4①外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ運転継続失敗共通原因故障＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

1.0E-0928.8②外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ起動失敗共通原因故障＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

7.0E-1019.4③外部電源喪失＋ＤＧＳＷ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

3.7E-1010.4①外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通原因故障

6.9E-1099.2②外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通原因故障＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

3.6E-120.5③外部電源喪失＋蓄電池−Ａ給電失敗＋蓄電池−Ｂ給電失敗

1.7E-120.3①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗

6.3E-0715.5①直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗

6.3E-0715.5③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ起動失敗

4.3E-0710.6③直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ−２Ｃ起動失敗

4.3E-0710.6①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

3.3E-0915.5①直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

3.3E-0915.5③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ起動失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

2.2E-09

10.6

2.2E-0910.6

主要なカットセット（上位3位）

6.7

＜0.1

③直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ−２Ｃ起動失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗※1 事故シーケンスグループに対する寄与割合

3.1.1−83※2 事故シーケンスに対する寄与割合

第 3.1.1.8−3 表事故シーケンス

過渡事象＋原子炉停止失敗

サポート系喪失（自動停止）＋原子炉停止失敗

原
子
炉
停
止
機
能
喪
失

小破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗

中破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗

大破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗

事故シーケンスグループの分析結果（6／8）

炉心損傷頻度（／炉年）

2.5E-08

3.8E-11

3.2E-11

2.2E-11

2.2E-12

※１

寄与割合
（％）

※２

炉心損傷頻度
（／炉年）

寄与割合
（％）

①非隔離事象＋スクラムコンタクタ−Ａ／Ｃ作動失敗共通原因故障

4.6E-0918.1①非隔離事象＋スクラムコンタクタ−Ｂ／Ｄ作動失敗共通原因故障

4.6E-0918.1①非隔離事象＋スクラムコンタクタ−Ｅ／Ｇ作動失敗共通原因故障

4.6E-0918.1①非隔離事象＋スクラムコンタクタ−Ｆ／Ｈ作動失敗共通原因故障

4.6E-0918.1①直流電源故障（区分Ⅰ）＋スクラムコンタクタ−Ｂ／Ｄ作動失敗共通原因故障

7.6E-1219.7①直流電源故障（区分Ⅰ）＋スクラムコンタクタ−Ｆ／Ｈ作動失敗共通原因故障

7.6E-1219.7①直流電源故障（区分Ⅱ）＋スクラムコンタクタ−Ａ／Ｃ作動失敗共通原因故障

7.6E-1219.7①直流電源故障（区分Ⅱ）＋スクラムコンタクタ−Ｅ／Ｇ作動失敗共通原因故障

7.6E-1219.7①小破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ａ／Ｃ作動失敗共通原因故障

8.1E-1225.0①小破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ｂ／Ｄ作動失敗共通原因故障

8.1E-1225.0①小破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ｅ／Ｇ作動失敗共通原因故障

8.1E-1225.0①小破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ｆ／Ｈ作動失敗共通原因故障

8.1E-1225.0①中破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ａ／Ｃ作動失敗共通原因故障

5.4E-1225.0①中破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ｂ／Ｄ作動失敗共通原因故障

5.4E-1225.0①中破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ｅ／Ｇ作動失敗共通原因故障

5.4E-1225.0①中破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ｆ／Ｈ作動失敗共通原因故障

5.4E-1225.0①大破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ａ／Ｃ作動失敗共通原因故障

5.4E-1325.0①大破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ｂ／Ｄ作動失敗共通原因故障

5.4E-1325.0①大破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ｅ／Ｇ作動失敗共通原因故障

5.4E-1325.0

5.4E-1325.0

主要なカットセット（上位3位）

99.6

0.2

0.1

＜0.1

＜0.1

①大破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ｆ／Ｈ作動失敗共通原因故障※1 事故シーケンスグループに対する寄与割合

3.1.1−84※2 事故シーケンスに対する寄与割合

第 3.1.1.8−3 表事故シーケンス

小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

Ｌ
Ｏ
Ｃ
Ａ
時
注
水
機
能
喪
失

中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

事故シーケンスグループの分析結果（7／8）

炉心損傷頻度（／炉年）

1.4E-13

2.2E-14

1.5E-11

4.6E-12

1.4E-12

※１

寄与割合
（％）

0.6

0.1

71.3

21.4

6.6

※２

炉心損傷頻度
（／炉年）

寄与割合
（％）

①小破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋ＲＣＩＣ水源切替操作失敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

4.3E-15

3.1②小破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＣＩＣ水源切替操作失敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

3.5E-15

2.5③小破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋ＲＣＩＣポンプ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

2.5E-15

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

4.8E-16

2.2②小破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋原子炉水位トランスミッタ（Ｌ−１）−Ａ／Ｂ／Ｃ／Ｄ作動失敗
共通原因故障＋注水不能認知失敗

3.9E-16

1.8③小破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋原子炉水位トランスミッタ（Ｌ−１）−Ａ／Ｂ／Ｃ／Ｄ作動失敗
共通原因故障＋ＲＣＩＣ起動操作失敗＋原子炉手動減圧失敗

2.3E-16

1.1①中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

1.1E-12

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

9.3E-13

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

4.5E-13

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

1.3E-132.8

1.3E-132.8

1.0E-132.3

主要なカットセット（上位3位）②中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋原子炉水位トランスミッタ（Ｌ−３）−Ａ／Ｂ作動失敗共通原因
故障＋注水不能認知失敗③中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋原子炉水位トランスミッタ（Ｌ−１）−Ａ／Ｂ／Ｃ／Ｄ作動失敗
共通原因故障＋注水不能認知失敗①大破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

1.1E-13

8.1②大破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

9.3E-14

6.6③大破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ海水ストレーナ閉塞＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

4.5E-143.2※1 事故シーケンスグループに対する寄与割合

3.1.1−85※2 事故シーケンスに対する寄与割合

第 3.1.1.8−3 表事故シーケンス

格
納
容
器
バ
イ
パ
ス

インターフェイスシステムＬＯＣＡ

事故シーケンスグループの分析結果（8／8）

炉心損傷頻度（／炉年）

4.8E-10

※１

寄与割合
（％）

100.0

※２

炉心損傷頻度
（／炉年）

寄与割合
（％）

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

1.5E-1030.4①ＲＨＲ−Ｂテスタブル逆止弁定期試験＋ＲＨＲ−Ｂ注入弁定期試験時の通常状態への復旧失敗＋ＲＨＲ−Ｂテスタブル逆止弁閉失敗＋ＲＨＲ−Ｂ吐出配管破断

1.5E-1030.4③ＲＨＲ−Ｃテスタブル逆止弁定期試験＋ＲＨＲ−Ｃ注入弁定期試験時の通常状態への復旧失敗＋ＲＨＲ−Ｃテスタブル逆止弁閉失敗＋ＲＨＲ−Ｃ吐出配管破断

5.9E-1112.1

主要なカットセット（上位3位）※1 事故シーケンスグループに対する寄与割合

3.1.1−86※2 事故シーケンスに対する寄与割合

第 3.1.1.8−4 表

起因事象のＦＶ重要度評価結果

起因事象

ＦＶ重要度

非隔離事象

4.2E-01

原子炉緊急停止系誤動作等

1.4E-01

計画外停止

1.1E-01

隔離事象

6.6E-02

水位低下事象6.6E-02

直流電源故障（区分Ⅱ）4.4E-02

直流電源故障（区分Ⅰ）4.4E-02

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）2.7E-02

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）2.7E-02

外部電源喪失2.5E-02

全給水喪失

2.5E-02

交流電源故障（区分Ⅱ）5.7E-03

交流電源故障（区分Ⅰ）5.6E-03

逃がし安全弁誤開放2.5E-03

タービン・サポート系故障

1.8E-03

小破断ＬＯＣＡ

7.4E-04

中破断ＬＯＣＡ

4.9E-04

大破断ＬＯＣＡ

4.9E-05

インターフェイスシステムＬＯＣＡ

8.0E-06

3.1.1−87

第 3.1.1.8−5 表

起因事象のＲＡＷ評価結果

起因事象

ＲＡＷ

インターフェイスシステムＬＯＣＡ

1.6E+04

直流電源故障（区分Ⅱ）

1.6E+02

直流電源故障（区分Ⅰ）

1.6E+02

交流電源故障（区分Ⅱ）

3.9E+01

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）

3.8E+01

交流電源故障（区分Ⅰ）

3.8E+01

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）

3.8E+01

外部電源喪失6.9E+00

中破断ＬＯＣＡ

3.5E+00

大破断ＬＯＣＡ

3.5E+00

小破断ＬＯＣＡ

3.5E+00

逃がし安全弁弁誤開放

3.5E+00

タービン・サポート系故障

3.5E+00

全給水喪失

3.4E+00

隔離事象

3.4E+00

水位低下事象

3.4E+00

計画外停止

3.4E+00

原子炉緊急停止系誤動作等

3.3E+00

非隔離事象

3.0E+00

3.1.1−88

第 3.1.1.8−6 表

緩和設備の基事象のＦＶ重要度評価結果

3.1.1−89

No

系統

基事象

ＦＶ重要度

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ系操作失敗

6.2E-012

ＲＨＲＳ

ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

9.7E-023

ＲＨＲＳ

ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ流量制御弁開失敗共通要因故障

2.0E-02

4

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂ熱交換器バイパス弁閉失敗共通要因故障

1.3E-025

ＤＧ

ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗

1.2E-026

ＤＧ

ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗

1.2E-02

7

ＲＨＲＳ

ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ／Ｃ／Ｄ海水ポンプ起動失敗共通要因故障

1.1E-028

ＲＨＲＳ

ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

1.1E-02

9ＲＨＲＳ

ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

1.1E-02

10

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂポンプ室空調ファン起動失敗共通要因故障

1.0E-02

10

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂポンプ起動失敗共通要因故障

1.0E-02

第 3.1.1.8−7 表

緩和設備の基事象のＲＡＷ評価結果

3.1.1−90

No

系統

基事象

ＲＡＷ

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ系操作失敗

5.6E+03

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂ熱交換器バイパス弁閉失敗共通要因故障

5.6E+03

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂポンプ起動失敗共通要因故障

5.6E+03

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂポンプ室空調ファン起動失敗共通要因故障

5.6E+03

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂポンプ運転継続失敗共通要因故障

5.6E+03

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂ／Ｃポンプ起動失敗共通要因故障

5.6E+03

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂ／Ｃポンプ室空調ファン起動失敗共通要因故障

5.6E+03

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂポンプ室空調ファン運転継続失敗共通要因故障

5.6E+03

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂ／Ｃポンプ運転継続失敗共通要因故障

5.6E+03

1

ＲＨＲＳ

ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ／Ｃ／Ｄポンプ運転継続失敗共通要因故障

5.6E+03

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂポンプ出口逆止弁開失敗共通要因故障

5.6E+03

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂミニフローライン逆止弁開失敗共通要因故障

5.6E+03

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂ／Ｃポンプ室空調ファン運転継続失敗共通要因故障

5.6E+03

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂ／Ｃポンプ出口逆止弁開失敗共通要因故障

5.6E+03

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂ／Ｃミニフローライン逆止弁開失敗共通要因故障

5.6E+03

第 3.1.1.8−8 表

不確実さ解析の評価結果

点推定値
（／炉年）

平均値
（／炉年）

中央値
（／炉年）

5％下限値
（／炉年）

95％上限値（／炉年）

ＥＦ

3.5E-09

4.0E-09

1.8E-09

3.8E-10

1.3E-08

5.8

2.0E-08

2.1E-08

7.4E-09

1.1E-09

6.3E-08

7.7

9.9E-08

1.1E-07

−

−

−

−

長期ＴＢ

7.7E-08

8.6E-08

4.0E-08

9.2E-09

2.8E-07

5.5

ＴＢＵ

2.1E-08

2.4E-08

1.3E-08

2.8E-09

7.4E-08

5.2

ＴＢＰ

5.3E-10

6.3E-109.9E-11

5.1E-122.2E-09

20.7

ＴＢＤ

6.0E-12

6.9E-12

1.7E-12

1.2E-13

2.3E-11

13.8

6.0E-05

6.4E-05

−

−

−

−

ＴＷ

5.6E-05

5.9E-05

2.0E-05

7.2E-06

1.5E-04

4.5

ＴＢＷ

4.8E-06

4.8E-06

3.9E-06

1.5E-06

1.1E-05

2.7

2.5E-08

3.1E-08

1.7E-09

5.1E-11

7.3E-0838.0

2.2E-11

1.8E-11

−

−

−

−

ＡＥ

1.4E-12

1.2E-12

1.3E-13

3.5E-15

4.3E-1235.0

Ｓ１Ｅ

2.0E-11

1.7E-11

2.1E-12

7.5E-14

6.9E-1130.3

Ｓ２Ｅ

1.6E-13

1.8E-13

2.1E-14

1.0E-15

5.5E-1323.0

格納容器バイパス（インターフェイ
スシステムＬＯＣＡ）

4.8E-108.3E-101.0E-10

6.9E-122.7E-09

19.6

6.1E-05

6.4E-05

2.6E-05

1.0E-05

1.5E-04

3.8

事故シーケンスグループ
高圧・低圧注水機能喪失
ＴＱＵＶ
高圧注水・減圧機能喪失
ＴＱＵＸ
全交流動力電源喪失※

3.1.1−91

崩壊熱除去機能喪失※

原子炉停止機能喪失
ＴＣ
ＬＯＣＡ時注水機能喪失※

ＩＳＬＯＣＡ
合計※点推定値，平均値の積算値を記載

第 3.1.1.8−9 表

ベースケースとの起因事象発生頻度の比較（プラント固有データ反映）
感度解析①

感度解析②

起因事象

ベースケース

非隔離事象

1.7E-01／炉年

3.1E-01／炉年

1.8

2.8E-01／炉年

1.6

水位低下事象2.7E-02／炉年

8.8E-02／炉年

3.3

4.9E-02／炉年

1.8

原子炉緊急停止系誤動作等

5.5E-02／炉年

4.4E-02／炉年

0.8

5.4E-02／炉年

1.0

計画外停止

4.3E-02／炉年

4.4E-02／炉年

1.0

4.5E-02／炉年

1.0

3.1.1−92

第 3.1.1.8−10 表（頻度論統計）①／ベースケース（ベイズ統計）②／ベースケース

ベースケースとの機器故障率の比較（プラント固有データ反映）
感度解析①

感度解析②

故障モード

ベースケース

電動弁（淡水）作動失敗

4.8E-08／h

1.4E-07／h

2.9

1.2E-07／h

2.5

逆止弁開失敗7.1E-09／h

7.1E-08／h

10.0

2.4E-08／h

3.4（頻度論統計）①／ベースケース（ベイズ統計）②／ベースケース

第 3.1.1.8−11 表プラント固有の運転実績を考慮した感度解析結果
ベースケース

事故シーケンスグループ

（／炉年）

感度解析①

感度解析②

（頻度論統計） （ベイズ統計）
（／炉年）

（／炉年）

高圧・低圧注水機能喪失

ＴＱＵＶ

3.5E-09

4.2E-09

3.6E-09

高圧注水・減圧機能喪失

ＴＱＵＸ

2.0E-08

2.9E-08

2.3E-08

長期ＴＢ

7.7E-08

7.8E-08

7.7E-08

ＴＢＵ

2.1E-08

2.1E-08

2.1E-08

ＴＢＰ

5.3E-10

6.1E-10

5.3E-10ＴＢＤ

6.0E-12

6.1E-12

6.0E-12ＴＷ

5.6E-05

9.3E-05

7.2E-05

ＴＢＷ

4.8E-06

4.8E-06

4.8E-06

ＴＣ

2.5E-08

4.7E-08

3.7E-08

ＡＥ

1.4E-12

3.2E-12

1.4E-12Ｓ１Ｅ

2.0E-11

4.2E-112.0E-11Ｓ２Ｅ

1.6E-13

5.3E-13

1.6E-13

ＩＳＬＯＣＡ

4.8E-10

4.8E-10

4.8E-10

6.1E-05

9.8E-05

7.7E-05

全交流動力電源喪失

崩壊熱除去機能喪失

原子炉停止機能喪失

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）
合計

3.1.1−93

第 3.1.1.8−12 表

給水系のモデル化に関する感度解析結果

事故シーケンスグループ

ベースケース

感度解析結果

（／炉年）

（／炉年）

高圧・低圧注水機能喪失

ＴＱＵＶ

3.5E-09

3.4E-09

高圧注水・減圧機能喪失

ＴＱＵＸ

2.0E-08

1.2E-08

長期ＴＢ

7.7E-08

7.7E-08

ＴＢＵ

2.1E-08

2.1E-08

ＴＢＰ

5.3E-10

5.3E-10ＴＢＤ

6.0E-12

6.0E-12ＴＷ

5.6E-05

9.1E-06

ＴＢＷ

4.8E-06

4.8E-06

ＴＣ

2.5E-08

2.5E-08

ＡＥ

1.4E-12

1.4E-12Ｓ１Ｅ

2.0E-112.0E-11Ｓ２Ｅ

1.6E-13

1.6E-13

ＩＳＬＯＣＡ

4.8E-10

4.8E-10

6.1E-05

1.4E-05

全交流動力電源喪失

崩壊熱除去機能喪失

原子炉停止機能喪失

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

格納容器バイパス（インターフェイスシステム
ＬＯＣＡ）
合計

3.1.1−94

プラント構成・特性の調査

・プラントの設計・運用管理に係る情報を収集

3.1.1−95

起因事象の選定と発生頻度の評価

・炉心損傷に至る可能性のある事象を起因事象として選定し，その発生頻度を評価

成功基準の設定・炉心損傷の防止に必要な緩和設備の組合せを成功基準として設定

事故シーケンスの分析・選定した起因事象に対して，成功基準を踏まえて事故
シーケンスをイベントツリーにより展開し，炉心損傷に至る事故シーケンスグループを抽出システム信頼性解析

・各緩和設備（システム）の機能喪失要因をフォールトツ
リーにより展開し，システムの非信頼度を算出

パラメータの作成

・システム信頼性解析で使用する機器故障率等のパラメー
タを作成

人間信頼性解析・事象発生前後の人的過誤を同定し，人的過誤確率を評価

フィードバック，
整合性確認

事故シーケンスの定量化
第 3.1.1−1 図・炉心損傷に至る事故シーケンスを定量化

内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡの評価フロー図

格納容器

自動減圧系／
逃がし安全弁

原
子
炉
圧
力
容
器

タービンへ

サプレッション・プール

高圧炉心スプレイ系ポンプ

低圧炉心
スプレイ系ポンプ

復水貯蔵
タンク

原子炉隔離時冷却系ポンプ

残留熱除去系
熱交換器A

残留熱除去系（低圧注水系）
ポンプＣ

残留熱除去系（低圧注水系）
ポンプA

残留熱除去系 残留熱除去系（低圧注水系） 熱交換器B
ポンプB

区分Ⅲ
高圧炉心スプレイ系

区分Ⅰ

区分Ⅱ

低圧炉心スプレイ系

残留熱除去系Ｂ

残留熱除去系Ａ（低圧注水系Ｂ）（低圧注水系Ａ）

残留熱除去系C

原子炉隔離時冷却系（低圧注水系C）

自動減圧系

第 3.1.1.1−1 図

東海第二発電所の主要な系統・設備の概要図

3.1.1−963.1.1−97
第 3.1.1.1−2 図

原子炉緊急停止系の系統説明図

第 3.1.1.1−3 図

制御棒駆動水圧系の系統説明図

3.1.1−98

第 3.1.1.1−4 図

高圧炉心スプレイ系の系統説明図

3.1.1−99

第 3.1.1.1−5 図

原子炉隔離時冷却系の系統説明図

3.1.1−100

3.1.1−101
第 3.1.1.1−6 図

低圧炉心スプレイ系の系統説明図

第 3.1.1.1−7 図

残留熱除去系の系統説明図

3.1.1−102

格納容器

ダイヤフラムフロア

3.1.1−103

ペデスタル
ベント管

サプレッション・
チェンバ

サプレッション・
プール

第 3.1.1.1−8 図

格納容器の概要図

区分Ⅰ
区分Ⅰ
RHRS-A

残留熱除去系熱交換器 A

RHRS-C

低圧炉心スプレイ系機器等

DGSW-A

非常用ディーゼル発電機 2C

残留熱除去系 A，

区分Ⅱ
非常用

RHRS-B

残留熱除去系熱交換器 B

RHRS-D

残留熱除去系 B，C 機器等

DGSW-B

非常用ディーゼル発電機 2D

放水口

区分Ⅲ
高圧炉心スプレイ系機器等
HCPS-DGSW
高圧炉心スプレイ系
ディーゼル発電機

タービン補機冷却水系熱交換器 A

タービン補機冷却水系熱交換器 B
ASW-A

常用

タービン補機冷却水系熱交換器 C
ASW-B
原子炉補機冷却系熱交換器 A
ASW-C
原子炉補機冷却系熱交換器 B

原子炉補機冷却系熱交換器 C

第 3.1.1.1−9 図

常用及び非常用補機冷却系の概要図

3.1.1−104

第 3.1.1.1−10 図

所内単線結線図

3.1.1−105

3.1.1−106
第 3.1.1.1−11 図

電源系統の概要図

第 3.1.1.4−1(a)図 過渡事象に対するイベントツリー【仮定条件】
・外部電源喪失以外の過渡事象（非隔離事象，隔離事象，全給水喪失，水位低下事象，原子炉緊急停止系誤動作等，逃がし安全弁誤開放）を起因事象とする。
【イベントツリーの説明】
・起因事象発生後，原子炉停止・炉心冷却・崩壊熱除去の成功により事象が収束する。
・原子炉停止に失敗した場合は，「原子炉停止機能喪失」に分類する。
・事象発生後は，逃がし安全弁の開放及び再閉鎖により原子炉圧力を制御する。逃がし安全弁の再閉鎖失敗時（圧力バウンダリ健全性失敗時）は，原子炉内の蒸気がサプレッショ
ン・チェンバに流出するため，原子炉隔離時冷却系には期待しない。また，原子炉が減圧されることから，低圧炉心冷却のための原子炉減圧は不要とする。
・高圧炉心冷却（高圧炉心スプレイ系，原子炉隔離時冷却系）及び原子炉減圧に失敗した場
合は，「高圧注水・減圧機能喪失」に分類する。
・高圧炉心冷却に失敗し，原子炉減圧に成功した後，低圧炉心冷却（低圧炉心スプレイ系，
低圧注水系）に失敗した場合は，「高圧・低圧注水機能喪失」に分類する。
・炉心冷却に成功した後，崩壊熱除去（残留熱除去系）に失敗した場合は，「崩壊熱除去機能喪失」に分類する。

3.1.1−107外部電源喪失

原子炉停止

直流電源

交流電源

圧力バウンダリ
健全性

高圧炉心冷却
ＨＰＣＳ

成功

事故シーケンスグループ

過渡事象へ
成功

成功

事故シーケンス

ＲＣＩＣ

成功
成功
失敗
失敗
失敗

成功

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣ
ＩＣ停止）

全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗

全交流動力電源喪失（ＴＢＵ）

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣ
Ｓ成功）
外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣ
Ｓ失敗

成功
失敗
失敗
成功
失敗
失敗

失敗

過渡事象へ

外部電源喪失＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）
全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）

外部電源喪失＋直流電源失敗（ＨＰＣＳ成功）

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）

外部電源喪失＋直流電源失敗＋ＨＰＣＳ失敗

全交流動力電源喪失（ＴＢＤ）

過渡事象＋原子炉停止失敗

原子炉停止機能喪失

第 3.1.1.4−1(b)図 外部電源喪失に対するイベントツリー【仮定条件】
・送電系統の故障等により常用／非常用母線への外部からの電源供給が停止し，非常用母線
への非常用ディーゼル発電機からの電源供給が必要となる事象を考慮する。
・非常用ディーゼル発電機による非常用交流電源確保のためには，直流電源が必要である。
・直流電源及び交流電源のヘディングは区分Ⅰ，Ⅱ電源のことを意味し，区分Ⅲ電源は含めない。これは，区分Ⅰの交流電源及び直流電源，又は区分Ⅱの交流電源及び直流電源の確保に成功した場合は崩壊熱除去機能に期待できるため，その後のイベントツリーは過渡事
象と同様であるが，区分Ⅲの電源のみ成功した場合は崩壊熱除去機能が喪失した状態となることを考慮したものである。なお，区分Ⅲの交流電源及び直流電源の成功／失敗については，ＨＰＣＳのヘディングに対応する分岐で考慮している。
【イベントツリーの説明】
・起因事象発生後，原子炉停止に成功し，区分Ⅰの直流電源及び交流電源，又は区分Ⅱの直流電源及び交流電源の確保に成功した場合は，過渡事象と同様の事象進展となる。
・原子炉停止に失敗した場合は，「原子炉停止機能喪失」に分類する。
・直流電源（区分Ⅰ及び区分Ⅱ）に失敗し，高圧炉心スプレイ系に成功した場合は「崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）」，高圧炉心スプレイ系に失敗した場合は「全交流動力電源喪失（ＴＢＤ）」に分類する。
・直流電源（区分Ⅰ又は区分Ⅱ）に成功し，交流電源（区分Ⅰ及び区分Ⅱ）に失敗した場合
は，高圧炉心冷却（高圧炉心スプレイ系，原子炉隔離時冷却系）に期待する。
・逃がし安全弁の再閉鎖に失敗した場合においては，原子炉隔離時冷却系は駆動蒸気の喪失により機能喪失する。そのため，高圧炉心スプレイ系に成功した場合は「崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）」，高圧炉心スプレイ系に失敗した場合は「全交流動力電源喪失（ＴＢ
Ｐ）」に分類する。
・逃がし安全弁の再閉鎖に成功し，高圧炉心冷却に失敗した場合は，「全交流動力電源喪失（ＴＢＵ）」に，高圧炉心スプレイ系に成功した場合は「崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）」，高圧炉心スプレイ系に失敗し，原子炉隔離時冷却系に成功した場合は「全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）」に分類する。

3.1.1−108

第 3.1.1.4−1(c)図 手動停止に対するイベントツリー【仮定条件】
・手動停止（計画外停止）及び手動停止に至るサポート系喪失（残留熱除去系海水系故障，交流電源故障（区分Ⅰ））を起因事象とする。
・サポート系喪失では，当該区分の緩和設備には期待できない。
・手動停止のため，原子炉停止のヘディングは対象外とする。
【イベントツリーの説明】
・原子炉停止のヘディングがないことを除き，過渡事象と同様の事象進展となる。

3.1.1−109

第 3.1.1.4−1(d)図 サポート系喪失（自動停止）に対するイベントツリー【仮定条件】
・自動停止に至るサポート系喪失（交流電源故障（区分Ⅱ））及び手動スクラムへと移行するサポート系喪失（タービン・サポート系故障（補機冷却海水系故障））を起因事象とする。（直流電源故障は事象進展が異なるため，別途評価する。）
・タービン・サポート系故障（補機冷却海水系故障）では直接はスクラムに至らないが，運転継続は不可能であり，手動スクラムに移行する。
・交流電源故障（区分Ⅱ）では，当該区分の緩和設備には期待できない。
【イベントツリーの説明】
・過渡事象と同様の事象進展となる。

3.1.1−110サポ ート系喪失（直流電源 故障）

原子 炉停止交 流電源

圧力バ ウンダリ
健 全性

高圧炉 心冷却
ＨＰＣＳ

成功サポート系喪失（自動停止）へ
成功

成功

事故シーケンス

ＲＣ ＩＣ

成功
成功
失敗
失敗

失敗
成功
失敗
失敗

失敗

サポート系喪失（直流電源故障）＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）
サポート系喪失（直流電源故障）＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）
サポート系喪失（直流電源故障）＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却
失敗
サポート系喪失（直流電源故障）＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁
再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）
サポート系喪失（直流電源故障）＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁
再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗
サポート系喪失（自動停止）＋原子炉停止失敗

事故シーケンスグループ

サポート系喪失（自動停止）へ
崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）
全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）
全交流動力電源喪失（ＴＢＵ）
崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）
全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）
原子炉停止機能喪失

第 3.1.1.4−1(e)図 サポート系喪失（直流電源喪失）に対するイベントツリー【仮定条件】
・自動停止に至るサポート系喪失（直流電源故障（区分Ⅰ，Ⅱ））を起因事象とする。
・片区分の直流電源の喪失により，所内電源の主変圧器から起動変圧器への自動切替に失敗
し，外部電源喪失に至るため，健全側区分の非常用ディーゼル発電機による交流電源の確保が必要となる。
・区分Ⅰ又は区分Ⅱの直流電源の喪失により，当該区分の緩和設備には期待できない。
・交流電源のヘディングは区分Ⅰ，Ⅱ電源のことを意味し，区分Ⅲ電源は含めない。これは，区分Ⅰの直流電源及び交流電源，又は区分Ⅱの直流電源及び交流電源の確保に成功した場合は崩壊熱除去機能に期待できるため，その後のイベントツリーは過渡事象と同様である
が，区分Ⅲの電源のみ成功した場合は崩壊熱除去機能が喪失した状態となることを考慮したものである。なお，区分Ⅲの交流電源及び直流電源の成功／失敗については，ＨＰＣＳのヘディングに対応する分岐で考慮している。
【イベントツリーの説明】
・起因事象発生後，原子炉停止に成功し，区分Ⅰの直流電源及び交流電源，又は区分Ⅱの直流電源及び交流電源の確保に成功した場合は，過渡事象と同様の事象進展となる。
・原子炉停止に失敗した場合は，「原子炉停止機能喪失」に分類する。
・直流電源（区分Ⅰ及び区分Ⅱ）に失敗し，高圧炉心スプレイ系に成功した場合は「崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）」，高圧炉心スプレイ系に失敗した場合は「全交流動力電源喪失（ＴＢＤ）」に分類する。
・直流電源（区分Ⅰ又は区分Ⅱ）に成功し，交流電源（区分Ⅰ及び区分Ⅱ）に失敗した場合
は，高圧炉心冷却（高圧炉心スプレイ系，原子炉隔離時冷却系）に期待する。
・逃がし安全弁の再閉鎖に失敗した場合は，原子炉隔離時冷却系は駆動蒸気の喪失により機能喪失する。そのため，高圧炉心スプレイ系に成功した場合は「崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）」，高圧炉心スプレイ系に失敗した場合は「全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）」に分類する。
・逃がし安全弁の再閉鎖に成功し，高圧炉心冷却に失敗した場合は，「全交流動力電源喪失（ＴＢＵ）」に，高圧炉心スプレイ系に成功した場合は「崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）」，高圧炉心スプレイ系に失敗し，原子炉隔離時冷却系に成功した場合は「全交流動力電
源喪失（長期ＴＢ）」に分類する。

3.1.1−111

第 3.1.1.4−1(f)−1 図 大破断ＬＯＣＡに対するイベントツリー

中破断ＬＯＣＡ
小破断ＬＯＣＡ

原子炉停止

高圧炉心冷却

原子炉減圧

低圧炉心冷却

成功
成功
失敗
成功

成功
成功
成功
失敗

事故シーケンス

崩壊熱除去

失敗
失敗

失敗
失敗

炉心損傷なし中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗
小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗
炉心損傷なし中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗
小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗
中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
中破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗
小破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗

事故シーケンスグループ

炉心損傷なし崩壊熱除去機能喪失
炉心損傷なし崩壊熱除去機能喪失
ＬＯＣＡ時注水機能喪失
ＬＯＣＡ時注水機能喪失
原子炉停止機能喪失

第 3.1.1.4−1(f)−2 図 中破断ＬＯＣＡ及び小破断ＬＯＣＡに対するイベントツリー【仮定条件】
・大破断ＬＯＣＡは，事象初期に急激な原子炉減圧を伴うもので，原子炉減圧なしに低圧炉
心冷却系により炉心冷却が可能である。
・中破断ＬＯＣＡ及び小破断ＬＯＣＡは，いずれも大破断ＬＯＣＡと比較して破断口が小さ
く，原子炉減圧が緩やかなもので，低圧炉心冷却には原子炉減圧が必要であることから，同一のイベントツリーとしている。
【イベントツリーの説明】
・起因事象発生後，原子炉停止・炉心冷却・崩壊熱除去の成功により事象が収束する。
・原子炉停止に失敗した場合は，「原子炉停止機能喪失」に分類する。
・高圧炉心冷却及び原子炉減圧に失敗した場合と高圧炉心冷却及び低圧炉心冷却に失敗した
場合は，「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」に分類する。
・炉心冷却に成功した後，崩壊熱除去に失敗した場合は,「崩壊熱除去機能喪失」に分類する。

3.1.1−112

第 3.1.1.4−1(g)図 インターフェイスシステムＬＯＣＡに対するイベントツリー【仮定条件】
・インターフェイスシステムＬＯＣＡは，原子炉冷却材圧力バウンダリの隔離弁の故障等により格納容器外の低圧設計部に原子炉圧力がかかることで，格納容器外の配管等が破損する事象を想定する。
・インターフェイスシステムＬＯＣＡが発生する可能性のある系統として，高圧炉心スプレ
イ系．原子炉隔離時冷却系，低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系を考慮する。
・インターフェイスシステムＬＯＣＡの発生により，原子炉冷却材の格納容器外への流出が継続し，水源の枯渇により注水不能となるため，本評価では緩和設備に期待しないものとする。
【イベントツリーの説明】
・インターフェイスシステムＬＯＣＡが発生した場合，格納容器外への冷却材の流出が続くため，「格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）」に分類する。

3.1.1−113

系統概略図フォールトツリー
残留熱除去系（A）
機能喪失

ポンプ周り
故障

ポンプ
起動失敗

熱交換器周り故障

起動操作失敗メンテナンス

ポンプ継続
運転失敗

サポート系（区分Ⅰ）
機能喪失

電源系
機能喪失

補機冷却系
機能喪失

ＲＨＲポンプ起動失敗確率＝λs×Ts／2【基事象リスト】
機器番号

機器名称

故障モード
電動ポンプ運転継続
失敗（淡水）
E12̲C002A ＲＨＲポンプ
電動ポンプ起動失敗（淡水-非常用）基事象 ID

P&ID

EWD/CWD

CMMPE12̲C002AR
R-15(27)
CMMPE12̲C002AS

故障率

EF

1.10E-06

11.8

1.30E-07

17.3

1330(23)

電 源
MC 2C̲2
DC125V 2A

試験間隔

使命時間
24

720

試験名 称
ＲＨＲポンプ
手動起動試験

試験頻度：1 回／月（720 時間）

第 3.1.1.5−1 図システム信頼性評価の例

3.1.1−114

第 3.1.1.6−1 図

共通要因故障同定のフロー

3.1.1−115サポート系喪失（自動停止）
外部電源喪失
0.7％
2.5％

ＬＯＣＡ
0.1％

インターフェイ
スシステム
ＬＯＣＡ＜0.1％

サポート系喪失（直流電源故障）
8.9％

手動停止／
サポート系喪失（手動停止）
16.5％

過渡事象
71.3％

第 3.1.1.8−1 図
原子炉停止
機能喪失
＜0.1％

起因事象別の炉心損傷頻度寄与割合

高圧注水・減圧機能喪失＜0.1％

高圧・低圧
注水機能喪失
＜0.1％

全交流動力
電源喪失
0.2％

インターフェイス
システムＬＯＣＡ＜0.1％
ＬＯＣＡ時注水
機能喪失
＜0.1％

崩壊熱除去
機能喪失 99.8％

第 3.1.1.8−2 図事故シーケンスグループ別の炉心損傷頻度寄与割合

3.1.1−116

1.0E+05
インターフェイスシステムＬＯＣＡ

1.0E+04

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）
残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）

直流電源故障（区分Ⅰ）
直流電源故障（区分Ⅱ）

3.1.1−117ＲＡＷ

1.0E+03

交流電源故障（区分Ⅰ）
交流電源故障（区分Ⅱ）

1.0E+02
原子炉緊急停止系誤動作等

逃がし安全弁誤開放
外部電源喪失大破断ＬＯＣＡ

1.0E+01

中破断ＬＯＣＡ

1.0E+00
1.0E-06

計画外停止

小破断ＬＯＣＡ

1.0E-05

タービン・サポート系故障

1.0E-04

第 3.1.1.8−3 図

1.0E-03
ＦＶ重要度

全給水喪失

水位低下事象

1.0E-02

起因事象の重要度解析結果

隔離事象

1.0E-01

非隔離事象

1.0E+00

1.0E+05
RHR-A/B/Cポンプ出口逆止弁開失敗
共通要因故障RHR-A/B/Cミニフローライン逆止弁
開失敗共通要因故障

RHRS-A/B/C/D
海水ポンプ起動失敗
共通要因故障RHRS-A/B流量制御弁開失敗
共通要因故障RHRS-A/B海水ストレーナ閉塞
共通要因故障1.0E+04

RHR-A/B熱交換器
バイパス弁閉失敗
共通要因故障3.1.1−118

ＲＡＷ

1.0E+03

RHR-A/Bポンプ起動失敗共通要因故障
RHR-A/Bポンプ室空調ファン起動失敗
共通要因故障RHR-A/B/Cポンプ室
空調ファン運転継続失敗
共通要因故障RHR-A/Bポンプ運転継続失敗
共通要因故障1.0E+02

RHR-A/B/Cポンプ起動失敗共通要因故障
RHR-A/B/Cポンプ室空調ファン起動失敗
共通要因故障RHRS-A/B/C/Dポンプ
運転継続失敗共通要因故障1.0E+01

RHR-A/B/Cポンプ運転継続失敗
共通要因故障RHRS-A/Bポンプ起動失敗
共通要因故障RHRS-Bメンテナンスによる待機除外

RHR-A/Bポンプ室
空調ファン運転継続失敗
共通要因故障1.0E+00
1.0E-03

RHR系操作失敗

DG-2C運転継続失敗
DG-2D運転継続失敗

1.0E-02

1.0E-01
ＦＶ重要度

第 3.1.1.8−4 図

緩和設備の基事象の重要度解析結果

1.0E+00

1.0E-03
1.0E-04

95%値

3.1.1−119

炉心損傷頻度（／炉年）

平均値
1.0E-05

中央値

1.0E-06

5%値

1.0E-07
1.0E-08
1.0E-09
1.0E-101.0E-11
1.0E-121.0E-13
1.0E-14
1.0E-15

事故シーケンスグループ

第 3.1.1.8−5 図事故シーケンスグループ別の不確実さ解析の結果

1.0E-04
ベースケース
1.0E-05

感度解析①（頻度論統計）
感度解析②（ベイズ統計）

3.1.1−120

炉心損傷頻度（／炉年）

1.0E-06

1.0E-07

1.0E-08

1.0E-09

1.0E-101.0E-11

1.0E-121.0E-13

事故シーケンスグループ

第 3.1.1.8−6 図プラント固有の運転実績を考慮した感度解析結果（炉心損傷頻度の比較）

原子炉停止
機能喪失
＜0.1％

高圧注水・
減圧機能喪失＜0.1％

高圧・低圧
注水機能喪失＜0.1％

インターフェイス
システムＬＯＣＡ＜0.1％

ＬＯＣＡ時注水
機能喪失
＜0.1％

全交流動力
電源喪失
0.2％

3.1.1−121

崩壊熱除去
機能喪失 99.8％

原子炉停止
機能喪失
＜0.1％

高圧注水・
減圧機能喪失＜0.1％

高圧・低圧
注水機能喪失
＜0.1％

全交流動力
電源喪失
0.1％

インターフェイス
システムＬＯＣＡ
＜0.1％

原子炉停止
機能喪失
＜0.1％

ＬＯＣＡ時注水
機能喪失
＜0.1％

全交流動力
電源喪失
0.1％

崩壊熱除去
機能喪失 99.8％

高圧注水・減圧機能喪失＜0.1％

高圧・低圧
注水機能喪失＜0.1％

インターフェイス
システムＬＯＣＡ＜0.1％
ＬＯＣＡ時注水
機能喪失
＜0.1％

崩壊熱除去
機能喪失 99.8％

炉心損傷頻度：6.1E-5（／炉年）

炉心損傷頻度：9.8E-5（／炉年）

炉心損傷頻度：7.7E-5（／炉年）【ベースケース】【感度解析①（頻度論統計）】【感度解析②（ベイズ統計）】

第 3.1.1.8−7 図プラント固有の運転実績を考慮した感度解析結果（事故シーケンスグループ別の寄与割合）

非隔離事象

メンテナンス

スクラム系

S/R弁開放

T1

MN

C

M

S/R弁再閉鎖 給水系※
P

Q

HPCS

RCIC

UH

UR

手動ADS LPCI-A
X1

VA

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

VS

VB

VC

WA

WB

3.1.1−122

No.

最終状態

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40

TW
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
合計値

※

給水系は復水系を含めてモデル化

第 3.1.1.8−8 図

給復水系をモデル化したイベントツリーの例（非隔離事象）

1.0E-04
給水系無し（ベースケース）
1.0E-05

給水系有り（感度解析）

3.1.1−123

炉心損傷頻度（／炉年）

1.0E-06

1.0E-07

1.0E-08

1.0E-09

1.0E-101.0E-11

1.0E-121.0E-13

事故シーケンスグループ

第 3.1.1.8−9 図

給水系のモデル化に関する感度解析結果（炉心損傷頻度の比較）

高圧注水・
減圧機能喪失
＜0.1％

原子炉停止
機能喪失
＜0.1％

高圧・低圧
注水機能喪失
＜0.1％

全交流動力
電源喪失
0.2％

インターフェイス
システムＬＯＣＡ＜0.1％
ＬＯＣＡ時注水機能喪失＜0.1％

3.1.1−124

崩壊熱除去
機能喪失 99.8％

原子炉停止
機能喪失
0.2%

高圧注水・
減圧機能喪失＜0.1%

高圧・低圧
注水機能喪失＜0.1%

インターフェイス
システムＬＯＣＡ＜0.1%
ＬＯＣＡ時注水
機能喪失
＜0.1%

全交流動力
電源喪失
0.7%

崩壊熱除去
機能喪失 99.0%

炉心損傷頻度：6.1E-5（／炉年）

炉心損傷頻度：1.4E-5（／炉年）【給水系無し（ベースケース）】【給水系有り（感度解析）】

第 3.1.1.8−10 図

給水系のモデル化に関する感度解析結果（事故シーケンスグループ別の寄与割合）

添付資料 3.1.1−1
出力運転時ＰＲＡの対象範囲について

ＢＷＲプラントの出力運転時を対象としたＰＲＡの対象範囲は，社団法人日本原子力学会が発行している日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状
態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準（レベル 1ＰＳＡ編）：２０
０８」において，「ＣＲ引抜開始」から「復水器真空破壊」までとされている。
ＢＷＲプラントの出力運転時ＰＲＡ及び停止時ＰＲＡの対象範囲を図１に示す。

原
子
炉
出
力
経過時間
出力降下開始全CR全挿入期間a

復水器真空破壊期間b

出力運転時PRA

図1

CR引抜開始

定格出力到達期間c
停止時PRA

出力運転時PRA

出力運転時ＰＲＡ及び停止時ＰＲＡの対象範囲（ＢＷＲ）

図 1 において，「出力降下開始〜全ＣＲ全挿入」，「全ＣＲ全挿入〜復水器真空破壊」，及び「ＣＲ引抜開始〜定格出力到達」の各期間は，次の理由により出力運転時ＰＲＡで取り扱うことは妥当であると判断している。

(1)

出力降下開始〜全ＣＲ全挿入
緩和設備は，給水系を除いて，定格出力運転時とほぼ同等の構成である。

給復水系は原子炉出力降下に伴う給水流量の低下に応じてポンプを切り替えるが，運転中の機器の故障による給水喪失に至らないよう定格出力運転時と同様に待機させる機器が設けられている。このため，出力レベルの変化に伴
添付 3.1.1−1−1

う種々のパラメータの変化は，異常発生時の事象進展の緩急の差となっても，起因事象の発生頻度も大きく影響を受けるものではない。また，使用可能な緩和設備，あるいは緩和設備の信頼性の観点からは大きな相違はない。
また，原子炉圧力／出力が低下した状態では，プラント運用のため次のス
クラム信号がバイパスされるが，これは燃料健全性を確保する上で，次のインターロックによる原子炉スクラムの必要がない状態に移行したことによるものである。
・原子炉圧力の低下に伴う「主蒸気隔離弁閉」によるスクラム
・原子炉出力の低下に伴う「主蒸気止め弁閉」及び「タービン加減弁急速閉」によるスクラム
なお，本プラントのＰＲＡモデルでは，上記のスクラム信号による原子炉
スクラムに期待していないため，これらのスクラム信号の有無は本プラントのＰＲＡ結果に影響を与えるものではない。
(2)

全ＣＲ全挿入〜復水器真空破壊
緩和設備は，給水系を除いて，定格出力運転時とほぼ同等の構成である。

復水系は，運転中の機器の故障による給水喪失に至らないよう定格出力運転時と同様に待機させる機器が設けられている。このため，異常事象発生時のパラメータの変化は，事象進展の緩急の差となっても，使用可能な緩和設備，
あるいは緩和設備の信頼性の観点からは大きな相違をもたらすものではない。
したがって，全ＣＲ全挿入から真空破壊までの期間で発生する過渡事象を
手動停止の起因事象に含めることで，出力運転時ＰＲＡとして取り扱う。
(3)

ＣＲ引抜開始〜定格出力到達緩和設備は，給水系を除いて，定格出力運転時とほぼ同等の構成であることから，出力運転状態を対象としたＰＲＡに含める。
なお，原子炉停止後の時間経過及び新燃料の装荷による崩壊熱の低下を考添付 3.1.1−1−2慮すると，当該期間のリスクは定格出力運転中に比べて小さいと考えられる。

添付 3.1.1−1−3

添付資料 3.1.1.2−1
起因事象のグループ化について(1)

起因事象の同定選定した起因事象の具体的な同定は，以下のとおりである。
ａ．過渡事象及び事故に係る起因事象の同定
原子炉設置変更許可申請書添付書類十に評価されている運転時の異常な過渡変化及び設計基準事故に関して，過渡事象を分析しているＥＰＲＩ

ＮＰ−２２３０における事象分類との対応を確認し，起因事象として考慮すべき事象を相互に確認する。また，過渡事象については，機器の故障及び人的過誤によるプラントの応答の特徴を把握するために，起因事象発生時の主要な状況（原子炉冷却材圧力バウンダリの状態，外部電源の有無，主蒸気隔離の有無）と緩和設備の主要な状況（初期給復水系の使用可否等，主なスクラム信号）について整理する。過渡事象及び事故に係る起因事象の同定結果を表1に示す。
起因事象発生時の主要な状況と緩和設備の主要な状況が同様な事象については，同じ事象分類とし，起因事象のグループ化を検討する。また，
起因事象対象外とする事象については，その理由を表1に示す。
ｂ．従属性を有する起因事象等の同定（手動停止／サポート系喪失）
原子炉設置変更許可申請書添付書類八等に基づき，原子炉の運転に係
わる設備ごとに機能喪失時の影響を検討し，従属性を有する起因事象等を分析・同定した。整理した結果を表2に示す。
当該設備が機能喪失した場合に，広範な緩和設備が同時に機能喪失に至るサポート系故障等を，従属性を有する起因事象であるサポート系故障として摘出した。一方，緩和設備への影響範囲が限定的な事象は，従属性を有する起因事象ではなく，計画外停止として考慮する。
添付 3.1.1.2−1−1ｃ．原子炉冷却材圧力バウンダリに係る起因事象の同定（ＬＯＣＡ及び格納容器バイパス）
原子炉冷却材圧力バウンダリに該当する容器・配管等の設備を摘出し，想定される破損モードを整理した。また，想定される破損モードに基づき起因事象を分析・同定を行った。整理した結果を表3に示す。
格納容器内での破損はＬＯＣＡとして，格納容器外での破損のうち破損部位が隔離できない場合は格納容器バイパスとして検討した。なお，
格納容器外での破損のうち破損部位が隔離できる場合は，隔離成功の時
点で原子炉への影響は収束するため，溢水事象に分類し対象外とする。
ＬＯＣＡでは，原子炉冷却材圧力バウンダリからの冷却材の流出規模によりプラント応答や成功基準が異なるため，流出規模に応じて，漏えい，小破断ＬＯＣＡ，中破断ＬＯＣＡ，大破断ＬＯＣＡ及び設計基準事
故超過ＬＯＣＡ（以下「ＤＢＡ超過ＬＯＣＡ」という。）に分類する。
また，機器故障に起因する事象（ＰＬＲポンプメカニカルシールのリーク，ＡＤＳ／過渡時自動減圧回路の誤動作）については，配管等の破損と状況が異なるため別途検討する。これらの事象に関する検討と起因事象としての取扱い結果を表3に示す。ＬＯＣＡは発生経験のない稀有事象であり，プラントの運転実績に基づいた統計による発生頻度評価は困難であるため，発生頻度についても併せて検討する。
格納容器バイパスには，格納容器隔離弁の多重故障，弁試験時の隔離失敗等により原子炉圧力が低圧設計部等にかかることでこれが破損し，原子炉冷却材が格納容器外で流出するインターフェイスシステムＬＯＣ
Ａ（ＩＳＬＯＣＡ）と，常時開状態等の格納容器隔離弁に接続している
配管が格納容器外で破損し，これに重ねて格納容器隔離弁の閉鎖に失敗することにより原子炉冷却材が格納容器外で流出する事象（格納容器バ
添付 3.1.1.2−1−2

イパス破断）が考えられる。両事象に該当する設備について，事象の発生頻度，影響程度を検討する。これらの検討と起因事象としての取扱い
結果を表3に併せて示す。概略評価の結果，格納容器バイパス破断は発生頻度が小さいことから、評価対象外とする。
なお，原子炉冷却材圧力バウンダリに係る検討においては，従属性を有する起因事象は特に摘出されなかった。

添付 3.1.1.2−1−3

(2)起因事象のグループ化
同定された起因事象（事象分類）において，プラント応答や必要となる緩和設備等が同等であり，同一のイベントツリー及びフォールトツリーで扱える事象をグループ化する。
起因事象は過渡事象，手動停止／サポート系喪失，ＬＯＣＡ及び格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）に大きく区分されるため，これらの区分ごとに，起因事象のグル一プ化の検討結果を示す。起因事象グループと事象の定義並びに事象と緩和設備の主要な状況を表4にまとめて示す。
ａ．過渡事象等のグループ化
過渡事象等は，表1に示すとおり事象発生のプラントの応答に応じて事象分類Ａから事象分類Ｊまでに分類しているが，各事象分類において，同一のイベントツリー及びフォールトツリーで扱える事象にグループ化する。各起因事象グループ内での事象の定義は，具体的な事象が設定されているＥＰＲＩ(a)

ＮＰ−２２３０の事象定義に基づくものとする。

事象分類Ａ（タービントリップ等），Ｂ１（主蒸気隔離弁の1弁閉鎖）及びＢ２（給水加熱喪失等）
事象分類Ａは，負荷の喪失に伴い，蒸気加減弁急速閉信号又は主蒸
気止め弁閉信号により，原子炉が自動スクラムする事象である。また，
事象分類Ｂ１及びＢ２は，原子炉出力の上昇に伴い，中性子束高信号
により原子炉が自動スクラムする事象である。
これらの事象分類では，原子炉スクラム信号は異なるが，いずれもタービンバイパス弁が作動することにより主蒸気が隔離されず，事象
発生初期から給復水系が利用できることから，1つの起因事象グループ「非隔離事象」としてグループ化する。
添付 3.1.1.2−1−4

(b)事象分類Ｃ（主蒸気隔離弁の閉鎖等），Ｄ（発電機負荷遮断バイパ
ス弁不作動等），Ｅ（復水器真空度喪失）
事象分類Ｃは，主蒸気隔離弁の閉鎖に伴い，主蒸気隔離弁閉信号により原子炉が自動スクラムする事象である。事象分類Ｄは，発電機負荷遮断及びタービンバイパス弁不作動に伴い，蒸気加減弁急速閉信号
又は主蒸気止め弁閉信号により原子炉が自動スクラムする事象である。
また，事象分類Ｅは，復水器真空度の喪失によるタービントリップに伴い，主蒸気止め弁閉信号により原子炉が自動スクラムする事象である。
事象分類Ｃ及びＤでは，原子炉スクラム信号は異なるが，いずれも主蒸気隔離弁閉鎖等により，原子炉がタービン側から隔離されることで，原子炉で発生した蒸気を復水器に排出できず，ホットウェル水位が低下すると，給復水系の継続利用に障害が生じる。また，事象分類
Ｅでは，復水器の真空度が喪失しているため，初期に給復水系が利用できる場合でも，ホットウェル水位の低下に伴い，いずれ給復水系を利用できなくなり，その後原子炉水位の低下により主蒸気隔離弁が閉鎖する。そのため，これらの事象分類は，いずれも原子炉がタービン側と隔離される事象であることから，1つの起因事象グループ「隔離事象」としてグループ化する。

(c)

事象分類Ｆ（全給水流量喪失）
本事象分類は，原子炉への給水流量の全喪失に伴い，原子炉水位低（レベル３）信号により原子炉が自動スクラムする事象である。
本事象分類では，事象発生初期から給復水系が利用できないため，
単独で1つの起因事象グループ「全給水喪失」としてグループ化する。

(d)

事象分類Ｇ（給水又は復水ポンプ1台トリップ等）
添付 3.1.1.2−1−5

本事象分類は，原子炉への給水流量の減少に伴い，原子炉水位低（レベル３）信号により原子炉が自動スクラムする事象である。
本事象分類では，事象発生初期から給復水系が利用可能であるが，給復水系の機能が低下していることから，単独で1つの起因事象グループ「水位低下事象」としてグループ化する。
(e)

事象分類Ｈ１（起動時における制御棒引き抜き），Ｈ２（原子炉保護系故障によるスクラム等）
事象分類Ｈ１は，起動時における制御棒の異常な引き抜きに伴い，原子炉出力ぺリオド短（起動領域計装）信号により原子炉が自動スクラムする事象である。また，事象分類Ｈ２は，原子炉緊急停止系誤信
号等により原子炉が自動スクラムする事象である。
これらの事象分類では，原子炉スクラム信号は異なるが，いずれも主蒸気が隔離されず，事象発生初期から給復水系が利用できること及び起因事象グループ「非隔離事象」のように原子炉圧力，水位等に大幅な変動を伴わないことから，1つの起因事象グループ「原子炉緊急停止系誤動作等」としてグループ化する。

(f)

事象分類Ｊ（逃がし安全弁誤開放）
本事象分類は，原子炉運転中に逃がし安全弁の誤開放に伴い，原子炉冷却材（蒸気）の一部がサプレッション・プールに流出し，原子炉を手動でスクラムさせる事象である。
本事象分類では，原子炉冷却材が流出する事象であること及び原子炉が減圧されることで原子炉隔離時冷却系が機能喪失することから，単独で1つの起因事象グループ「逃がし安全弁誤開放」としてグループ
化する。

(g)

事象分類Ｉ（外部電源喪失等）
添付 3.1.1.2−1−6

本事象分類は，外部電源の喪失に伴い，蒸気加減弁急速閉信号により原子炉が自動スクラムする事象である。
本事象分類では，事象の発生により非常用電源の確保が必要になることから，プラント応答が他とは異なることを考慮し，単独で1つの起因事象グループ「外部電源喪失」としてグループ化する。
ｂ．手動停止／サポート系喪失
従属性を有する起因事象であるサポート系故障は，原則としてグループ化を行わない。このため，以下に示す各事象分類を，単独で1つの起因事象グループとする。また，安全機能を有する緩和設備に何らかの不具合，故障が生じ，当該設備が待機除外となった状態での手動停止を「計画外停止」とし，単独で1つの起因事象グループとする。
(a)

手動停止／サポート系喪失（手動停止）「計画外停止」「残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）」「残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）」「交流電源故障（区分Ⅰ）」(b)

サポート系喪失（自動停止）「交流電源故障（区分Ⅱ）」「タービン・サポート系故障」(c)

サポート系喪失（直流電源故障）「直流電源故障（区分Ⅰ）」「直流電源故障（区分Ⅱ）」

ｃ．ＬＯＣＡでのグループ化
ＬＯＣＡは，表3に示すとおり，評価対象とする事象分類として大破断
ＬＯＣＡ，中破断ＬＯＣＡ及び小破断ＬＯＣＡを同定している。各事象
添付 3.1.1.2−1−7

分類のグループ化は以下のとおりである。
なお，学会標準ではポンプシールＬＯＣＡを起因事象グループとして挙げている。ＢＷＲではＰＬＲポンプシールＬＯＣＡがこれに該当すると考えられるが，同事象における原子炉冷却材流出の影響は小さいと考えられるため，単独でのグループ化は行わず，「漏えい」に含むものとした。
(a)

大破断ＬＯＣＡ
事象発生により，原子炉が減圧された状態になる範囲のＬＯＣＡ事象である。原子炉が減圧状態になるため，低圧注水を行うための原子炉減圧は不要である。他の事象分類とはプラント応答が異なるため，
単独で1つの起因事象グループ「大破断ＬＯＣＡ」とする。

(b)

中破断ＬＯＣＡ
小破断ＬＯＣＡと大破断ＬＯＣＡの中間範囲のＬＯＣＡ事象である。
プラント応答については，事象発生後短期間では原子炉が減圧状態に至らないが，長期間では減圧するとして扱う。このため，他の事象分類とはプラント応答が異なることから，単独で1つの起因事象グループ「中破断ＬＯＣＡ」とする。

(c)

小破断ＬＯＣＡ
タービン駆動のＲＣＩＣで注水により水位維持が可能な範囲のＬＯ
ＣＡ事象である。注水に利用できる系統等が他の事象分類とは異なるため，単独で1つの起因事象グループ「小破断ＬＯＣＡ」とする。

ｄ．格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）
格納容器バイパスとして，インターフェイスシステムＬＯＣＡ（ＩＳＬＯＣＡ）を同定している。ＩＳＬＯＣＡは，単独で1つの起因事
象グループとする。
添付 3.1.1.2−1−8

表1
添付書類十における運転時の異常な過渡変化及び設計基準事故
原子炉起動時における制御棒の異常な引き抜き
出力運転中の制御棒の異常な引き抜き
原子炉冷却材流量の部分喪失
原子炉冷却材系の停止ル−プの誤起動

過渡事象及び設計基準事故に係る起因事象の同定結果
起因事象の状況ＥＰＲＩ ＮＰ−２２３０による過渡事象（注１）

原子炉冷却材
圧力バウンダリ

27.出力運転中の制御棒引き抜き
16.再循環ポンプ１台トリップ
15.再循環流量制御系の誤動作（再循環流量減少）
18.再循環停止ル−プ誤起動
31.外部電源喪失

初期給復水系の使用可否等

主なスクラム信号

継続可能

原子炉出力ぺリオド短（起動領域計装）

事象分類
(H1)

制御棒を引き抜いていくと，引抜制御棒近傍の出力が上昇するが，定格出力の105％のところで制御棒引抜阻止信号が出され，制御棒の引き抜きは阻止される。その結果，
原子炉スクラムには至らない。

起因事象対象外炉心流量が急速に減少し，ボイドが急増する。ボイドの増加によって原子炉水位は上昇するが，原子炉水位高（レベル8）によるタービントリップには至らず，また，原子炉スクラムにも至らない。

起因事象対象外炉心流量が急激に増加する。このため，ボイドが減少し中性子束が増加するが，中性子束高信号発信には至らず，原子炉スクラムには至らない。

起因事象対象外

外部電源なし8.復水器真空度喪失

運
転
時
の
異
常
な
過
渡
変
化

主蒸気隔離

28.起動時における制御棒引き抜き

32.補助電源喪失

外部電源喪失外部電源の有無

緩和設備の状況

タービン側・主蒸気隔離弁共隔離不可（電源なし）

蒸気加減弁急速閉(I)

主蒸気隔離弁で隔離

可／継続に障害（ホットウェル水位低下）

主蒸気止め弁閉(E)

給水加熱喪失21.給水加熱喪失

継続可能

中性子束高（熱流束相当）(B2)

原子炉冷却材流量制御系の誤動作

14.再循環流量制御系の誤動作（再循環流量増加）
1.発電機負荷遮断
3.タ−ビントリップ
10.圧力制御装置の故障（蒸気流量減少）
13.バイパス弁又は主蒸気加減弁の誤閉鎖
2.発電機負荷遮断バイパス弁不作動
4.タ−ビントリップバイパス弁不作動

継続可能

中性子束高（中性子束）

(B2)

継続可能

蒸気加減弁急速閉又は主蒸気止め弁閉(A)

タービン側で隔離

可／継続に障害（ホットウェル水位低下）

蒸気加減弁急速閉又は主蒸気止め弁閉(D)

主蒸気隔離弁で隔離

可／継続に障害（ホットウェル水位低下）

主蒸気隔離弁閉(C)

7.主蒸気隔離弁の部分閉鎖
6.主蒸気隔離弁の１弁閉鎖

継続可能

中性子束高

(B1)

継続可能

主蒸気止め弁閉(A)

主蒸気隔離弁で隔離

可／継続に障害（ホットウェル水位低下）

主蒸気隔離弁閉(C)

主蒸気隔離弁で隔離不可（起因事象）

原子炉水位低（レベル3）(F)

継続可能（機能低下）

原子炉水位低（レベル3）

(G)

継続可能

主蒸気止め弁閉(A)可／継続に障害（冷却材流出）手動スクラム(J)

原子炉緊急停止系誤信号(H2)

可／継続に障害（冷却材流出）（ホットウェル水位低下）

原子炉水位低（レベル3）

原子炉冷却材喪失
(A)

負荷の喪失

5.主蒸気隔離弁の閉鎖
主蒸気隔離弁の誤閉止

20.給水制御系の故障（流量増加，出力運転時）

給水制御系の故障

26.給水制御系の故障（流量増加，起動・停止時）
9.圧力制御装置の故障（蒸気流量増加）

原子炉圧力制御系の故障
12.タ−ビンバイパス弁誤開放
22.全給水流量喪失
23.給水又は復水ポンプ１台トリップ

給水流量の全喪失

24.給水制御系の故障（流量減少，出力運転時）
25.給水制御系の故障（流量減少，起動・停止時）
33.ＨＰＣＩ／ＨＰＣＳの誤起動
11.逃がし安全弁誤開放／開固着−

冷却材流出あり

30.原子炉保護系故障によるスクラム（注３）

34.プラント異常によるスクラム

継続可能35.原子炉保護系計装の故障によるスクラム−

原子炉冷却材喪失

設
計
基
準
事
故

冷却材流出あり

主蒸気隔離弁で隔離（注２）

原子炉冷却材流量の喪失

17.全再循環ポンプトリップ

継続可能

主蒸気止め弁閉

原子炉冷却材ポンプの軸固着

19.再循環ポンプ軸固着

継続可能

主蒸気止め弁閉(A)

放射性気体廃棄物処理施設の破損−

炉心損傷の観点からは考慮不要であるため，本事象は対象外とした。

起因事象対象外

主蒸気管破断−事象発生により主蒸気隔離弁が閉鎖することで，初期の原子炉への影響は「主蒸気隔離弁の閉鎖」と同様となる。
主蒸気隔離弁閉鎖に失敗した場合は，格納容器をバイパスした状態での原子炉冷却材（蒸気）の喪失となるが，発生頻度が極めて小さい値となることから，対象外とした。（添付資料3.1.1.2-2）

起因事象対象外燃料集合体の落下−

使用済燃料プールにおける燃料集合体の取扱い作業中に，燃料集合体が落下した場合でも原子炉の運転状態に影響することはないことから，対象外とした。

起因事象対象外制御棒落下−

事象発生により，瞬間的な出力上昇で一部の燃料の破損が考えられるが，主蒸気隔離弁が自動閉止する設計となっており，「主蒸気隔離弁の閉鎖」とプラント挙動が同様であるため，この事象に包絡されるとし，対象外とした。

起因事象対象外原子炉冷却材喪失（ＰＣＶ解析）−

冷却材流出あり

主蒸気隔離弁で隔離（注２）

可／継続に障害（冷却材流出）（ホットウェル水位低下）

原子炉水位低（レベル3）

原子炉冷却材喪失

可燃性ガスの発生−

冷却材流出あり

主蒸気隔離弁で隔離（注２）

可／継続に障害（冷却材流出）（ホットウェル水位低下）

原子炉水位低（レベル3）

原子炉冷却材喪失（注１）29.制御棒の異常な挿入，36.手動スクラム，37.原因不明については対象外とした。

（注２）破断面積が小さい場合，原子炉水位が低下せず，隔離されないこともある。
（注３）給復水系に影響を及ぼす信号が発信していない場合。

添付 3.1.1.2−1−9

表2項目（添付書類八）原子炉及び炉心機能喪失時の影響

従属性を有する起因事象
及び計画外停止の同定

この設備が機能喪失する場合には，異常徴候を検知して原子炉をスクラムする可能性はあるものの，緩和設備への影響は考え難い。

-

燃料

燃料棒・燃料集合体

制御棒及び駆動機構

制御棒・制御棒駆動機構・制御棒駆動水圧系（制御棒駆動水ポンプ・ス この設備が機能喪失する場合に，直接原子炉スクラムに至ることはない。なお，他の要因による起クラムディスチャージボリューム）・水圧制御ユニット
因事象が発生した場合には，原子炉スクラムに失敗する可能性がある。
一方，誤動作等が発生した場合には，原子炉スクラムに至る可能性はあるが，緩和設備への影響は考え難い。

原子炉圧力容器
気水分離器及び乾燥器
ジェット・ポンプ
燃料の貯蔵設備及び取扱設 燃料取替機
備
原子炉建屋クレーン
新燃料貯蔵庫
使用済燃料プール
キャスク洗浄ピット
燃料プール浄化冷却系
破損燃料検出装置
再循環系

主蒸気系

原子炉補助系

設備概要（添付書類八等）

設備(添付書類八)

圧力容器内部支持構造物

再循環系及び主蒸気系

従属性を有する起因事象の同定（1／4）

この設備が機能喪失する場合には，異常徴候を検知して原子炉をスクラムする可能性はあるもの
炉心シュラウド・上部炉心格子・制御棒案内管・炉心支持板・給水ス
パージャ・炉心スプレイ用ノズル（高圧・低圧）・炉心スプレイスパー の，緩和設備への影響は考え難い。
ジャ・頂部冷却スプレイノズル・計装用ノズル・核計装検出器
原子炉圧力容器
この設備が機能喪失する場合には，原子炉冷却材喪失となる。
気水分離器・乾燥器
この設備が機能喪失する場合には，異常徴候を検知して原子炉をスクラムする可能性はあるものの，緩和設備への影響は考え難い。
ジェット・ポンプ
ブリッジ・トロリ・燃料つかみ具・インターロック
この設備が機能喪失する場合には，使用済燃料の貯蔵等に支障が発生する可能性があるが，直接原子炉の運転状態に影響を与えるものではないことから，炉心損傷頻度を評価すための起因事象としクレーン・インターロックては対象外とする。
新燃料貯蔵ラック
使用済燃料貯蔵ラック・キャスクピット
キャスク洗浄ピット
ポンプ・ろ過脱塩装置・熱交換器・スキマサージタンク・配管弁
シッピング
ポンプ・配管・弁

主蒸気管・主蒸気隔離弁・逃がし安全弁・主蒸気隔離弁漏えい抑制系

原子炉冷却材浄化系
原子炉隔離時冷却系

ポンプ・熱交換器・フィルタ脱塩装置・配管・弁ポンプ・蒸気駆動タービン・配管・弁残留熱除去系

原子炉停止時冷却系，低圧注水系，格納容器スプレイ冷却系（ポンプ・熱交換器・配管・弁）

-

-

-

再循環系の運転状態に異常が発生した場合には，原子炉スクラムする可能性がある。配管破損等の原子炉冷却材圧力バウンダリ異常の場合には，原子炉冷却材喪失の起因事象の同定にて検討する。

-

この設備が機能喪失する場合には，原子炉スクラムに至る可能性がある。主蒸気隔離弁の閉止の場
合は隔離事象，逃がし安全弁の誤動作等の場合には逃がし安全弁誤開放として考慮する。

-

この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至ることはない。
この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至ることはない。一方，機能喪失に伴い原子炉停止操作を行う場合は，計画外停止として扱う。なお，当該設備に期待できないことを，アンアベイラビリティとしてフォールトツリー（ＦＴ）で考慮している。

-

計画外停止

残留熱除去系海水系
低圧炉心スプレイ系

ポンプ・配管・弁

低圧注水系

残留熱除去系に同じ

高圧炉心スプレイ系

ポンプ・配管・弁

自動減圧系

逃がし安全弁

ほう酸水注入系

ほう酸水貯蔵タンク・ポンプ・配管・弁

原子炉補機冷却系

原子炉補機冷却系

補機冷却海水系（タービン補機冷却系と共用の設備）

試料採取系

試料採取系

この設備が機能喪失する場合には，残留熱除去系及び低圧炉心スプレイ系が機能喪失するため，従属性を有する起因事象とする。

従属性を有する起因事象

この設備が機能喪失する場合には，直ちに原子炉スクラムに至る可能性はない。一方，機能喪失に伴い原子炉停止操作を行う場合は，計画外停止として扱う。なお，当該設備に期待できないことを，アンアベイラビリティとしてフォールトツリー（ＦＴ）で考慮している。
計画外停止

この設備が機能喪失する場合に，直接原子炉スクラムに至ることはない。また，機能喪失に伴い原子炉停止操作を行う場合は，計画外停止として扱うが，注水機能及び除熱機能への影響はない。
一方，誤動作した場合には，原子炉が停止するため，計画外停止に含まれる。

計画外停止

この設備が機能喪失する場合には，復水器からの排ガス系が機能喪失するため，原子炉スクラムに至る可能性がある。このため，従属性を有する起因事象として考慮する。

従属性を有する起因事象

この設備が機能喪失する場合には，タービン補機冷却系が機能喪失する。このため，従属性を有す
る起因事象として考慮する。

従属性を有する起因事象

この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至ることはない。

-

添付 3.1.1.2−1−10

表2項目（添付書類八）タービン設備設備(添付書類八)タービン
復水器および空気抽出器
復水ポンプ
復水脱塩装置
給水加熱器
給水ポンプ
循環水系
タービン補機冷却系

計装及び制御中央制御室
原子炉出力制御系
安全保護系
核計装
原子炉プラント・プロセス系統
運転監視補助装置

電気系

送電線
発電機及び励磁装置
変圧器
開閉所
所内高圧母線

ディーゼル発電機設備

直流母線

従属性を有する起因事象の同定（2／4）

設備概要
機能喪失時の影響（添付書類八等）
蒸気タービン・湿分分離器・タービングランドシール・タービンバイパ この設備が機能喪失する場合には，タービントリップ，復水器真空度喪失，給水喪失等の過渡事象
ス系が発生し，原子炉スクラムに至る。このため，非隔離事象等の起因事象として考慮する。
復水器・空気抽出器
低圧復水ポンプ・高圧復水ポンプ
復水脱塩装置
給水加熱器
給水ポンプ
循環水系
冷却水ポンプ・熱交換器・配管弁
この設備が機能喪失する場合には，主要なタービン設備が機能喪失し，原子炉スクラムに至る。このため，従属性を有する起因事象として考慮する。
補機冷却海水系（原子炉補機冷却系と共用の設備）
制御盤・計測制御装置・通信連絡設備及び照明設備・中央制御室外原子 通信連絡設備等を除き，計測制御設備の機能喪失により，過渡事象が発生し原子炉スクラムに至炉停止装置る。このため，原子炉緊急停止系誤動作等の起因事象として考慮する。
反応度制御系・タービン制御系
タービン制御系については，故障等によりタービン関係機器の制御に支障をきたす可能性がある。
このため，従属性を有する起因事象として考慮する。
原子炉緊急停止系・後備緊急停止系
起動領域計装・出力領域計装・制御棒引き抜き監視装置・中性子計装電源回路
原子炉圧力容器計装・再循環回路計装・原子炉給水系および蒸気系計装・制御棒駆動系計装
制御棒引き抜き阻止回路・監視計算装置・制御棒価値ミニマイザ（ＲＢ この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至ることはない。
Ｍ）
275kV送電線2回線，154kV送電線
発電機故障など単体故障については，負荷遮断等によって，原子炉スクラムに至る。このため，非隔離事象等として考慮する。
横軸円筒回転界磁3相同期発電機
送電線，変圧器，開閉所の故障については，外部電源が喪失する場合には，外部電源喪失として考固定子（水及び水素冷却）・回転子（水素冷却）慮する。
主要変圧器・所内変圧器・起動変圧器
275kV超高圧開閉所
常用母線・非常用母線・ＨＰＣＳ母線

この設備（母線下流の低圧母線を含む。）が機能喪失する場合には，当該区分の母線に接続する設備が機能喪失し，原子炉スクラム又は計画外停止等に至る。このため，従属性を有する起因事象として考慮する。
区分Ⅰの非常用母線喪失の場合，直ちに原子炉スクラムに至ることはないが，区分Ⅰの設備が機能喪失した状態で手動停止に至る。
区分Ⅱの非常用母線喪失の場合，計装用の共通母線の電源が喪失するため，給復水系の制御弁が全開となり，給復水ポンプがトリップすることにより原子炉スクラムに至る。
ＨＰＣＳ母線喪失の場合，直ちに原子炉スクラムに至ることはないが，計画外停止に至る可能性がある。

非常用ディーゼル発電機
ＨＰＣＳディーゼル発電機

この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至る可能性はない。一方，機能喪失に伴い原子炉停止操作を行う場合は，計画外停止として扱い，この場合，当該設備に期待できないことを，アンアベイラビリティとしてフォールトツリー（ＦＴ）で考慮している。

125V非常用電源母線・125VＨＰＣＳ用母線
250V常用電源母線・±24V中性子モニタ用母線

この設備（母線下流の低圧母線を含む。）が機能喪失する場合には，当該区分の母線に接続する設備が機能喪失し，原子炉スクラム又は計画外停止に至る。このため，従属性を有する起因事象として考慮する。
区分Ⅰの直流電源喪失の場合，高圧復水ポンプ−Ｂ及びＣがトリップするため給水流量が低下し，原子炉水位が低下することにより原子炉スクラムに至る。また，所内電源自動切替信号が発信しな
いため，外部電源喪失に至る。
区分Ⅱの直流電源喪失の場合，タービンが自動トリップし，タービン主蒸気止め弁等が閉止することにより原子炉スクラムに至る。また，外部電源からの受電しゃ断器が操作不能となり，外部電源喪失に至る。
ＨＰＣＳ母線喪失時には，直ちに原子炉スクラムに至ることはないが，計画外停止に至る可能性がある。

従属性を有する起因事象
及び計画外停止の同定-

従属性を有する起因事象

従属性を有する起因事象

-

-

-

従属性を有する起因事象
計画外停止

計画外停止

従属性を有する起因事象
計画外停止

安全保護系母線

原子炉保護系母線・バイタル交流電源母線・計装用母線

この設備が機能喪失する場合には，過渡事象が発生し原子炉スクラムに至る。このため，非隔離事
象等の起因事象として考慮する。

-

通信連絡設備及び照明設備

所内通話設備・加入電話・電力保安通信用電話・所内非常灯

この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至ることはない。

-

添付 3.1.1.2−1−11

表2項目（添付書類八）放射性廃棄物の廃棄施設

設備(添付書類八)気体廃棄物処理施設

液体廃棄物処理系

放射線管理施設

原子炉格納施設

発電所補助系

固体廃棄物処理系
遮蔽設備
放射線管理施設
放射線計測器

圧力抑制形格納容器（1次格納施設）
圧力抑制形格納容器貫通部
隔離弁
真空破壊装置
格納容器内ガス濃度制御系
ドライウェル内ガス冷却装置

従属性を有する起因事象の同定（3／4）

設備概要
機能喪失時の影響（添付書類八等）
排ガス予熱器・排ガス再結合器・排ガス復水器・空気抽出器排ガス減衰 この設備が機能喪失する場合には，放射性廃棄物の処理等に支障が発生する可能性があるが，直接管・空気抽出器排ガス系フイルター・活性炭式希ガスホールドアップ装 原子炉の運転状態に影響を与えるものではないことから，炉心損傷頻度を評価するための起因事象
置・真空ポンプ・排気筒
としては対象外とする。
機器ドレン処理系・床ドレン処理系・再生廃液処理系・洗濯廃液処理
系・排ガス洗浄廃液処理系等
濃縮廃液系・使用済樹脂系・雑固体系・固体廃棄物貯蔵所
1次遮蔽・2次遮蔽・燃料取扱遮蔽・補助遮蔽
この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至ることはない。
出入管理室・汚染管理関係施設・試料分析関係設備
発電所内の放射線監視設備及び測定機器・放出放射性廃棄物及び系統内 この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至ることはない。
の放射線監視設備並びに測定機器・発電所外の放射線監視設備・個人管 ただし，プロセス放射線モニタの主蒸気管放射能高信号については，誤信号により原子炉スクラム
理用測定設備及び測定機器
及び主蒸気隔離弁閉鎖に至ることから，隔離事象として考慮している。
原子炉格納容器本体・ベント管・ベントヘッダ及びダウンカマ
格納容器貫通部・エアロック・機器搬入ハッチ
隔離弁
真空破壊装置
可燃性ガス濃度制御系・原子炉格納容器調気系
ファン・冷却コイル

-

-

計画外停止

この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至る可能性はない。
この設備が機能喪失する場合には，ドライウェル内の空間温度が上昇することから，原子炉再循環ポンプなどの機器への影響が考えられるが，温度上昇は比較的緩やかであり，影響が生じる前に手動停止等の対応が可能である。
残留熱除去系に同じ
この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至る可能性はない。

残留熱除去系に同じ
建物・扉・エアロック

常用換気系及び空気冷却装置

常用換気系・空気冷却装置

原子炉建屋ガス処理系

湿分除去装置・排気ファン・フィルタ装置（高性能粒子フィルタ・チャ この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至る可能性はない。
コールフィルタ等）・排気筒
給水処理系
この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至る可能性はない。
（前処理装置・ろ過水タンク・純水造水装置・純水タンク）
補給水系(復水貯蔵タンク等)
この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至る可能性はない。

補給水系

-

この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至る可能性はない。一方，機能喪失に伴い原子炉停止操作を行う場合は，計画外停止として考慮する。

格納容器スプレイ冷却系
原子炉建屋（2次格納施設）

給水処理系

従属性を有する起因事象
及び計画外停止の同定

この設備が機能喪失する場合には，空間温度が上昇し，冷却対象機器への影響が考えられるが，温度上昇は比較的緩やかであり，影響が生じる前に手動停止等の対応が可能である。

計画外停止
-

換気系
消火装置
圧縮空気系

所内ボイラ

換気空調設備
消火栓設備（ろ過水タンク・消火ポンプ）
計装用圧縮空気系・所内用圧縮空気系

所内用ボイラ

この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至る可能性はない。

-

計装用圧縮空気系が機能喪失する場合には，計装用圧縮空気系の圧力が規定値まで低下すると原子炉スクラムに至るが，緩和機能への影響はない。
一方，タービン設備では計装用圧縮空気系に依存している機器があるため，原子炉スクラムに至らないまでも重大な支障が生じた場合を想定し，従属性を有する起因事象として考慮する。
この設備が機能喪失する場合には，プラント起動停止時に復水器からの空気抽出ができなくなる場合がある。このため，非隔離事象等として考慮している。

従属性を有する起因事象-

添付 3.1.1.2−1−12

表2
同定結果
計画外停止

起因事象グループ

従属性を有する起因事象の同定（4／4）

事象の概要

事象の定義

起因事象区分

計画外停止

緩和設備の機能異常が原因で原子炉を計画外に停止する事象

原子炉停止機能，炉心冷却機能又は格納容器からの除熱機能を有する緩和設備の機能異常による計
画外の手動停止

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）

残留熱除去系海水系（区分Ⅰ）機能喪失時の手動停止

区分Ⅰの残留熱除去系海水系が機能喪失し，当該安全区分の設備に期待できない状態での原子炉手
動停止
手動停止／サポート系喪失（手動停止）

従属性を有する起因事象

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）

残留熱除去系海水系（区分Ⅱ）機能喪失時の手動停止

区分Ⅱの残留熱除去系海水系が機能喪失し，当該安全区分の設備に期待できない状態での原子炉手
動停止

交流電源故障（区分Ⅰ）

交流電源（区分Ⅰ）機能喪失時の手動停止

交流母線や下流の電源設備（非常用ディーゼル発電機を除く）が機能喪失し，当該安全区分の設備に期待できない状態での原子炉手動停止

交流電源故障（区分Ⅱ）

交流電源（区分Ⅱ）機能喪失時の自動停止

交流母線や下流の電源設備（非常用ディーゼル発電機を除く）が機能喪失し，当該安全区分の設備に期待できない状態での原子炉自動停止

タービン・サポート系故障

タービン・サポート系（EHC，IA，補機冷却海水系）機能喪失時の手動
スクラム

タービン設備のサポート系が機能喪失し，タービン設備に期待できない状態での原子炉手動スクラ
ム

直流電源故障（区分Ⅰ）

直流電源（区分Ⅰ）機能喪失時の自動停止

区分Ⅰの直流母線や下流の電源設備が機能喪失し，当該安全区分の設備に期待できない状態での原子炉自動停止サポート系喪失（自動停止）

サポート系喪失（直流電源故障）
直流電源故障（区分Ⅱ）

直流電源（区分Ⅱ）機能喪失時の自動停止

区分Ⅱの直流母線や下流の電源設備が機能喪失し，当該安全区分の設備に期待できない状態での原子炉自動停止添付 3.1.1.2−1−13表3

原子炉冷却材圧力バウンダリに係る起因事象の同定（冷却材流出）

添付 3.1.1.2−1−14

表4

起因事象のグループ化の結果と事象の定義及び事象と緩和設備の主要な状況
起因事象の状況
事象の定義

起因事象

非隔離事象

過渡事象

隔離事象

過渡事象

全給水喪失
水位低下事象

原子炉緊急停止系誤 動作等

逃がし安全弁誤開放
外部電源喪失計画外停止
手動停止／サポー
ト系喪失（手動停止）
手動停止／サポート
系喪失

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）
残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）
交流電源故障（区分Ⅰ）
交流電源故障（区分Ⅱ）

サポート系喪失（自動停止）

タービン・サポート 系故障

サポート系喪失（直流電源喪失）

直流電源故障
（区分Ⅰ）
直流電源故障（区分Ⅱ）

1. 発電機負荷遮断
2. タ−ビントリップ
3. 圧力制御装置の故障（蒸気流量減少）
4. バイパス弁又は主蒸気加減弁の誤閉鎖
5. 全再循環ポンプトリップ
6. 再循環ポンプ軸固着
7. 給水制御系の故障（流量増加，出力運転時）
8. 給水制御系の故障（流量増加，起動・停止時）
9. HPCI／HPCSの誤起動
10. 主蒸気隔離弁の1弁閉鎖
11. 再循環流量制御系の誤 動作（再循環流量増加）
12. 給水加熱喪失
1. 主蒸気隔離弁の閉鎖
2. 主蒸気隔離弁の部分閉鎖
3. 圧力制御装置の故障（蒸気流量増加）
4. タ−ビンバイパス弁誤開放
5．発電機負荷遮断バイパス弁不作動
6. タ−ビントリップバイパス弁不作動
7. 復水器真空度喪失
1. 全給水流量喪失
1. 給水又は復水ポンプ1台 トリップ
2. 給水制御系の故障（流量減少，出力運転時）
3. 給水制御系の故障（流量減少，起動・停止時）
1. 起動時における制御棒引き抜き
2. 原子炉保護系故障によるスクラム
3. プラント異常によるスクラム
4. 原子炉保護系計装の故障によるスクラム
1. 逃がし安全弁誤開放／開固着（1弁）

事象分類

原子炉冷却材
圧力バウンダリの状態

外部電源の状態

緩和設備の状況
主蒸気隔離

主なスクラム信号

継続可能

蒸気加減弁急速閉又は主蒸気止め弁閉

継続可能

主蒸気止め弁閉

継続可能

中性子束高（中性子束）
中性子束高（熱流束相当）

事象分類A

事象分類B1

中性子束高事象分類B2

事象分類C

可／継続に障害（ホットウェル水位低下）

主蒸気隔離弁で隔離

事象分類D

タービン側で隔離

事象分類E

主蒸気隔離弁で隔離不可（起因事象）

事象分類F

主蒸気隔離弁で隔離

可／継続に障害（ホットウェル水位低下）

継続可能（機能低下）

事象分類H1事象分類J

1. 外部電源喪失（所内電源が非常用電源以外にない状態）
2. 補助電源喪失
比較的軽微な故障を含む， 原子炉停止機能，炉心冷却機能又は格納容器からの除熱機能を有する緩和 設備の機能異常が原因で原子炉を計画外に手動
計画外停止
停止する事象主蒸気隔離弁閉

蒸気加減弁急速閉又は主蒸気止め弁閉
主蒸気止め弁閉

原 子炉水位低（レベル3）

事象分類G
継続可能

原子炉水位低（レベル3）

原子炉出力ぺリオド短（起動領域計装）（注２）

原子炉緊急停止系誤 信号

事象分類H2

継続可能

冷却材流出あり可／継続に障害（冷却材流出）手動スクラム不可（電源なし）

蒸気加減弁急速閉

事象分類I

外部電源なしタービン側・
主蒸気隔離弁共隔離

継続可能

残留熱除去系海水系が機能 喪失し，当該安全区分の設備に期待できない状
態での手動停止

残留熱除去系海水系故障

交流母線や下流の電源設備 （非常用ディーゼル発電機を除く）が機能喪失し，当該安全区分の設備に 期待できない状態での手動停止

交流電源故障（区分Ⅰ）
交流電源故障
（区分Ⅱ）

手動停止

手動停止
継続可能
手動停止
主蒸気隔離弁で隔離

タービン設備のサポート系 の機能が喪失し，タービン設備に期待できない
タービン・サポート系故障
状態での手動スクラム
直流電源故障直流母線や下流の電源設備 が機能喪失し，当該安全区分の設備に期待でき（区分Ⅰ）ない状態での自動停止
直流電源故障（区分Ⅱ）
事象発生により原子炉が減 圧状態になる範囲

大破断ＬＯＣＡ

不可（給復水ポンプトリップ）

不可（サポート系なし）
外部電源からの受電不可

原子炉水位低（レベル3）

手動スクラム
原子炉水位低（レベル3）

主蒸気隔離弁で隔離不可（電源なし）
主蒸気止め弁閉

大破断ＬＯＣＡ

小LOCAと大LOCAの中間範囲
ＬＯＣＡ

初期給復水系の使用

中破断ＬＯＣＡ

中破断ＬＯＣＡ

冷却材流出あり

主蒸気隔離弁で隔離 （ 注 １ ）可／継続に障害（冷却材流出）（ホットウェル水位低下）

原子炉水位低（レベル3）

冷却材流出あり

主蒸気隔離弁で隔離 （ 注 １ ）可／継続に障害（冷却材流出）（ホットウェル水位低下）

原子炉水位低（レベル3）

原子炉隔離時冷却系で注水 可能な範囲
小破断ＬＯＣＡ

格納容器バイパス

インターフェイスシステ ムＬＯＣＡ

小破断ＬＯＣＡ

隔離弁の多重故障や弁試験 時の隔離失敗等により低圧設計部等が原子炉圧力にさらされることでこれ が破損し，原子炉冷却材が格納容器外で流出する事象

インターフェイスシステム
ＬＯＣＡ（注１）破断面積が小さい場合，原子炉水位は低下せず，隔離されない こともある。
（注２）給復水系に影響を及ぼす信号が発信していない場合。

添付 3.1.1.2−1−15

添付資料 3.1.1.2−2
主蒸気管破断の分類の考え方について

主蒸気管破断後に主蒸気隔離弁閉鎖に成功した場合は「隔離事象」と同様の事故進展となるが，発生頻度は 1E-5／炉年程度であり，「隔離事象」に比べて十分小さいことから，評価対象外としている。また，主蒸気管破断後に主蒸気隔離弁閉鎖に失敗した場合，「格納容器バイパス」が発生するが，発生頻度が極めて小さい値となることから，評価対象外としている。
以下では，主蒸気管破断の発生頻度及び主蒸気隔離弁による隔離失敗確率の評価を行い，それらを踏まえて主蒸気管破断が発生したときの起因事象の分類の考え方について示した。

（1）主蒸気管破断の発生頻度及び隔離失敗確率ａ．主蒸気管破断の発生頻度
今回のＰＲＡにおけるＬＯＣＡの発生頻度は，海外の文献を参考に，破断口径の大きさに応じた発生頻度（ある口径以上の破断が生じる頻度）を評価している（添付 3.1.1.2-6）。主蒸気配管（口径：650A）についてもこの考え方で評価すると，その発生頻度は 1E-5／炉年を下回るものと考えられるが，本評価では主蒸気管 4 本で 1E-5／炉年とする。

ｂ．主蒸気隔離弁による隔離失敗確率
主蒸気管には漏えい検出（主蒸気管トンネル温度，主蒸気管流量等）による自動隔離機能がある。また，運転員の手動隔離操作にも期待できることから，隔離弁の隔離信号故障による機能喪失は十分小さいと考えられる。
よって，主蒸気管破断の隔離失敗確率は隔離弁の「閉失敗」の機械故障率（3.2E-4／要求時）のみを考慮する。なお，隔離弁は 2 個あるが，「閉失添付 3.1.1.2−2−1

敗」の共通要因故障は考慮していない。これは，各々の隔離弁が格納容器
内外の異なる環境に設置されているためである。

(2)

主蒸気管破断が発生したときの起因事象の分類の考え方
主蒸気管破断は発生箇所（図 1）及び隔離の成否に着目すると以下の 3つに分けることができる。
①隔離に成功した場合②隔離に失敗した場合（格納容器外の破断）③隔離に失敗した場合（格納容器内の破断）
各々についての起因事象の分類の考え方を以下に示す。

①隔離に成功した場合
図 1 の a，ｂ，c のいずれかで破断が発生して隔離に成功した場合は主蒸気管からの漏えいが停止するため，起因事象としては隔離事象に整理され，期待する緩和機能についても今回のＰＲＡの隔離事象と同等である。また，発生頻度は(1)のとおり 1E-5／炉年であり，今回のＰＲＡで用いている隔離事象の発生頻度（2.7E-2／炉年）に比べて十分小さいことから評価対象外とする。
②隔離に失敗した場合（格納容器外の破断）
図 1 の a，b のいずれかで破断が発生して隔離に失敗した場合は，格納容器外に主蒸気が放出されるため，起因事象としては格納容器バイパ
スに整理される。図 1 の b で破断が発生し隔離に失敗する頻度は，(1)の検討を元に評価すると 3.2E-9／炉年であり，発生頻度が極めて小さい値となる。また，図 1 の a で破断が発生した場合は外側隔離弁の閉止にも期待できるため，1.0E-12／炉年となる。いずれの場合も発生頻度が添付 3.1.1.2−2−2極めて小さいことから評価対象外とする。
③隔離に失敗した場合（格納容器内の破断）
図 1 の c で破断が発生して隔離に失敗した場合，又は図 1 の d で破断が発生した場合は，格納容器内に主蒸気が放出される。また，主蒸気配管の口径（650A）は，今回のＰＲＡにおける大破断ＬＯＣＡで考慮している口径（125A よりも大きな破断）に含まれており，期待する緩和機能についても今回のＰＲＡの大破断ＬＯＣＡと同等であるため，この場合は今回のＰＲＡにおける大破断ＬＯＣＡの評価に包含されていることとなる。

以上より，主蒸気管破断がいずれの箇所で発生した場合も，今回のＰＲＡからは発生頻度の観点で評価対象外，又は大破断ＬＯＣＡに包含される結果
となった。

b

a

外側隔離弁

c

d

内側隔離弁

格納容器
原子炉圧力容器
図１

破断箇所の場合分けのイメージ

添付 3.1.1.2−2−3

添付資料 3.1.1.2−3
手動による原子炉停止事象のモデル化について

1.

はじめに
本ＰＲＡでは，外乱事象そのものではない「手動による原子炉停止事象」
を起因事象として取り扱っている。この事象の取扱いについて以下に説明する。

2.

手動による原子炉停止事象の定義と考慮すべき期間
手動による原子炉停止事象の定義は以下のとおりである。
・通常停止：定期検査のための計画停止及び緩和設備に影響しない軽微な事象発生による計画外の停止
・計画外停止：緩和設備に影響する事象発生による計画外の停止
・サポート系故障（手動停止）：緩和設備のサポート系に影響する事象発生
による計画外の停止
出力運転時ＰＲＡの対象範囲において，これらの事象を考慮すべき期間は
図 1 のとおり，期間ＡとＢに区分される。
定格出力状態

全制御棒
全挿入
期間Ａ
図1

復水器
真空破壊
期間Ｂ

手動による原子炉停止事象を考慮すべき期間
添付 3.1.1.2−3−1

(1)期間Ａ（出力降下開始〜全制御棒全挿入）
この期間に発生する緩和設備の作動を必要とする外乱事象（自動スクラ
ム事象）は，以下の理由により自動スクラムとなる過渡事象として取り扱う。
・この期間に発生する自動スクラム事象は，過渡事象等の発生頻度の算出に含めている（表 1）こと（実績による発生頻度の算出は，出力運転状
態を対象）
・出力が低下していることにより，外乱の影響の程度は，定格出力運転状
態より緩和されること（定格出力運転状態を仮定した緩和設備の成功基準より緩和される）・過渡事象等のモデルにおいて，緩和設備及びそのサポート系の待機除外確率が考慮されていること（非常用電源系の待機除外確率はモデル化されていないが，非常用電源系の許容待機除外時間は保安規定により短時間に制限されていること，その待機除外確率が小さいことから，過渡事
象等との重畳は考慮していない。）(2)

期間Ｂ（全制御棒全挿入〜復水器真空破壊）
この期間に発生する緩和設備の作動を必要とする外乱事象は，自動スクラムとなる過渡事象等の発生頻度の算出に含まれない。したがって，この期間に発生する緩和設備の作動を必要とする外乱事象を，原則，評価対象事象とする必要があり，以下のとおり取り扱う。
・外乱事象としては，給復水系の機器故障に起因した給復水系機能喪失を考慮する。
・起因事象として手動による原子炉停止事象を考慮し，その発生頻度として年当たりの停止回数を与える。
・給復水系機能喪失はイベントツリーのヘディングとしてモデル化し，添付 3.1.1.2−3−2上記の起因事象の発生頻度と給復水系の機能喪失確率をもって，外乱
事象の発生頻度を表現する。
・ここで，計画外停止及びサポート系故障（手動停止）については，緩和設備との依存性があるため，従属性を有する起因事象として選定しているが，通常停止については，緩和設備との依存性がないことを考慮し，起因事象から除外する。

以上のとおり，手動による原子炉停止事象は外乱事象そのものではないが，緩和設備との依存性を有する計画外停止／サポート系故障（手動停止）について，炉心損傷頻度に有意な影響を与える可能性を考慮して起因事象として選定し，全制御棒全挿入から復水器真空破壊までの期間で発生する外乱事象をモデル化している。

3.

通常停止を起因事象として選定した場合の炉心損傷頻度への影響
上記 2.のとおり，通常停止は外乱事象そのものではなく，期間Ａ（出力降
下開始から全制御棒全挿入まで）に緩和設備の作動が必要とする外乱事象（自動スクラム事象）が発生した場合は過渡事象として取り扱われる。
このため，期間Ｂ（全制御棒全挿入〜復水器真空破壊）を対象に，給復水系の機能喪失確率を考慮して感度解析を実施し，通常停止を起因事象として選定した場合の炉心損傷頻度への影響を確認した。
その結果，全炉心損傷頻度は 6.3E-5／炉年となり，ベースケースの 6.1E-5／炉年に対して同程度となることを確認した。感度解析結果を表 2 及び表 3に示す。

添付 3.1.1.2−3−3表1

出力降下中のスクラム事象

プラント名

発生日時

東京電力
福島第一原子力発電所 2 号機1984 年 10 月 21 日

中間領域モニタ高高による原子炉スクラム

原子炉緊急停止系
誤動作等

東京電力
福島第二原子力発電所 1 号機

1985 年 11 月 21 日

中間領域モニタ高高による原子炉スクラム

原子炉緊急停止系
誤動作等

東京電力
柏崎刈羽原子力発電所 1 号機

1992 年 2 月 28 日

タービンバイパス弁急閉後の給水ポンプトリップによる原子炉水位低スクラム

東北電力
女川原子力
発電所 1 号機

1998 年 6 月 11 日

中間領域モニタ高高による原子炉スクラム表2

スクラムの理由

起因事象の分類

非隔離事象

原子炉緊急停止系
誤動作等

通常停止を考慮した場合の炉心損傷頻度評価結果
通常停止の起因事象

通常停止の炉心損傷

全炉心損傷頻度

発生頻度（／炉年）

頻度（／炉年）（／炉年）

ベースケース

−−

6.1E-5

感度解析

1.6※１

2.3E-6

6.3E-5解析ケース※１：通常停止の発生件数（786 件）を国内ＢＷＲ全 32 基の総運転炉年（488.1 年）で除して算出。

添付 3.1.1.2−3−4

表3

通常停止を考慮した場合の事故シーケンスグループ別の炉心損傷頻度
炉心損傷頻度（／炉年）

事故シーケンスグループ

ベースケース

感度解析

高圧・低圧注水機能喪失

ＴＱＵＶ

3.5E-09

3.5E-09

高圧注水・減圧機能喪失

ＴＱＵＸ

2.0E-08

2.1E-08

長期ＴＢ

7.7E-08

7.7E-08

ＴＢＵ

2.1E-08

2.1E-08

ＴＢＰ

5.3E-10

5.3E-10ＴＢＤ

6.0E-12

6.0E-12ＴＷ

5.6E-05

5.8E-05

ＴＢＷ

4.8E-06

4.8E-06

ＴＣ

2.5E-08

2.5E-08

ＡＥ

1.4E-12

1.4E-12Ｓ１Ｅ

2.0E-112.0E-11Ｓ２Ｅ

1.6E-13

1.6E-13

ＩＳＬＯＣＡ

4.8E-10

4.8E-10

6.1E-05

6.3E-05

全交流動力電源喪失

崩壊熱除去機能喪失
原子炉停止機能喪失
ＬＯＣＡ時注水機能喪失
格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）
合計

添付 3.1.1.2−3−5

添付資料 3.1.1.2−4

起因事象の発生頻度評価に用いるデータベースの適用性について

起因事象発生頻度のデータベースは，メーカ及びエンジニアリング
会社によって，以下の情報を対象に起因事象発生件数を調査し，その結果を事業者が確認する枠組みで，定期的に更新している。
原 子 力 施 設 運 転 管 理 年 報（ 独 立 行 政 法 人

原子力安全基盤機構）

ＮＵＣＩＡで公開されているトラブル情報
電気事業者によるプレスリリース
平 成 20年 度 末 ま で の 起 因 事 象 発 生 頻 度 デ ー タ は 上 記 の 枠 組 み に よ る
デ ー タ ベ ー ス の 更 新 が 完 了 し て い る 。 一 方 ， 現 在 は 平 成 21年 度 か ら 平
成 23 年 度 末 ま で の 実 績 を 反 映 し た デ ー タ ベ ー ス の 更 新 を 実 施 中 で あ る 。
以上の状況を踏まえ，本ＰＲＡ評価時において利用可能な最新デー
タ と し て ， 平 成 20年 度 末 ま で の 原 子 力 プ ラ ン ト の 運 転 状 況 を 反 映 し た
起因事象発生頻度のデータを使用した。

添付 3.1.1.2-4−1

添付資料 3.1.1.2−5
外部電源喪失の発生頻度について本評価においては，「 外 部 電 源 喪 失 」を 含 む 過 渡 事 象 及 び 従 属 性 を 有する起因事象の発生頻度は，国内ＢＷＲの運転実績に基づいて設定して お り ，運 転 実 績 に は ，利 用 可 能 な デ ー タ で あ る 平 成 20 年 度（ 平 成 21
年 3 月）までのデータを用い，発生した事象を各起因事象に分類し，その件数を運転炉年で除して起因事象発生頻度を算出している。
なお，外部電源喪失の発生頻度について，ＢＷＲ，ＰＷＲ，ＢＷＲ
及びＰＷＲの各ケースで計算した結果を表 1 に示すが，ほぼ同等の値となっている。

表 1

出力運転時ＰＲＡ「外部電源喪失」の発生頻度

計算ケース

ＢＷＲ

ＰＷＲ※

ＢＷＲ＋ＰＷＲ

発生件数

3

3

6

暦年

706.1 炉 年

621 炉 年

1327.1 炉 年

4.2E-3

4.8E-3

4.5E-3発生頻度（／炉年）※ 平 成 25 年 10 月 11 日「 川 内 原 子 力 発 電 所 1 号 炉 及 び 2 号 炉 Ｐ Ｒ Ａ について」参照東海第二発電所のＰＲＡにおける，外部電源喪失を起因とした場合の 炉 心 損 傷 頻 度 （ Ｃ Ｄ Ｆ ） は 1.5E-6／ 炉 年 で あ る た め ， Ｂ Ｗ Ｒ と Ｐ Ｗ
Ｒ の 運 転 実 績 を 合 計 し た 場 合 ， Ｃ Ｄ Ｆ は ， 1.5E-6×(4.5E-3／ 4.2E-3)＝ 1.6E-6／ 炉 年 と な り ， Ｃ Ｄ Ｆ の 増 加 分 は 1E-7／ 炉 年 と な る 。

添付 3.1.1.2−5−1

ＢＷＲとＰＷＲの運転実績に基づく外部電源喪失の発生頻度を用いる 場 合 ，外 部 電 源 喪 失 を 起 因 と す る 事 故 シ ー ケ ン ス の Ｃ Ｄ Ｆ が 一 様 に 1割程度増加するものの，起因事象別のＣＤＦにおける外部電源喪失の
寄 与 割 合 は 全 体 （ 全 Ｃ Ｄ Ｆ :6.1E-5／ 炉 年 ） の 2.5％ で あ る こ と か ら ，全体の結果に与える影響は極めて小さい。

添付 3.1.1.2−5−2

添付資料 3.1.1.2−6
ＬＯＣＡの起因事象発生頻度について(1)

事象の分類定義
ＬＯＣＡでは，原子炉冷却材圧力バウンダリからの冷却材の流出規模によりプラント応答や成功基準が異なるため，流出規模に応じて事象分類を定義する。ＮＵＲＥＧ−１１５０の定義と同様に「漏えい」，「小破断ＬＯ
ＣＡ」，「中破断ＬＯＣＡ」，「大破断ＬＯＣＡ」及び「設計基準事故（ＤＢＡ）超過ＬＯＣＡ」に事象を分類した。各事象の分類定義や等価破断径，
流出流量を表 1 に示す。
「漏えい」については常用系のポンプによる冷却材の補給可能範囲であり，事象が発生しても重大な原子炉への外乱に発展する可能性は小さいことから，起因事象から除外した。
「ＤＢＡ超過ＬＯＣＡ」については，ＮＵＲＥＧ−１８２９によると，
原子炉圧力容器破損の発生頻度は 1E-8／炉年以下となっており，他の起因事象に比べて十分に低い発生頻度となっている。そのため，本評価では起因事象から除外した。

添付 3.1.1.2−6−1

表1

ＬＯＣＡ関連事象の分類定義

事象分類

状態定義

漏えい

常用系（ＣＲＤポンプ等）
で補給可能な範囲

小破断
ＬＯＣＡ

ＲＣＩＣで注水可能な範
囲

中破断
ＬＯＣＡ

小破断ＬＯＣＡと大破断
ＬＯＣＡの中間範囲

大破断
ＬＯＣＡ

事象発生により原子炉が減圧状態になる範囲

ＤＢＡ超過
ＬＯＣＡ

設計基準事象でのＬＯＣ
Ａを超える範囲

(2)

等価破断径

流出流量
（運転圧）

発生頻度の設定
ＬＯＣＡは日米ともに発生経験がなく，かつ原子炉冷却材バウンダリの設計及び運転管理において日米で大きな差異がないため，ＬＯＣＡの起因
事象発生頻度の評価には，ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５７５０とＮＵＲＥＧ−１
８２９の文献データを用いた。調査に用いた文献の概要について以下に示す。
ａ．ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５７５０
Rates of Initiating Events at U.S.Nuclear Power Plants:1987-1995/February 1999
・米国原子力発電所の起因事象発生頻度を評価したもの
・ＬＯＣＡ関係は 1969 年から 1997 年の実績で検討
・ＬＯＣＡの発生経験はないため，配管の貫通クラックの発生経験から破断に進展する確率を乗じて評価，小破断ＬＯＣＡを除きエラー
ファクタ（ＥＦ）は 10 を設定
・ＬＯＣＡの分類定義はＮＵＲＥＧ−１１５０と同様の大，中，小 3
添付 3.1.1.2−6−2

段階・経年変化（Trend）は一定とし，プラント間の相違もないとの位置づ
け・配管以外の寄与については評価対象外
ｂ．ＮＵＲＥＧ−１８２９（Draft Report for Comment）
Estimating Loss of Coolant Accident（LOCA）Frequencies Through the
Elicitation Process/June 2005
・リスク情報活用規制の一環としての設計基準ＬＯＣＡ見直しのため，
ＮＲＣがＬＯＣＡ発生頻度を評価したもの
・専門家パネル（Expert Elicitation）により不確定性を含めた検討を実施
・配管からの寄与のほか，非配管からの寄与として，原子炉圧力容器
や蒸気発生器などの機器も考慮
・ＬＯＣＡ時の流出流量（等価破断径）により 6 段階に分類
・25 年運転想定での発生頻度と 40 年運転想定での発生頻度の評価を実施し，ＢＷＲでは両者にほとんど差はない結果
・原子炉圧力容器については，確率論的破壊力学（ＰＦＭ）による評
価も参照しつつ，破損頻度を検討
・ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５７５０との比較結果あり，中破断ＬＯＣＡ部分を除き概ね一致

以上の両文献より，プラント間や経年変化での差異は小さいと考えられることから，これらのデータはプラントによらず使用できると考えられる。なお，不確実さが比較的大きいデータであることから，基本的に有効数字 1 桁として扱う。以下の算出方法に従い，ＬＯＣＡの発生頻度を検討したものを添付 3.1.1.2−6−3

表 2 に示す。

・ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５７５０及びＮＵＲＥＧ−１８２９の両文献データ（超過頻度，暦年ベース）を使用

以上より，ＬＯＣＡ事象分類と発生頻度を検討した結果を図 1 にまとめる。

添付 3.1.1.2−6−4

表2

ＬＯＣＡ発生頻度の検討

添付 3.1.1.2−6−5図1

ＬＯＣＡ事象分類と発生頻度検討のまとめ

添付 3.1.1.2−6−6

添付資料 3.1.1.2−7
ＥＣＣＳ配管破断を考慮したＬＯＣＡの炉心損傷頻度評価について

本ＰＲＡで評価しているＬＯＣＡは，具体的な破断箇所は設定していない。また，ＬＯＣＡの発生頻度は，海外の文献を参考に，大破断
ＬＯＣＡ，中破断ＬＯＣＡ，小破断ＬＯＣＡそれぞれに相当する大きさの破断の発生頻度を設定している。
これに対して，本評価では，原子炉冷却材圧力バウンダリを構成す
る配管のうち，ＥＣＣＳ等の配管が破断してＬＯＣＡが発生することを想定し，当該系統が緩和設備として期待できない場合の炉心損傷頻度を評価した。その結果，本評価の炉心損傷頻度は，ベースケースにおけるＬＯＣＡの炉心損傷頻度と比較して同程度であることを確認した。

(1)

ＥＣＣＳ及びその他の系統でのＬＯＣＡ発生頻度の算出
本ＰＲＡにおいて期待している緩和設備のうち，高圧炉心スプ
レ イ 系 （ Ｈ Ｐ Ｃ Ｓ ）， 原 子 炉 隔 離 時 冷 却 系 （ Ｒ Ｃ Ｉ Ｃ ）， 低 圧 炉 心
ス プ レ イ 系（ Ｌ Ｐ Ｃ Ｓ ）及 び 低 圧 注 水 系（ Ｌ Ｐ Ｃ Ｉ − Ａ ／ Ｂ ／ Ｃ ）を対象に，原子炉冷却材圧力バウンダリを構成する配管の溶接線でＬＯＣＡが発生すると仮定した。また，本ＰＲＡでは，破断口
径 が 125A 以 上 を 大 破 断 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ ，25A 以 上 125A 未 満 を 中 破 断 Ｌ Ｏ
Ｃ Ａ ，25A 未 満 を 小 破 断 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ と し て い る が ，本 評 価 で は ，配 管
口 径 が 100A 以 上 を 大 破 断 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ ，100A 未 満 を 中 破 断 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ とし，ＲＣＩＣは緩和設備として期待しないものとした。
系 統 別 の Ｌ Ｏ Ｃ Ａ の 発 生 頻 度 は ，下 記 の ① 式 に 基 づ き 算 出 し た 。
各系統の配管口径別の溶接線数と配管破断の頻度の算出結果を表
添付 3.1.1.2−7−1

1 に示す。
着目する系統の配管破断発生頻度着目する系統の溶接線数
ＬＯＣＡ発生頻度
原子炉冷却材圧力バウンダリでの全溶接線数

・・・①式
(2)

ＬＯＣＡ発生時の炉心損傷頻度
ＥＣＣＳ等の配管破断を想定した場合のＬＯＣＡの炉心損傷頻度は下記の②式で算出した。算出に用いた値と算出結果を表 2 に示す。

ＬＯＣＡ時の炉心損傷 頻度
系統 iに期待できない場合の 条件付系統 iでのi ＬＯＣＡ発生頻度

炉心損傷確率・・・②式

本評価とベースケースにおけるＬＯＣＡの炉心損傷頻度の評価
結果の比較を表 3 に示す。評価結果の比較から，ベースケースでのＬＯＣＡの炉心損傷頻度に大きな相違がないことを確認した。

添付 3.1.1.2−7−2

表 1 各系統の配管口径別の溶接線数と系統当たりのＬＯＣＡ発生頻度
配管破断発生頻度

溶接線数※１
1 00 A 以 上（／炉年）

1 00 A 未 満

大破断

中破断

ＬＯＣＡ

ＬＯＣＡ

ＲＣＩＣ

33

0

9. 5 E-0 7

0

ＨＰＣＳ

19

0

5. 4 E-0 7

0

ＬＰＣＳ

19

0

5. 4 E-0 7

0

ＲＨＲ−Ａ

21

0

6. 0 E-0 7

0

ＲＨＲ−Ｂ

21

0

6. 0 E-0 7

0

ＲＨＲ−Ｃ

21

0

6. 0 E-0 7

0

56 4

89

1 . 6E -0 5

2. 0 E-0 4

69 8

89

2 . 0E -0 5

2. 0 E-0 4

その他の原子炉冷却材圧力バウンダリ
合計※１：溶接線数は，クラス 1 機器の検査カテゴリＢ−Ｆ及びＢ−Ｊから抽出

表 2 各系統でのＬＯＣＡ発生時の条件付炉心損傷確率と炉心損傷頻度
条件付炉心損傷確率

炉心損傷頻度（／炉年）

大破断

中破断

大破断

中破断

ＬＯＣＡ

ＬＯＣＡ

ＬＯＣＡ

ＬＯＣＡ

ＲＣＩＣ

1 .5 E- 0 4

1 .5 E -0 4

1. 4 E-1 0

0

ＨＰＣＳ

1 .5 E- 0 4

1 .6 E -0 4

8. 1 E-1 1

0

ＬＰＣＳ

1 .5 E- 0 4

1 .5 E -0 4

8. 0 E-1 1

0

ＲＨＲ−Ａ

2 .3 E- 0 3

2 .3 E -0 3

1. 4 E-0 9

0

ＲＨＲ−Ｂ

2 .3 E- 0 3

2 .3 E -0 3

1. 4 E-0 9

0

ＲＨＲ−Ｃ

1 .5 E- 0 4

1 .5 E -0 4

8. 9 E-1 1

0

1 .5 E- 0 4

1 .5 E -0 4

2. 4 E-0 9

3 .0 E- 0 8

5 .5 E- 0 9

3 .0 E -0 8

その他の原子炉冷却材圧力バウンダリ
合計

添付 3.1.1.2−7−3

表 3
起因事象

本評価結果と本ＰＲＡ評価結果の比較
事故シーケンス

本評価
ベースケース（／炉年）（／炉年）

原子炉停止機能喪失

2.2E-122.2E-12

大破断

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

1.5E-11

1.4E-12

ＬＯＣＡ

崩壊熱除去機能喪失

5.5E-09

3.0E-09

合計

5.5E-09

3.0E-09

原子炉停止機能喪失

2.2E-11

2.2E-11

中破断

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

2.0E-112.0E-11

ＬＯＣＡ

崩壊熱除去機能喪失

3.0E-083.0E-08

合計

3.0E-083.0E-08

添付 3.1.1.2−7−4

添付資料 3.1.1.2−8
インターフェイスシステムＬＯＣＡの起因事象発生頻度について

(1)

はじめに
インターフェイスシステムＬＯＣＡ（以下「ＩＳＬＯＣＡ」という。）の発生頻度は，フォールトツリーを用いたシステム信頼性解析により評価した。システム信頼性解析の実施に当たっては，
ＩＳＬＯＣＡの発生の可能性がある系統及びシナリオを選定するとともに，機器故障率，人的過誤確率及び配管破損確率を用いて定量化した。

(2)

評価対象系統及び発生シナリオの選定
ＩＳＬＯＣＡの評価対象は，原子炉冷却材圧力バウンダリに接続し格納容器外に敷設された配管を有する系統のうち，以下の条件を基に選定した。原子炉冷却材圧力バウンダリに接続し格納容
器外に敷設された配管を図 1 に，選定結果を表 1 に示す。
①出力運転中に高圧設計部と低圧設計部とを分離する隔離弁が閉止されており，隔離弁の誤開放等により低圧設計部が過圧されることでＩＳＬＯＣＡ発生の可能性がある系統②出力運転中に高圧設計部と低圧設計部とを分離する隔離弁が 2弁以下の系統※※

原子炉冷却材圧力バウンダリと接続し格納容器外に敷設された配管を有する系統において，高圧設計部分と低圧設計分する隔離弁は直列に 2 弁以上設置されている。このため，最小で直列 2 弁の誤開，
内部リーク等が発生した場合はＩＳＬＯＣＡが発生する可能性がある が ， 1 弁 当 た り の 誤 開 ， 内 部 リ ー ク 等 の 発 生 確 率 は 1E-4 未 満 であることを考慮すると，閉状態の弁が直列 3 弁以上の場合には，Ｉ

添付 3.1.1.2−8−1

ＳＬＯＣＡにより系統の過圧が発生する頻度は，直列 2 弁の場合に比べて 4 桁以上低くなり，無視し得る程度となる。ただし，ＰＲＡ
では，ＩＳＬＯＣＡの発生シナリオ及びその発生頻度を幅広に確認する観点から，直列 3 弁の閉状態の弁を有する高圧炉心スプレイ系
及び原子炉隔離時冷却系を含めてＩＳＬＯＣＡの発生頻度を評価対象としている。

以上を踏まえて選定した系統及びシナリオを表 2 に示す。
(3)

発生頻度の評価ａ．モデル化の仮定
本評価における主な仮定を以下に示す。
○ＩＳＬＯＣＡ発生後の隔離操作には期待しない。
○ＩＳＬＯＣＡの発生箇所は配管（熱交換器含む）とする。
○ドレン・ベントラインは，配管径が小さいため除外する。
ｂ．評価に用いたパラメータ
(a)

機器故障率
電動弁の誤開及び内部リークなどの機器故障率には，国内

故障率データ（「故障件数の不確実さを考慮した国内一般機
器 故 障 率 の 推 定 」 ， 2009 年 5 月

日本原子力技術協会）を使

用した。
(b)

人的過誤確率
人的過誤は，弁の誤操作及び試験後の通常状態復旧失敗をモデル化しており，弁の誤操作は，ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５９
２ ８ と 同 様 に 1.0E-3／ d を 使 用 し ， 試 験 後 の 通 常 状 態 復 旧 失
敗はＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８（ＴＨＥＲＰ手法）を基に2.0E-3／ d と 評 価 し た 。
添付 3.1.1.2−8−2

(c)配管破損確率
配管破損確率は，ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５９２８が参照しているＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５８６２に基づく破損確率算出方法
を 用 い ， 配 管 の 口 径 や 肉 厚 な ど を 考 慮 し ,各 評 価 対 象 配 管 に 対し表 3 のとおり設定した。また，熱交換器の破損確率は，Ｎ
ＵＲＥＧ／ＣＲ−５９２８より表 4 のとおり設定した。
ｃ．評価結果フォールトツリーを用いたシステム信頼性解析により評価した 結 果 ， Ｉ Ｓ Ｌ Ｏ Ｃ Ａ の 発 生 頻 度 は 4.8E-10 ／ 炉 年 （ エ ラ ー フ
ァ ク タ ： 19.6 ） と な っ た 。 Ｉ Ｓ Ｌ Ｏ Ｃ Ａ の カ ッ ト セ ッ ト （ 上 位
20 位 ） を 表 5 に 示 す 。
ＩＳＬＯＣＡの発生頻度が最も高いと評価された系統はＲＨＲであり，テスタブル逆止弁の定期試験時に電動弁の定期試験終了後の通常状態への復旧失敗及びテスタブル逆止弁の閉失敗によりＲＨＲポンプの吐出圧で設計された配管が破損する場合
となった。
(4)

ＩＳＬＯＣＡ発生頻度の評価結果における海外との差について
上 記 (3) の と お り ， 本 プ ラ ン ト に お け る Ｉ Ｓ Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 発 生 頻 度
は 4.8E-10 ／ 炉 年 と 評 価 し た 。 一 方 ， Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ ／ Ｃ Ｒ − ５ １ ２
４に記載されている海外プラントにおけるＩＳＬＯＣＡ発生頻度
は ， 本 プ ラ ン ト と 比 較 し て 1E+3〜 1E+4 倍 程 度 高 い （ 表 6） 。 こ れについて，海外プラントとの評価方法の違いを以下に整理する。
a. 比 較 方 法
海外プラントは，いずれもＢＷＲプラントであり評価結果はそれぞれ異なるが，本プラントと同じ型式（ＢＷＲ−５ Ｍａｒ
添付 3.1.1.2−8−3

ｋ − Ⅱ ） の Nine Mile Point-2 （ 以 下 「 Ｎ Ｍ Ｐ ２ 」 と い う 。 ）を比較対象に選定した。
b. 比 較 結 果
ＮＭＰ２及び本プラントにおける系統別のＩＳＬＯＣＡ発生頻度の評価結果を表 7 に示す。表 7 から，ＮＭＰ２と本プラン
ト と の 差 は ， Ｎ Ｍ Ｐ ２ が 発 生 頻 度 の 高 い Steam Condensing の Ｉ
ＳＬＯＣＡ発生を考慮しているためである（本プラントは
Steam Condensing を 撤 去 済 み ） 。
一方，ＮＭＰ２の評価において評価対象としており，本プラ
ントのドミナントとなるＬＰＣＩのＩＳＬＯＣＡに対する評価
内容の比較について，表 8 のとおり行った。表 8 の結果は以下のとおりである。
・ 本プラントは人的過誤として定期試験時の電動弁の通常状態復旧失敗，機器故障として定期試験時の逆止弁の閉失敗を想定し，これらの同時発生によりＩＳＬＯＣＡが起こる
事象がドミナントシナリオとなる。
・ ＮＭＰ２は運転時にＬＰＣＩの定期試験を行わないため，複数の機器故障の同時発生のみを想定しており，ドミナン
トシナリオとなる。

上記のとおり，ＩＳＬＯＣＡのドミナントシナリオの想定は異なるが，発生頻度の評価に用いている機器故障率の違いにより，ＮＭＰ２は本プラントのとを確認した。

添付 3.1.1.2−8−4

発生頻度となっているこ表 1

ＩＳＬＯＣＡの評価対象の選定結果

原子炉冷却材圧力バウンダ
リに接続されている配管
給水系注入配管対象外

通常運転時に隔離弁が開状態となっており，隔離弁の誤開放等により発生
するＩＳＬＯＣＡ評価の対象外

高圧炉心スプレイ系

高圧炉心スプレイ注入配管

評価対象

原子炉隔離時冷
却系

原子炉隔離時冷却系原子炉
圧力容器頂部スプレイ配管

評価対象

原子炉隔離時冷却系蒸気供
給配管

対象外

直列 3 弁の閉状態の弁を有するが，ＩＳＬＯＣＡの発生シナリオ及びその発生頻度を幅広に確認する観点から，発生頻度の評価対象とする
通常運転時に隔離弁が開状態となっており，隔離弁の誤開放等により発生
するＩＳＬＯＣＡ評価の対象外

低圧炉心スプレイ系

低圧炉心スプレイ系注入配
管

評価対象

-

残 留 熱 除 去 系（ Ａ ,Ｂ ,Ｃ ）残留熱除去系原子炉注入配
管

評価対象

-

残 留 熱 除 去 系（ Ａ ,Ｂ ）

評価対象

-

評価対象

-

残 留 熱 除 去 系（Ａ）

残留熱除去系停止時冷却系
吸込配管
残留熱除去系停止時冷却系
原子炉圧力容器戻り配管
残留熱除去系原子炉圧力容器頂部スプレイ配管

対象外

閉状態の弁が直列に 4 弁設置されておりＩＳＬＯ
ＣＡの発生頻度が十分低いため対象外制御棒駆動水圧系

制御棒駆動水圧系制御棒挿
入側配管

対象外

制御棒駆動水圧系制御棒引
抜側配管

対象外

通常運転時に隔離弁が開状態となっており，隔離弁の誤開放等により発生
するＩＳＬＯＣＡ評価の対象外

ほう酸水注入系

ほう酸水注入系注入配管

対象外

原子炉冷却材浄化系
主蒸気系

原子炉冷却材浄化系入口配
管
主蒸気系配管

対象外
対象外

原子炉圧力容器計装系

原子炉圧力容器計装系配管

対象外

試料採取系

試料採取系サンプリング配
管

対象外

系統名
給水系

選定結果

添付 3.1.1.2−8−5

備考

閉状態の弁が直列に 4 弁
設 置 さ れ て お り ISLOCAの発生頻度が十分低いため対象外
通常運転時に隔離弁が開状態となっており，隔離弁の誤開放等により発生
するＩＳＬＯＣＡ評価の
対象外

表 2

ＩＳＬＯＣＡの発生を想定する系統及びシナリオの一覧表
系統
ケース
発生シナリオ
電 動 弁 F004， 逆 止 弁 F005， F024 の 故 障 ， 誤
高圧炉心ス
動作及び定期試験の組合せによって同時に開プレイ系−状態となり，ポンプ吸込部の低圧設計配管が（ 図 2）
破損
電 動 弁 F013， 逆 止 弁 F065， F066 の 故 障 ， 誤
原子炉隔離
動作及び定期試験の組合せによって同時に開時冷却系−状態となり，ポンプ吸込部の低圧設計配管が（ 図 3）
破損
電 動 弁 F005， 逆 止 弁 F006 の 故 障 ， 誤 動 作 及①び定期試験の組合せによって同時に開状態となり，ポンプ吐出圧設計配管が破損
低圧炉心ス
プレイ系
電 動 弁 F005， 逆 止 弁 F003， F006 の 故 障 ， 誤（ 図 4）
動作及び定期試験の組合せによって同時に開②状態となり，ポンプ吸込部の低圧設計配管が破損
電 動 弁 F042A/B， 逆 止 弁 F041A/B の 故 障 ， 誤
動作及び定期試験の組合せによって同時に開①状態となり，ポンプ吐出圧設計配管又は熱交
換器が破損
残留熱除去
電 動 弁 F042A/B， 逆 止 弁 F031A/B， F041A/B の系 （ Ａ ,Ｂ ）故障，誤動作及び定期試験の組合せによって②（ 図 5）
同時に開状態となり，ポンプ吸込部の低圧設計配管が破損
電 動 弁 F008， F009 の 故 障 の 組 合 せ に よ っ て 同③
時に開状態となり，低圧設計配管が破損
電 動 弁 F042C， 逆 止 弁 F041C の 故 障 ， 誤 動 作①
及び定期試験の組合せによって同時に開状態となり，ポンプ吐出圧設計配管が破損
残留熱除去
系（Ｃ）
電 動 弁 F042C ， 逆 止 弁 F031C ， F0041C の 故（ 図 6）
障，誤動作及び定期試験の組合せによって同②時に開状態となり，ポンプ吸込部の低圧設計
配管が破損

添付 3.1.1.2−8−6表 3各系統の配管破損確率対象

配 管 破 損 確 率 （ ／ d）

ＲＨＲ−Ａ／Ｂ吐出圧配管
ＲＨＲ−Ｃ吐出圧配管
ＬＰＣＳ吐出圧配管
ＨＰＣＳ低圧配管
ＬＰＣＳ低圧配管
ＲＨＲ低圧配管
ＲＣＩＣ低圧配管

表 4

熱交換器破損確率対象

破 損 確 率 （ ／ d）

ＲＨＲ熱交換器添付 3.1.1.2−8−7

表5

東海第二発電所のＩＳＬＯＣＡカットセット（上位 20 位）

添付 3.1.1.2−8−8

順位

系統

起因となる故障

故障の組み合わせ①

故障組み合わせ②

破損箇所

1

ＲＨＲ−Ａ

逆止弁F041A定期試験

電動弁F042A定期試験時の通常状態への復旧失敗

逆止弁F041A閉失敗

吐出圧設計配管

1

ＲＨＲ−Ｂ

逆止弁F041B定期試験

電動弁F042B定期試験時の通常状態への復旧失敗

逆止弁F041B閉失敗

吐出圧設計配管

3

ＲＨＲ−Ｃ

逆止弁F041C定期試験

電動弁F042C定期試験時の通常状態への復旧失敗

逆止弁F041C閉失敗

吐出圧設計配管4

ＲＨＲ（ＳＤＣ）

電動弁F008内部リーク

電動弁F009内部リーク

低圧設計配管4

ＲＨＲ（ＳＤＣ）

電動弁F009内部リーク

電動弁F008内部リーク

低圧設計配管6

ＲＨＲ（ＳＤＣ）

電動弁F008内部リーク

電動弁F009誤開低圧設計配管6

ＲＨＲ（ＳＤＣ）

電動弁F008誤開電動弁F009内部リーク

低圧設計配管6

ＲＨＲ（ＳＤＣ）

電動弁F009内部リーク

電動弁F008誤開低圧設計配管6

ＲＨＲ（ＳＤＣ）

電動弁F009誤開電動弁F008内部リーク

低圧設計配管10ＨＰＣＳ

電動弁F004定期試験

逆止弁F005内部リーク

逆止弁F024内部リーク

低圧設計配管

11

ＲＨＲ−Ａ

逆止弁F041A定期試験

電動弁F042A定期試験時の通常状態への復旧失敗

逆止弁スイッチ開失敗

吐出圧設計配管

11

ＲＨＲ−Ｂ

逆止弁F041B定期試験

電動弁F042B定期試験時の通常状態への復旧失敗

逆止弁スイッチ開失敗

吐出圧設計配管13

ＲＨＲ（ＳＤＣ）

電動弁F008誤開電動弁F009誤開低圧設計配管13

ＲＨＲ（ＳＤＣ）

電動弁F009誤開電動弁F008誤開低圧設計配管

15

ＲＨＲ−Ａ

逆止弁F041A定期試験

電動弁F042A定期試験時の通常状態への復旧失敗

逆止弁F041A閉失敗

熱交換器

15

ＲＨＲ−Ｂ

逆止弁F041B定期試験

電動弁F042B定期試験時の通常状態への復旧失敗

逆止弁F041B閉失敗

熱交換器

17

ＲＨＲ−Ｃ

逆止弁F041C定期試験

電動弁F042C定期試験時の通常状態への復旧失敗

逆止弁スイッチ開失敗

吐出圧設計配管

18

ＲＨＲ−Ａ

電動弁F042A内部リーク

逆止弁F041A内部リーク

吐出圧設計配管

18

ＲＨＲ−Ｂ

電動弁F042B内部リーク

逆止弁F041B内部リーク

吐出圧設計配管

18

ＲＨＲ−Ａ

逆止弁F041A内部リーク

電動弁F042A内部リーク

吐出圧設計配管

18

ＲＨＲ−Ｂ

逆止弁F041B内部リーク

電動弁F042B内部リーク

吐出圧設計配管発生頻度（／炉年）

表6

海外
プラント
Peach
Bottom添付 3.1.1.2−8−9Nine Mile
Point-2
Quad
Cities

海外プラント及び東海第二発電所における
ＩＳＬＯＣＡ発生頻度の評価結果

ＩＳＬＯＣＡ
発生頻度（／炉年）

東海第二発電所※１，２との比較

ＩＳＬＯＣＡによる炉心損傷頻度（／炉年）

東海第二発電所との比較※１，２

4.8E-06

1.0E+04

1.0E-06

2.1E+03

9.8E-06

2.0E+04

8.8E-06

1.8E+04

1.1E-05

2.3E+04

9.3E-07

1.9E+03※1 海外プラント／東海第二発電所※2 東海第二発電所はＩＳＬＯＣＡ発生＝炉心損傷と定義している。海外プラントは系統によってはＩＳＬＯＣＡ発生後の隔離操作を考慮するため結果が異なる。

添付 3.1.1.2−8−9表7Nine Mile Point-2 及び東海第二発電所における系統別のＩＳＬＯＣＡ発生頻度の評価結果
Nine Mile Point-2

系統

配管過圧頻度

配管破損確率

（／炉年）

（／d）

ISLOCA
発生頻度（／炉年）

添付 3.1.1.2−8−10

HPCS

2.7E-07

2.7E-02

8.6E-14

RCIC

-

-

-

LPCS

3.7E-06

4.0E-03

2.9E-11LPCI

1.3E-05

4.0E-03

8.8E-09

RHR（suction）

7.7E-07

1.6E-02

4.1E-09

Vessel Head Spray

4.4E-06

1.7E-03

9.3E-13

Feedwater

1.0E-03

1.0E-03

1.0E-06

Steam Condensing

8.9E-03

4.0E-03

8.8E-06--

9.8E-06-

4.8E-10

合計

東海第二発電所

合計-

添付 3.1.1.2−8−10

表8

評価項目

Nine Mile Point-2 及び東海第二発電所におけるＬＰＣＩのＩＳＬＯＣＡ発生頻度の評価内容
Nine Mile Point-2

東海第二発電所

・ＲＨＲ−Ａ／Ｂのバウンダリ弁 ・ＲＨＲ−Ａ／Ｂのバウンダリ弁

ドミナントシナリオ

添付 3.1.1.2−8−11（電動弁及び逆止弁）の内部リー（逆止弁）の定期試験時に，バウ

ク又は破損が重なることにより，ンダリ弁（電動弁）の閉状態復旧

バウンダリ弁が同時に開状態とな

失敗と，逆止弁の閉失敗が重なる

り，ポンプ吐出圧設計配管が破損ことにより，バウンダリ弁が同時に開状態となり，ポンプ吐出圧設計配管が破損・ＩＳＬＯＣＡ発生後の隔離操作に ・ＩＳＬＯＣＡ発生後の隔離操作に期待しないモデル化の仮定

期待しない

・ＩＳＬＯＣＡの発生箇所は配管

・ＩＳＬＯＣＡの発生箇所は配管

・ドレンライン及びベントラインは ・ドレンライン及びベントラインは

パ ラ メ ー タ

機器故障確率

配管径が小さいため除外

配管径が小さいため除外

逆止弁内部リーク ：①7.3E-04

逆止弁の閉失敗 ：⑤2.4E-05

電動弁内部リーク ：②6.0E-04
電動弁誤操作：③4.0E-04−

人的過誤確率（ＬＰＣＩでの人的過誤は発生しな （定期試験時の電動弁の閉状態へのいとし，人的過誤確率は設定無し）

配管破損確率

評価結果⑥2.0E-03④4.0E-03（ＬＰＣＩ−Ａ／Ｂ／Ｃ）

復旧失敗 ）⑦3.1E-03（ＬＰＣＩ−Ａ／Ｂ）⑧1.2E-03（ＬＰＣＩ−Ｃ）

8.8E-09／炉年

3.6E-10／炉年｛ ①×（②＋③）×④ ｝×3{ ⑤×⑥×⑦ ｝×2＋{ ⑤×⑥×⑧ }添付 3.1.1.2−8−11

MO

格納容器

原子炉隔離時冷却系原子炉
圧力容器頂部スプレイ配管
AO

MO

残留熱除去系原子炉圧力容器頂部スプレイ配管

NO

MO

NO

MO

NO

MO

NO

MO

NO

MO

NO

高圧炉心スプレイ系
注入配管
低圧炉心スプレイ系
注入配管

逃がし安全弁AO

AO

主蒸気系配管

原子炉圧力容器

添付 3.1.1.2−8−12

残留熱除去系Ａ系
原子炉注入配管
残留熱除去系Ｂ系
原子炉注入配管NO

残留熱除去系Ｃ系
原子炉注入配管MOMO

原 子 炉 隔離 時 冷却 系 蒸
気供給配管

AO

給水注入配管
圧力容器計装系
計装配管

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）
吸込配管

MO

制御棒駆動水圧系
制御棒引抜側配管

MO

制御棒駆動水圧系
制御棒挿入側配管
MONO

再循環系ポンプ

再循環系ポンプ
MO

MO

MO

原子炉冷却材浄化系
入口配管
試料採取系サンプリング配管

MO

MO

MO

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）
注入配管

ほう酸水注入系
注入配管

MO

MO

MO

MO

ＩＳＬＯＣＡ評価対象

図 1 原子炉冷却材圧力バウンダリに接続し格納容器外に敷設されている配管

添付 3.1.1.2-8-12

原子炉圧力容器
7-18V7D
O
C
MO

MO

E22-F011

E22-F010

MONO

E22-F005 E22-F038

E22-F004
E22-F024

MO

E22-F023
復水貯蔵タンクB

原子炉格納容器
MO

7-18V7E

E22-F012

サプレッションチェンバ
2-18V4B

復水貯蔵タンクA
E22-F015

MO

添付 3.1.1.2−8−13

DD003
2-18V40B

2-18V4A
E22-F016
2-18V40AMO

破断

E22-F001

E22-C001

E22-F002

HPCSポンプ

低圧設計

図2

ＨＰＣＳのＩＳＬＯＣＡ発生箇所

MO

7-18V7D

高圧設計

E51-F059

MO

E51-F023

E51-F022

原子炉格納容器MO

AO

NO

E51-F013

E51-F065

E51-F066

MO

Aタンクへ

E51-F012

E51-F018
復水貯蔵タンクB

2-18V4B

2-18V40B

油冷却器

MO

7-18V7E
E51-F046

E51-PCV-F015
原子炉圧力容器

主蒸気ライン

復水貯蔵タンクA

2-18V4A

2-18V40AMO

MO

E51-F064

E51-F063

MO

RHR-Aへ（サプレッションチェンバへ）

F019

F021
MO

E51-F045

MO

E51-F040

高圧設計

E51-F011

C002

C001

DD012

MO

E51-HOMO

E51-F010

サプレッションチェンバ

MO

E51-C002
E51-F068

低圧設計
MO

破断

E51-F047
E51-F031

E51-F030

E51-F016

E51-F044
E51-F049
復水ポンプ

図3

ＲＣＩＣのＩＳＬＯＣＡ発生箇所

添付 3.1.1.2−8−13

高圧設計

吐出圧設計

O
C

NO

ケース①

MO

破断

原子炉圧力容器

E21-F051

E21-F006

E21-F005
E21-F012

MO

原子炉格納容器

E21-F003

E21-F011

E21-F052

サプレッション
チェンバ

ＬＰＣＳポンプ
E21-C001
ケース②

DD003

低圧設計

添付 3.1.1.2−8−14

MO

破断

MO

E21-F001

図4

ＬＰＣＳのＩＳＬＯＣＡ発生箇所
RCICよりNONO

E51-F065

E51-F066

MO

E12-F023 E12-F019
モデル化省略
PCVスプレイライン

MO

ケース①

吐出圧設計
破
断

高圧設計
NO

MO

E12-F042A

LPCIラインMO

MO

ヘッドスプレイライン

RCIC

MO

E12-F016A E12-F017A

MO

E12-F041A
E12-F092A
NO

原子炉
圧力容器

FDCTへ
停止時冷却ライン

E12-F049
E12-F040
ミニフローライン
RHR-Bへ

E12-F053A

低圧設計

ケース③

高圧設計
PLRポンプAMO

MO

E12-F024A

E12-F046A

破断MO

E12-F070

MO

MO

E12-F064A

E12-F050A E12-F090A

E12-F008
RHR-Bへ
S/Pスプレイライン

E12-F027A

MO

E12-F009 E12-F091

E12-F003A
テストライン
E12-F072A
MO

E12-F048A

E12-F006A

E12-F018AMO

破断

DD006AMO

E12-F047A

E12-F098A

RHR熱交換器
B001A

E12-F031A
RHRポンプA
E12-C002A

吐出圧設計

図5

MO

破
断

E12-F004A

ケース②

低圧設計

ＲＨＲ−Ａ(Ｂ)のＩＳＬＯＣＡ発生箇所

添付 3.1.1.2−8−14

吐出圧設計

高圧設計

ケース①
MO

NO

破断

E12-F042C

低圧設計

RHR-Aより
RHR-Bより

E12-F046C

MO

E12-F064C

添付 3.1.1.2−8−15

E12-F018C

E12-F098C

E12-F041C
E12-F092C

MO

E12-F021

E12-F031C RHRポンプ

低圧設計

破
断

E12-C002C

DD006CMO

E12-F004C

ケース②

図6

ＲＨＲ−ＣのＩＳＬＯＣＡ発生箇所

添付 3.1.1.2−8−15

原子炉
圧力容器

添付資料 3.1.1.2-9
起因事象発生頻度のエラーファクタの設定について

エラーファクタ（ＥＦ）を設定するパラメータは，起因事象発生頻度，機器故障率，ヒューマンエラー発生頻度などがある。そのうち，ＬＯＣＡとＩＳＬＯＣＡを除いた起因事象の発生頻度については，先行ＰＲＡの知見を参考に一律でＥＦ＝3と設定している。本ＰＲＡにおける起因事象発生頻度のＥＦの設定の考え方を以下に示す。

(1) 先行ＰＲＡの知見① ＷＡＳＨ−１４００
ＷＡＳＨ−１４００では，起因事象発生頻度のＥＦの考え方については言及されていないが，機器故障率に対する不確かさの因子（上限値と下限値のバラツキの桁数）として 10（ＥＦ＝3 相当）又は 100（ＥＦ＝10 相当），特に不確実さの大きいと考えられるものについては 1,000（ＥＦ＝30 相当）を使用すると記載されている。
② ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−４５５０
ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−４５５０［１］では，起因事象の種別や発生頻度の大きさに係らず，全ての起因事象についてＥＦ＝3 と設定されている（表 1）。

(2) 感度解析の実施
上記のとおり，本ＰＲＡにおいては基本的にＥＦ＝3 と設定しているが，発生実
績の無い起因事象については，不確実さが大きいことも考えられることから，ＥＦを変更した場合の感度解析を実施し，影響を確認した。
① 対象とした起因事象
発生実績が無く，発生件数を 0.5 件と仮定している以下の起因事象を対象とす
添付 3.1.1.2−9−1

る。
・ 逃がし安全弁誤開放・ 残留熱除去系海水系故障
・ 交流電源故障・ タービン・サポート系故障
・ 直流電源故障②

感度解析結果ＥＦ＝10 とした場合の感度解析結果を表 2 に示す。ＥＦを変更した起因
事象についてＣＤＦ平均値に大きな変化はなく，結果として全ＣＤＦの平均値について変化はない。また，全ＣＤＦのＥＦについても大きな変化はない。
この結果は，今回のＰＲＡでは発生実績のある発生頻度が高い非隔離事象の寄与が支配的になっていることによるものである。

参考文献[1] Analysis of Core Damage Frequency From Internal Events: Methodology
Guidelines（NUREG/CR-4550）

添付 3.1.1.2−9−2

表 1 NUREG/CR-4550 TableⅧ.1-1 抜粋
起因事象

ＡＳＥＰ※の発生頻度(／年)

平均値(／年)

直流母線喪失による過渡事象

5E-4 to 6E-2

5E-3

3

交流母線喪失による過渡事象

9E-4 to 6E-2

5E-3

3

オフサイト電源喪失による過渡事象

0.1 to 0.3

0.1

3

起因事象

電力変換系の喪失以外を起因とする
過渡事象
電力変換系の喪失を起因とする

ＥＦ

4.77(FW 有)

3.7 to 7.1

30.56(FW 無)

1.8 to 5.2

1.56

3

極小ＬＯＣＡ

2E-2

3E-2

3

小破断ＬＯＣＡ

1.4E-33E-3

3

中破断ＬＯＣＡ

6.7E-43E-4

3

大破断ＬＯＣＡ

2.1E-3

1E-4

3

不注意による逃がし弁の開操作

0.21

1.4E-1

3

過渡事象※ＡＳＥＰ：Accident Sequence Evaluation Program
表 2 感度解析結果
起因事象
発生頻度
（／炉年）

過渡事象

外部電源喪失手動停止／
サポート系喪失（手動停止）

非隔離事象

1.7E-01

隔離事象

2.7E-02

4.0E-06

4.3E-06

全給水喪失

1.0E-02

1.5E-06

1.7E-06

水位低下事象2.7E-02

4.0E-06

原子炉緊急停止系誤動作等

5.5E-02

逃がし安全弁誤開放

サポート系喪失（直流電源故障）

ＬＯＣＡ
インターフェイスシステム
ＬＯＣＡ

感度解析ケース
炉心損傷頻度
平均値
寄与割合
（／炉年）
2.6E-0540.5%

7.3

炉心損傷頻度
点推定値（／炉年）
2.5E-05

6.6%

7.4

4.0E-06

4.3E-06

6.7%

7.4

2.6%

7.3

1.5E-06

1.7E-06

2.7%

7.3

4.6E-06

7.1%

7.4

4.0E-06

4.6E-06

7.1%

7.4

8.2E-06

9.5E-06

14.8%

7.3

8.2E-06

9.5E-06

14.9%

7.3

1.0E-03

1.5E-07

1.6E-070.2%

7.2

1.5E-07

1.5E-07

0.2%

17.6

外部電源喪失4.2E-03

1.5E-06

1.6E-06

2.5%

4.2

1.5E-06

1.6E-06

2.5%

4.2

計画外停止

4.3E-02

6.4E-06

7.1E-06

11.0%

7.5

6.4E-06

7.1E-06

11.1%

7.5

区分Ⅰ

7.2E-04

1.6E-06

1.6E-06

2.5%

4.3

1.6E-06

1.5E-06

2.4%

11.1

区分Ⅱ

7.2E-04

1.6E-06

1.6E-06

2.6%

4.4

1.6E-06

1.6E-06

2.5%

13.1

区分Ⅰ

1.5E-04

3.4E-07

3.4E-070.5%

4.4

3.4E-07

3.5E-07

0.5%

12.2

区分Ⅱ

1.5E-04

3.4E-07

3.6E-07

0.6%

4.4

3.4E-07

4.1E-07

0.6%

12.7

7.2E-04

1.1E-07

1.1E-070.2%

7.4

1.1E-07

1.0E-07

0.2%

17.1

区分Ⅰ

2.8E-04

2.7E-06

2.6E-06

4.0%

3.6

2.7E-06

2.5E-06

3.8%

10.2

区分Ⅱ

2.8E-04

2.7E-06

2.7E-06

4.2%

3.8

2.7E-06

2.7E-06

4.2%

11.4

大破断ＬＯＣＡ

2.0E-05

3.0E-09

2.4E-09

<0.1%

31.2

3.0E-09

2.4E-09

<0.1%

31.2

中破断ＬＯＣＡ

2.0E-04

3.0E-08

2.3E-08

<0.1%

28.8

3.0E-08

2.3E-08

<0.1%

28.8

小破断ＬＯＣＡ

3.0E-04

4.5E-08

4.4E-08

<0.1%

16.8

4.5E-08

4.4E-08

<0.1%

16.8

インターフェイスシステム
ＬＯＣＡ

8.3E-10

4.8E-108.3E-10

<0.1%

19.6

4.8E-108.3E-10

<0.1%

19.6

6.1E-05

6.4E-05

100.0%

3.8

6.1E-05

6.4E-05

100.0%

4.2

残留熱除去系海水系故障
交流電源故障サポート系喪失（自動停止）

ベースケース
炉心損傷頻度
平均値
寄与割合
（／炉年）
2.6E-0540.4%

炉心損傷頻度
点推定値（／炉年）
2.5E-05

起因事象

タービン・サポート系故障
直流電源故障合計：発生実績が無く, 発生件数を0.5件と仮定している起因事象として, ＥＦを10に変更したもの

添付 3.1.1.2−9−3

ＥＦ

ＥＦ
7.3

添付資料 3.1.1.3−1
成功基準解析及び事故進展解析について(1)

成功基準解析及び事故進展解析の解析条件
成功基準解析の要件として，一般社団法人

日本原子力学会が発行した「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準（レベル 1PSA 編）：2008」（以下「レベル 1 標準」という。）において，次のとおり記載されている。

6.1.4

熱水力解析・構造解析による成功基準の同定

起因事象のグループ化と事故シーケンスのモデル化との詳細さのバランスを考慮し，熱水力解析又は構造解析を用いて成功基準を同定する。
成功基準の設定に用いる熱水力解析や構造解析では，対象とする事故シ
ナリオを精度よく解析することが確証・検証されている解析コードによって，当該プラントの状態に対応したモデルや入力データを用いて実施する。熱水力解析又は構造解析は最確推定を原則とする。ただし，ＰＳ
Ａの目的によっては保守的なモデルやデータを用いた解析を用いることもできる。原子炉設置許可申請書や同型プラントに関するＰＳＡにおいて，当該プラントに適用することが可能な成功基準がある場合にはこれを用いてもよい。

本ＰＲＡでは，炉心冷却機能に係る成功基準は，ＳＡＦＥＲコードを用いて実施した成功基準解析結果を踏まえて設定している。この成功基準解
析条件と，原子炉設置変更許可申請書の添付書類十において同コードを用いて実施している原子炉冷却材喪失に関する解析条件との比較を表 1 に示す。
表 1 に示すとおり，成功基準解析では，プラント初期パラメータについては定格値又は定格値の 105％，ＥＣＣＳ等の流量については安全解析使用値を用いており，レベル 1 標準の要件を満足している。

添付 3.1.1.3−1−1

また，事故進展解析については，表 2 に示すとおり，最確値の解析条件
によりＭＡＡＰコードを用いて解析を行っており，レベル 1 標準の要件を満足している。
(2)

成功基準解析結果
ＬＯＣＡ時の炉心冷却機能に係る成功基準解析結果を表 3〜5 に示す。なお，小破断ＬＯＣＡを対象とした成功基準解析については，ＥＣＣＳについては中破断ＬＯＣＡの解析結果で包含できるため，原子炉隔離時冷却系に対してのみ実施している。
成功基準解析の結果，大破断ＬＯＣＡ及び中破断ＬＯＣＡについては，
ＥＣＣＳが自動起動して炉心を冷却することにより，燃料被覆管の最高温
度が 1,200℃未満であり，かつ燃料被覆管の酸化割合は 15％を下回っていることを確認した。
小破断ＬＯＣＡについては，原子炉水位の低下により原子炉隔離時冷却系が自動起動し，燃料は冠水が維持されることから，燃料被覆管の最高温
度は初期温度，かつ燃料被覆管の酸化割合は増加しないことを確認した。
また，事象発生後 30 分で原子炉隔離時冷却系を手動起動した場合においては，燃料被覆管の最高温度が 1,200℃未満であり，かつ燃料被覆管の酸化割合は 15％を下回っていることを確認した。
過渡事象については，原子炉水位低下の観点から事象進展が厳しくなる「給水流量の全喪失」を起因とし，事象発生後 30 分で逃がし安全弁数 1個を手動開とした場合に，低圧炉心スプレイ系又は低圧注水系のいずれか
1 系統による原子炉注水を実施した場合の成功基準解析を実施した。その結果を表 6 及び図 1 に示す。成功基準解析の結果，燃料被覆管の最高温度
が 1,200℃未満であり，かつ燃料被覆管の酸化割合は 15％を下回っていることを確認した。
添付 3.1.1.3−1−2

表1

成功基準解析条件と設置変更許可申請書添付資料十の解析条件の比較
項

目

原子炉熱出力原子炉ドーム圧力

成功基準解析条件

添付書類十における原子炉冷却材喪失に関する解析条件

3,458MW

3,440MW（定格出力の約 105％）（主蒸気流量約 105％時の出力）6.93MPa[gage] （定格出力時の7.17MPa[gage] （主 蒸 気流 量 約

原子炉ドーム圧力）105％時の原子炉ドーム圧力）３

48.3×10 t／h

50.7×10３ t／h（定格流量）（定格流量の約 105％）

原子炉初期水位

通常運転水位

スクラム水位

スクラム信号

原子炉水位低（L3）スクラム

同左

崩壊熱

ANSI/ANS-5.1-1979（平均）ＧＥ（平均）＋3σ

燃料

9×9 燃料（A 型）

同左

燃料棒最大線出力

44.0kW／m

密度（通常運転時の制限値）

炉心流量

44.0kW／m×1.02

逃がし弁機能を仮定

安全弁機能を仮定

第1段

7.37MPa[gage]×2 個

第1段

7.79MPa[gage]×2 個

逃がし安全弁設定第2段

7.44MPa[gage]×4 個

第2段

8.10MPa[gage]×4 個

圧

第3段

7.51MPa[gage]×4 個

第3段

8.17MPa[gage]×4 個

第4段

7.58MPa[gage]×4 個

第4段

8.24MPa[gage]×4 個

第5段

7.65MPa[gage]×4 個

第5段

8.31MPa[gage]×4 個

逃がし安全弁，自動

390t／h／個

426t／h／個

減圧系容量（7.37MPa[gage]において）（7.79MPa[gage]において）

高圧炉心スプレイ

1,419m ３ ／h（1.38MPa[gage]に

系流量

おいて）

低圧炉心スプレイ

1,419m ３ ／h（0.84MPa[gage]に

系流量

おいて）

低圧注水系流量1,605m ３ ／h（ポンプ 1 台当たり，0.14MPa[gage]において）原子炉隔離時冷却136m ３ ／ h （ 7.86 MPa[gage] 〜

系流量

1.04MPa[gage]において）添付 3.1.1.3−1−3

同左

同左

同左

考慮していない表2
項

事故進展解析の主要解析条件

目

解析条件

備

原子炉熱出力3,293MW

定格出力

原子炉ドーム圧力

6.93MPa[gage]

定格圧力原子炉初期水位

通常運転水位

格納容器空間容積
サプレッション・プー
ル水量

考

ドライウェル：5,700m ３
ウェットウェル：4,100m３
3,400m ３

コンクリート組成

珪酸系コンクリート

崩壊熱

ANSI/ANS-5.1-1979（平均）

炉心損傷温度1,500K

炉心溶融温度2,500K

格納容器破損圧力

0.62MPa[gage]

添付 3.1.1.3−1−4

融点は 1,500K

最高使用圧力の 2 倍表3大破断ＬＯＣＡ時の成功基準解析結果 （ 破断面積：約 0.29m ２ ）
燃料被覆管の燃料被覆管の

表面温度

酸化割合

高圧炉心スプレイ系

532℃

0.1％

低圧炉心スプレイ系

530℃

0.1％

低圧注水系

599℃

0.1％

炉心冷却機能に係る緩和設備 ※１※１：自動起動を仮定

中破断ＬＯＣＡ時の成功基準解析結果 （ 破断面積：約 93cm２ ）表4

燃料被覆管の燃料被覆管の

表面温度

酸化割合

高圧炉心スプレイ系

402℃

0.1％

自動減圧系＋低圧炉心スプレイ系

421℃

0.1％

自動減圧系＋低圧注水系

525℃

0.1％

炉心冷却機能に係る緩和設備 ※１※１：自動起動を仮定

表5

小破断ＬＯＣＡ時の成功基準解析結果 （ 破断面積：約 9.3cm ２ ）
燃料被覆管の燃料被覆管の

表面温度

酸化割合

原子炉隔離時冷却系 ※１

初期温度

増加なし

原子炉隔離時冷却系 ※２

1,038℃3％※１：自動起動を仮定※２：事象発生後 30 分での手動起動を仮定

炉心冷却機能に係る緩和設備

表6

過渡事象に対する成功基準解析結果（給水流量の全喪失）

炉心冷却機能に係る緩和設備 ※１

燃料被覆管の燃料被覆管の

表面温度

酸化割合

1,032℃

8％

1,149℃

11％

逃がし安全弁（1 個）＋低圧炉心スプレイ系
逃がし安全弁（1 個）＋低圧注水系※１：事象発生後 30 分での手動起動を仮定

添付 3.1.1.3−1−5

添付 3.1.1.3−1−6

原子炉圧力

注水流量
ＰＣＴ：1,149℃
酸化量：11％

燃料有効長頂部

燃料有効長底部

原子炉水位

図１

燃料被覆管温度

成功基準解析の評価結果（全給水喪失，事象発生 30 分後 逃がし安全弁（1 個 ）＋低圧注水系）

添付資料 3.1.1.3−2
成功基準における余裕時間の設定について(1)

本ＰＲＡで使用する解析コードについて
本ＰＲＡでは，ＭＡＡＰコード及びＳＡＦＥＲコードを用いた事故進展
解析及び成功基準解析を実施している。
ＭＡＡＰコードは，格納容器応答も含めたシビアアクシデント時の事故
進展を総合的に評価することができる解析コードである。一方，ＳＡＦＥ
Ｒコードは，従来から許認可において使用実績のある保守的な解析コード
であるが，燃料被覆管温度，酸化量等の評価に特化したコードであり，格納容器応答を評価する機能を持たない。

(2)

ＭＡＡＰコードとＳＡＦＥＲコードの使い分けについて
今回のＰＲＡにおいてはレベル１．５ＰＲＡも含めた評価を実施するため，格納容器応答も含めた事故進展解析をＭＡＡＰコードにより実施している。一方，それぞれのコードの特徴を踏まえ，炉心冷却に対する成功基
準における余裕時間は，ＭＡＡＰコードによる事故進展解析における炉心損傷時間に余裕をみた時間で設定し，その時間で原子炉注水を実施した場
合に炉心損傷を防止できることをＳＡＦＥＲコードにより確認している。
炉心冷却に対する成功基準における余裕時間設定の流れを図１に示す。

添付 3.1.1.3-2−1

ＭＡＡＰコードによる炉心損傷時間の評価（余裕を考慮）

炉心冷却に対する余裕時間の設定

ＳＡＦＥＲコードによる確認解析
図１

炉心冷却に対する成功基準における余裕時間設定の流れ

添付 3.1.1.3−2−2

添付資料 3.1.1.4−1

内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡ
イベントツリー集

目

次

図 1-1

非隔離事象に対するイベントツリー

図 1-2

非隔離事象ＡＴＷＳに対するイベントツリー

図 2-1

隔離事象に対するイベントツリー

図 2-2

隔離事象ＡＴＷＳに対するイベントツリー

図 3-1

全給水喪失事象に対するイベントツリー

図 3-2

全給水喪失事象ＡＴＷＳに対するイベントツリー

図 4-1

水位低下事象に対するイベントツリー

図 4-2

水位低下事象ＡＴＷＳに対するイベントツリー

図5

原子炉緊急停止系誤動作等に対するイベントツリー

図 6-1

外部電源喪失事象に対するイベントツリー

図 6-2

外部電源喪失事象（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ成功）に対するイベントツリー

図 6-3

外部電源喪失事象（ＤＧ−２Ｃ成功，２Ｄ失敗）に対する
イベントツリー

図 6-4

外部電源喪失事象（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ成功）に対する
イベントツリー

図 6-5

外部電源喪失事象（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗）に対する
イベントツリー

図 6-6

外部電源喪失事象（直流電源喪失）に対するイベントツリー

図 6-7

外部電源喪失事象ＡＴＷＳに対するイベントツリー

図 7-1

逃がし安全弁誤開放に対するイベントツリー

図 7-2

逃がし安全弁誤開放ＡＴＷＳに対するイベントツリー

図 8-1

大破断ＬＯＣＡに対するイベントツリー
目−1図 8-2

大破断ＬＯＣＡＡＴＷＳに対するイベントツリー

図 9-1

中破断ＬＯＣＡに対するイベントツリー

図 9-2

中破断ＬＯＣＡＡＴＷＳに対するイベントツリー

図 10-1 小破断ＬＯＣＡに対するイベントツリー
図 10-2 小破断ＬＯＣＡ

ＡＴＷＳに対するイベントツリー

図 11

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）に対するイベントツリー

図 12

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）に対するイベントツリー

図 13

交流電源故障（区分Ⅰ）に対するイベントツリー

図 14-1 交流電源故障（区分Ⅱ）に対するイベントツリー
図 14-2 交流電源故障（区分Ⅱ）ＡＴＷＳに対するイベントツリー
図 15-1 直流電源故障（区分Ⅰ）に対するイベントツリー
図 15-2 直流電源故障（区分Ⅰ）ＡＴＷＳに対するイベントツリー
図 16-1 直流電源故障（区分Ⅱ）に対するイベントツリー
図 16-2 直流電源故障（区分Ⅱ）ＡＴＷＳに対するイベントツリー
図 17-1 タービン・サポート系故障に対するイベントツリー
図 17-2 タービン・サポート系故障ＡＴＷＳに対するイベントツリー
図 18

計画外停止に対するイベントツリー

図 19

インターフェイスシステムＬＯＣＡに対するイベントツリー

目−2非隔離事象 メンテナンス スクラム系 S/R弁開放
T1

MN

C

M

S/R弁再
閉鎖
P

HPCS

RCIC

UH

UR

手動ADS LPCI-A
X1

VA

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

VS

VB

VC

WA

WB

添付 3.1.1.4−1−1※1 起因事象別のドミナントシーケンス及び事故シーケンスグループ別のドミナントシーケンス

図 1-1

非隔離事象に対するイベントツリー

発生頻度
（／炉年）

No.

最終状態

備考

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39

TW
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
-

1.7E-01
3.9E-04
2.5E-05 ※1
4.2E-04
9.6E-07
6.2E-08
1.4E-06
3.3E-09
1.5E-10
3.1E-09
7.1E-12
1.5E-11
6.3E-12
1.5E-14
7.8E-13
1.4E-14
3.2E-17
2.3E-12
3.7E-11
4.8E-09
8.8E-04
2.0E-06
1.3E-07
2.6E-06
6.1E-09
3.0E-10
5.8E-09
1.3E-11
2.9E-11
1.2E-11
2.7E-14
8.3E-13
2.6E-14
5.9E-17
2.4E-12
6.7E-11
1.7E-21
1.7E-21
1.4E-06

合計値

2.5E-05

非隔離事象 メンテナン
ATWS
ス
T1
MN

電気系

機械系

CE

CM

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4

TC
TC
-

1.7E-01
5.8E-12
1.8E-08
1.4E-06

合計値

1.8E-08※1 事故シーケンスグループ別のドミナントシーケンス

添付 3.1.1.4−1−2

図 1-2

非隔離事象ＡＴＷＳに対するイベントツリー

備考

※1

隔離事象
T2

メンテナンス スクラム系 S/R弁開放
MN

C

M

S/R弁再
閉鎖
P

HPCS

RCIC

UH

UR

手動ADS LPCI-A
X1

VA

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

VS

VB

VC

WA

WB

添付 3.1.1.4−1−3※1 起因事象別のドミナントシーケンス

図 2-1

隔離事象に対するイベントツリー

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39

TW
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
-

2.7E-02
6.1E-05
4.0E-06
6.6E-05
1.5E-07
9.9E-09
2.2E-07
5.3E-10
2.4E-11
4.9E-10
1.1E-12
2.4E-121.0E-12
2.3E-15
1.2E-13
2.2E-15
5.1E-18
3.6E-13
5.9E-12
7.6E-10
1.4E-04
3.2E-07
2.1E-08
4.2E-07
9.7E-10
4.7E-11
9.2E-10
2.1E-12
4.6E-12
1.9E-12
4.3E-15
1.3E-13
4.1E-15
9.4E-18
3.8E-13
1.1E-11
2.7E-22
2.7E-22
2.3E-07

合計値

4.0E-06

備考※1

隔離事象 メンテナ
̲ATWS
ンス
T2
MN

図 2-2

電気系

機械系

CE

CM

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4

TC
TC
-

2.7E-02
9.2E-13
2.9E-09
2.3E-07

合計値

2.9E-09

隔離事象ＡＴＷＳに対するイベントツリー

備考

添付 3.1.1.4−1−4

S/R弁再全給水喪
メンテナンス スクラム系 S/R弁開放
閉鎖
失事象
T3
MN
C
M
P

HPCS

RCIC

UH

UR

手動ADS LPCI-A
X1

VA

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

VS

VB

VC

WA

WB

添付 3.1.1.4−1−5※1 起因事象別のドミナントシーケンス

図 3-1

全給水喪失事象に対するイベントツリー

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39

TW
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
-

9.9E-03
2.3E-05
1.5E-06
2.5E-05
5.6E-08
3.7E-09
8.3E-08
1.9E-109.0E-12
1.8E-10
4.2E-13
8.9E-13
3.7E-13
8.5E-16
4.6E-14
8.2E-16
1.9E-18
1.3E-13
2.2E-122.8E-10
5.2E-05
1.2E-07
7.7E-09
1.5E-07
3.6E-10
1.7E-11
3.4E-10
7.8E-13
1.7E-12
6.9E-13
1.6E-15
4.9E-14
1.5E-15
3.5E-18
1.4E-13
4.0E-121.0E-22
1.0E-22
8.4E-08

合計値

1.5E-06

備考※1

全給水喪失メンテナンス
̲ATWS
T3
MN

図 3-2

電気系

機械系

CE

CM

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4

TC
TC
-

1.0E-02
3.4E-13
1.1E-09
8.4E-08

合計値

1.1E-09

全給水喪失事象ＡＴＷＳに対するイベントツリー

備考

添付 3.1.1.4−1−6

水位低下事象
T4

メンテナンス スクラム系 S/R弁開放
MN

C

M

S/R弁再
閉鎖
P

HPCS

RCIC

UH

UR

手動ADS LPCI-A
X1

VA

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

VS

VB

VC

WA

WB

添付 3.1.1.4−1−7※1 起因事象別のドミナントシーケンス

図 4-1

水位低下事象に対するイベントツリー

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39

TW
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
-

2.7E-02
6.1E-05
4.0E-06
6.6E-05
1.5E-07
9.9E-09
2.2E-07
5.3E-10
2.4E-11
4.9E-10
1.1E-12
2.4E-121.0E-12
2.3E-15
1.2E-13
2.2E-15
5.1E-18
3.6E-13
5.9E-12
7.6E-10
1.4E-04
3.2E-07
2.1E-08
4.2E-07
9.7E-10
4.7E-11
9.2E-10
2.1E-12
4.6E-12
1.9E-12
4.3E-15
1.3E-13
4.1E-15
9.4E-18
3.8E-13
1.1E-11
2.7E-22
2.7E-22
2.3E-07

合計値

4.0E-06

備考

※1

水位低下
メンテナンス
̲ATWS
T4
MN

図 4-2

電気系

機械系

CE

CM

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4

TC
TC
-

2.7E-02
9.2E-13
2.9E-09
2.3E-07

合計値

2.9E-09

水位低下事象ＡＴＷＳに対するイベントツリー

備考

添付 3.1.1.4−1−8

RPS誤動作等

メンテナンス

S/R弁開放S/R弁閉鎖

HPCS

RCIC

T5

MN

M

P

UH

UR

手動ADS LPCI-A
X1

VA

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

VS

VB

VC

WA

WB

添付 3.1.1.4−1−9※1 起因事象別のドミナントシーケンス

図5

原子炉緊急停止系誤動作等に対するイベントツリー

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38

TW
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
-

5.4E-02
1.2E-04
8.1E-06
1.4E-04
3.1E-072.0E-08
4.6E-07
1.1E-09
5.0E-11
1.0E-09
2.3E-12
4.9E-122.0E-12
4.7E-15
2.5E-13
4.5E-15
1.0E-17
7.4E-13
1.2E-11
1.6E-09
2.8E-04
6.5E-07
4.2E-08
8.5E-072.0E-09
9.6E-11
1.9E-09
4.3E-12
9.4E-12
3.8E-128.7E-15
2.7E-13
8.4E-15
1.9E-17
7.6E-13
2.2E-11
5.5E-22
4.6E-07

合計値

8.2E-06

備考※1

外部電源喪失 メンテナンス スクラム系
T6

MN

C

直流125V
電源喪失
DC

D/G-2CD/G-2D

B1

B2

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1 - 3738 - 55
56 - 71
72 - 77
78 - 82
83
84

TE1(Ｄ/G-2C,2D成功)へ
TE2（Ｄ/G-2C成功,2D失敗）へ
TE3（Ｄ/G-2C失敗,2D成功）へ
TE4(Ｄ/G-2C,2D失敗)へ
TE5（直流125V電源喪失）へ-

4.2E-23
3.5E-08

合計値-※1 起因事象別のドミナントシーケンス及び事故シーケンスグループ別のドミナントシーケンス

添付 3.1.1.4−1−10

図 6-1

外部電源喪失事象に対するイベントツリー

備考※1外部電源喪失
S/R弁再
S/R弁開放（D/G-2C,2D成功）
閉鎖
TE1
M
P

添付 3.1.1.4−1−11
図 6-2

HPCS

RCIC

手動ADS

LPCI-A

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

UH

UR

X1

VA

VS

VB

VC

WA

WB

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37

TW
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
-

4.1E-03
9.3E-06
6.1E-07
3.5E-05
8.0E-08
5.2E-09
1.2E-07
2.8E-10
1.3E-11
2.6E-10
6.0E-13
1.3E-12
5.3E-13
1.2E-15
3.5E-14
1.2E-15
2.7E-18
1.0E-133.0E-124.0E-10
2.1E-05
4.9E-08
3.2E-09
1.9E-07
4.5E-10
2.2E-11
4.3E-109.8E-13
2.2E-128.7E-132.0E-15
6.1E-14
1.9E-15
4.4E-18
1.7E-13
5.0E-12
4.1E-23

合計値

6.2E-07

外部電源喪失事象（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ成功）に対するイベントツリー

備考外部電源喪失（D/G-2C成功,
2D失敗）
TE2

S/R弁開放

S/R弁再
閉鎖

HPCS

RCIC

M

P

UH

UR

添付 3.1.1.4−1−12
図 6-3

手動ADS LPCI-A
X1

VA

LPCS

RHR-A

VS

WA

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
51
52
53
54
55

TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TQUV
-

3.0E-05
6.5E-08
2.6E-07
5.5E-108.8E-102.8E-13
1.9E-12
7.6E-13
7.8E-13
2.8E-12
1.6E-07
3.4E-10
1.4E-09
4.9E-13
3.2E-12
1.3E-12
1.4E-12
3.1E-25

合計値

6.6E-08

外部電源喪失事象（ＤＧ−２Ｃ成功，２Ｄ失敗）に対するイベントツリー

備考外部電源喪失
S/R弁再（D/G-2C失敗, S/R弁開放
閉鎖
2D成功）
TE3
M
P

添付 3.1.1.4−1−13
図 6-4

HPCS
UH

手動ADS LPCI-B
X1

VB

LPCI-C

RHR-B

VC

WB

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

56
57
58
59
60
61
62
63
64
65
66
67
68
69
70
71

TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TQUV
-

3.0E-05
6.4E-08
2.6E-078.0E-11
5.7E-10
2.4E-10
2.5E-108.8E-10
1.6E-07
3.3E-10
1.4E-09
4.5E-13
3.2E-12
1.3E-12
1.4E-12
3.1E-25

合計値

6.6E-08

外部電源喪失事象（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ成功）に対するイベントツリー

備考外部電源喪失（D/G-2C,2D失敗）
TE4

S/R弁開放
M

S/R弁
再閉鎖
P

HPCS

RCIC

UH

UR

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

72
73
74
75
76
77

TBW
TB
TBU
TBW
TBP
-

6.9E-07
5.7E-082.0E-10
3.6E-09
3.0E-10
2.3E-27

合計値

7.5E-07添付 3.1.1.4−1−14※1 起因事象別のドミナントシーケンス※2 事故シーケンスグループ別のドミナントシーケンス

図 6-5

外部電源喪失事象（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗）に対するイベントツリー

備考
※1
※2

※2

外部電源喪失
S/R弁開放 S/R弁再閉鎖（直流125V電源喪失）
TE5
M
P

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

78
79
80
81
82

TBW
TBD
TBW
TBD
-

6.9E-10
5.9E-12
3.6E-12
3.3E-14
7.0E-30

合計値

7.0E-10UH※1 事故シーケンスグループ別のドミナントシーケンス

添付 3.1.1.4−1−15

図 6-6

備考

外部電源喪失事象（直流電源喪失）に対するイベントツリー※1外部電源喪失
メンテナンス
ATWS
T6
MN

図 6-7

機械系

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3

TC
-

4.2E-03
1.4E-13
3.5E-08

合計値

1.4E-13CM

外部電源喪失事象ＡＴＷＳに対するイベントツリー

備考

添付 3.1.1.4−1−16

S/R弁誤開放

メンテナンス

スクラム系

HPCS

LPCI-A

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

T7

MN

C

UH

VA

VS

VB

VC

WA

WB

添付 3.1.1.4−1−17※1 起因事象別のドミナントシーケンス

図 7-1

逃がし安全弁誤開放に対するイベントツリー

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18

TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
-

9.9E-04
2.3E-06
1.5E-073.0E-06
6.9E-09
3.4E-10
6.5E-09
1.5E-11
3.3E-11
1.3E-11
3.0E-14
9.4E-13
2.9E-14
6.7E-17
2.7E-12
7.6E-11
1.0E-23
8.4E-09

合計値

1.5E-07

備考※1

S/R弁誤開放
ATWS
T7

メンテナンス 電気系

添付 3.1.1.4−1−18

図 7-2

MN

CE

機械系

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4

TC
TC
-

1.0E-03
3.4E-14
1.1E-10
8.4E-09

合計値

1.1E-10

CM

逃がし安全弁誤開放ＡＴＷＳに対するイベントツリー

備考

大破断
LOCA
A

メンテナンス

スクラム系

HPCS

LPCI-A

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

MN

C

UH

VA

VS

VB

VC

WA

WB

添付 3.1.1.4−1−19※1 起因事象別のドミナントシーケンス※2 事故シーケンスグループ別のドミナントシーケンス

図 8-1

大破断ＬＯＣＡに対するイベントツリー

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18

TW
TW
TW
TW
TW
AE
-

2.0E-05
4.6E-083.0E-09
5.8E-08
1.4E-10
6.6E-12
1.3E-10
2.9E-13
6.5E-13
2.5E-13
5.7E-16
1.8E-14
5.4E-16
1.2E-18
5.2E-14
1.4E-122.0E-25
1.7E-10

合計値

3.0E-09

備考

※1

※2

大破断
LOCA
ATWS
A

メンテナンス

電気系

機械系

MN

CE

CM

添付 3.1.1.4−1−20

図 8-2

大破断ＬＯＣＡ

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4

TC
TC
-

2.0E-05
6.8E-16
2.2E-12
1.7E-10

合計値

2.2E-12

ＡＴＷＳに対するイベントツリー

備考

中破断
LOCA
S1

メンテナンス スクラム系
MN

C

HPCS
UH

原子炉減
圧系
X

LPCI-A

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

VA

VS

VB

VC

WA

WB

添付 3.1.1.4−1−21※1 起因事象別のドミナントシーケンス※2 事故シーケンスグループ別のドミナントシーケンス

図 9-1

中破断ＬＯＣＡに対するイベントツリー

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19

TW
TW
TW
TW
TW
S1E
S1E
-

2.0E-04
4.6E-073.0E-08
6.3E-07
1.5E-09
7.1E-11
1.4E-09
3.1E-127.0E-122.7E-12
6.2E-15
1.9E-13
5.8E-15
1.3E-17
5.6E-13
1.5E-11
4.6E-122.0E-24
1.7E-09

合計値

3.0E-08

備考

※1

※2

中破断
LOCA
ATWS
S1

メンテナンス

電気系

機械系

MN

CE

CM

添付 3.1.1.4−1−22

図 9-2

中破断ＬＯＣＡ

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4

TC
TC
-

2.0E-04
6.8E-15
2.2E-11
1.7E-09

合計値

2.2E-11

ＡＴＷＳに対するイベントツリー

備考

小破断
LOCA
S2

メンテナンス

スクラム系

HPCS

RCIC

MN

C

UH

UR

原子炉減
圧系
X

LPCI-A

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

VA

VS

VB

VC

WA

WB

添付 3.1.1.4−1−23※1 起因事象別のドミナントシーケンス※2 事故シーケンスグループ別のドミナントシーケンス

図 10-1

小破断ＬＯＣＡに対するイベントツリー

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22

TW
TW
TW
TW
TW
TW
S2E
S2E
-

3.0E-04
6.8E-07
4.5E-08
8.9E-072.0E-09
1.3E-10
5.7E-09
1.3E-11
6.3E-13
1.2E-11
2.8E-14
6.2E-14
2.4E-14
5.4E-17
2.5E-15
5.1E-17
1.2E-19
7.3E-15
1.4E-13
2.2E-14
3.0E-24
2.5E-09

合計値

4.5E-08

備考

※1

※2

小破断
LOCA
ATWS
S2

メンテナンス

電気系

機械系

MN

CE

CM

添付 3.1.1.4−1−24

図 10-2

小破断ＬＯＣＡ

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4

TC
TC
-

3.0E-04
1.0E-14
3.2E-11
2.5E-09

合計値

3.2E-11

ＡＴＷＳに対するイベントツリー

備考

手動停止
RHRSS/R弁再メンテナンス S/R弁開放(RHRS-A故障) CCF削除
閉鎖
MD1
CCF
MN
M
P

HPCS

RCIC

UH

UR

手動ADS LPCI-B
X1

VB

LPCI-C

RHR-B

VC

WB

添付 3.1.1.4−1−25

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20

TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TQUV
-

7.1E-04
1.6E-06
1.8E-06
4.0E-09
6.0E-09
1.8E-12
1.3E-11
5.6E-12
6.0E-122.0E-11
3.7E-06
8.3E-09
1.1E-08
3.6E-12
2.4E-11
1.1E-11
1.2E-11
7.2E-24
6.1E-09
1.7E-08

合計値

1.6E-06※1 起因事象別のドミナントシーケンス

図 11

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）に対するイベントツリー

備考※1

S/R弁再手動停止
RHRSメンテナンス S/R弁開放（RHRS-B故障） CCF削除
閉鎖
MD2
CCF
MN
M
P

HPCS

RCIC

UH

UR

手動ADS LPCI-A
X1

VA

LPCS

RHR-A

VS

WA

添付 3.1.1.4−1−26

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20

TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TQUV
-

7.1E-04
1.6E-06
1.8E-06
4.0E-09
6.0E-09
2.0E-12
1.3E-11
5.7E-12
1.1E-112.0E-11
3.7E-06
8.5E-09
1.1E-08
3.9E-12
2.4E-11
1.1E-11
1.2E-11
7.2E-24
6.1E-09
1.7E-08

合計値

1.6E-06※1 起因事象別のドミナントシーケンス

図 12

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）に対するイベントツリー

備考

※1

手動停止
メンテナンス S/R弁開放 S/R弁再閉鎖(M/C 2C喪失)
MD3
MN
M
P

HPCS
UH

手動ADS LPCI-B
X1

VB

LPCI-C

RHR-B

VC

WB

添付 3.1.1.4−1−27

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17

TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TQUV
-

1.5E-04
3.4E-07
3.7E-07
1.2E-10
8.1E-10
3.6E-10
4.0E-10
1.3E-09
7.8E-07
1.8E-09
2.3E-09
7.4E-13
5.1E-12
2.3E-12
2.5E-12
1.5E-24
1.3E-09

合計値

3.4E-07※1 起因事象別のドミナントシーケンス

図 13

交流電源故障（区分Ⅰ）に対するイベントツリー

備考※1M/C 2D喪失 メンテナンス スクラム系 S/R弁開放 S/R弁再閉鎖
MD4

MN

C

M

P

HPCS

RCIC

UH

UR

手動ADS LPCI-A
X1

VA

LPCS

RHR-A

VS

WA

添付 3.1.1.4−1−28※1 起因事象別のドミナントシーケンス

図 14-1

交流電源故障（区分Ⅱ）に対するイベントツリー

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20

TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TQUV
-

1.5E-04
3.4E-07
3.7E-07
8.5E-10
1.2E-09
4.3E-13
2.7E-12
1.2E-122.2E-12
4.2E-12
7.8E-07
1.8E-09
2.3E-09
8.2E-13
5.1E-12
2.3E-12
2.5E-12
1.5E-24
1.5E-24
1.3E-09

合計値

3.4E-07

備考※1

M/C 2D喪失
ATWS
MD4

図 14-2

メンテナンス

電気系

機械系

MN

CE

CM

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4

TC
TC
-

1.5E-04
5.1E-15
8.1E-12
1.3E-09

合計値

8.1E-12

備考

交流電源故障（区分Ⅱ）ＡＴＷＳに対するイベントツリー

添付 3.1.1.4−1−29

区分1DC喪失

メンテナンス

スクラム系

MC-2D

S/R弁開放S/R弁再閉鎖

HPCS

手動ADS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-B

MD5

MN

C

B2

M

P

UH

X1

VB

VC

WB

添付 3.1.1.4−1−30※1 起因事象別のドミナントシーケンス※2 事故シーケンスグループ別のドミナントシーケンス

図 15-1

直流電源故障（区分Ⅰ）に対するイベントツリー

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23

TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TQUV
TBW
TBU
TBW
TBP
-

2.7E-04
6.2E-07
2.3E-06
7.5E-10
5.1E-09
2.3E-09
2.5E-09
8.3E-09
1.4E-06
3.2E-09
1.3E-08
4.2E-12
2.9E-11
1.3E-11
1.4E-11
2.8E-24
2.0E-06
2.1E-08
1.1E-08
1.1E-10
2.1E-26
2.8E-24
2.4E-09

合計値

2.7E-06

備考※2※2※1, ※2※2

区分1DC喪失
メンテナンス
ATWS
MD5
MN

添付 3.1.1.4−1−31

図 15-2

電気系

機械系

CE

CM

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4

TC
TC
-

2.8E-04
9.6E-15
1.5E-11
2.4E-09

合計値

1.5E-11

備考

直流電源故障（区分Ⅰ）ＡＴＷＳに対するイベントツリー

区分2DC喪失 メンテナンス スクラム系 D/G-2C
MD6

MN

C

B1

S/R弁開放S/R弁再閉鎖

HPCS

RCIC

M

P

UH

UR

手動ADS LPCI-A
X1

VA

LPCS

RHR-A

VS

WA

添付 3.1.1.4−1−32※1 起因事象別のドミナントシーケンス及び事故シーケンスグループ別のドミナントシーケンス

図 16-1

直流電源故障（区分Ⅱ）に対するイベントツリー

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26

TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TQUV
TBW
TB
TBU
TBW
TBP
-

2.7E-04
6.2E-07
2.4E-06
5.4E-09
8.0E-09
2.7E-12
1.7E-11
7.5E-128.0E-122.8E-11
1.4E-06
3.3E-09
1.3E-08
4.6E-12
2.9E-11
1.3E-11
1.4E-11
2.8E-24
2.0E-06
2.0E-08
1.2E-10
1.1E-08
1.1E-10
2.1E-26
2.8E-24
2.4E-09

合計値

2.7E-06

備考※1

区分2DC喪失
ATWS
MD6

図 16-2

メンテナンス

電気系

機械系

MN

CE

CM

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4

TC
TC
-

2.8E-04
9.6E-15
1.5E-11
2.4E-09

合計値

1.5E-11直流電源故障（区分Ⅱ）ＡＴＷＳに対するイベントツリー

備考

添付 3.1.1.4−1−33

ASW故障
MD7

メンテナ
ンス
MN

スクラム S/R弁開 S/R弁再
系
放
閉鎖
C
M
P

HPCS

RCIC

UH

UR

手動ADS LPCI-A
X1

VA

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

VS

VB

VC

WA

WB

添付 3.1.1.4−1−34

最終状態

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39

TW
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
-

7.1E-04
1.6E-06
1.1E-07
1.8E-06
4.1E-09
2.6E-10
6.0E-09
1.4E-11
6.5E-13
1.3E-11
3.0E-14
6.4E-14
2.7E-14
6.1E-17
3.3E-15
5.9E-17
1.4E-19
9.7E-15
1.6E-132.0E-11
3.7E-06
8.5E-09
5.6E-10
1.1E-08
2.6E-11
1.3E-12
2.4E-11
5.6E-14
1.2E-13
5.0E-14
1.1E-16
3.5E-15
1.1E-16
2.5E-19
1.0E-14
2.9E-13
7.2E-24
7.2E-24
6.1E-09

合計値

1.1E-07※1 起因事象別のドミナントシーケンス

図 17-1

発生頻度（／
備考
炉年）

No.

タービン・サポート系故障に対するイベントツリー※1

ASW故障ATWSMD7

図 17-2

メンテナンス

機械系

MN

CM

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3

TC
-

7.2E-04
2.5E-14
6.1E-09

合計値

2.5E-14

備考

タービン・サポート系故障ＡＴＷＳに対するイベントツリー

添付 3.1.1.4−1−35

計画外停止メンテナンス

S/R弁開放

N

MN

M

S/R弁再
閉鎖
P

HPCS

RCIC

UH

UR

手動ADS LPCI-A
X1

VA

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR̲A

RHR̲B

VS

VB

VC

WA

WB

添付 3.1.1.4−1−36※1 起因事象別のドミナントシーケンス

図 18

計画外停止に対するイベントツリー

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38

TW
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
-

4.3E-02
9.8E-05
6.4E-06
1.1E-04
2.4E-07
1.6E-08
3.6E-07
8.4E-10
3.9E-11
7.9E-10
1.8E-12
3.8E-12
1.6E-12
3.7E-15
2.0E-13
3.5E-15
8.1E-18
5.8E-13
9.4E-12
1.2E-09
2.2E-04
5.1E-07
3.3E-08
6.6E-07
1.6E-09
7.5E-11
1.5E-09
3.3E-12
7.4E-123.0E-12
6.8E-15
2.1E-13
6.5E-15
1.5E-17
6.0E-13
1.7E-11
4.3E-22
3.6E-07

合計値

6.4E-06

備考※1

ISLOCAISLOCA発生（隔離不能）

ISLOCA発生（隔離可能）

T8

IE̲IS

IE̲IS2

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3

ISLOCAISLOCA

1.0E+00
3.9E-109.2E-11

合計値
4.8E-10※1 起因事象別のドミナントシーケンス及び事故シーケンスグループ別のドミナントシーケンス

図 19

インターフェイスシステムＬＯＣＡに対するイベントツリー

備考※1

添付 3.1.1.4−1−37

添付資料 3.1.1.4−2
サプレッション・プール水温が上昇した場合のＨＰＣＳの機能維持の考え方について

本ＰＲＡにおけるＳ／Ｐ水温が上昇した場合のＨＰＣＳ機能維持の考え方について以下に示す。

(1)

事故シーケンスグループ上の整理
ＨＰＣＳを用いた原子炉注水には成功するが，格納容器除熱に失敗し，Ｓ／Ｐ水温の上昇が考えられるシーケンスとしては，ＴＷ（ＨＰＣＳ成功時）及びＴＢＷがある。本ＰＲＡでは，どちらのシーケンスについても崩壊熱除去機能喪失の事故シーケンスグ
ループとして整理している。

(2)

格納容器除熱失敗時におけるＨＰＣＳの機能維持
格納容器除熱に失敗するシーケンスであるＴＢＷにおけるＳ／
Ｐ 水 位 及 び 水 温 を 図 1 に 示 す 。図 1 の と お り ，Ｔ Ｂ Ｗ に お い て は ，事 象 発 生 後 約 12 分 後 に Ｓ ／ Ｐ 水 位 高 に よ り ，Ｈ Ｐ Ｃ Ｓ の 水 源 が Ｃ
ＳＴからサプレッション・チェンバに切り替わる。その後，Ｓ／Ｐ 水 温 が 上 昇 す る が ，最 高 使 用 温 度 の 104℃ に 到 達 す る 約 8.9 時 間
後までに水源を切り替えるため，ＨＰＣＳの機能は維持される。
このＳ／Ｐ水位高によるＣＳＴからサプレッション・チェンバへの水源切り替えは，ＬＯＣＡ時のサプレッション・チェンバ空間
体積を確保するためのインターロックであるが，ＬＯＣＡではな
い本シーケンスにおいてはＷ／Ｗベント水没回避のための外部水
源注水制限に対して余裕があるので，ＣＳＴに切り替えることは問題ない（ＣＳＴ水源に切り替えた後に注水を継続した場合，外添付 3.1.1.4−2−1

部 水 源 注 水 制 限 に 達 す る ま で の 時 間 は 約 24 時 間 以 降 と な る 。 ） 。
(3)事故シーケンスグループの整理を変更した場合の感度解析(2)の と お り 格 納 容 器 除 熱 失 敗 時 に は ，Ｓ ／ Ｐ 水 温 が 最 高 使 用 温度に到達する前に水源をＣＳＴへ切り替えるため，ＨＰＣＳが機能喪失することはないが，参考に格納容器除熱失敗時はＨＰＣＳが機能喪失すると仮定し，ＴＢＷを全交流動力電源喪失に変更した結果を表 1 及び図 2 に示す。なお，ＴＷについてはＨＰＣＳによる原子炉注水に失敗した場合においても，後段のＲＣＩＣ及び低圧ＥＣＣＳによる原子炉注水に期待できるため，事故シーケンスとしてはほぼ変わらず崩壊熱除去機能喪失のシーケンスに整理されることを確認している。
感度解析の結果，Ｓ／Ｐ水温の上昇によるＨＰＣＳ機能喪失により，ＴＢＷの事故シーケンスグループが崩壊熱除去機能喪失か
ら全交流動力電源喪失に変わるため，全交流動力電源喪失による
炉心損傷頻度は 2 桁程度増加し，事故シーケンスグループ別の炉
心損傷割合も増加することを確認した。

表 1

ＴＢＷを全交流動力電源喪失に変更した場合の炉心損傷頻度
炉心損傷頻度（／炉年）

事故シーケンス
ＴＢＷを崩壊熱除去機

ＴＢＷを全交流動力電源

能喪失に含める場合喪失に含める場合

崩壊熱除去機能喪失

6.0E-05

5.6E-05

全交流動力電源喪失

9.9E-08

4.9E-06

グループ

添付 3.1.1.4−2−2

②①

Ｓ／Ｐ水位（ｍ）①ＨＰＣＳ水源切替② Ｓ ／ Ｐ 水 温 104℃ 到 達

水位高（ＣＳＴ→Ｓ／Ｐ水源切替）

事故後の時間（ｈ）①②

Ｓ／Ｐ水温（℃）①ＨＰＣＳ水源切替② Ｓ ／ Ｐ 水 温 104℃ 到 達

事故後の時間（ｈ）

図 1

ＴＢＷにおけるＳ／Ｐ水位及びＳ／Ｐ水温

添付 3.1.1.4−2−3

原子炉停止
機能喪失
＜0.1%

高圧注水・
減圧機能喪失＜0.1%

高圧・低圧
注水機能喪失＜0.1%

インターフェイス
システムＬＯＣＡ＜0.1%

ＬＯＣＡ時注水
機能喪失
＜0.1%

全交流動力
電源喪失
0.2%

原子炉停止
機能喪失
＜0.1%

高圧注水・
減圧機能喪失＜0.1%

高圧・低圧
注水機能喪失
＜0.1%

全交流動力
電源喪失
8.0%

インターフェイス
システムＬＯＣＡ＜0.1%
ＬＯＣＡ時注水
機能喪失
＜0.1%

崩壊熱除去
機能喪失 99.8%

崩壊熱除去
機能喪失 91.9%

ＴＢＷを崩壊熱除去機能喪失に含めた場合

ＴＢＷを全交流動力電源喪失に含めた場合（ベースケース）

図 2

ＴＢＷを全交流動力電源喪失に変更した場合の事故シーケンス
グループ別の炉心損傷割合

添付 3.1.1.4−2−4

添付資料 3.1.1.4−3
原子炉隔離時冷却系の運転継続時間 8 時間の妥当性について

本ＰＲＡでは，全交流動力電源喪失時においても，原子炉隔離時冷却系（以下「ＲＣＩＣ」という。サポート系を含めたＲＣＩＣの系統概略図を図 1 に示す。）は直流電源が枯渇するまでの 8 時間は運転継続が可能であると想定している。
全交流動力電源喪失時には，残留熱除去系が機能喪失するため，格納容器内の温度，圧力が上昇することにより，ＲＣＩＣポンプの有効吸込み水頭圧（ＮＰＳＨ）が確保できなくなる可能性，及びＲＣＩＣが排気圧高によりトリップ
する可能性がある。また，ＲＣＩＣポンプ室や中央制御室の換気空調系も機能喪失するため，ＲＣＩＣポンプ室や中央制御室の室温が上昇することにより，
ＲＣＩＣが機能維持できない可能性がある。このため，全交流動力電源喪失時を対象に，次の観点からＲＣＩＣの 8 時間運転継続への影響について整理した。
・サプレッション・プール水の温度上昇
・サプレッション・プール水の圧力上昇
・ＲＣＩＣポンプ室の室温上昇（補足資料参照）
・中央制御室の室温上昇（補足資料参照）
上記 4 点の評価結果を表 1 に示す。表 1 のとおり，上記のいずれについても
ＲＣＩＣの 8 時間運転継続の妨げにならないことを確認した。
また，全交流動力電源喪失時のＲＣＩＣの運転制御に必要な設備への電源を供給する 125V 系蓄電池Ａ系の負荷内訳を表 2 に示す。表 2 では 8 時間までの負荷を考慮しているが，その場合においても必要となる電源容量は 1,444Ah であり，125V 系蓄電池Ａ系の電源容量 2,000Ah を下回る。これにより，ＲＣＩＣの
8 時間運転継続に必要な直流電源を蓄電池から給電できることを確認した。な
お，必要な電源容量は，電池工業会規格 SBA S 0601「据置蓄電池の容量算出法」
添付 3.1.1.4−3−1

に従い，以下の式を用いて評価した。
Ｃ

１
Ｌ

Ｋ Ｉ

Ｋ Ｉ

Ｉ

Ｋ Ｉ

Ｉ

・・・Ｋ ＩＩ

Ｃ：＋１０℃における定格放電率換算容量（Ah）
Ｌ：保守率（0.8）
Ｋ：放電時間，蓄電池の最低温度（＋10℃）及び許容できる最低電圧（1.8V／セル）によって決められる容量換算時間
Ｉ：放電電流（A）
サフィックス１，２，３，・・・，ｎ：放電電流の変化の順に付番

以上により，全交流動力電源喪失時においても，ＲＣＩＣの運転制御に必要な直流電源を蓄電池から給電可能な 8 時間は，ＲＣＩＣを運転継続することが可能である。

添付 3.1.1.4−3−2

図1

ＲＣＩＣの系統概略図

添付 3.1.1.4−3−3

表1

原子炉隔離時冷却系の運転継続に係る評価結果

添付 3.1.1.4−3−4

評価項目
サプレッシ
ョン・プー
ル水温の上
昇

概 要
サプレッション・プール水の温度が上昇すると，ＲＣＩ
Ｃポンプのキャビテーションやポンプ軸受潤滑油冷却機能を阻害する場合，ＲＣＩＣポンプの運転に影響を与える可能性がある。

サプレッシ
ョン・チェ
ンバの圧力
上昇

ＲＣＩＣタービン排気圧高トリップインターロックの
設定圧力は 0.172MPa[gage]である。全交流動力電源喪失
時は残留熱除去系によるサプレッション・プール水の冷却ができないため，サプレッション・チェンバの圧力が上昇し，ＲＣＩＣタービン排気圧高トリップインターロ
ックが動作してＲＣＩＣが停止する可能性がある。

ＲＣＩＣポ
ンプ室の室
温上昇

ＲＣＩＣの機器設計において，ポンプ構成部品の許容温度と，部品同士の材質の違いからくる金属熱膨張差による干渉を考慮して，ＲＣＩＣポンプの最大周囲温度を66℃と設定している。全交流動力電源喪失時は換気空調系が停止しているため，ＲＣＩＣポンプ室の室温が最高温度を超過してＲＣＩＣが停止する可能性がある。
中央制御室の環境条件として想定している最高温度は，制御盤の設計上の最高温度から，40℃と設定している。
全交流動力電源喪失時は換気空調系が停止しているため，中央制御室の室温が最高温度を超過してＲＣＩＣが停止する可能性がある。

中央制御室
の室温上昇

評 価
ＲＣＩＣポンプの第一水源は復水貯蔵タンクであり，自動でサ
プレッション・チェンバに水源が切り替わることはないため，
サプレッション・プール水の温度上昇がＲＣＩＣポンプの運転に影響を与えることはない。また，第二水源であるサプレッション・チェンバを水源とした場合，事象発生後 8 時間での水温は約 100℃となる。この時のＲＣＩＣポンプの有効ＮＰＳＨは
約 6.4m まで低下するが，ＲＣＩＣポンプの必要ＮＰＳＨである約 5.8m に対して十分余裕があるため，キャビテーションは発生しない。また，ポンプ軸受の潤滑油温度は，冷却器の設計
上，潤滑油の冷却に使用しているサプレッション・プール水温より約 6℃高くなるが，潤滑油の許容温度である 120℃未満となるため，軸受の冷却が阻害されることはない。したがって，
サプレッション・プールの温度上昇によるＲＣＩＣの 8 時間運
転継続への影響はない。
全交流動力電源喪失時にＲＣＩＣによる原子炉注水を継続した場合のサプレッション・チェンバ圧力を評価した結果，事象発生から 8 時 間 後のサ プ レ ッ ショ ン ・ チェン バの 圧 力 は 約
0.07MPa[gage]であり，ＲＣＩＣタービン排気圧高トリップイ
ンターロック設定圧力を下回っている。したがって，サプレッ
ション・チェンバの圧力上昇によるＲＣＩＣの 8 時間運転継続への影響はない。
全交流動力電源喪失時のＲＣＩＣポンプ室の室温を評価した
結果，8 時間後の室温は約 63.6℃（初期温度 40℃）であり，設計上考慮している最高周囲温度 66℃を下回る。したがって，
ＲＣＩＣポンプ室の室温上昇によるＲＣＩＣの 8 時間運転継続への影響はない。
全交流動力電源喪失時の中央制御室の室温を評価した結果，8時間後の室温は約 37.3℃（初期温度 26℃）であり，設計上考慮している最高温度 40℃を下回る。したがって，中央制御室の室温上昇によるＲＣＩＣの 8 時間運転継続への影響はない。

表2

125V 系蓄電池Ａ系の負荷内訳

負荷電流と運転時間
負荷名称

備考

添付 3.1.1.4−3−5

1 分以内

480 分

原子炉隔離時冷却系復水ポンプ

69A

23A

原子炉隔離時冷却系真空ポンプ

66A

22A

Ｍ／Ｃ，Ｐ／Ｃ遮断器の制御電源

271A

−

２Ｃ非常用ディーゼル発電機初期励磁（200A）−

その他の負荷（電動弁，計装制御設備等）

1,344A

67A

1,750A

112A

合計

No.3，4 については，同時運転はしないため，負荷電流が大きい方で積上げることとする。
よって，No.4 の（）内は積算しない。

添付資料 3.1.1.4−3

補足資料

全交流動力電源喪失時における原子炉隔離時冷却系ポンプ室
及び中央制御室の室温評価について

1.

原子炉隔離時冷却系ポンプ室の温度上昇の評価方法

(1)

評価の流れ

全交流動力電源喪失時には換気空調系による除熱が行われないた
め，評価対象室の温度変化は，盤や照明などの室内の熱源から受ける熱量（室内熱負荷）と隣室や躯体への放熱（躯体放熱）のバラン
ス に よ っ て 決 定 さ れ る （ 図 1 参 照 ）。 評 価 手 順 と し て は ， ま ず 定 常 計算により定常時（全交流動力電源喪失発生前）の躯体コンクリート
壁の温度分布を求め，全交流動力電源喪失発生時刻を 0 秒とした過渡計算を行う。過渡計算では，評価対象のエリアと隣接室とのコンクリート熱容量を考慮し，室温とコンクリート内温度分布の過渡変化から室温を求める。

温度（℃）

評 価 対 象 の 部 屋（ 高 温 側 ）コンクリート壁

隣接する部屋（低温側）

コンクリート内部における熱伝導評価する部屋の温度

壁や照明
による発熱

コンクリート→空気間における熱伝達
熱の移動

空気→コンクリート間における熱伝達

隣接する部屋の温度

位 置 （ m）

図 1

評価モデルの概要

添付 3.1.1.4-3−6

(2)

評価条件
評価条件を以下にまとめる。
・評価対象室の評価条件
原子炉隔離時冷却系
ポンプ室
容 積 [m ３ ]空 気 熱 容 量 [kJ／ K]
初 期 温 度 [℃ ]

40

発熱負荷
時間
(h )
発熱量
(k W )

0

1

2

3

4

5

6

7

8

14 . 6

1 4. 6

14 .6

14 .7

15 .7

16 .7

1 7. 7

1 8. 4

1 9. 5

・評価対象の部屋に隣接する部屋の温度
周辺エリア

40℃ （ 夏 期 設 計 室 温 の 最 大 値 ）地中15℃（ 夏 期 設 計 外 気 温 度（ 35℃ ）と 冬 期 設 計 外 気
温 度 （ -8℃ ） の 平 均 （ 13.5℃ ） を 丸 め て 設 定 ）サプレッション・プール水温
時間
(h )
温度
(℃ )

0

1

2

3

4

5

6

7

8

32

48

59

67

74

81

88

93

100

・コンクリート壁−空気の熱伝達率
評価壁面
鉛直壁面
水平壁面（上向き）
水平壁面（下向き）※1

熱伝達率（ W／ m ２ ・ ℃ ） ※ １
2
30.5

伝 熱 工 学 資 料 第 5 版 に 基 づ き ，温 度 差 5℃ ，代 表 長 さ 5m にて算出した値

添付 3.1.1.4-3−7

・コンクリートの物性値
評価壁面
熱伝導率
熱拡散率
※2

(3)

物性値※２
1.6（ W／ m・ ℃ ）5.3E-07（ m ２ ／ s）

伝熱工学資料第 5 版に基づく

評価結果
全交流動力電源喪失時において，事象発生 8 時後の原子炉隔離

時 冷 却 系 ポ ン プ 室 の 温 度 は 約 63.6℃ と な り ， 設 計 上 考 慮 し て い る
温 度 （ 66℃ ） を 超 過 し な い た め ， 原 子 炉 隔 離 時 冷 却 系 の 運 転 継 続に与える影響はない。

2.

中央制御室の温度上昇の評価方法

(1)

評価の流れ
原子炉隔離時冷却系ポンプ室の評価と同様の流れで評価を行っ

た。

(2)

評価条件
評価条件を以下にまとめる。
・評価対象室の評価条件
中央制御室
発 熱 負 荷 [W]
容 積 [m ３ ]空 気 熱 容 量 [kJ／ K]
初 期 温 度 [℃ ]26

添付 3.1.1.4-3−8

・評価対象の部屋に隣接する部屋の温度
周辺エリア

40℃ （ 夏 期 設 計 室 温 ）ＭＳトンネル室

60℃ （ 同 上 ）

空調機械室

35℃ （ 夏 期 設 計 温 度 ）ケーブル処置室

35℃ （ 同 上 ）

屋外

35℃ （ 外 気 設 計 温 度

夏期）

・コンクリート壁−空気の熱伝達率
評価壁面
鉛直壁面
水平壁面（上向き）
水平壁面（下向き）
屋外
※3

熱伝達率
（ W/m ２ ・ ℃ ）
2※ ３
3※ ３
0.5 ※ ３2※ ４

伝 熱 工 学 資 料 第 5 版 に 基 づ き ，温 度 差 5℃ ，代 表 長 さ 5m に て
算出した値

※4

空 気 調 和 衛 生 工 学 便 覧 第 14 版 に 基 づ く

・コンクリートの物性値
評価壁面
熱伝導率
熱拡散率

物性値※５
1.6（ W/m・ ℃ ）5.3E-07（ m ２ ／ s）

※５：伝熱工学資料第 5 版に基づく

(3)

評価結果

全交流動力電源喪失時において，事象発生 8 時後の中央制御室の温 度 は 約 37.3℃ と な り ， 設 計 上 考 慮 し て い る 温 度 （ 40℃ ） を 超 過 しないため，原子炉隔離時冷却系の運転継続に与える影響はない。
添付 3.1.1.4-3−9

添付資料 3.1.1.4−4
事故シーケンスの分類について

事 故 シ ー ケ ン ス の 最 終 状 態 を ，喪 失 す る 基 本 的 安 全 機 能（ 停 止 機 能 ，
炉心冷却機能，格納容器からの除熱機能）及び「実用発電用原子炉及び そ の 附 属 施 設 の 位 置 、構 造 及 び 設 備 の 基 準 に 関 す る 規 則 の 解 釈 」（以
下 「 規 則 解 釈 」 と い う 。） の 第 37 条 に 記 載 さ れ て い る 事 故 シ ー ケ ン ス
グループに従い，表 1 のとおり分類している。
規 則 解 釈 に て 与 え ら れ た 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ は ，表 1 の と お り 3
つの基本的安全機能のいずれかが喪失するカテゴリとして整理し，全交流動力電源喪失の事故シーケンスグループについては，炉心冷却機
能喪失のカテゴリに位置付けることとした。したがって，全交流動力
電源喪失後に炉心冷却に失敗する長期ＴＢ，ＴＢＵ，ＴＢＰ及びＴＢ
Ｄについては，炉心冷却機能喪失に分類される全交流動力電源喪失として整理する。ただし，ＴＢＷについては，除熱機能喪失により格納
容器先行破損に至るシーケンスであることから，格納容器からの除熱機能喪失に分類される崩壊熱除去機能喪失として整理する。

添付 3.1.1.4−4−1

表 1
喪失する基本的安全機能
原子炉停止機能喪失

事故シーケンスの分類
事故シーケンスグループ
原子炉停止機能喪失

添付 3.1.1.4−4−2

高圧・低圧注水機能喪失

・ＴＱＵＶ

高圧注水・減圧機能喪失

・ＴＱＵＸ

全交流動力電源喪失

・長期ＴＢ
・ＴＢＵ
・ＴＢＰ
・ＴＢＤ

炉心冷却機能喪失
ＬＯＣＡ時注水機能喪失
格納容器バイパス（インターフェイスシステム
ＬＯＣＡ）
格納容器からの除熱機能喪失

・ＴＣ

崩壊熱除去機能喪失

・ＬＯＣＡ（ＡＥ，Ｓ１Ｅ，Ｓ２Ｅ）
・ＩＳＬＯＣＡ
・ＴＷ
・ＴＢＷ

添付資料 3.1.1.5−1
サポート系が一部故障している場合の評価について

フロントライン系とサポート系の依存性を表 1 に示す。また，サポート系が一部故障した場合にフロントライン系へ与える影響について，以下に例示する。

(1)

サポート系の一部故障により機能喪失する例
高圧炉心スプレイ系（ＨＰＣＳ）機能喪失に係るフォールトツリーの概
略図を図 1 に示す。ＨＰＣＳの動作には，サポート系として駆動電源の区分Ⅲ交流電源，制御用電源の区分Ⅲ直流電源，及び非常用補機冷却系としてＨＰＣＳディーゼル発電機海水系（ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ）を必要とする。
ＨＰＣＳは，これらのサポート系のうち１つでも機能喪失すると機能喪
失に至る。

(2)

サポート系の一部故障により機能喪失しない例
自動減圧系（ＡＤＳ）の機能喪失に係るフォールトツリーの概略図を図2 に示す。自動減圧系の動作には，サポート系として区分Ⅰ直流電源，区分Ⅱ直流電源のいずれかの電源を必要とする。
ＡＤＳは，両区分の直流電源が機能喪失した場合には機能喪失するが，いずれか一方が機能維持していれば動作可能である。

添付 3.1.1.5−1−1

表1

フロントライン系とサポート系の依存性
フロントライン系（従属故障の可能性のある系統）

交流電源

（
故
サ障
ポ系
統
ト・
系機
器
ー

添付 3.1.1.5−1−2

直流電源

非常用補機
冷却系

）
空調機

高圧炉心
冷却
HPCS

RCIC

区分Ⅰ

原子炉
停止
スクラム
系
−

−

区分Ⅱ

−

区分Ⅲ

低圧炉心冷却

原子炉減圧
ADS

格納容器除熱
RHR

◎

A
◎

LPCI
B
−

C
−

A
◎

B
−

−

−

−

◎

◎

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

◎

○

○

◎

◎

−

−

◎

−

−

−

○

○

−

−

◎

◎

−

◎

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

RHRS-A

−

−

−

−

−

◎

◎

−

−

◎

−

RHRS-B

−

−

−

−

−

−

−

◎

◎

−

◎

HPCS-DGSW

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

HPCSポンプ室

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

LPCSポンプ室

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

LPCI-A（RHR-A）ポンプ室

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

◎

−

LPCI-B（RHR-B）ポンプ室

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

◎

LPCI-Cポンプ室

−

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

DG-2C室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

DG-2D室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

HPCS-DG室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

自動
−

手動
−

−

−

−

−

◎

−

区分Ⅰ

−

−

区分Ⅱ

−

区分Ⅲ

◎： 系統の機能維持に必須であり，故障により系統の機能喪失となる。
○： 起因事象により必要になるケースがあり，事象によっては系統機能喪失となる。

LPCS

ＨＰＣＳ機能喪失

OR

添付 3.1.1.5−1−3

フロントライン系
機能喪失

サポート系
機能喪失

OR

区分Ⅲ交流電源
機能喪失

図1

区分Ⅲ直流電源
機能喪失

ＨＰＣＳのフォールトツリー概略図

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ
機能喪失

ＡＤＳ自動信号故障

AND
添付 3.1.1.5−1−4

電磁弁Ａ故障電磁弁Ｂ故障OROR

区分Ⅰ直流電源
機能喪失

Ａ系
ロジック故障図2

区分Ⅱ直流電源
機能喪失

ＡＤＳ自動信号故障のフォールトツリー概略図

Ｂ系
ロジック故障添付資料 3.1.1.5−3
保安規定上許容されない複数の緩和設備の待機除外を
評価上除外するモデル化方法について

緩和設備のフォールトツリーでは，メンテナンスによる待機除外確率をモデル化しているため，事故シーケンスの定量化の際，保安規定上許容されない複数の緩和設備を同時に待機除外にする組合せのカットセットが含まれることになる。これらのカットセットを評価上除外するため，保安規定上許容されな
い複数の緩和設備の待機除外の組合せをモデル化したフォールトツリーを作成し，イベントツリーの最初のヘディングにこのフォールトツリーをリンキン
グさせ，このヘディングの成功パスを定量化対象としている。
保安規定上許容されない複数の緩和設備の待機除外を評価上除外するためのイベントツリー及びフォールトツリーの概念図を図 1 に示す。

添付 3.1.1.5−3−1

メンテ ナ ンスの ヘ ディ ング を 設定し な い 場合， Ｌ ＰＣ Ｉ−Ａ ／Ｂ失 敗の事故 シ ーケン ス にお いて ， 保安規 定 上 許容さ れ ない ＲＨＲ −Ａ／ Ｂ
を待機除外 にする組 合せのカ ットセットが含まれ ることと なる

メンテナンスのヘディングの成功パスでは，
保安規定上許容されない複数の緩和設備を待機除外にする組合せが除外される

イベントツリー各緩和設備のフォールトツリーでメンテ
ナンスによ る待機除 外確率を モデル化

フォールトツリー
メンテナンス

非常用
ＤＧ−２Ｃ
メンテナンス

非常用ＤＧ
メンテナンス

ＬＰＣＩ
メンテナンス

2／4

2／3

非常用
ＤＧ−２Ｄ
メンテナンスＨＰＣＳ−ＤＧ
メンテナンス

ＲＣＩＣ
メンテナンス

ＤＧ3 台及びＲＣＩＣ1 台のうち，2 台以上を同時に待機除外にすることを禁止している

図1

ＲＨＲ−Ａ
メンテナンス

ＲＨＲ−Ｂ
メンテナンス

ＲＨＲ−Ｃ
メンテナンスＲＨＲ3 台のうち，2 台以上を同時に待機除外にすることを禁止している

保安規定上許容されない複数の緩和設備の待機除外を評価上除外する
ためのイベントツリー及びフォールトツリーの概念図

添付 3.1.1.5−3−2

添付資料 3.1.1.6−1
熱交換器の故障率における淡水／海水の考慮について

東海第二発電所の非常用の補機冷却系である残留熱除去系海水系は，海水を直接
残留熱除去系の熱交換器に通水する設計となっている。
淡水と海水の違いによる熱交換器の故障率の取扱いについて，国内一般機器故障率（以下「国内 21 ヵ年データ」という）では，淡水と海水の区別はなく，国内で発生した全ての故障件数を基に算出されている。また，海外故障率［１］においても，
国内 21 ヵ年データと同様に，淡水と海水の区別がなされていない。
国内 21 ヵ年データで故障件数に挙げられている国内プラントの熱交換器の故障
実績を表１に示す。熱交換器の故障モードとして最も支配的となるのは伝熱管閉塞であり，海水系の故障モードとなることから，適用性に問題はない。

表１ 国内プラントの熱交換器の故障実績
故障

事象の概要

モード
伝熱管
破損

淡水／
海水

国内 21 ヵ年デ
ータ平均値
（1／h）

東海第二発電所 第 5 給水加熱器（C）の伝熱管の破断（2000 年 02 月 23 日）

淡水2.6E-8

原因：施工不完全による化学腐食
福島第一原子力発電所１号機 格納容器スプレイ熱交換器（A）点検（1982 年 04 月 22 日）

伝熱管

原因：自然劣化閉塞

福島第一原子力発電所１号機 格納容器スプレイ熱交換器（B）点検（1982 年 04 月 22 日）

海水
7.1E-8
海水

原因：自然劣化
外部
リーク−（実績なし）−※ベイズ統計に基づく

添付 3.1.1.6−1−1

8.8E-9※

参考文献[1] Industry-Average Performance for Components and Initiating Events at U.S.
Commercial Nuclear Power Plants (NUREG/CR-6928)

添付 3.1.1.6−1−2

添付資料 3.1.1.6−2
故障率データがない機器の既存データの代用について

本ＰＲＡでモデル化している機器のうち，国内 21 カ年データ「故障件数の不確実さを考慮した国内一般機器故障率の推定」において故障率が整備されていない機器については，別の機器の故障率で代用している。国内 21 ヵ年データから代用した理由は，国内原子力発電所における運転・保守に依存する機器の運転期間，点検頻度等の違い等の特殊性から，他のデータベースの適用が困難と考えているためである。

(1)

国内 21 ヵ年データ以外のデータベース
国内一般機器故障率から故障率を代用した機器について，他のデータベースを調査し，故障率の有無及び故障率が掲載されている場合は，その代用の可能性について検討した。代用している機器に関する他のデータベースにおける記載について表 1 に示す。
本ＰＲＡにおいて代用した機器故障率と他のデータベースにおける該当機器の故障率を比較すると，他のデータベースの方が数桁高い値となっている。また，同じ機器を比較した場合においても，該当する機器の故障率
は他のデータベースの方が高い傾向があることから，国内 21 ヵ年データに
故障率データがない機器のみ，他のデータベースの値を使用することは，全体的なリスクの傾向を把握する上でバランスを欠いた評価となる可能性があることから，適切ではないと考えられる。
機器故障率を代用しているものについては，本来，他の機器故障率デー
タと同様に，国内プラントの実績に基づくデータを使用することが適切である。現在，機器故障率が整備されていないデータの収集・評価について
は，電力中央研究所において検討がなされていることから，その結果につ
添付 3.1.1.6−2−1

いて適応性を検討していく。

(2)

機器故障率を代用した機器
本ＰＲＡにおいて機器故障率を代用している機器及び代用機器の選定理由を表 2 に示す。
ａ．制御弁
制御弁については，図 1 に示すとおり，系統圧力で弁開度を調整する
機器構造の類似性により「空気作動弁」を代用し，「制御弁誤閉」の故障
率を，故障モードの類似性により「空気作動弁誤開又は誤閉」の故障率で代用している。
ｂ．冷却器
冷却器については，図 2 に示すとおり，熱エネルギー差のある流体間で細管による熱交換を行う機器構造の類似性により「熱交換器」で代用
し，「冷却器故障」及び「冷却器閉塞」の故障率を，それぞれ故障モードの類似性により「熱交換器伝熱管破損」及び「熱交換器伝熱管閉塞」の故障率で代用している。
ｃ．速度検出器
速度検出器については，検出した情報を電気信号に変換する機器構造の類似性により「水位トランスミッタ」及び「圧力トランスミッタ」で代用し，「速度検出器作動失敗」及び「速度検出器誤高出力／誤低出力」の故障率を，それぞれ故障モードの類似性により「水位トランスミッタ
不動作」及び「圧力トランスミッタ高出力／低出力」のそれぞれ高い方の故障率で代用している。
ｄ．中性子束検出器
中性子束検出器については，放射線によるガスの電離作用を電気信号
添付 3.1.1.6−2−2

として検出する機器構造の類似性により「放射線検出器」を代用し，「中性子束検出器不動作」及び「中性子束検出器誤低出力」の故障率を，それぞれ故障モードの類似性により「放射線検出器不動作」及び「放射線検出器高出力／低出力」の故障率で代用している（添付資料 3.1.1.6−5）。

添付 3.1.1.6−2−3

表1

代用している機器に関する他のデータベースの記載

機器及び故障モード

NUREG/CR-6928

IEEE-Std.500

T-Book 6 th edition

国内 21 ヵ 年データ（代用している機器及び故障モード）

（／時間）

（／時間）

（／時間）

（／時間）

添付 3.1.1.6−2−4

制御弁

誤閉

−

5.5E-06−−（空気作動弁）（誤開又は誤閉）（1.8E-07）（5.3E-07）（2.0E-06／1.7E-06）（2.7E-08）

故障−

3.4E-06−−

冷却器（伝熱管破損）

（−）

（−）

（−）

（2.6E-08）（熱交換器）

閉塞

−

−

−

−

（伝熱管閉塞）（6.5E-07）（−）（3.2E-07）（7.1E-08）

速度検出器

作動失敗

−

9.0E-08−−（水位トランスミッタ）（不動作）（1.0E-07）（4.6E-07）（3.7E-06）（1.4E-08）

速度検出器

誤高出力／誤低出力−

1.9E-07／6.5E-07−−（8.2E-07）（6.9E-07／5.3E-07）（1.4E-06）（3.5E-08）

作動失敗−

6.0E-06−−

中性子束検出器

（不動作）

（−）

（1.8E-06）（−）（3.4E-08）（放射線検出器）

誤低出力

−

−

−

−

（高出力／低出力）（−）（2.4E-06／2.3E-06）（−）（7.3E-08）（圧力トランスミッタ）(誤高出力／誤低出力)表2

機器故障率を代用している機器一覧

故障率が整備されていない機器
制御弁

冷却器

誤閉
故障

代用機器
空気作動弁

添付 3.1.1.6−2−5

速度検出器

伝熱管閉塞

故障モードの類似性

水位トランスミッタ

不動作

圧力トランスミッタ

高出力／低出力

誤低出力
作動失敗

機器構成要素の類似性
故障モードの類似性
機器構成要素の類似性
故障モードの類似性

不動作

機器構成要素の類似性

高出力／低出力故障モードの類似性

放射線検出器
誤低出力

故障モードの類似性
機器構成要素の類似性

誤高出力

中性子束検出器

機器構成要素の類似性

伝熱管破損
熱交換器

閉塞
作動失敗

誤開又は誤閉

代用機器の選定理由

吐出側の系統より

添付 3.1.1.6−2−6空気作動弁の機器バウンダリ「原子力発電所に関する確率論的安全評価用の機器故障率の算出（1982 年度〜1997 年度 16 カ年 49
基データ 改訂版）」原子力情報センター

図1

構造の比較（制御弁と空気作動弁の例）

胴

冷却水出口
管板

添付 3.1.1.6−2−7

伝熱管

冷却水入口
熱交換器の機器バウンダリ「原子力発電所に関する確率論的安全評価用の機器故障率の算出（1982 年度〜1997 年度 16 カ年 49
基データ 改訂版）」原子力情報センター

冷却器構造図図2

構造の比較（冷却器と熱交換器の例）

添付資料 3.1.1.6−3
メンテナンスによる待機除外確率の実績データとの比較について(1)

メンテナンスによる待機除外確率の算出方法
メンテナンスによる待機除外確率は，本評価でモデル化対象とした系統
毎にメンテナンスによる待機除外の可能性のある機器を選定し，機器の故障率と平均修復時間を用いて，次の式により算出している。
(λｉ Ｔｒｉ)ＰＳＹＳｉ

λ ｉ ：定期試験等によって異常の発見可能な機器 i の異常発
生率（／時間）Ｔｒ ｉ ：機器 i の平均修復時間（時間）ここで，λ ｉ は，ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−２８１５を参考に，対象機器の異常が検知されれば機器が機能喪失する前に予防保全として保守作業を実施することを考慮して，定期試験等によって異常の発見が可能な機器の故
障モードの機器故障率の10倍としている。
また，平均修復時間Ｔｒ ｉ については，表1に示す時間を使用している。

表1

平均修復時間データ

機器

平均修復時間出典

ポンプ，ファン

19時間

WASH-1400

弁

7時間

WASH-1400

ディーゼル
発電機

備考
残留熱除去系など
安全系に対する値
残留熱除去系など
安全系に対する値
1979年6月から1986年

20時間

国内実績

3月までのデータに基
づく

添付 3.1.1.6−3−1

(2)待機除外の評価対象機器の考え方
メンテナンスによる待機除外確率を考慮する機器については，以下の条件を満たすものを評価対象とした。
サーベランス試験等により故障が発見可能であること
プラント停止することなくメンテナンスを行えること
メンテナンスにより系統が機能喪失に至ること
メンテナンスによる待機除外確率の評価例として，低圧炉心スプレイ系の待機除外確率の評価を表 2 に示す。低圧炉心スプレイ系の構成機器のうち，上記の条件を満たすものとして，電動ポンプ 1 台，電動弁 2 弁，逆止弁 1 弁，手動弁 5 弁，ファン 1 台を抽出した。これらの機器の故障モードについては，各機器の考慮すべき故障モードのうち，最も寄与が大きいと考えられる故障モードを代表して適用している。

表2

メンテナンス確率算出例（低圧炉心スプレイ系）
故障率

平均修復時間

（／h）

（h）

1

1.3E-0719

2.5E-05

作動失敗

24.8E-087

6.7E-06

逆止弁

開失敗

1

7.1E-097

5.0E-07

手動弁

閉塞

5

8.5E-097

3.0E-06

ファン

起動失敗

1

1.3E-0719

2.5E-05

機器タイプ

故障モード

機器数

電動ポンプ

起動失敗

電動弁

合計
※：計算値＝10×機器数×故障率×平均修復時間

添付 3.1.1.6−3−2

計算値 ※6.0E-05(3)メンテナンスによる待機除外確率と実績データの比較(1)の方法により算出した，系統ごとのメンテナンスによる待機除外確率と，国内ＢＷＲプラントの待機除外実績データを用いて評価した待機除外確率（以下「国内ＢＷＲプラントの待機除外確率」という。）を表 3 に示す。国内ＢＷＲプラントの待機除外確率は，ＮＵＣＩＡに登録されている 1998 年〜2007 年までの国内ＢＷＲプラントの系統の待機除外の回数，
総待機除外時間，延べプラント運転時間から算出されている。なお，非常用ディーゼル発電機については，国内ＰＷＲプラントの実績を含んでいる。
表 3 に示すとおり，本ＰＲＡで用いた待機除外確率は，国内ＢＷＲプラ
ントの待機除外確率と同程度であることから，本ＰＲＡで用いた待機除外
確率は妥当であると考えられる。

表3

メンテナンスによる待機除外確率の比較

系統

本ＰＲＡで用いた
待機除外確率

国内ＢＷＲプラントの待機除外確率 ※高圧炉心スプレイ系

9.7E-05−

原子炉隔離時冷却系

9.5E-04

7.4E-04

低圧炉心スプレイ系

6.0E-05

1.5E-04

残留熱除去系−Ａ／Ｂ

1.2E-04

3.1E-05

残留熱除去系−Ｃ

5.4E-05

3.8E-05

残留熱除去系海水系

3.8E-04−

非常用ディーゼル発電機

9.9E-04

5.6E-04

9.9E-04−

2.7E-04−

2.7E-04−

高圧炉心スプレイ系
ディーゼル発電機
非常用ディーゼル発電機
海水系
高圧炉心スプレイ系
ディーゼル発電機海水系※：「ベイズ統計学に基づくアンアベイラビリティ推定方法の開発−新しい推定理論と国内ＢＷＲ待機除外データを用いた推定例−研究報告：L08009」（平成 21
年 5 月，（財）電力中央研究所）

添付 3.1.1.6−3−3

(4)非常用ディーゼル発電機の平均修復時間に係る最新のデータについて
ＮＵＣＩＡに登録されている 1998 年〜2007 年までの国内データから整理された非常用ディーゼル発電機の待機除外データは，延べプラント運転
時間（国内ＰＷＲとＢＷＲの合計値）2,740,393.4h に対し，待機除外回数
32 回，総待機除外時間 1,525.1h とされている。ここから計算される待機除外 1 回あたりの待機除外時間は約 48h となり，本ＰＲＡで用いた平均修
復時間 20h の 2 倍以上となっている。しかし，本ＰＲＡでは，(1)で述べたとおり予防保全を考慮して 10 倍した値を待機除外確率と使用しているため，本ＰＲＡで用いている非常用ディーゼル発電機の待機除外確率 9.9E-4
は，国内ＢＷＲプラントの待機除外確率 5.6E-4 より大きい値となり，保守性を有していると考えられる。

添付 3.1.1.6−3−4

添付資料 3.1.1.6−4
共通要因故障に関するＭＧＬパラメータ適用の考え方(1)

共通要因故障を考慮する機器の同定
本ＰＲＡでは同一又は異なるシステムにおいて，多重性を持たせるために用いられる機器については，共通要因故障を考慮している。共通要因故障を考慮する機器の同定フローを図 1 に示す。
ａ．共通要因故障を考慮する機器の候補の同定
以下の 3 つの条件を同時に満たす機器について，共通要因故
障を考慮する機器の候補として同定し，(a)冗 長 の 機 能 を 有 す る 同 種 機 器(b)起 因 事 象 発 生 前 の 運 転 状 態 が 同 一(c)同 一 故 障 モ ー ド
共通要因故障を考慮する機器については上記の条件に基づき分類しており，製作メーカの異なる機器についても同様の方法で同定することになる。なお，本ＰＲＡでは共通要因故障を考慮する機器としてメーカの相違する機器は抽出されていない。
ｂ．動的機器，静的機器及びそれらの故障モード
動的機器と静的機器及びそれらの故障モードによって，共通
要因故障の起こりやすさの程度は異なると考えられる。したがって，これらを区別して共通要因故障の適用性を検討した。
ポンプの起動失敗，弁の開失敗等の動的機器の動的故障モードについては，上記ａ．の条件を満たすものに対しては共通要因故障を考慮する。
動的機器の静的故障モード及び静的機器の各故障モードについては，上記ａ．の条件を満たし，動的機器の動的故障モード
添付 3.1.1.6-4−1

と同程度の故障率であるものに対して共通要因故障を考慮することとし，ストレーナの閉塞（内部破損含む）を抽出した。

(2)

本ＰＲＡで用いた共通要因故障パラメータ
本ＰＲＡでは，共通要因故障のモデル化はＭＧＬモデルとしている。ＭＧＬモデルは，冗長性が高い系の解析に対応しており，
原子力プラントにおいて広く使用実績がある。
本 Ｐ Ｒ Ａ に 用 い た 共 通 要 因 故 障 パ ラ メ ー タ を 表 1に 示 す 。こ れ らのパラメータはＮＵＲＥＧ等の文献を基に設定している。なお，
ファン，ダンパ等の一部の機器については，機器の構造を考慮したうえで，他の機器で代用している。
共通要因故障パラメータは，機器故障率と同様に，本来は国内プラント実績に基づくべきと考えられるが，現時点では，データベースが整備されていない状況にある。そのため，本ＰＲＡでは国内外で使用実績のある海外文献等のデータを使用しており，故障モードに依らず機器の共通要因故障パラメータを設定している。
例としてポンプのβファクタの算出方法を示す。ポンプにおける機能喪失の要因分析結果は表 2 のとおりである。コマンドに関す る 失 敗 事 例 を 除 く 機 器 の 故 障 259 件 の う ち ， 共 通 要 因 に よ る 故
障 が 10 件 で あ る た め ，共 通 要 因 に よ る 故 障 件 数 を 機 器 の 故 障 件 数で 除 し て 0.039 と 設 定 し た 。
な お ，Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ ／ Ｃ Ｒ − １ ２ ０ ５（ Rev.1）で 共 通 要 因 故 障 に分類されている事例は，故障要因から判断したものであり，実際に多重故障が発生したものとは限らない。したがって，このβファクタは保守的な値である。
添付 3.1.1.6−4−2

(3)共通要因故障パラメータの適用における故障モードの考慮
共通要因故障パラメータについて，本ＰＲＡでは従前より適用実績のある海外文献に基づくデータを用いた。一方で故障モード
毎の共通要因故障パラメータをまとめた文献としては，ＮＵＲＥ
Ｇ ／ Ｃ Ｒ − ５ ４ ９ ７ の 改 訂 版 で あ る CCF Parameter Estimations
2010 が あ る 。
本 Ｐ Ｒ Ａ で 使 用 し て い る 共 通 要 因 故 障 パ ラ メ ー タ と CCF
Parameter Estimations 2010 の 共 通 要 因 故 障 パ ラ メ ー タ を 表 3 に示す。表 3 のとおり，ポンプの継続運転失敗の共通要因故障のパ
ラ メ ー タ に つ い て は ， CCF Parameter Estimations 2010 と 本 Ｐ Ｒ
Ａ で 用 い た 値 が ほ ぼ 同 等 で あ る も の の ， 他 の パ ラ メ ー タ は CC F
Parameter Estimations 2010 の 方 が 低 い 値 を 示 し て い る 。 こ れ らのパラメータを用いた場合の感度解析結果を表 4 及び図 2 に示す。
感 度 解 析 の 結 果 ， 全 炉 心 損 傷 頻 度 は 5.0E-5／ 炉 年 と な り ， ベ ー
ス ケ ー ス の 全 炉 心 損 傷 頻 度 6.1E-5／ 炉 年 と 比 較 し て 0.8 倍 と な った 。こ れ は ，崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 に お け る 上 位 の カ ッ ト セ ッ ト に ，ＦＶ重要度 2 位である「ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞の共通要因故障」があり，その共通要因故障パラメータが，感度解析 ケ ー ス で は 3.9E-3 と な り ，ベ ー ス ケ ー ス（ 1.3E-1）の 1／ 30 に低下したことに起因する。

添付 3.1.1.6−4−3

表 1

共通要因故障パラメータの一覧
β ファクタ※1

γ ファクタ※2

ポンプ，ファン

0.039

0.520

NUREG／ CR-1205

Rev.1

弁，ダンパ

0.130

0.565

NUREG／ CR-1363

Rev.1

ＤＧ

0.021

−

NUREG‐ 1150

検出器，トリップ設定器

0.082

−

NUREG／ CR− 2771

0.050

−

SECY− 83− 293

蓄電池

0.008

−

NUREG‐ 0666

ストレーナ

0.133

−

NUREG／ CR− 5497

機器タイプ

備考

添付 3.1.1.6−4−4

リレー（スクラムコンタクタ）※ 1： 多 重 故 障 （ 2 重 以 上 ） が 発 生 す る 確 率※ 2： 多 重 故 障 が 発 生 し た 場 合 ， そ れ が 3 重 以 上 の 故 障 で あ る 条 件 付 確 率
NUREG／ CR− 4550 に 基 づ き γ フ ァ ク タ を 算 出

表 2

イ ベ ン ト ご と の ポ ン プ 故 障 件 数 （ NUREG/CR-1205

Table10）

ポ ン プ の β フ ァ ク タ ＝ （ 9+1） /（ 187+62+9+1）＝ 10/259≒ 0.039

添付 3.1.1.6−4−5

表 3
機器

抽出した故障モード及び共通要因故障パラメータ

添付 3.1.1.6−4−6

共通要因故障パラメータの参照元等
β
γ
δ
現状モデル
3.90E-02
5.20E-01
1.00E+00※
CCCG-2
3.36E-02−−−
継続運転失敗CCCG-3
4.14E-02
1.83E-01
ポンプ（ フ ァ ン も ポ ン プ CCF Parameter
CCCG-44.30E-02
3.43E-01
1.56E-01
で代用）
Estimations 2010
CCCG-22.45E-02−−−
起動失敗
CCCG-3
2.31E-02
4.18E-01
CCCG-4
2.27E-02
4.49E-01
3.56E-01
現状モデル
1.30E-01
5.65E-01
1.00E-00
電動弁
CCCG-2
9.46E-03−−
CCF Parameter
開閉失敗
Estimations 2010−
CCCG-3
1.05E-02
2.12E-01
現状モデル
1.30E-01
5.65E-01
1.00E-00−−
CCCG-2
0.00E+00
逆止弁
CCF Parameter
開失敗
Estimations 2010−
CCCG-30.00E+00
0.00E+00
現状モデル
2.10E-02
−
−
ＤＧ
起動失敗
CCCG-2
1.08E-02−−
CCF Parameter
Estimations 2010 継 続 運 転 失 敗−−
CCCG-2
2.24E-03
現状モデル
1.33E-01−−
ストレーナ
CCF Parameter
閉塞
CCCG-2
3.90E-03−−
Estimations 2010
※ＣＣＣＧ：共通要因故障機器グループのことで，共通要因故障の対象となる系統又は機器の組合せである。
数値は共通要因故障を考慮する機器総数を示す。

表 4

事故シーケンスグループ別の炉心損傷頻度比較
炉心損傷頻度（／炉年）

事故シーケンスグループ
ベースケース

感度解析ケース

高圧・低圧注水機能喪失

3.5E-09

3.2E-09

高圧注水・減圧機能喪失

2.0E-082.0E-08

全交流動力電源喪失

9.9E-08

9.6E-08

崩壊熱除去機能喪失

6.0E-05

5.0E-05

原子炉停止機能喪失

2.5E-08

2.5E-08

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

2.2E-11

6.2E-12

4.8E-10

4.8E-10

6.1E-05

5.0E-05

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）
合計

添付 3.1.1.6−4−7

図 1

共通要因故障同定のフロー

添付 3.1.1.6−4−8

1.0E-04
ベースケース
感度解析ケース

1.0E-06
1.0E-07
1.0E-08
1.0E-09
1.0E-101.0E-11

事故シーケンスグループ

図 2

事故シーケンスグループ別の炉心損傷頻度比較

合計

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

原子炉停止機能喪失

崩壊熱除去機能喪失

全交流動力電源喪失

高圧注水・減圧機能喪失

1.0E-12高圧・低圧注水機能喪失

添付 3.1.1.6−4−9

炉心損傷頻度（／炉年）

1.0E-05添付資料 3.1.1.6−5
中性子束検出器のモデル化について

スクラム信号を発信する信号の一つとして，図 1 に示す中性子束高高信号によるトリップロジックの信号があり，局部出力領域計装（以下「ＬＰＲＭ」という。）検出器，カード及び演算装置から構成される平均出力領域計装（以下「ＡＰＲＭ」という。），中性子計装系リレー並びにスクラムコンタクタから構成されている。
図 1 に示すＡＰＲＭの範囲については，21 個又は 22 個のＬＰＲＭ検出器及びカード，並びに演算装置で構成されており，本ＰＲＡでは 1 つの中性子束検出器としてモデル化している。また，その故障率及び故障モードは以下のとおりとしている（添付資料 3.1.1.6−2）。
・中性子束検出器の故障率については，放射線によるガスの電離作用を電気信号として検出する機器構造の類似性により「放射線検出器」を代用
・故障モードとしては，「中性子束検出器不動作」及び「中性子束検出器誤低出力」を，それぞれ故障モードの類似性により「放射線検出器不動作」及
び「放射線検出器高出力／低出力」で代用

添付 3.1.1.6−5−1

添付 3.1.1.6−5−2
図1

中性子束高高信号によるトリップロジック及びスクラムパイロット弁回路

添付資料 3.1.1.7−1
人的過誤率の評価方法について

本ＰＲＡにてモデル化した人的過誤「事象発生前の弁の開け忘れ・
閉 め 忘 れ 」及 び「 事 象 発 生 後 の 格 納 容 器 除 熱 操 作 失 敗 」を 代 表 例 と し ，
Ｈ Ｒ Ａ （ Human Reliability Analysis） イ ベ ン ト ツ リ ー に よ る 人 的 過
誤確率の算出について以下に説明する。

1.

事象発生前の人的過誤（弁の開け忘れ・閉め忘れ）
人的過誤の内容，ＨＲＡイベントツリーを図 1 に示す。また，過誤 確 率 計 算 シ ー ト を 表 1-1〜 1-4 に 示 す 。

2.

事象発生後の人的過誤（格納容器除熱操作失敗）
人的過誤の内容，ＨＲＡイベントツリーを図 2 に示す。また，過誤 確 率 計 算 シ ー ト を 表 2-1〜 2-4 に 示 す 。評 価 に 当 た っ て ，想 定 し た
人的過誤の内容について以下に示す。

(1)

操作内容
原子炉への注水に成功した後のＲＨＲによる格納容器からの除熱操作に失敗する。
操作に使用するＲＨＲの系統構成を図 3 に示す。

(2)

操作に使用する手順書及び操作手順
非常時運転手順書（徴候ベース）及び原子炉設備運転手順書に基づき，以下の認知・操作を実施する。

添付 3.1.1.7−1−1

認 知 （ Ｒ Ｈ Ｒ に よ る 格 納 容 器 除 熱 の 認 知 ̲表 2-１ ）①格納容器圧力高（ＬＯＣＡ信号）②ドライウェル空間温度
操 作 （ Ｒ Ｈ Ｒ に よ る 格 納 容 器 除 熱 操 作 ̲表 2-2）
①ＲＨＲＳポンプを（2 台）起動
②ＲＨＲポンプ室空調機を起動③ＲＨＲポンプを起動④ＲＨＲ熱交バイパス弁を全閉⑤格納容器スプレイ弁を（2 弁）全開
⑥サプレッション・プールスプレイ弁を全開
(3)

余裕時間
余裕時間はＴＷ時の事象進展解析結果より 1 時間とする。格納容器除熱操作において考慮している格納容器スプレイ冷却系及びサ プ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル 冷 却 系 は 15 分 程 度 で 実 施 で き る こ と か ら
比較的短時間で完了できる。

(4)

追加の指示や過誤回復の可能性
業務の連携は良好であり，担当運転員以外にも指導的な立場等の他の運転員からの指示や過誤回復に期待できる。また，事象進
展に伴い後段に発報される複数の警報により，認知失敗の過誤回
復に期待できる。

3.

評価に使用したデータベース
人的過誤確率の算出にあたっては，ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８に記載されている人的過誤確率データを使用した。人的過誤確率デー タ の 例 を 表 3-1〜 3-7 に 示 す 。

添付 3.1.1.7−1−2

人的過誤の定義（事象発生前）： 事象発生前に操作・試験の復旧に失敗する
操 作： 弁の開け忘れ・閉め忘れ 等
１．操作内容：操作や試験に伴い待機状態や通常の設定点を変更する場合に，当該操作後や試験実施後の復旧操作に失敗する。
２．該当手順書：
定期試験手順書等
３．人的過誤のモード：
待機状態への復旧失敗や設定点の回復失敗等
４．過誤回復の可能性：
担当運転員以外にも指導的な立場等の他の運転員からの指示や過誤回復に期待できる。
定量評価

a

手順

成功

失敗a

ar

b
過誤回復
動作
成功

失敗

失敗b
br

過誤回復

brr

過誤回復
失敗
状態復旧成功ＨＲＡイベントツリー
分岐
ａ
ａｒ
ｂ
ｂｒ
ｂｒｒ

人的過誤の種類（認知／動作）と内容
機器の状態復旧の手順遵守に失敗する
分岐ａの過誤回復
機器の状態復旧のための動作に失敗する
分岐ｂの過誤回復
分岐ｂｒの過誤回復
平均値（点推定値）：

8.3E-05

確率分布： 対数正規分布

図 1

過誤確率値（中央値）
1.0E-03 計算シート１−ａ5.1E-02 計算シート１−ａｒ
1.0E-03 計算シート１−ｂ
1.0E-02 計算シート１−ｂ
5.0E-02 計算シート１−brr（過誤回復あり）EF：4.8ＨＲＡイベントツリー（弁の開け忘れ・閉め忘れ）

添付 3.1.1.7−1−3

ＥＦ
3
−
3
5
−

表 1-1

過 誤 確 率 計 算 シ ー ト （ 弁 の 開 け 忘 れ ・ 閉 め 忘 れ ： 分 岐 a）

添付 3.1.1.7−1−4

表 1-2

過 誤 確 率 計 算 シ ー ト （ 弁 の 開 け 忘 れ ・ 閉 め 忘 れ ： 分 岐 b）

添付 3.1.1.7−1−5

表 1-3

過 誤 確 率 計 算 シ ー ト （ 弁 の 開 け 忘 れ ・ 閉 め 忘 れ ： 分 岐 ar）

添付 3.1.1.7−1−6

表 1-4

過 誤 確 率 計 算 シ ー ト （ 弁 の 開 け 忘 れ ・ 閉 め 忘 れ ： 分 岐 brr）

添付 3.1.1.7−1−7データシート７（ＡＴＷＳ時以外）
人的過誤の定義（事象発生後）： 原子炉注水後のＲＨＲによる格納容器除熱操作に失敗する

１．操作内容：原子炉への注水に成功した後のＲＨＲによる格納容器から除熱操作に失敗する
本操作の具体的な手順は以下のとおり（ただし，ＲＨＲが既に低圧注水系として起動している場合は，
低圧注水系から格納容器スプレイ冷却系への切替のために弁操作のみを行う）(1) ＲＨＲＳポンプの起動(2) ＲＨＲポンプ室空調機起動(3) ＲＨＲポンプ起動(4) ＲＨＲ熱交バイパス弁閉操作(5) 格納容器スプレイ弁開操作(6) サプレッションプールスプレイ弁の開操作
２．該当手順書：
非常時運転手順書（徴候ベース），設備別運転手順書
３．余裕時間
余裕時間は格納容器除熱に対する余裕時間1時間とする
格納容器スプレイ冷却系等は15分程度で実施できることから比較的短時間で完了できる
４．追加の指示や過誤回復の可能性：
担当運転員以外にも指導的な立場等の他の運転員からの指示や過誤回復に期待できる
定量評価

a

成功

ＲＨＲによる
格納容器除熱の認知

失敗a

ar

b
過誤回復

失敗

失敗b
成功

ＲＨＲによる
格納容器除熱操作

br

過誤回復

brr

過誤回復
失敗
状態復旧成功ＨＲＡイベントツリー
分岐
ａ
ａｒ
ｂ
ｂｒ
ｂｒｒ

人的過誤の種類（認知／動作）と内容
RHRによる格納容器除熱の認知に失敗する
分岐ａの過誤回復
RHRによる格納容器除熱の操作に失敗する
分岐ｂの過誤回復
分岐ｂｒの過誤回復
平均値（点推定値）：

1.1E-04

確率分布： 対数正規分布

図 2

過誤確率値（中央値）
2.0E-04 計算シート７−ａ5.0E-02 計算シート７−ａｒ
2.0E-03 計算シート７−ｂー1.0E-02
5.0E-02 計算シート７−brr

EF：35.6

ＨＲＡイベントツリー（格納容器除熱操作失敗）
添付 3.1.1.7−1−8

ＥＦ
30
3
5
-

表 2-1

過 誤 確 率 計 算 シ ー ト （ 格 納 容 器 除 熱 操 作 失 敗 ： 分 岐 a）

添付 3.1.1.7−1−9

表 2-2

過 誤 確 率 計 算 シ ー ト （ 格 納 容 器 除 熱 操 作 失 敗 ： 分 岐 b）

添付 3.1.1.7−1−10

表 2-3

過 誤 確 率 計 算 シ ー ト （ 格 納 容 器 除 熱 操 作 失 敗 ： 分 岐 ar）

添付 3.1.1.7−1−11

表 2-4

過 誤 確 率 計 算 シ ー ト （ 格 納 容 器 除 熱 操 作 失 敗 ： 分 岐 br）

添付 3.1.1.7−1−12

表 3-1
区間

T

運転員全員

(To 後の

による診断

時間)
[分]

ＴＨＥＲＰの標準診断曲線（NUREG/CR-1278 から抜粋）
T

運転員全員

(To 後の

による診断

失敗確率

時間)

(初期事象に

[分]

EF

区間

運転員全員

(To 後の

による診断

失敗確率

時間)

失敗確率

(２次事象に[分](３次事象に

EF

区間

対して)

対して)

対して)

[ﾒﾃﾞｨｱﾝ][ﾒﾃﾞｨｱﾝ][ﾒﾃﾞｨｱﾝ]

EF

添付 3.1.1.7−1−13

1.

1

1.0

--

7.

1

1.0

--

14.

1

1.0

--

2.

10

.1

10

8.

10

1.0

--

15.

10

1.0

--

3.

20

.01

10

9.

20

.1

10

16.

20

1.0

--

4.

30

.001

10

10.

30

.01

10

17.

30

.1

10

11.

40

.001

10

18.

40

.01

10

19.

50

.001

10

20.

80

.0001

30

21.

1520

.00001

30

5.

60

.0001

30
12.

6.

1500

.00001

70

.0001

30

30
13.

(注)

T

1510

.0000130

・２次事象や３次事象は，運転員が初期事象の診断や対応の最中に発生する事象を意味する。
・To：異常発生を示すシグナルが出た時刻
・ここでは曲線を数値で示している。

注：日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評：2008」の解説表 23-1 から転記
価に関する実施基準（レベル 1PSA 編）

表 3-2手動操作のコミッションエラー確率の例（NUREG/CR-1278 から抜粋）

項目

エラーのポテンシャル

HEP

EF

1.

１個のコントロールの不注意な操作

プラントに完全依存2.

同様なコントロールを持つパネルで選択誤り

.003

3

.001

3

.0005

10

.0005

10

.05

5

.5

5

(ラベルで区別)3.

同様なコントロールを持つパネルで選択誤り(機能別に良く分類された配置)

4.

同様なコントロールを持つパネルで選択誤り(系統を模擬した表示)

5.

スイッチの誤った方向への操作(固定観念に従う場合)

6.

スイッチの誤った方向への操作(通常の運転状態で固定観念を損う場合)

7.

スイッチの誤った方向への操作(高ストレス状態で固定観念を損う場合)

8.

２状態スイッチの誤った方向への操作，又は，誤った(注)レベルへの設定
9.

回転式コントローラの誤った設定(２状態スイッチ)

.001

10

10.

完全な操作の完了に対する失敗

.003

3

11.

グループ内のサーキットブレーカ選択誤り

.005

3

(ラベルで区別)
12.

グループ内のサーキットブレーカ選択誤り

.003

3

13.

不適切なコネクタの配備

.003

3

(不完全な装着や，コネクタのロック機構のテスト失敗
も含む)

(注)

項目 5，6，7 の対応する HEP，EF の 1/5 の値

注：日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評：2008」の解説表 23-2 から転記
価に関する実施基準（レベル 1PSA 編）

添付 3.1.1.7−1−14

表 3-3

手順書を使うときのオミッションエラー確率の例（NUREG/CR-1278 から抜粋）

項目

オミッションの項目

HEP

EF

チェック表が正しく用いられている場合
1.

短い操作（＜10 項目）

.001

3

2.

長い操作（＞10 項目）

.003

3

チェック表を用いていないか，又は正しく用いられていない場合
3.

短い操作（＜10 項目）

.003

3

4.

長い操作（＞10 項目）

.01

3

5.

文書化した手順書を用いるべきであるが，用いていない場合.05

5

注：日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評：2008」の解説表 23-3 から転記
価に関する実施基準（レベル 1PSA 編）

表 3-4

ストレスと熟練度による人的過誤確率への補正係数（NUREG/CR-1278 から抜粋）
HEPs の増倍係数

項目

ストレスレベル
熟練者

熟練度の低い者

1.

作業負荷が大変低い

×2

×2

2.

作業負荷が適度

×1

×1

×1

×2

×2

×4

×5

×10

×5

×10

.25 ( EF = 5 ).50 ( EF = 5 )（段階的操作）3.

作業負荷が適度（動的操作）

4.

作業負荷がやや高い（段階的操作）5.

作業負荷がやや高い（動的操作）

6.

作業負荷が極度に高い（段階的操作）7.

作業負荷が極度に高い（動的操作又は診断操作）

極度にストレス・レベルが高い場合は，増倍係数ではなく，複数のクルーを対象とした固定値を用いる。
注：日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評：2008」の解説表 23-4 から転記
価に関する実施基準（レベル 1PSA 編）

添付 3.1.1.7−1−15

表 3-5 先行するサブタスク N-1 が成功又は失敗したときの，サブタスク N の成功又は失敗の条件付き確率の求め方：従属レベルの関数（NUREG/CR-1278 から抜粋）
従属性の条件付き成功確率

レベル

(注)

ZD

Pr〔S

N ｜S N - 1 ｜ZD〕＝

LD

Pr〔S

N ｜S N - 1 ｜LD〕＝

MD

Pr〔S

N ｜S N - 1 ｜MD〕＝

HD

Pr〔S

CD

Pr〔S

条件付き失敗確率n

Pr〔FN ｜F N - 1 ｜ZD〕＝

N

1

19ｎ
20

Pr〔F N ｜F N - 1｜LD〕＝

1

6ｎ
7

Pr〔F N ｜F N - 1｜MD〕＝

N ｜S N - 1 ｜HD〕＝

1 ｎ
2

Pr〔F N ｜F N - 1｜HD〕＝

N ｜S N - 1 ｜CD〕＝

1 .0

Pr〔F N ｜F N - 1 ｜CD〕＝ 1 . 0

1

19N
20

1

6N
7

1

N
2

n：サブタスクの成功確率
N：サブタスクの失敗確率
ZD：Zero Dependence 従属度ゼロ
LD：Low Dependence 従属度低
MD：Moderate Dependence 従属度中
HD：High Dependence 従属度高
CD：Complete Dependence 完全従属
注：日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評
価に関する実施基準（レベル 1PSA 編）：2008」の解説表 23-5 から転記

添付 3.1.1.7−1−16

表 3-6

エラーファクタ推定ガイドライン（NUREG/CR-1278 から抜粋）

添付 3.1.1.7−1−17

表 3-7

計測・操作などの活動に対する確認の失敗（NUREG/CR-1278 から抜粋）

添付 3.1.1.7−1−18

図3

ＲＨＲによる格納容器スプレイ冷却系及びサプレッション・プール冷却系の系統構成

添付 3.1.1.7−1−19

添付資料 3.1.1.7−2
起因事象発生前の人的過誤として評価した事象の抽出について

本ＰＲＡで評価対象とした起因事象発生前の人的過誤の抽出過程を以下に示す。ここで，起因事象発生前の人的過誤は運転員よる試験・操作及びその後の状態復旧を対象としており，保修員による保全作業時の人
的 過 誤（ 計 装 機 器 の 校 正 エ ラ ー を 含 む 。）に つ い て は 機 器 故 障 率 に 含 ま れているとして，ここでは取り扱っていない。
(1)

操作・作業の同定
フォールトツリーでモデル化している全ての機器を対象に，プラント運転中及び停止中における操作・作業等を手順書類（定期試験
手順書，設備別運転手順書等）から抽出する。
(2)

スクリーニング
抽出した操作・作業等に対し，日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準（レベル１ＰＳＡ編）：2008」（ 以 下「 学 会 標 準 」と い う 。）に 基 づ き ，
以下に示すスクリーニング基準を設け，スクリーニングできない操
作・作業等について，起因事象発生前の人的過誤として定義する。
ａ．系統の要求に対して機器の調整が自動的に行われるもの。
ｂ．中央制御室にて機器の状態表示が確認でき，その状態が日常的に確認されており，かつ調整が可能なもの。
ｃ．実施されている保守後の機能試験により，誤調整が明らかになるもの。
ｄ．当初の操作の後，チェックリストに基づく独立した機器の状態
確 認 が あ る も の （ Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ − １ ７ ９ ２ を 参 考 に 設 定 ※ ）。
※：学会標準に本スクリーニング基準に関する記載はないが，
ＮＵＲＥＧ−１７９２を参考に，従属性のない独立した確

添付 3.1.1.7−2−1

認が別途実施されている場合においては，起因事象発生前の人的過誤を除外できるものとして設定している。
ｅ．機器の状態確認が頻繁に実施されているもの。

本ＰＲＡで評価対象とした全ての系統について検討した結果，抽出された起因事象発生前の人的過誤は以下のとおりである。なお，
スクリーニング基準ｄ．のみで除外した起因事象発生前の人的過誤はなかった。
・手動弁に対する開け忘れ／閉め忘れ
・定期試験において非常用ディーゼル発電機を母線に並列させる
際に手動でガバナ類の調整を行うが，試験後の待機状態（自動投入可能な設定）への復旧に失敗する。
起因事象発生前の人的過誤の抽出結果のうち，非常用ディーゼル発電機の例を表 1 に示す。

添付 3.1.1.7−2−2

表 1

起因事象発生前の人的過誤の抽出結果（非常用ディーゼル発電機の例）
対象とした操作・作業等とスクリーニング結果

起因事象発生前の人的過誤の抽出結果

機器種類

人的過誤のモード

非常用ディーゼル発電機

待機（自動）への復本体

旧失敗

非常用ディーゼル発電機

通常状態への復旧

運転中の試験等に伴う操作等に起因

プラント停止中の操作等に起因モデル化の（定期試験手順等）（設備別手順書，定期試験手順等）

要否

操作・作業等

除外理由

操作・作業等

除外理由

試験時の運転操作

除外ルールｂ．

試験時の運転操作

除外ルールｂ．

除 外 ル ー ル に添付 3.1.1.7−2−3

試験時の手動操作
ガバナ

失敗

否

除 外 ル ー ル に
試験時の手動操作

該当しない

要
該当しない

非常用ディーゼル発電機
待機への復旧失敗

試験時の運転操作

除外ルールｂ．

試験時の運転操作

除外ルールｂ．

否

待機への復旧失敗

試験時の運転操作

除外ルールｂ．

試験時の運転操作

除外ルールｂ．

否

点検後の待機状態

除 外 ル ー ル になし−
への復旧操作該当しない

燃料油移送ポンプ
非常用ディーゼル発電機
空調機
非常用ディーゼル発電機
冷却水ライン手動弁

待機（弁開）への復
旧失敗

要添付資料 3.1.1.7−3
校正ミスの取扱いについて

本ＰＲＡでは，保修員による機器の校正ミスについては，人的過誤としてモデル化していない。その理由を以下に示す。
(1)

21 ヵ 年 デ ー タ に お け る 校 正 ミ ス の 取 扱 い
本ＰＲＡで使用している機器故障率データは，「故障件数の不確 実 さ を 考 慮 し た 国 内 一 般 機 器 故 障 率 の 推 定（ 平 成 21 年 5 月 公 表 ）」（ 以 下 「 21 ヵ 年 デ ー タ 」 と い う 。 ） に 記 載 さ れ て い る デ ー タ を 使
用 し て い る 。 21 ヵ 年 デ ー タ は 国 内 プ ラ ン ト の 機 器 の 故 障 実 績 を 基に 整 備 さ れ た デ ー タ ベ ー ス で あ る が ，計 装 機 器 等 の 故 障 件 数 に は ，機器の機械的故障以外に，保修員の校正ミスが原因で機器が故障し た 場 合 が 含 ま れ て い る 。 21 ヵ 年 デ ー タ に 記 載 さ れ て い る デ ー タのうち，保修員の校正ミスを含む機器故障率の例を表 1 に示す。
また，表 1 に示す機器及び故障モードのうち，温度スイッチの誤動作としてカウントされている事象の概要を表 2 に示す。表 1 及び 表 2 に 示 す と お り ， 21 ヵ 年 デ ー タ に は ， 保 修 員 に よ る 校 正 ミ スが原因の故障事象が含まれているため，本ＰＲＡでは，校正ミス
を人的過誤としてはモデル化していない。

(2)

校正ミスに係る共通要因故障の取扱い冗長化された検出器においては，同じ保修員が連続して校正作業を実施すると考えられるため，校正ミスが共通の要因となり複数の検出器が故障する可能性がある。しかし，この校正ミスによる 共 通 要 因 故 障 に つ い て も ， 21 ヵ 年 デ ー タ で は そ れ ぞ れ 単 独 の 機器故障として取り扱われているため，本ＰＲＡにおいては校正ミ
スに係る共通要因故障のみを独立して人的過誤としてはモデル化
添付 3.1.1.7−3−1

していない。
ここで，検出器の校正ミスに係る共通要因故障を人的過誤としてモデル化した場合の非信頼度と炉心損傷頻度への影響を検討した。校正ミスに係る人的過誤確率の評価結果を表 3 に示す。検出器 の 校 正 ミ ス に 係 る 共 通 要 因 故 障 の 人 的 過 誤 確 率 は 1.0E-5 の オ ーダーとなり，表 4 に示すとおり，本ＰＲＡでモデル化している検出器及びトリップユニットの機械的故障の共通要因故障と同程度の非信頼度となった。ただし，本ＰＲＡでは，検出器の共通要因
故障の中でＦＶ重要度が最も高い，「原子炉水位（Ｌ−１）トランスミッタ作動失敗共通要因故障」の場合でも，ＦＶ重要度は
3.4E-07 で あ り ，こ の 共 通 要 因 故 障 の 炉 心 損 傷 頻 度 に 対 す る 寄 与 割
合（ 3.4E-05％ ）は 十 分 小 さ い た め ，検 出 器 の 校 正 ミ ス に 係 る 共 通
要因故障の人的過誤をモデル化した場合でも，炉心損傷頻度への影響は限定的である。

表 1

保修員の校正ミスを含む機器故障率の例
故障件数

機器故障率

（校正ミス件数）

平 均 値 [1／ h ]

誤動作

2
（ 2）

2.5E -08

圧力トランスミッタ

高出力／低出力8（ 1）

3.5E -08

リミットスイッチ

不動作

3
（ 1）

5.5E -09

機器

故障モード

温度スイッチ

添付 3.1.1.7−3−2

表 2

温度スイッチに係る保修員の校正ミス事象の概要

発生日時

1988 年 1 2 月 15 日 16 時 10 分 （ Ｂ -Ｃ Ｕ Ｗ ポ ン プ ）1988 年 1 2 月 16 日 11 時 33 分 （ Ａ -Ｃ Ｕ Ｗ ポ ン プ ）事象発生時の状況

定 格 出 力 （ 4 60MWe） で 運 転 中 の と こ ろ ， 昭 和 63 年 12 月
15 日 16 時 1 0 分 ， 「 ポ ン プ 出 口 温 度 高 」 警 報 発 生 と 同 時 にＢ−原子炉冷却材浄化系循環ポンプ（Ｂ−ＣＵＷポンプ）
がトリップした。原因調査の結果，Ｂ−ＣＵＷポンプ出口
温度スイッチに設定値のずれが確認されたため，当該温度スイッチの校正を実施した。
Ｂ − Ｃ Ｕ Ｗ ポ ン プ の 試 運 転 の た め ， 12 月 16 日 11 時 33分，同ポンプを起動したところ，「ポンプ出口温度高」警報発生と同時にＡ−ＣＵＷポンプがトリップした。なお，
Ｂ−ＣＵＷポンプの運転状況に異常はなかった。
Ａ−ＣＵＷポンプの原因調査の結果，Ｂ−ＣＵＷポンプと同様に，ポンプ出口温度スイッチに設定値のずれが確認
さ れ た た め ， 当 該 温 度 ス イ ッ チ の 校 正 を 実 施 し ， 16 時 33
分にＡ−ＣＵＷポンプの試運転を行い運転状況に異常のないことを確認して，通常運転に復帰した。
この間，発電機出力の変動はなかった。

原因調査の概要

ＣＵＷポンプ出口温度スイッチに設定値ずれが発生する
要因について検討した結果は，以下のとおりである。
(1) Ｃ Ｕ Ｗ ポ ン プ 出 口 温 度 ス イ ッ チ の 不 良
当該温度スイッチの内部点検において，異常は認められなかった。
(2) 衝 撃 に よ る 設 定 値 ず れ工場において当該温度スイッチの衝撃試験を実施した
結果，設定値ずれは発生しなかった。
(3) 定 期 検 査 時 の 校 正 ミ ス
設 定 値 60℃ に 対 し ，Ａ ，Ｂ − Ｃ Ｕ Ｗ ポ ン プ と も 約 53 ℃とほぼ同様な設定値ずれであり，当該温度スイッチの点
検校正作業はＣＵＷ補助ポンプ冷却水温度スイッチ（設定 値 66 ℃ ） の 点 検 校 正 に 引 き 続 い て 同 一 メ ン バ ー で 実 施していたことから，作業者の勘違いによる校正ミスの可能性が大きいと考えられる。

事象の原因

調査結果から，事象の発生原因は，定期検査時の当該温
度スイッチの点検校正において，作業者が当該温度スイッ
チの設定値は，先に点検校正を行った同型の温度スイッチの 設 定 値 （ 66℃ ） と 同 じ だ と 勘 違 い し て 設 定 指 針 を 取 り 付
け，その後誤りに気付き，調整ネジにより設定指針を正規の 設 定 値 に 調 整 し た 結 果 ， 温 度 ス イ ッ チ の 設 定 値 が 約 53 ℃となった可能性が大きいと考えられる。

添付 3.1.1.7−3−3

表 3
No.

検出器の校正ミスの共通要因故障に係る人的過誤確率評価結果
項目

中央値（／要求時）EF

チェックリストを適切①に使用した場合に手順

1.0E-03

3

書中の作業項目を省く②

管理者のチェック失敗

5.1E-02−③

検出器単体の校正ミス

5.1E-05

3

備考

NUREG/CR-1278 表
20-7(1)
NUREG/CR-1278 表
20-17（ 低 従 属 ）① ×②③に対して低従属④

複数の検出器の校正ミス（共通要因故障）

2.6E-06

3を仮定
NUREG/CR-1278 表
20-17（ 低 従 属 ）④ の 平 均 値 ： 3.2E-06（ ／ 要 求 時 ）添付 3.1.1.7−3−4

表 4検出器及びトリップユニットに係る共通要因故障の非 信 頼 度 及 び 重 要 度 評 価 結 果 （ Ｆ Ｖ 重 要 度 上 位 10 位 ）
関連系統
RCIC
ADS
LPCS
LPCI-A /B /C

機器及び故障モード

非信頼度（／要求時）

ＦＶ重要度

原 子 炉 水 位（ Ｌ − １ ）ト ラ
ンスミッタ作動失敗共通

4.8E-06

3.4E-07

4.8E-06

1.3E-07

8.3E-07

4.1E-08

4.8E-06

2.6E-08

1.1E-06

2.2E-08

8.3E-07

2.2E-08

8.3E-07

1.7E-08

8.3E-07

1.2E-08

8.3E-07

4.5E-09

8.6E-08

4.3E-09

要因故障
原 子 炉 水 位（ Ｌ − ２ ）ト ラ

HPCS

ンスミッタ作動失敗共通
要因故障

ADS

原 子 炉 水 位（ Ｌ − １ ）ト リ

LPCS

ップユニット作動失敗共

LPCI-A /B /C

通要因故障
原 子 炉 水 位（ Ｌ − ３ ）ト ラ

ADS

ンスミッタ作動失敗共通
要因故障

ADS

ドライウェル圧力高トラLPCS

ンスミッタ作動失敗共通

LPCI-A /B /C

要因故障
原 子 炉 水 位（ Ｌ − ２ ）ト リ

HPCS

ップユニット作動失敗共
通要因故障

ADS

ドライウェルトリップユ

LPCS

ニット作動失敗共通要因

LPCI-A /B /C

故障
原 子 炉 水 位（ Ｌ − ２ ）ト リ

RCIC

ップユニット作動失敗共通要因故障
原 子 炉 水 位（ Ｌ − ３ ）ト リ

ADS

ップユニット作動失敗共
通要因故障

LPCI-A /B /C

弁間差圧力トランスミッ
タ作動失敗共通要因故障

添付 3.1.1.7−3−5

添付資料 3.1.1.7−4
人的過誤に係わるストレスレベル及びストレスファクタの考え方について

本ＰＲＡで用いている起因事象発生前後の人的過誤確率をストレ
スレベル，ストレスファクタ及び余裕時間とともに表 1 及び表 2 に示す。
運転員のタスク遂行の成功又は失敗の確率は，運転員にとっての外的環境（温度，照明等の作業環境，タスクの特性，マンマシンイ
ンターフェイス等），内的状態（経験，訓練等によって形成される知識及びスキル）又はストレス等の行動形成因子によって大きく影響される。
本ＰＲＡにおける人的過誤のストレスレベル及びストレスファク
タの設定の考え方について，以下に示す。

(1)

ストレスレベルの分類
本ＰＲＡでは、ヒューマンエラーハンドブック（ＮＵＲＥＧ／
Ｃ Ｒ − １ ２ ７ ８ ） の Ｔ Ｈ Ｅ Ｒ Ｐ 手 法 （ Technique for Human Error
Rate Prediction） を 使 用 し て お り ， 作 業 負 荷 等 に 応 じ て 7 つ の ス
トレスレベルを分類し、それらに対応した補正係数（ストレスファクタ）を評価している。その詳細については，表 3 に示す。
作業負荷が低い場合は注意力が散漫になり，逆に作業負荷が高い場合には人間の通常業務遂行能力の限界に近づいている又は超えているため，タスク遂行の妨害となることから，その作業に対する増倍係数を設定している。また，極端にストレスレベルが高い場合は，情緒的反応が生じる等タスク遂行に非常に妨害となる
添付 3.1.1.7−4−1

ことから，固定値を用いて評価する。
なお，本ＰＲＡでは，運転員による異常時の事象の認知や操作方法は訓練されているため，補正係数は「熟練者」の値を選択する。また、運転員の操作内容は手順書に従った段階的操作である
ことから，各ストレスレベルの「段階的操作」を選択する。

(2)

ストレスファクタの設定の考え方
ａ ． 起 因 事 象 発 生 前 （ 表 1， 表 3）
○認知失敗及び操作失敗
事故が発生していないときの操作であり，特に高いストレスに は 至 ら な い た め ， ス ト レ ス レ ベ ル 「 【 No． 2】 作 業 負 荷 が 適 度（段階的操作）」のストレスファクタ 1 を設定した。
ｂ ． 起 因 事 象 発 生 後 （ 表 2， 表 3）
○認知失敗
期待する緩和設備に対しては手順書の整備及び訓練の十分な実施が行われているが，起因事象発生後は起因事象発生前に比べて運転員のストレスレベルが高いと考えられるため，ストレス レ ベ ル 「 【 No． 4】 作 業 負 荷 が や や 高 い （ 段 階 的 操 作 ） 」 の ス
トレスファクタ 2 を設定した。
○操作失敗
認 知 と 同 様 の 理 由 に よ り ， ス ト レ ス レ ベ ル 「 【 No． 4】 作 業 負荷がやや高い（段階的操作）」のストレスファクタ 2 を設定した。

基本的に上記の考え方に基づき，起因事象発生後の人的過誤
添付 3.1.1.7−4−2

について，ストレスレベル及びストレスファクタを設定しているが，以下の人的過誤については，別途ストレスレベル及びス
トレスファクタを設定した。

「水源切替操作失敗（ＣＳＴ→サプレッション・チェンバ，中破断ＬＯＣＡ）」，「注水不能認知失敗（大中破断ＬＯＣ
Ａ）」
○認知失敗
余裕時間が極めて短い時間であり，操作員のストレスが非 常 に 高 い と 考 え ら れ る た め ， ス ト レ ス レ ベ ル 「 【 No． 7 】
作業負荷が極度に高い（動的操作又は診断操作）」の固定値を用いて評価した。

添付 3.1.1.7−4−3

表 1

起因事象発生前の人的過誤のストレスレベル及びストレスファクタ

人的過誤

弁の開け忘れ・閉め忘れ

ストレスレベル（ストレスファクタ）

過誤確率(平 均 値 )EF

適度【 No.2】

8.3E-05

4.8

ＤＧ試験時ガバナ操作後の
復旧失敗

（ ×1）

弁の開け忘れ・閉め忘れ（ＩＳＬＯＣＡ）

適度【 No.2】添付 3.1.1.7−4−4

（ ×1）

選定理由
事故が発生していないときの操作で

（ ×1）
適度
【 No.2】

ス ト レ ス レ ベ ル ，ス ト レ ス フ ァ ク タ の

あ り ，特 に 高 い ス ト レ ス に は 至 ら な い
た め ， ス ト レ ス レ ベ ル 「 【 No.2】 作 業

3.9E-03

6.8

2.0E-033.5

負 荷 が 適 度（ 段 階 的 操 作 ）」の ス ト レ
スファクタ 1 を設定した。

表2
人的過誤

原子炉水位制御
操作失敗
水源切替操作失敗（ＣＳＴ→サプレッショ
ン・チェンバ，大中破断ＬＯＣＡ以外）
原子炉手動減圧失敗

添付 3.1.1.7−4−5（ＬＯＣＡ以外）
ＤＧ燃料油補給操作失敗

起因事象発生後の人的過誤のストレスファクタと余裕時間（1／2）

ストレスレベル（ストレスファクタ）

余裕時間

過誤確率
(平均値)

EF

ストレスレベル，ストレスファクタの選定理由

認知失敗

操作失敗

やや高い
【No.4】

やや高い【No.4】（×2）（×2）

な実施が行われているが，起因事象発生後は起因事象発生前

やや高い【No.4】

やや高いに比べて運転員のストレスレベルが高いと考えられるため，

（×2）

（×2）

やや高い
【No.4】

やや高い【No.4】

（×2）

（×2）

やや高い
【No.4】

やや高い

（×2）

（×2）

【No.4】【No.4】○認知失敗及び操作失敗
30 分

30 分

2.5E-03

2.5E-03

6.5

6.5

期待する緩和設備に対しては手順書の整備及び訓練の十分

ストレスレベル「【No．4】作業負荷がやや高い（段階的操作）」のストレスファクタ 2 を設定した。

30 分

2.5E-03

6.5

60 分

1.1E-04

35.6
○認知失敗

水源切替操作失敗（ＣＳＴ→サプレッショ
ン・チェンバ，中破断ＬＯＣＡ）

極度に高い

やや高い

時間的余裕が極めて短い時間であり，操作員のストレスが非【No.4】

常に高いと考えられるため，ストレスレベル「【No．7】作
極めて【No.7】

短い時間

（固定値）

業負荷が極度に高い（動的操作又は診断操作）」の固定値を1.8E-01

6.7

用いて評価した。
○操作失敗

（×2）

「原子炉水位制御操作失敗」と同様。

やや高い

やや高い

○認知失敗及び操作失敗【No.4】【No.4】「原子炉水位制御操作失敗」と同様。

ＲＨＲ系操作失敗

60 分
（×2）

（×2）

1.1E-04

35.6

表2
人的過誤
起動信号の共通原因故障時

注水不能認知失敗

起因事象発生後の人的過誤のストレスファクタと余裕時間（2／2）

ストレスレベル（ストレスファクタ）
余裕時間
認知失敗

操作失敗

過誤確率
(平均値)

EF

○認知失敗

やや高い
【No.4】「原子炉水位制御操作失敗」と同様。
−（大中破断ＬＯＣＡ以外）

ストレスレベル，ストレスファクタの選定理由

30 分

1.0E-03

13.8

（×2）

添付 3.1.1.7−4−6○認知失敗
注水不能認知失敗（大中破断ＬＯＣＡ）

極度に高い【No.7】

−

（固定値）

極めて
短い時間

時間的余裕が極めて短い時間であり，操作員のストレスが4.0E-015.0

非常に高いと考えられるため，ストレスレベル「【No．7】
作業負荷が極度に高い（動的操作又は診断操作）」の固定値を用いて評価した。

高圧注水系起動
操作失敗
原子炉手動減圧失敗（ＬＯＣＡ）

低圧注水系起動
操作失敗

−

やや高い
【No.4】−

2.5E-03

3.0

−

（×2）
やや高い
【No.4】−

1.9E-01

3.5○操作失敗「原子炉水位制御操作失敗」と同様。

（×2）

−

やや高い
【No.4】
（×2）

○操作失敗
−

1.9E-013.5「原子炉水位制御操作失敗」と同様。

表3

ストレス及び熟練度による人的過誤率（ＨＥＰ）への補正係数
HEPs の増倍係数

項目

ストレスレベル
熟練者

熟練度の低い者

1.

作業負荷が大変低い

×2

×2

2.

作業負荷が適度

×1

×1

×1

×2

×2

×4

×5

×10

×5

×10

.25 ( EF = 5 ).50 ( EF = 5 )（段階的操作）3.

作業負荷が適度（動的操作）

4.

作業負荷がやや高い（段階的操作）5.

作業負荷がやや高い（動的操作）

6.

作業負荷が極度に高い（段階的操作）7.

作業負荷が極度に高い（動的操作又は診断操作）

極度にストレス・レベルが高い場合は，増倍係数ではなく，複数のクルーを対象とした固定値を用いる。
注：日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評
価に関する実施基準（レベル 1PSA 編）：2008」の解説表 23-4 から転記

添付 3.1.1.7−4−7

添付資料 3.1.1.7-5
オミッションエラーを考慮していない理由について

本ＰＲＡでは，起因事象発生後の緩和操作に係る人的過誤の評価においてオミッ
ションエラーの寄与は十分小さいとして考慮していない。これは以下の理由によるものである。

(1) オミッションエラーが発生する前提
ＰＲＡで考慮する緩和操作に係る人的過誤は，ＴＨＥＲＰ手法を定めるＮＵＲ
ＥＧ／ＣＲ−１２７８に従って認知失敗と操作失敗の２つに分類している。ＮＵ
ＲＥＧ／ＣＲ−１２７８では，認知失敗はＴＨＥＲＰ標準診断曲線に基づき評価しており，一方，操作失敗は，オミッションエラーとコミッションエラーに分類され， オミッションエラーの発生に際して，使用する手順書は「原子力発電所の（1983 年当時の）典型的な手順書」であることを前提としている。

(2) 典型的な手順書とコラム式の手順書
ａ．典型的な手順書
典型的な手順書とは以下のような特徴を持ち，図 1 に具体例を示す。
必要な情報を伝えるには過度の字数である物語調（narrative)の様式。
必要な情報量に比べて不要な情報量が多い。
一つの段落に複数の実施項目が含まれている。
操作者が手順書に従って「計器を見て設定値を確認する」等を実施した後，手順書を再度参照する際に誤った箇所を参照する事がある。

添付 3.1.1.7−5−1

FTM パネルの前面にて，DC 測定ボタンを下に押す。ランプが点灯する。
RMS 測定ボタンを押し続ける。RMS VM を読み取り，A から C は 0.055 と 0.056の間であることを，D から G は 0.049 と 0.050 の間であることを読み取る。
読み取る記録計は A から C は 3.4A，D から G は 3.4B である。
図１ 典型的な物語調の手順書の例（出典：ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８）

ｂ．コラム式の手順書
コラム式の手順書とは以下のような特徴を持ち，図 2 に具体例を示す。
表形式で手順及び確認事項（機器状態等）が記載されている。
必要な情報量に比べて不要な情報量が少ない
各項目が単一の手順に対応する。
各手順にチェック欄が有る。
チェック欄は手順の隣に記載されている。
対象機器
FTM
panel

手順

チェ
ック

DC 測定ボタンを下に押す。

確認事項

備考

ランプが点灯する事

RMS 測 定 ボ タ ン を 押 し 続 ける。
RMS VM を読み取る。
A から C

0.055 から 0.056 の
間である事

記録計
3.4A

D から G

0.049 から 0.050 の
間である事

記録計
3.4B

図 2 コラム式の手順書の例（出典：ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８）

添付 3.1.1.7−5−2

ｃ．本ＰＲＡにおけるオミッションエラーの考慮について
ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８によれば，物語調の手順書を使い慣れている運転員が簡単な訓練を行った後，コラム式の手順書を使用して試験をするという実験を参照しており，その結果から運転員がコラム式の手順書を使い慣れていないとしても，オミッションエラーの発生率が三分の一に減少すると評価されている［１］。
東海第二発電所の運転操作手順書は既にコラム式を採用しており，表１に示す熟練度による人的過誤確率への補正係数の影響を考慮すると，熟練した運転員が操作することにより過誤確率はさらに半減すると考えられる。
代表的なオミッションエラーとして表 2 の「1. 短い項目（10 項目未満）」を想定とした場合，その過誤確率はコラム式の手順書の採用及び熟練度を考慮することにより，1.7E-04 まで低減できるものと考えられる。これは，本ＰＲ
Ａにおいて起因事象発生後のコミッションエラーとして考慮している表 3 の「3.
同様なコントロールを持つパネルで選択誤り」の人的過誤確率 1.0E-03 と比較して一桁小さい。また，以下の東海第二発電所の手順書の記載内容を考慮する
ことにより，オミッションエラーによる寄与はコミッションエラーと比較して十分に小さくなると考えられる。
発電長から副発電長への指示，副発電長から発電長への報告及び運転員への指示，副発電長の指示による原子炉側操作員，タービン・
電気側操作員，現場操作員の運転操作及び確認事項が明確に記載されている。
兆候ベースの非常時運転手順書中では，操作の流れが把握できるようフロ
ーチャートを記載しており，オミッションエラーの発生を低減できる手順書となっている。

添付 3.1.1.7−5−3

上記により，起因事象発生後におけるオミッションエラーの過誤確率はコミッションエラーと比較してその寄与は十分に小さいと考えられるため，本ＰＲ
Ａにおいてオミッションエラーは考慮していない。

添付 3.1.1.7−5−4

表1

ストレスと熟練度による人的過誤確率への補正係数（NUREG/CR-1278 から抜粋）
HEPs の増倍係数

項目

ストレスレベル
熟練者

熟練度の低い者

1.

作業負荷が大変低い

×2

×2

2.

作業負荷が適度

×1

×1

×1

×2

×2

×4

×5

×10

×5

×10

.25 ( EF = 5 ).50 ( EF = 5 )（段階的操作）3.

作業負荷が適度（動的操作）

4.

作業負荷がやや高い（段階的操作）5.

作業負荷がやや高い（動的操作）

6.

作業負荷が極度に高い（段階的操作）7.

作業負荷が極度に高い（動的操作又は診断操作）

極度にストレス・レベルが高い場合は，増倍係数ではなく，複数のクルーを対象とした固定値を用いる。
注：日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準（レベル 1PSA 編）：2008」の解説表 23-4 から転記

表2

手順書を使うときのオミッションエラー確率の例（NUREG/CR-1278 から抜粋）

項目

オミッションの項目

HEP

EF

チェック表が正しく用いられている場合
1.

短い操作（＜10 項目）

.001

3

2.

長い操作（＞10 項目）

.003

3

チェック表を用いていないか，又は正しく用いられていない場合
3.

短い操作（＜10 項目）

.003

3

4.

長い操作（＞10 項目）

.01

3

5.

文書化した手順書を用いるべきであるが，用いていない場合.05

5

注：日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準（レベル 1PSA 編）：2008」の解説表 23-3 から転記

添付 3.1.1.7−5−5

表3

手動操作のコミッションエラー確率の例（NUREG/CR-1278 から抜粋）

項目

エラーのポテンシャル

HEP

EF

1.

１個のコントロールの不注意な操作

プラントに完全依存2.

同様なコントロールを持つパネルで選択誤り

.003

3

.001

3

.0005

10

.0005

10

.05

5

.5

5

(ラベルで区別)3.

同様なコントロールを持つパネルで選択誤り(機能別に良く分類された配置)

4.

同様なコントロールを持つパネルで選択誤り(系統を模擬した表示)

5.

スイッチの誤った方向への操作(固定観念に従う場合)

6.

スイッチの誤った方向への操作(通常の運転状態で固定観念を損う場合)

7.

スイッチの誤った方向への操作(高ストレス状態で固定観念を損う場合)

8.

２状態スイッチの誤った方向への操作，又は，誤った(注)レベルへの設定
9.

回転式コントローラの誤った設定(２状態スイッチ)

.001

10

10.

完全な操作の完了に対する失敗

.003

3

11.

グループ内のサーキットブレーカ選択誤り

.005

3

(ラベルで区別)
12.

グループ内のサーキットブレーカ選択誤り

.003

3

13.

不適切なコネクタの配備

.003

3

(不完全な装着や，コネクタのロック機構のテスト失敗
も含む)

(注)

項目 5，6，7 の対応する HEP，EF の 1／5 の値
注：日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準（レベル 1PSA 編）：2008」の解説表 23-2 から転記(3) 参考文献[1] Haney. R. W , An in-plant experiment ,Novenmber 1969.

添付 3.1.1.7−5−6

添付資料 3.1.1.7−6
認知失敗確率におけるストレスファクタの考慮について

本ＰＲＡでは，ヒューマンエラーハンドブック（ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８）のＴＨＥＲＰ手法（Technique for Human Error Rate Prediction）を使用している。以下にＴＨＥＲＰ手法及び本ＰＲＡでの認知失敗確率におけるスト
レスファクタの考え方を示す。

１．ＴＨＥＲＰ手法での認知失敗確率におけるストレスファクタの考え方
ＴＨＥＲＰ手法では，人間が入力された情報から行動を行うまでに，感覚器官に情報が入力されるプロセス（A），認知プロセス(B)，処理プロセス（C），
行動判断プロセス(D)，及び行動プロセス(E)という 5 つのプロセスを経るとしており，認知プロセス(B)及び処理プロセス(C)における失敗を認知失敗としている。
また，認知失敗・操作失敗に係る心理的なストレスとして，以下のようなものがあるとされている。
・突発的な開始，ストレスの継続・単調さ，品位の低さ，無意味さ・作業スピード，作業負荷・長期の警戒時間

・高い危険

・成績に対する軋轢

・脅威（失敗，仕事をなくすこと）

・否定的な強制力

以下に示すように，ＴＨＥＲＰ手法では認知プロセス(B)及び処理プロセス(C)において，ストレスの影響によって認知失敗の発生率が上昇するため，ス
トレスファクタを考慮する必要があると記載されている。
(1)

認知プロセス(B)における認知失敗
認知プロセス(B)では，ストレスによって，十分に注意することができな

くなることで，認知失敗に繋がる。
添付 3.1.1.7−6−1

(2)処理プロセス(C)における認知失敗
処理プロセス(C)では，ストレスによって，運転状態を正しく認知することが難しくなることで，認知失敗に繋がる。

２．本ＰＲＡでの認知失敗確率におけるストレスファクタの考え方
上記に示すように，ＴＨＥＲＰ手法では認知失敗確率においてもストレスファクタを考慮することとしており，本ＰＲＡにおいても，その考え方に基づいてストレスファクタを設定している。

添付 3.1.1.7−6−2

添付資料 3.1.1.7−7
認知失敗における過誤回復の考慮について

本ＰＲＡでは，ヒューマンエラーハンドブック（ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２
７８）のＴＨＥＲＰ手法を使用している。以下に本ＰＲＡでの認知失敗における過誤回復の考え方について示す。

(1)

ＴＨＥＲＰ手法での認知失敗の考え方
ＴＨＥＲＰ手法では，表 1 に示す標準診断曲線を用いて診断失敗を評価しており，評価に使用する余裕時間の起点については異常発生を示す警報が出た時刻としている。また，初期の異常事象を示す警報に対する診断や対応の最中に発生する２次事象や３次事象に対しても診断失敗を考慮しており，その診断に対する余裕時間は，前段事象の余裕時間に対して 10 分余
分に時間がかかると想定し，診断失敗確率を標準診断曲線により設定している。
なお，表 1 に示す診断失敗確率は，同じ班の運転員全員による診断失敗確率である。

(2)

本ＰＲＡでの認知失敗における過誤回復の考え方
本ＰＲＡにおいては，初期事象の警報に対する認知失敗の過誤回復（表2）として，後段に発報する複数の警報に対する認知を考慮している。起因
事象やその後の事象進展により，発報する警報数やそのタイミングが異なるが，過誤回復の失敗確率は下表のとおり余裕時間に基づき，従属性のレベルを分けて考慮している。

余裕時間

過誤回復の失敗確率

30 分

余裕時間 30 分の認知失敗確率に中従属性を考慮

60 分

余裕時間 60 分の認知失敗確率に低従属性を考慮
添付 3.1.1.7−7−1

表1
区間

T

運転員全員

(To 後の

による診断

時間)
[分]

ＴＨＥＲＰの標準診断曲線（NUREG/CR-1278 から抜粋）
T

運転員全員

(To 後の

による診断

失敗確率

時間)

(初期事象に

[分]

EF

区間

運転員全員

(To 後の

による診断

失敗確率

時間)

失敗確率

(２次事象に[分](３次事象に

EF

区間

対して)

対して)

対して)

[ﾒﾃﾞｨｱﾝ][ﾒﾃﾞｨｱﾝ][ﾒﾃﾞｨｱﾝ]

EF

添付 3.1.1.7−7−2

1.

1

1.0

--

7.

1

1.0

--

14.

1

1.0

--

2.

10

.1

10

8.

10

1.0

--

15.

10

1.0

--

3.

20

.01

10

9.

20

.1

10

16.

20

1.0

--

4.

30

.001

10

10.

30

.01

10

17.

30

.1

10

11.

40

.001

10

18.

40

.01

10

19.

50

.001

10

20.

80

.0001

30

21.

1520

.00001

30

5.

60

.0001

30
12.

6.

1500

.00001

70

.0001

30

30
13.

(注)

T

1510

.0000130

・２次事象や３次事象は，運転員が初期事象の診断や対応の最中に発生する事象を意味する。
・To：異常発生を示すシグナルが出た時刻
注：日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評
・ここでは曲線を数値で示している。
価に関する実施基準（レベル 1PSA 編）：2008」の解説表 23-1 から転記

表 2 先行するサブタスク N-1 が成功又は失敗したときの，サブタスク N の成功又は失敗の条件付き確率の求め方：従属レベルの関数（NUREG/CR-1278 から抜粋）
従属性の条件付き成功確率

レベル

(注)

ZD

Pr〔S

N ｜S N - 1 ｜ZD〕＝

LD

Pr〔S

N ｜S N - 1 ｜LD〕＝

MD

Pr〔S

N ｜S N - 1 ｜MD〕＝

HD

Pr〔S

CD

Pr〔S

条件付き失敗確率n

Pr〔FN ｜F N - 1 ｜ZD〕＝

N

1

19ｎ
20

Pr〔F N ｜F N - 1｜LD〕＝

1

6ｎ
7

Pr〔F N ｜F N - 1｜MD〕＝

N ｜S N - 1 ｜HD〕＝

1 ｎ
2

Pr〔F N ｜F N - 1｜HD〕＝

N ｜S N - 1 ｜CD〕＝

1 .0

Pr〔F N ｜F N - 1 ｜CD〕＝ 1 . 0

1

19N
20

1

6N
7

1

N
2

n：サブタスクの成功確率
N：サブタスクの失敗確率
ZD：Zero Dependence 従属度ゼロ
LD：Low Dependence 従属度低
MD：Moderate Dependence 従属度中
HD：High Dependence 従属度高
CD：Complete Dependence 完全従属

注：日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準（レベル 1PSA 編）：2008」の解説表 23-5 から転記

添付 3.1.1.7−7−3

添付資料 3.1.1.8−1
ＰＲＡ使用コードの検証について

内部事象における炉心損傷頻度の定量化に際しては，解析コードとし て ， 株 式 会 社 テ プ コ シ ス テ ム ズ が 開 発 し た Safety Watcher を 使 用 している。以下に解析コードの概要及び検証について示す。

(1)

解析コードの概要
Safety Watcher は ， イ ベ ン ト ツ リ ー 及 び フ ォ ー ル ト ツ リ ー 等 の定量化のために必要な情報の入力ファイルを作成する機能，及びフォールトツリーや事故シーケンスの定量化（点推定値計算，不確実さ解析，重要度解析及びミニマルカットセットの抽出）を行
う機能を有している。
ま た ，Safety Watcher で は 二 分 決 定 図（ Binary Decision Diagram,
BDD） を 用 い た 定 量 化 方 法 が 採 用 さ れ て お り ， 稀 有 事 象 近 似 を 行 わ
ない定量化が可能である。

(2)

解析コードの検証
Safety Watcher の 検 証 は ， 海 外 に て 十 分 に 使 用 実 績 の あ る Risk

Spectrum PSA と の ベ ン チ マ ー ク に よ る 妥 当 性 確 認 を 行 っ て い る 。
表 1 にベンチマークの結果を示す。また，図 1 にベンチマークに用いたイベントツリーを示す。
ベンチマークの結果，両者に大きな差異は見られなかった。

添付 3.1.1.8−1−1

表 1

Sq No.

※

事故シーケンスの定量化の比較によるベンチマーク結果① R iskSp ect rum② SafetyWatcher

の解析結果

の解析結果

（／炉年）

（／炉年）

①／②

事故シーケンス
グループ

3

1.01

ＴＷ

6

1.01

ＴＷ

9

1.01

ＴＷ

12

1.01

ＴＷ

15

1.01

ＴＷ

18

1.01

ＴＷ

19

1.01

ＴＱＵＶ

20

1.01

ＴＱＵＸ

23

1.00

ＴＷ

26

1.00

ＴＷ

29

1.00

ＴＷ

32

1.00

ＴＷ

35

1.00

ＴＷ

36

1.00

ＴＱＵＶ

合計

1.01

−

※ ： Sq No.は ， 図 1 中 の 「 No.」 に 対 応 す る 。

添付 3.1.1.8−1−2

非隔離事 メンテナン
S/R弁開
スクラム系
象
ス
放
T1
MN
C
M

S/R弁再
閉鎖
P

1.60E-01

P1

M1
C1
MAINT.ft

図 1

HPCS

RCIC

手動ADS LPCI-A

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

UH

UR

X1

VS

VB

VC

WA

WB

VA

No.

最終状態

1
RHR̲A̲ST̲2MD.ft
2
RHR̲B̲ST̲2MD.ft
3
TW
HPCS̲TRAN.ft
4
RHR̲A̲ST̲2MD.ft
5
RHR̲B̲ST̲2MD.ft
6
TW
RCIC̲TRAN.ft
7
RHR̲A̲CH̲2MD.ft
8
RHR̲B̲ST̲2MD.ft
9TW
LPCI̲A̲TRAN.ft
10
RHR̲A̲ST̲2MD.ft
11
RHR̲B̲ST̲2MD.ft
12
TW
LPCS̲TRAN.ft
13
RHR̲A̲ST̲2MD.ft
14
RHR̲B̲CH̲2MD.ft
15
TW
LPCI̲B̲TRAN.ft
16
RHR̲A̲ST̲2MD.ft
17
RHR̲B̲ST̲2MD.ft
18
TW
LPCI̲C̲TRAN.ft
19
TQUV
ADS̲MANU.ft
20
TQUX
21
RHR̲A̲ST̲2MD.ft
22
RHR̲B̲ST̲2MD.ft
23
TW
HPCS̲SORV.ft
24
RHR̲A̲CH̲2MD.ft
25
RHR̲B̲ST̲2MD.ft
26
TW
LPCI̲A̲TRAN.ft
27
RHR̲A̲ST̲2MD.ft
28
RHR̲B̲ST̲2MD.ft
29
TW
LPCS̲TRAN.ft
30
RHR̲A̲ST̲2MD.ft
31
RHR̲B̲CH̲2MD.ft
32
TW
LPCI̲B̲TRAN.ft
33
RHR̲A̲ST̲2MD.ft
34
RHR̲B̲ST̲2MD.ft
35
TW
LPCI̲C̲TRAN.ft
36
TQUV
37
38
39
-

ベンチマークに用いたイベントツリー

添付 3.1.1.8−1−3

添付資料 3.1.1.8−2
イベントツリーにおけるドミナントシーケンスについて

起因事象別の炉心損傷頻度と主要な事故シーケンスを表 1 に示す。
また，事故シーケンスグループ別の炉心損傷頻度と主要な事故シーケ
ンスを表 2 に示す。
なお，起因事象別及び事故シーケンスグループ別のドミナントシー
ケ ン ス に つ い て は ， イ ベ ン ト ツ リ ー 集 （ 添 付 資 料 3.1.1.4− 1） に お いて示す。

添付 3.1.1.8−2−1

表1

起因事象別の炉心損傷頻度と主要な事故シーケンス
炉心損傷頻度

起因事象

過渡事象

非隔離事象

2.5E-05

非隔離事象＋崩壊熱除去失敗

隔離事象

4.0E-06

隔離事象＋崩壊熱除去失敗

全給水喪失

1.5E-06

全給水喪失＋崩壊熱除去失敗

水位低下事象4.0E-06

原子炉緊急停止系誤動作等

外部電源喪失1.5E-07

外部電源喪失1.5E-06

計画外停止

6.4E-06

手動停止／サ

故障（区分Ⅰ）

ポート系喪失残留熱除去系海水系（手動停止）

故障（区分Ⅱ）
交流電源故障交流電源故障
（区分Ⅱ）
系故障

障）

ＬＯＣＡ

1.6E-06

3.4E-07失（自動停止） タービン・サポート

失（直流電源故1.6E-06

3.4E-07（区分Ⅰ）

サポート系喪8.2E-06

逃がし安全弁誤開放

残留熱除去系海水系

サポート系喪主要な事故シーケンス（／炉年）

直流電源故障1.1E-07
2.7E-06（区分Ⅰ）
直流電源故障2.7E-06（区分Ⅱ）
大破断ＬＯＣＡ

3.0E-09

中破断ＬＯＣＡ

3.0E-08

小破断ＬＯＣＡ

4.5E-08

格納容器バイインターフェイス

パス

システムＬＯＣＡ

4.8E-10添付 3.1.1.8−2−2

水位低下事象＋崩壊熱除去失
敗
原子炉緊急停止系誤動作等＋崩壊熱除去失敗
逃がし安全弁誤開放＋崩壊熱
除去失敗
外部電源喪失＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）
計画外停止＋崩壊熱除去失敗
残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）＋崩壊熱除去失敗
残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）＋崩壊熱除去失敗
交流電源故障（区分Ⅰ）＋崩壊熱除去失敗交流電源故障（区分Ⅱ）＋崩
壊熱除去失敗タービン・サポート系故障＋崩壊熱除去失敗
直流電源故障（区分Ⅰ）＋Ｄ
Ｇ失敗（ＨＰＣＳ成功）
直流電源故障（区分Ⅱ）＋Ｄ
Ｇ失敗（ＨＰＣＳ成功）
大破断ＬＯＣＡ＋崩壊熱除去
失敗
中破断ＬＯＣＡ＋崩壊熱除去
失敗
小破断ＬＯＣＡ＋崩壊熱除去
失敗
インターフェイスシステムＬ
ＯＣＡ

表2

事故シーケンスグループ別の炉心損傷頻度と主要な事故シーケンス

事故シーケンスグループ
高圧注水・減圧失敗
高圧・低圧注水失敗

炉心損傷頻度

ＴＱＵＸ

2.0E-08

ＴＱＵＶ

3.5E-09

長期ＴＢ

7.7E-08

ＴＢＵ

2.1E-08

全交流動力電源喪失

主要な事故シーケンス（／炉年）

直流電源故障（区分Ⅰ）＋高圧炉
心冷却失敗＋手動減圧失敗
直流電源故障（区分Ⅰ）＋高圧炉
心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋高圧炉
心冷却失敗
直流電源故障（区分Ⅰ）＋交流電源喪失＋高圧炉心冷却失敗
外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし

ＴＢＰ

5.3E-10

安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗

崩壊熱除去機能喪失
原子炉停止機能喪失

ＬＯＣＡ時注水
機能喪失

ＴＢＤ

6.0E-12ＴＷ

5.6E-05

ＴＢＷ

4.8E-06

ＴＣ

2.5E-08

ＡＥ

1.4E-12Ｓ１Ｅ

2.0E-11Ｓ２Ｅ

1.6E-13

ＩＳＬＯＣＡ

4.8E-10

外部電源喪失＋直流電源喪失＋高圧炉心冷却失敗
非隔離事象＋崩壊熱除去失敗
直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）
非隔離事象（ＡＴＷＳ）＋原子炉
停止失敗
大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失
敗＋低圧炉心冷却失敗
中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失
敗＋低圧炉心冷却失敗
小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失
敗＋低圧炉心冷却失敗

格納容器バイパス（インターフェイスシステム

インターフェイスシステムＬＯＣ
Ａ

ＬＯＣＡ）

添付 3.1.1.8−2−3

添付資料 3.1.1.8−3
不確実さ解析における計算回数について

本 Ｐ Ｒ Ａ で は 、 モ ン テ カ ル ロ 法 の 試 行 回 数 を 3,000 回 と し て 不 確 実
さ 解 析 を 行 っ て い る （ 図 1）。
試行回数の増加に伴う評価値の遷移より，評価結果の収束について
確 認 を 行 っ た 結 果 ， 図 2 に 示 す と お り ， 試 行 回 数 3,000 回 で 各 評 価 値はほぼ収束している。

図 1

不確実さ解析（イメージ図）

3,000 回

炉心損傷頻度（／炉年）

6.50E-05
5.50E-05
4.50E-05

95%値
平均値
中央値
5%値

3.50E-05
2.50E-05
1.50E-05
5.00E-06
0

2000

図 2

4000

6000
試行回数

8000

10000

不確実さ解析結果の遷移

添付 3.1.1.8−3−112000

添付資料 3.1.1.8−4
ベイズ統計による個別プラントパラメータの算出について

東海第二発電所固有のプラントパラメータを反映した感度解析を実施するため，ベイズ統計によりプラント固有の運転実績を考慮した起因事象発生頻度及び機器故障率を算出した。その算出手順を以下に述べる。

(1)

起因事象発生頻度について
個別プラントの起因事象発生頻度の算出フローを図 1 に示す。
個別プラントの起因事象発生頻度は，事前分布として国内一般
起因事象発生頻度を使用し，東海第二発電所実績データを用いて経験ベイズ更新を実施することで得られる。以下にその内容を示す。
ａ．事前分布ａ -1) 平 成 20 年 度 末 ま で の 国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 実 績 デ ー タ を 起 因 事 象 デ ー
タとして用いる。
ａ -2) 平 成 20 年 度 末 ま で の 国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 実 績 デ ー タ を 用 い て 階 層 ベ
イズ※１処理を実施する。この場合の事前分布を対数正規分布とし，各ＢＷＲプラントにおける実績データはポアソン過程
で発生するものとする。また，評価コードはマルコフ連鎖モ
ン テ カ ル ロ 用 ソ フ ト WinBUGS を 使 用 す る 。
ａ -3) 階 層 ベ イ ズ 処 理 に よ っ て 得 ら れ た 事 後 分 布 （ 国 内 一 般 起 因
事象発生頻度）を対数正規分布と仮定し，経験ベイズ更新の事前分布として使用している。
ｂ．東海第二発電所実績データ
添付 3.1.1.8−4−1

東 海 第 二 発 電 所 に お け る ，運 転 開 始 か ら 平 成 20 年 度 末 ま で の起因事象実績データとする。
ｃ．事後分布上記ｂ．の東海第二発電所の実績データがポアソン過程で発生するとして，ａ．の事前分布を用いて経験ベイズ※２更新を実施し，個別プラントパラメータである事後分布を得る。また，
評 価 コ ー ド は 一 般 財 団 法 人 電 力 中 央 研 究 所 が 開 発 し た Budda を使用する。
なお，プラント固有データを考慮した感度解析では得られた事後分布を対数正規分布と仮定する。

※1

階 層 ベ イ ズ と は 事 前 分 布 の パ ラ メ ー タ を 事 前 情 報 か ら 求 め ず ，そ れ ぞれ異なるハイパー事前分布より決定したパラメータを使用した分布を事前分布とし，それを個別プラントデータでベイズ更新して事後分布を求める手法である。ハイパー事前分布とは，ハイパーパラメータμ（平均）及びσ（分散）の分布である。

※2

経験ベイズとは事前分布のパラメータを観測されている事前情報から求め，これを個別プラントデータでベイズ更新して事後分布を求める手法である。

(2)

機器故障率について
個別プラントの機器故障率の算出フローを図 2 に示す。
個 別 プ ラ ン ト の 機 器 故 障 率 は ，事 前 分 布 と し て 21 ヵ 年 国 内 一 般
機 器 故 障 率 デ ー タ （ 2009 年 日 本 原 子 力 技 術 協 会 発 行 ） を 使 用 し ，
東海第二発電所実績データを用いて経験ベイズ更新を実施することで得られる。以下にその内容を示す。
ａ．事前分布事 前 分 布 と し て 21 ヵ 年 国 内 一 般 機 器 故 障 率 デ ー タ（ 対 数 正 規
添付 3.1.1.8−4−2分布）を使用する。
21 ヵ 年 国 内 一 般 機 器 故 障 率 デ ー タ は ， 国 内 原 子 力 発 電 所 に おける機器故障の実績を階層ベイズ処理することで得られたものである。この階層ベイズ処理では，時間故障率データをポアソ
ン 過 程 ，デ マ ン ド 故 障 率 を 二 項 過 程 と し て 評 価 し て い る 。ま た ，
評 価 コ ー ド は WinBUGS を 使 用 し て 求 め た も の で あ る 。
ｂ．東海第二発電所実績データ
東 海 第 二 発 電 所 に お け る ， 昭 和 57 年 度 か ら 平 成 14 年 度 末 ま
での故障率実績データとする。
ｃ．事後分布上記ｂ．の東海第二発電所の実績データがポアソン過程で発生するとして，ａ．の事前分布を用いて経験ベイズ更新を実施
し，個別プラントパラメータである事後分布を得る。また，評
価 コ ー ド は Budda を 使 用 す る 。
なお，プラント固有データを考慮した感度解析では，得られた事後分布を対数正規分布と仮定する。

(3)

算出結果
上 記 (1)及 び (2)の ベ イ ズ 統 計 に て 算 出 し た 起 因 事 象 発 生 頻 度 と機器故障率を表 1 及び表 2 に示す。

添付 3.1.1.8−4−3

表 1

ベイズ統計による個別プラントの起因事象発生頻度①ベースケース②感度解析ケース②／①

起因事象（ベイズ統計）非隔離事象

1 .7 E- 0 1／ 炉 年

2 .8 E-0 1 ／ 炉 年

1. 6

水位低下事象2. 7E -0 2／ 炉 年

4 .9 E- 0 2／ 炉 年

1. 8

原子炉緊急停止系誤動作等

5. 5 E- 0 2 ／ 炉 年

5 . 4E -0 2／ 炉 年

1 .0

計画外停止

4 .3 E- 0 2／ 炉 年

4 .5 E-0 2 ／ 炉 年

1. 0

表 2

ベイズ統計による個別プラントの機器故障率①ベースケース②感度解析ケース②／①

機器（ベイズ統計）電動弁（淡水）作動失敗

4. 8E -0 8 ／ h

1 .2 E- 0 7／ h

2.5

逆止弁開失敗7 .1 E- 0 9／ h

2. 4E -0 8 ／ h

3. 4

添付 3.1.1.8−4−4

ａ-1．
平成 20 年度末までの国内実績データａ-2．
ａ．

階層ベイズ処理
ａ-3．
事前分布

東二の

国内一般起因事象発生頻度

実績データ

ｂ．

経験ベイズ更新ｃ．
事後分布

図 1 個別プラントの起因事象発生頻度の算出フロー

事前分布
a．

国内一般機器故障率（2009 年
日本原子力技術協会発行）

東二の実績データ

経験ベイズ更新ｃ．
事後分布

図 2 個別プラントの機器故障率の算出フロー

添付 3.1.1.8−4−5ｂ．

3.1.2

停止時ＰＲＡ

停止時ＰＲＡは一般社団法人日本原子力学会が発行した「原子力発電所の停止状態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準（ レ ベ ル １ Ｐ Ｓ Ａ 編 ）： 2010」に 基 づ い て 評 価 を 実 施 し た 。評 価 フ ロ
ー 図 を 第 3.1.2− 1 図 に 示 す 。
3.1.2.1(1)

対象プラント対象とするプラントの説明
ａ．東海第二発電所の概要
・出力

熱出力

3,293MW

電気出力1,100MW・プラント型式

沸 騰 水 型 軽 水 炉（ Ｂ Ｗ Ｒ − ５ ）・格納容器型式

圧力抑制形（Ｍａｒｋ−Ⅱ）

ｂ．ＰＲＡにおいて考慮する緩和設備（系統）の概要
Ｐ Ｒ Ａ に お い て 考 慮 す る 緩 和 設 備（ 系 統 ）を 第 3.1.2.1− 1 表に 示 す 。 ま た ， 東 海 第 二 発 電 所 の 系 統 構 成 の 概 要 を 第 3.1.2.1− 1 図 に ， 各 系 統 設 備 概 要 を 第 3.1.2.1− 2 表 に 示 す （ 添 付 資 料
3.1.2.1− 1）。
(a)

原子炉停止機能に関する系統
プラント停止時には，試験時や点検時を除き原則として制御棒（ＣＲ）が挿入状態にあり，また反応度投入事象を起因事象から除外したことから，原子炉停止機能に関する系統は考慮しない。

(b)

炉心冷却機能に関する系統
プラント停止時には，残留熱除去系（ＲＨＲ）等により原子炉の崩壊熱を除去する。異常時にあっては，非常用炉心冷3.1.2−1

却系（ＥＣＣＳ）の注水機能等を用いて原子炉を冷却する。
なお，原子炉隔離時冷却系（ＲＣＩＣ）及び自動減圧系（ＡＤＳ）は，原子炉が低圧状態であることから，これらの系統は考慮しない。
ⅰ)

残 留 熱 除 去 系 （ Ｒ Ｈ Ｒ ）（ 原 子 炉 停 止 時 冷 却 系 ）（ 第 3.1.1.1− 7 図 ）
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）はＲＨＲの 1 つの機 能 で あ り ，原 子 炉 停 止 後 の 崩 壊 熱 を 原 子 炉 か ら 除 去 す る 。
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）は，原子炉冷却材を
原子炉再循環ポンプ入口側からＲＨＲポンプ及び熱交換器を経由させ，原子炉再循環ポンプ出口側に戻し，炉心を冷
却する。

ⅱ)

非常用炉心冷却系（ＥＣＣＳ）
プラント停止時には，ＥＣＣＳとして高圧炉心スプレイ系（ Ｈ Ｐ Ｃ Ｓ ）（ 第 3.1.1.1− 4 図 ），低 圧 炉 心 ス プ レ イ 系（ ＬＰＣＳ）
（ 第 3.1.1.1− 6 図 ）及 び 低 圧 注 水 系（ Ｌ Ｐ Ｃ Ｉ ）（第3.1.1.1− 7 図 ） に 期 待 で き る 。 た だ し ， プ ラ ン ト 停 止 時 には，自動起動信号に期待せず手動操作にて起動し，原子炉へ注水する。なお，系統構成等については，運転時と同じ
である。

ⅲ)

復水移送系（ＣＳＴ）
ＣＳＴは，プラント停止時に通常使用する系統であり，ＥＣＣＳ水張りライン等から原子炉への注水が可能である。

(c)

安全機能のサポートに関する機能
事故時に基本的な安全機能を果たす系統をサポートする系
3.1.2−2

統である。本ＰＲＡでは，サポート系として補機冷却系と電源系を考慮している。なお，本ＰＲＡでは，タイラインによるサポート系の融通については期待していない。非常用補機
冷 却 系 の 系 統 概 要 図 を 第 3.1.1.1− 9 図 に 示 す 。ま た ，所 内 単線 結 線 図 を 第 3.1.1.1 − 10 図 に ， 電 源 系 統 の 概 要 図 を 第3.1.1.1− 11 図 に 示 す 。
ⅰ)

残留熱除去系海水系（ＲＨＲＳ）
ＲＨＲＳは，ＬＰＣＳ及びＲＨＲの補機に直接海水を供給することで，これらを冷却する。

ⅱ)

非常用ディーゼル発電機海水系（ＤＧＳＷ）
ＤＧＳＷは，ＤＧ−２Ｃ／２Ｄの補機に直接海水を供給することで，これらを冷却する。

ⅲ)

高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系（ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ）
ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷは，ＨＰＣＳ及びＨＰＣＳ−ＤＧの補機に直接海水を供給することで，これらを冷却する。

ⅳ)

電源系
プ ラ ン ト 停 止 中 は ，起 動 変 圧 器 か ら 外 部 電 源 を 受 電 す る 。
外 部 電 源（ 275kV系 ）喪 失 時 ，非 常 用 母 線 ２ Ｄ 及 び Ｈ Ｐ Ｃ Ｓ
母 線 は 予 備 変 圧 器（ 154kV系 ）か ら の 受 電 に 切 り 替 わ る 。なお，非常用母線２Ｃは後述のＤＧ−２Ｃからの受電が優先されるため，必要に応じ，手動操作にて予備変圧器からの受電に切り替える。常用母線から非常用母線への給電がない場合には，非常用母線の電圧低下を検知してＤＧ−２Ｃ／２Ｄ及びＨＰＣＳ−ＤＧが自動起動し，非常用母線を介
3.1.2−3

して非常用機器に給電する。
直 流 電 源 系 は ，125V，250V，24V系 に 分 離 さ れ ，そ れ ぞ れ
充電器，予備充電器及び蓄電池を備えている。本ＰＲＡに
お い て 考 慮 し て い る 125V系 は ， Ａ 系 ， Ｂ 系 及 び Ｈ Ｐ Ｃ Ｓ 系があり，遮断器の開閉に必要な制御電源の供給やＤＧの起動等にも用いられる。
(2)

停止時のプラント状態の推移
ａ．評価対象期間
原子炉停止過程においては，全制御棒全挿入後に復水器真空破壊が行われ，この時点で給復水系が使用できなくなる等，設備構成が大きく変化する。一方，原子炉起動過程における全制
御棒引抜開始の直前に復水器の真空度が上昇し，出力運転時とほぼ同等の設備構成となる。以上のことから，停止時ＰＲＡの評価対象期間は，原子炉停止過程における「復水器真空破壊」の時点から原子炉起動過程における「ＣＲ引抜開始」の時点までとする。
ｂ．停止時のプラント状態の推移
プラント停止中は，プラントの状態の変化に伴って，崩壊熱除去等に対する成功基準，余裕時間，及び使用可能な設備の組合わせが変化するため，停止時ＰＲＡにおいては，このような
プ ラ ン ト 状 態 （ Ｐ Ｏ Ｓ ： Plant Operational State） を 適 切 に 分類して評価を行う必要がある。ＢＷＲプラントの代表的なＰＯＳ の 推 移 は ，上 述 の 観 点 か ら 第 3.1.2.1− 2 図 に 示 す と お り ，次の 5 つに大きく分類できる。
(a)

原子炉冷温停止への移行状態
3.1.2−4

(b)ＰＣＶ／原子炉圧力容器（ＲＰＶ）開放への移行状態(c)

原子炉ウェル満水状態(d)

ＰＣＶ／ＲＰＶ閉鎖への移行状態(e)

起動準備状態

各ＰＯＳの考え方を以下に示す。
(a)

原子炉冷温停止への移行状態（ＰＯＳ−Ｓ）
通常のプラント停止では，残留熱除去系（原子炉停止時冷却 ）で 除 熱 可 能 な 圧 力 に 減 圧 す る ま で は ，主 蒸 気 系 を 介 し て ，
復水器により原子炉は除熱される。残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転による除熱を開始した後，復水器の真空を破壊し，復水器による除熱を停止する。プラント停止直後
は崩壊熱が大きく，原子炉冷却材インベントリも運転中と変
わ ら な い 。こ の 期 間 は ，運 転 中 の Ｒ Ｈ Ｒ 1 系 統 の ほ か に ，残 りの Ｒ Ｈ Ｒ 1 系 統 が 待 機 状 態 に あ る 。復 水 器 真 空 破 壊 か ら Ｒ Ｐ Ｖ
開放工程へ移行するまでの期間を「原子炉冷温停止への移行状態」として分類する。

(b)

ＰＣＶ／ＲＰＶ開放への移行状態（ＰＯＳ−Ａ）
ＲＰＶの開放開始から原子炉ウェル水張りまでの期間は，崩壊熱が比較的高く，原子炉冷却材インベントリも運転中と
大 き く 変 わ ら な い 。こ の 期 間 中 は ，運 転 中 の Ｒ Ｈ Ｒ 1 系 統 の ほ
か に ，残 り の Ｒ Ｈ Ｒ 1 系 統 が 待 機 状 態 に あ る 。Ｒ Ｐ Ｖ 開 放 工 程
開始から原子炉ウェル水張り完了までの期間を「ＰＣＶ／Ｒ
ＰＶ開放への移行状態」として分類する。

(c)

原子炉ウェル満水状態（ＰＯＳ−Ｂ）
ＲＰＶ開放完了から原子炉ウェル水抜き開始までの期間は，
3.1.2−5

原子炉ウェルが満水の状態にある。この期間は，原子炉冷却材インベントリが多く，ＲＨＲによる除熱が喪失しても原子炉冷却材の温度が短時間に上昇することはない。原子炉ウェ
ル が 満 水 の 期 間 を「 原 子 炉 ウ ェ ル 満 水 状 態 」と し て 分 類 す る 。
(d)ＰＣＶ／ＲＰＶ閉鎖への移行状態（ＰＯＳ−Ｃ）
原子炉ウェル水抜き開始から起動準備に入るまでの期間は，系統の保守点検は継続中であるが，原子炉冷却材インベント
リは運転中とほぼ同じである。しかし，崩壊熱は，プラント
停 止 直 後 の 1／ 10 程 度 に 低 下 し て い る 。 原 子 炉 ウ ェ ル 水 抜 き
開始から起動準備に入るまでの期間を「ＰＣＶ／ＲＰＶ復旧への移行状態」として分類する。

(e)

起動準備状態（ＰＯＳ−Ｄ）
ＰＣＶ／ＲＰＶ復旧が終了後，プラントの再起動までに系
統の機能確認等の起動準備が実施される。この期間中は，系
統の保守点検が終了しており，緩和系統の多くが待機状態となっている。ＰＣＶ／ＲＰＶ復旧終了からＣＲ引抜開始までの期間を「起動準備状態」として分類する。

(3)

プラント状態分類
ａ．評価対象工程の選定
評価対象とする施設定期検査工程は，過去の運転実績を代表するものである必要があるため，過去の施設定期検査のうち，以下の観点に基づいて選定した。
・通常の施設定期検査で実施される作業が含まれる標準的な施設定期検査を選定する。
・大規模な工事やトラブル等による点検工程を含まない施設
3.1.2−6定期検査を選定する。
・平 成 13 年 1 月 の 保 安 規 定 全 面 改 正 以 降 の 施 設 定 期 検 査 を 選定する。
東 海 第 二 発 電 所 の 平 成 13 年 1 月 の 保 安 規 定 全 面 改 正 以 降 の 施
設 定 期 検 査 の 実 績 概 要 を 第 3.1.2.1− 3 表 に 示 す 。 抽 出 の 結 果 ，特殊工程が含まれていない標準的な施設定期検査工程である第19 回 施 設 定 期 検 査 を 選 定 し た（ 添 付 資 料 3.1.2.1− 2，添 付 資 料
3.1.2.1− 3）。
ｂ．プラント状態分類
上 記 ａ ．で 選 定 し た 評 価 対 象 工 程 に つ い て ，「 (2) 停 止 時 の プ
ラント状態の推移」に基づきＰＯＳを分類した。また，施設定期検査工程の進捗に伴う使用可能な緩和設備の組合せの変化を
考 慮 し ，Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ 及 び Ｐ Ｏ Ｓ − Ｃ を ，そ れ ぞ れ Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ 1〜
Ｂ 6 及 び Ｐ Ｏ Ｓ − Ｃ 1， Ｃ 2 に 細 分 化 し た 。 Ｐ Ｏ Ｓ の 分 類 結 果 を
第 3.1.2.1− 3 図 に 示 す （ 添 付 資 料 3.1.2.1− 4）。

3.1.2−7

3.1.2.2

起因事象

炉心損傷へ至る可能性のある事象を選定し，その発生頻度を評価した。
(1)

起因事象の選定
本プラントに適用する起因事象について，以下の手法により，検討し選定を行った。
ａ．マスターロジックダイヤグラムに基づく分析
発生する可能性のある起因事象を網羅的に同定するため，マス
ターロジックダイヤグラムを用いて分析・抽出を行った。抽出結
果 に つ い て は 第 3.1.2.2− 1 図 に 示 す 。
炉心損傷に至る可能性のある異常事象の要因は，大別して「燃料の熱的損傷」及び「燃料の機械的損傷」が考えられる。このう
ち ，「 燃 料 の 熱 的 損 傷 」 に 至 る 要 因 と し て は ，「 燃 料 の 過 出 力 」 及び「 燃 料 の 冷 却 不 良 」が 考 え ら れ る 。ま た ，「 燃 料 の 冷 却 不 良 」は ，「崩壊熱除去失敗」に起因した冷却材蒸発による燃料の露出及び「原子炉冷却材の流出」による燃料の露出が考えられる。
(a)

崩壊熱除去失敗
崩 壊 熱 除 去 失 敗 に 係 る 起 因 事 象 と し て「 残 留 熱 除 去 系 の 故 障 」
及 び「 外 部 電 源 喪 失 」を 選 定 し た 。な お ，「残留熱除去系の故障」
としては，フロントライン系の故障による「ＲＨＲ喪失」及び
ＲＨＲのサポート系であるＲＨＲＳの故障による「ＲＨＲＳ喪失」を起因事象として選定した。

(b)

原子炉冷却材の流出
原子炉冷却材の流出に係る起因事象は，運転操作や保守点検の作業中に発生する操作ミス等の人的過誤に起因する原子炉冷3.1.2−8

却材の流出事象と，配管や機器の破損等に起因する原子炉冷却材の流出事象がある。配管や機器の破損等に起因する原子炉冷却材の流出事象として「インターフェイスシステムＬＯＣＡ」
及び「配管破断ＬＯＣＡ」が考えられるが，これらの事象については後述する理由により評価対象から除外したため，停止時
ＰＲＡにおける原子炉冷却材の流出事象として，運転操作や保守点検の作業中の人的過誤に起因する事象を対象とした。
停止中の作業を調査した結果，運転操作中の人的過誤に起因
す る 原 子 炉 冷 却 材 の 流 出 事 象 と し て ，「 Ｒ Ｈ Ｒ 切 替 時 の Ｌ Ｏ Ｃ
Ａ」及び「ＣＵＷブロー（原子炉冷却材浄化系による原子炉水位の下降操作）時のＬＯＣＡ」を，保守点検中の人的過誤に起因する原子炉冷却材の流出事象として，「 制 御 棒 駆 動 機 構（ Ｃ Ｒ
Ｄ）点検時のＬＯＣＡ」及び「局部出力領域計装（ＬＰＲＭ）
点検時のＬＯＣＡ」を起因事象として選定した。
(c)

燃料の機械的損傷及び燃料の過出力
燃料の機械的損傷として「燃料集合体の落下事象」及び燃料の過出力として「反応度投入事象」が考えられるが，後述する理由により評価対象から除外した。

ｂ．原子力施設運転管理年報等による，本プラント及び他の国内原子炉のトラブル事例のレビュー
本プラント及び他の国内原子炉のトラブル事例について，原子炉施設運転管理年報等により調査を行い，選定したいずれかの起因事象に含まれることを確認している。
ｃ．国内外での既往のＰＲＡによる知見の活用
既往のＰＲＡで選定された起因事象について調査を実施した。
3.1.2−9

調 査 結 果 を 第 3.1.2.2− 1 表 に 示 す 。
(2)

評価対象外とした起因事象
以下の事象は，発生頻度やプラントへの影響等の観点から，リス
ク評価上の重要性は低いと考え，評価対象から除外した。
ａ．インターフェイスシステムＬＯＣＡ
この事象は，ＲＰＶに接続する配管の高圧設計部分と低圧設計部分のインターフェイスにおいて，隔離機能が喪失することによって，低圧設計部分に設計圧を超える圧力がかかり機器破損を引き起こし，原子炉冷却材がＰＣＶ外に流出する事象である。停止時ＰＲＡの評価対象期間においては，長時間にわたりＲＰＶが開放 さ れ て い る 。ま た ，Ｒ Ｐ Ｖ が 開 放 さ れ て い な い 期 間 に お い て も ，原子炉冷却材圧力バウンダリ漏えい検査時を除いて，原子炉圧力が高圧になることはなく，インターフェイスシステムＬＯＣＡが発生する確率は通常運転時と比べ非常に小さい。検査時には，原
子炉圧力を通常運転圧力以上まで上昇させてこれを保持する。検査の性質上，原子炉冷却材バウンダリを構成する隔離弁を閉鎖し加圧すること，また，その場合，隔離弁の多重故障を伴わないと発生しないインターフェイスシステムＬＯＣＡが発生する確率は非常に小さい。さらに，検査において原子炉が高圧に保持される
時 間 は 数 時 間 程 度 と 短 い 。以 上 を 考 慮 し ，本 事 象 は 対 象 外 と し た 。
ｂ．配管破断ＬＯＣＡ
停止時ＰＲＡの評価対象期間においては，長時間にわたりＲＰ
Ｖが開放されている。また，ＲＰＶが開放されていない期間においても，原子炉冷却材圧力バウンダリ漏えい検査時を除いて，原
子炉圧力が高圧になることはなく，原子炉冷却材圧力バウンダリ
3.1.2−10配管は出力運転時の圧力等も考慮した設計であることから，原子炉圧力が低い状態で配管が破断する確率は十分小さい。検査時には，原子炉圧力を通常運転圧力以上まで上昇させてこれを保持す
るが，原子炉が高圧に保持される時間は数時間程度と短い。以上を考慮し，本事象は対象外とした。
ｃ．燃料集合体の落下事象
燃料取扱機器は，燃料集合体の総重量を十分に上回る強度に設計されており，さらに，燃料取替作業中の燃料集合体落下防止対策として，燃料つかみ機のワイヤの 2 重化を行っている。燃料つかみ機は空気作動式であり，作動空気が供給されなければ燃料集合体を外せないフェイル・セーフ設計になっている。こうした設計上の配慮から，燃料取替中に燃料集合体が落下する確率は非常に小さいと考えられる。
また，設置変更許可申請書添付書類十の事故解析において，燃料集合体の落下事象について評価が行われており，燃料取替作業
中に，燃料集合体（1 体）が炉心上に落下することが仮定されているが，破損した燃料棒から放出される核分裂生成物による外部への影響は，小さいものとなっている。以上を考慮し，本事象は対象外とした。
ｄ．反応度投入事象
プラント停止時には試験時や点検時を除き，原則として制御棒が挿入されており，制御棒又は燃料に係る作業等においては，複数の人的過誤又は機器故障が重畳しない限り反応度が投入されることがないため，この事象が発生する可能性は十分に小さい。
また，万一反応度が投入される事象が発生した場合でも，作業
3.1.2−11は制御棒又は燃料 1 体ごとに実施しており，影響は限定されるため，本事象は対象外とした。
また，近年，ＢＷＲプラントにおいて停止中に制御棒が誤って引き抜けた事象が発生したが，本件への対応として，冷却水ヘッダ圧力上昇時に制御棒駆動水ポンプを停止するインターロックの設置等により，同様の事象発生は防止されている（添付資料
3.1.2.2− 1）。
ｅ．ＲＨＲ運転中のＬＯＣＡ
本事象は，運転中のＲＨＲから，弁の故障を要因として冷却材が流出する事象が考えられるが，人的過誤が主な要因となるＲＨ
Ｒ切替時のＬＯＣＡと比較して，発生頻度は十分小さくなる。また，ＲＨＲ運転中のＬＯＣＡは，ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡと同様に緩和設備の待機／待機除外状態によらず，運転員の認知失敗が炉心損傷に至る主要な要因となるため，炉心損傷頻度についても
ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡと比較して十分小さい値となる。以上より ， 本 事 象 は 対 象 外 と し た （ 添 付 資 料 3.1.2.2− 2）。
(3)

起因事象のグループ化
起 因 事 象 に つ い て は ，事 象 の 類 似 し た 起 因 事 象 を グ ル ー プ 化 し て 評価を実施することも可能である。起因事象をグループ化する際には，
事 象 シ ナ リ オ の 展 開 が 類 似 し て お り ，同 一 の 緩 和 機 能 が 必 要 と さ れ る
グ ル ー プ に 分 類 す る 。つ ま り ，同 一 グ ル ー プ に つ い て は 必 要 と さ れ る
緩 和 設 備 等 が 類 似 す る 起 因 事 象 で あ る た め ，同 一 の イ ベ ン ト ツ リ ー 及びフォールトツリーを用いることのできる起因事象をグループ化することとしている。
本 Ｐ Ｒ Ａ で 評 価 対 象 と し た 起 因 事 象 の う ち ，Ｒ Ｈ Ｒ Ｓ 喪 失 及 び 外 部
3.1.2−12

電 源 喪 失 に つ い て は ，従 属 性 を 有 す る 起 因 事 象 で あ り ，他 の 起 因 事 象と 同 一 の グ ル ー プ と し な い 。ま た ，原 子 炉 冷 却 材 流 出 の 各 起 因 事 象 についても，必ずしも同じＰＯＳで実施される作業ではないことから，
他 の 起 因 事 象 と 同 一 の グ ル ー プ と し な い 。そ の た め ，選 定 し た 起 因 事
象については，それぞれ単独で炉心損傷の評価を実施することとし，グループ化はしない。
以上により，本ＰＲＡで評価対象として選定した起因事象を第3.1.2.2− 2 表 に 示 す 。
(4)

起因事象発生頻度の評価
選 定 し た 各 起 因 事 象 の 発 生 頻 度 を 第 3.1.2.2− 3表 に 示 す 。ま た ，ＰＯ Ｓ 別 の 起 因 事 象 発 生 頻 度 を 第 3.1.2.2− 4表 に 示 す 。各 起 因 事 象 発 生
頻度の評価方法は以下のとおり。
ａ．残留熱除去系の故障の発生頻度
Ｒ Ｈ Ｒ 喪 失 及 び Ｒ Ｈ Ｒ Ｓ 喪 失 の 発 生 頻 度 は ，利 用 可 能 な 最 新 の デー タ で あ る 平 成 20年 度 末 ま で の 国 内 Ｂ Ｗ Ｒ プ ラ ン ト の 停 止 時 運 転
実績から得られた起因事象の発生件数を総施設定期検査日数で除し て 算 出 し た 。な お ，Ｒ Ｈ Ｒ Ｓ 喪 失 に つ い て は ，発 生 件 数 が な い た
め ， 発 生 件 数 を 0.5件 と し て 算 出 し た 。
(a)

ＲＨＲ喪失の発生頻度
4／ 70,822＝ 5.6E-5／ 日(b)

ＲＨＲ喪失の発生件数： 4件

総施設定期検査日数： 70,822日

ＲＨＲＳ喪失の発生頻度
0.5／ 70,822＝ 7.1E-6／ 日
ＲＨＲＳ喪失の発生件数※
3.1.2−13： 0.5件

総施設定期検査日数： 70,822日※ ： 発 生 件 数 が な い た め ， 発 生 件 数 を 0.5件 と 仮 定 。
ｂ．外部電源喪失の発生頻度
外 部 電 源 喪 失 の 発 生 頻 度 は ， 出 力 運 転 時 と 停 止 時 に 発 生 し た 3件
を 暦 年 で 除 し た も の と ， 停 止 時 特 有 （ 外 部 電 源 が 1系 列 の み 利 用 可
能 な 状 態 ） の 外 部 電 源 喪 失 事 象 1件 を 総 施 設 定 期 検 査 日 数 で 除 し たも の を 足 し 合 わ せ て 算 出 し た 。運 転 実 績 に は ，利 用 可 能 な 最 新 の デー タ で あ る 平 成 20年 度 末 ま で の 実 績 を 用 い て い る 。
（ 3／ 706.1／ 365.25） ＋ （ 1／ 70,822） ＝ 2.6E-5／ 日
外部電源喪失の発生件数（停止時特有の事象を除く）
外部電源喪失の発生件数（停止時特有の事象）

： 3件
： 1件

暦年

： 706.1炉 年

1年 の 平 均 日 数： 365.25日

総施設定期検査日数： 70,822日

ｃ．原子炉冷却材の流出の発生頻度
原 子 炉 冷 却 材 の 流 出 の 起 因 事 象 発 生 頻 度 は ，保 守 点 検 や 運 転 操 作の 作 業 中 の 人 的 過 誤 確 率 を 人 間 信 頼 性 解 析 に よ り 算 出 し た（ 添 付 資料 3.1.2.2− 3， 添 付 資 料 3.1.2.2− 4） 。
(a)

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡの発生頻度
Ｒ Ｈ Ｒ 切 替 時 に ，停 止 時 冷 却 ラ イ ン 調 整 弁 の 開 操 作 失 敗 の 人 的過誤によって，最低流量が確保されずミニフロー弁が開となり，ＬＯＣＡが発生すると想定した。人的過誤確率を評価した結果，
発 生 頻 度 は 2.3E-4／ 回 と な っ た 。評 価 に 用 い た 人 的 過 誤 確 率 を 第3.1.2.2− 5表 に 示 す 。

3.1.2−14(b)ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡの発生頻度
Ｃ Ｕ Ｗ に よ る 原 子 炉 水 位 の 下 降 操 作 時 に ，Ｃ Ｕ Ｗ ブ ロ ー 弁 の 閉
め 忘 れ の 人 的 過 誤 に よ り ，Ｌ Ｏ Ｃ Ａ が 発 生 す る と 想 定 し た 。人 的
過 誤 確 率 を 評 価 し た 結 果 ，発 生 頻 度 は 9.7E-5／ 回 と な っ た 。評 価に 用 い た 人 的 過 誤 確 率 を 第 3.1.2.2− 6表 に 示 す 。

(c)

ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡの発生頻度
原子炉ウェル満水時に実施されるＣＲＤの点検作業における人 的 過 誤 に よ り ，Ｌ Ｏ Ｃ Ａ が 発 生 す る と 想 定 し た 。原 子 炉 冷 却 材の流出が発生する可能性のある事象についてイベントツリーを作 成 し 評 価 し た 結 果 ， Ｃ Ｒ Ｄ 1本 当 た り の 起 因 事 象 発 生 頻 度 は
1.1E-6／ 本 と な っ た 。

(d)

ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡの発生頻度
原子炉ウェル満水時に実施されるＬＰＲＭの点検作業における 人 的 過 誤 に よ り ，Ｌ Ｏ Ｃ Ａ が 発 生 す る と 想 定 し た 。原 子 炉 冷 却
材の流出が発生する可能性のある事象についてイベントツリー
を 作 成 し 評 価 し た 結 果 ， Ｌ Ｐ Ｒ Ｍ 1本 当 た り の 起 因 事 象 発 生 頻 度
は 5.4E-7／ 本 と な っ た 。

3.1.2−15

3.1.2.3

成功基準

炉心損傷（燃料損傷）を防止するために必要とされる緩和設備又は緩和操作の組合せ，及びそれらの機能を達成するために必要な条件を以下に定めた。
(1)

炉心損傷判定条件
炉心損傷の判定条件を次のとおり設定した。
・炉心燃料の有効燃料長頂部（ＴＡＦ）が露出した状態（添付
資 料 3.1.2.3− 1）(2)

起因事象ごとの成功基準の一覧表
各ＰＯＳに対して想定した起因事象ごとに，炉心損傷防止に必要 な 緩 和 設 備 を 設 定 し た 。 設 定 し た 成 功 基 準 の 一 覧 を 第 3.1.2.3− 1 表 に 示 す 。 ま た ， Ｒ Ｈ Ｒ Ｓ の 成 功 基 準 を 第 3.1.2.3− 2 表 に ，
Ｅ Ｃ Ｃ Ｓ ポ ン プ 室 等 の 空 調 機 の 成 功 基 準 を 第 3.1.2.3− 3 表 に 示 す 。
成 功 基 準 の 設 定 に 当 た っ て 使 用 し た 崩 壊 熱 に つ い て は ， May −Witt の 式 を 用 い て 評 価 し た 。 な お ， 崩 壊 熱 は 時 間 と と も に 減 少 するため，ＰＯＳ区間においても成功基準が変わることが考えられるが，評価上は崩壊熱がそのＰＯＳ区間の初期で一定と仮定し，成功基準を設定する。
ａ．除熱機能に対する成功基準
除熱機能に対する各緩和設備の成功基準は，熱交換器の除熱能力が崩壊熱量を上回ることとする。
除 熱 能 力 と 崩 壊 熱 量 の 評 価 結 果 を 第 3.1.2.3− 1 図 に 示 す 。評
価 結 果 よ り ，全 Ｐ Ｏ Ｓ に わ た り ，Ｒ Ｈ Ｒ 1 系 統 に て ，崩 壊 熱 量 を上回る除熱能力がある。
ｂ．注水機能（残留熱除去系の故障時）に対する成功基準
3.1.2−16残留熱除去系の故障時の注水機能に対する各緩和設備の成功
基準は，崩壊熱による蒸発量以上の注水能力を有することとする。
注水機能による注水量と崩壊熱による蒸発量の評価結果を第3.1.2.3− 2 図 に 示 す 。 評 価 結 果 よ り ， 全 Ｐ Ｏ Ｓ に わ た り ， Ｌ Ｐ
ＣＳ，ＬＰＣＩ，ＨＰＣＳ及びＣＳＴのいずれにおいても 1 系
統で，崩壊熱による蒸発量を上回る注水能力がある。
ｃ．注水機能（原子炉冷却材の流出時）に対する成功基準
原子炉冷却材の流出時の注水機能に対する各緩和設備の成功
基準は，原子炉冷却材の流出量以上の注水能力を有することとする。
ＬＰＣＳ，ＬＰＣＩ及びＨＰＣＳにて，全ての原子炉冷却材の流出の起因事象に対して，流出量を上回る注水能力がある。
ま た ，Ｃ Ｓ Ｔ に お い て は ，「 Ｃ Ｒ Ｄ 点 検 時 の Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 」の 大 規 模
流出時以外の原子炉冷却材流出の起因事象に対して，流出量を上回る注水能力がある。
(3)

対処設備作動までの余裕時間及び使命時間
ａ．余裕時間
本評価では，起因事象ごとに各ＰＯＳにおける余裕時間を以
下のとおり評価した。評価に使用した冷却材の保有水量を第3.1.2.3− 3 図 に 示 す 。 ま た ， 冷 却 材 の 初 期 水 温 は 燃 料 交 換 作 業や 原 子 炉 周 り の 機 器 の 保 守 が 行 え る 最 高 温 度 で あ る 52℃ と 仮 定した。
(a)

残留熱除去系の故障，外部電源喪失
原子炉水位がＴＡＦに到達するまでに，除熱系緩和設備及3.1.2−17び注水系緩和設備の作動が必要となるため，ＴＡＦに到達す
るまでの余裕時間を以下の式を使用して評価する。評価には
以 下 の 式 を 使 用 し た 。各 Ｐ Ｏ Ｓ に お け る 余 裕 時 間 を 第 3.1.2.3− 4 表 に 示 す （ 添 付 資 料 3.1.2.3− 2） 。
な お ，第 3.1.2.3− 4 表 に 示 す と お り ，各 Ｐ Ｏ Ｓ に お け る 余
裕時間は最も短いＰＯＳ−Ｓでも約 4 時間であり，ＴＡＦに到達までに崩壊熱除去機能が喪失していることの認知に失敗することは想定し難いため，本ＰＲＡでは認知失敗を考慮しないこととする。
ⅰ)

冷 却 材 温 度 が 100℃ に 到 達 す る ま で の 余 裕 時 間Ｔ１ =ΔＴ×Ｍ１×Ｃ
Ｑ

Ｔ １ ： 冷 却 材 温 度 が 100℃ に 到 達 す る ま で の 余 裕 時 間 （ h）
Δ Ｔ ： 差 温 （ 100℃ − 初 期 水 温 ）（ ℃ ）Ｍ １ ： 保 有 水 量 （ m３ ）ⅱ)

Ｃ

： 比 熱 （ J／ m ３ ／ ℃ ）Ｑ： 崩 壊 熱 量 （ J／ h）

原子炉水位がＴＡＦに到達するまでの余裕時間
Ｔ２ = Ｔ１ +M ２ ×ＨＶＱ

Ｔ ２ ： Ｔ Ａ Ｆ 到 達 ま で の 余 裕 時 間 （ h）
Ｍ ２ ： Ｔ Ａ Ｆ ま で の 水 量 （ m３ ）Ｈ Ｖ ： 蒸 発 潜 熱 （ J／ m ３ ）Ｑ(b)： 崩 壊 熱 量 （ J／ h）

原子炉冷却材の流出
3.1.2−18原子炉冷却材の流出時の余裕時間は，原子炉水位が通常水位の場合と原子炉ウェル満水の場合に分けて設定する（添付
資 料 3.1.2.3− 3）。
ⅰ)

通常水位の場合
通常水位の場合で考慮する原子炉冷却材の流出の起因事
象は「ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ」及び「ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ」がある。事象発生後の緩和操作を遂行するまでの余裕時間として，流出量とＴＡＦまでの保有水量から 3
時間と設定した。

ⅱ)

原子炉ウェル満水の場合
原子炉ウェル満水の場合で考慮する原子炉冷却材の流出の 起 因 事 象 は 「 Ｃ Ｒ Ｄ 点 検 時 の Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 」，「 Ｌ Ｐ Ｒ Ｍ 点 検時のＬＯＣＡ」及び「ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ」がある。
ＣＲＤ点検及びＬＰＲＭ点検は現場作業に伴う人的過誤で発生する事象であるため作業員が必ず気づくことを考慮し，
本ＰＲＡでは認知失敗を考慮しないこととする。また，原子炉ウェル満水時のＲＨＲ切替時のＬＯＣＡは，ＴＡＦ到達までに冷却材の流出を認知するには十分な時間があり，認知に失敗することは想定し難いため，本ＰＲＡでは認知失敗を考慮しないこととする。

ｂ．使命時間緩和設備が要求される安全機能を果たすために必要な運転時
間 で あ る 使 命 時 間 に つ い て は ， 以 下 の 観 点 か ら 24時 間 を 適 用 している。
・ 24 時 間 あ れ ば ， プ ラ ン ト を 安 定 し た 状 態 に 移 行 さ せ る こ
3.1.2−19

と が 可 能 で あ り ，機 能 喪 失 し た 設 備 の 復 旧 や 追 加 の 運 転 員
操作に期待できる。
(4)

熱水力解析等の解析結果及び解析コードの検証性
本評価において，熱水力解析等は実施していない。

3.1.2−20

3.1.2.4

事故シーケンス

事故シーケンスとは，炉心損傷等に至るまでの，起因事象の発生及び各種安全機能喪失の組合せのことである。また，炉心損傷に至る事故シーケンスを網羅的に展開するための体系的な分析と定量化が可能である手法として，イベントツリー法を用いる。
(1)

イベントツリー各起因事象に対して，炉心損傷を防止するために必要な緩和設
備又は緩和操作を検討し，炉心損傷に至る事故シーケンスを展開した。また，展開した事故シーケンスの最終状態を炉心損傷状態
又は成功状態のいずれかに分類した。
各 起 因 事 象 の イ ベ ン ト ツ リ ー の 概 要 を 第 3.1.2.4− 1（ a）図 〜 第3.1.2.4− 1（ c） 図 に 示 す 。

(2)事故シーケンスの分類
事故シーケンスの最終状態については，炉心損傷に至る主な要因の観点から区別するために以下の事故シーケンスに分類している。
ａ．崩壊熱除去機能喪失
・起 因 事 象「 残 留 熱 除 去 系 の 故 障 」に 対 し て ，崩 壊 熱 除 去・炉
心冷却に失敗し炉心損傷に至る事故シーケンス
・ 起 因 事 象「 外 部 電 源 喪 失 」に 対 し て ，非 常 用 Ｄ Ｇ に よ る 交 流
電 源 の 確 保 に 成 功 し た が ，崩 壊 熱 除 去・炉 心 冷 却 に 失 敗 し 炉
心損傷に至る事故シーケンス
ｂ．全交流動力電源喪失
本ＰＲＡでは，区分Ⅰ及び区分Ⅱの非常用ＤＧによる交流電源の確保に失敗した場合を全交流動力電源喪失と定義している。
3.1.2−21

・ 起 因 事 象「 外 部 電 源 喪 失 」に 対 し て ，非 常 用 Ｄ Ｇ に よ る 交 流
電 源 の 確 保 に 失 敗 し ，後 段 の Ｈ Ｐ Ｃ Ｓ に よ る 崩 壊 熱 除 去・炉
心冷却にも失敗することで炉心損傷に至る事故シーケンス
・ 起 因 事 象「 外 部 電 源 喪 失 」に 対 し て ，直 流 電 源 の 確 保 に 失 敗
し ，後 段 の Ｈ Ｐ Ｃ Ｓ に よ る 崩 壊 熱 除 去・炉 心 冷 却 に も 失 敗 することで炉心損傷に至る事故シーケンス
ｃ．原子炉冷却材の流出
・起 因 事 象「 原 子 炉 冷 却 材 の 流 出 」に 対 し て ，崩 壊 熱 除 去・炉
心冷却に失敗し炉心損傷に至る事故シーケンス

3.1.2−223.1.2.5

システム信頼性

イベントツリーの定量化においては，展開したイベントツリーの各分岐に対して成功・失敗確率を決めるため，システム信頼性解析を実施する必要がある。この各分岐のシステム信頼性解析にはフォールトツリー法を用いた。本評価では，イベントツリーのヘディン
グに対応する緩和設備について，その機能遂行に必要なサポート系
を含めたフォールトツリーを作成し定量化を実施した。
(1)

評価対象としたシステムとその説明
評価対象とした主要な緩和設備の一覧を以下に示す。それぞれの緩和設備ごとに概要，機能，系統図，必要とするサポート系，
試験及びシステム信頼性解析上の主要な仮定を整理した。また，
フ ロ ン ト ラ イ ン 系 と サ ポ ー ト 系 の 依 存 性 を 第 3.1.2.5− 1表 に ， サ
ポ ー ト 系 同 士 の 依 存 性 を 第 3.1.2.5− 2表 に 示 す 。 シ ス テ ム 間 従 属性は，イベントツリー，フォールトツリー及び両者の組合せによってモデル化した。
＜除熱機能＞
・残留熱除去系（ＲＨＲ）＜注水機能＞
・高圧炉心スプレイ系（ＨＰＣＳ）
・低圧炉心スプレイ系（ＬＰＣＳ）
・低圧注水系（ＬＰＣＩ）
・復水移送系（ＣＳＴ）

なお，プラント停止時は，原子炉は冷温停止状態にあること，
余裕時間が運転中に比べ長くなる等の停止時特有の特徴を考慮し，3.1.2−23

シ ス テ ム 信 頼 性 評 価 に お い て は 下 記 の ａ ．〜 ｄ ．を 仮 定 し て い る 。
ａ．信号
機器の自動起動に対する信号系は点検等により期待できないことも考えられるため，ポンプや電動弁等については，自動起動信号はモデル化せず，手動操作のみモデル化する。なお，待機中の非常用ＤＧについては，施設定期検査中においても自動起動できる状態で待機しているため，自動起動信号及び手動操作をモデル化する。
ｂ．ポンプ室空調機，ＤＧ室空調機
運転時と同様にポンプ室空調機及びＤＧ室空調機をモデル化する。
ｃ．現場操作
電動弁や手動弁の現場での手動開閉操作には期待できないこととし，モデル化していない。
ｄ．メンテナンス
停止時ＰＲＡでは，機器の待機除外状態はプラント状態分類の中で直接考慮しているため，メンテナンスはモデル化していない。
(2)

システム信頼性評価手法
システム信頼性解析では，フロントライン系とサポート系についてフォールトツリーを作成し，信頼性評価を行った。
フォールトツリーの作成に当たっては，対象範囲を示す系統図を作成するとともに，その範囲内にある機器でモデル化すべき故
障モードを基事象リストの形で整理した。また，これらの情報に
基 づ き（ 1）に 示 し た 緩 和 設 備 に つ い て フ ォ ー ル ト ツ リ ー を 作 成 し ，
3.1.2−24

定量化を実施した。
(3)

システム信頼性評価の結果
各緩和設備の代表的なフォールトツリーの評価結果を第3.1.2.5− 3表 に 示 す 。 ま た ， 起 因 事 象 「 残 留 熱 除 去 系 の 故 障 」 に
お け る 各 緩 和 設 備 の 主 要 な ミ ニ マ ル カ ッ ト セ ッ ト を 第 3.1.2.5− 4（ a） 表 〜 第 3.1.2.5− 4（ i） 表 に 示 す （ 添 付 資 料 3.1.2.5− 1） 。

(4)システム信頼性評価を実施せずに設定した非信頼度とその根拠
停止時ＰＲＡの評価に当たって，システム信頼性評価を実施せずに設定した非信頼度はない。

3.1.2−25

3.1.2.6

信頼性パラメータ

システム信頼性解析や事故シーケンスの定量化のために必要となる機器故障率，共通要因故障パラメータ，試験又は保守作業による
待機除外確率等を評価するために必要となるパラメータを整備した。
(1)

非信頼度を構成する要素と評価式
非信頼度を構成する要素としては，機器故障，共通要因故障，
試 験 に よ る 待 機 除 外 ，保 守 作 業 に よ る 待 機 除 外 ，人 的 過 誤（ 3.1.2.7
項）等があり，それぞれの評価式に基づき非信頼度を評価した。

(2)

機器故障率
機器故障率は，原則として，ＮＵＣＩＡで公開されている国内
プ ラ ン ト の 故 障 実 績 （ 1982年 度 〜 2002年 度 21ヵ 年 49基 デ ー タ ） を基にした「故障件数の不確実さを考慮した国内一般機器故障率の推 定 （ 平 成 21年 5月 公 表 ） 」（ 以 下 「 21ヵ 年 デ ー タ 」 と い う 。 ） に記載されているデータを使用する。また，ＮＵＣＩＡで公開されている国内プラントの故障実績は，「原子力発電所に関する確率論 的 安 全 評 価 用 の 機 器 故 障 率 の 算 出 （ 1982年 度 〜 1997年 度 16ヵ 年
49基 デ ー タ 改 訂 版 ） （ 平 成 13年 2月 ） ， 電 中 研 報 告 P00001， （ 財 ）電力中央研究所」で定義した機器バウンダリに従っている。
な お ， 21ヵ 年 デ ー タ に 記 載 の な い 機 器 の 故 障 率 に つ い て は ， 類
似 性 を 考 慮 し た 工 学 的 判 断 に 基 づ き ， 21ヵ 年 デ ー タ に 記 載 さ れ た
他の機器の故障率を使用した。
上記の機器故障率を使用して以下の評価式により基事象発生確率を算出した。
・状態変更失敗確率
Ｑ＝Ｑｄ
3.1.2−26

Ｑｄ：デマンド故障確率
又はＱ ＝ λ ｓ ×Ｔ ｓ ／ 2
λｓ：起動（又は状態変更）失敗率（／時間）Ｔｓ：平均試験間隔（時間）・機能維持失敗確率Ｑ ＝ λ ｒ ×Ｔ ｍ
λｒ：機能維持失敗率（／時間）Ｔｍ：使命時間（時間）(3)

機器復帰の取扱い方法及び機器復帰失敗確率
本評価では，故障した機器や外部電源の使命時間中の復旧には期待していない。

(4)

待機除外確率
本評価では，機器の待機除外状態はＰＯＳ分類の中で直接考慮しているため使用しない。

(5)

共通要因故障の評価方法と共通要因故障パラメータ
同一又は異なるシステムにおいて多重性を持たせるために用いられる機器については，共通要因故障を考慮する。共通要因故障を 考 慮 す る 機 器 と 故 障 モ ー ド の 同 定 フ ロ ー 図 を 第 3.1.2.6− 1図 に示 す 。 フ ロ ー 図 に 従 い ， 以 下 の 3つ の 条 件 を 同 時 に 満 た す 場 合 に ，
共通要因故障を考慮した。
ａ．冗長の機能を有する同種機器
ｂ．起因事象発生前の運転状態が同一
ｃ．同一故障モード
動的機器と静的機器及びそれらの故障モードによって，共通要
3.1.2−27

因故障の起こりやすさの程度は異なると考えられる。動的機器の動的故障モードについては，共通要因故障が発生する可能性が比較的高いと考えられることから，上記条件を満たすものに対しては共通要因故障を考慮している。また，動的機器の静的故障モード及び静的機器の各故障モードについては，全炉心損傷頻度への影響が大きいと想定されるものに対して共通要因故障を考慮した。
フロー図に従って同定した共通要因故障の対象機器と故障モード
を 第 3.1.2.6− 1表 及 び 第 3.1.2.6− 2表 に 示 す 。
な お ， 本 評 価 で は ， Ｍ Ｇ Ｌ （ Multiple Greek Letter） 法 を 用 いて共通要因故障を考慮した。共通要因故障パラメータとしては，
米 国 で 公 開 さ れ ，あ る い は Ｐ Ｒ Ａ で の 使 用 実 績 が あ る 文 献 等 か ら ，
妥当と考えられるβ，γファクタを使用した。本評価で使用した
共 通 要 因 故 障 パ ラ メ ー タ の 一 覧 を 第 3.1.2.6− 3表 に 示 す 。

3.1.2−28

3.1.2.7

人的過誤

人 的 過 誤 は 人 間 信 頼 性 解 析 に よ り 評 価 す る 。人 間 信 頼 性 解 析 と は ，
炉心損傷頻度に有意な影響を及ぼし得る人間行動（タスク）に対して，起こり得る人的過誤を同定してそのタスクの成功又は失敗の確率を評価するものである。
本作業では，起因事象発生前の作業及び発生後の緩和操作を対象として，それらを遂行する過程で起こり得る人的過誤を同定し，その発生確率を算出した。
(1)

評価対象とした人的過誤及び評価結果
人間信頼性解析は，ヒューマンエラーハンドブック（ＮＵＲＥ
Ｇ ／ Ｃ Ｒ − １ ２ ７ ８ ） の Ｔ Ｈ Ｅ Ｒ Ｐ 手 法 （ Technique for Human
Error Rate Prediction） を 使 用 し て 評 価 し た 。 な お ， 本 評 価 で は過誤回復として，評価対象となる人的過誤の特徴を考慮し，他の運転員によるバックアップをモデル化している。本評価で同定した 人 的 過 誤 及 び 過 誤 確 率 の 評 価 結 果 を 第 3.1.2.7− 1表 に 示 す （ 添付 資 料 3.1.2.7− 1） 。
ａ．起因事象発生前の人的過誤起因事象発生前に考慮すべき人的過誤として，試験・保守作
業の終了後，対象系統あるいは機器の通常状態への復旧忘れを考慮した。具体的には，手動弁の開閉忘れ等を評価した（添付
資 料 3.1.2.7− 2） 。
ｂ．起因事象発生後の人的過誤起因事象発生後の人的過誤としては，非常時運転手順書や事
象 発 生 時 に 必 要 と さ れ る 緩 和 設 備 を 調 査・分 析 す る こ と に よ り ，
運 転 員 に よ っ て 行 わ れ る 緩 和 操 作 を 同 定 し て い る 。具 体 的 に は ，
3.1.2−29

起因事象発生後の各人的過誤の評価に対して，認知失敗と操作失敗に分けて評価している。
(a)

認知失敗
認知失敗では，警報等により異常を検知して適切な運転手
順を選択することに失敗することをモデル化する。認知失敗
確率は，ＴＨＥＲＰ手法に基づき，時間信頼性曲線を用いており，対象とする人的過誤の特徴を考慮したストレスレベル等の補正係数を乗じて算出している。なお，時間信頼性曲線
を 用 い る 際 に 必 要 な 余 裕 時 間 は ，3.1.2.3項 で 設 定 し た 余 裕 時
間を用いる。ただし，残留熱除去系の故障及び外部電源喪失が発生した場合の認知失敗については，ＴＡＦが露出するまで の 時 間 を 考 慮 し ，認 知 失 敗 は 考 慮 し な い（ 添 付 資 料 3.1.2.7− 3） 。

(b)

操作失敗
操作失敗では，認知成功後の対応操作に失敗することをモデル化する。操作失敗確率は，ＴＨＥＲＰ手法に基づき，運転員のストレスレベルや操作の複雑性を考慮して算出する。

3.1.2−30

3.1.2.8

炉心損傷頻度

炉心損傷に至る事故シーケンスの発生頻度を算出して全炉心損傷頻度を算出するとともに，主要な結果を分析した。停止時ＰＲＡにおける炉心損傷頻度は，分類された各ＰＯＳの炉心損傷頻度を合算することによって 1 回の停止当たりの炉心損傷頻度を算出しており
そ の 単 位 は 「（ ／ 施 設 定 期 検 査 ）」 と な る 。 ま た ， Ｐ Ｏ Ｓ 当 た り の 炉
心 損 傷 頻 度 の 単 位 は 「（ ／ Ｐ Ｏ Ｓ ）」 と す る 。
(1)

炉心損傷頻度の算出に用いた方法
本 評 価 で は ，計 算 コ ー ド Ｓ ａ ｆ ｅ ｔ ｙ Ｗ ａ ｔ ｃ ｈ ｅ ｒ を 用 い て ，
フォールトツリー結合法により事故シーケンスを定量化し，炉心損傷頻度を算出した。

(2)

炉心損傷頻度（点推定値）
事故シーケンスの定量化を行った結果，全炉心損傷頻度は
5.0E-6／ 施 設 定 期 検 査 と な っ た 。 起 因 事 象 別 及 び Ｐ Ｏ Ｓ 別 の 炉 心
損 傷 頻 度 の 内 訳 を 第 3.1.2.8− 1表 に ， 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 別の 炉 心 損 傷 頻 度 の 内 訳 を 第 3.1.2.8− 2表 に ， 一 日 当 た り の 炉 心 損
傷 頻 度 の 変 化 を 第 3.1.2.8− 1図 に 示 す 。 ま た ， 起 因 事 象 別 の 炉 心
損 傷 頻 度 へ の 寄 与 割 合 に つ い て 第 3.1.2.8− 2図 に ， Ｐ Ｏ Ｓ 別 の 炉
心 損 傷 頻 度 へ の 寄 与 割 合 に つ い て 第 3.1.2.8− 3図 に ， 事 故 シ ー ケ
ン ス グ ル ー プ 別 の 炉 心 損 傷 頻 度 へ の 寄 与 割 合 に つ い て 第 3.1.2.8− 4図 に 示 す 。
事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ に 対 す る 分 析 結 果 に つ い て 第 3.1.2.8− 3表 に 示 す 。
ａ．評価結果の分析
起因事象別の炉心損傷頻度は，外部電源喪失の寄与割合が3.1.2−31

77.4％ と 最 も 大 き く ， 次 い で 残 留 熱 除 去 系 の 故 障 の 寄 与 割 合 が22.6％ と 大 き く な っ た 。 ま た ， Ｐ Ｏ Ｓ 別 の 炉 心 損 傷 頻 度 は ， Ｐ
Ｏ Ｓ − Ｂ 3 が 58.8％ と 最 も 寄 与 割 合 が 大 き く ， 次 い で Ｐ Ｏ Ｓ −Ｂ 1 が 21.1％ ， Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ 2 が 18.9％ と な っ た 。 ま た ， 事 故 シーケンスグループ別の炉心損傷頻度は，全交流動力電源喪失が71.1％ ， 崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 が 28.8％ と 寄 与 割 合 が 大 き く な った 。 Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ 1〜 Ｂ 3 の 炉 心 損 傷 頻 度 が 大 き く な る 理 由 は 以 下のとおり。
【外部電源喪失】Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ 1〜 Ｂ 3 に お い て は 待 機 状 態 の 非 常 用 Ｄ Ｇ が 1
台 の み で あ り ，起 因 事 象「 外 部 電 源 喪 失 」発 生 後 ，待 機 状 態の非常ＤＧ1 台が機能喪失した場合，全交流動力電源喪失となるため。
【残留熱除去系の故障】
Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ 1〜 Ｂ 3 に お い て は 使 用 可 能 で あ る 除 熱・注 水 設
備 が Ｒ Ｈ Ｒ 1 系 統 及 び Ｃ Ｓ Ｔ １ 系 統 の み で あ り ，起 因 事 象「 残留 熱 除 去 系 の 故 障 」発 生 後 ，Ｃ Ｓ Ｔ が 機 能 喪 失 し た 場 合 ，崩壊熱除去機能喪失となるため。
な お ，特 に Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ 3 の 炉 心 損 傷 頻 度 の 寄 与 割 合 が 大 き い のは，ＰＯＳの日数が長いことによるものである。
(3)

重要度解析，不確実さ解析及び感度解析
ａ．重要度解析
全炉心損傷頻度への寄与が大きい因子を分析するため，
Fussell‐ Vesely（ Ｆ Ｖ ）重 要 度 及 び Risk Achievement Worth（ ＲＡ Ｗ ） を 評 価 し た 。 そ れ ぞ れ の 評 価 結 果 を 第 3.1.2.8− 4表 ， 第3.1.2−32

3.1.2.8− 5表 及 び 第 3.1.2.8− 5図 に 示 す 。
ＦＶ重要度では，非常ＤＧ及びＣＳＴに関する機器が上位を占める結果となった。ＦＶ重要度において非常用ＤＧ及びＣＳＴ に 関 す る 基 事 象 が 上 位 と な っ た の は ，上 記 (2)に お け る 評 価 結
果 の 分 析 と 同 じ く ， Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ 1〜 Ｂ 3に お い て ， 待 機 状 態 の 非
常 用 Ｄ Ｇ が 1台 の み で あ る こ と ，及 び 残 留 熱 除 去 系 の 故 障 が 発 生
し た 場 合 に ，使 用 可 能 で あ る 除 熱・ 注 水 設 備 が Ｃ Ｓ Ｔ 1系 統 の みであることによる。
ＲＡＷの上位は軽油貯蔵タンク関連となっている。これは，軽油貯蔵タンクがＤＧ−２Ｃ，２Ｄ，ＨＰＣＳ−ＤＧそれぞれのデイタンクへ燃料を供給する共通のタンクであること，また
軽油貯蔵タンクは静的機器であり信頼度が高いことによる。
ｂ．不確実さ解析
全 炉 心 損 傷 頻 度 の 5％ 値 ， 中 央 値 ， 平 均 値 ， 及 び 95％ 値 を 評
価 し た 。 評 価 結 果 を 第 3.1.2.8− 6 表 に 示 す 。
全炉心損傷頻度の点推定値と平均値は概ね一致した。また，
全 炉 心 損 傷 頻 度 の エ ラ ー フ ァ ク タ は 2.7と な っ た 。こ れ は ，各 パ
ラ メ ー タ の 不 確 実 さ の 影 響 に よ り ， 95％ 値 と 5％ 値 の 間 に 7倍 の不確実さ幅があることを意味する。
ｃ．感度解析
停止時ＰＲＡの炉心損傷頻度は，緩和設備（の保守点検に伴う待機除外の有無）に強く依存する。本ＰＲＡで評価対象とした 第 19回 施 設 定 期 検 査 工 程 で は ， Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ 1〜 Ｂ 3に お い て 待
機 状 態 の 非 常 用 Ｄ Ｇ が 1台 の み で あ る こ と ，及 び 残 留 熱 除 去 系 の
故 障 が 発 生 し た 場 合 に 使 用 可 能 な 除 熱・注 水 設 備 が Ｃ Ｓ Ｔ 1系 統
3.1.2−33

のみであることにより，この期間の炉心損傷頻度が支配的となった。しかしながら，現在の保安規定では，プラント停止期間
中 に お い て ，2台 以 上 の 非 常 用 発 電 設 備 が 動 作 可 能 で あ る こ と を
運 転 上 の 制 限 と し て い る こ と か ら ， Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ 1〜 Ｂ 3 の 期 間 に
お い て 非 常 用 Ｄ Ｇ が 2台 待 機 状 態 を 仮 定 し た 場 合 の 感 度 解 析 を
実 施 し た 。な お ， 非 常 用 Ｄ Ｇ 2台 の 待 機 に 合 わ せ ，除 熱 ・ 注 水 設
備 と し て Ｃ Ｓ Ｔ 2系 統 が 使 用 可 能 で あ る と 仮 定 し た 。感 度 解 析 の
結 果 を 第 3.1.2.8− 7表 に 示 す 。 ま た ， ベ ー ス ケ ー ス と の 比 較 を第 3.1.2.8− 6図 に 示 す 。
感 度 解 析 の 結 果 ， 全 炉 心 損 傷 頻 度 の 値 は 75％ 低 減 し ， 全 炉 心
損 傷 頻 度 に 対 す る 寄 与 が 最 も 大 き い 起 因 事 象 が「 外 部 電 源 喪 失 」
から「残留熱除去系の故障」に変わる結果となった。

3.1.2−34

第 3.1.2.1−1 表

ＰＲＡで考慮する主な設備

機能及び系統名※

系統の説明

炉心冷却機能残留熱除去系（ＲＨＲ）（原子炉停止時冷却系）

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）はＲＨＲの機能の 1 つであり，電動駆動のポンプを手動起動
し，原子炉冷却材中の保有熱を除去して原子炉の冷却を行う。

高圧炉心スプレイ系（ＨＰＣＳ）

電動駆動のポンプを手動起動し，高圧〜低圧状態の炉心に注水する。

低圧炉心スプレイ系（ＬＰＣＳ）

電動駆動のポンプを手動起動し，低圧状態の炉心に注水する。

低圧注水系（ＬＰＣＩ）（残留熱除去系（ＲＨＲ））

電動駆動のポンプを手動起動し，低圧状態の炉心に注水する。

復水移送系（ＣＳＴ）

電動駆動のポンプを手動起動し，低圧状態の炉心に注水する。

安全機能のサポート機能
残留熱除去系海水系（ＲＨＲＳ）
直接海水を供給することで，各々の補機を冷却す
非常用ディーゼル発電機海水系
る。
（ＤＧＳＷ）
ＲＨＲＳ：ＬＰＣＳ，ＲＨＲ
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電
ＤＧＳＷ：ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ
機海水系
ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ：ＨＰＣＳ，ＨＰＣＳ−ＤＧ（ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ）※

非常用ディーゼル発電機（ＤＧ）

外部電源の喪失を受けて自動起動し，非常用機器に給電する。

直流電源（ＤＣ）

ＤＧの起動等に用いる。

外部電源が喪失した場合の復旧及び故障した機器の復旧は考慮していない。

3.1.2−35

第 3.1.2.1−2 表

系統設備概要系統設備概要
電動ポンプ台数：3 台，熱交換器基数：2 台

残留熱除去系（ＲＨＲ）

・原子炉停止時冷却系：2 系統
・低圧注水系（ＬＰＣＩ）：3 系統
ポンプ容量：約 1,690m３／h／台

高圧炉心スプレイ系（ＨＰＣＳ）
低圧炉心スプレイ系（ＬＰＣＳ）
復水移送系（ＣＳＴ）
残留熱除去系海水系（ＲＨＲＳ）

電動ポンプ台数：1 台
ポンプ容量：約 1,440t／h
電動ポンプ台数：1 台
ポンプ容量：約 1,440t／h
電動ポンプ台数：2 台
ポンプ容量：約 143m３／h／台
電動ポンプ台数：4 台
ポンプ容量：約 886m３／h／台
非常用ディーゼル発電機用電動ポンプ台数：2 台

非常用ディーゼル発電機海水系（ＤＧＳＷ）

ポンプ容量：約 273m３／h／台
ＨＰＣＳディーゼル発電機用電動ポンプ台数：1 台
ポンプ容量：約 233m３／h
非常用ディーゼル発電機台数：2 台

非常用ディーゼル発電機（ＤＧ）

定格容量：約 6,500KVA／台ＨＰＣＳディーゼル発電機台数：1 台
定格容量：約 3,500KVA
所内蓄電池組数：2 組

直流電源（ＤＣ）

容量：A−約 3,500Ah，B−約 2,500Ah
ＨＰＣＳ系用蓄電池組数：1 組
容量：約 900Ah

3.1.2−36

第 3.1.2.1−3 表
施設定期検査第 18 回

第 19 回

第 20 回

第 21 回

3.1.2−37

第 22 回

第 23 回

第 24 回

東海第二発電所の施設定期検査の実績概要

解列日〜併列日 施設定期検査日数
H13.3.26〜
H13.7.23
H14.9.16〜
H14.12.9
H16.2.1〜
H16.4.26
H17.4.23〜
H17.9.30
H18.11.18〜
H19.2.12
H20.3.18〜
H20.7.9
H21.9.7〜
H22.3.31

燃料取出方法備考（大規模な工事やトラブル等）

119

全燃料取出

85

部分燃料取出86

全燃料取出

・ルースパーツ（ＨＰＣＳデフレクタ）探査

161

全燃料取出

・再循環系流量制御弁取替

87

全燃料取出

・炉内点検（ジェットポンプ流量計測管点検）

114

全燃料取出

206

全燃料取出

本評価において選定した施設定期検査工程

・中性子計測ハウジング取替

・ＲＰＶバウンダリ弁点検（ＲＰＶ水抜き）・ＥＣＣＳストレーナ改造
・再循環系ポンプ分解点検

第 3.1.2.2−1 表

既往の停止時ＰＲＡにおける起因事象との比較

3.1.2−38

Grand Gulf
（NUREG/CR-6143※１）

JNES※２

本評価

ＲＨＲ喪失（フロントライン系）

○

○

○

ＲＨＲＳ喪失（サポート系）○○○

外部電源喪失○○○配管破断ＬＯＣＡ○○−ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ

−

−

○

ＲＨＲ運転中のＬＯＣＡ

○

○

−

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ

○

○

○

ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ

−

−

○

ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ

−

−

○

※1

NUREG／CR-6143，「 Evaluation of Potential Severe Accidents During Low Power and Shutdown
Operations at Grand Gulf, Unit 1」1994,※2

ＰＳＡ評価手法の標準化に係る整備＝停止時内的事象レベル１ＰＳＡ／地震ＰＳＡ＝別冊 1，平成 23 年
1月

独立行政法人 原子力安全基盤機構

第 3.1.2.2−2 表

停止時ＰＲＡの評価対象とする起因事象

起因事象
残留熱除去

ＲＨＲ喪失

系の故障

内容
ＲＨＲの弁やポンプの故障により運転中のＲ
ＨＲが機能喪失する事象

ＲＨＲＳ喪失ＲＨＲＳの弁やポンプの故障により運転中のＲＨＲＳが機能喪失する事象

外部電源喪失外部電源が喪失する事象

原子炉冷却

ＣＵＷブロー時の原子炉水位の下降調整操作において，人的過誤

材の流出

ＬＯＣＡ

により原子炉冷却材が系統外に流出する事象

ＲＨＲ切替時のＲＨＲの系統切替え操作において，人的過誤に

ＬＯＣＡ

より原子炉冷却材が系統外に流出する事象

ＣＲＤ点検時のＣＲＤ点検作業時の人的過誤により原子炉冷ＬＯＣＡ

却材が系統外に流出する事象
なお，ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡは流出規模に応じ，大規模流出と小規模流出に分類している

ＬＰＲＭ点検時のＬＰＲＭ点検作業時の人的過誤により原子炉

ＬＯＣＡ

冷却材が系統外に流出する事象

3.1.2−39

第 3.1.2.2−3 表
起因事象

起因事象発生頻度一覧

発生頻度

評価方法

崩壊熱除去機能喪失

・国内ＢＷＲプラント実績データ（平成 21 年 3 月末時点）

ＲＨＲ喪失

5.6E-05（／日）

ＲＨＲＳ喪失7.1E-06（／日）

・ＲＨＲＳ喪失は発生実績がないため 0.5 回の発生を仮定
・ＰＯＳごとの起因事象発生頻度は 1 日当たりの発生頻度にＰＯ
Ｓ日数を乗じて算出
・国内ＢＷＲ実績データ（平成 21 年 3 月末時点）

外部電源喪失・ＰＯＳごとの起因事象発生頻度は 1 日当たりの発生頻度にＰＯ
外部電源喪失3.1.2−40

2.6E-05（／日）

2.3E-04（／回）

Ｓ日数を乗じて算出

原子炉冷却材の流出
ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ

・人間信頼性解析により算出
ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ

9.7E-05（／回）

ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ

1.1E-06（／本）

ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ

5.4E-07（／本）・ＰＯＳごとの起因事象発生頻度は 1 回（本）当たりの発生頻度にＰＯＳの期間中の操作回数（点検本数）を乗じて算出

第 3.1.2.2−4 表

ＰＯＳ別の起因事象発生頻度

Ｓ

Ａ

Ｂ1

Ｂ2

Ｂ3

Ｂ4

Ｂ5

Ｂ6

Ｃ1

Ｃ2

Ｄ

1 日間

2 日間

5 日間

3 日間

14 日間

8 日間

12 日間

13 日間

8 日間

9 日間

7 日間

ＲＨＲ喪失

5.6E-05

1.1E-04

2.8E-04

1.7E-04

7.9E-04

4.5E-04

6.8E-04

7.3E-04

4.5E-04

5.1E-04

4.0E-04

ＲＨＲＳ喪失7.1E-06

1.4E-05

3.5E-05

2.1E-05

9.9E-05

5.6E-05

8.5E-05

9.2E-05

5.6E-05

6.4E-05

4.9E-05

外部電源喪失2.6E-05

5.2E-05

1.3E-04

7.7E-05

3.6E-04

2.1E-04

3.1E-04

3.3E-04

2.1E-04

2.3E-04

1.8E-04―――

2.3E-04――

2.3E-04――

2.3E-04

2.3E-04

―

―

―

―

―

―

―

―

9.7E-05―

9.7E-05

―

―

―

―

―

―

―

―

―

―

―

―

―

―

―

―

―

―

―

―

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ

3.1.2−41

ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ
ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ
ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ

2.9E-05（27 本）
5.4E-07（1 本）（／ＰＯＳ）

第3.1.2.2−5表
項目中央値①運転員の弁
開操作忘れ②管理者の開操作チェック失敗

1.0E-03
1.5E-01

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡの発生頻度
平均値
ＥＦ
備考
3.0

NUREG/CR-1278
Table20-7(1)-5.0

NUREG/CR-1278
Table20-22(1)低従属を考慮

2.3E-044.9-① 運転員の弁開操作忘れ
手順書（10 項目以下）中の 1 項目を省いてしまう人的過誤確率② 管理者の開操作チェック失敗
手順書を用いて行う慣例的な点検（作業）の作業ミスを発見し損なう
人的過誤確率を用い，これに低従属を考慮し評価
第3.1.2.2−6表 ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡの発生頻度
項目
中央値
平均値
ＥＦ
備考
①運転員の弁
閉操作忘れ②管理者の閉操作チェック失敗

1.0E-04
9.8E-02

30.0

NUREG/CR-1278 を基に工学的判断により設定-

5.0

NUREG/CR-1278
Table20-22(3)低従属を考慮

9.7E-0533.9-①運転員の弁閉操作忘れ
高度な管理下で実施される作業として，NUREG/CR-1278 を基に工学的判断により設定②管理者の閉操作チェック失敗
日常的なものではなく特に要求された点検（作業）の作業ミスを発見し損なう人的過誤確率を用い，これに低従属を考慮し評価

3.1.2−42

第 3.1.2.3−1 表 各起因事象及び各プラント状態における成功基準
ＰＯＳ
Ｓ

Ａ

Ｂ１

Ｂ２

Ｂ３

Ｂ４

Ｂ５

Ｂ６

Ｃ１

Ｃ２

Ｄ

ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＣＳＴ−Ａ

ＣＳＴ−Ａ

ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＣＳＴ−Ａ

ＣＳＴ−Ａ

ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＨＰＣＳ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＣＳＴ−Ａ

ＬＰＣＩ−Ｂ

ＬＰＣＩ−Ｂ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ｂ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

起因事象

ＲＨＲ喪失

ＲＨＲＳ
喪失

3.1.2−43

外部電源喪失

ＬＰＣＩ−Ｂ
ＣＳＴ−Ａ
ＲＨＲ
切替時の
ＬＯＣＡ

ＣＵＷ
ブロー時の
ＬＯＣＡ
ＣＲＤ
ＬＰＣＩ−Ｂ
点検時の
ＣＳＴ−Ａ※ＬＯＣＡ
ＬＰＲＭ
ＬＰＣＩ−Ｂ
点検時の
ＣＳＴ−Ａ
ＬＯＣＡ
※ ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡのうち，大規模流出時はＣＳＴに期待できない。

ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ第 3.1.2.3−2 表

ＲＨＲＳ（Ａ系，Ｂ系）の成功基準

機器名

ＲＨＲＳの成功基準

ＲＨＲＳポンプ

1／2

ＲＨＲＳ熱交換器

1／1

第 3.1.2.3−3 表

空調機の成功基準

系統名

空調機の成功基準

ＨＰＣＳ

2／2

ＬＰＣＳ

1／1

ＲＨＲ−Ａ

1／1

ＲＨＲ−Ｂ

1／1

ＲＨＲ−Ｃ

1／1

ＤＧ−２Ｃ

2／2

ＤＧ−２Ｄ

2／2

ＨＰＣＳ−ＤＧ

2／2

3.1.2−44

第 3.1.2.3−4 表

各ＰＯＳにおける余裕時間（除熱機能及び注水機能）
ＰＯＳ別の

余裕時間

代表時間

（h）

Ｓ

6 時間後

3.9

Ａ

1 日後

5.7

Ｂ1

3 日後

53.8

Ｂ2

8 日後

90.9

ＲＨＲ喪失

Ｂ3

11 日後

107.6

ＲＨＲＳ喪失

Ｂ4

25 日後

155.2

外部電源喪失

Ｂ5

33 日後

174.5

Ｂ6

45 日後

199.7

Ｃ1

58 日後

35.8

Ｃ2

66 日後

38.3

Ｄ

75 日後

40.8

起因事象

ＰＯＳ

3.1.2−45

第 3.1.2.5−1 表

フロントライン系とサポート系の依存性
フロントライン系（従属故障の可能性のある系統）
RHR

LPCS

B

区分Ⅰ

◎

◎

−

区分Ⅱ

−

◎

区分Ⅲ

−

区分Ⅰ

CST

B

C

A

B

◎

◎

−

−

◎

−

−

−

−

◎

◎

−

◎

−

◎

−

−

−

−

−

−

◎

◎

−

◎

◎

−

−

−

−

区分Ⅱ

◎

◎

−

−

−

◎

◎

−

−

区分Ⅲ

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

RHRS-A

◎

−

−

◎

◎

−

−

−

−

非常用補機
RHRS-B
冷却系

−

◎

−

−

−

◎

◎

−

−

HPCS-DGSW

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

HPCSポンプ室

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

LPCSポンプ室

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

LPCI-A（RHR-A）ポンプ室

◎

−

−

−

◎

−

−

−

−

LPCI-B（RHR-B）ポンプ室

−

◎

−

−

−

◎

−

−

−

LPCI-Cポンプ室

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

DG-2C室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

DG-2D室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

HPCS-DG室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

直流電源

A

LPCI
A

交流電源

（
ー

3.1.2−46

故
サ障
ポ系
統
ト・
系機
器

HPCS

）
空調機

◎ 系統の機能維持に必須であり，故障により系統の機能喪失となる。

第 3.1.2.5−2 表

サポート系同士の依存性
従属故障の可能性のある系統

残留熱除去系
海水系

非常用ディーゼル
発電機

非常用交流電源

RHRS

DG
区分Ⅰ

A
非常用
補機冷却系

非常用
交流電源

交流電源
関連設備

3.1.2−47

故
障
系
統
・
機
器

直流電源

RHRS-A

非常用ディーゼル
発電機海水系

区分Ⅱ

−

DGSW

区分Ⅲ

B

空調機

直流電源

2C

2D

HPCS

A

B

HPCS

区分Ⅰ

区分Ⅱ

区分Ⅲ

LPCI-A LPCI-B
LPCI-C
HPCS
LPCS(RHR-A) (RHR-B)
ポンプ室
ポンプ室 ポンプ室
ポンプ室 ポンプ室

DG-2C
室

DG-2D
室

HPCS-DG
室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

◎

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

◎

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

△

−

−

−

◎

◎

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

△

−

−

−

−

◎

◎

−

◎

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

△

◎

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

RHRS-B

−

区分Ⅰ

◎

−

区分Ⅱ

−

◎

−

区分Ⅲ

−

−

−

−

DG-2C

○

−

○

−

−

DG-2D

−

○

−

○

−

−

HPCS-DG

−

−

−

−

○

−

−

DGSW-A

−

−

−

−

−

◎

−

−

DGSW-B

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

HPCS-DGSW

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

区分Ⅰ

◎

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

区分Ⅱ

−

◎

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

区分Ⅲ

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

HPCSポンプ室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

LPCSポンプ室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

LPCI-A（RHR-A）ポンプ室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

LPCI-B（RHR-B）ポンプ室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

LPCI-Cポンプ室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

DG-2C室

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

DG-2D室

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

HPCS-DG室

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

空調機

◎： 系統の機能に必須であり，故障により系統の機能喪失となる。

◎○△

系統の機能維持に必須であり，故障により系統の機能喪失となる。
起因事象により必須になるケースがあり，事象によっては系統機能喪失となる。
故障により，冗長性のある機器等が一部不動作となるため，系統のモデルで考慮する。

−−

第 3.1.2.5−3 表

代表的なフォールトツリーの評価結果
非信頼度［平均］（／ｄ）

系統
残留熱除去系の故障
原子炉冷却材の流出

3.1.2−48※

外部電源喪失ＨＰＣＳ

6.8E-03

1.2E-02

ＬＰＣＳ

3.6E-03

3.6E-03

ＬＰＣＩ−Ａ

3.7E-03

3.8E-03

ＬＰＣＩ−Ｂ

3.7E-03

3.8E-03

ＬＰＣＩ−Ｃ

3.7E-03

3.7E-03

ＣＳＴ−Ａ

2.5E-03

2.4E-03

ＣＳＴ−Ｂ

2.5E-03

2.5E-03

ＲＨＲ−Ａ

8.7E-03※

1.1E-02

ＲＨＲ−Ｂ

8.9E-03※

1.1E-02

起因事象「原子炉冷却材の流出」では期待しない。

第 3.1.2.5−4(a)表 ＨＰＣＳフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
順位

主要なミニマルカットセット

割合（％）

1

ＨＰＣＳ原子炉水位制御操作失敗

36.6

2

ＨＰＣＳインジェクション弁手動操作失敗

16.1

2

ＨＰＣＳポンプ手動操作失敗

16.1

4

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ海水ストレーナ閉塞

1.9

5

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷポンプ起動失敗

1.5

6

ＨＰＣＳポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

1.2

6

ＨＰＣＳポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

1.2

6

ＨＰＣＳポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

1.2

6

ＨＰＣＳポンプ室空調１冷却器入口弁開け忘れ

1.2

6

ＨＰＣＳポンプ室空調１冷却器出口弁開け忘れ

1.2

6

ＨＰＣＳポンプ室空調 2 冷却器入口弁開け忘れ

1.2

6

ＨＰＣＳポンプ室空調 2 冷却器出口弁開け忘れ

1.2

6

ＨＰＣＳポンプ／ポンプ室空調冷却器元弁開け忘れ

1.2

6

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷポンプ出口弁開け忘れ

1.2

6

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ放出ライン隔離弁開け忘れ

1.2

6

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ放出ライン排水弁（放水口Ｂ）開け忘れ

1.2

6

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ放出ライン排水弁（放水口Ｃ）開け忘れ

1.2

6

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷエンジンエアクーラ入口弁 1 開け忘れ

1.2

6

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷエンジンエアクーラ入口弁 2 開け忘れ

1.2

6

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ系統出口隔離弁開け忘れ

1.2

3.1.2−49

第 3.1.2.5−4(b)表 ＬＰＣＳフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
順位

主要なミニマルカットセット

割合（％）

1

ＬＰＣＳポンプ手動操作失敗

30.6

1

ＬＰＣＳインジェクション弁手動操作失敗

30.6

3

ＲＨＲＳ−Ａ海水ストレーナ閉塞

3.6

4ＬＰＣＳポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

2.3

4

ＬＰＣＳポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

2.3

4

ＬＰＣＳポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

2.3

4

ＲＨＲＳ−Ａ熱交換器入口弁開け忘れ

2.3

4

ＲＨＲＳ−Ａ熱交換器出口弁開け忘れ

2.3

4

ＲＨＲＳ−Ａ放出ライン隔離弁開け忘れ

2.3

4

ＲＨＲＳ−Ａ放出ライン排水弁(放水口Ｂ)開け忘れ

2.3

4

ＬＰＣＳポンプ室空調冷却器入口弁開け忘れ

2.3

4

ＬＰＣＳポンプ室空調冷却器出口弁開け忘れ

2.3

13

ＬＰＣＳポンプ起動失敗

1.3

13

ＬＰＣＳポンプ室空調ファン起動失敗

1.3

15

ＬＰＣＳインジェクション弁閉塞

1.2

16

ＬＰＣＳ保修用隔離弁閉塞

1.0

17

ＲＨＲＳ−Ａ流量制御弁開失敗

0.8

17

ＲＨＲＳ−Ａ流量制御弁閉塞

0.8

19

ＬＰＣＳポンプ運転継続失敗

0.7

19

ＬＰＣＳポンプ室空調冷却器閉塞

0.7

3.1.2−50

第 3.1.2.5−4(c)表 ＬＰＣＩ−Ａフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
順位

主要なミニマルカットセット

割合（％）

1

ＲＨＲ−Ａポンプ手動操作失敗

29.7

1

ＬＰＣＩ−Ａインジェクション弁手動操作失敗

29.7

3

ＲＨＲＳ−Ａ海水ストレーナ閉塞

3.5

4

ＲＨＲＳ−Ａ熱交換器入口弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲＳ−Ａ熱交換器出口弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲＳ−Ａ放出ライン隔離弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲＳ−Ａ放出ライン排水弁(放水口Ｂ)開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ａポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ａポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ａポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ａポンプ出口手動弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ａポンプ室空調冷却器入口弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ａポンプ室空調冷却器出口弁開け忘れ

2.2

14

ＲＨＲ−Ａポンプ起動失敗

1.3

14

ＲＨＲ−Ａポンプ室空調ファン起動失敗

1.3

16

ＲＨＲ−Ａインジェクション弁閉塞

1.1

17

ＲＨＲ−Ａインジェクションライン手動弁閉塞

1.0

18

ＲＨＲＳ−Ａ流量制御弁開失敗

0.8

18

ＲＨＲＳ−Ａ流量制御弁閉塞

0.8

20

ＲＨＲ−Ａポンプ運転継続失敗

0.7

3.1.2−51

第 3.1.2.5−4(d)表 ＬＰＣＩ−Ｂフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
順位

主要なミニマルカットセット

割合（％）

1

ＲＨＲ−Ｂポンプ手動操作失敗

29.7

1

ＬＰＣＩ−Ｂインジェクション弁手動操作失敗

29.7

3

ＲＨＲＳ−Ｂ海水ストレーナ閉塞

3.5

4

ＲＨＲＳ−Ｂ熱交換器入口弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲＳ−Ｂ熱交換器出口弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン隔離弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン排水弁（放水口Ｂ）開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ｂポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ｂポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ｂポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ｂポンプ出口手動弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ｂポンプ室空調冷却器入口弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ｂポンプ室空調冷却器出口弁開け忘れ

2.2

14

ＲＨＲ−Ｂポンプ起動失敗

1.3

14

ＲＨＲ−Ｂポンプ室空調ファン起動失敗

1.3

16

ＲＨＲ−Ｂインジェクション弁閉塞

1.1

17

ＲＨＲ−Ｂインジェクションライン手動弁閉塞

1.0

18

ＲＨＲＳ−Ｂ流量制御弁開失敗

0.8

18

ＲＨＲＳ−Ｂ流量制御弁閉塞

0.8

20

ＲＨＲ−Ｂポンプ運転継続失敗

0.7

3.1.2−52

第 3.1.2.5−4(e)表 ＬＰＣＩ−Ｃフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
順位

主要なミニマルカットセット

割合（％）

1

ＲＨＲ−Ｃポンプ手動操作失敗

29.7

1

ＬＰＣＩ−Ｃインジェクション弁手動操作失敗

29.7

3

ＲＨＲＳ−Ｂ海水ストレーナ閉塞

3.5

4

ＲＨＲＳ−Ｂ熱交換器入口弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲＳ−Ｂ熱交換器出口弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン隔離弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン排水弁（放水口Ｂ）開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ｃポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ｃポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ｃポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ｃポンプ出口手動弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ｃポンプ室空調冷却器入口弁開け忘れ

2.2

4

ＲＨＲ−Ｃポンプ室空調冷却器出口弁開け忘れ

2.2

14

ＲＨＲ−Ｃポンプ起動失敗

1.3

14

ＲＨＲ−Ｃポンプ室空調ファン起動失敗

1.3

16

ＲＨＲ−Ｃインジェクション弁閉塞

1.1

17

ＲＨＲ−Ｃインジェクションライン手動弁閉塞

1.0

18

ＲＨＲＳ−Ｂ流量制御弁開失敗

0.8

18

ＲＨＲＳ−Ｂ流量制御弁閉塞

0.8

20

ＲＨＲ−Ｃポンプ運転継続失敗

0.7

3.1.2−53

第 3.1.2.5−4(f)表 ＣＳＴ−Ａフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
順位

主要なミニマルカットセット

割合（％）

1

ＣＳＴ−Ａポンプ手動操作失敗

43.3

2

復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁作動失敗

14.8

2

復水貯蔵タンクＢ真空逃がし弁作動失敗

14.8

4

ＣＳＴ−Ａポンプ起動失敗

14.7

5

ＣＳＴ−Ａポンプ入口弁開け忘れ

3.3

5

ＣＳＴ−Ａポンプ出口弁開け忘れ

3.3

7

ＣＳＴ−Ａポンプ制御部故障

2.7

8

ＣＳＴ−Ａポンプ運転継続失敗

1.0

第 3.1.2.5−4(g)表 ＣＳＴ−Ｂフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
順位

主要なミニマルカットセット

割合（％）

1

ＣＳＴ−Ｂポンプ手動操作失敗

43.3

2

復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁作動失敗

14.8

2

復水貯蔵タンクＢ真空逃がし弁作動失敗

14.8

4

ＣＳＴ−Ｂポンプ起動失敗

14.7

5

ＣＳＴ−Ｂポンプ入口弁開け忘れ

3.3

5

ＣＳＴ−Ｂポンプ出口弁開け忘れ

3.3

7

ＣＳＴ−Ｂポンプ制御部故障

2.78

ＣＳＴ−Ｂポンプ運転継続失敗

1.0

3.1.2−54

第 3.1.2.5−4(h)表 ＲＨＲ−Ａフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
順位1

主要なミニマルカットセット

割合（％）

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａライン調整弁手動操作失

12.6

敗

1

ＲＨＲ−Ａミニフローライン電動弁手動操作失敗

12.6

1

ＲＨＲ−Ａポンプ入口弁（原子炉停止時冷却系）手動操作失敗

12.6

ＲＨＲ−Ａポンプ入口弁（サプレッション・プール）手動操作失

12.6

1

敗

1

ＲＨＲ−Ａポンプ手動操作失敗

12.6

6

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａライン調整弁開失敗

2.46

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ａライン調整弁制御部故障

2.4

6

ＲＨＲ−Ａポンプ入口弁（原子炉停止時冷却系）開失敗

2.4

6

ＲＨＲ−Ａポンプ入口弁（原子炉停止時冷却系）制御部故障

2.4

10

内側隔離弁（原子炉停止時冷却系）隔離誤信号

2.1

10

外側隔離弁（原子炉停止時冷却系）隔離誤信号

2.1

12

ＲＨＲＳ−Ａ海水ストレーナ閉塞

1.5

13

ＲＨＲＳ−Ａ熱交換器入口弁開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲＳ−Ａ熱交換器出口弁開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲＳ−Ａ放出ライン隔離弁開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲＳ−Ａ放出ライン排水弁（放水口Ｂ）開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲ−Ａポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲ−Ａポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲ−Ａポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲ−Ａポンプ出口手動弁開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲ−Ａポンプ室空調冷却器入口弁開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲ−Ａポンプ室空調冷却器出口弁開け忘れ

1.0

3.1.2−55

第 3.1.2.5−4(i)表 ＲＨＲ−Ｂフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
順位

主要なミニマルカットセット

割合（％）

1

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ｂライン調整弁手動操作失敗

12.6

1

ＲＨＲ−Ｂミニフローライン電動弁手動操作失敗

12.6

1

ＲＨＲ−Ｂポンプ入口弁（原子炉停止時冷却系）手動操作失敗

12.6

1

ＲＨＲ−Ｂポンプ入口弁（サプレッション・プール）手動操作失敗

12.6

1

ＲＨＲ−Ｂポンプ手動操作失敗

12.6

6

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ｂライン調整弁開失敗

2.46

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）Ｂライン調整弁制御部故障

2.4

6

ＲＨＲ−Ｂポンプ入口弁（原子炉停止時冷却系）開失敗

2.4

6

ＲＨＲ−Ｂポンプ入口弁（原子炉停止時冷却系）制御部故障

2.4

10

内側隔離弁（原子炉停止時冷却系）隔離誤信号

2.1

10

外側隔離弁（原子炉停止時冷却系）隔離誤信号

2.1

12

ＲＨＲＳ−Ｂ海水ストレーナ閉塞

1.5

13

ＲＨＲＳ−Ｂ熱交換器入口弁開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲＳ−Ｂ熱交換器出口弁開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン隔離弁開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン排水弁（放水口Ｂ）開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲ−Ｂポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲ−Ｂポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲ−Ｂポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲ−Ｂポンプ出口手動弁開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲ−Ｂポンプ室空調冷却器入口弁開け忘れ

1.0

13

ＲＨＲ−Ｂポンプ室空調冷却器出口弁開け忘れ

1.0

3.1.2−56

第 3.1.2.6−1 表

同一システム内で共通要因故障を考慮した機器及び故障モード

系統

機器タイプ

起動失敗

ポンプ

ＲＨＲＳ
ＤＧ室空調

第 3.1.2.6−2 表

故障モード
運転継続失敗

逆止弁

開失敗

ダンパ

開失敗

システム間で共通要因故障を考慮した機器及び故障モード

系統
ＥＣＣＳ起動信号（手動起動に必要な信号）

検出器

作動失敗

トリップユニット

作動失敗

ポンプ
ＣＳＴ−Ａ／Ｂ
弁（手動弁は除く）
ポンプ
ＬＰＣＩ−Ａ／Ｂ／Ｃ（ＲＨＲ−Ａ／Ｂ）

ファン
弁（手動弁は除く）
ポンプ

ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ

開失敗
起動失敗
運転継続失敗起動失敗
運転継続失敗開失敗
閉失敗
起動失敗
運転継続失敗ストレーナ

閉塞（内部破損含む）

交流電源（区分Ⅰ，Ⅱ）

直流電源（区分Ⅰ，Ⅱ）

運転継続失敗開失敗

ポンプ

ＤＧＳＷ−Ａ／Ｂ

起動失敗

弁（手動弁は除く）

非常用ディーゼル発電機（ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ）

故障モード

機器タイプ

ファン

起動失敗
運転継続失敗起動失敗
運転継続失敗起動失敗
運転継続失敗弁（手動弁は除く）

開失敗

ストレーナ

閉塞（内部破損含む）

ポンプ

起動失敗
運転継続失敗ストレーナ

閉塞（内部破損含む）

蓄電池

給電失敗

3.1.2−57

第 3.1.2.6−3 表

共通要因故障パラメータの一覧

βファクタ※１

γファクタ※２

ポンプ，ファン

0.039

0.520

ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２０５ Ｒｅｖ.１

弁，ダンパ

0.130

0.565

ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１３６３ Ｒｅｖ.１

ＤＧ

0.021

−

ＮＵＲＥＧ−１１５０

検出器，トリップユニット

0.082

−

ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−２７７１

蓄電池

0.008

−

ＮＵＲＥＧ−０６６６

ストレーナ

0.133

−

ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５４９７

機器タイプ

備考

3.1.2−58※1 多重故障（2 重以上）が発生する確率※2 多重故障が発生した場合，それが 3 重以上の故障である条件付確率
ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−４５５０に基づきγファクタを算出

第 3.1.2.7−1 表

人的過誤の評価結果
過誤確率
(平均値)
[／ｄ]

エラー
ファクタ

弁の開け忘れ・閉め忘れ

8.3E-05

4.8

ＤＧ試験時ガバナ操作後の復旧失敗

3.9E-036.8

手動操作失敗1.1E-03

3.5

水源切替操作失敗（ＣＳＴ→サプレッション・チェンバ）2.5E-036.5

原子炉水位制御操作失敗

2.5E-03

6.5

ＤＧ燃料油補給操作失敗

1.1E-0435.6

運転員の認知失敗（ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ）

1.8E-0742.7

運転員の認知失敗（ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ）

3.0E-07

122.7

隔離失敗
（ＣＲＤ，ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ）

5.3E-02

10.0

隔離失敗（ＲＨＲ切替，ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ）

5.3E-04

10.0

人的過誤
起因事象
発生前

起因事象
発生後

3.1.2−59

第 3.1.2.8−1 表
ＰＯＳ
日数

Ｓ

Ａ

Ｂ1

Ｂ2

起因事象別・ＰＯＳ別炉心損傷頻度内訳表
Ｂ3

Ｂ4

Ｂ5

Ｂ6

Ｃ1

Ｃ2

Ｄ

合計
(／施設定期検査)

寄与割合
（％）

1.1E-06

22.6

9.9E-0720.0

1.2E-07

2.5

3.8E-06

77.4

1 日間

2 日間

5 日間

3 日間

14 日間

8 日間

12 日間

13 日間

8 日間

9 日間

7 日間

5.7E-14

3.1E-13

2.5E-07

1.6E-07

7.1E-07

2.5E-12

6.4E-10

7.4E-13

4.5E-13

4.2E-124.0E-13(5.7E-14)(1.5E-13)(5.0E-08)(5.3E-08)(5.1E-08)(3.1E-13)(5.4E-11)(5.7E-14)(5.6E-14)(4.7E-13)(5.8E-14)

2.1E-14

4.7E-14

2.2E-07

1.4E-07

6.3E-07

2.2E-12

1.5E-11

2.8E-13

1.7E-13

2.2E-12

1.5E-13(2.1E-14)(2.3E-14)(4.5E-08)(4.7E-08)(4.5E-08)(2.8E-13)(1.3E-12)(2.2E-14)(2.2E-14)(2.5E-13)(2.2E-14)

3.5E-14

2.6E-13

2.8E-08

1.7E-08

7.9E-08

2.8E-13

6.3E-10

4.6E-13

2.8E-132.0E-12

2.5E-13(3.5E-14)(1.3E-13)(5.6E-09)(5.8E-09)(5.6E-09)(3.5E-14)(5.2E-11)(3.5E-14)(3.5E-14)(2.2E-13)(3.6E-14)

3.7E-10

7.3E-108.0E-07

7.8E-07

2.2E-06

3.0E-09

4.4E-09

4.7E-09

3.0E-09

3.8E-08

2.5E-09(3.7E-10)(3.7E-10)(1.6E-07)(2.6E-07)(1.6E-07)(3.7E-10)(3.7E-10)(3.6E-10)(3.7E-10)(4.2E-09)(3.6E-10)

原子炉冷却材の流出−−−

4.6E-11−−

7.3E-17−

2.9E-11

4.1E-11

7.1E-11

1.9E-10

＜0.1

ＲＨＲ切替

−

−

−

4.2E-13−−

7.3E-17−−

4.1E-11

4.1E-11

8.3E-11＜0.1

ＣＵＷブロー

−

−

−

−

−

−

−

−

2.9E-11−

2.9E-11

5.8E-11

＜0.1

ＣＲＤ点検

−

−

−

4.5E-11

−

−

−

−

−

−

−

4.5E-11＜0.1

ＬＰＲＭ点検−−−9.8E-14

−

−

−

−

−

−

−

9.8E-14＜0.1

合計(／ＰＯＳ)

3.7E-10

7.3E-101.0E-06

9.4E-07

2.9E-06

3.0E-09

5.1E-09

4.7E-09

3.0E-09

3.8E-08

2.6E-09

5.0E-06

−

寄与割合
（％）

＜0.1

＜0.1

21.1

18.9

58.8

＜0.1

0.1

＜0.1

＜0.1

0.8

＜0.1

−

100.0

崩壊熱除去機能喪失

ＲＨＲ喪失

ＲＨＲＳ喪失外部電源喪失3.1.2−60

上段：／ＰＯＳ, 下段（ ）内：／日

第 3.1.2.8−2 表事故シーケンスグループ別炉心損傷頻度の内訳と寄与割合
事故シーケンス

事故シーケンスグループ

事故シーケンス

炉心損傷頻度

寄与割合

グループ別

寄与割合

（／施設定期検査）（％）

炉心損傷頻度

（％）（／施設定期検査）
残留熱除去系の故障＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

1.1E-0622.6

崩壊熱除去機能喪失
外部電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗
外部電源喪失＋交流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心

3.1.2−61

冷却失敗

3.1E-07

6.3

3.5E-06

71.1

全交流動力電源喪失
外部電源喪失＋直流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗
原子炉冷却材の流出

原子炉冷却材の流出＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

合計

1.4E-06

28.8

3.5E-06

71.1

1.3E-10＜0.1

1.9E-10＜0.1

1.9E-10＜0.1

5.0E-06−

5.0E-06−

第 3.1.2.8−3 表事故シーケンス

崩
壊
熱
除
去
機
能
喪
失

残留熱除去系の故障＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

外部電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

全
交
流
動
力
電
源
喪
失

原
子
炉
冷
却
材
の
流
出

外部電源喪失＋交流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

外部電源喪失＋直流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

原子炉冷却材の流出＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

炉心損傷頻度
（／施設定期検査）

1.1E-06

3.1E-07

3.5E-06

1.3E-10

1.9E-10

事故シーケンスグループの分析結果
寄与割合※１（％）

主要なカットセット（上位3位）

ＰＯＳ

炉心損傷頻度（／ＰＯＳ）

寄与割合※２（％）①ＲＨＲ喪失＋復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁作動
失敗

Ｂ３

3.0E-07

26.6①ＲＨＲ喪失＋復水貯蔵タンクＢ真空逃がし弁作動
失敗

Ｂ３

3.0E-07

26.6③ＲＨＲ喪失＋復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁作動
失敗

Ｂ１

1.1E-07

9.4③ＲＨＲ喪失＋復水貯蔵タンクＢ真空逃がし弁作動
失敗

Ｂ１

1.1E-079.4①外部電源喪失＋ＲＨＲ−Ｂポンプ手動操作失敗

Ｂ２

8.4E-0827.1①外部電源喪失＋ＬＰＣＩ−Ｂ注入弁手動操作失敗

Ｂ２

8.4E-0827.1①外部電源喪失＋ＲＨＲ−Ｂポンプ入口弁（サプレッション・チェンバ側）手動操作失敗

Ｂ２

8.4E-0827.1①外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗

Ｂ３

8.2E-0723.3②外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｄ起動失敗

Ｂ３

5.6E-0715.8③外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗

Ｂ１

3.0E-078.4①外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通要因
故障

Ｂ３

6.0E-1144.2②外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通要因
故障

Ｃ２

3.8E-1128.2③外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通要因
故障

Ｂ１

2.2E-1115.9①ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ＋運転員の認知失敗

Ｃ２

4.1E-1122.2①ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ＋運転員の認知失敗

Ｄ

4.1E-1122.2③ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ＋運転員の認知失敗

Ｃ１

2.9E-11

15.6③ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ＋運転員の認知失敗

Ｄ

2.9E-11

15.6

78.2

21.8

100.0

＜0.1

100.0

※1

事故シーケンスグループに対する寄与割合

3.1.2−62※2

事故シーケンスに対する寄与割合

第 3.1.2.8−4 表

緩和設備の基事象のＦＶ重要度評価結果

順位

基事象名

ＦＶ重要度

3.1.2−63

1

ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗

2.0E-012

ＤＧ−２Ｄ起動失敗

1.4E-013

復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁作動失敗

1.1E-013

復水貯蔵タンクＢ真空逃がし弁作動失敗

1.1E-015

ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗

6.0E-026

ＤＧ−２Ｃ起動失敗

4.1E-027

ＤＧ−２Ｄ起動信号故障

1.9E-028

ＤＧ−２Ｄ受電遮断器開失敗

1.8E-02

9

ＲＨＲ−Ｂポンプ手動操作失敗

1.7E-02

9

ＲＨＲ−Ｂポンプ入口弁（サプレッション・チェンバ側）手動操作失敗

1.7E-029

ＬＰＣＩ−Ｂ注入ライン弁手動操作失敗

1.7E-02

第 3.1.2.8−5 表
順位

緩和設備の基事象のＲＡＷ評価結果
基事象名

ＲＡＷ

3.1.2−641

軽油貯蔵タンク閉塞

4.3E+021

軽油貯蔵タンク破損

4.3E+023

復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁作動失敗

2.8E+023

復水貯蔵タンクＢ真空逃がし弁作動失敗

2.8E+023

復水貯蔵タンクＡ破損

2.8E+023

復水貯蔵タンクＡ閉塞

2.8E+023

復水貯蔵タンクＢ破損

2.8E+023

復水貯蔵タンクＢ閉塞

2.8E+02

9

ＣＳＴ−Ａ／Ｂポンプ運転継続失敗共通要因故障

2.8E+029

復水貯蔵タンクＡ ＣＳＴポンプ取出し元弁の閉塞

2.8E+029

復水貯蔵タンクＢ ＣＳＴポンプ取出し元弁の閉塞

2.8E+02

第 3.1.2.8−6 表

不確実さ解析結果
全炉心損傷頻度（／施設定期検査）点推定値

不確実さ解析

5.0E-06
平均値

5.0E-06

95％値

1.2E-05

中央値

3.9E-065％値

1.6E-06

エラー
ファクタ

3.1.2−65

2.7

第 3.1.2.8−7 表

起因事象別・ＰＯＳ別炉心損傷頻度内訳表（感度解析）

感度解析実施範囲
ＰＯＳ

Ｓ

Ａ

Ｂ1

Ｂ2

Ｂ3

Ｂ4

Ｂ5

Ｂ6

Ｃ1

Ｃ2

Ｄ

日数

1 日間

2 日間

5 日間

3 日間

14 日間

8 日間

12 日間

13 日間

8 日間

9 日間

7 日間

5.7E-14

3.1E-13

2.4E-07

1.4E-07

6.7E-07

2.5E-12

6.4E-10

7.4E-13

4.5E-13

4.2E-124.0E-13(5.7E-14)(1.5E-13)(4.8E-08)(4.8E-08)(4.8E-08)(3.1E-13)(5.4E-11)(5.7E-14)(5.6E-14)(4.7E-13)(5.8E-14)

崩壊熱除去機能喪失
2.1E-14

4.7E-14

2.1E-07

1.3E-07

6.0E-07

2.2E-12

1.5E-11

2.8E-13

1.7E-13

2.2E-12

1.5E-13(2.1E-14)(2.3E-14)(4.2E-08)(4.3E-08)(4.3E-08)(2.8E-13)(1.3E-12)(2.2E-14)(2.2E-14)(2.5E-13)(2.2E-14)

ＲＨＲ喪失
3.5E-14

2.6E-13

2.7E-08

1.6E-08

7.5E-08

2.8E-13

6.3E-10

4.6E-13

2.8E-132.0E-12

2.5E-13(3.5E-14)(1.3E-13)(5.3E-09)(5.3E-09)(5.4E-09)(3.5E-14)(5.2E-11)(3.5E-14)(3.5E-14)(2.2E-13)(3.6E-14)

ＲＨＲＳ喪失合計(／施設定期
検査)

寄与割合
（％）

1.1E-06

86.9

9.4E-0777.2

1.2E-079.7

1.6E-0713.1

3.7E-10

7.3E-10

2.3E-08

1.4E-08

6.5E-083.0E-09

4.4E-09

4.7E-09

3.0E-09

3.8E-08

2.5E-09(3.7E-10)(3.7E-10)(4.7E-09)(4.6E-09)(4.6E-09)(3.7E-10)(3.7E-10)(3.6E-10)(3.7E-10)(4.2E-09)(3.6E-10)

原子炉冷却材の流出−−−

4.5E-11−−

7.3E-17−

2.9E-11

4.1E-11

7.1E-11

1.9E-10

＜0.1

ＲＨＲ切替

−

−

−

3.6E-13−−

7.3E-17−−

4.1E-11

4.1E-11

8.3E-11＜0.1

ＣＵＷブロー

−

−

−

−

−

−

−

−

2.9E-11−

2.9E-11

5.8E-11

＜0.1

ＣＲＤ点検

−

−

−

4.5E-11

−

−

−

−

−

−

−

4.5E-11＜0.1

ＬＰＲＭ点検−−−8.6E-14

−

−

−

−

−

−

−

8.6E-14＜0.1

3.7E-10

7.3E-10

2.6E-07

1.6E-07

7.4E-073.0E-09

5.1E-09

4.7E-09

3.0E-09

3.8E-08

2.6E-09

1.2E-06

−

＜0.1

＜0.1

21.5

13.0

60.7

0.2

0.4

0.4

0.2

3.1

0.2

−

100.0

外部電源喪失3.1.2−66

合計(／ＰＯＳ)
寄与割合（％）

上段：／ＰＯＳ, 下段（ ）内：／日

・プラントの設計・運用管理に係る情報を収集

プラント構成・特性の調査

3.1.2−67

プラント状態（ＰＯＳ）の分類

・原子炉水位，緩和設備の待機／待機除外等を考慮し，プラント状態（ＰＯＳ：Plant Operational State）を分類

起因事象の選定と発生頻度の評価

・燃料損傷に至る可能性のある事象を起因事象として選定し，その発生頻度を評価

成功基準の設定・燃料損傷の防止に必要な緩和設備の組合せを成功基準として設定

事故シーケンスの分析・選定した起因事象に対して，成功基準を踏まえて事故
シーケンスをイベントツリーにより展開し，燃料損傷に至る事故シーケンスグループを抽出システム信頼性解析

・各緩和設備（システム）の機能喪失要因をフォールトツ
リーにより展開し，システムの非信頼度を算出

パラメータの作成

・システム信頼性解析で使用する機器故障率等のパラメータを作成

人間信頼性解析・事象発生前後の人的過誤を同定し，人的過誤確率を評価

事故シーケンスの定量化

・炉心損傷（燃料損傷）に至る事故シーケンスを定量化

フィードバック，
整合性確認

第 3.1.2−1 図

内部事象停止時レベル１ＰＲＡの評価フロー図

HPCS
使用済燃料プール
F／D

原子炉ウェル

ドライヤ／
セパレータ
ピット

Hx

LPCS

FPC
RHR-C

原子炉
圧力容器

3.1.2−68

F／D

CST-A
Hx

CUW

RHR
HPCS
LPCS
CST
CUW
FPC
Hx
F／D

残留熱除去系
高圧炉心スプレイ系
低圧炉心スプレイ系
補給水系
原子炉冷却材浄化系
使用済燃料プール冷却浄化系
熱交換器
ろ過脱塩装置

第 3.1.2.1−1 図

CST-B
Hx
RHR-A
Hx
RHR-B

東海第二発電所の主要な系統・設備の概要図

出力

ＰＲＡの評価対象

10

1500

運転時

300

冷却材温度

原子炉圧力

原子炉内インベントリ

1000

停

出力

止 時

運転時
：原子炉水位：原子炉圧力：冷却材温度(約280℃)
原子炉ウェル満水(約280℃)

ＲＰＶ漏えい試験(約6.9MPa)(約6.9MPa)(約6.9MPa)200

3.1.2-69

5
[MPa]

ＲＰＶ満水

[℃]
100

500

通常水位
(約50℃)

[m3]
0

0

(大気圧)

0

プラント状態(ＰＯＳ)

−

Ｓ Ａ

発電機解列
復水器真空破壊

第 3.1.2.1−2 図

ＲＰＶ開放

Ｂ

Ｃ

ＲＰＶ閉鎖

プラント状態・主要パラメータとＰＯＳ分類

Ｄ

起動準備
ＣＲ引抜開始

−

発電機
併列

ＰＯＳ

Ｓ

Ａ

Ｂ１

Ｂ２

Ｂ３

Ｂ４

Ｂ５

Ｂ６

Ｃ１

Ｃ２

Ｄ

日数

1

2

5

3

14

8

12

13

8

9

7

代表水位

通常水位

原子炉ウェル満水

通常水位

ＣＲＤ点検
ＬＰＲＭ点検
ＲＨＲ−Ａ
除熱系

※２

ＲＨＲ−Ｂ
※１

ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ
ＨＰＣＳ
注水系

ＬＰＣＳ

3.1.2−70

ＬＰＣＩ−Ａ※２

ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−ＣＲＨＲＳ−Ａ
補機冷却系
ＲＨＲＳ−Ｂ
ＤＧ−２Ｃ
電源系

ＤＧ−２Ｄ
ＨＰＣＳ−ＤＧ
※３

※1
※2
※3

ＲＨＲ蒸気凝縮配管撤去のため，ＲＨＲ−Ｂ待機除外
ＲＨＲ−Ａ系統圧力上昇による点検のため，ＲＨＲ−Ａ待機除外
ＨＰＣＳ―ＤＧの潤滑油プライミングポンプの点検のため，ＨＰＣＳ―ＤＧ待機除外：運転第 3.1.2.1−3 図

：待機

：待機除外

第 19 回施設定期検査工程のＰＯＳ分類結果

3.1.2−71
第 3.1.2.2−1 図

マスターロジックダイアグラム抽出結果

100

3.1.2−72

崩壊熱量 / 除熱量（MWt）

ＲＨＲ １系統

プールゲート開10

ＣＵＷ ２系統
プールゲート閉
ＦＰＣ ２系統
ＣＵＷ １系統
ＦＰＣ １系統

1
0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

60

発電機解列からの経過日数

第 3.1.2.3−1 図

除熱能力と崩壊熱量の評価結果

65

70

75

80

85

3.1.2−73

崩壊熱による蒸発量 / 注水量（m3/h）

10000

ＬＰＣＩ 1系統
ＨＰＣＳ,ＬＰＣＳ

1000

ＣＳＴ 1系統100
プールゲート開

プールゲート閉
10

1
0

5

10

15

20

第 3.1.2.3−2 図

25

30

35
40
45
50
発電機解列からの経過日数

55

60

65

注水機能による注水量と崩壊熱による蒸発量の評価結果

70

75

80

85

3.1.2−74
原子炉ｳｪﾙ

第 3.1.2.3−3 図

冷却材の保有水量残留熱除去系の故障

崩壊熱除去・炉心冷却成功

燃料損傷なし失敗

第 3.1.2.4−1（a）図事故シーケンスグループ

崩壊熱除去機能喪失

残留熱除去系の故障に対するイベントツリー【仮定条件】
・運転中のＲＨＲ又はＲＨＲＳが機能喪失する場合を起因事象とする。
【イベントツリーの説明】
・崩壊熱除去及び炉心冷却に失敗する場合，「崩壊熱除去機能喪失」により燃料損傷に至る。

3.1.2−75外部電源喪失

直流電源

交流電源

崩壊熱除去・
炉心冷却
成功

成功
失敗

成功
成功

失敗
失敗
成功

失敗
失敗

第 3.1.2.4−1（b）図事故シーケンスグループ
燃料損傷なし崩壊熱除去機能喪失
燃料損傷なし全交流動力電源喪失
燃料損傷なし全交流動力電源喪失

外部電源喪失に対するイベントツリー【仮定条件】
・外部電源喪失の発生により所内電源が喪失するため，崩壊熱除去及び炉心冷却系の起動に必要な非常用電源の確保が必要となる。
・非常用ＤＧによる非常用交流電源確保のためには，直流電源が必要である。
・本ヘディングでの直流電源及び交流電源は，区分Ⅰ及びⅡを表す。
【イベントツリーの説明】
・起因事象発生後，直流電源確保及び交流電源確保に成功した場合は，崩壊熱除去
機能喪失のイベントツリーと同様の事象進展となる。
・直流電源又は交流電源の確保に失敗し，ＨＰＣＳによる崩壊熱除去・炉心冷却に失敗した場合，「全交流動力電源喪失」により炉心損傷に至る。ただし，ＨＰＣ
Ｓによる崩壊熱除去・炉心冷却に成功した場合は，炉心損傷に至らない。

3.1.2−76原子炉冷却材の流出

崩壊熱除去・炉心冷却成功

燃料損傷なし失敗

第 3.1.2.4−1（c）図事故シーケンスグループ

原子炉冷却材の流出

原子炉冷却材の流出に対するイベントツリー【仮定条件】
・原子炉冷却材の流出（ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ，ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ，Ｃ
ＲＤ点検時のＬＯＣＡ，ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ）が発生する場合を起因事象とする。
【イベントツリーの説明】
・起因事象発生後，冷却材流出の隔離又は注水系による崩壊熱除去・炉心冷却に成功すれば，事象が収束する。
・崩壊熱除去及び炉心冷却に失敗する場合，「原子炉冷却材の流出」により炉心損傷に至る。

3.1.2−77

第 3.1.2.6−1 図

共通要因故障同定のフロー

3.1.2−78

一日当たりの炉心損傷頻度（／日）1.0E-06

1.0E-07

1.0E-08

1.0E-09

3.1.2−79

1.0E-10
POS
日数
代表水位
ＣＲＤ点検
ＬＰＲＭ点検SA
1 2 3 4
通常水位

5

B1
6

7

8

B2
B3
B4
B5
B6
C1
C2
D
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82
通常水位
原子炉ウェル満水

ＲＨＲ−Ａ
除熱系
ＲＨＲ−Ｂ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ
ＨＰＣＳ
注水系

ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−ＣＲＨＲＳ−Ａ

補機冷却系
ＲＨＲＳ−Ｂ
ＤＧ−２Ｃ
電源系

ＤＧ−２Ｄ
ＨＰＣＳ−ＤＧ
：運転

：待機

：待機除外

第 3.1.2.8−1 図

一日当たりの炉心損傷頻度の変化

ＣＵＷブロー時
ＣＲＤ点検時の
のＬＯＣＡ
ＬＯＣＡ
＜0.1％
＜0.1％

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ＜0.1％

ＲＨＲＳ喪失2.5％

ＬＰＲＭ点検時
のＬＯＣＡ
＜0.1％

ＲＨＲ喪失
20.0％

外部電源喪失77.4％

第 3.1.2.8−2 図

起因事象別の全炉心損傷頻度への寄与割合

3.1.2−80

ＰＯＳ−Ｃ1ＰＯＳ−Ｂ6＜0.1％＜0.1％

ＰＯＳ−Ｂ4
＜0.1％

ＰＯＳ−Ｄ
＜0.1％
ＰＯＳ−Ａ
＜0.1％

ＰＯＳ−Ｂ50.1％
ＰＯＳ−Ｃ2
0.8％

ＰＯＳ−Ｓ
＜0.1％

ＰＯＳ−Ｂ2
18.9％

ＰＯＳ−Ｂ358.8％
ＰＯＳ−Ｂ1
21.1％

第 3.1.2.8−3 図

ＰＯＳ別の全炉心損傷頻度への寄与割合

3.1.2−81原子炉冷却材の流出＜0.1％

崩壊熱除去機能喪失
28.8％

全交流動力電源喪失
71.1％

第 3.1.2.8−4 図事故シーケンスグループ別の全炉心損傷頻度の寄与割合

3.1.2−82

1.0E+03
復水貯蔵タンクA
真空逃がし弁作動失敗
復水貯蔵タンクB
真空逃がし弁作動失敗

軽油貯蔵タンク破損

DG-2D受電遮断器開失敗

DG-2D起動失敗
軽油貯蔵タンク閉塞

1.0E+02
CST-A／Bポンプ運転継続失敗
共通要因故障3.1.2−83

ＲＡＷ

復水貯蔵タンクA
CSTポンプ取出し元弁の閉塞
復水貯蔵タンクB
CSTポンプ取出し元弁の閉塞

1.0E+01

DG-2D起動信号故障
DG-2D運転継続失敗

復水貯蔵タンクA破損
復水貯蔵タンクA閉塞
復水貯蔵タンクB破損
復水貯蔵タンクB閉塞

DG-2C運転継続失敗

DG-2C起動失敗

RHR-Bポンプ手動操作失敗
RHR-Bポンプ入口弁（サプレッション・プール）手動操作失敗
LPCI-B注入ライン弁手動操作失敗

1.0E+00
1.0E-05

1.0E-04

1.0E-03

1.0E-02
ＦＶ重要度

第 3.1.2.8−5 図

重要度解析結果

1.0E-01

1.0E+00

1.0E-05
原子炉冷却材の流出
外部電源喪失3.1.2−84

炉心損傷頻度（／ＰＯＳ，／施設定期検査）

残留熱除去系の故障

1.0E-06

1.0E-07（ベースケース）（感度解析）ＰＯＳ−Ｂ1（5日間）（ベースケース）（感度解析）ＰＯＳ−Ｂ2（3日間）

第 3.1.2.8−6 図（ベースケース）（感度解析）ＰＯＳ−Ｂ3（14日間）

感度解析とベースケースの比較結果（ベースケース）（感度解析）

全期間（82日間）

添付資料 3.1.2.1−1
ＰＲＡにおいて期待する緩和設備の選定の考え方について

停止時ＰＲＡにおいて期待する緩和設備については，出力運転時と同様に以下の考えに基づき選定した。
・設計基準事故対処設備による対応を基本とし，これまでに整備したアクシデントマネジメント（ＡＭ）策には期待しない・た だ し ，「 Ｅ Ｃ Ｃ Ｓ 手 動 起 動 」，
「 原 子 炉 手 動 減 圧 」，
「残留熱除去系の手動起動」等の設計基準事故対処設備の機能を作動させるための操作については考慮する

停止時ＰＲＡにおいて評価対象とする緩和設備の設定の考え方について，表 1 に示す。

添付 3.1.2.1−1−1

表 1

評価対象とする緩和設備の設定の考え方

緩和設備
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）
（ＲＨＲ）

評価対象
〇

燃料プール冷却浄化系
（ＦＰＣ）

×

原子炉冷却材浄化系（ＣＵＷ）

×

高圧炉心スプレイ系（ＨＰＣＳ）
原子炉隔離時冷却系（ＲＣＩＣ）
低圧炉心スプレイ系（ＬＰＣＳ）
残留熱除去系（低圧注水系）（ＬＰＣＩ）
復水移送系
（ＣＳＴ）
消火系
（ＦＰ）
制御棒駆動水圧系（ＣＲＤ）
残留熱除去系海水系（ＲＨＲＳ）
非常用ディーゼル発電機（ＤＧ）
高圧炉心スプレイ系
ディーゼル発電機（ＨＰＣＳ−ＤＧ）
非常用ディーゼル発電機
海水系（ＤＧＳＷ）
高圧炉心スプレイ系
ディーゼル発電機海水系（ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ）

設定の考え方
設計基準事故対処設備〇
×○

除熱能力の観点から崩壊熱除去に 期 待 で き る の は ，原 子 炉 ウ ェ ル
満水の一部期間のみであるため，考慮しない
再生熱交換器のバイパス操作に
より原子炉の除熱機能に期待でき る が ，バ イ パ ス 操 作 は 一 般 に 出
力運転時のＡＭ策として位置付
け ら れ る 操 作 の た め ，考 慮 し な い
設計基準事故対処設備
停止時は駆動源である炉蒸気がないため，考慮しない
設計基準事故対処設備
設計基準事故対処設備

○

〇
×
×
○
〇

保安規定において非常用炉心冷却系として位置づけられているため，考慮する
ＡＭ策として整備されている注
水操作のため，考慮しない
注 水 能 力 不 足 の た め ，考 慮 し な い
設計基準事故対処設備
設計基準事故対処設備
設計基準事故対処設備○
設計基準事故対処設備○
設計基準事故対処設備○

添付 3.1.2.1−1−2

添付資料 3.1.2.1−2
評価対象とした施設定期検査工程の代表性について

本ＰＲＡで評価対象とする施設定期検査工程は，過去の施設定期検査のうち，次の事項に該当する標準的な施設定期検査とした。
・通常の施設定期検査で実施される作業（燃料交換，緩和設備の点検に伴う待機除外，冷却材流出の可能性のある操作・点検）が含まれる施設定期検査・原子炉内に燃料が配置された状態での冷却材流出の可能性のある操作・点検が含まれる施設定期検査（例えば，部分燃料取出時に制御
棒駆動水圧系の点検を実施する施設定期検査）
・大規模な工事やトラブル等による点検工程（以下「特殊工程」という 。） が 含 ま れ な い 施 設 定 期 検 査・ 平 成 13 年 1 月 の 保 安 規 定 全 面 改 正 以 降 の 施 設 定 期 検 査(1)

特殊工程の除外理由
上記の特殊工程とは，例えば，原子炉再循環ポンプ分解点検や流量制御弁の点検等，通常の施設定期検査では実施されない工程であり，実施される場合は比較的長期間の施設定期検査となる。このため，停止時のリスク変動の要因となる緩和設備の点検工程については，相対的に通常の施設定期検査より多く待機状態に維持できる工程となる可能性がある。したがって，特殊工程を含まない施設定期検査を代表工程の候補対象とした。

(2)

平 成 13 年 1 月 の 保 安 規 定 改 正 以 降 の 施 設 定 期 検 査 に つ い て
平 成 12 年 7 月 1 日 の 改 正 原 子 炉 等 規 制 法 の 施 行 ， 平 成 12 年 6 月
添付 3.1.2.1−2−1

16 日 の 原 子 力 災 害 対 策 特 別 措 置 法 の 施 行 に 伴 い ，標 準 保 安 規 定 の 全
体 見 直 し が 実 施 さ れ ，本 プ ラ ン ト の 保 安 規 定 を 平 成 13 年 1 月 に 改 正した。
この改正により，「 停 止 時 を 含 む 運 転 状 態 ご と の 点 検 要 求 ，運 転 上の 制 限 ，そ の 逸 脱 時 の 措 置 と 許 容 回 復 時 間 の 追 加 」（米国技術仕様書を参考）の内容が追加されたため，停止時における機器の管理基準が変更されたことに伴い，保安規定改正前後で施設定期検査の工程管理が変更された。
こ の た め ， 停 止 時 Ｐ Ｒ Ａ を 実 施 す る に 当 た っ て は ， 平 成 13 年 1
月以降の施設定期検査を代表工程の候補対象とした。
当該保安規定改正により追加された停止時の運転上の制限について表 1 に示す。

(3)

評価対象とする施設定期検査
東 海 第 二 発 電 所 の 施 設 定 期 検 査 の 実 績 を 表 2 に 示 す 。平 成 13 年 1
月 の 保 安 規 定 全 面 改 正 以 降 の 施 設 定 期 検 査 で は ，第 19 回 施 設 定 期 検査を除いて，いずれも特殊工程が含まれている。
以 上 よ り ，本 Ｐ Ｒ Ａ で 評 価 対 象 と す る 施 設 定 期 検 査 は ，第 19 回 施
設定期検査を選定した。

なお，本ＰＲＡでは特殊工程を含む施設定期検査を対象としていない
た め ，特 殊 工 程 そ の も の に よ る リ ス ク を 評 価 し て い な い 。し か し な が ら ，
このような工程がある場合においても，保安規定で要求される緩和設備が維持されること，また，特殊工程に起因した異常事象の発生を防止するための措置を実施すること，さらには，その影響を受けないよう全燃料を使用済燃料プールに取り出した状態（プールゲート閉）とするなど
添付 3.1.2.1−2−2

のリスク管理上の措置が講じられるため，特殊工程によるリスク増加は抑制されていると考えられる。

添付 3.1.2.1−2−3

表 1

保安規定改正により追加された停止時の運転上の制限

条番号
第３５条
原子炉停止時冷却系その２

内容
原子炉の状態が冷温停止において，(1)1 系 列 が 運 転 中 で あ る こ と 及 び 原 子 炉 で 発 生 す る
崩壊熱が原子炉停止時冷却系以外の手段で除去できると判断するまで，さらに 1 系列の原子炉停止
時冷却系が動作可能であること
又は(2)原 子 炉 停 止 時 冷 却 系 が 停 止 し た 場 合 に お い て も ，原 子 炉 冷 却 材 温 度 を 100℃ 未 満 に 保 つ こ と が で き
ること

第３６条
原子炉停止時冷却系その３

原子炉の状態が燃料交換において，(1)1 系 列 が 運 転 中 で あ る こ と 及 び 原 子 炉 水 位 が オ ーバーフロー水位となるまでの期間は，さらに 1 系
列の原子炉停止時冷却系が動作可能であること
又は(2)原 子 炉 停 止 時 冷 却 系 が 停 止 し た 場 合 に お い て も ，原 子 炉 冷 却 材 温 度 を 65 ℃ 以 下 に 保 つ こ と が で き
ること

第４０条

原子炉の状態が冷温停止及び燃料交換において，非常用炉心冷却系その(1)非 常 用 炉 心 冷 却 系 （ 自 動 減 圧 系 を 除 く 。） 2 系 列

２又は(2)非 常 用 炉 心 冷 却 系（ 自 動 減 圧 系 を 除 く 。）1 系 列 及び復水移送系 1 系列が動作可能であること

第６１条

原子炉の状態が冷温停止及び燃料交換において非常用ディーゼル発電(1)計 測 及 び 制 御 設 備 ， 原 子 炉 停 止 時 冷 却 系 及 び 非 常機その２用炉心冷却系で要求される設備の維持に必要な非常用交流高圧電源母線に接続する非常用ディーゼ
ル発電機を含め 2 台の非常用発電設備が動作可能であること※

第６４条

原子炉の状態が冷温停止及び燃料交換において直流電源その２(1)計 測 及 び 制 御 設 備 ， 原 子 炉 停 止 時 冷 却 系 及 び 非 常用炉心冷却系で要求される設備の維持に必要な直流電源が動作可能であること

第６６条

原子炉の状態が冷温停止及び燃料交換において所内電源系統その２(1)計 測 及 び 制 御 設 備 ， 原 子 炉 停 止 時 冷 却 系 及 び 非 常用炉心冷却系で要求される設備の維持に必要な非常用交流高圧電源母線，直流電源母線及び原子炉
保護系母線が受電されていること

上 記 ，記 載 内 容 は ，現 行 の 保 安 規 定 に 基 づ く（ ※ に つ い て は ，平 成 13 年 1 月 時 点
か ら 改 正 さ れ た 内 容 に な っ て い る 。）

添付 3.1.2.1−2−4

表 2

東 海 第 二 発 電 所 の 施 設 定 期 検 査 の 実 績 概 要 （ 1／ 2）

施設定期

施設定期検査日数（日）検査（解列日〜併入日）

第 1回
第 2回
第 3回
第 4回
第 5回
第 6回
第 7回
第 8回

114
（ S54.9.6〜 S54.12.28）
82（ S55.9.6〜 S55.11.26）
97（ S56.9.12〜 S56.12.17）
131※（ S57.6.23 〜 S57.10.31）
94（ S58.9.17〜 S58.12.19）
103（ S59.12.12〜 S60.3.24）
136（ S61.1.20〜 S61.6.4）
81（ S62.4.9〜 S62.6.28）

燃料取出方法備考（特殊工程）

部分燃料取出部分燃料取出部分燃料取出
全燃料取出

・再 循 環 系 ポ ン プ 出 口 弁
修繕

部分燃料取出部分燃料取出部分燃料取出部分燃料取出
・炉内点検

第 9回

122
（ S63.8.1〜 S63.11.30）

全燃料取出

・ル ー ス パ ー ツ（ 燃 料 チ
ャ ン ネ ル フ ァ ス ナ・ワッシャー）探査第 10 回
第 11 回
第 12 回
第 13 回
第 14 回
第 15 回
第 16 回
第 17 回
第 18 回
第 19 回

97（ H1.11.30〜 H2.3.6）
87（ H3.4.20〜 H3.7.15）
129（ H4.9.6〜 H5.1.12）
77（ H6.2.19〜 H6.5.6）
96（ H7.4.14〜 H7.7.18）
65（ H8.9.10〜 H8.11.13）
89（ H10.1.8〜 H10.4.6）
353（ H11.4.4〜 H12.3.22）
119（ H13.3.26〜 H13.7.23）
85（ H14.9.16〜 H14.12.9）

部分燃料取出部分燃料取出
全燃料取出

・炉内点検

部分燃料取出
全燃料取出

・炉内点検

部分燃料取出
全燃料取出
全燃料取出
全燃料取出
部分燃料取出

添付 3.1.2.1−2−5・炉内点検
・中 性 子 計 測 ハ ウ ジ ン グ
ＳＣＣ対策
・中 性 子 計 測 ハ ウ ジ ン グ
取替

表 2

東 海 第 二 発 電 所 の 施 設 定 期 検 査 の 実 績 概 要 （ 2／ 2）

施設定期

施設定期検査日数（日）検査（解列日〜併入日）

第 20 回

第 21 回

第 22 回

燃料取出方法備考（特殊工程）・ ル ー ス パ ー ツ（ Ｈ Ｐ

86（ H16.2.1〜 H16.4.26）
161（ H17.4.23〜 H17.9.30）

全燃料取出

ＣＳデフレクタ）探査

全燃料取出

・原 子 炉 再 循 環 流 量 制
御弁取替
・ 炉 内 点 検（ ジ ェ ッ ト

87（ H18.11.18〜 H19.2.12）

全燃料取出

ポンプ流量計測管
点検）・Ｒ Ｐ Ｖ バ ウ ン ダ リ 弁

第 23 回114（ H20.3.18〜 H20.7.9）

全燃料取出

点 検（ Ｒ Ｐ Ｖ 水 抜 き ）・Ｅ Ｃ Ｃ Ｓ ス ト レ ー ナ
改造

第 24 回206（ H21.9.7〜 H22.3.31）

全燃料取出・再 循 環 系 ポ ン プ 分 解点検：本評価において対象とする施設定期検査工程※ 中 間 停 止（ S57.6.11 解 列 ）時 に 再 循 環 系 ポ ン プ 出 口 弁 の 不 具 合 が 発 見 さ れ た た め ，
引 き 続 き S57.6.23 よ り 施 設 定 期 検 査 入 り し た 。

添付 3.1.2.1−2−6

添付資料 3.1.2.1−3
評価対象施設定期検査における特別な工程について

本 Ｐ Ｒ Ａ で 評 価 対 象 施 設 定 期 検 査 と し て 選 定 し た 第 19 回 施 設 定 期 検
査 で は ，Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ ５ に お い て Ｒ Ｈ Ｒ -Ｂ を ，Ｐ Ｏ Ｓ − Ｃ ２ に お い て Ｒ Ｈ
Ｒ−Ａ及びＨＰＣＳ−ＤＧＳＷを待機除外としている。これらの理由を以下に示す。
(1)

ＰＯＳ−Ｂ５におけるＲＨＲ−Ｂの待機除外
浜岡原子力発電所１号炉のＲＨＲ蒸気凝縮配管の水素爆発対応として，ＲＨＲの機能の 1 つである蒸気凝縮系配管を撤去するため，
ＲＨＲ−Ｂを待機除外とした。
このＲＨＲ−Ｂの待機除外は，施設定期検査開始前から計画されて い た 工 程 で あ る が ，待 機 除 外 期 間 が 比 較 的 短 期 間 で あ る こ と か ら ，
特殊工程とはみなしていない。

(2)

ＰＯＳ−Ｃ２におけるＲＨＲ−Ａの待機除外
原子炉圧力容器の耐圧検査時において，ＲＨＲ−Ａの系統圧力上
昇が確認されたため，ＲＨＲ−Ａを待機除外として点検を行った。
このＲＨＲ−Ａの待機除外は当初の計画から予定されていた工程
ではないこと，ＲＨＲ−Ａの待機除外期間は長期にわたるものではないことを考慮すると，他の緩和設備の待機除外工程への影響が小さいと考えられることから，このＲＨＲ−Ａの待機除外は特殊工程とはみなしていない。

(3)

ＰＯＳ−Ｃ２におけるＨＰＣＳ−ＤＧの待機除外
ＨＰＣＳ−ＤＧの潤滑油プライミングポンプ・モータの絶縁抵抗が低下したことにより，当該ポンプがトリップした。そのため，Ｈ
ＰＣＳ−ＤＧを待機除外とし，当該ポンプ・モータのコイルの巻き添付 3.1.2.1−3−1

直しを実施した。
このＨＰＣＳ−ＤＧの待機除外は当初の計画から予定されていた工 程 で は な い こ と ，Ｈ Ｐ Ｃ Ｓ -Ｄ Ｇ の 待 機 除 外 期 間 は 長 期 に わ た る ものではないことを考慮すると，他の緩和設備の待機除外工程への影響が小さいと考えられることから，このＨＰＣＳ−ＤＧの待機除外
は特殊工程とはみなしていない。

添付 3.1.2.1−3−2

添付資料 3.1.2.1−4
プラント状態の分類の考え方について

プラント停止中は，プラントの状態の変化に伴って，崩壊熱除去等
に対する成功基準，余裕時間及び使用可能な設備の組合せが変化する
ため，停止時ＰＲＡにおいては，このようなＰＯＳを適切に分類して評価を行う必要がある。ＢＷＲプラントの代表的なＰＯＳの推移は，上述の観点から次の 5 つに大きく分類できる。
(1)

原子炉冷温停止への移行状態（ＰＯＳ−Ｓ）(2)

ＰＣＶ／ＲＰＶ開放への移行状態（ＰＯＳ−Ａ）(3)

原子炉ウェル満水状態（ＰＯＳ−Ｂ）(4)

ＰＣＶ／ＲＰＶ閉鎖への移行状態（ＰＯＳ−Ｃ）(5)

起動準備状態（ＰＯＳ−Ｄ）

東海第二発電所において評価対象とする施設定期検査工程をＰＯＳごとに分類した結果を図 1 に示す。ＰＯＳの分類に当たっては，上記
5 つの分類から，本ＰＲＡで期待している緩和設備のフロントライン（ＲＨＲ，ＨＰＣＳ，ＬＰＣＳ，ＬＰＣＩ，ＣＳＴ）及びそのサポート系（ＲＨＲＳ，非常用ＤＧ／ＤＧＳＷ）の運転／待機状態が変化する期間について，ＰＯＳを細分化している。なお，東海第二発電所では，非常用補機冷却系のタイラインがないため，タイライン運用を考慮したＰＯＳの細分化はする必要はない。
以下に，上記の考え方に基づき実施したＰＯＳ分類結果について述べる。

添付 3.1.2.1−4−1

(1)原子炉冷温停止への移行状態（ＰＯＳ−Ｓ）
プラント停止直後は崩壊熱が大きく，原子炉冷却材インベントリも運転中と変わらない。この期間は，運転中のＲＨＲ1 系統のほかに，残りのＲＨＲ1 系統が待機状態にある。復水器真空破壊からＲ
ＰＶ開放工程へ移行するまでの期間を「原子炉冷温停止への移行状態」として分類する。
本ＰＲＡでは，全ての緩和設備が待機している施設定期検査初日
をＰＯＳ−Ｓと設定した。

(2)

ＰＣＶ／ＲＰＶ開放への移行状態（ＰＯＳ−Ａ）
ＲＰＶの開放開始から原子炉ウェル水張りまでの期間は，崩壊熱が比較的高く，原子炉冷却材インベントリも運転中と大きく変わらない。この期間中は，運転中のＲＨＲ1 系統のほかに，残りのＲＨ
Ｒ1 系統が待機状態にある。ＲＰＶ開放工程開始から原子炉ウェル
水張り完了までの期間を「ＰＣＶ／ＲＰＶ開放への移行状態」として分類する。
本ＰＲＡでは，施設定期検査 2 日目から原子炉ウェル満水到達までの 2 日間をＰＯＳ−Ａと設定した。この期間において緩和設備の状態に変化はないため，ＰＯＳの細分化は実施していない。

(3)

原子炉ウェル満水状態（ＰＯＳ−Ｂ）
ＲＰＶ開放完了から原子炉ウェル水抜き開始までの期間は，原子炉ウェルが満水の状態にある。この期間は，原子炉冷却材インベン
トリが多く，ＲＨＲによる除熱が喪失しても原子炉冷却材の温度が短時間に上昇することはない。原子炉ウェルが満水の期間を「原子炉ウェル満水状態」として分類する。
本 Ｐ Ｒ Ａ で は ， 原 子 炉 ウ ェ ル 満 水 期 間 の 施 設 定 期 検 査 4 日 目 〜 58
添付 3.1.2.1−4−2

日 目 の 55 日 間 を Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ と 設 定 し た 。Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ の 期 間 に お い ては，保守点検に伴い使用可能な緩和設備等が変化するため，以下のとおり 6 つのＰＯＳに細分化した。
ａ．ＰＯＳ−Ｂ１（4 日目〜8 日目）
Ｒ Ｈ Ｒ − Ｂ ，Ｒ Ｈ Ｒ Ｓ − Ｂ 及 び Ｄ Ｇ − ２ Ｄ が 待 機 除 外 の 期 間（ 5日間）をＰＯＳ−Ｂ１と設定した。
ｂ ． Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ ２ （ 9 日 目 〜 11 日 目 ）ＲＨＲ−Ａ，ＲＨＲＳ−Ａ及びＤＧ−２Ｃが待機除外となり，かつＣＲＤ点検及びＬＰＲＭ点検を実施している期間（3 日間）
をＰＯＳ−Ｂ２と設定した。
ｃ ． Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ ３ （ 12 日 目 〜 25 日 目 ）ＬＰＣＩ−Ｃを除く緩和設備の待機除外が終了するまでの期間（ 14 日 間 ） を Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ ３ と 設 定 し た 。
ｄ ． Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ ４ （ 26 日 目 〜 33 日 目 ）ＲＨＲの蒸気凝縮配管廃止工事のため，ＲＨＲ−Ｂが待機除外となるまでの期間（8 日間）をＰＯＳ−Ｂ４と設定した。
ｅ ． Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ ５ （ 34 日 目 〜 45 日 目 ）ＲＨＲ−Ｂ及びＬＰＣＩ−Ｃの待機除外が終了するまでの期間（ 12 日 間 ） を Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ ５ と 設 定 し た 。
ｆ ． Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ ６ （ 46 日 目 〜 58 日 目 ）ＲＨＲ−Ｂ及びＬＰＣＩ−Ｃの待機除外終了後，原子炉ウェル
水 抜 き 開 始 ま で の 期 間 （ 13 日 間 ） を Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ ６ と 設 定 し た 。
(4)

ＰＣＶ／ＲＰＶ閉鎖への移行状態（ＰＯＳ−Ｃ）
原子炉ウェル水抜き開始から起動準備に入るまでの期間は，系統の保守点検は継続中であるが，原子炉冷却材インベントリは運転中
添付 3.1.2.1−4−3

と ほ ぼ 同 じ で あ る 。 し か し ， 崩 壊 熱 は ， プ ラ ン ト 停 止 直 後 の 1／ 10程度に低下している。原子炉ウェル水抜き開始から起動準備に入る
ま で の 期 間 を「 Ｐ Ｃ Ｖ ／ Ｒ Ｐ Ｖ 復 旧 へ の 移 行 状 態 」と し て 分 類 す る 。
本ＰＲＡでは，原子炉ウェル水抜き開始から全ての緩和設備の点
検 が 終 了 す る 59 日 目 〜 75 日 目 の 17 日 間 を Ｐ Ｏ Ｓ − Ｃ と 設 定 し た 。
ＰＯＳ−Ｃの期間においては，保守点検に伴い使用可能な緩和設備が変化するため，以下のとおり 2 つのＰＯＳに細分化した。
ａ ． Ｐ Ｏ Ｓ − Ｃ １ （ 59 日 目 〜 66 日 目 ）原子炉ウェル水抜き開始から，ＲＨＲ−Ａ（系統圧力上昇のため，インジェクション弁の分解点検を実施）及びＨＰＣＳ−ＤＧ（潤滑油プライミングポンプトリップのため，モータコイルの巻
き直しを実施）が待機除外となるまでの期間（8 日間）をＰＯＳ−Ｃ１と設定した。
ｂ ． Ｐ Ｏ Ｓ − Ｃ ２ （ 67 日 目 〜 75 日 目 ）ＲＨＲ−Ａ及びＨＰＣＳ−ＤＧの待機除外期間（9 日間）をＰ
ＯＳ−Ｃ２と設定する。
(5)

起動準備状態（ＰＯＳ−Ｄ）
ＰＣＶ／ＲＰＶ復旧が終了後，プラントの再起動までに系統の機能確認等の起動準備が実施される。この期間中は，系統の保守点検が終了しており，緩和設備の多くが待機状態となっている。ＰＣＶ／ＲＰＶ復旧終了からＣＲ引抜開始までの期間を「起動準備状態」
として分類する。
本 Ｐ Ｒ Ａ で は ，76 日 目 〜 82 日 目 の 7 日 間 を Ｐ Ｏ Ｓ − Ｄ と 設 定 し た 。
この期間において緩和設備の状態に変化はないため，ＰＯＳの細分化は実施していない。
添付 3.1.2.1−4−4

POS
定検日数
代表水位
ＣＲＤ点検
ＬＰＲＭ点検

A
S
1 2 3
通常水位

4

5

B1
6

7

8

B2
B3
B4
B6
B5
C1
C2
D
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82
原子炉ウェル満水
通常水位

ＲＨＲ−Ａ
除熱系
ＲＨＲ−Ｂ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ
ＨＰＣＳ
注水系

ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ

添付 3.1.2.1−4−5

ＲＨＲＳ−Ａ
補機冷却系
ＲＨＲＳ−Ｂ
ＤＧ−２Ｃ
電源系

ＤＧ−２Ｄ
ＨＰＣＳ−ＤＧ
日数

1
除熱系

使用可能
緩和設備

注水系

2

※1 RHR-A
RHR-B
HPCS
LPCS
LPCI-A※2 LPCI-B
CST-A
CST-B

5

3

14

8

12

13

8

9

7

RHR-A

RHR-B

RHR-B

RHR-A

LPCI-B
CST-A

LPCI-B
CST-B

RHR-A
RHR-B
HPCS
LPCS
LPCI-A
LPCI-B
LPCI-C
CST-A
CST-B

RHR-A
RHR-B
HPCS
LPCS
LPCI-A
LPCI-B
LPCI-C
CST-A
CST-B

RHR-B

LPCI-A
CST-A

RHR-A
RHR-B
HPCS
LPCS
LPCI-A
LPCI-B
CST-A
CST-B

RHR-A
RHR-B
HPCS
LPCS
LPCI-A
LPCI-B
LPCI-C
CST-A
CST-B

HPCS
LPCS
LPCI-A
CST-A
CST-B※1：RHR-A，RHR-B※2：HPCS，LPCS，LPCI-A，LPCI-B，LPCI-C，CST-A，CST-B
：運転

：待機

：待機除外

図 1

評価対象施設定期検査工程

HPCS
LPCS
LPCI-B
LPCI-C
CST-A
CST-B

添付資料 3.1.2.2−1
制御棒誤引き抜け事象の除外理由について

プラント停止時は，原則として，全制御棒が全挿入されており，厳格な管理等により制御棒引き抜きは 1 本ごとにしか行えない。臨界近傍において，万一，制御棒が何らかの原因で誤って一本引き抜かれた場合でも，その影響は誤引き抜きされた制御棒周辺のみに限られ，過大な炉心損傷には至らない。
近年，ＢＷＲプラントにおいて，停止中に制御棒が誤引き抜けした事象が発生した。この事象の発生防止対策として，制御棒駆動水圧系（ 以 下「 Ｃ Ｒ Ｄ 」と い う 。）ノ ン リ タ ー ン 運 転 時 の 水 圧 制 御 ユ ニ ッ ト（ 以下「 Ｈ Ｃ Ｕ 」と い う 。）の 隔 離 を 行 わ な い 等 の 実 効 的 な 再 発 防 止 対 策 がとられている。
本ＰＲＡにおいて上記の制御棒誤引き抜け事象を起因事象から除外
した理由を以下に示す。

1.

制御棒誤引き抜け事象の防止対策
東海第二発電所では，ＢＷＲプラントで発生した制御棒誤引き抜

け 事 象 の 防 止 対 策 と し て ， 次 の 対 策 を 講 じ て い る （ 図 1 参 照 ）。
・ＨＣＵ隔離時のＣＲＤリターンライン運転手順の整備
・原子炉−ＣＲＤ冷却水ヘッダ間差圧上昇時のＣＲＤポンプ自動
トリップインターロックの設置（図 2 参照）
2.
(1)

制御棒誤引き抜け事象の発生頻度
制御棒誤引き抜きに至るシナリオ
ＨＣＵ隔離時において，制御棒の誤引き抜きが発生するシナリオを以下のとおり想定した。
添付 3.1.2.2−1−1

① リターン運転を実施せずＨＣＵを全数隔離② 原子炉−冷却水ヘッダ間の差圧上昇時のＣＲＤポンプ自動ト
リップ失敗③ 運転員による対応操作失敗(2)

制御棒誤引き抜け事象発生頻度算出モデル及び算出結果
上記シナリオに対して，制御棒誤引き抜け事象が発生する頻度
をイベントツリー及びフォールトツリーにより算出した（図 3 参照 ）。そ の 結 果 ，Ｈ Ｃ Ｕ 隔 離 操 作 1 回 当 た り の 制 御 棒 誤 引 き 抜 け 事
象 の 発 生 頻 度 は 2.2E-10／ 回 と な っ た 。
施設定期検査中において，ＨＣＵ隔離操作が 2 回実施されるため，施設定期検査当たりの制御棒誤引き抜け事象の発生頻度は，
4.5E-10／ 施 設 定 期 検 査 と な っ た 。

以上より，制御棒誤引き抜け事象の発生頻度は十分小さいことから，本ＰＲＡでは起因事象から除外した。

添付 3.1.2.2−1−2

添付 3.1.2.2−1−3
図 1

制御棒誤引き抜け防止対策（ＣＲＤポンプ自動トリップ）

※
原子炉‐冷却水ヘッダ間差圧

高ＣＲＤポンプトリップ※

原子炉‐冷却水ヘッダ間差圧

高高
※

図 2

いずれも警報有制御棒駆動水圧系ポンプの自動トリップインターロック

添付 3.1.2.2−1−4

HCU隔離
HCU

リターン
運転
RE

高警報
発報
ANN̲HI

高警報発報時の操作
OPE̲HI

高高警報
発報
ANN̲HIHI

CRDポンプ
高高警報発報自動トリップ時の操作
TRIP
OPE̲HIHI

最終状態

発生頻度
（／回）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

CR誤引き抜け
CR誤引き抜け
CR誤引き抜け
CR誤引き抜け1.0E+00
1.3E-04
3.2E-07
1.4E-10
6.5E-12
5.9E-11
2.4E-08
1.8E-11
1.4E-10

合計値

2.2E-10

ヘディング名分岐確率

リターン運転高警報発報

1.3E-04
1.8E-04

リターン運転失敗の人的過誤を評価し，分岐確率を設定
差圧高※１警報発報失敗確率をフォールトツリーにてモデル化

高警報発報時の操作
高高警報発報2.5E-03
1.8E-04

差圧高※１警報発報時の対応操作失敗の人的過誤を評価し，分岐確率を設定
差圧高高※２警報発報失敗をフォールトツリーにてモデル化

ＣＲＤポンプ
自動トリップ

5.0E-04

差圧高※１信号及び差圧高高※２信号によるＣＲＤポンプ自動トリップ失敗をフォールトツリー
にてモデル化

高警報発報
成功時

1.5E-01

差圧高※１警報時の操作失敗との従属性（中従属）を考慮した人的過誤確率を設定

高警報発報
失敗時

7.4E-04

差圧高高※２警報発報時の対応操作失敗の人的過誤により分岐確率を設定

高高警報
発報時の
操作
※1

説

No.

高警報：原子炉‐冷却水ヘッダ間差圧高，※2

図 3

明高高警報：原子炉‐冷却水ヘッダ間差圧高高警報

制御棒誤引き抜け事象発生頻度算出用イベントツリー

添付 3.1.2.2−1−5

添付資料 3.1.2.2−2
ＲＨＲ運転中のＬＯＣＡを起因事象から除外する
考え方について

本ＰＲＡにおいて，ＲＨＲ運転中のＬＯＣＡを起因事象から除外
した理由を以下に示す。
(1)

冷却材流出経路及び要因の特定
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）−Ａの系統概要図を図 1に示す。冷却材流出経路の特定に際しては，以下の選定条件を設定した。
・Ｒ Ｈ Ｒ 運 転 中 に 冷 却 材 バ ウ ン ダ リ を 構 成 す る 弁 の 故 障 を 対象とする。
・流出先が原子炉となる弁の故障を除く。
・発生頻度の観点から，1 弁の故障により冷却材の流出が発生するものを対象とする。
・弁の故障モードは誤開及び内部リークを対象とする。
上記の選定条件より，次の 4 事象を運転中ＲＨＲからの冷却材流出経路として選定した。
・ ミ ニ フ ロ ー 弁 （ F064A） の 故 障 に よ る Ｓ ／ Ｃ へ の 流 出・ Ｓ ／ Ｐ 側 吸 込 弁 （ F004A） の 故 障 に よ る Ｓ ／ Ｃ へ の 流 出・ テ ス ト ラ イ ン 弁 （ F024A） の 故 障 に よ る Ｓ ／ Ｃ へ の 流 出・ Ｓ ／ Ｐ ス プ レ イ ラ イ ン 弁 （ F027A） の 故 障 に よ る Ｓ ／ Ｃ へ
の流出

(2)

発生頻度の算出対象とした事象により，ＲＨＲ運転中のＬＯＣＡが発生する確率 に つ い て ，1 日 当 た り の Ｒ Ｈ Ｒ 運 転 中 の Ｌ Ｏ Ｃ Ａ の 発 生 頻 度 を 算
添付 3.1.2.2−2−1

出した。
Ｒ Ｈ Ｒ 運 転 中 の Ｌ Ｏ Ｃ Ａ の 発 生 頻 度 (／ 日 )＝ 4×（ 電 動 弁 誤 開 の 発 生 確 率 ＋ 電 動 弁 内 部 リ ー ク の 発 生 確 率 ）＝ 4×（ 2.5E-9×24＋ 4.1E-9×24）＝ 6.3E-7／ 日
電動弁誤開の故障率※１： 2.5E-9／ h

電 動 弁 内 部 リ ー ク の 故 障 率 ※ １ ： 4.1E-9／ h※1

国 内 2 1 ヶ 年 機 器 故 障 率 デ ー タ 「故 障 件 数 の 不 確 実 さ を 考 慮 し た
国 内 一 般 機 器 故 障 率 の 推 定 （ 平 成 2 1 年 5 月 公 表 ）」よ っ て ， Ｐ Ｒ Ａ で 評 価 対 象 と し た 期 間 （ 82 日 間 ） に お け る Ｒ Ｈ
Ｒ運転中のＬＯＣＡ発生頻度は以下により算出される。
ＲＨＲ運転中のＬＯＣＡの発生頻度（／施設定期検査）＝ 6.3E-7／ 日 ×82 日＝ 5.2E-5／ 施 設 定 期 検 査

Ｒ Ｈ Ｒ 運 転 中 の Ｌ Ｏ Ｃ Ａ の 発 生 頻 度 は 5.2E-5／ 施 設 定 期 検 査 とな り ， Ｒ Ｈ Ｒ 切 替 時 の Ｌ Ｏ Ｃ Ａ の 発 生 頻 度 9.2E-4／ 施 設 定 期 検 査と比較して十分小さい値となった。また，ＲＨＲ運転中のＬＯＣ
Ａは，ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡと同様に緩和設備の待機／待機除外状態に依らず，運転員の認知失敗が炉心損傷に至る主要な要因となる。したがって，ＲＨＲ運転中のＬＯＣＡの炉心損傷頻度についてもＲＨＲ切替時のＬＯＣＡと比較して十分小さい値となる。
以上より，ＲＨＲ運転中のＬＯＣＡは起因事象から除外した。

添付 3.1.2.2−2−2

MO
MO

MO

MO
MO

図 1

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）−Ａの系統概略図

添付 3.1.2.2−2−3

添付資料 3.1.2.2−3

停止時のＬＯＣＡの発生頻度算出方法について

停止時ＰＲＡ起因事象で評価対象とした冷却材流出事象（ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ，ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ，ＣＲＤ点検時のＬＯＣ
Ａ，ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ）の発生頻度については，実績等を用いた算出が困難であるため論理モデルにより算出している。以下にその算出方法を示す。

１．ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡの発生頻度
ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡとして，ＲＨＲポンプ切替操作時におけ る ミ ニ フ ロ ー 弁（ F064A／ B）か ら の 冷 却 材 流 出 を 想 定 す る（ 図 1）。
ＲＨＲを原子炉停止時冷却系で運転する場合は，ミニフロー弁は閉 の 状 態 で 停 止 時 冷 却 ラ イ ン 調 整 弁 （ F053A ／ B ） を 開 と し て Ｒ Ｈ
Ｒポンプを起動する。この際，停止時冷却ライン調整弁の開操作失敗により，最低流量が確保されない場合，インターロックによりミニフロー弁が自動開となり冷却材流出が発生する。よって，
ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡの起因事象発生頻度は，停止時冷却ライン調整弁に係る以下の人的過誤確率を用いて評価する。
・運転員の弁開操作忘れ
手 順 書 （ 10 項 以 下 ） 中 の 1 項 目 を 省 い て し ま う 人 的 過 誤 確 率
・管理者の開操作チェック失敗
手 順 書 を 用 い て 行 う 慣 例 的 な 点 検（ 作 業 ）の 作 業 ミ ス を 発 見 しそこなう人的過誤確率を用い，これに低従属を考慮し評価

添付 3.1.2.2−3−1

表 1項目
運転員の弁開操作忘
れ

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡの発生頻度
平均値

中央値

−

1.0E-03−

1.5E-01

管理者の開操作チェ
ック失敗

備考
ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８
Ｔａｂｌｅ２０−７（１）
ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８
Ｔａｂｌｅ２０−２２（１）の人
的 過 誤 確 率 0.1 に 低 従 属 を 考 慮

ＲＨＲ切替 1 回当たりの冷却材流出発生

2.3E-04−

エ ラ ー フ ァ ク タ （ Ｅ Ｆ ）： 4 . 9

頻度

以上より，ＲＨＲ切替 1 回当たりのＬＯＣＡの発生頻度は
2.3E-4／ 回 と な る 。

図 1 残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）−Ａの系統概略図

添付 3.1.2.2−3−2

２．ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡの発生頻度
ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡとして，ＣＵＷによる水位低下操作
時 の Ｃ Ｕ Ｗ ブ ロ ー 弁 （ F033） の 閉 め 忘 れ を 想 定 す る （ 図 2）。 起 因
事象発生頻度は，以下に示す人的過誤確率を用いて評価する。
・運転員の弁の閉操作忘れ
Ｃ Ｕ Ｗ ブ ロ ー は 厳 重 な 管 理 の 下 で 実 施 さ れ る 作 業 で あ り ，その 作 業 過 誤 は ，表 3 に 示 す「 厳 重 な 管 理 の 下 に あ る 機 器 復 旧 に
対 す る 過 誤 」に 分 類 さ れ る が ，弁 閉 止 操 作 は ブ ロ ー 開 始 か ら 時
間 が 経 過 し た 後 で 実 施 さ れ る 作 業 の た め ，保 守 的 に「 機 器 組 立／計器校正に対する過誤」の人的過誤確率を使用して評価・管理者の閉操作チェック失敗
日 常 的 な も の で は な く ,特 に 要 求 さ れ た 点 検 （ 作 業 ） の 作 業
ミ ス を 発 見 し 損 な う 人 的 過 誤 確 率 を 用 い ，こ れ に 低 従 属 を 考 慮
して評価
表 2
項目
運転員の弁の閉
操作忘れ
管理者の閉操作
チェック失敗ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡの発生頻度
平均値

中央値

備考

−

1.0E-04

機器組立／計器校正に対する過誤確率
Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ /Ｃ Ｒ -１ ２ ７ ８−

9.8E-02

Ｔａｂｌｅ２０−２２（１）の人的過
誤 確 率 0.05 に 低 従 属 を 考 慮

ブロー操作 1 回
当たりの冷却材

9.7E-05−

エ ラ ー フ ァ ク タ （ Ｅ Ｆ ）： 3 3 . 9

流出発生頻度以上より，ＣＵＷブロー1 回当たりのＬＯＣＡの発生頻度は
9.7E-5／ 回 と な る 。

添付 3.1.2.2−3−3

格納容器
F032A
AO

給水系
より

FE

NO40

再生熱交換器

給水系
より

MO

AO

F010A F011A

F032B

F010B F011B

F040

MO

PLR-B 系より
F023A

MO

浄化系用再循環ポンプ A

F105

PLR-A

原
子
炉
圧
力
容
器

F013A

F012A

F013B

F012B

非再生熱交換器

FE

MO

NO35

F004

F100
MO

MO

MO

F001

F102

F106

浄化系用再循環ポンプ B

F035
RO

FE

MO

フィルタ脱塩器
放射性廃棄物処理系へ

F032

NO11

F033

MO

MO

主復水器へ
F031

F034

図 2 ＣＵＷ系統概略図

３．ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡの発生頻度
ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡの発生頻度は，以下の人的過誤を考慮したイベントツリーを作成し，人的過誤確率を分岐確率として与えて評価する。
a.Ｃ Ｒ Ｄ 取 り 外 し 時
・制御棒によるシール確保失敗
・シール確保失敗時の漏えい認知失敗・漏えい認知成功時の復旧失敗
b.Ｃ Ｒ Ｄ 取 り 外 し 状 態
・オペフロ側の操作誤りによる当該ＣＲの誤取り外し
c.Ｃ Ｒ Ｄ 取 り 付 け 時・フランジ取り付け忘れ
添付 3.1.2.2−3−4

・フランジ取り付け忘れ時のオペフロ側の操作誤りによる当該ＣＲの誤取外し
・フランジ取り付け不十分
d.Ｃ Ｒ Ｄ 取 り 付 け 完 了 時・フランジ取り付けが不十分な場合の漏えい認知失敗・漏えい認知成功時の復旧失敗
ＣＲＤ取り外し状態において，当該ＣＲを誤って取り外す（オペフロ側操作誤り）場合等，ＣＲとＣＲＤを同時に取り外した時に漏え い 量 は 大 規 模 と な る 。そ れ 以 外 の 場 合 の 漏 え い 量 は 小 規 模 と な る 。
これらの冷却材流出流量の違いにより緩和設備の成功基準が異なるため，大規模漏えいと小規模漏えいを区別して評価する。ＣＲＤ
点検時のＬＯＣＡの発生頻度を算出するためのイベントツリーを図3 に示す。
図 3 より，ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡの 1 本当たりの発生頻度は
1.1E-6／ 本（ 小 規 模：1.1E-06／ 本 ，大 規 模：7.1E-09／ 本 ）と な る 。

ＣＲＤ取外
し状態

ＣＲＤ取外しＣＲＤ点検

シール確保 漏えい認知
失敗
失敗

復旧失敗

オペフロ側
操作誤り

ＣＲＤ取り付け時
フランジ取り付け忘れ

オペフロ側
操作誤り

フランジ取り
付け不十分

ＣＲＤ取り付け完了時
漏えい
認知失敗

No

状態

復旧失敗
1
2
3 漏えい
4 漏えい
5
6 漏えい
7 漏えい
8
9
10 漏えい11 漏えい12
13 漏えい14 漏えい15 漏えい16 漏えい
合計

図 3

発生頻度
（／本）

備考

7.1E-08 小規模
7.1E-07 小規模
7.1E-09 大規模
1.0E-20 大規模

7.1E-12 小規模
7.1E-11 小規模
7.1E-13
1.0E-24
2.7E-08
2.7E-07

大規模
大規模
小規模
小規模

1.1E-06

ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ発生頻度算出用イベントツリー

添付 3.1.2.2−3−5

４．ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡの発生頻度
ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡの発生頻度は，以下の人的過誤を考慮したイベントツリーを作成し，人的過誤確率を分岐確率として与えて評価する。
ａ .Ｌ Ｐ Ｒ Ｍ 取 り 外 し 時・ドライチューブシール確保失敗
・ドライチューブシール確保失敗時の漏えい認知失敗
ｂ .ド レ ン ラ イ ン 取 り 付 け 失 敗
ｃ .Ｌ Ｐ Ｒ Ｍ 装 荷 時・ドライチューブシール確保失敗
・ドライチューブシール確保失敗時の漏えい認知失敗
ｄ .オ ペ フ ロ 側 操 作 誤 り
ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡの発生頻度を算出するためのイベント
ツリーを図 4 に示す。
図 4 より，ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡの 1 本当たりの発生頻度は
5.4E-7／ 本 と な る 。

ＬＰＲＭ取外しＬＰＲＭ交換

図 4

ドライ
チューブ
シール確保

シール
漏えい認知

ドレンライ
ン
取り付け

ＬＰＲＭ装荷
ドライ
チューブ
シール確保

シール
漏えい認知

オペフロ側
No
操作誤り

状態

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11

漏えい
漏えい
漏えい
漏えい
漏えい

7.1E-13
2.7E-07

合計

5.4E-07

発生頻度（／本）

ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ発生頻度算出用イベントツリー
添付 3.1.2.2−3−6

2.7E-07
7.1E-09

2.7E-11

５．ＬＯＣＡの発生頻度算出に使用する人的過誤
ＬＯＣＡの発生頻度算出に使用する人的過誤の考え方及び人的過誤確率を表 3 に示す。
冷却材流出の発生頻度算出に使用する人的過誤は，定検時の作業
員の点検・検査時に特徴的な過誤で，実績データは少ない。このため，現在までの経験や知見を工学的に判断し，作業員の過誤確率を設定した。

添付 3.1.2.2−3−7

表3ＬＯＣＡの発生頻度算出に使用する人的過誤の考え方及び人的過誤確率
人的過誤確率[／d]

人的過誤
No

人的過誤の
項目

人的過誤の特徴1

安全措置／安全対策に対する過誤

故障や誤操作との組合せでトラブルに至るために，過誤が摘出されにくい。

2

点検／確認／試験に対する過誤トラブルの摘出を念頭に実施される作業であるために，過誤が見逃される可能性がある。

3

機器組立／計器構成に対する過誤

系統や機器の機能回復に係るために，過誤は発生しにくい。

4

厳重な管理の下にある機器復旧に対する過誤復旧作業の失敗が直接過
大なトラブルに至るために，過誤が発生しないよう十分注意されている。

10

-1

10

Ａ

-2

10-3

Ｍ

10-4

10-5

10-6

Ｍ :1.0E-02
Ａ :2.7E-02
ＥＦ:10

添付 3.1.2.2−3−8

Ａ Ｍ

Ｍ :1.0E-04
Ａ :2.7E-04
ＥＦ:10

Ｍ :1.0E-05
Ａ :2.7E-05
ＥＦ:10

Ｍ :1.0E-03
Ａ :2.7E-03
ＥＦ:10
Ａ Ｍ

適用例

ＭＣＣ電源の遮断失敗
電動弁のラインナップ失敗

機器漏えいの認知失敗
漏えい試験の確認失敗

隔離弁の復旧失敗
流出部の隔離失敗
安全弁の設定ミス
Ａ Ｍ

隔離弁の開閉操作忘れ
リフトの復旧忘れ
ポンプの復旧失敗
ＣＲＤ／ＬＰＲＭの復旧
失敗
Ｍ ：メディアン値
Ａ ：平均値
ＥＦ：エラーファクタ添付資料 3.1.2.2−4
停止時のＬＯＣＡ発生頻度算出時の人的過誤の設定について

停止時のＬＯＣＡ発生頻度算出において対象となる人的過誤の確率については，ＴＨＥＲＰ手法（ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８）を参考にして以下のとおり設定した。

(1)

対象となる人的過誤の分類
停止時のＬＯＣＡ発生頻度算出において対象となる人的過誤を，
人的過誤の特徴により以下の 4 つに分類した。
ａ．安全措置／安全対策に対する過誤
当該作業の失敗のみではトラブルに至らない作業における過誤であり，下記のｂ．〜ｄ．に比べて過誤が見逃される可能性が高いと考えられる。
例：ＭＣＣ電源の遮断失敗，電動弁のラインナップ失敗
ｂ．点検／確認／試験に対する過誤
トラブルや不具合を確認する作業における過誤であり，下記のｃ．及びｄ．に比べて過誤が見逃される可能性が高いと考えられる。
例：機器漏えいの認知失敗，漏えい試験の確認失敗
ｃ．機器組立／計器校正に対する過誤
系統や機器の機能回復を確認する作業における過誤であり，
上記のａ．及びｂ．に比べて機器の状態確認が注意深く行われる。
例：隔離弁の復旧失敗，安全弁の設定ミス
ｄ．厳重な管理下における機器復旧に対する過誤添付 3.1.2.2−4−1

復旧作業の失敗が直接過大なトラブルに至る作業における過誤であり，厳重に管理されている。
例：隔離弁の開閉操作忘れ，リフトの復旧忘れ，ポンプの復旧失敗，ＣＲＤ／ＬＰＲＭの復旧失敗(2)

人的過誤確率の設定
ａ．厳重な管理下における機器復旧に対する人的過誤確率
人 的 過 誤 が 直 接 ト ラ ブ ル に 至 る 作 業 で の (1)ｄ ．「 厳 重 な 管 理
下における機器復旧に対する過誤」に対して，ＴＨＥＲＰ手法
を参考とし，表 1 に示すとおり人的過誤確率を設定した。
作 業 者 の 人 的 過 誤 確 率 に つ い て は ，(1)ｄ ．の 作 業 は 厳 重 な 管理体制とした上での作業となるため，ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２
７ ８ の Table20− 6（ 表 3）に お け る (2)「 特 別 な 定 期 的 な チ ェ ック 又 は 検 査 機 能 を 開 始 し た 状 態 」 の 人 的 過 誤 確 率 1×10 − ３ を 適用した。
チェック者による作業者のミスの検出失敗確率については，
Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ ／ Ｃ Ｒ − １ ２ ７ ８ の Table20− 22（ 表 4）に お け る (4)「計器による測定等の，積極的な関与を伴うチェック」のチェ
ッ ク 者 の ミ ス 検 出 失 敗 確 率 1×10 − ２ を 適 用 し た 。
ｂ．その他の人的過誤確率(1)ａ ． 〜 ｃ ． に つ い て は ， (1)ｄ ． で 厳 重 な 管 理 が な さ れ ると し て 設 定 し た 表 3 に お け る (2)の 人 的 過 誤 確 率 1×10 − ３ に 対 して ，表 3 に お け る (1)「 定 期 的 な 試 験 や 点 検 を 実 施 す る 場 合 」の
人 的 過 誤 確 率 1×10 − ２ が 1 桁 高 く な っ て い る こ と を 参 考 に ， それぞれ 1 桁ずつ高い人的過誤確率を設定した。
ｃ．エラーファクタ
添付 3.1.2.2−4−2エラーファクタについては，これらの人的過誤確率の持つ不確 実 性 を 考 慮 し ， 10 を 設 定 し た 。
上記のとおり評価した結果を表 2 に示す。

表 1
No

ａ

ｂ

ｃ

厳重な管理下における機器復旧に対する過誤

項目

中央値

特別な管理方法における作業者

1.0×10− ３
(ａ )

の人的過誤

チェック者による作業者のミス

1.0×10− ２
(ｂ )

の検出失敗
厳重な管理下における機器復旧

1.0×10− ５に対する過誤確率（ ａ ×ｂ ）表 2

人的過誤の特徴

安全措置／安全対策に対する過誤当該作業の失敗のみではト
ラブルに至らない作業におけ る 過 誤 で あ り ，下 記 の ｂ ．
〜ｄ．に比べて過誤が見逃される可能性が高いと考えられる。

ｂ

点検／確認／試
験に対する過誤

トラブルや不具合を確認する作業における過誤であり，下記のｃ．及びｄ．に比べて過誤が見逃される可能性が高いと考えられる。

ｃ

機器組立／計器
校正に対する過誤系統や機器の機能回復を確認する作業における過誤であり，上記のａ．及びｂ．
に比べて機器の状態確認が注意深く行われる。

厳重な管理下における機器復旧に対する過誤復旧作業の失敗が直接過大なトラブルに至る作業における過誤であり，厳重に管理されている。

ａｄ

表 3 に お け る (2)「 特 別 な 定 期 的 な チ ェ ッ
ク又 は検 査 機能 を 開始 した状 態」の人的 過誤確率を設定表 4 に お け る (4)「 計 器 に よ る 測 定 等 の ，積 極 的 な 関 与を 伴 う チ ェック 」の チ ェッ ク
者のミス検出失敗確率を設定
ａ及びｂより算出

停止時のＬＯＣＡ時に適用する人的過誤

人的過誤の
項目

No.

備考

中央値

ＥＦ

適用例

10

ＭＣＣ電源の遮断
失敗
電動弁のラインナ
ップ失敗

1.0×10− ３10

機器漏えいの認知失敗
漏えい試験の確認
失敗

1.0×10− ４

10隔離弁の復旧失敗
安全弁の設定ミス

10

隔離弁の開閉操作
忘れ
リフトの復旧忘れ
ポンプの復旧失敗
ＣＲＤ／ＬＰＲＭの復旧失敗

1.0×10− ２

1.0×10− ５

添付 3.1.2.2−4−3

表 3

Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ ／ Ｃ Ｒ − １ ２ ７ ８ Table20-6

添付 3.1.2.2−4−4

表 4

Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ ／ Ｃ Ｒ − １ ２ ７ ８ Table20-22

添付 3.1.2.2−4−5

添付資料 3.1.2.3−1
炉心損傷条件について

１．炉心損傷の判定条件及び評価条件(1)

炉心損傷の判定条件
本評価では炉心損傷の判定条件を次のとおり設定した。
・炉心燃料の燃料有効長頂部（ＴＡＦ）が露出した状態(2)

炉心損傷までの余裕時間評価における評価条件
炉心損傷の判定条件となるＴＡＦの露出までの余裕時間は，保有 水 量 や 崩 壊 熱 に 依 存 す る 。Ｐ Ｏ Ｓ ご と の 評 価 条 件 に つ い て ，表 1
に示す。
表 1

炉心損傷判定の評価条件

ＰＯＳ

原子炉水位

プール
ゲート

ＰＯＳ−Ｓ,Ａ ,Ｃ １ ,Ｃ ２ ,Ｄ

原子炉通常水位閉

ＰＯＳ−Ｂ１〜Ｂ６

原子炉ウェル満水

保有水量

開

評価対象
燃料

崩壊熱を考
慮する燃料

炉心燃料

炉心燃料

炉心燃料

炉心燃料
＋
ＳＦＰ内の
使用済燃料

２．冷却材の保有水量１．の評価条件における保有水量は，以下のとおり設定した。なお，保有水量の設定に使用した保有水量のエリア分割の概要は図 1に示すとおりである。
(1)

原子炉通常水位（ＰＯＳ−Ｓ，Ａ，Ｃ１，Ｃ２，Ｄ）
通常水位の場合の保有水量は，原子炉圧力容器底部から原子炉
通 常 水 位 ま で の 水 量（ a+b+c）と し た 。ま た ，崩 壊 熱 に よ り 蒸 発 す
る 水 量 は Ｔ Ａ Ｆ か ら 通 常 水 位 ま で の 水 量 （ c） を 考 慮 し た 。
添付 3.1.2.3−1−1

(2)原子炉ウェル満水（ＰＯＳ−Ｂ１〜Ｂ６）
原子炉ウェル満水時の場合の保有水量は，原子炉圧力容器底部
か ら 原 子 炉 ウ ェ ル 満 水 ま で の 水 量 （ a+b+c+d1+d2） と し た 。 ま た ，
崩壊熱により蒸発する水量はＴＡＦから原子炉ウェル満水までの水 量 （ c+d1+d2） を 考 慮 し た 。

上記の水量の設定は，評価対象を炉心又はＳＦＰいずれの燃料とした場合にも，表 2 に示すとおり保守的な条件となっている。

表 2
原子炉
水位

通常
水位

原子炉
ウェル
満水

プール
ゲート

閉

開

評価に使用する水量の範囲

設定した保有水量評価に使用する水量
対象
燃料

保有水量
(保 有 水 エ リ ア )現実的な水量対象
燃料

崩 壊熱 によ り水
温 が上 昇す る範
囲

炉心

炉心

崩 壊熱 によ り冷却 材 が 蒸 発・流 出
する範囲

炉心

炉心

崩 壊熱 によ り水
温 が上 昇す る範
囲

炉心

炉心
ＳＦＰ

崩 壊熱 によ り冷却 材 が 蒸 発・流 出
する範囲

炉心
炉心
ＳＦＰ

添付 3.1.2.3−1−2

保有水量(保 有 水 エ リ ア )ff

D/S ピ ッ ト 水は評価上考慮
していない

通常水位

燃 料 有 効 長 頂 部 （ TAF）

エリア分割保有水量エリアa

原子炉圧力容器底部から燃料有効長底部までb

燃料有効長底部から燃料有効長頂部までc

燃料有効長頂部から通常水位まで

d1

通常水位から原子炉圧力容器フランジまで

d2

原子炉圧力容器フランジから原子炉ウェル満
水水位まで

e

燃料プール底部から燃料有効長頂部まで

f'
f''

燃料有効長頂部から燃料プール通常水位まで

図 1

保有水のエリア分割概要図

添付 3.1.2.3−1−3

水 量 （ m３ ）

添付資料 3.1.2.3−2
崩壊熱除去機能喪失時の緩和操作のための余裕時間評価の前提条件について

崩壊熱除去機能喪失時の緩和操作のための余裕時間は，炉心及び使用済燃料プールで発生する崩壊熱及び冷却材の保有水量を基に評価している。余裕時間評価の前提条件を以下に示す。

(1)

崩壊熱
炉心及び使用済燃料プールで発生する崩壊熱は，「原子力発電所の停止状態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準（レベル
1PSA 編 ）：2010」指 定 の May-Witt の 式 を 使 用 し 評 価 し た 。各 Ｐ Ｏ Ｓ
における崩壊熱は，各ＰＯＳの開始時点を代表時間として評価し，ＰＯＳ期間中における崩壊熱の減衰は考慮していない。各ＰＯＳの代表時間における崩壊熱の評価結果を表 1 に示す。また，崩壊熱の評価においては，炉心及び使用済燃料プール内の燃料を以下のとおり想定している。
ａ．炉心
炉 心 の 燃 料 764 体 （ 100％ 炉 心 ） は ， 通 常 1 回 の 定 検 で 約 20〜
25％ 炉 心 の 燃 料 が 交 換 さ れ ， 発 電 機 解 列 時 点 で は 照 射 時 間 約 1 年〜 4 年 の 燃 料 が そ れ ぞ れ 約 20〜 25％ 炉 心 ず つ 装 荷 さ れ て い る が ，本ＰＲＡでは，保守的に全ての炉心燃料の照射時間を 4 年としている。また，燃料取替による照射燃料の燃料プールへの取出し及び新燃料の装荷は考慮していない。
ｂ．使用済燃料プール
使 用 済 燃 料 プ ー ル の 使 用 済 燃 料 貯 蔵 容 量 は 295％ 炉 心（ 2250 体 ）添付 3.1.2.3−2−1

で あ る 。本 Ｐ Ｒ Ａ で は ，1 炉 心 分 の 燃 料 を 除 い た 195％ 炉 心 分 の 燃料が使用済燃料プールに保管されているものとしている。また，
施 設 定 期 検 査 ご と に 約 20〜 25％ 炉 心 分 の 燃 料 が 交 換 さ れ る こ とを 考 慮 し ，使 用 済 燃 料 プ ー ル に は 冷 却 期 間 の 異 な る 25％ 炉 心 ず つの使用済燃料（照射時間 4 年）が保管されているとする（冷却期
間 1 年 〜 7 年 ： 各 25％ 炉 心 ， 冷 却 期 間 8 年 ： 20％ 炉 心 ）。

(2)

冷却材初期温度
冷却材の初期水温は，燃料交換作業や原子炉周りの機器の保守が行 え る 最 高 温 度 で あ る 52℃ と し て い る 。

(3)

冷却材の保有水量
冷 却 材 の 保 有 水 量 は ， 添 付 資 料 3.1.2.3− 1 に 示 す と お り で あ る 。

表 1

各ＰＯＳの代表時間における崩壊熱

ＰＯＳ

崩壊熱評価の
代表時間

崩壊熱
（ MW）

Ｓ

6 時間後

30.5

Ａ

1 日後

20.8

Ｂ１

3 日後

14.4

Ｂ２

8 日後

8.9

Ｂ３

11 日 後7.7

Ｂ４

25 日 後5.6

Ｂ５

33 日 後5.0

Ｂ６

45 日 後4.5

Ｃ１

58 日 後3.3

Ｃ２

66 日 後3.1

Ｄ

75 日 後2.9

添付 3.1.2.3−2−2

添付資料 3.1.2.3−3
ＬＯＣＡにおける余裕時間の評価について

本ＰＲＡでは，冷却材流出に係る起因事象としてＲＨＲ切替時のＬ
ＯＣＡ，ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ，ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ及びＬ
ＰＲＭ点検時のＬＯＣＡを選定している。このうち，ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ及びＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡについては，現場作業に伴う人的過誤により発生する事象であるため，作業員が冷却材流出の認知に失敗することは想定し難いことから，認知失敗を評価するための余裕時間は設定していない。
ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ及びＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ各事象における余裕時間を表 1 に示す。停止時のＬＯＣＡにおける余裕時間は，冷却材の流出流量及び保有水量から，炉心内の燃料が露出するまでの時間としている。
表 1 より，原子炉水位が通常水位の場合のＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ
及びＣＵＷブロー時のＬＯＣＡについては，燃料が露出するまでの時
間 は 3.5 時 間 あ る こ と か ら ， 緩 和 設 備 作 動 ま で の 余 裕 時 間 を 3 時 間 としている。
また，原子炉水位がウェル満水の場合のＲＨＲ切替時のＬＯＣＡについては，原子炉ウェル満水状態では保有水量が多いため，燃料露出
ま で の 時 間 は 22.7 時 間 と 長 い 。こ の た め ，冷 却 材 流 出 の 認 知 に 失 敗 す
ることは想像し難いことから，認知失敗を評価するための余裕時間は設定していない。

添付 3.1.2.3−3−1

表 1
起因事象

冷却材流出時の燃料露出までの時間

ＴＡＦまで
の保有水量
（ m３ ）

冷却材流出
流量（ m３ ／ h）

燃料露出までの 時 間 （ h）

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ

ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ

添付 3.1.2.3−3−2

備考

3 .5

通常水位

22 .7

原子炉ウェル満水

3 .5

通常水位

添付資料 3.1.2.3−4
炉心損傷防止に必要な安全機能の考え方について(1)

炉心損傷の判定条件
本ＰＲＡでは，炉心損傷の判定条件を次のとおり設定している。
・炉心燃料の燃料有効長頂部（ＴＡＦ）が露出した状態(2)

炉心損傷防止に必要な安全機能
各起因事象において炉心損傷防止に必要な安全機能は以下のとおりである。
ａ．崩壊熱除去失敗（残留熱除去系の故障及び外部電源喪失）
崩壊熱除去失敗に係る起因事象に対して，炉心損傷防止に必要な安全機能を表 1 に示す。

表1
ＰＯＳ
ＲＰＶの状態
ＰＣＶの状態

炉心損傷防止に必要な安全機能（崩壊熱除去失敗）

Ｓ
閉鎖
開放
除熱機能

Ａ
閉鎖〜開放
開放
除熱機能

Ｂ
開放
開放
除熱機能

Ｃ
開放〜閉鎖
開放 ※１
除熱機能

Ｄ
閉鎖
閉鎖
除熱機能
注水機能
必要な
注水機能
減圧機能
注水機能
注水機能
安全機能
注水機能
減圧機能 ※２
ＰＣＶ除熱
減圧機能
減圧機能 ※２機能※1 格納容器漏えい率検査のため，ＰＣＶは一時的に閉鎖されるが，この期間は短期間であり，崩壊熱量も小さいため，ＰＣＶ開放状態で代表させた。
※2 ＲＰＶが閉鎖されている期間のみ。

ＲＰＶが閉鎖されている状態（ＰＯＳ−Ｓ，ＰＯＳ−Ａ，ＰＯＳ−Ｃ
及びＰＯＳ−Ｄ）においては，崩壊熱除去失敗時に冷却材温度が 100℃に到達後，水蒸気によりＲＰＶが加圧されると，原子炉減圧が必要となる。

添付 3.1.2.3−4−1

原子炉減圧に失敗する要因として，ＳＲＶの機械的故障と運転員によるＳＲＶ開操作失敗があるが，ＳＲＶの機械的故障については 18 弁の全弁が作動に失敗する確率は無視できるほど小さい。また，原子炉水位がＴＡＦに到達するまでの余裕時間が出力運転時に比べて十分長い（ＰＯＳ−Ｓの大気圧条件におけるＴＡＦ到達までの余裕時間は 3.9 時間）ことを踏まえると，運転員によるＳＲＶ開操作失敗確率は十分小さい。
そのため，本ＰＲＡでは，ＲＰＶが閉鎖されている期間においても，減圧機能はモデル化していない。
また，ＰＣＶが閉鎖されている状態（ＰＯＳ−Ｄ）においては，崩壊
熱除去失敗時にＳＲＶを介してＳ／Ｃに流入した蒸気によりＳ／Ｐ温度が上昇する。
しかし，ＰＯＳ−Ｄでは崩壊熱が停止直後の 1／10 以下まで低下しており，Ｓ／Ｐ水温の上昇が緩やかであるため，除熱操作までの時間余裕は十分長いことから，運転員による操作失敗確率は十分小さい。
そのため，本ＰＲＡではＰＣＶが閉鎖されている期間においても，ＰＣＶ除熱機能はモデル化していない。
以上より，崩壊熱除去失敗時の炉心損傷防止に必要な安全機能として，除熱機能又は注水機能のみをモデル化している。

ｂ．原子炉冷却材の流出
原子炉冷却材喪失に係る起因事象に対して，炉心損傷防止に必要な安全機能を表 2 に示す。

添付 3.1.2.3−4−2

表2

炉心損傷防止に必要な安全機能（原子炉冷却材喪失）

ＰＯＳ
Ｓ
Ａ
Ｂ
Ｃ
Ｄ
ＲＰＶの状態
閉鎖
閉鎖〜開放
開放
開放〜閉鎖
閉鎖
ＰＣＶの状態
開放
開放
開放
開放 ※１
閉鎖
必要な
注水機能
注水機能
注水機能
注水機能
注水機能
安全機能
除熱機能
※1 格納容器漏えい率検査のため，ＰＣＶは一時的に閉鎖されるが，この期間は短期間であり，崩壊熱量も小さいため，ＰＣＶ開放状態で代表させた。

プラント停止期間においては，原子炉冷却材の圧力・温度は低いため，
ＰＣＶが閉鎖されている期間においても，原子炉冷却材の流出によるＰ
ＣＶ圧力・温度の上昇は限定的である。そのため，本ＰＲＡでは原子炉
冷却材流出時の炉心損傷防止に必要な安全機能として，注水機能のみをモデル化している。

添付 3.1.2.3−4−3

添付資料 3.1.2.4−1

内部事象停止時レベル１ＰＲＡ
イベントツリー集

目

1.

2.

次

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー
図 1−1

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ）

図 1-2

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ）

図 1−3

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１）

図 1−4

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２）

図 1−5

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３）

図 1−6

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４）

図 1−7

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５）

図 1−8

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６）

図 1−9

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１）

図 1−10

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２）

図 1−11

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ）

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー
図 2−1

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ）

図 2−2

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ）

図 2−3

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１）

図 2−4

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２）

図 2−5

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３）

図 2−6

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４）

図 2−7

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５）

図 2−8

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６）
目−1

3.

図 2−9

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１）

図 2−10ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２）

図 2−11ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ）

外部電源喪失に対するイベントツリー
3.1

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ）

図 3.1−1

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ）

図 3.1−2

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ（ＤＧ−２
Ｃ，２Ｄ確保））図 3.1−3

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ（ＤＧ−２
Ｃ確保，２Ｄ失敗））

図 3.1−4

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ（ＤＧ−２
Ｃ失敗，２Ｄ確保））

図 3.1−5

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ（ＤＧ−２
Ｃ，２Ｄ失敗））図 3.1−6

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ（直流電源
喪失））

3.2

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ）

図 3.2−1

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ）

図 3.2−2

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ（ＤＧ−２
Ｃ，２Ｄ確保））図 3.2−3

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ（ＤＧ−２
Ｃ確保，２Ｄ失敗））

図 3.2−4

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ（ＤＧ−２
Ｃ失敗，２Ｄ確保））目−2

図 3.2−5

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ（ＤＧ−２
Ｃ，２Ｄ失敗））図 3.2−6

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ（直流電源
喪失））

3.3

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１）

図 3.3−1

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１）

図 3.3−2

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ確保））

図 3.3−3

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１（ＤＧ−
２Ｃ確保，２Ｄ失敗））

図 3.3−4

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１（ＤＧ−
２Ｃ失敗，２Ｄ確保））

図 3.3−5

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ失敗））

図 3.3−6

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１（直流電
源喪失））

3.4

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２）

図 3.4−1

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２）

図 3.4−2

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ確保））

図 3.4−3

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２（ＤＧ−
２Ｃ確保，２Ｄ失敗））

図 3.4−4

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２（ＤＧ−
２Ｃ失敗，２Ｄ確保））

図 3.4−5

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２（ＤＧ−目−3２Ｃ，２Ｄ失敗））
図 3.4−6

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２（直流電
源喪失））

3.5

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３）

図 3.5−1

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３）

図 3.5−2

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ確保））

図 3.5−3

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３（ＤＧ−
２Ｃ確保，２Ｄ失敗））

図 3.5−4

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３（ＤＧ−
２Ｃ失敗，２Ｄ確保））

図 3.5−5

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ失敗））

図 3.5−6

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３（直流電
源喪失））

3.6

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４）

図 3.6−1

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４）

図 3.6−2

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ確保））

図 3.6−3

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４（ＤＧ−
２Ｃ確保，２Ｄ失敗））

図 3.6−4

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４（ＤＧ−
２Ｃ失敗，２Ｄ確保））

図 3.6−5

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ失敗））目−4

図 3.6−6

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４（直流電
源喪失））

3.7

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５）

図 3.7−1

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５）

図 3.7−2

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ確保））

図 3.7−3

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５（ＤＧ−
２Ｃ確保，２Ｄ失敗））

図 3.7−4

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５（ＤＧ−
２Ｃ失敗，２Ｄ確保））

図 3.7−5

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ失敗））

図 3.7−6

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５（直流電
源喪失））

3.8

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６）

図 3.8−1

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６）

図 3.8−2

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ確保））

図 3.8−3

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６（ＤＧ−
２Ｃ確保，２Ｄ失敗））

図 3.8−4

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６（ＤＧ−
２Ｃ失敗，２Ｄ確保））

図 3.8−5

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ失敗））

図 3.8−6

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６（直流電目−5源喪失））
3.9

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１）

図 3.9−1

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１）

図 3.9−2

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ確保））

図 3.9−3

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１（ＤＧ−
２Ｃ確保，２Ｄ失敗））

図 3.9−4

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１（ＤＧ−
２Ｃ失敗，２Ｄ確保））

図 3.9−5

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ失敗））

図 3.9−6

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１（直流電
源喪失））

3.10

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２）

図 3.10−1

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２）

図 3.10−2

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ確保））

図 3.10−3

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２（ＤＧ−２Ｃ確保，２Ｄ失敗））

図 3.10−4

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ確保））

図 3.10−5

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗））

図 3.10−6

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２（直流電源喪失））目−63.11

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ）

図 3.11−1

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ）

図 3.11−2

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ確保））

図 3.11−3

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ（ＤＧ−
２Ｃ確保，２Ｄ失敗））

図 3.11−4

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ（ＤＧ−
２Ｃ失敗，２Ｄ確保））

図 3.11−5

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ失敗））

図 3.11−6

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ（直流電
源喪失））

4.

原子炉冷却材の喪失に対するイベントツリー
図 4−1

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｂ２）

図 4−2

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｂ５）

図 4−3

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｃ２）

図 4−4

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｄ）

図 4−5

ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｃ１）

図 4−6

ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｄ）

図 4−7

ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｂ２）

図 4−8

ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｂ２）目−7

RHR喪失(POS-S)ERH

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

添付 3.1.2.4−1−1

図 1−1
RHR喪失
(POS-A)ERH

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

図 1−2

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

5.6E-05
4.9E-07
1.8E-09
5.4E-122.0E-14
1.4E-16
2.1E-14

合計値

2.1E-14

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

1.1E-04
9.5E-07
3.5E-09
0.0E+00
1.1E-11
7.2E-14
4.7E-14

合計値

4.7E-14

備考

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ）
LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ）

備考

RHR喪失(POS-B1)
ERH

待機RHR起動

待機LPCI起動

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

RHR

LPCI

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

図 1−3
添付 3.1.2.4−1−2

RHR喪失(POS-B2)
ERH

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

図 1−4

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
2.8E-04
2.2E-07

合計値

2.2E-07

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
1.7E-04
1.4E-07

合計値

1.4E-07

備考

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１）

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２）

備考

RHR喪失(POS-B3)
ERH

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

添付 3.1.2.4−1−3

図 1−5
RHR喪失
(POS-B4)ERH

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

図 1−6

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
7.9E-04
6.3E-07

合計値

6.3E-07

備考

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３）

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

4.5E-04
3.9E-06
1.4E-08
0.0E+00
5.2E-11
3.5E-13
2.2E-12

合計値

2.2E-12

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４）

備考

RHR喪失(POS-B5)
ERH

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

添付 3.1.2.4−1−4

図 1−7
RHR喪失
(POS-B6)
ERH

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

図 1−8

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

0.0E+00
0.0E+00
6.8E-04
0.0E+00
2.0E-06
1.4E-08
1.5E-11

合計値

1.5E-11

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

7.2E-04
6.3E-06
2.3E-087.0E-11
2.6E-13
1.8E-15
2.8E-13

合計値

2.8E-13

備考

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５）

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６）

備考

RHR喪失(POS-C1)ERH

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

添付 3.1.2.4−1−5

図 1−9

RHR喪失
(POS-C2)ERH

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

図 1−10LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

4.5E-04
3.9E-06
1.4E-08
4.3E-11
1.6E-13
1.1E-15
1.7E-13

合計値

1.7E-13

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

0.0E+00
0.0E+00
5.1E-04
1.8E-06
5.7E-09
3.9E-11
2.2E-12

合計値

2.2E-12

備考

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１）

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２）

備考

RHR喪失(POS-D)ERH

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

添付 3.1.2.4−1−6

図 1−11LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

4.0E-04
3.5E-06
1.3E-08
3.9E-11
1.4E-13
9.8E-16
1.5E-13

合計値

1.5E-13

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ）

備考

RHRS喪失(POS-S)ERS

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

添付 3.1.2.4−1−7

図 2−1
RHRS喪失（POS-A)ERS

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

図 2−2

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

7.0E-06
6.2E-08
0.0E+00
2.3E-10
8.4E-13
5.8E-15
3.5E-14

合計値

3.5E-14

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

1.4E-05
1.2E-07
0.0E+00
0.0E+00
4.5E-10
3.1E-12
2.6E-13

合計値

2.6E-13

備考

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ）

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ）

備考

RHRS喪失(POS-B1)ERS

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

添付 3.1.2.4−1−8

図 2−3
RHRS喪失(POS-B2)ERS

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

図 2−4

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
3.5E-05
2.8E-08

合計値

2.8E-08

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
2.1E-05
1.7E-08

合計値

1.7E-08

備考

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１）

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２）

備考

RHRS喪失(POS-B3)ERS

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

添付 3.1.2.4−1−9

図 2−5
RHRS喪失(POS-B4)ERS

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

図 2−6

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
9.9E-05
7.9E-08

合計値

7.9E-08

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

5.6E-05
4.9E-07
1.8E-09
0.0E+00
6.4E-12
4.4E-14
2.8E-13

合計値

2.8E-13

備考

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３）

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４）

備考

RHRS喪失(POS-B5)ERS

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

添付 3.1.2.4−1−10

図 2−7
RHRS喪失(POS-B6)ERS

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

図 2−8

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
8.4E-05
5.8E-07
6.3E-10

合計値

6.3E-10

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

9.1E-05
8.0E-07
0.0E+00
3.0E-09
1.1E-11
7.5E-14
4.6E-13

合計値

4.6E-13

備考

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５）

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６）

備考

RHRS喪失(POS-C1)ERS

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

図 2−9
添付 3.1.2.4−1−11

RHRS喪失(POS-C2)ERS

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

図 2−10LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

5.6E-05
4.9E-07
0.0E+00
1.8E-09
6.6E-12
4.5E-14
2.8E-13

合計値

2.8E-13

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

0.0E+00
0.0E+00
6.4E-05
0.0E+00
2.3E-07
1.6E-09
2.0E-12

合計値

2.0E-12

備考

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１）

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２）

備考

RHRS喪失(POS-D)ERS

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

添付 3.1.2.4−1−12

図 2−11LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

4.9E-05
4.3E-07
0.0E+00
1.6E-09
5.8E-124.0E-14
2.5E-13

合計値

2.5E-13ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ）

備考外部電源喪失(POS-S)
ELOP

DC喪失 BTCCF
DC

DG-HPCSから
の受電失敗
DGH

図 3.1−1
添付 3.1.2.4−1−13

DG-2C及びDG-2D確保(POS-S)TE2

D/G-2C起動

D/G-2D起動

DGC

DGD

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1-9
10 - 15
16 - 21
22 - 23
24 - 25
26

TE2へ
TE3へ
TE4へ
TE5へ
TE6へ
TB

2.6E-14

合計値

2.6E-14

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ）

RHR-A

RHR-B

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WAPD

WBPD

LPCSPD

LPCIA

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

図 3.1−2

備考

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

TW

2.5E-05
2.1E-07
2.5E-09
8.0E-12
3.2E-14
1.2E-16
4.3E-19
5.2E-21
6.9E-15

合計値

6.9E-15

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ確保）

備考

DG-2C確保(POS-S)TE3

図 3.1−3添付 3.1.2.4−1−14

DG-2D確保(POS-S)TE4

図 3.1−4

RHR-A

LPCS

LPCI-A

HPCS

MUWC

WAPD

LPCSPD

LPCIA

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

10
11
12
13
14
15

TW

1.6E-07
1.0E-09
3.3E-12
1.3E-14
1.6E-16
1.3E-15

合計値

1.3E-15

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ）（ＤＧ−２Ｃ確保，２Ｄ失敗）
RHR-B

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WBPD

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

16
17
18
19
20
21

TW

0.0E+00
1.6E-07
5.8E-10
2.1E-12
2.6E-14
3.1E-15

合計値

3.1E-15

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ）（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ確保）

ACなし(POS-S)TE5

図 3.1−5

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

22
23

TB

9.6E-10
3.7E-10

合計値

3.7E-10

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−15

AC及びDCなし(POS-S)TE6

図 3.1−6

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

24
25

TB

4.2E-12
2.5E-14

合計値

2.5E-14

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ）（直流電源喪失）

外部電源喪失(POS-A)
ELOP

DC喪失 BTCCF
DC

DG-HPCSから
D/G-2C起動
の受電失敗
DGH
DGC

図 3.2−1
添付 3.1.2.4−1−16

DG-2C及びDG-2D確保 RHR-A(POS-A)TE2
WAPD

図 3.2−2

D/G-2D起動

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1-9
10 - 15
16 - 21
22 - 23
24 - 25
26

TE2へ
TE3へ
TE4へ
TE5へ
TE6へ
TB

5.2E-14

合計値

5.2E-14

備考

DGD

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ）

RHR-B

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WBPD

LPCSPD

LPCIA

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

TW

5.1E-05
4.2E-07
4.9E-09
1.6E-11
6.4E-140.0E+00
2.4E-16
2.8E-18
1.4E-14

合計値

1.4E-14

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ確保）

備考

DG-2C確保(POS-A)TE3

図 3.2−3添付 3.1.2.4−1−17

DG-2D確保(POS-A)TE4

図 3.2−4

RHR-A

LPCS

LPCI-A

HPCS

MUWC

WAPD

LPCSPD

LPCIA

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

10
11
12
13
14
15

TW

3.1E-07
2.1E-09
6.7E-122.7E-14
3.2E-16
2.5E-15

合計値

2.5E-15

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ）（ＤＧ−２Ｃ確保，２Ｄ失敗）
RHR-B

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WBPD

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

16
17
18
19
20
21

TW

0.0E+00
3.2E-07
0.0E+00
1.2E-09
1.4E-11
3.7E-14

合計値

3.7E-14

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ）（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ確保）

ACなし(POS-A)TE5

図 3.2−5

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

22
23

TB

1.9E-09
7.3E-10

合計値

7.3E-10

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−18

AC及びDCなし(POS-A)TE6

図 3.2−6

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

24
25

TB

8.5E-12
5.1E-14

合計値

5.1E-14

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ）（直流電源喪失）

外部電源喪失(POS-B1)
ELOP

DC喪失 BT- DG-HPCSから
D/G-2C起動
CCF
の受電失敗
DC
DGH
DGC

図 3.3−1
添付 3.1.2.4−1−19

DG-2C及びDG-2D確保(POS-B1)
TE2

D/G-2D起動

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1-9
10 - 15
16 - 21
22 - 23
24 - 25
26

TE2へ
TE3へ
TE4へ
TE5へ
TE6へ
TB

2.2E-11

合計値

2.2E-11

DGD

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１）

RHR-A

RHR-B

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WAPD

WBPD

LPCSPD

LPCIA

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

図 3.3−2

備考

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00

合計値

0.0E+00

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ確保）

備考

DG-2C確保
RHR-A(POS-B1)
TE3
WAPD

図 3.3−3

LPCI-A

HPCS

MUWC

LPCSPD

LPCIA

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

10
11
12
13
14
15

TW

1.3E-04
0.0E+00
8.4E-07
0.0E+00
3.4E-09
4.9E-10

合計値

4.9E-10

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１）（ＤＧ−２Ｃ確保，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−20

DG-2D確保
RHR-B(POS-B1)TE4WBPD

図 3.3−4

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

16
17
18
19
20
21

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00

合計値

0.0E+00

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１）（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ確保）

ACなし(POS-B1)TE5

図 3.3−5

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

22
23

TB

0.0E+00
8.0E-07

合計値

8.0E-07

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−21

AC及びDCなし(POS-B1)
TE6

図 3.3−6

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

24
25

TB

0.0E+00
0.0E+00

合計値

0.0E+00

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１）（直流電源喪失）

外部電源喪失(POS-B2)
ELOP

DC喪失 BTCCF
DC

図 3.4−1
添付 3.1.2.4−1−22

DG-2C及びDG-2D確保 RHR-A(POS-B2)
TE2
WAPD

図 3.4−2

DG-HPCSから
D/G-2C起動
の受電失敗
DGH
DGC

D/G-2D起動

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1-9
10 - 15
16 - 21
22 - 23
24 - 25
26

TE2へ
TE3へ
TE4へ
TE5へ
TE6へ
TB

1.3E-11

合計値

1.3E-11

備考

DGD

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２）

RHR-B

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WBPD

LPCSPD

LPCIA

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00

合計値

0.0E+00

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ確保）

備考

DG-2C確保(POS-B2)
TE3

図 3.4−3

LPCS

LPCI-A

HPCS

MUWC

WAPD

LPCSPD

LPCIA

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

10
11
12
13
14
15

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00

合計値

0.0E+00

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２）（ＤＧ−２Ｃ確保，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−23

DG-2D確保(POS-B2)TE4

図 3.4−4

RHR-A

RHR-B

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WBPD

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

16
17
18
19
20
21

TW

0.0E+00
7.6E-05
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
3.1E-07

合計値

3.1E-07

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２）（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ確保）

ACなし(POS-B2)TE5

図 3.4−5

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

22
23

TB

0.0E+00
4.7E-07

合計値

4.7E-07

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−24

AC及びDCなし(POS-B2)TE6

図 3.4−6

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

24
25

TB

0.0E+00
0.0E+00

合計値

0.0E+00

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２）（直流電源喪失）

外部電源喪失(POS-3B)
ELOP

DC喪失 BT- DG-HPCSから
D/G-2C起動
CCF
の受電失敗
DC
DGH
DGC

図 3.5−1
添付 3.1.2.4−1−25

DG-2C及びDG-2D確保(POS-B3)
TE2

D/G-2D起動

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1-9
10 - 15
16 - 21
22 - 23
24 - 25
26

TE2へ
TE3へ
TE4へ
TE5へ
TE6へ
TB

6.0E-11

合計値

6.0E-11

DGD

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３）

RHR-A

RHR-B

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WAPD

WBPD

LPCSPD

LPCIA

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

図 3.5−2

備考

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00

合計値

0.0E+00

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ確保）

備考

DG-2C確保
RHR-A(POS-B3)TE3
WAPD

図 3.5−3

LPCI-A

HPCS

MUWC

LPCSPD

LPCIA

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

10
11
12
13
14
15

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00

合計値

0.0E+00

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３）（ＤＧ−２Ｃ確保，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−26

DG-2D確保(POS-B3)TE4

図 3.5−4

LPCS

RHR-B

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WBPD

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

16
17
18
19
20
21

TW

0.0E+00
3.6E-04
0.0E+00
0.0E+00
1.4E-06
3.4E-09

合計値

3.4E-09

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３）（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ確保）

ACなし(POS-B3)TE5

図 3.5−5

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

22
23

TB

0.0E+00
2.2E-06

合計値

2.2E-06

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−27

AC及びDCなし(POS-B3)TE6

図 3.5−6

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

24
25

TB

0.0E+00
0.0E+00

合計値

0.0E+00

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３）（直流電源喪失）

外部電源喪失 DC喪失 BT- DG-HPCSから
D/G-2C起動 D/G-2D起動(POS-B4)
CCF
の受電失敗
ELOP
DC
DGH
DGC
DGD

図 3.6−1
添付 3.1.2.4−1−28

DG-2C及びDG-2D確保 RHR-A(POS-B4)TE2
WAPD

図 3.6−2

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1-9
10 - 15
16 - 21
22 - 23
24 - 25
26

TE2へ
TE3へ
TE4へ
TE5へ
TE6へ
TB

2.1E-13

合計値

2.1E-13

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４）

RHR-B

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WBPD

LPCSPD

LPCIA

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

TW

2.1E-04
2.4E-06
2.0E-08
7.1E-11
2.6E-13
0.0E+00
1.0E-15
1.3E-17
5.8E-14

合計値

5.8E-14

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ確保）

備考

DG-2C確保
RHR-A(POS-B4)TE3
WAPD

図 3.6−3

LPCI-A

HPCS

MUWC

LPCSPD

LPCIA

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

10
11
12
13
14
15

TW

1.3E-06
1.3E-08
4.6E-11
1.7E-132.0E-15
2.4E-14

合計値

2.4E-14

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４）（ＤＧ−２Ｃ確保，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−29

DG-2D確保(POS-B4)TE4

図 3.6−4

LPCS

RHR-B

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WBPD

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

16
17
18
19
20
21

TW

0.0E+00
1.3E-06
0.0E+00
5.1E-09
6.1E-11
1.5E-13

合計値

1.5E-13

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４）（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ確保）

ACなし(POS-B4)TE5

図 3.6−5

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

22
23

TB

7.8E-09
3.0E-09

合計値

3.0E-09

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−30

AC及びDCなし(POS-B4)TE6

図 3.6−6

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

24
25

TB

3.4E-11
2.1E-13

合計値

2.1E-13

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４）（直流電源喪失）

外部電源喪失(POS-B5)
ELOP

DC喪失 BT- DG-HPCSか
D/G-2C起動
CCF
らの受電失敗DC
DGH
DGC

図 3.7−1

最終状態

発生頻度（／POS）

1-9
10 - 15
16 - 21
22 - 23
24 - 25
26

TE2へ
TE3へ
TE4へ
TE5へ
TE6へ
TB

3.1E-13

合計値

3.1E-13

備考

DGD

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５）

添付 3.1.2.4−1−31

DG-2C及びDG-2D確保 RHR-A RHR-B LPCS LPCI-A LPCI-B LPCI-C HPCS
(POS-B5)
LPCSP
LPCICPTE2
WAPD WBPDLPCIA LPCIB
HPCS
D
D

図 3.7−2

No.

D/G-2D起動

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

TW

3.0E-04
0.0E+00
2.5E-06
8.1E-09
0.0E+00
0.0E+00
3.2E-11
3.9E-13
9.3E-13

合計値

9.3E-13

備考

MUWC

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ確保）

DG-2C確保
RHR-A(POS-B5)
TE3
WAPD

図 3.7−3

LPCI-A

HPCS

MUWC

LPCSPD

LPCIA

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

10
11
12
13
14
15

TW

1.9E-06
1.2E-08
4.0E-11
1.6E-13
1.9E-15
1.6E-14

合計値

1.6E-14

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５）（ＤＧ−２Ｃ確保，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−32

DG-2D確保(POS-B5)TE4

図 3.7−4

LPCS

RHR-B

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WBPD

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

16
17
18
19
20
21

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
1.9E-06
2.2E-08
5.6E-11

合計値

5.6E-11

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５）（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ確保）

ACなし(POS-B5)TE5図 3.7−5

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

22
23

TB

1.1E-08
4.4E-09

合計値

4.4E-09

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−33

AC及びDCなし(POS-B5)TE6

図 3.7−6

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

24
25

TB

5.1E-11
3.0E-13

合計値

3.0E-13

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５）（直流電源喪失）

外部電源喪失 DC喪失 BT- DG-HPCSから
D/G-2C起動(POS-B6)
CCF
の受電失敗
ELOP
DC
DGH
DGC

図 3.8−1
添付 3.1.2.4−1−34

DG-2C及びDG-2D確保(POS-B6)
TE2

D/G-2D起動

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1-9
10 - 15
16 - 21
22 - 23
24 - 25
26

TE2へ
TE3へ
TE4へ
TE5へ
TE6へ
TB

3.3E-13

合計値

3.3E-13

DGD

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６）

RHR-A

RHR-B

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WAPD

WBPD

LPCSPD

LPCIA

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

図 3.8−2

備考

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

TW

3.2E-04
2.6E-06
3.1E-08
1.0E-10
4.1E-13
1.5E-15
5.5E-18
6.6E-20
8.8E-14

合計値

8.8E-14

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ確保）

備考

DG-2C確保(POS-B6)TE3

図 3.8−3

LPCS

LPCI-A

HPCS

MUWC

WAPD

LPCSPD

LPCIA

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

10
11
12
13
14
15

TW

2.0E-06
1.3E-08
4.2E-11
1.7E-132.0E-15
1.6E-14

合計値

1.6E-14

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６）（ＤＧ−２Ｃ確保，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−35

DG-2D確保(POS-B6)TE4

図 3.8−4

RHR-A

RHR-B

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WBPD

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

16
17
18
19
20
21

TW

0.0E+00
2.0E-06
7.4E-09
2.7E-11
3.2E-13
3.9E-14

合計値

3.9E-14

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６）（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ確保）

ACなし(POS-B6)TE5

図 3.8−5

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

22
23

TB

1.2E-08
4.7E-09

合計値

4.7E-09

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−36

AC及びDCなし(POS-B6)TE6

図 3.8−6

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

24
25

TB

5.4E-11
3.2E-13

合計値

3.2E-13

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６）（直流電源喪失）

外部電源喪失 DC喪失 BT- DG-HPCSから
D/G-2C起動 D/G-2D起動(POS-C1)
CCF
の受電失敗
ELOP
DC
DGH
DGC
DGD

図 3.9−1

最終状態

発生頻度（／POS）

1-9
10 - 15
16 - 21
22 - 23
24 - 25
26

TE2へ
TE3へ
TE4へ
TE5へ
TE6へ
TB

2.1E-13

合計値

2.1E-13

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１）

添付 3.1.2.4−1−37

DG-2C及びDG-2D確保 RHR-A RHR-B LPCS LPCI-A LPCI-B LPCI-C HPCS
(POS-C1)TE2WAPD WBPD LPCSP LPCIA LPCIB LPCICP HPCS

図 3.9−2

No.

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

TW

2.1E-04
1.7E-06
2.0E-08
6.5E-11
2.6E-13
9.6E-16
3.5E-18
4.2E-20
5.6E-14

合計値

5.6E-14

備考

MUWC

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ確保）

DG-2C確保(POSC-1)
TE3

図 3.9−3

RHR-A

LPCS

LPCI-A

HPCS

MUWC

WAPD

LPCSPD

LPCIA

HPCS

MUWC

最終状態

発生頻度
（／POS）

10
11
12
13
14
15

TW

1.3E-06
8.3E-09
2.7E-11
1.1E-13
1.3E-15
1.0E-14

合計値

1.0E-14

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１）（ＤＧ−２Ｃ確保，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−38

DG-2D確保
RHR-B(POS-C1)TE4WBPD

図 3.9−4No.

LPCI-B LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCIB

HPCS

MUWC

LPCICP

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

16
17
18
19
20
21

TW

0.0E+00
1.3E-06
4.7E-09
1.7E-11
2.1E-13
2.5E-14

合計値

2.5E-14

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１）（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ確保）

ACなし(POS-C1)
TE5

図 3.9−5

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

22
23

TB

7.8E-09
3.0E-09

合計値

3.0E-09

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−39

AC及びDCなし(POS-C1)TE6

図 3.9−6

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

24
25

TB

3.4E-11
2.1E-13

合計値

2.1E-13

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１）（直流電源喪失）

外部電源喪失(POS-C2)ELOP

DC喪失 BTCCF
DC

図 3.10−1

DG-HPCSから
D/G-2C起動 D/G-2D起動
の受電失敗
DGH
DGC
DGD

最終状態

発生頻度
（／POS）

1-9
10 - 15
16 - 21
22 - 23
24 - 25
26

TE2へ
TE3へ
TE4へ
TE5へ
TE6へ
TB

3.8E-11

合計値

3.8E-11

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２）

添付 3.1.2.4−1−40

DG-2C及びDG-2D確保 RHR-A RHR-B LPCS LPCI-A LPCI-B LPCI-C HPCS
(POS-C2)
LPCSP
LPCICPTE2
WAPD WBPDLPCIA LPCIB
HPCS
D
D

図 3.10−2

No.

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

TW

0.0E+00
2.3E-04
1.9E-06
0.0E+00
6.7E-09
2.7E-110.0E+00
9.0E-14
4.3E-12

合計値

4.3E-12

備考

MUWC

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ確保）

DG-2C確保
RHR-A LPCS LPCI-A(POS-C2)TE3WAPD LPCSP LPCIA

図 3.10−3

MUWC

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

10
11
12
13
14
15

TW

0.0E+00
1.4E-06
0.0E+00
0.0E+00
5.0E-09
1.2E-11

合計値

1.2E-11

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２）（ＤＧ−２Ｃ確保，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−41

DG-2D確保(POS-C2)
TE4

図 3.10−4

HPCS

RHR-B

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WBPD

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

16
17
18
19
20
21

TW

0.0E+00
1.4E-06
5.6E-09
0.0E+00
1.9E-11
9.3E-13

合計値

9.3E-13

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２）（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ確保）

ACなし(POS-C2)
TE5

図 3.10−5

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

22
23

TB

0.0E+00
3.8E-08

合計値

3.8E-08

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−42

AC及びDCなし(POS-C2)
TE6

図 3.10−6

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

24
25

TB

0.0E+00
0.0E+00

合計値

0.0E+00

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２）（直流電源喪失）

外部電源喪失 DC喪失 BT- DG-HPCSから
D/G-2C起動 D/G-2D起動(POS-D)
CCF
の受電失敗
ELOP
DC
DGH
DGC
DGD

図 3.11−1
添付 3.1.2.4−1−43

DG-2C及びDG-2D確保(POS-D)
TE2

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1-9
10 - 15
16 - 21
22 - 23
24 - 25
26

TE2へ
TE3へ
TE4へ
TE5へ
TE6へ
TB

1.8E-13

合計値

1.8E-13

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ）

RHR-A

RHR-B

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WAPD

WBPD

LPCSPD

LPCIA

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

図 3.11−2

備考

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

TW

1.8E-04
1.4E-06
1.7E-08
5.5E-11
2.2E-13
8.2E-16
3.0E-18
3.6E-20
4.8E-14

合計値

4.8E-14

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ確保）

備考

DG-2C確保
RHR-A(POS-D)TE3
WAPD

図 3.11−3

LPCI-A

HPCS

MUWC

LPCSPD

LPCIA

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

10
11
12
13
14
15

TW

1.1E-06
7.1E-09
2.3E-11
9.2E-14
1.1E-15
9.3E-15

合計値

9.3E-15

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ）（ＤＧ−２Ｃ確保，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−44

DG-2D確保
RHR-B(POS-D)TE4
WBPD

図 3.11−4

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

16
17
18
19
20
21

TW

0.0E+00
1.1E-06
4.0E-09
1.5E-11
1.8E-132.0E-14

合計値

2.0E-14

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ）（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ確保）

ACなし(POS-D)TE5

図 3.11−5

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

22
23

TB

6.7E-09
2.5E-09

合計値

2.5E-09

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4−1−45

AC及びDCなし(POS-D)TE6

図 3.11−6

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

24
25

TB

2.9E-11
1.8E-13

合計値

1.8E-13

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ）（直流電源喪失）

RHR切替時の水位降下 漏洩箇所
冷却材流出
LPCS LPCI-A LPCI-B LPCI-C HPCS MUWC
認知
隔離
(POS-B2)
ELCR
HBIS
LPCS LPCIA LPCIB LPCIC HPCS MUWC

添付 3.1.2.4−1−46

図 4−1

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

LOCA
LOCA

2.3E-04
0.0E+00
0.0E+00
1.2E-07
0.0E+00
0.0E+00
4.8E-10
4.2E-13
2.3E-24

合計値

4.2E-13

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｂ２）

備考RHR切替時の水位降下 漏洩箇
冷却材流出
認知
所隔離
(POS-B5)
ELCR
HB
IS

LPCS

LPCI-A LPCI-B LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIA

HPCS

MUWC

添付 3.1.2.4−1−47

図 4−2

LPCIB

LPCIC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

LOCA
LOCA

2.3E-04
1.2E-07
3.6E-100.0E+00
0.0E+00
1.4E-129.8E-15
7.3E-17
2.3E-24

合計値

7.3E-17

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｂ５）

備考

RHR切替時の水位降下 漏洩箇所
冷却材流出
認知
隔離
(POS-C2)
ELCR
HB
IS

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIA

LPCIB

LPCIC

HPCS

MUWC

添付 3.1.2.4−1−48

図 4−3

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｃ２）

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

LOCA
LOCA

2.3E-04
1.2E-07
0.0E+00
4.4E-10
1.7E-12
5.3E-15
3.7E-17
5.2E-16
4.1E-11

合計値

4.1E-11

備考

RHR切替時の水位降下 漏洩箇所
冷却材流出
認知
隔離
(POS-D)
ELCR
HB
IS

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIA

LPCIB

LPCIC

HPCS

MUWC

添付 3.1.2.4−1−49

図 4−4

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｄ）

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

LOCA
LOCA

2.3E-04
1.2E-07
3.6E-10
1.4E-12
5.3E-15
2.0E-17
1.3E-19
4.5E-17
4.1E-11

合計値

4.1E-11

備考CUWブロー時の水位降下 漏洩箇所
冷却材流出
認知
隔離
(POS-C1)
ELCU
HB
IS

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIA

LPCIB

LPCIC

HPCS

MUWC

添付 3.1.2.4−1−50

図 4−5

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

LOCA
LOCA

9.7E-05
5.1E-08
1.5E-10
6.1E-13
2.2E-15
8.3E-18
5.7E-20
1.9E-17
2.9E-11

合計値

2.9E-11

ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｃ１）

備考

CUWブロー時の水位降下 漏洩箇所
冷却材流出
認知
隔離
(POS-D)
ELCU
HB
IS

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIA

LPCIB

LPCIC

HPCS

MUWC

添付 3.1.2.4−1−51

図 4−6

ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｄ）

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

LOCA
LOCA

9.7E-05
5.1E-08
1.5E-10
6.1E-13
2.2E-15
8.3E-18
5.7E-20
1.9E-17
2.9E-11

合計値

2.9E-11

備考

CRD点検時の冷却材流出(POS-B2)
ELCC

流出規模
SI

水位降下 漏洩箇所
認知
隔離
HB

IS

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIA

LPCIB

LPCIC

HPCS

MUWC

添付 3.1.2.4−1−52
図 4−7

ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｂ２）

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17

LOCA
LOCA
LOCA
LOCA

2.7E-05
0.0E+00
0.0E+00
1.5E-06
0.0E+00
0.0E+00
6.0E-09
5.3E-12
2.9E-25
1.8E-07
0.0E+00
0.0E+00
1.0E-08
0.0E+00
0.0E+00
4.0E-11
1.9E-27

合計値

4.5E-11

備考

LPRM点検時の水位降下 漏洩箇所
冷却材流出
認知
隔離
(POS-B2)
ELCL
HB
IS

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIA

LPCIB

LPCIC

HPCS

MUWC

添付 3.1.2.4−1−53

図 4−8

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

LOCA
LOCA

5.1E-07
0.0E+00
0.0E+00
2.9E-08
0.0E+00
0.0E+00
1.1E-109.8E-14
5.4E-27

合計値

9.8E-14

ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｂ２）

備考

添付資料 3.1.2.5−1
システム信頼性解析の結果について

各緩和設備の代表的なフォールトツリー（ＦＴ）のモデル化内容
を 表 1〜 表 5 に 示 す 。 ま た ， 各 緩 和 設 備 の シ ス テ ム 信 頼 性 解 析 結 果を表 6 に示す。

(1)

ＨＰＣＳ
① 「 残 留 熱 除 去 系 の 故 障 」，「 原 子 炉 冷 却 材 の 流 出 」
外部電源が健全であるため，外部電源及びＨＰＣＳ−ＤＧからの受電失敗をモデル化している。
②「外部電源喪失」
外部電源喪失により，ＨＰＣＳ−ＤＧからの受電失敗のみをモデル化している。

ＨＰＣＳの電源として，②ではＨＰＣＳ−ＤＧのみに期待することになるため，電源の喪失によりＨＰＣＳが機能喪失に至る確率が高くなり，①と比較して②の場合の非信頼度は高くなる。

(2)

ＬＰＣＳ，ＬＰＣＩ−Ａ／Ｂ／Ｃ① 「 残 留 熱 除 去 系 の 故 障 」，「 原 子 炉 冷 却 材 の 流 出 」
外部電源が健全であるため，外部電源及び非常用ＤＧからの受電失敗をモデル化している。
②「外部電源喪失」
外部電源喪失後の非常用ＤＧからの受電失敗は，別途イベ
ントツリー上で考慮しているため，ＦＴでは非常用ＤＧから添付 3.1.2.5−1−1

の受電成功時を想定し，受電失敗による機能喪失はモデル化していない。

②では受電失敗をモデル化していないが，①においても外部電源及び非常用ＤＧ両方からの受電に失敗する確率は小さく，非信頼度に対する寄与が小さいため，非信頼度の点推定値に差は現れな か っ た 。 な お ， 上 記 の 電 源 に 対 す る 想 定 に つ い て は ，「 (3)Ｒ

ＨＲ−Ａ／Ｂ」も同様の想定としている。

(3)

ＲＨＲ−Ａ／Ｂ①「残留熱除去系の故障」
起因事象発生により，運転中のＲＨＲが機能喪失した際の待機中ＲＨＲの起動失敗をモデル化しており，ポンプの起動や必要な弁操作を考慮している。
②「外部電源喪失」
待機中ＲＨＲの起動失敗をモデル化している点では①と同様だが，外部電源喪失により，当該系統の格納容器隔離弁が閉止されるため，格納容器隔離弁の開操作が必要となる。

②では①の操作に加えて格納容器隔離弁の開操作が必要となる
ため，①と比較して②の場合の非信頼度は高くなる。

(4)

ＣＳＴ−Ａ／Ｂ① 「 残 留 熱 除 去 系 の 故 障 」，「 原 子 炉 冷 却 材 の 流 出 」

添付 3.1.2.5−1−2

待機中ＣＳＴの起動失敗をモデル化しており，ポンプの起動や必要な弁操作を考慮している。
②「外部電源喪失」
電源の状態については，事故シーケンスの定量化時に別途イベントツリー内で考慮しているため，①と同じＦＴを用いて評価している。

添付 3.1.2.5−1−3

表 1

ＨＰＣＳの代表的なＦＴのモデル化範囲
サポート系
補機冷却系
交流電源
( HP CS -D GS W)

起因事象

フロント
ライン

空調機

残留熱除去系の故障
原子炉冷却材の流出

○

○

○

○※１

○

外部電源喪失

○

○

○

○※２

○

※1
※2

外部電源及びＨＰＣＳ−ＤＧからの受電失敗をモデル化
ＨＰＣＳ−ＤＧからの受電失敗のみをモデル化

表 2

ＬＰＣＳの代表的なＦＴのモデル化範囲

起因事象

フロント
ライン

空調機

残留熱除去系の故障
原子炉冷却材の流出○○

外部電源喪失

○

○

※1
※2
※3

サポート系
補機冷却系
交流電源
( RH RS )○※１(起 動 モ ー ド )○※１(起 動 モ ー ド )

直流電源

○※２

○

−※３

−※３

待機中ＲＨＲＳの起動失敗をモデル化
外部電源及び非常用ＤＧからの受電失敗をモデル化
非常用ＤＧからの受電成功時を想定しているため，モデル化していない

表 3

ＬＰＣＩ−Ａ／Ｂ／Ｃの代表的なＦＴのモデル化範囲

起因事象

フロント
ライン

空調機

残留熱除去系の故障
原子炉冷却材の流出○○

外部電源喪失

○

○

※1
※2
※3

直流電源

サポート系
補機冷却系
交流電源
( RH RS )○※１(起 動 モ ー ド )○※１(起 動 モ ー ド )

直流電源

○※２

○

−※３

−※３

待機中ＲＨＲＳの起動失敗をモデル化
外部電源及び非常用ＤＧからの受電失敗をモデル化
非常用ＤＧからの受電成功時を想定しているため，モデル化していない

添付 3.1.2.5−1−4

表 4

ＲＨＲ−Ａ／Ｂの代表的なＦＴのモデル化範囲
フロント
ライン

起因事象

残留熱除去系の故障○※１
原 子 炉 冷 却 材 の 流 出 (起 動 モ ー ド )外部電源喪失
※1
※2
※3
※4
※5

○※１※２
(起 動 モ ー ド )

空調機
○
○

○※３
(起 動 モ ー ド )○※３(起 動 モ ー ド )

直流電源

○※４

○

−※５

−※５

待機中ＲＨＲの起動失敗をモデル化
外 部 電 源 喪 失 に よ り Ｐ Ｃ Ｖ 隔 離 弁 が 閉 止 す る た め ，PC V 隔 離 弁 開 操 作 を モ デル化
待機中ＲＨＲＳの起動失敗をモデル化
外部電源及び非常用ＤＧからの受電失敗をモデル化
非常用ＤＧからの受電成功時を想定しているため，モデル化していない

表 5

ＣＳＴ−Ａ／Ｂの代表的なＦＴのモデル化範囲

起因事象

フロントライン

残留熱除去系の故障
原子炉冷却材の流出○※１

外部電源喪失
※1
※2

サポート系
補機冷却系
交流電源
( RH RS )(起 動 モ ー ド )○※１(起 動 モ ー ド )待機中ＣＳＴの起動失敗をモデル化
外部電源及び非常用ＤＧからの受電失敗をモデル化

添付 3.1.2.5−1−5

サポート系
交流電源
○※２
○※２

表 6
起因事象

添付 3.1.2.5−1−6

残留熱除去系の故障
原子炉冷却材の流出

停止時ＰＲＡにおける代表的なシステム信頼性評価結果

緩和設備

非信頼度
点推定値
（／ｄ）

非信頼度
平均値
（／ｄ）

備考

ＨＰＣＳ

6.8E-3

6.8E-3電 源 と し て 外 部 電 源 及 び HP CS -D G に 期 待ＬＰＣＳ

3.6E-3

3.6E-3

ＬＰＣＩ−Ａ

3.7E-3

3.7E-3

ＬＰＣＩ−Ｂ

3.7E-3

3.7E-3

ＬＰＣＩ−Ｃ

3.7E-3

3.7E-3ＣＳＴ−Ａ

2.5E-3

2.5E-3ＣＳＴ−Ｂ

2.5E-3

2.5E-3

ＲＨＲ−Ａ※

8.7E-3

8.7E-3※

8.7E-3

8.9E-3ＨＰＣＳ

1.2E-2

1.2E-2ＬＰＣＳ

3.6E-3

3.6E-3

ＬＰＣＩ−Ａ

3.7E-3

3.8E-3

ＬＰＣＩ−Ｂ

3.7E-3

3.8E-3

ＬＰＣＩ−Ｃ

3.7E-3

3.7E-3ＣＳＴ−Ａ

2.4E-3

2.4E-3ＣＳＴ−Ｂ

2.4E-3

2.5E-3ＲＨＲ−Ａ

1.2E-2

1.1E-2ＲＨＲ−Ｂ

1.2E-2

1.1E-2

ＲＨＲ−Ｂ

外部電源喪失※起因事象「原子炉冷却材の流出」では期待しない

電 源 と し て HPCS -D G の み に 期 待

外 部 電 源 喪 失 に よ り ，閉 止 し た 当 該 系 統 のPCV 隔 離 弁 の 開 操 作 が 必 要添付資料 3.1.2.7−1
人的過誤に係わるストレスレベル及びストレスファクタの考え方について停止時ＰＲＡにおける起因事象発生前後の人的過誤確率をストレ
スレベル及びストレスファクタとともに表 1 及び表 2 に示す。
停止時ＰＲＡにおけるストレスレベル及びストレスファクタについては，出力運転時と同様の考え方に基づき以下のとおり設定して
いる。

(1)

ストレスレベルの分類
本ＰＲＡでは、ヒューマンエラーハンドブック（ＮＵＲＥＧ／
Ｃ Ｒ − １ ２ ７ ８ ） の Ｔ Ｈ Ｅ Ｒ Ｐ 手 法 （ Technique for Human Error
Rate Prediction） を 使 用 し て お り ， 作 業 負 荷 等 に 応 じ て 7つ の ス
トレスレベルを分類し、それらに対応した補正係数（ストレスフ
ァ ク タ ） を 評 価 し て い る 。 そ の 詳 細 に つ い て は ， 表 3に 示 す 。
作業負荷が低い場合は注意力が散漫になり，逆に作業負荷が高い場合には人間の通常業務遂行能力の限界に近づいている又は超えているため，タスク遂行の妨害となることから，その作業に対する増倍係数を設定している。また，極端にストレスレベルが高い場合は，情緒的反応が生じる等タスク遂行に非常に妨害となることから，固定値を用いて評価する。
なお，本ＰＲＡでは，運転員による異常時の事象の認知や操作方法は訓練されているため，補正係数は「熟練者」の値を選択する。また、運転員の操作内容は手順書に従った段階的操作である
ことから，各ストレスレベルの「段階的操作」を選択する。
添付 3.1.2.7−1−1

(2)ストレスレベルの設定の考え方
ａ ． 起 因 事 象 発 生 前 （ 表 1， 表 3）
事故が発生していないときの操作であり，特に高いストレスに は 至 ら な い た め ， ス ト レ ス レ ベ ル 「 【 No． 2】 作 業 負 荷 が 適 度（段階的操作）」のストレスファクタ 1 を設定した。
ｂ ． 起 因 事 象 発 生 後 （ 表 2， 表 3）
○認知失敗
期待する緩和設備に対しては手順書の整備及び訓練の十分な実施が行われているが，起因事象発生後は起因事象発生前に比べて運転員のストレスレベルが高いと考えられるため，ストレス レ ベ ル 「 【 No． 4】 作 業 負 荷 が や や 高 い （ 段 階 的 操 作 ） 」 の ス
トレスファクタ 2 を設定した。
○操作失敗
認 知 と 同 様 の 理 由 に よ り ， ス ト レ ス レ ベ ル 「 【 No． 4】 作 業 負荷がやや高い（段階的操作）」のストレスファクタ 2 を設定した。

添付 3.1.2.7−1−2

表1
人的過誤

弁の開け忘れ・閉め忘れ

起因事象発生前の人的過誤のストレスレベル及びストレスファクタ
ストレスレベル（ストレスファクタ）

過誤確率
(平均値)

EF

適度
【No.2】

8.3E-05

4.8

事故が発生していないときの操作であり，特に（×1）
ＤＧ試験時ガバナ操作後の適度【No.2】

復旧失敗

（×1）

選定理由

高いストレスには至らないため，ストレスレベ
ル「【No.2】作業負荷が適度（段階的操作）」

3.9E-03

6.8のストレスファクタ 1 を設定した。

添付 3.1.2.7−1−3

表2

起因事象発生後の人的過誤のストレスレベル及びストレスファクタ

人的過誤

ストレスレベル（ストレスファクタ）
認知失敗

運転員の認知失敗（ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ）
運転員の認知失敗（ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ）

やや高い【No.4】（×2）
やや高い【No.4】（×2）

添付 3.1.2.7−1−4

隔離失敗（ＣＲＤ，ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ）−

隔離失敗（ＲＨＲ切替，ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ）−

手動操作失敗−原子炉水位制御操作失敗

水源切替操作失敗

ＤＧ燃料油補給操作失敗

過誤確率
(平均値)

EF

−

1.8E-0742.7−

3.0E-07

122.7

やや高い
【No.4】

5.3E-0210.0

5.3E-0410.0

1.1E-03

3.5

2.5E-03

6.5

2.5E-03

6.5

1.1E-04

35.6

操作失敗

（×2）
やや高い
【No.4】（×2）
やや高い【No.4】（×2）

やや高い【No.4】

やや高い【No.4】

（×2）

（×2）

やや高い
【No.4】

やや高い【No.4】

（×2）

（×2）

やや高い
【No.4】

やや高い【No.4】（×2）（×2）

ストレスレベル，ストレスファクタの選定理由○認知失敗及び操作失敗
期待する緩和設備に対しては手順書の整備及び訓練の十分な実施が行われているが，起因事象発生後は起因事象発生前に比べて運転員のストレスレベルが高いと考えられるため，
ストレスレベル「【No．4】作業負荷がやや高い（段階的操作）」のストレスファクタ 2 を設定した。

表3

ストレス及び熟練度による人的過誤率（ＨＥＰ）への補正係数
HEPsの増倍係数

項目

ストレスレベル1.

作業負荷が大変低い

2.

作業負荷が適度

熟練者

熟練度の低い者

×2

×2

×1

×1

×1

×2

×2

×4

×5

×10

×5

×10

0.25(EF=5)0.50(EF=5)（段階的操作）3.

作業負荷が適度（動的操作）

4.

作業負荷がやや高い（段階的操作）5.

作業負荷がやや高い（動的操作）

6.

作業負荷が極度に高い（段階的操作）7.

作業負荷が極度に高い（動的操作又は診断操作）

極度にストレスレベルが高い場合は，増倍係数ではなく，複数のクルーを対象とした固定値を用いる
注：日本原子力学会標準「原子力発電所の停止時を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準（レベル 1PSA 編）：2010」の表 L.4 から転記

添付 3.1.2.7−1−5

添付資料 3.1.2.7−2
起因事象発生前の人的過誤として評価した事象の抽出について

停止時ＰＲＡにおける起因事象発生前の人的過誤は，出力運転時と同様の方法で抽出している。本ＰＲＡで評価対象とした起因事象発生前の人的過誤の抽出過程を以下に示す。ここで，起因事象発生前の人
的過誤は運転員による試験・操作及びその後の状態復旧を対象として
おり，保修員による保全作業時の人的過誤（計装機器の校正エラーを
含 む 。）に つ い て は 機 器 故 障 率 に 含 ま れ て い る と し て ，こ こ で は 取 り 扱っていない。
(1)

操作・作業の同定
フォールトツリーでモデル化している全ての機器を対象に，プラント運転中及び停止中における操作・作業等を手順書類（定期試験
手順書，設備別運転手順書等）から抽出する。なお，プラント停止
中の作業として，緩和設備の点検作業があるが，点検作業終了前にプラント運転中の定期試験と同様の試運転を実施し，系統・機器の健全性を確認している。

(2)

スクリーニング
抽出した操作・作業等に対し，日本原子力学会標準「原子力発電所の停止状態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準（レベ ル 1PSA 編 ）： 2010」（ 以 下 「 学 会 標 準 」 と い う 。） に 基 づ き ， 以 下に示すスクリーニング基準を設け，スクリーニングできない操作・作業等について，起因事象発生前の人的過誤として定義する。

ａ．系統の要求に対して機器の調整が自動的に行われるもの。
ｂ．中央制御室にて機器の状態表示が確認でき，その状態が日常的に確認されており，かつ調整が可能なもの。
ｃ．実施されている保守後の機能試験により，誤調整が明らかにな

添付 3.1.2.7−2−1

るもの。
ｄ．当初の操作の後，チェックリストに基づく独立した機器の状態
確 認 が あ る も の （ Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ − １ ７ ９ ２ を 参 考 に 設 定 ※ ）。
※：学会標準に本スクリーニング基準に関する記載はないが，
ＮＵＲＥＧ−１７９２を参考に，従属性のない独立した確認が別途実施されている場合においては，起因事象発生前の人的過誤を除外できるものとして設定している。
ｅ．機器の状態確認が頻繁に実施されているもの。

本ＰＲＡで評価対象とした全ての系統について検討した結果，停止時特有の起因事象発生前の人的過誤は抽出されず，出力運転時と同 様 に 以 下 の 人 的 過 誤 が 抽 出 さ れ た 。な お ，ス ク リ ー ニ ン グ 基 準 ｄ ．
のみで除外した起因事象発生前の人的過誤はなかった。
・手動弁に対する開け忘れ／閉め忘れ
・定期試験において非常用ＤＧを母線に並列させる際に手動でガバナ類の調整を行うが，試験後の待機状態（自動投入可能な設定）への復旧に失敗する。
起因事象発生前の人的過誤の抽出結果のうち，非常用ＤＧの例を
表 1 に示す。

添付 3.1.2.7−2−2

表 1

起因事象発生前の人的過誤の抽出結果（非常用ＤＧの例）対象とした操作・作業等とスクリーニング結果

起因事象発生前の人的過誤の抽出結果

機器種類

人的過誤のモード

運転中の試験等に伴う操作等に起因

プラント停止中の操作等に起因モデル化の（定期試験手順等）（設備別手順書，定期試験手順等）

要否

操作・作業等

除外理由

操作・作業等

除外理由

試験時の運転操作

除外ルールｂ．

試験時の運転操作

除外ルールｂ．

待機（自動）への復
非常用ＤＧ本体否

旧失敗
通常状態への復旧
非常用ＤＧガバナ

除 外 ル ー ル に
試験時の手動操作

添付 3.1.2.7−2−3

失敗

除 外 ル ー ル に
試験時の手動操作

該当しない

要
該当しない

非常用ＤＧ
待機への復旧失敗

試験時の運転操作

除外ルールｂ．

試験時の運転操作

除外ルールｂ．

否

非常用ＤＧ空調機

待機への復旧失敗

試験時の運転操作

除外ルールｂ．

試験時の運転操作

除外ルールｂ．

否

非常用ＤＧ

待機（弁開）への復点検後の待機状態

除 外 ル ー ル になし−
への復旧操作該当しない

燃料油移送ポンプ

冷却水ライン手動弁

旧失敗

要添付資料 3.1.2.7−3
人的過誤に係わる認知失敗の考え方について(1)

本ＰＲＡにおける認知失敗の設定の考え方について
ａ．残留熱除去系の故障，外部電源喪失
残留熱除去系の故障及び外部電源喪失が発生した場合の認知失敗については，ＴＡＦが露出するまでの余裕時間が最も短いＰＯ
Ｓ − Ｓ で も 約 4時 間 で あ り ，崩 壊 熱 除 去 機 能 が 喪 失 し て い る こ と の認知に失敗することは想定し難いため，認知失敗は考慮していない。
ｂ．原子炉冷却材の流出(a)

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ
ＲＨＲ切替は原子炉水位がウェル満水時に実施される場合と通常水位で実施される場合が考えられる。原子炉水位がウェル
満水時の場合は，ＴＡＦ露出までの余裕時間が長く，冷却材流出の認知に失敗する可能性は極めて低いと考えられることから，冷却材流出の認知失敗は考慮していない。また，原子炉水位が通 常 水 位 の 場 合 は ，余 裕 時 間 を Ｔ Ａ Ｆ 到 達 ま で の 3 時 間 と し て ，
以 下 の 人 的 過 誤 を 考 慮 し ， 認 知 失 敗 確 率 を 1.8E-7／ d と 設 定 した （ 表 1）。
・ＲＨＲ切替操作時のプラント状態の確認失敗
手 順 書 （ 10 項 目 以 下 ） 中 の 1 項 目 を 省 い て し ま う 人 的 過 誤確率・管理者のプラント状態チェック失敗
手順書を用いて行う慣例的な点検（作業）の作業ミスを発見しそこなう人的過誤確率を用い，これに低従属を考慮し添付 3.1.2.7−3−1

評価・原子炉水位認知失敗（3 時間）
運転員が 3 時間以内に原子炉水位低下の認知に失敗する確率

表 1

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡの認知失敗確率

項目

平均値

中央値

−

2.0E-03

ＲＨＲ切替操作時のプラント状態の確認
失敗
管理者のプラント状

備考
ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８
Ｔａｂｌｅ２０−７（１）
ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８

態チェック失敗−

1.5E-01

Ｔａｂｌｅ２０−２２（１）の人
的 過 誤 確 率 0 .1 に 低 従 属 を 考 慮

原子炉水位認知失敗（3 時間）−

4.6E-05

1.8E -07−

ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８
Ｔａｂｌｅ２０−３

ＲＨＲ切替時のＬＯ
ＣＡにおける運転員

エ ラ ー フ ァ ク タ （ Ｅ Ｆ ）： 42. 7

認知失敗確率(b)

ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ
ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡが発生した場合の認知失敗については，中央制御室の運転員による原子炉水位低下の認知失敗の他に，ブロー先である廃棄物処理設備（Ｒ／Ｗ）制御室の運転員による認知失敗をモデル化している。ＣＵＷブロー時の認知に対する余裕時間をＴＡＦ到達までの 3 時間として，以下の人
的 過 誤 を 考 慮 し ，認 知 失 敗 確 率 を 3.0E-7／ d と 設 定 し た（ 表 2）。
・中央制御室運転員認知失敗（3 時間）
中央制御室運転員が 3 時間以内に原子炉水位低下の認知に失敗する確率
添付 3.1.2.7−3−2

・Ｒ／Ｗ制御室運転員認知失敗（3 時間）
Ｒ／Ｗ制御室運転員が 3 時間以内に廃液収集タンク等の水位高の認知に失敗する確率

表 2
項目

ＣＵＷブロー時の認知失敗確率
平均値

中央値

−

9.2E-05−

4.6E-05

3.0E -07

−

備考

中央制御室
運転員認知失敗（3 時間）ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８
Ｔａｂｌｅ２０−３

ＮＲ／Ｗ制御室運転
員認知失敗（3 時間）ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８
Ｔａｂｌｅ２０−３

ＣＵＷブロー時のＬ
ＯＣＡにおける運転

エ ラ ー フ ァ ク タ （ Ｅ Ｆ ）： 122 .7

員認知失敗確率(c)

ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ，ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ
ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ及びＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡが発生した場合の認知失敗については，現場作業に伴う人的過誤で発生する事象であるため作業員が必ず気づくことを考慮し，本ＰＲＡでは認知失敗を考慮していない。

(2)

認知失敗確率に対する感度解析
ａ．残留熱除去系の故障，外部電源喪失(1)で 述 べ た と お り ，本 Ｐ Ｒ Ａ に お い て は ，残 留 熱 除 去 系 の 故 障及び外部電源喪失が発生した場合の認知失敗については，ＴＡＦ到達までとした余裕時間が十分長いことから考慮していない。この 認 知 失 敗 に つ い て ， 除 熱 系 緩 和 設 備 に 対 す る 余 裕 時 間 を 100℃
到達までの時間とし，注水系緩和設備に対する余裕時間をＴＡＦ
添付 3.1.2.7−3−3

到達までの時間として評価した結果を表 1 に示す。なお，表 1 における注水認知失敗確率は除熱認知に失敗する条件付き確率として 設 定 し て い る 。ま た ，余 裕 時 間 が 1500 分 を 超 え る 認 知 失 敗 に ついては，多数の警報，定時のパラメータチェック，巡視点検，直交代等の過誤回復手段があるため，必ず認知できるとした。
ｂ．原子炉冷却材の流出(a)

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ(1)で 述 べ た と お り ，本 Ｐ Ｒ Ａ に お い て は ，Ｒ Ｈ Ｒ 切 替 時 の Ｌ
ＯＣＡが発生した場合の認知失敗については，ＲＨＲ切替操作
後の確認段階における操作運転員による認知及び管理者の過誤回復，その後の余裕時間内における運転員認知について期待できるものとして評価している。ただし，前者の操作後の認知及びその過誤回復については，起因事象発生頻度を評価する際に考慮した人的過誤との従属性に対する不確かさが考えられるため，保守的に期待しないとして評価した場合，認知失敗確率は
7.8E-04／ d と な っ た （ 表 3）。

表 3

Ｒ Ｈ Ｒ 切 替 時 の Ｌ Ｏ Ｃ Ａ の 認 知 失 敗 確 率 （ 感 度 （ 通 常 水 位 ））項目

原子炉水位認知失敗（3 時間）

平均値

中央値

−

9.2E-05

7.8E -04−

備考
ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８
Ｔａｂｌｅ２０−３

ＲＨＲ切替時のＬＯ
ＣＡにおける運転員
認知失敗確率エ ラ ー フ ァ ク タ（ Ｅ Ｆ ）を 30 と設定

また，ウェル満水時のＲＨＲ切替時のＬＯＣＡの認知失敗確率についても同様に評価した場合，ＴＡＦ到達までの余裕時間
添付 3.1.2.7−3−4

（ 22 時 間 ）内 に お け る 認 知 失 敗 確 率 は 1.9E-04／ d と な っ た（ 表
4）。

表 4

Ｒ Ｈ Ｒ 切 替 時 の Ｌ Ｏ Ｃ Ａ の 認 知 失 敗 確 率 （ 感 度 （ ウ ェ ル 満 水 ））項目
原子炉水位認知失敗（ 22 時 間 ）

平均値

中央値

−

2.2E-05

備考
ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８
Ｔａｂｌｅ２０−３

ＲＨＲ切替時のＬＯ
ＣＡにおける運転員

1.9E -04

認知失敗確率(3)

エ ラ ー フ ァ ク タ（ Ｅ Ｆ ）を 30 と設定

感度解析ケースの炉心損傷頻度(2)で 算 出 し た 各 認 知 失 敗 確 率 を 用 い て 炉 心 損 傷 頻 度 を 評 価 し た
結 果 を 表 2， 図 1 及 び 図 2 に 示 す 。 ま た ， ベ ー ス ケ ー ス の 炉 心 損 傷
頻 度 を 表 3 に 示 す 。 感 度 解 析 ケ ー ス の 全 炉 心 損 傷 頻 度 は ， 5.6E-6／
施 設 定 期 検 査 で あ り ，ベ ー ス ケ ー ス の 1.1 倍 と な っ た 。こ れ は 主 に ，
ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡの認知失敗確率が増加したことの影響によるもので，全炉心損傷頻度に対するＲＨＲ切替時のＬＯＣＡの寄与
割 合 も 0.1％ 未 満 か ら 8.0％ へ 増 加 し た 。な お ，本 Ｐ Ｒ Ａ で は モ デ ル
化していないが，冷却材流出時のＲＨＲ自動隔離信号に期待できる期間もあることから，本信号を考慮することでＲＨＲ切替時のＬＯ
ＣＡの炉心損傷頻度の低減が期待できる。
残留熱除去系の故障及び外部電源喪失が発生した場合の除熱認知
失 敗 及 び 注 水 認 知 失 敗 を 考 慮 し た 影 響 は ，崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失（「 ＲＨ Ｒ 喪 失 」，
「 Ｒ Ｈ Ｒ Ｓ 喪 失 」）及 び 外 部 電 源 喪 失 の 炉 心 損 傷 頻 度 が 微
増 し た 程 度 で あ り ，全 炉 心 損 傷 頻 度 に 対 す る 大 き な 影 響 は な か っ た 。

添付 3.1.2.7−3−5

表1

余裕時間の評価結果（「残留熱除去系の故障」及び「外部電源喪失」）
余裕時間

ＰＯＳ

除熱の必要性に対する注水の必要性に対する

認知失敗確率

認知失敗確率※２

除熱認知

注水認知※１（100℃到達）（ＴＡＦ到達）

[/h]

[/h]

Ｓ

0.5

3

5.3E-0310

1.5E-01Ａ

15

1.7E-0330

3.2E-01

平均値
[/d]

EF

平均値

EF

[/d]

1
1
※３

添付 3.1.2.7−3−6

Ｂ１

1

53

1.7E-03

30

−

Ｂ２

2

90

1.0E-03

30

−※３

Ｂ３

3

107

7.8E-04

30

−※３

Ｂ４

4

155

6.3E-04

30

−※３

Ｂ５

5

174

5.4E-04

30

−※３

Ｂ６

5

199

5.4E-04

30

−※３

Ｃ１

6

35

4.7E-04

30

−※３

Ｃ２

6

38

4.7E-04

30

−※３

Ｄ

7

40

4.2E-0430−※３※1 操作時間 30 分を考慮
※2 除熱認知に失敗する条件付き確率※3 25 時間以上の時間余裕がある場合は，多数の警報，定時のパラメーターチェック，巡視点検，直交代等の過誤回復が手段あるため，認知失敗を考慮しない

表2

起因事象別・ＰＯＳ別炉心損傷頻度内訳表（感度解析）

ＰＯＳ

Ｓ

Ａ

Ｂ1

Ｂ2

Ｂ3

Ｂ4

Ｂ5

Ｂ6

Ｃ1

Ｃ2

Ｄ

日数

1 日間

2 日間

5 日間

3 日間

14 日間

8 日間

12 日間

13 日間

8 日間

9 日間

7 日間

5.0E-08

6.7E-08

2.5E-07

1.6E-07

7.1E-07

2.5E-12

6.4E-10

7.4E-13

4.5E-13

4.2E-124.0E-13(5.0E-08)(3.4E-08)(5.0E-08)(5.3E-08)(5.1E-08)(3.1E-13)(5.4E-11)(5.7E-14)(5.6E-14)(4.7E-13)(5.8E-14)

4.5E-08

6.0E-08

2.2E-07

1.4E-07

6.3E-07

2.2E-12

1.5E-11

2.8E-13

1.7E-13

2.2E-12

1.5E-13(4.5E-08)(3.0E-08)(4.5E-08)(4.7E-08)(4.5E-08)(2.8E-13)(1.3E-12)(2.2E-14)(2.2E-14)(2.5E-13)(2.2E-14)

5.6E-09

7.6E-09

2.8E-08

1.7E-08

7.9E-08

2.8E-13

6.3E-10

4.6E-13

2.8E-132.0E-12

2.5E-13(5.6E-09)(3.8E-09)(5.6E-09)(5.8E-09)(5.6E-09)(3.5E-14)(5.2E-11)(3.5E-14)(3.5E-14)(2.2E-13)(3.6E-14)

2.1E-08

2.9E-088.0E-07

7.8E-07

2.2E-06

3.0E-09

4.4E-09

4.7E-09

3.0E-09

3.8E-08

2.5E-09(2.1E-08)(1.5E-08)(1.6E-07)(2.6E-07)(1.6E-07)(3.7E-10)(3.7E-10)(3.6E-10)(3.7E-10)(4.2E-09)(3.6E-10)

原子炉冷却材の流出−−−

4.4E-08−−

4.4E-08−

2.9E-11

1.8E-07

ＲＨＲ切替

−

−

−

4.4E-08−−

4.4E-08−−

ＣＵＷブロー

−

−

−

−

−

−

−

−

ＣＲＤ点検

−

−

−

4.5E-11−−−

ＬＰＲＭ点検−−−9.8E-14−−

合計(／ＰＯＳ)

7.1E-08

9.6E-08

1.0E-06

9.8E-07

2.9E-06

寄与割合

1.3％

1.7％

18.8％

17.6％

52.3％

合計
(／施設定期検査)寄与割合

1.2E-06

22.2％

1.1E-06

19.7％

1.4E-07

2.5％

3.9E-06

69.8％

1.8E-07

4.5E-078.0％

1.8E-07

1.8E-07

4.5E-078.0％

2.9E-11−

2.9E-11

5.8E-11

＜0.1％

−

−

−

−

4.5E-11

＜0.1％

−

−

−

−

−

9.8E-14＜0.1％

3.0E-09

4.9E-08

4.7E-09

3.0E-09

2.2E-07

1.8E-07

5.6E-06

−

＜0.1％

0.9％

＜0.1％

＜0.1％

3.9％

3.3％

−

100.0％

崩壊熱除去機能喪失

ＲＨＲ喪失

ＲＨＲＳ喪失外部電源喪失添付 3.1.2.7−3−7

上段：／ＰＯＳ, 下段（

）内：／日

表3

起因事象別・ＰＯＳ別炉心損傷頻度内訳表（ベースケース）

ＰＯＳ

Ｓ

Ａ

Ｂ1

Ｂ2

Ｂ3

Ｂ4

Ｂ5

Ｂ6

Ｃ1

Ｃ2

Ｄ

日数

1 日間

2 日間

5 日間

3 日間

14 日間

8 日間

12 日間

13 日間

8 日間

9 日間

7 日間

5.7E-14

3.1E-13

2.5E-07

1.6E-07

7.1E-07

2.5E-12

6.4E-10

7.4E-13

4.5E-13

4.2E-124.0E-13(5.7E-14)(1.5E-13)(5.0E-08)(5.3E-08)(5.1E-08)(3.1E-13)(5.4E-11)(5.7E-14)(5.6E-14)(4.7E-13)(5.8E-14)

2.1E-14

4.7E-14

2.2E-07

1.4E-07

6.3E-07

2.2E-12

1.5E-11

2.8E-13

1.7E-13

2.2E-12

1.5E-13(2.1E-14)(2.3E-14)(4.5E-08)(4.7E-08)(4.5E-08)(2.8E-13)(1.3E-12)(2.2E-14)(2.2E-14)(2.5E-13)(2.2E-14)

3.5E-14

2.6E-13

2.8E-08

1.7E-08

7.9E-08

2.8E-13

6.3E-10

4.6E-13

2.8E-132.0E-12

2.5E-13(3.5E-14)(1.3E-13)(5.6E-09)(5.8E-09)(5.6E-09)(3.5E-14)(5.2E-11)(3.5E-14)(3.5E-14)(2.2E-13)(3.6E-14)

3.7E-10

7.3E-108.0E-07

7.8E-07

2.2E-06

3.0E-09

4.4E-09

4.7E-09

3.0E-09

3.8E-08

2.5E-09(3.7E-10)(3.7E-10)(1.6E-07)(2.6E-07)(1.6E-07)(3.7E-10)(3.7E-10)(3.6E-10)(3.7E-10)(4.2E-09)(3.6E-10)

原子炉冷却材の流出−−−

4.6E-11−−

7.3E-17−

2.9E-11

4.1E-11

ＲＨＲ切替

−

−

−

4.2E-13−−

7.3E-17−−

ＣＵＷブロー

−

−

−

−

−

−

−

−

ＣＲＤ点検

−

−

−

4.5E-11−−−

ＬＰＲＭ点検−−−9.8E-14−−

合計(／ＰＯＳ)

3.7E-10

7.3E-101.0E-06

9.4E-07

2.9E-06

寄与割合

＜0.1％

＜0.1％

21.1％

18.9％

58.8％

合計
(／施設定期検査)寄与割合

1.1E-06

22.6％

9.9E-0720.0％

1.2E-07

2.5％

3.8E-06

77.4％

7.1E-11

1.9E-10＜0.1％

4.1E-11

4.1E-11

8.3E-11＜0.1％

2.9E-11−

2.9E-11

5.8E-11

＜0.1％

−

−

−

−

4.5E-11

＜0.1％

−

−

−

−

−

9.8E-14＜0.1％

3.0E-09

5.1E-09

4.7E-09

3.0E-09

3.8E-08

2.6E-09

5.0E-06

−

＜0.1％

0.1％

＜0.1％

＜0.1％

0.8％

＜0.1％

−

100.0％

崩壊熱除去機能喪失

ＲＨＲ喪失

ＲＨＲＳ喪失添付 3.1.2.7−3−8

外部電源喪失上段：／ＰＯＳ, 下段（）内：／日

1.0E-04
1.0E-05

ベースケース
感度解析

添付 3.1.2.7-3-9

炉心損傷頻度（／施設定期検査）

1.0E-06
1.0E-07
1.0E-08
1.0E-09
1.0E-101.0E-11
1.0E-121.0E-13
1.0E-14

事故シーケンスグループ

図 1

感度解析結果（炉心損傷頻度の比較）

ＣＵＷブロー時
ＣＲＤ点検時の
のＬＯＣＡ
ＬＯＣＡ
＜0.1%
＜0.1%

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ＜0.1%

ＲＨＲＳ喪失2.5%

ＬＰＲＭ点検時
のＬＯＣＡ
＜0.1%

ＣＵＷブロー
時のＬＯＣＡ＜0.1%

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ
8.0%

ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ＜0.1%
ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ＜0.1%

ＲＨＲＳ喪失2.5%

添付 3.1.2.7-3-10

ＲＨＲ喪失
20.0%

ＲＨＲ喪失
19.7%

外部電源喪失77.4%

ベースケース
図 2

外部電源喪失69.8%

感度解析

感度解析結果（事故シーケンスグループ別の寄与割合）

3.2

外部事象ＰＲＡ

3.2.1

地震ＰＲＡ

地震ＰＲＡは，一般社団法人日本原子力学会が発行した「原子力発電所の地震を起因とした確率論的安全評価実施基準：2007」（以下「地震ＰＳＡ学会標準」という。）を参考に評価を実施し，各実施項目については「ＰＲＡの説明における参照事項」（原子力規制庁

平成 25 年 9 月）の記載事項への適合性を確認した。地震ＰＲＡの評価フローを第 3.2.1−1 図に示す。
なお，今回の地震ＰＲＡでは，地震単独の影響のみを評価しており，地震に随伴する津波（重畳事象）等は対象としていない。

3.2.1.1(1)

対象プラントと事故シナリオ対象とするプラントの説明
ａ．サイト・プラント情報の収集・分析
内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡにおいて収集した設計，運転・保守管理の情報に加え，地震ＰＲＡを実施するために，プラントの耐震設計やプラント配置の特徴等を踏まえて，地震固有に考慮すべき関連情報を追加で収集・分析した。収集した情報及び情報源を第 3.2.1.1−1 表に示す。なお，関連設計図書等で確認できない事項についてはプラント
ウォークダウンにて確認した。

ｂ．機器・系統の配置及び形状・設備容量
主要な機器・系統の配置及び形状・設備容量は 3.1.1 出力運転時ＰＲＡにて記載した内容と同様である。

3.2.1−1

ｃ．プラントウォークダウン(a)プラントウォークダウンの実施手順
机上検討では確認が難しいプラント情報を取得すること及び検討した事故シナリオの妥当性を確認することを目的として，以下の観点か
らプラントウォークダウンを実施した。（添付資料 3.2.1.1−1）ⅰ)

耐震安全性の確認

ⅱ)

二次的影響の確認(b)

プラントウォークダウン対象の建屋・構築物，機器選定
プラントウォークダウンの対象設備は，基本的に地震ＰＲＡの評価
対象設備の全てとしている。ただし，以下を考慮している。

ⅰ)

重要事故シーケンス選定を目的とした地震ＰＲＡの評価作業を行う上で調査対象とすべき設備であるかの観点

ⅱ)

プラントウォークダウンが有効かつ可能な設備であるかの観点
・配管系，ケーブルトレイは，耐震設計法，据付方法が同様であることから，耐震安全性の確認においては以下による代表箇所を対象とする。
−配管系は，プラントウォークダウン対象弁付近の配管を対象とする。
−ケーブルトレイは，プラントウォークダウン対象電気品付近のものを対象とする。
・アクセスが困難な以下の設備（例えば，炉内構造物や格納容器
内設備であり，机上検討で信頼できる情報が得られる設備等）
は除外する。
−高線量エリア，汚染の程度が著しいエリアにある設備−確認する場合に通電部位へ接触するおそれがある設備
3.2.1−2−高所・狭隘部にある設備
プラントウォークダウン評価対象設備の選定フローを第 3.2.1.1−
1 図に示す。
(c)

プラントウォークダウンの実施結果
プラントウォークダウン用チェックシートに基づき，上記(b)で選定した設備を対象に調査を実施した。その結果，調査対象に対する耐震安全性や二次的影響に関して問題はなく，フラジリティ評価及びシステム評価において新たに考慮する事項がないことを確認した。プラントウォークダウンの実施結果の例を第 3.2.1.1−2 図に示す。

ｄ．今回実施した地震ＰＲＡの前提条件等について
今回実施した地震ＰＲＡについて，主に留意すべき点について以下に示す。
(a)

評価の前提条件について・起因事象に対する対応は，設計基準対象施設による対応を基本とし，これまでに整備したＡＭ策及び緊急安全対策並びに重大事故等対処設備については，期待しないものとする。
・耐震重要度Ｂ又はＣクラスの機器は基本的には期待しない。ただし，安全設備の使命時間内の機能維持に必要となる燃料移送系設
備は評価対象とする。（添付資料 3.2.1.1−2）
・外部電源喪失は，開閉所設備の碍子部の損傷により発生するものとする。
・地震時には，機器及び電源の復旧は不可能とし，外部電源喪失時の外部電源復旧に期待しない。
・評価地震動範囲は 0.16G〜3.00G（解放基盤面上の加速度）とす
3.2.1−3

る。
・津波及び地震随伴の火災，溢水が建屋，機器及び緩和機能に及ぼす影響は考慮せず，地震の影響のみ評価する。
(b)

地震の影響について・相関性が考えられる設備は，地震の影響により同時に損傷する（完全相関）と仮定する。

(2)

地震により炉心損傷に至る事故シナリオと分析
ａ．事故シナリオの概括的な分析・設定収集したプラント関連情報及びプラントウォークダウンによって得られた情報を用いて，事故シナリオを広範に分析し，事故シナリオを設定した。事故シナリオの設定に当たっては，地震起因による安全機能を有する建屋・構築物，機器の損傷が炉心損傷事故に直接つながりうる事故
シナリオだけでなく，安全機能への間接的影響，余震による地震動の安全機能への影響及び経年変化を考慮した場合の影響を考慮した。
なお，地震ＰＲＡの評価地震動範囲は，原子炉自動停止となる信号の設定点（スクラム設定値）を目安に 0.16G 以上とした。
上記の事故シナリオのうち，安全機能への間接的影響，余震による地震動の安全機能への影響及び経年変化を考慮した場合の影響を考慮した
事故シナリオについてはスクリーニングを行った。
事故シナリオに対するスクリーニング結果を第 3.2.1.1−2 表に示す。

ｂ．起因事象の選定
地震時特有の影響及び内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡで考慮している起因事象との関係を考慮し，事故シーケンス評価の対象となる起因
3.2.1−4

事象を第 3.2.1.1−3 図に示すフローを用いて，以下のとおり抽出した。
（添付資料 3.2.1.1−5）
・原子炉建屋損傷
・格納容器損傷
・原子炉圧力容器損傷
・格納容器バイパス・原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ）
・計装・制御系喪失
・直流電源喪失
・交流電源喪失
・外部電源喪失・過渡事象

ｃ．建屋・機器リストの作成選定した起因事象の要因となる建屋・構築物，機器及び起因事象が発生した場合の緩和設備に係る建屋・構築物，機器を抽出し，地震ＰＲＡ
で対象となる建屋・機器リストを作成した。第 3.2.1.1−3 表に建屋・機器リストを示す。

3.2.1−5

3.2.1.2(1)

確率論的地震ハザード

確率論的地震ハザード評価の方法
地震ＰＳＡ学会標準の方法に基づき評価を行う。

(2)

確率論的地震ハザード評価に当たっての主要な仮定
ａ．震源モデルの設定
震源モデルは，以下のとおり特定震源モデルと領域震源モデルを設定する。それぞれの震源モデルにおいて，当社の調査結果等に基づき設定した震源モデル（以下「調査モデル」という。）の他，地震調査研究推進本部（2012）の知見を参考に設定した震源モデル（以下「推本参考モデル」という。）をロジックツリーで考慮する。
(a)ⅰ)

特定震源モデル
内陸地殻内地震調査モデルについては，敷地周辺の震源として考慮する活断層等の他，活断層研究会編（1991）に掲載されている活断層に基づいて評価する。推本参考モデルについては，地震調査研究推進本部（2012）で考慮されている活断層を評価対象とする。敷地周辺の考慮する活断層の分布及び諸元をそれぞれ第 3.2.1.2−1 図，第3.2.1.2−2 図及び第 3.2.1.2−1 表，第 3.2.1.2−2 表に示す。

ⅱ)

海溝型地震
調査モデルでは，関東地震及び 2011 年東北地方太平洋沖型地震を，推本参考モデルでは関東地震，茨城県沖で発生する地震（繰り返し発生する地震）及び 2011 年東北地方太平洋沖型地震を特定震源として扱う。調査モデル及び推本参考モデルで考慮する震源位置及び諸元を第 3.2.1.2−3 図，第 3.2.1.2−4 図及び第 3.2.1.2
3.2.1−6−3 表，第 3.2.1.2−4 表に示す。
(b)

領域震源モデル領域震源モデルについては，内陸地殻内地震及び海溝型地震を考慮する。調査モデルについては，垣見他（2003）を参照して領域区分し，各領域の最大マグニチュードを領域内の過去の地震の最大値を基に設定する。推本参考モデルについては，地震調査研究推進本部（2012）に基づいて領域区分及び各領域の最大マグニチュードを設定する。内陸地殻内地震及び海溝型地震の領域区分を第 3.2.1.2−
5図

第 3.2.1.2−9 図に示す。

ｂ．地震動伝播モデル
2011 年東北地方太平洋沖型地震については，断層モデルを用いた手法を用いる。それ以外の震源については，Noda et al.（2002）の方法を用い，第 3.2.1.2−10 図

第 3.2.1.2−12 図に示す領域については，

地震観測記録を用いた補正係数を考慮する。

ｃ．ロジックツリーの作成
ロジックツリーは，震源モデル及び地震動伝播モデルの設定において，
地震ハザード評価に大きな影響を及ぼす要因に基づいて作成する。震源
モデルについては前述のとおり，調査モデルと推本参考モデルをロジッ
クツリーで考慮する。作成したロジックツリーを第 3.2.1.2−13 図に，ロジックツリーの分岐及び重みの考え方を第 3.2.1.2−5 表に示す。

(3)

確率論的地震ハザード評価結果
ａ．地震ハザード曲線
3.2.1−7上記により評価した平均地震ハザード曲線を第 3.2.1.2−14 図に，フラクタイル地震ハザード曲線を第 3.2.1.2−15 図に示す。また，震源別
平均ハザード曲線を第 3.2.1.2−16 図に示す。

ｂ．一様ハザードスペクトル
一様ハザードスペクトルと応答スペクトルに基づく手法による基準地
震動Ｓ Ｓ −Ｄ１及び断層モデルを用いた手法による基準地震動Ｓ Ｓ −１
１〜Ｓ Ｓ −２２との比較を第 3.2.1.2−17 図に示す。基準地震動Ｓ Ｓ −Ｄ１の年超過確率は 10 − ４

10 − ５ 程度である。基準地震動Ｓ Ｓ −１１からＳ Ｓ −２２の年超過確率は基準地震動Ｓ Ｓ −Ｄ１を超過する周期帯で10 − ４10 − ６ 程度である。また，内陸地殻内地震の領域震源モデルによる一様ハザードスペクトルと震源を特定せず策定する地震動に基づく基準地震動Ｓ Ｓ −３１との比較を第 3.2.1.2−18 図に示す。基準地震動ＳＳ−３１の年超過確率は 10 −４

10−６ 程度である。

一様ハザードスペクトルの算出のもととなる周期ごとの平均ハザード
曲線を第 3.2.1.2−19 図に示す。

ｃ．フラジリティ評価用地震動
フラジリティ評価用地震動は，年超過確率 10 − ５ の一様ハザードスペ
クトルに適合する模擬波とし，経時特性は Noda et al.（2002）に基づき地震 規模 Ｍ及び 等 価震源 距離 Xeq で 与え， それ ぞれＭ 7.6，Xeq＝25.7km とした。模擬地震波を第 3.2.1.2−20 図に示す。

3.2.1−8

3.2.1.3-1(1)

建屋のフラジリティ

評価対象と損傷モードの設定
ａ．評価対象物
建屋のフラジリティ評価の対象は，第 3.2.1.1−3 表の建屋・機器リストに記載されたものとし，原子炉建屋とした。原子炉建屋の概略平面
図及び概略断面図をそれぞれ第 3.2.1.3−1−1 図及び第 3.2.1.3−1−2
図に示す。

ｂ．損傷モード及び部位の設定
建屋の要求機能喪失につながる支配的な構造損傷モード及び部位として，建屋の崩壊シーケンスを踏まえ，層崩壊を伴う耐震壁のせん断破壊を選定した。

(2)

フラジリティの評価方法の選択
フラジリティの評価方法として，「現実的耐力と現実的応答による方法（応答解析に基づく方法）」を選択した。評価手法は地震ＰＳＡ学会標準に準拠した手法とする。

(3)

フラジリティの評価上の主要な仮定
ａ．考慮する不確実さ要因
現実的耐力及び現実的応答の偶然的不確実さ（以下「β Ｒ 」という。）と認識論的不確実さ（以下「β Ｕ 」という。）については，地震ＰＳＡ
学会標準に基づき評価した。考慮する不確実さ要因の例を第 3.2.1.3−
1−1 表に示す。

3.2.1−9ｂ．損傷評価の指標
損傷評価の指標については，耐震壁のせん断破壊の程度を表すことができる指標として，せん断ひずみを選定した。

(4)

フラジリティの評価における耐力情報
現実的耐力である損傷限界時のせん断ひずみの平均値と変動係数は地震ＰＳＡ学会標準に示されたボックス壁の実験結果に基づく値を用いることとし，対数正規分布を仮定した。損傷限界点の現実的な値を第 3.2.1.3−
1−2 表に示す。

(5)

フラジリティの評価における応答情報
現実的応答については，現実的な物性値に基づく地震応答解析を入力レ
ベルごとに実施することにより評価を行った。現実的な物性値は地震ＰＳ
Ａ学会標準に基づき算出し，対数正規分布を仮定した。損傷評価の指標である耐震壁のせん断破壊に対しては水平動が支配的であることから，水平動による評価を行うこととした。
ａ．入力地震動
入力地震動は第 3.2.1.2−20 図に示す模擬地震波を入力レベルごとに係数倍したものとした。（最大 1,500cm／s２ ）ｂ．現実的な物性値と応答解析モデル
東海第二発電所の地盤物性値を第 3.2.1.3−1−3 表に，原子炉建屋の物性値を第 3.2.1.3−1−4 表にそれぞれ示す。応答解析に用いる現実的な物性は，地震ＰＳＡ学会標準に示された評価方法に基づき算出した。
評価方法を第 3.2.1.3−1−5 表に示す。
3.2.1−10原子炉建屋の解析モデル及び解析モデル諸元を第 3.2.1.3−1−3 図及び第 3.2.1.3−1−6 表に，地盤ばね定数と減衰係数を第 3.2.1.3−1−7
表に示す。

ｃ．現実的応答
現実的応答は，地震ＰＳＡ学会標準に準拠してコンクリート強度，支持地盤のせん断波速度及び建屋の減衰定数を変動パラメータとし，対数正規分布を仮定して２点推定法による応答解析を行い，最大応答せん断
ひずみの中央値と対数標準偏差を算出した。

(6)

建屋のフラジリティ評価結果
現実的耐力と現実的応答よりフラジリティ曲線とＨＣＬＰＦ（低い損傷確率（5％損傷確率）であることが高い信頼度（95％信頼度）で推定できる地震加速度）を算出した。フラジリティ曲線は，原子炉建屋を構成する
全要素のうち，ＨＣＬＰＦが最小となる要素で代表させることとした。ここに，損傷確率は，現実的応答が現実的耐力を上回る確率である。選定した要素の各入力レベルでの損傷確率は，対数正規累積分布関数により近似
し，信頼度ごとの連続的なフラジリティ曲線を算出した。
原子炉建屋のフラジリティ曲線を第 3.2.1.3−1−4 図に示す。またＨＣＬＰＦについては第 3.2.1.1−3 表の建屋・機器リストに示す。

3.2.1−113.2.1.3-2(1)

屋外重要土木構造物のフラジリティ

評価対象と損傷モードの設定
ａ．評価対象物
屋外重要土木構造物のフラジリティ評価の対象は，第 3.2.1.1−3 表の建屋・機器リストに記載されたものとし，海水ポンプ室とした。海水ポンプ 室の 平面図 及 び断面 図を それぞ れ 第 3.2.1.3−2−1 図及び 第3.2.1.3−2−2 図に示す。

ｂ．損傷モード及び部位の設定
海水ポンプ室の要求機能喪失につながる支配的な構造損傷モードとして，非線形時刻歴応答解析による耐震評価に基づき，構造部材の曲げ破壊及びせん断破壊のうち，耐震裕度の観点からせん断破壊を損傷モードとして選定した。対象とする損傷部材は最も耐震性の低い構造部材とした。

(2)

フラジリティの評価方法の選択
フラジリティの評価方法として，「現実的耐力と現実的応答による方法（応答解析に基づく方法）」を選択した。評価手法は地震ＰＳＡ学会標準に準拠した手法とした。

(3)

フラジリティの評価上の主要な仮定
ａ．考慮する不確実さ要因
現実的耐力及び現実的応答の偶然的不確実さβ Ｒ と認識論的不確実さ
β Ｕ については，地震ＰＳＡ学会標準に基づき評価した。考慮する不確
実さ要因の例を第 3.2.1.3−2−1 表に示す。
3.2.1−12ｂ．損傷評価の指標
損傷評価の指標については，構造部材のせん断破壊の程度を表すことができる指標として，せん断力を選定した。

(4)

フラジリティの評価における耐力情報
現実的耐力は，「原子力発電所屋外重要土木構造物の耐震性能照査指針・マニュアル（土木学会，2005）」のせん断破壊に対する照査（材料非線形解析を用いる方法）による評価値を適用した。現実的耐力に含まれる
不確実さ要因は，地震ＰＳＡ学会標準を参考に，コンクリートの圧縮強度と鉄筋の降伏強度を考慮し，それぞれ実強度の調査結果，建設時の試験結果から対数正規分布を仮定した。現実的耐力に含まれるコンクリートの圧縮強度及び鉄筋の降伏強度の現実的な値を第 3.2.1.3−2−2 表に示す。

(5)

フラジリティの評価における応答情報
現実的応答については，現実的な物性値に基づく地震応答解析を入力レ
ベルごとに実施することにより評価を行った。現実的な物性値は地震ＰＳ
Ａ学会標準に基づき算出し，対数正規分布を仮定した。地震応答解析は地盤及び構造物の非線形を考慮した有限要素法解析手法を用い，水平・鉛直
地震動を同時に入力した。

ａ．入力地震動
入力地震動は第 3.2.1.2−20 図に示す模擬地震波を入力レベルごとに係数倍したものとした（最大 1,579cm／s ２ （水平），1,001cm／s ２ （鉛直））。
3.2.1−13

ｂ．現実的な物性値と応答解析モデル
東海第二発電所の地盤物性値を第 3.2.1.3−2−3 表に，海水ポンプ室の物性値を第 3.2.1.3−2−4 表にそれぞれ示す。また，鋼管杭の断面諸
元を第 3.2.1.3−2−5 表に示す。応答解析に用いる現実的な物性は，応答への影響度が高い地盤物性を対象に地震ＰＳＡ学会標準に示された評価方法に基づき算出した。評価方法を第 3.2.1.3−2−6 表に示す。海水ポンプ室の解析モデルを第 3.2.1.3−2−3 図に示す。

ｃ．現実的応答
現実的応答は，地震ＰＳＡ学会標準に準拠して，第四紀層のせん断波
速度を変動パラメータとし，対数正規分布を仮定して２点推定法による応答解析を行い，これらの応答解析結果に基づき算出した。

(6)

屋外重要土木構造物のフラジリティ評価結果
現実的耐力と現実的応答よりフラジリティ曲線とＨＣＬＰＦを算出した。
ここに，損傷確率は，現実的応答が現実的耐力を上回る確率である。選定した要素の各入力レベルでの損傷確率は，対数正規累積分布関数により近似し，信頼度ごとの連続的なフラジリティ曲線を算出した。ＨＣＬＰＦは
信頼度 95％のフラジリティ曲線をもとに算出した。
海水ポンプ室のフラジリティ曲線を第 3.2.1.3−2−4 図に示す。また，
ＨＣＬＰＦについては第 3.2.1.1−3 表の建屋・機器リストに示す。

3.2.1−14

3.2.1.3-3(1)

機器のフラジリティ

評価対象と損傷モードの設定
機器のフラジリティ評価の対象を，第 3.2.1.1−3 表の建屋・機器リス
トに示す。損傷モードは評価対象機器の要求機能に応じ，構造損傷と機能損傷に分類し適切に設定する。
機器のフラジリティ評価のうち，タンク，熱交換器等の静的機器は，要求機能の喪失につながる延性破壊や脆性破壊等の構造損傷の観点からフラジリティ評価を実施する。また，電気盤類及びポンプ・弁等の動的機器は，
事故シーケンス評価上の要求機能に応じて構造損傷，動的機能限界や電気的機能維持限界等の機能損傷の観点からフラジリティ評価を実施し，当該機器のフラジリティとして用いることとする。
なお，構造強度に関する評価では，機器の本体・支持脚・基礎ボルト等の主要部位について耐震評価が実施されるが，部位間で裕度（例えば，設
計許容値／発生応力）が異なり，また，同一部位でも評価応力の種類（引張応力，曲げ応力，組合せ応力等）によって裕度が異なる。構造損傷に関するフラジリティ評価では，これらの中から，最も裕度が低かった部位・評価応力に着目して強度に関する係数等を設定する。

(2)

フラジリティの評価方法の選択
フラジリティの評価方法として「現実的耐力と現実的応答による方法（以下「応答解析に基づく方法」という。）」，「現実的耐力と応答係数による方法（以下「原研法に基づく方法」という。）」及び「耐力係数と応答係数による方法（以下「安全係数法」という。）」の中から「安全係数法」を選択した。
「安全係数法」は後述のとおり，地震応答解析結果，耐力係数及び応答
3.2.1−15

係数により評価する。
耐力係数の評価で用いる現実的耐力は，構造損傷については材料強度の規格値等をもとに，機能損傷については試験結果又は解析結果をもとに，
地震ＰＳＡ学会標準等のフラジリティ評価で実績のある既往知見に基づき中央値や不確実さを設定し，算定している。この現実的耐力の評価法は，「応答解析に基づく方法」，「原研法に基づく方法」及び「安全係数法」
は本質的に同じであり，同等の精度を有している。また，耐力係数の評価で用いる設計応答値は，既工認等で実績のある応答値（耐震バックチェッ
クベース），若しくは，当該応答値を一様ハザードスペクトルによる耐震評価結果となるよう補正した応答値（裕度向上ベース）を用いている。
応答係数は，既工認等で実績のある機器の決定論的評価である応答解析
結果に基づき評価しているが，決定論的評価は保守性を有する線形範囲の評価を行っている。また，この応答解析に含まれる余裕や不確実さを，地震ＰＳＡ学会標準等のフラジリティ評価で実績のある既往知見に基づき設定していることから，「応答解析に基づく方法」と比較しても，遜色のな
い精度で現実的な応答を求めることができる。
なお，「安全係数法」は米国において，評価手法として提案され (1) ，約
40 プラントでの評価実績がある (2〜4)。
以上より，米国での評価実績もあり，既往の応答評価結果がそのまま使用できる「安全係数法」を用いることとする。
評価手法は地震ＰＳＡ学会標準に準拠した手法とする。

(3)

フラジリティ評価上の主要な仮定（不確実さの設定，応答係数等）
機器フラジリティ評価とは，地震動の入力が増大し，評価対象機器が損傷に至る時点における最大地動加速度を評価尺度として表示するものであ
3.2.1−16

る。このとき，最大地動加速度Ａをフラジリティ加速度と称し，機器フラジリティ評価ではこれを確率量として扱い，以下の式で表す。
Ａ＝Ａｍ×ε Ｒ ×ε Ｕ
ここで，Ａｍ：フラジリティ加速度中央値（50％損傷確率に対する最大加速度の中央値）
ε Ｒ ：中央値に対する偶然的不確実さを示す確率密度分布。中央値を1.0 として対数標準偏差β Ｒ である対数正規分布を仮定する。
ε Ｕ ：中央値に対する認識論的不確実さを示す確率密度分布。中央値を1.0 として対数標準偏差β Ｕ である対数正規分布を仮定する。
フラジリティ加速度Ａを対数正規累積分布関数で示したものが機器フラジリティ曲線である。
なお，フラジリティ評価では，直接Ａｍ，ε Ｒ ，ε Ｕ からフラジリティ
加速度を算定せず，一般に安全係数の概念を用いて下式の様に算定する。
Ａｍ＝Ｆ×Ａ ｄ（式 3.2.1−1）

ここで，Ａｍ：フラジリティ加速度中央値
Ｆ：安全係数（裕度）
Ａ ｄ ：基準地震動Ｓ Ｓ の最大地動加速度，もしくは，一様ハザードスペクトルに適合する模擬地震波の最大地動加速度（式 3.2.1−1）の安全係数（裕度）は，（式 3.2.1−2）のように基準とする地震動による現実的な応答に対する機器の現実的な耐力の割合で定義されるが，（式 3.2.1−3）のように評価対象機器の設計応答値に対する現実的な応答の割合（応答に関する安全係数）と現実的な耐力に対する3.2.1−17設計応答値の割合（耐力に関する安全係数）に分離して評価する。
ただし，入力地震動に対する機器の応答には，機器自身の応答に加えて建屋の応答が影響することから，応答に関する係数は機器応答係数と建屋応答係数に分割して評価する。

Ｆ＝現実的な耐力現実的な応答＝

設計応答値
現実的な応答
応答に関する係数（式 3.2.1−2）

現実的な耐力
設計応答値

×耐力に関する係数∴Ｆ＝Ｆ Ｃ ×Ｆ ＲＥ ×Ｆ ＲＳ（式 3.2.1−3）

ここで，Ｆ Ｃ ：耐力係数
Ｆ ＲＥ ：機器応答係数
Ｆ ＲＳ ：建屋応答係数
耐力係数Ｆ Ｃ ，機器応答係数Ｆ Ｒ Ｅ 及び建屋応答係数Ｆ Ｒ Ｓ は，それぞれ以下に示す係数に分離して評価する。これらの係数は，フラジリティ評価
上に存在する各種の不確実さ要因を評価したものであり，全て対数正規分
布する確率量と仮定する。不確実さ要因の整理結果を第 3.2.1.3−3−1 表に示す。
Ｆ Ｃ ＝Ｆ Ｓ ×Ｆ μ
ここで，Ｆ Ｓ ：強度係数
Ｆ μ ：塑性エネルギ吸収係数

3.2.1−18

Ｆ ＲＥ ＝Ｆ ＳＡ ×Ｆ Ｄ ×Ｆ Ｍ ×Ｆ ＭＣ
ここで，Ｆ ＳＡ ：スペクトル形状係数
Ｆ Ｄ ：減衰係数
Ｆ Ｍ ：モデル化係数
Ｆ ＭＣ ：モード合成係数

Ｆ ＲＳ ＝Ｆ １ ×Ｆ ２ ×Ｆ ３
ここで，Ｆ １ ：解放基盤表面の地震動に関する係数
Ｆ ２ ：建屋への入力地震動に関する係数
Ｆ ３ ：建屋の地震応答に関する係数(4)

フラジリティ評価における耐力情報
耐力値は，その評価部位に使われる部材のＪＳＭＥ「発電用原子力設備
規格設計・建設規格（2005 年版）」（JSME S NC1-2005）に記載されている許容値を適用した。確率分布については，中央値に関する不確実さの要
素について，加振試験結果や文献値，工学的判断等によって評価し，β Ｒ ，
β Ｕ として定量化した。

(5)

フラジリティ評価における応答情報
設計応答値は，建屋・構築物の非線形地震応答解析及び機器の線形地震応答解析による機器評価部位における発生応答等を設定した。地震動は耐震バックチェック評価用地震動（600Gal）を基本とするが，地盤，建屋・構築物の非線形応答を精度よく評価する場合は，第 3.2.1.2−20 図に示す
3.2.1−19一様ハザードスペクトルに適合する模擬地震波を，年超過確率 10−６ の入力
レベルとなるよう係数倍した地震動（1,579Gal）を用いる。確率分布については，中央値に関する不確実さの要素について，加振試験結果や文献値，工学的判断等によって評価し，β Ｒ ，β Ｕ として定量化した。

(6)

機器のフラジリティ評価結果
機器フラジリティ評価結果を第 3.2.1.1−3 表に示す。
機器フラジリティ評価は，その評価上の特徴を踏まえ，「大型機器」，「静的機器」，「動的機器」，「電気盤・計装」及び「配管」の 5 グルー
プに分類した。また，グループごとに代表機器を抽出し，その評価の具体例を以下に示す。各グループの代表機器はＦＶ重要度を参照し，抽出した。
なお，5 グループの分類の考え方については以下のとおりである。
大型機器：原子炉圧力容器等で，多質点時刻歴解析評価が主となる機器の構造損傷静的機器：上記大型機器以外で，スペクトルモーダル解析又は静的評
価が主となる機器の構造損傷
動的機器：ポンプ，内燃機関，電動弁等の動的機器の機能損傷
電気盤・計装：電気盤，計装品等の電気的機器の機能損傷
配管：配管・サポート等の構造損傷

ａ．大型機器（原子炉圧力容器）
評価対象機器の耐震評価条件を以下に示す。
・評価対象機器：原子炉圧力容器
・設置位置：原子炉建屋
・耐震重要度クラス：Ｓ
3.2.1−20

・固有振動数：20Hz 以上・各部位の耐震バックチェック評価用地震動Ｓ Ｓ （600Gal）に対する発生応力
・評価対象部位：蒸気乾燥器支持ブラケット付根部
・評価応力：一次膜応力＋一次曲げ応力
下表に，原子炉圧力容器の蒸気乾燥器支持ブラケットの耐震評価結果を示す。これを基にフラジリティを算出した。

表

原子炉圧力容器の蒸気乾燥器支持ブラケットの耐震評価結果

評価部位

材

蒸気乾燥器支持ブラケット付根部

(a)
ⅰ)

料

SUSF304

評価応力
一次膜応力＋
一次曲げ応力

許容値

発生応力

(MPa)

(MPa)

391

105

裕度
3.72

耐力係数Ｆ Ｃ の評価
強度係数Ｆ Ｓ の評価
本係数は，次式により評価する。

ＦＳ

sＣ sＮ
sＴ s Ｎ

ここで，
σ Ｃ ：限界応力の中央値
σ Ｔ ：地震時発生応力
σ Ｎ ：通常運転時応力
蒸気乾燥器支持ブラケットの材質は SUSF304 であることから，限界応力としてＪＳＭＥ「発電用原子力設備規格設計・建設規格（2005 年度版）」第Ⅰ編付録図表 Part5 の引張応力Ｓｕ＝391MPa
3.2.1−21（評価温度 302℃）を採用する。
上記規格値に含まれる余裕（Ｓｕ値の 1.13 倍）を考慮して限界応力の中央値とする。（添付資料 3.2.1.3−3−1）
したがって，σ Ｃ ＝1.13×Ｓｕ＝1.13×391＝442MPa
地震時発生応力は，表の耐震バックチェックの評価結果を，一様ハザードスペクトルによる耐震評価結果に補正して用いることとする。このため，表の発生応力に，以下の計算式より求めた比率の最大値 3.24 を掛け合せた値を計算に用いることとする。（添付資料
3.2.1.3−3−2）
一様ハザードスペクトルによる大型機器連成解析より求めた荷重比率 ＝

耐震バックチェック評価用地震動による大型機器連成解析より求めた荷重

σ Ｔ ＝105×3.24＝340MPa
通常運転時応力は，耐震評価において地震時応力を分離して評価していないため 0MPa とする。
σ Ｎ ＝0MPa
以上より，強度係数Ｆ Ｓ は，以下のとおりとなる。

ＦＳ

sＣ
sＴ

442
1.30
340

不確実さとして，限界応力の中央値 1.13×Ｓｕに対して，規格値Ｓｕが 99％信頼下限に相当すると考え，全てβ Ｕ として評価する。

βU

1
1.13 Su
ln
2.33
Su

0.05

以上により，本係数及び不確実さは以下の値とする。
3.2.1−22

Ｆ Ｓ ＝1.30，β Ｒ ＝0.00，β Ｕ ＝0.05
ⅱ)

塑性エネルギ吸収係数Ｆ μ の評価
本係数は，塑性変形によるエネルギ吸収に関する裕度を評価するものである。
強度係数Ｆ Ｓ の評価において，限界応力の中央値として 1.13×
Ｓｕを用いているため，塑性変形によるエネルギ吸収効果は考慮しない。
以上により，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ μ ＝1.00，β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00(b)ⅰ)

機器応答係数Ｆ ＲＥ の評価
スペクトル形状係数Ｆ ＳＡ の評価
本係数は，設計で用いられる床応答スペクトルの拡幅に含まれる裕度を評価するものであり，次式により評価する。なお，スペクトル形状係数の概念図を第 3.2.1.3−3−1 図に示す。
Ｆ ＳＡ ＝

拡幅後の床応答スペク トルによる応答加速度
拡幅前の床応答スペク トルによる応答加速度

ただし，蒸気乾燥器支持ブラケットは，時刻歴応答解析により評
価した原子炉圧力容器の応答加速度を用いて耐震評価を実施しており，床応答スペクトルを用いないことから，本係数は考慮しない。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ＳＡ ＝1.00，β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00
ⅱ)

減衰係数Ｆ Ｄ の評価
本係数は，機器の現実的減衰定数の中央値に対する設計用減衰定数が持つ裕度を評価するものであり，次式により評価する。なお，
3.2.1−23減衰係数の概念図を第 3.2.1.3−3−2 図に示す。
Ｆ Ｄ＝設計用減衰定数による 応答値
減衰定数の中央値によ る応答値

蒸気乾燥器支持ブラケットは原子炉圧力容器の応答加速度を用いて耐震評価を実施しており，原子炉圧力容器の設計用減衰定数は1％，減衰定数の中央値 3％ (5)として，係数を算出する。
設計用減衰定数による応答値と減衰定数の中央値での応答値の比は，下記の Newmark の応答倍率式 (6)を用いる。
応答値＝3.21−0.68×ln（ｈ）
ここで，
ｈ：減衰定数（％）
不確実さについては，設計用減衰定数が振動試験による減衰デー
タの下限値として用いられているため，設計用減衰定数による応答値を減衰定数の中央値による応答の 99％上限値と考え算定する。
また，β Ｒ とβ Ｕ が等しいとして評価する。
したがって，
Ｆ Ｄ＝3.21 0.68 ln(1)＝1.30
3.21 0.68 ln(3)β Ｒ ＝β Ｕ ＝

1
2.33

2

ln

3.21 0.68 ln(1)＝0.083.21 0.68 ln(3)以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ Ｄ ＝1.30，β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.08
ⅲ)

モデル化係数Ｆ Ｍ の評価
本係数は，機器の解析モデル化におけるモデル形状・諸元等の実機との差などに起因する裕度を評価するものであり，次式により評3.2.1−24

価する。
Ｆ Ｍ＝

設計解析モデルによる 応答加速度
現実的解析モデルによ る応答加速度

ただし，評価対象の解析モデル化は妥当であり，解析モデルから得られる応答は中央値に相当すると考える。
機器の耐震評価は，建屋連成解析モデルを用いて行われているた
め，モデル化に関する不確実さβ Ｕ は海外文献 (1) より 0.15 とする。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ Ｍ ＝1.00，β Ｒ ＝0.00，β Ｕ ＝0.15
ⅳ)

モード合成係数Ｆ ＭＣ の評価
本係数は，機器の地震応答がモーダル解析により評価されている
場合に，モード合成に起因する裕度を評価するものである。
ただし，蒸気乾燥器支持ブラケットは原子炉圧力容器の応答加速度を用いて耐震評価を実施しており，原子炉圧力容器は時刻歴応答解析を実施しているため，本係数は考慮しない。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ＭＣ ＝1.00，β Ｒ ＝β Ｕ ＝0

建屋応答係数Ｆ ＲＳ の評価(c)

建屋応答に関する各係数は，第 3.2.1.3−3−2 表に示す原子炉建屋の応答係数を用いる。
ⅰ)

解放基盤表面の地震動に関する係数Ｆ １ の評価
本係数は，基準とする地震動のスペクトルが持つ裕度を評価するものである。本評価では，解放基盤表面における地震動のスペクト
ル形状係数を考慮する。第 3.2.1.3−3−3 図にスペクトル形状係数
3.2.1−25

の概念図を示す。
なお，スペクトル形状係数は，基準とする地震動のスペクトルと一様ハザードスペクトルの建屋又は機器の固有周期における比を，
次式により評価する。
スペクトル形状係数＝

基準地震動の応答加速 度
一様ハザードスペクト ルの応答加速度

ただし，蒸気乾燥器支持ブラケットは，一様ハザードスペクトルにより評価していることから，スペクトル形状係数は 1.00 とする。
また，不確実さは，確率論的地震ハザード評価における距離減衰式等のばらつきに考慮されるため，本係数では考慮しない。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ １ ＝1.00，β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00
ⅱ)

建屋への入力地震動に関する係数Ｆ ２ の評価
本係数は，地盤モデルに関する設計上の裕度及び基礎による入力損失に関する設計上の裕度を評価するものである。
本評価では，設計地盤モデルは中央値を与えるとみなし，また，基礎が地盤を拘束することによる入力損失は考慮しないことから，中央値を 1.00 とする。
不確実さは，建屋の地震応答に関する係数Ｆ ３ の不確実さと合わせて評価する。
β Ｒ は，地震ＰＳＡ学会標準解説 103 で示される代表プラントにおける床応答スペクトルの不確実さが，おおむね 0.2 程度であることから，0.20 とする。
β Ｕ は，解析モデル化誤差等によるものであり，国内文献 (7) に基づき 0.15 とする。
3.2.1−26以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ２ ＝1.00，β Ｒ ＝0.20，β Ｕ ＝0.15（β Ｒ 及びβ Ｕ はＦ ３ と共通）
ⅲ)

建屋の地震応答に関する係数Ｆ ３ の評価
本係数は，建屋の地震応答モデルに関する設計上の裕度を評価するものである。
本評価では，建屋振動モデルは過去の地震観測記録との整合を考慮した諸元を使用しているため，中央値を与えるものとみなし，また，一般的に建屋の非線形挙動により線形時よりも応答加速度が低減される傾向にあることから，中央値を 1.00 とする。
不確実さは，建屋への入力地震動に関する係数Ｆ ２ の不確実さと合わせて評価する。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ３ ＝1.00，β Ｒ ＝0.20，β Ｕ ＝0.15（β Ｒ 及びβ Ｕ はＦ ２ と共通）

(d)

評価結果のまとめ各係数の評価結果を下表に示す。これらの結果より，原子炉圧力容器（蒸気乾燥器支持ブラケット）のフラジリティ加速度の中央値Ａｍ，その不確実さ β Ｒ ，β Ｕ 及びＨＣＬＰＦは，以下のとおりとなる。
また，フラジリティ曲線を第 3.2.1.3−3−4 図に示す。
Ａｍ＝2.72（G）
β Ｒ ＝0.22，β Ｕ ＝0.23
ＨＣＬＰＦ＝Ａｍ×exp[−1.65×(β Ｒ ＋β Ｕ )]＝2.72×exp[−1.65×(0.22＋0.23)]
3.2.1−27

＝1.29(G）表

原子炉圧力容器（蒸気乾燥器支持ブラケット）

安全係数評価結果の一覧

Ｆ ＲＥ

ＦＣ

Ｆ ＲＳ
合計

ＦＳ

Ｆμ

Ｆ ＳＡ

ＦＤ

ＦＭ

Ｆ ＭＣ

Ｆ１

1.30

1.00

1.00

1.30

1.00

1.00

1.00

1.00

1.69

βＲ

0.00

0.00

0.00

0.08

0.00

0.00

0.00

0.20

0.22

βＵ

0.05

0.00

0.00

0.08

0.15

0.00

0.00

0.15

0.23

中央値
不確
実さ

Ｆ２

Ｆ３

ｂ．静的機器（残留熱除去系熱交換器）
評価対象機器の耐震評価条件を以下に示す。
・評価対象機器：残留熱除去系熱交換器
・設置位置：原子炉建屋 EL.＋2.00m
・耐震重要度クラス：Ｓ・固有振動数：10.4Hz（１次）
・各部位の耐震バックチェック評価用地震動Ｓ Ｓ （600Gal）に対する発生応力
・評価対象部位：アンカボルト
・評価応力：引張応力及びせん断応力
下表に，残留熱除去系熱交換器の耐震評価結果を示す。各評価部位・各評価応力のうち，裕度が最小であるアンカボルトが，残留熱除去系熱交換器の地震時の損傷に支配的であると考えられることから，アンカボ
ルトに着目して評価する。

3.2.1−28

評価部位

表

残留熱除去系熱交換器の耐震評価結果

材

料

評価応力

許容値
（MPa）

発生応力
（MPa）

裕

度

胴板

SB410

一次応力

351

108

3.25

架台（脚）

SS400

組合せ応力

280

159

1.76

引張応力

488

433

1.12

アンカボルトSCM435
せん断応力

375

109

3.44

(a)

耐力係数Ｆ Ｃ の評価
ⅰ)

強度係数Ｆ Ｓ の評価
ボルトの強度係数は，引張応力及びせん断応力に対して次式により評価する。

σ
σＣ

2

τ
＋
τＣ

2

1
Ｆs

2

1
Ｆt

2
2

1

ここで，
λ：ボルトの応力比
σ：ボルトの引張応力
τ：ボルトのせん断応力
σ Ｃ ：ボルトの限界引張応力の中央値
τ Ｃ ：ボルトの限界せん断応力の中央値
Ｆ σ ：引張に対する余裕度
Ｆ τ ：せん断に対する余裕度
以上により，強度係数Ｆ Ｓ は次式により評価する。
ＦＳ＝

1

1
1
Ｆs

2

1
Ｆt

2

3.2.1−29

アンカボルトの材質は SCM435 であることから，限界応力としてＪＳＭＥ「発電用原子力設備規格設計・建設規格（2005 年度版）」
第Ⅰ編付録図表 Part5 の引張応力Ｓｕ＝930MPa（評価温度 40℃）を採用する。なお，上記規格値に含まれる余裕（Ｓｕ値の 1.17 倍）（添付資料 3.2.1.3−3−1）を考慮するとともに，限界引張応力は
谷径断面積と呼び径断面積の比（0.75）を乗じ，限界せん断応力はＳｕ／√3 を用いる。
σ Ｃ ＝1.17×0.75×Ｓｕ＝1.17×0.75×930＝816MPa
τ Ｃ ＝1.17×Ｓｕ／√3＝1.17×930／√3＝628MPa
地震時発生応力は，表の耐震バックチェックの評価結果を，一様ハザードスペクトルによる耐震評価結果に補正して用いることとする。このため，表の発生応力に，以下の計算式より求めた比率（本
評価対象の固有周期における比率）1.47 を掛け合せた値を計算に用いることとする。（添付資料 3.2.1.3−3−2）
一様ハザードスペクトルによる原子炉建屋応答解析により求めた
EL.＋2.00m の床応答加速度

比率 ＝

耐震バックチェック評価用地震動による原子炉建屋応答解析により求めた
EL.＋2.00m の床応答加速度

Ｆ σ ＝σ Ｃ ／σ＝816／（433×1.47）＝1.28
Ｆ τ ＝τ Ｃ ／τ＝628／（109×1.47）＝3.92
以上より，強度係数Ｆ Ｓ は，以下のとおりとなる。
1
ＦＳ＝
λ

1
1
Ｆσ

２

1
1
Ｆτ

２

1
1.28

２

1
3.92

２

1.22

不 確 実 さ は ， 限 界 応 力 の 中 央 値 1.17×Ｓ ｕ に 対 し て ， 規 格 値
3.2.1−30

Ｓｕが 99％信頼下限に相当すると考え，全てβ Ｕ として評価する。

βU

1
1.17 Su
ln
2.33
Su

0.07

以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ Ｓ ＝1.22，β Ｒ ＝0.00，β Ｕ ＝0.07
ⅱ)

塑性エネルギ吸収係数Ｆ μ の評価
本係数は，塑性変形によるエネルギ吸収に関する裕度を評価するものである。
強度係数Ｆ Ｓ の評価については，限界応力の中央値として 1.17×
Ｓｕを用いているため，塑性変形によるエネルギ吸収係数効果は考慮しない。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ μ ＝1.00，β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00(b)

機器応答係数Ｆ ＲＥ の評価
ⅰ)

スペクトル形状係数Ｆ ＳＡ の評価
本係数は，設計で用いられる床応答スペクトルの拡幅に含まれる裕度を評価するものであり，次式により評価する。なお，スペクトル形状係数の概念図を第 3.2.1.3−3−1 図に示す。
ＦＳＡ＝拡幅後の床応答スペク トルによる応答加速度
拡幅前の床応答スペク トルによる応答加速度

拡幅前後の応答スペクトル比（拡幅後／拡幅前）は，サイト・プ
ラントによらず有意な差はないと考えられるため，国内の代表プラントで評価した値を用いる。
国内の代表プラントでの拡幅前後の応答スペクトル比は，機器系
3.2.1−31

の主要周期帯である 0.05〜0.1 秒に対して 1.1〜1.4 であり，この知見から中央値Ｆ ＳＡ を算定する。
不確実さは，最小値と最大値がそれぞれ中央値に対し−95％下限
値と＋95％上限値に相当するものとみなし算定する。なお，不確実
さは，本係数を各機器に対して一般値として適用するため，すべて
β Ｕ とする。

ＦＳＡ＝ 1.1 1.4 1.24
βＵ ＝

1
1.4
ln
1.65 2
1 .1

0.07

以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ＳＡ ＝1.24，β Ｒ ＝0.00，β Ｕ ＝0.07
ⅱ)

減衰係数Ｆ Ｄ の評価
本係数は，機器の現実的減衰定数の中央値に対する設計用減衰定数が持つ裕度を評価するものであり，次式により評価する。なお，減衰係数の概念図を第 3.2.1.3−3−2 図に示す。
Ｆ Ｄ＝設計用減衰定数による 応答値
減衰定数の中央値によ る応答値

ボルトの設計用減衰定数は 1％，減衰定数の中央値 3％ (5)として，係数を算出する。
設計用減衰定数と減衰定数の中央値での応答値の比は，下記のNewmark の応答倍率式 (6)を用いる。
応答値＝3.21−0.68×ln（ｈ）
ここで，
ｈ：減衰定数（％）
不確実さについては，設計用減衰定数が振動試験による減衰デー
3.2.1−32

タの下限値として用いられているため，設計用減衰定数による応答値を減衰定数の中央値による応答の 99％上限値と考え算定する。
また，β Ｒ とβ Ｕ が等しいとして評価する。
したがって，
Ｆ Ｄ＝3.21 0.68 ln(1)3.21 0.68 ln(3)β Ｒ ＝β Ｕ ＝

1
2.33

2

ln

1.30

3.21 0.68 ln(1)3.21 0.68 ln(3)0.08以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ Ｄ ＝1.30，β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.08
ⅲ)

モデル化係数Ｆ Ｍ の評価
本係数は，機器の解析モデル化におけるモデル形状・諸元等の実機との差などに起因する裕度を評価するものであり，次式により評
価する。
ＦＭ＝

設計解析モデルによる 応答加速度
現実的解析モデルによ る応答加速度

ただし，評価対象の解析モデル化は妥当であり，解析モデルから得られる応答は中央値に相当すると考える。
機器の耐震評価は，建屋連成解析モデルを用いて行われているた
め，モデル化に関する不確実さβ Ｕ は海外文献 (1) より 0.15 とする。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ Ｍ ＝1.00，β Ｒ ＝0.00，β Ｕ ＝0.15
ⅳ)

モード合成係数Ｆ ＭＣ の評価
本係数は，機器の地震応答がモーダル解析により評価されている
場合に，モード合成に起因する裕度を評価するものである。本機器
3.2.1−33

はスペクトルモーダル解析を行っているため，モード合成法に含まれる余裕としては，地震ＰＳＡ学会標準解説 98 に基づき，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ＭＣ ＝1.03，β Ｒ ＝0.13，β Ｕ ＝0.00(c)

建屋応答係数Ｆ ＲＳ の評価
建屋応答に関する各係数は，第 3.2.1.3−3−2 表に示す原子炉建屋の応答係数を用いる。
ⅰ)

解放基盤表面の地震動に関する係数Ｆ １ の評価
本係数は，基準とする地震動のスペクトルが持つ裕度を評価するものである。本評価では，解放基盤表面における地震動のスペクト
ル形状係数を考慮する。第 3.2.1.3−3−3 図にスペクトル形状係数の概念図を示す。
なお，スペクトル形状係数は，基準とする地震動のスペクトルと一様ハザードスペクトルの建屋又は機器の固有周期における比を，次式により評価する。
スペクトル形状係数＝

基準地震動の応答加速 度
一様ハザードスペクト ルの応答加速度

なお，本機器は，一様ハザードスペクトルにより評価していることから，スペクトル形状係数は 1.00 とする。
また，不確実さは，確率論的地震ハザード評価における距離減衰式等のばらつきに考慮されるため，本係数では考慮しない。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ １ ＝1.00，β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00
ⅱ)

建屋への入力地震動に関する係数Ｆ ２ の評価
3.2.1−34本係数は，地盤モデルに関する設計上の裕度及び基礎による入力損失に関する設計上の裕度を評価するものである。
本評価では，設計地盤モデルは中央値を与えるとみなし，また基礎が地盤を拘束することによる入力損失は考慮しないことから，中央値を 1.00 とする。
不確実さは，建屋の地震応答に関する係数Ｆ ３ の不確実さと合わせて評価する。
β Ｒ は，地震ＰＳＡ学会標準解説 103 で示される代表プラントにおける床応答スペクトルの不確実さが，おおむね 0.2 程度であることから，0.20 とする。
β Ｕ は，解析モデル化誤差等によるものであり，国内文献 (7) に基づき 0.15 とする。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ２ ＝1.00，β Ｒ ＝0.20，β Ｕ ＝0.15（β Ｒ 及びβ Ｕ はＦ ３ と共通）
ⅲ)

建屋の地震応答に関する係数Ｆ ３ の評価
本係数は，建屋の地震応答モデルに関する設計上の裕度を評価するものである。
本評価では，建屋振動モデルは過去の地震観測記録との整合を考慮した諸元を使用しているため，中央値を与えるものとみなし，また，一般的に建屋の非線形挙動により線形時よりも応答加速度が低減される傾向にあることから，中央値を 1.00 とする。
不確実さは，建屋への入力地震動に関する係数Ｆ ２ の不確実さと合わせて評価する。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
3.2.1−35

Ｆ ３ ＝1.00，β Ｒ ＝0.20，β Ｕ ＝0.15（β Ｒ 及びβ Ｕ はＦ ２ と共通）

(d)

評価結果のまとめ各係数の評価結果を下表に示す。これらの結果より，残留熱除去系
熱交換器（アンカボルト）のフラジリティ加速度の中央値Ａｍ，その不確実さ β Ｒ ，β Ｕ 及びＨＣＬＰＦは，以下のとおりとなる。
また，フラジリティ曲線を第 3.2.1.3−3−5 図に示す。
Ａｍ＝3.27（G）
β Ｒ ＝0.25，β Ｕ ＝0.25
ＨＣＬＰＦ＝Ａｍ×exp[−1.65×(β Ｒ ＋β Ｕ )]＝3.27×exp[−1.65×(0.25＋0.25)]＝1.43（G）

表

残留熱除去系熱交換器（アンカボルト）
ＦＣ

安全係数評価結果の一覧

Ｆ ＲＥ

Ｆ ＲＳ
合計

ＦＳ

Ｆμ

Ｆ ＳＡ

ＦＤ

ＦＭ

Ｆ ＭＣ

Ｆ１

1.22

1.00

1.24

1.30

1.00

1.03

1.00

1.00

2.03

βＲ

0.00

0.00

0.00

0.08

0.00

0.13

0.00

0.20

0.25

βＵ

0.07

0.00

0.07

0.08

0.15

0.00

0.00

0.15

0.25

中央値
不確
実さ

ｃ．動的機器（残留熱除去系海水系ポンプ）
評価対象機器の耐震評価条件を以下に示す。
・評価対象機器：残留熱除去系海水系ポンプ・設置位置：海水ポンプ室

EL.＋0.8m

3.2.1−36Ｆ２

Ｆ３

・耐震重要度クラス：Ｓ・固有振動数：水平 15.2Hz，鉛直 20Hz 以上・各部位の耐震バックチェック評価用地震動Ｓ Ｓ （水平 600Gal，鉛直
400Gal ） に 対 す る 設 計 応 答 加 速 度 ： 水 平 方 向 0.04G ， 鉛 直 方 向
0.49G
・機能維持確認済加速度：水平方向 14.6G (8)，鉛直方向 2.0G
水平方向と鉛直方向の応答加速度に対して動的機能維持評価を行うが，ここでは耐震裕度が小さい鉛直方向についての評価を示す。（添付資料
3.2.1.3−3−3）(a)

耐力係数Ｆ Ｃ の評価
ⅰ)

強度係数Ｆ Ｓ の評価
本係数は下記の式にて算出する。
Ｆ Ｓ＝損傷加速度中央値
機器応答加速度・損傷加速度中央値について
ポンプ類のように，構造強度に加え動的機能維持が必要な機器については，試験加速度（機能維持確認済加速度等）に基づきフラジ
リティ評価を行う。
ここで，フラジリティ評価における試験加速度は，既往の検討結果より以下の値を用いる。
鉛直：2.0G
フラジリティ評価のベースとする試験加速度レベルでは誤動作・損傷が見られないことから，試験加速度がＨＣＬＰＦに相当すると考え，地震ＰＳＡ学会標準解説 85 に基づき，誤動作・損傷に対す
3.2.1−37

る加速度の中央値Ａｍを以下のように推定する。
Ａｍ＝ＨＣＬＰＦ／0.9
不確実さは，ＡｍとＨＣＬＰＦより求める。ＡｍとＨＣＬＰＦの関係は下記のとおりである。
Ａｍ＝ＨＣＬＰＦ×exp[1.65×（β Ｒ ＋β Ｕ ）]β Ｒ とβ Ｕ は同程度と考え，β Ｒ ＝β Ｕ とする。
したがって，強度係数Ｆ Ｓ 及びその不確実さは，以下のとおりと
なる。
Ｆ Ｓ＝

＝

損傷加速度の中央値
ＨＣＬＰＦ／ 0.9
＝
応答加速度
応答加速度
2.0／0.9＝4.53
0.49

β Ｒ ＝β Ｕ ＝＝ⅱ)

ＨＣＬＰＦ／0.9
1
ln
ＨＣＬＰＦ
1.65 21
2.0／0.9＝0.03
ln
1.65 22.0

塑性エネルギ吸収係数Ｆ μ の評価
本係数は，塑性変形によるエネルギ吸収に関する裕度を評価するものである。
残留熱除去系海水系ポンプについては，変形が大きくなると機能喪失につながるため，本係数は考慮しない。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ μ ＝1.00，β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00

3.2.1−38

(b)機器応答係数Ｆ ＲＥ の評価
ⅰ)

スペクトル形状係数Ｆ ＳＡ の評価
本係数は，設計で用いられる床応答スペクトルの拡幅に含まれる裕度を評価するものであり，次式により評価する。なお，スペクトル形状係数の概念図を第 3.2.1.3−3−1 図に示す。
Ｆ ＳＡ ＝

拡幅後の床応答スペク トルによる応答加速度
拡幅前の床応答スペク トルによる応答加速度

ただし，本機器は剛構造であるため，本係数は考慮しない。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ＳＡ ＝1.00，β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00
ⅱ)

減衰係数Ｆ Ｄ の評価
本係数は，機器の現実的減衰定数の中央値に対する設計用減衰定数が持つ裕度を評価するものであり，次式により評価する。なお，減衰係数の概念図を第 3.2.1.3−3−2 図に示す。
Ｆ Ｄ＝設計用減衰定数による 応答値
減衰定数の中央値によ る応答値

ただし，本機器は剛構造であるため，本係数は考慮しない。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ Ｄ ＝1.00，β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00
ⅲ)

モデル化係数Ｆ Ｍ の評価
本係数は，機器の解析モデル化におけるモデル形状・諸元等の実機との差などに起因する裕度を評価するものであり，次式により評
価する。
Ｆ Ｍ＝

設計解析モデルによる 応答加速度
現実的解析モデルによ る応答加速度

3.2.1−39ただし，本機器の機能損傷による評価は試験加速度値を採用しており，解析モデル等を構築した評価ではないことから，本係数は考慮しない。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ Ｍ ＝1.00，β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00
ⅳ)

モード合成係数Ｆ ＭＣ の評価
本係数は，機器の地震応答がモーダル解析により評価されている
場合に，モード合成に起因する裕度を評価するものである。
ただし，本機器は剛構造であり，モーダル解析による評価ではないことから，本係数は考慮しない。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ＭＣ ＝1.00，β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00(c)

建屋応答係数Ｆ ＲＳ の評価
建屋応答に関する各係数は，第 3.2.1.3−3−2 表に示す海水ポンプ室の応答係数を用いる。
ⅰ)

解放基盤表面の地震動に関する係数Ｆ １ の評価
本係数は，基準とする地震動のスペクトルが持つ裕度を評価するものである。本評価では，解放基盤表面における地震動のスペクト
ル形状係数を考慮する。第 3.2.1.3−3−3 図にスペクトル形状係数の概念図を示す。
なお，スペクトル形状係数は，基準とする地震動のスペクトルと一様ハザードスペクトルの建屋又は機器の固有周期における比を，
次式により評価する。

3.2.1−40スペクトル形状係数＝

基準地震動の応答加速 度
一様ハザードスペクト ルの応答加速度

本機器は剛構造であることを考慮して，機器・配管系の固有周期のある 1.0 秒以下範囲における応答スペクトル比の最も保守的な値を適用する。
また，不確実さは，確率論的地震ハザード評価における距離減衰式等のばらつきに考慮されるため，本係数では考慮しない。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ １ ＝0.68，β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00
ⅱ)

建屋への入力地震動に関する係数Ｆ ２ の評価
本係数は，地盤モデルに関する設計上の裕度及び基礎による入力損失に関する設計上の裕度を評価するものである。
本評価では，設計地盤モデルは中央値を与えるとみなし，また，基礎が地盤を拘束することによる入力損失は考慮しないことから，中央値を 1.00 とする。
不確実さは，建屋の地震応答に関する係数Ｆ ３ の不確実さと合わせて評価する。
β Ｒ は，地震ＰＳＡ学会標準解説 67 で示される代表プラントにおける床応答スペクトルの不確実さが，0.1 以内であることから，0.10 とする。
β Ｕ は，解析モデル化誤差等によるものであり，国内文献 (7) に基づき 0.15 とする。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ２ ＝1.00，β Ｒ ＝0.10，β Ｕ ＝0.15（β Ｒ 及びβ Ｕ はＦ ３ と共通）
3.2.1−41

ⅲ)

建屋の地震応答に関する係数Ｆ ３ の評価
本係数は，建屋の地震応答モデルに関する設計上の裕度を評価するものである。
本評価では，建屋振動モデルは過去の地震観測記録との整合を考慮した諸元を使用しているため，中央値を与えるものとみなし，また，一般的に建屋の非線形挙動により線形時よりも応答加速度が低減される傾向にあることから，中央値を 1.00 とする。
不確実さは，建屋への入力地震動に関する係数Ｆ ２ の不確実さと合わせて評価する。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ３ ＝1.00，β Ｒ ＝0.10，β Ｕ ＝0.15（β Ｒ 及びβ Ｕ はＦ ２ と共通）

(d)

評価結果のまとめ各係数の評価結果を下表に示す。これらの結果より，残留熱除去系
海水系ポンプのフラジリティ加速度の中央値Ａｍ，その不確実さ β Ｒ ，
β Ｕ 及びＨＣＬＰＦは，以下のとおりとなる。
また，フラジリティ曲線を第 3.2.1.3−3−6 図に示す。
Ａｍ＝1.25（G）
β Ｒ ＝0.10，β Ｕ ＝0.15
ＨＣＬＰＦ＝Ａｍ×exp[−1.65×(β Ｒ ＋β Ｕ )]＝1.25×exp[−1.65×(0.10＋0.15)]＝0.83（G）

3.2.1−42表

残留熱除去系海水系ポンプ
ＦＣ

安全係数評価結果の一覧

Ｆ ＲＥ

Ｆ ＲＳ
合計

ＦＳ

Ｆμ

Ｆ ＳＡ

ＦＤ

ＦＭ

Ｆ ＭＣ

Ｆ１

4.53

1.00

1.00

1.00

1.00

1.00

0.68

1.00

3.06

βＲ

0.03

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.10

0.10

βＵ

0.03

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.15

0.15

中央値
不確
実さ

Ｆ２

Ｆ３

ｄ．電気盤・計装（非常用パワーセンタ）
評価対象機器の耐震評価条件を以下に示す。
・評価対象機器：非常用パワーセンタ
・設置位置：原子炉建屋 EL.＋2.56m
・耐震重要度クラス：Ｓ・固有振動数：水平，鉛直とも 20Hz 以上・各部位の耐震バックチェック評価用地震動Ｓ Ｓ （水平 600Gal，鉛直
400Gal）に対する盤の設計応答加速度：水平方向 0.62G，鉛直方向
0.48G
・機能維持確認済加速度：水平方向 1.10G，鉛直方向 1.00G
水平方向と鉛直方向の応答加速度に対して動的機能維持評価を行うが，ここでは耐震裕度が小さい水平方向についての評価を示す。（添付資料
3.2.1.3−3−3）(a)

耐力係数Ｆ Ｃ の評価
ⅰ)

強度係数Ｆ Ｓ の評価
本係数は下記の式にて算出する。

3.2.1−43

Ｆ Ｓ＝損傷加速度中央値
盤応答加速度・損傷加速度中央値について
電気盤類のように，構造強度に加え電気的機能維持が必要な機器については，試験加速度（機能維持確認済加速度等）に基づきフラジリティ評価を行う。
フラジリティ評価のベースとする試験加速度レベルでは誤動作・損傷が見られないことから，以下に示す方法（ここでは「β設定法」という。）により誤動作・損傷に対する加速度の中央値を推定する。
[β 設定法の概要]
フラジリティ評価において，ＨＣＬＰＦは次式により評価される。
ＨＣＬＰＦ＝Ａｍ×exp[−1.65×（β Ｒ ＋β Ｕ ）]上式より，
Ａｍ＝ＨＣＬＰＦ×exp[1.65×（β Ｒ ＋β Ｕ ）]これと同様に，加振試験における損傷加速度の中央値とＨＣＬＰＦの関係は次式により表される。
損傷加速度の中央値＝損傷加速度のＨＣＬＰＦ×exp[1.65×（β Ｒ ＋β Ｕ ）]したがって，

損傷加速度のＨＣＬＰＦ＝試験加速度とし，不確実さβ Ｒ 及びβ Ｕ を与えることにより，損傷加速度の中央値を推定できる。
なお，既往の電気品の試験結果 (9)より，電気品の誤動作に関する不確実さはβ Ｒ ＝0.10，β Ｕ ＝0.20 程度と考えられる。
したがって，非常用パワーセンタの損傷加速度の中央値は，β設
定法に基づき以下のとおりとなる。
3.2.1−44

損傷加速度の中央値＝試験加速度×exp[1.65×（β Ｒ ＋β Ｕ ）]＝1.10×exp[1.65×（0.10＋0.20）]＝1.81
盤の設計応答加速度は，耐震バックチェックの評価結果を，一様ハザードスペクトルによる耐震評価結果に補正して用いることとする。このため，盤の設計応答加速度に，以下の計算式より求めた比率の最大値 1.77 を掛け合せた値を計算に用いることとする。(添付資料 3.2.1.3−3−2)

比率 ＝

一様ハザードスペクトルによる原子炉建屋応答解析により求めた床面の最大震度（1.0ZPA）
耐震バックチェック評価用地震動による原子炉建屋応答解析により求めた床面の最大震度（1.0ZPA）

したがって，強度係数Ｆ Ｓ 及びその不確実さは，以下のとおりとなる。
Ｆ Ｓ ＝損傷加速度の中央値／床応答加速度＝1.81／（0.62×1.77）＝1.65
β Ｒ ＝0.10，β Ｕ ＝0.20

ⅱ)

塑性エネルギ吸収係数Ｆ μ の評価
本係数は，塑性変形によるエネルギ吸収に関する裕度を評価するものである。
電気盤類については，変形が大きくなると機能喪失につながるため，本係数は考慮しない。
3.2.1−45以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ μ ＝1.00，β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00(b)

機器応答係数Ｆ ＲＥ の評価
ⅰ)

スペクトル形状係数Ｆ ＳＡ の評価
本係数は，設計で用いられる床応答スペクトルの拡幅に含まれる裕度を評価するものであり，次式により評価する。なお，スペクトル形状係数の概念図を第 3.2.1.3−3−1 図に示す。
Ｆ ＳＡ ＝

拡幅後の床応答スペク トルによる応答加速度
拡幅前の床応答スペク トルによる応答加速度

ただし，本機器は剛構造であるため，本係数は考慮しない。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ＳＡ ＝1.00，β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00
ⅱ)

減衰定数に関する係数Ｆ Ｄ の評価
本係数は，機器の現実的減衰定数の中央値に対する設計用減衰定数が持つ裕度を評価するものであり，次式により評価する。なお，減衰係数の概念図を第 3.2.1.3−3−2 図に示す。
Ｆ Ｄ＝設計用減衰定数による 応答値
減衰定数の中央値によ る応答値

ただし，本機器は剛構造であるため，本係数は考慮しない。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ Ｄ ＝1.00，β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00
ⅲ)

モデル化に関する係数Ｆ Ｍ の評価
本係数は，機器の解析モデル化におけるモデル形状・諸元等の実機との差などに起因する裕度を評価するものであり，次式により評3.2.1−46

価する。
Ｆ Ｍ＝

設計解析モデルによる 応答加速度
現実的解析モデルによ る応答加速度

ただし，本機器の機能損傷による評価は試験加速度値を採用しており，解析モデル等を構築した評価ではないことから，本係数は考慮しない。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ Ｍ ＝1.00，β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00
ⅳ)

モード合成法に関する係数Ｆ ＭＣ の評価
本係数は，機器の地震応答がモーダル解析により評価されている
場合に，モード合成に起因する裕度を評価するものである。
ただし，本機器は剛構造であり，モーダル解析による評価ではないことから，本係数は考慮しない。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ＭＣ ＝1.00，β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00(c)

建屋応答係数Ｆ ＲＳ の評価
建屋応答に関する各係数は，第 3.2.1.3−3−2 表に示す原子炉建屋の応答係数を用いる。
ⅰ)

解放基盤表面の地震動に関する係数Ｆ １ の評価
本係数は，基準とする地震動のスペクトルが持つ裕度を評価するものである。本評価では，解放基盤表面における地震動のスペクト
ル形状係数を考慮する。第 3.2.1.3−3−3 図にスペクトル形状係数の概念図を示す。
なお，スペクトル形状係数は，基準とする地震動のスペクトルと3.2.1−47

一様ハザードスペクトルの建屋又は機器の固有周期における比を，
次式により評価する。
スペクトル形状係数＝

基準地震動の応答加速 度
一様ハザードスペクト ルの応答加速度

なお，本機器は，一様ハザードスペクトルにより評価していることから，スペクトル形状係数は 1.00 とする。
また，不確実さは，確率論的地震ハザード評価における距離減衰式等のばらつきに考慮されるため，本係数では考慮しない。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ １ ＝1.00，β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00
ⅱ)

建屋への入力地震動に関する係数Ｆ ２ の評価
本係数は，地盤モデルに関する設計上の裕度及び基礎による入力損失に関する設計上の裕度を評価するものである。
本評価では，設計地盤モデルは中央値を与えるとみなし，また基礎が地盤を拘束することによる入力損失は考慮しないことから，中央値を 1.00 とする。
不確実さは，建屋の地震応答に関する係数Ｆ ３ の不確実さと合わせて評価する。
β Ｒ は，地震ＰＳＡ学会標準解説 103 で示される代表プラントにおける床応答スペクトルの不確実さが，おおむね 0.2 程度であることから，0.20 とする。
β Ｕ は，解析モデル化誤差等によるものであり，国内文献 (7) に基づき 0.15 とする。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ２ ＝1.00，β Ｒ ＝0.20，β Ｕ ＝0.15
3.2.1−48

（β Ｒ 及びβ Ｕ はＦ ３ と共通）
ⅲ)

建屋の地震応答に関する係数Ｆ ３ の評価
本係数は，建屋の地震応答モデルに関する設計上の裕度を評価するものである。
本評価では，建屋振動モデルは過去の地震観測記録との整合を考慮した諸元を使用しているため，中央値を与えるものとみなし，また，一般的に建屋の非線形挙動により線形時よりも応答加速度が低減される傾向にあることから，中央値を 1.00 とする。
不確実さは，建屋への入力地震動に関する係数Ｆ ２ の不確実さと合わせて評価する。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ３ ＝1.00，β Ｒ ＝0.20，β Ｕ ＝0.15（β Ｒ 及びβ Ｕ はＦ ２ と共通）

(d)

評価結果のまとめ各係数の評価結果を下表に示す。これらの結果より，非常用パワー
センタのフラジリティ加速度の中央値Ａｍ，その不確実さ β Ｒ ，β Ｕ
及びＨＣＬＰＦは，以下のとおりとなる。
また，フラジリティ曲線を第 3.2.1.3−3−7 図に示す。
Ａｍ＝2.66（G）
β Ｒ ＝0.22，β Ｕ ＝0.25
ＨＣＬＰＦ＝Ａｍ×exp[−1.65×（β Ｒ ＋β Ｕ ）]＝2.66×exp[−1.65×（0.22＋0.25）]＝1.22（G）

3.2.1−49

表

非常用パワーセンタ
ＦＣ

安全係数評価結果の一覧

Ｆ ＲＥ

Ｆ ＲＳ
合計

ＦＳ

Ｆμ

Ｆ ＳＡ

ＦＤ

ＦＭ

Ｆ ＭＣ

Ｆ１

1.65

1.00

1.00

1.00

1.00

1.00

1.00

1.00

1.65

βＲ

0.10

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.20

0.22

βＵ

0.20

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.15

0.25

中央値
不確
実さ

Ｆ２

Ｆ３

ｅ．配管（残留熱除去系海水系配管）
評価対象機器の耐震評価条件を以下に示す。
・評価対象機器：残留熱除去系海水系配管
・設置位置：原子炉建屋 EL.＋2.00m
・耐震重要度クラス：Ｓ・固有振動数：2.84Hz（配管系１次）
・各部位の耐震バックチェック評価用地震動Ｓ Ｓ （600Gal）に対する発生応力
・評価対象部位：配管本体
・評価応力：一次応力
下表に，残留熱除去系海水系配管の耐震評価結果を示す。これを基にフラジリティを算出した。

表

残留熱除去系海水系配管の耐震評価結果

評価部位

材

料

評価応力

許容値
（MPa）

発生応力
（MPa）

裕度

配管本体

STPT42

一次応力

410

153

2.67

3.2.1−50

(a)ⅰ)

機器耐力係数Ｆ Ｃ の評価
強度係数Ｆ Ｓ
本係数は，次式により評価する。
ＦＳ

sC s NsT s N

ここで，
σ Ｃ ：限界応力の中央値
σ Ｔ ：地震時発生応力
σ Ｎ ：通常運転時応力配管本体の材質は STPT42 であることから，限界応力としてＪＳ
ＭＥ「発電用原子力設備規格設計・建設規格（2005 年度版）」第Ⅰ編付録図表 Part5 の引張応力Ｓｕ＝410MPa（評価温度 38℃）を採用する。
上記規格値に含まれる余裕（Ｓｕ値の 1.17 倍）を考慮して限界応力の中央値とする。（添付資料 3.2.1.3−3−1）
したがって，σ Ｃ ＝1.17×Ｓｕ＝1.17×410＝479MPa
地震時発生応力は，表の耐震バックチェックの評価結果を，一様ハザードスペクトルによる耐震評価結果に補正して用いることとする。このため，表の発生応力に，以下の計算式より求めた比率の最大値 3.15 を掛け合せた値を計算に用いることとする。（添付資料
3.2.1.3−3−2）

比率 ＝

一様ハザードスペクトルによる原子炉建屋応答解析により求めた
床応答加速度
耐震バックチェック評価用地震動による原子炉建屋応答解析により求めた
床応答加速度
3.2.1−51

σ Ｔ ＝153×3.15＝481MPa
通常運転時応力は，耐震評価において地震時応力を分離して評価していないため 0MPa とする。
σ Ｎ ＝0MPa
以上より，強度に関する係数Ｆ Ｓ は，以下のとおりとなる。
ＦＳ

sC
sT

479
481

0.99

不確実さとして，限界応力の中央値 1.17×Ｓｕに対して，規格値Ｓｕが 99％信頼下限に相当すると考え，全てβ Ｕ として評価する。
βＵ

1
1.17 Su
ln
Su
2.33

0.07

以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ Ｓ ＝0.99，β Ｒ ＝0.00，β Ｕ ＝0.07
ⅱ)

塑性エネルギ吸収係数Ｆ μ の評価
本係数は，塑性変形によるエネルギ吸収に関する裕度を評価するものである。
強度係数Ｆ Ｓ の評価において，限界応力の中央値として 1.17×
Ｓｕを用いているため，塑性変形によるエネルギ吸収効果は考慮しない。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ μ ＝1.00，β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00(b)

機器応答係数Ｆ ＲＥ の評価
ⅰ)

スペクトル形状係数Ｆ ＳＡ の評価
本係数は，設計で用いられる床応答スペクトルの拡幅に含まれる
3.2.1−52

裕度を評価するものであり，次式により評価する。なお，スペクトル形状係数の概念図を第 3.2.1.3−3−1 図に示す。
Ｆ ＳＡ ＝

拡幅後の床応答スペク トルによる応答加速度
拡幅前の床応答スペク トルによる応答加速度

応答スペクトル比（拡幅後／拡幅前）は，サイト・プラントによらず有意な差はないと考えられるため，代表プラントで評価した値を用いる。
代表プラントでの応答スペクトル比は，機器系の主要周期帯である 0.05 秒〜0.1 秒に対して 1.1〜1.4 であり，この知見から中央値
Ｆ ＳＡ を算定する。
不確実さは，最小値と最大値がそれぞれ中央値に対し−95％下限
値と＋95％上限値に相当するものとみなし算定する。なお，不確実
さは，本係数を各機器に対して一般値として適用するため，すべて
β Ｕ とする。

ＦＳＡ＝ 1.1 1.4 1.24

1
1.4
βＵ＝
ln
1.65 2 1.1

0.07

以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ＳＡ ＝1.24，β Ｒ ＝0.00，β Ｕ ＝0.07
ⅱ)

減衰係数Ｆ Ｄ の評価
本係数は，機器の現実的減衰定数の中央値に対する設計用減衰定数が持つ裕度を評価するものであり，次式により評価する。なお，減衰係数の概念図を第 3.2.1.3−3−2 図に示す。
Ｆ Ｄ＝設計用減衰定数による 応答値
減衰定数の中央値によ る応答値

3.2.1−53

配管の設計用減衰定数は 0.5％，減衰定数の中央値 2.9％として，係数を算出する。
設計用減衰定数と減衰定数の中央値での応答値の比は，下記のNewmark の応答倍率式 (6)を用いる。
応答値＝3.21−0.68×ln（ｈ）
ここで，
ｈ：減衰定数（％）
不確実さについては，設計用減衰定数が振動試験による減衰デー
タの下限値として用いられているため，設計用減衰定数による応答値を減衰定数の中央値による応答の 99％上限値と考え，算定する。
また，β Ｒ とβ Ｕ が等しいとして評価する。
したがって，
Ｆ Ｄ＝3.21 0.68 ln(0.5)＝1.48
3.21 0.68 ln(2.9)β Ｒ ＝β Ｕ ＝

1
2.33

2

ln

3.21 0.68 ln(0.5)＝0.12
3.21 0.68 ln(2.9)

以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ Ｄ ＝1.48，β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.12
ⅲ)

モデル化に関する係数Ｆ Ｍ の評価
本係数は，機器の解析モデル化におけるモデル形状・諸元等の実機との差などに起因する裕度を評価するものであり，次式により評
価する。
Ｆ Ｍ＝

設計解析モデルによる 応答加速度
現実的解析モデルによ る応答加速度

ただし，本機器の解析モデル化は妥当であり，中央値に相当する
3.2.1−54と考える。本機器の耐震評価は，多質点系モデルを用いて行われているため，モデル化に関する不確実さβ Ｕ は海外文献 (1) より 0.15とする。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ Ｍ ＝1.00，β Ｒ ＝0.00，β Ｕ ＝0.15
ⅳ)

モード合成法に関する係数Ｆ ＭＣ の評価
本係数は，機器の地震応答がモーダル解析により評価されている
場合に，モード合成に起因する裕度を評価するものである。本機器
はスペクトルモーダル解析を行っているため，モード合成法に含まれる余裕としては，地震ＰＳＡ学会標準解説 98 に基づき，本係数及び不確実さは以下の値とする。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ＭＣ ＝1.03，β Ｒ ＝0.13，β Ｕ ＝0.00(c)

建屋応答係数Ｆ ＲＳ の評価
建屋応答に関する各係数は，第 3.2.1.3−3−2 表に示す原子炉建屋の応答係数を用いる。
ⅰ)

解放基盤表面の地震動に関する係数Ｆ １ の評価
本係数は，基準とする地震動のスペクトルが持つ裕度を評価するものである。本評価では，解放基盤表面における地震動のスペクト
ル形状係数を考慮する。第 3.2.1.3−3−3 図にスペクトル形状係数の概念図を示す。
なお，スペクトル形状係数は，基準とする地震動のスペクトルと一様ハザードスペクトルの建屋又は機器の固有周期における比を，
次式により評価する。
3.2.1−55

スペクトル形状係数＝

基準地震動の応答加速 度
一様ハザードスペクト ルの応答加速度

なお，本機器は，一様ハザードスペクトルにより評価していることから，スペクトル形状係数は 1.00 とする。
また，不確実さは，確率論的地震ハザード評価における距離減衰式等のばらつきに考慮されるため，本係数では考慮しない。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ １ ＝1.00，β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00
ⅱ)

建屋への入力地震動に関する係数Ｆ ２ の評価
本係数は，地盤モデルに関する設計上の裕度及び基礎による入力損失に関する設計上の裕度を評価するものである。
本評価では，設計地盤モデルは中央値を与えるとみなし，また基礎が地盤を拘束することによる入力損失は考慮しないことから，中央値を 1.00 とする。
不確実さは，建屋の地震応答に関する係数Ｆ ３ の不確実さと合わせて評価する。
β Ｒ は，地震ＰＳＡ学会標準解説 103 で示される代表プラントにおける床応答スペクトルの不確実さが，おおむね 0.2 程度であることから，0.20 とする。
β Ｕ は，解析モデル化誤差等によるものであり，国内文献 (7) に基づき 0.15 とする。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ２ ＝1.00，β Ｒ ＝0.20，β Ｕ ＝0.15（β Ｒ 及びβ Ｕ はＦ ３ と共通）

3.2.1−56

ⅲ)

建屋の地震応答に関する係数Ｆ ３ の評価
本係数は，建屋の地震応答モデルに関する設計上の裕度を評価するものである。
本評価では，建屋振動モデルは過去の地震観測記録との整合を考慮した諸元を使用しているため，中央値を与えるものとみなし，また，一般的に建屋の非線形挙動により線形時よりも応答加速度が低減される傾向にあることから，中央値を 1.00 とする。
不確実さは，建屋への入力地震動に関する係数Ｆ ２ の不確実さと合わせて評価する。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ３ ＝1.00，β Ｒ ＝0.20，β Ｕ ＝0.15（β Ｒ 及びβ Ｕ はＦ ２ と共通）

(d)

評価結果のまとめ各係数の評価結果を下表に示す。これらの結果より，残留熱除去系
海水系配管のフラジリティ加速度の中央値Ａｍ，その不確実さ β Ｒ ，
β Ｕ 及びＨＣＬＰＦは，以下のとおりとなる。
また，フラジリティ曲線を第 3.2.1.3−3−8 図に示す。
Ａｍ＝3.01（G）
β Ｒ ＝0.27，β Ｕ ＝0.26
ＨＣＬＰＦ＝Ａｍ×exp[−1.65×（β Ｒ ＋β Ｕ ）]＝3.01×exp[−1.65×（0.27＋0.26）]＝1.26（G）

3.2.1−57

表

残留熱除去系海水系配管
ＦＣ

安全係数評価結果の一覧

Ｆ ＲＥ

Ｆ ＲＳ
合計

ＦＳ

Ｆμ

Ｆ ＳＡ

ＦＤ

ＦＭ

Ｆ ＭＣ

Ｆ１

0.99

1.00

1.24

1.48

1.00

1.03

1.00

1.00

1.87

βＲ

0.00

0.00

0.00

0.12

0.00

0.13

0.00

0.20

0.27

βＵ

0.07

0.00

0.07

0.12

0.15

0.00

0.00

0.15

0.26

中央値
不確
実さ

Ｆ２

Ｆ３

（参考資料）(1) R.P.Kennedy and M.K.Ravindra,
Power Plant Risk Studies,

Seismic Fragilities for Nuclear

Nuclear Engineering and Design, Vol.

79, No. 1, (1984)(2) R.Kassawara, EPRI Report 1003121,

Methodology for

Probabilistic Risk Assessment Applications of Seismic Margin
Evaluations, Electric Power Research Institute, December 2001

(3) Westinghouse Electric Company,
Document

AP1000 Design Control, December 2011 （年・月は，AP1000標準設計認証修正版のＮＲＣ認可時期を示す）(4) General Electric (GE) Nuclear Energy,
Document

ABWR Design Control, March 1997 （年・月は，ABWR標準設計認証のＮＲＣ認可

時期を示す）(5) Regulatory Guide 1.61,

Damping Values for Seismic Design ofNuclear Power Plants(6) N.M.Newmark and W.J.Hall,

Development of Criteria for Seismic

Review of Selected Nuclear Power Plants(7) 美原他，,NUREG/CR-0098

原子力発電所建屋のフラジリティ評価における認識的不確実
3.2.1−58

さに関する研究（その３）まとめ，日本建築学会大会学術講演梗概集（九州）2007年8月(8) 原子力施設等の耐震性評価技術に関する試験及び調査 機器耐力その３（総合評価）に係る報告書，平成18年8月，独立行政法人 原子力安全基
盤機構(9) K.K.Bandyopadhyay, C.H.Hofmayer, M.K.Kassir, S.Shteyngart
Seismic Fragility of Nuclear Power Plant Components (PhaseⅡ), NUREG/CR-4659, BNL-NUREG-52007 Vol.4

3.2.1−59

3.2.1.4(1)

事故シーケンス

起因事象
ａ．評価対象とした起因事象のリスト，説明及び発生頻度(a)

評価対象とした起因事象について
地震時特有の要因による分類を踏まえた地震ＰＲＡにおける起因事
象及びその説明を以下に示す。

ⅰ)

原子炉建屋損傷
原子炉建屋の損傷により，建屋内の格納容器，原子炉圧力容器等の構造物及び機器が広範囲にわたり損傷する可能性がある。本事象は原子炉建屋損傷が発生した場合の損傷程度の特定が難しく，どの程度緩和設備に期待できるか厳密に特定することは困難であるため，保守的に直接炉心損傷に至る起因事象として整理した。

ⅱ)

格納容器損傷格納容器の損傷により，格納容器内の機器及び原子炉圧力容器等の構造物が広範囲にわたり損傷する可能性がある。本事象は格納容
器損傷が発生した場合の損傷程度の特定が難しく，どの程度緩和設備に期待できるか厳密に特定することは困難であるため，保守的に直接炉心損傷に至る起因事象として整理した。

ⅲ)

原子炉圧力容器損傷
原子炉圧力容器の支持機能喪失等により，原子炉圧力容器に接続されている原子炉冷却材圧力バウンダリ配管の損傷や，原子炉冷却材の流路閉塞が発生することにより，非常用炉心冷却系による炉心冷却効果が期待できなくなる可能性がある。本事象は原子炉圧力容器損傷が発生した場合の損傷程度の特定が難しく，どの程度緩和設備に期待できるか厳密に特定することは困難であるため，保守的に
3.2.1−60

直接炉心損傷に至る起因事象として整理した。
ⅳ)

格納容器バイパス
主蒸気隔離弁，原子炉冷却材浄化系隔離弁，給水系隔離弁等の損傷と接続している格納容器外配管の破損が同時に発生することにより，高温・高圧の原子炉冷却材が隔離不能な状態で格納容器外（原子炉建屋）へ流出し，原子炉建屋内の他の機器への悪影響を及ぼす可能性がある。本事象は格納容器バイパスが発生した場合の損傷程
度及び流出量の特定が難しく，どの程度緩和設備に期待できるか厳密に特定することは困難であるため，保守的に直接炉心損傷に至る起因事象として整理した。

ⅴ)

原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ）
格納容器内配管の破断等により格納容器内に原子炉冷却材が流出する事象である。本事象は原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失が発生した場合の損傷程度及び流出量の特定が難しいため，保守的にＥＣ
ＣＳの注水容量を超える大規模なＬＯＣＡ（ＥｘｃｅｓｓｉｖｅＬＯＣＡ）の発生を想定し，直接炉心損傷に至る起因事象として整理した。
なお，Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ

ＬＯＣＡ発生の要因となる配管については，計装系等の口径の小さい配管を除く格納容器内配管を対象とし，系統ごとに地震荷重に対して裕度が小さい部位を評価部位として選定した。
ⅵ)

計装・制御系喪失
計装・制御系が損傷することにより，プラントの監視及び各種制御が広範に不能に陥る可能性がある。本事象は計装・制御系喪失が発生した場合の損傷程度の特定が難しく，どの程度緩和設備に期待
3.2.1−61

できるか厳密に特定することは困難であるため，保守的に直接炉心損傷に至る起因事象として整理した。
ⅶ)

直流電源喪失直流電源設備の損傷により，非常用交流電源の制御機能等が喪失するため，全交流動力電源喪失となる。事象の緩和に必要な機能が広範に喪失するため，起因事象として整理した。

ⅷ)

交流電源喪失非常用交流母線，非常用ディーゼル発電機及び補機冷却海水系機器等の交流電源設備の損傷により，非常用交流電源が喪失する事象である。本事象発生時は，地震耐力の小さい外部電源設備についても同時に損傷するものとして仮定しているため，全交流動力電源喪失となる。事象の緩和に必要な機能が広範に喪失するため，起因事
象として整理した。

ⅸ)

外部電源喪失開閉所設備等の外部電源設備の損傷により，プラントへの外部からの電源供給が途絶える事象である。プラントに外乱を発生させる
過渡事象であり，事象の緩和に必要な機能が広範に喪失するため，起因事象として整理した。

ⅹ)

過渡事象
ⅰ)〜ⅸ)の起因事象が発生しない場合においても，地震動を検知した原子炉停止信号により原子炉停止に至り，「過渡事象」が発生するものとして整理した。内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡでは，「過渡事象」を給復水系の使用可否等により分類しているが，地震時には耐震クラスの低い給復水系は使用不可能であるものとし，全給水喪失として取り扱う。
3.2.1−62

ｂ．階層イベントツリーとその説明
事故シーケンスの定量化では，第 3.2.1.4−1 図に示す階層イベント
ツリーにより，地震により発生する起因事象の発生確率の和が 1.0 を超えないように取り扱う。階層イベントツリーのヘディングは，起因事象
発生時の影響の大きい順に配列しており，各起因事象の発生頻度は，起因事象発生の対象となる建屋・構築物，機器等のフラジリティを評価することで算出した。また，後続のヘディングの分岐確率は，先行のヘデ
ィングで考慮している事象が発生しないという条件付確率として評価した。評価した各起因事象の発生頻度を第 3.2.1.4−1 表に示す。

(2)

成功基準
ａ．成功基準の一覧
炉心損傷を防止するための緩和設備の設備能力及び余裕時間は，地震時においても内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡと相違ない。ただし，直接炉心損傷に至る事象については，緩和手段がないため成功基準を設定していない。
使命時間については，内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡと同様に
24 時間とした。また，機器や外部電源の復旧には期待していない。

(3)

事故シーケンス
第 3.2.1.4−1 図に示した階層イベントツリー及び直接炉心損傷に至る
事象以外の起因事象に対する緩和設備の状態を表すイベントツリーを作成した。第 3.2.1.4−2 図〜第 3.2.1.4−5 図に「過渡事象」，「外部電源喪失」，「交流電源喪失」，「直流電源喪失」の起因事象に対するイベント
3.2.1−63

ツリーを示す。
各イベントツリーは小イベントツリー／大フォールトツリー法に基づいて作成し，イベントツリーのヘディングには，炉心損傷の防止に関わる緩和設備のフロントライン系，事象の進展に影響する重要な設備状態を選定した。また，炉心損傷防止の観点から，「原子炉停止機能」，「炉心冷却機能」，「格納容器からの除熱機能」の各安全機能に着目し，炉心損傷に至る事故シーケンスの分類を行った。分類した事故シーケンスを第3.2.1.4−2 表に示す。

(4)

システム信頼性
ａ．評価対象としたシステムとその説明
評価対象とした緩和機能及びその依存性については，内部事象出力運
転時レベル１ＰＲＡと同様であるが，内部事象で考慮しているランダム
故障等に加えて，地震の影響による損傷を考慮して評価している。また，
地震時特有の影響として建屋・構築物，機器の地震による損傷についても考慮している。評価対象としたシステムの一覧を第 3.2.1.4−3 表に示す。

ｂ．機器損傷に関する機器間の相関の取扱い
冗長設備は基本的に同一の耐震設計がなされた上で同一フロアに設置されるため，同様の系統間及び機器間で完全相関（完全従属）を仮定した。また，高圧炉心スプレイ系の関連設備のうち，ケーブルトレイ（区分Ⅲ）及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系については，区
分Ⅰ／Ⅱの同種設備と構造上の差異がほぼなく，これらの設備と同一のフロアに設置しているため完全相関を仮定した。それ以外の機器につい3.2.1−64

ては完全独立を仮定した。機器損傷に関する機器間の相関の取扱いを第3.2.1.4−4 表に示す。（添付資料 3.2.1.4−1）

ｃ．システム信頼性
イベントツリーのヘディングに対応する起因事象及び緩和機能（フロントライン系，サポート系）について，フォールトツリーを作成し評価した。

ｄ．システム信頼性評価を実施せずに設定した非信頼度とその根拠
内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡで設定した項目を除き，地震ＰＲ
Ａで新たにシステム信頼性評価を実施せずに設定した非信頼度はない。

(5)

人的過誤
ａ．起因事象発生前の人的過誤
事象発生前における設備の試験・保守作業終了後の復旧忘れ等であり，地震による影響を考慮する必要がないため，内部事象出力運転時レベル
１ＰＲＡと同様の評価を用いた。

ｂ．起因事象発生後の人的過誤
事象発生後における対応操作に対する過誤であり，内部事象出力運転
時レベル１ＰＲＡと同様の対応操作の過誤を想定している。ただし，過誤確率の評価においては，地震後に対応する作業であることを考慮し，内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡと比較して高いストレスレベルを仮定した。起因事象発生後の人的過誤確率を第 3.2.1.4−5 表に示す。

3.2.1−65

(6)炉心損傷頻度
ａ．炉心損傷頻度の算出に用いた方法
地震ＰＲＡでは，計算コード RiskSpectrum PSA を用いて，フォール
トツリー結合法により事故シーケンスを定量化し，炉心損傷頻度を算出した。
なお，地震ＰＲＡの評価地震動範囲は，下限を原子炉自動停止となる信号の設定点（スクラム設定値），上限を発生頻度の観点から全炉心損
傷頻度への寄与が十分小さくなる規模の地震動として 0.16G〜3.0G と設定している。

ｂ．炉心損傷頻度評価結果
上記のとおりの手順で定量化を行った結果，全炉心損傷頻度は 1.0E05／炉年となった。起因事象別の炉心損傷頻度を第 3.2.1.4−6 表，第3.2.1.4−6 図に示す。起因事象別の結果では，過渡事象を起因とする
炉心損傷頻度が最も高く約 41％を占め，次いで外部電源喪失が約 30％，直流電源喪失が約 21％を占め支配的である。起因事象別炉心損傷頻度に対する主要な事故シーケンス及びカットセットを第 3.2.1.4−7 表に示す。
また，事故シーケンスグループ別の炉心損傷頻度を第 3.2.1.4−8 表，
第 3.2.1.4−7 図に示す。事故シーケンスグループ別の結果では，崩壊熱除去機能喪失（ＴＷ）の炉心損傷頻度が最も高く約 52％を占め，次いで全交流動力電源喪失（ＴＢＤ）が約 20％を占め支配的である。事
故シーケンスグループ別炉心損傷頻度に対する主要な事故シーケンス及びカットセットを第 3.2.1.4−9 表に示す。
さらに，地震加速度区分別の炉心損傷頻度を第 3.2.1.4−10 表，第3.2.1−66

3.2.1.4−8 図に，地震加速度−起因事象別の炉心損傷頻度を第 3.2.1.4−11 表に示す。低加速度領域では，地震により起因事象又は緩和設備に係る機器等が損傷する確率が低いことから，加速度の増加による地震発生頻度の低下とともに炉心損傷頻度は低下している。更に加速度が大きくなると，地震による機器等の損傷が発生することから炉心損傷頻度は増加し，0.8G 付近で最大となるが，各地震加速度区分の炉心損傷頻
度は 1.0E-06／炉年を下回る。これらの領域では緩和設備に係る機器等の損傷による影響が大きいが，地震加速度の増大に伴い，原子炉建屋損
傷等の直接炉心損傷に至るシーケンスが増大し，1.8G 以上では支配的となっている。

ｃ．重要度解析，不確実さ解析及び感度解析
(a)

重要度解析
全炉心損傷頻度への寄与が大きい因子を分析するため，
Fussell-Vesely（ＦＶ）重要度を評価した。
地震で損傷する建屋・構築物，機器のＦＶ重要度評価結果を第3.2.1.4−12 表に示す。ＦＶ重要度は，炉心損傷頻度に寄与する相対的な割合を表すものである。

(b)

不確実さ解析
確率論的地震ハザード，機器フラジリティ，ランダム故障の不確かさに着目した全炉心損傷頻度の不確実さ解析として，全炉心損傷頻度の 5 ％ 値 ， 中 央 値 ， 平 均 値 ， 95 ％ 値 を 評 価 し た 。 評 価 結 果 を 第3.2.1.4−9 図に示す。
平均値は点推定値とほぼ同値の 9.9E-06／炉年となった。また，エラーファクタは 4.7 と評価され，22 倍の不確実さがあるという結果
3.2.1−67

となった。
(c)

感度解析
本評価において設定した解析上の仮定が評価結果に与える影響を確認するため，相関性及び使命時間の設定に係る感度解析を実施した。

ⅰ)

相関性
本評価では，相関性が考えられる機器について，完全相関を仮定
して評価を実施しているが，この仮定が炉心損傷頻度に与える影響の感度を確認するため，完全相関を仮定した機器のうちＦＶ重要度が高い機器の相関性を完全独立と仮定した感度解析を実施した。相関性を完全独立とする機器については，リスク上重要な建屋・構築
物，機器を対象にするものとし，ＦＶ重要度が 0.01 以上の機器を対象として選定した。
相関性を変更した場合の事故シーケンスグループ別の評価結果を
第 3.2.1.4−10 図に，地震加速度区分別の評価結果を第 3.2.1.4−
11 図に示す。感度解析の結果，炉心損傷頻度は 7.0E-06／炉年となり，ベースケースでの炉心損傷頻度である 1.0E-05／炉年と比較して，33％低減する結果となった。加速度区分ごとの結果を分析すると，中程度の加速度領域で炉心損傷頻度低減の影響が確認できる。
これは低加速度領域ではランダム故障による寄与が大きく，また，
高加速度領域では原子炉建屋損傷等の炉心損傷に直結する事象による寄与が支配的となるため，相関性による影響が小さいことによる。

ⅱ)

使命時間
本評価では，使命時間について内部事象出力運転時レベル１ＰＲ
Ａと同様に 24 時間としているが，この使命時間の設定が炉心損傷頻度に与える影響の感度を確認するため，使命時間を変更した感度
3.2.1−68

解析を実施した。感度解析における使命時間の設定については，外部からの支援に期待できる時間として 2011 年東北地方太平洋沖地
震における福島第一原子力発電所による実績を参考に 72 時間と設定した。
使命時間を 72 時間とした場合の事故シーケンスグループ別の評
価結果を第 3.2.1.4−12 図に，地震加速度区分別の評価結果を第3.2.1.4−13 図に示す。感度解析の結果，炉心損傷頻度は 1.1E-05／炉年となり，ベースケースでの炉心損傷頻度である 1.0E-05／炉
年と比較して，同等の結果となった。加速度区分ごとの結果を分析すると，ランダム故障による寄与が大きい低加速度領域において，炉心損傷頻度増加の影響が確認できる。

3.2.1−69

第 3.2.1.1−1 表
項目

ＰＲＡ評価作業

地震ＰＲＡで収集した情報及び情報源（1／3）
収集した情報情報源

対象プラントと事故シナリオ

・地震ＰＲＡの実施に当たり必要とさ ・内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡで収集れる設計・運転管理に関する基本的した図書（原子炉設置許可申請書，工事計な情報
画認可申請書，保安規定等）
・全体配置図，機器配置図，耐震計算書，配管計装線図，電気系統図（所内単線結線図等），系統設計仕様書，機器設計仕様書
・ストレステストに関する報告書・プラントウォークダウン報告書

2

確率論的地震ハザード

・敷地周辺地域における地震発生様式を考慮し，震源モデルの設定に係る震源特性や，地震動伝播モデルの設定に係わる地震動伝播特性に関する情報

3

建屋・機器フラジリティ

・プラント固有の建屋・機器の耐力評 ・上記項目 1 の情報源
価及び応答評価に関する情報
・文献調査結果（次々ページ参照）

4

事故シーケ a) 事故シナリオ及びンス
起因事象の分析・大規模地震時に想定されるプラント ・上記項目 1 の情報源
状態での必要な情報

3.2.1−701b) 事故シーケンスの分析
・成功基準の設定
・イベントツリーの作成

・安全系などのシステム使用条件
・システムの現実的な性能
・運転員による緩和操作c) システムのモデル化

・評価対象プラントに即した機器故障
モード，運転状態d) 事故シーケンスの定量化・評価結果の妥当性を確認できる情報

・原子炉設置許可申請書
・気象庁地震カタログ
・文献調査結果（次ページ参照）
・地質調査結果

・上記項目 1 の情報源
・既往のＰＲＡ情報第 3.2.1.1−1 表

地震ＰＲＡで収集した情報及び情報源（2／3）
参考文献

1）活断層研究会編（1991）：［新編］日本の活断層−分布と資料，東京大学出版会
2）地震調査研究推進本部（2012）：今後の地震動ハザード評価に関する検討〜2011 年・2012 年における検討結果〜，平成 24 年 12 月 21 日
3）松田（1975）：活断層から発生する地震の規模と周期について，地震

第 2 輯，第 28 巻（1975） 269-283 頁

4）武村（1998）：日本列島における地殻内地震のスケーリング則−地表断層の影響および地震被害との関連−，地震第 2 輯，第 51 巻（1998） 211-228 頁
5）佐藤良輔（1989）：日本の地震断層パラメータハンドブック，鹿島出版会
確率論的地震3.2.1−71

ハザード評価6）宇佐美龍夫，石井寿，今村隆正，武村雅之，松浦律子（2013）：日本被害地震総覧

599-2012，東京大学出版会

7）地震調査研究推進本部（2009a）：全国地震動予測地図−地図を見て揺れを知る−技術報告書

私の街の（2009）, 平成 21 年 12 月
8）地震調査研究推進本部（2009b）：三陸沖から房総沖にかけての地震活動の長期評価（一部改訂），平成 21 年 3月9日9）垣見俊弘，松田時彦，相田勇，衣笠善博（2003）：日本列島と周辺海域の地震地体構造区分，地震

第 2 輯，第55 巻（2003） 389-406 頁
10）Shizuo Noda，Kazuhiko Yashiro，Katsuya Takahashi，Masayuki Takemura，Susumu Ohno，Masanobu Tohdo，Takahide Watanabe（2002）：RESPONSE SPECTRA FOR DESIGN PURPOSE OF STIFF STRUCTURES ON ROCK SITES，
OECD-NEA Workshop on the Relations between Seismological Data and Seismic Engineering Analysis ，Oct．16-18，Istanbul

第 3.2.1.1−1 表

地震ＰＲＡで収集した情報及び情報源（3／3）
参考文献

1）R.P.Kennedy and M.K.Ravindra,

Seismic Fragilities for Nuclear Power Plant Risk Studies, Nuclear

Engineering and Design, Vol. 79, No. 1, （1984）2）R.Kassawara, EPRI Report 1003121,
Seismic Margin Evaluations

Methodology for Probabilistic Risk Assessment Applications of, Electric Power Research Institute, December 20013）Westinghouse Electric Company,

AP1000 Design Control Document, December 2011 （年・月は，AP1000

標準設計認証修正版のＮＲＣ認可時期を示す）
4）General Electric （GE） Nuclear Energy,
建屋・機器, March 1997 （年・月は，

ABWR標準設計認証のＮＲＣ認可時期を示す）

フ ラ ジ リ テ ィ 5）Regulatory Guide 1.61,
3.2.1−72

評価

ABWR Design Control Document

Damping Values for Seismic Design of Nuclear Power Plants

6）N.M.Newmark and W.J.Hall,
PlantsDevelopment of Criteria for Seismic Review of Selected Nuclear Power7）美原他，, NUREG/CR-0098
原子力発電所建屋のフラジリティ評価における認識的不確実さに関する研究（その３）まとめ，日

本建築学会大会学術講演梗概集（九州）2007年8月
8）原子力施設等の耐震性評価技術に関する試験及び調査 機器耐力その３（総合評価）に係る報告書，平成18年8月，独立行政法人 原子力安全基盤機構
9）K.K.Bandyopadhyay, C.H.Hofmayer, M.K.Kassir, S.Shteyngart
Components （Phase Ⅱ）

Seismic Fragility of Nuclear Power Plant, NUREG/CR-4659, BNL-NUREG-52007 Vol.4

第 3.2.1.1−2 表

地震による事故シナリオ及びスクリーニング結果（1／4）

事故シナリオ分

析

スクリーニング結果

1. 本震による炉心損傷事故に間接的に繋がりうる事故シナリオ
1.1 安全機能を有する建屋・構築物，機器以外の屋内設備の損傷

除外

耐震重要度Ｂ，Ｃクラスの損傷に伴うＳクラス機器の損傷・耐震重要度Ｓクラスの機器は，下位の分類に属する施設の破損により波及的影響が生じないように設計段階で要求されており，耐震設計において建屋内又は建屋外における下位クラス施設の損
傷・転倒・落下等による影響がないことを確認している。
・プラントウォークダウンにより耐震重要度Ｓクラスの機器が波及的影響を受けないことを確認している。

除外

主タービンの軸受けなどの損傷に伴うタービンミサイルによる隣接
原子炉建屋内関連設備への影響

・「東海第二発電所における定格熱出力一定運転実施に伴う発電設備の健全性評価書」（平成 14 年 8 月）において，タービンミサ
イルによる原子炉施設への影響の可能性は極めて低いことを確認
している。

除外

3.2.1−73

天井クレーンの転倒・落下による原子炉圧力容器，格納容器への影
響・天井クレーンは地震時に落下しないよう転倒・落下防止装置を有する構造となっている。
・天井クレーンは原子炉圧力容器，格納容器の直上に待機させない運用としている。また，天井クレーンの使用時に原子炉圧力容
器，格納容器の上部に落下した場合でもシールドウォールがある
ため，原子炉圧力容器，格納容器が直接損傷することはない。
・なお，他プラントの天井クレーンにおいて地震によりクレーン駆動部の軸継手部に破損が確認されているが，走行機能を目的とした部品が損傷したものであり，落下防止装置は健全であったことが確認されている。

第 3.2.1.1−2 表

地震による事故シナリオ及びスクリーニング結果（2／4）

事故シナリオ分

析

スクリーニング結果

1. 本震による炉心損傷事故に間接的に繋がりうる事故シナリオ
1.2 安全機能を有する建屋・構築物，機器以外の屋外設備の損傷

3.2.1−74

排気筒の転倒による原子炉建屋又は周辺構造物への影響

・排気筒は，一様ハザードスペクトル 2,000Gal 相当の地震に対す
る耐震評価において，耐震性を有することを確認しており，当該地震動はプラントフラジリティの条件付炉心損傷確率が 1.0 となる加速度に相当することから，炉心損傷頻度に与える影響が小さいことを確認している。
・なお，他プラントにおいて地震により排気筒と排気ダクトを接続しているべローズに亀裂が確認されているが，排気筒は健全であったことが確認されている。

除外

斜面崩壊による原子炉建屋又は周辺構造物への影響

・原子炉建屋又は周辺構造物の周辺に斜面はないことを確認している。

除外

送電網の鉄塔などの損傷に伴う外部電源喪失への影響

・外部電源に関連する機器のフラジリティについては，送電網を含めたシステム全体として評価し，開閉所設備の碍子部で代表させている。（添付資料 3.2.1.1−3）

地震ＰＲＡで考慮

安全上重要な設備の冷却に使用可
能な工業用水などの原水供給停止に伴う冷却水の枯渇の影響

・原子炉注水〜除熱を含めた長期冷却のための水源については，サプレッション・チェンバと海水冷却系の海水に期待している。このため，工業用水などの外部水源に期待しない。

除外

第 3.2.1.1−2 表

地震による事故シナリオ及びスクリーニング結果（3／4）

事故シナリオ分

析

スクリーニング結果

1. 本震による炉心損傷事故に間接的に繋がりうる事故シナリオ
1.3

地震時特有の現象による運転操作の阻害及び地震時の安全機能への人的過誤の影響

3.2.1−75

施設の計画，設計，材料選定，製作，組立，完成検査までのミス

・原子炉施設の安全性，信頼性及び点検保守上の要求を満足するため，設計，製作，据付等の各段階において適切な品質保証活動が実施されている。
・万一，これらのミスがあったとしても，多重性を備えた設備の全てに同様のミスを犯す可能性は小さい。

除外

地震時，地震後の操作員，構内勤
務者，周辺関係者（送電関係など）のミスオペレーション

・地震時に必要となる操作には期待していない。
・地震後の混乱に伴う高ストレス状態は，操作員の操作の阻害要因となるため，人的過誤評価で考慮している。

地震ＰＲＡで考慮

変圧器などの碍子類の損傷による
サイト電源の停電に伴うバックア
ップ操作の支障・現場での復旧操作には期待しないため，停電の影響はない。
・中央制御室での運転員操作の影響については，非常用照明，ヘッ
ドライト，懐中電灯が備えられているため，小さいと考えられる。

除外

地盤液状化，よう壁損傷による構内通行支障・地震発生後に発電所構内の道路に陥没，段差，亀裂等の損傷が発生し，構内通行に支障が出る可能性があるが，本評価では現場での復旧操作には期待しない。

除外

二次部材損傷による運転員等従業員への影響

・施設内の損壊物や地震動による飛来物が操作員等を傷付け，操作を妨げる可能性があるが，中央制御室付近において，運転員操作を著しく妨げるような物体は基本的にない。

除外

第 3.2.1.1−2 表
事故シナリオ

地震による事故シナリオ及びスクリーニング結果（4／4）
分析

スクリーニング結果

2. 余震に係わる事故シナリオ余震による炉心損傷への影響

3.2.1−76

・本震と比較して，余震のハザード又は建屋・構築物及び機器・配管系の損傷に対する影響が無視できない場合，本震と余震の地震動を連続して受けた場合の事故シナリオを分析して炉心損傷頻度を評価する必要がある。
・これらの評価技術は研究段階にあり，評価方法の詳細及び評価例などに関する情報が非常に少ないため，余震による炉心損傷への影響評価方法を体系的に示すには至っていない。（添付資料
3.2.1.1−4）

除外（今後の課題）

・建屋・構築物については，原子炉施設の供用期間中のコンクリー
トの強度低下や鋼材腐食の可能性は小さい。
・機器・配管系については，点検，機器の取替えを実施していることから，直接大きな影響を及ぼす可能性は小さい。
・「東海第二発電所 高経年化対策に関する報告書」（平成 19 年
11 月）において，経年劣化事象の技術評価を行い設備の健全性が維持されていることを確認している。

除外

3. 経年変化に係わる事故シナリオ

経年変化を考慮した場合の炉心損
傷への影響

第 3.2.1.1−3 表
起因事象／
影響緩和機能建屋・機器リストとフラジリティデータ（1／7）

設 備

損傷モード

評価部位

中央値（G）
βＲ
βｕ

ＨＣＬＰＦ
（G）

2.23
0.14
0.15

1.38

裕度向上ベース

2.02

裕度向上ベース

2.02

裕度向上ベース

1.29

裕度向上ベース

1.81

裕度向上ベース

1.59

裕度向上ベース

2.99

裕度向上ベース

3.75

裕度向上ベース

5.35

裕度向上ベース

1.15

裕度向上ベース

7.00

裕度向上ベース

3.96

裕度向上ベース

2.63

裕度向上ベース

6.81

裕度向上ベース

3.58

裕度向上ベース

1.47

裕度向上ベース

原子炉建屋損傷

原子炉建屋

構造損傷

耐震壁

格納容器

構造損傷

ドライウェル
下部シアラグ（シアプレート）

3.72

格納容器損傷ドライウェル
下部シアラグ（シアプレート）

3.72

構造損傷

2.72

構造損傷

蒸気乾燥器
支持ブラケット
付根部

開口集中部

0.20

格納容器損傷原子炉圧力容器損傷

格納容器スタビライザ

原子炉圧力容器

0.20

フラジリティの
参照元

0.17
0.20
0.17

0.22
0.23
3.33

原子炉圧力容器損傷

原子炉遮へい壁

構造損傷

0.17
原子炉圧力容器損傷

原子炉圧力容器スタビラ
イザ

2.93
構造損傷

ロッド

0.20
0.17

格納容器バイパス

主蒸気隔離弁機能損傷―（水平方向評価）

6.49
0.23
0.24
8.71

格納容器バイパス

主蒸気系配管

構造損傷

配管本体

0.26
0.25
12.01

格納容器バイパス

主蒸気ドレン弁(内側）

機能損傷―（水平方向評価）

0.24
0.25
2.58

格納容器バイパス

主蒸気ドレン弁(外側）機能損傷―（水平方向評価）

0.24
0.25

格納容器バイパス

格納容器バイパス

16.78

主蒸気ドレン配管（内
側）

構造損傷

原子炉隔離時冷却系蒸気
隔離弁

機能損傷

原子炉隔離時冷却系配管

構造損傷

配管本体

0.27
0.26
7.42

―
（鉛直方向評価）

0.14
0.24
6.10

格納容器バイパス

配管本体

0.26
0.25

格納容器バイパス

14.31

原子炉冷却材浄化系隔離
弁

機能損傷

原子炉冷却材浄化系配管

構造損傷―（水平方向評価）

0.22
0.23
8.31

格納容器バイパス

配管本体

0.26
0.25
2.67

格納容器バイパス

給水系逆止弁機能損傷―（鉛直方向評価）

0.13
0.23

3.2.1−77

第 3.2.1.1−3 表
起因事象／
影響緩和機能建屋・機器リストとフラジリティデータ（2／7）

設 備

損傷モード

評価部位

中央値（G）
βＲ
βｕ

ＨＣＬＰＦ
（G）

フラジリティの参照元

12.49
格納容器バイパス

給水系配管

構造損傷

配管本体

0.25

5.47

裕度向上ベース

3.69

裕度向上ベース

3.58

裕度向上ベース

3.75

裕度向上ベース

5.47

裕度向上ベース

2.63

裕度向上ベース

7.00

裕度向上ベース

2.88

裕度向上ベース

1.54

裕度向上ベース

1.63

裕度向上ベース

0.91

裕度向上ベース

1.63

裕度向上ベース

1.66

裕度向上ベース

1.66

裕度向上ベース

2.73

裕度向上ベース

1.42

裕度向上ベース

0.25
Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ

8.29
再循環系配管

配管本体

0.25
0.24
8.31

原子炉冷却材浄化系配管

構造損傷

配管本体

0.26
0.25
8.71

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ

主蒸気系配管Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ

給水系配管

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ

原子炉隔離時冷却系配管

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ

主蒸気ドレン配管（内側）

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ

構造損傷

構造損傷

配管本体

0.26
0.25
12.49

構造損傷

配管本体

0.25
0.25
6.10

構造損傷

配管本体

0.26
0.25
16.78

構造損傷

配管本体

0.27
0.26
6.25

逃がし安全弁機能損傷―（水平方向評価）

0.23
0.24
2.93

計装・制御系喪失

制御盤

機能損傷

―
（鉛直方向評価）

0.14
0.25
3.11

計装・制御系喪失

計装ラック

機能損傷

―
（鉛直方向評価）

0.14
0.25
2.01

直流電源喪失ケーブルトレイ

構造損傷

サポート

0.24
0.24

直流電源喪失

直流母線盤

機能損傷

―
（鉛直方向評価）

3.11
0.14
0.25
3.61

直流電源喪失

蓄電池

機能損傷

―
（水平方向評価）

0.22
0.25
3.61

直流電源喪失

充電器盤

機能損傷

―
（水平方向評価）

0.22
0.25

交流電源喪失非常用ディーゼル発電機
室空調機

4.12
機能損傷

―
（鉛直方向評価）

0.10
0.15
2.14

交流電源喪失非常用ディーゼル発電機

機能損傷―（鉛直方向評価）

0.10
0.15

3.2.1−78

第 3.2.1.1−3 表
起因事象／
影響緩和機能建屋・機器リストとフラジリティデータ（3／7）

設 備

損傷モード

評価部位

中央値（G）
βＲ
βｕ

ＨＣＬＰＦ
（G）

フラジリティの参照元

3.11
交流電源喪失非常用メタクラ

機能損傷―（鉛直方向評価）

0.14

1.63

裕度向上ベース

1.46

裕度向上ベース

1.22

裕度向上ベース

3.61

裕度向上ベース

1.73

耐震バックチェック
ベース

17.35

裕度向上ベース

4.78

裕度向上ベース

0.83

耐震バックチェック
ベース

2.29

裕度向上ベース

1.70

耐震バックチェック
ベース

5.71

耐震バックチェック
ベース

1.92

裕度向上ベース

0.24

耐震バックチェック
ベース

3.64

裕度向上ベース

5.09

裕度向上ベース

15.09

裕度向上ベース0.25
交流電源喪失2.77

非常用モータコントロー
ルセンタ

機能損傷

非常用パワーセンタ

機能損傷―（鉛直方向評価）

0.14
0.25
2.66

交流電源喪失―（水平方向評価）

0.22
0.25
6.65

交流電源喪失非常用動力用変圧器

構造損傷

ボルト

0.20
0.17
3.41

交流電源喪失

軽油貯蔵タンク

構造損傷

胴

0.21
0.20

交流電源喪失交流電源喪失31.95

非常用ディーゼル発電機
始動空気溜

構造損傷

非常用ディーゼル発電機
燃料デイタンク

構造損傷

基礎ボルト

0.20
0.17
8.81

基礎ボルト

0.20
0.17

交流電源喪失非常用ディーゼル発電機
用海水ポンプ

機能損傷―（鉛直方向評価）

1.25
0.10
0.15

交流電源喪失非常用ディーゼル発電機
用海水系配管

5.31
構造損傷

配管本体

0.26
0.25

交流電源喪失非常用ディーゼル発電機
用海水系逆止弁機能損傷―（鉛直方向評価）

3.34
0.16
0.25

交流電源喪失非常用ディーゼル発電機
用海水ストレーナ

10.52
構造損傷

基礎ボルト

0.20
0.17
3.26

交流電源喪失海水ポンプ室

構造損傷

構造部材

0.09
0.23
0.65

外部電源喪失

開閉所設備

構造損傷

碍子部

0.32
0.29
6.59

スクラム系

炉心支持板

構造損傷

補強ビーム

0.20
0.16
11.43

スクラム系

燃料集合体

機能損傷

制御棒挿入性

0.24
0.25

スクラム系

燃料支持金具

構造損傷

周辺燃料支持
金具

27.34
0.20
0.16

3.2.1−79

第 3.2.1.1−3 表
起因事象／
影響緩和機能建屋・機器リストとフラジリティデータ（4／7）

設 備

損傷モード

評価部位

中央値（G）
βＲ
βｕ

ＨＣＬＰＦ
（G）

フラジリティの
参照元

27.40
スクラム系

制御棒案内管

構造損傷

下部溶接部

0.20

15.13

裕度向上ベース

1.85

裕度向上ベース

8.27

裕度向上ベース

2.04

裕度向上ベース

4.01

裕度向上ベース

1.38

裕度向上ベース

3.74

裕度向上ベース

2.92

裕度向上ベース

9.38

裕度向上ベース

1.15

裕度向上ベース

2.94

裕度向上ベース

2.73

裕度向上ベース

1.42

裕度向上ベース

17.35

裕度向上ベース

5.54

裕度向上ベース

3.61

裕度向上ベース

0.16
スクラム系

制御棒駆動水圧系制御ユ
ニット

3.41
構造損傷

フレーム

0.20
0.17
19.82

スクラム系

制御棒駆動水圧系配管

構造損傷

配管本体

0.27
0.26

スクラム系

3.70

制御棒駆動機構ハウジン
グ

構造損傷

シュラウド

構造損傷

貫通孔

0.20
0.16
7.26

スクラム系

下部胴

0.20
0.16
2.50

スクラム系

シュラウドサポート

構造損傷

シリンダ

0.20
0.16

スクラム系

スクラム系

ＨＰＣＳ

ＨＰＣＳ

ＨＰＣＳ

ＨＰＣＳ

ＨＰＣＳ

上部格子板

制御棒駆動機構ハウジン
グ支持金具

構造損傷

構造損傷

グリッド
プレート

レストレント
ビーム

6.78
0.20
0.16
5.65
0.22
0.18
19.71

高圧炉心スプレイ系逆止弁

機能損傷

高圧炉心スプレイ系ゲー
ト弁

機能損傷

高圧炉心スプレイ系グロ
ーブ弁

機能損傷

高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機室空調機

機能損傷

高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機

機能損傷―（水平方向評価）

0.22
0.23
2.58

―
（水平方向評価）

0.24
0.25
6.38

―
（水平方向評価）

0.23
0.24
4.12

―
（鉛直方向評価）

0.10
0.15

―
（鉛直方向評価）

2.14
0.10
0.15

ＨＰＣＳ

高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機始動空気溜

31.95
構造損傷

基礎ボルト

0.20
0.17

ＨＰＣＳ

10.21

高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機燃料デイタ
ンク

構造損傷

高圧炉心スプレイ系動力
用変圧器

構造損傷

基礎ボルト

0.20
0.17
6.65

ＨＰＣＳ

ボルト

0.20
0.17

3.2.1−80

第 3.2.1.1−3 表
起因事象／
影響緩和機能

ＨＰＣＳ

建屋・機器リストとフラジリティデータ（5／7）

設 備

高圧炉心スプレイ系メタ
クラ

損傷モード

機能損傷

評価部位

―
（鉛直方向評価）

中央値（G）
βＲ
βｕ

ＨＣＬＰＦ
（G）

フラジリティの
参照元

3.11
0.14

1.63

裕度向上ベース

1.46

裕度向上ベース

2.85

裕度向上ベース

1.34

裕度向上ベース

3.30

裕度向上ベース

0.91

裕度向上ベース

1.63

裕度向上ベース

1.66

裕度向上ベース

1.66

裕度向上ベース

1.73

耐震バックチェック
ベース

0.83

耐震バックチェック
ベース

2.29

裕度向上ベース

1.70

耐震バックチェック
ベース

5.71

耐震バックチェック
ベース

1.92

裕度向上ベース

1.21

裕度向上ベース

0.25
ＨＰＣＳ

高圧炉心スプレイ系モータコントロールセンタ

機能損傷―（鉛直方向評価）

2.77
0.14
0.25

ＨＰＣＳ

高圧炉心スプレイ系ポン
プ室空調機

機能損傷

―
（鉛直方向評価）

4.30
0.10
0.15

ＨＰＣＳ

高圧炉心スプレイ系ポン
プ

機能損傷

―
（鉛直方向評価）

2.03
0.10
0.15
7.66

ＨＰＣＳ

高圧炉心スプレイ系配管

構造損傷

配管本体

0.26
0.25
2.01

ＨＰＣＳ

ケーブルトレイ

構造損傷

サポート

0.24
0.24
3.11

ＨＰＣＳ

直流母線盤

機能損傷

―
（鉛直方向評価）

0.14
0.25
3.61

ＨＰＣＳ

蓄電池

機能損傷

―
（水平方向評価）

0.22
0.25
3.61

ＨＰＣＳ

充電器盤

機能損傷

―
（水平方向評価）

0.22
0.25
3.41

ＨＰＣＳ

軽油貯蔵タンク

構造損傷

胴

0.21
0.20

ＨＰＣＳ

高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水ポン
プ

機能損傷（鉛直方向評価）

1.25
0.10
0.15
5.31

ＨＰＣＳ

高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系配
管

構造損傷

ＨＰＣＳ

高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系逆
止弁

機能損傷

高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水スト
レーナ

構造損傷

海水ポンプ室

構造損傷

ＨＰＣＳ

―

配管本体

0.26
0.25

―
（鉛直方向評価）

3.34
0.16
0.25
10.52

基礎ボルト

0.20
0.17
3.26

ＨＰＣＳ

構造部材

0.09
0.23

ＲＣＩＣ

原子炉隔離時冷却系逆止
弁

2.19
機能損傷

―
（鉛直方向評価）

0.13
0.23

3.2.1−81

第 3.2.1.1−3 表
起因事象／
影響緩和機能ＲＣＩＣ

ＲＣＩＣ

建屋・機器リストとフラジリティデータ（6／7）

設 備

損傷モード

評価部位

中央値（G）
βＲ
βｕ

ＨＣＬＰＦ
（G）

フラジリティの参照元

2.58

原子炉隔離時冷却系ゲー
ト弁

機能損傷

原子炉隔離時冷却系グロ
ーブ弁

機能損傷

原子炉隔離時冷却系配管

構造損傷―（水平方向評価）

0.24

1.15

裕度向上ベース

2.94

裕度向上ベース

2.63

裕度向上ベース

2.39

裕度向上ベース

1.19

裕度向上ベース

1.66

裕度向上ベース

1.46

裕度向上ベース

15.57

裕度向上ベース

4.17

裕度向上ベース

2.85

裕度向上ベース

1.21

裕度向上ベース

1.15

裕度向上ベース

2.94

裕度向上ベース

1.34

裕度向上ベース

2.28

裕度向上ベース

2.85

裕度向上ベース

0.25
6.38
―
（水平方向評価）

0.23
0.24
6.10

ＲＣＩＣ

配管本体

0.26
0.25

ＲＣＩＣ

ＲＣＩＣ

3.61

原子炉隔離時冷却系ポンプ

機能損傷

原子炉隔離時冷却系ポン
プ駆動用タービン

機能損傷

充電器盤

機能損傷

―
（鉛直方向評価）

0.10
0.15
1.80

―
（鉛直方向評価）

0.10
0.15
3.61

ＲＣＩＣ

―
（水平方向評価）

0.22
0.25

ＲＣＩＣ

原子炉隔離時冷却系直流
モータコントロールセン
タ

2.77
機能損傷

―
（鉛直方向評価）

0.14
0.25
37.34

原子炉減圧

窒素供給系配管

構造損傷

配管本体

0.27
0.26

原子炉減圧

ＬＰＣＳ

ＬＰＣＳ

ＬＰＣＳ

ＬＰＣＳ

ＬＰＣＳ

7.55

逃がし安全弁制御用アキュムレータ（逃がし弁機
能用）

構造損傷

低圧炉心スプレイ系ポン
プ室空調機

機能損傷

低圧炉心スプレイ系逆止弁

機能損傷

低圧炉心スプレイ系ゲー
ト弁

機能損傷

低圧炉心スプレイ系グロ
ーブ弁

機能損傷

低圧炉心スプレイ系ポンプ

機能損傷

低圧炉心スプレイ系配管

構造損傷

胴板

0.20
0.16
4.30

―
（鉛直方向評価）

0.10
0.15
2.19

―
（鉛直方向評価）

0.13
0.23
2.58

―
（水平方向評価）

0.24
0.25
6.38

―
（水平方向評価）

0.23
0.24
2.03

―
（鉛直方向評価）

0.10
0.15
5.28

ＬＰＣＳ

配管本体

0.26
0.25

ＬＰＣＩ
ＲＨＲ

残留熱除去系ポンプ室空
調機

4.30
機能損傷

―
（鉛直方向評価）

0.10
0.15

3.2.1−82

第 3.2.1.1−3 表
起因事象／
影響緩和機能建屋・機器リストとフラジリティデータ（7／7）

設 備

損傷モード

中央値（G）
βＲ
βｕ

ＨＣＬＰＦ
（G）

フラジリティの
参照元

5.25

ＬＰＣＩ
ＲＨＲ

残留熱除去系逆止弁

ＬＰＣＩ
ＲＨＲ

残留熱除去系ゲート弁

ＬＰＣＩ
ＲＨＲ

残留熱除去系グローブ弁機能損傷―（鉛直方向評価）

0.13

2.90

裕度向上ベース

1.15

裕度向上ベース

2.94

裕度向上ベース

1.43

裕度向上ベース

1.34

裕度向上ベース

2.28

裕度向上ベース

0.83

耐震バックチェック
ベース

2.78

耐震バックチェック
ベース

2.94

裕度向上ベース

1.26

裕度向上ベース

2.71

耐震バックチェック
ベース

0.23
2.58
機能損傷

―
（水平方向評価）

0.24
0.25
6.38

機能損傷

―
（水平方向評価）

0.23
0.24
3.27

ＬＰＣＩ
ＲＨＲ

残留熱除去系熱交換器

ＬＰＣＩ
ＲＨＲ

残留熱除去系ポンプ

ＬＰＣＩ
ＲＨＲ

残留熱除去系配管

ＬＰＣＩ
ＲＨＲ

残留熱除去系海水系ポン
プ

ＬＰＣＩ
ＲＨＲ

残留熱除去系海水系逆止
弁

ＬＰＣＩ
ＲＨＲ

残留熱除去系海水系グロ
ーブ弁

機能損傷

ＬＰＣＩ
ＲＨＲ

残留熱除去系海水系配管

構造損傷

ＬＰＣＩ
ＲＨＲ

評価部位

構造損傷

アンカボルト

0.25
0.25
2.03

機能損傷

―
（鉛直方向評価）

0.10
0.15
5.28

構造損傷

配管本体

0.26
0.25
1.25

機能損傷

―
（鉛直方向評価）

0.10
0.15
5.21

機能損傷

―
（鉛直方向評価）

0.14
0.24
6.38

―
（水平方向評価）

0.23
0.24
3.01

配管本体

0.27
0.26

残留熱除去系海水系スト
レーナ

4.99
構造損傷

基礎ボルト

0.20
0.17

3.2.1−83

第 3.2.1.2−1 表

活断層のリスト（調査モデル）

断層
長さ
（km）

断層
断層名
番号

等価震源
Ｍ ※1
Ｍ ※2
活動度
距離（km） （松田式） （武村式）

再来期間
（年）

1

関谷断層

40

92

7.5

7.6

−

3,350※4

2

三郡森付近

18

106

6.9

7.0

Ｂ

5,600

3

大阪−足沢

7

91

6.8

6.9

Ｂ

4,800

4

二ッ箭断層

8

82

6.8

6.9

Ｂ

4,800

5

赤井断層

5

73

6.8

6.9

Ｃ

25,600

6

湯ノ岳断層

5

64

6.8

6.9

Ｂ

4,800※4

7

江花−虫笠

9

94

6.8

6.9

Ｂ

4,800

8

那須湯本北

9

94

6.8

6.9

Ｂ

4,800
4,800

9

那須湯本北東

4

89

6.8

6.9

Ｂ

10

湯本塩原断層群

3

92

6.8

6.9

Ｂ

4,800

11

深谷断層帯・綾瀬川断層

103

128

8.2

8.3

−

58,000※412新編日活海域 ※3

11

102

6.8

6.9

Ｃ

25,60013

新編日活海域 ※3

23

110

7.1

7.2

Ｃ

38,00014

新編日活海域

※3

22

98

7.1

7.2

Ｃ

36,70015

新編日活海域 ※3

12

99

6.8

6.9

Ｃ

25,60016

新編日活海域

※3

15

109

6.8

6.9

Ｃ

26,00017

新編日活海域 ※3

17

93

6.9

7.0

Ｃ

28,90018

新編日活海域

※3

30

83

7.3

7.4

Ｃ

50,20019

新編日活海域 ※3

12

90

6.8

6.9

Ｃ

25,60020

新編日活海域

※3

12

87

6.8

6.9

Ｃ

25,60021

新編日活海域 ※3

12

72

6.8

6.9

Ｃ

25,60022

新編日活海域

※3

13

112

6.8

6.9

Ｃ

25,60023

新編日活海域 ※3

32

106

7.3

7.5

Ｃ

53,60024

Ｆ３断層〜Ｆ４断層

16

22

6.8

7.0

Ｂ

5,100

25

棚倉破砕帯西縁断層〜同東縁付
近の推定活断層

42

37

7.5

7.7

Ｂ

13,300Ｆ１断層〜北方陸域の断層〜塩ノ平地震断層

58

31

7.8

7.9

Ｂ

18,400※5

Ｆ１断層〜北方陸域の断層

44

28

7.6

7.7

Ｂ

13,900

27

Ｆ８断層

26

26

7.2

7.3

Ｂ

8,300

28

Ｆ１６断層

26

30

7.2

7.3

Ｂ

8,300

29

Ａ−１背斜

20

22

7.0

7.1

Ｂ

6,400

30

関口−米平リニアメント

6

27

6.8

7.0

Ｂ

5,400

31

宮田町リニアメント

1

21

6.8

7.0

Ｂ

5,400

32

竪破山リニアメント

4

25

6.8

7.0

Ｂ

5,400

26

33 Ｆ１１断層
5
38
6.8
7.0
Ｂ
5,400
※1 松田（1975）に基づき算定。ただし下限はＭ6.8 とする。
※2 武村（1998）に基づき算定。ただし下限はＭ6.8 とする。
※3 活断層研究会編（1991）に記載されている活断層※4 更新過程に基づき評価※5 2011 年 4 月に活動した塩ノ平地震断層の地震調査研究推進本部の手法による今後 50 年発生確率はほぼ 0％であることから，Ｆ１断層〜北方陸域の断層〜塩ノ平地震断層の全長が破壊する場合の確率は更に低くなる。

3.2.1−84

第 3.2.1.2−2 表
断層番号

断層名

活断層のリスト（推本参考モデル）
断層長さ
（km）

等価震源
距離（km）

Ｍ

再来期間（年） ※1

1

関谷断層

38

97

7.5

3,350※22

関東平野北西縁断層主部

82

132

8.0

21,500※2

3平井−櫛挽断層帯

23

138

7.1

7,000

4

大阪−足沢断層帯

16

88

6.8

12,700

5

二ツ箭断層

10

81

6.5

3,200

6

三郡森断層帯

18

105

6.9

5,700

7

湯ノ岳断層

12

65

6.6

3,800

8

井戸沢断層

19

56

7.0

62,9009

高萩付近推定

17

34

6.9

56,30010

棚倉破砕帯西縁断層

20

40

7.0

66,20011

白河西方断層帯

18

94

6.9

59,600

12

越生断層

13

132

6.7

22,000※1

地震調査研究推進本部(2012)に基づき算定。地震発生については地震調査研究推進本部（2012）に基づき，断層番号 1，2 は更新過程，それ以外はポアソン過程とする。
※2 地震調査研究推進本部（2012）で示されている 50 年発生確率 0％より，年発生確率を算出する。

3.2.1−85

第 3.2.1.2−3 表

海溝型地震で考慮している特定震源モデル（調査モデル）
断層長さ及び断層幅（km）

等価震源
距離（km）

Ｍ

平均発生
間隔（年） ※1

関東地震 ※2

22×45
63×55

162

7.9〜8.2

220※3

2011 年東北地方太平洋沖型地震

500×200

−

Ｍｗ9.0

600※4

断層名

※1
※2
※3
※4

地震調査研究推進本部（2012）に基づく。
巨視的断層は佐藤（1989）に，Ｍは宇佐美（2013）に基づく。
地震調査研究推進本部（2009a），（2012）に基づき更新過程として扱い，示されている 50 年発生確率 1％より，年発生確率を算出する。
地震調査研究推進本部（2012）に基づき更新過程として扱い，示されている 50 年
発生確率 0％より，年発生確率を算出する。

第 3.2.1.2−4 表

海溝型地震で考慮している特定震源モデル(推本参考モデ
ル)
断層長さ及び断層幅（km）

等価震源距
離（km）

Ｍ

平均発生
間隔（年） ※1

関東地震 ※2

22×45
63×55

162

7.9〜8.2

220※3

茨城県沖の地震（繰り返し発生する地震） ※4

60 ×60

103

7.0

21※5

2011 年東北地方太平洋沖型地震

500×200

−

Ｍｗ9.0

600※6

断層名

※1
※2
※3
※4
※5
※6

地震調査研究推進本部（2009a），（2009b），（2012）に基づく。
巨視的断層は佐藤（1989）に，Ｍは宇佐美（2013）に基づく。
地震調査研究推進本部（2009a），（2012）に基づき更新過程として扱い，示されている 50 年発生確率 1％より，年発生確率を算出する。
巨視的断層及びＭは地震調査研究推進本部（2009a）に基づく。
ポアソン過程で評価する。
地震調査研究推進本部（2012）に基づき更新過程として扱い，示されている 50 年
発生確率 0％より，年発生確率を算出する。

3.2.1−86

第 3.2.1.2−5 表
項目

ロジックツリーの分岐及び重み付けの考え方
分岐

重みの配分

重み付けの考え方

調査モデル

0.5

推本参考モデル

0.5

複数のモデルを設定し，重みは等配分とする。

Ｆ１断層〜北方陸域の断層
の連動

0.9

Ｆ１断層〜北方陸域の断層〜塩ノ平地震断層の連動

0.1

松田式

0.5

武村式

0.5

既往最大値の中央値

0.5

ばらつきの下限値

0.25

ばらつきの上限値

0.25

7.6

0.67

8.0

0.33

7.2

0.5

7.4

0.5

モデル

Ｆ１断層の連動（調査モデル）
特定震源
活断層のマグニチュード（調査モデル）

領域最大 M（調査モデル）

領域②最大 M
（調査モデル）

領域④最大 M
（調査モデル）領域震源「モデル１」
領域最大 M
（推本参考モデル）による最大 M
「モデル２」
による最大 M鹿島灘の補正
の適用範囲

0.5

0.5

東経 141.0〜141.2 度
北緯 36.3〜36.6 度

0.5

東経 140.9〜141.3 度
北緯 36.2〜36.7 度

0.5

なし

0.5

あり

0.5

断層モデル手法におけるばらつき

0.5

0.5

観測記録

0.5

3.2.1−87

複数の計算式を設定し，重みは等配分とする。

中央値の重みを高く設定する。

領域内で最大の M7.6（2011 年）と，領域外であるが同一の地震地体構造区
内で最大の M8.0（1667 年）を設定，
M8.0 は津波地震である可能性 を踏まえ，M7.6 の重みを高く設定する。
既往最大の M7.2 と「敷地ごとに震源を特定して策定する地震動のうち海洋プレート内地震」における茨城県南部の地震の不確かさケースの M7.4 を設定し，重みを当配分とする。

地震調査研究推進本部（2012）による「モデル１」及び「モデル２」を設定し，重みは等配分とする。

補正を適用する領域の範囲を複数設定し，重みは等配分とする。

内陸補正

地震動伝
播モデル

2011 年 4 月に活動した直後である塩ノ平地震断層を含んだ全長破壊は当面起こりにくいと考えられることから，重みを低く設定する。

内陸地殻内地震に対する Noda et al.
（2002）の補正を行う場合と行わない場合を設定し，重みは等配分とする。
Noda et al.（2002）の 方法で用いている対数標準偏差 0.5 を適用する場合と観測記録に基づく場合を設定し，重みは等配分とする。

第 3.2.1.3−1−1 表
評価方法
現実的耐力

考慮する不確実さ要因の例

偶然的不確実さ（β Ｒ ）認識論的不確実さ（β Ｕ ）・施工精度

・構造材料定数・損傷限界時ひずみ

建屋・・実験データの統計的精度
・耐力評価式の誤差
・モデル形態

構築物
現実的応答

・構造材料定数・剛性評価の仮定

・地盤材料定数・復元力特性のモデル化
・耐震要素の評価範囲

第 3.2.1.3−1−2 表

損傷限界点の現実的な値（地震ＰＳＡ学会標準）

損傷限界点の指標

平均値

変動係数

せん断ひずみ5.36×10 −３

0.24

3.2.1−88

第 3.2.1.3−1−3 表

地盤物性値

地層

地盤せん断波

密度

ポアソン比

せん断

ヤング係数

EL.

速度

ρ

ν

弾性係数

E（N/mm2）（m）

Vs （m/s）（kN/m3）

8.0

210

17.85

0.385

80.3

222

3.2

240

18.53

0.286

109

280

2.0

240

19.71

0.491

116

345

-3.3

500

21.08

0.462

537

1570

-14.6

453

16.87

0.460

353

1031

-37.2

471

16.97

0.458

384

1119

-60.8

489

16.97

0.455

414

1200

-85.2

509

16.97

0.453

448

1300

-110.7

529

16.97

0.450

484

1400

-137.1

547

17.06

0.448

521

1510

-157.6

563

17.06

0.446

551

1590

-178.7

579

17.06

0.443

583

1680

-200.4

596

17.06

0.441

618

1780

-222.8

614

17.06

0.439

656

1890

-245.8

632

17.16

0.436

699

2010

-269.4

650

17.16

0.434

739

2120

-293.8

669

17.16

0.431

783

2240

-318.9

689

17.16

0.429

831

2370

-344.8

709

17.26

0.426

885

2520

-370.0

741

17.26

0.422

966

2750

G（N/mm 2）

3.2.1−89

第 3.2.1.3−1−4 表
部位

原子炉建屋物性値

ヤング係数

使用材料

E（N/mm２ ）せん断
弾性係数
G（N/mm ２ ）

減衰定数
h（％）

コンクリート：
Fc=22.1（N/mm ２ ）建屋部（225kgf/cm2 ）2.21×10 4

9.19×1035

1.88×10 4

7.84×1035

鉄筋：SD35（SD345 相当）
コンクリート：人工岩盤

Fc=13.7（N/mm ２ ）2（140kgf/cm ）第 3.2.1.3−1−5 表

現実的な物性値の評価方法

物性値

現実的な物性値の評価方法

コンクリート強度 Fc
構造材料定数
コンクリートの減衰定数 h
地盤材料定数地盤のせん断波速度 Vs

3.2.1−90

平均値：1.4×設計基準強度
変動係数：0.13
平均値：5％
変動係数：0.25
平均値：設計値
変動係数：0.10

第 3.2.1.3−1−6 表（1／2）

解析モデル諸元（水平NS 方向）

質点
番号

高さ
EL.
（m）

質点重量
W （kN）

回転慣性
重量 IG（×10 ５ kN･m ２ ）

要素
番号

せん断
断面積
As （m ２ ）断面 2 次モーメント
I （m ４ ）1

63.65

20,700

44.19

1

27.3

20,4002

57.00

16,480

45.60

2

27.3

20,4003

46.50

68,930123.163

212

64,4004

38.80

99,760165.984

133

45,0005

34.70

85,760116.835

143

45,4006

29.00

124,220355.136

218

77,6007

20.30

165,460

499.607242

86,3008

14.00

239,600

735.56

8394

178,500

9

8.20

203,670911.809464

218,400

10

2.00

225,520849.6610

464

218,800

11-4.00

412,170

1,614.56

11

4,675

1,828,100

12

-9.00

729,320

2,881.57

12

4,675

1,828,10013-17.00448,810

1,778.89

3.2.1−91

第 3.2.1.3−1−6 表（2／2）

解析モデル諸元（水平EW 方向）

質点
番号

高さ
EL.
（m）

質点重量
W （kN）

回転慣性
重量 IG（×10５ kN･m２ ）

要素
番号

せん断
断面積
As （m ２ ）断面 2 次モーメント
I （m ４ ）1

63.65

20,700

38.98

1

25.5

18,4002

57.00

16,480

52.17

2

25.5

18,4003

46.50

68,930107.21

3

154

34,7004

38.80

99,760102.864

141

37,3005

34.70

85,760

71.41

5

156

38,7006

29.00

124,220254.97

6

237

72,9007

20.30

165,460

555.737

224

77,6008

14.00

239,600

795.41

8

345

147,400

9

8.20

203,670905.279454

208,500

10

2.00

225,520847.8010454

208,900

11-4.00

412,170

1,602.51

11

4,675

1,814,800

12

-9.00

729,320

2,860.80

12

4,675

1,814,800

13-17.00448,810

1,766.10

3.2.1−92

第 3.2.1.3−1−7 表（1／2）

地盤ばね定数と減衰係数（1,500cm／s ２ 規準化
入力中央値

NS 方向）

ばね番号

ばね定数 ※1減衰係数 ※2

K1

6.078×10５

3.614×10５

K3

7.828×10５

7.636×10５

K5

3.818×10６

1.474×10６K77.841×10６

2.343×10６

K94.659×10６

1.323×10６

K2

6.731×10８

1.549×10８

K4

9.234×10８

2.581×10８

K6

4.326×10９

4.607×10８K88.413×10９

7.786×10８

K10

5.005×10９

4.364×10８

底面水平ばねK11

5.176×10７

2.701×10６

底面回転ばねK12

6.965×10１０

1.047×10９

側面
水平ばね

側面
回転ばね

※1

ばね定数の単位は，kN／m（水平），kN･m／rad（回転）※2減衰係数の単位は，kN･s／m（水平），kN･s･m／rad（回転）第 3.2.1.3−1−7 表（2／2）

地盤ばね定数と減衰係数（1,500cm／s ２ 規準化
入力中央値

EW 方向）

ばね番号

ばね定数 ※1減衰係数 ※2

K1

6.078×10５

3.614×10５

K3

7.828×10５

7.630×10５

K5

3.818×10６

1.473×10６K77.841×10６

2.343×10６

K94.659×10６

1.323×10６

K2

6.731×10８

1.549×10８

K4

9.234×10８

2.581×10８

K6

4.326×10９

4.605×10８K88.413×10９

7.782×10８

K10

5.005×10９

4.361×10８

底面水平ばねK11

5.179×10７

2.703×10６

底面回転ばねK12

6.928×10１０

1.035×10９

側面
水平ばね

側面
回転ばね

※1

ばね定数の単位は，kN／m（水平），kN･m／rad（回転）※2減衰係数の単位は，kN･s／m（水平），kN･s･m／rad（回転）3.2.1−93

第 3.2.1.3−2−1 表
評価方法
現実的耐力

考慮する不確実さ要因の例

偶然的不確実さ（β Ｒ ）認識論的不確実さ（β Ｕ ）・施工精度

・構造材料定数・実験データの統計的精度
・モデル形態

現実的応答

・地盤材料定数・動的地盤定数の評価法
・解析手法

第 3.2.1.3−2−2 表

等

現実的耐力に含まれるコンクリートの圧縮強度及び鉄筋の降伏強度の現実的な値

損傷限界点の指標

平均値

変動係数

コンクリートの圧縮強度

39.9N/mm ２0.13

鉄筋の降伏強度374N/mm ２

0.05

3.2.1−94

第 3.2.1.3−2−3 表

地盤物性値

せん断波速度 ※２
Vs（m/s）

密度 ※１ ※２
ρ ｔ （g/cm ３ ）

初期せん断弾性係数 ※１（N/mm ２ ）動ポアソン比 ※１※２
νｄ

動せん断弾性係数のひずみ依存性
G/G0〜γ

210

1.82
1.98

80.3
87.3

0.385
0.493

1
1 1540 γ1.04

γ( 4.27 γ 0 .00580 )0 .0102

Ac 層

163-1.54・Ｚ

1.65

ρ sat／1000
×Ｖｓ 2

0.486

1
1 269 γ0.909

γ6.65 γ 0.0104

0.0222As 層

211-1.19・Ｚ

1.74

ρ sat／1000
×Ｖｓ 2

0.484

1
1 422 γ0.951

γ( 4 . 40 γ 0 . 0122 )0 . 0144

Ag2 層

240

1.89
2.01

109
116

0.491

1
1 2520 γ1.14

γ( 4 .10 γ 0 .00577 )0 .00413

Ag1 層

350

2.01

246

0.483

1
1730 γ1 . 11γ
( 3 . 73 γ 0 . 0102 )0 . 00791

D2c-3 層

270

1.77

129

0.488

1
1 269 γ0.862

γ( 6 . 62 γ 0 . 00949 )0 . 0205

D2g-3 層

500

2.15

538

0.462

1
1 237 γ0.732

γ( 9 . 70 γ 0 . 00754 )0 . 0233

Km 層

433-0.771・Ｚ

1.72-1.03
×10 −４ ・Ｚ

ρ ｔ ／1000
×Ｖｓ ２

0.463+1.03
×10 −４ ・Ｚ

1
1 107 γ0.824

γ( 4 . 41 γ 0 . 0494 )0 . 0184

地盤改良

758

2.04

1180

0.387

−

地層名
bk 層
du 層

3.2.1−95※1※2

上段は地下水位以浅，下段は地下水位以深に対する値を示す。
Ｚは標高(m)を示す。

1

減衰定数
h〜γ

−

第 3.2.1.3−2−4 表

海水ポンプ室物性値

項目

構造材料定数

コンクリート強度（N／mm２ ）コンクリートの静弾性係数（kN／mm２ )鉄筋コンクリートの単位体積重量（kN／m ３ )鉄筋コンクリートのポアソン比

39.9
31.0
24
0.2

鉄筋強度（SD295）（N／mm ２ )鉄筋の静弾性係数（kN／mm２ )杭の引張強度（N／mm 2)杭の静弾性係数（kN／mm2)
杭の単位体積重量（kN／m 3）

374
200
287
200
77

第 3.2.1.3−2−5 表

鋼管杭の断面諸元

杭径
φ（mm）

断面積
A （m２ ）

断面二次モーメント
I （m ４ ）

断面係数
Z （m ３ ）1014

4.70×10 −２

5.87×10 −３

1.16×10 −２

3.2.1−96

第 3.2.1.3−2−6 表

現実的な物性値の評価方法

地層名

物性値

現実的な物性値の評価方法

bk 層

地盤のせん断波速度 Vs

平均値：設計値
変動係数：0.10

du 層

地盤のせん断波速度 Vs

平均値：設計値
変動係数：0.10

Ac 層

地盤のせん断波速度 Vs

平均値：設計値
変動係数：0.10

As 層

地盤のせん断波速度 Vs

平均値：設計値
変動係数：0.10

Ag2 層

地盤のせん断波速度 Vs

平均値：設計値
変動係数：0.10

Ag1 層

地盤のせん断波速度 Vs

平均値：設計値
変動係数：0.10

D2c-3 層地盤のせん断波速度 Vs

平均値：設計値
変動係数：0.10

D2g-3 層地盤のせん断波速度 Vs

平均値：設計値
変動係数：0.10

地盤改良

地盤のせん断波速度 Vs

平均値：設計値
変動係数：0.10

3.2.1−97

第 3.2.1.3−3−1 表

現実的耐力及び現実的応答の不確実さ要因例

評価方法

偶然的不確実さ（β Ｒ ）認識論的不確実さ（β Ｕ ）現実的耐力・ 機 能 試 験 デ ー タ の 統 ・機能試験データの統計的精度
計的精度
・材料物性値

現実的応答

・減衰定数
・モード合成法

・減衰定数・床応答スペクトル
・解析モデル化

3.2.1−98

第 3.2.1.3− 3− 2 表
建屋

方向

係数
Ｆ１
Ｆ２

中央値

βＲ

βＵ

スペクトル形状係数※

0 .0 00 . 00

建屋への入力地震動に関する地盤モデルに関するサブ応答係数

1 . 00係数

基礎による入力損失に関するサブ応答係数

1 . 000 .2 00. 1 5

解放基盤表面の地震動に関する係数

水平3.2.1−99

Ｆ３

建屋の地震応答に関する係数

原
炉
Ｆ１

屋
Ｆ２

※

建屋減衰

1. 00

応答係数

建屋剛性

1. 00

地盤―建屋連成系モデルに関するサブ応答係数1. 0 0
1 . 00

地震応答解析手法に関するサブ応答係数

1 . 000 .0 00 . 00スペクトル形状係数※

0 .0 00 . 00

建屋への入力地震動に関する地盤モデルに関するサブ応答係数

1 . 00係数

基礎による入力損失に関するサブ応答係数

1 . 000 .1 00. 1 50 .0 00 . 00

解放基盤表面の地震動に関す
る係数

鉛直
Ｆ３

建屋振動モデルに関するサブ

非線形応答に関するサブ応答係数

子建

建 屋 の 応 答 係 数 （ 1／ 2）

建屋の地震応答に関する係数

建屋振動モデルに関するサブ

建屋減衰

1. 00

応答係数

建屋剛性

1. 00

地盤―建屋連成系モデルに関するサブ応答係数1. 0 0非線形応答に関するサブ応答係数

1 . 00

地震応答解析手法に関するサブ応答係数

1 . 00

建屋のスペクトル形状係数は，対象設備に応じ個別に算定する。

第 3.2.1.3− 3− 2 表
建屋

方向

係数
Ｆ１
Ｆ２

解放基盤表面の地震動に関する係数

Ｆ３スペクトル形状係数

中央値

βＲ

βＵ

※

0. 00

0. 00

0 .2 00 .1 5

建屋への入力地震動に関する 地盤モデルに関するサブ応答係数

1. 00

係数

1. 00

水平

3.2.1−100

海

建 屋 の 応 答 係 数 (2／ 2)

建屋の地震応答に関する係数

基礎による入力損失に関するサブ応答係数
建屋振動モデルに関するサブ

建屋減衰

1. 00

応答係数

建屋剛性

1. 00

地盤―建屋連成系モデルに関するサブ応答係数1. 0 0水

非線形応答に関するサブ応答係数

1. 00

ポ

地震応答解析手法に関するサブ応答係数

1. 00

0. 00

0. 00

スペクトル形状係数

※

0. 00

0. 00

0 .1 00 .1 5

0. 00

0. 00

ン

Ｆ１

プ
室

Ｆ２

解放基盤表面の地震動に関する係数

建屋への入力地震動に関する 地盤モデルに関するサブ応答係数

1. 00

係数

1. 00

鉛直
Ｆ３

建屋の地震応答に関する係数

基礎による入力損失に関するサブ応答係数
建屋振動モデルに関するサブ

建屋減衰

1. 00

応答係数

建屋剛性

1. 00

地盤―建屋連成系モデルに関するサブ応答係数1. 0 0非線形応答に関するサブ応答係数

1. 00

地震応答解析手法に関するサブ応答係数

1. 00※ 建屋のスペクトル形状係数は，対象設備に応じ個別に算定する。

第 3.2.1.4− 1 表

起因事象発生頻度

起因事象

発生頻度
（／炉年）

ⅰ )原 子 炉 建 屋 損 傷

1.5E-07ⅱ )格 納 容 器 損 傷

4.1E-09ⅲ )原 子 炉 圧 力 容 器 損 傷

2.2E-07ⅳ )格 納 容 器 バ イ パ ス

3.2E-08ⅴ )原 子 炉 冷 却 材 圧 力 バ ウ ン ダ リ 喪 失3.0E-10（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ

ＬＯＣＡ）ⅵ )計 装 ・ 制 御 系 喪 失3.7E-10ⅶ )直 流 電 源 喪 失2.2E-06ⅷ )交 流 電 源 喪 失4.4E-07ⅸ )外 部 電 源 喪 失4.9E-04ⅹ )過 渡 事 象

1.2E-023.2.1−101

第 3.2.1.4−2 表

事故シーケンスグループ分類一覧

事故シーケンスグループ

事故シーケンスの特徴

高圧・低圧注水機能喪失

ＴＱＵＶ

事象発生後，高圧系及び低圧系による炉心冷却に失敗

高圧注水・減圧機能喪失

ＴＱＵＸ

事象発生後，高圧系による炉心冷却に失敗し，かつ原子炉の減圧に失敗

ＴＢ

全交流動力電源喪失

全交流動力電源喪失
長期ＴＢ

非常用ディーゼル発電機 2 台機能喪失，ＨＰＣＳ機能喪失及び蓄電池枯渇に伴うＲＣＩＣ機能喪失ＴＢＵ

非常用ディーゼル発電機 2 台機能喪失，ＨＰＣＳ機能喪失及びＲＣＩＣ機能喪失

ＴＢＰ

︱
3.2.1

ＴＢＤ
ＴＷ

事象発生後，原子炉格納容器からの崩壊熱除去に失敗

ＴＢＷ

全交流動力電源喪失，ＨＰＣＳによる炉心冷却は継続しているが，格納容器からの崩壊熱除去に失敗

ＴＣ

事象発生後，原子炉停止（未臨界確保）に失敗

崩壊熱除去機能喪失

102
原子炉停止機能喪失

非常用ディーゼル発電機 2 台機能喪失，ＨＰＣＳ機能喪失及び逃がし安全弁再閉失敗によるＲＣＩＣ機能喪失
直流電源の故障による非常用ディーゼル発電機 2 台の起動失敗，ＨＰＣＳ機能喪失及びＲＣＩＣ機能喪失

原子炉建屋損傷

原子炉建屋損傷

格納容器損傷

格納容器損傷原子炉圧力容器損傷

原子炉圧力容器損傷

格納容器バイパス

格納容器バイパス

原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ）
計装・制御系喪失

ＥＣＣＳの注水容量を上回る原子炉冷却材の流出
計装・制御系喪失

第 3.2.1.4−3 表

評価対象システム一覧

分類

評価対象システム
原子炉建屋
格納容器
原子炉圧力容器
格納容器バイパス

起因事象

原子炉冷却材圧力バウンダリ（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ）
計装・制御系
直流電源
交流電源
外部電源
原子炉停止（スクラム系）
逃がし安全弁開放
原子炉冷却材圧力バウンダリ健全性

緩和機能

高圧炉心冷却（ＨＰＣＳ，ＲＣＩＣ）
原子炉減圧（ＡＤＳ）
低圧炉心冷却（ＬＰＣＳ，ＬＰＣＩ）
崩壊熱除去（ＲＨＲ）

3.2.1−103

第 3.2.1.4−4 表
系統名
ＨＰＣＳ
ＲＣＩＣ
ＬＰＣＳ
ＲＨＲ−Ａ
（ＬＰＣＩ−Ａ）
低圧炉心冷却／
ＲＨＲ−Ｂ
崩壊熱除去（ＬＰＣＩ−Ｂ）
高圧炉心冷却

機器損傷に関する機器間の相関の取扱い
完全独立／
完全相関
完全独立
完全独立
完全独立

完全相関

ＬＰＣＩ−ＣＲＨＲＳ−Ａ
残留熱除去系
海水系

完全相関
ＲＨＲＳ−Ｂ

区分Ⅰ
直流電源系
（ケーブル
区分Ⅱ
トレイ除く）
区分Ⅲ
区分Ⅰ
直流電源系
（ケーブル
区分Ⅱ
トレイ） 区分Ⅲ

完全相関
完全独立

完全相関
区分Ⅱ
区分Ⅲ

―
―
―
・残留熱除去系ポンプ
・残留熱除去系ゲート弁・残留熱除去系逆止弁・残留熱除去系グローブ弁・残留熱除去系配管
・残留熱除去系ポンプ室空調機
・残留熱除去系海水系ポンプ
・残留熱除去系海水系グローブ弁・残留熱除去系海水系逆止弁・残留熱除去系海水系ストレーナ・残留熱除去系熱交換器
・残留熱除去系海水系配管
・蓄電池
・充電器盤
・直流母線盤―

完全相関※１ ・ケーブルトレイ

区分Ⅰ
交流電源系

設備

・非常用ディーゼル発電機
・非常用ディーゼル発電機燃料デイタンク
・非常用ディーゼル発電機始動空気溜・非常用ディーゼル発電機空調機
・非常用メタクラ
・非常用パワーセンタ
・非常用モータコントロールセンタ
・非常用動力用変圧器

完全独立

―

・非常用ディーゼル発電機用海水ポンプ／高圧炉心ス
ＤＧＳＷ−Ａ
非常用ディーゼ
プレイ系ディーゼル発電機用海水ポンプ
・非常用ディーゼル発電機用海水系逆止弁／高圧炉心ル発電機海水系
スプレイ系ディーゼル発電機用海水系逆止弁／
完全相関※２・非常用ディーゼル発電機用海水ストレーナ／高圧炉
高圧炉心スプレ ＤＧＳＷ−Ｂ
心スプレイ系ディーゼル発電機用海水ストレーナ
イ系ディーゼル・非常用ディーゼル発電機用海水系配管／高圧炉心ス
発電機海水系
ＨＰＣＳ
プレイ系ディーゼル発電機用海水系配管−ＤＧＳＷ※1 区分Ⅲのケーブルトレイは，区分Ⅰ/Ⅱのケーブルトレイと構造上の差異がほぼなく，同一フロアに設置していることから完全相関を仮定※2 ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ関連機器は，ＤＧＳＷ関連機器と構造上の差異がほぼなく，同一フロアに設置していることから完全相関を仮定

3.2.1−104

第 3.2.1.4−5 表
起因事象発生後の人的過誤起因事象発生後の人的過誤
ストレス
過誤確率
余裕
ファクタ※１
(平均値)
時間
[／ｄ]
認知 操作

エラー
ファクタ

原子炉水位制御操作失敗

30 分

5

5

6.6E-03

6.4

水源切替操作失敗※２

30 分

5

5

6.6E-03

6.4

30 分

5

-

2.6E-03

13.8

-

-

5

6.2E-03

3.0

-

-

5

2.0E-013.5

原子炉手動減圧失敗-

55

6.6E-03

6.4

ＲＨＲ系操作失敗

60 分

5

5

2.8E-0435.6

非常用ディーゼル発電機燃料油補給操作失敗

60 分

5

5

2.8E-04

35.6

起動信
号共通
原因故
障時

※1

注水不能認知失敗
高圧注水系起動操作失敗
低圧注水系起動
操作失敗

内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡと比較して 1 段階高いストレスレベルのストレスファクタを設
定した。

※2

高加速度領域においては，地震により復水貯蔵タンク・出口配管が損傷し，サプレッション・チェ
ンバへの水源切替操作前にＨＰＣＳポンプ及びＲＣＩＣポンプが吸込圧力の低下により機能喪失する可能性がある。そのため，0.7G 以上では，水源切替操作に必ず失敗するもの（過誤確率＝1）として保守的に評価した。（添付資料 3.2.1.1−2）

3.2.1−105

第 3.2.1.4−6 表
起因事象

起因事象別炉心損傷頻度
炉心損傷頻度（／炉年）

寄与割合

原子炉建屋損傷

1.5E-071.5％

格納容器損傷4.1E-09＜0.1％

原子炉圧力容器損傷

2.2E-072.1％

格納容器バイパス

3.2E-080.3％

3.0E-10＜0.1％

計装・制御系喪失

3.7E-10＜0.1％

直流電源喪失2.2E-0620.7％

交流電源喪失4.4E-074.3％

外部電源喪失3.1E-06

29.7％

過渡事象

4.3E-06

41.4％

1.0E-05

100.0％

原子炉冷却材圧力バウンダリ
喪失（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ）

合計

3.2.1−106

第 3.2.1.4−7 表

起因事象別炉心損傷頻度に対する主要な事故シーケンス及びカットセット
炉心損傷頻度（／炉年）

起因事象

主要な事故シーケンス

主要なカットセット（起因事象別炉心損傷頻度（／炉年））
1.6E-06

外部電源喪失外部電源喪失＋崩壊熱除去失敗

・開閉所設備の損傷＋ＲＨＲ系ゲート弁の損傷(3.1E-06)
2.1E-06

直流電源喪失

直流電源喪失＋高圧炉心冷却失敗

・ケーブルトレイの損傷（2.2E-06）
3.9E-06

過渡事象

過渡事象＋崩壊熱除去失敗

・ＲＨＲ系操作失敗︱
3.2.1（4.3E-06）
4.3E-07107

交流動力電源喪失

交流電源喪失＋高圧炉心冷却失敗

・非常用ディーゼル発電機冷却海水ポンプの損傷＋水源切替操作失敗（4.4E-07）・非常用パワーセンタの損傷＋水源切替操作失敗

2.2E-07
原子炉圧力容器損傷

原子炉圧力容器損傷

・原子炉圧力容器の損傷(2.2E-07)
1.5E-07

原子炉建屋損傷

原子炉建屋損傷

・原子炉建屋の損傷(1.5E-07)

第 3.2.1.4−8 表

事故シーケンスグループ別炉心損傷頻度
炉心損傷頻度事故シーケンスグループ

（／炉年）

寄与割合

高圧・低圧注水機能喪失

ＴＱＵＶ

4.6E-074.5％

高圧注水・減圧機能喪失

ＴＱＵＸ

1.3E-06

12.5％

長期ＴＢ

5.6E-09

＜0.1％

ＴＢＵ

4.4E-07

4.3％

ＴＢＰ

2.4E-09

＜0.1％

ＴＢＤ

2.1E-06

20.5％

ＴＷ

5.5E-06

52.5％

ＴＢＷ

6.4E-08

0.6％

ＴＣ

1.2E-071.1％

原子炉建屋損傷

1.5E-071.5％

格納容器損傷4.1E-09＜0.1％

原子炉圧力容器損傷

2.2E-072.1%

格納容器バイパス

3.2E-080.3％

原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ）

3.0E-10＜0.1％

計装・制御系喪失

3.7E-10＜0.1％

合計

1.0E-05

100.0％

全交流動力電源喪失

崩壊熱除去機能喪失

原子炉停止機能喪失

3.2.1−108

第 3.2.1.4−9 表
事故シーケンスグループ

事故シーケンスグループ別炉心損傷頻度に対する主要な事故シーケンス及びカットセット
主要な事故シーケンス

過渡事象+崩壊熱除去失敗
崩壊熱除去喪失（ＴＷ）
外部電源喪失+崩壊熱除去失敗

︱
3.2.1
109

直流電源喪失（ＴＢＤ）

直流電源喪失+高圧炉心冷却失敗

高圧注水・減圧機能失敗（ＴＱＵＸ）

外部電源喪失+高圧炉心冷却失敗+原子炉減圧失敗

高圧・低圧注水機能喪失（ＴＱＵＶ）

外部電源喪失+高圧炉心冷却失敗+低圧炉心冷却失敗

炉心損傷頻度（／炉年）（事故シーケンスグループ別
全炉心損傷頻度（／炉年））
3.9E-06（5.5E-06）
1.6E-06（5.5E-06）
2.1E-06（2.1E-06）
9.1E-07（1.3E-06）
4.2E-07（4.6E-07）
4.3E-07

全交流動力電源喪失（ＴＢＵ）

交流電源喪失+高圧炉心冷却失敗

原子炉圧力容器損傷

原子炉圧力容器損傷

原子炉建屋損傷

原子炉建屋損傷

原子炉停止機能喪失（ＴＣ）

外部電源喪失+原子炉停止失敗（4.4E-07）
2.2E-07（2.2E-07）
1.5E-07（1.5E-07）

主要なカットセット

・ＲＨＲ系操作失敗
・開閉所設備の損傷＋ＲＨＲ系ゲート弁の損傷
・ケーブルトレイの損傷
・開閉所設備の損傷＋水源切替操作失敗＋原子炉手動減圧失敗
・開閉所設備の損傷＋水源切替操作失敗＋注水不能認知失敗
・開閉所設備の損傷＋水源切替操作失敗＋残留熱除去系海水系ポンプの損傷
・開閉所設備の損傷＋水源切替操作失敗＋残留熱除去系海水系配管の損傷
・非常用ディーゼル発電機用海水ポンプの損傷＋水源切替操作失敗
・非常用パワーセンタの損傷＋水源切替操作失敗
・原子炉圧力容器の損傷
・原子炉建屋の損傷

7.4E-08（1.2E-07）

・開閉所設備の損傷＋シュラウドサポートの損傷

第 3.2.1.4− 10 表

地震加速度区分別炉心損傷頻度
炉心損傷頻度

加速度区分

寄与割合
（／炉年）

1 (0.16 〜 0. 20G)

2.0E-0618.8％

2 (0.20 〜 0. 30G)

1.2E-06

12.0％

3 (0.30 〜 0. 40G)

4.0E-073.8％

4 (0.40 〜 0. 50G)

1.9E-071.8％

5 (0.50 〜 0. 60G)

1.2E-071.1％

6 (0.60 〜 0. 70G)

1.3E-071.2％

7 (0.70 〜 0. 80G)

8.0E-077.6％

8 (0.80 〜 0. 90G)

6.8E-076.5％

9 (0.90 〜 1. 00G)

6.7E-07

6.5％

10 (1. 00 〜 1 .1 0G)

7.1E-07

6.8％

11 (1. 10 〜 1 .2 0G)

7.4E-077.1％

12 (1. 20 〜 1 .3 0G)

6.4E-076.2％

13 (1. 30 〜 1 .4 0G)

6.5E-076.2％

14 (1. 40 〜 1 .5 0G)

5.2E-075.0％

15 (1. 50 〜 1 .6 0G)

4.0E-073.8％

16 (1. 60 〜 1 .7 0G)

2.6E-072.5％

17 (1. 70 〜 1 .8 0G)

1.4E-071.4％

18 (1. 80 〜 1 .9 0G)

8.2E-080.8％

19 (1. 90 〜 2 .0 0G)

4.6E-080.4％

20 (2. 00 〜 3 .0 0G)

3.7E-080.4％

合計

1.0E-05

100.0％

3.2.1−110

第 3.2.1.4− 11 表

地震加速度−起因事象別の炉心損傷頻度
単位：／炉年

起因事象
原子炉建屋損傷

格納容器損傷原子炉圧力容器損傷

格納容器バイパス

原子炉冷却材圧力
バウンダリ喪失（Excessive LOCA）

計装・制御系喪失

直流電源喪失交流電源喪失外部電源喪失過渡事象

合1 （0.16〜0.20G）

0.0E+00

0.0E+00

1.6E-22

1.6E-08

0.0E+00

0.0E+00

1.4E-15

1.7E-22

4.9E-09

1.9E-06

2.0E-06

2 （0.20〜0.30G）

0.0E+00

0.0E+00

3.8E-18

9.8E-09

1.3E-23

0.0E+00

1.3E-12

2.6E-16

2.6E-08

1.2E-06

1.2E-06

3 （0.30〜0.40G）

8.8E-25

1.5E-24

3.9E-14

3.0E-09

1.3E-19

0.0E+00

2.8E-10

4.6E-13

4.5E-08

3.5E-074.0E-074 （0.40〜0.50G）

4.4E-20

5.9E-20

3.4E-12

1.3E-09

1.6E-18

0.0E+00

3.2E-09

2.2E-11

5.0E-08

1.3E-07

1.9E-075 （0.50〜0.60G）

3.6E-16

1.6E-17

2.6E-11

6.3E-10

4.7E-16

5.7E-24

1.4E-08

1.5E-10

4.7E-08

5.5E-08

1.2E-076 （0.60〜0.70G）

1.1E-13

6.6E-16

2.1E-10

3.3E-10

1.6E-14

1.4E-22

4.9E-08

1.1E-09

4.5E-08

3.4E-08

1.3E-077 （0.70〜0.80G）

1.8E-12

6.3E-14

3.8E-09

1.9E-108.2E-14

7.6E-19

9.5E-08

3.7E-09

4.3E-07

2.6E-078.0E-078 （0.80〜0.90G）

4.0E-11

4.8E-13

3.3E-09

1.4E-10

2.5E-13

9.8E-16

2.1E-07

1.2E-08

3.3E-07

1.2E-07

6.8E-07

加速度区分

計

︱
3.2.1
111

9 （0.90〜1.00G）

2.5E-10

3.3E-129.0E-09

1.4E-10

2.1E-12

1.4E-14

2.5E-07

1.5E-08

3.3E-07

7.7E-08

6.7E-0710 （1.00〜1.10G）

1.2E-09

1.1E-11

1.3E-08

1.4E-10

6.6E-122.0E-14

2.9E-07

3.2E-08

3.2E-07

5.1E-08

7.1E-0711 （1.10〜1.20G）

3.1E-09

4.1E-112.0E-08

1.5E-101.0E-11

3.7E-133.0E-07

3.8E-08

3.4E-07

3.4E-08

7.4E-0712 （1.20〜1.30G）

6.9E-09

6.9E-11

2.3E-08

1.3E-10

1.3E-11

2.4E-12

2.5E-07

5.0E-08

2.9E-07

2.1E-08

6.4E-0713 （1.30〜1.40G）

1.5E-08

1.9E-103.0E-08

1.5E-10

1.5E-11

1.1E-11

2.3E-07

6.5E-083.0E-07

1.5E-08

6.5E-0714 （1.40〜1.50G）

2.0E-08

3.7E-10

2.9E-08

1.3E-10

2.5E-11

1.0E-11

1.7E-07

6.7E-08

2.3E-07

7.8E-09

5.2E-0715 （1.50〜1.60G）

2.4E-08

4.9E-10

2.6E-08

1.2E-10

4.3E-11

4.1E-11

1.3E-07

6.0E-08

1.5E-07

3.6E-09

4.0E-0716 （1.60〜1.70G）

2.3E-08

5.7E-10

2.3E-08

1.1E-10

4.6E-11

5.8E-11

7.9E-08

4.4E-08

8.8E-08

1.4E-09

2.6E-0717 （1.70〜1.80G）

1.9E-08

5.7E-10

1.5E-08

7.4E-11

4.2E-11

5.3E-11

4.3E-08

2.7E-08

3.8E-08

4.1E-10

1.4E-0718 （1.80〜1.90G）

1.6E-08

5.2E-10

1.1E-08

8.2E-11

3.2E-11

6.8E-11

2.4E-08

1.6E-08

1.5E-08

1.2E-108.2E-0819 （1.90〜2.00G）

1.2E-08

4.4E-10

7.3E-09

6.7E-11

3.0E-11

4.0E-11

1.3E-08

8.3E-09

5.1E-09

2.9E-11

4.6E-0820 （2.00〜3.00G）

1.5E-08

8.1E-10

7.4E-09

7.2E-11

3.6E-11

8.5E-11

7.9E-09

4.3E-09

1.3E-09

4.8E-12

3.7E-08

1.5E-07

4.1E-09

2.2E-07

3.2E-083.0E-10

3.7E-10

2.2E-06

4.4E-07

3.1E-06

4.3E-06

1.0E-05

1.5%

＜0.1％

2.1%

0.3%

＜0.1％

＜0.1％

20.7%

4.3%

29.7%

41.4%

合

計

寄与割合（％）

第 3.2.1.4− 12 表

ＦＶ重要度評価結果

建屋・機器・操作

中央値
(G)

ＨＣＬＰＦ
（ G）

ＦＶ重要度

建屋・機器の損傷及び人的過誤が影響を与える主な事故シー
ケンス

ＨＰＣＳ水源切替操作失敗（ＣＳＴ→サプレッショ
ン・チェンバ）--

5.7E-01

ＴＱＵＶ，ＴＱＵＸ，
ＴＷ，ＴＢＵ，
ＴＢＰ，ＴＢＤ

ＲＣＩＣ水源切替操作失敗（ＣＳＴ→サプレッショ
ン・チェンバ）--

3.6E-01

ＴＱＵＶ，ＴＱＵＸ，
ＴＷ，ＴＢＵ

ＲＨＲ系操作失敗--

3.3E-01

ＴＷ

ケーブルトレイ

2.01

0.91

1.7E-01

ＴＢＤ

原子炉手動減圧失敗--

8.9E-02

ＴＱＵＸ

注水不能認知失敗--

3.5E-02

ＴＱＵＶ，ＴＱＵＸ

残留熱除去系ゲート弁（サプレッション・チェン
バＲＨＲポンプ入口弁）

2.58

1.15

3.0E-02

ＴＷ

残留熱除去系ゲート弁（ミニフロー弁）

2.58

1.15

3.0E-02

ＴＷ

残留熱除去系ゲート弁（インジェクション弁）

2.58

1.15

3.0E-02

ＴＷ

残留熱除去系ゲート弁（熱交換器入口弁）

2.58

1.15

3.0E-02

ＴＷ

残留熱除去系ゲート弁（熱交換器出口弁）

2.58

1.15

3.0E-02

ＴＷ

ス ト レ ー ナ 閉 塞 等 (海 水 )
ＣＣＦ

-

-

2.0E-02

ＴＱＵＶ，ＴＷ

非常用パワーセンタ

2.66

1.22

1.7E-02

ＴＢＵ，ＴＢＰ

残留熱除去系海水系配管

3.01

1.26

1.6E-02

ＴＱＵＶ, ＴＷ

残留熱除去系海水系ポンプ

1.25

0.83

1.2E-02

ＴＱＵＶ, ＴＷ

非常用ディーゼル発電機
冷却海水ポンプ

1.25

0.83

1.1E-02

ＴＢＵ, ＴＢＰ

原子炉圧力容器

2.72

1.29

1.0E-02

原子炉圧力容器損傷

開閉所設備

0.65

0.24

9.5E-03

外部電源喪失3.2.1−112

１．評価対象プラントと事故シナリオ(1) 対象とするプラントの説明(2) 炉心損傷に至る事故シナリオと分析◆プラント関連情報の収集・分析
地震ＰＲＡに必要な設計，運転・保守管理
情報，地震固有に考慮すべき関連情報を収集し，対象設備の設計及び地震による影響を把握する。
◆プラントウォークダウンの実施
上記では確認が難しいプラント情報の取得
及び事故シナリオの妥当性確認のため，プ
ラントウォークダウンを実施する。

◆事故シナリオの概括的な分析・設定
事故シナリオを広範に分析し，安全機能への間接的影響，余震による地震動の安全機能への影響，経年変化を考慮した場合の影響を考慮した事故シナリオについてはスクリーニングを行う。
◆起因事象の選定
地震によって発生する起因事象を選定する。
◆建屋・機器リストの作成
起因事象の分析結果に基づき建屋・機器リストを作成する。

３．建屋・機器フラジリティ評価

４．事故シーケンス評価
フォールトツリー
イベントツリー

損傷確率

年超過頻度

3.2.1−113

２．確率論的地震ハザード評価

最大地動加速度最大地動加速度
地震動に関する情報に基づき，最大地動加速度に対する年超過頻度を求める。

各建屋・設備の最大地動加速度に対する応答・耐力を評価して，条件付損傷確率を評価する。

第 3.2.1−1 図

地震ＰＲＡの評価フロー

必要な安全機能等の組み合わせをイベントツリー
によりモデル化し，確率論的地震ハザード及び建屋・機器フラジリティ評価結果を入力データとして用いた事故シーケンス評価を行うことで，炉心損傷に至る頻度を評価する。

地震ＰＲＡ対象設備①重要事故シーケンス選定を目的とした地震ＰＲＡの評
価作業を行う上で調査対象とすべき設備か

ＮＯ

ＹＥＳ

ＮＯ

②プラントウォークダウンが有効かつ可能な設備かＹＥＳ

プラントウォークダウン実施対象

第 3.2.1.1−1 図

対象外

プラントウォークダウン評価対象設備選定フロー

3.2.1−114

第 3.2.1.1−2 図

プラントウォークダウン結果（1／2）

3.2.1−115

第 3.2.1.1−2 図

プラントウォークダウン結果（2／2）

3.2.1−116地震動強さによる調整
地震ＰＲＡの対象とする地震動強さ

地震

地震時特有な要因による事象分類
地震動による安全機能への重大で広範な影響を及ぼす機器等の損傷による分類

地震動による建屋・構築物，機器の損傷による分類

Yes※1 原子炉が地震により自動スクラ
ムする地震動強さ以上を地震Ｐ
ＲＡの対象範囲とした

Yes

3.2.1−117地震加速度大※１

Yes

Yes
原子炉建屋
健全

格納容器
バイパス
無

格納容器
原子炉圧力容器
健全

No

過渡事象

サポート系等
健全

ＬＯＣＡ
無

Yes

起因事象

No

No

計装・制御系喪失※２直流電源喪失交流電源喪失外部電源喪失Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ※２
大破断ＬＯＣＡ※２
中破断ＬＯＣＡ※２ Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
小破断ＬＯＣＡ※２ ＬＯＣＡで包絡No格納容器バイパス※２※2 炉心損傷に直結する事象とした

格納容器損傷※２
原子炉圧力容器損傷※２

No
原子炉建屋損傷※２

第 3.2.1.1−3 図

起因事象の抽出フロー

100km
7

8

4

9
10

2

30

1

26

3
12

5
6

20

33
25

18

31
32

17
14

24

29 28

15

21

22
23

第 3.2.1.2−1 図

1327

東海第二発電所

11

19

活断層の分布（調査モデル）

3.2.1−11816

100km

6
5

11

4

7
8

1
10

9
東海第二発電所

23
12

第 3.2.1.2−2 図

活断層の分布（推本参考モデル）

3.2.1−119

東海第二発電所
2011 年東北地方
太平洋沖型地震

関東地震

第 3.2.1.2−3 図

海溝型地震で考慮している特定震源モデル（調査モデル）

3.2.1−120

東海第二発電所
2011 年東北地方
太平洋沖型地震
茨城県沖の地震

関東地震

第 3.2.1.2−4 図

海溝型地震で考慮している特定震源モデル（推本参考モデル）

3.2.1−121東海第二発電所

第 3.2.1.2−5 図

垣見他（2003）による領域区分

3.2.1−122東海第二発電所

地震調査研究推進本部(2012)「震源断層を予め特定しにくい地震」の領域区分に基づき作成。番号は領域番号を示す。

第 3.2.1.2−6 図

地震調査研究推進本部(2012)による領域区分

3.2.1−123

①②
東海第二発電所③①垣見他(2003)の 8C に対応する領域②垣見他(2003)の 8B に対応する領域③垣見他(2003)の 10A1 と 10B1 の領域を合わせた領域

第 3.2.1.2−7 図

領域区分（内陸地殻内地震（調査モデル，推本参考モデル共通））

3.2.1−124

①②
東海第二発電所④③①太平洋プレートの上面深度が 60km よりも深い領域②垣見他(2003)の 8A3 に対応し，太平洋プレートの上面深度が 60km よりも浅い領域（東側の境界以東では，地震数が減少するため境界線を設定）③主にフィリピン海プレートに関する地震活動が見られる領域④茨城県南西部から千葉県北部にかけて中小地震の活動が活発な領域（太平洋プレートとフィリピン海プレートの地震が混在している領域）

第 3.2.1.2−8 図

領域区分（海溝型地震（調査モデル））

3.2.1−125

⑤②
東海第二発電所③①⑥④①地震調査研究推進本部の地震活動の長期評価における「三陸沖北部から房総沖の海溝寄り」の領域②地震調査研究推進本部の地震活動の長期評価における「福島県沖のプレート間地震」の領域③地震調査研究推進本部の地震活動の長期評価における「茨城県沖のプレート間地震」の領域④地震調査研究推進本部の地震活動の長期評価における「房総沖」の領域⑤地震調査研究推進本部の確率論的地震動予測地図における太平洋プレートの上面が 60km よりも深い領域⑥地震調査研究推進本部の地震活動の長期評価における「その他の南関東で発生するＭ7 程度の地震」の領域

第 3.2.1.2−9 図

領域区分（海溝型地震（推本参考モデル））

3.2.1−126

応答スペクトル比

100

平均
±σ
平均
±σ

10

1

0.1
0.01

0.1

1

10

周期（s）

補正係数は観測記録の平均値を用いる。また，その時に用いる距離減
衰式のばらつきは，観測記録から算定する。

観測記録の応答スペクトル比東海第二発電所

補正係数を考慮する領域（網掛け部）
第 3.2.1.2−10 図

地震観測記録による補正係数（内陸地殻内地震のうち福島県と茨城県の県境付近で発生する地震）

3.2.1−127100

応答スペクトル比

平均
±σ
10

1

0.1
0.01

0.1

1

10

周期（s）

補正係数は観測記録の平均値を用いる。また，その時に用いる距離減
衰式のばらつきは，観測記録から算定する。

観測記録の応答スペクトル比

ペクトル比の大きい地震の震央を囲う領域
東経141.0〜141.2度
北緯36.3〜36.6度

東海第二発電所

ケース東経140.9〜141.3度
北緯36.2〜36.7度

補正係数を適用する領域（網掛け部）（領域大，小の２つをロジックツリーで考慮）

第 3.2.1.2−11 図

地震観測記録による補正係数（海溝型地震のうち鹿島灘周辺で発生する地震）

3.2.1−128

100

応答スペクトル比

平均
±σ
10

1

0.1
0.01

0.1

1

10

周期（s）

補正係数は観測記録の平均値を用いる。また，その時に用いる距離減
衰式のばらつきは，観測記録から算定する。

観測記録の応答スペクトル比東海第二発電所

東海第二発電所

調査モデル

推本参考モデル補正係数を適用する領域（網掛け部）

第 3.2.1.2−12 図 地震観測記録による補正係数（海溝型地震のうち深い場所で発生する地震）

3.2.1−129特定震源モデル

モデル
0 .5

調査モデル

Ｆ１断層〜北方陸域の断層〜塩ノ平地震断層※１

その他の断層

マグニチュード

0. 9

1.0

0. 5

Ｆ１断層〜北方陸域の断層

0. 1

その他の断層領域震源モデル

モデル
0 .5

松田式

調査モデル領域④
調査モデル領域②
その他の領域最大（敷地南部）の（敷地前面海域）のマグニチュード※３
最大マグニチュード※２ 最大マグニチュード
0. 67

・関東地震
・2011年東北地方太平洋沖型地震

0. 5

Ｆ１断層〜北方陸域の断層〜
塩ノ平地震断層

地震動伝播モデル（2011年東北地方太平洋沖型地震を除く）

0 .5

7.6
0. 33

武村式

7.2
0 .5

8.0

7.4

鹿島灘の補正の
適用範囲

0. 5

0.5

既往最大の中央値

141.0度〜141.2度
36.3度〜36.6度

0. 25

0.5

ばらつきの下限値

140.9度〜141.3度
36.2度〜36.7度

Noda et al.(2002)
による内陸補正※４0. 5

ばらつき※５
1.0

無し

打切り
1 .0

β=0.5

±3σ

0. 5

有り

0. 25
ばらつきの上限値

0 .5

3.2.1−130

推本参考モデル

1. 0

推本設定値

0 .5

※1
※1
※1
※1
※1
※1
※2
※5
※3
※5
※4
※5
※5
※5

0. 5

・関東地震
・茨城県沖の地震
・2011年東北地方太平洋沖型地震

モデル1

0. 5

モデル2

2011年4月に活動した直後である塩ノ平地震断層を含んだ全長破壊は当面起こりにくいと考えられることから重みを低く設定する。なお，Ｆ１断層（Ｍ7.1）の単独破壊も考えられるが，第3.2.1.2-16図によると，特定震源（活断層による地震）の全体ハザードに占める割合は小さく，規模が小さいＦ１断層（Ｍ7.1）の単独破壊を考慮したとしても評価結果への影響はない。
1677年の地震Ｍ8.0については，津波地震との指摘があることから重みを低く設定する。
文献でマグニチュードの記載に幅が示されている場合，中央値の重みを高く設定する。
内陸地殻内地震に対する補正係数を考慮しない領域を対象
ばらつきは対数標準偏差0.5を用いることを基本とする。ただし観測記録による補正係数を考慮する領域を計算する場合，ばらつきは観測記録から算定したものを用いる。

地震動伝播モデル（2011年東北地方太平洋沖型地震）
評価手法

ばらつき※６

打切り

β：0.5

±3σ

0.5
2011年東北地方太平洋沖型地震（調査モデル，推本参考モデル）

断層モデル手法（経験的グリーン関数法）

0.5
β：観測記録※７※6 β=0.5を用いる場合と観測記録による値を用いる場合をロジックツリーで考慮する。
※7 敷地への影響は敷地前面の鹿島灘の位置にあるＳＭＧＡの影響が大きいため，海溝型地震のうち鹿島灘周辺で発生する地震で考慮するばらつきを用いる。

第 3.2.1.2−13 図

ロジックツリー(T=0.02s)

1.00E+00
10 0
1.00E-01
10-1
1.00E-02
10-2

394

年超過確率

1.00E-03
10-3

746

1.00E-04
10-4
1.00E-05
10-5

1129
1507

1.00E-06
10-6
1.00E-07
10-7
0

500

1000

1500

2000

最大加速度（cm/s2）

第 3.2.1.2−14 図（1／2）

平均地震ハザード曲線（水平方向）

3.2.1−131

(T=0.02s)

1.00E+00
10 0
1.00E-01
10 -1

年超過確率

1.00E-02
10 -2
1.00E-03
10 -3

250
473

1.00E-04
10 -4

716

1.00E-05
10 -5

955

1.00E-06
10 -6

1.00E-07
10 -7
0

500

1000

1500

2000

2

最大加速度（cm/s ）第 3.2.1.2−14 図（2／2）

平均地震ハザード曲線（鉛直方向）

3.2.1−132

(T=0.02s)

1.00E+00
100
1.00E-01
10-1

年超過確率

1.00E-02
10-2
1.00E-03
10-3
1.00E-04
10-4
1.00E-05
10-5
1.00E-06
10-6
1.00E-07
10-7
0

500

1000

1500

2000

最大加速度（cm/s2）

平均ハザード曲線
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%

第 3.2.1.2−15 図（1／2）

フラクタイル地震ハザード曲線（水平方向）

3.2.1−133

(T=0.02s)

1.00E+00
100

1.00E-01
10-1

年超過確率

1.00E-02
10-2

10-3
1.00E-03

10-4
1.00E-04
10-5
1.00E-05
10-6
1.00E-06
10-7
1.00E-07
0

500

1000

1500

2000

2

最大加速度（cm/s ）平均ハザード曲線
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%

第 3.2.1.2−15 図（2／2）

フラクタイル地震ハザード曲線（鉛直方向）

3.2.1−134

(T=0.02s)

10 0
1.00E+00

1.00E-01
10 -1

年超過確率

1.00E-02
10 -2
1.00E-03
10 -3
1.00E-04
10 -4
1.00E-05
10 -5
1.00E-06
10 -6
1.00E-07
10 -7
0

500

1000

1500

2000

最大加速度（cm/s2）
平均ハザード曲線
領域震源（内陸地殻内地震）
領域震源（海溝型地震）
特定震源（活断層による地震）
特定震源（海溝型地震）

第 3.2.1.2−16 図（1／2）

震源別平均ハザード曲線 （水平方向）

3.2.1−135

(T=0.02s)

1.00E+00
10 0

1.00E-01
10 -1

年超過確率

1.00E-02
10 -2
1.00E-03
10 -3

1.00E-04
10 -4
1.00E-05
10 -5

1.00E-06
10 -6

10 -7
1.00E-07
0

500

1000

1500

2000

最大加速度（cm/s2）
平均ハザード曲線
領域震源（内陸地殻内地震）
領域震源（海溝型地震）
特定震源（活断層による地震）
特定震源（海溝型地震）

第 3.2.1.2−16 図（2／2）

震源別平均ハザード曲線 （鉛直方向）

3.2.1−136h=0.05

1000

(c

加

位

速

変

度

(c

m/

s

)

2

m)

年超過確率 10-6
年超過確率 10-5
10

100

0

年超過確率 10-4

00
50
50

0

10

00

20

00

速

10

10

度 (cm/s)

10

00

0

年超過確率 10-3

10

0

20

0

1

1

0.
1

0.1
0.01

0.1

1
周

10

期 (s)

一様ハザードスペクトル
ＳＳ−Ｄ１
ＳＳ−１１※
ＳＳ−１２※
ＳＳ−１３※
ＳＳ−１４※
ＳＳ−２１※
ＳＳ−２２※※実線はＮＳ方向，破線はＥＷ方向

第 3.2.1.2−17 図（1／2）

一様ハザードスペクトルと基準地震動ＳＳ−Ｄ１，ＳＳ−
１１〜ＳＳ−２２の応答スペクトルの比較（水平方向）

3.2.1−137h=0.05

1000

m)
(c
位
変

加
速
度
(c
m/
s

)

2

年超過確率 10-6
0
10

100

年超過確率 10-5
年超過確率 10-4

50
00
50
0

10
00

20
00

速

10

10

度

(cm/s)

1000
0

年超過確率 10-3

10
0

20
0

1

1

1
0.

0.1
0.01

0.1

1

10

周 期 (s)一様ハザードスペクトル
ＳＳ−Ｄ１
ＳＳ−１１
ＳＳ−１２
ＳＳ−１３
ＳＳ−１４
ＳＳ−２１
ＳＳ−２２

第 3.2.1.2−17 図（2／2）

一様ハザードスペクトルと基準地震動ＳＳ−Ｄ１，ＳＳ−
１１〜ＳＳ−２２の応答スペクトルの比較（鉛直方向）

3.2.1−138h=0.05

1000

(c

加

位

速

変

度

(c

m/

s

)

2

m)
10

100

年超過確率 10-60

年超過確率 10-500
50

年超過確率 10-3

50

0

10

00

20

00

速

10

10

度 (cm/s)

10

00

0

年超過確率 10-4

10

0

20

0

1

1

0.
1

0.1
0.01

0.1

1
周 期

10

(s)

一様ハザードスペクトル
ＳＳ−３１

第 3.2.1.2−18 図（1／2）

内陸地殻内地震の領域震源モデルによる一様ハザードスペ
クトルと基準地震動ＳＳ−３１の応答スペクトルの比較（水平方向）3.2.1−139h=0.05

1000

(c

加

位

速

変

度

(c

m/

s

)

2

m)
10

100

0

年超過確率 10-65000

年超過確率 10-4

10

年超過確率 10-3

50

0

10

00

20

00

速

10

度

(cm/s)

1000

0

年超過確率 10-5

10

0

20

0

1

1

0.
1

0.1
0.01

0.1

1
周

期

10

(s)

一様ハザードスペクトル
ＳＳ−３１

第 3.2.1.2−18 図（2／2）

内陸地殻内地震の領域震源モデルによる一様ハザードスペ
クトルと基準地震動ＳＳ−３１の応答スペクトルの比較（鉛直方向）

3.2.1−140

(T=0.02s)

1.00E+00
10 0
1.00E-01
10 -1

年超過確率

1.00E-02
10 -2
1.00E-03
10 -3
1.00E-04
10 -4
1.00E-05
10 -5
1.00E-06
10 -6
1.00E-07
10 -7
0

1000

2000

3000

4000

最大加速度（cm/s2）

第 3.2.1.2−19 図（1／2）

T=0.02s

T=0.09s

T=0.13s

T=0.30s

T=0.60s

T=1.00s

T=2.00s

T=5.00s

周期ごとの平均ハザード曲線 （水平方向）

3.2.1−141

(T=0.02s)

1.00E+00
10 0
1.00E-01
10 -1

年超過確率

1.00E-02
10 -2
1.00E-03
10 -3
1.00E-04
10 -4
1.00E-05
10 -5
1.00E-06
10 -6
1.00E-07
10 -7
0

1000

2000

3000

4000

2

最大加速度（cm/s ）第 3.2.1.2−19 図（2／2）

T=0.02s

T=0.09s

T=0.13s

T=0.30s

T=0.60s

T=1.00s

T=2.00s

T=5.00s

周期ごとの平均ハザード曲線 （鉛直方向）

3.2.1−1422

加速度(cm/s )

2000
1000
0
-1129

-1000
-2000
0

10

20

30
時間(s)

40

50

60

加速度時刻歴波形

m)
(c
位
変

加
速
度
(c
m/
s2
)

1000

h=0.01h=0.05

50
00
10
0

20
0

1

1

50
0

10
00

20
00

速

10

10

度

(cm/s)

10
00
0

0
10

100

1
0.

0.1
0.01

0.1

周

期

(s)

1

10

ターゲットスペクトル
模擬波

応答スペクトル
第 3.2.1.2−20 図（1／2）

年超過確率 10−５の一様ハザードスペクトルに適合する模擬地震波（水平方向）

3.2.1−1432

加速度(cm/s )

2000
716

1000
0
-1000
-2000
10

20

30
時間(s)

40

50

60

0
10

0

h=0.01h=0.05

加速度時刻歴波形

m)
(c
位
変

加
速
度
(c
m/
s2
)

1000

50
00

10

50
0

10
00

20
00

10

速 度

(cm/s)

10
00
0

100

10
0

20
0

1

1

1
0.

0.1
0.01

0.1

周

期

(s)

1

10

ターゲットスペクトル
模擬波

応答スペクトル
第 3.2.1.2−20 図（2／2）

年超過確率 10−５の一様ハザードスペクトルに適合する模擬地震波（鉛直方向）

3.2.1−144

第 3.2.1.3−1−1 図

原子炉建屋の概略平面図（EL.-4.0m）

3.2.1−145

第 3.2.1.3−1−2 図

原子炉建屋の概略断面図

3.2.1−146

EL.(m)
63.65

1

57.00

1

2
2

46.50

3
3

38.80

4
5

34.70
29.00

6

4
5
6

20.30

7

14.00

8

8.20

9

2.00

10

-4.00

11

-9.00

基礎盤
基礎版

-17.00

人工岩盤

12

7
K2

8

▽G.L.=E.L.8.0m▽G.L.＝EL.8.0m

K4

K1

10

K6

K3

11

K8

K5

K10

K7

9

12
13

K9
K12

K11

・数字は質点番号を示す。
・ 内は要素番号を示す。

第 3.2.1.3−1−3 図

解析モデル（水平）3.2.1−1470.10
95%信頼度
50%信頼度
5%信頼度

損傷確率

0.08

0.06

0.04

0.02

0.00

0

500

1,000

1,500

最大地動加速度(cm/s2)

第 3.2.1.3−1−4 図

原子炉建屋のフラジリティ曲線

3.2.1−148

2,000

第 3.2.1.3−2−1 図

第 3.2.1.3−2−2 図

海水ポンプ室平面図

海水ポンプ室断面図（Ａ−Ａ

3.2.1−149

断面）

bk層
du層
Ag2層
Ac層
As層
Ag1層
D2c-3層D2g-3層km層
地盤改良

第 3.2.1.3−2−3 図

3.2.1−150

解析モデル

0.10
９５％信頼度
５０％信頼度

損傷確率

0.08

５％信頼度

0.06

0.04

0.02

0.00
0

500

1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 3,500 4,000
最大地動加速度（cm/s2)

第 3.2.1.3−2−4 図

海水ポンプ室のフラジリティ曲線

3.2.1−151スペクトル形状係数
設計用床応答スペクトル
（拡幅後）

加速度

床応答スペクトル（拡幅前）固有周期（秒）
第 3.2.1.3−3−1 図

スペクトル形状係数の概念図

設計用減衰定数の
床応答曲線
減衰係数

加速度

減衰定数の中央値の床応答曲線固有周期（秒）
第 3.2.1.3−3−2 図

減衰係数の概念図

3.2.1−152スペクトル形状係数
Ｂ／Ａ

一様ハザードスペクトル

加速度

基準地震動Ｓ Ｓ の床応答
スペクトル
Ｂ
Ａ

建屋，機器１次固有周期

固有周期（秒）
第 3.2.1.3−3−3 図

解放基盤表面における地震動のスペクトル形状係数
の概念図

1.0
0.9
0.8
0.7

損傷確率

0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0.0
0

500

1000

1500

2000

2500

3000

最大地動加速度（Gal）（水平）第 3.2.1.3−3−4 図

原子炉圧力容器（蒸気乾燥器支持ブラケット）
平均フラジリティ曲線
3.2.1−153

1.0
0.9
0.8

損傷確率

0.7
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0.0
0

500

1000

1500

2000

2500

3000

最大地動加速度（Gal）（水平）第 3.2.1.3−3−5 図

残留熱除去系熱交換器（アンカボルト）
平均フラジリティ曲線

1.0
0.9
0.8
0.7

損傷確率

0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0.0
0

500

1000

1500

2000

2500

3000

最大地動加速度（Gal）（鉛直）第 3.2.1.3−3−6 図

残留熱除去系海水系ポンプ

3.2.1−154

平均フラジリティ曲線

1.0
0.9
0.8
0.7

損傷確率

0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0.0
0

500

1000

1500

2000

2500

3000

最大地動加速度（Gal）（水平）第 3.2.1.3−3−7 図

非常用パワーセンタ

平均フラジリティ曲線

1.0
0.9
0.8

損傷確率

0.7
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0.0
0

500

1000

1500

2000

2500

3000

最大地動加速度（Gal）（水平）第 3.2.1.3−3−8 図

残留熱除去系海水系配管

3.2.1−155

平均フラジリティ曲線

地震

地震加速度大

原子炉建屋

格納容器

原子炉
圧力容器

格納容器
バイパス

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ

計装・制御

直流電源

交流電源

外部電源

発生なし

発生する起因事象

−
健全
健全
健全
健全
発生なし
発生なし
健全
健全
健全

︱
3.2.1

発生

喪失
喪失

喪失

交流電源喪失計装・制御系喪失
RHR̲A̲CH̲2MD.ft Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ

発生

格納容器バイパス

損傷

LPCI̲B̲TRAN.ftRHR̲A̲ST̲2MD.ft
LPCS̲TRAN.ft LPCI̲B̲TRAN.ft

損傷

RHR̲A̲ST̲2MD.ft

156
第 3.2.1.4−1 図

外部電源喪失RHR̲A̲ST̲2MD̲RCIC.ft
直流電源喪失

喪失
発生

損傷

過渡事象

地震ＰＲＡ階層イベントツリー

原子炉圧力容器損傷
格納容器損傷
原子炉建屋損傷

過渡事象

原子炉停止

逃がし安全
弁開放

圧力
バウンダリ
健全性

高圧炉心
冷却

原子炉減圧

低圧炉心
冷却

崩壊熱除去

成功
成功
1.60E-01

失敗
成功

成功
成功
成功
失敗

︱
3.2.1

成功

失敗
失敗

炉心損傷なし崩壊熱除去機能喪失（ＴＷ）
炉心損傷なし崩壊熱除去機能喪失（ＴＷ）
高圧・低圧注水機能喪失（ＴＱＵＶ）

RHR̲A̲ST̲2MD.ft
高圧注水・減圧機能喪失（ＴＱＵＸ）

失敗

157

P1

成功
成功
失敗

成功
失敗

事故シーケンスグループ

HPCS̲SORV.ft

成功
成功

失敗

失敗
失敗

失敗

炉心損傷なし崩壊熱除去機能喪失（ＴＷ）
炉心損傷なし崩壊熱除去機能喪失（ＴＷ）
高圧・低圧注水機能喪失（ＴＱＵＶ）
Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ

失敗

ＬＯＣＡ

原子炉停止機能喪失（ＴＣ）

第 3.2.1.4−2 図

過渡事象イベントツリー

外部電源喪失

原子炉停止

逃がし安全弁
開放

直流電源

交流電源

圧力
バウンダリ
健全性

高圧炉心冷却
事故シーケンスグループ
ＨＰＣＳ

ＲＣＩＣ

成功

過渡事象へ

成功

成功

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）

成功
成功
失敗
失敗

失敗

成功

成功

︱
3.2.1

失敗
失敗
成功

成功

158

失敗
失敗
失敗

全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）
全交流動力電源喪失（ＴＢＵ）
崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）
全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）
崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）
全交流動力電源喪失（ＴＢＤ）
Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ

失敗

ＬＯＣＡ

原子炉停止機能喪失

第 3.2.1.4−3 図

外部電源喪失イベントツリー

交流電源喪失

逃がし
安全弁開放

原子炉停止

高圧炉心冷却

圧力バウンダリ
健全性

事故シーケンスグループ
ＨＰＣＳ

ＲＣＩＣ

成功

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）

成功
成功
失敗
成功

失敗
成功

成功

失敗
失敗
失敗

全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）
全交流動力電源喪失（ＴＢＵ）
崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）
全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）
Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ

︱
3.2.1

失敗

ＬＯＣＡ

原子炉停止機能喪失

159

第 3.2.1.4−4 図

交流電源喪失イベントツリー

直流電源喪失

逃がし
安全弁開放

原子炉停止

圧力バウンダリ
健全性

高圧炉心冷却
事故シーケンスグループ
ＨＰＣＳ

ＲＣＩＣ

成功
成功
失敗
成功
成功
成功

失敗
失敗
失敗

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）
全交流動力電源喪失（ＴＢＤ）
崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）
全交流動力電源喪失（ＴＢＤ）
Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ

失敗

ＬＯＣＡ

原子炉停止機能喪失︱
3.2.1

第 3.2.1.4−5 図

直流電源喪失イベントツリー

160

原子炉圧力容器損傷
2.1％
全交流動力電
源喪失
4.3％

原子炉建屋
損傷
1.5％
格納容器
バイパス
0.3％

直流電源喪失
20.7％

過渡事象
41.4％

外部電源喪失29.7％

第 3.2.1.4−6 図

原子炉圧力
容器損傷
2.1％
ＴＢＵ
4.3％

起因事象別炉心損傷頻度寄与割合

原子炉建屋
損傷
1.5％

ＴＣ
1.1％

ＴＢＷ
0.6％
格納容器
バイパス
0.3％

ＴＱＵＶ
4.5％

ＴＱＵＸ
12.5％

ＴＷ
52.5％
ＴＢＤ
20.5％

第 3.2.1.4−7 図事故シーケンスグループ別炉心損傷頻度寄与割合

3.2.1−161

第 3.2.1.4−88 図

地震加速度区分別炉心損傷頻度

第 3.2.1.4−9
3.2.1.4
図

不確実さ評価結果

3.2.1−162

1.0E-04
べースケース
感度解析（完全独立）
1.0E-05

炉心損傷頻度[／炉年]1.0E-06

1.0E-07

1.0E-08

1.0E-09

1.0E-10

事故シーケンスグループ

第 3.2.1.4−10 図 相関性を変更した場合の評価結果（事故シーケンスグループ（事故シーケンスグループ別炉心損傷頻度）

第 3.2.1.4−11 図 相関性を変更した場合の評価結果（地震加速度区分別炉心損傷頻度）3.2.1−163

1.0E-04
べースケース
感度解析（使命時間）
1.0E-05

炉心損傷頻度[／炉年]1.0E-06

1.0E-07

1.0E-08

1.0E-09

1.0E-10

事故シーケンスグループ

第 3.2.1.4−12 図 使命時間を 72 時間とした場合の評価結果（事故シーケンスグループ別炉心損傷頻度）
1.0E-02
べース解析
感度解析（使命時間）
地震発生頻度
1.0E-03

炉心損傷頻度[／炉年], 地震発生頻度[／年]1.0E-04

1.0E-05

1.0E-06

1.0E-07

1.0E-08

地震加速度区分

第 3.2.1.4−13 図 使命時間を 72 時間とした場合の評価結果（地震加速度区分別炉心損傷頻度）3.2.1−164

添付資料 3.2.1.1−1
地震ＰＲＡにおけるプラントウォークダウンのチェック項目について

地震ＰＲＡにおけるプラントウォークダウンで確認すべきチェック項目の具体的内容について，以下に示す。これらの項目をチェックシートに整理し，プ
ラントウォークダウンを実施した。

1.
(1)

耐震安全性の確認対象機器本体に対するチェック項目
耐震バックチェック等における耐震計算では，各機器が図面どおりに設置されており，機器の各部位に耐力を低下させるような要因がないことが前提になっている。このため本項目では，各機器について図面との相違や，腐食・亀裂等の地震に対する耐力の低下につながる要因はないかについて点検し，耐震計算の前提に問題がないことを確認する。
ａ．対象機器の図面（外形図・耐震計算書等）と外見上相違点は無い
ｂ．対象機器と支持構造物との接合部に外見上の異常（腐食・亀裂等）は無い
ｃ．配管接合部と図面に外見上の相違点は無い
ｄ．配管接合部に外見上の異常（腐食・亀裂等）は無い(2)

アンカーボルトに対するチェック項目
前項と同様に，耐震計算の前提となっているアンカーボルトの設置本数・配置状況や健全性について点検し，耐震計算に与える影響はないかを確認する。
ａ．図面（外形図・耐震計算書等）と外見上の相違は無い
ｂ．外見上の異常（腐食・亀裂等）は無い
添付 3.2.1.1−1−1

ｃ．締め付け強度は適切に管理されている・ボルトの締め付け強度の管理に関しては，以下の点をチェックすることで確認する。
ボルトに引かれている合いマークがずれていない
ボルトに塗られているペンキに割れや剥がれがない
スプリングワッシャーやダブルナットによるゆるみ止めがされている
ボルトを緩ませるような振動が発生する機器ではない
定検等の点検において構造に係るトラブルが発生したことがない
ｄ．アンカーボルト付近のコンクリート部に異常がない

2.

二次的影響に対するチェック項目
ａ．周辺の耐震クラスが低い機器の倒壊により被害を受けない・調査対象機器の周辺に，それが損傷することにより対象機器を破損させうる耐震クラスの低い機器類（特に照明，電線管，小口径
配管等及び仮設設備）がないかを確認する。なお，現場調査時に耐震クラス等が不明であった場合には，写真等で状況を記録した
後に，系統図・配管ルート図等で確認する。
ｂ．被害を与えうる周辺の機器の耐震性は問題ない（対象設備への波及的機器があるか）・損傷した場合に調査対象機器に衝突するなどして被害を与えうる機器について，その機器の支持構造物・定着部等を点検すること
で耐震性に問題がないかを確認する。

添付 3.2.1.1−1−2

ｃ．無筋のブロック壁が近傍にない・調査対象機器の周辺にブロックを積み上げただけのような，仮設の壁面がないかを確認する。

添付 3.2.1.1−1−3

添付資料 3.2.1.1−2
耐震Ｂ，Ｃクラスの評価対象設備の取扱いについて

1.

耐震Ｂ，Ｃクラスの評価対象設備の取扱い
耐震Ｂ，Ｃクラスの設備について，地震ＰＲＡの評価上期待している設備
は以下のとおりであり，評価におけるモデル化の方法を示す。
・外部電源系：耐震Ｃクラス
外部電源に関連する機器のフラジリティについては，送電網を含めたシステム全体として評価し，開閉所設備の碍子部で代表させていることから，地震ＰＲＡのモデルに開閉所設備（碍子部）のフラジリティを入力している。
・燃料移送系：耐震Ｃクラス
使命時間内（24 時間）の非常用ディーゼル発電機への燃料移送機能に期待しているため，地震ＰＲＡのモデルに軽油貯蔵タンクのフラジリティを入力している。
・復水移送系 ※１ ：耐震Ｂクラス
高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系（以下「高圧注水系」という。）の初期水源を復水貯蔵タンクとしており，
水源切替に失敗すると，高圧注水系の機能損傷につながることから，水源切替の人的過誤についてモデル化を行い，フラジリティの入力は行っていない。高圧注水系の水源切替のモデル化の方法について，次項に示す。

※1

復水移送系とは，復水貯蔵タンク，高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系への移送配管を含む設備系統をいう。

添付 3.2.1.1−2−1

2.

高圧注水系の水源切替のモデル化方法

2.1

高圧注水系の水源の構成について
東海第二発電所の高圧注水系は，初期水源を復水貯蔵タンクとし，復水貯蔵タンクの水位が低下した場合又はサプレッション・チェンバの水位が上昇した場合に自動又は手動でサプレッション・チェンバに水源を切り替える設計としている。高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系の系統
概要図を図 1 及び図 2 に示す。

2.2

地震ＰＲＡにおける高圧注水系の水源のモデル化方法について
東海第二発電所の復水貯蔵タンクの耐震クラスがＢクラスであることを考慮し，地震ＰＲＡにおいては，高圧注水系の水源は次のとおりモデル化している。
0.7G※２ 未満の地震加速度区分においては，復水貯蔵タンクからの取水ラインが地震により損傷する可能性はあるものの，高圧注水系の吸込み圧力が確保できなくなるような配管破断は考えにくいため，運転員による水源切替操作に成功した場合は高圧注水系の機能が維持できると想定し，運転員によるサプレッション・チェンバへの水源切替操作失敗及び水源切替弁等の機械的故障（地震による損傷を含む）をモデル化している。
0.7G※２ を超過する地震加速度区分においては，復水貯蔵タンクからの取水ラインが地震により損傷し，高圧注水系の吸込み圧力が確保できなくなるような配管破断が発生する可能性があることから，保守的に運転員による水源切替操作に必ず失敗すると仮定し，高圧注※2 「東海第二発電所発電用原子炉設置変更許可申請書（発電用原子炉施設の変更）」（平
成 26 年 5 月 20 日申請）における基準地震動Ｓ Ｓ の最大加速度。

添付 3.2.1.1−2−2

水系に期待しないモデルとしている。
上記のモデル化により，0.7G ※ ２ を超過する地震加速度区分では高圧注水系に期待していないため，0.7G ※ ２ 未満の地震加速度区分に比べて炉心損傷頻度が増加する。

3.

高圧注水系の水源切替操作のモデル化方法に関する感度解析
ベースケースでは，加速度区分 7（0.70G〜0.80G）以降は高圧注水系の水源切替操作に必ず失敗するものとして評価しているが，この高圧注水系の水源切替操作のモデル化方法が全炉心損傷頻度に与える影響を確認するため，
高圧注水系の水源切替操作に全加速度区分で成功するとした場合の感度解析を実施した。その結果，全炉心損傷頻度は 9.2E-06／炉年であり，ベースケ
ースの 1.0E-05／炉年から有意な変化はなかった。地震加速度区分別の炉心損傷頻度を図 3 に示す。
感度解析ケースでは，加速度区分 7（0.70G〜0.80G）から加速度区分 14（1.40G〜1.50G）の中加速度領域の炉心損傷頻度が低減するものの，全炉心損傷頻度に対して支配的な加速度区分はいずれのケースも加速度区分 1（0.16G〜0.20G）及び加速度区分 2（0.20G〜0.30G）であるため，高圧注水
系の水源切替操作のモデル化方法は全炉心損傷頻度に対して有意な影響を与えるものではない。
したがって，地震発生時の復水貯蔵タンクからの取水ラインの損傷の程度
及び運転員による高圧注水系の水源切替操作には不確かさがあると考えられるものの，加速度区分 7（0.70G〜0.80G）以上の地震動に対する高圧注水系の水源切替操作における仮定は，評価結果に有意な影響を与えない。

添付 3.2.1.1−2−3

Ｂクラス

Ｓクラス

添付 3.2.1.1−2−4
Ｂクラス

Ｓクラス
図1

高圧炉心スプレイ系の系統概要図

Ｂクラス

Ｓクラス

添付 3.2.1.1−2−5

Ｂクラス
Ｓクラス

図2

原子炉隔離時冷却系の系統概要図

1.0E-02
ベースケース
感度解析（水源切替成功）
地震発生頻度

添付 3.2.1.1−2−6

炉心損傷頻度[／炉年]，地震発生頻度[／年]1.0E-03

1.0E-04

1.0E-05

1.0E-06

1.0E-07

1.0E-08

地震加速度区分

図3

地震加速度区分別炉心損傷頻度（高圧注水系の水源切替のモデル化方法に関する感度解析）

添付資料 3.2.1.1−3
建屋・機器リストとフラジリティデータの外部電源喪失において，開閉所設備の碍子部を評価部位の代表箇所とする妥当性について

1.

はじめに
東海第二発電所の地震ＰＲＡでは，送電網の鉄塔などの損傷に伴う外部電源喪失への影響を開閉所設備の碍子部の損傷で代表して評価する手法を取っている。この仮定の置き方が，シーケンス選定の目的に照らして，妥当であるとする理由について以下に記載する。

2.

開閉所設備の碍子部を評価部位の代表箇所とする妥当性「第 3.2.1.1−2 表

地震による事故シナリオ及びスクリーニング結果」の

うち，「送電網の鉄塔などの損傷に伴う外部電源喪失への影響」において，「外部電源に関連する機器のフラジリティについては，送電網を含めたシステム
全体として評価し，開閉所設備の碍子部で代表させている」としている。
これは，東北地方太平洋沖地震における送電網の鉄塔の耐震性を示した報告書として，「 原子力発電所及び再処理施設の外部電源の信頼性確保について」（平成２３年５月１６日，東京電力株式会社）があり，「４．電源線鉄塔の耐震性」において，地震により倒壊した鉄塔はないが，支持碍子の折損が発生していることが示されており，送電網の碍子の耐力が小さいことが確認されているからである。（補足資料 1）
なお，東海第二発電所の開閉所設備については，信頼性向上対策として気中絶縁開閉装置と比べて重心が低く耐震性の高いガス絶縁開閉装置に変更することとしている。これにより，開閉所設備の耐力は向上するものの，開閉所設備のフラジリティに送電網を含めたシステム全体としての影響を包含さ添付 3.2.1.1−3−1

せるため，フラジリティ評価において開閉所設備の耐力の向上は考慮しないこととした。

3.

外部電源喪失を仮定した場合の感度解析
東海第二発電所の地震ＰＲＡにおいて，外部電源が必ず喪失すると仮定した場合の感度解析を実施し，全炉心損傷頻度への影響は限定的であることを確認した。（補足資料 2）添付 3.2.1.1−3−2

補足資料 1

添付 3.2.1.1−3−3

添付 3.2.1.1−3−4

添付 3.2.1.1−3−5

添付 3.2.1.1−3−6

補足資料 2
外部電源喪失を前提とした場合の炉心損傷頻度について

1.

はじめに
東海第二発電所の地震ＰＲＡでは，評価上，開閉所設備の碍子部のフラジ
リティを用いて外部電源喪失の発生の有無を評価しているが，実際には，地震により送電系統等が損傷した場合は，開閉所設備の碍子部が健全であっても外部電源が喪失する。そのため，地震により外部電源が必ず喪失すると仮定した場合の感度解析を実施し，炉心損傷頻度への影響を評価した。

2.

感度解析結果地震により外部電源が必ず喪失すると仮定したため，感度解析ケースの全炉心損傷頻度は 1.3E-05／炉年となり，ベースケースの 1.0E-05／炉年に比べて増加したものの，有意な変化ではなかった。地震加速度区分別の炉心損傷頻度の比較を表 1 及び図 1 に，事故シーケンスグループ別の炉心損傷頻度の比較を表 2 及び図 2 示す。
炉心損傷頻度は加速度区分 1（0.16G〜0.20G）から加速度区分 8（0.80G〜
0.90G）の低加速度領域のみで増加している。この理由は，ベースケースにおいて外部電源喪失の確率を与えている開閉所設備の碍子の耐力が小さく，外部電源が必ず喪失するとの仮定は，低加速度領域のみに影響を与えるためである。
なお，長期ＴＢ及びＴＢＷの事故シーケンスグループの炉心損傷頻度が有意に増加しているが，これらの事故シーケンスグループは低加速度領域の炉
心損傷頻度が支配的であることによるものである。

添付 3.2.1.1−3−7

3.

まとめ
東海第二発電所の地震ＰＲＡにおいて，外部電源が必ず喪失すると仮定した場合の感度解析を実施した。
その結果，全炉心損傷頻度への影響は有意なものではないことを確認した。

添付 3.2.1.1−3−8表1地震加速度区分別の炉心損傷頻度の比較
感度解析ケース（外部電源なし）

ベースケース

加速度区分

感度解析ケース／ベースケース
炉心損傷頻度（／炉年）

添付 3.2.1.1−3−9寄与割合

炉心損傷頻度（／炉年）

寄与割合

1（0.16〜0.20G）

3.2E-0625.2％

2.0E-06

18.8％

1.65

2（0.20〜0.30G）

2.0E-06

15.8％

1.2E-06

12.0％

1.64

3（0.30〜0.40G）

6.3E-074.9％

4.0E-07

3.8％

1.57

4（0.40〜0.50G）

2.7E-072.1％

1.9E-07

1.8％

1.46

5（0.50〜0.60G）

1.5E-071.2％

1.2E-07

1.1％

1.29

6（0.60〜0.70G）

1.4E-071.1％

1.3E-07

1.2％

1.10

7（0.70〜0.80G）

8.0E-076.2％

8.0E-07

7.6％

1.01

8（0.80〜0.90G）

6.8E-07

5.3％

6.8E-07

6.5％

1.00

9（0.90〜1.00G）

6.8E-07

5.2％

6.7E-07

6.5％

1.00

10（1.00〜1.10G）

7.1E-07

5.5％

7.1E-07

6.8％

1.00

11（1.10〜1.20G）

7.4E-075.8％

7.4E-07

7.1％

1.00

12（1.20〜1.30G）

6.4E-07

5.0％

6.4E-07

6.2％

1.00

13（1.30〜1.40G）

6.5E-07

5.1％

6.5E-07

6.2％

1.00

14（1.40〜1.50G）

5.2E-07

4.1％

5.2E-07

5.0％

1.00

15（1.50〜1.60G）

4.0E-073.1％

4.0E-07

3.8％

1.00

16（1.60〜1.70G）

2.6E-072.0％

2.6E-07

2.5％

1.00

17（1.70〜1.80G）

1.4E-071.1％

1.4E-07

1.4％

1.00

18（1.80〜1.90G）

8.2E-080.6％

8.2E-08

0.8％

1.00

19（1.90〜2.00G）

4.6E-08

0.4％

4.6E-08

0.4％

1.00

20（2.00〜3.00G）

3.7E-08

0.3％

3.7E-08

0.4％

1.00

合計

1.3E-05100％

1.0E-05

100.0％

1.23

表2

事故シーケンスグループ別の炉心損傷頻度評価結果の比較
感度解析ケース（外部電源なし）

ベースケース

事故シーケンスグループ

感度解析ケース／ベースケース
炉心損傷頻度（／炉年）

寄与割合

炉心損傷頻度（／炉年）

寄与割合

高圧・低圧注水機能喪失

ＴＱＵＶ

4.7E-07

3.6％

4.6E-07

4.5％

1.01

高圧注水・減圧機能喪失

ＴＱＵＸ

1.3E-06

10.3％

1.3E-06

12.5％

1.01

長期ＴＢ

1.8E-07

1.4％

5.6E-09

＜0.1％

31.1

ＴＢＵ

4.5E-07

3.5％

4.4E-07

4.3％

1.02

ＴＢＰ

3.3E-09＜0.1％

2.4E-09

＜0.1％

1.40

ＴＢＤ

2.1E-06

16.6％

2.1E-06

20.5％

1.00

ＴＷ

5.8E-06

45.2％

5.5E-06

52.5％

1.06

ＴＢＷ

2.0E-06

15.3％

6.4E-08

0.6％

30.6

ＴＣ

1.2E-070.9％

1.2E-07

1.1％

0.99

原子炉建屋破損

1.5E-071.2％

1.5E-07

1.5％

1.00

格納容器破損

4.1E-09＜0.1％

4.1E-09

＜0.1％

1.00

原子炉圧力容器破損

2.2E-071.7％

2.2E-07

2.1％

1.00

格納容器バイパス

3.2E-08

0.3％

3.2E-08

0.3％

1.00

原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ）

3.0E-10＜0.1％

3.0E-10

＜0.1％

1.00

計装・制御喪失

3.7E-10＜0.1％

3.7E-10

＜0.1％

1.00

合計

1.3E-05100%

1.0E-05

100.0％

1.23

全交流動力電源喪失

添付 3.2.1.1−3−10

崩壊熱除去機能喪失

原子炉停止機能喪失

1.0E-04
ベースケース
感度解析ケース（外部電源喪失）

添付 3.2.1.1−3−11

炉心損傷頻度[／炉年]1.0E-05

1.0E-06

1.0E-07

1.0E-08

地震加速度区分

図1

地震加速度区分別の炉心損傷頻度評価結果の比較

1.0E-04
ベースケース
感度解析ケース（外部電源喪失）

添付 3.2.1.1−3−12

炉心損傷頻度[／炉年]1.0E-05

1.0E-06

1.0E-07

1.0E-08

1.0E-09

1.0E-10

事故シーケンスグループ

図2

事故シーケンスグループ別の炉心損傷頻度評価結果の比較

添付資料 3.2.1.1−4「余震による炉心損傷への影響」に関する整理について

1.

建屋
学会標準の【解説 10】において，原子炉建屋の主要耐震要素であるＲＣ造
耐震壁，ＲＣＣＶ及びＰＣＣＶについて，最大耐力あるいは耐力低下後の破壊に至るまでの静的試験，振動台等による動的試験がこれまで数多く実施されており，JEAG 4601‐追補版にはそれらの復元力特性の評価法が纏められている。静的試験の結果から，荷重の繰り返しに対して，各振幅の最大荷重は
ほぼスケルトンカーブに一致し，繰り返しによる劣化は認められない。さらに，地震時の耐震壁等の挙動を確認するための動的試験又は仮動的試験でＲ
Ｃ造耐震壁の耐力に相当するせん断変形角 4〜5×10−３ 程度までは，地震力の繰り返しに対して最大点を示す復元力特性が維持され，スケルトンカーブの低下が見られないことが確認されている。したがって，「本震あるいは余震による応答が，耐力以下であれば，本震と余震の地震動の大きさに係わらず，
原子炉建屋は健全性を保つことができる。」との記載に従い，余震による建屋
フラジリティ評価は，本震による建屋フラジリティ評価に含まれているものと考えられることができる。
具体的には【解説 10】の記載内容に基づき，本震による地震動と同等の余震による地震動を数回想定しても耐震壁の最大応答値及び現実的耐力評価にはほとんど影響を与えないこと，並びに，フラジリティ評価用地震動の設定
に際しては，【解説 57】に基づき，以下に示すとおり継続時間が長くなるよ
うに配慮していることを踏まえて，余震による建屋フラジリティ評価は本震による建屋フラジリティ評価に含まれているものと判断している。
【解説 57】模擬地震波作成の経時特性を設定するための地震規模及び震源距離は，確率論的地震ハザード評価において支配的な震源に対応したものを添付 3.2.1.1−4−1

用いれば十分であると考えられる。支配的な震源の評価方法としては，対象
サイト周辺震源の中で地震動が最も大きくなると予想されるものを用いるか，
確率論的地震ハザード評価より求まる平均的な地震規模及び震源距離の組合せを用いる方法などがある。東海第二発電所の評価では，前者の方法により評価を行っており，この評価によると地震動が長くなり最大振幅が複数回存在していることとなるため，余震の影響をある程度加味した評価となっている。

ＲＣ造耐震壁の仮動的試験で，終局せん
断ひずみを上回るせん断変形角 2×10−３〜7×10−３ 程度までの 3 レベルの試験を実施。
各試験では，ほぼ同じ振幅レベルを 2〜3
回程度繰り返した応答を示しているが，履歴特性及びスケルトンカーブの劣化は見られない。

図1

Ⅰ型耐震壁の仮動的試験例

添付 3.2.1.1−4−2

ＲＣＣＶについてＳ ２ の 9 倍の地震動レ
ベルまで振動試験を実施。正側でＳ ２ の4 倍（最大耐力時Ｒ＝8×10
10−３ 程度），−３
負側で 3 倍（最大耐力時Ｒ＝5×10倍（最大耐力時Ｒ＝程度）まで履歴特性及びスケルトンカーブの劣化は見られない。

図2

ＲＣＣＶの振動試験例

ＰＣＣＶについてＳ ２ の 5 倍の地震動レ
ベルまで振動試験を実施。Ｓ ２ の 4 倍で最大耐力に達しているが，履歴特性及びスケルトンカーブの劣化は見られない。

図3

ＰＣＣＶの振動試験例
添付 3.2.1.1−4−3

2.

機器・配管系
学会標準の【解説 10】において配管及び動的機器の余裕が記載されている。
各サイトの機器・配管系の設計用繰り返し回数の余裕を評価し，設計想定レベル以上の地震が繰り返し生じても問題ないとしている。
具体的には以下のとおりである。

(1)

静的機器に対する余震の影響
静的機器に対する余震の影響について配管系を例に説明する。
原子力発電技術機構では，現行の耐震設計法で設計された一般的な配管系の弾塑性応答挙動及び終局強度を把握し，許容応力に対する安全裕度を把握するための試験及び解析を実施している。安全裕度の確認では，特に設計許容応力を超えた弾塑性領域での配管の応答挙動で問題となるラチェット変形を伴う低サイクル疲労に着目して評価を実施しており，本震と余震による地震動を繰り返し受けた場合の配管系への影響を検討する上で有用な知見が得られている。
それらの結果によれば，現行耐震設計法によって設計された配管系は，設計用基準地震動Ｓ ２ に対する許容応力（3Sm）の 10 倍以上の応力強さにおいても塑性崩壊又は疲労による破損は生じないこと，低サイクル疲労強度は設計疲れ線図を上回る強度を有している等が確認されている。したがって，配管系は破損に対して非常に大きな安全裕度を保有しており，余震による地震動の影響は小さいものと考える。
また，プラントの耐震設計で用いる地震の等価繰り返し回数は一律に保守的な回数を設定しており，実際の繰り返し回数に比べ多めになっている。
これらのことから，現状の静的機器の構造強度に対する耐震設計手法は，疲労損傷に対して十分な余裕を含んでおり，余震による地震動の影響は小さいといえる。
添付 3.2.1.1−4−4

(2)動的機器および電気品に対する余震の影響
動的機器の地震時機能については，加振試験等により動的機能に係る各部位が弾性範囲内であることで，その機能維持が確認される。また，電気品も同様であり，例えば加振時にリレーの誤動作やチャタリングが起きた
場合でも，加振終了後は元の状態に復帰し，物理的な損傷はみられない場合が多い。フラジリティ評価上は，炉心損傷への影響をみた上で，これらを損傷とみなしている。
このことから，動的機器及び電気品は，機能維持が確認された範囲内であれば，各部位は弾性範囲内であり，余震による繰り返し荷重の影響は受けないものと考えている。
また，動的機能に関する加振試験結果から以下のことがいえる。
原子力安全基盤機構では，地震ＰＲＡ上の重要度が高い横型ポンプ及び電気品の耐力を把握することを目的として，部分品及び実機に対して設計条件を大きく超える加速度を入力した加振実験を実施している。
実機試験では，試験横型ポンプの代表機種として原子炉補機冷却ポンプ（ＲＣＷポンプ）を対象に最大約 6×9.8m／s ２ の加速度による振動試験を行い，ポンプの運転状態，外観等に異常が見られないことを確認している。
また，電気品の実機試験では，原子炉補助盤，中央制御盤，計装ラック，
論理回路制御盤等について最大約 6×9.8m／s ２ の振動試験を行い，電気的に異常がないことが確認されている。
これらの振動試験では，1 試験体に対して加振レベルを上げながら繰り返し加振試験を実施して，最終的に機能維持が確認された最大加速度を地震ＰＲＡにおける現実的耐力値として採用している。したがって，これらの耐力評価結果において，余震による地震動の繰り返しの影響はないものと考えられる（あるいは繰り返しの影響を含めた耐力評価結果となってい添付 3.2.1.1−4−5

る）。

図4

実機配管系モデルの終局強度試験
添付 3.2.1.1−4−6

図5

実機配管系の安全裕度の評価例（ＢＷＲ給水系配管）

添付 3.2.1.1−4−7

添付資料 3.2.1.1−5
起因事象の抽出に対する網羅性について

1.

概要
起因事象の抽出に関しては地震ＰＳＡ学会標準で挙げられている事象を考慮したほか，国内で発生した地震による発電所への影響事例の調査（原子力
発電所に対する地震を起因とした確率論的リスク評価に関する実施基準：
2015

附属書Ｄ（参考）国内の震害事例の抜粋），及び海外文献調査を実施

し，抽出結果の網羅性を確認した。

2.

国内で発生した地震による発電所への影響事例調査

2.1

概要
国内で発生した地震による発電所への影響として，次に挙げる地震に対し，施設に影響した地震規模，安全上重要な設備への影響（ＡＭ設備への影響及び波及的影響を含む），外部電源への影響及び復旧操作へのアクセス性の観点で事例を抽出した。

− 宮城県沖地震（2005 年 8 月）による女川原子力発電所に対する影響− 能登半島地震（2007 年 3 月）による志賀原子力発電所に対する影響− 新潟県中越沖地震（2007 年 7 月）による柏崎刈羽原子力発電所に対する影響− 駿河湾の地震（2009 年 8 月）による浜岡原子力発電所に対する影響− 東北地方太平洋沖地震（2011 年 3 月）による福島第一原子力発電所，福島第二原子力発電所，東通原子力発電所，女川原子力発電所，及び東海
第二発電所に対する影響

添付 3.2.1.1−5−1上記の震害事例を調査した結果，一部の地震において，地震観測記録が発電所設計時に設定された基準地震動Ｓ ２ 若しくは耐震安全性評価で設定された基準地震動Ｓ Ｓ を上回ることが確認されたが，安全上重要な設備に対する地震による直接的な異常は確認されなかった。また，波及的影響の可能性としては，点検及び仮置き中の重量物の移動又は遮へいブロック崩れ
による安全上重要な設備への接触，低耐震クラス配管の損傷又は津波による溢水事象，並びに，電気盤火災による波及的影響が確認された。
地震随伴溢水及び火災については，今回の評価では評価技術の成熟度か
ら随伴事象の影響評価は困難であると判断し，評価対象外としている。

2.2
2.2.1

震害事例調査結果
宮城県沖地震（2005 年 8 月）による女川原子力発電所に対する影響
地震発生時に運転中であった１号機，２号機及び３号機は，地震に伴い自動停止。発電所敷地内で観測した地震データを解析した結果，一部の周期で発電所設計時に設定された基準地震動Ｓ ２ を上回ることが確認されたが，耐震安全性の評価によって健全性が確保されていることが確認されており，安全上重要な設備に対する影響はなかった。
施設に影響した地震規模及び原子力発電所に対する影響について表 1
に示す。

2.2.2

能登半島地震（2007 年 3 月）による志賀原子力発電所に対する影響
敷地地盤や１号機，２号機原子炉建屋において観測された地震記録を分析した結果，観測した地震動の応答スペクトルが基準地震動Ｓ ２ を長周期側の一部の周期帯において超えている部分があったが，耐震安全性の評価によって健全性が確保されていることが確認されており，安全上重添付 3.2.1.1−5−2

要な設備に対する影響はなかった。
施設に影響した地震規模及び原子力発電所に対する影響について表 2
に示す。

2.2.3

新潟県中越沖地震（2007 年 7 月）による柏崎刈羽原子力発電所に対する影響
地震発生時に運転中又は起動中であった２号機，３号機，４号機及び７号機は，地震に伴い自動停止。（１号機，５号機及び６号機は定期検査のため停止中）発電所敷地内で観測した地震データを解析した結果，耐震設計上考慮すべき地震による地震動の周期帯のほぼ全域にわたって
発電所設計時に設定された基準地震動Ｓ ２ を上回ることが確認され，機器によっては構造強度や機能維持に影響を与えると考えられる異常が確認されているものの，重大な損傷をもたらしたものではなく，原子炉の安全性を阻害する可能性のない軽微な事象であった。
安全上重要な設備への影響については，点検及び仮置き中であった重量物の移動又は遮へいブロック崩れによる安全上重要な設備への接触事
例や，地震に伴う消火系配管の損傷による一部ＡＭ設備の浸水事例が確認されたものの，地震による直接的な異常は確認されなかった。なお，３号機の所内変圧器のダクトの基礎が不等沈下したことによって火災が発生した。
施設に影響した地震規模及び原子力発電所に対する影響について表 3
に示す。

2.2.4

駿河湾の地震（2009 年 8 月）による浜岡原子力発電所に対する影響
地震発生時に運転中であった４号機及び５号機は，地震に伴い自動停
添付 3.2.1.1−5−3

止。（３号機は定期検査のため停止中。１号機及び２号機は廃止措置準備中。）発電所敷地内で観測した地震データを解析した結果，３号機及び４号機については，発電所設計時に設定された基準地震動Ｓ ２ による床
応答スペクトルを超えるものではなく，設備の健全性が確保されていることが確認されている。５号機については，観測された地震データによる床応答スペクトルが一部の周期帯において基準地震動Ｓ １ による床応
答スペクトルを上回っていたが，主要な耐震設計上重要な機器及び配管の固有周期では下回っていたこと，また床応答スペクトルの一部が超えたことについては観測記録による地震応答解析結果によって全ての設備
が弾性状態にあったことから，設備の健全性が確保されていることが確認されている。以上のことから，安全上重要な設備に対する影響はなかった。
施設に影響した地震規模及び原子力発電所に対する影響について表 4
に示す。

2.2.5

東北地方太平洋沖地震（2011 年 3 月）による原子力発電所に対する影響(1)

福島第一原子力発電所に対する影響
地震時，運転中であった１号機，２号機，３号機は，地震に伴い自動停止（４号機，５号機，６号機は定期検査中）。原子炉建屋及び原子炉建屋に設置されている安全上重要な設備（原子炉格納容器，残留熱除去系配管など）について，地震観測記録及び基準地震動Ｓ Ｓ それぞれによる応答解
析を比較した結果，基準地震動による地震荷重より耐力の方が大きく，地震直後，各安全機能は保持されていたものと評価されている。
しかし，１〜５号機については，地震後の津波によって，非常用ディー
添付 3.2.1.1−5−4

ゼル発電設備，電源設備などが被水，機能喪失したことで全交流電源喪失に至り，１〜３号機については最終的に炉心損傷に至った。５号機及び６号機については，原子炉に燃料が装荷されている状態で，１〜３号機同様，津波による影響によって海水系が機能喪失に至ったものの，６号機の空冷式ディーゼル発電設備による電源確保（５号機については，６号機から電源融通実施）を行うとともに，仮設海水系ポンプによる冷却機能確保などの復旧措置によって冷温停止状態への移行及び維持が図られた。
また，全燃料が使用済燃料プールへ取り出されていた４号機をはじめとする，各号機の使用済燃料プール内燃料については，注水又は冷却によって使用済燃料プール水位を確保し，燃料損傷防止が図られた。
施設に影響した地震規模及び原子力発電所に対する影響について表 5 に
示す。

(2)

福島第二原子力発電所に対する影響
地震時，１〜４号機は運転中であったが，地震に伴い全号機自動停止。
原子炉建屋及び原子炉建屋に設置されている安全上重要な設備（原子炉格
納容器，残留熱除去系配管など）について，地震観測記録及び基準地震動
Ｓ Ｓ それぞれによる応答解析を比較した結果，基準地震動Ｓ Ｓ による地震荷
重より耐力の方が大きく，地震後，各安全機能は保持されていたものと評価されている。
３号機を除く，１号機，２号機及び４号機については，地震後の津波によって，海水系設備が被水することでヒートシンク喪失に至ったものの，外部電源及び３号機非常用ディーゼル発電設備，電源車による電源確保，
海水系ポンプのモータ取り替えなどの復旧措置によって，除熱機能を確保することで，各号機とも冷温停止状態への移行，維持が図られた。
添付 3.2.1.1−5−5

施設に影響した地震規模及び原子力発電所に対する影響について表 6
に示す。

(3)

東通原子力発電所に対する影響
地震時において１号機は定期検査のため停止中。発電所敷地内で観測された地震加速度は 17Gal であり，地震による設備への影響はなかった。また，地震後に外部電源が全て喪失したが，非常用ディーゼル発電機が自動起動し全交流電源喪失には至らなかった。
施設に影響した地震規模及び原子力発電所に対する影響について表 7 に
示す。

(4)

女川原子力発電所に対する影響
地震時に運転中又は起動中であった１号機，２号機及び３号機は，地震に伴い自動停止。発電所敷地内で観測した地震データを解析した結果，観測された地震データによる床応答スペクトルが一部の周期帯において発電
所設計用の基準地震動Ｓ Ｓ による床応答スペクトルを上回っていたが，地震観測結果に基づく原子炉建屋及び耐震安全上重要な主要設備の地震時における機能を概略評価（建屋については最大応答せん断ひずみ及び層せん
断力，設備については影響構造強度評価及び動的機能維持評価）した結果，機能維持の評価基準を下回っていることが確認されている。今後は詳細なシミュレーション解析によって健全性を確認するとともに主要設備以外の耐震安全上重要な設備を含め設備の健全性を確認することとしている。
安全上重要な設備への影響については次のとおりである。１号機において常用系の高圧電源盤火災によって地絡した同期検定器の出力回路ケーブ
ルから非常用母線と予備変圧器の連絡しゃ断器投入コイルに電圧が印加さ添付 3.2.1.1−5−6

れ，非常用母線電圧が瞬時低下したため，同母線から受電していた残留熱除去系ポンプ 2 台の自動停止が確認された。２号機において海水ポンプ室に流入した海水が地下トレンチを通じて原子炉建屋の一部に流入し，原子炉補機冷却水系の１系統及び高圧炉心スプレイ補機冷却水系の機能喪失が確認された。同冷却水系の喪失によって非常用ディーゼル発電機１系統及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機の自動停止が確認された。さらに，常用系の高圧電源盤火災の影響により，非常用ディーゼル発電機が起動していない状態でしゃ断器投入が発生し，非常用ディーゼル発電機界磁回路
損傷が確認されたものの，地震による直接的な異常は確認されなかった。
施設に影響した地震規模及び原子力発電所に対する影響について表 8 に
示す。

(5)

東海第二発電所に対する影響
地震時に運転中であった東海第二発電所は，地震に伴い自動停止。発電所敷地内で観測した地震データを解析した結果，観測された地震データによる原子炉建屋の最大応答加速度は，設計時に用いた最大応答加速度及び新耐震指針に基づく耐震安全性評価で設定した基準地震動Ｓ Ｓ の最大応答加速度以下であった。また，観測された地震データによる原子炉建屋の床
応答スペクトルが一部の周期帯において発電所設計時に用いた床応答スペ
クトルを上回っていたが，主要な周期帯で観測地震記録が下回っていることが確認されている。安全上重要な設備への影響については，津波対策工
事が完了していなかった一部の海水ポンプ室に海水が浸水し 3 台ある非常用ディーゼル発電機用海水ポンプのうち 1 台が停止したこと，並びに，125V
蓄電池２Ｂ室のドレンファンネルからの逆流によって床面に 3cm の深さで溢水が確認されたものの，地震による直接的な異常は確認されなかった。
添付 3.2.1.1−5−7

施設に影響した地震規模及び原子力発電所に対する影響について表 9 に示す。

添付 3.2.1.1−5−8表12005 年 8 月に発生した宮城県沖地震による女川原子力発電所に対する影響確認項目①施設に影響した地震規模（地震観測記録と基準地震動の関係）②−1 安全上重要な設備への影
響（波及影響も含む）②−2 既存のＡＭ設備への影響（波及影響も含む）③−1 外部電源への影響③−2Ｄ／Ｇへの影響③−3 補機冷却系への影響③−4 電源融通の可能性③−5 復旧操作へのアクセス性④その他（安全機能には影響しないもの，留意しておく必要の
ある事項）

確認結果
女川原子力発電所１号機，２号機，３号機は，定格
熱出力運転中のところ平成 17 年 8 月 16 日に発生した宮城沖を震源とす るマグニチ ュード 7.2（ 震源深さ72km，震央距離 73km，震源距離 84km）の地震の影響によって，11 時 46 分に１号機，２号機，３号機は地震
加速度大信号によって原子炉自動停止した。なお，観測された保安確認用地震動は，最大で 251.2Gal であった。
１号機，２号機，３号機の原子炉建屋で観測された地震動から求めた加速度応答スペクトル（周期ごとの加速度の最大値）は，機器が設置されていない屋上を除き，全ての周期において基準地震動Ｓ ２ による応答
スペクトルを下回っていることを確認した。また，岩盤上で観測された地震データから上部地盤の影響を取り除いたデータを解析したところ，一部周期において基準地震動Ｓ ２ を超えている部分があることを確認した。この地震で，一部の周期において基準地震動の応答スペクトルを超えることとなった要因分析及び評価を行った結果，宮城県沖近海のプレート境界に発生する地震の地域的な特性によるものと考えられるとの結論が得られた。
無し
今回観測された地震データを用いて，安全上重要な設備（建屋及び機器）の耐震安全性の評価を実施し，耐震安全性が確保されていることを確認した。
無し
無し
無し
無し
可能
重大な影響は無し。ただし，構内道路アスファルト
亀裂，波うち及び段差が発生した。
無し

添付 3.2.1.1−5−9表22007 年 3 月に発生した能登半島地震による志賀原子力発電所に対する影響確認項目①施設に影響した地震規模（地震観測記録と基準地震動の関係）②−1 安全上重要な設備への影
響（波及影響も含む）②−2 既存のＡＭ設備への影響（波及影響も含む）③−1 外部電源への影響③−2Ｄ／Ｇへの影響③−3 補機冷却系への影響③−4 電源融通の可能性③−5 復旧操作へのアクセス性④その他（安全機能には影響しないもの，留意しておく必要の
ある事項）

確認結果
【志賀１号機，２号機】
敷地地盤や１号機，２号機原子炉建屋において観測された地震記録を分析した結果，観測した地震動の応答スペクトルが基準地震動Ｓ ２ を長周期側の一部の周期帯において超えている部分があったが，この周期帯に関して，安全上重要な施設に影響がないことを確認した。
また，１号機，２号機の原子炉建屋で観測された地
震記録に基づいて原子炉建屋及び同建屋内の安全上重要な機器について検討した結果，各施設とも弾性範囲内に収まっており，施設の健全性が確保されていることを確認した。
タービン建屋内及び海水熱交換器建屋内の安全上重要な機器及び配管，並びに排気筒について，敷地地盤で観測された地震記録に基づいて検討した結果，各施設とも弾性範囲内に収まっており，施設の健全性が確保されていることを確認した。
さらに，今回の地震において長周期側の一部の周期帯で基準地震動Ｓ ２ を上回ったことから，長周期側で今回の地震動を上回る地震動（検討に用いた地震動）を想定し，長周期側の主要施設であるタービン建屋基
礎版上の原子炉補機冷却水系配管及び排気筒の耐震安全性について確認した結果，耐震安全余裕を有していることを確認した。
以上，安全上重要な施設や長周期側の主要施設に関する一連の耐震安全性確認結果から，能登半島地震を踏まえても耐震安全性は確保されていることが確認できたと考えられる。
【志賀１，２号機】無し【志賀１，２号機】無し【志賀１，２号機】
供用中の 3 回線すべてが喪失し外部電源喪失となったが，事象発生の 6 分後に復旧した。
【志賀１，２号機】無し【志賀１，２号機】無し【志賀１，２号機】可能【志賀１，２号機】影響は無し■水銀灯の落下１号機タービン建屋運転階の水銀灯が 7 個，また２号機原子炉建屋運転階の水銀灯が 2 個落下した。
また，２号機で落下した水銀灯の破片は，約 97％を
運転階床上から回収したが，残りの破片については使
用済燃料貯蔵プールなどへ落下した可能性があったた
め，これらの箇所での点検及び清掃を行った。

添付 3.2.1.1−5−10確認項目④その他（安全機能には影響しないもの，留意しておく必要のある事項）（つづき）

確認結果■２号機低圧タービン組み立て中のタービンロータの
位置ずれ
組み立て中の低圧タービンロータを仮止めしていた治具が変形し，わずかな位置ずれが生じた。低圧ター
ビンを開放し点検を実施したところ，動翼に微小な接触痕が複数確認された。
■１号機使用済燃料貯蔵プールからの水飛散
使用済燃料貯蔵プールの水約 45 リットル（放射能量
約 750 万ベクレル）が使用済燃料貯蔵プール周辺に飛散した。そのうち，養生シート外には約 8 リットル（放射能量約 130 万ベクレル）の水が飛散した。飛散した水については速やかに拭き取った。外部への放射能の影響は無し。

添付 3.2.1.1−5−11表 32007 年 7 月に発生した中越沖地震による柏崎刈羽原子力発電所に対する影響確認項目①施設に影響した地震規模（地震観測記録と基準地震動の関係）②−1 安全上重要な設備への影
響（波及影響も含む）②−2 既存のＡＭ設備への影響（波及影響も含む）③−1 外部電源への影響③−2Ｄ／Ｇへの影響③−3 補機冷却系への影響③−4 電源融通の可能性③−5 復旧操作へのアクセス性確認結果【柏崎刈羽１〜７号機】
新潟県中越沖においてマグニチュード 6.8 の地震が発生，震央距離 16km，震源距離 23km に位置している柏崎刈羽においては，全号機（１〜７号機）にて基準地震動を超える加速度を確認，原子炉建屋基礎版上での最大加速度のものは，１号機での 680Gal（設計時の最大加速度応答値 273Gal）であった。各号機で原子炉建屋基
礎版上での最大加速度（観測値，設計時応答値）は下表
の通り。
南北
東西
上下
観測値
観測 設計 観測 設計 観測 設計 ※１号機 最下階 311
274 680 273 408 (235)
２号機 最下階 304
167 606 167 282 (235)
３号機 最下階 308
192 384 193 311 (235)
４号機 最下階 310
193 492 194 337 (235)
５号機 最下階 277
249 442 254 205 (235)
６号機 最下階 271
263 322 263 488 (235)
７号機 最下階 267
263 356 263 355 (235)※上下方向については，（ ）内の値を静的設計で使用
１〜７号機で観測された地震観測記録に基づき，設計時の解放基盤表面と原子炉建屋基礎版上の関係を参照
し，解放基盤表面における地震動を推定したところ，基準地震動Ｓ ２ （450Gal）に対して１〜４号機で約 2.3〜
3.8 倍，５〜７号機で 1.2〜1.7 倍の結果であった。
設備点検の結果，地震の影響による構造強度や機能維持に影響を与えると考えられる異常が確認されてはいるが，機器の重大な損傷をもたらしたものではなく，原子炉の安全性を阻害する可能性のない軽微な事象であった。
安全上重要な設備については，１号機において異常が数例確認されているが，点検，仮置き中だったために転倒，損傷に至ったこと，地震に伴う消火系配管の建屋接続部の損傷に伴う浸水によって機能喪失に至ったことが原因であり，地震による直接的な異常は確認されていない。
【柏崎刈羽１〜７号機】無し【柏崎刈羽１〜７号機】無し【柏崎刈羽１〜７号機】
4 回線中，2 回線が機能喪失【柏崎刈羽１〜７号機】無し【柏崎刈羽１〜７号機】無し【柏崎刈羽１〜７号機】無し
土捨て場北側斜面の一部が崩落（復旧操作のためのア
クセス性への影響は無し）

添付 3.2.1.1−5−12確認項目④その他（安全機能には影響しないもの，留意しておく必要の
ある事項）

確認結果
■３号機
原子炉建屋地下 2 階にあるＳＬＣ系注入ライン配管（格納容器外側貫通部）の近傍に置いてあったＩＳＩ用ＲＰＶ模擬ノズルが地震によって移動し，配管の板金保温材に衝突したと思われるへこみを確認。配管及びサポートには損傷は無かったものの，安全上重要な設備に影響が及ぶ可能性があったことを踏まえ，室内にて床に固定されていない重量物を固定及び固縛する対策を講じた。
なお，所内変圧器のダクトの基礎が不等沈下したことによって火災が発生した。
■１号機
不等沈下によって消火配管が破断し，漏水及び消火系の機能喪失に至ったものと推定。
地震による建屋周辺の地盤沈下などのため，消火系配管が破断（消火系の機能喪失）。
さらに，原子炉複合建屋とモニタ建屋（屋外）間のト
レンチの沈下によって生じた接続部の隙間及びトレン
チ本体のひび割れ損傷部を通じ，消火系から漏れた水が原子炉複合建屋内に流入。
その結果，機能要求は無かったものの主蒸気放射線モ
ニタ検出器が浸水によって損傷するとともに，復水補給
水ポンプ（ＡＭ設備）についても浸水による被害を受けた。

添付 3.2.1.1−5−13表 42009 年 8 月に発生した駿河湾の地震による浜岡原子力発電所に対する影響確認項目①施設に影響した地震規模（地震観測記録と基準地震動の関係）②−1 安全上重要な設備への影
響（波及影響も含む）②−2 既存のＡＭ設備への影響（波及影響も含む）③−1 外部電源への影響③−2Ｄ／Ｇへの影響③−3 補機冷却系への影響③−4 電源融通の可能性③−5 復旧操作へのアクセス性④その他（安全機能には影響しないもの，留意しておく必要の
ある事項）

確認結果
【浜岡３号機，４号機】
地震観測記録と基準地震動Ｓ １ による応答を比較した結果，地震観測記録は基準地震動Ｓ １ による応答を十分下回っており，地震時に耐震設計上重要な設備が弾性状態にあったことから，設備の健全性が確保されていることを確認した。
【浜岡５号機】
耐震設計上重要な設備について，地震観測記録と基準地震動Ｓ １ による応答を比較し，原子炉建屋の一部の階において地震観測記録における最大加速度が基準
地震動Ｓ １ による最大応答加速度をわずかに上回っている以外は，地震観測記録における最大加速度が基準
地震動Ｓ １ による最大応答加速度を下回っていることを確認した。
原子炉建屋の地震観測記録の床応答スペクトルは，
一部の周期帯において基準地震動Ｓ １ の床応答スペク
トルを上回っているが，主な耐震設計上重要な機器及び配管系の固有周期では下回っており，地震時に弾性状態にあったことから，これらの機器及び配管系の健全性が確保されていることを確認した。
５号機については，主要な設備は弾性状態にあり，健全性は確保されていることを確認していたが，一部の観測記録で基準地震動Ｓ １ による応答加速度を超えたことから，地震観測記録を入力とした地震応答解析を行い，設備の健全性評価の結果は，全ての設備が弾性状態にあったことから，設備の健全性が確保されていることを確認した。
【浜岡３〜５号機】無し【浜岡３〜５号機】無し【浜岡３〜５号機】
３，４号機：3 ルート 6 回線すべてが健全
５号機：2 ルート 4 回線すべてが健全【浜岡３〜５号機】無し【浜岡３〜５号機】無し【浜岡３〜５号機】可能【浜岡５号機】
タービン建屋の東側屋外エリアの地盤沈下（15m×15m，10cm 程度）を確認した。
■５号機 補助変圧器過電流トリップ （常用系）：
地震の振動でトリップ接点の接触による保護継電器の誤動作（リレーチャター発生）⇒より強い耐震性を有する保護継電器への取替を検討した結果，水平3G，上下 1G 程度の実力のある保護継電器に取替え。

添付 3.2.1.1−5−14確認項目④その他（安全機能には影響しないもの，留意しておく必要のある事項）（つづき）

確認結果■５号機制御棒駆動機構モータ制御ユニットの故障警報点灯：５号機 補助変圧器過電流トリップ （常用系）との従属性。
■原子炉建屋管理区域区分の変更，原子炉建屋５階（放射線管理区域内）燃料交換エリア換気放射線モニタ
指示の一時的な上昇：地震の揺れによって，燃料集合体表面の放射性物質を含んだ鉄錆びなどが，プール水に遊離し，プール表面からの放射線線量率が上昇したものと推定。
■主タービンスラスト軸受摩耗トリップ警報点灯及びタービン開放点検：各種接触痕，変形，ネジ損傷などが見られた。

添付 3.2.1.1−5−15表 52011 年 3 月に発生した東北地方太平洋沖地震による福島第一原子力発電所に対する影響確認項目①施設に影響した地震規模（地震観測記録と基準地震動の関係）②−1 安全上重要な設備への影
響（波及影響も含む）②−2 既存のＡＭ設備への影響（波及影響も含む）

確認結果【福島第一１〜６号機】
平成 23 年 3 月 11 日，東北地方太平洋沖地震が発生，
福島第一原子力発電所１〜６号機の原子炉建屋基礎版
上において観測された最大加速度と基準地震動Ｓ Ｓ から求めた基礎版上の最大応答加速度を比較した結果，２号機，３号機，５号機の東西方向の観測記録が，基準地震動Ｓ Ｓ による最大応答加速度を上回っていた。
各号機で原子炉建屋基礎版上での最大加速度（観測値，設計時応答値）は下表の通り。
南北
東西
上下
観測値
観測 設計 観測 設計 観測 設計
１号機 460※
487
447
489
258
412
２号機 348※
441
550
438
302
420
※
３号機 322
449
507
441
231
429
４号機 281※
447
319
445
200
422
※
５号機 311
452
548
452
258
427
※
６号機 288
445
444
448
244
415
※記録開始から 130 秒〜150 秒程度で記録は中断
原子炉建屋及び原子炉建屋に設置される安全上重要な機能及び配管系（主蒸気系配管，原子炉格納容器，
残留熱除去系配管，炉心支持構造物及び制御棒（挿入性）など）に加え，１号機については非常用復水器系
配管，原子炉再循環系配管などについて，地震観測記録を用いた応答解析と基準地震動を用いた応答解析で得られた地震荷重を比較した結果，ほとんどの機器及び配管系において基準地震動Ｓ Ｓ による地震荷重の方が大きく，それらについては地震直後に安全機能は保持可能な状態であったと評価されている。
一部，地震観測記録を用いた応答解析による地震荷重の方が大きかった機器及び配管系についても，適切な応答値を評価するため実物の構造を考慮するなどの解析モデルの見直しを行った結果，基準地震動を用いた応答解析による地震荷重の方が大きく評価された。
加えて，現場確認が可能な５号機については，目視によって，可能な範囲で損傷の有無など，現場状況の確認を実施し，主要な弁，ポンプなどの機器及びその周辺の配管などに有意な損傷などは認められなかったことから，地震時及び地震直後においても安全機能を保持可能な状態にあったものと評価されている。
【福島第一１〜６号機】
無し（推定）【福島第一１〜６号機】
不明（消火系配管に損傷が確認されているが，津波（漂流物含む）による影響と考えられる。）

添付 3.2.1.1−5−16

確認項目③−1 外部電源への影響③−2Ｄ／Ｇへの影響③−3 補機冷却系への影響③−4 電源融通の可能性③−5 復旧操作へのアクセス性④その他（安全機能には影響しないもの，留意しておく必要の
ある事項）

確認結果
【福島第一１〜６号機】
全 6 回線中，5 回線機能喪失※1 回線は，工事のため受電停止中【福島第一１〜６号機】
影響は無し（津波によって喪失。ただし，一部空冷式Ｄ／Ｇについては，津波襲来後も機能維持）【福島第一１〜６号機】
影響無し（津波によって喪失）【福島第一１〜６号機】
・影響は無し（津波によって喪失）・５−６号機間については，仮設ケーブル敷設によって電源融通実施
・道路に割れ，段差など有り。
・防災道路ではないが斜面崩落による道路閉鎖箇所有り。
【福島第一 1〜6 号機】
詳細確認不可添付 3.2.1.1−5−17表 62011 年 3 月に発生した東北地方太平洋沖地震による福島第二原子力発電所に対する影響確認項目①施設に影響した地震規模（地震観測記録と基準地震動の関係）②−1 安全上重要な設備への影
響（波及影響も含む）②−2 既存のＡＭ設備への影響（波及影響も含む）③−1 外部電源への影響③−2Ｄ／Ｇへの影響③−3 補機冷却系への影響確認結果【福島第二１〜４号機】
平成 23 年 3 月 11 日，東北地方太平洋沖地震が発生，
福島第二原子力発電所１〜４号機の原子炉建屋基礎版
上において観測された最大加速度と基準地震動Ｓ Ｓ から求めた原子炉建基礎版上の最大応答加速度は下表の通り。全号機，原子炉基礎版上（最地下階）で得られた最大加速度は，基準地震動Ｓ Ｓ に対する最大応答加速度を下回っていることが確認されている。
南北
東西
上下
観測値
観測
設計
観測
設計
観測
設計
※
※
１号機
254
434
230
434
305
512
※
※
２号機
243
428
196
429
232
504
３号機 277※
428
216※
430
208※
504
※
※
※
４号機 210
415
205
415
288
504
※記録開始から 130 秒〜150 秒程度で記録は中断
原子炉建屋及び原子炉建屋に設置される安全上重要な機能及び配管系（主蒸気系配管，原子炉格納容器，残留熱除去系配管，炉心支持構造物及び制御棒（挿入性）など）について地震観測記録を用いた応答解析と基準地
震動Ｓ Ｓ を用いた応答解析で得られた地震荷重を比較した結果，一部の機器及び配管系を除き基準地震動Ｓ Ｓ
による地震荷重の方が大きく，それらについては地震後に安全機能は保持可能な状態であったと評価されている。一部，地震観測記録を用いた応答解析による地震荷重の方が大きかった機器及び配管系についても，適切な応答値を評価するため実物の構造を考慮するなどの解析モデルの見直しを行った結果，基準地震動を用いた応
答解析による地震荷重の方が大きいことが確認されており，地震後に安全機能は保持可能な状態であったと評価されている。
【福島第二１〜４号機】無し【福島第二１〜４号機】
影響は無し（消火系配管に損傷が確認されているが，津波（漂流物含む）による影響と考えられる。）【福島第二１〜４号機】
4 回線中，1 回線機能停止※1 回線は停止点検中。さらに 1 回線は，避雷器の損傷が確認されたため，被害拡大防止を目的として受電停止の上，復旧作業を実施。
【福島第二１〜４号機】
影響は無し（３号機を除き，津波によって機能喪失）【福島第二１〜４号機】
影響は無し（３号機を除き，津波によって機能喪失）

添付 3.2.1.1−5−18

確認項目③−4 電源融通の可能性③−5 復旧操作へのアクセス性④その他（安全機能には影響しないもの，留意しておく必要の
ある事項）

確認結果
【福島第二１〜４号機】
影響は無し（津波によって喪失）
道路に割れ，段差など生じるも影響無し。
【福島第二１〜４号機】
特に影響は無し

添付 3.2.1.1−5−19表 72011 年 3 月に発生した東北地方太平洋沖地震による東通原子力発電所に
対する影響

確認項目
①施設に影響した地震規模（地震観測記録と基準地震動の関係）②−1 安全上重要な設備への影
響（波及影響も含む）②−2 既存のＡＭ設備への影響（波及影響も含む）③−1 外部電源への影響③−2Ｄ／Ｇへの影響③−3 補機冷却系への影響③−4 電源融通の可能性③−5 復旧操作へのアクセス性④その他（安全機能には影響しないもの，留意しておく必要の
ある事項）

確認結果
発電所において観測した地震加速度は 17Gal であり，設備への影響はなかった。
無し
無し
むつ幹線（2 回線），東北白糠線の停止に伴い，外部電源が喪失した。
同日 23 時 59 分に東北白糠線が復旧した。
外部電源喪失に伴い，非常用ディーゼル発電機が自動起動した。
無し
可能
無し■8 台あるモニタリングポストのうち 4 台がバッテリ切れによって停止した。

添付 3.2.1.1−5−20表 82011 年 3 月に発生した東北地方太平洋沖地震による女川原子力発電所に
対する影響

確認項目
①施設に影響した地震規模（地震観測記録と基準地震動の
関係）

確認結果
女川原子力発電所は，１号機及び３号機が定格熱出力
一定運転中，また，２号機が原子炉起動中のところ，３
月 11 日 14 時 46 分に発生した東北地方太平洋沖地震によって全号機において原子炉が自動停止した。観測された地震加速度は 567.5Gal（保安確認用地震計：１号機
原子炉建屋地下２階）であり，全号機とも，原子炉保護
系が設計どおり作動したことによって自動停止した。
最大応答加速度について基準地震動と観測記録の関係は次の通り。

②−1 安全上重要な設備への影
響（波及影響も含む）【女川１号】●タービン建屋地下１階高圧電源盤火災
タービン建屋地下１階において高圧電源盤 6-1A からの発煙が発生した。また，高圧電源盤 6-1A の火災の影
響によって，Ｓ／Ｐ水冷却のために手動起動したＲＨＲ
ポンプ（Ａ）及び（Ｃ）号機が自動停止した。
無し②−2 既存のＡＭ設備への影響（波及影響も含む）

添付 3.2.1.1−5−21

確認項目③−1 外部電源への影響③−2Ｄ／Ｇへの影響③−3 補機冷却系への影響③−4 電源融通の可能性③−5 復旧操作へのアクセス性確認結果
5 回線中 4 回線が機能喪失
女川原子力発電所には，外部電源として 5 回線（牡鹿幹線１，２号線（275kV 系），松島幹線１，２号線（275kV系），塚浜支線（66kV 系））が接続されている。地震直後は，当社管内の送電線事故に伴う系統保護回路の動作によって，松島幹線２号 1 回線のみとなったが，3 月
12 日 20 時 12 分に牡鹿幹線１号，同日 20 時 15 分に牡鹿幹線２号，3 月 17 日 10 時 47 分に松島幹線１号，3 月
26 日 15 時 41 分に塚浜支線がそれぞれ復旧している。
【牡鹿１，２号線避雷器の損傷】
地震の揺れによると思われる影響によって，避雷器内部に部分放電が発生した。（地震に伴う牡鹿幹線１，２
号線停止の原因は，避雷器の損傷によるものと考えられる。）【女川１号】●非常用ＤＧ（Ａ）界磁回路の損傷
ＤＧ（Ａ）の同期検定器が動作せず，しゃ断器を手動で投入することができなかった。また，ＤＧ（Ａ）が起動していない状態でＤＧ（Ａ）のしゃ断器が自動投入される事象が発生した。
⇒メタクラ 6−1A で発生した火災の影響によって制御ケーブルに溶損などが生じ，地絡が発生した。
【女川２号】●浸水によるＤＧ（Ｂ）及びＤＧ（Ｈ）の停止
海水ポンプ室の取水路側から流入した海水が地下ト
レンチを通じて原子炉建屋内の一部に浸水し，ＲＣＷ（Ｂ）系及びＨＰＣＷの２系統が機能喪失したことによって，ＤＧ（Ｂ），並びにＤＧ（Ｈ）が自動停止となった。（ＤＧ（Ａ）は健全）【女川２号】●浸水によるＤＧ（Ｂ）及びＤＧ（Ｈ）の停止
海水ポンプ室の取水路側から流入した海水が地下ト
レンチを通じて原子炉建屋内の一部に浸水し，ＲＣＷ（Ｂ）系及びＨＰＣＷの２系統が機能喪失した。
女川 1 号にて，地震又は火災の影響によって一部しゃ
断器に不具合が生じた。
無し

添付 3.2.1.1−5−22確認項目④その他（安全機能には影響しないもの，留意しておく必要の
ある事項）

確認結果
【女川１号】●高圧電源盤しゃ断器の投入不可
主に定検時に使用する高圧電源盤（１号機所内電源を２号機から受電する際に使用）において，電源盤内に設置しているしゃ断器が地震の振動によって傾き，投入ス
イッチを入切するためのインターロックローラーが正常位置から外れた。
●母連しゃ断器制御電源喪失
火災が発生した高圧電源盤の制御電源回路の溶損による地絡や短絡の影響によって，制御電源回路が接続されているしゃ断器用制御電源回路の電圧が変動し， 制御電源喪失 警報が発生した。
●125V 直流主母線盤の地絡（計 2 件）
高圧電源盤の火災によって，配線に地絡が発生し，地絡警報が発生した。
【女川２号】
特に無し【女川３号】●使用済燃料プールゲート押さえ脱落
使用済燃料プールと原子炉ウェル間の通路部に設置している使用済燃料プールゲート（No.1 及び No.2）を固定しているゲート押さえ金具計 4 個のうち 3 個のスイ
ングボルトが外れていた。
●ＨＰＣＳ圧力抑制室吸込弁自動での全開動作不能
4 月 7 日の余震の揺れによる影響と推定される圧力抑制室の水位変動時に，本来全開するはずのＨＰＣＳ圧力
抑制室吸込弁が，地震による弁の開閉指示を行うスイッ
チなどの誤動作（推定）によって，全開にならなかった。
（手動での全開は可能）【各号機共通】●制御棒駆動系ハウジング支持金具サポートバーのずれ
制御棒駆動機構ハウジングのハウジング支持金具（グリッド）が，１号機で 1 カ所，２号機で 2 カ所，３号機
で 1 カ所ずれていることを確認した。これによる制御棒
駆動機構ハウジングの落下防止機能への影響はなかった。

添付 3.2.1.1−5−23表 92011 年 3 月に発生した東北地方太平洋沖地震による東海第二発電所に対
する影響

確認項目
①施設に影響した地震規模（地震観測記録と基準地震動の関係）②−1 安全上重要な設備への影
響（波及影響も含む）②−2 既存のＡＭ設備への影響（波及影響も含む）③−1 外部電源への影響③−2Ｄ／Ｇへの影響③−3 補機冷却系への影響③−4 電源融通の可能性③−5 復旧操作へのアクセス性④その他（安全機能には影響しないもの，留意しておく必要の
ある事項）

確認結果
観測記録に基づく各階の最大応答加速度は，建設時の当初設計時に用いた最大応答加速度及び新耐震設計審
査指針に基づく耐震安全性評価で設定した基準地震動
Ｓ Ｓ の最大応答加速度以下であることを確認した。
原子炉建屋の地震観測記録による床応答スペクトルは，一部の周期帯（約 0.65 秒から約 0.90 秒）で建設時の設計に用いた床応答スペクトルを上回っているが，耐震設計上重要な機器及び配管系のうち主要な設備の固有周期では，地震観測記録が工認設計波による床応答ス
ペクトル以下であることを確認した。
地震による影響は無し
地震による影響は無し
3 回線中 3 回線が機能喪失（13 日 12:32 154kV 系東海原子力線復旧）
地震による影響は無し（津波によってＤＧＳＷ−２Ｃが水没したため，ＤＧ−２Ｃは手動停止）
地震による影響は無し
可能（ＨＰＣＳ−ＤＧから 6.9kV の交流電源融通，予備充電器を介して直流電源融通）
地震による影響は無し
タービン設備などの一部で，耐震クラスＢ，Ｃクラスの設備が損傷を受けた。
【蒸気タービン】
低圧タービン及び高圧タービンの動翼と隔板の一部に接触による摺動痕
高圧タービンと低圧タービンの中間軸受け基礎グラ
ウト部の割れ，基礎ボルトの緩み（10 本中 3 本）
【主発電機関係】
主発電機軸受及び励磁機及び副励磁機廻りに接触痕，間隙拡大などの損傷

添付 3.2.1.1−5−24

3. 海外のＰＲＡ関連文献調査
海外文献についての調査結果をまとめたものを表 10 に示す。海外の地震Ｐ
ＲＡ関連文献を調査した結果，他にモデル化すべき起因事象は存在しなかった。
海外文献では原子炉冷却材喪失（ＬＯＣＡ）についてサイズや場所を分類した評価を例示している文献があったが，今回の評価ではＬＯＣＡを 1 つの起因事象として選定した。これは次の 2 つの理由による。1 つは，同一の地震動による複数の配管損傷の相関性を考慮すると，事故シナリオを詳細に分析すること（緩和系にどの程度期待できるか判断すること）が困難で，破断の規模による分類が厳密には難しいこと，もう 1 つは，相関を持つ配管を同定し，損傷の相関係数を全ての配管に対して適切に算定することは現状の評価
技術では困難が伴うことである。このため，地震ＰＳＡ学会標準に許容されている取り扱いとして，これらの事象はより厳しい条件となる起因事象に包含させ，この起因事象は格納容器内にある一次系配管の大規模な破断によりＥＣＣＳ性能を上回る大規模な原子炉冷却材喪失（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯ
ＣＡ）が発生するものと想定し，緩和系によって事象の進展を抑制することができずに炉心損傷に至る可能性があるため，保守的に直接炉心損傷に至る起因事象で代表させた。
地震随伴溢水については，今回の評価では評価技術の成熟度から随伴事象の影響評価は困難であると判断し，評価対象外としている。

添付 3.2.1.1−5−25

表 10
文献名
ＡＳＭＥ標準（i（239 ページ）

海外文献調査結果（1／2）

添付 3.2.1.1−5−26

記載内容
確認結果
1
地震ＰＲＡで考慮される起因事象は例えば以下を含める。
左記の例は，すべて評価（a） ＲＰＶやその他の大型機器（steam generator, recirculation pump,上考慮していることをpressurizer）の損傷確認した※１。
（b） 様々なサイズと場所でのＬＯＣＡ（c） トランジェント（ＬＯＰＡは特に重要）
ＰＣＳやヒートシンクが地震要因で使用できない場合（例えば，ＬＯＰＡ）と使用できる場合の両方のトランジェントを考慮すべきである。
また，他のトランジェントの例として，service water のような重要なサポート系の喪失や直流電源の喪失がある。
特に，以下のタイプのシナリオに至る起因事象はモデル化すべきである。
左記の例は，すべて評価
2 ＩＡＥＡ Safety Guide（a） 大型機器の損傷（例：reactor pressure vessel, steam generators,（SSG-3）（ii
上考慮していることを（108 ページ）
pressurizer）
確認した※１。
（b） 様々なサイズと場所のＬＯＣＡ。極小ＬＯＣＡも考慮すべき。
（c） ＬＯＰＡ（d） 様々なサポートシステムの喪失を含むトランジェント（ＰＣＳが失敗するシ
ナリオと失敗しないシナリオ）
左記の例は，すべて評価
3 ＥＰＲＩ 地震ＰＲＡ
initiator は例えば以下を含める。
上考慮していることを実（a） ＲＰＶやその他の大型機器（steam generator, recirculation pump,
確認した※１。
施ガイド（iii
pressurizer 等）の損傷（5〜7 ページ）（b） 様々なサイズと場所のＬＯＣＡ（c） サポートシステム故障（service water や直流電源）（d） トランジェント（ＬＯＰＡは特に重要）
ＰＣＳやヒートシンクが地震要因で使用できない場合（例えば，ＬＯＰＡ）と使用できる場合の両方のトランジェントを考慮すべきである。外電が使用可能だが他の地震要因損傷があるシーケンスも考慮しなければならない。（なぜなら，ＬＥＲ
Ｆを考えた場合，外電やＩＡが必ず喪失すると仮定することが，必ず保守的とは限らないからである。例えば格納容器隔離弁が外電喪失やＩＡ喪失で安全側に閉動作となる。）
Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡやリレーチャタリングも考慮しなければならない。
※1 様々なサイズと場所のＬＯＣＡ（極小ＬＯＣＡを含む）については，本評価においては完全相関を仮定しているため，保守的に極大Ｌ

ＯＣＡとしてまとめて評価している。

表 10
4

文献名
スイス連邦原子力安全検査局（ＥＮＳＩ）
ＰＳＡガイド（iv（25 ページ）

海外文献調査結果（2／2）

記載内容
確認結果
以下のように起因事象を定義しなければいけない。
左記の起因事象数を，評・最小のＨＣＬＰＦ値とスクリーニング値の間の地震加速度範囲に，少なくとも 7
価において満足していることを確認した。まつの起因事象が含まれないといけない。
・スクリーニング値を超える地震加速度で，1 つの起因事象を定義しないといけない。 た，スクリーニング値を超える地震加速度では，起因事象「原子炉建屋損
傷」「格納容器損傷」が支配的である。

添付 3.2.1.1−5−27

＜調査対象文献一覧＞（ ⅰ

ASME/ANSStandard

RA-Sa-2009,
forAddendaLevel1/Large

Probabilistic

Risk

Applications,anAssessment

AmericantoASME/ANSRA-S-2008:

Early

ReleaseFrequencyfor

National

NuclearPowerStandard.

Plant

AmericanSociety of Mechanical Engineers, New York, NY. 2009.
（ ⅱ IAEA Safety Guide SSG-3,

Development and Application of

Level 1 Probabilistic Safety Assessment for Nuclear Power
Plants.

International Atomic Energy Agency, Vienna, Austria,

2010.
（ ⅲ Seismic Probabilistic Risk Assessment Implementation Guide.
EPRI, Palo Alto, CA:2003. 1002989.
（ ⅳ Probabilistic Safety Assessment （ PSA） : Quality and Scope,
Guideline for Swiss Nuclear Installations. Swiss Federal
Nuclear Safety Inspectorate （ ENSI ） , Brugg, Switzerland:
2009.ENSI-A05/e.

添付 3.2.1.1−5−28

添付資料 3.2.1.3−3−1
3.2.1.3
機器フラジリティの設定における「規格値に含まれる余裕」の考え方について

1.

はじめに
機器フラジリティ評価における強度係数Ｆ Ｓ は，「規格値に含まれる余裕」を考慮して限界応力の中央値 を算出している。この「規格値に含まれる余を考慮して限界応力の中央値を算出している。この「規格値に含まれる余裕」の考え方を以下に示す。

2.

規格値に含まれる余裕の考え方
地震ＰＳＡ学会標準の解説 80「機器材料の限界強度データに基づく現実的耐力の中央値の設定例」に以下の記載がある。

機器フラジリティ評価においては， ステンレス鋼及び高ニッケル合金の機器フラジリティ評価においては，ステンレス鋼及び高ニッケル合金の場合 1.13，それ以外の材料の場合，それ以外の材料の場合 1.17 を，「規格値に含まれる余裕」と
添付 3.2.1.3-3−1−1

している。
審査資料の中で，機器フラジリティ評価の例として取り上げた設備の規格値に含まれる余裕は下記のとおりである。

大型機器（原子炉圧力容器）

SUSF304：1.13

静的機器（残留熱除去系熱交換器）SCM435 ：1.17
配管（残留熱除去系海水系配管）

STPT42 ：1.17

添付 3.2.1.3-3−1−2

添付資料 3.2.1.3−3−2
機器フラジリティ評価に用いる比率補正の考え方について

1.

はじめに
機器フラジリティ評価における強度係数Ｆ Ｓ の評価において，耐震バックチェックの耐震評価結果を一様ハザードスペクトルの耐震評価結果に補正するために，比率補正を行っている。比率の算出方法及び比率補正の適用の考え方を以下に示す。

2.

比率の算出方法(1)

応答解析
一様ハザードスペクトル及び耐震バックチェック評価用地震動を用いて原子炉建屋応答解析又は大型機器連成解析を行い，震度，荷重，応答加速度，相対変位を算出する。

(2)

比率の算出
原子炉建屋応答解析又は大型機器連成解析毎の比率の算出方法を以下に示す。

ａ．原子炉建屋応答解析による比率算出方法
原子炉建屋応答解析により求めた震度，応答加速度に対して以下の計算式より比率を算出する。
一様ハザードスペクトルによる原子炉建屋応答解析により求めた
震度，応答加速度比率 ＝

耐震バックチェック評価用地震動による原子炉建屋応答解析により求めた
震度，応答加速度

添付 3.2.1.3-3−2−1

b．大型機器連成解析による比率算出方法
大型機器連成解析により求めた震度，荷重，応答加速度，相対変位に対して以下の計算式より比率を算出する。
一様ハザードスペクトルによる大型機器連成解析により求めた
震度，荷重，応答加速度，相対変位
比率 ＝

3.

耐震バックチェック評価用地震動による大型機器連成解析により求めた
震度，荷重，応答加速度，相対変位比率補正の適用の考え方
比率補正に用いる比率には，個別比率と代表比率があり，それぞれについて適用の考え方を以下に示す。

(1)

個別比率
2.(2)で求めた質点毎の震度，荷重，応答加速度，相対変位の比率の算出
結果を，個別機器に特化した評価に適用できるように，機器の設置レベル，
固有周期等を特定した比率を個別比率として算出する。
個別比率は，代表比率を用いてフラジリティ評価を行った結果を用いて，事故シーケンス評価を行った際に，ＦＶ重要度が高く，過度に保守性を含むような場合に，より現実的な評価となるようにフラジリティの向上を図る目的で使用する。フラジリティ評価において，個別比率を適用した設備
を表 1 に示す。

(2)

代表比率
2.(2)で求めた質点毎の震度，荷重，応答加速度，相対変位の比率の算出
結果から，フラジリティ評価の結果が最も厳しくなる比率を各々選定し，添付 3.2.1.3-3−2−2

代表比率とする。代表比率は，同じ応答（評価手法）を用いて評価する設
備の比率補正に対して，一律適用できる値であり，炉心損傷頻度への寄与が小さい設備に対してフラジリティ評価を効率良く実施することができる。
代表比率の算出結果を表 2 に示す。
なお，ケーブルトレイについては全 炉 心 損 傷 頻 度 へ の 寄 与 が 高 い 設
備 で あ る が ， ケーブルトレイのフラジリティは，ケーブルトレイを支持しているサポートの集合体として，最も耐震裕度の小さいサポートを代表箇所として選定して評価している。ケーブルトレイのサポートは，原子炉建屋の各階層に設置されており，幅広い固有周期を有していることから，機器の設置レベルや固有周期を特定した個別比率ではなく，代表比率での評価が適している。

添付 3.2.1.3-3−2−3表1

個別比率でフラジリティ評価した設備（1／2）

起因事象／
影響緩和機能

設

備

個別比率

解析モデル

格納容器損傷格納容器

1.83

大型機器連成解析

格納容器損傷格納容器スタビライザ

1.83

大型機器連成解析

原子炉圧力容器損傷

原子炉遮へい壁1.75

大型機器連成解析

原子炉圧力容器損傷

原子炉圧力容器スタビライザ

1.52

大型機器連成解析

格納容器バイパス

主蒸気隔離弁0.93

大型機器連成解析

格納容器バイパス

主蒸気系配管0.72

大型機器連成解析

格納容器バイパス

主蒸気ドレン弁（内側）0.49

大型機器連成解析

格納容器バイパス

主蒸気ドレン配管（内側）0.49

大型機器連成解析

格納容器バイパス

原子炉隔離時冷却系蒸気隔離弁

1.25

大型機器連成解析

格納容器バイパス

原子炉隔離時冷却系配管

1.59

原子炉建屋応答解析

格納容器バイパス

原子炉冷却材浄化系隔離弁

1.78

原子炉建屋応答解析

格納容器バイパス

原子炉冷却材浄化系配管

1.51

大型機器連成解析

格納容器バイパス

給水系逆止弁1.47

大型機器連成解析

格納容器バイパス

給水系配管

0.97

大型機器連成解析

再循環系配管1.01

大型機器連成解析

原子炉冷却材浄化系配管

1.51

大型機器連成解析

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ

主蒸気系配管0.72

大型機器連成解析

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ

給水系配管

0.97

大型機器連成解析

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ

原子炉隔離時冷却系配管

1.59

原子炉建屋応答解析

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ

主蒸気ドレン配管（内側）0.49

大型機器連成解析

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ

逃がし安全弁0.93

大型機器連成解析

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ
Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ

添付 3.2.1.3-3−2−4表1

個別比率でフラジリティ評価した設備（2／2）

起因事象／
影響緩和機能

設

備

個別比率

解析モデル

スクラム系

制御棒駆動水圧系配管

0.63

大型機器連成解析

スクラム系

制御棒駆動機構ハウジング

1.71

大型機器連成解析

ＨＰＣＳ

高圧炉心スプレイ系逆止弁0.85

大型機器連成解析

ＨＰＣＳ

高圧炉心スプレイ系配管

1.63

原子炉建屋応答解析

ＲＣＩＣ

原子炉隔離時冷却系配管

1.59

原子炉建屋応答解析

ＬＰＣＳ

低圧炉心スプレイ系配管

1.00

原子炉建屋応答解析

残留熱除去系逆止弁0.97

大型機器連成解析

残留熱除去系熱交換器

1.47

原子炉建屋応答解析

残留熱除去系配管

1.00

原子炉建屋応答解析

ＬＰＣＩ
ＲＨＲ
ＬＰＣＩ
ＲＨＲ
ＬＰＣＩ
ＲＨＲ

表2

代表比率の算出結果

算出条件
原子炉建屋応答解析

震度

代表比率

備考

1.77

原子炉建屋内設備の震度で評価する設備の代表比率として設定

大型機器連成解析

震度1.84

炉内構造物の震度で評価する設備の代表比率として設定

大型機器連成解析

せん断力，

荷重

モーメント，

3.24

炉内構造物の荷重で評価する設備の代表比率として設定

軸力
ばね反力

1.83

炉内構造物の荷重で評価する設備の代表比率として設定

グリット反力1.61

炉内構造物の荷重で評価する設備の代表比率として設定

原子炉建屋応答解析，大型機器連成解析3.15備の代表比率として設定

応答加速度

大型機器連成解析 相対変位

床応答スペクトルにて計算する設

1.72

燃料集合体のみ使用

添付 3.2.1.3-3−2−5

添付資料 3.2.1.3−3−3
機能損傷に対するフラジリティ評価で片方向の評価を採用する理由について

1.

はじめに
地震ＰＳＡ学会標準の解説 68「機器の損傷モードの例」において，「上下地震動によって損傷する可能性のある設備については，水平地震動と同様に
上下地震動による損傷にも注意して損傷モードを選定する必要がある。」と記載されている。
一方，「第 3.2.1.1−3 表

建屋・機器リストとフラジリティデータ」には，水平方向と鉛直方向の評価結果うち片方の評価結果を記載していることから，
本理由について以下に示す。

2.

水平方向と鉛直方向のうち，片方の評価結果を採用する理由
機能損傷に対するフラジリティ評価は，地震ＰＳＡ学会標準の記載に従い，
水平方向及び鉛直方向の耐震評価結果のうち，裕度の小さい方向の評価結果を用いて評価を行っている。事故シーケンス評価において機器をモデル化する際には，機器に対して１つのフラジリティの値を入力するため，水平方向及び鉛直方向の厳しい方向のフラジリティを選定して建屋・機器リストに記載している。
なお，「第 3.2.1.1−3 表

建屋・機器リストとフラジリティデータ」において，機能損傷を評価している機器に対しては，評価した方向を識別できるように，評価部位の列に「水平方向評価」と「鉛直方向評価」を記載した。

添付 3.2.1.3-3−3−1

添付資料 3.2.1.4−1
高圧炉心スプレイ系の相関の取扱いについて

1.

はじめに
高圧炉心スプレイ系の関連設備のうち，ケーブルトレイ（区分Ⅲ）及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系については，区分Ⅰ／Ⅱの同種設
備と完全相関を仮定している。この考え方を以下に示す。

2.

ケーブルトレイケーブルトレイ（電線管含む）のフラジリティは，ケーブルトレイを支えているサポート部を代表部位として評価している。ケーブルトレイのサポー
トは，区分Ⅰ／Ⅱ／Ⅲに関わらず構造がほぼ同じであり，フラジリティ評価
における機器の耐力がほぼ同じであること，また，ケーブルトレイは原子炉
建屋内の広範囲に渡り張り巡らされており，同一フロア（建屋応答が同じフロア（図 1））内に区分Ⅰ／Ⅱ／Ⅲのケーブルトレイが設置されていることから，設置場所の応答が同じであることを踏まえ，完全相関を仮定した。

3.

高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系
ＤＧＳＷ関連機器とＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ関連機器は，ポンプや電動機の構造がほぼ同じであり，フラジリティ評価における機器の耐力がほぼ同じであること，また，設置場所も海水ポンプ室の同一高さに設置されており設置床面の応答が同じであることから，完全相関を仮定した。逆止弁やストレーナ，
配管についても同様の考えを適用している。海水ポンプ室内におけるポンプの配置を図 2 及び図 3 に示す。

添付 3.2.1.4−1−1

添付 3.2.1.4−1−2：ケーブルトレイ（区分Ⅰ）：ケーブルトレイ（区分Ⅱ）：ケーブルトレイ（区分Ⅲ）

ケーブルトレイの端部は上下階層に接続されている。
ケーブルトレイ（区分Ⅲ）はケ
ーブルトレイ（区分Ⅰ及びⅡ）の上部に設置されている。

原子炉建屋
EL.＋13.7m
ケーブル処理室

原子炉建屋
EL.＋13.7m
ケーブル処理室

図1

直流電源系ケーブルトレイ配置図

図2

海水ポンプ室平面図

ＤＧＳＷポンプ−Ｂ

ＡＳＷポンプ−Ａ

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷポンプ
ＡＳＷポンプ−Ｂ

図3

ＡＳＷポンプ−Ｃ
ＤＧＳＷポンプ−Ａ

海水ポンプ室断面図（Ａ−Ａ矢視）添付 3.2.1.4−1−3

3.2.2

津波ＰＲＡ

津波ＰＲＡは，一般社団法人日本原子力学会が発行した「原子力発電所に対する津波を起因とした確率論的リスク評価に関する実施基準：2011」（以下「津波ＰＲＡ学会標準」という。）を参考に評価を実施し，各実施項目については「ＰＲＡの説明における参照事項」（原子力規制庁 平成 25 年 9 月）の記
載事項への適合性を確認した。津波ＰＲＡの評価フローを第 3.2.2−1 図に示す。
なお，今回の津波ＰＲＡでは，津波単独の影響のみを評価しており，地震と津波等の重畳事象は対象としていない。

3.2.2.1(1)

対象プラントと事故シナリオ対象とするプラントの説明
ａ．機器・系統の配置及び形状・設備容量
津波ＰＲＡの実施に当たり，内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡにおいて収集した設計，運転・保守管理の情報に加え，耐津波設計やプラン
ト配置の特徴等を踏まえて，津波固有に考慮すべき関連情報を配置関連
設計図書等により収集・分析した。津波ＰＲＡで収集した情報及び情報源を第 3.2.2.1−1 表に示す。
収集したプラント情報に基づき，津波ＰＲＡの評価対象設備として，
内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡの評価対象とした設備のほか，耐津波設計としての設計基準対象施設である津波防護施設及び浸水防止設備を選定した。
プラントの設備配置の概略図を第 3.2.2.1−1 図に示す。また，津波防護施設及び浸水防止設備の概要を以下に示す。

3.2.2−1

(a)基準津波による遡上波が設計基準対象施設の設置された敷地に到達及び流入することを防止するために，発電所を取り囲む形で高さT.P.＋20m ※１ （敷地前面東側）〜T.P.＋18m（敷地側面北側・南側）の防潮堤を設置(b)

海と連接する取水路及び放水路等の経路並びに海水ポンプ室及び原子炉建屋への浸水の可能性がある経路（扉，開口部，貫通口等）
からの津波の流入を防止するため，浸水対策を実施

ｂ．プラントウォークダウン(a)プラントウォークダウンの実施手順
津波ＰＲＡでは，上記ａ．において第 3.2.2.1−1 表に示した情報をもとにシナリオを想定しているが，机上検討では確認が難しいプラン
ト情報の取得及び検討した事故シナリオの妥当性を確認するため，以下に示す観点からプラントウォークダウン実施要領書及びチェックシー ト を 作 成 し ， プ ラ ン ト ウ ォ ー ク ダ ウ ン を 実 施 し た 。（ 添 付 資 料
3.2.2.1−1）

(b)

ⅰ)

津波影響の確認ⅱ)

間接的被害の可能性の確認

プラントウォークダウン対象機器の選定
プラントウォークダウンの実施に当たっては，上記(a)に示した観点を考慮して，プラントウォークダウン対象機器の選定フローを作成し，以下に示す機器を調査対象として選定した。プラントウォークダウン※１

本資料中の T.P.と EL.の記載について
T.P.は Tokyo Peil の略で東京湾中等潮位（平均潮位）を示すもので，EL.は Elevation の略で地盤の標高を示すものである。EL.は T.P.±0m を基準としているため T.P.＝EL.となる。これらの資料中における記載は，原則，津波の水位等に関する数値には T.P.を使用し，地盤高さ等に関する数値には EL.を使用している。ただし，防潮堤高さなど津波の水位と比較する場合には，T.P.
で記載している。

3.2.2−2

対象機器の選定フローを第 3.2.2.1−2 図に示す。
ⅰ)

津波影響の確認
・津波が原子炉建屋の 1 階床面高さである EL.＋8.2m に到達した
場合，建屋内浸水が生じ，建屋内の機器が没水，被水により機能喪失するものと仮定している。このため，後述(2)ｃ．に示す
建屋・機器リスト（事故シナリオの明確化及び起因事象の分析
結果に基づき抽出した，津波防護施設，浸水防止設備，起因事
象を引き起こす設備及び起因事象を緩和する設備のリスト）に記載されているもののうち，原子炉建屋外の機器，原子炉建屋
外壁の貫通部等を調査対象とした。
・原子炉建屋内の機器を津波の影響から防護するため，建屋外壁（地下トレンチ取り合い部及び隣接する建屋境界含む。）は建屋
バウンダリとしての機能が要求される。このため，原子炉建屋の 1 階床面高さである EL.＋8.2m 以下の範囲に存在する建屋外
壁の貫通部等を調査対象とした。

ⅱ)

間接的被害の可能性の確認
・津波襲来時に屋外に設置されている機器の津波の波力による離脱，移動等に起因して生じる干渉及び衝突等の間接的な被害の影響を確認するため，漂流物となる可能性のある機器等を調査対象とした。

(c)

プラントウォークダウン結果
プラントウォークダウン用チェックシートに基づき，上記(b)で選定した機器を対象に調査を実施した。調査結果の例として，残留熱除去
系海水系ポンプを対象としたチェックシートを第 3.2.2.1−3 図に示す。また，プラントウォークダウン結果を第 3.2.2.1−2 表に示す。第3.2.2−33.2.2.1−2 表に示したとおり，プラントウォークダウンによって，津波ＰＲＡの評価上特に問題となる箇所は見当たらなかった。

ｃ．今回実施した津波ＰＲＡの前提条件等について
今回実施した津波ＰＲＡについて，主に留意すべき点について以下に示す。（添付資料 3.2.2.1−2）(a)

原子炉は，津波襲来前に地震により自動停止する可能性が高く，自動停止しない場合においても，地震発生から津波襲来までの時間余
裕の間に原子炉を手動停止することから，津波襲来時には原子炉は停止しているものとする。（添付資料 3.2.2.1−3）(b)

地震が安全上重要な設備に及ぼす影響は考慮せず，津波による影響のみを評価する。

(c)

起因事象に対する対応は，設計基準事故対象設備による対応を基本とし，これまでに整備したＡＭ策及び緊急安全対策並びに重大事故等対処設備については，期待しないものとする。

(d)

原子炉建屋の 1 階床面高さである EL.＋8.2m に津波が到達した場合
は，津波が建屋内に浸水し，建屋内の機器が没水，被水により機能喪失するものと仮定した。

(2)

津波により炉心損傷に至る事故シナリオと分析
ａ．事故シナリオの広範な分析・選定及び事故シナリオのスクリーニング
津波特有の事故シナリオを広範に分析・選定するため，津波ＰＲＡ学会標準を参考に，考慮すべき影響として以下に示す直接的影響及び間接的影響を抽出した。
(a)

直接的影響
3.2.2−4

(b)ⅰ)

浸水による設備の没水，被水

ⅱ)

津波波力，流体力，浮力

ⅲ)

海底砂移動

ⅳ)

引き波による水位低下

間接的影響
ⅰ)

洗掘

ⅱ)

漂流物の衝突ⅲ)

津波による高ストレスⅳ)

作業環境の悪化

その上で，直接的影響又は間接的影響ごとに，影響を受ける可能性のある設備と，考えられる事故シナリオを抽出した。津波による事故シナ
リオの抽出結果を第 3.2.2.1−3 表に示す。
なお，直接的影響のうち，海底砂移動及び引き波による水位低下，間接的影響のうち，津波による高ストレス及び作業環境の悪化については，
以下の理由から事故シナリオの対象外とした。
・海底砂移動海底砂移動に関して事故シナリオを検討するためには，取水口が閉塞する津波高さの評価結果が必要となるが，現状では定量的な評価をする手法が整備されていないことから，津波ＰＲＡ学会標準 ※２
に従い，今回の津波ＰＲＡにおいては評価の対象外とした。なお，
基準津波に伴う砂移動については評価を行っており，取水口の開口高さに比べて取水口前面における砂の堆積厚が小さいこと，最大堆※２「 炉心損傷に至るまでの事故進展が不明確，あるいは評価技術が十分でないと判断される事故シナ
リオについては，定量的なスクリーニングに比重をおいて判断せざるを得ないことに留意する。
スクリーニングで除外されない事故シナリオを，事故シーケンス評価の対象とするか，又は，留意事項として報告書等に記載する等，評価技術の成熟度を考慮した取扱いとする。」（津波ＰＲＡ
学会標準 6.2 項より抜粋）

3.2.2−5積量分布から取水口前面の砂の堆積は局所的であることから，閉塞することはないことを確認している。（添付資料 3.2.2.1−4）・引き波による水位低下
海水の潮位が低下して，海水を水源とするポンプ（非常用海水ポ
ンプ ※３ 及び常用海水ポンプ ※４ ）の取水障害が発生し，キャビテーシ
ョンでポンプが機能喪失することとなる。その後の事象進展は，押し波により非常用海水ポンプ又は常用海水ポンプが損傷して発生するシナリオと同じであり，新たな事故シーケンスを発生させるものではないため，対象外とした。（添付資料 3.2.2.1−5）
・津波による高ストレス緩和設備の操作失敗に係る人的過誤確率の評価において考慮する
ため対象外とした。
・作業環境の悪化
事象発生後の作業環境悪化を考慮しなければならない設備（可搬型設備等）には期待していないため，対象外とした。

ｂ．事故シナリオの明確化及び起因事象の分析
上記ａ．における事故シナリオの抽出結果に基づき，津波特有の原因
によって炉心損傷に至る事故シナリオを明確化するとともに，明確化した事故シナリオを対象に津波を起因として炉心損傷に至る起因事象を分析した。事故シナリオの明確化及び起因事象の分析結果を第 3.2.2.1−4
表及び第 3.2.2.1−4 図に示す。
また，抽出した起因事象のスクリーニングの過程を以下に示す。

※３ 残留熱除去系海水系ポンプ（ＲＨＲＳポンプ），非常用ディーゼル発電機用海水ポンプ（ＤＧＳＷポンプ），高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水ポンプ（ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷポンプ）※４ 循環水ポンプ，補機冷却系海水ポンプ

3.2.2−6○津波の遡上高さ：〜EL.＋8.2m
津波の敷地内浸水の影響等により海水ポンプ室への浸水が生じ，以下の事象が発生する。
循環水ポンプの機能喪失による「①復水器真空度喪失」
非常用海水ポンプの機能喪失による「②最終ヒートシンク喪失」
補機冷却系海水ポンプの機能喪失による「⑤タービン・サポー
ト系故障」
これらの事象は，海水ポンプ室への浸水に伴い同時に発生するが，津波襲来前に原子炉は既に停止しており，津波ＰＲＡの評価では①，⑤の事象に伴い機能喪失する給・復水系に期待していないことから，緩和設備の機能喪失の要因となる「最終ヒートシンク喪失」を想定して評価する。
○津波の遡上高さ： EL.＋8.2m〜
敷地内へ浸水した津波が EL.＋8.2m 以上の高さに到達した場合，上記の事象に加え，以下の事象が発生する。
変圧器機能喪失による外部電源喪失及び最終ヒートシンク喪失の重畳による「③全交流動力電源喪失」「④ 復水貯蔵タンクの機能喪失，燃料移送系機能喪失」
タービン建屋内機器機能喪失による「⑤タービン・サポート系
故障」「⑥原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒート
シンク喪失）」
これらの事象は，津波が EL.＋8.2m 以上の敷地高さまで到達する
ような場合に発生するが，津波ＰＲＡの評価では，原子炉建屋内浸水に伴う原子炉建屋内機器が機能喪失し，全交流動力電源喪失及び3.2.2−7

全緩和設備の機能喪失により直接的に炉心損傷に至る「原子炉建屋
内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒートシンク喪失）」を想定して評価する。
なお，防潮堤が損傷する場合，上記事象に加え，以下の事象が発生する。
・「⑦防潮堤損傷」
この事象は，津波による防潮堤の損傷により敷地内に多量の津波が流入することで，屋内外の施設が広範囲にわたり浸水し機能喪失する事象である。しかし，屋内外の津波による影響の程度の不確かさが大きく，どの程度の緩和設備に期待できるか厳密に特定することが困難であることから，他の事象と区別して「防潮堤損傷」を想定して評価する。
この結果，スクリーニングで除外されずに残った事故シナリオによる起因事象としては，「最終ヒートシンク喪失」，「原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒートシンク喪失）」及び「防潮堤損傷」の 3
事象が選定された。
また，「原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒートシンク喪失）」は，津波が原子炉建屋１階床面の高さである EL.＋8.2m に達した場合に建屋内浸水が生じるものとしている。
選定された起因事象の説明を以下に示す。
(a)

最終ヒートシンク喪失

ⅰ）

津波の敷地内浸水の影響（防潮堤越流），津波波力の影響（防潮堤及び防潮扉の損傷，放水路止水機能喪失，取水路止水機能喪失等）により，海水ポンプ室浸水が生じ，非常用海水ポンプの機能喪失による最終ヒートシンク喪失に至る。
3.2.2−8(b)原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒートシンク喪
失）ⅰ）

津波の敷地内浸水の影響（防潮堤越流），津波波力の影響（防潮堤及び防潮扉の損傷，放水路止水機能喪失，取水路止水機能喪失
並びに取水路止水機能喪失に引き続く原子炉建屋外壁部止水機能喪失）により，原子炉建屋内浸水が生じ，複数の緩和機能喪失
に至る。

ⅱ）

津波波力の影響，漂流物の衝突の影響（原子炉建屋損傷，排気筒損傷に引き続く原子炉建屋損傷）により，原子炉建屋内浸水が生じ，複数の緩和機能喪失に至る。

(c)

防潮堤損傷

ⅰ）

津波波力の影響（防潮堤及び防潮扉の損傷）により，防潮堤が大規模に損傷し，防潮堤損傷に至る。

ｃ．建屋・機器リストの作成
上記ｂ．における起因事象の分析結果に基づき，津波ＰＲＡの評価対象として，津波防護施設，浸水防止設備，起因事象を引き起こす設備及び起因事象を緩和する設備を選定して，建屋・機器リストを作成した。
建屋・機器リストを第 3.2.2.1−5 表に示す。
（添付資料 3.2.2.1−6，添付資料 3.2.2.1−7）

3.2.2.2(1)

確率論的津波ハザード

確率論的津波ハザード評価の方法
基準津波の年超過確率の算出に用いた確率論的津波ハザード評価については，津波ＰＲＡ学会標準，土木学会（2009，2011，2016），原子力安全基
3.2.2−9

盤機構（2014）（以下「ＪＮＥＳ（2014）」という。），地震調査研究推進本部（2012，2014）等を踏まえて実施した。また，2011 年東北地方太平洋沖地震の発生に伴い，当該地震の発生領域に蓄積していたひずみはほぼ解消
し，今後数百年オーダーの期間に，プレート境界部で 2011 年東北地方太平洋沖地震と同程度の規模のすべりの発生が起こる可能性は小さいことも考
慮した。

(2)

確率論的津波ハザード評価に当たっての主要な仮定
評価対象とする津波発生領域は，敷地に与える津波の影響が大きい日本
海溝沿いの海域とした。津波発生領域は，津波ＰＲＡ学会標準，土木学会（2009）等に示される領域を参考に，以下のように設定した。なお，三陸沖北部から房総沖の領域については，2011 年東北地方太平洋沖地震から得られた知見を踏まえ，プレート間地震と津波地震の連動型地震も考慮した。
ａ．プレート間地震と津波地震の連動型地震(茨城県沖〜房総沖)
ｂ．津波地震(ＪＴＴ)ｃ．海洋プレート内の正断層地震(ＪＴＮＲ)
なお，上記ａ．〜ｃ．以外の領域については，土木学会(2016)に示されるスクリーニング式により，年超過確率に与える影響が微小であることを確認したため，ロジックツリーに含めないこととした。
津波発生領域を第 3.2.2.2−1 図に，ロジックツリーを第 3.2.2.2−2 図，
第 3.2.2.2−3 図に示す。

(3)

確率論的津波ハザード評価結果
防潮堤前面における波源別のハザード曲線及びフラクタイルハザード曲
線をそれぞれ第 3.2.2.2−4 図，第 3.2.2.2−5 図に示す。
3.2.2−10なお，津波ＰＲＡの設置高さや事故シナリオを検討した結果，防潮堤を越流する津波によって発生する起因事象のみを評価対象とすることから，評価位置として防潮堤前面でのハザードを選定した。
3.2.2.3(1)

建屋・機器フラジリティ

評価対象と損傷モードの設定
3.2.2.1(2)ｂ．における起因事象の分析結果（第 3.2.2.1−4 図）及び
3.2.2.1(2)ｃ．で作成した建屋・機器リスト（第 3.2.2.1−4 表）に基づき，評価対象設備の考慮すべき影響（損傷モード）ごとにフラジリティを検討した。なお，事故シナリオのスクリーニングにおいて対象外とした，海底
砂移動及び引き波による水位低下については除外している。建屋・機器のフラジリティ評価結果を第 3.2.2.3−1 表に示す。（添付資料 3.2.2.3−1，
添付資料 3.2.2.3−2，添付資料 3.2.2.3−3）
評価対象設備のフラジリティ検討の結果，津波防護施設及び浸水防止設
備については波力を，また，起因事象を引き起こす設備及び起因事象を緩和する設備については没水，被水を津波による支配的な損傷モードとして
抽出した。

(2)

フラジリティ評価結果抽出した評価対象設備に対する波力，没水，被水の損傷モードについて
は，津波が評価対象設備を損傷又は評価対象設備に到達する津波高さに達した時点で，当該設備が確率 1.0 で損傷すると仮定し，フラジリティ曲線
は，第 3.2.2.3−1 図に示すステップ状とした。
上記を踏まえた建屋・機器のフラジリティ評価結果について，津波高さの区分ごとに整理した。

3.2.2−11ａ．非常用海水ポンプは，津波高さが防潮堤高さである T.P.＋20m を超えた時点で没水，被水により機能喪失する。
ｂ．原子炉建屋内機器は，津波高さが T.P.＋22m を超えた時点で原子炉建屋内浸水が生じ，没水，被水により機能喪失する。
（添付資料 3.2.2.3−4）ｃ．防潮堤は，津波高さが T.P.＋24m を超えた時点で損傷する。
（添付資料
3.2.2.3−2）

3.2.2.4(1)

事故シーケンス

起因事象
ａ．津波高さごとのシナリオ分類
津波高さに応じたプラントへの影響を識別するため，津波高さと敷地内浸水深の関係及び建屋・機器フラジリティを考慮し，プラントへの影
響が同等となる津波高さを分類した。分類した津波区分において発生する起因事象及び事故シナリオについて，第 3.2.2.4−1 表及び第 3.2.2.4−1 図に示す。また，以下に各区分の特徴を示す。
なお，津波高さ T.P.＋20m 以下の津波については，プラントへの影響がないため，津波を起因として炉心損傷に至る事故シーケンスはない。
(a)

津波区分１（津波高さ T.P.＋20m〜T.P.＋22m）
防潮堤位置における津波高さが T.P.+20m を超過する場合，津波が防潮堤を越流し，敷地内浸水が発生する。本津波区分では，ＲＨＲＳポンプ，ＤＧＳＷポンプ及びＨＰＣＳ−ＤＧＳＷポンプが没水，被水して，起因事象「最終ヒートシンク喪失」が発生する。

(b)

津波区分２（津波高さ T.P.＋22m〜T.P.＋24m）
防潮堤位置における津波高さが T.P.＋22m を超過する場合，防潮堤
3.2.2−12

を越流して敷地内の浸水した津波が原子炉建屋 1 階床面高さである EL.
＋8.2m まで到達し，原子炉建屋内への浸水が発生する。本津波区分では，防潮堤の健全性は維持されるものの，起因事象「原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒートシンク喪失）」が発生し，直接炉心損傷に至る。
(c)

津波区分３（津波高さ T.P.＋24m〜）
防潮堤位置における津波高さが T.P.＋24m を超過する場合，防潮堤の損傷に伴い多量の海水が敷地内及び原子炉建屋内に浸水する。防潮堤の損傷の有無によりプラントの状況は大きく変化すると考えられることから，本津波区分では，防潮堤耐力を超える津波高さを対象としており，起因事象「防潮堤損傷」の発生により，直接炉心損傷に至る。

ｂ．階層イベントツリーについて選定した起因事象及び津波区分をもとに，津波により発生する起因事
象の影響の大きさを考慮することで階層イベントツリーを作成し，評価を行った。
津波ＰＲＡの階層イベントツリーを第 3.2.2.4−2 図に示す。階層イベ
ントツリーの各ヘディング及び分岐構造に関する考え方は以下のとおり
である。
(a)

防潮堤損傷
津波波力による防潮堤損傷の有無を分岐として設定した。津波波力により防潮堤が損傷し，多量の津波が敷地内に浸水することで，屋内外の施設が広範囲にわたり機能喪失する。防潮堤が損傷した場合，津波の影響の程度を特定することが困難であるため，防潮堤の損傷の有無で事故シーケンスを分類することとした。本事象の発生により，屋
3.2.2−13

内外の施設が広範囲にわたり喪失するため，イベントツリー上では防潮堤損傷後のヘディングの分岐は設けず，直接炉心損傷に至るものとした。
(b)

原子炉建屋内浸水
防潮堤が健全な場合における，防潮堤を越流した津波による原子炉
建屋への浸水の有無を分岐として設定した。津波ＰＲＡでは，原子炉建屋外壁扉及び建屋内の止水対策に期待していないため，津波が原子
炉建屋 1 階床面高さである EL.＋8.2m に到達した時点で建屋内への浸水が発生し，建屋内の複数の緩和機能が喪失すると仮定している。このため，イベントツリー上では原子炉建屋内浸水後のヘディングの分岐は設けず，直接炉心損傷に至るものとした。

(c)

最終ヒートシンク喪失
防潮堤を越流した津波による非常用海水ポンプの機能喪失の有無を分岐として設定した。

(2)

成功基準
炉心損傷防止の成功基準は，内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡと津波

ＰＲＡで相違ないため，内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡで設定した成功基準を用いることができる。ただし，津波襲来までに原子炉は停止していることから，原子炉停止機能については評価対象とはせず考慮しない。
使命時間については，内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡと同様に 24時間とし，機器や外部電源の復旧には期待していない。

(3)

事故シーケンス
津波により発生する起因事象「最終ヒートシンク喪失」のイベントツリ
3.2.2−14

ーを第 3.2.2.4−3 図に示す。「最終ヒートシンク喪失」については，いずれのシーケンスも炉心損傷に至るが，高圧炉心冷却系であるＲＣＩＣの成否により事故シーケンスが異なるため，圧力バウンダリ健全性（逃がし安全弁再閉鎖）及び高圧炉心冷却をヘディングとしてイベントツリーを展開している。なお，圧力バウンダリ健全性（逃がし安全弁再閉鎖）のヘディ
ングについては，逃がし安全弁再閉鎖失敗によりＲＣＩＣの駆動蒸気が喪失し，ＲＣＩＣが機能喪失することを考慮して設定したものである。

(4)システム信頼性解析
システムの非信頼度は，内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡと同様の評価を用いた。

(5)

人的過誤
ａ．起因事象発生前の人的過誤
事象発生前における設備の試験・保守作業終了後の復旧忘れ等であり，津波による影響を考慮する必要がないため，内部事象出力運転時レベル
１ＰＲＡと同様の評価を用いた。

ｂ．起因事象発生後の人的過誤
事象発生後における対応操作に対する過誤であり，内部事象出力運転
時レベル１ＰＲＡと同様の対応操作の過誤を想定している。ただし，過誤確率の評価においては，津波襲来後に対応する作業であることを考慮
し，内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡと比較して高いストレスレベルを仮定した。起因事象発生後の人的過誤確率を第 3.2.2.4−2 表に示す。

3.2.2−15(6)炉心損傷頻度
ａ．炉心損傷頻度の算出に用いた方法
津波ＰＲＡでは，計算コード RiskSpectrum PSA を用いて，フォールト
ツリー結合法により事故シーケンスを定量化し，炉心損傷頻度を算出した。

ｂ．炉心損傷頻度評価結果
上記のとおりの手順で定量化を行った結果，津波の影響による全炉心損
傷頻度（点推定値）は 4.3E-06／炉年となった。津波区分ごとの評価結果
及び全炉心損傷頻度に対する寄与割合を第 3.2.2.4−3 表及び第 3.2.2.4−4 図に示す。津波区分別の結果では，津波区分 1（津波高さ T.P.＋20m〜T.P.＋22m）の炉心損傷頻度が最も高く約 75％を占め，次いで津波区分２（津波高さ T.P.＋22m〜T.P.＋24m）が約 18％，津波区分３（津波高さ T.P.＋24m〜）が約 8％となった。
また，事故シーケンスごとの炉心損傷頻度及び全炉心損傷頻度に対する寄与割合を第 3.2.2.4−4 表及び第 3.2.2.4−5 図に示す。事故シーケ
ンスごとの炉心損傷頻度は「最終ヒートシンク喪失（蓄電池枯渇後ＲＣ
ＩＣ停止）」の寄与割合が約 74％と最も大きく，次いで「原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒートシンク喪失）」の寄与割合が約 18％，「防潮堤損傷」の寄与割合が約 8％となった。

ｃ．重要度解析，不確実さ解析，感度解析
(a)

重要度解析
津波ＰＲＡの重要度解析については，評価対象となる津波高さ以上（T.P.＋20m〜）では，必ず炉心損傷に至るため，重要度解析を実施し3.2.2−16ても有用な情報は得られないと判断し，実施していない。
(b)

不確実さ解析
確率論的津波ハザードの不確かさを考慮し，不確実さ解析を実施した。不確実さ解析の結果を第 3.2.2.4−6 図に示す。全炉心損傷頻度の平均値は 4.3E-06／炉年となり，点推定値と同値となった。また，T.P.
＋20m を超える津波高さでは，確率論的津波ハザードの不確かさが非常に大きいものとなっている。

(c)

感度解析
ベースケースでは地震による直接的影響がないものとして評価しているが，大規模な地震時には地震耐力の小さい外部電源設備が損傷している可能性があることから，津波襲来前に地震により外部電源が喪失すると仮定した感度解析を実施した。（添付資料 3.2.2.4−1）
感度解析結果を第 3.2.2.4−5 表及び第 3.2.2.4−7 図に示す。評価対象となる津波高さ（T.P.＋20m〜）では「最終ヒートシンク喪失」が発生
し，崩壊熱除去機能喪失により必ず炉心損傷に至るため，全炉心損傷
頻度は変わらない。一方，事故シーケンスごとの評価結果については，
地震による外部電源喪失を仮定したことにより津波区分１（津波高さ
T.P.＋20m〜T.P.＋22m）の範囲における，「外部電源喪失＋最終ヒート
シンク喪失（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）」の事故シーケンスが全炉心損傷頻度の約 74％を占め,支配的となった。

ｄ．まとめ
東海第二発電所の津波ＰＲＡを実施した結果，全炉心損傷頻度の点推定値は，4.3E-06／炉年となった。事故シーケンスとしては，「最終ヒートシンク喪失」が発生し，崩壊熱除去機能喪失により炉心損傷に至るシ
3.2.2−17

ーケンス「最終ヒートシンク喪失（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）」が最も寄与割合が多く，次いで津波が原子炉建屋内に浸水し，「原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒートシンク喪失）」により炉心損傷に至るシーケンスの寄与割合が大きくなった。
また，感度解析として地震により外部電源が喪失していると仮定した場合の評価を行った。その結果，外部電源の有無の違いはあるものの，各事故シーケンスの炉心損傷頻度及び全炉心損傷頻度は変わらないことを確認した。
なお，海底砂移動による海水取水機能障害の影響については，事故シナリオの検討で現時点では評価技術が十分でないことから評価対象外としているが，リスク要因となり得ることに留意する必要がある。

3.2.2−18

第 3.2.2.1− 1 表
項目

3.2.2−19※

ＰＲＡ評価作業

津波ＰＲＡで収集した情報及び主な情報源
収集すべき情報

主な情報源

１

対象プラントと事故シナリオ

・津 波 Ｐ Ｒ Ａ の 実 施 に 当 た り 必 要 と さ れ る
設計・運転管理に関する基本的な情報・内部事象出力運転時レベル１ＰＲ
Ａで収集した図書（原子炉設置許可申請書，工事計画認可申請書，保安規定等）
・津波固有に考慮すべき関連図書（配管施工図，据付図，外形図，
配 置 図 ，原 子 炉 建 屋 一 般 配 置 図 等 ）・プラントウォークダウン報告書

２

確率論的津波ハザード

・評 価 対 象 サ イ ト に 影 響 を 与 え 得 る 津 波 を発生させる地震発生様式に関する情報

・下記の参考文献※

３

建屋・機器フラジリティ

・プラント固有の建屋・機器の耐力評価及び応答評価に関する情報
・浸水解析結果

・上記項目１の情報源

４

事故シー
ケンス

a) 事 故 シ ナ リ オ 及 び 起 因 事
象の分析・津 波 時 に 想 定 さ れ る プ ラ ン ト 状 態 で の 必
要な情報・上記項目１の情報源

b)事 故 シ ー ケ ン ス の 分 析
・成功基準の設定
・イベントツリーの作成

・安全系等のシステム使用条件
・システムの現実的な性能
・運転員による緩和操作

・上記項目１の情報源
・既往のＰＲＡ情報

c)シ ス テ ム の モ デ ル 化

・評 価 対 象 プ ラ ン ト に 即 し た 機 器 故 障 モ ード，運転状態d)事 故 シ ー ケ ン ス の 定 量 化

・評価結果の妥当性を確認できる情報

・ 土 木 学 会 原 子 力 土 木 委 員 会 津 波 評 価 部 会 (2 002）： 原 子 力 発 電 所 の 津 波 評 価 技 術
・ 土 木 学 会 原 子 力 土 木 委 員 会 津 波 評 価 部 会 (2 009)： 確 率 論 的 津 波 ハ ザ ー ド 解 析 の 方 法 （ 案 ）・ 土 木 学 会 原 子 力 土 木 委 員 会 津 波 評 価 部 会 (2 011)： 確 率 論 的 津 波 ハ ザ ー ド 解 析 の 方 法・ 原 子 力 安 全 基 盤 機 構 (2 014) ： 確 率 論 的 手 法 に 基 づ く 基 準 津 波 策 定 手 引 き・ 地 震 調 査 研 究 推 進 本 部 地 震 調 査 委 員 会 (2012 ）： 三 陸 沖 か ら 房 総 沖 に か け て の 地 震 活 動 の 長 期 評 価 （ 第 二 版 ） に つ い て・ 地 震 調 査 研 究 推 進 本 部 地 震 調 査 委 員 会 (2014 ）： 全 国 地 震 動 予 測 地 図 2014 年 版 〜 全 国 の 地 震 動 ハ ザ ー ド を 概 観 し て 〜 付 録 １

第 3.2.2.1− 2 表プラントウォークダウン結果
間接的な被害の可能性の確認

津波影響の確認

機器名称等※１

No.

１

残留熱除去系海水系※３

対象機器の図面（配置図・構造図等）との相違※２
図 面 か ら 想 定 し
対 象 建 屋 貫 通 部
た 設 置 高 さ（ フ ロが，図面等から想ア ）と 相 違 無 い か定した状況（貫通損 傷 部 位 の 高 さ
孔の有無，水密化
よ り 低 い 位 置 に処理の有無，設置
損 傷 要 因 と な る高さ）と相違無い部位は無いかか

屋外の構築物，機器の波力に対する耐力の低減要因の確認（周辺環境含む）※２
基 礎 ボ ル ト（ 又 は 設
海水ポンプ室開口
置 面 溶 接 部 ）及 び 支
対象 機器 周辺 の配部・貫通部及び原持 構 造 物 に 外 観 上
管に 外観 上の 異常
子炉建屋貫通部のの 異 常（ 腐 食 ・ 亀 裂
開口部・貫通部の（ 腐 食 ・ 亀 裂 等 ）は
等 ）は な い か（ ボ ル
無いか
止水状態に外観上
ト の 場 合 は 締 め 付の異常はないかけについても確認）

津波襲来時に建物外部にある設備の津波による離脱，
移動等に起因して生じる干渉及び衝突の間接的な被害の可能性はないか

総合評価

Ｙ

Ｎ／Ａ

Ｙ

Ｙ

Ｎ／Ａ

Ｎ／Ａ※６

問題なし

Ｙ

Ｎ／Ａ

Ｙ

Ｙ

Ｎ／Ａ

Ｎ／Ａ※６

問題なし

Ｙ

Ｎ／Ａ

Ｙ

Ｙ

Ｎ／Ａ

Ｎ／Ａ※６

問題なし

Ｙ

Ｎ／Ａ

Ｙ

Ｙ

Ｎ／Ａ

Ｎ／Ａ※６

問題なし

Ｎ／Ａ

Ｎ／Ａ

※ ６

問題なし

※ ７

問題なし

非 常 用 デ ィ ー ゼ ル発 電 機 用
２海水系※２高 圧 炉 心 ス プ レ イ系 デ ィ ー

３

3.2.2−20４５
６

ゼル発電機用海水系※３
循環水ポンプ
補機冷却系海水ポンプ
海水ポンプ室開口部・貫通部

Ｙ

Ｎ／Ａ

Ｙ

Ｙ

Ｎ／Ａ

Ｙ

Ｎ／Ａ

Ｎ／Ａ

Ｙ

Ｎ／Ａ

Ｎ／Ａ

Ｙ

Ｎ／Ａ

Ｎ／Ａ

Ｙ

Ｎ／Ａ※７

問題なし

Ｙ

Ｎ／Ａ

Ｎ／Ａ※５

Ｎ／Ａ※５

Ｎ／Ａ

Ｎ／Ａ※８

問題なし

Ｎ／Ａ

Ｎ／Ａ

※ ５

Ｎ／Ａ

※ ５

Ｎ／Ａ

Ｎ／Ａ

※ ８

問題なし

Ｎ／Ａ

※ ５

Ｎ／Ａ

※ ５

Ｎ／Ａ

※ ８

問題なし

Ｎ／Ａ

※ ５

Ｎ／Ａ

※ ５

Ｎ／Ａ

※ ８

問題なし

原 子 炉 建 屋 外 壁 貫 通 部（ 原 子
７
８
９
10
11

炉建屋，タービン建屋）※４
起動変圧器，予備変圧器
復水貯蔵タンク
燃料移送系
排気筒

Ｙ
Ｙ
Ｙ

Ｎ／Ａ
Ｎ／Ａ

Ｎ／Ａ
Ｎ／Ａ

【凡例】Ｙ：ＹＥＳ
Ｎ：ＮＯ
Ｕ：調査不可Ｎ／Ａ：対象外※ 1 第 3.2.2.1− 2 図 の プ ラ ン ト ウ ォ ー ク ダ ウ ン 対 象 機 器 の 選 定 フ ロ ー に よ り 抽 出 さ れ る 新 規 設 置 設 備（ 防 潮 堤 ，防 潮 扉 及 び 放 水 路 止 水 対 策 ）は ，プ ラ ン ト ウ ォ ー ク ダ
ウンの対象外とする。
※ 2 津 波 が ， 原 子 炉 建 屋 １ 階 床 面 高 さ で あ る EL.＋ 8.2m に 到 達 し た 時 点 で ， 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ ， 建 屋 内 の 機 器 が 没 水 ， 被 水 に よ り 機 能 喪 失 す る と 仮 定 し て い る
た め ， 高 さ EL.＋ 8.2m ま で の 範 囲 に つ い て 確 認 し た 。
※3 海水ポンプ及び海水ポンプ室内の関連機器を含む。
※4 地下トレンチ取り合い部及び隣接する建屋境界含む。
※ 5 津 波 が ， EL.＋ 8.2m に 到 達 し た 時 点 で ， 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ ， 建 屋 内 の 機 器 が 没 水 ， 被 水 に よ り 機 能 喪 失 す る た め 調 査 対 象 外 と し た 。
※6 漂流物の衝突等による間接的な被害が生じる前に，没水，被水により当該機器は機能喪失するため調査対象外とした。
※7 漂流物の衝突等による間接的な被害が生じる可能性がないため，調査対象外とした。
※8 漂流物の衝突等による間接的な被害が生じる前に，原子炉建屋内浸水が生じ，建屋内機器の没水，被水により機能喪失するため，調査対象外とした。

第 3.2.2.1− 3 表
津波の
影響
直接的

影響の
種類
1. 浸 水 に
よ る 設
備 の 没
水 ， 被
水

建屋・構築物，機器・配管系への影響
設備の動的機能喪失
電気設備の発電／送電機能喪失

津 波 に よ る 事 故 シ ナ リ オ の 抽 出 結 果 （ 1／ 5）

影響を受ける可能性のある設備(1 ) 循 環 水 ポ ン プ(2 ) 補 機 冷 却 系 海
水ポンプ(3 ) 非 常 用 海 水 系※１

3.2.2−21(4 ) 起 動 変 圧 器 ，
予備変圧器(5 ) 燃 料 移 送 ポ ンプ(6 ) タ ー ビ ン 建 屋
内機器

2. 津 波 波
力 ， 流
体 力 ，
浮力

建 屋 ・構 築 物 ，機 器 の構造的損傷(7 ) 原 子 炉 建 屋 内
機器(8 ) 防 潮 堤 及 び 防
潮扉(9 ) 放 水 路 止 水 対策（構内排水路止水対策含む）※1

考えられるシナリオ① 津 波 の 防 潮 堤 越 流 に よ り 海 水 ポ ン プ 室 浸 水 が 生 じ ，循 環 水 ポ ン
プの機能喪失による復水器真空度喪失が発生する。
① 津 波 の 防 潮 堤 越 流 に よ り 海 水 ポ ン プ 室 浸 水 が 生 じ ，補 機 冷 却 系
海 水 ポ ン プ の 機 能 喪 失 に よ る タ ー ビ ン・サ ポ ー ト 系 故 障 が 発 生する。
① 津 波 の 防 潮 堤 越 流 に よ り 海 水 ポ ン プ 室 浸 水 が 生 じ ，非 常 用 海 水
ポンプの機能喪失による最終ヒートシンク喪失が発生する。
① 津 波 の 防 潮 堤 越 流 に よ り 敷 地 内 浸 水 が 生 じ ，起 動 変 圧 器 及 び 予
備変圧器の機能喪失による外部電源喪失が発生する。
① 津 波 の 防 潮 堤 越 流 に よ り 敷 地 内 浸 水 が 生 じ ，燃 料 移 送 ポ ン プ の機能喪失による燃料移送系機能喪失が発生する。
① 津 波 の 防 潮 堤 越 流 に よ り タ ー ビ ン 建 屋 内 浸 水 が 生 じ ，タ ー ビ ン
建 屋 内 機 器 の 機 能 喪 失 に よ る タ ー ビ ン・サ ポ ー ト 系 故 障 が 発 生する。
① 津 波 の 防 潮 堤 越 流 に よ り 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ ，複 数 の 緩 和系機器の機能喪失が発生する。
①津波波力により防潮堤及び防潮扉が損傷する。
② ① に よ り 海 水 ポ ン プ 室 浸 水 ，タ ー ビ ン 建 屋 内 浸 水 及 び 原 子 炉 建
屋 内 浸 水 が 生 じ る 。そ の 後 の シ ナ リ オ は ，１ ．浸 水 に よ る 設 備の没水，被水と同じ。
③ 津 波 波 力 に よ り 防 潮 堤 が 損 傷 し ，敷 地 内 に 多 量 の 津 波 が 流 入 す
る こ と で ，屋 外 内 の 施 設 が 広 範 囲 に わ た り 浸 水 し 機 能 喪 失 す る
防潮堤損傷が発生する。
①津波波力により放水路止水機能が喪失する。
② ① に よ り 海 水 ポ ン プ 室 浸 水 ，敷 地 浸 水 ，タ ー ビ ン 建 屋 内 浸 水 及
び 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ る 。そ の 後 の シ ナ リ オ は ，１ ．浸 水による設備の没水，被水と同じ。

非 常 用 海 水 系 と は ， 残 留 熱 除 去 系 海 水 系 ポ ン プ （ Ｒ Ｈ Ｒ Ｓ ポ ン プ ）， 非 常 用 デ ィ ー ゼ ル 発 電 機 用 海 水 ポ ン プ （ Ｄ Ｇ Ｓ Ｗ ポ ン プ ）， 高 圧 炉
心スプレイ系ディーゼル発電機用海水ポンプ（ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷポンプ）及び海水ポンプ室内の関連機器を含む。以下，同じ。

第 3.2.2.1− 3 表
津波の
影響
直接的

影響の
建屋・構築物，機器
種類
・配管系への影響
2. 津 波 波 建 屋 ・ 構 築 物 ， 機 器 ・力 ， 流 配管系の構造的損傷
体 力 ， （つづき）
浮力
（つづき）

津 波 に よ る 事 故 シ ナ リ オ の 抽 出 結 果 （ 2／ 5）

影響を受ける可能性のある設備(1 0 ) 取 水 路 止 水
対 策（ 海 水 取
水 ピ ッ ト 止
水対策含む）(1 1 ) 原 子 炉 建 屋
外 壁 部 止 水対策

3.2.2−22(1 2 )起 動 変 圧 器 ，
予備変圧器(1 3 ) 復 水 貯 蔵 タ
ンク(1 4 )燃 料 移 送 系※２(1 5 ) タ ー ビ ン 建
屋(1 6 )原 子 炉 建 屋※2考えられるシナリオ①津波波力により取水路止水機能が喪失する。
② ① に よ り 海 水 ポ ン プ 室 浸 水 ，敷 地 浸 水 ，タ ー ビ ン 建 屋 内 浸 水 及
び 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ る 。そ の 後 の シ ナ リ オ は ，１ ．浸 水による設備の没水，被水と同じ。
① 津 波 波 力 に よ り 取 水 路 止 水 機 能 が 喪 失 し ，引 き 続 き 原 子 炉 建 屋
外壁部止水対策の機能が喪失する。
② ① に よ り 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ る 。そ の 後 の シ ナ リ オ は ，１ ．
浸 水 に よ る 設 備 の 没 水 ， 被 水 の (7 ) 原 子 炉 建 屋 内 機 器 と 同 じ 。
①津波波力により起動変圧器及び予備変圧器が損傷する。
②①により，変圧器機能喪失が生じ，外部電源喪失が発生する。
①津波波力により復水貯蔵タンクが損傷する。
② ① に よ り ，復 水 貯 蔵 タ ン ク 機 能 喪 失 が 生 じ ，こ れ を 水 源 と す る
機器の機能喪失が発生する。
①津波波力により燃料移送ポンプが損傷する。
② ① に よ り ，燃 料 移 送 系 機 能 喪 失 が 生 じ ，非 常 用 デ ィ ー ゼ ル 発 電機の機能喪失が発生する。
①津波波力によりタービン建屋が損傷する。
②①によりタービン建屋内浸水が生じる。その後のシナリオは，
１ ． 浸 水 に よ る 設 備 の 没 水 ， 被 水 の (6)タ ー ビ ン 建 屋 内 機 器 と同じ。
①津波波力により原子炉建屋が損傷する。
② ① に よ り 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ る 。そ の 後 の シ ナ リ オ は ，１ ．
浸 水 に よ る 設 備 の 没 水 ， 被 水 の (7 ) 原 子 炉 建 屋 内 機 器 と 同 じ 。

燃料移送系とは，燃料移送ポンプ及び関連設備を含む。以下，同じ。

第 3.2.2.1− 3 表
津波の
影響
直接的

津 波 に よ る 事 故 シ ナ リ オ の 抽 出 結 果 （ 3／ 5）

3.2.2−23

影響の建屋・構築物，機器
種類
・配管系への影響
2. 津 波 波 建 屋 ・ 構 築 物 ， 機 器 ・力 ， 流 配管系の構造的損傷
体 力 ，
（つづき）
浮力
（つづき）

影響を受ける可能性のある設備(1 7 )排 気 筒

3. 海 底 砂移動※３

海水取水設備の機能喪失

4. 引 き 波
に よ る
水 位 低
下※４

海水取水設備の機能喪失(1 8 ) 循 環 水 ポ ン
プ(1 9 ) 補 機 冷 却 系
海水ポンプ(2 0 ) 非 常 用 海 水
ポンプ(2 1 ) 循 環 水 ポ ンプ(2 2 ) 補 機 冷 却 系
海水ポンプ(2 3 ) 非 常 用 海 水
ポンプ

考えられるシナリオ①津波波力により排気筒が損傷する。
②①によりタービン建屋が損傷し，タービン建屋内浸水が生じる 。そ の 後 の シ ナ リ オ は ，１ ．浸 水 に よ る 設 備 の 没 水 ，被 水 の(6 ) タ ー ビ ン 建 屋 内 機 器 と 同 じ 。
③ ① に よ り 原 子 炉 建 屋 が 損 傷 し ，原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ る 。その 後 の シ ナ リ オ は ， １ ． 浸 水 に よ る 設 備 の 没 水 ， 被 水 の ( 7) 原
子炉建屋内機器と同じ。
① 海 底 砂 移 動 に よ り 海 水 取 水 機 能 障 害 が 生 じ ，循 環 水 ポ ン プ の 機
能喪失による復水器真空度喪失が発生する。
① 海 底 砂 移 動 に よ り 海 水 取 水 機 能 障 害 が 生 じ ，補 機 冷 却 系 海 水 ポ
ンプの機能喪失によるタービン・サポート系故障が発生する。
① 海 底 砂 移 動 に よ る 海 水 取 水 機 能 障 害 が 生 じ ，非 常 用 海 水 ポ ン プの機能喪失による最終ヒートシンク喪失が発生する。
① 引 き 波 に よ る 水 位 低 下 に よ り 海 水 取 水 機 能 障 害 が 生 じ ，循 環 水
ポンプの機能喪失による復水器真空度喪失が発生する。
① 引 き 波 に よ る 水 位 低 下 に よ り 海 水 取 水 機 能 障 害 が 生 じ ，補 機 冷却 系 海 水 ポ ン プ の 機 能 喪 失 に よ る タ ー ビ ン・サ ポ ー ト 系 故 障 が発生する。
① 引 き 波 に よ る 水 位 低 下 に よ り 海 水 取 水 機 能 障 害 が 生 じ ，非 常 用
海水ポンプの機能喪失による最終ヒートシンク喪失が発生する。

※3

海底砂移動は，現時点では評価技術が十分でないため，津波ＰＲＡ学会標準に従い，今回の津波ＰＲＡにおいては評価の対象外とした。

※4

引 き 波 に よ る 水 位 低 下 は ，押 し 波 に よ り 非 常 用 海 水 ポ ン プ 又 は 常 用 海 水 ポ ン プ が 損 傷 し て 発 生 す る シ ナ リ オ と 同 じ で あ り ，新 た な 事 故 シーケンスを発生させるものではないため，対象外とした。

第 3.2.2.1− 3 表
津波の
影響
間接的

津 波 に よ る 事 故 シ ナ リ オ の 抽 出 結 果 （ 4／ 5）

影響の種類
5. 洗 掘建屋・構築物，機器・配管系への影響
建 屋 ・構 築 物 ，機 器 ・配管系の構造的損傷

影響を受ける可能性のある設備(2 4 ) 防 潮 堤 及 び
防潮扉

6. 漂 流 物の衝突

建 屋 ・ 構 築 物 ，機 器 ・配管系の構造的損傷(2 5 )防 潮 堤 ・ 防 潮
扉

3.2.2−24(2 6 )起 動 変 圧 器 ，
予備変圧器(2 7 ) 復 水 貯 蔵 タ
ンク(2 8 )燃 料 移 送 系※２(2 9 ) タ ー ビ ン 建
屋(3 0 )原 子 炉 建 屋考えられるシナリオ①洗掘により防潮堤・防潮扉が損傷する。
② ① に よ り 海 水 ポ ン プ 室 浸 水 ，タ ー ビ ン 建 屋 内 浸 水 及 び 原 子 炉 建
屋 内 浸 水 が 生 じ る 。そ の 後 の シ ナ リ オ は ，１ ．浸 水 に よ る 設 備の没水，被水と同じ。
③ 洗 掘 に よ り 防 潮 堤 が 損 傷 し ，敷 地 内 に 多 量 の 津 波 が 流 入 す る こと で ，屋 外 内 の 施 設 が 広 範 囲 に わ た り 浸 水 し 機 能 喪 失 す る 防 潮
堤損傷が発生する。
①漂流物の衝突により防潮堤・防潮扉が損傷する。
② ① に よ り 海 水 ポ ン プ 室 浸 水 ，タ ー ビ ン 建 屋 内 浸 水 及 び 原 子 炉 建
屋 内 浸 水 が 生 じ る 。そ の 後 の シ ナ リ オ は ，１ ．浸 水 に よ る 設 備の没水，被水と同じ。
③ 漂 流 物 の 衝 突 に よ り 防 潮 堤 が 損 傷 し ，敷 地 内 に 多 量 の 津 波 が 流
入 す る こ と で ，屋 外 内 の 施 設 が 広 範 囲 に わ た り 浸 水 し 機 能 喪 失する防潮堤損傷が発生する。
①漂流物の衝突により起動変圧器及び予備変圧器が損傷する。
②①により，変圧器機能喪失が生じ，外部電源喪失が発生する。
①津波波力により復水貯蔵タンクが損傷する。
② ① に よ り ，復 水 貯 蔵 タ ン ク 機 能 喪 失 が 生 じ ，こ れ を 水 源 と す る
機器の機能喪失が発生する。
①漂流物の衝突により燃料移送ポンプが損傷する。
② ① に よ り ，燃 料 移 送 系 機 能 喪 失 が 生 じ ，非 常 用 デ ィ ー ゼ ル 発 電機の機能喪失が発生する。
①漂流物の衝突によりタービン建屋が損傷する。
②①によりタービン建屋内浸水が生じる。その後のシナリオは，
１ ． 浸 水 に よ る 設 備 の 没 水 ， 被 水 の (6)タ ー ビ ン 建 屋 内 機 器 と同じ。
①漂流物の衝突により原子炉建屋が損傷する。
② ① に よ り 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ る 。そ の 後 の シ ナ リ オ は ，１ ．
浸 水 に よ る 設 備 の 没 水 ， 被 水 の (7 ) 原 子 炉 建 屋 内 機 器 と 同 じ 。

第 3.2.2.1− 3 表
津波の
影響
間接的

影響の
建屋・構築物，機器
種類
・配管系への影響
6. 漂 流 物 建 屋 ・ 構 築 物 ， 機 器 ・の衝突
配管系の構造的損傷（つづき） （つづき）

3.2.2−25

7. 津 波 に
よ る 高
ス ト レ
ス
8. 作 業 環
境 の 悪化

津 波 に よ る 事 故 シ ナ リ オ の 抽 出 結 果 （ 5／ 5）

影響を受ける可能性のある設備(3 1 )排 気 筒

運転員等の操作失敗−

運転員等の回復操作
失敗−考えられるシナリオ①漂流物の衝突により排気筒が損傷する。
②①によりタービン建屋が損傷し，タービン建屋内浸水が生じる 。そ の 後 の シ ナ リ オ は ，１ ．浸 水 に よ る 設 備 の 没 水 ，被 水 の(6 ) タ ー ビ ン 建 屋 内 機 器 と 同 じ 。
③ ① に よ り 原 子 炉 建 屋 が 損 傷 し ，原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ る 。その 後 の シ ナ リ オ は ， １ ． 浸 水 に よ る 設 備 の 没 水 ， 被 水 の ( 7) 原
子炉建屋内機器と同じ。
① 津 波 に よ る 高 ス ト レ ス は ，緩 和 設 備 の 操 作 失 敗 に 係 る 人 的 過 誤確率の評価において考慮するため，シナリオから除外する。

① 事 象 発 生 後 の 作 業 環 境 悪 化 を 考 慮 し な け れ ば な ら な い 設 備（ 可
搬 型 設 備 等 ）に つ い て は 期 待 し て い な い た め ，シ ナ リ オ か ら 除外する。

第 3.2.2.1− 4 表
津波の遡上高さ

津波による影響を受ける建屋・機器及び発生する起因事象

循環水ポンプ〜 EL. ＋ 8 .2m

起因事象※

津波による影響を受ける建屋・機器

非常用海水ポンプ（ Ｒ Ｈ Ｒ Ｓ ，Ｄ Ｇ Ｓ Ｗ ，Ｈ Ｐ Ｃ Ｓ − Ｄ Ｇ Ｓ Ｗ ）補機冷却系海水ポンプ（① 復水器真空度喪失）② 最終ヒートシンク喪失（⑤ タービン・サポート系喪失）（① 復水器真空度喪失）（② 最終ヒートシンク喪失）

3.2.2−26（⑤ タービン・サポート系喪失）

EL.＋ 8.2 m〜

起動変圧器，予備変圧器（③ 全交流動力電源喪失）

燃料移送系（外部電源喪失＋最終ヒートシンク喪失）

復水貯蔵タンク（④ −）

タービン建屋（燃料移送系，復水貯蔵タンク損傷に伴う原子炉建屋

緩和設備の機能喪失）⑥ 原子炉建屋内浸水による複数の緩和機
能喪失（最終ヒートシンク喪失）⑦ 防潮堤損傷※

下線の起因事象は，津波の遡上高さが高くなることにより新たに発生する起因事象となる。
ま た ，（ ） 内 の 起 因 事 象 は ， 同 時 に 発 生 す る 可 能 性 が あ る が ， 他 の 起 因 事 象 で 発 生 す る 影 響 に 包 含 さ れる起因事象となる。

第 3.2.2.1− 5 表
区

分

No .
1
2

津波防護施
設及び浸水
防止設備

3

4
5
6

7
起因事象を
引き起こす
設備

フロントライン系
起因事象
を緩和す
る設備

建 屋 ・ 機 器 リ ス ト （ 1／ 2）
設置場所※１

設置場所の高さ※１（ E L. ）

−

屋外

−

−

屋外

−

−

海水ポンプ室
及び屋外

−

−

原子炉建屋
及び屋外

−

ポンプ

海水ポンプ室＋ 0. 8mポンプ

海水ポンプ室＋ 0. 8mポンプ

海水ポンプ室＋ 0. 8m

建屋・機器（系統）名称
防潮堤及び防潮扉
放水路止水対策（構内排水路止水対策含む）
取 水 路 止 水 対 策（ 海 水 引 込 み 管 ，
緊急用海水取水管止水対策含む）
原子炉建屋外壁部（地下部分）
止水対策（隣接する建屋境界部含む）
残留熱除去系海水系（海水ポンプ及び関連機器含む）
非常用ディーゼル発電機用海水系（海水ポンプ及び関連機器含
む）
高圧炉心スプレイ系ディーゼル
発電機用海水系（海水ポンプ及び関連機器含む）

サポート系

8

循環水ポンプポンプ

海水ポンプ室＋ 0. 8m

9

補機冷却系海水ポンプ

ポンプ

海水ポンプ室＋ 0. 8m10起動変圧器，予備変圧器

変圧器

屋外

＋ 8.2 m

11

原子炉建屋

１階床面

−

＋ 8.2 m12

タービン建屋

１階床面−＋ 8.2 m

13

排気筒

排気筒

屋外

＋ 8.5 m14

高圧炉心スプレイ系

原子炉建屋（地下２階）− 4 .0 m

15

原子炉隔離時冷却系

原子炉建屋（地下２階）− 4 .0 m

16

低圧炉心スプレイ系

原子炉建屋（地下２階）− 4 .0 m

17低圧注水系（残留熱除去系）

原子炉建屋（地下２階）− 4 .0 m

18

自動減圧系

制御盤

原子炉建屋
（２階）

＋ 1 8.0 m

19

復水貯蔵タンクタンク

屋外＋ 3.0 m20

燃料移送系

タ ン ク ，ポンプ

屋外

＋ 8.3 m

21

直流電源系

分電盤

原子炉建屋
（地下２階）− 4 .0 m

22

非常用交流電源系

ディーゼ
ル発電設
備

原子炉建屋
（地下２階）− 4 .0 m

3.2.2−27

ポ ン プ ，電動 弁 ，空 調
機
ポンプ，
タービン，
電 動 弁 ，器
具 ，分 電 盤
ポ ン プ ，電動 弁 ，空 調機
ポ ン プ ，電動 弁 ，空 調機第 3.2.2.1− 5 表
区

分

N o.

建 屋 ・ 機 器 リ ス ト （ 2／ 2）

建屋・機器（系統）名称

設置場所※１

設置場所の高さ※１（ E L. ）残留熱除去系海水系（海水ポンポンプ
海水ポンプ室＋ 0 .8 m
プ及び関連機器含む）
残留熱除去系海水系（原子炉建
原子炉建屋
24
熱交換器
− 4 .0 m
屋内設置機器）（地下２階）
非常用ディーゼル発電機用海水25系（海水ポンプ及び関連機器含ポンプ
海水ポンプ室＋ 0 .8 m
む）
起因事象
非常用ディーゼル発電機用海水
原子炉建屋
を緩和す
26
系（原子炉建屋付属棟内設置機
熱交換器− 4 .0 m（地下２階）る設備器）
高圧炉心スプレイ系ディーゼル
27
発電機用海水系（海水ポンプ及ポンプ
海水ポンプ室＋ 0 .8 m
び関連機器含む）
高圧炉心スプレイ系ディーゼル
原子炉建屋
28
発電機用海水系（原子炉建屋内
熱交換器− 4 .0 m（地下２階）
設置機器）※ 1 設 置 場 所 の 高 さ は ，工 事 計 画 認 可 申 請 書 ，配 管 施 工 図 ，配 置 図 ，据 付 図 等 を
23

サポート系

元 に 調 査 し ，没 水 ，被 水 に よ る 機 能 喪 失 に 着 目 し て ，当 該 機 器 の 設 置 床 面 の
高 さ を 記 載 し て い る 。（ 添 付 資 料 3 .2 .2 .1 − 7 ）な お ，複 数 の 機 器 が 異 な る 高 さ に 設 置 さ れ て い る 場 合 は ，今 回 の 津 波 Ｐ Ｒ Ａの評価の前提条件を踏まえ，以下の方針で記載している。
＜海水ポンプ室＞
防 潮 堤 越 流 に よ り ，海 水 ポ ン プ 室 内 の 機 器 が 没 水 ，被 水 す る た め ，複 数 の機 器 が 異 な る 高 さ に 設 置 さ れ て い る 場 合 は ，最 も 低 い 位 置 に 設 置 さ れ て いる設備の設置床面の高さを記載している。
＜原子炉建屋＞
原 子 炉 建 屋 の １ 階 床 面 高 さ で あ る EL . ＋ 8 . 2m に 津 波 が 到 達 し た 場 合 は ，津波 が 建 屋 内 に 浸 水 し ，建 屋 内 の 機 器 が 没 水 ，被 水 に よ り 機 能 喪 失 す る も のと 仮 定 し て い る こ と か ら ，複 数 の 機 器 が 異 な る 高 さ に 設 置 さ れ て い る 場 合
は ，最 も 低 い 位 置 に 設 置 さ れ て い る 設 備 の 設 置 床 面 の 高 さ を 記 載 し て い る 。
＜建屋本体＞
原 子 炉 建 屋 及 び タ ー ビ ン 建 屋 に つ い て は ，地 上 １ 階 の 床 面 高 さ と し て い る 。

3.2.2−28

第 3.2.2.3− 1 表
区分

No .

設備名称

津波防護施
設及び浸水
防止設備

1

防潮堤及び
防潮扉

3.2.2−29※1

建 屋 ・ 機 器 フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 結 果 （ 1／ 11）

津波損傷モード

建屋・機器フラジリティ

備考

津 波 の 敷 地 内 浸 水 を 防 止 す る も の で あ り ，没 水 ，被 水 で は 機 能 喪 失しないため，評価対象外とした。
防 潮 堤 に つ い て は ，防 潮 堤 位 置 に お け る 津 波 高 さ T . P .＋ 24 m ま で の耐 力 を 確 保 す る 設 計 と し て い る た め ，原 子 炉 建 屋 が 浸 水 す る 津 波 高
波力，流体○さ T. P. ＋ 22 m に 対 し て も 健 全 性 を 確 保 で き る 。な お ，本 損 傷 モ ー ド※1力，浮力の 発 生 前 に 津 波 の 防 潮 堤 越 流 に よ る 没 水 ，被 水 に よ り ，起 因 事 象 を引き起こす設備及び起因事象を緩和する設備が機能喪失する。
機 能 喪 失 要 因 と な る 可 能 性 が あ る が ，洗 掘 防 止 対 策 を 講 じ る 設 計 と洗掘（○）
しているため，支配的な損傷モードとならない。
機 能 喪 失 要 因 と な る 可 能 性 が あ る が ，漂 流 物 の 衝 突 を 考 慮 し た 設 計
漂流物
（○）
※1
としているため，支配的な損傷モードとならない。
2
放水路止水
津 波 の 敷 地 内 浸 水 を 防 止 す る も の で あ り ，没 水 ，被 水 で は 機 能 喪 失
没水，被水−
対 策（ 構 内 排しないため，評価対象外とした。
水路止水対
機 能 喪 失 要 因 と な る 可 能 性 が あ る が ，防 潮 堤 耐 力 を 超 え る 津 波 を 考
策含む）
波力，流体
慮 し た 設 計 と し て い る 。な お ，本 損 傷 モ ー ド の 発 生 前 に 津 波 の 防 潮
（○）
※1
力，浮力
堤 越 流 に よ る 没 水 ，被 水 に よ り ，起 因 事 象 を 引 き 起 こ す 設 備 及 び 起因事象を緩和する設備が機能喪失する。
放 水 ピ ッ ト 及 び 構 内 排 水 路 に は ，洗 掘 は 生 じ な い た め ，評 価 対 象 外
洗掘
−
とした。
放 水 ピ ッ ト 及 び 構 内 排 水 路 に は ，漂 流 物 は 衝 突 し な い た め ，評 価 対
漂流物−
象外とした。
添 付 資 料 3 . 2 .2 . 3− 1「 防 潮 堤 に 対 す る 漂 流 物 の 衝 突 影 響 評 価 に 用 い る 漂 流 物 の 選 定 に つ い て 」及 び 添 付 資 料 3 .2 . 2. 3 − 2「 防潮堤及び津波流入経路止水対策の耐力について」参照。
没水，被水

−

第 3.2.2.3− 1 表
区分

No.

設備名称

津波防護施
設及び浸水
防止設備
（つづき）

3

取水路止水
対策（海水
取水ピット
止水対策含
む）

3.2.2−30

4

起因事象を
引き起こす
設備

5

原子炉建屋
外壁部（地
下部分）止
水対策（隣
接する建屋
境 界 部 含む）
残留熱除去
系 海 水 系
（海水ポン
プ及び海水
ポンプ室内
関連機器含
む）

建 屋 ・ 機 器 フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 結 果 （ 2／ 11）

津波損傷モード
没水，被水

−

波力，流体
力，浮力

（○）

洗掘

−

漂流物

−

没水，被水

−

波力，流体
力，浮力

（○）

建屋・機器フラジリティ
津波の海水ポンプ室及び敷地内浸水を防止するものであり，没水，被水では機能喪失しないため，評価対象外とした。
機 能 喪 失 要 因 と な る 可 能 性 が あ る が ，防 潮 堤 耐 力 を 超 え る 津 波 を
考 慮 し た 設 計 と し て い る 。な お ，本 損 傷 モ ー ド の 発 生 前 に 津 波 の防 潮 堤 越 流 に よ る 没 水 ，被 水 に よ り ，起 因 事 象 を 引 き 起 こ す 設 備
及び起因事象を緩和する設備が機能喪失する。
海 水 ポ ン プ 室 及 び 海 水 取 水 ピ ッ ト に は ，洗 掘 は 生 じ な い た め ，評
価対象外とした。
海水ポンプ室及び海水取水ピットには，漂流物は衝突しないた
め，評価対象外とした。
津 波 の 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 を 防 止 す る も の で あ り ，没 水 ，被 水 で は機能喪失しないため，評価対象外とした。
機 能 喪 失 要 因 と な る 可 能 性 が あ る が ，取 水 路 止 水 対 策 が 損 傷 し た
場合に生じるものであるため，可能性は小さいと想定した。
原 子 炉 建 屋 地 下 部 で あ り ，洗 掘 の 影 響 は 生 じ な い た め ，評 価 対 象
外とした。
原子炉建屋地下トレンチ取り合い部及び隣接建屋境界に対する止水対策であり，漂流物は衝突しないため，評価対象外とした。
防 潮 堤 高 さ T .P . ＋ 20 m を 超 え る 津 波 の 越 流 に よ り ，海 水 ポ ン プ 室
浸水が生じ，機能喪失する。
本 損 傷 モ ー ド の 発 生 前 に 没 水 ，被 水 に よ り 残 留 熱 除 去 系 海 水 系 は機能喪失するため，評価対象外とした。

洗掘

−

漂流物

−

没水，被水

○

波力，流体
力，浮力

−

洗掘

−

海 水 ポ ン プ 室 内 で あ り ，洗 掘 は 生 じ な い た め ，評 価 対 象 外 と し た 。

漂流物−

海 水 ポ ン プ 室 内 で あ り ，漂 流 物 は 衝 突 し な い た め ，評 価 対 象 外 と
した。

備考

※1

第 3.2.2.3− 1 表
区分

No.

設備名称

起因事象を
引き起こす
設備
（つづき）

6

非常用ディ
ーゼル発電
機用海水系
（海水ポン
プ及び海水
ポンプ室内
関連機器含
む）

3.2.2−31

7

8

高圧炉心ス
プレイ系デ
ィーゼル発
電機用海水
系（海水ポ
ンプ及び海
水ポンプ室
内関連機器
含む）
循環水ポン
プ

建 屋 ・ 機 器 フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 結 果 （ 3／ 11）

津波損傷モード

建屋・機器フラジリティ
防 潮 堤 高 さ T .P . ＋ 20 m を 超 え る 津 波 の 越 流 に よ り ，海 水 ポ ン プ 室
浸水が生じ，機能喪失する。
本 損 傷 モ ー ド の 発 生 前 に 没 水 ，被 水 に よ り 非 常 用 デ ィ ー ゼ ル 発 電
機用海水系は機能喪失するため，評価対象外とした。

没水，被水

○

波力，流体
力，浮力

−

洗掘

−

海 水 ポ ン プ 室 内 で あ り ，洗 掘 は 生 じ な い た め ，評 価 対 象 外 と し た 。

漂流物−

海 水 ポ ン プ 室 内 で あ り ，漂 流 物 は 衝 突 し な い た め ，評 価 対 象 外 と
した。

没水，被水

○

防 潮 堤 高 さ T .P . ＋ 20 m を 超 え る 津 波 の 越 流 に よ り ，海 水 ポ ン プ 室
浸水が生じ，機能喪失する。

波力，流体
力，浮力

−

本 損 傷 モ ー ド の 発 生 前 に 没 水 ，被 水 に よ り 高 圧 炉 心 ス プ レ イ 系 デ
ィーゼル発電機用海水系は機能喪失するため，評価対象外とし
た。

洗掘

−

海 水 ポ ン プ 室 内 で あ り ，洗 掘 は 生 じ な い た め ，評 価 対 象 外 と し た 。

漂流物−

海 水 ポ ン プ 室 内 で あ り ，漂 流 物 は 衝 突 し な い た め ，評 価 対 象 外 と
した。

没水，被水

○

波力，流体
力，浮力

−

洗掘

−

海 水 ポ ン プ 室 内 で あ り ，洗 掘 は 生 じ な い た め ，評 価 対 象 外 と し た 。

漂流物−

海 水 ポ ン プ 室 内 で あ り ，漂 流 物 は 衝 突 し な い た め ，評 価 対 象 外 とした。

防 潮 堤 高 さ T .P . ＋ 20 m を 超 え る 津 波 の 越 流 に よ り ，海 水 ポ ン プ 室
浸水が生じ，機能喪失する。
本 損 傷 モ ー ド の 発 生 前 に 没 水 ，被 水 に よ り 循 環 水 ポ ン プ は 機 能 喪失するため，評価対象外とした。

備考

第 3.2.2.3− 1 表
区分

No.

設備名称

起因事象を
引き起こす
設備
（つづき）

9

補機冷却系
海水ポンプ

3.2.2−32

10起 動 変 圧器，予備変圧器

建 屋 ・ 機 器 フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 結 果 （ 4／ 11）

津波損傷モード
没水，被水

○

波力，流体
力，浮力

−

洗掘

−

漂流物

−

建屋・機器フラジリティ
防 潮 堤 高 さ T .P . ＋ 20 m を 超 え る 津 波 の 越 流 に よ り ，海 水 ポ ン プ 室
浸水が生じ，機能喪失する。
本 損 傷 モ ー ド の 発 生 前 に 没 水 ，被 水 に よ り 補 機 冷 却 系 海 水 ポ ン プ
は機能喪失するため，評価対象外とした。
海 水 ポ ン プ 室 内 で あ り ，洗 掘 は 生 じ な い た め ，評 価 対 象 外 と し た 。
海 水 ポ ン プ 室 内 で あ り ，漂 流 物 は 衝 突 し な い た め ，評 価 対 象 外 とした。
機 能 喪 失 要 因 と な る 可 能 性 が あ る が ，本 損 傷 モ ー ド が 発 生 す る 津
波 高 さ で 没 水 ，被 水 に よ り 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ ，原 子 炉 建 屋
内機器が機能喪失する。
機 能 喪 失 要 因 と な る 可 能 性 が あ る が ，本 損 傷 モ ー ド の 発 生 前 に 没
水 ，被 水 に よ り 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ ，原 子 炉 建 屋 内 機 器 が 機能喪失する。

没水，被水

（○）

波力，流体
力，浮力

（○）

洗掘

（○）

同上

漂流物

（○）

同上

備考

第 3.2.2.3− 1 表
区分

No .

設備名称

起因事象を
引き起こす
設備
（つづき）

11

原子炉建屋

3.2.2−33※2

建 屋 ・ 機 器 フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 結 果 （ 5／ 11）

津波損傷モード

建屋・機器フラジリティ

防 潮 堤 位 置 に お け る 津 波 高 さ T.P . ＋ 22 m を 超 え る 津 波 に よ り ，原子 炉 建 屋 １ 階 床 面 高 さ で あ る EL. ＋ 8 . 2m ま で 津 波 が 到 達 し た 場○
合 ，原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ ，原 子 炉 建 屋 内 機 器 の 機 能 喪 失 が 発生する。
機 能 喪 失 要 因 と な る 可 能 性 が あ る が ，本 損 傷 モ ー ド の 発 生 前 に 没
波 力 ，流 体（ ○ ） 水 ，被 水 に よ り 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ ，原 子 炉 建 屋 内 機 器 が 機力，浮力能喪失する。
原 子 炉 建 屋 は 岩 盤 上 に 設 置 さ れ て い る た め ，支 配 的 な 損 傷 モ ー ド
洗掘−とならない。
機能喪失要因となる可能性があるが，本損傷モード発生前に没漂流物（○）
水，被水により機能喪失が発生する。
12
タービン建
機 能 喪 失 要 因 と な る 可 能 性 が あ る が ，本 損 傷 モ ー ド が 発 生 す る 津
没 水 ，被 水（ ○ ） 波 高 さ で 没 水 ，被 水 に よ り 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ ，原 子 炉 建 屋
屋（浸水）
内機器が機能喪失する。
機 能 喪 失 要 因 と な る 可 能 性 が あ る が ，本 損 傷 モ ー ド の 発 生 前 に 没
波 力 ，流 体（ ○ ） 水 ，被 水 に よ り 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ ，原 子 炉 建 屋 内 機 器 が 機力，浮力能喪失する。
タ ー ビ ン 建 屋 は 岩 盤 上 に 設 置 さ れ て い る た め ，支 配 的 な 損 傷 モ ー
洗掘−
ドとならない。
機能喪失要因となる可能性があるが，本損傷モード発生前に没漂流物（○）
水，被水により機能喪失が発生する。
添 付 資 料 3 . 2 .2 . 3− 3 「 津 波 に よ る 敷 地 内 浸 水 解 析 に つ い て 」 参 照 。 以 下 ， 同 じ 。
没 水 ，被 水
（浸水）

備考

※2

※2

第 3.2.2.3− 1 表
区分

No .

起因事象を
引き起こす
設備
（つづき）

13

3.2.2−34

起因事
象を緩
和する
設備

フ
ロ
ン
ト
ラ
イ
ン
系

14

15

設備名称
排気筒

高圧炉心ス
プレイ系

原子炉隔離
時冷却系

建 屋 ・ 機 器 フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 結 果 （ 6／ 11）

津波損傷モード

建屋・機器フラジリティ

備考

鋼 製 部 材 よ り 構 成 さ れ る も の で あ り ，没 水 ，被 水 で は 機 能 喪 失 しないため，評価対象外とした。
機能喪失要因となる可能性があるが，本損傷モード発生前に没
水 ，被 水 に よ り 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ ，原 子 炉 建 屋 内 機 器 が 機能喪失する。

没 水 ，被 水−

波 力 ，流 体
力，浮力

（○）

洗掘

（○）

同上

漂流物

（○）

同上

没 水 ，被 水○防 潮 堤 位 置 に お け る 津 波 高 さ T.P . ＋ 22 m を 超 え る 津 波 に よ り ，原子 炉 建 屋 １ 階 床 面 高 さ で あ る EL. ＋ 8 .2 m ま で 津 波 が 到 達 す る と ，
建屋内浸水により機能喪失する。

波 力 ，流 体
力，浮力−

原子炉建屋内に設置されているため，評価対象外とした。

洗掘

−

同上

漂流物

−

同上

没 水 ，被 水○防 潮 堤 位 置 に お け る 津 波 高 さ T.P . ＋ 22 m を 超 え る 津 波 に よ り ，原子 炉 建 屋 １ 階 床 面 高 さ で あ る EL. ＋ 8 .2 m ま で 津 波 が 到 達 す る と ，
建屋内浸水により機能喪失する。

波 力 ，流 体
力，浮力−

原子炉建屋内に設置されているため，評価対象外とした。

洗掘

−

同上

漂流物

−

同上

※2

※2

第 3.2.2.3− 1 表
区分
起因事
象を緩
和する
設備
（つづ
き）

フ
ロ
ン
ト
ラ
イ
ン
系

No .

設備名称

16

低圧炉心ス
プレイ系

3.2.2−35

17

18

低圧注水系
（残留熱除
去系）

建 屋 ・ 機 器 フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 結 果 （ 7／ 11）

津波損傷モード

建屋・機器フラジリティ

備考

※2

没水，被水

○

防 潮 堤 位 置 に お け る 津 波 高 さ T .P . ＋ 2 2 m を 超 え る 津 波 に よ り ，原子 炉 建 屋 １ 階 床 面 高 さ で あ る E L. ＋ 8. 2 m ま で 津 波 が 到 達 す る と ，
建屋内浸水により機能喪失する。

波力，流体
力，浮力

−

原子炉建屋内に設置されているため，評価対象外とした。

洗掘

−

同上

漂流物

−

同上

没水，被水

○

防 潮 堤 位 置 に お け る 津 波 高 さ T .P . ＋ 2 2 m を 超 え る 津 波 に よ り ，原子 炉 建 屋 １ 階 床 面 高 さ で あ る E L. ＋ 8. 2 m ま で 津 波 が 到 達 す る と ，
建屋内浸水により機能喪失する。

波力，流体
力，浮力

−

原子炉建屋内に設置されているため，評価対象外とした。

洗掘

−

同上

漂流物

−

同上

没水，被水

○

防 潮 堤 位 置 に お け る 津 波 高 さ T .P . ＋ 2 2 m を 超 え る 津 波 に よ り ，原子 炉 建 屋 １ 階 床 面 高 さ で あ る E L. ＋ 8. 2 m ま で 津 波 が 到 達 す る と ，
建屋内浸水により機能喪失する。

波力，流体
力，浮力

−

原子炉建屋内に設置されているため，評価対象外とした。

洗掘

−

同上

漂流物

−

同上

自動減圧系

※2

※2

第 3.2.2.3− 1 表
区分

サポート系

起因事
象を緩
和する
設備
（つづ
き）

No .

設備名称

19

復水貯蔵タ
ンク

3.2.2−3620

建 屋 ・ 機 器 フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 結 果 （ 8／ 11）

津波損傷モード

建屋・機器フラジリティ

没水，被水

（○）

機 能 喪 失 要 因 と な る 可 能 性 が あ る が ，本 損 傷 モ ー ド の 発 生 前 に 没
水 ，被 水 に よ り 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ ，原 子 炉 建 屋 内 機 器 が 機能喪失する。

波力，流体
力，浮力

（○）

同上

洗掘

（○）

同上

漂流物

（○）

同上

没水，被水

（○）

機 能 喪 失 要 因 と な る 可 能 性 が あ る が ，本 損 傷 モ ー ド の 発 生 前 に 没
水 ，被 水 に よ り 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ ，原 子 炉 建 屋 内 機 器 が 機能喪失する。

波力，流体
力，浮力

（○）

同上

洗掘

（○）

同上

漂流物

（○）

同上

燃料移送系

備考

第 3.2.2.3− 1 表
区分

サポート系

起因事
象を緩
和する
設備
（つづ
き）

No .

設備名称

21

直流電源系

3.2.2−37

22

23

非常用交流
電源系

残留熱除去
系（海水ポ
ンプ及び海
水ポンプ室
内関連機器
含む）

建 屋 ・ 機 器 フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 結 果 （ 9／ 11）

津波損傷モード

建屋・機器フラジリティ

備考

※2

没水，被水

○

防 潮 堤 位 置 に お け る 津 波 高 さ T .P . ＋ 2 2 m を 超 え る 津 波 に よ り ，原子 炉 建 屋 １ 階 床 面 高 さ で あ る E L. ＋ 8. 2 m ま で 津 波 が 到 達 す る と ，
建屋内浸水により機能喪失する。

波力，流体
力，浮力

−

原子炉建屋内に設置されているため，評価対象外とした。

洗掘

−

同上

漂流物

−

同上

没水，被水

○

防 潮 堤 位 置 に お け る 津 波 高 さ T .P . ＋ 2 2 m を 超 え る 津 波 に よ り ，原子 炉 建 屋 １ 階 床 面 高 さ で あ る E L. ＋ 8. 2 m ま で 津 波 が 到 達 す る と ，
建屋内浸水により機能喪失する。

波力，流体
力，浮力

−

原子炉建屋内に設置されているため，評価対象外とした。

洗掘

−

同上

漂流物

−

同上

没水，被水

○

波力，流体
力，浮力

−

洗掘

−

海 水 ポ ン プ 室 内 で あ り ，洗 掘 は 生 じ な い た め ，評 価 対 象 外 と し た 。

漂流物−

海 水 ポ ン プ 室 内 で あ り ，漂 流 物 は 衝 突 し な い た め ，評 価 対 象 外 とした。

防 潮 堤 高 さ T .P . ＋ 20 m を 超 え る 津 波 の 越 流 に よ り ，海 水 ポ ン プ 室
浸水が生じ，機能喪失する。
本 損 傷 モ ー ド の 発 生 前 に 没 水 ，被 水 に よ り 残 留 熱 除 去 系 は 機 能 喪失するため，評価対象外とした。

※2

第 3.2.2.3− 1 表
区分

サポート系

起因事
象を緩
和する
設備
（つづ
き）

N o.

設備名称

24

残留熱除去
系（原子炉
建 屋 内 機器）

3.2.2−38

25

26

非常用ディ
ーゼル発電
機用海水系
（海水ポン
プ及び海水
ポンプ室内
関連機器含
む）
非常用ディ
ーゼル発電
機用海水系
（原子炉建
屋付属棟内
機器）

建 屋 ・ 機 器 フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 結 果 （ 10／ 11）

津波損傷モード

建屋・機器フラジリティ

備考

※2

没水，被水

○

防 潮 堤 位 置 に お け る 津 波 高 さ T .P . ＋ 2 2 m を 超 え る 津 波 に よ り ，原子 炉 建 屋 １ 階 床 面 高 さ で あ る E L. ＋ 8. 2 m ま で 津 波 が 到 達 す る と ，
建屋内浸水により機能喪失する。

波力，流体
力，浮力

−

原子炉建屋内に設置されているため，評価対象外とした。

洗掘

−

同上

漂流物

−

同上

没水，被水

○

波力，流体
力，浮力

−

洗掘

−

漂流物

−

没水，被水

○

波力，流体
力，浮力

−

原子炉建屋内に設置されているため，評価対象外とした。

洗掘

−

同上

漂流物

−

同上

防 潮 堤 高 さ T .P . ＋ 20 m を 超 え る 津 波 の 越 流 に よ り ，海 水 ポ ン プ 室
浸水が生じ，機能喪失する。
本 損 傷 モ ー ド の 発 生 前 に 没 水 ，被 水 に よ り 非 常 用 デ ィ ー ゼ ル 発 電
機用海水系は機能喪失するため，評価対象外とした。
海 水 ポ ン プ 室 内 で あ り ，洗 掘 は 生 じ な い た め ，評 価 対 象 外 と し た 。
海 水 ポ ン プ 室 内 で あ り ，漂 流 物 は 衝 突 し な い た め ，評 価 対 象 外 とした。
防 潮 堤 位 置 に お け る 津 波 高 さ T .P . ＋ 2 2 m を 超 え る 津 波 に よ り ，原子 炉 建 屋 １ 階 床 面 高 さ で あ る E L. ＋ 8. 2 m ま で 津 波 が 到 達 す る と ，
建屋内浸水により機能喪失する。

※2

第 3.2.2.3− 1 表
区分

サポート系

起因事
象を緩
和する
設備
（つづ
き）

3.2.2−39

N o.

設備名称

27

高圧炉心ス
プレイ系デ
ィーゼル発
電機用海水
系（海水ポ
ンプ及び海
水ポンプ室
内関連機器
含む）

28

高圧炉心ス
プレイ系デ
ィーゼル発
電機用海水
系（原子炉
建 屋 内 機器）

建 屋 ・ 機 器 フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 結 果 （ 11／ 11）

津波損傷モード

建屋・機器フラジリティ

没水，被水

○

防 潮 堤 高 さ T .P . ＋ 20 m を 超 え る 津 波 の 越 流 に よ り ，海 水 ポ ン プ 室
浸水が生じ，機能喪失する。

波力，流体
力，浮力

−

本 損 傷 モ ー ド の 発 生 前 に 没 水 ，被 水 に よ り 機 能 喪 失 す る た め ，評
価対象外とした。

洗掘−

海 水 ポ ン プ 室 内 で あ り ，洗 掘 は 生 じ な い た め ，評 価 対 象 外 と し た 。

漂流物−

海 水 ポ ン プ 室 内 で あ り ，漂 流 物 は 衝 突 し な い た め ，評 価 対 象 外 と
した。

没水，被水

○

防 潮 堤 位 置 に お け る 津 波 高 さ T .P . ＋ 2 2 m を 超 え る 津 波 に よ り ，原子 炉 建 屋 １ 階 床 面 高 さ で あ る E L. ＋ 8. 2 m ま で 津 波 が 到 達 す る と ，
建屋内浸水により機能喪失する。

波力，流体
力，浮力

−

原子炉建屋内に設置されているため，評価対象外とした。

洗掘

−

同上

漂流物

−

同上

備考

※2

＜津波損傷モードにおける記号凡例＞○

当該損傷モードが機器の機能喪失の支配的な要因になる。

（○） 当該損傷モードは機器の機能喪失要因となる可能性があるが，当該損傷モード発生前に他の損傷モードにより機能喪失
する又は支配的な損傷モードとならないあるいは可能性が小さい。
−

当該損傷モードにより機器は機能喪失しない又は対象外。

第 3.2.2.4−1 表
津波区分

津波高さ

津波区分１

T.P.＋20m〜T.P.＋22m

津波高さによるシナリオ分類
津波による影響を受ける建屋・機器・非常用海水ポンプ機能喪失
・非常用海水ポンプ機能喪失

津波区分２

T.P.＋22m〜T.P.＋24m

・起動変圧器，予備変圧器機能喪失
・原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒートシンク喪失）

起因事象
・最終ヒートシンク喪失
・原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒートシンク喪失）

・非常用海水ポンプ機能喪失
・起動変圧器，予備変圧器機能喪失

3.2.2−40

津波区分３

T.P.＋24m〜

・原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最 ・防潮堤損傷
終ヒートシンク喪失）
・防潮堤損傷第 3.2.2.4−2 表

起因事象発生後の人的過誤

認知

操作

過誤確率
(平均値)
[／ｄ]

ストレスファクタ※起因事象発生後の人的過誤

余裕時間

エラー
ファクタ

原子炉水位制御操作失敗

30 分

5

5

6.6E-03

6.4

水源切替操作失敗

30 分

5

5

6.6E-03

6.4

注水不能認知失敗

30 分

5

-

2.6E-0313.8

高圧注水系起動操作失敗

-

-

5

6.2E-033.0

起動信号共通原因故障時
3.2.2−41※ 内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡと比較して 1 段階高いストレスレベルのストレスファクタを設定。

第 3.2.2.4−3 表

津波区分ごとの炉心損傷頻度
津波発生頻度
炉心損傷頻度
（／年）
（／炉年）

寄与割合

津波区分

津波高さ

津波区分１

T.P.＋20m〜T.P.＋22m

3.2E-06

3.2E-06

74.6％

津波区分２

T.P.＋22m〜T.P.＋24m

7.6E-07

7.6E-07

17.7％

津波区分３

T.P.＋24m〜

3.3E-07

3.3E-07

7.7％

4.3E-06

100.0％

全炉心損傷頻度
3.2.2−42

第 3.2.2.4−4 表
事故シーケンス

事故シーケンスごとの炉心損傷頻度
炉心損傷頻度
津波区分
（／炉年）

寄与割合

最終ヒートシンク喪失（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）

津波区分１

3.2E-06

73.9％

最終ヒートシンク喪失＋高圧炉心冷却失敗

津波区分１

1.1E-08

0.3％

最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

津波区分１

1.7E-080.4％

原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒートシンク
喪失）

津波区分２

7.6E-07

17.7％

防潮堤損傷

津波区分３

3.3E-07

7.7％

4.3E-06

100.0％

全炉心損傷頻度

第 3.2.2.4−5 表

感度解析結果3.2.2−43

事故シーケンス

津波区分

炉心損傷頻度（／炉年）

寄与割合

外部電源喪失＋最終ヒートシンク喪失（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停
止）

津波区分１

3.2E-0673.9％

外部電源喪失＋最終ヒートシンク喪失＋高圧炉心冷却失敗

津波区分１

1.1E-080.3％

外部電源喪失＋最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

津波区分１

1.7E-080.4％

原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒートシンク
喪失）

津波区分２

7.6E-07

17.7％

防潮堤損傷

津波区分３

3.3E-07

7.7％

4.3E-06

100.0％

全炉心損傷頻度

１．評価対象プラントと事故シナリオ(1) 対 象 と す る プ ラ ン ト の 説 明(2) 炉 心 損 傷 に 至 る 事 故 シ ナ リ オ と 分 析◆プラント関連情報の収集・分析
津 波 Ｐ Ｒ Ａ に 必 要 な 設 計 ，運 転・保 守 管 理
情 報 ，津 波 固 有 に 考 慮 す べ き 関 連 情 報 を 収
集 し ，対 象 設 備 の 設 計 及 び 津 波 に よ る 影 響を把握する。
◆プラントウォークダウンの実施
上記では確認が難しいプラント情報の取得及び事故シナリオの妥当性確認のため，
プラントウォークダウンを実施する。

◆ 事 故 シ ナ リ オ の 広 範 な 分 析・選 定 及 び 事 故 シ ナ リ オ の ス ク リ ー ニング
津 波 の 直 接 的・間 接 的 影 響 を 受 け る 設 備 と 考 え ら れ る 事 故 シ ナ リ
オの抽出及び事故シナリオのスクリーニングを実施する。
◆事故シナリオの明確化及び起因事象の分析
津波特有の原因による事故シナリオの明確化及び起因事象の分析を実施する。
◆建屋・機器リストの作成
起因事象の分析結果に基づき建屋・機器リストを作成する。

３．建屋・機器フラジリティ評価

４．事故シーケンス評価
フォールトツリー

1.0
機能喪失確率

年超過頻度

3.2.2−44

２．確率論的津波ハザード評価

イベントツリー
機器等の
許容津波
高さ

0

津 波 高 さ （ m）

津 波 高 さ （ m）

将来襲来すると想定される任意の津波高さ及びその高さを超過する
頻度の関係（確率論的津波ハザー
ド）を評価する。

建屋・機器リストに記載の機器等に
つ い て ，津 波 に よ る 損 傷 モ ー ド を 分
析してフラジリティを評価する。

第 3.2.2− 1 図

津波ＰＲＡの評価フロー

津波高さごとに事故シナリオを明確化して，イベントツリーを作成
し ，炉 心 損 傷 頻 度 を 算 出 す る と と もに，主要結果に対する分析を行う。

3.2.2−45
第 3.2.2.1− 1 図プラントの設備配置の概略図

間接的被害の確認

津波影響の確認

津波ＰＲＡ評価対象（建屋・機器リスト）

漂流物となる可能性のある
屋外設置機器等

原子炉建屋外の機器

Ａ

3.2.2−46ＮＯ

原子炉建屋外壁の
貫通部※

ＹＥＳ

Ａ
ＮＯ

ＹＥＳ

Ａ

プラントウォークダウン対象

プラントウォークダウン対象外※ 原 子 炉 建 屋 １ 階 床 面 高 さ EL.＋ 8.2m 以 下 の 範 囲

第 3.2.2.1− 2 図

プラントウォークダウン対象機器の選定フロー現地調査表（調査日 2014/8/25）【東海第二発電所】屋外

No.1

ウォークダウン対象機器名称

残留熱除去系海水系ポンプ A

調査対象の設置場所

海水ポンプ室

PP：内・外3.2.2−47
No
１

確認内容

評価
問題なし

・設置位置は防潮堤設置予定位置に隣接している。ポ

屋外の構築物・機器については，その周辺環境も含め，潜在的に波力問題なし

ンプの上部は大気開放状態であるため，防潮堤を越流した海水が流れ込むと考えられる。

a.基礎ボルト（又は設置面溶接部），及び支持構造物に概観上の異常・基礎ボルトの状態に問題はなく，津波による機器の（腐食・亀裂等）は無いか（ボルトの場合は締め付けについても確認）

離脱及び移動の可能性は低い。

b.対象機器周辺の配管に概観上の異常（腐食・亀裂等）は無いか

３

考察

対象機器の図面（配置図・構造図等）と相違点は無いかに対する耐力を大きく低減させるような問題点は無いか。

２

備考

津波襲来時に建物外部にある設備の津波による離脱，移動等に起因し問題なし

・間接的な影響を及ぼす対象物はなし。

て生じる干渉及び衝突の間接的な被害の可能性はないか。

評価

第 3.2.2.1− 3 図

問題なし

備考

プラントウォークダウン用チェックシート（残留熱除去系海水系ポンプの例）

3.2.2−48
第 3.2.2.1− 4 図

事故シナリオの明確化及び起因事象の分析結果

東海第二発電所

茨城県沖〜房総沖
北米プレートとフィリピン海プレートとの境界

第 3.2.2.2−1 図(1)

津波発生領域(茨城県沖〜房総沖)

JTT

東海第二発電所

第 3.2.2.2−1 図(2)

津波発生領域（ＪＴＴ）

3.2.2−49

JTNR
東海第二発電所

第 3.2.2.2−1 図(3)

津波発生領域（ＪＴＮＲ）

3.2.2−50

津波発生領域

応力降下量範囲

発生パターン

波源モデル
Mw8.5クラスの
津波の発生

破壊する
領域

※1

波源領域
の南限

※2

発生領域

w=0.50w=1/3 津波地震領域を含まない

津波だけが発生する

w=0.90

北米プレートとフィリピン海プレートの
境界まで

w=1/3

津波地震領域を含む
津波だけが発生する

w=1/3

w=0.50

両方のタイプの津波が発生するあり

1.14〜2.17MPa(MC=8.1，BM =0.3相当)

w=0.500.82〜3.00MPa(MC=8.3，BM =0.5相当)

w=0.50w=0.10茨城・房総沖

房総沖まで

w=1/3

津波地震領域を含む
津波だけが発生する

w=1/3

w=0.50※5

両方のタイプの津波が発生する

160年

1.14〜2.17MPa(MC =8.3，BM =0.3相当)

0.82〜3.00MPa
w=0.50(MC=8.1，BM =0.5相当)[0.5](MC=8.3，BM =0.5相当)[0.5]w=0.50w=0.50

津波だけが発生する

不均質すべりモデル

平均発生間隔0.82〜3.00MPa(MC=8.1，BM =0.5相当)

w=0.50w=1/3 津波地震領域を含まない

三陸沖北部〜
房総沖※4※3

1.14〜2.17MPa(MC=8.1，BM =0.3相当)[0.5](MC=8.3，BM =0.3相当)[0.5]w=0.501.14〜2.17MPa(MC=8.4 ，BM =0.3相当)

w=0.500.82〜3.00MPa(MC=8.5 ，BM =0.5相当)

w=0.50※6（Ａ）

0.82〜3.00MPa(MC=8.4 ，BM =0.5相当)

ＪＴＴ

210年

1.14〜2.17MPa(MC=8.5，BM =0.3相当)

w=0.500.82〜3.00MPa(MC=8.4，BM =0.5相当)[0.5](MC=8.5，BM =0.5相当)[0.5]w=0.501.14〜2.17MPa(MC=8.4，BM =0.3相当)[0.5](MC=8.5，BM =0.3相当)[0.5]

なし

ＪＴＴ

※1 過去に発生したという知見はないが，今後起きることを考慮して分岐及び重みを設定※2 2011年東北地方太平洋沖地震の特徴と関連する知見を考慮して設定※3 貞観地震は2011年東北地方太平洋沖地震と同様に津波地震領域が連動しているという考え方と連動していないという考え方があるため，分岐として設定※4 土木学会（2016）等を参考に分岐及び重みを設定※5 Gutenberg-Richter式を参考に，分岐及び重みを設定※6 津波推定値のばらつきに関するロジックツリー（偶然的不確実さの考慮）

第 3.2.2.2−2 図(1)津波発生モデルのロジックツリー(プレート間地震と津波地震の連動型地震)

津波発生領域波源モデル※1

発生パターン
1611年の津波の地震発生模式

マグニチュード範囲※3

プレート内地震と津波地震の連動サイクル

※2

発生領域

w=1/3
w=0.35w=0.90w=0.703.11地震の応力解放範囲以外ではどこでも津波地震が発生する

津波地震

w=0.10

活動域内のどこでも津波地震が発生する

毎回連動する（＝600年）

MC=8.3, BM=0.5

w=0.15MC=8.3, BM=0.3

w=0.25MC=8.2, BM=0.5

w=0.10w=0.15w=0.2564年

w=0.50120年

w=0.25290年

w=0.2559年

w=0.50110年

MC=8.2, BM=0.3

w=0.25

220年

MC=8.1, BM=0.5

w=0.2559年

w=0.50110年

w=0.25210年

w=1/3 3回に1回連動する（＝1,800年）

w=1/3 5回に1回連動する（＝3,000年）
JTT※4

平均発生間隔

※1

一様すべり
矩形モデル
1896型（三陸） [0.5]1677型（房総） [0.5]

※5

（Ｂ）

w=1/3
w=0.35w=0.90w=0.30

海洋プレート内の正断層地震

w=0.103.11地震の応力解放範囲以外ではどこでも津波地震が発生する活動域内のどこでも津波地震が発生する

毎回連動する（＝600年）

MC=8.3, BM=0.5

w=0.15MC=8.3, BM=0.3

w=0.25MC=8.2, BM=0.5

w=0.10w=0.15w=0.2579年

w=0.50180年

w=0.25600年

w=0.2572年

w=0.50150年

MC=8.2, BM=0.3

w=0.25360年

MC=8.1, BM=0.5

w=0.2571年

w=0.50140年

w=0.25

330年

w=1/3 3回に1回連動する（＝1,800年）

w=1/3 5回に1回連動する（＝3,000年）※1 土木学会（2016）等を参考に分岐及び重みを設定※2 2011年東北地方太平洋沖地震の応力解放範囲で津波地震が発生する可能性については，2011年東北地方太平洋沖地震の発生により，同地震で活動した領域に蓄積していた歪みはほぼ解消したため，発電所の供用期間には同領域で巨大地震は発生しないと考えられる。しかしながら，津波地震については，単独で活動する際に必要な歪みは相対的に小さいことを踏まえ，分岐及び重みを設定※3 土木学会（2009）等を参考に分岐及び重みを設定※4 津波地震の平均発生間隔については，土木学会（2011）を参考に，プレート間地震と津波地震の連動型地震である東北地方太平洋沖型の地震のうち津波地震領域を含む地震の発生間隔を除いて分岐及び重みを設定※5 津波推定値のばらつきに関するロジックツリー（偶然的不確実さの考慮）

第 3.2.2.2−2 図(2)津波発生モデルのロジックツリー（ＪＴＴ）
3.2.2−51

ＪＴＮＲ

津波発生領域

波源モデル

マグニチュード範囲

発生パターン
1611年の津波の地震発生模式※1

発生領域

これまでに発生したことがw=0.05
知られている領域のみで正断層地震が発生する

w=0.05

津波地震

南部では発生せず，
北部ではどこでも正断層地震が発生する

w=0.25MC=8.4, BM=0.5

w=0.25MC=8.4, BM=0.3

MC=8.3, BM=0.3

w=0.25MC=8.4, BM=0.5

w=0.20MC=8.4, BM=0.3

w=0.30w=0.102400年

w=0.25

120年

MC=8.2, BM=0.5
MC=8.4, BM=0.5

410年

w=0.25

2400年

w=0.30w=0.10w=0.30w=0.10w=0.35w=0.20
活動域内のどこでも
正断層地震が発生する

w=0.25MC=8.3, BM=0.3

w=0.10w=0.90410年

MC=8.3, BM=0.3

w=0.50w=0.20w=0.05MC=8.3, BM=0.5

MC=8.3, BM=0.5

w=0.30

海洋プレート内の
正断層地震

120年

w=0.50MC=8.4, BM=0.3

w=0.10w=0.30w=0.25w=0.25w=0.25南部では発生せず，
北部ではどこでも正断層地震が発生する

610年

w=0.20w=0.25

これまでに発生したことがw=0.05
知られている領域のみで正断層地震が発生する※3

MC=8.2, BM=0.5

w=0.30w=0.10JTNR

410年

MC=8.3, BM=0.5

w=0.10w=0.10

一様すべり
矩形モデル
1933型

280年

w=0.50w=0.35

活動域内のどこでも
正断層地震が発生する

w=0.25w=0.30w=0.10w=0.90

平均発生間隔※1

w=0.10w=0.70※2

w=0.25w=0.10w=0.10MC=8.2, BM=0.5

※4

（Ｂ）

MC=8.4, B M=0.5
w=0.25240年

MC=8.3, B M=0.5

w=0.50320年

MC=8.3, B M=0.3

w=0.25

430年

MC=8.4, B M=0.3

MC=8.2, B M=0.5
MC=8.4, BM=0.5
w=0.2589年

MC=8.3, BM=0.5

w=0.50210年

MC=8.3, BM=0.3

w=0.25580年

MC=8.4, BM=0.3

MC=8.2, BM=0.5
MC=8.4, BM=0.5
w=0.2589年

MC=8.3, BM=0.5

w=0.50210年

MC=8.3, BM=0.3

w=0.25580年

MC=8.4, BM=0.3

MC=8.2, BM=0.5※1 土木学会（2016）等を参考に分岐及び重みを設定※2 土木学会（2009）等を参考に分岐及び重みを設定※3 土木学会（2011）を参考に分岐及び重みを設定※4 津波推定値のばらつきに関するロジックツリー（偶然的不確実さの考慮）

第 3.2.2.2−2 図(3)津波発生モデルのロジックツリー（ＪＴＮＲ）

3.2.2−52※

w=0.30w=0.40w=0.10土木学会(2011)※※

誤差の対数標準偏差（b）

B，sに関する知見

w=0.25w=0.05= 0.223( = 1.25)= 0.300( = 1.35)= 0.372( = 1.45)= 0.438( = 1.55)

対数正規分布の打ち切り範囲（s）

w=0.75w=0.25

中央値 2.3b
中央値 10b（A）

w=0.25w=0.90

JNES(2014)等

w=0.50w=0.25= 0.20( = 1.22)= 0.25( = 1.28)

中央値 2.3b= 0.30( = 1.35)※ 土木学会（2011），原子力安全基盤機構（2014）等を参考に分岐及び重みを設定

第 3.2.2.2−3 図(1)津波推定値のばらつきに関するロジックツリー(不均質すべりモデル)※

B，sに関する知見

数値計算方法

w=0.10（Ｂ）

w=1.00土木学会(2011)

方法２
パラメータ変動の影響はに含まれていない（基本断層モデル＋パラメータの変動により評価）= 0.223( = 1.25)

w=0.35= 0.300( = 1.35)

w=0.75w=0.20= 0.372( = 1.45)= 0.438( = 1.55)

w=0.25w=0.25JNES(2014)等

対数正規分布の打ち切り範囲（s）

w=0.40w=0.05w=0.90※※誤差の対数標準偏差（b）w=0.50w=0.25= 0.20( = 1.22)= 0.25( = 1.28)

中央値 2.3b
中央値 10b

中央値 2.3b= 0.30( = 1.35)※ 土木学会（2011），原子力安全基盤機構（2014）等を参考に分岐及び重みを設定

第 3.2.2.2−3 図(2)津波推定値のばらつきに関するロジックツリー(一様すべり矩形モデル)

3.2.2−53年超過確率

10

0

10

-1

10

-2

10

-3

10

-4

10

-5

10

-6

10

-7

防潮堤前面
算術平均
全体
プレート間地震と津波地震の連動型地震
津波地震
海洋プレート内の
正断層地震

0

10

年超過確率

第 3.2.2.2−4 図

10

0

10

-1

10

-2

10

-3

10

-4

10

-5

10

-6

10

-7

20
30
津波高さ (T.P. m)

4050

波源別のハザード曲線(上昇側，防潮堤前面)

防潮堤前面
算術平均
0.95
0.84
0.50
0.16
0.05

0

第 3.2.2.2−5 図

10

20
30
津波高さ (T.P. m)

40

50

フラクタイルハザード曲線(上昇側，防潮堤前面)

3.2.2−54

1.0
機
能
喪
失
確
率

機器等の許容津波高さ

0
津波高さ（m）

第 3.2.2.3−1 図

機器等のフラジリティ曲線（波力，没水，被水）

3.2.2−55

3.2.2−56
第 3.2.2.4−1 図

評価対象となる事故シナリオと起因事象

津波（ 津波高さ）

防 潮堤損傷（T.P.＋ 24m〜）

原 子炉建屋内浸水（T.P.＋ 22m〜24m）

最終 ヒー トシンク 喪失（ T.P.＋20m〜22m）

発 生する起因事象

事故 シーケンス

−

−

発生 なし
発生なし
発 生なし

発生
発生

最終 ヒー トシンク喪失（T.P.＋ 20m〜 22m）−

原子炉建屋内浸 水に よる複 数の緩和機能 喪失（最終ヒートシ ンク 喪失） ※ （ T.P.＋22m〜24m）

原子炉建 屋内浸 水に よる複数の緩和機能 喪失（最終ヒートシ ンク 喪失）

※

発生

※

防潮堤損 傷（ T.P.＋24m〜）

防 潮堤損 傷

炉心損傷直結 のた めイ ベントツリーは 展開 しない。

第 3.2.2.4−2 図
3.2.2−57

最終ヒートシンク喪失

圧力バウンダリ健全性

階層イベントツリー

高圧炉心冷却

成功

事故シーケンス

最終ヒートシンク喪失（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）

成功
失敗

失敗

最終ヒートシンク喪失＋高圧炉心冷却失敗

最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

第 3.2.2.4−3 図

最終ヒートシンク喪失のイベントツリー

津波区分３
7.7％

津波区分２
17.7％

津波区分１
74.6％

第 3.2.2.4− 4 図

津波区分ごとの炉心損傷頻度への寄与割合
防潮堤損傷
7.7％

原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒートシンク喪失）
17.7％

最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗
0.4％

最終ヒートシンク喪失＋高圧炉心冷却失敗
0.3％

第 3.2.2.4− 5 図

最終ヒートシンク喪失（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）
73.9％

事故シーケンスごとの炉心損傷頻度への寄与割合

3.2.2−58

1.0E-03

炉心損傷頻度（／炉年）

95％上限値
平均値

1.0E-04

3.1E-05
1.0E-05
4.3E-06
1.0E-06

1.0E-07

1.0E-08

第 3.2.2.4− 6 図

不確実さ解析結果

防潮堤損傷
7.7％
原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒートシンク喪失）
17.7％

外部電源喪失＋最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗
0.4％
外部電源喪失＋最終ヒートシンク喪失＋高圧炉心冷却失敗
0.3％

外部電源喪失＋最終ヒートシンク喪失（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）
73.9％

第 3.2.2.4− 7 図

感度解析（事故シーケンスごとの全炉心損傷頻度への寄与割合）

3.2.2−59

添 付 資 料 3.2.2.1− 1プラントウォークダウンのチェックの観点について

1.

はじめに
津波ＰＲＡにおけるプラントウォークダウンで確認すべきチェッ

ク項目の具体的内容について，以下に示す。これらの項目をチェックシートに整理し，プラントウォークダウンを実施した。

2.

調査対象機器プラントウォークダウンの調査対象機器は，以下の種類に分類されることから，これらの種類毎にチェックの観点を整理した。
・津波の影響を受ける可能性のある屋外設置機器
・建屋外壁開口部・貫通部（海水ポンプ室含む）

3.

チェックの観点

3.1

津波の影響を受ける可能性のある屋外設置機器(1)

対象機器の図面（配置図・構造図等）と相違点は無いか
対 象 機 器 が ，図 面 等 か ら 想 定 し た 設 置 高 さ（ フ ロ ア ）と 相 違 無
い か チ ェ ッ ク を 行 い ，相 違 無 け れ ば チ ェ ッ ク シ ー ト に チ ェ ッ ク
す る 。合 わ せ て ，対 象 機 器 の 損 傷 部 位 の 高 さ（ 浸 水 口 高 さ ）より低い位置に損傷要因となる部位は無いかをチェックする。
必 要 に 応 じ て ，対 象 機 器 や 当 該 部 位 の 写 真 を 撮 影 し ，エ ビ デ ン
スを残す。

(2)

屋外の構築物・機器については，その周辺環境も含め，潜在的に波力に対する耐力を大きく低減させるような問題点はないか。
添付 3.2.2.1−1−1

ａ．基礎ボルト（又は設置面溶接部），及び支持構造物に外観上の異常（腐食・亀裂等）は無いか（ボルトの場合は締め付けについても確認）
以 下 の 点 に 合 致 し て い る こ と が 目 視 に て 確 認 で き れ ば ，ボ ル
ト の 締 め 付 け は 妥 当 で あ る と 判 断 し ，チ ェ ッ ク シ ー ト に チ ェックする。
−ボルトに引かれている合いマークがずれていない−ボルトに塗られているペンキに割れや剥がれがない−スプリングワッシャーやダブルナットによるゆるみ止めがされている−ボルトを緩ませるような振動が発生する機器ではない
海 水 ポ ン プ の よ う に ，海 水 に 浸 水 し て い る 箇 所 が あ る 設 備 に
つ い て ，防 潮 堤 を 越 流 す る 前 に 海 水 ポ ン プ の 基 礎 ボ ル ト に 緩
み が あ っ た 場 合 ，海 水 ポ ン プ の フ ラ ン ジ 部 か ら の 漏 え い に より ，海 水 ポ ン プ の 没 水・被 水 が 発 生 す る 可 能 性 が あ る こ と から，基礎ボルトの外観上を確認する。
起 動 変 圧 器 ，予 備 変 圧 器 ，復 水 貯 蔵 タ ン ク ，燃 料 移 送 系 ，排気 筒 の よ う に 敷 地 に 設 置 さ れ て い る 設 備 に 関 し て は ，設 置 高
さ に 津 波 高 さ が 到 達 し た 場 合 に は 没 水・被 水 す る こ と と し ていることから基礎ボルトの外観上の確認は対象外とする。
必 要 に 応 じ て ，基 礎 ボ ル ト（ 又 は 設 置 面 溶 接 部 ），及 び 支 持
構 造 物（ ボ ル ト の 締 め 付 け 含 む ）が 確 認 で き る 写 真 を 撮 影 し ，
エビデンスとして残す。

添付 3.2.2.1−1−2

ｂ．対象機器周辺の配管に外観上の異常（腐食・亀裂等）は無い
か
海 水 ポ ン プ 周 辺 の 海 水 配 管 に お い て ，外 観 上 の 異 常（ フ ラ ン
ジ 部 か ら の 漏 え い ，配 管 本 体 の 腐 食 ，亀 裂 等 ）が あ っ た 場 合に は ，想 定 さ れ る 津 波 高 さ 以 下 で 対 象 設 備 の 没 水・被 水 が 発
生 す る た め ，外 観 上 の 異 常 の 有 無 を 確 認 し ，チ ェ ッ ク シ ー トにチェックする。
起 動 変 圧 器 ，予 備 変 圧 器 ，復 水 貯 蔵 タ ン ク ，燃 料 移 送 系 ，排気 筒 の よ う に 敷 地 に 設 置 さ れ て い る 設 備 に 関 し て は ，設 置 高
さ に 津 波 高 さ が 到 達 し た 場 合 に は 没 水・被 水 す る こ と と し ていることから配管の外観上の確認は対象外とする。
必 要 に 応 じ て ，当 該 配 管 の 写 真 を 撮 影 し ，エ ビ デ ン ス と し て
残す。

(3)

津波襲来時に建物外部にある設備の津波による離脱，移動等に起因して生じる干渉及び衝突の間接的な被害の可能性はないか。
プ ラ ン ト ウ ォ ー ク ダ ウ ン の 対 象 と し た 機 器 は ，漂 流 物 の 衝 突 等に よ る 間 接 的 な 被 害 が 生 じ る 前 に ，没 水 ，被 水 に よ り 当 該 機 器
以 外 の 機 器 が 機 能 喪 失 す る か ，建 屋 内 機 器 で 漂 流 物 に よ る 被 害が 生 じ る 可 能 性 が な い 機 器 で あ る た め ，本 観 点 か ら の 調 査 は 対
象 外 と す る 。な お ，防 潮 堤 の 機 能 に 関 わ る 漂 流 物 に 関 し て は 別途検討する。

3.2

建屋外壁開口部・貫通部（海水ポンプ室含む）(1)

対象建屋貫通部の図面（配置図等）に対し，貫通孔の有無，水添付 3.2.2.1−1−3

密処理の有無，高さをチェックする。
対象建屋貫通部が，図面等から想定した状況（貫通孔の有無，
水 密 処 理 の 有 無 ，設 置 高 さ ）と 相 違 無 い か チ ェ ッ ク を 行 い ，相違無ければチェックシートにチェックする。
必 要 に 応 じ て ，対 象 の 建 屋 貫 通 部 ，写 真 を 撮 影 し ，エ ビ デ ン ス
として残す。

(2)

対象建屋貫通部の止水状態に外観上の異常は無いか(1)に お い て ， 水 密 処 理 の 有 無 を 確 認 し て い る が ， 経 年 劣 化 を考慮したときの止水状態に外観上の異常は無いかを確認する。

添付 3.2.2.1−1−4

添付資料 3.2.2.1−2
今回実施した津波ＰＲＡの前提条件について

1.

はじめに
東海第二発電所の津波ＰＲＡでは，敷地に遡上する津波を想定して評価を行っている。この前提に基づいた，東海第二発電所の津波ＰＲＡのモデル化の方法について，以下に詳細を記載する。

2.

津波ＰＲＡの前提条件
今回の津波ＰＲＡにおける前提条件については，以下の前提条件に基づき実施している。この前提条件については，審査資料「3.2.2.1 (1)ｃ．今回実施した津波ＰＲＡの前提条件について」に記載しているものである。

(a)

原子炉は，津波襲来前に地震により自動停止する可能性が高く，自動停止しない場合においても，地震発生から津波襲来までの時間余裕の間に原子炉を手動停止することから，津波襲来時には原子炉は停止しているものとする。

(b)

地震が安全上重要な設備に及ぼす影響は考慮せず，津波による影響のみを評価する。

(c)

起因事象に対する対応は，設計基準事故対処設備による対応を基本とし，これまでに整備したＡＭ策及び緊急安全対策並びに重大事故等対処設備については，期待しないものとする。

(d)

原子炉建屋の 1 階床面高さである EL.＋8.2m に津波が到達した場合は，津波が建屋内に浸水し，建屋内の機器が没水，被水により機能喪失するものと仮定した。

添付 3.2.2.1−2−1上述の前提条件のうち，(c)と(d)の条件について，次項で説明を補足する。

3.

前提条件の補足説明(1)

津波ＰＲＡにおいて期待する設備
津波ＰＲＡの実施に当たっては，「ＰＲＡの説明における参照事項」（原子力規制庁

平成 25 年 9 月）を参照し，設計基準事故対処設備による対応を基本とした条件で実施している。津波ＰＲＡで期待する設備については，「第3.2.2.1−5 表

建屋・機器リスト」に整理している。

東海第二発電所の津波ＰＲＡにおいて特徴的な設計基準事故対処設備として，津波防護施設及び浸水防止設備（防潮堤やその他敷地内への流入経路に対する止水対策）があり，防潮堤前面位置で T.P.＋20m の津波に対して浸水を防護できる条件としている。このため，防潮堤前面位置での津波高さが T.P.
＋20m を超えるまでは，津波を起因とした炉心損傷は発生しない。

(2)

原子炉建屋の水密化の扱い
原子炉建屋外壁の水密化については，緊急安全対策として EL.＋15m までの水密化対策を実施しているものの，設計基準事故対処設備としては位置付けていないため，今回の津波ＰＲＡでは期待していない。このため，敷地を遡上し原子炉建屋の１階床面 EL.＋8.2m を超える津波に対しては，原子炉建屋
内浸水が生じる。敷地内浸水解析の結果，防潮堤前面位置での津波高さが T.P.
＋22m〜＋23m の津波により，原子炉建屋内への浸水が生じることを確認しており，本評価では，T.P.＋22m で建屋内浸水が生じるものとしている。
東海第二発電所の敷地配置図と津波高さの関係を図 1 に，防潮堤前面位置
で T.P.＋22m 及び T.P.＋23m の津波による敷地内浸水解析の結果を，図 2 に示す。
添付 3.2.2.1−2−2

添付 3.2.2.1−2−3◆津波高さ区分
津波ＰＲＡでは，防潮堤を超える領域における炉心損傷頻度を評価
津波区分１（EL.＋8m 以下の敷地浸水，津波高さ T.P.＋20m〜T.P.＋22m）
本区分では，ＲＨＲＳポンプ，ＤＧＳＷポンプ及びＨＰＣＳ−ＤＧＳＷポンプが没水，被水して，起因事象「最終ヒートシンク喪失」が発生
津波区分２（EL.＋8m 以上の敷地浸水，津波高さ T.P.＋22m〜T.P.＋24m）
原子炉建屋１階床面高さまで津波が到達し，原子炉建屋内への浸水が発生することにより，起因事象「原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒート
シンク喪失）」が発生
また，本区分では変圧器の機能喪失により全交流電源喪失も発生
津波区分３（防潮堤損傷，津波高さ T.P.＋24m〜）
防潮堤の損傷に伴い多量の海水が敷地内及び原子炉建屋内に浸水することにより，起因事象「防潮堤損傷」が発生
津波区分３（防潮堤損傷）
津波区分２（原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒートシンク喪失））

T.P.＋24m
T.P.＋22m
T.P.＋20m
津波区分１（最終ヒートシンク喪失）

T.P.＋0m

図1

東海第二発電所の敷地配置図と津波高さの関係

◆敷地内浸水解析結果
津波の影響を確認するため，防潮堤位置で T.P.＋22m 津波と T.P.＋23m 津波の敷地内浸水解析を実施
防潮堤位置で T.P.＋22m 津波の場合，原子炉建屋１階床面高さ T.P.＋8.2m には到達せず，T.P.＋23m 津波の場合，原子炉建屋１階床面高さ T.P.＋8.2m に到達すると評価
本評価結果を踏まえ，T.P.＋22m 津波で原子炉建屋内浸水が生じると仮定し，T.P.＋22m 津波を境にフラジリティや津波区分を設定

防潮堤位置
T.P.＋22m 津波

防潮堤位置
T.P.＋23m 津波

添付 3.2.2.1−2−4
原子炉建屋 浸水なし
（遡上高さ T.P.＋8.16m）

T.P.＋22m 津波による敷地内浸水解析結果
図2

原子炉建屋 浸水あり
（遡上高さ T.P.＋8.25m）

T.P.＋23m 津波による敷地内浸水解析結果

防潮堤前面位置で T.P.＋22m 及び T.P.＋23m の津波による敷地内浸水解析の結果

4.

原子炉建屋の水密化対策に期待した場合の評価
緊急安全対策で実施した原子炉建屋水密化対策（T.P.＋15m）に期待した場合の感度解析を実施した。津波区分ごとの炉心損傷頻度の比較を表 1 に示す。
設計基準対処設備のみに期待した津波ＰＲＡでは，防潮堤高さを超える津波においては非常用海水ポンプが喪失し，炉心損傷防止ができないことから，原子炉建屋水密化対策に期待した場合においても，全炉心損傷頻度はベースケースと変わらない。
なお，本評価では重大事故等対処設備に期待していないが，これに期待した場
合は津波区分１（T.P.＋20m〜T.P.＋22m）及び津波区分２（T.P.＋22m〜T.P.＋
24m）の炉心損傷頻度が低減することにより，全炉心損傷頻度も低減する。

添付 3.2.2.1−2−5

表 1

緊急安全対策で実施した原子炉建屋水密化対策に期待した場合の津波区分ごとの炉心損傷頻度
ベースケース（水密化に期待しない）

津波区分

炉心損傷頻度

感度解析ケース（水密化に期待する）
全炉心損傷頻度に

津波区分

事故シーケンス（津波高さ）（／炉年）

対する寄与割合（％）

3.2E-0673.9（津波高さ）

添付 3.2.2.1−2−6（／炉年）

対する寄与割合（％）

3.2E-06

73.9

1.1E-08

0.3

1.7E-080.4

7.5E-0717.6

2.6E-09＜0.1

3.9E-09＜0.1

3.3E-077.7（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）
最終ヒートシンク喪失
1.1E-08（T.P.＋20〜＋22m）

全炉心損傷頻度に最終ヒートシンク喪失

最終ヒートシンク喪失

津波区分１

炉心損傷頻度事故シーケンス

津波区分１

最終ヒートシンク喪失（T.P.＋20〜＋22m）＋高圧炉心冷却失敗

0.3＋高圧炉心冷却失敗
最終ヒートシンク喪失

最終ヒートシンク喪失
1.7E-08

0.4＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗
最終ヒートシンク喪失（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）

原子炉建屋内浸水による
津波区分２
複数の緩和機能喪失

7.6E-07

津波区分２

最終ヒートシンク喪失（T.P.＋22〜＋24m）＋高圧炉心冷却失敗

17.7（T.P.＋22〜＋24m）（最終ヒートシンク喪失）

最終ヒートシンク喪失＋逃がし
安全弁再閉鎖失敗

津波区分３

津波区分３
防潮堤損傷

3.3E-07（T.P.＋24m〜）

7.7

防潮堤損傷
（T.P.＋24m〜）

合計

4.3E-06

合計

4.3E-06

添 付 資 料 3.2.2.1− 3
津波襲来時の原子炉停止手順について

東海第二発電所近傍で大きな地震が発生した場合，当該地震を検知して原子炉は自動スクラムする。また，地震により外部電源が喪失した場合，原子炉は自動スクラムする。そのため，震源が近い地震により津波が発生するような場合は，津波襲来時までに原子炉は既に停止していると考えられる。
また，震源が遠い地震の場合等，地震によって原子炉が自動停止に至らずに津波が襲来する場合を想定し，以下の手順を整備する。
・大津波警報が発表された場合は，原則として原子炉停止操作を開始 す る 注 ）。
・津波警報又は津波注意報が発表された場合は，取水ピット水位計
や津波監視カメラ等により津波監視を強化する。
・引き波により海水取水ピット水位が循環水ポンプの取水可能下限
水 位 （ T.P.− 1.59m： 設 計 値 ） ま で 低 下 し た 場 合 等 ， 原 子 炉 の 運 転継続に支障がある場合に，原子炉を手動停止する。
注）大津波警報が誤報であった場合，及び震源が遠い地震に伴う津波であって到達津波が到達するまでの間に大津波警報が解除又は見直された場合を除く

上記手順に則った津波襲来時の原子炉停止手順のフローを図 1 に示す。

添付 3.2.2.1−3−1

地震発生

地震による
原子炉スクラム
信号発信

No

Yes
地震による
外部電源喪失No

Yes

添付 3.2.2.1−3−2

大津波警報
発表

No

Yes
津波警報
津波注意報
発表
Yes

原子炉自動停止

原子炉自動停止

図 1

原子炉運転継続

原子炉運転継続（ 津 波 監 視 強 化 ※２）

原 子 炉 停 止 操 作 ※１※２

※１：大津波警報が誤報であった場合及び震源が遠い地震に伴う津波であって，到達津波が到達するまでの間
大津波警報が解除又は見直された場合を除く

No※２：取水ピット水位が循環水ポンプの取水可能下限水位（ T.P.-1.59m（ 設 計 値 ） ） ま で 低 下 し た 場 合 等 ， 原
子炉の運転継続に支障がある場合は，原子炉を手動停止する

津波襲来時の原子炉停止手順のフロー

添 付 資 料 3.2.2.1− 4
基準津波に伴う砂移動について
第439回審査会合
資料２−１ 再掲

資料２−１

東海第二発電所
津波評価について（基準津波に対する安全性評価）

平成29年2月3日
日本原子力発電株式会社

1

目

次

第439回審査会合
資料２−１ 再掲

1. 基準津波に対する安全性評価
1.1 評価概要

・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・

1.2 砂移動評価（地形変化）

・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・

1.3 砂移動評価（海水ポンプ室における砂の堆積厚さ）
2. 参考文献

3
5・・・・・・・・・・・・・・・・・

28

・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・

35

補足説明資料
1. 高橋他（1999）の手法に関する補足資料

・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・

37

2. 高橋他（1999）の手法における浮遊砂濃度の影響評価
2.1 評価概要

・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・

2.2 砂移動評価（地形変化）

・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・

2.3 砂移動評価（海水ポンプ室における砂の堆積厚さ）
3. 参考文献

40
42

・・・・・・・・・・・・・・・・・

54

・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・

57
2

添付 3.2.2.1−4−1

目

次

第439回審査会合
資料２−１ 再掲

1. 基準津波に対する安全性評価
1.1 評価概要
1.2 砂移動評価（地形変化）
1.3 砂移動評価（海水ポンプ室における砂の堆積厚さ）
2. 参考文献

補足説明資料
1. 高橋他（1999）の手法に関する補足資料
2. 高橋他（1999）の手法における浮遊砂濃度の影響評価
2.1 評価概要
2.2 砂移動評価（地形変化）
2.3 砂移動評価（海水ポンプ室における砂の堆積厚さ）
3. 参考文献
3

1. 基準津波に対する安全性評価

第439回審査会合
資料２−１ 再掲

1.1 評価概要• 基準津波に対する安全性の評価に関して，以下を確認する。
基準津波に伴う砂移動（地形変化）について評価を実施し，取水口が閉塞しないことを確認する。
海水ポンプ室（取水ピット）における砂の堆積厚さを評価し，非常用海水ポンプの取水に影響がないことを確認する。

N

防潮堤

放水口
北防波堤

取水口

南防波堤

海水ポンプ
海水ポンプ

敷地平面図
取水口
前面
取水ピット

概念図

4

添付 3.2.2.1−4−2

目

次

第439回審査会合
資料２−１ 再掲

1. 基準津波に対する安全性評価
1.1 評価概要
1.2 砂移動評価（地形変化）
1.3 砂移動評価（海水ポンプ室における砂の堆積厚さ）
2. 参考文献

補足説明資料
1. 高橋他（1999）の手法に関する補足資料
2. 高橋他（1999）の手法における浮遊砂濃度の影響評価
2.1 評価概要
2.2 砂移動評価（地形変化）
2.3 砂移動評価（海水ポンプ室における砂の堆積厚さ）
3. 参考文献
5

1. 基準津波に対する安全性評価 1.2 砂移動評価（地形変化）

第439回審査会合
資料２−１ 再掲

解析概要
• 基準津波に伴う砂移動について評価を実施し，取水口が閉塞しないことを確認する。
• 藤井他（1998）及び高橋他（1999）の手法に基づき砂移動の数値シミュレーションを実施した。

【数値シミュレーションのフロー】

藤井ほか(1998)の手法
藤井他（1998）の手法

Z
t

Q
x

C
t

UC
x

地盤高の

初期条件（水位・流速・初期地形）

連続式
計算開始

T=0

浮遊砂濃
度連続式
流体の連続式

E S
1
E S
D

高橋ほか(1999)の手法
高橋他（1999）の手法

00

小林ほか(1996)の実験式
小林他（1996）の実験式

Z
t

Q

流体の計算

巻き上げ
摩擦速度・シールズ数の計算
摩擦速度・シールズ数の計算

T=T+Δt

量の算定
式

掃流砂量式

沈降量の
掃流層・浮遊層間の交換砂量式
砂移動の計算浮遊層の流砂連続式

算定式
摩擦速度
の計算式

掃流層の流砂連続式

E

1.5

80 *
1

sgd 3
Qw

2

Uk z 1 exp
S

E S

Cs D
MC s
E
t
x
高橋ほか(1999)の実験式
高橋他（1999）の実験式

流砂量式
流体の運動方程式

Q
x

1
1

1.5

Q

21 *

sgd 3

E

0.012 *

2

0
S

0

1
wD
kz

wC b

log-wake 則（u*/U=κ/{ln(h/Z 0)-1}に wake 関数を付加した式）を鉛直方向に積分した式より算出

S

sgd

wC s

マニング則より算出

u*gn 2U U / D 1 / 3

水深の変更

NO
計算終了※
計算終了
YES
結果の出力

津波による地形変化（堆砂・侵食分布）※計算終了は浮遊砂濃度の変動が収束するまでとする。

6

添付 3.2.2.1−4−3

1. 基準津波に対する安全性評価 1.2 砂移動評価（地形変化）

第439回審査会合
資料２−１ 再掲

解析条件
主な解析条件

設定値

備考

砂移動モデル・藤井他(1998)によるモデル
・高橋他(1999)によるモデル

空間格子間隔沖合4320m→2160m→720m→沿岸域240m→
敷地周辺80m→40m→20m→10m→5mへ順次細分化

計算時間間隔0.05秒

マニングの粗度係数0.03 m-1/3･s

浮遊砂上限濃度・藤井他(1998)の手法 1%，5%・高橋他(1999)の手法 1%

砂の粒径0.15mm

砂粒の密度2.72 g/cm3

底質調査より設定

空隙率0.4

高橋他(1992)

海水の密度1.03 g/cm3

理科年表より設定

潮位条件※

水位上昇側：T.P.+0.81m
水位下降側：T.P.-0.61m

計算時間

地震発生後240分間（4時間）

初期砂層厚

無限

土木学会(2002)

底質調査より設定※ 2011年東北地方太平洋沖地震に伴う地殻変動量を考慮

71. 基準津波に対する安全性評価 1.2 砂移動評価（地形変化）

第439回審査会合
資料２−１ 再掲

解析条件（浮遊砂上限濃度）• 高橋他（1999）の浮遊砂上限濃度について，砂移動評価に関する論文を整理した。
• 検証の結果，浮遊砂上限濃度5％は過大評価となっている。
• 検証の結果，浮遊砂上限濃度1％は再現性が良好である。

高橋他（1999）の検証事例

実規模検証

文献

計算使用
砂粒径

計算格子
間隔

浮遊砂上限濃度

浮遊砂上限濃度に関する評価

気仙沼湾（1960年チリ地震津波）

玉田他（2009）

0.001〜1mm

25m，5m1％，5％• 計算格子間隔5mの場合，浮遊砂上限濃度5％では実績値より
侵食深を過大に評価

八戸港（1960年チリ地震津波）

藤田他（2010）

0.26mm10.3m

1％，2％，5％

宮古港（2011年東北地方太平洋沖
地震津波）

近藤他
（2012）

0.08mm

10m

1％

気仙沼湾
（2011年東北地方太平洋沖
地震津波）

森下他
（2014）

1％
0.3mm

10m
C sat αＵ2 Ｖ 2• 浮遊砂上限濃度5％は過大に評価• 浮遊砂上限濃度1〜2％の場合の再現性が良好• 土砂移動の全体的な傾向は良く一致• 防波堤堤頭部の最大洗掘深や断面地形も定量的に概ね良く一致• 砂移動評価に影響を及ぼす因子として，無次元掃流力，流砂量式係数，飽和浮遊砂濃度の３つを抽出• 上記の３つの因子を同時に変えたモデルにより，再現性が向上する可能性を示唆• 飽和浮遊砂濃度については，摩擦速度の関数とすることで再現性向上につながることを示唆

Csat : 飽和浮遊砂濃度 Ｕ，Ｖ：断面平均流速分布 α：係数（0.01）• 以上より，高橋他（1999）の浮遊砂上限濃度を1％に設定する。

8

添付 3.2.2.1−4−4

1. 基準津波に対する安全性評価 1.2 砂移動評価（地形変化）

第439回審査会合
資料２−１ 再掲

解析条件（粒径，密度）• 砂の諸元については，茨城県（2005）を参考に設定した。
• 中央粒径については，全26地点の平均値で0.18mmとなり，本解析で用いる中央粒径の設定値
は保守的に0.15mmとした。
• 密度については，全26地点の平均値である2.72g/cm3を設定値とした。

●：常陸那珂港調査（2002年2月）■：日立港調査（1998年1月）▼：東海港調査（2002年1-2月）（T10は最新の調査(2004年10月)
を採用）

日立港沖防波堤（200m設置）

日
立
港

常
陸
那
珂
港

久
慈
川

東
海
港

新川

2001年3月の水深コンター

調査位置

試料採取位置密度（g/cm3）

中央粒径（mm）

H17

2.69

0.48

N1

2.76

0.11

N2

2.76

0.12

N3

2.76

0.13

N4

2.82

0.14

N5

2.81

0.13

N6

2.73

0.12

N7

2.79

0.13

N8

2.75

0.11

N9

2.73

0.14

N10

2.70

0.16

N11

2.68

0.11

N12

2.70

0.11

N（2）

2.76

0.13

N（4）

2.66

0.89

N（6）

2.58

0.01

T1

2.72

0.15

T2

2.73

0.16

T3

2.70

0.15

T4

2.68

0.18

T5

2.69

0.17

T6

2.69

0.14

T7

2.70

0.13

T8

2.67

0.31

T9

2.68

0.16

T10

2.67

0.18

平均値

2.72

0.18

設定値

2.72

0.15

9

1. 基準津波に対する安全性評価 1.2 砂移動評価（地形変化）

第439回審査会合
資料２−１ 再掲

評価結果
• 取水口前面における砂の堆積厚さは，最大で0.4m程度であり，取水口は閉塞しない。
• 以上から，非常用海水ポンプの取水への影響はないことを確認した。
評価結果
基準津波

砂移動モデル

浮遊砂上限濃度

取水口前面における砂の堆積厚さ1％

0.01 m藤井他（1998）
水位上昇側
高橋他（1999）

5％0.01 m1％0.33 m1％0.01 m5％0.01 m1％0.19 m藤井他（1998）
水位下降側
高橋他（1999）

海水ポンプ
海水ポンプ

取水口
前面
取水口敷高：T.P.−6.04m

取水ピット

海底面：T.P.−6.89m

取水口概念図10

添付 3.2.2.1−4−5

1. 基準津波に対する安全性評価 1.2 砂移動評価（地形変化）

第439回審査会合
資料２−１ 再掲

解析結果（藤井他（1998），浮遊砂上限濃度：1％，水位上昇側）■地形変化量分布（地震発生4時間後），最大堆積量分布
取水口前面における砂の堆積厚さ0.01 m

(m)
3.50
3.00
2.50
2.00
1.50
1.00
0.50
0.25
0.00
-0.25
-0.50
-1.00
-1.50
-2.00
-2.50
-3.00
-3.50

(m)
3.50
3.00
2.50
2.00
1.50
1.00
0.50
0.25

取水口（0.01m）

取水口（0.01m）

最大堆積量分布

地形変化量分布（地震発生4時間後）

12

1. 基準津波に対する安全性評価 1.2 砂移動評価（地形変化）

第439回審査会合
資料２−１ 再掲

解析結果（藤井他（1998），浮遊砂上限濃度：5％，水位上昇側）■地形変化量分布（地震発生4時間後），最大堆積量分布
取水口前面における砂の堆積厚さ0.01 m

(m)
3.50
3.00
2.50
2.00
1.50
1.00
0.50
0.25
0.00
-0.25
-0.50
-1.00
-1.50
-2.00
-2.50
-3.00
-3.50

取水口（0.01m）

地形変化量分布（地震発生4時間後）

(m)
3.50
3.00
2.50
2.00
1.50
1.00
0.50
0.25

取水口（0.01m）

最大堆積量分布14

添付 3.2.2.1−4−6

1. 基準津波に対する安全性評価 1.2 砂移動評価（地形変化）

第439回審査会合
資料２−１ 再掲

解析結果（高橋他（1999），浮遊砂上限濃度：1％，水位上昇側）■地形変化量分布（地震発生4時間後），最大堆積量分布，最大シールズ数分布
取水口前面における砂の堆積厚さ0.33 m

(m)
3.50
3.00
2.50
2.00
1.50
1.00
0.50
0.25
0.00
-0.25
-0.50
-1.00
-1.50
-2.00
-2.50
-3.00
-3.50

ｼｰﾙｽﾞ数

(m)
3.50
3.00
2.50
2.00
1.50
1.00
0.50
0.25

取水口（0.33m）

取水口（0.33m）

取水口

最大シールズ数分布

最大堆積量分布

地形変化量分布（地震発生4時間後）

16

1. 基準津波に対する安全性評価 1.2 砂移動評価（地形変化）

第439回審査会合
資料２−１ 再掲

解析結果（藤井他（1998），浮遊砂上限濃度：1％，水位下降側）■地形変化量分布（地震発生4時間後），最大堆積量分布
取水口前面における砂の堆積厚さ0.01 m

(m)
3.50
3.00
2.50
2.00
1.50
1.00
0.50
0.25
0.00
-0.25
-0.50
-1.00
-1.50
-2.00
-2.50
-3.00
-3.50

取水口（0.01m）

地形変化量分布（地震発生4時間後）

(m)
3.50
3.00
2.50
2.00
1.50
1.00
0.50
0.25

取水口（0.01m）

最大堆積量分布20

添付 3.2.2.1−4−7

1. 基準津波に対する安全性評価 1.2 砂移動評価（地形変化）

第439回審査会合
資料２−１ 再掲

解析結果（藤井他（1998），浮遊砂上限濃度：5％，水位下降側）■地形変化量分布（地震発生4時間後），最大堆積量分布
取水口前面における砂の堆積厚さ0.01 m

(m)
3.50
3.00
2.50
2.00
1.50
1.00
0.50
0.25
0.00
-0.25
-0.50
-1.00
-1.50
-2.00
-2.50
-3.00
-3.50

(m)
3.50
3.00
2.50
2.00
1.50
1.00
0.50
0.25

取水口（0.01m）

取水口（0.01m）

最大堆積量分布

地形変化量分布（地震発生4時間後）

22

1. 基準津波に対する安全性評価 1.2 砂移動評価（地形変化）

第439回審査会合
資料２−１ 再掲

解析結果（高橋他（1999），浮遊砂上限濃度：1％，水位下降側）■地形変化量分布（地震発生4時間後），最大堆積量分布，最大シールズ数分布
取水口前面における砂の堆積厚さ
0.19 m

(m)
3.50
3.00
2.50
2.00
1.50
1.00
0.50
0.25
0.00
-0.25
-0.50
-1.00
-1.50
-2.00
-2.50
-3.00
-3.50

取水口（0.19m）

地形変化量分布（地震発生4時間後）

ｼｰﾙｽﾞ数

(m)
3.50
3.00
2.50
2.00
1.50
1.00
0.50
0.25

取水口（0.19m）

最大堆積量分布取水口

最大シールズ数分布24

添付 3.2.2.1−4−8

目

次

第439回審査会合
資料２−１ 再掲

1. 基準津波に対する安全性評価
1.1 評価概要
1.2 砂移動評価（地形変化）
1.3 砂移動評価（海水ポンプ室における砂の堆積厚さ）
2. 参考文献

補足説明資料
1. 高橋他（1999）の手法に関する補足資料
2. 高橋他（1999）の手法における浮遊砂濃度の影響評価
2.1 評価概要
2.2 砂移動評価（地形変化）
2.3 砂移動評価（海水ポンプ室における砂の堆積厚さ）
3. 参考文献28

1. 基準津波に対する安全性評価 1.3 砂移動評価（海水ポンプ室における砂の堆積厚さ）

第439回審査会合
資料２−１ 再掲

解析概要

• 海水ポンプ室（取水ピット）における砂の堆積厚さを評価し，非常用海水ポンプの取水に影響がないことを確認する。
• 取水設備を一次元でモデル化し，地形変化の評価から得られる取水口前面の浮遊砂濃度を境界条件として，取水設備内の浮遊砂濃度を算定し，非常用海水ポンプ位置における砂の堆積厚さを算定した。
• 取水路及び海水ポンプ室内の流量及び流速は，当該解析モデルで計算される管路解析結果を使用した。
• 水路内の砂移動評価については ，地形変化の検討において取水口前面における砂の堆積厚さが最も大きくなるケースを対象に，高橋他（1999）の手法に基づき数値シミュレーションを実施した。

評価結果（地形変化）
基準津波

砂移動モデル

浮遊砂上限濃度

取水口前面における砂の堆積厚さ1％

0.01 m5％0.01 m1％0.33 m1％0.01 m

備考

藤井他（1998）
水位上昇側

高橋他（1999）

検討ケース

藤井他（1998）
水位下降側
高橋他（1999）

5％0.01 m1％0.19 m

検討ケース

1.0
0.8
0.6
0.4
0.2
0.0

0.94％

0

30

60

90

120
時間（分）

150

180

210

240

浮遊砂体積濃度
砂濃度 （%）（%）

浮遊砂体積濃度
砂濃度 （%）（%）■取水口前面における浮遊砂体積濃度の時刻歴波形（高橋他（1999），浮遊砂上限濃度：1％）
1.0
0.8
0.6
0.4
0.2
0.0

0.86％

0

30

水位上昇側

60

90

120
時間（分）

150

180

210

240

水位下降側

29

添付 3.2.2.1−4−9

1. 基準津波に対する安全性評価 1.3 砂移動評価（海水ポンプ室における砂の堆積厚さ）

第439回審査会合
資料２−１ 再掲

解析条件（設定項目）
設定内容

項目
計算領域

取水口〜取水路〜取水ピット

基礎方程式

非定常開水路流及び管路流の連続式・運動方程式※1

非常用海水ポンプ
取水条件

流量：2,549.4 (m3/hr)
・残留熱除去系海水ポンプ：885.7 (m3/hr/台) ×2 台
・非常用ディーゼル発電機用海水ポンプ：272.6 (m3/hr/台) ×2 台・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水ポンプ：232.8 (m3/hr/台)×1 台

マニングの粗度係数

n=0.020m−1/3･s

貝の付着代

貝代10cmを考慮

局所損失係数

電力土木技術協会(1995)：火力･原子力発電所土木構造物の設計−増補改訂版−
千秋信一(1967)：発電水力演習
土木学会(1999)：水理公式集［平成11年版］

入射条件

基準津波：水位上昇側，水位下降側

計算時間間隔⊿t=0.01秒

計算時間

地震発生後240分間（4時間）

潮位条件※2

水位上昇側：T.P.+0.81m
水位下降側：T.P.-0.61m※1 基礎方程式＜開水路＞a)運動方程式 Q
b)連続式

t

Q2
x A

A
t

Q
x

gA

H
x

gA

n2 | v | v
R4/3

＜管路＞
a)運動方程式

vv
1
f
x 2g

0

Q
t

gA

Q
x

0

b)連続式

0

H
x

gA

n2 | v | v
R4/3

vv
1
f
x 2g

0

ここに, ｔ ：時間 Ｑ ：流量 v ：流速 ｘ ：管底に沿った座標 Ａ ：流水断面積 Ｈ ：圧力水頭＋位置水頭（管路の場合）/位置水頭（開水路の場合）
ｚ ：管底高 ｇ ：重力加速度 ｎ ：マニングの粗度係数 Ｒ ：径深 ⊿x ：管路の流れ方向の長さ ｆ ：局所損失係数※2 2011年東北地方太平洋沖地震に伴う地殻変動量を考慮

30

1. 基準津波に対する安全性評価 1.3 砂移動評価（海水ポンプ室における砂の堆積厚さ）

解析条件（取水設備の水理特性を考慮した水変動解析結果：基準津波（水位上昇側））

第439回審査会合
資料２−１ 再掲

• 基準津波（水位上昇側）による取水口前面の水位時刻歴波形を用いて算定した海水ポンプ室の水位時刻歴波形を以下に示す。

海水ポンプ室
海水ポンプ室
20.0

5.0
0.0
-5.0

T.P.-4.5m

-10.0
0

30

60

T.P.14.2m

15.0

10.0

10.0

水位(T.P.m)

水位(T.P.m)

15.0

取水口前面
取水口前面

20.0

T.P.15.9m

90

120

5.0
0.0
-5.0

T.P.-4.4m

-10.0
150

180

210

240

0

30

60

時間（分）

90

120

150

180

210

240

時間（分）

水位の時刻歴波形（水位上昇側）

海水ポンプ
海水ポンプ

取水口
前面
取水ピット

取水口概念図32

添付 3.2.2.1−4−10

1. 基準津波に対する安全性評価 1.3 砂移動評価（海水ポンプ室における砂の堆積厚さ）

解析条件（取水設備の水理特性を考慮した水変動解析結果：基準津波（水位下降側））

第439回審査会合
資料２−１ 再掲

• 基準津波（水位下降側）による取水口前面の水位時刻歴波形を用いて算定した海水ポンプ室の水位時刻歴波形を以下に示す。

海水ポンプ室
補機冷却海水ピット

15.0

取水口前面
取水口前面

15.0

T.P.9.8m

10.0

10.0

5.0

5.0

水位(T.P.m)

水位(T.P.m)

T.P.9.9m

0.0
-5.0

0.0
-5.0

T.P.-4.9m

T.P.-5.0m
-10.0

-10.0
0

30

60

90

120

150

180

210

0

240

30

60

90

時間（分）

120

150

180

210

240

時間（分）

水位の時刻歴波形（水位下降側）

海水ポンプ
海水ポンプ

取水口
前面
取水ピット

取水口概念図33

1. 基準津波に対する安全性評価 1.3 砂移動評価（海水ポンプ室における砂の堆積厚さ）

第439回審査会合
資料２−１ 再掲

評価結果

• 海水ポンプ室（取水ピット）における砂の堆積厚さは最大で0.01m程度であり，非常用海水ポンプの高さを上回らない。
• 以上から，非常用海水ポンプの取水への影響はないことを確認した。

評価結果
基準津波

砂移動モデル

浮遊砂上限濃度

海水ポンプ室における砂の堆積厚さ水位上昇側

高橋他（1999）

1％

0.01 m

水位下降側

高橋他（1999）

1％

0.01 m

海水ポンプ
海水ポンプ

非常用海水ポンプ※の高さ：T.P.−6.53m

取水口
前面

取水ピット底面：T.P.−7.85m

取水ピット※ 非常用ディーゼル発電機用海水ポンプ
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水ポンプ

取水口概念図34

添付 3.2.2.1−4−11

目

次

第439回審査会合
資料２−１ 再掲

1. 基準津波に対する安全性評価
1.1 評価概要
1.2 砂移動評価（地形変化）
1.3 砂移動評価（海水ポンプ室における砂の堆積厚さ）
2. 参考文献

補足説明資料
1. 高橋他（1999）の手法に関する補足資料
2. 高橋他（1999）の手法における浮遊砂濃度の影響評価
2.1 評価概要
2.2 砂移動評価（地形変化）
2.3 砂移動評価（海水ポンプ室における砂の堆積厚さ）
3. 参考文献35

2. 参考文献

第439回審査会合
資料２−１ 再掲

• 藤井直樹・大森政則・高尾誠・金山進・大谷英夫（1998）：津波による海底地形変化に関する研究，海岸工学論文集, 第45巻，pp.376-380• 高橋智幸・首藤伸夫・今村文彦・浅井大輔（1999）：掃流砂層・浮遊砂層間の交換砂量を考慮した津波移動床モデルの開発，海岸工学論文集，第46巻，pp.606-610• 小林昭男・織田幸伸・東江隆夫・高尾 誠・藤井直樹（1996）：津波による砂移動に関する研究，海岸工学論文集，第43巻，pp.691-695• 土木学会原子力土木委員会津波評価部会（2002）：原子力発電所の津波評価技術• 高橋智幸・今村文彦・首藤伸夫（1992）：土砂移動を伴う津波計算法の開発，海岸工学論文集, 第39巻，pp.231-235• 玉田崇・田村保・高橋智幸・佐々木元（2009）：河川での津波防災検討における津波移動床モデルの適用性に関する研究，土木学会論文集B2（海岸工学），Vol.B2-65，No.1，pp.301-305• 藤田尚毅・稲垣和男・藤井直樹・高尾誠・金戸俊道（2010）：津波による海底地形変化評価モデルの現地適用性に関する研究，海洋開発論文集，
第26巻，pp.213-216• 近藤武司・森本徹・藤本典子・殿最浩司・志方建仁（2012）：港湾での津波による土砂移動計算の再現性評価，土木学会論文集B2（海岸工学），
Vol.68，No.2，Ⅰ̲396-Ⅰ̲400• 森下祐・高橋智幸（2014）：2011年東北地方太平洋沖地震津波襲来時の気仙沼湾を対象とした津波移動床モデルの再現性向上，土木学会論文集
B2（海岸工学），Vol.70，No.2，Ⅰ̲491-Ⅰ̲495• 茨城県東海地区海岸保全対策研究会（2005）：茨城県東海地区海岸の保全に関する技術検討資料• 電力土木技術協会(1995)：火力･原子力発電所土木構造物の設計−増補改訂版−，pp826-833• 千秋信一(1967)：発電水力演習，pp76-89• 土木学会(1999)：水理公式集［平成11年版］，pp373-377• 高橋智幸・黒川貴博・藤田将孝・島田広昭（2011）：津波による土砂移動の粒径依存性に関する水理実験，土木学会論文集B2（海岸工学），Ｖｏｌ.67，
No.2，Ⅰ̲231-Ⅰ̲23536

添付 3.2.2.1−4−12

添 付 資 料 3.2.2.1− 5
事故シナリオの分析で引き波を除外する考え方について

1.

目的「実用発電用原子炉及びその附属施設の位置、構造及び設備の基準に関する規則」第５条（津波による損傷の防止）の解釈別記３において，水位変動に伴う取水性低下による重要な安全機能への影響を防止するため，非常用海水冷却系については，基準津波による水位の低下に対して海水ポンプが機能保持でき，かつ，冷却に必要な海水が確保できる設計であることを要求している。
本規制要求を満足させるため，東海第二発電所では，引き波時にお い て も 非 常 用 海 水 ポ ン プ ※ 1の 運 転 が 継 続 可 能 な よ う に ， 設 計 基 準事故対処設備として，取水口前面の海中に貯留堰を設置する計画としている。貯留堰の概略構造を図 1 に示す。貯留堰については，天端 高 さ を T.P.− 4.9m と す る こ と で ，引 き 波 時 に お い て も 非 常 用 海 水
ポ ン プ 全 台 が 30 分 間 程 度 の 運 転 が 継 続 可 能 な よ う に ，有 効 貯 留 量 とし て 約 2,370m ３ の 海 水 が 貯 留 で き る 容 量 を 有 す る 設 計 と し て い る 。
このため，設計基準の引き波に対する非常用海水ポンプの健全性
は 維 持 さ れ る も の と 言 え る 。以 下 で は ，津 波 Ｐ Ｒ Ａ の 評 価 に お い て ，
設計基準の引き波を下回る津波を想定した場合に対しても，貯留堰の設計を踏まえて，非常用海水ポンプの取水性が確保できる設計であることを確認することにより，事故シナリオの分析で引き波を除外可能であることを示す。

※1

非 常 用 海 水 ポ ン プ ： 残 留 熱 除 去 系 海 水 系 ポ ン プ ，非 常 用 デ ィ ー ゼ ル 発 電 機 用 海 水 ポ
ンプ及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水ポンプ

添付 3.2.2.1−5−1【基本仕様】
・寸法： 約 6 5m×24m（ 鋼 管 矢 板 中 心 距 離 ）・ 天 端 高 さ： T.P.− 4.9m
・ 有 効 貯 留 量： 約 2 ,370m ３・耐震重要度：Ｓクラス

図 1

2.

貯留堰の概略構造

引き波時の最低水位と低下時間一般に想定する津波の高さを高くするほど引き波の水位も低くなることから，本評価では，基準津波高さを上回る津波として，添付
資 料 3.2.2.3-2 に お い て 防 潮 堤 の 耐 力 を 確 保 す る こ と と し て い る
T.P.＋ 24m 津 波 の 水 位 挙 動 に 着 目 し て 評 価 を 行 う 。T.P.＋ 24m 津 波 は ，
防 潮 堤 前 面 高 さ T.P.＋ 20m を 上 回 る こ と か ら ， そ も そ も 押 し 波 が 防潮堤を越流して非常用海水ポンプが没水，被水して機能喪失することになるものの，ここでは保守性を確保した評価として，取水継続性を検討することとする。
T.P. ＋ 24m 津 波 の 防 潮 堤 取 水 口 前 面 に お け る 水 位 の 時 刻 歴 波 形 を
図 2 に 示 す 。図 2 に お い て 引 き 波 の 最 低 水 位 は T.P.− 6.8m と な っ て
お り ， 最 低 水 位 の 近 傍 で 水 位 が 貯 留 堰 天 端 高 さ （ T.P. − 4.9m） を 下
添付 3.2.2.1−5−2

回 る 時 間 は 約 7.5 分 間 と な っ て い る 。
T.P.（m）

30
20
10
0
-10
0

30

60

90

120
時間（分）

150

180

210

10m
約 7 .5 分 間

0m
T.P.− 6.8m

-10m

図 2

T.P.＋ 24m 津 波 の 水 位 の 時 刻 歴 波 形 と 最 低 水 位 時 拡 大 図（取水口前面）

3.

貯留堰による非常用海水ポンプの運転継続可能時間の評価(1)

評価内容及び方法
取 水 ピ ッ ト は ，非 常 用 海 水 ポ ン プ と 常 用 海 水 ポ ン プ ※ 2 で 共 用 し ている。このため，引き波により取水ピットの水位が停止警報設定値に達した場合には，常用系の循環水ポンプ及び補機冷却系海水ポンプを停止する運用としているが，ここでは，非常用海水ポン
プ全台が運転状態の場合の運転継続可能時間とともに，常用海水ポンプの停止に失敗したことを想定した状態，つまり，非常用及び常用海水ポンプ全台が運転状態の場合における非常用海水ポン
プの運転継続可能時間を評価した。
※ 2： 常 用 海 水 ポ ン プ ： 循 環 水 ポ ン プ 及 び 補 機 冷 却 系 海 水 ポ ン プ

添付 3.2.2.1−5−3

240

(2)

評価条件
非常用海水ポンプの運転継続可能時間の評価に当たり，非常用

海水ポンプ及び常用海水ポンプの取水量は，各々のポンプの定格
容 量 と し た 。非 常 用 海 水 ポ ン プ 及 び 常 用 海 水 ポ ン プ の 取 水 量 を 表 1に示す。
また，安全側の評価となるよう常用海水ポンプは，ポンプ呑口
下端まで取水可能とし，水位がポンプ呑口下端を下回った時点で停止するものとした。海水ポンプの取水可能水位を表 2 に示す。

表 1

非常用海水ポンプ及び常用海水ポンプの取水量
取 水 量 （ m ３ ／ h）

海水ポンプ

区分

台数

1台
当たり

合計

4
（2 系統）

886

3,544

2
（2 系統）

273

546

高圧炉心スプレイ系ディー
ゼル発電機用海水ポンプ

1（1 系統）

233

233

循環水ポンプ3（3 系統）

74,200222,6003※ 3（3 系統）

2,838

5,676

残留熱除去系海水系ポンプ
非常用ディーゼル発電機用
海水ポンプ

非常用

常用
補機冷却系海水ポンプ※ 3： 1 台 は 予 備 機 。 こ の た め ， 取 水 量 の 合 計 は 2 台 分 の 値 と し て い る 。

添付 3.2.2.1−5−4

表 2海水ポンプの取水可能水位

海水ポンプ

区分

取水可能水位（呑口部水位）
T.P.− 5.42m ※ 4

残留熱除去系海水系ポンプ
T.P.− 5.66m ※ 5
非常用
非常用ディーゼル発電機用海水ポンプ

T.P.− 6.08m ※ 4

高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用
海水ポンプ

T.P.− 6.08m ※ 4

循環水ポンプ
常用
補機冷却系海水ポンプ

T.P.− 1.59m（ T.P.− 5.20m）
T.P.− 5.08m ※ 4（ T.P.− 6.51m）※ 4 ： 日 本 機 械 学 会 標 準 「 ポ ン プ の 吸 込 水 槽 の 模 型 試 験 法 」（ J S M E S 0 0 4 - 1 9 8 4 ）
吸込水槽の標準形状に対する最小没水深さによる値※ 5： 実 機 ポ ン プ を 用 い た 水 理 実 験 結 果 に 基 づ く 値

(3)

評価結果
評価の結果，非常用海水ポンプは，常用海水ポンプが停止かつ非 常 用 海 水 ポ ン プ 全 台 が 運 転 状 態 の 場 合 で 約 30 分 間 ， 非 常 用 及 び
常用海水ポンプ全台が運転状態の場合で約 8 分間，運転継続可能であることを確認した。これらの時間は，いずれも引き波の水位が 貯 留 堰 の 天 端 高 さ （ T.P.− 4.9m） を 下 回 る 時 間 で あ る 約 7.5 分
間を上回っている。
ａ．常用海水ポンプ停止条件での評価① 貯 留 堰 内 に 貯 留 さ れ る 有 効 貯 留 量 ： 約 2,370m ３② 非 常 用 海 水 ポ ン プ 全 台 の 取 水 量 ： 4,323m ３ ／ h③ 非 常 用 海 水 ポ ン プ の 運 転 継 続 時 間 ： 約 30 分
・ 約 2,370m ３ （ ① ） ／ 4,323m ３ ／ h（ ② ） ＝ 32.8 分

添付 3.2.2.1−5−5

ｂ．常用海水ポンプ運転継続条件での評価①循環水ポンプ停止までに取水される貯留堰内の水量： 約 940m ３②非常用及び常用海水ポンプ全台の合計取水量： 232,599m ３ ／ h③ 循 環 水 ポ ン プ 停 止 ま で の 時 間 ： 0 分 13 秒
・ 約 940m ３ （ ① ） ／ 232,599m ３ ／ h（ ② ） ＝ 0 分 13 秒
④循環ポンプ停止後に貯留堰に貯留されている有効貯留量： 1,430m ３⑤非常用及び常用海水ポンプ（循環水ポンプ除く）全台の取 水 量 ： 9,999m ３ ／ h⑥非常用海水ポンプの運転継続時間：約 8 分
・ 1,430m ３ （ ④ ） ／ 9,999m ３ ／ h（ ⑤ ） ＝ 約 8.58 分

3.

事故シナリオの分析で引き波を除外する考え方
上述の検討により，敷地内浸水解析により原子炉建屋に到達すると 評 価 し た T.P.＋ 24m 津 波 の 引 き 波 の 水 位 が 貯 留 堰 の 天 端 高 さ（ T.P.
− 4.9m） を 下 回 る 約 7.5 分 間 に 対 し ， 非 常 用 海 水 ポ ン プ の 取 水 継 続
時間が十分長いことから，基準津波高さを上回る津波の引き波に対しても非常用海水ポンプの取水性が確保できることを確認した。
ま た ， 押 し 波 が T.P.＋ 20m を 超 え た 時 点 で ， 防 潮 堤 を 越 流 し ， 非
常用海水ポンプが機能喪失することから，引き波により非常用海水ポンプが機能喪失する事故シナリオは，押し波による事故シナリオに包含されると考えられるため考慮は不要である。
以上を踏まえ，事故シナリオの分析において引き波を除外した。
添付 3.2.2.1−5−6

添付資料 3.2.2.1−6
建屋・機器リストの抽出の考え方について

1.

津波ＰＲＡ学会標準の規定
津波ＰＲＡ学会標準には，建屋・機器リストの作成に関する以下の規定があり，東海第二発電所の建屋・機器リストについても，当該規定に基づき作成を行っている。
（津波ＰＲＡ学会標準 6.5 項抜粋部）
6.5

建屋・機器リストの作成

6.3 事故シナリオの明確化と 6.4 起因事象の分析に基づき，9.事故シーケンス評価に必要な建屋・機器リストを作成する。このリストは，図6.5-1 に示す津波ＰＲＡの一連の作業の中で調整・利用される。建屋・機器リストの作成に関連する作業項目には，5.プラント構成・特性及びサイト状況の調査，6.事故シナリオの同定，8.建屋・機器フラジリティ
評価，9.事故シーケンス評価がある。

添付 3.2.2.1−6−1

2.

建屋・機器リストの作成手順
津波ＰＲＡ学会標準の評価の流れに従い，「6.1 事故シナリオの広範な分

析・選定」及び「6.2 広範な事故シナリオのスクリーニング」を行い，「6.3
事故シナリオの明確化」及び「6.4 起因事象の分析」の結果に基づき，津波ＰＲＡの評価対象として，津波防護施設，浸水防止設備，起因事象を引き起こす設備及び起因事象を緩和する設備を選定して，「6.5 建屋・機器リストの作成」を行った。各設備区分に該当する設備の抽出の考え方を以下
に示す。
(1)

津波防護施設及び浸水防止設備
設計基準事故対処設備である，防潮堤，防潮扉，放水路止水対策，取水路止水対策及び原子炉建屋外壁部止水対策（EL.＋8.2m 以下 ※3）を抽出した。
(2)

起因事象を引き起こす設備
事故シナリオの明確化及び起因事象の分析結果（図 1）に基づき，起因事象を引き起こす設備を抽出した。
(3)

起因事象を緩和する設備
設計基準事故対処設備である緩和設備を抽出対象とし，内部事象出力運

転時レベル１ＰＲＡにおいて考慮する緩和設備（表 1）を抽出した。ただし，津波到達前に原子炉が停止していることから，緩和設備のうちスクラム系は対象外とした。

3.

建屋・機器リスト※3

原子炉建屋外壁部止水対策のうち，EL.＋8.2m 以下の地下部については，屋外タンク破損や降雨等による水の原子炉建屋内への流入を防止するため，設計基準事故対処設備
として止水対策を行っている。なお，EL.＋8.2m 以上の地上部については，緊急安全対策で設置した止水対策であり，設計基準事故対処設備として位置付けていない。

添付 3.2.2.1−6−2

2.の作成手順に基づき作成した建屋・機器リストを表 2 に示す。

4.

プラントウォークダウンへの活用
津波ＰＲＡ学会標準には，建屋・機器リストのプラントウォークダウン

への利用に関して以下の規定があり，東海第二発電所のプラントウォーク
ダウン対象機器の選定の際にも活用している。
（津波ＰＲＡ学会標準 6.5 項抜粋部）
作成した建屋・機器リストは，8.建屋・機器フラジリティ評価，9.事故
シーケンス評価に利用する他，5.プラント構成・特性及びサイト状況の調査のサイト・プラントウォークダウンへの利用も有用であり，評価手順に拘らず，一連の作業の中で相互に調整し利用すべきものであることに留意し，必要に応じてフィードバックを行う。

添付 3.2.2.1−6−3

添付 3.2.2.1−6−4
図 1（第 3.2.2.1-4 図）

事故シナリオの明確化及び起因事象の分析結果

表 1 内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡで考慮する代表的な緩和設備
機能及び系統名

系統の概要

炉心冷却機能高圧炉心スプレイ系（ＨＰＣＳ）
原子炉隔離時冷却系（ＲＣＩＣ）
低圧炉心スプレイ系（ＬＰＣＳ）
低圧注水系（ＬＰＣＩ）（残留熱除去系（ＲＨＲ））
自動減圧系（逃がし安全弁）（ＡＤＳ）

原子炉水位異常低下（レベル２）又はドライウェル圧力高の信号で自動起動し，電動駆動のポンプにより，復水貯蔵タンク又はサプレッション・チェンバを水源にして高圧〜低圧状態の原子炉に注水する。
原子炉水位異常低下（レベル２）の信号で自動起動し，蒸気タービン駆動のポンプにより，復水貯蔵タンク又はサプレッション・チェンバを水源にして原子炉に注水する。
原子炉水位異常低下（レベル１）又はドライウェル圧力高の信号で自動起動し，電動駆動のポンプにより，サプ
レッション・チェンバを水源にして低圧状態の原子炉に注水する。
ＬＰＣＩはＲＨＲの機能の１つであり，原子炉水位異常低下（Ｌ１）又はドライウェル圧力高の信号で自動起動
し，電動駆動のポンプにより，サプレッション・チェンバを水源にして低圧状態の原子炉に注水する。

添付 3.2.2.1−6−5

原子炉水位異常低下（Ｌ１）及びドライウェル圧力高の信号により，ＡＤＳ機能を有する逃がし安全弁を自動開放して原子炉圧力を低下させる。

格納容器除熱機能
格納容器スプレイ冷却モードはＲＨＲの機能の１つであり，サプレッション・プール水をＲＨＲの熱交換器で冷却し，ドライウェル内及びサプレッション・チェンバ内にスプレイすることで格納容器内の温度，圧力を低減さ
残留熱除去系（ＲＨＲ）（格納容器スプレイ冷却系／サプレッ せる。
サプレッション・プール冷却モードはＲＨＲの機能の１つであり，サプレッション・プール水をＲＨＲの熱交換
ション・プール冷却系）
器で冷却し，再びサプレッション・チェンバへ戻すことによりサプレッション・プールの温度を低減させる。
安全機能のサポート機能
残留熱除去系海水系（ＲＨＲＳ）
直接海水を供給することで，各々の補機を冷却する。
非常用ディーゼル発電機海水系（ＤＧ
ＲＨＲＳ：ＬＰＣＳ，ＲＨＲ 等
ＳＷ）
ＤＧＳＷ：ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機
ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ：ＨＰＣＳ，ＨＰＣＳ−ＤＧ
海水系（ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ）[交流電源]
非常用ディーゼル発電機（ＤＧ）
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機 外部電源の喪失等を受けて自動起動し，非常用機器に給電する。
（ＨＰＣＳ−ＤＧ）
燃料移送系
直流電源（ＤＣ）ＲＣＩＣやディーゼル発電機の起動，逃がし安全弁の電磁弁や遮断器の開閉等の非常用機器の制御に用いる。

表 2 （ 第 3.2 . 2. 1− 5 表 ）
区

分

No .
1
2

津波防護施
設及び浸水
防止設備

3

4
5
6

7
起因事象を
引き起こす
設備

フロントライン系

起因事象
を緩和す
る設備

建 屋 ・ 機 器 リ ス ト （ 1／ 2）
設置場所※１

設置場所の高さ※１（ E L. ）

−

屋外

−

−

屋外

−

−

海水ポンプ室
及び屋外

−

−

原子炉建屋
及び屋外

−

ポンプ

海水ポンプ室＋ 0 .8 m

ポンプ

海水ポンプ室＋ 0 .8 m

ポンプ

海水ポンプ室＋ 0 .8 m

建屋・機器（系統）名称
防潮堤及び防潮扉
放水路止水対策（構内排水路止水対策含む）
取 水 路 止 水 対 策（ 海 水 引 込 み 管 ，
緊急用海水取水管止水対策含む）
原子炉建屋外壁部（地下部分）
止水対策（隣接する建屋境界部含む）
残留熱除去系海水系（海水ポンプ及び関連機器含む）
非常用ディーゼル発電機用海水系（海水ポンプ及び関連機器含
む）
高圧炉心スプレイ系ディーゼル
発電機用海水系（海水ポンプ及び関連機器含む）

サポート

8

循環水ポンプポンプ

海水ポンプ室＋ 0.8 m9

補機冷却系海水ポンプ

ポンプ

海水ポンプ室＋ 0.8 m10起動変圧器，予備変圧器

変圧器

屋外

＋ 8.2 m

11

原子炉建屋

１階床面

−

＋ 8.2 m12

タービン建屋

１階床面−＋ 8.2 m

13

排気筒

排気筒

屋外

＋ 8.5 m14

高圧炉心スプレイ系

原子炉建屋（地下２階）− 4 .0 m

15

原子炉隔離時冷却系

原子炉建屋（地下２階）− 4 .0 m

16

低圧炉心スプレイ系

原子炉建屋（地下２階）− 4 .0 m

17低圧注水系（残留熱除去系）

原子炉建屋（地下２階）− 4 .0 m

18

自動減圧系

制御盤

原子炉建屋
（２階）

＋ 1 8.0 m

19

復水貯蔵タンクタンク

屋外＋ 3 .0 m

屋外＋ 8 .3 m

ポ ン プ ，電動 弁 ，空 調
機
ポンプ，
タービン，
電動弁，器
具，分電盤
ポ ン プ ，電動 弁 ，空 調機
ポ ン プ ，電動 弁 ，空 調
機

20

燃料移送系

タ ン ク ，ポ
ンプ

21

直流電源系

分電盤

22

非常用交流電源系

ディーゼル
発電設備

添付 3.2.2.1−6−6

原子炉建屋（地下２階）
原子炉建屋（地下２階）− 4 .0 m− 4 .0 m

表 2 （ 第 3.2 . 2. 1− 5 表 ）
区

分

N o.

建 屋 ・ 機 器 リ ス ト （ 2／ 2）

建屋・機器（系統）名称

設置場所※１

設置場所の高さ※１（ E L. ）残留熱除去系海水系（海水ポンポンプ
海水ポンプ室＋ 0 .8 m
プ及び関連機器含む）
残留熱除去系海水系（原子炉建
原子炉建屋
24
熱交換器
− 4 .0 m
屋内設置機器）（地下２階）
非常用ディーゼル発電機用海水25系（海水ポンプ及び関連機器含ポンプ
海水ポンプ室＋ 0 .8 m
む）
起因事象
非常用ディーゼル発電機用海水
原子炉建屋
を緩和す
26
系（原子炉建屋付属棟内設置機
熱交換器− 4 .0 m（地下２階）る設備器）
高圧炉心スプレイ系ディーゼル
27
発電機用海水系（海水ポンプ及ポンプ
海水ポンプ室＋ 0 .8 m
び関連機器含む）
高圧炉心スプレイ系ディーゼル
原子炉建屋
28
発電機用海水系（原子炉建屋内
熱交換器− 4 .0 m（地下２階）
設置機器）※ 1： 設 置 場 所 の 高 さ は ， 工 事 計 画 認 可 申 請 書 ， 配 管 施 工 図 ， 配 置 図 ， 据 付 図 等 を
23

サポート系

元に調査し ，没水 ，被水による機能喪 失に着 目して，当該機器の 設置床面の高 さ を 記 載 し て い る 。（ 添 付 資 料 3 .2. 2 .1 − 7 ）な お ， 複 数 の 機 器 が 異 な る 高 さ に 設 置 さ れ て い る 場 合 は ，今 回 の 津 波 Ｐ Ｒ Ａの評価の前提条件を踏まえ，以下の方針で記載している。
＜海水ポンプ室＞
防潮堤越流により，海水ポンプ室内の機器が没水，被水するため，複数の機器が異なる高さに設置されている場合は，最も低い位置に設置されている設備の設置床面の高さを記載している。
＜原子炉建屋＞
原 子 炉 建 屋 の １ 階 床 面 高 さ で あ る E L .＋ 8 . 2 m に 津 波 が 到 達 し た 場 合 は ， 津
波が建屋内に浸水し，建屋内の機器が没水，被水により機能喪失するものと仮定していることから，複数の機器が異なる高さに設置されている場合
は ，最 も 低 い 位 置 に 設 置 さ れ て い る 設 備 の 設 置 床 面 の 高 さ を 記 載 し て い る 。
＜建屋本体＞
原 子 炉 建 屋 及 び タ ー ビ ン 建 屋 に つ い て は ，地 上 １ 階 の 床 面 高 さ と し て い る 。

添付 3.2.2.1−6−7

添 付 資 料 3.2.2.1− 7
建屋・機器リストの設備の設置高さの根拠について

1.

はじめに
建屋・機器リストに記載している設置場所の高さの設定の考え方に つ い て ， 原 子 炉 隔 離 時 冷 却 系 （ 以 下 「 Ｒ Ｃ Ｉ Ｃ 」 と い う 。） を 例 に
以下で説明する。

2.

設置場所の高さの設定方法(1)

ＲＣＩＣ関連機器の抽出
基本系統図及び電気計装図を元に，ＲＣＩＣの機能維持に必要な機器を抽出しリスト化する。ＲＣＩＣの機器リストを表 1 に示す。

(2)

各機器の設置場所の高さの調査
工事計画認可申請書，配管施工図，据付図，外形図，配置図，

原子炉建屋一般配置図等を用いて，各機器が設置されている原子炉建屋の階層を特定し，当該階層の床面高さを設置場所の高さとする。各機器の設置場所の高さを表 1 に，ＲＣＩＣポンプ／ター
ビンの設置高さを示した機器配置図を図 1 に示す。

(3)

ＲＣＩＣの設置場所の高さの特定ＲＣＩＣは複数の階層に設置されていることから，最も低い階

層 で あ る 原 子 炉 建 屋 地 下 ２ 階 の 床 面 高 さ EL.− 4.0m を ， Ｒ Ｃ Ｉ Ｃの設置場所の高さと設定する。

添付 3.2.2.1−7−1

表1
総称名

ＲＣＩＣ関連機器リスト

機器名称

設置場所

設置場所の
高 さ (EL. )ポンプ

ＲＣＩＣポンプ

原子炉棟地下２階− 4.0m

タービン

ＲＣＩＣタービン

原子炉棟地下２階− 4.0m弁

ＲＣＩＣ原子炉注入弁

原子炉棟４階＋ 29.0m

ＲＣＩＣ外側隔離弁

原子炉棟３階＋ 20.3m

ＲＣＩＣタービン排気弁

原子炉棟地下１階＋ 2.0m

ＲＣＩＣ蒸気供給弁

原子炉棟地下２階− 4.0m：：：Ｒ Ｃ Ｉ Ｃ DI V- Ⅰ 計 装 ラ ッ ク

原子炉棟地下１階＋ 2.0m

原子炉棟地下２階− 4.0m

電気室上部３階＋ 23 .0m：：

直 流 125 V M CC 2A-2

原子炉棟４階＋ 29.0m

直 流 12 5 V M CC 2A-1

原子炉棟地下１階＋ 2.0m蓄電池

直 流 125 V 蓄 電 池 (2A )電気室１階＋ 8.2m充電器盤

直 流 125 V 充 電 器 盤 ( 2A)

電気室１階＋ 8. 2m

直流母線盤

直 流 125 V 直 流 母 線 盤 (2A)

電気室１階

＋ 8. 2m

分電盤

直 流 125 V 分 電 盤 (2A -1)

電気室１階＋ 8. 2m

直 流 12 5 V 分 電 盤 (2A -2-1)

電気室地下２階− 4. 0m器具

Ｒ Ｃ Ｉ Ｃ PU MP DISCH ARGE
FLOW (伝 送 器 )Ｒ Ｃ Ｉ Ｃ TU RBI NE CO NTROL
BOX
：
直流ＭＣＣ

添付 3.2.2.1−7−2

図 1

ＲＣＩＣポンプ／タービンの機器配置図

添付 3.2.2.1−7−3

添 付 資 料 3.2.2.3− 1
防潮堤に対する漂流物の衝突影響評価に用いる漂流物の選定について

1.

はじめに
起因事象の分析結果に基づく機器フラジリティ評価に当たり，防潮堤の漂流物の衝突による影響を評価するため，考慮すべき漂流物を選定する必要がある。このため，発電所敷地内及び発電所敷地外を対象に，漂流物となる可能性のある施設・設備（発電所港湾施設に 接 岸 す る 船 舶 含 む 。 以 下 同 じ 。） に つ い て 広 範 な 調 査 を 実 施 し ， 漂
流物の衝突による影響評価において考慮する漂流物を選定した。
なお，漂流物に関する調査結果は，以下の審査資料に詳細を記載
していることから，本資料においては，当該資料の要点を記載することとする。
・「東海第二発電所

津波による損傷の防止

2.5.2(4)基 準 津 波に伴う津波防護施設等の健全性確保及び取水口付近の漂流物に対する取水性確保」
・「 東 海 第 二 発 電 所

重大事故等対処設備について別 添 資 料 -1

基準津波を超え敷地に遡上する津波に対する津波防護方針について2.

2.5.2［ 漂 流 物 の 影 響 ］」

漂流物調査範囲の設定
防潮堤外側の漂流物評価については，設置許可基準規則第５条に「設計基準対象施設は，基準津波に対して安全機能が損なわれるおそ れ が な い も の で な け れ ば な ら な い 。」 と 規 定 さ れ て い る こ と か ら ，
基準津波に伴う防潮堤外側の漂流物を漂流物評価フローに基づき適切に評価し，防潮堤に対する漂流物の衝突影響がないことを確認し添付 3.2.2.3−1−1

ている。
基 準 津 波 （ 津 波 高 さ T.P.＋ 17.7m （ 防 波 堤 な し ）） に よ る 漂 流 物 調
査 範 囲 に つ い て は ，東 海 第 二 発 電 所 の 取 水 口 か ら 半 径 5kmの 範 囲 と しており，基準津波による敷地前面海域の流向及び流速を考慮し，想定 す る 漂 流 物 の 最 大 移 動 量 の 算 出 結 果 が 約 3.6km で あ る こ と を 設 定
根 拠 と し て い る 。こ の 漂 流 物 調 査 範 囲 は ，最 大 約 3.6kmの 移 動 量 に 保
守 性 を 考 慮 し た 半 径 5km の 範 囲 を 漂 流 物 調 査 範 囲 と 設 定 し て い る こと か ら ，津 波 Ｐ Ｒ Ａ で 想 定 す る 津 波 高 さ T.P.＋ 24mに 対 し て も 適 用 できるものと考える。
基準津波による漂流物調査範囲の設定については「東海第二発電所

3.

津 波 に よ る 損 傷 の 防 止 2.5.2(4)ｂ .漂 流 物 調 査 範 囲 の 設 定 」参 照 。

漂流物となる可能性のある施設・設備の抽出
漂流物となる可能性のある施設・設備を漂流物評価フローに基づき抽出する。図 1 に防潮堤外側における漂流物評価フローを示す。

添付 3.2.2.3−1−2

T.P.＋ 24m 津 波 の 流 速 ，
流向，及び敷地内浸水域の確認

漂流物調査範囲の設定

漂流物となる可能性のある施設・設備の抽出（防潮堤又は防潮扉の外側）
漂流物となる可能性のある施設・設備の評価

漂流物とはならない。
（分類：Ａ）

No※１

津波防護施設等に対する漂流物とはならない。
（分類：Ｂ）

漂流物となるか。

重量，設置状況，緊
急退避の実効性を考慮して評価する。

No

※１

Yes
漂流物となる可能性が否定できない
施設・設備

津波防護施設等に到達する漂流物と
なるか。

※2

Yes
※２

津波の流向及び地形を考慮して評価する。

津波防護施設等に対する漂流物となる可能性が否定できない施設・設備

漂流物の設定津波防護施設等：津波防護施設，浸水防止設備，津波監視設備を示す。

図 1

防潮堤外側における漂流物評価フロー

添付 3.2.2.3−1−3

4.

漂流物となる可能性のある施設・設備の抽出結果
防潮堤外側における抽出結果については，「東海第二発電所

事故等対処設備について別 添 資 料 -1

重大基準津波を超え敷地に遡上する津波に対する津波防護方針について

2.5.2 ［ 漂 流 物 の 影 響 ］

ｄ．漂流物となる可能性のある施設・設備の抽出結果」参照。主な抽出結果を以下に示す。
・ 発 電 所 敷 地 内 （ 防 潮 堤 外 側 ）：コンクリート片，外装板，車両等
・発電所敷地外：5t 級 漁 船 ，コ ン ク リ ー ト 片 ，外 装 板 ，プ ラ ン ト 設 備 の 一 部 ，
防砂林等

5.

漂流物の衝突影響において考慮する漂流物の選定
防潮堤の漂流物衝突影響評価の際に用いる漂流物として，上述の

抽 出 結 果 の う ち 最 も 重 量 の 大 き い 総 ト ン 数 5t（ 排 水 ト ン 数 15t） の漁船を対象漂流物とし，漂流物衝突荷重の設定において考慮する。

添付 3.2.2.3−1−4

添付資料 3.2.2.3−2
津波防護対策の設計耐力について

1.

防潮堤の耐力(1)

防潮堤の概要
防潮堤は，基準津波による遡上波が設計基準対象施設の津波防護対象設備の設置された敷地に到達・流入することを防止するため，敷地を取り囲む形で設置する津波防護施設であり，天端高さは敷地前面東側で T.P.
＋20m，敷地側面北側及び南側で T.P.＋18m である。
海水ポンプエリアの防潮堤は，鉄筋コンクリート造の地中連続壁を基礎構造とし，上部工は鋼製防護壁及び鉄筋コンクリート防潮壁に大別される。また，敷地周辺エリアについては，鋼管杭を基礎構造とし，上部工は鋼管杭鉄筋コンクリート壁の構造である。
防潮堤の配置図を図 1 に示す。

(2)

防潮堤の設計耐力
防潮堤の設計耐力については，敷地に遡上する津波（防潮堤位置における津波高さ T.P.＋24.0m の津波）に対して耐力を確保する設計とする。
なお，防潮堤の設計においては，以下のとおり，常時荷重，地震荷重，
敷地に遡上する津波荷重及び余震荷重，漂流物衝突荷重を適切に組み合
わせた条件で評価を行う。
・常時荷重＋地震荷重
・常時荷重＋敷地に遡上する津波荷重
・常時荷重＋敷地に遡上する津波荷重＋余震荷重
・常時荷重＋敷地に遡上する津波荷重＋漂流物衝突荷重

添付資料 3.2.2.3−2−1

図1

2.
(1)

防潮堤配置図防潮堤以外の津波防護対策の耐力
防潮堤以外の津波防護対策の概要
防護対象設備の設置された敷地への津波の流入経路に対して，津波の流入を防止するため，津波防護対策を実施する。表 1 に各津波防護対策の設備分類と設置目的を,図 2 に敷地の特性に応じた津波防護の概要を示す。

添付資料 3.2.2.3−2−2(2)防潮堤以外の津波防護対策の設計耐力
津波防護対策の設計耐力に際しては，防潮堤の設計耐力に合わせて，敷地に遡上する津波（防潮堤位置における津波高さ T.P.＋24.0m の津波）に対して耐力を確保する設計とする。なお，防潮堤以外の津波防護対策の設計においては，以下のとおり，常時荷重，地震荷重，敷地に遡上す
る津波荷重及び余震荷重を適切に組み合わせた条件で評価を行う。
・常時荷重＋地震荷重
・常時荷重＋敷地に遡上する津波荷重
・常時荷重＋敷地に遡上する津波荷重＋余震荷重

添付資料 3.2.2.3−2−3

表1

各津波防護対策の設備分類と設置目的（1／2）

津波防護対策

設備
分類

設置目的

津波
防護
施設

・基準津波による遡上波が設計基準対象施設の津波防護対象設備の設置された敷地に到達・流入することを防止する。
・放水路からの流入津波が放水路ゲート及び放水ピットの点検用開口部（上流側），放水ピット並びに放水ピット 及び放水路に 接続される 配管貫通部を経由し，設計基準対象施設の津波防護対象設備の設置された敷地に流入することを防止する。
・構内排水路からの流入津波が集水枡及び排水管を経由し，設計基準対象施設の津波防護対象設備の設置された敷地に流入することを防止する。
・引き波時において，非常用海水ポンプによる補機冷却に必要な海水を確保し，非常用海水ポンプの機能を保持する。

防潮堤及び防潮扉

放水路ゲート

構内排水路逆流防止設備

貯留堰

取水路

・取水路からの流入津波が取水路の点検用開口部を経由し，海水ポンプ室側壁外側に流入することを防止することにより，隣接する海水ポンプ室への浸水を防止する。

取水路点検用開口部浸水防止蓋

海水ポンプグランドドレン排出口逆止弁
海水ポン
プ室

海水ポンプ室ケーブル
点検口浸水防止蓋
貫通部止水処置

循環水ポ
ンプ室

取水ピット空気抜き配
管逆止弁

放水路

放水路ゲート点検用開口部浸水防止蓋

ＳＡ用海
水ピット

ＳＡ用海水ピット開口部浸水防止蓋

緊急用海
水ポンプ
室

緊急用海水ポンプピット点検用開口部浸水防止蓋
緊急用海水ポンプグラ
ンドドレン排出口逆止弁
緊急用海水ポンプ室床
ドレン排出口逆止弁

浸水
防止
設備

・取水路からの流入津波が海水ポンプグランドドレン
排出口を経由し，海水ポンプ室に流入することを防止する。
・地震による非常用海水系配管（戻り管）の損傷及び屋外タンクからの溢水がケーブル点検口を経由し，海水ポンプ室に流入することを防止する。
・地震による循環水ポンプ内の循環水系等配管の損傷に伴う溢水が，貫通部を経由して隣接する海水ポン
プ室に流入することを防止する。
・取水路からの流入津波が取水ピット空気抜き配管を経由し，循環水ポンプ室に流入することを防止することにより，隣接する海水ポンプ室への浸水を防止する。
・放水路からの流入津波が放水路ゲートの点検用開口部（下流側）を経由し，設計基準対象施設の津波防護対象設 備の設置され た敷地に流 入することを防止する。
・海水取水路からの流入津波がＳＡ用海水ピット開口部を経由し，設計基準対象施設の津波防護対象設備の設置された敷地に流入することを防止する。

・緊急用海水取水管及び海水取水路からの流入津波が
緊急用海水ポンプのグランドドレン排出口，緊急用
海水ポンプ室の床ドレン排出口，点検用開口部を経由し，設計基準対象施設の津波防護対象設備の設置された敷地に流入することを防止する。

添付資料 3.2.2.3−2−4

表1

各津波防護対策の設備分類と設置目的（2／2）

津波防護対策
防潮堤，防潮
扉

原子炉
建屋境界

設備分類

設置目的

貫通部止水処置・防潮堤及び防潮扉を取り付けるコンクリート躯体下部 の貫通 部 か ら設 計 基準 対象 施 設の 津波 防護対 象
設 備の設 置 さ れた 敷 地に 津波 が 流入 する ことを 防止する。

貫通部止水処置

・地震によるタービン建屋内及び非常用海水系配管カ
ルバート等の循環水系等機器・配管の損傷に伴う溢水が，浸水防護重点化範囲に流入することを防止する。

常設代替高圧電源装置用カルバート原子炉建屋
常設代替高圧 側水密扉
電源装置用カ
ルバート

浸水防止
設備

・地震による非常用海水系配管（戻り管）の損傷及び屋外タンクからの溢水並びに津波が，浸水防護重点化範囲に流入することを防止する。

貫通部止水処置

津波・構内監視カメラ
取水ピット水位計
潮位計

津波監視
設備

・地震発生後，津波が発生した場合に，その影響を俯
瞰的に把握する。

添付資料 3.2.2.3−2−5

【凡例】
T.P.＋ 3.0m〜 T.P.＋ 8.0m
T.P.＋ 8.0m〜 T.P.＋ 11.0m
T.P.＋ 11.0m 以 上

図 2

津波防護施設
浸水防止設備津波監視設備設計基準対象施設の津波防護対象設備を内包する
建屋及び区画

敷 地 の 特 性 に 応 じ た 津 波 防 護 の 概 要 （ 1／ 4）

添付 3.2.2.3−2−6

【凡例】
津波防護施設
浸水防止設備津波監視設備設計基準対象施設の津波防護対象設備を内包する
建屋及び区画

放水路ゲート点検用開口部浸水防止蓋
T.P.＋3.5m
防潮堤
放水口

放水路

放水路ゲート
T.P.＋3.5m

図（放水口周辺拡大図）

図（海水ポンプエリア周辺拡大図）

緊急用海水ポンプ
ピット点検用開口部浸水防止蓋

T.P.＋0.8m
緊急用海水ポンプ室
床ドレン
排出口逆止弁

緊急用海水ポンプ
グランドドレン排出口逆止弁図

図 2（緊急用海水ポンプエリア周辺拡大図）

敷 地 の 特 性 に 応 じ た 津 波 防 護 の 概 要 （ 2／ 4）

添付 3.2.2.3−2−7

【凡例】
設計基準対象施設の津波防護対象設備を内包する
建屋及び区画（常設代替高圧電源装置用カルバート（トンネル部）拡大図）

図（常設代替高圧電源装置置場拡大図）（ 常 設 代 替 高 圧 電 源 装 置 置 場 及 び 常 設 代 替 高 圧 電 源 装 置 用 カ ル バ ー ト 拡 大 図 ） 1/2

図 2

敷 地 の 特 性 に 応 じ た 津 波 防 護 の 概 要 （ 3／ 4）

添付 3.2.2.3−2−8

【凡例】
浸水防止設備設計基準対象施設の津波防護対象設備を内包する
建屋及び区画（ B-B 断 面 ）（常設代替高圧電源装置用カルバート（立坑部及びカルバート部）拡大図）
図（ 常 設 代 替 高 圧 電 源 装 置 置 場 及 び 常 設 代 替 高 圧 電 源 装 置 用 カ ル バ ー ト 拡 大 図 ） 2/2

図 2

敷 地 の 特 性 に 応 じ た 津 波 防 護 の 概 要 （ 4／ 4）

添付 3.2.2.3−2−9

添 付 資 料 3.2.2.3− 3
津波による敷地内浸水解析について

1.

はじめに
基準津波による遡上波の敷地内への到達又は流入を防止するため，

津波防護施設として敷地を取り囲む形で防潮堤を設置する計画である。また，海と連接する取水路，放水路等からの津波の浸水を防止するため，津波防護施設として放水ピット開口部に放水ピット逆流防止設備を設置するとともに，浸水防止設備として海水ポンプエリ
ア等，敷地への津波の流入の可能性のある経路を特定して，貫通部等に対して止水措置等を講じることとしている。
このため，基準津波が地上部又は地下部から敷地内に到達又は流入 す る こ と は な い が ，防 潮 堤 高 さ を 超 え る 津 波 が 襲 来 し た 場 合 に は ，敷地内への浸水が生じることから，基準津波を超える津波の襲来を想定した敷地内浸水解析を実施した。

2.
(1)

浸水解析条件
防潮堤高さ
基準津波による防潮堤位置における最高水位は，海水ポンプエ
リ ア 近 傍 で T.P.＋ 17.1m で あ る 。 こ の た め ， 防 潮 堤 高 さ は ， 海 岸
側 防 潮 堤 で T.P.＋ 20m，敷 地 側 面 及 び 背 面 で T.P.＋ 18m と し て い る 。

(2)

敷地内浸水想定
上 記 (1)の と お り ，海 岸 側 の 防 潮 堤 高 さ は T.P.＋ 20m で あ る た め ，津 波 の 遡 上 波 を 含 む 津 波 高 さ が T.P.＋ 20m ま で は ， 敷 地 内 に 津 波が流入することはない。
添付 3.2.2.3−3−1

し か し ， 防 潮 堤 高 さ T.P.＋ 20m を 超 え る 津 波 の 襲 来 を 想 定 す ると，津波は防潮堤を越流し始め，まず，海水ポンプ室内に津波が流入し，非常用海水ポンプの機能喪失を引き起こす。さらに，津波 高 さ が 高 く な る と ， 原 子 炉 建 屋 が 設 置 さ れ て い る EL.＋ 8m 盤 の敷 地 ま で 津 波 が 到 達 し ，原 子 炉 建 屋 地 上 １ 階 の 床 面 高 さ EL.＋ 8.2mを超えると原子炉建屋内への流入が生じる。
原 子 炉 建 屋 地 上 1 階 の 床 面 高 さ EL.＋ 8.2m に 到 達 す る 津 波 高 さを 確 認 す る た め ，T.P.＋ 23m 及 び T.P.＋ 22m の 津 波 の 襲 来 を 想 定 した場合の敷地内の浸水解析を実施した。
な お ， 防 潮 堤 は 添 付 資 料 3.2.2.3-2 に 示 す と お り T.P.＋ 24m 津波に対する耐力を有している。また，海と連接する取水路，放水路 等 か ら の 津 波 の 浸 水 対 策 に つ い て は ，T.P.＋ 24m の 津 波 に 対 し ても，機能保持できる設計とするため，取水路，放水路等からの津波の浸水は生じない。

(3)

入力津波の作成
日 本 海 溝 沿 い の プ レ ー ト 間 地 震 （ Mw8.7） に よ る 津 波 の 波 源 を ，防 潮 堤 位 置 に お い て T.P.＋ 23m 程 度 と な る よ う に ， 津 波 波 源 モ デル の す べ り 量（ 1.415 倍 ）を 調 整 さ せ た も の を T.P.＋ 23m 津 波 と した。防潮堤位置の最高水位地点を図 1 に，防潮堤位置の最高水位
地点の時刻歴波形を図 2 に示す。
ま た ， T.P.＋ 22m 津 波 に 対 し て も ， 同 様 の 手 順 に よ り 作 成 し た 。

添付 3.2.2.3−3−2

水位（T.P.m）

図 1

防潮堤位置の最高水位地点

30
20
10

敷地高さ

0
0

30

図 2

60

90

120
時間（分）

150

180

210

防潮堤位置の最高水位地点の時刻歴波形

添付 3.2.2.3−3−3

240

(4)

敷地内浸水の検討
上 記 (3) で 作 成 し た T.P.＋ 23m 津 波 及 び T.P.＋ 22m 津 波 を 用 いて，敷地内への浸水解析を実施した。
敷地内浸水解析に当たっては，敷地内に存在する建物・構築物

等 を モ デ ル 化 し ， 原 子 炉 建 屋 が 設 置 さ れ て い る EL.＋ 8m 盤 の 敷 地
における津波の最大浸水深を求めた。なお，最大浸水深の算定に当たっては，安全側の評価となるように防潮堤を越流した津波は全量敷地内に留まるものとし，排出施設等からの排出は考慮しないこととした。

3.

敷地内浸水解析結果(1)

T.P.＋ 23m 津 波 に よ る 敷 地 内 浸 水 解 析 結 果
T.P.＋ 23m 津 波 の 襲 来 を 想 定 し ，敷 地 内 浸 水 解 析 を 実 施 し た 。T.P.

＋ 23m 津 波 に よ る 敷 地 内 に お け る 最 大 浸 水 深 分 布 を 図 3 に 示 す 。
解 析 の 結 果 ， 原 子 炉 建 屋 周 辺 の 津 波 の 遡 上 高 さ は T.P. ＋ 8.25mと な っ た 。 こ れ に 対 し ， 原 子 炉 建 屋 地 上 １ 階 の 床 面 高 さ は EL.＋8.2m で あ る た め ， T.P.＋ 23m 津 波 の 襲 来 を 想 定 し た 場 合 に は ， 原子炉建屋の入口扉から建屋内への津波の流入が生じ，建屋内の設
備の機能喪失が生じる。
なお，原子炉建屋周辺への津波の浸水は，防潮堤前面東側で最高水位となる位置からの越流によるものではなく，敷地側面南側からの越流が支配的である。これは，敷地前面東側の防潮堤高さ
が T.P.＋ 20m に 対 し ， 敷 地 側 面 南 側 の 防 潮 堤 高 さ が T.P.＋ 18m であることに加え，津波の波源が敷地の南東側に位置しているため，南側からの越流が発生しやすい状況にあるためと考えられる。
添付 3.2.2.3−3−4

防潮堤位置T.P. ＋ 23 m 津 波

原子炉建屋 浸水あり
（ 遡 上 高 さ T.P.＋ 8.25m ）

図 3

(2)

T.P.＋ 23m 津 波 に よ る 敷 地 内 に お け る 最 大 浸 水 深 分 布

T.P.＋ 22m 津 波 に よ る 敷 地 内 浸 水 解 析 結 果
上 記 (1) の T.P. ＋ 23m 津 波 に よ る 敷 地 内 浸 水 解 析 の 結 果 ， EL.

＋ 8m 盤 の 敷 地 に お け る 津 波 の 遡 上 高 さ は T.P.＋ 8.25m で あ っ た た
め ， T.P.＋ 22m 津 波 の 襲 来 を 想 定 し た 敷 地 内 浸 水 解 析 を 実 施 し た 。
こ の 結 果 ，T.P.＋ 22m 津 波 で は 原 子 炉 建 屋 周 辺 の 津 波 の 遡 上 高 さは T.P.＋ 8.16m と な り ， 原 子 炉 建 屋 １ 階 床 面 高 さ EL.＋ 8.2m を 超
え な い こ と を 確 認 し た 。T.P.＋ 22m 津 波 に よ る 敷 地 内 に お け る 最 大
浸水深分布を図 4 に示す。

添付 3.2.2.3−3−5

防潮堤位置T.P. ＋ 22m 津 波

原子炉建屋 浸水なし
（ 遡 上 高 さ T.P.＋ 8.16m ）

図 4

4.

T.P.＋ 22m 津 波 に よ る 敷 地 内 に お け る 最 大 浸 水 深 分 布

まとめ
防 潮 堤 高 さ T.P.＋ 20m を 超 え る 津 波 の 襲 来 を 想 定 し た 敷 地 内 浸 水

解析を実施した。解析結果は以下のとおりである。
・T.P.＋ 22m ま で の 津 波 で は ，原 子 炉 建 屋 周 辺 の 津 波 の 遡 上 高 さ は
T.P.＋ 8.16m ま で で あ り ， 原 子 炉 建 屋 １ 階 床 面 （ EL.＋ 8.2m） ま
で津波が到達しないため，建屋内の設備は機能喪失しない。
・ T.P.＋ 22m〜 T.P.＋ 23m 未 満 の 津 波 で は ， 原 子 炉 建 屋 内 へ の 津 波の流入が生じ，建屋内の設備が機能喪失する可能性がある。
・ T.P.＋ 23m 以 上 の 津 波 で は ， 原 子 炉 建 屋 １ 階 床 面 （ EL.＋ 8.2m）まで津波が到達するため，原子炉建屋の入口扉から津波が流入し，建屋内の設備が機能喪失する。
以 上 の 解 析 結 果 を 踏 ま え ， 津 波 Ｐ Ｒ Ａ の 評 価 に お い て は ， T.P.
添付 3.2.2.3−3−6

＋ 22m 津 波 に よ り 原 子 炉 建 屋 へ の 流 入 が 生 じ ， 建 屋 内 の 設 備 が 機 能喪失するものとして，津波区分を設定することとした。

添付 3.2.2.3−3−7

添 付 資 料 3.2.2.3− 4
建屋内浸水評価について

津波ＰＲＡの評価では，原子炉建屋外壁扉及び建屋内の止水対策等に期待しない条件で評価を行っている。そのため，津波が防潮堤を越流 し ， 原 子 炉 建 屋 １ 階 床 面 高 さ で あ る EL.＋ 8.2m に 到 達 す る と ， 原 子
炉 建 屋 内 へ の 浸 水 が 生 じ ，「 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 に よ る 複 数 の 緩 和 機 能 喪失」により直接炉心損傷に至るものとして評価している。
以下に，直接炉心損傷に至るものとして評価した事象について，建屋内浸水を考慮した場合のシナリオを分析した結果を示す。

1.

建屋内浸水評価対象設備の選定
敷地内浸水により，建屋内浸水前に下記の設備及びこれらをサポート系として用いる設備が機能喪失しているため，「最終ヒートシン
ク喪失」及び「全交流動力電源喪失」状態となっていることから，
建屋内浸水評価の対象は原子炉隔離時冷却系（以下「ＲＣＩＣ」とい う 。） の み と な る 。
＜建屋内浸水前に津波により機能喪失している設備等＞
・非 常 用 海 水 ポ ン プ（ 残 留 熱 除 去 系 海 水 系 ポ ン プ ，非 常 用 デ ィ ー
ゼル発電機用海水ポンプ及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル
発電機用海水ポンプ）
・起動変圧器，予備変圧器
こ の た め ，評 価 対 象 機 器 を Ｒ Ｃ Ｉ Ｃ の 機 能 維 持 に 必 要 な 設 備 と し ，機 能 維 持 に 必 要 な 設 備 と そ の 設 置 場 所 を 表 1に 示 す 。
これらの評価対象設備が設置されている区画のうち，津波浸水を考慮する箇所は，原子炉棟の地下１階共通エリア，地下２階ＲＣＩ
添付 3.2.2.3−4−1

Ｃポンプ室，電気室の１階，地下１階，地下２階となるため，この区画に着目して評価を実施する。

表1

ＲＣＩＣ系機能維持に必要な設備の配置

設置場所

主な設備

ＲＣＩＣ原子炉注入弁
原子炉棟 ４階

EL. ＋ 29.0m

直 流 125V M CC（ 2A-2）：

原子炉棟 ３階EL. ＋ 20.3m

ＲＣＩＣ外側隔離弁
ＲＣＩＣタービン排気弁
Ｒ Ｃ Ｉ Ｃ DIV-Ⅰ 計 装 ラ ッ ク

原子炉棟 地下１階
共通エリア

EL. ＋ 2 .0m
直 流 125V M CC（ 2A-1）：

ＲＣＩＣポンプ
ＲＣＩＣタービン
原子炉棟 地下２階
ＲＣＩＣポンプ室

EL. − 4 .0m

ＲＣＩＣ蒸気供給弁
Ｒ Ｃ Ｉ Ｃ PUMP D ISCHARGE FLOW ( 伝 送 器 )：

電気室上部 ３階
空調機械室

EL. ＋ 23.0m

Ｒ Ｃ Ｉ Ｃ TURBIN E CONTROL BOX
直 流 125V 蓄 電 池 (2A)
直 流 125V 充 電 器 盤 (2A)

電気室 １階EL . ＋ 8.2m
直 流 125V 直 流 母 線 盤 (2A)
直 流 125V 分 電 盤 (2A-1)

電気室 地下２階

EL. − 4 .0m

直 流 125V 分 電 盤 (2A-2-1)

添付 3.2.2.3−4−2

2.

原子炉建屋への浸水経路の特定

(1)

原子炉棟
原子炉棟への浸水経路としては，直接の浸水経路として，原子炉建屋大物搬入口からの浸水を考慮する。また，隣接する建屋からの浸水として，廃棄物処理棟を経由した浸水を考慮する。廃棄物処理棟への浸水経路は，建屋外壁部からの直接浸水とタービン
建 屋 経 由 の 経 路 が あ る （ 図 1 参 照 ）。
原子炉棟へ浸水した海水は，階段やエレベータ部からの流下経路を伝い，原子炉棟の地下１階共通エリア，地下２階ＲＣＩＣポ
ンプ室へと浸水するため，当該エリアに設置されているＲＣＩＣの機能維持に必要な設備の没水・被水により，ＲＣＩＣの機能喪失 に 至 る （ 図 2 か ら 図 4 参 照 ）。

(2)

電気室
電気室への浸水経路としては，建屋外壁部からの浸水として，直 接 の 浸 水 経 路 と な る 電 気 室 機 器 搬 入 口 （ EL.＋ 9.0m） が あ る 。 また，隣接する建屋からの浸水として，サービス建屋とディーゼル
発 電 機 室 か ら 連 絡 扉 を 経 由 し た 浸 水 を 考 慮 す る （ 図 1 参 照 ）。
電気室へ浸水した海水は，階段からの流下経路を伝い，電気室の地下１階，地下２階へと浸水するため，当該エリアに設置されているＲＣＩＣの機能維持に必要な設備の没水・被水により，ＲＣ Ｉ Ｃ の 機 能 喪 失 に 至 る （ 図 2 か ら 図 4 参 照 ）。

添付 3.2.2.3−4−3津波進行方向：評価対象設備が設置されているエリア：津波により浸水するエリア：大物搬入口，人員用扉等からの浸水経路＊原子炉建屋外壁扉及び建屋内の止水対策等は考慮しない。

図 1

東海第二発電所

原子炉建屋配置

添付 3.2.2.3−4−4

：評価対象設備が設置されているエリア：大物搬入口，人員用扉等からの浸水経路：階段・エレベータ部等からの流下経路：津波により浸水するエリア＊原子炉建屋外壁扉及び建屋内の止水対策等は考慮しない。

図 2

東海第二発電所

原 子 炉 建 屋 地 上 １ 階 (EL.＋ 8.2m)

添付 3.2.2.3−4−5

：評価対象設備が設置されているエリア：大物搬入口，人員用扉等からの浸水経路：階段・エレベータ部等からの流下経路：津波により浸水するエリア＊原子炉建屋外壁扉及び建屋内の止水対策等は考慮しない。

図 3

東海第二発電所

原 子 炉 建 屋 地 下 １ 階 （ EL.＋ 2.0m）

添付 3.2.2.3−4−6

：評価対象設備が設置されているエリア：大物搬入口，人員用扉等からの浸水経路：津波により浸水するエリア＊原子炉建屋外壁扉及び建屋内の止水対策等は考慮しない。

図 4

東海第二発電所

原 子 炉 建 屋 地 下 ２ 階 （ EL.− 4.0m）

添付 3.2.2.3−4−7

3.

内部溢水対策の考慮
原子炉建屋における内部溢水に対する設計基準事故対処設備として期待している水密扉の配置を，図 5 から図 7 に示す。
また，隣接する建屋からの浸水については，内部溢水対策として水密扉を設置しているが，大物搬入口からの原子炉建屋への浸水に対 し て は ，原 子 炉 建 屋 １ 階 床 面 高 さ（ EL.＋ 8.2m）が ，敷 地 高 さ（ EL.
＋ 8.0m）に 比 べ 0.2m 高 く ，建 屋 外 か ら の 流 入 を 防 止 で き る こ と か ら ，堰 等 は 設 け て い な い 。 こ の た め ， 原 子 炉 建 屋 の １ 階 床 面 高 さ （ EL.＋8.2m ） に 津 波 が 到 達 す る 場 合 ， 大 物 搬 入 口 よ り ， 原 子 炉 建 屋 内 に 海
水が浸水する。
原子炉建屋内の浸水経路については，水密扉によりＲＣＩＣポン
プ室等は防護されるが，大物搬入口から浸水した海水が，原子炉棟
地下１階の共通エリアに浸水するため，当該エリアに設置されているＲＣＩＣの機能維持に必要な設備の没水・被水により，ＲＣＩＣの機能喪失に至る。
内部溢水評価において設計基準事故対処設備としている水密扉を期待した場合の浸水範囲を，図 5 から図 7 に示す。なお，電気室につ い て は ， 津 波 が 電 気 室 機 器 搬 入 口 の 高 さ （ EL.＋ 9.0m） に 到 達 し た
時点から浸水する。

添付 3.2.2.3−4−8

：評価対象設備が設置されているエリア：大物搬入口，人員用扉等からの浸水経路：内部溢水評価で設計基準事故対処設備としている水密扉：水密扉で浸水が防止される浸水経路：階段・エレベータ部等からの流下経路：津波により浸水するエリア＊原子炉建屋外壁扉及び建屋内の止水対策等は考慮しない。

図 5

東海第二発電所

原 子 炉 建 屋 地 上 １ 階 (EL.＋ 8.2m)

添付 3.2.2.3−4−9

：評価対象設備が設置されているエリア：大物搬入口，人員用扉等からの浸水経路：階段・エレベータ部等からの流下経路：津波により浸水するエリア＊原子炉建屋外壁扉及び建屋内の止水対策等は考慮しない。

図 6

東海第二発電所

原 子 炉 建 屋 地 下 １ 階 （ EL.＋ 2.0m）

添付 3.2.2.3−4−10

：評価対象設備が設置されているエリア：大物搬入口，人員用扉等からの浸水経路：内部溢水評価で設計基準事故対処設備としている水密扉：水密扉で浸水が防止される浸水経路：津波により浸水するエリア＊原子炉建屋外壁扉及び建屋内の止水対策等は考慮しない。

図 7

東海第二発電所

原 子 炉 建 屋 地 下 ２ 階 （ EL.− 4.0m）

添付 3.2.2.3−4−114.

建屋内浸水を考慮した場合のシナリオ
直 接 炉 心 損 傷 に 至 る も の と し て 評 価 し て い る 津 波 高 さ T.P. ＋ 23mを超過する事象について，建屋内浸水を考慮したシナリオの分析をした場合，全交流動力電源喪失時に原子炉建屋内への浸水によりＲ
ＣＩＣの機能喪失に至ることから，事故シーケンスグループとして
は ，「 Ｔ Ｂ Ｕ 」 に よ っ て 炉 心 損 傷 に 至 る も の と し て 分 類 さ れ る 。

添付 3.2.2.3−4−12

添 付 資 料 3.2.2.4− 1
外部電源の取扱いについて1.

東海第二発電所の外部電源系統の概要
275kV 送 電 線 2 回 線 は ， 約 17km 離 れ た 東 京 電 力 パ ワ ー グ リ ッ ド 株
式 会 社 那 珂 変 電 所 （ 以 下 「 那 珂 変 電 所 」 と い う 。） に 接 続 し て い る 。
ま た ，154kV 送 電 線 1 回 線 は ，約 9km 離 れ た 東 京 電 力 パ ワ ー グ リ ッ ド
株 式 会 社 茨 城 変 電 所（ 以 下「 茨 城 変 電 所 」と い う 。）に 接 続 し て い る 。
送電系統図を図 1 に示す。
上記 2 ルート 3 回線の送電線により，万一，那珂変電所が停止した 場 合 で も ， 東 京 電 力 パ ワ ー グ リ ッ ド 株 式 会 社 154kV 原 子 力 1 号 線
を経由するルートで東海第二発電所に電力を供給することが可能である。また，茨城変電所が停止した場合には，那珂変電所を経由するルートで，東海第二発電所に電力を供給することが可能である。

図 1

2.
(1)

送電系統図

津波ＰＲＡにおける外部電源の取扱い
津波ＰＲＡ学会標準における外部電源の取扱い
添付 3.2.2.4−1−1

外部電源の取扱いについて，津波ＰＲＡ学会標準では次のように記載されている。
1.

適用範囲
（略）

軽水型原子力発電所は地震発生前には出力運転状態にあるとする。
地震によって安全上重要な機器・システム，建物の機能喪失につながる損傷はない，すなわち，地震による直接的影響はないとする 。（ 略 ） た だ し ， 外 部 電 源 に つ い て は そ の 喪 失 も 考 慮 す る 。【 解説 1.2 外 部 電 源 喪 失 の 考 慮参照】地震によって外部電源喪失以外の直接的影響がある場合の津波に起因するリスク評価について
は 適 用 範 囲 外 と す る 。（ 略 ）
解説 1
1.2

適用範囲について

外部電源喪失の考慮

大規模の地震時には，外部電源系統が損傷する可能性が小さくはない。従って，地震による直接的な影響がないことを前提として津波ＰＲＡを実施するとしても，外部電源が利用できない場合のリスクとの比較によってその影響を評価しておくことが期待されるであろう。地震に起因するリスク評価において，外部電源のフラジリテ
ィを地震パラメータに関して評価している。それを津波ＰＲＡにおいて，外部電源喪失確率として用いるべきとの意見もあろうが，津波ＰＲＡではリスク評価パラメータは津波高さであり，地震の規模と津波の規模は一対一に対応しない。従って，外部電源の地震時フ
ラジリティを津波ＰＲＡにて用いることはできない。よって，地震によって外部電源が既に喪失している条件でのリスク評価を，別途実施することを求めた。
添付 3.2.2.4−1−2

(2)東海第二発電所の津波ＰＲＡにおける外部電源の取扱い
ａ．発電所内部の外部電源設備に対する津波影響
東 海 第 二 発 電 所 の 津 波 Ｐ Ｒ Ａ で は ， 防 潮 堤 高 さ T.P.＋ 20m を超え敷地内浸水が発生する津波高さを評価対象としている。
外 部 電 源 か ら の 受 電 設 備 で あ る 起 動 変 圧 器（ 275kV）及 び 予 備
変 圧 器（ 154kV）は 屋 外 に 設 置 さ れ て い る 機 器 で あ る が ，防 潮 堤
位 置 で T.P.＋ 22m の 高 さ ま で の 津 波（ 以 下「 津 波 高 さ T.P.＋ 22mの 津 波 」と い う 。）で は 没 水 ・ 被 水 し な い こ と を 敷 地 内 浸 水 解 析に よ り 確 認 し て い る 。（ 添 付 資 料 3.2.2.3− 3 参 照 ）ｂ．発電所外部の外部電源設備に対する津波影響
東海第二発電所外部の送電設備に対する津波の影響について
は ， 那 珂 変 電 所 ， 茨 城 変 電 所 は 津 波 高 さ T.P.＋ 22m の 津 波 を 考慮した場合でも影響のない高所に位置していることから，津波による影響はないものと考える。
ま た ，東 海 第 二 発 電 所 周 辺 の 送 電 ル ー ト へ の 影 響 に つ い て は ，154kV 送 電 線 1 回 線 は 津 波 に よ る 影 響 は な い と 考 え ら れ る も のの ，275kV 送 電 線 2 回 線 は 津 波 高 さ T.P.＋ 22m の 津 波 に よ り 浸 水
す る 箇 所 に 送 電 鉄 塔 が 設 置 さ れ て い る た め ，275kV 送 電 線 2 回 線
か ら の 外 部 電 源 は 喪 失 す る 可 能 性 が あ る （ 図 2）。

添付 3.2.2.4−1−3

275kV 送 電 線
154kV 送 電 線

図 2

津 波 高 さ T.P.＋ 22m の 津 波 に よ る 東 海 第 二 発 電 所 周 辺 へ の 影 響

ｃ．外部電源の有無に関する感度解析
ａ ． 及 び ｂ ． に 示 し た と お り ， 津 波 高 さ T.P.＋ 22m の 津 波 を
考 慮 し た 場 合 に お い て も ，154kV 送 電 線 及 び 予 備 変 圧 器 を 介 し た
外部電源に期待できるものと考えられることから，ベースケー
ス に お い て は ， 津 波 区 分 １ （ T.P.＋ 20m〜 T.P.＋ 22m） で は 外 部
電 源 に 期 待 し ， 津 波 区 分 ２ （ T.P.＋ 22m〜 ＋ 24m） を 超 え る 津 波
高さでは外部電源が喪失するものとして評価している。
また，津波ＰＲＡ学会標準の記載を踏まえ，津波襲来前の地震により外部電源が喪失すると仮定した場合の感度解析を実施している。その結果，外部電源の有無により事故シーケンスは添付 3.2.2.4−1−4異 な る も の の ，評 価 対 象 と な る 津 波 高 さ（ T.P.＋ 20m〜 ）で は 緩
和設備がなくなり必ず炉心損傷に至るため，全炉心損傷頻度は変わらないことを確認している。
なお，津波ＰＲＡより抽出した事故シーケンスに対する対策については，地震及び津波の影響により外部電源が喪失する可能性があることを考慮し，外部電源に依存しない対策（常設代替高圧電源装置から重大事故等対処設備への給電が可能な設計）としている。

添付 3.2.2.4−1−5

補足説明資料
防潮堤設置ルートの変更が敷地内浸水解析等に与える影響について

1.

はじめに
敷地北側における防潮堤設置ルートを，図1に示す通り変更する必要が生じたことから，津波ＰＲＡで使用する以下の解析結果に対する影響について確認を行った。
・T.P.＋22m津波及びT.P.＋23m津波の敷地内浸水解析結果
・T.P.＋24m津波の取水口前面における水位の時刻歴波形

図1

敷地北側における防潮堤設置ルートの変更

補足説明-12.

基準津波による解析結果への影響確認

2.1

基準津波による遡上解析結果への影響確認(1)

遡上解析結果の比較
防潮堤設置ルートの変更による影響を確認するため，防潮堤設置ルート

変更前後における基準津波の遡上解析結果の比較を行った。遡上解析結果の比較を図2に示す。

(2)

遡上解析への影響確認結果
ａ．基準津波による防潮堤前面の最高水位
基準津波による防潮堤前面の最高水位は，防潮堤設置ルートの変更前
後において，いずれもT.P.＋17.1mであり変化はなく，その最高水位を示す位置も同一である。

ｂ．基準津波による敷地側面南側〜敷地前面東側の水位
図2に示す「敷地側面南側〜敷地前面東側」は，防潮堤設置ルートの変更を行っていない範囲である。この範囲における津波の最高水位は，ルート変更前後でほぼ変化が見られない。

ｃ．基準津波による敷地側面北側の水位
図2に示す「敷地側面北側」は，防潮堤設置ルートの変更を行った範囲
で あ る 。 こ の 範 囲 に お け る 津 波 の 最 高 水 位 は ， ル ー ト 変 更 前 の T.P.
＋15.2mからルート変更後のT.P.＋11.8mへ低下している。

補足説明-2

【北側：防潮堤設置ルート変更あり】【東側〜南側：防潮堤設置ルート変更なし】

・水位はルート変更前に比べ低下傾向

敷地側面
北側

T ． P．＋ 17.1m

T ． P．＋ 15.4m

敷地側面
南側

敷地前面東側T ． P．＋ 11.8m
防潮 堤前 面 の最 高水 位（ T.P. ＋ m ）防潮 堤前 面 の最 高水 位（ T.P. ＋ m ）T ． P．＋ 15.2m

・水位はルート変更前に比べほぼ変化なし

T ． P．＋ 17.1m T ． P．＋ 15.4m

敷地側面
北側

敷地前面東側

敷地側
面南側

距離 （ m ）距離（ m ）

補足説明-3（防潮堤設置ルート変更前）

図2（防潮堤設置ルート変更後）

基準津波による防潮堤前面における津波水位の評価結果

2.2

基準津波による取水口前面の水位の時刻歴波形への影響確認(1)

取水口前面の水位の時刻歴波形の比較
防潮堤設置ルートの変更による影響を確認するため，防潮堤設置ルート

変更前後における基準津波による取水口前面の水位の時刻歴波形の比較を行った。取水口前面の水位の時刻歴波形の比較を図3に示す。

防潮堤設置ルート変更前

T.P.（m）

20

基準津波 時刻歴波形

10
0
-10
0

60

防潮堤設置ルート変更後

20

T.P. (m）

30

90

120
時間（分）

150

180

210

240

150

180

210

240

基準津波 時刻歴波形

10
0
-10
0

30

60

90

120
時間（分）

図3

防潮堤形状変更前後の基準津波による取水口前面の水位の時刻歴波形(2)

取水口前面の水位の時刻歴波形への影響確認結果
図 3 より，防潮堤設置ルート変更前後による取水口前面の水位の時刻歴波形を比較すると，ほぼ変化がみられない。これより，基準津波による取水口前面の水位の時刻歴波形への影響はないものと考える。

3.
3.1

津波ＰＲＡで使用する解析結果への影響確認
影響確認対象津波ＰＲＡでは，以下の解析結果を使用して評価を行っている。
①

T.P.＋22m津波及びT.P.＋23m津波の敷地内浸水解析結果
原子炉建屋１階床面への津波の到達する津波高さを決定する目的で使用している。
補足説明-4

②

T.P.＋24m津波の取水口前面における水位の時刻歴波形
引き波に対する事故シナリオをスクリーニングアウトするための根拠を整理する目的で使用している。

3.1

影響確認結果(1)

T.P.＋22m津波及びT.P.＋23m津波の敷地内浸水解析結果への影響確認
既往のT.P.＋22m津波及びT.P.＋23m津波の敷地内浸水解析の結果から，

原子炉建屋周辺への津波の浸水は，防潮堤前面東側で最高水位となる位置
からの越流によるものではなく，敷地側面南側からの越流が支配的である
ことが分かっている。これは，敷地前面東側の防潮堤高さがT.P.＋20mに対し，敷地側面南側の防潮堤高さがT.P.＋18mであることに加え，津波の波源が敷地の南東側に位置しているため，南側からの越流が発生しやすい状況にあるためと考えられる。
一方，2.1で考察したとおり，基準津波による遡上解析結果では，防潮堤設置ルートを変更していない敷地側面南側から敷地前面東側の領域では，
津波高さの値はほぼ変化がみられない。
以上の状況を踏まえると，防潮堤設置ルートの変更は，T.P.＋22m津波及
びT.P.＋23m津波の敷地内浸水解析に対して，影響の小さい領域での変更であり，当該評価結果には影響を与えるものではないと考える。

(2)

T.P.＋24m 津波による取水口前面の水位の時刻歴波形への影響確認
2.2 で考察したとおり，防潮堤設置ルートを変更しても，基準津波による取水口前面の水位の時刻歴波形には影響しないものと考える。

補足説明-5

また，基準津波と T.P.＋24m 津波の取水口前面における水位の時刻歴波
形は，図 3 に示すとおりほぼ相似形となっていることから，T.P.＋24m 津

T.P. (m）波に対する時刻歴波形についても影響の無いものと考える。

基準津波 時刻歴波形（防潮堤設置ルート変更後）

20
10
0
-10
0

90

120
時間（分）

150

180

210

240

180

210

240

10
0
-10
0

30

図3

4.

60

T.P.＋24ｍ津波 時刻歴波形（防潮堤設置ルート変更前）

20
T.P.（m）

30

60

90

120
時間（分）

150

取水口前面における水位の時刻歴波形まとめ
防潮堤設置ルートの変更による津波ＰＲＡで使用する解析結果への影響について評価するため，基準津波の遡上解析結果及び水位の時刻歴波形を比較した結果，当該評価結果への影響がないものと考えられることを確認した。

補足説明-6

4.

レベル１．５ＰＲＡ

4.1

内部事象ＰＲＡ

4.1.1

出力運転時ＰＲＡ

出力運転時レベル１．５ＰＲＡは一般社団法人日本原子力学会が発行した「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評 価 に 関 す る 実 施 基 準 （ レ ベ ル 2PSA 編 ）： 2008」 に 基 づ い て 評 価 を
実 施 し た 。 評 価 フ ロ ー 図 を 第 4.1.1− 1 図 に 示 す 。
4.1.1.1(1)

プラントの構成・特性

対象プラントに関する説明
ａ．機器・系統の配置及び形状・設備容量
格 納 容 器 の 主 要 仕 様 を 第 4.1.1.1− 1 表 に 示 す 。
Ｍ ａ ｒ ｋ − Ⅱ 格 納 容 器 は ， 第 3.1.1.1− 8 図 に 示 し た よ う に ，円錐フラスタム形をしたドライウェルとその下部に配置した円筒系のサプレッション・チェンバにより構成され，ドライウェ
ルとサプレッション・チェンバはダイヤフラムフロアにて仕切
ら れ て い る 。ま た ，ペ デ ス タ ル は ，ベ ー ス マ ッ ト コ ン ク リ ー ト 上からダイヤフラムフロアを貫通して原子炉圧力容器を支持する構造となっている。
そ の 他 の 主 要 な 機 器 ・ 系 統 の 配 置 及 び 形 状 ・ 設 備 容 量 は 「 3.
レベル１ＰＲＡ」に示すとおりである。
ｂ．事故の緩和操作
本ＰＲＡでは，プラント運転開始時より備えている手段・設
備による事故の緩和操作として以下を考慮する。
・原子炉手動減圧・低圧炉心スプレイ系（ＬＰＣＳ）手動起動
4.1.1−1

・低圧注水系（ＬＰＣＩ）手動起動
・ 残 留 熱 除 去 系 （ Ｒ Ｈ Ｒ ）（ 格 納 容 器 ス プ レ イ 冷 却 系 ） 手 動 起
動ｃ．燃料及びデブリの移動経路
事故時の燃料及びデブリなどの熱源の移動は，水素発生，溶融 炉 心・コ ン ク リ ー ト 相 互 作 用（ Ｍ Ｃ Ｃ Ｉ ）及 び 格 納 容 器 内 の 熱
水 力 挙 動 ，核 分 裂 生 成 物（ Ｆ Ｐ ）移 行 挙 動 に 影 響 す る 。燃 料 及 び
デ ブ リ の 格 納 容 器 内 で の 挙 動 を 第 4.1.1.1− 1 図 に 示 す 。 ま た ，
燃 料 及 び デ ブ リ の 移 動 経 路 並 び に そ れ に 係 る 挙 動 を 第 4.1.1.1− 2 表 に 示 す（ 添 付 資 料 4.1.1.1− 1）。ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェル 部 ）床 か ら サ プ レ ッ シ ョ ン・チ ェ ン バ へ の 移 動 経 路 は ，Ｍ ａ ｒ
ｋ−Ⅱ格納容器の構造上の特徴である。

4.1.1−2

4.1.1.2

プラント損傷状態の分類及び発生頻度

内部事象レベル１ＰＲＡ（出力運転時）で得られた炉心損傷に至る全ての事故シーケンスに対して，事故の進展及び緩和操作の類似性 か ら プ ラ ン ト 損 傷 状 態（ Ｐ Ｄ Ｓ ）を 定 義 し ，Ｐ Ｄ Ｓ の 分 類 及 び 発 生
頻度の評価をする。
(1)

ＰＤＳの一覧
ａ．ＰＤＳの考え方，定義
ＢＷＲのＰＲＡにおいて用いる事故シーケンスの識別子を第4.1.1.2− 1 表 に ， レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ で 得 ら れ た 炉 心 損 傷 に 至 る 事
故 シ ー ケ ン ス を 第 4.1.1.2− 2 表 に 示 す 。Ｐ Ｄ Ｓ の 分 類 は ，レ ベ
ル１ＰＲＡで得られた炉心損傷に至る事故シーケンスを，熱水力 挙 動 の 類 似 性 及 び 事 故 後 の 緩 和 設 備・緩 和 操 作 の 類 似 性 か ら ，
以下の 4 項目に着目して実施する。
(a)

格納容器破損時期
炉心損傷後に格納容器破損が生じる場合と格納容器破損後に 炉 心 損 傷 が 生 じ る 場 合 で 分 類 す る 。こ の 前 後 関 係 に よ っ て ，事故の防止手段及び緩和手段の種類が大きく異なる。

(b)

原子炉圧力
炉心損傷後，原子炉圧力容器破損に至るまでに，原子炉圧
力容器内が高圧状態か低圧状態かで分類する（添付資料
4.1.1.2− 2）。こ の 圧 力 状 態 の 違 い に よ っ て ，原 子 炉 圧 力 容 器
破損時の格納容器雰囲気の圧力上昇の程度，デブリの飛散の程度等，原子炉圧力容器破損後の事故進展が異なる。

(c)

炉心損傷時期
炉心損傷時期が早期か後期かで分類する。この時期の違い
4.1.1−3

によって，原子炉圧力容器破損時期，格納容器雰囲気の圧力及び温度上昇の時期が大きく変化し，格納容器破損の時期が影響を受けるため，事故の緩和操作の余裕時間が大きく異なる （ 添 付 資 料 4.1.1.2− 1）。
(d)

電源確保
交流電源及び直流電源の有無により分類する。電源が確保されている場合は緩和操作に期待できる。

ｂ．レベル１ＰＲＡの事故シーケンスのＰＤＳへの分類結果
炉心損傷に至る事故シーケンスを上記ａ．の考え方に基づいて Ｐ Ｄ Ｓ と し て 分 類 し た 結 果 を 第 4.1.1.2− 1 図 に 示 す 。 な お ，
第 4.1.1.2− 1 図 の 分 類 結 果 の う ち ，次 の (a)か ら (c)の 事 故 シ ー
ケンスについては，ＰＤＳの分類方法を個別に検討した。
(a)

ＴＱＵＶとＬＯＣＡＴＱＵＶとＬＯＣＡについては，ＬＯＣＡは原子炉圧力容器破損前に破断口からの放出蒸気により格納容器の圧力・温度が上昇する等，ＴＱＵＶと事象進展が大きく異なるため，
異 な る Ｐ Ｄ Ｓ と し た 。な お ，Ｌ Ｏ Ｃ Ａ（ Ａ Ｅ ，Ｓ １ Ｅ ，Ｓ ２ Ｅ ）に つ い て は ，炉 心 損 傷 後 の プ ラ ン ト 挙 動 の 類 似 性 を 考 慮 し て ，
1 つのＰＤＳとした。

(b)

ＴＷとＴＢＷ
ＴＷとＴＢＷは電源の状態が異なるが，いずれも除熱機能が喪失して格納容器が先行破損する事故シーケンスであり，レベル１．５ＰＲＡの範囲では緩和操作に期待できず，事象進展に差異がないため，ＴＷ／ＴＢＷとして 1 つのＰＤＳとした。
4.1.1−4

(c)ＴＣとＩＳＬＯＣＡ
ＴＣとＩＳＬＯＣＡについては，ＴＣは格納容器先行破損のシーケンスであることに対して，ＩＳＬＯＣＡは格納容器
バイパス事象であることから，異なるＰＤＳとした。

(2)

ＰＤＳ別の炉心損傷頻度Ｐ Ｄ Ｓ 別 の 炉 心 損 傷 頻 度 を 整 理 し た 結 果 を 第 4.1.1.2− 3 表 に示す。ＰＤＳ別の炉心損傷頻度は，格納容器先行破損のＰＤＳで
あ る Ｔ Ｗ ／ Ｔ Ｂ Ｗ が 99.8％ と 支 配 的 で あ る 。

4.1.1−5

4.1.1.3(1)

格納容器破損モード

格納容器破損モードの一覧と各破損モードに関する説明
炉心損傷から格納容器破損に至るまでの事故シーケンスは，次章 4.1.1.4 で イ ベ ン ト ツ リ ー に よ っ て 分 析 す る が ， こ の イ ベ ン ト
ツリーの最終状態となる格納容器破損モードは，炉心損傷後の格納容器内の物理化学的挙動を分析することで抽出する。本章では格納容器破損モードを網羅的に抽出し，本ＰＲＡでイベントツリ
ーの最終状態として設定すべき格納容器破損モードを選定する。
本プラントにおけるシビアアクシデントで考えられる事故進展を 第 4.1.1.3− 1 図 に 示 す 。ま た ，事 故 進 展 に 伴 い 生 じ る 格 納 容 器の 健 全 性 に 影 響 を 与 え る 負 荷 を 抽 出 し た 結 果 を 第 4.1.1.3− 1 表に，これらの負荷を発生時期に着目し，以下に示す事故進展フェー ズ に 整 理 し た も の を 第 4.1.1.3− 2 表 に 示 す 。
・炉心損傷前
・Ｔ１：原子炉圧力容器破損前
・Ｔ２：原子炉圧力容器破損直後
・Ｔ３：事故後期
事故進展に伴い生じる格納容器の健全性に影響する負荷から整理される物理的破損事象を考慮し，選定した格納容器破損モード
は以下のとおりである。
ａ．格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）
インターフェイスシステムＬＯＣＡの発生後，原子炉冷却材の流出が継続して炉心損傷に至り，格納容器をバイパスして放射性物質等が原子炉建屋内に放出される格納容器破損モードである。
4.1.1−6

ｂ．格納容器バイパス（格納容器隔離失敗）
炉心損傷時点で，格納容器の隔離に失敗しており，隔離失敗
箇所から放射性物質等が原子炉建屋内に放出される格納容器破損モードである。
ｃ．早期過圧破損（未臨界確保失敗）
原子炉の未臨界確保に失敗した場合に，炉心で発生する大量の水蒸気により格納容器圧力が上昇し，格納容器が早期に過圧されて破損する格納容器破損モードである。
ｄ．過圧破損（崩壊熱除去失敗）
炉心冷却に成功し崩壊熱除去に失敗した場合に，崩壊熱によって炉心で発生する水蒸気により格納容器圧力が徐々に上昇し，格納容器が過圧されて破損する格納容器破損モードである。
ｅ．過圧破損（長期冷却失敗）
炉心損傷後に，デブリの崩壊熱によって発生する水蒸気，及び溶融炉心・コンクリート相互作用によって発生する非凝縮性ガスにより格納容器圧力が徐々に上昇し，格納容器が過圧されて破損する格納容器破損モードである。
ｆ．過温破損
炉心損傷後に，デブリからの崩壊熱によって格納容器雰囲気が加熱され，格納容器貫通部の取付部，又はフランジシール部などが熱的に損傷し，格納容器が破損する格納容器破損モードである。
ｇ．格納容器雰囲気直接加熱
原子炉圧力容器が高圧状態で破損した場合に，微粒子化したデブリが格納容器空間部に飛散し，格納容器雰囲気が直接加熱
4.1.1−7

されて急速な圧力上昇が生じることにより格納容器が破損する
格納容器破損モードである。
ｈ．水蒸気爆発
デブリがペデスタル（ドライウェル部）の冷却水中又はサプ
レッション・プール水中に落下した場合，若しくは格納容器内に放出されたデブリに対して注水を実施した場合に，デブリと水の接触に伴い，デブリの持つ熱エネルギが爆発的な機械エネ
ルギに変換され，格納容器への荷重が生じることで格納容器が破損する格納容器破損モードである。
ｉ．溶融炉心・コンクリート相互作用
原子炉圧力容器破損後，格納容器内に放出されたデブリにより ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）床 の コ ン ク リ ー ト が 侵 食 さ れ ，デブリはペデスタル（ドライウェル部）床を貫通してサプレッ
シ ョ ン・プ ー ル に 落 下 す る 。そ の 後 ，サ プ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル における溶融炉心・コンクリート相互作用が継続し，ベースマッ
ト溶融貫通に先行してペデスタル（ドライウェル部）壁面の侵食に伴う原子炉圧力容器支持機能の喪失により格納容器が破損する格納容器破損モードである。

以上の格納容器破損モードについて，炉心損傷前の格納容器先
行破損と，炉心損傷後の格納容器破損に分類して整理したものを
第 4.1.1.3− 3 表 に 示 す 。な お ，以 下 の 格 納 容 器 破 損 モ ー ド は ，分析により除外した。
ｊ．炉内溶融燃料−冷却材相互作用
溶融炉心が下部プレナム内の残存水中に落下し，高温の溶融
4.1.1−8炉心と冷却材が接触することで水蒸気爆発が発生する。このときに発生したエネルギにより，水塊が原子炉圧力容器上部に衝突し，さらに原子炉圧力容器ヘッド部が破損し格納容器に衝突して破損する格納容器破損モードである。
ただし，これまでの炉内溶融燃料−冷却材相互作用に係る研究等の知見から，炉内溶融燃料−冷却材相互作用により格納容器が破損する可能性は十分低いため，本ＰＲＡでは格納容器破損 モ ー ド と し て 設 定 し て い な い （ 添 付 資 料 4.1.1.3− 1）。
ｋ．水素燃焼ジルコニウム−水反応，水の放射線分解等により発生した水素が格納容器雰囲気中の酸素と反応して燃焼し，熱エネルギを放出して格納容器を過圧・過熱することで格納容器が破損する
格納容器破損モードである。
ただし，ＢＷＲでは格納容器内を窒素置換により酸素濃度を低く管理しており，水素が可燃限界に至る可能性が十分低いため，本ＰＲＡでは格納容器破損モードとして設定していない。
ｌ．溶融物直接接触
原子炉圧力容器破損後にペデスタル（ドライウェル部）へ落
下 し た デ ブ リ が ，ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）床 か ら ド ラ イ ウ
ェル床に拡がり，ドライウェル壁に直接接触してドライウェル
壁の一部が溶融貫通することにより格納容器が破損する格納容
器破損モードである。
た だ し ，Ｍ ａ ｒ ｋ − Ⅱ 型 格 納 容 器 に お い て は ，ペ デ ス タ ル（ ドライウェル部）内に蓄積したデブリがドライウェル床には拡がらない格納容器構造となっているため，格納容器破損モードと4.1.1−9

し て 設 定 し て し な い （ 添 付 資 料 4.1.1.3− 2）。

4.1.1−10

4.1.1.4 事 故 シ ー ケ ン ス(1)

格納容器イベントツリー構築の考え方及びプロセス
シビアアクシデントでは，事故進展の各フェーズにおいて格納
容器の健全性を脅かす物理化学現象が異なるため，事故進展フェーズごとに重要な物理化学現象，緩和設備の作動状況及び運転員
操作の因果関係を分析して，これらの組合せから事故の進展を分類するために格納容器イベントツリーを構築する。
な お ，格 納 容 器 先 行 破 損 で あ る Ｐ Ｄ Ｓ（ Ｔ Ｗ ／ Ｔ Ｂ Ｗ 及 び Ｔ Ｃ ）及 び 格 納 容 器 バ イ パ ス で あ る Ｐ Ｄ Ｓ（ Ｉ Ｓ Ｌ Ｏ Ｃ Ａ ）に つ い て は ，
炉心損傷時点で既に格納容器の閉じ込め機能が喪失しているため，
格納容器イベントツリーは構築しない。

(2)

格納容器イベントツリー
ａ．格納容器イベントツリー構築に当たって検討した重要な物理化 学 現 象 ，対 処 設 備 の 作 動・不 作 動 ，運 転 員 操 作 及 び ヘ デ ィ ン
グ間の従属性(a)

重要な物理化学現象，対処設備の作動・不作動及び運転員
操作格納容器イベントツリーの構築に際し，炉心損傷から格納容器破損に至るまでの事故進展の途上で発生する重要な物理
化学現象について，その発生条件及び発生後の事故進展を第4.1.1.4− 1 表 の と お り 整 理 し た 。 ま た ， 格 納 容 器 破 損 モ ー ドに 関 す る 物 理 化 学 現 象 ，対 処 設 備 及 び 運 転 員 操 作 を 第 4.1.1.4−2 表のとおり整理した。
第 4.1.1.4− 2 表 に 示 す 検 討 結 果 に 基 づ き ，対 処 設 備 の 作 動
状態及び物理化学現象の発生状態を分析することにより，格4.1.1−11

納 容 器 イ ベ ン ト ツ リ ー の ヘ デ ィ ン グ と そ の 定 義 を 第 4.1.1.4−3 表のとおり設定した。
(b)

ヘディング間の従属性
第 4.1.1.4− 3 表 で 定 義 し た ヘ デ ィ ン グ の 状 態 が 発 生 す る
確率は，他の複数のヘディングの状態に従属して決定される場合があるため，ヘディングの順序及び分岐確率の設定に際し て ヘ デ ィ ン グ 間 の 従 属 性 を 整 理 し た 。 結 果 を 第 4.1.1.4− 4
表に示す。

ｂ．格納容器イベントツリー
選定したヘディングについてヘディング間の従属性を考慮し順序付けして，格納容器イベントツリーを作成した。作成した
格 納 容 器 イ ベ ン ト ツ リ ー を 第 4.1.1.4− 1 図 に 示 す 。 第 4.1.1.4− 1 図 の 格 納 容 器 破 損 モ ー ド は ， 4.1.1.3 (1)で 定 義 し た 格 納 容
器破損モードを「実用発電用原子炉及びその附属施設の位置，構造及び設備の基準に関する規則の解釈」が指定する事故シー
ケンスグループに集約した形となっている。

4.1.1−12

4.1.1.5

事故進展解析

格納容器破損頻度を評価するための事故進展解析の目的は，以下の 2 つがある。
・緩和設備の復旧操作等のための余裕時間の評価
・物理化学現象の発生の有無と格納容器への負荷
このうち後者の物理化学現象の発生と格納容器への負荷について
は，現象の不確定性等を考慮した分岐確率を評価しているため，ここでは緩和設備の復旧操作等のための余裕時間を評価することを目的とする。したがって，緩和設備が機能しない状態で物理化学現象が発生せずに，格納容器が過圧又は過温破損に至る事故シーケンスを評価する。
(1)

解析対象とした事故シーケンスと対象事故シーケンスの説明
プラントの熱水力的挙動及び炉心損傷，原子炉圧力容器破損等の事故の発生時期，シビアアクシデント現象による格納容器負荷を解析するとともに，格納容器イベントツリーのヘディングの分
岐確率の計算に必要なデータを得ることを目的として，各ＰＤＳを代表する事故進展解析を実施する。
ａ．解析対象事故シーケンスの選定
解析対象事故シーケンスの選定に当たっては，事故進展の類
似性，緩和設備の機能喪失状態の類似性を基に選定する。
事 故 進 展 の 類 似 性 の 観 点 で は ，第 4.1.1.2− 1 図 に 示 す Ｐ Ｄ Ｓの分類の考え方において，事故進展の類似性を考慮した分類を実施している。ここで，事故進展解析において緩和設備が機能しない状態を想定すること，及び過渡事象とＬＯＣＡでは事故進展が大きく異なると考えられることを踏まえて，事故シーケ
4.1.1−13

ン ス を 分 類 し た 結 果 を 第 4.1.1.5− 1 図 に 示 す 。
ＴＱＵＸ，ＴＢＵ及びＴＢＤは，いずれも高圧注水及び減圧ができないまま炉心損傷に至るシーケンスであり，事故進展解
析上の相違は見られないと考えられることから，解析について
はＴＱＵＸで代表することとした。
ＴＱＵＶとＴＢＰはそれぞれ解析対象とした。これは，いず
れも原子炉は減圧され，高圧及び低圧注水ができないまま炉心損傷に至るシーケンスであるが，ＴＱＵＶは緩和操作としてのＡＤＳによる逃がし安全弁 7 個での減圧に対し，ＴＢＰでは事象発生初期からの逃がし安全弁 1 個の再閉鎖失敗による減圧であるため，減圧の挙動が異なり，その後の事象進展に影響を与えることを考慮したためである。
ＬＯＣＡについては，操作余裕時間の観点から事故進展が早いＡＥで代表することとした。
格納容器先行破損（レベル１ＰＲＡの評価の範囲）であるＴ
Ｃ，ＴＷ／ＴＢＷ及びＩＳＬＯＣＡについては，炉心損傷の前に格納容器が破損しているモードであり，レベル１．５ＰＲＡにおける緩和手段が存在しないことから，イベントツリーの作
成 対 象 か ら 除 外 し た 。こ れ は ，Ｔ Ｃ ，Ｔ Ｗ ／ Ｔ Ｂ Ｗ 及 び Ｉ Ｓ Ｌ Ｏ
ＣＡについては，レベル１ＰＲＡ側で格納容器破損防止対策を講じなければならないということを意味している。
以 上 の 検 討 の 結 果 ，第 4.1.1.5− 1 表 の と お り 以 下 の 事 故 シ ーケンスを解析対象として選定した。
・ＴＱＵＶ
・ＴＱＵＸ
4.1.1−14

・長期ＴＢ・ＴＢＰ
・ＡＥ
ｂ．事故進展解析の解析条件
プラント構成・特性の調査により設定した，全ての事故シーケンスに対し共通するプラント構成・特性に依存した基本解析
条 件 を 第 4.1.1.5− 2 表 に 示 す 。
また，解析対象の各事故シーケンスの事故状態及び対処設備
作 動 状 況 に 関 す る 事 故 進 展 解 析 条 件 を 第 4.1.1.5− 3 表 に 示 す 。
なお，事故進展解析には，事故シーケンスに含まれる物理化
学現象，機器・系統の動作を模擬することができるＭＡＡＰコードを使用した。
(2)

事故シーケンスの解析結果選定した各事故シーケンスについてプラントの熱水力挙動を解析 し た 結 果 を 第 4.1.1.5− 2(a) 図 〜 第 4.1.1.5− 2 (e) 図 に 示 す 。
原子炉圧力容器内及び格納容器内の熱水力挙動の事故進展を表す
主 要 事 象 発 生 時 刻 を 第 4.1.1.5− 4 表 に 示 す 。ま た ，各 事 故 シ ー ケンスの解析結果における特徴的な事故進展を以下に示す（添付資料 4.1.1.5− 1， 添 付 資 料 4.1.1.5− 2）。
ａ．ＴＱＵＶ
本事故シーケンスでは，給水喪失後，原子炉減圧には成功す
る が ，原 子 炉 注 水 機 能 が 作 動 し な い た め ，炉 心 損 傷 に 至 る 。そ の
後 ，原 子 炉 圧 力 容 器 は 低 圧 状 態 で 破 損 す る 。 デ ブ リ は 原 子 炉 圧
力 容 器 か ら ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）内 に 放 出 さ れ ，溶 融 炉
心・コ ン ク リ ー ト 相 互 作 用 に よ り ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）4.1.1−15

床 を 貫 通 す る 。格 納 容 器 は ，デ ブ リ が サ プ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル へ
落下することにより発生する蒸気によって過圧され，過圧破損に至る。
ｂ．ＴＱＵＸ
本事故シーケンスでは，給水喪失後，ＲＣＩＣ及びＨＰＣＳによる原子炉注水に失敗し，原子炉減圧に失敗するため炉心損
傷 に 至 る 。そ の 後 ，原 子 炉 圧 力 容 器 は 高 圧 状 態 で 破 損 す る 。格 納
容器は，原子炉圧力容器が破損した際に噴出される高温のガス流によって過熱され，過温破損に至る。
ｃ．長期ＴＢ
本事故シーケンスは，外部電源喪失後，区分Ⅰ及び区分Ⅱの非常用ディーゼル発電機による給電に失敗して全交流動力電源喪失に至る。また，高圧炉心スプレイ系による原子炉注水に失敗するが，事象発生後 8 時間までは蒸気駆動のＲＣＩＣによって原子炉水位は維持される。その間，逃がし安全弁からの放出
蒸 気 に よ り ，格 納 容 器 の 温 度 ，圧 力 は 徐 々 に 上 昇 す る 。蓄 電 池 枯
渇 に よ り Ｒ Ｃ Ｉ Ｃ が 機 能 喪 失 し ，炉 心 損 傷 に 至 る 。そ の 後 ，原 子
炉圧力容器は高圧状態で破損する。格納容器は，原子炉圧力容器が破損した際に噴出される高温のガス流によって過熱され，過温破損に至る。
ｄ．ＴＢＰ
本事故シーケンスは，外部電源喪失後，区分Ⅰ及び区分Ⅱの非常用ディーゼル発電機による給電に失敗して全交流動力電源喪失に至る。また，高圧炉心スプレイ系による原子炉注水に失敗するとともに，逃がし安全弁の再閉鎖失敗により原子炉が減
4.1.1−16

圧 さ れ ，Ｒ Ｃ Ｉ Ｃ に よ る 原 子 炉 注 水 に 失 敗 し ，炉 心 損 傷 に 至 る 。
そ の 後 ，原 子 炉 圧 力 容 器 は 低 圧 状 態 で 破 損 す る 。格 納 容 器 は ，原子炉圧力容器外に放出されたデブリの崩壊熱により過熱され，過温破損に至る。
ｅ．ＡＥ
本事故シーケンスでは，大破断ＬＯＣＡ発生後，ＥＣＣＳの作動に失敗して炉心損傷に至る。その後，炉心支持板破損によって，デブリと原子炉圧力容器下部プレナムに溜まっていた冷却材が接触することで発生する過熱蒸気が破断口から放出されることによって格納容器が過熱され，過温破損に至る。

4.1.1−17

4.1.1.6(1)

格納容器破損頻度

格納容器破損頻度の評価方法
格納容器破損頻度の定量化では，内部事象出力運転時レベル１
ＰＲＡの評価に用いている計算コードと同じＳａｆｅｔｙ

Ｗａｔｃｈｅｒを使用し，炉心損傷頻度，格納容器イベントツリーのヘディングに対する分岐確率を入力条件として，ＰＤＳごとの条
件 付 き 格 納 容 器 破 損 確 率（ Ｃ Ｃ Ｆ Ｐ ）及 び 格 納 容 器 破 損 頻 度（ Ｃ Ｆ
Ｆ）を算出する。
(2)

格納容器イベントツリーヘディングの分岐確率
格納容器イベントツリーの各ヘディングの分岐確率については，
次のとおり設定した。格納容器イベントツリーのヘディングの設
定 を 第 4.1.1.6− 1 表 に 示 す 。

ａ．物理化学現象に関する分岐確率の設定
シ ビ ア ア ク シ デ ン ト 現 象 の ヘ デ ィ ン グ に お い て ，不 確 実 さ が 大
き い 現 象 に 対 し て は ，当 該 現 象 の 支 配 要 因 ，不 確 実 さ 幅 及 び 格 納
容 器 の 構 造 健 全 性 へ の 影 響 の 因 果 関 係 を 明 ら か に し ，分 解 イ ベ ン
ト ツ リ ー（ Ｄ Ｅ Ｔ ）手 法 等 を 用 い て ，分 岐 確 率 を 設 定 し た（ 添 付
資 料 4.1.1.6− 1， 添 付 資 料 4.1.1.6− 3）。
な お ，今 回 の 評 価 で 設 定 し た 物 理 化 学 現 象 の ヘ デ ィ ン グ の 分 岐
確 率 は ，評 価 の 対 象 と し た 物 理 化 学 現 象 が 不 確 実 さ の 大 き な 現 象
で あ る こ と を 認 識 し つ つ も ，現 状 有 し て い る 知 見 を も と に ，可 能
な 限 り の 評 価 を 実 施 し て 設 定 し た も の で あ り ，今 回 設 定 し た 値 には依然大きな不確実さを含んでいるものと認識している。
こ の 内 Ｉ Ｖ Ｒ は ，そ の 成 立 に よ っ て 事 象 が 緩 和 さ れ る 側 に 寄 与
す る 点 が 他 の 物 理 化 学 現 象 と 異 な る が ，今 回 の 評 価 で は ヘ デ ィ ン
4.1.1−18

グ と し て 設 定 し た 。こ れ は ，格 納 容 器 イ ベ ン ト ツ リ ー で 考 慮 す る
物 理 化 学 現 象 の 選 定 に あ た っ て は ，格 納 容 器 に 与 え る 影 響 が 厳 しい か ，あ る い は 緩 和 さ れ る か と い う 観 点 で は 無 く ，考 え ら れ る 物
理化学現象の可能性を排除しないという観点で選定したためである。
こ の た め ，今 回 の 評 価 で 設 定 し た 物 理 化 学 現 象 の ヘ デ ィ ン グ の分 岐 確 率 の 多 寡 は ，有 効 性 評 価 の 対 象 と な る 評 価 事 故 シ ー ケ ン スを選定する際には影響しない。
ｂ．緩和設備に関する分岐確率の設定
緩 和 設 備 に 関 す る 分 岐 確 率 は ，緩 和 操 作 ま で の 余 裕 時 間 を 考 慮して作成したフォールトツリーを格納容器イベントツリーにリンキングすることで設定した。
緩 和 操 作 実 施 ま で の 余 裕 時 間 の 検 討 結 果 を 第 4.1.1.6− 2 表 に示す。
また，格納容器隔離の分岐確率は過去の文献を基に設定した（ 添 付 資 料 4.1.1.6− 2）。
(3)

格納容器破損頻度の評価結果（点推定値）
格 納 容 器 破 損 頻 度 の 評 価 結 果 を 第 4.1.1.6− 3 表 ， 第 4.1.1.6−
4 表 及 び 第 4.1.1.6− 1〜 3 図 に 示 す 。 全 Ｃ Ｆ Ｆ は 6.1E-5／ 炉 年 ，
Ｃ Ｃ Ｆ Ｐ は 1.0 で あ っ た 。
Ｐ Ｄ Ｓ 別 の Ｃ Ｆ Ｆ で は ， Ｃ Ｆ Ｆ の 99.8％ が 格 納 容 器 先 行 破 損 のＰＤＳであるＴＷ／ＴＢＷであった。本ＰＲＡではアクシデント
マ ネ ジ メ ン ト（ Ａ Ｍ ）策 を 考 慮 し て い な い こ と か ら ，炉 心 損 傷 後 に低圧ＥＣＣＳによる原子炉注水に期待できるＴＱＵＸ以外のＣＣ
Ｆ Ｐ は 0.95〜 1.0 と な る 。 Ｔ Ｑ Ｕ Ｘ の Ｐ Ｄ Ｓ に つ い て は ， 炉 心 損
4.1.1−19

傷後の原子炉手動減圧に成功した場合は低圧ＥＣＣＳによる原子炉注水及びＲＨＲによるドライウェルスプレイに期待できるため，
Ｃ Ｃ Ｆ Ｐ は 0.46 と な っ た 。た だ し ，上 述 の と お り ，Ｐ Ｄ Ｓ 別 の Ｃ
ＦＦではＴＷ／ＴＢＷのＰＤＳが支配的であるため，全体のＣＣ
Ｆ Ｐ は 1.0 と な っ て い る 。
格納容器破損モード別のＣＦＦは，「 過 圧 破 損（ 崩 壊 熱 除 去 失 敗 ）」の 寄 与 が 99.8％ を 占 め る 。以 下 ，「 過 温 破 損 」，
「 早 期 過 圧 破 損（ 未臨 界 確 保 失 敗 ）」，「 格 納 容 器 雰 囲 気 直 接 加 熱 」，
「 過 圧 破 損（ 長 期 冷
却 失 敗 ）」，
「 水 蒸 気 爆 発 」，
「 格 納 容 器 隔 離 失 敗 」，
「インターフェイス シ ス テ ム Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 」，「 溶 融 炉 心 ・ コ ン ク リ ー ト 相 互 作 用 」 が 続
き ， こ れ ら の 寄 与 は 全 て 1％ 未 満 で あ っ た 。
格納容器先行破損及び格納容器バイパスを除いた格納容器破損
モ ー ド 別 の 格 納 容 器 破 損 頻 度 を 第 4.1.1.6− 4 図 に 示 す 。格 納 容 器
先行破損及び格納容器バイパスを除いた場合，「 過 温 破 損（ 原 子 炉
圧 力 容 器 高 圧 破 損 ）」の 寄 与 割 合 が 71.3％ を 占 め 支 配 的 で あ る 。これは，レベル１ＰＲＡにおいて，格納容器先行破損を除いた場合に炉心損傷頻度に対して寄与割合が大きな長期ＴＢは，原子炉圧
力が高圧状態で維持されたまま原子炉圧力容器が破損することから，「 格 納 容 器 雰 囲 気 直 接 加 熱 」が 発 生 し な い 場 合 は 格 納 容 器 が 過
温破損に至ることによる。
(4)

重要度評価について
レベル１ＰＲＡでは格納容器先行破損の事故シーケンスグルー
プが支配的であることを考慮すると，レベル１．５ＰＲＡにおいても，レベル１ＰＲＡにおける重要度評価結果と同様，崩壊熱除去機能に係る系統である残留熱除去系，残留熱除去系海水系及び4.1.1−20非常用ディーゼル発電機の重要度が高くなることは明らかである
ことから，重要度評価は実施しないこととする。
なお，残留熱除去系の機能喪失については，代替除熱手段である耐圧強化ベント系又は格納容器圧力逃がし装置，残留熱除去系
海水系の機能喪失については緊急用海水系，非常用ディーゼル発電機の故障については常設代替高圧電源装置により，格納容器破損頻度の低減が可能である。

4.1.1−21

4.1.1.7(1)

不確実さ解析及び感度解析

不確実さ解析
格納容器破損モード別のＣＦＦの不確実さ解析結果を第4 . 1 . 1 . 7 − 1 表 及 び 第 4.1.1.7− 1 図 に 示 す 。
不 確 実 さ 解 析 の 結 果 ，全 Ｃ Ｆ Ｆ の 平 均 値 は ，6.1E-5／ 炉 年 ，エ ラ
ー フ ァ ク タ は 4.1 と な っ た 。 ま た ， 格 納 容 器 破 損 モ ー ド 別 の 点 推
定値は不確実さ分布内にあり，点推定値と不確実さ解析結果の傾向に大きな差はなく，「 過 圧 破 損（ 崩 壊 熱 除 去 失 敗 ）」が 支 配 的 で あることを確認した。

(2)

感度解析
4.1.1.6 で 説 明 し た 評 価 結 果 （ 以 下 「 ベ ー ス ケ ー ス 」 と い う 。）
では，ＡＭ策に期待していない評価としているため，全ＣＦＦに対しては格納容器先行破損のＰＤＳであるＴＷ／ＴＢＷが支配的となっている。このため，格納容器イベントツリーを展開した炉心 損 傷 後 に 格 納 容 器 破 損 に 至 る Ｐ Ｄ Ｓ の 寄 与 は 小 さ く ，上 記 (1)のとおり物理化学現象の分岐確率等の不確実さも有意な影響を与えていないが，重大事故等に対する対策を講じる上でＭａｒｋ−Ⅱ
型格納容器の特徴を把握するため，これらのＰＤＳの事故シーケ
ンスの定量化に当たってのモデル上の不確実さの要因等の影響について，以下の感度解析を実施した。
・モデル上の仮定に係る感度解析
デブリによるペデスタル（ドライウェル部）床のサンプド
レン配管破損及びサプレッション・プールへ落下したデブリによる残留熱除去系吸込ストレーナ閉塞等を考慮（添付資料
4.1.1.7− 1）
4.1.1−22

・物理化学現象による格納容器破損確率（以下「ＣＦＰ」という 。） に 係 る 感 度 解 析
他研究機関等においてＢＷＲ５，Ｍａｒｋ−Ⅱ型格納容器
プラントを対象に実施された物理化学現象によるＣＦＰ評価
結果を考慮
ａ．モデル上の仮定に係る感度解析（感度解析ケース１）
ベースケースでは，原子炉圧力容器が低圧状態で破損するシー ケ ン ス に お い て ，ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）床 面 に 落 下 したデブリ冷却が不十分な場合には，デブリはペデスタル（ドライウェル部）床のコンクリートを侵食しサプレッション・プー
ル に 落 下 す る と し て い る 。ま た ，サ プ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル 落 下 時に水蒸気爆発が発生しない場合は，発生蒸気による圧力上昇を
残留熱除去系にて抑制できるとしている。
一方，Ｍａｒｋ−Ⅱ型格納容器の原子炉圧力容器外のデブリ
挙動及び格納容器破損モード等を評価したＮＵＲＥＧ／ＣＲ−
５ ６ ２ ３ ，５ ５ ２ ８ に お い て は ，ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）床面に落下したデブリによるペデスタル（ドライウェル部）床サンプドレン配管の破損並びにデブリがサプレッション・プー
ルに落下した場合の残留熱除去系等の吸込ストレーナ閉塞及びＮＰＳＨ喪失の可能性が指摘されている。
以上を踏まえ，原子炉圧力容器が低圧状態で破損するシーケ
ンスにおいて，以下の条件を仮定した感度解析を実施した。
・ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）注 水 の 有 無 に 係 ら ず ，原 子 炉 圧
力 容 器 破 損 直 後 に デ ブ リ に よ り ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）4.1.1−23

床サンプドレン配管が破損し，デブリがサプレッション・プ
ールに落下する。
・サプレッション・プールに落下したデブリにより残留熱除去
系は使用不能とし，水蒸気爆発又は発生蒸気による過圧による格納容器破損の可能性を考慮する。
感 度 解 析 結 果 を 第 4 . 1 . 1 . 7 − 2 表 及 び 第 4.1.1.7− 2 図 に 示 す 。
感度解析結果とベースケースを比較すると，過温破損（原子炉
圧 力 容 器 低 圧 破 損 ）に よ る Ｃ Ｆ Ｆ が 低 下 し ，溶 融 炉 心・コ ン ク リ
ー ト 相 互 作 用 ，過 圧 破 損（ 長 期 冷 却 失 敗 ）及 び 水 蒸 気 爆 発（ サ プ
レ ッ シ ョ ン・プ ー ル ）に よ る Ｃ Ｆ Ｆ が 増 加 し て い る が ，炉 心 損 傷
後の支配的な格納容器破損モードが過温破損（原子炉圧力容器
高 圧 破 損 ）で あ る こ と に 変 わ り は な く ，ま た ，全 Ｃ Ｆ Ｆ に 対 し ても有意な感度を持っていない。
しかしながら，重大事故等に対する対策を講じる上では，原
子炉圧力容器が低圧状態で破損する事故シーケンスにおいて，ペデスタル（ドライウェル部）床サンプドレン配管破損等の発生の可能性についても留意する必要がある。
ｂ．ＣＦＰに係る感度解析
ベースケースでは，物理化学現象等によるＣＦＰの不確実さ
幅を考慮した不確実さ解析を実施している。ここでは，不確実さの大きな物理化学現象に対して，他研究機関等が国内ＢＷＲ
５，Ｍａｒｋ−Ⅱ型格納容器プラントを対象として評価したＣ
ＦＰを適用した場合の感度解析を実施した。調査した他研究機
関 等 の 評 価 結 果 を 第 4.1.1.7− 3 表 に 示 す 。こ の 結 果 に 基 づ き 実
施した解析は以下のとおりである。
4.1.1−24

・格納容器雰囲気直接加熱によるＣＦＰ（感度解析ケース２）・水蒸気爆発によるＣＦＰ（感度解析ケース３）
感 度 解 析 結 果 を 第 4.1.1.7− 4 表 及 び 第 4.1.1.7− 3 図 に 示 す 。
いずれの感度解析ケースにおいても，各格納容器破損モードのＣＦＦはベースケースの不確実さの幅の中に納まっており，Ｍ
ａｒｋ−Ⅱ型格納容器の特徴を把握する上で，有意な影響がな
いことを確認した。

4.1.1−25

4.1.1.8

Ｍａｒｋ−Ⅱ型格納容器の破損モードの特徴に係る分析

4.1.1.6 及 び 4.1.1.7 の 評 価 結 果 を 踏 ま え ， 主 と し て 重 大 事 故 等
に対する対策を講じる上で考慮すべきＭａｒｋ−Ⅱ型格納容器の破損モードの特徴に係る分析を行った。なお，原子炉圧力容器が高圧状態で破損する場合と低圧状態で破損する場合では，その後の事故進展が相違するため，それぞれのシーケンスについて以下に説明す
る。
(1)

原子炉圧力容器高圧シーケンス

ａ．炉心損傷後に格納容器破損に至る事故シーケンスのＣＦＦにおい て ， 原 子 炉 圧 力 容 器 高 圧 シ ー ケ ン ス の 寄 与 は 77.7％ で あ る 。
ｂ ．原 子 炉 圧 力 容 器 高 圧 シ ー ケ ン ス で の 格 納 容 器 破 損 は ，原 子 炉 圧 力
容器高圧破損直後の高温ガス流の噴出により発生する過温破損
モードの寄与が支配的となっており，重大事故等に対する対策を講じる上で特に着目すべき破損モードである。
・過温破損モードに至る主要なＰＤＳは長期ＴＢ，ＴＢＵ及びＴＱＵＸであり，これらのＰＤＳは，全交流動力電源喪失時に直流電源が枯渇又は高圧注水機能が喪失し，炉心注水機能の全喪失から炉心損傷となる事故シーケンスである。
・したがって，重大事故等に対する対策を講じる上では，電源機能の強化及び全交流動力電源喪失時の高圧注水機能の強化
による炉心損傷防止対策，炉心損傷後の減圧機能の強化による格納容器破損防止対策がリスク低減に寄与すると考えられる。
(2)

原子炉圧力容器低圧シーケンス

ａ．炉心損傷後に格納容器破損に至る事故シーケンスのＣＦＦにお4.1.1−26

い て ， 原 子 炉 圧 力 容 器 低 圧 シ ー ケ ン ス の 寄 与 は 22.3％ で あ る 。
ｂ ．原 子 炉 圧 力 容 器 低 圧 シ ー ケ ン ス で の 格 納 容 器 破 損 は ，ペ デ ス タ ル（ドライウェル部）床破損後の水蒸気等の発生による格納容器
圧 力 の 上 昇 に よ り 発 生 す る 過 圧 破 損（ 長 期 冷 却 失 敗 ）モ ー ド の 寄与が支配的となっている。
・過圧破損モード（長期冷却失敗）に至る主要なＰＤＳはＴＢ
Ｕ及びＴＱＵＶであり，これらのＰＤＳは，全交流動力電源
喪 失 時 に は 高 圧 注 水 機 能 が 喪 失 し ，炉 心 注 水 機 能 の 全 喪 失（ 炉心 損 傷 後 に 減 圧 成 功 ），過 渡 時 炉 心 注 水 機 能 の 全 喪 失 か ら 炉 心損傷となる事故シーケンスである。
・したがって，重大事故等に対する対策を講じる上では，電源機能の強化及び全交流動力電源喪失時の高圧注水機能の強化
による炉心損傷防止対策，格納容器圧力上昇を抑制する格納容器除熱機能及び電源機能の確保による格納容器破損防止対策がリスク低減に寄与すると考えられる。
ｃ．Ｍａｒｋ−Ⅱ型格納容器は，ドライウェル下部にサプレッショ
ン・チ ェ ン バ を 配 置 す る 構 造 上 の 特 徴 か ら ，ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ
ウェル部）床面に落下したデブリの冷却が不十分な事故シーケ
ン ス に 対 し て も ，ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）床 破 損 後 に ，サプ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル 水 に よ り ，デ ブ リ を 冷 却 す る 後 備 手 段 を 有
し て い る 。こ の 構 造 上 の 特 徴 が Ｃ Ｆ Ｆ に 与 え る 影 響 を 確 認 し た 。
・上記影響を確認するため，仮想的にデブリの冷却が不十分な
事 故 シ ー ケ ン ス に つ い て は ，ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）床面での溶融炉心・コンクリート相互作用により，格納容器破損（原子炉圧力容器支持機能喪失）に至るとした場合の感度
4.1.1−27

解析（感度解析ケース４）を実施した。
・感 度 解 析 結 果 を 第 4.1.1.8− 1 表 及 び 第 4.1.1.8− 1 図 に 示 す 。
ベースケースと感度解析結果の原子炉圧力容器低圧シーケン
スのＣＦＦは同等であるが，ベースケースは過圧破損（長期
冷 却 失 敗 ）の 寄 与 が 大 き く ，溶 融 炉 心・コ ン ク リ ー ト 相 互 作 用（ ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）床 ）の 寄 与 が 小 さ い 結 果 と なっている。
・この結果は，サプレッション・プールをドライウェル下部に配置した構造が，格納容器の圧力上昇を抑制する格納容器除熱機能の強化に伴い，デブリの冷却が不十分な事故シーケンスによるＣＦＦを低減する効果を有していることを示している 。こ の 低 減 効 果 の 程 度 は ，水 蒸 気 爆 発（ サ プ レ ッ シ ョ ン・プ
ー ル ）に よ る Ｃ Ｆ Ｐ に 依 存 し て お り ，ベ ー ス ケ ー ス で は １ 桁 ，水蒸気爆発によるＣＦＰを小さく評価している感度解析ケー
ス３では 2 桁程度の低減効果となる。
ｄ ．上 記 の と お り ，Ｍ ａ ｒ ｋ − Ⅱ 型 格 納 容 器 は ，そ の 構 造 上 の 特 徴 から ，格 納 容 器 除 熱 機 能 の 強 化 に 伴 い ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）床面に落下したデブリの冷却が不十分な事故シーケンスによるＣＦＦを有意に低減することが可能であるが，この事故シーケ
ンスに対する重大事故等に対する対策を講じる上では，以下の観 点 か ら ，ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）床 上 で の デ ブ リ 冷 却 機能の確保による格納容器破損防止対策が重要と考える。
・ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）床 破 損 に よ る サ プ レ ッ シ ョ ン・
プールバイパスの回避
溶融炉心・コンクリート相互作用によるペデスタル（ドラ4.1.1−28イウェル部）床破損及びＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５６２３，５５
２８において指摘されているペデスタル（ドライウェル部）
床 サ ン プ ド レ ン 配 管 破 損 は ，ド ラ イ ウ ェ ル と サ プ レ ッ シ ョ ン・
チェンバ空間部間にサプレッション・プールを介さない流路を 形 成 す る 。こ の た め ，格 納 容 器 破 損 や ウ ェ ッ ト ウ ェ ル・ベ ン
ト時の放射性物質のスクラビング機能の喪失となる。
・サプレッション・プール水源機能喪失の回避
ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５５２８において指摘されているデブリの落下による吸込ストレーナ閉塞，ＮＰＳＨ喪失の可能性を回避し，サプレッション・プールを水源とする注水系等の機能を維持する。

4.1.1−29

第 4.1.1.1−1 表

格納容器の主要仕様

項目

仕様
圧力抑制形

型式

（Ｍａｒｋ−Ⅱ）

ドライウェル空間部（ベント管含む）

容積

約 5,700m３

サプレッション・チェンバ空間部

約 4,100m３

サプレッション・プール水量

約 3,400m３

ドライウェル

0.31MPa［gage］

サプレッション・チェンバ

0.31MPa［gage］

ドライウェル

171℃

サプレッション・チェンバ

104℃

最高使用
圧力

最高使用
温度

0.62MPa［gage］

限界圧力（最高使用圧力の 2 倍）

限界温度

200℃

4.1.1−30

第 4.1.1.1−2 表

燃料及びデブリの格納容器内での挙動

放出先

移動経路

【原子炉圧力容器破損時】

ペデスタル（ドラペデスタル

イウェル部）床重力による（ドライウェル部）内

溶融貫通

移動

【ペデスタル（ドライウェル部）床貫通後】サプレッション・チェンバ

高速ガス流
による噴出

最下区画のため移動なし【原子炉圧力容器破損時】

ペデスタル（ドラペデスタル

イウェル部）内（ドライウェル部）内開口部

4.1.1−31

移動先区画
サプレッショ
ン・チェンバなし

ドライウェル

第 4.1.1.2−1 表

事故シーケンスの識別子

識別子

内容

Ａ

大破断ＬＯＣＡ

Ｂ

工学的安全施設に対する電源の故障状態

Ｃ

原子炉緊急停止系の故障状態

Ｄ

工学的安全施設に対する直流電源の故障状態

Ｅ

ＥＣＣＳによる注水の故障状態

Ｐ

逃がし安全弁の再閉鎖失敗

Ｑ

給水系による注水の故障状態

Ｓ１

中破断ＬＯＣＡ

Ｓ２

小破断ＬＯＣＡ

Ｔ

過渡事象

Ｕ

高圧注水系による注水の故障状態

Ｖ

低圧ＥＣＣＳによる注水の故障状態

Ｗ

残留熱除去の失敗状態

Ｘ

原子炉の急速減圧の失敗状態

4.1.1−32

第 4.1.1.2−2 表炉心損傷に至る事故シーケンス（1／2）

事故シーケンス特徴
高圧系及び低圧系による炉心冷却に失敗して炉心損傷に至る事故

ＴＱＵＶ

シーケンスである。本シーケンスにおいては，原子炉は低圧状態であり，炉心損傷時期は早期に分類される。
高圧系による炉心冷却に失敗し，かつ，原子炉の減圧に失敗してＴＱＵＸ

炉心損傷に至る事故シーケンスである。本シーケンスにおいては，原子炉は高圧状態であり，炉心損傷時期は早期に分類される。
外部電源喪失後，区分Ⅰ及び区分Ⅱの非常用ディーゼル発電機による給電に失敗して全交流動力電源喪失に至る。その後，ＨＰＣ

長期ＴＢ

Ｓによる炉心冷却に失敗し，ＲＣＩＣの作動には成功するが，直流電源の枯渇によりＲＣＩＣが機能喪失し，炉心損傷に至る事故
シーケンスである。原子炉は高圧状態であり，炉心損傷時期は後期に分類される。
外部電源喪失後，区分Ⅰ及び区分Ⅱの非常用ディーゼル発電機による給電に失敗して全交流動力電源喪失に至る。ＨＰＣＳ及びＲ

ＴＢＵ

ＣＩＣによる炉心冷却に失敗し，炉心損傷に至る事故シーケンスである。原子炉は高圧状態であり，炉心損傷時期は早期に分類される。
外部電源喪失後，区分Ⅰ及び区分Ⅱの非常用ディーゼル発電機による給電に失敗して全交流動力電源喪失に至る。逃がし安全弁のＴＢＰ

再閉鎖失敗によりＲＣＩＣが機能喪失し，ＨＰＣＳによる炉心冷却に失敗して炉心損傷に至る事故シーケンスである。原子炉は低圧状態であり，炉心損傷時期は早期に分類される。
外部電源喪失後，直流電源系の故障により非常用ディーゼル発電

ＴＢＤ

機の起動に失敗し，ＨＰＣＳによる炉心冷却に失敗して炉心損傷に至る事故シーケンスである。原子炉は高圧状態であり，炉心損
傷時期は早期に分類される。
事故後，炉心冷却には成功するが，崩壊熱の除去に失敗する事故

ＴＷ

シーケンスである。崩壊熱により発生する水蒸気によって格納容器が過圧破損する。その後，炉心冷却機能が喪失して炉心損傷に至る。炉心損傷時期は後期に分類される。
外部電源喪失後，区分Ⅰ及び区分Ⅱの非常用ディーゼル発電機による給電に失敗して全交流動力電源喪失に至る。ＨＰＣＳによる

ＴＢＷ

炉心冷却は継続しているが，崩壊熱の除去に失敗する事故シーケンスである。崩壊熱により発生する水蒸気によって格納容器が過圧破損する。その後，炉心冷却機能が喪失して炉心損傷に至る。
炉心損傷時期は後期に分類される。
事故後，原子炉の未臨界確保に失敗する事故シーケンスである。

ＴＣ

ＴＷシーケンスと同様，崩壊熱により発生する水蒸気によって格納容器が炉心損傷前に過圧破損する。その後，炉心冷却機能が喪失して炉心損傷に至る。炉心損傷時期は早期に分類される。

4.1.1−33

第 4.1.1.2−2 表炉心損傷に至る事故シーケンス（2／2）

事故シーケンス特徴
大破断ＬＯＣＡ後，炉心冷却機能が喪失する事故シーケンスであＡＥる。原子炉冷却材圧力バウンダリが破損しているため，原子炉は低圧状態であり，炉心損傷時期は早期に分類される。
中破断ＬＯＣＡ後，炉心冷却機能が喪失する事故シーケンスであ

ＬＯＣＡ

Ｓ１Ｅ

る。原子炉冷却材圧力バウンダリが破損しているため，原子炉は低圧状態であり，炉心損傷時期は早期に分類される。
小破断ＬＯＣＡ後，炉心冷却機能が喪失する事故シーケンスであＳ２Ｅる。原子炉冷却材圧力バウンダリが破損しているため，原子炉は低圧状態であり，炉心損傷時期は早期に分類される。
原子炉冷却材圧力バウンダリと接続された系統の配管が高圧設計
部分と低圧設計部分を分離するための隔離弁の誤開等により，低ＩＳＬＯＣＡ

圧設計部分が過圧され破断し，原子炉冷却材の原子炉建屋への流出が継続し炉心損傷に至る事故シーケンスである。炉心損傷時期は早期に分類される。

4.1.1−34

第 4.1.1.2−3 表

プラント損傷状態別の炉心損傷頻度
炉心損傷頻度

寄与割合

（／炉年）

（％）

ＴＱＵＶ

3.5E-09

＜0.1

ＴＱＵＸ

2.0E-08

＜0.1

長期ＴＢ

7.7E-08

0.1

ＴＢＵ

2.1E-08＜0.1

ＴＢＰ

5.3E-10＜0.1

ＴＢＤ

6.0E-12＜0.1

ＴＷ／ＴＢＷ

6.0E-05

99.8

ＴＣ

2.5E-08

＜0.1

ＬＯＣＡ

2.2E-11＜0.1

ＩＳＬＯＣＡ

4.8E-10＜0.1

合計

6.1E-05

100.0

プラント損傷状態

4.1.1−35

第 4.1.1.3−1 表
破損状態

格納容器の健全性に影響を与える負荷の種類の抽出

破損形態

破損形態の解説
インターフェイスシステムＬＯＣＡの発生後，原格納容器

インターフェイス

子炉冷却材の流出が継続して炉心損傷に至り，格システムＬＯＣＡ

納容器をバイパスして放射性物質等が原子炉建屋内に放出される。

バイパス

炉心損傷時点で，格納容器の隔離に失敗してお格納容器隔離失敗

り，隔離失敗箇所から放射性物質等が原子炉建屋内に放出される。

早期過圧破損（未臨界確保失敗）

原子炉の未臨界達成に失敗した場合に，炉心で発生する大量の水蒸気により格納容器の圧力が上昇
し，早期に格納容器の過圧破損に至る。
炉心冷却に成功し崩壊熱除去に失敗した場合に，過圧破損

崩壊熱によって炉心で発生する水蒸気により格納（崩壊熱除去失敗）

容器圧力が徐々に上昇し，格納容器の過圧破損に至る。
炉心損傷後に，デブリの崩壊熱によって発生する

過圧破損

水蒸気，及び溶融炉心・コンクリート相互作用に（長期冷却失敗）

よって発生する非凝縮性ガスにより格納容器圧力が徐々に上昇し，格納容器の過圧破損に至る。
原子炉圧力容器破損後，デブリからの崩壊熱によ

過温破損って格納容器雰囲気が加熱され，格納容器貫通部の取付部又はフランジ部などが熱的に損傷し，格納容器破損に至る。

格納容器

原子炉圧力容器が高圧状態で破損した場合に，微破損
格納容器雰囲気直接加熱

粒子化したデブリが格納容器空間部に飛散し，格（ＤＣＨ）

納容器雰囲気が直接加熱されて急速な圧力上昇が生じることにより格納容器破損に至る。
デブリと水が接触した場合に，デブリの持つ熱エ

水蒸気爆発（ＦＣＩ）

ネルギが爆発的な機械エネルギに変換され，格納容器への荷重が生じることにより格納容器破損に至る。
原子炉圧力容器破損後，格納容器内に放出されたデブリによりペデスタル（ドライウェル部）床のコンクリートが侵食され，デブリはペデスタル

溶融炉心・コンクリート（ドライウェル部）床を貫通してサプレッショ

相互作用（ＭＣＣＩ）

ン・プールに落下する。その後，サプレッション・プールにおける溶融炉心・コンクリート相互作用が継続し，原子炉圧力容器支持機能の喪失により格納容器破損に至る。

4.1.1−36

第 4.1.1.3−2 表
プラント損傷状態

炉心損傷前

プラント損傷状態と負荷の対応
Ｔ１

格納容器隔離失敗
ＴＱＵＶ

Ｔ２

Ｔ３

格納容器雰囲気直接加熱

過圧破損（長期冷却失

（ＤＣＨ）

敗）

水蒸気爆発（ＦＣＩ）

過温破損

ＴＱＵＸ
長期ＴＢ
−

ＴＢＵ
ＴＢＰ

溶融炉心・コンクリート

ＴＢＤ

相互作用（ＭＣＣＩ）

ＬＯＣＡ

4.1.1−37

水蒸気爆発（ＦＣＩ）
ＴＷ／ＴＢＷＴＣ

ＩＳＬＯＣＡ

過圧破損（崩壊熱除去失敗）
早期過圧破損（未臨界確保失敗）
インターフェイスシステム
ＬＯＣＡ

Ｔ１ 原子炉圧力容器破損前
Ｔ２ 原子炉圧力容器破損直後
Ｔ３ 事故後期

−

−

−

−

−

−

−

−

−

第 4.1.1.3−3 表

格納容器破損モードの選定

格納容器の状態

格納容器破損モード

格納容器破損モードの概要

格納容器バイパス

インターフェイスシステム
ＬＯＣＡ

インターフェイスシステムＬＯＣＡ後の格納容器バイパ
ス

格納容器隔離失敗

格納容器隔離失敗

事故後に格納容器の隔離に失敗

早期過圧破損（未臨界確保失敗）

未臨界確保に失敗し，水蒸気発生に伴う過圧による格納容器先行破損

過圧破損（崩壊熱除去失敗）

崩壊熱除去に失敗し，水蒸気発生に伴う過圧による格納容器先行破損

過圧破損（長期冷却失敗）

水蒸気・非凝縮性ガス蓄積に伴う過圧による格納容器破損

過温破損

格納容器貫通部等が過温により破損

格納容器雰囲気直接加熱

格納容器雰囲気直接加熱による格納容器破損

水蒸気爆発

水蒸気爆発による格納容器破損

溶融炉心・コンクリート相
互作用

溶融炉心・コンクリート相互作用が継続し，原子炉圧力容器支持機能の喪失による格納容器破損

格納容器
先行破損
4.1.1−38

格納容器
物理的破損
炉心損傷後の格納容器破損

第 4.1.1.4−1 表
物理化学現象
原子炉圧力容器破損

シビアアクシデント時の物理化学現象の整理

発生条件
・炉心への注水による炉心溶融進展の停止失敗・崩壊熱による水蒸気発生

過圧破損（長期冷却失敗）

・デブリが冷却できない場合の溶融炉心・コンクリート相互作用による非凝縮性ガス
の発生

過温破損

4.1.1−39

格納容器雰囲気直接加熱（ＤＣＨ）

水蒸気爆発（ＦＣＩ）

・デブリへの注水失敗発生後の事故進展・デブリの原子炉圧力容器外への放出に至る。
・水蒸気により過圧され格納容器破損に至る。
・溶融炉心・コンクリート相互作用による非凝縮性ガスの発生が継続し，格納容器内が過圧され格納容器破損に至る。
・格納容器貫通部あるいはフランジ部が熱的に損傷し，格納容器破損に至る。
・微粒子化したデブリが格納容器空間部に飛散し，格納容器雰・高圧状態で原子炉圧力容器が破損

囲気が直接加熱されて急速に格納容器が過圧され格納容器破損に至る。

・水中へのデブリの落下
・デブリへの注水

・デブリと水の接触に伴い，デブリの持つ熱エネルギが爆発的な機械エネルギに変換され，格納容器への荷重が生じることにより格納容器破損に至る。
・格納容器内に放出されたデブリにより，ペデスタル（ドライウェル部）床面のコンクリートが侵食され，その後，ペデス

溶融炉心・コンクリート相互作用（ＭＣＣＩ）・格納容器内に放出されたデブリの冷却失敗

タル（ドライウェル部）床の溶融貫通により，デブリはサプ
レッション・プールに落下する。落下したデブリにより，溶融炉心・コンクリート相互作用が継続し，原子炉圧力容器支
持機能の喪失により格納容器破損に至る。

第 4.1.1.4−2 表
格納容器破損モード
過圧破損（長期冷却失敗）
過温破損

格納容器破損モードと物理化学現象，対処設備及び運転員操作の対応整理

物理化学現象・過圧破損
・原子炉圧力容器破損
・溶融炉心・コンクリート相互作用

対処設備
・ＲＨＲ
(格納容器スプレイ冷却)

運転員操作
・ＲＨＲ手動起動・ＥＣＣＳ・損傷炉心への注水（原子炉圧力容器の破損回避）

格納容器雰囲気直接加熱

・原子炉圧力容器破損

・逃がし安全弁・原子炉減圧（原子炉圧力容器の高圧破損回避）（ＤＣＨ）

・格納容器雰囲気直接加熱

・ＥＣＣＳ

・損傷炉心への注水（原子炉圧力容器の破損回避）

4.1.1−40

水蒸気爆発（ＦＣＩ）

・原子炉圧力容器破損
・水蒸気爆発溶融炉心・コンクリート

・原子炉圧力容器破損

相互作用（ＭＣＣＩ）

・溶融炉心・コンクリート相互作用

・ＥＣＣＳ

・ＥＣＣＳ

・損傷炉心への注水（原子炉圧力容器の破損回避）
・デブリへの注水（原子炉圧力容器の破損口経由）
・損傷炉心への注水（原子炉圧力容器の破損回避）
・デブリへの注水（原子炉圧力容器の破損口経由）

第 4.1.1.4−3 表

ヘディングの選定及び定義

ヘディング

炉心が損傷した状態での格納容器隔離が正常に実格納容器隔離施されない場合，失敗とする。
炉心損傷後，原子炉減圧ができない場合，失敗と

原子炉減圧
Ｔ１

定義

する。

原子炉圧力容器注水

低圧ＥＣＣＳによる注水ができない場合，失敗とする。
低圧ＥＣＣＳによる注水により，デブリが下部プ

原子炉圧力容器破損

レナムにて冷却できず，原子炉圧力容器内に保持できない場合，有とする。
ペデスタル（ドライウェル部）内の水プールに落ＦＣＩ下したデブリにより，水蒸気爆発が発生し，格納容器が破損する場合，有とする。

Ｔ２

原子炉圧力容器の高圧破損時にデブリが微粒子化
し，雰囲気ガスとの直接的な熱伝達及び金属成分

ＤＣＨの酸化・発熱反応が発生し，格納容器が破損する
場合，有とする。

格納容器
注水

ペデスタル（ド低圧ＥＣＣＳによる注水（原子炉圧力容器の破損

ライウェル部）口経由）ができない場合，失敗とする。

ドライウェル

格納容器冷却スプレイモードによるスプレイができない場合，失敗とする。
低圧ＥＣＣＳにより，原子炉圧力容器の破損口経
由でペデスタル（ドライウェル部）のデブリに注ＦＣＩ水した際，水蒸気爆発が発生し，格納容器が破損
ペデスタル（ドライウェル部）

Ｔ３

デブリ冷却する場合，有とする。
低圧ＥＣＣＳによる注水（原子炉圧力容器の破損
口経由）に成功するものの，デブリ冷却ができずに溶融炉心・コンクリート相互作用が継続し，ペデスタル（ドライウェル部）床が溶融貫通する場
合，失敗とする。
ペデスタル（ドライウェル部）床貫通に伴い，デブリがサプレッション・プールに落下することにＦＣＩより，水蒸気爆発が発生し，格納容器が破損する
サプレッション
・プール

デブリ冷却

場合，有とする。
ペデスタル（ドライウェル部）床貫通により落下したデブリが，サプレッション・プールで冷却できずに溶融炉心・コンクリート相互作用が継続
し，原子炉圧力容器支持機能の喪失により格納容器が破損する場合，失敗とする。

4.1.1−41

第 4.1.1.4−4 表
Ｔ１

ヘディング
（影響を与える側）

Ｔ２

Ｔ３
格納容器注水

格納容器
隔離

ヘディング
（影響を受ける側）

ヘディングの従属性

原子炉減圧

原子炉圧力容 原子炉圧力容
器注水
器破損

ＦＣＩ

ＤＣＨ

ペデスタル（ドドライウェル
ライウェル部）

ペデスタル（ドライウェル部）
ＦＣＩ

デブリ
冷却

格納容器隔離原子炉減圧

Ｔ１
原子炉圧力容器注水○ ※１

原子炉圧力容器破損

○ ※２

○ ※４
○ ※５

ＦＣＩ

○ ※５

Ｔ２
○ ※３

ＤＣＨ

4.1.1−42

格納容器
注水

Ｔ３

ペデスタル
（ドライウェル部）

サプレッション
・プール

○
※1
※2
※3
※4
※5
※6
※7
※8
※9
※10

○ ※３

ペデスタル（ドライ
ウェル部）

○ ※６

ドライウェル

○ ※６

○ ※７
○ ※６

ＦＣＩ

○ ※７

○ ※８

デブリ冷却

○ ※７

○ ※９

ＦＣＩ

○ ※７

○ ※９

○ ※１０

デブリ冷却

○ ※７

○ ※９

○ ※１０

前段のヘディングにおける緩和設備の成功／失敗状態又は物理化学現象の発生により，当該ヘディングに影響を及ぼすもの
低圧ＥＣＣＳによる原子炉圧力容器注水を実施するためには原子炉減圧が必要
原子炉圧力容器破損回避のための低圧ＥＣＣＳによる原子炉圧力容器注水を実施するためには原子炉減圧が必要
原子炉減圧に失敗し原子炉圧力容器が高圧で破損する場合，ＤＣＨの可能性あり
低圧ＥＣＣＳによる原子炉圧力容器への注水に成功した場合，原子炉圧力容器破損の回避に期待可能
低圧ＥＣＣＳによる原子炉圧力容器への注水に成功し，原子炉圧力容器が破損する場合，ＦＣＩの可能性あり
一部同じ系統であるため従属性あり
原子炉圧力容器破損時のＦＣＩ及びＤＣＨを回避できた場合に，緩和設備又は物理化学現象を考慮
ペデスタル（ドライウェル部）への注水時にＦＣＩの可能性あり
ペデスタル（ドライウェル部）への注水が成功した場合，デブリのペデスタル（ドライウェル部）床貫通の回避に期待
ペデスタル（ドライウェル部）におけるデブリ冷却に失敗した場合，サプレッション・プールにおける物理化学現象を考慮

サプレッション・プール
ＦＣＩ

デブリ
冷却

第 4.1.1.5−1 表
ＰＤＳ

事故進展解析の対象とした代表事故シーケンス
代表事故シーケンス
全給水喪失を起因事象とし，その後の高圧ＥＣＣＳの注水

ＴＱＵＶ

ＴＱＵＶ

に失敗し，自動減圧系の作動には成功するものの，低圧Ｅ
ＣＣＳの注水に失敗すると仮定する。

ＴＱＵＸ
ＴＢＵ

全給水喪失を起因事象とし，主蒸気隔離弁の閉鎖には成功
ＴＱＵＸ

ＴＢＤ

するものの，その後の高圧ＥＣＣＳの注水に失敗し，自動減圧系の作動に失敗すると仮定する。
外部電源喪失を起因事象とし，非常用ＤＧ2 台が機能喪失した状態で，主蒸気隔離弁の閉鎖には成功するものの，Ｈ

4.1.1−43

長期ＴＢ

長期ＴＢ

ＰＣＳによる注水に失敗すると仮定する。その後，直流電源蓄電池が枯渇するまでの 8 時間はＲＣＩＣによる炉心冷却が継続すると仮定する。
外部電源喪失を起因事象とし，非常用ＤＧ2 台が機能喪失した状態で，主蒸気隔離弁の閉鎖には成功するものの，Ｈ

ＴＢＰ

ＴＢＰ

ＰＣＳによる注水に失敗すると仮定する。その後，逃がし安全弁の再閉鎖に失敗し，原子炉が減圧されるため，ＲＣＩＣによる炉心冷却にも失敗すると仮定する。
再循環系配管の両端破断を想定した原子炉冷却材喪失を起

ＬＯＣＡ

ＡＥ

因事象とし，その後の高圧ＥＣＣＳ及び低圧ＥＣＣＳの注水に失敗すると仮定する。

第 4.1.1.5−2 表
項目

基本解析条件解析条件

備 考

原子炉熱出力3,293MW

定格出力

原子炉ドーム圧力

6.93MPa[gage]

定格圧力原子炉初期水位

通常運転水位

格納容器空間容積
サプレッション・プー
ル水量

ドライウェル：5,700m３
ウェットウェル：4,100m３
3,400m３

コンクリート組成

珪酸系コンクリート

崩壊熱

ANSI／ANS-5.1-1979（平均）サプレッション・プー
ル初期水位
格納容器初期圧力

融点は 1,500K

約 7.0m

通常水位

5kPa[gage]

通常運転時圧力

ドライウェル：57℃

通常運転中のドライウ
ェル内平均温度

格納容器初期温度

サプレッション・プール：32℃ 通常運転中の上限値
炉心損傷温度1,500K

炉心溶融温度2,500K

格納容器破損圧力

格納容器破損温度

0.62MPa[gage]（過圧破損条件）

格納容器の健全性が保200℃てる範囲として設定（過温破損条件）

4.1.1−44

第 4.1.1.5−3 表
事故シー
ケンス
ＴＱＵＶ

ＴＱＵＸ

起因事象
過渡事象
（全給水喪失）過渡事象（全給水喪失）スクラム

各事故シーケンスの事故進展解析条件

ＲＣＩＣ

ＨＰＣＳ

作動

不作動

不作動

作動

不作動

系

作動

原子炉

格納容器

ＬＰＣＳ

ＬＰＣＩ

作動

不作動

不作動

不作動

不作動

不作動

不作動

不作動

不作動

不作動

不作動

不作動

不作動

不作動

減圧

スプレイ

4.1.1−45

長期ＴＢ

外部電源喪失作動

ＴＢＰ

外部電源喪失

作動

不作動

不作動

不作動

不作動

不作動

不作動

作動

不作動

不作動

不作動

不作動

不作動

不作動

（8 時間後に停止）

原子炉冷却材喪失
ＡＥ（再循環系配管の両端破断）第 4.1.1.5−4 表

事故進展解析結果（主要事象発生時刻）

事故シーケンス
ＴＱＵＶ

ＴＱＵＸ

長期ＴＢ

ＴＢＰ

ＡＥ

炉心露出

0.6h

0.6h

9.5h

2.1h

0.01h

燃料被覆管破損（1,000K）

0.7h

0.9h

10.1h

2.5h

0.1h

炉心損傷（1,500K）

0.9h

1.1h

10.4h

2.7h

0.2h

炉心溶融（2,500K）

1.2h

1.3h

10.8h

3.1h

0.5h

炉心支持板破損

2.6h

2.7h

13.9h

4.9h

1.6h

原子炉圧力容器破損

5.4h

3.3h

14.4h

10.7h

4.0h

8.4h

−※

−※

14.6h

7.6h

7.7h

3.3h

13.9h

12.7h

1.6h

事象進展

4.1.1−46

ペデスタル（ドライウェル部）床貫通
格納容器最高使用圧力
到達時刻
格納容器破損

15.9h

3.3h

14.4h

14.6h

1.6h

（過圧破損）（過温破損）（過温破損）（過温破損）（過温破損）※

24 時間以内にペデスタル（ドライウェル部）床貫通せず○ＭＡＡＰ上の判定基準について
項目

条件

備考

炉心損傷の判断

燃料被覆管の最高温度が 1,500K 到達

炉心損傷が始まる温度

炉心溶融の判断

炉心最高温度が 2,500K 到達

炉心構成物質の代表的な融点

炉心支持板破損の判断

炉心支持板ノードにおいて累積破損割合が 1となった時点炉心支持板のクリープ破損を Larson-Miller のパラメータによって判定

原子炉圧力容器破損の判断

ＣＲＤチューブ逸出判定到達

原子炉圧力容器破損モードのうち，最も早い破損形態として，ＣＲＤチューブ逸出を設定

ペデスタル（ドライウェル部）
床貫通の判断コンクリートの侵食深さが到達

ペデスタル（ドライウェル部）床面サンプ部厚さを設定

第 4.1.1.6−1 表Ｔ１

格納容器イベントツリーの分岐確率の設定

分岐

ＰＤＳ

分岐
確率

ＥＦ

分岐確率の評価方法

格納容器隔離

ＴＱＵＸ
ＴＱＵＶ
ＬＯＣＡ
ＴＢＵ
ＴＢＰ
ＴＢＤ
長期ＴＢ

5.0E-03

5.0

ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−４２２０で評価された値を設
定。

原子炉減圧

ＴＱＵＸ
ＴＢＵ

フォールトツリーにより設定

原子炉圧力容器注水

ＴＱＵＸ

フォールトツリーにより設定

原子炉圧力容器破損
（ＩＶＲ）

ＴＱＵＸ

ＦＣＩ

ＴＱＵＸ
ＬＯＣＡ

ＤＣＨ

ＴＱＵＸ
ＴＢＵ
ＴＢＤ
長期ＴＢ

Ｔ２

Ｔ３
原子炉
圧力容器
健全時

格納容器
注水
（ペデス
タル（ド
ライウェ
ル部）)
Ｔ３
原子炉
圧力容器
破損時

格納容器
注水
（ドライ
ウェル）

ＤＣＨに係る支配的なパラメータの不確かさを考慮し，ＤＣＨによる格納容器破損確率を設定。

ＴＱＵＸ

フォールトツリー
により設定

原子炉
減圧成
功時

ＴＱＵＸ

フォールトツリー
により設定

原子炉
減圧成
功時

ＴＱＵＸ
ＴＱＵＶ

フォールトツリー
により設定

ＬＯＣ
Ａ時

ＬＯＣＡ

フォールトツリーにより設定

格納容器注水

ＦＣＩ（ペデスタル（ドライウェル部））
デブリ冷却（ペデスタル（ドライウェル部））
ＦＣＩ（サプレッション・
プール）
デブリ冷却
（サプレッション・プール）

炉心支持板破損までの余裕時間における，原子炉減圧に関する人的過誤確率及び機器故障確率等をフォールトツリーにてモデル化。
炉心支持板破損までの余裕時間における，原子炉
圧力容器注水に関する人的過誤確率及び機器故障確率等をフォールトツリーにてモデル化。また，
炉心損傷後のため，ＬＯＣＡ信号による自動起動に期待する。
ＩＶＲに係る支配的なパラメータの不確かさを考慮し，ＩＶＲの失敗確率を設定（添付資料
4.1.1.6-3）。
ＦＣＩに係る支配的なパラメータの不確かさを考慮し，ＦＣＩによる格納容器破損確率を設定。なお，ＴＱＵＸ及びＬＯＣＡにおいて，原子炉圧力容器破損時にペデスタル（ドライウェル部）に水が存在している想定については，以下のとおり。
【ＴＱＵＸ】
原子炉圧力容器破損前に原子炉圧力容器注水に成功するが，ＩＶＲに失敗した場合，原子炉圧力容
器内に注水した水がデブリとともにペデスタル（ドライウェル部）に放出される可能性を想定。
【ＬＯＣＡ】
ＬＯＣＡの発生により，格納容器に流出した原子炉冷却材によってペデスタル（ドライウェル部）に水が存在する可能性を想定。

損傷炉心冷却成功のため，ＴＱＵＶ時の格納容器破損までの余裕時間での格納容器注水に関する人
的過誤確率及び機器故障確率等をフォールトツリ
ーにてモデル化。
原子炉圧力容器の低圧破損後のため，ＴＱＵＶ時の原子炉圧力容器破損までの余裕時間におけるペデスタル（ドライウェル部）への注水（原子炉圧
力容器の破損口経由）に関する人的過誤確率及び機器故障確率等をフォールトツリーにてモデル化。
原子炉圧力容器の低圧破損後のため，ＴＱＵＶ時の格納容器破損までの余裕時間における格納容器
注水に関する人的過誤確率及び機器故障確率等をフォールトツリーにてモデル化。
ＬＯＣＡ時の格納容器破損までの余裕時間における格納容器注水に関する人的過誤確率及び機器故障確率等をフォールトツリーにてモデル化。
ＦＣＩに係る支配的なパラメータの不確かさを考慮し，ＦＣＩによる格納容器破損確率を設定。

ＴＱＵＸ

ＭＣＣＩに係る支配的なパラメータの不確かさを考慮し，ＭＣＣＩによる格納容器破損確率を設定。
ＦＣＩに係る過去の試験結果を踏まえ，トリガリ
ングの発生確率をＦＣＩによる格納容器破損確率として設定。
ＭＣＣＩに係る支配的なパラメータの不確かさを考慮し，ＭＣＣＩによる格納容器破損確率を設
定。

ＴＱＵＸ
ＴＱＵＸ
ＴＱＵＶ
ＬＯＣＡ
ＴＱＵＸ
ＴＱＵＶ
ＬＯＣＡ

4.1.1−47

第 4.1.1.6−2 表
緩和操作

ヘディング

緩和操作に対する余裕時間の検討結果

タイミング

適用

事故進展解析との関連

余裕時間

シーケンス
炉心支持板破損までに原子炉減圧ができれば，原子炉圧力容器注水に原子炉減圧

事象発生から

より原子炉圧力容器破損を回避でＴＱＵＸきる可能性がある。また，原子炉圧

ＴＢＵ

力容器注水ができない場合でも，Ｄ

炉心冷却心支持板破損まで 2.6h 及び 2.7h であるため，余ＣＨを回避できる可能性がある。

注水

事象発生から

及び原子炉圧力容器注水ができれば，原子炉圧力容器破損を回避でき

2 時間

裕をとり 2h とする。

炉心支持板破損までに原子炉減圧
原子炉圧力容器

ＴＱＵＶ及びＴＱＵＸの事故進展解析により，炉ＴＱＵＸ

4.1.1−48

る可能性がある。
原子炉圧力容器の減圧成功後， 原
子炉圧力容器破損までに原子炉圧
ペデスタル（ドライウェ
ル部）注水

格納容器注水（ペデスタル（ドライウェル

力容器注水ができれば，原子炉圧力
事象発生から部））

容器破損時にデブリとともに水が落下するため，ペデスタル（ドライＴＱＵＸＴＱＵＶの事故進展解析により，原子炉圧力容器
破損は 5.4h であるため，余裕をとり 4h とする。

4 時間ウェル部）注水に成功し，ペデスタ
ル（ドライウェル部）床貫通を回避できる可能性がある。

格納容器除熱格納容器注水（ＲＨＲ）(ドライウェル)格納容器破損までにドライウェル
事象発生からＴＱＵＶＴＱＵＶの事故進展解析により，格納容器破損は

ＴＱＵＸ

15.9h であるため，余裕をとり 15h とする。

15 時間

注水ができれば，格納容器破損を回避できる可能性がある。
ＬＯＣＡ

ＡＥの事故進展解析により，格納容器破損は 1.6hであるため，余裕をとり 1h とする。

1 時間

第 4.1.1.6−3 表

プラント損傷状態別の格納容器破損頻度

炉心損傷頻度寄与割合

条件付格納容器

格納容器破損頻度

寄与割合

（／炉年）

（％）

破損確率

（／炉年）

（％）

ＴＱＵＶ

3.5E-09＜0.1

9.5E-01

3.3E-09

＜0.1

ＴＱＵＸ

2.0E-08＜0.1

4.6E-01

9.3E-09

＜0.1

ＬＯＣＡ

2.2E-11＜0.1

1.0E+00

2.2E-11＜0.1

ＴＢＵ

2.1E-08＜0.1

1.0E+00

2.1E-08＜0.1

ＴＢＰ

5.3E-10＜0.1

1.0E+00

5.3E-10＜0.1

ＴＢＤ

6.0E-12＜0.1

1.0E+00

6.0E-12

＜0.1

長期ＴＢ

7.7E-080.1

1.0E+00

7.7E-08

0.1

ＴＷ／ＴＢＷ

6.0E-0599.8

1.0E+00

6.0E-05

99.8

ＴＣ

2.5E-08＜0.1

1.0E+00

2.5E-08＜0.1

ＩＳＬＯＣＡ

4.8E-10＜0.1

1.0E+00

4.8E-10＜0.1

全格納容器破損頻度

6.1E-05

100.0

1.0E+00

6.1E-05

100.0

プラント損傷状態

4.1.1−49

第 4.1.1.6−4 表

格納容器破損モード別の格納容器破損頻度
格納容器破損頻度

寄与割合

（／炉年）

（％）

インターフェイスシステムＬＯＣＡ

4.8E-10＜0.1

格納容器隔離失敗

6.1E-10＜0.1

過圧破損（未臨界確保失敗）

2.5E-08＜0.1

過圧破損（崩壊熱除去失敗）

6.0E-0599.8

過圧破損（長期冷却失敗）

2.0E-08＜0.1

過温破損（ＲＰＶ高圧破損）

7.9E-080.1

過温破損（ＲＰＶ低圧破損）

4.9E-10＜0.1

格納容器雰囲気直接加熱

8.5E-09＜0.1

2.2E-14＜0.1

水蒸気爆発（サプレッション・プール）

2.5E-09＜0.1

溶融炉心・コンクリート相互作用

1.3E-10＜0.1

全格納容器破損頻度

6.1E-05100.0

格納容器破損モード

4.1.1−50

水蒸気爆発（ペデスタル（ドライウェル部））

第 4.1.1.7−1 表

格納容器破損モード別の格納容器破損頻度（不確実さ解析）

格納容器破損モード

点推定値

平均値

（／炉年） （／炉年）

寄与割合
（％）

中央値

5％値

95％値

（／炉年） （／炉年） （／炉年）

ＥＦ

4.1.1−51

インターフェイスシステムＬＯＣＡ

4.8E-10

6.4E-10＜0.1

1.0E-10

7.3E-122.0E-0916.4

格納容器隔離失敗

6.1E-10

6.2E-10＜0.1

2.4E-10

3.3E-11

2.1E-098.0

過圧破損（未臨界確保失敗）

2.5E-08

5.6E-08＜0.1

1.5E-09

4.2E-11

6.9E-0840.5

過圧破損（崩壊熱除去失敗）

6.0E-05

6.1E-05

99.7

2.7E-05

1.0E-05

1.7E-044.1

過温破損（ＲＰＶ高圧破損）

7.9E-08

8.2E-080.1

4.5E-08

1.1E-08

2.5E-074.9

格納容器雰囲気直接加熱

8.5E-09

8.4E-09＜0.1

2.6E-09

2.7E-103.0E-0810.5

過温破損（ＲＰＶ低圧破損）

4.9E-105.0E-10＜0.1

9.9E-11

7.9E-12

1.7E-0914.6

過圧破損（長期冷却失敗）

2.0E-08

2.4E-08＜0.1

1.3E-08

2.6E-09

7.5E-085.4

水蒸気爆発（ペデスタル（ドライウェル部））

2.2E-14

1.7E-14＜0.1

5.4E-16

6.0E-18

4.1E-1482.0

水蒸気爆発（サプレッション・プール）

2.5E-09

2.9E-09＜0.1

1.0E-09

1.1E-109.8E-099.6

溶融炉心・コンクリート相互作用

1.3E-102.0E-10＜0.1

7.4E-12

1.3E-13

4.4E-1057.6

全格納容器破損頻度

6.1E-05

6.1E-05

100.0

2.7E-05

1.0E-05

1.7E-044.1

第 4.1.1.7− 2 表

モデル上の仮定に係る感度解析結果（格納容器先行破損，格納容器バイパス及び格納容器隔離失敗を除く）※
ベースケース
格納容器破損モード

点推定値
（／炉年）

寄与割合
（％）

点推定値
（／炉年）

寄与割合
（％）

8 .8 E- 0 8

79 . 08. 8E -0 8

77 . 2

過温破損（ＲＰＶ高圧破損）

7 .9 E- 0 8

71 . 3

7. 9E -0 8

69 . 7

格納容器雰囲気直接加熱

8 .5 E- 0 9

7 .7

8. 5E - 0 9

7. 5

2 .3 E- 0 8

21 . 02. 6 E- 0 8

22 . 8

過温破損（ＲＰＶ低圧破損）

4 .9 E- 1 0

0 .4

2. 1 E- 1 1＜ 0 .1

過圧破損（長期冷却失敗）

2 .0 E- 0 8

18 . 2

2. 3 E- 0 8

20 . 3

水 蒸 気 爆 発 （ ペ デ ス タ ル (ド ラ イ ウ ェ ル
部 )）2 .2 E- 1 4＜ 0 .1

2 .2 E- 1 4＜ 0 .1

水蒸気爆発（サプレッション・プール）

2 .5 E- 0 9

2 .3

2. 6 E- 0 9

2. 3

溶融炉心・コンクリート相互作用

1 .3 E- 1 0

0 .1

1. 4 E- 1 0

0. 1

1 .1 E- 0 7

10 0 .0

1 .1 E- 0 7

1 00 .0

原子炉圧力容器高圧シーケンス

4.1.1−52

原子炉圧力容器低圧シーケンス

格納容器破損頻度※

感度解析ケース 1

網掛け部はベースケースと感度解析の格納容器破損頻度が異なる箇所

第 4.1.1.7− 3 表

他研究機関等による格納容器破損確率

格納容器破損確率（平均値）
備考

格納容器破損モード
ベースケース

他研究機関

早期ＲＰＶ破損

2.3E-03 ［１］（感度解析ケース２）

後期ＲＰＶ破損

3.7E-02 ［１］（感度解析ケース２）

ＤＣＨ

4.1.1−53

ペデスタル（ドライウェル部） ※１

5.0E-01［１］サプレッション・プール

−

ＭＣＣＩ

ペデスタル
（ドライウェル部）

2.2E-03※２，［２］ＦＣＩ
サプレッション・プール

6.4E-02※２，［２］（感度解析ケース３）

ＪＮＥＳ評価では，ＭＥＬＣＯＲコードによる溶融
炉心等初期条件の設定，デブリ伝熱及び圧力抑制
プールへの輸送に係る伝熱・輸送方程式による圧力ピーク算出を実施している。

ＪＮＥＳ評価では，ペデスタル（ドライウェル部）
ＭＣＣＩは，同程度に生じ得ると判断される現象として設定している。Ｓ／Ｐ ＭＣＣＩは，ペデスタ
ル（ドライウェル部）床破損前に格納容器過圧破損に至るため設定していない。

ＪＡＥＡ評価では，ＴＨＡＬＥＳ２コード等による溶融炉心等初期条件の設定，ＪＡＳＭＩＮＥコード
による粗混合，爆発解析及びＡＵＴＯＤＹＮ―２Ｄ
コードによるペデスタル構造解析を実施している。

※１ ペデスタル（ドライウェル部）床でのＭＣＣＩ継続確率※２ トリガリング発生当たりの格納容器破損確率
参考文献［１］原子力発電技術機構，原子力安全解析書「PWR及びBWRプラントのCVイベントツリー重要度評価に関する報告書」，INS/M01-40（平成14年3月）［２］日本原子力研究開発機構，安全研究センター，熱水力安全評価研究グループ「軽水炉シビアアクシデント時の炉外水蒸気爆発による格納容器破損確率の評価」2007-072（2007年11月）

第 4.1.1.7− 4 表

物理化学現象による格納容器破損確率を変更した感度解析結果（格納容器先行破損，格納容器バイパス及び格納容器隔離失敗を除く）※
ベースケース
格納容器破損モード

感度解析ケース３
（ＦＣＩ）
点推定値
寄与割合
（／炉年）
（％）

点推定値
（／炉年）

寄与割合
（％）

8 .8 E- 0 8

79 . 08.8 E -0 8

7 9. 08. 8 E- 0 8

79 . 1

過温破損（ＲＰＶ高圧破損）

7 .9 E- 0 8

71 . 3

8. 5 E- 0 8

7 6. 4

7. 9 E- 0 8

71 . 5

格納容器雰囲気直接加熱

8 .5 E- 0 9

7 .7

2. 9 E- 0 9

2. 6

8. 5 E- 0 9

7. 7

2 .3 E- 0 8

21 . 02.3 E -0 8

2 1. 02. 3 E- 0 8

20 . 9

過温破損（ＲＰＶ低圧破損）

4 .9 E- 1 0

0 .4

4. 9E - 1 0

0. 4

5. 4 E- 1 0

0. 5

過圧破損（長期冷却失敗）

2 .0 E- 0 8

18 . 22.0 E -0 8

1 8. 2

2. 2 E- 0 8

20 . 1

水 蒸 気 爆 発 （ ペ デ ス タ ル (ド ラ イ ウ ェ ル
部 )）2 .2 E- 1 4＜ 0 .1

2 .2 E- 1 4＜ 0 .1

2. 2 E- 1 4＜ 0 .1

水蒸気爆発（サプレッション・プール）

2 .5 E- 0 9

2 .3

2. 5E - 0 9

2. 3

1. 6 E- 1 0

0. 1

溶融炉心・コンクリート相互作用

1 .3 E- 1 0

0 .1

1. 3E - 1 0

0. 1

1. 5 E- 1 0

0. 1

1 .1 E- 0 7

10 0 .0

1 .1 E- 0 7

1 00 .0

1. 1 E- 0 7

10 0 .0

原子炉圧力容器高圧シーケンス

4.1.1−54

原子炉圧力容器低圧シーケンス

格納容器破損頻度※

感度解析ケース２
（ＤＣＨ）
点推定値
寄与割合
（／炉年）
（％）

網掛け部はベースケースと感度解析の格納容器破損頻度が異なる箇所

第 4.1.1.8−1 表 Ｍａｒｋ−Ⅱ型格納容器の構造上の特徴に係る感度解析結果（格納容器先行破損，格納容器バイパス及び格納容器隔離失敗を除く）※
ベースケース
格納容器破損モード

感度解析ケース４（ＭＣＣＩ）
点推定値
寄与割合
（／炉年）
（％）

点推定値
（／炉年）

寄与割合
（％）

8.8E-0879.0

8.8E-0877.7

過温破損（ＲＰＶ高圧破損）

7.9E-08

71.3

7.9E-0870.1

格納容器雰囲気直接加熱

8.5E-097.7

8.5E-09

7.5

2.3E-08

21.0

2.5E-0822.3

過温破損（ＲＰＶ低圧破損）

4.9E-100.4

2.1E-11＜0.1

過圧破損（長期冷却失敗）

2.0E-08

18.2

2.2E-091.9

水蒸気爆発（ペデスタル(ドライウェル部)）

2.2E-14＜0.1

2.2E-14＜0.1

水蒸気爆発（サプレッション・プール）

2.5E-092.3−−

溶融炉心・コンクリート相互作用

1.3E-100.1

2.3E-08

20.4

1.1E-07100.0

1.1E-07100.0

原子炉圧力容器高圧シーケンス

原子炉圧力容器低圧シーケンス

4.1.1−55

格納容器破損頻度※ 網掛け部はベースケースと感度解析の格納容器破損頻度が異なる箇所

4.1.1−56

イベントツリーの見直し

プラント構成・特性の調査

・プラントの設計・運用管理に係る情報を収集

プラント損傷状態の分類
及び発生頻度の定量化

・レベル１ＰＲＡの結果をプラント損傷状態に分類し，プラント
損傷状態別の発生頻度を評価

格納容器破損モードの設定

・事故後の事故進展及び物理化学現象を考慮し，格納容器破損
モードを設定事故シーケンスの分析（格納容器イベントツリーの作成）

・プラント損傷状態ごとに，緩和設備の作動状況，物理化学現象の発生の有無を考慮し，事故の進展に応じて格納容器破損に至る事故シナリオを格納容器イベントツリーで展開

事故進展解析

・格納容器イベントツリーの分岐確率等を設定するための必要なデータを得るために事故進展解析を実施

格納容器破損頻度の定量化

・各プラント損傷状態の発生頻度，格納容器イベントツリーの各分岐確率を用いて，格納容器破損頻度を定量化

第 4.1.1−1 図

内部事象出力運転時レベル１．５ＰＲＡの評価フロー図

4.1.1−57
第 4.1.1.1−1 図

格納容器の形状及び溶融デブリの移動経路の概略

事故シーケンス

格納容器
破損時期

原子炉圧力

炉心損傷時期

電源の状態

後期
長期ＴＢ

4.1.1−58

炉心損傷後
ＴＱＵＶ
ＴＱＵＸ
ＴＢＵ
ＴＢＰ
ＴＢＤ
長期ＴＢ
ＡＥ
Ｓ１Ｅ
Ｓ２Ｅ
ＴＱＵＶ
ＴＱＵＸ
ＴＢＵ
ＴＢＰ
ＴＢＤ
長期ＴＢ
ＴＣ
ＴＷ
ＴＢＷ
ＡＥ
Ｓ１Ｅ
Ｓ２Ｅ
ＩＳＬＯＣＡ

高圧
ＴＱＵＸ
ＴＢＵ
ＴＢＤ
長期ＴＢ

長期ＴＢ

早期
ＴＱＵＸ
ＴＢＵ
ＴＢＤ

電源あり
ＴＱＵＸ

ＴＱＵＸ

交流電源なし，直流電源あり
ＴＢＵ

ＴＢＵ

交流電源なし，直流電源なし
ＴＢＤ

ＴＢＤ

電源あり
ＴＱＵＶ
ＡＥ
Ｓ１Ｅ
Ｓ２Ｅ

低圧
ＴＱＵＶ
ＴＢＰ
ＡＥ
Ｓ１Ｅ
Ｓ２Ｅ

炉心損傷前
ＴＣ
ＴＷ
ＴＢＷ
ＩＳＬＯＣＡ

後期
ＴＷ
ＴＢＷ

ＴＱＵＶ
ＬＯＣＡ（ＡＥ,Ｓ１Ｅ,Ｓ２Ｅ）

交流電源なし，直流電源あり
ＴＢＰ

ＴＢＰ

電源あり
ＴＷ

ＴＷ

電源なし
ＴＢＷ

ＴＢＷ

早期
ＴＣ
ＩＳＬＯＣＡ

第 4.1.1.2−1 図

プラント損傷状態

プラント損傷状態の分類

ＴＣ
ＩＳＬＯＣＡ

格納容器バイパス（格納容器隔離失敗）
ＴＱＵＶ
ＴＱＵＸ
ＴＢＵ
ＴＢＰ
ＴＢＤ
長期ＴＢ
ＬＯＣＡ

過温破損

原子炉圧力
容器下部への
溶融物落下

炉心
損傷

原子炉圧力
容器内部でのデブリ保持に成功

原子炉
圧力容器
破損

ＴＷ
ＴＢＷ

水蒸気等に
よる過圧

過圧破損
（崩壊熱除去失敗）

炉心
損傷

水蒸気に
よる過圧

過圧破損
（長期冷却失敗）

格納容器
雰囲気過温

過温破損

溶融燃料−冷却材
相互作用
（ＦＣＩ）

原子炉圧力容器外での水蒸気爆発格納容器雰囲気
直接加熱（ＤＣＨ）

格納容器雰囲気
直接加熱
（ＤＣＨ）

＜凡例＞
：プラント損傷状態：物理化学現象：格納容器破損モード

4.1.1−59

ＴＣ

ＩＳＬＯＣＡ

水蒸気等による過圧

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

格納容器
雰囲気過温

過温破損

水蒸気等に
よる過圧

過圧破損
（長期冷却失敗）

早期過圧破損（未臨界確保失敗）

原子炉建屋への流出継続

非凝縮性
ガス発生

炉心
損傷

溶融炉心・コンク
リート相互作用継続

サプレッション・
プールへの
デブリ落下

溶融燃料−冷却材
相互作用
（ＦＣＩ）

原子炉圧力容器外での水蒸気爆発

格納容器
雰囲気過温

過温破損

水蒸気等に
よる過圧

過圧破損
（長期冷却失敗）

非凝縮性
ガス発生

ペデスタル
（ドライウェル部）への溶融炉心落下後の状態（Ｔ３）

溶融炉心・コンク
リート相互作用継続

炉心損傷発生前（レベル1ＰＲＡ）

炉心損傷発生から 原子炉圧力容器
原子炉圧力容器破損直後の破損に至るまでの 状態（Ｔ２）
状態（Ｔ１）

第 4.1.1.3−1 図

本プラントのシビアアクシデントで考えられる事故進展

サプレッション・プール
への溶融炉心落下後の状態（Ｔ３）

過圧破損（長期冷却失敗）

プラント
損傷状態

原子炉 圧力容器
破損前

格納容器
隔離

原子炉
減圧

原子炉
圧力容器
注水

原子炉
圧力容器
破損

原子炉圧力容器
破損直 後
格納容器破損モード
格納容器
注水 ※ １

ＦＣＩ

ＤＣＨ

無

後続事象（原子炉圧力容器健全）へ

成功
無

後続事象（原子炉圧力容器破損）へ

成功
成功

有

有

原子炉圧力容器外での水蒸気爆発

失敗

過温破損

成功

4.1.1−60

無後続事象（原子炉圧力容器破損）へ

失敗
有

原子炉圧力容器外での水蒸気爆発

無
失敗
有

失敗

過温破損

格納容器雰囲気直接加熱

格納容器バイパス（格納容器隔離失敗）

ＦＣＩ 原子炉圧力容器外の溶 融燃料−冷却 材相互作用
ＤＣＨ 格納容器雰囲気直接加 熱※1 ＬＯＣＡシー ケンスは，格 納容器注水に失敗した場合，原子炉圧力容器破損前に過温破損に至るため，本 ヘディングの 成功／失敗を原子炉圧力 容器破損前に考慮する。

第 4.1.1.4−1 図

格納容器イベントツリー（1／3）

事故後期
格納容器破損モード

後続事象（原子炉圧力容器健全）

格納容器注水成功

失敗

4.1.1−61

第 4.1.1.4−1 図

原子炉圧力容器内で事故収束

過圧破損（長期冷却失敗）

格納容器イベントツリー（2／3）

事故後期

（

後続事象
原子炉圧力
容器破損

）

格納容器注水
ペデスタル

ＦＣＩ

デブリ冷却

ＦＣＩ

ペデスタル

ドライウェルサプレッション・プール

成功

格納容器内で事故収束

無

成功
無

成功

格納容器破損モード

デブリ冷却

失敗

失敗
有

格納容器内で事故収束
溶融炉心・コンクリート相互作用
原子炉圧力容器外での水蒸気爆発

有原子炉圧力容器外での水蒸気爆発

成功
成功

過圧破損（長期冷却失敗）

4.1.1−62

無成功

過圧破損（長期冷却失敗）

無
失敗

失敗

失敗
有

原子炉圧力容器外での水蒸気爆発

有原子炉圧力容器外での水蒸気爆発
成功
無

成功

失敗
有
成功
無

失敗

失敗
有

格納容器内で事故収束
溶融炉心・コンクリート相互作用
原子炉圧力容器外での水蒸気爆発

失敗

ＦＣＩ

溶融炉心・コンクリート相互作用

過圧破損（長期冷却失敗）
溶融炉心・コンクリート相互作用
原子炉圧力容器外での水蒸気爆発

原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用

第 4.1.1.4−1 図

格納容器イベントツリー（3／3）

事故シーケンス

格納容器
破損時期

原子炉圧力 炉心損傷時期

後期
長期ＴＢ

4.1.1−63

炉心損傷後
ＴＱＵＸ
ＴＱＵＶ
ＴＢＵ
ＴＢＰ
ＴＢＤ
長期ＴＢ
ＡＥ
Ｓ１Ｅ
Ｓ２Ｅ
ＴＱＵＸ
ＴＱＵＶ
ＴＢＵ
ＴＢＰ
ＴＢＤ
長期ＴＢ
ＡＥ
Ｓ１Ｅ
Ｓ２Ｅ
（ＴＣ）
（ＴＷ）
（ＴＢＷ）
（ＩＳＬＯＣＡ）

高圧
ＴＱＵＸ
ＴＢＵ
ＴＢＤ
長期ＴＢ

炉心損傷前
（ＴＣ）
（ＴＷ）
（ＴＢＷ）
（ＩＳＬＯＣＡ）

長期ＴＢ

ＴＱＵＸ
ＴＢＵ
ＴＢＤ

早期
ＴＱＵＸ
ＴＢＵ
ＴＢＤ

過渡
ＴＱＵＶ
ＴＢＰ

低圧
ＴＱＵＶ
ＴＢＰ
ＡＥ
Ｓ１Ｅ
Ｓ２Ｅ

事故シーケンス
グループ化結果

起因事象

ＬＯＣＡ
ＡＥ
Ｓ１Ｅ
Ｓ２Ｅ

ＴＱＵＶ
ＴＢＰ
ＡＥ
Ｓ１Ｅ
Ｓ２Ｅ

後期
（ＴＷ）
（ＴＢＷ）

（ＴＷ）
（ＴＢＷ）

早期
（ＴＣ）
（ＩＳＬＯＣＡ）（ＴＣ）（ＩＳＬＯＣＡ）（ ）は格納容器先行破損又は格納容器バイパスの事故シーケンスを示す

第 4.1.1.5−1 図

解析対象とする事故シーケンス分類

① ②

③

④

⑤

⑥
①炉心損傷
②炉心溶融
③炉心支持板破損④原子炉圧力容器破損⑤ペデスタル（ドライウェ
ル部）床貫通⑥格納容器破損
2Pd

① ②

③

④

⑤

⑥
①炉心損傷
②炉心溶融
③炉心支持板破損④原子炉圧力容器破損⑤ペデスタル（ドライウェ
ル部）床貫通⑥格納容器破損

200℃

第 4.1.1.5−2(a)図代表事故シーケンスの事故進展（ＴＱＵＶ）

4.1.1−64

①②

③ ④⑤
①炉心損傷
②炉心溶融
③炉心支持板破損④原子炉圧力容器破損⑤格納容器破損

2Pd

①②

③ ④⑤
①炉心損傷
②炉心溶融
③炉心支持板破損④原子炉圧力容器破損⑤格納容器破損

200℃

第 4.1.1.5−2(b)図

代表事故シーケンスの事故進展（ＴＱＵＸ）

4.1.1−65

① ②

③ ④⑤
①炉心損傷
②炉心溶融
③炉心支持板破損④原子炉圧力容器破損⑤格納容器破損

2Pd

① ②

③ ④⑤
①炉心損傷
②炉心溶融
③炉心支持板破損④原子炉圧力容器破損⑤格納容器破損

200℃

第 4.1.1.5−2(c)図

代表事故シーケンスの事故進展（長期ＴＢ）

4.1.1−66

①②

③

④

⑤⑥
①炉心損傷
②炉心溶融
③炉心支持板破損④原子炉圧力容器破損⑤ペデスタル（ドライウェ
ル部）床貫通⑥格納容器破損
2Pd

①②

③

④

⑤⑥
①炉心損傷
②炉心溶融
③炉心支持板破損④原子炉圧力容器破損⑤ペデスタル（ドライウェ
ル部）床貫通⑥格納容器破損

200℃

第 4.1.1.5−2(d)図

代表事故シーケンスの事故進展（ＴＢＰ）

4.1.1−67

①②

③④

⑤

⑥
①炉心損傷
②炉心溶融
③炉心支持板破損④格納容器破損⑤原子炉圧力容器破損⑥ペデスタル（ドライウェ
ル部）床貫通
2Pd

①②

③④

⑤

⑥
①炉心損傷
②炉心溶融
③炉心支持板破損④格納容器破損⑤原子炉圧力容器破損⑥ペデスタル（ドライウェ
ル部）床貫通200℃

第 4.1.1.5−2(e)図代表事故シーケンスの事故進展（ＡＥ）

4.1.1−68

ＴＢＵ
＜0.1％

ＴＱＵＸ
＜0.1％

ＴＱＵＶ
＜0.1％

ＴＢＰ
＜0.1％

ＴＣ
＜0.1％

ＩＳＬＯＣＡ
＜0.1％
ＬＯＣＡ
＜0.1％
ＴＢＤ
＜0.1％

長期ＴＢ
0.1％

格納容器雰囲気
直接加熱＜0.1％

格納容器バイパス
過温破損
原子炉圧力容器外での（格納容器隔離失敗）（ＲＰＶ低圧破損）＜0.1％
水蒸気爆発（サプレッ＜0.1％
ション・プール）＜0.1％

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）
＜0.1％

過圧破損
（長期冷却失敗）＜0.1％

溶融炉心・コンク
リート相互作用＜0.1％

早期過圧破損（未臨界確保失敗）＜0.1％

原子炉圧力容器外の水蒸気爆発（ペデスタル（ドライウェル部））＜0.1％

過温破損（ＲＰＶ高圧破損）
0.1％

4.1.1−69
ＴＷ／ＴＢＷ99.8％

第 4.1.1.6−1 図

過圧破損（崩壊熱除去失敗）
99.8％

プラント損傷状態別及び格納容器破損モード別の格納容器破損頻度寄与割合

1.0E-03
1.0E-04

4.1.1−70

格納容器破損頻度（／炉年）

1.0E-05
1.0E-06
1.0E-07
1.0E-08
1.0E-09
1.0E-101.0E-11
1.0E-121.0E-13
1.0E-14

プラント損傷状態

第 4.1.1.6−2 図

プラント損傷状態別の格納容器破損頻度

1.0E-03

4.1.1−71

格納容器破損頻度（／炉年）

1.0E-04
1.0E-05
1.0E-06
1.0E-07
1.0E-08
1.0E-09
1.0E-101.0E-11
1.0E-121.0E-13
1.0E-14

格納容器破損モード

第 4.1.1.6−3 図

格納容器破損モード別の格納容器破損頻度

原子炉圧力容器外での水蒸気爆発（サプレッション・プール）
2.3％

格納容器雰囲気
直接加熱
7.7％

過温破損
（ＲＰＶ低圧破損）
0.4％

溶融炉心・コンク
リート相互作用0.1％
原子炉圧力容器外での水蒸気爆発（ペデスタル（ドライウェル部））＜0.1％

4.1.1−72

過圧破損（長期冷却失敗）
18.2％

過温破損
（ＲＰＶ高圧破損）
71.3％

第 4.1.1.6−4 図

格納容器破損モード別の格納容器破損頻度寄与割合（格納容器先行破損及び格納容器バイパス除外）

1.0E-03
1.0E-04
1.0E-05
1.0E-06
1.0E-07

格納容器破損頻度（／炉年）

1.0E-08
1.0E-09
1.0E-101.0E-11
1.0E-121.0E-134.1.1−73

1.0E-14

95％値

平均値
中央値

1.0E-155％値

1.0E-16

点推定値

1.0E-17
1.0E-18

格納容器破損モード

第 4.1.1.7−1 図

格納容器破損モード別の格納容器破損頻度（不確実さ解析）

1.0E-05

1.0E-06

1.0E-07

格納容器破損頻度（／炉年）

1.0E-08

1.0E-09

1.0E-101.0E-11

1.0E-12

95％値
平均値

4.1.1−74

1.0E-13
中央値
1.0E-14

1.0E-155％値
点推定値
感度解析ケース1（点推定値）

1.0E-16ベースケースの評価結果と差異があるもの

1.0E-17

1.0E-18

格納容器破損モード

第 4.1.1.7− 2 図 モ デ ル 上 の 仮 定 に 係 る 感 度 解 析 結 果（格納容器先行破損，格納容器バイパス及び格納容器隔離失敗を除く）

1.0E-05

1.0E-06

1.0E-07

格納容器破損頻度（／炉年）

1.0E-08

1.0E-09

1.0E-101.0E-11

1.0E-12

95％値
平均値
中央値

4.1.1−75

1.0E-135％値
点推定値

1.0E-14

感度解析ケース2（点推定値）
感度解析ケース3（点推定値）

1.0E-15ベースケースの評価結果と差異があるもの

1.0E-16

1.0E-17

1.0E-18

格納容器破損モード

第 4.1.1.7− 3 図 物 理 化 学 現 象 に よ る Ｃ Ｆ Ｐ に 係 る 感 度 解 析 結 果（格納容器先行破損，格納容器バイパス及び格納容器隔離失敗を除く）

1.0E-05

ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）床 でのＭＣＣＩによる格納容器破損

1.0E-06

1.0E-07

格納容器破損頻度（／炉年）

1.0E-08

1.0E-09

1.0E-101.0E-11

1.0E-121.0E-13

95％値
平均値
中央値

4.1.1−76

1.0E-145％値
1.0E-15

1.0E-16点推定値
感度解析ケース4（点推定値）
ベースケースの評価結果と差異があるもの

1.0E-17

1.0E-18

ＲＰＶ高圧シーケンス

ＲＰＶ低圧シーケンス

格納容器破損モード

第 4.1.1.8− 1 図 Ｍ ａ ｒ ｋ − Ⅱ 型 格 納 容 器 の 構 造 上 の 特 徴 に 係 る 感 度 解 析 結 果（格納容器先行破損，格納容器バイパス及び格納容器隔離失敗を除く）

添付資料 4.1.1.1−1デブリの移動経路について

原子炉圧力容器破損後にペデスタル（ドライウェル部）床面に堆
積 す る 溶 融 デ ブ リ 体 積 は 100％ 炉 心 落 下 を 想 定 し て も 約 36m 3 で あ り ，
ペデスタル（ドライウェル部）床面積は約であるため，ペデスタル（ドライウェル部）床のサンプを考慮しない場合のデブリ高
さは約

となる。

ペデスタル（ドライウェル部）床からペデスタル（ドライウェ
ル部）開口部までの高さは約あるため，ドライウェル床に溶

融デブリが広がることはない。また，ペデスタル（ドライウェル部）床のサンプを考慮するとデブリ高さはさらに低くなる。
な お ，ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）注 水 配 管 は ペ デ ス タ ル（ ドライウェル部）床面から約であるため，ペデスタル（ドライウェル部）注水配管までデブリが到達することはない。
①ペデスタル（ドライウェル部）床面コンクリート厚さ：約②ペデスタル（ドライウェル部）床面サンプ部コンクリート厚さ：約③ ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）側 壁 コ ン ク リ ー ト 厚 さ（ Ｄ ／ Ｗ 側 ）：約④ ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）側 壁 コ ン ク リ ー ト 厚 さ（ Ｗ ／ Ｗ 側 ）：約⑤ペデスタル（ドライウェル部）床からペデスタル（ドライウェル部）開口部 ま で の 高 さ :約

ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）開 口 部

拡大

③
⑤
②

①

④

図 1

ペデスタル拡大図
デブリの移動経路

添付 4.1.1.1−1−1

添付資料 4.1.1.2−1
炉心損傷時期を分類する基準について

炉心損傷時期の早期／後期の分類は，事象発生後の原子炉への注水の成功／失敗を考慮したものであり，結果として長期ＴＢ，ＴＷ及びＴＢ
Ｗ が 後 期 と し て 分 類 さ れ る （ 図 1）。
事象発生後に注水に成功する長期ＴＢ，ＴＷ及びＴＢＷ，事象発生が即ち格納容器の機能喪失（破損）となるＩＳＬＯＣＡ，事象発生後速やかに格納容器先行破損に至るＴＣを除き，他の事故シーケンスは全て注
水 に 失 敗 す る シ ー ケ ン ス で あ り ，お お む ね 1 時 間 前 後 で 炉 心 損 傷 に 至 る 。
長期ＴＢは，全交流動力電源喪失後，ＲＣＩＣの運転に成功している
事故シーケンスである。本ＰＲＡでは，蓄電池が 8 時間で枯渇することを想定しているため，その後ＲＣＩＣが機能喪失し，炉心損傷に至る。
ＴＷ及びＴＢＷは，電源の確保状態が異なるものの，いずれも原子炉への注水に成功後，格納容器からの除熱機能の喪失により格納容器が先行破損する事故シーケンスである。格納容器が過圧破損に至るのは事象
発 生 後 20 時 間 以 上 経 過 後 で あ り ， そ の 後 炉 心 損 傷 に 至 る 。
以上より，炉心損傷時期の分類に当たっては，事象発生後の原子炉注水に成功している事故シーケンスのうち，全交流動力電源喪失時のＲＣ
ＩＣ運転継続に期待できる蓄電池枯渇までの時間を参考に，事象発生後
8 時間以降に炉心損傷に至る事故シーケンスを後期とした。

添付 4.1.1.2−1−1

事故シーケンス

格納容器
破損時期

原子炉圧力

炉心損傷時期

電源の状態

後期
長期ＴＢ

炉心損傷後
ＴＱＵＶ
ＴＱＵＸ
ＴＢＵ
ＴＢＰ
ＴＢＤ
長期ＴＢ
ＡＥ
Ｓ１Ｅ
Ｓ２Ｅ
ＴＱＵＶ
ＴＱＵＸ
ＴＢＵ
ＴＢＰ
ＴＢＤ
長期ＴＢ
ＴＣ
ＴＷ
ＴＢＷ
ＡＥ
Ｓ１Ｅ
Ｓ２Ｅ
ＩＳＬＯＣＡ

高圧
ＴＱＵＸ
ＴＢＵ
ＴＢＤ
長期ＴＢ

早期
ＴＱＵＸ
ＴＢＵ
ＴＢＤ

後期
ＴＷ
ＴＢＷ

炉心損傷前
ＴＣ
ＴＷ
ＴＢＷ
ＩＳＬＯＣＡ

長期ＴＢ
電源あり
ＴＱＵＸ

ＴＱＵＸ

交流電源なし，直流電源あり
ＴＢＵ

ＴＢＵ

交流電源なし，直流電源なし
ＴＢＤ

ＴＢＤ

電源あり
ＴＱＵＶ
ＡＥ
Ｓ１Ｅ
Ｓ２Ｅ

低圧
ＴＱＵＶ
ＴＢＰ
ＡＥ
Ｓ１Ｅ
Ｓ２Ｅ

ＴＱＵＶ
ＬＯＣＡ（ＡＥ,Ｓ１Ｅ,Ｓ２Ｅ）

交流電源なし，直流電源あり
ＴＢＰ

ＴＢＰ

電源あり
ＴＷ

ＴＷ

電源なし
ＴＢＷ

ＴＢＷ

早期
ＴＣ
ＩＳＬＯＣＡ

図 1

プラント損傷状態

プラント損傷状態の分類

添付 4.1.1.2−1−2

ＴＣ
ＩＳＬＯＣＡ

添付資料 4.1.1.2−2
ＴＢＰ及びＳ２Ｅシーケンスのプラント損傷状態について

本ＰＲＡでは，炉心損傷に至る事故シーケンスのうち，ＴＢＰ（全交流動力電源喪失後の逃がし安全弁再閉鎖失敗及び高圧炉心スプレイ系失敗）及びＳ２Ｅ（小破断ＬＯＣＡ後の注水失敗）について，いず
れ も 低 圧 の 炉 心 損 傷 シ ー ケ ン ス と し て い る 。そ の 考 え 方 を 以 下 に 示 す 。

1.

高圧／低圧シーケンスの分類の考え方
格納容器イベントツリーを展開するためのプラント損傷状態の分

類 に 当 た っ て は ，格 納 容 器 雰 囲 気 直 接 加 熱 の 発 生 の 有 無 の 観 点 か ら ，原 子 炉 圧 力 容 器 破 損 時 の 原 子 炉 圧 力 （ 2MPa[gage] ） を 判 断 基 準 と して，高圧／低圧シーケンスを分類した。

2.

ＴＢＰシーケンス
緩和設備に期待できない場合のＴＢＰシーケンスについて，ＭＡ

ＡＰによる事故進展解析結果を図 1 に示す。
図 １ よ り ， 原 子 炉 圧 力 容 器 破 損 時 （ 事 故 後 約 10.7 時 間 後 ） の 原 子
炉 圧 力 は 2MPa[gage]以 下 で あ る た め ， 低 圧 シ ー ケ ン ス と し て 分 類 した。
なお，レベル１ＰＲＡのイベントツリーの展開に当たっては，高圧／低圧の分類により期待する緩和操作が異なる（原子炉圧力が約2MPa[gage] 以 下 で ， 低 圧 の 注 水 系 に よ り 注 水 可 能 ） こ と か ら ， 炉 心損傷開始時の原子炉圧力により高圧／低圧を分類し，それぞれツリーを展開している。ＴＢＰシーケンスでは，炉心損傷開始時（事故後 約 2.5 時 間 後 ） の 原 子 炉 圧 力 は 2MPa[gage]以 下 で あ る こ と か ら ，
添付 4.1.1.2−2−1

原 子 炉 圧 力 (MPa［ gage］ )低圧状態としてイベントツリーを展開している。

原子炉圧力

10 .7 (h r )2 .5 (h r )

図 1

3.

事 故 後 の 時 間 (h r )ＴＢＰシーケンスの事故進展解析結果（原子炉圧力）Ｓ２Ｅシーケンス
緩和設備に期待できない（減圧に失敗する）場合のＳ２Ｅシーケ

ンスについて，ＭＡＡＰによる事故進展解析結果を図 2 に示す。
図 2 よ り ， 原 子 炉 圧 力 容 器 破 損 時 （ 事 故 後 約 3.3 時 間 後 ） の 原 子
炉 圧 力 は 2MPa[gage]以 上 で あ り ， 高 圧 状 態 と な っ て い る 。 し か し なが ら ，図 3（「 添 付 資 料 3.1.1.4− 1

内部事象出力運転時レベル１Ｐ

Ｒ Ａ イ ベ ン ト ツ リ ー 集 」 の 図 10-1） の と お り ， 小 破 断 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ に 対
す る イ ベ ン ト ツ リ ー に お い て ， 最 終 状 態 が Ｓ ２ Ｅ と な る No.19 及 び
20 の シ ー ケ ン ス の 炉 心 損 傷 頻 度 は 以 下 の と お り で あ り ， 低 圧 シ ー ケ
ンスの炉心損傷頻度が高圧シーケンスに対して 1 桁程度高くなっている。

添付 4.1.1.2−2−2

・原 子 炉 減 圧 に 成 功 し て 低 圧 シ ー ケ ン ス と な る No.19 シ ー ケ ン ス ：炉 心 損 傷 頻 度 は 1.4×10 - １ ３ （ ／ 炉 年 ）・原 子 炉 減 圧 に 失 敗 し て 高 圧 シ ー ケ ン ス と な る No.20 シ ー ケ ン ス ：炉 心 損 傷 頻 度 は 2.2×10 - １ ４ （ ／ 炉 年 ）このように，Ｓ２Ｅシーケンスは，炉心損傷頻度に対して低圧シーケンスが支配的であるため，低圧シーケンスとして分類した。
な お ， Ｓ ２ Ｅ シ ー ケ ン ス で は ， 炉 心 損 傷 開 始 時 （ 事 故 後 約 0.7 時
間 後 ） の 原 子 炉 圧 力 は 2MPa[gage]以 上 で あ り ， 高 圧 状 態 と な っ て い
る こ と か ら ，レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ の イ ベ ン ト ツ リ ー の 展 開 に 当 た っ て は ，
原子炉減圧系に期待し，高圧／低圧を分類している。

Ｓ２Ｅシーケンスと同様に，Ｓ１Ｅシーケンスについても，中破断ＬＯＣＡに対するイベントツリーにおいて低圧シーケンスの炉心損傷頻度が高圧シーケンスに対して数倍程度高く支配的であるため，

原 子 炉 圧 力 (MPa［ gage］ )低圧シーケンスとして分類した。

原子炉圧力

0 .7 (h r )図 2

3 .3 (h r )事 故 後 の 時 間 (hr)Ｓ２Ｅシーケンスの事故進展解析結果（原子炉圧力）
添付 4.1.1.2−2−3

小破断
LOCA
S2

メンテナンス

スクラム系

HPCS

RCIC

MN

C

UH

UR

原子炉減
圧系
X

LPCI-A

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

VA

VS

VB

VC

WA

WB

添付 4.1.1.2−2−4
図 3

小破断ＬＯＣＡに対するイベントツリー

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22

TW
TW
TW
TW
TW
TW
S2E
S2E
-

3.0E-04
6.8E-07
4.5E-08
8.9E-072.0E-09
1.3E-10
5.7E-09
1.3E-11
6.3E-13
1.2E-11
2.8E-14
6.2E-14
2.4E-14
5.4E-17
2.5E-15
5.1E-17
1.2E-19
7.3E-15
1.4E-13
2.2E-14
3.0E-24
2.5E-09

合計値

4.5E-08添付資料 4.1.1.3−1
炉内溶融燃料−冷却材相互作用（ＦＣＩ）に関する知見の整理

溶 融 燃 料 − 冷 却 材 相 互 作 用 （ 以 下 「 Ｆ Ｃ Ｉ 」 と い う 。） は ， 高 温 の デ
ブリと水が接触して生じる水蒸気爆発によって，格納容器健全性が脅かされる現象である。ＦＣＩは原子炉圧力容器内又は原子炉圧力容器
外で発生する可能性があるが，原子炉圧力容器内における水蒸気爆発
は，ＢＷＲ体系では，下部プレナム内の冷却水は飽和状態であるととも に 多 数 の 制 御 棒 駆 動 機 構 の 構 造 物 が 存 在 す る た め ，ト リ ガ リ ン グ（ 粗混合状態から発生した膜沸騰が破壊され微粒子化，衝撃波が伝播）が制約されることで，水蒸気爆発は発生しないと考えられる。
ここでは，これまでに国内外で実施されたＦＣＩに関する試験の結果等を整理した。

1.

炉内ＦＣＩにおいて想定される現象の概要
炉 内 Ｆ Ｃ Ｉ に よ る 格 納 容 器 破 損 は α モ ー ド 破 損 と 呼 ば れ ，こ れ ま

でに多くの現象論の研究，試験が行われてきた。この現象は，溶融炉心が下部プレナム内の残存水中に落下し，高温の溶融炉心と冷却材が接触することで水蒸気爆発が発生する。このときの発生したエネルギーにより，水塊が原子炉圧力容器上部に衝突し，さらに原子炉圧力容器ヘッド部が破損し格納容器に衝突して破損に至るモードである。炉内ＦＣＩは，以下のようなメカニズムであると考えられている。
ａ．炉内の冷却材が喪失し，炉心が溶融してその溶融炉心が下部
プレナム残存水に落下する。水と接触した溶融炉心は，その界面の不安定性により，溶融炉心の一部若しくは大部分が分裂し，添付 4.1.1.3−1−1

膜 沸 騰 を 伴 う 水 と の 混 合 状 態 と な る （ 粗 混 合 ）。 さ ら に ， 自 発 的
若 し く は 外 部 か ら の 圧 力 パ ル ス に よ り ，膜 沸 騰 が 不 安 定 化 し（ トリ ガ リ ン グ ）， 二 液 が 直 接 接 触 す る 。
ｂ．下部プレナムにおける二液の直接接触により，急速な熱の移動が発生し，急速な蒸気発生・溶融炉心の微細化により，さらに 液 体 同 士 の 接 触 を 促 進 し （ 伝 播 ）， 蒸 気 発 生 を 促 進 す る 。 こ の蒸気発生により圧力波が発生する。
ｃ．発生した圧力波が通過した後の高温高圧領域（元々は粗混合領域）の膨張により運動エネルギーが発生し，上部ヘッドを破壊する。この結果，上部ヘッドはミサイルとなって格納容器に
衝突する。

2.

過去の知見の整理

ａ ． Ｆ Ａ Ｒ Ｏ 試 験 [１ ]Ｆ Ａ Ｒ Ｏ 試 験 は ， イ タ リ ア の Ｊ Ｒ Ｃ （ Joint Research Centre ）のイスプラ研究所で実施された，原子炉圧力容器内でのＦＣＩを調べることを主な目的として実施された試験である。多くの試験
は高圧・飽和水条件で実施されているが，原子炉圧力容器外を対象とした低圧・サブクール水条件の実験も実施されている。
試 験 装 置 の 概 要 図 を 図 2− 1 に 示 す 。 ま た ， 試 験 条 件 及 び 結 果 の
一 覧 を 表 2− 1 に 示 す 。
試 験 は ， 酸 化 物 コ リ ウ ム （ 80wt％ Ｕ Ｏ ２ ＋ 20wt％ Ｚ ｒ Ｏ ２ ） 及 び 金
属 コ リ ウ ム（ 77wt％ Ｕ Ｏ ２ ＋ 19wt％ Ｚ ｒ Ｏ ２ ＋ 4wt％ Ｚ ｒ ）を 用 い て実施された。ＦＡＲＯ試験で得られた主な知見は以下のとおりである。
添付 4.1.1.3−1−2

・ 高 圧 ・ 飽 和 水 試 験 ，低 圧 ・ サ ブ ク ー ル 試 験 の い ず れ に お い て も水蒸気爆発は発生していない。
・高圧・飽和水の酸化物コリウム試験の場合は一部が粒子化し，一 部 は パ ン ケ ー キ 状 で プ ー ル 底 部 に 堆 積 し た 。高 圧・飽 和 水 コ
リ ウ ム に 金 属 Ｚ ｒ 成 分 を 含 ん だ 試 験 及 び 低 圧・サ ブ ク ー ル 試 験
では全てのコリウムは粒子化した。
・粒 子 の 質 量 中 央 径 は 比 較 的 大 き か っ た が ，試 験 条 件（ 初 期 圧 力 ，水深，コリウム落下速度，サブクール度）に依存していない。
ｂ ． Ｋ Ｒ Ｏ Ｔ Ｏ Ｓ 試 験 [１ ]Ｋ Ｒ Ｏ Ｔ Ｏ Ｓ 試 験 は ，Ｆ Ａ Ｒ Ｏ プ ロ グ ラ ム の 一 部 と し て イ ス プ ラ
研究所で実施された試験である。ＦＡＲＯ試験に比べて小規模ではあるが，低圧・サブクール水を主として試験を実施していることに特徴がある。
実 験 装 置 の 概 要 図 を 図 2− 2 に 示 す 。 ま た ， 試 験 条 件 及 び 結 果 の
一 覧 を 表 2− 2 に 示 す 。
試験では，模擬コリウムとしてアルミナ又はＵＯ２混合物（ 80wt％ Ｕ Ｏ ２ ＋ 20wt％ Ｚ ｒ Ｏ ２ ） を 用 い た 試 験 を 実 施 し て い る 。
また，外部トリガリング装置によりトリガリングを与えることで，水蒸気爆発を誘発させる実験も実施されている。ＫＲＯＴＯＳ試
験により得られた主な知見は以下のとおりである。
・ ア ル ミ ナ を 用 い た 試 験 で は ， 圧 力 が 0.1〜 0.37MPa の 範 囲 で サ
ブ ク ー ル 水 の 場 合 は ，外 部 ト リ ガ リ ン グ 無 し で 水 蒸 気 爆 発 が 発
生 し た 。ま た ，飽 和 水 の 場 合 に は 外 部 ト リ ガ リ ン グ 無 し で は 水
蒸 気 爆 発 は 発 生 し な か っ た が ，外 部 ト リ ガ リ ン グ を 与 え た 場 合には水蒸気爆発が発生した。
添付 4.1.1.3−1−3

・ Ｕ Ｏ ２ 混 合 物 を 用 い た 試 験 で は ， 圧 力 0.1〜 0.2MPa， サ ブ ク ー
ル 度 4〜 102K の 範 囲 で ，外 部 ト リ ガ リ ン グ 無 し で は 水 蒸 気 爆 発
は 発 生 せ ず ，外 部 ト リ ガ リ ン グ を 与 え た 場 合 で も 大 規 模 な 水 蒸
気爆発は発生しなかった。
・粗混合時において，ＵＯ２混合物はアルミナに比べて粒子径が小 さ い た め ，粒 子 化 後 の 表 面 積 が 大 き く な る こ と で プ ー ル が 高
ボイドとなり，トリガリングの伝播を阻害した可能性がある。
・ＵＯ２混合物試験の方が一般的に溶融物の過熱度が小さく，また，ブレイクアップ後の粒径も小さい。ＵＯ２混合物粒子表面が 水 と 接 触 し た 直 後 に 表 面 が 固 化 し た 可 能 性 が あ り ，こ れ が 水
蒸気爆発の発生を抑制した可能性がある。
・ＵＯ２混合物試験では，水素の発生により粗混合時の蒸気膜の崩壊による水蒸気爆発の発生を抑制した可能性がある。
ｃ ． Ｃ Ｏ Ｔ Ｅ Ｌ Ｓ 計 画 [１ ]Ｃ Ｏ Ｔ Ｅ Ｌ Ｓ 計 画 は ，（ 財 ） 原 子 力 発 電 技 術 機 構 が 実 施 し た 試 験であり，原子炉圧力容器外のデブリ冷却特性を調べることを目的として実施された試験である。
試 験 装 置 の 概 要 図 を 図 2− 3 に 示 す 。 ま た ， 試 験 条 件 及 び 結 果 の
一 覧 を 表 2− 3 に 示 す 。
試験では，シビアアクシデント時の溶融コリウム成分を模擬するため，原子炉圧力容器下部ヘッド内の構造物の成分を考慮した
模 擬 溶 融 物（ 55wt％ Ｕ Ｏ ２ ＋ 25wt％ Ｚ ｒ ＋ 5wt％ Ｚ ｒ Ｏ ２ ＋ 15wt％ Ｓ
ＵＳ）を用いている。ＣＯＴＥＬＳ計画で得られた主な知見は以下のとおりである。
・サ ブ ク ー ル 度 が 大 き い ケ ー ス も 含 め ，全 て の 試 験 で 水 蒸 気 爆 発
添付 4.1.1.3−1−4

は発生しなかった。
・落 下 直 後 の 圧 力 上 昇 は ，コ リ ウ ム 落 下 速 度 に 最 も 大 き な 影 響 を
受 け ，コ リ ウ ム 落 下 速 度 が 大 き い ほ ど 圧 力 上 昇 速 度 及 び 圧 力 上
昇 量 が 大 き い 。ま た ，プ ー ル 水 深 が 深 く な る ほ ど ，水 蒸 気 爆 発が 生 じ て い な い た め ，プ ー ル の サ ブ ク ー ル 度 が 大 き く な る ほ ど
初期圧力上昇量は小さくなる。
・ プ ー ル に 落 下 し た 溶 融 コ リ ウ ム は ， 40cm の 水 深 に お い て も ，
約 90％ 以 上 が プ ー ル 水 中 で 粒 子 化 し た 。
・粒 子 径 は ，コ リ ウ ム 落 下 速 度 の 大 き い ケ ー ス を 除 い て ，質 量 中央 径 で 6mm 程 度 で あ る 。コ リ ウ ム 落 下 速 度 の 大 き い ケ ー ス の 粒
子径は小さくなっている。
ｄ ． Ａ Ｌ Ｐ Ｈ Ａ 実 験 [１ ]ＡＬＰＨＡ実験は，旧日本原子力研究所で実施された実験であり，シビアアクシデント時の格納容器内の諸現象を明らかにし，格納容器の耐性やアクシデントマネジメント策の有効性を評価することを目的として実施された。
試 験 装 置 の 概 要 図 を 図 2− 4 に 示 す 。 ま た ， 試 験 条 件 及 び 結 果 の
一 覧 を 表 2− 4 に 示 す 。
テルミット反応により生成した酸化アルミニウムと鉄からなる
高温溶融物，又は高周波誘導加熱により生成した溶融ステンレス
鋼を，模擬格納容器内に設置した冷却水プールに落下させる実験を実施することにより，水蒸気爆発の発生及び規模に及ぼす種々のパラメータの影響を明らかにするとともに，発生圧力，微細化
粒子径，衝撃波伝播速度，エネルギー変換効率等，水蒸気爆発に関連する特性を把握することを目的としている。ＡＬＰＨＡ実験
添付 4.1.1.3−1−5

で得られた主な知見は以下のとおりである。
・高 雰 囲 気 圧 力 又 は 高 冷 却 水 温 度 の 場 合 に ，水 蒸 気 爆 発 の 発 生 が抑制される。
・溶 融 ス テ ン レ ス 鋼 を 用 い た 実 験 で は ，冷 却 水 の サ ブ ク ー ル 度 が大きい条件においても水蒸気爆発は発生しなかった。
・溶 融 物 分 散 板 を 用 い た 実 験 で は ，水 蒸 気 爆 発 の 発 生 及 び 規 模 が抑制される場合と水蒸気爆発の規模が増大する場合の両方が観測された。この結果は，溶融物と冷却水との粗混合状態が，その後の溶融炉心と冷却水の相互作用の進展に大きな影響を及ぼすことを示唆するものである。
ｅ ． Ｔ Ｒ Ｏ Ｉ 試 験 [２ ]Ｔ Ｒ Ｏ Ｉ 試 験 は ， 韓 国 原 子 力 研 究 所 （ Ｋ Ａ Ｅ Ｒ Ｉ ） で 2001 年 から 実 施 さ れ た 試 験 で あ り ，2007 年 か ら 2012 年 ま で は ，Ｋ Ｒ Ｏ Ｔ Ｏ
Ｓ試験とともに，ＯＥＣＤ／ＮＥＡのＳＥＲＥＮＡプロジェクトとして実施された試験である。
試 験 装 置 の 概 要 図 を 図 2− 5 に 示 す 。 ま た ， 試 験 条 件 及 び 結 果 の
一 覧 を 表 2− 5 に 示 す 。
ＺｒＯ２を用いた試験では外部トリガリングを与えていないが，
圧 力 ス パ イ ク や 水 蒸 気 爆 発 が 発 生 し た 試 験 が あ る 。一 方 ，Ｕ Ｏ ２ −Ｚ ｒ Ｏ ２ の 混 合 物 を 用 い た 試 験 で は ，異 な っ た 条 件 に よ る 内 部 ト リ
ガリングを発生させるため又は外部トリガリングによる水蒸気爆
発時の発生エネルギを変えるため，混合物の割合，水深及び混合
物量等の様々な条件により試験を実施し，数ケースでは水蒸気爆発が発生している。ＴＲＯＩ試験で得られた主な知見は以下のとおりである。
添付 4.1.1.3−1−6

・自 発 的 な 水 蒸 気 爆 発 が 生 じ た 試 験 は ，融 点 を 大 き く 上 回 る 過 熱
度 を 溶 融 物 に 対 し て 与 え る な ど の 実 機 と 異 な る 条 件 で あ り ，その 他 の 試 験 で は 自 発 的 な 水 蒸 気 爆 発 は 生 じ て い な い 。な お ，水深 が 深 い 場 合 （ 130cm） に は ， 内 部 ト リ ガ リ ン グ に よ る 水 蒸 気
爆発は発生していない。
ｆ．知見のまとめ上記で示した実験等の結果から得られた主な知見を以下にまとめる。
・実機条件におけるＵＯ２混合物を用いた代表的なＦＣＩ実験（ 外 部 ト リ ガ リ ン グ 無 し ）で は ，水 蒸 気 爆 発 は 確 認 さ れ て い ない（ Ｆ Ａ Ｒ Ｏ 試 験 ，Ｋ Ｒ Ｏ Ｔ Ｏ Ｓ 試 験 ，Ｃ Ｏ Ｔ Ｅ Ｌ Ｓ 計 画 ，Ｔ
Ｒ Ｏ Ｉ 実 験 ）。
・高 圧 力 条 件 ，ま た は 低 サ ブ ク ー ル 水 条 件 は ，水 蒸 気 爆 発 を 抑 制
す る 傾 向 が あ る （ Ｋ Ｒ Ｏ Ｔ Ｏ Ｓ 試 験 ， Ａ Ｌ Ｐ Ｈ Ａ 実 験 ）。
・粒 子 化 割 合 は ，サ ブ ク ー ル 度 に 依 存 し ，サ ブ ク ー ル 度 が 大 き いと 粒 子 化 割 合 は 高 く な る 。金 属 成 分 が 含 ま れ て い る と 粒 子 化 が
促 進 さ れ る （ Ｆ Ａ Ｒ Ｏ 試 験 ）。
・粒 子 化 割 合 は ，デ ブ リ 落 下 速 度 に 依 存 し ，落 下 速 度 が 大 き い と粒 子 化 が 促 進 さ れ る （ Ｃ Ｏ Ｔ Ｅ Ｌ Ｓ 計 画 ）。
・ＵＯ２混合物は（融点が高いため）過熱度が小さく，水プール
落下直後に粒子化した粒子表面が固化すると考えられることが 示 唆 さ れ る （ Ｋ Ｒ Ｏ Ｔ Ｏ Ｓ 試 験 ）。
・デ ブ リ 落 下 後 の 水 プ ー ル が 高 ボ イ ド 率 状 態 に な る と ，ト リ ガ リ
ン グ の 伝 播 を 阻 害 す る 可 能 性 が あ る （ Ｋ Ｒ Ｏ Ｔ Ｏ Ｓ 試 験 ）。
・水 深 が 深 い 場 合 に は ，内 部 ト リ ガ リ ン グ に よ る 水 蒸 気 爆 発 が 発
添付 4.1.1.3−1−7

生 し て い な い （ Ｔ Ｒ Ｏ Ｉ 試 験 ）。
・ジルコニウム−水反応により発生した水素が蒸気膜に混入し，
蒸 気 膜 の 安 定 化 に 寄 与 す る と 考 え ら れ る こ と が 示 唆 さ れ る（ ＫＲ Ｏ Ｔ Ｏ Ｓ 試 験 ）。

3.

専 門 家 会 議 等 の 知 見 [３ ]αモード破損の発生確率については，これまで専門家会議（ＳＥＲＧ）等で議論がなされてきており，ＢＷＲについての議論の結果
を表 3 に示す。ＢＷＲ体系では下部プレナムに制御棒案内管等が密に存在しており，これらは大規模な水蒸気爆発の発生を制限すると考えられるため，αモード破損の発生確率は，プラント全体でみた
際に他の要因による格納容器破損頻度に比べて十分小さく無視できると結論付けられている。

4.

まとめ
これまでに実施された各種試験結果及び専門家による工学的議論

から，ＢＷＲ体系における炉内ＦＣＩの発生の可能性は十分低いと
考 え ら れ る （ 表 4）。
したがって，ＢＷＲにおける格納容器破損モードとして，炉内ＦＣＩの考慮は不要である。

5.

参考文献

[1]「 シ ビ ア ア ク シ デ ン ト 熱 流 動 現 象 評 価 」（ 社 団 法 人

日本原子力

学 会 ， 平 成 12 年 3 月 ）[2] Institute de Physique et Chimie des Mat riaux de Strasbourg
添付 4.1.1.3−1−8

Laboratorie d'Essais pour la Ma trise des Accidents Graves,
CEA Cadarache［ 3］「 シ ビ ア ア ク シ デ ン ト 対 策 評 価 の た め の 格 納 容 器 イ ベ ン ト ツ リ
ー に 関 す る 検 討 」（ 財 団 法 人 原 子 力 安 全 研 究 協 会 ， 平 成 13 年 7月）

添付 4.1.1.3−1−9

表 2− 1

ＦＡＲＯ試験条件及び試験結果

添付 4.1.1.3−1−10No.

溶融コリウム
の組成 ＊

溶融物質量
（kg）

溶融物温度
（K）

溶融物粒径
（mm）

圧力
（MPa）

水深
（m）

サブクール度（K）

水蒸気爆発の
発生の有無

L-06

A

18

2,923

100

5

0.87

0

無

L-08

A

44

3,023

100

5.8

1.00

12

無

L-11

B

151

2,823

100

5

2.00

2

無

L-14

A

125

3,123

100

5

2.05

0

無

L-19

A

157

3,073

100

5

1.10

1

無

L-20

A

96

3,173

100

2

1.97

0

無

L-24

A

177

3,023

100

0.5

2.02

0

無

L-27

A

129

3,023

100

0.5

1.47

1

無

L-28

A

175

3,052

50

0.5

1.44

1

無

L-29

A

39

3,070

50

0.2

1.48

97

無

L-31

A

92

2,990

50

0.2

1.45

104

無

L-33

A

100

3,070

50

0.4

1.60

124

無

＊A：80wt％ＵＯ ２＋20wt％ＺｒＯ ２
B：77wt％ＵＯ ２＋19wt％ＺｒＯ ２＋4wt％Ｚｒ

表 2− 2ＫＲＯＴＯＳ試験条件及び試験結果

溶融物質量 溶融物温度
圧力
（kg）
（K）
（MPa）

添付 4.1.1.3−1−11

水深（m）

サブクール度（K）

外部トリガの有無

水蒸気爆発の
発生の有無

0.10

1.11

79

無

有

3,073

0.10

1.11

83

無

有

1.430

3,073

0.10

1.11

5

無

無

アルミナ

1.539

2,465

0.10

1.11

80

無

有

43

アルミナ

1.500

2,625

0.21

1.11

100

無

有

44

アルミナ

1.500

2,673

0.10

1.11

10

有

有

49

アルミナ

1.470

2,688

0.37

1.11

120

無

有

50

アルミナ

1.700

2,473

0.10

1.11

13

無

無

51

アルミナ

1.794

2,748

0.10

1.11

5

無

無

37

コリウム ＊

3.222

3,018

0.10

1.1

77

有

無

45

コリウム ＊

3.085

3,106

0.10

1.14

4

有

無

47

コリウム ＊

5.431

3,023

0.10

1.1

82

有

無

52

コリウム ＊

2.627

3,023

0.20

1.1

102

有

有

No.

溶融物組成

38

アルミナ

1.533

2,665

40

アルミナ

1.470

41

アルミナ

42

＊：80wt％ＵＯ ２＋20wt％ＺｒＯ ２

表 2− 3

ＣＯＴＥＬＳ計画の試験条件及び試験結果

添付 4.1.1.3−1−12No.

溶融コリウム
の組成 ＊

溶融物質量
（kg）

圧力
（MPa）

水深
（m）

サブクール度（K）

水蒸気爆発の
発生の有無

A1

C

56.3

0.20

0.4

0

無

A4

C

27.0

0.30

0.4

8

無

A5

C

55.4

0.25

0.4

12

無

A6

C

53.1

0.21

0.4

21

無

A8

C

47.7

0.45

0.4

24

無

A9

C

57.1

0.21

0.9

0

無

A10

C

55.0

0.47

0.4

21

無

A11

C

53.0

0.27

0.8

86

無

＊C：55wt％ＵＯ ２＋25wt％Ｚｒ＋5wt％ＺｒＯ ２＋15wt％ＳＵＳ

表 2− 4No.

添付 4.1.1.3−1−13

STX002
STX003
STX005
STX009STX016
STX017
STX018
STX001
STX010
STX013
STX014
STX008STX012
STX015
STX025
STX006
STX011
STX019
STX020
STX021
STX022
STX023
STX024
STX102
STX103
STX104ＡＬＰＨＡ実験の試験条件及び試験結果

溶融物組成

酸化アルミニウム＋鉄ステンレス鋼

溶融物質量
（kg）
20
20
20
20
20
20
20
10
10
10
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20

雰囲気圧力
（MPa）
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
1.6
1.6
1.0
0.5
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1

水温
（K）
289
292
300
289
295
286
283
293
297
284
372
288
290
282
280
298
290
281
281
281
286
285
280
282
373
333

水深
（m）
1.0
1.0
1.0
1.0
0.9
0.9
0.9
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
0.9
1.0
1.0
0.9
1.0
0.9
0.8
0.3
0.8
0.8
0.8
0.8

水蒸気爆発の
発生の有無
有
有
有
有
有
有
有
無
有
無
無
無
無
無
有
無
有
有
無
有
無
有
有
無
無
無

表 2− 5
No

%
K
kg
cm
K
kg

1
ZrO2/Zr
99/1
>3373
5

2
ZrO2/Zr
99/1
>3373
5.5

3
ZrO2/Zr
99/1
>3373
4.88

4
ZrO2/Zr
99/1
>3373
4.2

5
ZrO2/Zr
98.5/1.5
3373
2.9

9
UO2/ZrO2
70/30
3200
4.3

10
UO2/ZrO2
70/30
3800
8.7

11
UO2/ZrO2
70/30
>3800
9.2

12
UO2/ZrO2
70/30
3800
8.4

365
283

365
283

323
283

292
283

337
283

296
-

298
-

296
-

293
-

cm

67

67

67

67

67

90

67

67

67

MPa
m3
sec

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.117

0.111

0.11

×

×

×

×

×

×

×

×

×

Steam Explosion

-

Spike

×

×

○

DoubleExplosion

×

○

×

○

Max ＰＶ Ｐｒｅｓｓ
Ｄｙｎ Ｐｒｅｓｓ
Water height(final)

MPa
MPa

-

-

-

Material

INPUT

Melt Temp
Melt amount in FCIInitial Jet diameter
Water Temp
Water mass
Water height(initial)
initial pressure
Vessel Free Volume

添付 4.1.1.3−1−14

Trigger

OUTPUT

Ｔ Ｒ Ｏ Ｉ 試 験 条 件 及 び 試 験 結 果 （ 1／ 3）cm

表 2− 5
No
Material

INPUT

Melt Temp
Melt amount in FCIInitial Jet diameter
Water Temp
Water mass
Water height(initial)
initial pressure
Vessel Free Volume

添付 4.1.1.3−1−15

Trigger

OUTPUT

Steam Explosion
Max ＰＶ Ｐｒｅｓｓ
Ｄｙｎ Ｐｒｅｓｓ
Water height(final)Ｔ Ｒ Ｏ Ｉ 試 験 条 件 及 び 試 験 結 果 （ 2／ 3）

%
K
kg
cm
K
kg

13
UO2/ZrO2
70/30
2600
7.7

14
UO2/ZrO2
70/30
3000
6.5

292
-

cm
MPa
m3
sec
MPa
MPa
cm

17
UO2/ZrO2
70/30

18
UO2/ZrO2
78/22

23
UO2/ZrO2
78/22

34
UO2/ZrO2
70/30
〜3000
10.5

35
UO2/ZrO2
70/30
〜3000
8

285
-

341
189

334
367

67

67

67

130

0.108

0.105

×

×

×

○

○

×

9.1

29
UO2/ZrO2
50/50

32
UO2/ZrO2
87/13

11.5

0.11
×

×

×

×

○

○

×

×

×

○

○

表 2− 5No-

Ｔ Ｒ Ｏ Ｉ 試 験 条 件 及 び 試 験 結 果 （ 3／ 3）

36

37

38

39

40

49

50

51

52

UO2/ZrO2/Zr/FeUO2/ZrO2/Zr/FeUO2/ZrO2/Zr/Fe59.5/18/11.9/10.6

60.5/16.7/12.1/10.7

61/16/12/112695(3420)

2650

6.3(14.2 load)

8.6(14.1 load)-

UO2/ZrO2

UO2/ZrO2

UO2/ZrO2

UO2/ZrO2

UO2/ZrO2

UO2/ZrO2/Zr/Fe

%

70/30

78/22

78/22

78/22

70/30

62.3/15/11.7/11

Melt Temp

K

〜3000

〜3000

〜3000

〜3000

〜3000

2730
(3360)

Melt amount in FCI

kg

5.3

8.1

5.3

3.4

11.1

15.96

Initial Jet diameter
Water Temp
Water mass
Water height(initial)
initial pressure
Vessel Free Volume

cm
K
kg

305
269

313
269

288
92

285
92

287
92

10
294
367

5
285
367

cm

95

95

130

130

130

130

130

0.104

0.105

0.106

0.312

○

○

×

×

×

×

×

○

○

×

×

×

-

-

0.115
8.023
○
1.35
○
0.053
32
(SE)

0.116
8.023
○
1.67
×
0.07
11
(ET)

1.02

1.23

Material

INPUT

添付 4.1.1.3−1−16

Steam Explosion
Max ＰＶ Ｐｒｅｓｓ

MPa
m3
sec
MPa

Ｄｙｎ Ｐｒｅｓｓ

MPa

Water height(final)cm

Trigger

OUTPUT

14.46

表 3

ＢＷＲ体系における炉内ＦＣＩ現象の発生確率に関する
議論の整理

著者

会議及び文献議論

Okkonen 等（ 1993）

OECD/CSNIFCI 専 門 家 会 議(1993)BWR の 原 子 炉 圧 力 容 器 下 部 プ レ ナ
ムは，制御棒案内管で密に占められている。そして，炉心の広範囲でのコヒーレントなリロケーションは，
炉心支持板の存在により起こりにく
いと考えられる。これらの特徴は，
燃料−冷却材の粗混合のポテンシャ
ルを制限し，水蒸気爆発に起因する
水−溶融物スラグの運動エネルギーを消失させる可能性がある。したがって，スラグにより破壊された原子炉圧力容器ヘッドのミサイルに伴う格 納 容 器 破 損 は ， PWR よ り も BWR の方が起こりにくいと評価される。

Theofanous
等 （ 1994）

NUREG/CR-5960(1994)

下部プレナムには，密に詰められた制御棒案内管があるため，炉内水蒸気爆発問題の対象とならない。

Corradini（ 1996）

SERG-2 ワ ー ク シ
ョ ッ プ (1996)
NUREG-1524

物理的なジオメトリは爆発的事象の 発 生 に 寄 与 し な い た め ， BWR の α
モード格納容器破損確率は，おそら
く PWR よ り 小 さ い 。

Zuchuat 等（ 1997）

OECD/CSNIFCI 専 門 家 会 議(1997)JAERI-Conf
97-011

下部プレナム構造物の存在により，水蒸気爆発の影響を緩和する。
一 般 に ， BWR の 現 在 の 知 見 は ， 炉 内
水蒸気爆発は格納容器への脅威となら な い （ NUREG/CR-5960 を 参 考 文 献と し て い る 。）。

添付 4.1.1.3−1−17

表 4
炉 内 FCI に 影
響する因子
溶融物組成

添付 4.1.1.3−1−18

下部プレナム
水温度

下部プレナム
部構造材

ＢＷＲ実機体系を踏まえた炉内ＦＣＩの分析結果

BWR 実 機 体 系 の実験・専門家会議等による知見
炉 内 FCI へ の 影 響
条件
溶 融 落 下 物 は ， ・ 実 機 条 件 に お い て ，模 擬 溶 融 物 に UO ２ を 用 い た 代 表 的 な FCI 金 属 成 分 に よ り
金属成分を含試 験 （ FARO 試 験 ， COTELS 試 験 ， KROTOS 試 験 ， TROI 試 験 ） 粒 子 化 が 促 進 さむ UO ２ 混 合 物
で は ，ト リ ガ リ ン グ 無 し で 水 蒸 気 爆 発 は 確 認 さ れ て い な い 。 れ る 可 能 性 が ある が ，粒 子 表 面 の・ 溶融物に金属成分を含む場合は，粒子化が促進される。
固 化 ，水 蒸 気 爆 発（ FARO 試 験 ）・ UO ２ 混 合 物 で は（ 融 点 が 高 い た め ）過 熱 度 が 小 さ く ，水 プ ー の 発 生 は 抑 制 さ
ル落下直後に粒子化した粒子表面が固化することが考えら れる。
れ る 。（ KROTOS 試 験 の 考 察 ）・ ジルコニウム―水反応により発生した水素が蒸気膜に混入
し ， 蒸 気 膜 の 安 定 化 に 寄 与 す る と 考 え ら れ る 。（ KROTOS 試
験の考察）
・ 低サブクール水条件では，水蒸気爆発は抑制される可能性 低サブクール条
溶融物が下部が あ る 。（ ALPHA 試 験 ， KROTOS 試 験 ）
件 で は ，粒 子 化 をプレナムに落・ 粒 子 化 割 合 は ， サ ブ ク ー ル 度 に 依 存 し ， サ ブ ク ー ル 度 が 大 抑 制 し ，ボ イ ド 発
下する状況でき い と 粒 子 化 割 合 は 高 く な る 。（ FARO 試 験 ）生が多くなるたは ，下 部 プ レ ナ
・ 下 部 プ レ ナ ム 水 が 低 サ ブ ク ー ル 条 件 の 場 合 ， デ ブ リ 落 下 維 め ，水 蒸 気 爆 発 のム残存水は飽持のボイド発生が多くなり，トリガリングの伝播を阻害す 発生を抑制する。
和温度に近いる 可 能 性 が あ る 。（ KROTOS 試 験 の 考 察 ）・ 下部プレナム内の制御棒案内管等の多くの構造物が水蒸気 水蒸気爆発が発
下部プレナム
爆 発 の エ ネ ル ギ ー を 吸 収 す る た め ， 格 納 容 器 破 損 に 至 る よ 生 し て も ，構 造 物
部には多数のうな大規模なエネルギーは発生しない。
（専門家会議等の知 により水蒸気爆
制御棒案内管見）発のエネルギー
等の構造物が存在が制限される。

図 2−1

ＦＡＲＯ試験装置の概要

添付 4.1.1.3−1−19

図 2−2ＫＲＯＴＯＳ試験装置の概要

添付 4.1.1.3−1−20

図 2−3

ＣＯＴＥＬＳ計画の試験装置の概要

添付 4.1.1.3−1−21

図 2−4ＡＬＰＨＡ実験の試験装置の概要

添付 4.1.1.3−1−22

図 2−5

ＴＲＯＩ試験装置の概要

添付 4.1.1.3−1−23

添付資料 4.1.1.3−2
サプレッション・プールに落下した溶融物による格納容器破損モードについて

サプレッション・プール床に落下した溶融物の冷却が不十分な場合の格納容器破損モードの取扱いは，以下のとおりである。

・ Ｗ Ａ Ｓ Ｈ − １ ４ ０ ０ [１ ]， Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ − １ １ ５ ０ [２ ]に お い て は ， 格
納容器への溶融物の接触による格納容器破損メカニズムとして，① 「 鋼 製 ラ イ ナ ー の 溶 融 貫 通 」（ シ ェ ル ア タ ッ ク ）と ② 「 コ ン ク リートベースマット溶融貫通」の 2 種類が考慮されている。

① 「 鋼 製 ラ イ ナ ー の 溶 融 貫 通 」（ シ ェ ル ア タ ッ ク ） は ， 原 子 炉 圧 力
容器破損により放出された溶融物が直接ドライウェル鋼製ライナ
ーに接触する構造となっているＭａｒｋ−Ⅰ型格納容器に特有の現象であり，ライナーが溶融貫通するとライナーとコンクリート
間のギャップを通した大規模な放射性物質の放出経路が形成される 可 能 性 が あ る 破 損 モ ー ド で あ る（ 図 1 参 照 ）。こ の 現 象 は 原 子 炉
圧力容器破損直後に発生することから，事故後早期の破損モードに分類されている。なお，東海第二発電所のＭａｒｋ−Ⅱ型格納
容器は，ペデスタル（ドライウェル部）床面の高さが，ダイヤフ
ラムフロアより低く，溶融物が直接ドライウェル壁面に接触しない 構 造 と な っ て い る （ 図 2 参 照 ）。

②「コンクリートベースマット溶融貫通」は，大型ドライ型格納
容器のＰＷＲにおいて，ベースマット上に広がった溶融物とコン
添付 4.1.1.3−2−1クリートの相互作用によりコンクリートが侵食され貫通することで，周辺の土壌への放射性物質の放出経路を形成する破損モードである。ライナーの溶融貫通が起こった場合でも厚いベースマッ
トが存在することや，格納容器雰囲気内の放射性物質が，溶融物
及びその上層水でシールされてライナーの貫通部に移行しないため，大規模な放射性物質の放出経路とはならない。この現象はベースマット溶融貫通に相当の時間があることから，事故後後期の破損モードに分類されている。なお，東海第二発電所において，
サプレッション・プール床ライナーの溶融貫通が起こった場合でも同様に大規模な放射性物質の経路とはならない。

・ 一 方 ， Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ − １ １ ５ ０ ， Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ ／ Ｃ Ｒ − ５ ６ ２ ３ [３ ]等
においては，溶融物とコンクリートの相互作用による別の格納容
器破損モードとして，ＢＷＲの原子炉圧力容器支持構造部（ペデス タ ル 側 壁 ）の コ ン ク リ ー ト 侵 食 に よ り 原 子 炉 圧 力 容 器 が 倒 壊 し ，格納容器シェル又は貫通部が破損するモードが摘出されている。
これは大規模な放出経路となり得る格納容器破損モードである。

これらの先行ＰＲＡ研究での知見より，東海第二発電所のＰＲＡでは，サプレッション・プールへ落下したデブリの冷却が不十分な場合
は，以下の理由により，ペデスタル（ドライウェル部）壁面侵食に伴う原子炉圧力容器支持機能喪失を格納容器破損モード（溶融物・コン
クリート相互作用）として分類している。
・サプレッション・プール床ライナーの破損後に発生するペデスタ
ル（ドライウェル部）壁面侵食に伴う原子炉圧力容器支持機能喪添付 4.1.1.3−2−2

失による格納容器破損は，大規模な放射性物質の放出を伴うもの
であり，環境への放射性物質の放出カテゴリの分類を行う上で，影響の大きな破損モードとなり得ること・サプレッション・プール床ライナーは，格納容器バウンダリを形成するものであるが，仮にサプレッション・プール床ライナーの破損を格納容器破損モードとして取り扱った場合にも，新たな対策が摘出されないこと

参考文献[1]U.S. NRC,

Reactor Safety Study: AN ASSESSMENT OF ACCIDEN T

RISKS IN U.S. COMMERCIAL NUCLEAR POWER PLANTS

WASH-1400(NUREG75/014), OCTOBER 1975
[2] U.S. NRC,

Severe Accident Risks: An Assessment for five U.S.

Nuclear Power Plants[3]U.S. NRC,

NUREG-1150, December 1989

BWR MarkⅡ Ex-Vessel Corium Interaction Analysis

NUREG/CR-5623, November 1991
[4] U.S. NRC,

The Probability of Mark-I Containment Failure by

Melt-Attack of the Liner

NUREG/CR-6025, November 1993

添付 4.1.1.3−2−3

図 1

Ｍ ａ ｒ ｋ − Ⅰ 型 格 納 容 器 概 略 図 （ Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ ／ Ｃ Ｒ − ６ ０ ２ ５ [４ ]よ り ）添付 4.1.1.3−2−4

格納容器

ダイヤフラムフロア
ペデスタル
ベント管

サプレッション・
チェンバ

図 2

サプレッション・
プール

Ｍａｒｋ−Ⅱ型格納容器概略図（東海第二発電所）

添付 4.1.1.3−2−5

添付資料 4.1.1.4−1

内部事象出力運転時レベル１．５ＰＲＡ
イベントツリー集

目

次

図 1−1

ＴＱＵＶに対するイベントツリー（Ｔ１／Ｔ２）

図 1−2

ＴＱＵＶに対するイベントツリー（Ｔ３Ｄ）

図 2−1

ＴＱＵＸに対するイベントツリー（Ｔ１／Ｔ２）

図 2−2

ＴＱＵＸに対するイベントツリー（Ｔ３Ａ）

図 2−3

ＴＱＵＸに対するイベントツリー（Ｔ３Ｂ−１）

図 2−4

ＴＱＵＸに対するイベントツリー（Ｔ３Ｂ−２）

図 2−5

ＴＱＵＸに対するイベントツリー（Ｔ３Ｃ）

図 3−1

長期ＴＢに対するイベントツリー（Ｔ１／Ｔ２）

図 3−2

長期ＴＢに対するイベントツリー（Ｔ３Ｆ）

図 4−1

ＴＢＵに対するイベントツリー（Ｔ１／Ｔ２）

図 4−2

ＴＢＵに対するイベントツリー（Ｔ３Ｄ）

図 4−3

ＴＢＵに対するイベントツリー（Ｔ３Ｅ）

図 5−1

ＴＢＰに対するイベントツリー（Ｔ１／Ｔ２）

図 5−2

ＴＢＰに対するイベントツリー（Ｔ３Ｄ）

図 6−1

ＴＢＤに対するイベントツリー（Ｔ１／Ｔ２）

図 6−2

ＴＢＤに対するイベントツリー（Ｔ３Ｆ）

図 7−1

ＬＯＣＡに対するイベントツリー（Ｔ１／Ｔ２）

図 7−2

ＬＯＣＡに対するイベントツリー（Ｔ３Ｂ）

目−1

○格納容器イベントツリーの最終状態について
各格納容器イベントツリーの最終状態には，以下の格納容器破損モードのＩＤを割り付けた。なお，格納容器の健全性が維持される事故シーケンス（原子炉圧力容器内で事故収束，格納容器内で事故収束）についても格納容器破損モードのＩＤを割り付けた。

ＯＫＶ：原子炉圧力容器内で事故収束

ＯＫＰ：格納容器内で事故収束

ＦＯＰ

：過圧破損

ＦＯＴＬ ：過温破損（原子炉圧力容器低圧）
ＦＯＴＨ ：過温破損（原子炉圧力容器高圧）
ＦＰＥ：水蒸気爆発（ペデスタル側）

ＦＰＤＥ ：水蒸気爆発（サプレッション・プール側）
ＦＣＣＩ ：溶融炉心・コンクリート相互作用
ＦＤＣＨ ：格納容器雰囲気直接加熱
ＰＢＹＰ ：格納容器隔離失敗

添付 4.1.1.4−1−1

プラント
損傷状態
TQUV

T1
PCV隔離

RPV減圧

T2
低圧ECCS

図 1−1

添付 4.1.1.4−1−2

T1/T2の後続事象

RPV破損なし(IVR)

RPV破損時
水蒸気爆発なし

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

4-9
10

T3ＤのＥＴへ
PBYP−
1.8E-11

合計値

3.3E-09

DCHによる
PCV破損

ＴＱＵＶに対するイベントツリー（Ｔ１／Ｔ２）

T3D
ペデスタル注水低圧ECCS

PCV注水
RHRDW

PCV注水時
水蒸気爆発なし

図 1−2

デブリ冷却PED

ペデスタル破損時
水蒸気爆発なし

デブリ冷却SPＴＱＵＶに対するイベントツリー（Ｔ３Ｄ）

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

4
5
6
7
8
9

OKP
FCCI
FPDE
FOP
FCCI
FPDE

1.7E-10
1.2E-122.2E-11
2.9E-09
2.0E-11
3.6E-10

プラント
損傷状態
TQUX

T2

T1
PCV隔離

RPV減圧

低圧ECCS

図 2−1

RPV破損時
水蒸気爆発なし

DCHによる
PCV破損

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

3-4
5 - 2021
22 - 37
38
39
40

T3AのＥＴへ
T3B-1のＥＴへ
FPE
T3B-2のＥＴへ
T3CのETへ
FDCH
PBYP

−
−
1.5E-14−−
2.4E-11
1.0E-10

合計値

9.3E-09

ＴＱＵＸに対するイベントツリー（Ｔ１／Ｔ２）

添付 4.1.1.4−1−3

T1/T2の後続事象

図 2−2

RPV破損なし
(IVR)

T3A
PCV注水
(D/Wスプレイ)RHR

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

3
4

OKV
FOP

8.6E-09
2.0E-09

ＴＱＵＸに対するイベントツリー（Ｔ３Ａ）

T1/T2の後続事象

T3B
ペデスタル注水低圧ECCS

PCV注水
RHRDW

PCV注水時
水蒸気爆発なし

デブリ冷却PED

ペデスタル破損時
水蒸気爆発なし

デブリ冷却SP

添付 4.1.1.4−1−4
図 2−3

ＴＱＵＸに対するイベントツリー（Ｔ３Ｂ−１）

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20

OKP
OKP
FCCI
FPDE
FPE
FOP
FOP
FCCI
FPDE
FPE
OKP
FCCI
FPDE
FOP
FCCI
FPDE

6.3E-10
5.8E-10
3.9E-12
7.2E-11
6.0E-15
1.5E-10
1.4E-109.2E-13
1.7E-11
1.4E-15
1.1E-09
7.7E-12
1.4E-10
2.7E-10
1.8E-12
3.3E-11

T1/T2の後続事象

T3B
ペデスタル注水低圧ECCS

PCV注水
RHRDW

PCV注水時
水蒸気爆発なし

デブリ冷却PED

ペデスタル破損時
水蒸気爆発なし

デブリ冷却SP

添付 4.1.1.4−1−5
図 2−4

ＴＱＵＸに対するイベントツリー（Ｔ３Ｂ−２）

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37

OKP
OKP
FCCI
FPDE
FPE
FOP
FOP
FCCI
FPDE
FPE
OKP
FCCI
FPDE
FOP
FCCI
FPDE

7.9E-17
7.3E-17
4.9E-19
9.1E-18
7.6E-22
6.5E-17
5.9E-17
4.0E-19
7.4E-18
6.2E-22
4.5E-14
3.1E-16
5.7E-15
1.2E-11
8.1E-14
1.5E-12

T1/T2の後
続事象

T3C
ペデスタル注水低圧ECCS

PCV注水
RHRDW

図 2−5

PCV注水時
水蒸気爆発なし

デブリ冷却PED

ペデスタル破損時
水蒸気爆発なし

デブリ冷却SPＴＱＵＸに対するイベントツリー（Ｔ３Ｃ）

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

38

FOTH

6.3E-09

添付 4.1.1.4−1−6

プラント
損傷状態
TB

T1
PCV隔離

RPV減圧

T2
低圧ECCS

図 3−1

添付 4.1.1.4−1−7

T1/T2の後続事象

RPV破損なし(IVR)

RPV破損時
水蒸気爆発なし

DCHによる
PCV破損

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

4
5
6

T3FのETへ
FDCH
PBYP

−
8.5E-09
3.9E-10

合計値

7.7E-08

長期ＴＢに対するイベントツリー（Ｔ１／Ｔ２）

T3F
ペデスタル注水低圧ECCS

PCV注水RHRDW

PCV注水時
水蒸気爆発なし

図 3−2

デブリ冷却PED

ペデスタル破損時
水蒸気爆発なし

デブリ冷却SP

長期ＴＢに対するイベントツリー（Ｔ３Ｆ）

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

4

FOTH

6.9E-08

プラント
損傷状態
TBU

T1
PCV隔離

RPV減圧

T2
低圧ECCS

図 4−1

添付 4.1.1.4−1−8

T1/T2の後
続事象

RPV破損なし(IVR)

RPV破損時
水蒸気爆発なし

DCHによる
PCV破損

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

3-5
6
7
8

T3DのETへ
T3EのETへ
FDCH
PBYP

−
−
1.6E-11
1.0E-10

合計値

2.1E-08

ＴＢＵに対するイベントツリー（Ｔ１／Ｔ２）

T3D
ペデスタル注水低圧ECCS

PCV注水
RHRDW

PCV注水時
水蒸気爆発なし

図 4−2

デブリ冷却PED

ペデスタル破損時
水蒸気爆発なし

ＴＢＵに対するイベントツリー（Ｔ３Ｄ）

デブリ冷却SP

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

3
4
5

FOP
FCCI
FPDE

1.5E-08
9.9E-11
1.8E-09

T1/T2の後続事象

T3E
ペデスタル注水低圧ECCS

PCV注水
RHRDW

PCV注水時
水蒸気爆発なし

図 4−3

デブリ冷却PED

ペデスタル破損時
水蒸気爆発なし

デブリ冷却SPＴＢＵに対するイベントツリー（Ｔ３Ｅ）

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

6

FOTH

4.2E-09

添付 4.1.1.4−1−9

プラント
損傷状態
TBP

T1
PCV隔離

RPV減圧

T2
低圧ECCS

図 5−1

添付 4.1.1.4−1−10

T1/T2の後続
事象

RPV破損なし(IVR)

RPV破損時
水蒸気爆発なし

DCHによる
PCV破損

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

5-6
7

T3DのETへ
PBYP−
2.6E-12

合計値

5.3E-10

ＴＢＰに対するイベントツリー（Ｔ１／Ｔ２）

T3D
ペデスタル注水低圧ECCS

PCV注水
RHRDW

図 5−2

PCV注水時水
蒸気爆発なしデブリ冷却PED

ペデスタル破損時
水蒸気爆発なし

ＴＢＰに対するイベントツリー（Ｔ３Ｄ）

デブリ冷却SP

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

5
6

FOTL
FPDE

4.7E-10
5.8E-11

プラント
損傷状態
TBD

T1
PCV隔離

RPV減圧

T2
低圧ECCS

図 6−1

添付 4.1.1.4−1−11

T1/T2の後続事象

RPV破損なし(IVR)

RPV破損時
水蒸気爆発なし

DCHによる
PCV破損

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

3
4
5

T3FのＥＴへ
FDCH
PBYP

−
2.2E-14
3.0E-14

合計値

6.0E-12

ＴＢＤに対するイベントツリー（Ｔ１／Ｔ２）

T3F
ペデスタル注水低圧ECCS

PCV注水
RHRDW

PCV注水時
水蒸気爆発なし

図 6−2

デブリ冷却PED

ペデスタル破損時
水蒸気爆発なし

デブリ冷却SPＴＢＤに対するイベントツリー（Ｔ３Ｆ）

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

3

FOTH

5.9E-12

プラント
損傷状態
LOCA

T1
PCV隔離

RPV減圧

T2

低圧ECCS

図 7−1

添付 4.1.1.4−1−12

T1/T2の後続事象

ペデスタル注水低圧ECCS

PCV注水
RHRDW

PCV注水
RHRDW

RPV破損なし(IVR)

RPV破損時
水蒸気爆発なし

DCHによる
PCV破損

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

6-8
9
10
11

T3BのETへ
FPE
FOTL
PBYP

−
2.8E-20
2.1E-11
1.1E-13

合計値

2.2E-11

ＬＯＣＡに対するイベントツリー（Ｔ１／Ｔ２）

T3B
PCV注水時デブリ冷却PED
水蒸気爆発なし

図 7−2

ペデスタル破損時
水蒸気爆発なし

デブリ冷却SPＬＯＣＡに対するイベントツリー（Ｔ３Ｂ）

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

6
7
8

OKP
FCCI
FPDE

5.2E-15
3.5E-17
6.5E-16

添付資料 4.1.1.5−1
原子炉圧力容器破損等のＭＡＡＰ上の判定条件

ＭＡＡＰコードによる事故進展解析において，炉心損傷，炉心溶融，炉心支持板破損，原子炉圧力容器破損，ペデスタル（ドライウェル部）
床貫通の判定条件については，表 1 に示す条件を満足する場合に破損したと判断している。
各項目の判断の根拠については，以下に示すとおりである。

1.

炉心損傷の判断
炉 心 損 傷 に 至 る と 評 価 さ れ て い る ，燃 料 被 覆 管 の 最 高 温 度 が 1,500Kに到達した時点を炉心損傷開始と判断している。

2.

炉心溶融の判断
炉 心 構 成 物 質 の 代 表 的 な 共 晶 温 度 と し て ，炉 心 最 高 温 度 が 2,500K に到達した時点を溶融開始と判断している。

3.

炉心支持板破損の判断
下部プレナムへのリロケーションの発生を炉心支持板の破損と定義している。リロケーションの発生は，以下の判断のうちいずれか早い方で判断している。
炉心支持板ノードに溶融物が存在する場合
Larson-Miller の パ ラ メ ー タ に よ り 炉 心 支 持 板 の ク リ ー プ 破 損 と判断された場合4.

原子炉圧力容器破損の判断
貫通部への浸入による貫通部過熱，溶接部過熱による貫通部逸出，
添付 4.1.1.5−1−1

金属層による過熱，ジェットによる侵食，クリープ破損のうち，最も早い破損モードを原子炉圧力容器破損と定義している。

5.

ペデスタル（ドライウェル部）床貫通の判断
ＭＣＣＩによるコンクリ―ト侵食量が，ペデスタル（ドライウェル部 ）床 面 サ ン プ 部 厚 さ に 到 達 し た 時 点 を ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）床貫通と判断している。

表 1
項目

事故進展解析における各項目の判定条件
条件

備考

炉心損傷の判断

燃料被覆管の最高炉心損傷が始まる温度
温 度 が 1,500K 到 達

炉心溶融の判断

炉 心 最 高 温 度 が
炉心構成物質の代表的な融点
2,500K 到 達

リロケーション発生の判断と下部プレナムへの炉心支持板破損のして，より早い炉心支持板ノ
リロケーション発
判断
ードに溶融物が存在する場合
生時を設定
原子炉圧力容器破損モードの
原 子 炉 圧 力 容 器 破 Ｃ Ｒ Ｄ チ ュ ー ブ 逸 うち，最も早い破損形態とし
損の判断
出判定到達
て，ＣＲＤチューブ逸出を設
定
ペデスタル（ドラコ ン ク リ ー ト の 侵 ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）イウェル部）床貫
食深さが到達 床サンプ部厚さを設定
通の判断

添付 4.1.1.5−1−2

添付資料 4.1.1.5−2
福島第一原子力発電所事故の知見を踏まえた
格納容器破損の判定条件について

1． は じ め に
格納容器破損頻度を評価するレベル１．５ＰＲＡでは，格納容器
破 損 の 判 定 条 件 と し て ，格 納 容 器 雰 囲 気 の 限 界 温 度 を 200℃ ，格 納 容
器 雰 囲 気 の 限 界 圧 力 を 格 納 容 器 最 高 使 用 圧 力 の 2 倍（ 2Pd）と 設 定 している。
この判定条件の適用に当たっては，福島第一原子力発電所事故の知見を考慮しており，以下に知見の内容，その知見を踏まえた影響
確認方法及び結果について記載する。

2． 格 納 容 器 破 損 に 係 る 福 島 第 一 原 子 力 発 電 所 事 故 の 知 見
東京電力福島第一原子力発電所の事故の調査状況は，未解明問題に 係 る 進 捗 報 告 [ １ ] 〜 [ ４ ]（ 以 下「 報 告 書 」と い う 。）に 取 り ま と め ら れている。ここでは，格納容器破損に係る情報として，漏えい経路，
格納容器圧力挙動及び格納容器温度挙動に着目し，以下のとおり知見を整理した。
(1) 漏 え い 経 路
原 子 炉 建 屋 で の 水 素 爆 発 が 発 生 し て お ら ず ，原 子 炉 建 屋 オ ペ レ
ー テ ィ ン グ フ ロ ア の 形 状 が 維 持 さ れ て い る た め ，他 号 機 に 比 べ て格納容器からの漏えい経路が推定しやすい２号機を対象とする。
２ 号 機 で は 以 下 が 確 認 さ れ て お り ，ト ッ プ ヘ ッ ド フ ラ ン ジ 等 の 格
納容器気相部より漏えいした可能性があると考えられる。
・ 格 納 容 器 圧 力 の 低 下 が 確 認 さ れ た 3 月 15 日 の 朝 方 に ， ブ ロ
添付 4.1.1.5−2−1

ー ア ウ ト パ ネ ル か ら 蒸 気 が 放 出 さ れ て お り ，格 納 容 器 の オ ペ
フロに繋がる格納容器の比較的高い箇所からの漏えいが推定されること・シールドプラグの隙間から蒸気が放出されていること・オ ペ フ ロ に お け る 空 間 線 量 率 の 調 査 の 結 果 ，シ ー ル ド プ ラ グの近傍における線量率が他の測定点に比べて高いこと(2) 格 納 容 器 圧 力 挙 動
１ 号 機 で は ，3 月 12 日 2 時 30 分 頃 か ら 14 時 30 分 頃 の ベ ン ト
操作による圧力減少まで，ドライウェル圧力の測定値は0.7MPa[abs]〜 0.8MPa[abs]程 度 で 推 移 し て い る 。こ の 間 ，注 水 によ る 蒸 気 発 生 ，格 納 容 器 温 度 の 上 昇 ，溶 融 炉 心・コ ン ク リ ー ト 相互 作 用 に よ る 非 凝 縮 性 ガ ス の 発 生 等 に よ り ，格 納 容 器 圧 力 は 上 昇
傾 向 に な る と 考 え ら れ る が ，測 定 値 で は 上 昇 傾 向 を 示 し て い な いことから，格納容器の気相部からの漏えいが示唆されている。
２ 号 機 で は ，原 子 炉 隔 離 時 冷 却 系（ Ｒ Ｃ Ｉ Ｃ ）運 転 期 間 中 に 格
納 容 器 圧 力 が 徐 々 に 上 昇 し ，Ｒ Ｃ Ｉ Ｃ 停 止 後 は 炉 心 損 傷 に 伴 う 水
素 発 生 や 逃 が し 安 全 弁 （ Ｓ Ｒ Ｖ ） の 開 放 等 に よ り ， 3 月 14 日 23
時 頃 の 測 定 で は 約 0.75MPa[abs]程 度 ま で 上 昇 し ， そ の 後 3 月 15
日 7 時 20 分 頃 ま で ほ ぼ 一 定 の 圧 力 で 推 移 し て い る 。そ の た め ，3
月 14 日 23 時 頃 か ら 3 月 15 日 の 7 時 20 分 頃 ま で の 間 に ，漏 え いが発生した可能性がある。
３ 号 機 で は ，3 月 13 日 9 時 24 分 に 格 納 容 器 ベ ン ト が 実 施 さ れた 後 ，原 子 炉 注 水 や ベ ン ト 操 作 等 に 応 じ て ド ラ イ ウ ェ ル 圧 力 の 増
加 ・ 減 少 を 繰 り 返 し ， 3 月 21 日 に 一 時 的 に 上 昇 し た 後 ， ほ ぼ 大
気 圧 で 変 動 を 示 さ な く な っ た 。Ｍ Ａ Ａ Ｐ の 解 析 に お い て は 格 納 容
添付 4.1.1.5−2−2

器 の 漏 え い は 仮 定 し て い な い が ，３ 号 機 の 原 子 炉 建 屋 で 水 素 爆 発が 発 生 し た こ と や ，原 子 炉 建 屋 上 部 の 原 子 炉 ウ ェ ル 周 辺 で 蒸 気 放
出 が 観 察 さ れ て い た こ と ， 3 月 21 日 以 降 の ド ラ イ ウ ェ ル 圧 力 は
大 気 圧 で 変 動 が な い こ と な ど か ら ，格 納 容 器 か ら の 気 相 漏 え い が発生しているものと考えられる。
(3) 格 納 容 器 温 度 挙 動
炉心損傷後の格納容器温度の測定データは得られていないが，
１ 号 機 の Ｍ Ａ Ａ Ｐ 解 析 結 果 で は ，地 震 発 生 か ら 3 月 12 日 12 時 頃の ド ラ イ ウ ェ ル 温 度 は 約 300℃ 以 上 と な っ て い る 。過 去 の 研 究 [ ５ ]に よ れ ば ，こ の よ う な 過 温 条 件 で は ガ ス ケ ッ ト が 損 傷 す る 可 能 性が あ る こ と か ら ，過 温 に よ る ガ ス ケ ッ ト 損 傷 に よ り 格 納 容 器 か らの漏えいが発生した可能性がある。
２ 号 機 の Ｍ Ａ Ａ Ｐ 解 析 結 果 で は ，格 納 容 器 か ら の 漏 え い を 仮 定
し た 3 月 15 日 7 時 20 分 頃 の ド ラ イ ウ ェ ル 温 度 は 170℃ 程 度 と 評
価 さ れ て い る が ， 過 温 破 損 の 可 能 性 に は 言 及 さ れ て い な い 。 (1)に 示 し た 漏 え い 経 路 と な っ て い る 可 能 性 が あ る 格 納 容 器 で は ，溶
融炉心により過熱された原子炉圧力容器の熱が格納容器内の気体 に 伝 え ら れ ，そ の 気 体 の 対 流 に よ り 過 熱 さ れ る 可 能 性 や ，過 熱
さ れ た 原 子 炉 圧 力 容 器 か ら の 熱 伝 導・輻 射 に よ り 過 熱 さ れ る 可 能
性 が あ る と 考 え ら れ る 。ま た ，Ｍ ａ ｒ ｋ − Ⅰ 格 納 容 器 の 上 部 円 筒
部 は 熱 が こ も り や す い 構 造 で あ り ，溶 融 炉 心 に よ り 過 熱 さ れ た 原
子炉圧力容器の熱が格納容器頂部の温度を上昇させた可能性もある。
３ 号 機 に つ い て は ，格 納 容 器 温 度 の 挙 動 や 過 温 破 損 の 可 能 性 は
報 告 書 で は 言 及 さ れ て い な い 。Ｍ Ａ Ａ Ｐ 解 析 結 果 に よ れ ば ，格 納添付 4.1.1.5−2−3

容器スプレイを実施している間並びに淡水及び海水を注入して
い る 間 は 格 納 容 器 温 度 が 比 較 的 低 く 推 移 し て い る が ， 3 月 14 日
11 時 頃 に 発 生 し た ３ 号 機 の 水 素 爆 発 直 後 か ら 急 激 に 上 昇 し て お
り ，3 月 15 日 朝 方 の 海 水 注 入 再 開 時 点 で は 格 納 容 器 温 度 は 300℃
程 度 ま で 上 昇 し て い る 。そ の た め ，解 析 の 不 確 か さ は あ る も の の ，ガスケット損傷により格納容器からの漏えいが発生した可能性がある。
(4) ま と め
格納容器破損に係る福島第一原子力発電所事故の知見を以下にまとめる。
・漏 え い 経 路 に 係 る 調 査 結 果 ，及 び Ｍ Ａ Ａ Ｐ 解 析 に よ る 格 納 容
器 圧 力・温 度 の 挙 動 か ら ，格 納 容 器 ト ッ プ ヘ ッ ド フ ラ ン ジ 等のシール部から漏えいが発生した可能性がある。
・格 納 容 器 温 度 は 局 所 的 に 高 く な る こ と が 考 え ら れ ，溶 融 炉 心により加熱された原子炉圧力容器の熱が格納容器頂部の温度を上昇させたことにより格納容器頂部の過温破損の可能性がある。
・ 特 に ，２ 号 機 で は ，格 納 容 器 の 過 温 破 損 の 可 能 性 に は 言 及 さ
れ て い な い も の の ，Ｍ Ａ Ａ Ｐ 解 析 で は 格 納 容 器 温 度 170℃ にて漏えい開始を仮定している。

3． 福 島 第 一 原 子 力 発 電 所 事 故 の 知 見 を 踏 ま え た 影 響 確 認 方 法
上述のとおり，福島第一原子力発電所事故では，特に，２号機のＭ Ａ Ａ Ｐ 解 析 に お い て 格 納 容 器 温 度 170 ℃ に て 気 相 部 か ら の 漏 え い
開始を仮定している等，局所的な格納容器頂部の温度上昇による過添付 4.1.1.5−2−4

温破損の可能性が考えられる。しかしながら，２号機のＭＡＡＰ解析 で 仮 定 し た 格 納 容 器 温 度 170℃ で の 気 相 部 漏 え い に つ い て は ，次 の
2 点 か ら 分 か る よ う に 直 接 的 な 証 拠 は 得 ら れ て い な い 。 [２ ]・実際の格納容器圧力の計測値に合わせるための解析上の仮定であること・実際に格納容器気相部から漏えいがあったのか，計測器の問題
により格納容器圧力が正しく表示されなかったのかは，現時点では不明であること
そこで，ここでは局所的な格納容器頂部の温度上昇が本ＰＲＡに与える影響を確認するために，感度解析を実施することとした。具体的には，ＭＡＡＰコードを用いたレベル１．５ＰＲＡの事故進展解析において，ベースケースでは 1 ノードでドライウェルを模擬しているところ，局所的な格納容器頂部の温度上昇を考慮するため，
ド ラ イ ウ ェ ル を 3 ノ ー ド（ 格 納 容 器 頂 部 ヘ ッ ド ，ド ラ イ ウ ェ ル 空 間 ，アニュラス部）で扱うモデル（図 1 参照）にて解析を実施し，ＰＲ
Ａへの影響を確認した。
ここで，格納容器破損は，本来，格納容器本体（構造材）の温度
が 限 界 温 度 と し て 設 定 し た 200℃ に 到 達 し た 場 合 で あ る た め ，感 度 解析では上記を格納容器破損条件として設定したが，ベースケースでは 保 守 的 に「 ド ラ イ ウ ェ ル の 気 相 部 が 200℃ に 到 達 し た 場 合 」を 格 納
容器破損条件として設定している。
なお，今後，２号機の格納容器挙動が明らかになった場合は，その知見を踏まえ必要に応じＰＲＡへ反映する予定である。

添付 4.1.1.5−2−5

4． 福 島 第 一 原 子 力 発 電 所 事 故 の 知 見 を 踏 ま え た 影 響 確 認 結 果
原子炉圧力容器が高圧状態で破損するＴＱＵＸシーケンス及び低圧状態で破損するＴＱＵＶシーケンスの 3 ノードモデルによる事故
進 展 解 析 結 果 を ，1 ノ ー ド モ デ ル に お け る ド ラ イ ウ ェ ル 気 相 部 温 度 と比較して図 2 及び図 3 に示す。
図 2 より，ＴＱＵＸシーケンスでは局所的な格納容器頂部フラン
ジ部の温度よりも 1 ノードによるドライウェル気相部温度の方が200℃ に 到 達 す る タ イ ミ ン グ が 早 い こ と が 分 か る 。一 方 ，図 3 の Ｔ Ｑ
ＵＶシーケンスでは，局所的な格納容器頂部フランジ部の温度の方が 200℃ に 到 達 す る タ イ ミ ン グ が 早 く な っ て い る 。
このドライウェルの 3 ノードモデルによる解析結果を踏まえ，レベル１．５ＰＲＡの感度解析を実施した。表 1 に，代表的なシーケ
ン ス の 格 納 容 器 破 損 時 刻 及 び 破 損 モ ー ド を 示 す 。結 果 は 表 2 及 び 図 4のとおりであり，原子炉圧力容器が低圧状態で破損するＴＱＵＶ等のシーケンスが過圧破損から過温破損モードに変更になったため，
過圧破損（長期冷却失敗）のＣＦＦが減少し，過温破損（ＲＰＶ低圧破損）のＣＦＦが増加している。しかし，全ＣＦＦは両ケースとも に 6.1E-5／ 炉 年 で あ り ， 全 Ｃ Ｆ Ｆ に 対 す る 過 温 破 損 （ Ｒ Ｐ Ｖ 低 圧破損）及び過圧破損（長期冷却失敗）モードの寄与割合は，両ケー
ス と も に 0.1％ 未 満 で あ る 。
以上のように，福島第一原子力発電事故の知見を踏まえ，局所的な格納容器頂部の温度上昇を考慮した結果，東海第二発電所のレベ
ル１．５ＰＲＡへの影響はほとんど無いことを確認した。

添付 4.1.1.5−2−6参考文献：[1] 「 福 島 第 一 原 子 力 発 電 所 1〜 3 号 機 の 炉 心・格 納 容 器 の 状 態 の 推 定と未解明問題に関する検討

第 1 回進捗報告」（ 平 成 25 年 12 月 13

日，東京電力株式会社）[2] 「 福 島 第 一 原 子 力 発 電 所 1〜 3 号 機 の 炉 心・格 納 容 器 の 状 態 の 推 定と未解明問題に関する検討

第 2 回 進 捗 報 告 」（ 平 成 26 年 8 月 6日，東京電力株式会社）[3] 「 福 島 第 一 原 子 力 発 電 所 1〜 3 号 機 の 炉 心・格 納 容 器 の 状 態 の 推 定と未解明問題に関する検討

第 3 回 進 捗 報 告 」（ 平 成 27 年 5 月 20

日，東京電力株式会社）[4] 「 福 島 第 一 原 子 力 発 電 所 1〜 3 号 機 の 炉 心・格 納 容 器 の 状 態 の 推 定と未解明問題に関する検討

第 4 回進捗報告」（ 平 成 27 年 12 月 17

日，東京電力株式会社）[5] K. Hirao, T. Zama, M. Goto et al.,High-temperatureleak-characteristics of PCV hatch flange gasket,
Engineering and Design, Vol.145, 375-386, 1993.

添付 4.1.1.5−2−7

Nuclear表 1
事故シーケンス

代表的なシーケンスの格納容器破損モード及び破損時刻
ベースケース

感度解析ケース

高圧
低圧

添付 4.1.1.5−2−8

格納容器破損時刻

格納容器破損モード

格納容器破損時刻

格納容器破損モード

ＴＱＵＸ

3.3h

過温破損

3.6 h

過温破損

長期ＴＢ

14.4h

過温破損

14. 4h

過温破損

ＴＱＵＶ

15.9h

過圧破損

13. 5h

過温破損

ＡＥ

1.6h

過温破損

5.6 h

過温破損

表 2
格納容器破損モード
インターフェイスシステムＬＯＣＡ
格納容器隔離失敗
早期過圧破損（未臨界確保失敗）
過圧破損（崩壊熱除去失敗）
過圧破損（長期冷却失敗）
過温破損（ＰＲＶ高圧破損）
過温破損（ＰＲＶ低圧破損）
格納容器雰囲気直接加熱
水蒸気爆発（ペデスタル（ドライウェル部））
水蒸気爆発（サプレッション・プール）
溶融炉心・コンクリート相互作用
全格納容器破損頻度

格納容器破損モード別のＣＦＦ比較表①感度解析ケース
格納容器破損頻度
寄与割合
（／炉年）
（％）
4.8E-10＜0.1
6.1E-10＜0.1
2.5E-08＜0.1
6.0E-05
99.8
2.3E-09＜0.1
7.9E-080.1
1.8E-08＜0.1
8.5E-09＜0.1
2.3E-14＜0.1
2.5E-09＜0.1
1.3E-10＜0.1
6.1E-05100.0②ベースケース
格納容器破損頻度
寄与割合
（／炉年）
（％）
4.8E-10＜0.1
6.1E-10＜0.1
2.5E-08＜0.1
6.0E-05
99.8
2.0E-08＜0.1
7.9E-08
0.1
4.9E-10＜0.1
8.5E-09＜0.1
2.2E-14＜0.1
2.5E-09＜0.1
1.3E-10＜0.1
6.1E-05
100.0

①／②
割合
1.0
1.0
1.0
1.0
0.1
1.0
37.6
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0

ベースケース

感度解析ケース
原子炉ウェル

PCV ヘッド

2 PCV ヘッドRPV

3 アニュラス部

RPV

１ D/W

添付 4.1.1.5-2-9

１ D/W

Vent 管Vent 管
ペデスタル

ペデスタル

S/C

S/C

：壁面ノード：壁面ノード：Ｄ／Ｗ空間領域番号：Ｄ／Ｗ空間領域番号

図 1

格納容器ノード図（ベースケース及び感度解析ケース）

800

原子炉圧力容器破損(ベ ー ス ,感 度 )及び格 納 容 器 破 損 (ベ ー ス )

温度（℃）

600

D/W気相部
D/W壁面
D/W気相部
D/W壁面
トップヘッド気相部
トップヘッドフランジ

400

１ノードモデル３ノードモデル格 納 容 器 破 損 (感 度 )200

炉心支持板破損(ベ ー ス ,感 度 )

0
0

6

12

18

24

事 故 後 の 時 間 （ hr）

図 2

ＴＱＵＸシーケンスの事故進展解析結果

400

温度（℃）

300

ペデスタル床貫通(ベ ー ス ,感 度 )200

格納容器破損(感 度 )

D/W気相部
D/W壁面
D/W気相部
D/W壁面
トップヘッド気相部
トップヘッドフランジ

1ノードモデル3ノードモデル

格納容器破損(ベ ー ス )原子炉圧力容器破損(ベ ー ス ,感 度 )100

炉心支持板破損(ベ ー ス ,感 度 )
0
0

6

12

18

事 故 後 の 時 間 （ hr ）図 3

ＴＱＵＶシーケンスの事故進展解析結果

添付 4.1.1.5−2−10241.0E-03
1.0E-04ベースケース

1.0E-05

感度解析ケース

格納容器破損頻度（／炉年）

1.0E-06
1.0E-07
1.0E-08
1.0E-09
1.0E-101.0E-11
1.0E-121.0E-13
1.0E-14

格納容器破損モード

図 4

格納容器破損モード別のＣＦＦ比較図

添付 4.1.1.5−2−11

添付資料 4.1.1.6−1
物理化学現象に係る分岐確率の設定方法

格納容器イベントツリーにおける物理化学現象による格納容器破損確率の設定方法

1. 圧 力 容 器 内 溶 融 物 保 持 （ Ｉ Ｖ Ｒ ）2. 格 納 容 器 雰 囲 気 直 接 加 熱 （ Ｄ Ｃ Ｈ ）3. 炉 外 水 蒸 気 爆 発 （ Ｆ Ｃ Ｉ ）4. 溶 融 炉 心 ・ コ ン ク リ ー ト 相 互 作 用 （ Ｍ Ｃ Ｃ Ｉ ）添付 4.1.1.6−1−1

1. 圧 力 容 器 内 溶 融 物 保 持 （ Ｉ Ｖ Ｒ ）添付 4.1.1.6−1−2

1.1

現象の概要
圧 力 容 器 内 溶 融 物 保 持 （ 以 下 「 Ｉ Ｖ Ｒ 」 と い う 。） は ， 炉 心 損 傷 後に溶融炉心が下部プレナム部へ落下して下鏡の上に堆積したとしても，下部プレナムの残存水によって原子炉圧力容器下部が早期に破損することなく，その後の注水系復旧等により溶融炉心が原子炉圧力容器内に冷却・保持される現象である。

1.2

ＩＶＲ分岐確率の評価方法について
Ｄ Ｅ Ｔ （ Decomposition Event Tree） 上 の 不 確 か さ 評 価 に よ り ，

ＩＶＲ失敗確率の確率分布を以下のとおり評価する。ＩＶＲ現象の確 率 論 的 評 価 の 枠 組 み を 図 1− 1 に 示 す 。
(1) Ｉ Ｖ Ｒ 現 象 の 支 配 パ ラ メ ー タ に つ い て Ｄ Ｅ Ｔ ヘ デ ィ ン グ の 条 件を設定する。
(2) 支 配 パ ラ メ ー タ を 基 に Ｄ Ｅ Ｔ を 作 成 す る 。
(3) Ｉ Ｖ Ｒ 現 象 を 解 析 す る 評 価 コ ー ド を 用 い て ， Ｄ Ｅ Ｔ 上 の 各 パ スの条件でＩＶＲ解析を実施し，ＩＶＲ達成の有無を評価する。
(4) Ｄ Ｅ Ｔ 上 の 各 分 岐 に 対 し て ， 確 率 値 又 は 確 率 密 度 関 数 を 与 え ，
モ ン テ カ ル ロ サ ン プ リ ン グ に よ り ，不 確 か さ を 考 慮 し た Ｉ Ｖ Ｒ 失
敗確率の確率分布を評価する。
以上の評価により得られたＩＶＲ失敗確率の確率分布の平均値をＩＶＲ分岐確率として設定する。

添付 4.1.1.6−1−3

■支配パラメータの選定と定量化（条件）・落下コリウム量
・落下コリウム温度
・落下コリウムジェット直径・ギャップへの冷却水浸入制限の有無■ＤＥＴの作成■ＩＶＲ評価コードによる現象解析
・ＤＥＴ上の各パスの条件でのＩＶＲ解析・ＩＶＲ達成の有無の評価■不確かさを考慮したＩＶＲ失敗確率の評価
・分岐に対する確率分布の設定
・モンテカルロサンプリング
・統計処理によるＩＶＲ分岐確率の不確かさ評価

図 1− 1

1.3

ＩＶＲ現象の確率論的評価の枠組み

ＩＶＲ分岐確率の評価結果

1.3.1

支配パラメータのＤＥＴヘディングの条件設定

ＩＶＲ現象の発生に関連して，不確かさを考慮する支配パラメー
タとして，以下のパラメータを選定した。
・ 落下コリウム量・ 落下コリウム温度
・ 落下コリウムジェット直径・ ギャップへの冷却水浸入制限の有無（ 補 足 資 料 1.1）
選 定 し た 支 配 パ ラ メ ー タ に つ い て ， 表 1− 1に 示 す と お り Ｄ Ｅ Ｔ
ヘディングの条件を設定した。

添付 4.1.1.6−1−4

表 1− 1

支配パラメータのＤＥＴヘディングの条件設定

ＤＥＴヘディ
ングの条件
落 下 コ リ ウ ム 以下の 2 条件を量設定
・ 7 0％ 炉 心
・ 1 00 ％ 炉 心

支配パラメータ

落下コリウム
温度

落下コリウムジェット直径ギャップへの冷却水浸入制限の有無

1.3.2

設定の考え方コリウム量は，ＭＡＡＰで評価した結果（ 70％ 炉 心 ）及 び 不 確 か さ を 考 慮 し て 保 守
的 に 大 量 落 下 し た 場 合 （ 100 ％ 炉 心 ） を 設
定（ 補 足 資 料 1.2）
以下の 2 条件を 炉心構 成物質 の共 晶 反応に より溶 融温 度に は 幅 が あ る と 考 え ，Ｍ Ａ Ａ Ｐ の 事 故 進 展
設定
解 析 に お け る 炉 心 溶 融 判 定 温 度 （ 2,500K ）・ 2 ,500K
及び酸化物系の共晶温度に相当する温度
・ 2 ,800K（ 2,800K） を 設 定
以 下 の 3 条 件 を ・ 溶 融 コ リ ウ ム は ，Ｃ Ｒ チ ュ ー ブ 間（ 最 大
お よ そ 0.15m） を 液 柱 状 で 落 下 す る こ と を設定
想定・ 直 径 0. 05m・ジ ェ ッ ト 直 径 は 最 小 値 0.01m か ら 最 大 値
・ 直 径 0. 10m
0.15m の 範 囲 で 分 布 し ， か つ ， Ｍ Ａ Ａ Ｐ の・ 直 径 0. 15m
デ フ ォ ル ト 値 0.10m の 確 率 密 度 が 最 も 高い（ 最 尤 値 ）も の と し て 仮 定 し た 三 角 分 布から，代表的な 3 点を設定
以 下 の 2 条 件 を ギ ャ ッ プ へ の 冷 却 水 浸 入 に 関 し て ，ギ ャ ッ
設定
プ位置にかかわらず常に冷却水がギャッ
・浸 入 制 限 無 し プ に 浸 入 す る 場 合（ 浸 入 制 限 無 し ）及 び ギ
・浸 入 制 限 有 り ャ ッ プ へ の 水 の 浸 入 が 水 蒸 気 の 上 昇 流 によ っ て 制 限 さ れ る 場 合（ 浸 入 制 限 有 り ）を想定

ＤＥＴの作成選 定 し た 支 配 パ ラ メ ー タ に 分 岐 を 設 定 し た Ｄ Ｅ Ｔ を 図 1− 2に 示 すとおり作成した。

図 1− 2

ＩＶＲ評価のＤＥＴ構造の一部
添付 4.1.1.6−1−5

1.3.3

ＩＶＲ現象を解析する評価コードによる現象解析

ＩＶＲ現象を解析する評価コードを用いて，ＤＥＴ上の各パスの条件でＩＶＲ解析を実施し，ＩＶＲ達成の有無を評価した。
（ 補 足 資 料 1.3）
対象とするシナリオは，低圧シーケンス（ＴＱＵＶ）において，溶融炉心の落下開始と同時（＝炉心支持板破損と同時）に復水補給
水 系 （ 以 下 「 Ｍ Ｕ Ｗ Ｃ 」 と い う 。） に よ る 復 旧 注 水 （ 140m ３ ／ h） を 実施する場合を想定した。
初期条件は，ＭＡＡＰコードによる炉心支持板破損時点の結果を用いて，溶融炉心の落下開始から計算を開始し，ＤＥＴ上の各パスについて現象解析を実施した。
評 価 対 象 シ ー ケ ン ス の 初 期 条 件 を 表 1− 2に ， Ｉ Ｖ Ｒ 現 象 を 解 析 す
る 評 価 コ ー ド に よ る 現 象 解 析 結 果 を 表 1− 3に ， そ れ ぞ れ 示 す 。
（ 補 足 資 料 1.4）

表 1− 2

評価対象シーケンスの初期条件
低圧シーケンス（ＴＱＵＶ）

項

目
注水遅延後ＭＵＷＣ復旧注水

解析開始時刻事 象 発 生 後 1.5h

初期圧力

0.46MPa

初期水量

93t

注水流量

140m ３ ／ h

添付 4.1.1.6−1−6表 1− 3
落下コリ
ウム量

1.3.4

ＩＶＲ現象を解析する評価コードによる現象解析結果

落下コ
落下コリウ
リウム
ムジェット
温度（K） 直径（m）

ギャップへの冷却水浸入制
限の有無

下部プレ
ナムドラ
イアウト

下部ヘッド
破損時刻
（h）

下部ヘッド破損形態

不確かさを考慮したＩＶＲ分岐確率の評価

ＤＥＴヘディング上の各分岐に対して，確率値又は確率密度関数
を 表 1− 4 に 示 す と お り 与 え ，モ ン テ カ ル ロ サ ン プ リ ン グ に よ り 統 計
処理を行うことで，不確かさを考慮したＩＶＲ失敗確率の確率分布
を 評 価 し ，そ の 平 均 値 を Ｉ Ｖ Ｒ 分 岐 確 率 と し て 表 1− 5 に 示 す と お り設定した。

添付 4.1.1.6−1−7

表 1− 4

ＤＥＴ分岐に与えた確率値又は確率密度関数

ＤＥＴ分岐

確率値又は確率密度関数

設定の考え方落下コリウ
ム温度

2,5 00K の 分 岐 に 対 し て 以 下の 確 率 密 度 関 数 を 設 定 し ，残り の 確 率 値 ( 1-p )を 2800K の分岐に対して設定
分布形：三角分布
最 小 値 ： 0 .0
最 尤 値 ： 0 .5
最 大 値 ： 1 .0

確 率 0.5 を 最 尤 値 と し ，0.0 か ら
1.0 の 範 囲 で 三 角 分 布 を 設 定

落下コリウ
ムジェット
直径

3 つの分岐に対してそれぞれ以下の確率値を設定
直 径
確率値
0.0 5m
0.15
0.1 0m0.50
0.1 5m0.35

先に述べたジェット直径の確率
分 布 （ 最 小 値 0.01m ， 最 尤 値
0.10m，最 大 値 0.15m の 三 角 分 布 ）上における 3 つの代表点の確率値（ 補 足 資 料 1.5 ）

ギャップへ
の冷却水浸
入制限の有
無

ＩＶＲ達成
の判定

浸入制限無しの分岐に対して以下の確率密度関数を設
定 し ， 残 り の 確 率 値 (1-p) を浸入制限有りの分岐に対して設定
分布形：三角分布
最 小 値 ： 0 .0
最 尤 値 ： 0 .5
最 大 値 ： 1 .0
（ a） Ｉ Ｖ Ｒ 評 価 結 果 が 「 成功」の場合，成功の分
岐 に 対 し て 1.0 を 設
定，失敗の分岐に対して 0 .0 を 設 定（ b） Ｉ Ｖ Ｒ 評 価 結 果 が 「 失敗」の場合，成功の分
岐 に 対 し て 0.0 を 設
定，失敗の分岐に対して 1 .0 を 設 定

実炉スケールの大量デブリ堆積の場合，下鏡底部のギャップまで冷却水が浸入するか否かは不
確 か さ が 大 き い と 考 え ，0.5 の 確
率 密 度 が 最 も 高 い も の と し ，0 .0
か ら 1.0 の 範 囲 で 三 角 分 布 を 設
定

ＩＶＲ現象を解析する評価コードによる現象解析結果の反映

添付 4.1.1.6−1−8

表 1− 5

ＩＶＲ分岐確率ＩＶＲ分岐確率（ＩＶＲ失敗確率の確率分布の平均値）

添付 4.1.1.6−1−9

補 足 資 料 1.1

ＤＥＴにより不確かさを考慮する
支配パラメータの選定について（ＩＶＲ）

ＩＶＲ現象は，炉心損傷後に溶融炉心が下部プレナム部へ落下して下鏡の上に堆積したとしても，下部プレナムの残存水によって原子炉
圧力容器下部が早期に破損することなく，その後の注水により溶融炉
心が原子炉圧力容器内で冷却・保持される現象である。

これまでの知見より，ＩＶＲ現象の主要過程は以下のように分けられる。
・ 下部プレナムへの溶融物移行（リロケーション）
・ 水中での落下溶融物の分散及び冷却・ 落下・堆積デブリと貫通部との熱的相互作用
・ 堆積デブリ上面からのプール水による冷却・ 連続デブリ層表面でのクラスト形成と溶融プール内自然対流熱
伝達・ 連続デブリ層と下鏡との狭隘ギャップ形成及びギャップ沸騰冷
却・ 原子炉圧力容器下鏡破損

これらの各過程に対する現状の知見及びＩＶＲ現象に支配的なパラメータについて，以下に整理する。

添付 4.1.1.6−1−10

a. 下 部 プ レ ナ ム へ の 溶 融 物 移 行 （ リ ロ ケ ー シ ョ ン ）炉心溶融進展に伴う下部プレナムへのコリウムリロケーション
量（流量と落下総量）は，下部プレナム残存水との相互作用の結果，下部プレナムに堆積するデブリの性状，すなわち後述する粒子状デブリベッドと連続デブリ層との存在割合に大きく影響を与える。
一般に，後期炉心溶融過程については不確かさが大きいが，事故シナリオ（低圧炉心損傷か高圧炉心損傷か，あるいは原子炉圧
力容器内部注水の条件）によって，下部プレナムへのコリウム落
下挙動は異なると考えられる。また，落下コリウムの温度は，下部プレナム残存水との相互作用による冷却水インベントリ減少の
速 さ や 下 鏡 の 熱 負 荷 の 大 き さ に 影 響 す る が ，炉 心 構 成 物 質（ Ｕ Ｏ ２ ，
Ｚ ｒ ，Ｚ ｒ Ｏ ２ 及 び ス テ ン レ ス ス テ ィ ー ル ）に よ っ て 不 確 か さ 幅 を有すると考えられる。
b. 水 中 で の 落 下 溶 融 物 の 分 散 及 び 冷 却
下部プレナムへ炉心溶融物が落下を開始する時点では下部プレナムに残存水があり，水中に溶融物が落下する場合には，ジェッ
トブレークアップにより一部が粒子化することが，実験的に確認
さ れ て い る （ Ｆ Ａ Ｒ Ｏ 実 験 や Ｃ Ｏ Ｔ Ｅ Ｌ Ｓ 実 験 ）。 粒 子 化 す る 割 合が大きいほどデブリは冷却されやすく，ＩＶＲ達成の可能性が大きくなると考えられる。一方，粒子化によってデブリ冷却が促進されるほど，下部プレナム残存水の減少は速く，注水系の復旧タ
イミングや注水流量が重要となる。
落下コリウムの粒子化割合は，ＭＡＡＰコードにも組み込まれて い る Ricou-Spalding の 相 関 式 を コ リ ウ ム の ジ ェ ッ ト ブ レ ー ク ア
添付 4.1.1.6−1−11

ップに応用することによって，下図のように評価が可能である。

図 補 足 1.1− 1

水中での落下溶融物の分散及び冷却

こ の 粒 子 化 割 合 Φ ｅ ｎ ｔ は ，初 期 ジ ェ ッ ト 直 径 ｄ ｄ ｊ ， ０ と プ ー ル 水
深ΔＨｐｏ ｏｌに大きく影響される。ここで，プール水深（プール水量）は事故シナリオに依存するが，初期ジェット直径については
不 確 か さ が 大 き い と 考 え ら れ る 。ま た ，Ｅ ０ は エ ン ト レ イ ン メ ン ト係数と呼ばれる定数項であり，電共研の実験からＣＲＤガイドチ
ュ ー ブ の 存 在 に よ っ て 空 間 的 に 拘 束 が あ る 場 合 に は 0.045 で あ る
ことが確認されている。
c. 落 下 ・ 堆 積 デ ブ リ と 貫 通 部 と の 熱 的 相 互 作 用
ＩＶＲ成立のためには，堆積デブリによって貫通配管部が損傷し な い こ と（ 早 期 の 原 子 炉 圧 力 容 器 破 損 無 し ）が 必 要 条 件 で あ る 。
添付 4.1.1.6−1−12これまでの実験的知見として，某社ＰＷＲの計装配管（二重管）を模擬したＥＰＲＩ／ＦＡＩ実験によれば，溶融物（アルミナ）がペネ部に浸入しても凝固し，圧力バウンダリとしての破損は生じなかったことが報告されている。また，ＣＯＲＶＩＳ実験（スイスＰＳＩ）でも同様に，ドライ条件でＢＷＲドレン配管に溶融物（アルミナ）が浸入しても凝固し，健全性を維持したことが報告されている。これらの実験的知見から，落下・堆積デブリと貫通部との熱的相互作用によって，コリウム落下直後に貫通部の早期破損が生じる可能性は小さいと考えられる。
d. 堆 積 デ ブ リ 上 面 か ら の プ ー ル 水 に よ る 冷 却
水中での落下溶融物の分散によって生じた粒子が堆積して粒子状デブリベッドが生じることは，ＦＡＲＯ実験（ＪＲＣ

ＩＳＰＲＡ）やＣＯＴＥＬＳ実験（ＮＵＰＥＣ）において確認されている。粒子状デブリベッドの下部プレナム残存水による冷却性につい て は ， 既 往 研 究 に 基 づ き Lipinski の ド ラ イ ア ウ ト ヒ ー ト フ ラ ッ
ク ス モ デ ル に よ っ て 除 熱 量 が 評 価 可 能 で あ る 。本 モ デ ル（ 相 関 式 ）による除熱量は主としてデブリ粒子径に依存するが，水中で分散した粒子径については幾つかの相関式やＴＭＩ−２事故分析から
お お む ね 1〜 5mm と 考 え ら れ ， こ の 粒 子 範 囲 で は 粒 子 状 デ ブ リ ベ ッドの崩壊熱を十分に除去可能と評価される。
また，粒子化せず連続層として堆積したデブリからの除熱は，
平 板 で の Kutateladze タ イ プ の 限 界 熱 流 束 相 関 式 （ 最 大 除 熱 量 ）や膜沸騰熱伝達相関式による評価が可能であり，連続デブリ層の崩壊熱が除去可能か否かは連続デブリ層の堆積量（厚さ）に依存する。
添付 4.1.1.6−1−13

e. 連 続 デ ブ リ 層 表 面 の ク ラ ス ト 形 成 と 溶 融 プ ー ル 内 自 然 対 流 熱 伝
達連続デブリ層の表面は，下部プレナム残存水や下鏡との接触により凝固点以下となってクラストを形成し，内部は発熱を伴う自然対流が生じると考えられる。内部発熱を伴う自然対流熱伝達については，方位角に依存した実験相関式により評価が可能である。
f. 連 続 デ ブ リ 層 と 下 鏡 の 狭 隘 ギ ャ ッ プ 形 成 及 び ギ ャ ッ プ 沸 騰 冷 却
下部ヘッドに堆積した連続デブリ層は，下鏡を加熱するものの完全には固着せずにギャップを形成し，下鏡のクリープ変形によるギャップ拡大によって冷却水が浸入したことが，ＴＭＩ−２事
故での下部ヘッド急冷メカニズムと考えられている。ギャップ形
成と容器壁の冷却はＩＶＣ実験（ＦＡＩ社）及びＡＬＰＨＡ実験（ＪＡＥＲＩ）によって確認されている。また，狭隘ギャップでの沸騰除熱特性については，傾斜角度の効果を考慮した電共研実
験相関式より評価が可能である。
た だ し ， 実 炉 ス ケ ー ル で の 堆 積 デ ブ リ 量 は ， 炉 心 全 量 落 下 （ 110
万 kWe 級 プ ラ ン ト ） 条 件 で は 200t 以 上 に も な り ， Ｔ Ｍ Ｉ − ２ 事 故に お け る 20t に 比 べ て 著 し く 大 き い 場 合 が 想 定 さ れ る 。 現 時 点 では，大量の連続デブリ層が堆積した場合にも下部プレナム底部のギャップまで冷却水が浸入するか否かは不確かさが大きいと考えられる。
g. 原 子 炉 圧 力 容 器 下 鏡 破 損
原子炉圧力容器下鏡破損のメカニズムとしては，堆積デブリによって下鏡が加熱された結果，ＣＲＤチューブや計装管を接続する溶接部分の健全性が失われてチューブが逸出するいわゆる添付 4.1.1.6−1−14チューブイジェクション

あるいはれる。 チューブイジェクション

下鏡クリープ破断が想定さは，溶接部でのせん断応力と温度上昇による強度低下から評価することができる。また， 下鏡ク
リープ破断

については，過渡的な下鏡応力及び下鏡温度を評価することによって判定することができる。

添付 4.1.1.6−1−15

補 足 資 料 1.2

落下コリウム量のＭＡＡＰ解析について

図 補 足 1.2− 1 に Ｍ Ａ Ａ Ｐ に よ る 低 圧 シ ー ケ ン ス（ Ｔ Ｑ Ｕ Ｖ ）の 解 析
結果を示す。
解 析 の 結 果 ，70％ 炉 心 が 落 下 す る 結 果 と な る（ relocation#1）。な お ，relocation#2 は ，100％ 炉 心 が 落 下 す る 場 合 を 想 定 し た Ｕ Ｏ ２ 落 下 割 合の時間変化である。

図 補 足 1.2− 1

下部プレナムへのＵＯ２落下割合

添付 4.1.1.6−1−16

補 足 資 料 1.3
ＩＶＲ現象を解析する評価コードについて

Ｉ Ｖ Ｒ 現 象 を 解 析 す る 評 価 コ ー ド の 全 体 モ デ ル 概 要 を 図 補 足 1.3− 1に示す。
本コードは，解析体系を１ボリュームで表し，その底部にコリウムが落下する下部プレナム領域を想定し，原子炉圧力容器下鏡と内部構
造物（ＣＲＤ）をモデル化している。境界条件には，落下コリウム条件（コリウム温度，落下流量，落下継続時間）及び注水条件（注水方法：ＣＲＤ注水又は炉内注水，注水流量等）を設定し，これらの様々な条件でのＩＶＲ評価を行う。
考慮される現象は，水中での溶融コリウム落下挙動から，コリウム堆積後のプール水及び原子炉圧力容器下鏡／内部構造物との熱的相互作用に関わるもので，次のような要素モデルである。
（ 1） プ ー ル 水 中 落 下 時 の 溶 融 物 の 分 散 冷 却
a. 水 中 で の 落 下 溶 融 物 の 分 散 ・ 冷 却 モ デ ル
・ 粒 子 化 割 合 算 出 に Ricou-Spalding の 相 関 式 を 応 用・ 粒 子 径 は Henry 他 の 相 関 式 に よ る
b. 分 散 粒 子 の Ｚ ｒ − 水 反 応 モ デ ル
・ 水 中 で の 粒 子 滞 留 時 間 を 考 慮 し ， Baker-Just の 実 験 デ ー タ に基づくＺｒ酸化割合を入力（ 2） 堆 積 コ リ ウ ム か ら の 熱 移 行
c. 粒 子 状 コ リ ウ ム ベ ッ ド の 冷 却 モ デ ル
・ Lipinski の ド ラ イ ア ウ ト 熱 流 束 相 関 式
d. 連 続 コ リ ウ ム 層 表 面 で の ク ラ ス ト 形 成 と 溶 融 プ ー ル 内 自 然 対
添付 4.1.1.6−1−17流熱伝達モデル・準定常を仮定したクラストエネルギバランス
・ Jahn-Reineke の 発 熱 を 伴 う 自 然 対 流 相 関 式
e. 連 続 コ リ ウ ム 層 上 面 で の 冷 却 モ デ ル
・ プ ー ル 沸 騰 曲 線 に 依 存 し た 熱 伝 達 相 関 式 （ 核 沸 騰 ： Rohsenow，
膜 沸 騰 ： Berenson）
・あるいは，限界熱流束相関式
f. 原 子 炉 圧 力 容 器 下 鏡 と の 間 で の ギ ャ ッ プ 沸 騰 冷 却 モ デ ル・狭 隘 ギ ャ ッ プ の 最 大 熱 流 束 相 関 式 を 用 い る Suh 他 の 評 価 モ デ ル
g. Ｃ Ｒ Ｄ 冷 却 水 に よ る 冷 却 モ デ ル・沸騰曲線に依存したプール沸騰熱伝達相関式（ 3） 原 子 炉 圧 力 容 器 下 鏡 挙 動
h. 原 子 炉 圧 力 容 器 下 鏡 の ク リ ー プ 変 形 モ デ ル
・ラ ー ソ ン ミ ラ パ ラ メ ー タ 相 関 式 を 用 い ，ク リ ー プ 破 断 モ デ ル を
適 用 し た Suh 他 の 評 価 モ デ ル
i. 原 子 炉 圧 力 容 器 外 部 冷 却 モ デ ル・沸騰曲線に依存したプール沸騰熱伝達相関式

添付 4.1.1.6−1−18

（ a） 評 価 コ ー ド の 要 素 モ デ ル

図 補 足 1.3− 1

評価コードの全体モデル概要

添付 4.1.1.6−1−19

補 足 資 料 1.4

ＩＶＲ失敗の判断基準について

ＩＶＲ失敗の判断基準は，ＩＶＲ現象を解析する評価コードによる現象解析に基づき，下鏡貫通配管（ＣＲＤチューブ）の逸出あるいは下鏡のクリープ破断に至った場合とする。
下鏡貫通配管の逸出は，下鏡との溶接部が過温状態となって健全性が失われ，チューブが逸出する「チューブイジェクション」を想定したものである。

下鏡のクリープ破断については，）及び）から，破断時間ｔｒを求め，評価する。

過渡計算では，が変化

す る た め ，破 断 時 間 ｔ ｒ も 変 化 す る 。こ の た め ，
添付 4.1.1.6−1−20

のクリープ変形による義し，を定において，評価開始からのを求め，リープ破断と判定する。

添付 4.1.1.6−1−21となる時点でク

補 足 資 料 1.5

落下コリウムジェット直径のＤＥＴ分岐確率の設定の与え方について

落 下 コ リ ウ ム ジ ェ ッ ト 直 径 の 確 率 分 布 図 を 図 補 足 1.5− 1に 示 す 。 Ｄ
Ｅ Ｔ 分 岐 と し て 設 定 し た 3点 （ 0.05m， 0.10m， 0.15m） の 確 率 の 与 え 方は以下のとおり。
（ 1） ジ ェ ッ ト 直 径 が 0.05mの と き
累 積 確 率 は 0.15で あ り ， 確 率 は 0.15と な る 。
（ 2） ジ ェ ッ ト 直 径 が 0.10mの と き
累 積 確 率 は 0.65で あ り ， 確 率 は 0.65− 0.15＝ 0.50と な る 。
（ 3） ジ ェ ッ ト 直 径 が 0.15mの と き
累 積 確 率 は 1.00で あ り ， 確 率 は 1.00− 0.65＝ 0.35と な る 。

図 補 足 1.5− 1

落下コリウムジェット直径の確率分布
添付 4.1.1.6−1−22

2. 格 納 容 器 雰 囲 気 直 接 加 熱 （ Ｄ Ｃ Ｈ ）添付 4.1.1.6−1−23

2.1

現象の概要
格 納 容 器 雰 囲 気 直 接 加 熱 （ 以 下 「 Ｄ Ｃ Ｈ 」 と い う 。） は ， 原 子 炉 圧

力容器が高圧状態で破損することにより，破損口から高速のガス流によって微粒子化したデブリがドライウェル空間部へ移行し，デブリの保有熱及び金属成分と水との反応熱によりドライウェル雰囲気を直接加熱する現象である。ＤＣＨが発生した場合，ドライウェル
雰囲気の直接加熱による非凝縮性ガスの膨張等により格納容器圧力が急激に上昇し，格納容器過圧破損に至る可能性がある。

2.2

ＤＣＨによる格納容器破損の分岐確率の評価方法について

ＲＯＡＡＭ手法により，ＤＣＨによる格納容器破損確率の確率分布
を 以 下 の と お り 評 価 す る 。 Ｒ Ｏ Ａ Ａ Ｍ 手 法 に よ る 評 価 の 流 れ を 図 2− 1に示す。
(1) Ｄ Ｃ Ｈ 現 象 の 支 配 パ ラ メ ー タ に つ い て 確 率 密 度 関 数（ pdf）を 設定する。
(2) 支 配 パ ラ メ ー タ と 格 納 容 器 ピ ー ク 圧 力 と の 因 果 関 係 （ CR） を 評価する。
(3) 格 納 容 器 圧 力 に 対 す る 格 納 容 器 フ ラ ジ リ テ ィ カ ー ブ を 設 定 す る 。
(4) 支 配 パ ラ メ ー タ と 格 納 容 器 ピ ー ク 圧 力 と の 因 果 関 係 及 び 格 納 容器フラジリティカーブを基にモンテカルロサンプリングにより，格納容器破損確率の確率分布を評価する。
以上の評価により得られた格納容器破損確率の確率分布の平均値をＤＣＨによる格納容器破損の分岐確率として設定する。

添付 4.1.1.6−1−24

：不確かさ要因

溶融物条件

炉内での
Ｚｒ酸化割合下部プレナム内
溶融炉心割合pd f

pd f

原子炉圧力容器破損条件

原子炉圧力容器
破損面積
pd f

粒子化デブリのドライウェルへの移行割合
pd f

粒子化デブリの移行条件

支配パラメータと格納容器ピーク圧力との因果関係CR

格納容器ピーク圧力p df
格納容器圧力と格納容器破損確率との因果関係（格納容器フラジリ
ティカーブ）

格納容器破損条件

CR

ＤＣＨによる
格納容器破損確率
p df

図 2−1

ＤＣＨによる格納容器破損確率の評価フロー

添付 4.1.1.6−1−25

2.3

ＤＣＨによる格納容器破損の分岐確率の評価結果

2.3.1

支配パラメータの確率密度関数の設定
ＤＣＨ現象の発生に関連して不確かさを考慮する支配パラメー

タとして以下のパラメータを選定した。
・炉内でのジルコニウム酸化割合
・下部プレナム内溶融炉心割合
・原子炉圧力容器破損面積
・粒子化デブリのドライウェルへの移行割合（ 補 足 資 料 2.1）
選 定 し た 支 配 パ ラ メ ー タ に つ い て ， 表 2− 1 に 示 す と お り 確 率 密度関数を設定した。

添付 4.1.1.6−1−26

表 2− 1
支配パラメータ

炉内でのＺｒ酸化割合支配パラメータの確率密度関数の設定
確率密度関数設定の考え方分布形：三角分布

先行ＰＲＡ［２−１］における複数の専門

最 小 値 ： 0.01

家による確率密度関数の評価の平均値

最 尤 値 ： 0.24を基に設定

最 大 値 ： 0.53

た だ し ，最 小 値 は Ｄ Ｂ Ａ

ＬＯＣＡの上

限値に設定
分布形：三角分布

最 小 値 は ，溶 融 物 落 下 の 早 期 に 下 部 ヘ ッ

最 小 値 ： 0.1

ド が 破 損 し た と し て 10 ％ 炉 心 量 を 設 定

下部プレナム内

最尤値：

最 尤 値 は ，Ｍ Ａ Ａ Ｐ 解 析 に 基 づ き 6 0 ％

溶融炉心割合最 大 値 ： 1.0

炉心量を設定最 大 値 は ，全 量 の 溶 融 物 が 落 下 す る と して 100 ％ 炉 心 量 を 設 定

分布形：三角分布
原子炉圧力容器
破損面積

最 小 値 ： 0.002 m

２

最尤値：

最 小 値 は ，下 部 ヘ ッ ド に 接 続 さ れ て い る
中で最も細い計装配管相当として設定
最 尤 値 は ，Ｃ Ｒ Ｄ 貫 通 部 １ 本 の 破 損 相 当

最 大 値 ： 2.0 m

２

として設定
最大値はクリープ破断相当として設定

以下の評価式に基づ

ドライウェルへ移行する粒子化デブリ

きパラメータサンプの 割 合 （ Fｆ ｒ ａ ｇ ） は ， ペ デ ス タ ル 床 上

リング計算により確の溶融コリウムがガス流によりエント率密度関数を設定

レ イ ン さ れ る 割 合（ F ｅ ｎ ｔ ），エ ン ト レ イ
ンされた粒子がペデスタルから開口部

Fｆ ｒ ａ ｇ ＝ Fｅ ｎ ｔ ×Fｐ

へ 流 出 す る 割 合 （ Fｐ ｄ − ｏ ｕ ｔ ） 及 び ペ デｄ − ｏ ｕ ｔ ×Fｎ ｏ − ｉ ｍ ｐ

ス タ ル 開 口 部 で 付 着 し な い 割 合 （ Fｎ ｏ −ａｃｔｉｍｐａｃｔ粒子化デブリの・ Fｅ ｎ ｔ ＝ 1

ータのサンプリング計算により以下のドライウェルへの・ Fｐ ｄ − ｏ ｕ ｔ

式で確率密度関数を設定

移行割合）を 考 慮 し ，そ れ ぞ れ の パ ラ メ

分布形：一様分布

Fｆ ｒ ａ ｇ ＝ Fｅ ｎ ｔ ×Fｐ ｄ − ｏ ｕ ｔ ×Fｎ ｏ − ｉ ｍ

最小値：

ｐａｃｔ

最大値：

Fｅ ｎ ｔ は ， 保 守 的 に 全 量 が エ ン ト レ イ ン

・ Fｎ ｏ − ｉ ｍ ｐ ａ ｃ ｔ

されるとして 1 を設定

分布形：一様分布

Fｐ ｄ − ｏ ｕ ｔ は ， ペ デ ス タ ル 内 粒 子 移 行 解

最 小 値 ： 0.8

析 結 果 に よ り 0〜 0.007 の 範 囲 で 一 様 分

最 大 値 ： 1.0

布を設定
Fｎ ｏ − ｉ ｍ ｐ ａ ｃ ｔ は ， 粒 子 移 行 解 析 結 果 に
よ り 0.8〜 1.0 の 範 囲 で 一 様 分 布 を 設 定

2.3.2

支配パラメータと格納容器ピーク圧力との因果関係評価

支配パラメータと格納容器ピーク圧力との因果関係を評価するため，それぞれの支配パラメータを最大値と最小値との間で変化させた組合

添付 4.1.1.6−1−27

せをインプットパラメータとしたＭＡＡＰ解析を実施し，それぞれの組 み 合 わ せ の と き の 原 子 炉 圧 力 容 器 破 損 前 の 格 納 容 器 圧 力 （ P０ ） 及 び
Ｄ Ｃ Ｈ 発 生 時 の 格 納 容 器 圧 力 の 上 昇 幅 （ Δ P） を 評 価 し ， 表 2− 2 に 示
すように整理した。
その結果，それぞれの支配パラメータと原子炉圧力容器破損前の格
納容器圧力及びＤＣＨ発生時の格納容器圧力の上昇幅には，以下の因果関係があると分析した。
・ 炉 内 で の Ｚ ｒ 酸 化 割 合 （ X） は ， 図 2− 2 に 示 す と お り ， 原 子 炉 圧
力容器破損前の格納容器圧力に対して線形の関係がある。また，評価範囲ではＤＣＨ発生時の格納容器圧力の上昇幅にはほとんど感度がない。
・ 原 子 炉 圧 力 容 器 の 破 損 面 積 （ A） は ， 図 2− 3 に 示 す と お り ， Ｄ Ｃ
Ｈ発生時の格納容器圧力の上昇幅に対してほぼ指数関数近似が可能である。
・下部プレナム内溶融炉心割合に粒子化デブリのドライウェルへの移行割合を乗じた，全炉心量に対するドライウェルへのデブリ移
行 割 合 （ Ｆ ） は ， 図 2− 3 に 示 す と お り ， Ｄ Ｃ Ｈ 発 生 時 の 格 納 容 器
圧力上昇幅に対してほぼ指数関数近似が可能である。
以上により，支配パラメータと格納容器ピーク圧力との因果関係は以下の関数として示すことができる。また，定数ｃ１〜ｃ５は，最小二 乗 法 に よ る フ ィ ッ テ ィ ン グ 計 算 に よ り ， 表 2− 3 の と お り と な る 。

添付 4.1.1.6−1−28

c1,c2,c3,c4,c5： 定 数

表 2− 2

ＤＣＨ時の格納容器圧力評価結果例

表 2− 3
対象シーケンスｃ１

定数の評価結果
ｃ２

ｃ３

ＴＱＵＸ
長期ＴＢ

添付 4.1.1.6−1−29ｃ４ｃ５図 2− 2

最小二乗法によるフィッティング計算の例

図 2− 3

最小二乗法によるフィッティング計算の例

添付 4.1.1.6−1−30

2.3.3

格納容器フラジリティカーブの設定

格納容器圧力と格納容器破損確率の相関（格納容器フラジリティ
カ ー ブ ） を 図 2− 4に 示 す 。 格 納 容 器 フ ラ ジ リ テ ィ カ ー ブ は ， 代 表 的Mark-Ⅱ 型 格 納 容 器 耐 性 評 価 線 図 （ 図 2− 5） に お い て ，と仮定し，不確かさを考慮して，とした。

格 納 容 器 破 損 確 率 ［ -］（ 補 足 資 料 2.2）

格 納 容 器 圧 力 ［MPa （ab s）］

図 2− 4

格納容器フラジリティ

添付 4.1.1.6−1−31

図 2− 52.3.4

代 表 的 Mark-Ⅱ 型 格 納 容 器 耐 性 評 価 線 図 [ 2 - 2 ]ＤＣＨによる格納容器破損の分岐確率の評価

支配パラメータと格納容器ピーク圧力との因果関係及び格納容器フラジリティカーブに基づき，モンテカルロサンプリングにより格納容器破損確率の確率分布を評価し，その平均値をＤＣＨによる格納容器
破損の分岐確率として設定した。

添付 4.1.1.6−1−32

表 2− 4

ＤＣＨによる格納容器破損の分岐確率
早期ＲＰＶ破損シナリオ

後期ＲＰＶ破損シナリオ（ＴＱＵＸシーケンス）（長期ＴＢシーケンス）

ＤＣＨによる
格納容器破損確率

図 2− 6

格 納 容 器 破 損 確 率 の 確 率 分 布 評 価 結 果（ Ｔ Ｑ Ｕ Ｘ シ ー ケ ン ス ）図 2− 7格 納 容 器 破 損 確 率 の 確 率 分 布 評 価 結 果（ 長 期 Ｔ Ｂ シ ー ケ ン ス ）添付 4.1.1.6−1−33

2.4

参考文献

[2-1] E.D.Gorham.et.al., "Severe Accident Risk:Methodology fortheContainment Source Term,Concequence,and Risk

Integration Analyses",NUREG/CR-4551,1993[2-2] M.Goto, et al., "Study for Ultimate Capacity of Typical BWR
Containment Vessel in Japan",ICONE-3,1995[2-3] L.G.Greimann, et al., "Reliability Analysis of SteelContainment Strength", NUREG/CR-2442, 1982

添付 4.1.1.6−1−34

補 足 資 料 2.1

ＲＯＡＡＭ手法で不確かさを考慮する支配パラメータの選定について（ＤＣＨ）

ＤＣＨは，シビアアクシデント時において，炉心溶融物が高圧状態
で原子炉圧力容器から噴出した際に，高速のガス流により微粒子化した炉心溶融物がドライウェル空間に流出し，溶融物の保有熱や溶融物中のＺｒと水蒸気との化学反応による発熱により，格納容器雰囲気が直接加熱されることで格納容器圧力の急激な上昇を引き起こす現象である。また，Ｚｒと水蒸気との化学反応に伴い発生する水素ガスによっ て も 格 納 容 器 の 加 圧 が 促 進 さ れ る 。 Ｄ Ｃ Ｈ 現 象 の 概 要 を 図 補 足 2.1−1 に示す。
これまでの知見により，ＤＣＨ現象の主要過程は下記 3 つに分けられる。
(1) 原 子 炉 圧 力 容 器 か ら の 炉 心 溶 融 物 放 出 及 び ガ ス ブ ロ ー ダ ウ ン 過程(2) ペ デ ス タ ル （ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ） か ら の 溶 融 物 の 分 散 と 移 行 過 程(3) 格 納 容 器 雰 囲 気 中 で の 粒 子 化 デ ブ リ の 熱 伝 達 及 び 酸 化 反 応 過 程
これらの過程において影響を与えるパラメータ及びそれらのパラメータのうちＲＯＡＡＭ手法による評価において不確かさを考慮する支配パラメータの選定の考え方について，以下に説明する。

(1) 原 子 炉 圧 力 容 器 か ら の 炉 心 溶 融 物 放 出 及 び ガ ス ブ ロ ー ダ ウ ン 過 程①下部プレナム内溶融炉心割合（原子炉圧力容器破損時）
添付 4.1.1.6−1−35

支配パラメータとして不確かさを考慮する。原子炉圧力容器破損時に下部プレナムに存在する溶融炉心がペデスタル（ドライウ
ェル部）床面に落下し，ブローダウンガスによりエントレインされドライウェルに流出することで，格納容器加温及び加圧に影響する支配パラメータとして不確かさを考慮する。
②原子炉圧力容器破損面積
支配パラメータとして不確かさを考慮する。原子炉圧力容器の破損面積は，ブローダウンガス流量及びその継続時間並びに原子炉圧力容器内に蓄積したガスによる格納容器加圧に影響する。ブローダウンガス流量及びその継続時間については，デブリの粒子化割合及び粒子化デブリのドライウェルへの移行割合に影響するが，デブリ粒子化割合については，保守的にペデスタル（ドライウェル部）床面に落下したデブリ全量が粒子化するものとし，粒子化デブリのドライウェルへの移行割合については，当該パラメータの中で不確かさを考慮する。よって，原子炉圧力容器破損面
積は，原子炉圧力容器内に蓄積したガスによる格納容器加圧に影響する支配パラメータとして不確かさを考慮する。
③原子炉圧力容器破損時の 1 次系圧力
支配パラメータとして不確かさを考慮しない。原子炉圧力容器
破損時の 1 次系圧力は，ブローダウンガス流量に影響するが，ブローダウンガス流量は粒子化デブリのドライウェルへの移行割合の中で不確かさを考慮する。
④溶融物放出量とガスブローダウン流量
支配パラメータとして不確かさを考慮しない。溶融物放出量は，保守的に下部プレナム内の溶融炉心の全量が放出するとし，ガス添付 4.1.1.6−1−36

ブローダウン流量は粒子化デブリのドライウェルへの移行割合に影響するが，当該パラメータの中で不確かさを考慮する。
(2) ペ デ ス タ ル か ら の 溶 融 物 の 分 散 と 移 行 過 程⑤デブリの粒子化割合
支配パラメータとして不確かさを考慮しない。保守的にペデスタル（ドライウェル部）に落下したデブリ全量が粒子化するものとして設定する。
⑥粒子化デブリのドライウェルへの移行割合
支配パラメータとして不確かさを考慮する。粒子化デブリのドライウェル（ドライウェル部）床面への移行割合は，格納容器雰
囲気を直接加熱することにより格納容器加温及び加圧に影響するとともに，Ｚｒと水蒸気との反応による反応熱及び水素発生により格納容器加温及び加圧に影響する支配パラメータとして不確かさを考慮する。
(3) 格 納 容 器 雰 囲 気 中 で の 粒 子 化 デ ブ リ の 熱 伝 達 及 び 酸 化 反 応 過 程⑦デブリ粒子径
支配パラメータとして不確かさを考慮しない。デブリ粒子径によりデブリの表面積が決定する。デブリ表面積は，粒子化デブリと格納容器雰囲気との熱伝達及び粒子化デブリと水蒸気との反応に影響するが，保守的にドライウェルに流出した粒子化デブリの保有熱は全て格納容器雰囲気に移行することとし，未酸化Ｚｒは
全て水蒸気と反応するものとする。
⑧炉内でのＺｒ酸化割合
支配パラメータとして不確かさを考慮する。炉内でのＺｒ酸化割合，下部プレナム内溶融炉心割合及び粒子化デブリのドライウ
添付 4.1.1.6−1−37

ェルへの移行割合により，ドライウェルに移行する未酸化Ｚｒ量が決定される。ドライウェルに移行する未酸化Ｚｒ量は，Ｚｒと水蒸気との反応による反応熱及び水素発生により格納容器加温及び加圧に影響する支配パラメータとして不確かさを考慮する。

図 補 足 2.1− 1

ＤＣＨ現象の概要

添付 4.1.1.6−1−38補 足 資 料 2.2

格納容器イベントツリーにおけるＤＣＨの取扱いについて

ＤＣＨに対する格納容器フラジリティは，格納容器圧力に対して設定する。
Ｍａｒｋ−Ⅱ格納容器に対するＤＣＨが発生した場合の，格納容器の圧力，雰囲気温度及び構造材の温度の挙動評価の例について図補足
2.2− 1 に 示 す 。 こ れ に よ る と ， Ｄ Ｃ Ｈ に よ る 格 納 容 器 の 負 荷 と し て は
以下のものが考えられる。
①ドライウェルに拡散した粒子化デブリによるドライウェル雰囲気の急激な加温及び加圧（格納容器過圧破損）②ドライウェル雰囲気からの熱伝達によるドライウェル構造材の比較的緩やかな加温（格納容器過温破損）
ま た ，Ｍ Ａ Ａ Ｐ に よ る 事 故 進 展 解 析（ 第 4.1.1.5− 4 表 参 照 ）の 結 果によれば，Ｍａｒｋ−Ⅱ格納容器では，原子炉圧力容器が高圧で破損した際にＤＣＨが発生しなかった場合においても，原子炉圧力容器が破損した際に噴出される高温のガス流によって加熱され，過温破損に至る。
Ｄ Ｃ Ｈ は 数 分 以 内 の 短 時 間 の 現 象 で あ り ，格 納 容 器 の 負 荷 と し て は
圧 力 が 重 要 で あ る 。よ っ て ，今 回 の Ｐ Ｒ Ａ に お い て は ，Ｄ Ｃ Ｈ に 関 して 図 補 足 2.2− 2 の よ う な イ ベ ン ト ツ リ ー を 設 定 し ， 短 期 間 で 過 圧 破
損 が 発 生 し な い 場 合 は ，必 ず 過 温 破 損 に 至 る と し た（ Ｄ Ｃ Ｈ に よ る 過
圧 破 損 が 発 生 し な か っ た 場 合 の 過 温 破 損 の 確 率 を 1 と し た ）。

添付 4.1.1.6−1−39

ＤＣＨによる格納容器過温破損については，不確かさは存在するものの，イベントツリーにおいてＤＣＨにより過圧破損に至らなかった
場合は必ず過温破損に至ると設定することで，評価結果に与える影響はないと考える。

添付 4.1.1.6−1−40

・ Ｂ Ｗ Ｒ − ５ ／ Ｍ ａ ｒ ｋ − Ⅱ （ 3,293MW） の Ｔ Ｂ シ ー ケ ン ス に 対 する解析・ ド ラ イ ウ ェ ル 空 間 体 積 5400m ３
・ デ ブ リ 初 期 温 度 1,600K
・ デ ブ リ 主 要 組 成 Ｕ Ｏ ２ ； 1.5×10 ５ kg， Ｚ ｒ ； 8.8×10 ４ kg，
Ｚ ｒ Ｏ ２ ； 3.0×10 ４ kg
・ ド ラ イ ウ ェ ル 初 期 圧 力 0.47MPa・ ド ラ イ ウ ェ ル 初 期 温 度 400K
図 補 足 2.2− 1

ＤＣＨ発生時の格納容器挙動（ 出 典 ； Analysis of Direct Containment Heating in a BWR Mark-Ⅱ
Containment, JAERI-memo 05-139）
添付 4.1.1.6−1−41

減圧

ＤＣＨ
Ｔ Ｑ Ｕ Ｖ

過温破損
過圧破損
ＤＣＨによる過圧破損分岐確率

図 補 足 2.2− 2

ＤＣＨのイベントツリー

添付 4.1.1.6−1−423. 炉 外 水 蒸 気 爆 発 （ Ｆ Ｃ Ｉ ）添付 4.1.1.6−1−43

3.1

現象の概要
炉 外 水 蒸 気 爆 発 （ 以 下 「 Ｆ Ｃ Ｉ 」 と い う 。） は ， 原 子 炉 圧 力 容 器 破損後に溶融炉心が放出された際に，高温の溶融炉心が原子炉圧力容器下部の冷却材に落下すること等により水蒸気爆発が発生し，溶融
炉心の持つ熱エネルギが機械エネルギに変換される現象である。な
お ,水 蒸 気 爆 発 と は ，蒸 発 速 度 が 大 き く 蒸 気 圧 力 の 増 加 速 度 が 周 囲 の
液体中での圧力緩和速度より大きい場合に起きる爆発的な反応である。ＦＣＩが発生した場合，爆発による衝撃波等が格納容器の構造物にかかり，格納容器破損に至る可能性がある。

3.2

ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）内 で の Ｆ Ｃ Ｉ に よ る 格 納 容 器 破 損の分岐確率の評価方法について
ＲＯＡＡＭ手法により，ペデスタル（ドライウェル部）内でのＦ

ＣＩによる格納容器破損確率の確率分布を以下のとおり評価する。
Ｒ Ｏ Ａ Ａ Ｍ 手 法 に よ る 評 価 の 流 れ を 図 3− 1 に 示 す 。
(1)

Ｆ Ｃ Ｉ 現 象 の 支 配 パ ラ メ ー タ に つ い て 確 率 密 度 関 数 （ pdf） を 設
定する。

(2)

Ｆ Ｃ Ｉ 発 生 エ ネ ル ギ と 格 納 容 器 破 損 確 率 の 因 果 関 係（ ペ デ ス タ ル
フ ラ ジ リ テ ィ ）（ CR） を 設 定 す る 。

(3)

支 配 パ ラ メ ー タ の モ ン テ カ ル ロ サ ン プ リ ン グ を 実 施 し ，Ｆ Ｃ Ｉ 時に発生する機械エネルギからペデスタル破損確率の確率分布を
設 定 す る 。ま た ，ペ デ ス タ ル 破 損 は 格 納 容 器 破 損 と 仮 定 し て ，格
納容器破損確率の確率分布を評価する。

添付 4.1.1.6−1−44

以上の評価により得られた格納容器破損確率の確率分布の平均値
を，ペデスタル（ドライウェル部）内でのＦＣＩによる格納容器破損の分岐確率として設定する。

：不確かさ要因
炉心溶融量とその相関
pdf
溶融物条件

ＦＣＩに寄与する炉心溶融量
pdf
溶融炉心の粗混合量

溶融炉心の内部エネルギ
pdf

ＦＣＩエネルギ条件

水蒸気爆発に寄与する

機械的エネルギ変換効率

溶融炉心の熱エネルギ

pdf

トリガリング発生有無とＦＣＩエネルギのＦＣＩ発生条件

因果関係
トリガリング発生有：ＦＣＩエネルギ使用
トリガリング発生無：ＦＣＩエネルギ＝０
pdf

ＦＣＩ発生エネルギと格納容器破機械的エネルギ

損確率の因果関係（ペデスタルフラジリティ）
CR

格納容器破損条件

ペデスタル（ドライウェル部）でのＦＣＩによる格納容器破損確率pdf

図 3−1 ペデスタル（ドライウェル部）内でのＦＣＩによる格納容器破損確率の評価フロー
添付 4.1.1.6−1−45

3.3

ペデスタル内でのＦＣＩによる格納容器破損の分岐確率の評価
結果

3.3.1

支配パラメータの確率密度関数の設定

ペデスタル（ドライウェル部）内でのＦＣＩ現象の発生に関連して不確かさを考慮する支配パラメータとして以下のパラメータを選定した。
・ Ｆ Ｃ Ｉ に 寄 与 す る 炉 心 溶 融 量 （ 以 下 「 粗 混 合 量 」 と い う 。）
・溶融炉心の内部エネルギ
・機械的エネルギ変換効率・トリガリング発生確率（ 補 足 資 料 3.1）
選 定 し た 支 配 パ ラ メ ー タ に つ い て ，表 3− 1 に 示 す と お り 確 率 密 度関数を設定した。

添付 4.1.1.6−1−46

表 3− 1
支配パラメータ

支配パラメータの確率密度関数の設定
確率密度関数設定の考え方
代 表 的 な 8 つ の シ ー ケ ン ス の Ｂ Ｗ Ｒ ５ ，Ｍ・炉心溶融量に以下の

Ｍ Ａ Ａ Ｐ 解 析 結 果 に 基 づ き ，炉 心 溶 融 量 の

分布を設定

粗混合量

ａｒｋ−Ⅱ型格納容器プラントにおける分布形：三角分布

分布及び炉心溶融量と粗混合量の因果関

最小値：

係を設定

最尤値：

炉 心 溶 融 量 の 分 布 の 最 大 値 ，最 尤 値 は ，

最大値：
を設定

・上記の分布と，炉心溶融量と粗混合量と炉心溶融量の分布の最小値は，の因果関係から設定
ＭＡＡＰ解析結果に基づく溶融炉心の組
分布形：三角分布

成 ，先 行 研 究 で 設 定 し て い る 溶 融 炉 心 の 融

溶融炉心の内部

最 小 値 ： 1.3 MJ／ kg

点 及 び 過 熱 度 に よ り ，保 有 熱 エ ネ ル ギ に 対エネルギ

最 尤 値 ： 1.4 MJ／ kg

する累積確率を評価した結果に基づき設

最 大 値 ： 1.5 MJ／ kg

定

分布形：三角分布

Ｋ Ｒ Ｏ Ｔ Ｏ Ｓ 試 験 ［ ３ -１ ,２ ,３ ］ の 知 見 （ 変

機械的エネルギ

最 小 値 ： 0.002

換効率は，アルミナ試験では

変換効率

最 尤 値 ： 0.01

（ 補 足 資 料 3.2）），コ リ ウ ム 試 験 で は 極 め て 小 さ い

最 大 値 ： 0.03を参考に設定実機の炉心溶融物に組成が近いＵ−Ｚｒ−ＳＵＳ混合物から成る溶融物を用いた，

トリガリング

発 生 確 率 0.1 の 二 項 分

水蒸気爆発が発生しやすいと考えられる

発生確率

布

低 圧 ，高 サ ブ ク ー ル 条 件 で の Ｆ Ｃ Ｉ 試 験 結
果 [３ − ４ 〜 ８ ]（ 10 回 の う ち 1 回 Ｆ Ｃ Ｉ が 発生）から設定添付 4.1.1.6−1−47

3.3.2と粗混合量との因果関係評価と粗混合量の因果関係は，以下のように評価した。

① Ｔ Ｅ Ｘ Ａ Ｓ コ ー ド の 実 機 解 析 [３ − ９ ]で は ， 水 蒸 気 爆 発 に よ る 発 生
エネルギが最大となるタイミングが原子炉圧力容器破損後秒後であることを踏まえ，代表的なシーケンスのＭＡＡＰ解析結果（ 図 3− 2）か ら ，最 初 の

秒間にペデスタルに落下したを 粗 混 合 量 と し て 評 価 （ 表 3− 2）。
（ 補 足 資 料 3.3）
② 表 3− 2 のと粗混合量の関係をプロットし，近似曲線を 導 出 （ 図 3− 3）。

表 3− 2

代表的なシーケンスにおける添付 4.1.1.6−1−48と粗混合量

コリ ウム 流 量 ［ kg/s］

ベ ッセル 破 損 後 の 時 間 ［ s］

代表的なシーケンスにおけるコリウム流量の変化

粗 混 合 量 ［kg］

図 3− 2［to n］

図 3− 3と粗混合量の因果関係

添付 4.1.1.6−1−49

3.3.3Ｆ Ｃ Ｉ 発 生 エ ネ ル ギ と ペ デ ス タ ル 破 損 確 率 の 因 果 関 係（ ペ デ ス
タルフラジリティ）について

ＦＣＩ発生エネルギ（機械エネルギ）とペデスタル破損確率の因
果関係（ペデスタルフラジリティ）は，以下のように設定した。
（ 補 足 資 料 3.4）
① ＦＣＩ発生時の機械エネルギによる鉄筋に発生する塑性ひずみ[３ − １ ０ ]をにより解析。

② 鉄筋の最大引張強さ相当の塑性ひずみが発生する場合のペデス
タル破損確率を，鉄筋に塑性ひずみが発生しない場合はペデスタル破損確率をと仮定。

③ ペデスタル破損確率がの場合の機械エネルギを算出し，の 最 尤 値 と 仮 定 。ま た ，ペ デ ス タ ル 破 損 確 率 が場 合 の 機 械 エ ネ ル ギ を ，そ れ ぞ れ，のの 最 大 値 ，最 小 値 と 仮定。
④ ③にて仮定したにより累積のペデスタル破損確率分布

ペデス タル 破 損 確 率 ［-］を 求 め ， ペ デ ス タ ル フ ラ ジ リ テ ィ を 設 定 （ 図 3− 4）。

機 械 エネルギ ［MJ］

図 3− 4

ペデスタルフラジリティ
添付 4.1.1.6−1−50

3.3.4

ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）内 で の Ｆ Ｃ Ｉ に よ る 格 納 容 器 破損の分岐確率の評価

支配パラメータのモンテカルロサンプリングを実施することにより評価したＦＣＩ時に発生する機械エネルギと，ペデスタルフラジ
リ テ ィ に よ り ，ペ デ ス タ ル 破 損 確 率 の 確 率 分 布 を 評 価 し た（ 図 3− 5）。
その平均値として，ペデスタル（ドライウェル部）内でのＦＣＩに
よ る 格 納 容 器 破 損 確 率 の 分 岐 確 率 を 表 3− 3 に 示 す と お り 評 価 し た 。

表 3−3

ペデスタル（ドライウェル部）内でのＦＣＩによる格納容器破損の分岐確率
ペデスタル
ＦＣＩによる
格納容器破損確率

図 3− 5

格納容器破損確率の確率分布評価結果

添付 4.1.1.6−1−51

3.4

サ プ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル で の Ｆ Ｃ Ｉ に よ る 格 納 容 器 破 損 の 分 岐 確率について
サプレッション・プールでのＦＣＩによる格納容器破損の分岐確率については，実機の炉心溶融物に組成が近いから成る溶融物を用いた，で の Ｆ Ｃ Ｉ 試 験 [ ３ − ４ 〜 ８ ，１ １ ]におけるトリガリング発生確率を考 慮 し て 設 定 し た（ 表 3− 4）。溶 融 炉 心 は サ プ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル に大量に落下すると考えられ，ＦＣＩにより発生する荷重とペデスタ
ル（ドライウェル部）床面が破損した状態におけるペデスタル（ドライウェル部）壁面強度の関係について不確かさが大きいと考えら
れ る こ と か ら ，確 率 値 と し て は ト リ ガ リ ン グ 発 生 確 率 の み を 用 い た 。
な お ， 表 3− 1 の と お り ， ペ デ ス タ ル （ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ） で の ト リ
ガリング発生確率は，でのＦＣＩ試験結果から設定している。一方，サプレッション・プールでのＦＣＩによる格納容器破損の分岐確率設定に当たっては，溶融炉心落下時にサプレッション・プールが飽和状態になっていることも考えられることから，

でのＦＣＩ試験も考慮して設定した。

表 3− 4

サプレッション・プールでのＦＣＩによる格納容器破損の分岐確率
サプレッション・プール
ＦＣＩによる

格納容器破損確率

添付 4.1.1.6−1−52

3.5

参考文献

[3-1] I. Huhtiniemi, et al., "Results of recent KROTOS FCI tests:
alumina versus corium melts," Nucl. Eng. Des. 189 379-389,
1999．
[3-2] D. Magallon, "Characteristics of corium debris bed generated
in large-scale fuel-coolant interaction experiments," Nucl .
Eng. Des. 236 1998-2009, 2006．
[3-3] H. S. Park, et al., "Vapor Explosions in One-Dimensional
Large Scale Geometry with Simulant Melts", NUREG/CR-6623,
1999[3-4] D.F.Fletcher, "A Review of the Available Information on the
Triggering Stage of a Steam Explosion",Nuclear
Safety.Vol.35,No.1,1994.
[3-5] H.S.Park et al., "Vapor Explosions in a One-Dimensional Large
Scale Geometry With Simulant Melts",NUREG/CR-6623,1999.
[3-6] M.F.Young et al., "Hydrogen Generation During Fuel/Coolant
Interactions",Nucl.Sci.Eng.,Vol.98,1989.
[3-7] I.Huhtiniemi et al., "Results of Recent KROTOS FCI Tests :Alumina vs. Corium Melts",JAERI-Conf 97-011,1997.
[3-8] M.Kato et al., "COTELS Project(2) : Fuel Coolant Interaction
Tests under Ex-Vessel Conditions",OECD Workshop on
Ex-Vessel Debris Coolability.Karlsuhe.Nov.1999.
[3-9] Nishiura. H. et al. "Assessment of Ex-Vessel Steam Explosion
Energy Using TEXAS-V". Proc. Second Japan-Korea Symposium
on Nuclear Thermal Hydraulics and Safety, Fukuoka, Octorver
添付 4.1.1.6−1−53

15-18, 2000.

[3-11] M.Kato et al., "Fuel Coolant Interaction Tests using UO2Corium under Ex-Vessel Conditions",JAERI-Conf 99-005,1999.

添付 4.1.1.6−1−54

補 足 資 料 3.1

ＲＯＡＡＭ手法で不確かさを考慮する支配パラメータの選定について（ＦＣＩ）

ＦＣＩは，原子炉圧力容器破損後に溶融炉心が放出された際に，高温の溶融炉心が原子炉圧力容器下部の冷却材に落下すること等により，溶融炉心の持つ熱エネルギが爆発的な機械エネルギに変換され，水蒸気爆発が発生する現象である。
これまでの知見により，ＦＣＩ現象は以下に示すような過程を経て進行していくものと提唱されている。
①高温高沸点液体（溶融金属）と低温低沸点液体（水等）の接触②粗混合：溶融金属の固まりが水中で細かくなり分散③膜沸騰：細かく分散した金属液滴の周りを蒸気の膜が覆う④蒸気膜の一部が崩壊⑤金属と水の直接接触⑥高温液滴の細粒化⑦急激な熱移動⑧圧力波の発生⑨圧力波の伝播⑩大規模な水蒸気爆発
特に，機械的エネルギへの変換効率が発生する条件としては，下記の 4 過程が必要であると考えられている。
(1) 粗 混 合 状 態 （ 適 度 な 大 き さ に 細 粒 化 し た 高 温 融 体 と 水 と が 蒸 気膜を介して粗混合）添付 4.1.1.6−1−55

(2) ト リ ガ リ ン グ （ 蒸 気 膜 が 崩 壊 し て 高 温 融 体 と 水 と の 直 接 接 触 を引き起こす）(3) 伝 播 及 び 膨 張 （ 直 接 接 触 と 高 温 伝 播 ・ 沸 騰 ， 高 温 融 体 の 微 粒 化が高速に進み，体系全体へ機械的エネルギを放出）
これらの過程における影響を与えるパラメータ及びそれらのパラメータのうちＲＯＡＡＭ手法による評価において不確かさを考慮する支配パラメータについて選定した。この選定の考え方について，以下に説明する。

(1) 粗 混 合 状 態①炉心溶融量（原子炉圧力容器破損前に下部プレナムに落下する溶融デブリ量）
粗混合量に直接影響するため，不確かさを考慮する。ただし，粗混合状態の過程における支配パラメータである粗混合量の中で炉心溶融量の不確かさを考慮する。
②原子炉圧力容器から放出されるコリウムの特性（流量，組成）
支配パラメータとして不確かさを考慮しない。原子炉圧力容器から放出されるコリウムの特性（流量，組成）は，原子炉圧力容器破損モード・原子炉圧力容器破損時の原子炉圧力により決まり，
溶融炉心の細粒化量に影響する。溶融炉心の細粒化量は粗混合量に影響するため，粗混合量の中で不確かさを考慮する。なお，原
子炉圧力容器の破断口の拡がりについては，粗混合量を評価する
ＭＡＡＰ解析において考慮されている。
③ペデスタル水中における粗混合領域

添付 4.1.1.6−1−56

支配パラメータとして不確かさを考慮しない。ペデスタル（ドライウェル部）水中における粗混合領域は，落下した溶融炉心のジェットからの離脱の態様と水中の落下挙動により決まり，ジェットから離脱した場合，熱伝達によって固化することで，粗混合量は減少する。したがって，本パラメータは粗混合量に影響するため，粗混合量の中で不確かさを考慮する。
④粗混合量
支 配 パ ラ メ ー タ と し て 不 確 か さ を 考 慮 す る 。 粗 混 合 量 は ，「 炉 心
溶融量（原子炉圧力容器破損前に下部プレナムに落下する溶融デ
ブ リ 量 ）」，
「 原 子 炉 圧 力 容 器 か ら 放 出 さ れ る コ リ ウ ム の 特 性（ 流 量 ，組 成 ）」 及 び 「 ペ デ ス タ ル （ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ） 水 中 に お け る 粗 混 合領域」等により異なり，ＦＣＩにより発生する機械エネルギに直接影響するため，支配パラメータとして不確かさを考慮する。
(2) ト リ ガ リ ン グ⑤溶融炉心の過熱度
支配パラメータとして不確かさを考慮しない。溶融炉心の過熱度が小さい場合，溶融炉心周りの蒸気膜崩壊時に接触界面温度が固化温度以下に低下してトリガリングが起きないと考えられており，トリガリング発生の有無に対して影響するため，トリガリン
グ発生の有無の中で不確かさを考慮する。
⑥ペデスタルの水温支配パラメータとして不確かさを考慮しない。飽和水に溶融物が落下する場合には，サブクール度によって自発的トリガリングの発生に影響するため，トリガリング発生の有無の中で不確かさを考慮する。
添付 4.1.1.6−1−57

⑦トリガリング発生の有無
支配パラメータとして不確かさを考慮する。トリガリング発生の 有 無 は ，「 溶 融 炉 心 の 過 熱 度 」，「 ペ デ ス タ ル の 水 温 」 等 に よ り 影
響を受け，機械エネルギを発生するかどうかが決まる。したがって，支配パラメータとして不確かさを考慮する。
(3) 伝 播 及 び 膨 張⑧トリガリングのタイミング
支配パラメータとして不確かさを考慮しない。トリガリングのタイミングが早い場合，粗混合状態を形成して水蒸気爆発に寄与する溶融炉心の量が少ないために発生エネルギは低下し，一方でタイミングが遅い場合は，細粒化した溶融炉心の固化が進む上，冷却材ボイド率が高まり発生エネルギは低下するため，本パラメ
ータはＦＣＩにより発生する機械エネルギに影響する。ただし，本 評 価 で は ， 補 足 資 料 3.3 に 記 載 の と お り ， Ｔ Ｅ Ｘ Ａ Ｓ コ ー ド での実機解析の知見を踏まえて，トリガリングタイミングは最も発
生エネルギが高いと考えられるをトリガリングタイミングとしており，支配パラメータとして選定しない。
⑨溶融炉心の内部エネルギ
支配パラメータとして不確かさを考慮する。溶融炉心の内部エ
ネルギは溶融炉心の金属（特にＺｒ）の酸化割合，溶融炉心の融点及び溶融炉心の過熱度により決まり，ＦＣＩにより発生する機
械エネルギに直接影響するため，支配パラメータとして不確かさを考慮する。
⑩粗混合領域のボイド率
添付 4.1.1.6−1−58

支配パラメータとして不確かさを考慮しない。粗混合領域のボイド率が高いと，水の運動エネルギが蒸気相に吸収されてしまう
ため，機械的エネルギ変換効率が低下する。したがって，本パラ
メータは機械的エネルギ変換効率に影響するため，機械的エネル
ギ変換効率の中で不確かさを考慮する。
⑪機械的エネルギ変換効率
支配パラメータとして不確かさを考慮する。機械的エネルギ変
換効率は粗混合領域のボイド率等により異なり，ＦＣＩにより発生する機械エネルギに直接影響するため，支配パラメータとして不確かさを考慮する。

添付 4.1.1.6−1−59補 足 資 料 3.2

溶融炉心の単位質量当たりの保有熱エネルギの評価について

溶 融 物 の 持 つ 単 位 質 量 当 た り の 保 有 熱 エ ネ ル ギ E ｔ（ J／ kg）（ 以 下「 単位 質 量 保 有 熱 エ ネ ル ギ 」と い う 。）は ，次 式 で 定 義 さ れ る 。E ｔ に 機 械 的
エネルギの変換効率を掛けることにより，水蒸気爆発による発生エネ
ルギが評価できる。

表 補 足 3.2− 1 に ，溶 融 物 の 物 性 値 を ま と め て 示 す 。本 表 よ り ，Ｚ ｒ
Ｏ２の液体状態での比熱及び溶融潜熱が比較的大きいことが分かる。
そ こ で ，Ｍ Ａ Ａ Ｐ 解 析 [ １ ] に 基 づ き ，表 補 足 3.2− 2 の と お り Ｚ ｒ Ｏ ２の質量割合の異なる 2 ケースの組成を設定し，さらにコリウム温度に係 る 文 献 [ ２ ， ３ ] を 参 考 に 以 下 の と お り コ リ ウ ム の 融 点 ，相 互 作 用 後 の コ
リウム温度及び溶融炉心の過熱度を仮定し，保有熱エネルギに対する
累 積 確 率 を 評 価 し た 。 そ の 結 果 を 図 補 足 3.2− 1 に 示 す 。

添付 4.1.1.6−1−60図 補 足 3.2− 1 か ら 分 か る よ う に ， Ｚ ｒ Ｏ ２ の 質 量 割 合 が 大 き い 組 成
1 の ケ ー ス の 保 有 熱 エ ネ ル ギ が 高 い こ と か ら ，組 成 1 に お け る 保 有 熱 エ
ネルギに対する累積確率がの場合の単位質量保有熱エネル

ギであるを ，そ れ ぞ れ 最 小値，最尤値，最大値とし，分布は

表 補 足 3.2− 1と仮定した。

物性値のまとめ［２］

ＵＯ２
ＺｒＯ２

固体の比熱
332 J／ kgK
604 J／ kgK

液体の比熱
503J／ kgK
815J／ kgK

溶融潜熱
274J／ kgK
706J／ kgKＺｒ
Stainless S tee l

356 J／ kgK
558 J／ kgK

356J／ kgK
558J／ kgK

225J／ kgK
280J／ kgK

表 補 足 3.2− 2

溶融炉心の組成
組成 2

エネル ギに 対 する 累 積 確 率 ［-］組成 1

溶 融 物 の 単 位 質 量 当 たり の保 有 熱 エネ ルギ ［MJ／ kg］

図 補 足 3.2− 1

溶融物の保有熱エネルギに対する累積確率評価結果
添付 4.1.1.6−1−61

参考文献[1] 「 溶 接 部 等 熱 影 響 部 信 頼 性 実 証 試 験 （ 原 子 炉 格 納 容 器 ） に 関 す
る 報 告 書 」 財 団 法 人 原 子 力 発 電 技 術 機 構 平 成 10 年 度[2] D.T.Hargman, "SCDAP/RELAP5/MOD3.1 Code Manual, MATPRO A
Library of Materials Properties for Light-Water-Reactor
Accident Analysis",NUREG/CR-6150,1995.
[3] O.Zuchuat,et al.,"Steam Explosions-Induced Containment
Filure Studies for SWISS Nuclear Power Plants",OECD/CSNISpecialist Meeting,JAERI,Japan,May 1997.

添付 4.1.1.6−1−62補 足 資 料 3.3

ＴＥＸＡＳコードでの実機解析について

ＴＥＸＡＳコードでの実機解析では，トリガリングのタイミングに対する発生エネルギにはピークがある結果となっている。これは，トリガリングが早いと水中の溶融物量が少ないこと，トリガリングが遅いと粒子が固化したりボイド率が増大して爆発に寄与する溶融物量が少なくなるためである。
したがって，ＴＥＸＡＳコードでの実機解析の知見を踏まえて，本評価におけるトリガリングの最適条件をと し ，そ れ ま で に 落 下 し た 溶 融 物 落 下 量 を 粗 混 合 量 と す る こ と と し た 。

添付 4.1.1.6−1−63補 足 資 料 3.4

ＦＣＩにおけるペデスタルフラジリティ評価方法について

Ｆ Ｃ Ｉ に お け る ペ デ ス タ ル フ ラ ジ リ テ ィ は ，「 3.3.3

ＦＣＩ発生エネルギと格納容器破損確率の因果関係（ペデスタルフラジリティ）について」に記載のとおり，

コードによりＦＣＩ発生時の機械エネルギによる鉄筋に発生する塑性ひずみを評価し，塑性ひず
みの評価結果からペデスタル破損確率に変換し，を仮定する

ことでペデスタルフラジリティを設定している。
以下では，コードの概要，コードによる解析条件及び結果並びにペデスタル破損確率の評価方法について
記載する。
1.

コードの概要コードは，コードで，時間とともに接触条件や構造物形状が変化するような非線形解析が可能である。
2.

コードによる解析条件及び結果(1) 解 析 条 件
コ ー ド を 用 い た 評 価 モ デ ル 概 念 図 を 図 補 足 3.4− 1に示す。体系はＢＷＲ５，Ｍａｒｋ−Ⅱ型格納容器プラントを対象としており，解析範囲は圧力波の伝播による構造物への影響を考慮
して，
その間の

及び
とした。

添付 4.1.1.6−1−64

解析では，下部ドライウェル冷却材中での水蒸気爆発による圧力波が冷却材あるいは蒸気層部を伝播した結果，構造物に生じる荷重・変形の評価を行う。
(2) 解 析 結 果
機械エネルギに対するペデスタル鉄筋に発生する塑性ひずみの評
価 結 果 の 一 例 を ， 図 補 足 3.4− 2 に 示 す 。
解析では，ペデスタル（ドライウェル部）内表面から外側表面に向かって評価点を複数設定しているが，ペデスタル破損確率を評価
す る 際 は 、最 も 塑 性 ひ ず み が 大 き く な っ て い る ペデスタル（ ド ラ イ ウ
ェ ル 部 ） 内 表面から厚み方向に3.

の位置の解析結果を使用している。

ペデスタル破損確率の評価方法① ペ デ ス タ ル が 破 損 す る 塑 性 ひ ず み は ，鉄 筋 の 最 大 引 張 強 さ 時 の 塑性ひずみ
み）に不確定要素を考慮した塑性ひずとする。すなわち，鉄筋の塑性ひずみ

生させるのに必要な機械エネルギはを発で あ り （ 図 補 足 3.4− 3）， こ の 場 合 ペ デ ス タ ル が 破 損 す る と し て 破 損 確 率 を 100％ と仮定。
② 機械エネルギ

により鉄筋に発生する塑性ひずみはで あ り（ 図 補 足 3.4− 3），以 下 の 式 よ り ペ デ ス タ ル 破 損 確 率 はと 評 価 さ れ る こ と か ら ，機 械 エ ネ ル ギ

を 破 損 確 率 50％ と 設定。

③ 機械エネルギがすることから，を越えた領域で鉄筋に塑性ひずみが発生
は ペ デ ス タ ル 破 損 確 率 を 0％ と 仮 定 。
添付 4.1.1.6−1−65

④ 機械エネルギの最大値，最尤値，最小値を、それぞれとし，分布はを仮定し，累積のペデスタル

破損確率分布を求め，ペデスタルフラジリティを設定。

図 補 足 3.4− 1，

コードを用いた評価モデル概念図（ＢＷＲ５，Ｍａｒｋ−Ⅱ型格納容器プラント）

添付 4.1.1.6−1−66塑 性 ひずみ ［-］図 補 足 3.4− 2

ペデスタル鉄筋に発生する塑性ひずみの評価結果）

塑 性 ひ ずみ ［-］（機械エネルギ機 械 エネルギ ［MJ］

図 補 足 3.4− 3

機械エネルギと鉄筋に発生する塑性ひずみの関係

添付 4.1.1.6−1−67

4. 溶 融 炉 心 ・ コ ン ク リ ー ト 相 互 作 用 （ Ｍ Ｃ Ｃ Ｉ ）添付 4.1.1.6−1−68

4.1 現 象 の 概 要
溶 融 炉 心・コ ン ク リ ー ト 相 互 作 用（ 以 下「 Ｍ Ｃ Ｃ Ｉ 」と い う 。）は ，炉心が溶融し原子炉圧力容器下部ヘッドを溶融貫通してペデスタル（ドライウェル部）床面に落下した場合に発生し，ペデスタル内に堆積した高温の溶融炉心によってコンクリートが熱せられ，熱分解し侵食される現象である。
コンクリートの分解により発生する水蒸気及び二酸化炭素が溶融
炉心内を通過する際，未酸化金属成分と反応して水素や一酸化炭素
等の非凝縮性の可燃性ガスが発生する。これらのガス発生による格
納容器内の加圧が格納容器の閉じ込め機能維持に悪影響を与える可能性がある。
また，堆積溶融物の冷却が不十分で侵食が継続した場合，ペデスタル（ドライウェル部）床が貫通し，溶融炉心がサプレッション・
プールに落下する可能性がある。さらに，サプレッション・プールに落下し堆積した溶融物の冷却が不十分であり，コンクリートの侵食が発生し継続した場合には，放射性物質の地中放出が起きる可能性や，原子炉圧力容器支持構造の強度が低下し，格納容器破損に至る可能性がある。

4.2 Ｍ Ｃ Ｃ Ｉ に よ る 格 納 容 器 破 損 の 分 岐 確 率 の 評 価 方 法 に つ い て
ＲＯＡＡＭ手法により，ＭＣＣＩによる格納容器破損確率の確率分布を以下のとおり評価する。ＲＯＡＡＭ手法による評価の流れを
図 4− 1， 図 4− 2 に 示 す 。
(1)

Ｍ Ｃ Ｃ Ｉ 現 象 の 支 配 パ ラ メ ー タ に つ い て ，確 率 密 度 関 数（ pdf）
を設定する。
添付 4.1.1.6−1−69

(2)支 配 パ ラ メ ー タ を 基 に ，デ ブ リ か ら の 除 熱 量 の 確 率 分 布 を 評 価
する。

(3)

デ ブ リ か ら の 除 熱 量 と Ｍ Ｃ Ｃ Ｉ 継 続 確 率 の 因 果 関 係（ CR）を 評
価する。

(4)

デ ブ リ か ら の 除 熱 量 と Ｍ Ｃ Ｃ Ｉ 継 続 確 率 の 因 果 関 係 （ CR）， 及
び支配パラメータを基に，モンテカルロサンプリングにより，
ＭＣＣＩ継続による格納容器破損確率の確率分布を評価する。

以上の評価により得られた格納容器破損確率の確率分布の平均値
を，ＭＣＣＩによる格納容器破損の分岐確率として設定する。

添付 4.1.1.6−1−70

：不確かさ要因

ペデスタル（ドライウェル部）へ溶融炉心落下
堆積デブリ性状

溶融炉心の拡がり面積
水プールへのpdf

ドライアウト熱流束
水プールへの熱流束

pdf

水プールへの熱伝達量
pdf

溶融炉心落下割合
pdf
除熱量
ＶＳ

溶融炉心の冷却性

ＭＣＣＩ継続確率CR

ＭＣＣＩによるペデスタル（ドライウェル部）床貫通確率

図 4− 1ＭＣＣＩによる格納容器破損確率の評価フロー（ペデスタル（ドライウェル部）床貫通確率評価まで）

添付 4.1.1.6−1−71

：不確かさ要因

サプレッション・プール
へデブリ落下堆 積デブリ性状

溶融炉心の拡がり面積
水プールへのpdf

ドライアウト熱流束
水プールへの熱流束

pdf

水プールへの熱 伝達量pdf

溶融炉心落下割合
pdf
除熱量

溶融炉心の冷却性ＶＳ

ＭＣＣＩ継続確率CR

ＭＣＣＩによる格納容器破損確率

図 4− 2ＭＣＣＩによる格納容器破損確率の評価フロー（サプレッション・プールへデブリ落下後）

添付 4.1.1.6−1−72

4.3

ＭＣＣＩによる格納容器破損の分岐確率の評価結果

4.3.1

支配パラメータの確率密度関数の設定

ＭＣＣＩ現象の発生に関連して不確かさを考慮する支配パラメータとして以下のパラメータを選定した。
・溶融炉心落下割合
・溶融炉心の広がり面積
・水プールへのドライアウト熱流束（ 補 足 資 料 4.1）
選 定 し た パ ラ メ ー タ に つ い て ，表 4− 1，表 4− 2 に 示 す と お り 確 率
密度関数を設定した。

表 4− 1

支配パラメータの確率密度関数の設定（ペデスタル）

支配パラメータ

確率密度関数
分布形：一様分布

溶融炉心落下

上限値：

割合

下限値：

設定の考え方・ＭＡＡＰ解析結果によると全炉心のがペデスタル（ドライウェル部）に落下するが，落下まで想定し設定

溶融炉心の広がり面積

分布形：三角分布・ドライ条件での広がり面積として設定

最小値：ペデスタル（ドラ・最小値は，ペデスタル（ドライウェル

イ ウ ェ ル 部 ） 面 積 の 90％部）床面面積の大部分に広がるものと

最尤値：ペデスタル（ドライウェル部）面積
最大値：ペデスタル（ドラ部）床面全面に広がる可能性が高いこ

イウェル部）面積とを考慮し設定

分布形：三角分布

水プールへのドライアウト
熱流束して工学的判断に基づき設定・最尤値は，ペデスタル（ドライウェル

・ＳＳＷＩＣＳ試験を参考に設定

最小値：

MW／ m２・最小値は，クラスト浸水時のドライア

最尤値：

MW／ m

２

ウト熱流束を想定し，ハードクラスト

MW／ m

２

において水が浸入しない場合の熱流束

最大値：

としても

MW／ m２ 程 度 の 熱 流 束 となることから，浸水による改善を考慮し設定（ 補 足 資 料 4.2）

添付 4.1.1.6−1−73

表 4− 2

支配パラメータの確率密度関数の設定（サプレッション・プール）

支配パラメータ
溶融炉心落下割合

確率密度関数
分布形：一様分布

り面積

レッション・プールに落下すると想定

下限値：

して設定。
ッション・プール水により溶融炉心のプ ー ル 床 面 積 ※ の 50％

広がりが阻害されること，セルフレべ

最尤値：サプレッション・

リング効果による広がりを考慮し，工プ ー ル 床 面 積 の 80％

学的判断に基づき設定

プール床面積ライアウト熱流束・最小値及び最尤値については，サプレ

最小値：サプレッション・

最大値：サプレッション・

水プールへのド・ペデスタル内の全ての溶融炉心がサプ

上限値：
分布形：三角分布

溶融炉心の広が設定の考え方※サプレッション・プール床面積はペデスタル部に相当する面積（粒子径の分布）・プール水中で大部分が粒子化されるた

分布形：三角分布

め ， Lipinski モ デ ル に よ り ， 粒 子 径 ，

最小値：

ポロシティからドライアウト熱流束を

m

最尤値：
最大値：

m

設定

m

（ 補 足 資 料 4.2）

（ポロシティの分布）
分布形：三角分布最小値：（ 補 足 資 料 4.3）・粒子径の確率分布は，ＣＯＴＥＬＳ試
験を参考に設定

最尤値：・ポロシティの確率分布は，種々の粒子最大値：

堆積状態を考慮して設定

4.3.2 デ ブ リ か ら の 除 熱 量 と Ｍ Ｃ Ｃ Ｉ 継 続 確 率 と の 因 果 関 係
単位時間当たりのデブリからの除熱量が与えられた場合のＭＣＣＩ
継続確率を次のような考え方で設定し，デブリからの除熱量とＭＣＣ
Ｉ 継 続 確 率 と の 関 係 式 と す る （ 図 4− 3 及 び 図 4− 4）。
図 4− 5 の Ｍ Ａ Ａ Ｐ 解 析 に 基 づ き ， 溶 融 炉 心 か ら の 除 熱 量 が 崩 壊 熱を除去できれば，その時点でＭＣＣＩが停止する。
溶 融 炉 心 か ら の 除 熱 量 が ， 表 4− 3 に 示 す ペ デ ス タ ル （ ド ラ イ ウ ェル 部 ）床 面 又 は サ プ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル へ 溶 融 炉 心 が 落 下 し た 直 後の 崩 壊 熱 Q１ 以 上 で あ る 場 合 ， Ｍ Ｃ Ｃ Ｉ は 進 行 し な い と 想 定 さ れ る
ため，ＭＣＣＩ継続確率としてを設定。

添付 4.1.1.6−1−74

溶 融 炉 心 か ら の 除 熱 量 が ， 表 4− 3 に 示 す コ ン ク リ ー ト 侵 食 が 許 容
限 界 ま で 進 行 し た 時 点 の 崩 壊 熱 Q２ 以 下 で あ る 場 合 ， 許 容 限 界 以 上に 侵 食 さ れ る と 想 定 さ れ る た め ，Ｍ Ｃ Ｃ Ｉ 継 続 確 率 と し てを設定。
（ 補 足 資 料 4.4）
溶 融 炉 心 か ら の 除 熱 量 が ， Q１ と Q２ の 中 間 で あ る 場 合 は ， 許 容 範 囲
内 で あ る 程 度 コ ン ク リ ー ト 侵 食 が 継 続 し た 後 ，Ｍ Ｃ Ｃ Ｉ が 停 止 す ると想定されるため，除熱量で直線内挿してＭＣＣＩ継続率を設定。

表 4− 3

ペデスタル
（ドライウ
ェル部）

デブリからの除熱量の想定

Q1
定 格 出 力 の 1％
×0.8 ※
×溶 融 炉 心 落 下 割 合

Q２
定 格 出 力 の 0.66％×0.8×溶 融 炉 心 落 下 割 合（溶融炉心がペデスタル（
ドライウェル部）へ落下すると想定される事故後 3 時間の崩壊熱を想定）
定 格 出 力 の 0.8％×0.8×溶 融 炉 心 落 下 割 合（コンクリート侵食が，許容限界となると想定される
事 故 後 15 時 間 の 崩 壊 熱 を 想定）
定 格 出 力 の 0.61％×0.8×溶 融 炉 心 落 下 割 合

サプレッシ
ョ ン・プ ー ル※

（溶融炉心がサプレッショ（コンクリート侵食が許容
ン・プールへ落下すると想限界となると想定される事定される事故後 8 時間の崩
故 後 20 時 間 の 崩 壊 熱 を 想
壊熱を想定）
定）
燃 料 損 傷 時 に 高 揮 発 性 核 種（ 希 ガ ス ，ヨ ウ 素 ，セ シ ウ ム 等 ）が 燃 料 外 へ
放 出 さ れ ， 発 熱 に 係 る 核 分 裂 生 成 物 が 80％ に 減 衰 す る 。

添付 4.1.1.6−1−75

MCCI継 続確率 （ − ）図 4− 3デブリからの除熱量とＭＣＣＩ継続確率の関係，ペデスタル）

MCCI継 続確率 （ − ）（図 4− 4（デブリからの除熱量とＭＣＣＩ継続確率の関係，サプレッション・プール）

添付 4.1.1.6−1−76

図 4− 5

ＭＡＡＰ解析結果

4.4.3 Ｍ Ｃ Ｃ Ｉ に よ る 格 納 容 器 破 損 の 分 岐 確 率 の 評 価
支配パラメータのモンテカルロサンプリング結果として得られたデブリからの除熱量の確率分布とＭＣＣＩ継続確率との因果関係により，
ＭＣＣＩ継続による格納容器破損確率の確率分布を評価し，その平均値をＭＣＣＩ継続による格納容器破損の分岐確率として設定した。
格 納 容 器 破 損 確 率 の 確 率 分 布 を 図 4− 6 に ， 分 岐 確 率 を 表 4− 4 に 示す。

表 4− 4ＭＣＣＩによる格納容器破損の分岐確率
ペデスタル(ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ
ウェル部）床貫通)

ＭＣＣＩによる格納容器破損確率

添付 4.1.1.6−1−77

サプレッション・プール（格納容器破損）ａ ） ペ デ ス タ ル （ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）（ 床 貫 通 ）ｂ）サプレッション・プール（格納容器破損）
図 4− 6

格納容器破損確率の確率分布

添付 4.1.1.6−1−78

補 足 資 料 4.1
ＭＣＣＩ現象の支配パラメータの選定について

ＭＣＣＩは，炉心損傷進展が抑制されない場合，溶融炉心が格納容
器下部ヘッドを溶融貫通してペデスタルに落下し，落下した溶融炉心が 十 分 に 冷 却 さ れ な い 場 合 に ，高 温 の 溶 融 炉 心 か ら の 熱 の 移 行 に よ り ，
コンクリートが熱分解し侵食される事象である。また，コンクリート
侵食が継続すると，ペデスタル（ドライウェル部）床を貫通してサプ
レッション・プールに落下する。さらに，サプレッション・プールで
ＭＣＣＩが発生し継続した場合，ベースマット貫通による放射性物質の地中放出や原子炉圧力容器支持構造の強度低下による格納容器破損に至る可能性がある。
これまでの知見により，ＭＣＣＩの主要過程は下記２つに分けられる。
(1) 溶 融 炉 心 落 下(2) 溶 融 炉 心 か ら 水 プ ー ル へ の 熱 伝 達
これらの過程における影響を与えるパラメータ及びそれらのパラメータのうちＲＯＡＡＭ手法による評価において不確かさを考慮する支配パラメータについて選定した。この選定の考え方について，以下に説明する。

(1) 溶 融 炉 心 の 落 下①

溶融炉心落下割合
支 配 パ ラ メ ー タ と し て 不 確 か さ を 考 慮 す る 。溶 融 炉 心 落 下 割 合に よ り ，床 上 の 溶 融 炉 心 堆 積 高 さ が 異 な る た め ，溶 融 炉 心 落 下 割
添付 4.1.1.6−1−79

合は堆積溶融炉心の冷却性に直接影響する支配パラメータとして不確かさを考慮する。
②

溶融炉心の広がり支 配 パ ラ メ ー タ と し て 不 確 か さ を 考 慮 す る 。溶 融 炉 心 の 広 が り
面 積 が 小 さ い 場 合 ，堆 積 高 さ は 増 え ，冷 却 性 を 悪 く す る た め ，溶融炉心の広がりは堆積溶融炉心の冷却性に直接影響する支配パラメータとして不確かさを考慮する。

③

溶融炉心落下時の水深
支 配 パ ラ メ ー タ と し て 不 確 か さ を 考 慮 し な い 。水 張 り の 有 無 は ，

溶融炉心の広がり及び水プールへのドライアウト熱流束の設定に 影 響 が あ る た め ，こ れ ら の 支 配 パ ラ メ ー タ に お い て 不 確 か さ を考慮する。
④

粒子化割合（水張り有）支 配 パ ラ メ ー タ と し て 不 確 か さ を 考 慮 し な い 。 Lipinski モ デル に お い て 粒 子 状 コ リ ウ ム ベ ッ ド 高 さ が 考 慮 さ れ て お り ，粒 子 化
割 合 は 粒 子 状 コ リ ウ ム ベ ッ ド 高 さ に 影 響 を 与 え る が ，本 事 象 と して取り得る値の範囲においては熱流束への感度が無いことから，
不確かさを考慮しない。
⑤

塊状溶融炉心高さ（水張り無）支 配 パ ラ メ ー タ と し て 不 確 か さ を 考 慮 し な い 。塊 状 溶 融 炉 心 への 浸 水 に よ り 十 分 な 熱 流 束 が 得 ら れ る と の 知 見 か ら ，水 プ ー ル へのドライアウト熱流束の中で不確かさを考慮する。
(2) 溶 融 炉 心 か ら 水 プ ー ル へ の 熱 伝 達①

水プールへのドライアウト熱流束（水張り無し）
支 配 パ ラ メ ー タ と し て 不 確 か さ を 考 慮 す る 。事 前 水 張 り 無 し 時
添付 4.1.1.6−1−80

の 水 プ ー ル へ の ド ラ イ ア ウ ト 熱 流 束 は ，溶 融 炉 心 落 下 後 の 注 水 におけるクラスト浸水時のドライアウト熱流束として設定する。
②

粒子径（水張り有）
支 配 パ ラ メ ー タ と し て 不 確 か さ を 考 慮 す る 。水 プ ー ル へ デ ブ リ

が 落 下 し た 場 合 ， 水 プ ー ル へ の ド ラ イ ア ウ ト 熱 流 束 は Lipinski
モ デ ル に よ り 計 算 さ れ る た め ， Lipinski モ デ ル の パ ラ メ ー タ である粒子径を考慮する。
③

ポロシティ（水張り有）支 配 パ ラ メ ー タ と し て 不 確 か さ を 考 慮 す る 。水 プ ー ル へ デ ブ リ

が 落 下 し た 場 合 ， 水 プ ー ル へ の ド ラ イ ア ウ ト 熱 流 束 は Lipinski
モ デ ル に よ り 計 算 さ れ る た め ， Lipinski モ デ ル の パ ラ メ ー タ であるポロシティを考慮する。

添付 4.1.1.6−1−81補 足 資 料 4.2
プール水へのドライアウト熱流束の確率分布の設定方法について（１）ペデスタル（ドライウェル部）
事 前 水 張 り 無 し を 想 定 し ，溶 融 炉 心 落 下 後 に 注 水 す る 条 件 に て設定。
最 小 値 は ，ク ラ ス ト 浸 水 時 の 除 熱 量 と し て 設 定 し ，Ｓ Ｓ Ｗ Ｉ Ｃ
Ｓ 試 験 ［ １ ］ に お い て ，ハ ー ド ク ラ ス ト が 生 成 し た 場 合 に お け る 熱流 束 と し て 0.15MW／ m ２ が 与 え ら れ て い る 。 実 際 に は ， ク ラ ス ト
へ の 浸 水 に よ り 熱 流 束 は 更 に 高 く な る と 考 え ら れ る た め ， 0.2MW／ m２ を 設 定 。
最 尤 値 及 び 最 大 値 に つ い て は ，コ ン ク リ ー ト 取 り 込 み 時 の ド ラ
イ ア ウ ト 熱 流 束 （ 図 補 足 4.2− 1） を 基 に 設 定 。

図 補 足 4.2− 1

コンクリート取り込み時のドライアウト熱流束

最 尤 値 は ，玄 武 岩 系（ Ｓ Ｉ Ｌ ）の う ち ，比 較 的 コ ン ク リ ー ト
含 有 量 が 少 な い 領 域 （ 5％ 付 近 ） の 代 表 値 か ら 0.3MW／ m ２ と 設定。
添付 4.1.1.6−1−82

最 大 値 は ， コ ン ク リ ー ト 含 有 率 0％ の 値 に ， 圧 力 上 昇 に よ る
熱 伝 達 促 進 を 加 味 し て 0.5MW／ m ２ と 設 定 。

（２）サプレッション・プール
ａ．粒子径
Ｃ Ｏ Ｔ Ｅ Ｌ Ｓ 試 験 ［ ２ ］ に お い て ，水 中 に 溶 融 炉 心 を 落 下 さ せ た
場 合 の 粒 子 径 （ 図 補 足 4.2− 2） を 基 に 設 定 。

図 補 足 4.2− 2 質 量 平 均 粒 径
図 補 足 4.2− 2 で は ， 粒 径 の 平 均 値 は 約 5mm で あ る こ と か ら ，
最 尤 値 と し て 0.005m を 設 定 。
最 小 値 及 び 最 大 値 に つ い て は ，粒 子 径 が 桁 の 範 囲 で ば ら つ く こと（ 図 補 足 4.2− 3）を 考 慮 し ，そ れ ぞ れ 0.0005m，0.05m を 設 定 。

添付 4.1.1.6−1−83

図 補 足 4.2− 3

粒径と累積保持質量割合ｂ．ポロシティ
最小値は，面心立方格子で最稠密で堆積し，その隙間に小径粒
子 が 入 る こ と を 考 慮 し て 工 学 的 判 断 に お い て 0.2 を 設 定 。
最 大 値 が ， 単 一 粒 径 の 単 純 立 方 格 子 相 当 と し て 0.5 を 設 定 。
最 尤 値 は ， 粒 子 状 ベ ッ ド の ポ ロ シ テ ィ 測 定 値 （ 表 補 足 4.2− 1）を基に設定。
表 補 足 4.2− 1

Miyazaki 他 の 混 合 粒 子 径 ［ ３ ］

添付 4.1.1.6−1−84参考文献[1]Farmer ,M.T., Lomperski ,S. (ANL) and Basu ,S. (NRC),

Statusof the Melt Coolability and Concrete Interaction (MCCI) Programat Argonne National Laboratoryy, Paper 5644, Proc. of
ICAPP

05,Seoul, Korea, May 15-19, 2005

[2]Kato,M. et al.

COTELS Project (2): Fuel Coolant Interaction

Tests under Ex-Vessel Conditions. OECD Workshop on Ex-Vessel

Debris Coolability, Karlsruhe Germany, November 1999.
[3]Miyazaki. Et al.

Dryout Heat Flux for Core Debris Bed,(Ⅱ )Effects of Particle size Mixing and Coolant Flow

. Journal of

Nuclear Science and technology, 23[9],pp.769-778,Sep.1986.

添付 4.1.1.6−1−85

補 足 資 料 4.3
Lipinski モ デ ル に つ い て
コリウム粒子が堆積して形成される粒子状コリウムベッドの冷却につ い て は 次 式 で 与 え ら れ る Lipinski モ デ ル を 用 い て 除 熱 量 を 評 価 し ている。

添付 4.1.1.6−1−86補 足 資 料 4.4
ＭＣＣＩによる侵食量の許容限界について

ＭＣＣＩによる侵食量の許容限界について，格納容器破損形態を考慮し，ペデスタル（ドライウェル部）及びサプレッション・プールについて，それぞれ以下のとおり設定する。
（１）ペデスタル（ドライウェル部）
ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）に お い て Ｍ Ｃ Ｃ Ｉ が 発 生 し た 場
合 ，壁 面 及 び 床 面 の コ ン ク リ ー ト が 侵 食 さ れ る 。壁 面 が 侵 食 さ れた 場 合 に は ，原 子 炉 圧 力 容 器 支 持 構 造 の 強 度 が 低 下 し ，原 子 炉 圧
力 容 器 の 転 倒 に よ る 格 納 容 器 破 損 等 が 考 え ら れ る 。床 面 が 侵 食 さ
れ た 場 合 に は ，ペ デ ス タ ル 床（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）を 貫 通 し ，溶 融
炉 心 が サ プ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル に 落 下 し 堆 積 す る こ と が 考 え ら れる。
代 表 Ｍ ａ ｒ ｋ − Ⅱ 型 格 納 容 器 プ ラ ン ト で は ，床 面 の 厚 さ は 最 も薄いサンプ部で約m で あ り ，壁 面 の 厚 さ は 約m であることから，床面の貫通が先行して発生するものと考えられる。
以 上 か ら ，ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）に お け る Ｍ Ｃ Ｃ Ｉ については，直接格納容器破損には至らず，床面がm 侵食された 場 合 に ペ デ ス タ ル 床 を 貫 通 し ，溶 融 炉 心 が サ プ レ ッ シ ョ ン・プ
ールに落下し堆積することとする。

（２）サプレッション・プール
サ プ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル に お い て Ｍ Ｃ Ｃ Ｉ が 発 生 し た 場 合 ，ペデ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）と 同 様 に 壁 面 及 び 床 面（ ベ ー ス マ ッ添付 4.1.1.6−1−87ト）のコンクリートが侵食される。壁面が侵食された場合には，
原 子 炉 圧 力 容 器 支 持 構 造 の 強 度 が 低 下 し ，原 子 炉 圧 力 容 器 の 転 倒に よ る 格 納 容 器 破 損 等 が 考 え ら れ る 。ま た ，ベ ー ス マ ッ ト が 侵 食さ れ た 場 合 に は ，ベ ー ス マ ッ ト を 溶 融 貫 通 し ，放 射 性 物 質 の 地 中
放 出 が 起 き る 可 能 性 が あ る 。た だ し ，ベ ー ス マ ッ ト 溶 融 貫 通 ま での 過 程 で ，壁 面 の 侵 食 に よ り 原 子 炉 圧 力 容 器 支 持 機 能 が 喪 失 し 格
納容器が破損すると考えられる。
以 上 か ら ，サ プ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル に お け る Ｍ Ｃ Ｃ Ｉ に つ い ては，壁面がm 侵食された場合に原子炉圧力容器支持構造の強度 が 低 下 し ，原 子 炉 圧 力 容 器 の 転 倒 等 に よ り 格 納 容 器 が 破 損 す る
ものとする。
な お ，サ プ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル 側 面 の 侵 食 量 に つ い て は 原 子 炉
圧 力 容 器 支 持 構 造 の 強 度 に 影 響 を 与 え る 量 で は な い が ，保 守 的 な
設 定 と し て ，ペ デ ス タ ル 床 貫 通 相 当 の 侵 食 量 に お い て ，原 子 炉 圧
力容器支持構造の強度が低下し格納容器破損に至るものとして設定している。

以 上 か ら ，ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ），サ プ レ ッ シ ョ ン ・ プ ー ル
ともに，ＭＣＣＩによる侵食量の許容限界として，添付 4.1.1.6−1−88m を設定する。

添付資料 4.1.1.6−2
格納容器隔離の分岐確率の妥当性について

1.

格 納 容 器 隔 離 の 参 考 文 献 （ Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ /Ｃ Ｒ − ４ ２ ２ ０ [ １ ] ）内部事象レベル１．５ＰＲＡにおける格納容器隔離失敗の分岐確率

は，格納容器隔離失敗による大規模な漏えいを想定しており，ＮＵＲ
Ｅ Ｇ /Ｃ Ｒ − ４ ２ ２ ０ を 基 に 5.0E-3／ d と し て 設 定 し て い る 。Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ
Ｇ /Ｃ Ｒ − ４ ２ ２ ０ で は ，米 国 の Ｌ Ｅ Ｒ（ Licensee Event Reports）（ 1965年 〜 1984 年 ）を 分 析 し ，表 1 に 示 す と お り 大 規 模 漏 え い 事 象 4 件 を 抽
出 ， 発 生 件 数 4 件 を 運 転 炉 年 （ 740 炉 年 ） で 除 す こ と に よ り ， 格 納 容
器隔離失敗の発生頻度を算出している。
な お ，抽 出 さ れ た 4 件 以 外 に も エ ア ロ ッ ク 開 放 に 関 す る 事 象 が 75 件発生しているが，これらの事象は数時間以内の短時間であり，大規模な漏えい事象には至っていない。

表 1

大規模漏えいとして抽出された事象

Reactor

Year

Event

Oconee 1

1973

Isolation Valves OpenSan Onofre 1

1977

Holes in Containment

Palisades

1979

By-pass Valves Open

Surry 1

1980

Holes in Containment

なお，上記の大規模漏えい事象はいずれもＰＷＲで発生した事象であり，ＢＷＲにおいては，出力運転中は格納容器内を窒素置換し管理しているため，格納容器からの漏えいが存在する場合は，格納容器圧

添付 4.1.1.6−2−1

力の低下等により速やかに検知できる可能性が高いと考えられる。

2.

東海第二発電所で想定される格納容器隔離失敗の経路
東海第二発電所で想定される格納容器隔離失敗は，機械的破損及び人的過誤による隔離機能喪失であり，以下に示すとおりである。
(1)

機械的破損による隔離機能喪失

ａ．格納容器貫通部からの漏えい
格納容器の電気配線貫通部のシール材の劣化や配管貫通部の管台の割れ等がある場合には，格納容器内雰囲気が漏えいする可能性がある。
ｂ．格納容器アクセス部からの漏えい
ドライウェル主フランジ，機器搬入用ハッチ，所員用エアロッ
ク等のアクセス部のシール部又は溶接部が破損している場合には，格納容器内雰囲気が漏えいする可能性がある。
ｃ．格納容器バウンダリからの漏えい
格納容器スプレイ配管，不活性ガス系，可燃性ガス濃度制御系
等は格納容器雰囲気と連通しており，これらのバウンダリが破損し て い る 場 合 に は ，格 納 容 器 内 雰 囲 気 が 漏 え い す る 可 能 性 が あ る 。
(2)

人的過誤による隔離機能喪失

ａ．漏えい試験配管からの漏えい
定期点検時の格納容器漏えい試験の後に，試験配管隔離弁の復旧忘れ等がある場合には、格納容器内雰囲気が漏えいする可能性がある。

添付 4.1.1.6−2−2

3.

最近の米国の格納容器隔離失敗実績に関する参考文献
レ ベ ル １ ．５ Ｐ Ｒ Ａ で は ，1984 年 ま で の デ ー タ を 用 い た Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ／ＣＲ−４２２０を基に格納容器隔離失敗の分岐確率を設定している。
最 近 の 格 納 容 器 隔 離 失 敗 に 関 す る 報 告 と し て は ，Ｅ Ｐ Ｒ Ｉ 報 告 書 [ ２ ] があ る 。Ｅ Ｐ Ｒ Ｉ 報 告 書 で は ，米 国 に お け る 2007 年 時 点 ま で の 総 合 漏 え
い 率 試 験 （ Ｉ Ｌ Ｒ Ｔ ： Integrated Leak Rate Test） の 実 績 が 整 理 さ れて お り ，大 規 模 漏 え い に 至 る 事 象 と し て は 設 計 漏 え い 率 の 35 倍 を 基 準としているが，発生実績は 0 件となっている。
大 規 模 漏 え い に 至 る 事 象 実 績 0 件 （ 計 算 上 0.5 件 と し て い る ） を Ｉ
Ｌ Ｒ Ｔ 試 験 数 217 件 で 除 し て 隔 離 機 能 喪 失 を 以 下 の と お り 算 出 し た 。
0.5／ 217 ＝ 2.3E-3
大規模漏えいに至る事象実績※： 0.5件ＩＬＲＴ試験数： 217件※

発 生 経 験 が な い た め ， 発 生 実 績 を 0.5件 と 仮 定 。

この値は，ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−４２２０で評価された格納容器隔離
失 敗 確 率 の 5.0E-3／ d よ り も 小 さ い 値 と な っ て お り ， Ｅ Ｐ Ｒ Ｉ 報 告 書の結果を考慮してもＮＵＲＥＧ／ＣＲ−４２２０の評価結果を適用す
ることは妥当であると考えられる。

4.

参考文献

[1] NUREG/CR-4220,Reliability Analysis of Containment Isolation
Systems， U.S.NRC,[2]Risk Impact Assessment of Extended Integrated Leak Rate Testing
Intervals, Revision 2-A of 1009325, Final Report ， EPRI,
October 2008
添付 4.1.1.6−2−3

添付資料 4.1.1.6−3
原子炉圧力容器内溶融物保持（ＩＶＲ）の取扱いについて

1.

はじめに
原 子 炉 圧 力 容 器 内 溶 融 物 保 持（ Ｉ Ｖ Ｒ：In-Vessel Retention）は ，

炉心支持板が破損した後に，溶融炉心が原子炉圧力容器下部プレナ
ム部において冷却されることにより，原子炉圧力容器内に保持される現象である。
本 Ｐ Ｒ Ａ で は ， 1979 年 に 発 生 し た 米 国 ス リ ー マ イ ル ア イ ラ ン ド 原
子力発電所２号機の事故においてＩＶＲが達成されたことやＩＶＲに関する実験結果を勘案し，イベントツリーにＩＶＲのヘディングを設け，その達成に分岐確率を与えている。補足資料１にＩＶＲに関する知見を整理する。
シビアアクシデント時においてＩＶＲが達成された場合，溶融炉
心が原子炉圧力容器内に保持されることから，原子炉圧力容器外で発生する物理化学現象（溶融炉心‐冷却材相互作用，格納容器雰囲
気直接加熱，溶融炉心・コンクリート相互作用等）の発生を回避することができ，格納容器破損に至る脅威を大幅に低減することができる。このため，ＩＶＲ現象は，シビアアクシデント時の事故進展に大きな影響があるため，本ＰＲＡにおけるＩＶＲの取扱いについて以下に述べる。

2.

本ＰＲＡにおけるＩＶＲの取扱いについて
ＴＱＵＸの事故進展解析において，事象発生から 2 時間後に原子炉注水を実施した場合に，炉心支持板の破損を回避できることをＭ
Ａ Ａ Ｐ コ ー ド に よ り 確 認 し て い る（ 図 １ ）が ，本 Ｐ Ｒ Ａ に お い て は ，
添付 4.1.1.6−3−1

炉心支持板が破損するものと仮定し，下部プレナム部でのＩＶＲの成否）を考慮している。

しかしながら，下部プレナム部でのＩＶＲ現象には大きな不確かさがあることを踏まえ，炉心支持板が破損する仮定に加え，下部プ
レナムでのＩＶＲにも必ず失敗すると仮定した感度解析を実施した。

3.

感度解析
Ｉ Ｖ Ｒ に 必 ず 失 敗 す る と し た 場 合 （ 分 岐 確 率 1） の 感 度 解 析 を 実 施

し，その影響を評価した。感度解析の結果を図 2 及び表１に示す。
これらの結果よりＩＶＲに必ず失敗するとした場合には，過圧破損（長期冷却失敗）が僅かに減少し，水蒸気爆発（ペデスタル（ドライウェル部）及びサプレッション・プール）及び溶融炉心・コン
クリート相互作用が僅かに増加するが，全格納容器破損頻度に対しては，有意な感度がないことがわかる。以上により，ＩＶＲ現象考
慮の有り／無しによる支配的な格納容器破損モードに対して影響はないことを確認した。

添付 4.1.1.6−3−2

表１

ＩＶＲを考慮しない場合の感度解析結果

格納容器破損モード

格納容器破損頻度（／炉年）
ベースケース
感度解析ケース

インターフェイス
シ ス テ ム LOCA

4.8E-10

4.8E-10

格納容器隔離失敗

6.1E-10

6.1E-10

2.5E-08

2.5E-08

6.0E-05

6.0E-05

2.0E-082.0E-08

過 温 破 損 （ R PV 高 圧 破 損 ）7.9E-08

7.9E-08

過 温 破 損 （ R PV 低 圧 破 損 ）4.9E-10

4.9E-10

8.5E-09

8.5E-09

2.2E-14

9.8E-14

2.5E-09

3.4E-09

1.3E-10

1.8E-10

6.1E-05

6.1E-05

過圧破損（未臨界確保失敗）
過圧破損（崩壊熱除去失敗）
過圧破損（長期冷却失敗）

格納容器雰囲気
直接加熱
水蒸気爆発（ ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェル 部 ））
水蒸気爆発（ サ プ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル ）溶融炉心・コンクリート
相互作用
全格納容器破損頻度

添付 4.1.1.6−3−3

上部ガスプレナム
上部タイプレート

燃料部

下部ガスプレナム
下部タイプレート

炉心支持板

図 1

事象発生から 2 時間で原子炉注水した場合の炉心状態

添付 4.1.1.6-3-4

1.0E-03
1.0E-04
感度解析
1.0E-05
ベースケース
格納容器破損頻度（／炉年）

1.0E-06
1.0E-07
1.0E-08
1.0E-09
1.0E-101.0E-11
1.0E-121.0E-13
1.0E-14

格納容器破損モード

図 2

ＩＶＲを考慮しない場合の感度解析結果

添付 4.1.1.6−3−5

補足資料１
原子炉圧力容器内溶融物保持（ＩＶＲ）に関する知見の整理

1． は じ め に
ここでは，ＩＶＲ現象並びにＴＭＩ−２事故及びこれまでに国内外で実施されたＩＶＲに関する試験の結果等の知見を整理した。

2． Ｉ Ｖ Ｒ 現 象 の 概 要 [ １ ](1)

原子炉圧力容器下部ヘッドの破損挙動
原子炉圧力容器下部ヘッドの破損モードとその概要を図 1 に示す。下部ヘッドの破損モードとして，貫通部過温破損，貫通部溶融逸出，下部ヘッド全体破損及び下部ヘッド局所破損が想定される。これらの破損は，下部ヘッド及び制御棒駆動機構案内管などの貫通部における溶融炉心による加熱に伴う温度上昇や原子炉圧力容器の内圧上昇時における下部ヘッドの弾塑性挙動やクリープ
挙動によって支配される。また，下部ヘッド構造材と溶融炉心との材料的な相互作用も下部ヘッドの健全性に影響を与える。
(2)

原子炉圧力容器下部プレナム部での炉心溶融物の挙動
原子炉圧力容器下部プレナム部での溶融炉心の挙動を図 2 に示す。原子炉圧力容器下部プレナム部での溶融炉心の挙動は，炉心溶融物落下時の過程と溶融プール形成時の伝熱流動（成層化）の過程に分けられる。
原子炉圧力容器下部プレナム部での溶融物の挙動は，冷却水の有無に大きく影響される。すなわち，溶融物落下時に下部プレナ
ム部に冷却水が存在する場合は，粒子状デブリの生成，溶融物の添付 4.1.1.6−3−6下部クラストと原子炉圧力容器壁間の間隙（ギャップ）や溶融物中の亀裂（クラック）の生成の促進が期待できる。また，溶融物
落下以降における冷却水注水が存在する場合は，粒子状デブリ層，溶融プール層及び金属層の除熱が促進され，下部ヘッド過熱の抑制が期待できる。

3． 知 見 の 整 理 [ １ ] 〜 [ ３ ](1)

ＴＭＩ−２事故
1979 年 に 発 生 し た 米 国 Ｔ Ｍ Ｉ − ２ の 事 故 で は ， 炉 心 冷 却 機 能 が

喪 失 し た こ と に よ り ，炉 心 の 一 部 が 溶 融 し た が ，事 象 発 生 か ら 約 3
時間半後に運転員が高圧ＥＣＣＳを起動し，その後炉心は再冠水
し た 。Ｔ Ｍ Ｉ − ２ 事 故 で は ，約 19 ト ン の 溶 融 炉 心（ 全 炉 心 の 約 16％ ）が原子炉圧力容器下部に落下したが，下部ヘッドの顕著な破損はなく，溶融炉心が原子炉圧力容器内部に保持された。ＴＭＩ−２の 事 故 後 の 炉 心 状 態 [２ ]を 図 3 に 示 す 。
(2)

ＡＬＰＨＡ実験
ａ．実験の概要
日 本 原 子 力 研 究 所 で は ，事 故 時 格 納 容 器 挙 動 試 験（ Ａ Ｌ Ｐ Ｈ Ａ ）計画において，原子炉圧力容器下部プレナム内における溶融炉心の冷却性に関する実験が実施された。
実験では，テルミット反応により生成したアルミナを模擬溶融
炉心として用い，実験ごとに投入アルミナ重量を変えて，冷却水が存在する下部ヘッド実験容器に落下させている。
なお，自発的な水蒸気爆発の発生を抑制するために，実験設備
を 設 置 し た Ａ Ｌ Ｐ Ｈ Ａ 装 置 の 模 擬 格 納 容 器 内 を 約 1.3MPa ま で 加 圧
添付 4.1.1.6−3−7

している。
ｂ．実験装置の概要
実験装置の概念と下部ヘッド実験容器の構造を図 4 及び図 5 に示す。
ｃ．実験の結果
実験の結果，アルミナと容器壁とが密着せず両者の境界に隙間が 形 成 さ れ ， 固 化 し た ア ル ミ ナ と 容 器 壁 と の 境 界 に 幅 1mm〜 2mm 程度の隙間を確認した。また，隙間への冷却水侵入が，下部プレナ
ム内における溶融炉心の冷却に関与するかの確認のため，溶融炉
心の自然対流により生じる固化体外壁における熱流束と狭隘流路内の限界熱流束を比較評価した。その評価結果を図 6 に示す。図
中 の 曲 線 の 交 点 に 対 応 す る 下 部 プ レ ナ ム 内 溶 融 炉 心 深 さ が ,そ の隙間幅で冷却できる最大深さに相当する。よって，下部プレナムに 形 成 さ れ る 溶 融 炉 心 深 さ が 0.5m 程 度 （ Ｔ Ｍ Ｉ − ２ 事 故 程 度 ） で
あ り ， 1mm〜 2mm の 隙 間 が 形 成 さ れ れ ば 冷 却 可 能 で あ る が ， 大 量 の溶融炉心が下部プレナム移行する状況では，隙間への冷却水侵入だけでは不十分である可能性が高いことが判明した。
(3)

ＬＡＶＡ実験
ａ．実験の概要
韓国原子力研究所（ＫＡＥＲＩ）において，ＬＡＶＡ実験が実施された。実験では，テルミット反応により生成した溶融ア
ルミナのみ又は溶融アルミナと溶融鉄の両方を模擬溶融炉心として用い，冷却水を満たした下部ヘッド模擬実験容器に落下させている。
ｂ．実験装置の概要
添付 4.1.1.6−3−8

実験装置の概要を図 7 に示す。実験容器は炭素鋼製の半球部と 円 筒 部 で あ り ， 半 径 0.25m 及 び 肉 厚 0.025m と な っ て い る 。
ｃ．実験の結果
実験の結果，熱膨張による容器の膨張とともに，大きさの異なる永久歪みが残っていることが示された。また，アルミナのみを模擬溶融炉心として用いた場合，ＡＬＰＨＡ実験と同様に
容器壁温度の急激な低下が観測された。この現象は，実験容器
壁と固化溶融物との境界における隙間形成と隙間内への冷却水の侵入が関連し，冷却水の沸騰で発生する水蒸気が多孔質のア
ルミナ固化体内部を通過して排出されるため，冷却水の侵入が容易になるとの考察がされている。また，アルミナと鉄の混合
溶融物の場合は，アルミナのみに比べて実験容器壁の温度低下
速度が小さくなる結果となっている。
(4)

ＦＯＲＥＶＥＲ実験
ａ．実験の概要
スウェーデン王立工科大学（ＲＩＴ）において実施されているＦＯＲＥＶＥＲ実験は，下部プレナム内における溶融炉心の自然対流，下部ヘッドのクリープ変形及び溶融炉心と下部ヘッ
ド境界におけるギャップ形成とギャップ冷却に関連する実験である。
なお，溶融物の自然対流による容器への熱負荷及び容器のク
リープ変形に関する知見を得ることを目的としているため，冷却水を用いていない。
ｂ．実験装置の概要
実 験 装 置 の 概 要 を 図 8 に 示 す 。 実 験 容 器 は ， 実 炉 の 1／ 10 規
添付 4.1.1.6−3−9

模（ 直 径 0.4m 及 び 肉 厚 0.015m）の 炭 素 鋼 製 の 下 部 ヘ ッ ド 模 擬 容器となっている。
ｃ．実験の結果
実験の結果，初期に熱膨張が見られ，容器を加圧した後にクリープによる容器の変形（膨張）が生じた。クリープ歪み速度は 0.125％ ／ hr 程 度 で あ る 。 変 位 計 測 の 結 果 か ら ， 径 方 向 で はなく軸方向の変位が生じていることが示された。溶融物から容器 へ の 局 所 熱 流 束 の 分 布 を 図 9 に 示 す 。 容 器 中 心 軸 か ら 約 70 度の位置において最大熱流束を示した。この傾向は，これまでに多くの研究機関等で実施された内部発熱を伴う自然対流実験の結果と定性的に一致するものであった。
(5)

米国ＦＡＩにおける実験
ａ．実験の概要
米 国 の Ｆ Ａ Ｉ 社 （ Fauske and Associates ， Inc. ） に お い て ，
ＮＲＣ，ＥＰＲＩ，日本産業界等の出資による国際的な協力プ
ログラムとして炉心溶融物冷却試験が実施された。
また，ＴＭＩ−２炉容器調査計画（ＶＩＰ）では，下部ヘッ
ド の 温 度 が 約 1,100℃ ま で 上 昇 し ， そ の 後 冷 却 さ れ る こ と が わ
かったが，冷却に至るメカニズムは特定できなかったため，原
子炉圧力容器の内壁が高温にさらされた状態において，酸化物
溶融物と密着しないことにより冷却される点に着目して実験が実施されている。
実 験 は ， 2 つ の フ ェ ー ズ か ら な り ， い ず れ も 内 径 30cm の 模 擬
原子炉圧力容器下部ヘッドに，高温の模擬溶融物質を落下させている。フェーズ 1 では，模擬下部ヘッドの中に，テルミット
添付 4.1.1.6−3−10

反応により溶融させた溶融二酸化アルミニウムと溶融鉄との混合 物 約 40kg を 流 入 さ せ る 。フ ェ ー ズ 2 で は ，テ ル ミ ッ ト 反 応 に
よって溶融させた溶融二酸化アルミニウムと溶融鉄の混合物か
ら 二 酸 化 ア ル ミ ニ ウ ム の み 約 20kg を 分 離 し て 模 擬 下 部 ヘ ッ ドに落下させている。
ｂ．実験装置の概要
実 験 装 置 の 概 要 を 図 10 に 示 す 。
ｃ．実験の結果
実験の結果，模擬下部ヘッド内に水が存在する場合に，溶融
鉄と溶融二酸化アルミニウムの混合物の場合及び溶融二酸化ア
ルミニウム単独でも，溶融物は容器に密着することなく容器壁
は，浸食されないことを確認した。また，フェーズ 2 では貫通部を設置したが，この溶接部にも，溶融物は密着しなかった。
溶融物の表面に形成されたクラストと模擬圧力容器の内壁面にギャップが確認され，それは容器下端で最も大きいことがわかった。また，このギャップと容器壁の間において，二相流による冷却現象が確認された。
溶融物の上面の水が存在することで，下部ヘッドの冷却が促進されるデータが得られたが，冷却率はギャップへの水の侵入に依存すると考えられている。
実 験 で は ， 約 1MPa 以 上 の 条 件 で 実 施 し た が ， 水 蒸 気 爆 発 は 発生しなかった。
(6)

ＭＡＳＣＡ計画
ａ．試験の概要
ＭＡＳＣＡ試験は，経済協力開発機構国際協力プロジェクト
添付 4.1.1.6−3−11において実施され，ＩＶＲに関する実コリウムを用いた試験である。
ＭＡＳＣＡ計画はスウェーデンのＲＩＴの試験において，成層化により原子炉圧力容器への熱流束が 3 倍程度変化することが確認され，さらに，核分裂生成物及び崩壊熱の発生分布も非均質に分布する可能性がわかったことから，実コリウムの化学的 挙 動 を 把 握 す る こ と を 目 的 に ，フ ェ ー ズ 1，フ ェ ー ズ 2 が 実 施され，逆成層化（金属層が酸化物層の下に成層化する現象）等の新たな知見が得られた。
ｂ．試験装置の概要
試 験 装 置 の 概 要 を 図 11 に 示 す 。
ｃ．試験の結果
フェーズ 1 試験の結果は，炭素のデブリの成層化への影響が定量的に把握された。さらに，デブリに鉄が含まれると，鉄にウラン金属が移行して密度が高くなり，酸化物層の下に成層化
する逆成層化が確認された。既存のシビアアクシデント解析コードで想定されていた原子炉圧力容器下部ヘッド内の成層化とＭ Ａ Ｓ Ｃ Ａ 計 画 の 結 果 を 図 12 及 び 図 13 に 示 す 。 図 13 に 示 す ように，金属層にＵやＺｒが移行して密度が高くなり酸化物の下に成層化し，遅れて落下してくるスチールが上部に残る可能性
が 示 さ れ た 。ま た ，制 御 材 の Ｂ ４ Ｃ が 成 層 化 に 影 響 す る こ と が わかった。
フ ェ ー ズ 2 試 験 で は ， 鉄 割 合 30wt％ ま で 含 む コ リ ウ ム の 成 層
化 状 態 を 把 握 す る 実 験 が 実 施 さ れ ，Ｂ ４ Ｃ の 成 層 化 は 鉄 割 合 が 高
く な る と Ｂ ４ Ｃ の 影 響 が ほ と ん ど な く な る こ と が わ か っ た 。ま た ，
添付 4.1.1.6−3−12酸化雰囲気における試験では，逆成層化した鉄を含む未飽和酸
化コリウムを高温のまま酸化雰囲気にすると，ＵやＺｒの酸化が進み，金属層の密度が低下し，酸化物層の下に成層化する結果が得られた。
(7)

ＭＡ試験及びＢ４Ｃ試験
ＭＡＳＣＡ試験で最も重要な成果となったスチールを含むデブ リ の 逆 成 層 化 に 関 す る 試 験 の 概 要 及 び 結 果（ Ｍ Ａ 試 験 及 び Ｂ ４
Ｃ試験）を以下に説明する。
ａ．ＭＡ試験
Ｍ Ａ 試 験 は ， 約 2kg の コ リ ウ ム を 溶 融 ・ 保 持 す る も の で ， Ｍ
ＡＳＣＡ計画で中規模試験として位置づけられている。試験装置にコールドルーシブル手法を用いることで，チューブと溶融物との相互作用を防止し，スーパーヒート状態の酸化物と金属の混合溶融物を保持することができる。
Ｍ Ａ Ｓ Ｃ Ａ 計 画 で は ， Ｍ Ａ 試 験 を 6 ケ ー ス （ Ｍ Ａ − 1〜 Ｍ Ａ −6） 実 施 し て い る 。
分析の結果，装填時にＵＯ２，ＺｒＯ２，Ｚｒ及びＦｅの混合物 で あ っ た も の が 溶 融 す る と ，Ｕ Ｏ ２ が Ｚ ｒ に よ っ て 還 元 さ れ Ｕ金属となり，このＵと残りのＺｒがＦｅとともに金属層を形成していることが示された。Ｕ金属の密度が高いことにより金属層の密度が高くなり，酸化物層の下に成層化したことがわかる。
一方，酸化度の高いコリウム及びスチール割合の高いケースでは，金属層が上部に残る形となった。これは，酸化割合が高いと還元されて金属層への移行するＵが少なくなり，スチール割合が高いと金属層中のＵの割合が減少し，金属層の密度が低く
添付 4.1.1.6−3−13なるためであることわかった。
ｂ．Ｂ４Ｃ試験
Ｂ４Ｃ試験は，制御材のＢ４Ｃによる影響を把握する目的で実施 さ れ ， 約 300g の コ リ ウ ム を 溶 融 で き る 試 験 装 置 を 用 い ，
0.5wt％ の Ｂ ４ Ｃ を 含 む Ｃ − 34 コ リ ウ ム を 溶 融 し た 後 ， 約 2wt％のＦｅを投入し，生成されたインゴットの分析を実施している。
分 析 の 結 果 ，Ｆ ｅ 割 合 が 小 さ い 場 合 に Ｂ ４ Ｃ の 添 加 に よ る 金 属
相 割 合 が 大 き く 増 加 し ，Ｆ ｅ 割 合 が 大 き く な る と Ｂ ４ Ｃ の 影 響 は小さくなることがわかった。これは，溶融したＢやＣが金属層に 含 ま れ る こ と か ら ，Ｆ ｅ 割 合 が 増 加 す る と Ｂ ４ Ｃ が 希 釈 さ れ るためであることわかった。

参考文献：
[１ ]

シ ビ ア ア ク シ デ ン ト 熱 流 動 現 象 評 価（ 平 成 13 年 3 月 ，社 団 法 人
日本原子力学会）[２ ]J. M. Broughton, et al.: A Scenario of the Three Mile Island
Unit 2 Accident, Nuclear Technology, Vol.87, No.1, p.35, 1989

[３ ]平 成 21 年 度 原 子 炉 施 設 の ア ク シ デ ン ト マ ネ ー ジ メ ン ト に 係 る 知
識 ベ ー ス の 整 備 に 関 す る 報 告 書 ＝ 環 境 へ の 影 響 緩 和 ＝（ 平 成 22 年
10 月 ， 独 立 行 政 法 人 原 子 力 安 全 基 盤 機 構 ）添付 4.1.1.6−3−14

添付 4.1.1.6−3−15
図 1

原 子 炉 圧 力 容 器 下 部 ヘ ッ ド の 破 損 モ ー ド と そ の 概 要 [１ ]添付 4.1.1.6−3−16
図 2

原 子 炉 圧 力 容 器 下 部 プ レ ナ ム 部 で の 溶 融 炉 心 の 挙 動 [１ ]

図 3

Ｔ Ｍ Ｉ − ２ の 事 故 後 の 炉 心 状 態 [２ ]添付 4.1.1.6−3−17

図 4

Ａ Ｌ Ｐ Ｈ Ａ 実 験 装 置 の 概 念 [１ ]図 5

下 部 ヘ ッ ド 実 験 容 器 の 構 造 [１ ]添付 4.1.1.6−3−18

図 6

実 験 規 模 に お け る （ 半 径 2m） 隙 間 内 冷 却 水 侵 入 の 効 果 [ １ ]図 7

Ｌ Ａ Ｖ Ａ 実 験 装 置 の 概 要 [１ ]添付 4.1.1.6−3−19

図 8

図 9

Ｆ Ｏ Ｒ Ｅ Ｖ Ｅ Ｒ 実 験 装 置 の 概 要 [１ ]Ｆ Ｏ Ｒ Ｅ Ｖ Ｅ Ｒ ／ Ｃ 1 実 験 に お け る 局 所 熱 流 束 の 分 布 [１ ]添付 4.1.1.6−3−20

図 10

図 11

Ｆ Ａ Ｉ 試 験 装 置 の 概 要 [１ ]Ｍ Ａ Ｓ Ｃ Ａ 試 験 装 置 の 概 要 [３ ]添付 4.1.1.6−3−21図 12

既存シビアアクシデント解析コードで想定されていた
原 子 炉 圧 力 容 器 下 部 ヘ ッ ド 内 の 成 層 化 [３ ]図 13ＭＡＳＣＡ試験で得られた原子炉圧力容器下部ヘッド内の成 層 化 状 況 [３ ]添付 4.1.1.6−3−22

添付資料 4.1.1.7−1
ペデスタル内サンプ及びサンプドレン配管図について

以下に東海第二発電所ペデスタル内サンプ配置図及びサンプドレン
配管図を示す。

添付 4.1.1.7−1−1

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

本資料のうち，は営業秘密又は防護上の観点から公開できません。

下線部：今回提出資料
目

次

はじめに

1.

炉心損傷防止対策の有効性評価の事故シーケンスグループ抽出及び重要事故シーケンス選定について
1.1

事故シーケンスグループの分析について

1.1.1

炉心損傷に至る事故シーケンスの抽出，整理

1.1.2

抽出した事故シーケンスの整理

1.1.2.1

必ず想定する事故シーケンスグループとの対応

1.1.2.2

追加すべき事故シーケンスグループの検討

1.1.2.3

炉心損傷後の格納容器の機能への期待可否に基づく整
理

2.

1.2

有効性評価の対象となる事故シーケンスについて

1.3

重要事故シーケンスの選定について

1.3.1

重要事故シーケンス選定の考え方

1.3.2

重要事故シーケンスの選定結果

格納容器破損防止対策の有効性評価の格納容器破損モード及び評価
事故シーケンスの選定について
2.1

格納容器破損モードの分析について

2.1.1

格納容器破損モードの抽出，整理

2.1.2

抽出した格納容器破損モードの整理

2.1.2.1

必ず想定する格納容器破損モードとの対応
i2.1.2.2
2.2

追加すべき格納容器破損モードの検討

評価事故シーケンスの選定について

2.2.1

評価対象とするＰＤＳの選定

2.2.2

評価事故シーケンスの選定の考え方

2.2.3

評価事故シーケンスの選定結果

2.2.4

炉心損傷防止が困難な事故シーケンス等に対する格納容器破損防止対策の有効性

2.2.5

3.

直接的に炉心損傷に至る事故シーケンスに対する対策

運転停止中原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価の運転停止中事故シーケンスグループ及び重要事故シーケンスの選定について
3.1

運転停止中事故シーケンスグループの分析について

3.1.1

燃料損傷に至る運転停止中事故シーケンスグループの抽
出，整理

3.1.2

3.2

4.

抽出した事故シーケンスの整理

3.1.2.1

必ず想定する事故シーケンスグループとの対応

3.1.2.2

追加すべき事故シーケンスグループの検討

重要事故シーケンスの選定について

3.2.1

重要事故シーケンスの選定の考え方

3.2.2

重要事故シーケンスの選定結果

事故シーケンスグループ及び重要事故シーケンス等の選定に活用したＰＲＡの実施プロセスについてii

表第 1－ 1表 イ ベ ン ト ツ リ ー に よ り 抽 出 し た 事 故 シ ー ケ ン ス
第 1－ 2表 Ｐ Ｒ Ａ の 結 果 に 基 づ く 新 た な 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ の 検
討第 1－ 3表 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ の 主 要 な 炉 心 損 傷 防 止 対 策 及 び 炉
心損傷頻度
第 1－ 4表 重 要 事 故 シ ー ケ ン ス 等 の 選 定
第 2－ 1表 格 納 容 器 破 損 モ ー ド 別 格 納 容 器 破 損 頻 度
第 2－ 2表 プ ラ ン ト 損 傷 状 態 （ Ｐ Ｄ Ｓ ） の 定 義
第 2－ 3表 評 価 対 象 と す る プ ラ ン ト 損 傷 状 態 （ Ｐ Ｄ Ｓ ） の 選 定
第 2－ 4表 格 納 容 器 破 損 防 止 対 策 の 評 価 事 故 シ ー ケ ン ス の 選 定
第 3－ 1表 運 転 停 止 中 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 別 炉 心 損 傷 頻 度
第 3－ 2表 燃 料 損 傷 ま で の 余 裕 時 間
第 3－ 3表 重 要 事 故 シ ー ケ ン ス （ 運 転 停 止 中 ） の 選 定

図第 1－ 1図 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 抽 出 及 び 重 要 事 故 シ ー ケ ン ス 選 定の全体プロセス
第 1－ 2図 内 部 事 象 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ に お け る イ ベ ン ト ツ リ ー
第 1－ 3図 地 震 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ に お け る 階 層 イ ベ ン ト ツ リ ー
第 1－ 4図 地 震 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ に お け る イ ベ ン ト ツ リ ー
第 1－ 5図 津 波 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ に お け る 階 層 イ ベ ン ト ツ リ ー
第 1－ 6図 津 波 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ に お け る イ ベ ン ト ツ リ ー
第 1－ 7図 プ ラ ン ト 全 体 の 炉 心 損 傷 頻 度
第 1－ 8図 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ ご と の 寄 与 割 合iii

第 2－ 1図 格 納 容 器 破 損 モ ー ド 抽 出 及 び 評 価 事 故 シ ー ケ ン ス 選 定 の 全体プロセス
第 2－ 2図 シ ビ ア ア ク シ デ ン ト で 想 定 さ れ る 事 象 進 展 と 格 納 容 器 破 損
モード
第 2－ 3図 内 部 事 象 レ ベ ル １ ． ５ Ｐ Ｒ Ａ に お け る イ ベ ン ト ツ リ ー
第 2－ 4図 格 納 容 器 破 損 モ ー ド ご と の 寄 与 割 合
第 3－ 1図 運 転 停 止 中 原 子 炉 に お け る 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 抽 出 及び重要事故シーケンス選定の全体プロセス
第 3－ 2図 施 設 定 期 検 査 時 の プ ラ ン ト 状 態 と 主 要 パ ラ メ ー タ の 推 移第 3－ 3図 停 止 時 Ｐ Ｒ Ａ に お け る プ ラ ン ト 状 態 の 分 類 及 び 施 設 定 期 検
査工程
第 3－ 4図 停 止 時 Ｐ Ｒ Ａ に お け る イ ベ ン ト ツ リ ー
第 3－ 5図 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ ご と の 寄 与 割 合

別紙1.

有効性評価の事故シーケンスグループ等の選定に際しての外部事
象の考慮について

2.

外部事象に特有の事故シーケンスについて

3.

諸外国における炉心損傷防止対策の調査結果について

4.

ＴＢＷシーケンスの炉心損傷防止対策及び着眼点に基づく評価を踏まえた重要事故シーケンスの選定について

5.

重大事故等対処設備の津波からの防護について

6.

内部事象ＰＲＡにおける主要なカットセット及びＦＶ重要度に照らした重大事故等防止対策の有効性について

7.

地震ＰＲＡ，津波ＰＲＡにおける主要な事故シーケンスの対策に
iv

ついて
8.

格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」の想定
及びその対策について9.

格納容器直接接触（シェルアタック）を格納容器破損モードの評
価対象から除外する理由について

10. 格 納 容 器 隔 離 失 敗 の 分 岐 確 率 の 根 拠 と 格 納 容 器 隔 離 失 敗 事 象 へ の対応について11. 「 Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項 （ 平 成 25 年 9 月

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について
12. 東 海 第 二 発 電 所

ＰＲＡピアレビュー実施結果及び今後の対応方

針について
別添
東海第二発電所

確率論的リスク評価（ＰＲＡ）について

v

はじめに
「実用発電用原子炉及びその附属施設の位置、構造及び設備の基準に 関 す る 規 則 の 解 釈 」 （ 平 成 25 年 6 月 19 日 ） （ 以 下 「 解 釈 」 と いう。）に基づき，重大事故対策の有効性評価に係る事故シーケンスグ
ループ等の選定に際しては，個別プラントの確率論的リスク評価（以下「ＰＲＡ」という。）を活用している。
当社は従来から定期安全レビュー等の機会に内部事象レベル１ＰＲ
Ａ（出力運転時，停止時），レベル１．５ＰＲＡ（出力運転時）を実施してきており，これらのＰＲＡ手法を今回も適用した。また，外部事象としては，現段階でＰＲＡ手法を適用可能な事象として，日本原子力学会において実施基準が標準化され，試評価等の実績を有する地
震レベル１ＰＲＡ及び津波レベル１ＰＲＡを対象とし，これらの外部事象ＰＲＡから抽出される建屋・構築物等の大規模な損傷から発生する事象についても事故シーケンスグループ等の選定に係る検討対象範
囲とした。
また，ＰＲＡが適用可能でないと判断した外部事象については，事
故シーケンスの定性的な分析を行い，事故シーケンスグループ等の選定に係る検討を実施した。
今回実施するＰＲＡの目的が重大事故等対策の有効性評価を行う事
故シーケンスグループ等の選定への活用にあることを考慮し，これまで整備してきたアクシデントマネジメント策（以下「ＡＭ策」という。）や福島第一原子力発電所事故以降に実施した各種対策等を含めず，設計基準事故対処設備の機能にのみ期待する仮想的なプラント状態を評価対象としてＰＲＡモデルを構築した。
なお，今回のＰＲＡの実施に際しては，原子力規制庁配布資料「Ｐ1

Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項 （ 平 成 25 年 9 月 ） 」 を 参 照 し た 。
＜今回のＰＲＡの評価対象＞
今回のＰＲＡ
での取扱い

対象設備
設計基準事故対処設備考慮する

Ａ Ｍ 要 請 （ H4） 以 前 か ら 整 備 し て い る Ａ Ｍ 策 の 設 備・代替注水手段（給水系，制御棒駆動水圧系，補給水系及び消火系による原子炉への注水手段）
Ａ Ｍ 要 請 （ H4） 以 降 に 整 備 し た Ａ Ｍ 策 の 設 備・代替反応度制御（ＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環系ポンプトリップ機能）及びＡＴＷＳ緩和設
備（代替制御棒挿入機能））・代替注水手段（補給水系，消火系による原子炉・格納容器への注水手段）
・原子炉減圧の自動化
・格納容器からの除熱手段（耐圧強化ベント）
・電源の融通（高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機による非常用所内電気設備への給電）

考慮しない

考慮しない

緊急安全対策設備
・電源車
・消防車，消防ポンプ
・非常用発電機代替設備
・代替海水ポンプ
・代替注水車・建屋の水密扉の強化
・海水ポンプモータ予備品

考慮しない

重大事故等対処設備考慮しない

なお，「ＥＣＣＳ手動起動」，「原子炉手動減圧」，「残留熱除去
系の手動起動」，「高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系の水源切替」等の「設計基準事故対処設備の機能を作動させるための手動操作」は考慮する。
今回実施したＰＲＡの詳細については，「別添率論的リスク評価（ＰＲＡ）について」に示す。

2

東海第二発電所確

1.

炉心損傷防止対策の有効性評価の事故シーケンスグループ抽出及び重要事故シーケンス選定について
炉心損傷防止対策の有効性評価において想定する事故シーケンス

グ ル ー プ 抽 出 及 び 重 要 事 故 シ ー ケ ン ス 選 定 の 全 体 プ ロ セ ス を 第 1－ 1
図に示す。本プロセスに従い，各検討ステップにおける実施内容を
整理した。
【概
①

要】
内部事象ＰＲＡ，外部事象ＰＲＡ（適用可能なものとして地震，津波を選定）及びＰＲＡを適用できない外部事象等についての定性的検討から事故シーケンスの抽出を実施した。

②

抽出した事故シーケンスと必ず想定する事故シーケンスグループとの比較を行い，必ず想定する事故シーケンスグループに対応しない外部事象特有の事故シーケンスについて，頻度，影響等を確認し，事故シーケンスグループとしての追加要否を検討した。

③

抽出した事故シーケンスグループ内の事故シーケンスについて，国内外の先進的な対策を講じても炉心損傷防止が困難なものは，
格納容器破損防止対策の有効性評価にて取り扱うこととした。

④

炉心損傷防止対策の有効性評価において想定する事故シーケンス
グループごとに，「実用発電用原子炉に係る炉心損傷防止対策及び格納容器破損防止対策の有効性評価に関する審査ガイド」（以下「審査ガイド」という。）に記載の観点（共通原因故障又は系統間の機能の依存性，余裕時間，設備容量，代表性）に基づき，有効性評価の対象とする重要事故シーケンスを選定した。

3

1.1

事故シーケンスグループの分析について
解釈には，炉心損傷防止対策の有効性評価に係る事故シーケンス

グループの，個別プラント評価による抽出に関して以下のとおりに示されている。
１－１(a) 必 ず 想 定 す る 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ①ＢＷＲ
・高圧・低圧注水機能喪失
・高圧注水・減圧機能喪失
・全交流動力電源喪失
・崩壊熱除去機能喪失
・原子炉停止機能喪失
・ＬＯＣＡ時注水機能喪失
・格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）(b) 個 別 プ ラ ン ト 評 価 に よ り 抽 出 し た 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ①個別プラントの内部事象に関する確率論的リスク評価（ＰＲＡ）及び外部事象に関するＰＲＡ（適用可能なもの）又はそれに代わる方法で評価を実施すること。
② そ の 結 果 、 上 記 １ － １ (a)の 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ に 含 ま れ な
い有意な頻度又は影響をもたらす事故シーケンスグループが抽出された場合には、想定する事故シーケンスグループとして追加すること。なお、「有意な頻度又は影響をもたらす事故シーケ ン ス グ ル ー プ 」 に つ い て は 、 上 記 １ － １ (a)の 事 故 シ ー ケ ン ス
グループと炉心損傷頻度又は影響度の観点から同程度であるか

4

等から総合的に判断するものとする。
上 記 １ － １ (b)① に 関 し て ， Ｐ Ｒ Ａ の 適 用 可 能 な 外 部 事 象 に つ いては日本原子力学会におけるＰＲＡ実施基準の標準化の状況，試評
価実績の有無等を考慮し，地震及び津波とした。したがって，出力運転時の内部事象レベル１ＰＲＡ，地震レベル１ＰＲＡ及び津波レ
ベル１ＰＲＡを実施し，事故シーケンスグループを評価した。
また，ＰＲＡの適用が困難と判断した地震，津波以外の外部事象については定性的な検討により発生する事故シーケンスの分析を行った。
実 施 し た 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ に 係 る 分 析 結 果 を 1.1.1 に 示 す 。

1.1.1

炉心損傷に至る事故シーケンスの抽出，整理(1)

ＰＲＡに基づく整理
内部事象レベル１ＰＲＡでは，各起因事象の発生後，炉心損傷
を 防 止 す る た め の 緩 和 手 段 等 の 組 合 せ を 評 価 し ， 第 1－ 2 図 の イ
ベントツリーを用いて分析することで炉心損傷に至る事故シーケ
ンスを抽出している。
外部事象に関しては，ＰＲＡが適用可能な事象として地震レベ
ル１ＰＲＡ及び津波レベル１ＰＲＡを実施し，内部事象と同様に
イベントツリー分析を行い，炉心損傷に至る事故シーケンスを抽出 し た 。 第 1－ 3 図 に 地 震 Ｐ Ｒ Ａ の 階 層 イ ベ ン ト ツ リ ー を ， 第 1－4 図 に 地 震 Ｐ Ｒ Ａ の イ ベ ン ト ツ リ ー を ， 第 1－ 5 図 に 津 波 Ｐ Ｒ Ａ の階 層 イ ベ ン ト ツ リ ー を ， 第 1－ 6 図 に 津 波 Ｐ Ｒ Ａ の イ ベ ン ト ツ リーを示す。
地震や津波の場合，各安全機能の喪失に至るプロセスは異なる
5

ものの，起因事象が内部事象と同じであれば，炉心損傷を防止す
るための緩和手段も同じであるため，事故シーケンスも内部事象と同様である。また，地震レベル１ＰＲＡ及び津波レベル１ＰＲ
Ａでは，内部事象レベル１ＰＲＡでは想定していない複数の安全機能や緩和機能を有する機器が同時に損傷する事象や，建屋・構
築物等の大規模な損傷の発生により直接的に炉心損傷に至る事故
シーケンスも扱っている。
各 Ｐ Ｒ Ａ よ り 抽 出 し た 事 故 シ ー ケ ン ス を 第 1－ 1 表 に ， 評 価 結
果 を 第 1－ 7 図 及 び 第 1－ 8 図 に 示 す 。
(2)

ＰＲＡに代わる検討に基づく整理
ＰＲＡの適用が困難な地震，津波以外の外部事象（以下「その他の外部事象」という。）については，その他の外部事象により誘発される起因事象について検討した。内部溢水及び内部火災では，外部電源喪失や全給水喪失等の起因事象の発生が想定される。
また，洪水，風（台風），竜巻，凍結，降水，積雪，落雷，地滑り，火山の影響，生物学的事象，森林火災，人為事象等において想定される事象は，いずれも内部事象レベル１ＰＲＡ，地震レベ
ル１ＰＲＡ又は津波レベル１ＰＲＡのいずれかで想定する起因事
象に包絡されるため，その他の外部事象を考慮しても新たな事故
シ ー ケ ン ス グ ル ー プ は 抽 出 さ れ な い と 推 定 し た （ 別 紙 1） 。

1.1.2

抽出した事故シーケンスの整理

今回実施したレベル１ＰＲＡにより抽出した各事故シーケンス（ 第 1－ 1 表 参 照 ） を ， 炉 心 損 傷 防 止 の た め の 緩 和 機 能 の 喪 失 状 況 ，プラントの状態及び炉心損傷に至る主要因の観点で分類した結果と，
6

解 釈 １ － １ (a) に 示 さ れ て い る 必 ず 想 定 す る 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー
プ と の 関 係 及 び 解 釈 １ － ２ に 示 さ れ て い る 要 件 と の 関 係 等 を 第 1－2 表 に 整 理 し た 。 ま た ， 整 理 の 内 容 を 1.1.2.1～ 1.1.2.3 に 示 す 。

1.1.2.1

必ず想定する事故シーケンスグループとの対応

今回実施したレベル１ＰＲＡにより抽出した各事故シーケンス（ 第 1－ 1 表 参 照 ） に つ い て ， 炉 心 損 傷 防 止 の た め の 緩 和 機 能 の 喪失状況，プラントの状態及び炉心損傷に至る主要因の観点で分類した 。 具 体 的 に は 次 の (1)～ (7)及 び こ れ 以 外 の 事 故 シ ー ケ ン ス に 分 類
し た 。 緩 和 機 能 の 喪 失 状 況 ， プ ラ ン ト の 状 態 の 観 点 で ， (1)～ (7)は ，
解 釈 １ － １ (a) の 必 ず 想 定 す る 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ に 対 応 す るものとして整理した。
(1)

高圧・低圧注水機能喪失（ＴＱＵＶ）
運転時の異常な過渡変化等の発生後，高圧注水機能を喪失し，原子炉の減圧には成功するが，低圧注水機能が喪失して，炉心の著しい損傷に至る事故シーケンスを，事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」に分類する。

(2)

高圧注水・減圧機能喪失（ＴＱＵＸ）
運転時の異常な過渡変化等の発生後，高圧注水機能及び原子炉減圧機能を喪失し，炉心の著しい損傷に至る事故シーケンスを，事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」に分類する。

(3)

全交流動力電源喪失（長期ＴＢ，ＴＢＤ，ＴＢＰ，ＴＢＵ）
外部電源喪失の発生時に区分Ⅰ及び区分Ⅱの非常用交流電源の確保に失敗するとともに，区分Ⅲの高圧炉心スプレイ系ディーゼ
ル発電機による高圧炉心スプレイ系専用の交流電源の確保に失敗
7

することにより全交流動力電源喪失が発生し，安全機能を有する
系統及び機器が機能喪失することによって，炉心の著しい損傷に至る事故シーケンスを，事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」に分類する。
なお，ＰＲＡでは電源喪失の事故シーケンスを長期ＴＢ，ＴＢ
Ｄ，ＴＢＰ及びＴＢＵに詳細化して抽出しているが，いずれも全交流動力電源喪失を伴う事故シーケンスであるため，解釈１－１(a) に 記 載 の 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ で は 「 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 」に該当するものとして整理する。また，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機による交流電源確保失敗は高圧炉心スプレイ系のシ
ステムモデルに含めてモデル化していることから，区分Ⅰ及び区分Ⅱの非常用交流電源の確保に失敗し，かつ，高圧炉心スプレイ
系による炉心冷却に失敗する事故シーケンスを本事故シーケンス
グループに分類することとする。
(4)

崩壊熱除去機能喪失（ＴＷ，ＴＢＷ）
運転時の異常な過渡変化等の発生後，原子炉圧力容器への注水
等の炉心の冷却に成功するものの，格納容器からの崩壊熱除去機能が喪失し，炉心損傷前に格納容器が過圧により破損，その後，炉心の著しい損傷に至るおそれのある事故シーケンスを，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」として分類する。

(5)

原子炉停止機能喪失（ＴＣ）
運転時の異常な過渡変化等の発生後，原子炉停止機能を喪失し，炉心の著しい損傷に至る事故シーケンスを，事故シーケンスグル
ープ「原子炉停止機能喪失」として分類する。

(6)

ＬＯＣＡ時注水機能喪失（ＡＥ，Ｓ１Ｅ，Ｓ２Ｅ）
8

大破断ＬＯＣＡの発生後の高圧注水機能及び低圧注水機能の喪
失，又は，中小破断ＬＯＣＡの発生後の「高圧注水機能及び低圧
注水機能」又は「高圧注水機能及び原子炉減圧機能」の喪失により，炉心の著しい損傷に至る事故シーケンスを，事故シーケンス
グループ「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」として分類する。
なお，ＰＲＡではＬＯＣＡ時の注水機能喪失シーケンスを，破断口の大きさに応じてＡＥ（大破断ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンス），Ｓ１Ｅ（中破断ＬＯＣＡを起因とする事故シーケン
ス）及びＳ２Ｅ（小破断ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンス）に詳細化して抽出しているが，いずれもＬＯＣＡ時の注水機能喪失 を 伴 う 事 故 シ ー ケ ン ス で あ る た め ， 解 釈 １ － １ (a) に 記 載 の 事
故シーケンスグループでは「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」に該当するものとして整理する。
(7)

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）（ＩＳＬＯＣＡ）
インターフェイスシステムＬＯＣＡの発生後，破断箇所の隔離に失敗し，非常用炉心冷却系（以下「ＥＣＣＳ」という。）等による原子炉水位の確保に失敗することで炉心の著しい損傷に至る
事故シーケンスを，事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）」に分類する。

1.1.2.2

追加すべき事故シーケンスグループの検討

今回実施したレベル１ＰＲＡにより抽出した各事故シーケンス（ 第 1－ 1 表 参 照 ） の う ち ， 炉 心 損 傷 防 止 の た め の 緩 和 機 能 の 喪失状況，プラントの状態及び炉心損傷に至る主要因の観点で解釈9

１ － １ (a) の 必 ず 想 定 す る 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ に 対 応 し な い
事故シーケンス又は事故シーケンスグループとしては，地震・津波特有の事象として以下の事故シーケンス又は事故シーケンスグ
ループを抽出した。
(1)

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ

ＬＯＣＡ

大規模な地震では，格納容器内の原子炉冷却材圧力バウンダリ
において，大破断ＬＯＣＡを超える規模の損傷に伴う冷却材喪失（ＥｘｃｅｓｓｉｖｅＬＯＣＡ）が発生する可能性がある。具体的には，逃がし安全弁の開放失敗による原子炉圧力上昇又は地震による直接的な荷重により，格納容器内の原子炉冷却材圧力バ
ウンダリ配管が損傷に至るシナリオを想定している。大規模な地震においてＬＯＣＡが発生した場合であっても，破断の規模や使用可能な緩和設備の状況によっては炉心損傷を防止できる可能性も考えられるが，一方で，ＥＣＣＳの注水機能の全喪失や，使用可能なＥＣＣＳの注水能力を上回る量の原子炉冷却材の漏えいが発生することにより炉心損傷に至る可能性も考えられる。
さらに，使用可能な緩和設備の状況によっては格納容器の除熱に失敗する等の原因により，格納容器の破損に至る可能性も考えられる。
このように，大規模な地震発生後の原子炉冷却材圧力バウンダ
リの損傷の規模や緩和機能の状態には不確かさが大きく，原子炉
冷却材圧力バウンダリの損傷の規模や緩和機能の状態に応じて個別に事象収束の評価を実施することは困難であるため，保守的にＥｘｃｅｓｓｉｖｅ

ＬＯＣＡ相当のＬＯＣＡが発生するものとし，炉心損傷に直結する事象として抽出した。
10

なお，後述する事故シーケンス選定の結果，大破断ＬＯＣＡについては国内外の先進的な対策を考慮しても炉心損傷防止対策を講じることが困難な事故シーケンスとして格納容器の機能に期待している。破断の規模や使用可能な緩和設備の状況によっては格納容器の機能に期待できる場合も考えられる。
(2)

計装・制御系喪失
大規模な地震の発生により，計装・制御機能が喪失することで，プラントの監視及び制御が不能な状態に陥る可能性がある。計装・制御機能を喪失した場合であっても，喪失の規模や使用可能な緩和設備の状況によっては炉心損傷を防止できる可能性も考えられるが，一方で，ＥＣＣＳが起動不能になること等が原因で炉心損傷に至る可能性も考えられる。さらに，残留熱除去系が起動不能になること等の原因により，格納容器の破損に至る可能性も考えられる。
このように，大規模な地震による計装・制御系の喪失の規模には不確かさが大きく，計装・制御機能が喪失した際のプラントへの影響を特定することは困難であることから，保守的に炉心損傷に直結する事象として抽出した。

(3)

格納容器バイパス
大規模な地震では，格納容器外で配管破断等が発生し，格納容器をバイパスした原子炉冷却材の流出が発生する可能性がある。
格納容器バイパス事象はインターフェイスシステムＬＯＣＡとバ
イパス破断に細分化され，バイパス破断は通常開等の隔離弁に接続している配管が格納容器外で破損すると同時に隔離弁が閉失敗することで原子炉冷却材が流出する事象である。原子炉冷却材の11流出や使用可能な緩和設備の状況によっては炉心損傷を防止できる可能性も考えられるが，一方で，破断箇所の隔離に失敗したことで原子炉建屋内の機器に悪影響が及び炉心損傷に至る可能性も考えられる。
このように，大規模な地震発生後の格納容器バイパス事象の影
響には不確かさが大きく，配管破断の程度や破断箇所の特定，影響緩和措置の成立性等に応じた網羅的な事象進展の評価が困難なことから，保守的に炉心損傷に直結する事象として抽出した。
(4)

原子炉圧力容器損傷
大規模な地震では，原子炉圧力容器の損傷が発生する可能性がある。この場合，原子炉圧力容器の損傷により，原子炉停止や炉心冷却が困難となる可能性が考えられる。大規模な地震において
原子炉圧力容器の損傷が発生した場合であっても，損傷の規模や使用可能な緩和設備の状況によっては炉心損傷を防止できる可能性も考えられるが，一方で，原子炉圧力容器の損傷に伴いＥＣＣ
Ｓの注水配管が破断し，炉心冷却が困難になる等の理由により，炉心損傷に至る可能性も考えられる。また，原子炉圧力容器の損傷後に使用可能な緩和設備の状況によっては格納容器の除熱に失敗する等の原因により，格納容器の破損に至る可能性も考えられる。
このように，大規模な地震発生後の原子炉圧力容器の損傷の規模や緩和機能の状態には不確かさが大きく，損傷の規模や緩和機能の状態による事象収束可能性の評価が困難なことから，保守的に炉心損傷に直結する事象として抽出した。

(5)

格納容器損傷12大規模な地震では，格納容器の損傷が発生する可能性がある。
この場合，格納容器の損傷により，原子炉の停止や炉心冷却が困難となる可能性が考えられる。大規模な地震において格納容器の損傷が発生した場合であっても，損傷の規模や使用可能な緩和設備の状況によっては炉心損傷を防止できる可能性も考えられるが，一方で，格納容器の損傷に伴いＥＣＣＳの注水配管が破断し，炉心冷却が困難になる等の理由により，炉心損傷に至る可能性も考えられる。
このように，大規模な地震発生後の格納容器の損傷の規模や緩和機能の状態には不確かさが大きく，損傷の規模や緩和機能の状態による事象収束可能性の評価が困難なことから，保守的に炉心損傷に直結する事象として抽出した。
(6)

原子炉建屋損傷
大規模な地震では，原子炉建屋又は原子炉建屋を支持している
基礎地盤が損傷することで，建屋内の格納容器，原子炉圧力容器等の機器及び構造物が大規模な損傷を受ける可能性がある。
大規模な地震において原子炉建屋又は原子炉建屋を支持している基礎地盤の損傷が発生した場合であっても，損傷の規模や使用可能な緩和設備の状況によっては炉心損傷を防止できる可能性も考えられるが，一方で，原子炉停止や炉心冷却が困難となり，炉心損傷に至る可能性も考えられる。
このように，大規模な地震発生後の原子炉建屋又は原子炉建屋を支持している基礎地盤の損傷の規模や緩和機能の状態には不確
かさが大きく，損傷の規模や緩和機能の状態による事象収束可能性の評価が困難なことから，保守的に炉心損傷に直結する事象と13

して抽出した。
(7)

津波浸水による最終ヒートシンク喪失
防潮堤を越流した津波により非常用海水ポンプが被水・没水す
ることにより最終ヒートシンクが喪失し，ＥＣＣＳによる炉心冷却機能が喪失するとともに，崩壊熱除去機能が喪失することで，炉心損傷に至る。
本事故シーケンスグループには，襲来する津波の高さに応じて次の 4 つの事故シーケンスが含まれるが，いずれも防潮堤の健全性が維持される事故シーケンスであり，津波による影響の程度が特定できること，及び炉心損傷頻度が有意であることを考慮し，必ず想定する事故シーケンスグループに対応しない事故シーケン
スグループとして抽出した。
・原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒートシ
ンク喪失）
・最終ヒートシンク喪失（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）
・最終ヒートシンク喪失＋高圧炉心冷却失敗
・最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

(8)

防潮堤損傷
津波波力により防潮堤が損傷し，多量の津波が敷地内に浸水することで，非常用海水ポンプが被水・没水して最終ヒートシンクが喪失するとともに，屋内外の施設が広範囲にわたり機能喪失して炉心損傷に至る事故シーケンスである。
この事故シーケンスは，防潮堤の損傷による津波の影響の程度を特定することが困難であるため，必ず想定する事故シーケンス
グループに対応しない，炉心損傷に直結する事象として抽出した。
14

上記の事故シーケンス又は事故シーケンスグループについて，解釈に従い，有効性評価における想定の要否を炉心損傷頻度又は影響度等の観点から分析した。
津 波 特 有 の 事 象 で あ る 「 (7)津波浸水による最終ヒートシン

ク喪失」の事故シーケンスグループについては，炉心損傷頻度が4.0 × 10 － ６ ／ 炉 年 と 有 意 な 値 で あ り ， ま た ， 本 事 故 シ ー ケ ン ス グ
ループは敷地内への津波浸水によりプラントへの影響が他の事故
シーケンスとは異なり，炉心損傷防止のために必要な対応が異なることから，新たに追加する事故シーケンスグループとして抽出した。
ま た ， 地 震 ・ 津 波 特 有 の 事 象 で あ る (1) ～ (6) 及 び (8) の 各 事 故シーケンスについては，以下に示すとおり解釈に基づき想定する
事故シーケンスグループと比較して頻度及び影響の観点から検討した結果，新たに追加する必要はないと総合的に判断した。
① 炉心損傷頻度の観点(1)～ (6)の 各 事 故 シ ー ケ ン ス の 炉 心 損 傷 頻 度 に は ， 必 ず し も 炉
心損傷に直結するほどの損傷に至らない場合も含んでいる。
別紙 2 のとおり，これらの事故シーケンスは評価方法にかなりの保守性を有している。また，地震動に応じた詳細な損傷の程度や影響を評価することは困難なことから，現状，対象とする建屋や機器等の損傷をもって炉心損傷直結事象として整理しているが，実際には地震の程度に応じ，機能を維持した設計基準事故対処設備等が残る場合も想定される。機能を維持した設計基準事故対処
設備等がある場合，それを用いた対応に期待することにより，炉15

心損傷を防止できる可能性もあると考える。これらを整理すると
以下のようになる。
a)

炉心損傷直結と整理している事象が発生したが，損傷の程度が軽微であったり，機能喪失を免れた緩和機能によって炉心損傷を回避できる場合。

b)

炉心損傷直結と整理している事象が発生したが，緩和機能による炉心損傷の防止が可能な程度の損傷であり，機能喪失を免れた緩和機能があったものの，それらのランダム故障によって炉心損傷に至る場合。

c)

緩和機能の有無に関わらず炉心損傷を防止できない規模の炉
心損傷直結事象が発生し，炉心損傷に至る場合。
a)～ c)の 整 理 の と お り ， a)の 場 合 は 炉 心 損 傷 を 防 止 で き る と 考

え ら れ る た め ， 評 価 を 詳 細 化 す る こ と で (1)～ (6)の 各 事 故 シ ー ケ
ンスの炉心損傷頻度は現在の値よりも更に小さい値になると推定される。また，機能を維持した設計基準事故対処設備等に期待した上で，そのランダム故障により炉心損傷に至る場合の事故シー
ケンスは，内部事象レベル１ＰＲＡの結果から抽出された既存の事故シーケンスグループに包絡されるものと考える。これらの事
故シーケンスに対して，炉心損傷頻度の観点では，地震ＰＲＡの精度を上げることが望ましいと考える。
ま た ， (8) の 事 故 シ ー ケ ン ス に つ い て は ， 津 波 Ｐ Ｒ Ａ か ら 抽 出
さ れ る 事 故 シ ー ケ ン ス で あ る が ， 炉 心 損 傷 頻 度 は 3.3×10 － ７ ／ 炉
年 で あ り ， 全 炉 心 損 傷 頻 度 に 対 し て 0.4％ 程 度 と 小 さ い 寄 与 と なっ て い る が ， こ の 炉 心 損 傷 頻 度 は 防 潮 堤 前 面 で の 津 波 高 さ が T.P.
＋ 24m を 超 え る 津 波 の 発 生 頻 度 と 同 じ と し て お り ， T.P.＋ 24m の16

津波に対する防潮堤の損傷確率を保守的に 1 として評価している
ため，防潮堤の損傷確率を詳細に評価すること等によりこの事故
シーケンスの炉心損傷頻度は更に小さい値になると推定される。
② 影 響 度 (事 象 の 厳 し さ )の 観 点(1)～ (6)の 各 事 故 シ ー ケ ン ス が 発 生 し た 際 の 事 象 の 厳 し さ に ついて，建屋や機器の損傷の程度や組合せによって事象の厳しさに幅が生じると考えられ，定量的に分析することは難しいと考える
ものの，地震と同時に炉心が損傷する状況は考え難い。現状，対象とする建屋や機器等の損傷をもって炉心損傷直結事象として整理しているが，実際には機能を維持した設計基準事故対処設備や重大事故等対処設備，可搬型の機器等で炉心損傷防止を試みるものと考える。このように，事象の厳しさの観点では，高圧・低圧
注水機能喪失や全交流動力電源喪失等と同等となる場合もあると考える。また，損傷の程度が大きく，設計基準事故対処設備や重大事故等対処設備に期待できない場合には，大規模損壊対策を含め，使用可能な設備によって臨機応変に影響緩和を試みる。
ま た ， (8) の 事 故 シ ー ケ ン ス が 発 生 し た 際 の 事 象 の 厳 し さ に ついて，防潮堤の損傷の程度によって事象の厳しさには幅が生じると考えられ，定量的に分析することは難しいと考えるものの，実際には機能を維持した設計基準事故対処設備や重大事故等対処設
備，可搬型の機器等で炉心損傷を試みるものと考える。このように，事象の厳しさの観点では，全交流動力電源喪失等と同等となる場合もあると考える。また，損傷の程度が大きく，設計基準事
故対処設備や重大事故等対処設備に期待できない場合には，大規模損壊対策を含め，使用可能な設備によって臨機応変に影響緩和
17を試みる。
③ 炉心損傷防止対策の観点
現状，対象とする建屋や機器等の損傷をもって炉心損傷直結とし て 整 理 し て い る ( 1)～ (6)の 各 事 故 シ ー ケ ン ス に つ い て ， 炉 心 損
傷直結としていることの保守性を踏まえて定性的に考察すると，① 及 び ② で 述 べ た と お り ， (1)～ (6)の 事 象 が 発 生 す る も の の ， 機能を維持した設計基準事故対処設備等が残る場合も考えられる。
この場合，炉心損傷に至るか否かは地震によって機能を喪失した
設備及び機能を維持した設計基準事故対処設備等のランダム故障によるため，内部事象運転時レベル１ＰＲＡの結果から抽出された既存の事故シーケンスグループに包絡されると考えられる。
また，炉心損傷を防止できる場合も考えられるため，炉心損傷
頻度は現在の値よりも低下するものと考えられる。
損傷の程度が大きく，設計基準事故対処設備や重大事故等対処
設備に期待できない場合には，大規模損壊対策を含め，建屋以外に分散配置した設備や可搬型の機器を駆使し，臨機応変に対応することによって，炉心損傷や格納容器破損を防止することになる。
上 記 の よ う に ， (1)～ (6)の 各 事 故 シ ー ケ ン ス は ， 実 際 の と こ ろ
プラントへの影響に不確かさが大きく，具体的な事故シーケンスを特定することが困難である。このため，外部事象に特有の事故
シーケンスについては，炉心損傷防止対策の有効性評価の事故シーケンスグループとして事故シーケンスを特定して評価するのではなく，発生する事象の程度や組合せに応じて炉心損傷防止対策や格納容器破損防止対策を柔軟に活用するとともに，建屋全体が崩壊し内部の安全系機器・配管の全てが機能を喪失するような深18

刻な損傷の場合には可搬型のポンプ，電源，放水設備等々を駆使した大規模損壊対策による影響緩和を図ることで対応するべきものと考える。
ま た ， (8) の 事 故 シ ー ケ ン ス に つ い て も ， 防 潮 堤 の 損 傷 の 程 度
によっては機能を維持した設計基準事故対処設備や重大事故等対処設備による対応に期待できる場合も考えられ，損傷の程度が大きく設計基準事故対処設備や重大事故等対処設備に期待できない
場合には，大規模損壊対策を含め，使用可能な設備によって臨機応変に影響緩和を試みる。

以 上 の 検 討 を 踏 ま え ， (1) ～ (6) 及 び (8) の 各 事 故 シ ー ケ ン ス は ，
一定の安全機能喪失時の対策の有効性を評価するシナリオとしては適当でない事象であり，新たに追加するシーケンスとはしない
こ と を 確 認 し た 。 ま た ， (1) ～ (6) 及 び (8) の 各 事 故 シ ー ケ ン ス を
炉心損傷頻度及び影響度の観点から総合的に判断した結果，解釈に基づき必ず想定する事故シーケンスグループと比較して有意な頻度又は影響をもたらす事故シーケンスグループとして，新たに追加するシーケンスには該当しないと判断した。
また，上記の検討及び別紙 2 のとおり，大規模な地震を受けた場合であっても，炉心損傷に直結するほどの損傷が生じることは考えにくく，大規模な地震を受けた場合の大部分は使用可能な緩和機能によって炉心損傷防止を試みることが可能であるものと考える。津波による防潮堤損傷についても，防潮堤の機能が全て喪失するほどの損傷が生じることは考えにくく，敷地内に多量の津波が流入した場合でも，使用可能な津波防護対象設備によって19

炉心損傷防止を試みることが可能であるものと考える。

1.1.2.3

炉心損傷後の格納容器の機能への期待可否に基づく整理

内部事象レベル１ＰＲＡ，ＰＲＡが適用可能な外部事象として
地震及び津波レベル１ＰＲＡを実施し，地震，津波以外の外部事
象についてはＰＲＡに代わる方法で概略評価を実施した結果，追加すべき新たな事故シーケンスグループとして「津波浸水による
最終ヒートシンク喪失」を抽出した。
したがって，東海第二発電所の有効性評価で想定する事故シー
ケ ン ス グ ル ー プ は ， 解 釈 １ － １ (a) の 必 ず 想 定 す る 事 故 シ ー ケ ン
スグループ及び新たに追加した「津波浸水による最終ヒートシン
ク喪失」となる。これについて，以下に示す解釈１－２及び１－
４の要件に基づいて整理し，各事故シーケンスグループの対策の有効性の確認における要件を整理した。
１－２

第１項に規定する「炉心の著しい損傷を防止するために必要な措置を講じたもの」とは、以下に掲げる要件を満たすものであること。

(a) 想 定 す る 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ の う ち 炉 心 の 著 し い 損 傷後の原子炉格納容器の機能に期待できるものにあっては、炉心の著しい損傷を防止するための十分な対策が計画されており、かつ、その対策が想定する範囲内で有効性があることを確認する。
(b) 想 定 す る 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ の う ち 炉 心 の 著 し い 損 傷後の原子炉格納容器の機能に期待することが困難なもの

20

（格納容器先行破損シーケンス、格納容器バイパス等）にあっては、炉心の著しい損傷を防止する対策に有効性があることを確認する。

１－４

上 記 １ － ２ (a) の 「 十 分 な 対 策 が 計 画 さ れ て お り 」 とは、国内外の先進的な対策と同等のものが講じられていることをいう。

整理の結果は以下のとおり。
○ 解 釈 １ － ２ (a)に 分 類 さ れ る 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ
・高圧・低圧注水機能喪失
・高圧注水・減圧機能喪失
・全交流動力電源喪失
・ＬＯＣＡ時注水機能喪失
・津波浸水による最終ヒートシンク喪失○ 解 釈 １ － ２ (b)に 分 類 さ れ る 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ
・崩壊熱除去機能喪失
・原子炉停止機能喪失
・格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

21

1.2

有効性評価の対象となる事故シーケンスについて
事故シーケンスグループ別に事故シーケンス及び炉心損傷防止対策 に つ い て 整 理 し た 結 果 を 第 1－ 3 表 に 示 す 。
解 釈 １ － ２ (a) の 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ に 含 ま れ る 事 故 シ ー ケ
ンスに対しては，炉心の著しい損傷を防止するための対策として，国内外の先進的な対策と同等のものを講じることが要求されている。
一方で，事故シーケンスの中には，国内外の先進的な対策を考慮しても，炉心損傷防止対策を講じることが困難な事故シーケンスが存在する。具体的には以下の 3 つの事故シーケンスが該当する。なお，国内外の先進的な対策と東海第二発電所の対策の比較を別紙 3に示す。
①大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗②直流電源喪失＋原子炉停止失敗③交流電源喪失＋原子炉停止失敗①の事故シーケンスは，原子炉圧力容器から多量の冷却材が短時間で失われていく事象であり，大破断ＬＯＣＡ後は数分以内に多量の注水を開始しなければ炉心損傷を防止することができない。今回の調査では，事象発生から極めて短時間に多量の注水が可能な対策（インターロックの追設等）は確認できなかったことから，この事
故シーケンスを国内外の先進的な対策を考慮しても，炉心損傷防止対策を講じることが困難な事故シーケンスとして整理した。
以上より，①の事故シーケンスについては，格納容器破損防止対策の有効性評価の対象とすることとし，炉心損傷防止対策の有効性
評価の対象とする事故シーケンスから除外した（重要事故シーケンス選定の対象とする事故シーケンスから除外する）。
22

①の事故シーケンスについても，炉心損傷後の原子炉への注水や格納容器スプレイ等の実施により，事象の緩和に期待できる。また，
今回整備した格納容器破損防止対策により格納容器の閉じ込め機能に 期 待 で き る こ と を 確 認 し て い る （ 「 2.3.3

炉心損傷防止が困難な事故シーケンス等に対する格納容器破損防止対策の有効性」参照）。
②及び③の事故シーケンスは，原子炉スクラムの失敗と直流電源喪失又は全交流動力電源の喪失が重畳する事故シーケンスである。
制御棒による原子炉停止に期待できない場合の代替の原子炉停止手段としてはほう酸水注入系を設けているが，直流電源の喪失又は全交流動力電源の喪失によってほう酸水注入系が機能喪失に至ること
から，炉心損傷を防止することができない。今回の調査では，原子炉停止機能について，ほう酸水注入系に期待できない場合のバック
アップとなる対策は確認できなかったことから，この事故シーケン
スを，国内外の先進的な対策を考慮しても，炉心損傷防止対策を講じることが困難な事故シーケンスとして整理した。
②及び③の事故シーケンスはいずれも地震レベル１ＰＲＡから抽出された事故シーケンスである。原子炉スクラムの失敗の支配的な理 由 と し て ， カ ッ ト セ ッ ト の 分 析 結 果 （ 別 紙 7） か ら は ， 地 震 に よる炉内構造物の損傷等が抽出されている。今回の地震レベル１ＰＲ
Ａでは，事象発生と同時に最大の地震加速度を受けるものとして評価しているが，事象発生と同時にどの程度の地震加速度が加えられるかについて，実際には不確かさが大きい。炉内構造物の低い損傷
確 率 （ 5 ％ 損 傷 確 率 ） で あ る こ と が 高 い 信 頼 度 （ 95 ％ 信 頼 度 ） で 推定できる地震加速度（以下「ＨＣＬＰＦ」という。）は「地震加速23

度大」のスクラム信号が発信される地震加速度よりも大幅に高い値であり，実際に大規模な地震が発生した場合には，地震による炉内構造物の損傷等が生じる前にスクラム信号が発信されると考えられる 。 ま た ， 地 震 レ ベ ル 1Ｐ Ｒ Ａ で は 機 器 の 損 傷 を 完 全 相 関 と し て いることから，例えば 1 本のみの制御棒挿入に失敗する場合であってもスクラム失敗により炉心損傷するものとして評価している。評価の詳細は別紙 2 に示す。
以上のとおり，②及び③の事故シーケンスの炉心損傷頻度は保守的な設定のもとに評価したものであるが，現実的に想定すると，本
事故シーケンスによって炉心損傷に至る頻度は十分に小さいと判断したことから，本事故シーケンスは，炉心の著しい損傷を防止する対策の有効性を確認する事故シーケンスに該当しないと判断した。
な お ， 第 1－ 3 表 に 示 す と お り ， こ れ ら の 事 故 シ ー ケ ン ス の 全 炉
心 損 傷 頻 度 へ の 寄 与 割 合 は 小 さ く ， 全 炉 心 損 傷 頻 度 の 約 99.0％ 以 上の事故シーケンスが炉心損傷防止対策の有効性評価の対象範囲に含まれることを確認している。

24

1.3

重要事故シーケンスの選定について

1.3.1

重要事故シーケンス選定の考え方(1)

重要事故シーケンス選定の着眼点に基づく整理
設置変更許可申請における炉心損傷防止対策の有効性評価の実施に際しては，事故シーケンスグループごとに重要事故シーケンスを選定している。重要事故シーケンスの選定に当たっては，審査ガイドに記載の 4 つの着眼点を考慮している。今回の重要事故シーケンスの選定に係る具体的な考え方は以下のとおりである。また，事故
シーケンスグループごとに，事故シーケンスと各着眼点との関係を整理し，関係が強いと考えられるものから「高」，「中」，「低」と分類して整理した。
【審査ガイドに記載されている重要事故シーケンス選定の着眼点】
ａ．共通原因故障又は系統間の機能の依存性によって複数の設備が機能喪失し、炉心の著しい損傷に至る。
ｂ．炉心損傷防止対策の実施に対する余裕時間が短い。
ｃ．炉心損傷防止に必要な設備容量（流量又は逃がし弁容量等）が大きい。
ｄ．事故シーケンスグループ内のシーケンスの特徴を代表している。
ａ．共通原因故障，系統間の機能の依存性の観点
本ＰＲＡでは，多重化された機器の共通原因故障を考慮しており，システム信頼性評価におけるフォールトツリーの中でモデル化している。
このため，原子炉建屋損傷等の炉心損傷直結事象を除き，緩和機能の喪失によって炉心損傷に至る事故シーケンスでは，共通原25

因故障が炉心損傷の原因の 1 つとして抽出され得ることから，これらのシーケンスについては炉心損傷頻度への寄与が大きい場合，共通原因故障の影響があると考えられるものの，炉心損傷頻度は着眼点ｄで考慮することから，ここでは，起因事象に着目し，系統間の依存性を有するサポート系の故障により起因事象が発生した場合を系統間の依存性ありと判断する。
【 例 1： 高 圧 ・ 低 圧 注 水 機 能 喪 失 】
サポート系喪失を起因とするシーケンスは，系統間機能依存性によって多重性を有する機能の片区分の設備が機能喪失することから「中」とした。
【 例 2： 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 】
いずれのシーケンスでも全交流動力電源喪失に至り，電源を必要とする多くの設備が機能喪失することから「高」とした。
ｂ．余裕時間の観点
炉心損傷防止対策の対応操作に係る余裕時間を厳しくするため，事象が早く進展し，炉心損傷に至る時間が短い事故シーケンスを選定する。
【 例 1： Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 時 注 水 機 能 喪 失 】
中破断ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスは，破断面積が大きいことより流出流量が多く，事象進展が早いことから「高」とした。また，小破断ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスについては，中破断ＬＯＣＡに比べて破断面積が小さいため「低」とした。
【 例 2： 高 圧 ・ 低 圧 注 水 機 能 喪 失 】
過渡事象（給水流量の全喪失）又はサポート系喪失（自動停止）
26

を起因とする事故シーケンスは，事象進展が早いことから「高」とした。また，原子炉を通常停止させる手動停止／サポート系喪失（手動停止）については「低」とした。
ｃ．設備容量の観点
炉心損傷防止に際して炉心の冷却に必要となる注水量等，設備容量への要求が大きくなる事故シーケンスを選定する。
【例：ＬＯＣＡ時注水機能喪失】
中破断ＬＯＣＡ及び小破断ＬＯＣＡ発生後の緩和措置として
は原子炉減圧及び低圧注水があるが，原子炉減圧に用いる逃がし安全弁は十分な台数が設置されている一方，低圧注水の代替となる注水設備の容量は低圧ＥＣＣＳより少ない。このため，
低圧炉心冷却失敗を含む事故シーケンスを「高」とし，原子炉減圧失敗を含む事故シーケンスを「低」とした。
ｄ．事故シーケンスグループ内の代表性の観点
当該事故シーケンスグループの代表的な事故シーケンスとして，
炉心損傷頻度が高く，事象進展が事故シーケンスグループの特徴を有しているものを選定する。ただし，「高」，「中」，「低」の分類については炉心損傷頻度のみに着目して整理した。
【例：高圧・低圧注水機能喪失】
事故シーケンスグループの中で最も炉心損傷頻度の高いドミ
ナントシーケンスを「高」，事故シーケンスグループ別炉心損
傷 頻 度 に 対 し て 1％ 以 上 の 寄 与 を 持 つ シ ー ケ ン ス を 「 中 」 ，1％ 未 満 の シ ー ケ ン ス を 「 低 」 と し た 。

今回の内部事象レベル１ＰＲＡ，地震レベル１ＰＲＡ及び津波
27

レベル１ＰＲＡの結果のうち，事故シーケンスを選定するに当たって同一に整理できると考えられるものについては，炉心損傷頻度を足し合わせて上記の分類を実施した。本来，各ＰＲＡは扱う
事象が異なるため，結果の不確かさや評価の精度が異なるものであり，結果を足し合わせて用いることの可否（比較可能性）については，ＰＲＡの結果を活用する際の目的に照らして十分留意する必要がある。今回は重要事故シーケンスの選定の考え方を以下のとおりとしていることから，結果の不確かさやＰＲＡ間の評価の精度の違いを考慮しても，炉心損傷頻度を足し合わせて用いることによる問題は生じないものと考えた。
○ 今 回 抽 出 さ れ た 事 故 シ ー ケ ン ス に つ い て は ， 第 1－ 4 表 に 示 すとおり，結果的に，事故シーケンスグループ内において選定対象とした全ての事故シーケンスに対して，おおむね同じ重大事
故等対処設備で対応できるものと考えている。このため，重要事故シーケンスの選定に当たっては，その対応の厳しさに重きをおいて選定することが適切と考え，主に着眼点ｂ及びｃによって重要事故シーケンスを選定している。これは，決定論的な評価である有効性評価においては，対応が厳しい事故シーケンスを評価することで，選定対象とした全ての事故シーケンスに対しても重大事故等対策の有効性を確認できると考えたためである。
○着眼点ｄについては，対応の厳しさ等の選定理由が同等とみなせる場合にのみ重要事故シーケンスの選定の基準として用いており，結果的に崩壊熱除去機能喪失の事故シーケンスグループにおいてのみ，重要事故シーケンス選定の理由としている。な28

お，崩壊熱除去機能喪失で選定した重要事故シーケンスは内部
事 象 レ ベ ル 1Ｐ Ｒ Ａ 及 び 地 震 レ ベ ル 1Ｐ Ｒ Ａ か ら 抽 出 さ れ た シ
ー ケ ン ス で あ っ た が ， 第 1－ 3 表 に 示 す と お り ， い ず れ の Ｐ Ｒ
Ａにおいても，事故シーケンスグループ内で最も高い炉心損傷頻度となった事故シーケンスである。
(2)

同一のシーケンスグループ内で対策が異なる場合の整理事故シーケンスグループは，基本的に喪失した機能あるいはその組合せによって決定されるものであり，起因事象や機能喪失の原因には依存しない。しかしながら，事故シーケンスへの対策の観点では，同じ事故シーケンスグループに分類される事故シーケンスでも，喪失した機能の喪失原因が異なる場合，有効な対策が異なることがある。
具体的には，全交流動力電源喪失がこれに該当するが，同じ炉心損傷防止対策で対応可能な事故シーケンスを 1 つの事故シーケンス
グループとし，詳細化した各事故シーケンスグループからそれぞれ
重要事故シーケンスを選定した。
各々の事故シーケンスグループに対して考慮した内容の詳細は次の 1.3.2 項 に 示 す 。

1.3.2

重要事故シーケンスの選定結果

1.3.1 項 の 選 定 の 着 眼 点 を 踏 ま え ， 同 じ 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プに複数の事故シーケンスが含まれる場合には，事象進展が早いもの
等，より厳しい事故シーケンスを重要事故シーケンスとして以下のと お り に 選 定 し て い る 。 ま た ， 「 (3) 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 」 で は 機
能喪失の状況が異なる事故シーケンスが抽出されたが，原子炉圧力，29

余裕時間及び対応する炉心損傷防止対策の類似性を考慮し，3 つの事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。選定理由及び 選 定 結 果 の 詳 細 に つ い て は 第 1－ 4 表 及 び 以 下 に 示 す 。
(1)ⅰ)

高圧・低圧注水機能喪失
事故シーケンス①過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗②過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋
低圧炉心冷却失敗③手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失
敗＋低圧炉心冷却失敗④手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再
閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗⑤サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉
心冷却失敗⑥サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋
高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

ⅱ)

事故シーケンスグループの特徴
本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスは，運
転時の異常な過渡変化又は設計基準事故（ＬＯＣＡを除く。）の発生後，高圧注水機能が喪失し，原子炉減圧には成功するが，低圧注水機能が喪失し，炉心損傷に至る事故シーケンスである。
本事故シーケンスグループへの対策としては，代替注水手段による原子炉注水等が考えられる。

ⅲ)

有効性を確認する主な炉心損傷防止対策
・手動減圧
30

・低圧代替注水系（常設）・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）・格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント
・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備
ⅳ)

選定した重要事故シーケンス①過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

ⅴ)

選定理由
過渡事象（給水流量の全喪失）を起因とする事故シーケンス
は，事象進展が早いため，余裕時間の観点で厳しい。また，逃がし安全弁の再閉鎖に成功する事故シーケンスは，低圧の代替
注水機能に期待する場合には，逃がし安全弁の再閉鎖に失敗する事故シーケンスに比べて，逃がし安全弁の設備容量の観点で厳しい。さらに，代表性の観点からは①の事故シーケンスの炉
心損傷頻度が最も高い。
以上より，①の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。
なお，本事故シーケンス含まれる各事故シーケンスに対して有効と考えられる対策に差異がないため，起因事象発生後の事
象進展が早いと考えられる過渡事象を起因とし，原子炉減圧時に必要な減圧幅の観点で厳しいと考えられる，逃がし安全弁再閉鎖失敗を含まない①の事故シーケンスは，②～⑥の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。

(2)ⅰ)

高圧注水・減圧機能喪失
事故シーケンス31

①過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗②手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失
敗＋原子炉減圧失敗③サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉
減圧失敗
ⅱ)

事故シーケンスグループの特徴
本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスは，運
転時の異常な過渡変化又は設計基準事故（ＬＯＣＡを除く。）の発生後，高圧注水機能が喪失し，かつ，原子炉減圧機能（自動減圧機能）が喪失し，炉心損傷に至る事故シーケンスである。
本事故シーケンスグループに対する対策としては，代替減圧手段により原子炉を減圧し，低圧ＥＣＣＳによる原子炉冷却等が考えられる。

ⅲ)

有効性を確認する主な炉心損傷防止対策
・低圧炉心スプレイ系
・過渡時自動減圧機能・残留熱除去系

ⅳ)

選定した重要事故シーケンス①過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

ⅴ)

選定理由
過渡事象（給水流量の全喪失）を起因とする事故シーケンス
は，事象進展が早いため，余裕時間の観点及び原子炉減圧に必
要な設備容量の観点で厳しい。また，代表性の観点からは①の事故シーケンスの炉心損傷頻度が最も高い。
以上より，①の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして32選定した。
なお，本事故シーケンスグループに含まれる各事故シーケンスに対して有効と考えられる対策に差異がないため，起因事象
発生後の事象進展が早いと考えられる過渡事象を起因とした①の事故シーケンスは，②及び③の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。
(3)

全交流動力電源喪失
本事故シーケンスグループからは，機能喪失の状況が異なる 4
つの事故シーケンスが抽出されたが，原子炉圧力，余裕時間及び対応する主な炉心損傷防止対策の類似性に着目して事故シーケン
スグループを以下の 3 つに詳細化した。
①長期ＴＢ②ＴＢＤ，ＴＢＵ③ＴＢＰ
なお，ＴＢＵは，外部電源喪失の発生後，非常用ディーゼル発電機等の故障により全交流動力電源喪失が発生し，原子炉隔離時
冷却系による炉心冷却にも失敗する事故シーケンスである。また，ＴＢＤは，外部電源喪失の発生後，区分Ｉ及び区分Ⅱの直流電源の喪失により非常用ディーゼル発電機が機能喪失し，高圧炉心ス
プレイ系にも失敗することで全交流動力電源喪失に至る事故シー
ケンスである。ＴＢＵにおいては直流電源が健全であるため，設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備の計装設備は健全である。一方，ＴＢＤにおいては区分Ｉ及び区分Ⅱの直流電源の喪失により設計基準事故対処設備の計装設備が機能喪失するが，直流電源は重大事故等対処設備の常設代替直流電源設備が健全であ33

り，重大事故等対処設備の計装設備は緊急用直流母線から給電されるため，直流電源及び計装設備の機能は維持される。また，Ｔ
ＢＤ，ＴＢＵはいずれも事象発生初期に高圧注水機能が喪失する
事故シーケンスであること，及び主な炉心損傷防止対策はいずれも高圧代替注水系であることから，1 つの事故シーケンスグルー
プとした。
(3－ 1) 長 期 Ｔ Ｂ
ⅰ)

事故シーケンス①外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）②サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ
失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）

ⅱ)

事故シーケンスグループの特徴
本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスは，外部電源喪失の発生後，非常用ディーゼル発電機等の故障により全交流動力電源喪失が発生し，原子炉隔離時冷却系により炉心を冷却するが，蓄電池の直流電源供給能力が枯渇すると原子炉隔離時冷却系が停止することで炉心の冷却が維持できなくなり，原子炉が高圧状態で炉心損傷に至る事故シーケンスである。本
事故シーケンスグループに対する対策としては，交流電源に依存しない代替注水手段による原子炉注水等が考えられる。

ⅲ)

有効性を確認する主な炉心損傷防止対策
・原子炉隔離時冷却系
・手動減圧・低圧代替注水系（可搬型）34

・代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）・残留熱除去系
・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備
ⅳ)

選定した重要事故シーケンス①外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）

ⅴ)

選定理由
いずれの事故シーケンスも，蓄電池枯渇による原子炉隔離時
冷却系停止後の炉心損傷防止対策の実施に対する余裕時間に有意な差はない。このため，事象発生初期の炉心損傷防止対策の実施に対する余裕時間に着目する。外部電源喪失を起因とする
事故シーケンスについては，起因事象の発生により給復水系が停止するため原子炉水位の低下が早いことから，余裕時間及び設備容量の観点で厳しい。また，代表性の観点からは①の事故
シーケンスの炉心損傷頻度が最も高い。
以上より，①の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。
なお，本事故シーケンスグループに含まれる各事故シーケンスに対して有効と考えられる主な対策に差異がないため，①の事故シーケンスは，②の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。

(3－ 2) Ｔ Ｂ Ｄ ， Ｔ Ｂ Ｕ
ⅰ)

事故シーケンス③外部電源喪失＋直流電源失敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＤ）
35

④外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＵ）⑤サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ
失敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＵ）
ⅱ)

事故シーケンスグループの特徴
本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスは，外部電源喪失の発生後，直流電源又は非常用ディーゼル発電機等の故障により全交流動力電源喪失が発生し，原子炉隔離時冷却系による炉心冷却も失敗することにより，原子炉が高圧状態で炉心損傷に至る事故シーケンスである。本事故シーケンスグループに対する対策としては，代替直流電源供給手段による代替
高圧代替注水手段又は原子炉減圧後の代替低圧代替注水手段による原子炉注水等が考えられる。

ⅲ)

有効性を確認する主な炉心損傷防止対策
・高圧代替注水系
・手動減圧
・低圧代替注水系（可搬型）・代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）・残留熱除去系
・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備

ⅳ)

選定した重要事故シーケンス③外部電源喪失＋直流電源失敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＤ）

ⅴ)

選定理由
いずれの事故シーケンスも全交流動力電源が喪失しているため，共通原因故障・系統間機能依存性の観点では差異がない。
36

また，余裕時間及び設備容量の観点からは，いずれの事故シー
ケンスも事象進展の早さには差異はないものの，直流電源が喪失する事故シーケンスは代替注水設備の起動に必要な直流電源
を 緊 急 用 125V 系 蓄 電 池 か ら 給 電 す る た め の 直 流 電 源 の 切 替 操
作が必要となり，代替直流電源の必要容量も大きくなるため，直流電源が喪失する事故シーケンスの方が厳しい。さらに，代表性の観点からは，③の事故シーケンスの炉心損傷頻度が最も高い。
以上より，③の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。有効性評価においては，④及び⑤の事故シーケンスを包含する条件として，原子炉隔離時冷却系及び非常用ディー
ゼル発電機の本体故障を想定する。
なお，本事故シーケンスグループに含まれる各事故シーケンスに対して有効と考えられる主な対策に差異はなく，③の事故
シ ー ケ ン ス は 緊 急 用 125V 系 蓄 電 池 へ の 直 流 電 源 の 切 替 操 作 が必要となることから，④及び⑤の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。
(3－ 3)Ｔ Ｂ Ｐ
ⅰ)

事故シーケンス⑥外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰ
ＣＳ失敗⑦サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ
失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗

ⅱ)

事故シーケンスグループの特徴
本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスは，外37

部電源喪失の発生後，非常用ディーゼル発電機等の故障により全交流動力電源喪失が発生し，原子炉隔離時冷却系は作動する
ものの，逃がし安全弁再閉鎖失敗により原子炉圧力が徐々に低下することで，原子炉隔離時冷却系も機能喪失し，原子炉が低圧状態で炉心損傷に至る事故シーケンスである。本事故シーケ
ンスグループへの対策としては，交流電源に依存しない代替注
水手段による原子炉注水等が考えられる。
ⅲ)

有効性を確認する主な炉心損傷防止対策
・原子炉隔離時冷却系（動作可能な範囲に原子炉圧力が保た
れる間）
・手動減圧
・低圧代替注水系（可搬型）・代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）・残留熱除去系
・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備

ⅳ)

選定した重要事故シーケンス⑥外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰ
ＣＳ失敗

ⅴ)

選定理由
いずれの事故シーケンスも，原子炉圧力の低下による原子炉
隔離時冷却系停止後の炉心損傷防止対策の実施に対する余裕時間に有意な差はない。このため，事象発生初期の炉心損傷防止対策の実施に対する余裕時間に着目する。外部電源喪失を起因とする事故シーケンスについては，起因事象の発生により給復38

水系が停止するため原子炉水位の低下が早いことから，余裕時間及び設備容量の観点で厳しい。また，代表性の観点からは⑥の事故シーケンスの炉心損傷頻度が最も高い。
以上より，⑥の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。
なお，本事故シーケンスに含まれる各事故シーケンスに対して有効と考えられる主な対策に差異がないため，⑥の事故シー
ケンスは，⑦の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。
(4)ⅰ)

崩壊熱除去機能喪失
事故シーケンス①過渡事象＋ＲＨＲ失敗②過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗③外部電源喪失＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）④外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）⑤外部電源喪失＋直流電源失敗（ＨＰＣＳ成功）⑥手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋ＲＨＲ失敗⑦手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再
閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗⑧サポート系喪失（自動停止）＋ＲＨＲ失敗⑨サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋
ＲＨＲ失敗⑩サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ
失敗（ＨＰＣＳ成功）
39

⑪サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ
失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）⑫小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗⑬中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗⑭大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗
ⅱ)

事故シーケンスグループの特徴
本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスは，運
転時の異常な過渡変化等の発生後，炉心冷却には成功するが，残留熱除去系の故障により崩壊熱除去機能が喪失することで，炉心損傷前に格納容器が破損し，その後，炉心損傷に至る事故
シーケンスである。本事故シーケンスグループに対する対策としては，代替除熱手段による格納容器除熱等が考えられる。

ⅲ)

有効性を確認する主な炉心損傷防止対策
機能喪失した崩壊熱除去機能に対する代替除熱手段として，
ＲＨＲ故障時及び取水機能喪失時の状況を想定し，それぞれ以下の炉心損傷防止対策の有効性を確認する。
【ＲＨＲ故障時】
・原子炉隔離時冷却系
・高圧炉心スプレイ系
・手動減圧
・低圧代替注水系（常設）・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）・格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント
・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備
40【取水機能喪失時】
・原子炉隔離時冷却系
・手動減圧・低圧代替注水系（常設）
・残留熱除去系
・緊急用海水系・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備
ⅳ)

選定した重要事故シーケンス①過渡事象＋ＲＨＲ失敗（炉心損傷防止対策の有効性を確認する際の残留熱除去系の機能喪失の理由については，残留熱除去系の機能喪失又は残留熱除去系海水系の機能喪失を
考慮）

ⅴ)

選定理由
いずれの事故シーケンスも代替除熱手段に係る炉心損傷防止対策の実施に対する余裕時間に有意な差異はない。このため，炉心冷却に成功する事故シーケンスグループではあるものの，事象発生初期の炉心損傷防止対策の実施に対する余裕時間に着目する。原子炉水位の低下が早い過渡事象（給水流量の全喪失），サポート系喪失（自動停止）又はＬＯＣＡを起因とする
事故シーケンスは，余裕時間の観点で厳しい。また，事象初期の事象進展が早く余裕時間が短い場合，崩壊熱が高く原子炉注
水に必要な設備容量が大きくなる。さらに，低圧の代替注水手段に期待する場合，逃がし安全弁の再閉鎖に失敗する事故シー
ケンスは，注水の開始時点で原子炉が一定程度減圧されている
41

ため，逃がし安全弁の設備容量は再閉鎖成功時の方が厳しくなる。代表性の観点からは①の事故シーケンスの炉心損傷頻度が最も高い。
以上より，①の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。
なお，ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスについては，Ｌ
ＯＣＡ時注水機能喪失及び雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）において，代替除熱手段に係る重大事故等対策の有効性を含めて確認する。また，本事故シーケ
ンスグループには非常用交流電源の喪失により崩壊熱除去機能が喪失している事故シーケンスが含まれるものの，主要な炉心損傷防止対策の電源を代替電源とする場合，有効と考えられる対策に差異がないため，過渡事象を起因とした①の事故シーケ
ンスは，②～⑭の事故シーケンスに対して包絡性を有しているも の と 考 え る （ 別 紙 4） 。
(5)ⅰ)

原子炉停止機能喪失
事故シーケンス①過渡事象＋原子炉停止失敗②サポート系喪失（自動停止）＋原子炉停止失敗③小破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗④中破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗⑤大破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗

ⅱ)

事故シーケンスグループの特徴
本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスは，運
転時の異常な過渡変化等の発生後，原子炉停止機能を喪失し，
42

炉心損傷に至る事故シーケンスである。本事故シーケンスグループへの対策としては，代替原子炉停止手段による原子炉停止等が考えられる。
ⅲ)

有効性を確認する主な炉心損傷防止対策
・ＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環系ポンプトリップ機能）・ほう酸水注入系
・原子炉隔離時冷却系
・高圧炉心スプレイ系
・残留熱除去系

ⅳ)

選定した重要事故シーケンス①過渡事象＋原子炉停止失敗

ⅴ)

選定理由
過渡事象（主蒸気隔離弁の誤閉止）に起因する事故シーケン
スは，原子炉圧力の上昇が早く，反応度投入の観点で厳しい事
象であり，事象進展が早く余裕時間が短く，反応度印加の観点で厳しく出力抑制に必要な設備容量が大きくなる。代表性の観点から，①の事故シーケンスの炉心損傷頻度が最も高い。
以上より，①の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。
なお，本事故シーケンスグループでは，過渡事象を起因とする事故シーケンスとＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスが抽出されている。本事故シーケンスグループに対しては，重大事故等対処設備として代替制御棒挿入機能が整備されており，これに期待する場合，ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスの事
象進展はＬＯＣＡ時注水機能喪失の事故シーケンスグループに43

包絡される。
また，ＬＯＣＡを起因とする場合，水位低下の観点では厳しいものの，水位低下及びＬＯＣＡに伴う減圧によってボイド率が上昇し，負の反応度が投入されると考えられることから，事象発生後の反応度投入に伴う出力抑制の観点では過渡事象を起因とする事故シーケンスの方が厳しいと考えられる。さらに，
ＬＯＣＡを起因として原子炉停止に失敗する事故シーケンスの
炉 心 損 傷 頻 度 は 1 ×10 － １ ０ ／ 炉 年 未 満 で あ り 極 め て 小 さ い 。 そのため，反応度制御の観点で厳しい過渡事象を起因とする①の事故シーケンスは，本事故シーケンスグループにおいて代表性を有しているものと考える。
(6)ⅰ)

ＬＯＣＡ時注水機能喪失
事故シーケンス①小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗②小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗③中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗④中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

ⅱ)

事故シーケンスグループの特徴
本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスは，小破断ＬＯＣＡ又は中破断ＬＯＣＡの発生後，高圧注水機能の喪失に加え，低圧注水機能又は原子炉減圧機能を喪失し，炉心損
傷に至る事故シーケンスである。本事故シーケンスグループへの対策としては，代替注水手段による原子炉注水等が考えられる。

ⅲ)

有効性を確認する主な炉心損傷防止対策
44

・手動減圧・低圧代替注水系（常設）・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）・格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント
・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備
ⅳ)

選定した重要事故シーケンス③中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

ⅴ)

選定理由
中破断ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスは，小破断ＬＯ
ＣＡに比べて破断面積が大きいことにより流出流量が多く，事象進展が早いため，余裕時間の観点で厳しい。また，設備容量の観点では，原子炉減圧に用いる逃がし安全弁は十分な台数が設置されているが，低圧の代替注水設備の設備容量は低圧ＥＣ
ＣＳより少ないため，低圧炉心冷却に失敗する事故シーケンスの方が厳しい。代表性の観点からは，③の事故シーケンスの炉
心損傷頻度が高い。
以上より，③の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。
なお，本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスに対して有効と考えられる主な対策に差異がないため，重要事
故シーケンスとして選定した③の事故シーケンスは，①，②，④の事故シーケンスに対しても包絡性を有しているものと考える。
また，「崩壊熱除去機能喪失」の事故シーケンスグループに45

おいてもＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスが抽出されている。これについて，重要事故シーケンスによる包絡性を考えると，低圧炉心冷却失敗の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定することにより，崩壊熱除去機能喪失に関する重大事故等対策の有効性についても評価することとなる。このことから，選定した重要事故シーケンスは「崩壊熱除去機能喪失」の事故シーケンスグループにおけるＬＯＣＡを起因とする事故
シーケンスに対しても包絡性を有しているものと考える。
(7)ⅰ)

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）
事故シーケンス①インターフェイスシステムＬＯＣＡ

ⅱ)

事故シーケンスグループの特徴
本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスは，イ
ンターフェイスシステムＬＯＣＡの発生後，破損箇所の隔離に失敗し，格納容器貫通配管からの漏えいが防止できずに炉心損
傷に至る事故シーケンスである。本事故シーケンスグループに対する対策としては，破損系統の隔離及び破損系統を除くＥＣ
ＣＳによる原子炉注水等が考えられる。

ⅲ)

有効性を確認する主な炉心損傷防止対策
・手動減圧・破損系統を除く原子炉注水機能・破損系統の隔離・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備

ⅳ)

選定した重要事故シーケンス46

①インターフェイスシステムＬＯＣＡⅴ)

選定理由
抽出した事故シーケンスが 1 つであることから，①を重要事
故シーケンスとして選定した。

(8)ⅰ)

津波浸水による最終ヒートシンク喪失
事故シーケンス①原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒート
シンク喪失）②最終ヒートシンク喪失（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）③最終ヒートシンク喪失＋高圧炉心冷却失敗④最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

ⅱ)

事故シーケンスグループの特徴
本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスは，防潮堤を越流した津波により非常用海水ポンプが被水・没水し，
最終ヒートシンクが喪失することにより，炉心損傷に至る事故
シーケンスである。本事故シーケンスグループに対する対策としては，津波防護対策等が考えられる。

ⅲ)

有効性を確認する主な炉心損傷防止対策
・津波防護対策
・原子炉隔離時冷却系
・手動減圧・低圧代替注水系（常設）
・残留熱除去系
・緊急用海水系・常設代替交流電源設備
47

・常設代替直流電源設備
ⅳ)

選定した重要事故シーケンス①原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒート
シンク喪失）

ⅴ)

選定理由
共通原因故障・系統間機能依存性の観点では，原子炉建屋内浸水を起因とする①の事故シーケンスが厳しい。余裕時間の観点では，事象発生初期に原子炉への注水に失敗する事故シーケ
ンスが厳しい。設備容量の観点では，原子炉建屋内浸水を起因とする①の事故シーケンスは津波防護対策が広範囲に要求される。代表性の観点からは②の事故シーケンスの炉心損傷頻度が最も高い。
以上より，①の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。
なお，有効と考えられる主な対策に差異がないため，①の事
故シーケンスは②～④の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。

なお，各事故シーケンスグループに含まれる内部事象を起因とする事故シーケンスについて，炉心損傷に至る要因をカットセットレ
ベルまで展開し，炉心損傷頻度に対する寄与割合の観点で分析した結果，主要なカットセットに対して炉心損傷防止対策がおおむね有効 で あ る こ と を 確 認 し た （ 別 紙 6） 。
また，各事故シーケンスグループにおける地震又は津波を起因とする事故シーケンスについても，地震又は津波により直接炉心損傷
48

に至る事故シーケンスを除いて，炉心損傷に至る要因をカットセッ
トレベルまで展開し，主要なカットセットに対して炉心損傷防止対策 が お お む ね 有 効 で あ る こ と を 確 認 し た （ 別 紙 7） 。

49

第 1－1 表 イベントツリーにより抽出した事故シーケンス
高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

○

○

－

シーケンス
No.
(1)

逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

○

○

－

(2)

高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

○

○

－

(3)

ＲＨＲ失敗

○

○

－

(4)

逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗

○

○

－

(5)

起因事象

過渡事象

外部電源喪失手動停止／
サポート系喪失（手動停止）

サポート系喪失（自動停止）

事故シーケンス

内部 地震 津波

原子炉停止失敗

○

○

－

(6)

ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）

○

○

－

(7)

ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗

○

○

－

(8)

ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗

○

○

－

(9)

直流電源失敗＋ＨＰＣＳ失敗

○

○

－

(10)

ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）

○

○

－

(11)

ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）

○

○

－

(12)

直流電源失敗（ＨＰＣＳ成功）

○

○

－

(13)

直流電源喪失＋原子炉停止失敗

－

○

－

(14)

交流電源喪失＋原子炉停止失敗

－

○

－

(15)

高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

○

－

－

(16)

逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

○

－

－

(17)

高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

○

－

－

(18)

ＲＨＲ失敗

○

－

－

(19)

逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗

○

－

－

(20)

高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

○

－

－

(21)

逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

○

－

－

(22)

高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

○

－

－

(23)

ＲＨＲ失敗

○

－

－

(24)

逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗

○

－

－

(25)

原子炉停止失敗

○

－

－

(26)

（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）

○

－

－

(27)

（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗
サポート系喪失（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）

○

－

－

(28)

○

－

－

(29)

○

－

－

(30)

（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）

○

－

－

(31)

高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

○

－

－

(32)

高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

○

－

－

(33)

ＲＨＲ失敗

○

－

－

(34)

原子炉停止失敗

○

－

－

(35)

高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

○

－

－

(32)

高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

○

－

－

(33)

ＲＨＲ失敗

○

－

－

(34)

原子炉停止失敗

○

－

－

(35)

高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

○

－

－

(36)

ＲＨＲ失敗

○

－

－

(37)

原子炉停止失敗

○

－

－

(38)

インターフェイス
インターフェイスシステムＬＯＣＡ
システムＬＯＣＡ

○

－

－

(39)
(40)

小破断ＬＯＣＡ

中破断ＬＯＣＡ

大破断ＬＯＣＡ

地震に伴う損傷

原子炉建屋損傷－○－

格納容器損傷

－

○

－

(41)

原子炉圧力容器損傷

－

○

－

(42)

格納容器バイパス

－

○

－

(43)

－

○

－

(44)

計装・制御系喪失

－

○

－

(45)

防潮堤損傷

－

－

○

(46)

原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒートシンク喪失）

－

－

○

(47)

最終ヒートシンク喪失（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）

－

－

○

(48)

最終ヒートシンク喪失＋ＲＣＩＣ失敗

－

－

○

(49)

最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

－

－

○

(50)

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ

津波に伴う損傷

ＬＯＣＡ

50

第 1－2 表

ＰＲＡの結果に基づく新たな事故シーケンスグループの検討

事故シ－ケンス

事故シ－ケンス別ＣＤＦ（／炉年）
シ－ケン
スNo.
津波
地震
合計
内部事象

全ＣＤＦに
対する割合
（％）

過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）
サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）
外部電源喪失＋直流電源失敗＋ＨＰＣＳ失敗
外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗
サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗
外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗
サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗
過渡事象＋ＲＨＲ失敗
過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗
外部電源喪失＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）
外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）
外部電源喪失＋直流電源失敗（ＨＰＣＳ成功）
手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋ＲＨＲ失敗
手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗
サポート系喪失（自動停止）＋ＲＨＲ失敗
サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗
サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）
サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）
小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗
中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗
大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗
過渡事象＋原子炉停止失敗
サポート系喪失（自動停止）＋原子炉停止失敗
小破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗
中破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗
大破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗
直流電源喪失＋原子炉停止失敗
交流電源喪失＋原子炉停止失敗
小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ）

(1)
(2)
(16)
(17)
(21)
(22)
(3)
(18)
(23)
(7)
(27)
(10)
(9)
(29)
(8)
(28)
(4)
(5)
(19)
(20)
(24)
(25)
(33)
(37)
(11)
(12)
(13)
(31)
(31)
(30)
(6)
(26)
(38)
(38)
(34)
(14)
(15)
(35)
(36)
(35)
(36)
(32)
(44)

3.2E-102.0E-10
4.2E-10
4.3E-11
2.5E-09
3.0E-11
9.4E-09
2.6E-09
8.3E-09
5.7E-082.0E-08
6.0E-123.0E-10
2.3E-102.0E-10
2.1E-08
4.4E-05
3.8E-07
6.9E-07
3.6E-09
6.9E-109.9E-06
5.2E-08
1.7E-06
8.9E-09
4.1E-06
2.1E-08
4.5E-083.0E-083.0E-09
2.5E-08
3.8E-11
3.2E-11
2.2E-11
2.2E-12－－
1.4E-13
2.2E-14
1.5E-11
4.6E-12
1.4E-12－

4.6E-07
2.5E-09－－－－
1.3E-06－－
5.6E-09－
2.1E-06
2.4E-09－
4.4E-07－
5.4E-06
2.9E-08
6.4E-08
3.3E-10
1.2E-11
－
－
－
－
－
－
－
－
－
7.9E-08－－－－
2.6E-08
1.4E-08－－－－－3.0E-10

－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－

4.6E-07
2.7E-09
4.2E-10
4.3E-11
2.5E-09
3.0E-11
1.3E-06
2.6E-09
8.3E-09
6.3E-082.0E-08
2.1E-06
2.7E-09
2.3E-10
4.5E-07
2.1E-08
4.9E-05
4.1E-07
7.5E-07
3.9E-09
7.0E-109.9E-06
5.2E-08
1.7E-06
8.9E-09
4.1E-06
2.1E-08
4.5E-083.0E-083.0E-09
1.0E-07
3.8E-11
3.2E-11
2.2E-11
2.2E-12
2.6E-08
1.4E-08
1.4E-13
2.2E-14
1.5E-11
4.6E-12
1.4E-123.0E-10

0.6
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
1.7
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
2.8
＜0.1
＜0.1
0.6
＜0.1
65.1
0.5
1.0
＜0.1
＜0.1
13.2
＜0.1
2.3
＜0.1
5.4
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1

インターフェイスシステムＬＯＣＡ(39)

4.8E-10－－

4.8E-10

＜0.1

解釈1－1
との対応

1－1(a)の事故
シーケンス

事故シ－ケンスグル－プ

グル－プ別 全ＣＤＦに
ＣＤＦ
対する割合
（／炉年）
（％）

解釈1－2
との対応

高圧・低圧注水機能喪失

4.7E-07

0.6

1－2(a)

高圧注水・減圧機能喪失

1.3E-06

1.8

1－2(a)

全交流動力電源喪失

2.7E-06

3.6

1－2(a)

崩壊熱除去機能喪失

6.6E-05

87.6

1－2(b)

原子炉停止機能喪失

1.4E-070.2

1－2(b)

3.2E-10＜0.1

1－2(a)

4.8E-10＜0.1

1－2(b)

4.0E-06

5.3

1-2(a)

1.5E-07
4.1E-09
2.2E-07
3.2E-08
3.7E-10
3.3E-07
7.5E-05

0.2
＜0.1
0.3
＜0.1
＜0.1
0.4
100.0

ＬＯＣＡ時注水機能喪失－
格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒートシンク喪失）(47)－－
7.6E-07
7.6E-07
1.0
最終ヒートシンク喪失（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）(48)－－
3.2E-06
3.2E-06
4.2
津波浸水による最終ヒートシンク喪失
最終ヒートシンク喪失＋高圧炉心冷却失敗(49)－－
1.1E-08
1.1E-08＜0.1
最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗(50)－－
1.7E-08
1.7E-08＜0.1
1－1(a)
原子炉建屋損傷(40)－
1.5E-07－
1.5E-070.2以外の事故
格納容器損傷(41)－
4.1E-09－
4.1E-09＜0.1
シーケンス
原子炉圧力容器損傷(42)－
2.2E-07－
2.2E-070.3－
格納容器バイパス(43)－
3.2E-08－
3.2E-08＜0.1
計装・制御系喪失(45)－
3.7E-10－
3.7E-10
＜0.1
防潮堤損傷
(46)
－
－
3.3E-07
3.3E-070.4
合計
6.1E-05
1.0E-05
4.3E-06
7.5E-05100.0－－
ハッチング：解釈に基づき想定する事故シ－ケンスグル－プと直接対応せず，全炉心損傷頻度への寄与及び影響度の観点から他の事故シ－ケンスグル－プと比較し，新たな事故シ－ケンスグル－プとしての追加は不要と判断したもの。

－

－

1
5

第 1－3 表

事故シーケンスグループの主要な炉心損傷防止対策及び炉心損傷頻度
事故シ－ケンス別ＣＤＦ（／炉年）
事故シーケンス

事故シーケンスグループ

対応する主要な炉心損傷防止対策

過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
高圧・低圧注水機能喪失

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

・手動減圧
・低圧代替注水系（常設）・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）・格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント
・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備

サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
高圧注水・減圧機能喪失 手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）
長期ＴＢ
サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）
全交流動力
電源喪失

ＴＢＤ
ＴＢＵ

・低圧炉心スプレイ系
・過渡時自動減圧機能・残留熱除去系
・原子炉隔離時冷却系
・手動減圧・低圧代替注水系（可搬型）・代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）・残留熱除去系
・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備

外部電源喪失＋直流電源失敗＋高圧炉心冷却失敗
・高圧代替注水系
・上記の点線枠内の対策

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗
サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗
外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗

ＴＢＰ
サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗

・原子炉隔離時冷却系
・上記の点線枠内の対策

過渡事象＋ＲＨＲ失敗
過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗
外部電源喪失＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）
外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）
外部電源喪失＋直流電源失敗（ＨＰＣＳ成功）
手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋ＲＨＲ失敗
崩壊熱除去
機能喪失

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗
サポート系喪失（自動停止）＋ＲＨＲ失敗
サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗
サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）

25

サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）
小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗
中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗[ＲＨＲ故障時]
・原子炉隔離時冷却系
・高圧炉心スプレイ系
・手動減圧
・低圧代替注水系（常設）・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）・格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント
・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備[取水機能喪失時]
・原子炉隔離時冷却系
・手動減圧・低圧代替注水系（常設）
・残留熱除去系
・緊急用海水系・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備

大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗
過渡事象＋原子炉停止失敗

・ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機能）
・ＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環系ポンプトリッ
プ機能）
・ほう酸水注入系
・原子炉隔離時冷却系
・高圧炉心スプレイ系
・残留熱除去系

サポート系喪失（自動停止）＋原子炉停止失敗
小破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗
原子炉停止機能喪失

中破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗
大破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗
直流電源喪失＋原子炉停止失敗※２交流電源喪失＋原子炉停止失敗※２－

小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
ＬＯＣＡ時注水機能喪失

中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗※３

大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

格納容器バイパス※３※４

インターフェイスシステムＬＯＣＡ

原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒートシンク喪失）

津波浸水による最終ヒートシンク喪失

最終ヒートシンク喪失（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）
最終ヒートシンク喪失＋高圧炉心冷却失敗
最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

※1
※2
※3
※4

・手動減圧
・低圧代替注水系（常設）・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）・格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント
・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備－
・手動減圧・破損系統を除く原子炉注水機能・破損系統の隔離・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備
・津波防護対策
・原子炉隔離時冷却系
・手動減圧・低圧代替注水系（可搬型）・残留熱除去系
・緊急用海水系・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備

※１

全ＣＤＦ
に対する割合
（％）

内部事象

地震

津波

合計

3.2E-10

4.6E-07－

4.6E-070.6

2.0E-10

2.5E-09－

2.7E-09＜0.1

4.2E-10－－

4.2E-10＜0.1

4.3E-11－－

4.3E-11＜0.1

2.5E-09－－

2.5E-09＜0.1＜0.1

3.0E-11－－

3.0E-11

9.4E-09

1.3E-06－

1.3E-06

1.7

2.6E-09－－

2.6E-09＜0.1

8.3E-09－－

8.3E-09＜0.1

5.7E-08

5.6E-09－

6.3E-08＜0.1

2.0E-08－－2.0E-08＜0.1

6.0E-12

2.1E-06－

2.1E-06

2.8

2.0E-10

4.4E-07－

4.5E-070.6

2.1E-08－－

2.1E-08＜0.1

3.0E-10

2.4E-09－

2.7E-09＜0.1

2.3E-10－－

2.3E-10＜0.1

4.4E-05

5.4E-06－

4.9E-05

65.1

3.8E-07

2.9E-08－

4.1E-07

6.9E-07

6.4E-08－

7.5E-071.0

3.6E-09

3.3E-10－

3.9E-09＜0.1

6.9E-10

1.2E-11－

7.0E-10＜0.1

9.9E-06－－

9.9E-06

13.2

5.2E-08－－

5.2E-08＜0.1

1.7E-06－－

1.7E-06

2.3

8.9E-09－－

8.9E-09＜0.1

4.1E-06－－

4.1E-06

5.4

2.1E-08－－

2.1E-08＜0.1

4.5E-08－－

4.5E-08＜0.1

3.0E-08－－3.0E-08＜0.1

3.0E-09－－

3.0E-09＜0.1

2.5E-08

7.9E-08－

1.0E-070.1

3.8E-11－－

3.8E-11＜0.1

3.2E-11－－

3.2E-11＜0.1

2.2E-11－－

2.2E-11＜0.1

2.2E-12－－2.2E-12＜0.1－

2.6E-08－

2.6E-08

※１

グル－プ別
ＣＤＦ
（／炉年）

全ＣＤＦ
対する割合
（％）

4.7E-070.6

1.3E-06

1.8

2.7E-06

3.6

6.6E-05

87.6

備考

0.5

全炉心損傷
頻度の約
99％を炉心損傷防止対策でカバー

1.4E-070.2

2.2E-11＜0.1

4.8E-10＜0.1

4.0E-06

5.3

＜0.1

－

1.4E-08－

1.4E-08＜0.1

1.4E-13－－

1.4E-13＜0.1

2.2E-14－－

2.2E-14＜0.1

1.5E-11－－

1.5E-11＜0.1

4.6E-12－－

4.6E-12＜0.1

1.4E-12－－

1.4E-12＜0.1

4.8E-10－－

4.8E-10

＜0.1

－

－

7.6E-07

7.6E-071.0－－

3.2E-06

3.2E-06

4.2－－

1.1E-08

1.1E-08

＜0.1

－

－

1.7E-08

1.7E-08＜0.1

合計
6.1E-05
1.0E-05
4.0E-06
7.5E-05
99.0
7.5E-05
99.0－
全ＣＤＦは第1-2表で新たな事故シーケンスグループとしての追加は不要と判断した事故シーケンスの炉心損傷頻度を含む。
地震発生と同時に最大の地震加速度を受けるものとして評価している地震レベル１ＰＲＡの設定上抽出された事故シーケンスであるが，地震時の挙動を現実的に想定すると，基準地震動よりも十分小さな加速度でスクラム信号「地震加速度大」が発信し，炉内構造物が損傷する加速度に到達する前に制御棒の挿入が完了すると考えられることから，現実的には発生しがたいと考え，炉心損傷防止対策の有効性を確認する対象としては取り扱わないと判断した事故シーケンス。
ＬＯＣＡの破断規模が大きい場合は，国内外の先進的な対策を考慮しても炉心損傷を防止することが困難な事故シーケンス。
国内外の先進的な対策を考慮しても炉心損傷を防止することが困難な事故シーケンス。

第 1－4 表
事故シーケンスグループ

事故シーケンス

重要事故シーケンス等の選定（1／2）
着眼点との関係と重要事故シーケンスの選定の考え方

対応する主要な炉心損傷防止対策
a

b

c

d

◎ ①過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

低

高

高

高

②過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低－
圧炉心冷却失敗

低

高

中

低

低

低

低

⑤サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心
－
冷却失敗

中

高

高

⑥サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

中

高

中

a. サポート系喪失を起因とする事故シーケンスは，系統間機能依存性によって片区分の複数の設備が機能喪失することから「中」とした。
b. 過渡事象（給水流量の全喪失）又はサポート系喪失（自動停止）を起因とする事故シーケ
ンスは，事象進展が早いことから「高」とした。また，原子炉を通常停止させる手動停止／サポート系喪失（手動停止）は「低」とした。
c. 事象進展が早く余裕時間が短い場合，崩壊熱が高く原子炉注水に必要な設備容量が大きく低なる。また，逃がし安全弁の再閉鎖に失敗する事故シーケンスは，代替注水の開始時点で原子炉が一定程度減圧されているため，逃がし安全弁の設備容量は再閉鎖成功時の方が厳しくなる。以上より，過渡事象（給水流量の全喪失）又はサポート系喪失（自動停止）を起因として逃がし安全弁の再閉鎖に成功している事故シーケンスを「高」，過渡事象（給低水流量の全喪失）又はサポート系喪失（自動停止）を起因として逃がし安全弁の再閉鎖に失敗している事故シーケンスを「中」，手動停止／サポート系喪失（手動停止）を起因とする事故シーケンスを「低」とした。
低d. 事故シーケンスグループの中で最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」，事故
シーケンスグループ別ＣＤＦに対して1％以上の事故シーケンスを「中」，1％未満の事故
シーケンスを「低」とした。
低

低

高

高

高

・手動減圧
③手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗 ・低圧代替注水系（常設）中＋低圧炉心冷却失敗
・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）・格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化
ベント④手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉－
中・常設代替交流電源設備
鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
・常設代替直流電源設備－

高圧・低圧注水
機能喪失－◎ ①過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

高圧注水・減圧
機能喪失

3
5
長期ＴＢ

ＴＢＤ
ＴＢＵ

・低圧炉心スプレイ系②手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗
・過渡時自動減圧機能＋原子炉減圧失敗
・残留熱除去系

中

低

低

低

－

③サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減
圧失敗

中

高

高

低

①外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣ◎
ＩＣ停止）
・原子炉隔離時冷却系
・手動減圧・低圧代替注水系（可搬型）・代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）
・残留熱除去系
・常設代替交流電源設備②サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失 ・常設代替直流電源設備－
敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）－ ④外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＵ）

－

ＴＢＰ

低

－

◎ ③外部電源喪失＋直流電源失敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＤ）

全交流動力
電源喪失

備考（a：共通原因故障・系統間機能依存性，b：余裕時間，c：設備容量，d：代表性）

・高圧代替注水系
・手動減圧
・低圧代替注水系（可搬型）・代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）
・残留熱除去系
・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備⑤サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失
敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＵ）⑥外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣ◎
Ｓ失敗
・原子炉隔離時冷却系
・手動減圧・低圧代替注水系（可搬型）・代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）
・残留熱除去系
・常設代替交流電源設備⑦サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失 ・常設代替直流電源設備－
敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗◎

重要事故シーケンスとして選定した事故シーケンス

高

高

高

高

高

低

低

中

高

高

高

高

高

中

中

中

高

中

中

低

a. サポート系喪失を起因とする事故シーケンスは，系統間機能依存性によって当該区分の複数の設備が機能喪失することから「中」とした。
b. 過渡事象（給水流量の全喪失）又はサポート系喪失（自動停止）を起因とする事故シーケ
ンスは，事象進展が早いことから「高」とした。また，原子炉を通常停止させる手動停止／サポート系喪失（手動停止）は「低」とした。
c. 事象進展が早く余裕時間が短い場合，崩壊熱が高く原子炉減圧に必要な設備容量が大きくなることから，着眼点b.と同様に，過渡事象（給水流量の全喪失）又はサポート系喪失（自動停止）を起因とする事故シーケンスを「高」，手動停止／サポート系喪失（手動停止）を起因とする事故シーケンスを「低」とした。
d. 事故シーケンスグループの中で最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」，事故
シーケンスグループ別ＣＤＦに対して1％以上の事故シーケンスを「中」，1％未満の事故
シーケンスを「低」とした。

a. いずれの事故シーケンスも全交流動力電源喪失に至り，電源を必要とする多くの設備が機能喪失することから「高」とした。
b. いずれの事故シーケンスも，蓄電池枯渇による原子炉隔離時冷却系停止後の炉心損傷防止対策の実施に対する余裕時間に有意な差はない。このため，事象発生初期の炉心損傷防止対策の実施に対する余裕時間に着目する。外部電源喪失を起因とする事故シーケンスは，起因事象の発生により給復水系が停止するため原子炉水位の低下が早いことから「高」，サポート系喪失（直流電源故障）を起因とする事故シーケンスは，起因事象の発生後も外部電源喪失に至るまでは給復水系により原子炉水位が維持されることから「低」とした。
c. いずれの事故シーケンスも，蓄電池枯渇による原子炉隔離時冷却系停止後の原子炉注水に必要な設備容量に有意な差異はない。このため，事象発生初期の炉心損傷防止対策の設備容量に着目する。事象初期の余裕時間が短い場合，崩壊熱が高く原子炉注水に必要な設備
容量が大きくなる。このため，外部電源喪失を起因とする事故シーケンスを「高」，サポート系喪失（直流電源故障）を起因とする事故シーケンスを「低」とした。
d. 長期ＴＢの中で最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」，1％以上の事故シーケ
ンスを「中」，1％未満の事故シーケンスを「低」とした。
a. いずれの事故シーケンスも全交流動力電源喪失に至り，電源を必要とする多くの設備が機能喪失することから「高」とした。
b. いずれの事故シーケンスも事象初期から原子炉への注水に失敗しており，事象進展の早さに差異はないものの，直流電源が喪失する事故シーケンスは代替注水設備の起動に必要な直流電源を緊急用125V系蓄電池から給電するための直流電源の切替操作が必要となることから，直流電源が喪失する事故シーケンスを「高」，それ以外の事故シーケンスを「中」とした。
c. いずれの事故シーケンスも事象初期から原子炉への注水に失敗しており，崩壊熱が高く原子炉注水に必要な設備容量に差異はないものの，代替直流電源の必要容量は直流電源が喪失する事故シーケンスの方が多くなることから，直流電源が喪失する事故シーケンスを「高」，それ以外の事故シーケンスを「中」とした。
d. ＴＢＤ及びＴＢＵの中で最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」，1％以上の事
故シーケンスを「中」，1％未満の事故シーケンスを「低」とした。

a. いずれの事故シーケンスも全交流動力電源喪失に至り，電源を必要とする多くの設備が機能喪失することから「高」とした。
b. いずれの事故シーケンスも，原子炉圧力の低下による原子炉隔離時冷却系停止後の炉心損傷防止対策の実施に対する余裕時間に有意な差はない。このため，事象発生初期の炉心損
高 高 高 高傷防止対策の実施に対する余裕時間に着目する。外部電源喪失を起因とする事故シーケン
スは，起因事象の発生により給復水系が停止するため原子炉水位の低下が早いことから「高」，サポート系喪失（直流電源故障）を起因とする事故シーケンスは，起因事象の発生後も外部電源喪失に至るまでは給復水系により原子炉水位が維持されることから「低」とした。
c. いずれの事故シーケンスも，原子炉圧力の低下による原子炉隔離時冷却系停止後の原子炉注水に必要な設備容量に有意な差異はない。このため，事象発生初期の炉心損傷防止対策の設備容量に着目する。事象初期の余裕時間が短い場合，崩壊熱が高く原子炉注水に必要
高 低 低 中な設備容量が大きくなる。このため，外部電源喪失を起因とする事故シーケンスを「高」，サポート系喪失（直流電源故障）を起因とする事故シーケンスを「低」とした。
d. ＴＢＰの中で最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」，1％以上の事故シーケン
スを「中」，1％未満の事故シーケンスを「低」とした。
審査ガイドの着眼点a～dに対する影響度の観点から，厳しい順に「高」，「中」，「低」とした。

選定した重要事故
シーケンスと選定理由

a.の着眼点について，③～⑥はサポート系１区分の喪失を起因としている
が，他の区分は健全であるため，対応手段が著しく制限される状態ではない。
b.の着眼点について「高」と考えた事故シーケンスとして①，②，⑤，⑥を抽出した。
c.の着眼点について「高」と考えた事故シーケンスとして①，⑤を抽出した。
d.頻度の観点では①が支配的となった。
以上より，①を重要事故シーケンスとして選定した。
なお，有効と考えられる主な対策に差異がないため，起因事象発生後の事象進展が早いと考えられる過渡事象を起因とした①の事故シーケンスは，②～⑥の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。

a.の着眼点について，②，③はサポート系１区分の喪失を起因としている
が，他の区分は健全であるため，対応手段が著しく制限される状態ではない。
b.の着眼点について「高」と考えた事故シーケンスとして①，③を抽出した。
c.の着眼点について「高」と考えた事故シーケンスとして①，③を抽出した。
d.頻度の観点では①が支配的となった。
以上より，①を重要事故シーケンスとして選定した。
なお，有効と考えられる主な対策に差異がないため，起因事象発生後の事象進展が早いと考えられる過渡事象を起因とした①の事故シーケンスは，②～③の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。

a.の着眼点について，全事故シーケンスに共通であるため，選定理由から除外した。
b.c.の着眼点について「高」と考えた事故シーケンスとして①を抽出した。
d.頻度の観点では①が支配的となった。
以上より，①を重要事故シーケンスとして選定した。
なお，有効と考えられる主な対策に差異がないため，①の事故シーケンス
は，②の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。

a.の着眼点について，全事故シーケンスに共通であるため，選定理由から除外した。
b.c.の着眼点について「高」と考えた事故シーケンスとして③を抽出した。
d.頻度の観点では③が支配的となった。
以上より③を重要事故シーケンスとして選定した。加えて，有効性評価においては，原子炉隔離時冷却系及び非常用ディーゼル発電機の本体故障を想定する。
なお，有効と考えられる主な対策に差異はなく，③の事故シーケンスは緊急用125V系蓄電池への直流電源の切替操作が必要となることから，④，⑤の事
故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。

a.の着眼点について，全事故シーケンスに共通であるため，選定理由から除外した。
b.c.の着眼点について「高」と考えた事故シーケンスとして⑥を抽出した。
d.の頻度の観点では⑥が支配的となった。
以上より，⑥を重要事故シーケンスとして選定した。
なお，有効と考えられる主な対策に差異がないため，⑥の事故シーケンス
は，⑦の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。

第 1－4 表
事故シーケンスグループ

事故シーケンスbcd◎ ①過渡事象＋ＲＨＲ失敗

低

高

高

高

－ ②過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗

低

高

中

低

－ ③外部電源喪失＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）

高

中

高

中

－

高

中

中

低

高

中

高

低

中

低

低

中

中

低

低

低

－
－
－

[ＲＨＲ故障時]④外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣ ・原子炉隔離時冷却系
Ｓ成功）
・高圧炉心スプレイ系
・手動減圧⑤外部電源喪失＋直流電源失敗（ＨＰＣＳ成功）
・低圧代替注水系（常設）・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）⑥手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋ＲＨＲ失敗
・格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化
ベント⑦手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉
・常設代替交流電源設備
鎖失敗＋ＲＨＲ失敗
・常設代替直流電源設備⑧サポート系喪失（自動停止）＋ＲＨＲ失敗[取水機能喪失時] ※⑨サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋Ｒ ・原子炉隔離時冷却系
ＨＲ失敗
・手動減圧
⑩サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失 ・低圧代替注水系（常設）
敗（ＨＰＣＳ成功）
・残留熱除去系⑪サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失 ・緊急用海水系
敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）
・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備⑫小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗

中

高

高

中

中

高

中

低

高

高

高

中

高

高

中

低

低

高

高

低

－ ⑬中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗

低

高

高

低

－ ⑭大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗

低

高

高

低

◎ ①過渡事象＋原子炉停止失敗

低

高

高

高

中

中

低

中

中

低

－ ④中破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗

・ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機 中能）・ＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環系ポンプトリップ機能）低・ほう酸水注入系
・原子炉隔離時冷却系
・高圧炉心スプレイ系
低・残留熱除去系

中中

低－ ⑤大破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗

低

低

低

低

低

低

高

低

低

低

低

高

高

高

低

高

低

中

－

－

－

－

高

高

高

中

中

低

中

高

中

高

中

低

中

中

中

低

－
－
－
－

－ ②サポート系喪失（自動停止）＋原子炉停止失敗
原子炉停止
機能喪失

－ ③小破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗

45－ ①小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗－ ②小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
ＬＯＣＡ時注水
機能喪失◎ ③中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

・手動減圧
低・低圧代替注水系（常設）・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）・格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化
ベント
・常設代替交流電源設備
低・常設代替直流電源設備－ ④中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

格納容器バイパス

着眼点との関係と重要事故シーケンスの選定の考え方

対応する主要な炉心損傷防止対策
a

－

崩壊熱除去
機能喪失

重要事故シーケンス等の選定（2／2）◎ ①インターフェイスシステムＬＯＣＡ◎①原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒートシ
ンク喪失）－ ②最終ヒートシンク喪失（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）
津波浸水による最終ヒートシンク喪失－ ③最終ヒートシンク喪失＋高圧炉心冷却失敗－ ④最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗
◎
※

・手動減圧
・破損系統を除く原子炉注水機能・破損系統の隔離・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備

・津波防護対策
・原子炉隔離時冷却系
・手動減圧・低圧代替注水系（可搬型）・残留熱除去系
・緊急用海水系・常設代替交流電源設備
・常設代替直流電源設備

選定した重要事故
シーケンスと選定理由

備考（a：共通原因故障・系統間機能依存性，b：余裕時間，c：設備容量，d：代表性）

a. 区分Ⅰ及び区分Ⅱの交流電源が喪失している事故シーケンスは，電源を必要とする多くの設備が機能喪失することから「高」とした。また，区分Ⅰ又は区分Ⅱの交流電源が喪失している事故シーケンスは，系統間機能依存性によって同区分の複数の設備が機能喪失することから「中」とした。
b. いずれの事故シーケンスも代替除熱手段に係る炉心損傷防止対策の実施に対する余裕時間に有意な差はない。このため，炉心冷却に成功する事故シーケンスグループではあるものの，事象発生初期の炉心損傷防止対策の実施に対する余裕時間に着目し，原子炉水位の低下が早い過渡事象（給水流量の全喪失），サポート系喪失（自動停止），サポート系喪失（直流電源故障）又はＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスを「高」，手動停止／サポー
ト系喪失（手動停止）を起因とする事故シーケンスを「低」，上記以外の事故シーケンス
を「中」とした。
c. いずれの事故シーケンスも崩壊熱除去に必要な設備容量の観点からは有意な差異はない。
このため，炉心冷却に成功する事故シーケンスグループではあるものの，事象発生初期の炉心損傷防止対策の設備容量に着目する。事象初期の事象進展が早く余裕時間が短い場
合，崩壊熱が高く原子炉注水に必要な設備容量が大きくなる。また，低圧の代替注水手段に期待する場合，逃がし安全弁の再閉鎖に失敗する事故シーケンスは，注水の開始時点で原子炉が一定程度減圧されているため，逃がし安全弁の設備容量は再閉鎖成功時の方が厳しくなる。以上より，過渡事象（給水流量の全喪失），サポート系喪失（自動停止）又はサポート系喪失（直流電源故障）を起因として逃がし安全弁の再閉鎖に成功している事故
シーケンス並びにＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスを「高」，過渡事象（給水流量の全喪失），サポート系喪失（自動停止）又はサポート系喪失（直流電源故障）を起因として逃がし安全弁の再閉鎖に失敗している事故シーケンスを「中」，手動停止／サポート系
喪失（手動停止）を起因とする事故シーケンスを「低」とした。
d. 事故シーケンスグループの中で最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」，事故
シーケンスグループ別ＣＤＦに対して1％以上の事故シーケンスを「中」，1％未満の事故
シーケンスを「低」とした。

a. サポート系喪失を起因とする事故シーケンスは，系統間機能依存性によって片区分の複数の設備が機能喪失することから「中」とした。
b. 過渡事象（主蒸気隔離弁の誤閉止）に起因する事故シーケンスは，原子炉圧力の上昇が早く，反応度印加の観点で厳しい事象であり，事象進展が早いことから「高」とした。また，サポート系喪失（自動停止）は，過渡事象（主蒸気隔離弁の誤閉止）に比べて事象進展が緩やかであることから「中」とした。さらに，大破断ＬＯＣＡを起因とする事故シー
ケンスは原子炉の減圧に伴い反応度が抑制されることから「低」とし，中破断ＬＯＣＡ又は小破断ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスは「中」とした。
c. 事象進展が早く余裕時間が短い場合，反応度印加の観点で厳しく出力抑制に必要な設備容量が大きくなることから，着眼点b.と同様に，過渡事象（主蒸気隔離弁の誤閉止）を起因とする事故シーケンスを「高」，サポート系喪失（自動停止）を起因とする事故シーケン
スを「中」，大破断ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスを「低」，中破断ＬＯＣＡ又は小破断ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスを「中」とした。
d. 事故シーケンスグループの中で最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」，事故
シーケンスグループ別ＣＤＦに対して1％以上の事故シーケンスを「中」，1％未満の事故
シーケンスを「低」とした。

a. 中破断ＬＯＣＡ又は小破断ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスは，系統間機能依存性がないことから，全て「低」とした。
b. 中破断ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスは，破断面積が大きいことより流出流量が多く，事象進展が早いことから「高」とした。また，小破断ＬＯＣＡを起因とする事故シー
ケンスは，中破断ＬＯＣＡに比べて破断面積が小さいため「低」とした。
c. 原子炉減圧に用いる逃がし安全弁は十分な台数が設置されているが，低圧の代替注水設備の設備容量は低圧ＥＣＣＳより少ない。このため，低圧炉心冷却失敗を含む事故シーケン
スを「高」とし，原子炉減圧失敗を含む事故シーケンスを「低」とした。
d. 事故シーケンスグループの中で最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」，事故
シーケンスグループ別ＣＤＦに対して1％以上の事故シーケンスを「中」，1％未満の事故
シーケンスを「低」とした。

a.の着眼点について，⑥～⑪はサポート系１区分の喪失を起因としている
が，他の区分は健全であるため，対応手段が著しく制限される状態ではない。また，③，④，⑤，⑩，⑪は電源の喪失により崩壊熱除去機能が喪失しているものの，代替電源により崩壊熱除去機能の回復が可能であることから，対応手段が著しく制限される状態ではない。
b.の着眼点について，「高」と考えた事故シーケンスとして①，②，⑧～⑭を抽出した。
c.の着眼点について，「高」と考えた事故シーケンスとして，①，③，⑤，⑧，⑩，⑫，⑬，⑭を抽出した。
d.頻度の観点では①が支配的となった。
以上より，①を重要事故シーケンスとして選定した。
なお，ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスについては，ＬＯＣＡ時注水機能喪失及び雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）において，代替除熱手段に係る重大事故等対策の有効性を含めて確認する。
また，交流電源の喪失により崩壊熱除去機能が喪失している事故シーケンスが含まれるものの，主要な炉心損傷防止対策の電源を代替電源とする場合，有効と考えられる主な対策に差異がないため，過渡事象を起因とした①の事
故シーケンスは，②～⑭の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。

a.の着眼点について，②はサポート系１区分の喪失を起因としているが，他の区分は健全であるため，対応手段が著しく制限される状態ではない。
b.c.の着眼点について，「高」と考えた事故シーケンスとして①を抽出した。
d.頻度の観点では①が支配的となった。なお，②～⑤のＣＤＦはいずれも1
×10 -10／炉年未満であり，極めて小さい。
以上より，①を重要事故シーケンスとして選定した。
なお，ＬＯＣＡを起因とする場合，ほう酸水注入系が有効に機能しないことも考えられるが，ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機能）に期待することにより対応可能であり，そのＣＤＦは極めて小さい。そのため，反応度制御の観点で厳しい過渡事象を起因とする①の事故シーケンスは，本事故シーケ
ンスグループにおいて代表性を有しているものと考える。

a.の着眼点について，全事故シーケンスに共通であるため，選定理由から除外した。
b.の着眼点について，「高」と考えた事故シーケンスとして③，④を抽出した。
c.の着眼点について，「高」と考えた事故シーケンスとして①，③を抽出した。
d.頻度の観点では③が支配的となった。
以上より，③を重要事故シーケンスとして選定した。
なお，有効と考えられる主な対策に差異がないため③の事故シーケンスは，①，②，④の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。

抽出された事故シーケンスが1つであることから着眼点に照らした整理は行わず，全ての着眼①を重要事故シーケンスとして選定した。
点について「－」とした。

a. 原子炉建屋内浸水を起因とする事故シーケンスでは，建屋内の多くの設備が機能喪失することから「高」とした。最終ヒートシンク喪失を起因とする事故シーケンスは，除熱を必要とする設備が機能喪失することから「中」とした。
b. 事象初期から原子炉への注水に失敗している事故シーケンスは「高」，原子炉隔離時冷却系による原子炉注水に成功している事故シーケンスは「低」とした。逃がし安全弁再閉鎖
失敗により原子炉隔離時冷却系が機能喪失する事故シーケンスは，原子炉隔離時冷却系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下するまで炉心への注水が継続されるため，事象初期から注水に失敗している事故シーケンスと比較して事象進展が遅いことから「中」とした。
c. 原子炉建屋内浸水を起因とする事故シーケンスは，津波防護対策に要求される防護高さも高くなることから「高」とし，最終ヒートシンク喪失を起因とする事故シーケンスは「中」とした。
d. 最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」，事故シーケンスグループ別ＣＤＦに対して1％以上の事故シーケンスを「中」，1％未満の事故シーケンスを「低」とした。

a.の着眼点について，「高」と考えた事故シーケンスとして，津波浸水により建屋内の多くの設備が機能喪失する①を抽出した。
b.の着眼点について，「高」と考えた事故シーケンスとして①，③を抽出した。
c.の着眼点について，「高」と考えた事故シーケンスとして①を抽出した。
d.頻度の観点では②が支配的となった。
以上より，①を重要事故シーケンスとして選定した。
なお，②は頻度の観点では支配的となるが，津波防護対策に要求される防護
高さは津波高さが高くなる①に包絡される。
また，有効と考えられる主な対策に差異がないため，①の事故シーケンスは②～④の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。

審査ガイドの着眼点a～dに対する影響度の観点から，厳しい順に「高」，「中」，「低」とした。
重要事故シーケンスとして選定した事故シーケンス
取水機能喪失時（ＲＨＲＳ喪失時）は低圧ＥＣＣＳが従属的に機能喪失する。そのため，高圧注水系に成功している場合は崩壊熱除去機能喪失の事故シーケンスグループで取り扱うが，高圧注水系に失敗した場合は他の事故シーケンスグループ等（①，②，⑥～⑨：高圧・低圧注水機能喪失，③～⑤，⑩，⑪：全交流動力電源喪失，⑫，⑬ＬＯＣＡ時注水機能喪失，⑭雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））で重大事故対策の有効性を確認する。

個別プラント評価により抽出するもの（解釈1－1(b)のシーケンスグループ）

必ず想定する事故シーケンスグループ（解釈1－1(a)のシーケンスグループ）＜個別プラントの確率論的リスク評価（ＰＲＡ）＞
・内部事象
・外部事象（適用可能なもの）⇒地震，津波（原子炉格納容器の機能に期待できるもの）＜ＰＲＡに代わる方法による評価＞
・その他の外部事象（火災，溢水，洪水，
風(台風)，竜巻，凍結，降水，積雪 等）⇒これらの外部事象により誘発される起因事象について検討

事故シ－ケンス別ＣＤＦ（／炉年）
シ－ケン
スNo.
津波
地震
合計
内部事象

事故シ－ケンス

(1)
(2)
(16)
(17)
(21)
(22)
(3)
(18)
(23)
(7)
(27)
(10)
(9)
(29)
(8)
(28)
(4)
(5)
(19)
(20)
(24)
(25)
(33)
(37)
(11)
(12)
(13)
(31)
(31)
(30)
(6)
(26)
(38)
(38)
(34)
(14)
(15)
(35)
(36)
(35)
(36)
(32)
(44)

3.2E-102.0E-10
4.2E-10
4.3E-11
2.5E-09
3.0E-11
9.4E-09
2.6E-09
8.3E-09
5.7E-082.0E-08
6.0E-123.0E-10
2.3E-102.0E-10
2.1E-08
4.4E-05
3.8E-07
6.9E-07
3.6E-09
6.9E-109.9E-06
5.2E-08
1.7E-06
8.9E-09
4.1E-06
2.1E-08
4.5E-083.0E-083.0E-09
2.5E-08
3.8E-11
3.2E-11
2.2E-11
2.2E-12－－
1.4E-13
2.2E-14
1.5E-11
4.6E-12
1.4E-12－

4.6E-07
2.5E-09－－－－
1.3E-06－－
5.6E-09－
2.1E-06
2.4E-09－
4.4E-07－
5.4E-06
2.9E-08
6.4E-08
3.3E-10
1.2E-11
－
－
－
－
－
－
－
－
－
7.9E-08－－－－
2.6E-08
1.4E-08－－－－－3.0E-10

インターフェイスシステムＬＯＣＡ(39)

4.8E-10－

原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（最終ヒートシンク喪失）
最終ヒートシンク喪失（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）
最終ヒートシンク喪失＋高圧炉心冷却失敗
最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗
原子炉建屋損傷
格納容器損傷原子炉圧力容器損傷
格納容器バイパス
計装・制御系喪失
防潮堤損傷
合計

(47)
(48)
(49)
(50)
(40)
(41)
(42)
(43)
(45)
(46)

－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
6.1E-05－－－－
1.5E-07
4.1E-09
2.2E-07
3.2E-08
3.7E-10－1.0E-05

－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－

全ＣＤＦに
対する割合
（％）

4.6E-07
2.7E-09
4.2E-10
4.3E-11
2.5E-09
3.0E-11
1.3E-06
2.6E-09
8.3E-09
6.3E-082.0E-08
2.1E-06
2.7E-09
2.3E-10
4.5E-07
2.1E-08
4.9E-05
4.1E-07
7.5E-07
3.9E-09
7.0E-109.9E-06
5.2E-08
1.7E-06
8.9E-09
4.1E-06
2.1E-08
4.5E-083.0E-083.0E-09
1.0E-07
3.8E-11
3.2E-11
2.2E-11
2.2E-12
2.6E-08
1.4E-08
1.4E-13
2.2E-14
1.5E-11
4.6E-12
1.4E-123.0E-10

0.6
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
1.7
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
2.8
＜0.1
＜0.1
0.6
＜0.1
65.1
0.5
1.0
＜0.1
＜0.1
13.2
＜0.1
2.3
＜0.1
5.4
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1
＜0.1

－

4.8E-10＜0.1

7.6E-07
3.2E-06
1.1E-08
1.7E-08－－－－－
3.3E-07
4.3E-06

7.6E-07
3.2E-06
1.1E-08
1.7E-08
1.5E-07
4.1E-09
2.2E-07
3.2E-08
3.7E-10
3.3E-07
7.5E-05

1.0
4.2
＜0.1
＜0.1
0.2
＜0.1
0.3
＜0.1
＜0.1
0.4
100.0

解釈1－1
との対応

1－1(a)
の事故
シーケンス

・
・
・
・

高圧・低圧注水機能喪失
高圧注水・減圧機能喪失
全交流動力電源喪失
ＬＯＣＡ時注水機能喪失
解釈1－2(b)を適用するもの(原子炉格納容器の機能に期待することが困難なもの)＜事故シーケンスグループ抽出・炉心損傷頻度算出結果＞
過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）
サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）
外部電源喪失＋直流電源失敗＋ＨＰＣＳ失敗
外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗
サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗
外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗
サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗
過渡事象＋ＲＨＲ失敗
過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗
外部電源喪失＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）
外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）
外部電源喪失＋直流電源失敗（ＨＰＣＳ成功）
手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋ＲＨＲ失敗
手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗
サポート系喪失（自動停止）＋ＲＨＲ失敗
サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗
サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）
サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）
小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗
中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗
大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗
過渡事象＋原子炉停止失敗
サポート系喪失（自動停止）＋原子炉停止失敗
小破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗
中破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗
大破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗
直流電源喪失＋原子炉停止失敗
交流電源喪失＋原子炉停止失敗
小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ）

解釈1－2(a)を適用するもの

事故シ－ケンスグル－プ

グル－プ別
ＣＤＦ
（／炉年）

全ＣＤＦに
対する割合
（％）

解釈1－2
との対応

高圧・低圧注水機能喪失

4.7E-07

0.6

1－2(a)

高圧注水・減圧機能喪失

1.3E-06

1.8

1－2(a)

全交流動力電源喪失

2.7E-06

3.6

1－2(a)

崩壊熱除去機能喪失

6.6E-05

87.6

1－2(b)

・・・

崩壊熱除去機能喪失
原子炉停止機能喪失
格納容器バイパス（インターフェ
イスシステムＬＯＣＡ）

解釈1－1(a)以外のシーケンスグループ
解釈1－2(a)を適用するもの（原子炉格納容器の機能に期待できるもの）

原子炉停止機能喪失

1.4E-070.2

1－2(b)

3.2E-10＜0.1

1－2(a)

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

4.8E-10＜0.1

1－2(b)

津波浸水による最終ヒートシンク喪失

4.0E-06

5.3

1-2(a)

1.5E-07
4.1E-09
2.2E-07
3.2E-08
3.7E-10
3.3E-07
7.5E-05

0.2
＜0.1
0.3
＜0.1
＜0.1
0.4
100.0

ＬＯＣＡ時注水機能喪失－

1－1(a)
以外の事故
シーケンス
－

－

－

ハッチング：解釈に基づき想定する事故シ－ケンスグル－プと直接対応せず，全炉心損傷頻度への寄与及び影響度の観点から他の事故シ－ケンスグル－プと比較し，新たな事故シ－ケンスグル－プとしての追加は不要と判断したもの。

－－

・津波浸水による最終ヒートシンク喪失

審査ガイドに従い，事故シーケン
スグループごとに重要事故シーケ
ンスを選定
炉心損傷防止対策の有効性評価

格納容器破損防止を図る
シーケンスの確認
国内外の先進的な対策を考慮しても炉心損傷防止対策を講じる
ことが困難な事故シーケンスであり，格納容器損傷防止対策に期待できるシーケンス
例：ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

格納容器破損防止対策の有効性評価

・原子炉建屋損傷
・格納容器損傷
・原子炉圧力容器損傷
・格納容器バイパス・原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ
・計装・制御系喪失＜プラント個別に追加すべき事故シーケンスグループの確認＞「解釈1－1(a)の事故シーケンスグループと炉心損傷頻度又は影響度の観点から同程度であるか等から総合的に判断」
全炉心損傷頻度への寄与及び影響度の観点から他の事故シーケンスグループと比較し，新たな事故シーケンスグループとしての追加は不要と判断第 1－1 図事故シーケンスグループ抽出及び重要事故シーケンス選定の全体プロセス

5
5

過渡事象

原子炉停止

圧力バウンダリ
健全性

高圧炉心冷却

原子炉減圧

低圧炉心冷却

成功
成功
失敗
成功

成功
成功
成功
失敗

成功

失敗
失敗

失敗
成功
成功
失敗
失敗
成功
成功
失敗
失敗
失敗

失敗

事故シーケンス
グループ

No.

炉心損傷なし－崩壊熱除去機能喪失(4)

炉心損傷なし－崩壊熱除去機能喪失(4)

過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

高圧・低圧注水機能喪失(1)

過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

高圧注水・減圧機能喪失(3)

炉心損傷なし－崩壊熱除去機能喪失(5)

炉心損傷なし－崩壊熱除去機能喪失(5)高圧・低圧注水機能喪失(2)

原子炉停止機能喪失

(6)

崩壊熱除去

事故シーケンス

炉心損傷なし過渡事象＋ＲＨＲ失敗
炉心損傷なし過渡事象＋ＲＨＲ失敗

炉心損傷なし過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗
炉心損傷なし過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗
過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷
却失敗
過渡事象＋原子炉停止失敗

第 1－2 図内部事象レベル１ＰＲＡにおけるイベントツリー（1／7）

65外部電源喪失

原子炉停止

直流電源

交流電源

高圧炉心冷却

圧力バウンダリ
健全性

No.

過渡事象へ

－

外部電源喪失＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）(11)

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）

全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）(7)

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗

全交流動力電源喪失（ＴＢＵ）(8)

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）(12)

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗

全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）(9)

外部電源喪失＋直流電源失敗（ＨＰＣＳ成功）

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）(13)

外部電源喪失＋直流電源失敗＋ＨＰＣＳ失敗

全交流動力電源喪失（ＴＢＤ）(10)

原子炉停止機能喪失

(6)

ＲＣＩＣ

成功

過渡事象へ
成功

成功

事故シーケンスグループ

事故シーケンス
ＨＰＣＳ

成功
成功
失敗
失敗
失敗

成功

成功
失敗
失敗
成功
失敗
失敗

失敗

過渡事象＋原子炉停止失敗

第 1－2 図内部事象レベル１ＰＲＡにおけるイベントツリー（2／7）

75手動停止／
サポート系喪失（手動停止）

圧力バウンダリ
健全性

高圧炉心冷却

原子炉減圧

低圧炉心冷却

崩壊熱除去

成功
成功
失敗
成功

成功
成功
成功
失敗

失敗
失敗

失敗
成功
成功
失敗
失敗

成功
成功
失敗
失敗
失敗

事故シーケンス

炉心損傷なし手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋ＲＨＲ失敗
炉心損傷なしNo.

炉心損傷なし－崩壊熱除去機能喪失(19)

炉心損傷なし－崩壊熱除去機能喪失(19)

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉
心冷却失敗

高圧・低圧注水機能喪失(16)

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉
減圧失敗

高圧注水・減圧機能喪失(18)

炉心損傷なし－崩壊熱除去機能喪失(20)

炉心損傷なし－手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋
ＲＨＲ失敗

崩壊熱除去機能喪失(20)

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

高圧・低圧注水機能喪失(17)

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋ＲＨＲ失敗

炉心損傷なし手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋
ＲＨＲ失敗
炉心損傷なし8
5
第 1－2 図事故シーケンス
グループ

内部事象レベル１ＰＲＡにおけるイベントツリー（3／7）

サポート系喪失※（自動停止 ）

原子炉停止

圧力バウンダリ
健全性

高圧炉心冷却

原子炉減圧

低圧炉心冷却

成功
成功
失敗
成功

成功
成功
成功
失敗

成功

失敗
失敗

失敗
成功
成功
失敗
失敗
成功
成功
失敗
失敗
失敗

9
5
※

失敗

事故シーケンス
グループ

No.

炉心損傷なし－崩壊熱除去機能喪失(24)

炉心損傷なし－崩壊熱除去機能喪失(24)

サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

高圧・低圧注水機能喪失(21)

サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

高圧注水・減圧機能喪失(23)

炉心損傷なし－崩壊熱除去機能喪失(25)

炉心損傷なし－サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗

崩壊熱除去機能喪失(25)

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

高圧・低圧注水機能喪失(22)

原子炉停止機能喪失

(26)

崩壊熱除去

事故シーケンス

炉心損傷なしサポート系喪失（自動停止）＋ＲＨＲ失敗
炉心損傷なしサポート系喪失（自動停止）＋ＲＨＲ失敗

炉心損傷なしサポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗
炉心損傷なしサポート系喪失（自動停止）＋原子炉停止失敗

サポート系喪失において，原子炉自動停止に至る事象のうち，直流電源故障については別途評価。

第 1－2 図内部事象レベル１ＰＲＡにおけるイベントツリー（4／7）

サポート系喪失（直流電源故障）

原子炉停止

交流電源

高圧炉心冷却

圧力バウンダリ
健全性

事故シーケンス
グループ

No.

サポート系喪失（自動停止）へ

サポート系喪失（自動停止）へ－

サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）

(30)

成功

サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋ＨＰ
ＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）

全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）

(27)

失敗

サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋高圧
炉心冷却失敗全交流動力電源喪失（ＴＢＵ）

(28)

成功

サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）

(31)

失敗

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

全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）(29)

原子炉停止機能喪失(26)

事故シーケンス
ＨＰＣＳ

ＲＣＩＣ

成功
成功
成功
成功

失敗

失敗

失敗

失敗

サポート系喪失（自動停止）＋原子炉停止失敗

第 1－2 図内部事象レベル１ＰＲＡにおけるイベントツリー（5／7）

0
6

大破断
ＬＯＣＡ

原子炉停止

高圧炉心冷却

低圧炉心冷却成功

炉心損傷なし－崩壊熱除去機能喪失(37)

炉心損傷なし－崩壊熱除去機能喪失(37)

ＬＯＣＡ時注水機能喪失(36)

原子炉停止機能喪失(38)

事故シーケンス
グループ

No.

炉心損傷なし－崩壊熱除去機能喪失(34)

炉心損傷なし－崩壊熱除去機能喪失(34)

中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

ＬＯＣＡ時注水機能喪失(32)

中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

ＬＯＣＡ時注水機能喪失(33)

原子炉停止機能喪失(35)

炉心損傷なし失敗

大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗

成功
成功

炉心損傷なし

成功
失敗

失敗

大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗

失敗

大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

失敗

原子炉停止

No.

事故シーケンス

成功

中破断ＬＯＣＡ
小破断ＬＯＣＡ

事故シーケンス
グループ

崩壊熱除去

大破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗

高圧炉心冷却

原子炉減圧

低圧炉心冷却

崩壊熱除去

1
6

成功
成功
失敗
成功

成功
成功
成功
失敗

失敗
失敗

失敗
失敗

事故シーケンス

炉心損傷なし中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗
小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗
炉心損傷なし中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗
小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗

中破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗
小破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗

第 1－2 図内部事象レベル１ＰＲＡにおけるイベントツリー（6／7）

インターフェイスシステムＬＯＣＡ

事故シーケンス

インターフェイスシステムＬＯＣＡ

第 1－2 図内部事象レベル１ＰＲＡにおけるイベントツリー（7／7）

事故シーケンス
グループ

No.

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

(39)

2
6

地震

地 震加速度 大原子炉建 屋

格納容器

原子炉
圧力容器

格納容器
バイパス

Ｅｘ ｃｅｓｓ ｉｖｅ
ＬＯＣＡ

計装・制 御

直流電源

交流電源

外部電源

発生なし
健全
健全
健全
健全
発生な し
発生な し
健全
健全
健全
発生

喪失
喪失

喪失

RHR_A_ST_2MD_RC

喪失
RHR_A_CH_2MD.ft

損傷

LPCI_B_TRAN.ft RHR_A_ST_2MD.ft
LPCS_TRAN.ft

損傷

LPCI_B_TRAN.ft
RHR_A_ST_2MD.ft

第 1－3 図

No.

－

－

過渡事 象

－

外部電源 喪失－

交流電源 喪失－

直流電源 喪失－

計 装・制御 系喪失

発生
発生

損傷

発生する 起因事象

地震レベル１ＰＲＡにおける階層イベントツリー

Ｅｘｃｅｓｓｉ ｖｅ

Ｌ ＯＣＡ

(46)
(44)

格 納容器バ イパス(43)

原 子炉圧力容 器損傷(42)

格納容器 損傷(41)

原子炉建屋 損傷

(40)

3
6

過渡事象

原子炉停止

逃がし安全弁開放

圧力バウンダリ
健全性

高圧炉心冷却

原子炉減圧

低圧炉心冷却

崩壊熱除去

成功
成功
1.60E-01

失敗
成功

成功
成功
成功
失敗

成功

失敗
失敗

失敗

RHR_A_ST_2MD.ft

P1

成功
成功
失敗

成功
失敗

HPCS_SORV.ft

成功
成功

失敗

失敗
失敗

失敗

事故シーケンス

炉心損傷なし過渡事象＋ＲＨＲ失敗

炉心損傷なし－崩壊熱除去機能喪失(4)

炉心損傷なし－(4)

過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

高圧・低圧注水機能喪失(1)

過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

高圧注水・減圧機能喪失(3)

炉心損傷なし－崩壊熱除去機能喪失(5)

過渡事象＋ＲＨＲ失敗

炉心損傷なし過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗
炉心損傷なし過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗
過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷
却失敗
ＬＯＣＡ

過渡事象＋原子炉停止失敗

46
第 1－4 図No.

崩壊熱除去機能喪失

炉心損傷なしＥｘｃｅｓｓｉｖｅ

失敗

事故シーケンスグループ

地震レベル１ＰＲＡにおけるイベントツリー（1／3）

炉心損傷なし－崩壊熱除去機能喪失(5)高圧・低圧注水機能喪失

(2)

－

(42)

原子炉停止機能喪失(6)外部電源 喪失

原子炉 停止逃がし 安全弁
開放

直流 電源

交 流電源

高圧炉心冷 却圧力 バウンダリ
健 全性

成功
成功
失敗
失敗

失敗

成功

成功
失敗
失敗
成功
失敗
失敗

失敗

過 渡事象へ

－外部 電源喪失 ＋ＤＧ失 敗（ＨＰ ＣＳ成功）

崩 壊熱除去機 能喪失（ ＴＢＷ）

(11)

外部 電源喪失 ＋ＤＧ失 敗＋ＨＰ ＣＳ失敗（ 蓄電池枯 渇後ＲＣ ＩＣ停止）

全交 流動力電 源喪失（ 長期ＴＢ ）(7)

外部 電源喪失 ＋ＤＧ失 敗＋高圧 炉心冷却失 敗

全 交流動力電 源喪失（ ＴＢＵ）

(8)

外部 電源喪失 ＋ＤＧ失 敗＋逃が し安全弁再 閉鎖失敗 （ＨＰＣ Ｓ成功）

崩 壊熱除去機 能喪失（ ＴＢＷ）

(12)

外部 電源喪失 ＋ＤＧ失 敗＋逃が し安全弁再 閉鎖失敗 ＋ＨＰＣ Ｓ失敗

全 交流動力電 源喪失（ ＴＢＰ）

(9)

外部 電源喪失 ＋直流電 源失敗（ ＨＰＣＳ成 功）

崩 壊熱除去機 能喪失（ ＴＢＷ）

(13)

外部 電源喪失 ＋直流電 源失敗＋ ＨＰＣＳ失 敗

全 交流動力電 源喪失（ ＴＢＤ）

(10)

－

(42)

原子炉 停止機能 喪失(5)

過渡 事象へ
成功

成功

No.

ＲＣＩＣ

成功

成功

事故 シーケン スグルー プ

事故シ ーケンス
Ｈ ＰＣＳ

Ｅｘ ｃｅｓｓ ｉｖｅ

失敗

ＬＯＣＡ

過渡 事象＋原 子炉停止 失敗

第 1－4 図地震レベル１ＰＲＡにおけるイベントツリー（2／3）

56交流電源喪失

逃がし安全弁開放

原子炉停止

高圧炉心冷却

圧力バウンダリ
健全性
成功

成功
失敗
失敗
成功
成功
失敗
失敗
失敗

外部電源喪失＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）(11)

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）

全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）(7)

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗

全交流動力電源喪失（ＴＢＵ）(8)

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）(12)

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗

全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）

(9)

－

(42)

交流電源喪失＋原子炉停止失敗(45)

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ失敗

直流電源喪失

No.

ＲＣＩＣ

成功

成功

事故シーケンスグループ

事故シーケンス
ＨＰＣＳ

ＬＯＣＡ

交流電源喪失＋原子炉停止失敗

原子炉停止

高圧炉心冷却

逃がし安全弁
開放

成功

6
6

成功
成功

事故シーケンスグループ

No.

外部電源喪失＋直流電源失敗（ＨＰＣＳ成功）

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）(13)

外部電源喪失＋直流電源失敗＋ＨＰＣＳ失敗

全交流動力電源喪失（ＴＢＤ）

(10)

－

(42)

直流電源喪失＋原子炉停止失敗(45)

事故シーケンス
ＨＰＣＳ

失敗
失敗

ＲＣＩＣ

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ

失敗

ＬＯＣＡ

直流電源喪失＋原子炉停止失敗

第 1－4 図地震レベル１ＰＲＡにおけるイベントツリー（3／3）

津波（津波高さ）

防潮堤損傷（T.P.＋24m～）

原子炉建屋内浸水（T.P.＋22m～24m）

最終ヒートシンク喪失（T.P.＋20m～22m）

発生する起因事象

No.

－

－

最終ヒートシンク喪失（T.P.＋20m～22m）－

原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失※（最終ヒートシンク喪失） （T.P.＋22m～24m）

(47)

発生なし
発生なし
発生なし

発生
発生

※

発生

※

防潮堤損傷
（T.P.＋24m～）(46)

炉心損傷直結のためイベントツリーは展開しない。

第 1－5 図津波レベル１ＰＲＡにおける階層イベントツリー

7
6
最終ヒートシンク喪失

圧力バウンダリ健全性

高圧炉心冷却

成功

事故シーケンス

事故シーケンスグループ

No.

最終ヒートシンク喪失（蓄電池枯渇後ＲＣＩＣ停止）

津波浸水による最終ヒートシンク喪失(48)

最終ヒートシンク喪失＋高圧炉心冷却失敗

津波浸水による最終ヒートシンク喪失(49)

最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

津波浸水による最終ヒートシンク喪失

(50)

成功
失敗

失敗

第 1－6 図津波レベル１ＰＲＡにおけるイベントツリー

全交流動力
電源喪失
津波浸水による最終ヒートシンク喪失 3.6％
5.3％

地震
13.8％
津波
5.7％

内部事象
80.5％

崩壊熱除去
機能喪失
87.6％

（ＣＤＦ：7.5×10－５／炉年）
事故シーケンスグループ別
第 1－7 図事象別

プラント全体の炉心損傷頻度

崩壊熱除去
機能喪失
99.8％

内部事象レベル１ＰＲＡ（ＣＤＦ：6.1×10－５／炉年）
高圧・低圧注水
機能喪失
4.5％

原子炉圧力
容器損傷
2.1％

原子炉建屋損傷
1.5％

防潮堤損傷
7.7%

高圧注水・
減圧機能喪失
12.5％

全交流動力
電源喪失
24.8％

崩壊熱除去
機能喪失
53.1％

津波浸水による最終ヒートシンク喪失
92.3%

地震レベル１ＰＲＡ－５（ＣＤＦ：1.0×10

第 1－8 図津波レベル１ＰＲＡ（ＣＤＦ：4.3×10－６／炉年）／炉年）

事故シーケンスグループごとの寄与割合

68

2.

格納容器破損防止対策の有効性評価における格納容器破損モード
及び評価事故シーケンスの選定について
格納容器破損防止対策の有効性評価の格納容器破損モード及び評
価 事 故 シ ー ケ ン ス 選 定 の 全 体 プ ロ セ ス を 第 2－ 1図 に 示 す 。 ま た ， 以
下に各検討ステップにおける実施内容を整理した。

【概要】①

内部事象レベル１．５ＰＲＡ及びＰＲＡを適用できない外部事
象に係る定性的検討から格納容器破損モードを抽出し，解釈の記載との比較検討・分類を実施した。

②

抽出された格納容器破損モードのうち，炉心損傷発生時点で格納容器の機能に期待できない格納容器バイパス，格納容器先行
破 損 に 該 当 す る も の は ， 解 釈 １ － ２ ( b) に 基 づ き 炉 心 損 傷 防 止 対策の有効性評価の対象とした。

③

国内外で得られている知見や実プラントでの運用等も踏まえた検討を行い，新たに追加すべき格納容器破損モードの要否を検討した。

④

格納容器破損モードごとに格納容器破損モード発生の観点で厳し い プ ラ ン ト 損 傷 状 態 （ 以 下 「 Ｐ Ｄ Ｓ 」 と い う 。） を 選 定 し ， その中で厳しい事故シーケンスを検討し，格納容器破損防止対策の有効性評価の評価事故シーケンスとして選定した。

69

2.1

格納容器破損モードの分析について
解釈には，格納容器破損防止対策の有効性評価に係る格納容器破損モードの個別プラント評価による抽出に関し，以下のとおりに示されている。
２－１(a) 必 ず 想 定 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）
・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
・水素燃焼
・格納容器直接接触（シェルアタック）・溶融炉心・コンクリート相互作用(b) 個 別 プ ラ ン ト 評 価 に よ り 抽 出 し た 格 納 容 器 破 損 モ ー ド①個別プラントの内部事象に関するＰＲＡ及び外部事象に関するＰＲＡ（適用可能なもの）又はそれに代わる方法で評価を実施すること。
② そ の 結 果 、 上 記 ２ － １ (a)の 格 納 容 器 破 損 モ ー ド に 含 ま れ な い
有意な頻度又は影響をもたらす格納容器破損モードが抽出された場合には、想定する格納容器破損モードとして追加すること。
上 記 ２ － １ (b)① に 基 づ き ， 内 部 事 象 レ ベ ル １ ． ５ Ｐ Ｒ Ａ を 実 施
し，格納容器破損モードを評価した。外部事象について，地震レベ
ル１．５ＰＲＡは原子炉建屋，格納容器等の損傷から格納容器の閉じ込め機能喪失に至る過程の不確かさが大きく，定量評価結果の活70

用に際しては損傷箇所，損傷モード等の精緻化の検討が必要な段階であるため，現段階では事故シーケンス選定の検討に適用しないこととした。
また，ＰＲＡの適用が困難と判断した外部事象については定性的な検討により発生する格納容器破損モードの分析を行った。
実施した格納容器破損モード抽出に係る分析結果を以下に示す。

2.1.1 格 納 容 器 破 損 モ ー ド の 抽 出 ， 整 理(1)

ＰＲＡに基づく整理
内部事象レベル１．５ＰＲＡを実施し，事故の進展に伴い生じる格納容器の健全性に影響を与える負荷の分析から，以下のａ．
～ｉ．に示す格納容器破損モードの抽出を行った。
具 体 的 に は 第 2 － 2図 の と お り ， 炉 心 損 傷 前 ， 原 子 炉 圧 力 容 器 破
損前，原子炉圧力容器破損直後，原子炉圧力容器破損以降の各プラント状態に分類し，それぞれの状態で発生する負荷を抽出している。また，事故進展中に実施される緩和手段等を考慮し，第2－ 3図 に 示 す イ ベ ン ト ツ リ ー を 作 成 し ， 格 納 容 器 の 破 損 に 至 る 格
納容器破損モードを整理している。内部事象レベル１．５ＰＲＡか ら 抽 出 さ れ た 格 納 容 器 破 損 モ ー ド 及 び 定 量 化 結 果 を 第 2－ 1表 に示す。また，格納容器破損モードごとの格納容器破損頻度への寄与 割 合 を 第 2－ 4図 に 示 す 。
ａ．早期過圧破損（未臨界確保失敗）
原子炉停止失敗時に，炉心で発生した大量の水蒸気が格納容器へ放出され，格納容器圧力が早期に上昇して，格納容器が過圧破損に至る格納容器破損モードである。
71

ｂ．過圧破損（崩壊熱除去失敗）
炉心の冷却が達成される中で，水蒸気の蓄積による準静的加圧で格納容器が炉心損傷前に破損する格納容器破損モードである。
ｃ．格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）
インターフェイスシステムＬＯＣＡの発生により，格納容器をバイパスして原子炉冷却材が原子炉建屋内に放出される格納容器破損モードである。
ｄ．格納容器バイパス（格納容器隔離失敗）
炉心が損傷した時点で，格納容器の隔離に失敗しており，格納容器の閉じ込め機能を喪失している格納容器破損モードである。
ｅ．過圧破損（長期冷却失敗）
炉心損傷後に溶融炉心の冷却が達成される中で，崩壊熱によって発生する水蒸気によって格納容器が過圧され，破損に至る
格納容器破損モード，又は，溶融炉心が冷却されない場合に，溶融炉心・コンクリート相互作用による非凝縮性ガスの発生が継続し，格納容器内が過圧されて格納容器の破損に至る格納容
器破損モードである。
ｆ．過温破損
炉心損傷後に，溶融炉心が冷却できない状態が継続した場合に，溶融炉心からの輻射及び対流によって格納容器の雰囲気が加熱され，格納容器の貫通部等が熱的に損傷し，格納容器の破損に至る格納容器破損モードである。
ｇ．格納容器雰囲気直接加熱
72高圧状態で原子炉圧力容器が破損した場合に，溶融炉心が格納容器の雰囲気中を飛散する過程で微粒子化し，雰囲気ガスとの直接的な熱伝達等による急激な加熱・加圧の結果，格納容器
圧力が上昇し格納容器の破損に至る格納容器破損モードである。
ｈ．原子炉圧力容器外での水蒸気爆発
高温の溶融炉心がペデスタル（ドライウェル部）の水中又はサプレッション・プール水中に落下した場合，若しくは格納容
器内に放出されたデブリに対して注水を実施した場合に，水蒸気爆発又は水蒸気による圧力スパイクが発生する可能性がある。
このときに格納容器に付加される機械的エネルギによって格納容器の破損に至る格納容器破損モードである。
ｉ．溶融炉心・コンクリート相互作用
原子炉圧力容器の破損後，格納容器内に放出された溶融炉心が十分に冷却できない状態が継続した場合に，ペデスタル（ドライウェル部）床のコンクリートが侵食され，溶融炉心はペデ
スタル（ドライウェル部）床を貫通してサプレッション・プー
ルに落下する。その後，サプレッション・プールにおける溶融
炉心・コンクリート相互作用が継続し，ベースマット溶融貫通に先行してペデスタル壁面の侵食に伴う原子炉圧力容器支持機能の喪失により格納容器の破損に至る格納容器破損モードである。
なお，以下の格納容器破損モードは，今回実施した内部事象レベ
ル１．５ＰＲＡでは分析により除外した。
ｊ．原子炉圧力容器内での水蒸気爆発
高温の溶融炉心が下部プレナムの水中に落下して水蒸気爆発
73が発生し，その際の発生エネルギによって原子炉圧力容器の蓋がミサイルとなって格納容器に衝突し，格納容器破損に至る格
納容器破損モードである。
ただし，これまでの炉内溶融燃料－冷却材相互作用に係る研究等の知見から，炉内溶融燃料－冷却材相互作用により格納容器が破損する可能性は十分低いため，内部事象レベル１．５Ｐ
ＲＡでは格納容器破損モードとして設定していない。
ｋ．水素燃焼格納容器内に酸素等の反応性のガスが混在していた場合にジルコニウム－水反応等によって発生した水素と反応して激しい燃焼が生じ，格納容器の破損に至る格納容器破損モードである。
ただし，東海第二発電所では，運転中，格納容器内を窒素置換し，酸素濃度を低く管理しているため，水素濃度及び酸素濃度が可燃限界に至る可能性は十分低い。このため，内部事象レベル１．５ＰＲＡでは格納容器破損モードとして設定していな
い。
ｌ．溶融物直接接触
原子炉圧力容器破損後に格納容器下部へ落下した溶融炉心が格納容器下部の床からその外側のドライウェルの床に拡がり，高温の溶融炉心がドライウェルの壁（バウンダリ）に接触してドライウェル壁の一部が溶融貫通し，格納容器の破損に至る格
納容器破損モードである。
ただし，東海第二発電所のＭａｒｋ－Ⅱ型格納容器においては，ペデスタル（ドライウェル部）内に蓄積したデブリがドラ
イウェル床には拡がらない格納容器構造となっているため，内74