東海第二発電所 審査資料
資料番号
PS-C-9 改 9
提出年月日
平成 30 年 2 月 8 日

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
比較表

平成 30 年 2 月
日本原子力発電株式会社
本資料のうち，は商業機密又は核物質防護上の観点から公開できません。

下線部：今回提出範囲
目

次

重大事故等対策の有効性評価

1.

重大事故等への対処に係る措置の有効性評価の基本的考え方

2.

運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故
2.1

高圧・低圧注水機能喪失

2.2

高圧注水・減圧機能喪失

2.3

全交流動力電源喪失

2.3.1

全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）

2.3.2

全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）

2.3.3

全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）

2.4

3.

崩壊熱除去機能喪失

2.4.1

取水機能が喪失した場合

2.4.2

残留熱除去系が故障した場合

2.5

原子炉停止機能喪失

2.6

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

2.7

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

重大事故
3.1

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）

3.1.1

格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策

3.1.2

代替循環冷却系を使用する場合
目-1

3.1.34.

5.

6.

代替循環冷却系を使用できない場合

3.2

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱

3.3

原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用

3.4

水素燃焼

3.5

溶融炉心・コンクリート相互作用

使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故
4.1

想定事故１

4.2

想定事故２

運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故
5.1

崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）

5.2

全交流動力電源喪失

5.3

原子炉冷却材の流出

5.4

反応度の誤投入

必要な要員及び資源の評価

付録１

事故シーケンスグループの抽出及び重要事故シーケンスの選定について目-2

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

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備考6. 重大事故等への対処に係る措置の有効性評価の基本的考え方
1. 重大事故等への対処に係る措置の有効性評価の基本的考え方
6.1 概 要1.1 概 要本発電用原子炉施設において，｢運転中の原子炉における重大事故に至るおそれが本発電用原子炉施設において，「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｣，「運転中の原子炉における重大事故」，「使用済燃料プールにおける重大事
ある事故」，「運転中の原子炉における重大事故」，「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」及び「運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそ
故に至るおそれがある事故」及び「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」（以下「重大事故等」という。
）が発生した場合にも，炉心や燃料の著れがある事故」（以下「重大事故等」という。
）が発生した場合にも，炉心の著しい損
しい損傷の防止あるいは原子炉格納容器の破損及び敷地外への放射性物質の異常な傷の防止，燃料体又は使用済燃料（以下「燃料体等」という。
）の著しい損傷の防止，水準の放出の防止に講じることとしている措置（以下「重大事故等対策」という。
）
燃料体の著しい損傷の防止あるいは原子炉格納容器（以下「格納容器」という。
）のが有効であることを示すため，以下のとおり，評価対象とする事故シーケンスを整理
破損及び発電所外への放射性物質の異常な水準の放出の防止のために講ずることとし，対応する評価項目を設定した上で，計算プログラムを用いた解析等の結果を踏ましている措置（以下「重大事故等対策」という。
）が有効であることを示すため，以えて，設備，手順及び体制の有効性を評価する。
下のとおり，評価対象とする事故シーケンスを整理し，対応する評価項目を設定した上で，計算プログラムを用いた解析等を踏まえて，設備，手順及び体制の有効性を評価する。
（添付資料 1.1.1）
6.1.1 評価対象の整理及び評価項目の設定
1.1.1 評価対象の整理及び評価項目の設定
本発電用原子炉施設を対象とした確率論的リスク評価（以下「PRA」という。
）の知
本発電用原子炉施設を対象とした確率論的リスク評価（以下「ＰＲＡ」という。
）
見等を踏まえ，重大事故等に対処するための措置が基本的に同じである事故シーケンの知見等を踏まえ，重大事故等に対処するための措置が基本的に同じである事故シースのグループ化を行い，措置の有効性を確認するための代表的な事故シーケンス（以ケンスのグループ化を行い，措置の有効性を確認するための代表的な事故シーケンス
下「重要事故シーケンス等」という。
）を選定して，対応する措置の有効性評価を行（以下「重要事故シーケンス」という。
）を選定して，対応する措置の有効性評価をう。
行う。
有効性評価に際しては，事故の様相やプラントの特徴を踏まえて有効性を確認する
有効性評価に際しては，事故の様相やプラントの特徴を踏まえて有効性を確認する
ための評価項目を設ける。
ための評価項目を設ける。
具体的には「6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」による。
具体的には「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」による。
6.1.2 評価に当たって考慮する事項
1.1.2 評価に当たって考慮する事項
有効性評価は，「5．重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措置を実施するために有効性評価は，「実用発電用原子炉に係る発電用原子炉設置者の重大事故の発生及必要な技術的能力」で講じることとしている措置のうち，「添付書類八 1.10.2 発電び拡大の防止に必要な措置を実施するために必要な技術的能力に係る審査基準」に係用原子炉設置変更許可申請（平成 25 年 9 月 27 日申請）に係る実用発電用原子炉及る適合性状況説明資料（以下「技術的能力に係る審査基準への適合状況説明資料」と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への適合」で重大事故等対いう。
）で講ずることとしている措置のうち，「重大事故等対処設備について」で重大処設備としている設備を用いたものを対象とするが，手順及び体制としてはその他の事故等対処設備としている設備を用いたものを対象とするが，手順及び体制としては措置との関係を含めて必要となる水源，燃料及び電源の資源や要員を整理した上で，その他の措置との関係を含めて必要となる水源，燃料及び電源の資源並びに要員を整
安全機能の喪失に対する仮定，外部電源に対する仮定，単一故障に対する仮定，運転理した上で，安全機能の喪失に対する仮定，外部電源に対する仮定，単一故障に対す員等（運転員と緊急時対策要員）の操作時間に対する仮定等を考慮して，原則としてる仮定，運転員及び重大事故等対応要員（以下「運転員等」という。
）の操作時間に事故が収束し，｢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｣について対する仮定等を考慮して，原則として事故が収束し，「運転中の原子炉における重大は原子炉が安定停止状態に，「運転中の原子炉における重大事故」については原子炉事故に至るおそれがある事故」及び「運転中の原子炉における重大事故」については
及び原子炉格納容器が安定状態に，「使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそ
原子炉及び格納容器が安定状態に，「使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそ
1／41

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

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所れがある事故」については使用済燃料プール水位が回復し，水位及び温度が安定した状態に，「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」について
は原子炉が安定状態（以下「原子炉等が安定停止状態等」という。
）に導かれる時点までを対象とする。
具体的には「6.3 評価に当たって考慮する事項」による。

れがある事故」については使用済燃料プールの水位が回復し，水位及び温度が安定した状態に，「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」については原子炉が安定状態（以下「原子炉等が安定停止状態等」という。
）に導かれる時
点までを対象とする。
具体的には「1.3 評価に当たって考慮する事項」による。

備考6.1.3 有効性評価に使用する計算プログラム
1.1.3 有効性評価に使用する計算プログラム
有効性評価において使用する計算プログラム（以下「解析コード」という。
）は，有効性評価において使用する計算プログラム（以下「解析コード」という。
）は，
事故シーケンスの特徴に応じて，評価項目となるパラメータに有意な影響を与える現事故シーケンスの特徴に応じて，評価項目となるパラメータに有意な影響を与える現
象や運転員等操作に有意な影響を与える現象（以下「重要現象」という。
）がモデル
象や運転員等操作に有意な影響を与える現象（以下「重要現象」という。
）がモデル化されており，実験等をもとに妥当性が確認され，適用範囲を含めてその不確かさが化されており，実験等を基に妥当性が確認され，適用範囲を含めてその不確かさが把把握されているものを選定して使用する。
握されているものを選定して使用する。
具体的には「6.4 有効性評価に使用する計算プログラム」に示す解析コードを使用
具体的には「1.4 有効性評価に使用する計算プログラム」に示す解析コードを使する。
用する。
6.1.4 有効性評価における解析の条件設定
1.1.4 有効性評価における解析の条件設定
有効性評価における解析の条件設定については，「6.3 評価に当たって考慮する事
有効性評価における解析の条件設定については，「1.3 評価に当たって考慮する事項」による仮定等を考慮するとともに，事象進展の不確かさを考慮して，設計値等の項」による仮定等を考慮するとともに，事象進展の不確かさを考慮して，設計値等の現実的な条件を基本としつつ，原則，有効性を確認するための評価項目となるパラメ
現実的な条件を用いるか又は有効性を確認するための評価項目となるパラメータにータに対して余裕が小さくなるような設定とする。また，解析コードや解析条件の不対する余裕が小さくなるよう設定する。また，解析コードや解析条件の不確かさの影
確かさが大きい場合には，影響評価において感度解析等を行うことを前提に設定す
響が大きい場合には，影響評価において感度解析等を実施することを前提に設定する。
る。
具体的には「6.5 有効性評価における解析の条件設定の方針」による。
具体的には「1.5 有効性評価における解析の条件設定の方針」による。
6.1.5 解析の実施
1.1.5 解析の実施
有効性評価における解析は，評価項目となるパラメータの推移のほか，事象進展の有効性評価における解析は，評価項目となるパラメータの推移のほか，事象進展の状況を把握する上で必要なパラメータの推移について解析を実施し，その結果を明示
状況を把握する上で必要なパラメータの推移について解析を実施し，その結果を明示する。
する。
なお，事象進展の特徴や厳しさ等を踏まえ，解析以外の方法で原子炉等が安定停止
なお，事象進展の特徴や厳しさ等を踏まえ，解析以外の方法で原子炉等が安定停止状態等に導かれ，評価項目を満足することが合理的に説明できる場合はこの限りでは状態等に導かれ，評価項目を満足することが合理的に説明できる場合はこの限りではない。
ない。
1.1.6 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
6.1.6 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は，運転員等操作時間
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す
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，そる。また，これらの不確かさの影響を踏まえても，措置の実現性に問題がなく，評価
れらの影響を踏まえても，措置の実現性に問題なく，評価項目を満足することを感度
項目を満足することを感度解析等により確認する。
解析等により確認する。
具体的には「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」による。
具体的には「6.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」による。
2／41

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

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所備考1.1.7 必要な要員及び資源の評価
6.1.7 必要な要員及び資源の評価
必要な要員及び資源については，少なくとも外部支援がないものとして発電所内単必要な要員及び資源については，発電所内の発電用原子炉施設で重大事故等が同時独での措置を 7 日間継続して実施できることを確認する。
期に発生することを想定して整備することから，それぞれの観点から最も厳しい重大
具体的には「1.8 必要な要員及び資源の評価方針」による。
事故等を考慮しても，少なくとも外部支援がないものとして所内単独での措置を 7 日間継続して実施できることを確認する。
具体的には「6.8 必要な要員及び資源の評価方針」による。
1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定
6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定
重大事故等対策の有効性を確認するため，重大事故等のそれぞれについて，以下の重大事故等対策の有効性を確認するため，重大事故等のそれぞれについて，以下のとおり，事故シーケンスのグループ化，重要事故シーケンスの選定及び有効性を確認
とおり，事故シーケンスのグループ化，重要事故シーケンス等の選定及び有効性を確するための評価項目の設定を行う。
認するための評価項目の設定を行う。
炉心損傷防止対策及び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を
炉心損傷防止対策及び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を確認する事故シーケンスグループ並びに格納容器破損防止対策の有効性を確認する
確認する事故シーケンスグループ，並びに格納容器破損防止対策の有効性を確認する
格納容器破損モード（以下「事故シーケンスグループ等」という。
）の選定に当たっ
格納容器破損モード（以下「事故シーケンスグループ等」という。
）の選定に当たっては，アクシデントマネジメント策や緊急安全対策等を考慮しない仮想的なプラントては，アクシデントマネジメント策や緊急安全対策等を考慮しない仮想的なプラント状態を対象として実施したＰＲＡの結果を活用する。
状態を評価対象として実施した PRA の結果を活用する。
「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」に対しては，発電用「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」に対しては，発電用原子炉施設内部の原因によって引き起こされる事象（以下「内部事象」という。
）を
原子炉施設内部の原因によって引き起こされる事象（以下「内部事象」という。
）を対象とする内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡに加えて，ＰＲＡが適用可能な外部事対象とする内部事象運転時レベル 1PRA に加えて，PRA が適用可能な外部事象として象として地震，津波についてそれぞれ地震レベル１ＰＲＡ及び津波レベル１ＰＲＡを
地震及び津波それぞれのレベル 1PRA を活用する。
「運転中の原子炉における重大事
活用する。
「運転中の原子炉における重大事故」に対しては，内部事象出力運転時レ故」に対しては，内部事象運転時レベル 1.5PRA を活用する。
「運転停止中の原子炉にベル１．５ＰＲＡを活用する。
「運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれおける重大事故に至るおそれがある事故」に対しては，内部事象停止時レベル 1PRA をがある事故」に対しては，内部事象停止時レベル１ＰＲＡを活用する。
活用する。
‑4
ＰＲＡを実施した結果，本発電用原子炉施設の運転中の炉心損傷頻度は 10－４／炉年
PRA を実施した結果，本発電用原子炉施設の運転中の炉心損傷頻度は 10 /炉年程度，格納容器破損頻度は 10‑5/炉年程度，運転停止中の炉心損傷頻度は 10‑8/定検程度
程度，格納容器破損頻度は 10－４／炉年程度，運転停止中の炉心損傷頻度は 10－５／施である。
設定期検査程度である。
また，現状 PRA が適用できない地震及び津波以外の外部事象については，当該外部
また，現状ＰＲＡが適用できない地震及び津波以外の外部事象については，当該外事象により誘発される起因事象について分析を実施した結果，いずれも内部事象レベ
部事象により誘発される起因事象について分析した結果，いずれも内部事象出力運転
ル 1PRA で想定する起因事象に包絡されること及び炉心損傷後の原子炉格納容器内の時レベル１ＰＲＡで想定する起因事象に包絡されること及び炉心損傷後の格納容器
事象進展は内部事象と同等であると考えられることから，新たに追加すべき事故シー
内の事象進展は内部事象と同等であると考えられることから，新たに追加すべき事故
ケンスグループ等はない。
シーケンスグループ等はない。
なお，有効性評価における重要事故シーケンスと「実用発電用原子炉に係る発電用
なお，有効性評価における重要事故シーケンスと「実用発電用原子炉に係る発電用原子炉設置者の重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措置を実施するために必要
原子炉設置者の重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措置を実施するために必要な技術的能力に係る審査基準」（以下「技術的能力審査基準」という。
），「実用発電用な技術的能力に係る審査基準（以下「技術的能力審査基準」という。
）」，「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」（以下「設置許
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（以下「設置許可可基準規則」という。
）及び「実用発電用原子炉及びその附属施設の技術基準に関す基準規則」という。
）」及び「実用発電用原子炉及びその附属施設の技術基準に関するる規則」（以下「技術基準規則」という。
）との関連を第 6.2－1 表に示す。
規則（以下「技術基準規則」という。
）」との関連を第 1.2－1 表に示す。
3／41

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

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

ここで記載している事故シーケンスグループ等の選定の考え方については，「追補
２．Ⅰ 事故シーケンスグループ及び重要事故シーケンス等の選定について」に示す。

ここで記載している事故シーケンスグループ等の選定の考え方については，「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」に示す。

備考6.2.1 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
1.2.1 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
6.2.1.1 事故シーケンスのグループ化と重要事故シーケンスの選定
1.2.1.1 事故シーケンスのグループ化と重要事故シーケンスの選定「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」については，運転時「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」については，運転時の異常な過渡変化及び設計基準事故に対し，発電用原子炉施設の安全性を損なうことの異常な過渡変化及び設計基準事故に対し，発電用原子炉施設の安全性を損なうことがないよう設計することが求められる構築物，系統及び機器がその安全機能を喪失しがないよう設計することが求められる構築物，系統及び機器がその安全機能を喪失した場合であって，炉心の著しい損傷に至る可能性があると想定する事故シーケンス
た場合であって，炉心の著しい損傷に至る可能性があると想定する事故シーケンスにを，本発電用原子炉施設を対象とした PRA の結果を踏まえてグループ化し，それぞれついて本発電用原子炉施設を対象としたＰＲＡの結果を踏まえてグループ化し，それに対して重要事故シーケンスを選定し，評価を行う。
ぞれの事故シーケンスグループに対して重要事故シーケンスを選定し評価を行う。
(1) 事故シーケンスの抽出
内部事象運転時レベル 1PRA においては，各起因事象の発生から炉心損傷に至ることを防止するための緩和手段等の成功及び失敗の組合せをイベントツリーを用いて網羅的に分析し，炉心損傷に至る事故シーケンスを抽出する。第 6.2－1 図に内部事
象運転時レベル 1PRA におけるイベントツリーを示す。
地震レベル 1PRA 及び津波レベル 1PRA においては，内部事象と同様にイベントツ
リーを用いた分析を実施し，炉心損傷に至る事故シーケンスを抽出する。第 6.2－2 図に地震レベル 1PRA の階層イベントツリーを，第 6.2－3 図に地震レベル 1PRA のイベ
ントツリーを，第 6.2－4 図に津波レベル 1PRA の津波高さ別イベントツリーを，第6.2－5 図に津波レベル 1PRA 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ものの，喪失する安全機能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，事故シーケンスは内部事象と同じである。また，地震レベル 1PRA 及び津波レ
ベル 1PRA では，複数の安全機能時に損傷する事象や，建屋・構築物等の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取り扱う。
具体的には，地震レベル 1PRA では，建屋の損傷や原子炉圧力容器等の大型静的機器の損傷，計測・制御機能喪失によって発電用原子炉施設が監視及び制御不能となる
事象等，緩和設備への影響範囲や影響程度等を明確にすることが困難な事象を抽出し(1) 事故シーケンスの抽出
内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡにおいては，各起因事象の発生から炉心損傷に至ることを防止するための緩和設備等の成功及び失敗の組合せについてイベント
ツリーを用いて網羅的に分析し，炉心損傷に至る事故シーケンスを抽出する。第 1.2
・東海第二では，地震レベル１ＰＲＡ－1 図に内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡにおけるイベントツリーを示す。
及び津波レベル１ＰＲＡの特徴に
地震レベル１ＰＲＡ及び津波レベル１ＰＲＡにおいては，地震や津波により引きついて記載（記載の充実）起こされる起因事象をプラントへ与える影響度の高い順に階層イベントツリーの形で整理することで，原子炉建屋や格納容器等の大規模な損傷が発生し，直接炉心損
傷に至る事故シーケンスや，複合的な事象発生の組合せも含めた事故シーケンスの抽出を実施している。また，緩和設備による対応に期待できる起因事象については，
内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡと同様に各起因事象の発生から炉心損傷に至ることを防止するための緩和設備等の成功及び失敗の組合せについてイベントツリー
で分析し，事故シーケンスを抽出する。第 1.2－2 図に地震レベル１ＰＲＡの階層イ
ベントツリーを，第 1.2－3 図に地震レベル１ＰＲＡのイベントツリーを，第 1.2－4 図に津波レベル１ＰＲＡの階層イベントツリーを，第 1.2－5 図に津波レベル１Ｐ
ＲＡ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ものの，喪失する
安全機能が内部事象と同じ場合は炉心損傷を防止するための緩和設備も同じとなる
ため，事故シーケンスは内部事象と同じとなる。また，地震レベル１ＰＲＡ及び津
波レベル１ＰＲＡでは，複数の安全機能が地震又は津波によって同時に損傷する事
象や，建屋・構築物等の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についても取り扱う。
具体的には，地震レベル１ＰＲＡでは，建屋の損傷や原子炉圧力容器等の大型静的機器の損傷，計測・制御機能喪失によって本発電用原子炉施設が監視及び制御不能となる事象等，緩和設備への影響範囲や影響程度等を明確にすることが困難な事
4／41

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

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機ており，これらは直接，炉心損傷に至る事象として取り扱う。
津波レベル 1PRA では，浸水高さに応じ，当該高さに設置されている安全機能が機能喪失する評価モデルとしており，浸水高さに応じた安全機能の喪失の状態ごとに津波特有のシーケンスとして抽出する。

なお，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，成功基準等が異なるため，流出の規模に応じて以下のとおりに分類する。
a. 大破断 LOCA
原子炉冷却材圧力バウンダリを構成する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もので，自動減圧系の作動なしに低圧注水系によって冷却が可能となる規模の LOCA である。
b. 中破断 LOCA
大破断 LOCA と比較して破断口径が小さく，原子炉減圧が緩やかなもので，低圧注
水系による炉心冷却には自動減圧系の作動が必要となる規模の LOCA である。また，流出量は原子炉隔離時冷却系の容量以上であり，原子炉隔離時冷却系のみでの水位確保は不可能である。
c. 小破断 LOCA
中破断 LOCA より破断口径が小さなもので，原子炉隔離時冷却系のみでの水位確保が可能な規模の LOCA である。また，原子炉減圧が緩やかなため，低圧注水系による炉心冷却には，自動減圧系の作動が必要である。
d. Excessive LOCA
大破断 LOCA を上回る規模の LOCA であり，非常用炉心冷却系の注水の成否に関わらず炉心損傷に至る。

東海第二発電所

備

考象を抽出しており，これらは直接炉心損傷に至る事象として取り扱う。
津波レベル１ＰＲＡでは，防潮堤高さを超える津波を対象に，非常用海水ポンプの被水・没水により最終ヒートシンクが喪失する事象，原子炉建屋内浸水により複数の緩和機能が喪失する事象，防潮堤損傷により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象を抽出しており，これらは津波特有の事故シーケンスとして抽出する。
なお，ＬＯＣＡでは，原子炉冷却材圧力バウンダリからの原子炉冷却材の流出規模によりプラント応答，成功基準等が異なるため，流出の規模に応じて以下のとおりに分類する。
ａ．大破断ＬＯＣＡ
原子炉冷却材圧力バウンダリを構成する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もので，自動減圧系の作動なしに低圧注水系によって冷却が可能となる規模のＬＯＣＡである。
ｂ．中小破断ＬＯＣＡ
大破断ＬＯＣＡと比較して破断口径が小さく，原子炉減圧が緩やかなもので，
低圧注水系による炉心冷却には自動減圧系の作動が必要となる規模のＬＯＣＡである。

ｃ．Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ
大破断ＬＯＣＡを上回る規模のＬＯＣＡであり，非常用炉心冷却系の注水の成否に関わらず炉心損傷に至る。

(2) 事故シーケンスのグループ化(2) 事故シーケンスのグループ化
PRA の知見を活用して抽出した事故シーケンスを，重大事故等に対処するための措
ＰＲＡの知見を活用して抽出した事故シーケンスを，重大事故等に対処するため
置が基本的に同じとなるよう，炉心損傷に至る主要因の観点から以下の事故シーケンの措置が基本的に同じとなるよう，炉心損傷に至る主要因の観点から以下の事故シ
スグループに分類する。なお，PRA では LOCA 時の注水機能喪失シーケンスを，破断ーケンスグループに分類する。なお，ＰＲＡではＬＯＣＡ時の注水機能喪失シーケ
口径の大きさに応じて大破断 LOCA，中破断 LOCA，小破断 LOCA に詳細化して抽出してンスを，破断口径の大きさに応じて大破断ＬＯＣＡ及び中小破断ＬＯＣＡに詳細化いるが，いずれも LOCA 時の注水機能喪失を伴う事故シーケンスグループであるため，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グループでLOCA 時注水機能喪失に該当するものとして整理する。
あるため，ＬＯＣＡ時注水機能喪失に該当するものとして整理する。
a. 高圧・低圧注水機能喪失
ａ．高圧・低圧注水機能喪失
b. 高圧注水・減圧機能喪失
ｂ．高圧注水・減圧機能喪失
c. 全交流動力電源喪失
ｃ．全交流動力電源喪失
d. 崩壊熱除去機能喪失
ｄ．崩壊熱除去機能喪失
5／41

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

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
e. 原子炉停止機能喪失
f. LOCA 時注水機能喪失
g. 格納容器バイパス(インターフェイスシステム LOCA)
津波特有の事故シーケンスでは，津波高さに応じた複数の安全機能の喪失を考慮したが，これについては，その喪失により，最も早く炉心損傷に至る安全機能あるいは安全機能の組合せの事故シーケンスグループとして，上記の a.及び c.に整理した。
また，地震特有の事象で，以下に示す 5 つの事故シーケンスは，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が困難なことから，上記の事故シーケンスグル
ープと直接的に対応せず，炉心損傷に直結するものとして抽出している。
・Excessive LOCA
・計測・制御系喪失
・格納容器バイパス（地震による配管の格納容器外での破損と隔離弁の閉失敗の重畳）・原子炉圧力容器・原子炉格納容器損傷
・原子炉建屋損傷

これらの各事故シーケンスグループによる炉心損傷頻度には，必ずしも炉心損傷に直結する程の損傷に至らない場合も含んでおり，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ある場合，これらを用いた対応に期待することにより，炉心損傷を防止できる可能性もあると考えられる。このため，過度な保守性を排除することで各事故シーケンスグループの炉心損傷頻度は，現在の値よりも更に小さくなる。また，地震後に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，それら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，内部事象運転時レベル1PRA により抽出された上記のa.からg.の事故シーケンスグループに包絡されるものと考えられること及びそれらに該当しない深刻な損傷の場合には可搬型のポンプ，電源，放水設備等を駆使した大規模損壊対策による影響緩和を図ることから，
これらの各事故シーケンスグループを有意な頻度又は影響をもたらす事故シーケン
スグループとして追加する必要はない。
(3) 重要事故シーケンスの選定
事故シーケンスグループごとに，有効性評価の対象とする重要事故シーケンスを選定する。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，共通原因故障又は系統間の機能の依存性，炉心損傷防止対策の実施に対する時間余裕，炉心損傷防止に必要な設備容量及び事故シーケンスグループ内の代表性の観点で，より厳しい事故シーケンスを選定する。

東海第二発電所

備

考ｅ．原子炉停止機能喪失
ｆ．ＬＯＣＡ時注水機能喪失
ｇ．格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）
ｈ．津波浸水による注水機能喪失
・東海第二では，頻度及び影響の観点
津波特有の事故シーケンスについては，敷地内への浸水により内部事象起因の事から，津波特有の事故シーケンスグ
故シーケンスとは本発電用原子炉施設への影響が異なることから，津波特有の事故
ループを抽出シーケンスグループとして抽出している。
また，地震及び津波特有の事象で，以下に示す 7 つの事故シーケンスは，事象発
生時に本発電用原子炉施設に与える影響が大きな幅を有し，建屋や機器の損傷程度や組合せを特定することが困難であるため，上記の事故シーケンスグループとは直接的に対応しない事故シーケンスとして抽出している。
・東海第二では，「防潮堤損傷」を有・防潮堤損傷効性評価の対象とはしない事故シ・原子炉建屋損傷
ーケンスとして抽出
・格納容器損傷
・原子炉圧力容器損傷
・格納容器バイパス（地震による格納容器外での配管破損と隔離弁の閉失敗の重畳）
・原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ）
・計装・制御系喪失
これらの地震及び津波特有の各事故シーケンスによる炉心損傷頻度は，全炉心損
傷頻度に対して極めて小さい寄与である。また，これらの事故シーケンスは本発電用原子炉施設に及ぼす影響について大きな幅を有しており，事故シーケンスグルー
プとして単独で定義するものではなく，発生する事象の程度や組合せに応じて対応すべきものである。具体的には，影響が限定されるような小規模な事故の場合には，使用可能な炉心損傷防止対策や格納容器破損防止対策を柔軟に活用して，事故進展の緩和を図ることが可能であり，実際には炉心損傷頻度はより低減されると考えられる。また，上記に該当しないような深刻な事故の場合には，可搬型設備等を駆使した大規模損壊対策による対応を含め，臨機応変に影響緩和を図る。
以上のことから，これらの事故シーケンスを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追加する必要はない。

(3) 重要事故シーケンスの選定
事故シーケンスグループごとに，有効性評価の対象とする重要事故シーケンスを選定する。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，共通原因故障又は系統間の機能の依存性，炉心損傷防止対策の実施に対する時
間余裕，炉心損傷防止に必要な設備容量及び事故シーケンスグループ内の代表性を考慮し選定する。
6／41

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

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
重要事故シーケンスの選定結果は以下のとおりである。
a. 高圧・低圧注水機能喪失
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（原子炉水位低下の観点で厳しい給水流量の全喪失を選定）を起因とし，逃がし安全弁の再閉失敗を含まない，「過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗」を重要事故シーケンスとして選定する。
逃がし安全弁の再閉失敗を含まないシーケンスとした理由は，炉心損傷防止のために
重大事故等対処設備による低圧注水を実施する状況を想定した場合，事象発生時点か
ら逃がし安全弁の再閉失敗によって原子炉減圧されている場合の方が，原子炉減圧に必要な逃がし安全弁の容量が少なく，低圧注水が可能となるまでの時間が短縮でき，対応が容易になると考えられるためである。
また，本事故シーケンスグループには津波特有の事故シーケンスが含まれているが，これについてはその対策が止水対策であり，事象進展に応じた重大事故等対処設
備の有効性の確認には適さないと判断したため，重要事故シーケンスとして選定しないものとし，選定対象から除外した。

b. 高圧注水・減圧機能喪失
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（原子炉水位低下の観点で厳しい給水流量の全喪失を選定）を起因事象とし，逃がし安全弁の再閉失敗を含まない，「過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗」を重要事故シーケンスとして選定する。逃がし安全弁の再閉失敗を含まないシーケンスとした理由は，炉心損傷防止のために重大事故等対処設備による原子炉減圧を実施する状況を想定した場合，事象発生時点から逃がし安全弁の再閉失敗によって原子炉減圧されている場合の方が，原子炉減圧に必要な逃がし安全弁の容量が少なく，低圧注水が可能となるまでの時間が短縮でき，対応が容易になると考えられるためである。

c. 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ため，これらを以下の 4 つの詳細化した事故シーケンスグループとして分類し，重要事故シーケンスとして選定する。
(a) 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）
本事故シーケンスグループは，全交流動力電源喪失後，原子炉隔離時冷却系により炉心冷却を継続するが，蓄電池の直流電源供給能力が枯渇して，原子炉隔離時冷却系が機能喪失し炉心損傷に至るものである。

東海第二発電所

備

考

重要事故シーケンスの選定結果は以下のとおりである。
ａ．高圧・低圧注水機能喪失
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する事故シー
ケンスのうち，逃がし安全弁の再閉鎖に成功する「過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」が代表性を有しているため，この事故シーケンスを重要事 ・柏崎では逃がし安全弁再閉失敗シーケンスを選定しない理由を記載し故シーケンスとして選定する。ここで，起因事象発生後の事象進展が早いと考えているが，東二では選定した重要事られる過渡事象として，原子炉水位低下の観点で厳しい給水流量の全喪失を選定
故シーケンスのみ記載。
する。
なお，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サポート系 ・東海第二では，起因事象として選定した「サポート系喪失（自動停止）」
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，対応手段が著しの取り扱いについて記載
く制限される状態にない。また，過渡事象に比べて緩やかな事象進展となる。
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。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
は主な炉心損傷防止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過渡事象を起因として選定した重要事故シーケンスは他の事故シーケンスに対して包絡性を有している。
ｂ．高圧注水・減圧機能喪失
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する事故シー
ケンスである「過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗」を重要事故シー ・逃がし安全弁の成功基準の違い（柏崎刈羽では，原子炉減圧には逃がしケンスとして選定する。ここで，起因事象発生後の事象進展が早いと考えられる
安全弁 2 個が必要であるため，1 個
過渡事象として，原子炉水位低下の観点で厳しい給水流量の全喪失を選定する。
再閉失敗は高圧シーケンスとなる
なお，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サポート系
が，東海第二では逃がし安全弁 1 個
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にない。また，過渡事象に比べて緩やかな事象進展となる。
で原子炉は減圧する）
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は主な炉心損傷防止対 ・東海第二では，起因事象として選定策に差異がないため，起因事象発生後の事象進展が早い過渡事象を起因として選した「サポート系喪失（自動停止）」
定した重要事故シーケンスは他の事故シーケンスに対して包絡性を有している。
の取り扱いについて記載
ｃ．全交流動力電源喪失
本事故シーケンスグループからは，安全機能の喪失状況が異なる事故シーケン ・東海第二では，安全機能の喪失状態，
スが抽出されたため，原子炉圧力，時間余裕及び対応する主な炉心損傷防止対策
事象進展及び重大事故等対策が同に着目して事故シーケンスグループを以下の 3 つに細分化し，それぞれの事故シじとなるＴＢＤ及びＴＢＵは，一つーケンスグループから重要事故シーケンスを選定する。
の細分化グループとしている。（柏(a) 長期ＴＢ
崎刈羽の有効性評価においてもＴ
本事故シーケンスグループは，外部電源喪失の発生後，非常用ディーゼル発
ＢＤは，ほぼＴＢＵと同じと記載し電機の故障により全交流動力電源喪失が発生するとともに，高圧炉心スプレイており，実態として違いはない）
系による炉心冷却にも失敗し，原子炉隔離時冷却系による炉心冷却に成功する
が，蓄電池が枯渇することにより原子炉隔離時冷却系の運転継続が不能となり，
7／41

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

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

本事故シーケンスグループに係る事故シーケンスは「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）（蓄電池枯渇後 RCIC 停止）」のみであることから，これを重要事故
シーケンスとして選定する。

(b) 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗
本事故シーケンスグループは，全交流動力電源喪失と同時に原子炉隔離時冷却系が機能喪失し炉心損傷に至るものである。本事故シーケンスグループに係る事故シーケ
ンスは「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗（RCIC 本体の機能喪失）」のみであることから，これを重要事故シーケンスとして選定する。
(c) 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電源喪失
本事故シーケンスグループは，全交流動力電源と全ての直流電源が喪失し炉心損傷に至るものである。また，本事故シーケンスグループには津波特有の事故シーケンスが含まれているが，これについてはその対策が止水対策であり，事象進展に応じた重大事故等対処設備の有効性の確認には適さないと判断したため，重要事故シーケンスとして選定しないものとした。発生原因が津波特有の事故シーケンス以外には，本事
故シーケンスグループに係る事故シーケンスは「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電源喪失」のみであることから，これを重要事故シーケンスとして選定する。なお，全ての直流電源喪失により非常用ディーゼル発電機を起動できな
くなることから，「外部電源喪失＋直流電源喪失」により，全交流動力電源喪失となる。
(d) 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗
本事故シーケンスグループは，全交流動力電源喪失と同時に逃がし安全弁 1 個が開状態のまま固着することにより，原子炉隔離時冷却系も機能喪失し炉心損傷に至るものである。本事故シーケンスグループに係る事故シーケンスは「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗」のみであることから，これを重要事故
シーケンスとして選定する。

東海第二発電所

備

考

炉心の冷却が十分に行われずに原子炉圧力が高圧状態で炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。
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は，外部電源喪失を起因とするものと片区分の直流電源故障を起因とするものがあるが，共通原因
故障又は系統間の機能の依存性，原子炉注水の実施に対する時間余裕及び代替
注水設備の設備容量の観点からは差異がないことから，代表性の観点から「外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（ＲＣＩＣ成功）」を重要事故シーケンスとして選定する。
(b) ＴＢＤ，ＴＢＵ
本事故シーケンスグループは，外部電源喪失の発生後，直流又は非常用ディーゼル発電機の故障により全交流動力電源喪失が発生し，高圧炉心冷却にも失敗することにより，炉心の冷却が十分に行われずに原子炉が高圧状態で炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。
本事故シーケンスグループに係る事故シーケンスは，外部電源喪失を起因とし，直流電源に失敗し高圧炉心冷却に失敗する事故シーケンス（ＴＢＤ）と，
外部電源喪失又は直流電源故障を起因とし，非常用ディーゼル発電機及び高圧
炉心冷却系に失敗する事故シーケンス（ＴＢＵ）からなるが，これらの事故シーケンスに対する炉心損傷防止対策が同じであることから，1 つの事故シーケン
スグループとして取り扱う。
また，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は，共通原因
故障又は系統間の機能の依存性，原子炉注水の実施に対する時間余裕及び代替
注水設備の設備容量の観点からは差異がないが，直流電源を喪失する事故シー
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蓄電池から給電するため直流電源の切替操作が必要となることから「外部電源喪失＋直流電源失敗＋
高圧炉心冷却失敗（ＴＢＤ）」を重要事故シーケンスとして選定する。
(c) ＴＢＰ
本事故シーケンスグループは，外部電源喪失の発生後，非常用ディーゼル発電機の故障により全交流動力電源喪失が発生し，高圧炉心スプレイ系に失敗するとともに逃がし安全弁 1 個の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が運転不能となることにより，炉心の冷却が十分に行われずに，原子炉が低圧状態で炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。
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は，外部電源喪失を起因とするものと片区分の直流電源故障を起因とするものがあるが，共通原因
故障又は系統間の機能の依存性，原子炉注水の実施に対する時間余裕及び代替
注水設備の設備容量の観点からは差異がないことから，代表性の観点から「外8／41赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

d. 崩壊熱除去機能喪失
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（原子炉水位低下の観点で厳しい給水流量の全喪失を選定）を起因とし，逃がし安全弁の再閉失敗を含まない，「過渡事象＋崩壊熱除去失敗」を選定する。逃がし安全弁の再閉失敗を含まないシー
ケンスとした理由は，逃がし安全弁の再閉失敗を含まないシーケンスと逃がし安全弁の再閉失敗を含むシーケンスを比較した場合，逃がし安全弁の再閉失敗を含まないシーケンスの方が炉心損傷頻度が高く，当該事故シーケンスグループの特徴を有するためである。
ここで，崩壊熱除去機能喪失については，残留熱除去系の機能喪失と原子炉補機冷却系の機能喪失の場合で，炉心損傷防止対策が異なることを踏まえて，「過渡事象＋
崩壊熱除去失敗（残留熱除去系の機能喪失）」及び「過渡事象＋崩壊熱除去失敗（原子炉補機冷却系の機能喪失）」を重要事故シーケンスとする。

なお，LOCA を起因とする事故シーケンスについては，崩壊熱除去機能の代替手段の有効性も含めて事故シーケンスグループ「f. LOCA 時注水機能喪失」で評価することから，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の選定対象から除外している。

e. 原子炉停止機能喪失
原子炉停止機能喪失に関連して抽出される事故シーケンス「大破断 LOCA＋原子炉停止失敗」，「中破断 LOCA＋原子炉停止失敗」，「小破断 LOCA＋原子炉停止失敗」につい東海第二発電所備

考部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗」を重要事故
シーケンスとして選定する。
ｄ．崩壊熱除去機能喪失
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は，格納容器の過圧破損の防止に対する時間余裕及び代替除熱設備の設備容量の観点からは差異がな
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，設備容量，及び代表性の観点から「過渡事象＋ＲＨＲ失敗」を重要事故シーケンスとして選定する。ここで，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として，原子炉水位低下の観点で厳しい給水流量の全喪失を選定する。また，崩壊熱除去機能が喪失する要因が残留熱除去系の故障の場合と取水機能が喪失する場合で炉心損傷防止対策が異なることを踏まえ，「過渡事象＋ＲＨＲ失敗（ＲＨＲ故障時）」及び「過※渡事象＋ＲＨＲ失敗（取水機能喪失時）」 を重要事故シーケンスとする。
※ 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（高圧・低圧注水機能喪失，全交流動力電源喪失，
ＬＯＣＡ時注水機能喪失，雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過 ・東海第二では，ＬＯＣＡを起因事象とする事故シーケンスについても，
圧・過温破損））で重大事故対策の有効性を確認する。
ＨＰＣＳによる炉心冷却に成功す
なお，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サポート系
る場合は PRA の結果に基づき本事故
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，対応手段が著しシーケンスグループに分類していく制限される状態にない。また，過渡事象に比べて緩やかな事象進展となる。
る
外部電源喪失及びサポート系喪失（直流電源故障）を起因とする事故シーケン
スは交流動力電源の喪失により崩壊熱除去機能が喪失する事故シーケンスであるが，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。
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，本事故シーケンスグループに対する主な炉心損傷防止対策の電源を代替電源とすることにより，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
は主な炉心損傷防止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過渡事象を起因として選定した重要事故シーケンスは他の事故シーケンスに対して包絡性を有している。
ｅ．原子炉停止機能喪失
原子炉の反応度制御に対する時間余裕及び代替反応度制御設備の設備容量の観点から厳しくなる，過渡事象を起因とする事故シーケンスのうち，「過渡事象＋原9／41

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

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機ては，反応度投入の観点では原子炉が減圧されることから「過渡事象＋原子炉停止失敗」よりも事象進展が緩やかな事象である。
重大事故等対処設備である ATWS 緩和設備（代替制御棒挿入機能）（以下「代替制御
棒挿入機能」という。
）に期待する場合，LOCA と原子炉停止機能喪失が重畳する事故
シーケンスは，LOCA を伴う事故シーケンスグループに包絡される。また，LOCA と原
子炉停止機能喪失が重畳する事故シーケンスの炉心損傷頻度は他の事故シーケンス
グループの事故シーケンスの炉心損傷頻度と比較しても極めて小さい。これらを踏まえ，起因事象発生後の出力変化及び原子炉格納容器に与えられる蒸気負荷の観点で厳しい過渡事象（反応度投入の観点で最も厳しく，格納容器隔離によって炉心からの発
生蒸気が全て格納容器に流入する主蒸気隔離弁閉を選定）を起因とする，「過渡事象＋原子炉停止失敗」を重要事故シーケンスとして選定する。

東海第二発電所備

考

子炉停止失敗」が代表性を有しているため，こ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。ここで，起因事象発生後の原子炉圧力の上昇が大きく，
反応度の観点で厳しい過渡事象として，主蒸気隔離弁閉を起因事象として選定する。
なお，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にない。また，過渡事象に比べて緩やかな事象進展となり，炉心損傷頻度も極めて小さい。
ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスについては，原子炉の減圧に伴い反応度が抑制されることとなる。また，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，代替制御棒挿入機能に期待することに対応可能であり，炉心損傷頻度も極めて小さい。

f. LOCA 時注水機能喪失
配管破断規模の大きさによる原子炉冷却材流出流量が多く水位の低下が早いため，
原子炉注水開始までの時間余裕が短い中破断 LOCA を起因とする。また，重畳する注水機能喪失のうち，低圧注水機能喪失については，原子炉減圧機能喪失による場合と，
低圧非常用炉心冷却系そのものが機能喪失する場合が考えられるが，代替となる設備に要求される設備容量の観点では，原子炉減圧機能である逃がし安全弁には十分な台数が備えられている一方，低圧非常用炉心冷却系そのものが機能喪失する場合は，代替となる注水設備の容量が低圧非常用炉心冷却系よりも少ない点で厳しい事象になると考えられること，さらに原子炉減圧機能が喪失する事故シーケンスよりも低圧非常用炉心冷却系そのものが機能喪失する事故シーケンスの方が炉心損傷頻度が高い
ことも踏まえ，低圧非常用炉心冷却系そのものの機能喪失が重畳する場合である「中破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗」を重要事故シーケンスとして選定する。
なお，上記の重要事故シーケンスは，低圧 ECCS 注水失敗が含まれており，低圧非常用炉心冷却系の機能喪失は残留熱除去系による崩壊熱除去機能にも期待できない
こととほぼ同義であることから，事故シーケンスグループ「d. 崩壊熱除去機能喪失」の LOCA を起因とする事故シーケンスを包絡する。

ｆ．ＬＯＣＡ時注水機能喪失
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は，共通原因故障又は ・東海第二では，他の事故シーケンス
系統間の機能の依存性，及び原子炉注水の実施に対する時間余裕の観点からは差グループの記載との整合を考慮し異がない。設備容量の観点からは，原子炉減圧に用いる逃がし安全弁は十分な個た記載としているが，実質的な違い
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よりも少はない。
ないことを考慮し「中小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」
を重要事故シーケンスとして選定する。
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は主な炉心損傷防止対策に差異がないため，選定した重要事故シーケンスは他の事故シーケンスに対して包絡性を有している。

g. 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（インターフェイスシステム LOCA）に係る事故シーケンスは，「インターフェイスシステム LOCA」のみとしていることから，これを重要事故シーケンスとして選定する。なお，格納容器バイパスとしては原子炉冷却材浄化系等の高圧設計の配管の原子炉格納容器外での破断事象も想定できるが，これは PRA の検討の中で高圧設計の配管の破損頻度が低圧設計の配管の破損頻度に比べて小さい傾向にあることを理由に考慮の対象から除外している。

ｇ．格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）
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」のみであることから，これを重要事故シーケンスとして選定する。なお，格納容器バイパスとしては原子炉冷却材浄化系等の高圧設計の配管が格納容器外で破断する事象も想定できるが，これはＰＲＡの検討の中で高圧設計の配管の破損頻度が低圧設計の配管の破損頻度に比べて小さい傾向にあることを理由に，考慮の対象から除外している。
10／41

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

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所備

考ｈ．津波浸水による注水機能喪失
・東海第二では，新たに抽出した事故
本事故シーケンスグループは，津波浸水により複数の緩和機能が失われること
シーケンスグループ及びその重要によって炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，本事故シー事故シーケンスについて記載。
ケンスグループに対しては，敷地に遡上する津波に対する防護対策を実施した重大事故等対処設備の有効性を確認することとする。
本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスのうち，共通原因故障又は系統間の機能の依存性，原子炉注水の実施に対する時間余裕，及び津波防護対策に要求される防護高さの観点で厳しくなる「原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失」を重要事故シーケンスとして選定する。
なお，本事故シーケンスグループは外部電源喪失が重畳すると全交流動力電源喪失が発生するため，本事故シーケンスグループの主な炉心損傷防止対策は津波防護対策に加えて全交流動力電源喪失の事故シーケンスグループと同様となる。
また，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の炉心損傷防止対策に差異がないため，選定した重要事故シーケンスは他の事故シーケンスに対して包絡性を有している。
なお，国内外の先進的な対策を考慮した場合であっても，全ての状況に対応できる
ような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は，以下の事故
シーケンスが抽出されている。
①大破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗
②全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋原子炉停止失敗①については，格納容器破損防止対策により原子炉格納容器の機能に期待できることを確認しており，これを除く事故シーケンスを対象に，重要事故シーケンスの選定を実施している。
②は地震レベル 1PRA から抽出された事故シーケンスであり，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るが，喪失する安全機能が明確であることか
ら炉心損傷に直結する事故シーケンスとはしていない。この事故シーケンスにおける原子炉停止失敗の支配的な要因は地震による炉内構造物の損傷であるが，これは地震の最大加速度が地震発生と同時に加わるという，現状の保守的な PRA のモデルによって評価されるものであり，現実的には，炉内構造物の損傷確率が高くなる加速度に到達する前に，原子炉スクラムに至ると考えられる。
以上のとおり，②の事故シーケンスの炉心損傷頻度は保守的に評価されており，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損傷防止対策又は格納容器破損防止対策の有効性を確認する事故シーケンスから除外している。

なお，国内外の先進的な対策を講じた場合であっても，全ての状況に対応できる
ような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は，以下の事
故シーケンスが抽出されている。
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ており，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ことから，これを除く事故シーケンスを対象に，重要事故シーケンスの選定を実施している。
②，③の事故シーケンスは地震レベル１ＰＲＡから抽出された事故シーケンスであり，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るが，喪失する
安全機能が明確であることから炉心損傷に直結する事故シーケンスとはしていな
い。これらの事故シーケンスは，炉内構造物等の損傷による原子炉停止機能喪失と，直流電源喪失又は全交流動力電源喪失が重畳する事故シーケンスであり，代替の原
子炉停止手段であるほう酸水注入系が機能喪失することから，炉心損傷を防止することができない。これらの事故シーケンスを抽出した地震レベル１ＰＲＡでは，炉内構造物等が地震発生と同時に最大加速度を受けるものとして評価しているが，実機のスクラム信号「地震加速度大」は，最大加速度よりも十分小さな加速度で発信
し，炉内構造物等が損傷する前に制御棒の挿入が完了すると考えられる。このため，現実的にはこれらの事故シーケンスは発生し難いと考えられ，炉心損傷防止対策の有効性を確認する事故シーケンスとしては取り扱わないこととした。
11／41

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

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
各事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンス及び重要事故シーケンスについて整理した結果を第 6.2－2 表に示す。

東海第二発電所備

考

各事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンス及び重要事故シーケンスについて整理した結果を第 1.2－2 表に示す。

6.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定
1.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定「6.2.1.1 事故シーケンスのグループ化と重要事故シーケンスの選定」に挙げた事「1.2.1.1 事故シーケンスのグループ化と重要事故シーケンスの選定」に挙げた
故シーケンスグループについては，炉心の著しい損傷を防止するための対策に対して
事故シーケンスグループについては，炉心の著しい損傷を防止するための対策に対し有効性があることを確認するため，以下の評価項目を設定する。
て有効性があることを確認するため，以下の評価項目を設定する。
(1) 炉心の著しい損傷が発生するおそれがないものであり，かつ，炉心を十分に冷却(1) 炉心の著しい損傷が発生するおそれがないものであり，かつ，炉心を十分にできるものであること。具体的には燃料被覆管の最高温度が 1,200℃以下である
冷却できるものであること。具体的には燃料被覆管の最高温度が 1,200℃以下
こと及び燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の被覆管厚さの 15％以であること及び燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の被覆管厚さ下であること。
の 15％以下であること。
(2) 原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力が， 最高使用圧力 8.62MPa[gage]の(2) 原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力が最高使用圧力 8.62MPa［gage］
1.2 倍の圧力 10.34MPa[gage]を下回ること。
の 1.2 倍である 10.34MPa［gage］を下回ること。
(3) 原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力は，限界圧力である最高使用圧力(3) 原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力は，限界圧力を下回る圧力である最0.31MPa[gage]の 2 倍の圧力 0.62MPa[gage]を下回ること。
高使用圧力 0.31MPa［gage］の 2 倍の圧力 0.62MPa［gage］を下回ること。
(4) 原子炉格納容器バウンダリにかかる温度が，限界温度 200℃を下回ること。
(4) 原子炉格納容器バウンダリにかかる温度は，限界温度を下回る温度である
200℃を下回ること。
また，格納容器圧力逃がし装置等を使用する事故シーケンスグループの有効性評価
また，格納容器圧力逃がし装置等を使用する事故シーケンスグループの有効性評価
では，上記の評価項目に加えて，非居住区域境界及び敷地境界での実効線量を評価し，では，上記の評価項目に加えて，敷地境界での実効線量を評価し，周辺の公衆に対し周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えないこととして，発生事故当て著しい放射線被ばくのリスクを与えないこととして，発生事故当たりおおむね 5mSv
たり 5mSv 以下であることを確認する。
以下であることを確認する。
ここで，格納容器バウンダリの健全性に対する有効性を確認するための評価項目のここで，原子炉格納容器バウンダリの健全性に対する有効性を確認するための評価
上限については，漏えい経路になる可能性がある格納容器バウンダリ構成部に対し項目の上限については，漏えい経路になる可能性がある原子炉格納容器バウンダリ構て，規格計算又は試験にて，東海第二発電所における仕様を踏まえた構造健全性及び成部に対して，規格計算又は試験にて，構造健全性及びシール部機能維持の確認を行っており，継続的に評価条件を維持していく。
シール部機能維持の確認を行っており，継続的に評価条件を維持していく。
ここで記載している，原子炉格納容器本体，シール部等の原子炉格納容器バウンダ
ここで記載している，格納容器本体，シール部等の格納容器バウンダリ構成部の健リ構成部の健全性については，「追補２．Ⅱ 原子炉格納容器の温度及び圧力に関する全性については，「付録 2 原子炉格納容器の温度及び圧力に関する評価」にて示す。
評価」に示す。
（添付資料 1.2.1，1.2.2，1.2.3）
6.2.2 運転中の原子炉における重大事故
1.2.2 運転中の原子炉における重大事故
6.2.2.1 格納容器破損モードの選定と評価事故シーケンスの選定
1.2.2.1 格納容器破損モードの選定と評価事故シーケンスの選定「運転中の原子炉における重大事故」については，著しい炉心損傷の発生後，原子「運転中の原子炉における重大事故」については，著しい炉心損傷の発生後，格納炉格納容器が破損に至る可能性があると想定する格納容器破損モードを，本発電用原容器が破損に至る可能性があると想定する格納容器破損モードを，本発電用原子炉施子炉施設を対象とした PRA の結果を踏まえて選定し，格納容器破損モードごとに評価設を対象としたＰＲＡの結果を踏まえて選定し，格納容器破損モードごとに評価事故
事故シーケンスを選定して評価を行う。
シーケンスを選定して評価を行う。
(1) 格納容器破損モードの抽出
内部事象運転時レベル 1.5PRA においては，事象進展に伴い生じる原子炉格納容器(1) 格納容器破損モードの抽出
内部事象出力運転時レベル１．５ＰＲＡにおいては事象進展に伴い生じる格納容
12／41

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

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機の健全性に影響を与える負荷の分析から，格納容器破損モードの抽出を行う。
具体的には，事象進展を炉心損傷前，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長期の各プラント状態に分類して，それぞれの状態で発生する負荷を抽出し，事象進展中に実施される緩和手段等から第 6.2－6 図に示す格納容器イベントツリーを作成し，格納容器破損モードを抽出して整理する。

(2) 格納容器破損モードの選定
格納容器イベントツリーにより抽出した格納容器破損モードを，事象進展の類似性から以下の格納容器破損モードに分類する。ここで，水素燃焼については，本発電用原子炉施設では，運転中は原子炉格納容器内の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，有効性評価においては窒素置換の有効性を確認する観点で，格納容器破損モードとして挙げている。
a. 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）
b. 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
c. 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用
d. 水素燃焼e. 溶融炉心・コンクリート相互作用
また，上記に分類されない格納容器破損モードとして，以下の格納容器破損モードを抽出している。
・原子炉未臨界確保失敗時の過圧破損
・水蒸気（崩壊熱）による過圧破損（炉心損傷前）・格納容器隔離失敗（炉心損傷の時点で何らかの要因により原子炉格納容器の隔離機能が失われている状態）
・インターフェイスシステム LOCA
・原子炉圧力容器内での水蒸気爆発
原子炉未臨界確保失敗時の過圧破損，水蒸気（崩壊熱）による過圧破損（炉心損傷前）及びインターフェイスシステム LOCA は格納容器先行破損の事故シーケンスである。原子炉未臨界確保失敗時の過圧破損及び水蒸気（崩壊熱）による過圧破損（炉心損傷前）では炉心損傷の前に水蒸気によって原子炉格納容器が過圧破損し，また，インターフェイスシステム LOCA ではインターフェイスシステム LOCA によって原子炉
格納容器の隔離機能を喪失することで，原子炉格納容器外への原子炉冷却材の流出による原子炉建屋内の環境悪化等が生じ，原子炉注水機能の維持が困難となり，炉心損
傷に至るおそれがある。格納容器先行破損の事故シーケンスは，「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」の評価において，各々重要事故シーケンスを選定し，重大事故等防止対策の有効性を確認していることから，新たな格納容器破損モードとして追加する必要はない。

東海第二発電所備

考

器の健全性に影響を与える負荷を分析し，格納容器破損モードの抽出を行う。
具体的には，事象進展を炉心損傷前，原子炉圧力容器破損前，原子炉圧力容器破損直後，事故後期の長期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，事象進展中に実施される緩和手段等を考慮し，第 1.2－6
図に示すイベントツリーを作成し，格納容器破損に至る格納容器破損モードを整理する。
(2) 格納容器破損モードの選定
格納容器イベントツリーにより抽出した格納容器破損モードを，事象進展の類似性から以下の格納容器破損モードに分類する。ここで，水素燃焼については，本発
電用原子炉施設では，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，有効性評価においては窒素置換の有効性を確認する観点で，格納容器破損モードとして挙げている。
ａ．雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）
ｂ．高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
ｃ．原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用
ｄ．水素燃焼ｅ．溶融炉心・コンクリート相互作用
また，上記に分類されない格納容器破損モードとして，以下の格納容器破損モードを抽出している。
・過圧破損（未臨界確保失敗）
・過圧破損（崩壊熱除去失敗）
・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（格納容器隔離失敗）
過圧破損（未臨界確保失敗），過圧破損（崩壊熱除去失敗）は格納容器先行破損，格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）は炉心損傷の前に格納容 ・柏崎は格納容器の健全性に影響を与器が破損している事故シーケンスであり，「運転中の原子炉における重大事故に至る
える負荷全般を記載しており，東海
おそれがある事故」の評価において，各々重要事故シーケンスを選定し，重大事故第二の審査資料では格納容器の健等防止対策の有効性を確認していることから，新たな格納容器破損モードとして追全性に影響を与える負荷のうち，Ｐ加する必要はない。
ＲＡにおいて想定した格納容器破
格納容器バイパス（格納容器隔離失敗）については，炉心損傷時点で何らかの要損モードのみを記載している。
因により格納容器隔離に失敗している格納容器破損モードであるが，炉心損傷の防止を図るとともに，万一の重大事故発生時に格納容器の隔離に失敗することのない
よう，格納容器の漏えいに対する検知性を向上させることが有効であり，これらについては重大事故等対処設備，日常の格納容器の圧力監視等で対応すべき事象であることから，有意な頻度又は影響をもたらす格納容器破損モードとして新たに追加する必要はない。
13／41

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

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

格納容器隔離失敗（炉心損傷の時点で何らかの要因により原子炉格納容器の隔離機能が失われている状態）については，炉心損傷頻度の低減を図るとともに，万一の重大事故発生時に原子炉格納容器の隔離に失敗することのないよう，原子炉格納容器の漏えいに対する検知性を向上させることが有効であり，これらについては重大事故等対処設備，日常の原子炉格納容器の圧力監視等で対応すべき事象であることから，有意な頻度又は影響をもたらす格納容器破損モードとして新たに追加する必要はない。
原子炉圧力容器内での水蒸気爆発については，発生する可能性が極めて低いことか
ら，有意な頻度又は影響をもたらす格納容器破損モードとして新たに追加する必要はない。
なお，原子炉格納容器下部床とドライウェル床とが同じレベルに構成されている
BWR MARK-Ⅰ型の原子炉格納容器に特有の事象として格納容器直接接触（シェルアタック）があるが，本発電用原子炉施設は RCCV 型の原子炉格納容器であり，溶融炉心が原子炉格納容器バウンダリに直接接触することはない構造であることから，評価対象として想定する格納容器破損モードとはしていない。
(3) 評価事故シーケンスの選定
格納容器破損モードごとに，有効性評価の対象とする評価事故シーケンスを選定する。具体的には，格納容器破損モードごとに，当該破損モードに至る可能性のある最も厳しいと考えられるプラント損傷状態（以下「PDS」という。
）を含む事故シーケンスの中から，当該破損モードの観点で厳しい事故シーケンスを選定する。評価事故シーケンスの選定結果は以下のとおりである。また，PDS の分類結果についての説明を
第 6.2－3 表に示す。なお，第 6.2－3 表において格納容器破損時期が炉心損傷前に分類されている崩壊熱除去機能喪失，原子炉停止機能喪失，インターフェイスシステ
ム LOCA は，格納容器先行破損の事故シーケンスであり，著しい炉心損傷の発生後，原子炉格納容器が破損に至る可能性があると想定する格納容器破損モードには該当しないことから，これらの PDS は評価事故シーケンスの選定においては考慮していない。
なお，PDS として「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」の事故シーケンスグループに対して以下の表記を用いる。
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(外部電源喪失+DG 喪失） :長期 TB
全交流動力電源喪失(外部電源喪失+DG 喪失)+RCIC 失敗 :TBU
全交流動力電源喪失(外部電源喪失+DG 喪失)+直流電源喪失 :TBD
全交流動力電源喪失(外部電源喪失+DG 喪失)+SRV 再閉失敗 :TBP

(3) 評価事故シーケンスの選定
格納容器破損モードごとに，有効性評価の対象とする評価事故シーケンスを選定する。具体的には，格納容器破損モードごとに，当該破損モードに至る可能性のある最も厳しいと考えられるプラント損傷状態（以下「ＰＤＳ」という。
）に属する事
故シーケンスの中から，当該破損モードの観点で厳しい事故シーケンスを選定する。
評価事故シーケンスの選定結果は以下のとおりである。また，ＰＤＳの分類結果についての説明を第1.2－3表に示す。
なお，ＰＤＳとして「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」の事故シーケンスグループに対して以下の表記を用いる。
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（外部電源喪失＋ＤＧ失敗）＋ＨＰＣＳ失敗（ＲＣＩＣ成功）：
長期ＴＢ
全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋ＤＧ失敗）＋ＨＰＣＳ失敗＋ＲＣＩＣ失敗：
ＴＢＵ
全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋直流電源失敗）＋ＨＰＣＳ失敗：ＴＢＤ
全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋ＤＧ失敗）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋Ｈ
ＰＣＳ失敗：ＴＢＰ
ＬＯＣＡ時注水機能喪失（大／中小破断ＬＯＣＡ）：ＬＯＣＡ
崩壊熱除去機能喪失：ＴＷ
全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋ＤＧ失敗）（ＨＰＣＳ成功）：ＴＢＷ・ＴＢＷは，ＢＷＲ－５特有の事故シ
原子炉停止機能喪失：ＴＣ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）：ＩＳＬＯＣＡ
14／41

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

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考LOCA 時注水機能喪失(大破断 LOCA) :LOCA(AE)
LOCA 時注水機能喪失(中破断 LOCA) :LOCA(S1E)
LOCA 時注水機能喪失(小破断 LOCA) :LOCA(S2E)
崩壊熱除去機能喪失 :TW
原子炉停止機能喪失 :TCa. 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）
本格納容器破損モードに含まれる PDS のうち，LOCA は原子炉冷却材の流出を伴うことから水位低下が早く，事象進展の観点で厳しい。頻度の観点で PDS を見ると，過圧破損では，長期 TB 及び TBU を PDS とした格納容器破損頻度が全体の約 50%を占めており，過温破損では，LOCA を PDS とした格納容器破損頻度が全体の 50%以上を占めている。対策の観点では過圧破損に対しては原子炉格納容器の除熱が，過温破損に対しては損傷炉心への注水が必要となる。
以上の観点を総合的に考慮すると，LOCA に非常用炉心冷却系注水機能喪失及び全交流動力電源喪失を重畳させることで，電源の復旧，注水機能の確保等必要となる対応が多く，格納容器破損防止対策を講じるための対応時間が厳しいシナリオとなる。
よって，過圧及び過温への対策の有効性を総合的に評価するため PDS として，LOCA を選定し，これに全交流動力電源喪失の重畳を考慮するものとする。
LOCA に属する事故シーケンスのうち，破断口径が大きいことから原子炉水位の低下が早く，また，水位回復に必要な流量が多いため，対応時の時間余裕，必要な設備
容量の観点で厳しい大破断 LOCA を起因とし，炉心損傷防止が困難な事故シーケンス
として「6.2.1.1(3) 重要事故シーケンスの選定」にて挙げた事故シーケンスとの包絡関係や，格納容器破損防止対策を講じるための対応時間の厳しさの観点を踏まえて，「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失＋全交流動力電源喪失」を評価事故シーケンスとして選定する。

b. 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
本格納容器破損モードに含まれる PDS のうち，長期 TB は炉心損傷に至る前に RCIC

ａ．雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）
本格納容器破損モードに至る可能性のあるＰＤＳのうち，ＬＯＣＡは原子炉冷却材の流出を伴うことから水位低下が早く，事象進展の観点で厳しい。頻度の観点では，過圧破損についてはＴＱＵＸが全体の 100％を占め，過温破損について
は長期ＴＢが全体の約 87％を占めている。対策の観点では，過圧破損に対しては格納容器の除熱が，過温破損に対しては格納容器（損傷炉心）への注水が必要となる。
以上の観点を総合的に考慮すると，ＬＯＣＡ時に高圧炉心冷却機能及び低圧炉 ・東海第二は有効項性評価の段階で全心冷却機能の喪失に加え，全交流動力電源喪失を重畳させることで，電源の復旧， 交流動力電源喪失の重畳を考慮しており，実質的な違いはない。
注水機能の確保等必要となる対応が多く，格納容器破損防止対策を講じるための対応時間が厳しいシナリオとなる。よって，過圧及び過温への対策の有効性を総合的に評価するためのＰＤＳとして，ＬＯＣＡ を選定し，これに全交流動力電源
喪失の重畳を考慮するものとする。
ＬＯＣＡに属する事故シーケンスのうち，中小破断ＬＯＣＡに比べて破断口径が大きいことから事象進展が早く，格納容器圧力及び格納容器温度上昇の観点で厳しい大破断ＬＯＣＡを起因とし，炉心損傷防止が困難な事故シーケンスとして「6.2.1.1(3) 重要事故シーケンスの選定」にて挙げた事故シーケンスとの包絡関係や，格納容器破損防止対策を講じるための対応時間の厳しさの観点を踏まえて，「大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」を評価事故シーケ
ンスとして選定する。また，上記のとおり，有効性評価においては，これに全交 ・東海第二は有効項性評価の段階で全流動力電源喪失の重畳を考慮するものとする。
交流動力電源喪失の重畳を考慮しなお，「大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」により炉心損ており，実質的な違いはない。
傷に至り，かつ損傷炉心の冷却にも失敗することにより過温破損に至る。一方， ・東海第二は過温・過圧破損の各事故「大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」の事故シーケンスにシーケンスと評価事故シーケンス
おいて代替注水手段による損傷炉心の冷却に成功した場合は炉心で発生する蒸気の関係を記載。
により格納容器が過圧され，代替除熱手段を考慮しない場合は過圧破損に至る。
以上を踏まえ，本格納容器破損モードでは，過温・過圧破損で共通の「大破断Ｌ
ＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」を評価事故シーケンスとしている。
ｂ．高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
本格納容器破損モードに含まれるＰＤＳのうち，長期ＴＢは炉心損傷に至る前
15／41

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

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
による一時的な冷却に成功しており，起因事象発生から原子炉減圧までの時間余裕の観点では TQUX，TBD 及び TBU が厳しい PDS となる。高圧状態で炉心損傷に至る点では TQUX，TBD，TBU に PDS 選定上の有意な違いはないことから，これらのうち，本格
納容器破損モードを代表する PDS として，TQUX を選定する。
TQUX に属する事故シーケンスのうち，事象進展が早く，炉心溶融までの時間の観点で厳しい過渡事象を起因とし，逃がし安全弁の再閉失敗を含まない，「過渡事象＋
高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗（＋DCH 発生）」を評
価事故シーケンスとして選定する。
逃がし安全弁の再閉失敗を含まないシーケンスとした理由は，炉心損傷防止のために重大事故等対処設備による原子炉減圧を実施する状況を想定した場合，事象発生時
点から逃がし安全弁の再閉失敗によって原子炉減圧されている場合の方が，原子炉減圧が完了し，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱を防止できる状態となるまでの時間が短縮でき，対応が容易になると考えられるためである。
c. 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用
本格納容器破損モードに含まれる PDS のうち，原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用（FCI）の観点からは，原子炉格納容器下部へ落下する溶融炉心の割合が多く，原子炉圧力容器破損時の溶融炉心の保有エネルギが大きいシーケンスが厳しくなる。原子炉圧力容器が高圧で破損に至る場合，原子炉格納容器に放出される溶融炉
心が分散され易いと考えると，原子炉圧力容器が低圧で破損に至る場合の方が，原子炉格納容器下部へ一体となって落下する溶融炉心の割合が多くなると考えられる。また，本格納容器破損モードに対する事象の厳しさを考慮する上では，溶融炉心・コン
クリート相互作用の緩和対策である，原子炉格納容器下部への水張りが実施された状態を想定しているが，その一方で，原子炉圧力容器破損が想定される状況では，高圧
溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の発生を防止するため，原子炉圧力容器の減圧が実施されている。これらの状況も考慮し，原子炉圧力容器が低圧状態で破損する PDSを選定するものとし，高圧状態で破損する TQUX，TBU 及び長期 TB は選定対象から除外する。LOCA は，蒸気が急速に原子炉格納容器に流出するため，ジルコニウムの酸化割合が他の低圧破損シーケンスより小さくなり，酸化ジルコニウム質量割合が他の低圧破損シーケンスより小さくなることでデブリの内部エネルギが小さくなると考えられる。さらに，破断口から高温の冷却材が流出し原子炉格納容器下部に滞留する可能性があるが，FCI による水蒸気爆発は，低温の水に落下する場合の方が発生する可能性が高い事象であり，原子炉格納容器下部に高温の冷却材が流入する場合には発生の可能性が低減されるものと考えられることから，LOCA は選定対象から除外する。
よって，本格納容器破損モードにおいて厳しい PDS として，原子炉の水位低下が早く，
原子炉圧力容器破損までの時間が短い TQUV を選定する。
TQUV に属する事故シーケンスのうち，事象進展が早い過渡事象を起因とし，発生

東海第二発電所

備

考にＲＣＩＣによる一時的な冷却に成功しており，起因事象発生から原子炉減圧までの時間余裕の観点ではＴＱＵＸ，ＴＢＤ，ＴＢＵが厳しいＰＤＳとなる。高圧状態で炉心損傷に至る点ではＴＱＵＸ，ＴＢＤ，ＴＢＵにＰＤＳ選定上の有意な違いはないことから，これらのうち，本格納容器破損モードを代表するＰＤＳとして，ＴＱＵＸを選定する。
ＴＱＵＸに属する事故シーケンスのうち，事象進展が早く，炉心溶融までの時 ・東海第二における逃がし安全弁の再閉鎖を含む事故シーケンスは，原子間の観点で厳しい過渡事象を起因とし，逃がし安全弁再閉失敗を含まない，「過渡
炉圧力容器破損時における原子炉
事象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗＋ＤＣ
圧力が 2MPa 以下となり，ＤＣＨ発Ｈ」を評価事故シーケンスとして選定する。
生に至らない。

ｃ．原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用
本格納容器破損モードに含まれるＰＤＳのうち，原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用（ＦＣＩ）の観点からは，格納容器下部へ落下する溶融炉心の割合が多く，原子炉圧力容器破損時の溶融炉心の保有エネルギーが大きいシーケ
ンスが厳しくなる。原子炉圧力容器が高圧で破損に至る場合，格納容器に放出される溶融炉心が分散され易いと考えると，原子炉圧力容器が低圧で破損に至る場
合の方が，格納容器下部へ一体となって落下する溶融炉心の割合が多くなると考えられる。また，本格納容器破損モードに対する事象の厳しさを考慮する上では，
溶融炉心・コンクリート相互作用の緩和対策である，格納容器下部への水張りが実施された状態を想定しているが，その一方で，原子炉圧力容器破損が想定される状況では，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の発生を防止するため，
原子炉圧力容器の減圧が実施されている。これらの状況も考慮し，原子炉圧力容器が低圧状態で破損するＰＤＳを選定するものとし，高圧状態で破損するＴＱＵ ・東海第二は，ＬＯＣＡにおける破断
Ｘ，ＴＢＵ及び長期ＴＢは選定対象から除外する。ＬＯＣＡは，蒸気が急速に格
口からの冷却材がペデスタルに流
納容器に流出するため，ジルコニウムの酸化割合が他の低圧破損シーケンスより入しない対策を行う。
小さくなることでデブリの内部エネルギーが小さくなると考えられる。よって，
本格納容器破損モードにおいて厳しいＰＤＳとして，原子炉の水位低下が早く，
原子炉圧力容器破損までの時間が短いＴＱＵＶを選定する。
ＴＱＵＶに属する事故シーケンスのうち，事象進展が早い過渡事象を起因とし，発生頻度の観点で大きいと考えられる逃がし安全弁の再閉失敗を含まない，「過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗＋損傷炉心冷却失敗＋ＦＣＩ（ペデスタル）」を評価事故シーケンスとして選定する。

16／41

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

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考頻度の観点で大きいと考えられる逃がし安全弁の再閉失敗を含まない，「過渡事象＋
高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗（＋FCI 発生）」を評価事故シーケンスとして選定する。
d. 水素燃焼
本発電用原子炉施設では，原子炉格納容器内が窒素置換され，初期酸素濃度が低く保たれている。炉心損傷に伴い，水素濃度は容易に 13vol%を超えることから，水素燃
焼防止の観点からは酸素濃度が重要となるため，炉心損傷により放出される核分裂生成物による水の放射線分解に伴う酸素濃度の上昇に着目する。本格納容器破損モード
は PRA から抽出されたものではないが，評価のために PDS を格納容器先行破損の事故
シーケンス以外の PDS から選定する。酸素ガスは水の放射線分解で発生するが，酸素濃度は他の気体の存在量の影響を受けるため，炉心損傷後の原子炉格納容器内の気体組成を考える上で影響が大きいと考えられるジルコニウム－水反応による水素ガス発生に着目する。原子炉注水に期待しない場合のジルコニウム－水反応の挙動は事象発生時の原子炉圧力容器外への冷却材の放出経路から，LOCA とその他の PDS に大別できる。LOCA では事象発生と同時に原子炉圧力容器が大きく減圧され，冷却材が多量に原子炉圧力容器外に排出されることから，ジルコニウム－水反応に寄与する冷却材の量が少なくなり，水素濃度は 13vol%を上回るものの，その他の PDS に比べて水素ガス発生量が少なくなると考えられる。このため，LOCA では水の放射線分解によって増加する酸素濃度が他の PDS よりも相対的に高くなる可能性が考えられる。
さらに，原子炉圧力容器破損の有無の影響を考えると，原子炉圧力容器が破損する場
合には，原子炉格納容器下部での溶融炉心・コンクリート相互作用によって生じる非凝縮性ガスが酸素濃度を低下させる方向に寄与する可能性が考えられることから，同
じ PDS でも原子炉圧力容器破損に至らない場合を想定することが適切と考える。また，6.2.1.1(3)に示すとおり，炉心損傷を防止できない事故シーケンスのうち，格納容器破損防止対策の有効性を確認する事故シーケンスとしては，大破断 LOCA と非常用炉心冷却系注水機能の喪失が重畳する事故シーケンスのみが抽出されている。これらのことから，「a. 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において選定した評価事故シーケンス，「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失＋全交流動
力電源喪失」を本格納容器破損モードの評価事故シーケンスとして選定する。
有効性評価に当たっては，酸素濃度の上昇に着目する観点から，ジルコニウム－水反応による水素ガスの過剰な発生の抑制及び水の放射線分解に伴い発生する酸素ガスを原子炉格納容器内に保持することによる酸素濃度の上昇を考慮し，炉心損傷後に原子炉注水に成功し，格納容器ベントを実施しない場合について評価するものとする。
e. 溶融炉心・コンクリート相互作用
本格納容器破損モードに含まれる PDS のうち，溶融炉心・コンクリート相互作用のｄ．水素燃焼本発電用原子炉施設では，格納容器内が窒素置換され，初期酸素濃度が低く保たれている。炉心損傷に伴い，水素濃度は容易に 13vol％を超えることから，水素燃焼防止の観点からは酸素濃度が重要となるため，炉心損傷により放出される
核分裂生成物による水の放射線分解に伴う酸素濃度の上昇に着目する。本格納容
器破損モードはＰＲＡから抽出されたものではないが，評価のためにＰＤＳを格
納容器先行破損の事故シーケンス以外のＰＤＳから選定する。酸素は水の放射線分解で発生するが，酸素濃度は他の気体の存在量の影響を受けるため，炉心損傷後の格納容器内の気体組成を考える上で影響が大きいと考えられるジルコニウム－水反応による水素発生に着目する。原子炉注水に期待しない場合のジルコニウ
ム－水反応の挙動は事象発生時の原子炉圧力容器外への冷却材の放出経路から，
ＬＯＣＡとその他のＰＤＳに大別できる。ＬＯＣＡでは事象発生と同時に原子炉
圧力容器が大きく減圧され，冷却材が多量に原子炉圧力容器外に排出されることから，ジルコニウム－水反応に寄与する冷却材の量が少なくなり，水素濃度は13vol％を上回るものの，その他のＰＤＳに比べて水素発生量が少なくなると考えられる。このため，ＬＯＣＡでは水の放射線分解によって増加する酸素濃度が他のＰＤＳよりも相対的に高くなる可能性が考えられる。
以上のことから，同じＰＤＳでも原子炉圧力容器破損に至らない場合を想定することが適切と考える。また，1.2.1.1(3)に示すとおり，炉心損傷を防止できない事故シーケンスのうち，格納容器破損防止対策の有効性を確認する事故シーケ
ンスとしては，大破断ＬＯＣＡと非常用炉心冷却系注水機能の喪失が重畳する事
故シーケンスのみが抽出されている。これらのことから，「(1) 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において選定した評価事故シー
ケンス，「大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」を本格納容器破損モードの評価事故シーケンスとして選定する。
有効性評価に当たっては，酸素濃度の上昇に着目する観点から，ジルコニウム－水反応による水素の過剰な発生の抑制及び水の放射線分解に伴い発生する酸素を格納容器内に保持することによる酸素濃度の上昇を考慮し，炉心損傷後に原子炉注水に成功し，格納容器ベントを実施しない場合について評価するものとする。

ｅ．溶融炉心・コンクリート相互作用17／41

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

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

観点からは，原子炉格納容器下部に落下する溶融炉心の割合が多いシーケンスが厳しくなる。原子炉圧力容器が高圧で破損に至る場合，原子炉格納容器に放出される溶融
炉心が分散され易く，また，落下速度が大きくなることで，原子炉格納容器下部に落下した際の粒子化割合が高くなり，落下した溶融炉心が冷却され易いと考えると，原子炉圧力容器が低圧で破損に至る場合の方が，原子炉格納容器下部へ一体となって落下する溶融炉心の割合が多くなると考えられる。また，原子炉圧力容器破損が想定される状況では，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の発生を防止するため，原
子炉圧力容器の減圧が実施されている。これらの状況も考慮し，原子炉圧力容器が低圧状態で破損する PDS を選定するものとし，高圧状態で破損する TQUX，TBU 及び長期 TB は選定対象から除外する。LOCA は原子炉格納容器下部への冷却材の流入の可能性があり，溶融炉心・コンクリート相互作用の観点で厳しい事象とはならないと考えられるため，選定対象から除外する。よって，本格納容器破損モードにおいて最も厳しい PDS として，原子炉の水位低下が早く，対策実施までの時間余裕の観点から厳し
い TQUV を選定する。

本格納容器破損モードに含まれるＰＤＳのうち，溶融炉心・コンクリート相互作用（ＭＣＣＩ）の観点からは，格納容器下部に落下する溶融炉心の割合が多い
シーケンスが厳しくなる。原子炉圧力容器が高圧で破損に至る場合，格納容器に放出される溶融炉心が分散され易く，また，落下速度が大きくなることで，格納容器下部に落下した際の粒子化割合が高くなり，落下した溶融炉心が冷却され易いと考えると，原子炉圧力容器が低圧で破損に至る場合の方が，格納容器下部へ一体となって落下する溶融炉心の割合が多くなると考えられる。また，原子炉圧
力容器破損が想定される状況では，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の発生を防止するため，原子炉圧力容器の減圧が実施されている。これらの状況も考慮し，原子炉圧力容器が低圧状態で破損するＰＤＳを選定するものとし，高圧状態で破損するＴＱＵＸ，ＴＢＵ及び長期ＴＢは選定対象から除外する。ＬＯＣ
Ａは原子炉圧力容器破損のタイミングが過渡事象より早いため，溶融炉心の崩壊
熱は過渡事象に比べて高いが，有効性評価における本格納容器破損モードに対しては，原子炉圧力容器破損までの原子炉注水に期待していない評価としていること，原子炉圧力容器破損までの時間余裕は事象発生から 3 時間以上であることから，事象緩和のための対応操作の観点で大きな差異はない。また，ＦＣＩとＭＣ
ＣＩは原子炉圧力容器破損後に発生する一連の物理現象であることから，ＦＣＩと同じＰＤＳを選定することにより，一連のプラント挙動を確認することができる。以上より，ＭＣＣＩへの対応の厳しさの観点でＴＱＵＶを評価対象ＰＤＳとして選定する。
ＴＱＵＶに属する事故シーケンスのうち，事象進展が早く，対応時の時間余裕の観点で厳しい過渡事象を起因とし，発生頻度の観点で大きいと考えられる逃がし安全弁の再閉失敗を含まない，「過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗＋損傷炉心冷却失敗＋デブリ冷却失敗（ペデスタル）」を評価事故シーケンスとして選定する。
格納容器破損モード及び評価事故シーケンスについて整理した結果を第1.2－3表に示す。

TQUV に属する事故シーケンスのうち，事象進展が早く，対応時の時間余裕の観点
で厳しい過渡事象を起因とし，発生頻度の観点で大きいと考えられる逃がし安全弁の再閉失敗を含まない，「過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗（＋デブリ冷却失敗）」を評価事故シーケンスとして選定する。

格納容器破損モード及び評価事故シーケンスについて整理した結果を第 6.2－3 表
に示す。

備

考

・評価対象ＰＤＳは，東海第二と柏崎同様（選定理由が異なるのみ）。

過渡事象を選定しているが，大破断Ｌ
ＯＣＡに対しても，「7.2.3 FCI」及び「7.2.5 MCCI」において，感度解析を実施し，圧力スパイク及びコンクリー
ト侵食量の観点で影響評価を実施しており，過渡事象及びＬＯＣＡのいずれについても有効性を確認している。

6.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定
1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定「6.2.2.1 格納容器破損モードの選定と評価事故シーケンスの選定」に挙げた格納「1.2.2.1 格納容器破損モードの選定と評価事故シーケンスの選定」に挙げた格容器破損モードについては，格納容器破損防止対策に対して有効性があることを確認
納容器破損モードについては，格納容器破損防止対策に対して有効性があることを確するため，以下の評価項目を設定する。なお，格納容器直接接触（シェルアタック）
認するため，以下の評価項目を設定する。なお，格納容器直接接触（シェルアタック）については，BWR MARK-Ⅰ型の原子炉格納容器に特有の格納容器破損モードであり，については，ＢＷＲＭａｒｋ－Ⅰ型の格納容器に特有の格納容器破損モードであり，
RCCV 型の原子炉格納容器は溶融炉心が原子炉格納容器バウンダリに直接接触する構
東海第二発電所のＭａｒｋ－Ⅱ型の格納容器は溶融炉心が格納容器バウンダリに直造ではないため，格納容器直接接触（シェルアタック）に係る評価項目「原子炉格納接接触する構造ではないため，格納容器直接接触（シェルアタック）に係る評価項目
容器の床上に落下した溶融炉心が床面を拡がり原子炉格納容器バウンダリと直接接「原子炉格納容器の床上に落下した溶融炉心が床面を拡がり原子炉格納容器バウン
触しないこと及び溶融炉心が適切に冷却されること」については，有効性を確認する
ダリと直接接触しないこと及び溶融炉心が適切に冷却されること」については，有効ための評価項目として設定しない。
性を確認するための評価項目として設定しない。
18／41

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

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機(1) 原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力が，限界圧力である最高使用圧力
0.31MPa[gage]の 2 倍の圧力 0.62MPa[gage]を下回ること。
(2) 原子炉格納容器バウンダリにかかる温度が，限界温度 200℃を下回ること。
(3) 放射性物質の総放出量は，放射性物質による環境への汚染の視点も含め，環境への影響をできるだけ小さくとどめるものであること。
(4) 原子炉圧力容器の破損までに，原子炉圧力は 2.0MPa[gage]以下に低減されていること。
(5) 急速な原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用による熱的・機械的荷重によって，原子炉格納容器バウンダリの機能が喪失しないこと。
(6) 原子炉格納容器が破損する可能性のある水素の爆轟を防止すること。具体的には，原子炉格納容器内の酸素濃度が 5vol%以下であること。
(7) 可燃性ガスの蓄積，燃焼が生じた場合においても，(1)の要件を満足すること。
(8) 溶融炉心による侵食によって，原子炉格納容器の構造部材の支持機能が喪失しな
いこと及び溶融炉心が適切に冷却されること。

東海第二発電所

備

考(1) 原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力が，限界圧力を下回る圧力である最高使用圧力 0.31MPa[gage]の 2 倍の圧力 0.62MPa[gage]を下回ること。
(2) 原子炉格納容器バウンダリにかかる温度が，限界温度を下回る温度である
200℃を下回ること。
(3) 放射性物質の総放出量は，放射性物質による環境への汚染の視点も含め，環境への影響をできるだけ小さくとどめるものであること。
(4) 原子炉圧力容器の破損までに，原子炉圧力は 2.0MPa[gage]以下に低減されていること。
(5) 急速な原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用による熱的・機械的荷重によって，原子炉格納容器バウンダリの機能が喪失しないこと。
(6) 原子炉格納容器が破損する可能性のある水素の爆轟を防止すること。具体的には，原子炉格納容器内の酸素濃度が 5vol％以下であること。
(7) 可燃性ガスの蓄積，燃焼が生じた場合においても，(1)の要件を満足すること。
(8) 溶融炉心による侵食によって，原子炉格納容器の構造部材の支持機能が喪失しないこと及び溶融炉心が適切に冷却されること。
このうち，原子炉圧力容器が健全な評価事故シーケンスについては，評価項目のうち(1)から(3)，(6)及び(7）が評価対象となる。原子炉圧力容器の破損を仮定する評 ・東二は適用される評価項目について。
価事故シーケンスについては，評価項目のうち(4)，(5)及び(8)が評価対象となるが， 記載（記載の充実）
原子炉圧力容器が破損した場合においても格納容器破損防止対策の有効性を確認する観点から，評価項目のうち(1)から(3)，(6)及び(7)についても評価を行う。
（添付資料 1.2.4）

6.2.3 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
1.2.3 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
6.2.3.1 想定事故
1.2.3.1 想定事故
「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」については，本発「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」については，本発
電用原子炉施設において，使用済燃料プール内に貯蔵されている燃料の著しい損傷に
電用原子炉施設において，使用済燃料プール内に貯蔵されている燃料の著しい損傷に至る可能性があると想定する以下の事故の評価を行う。
至る可能性があると想定する以下の事故の評価を行う。
(1) 想定事故 1
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(1) 想定事故１
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(2) 想定事故 2
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(2) 想定事故２
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

19／41

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

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所備考1.2.3.2 有効性を確認するための評価項目の設定
6.2.3.2 有効性を確認するための評価項目の設定「6.2.3.1 想定事故」に挙げた想定事故については，使用済燃料プールにおける燃「1.2.3.1 想定事故」に挙げた想定事故については，使用済燃料プールにおける料損傷を防止するための対策に対して有効性があることを確認するため，以下の評価
燃料損傷を防止するための対策に対して有効性があることを確認するため，以下の評
項目を設定する。
価項目を設定する。
(1) 有効燃料棒頂部が冠水していること。
(1) 燃料有効長頂部が冠水していること。
(2) 放射線の遮蔽が維持される水位を確保すること。
(2) 放射線の遮蔽が維持される水位を確保すること。
(3) 未臨界が維持されていること。
(3) 未臨界が維持されていること。
6.2.4 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
1.2.4 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
6.2.4.1 事故シーケンスのグループ化と重要事故シーケンスの選定
1.2.4.1 事故シーケンスのグループ化と重要事故シーケンスの選定「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」については，全「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」については，復※制御棒挿入から制御棒引抜開始までの期間を評価対象※とし，原子炉の水位，温度，
水器真空破壊から制御棒引き抜き開始までの期間を評価対象 とし，原子炉の水位，
温度，圧力等のプラントパラメータの類似性，保守点検状況等に応じた緩和設備の使圧力などのプラントパラメータの類似性，保守点検状況などに応じた緩和設備の使用
用可能性，起因事象及び成功基準に関する類似性に応じて，プラントの状態を適切に可能性，起因事象，成功基準に関する類似性に応じて，プラントの状態を適切に区分区分する。また，区分したプラント状態を考慮し，燃料の著しい損傷に至る可能性がする。また，区分したプラント状態を考慮し，燃料の著しい損傷に至る可能性があるあると想定する事故シーケンスを，本発電用原子炉施設を対象とした PRA の結果を踏と想定する事故シーケンスを，本発電用原子炉施設を対象としたＰＲＡの結果を踏ままえて，運転停止中事故シーケンスグループにグループ化し，運転停止中事故シーケ
え運転停止中事故シーケンスグループにグループ化し，運転停止中事故シーケンスグ
ンスグループごとに，重要事故シーケンスを選定して評価を行う。
ループごとに，重要事故シーケンスを選定して評価を行う。
※：「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※ 「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評価に関する審査ガイド」の共通解析条件に定められている運転停止中の期間は性評価に関する審査ガイド」の共通解析条件に定められている運転停止中の期「主発電機の解列から、原子炉起動の過程における主発電機の併列まで」となり，
間は「主発電機の解列から，原子炉起動の過程における主発電機の併列まで」
本評価対象と異なる。ただし,「主発電機の解列から復水器真空破壊まで」及びとなり，本評価対象と異なる。ただし,「主発電機の解列から復水器真空破壊ま「制御棒引抜き開始から原子炉起動の過程における主発電機の併列まで」におけ
で」及び「制御棒引抜開始から原子炉起動の過程における主発電機の併列まで」る低出力運転時及びプラント停止時の期間においては，給復水系を含む緩和設備
における低出力運転時及びプラント停止時の期間においては，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の待機状態が出力運転時とほぼ同程度であり，かつ発生する起因事象もほぼ同様あり，かつ発生する起因事象もほぼ同様であることから運転時における内部事であることから運転時における内部事象レベル 1PRA の評価範囲と位置づけてい
象レベル１ＰＲＡの評価範囲と位置づけている。
る。
（添付資料 1.2.5)(1) 運転停止中事故シーケンスの抽出
内部事象停止時レベル 1PRA においては，各起因事象の発生から燃料損傷に至ることを防止するための緩和手段の組合せ等を第 6.2－7 図に示すイベントツリーで分析し，燃料損傷に至る事故シーケンスを抽出する。

(1) 運転停止中事故シーケンスの抽出
内部事象停止時レベル１ＰＲＡにおいては，各起因事象の発生から燃料損傷に至ることを防止するための緩和手段の組合せ等を第1.2－7図に示すイベントツリーで分析し，燃料損傷に至る事故シーケンスを抽出する。

(2) 運転停止中事故シーケンスのグループ化
PRA の結果を踏まえて抽出した事故シーケンスについて，重大事故等に対処するための措置が基本的に同じとなるよう，燃料損傷に至る主要因の観点から事故シーケンスを以下のように分類する。なお，反応度の誤投入については，複数の人的過誤や機(2) 運転停止中事故シーケンスのグループ化
ＰＲＡの結果を踏まえて抽出した事故シーケンスについて，重大事故等に対処するための措置が基本的に同じとなるよう，燃料損傷に至る主要因の観点から事故シーケンスを以下のように分類する。なお，反応度の誤投入については，複数の人的
20／41

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

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
器故障が重畳しない限り反応度事故に至る可能性はなく，また万一，反応度事故に至った場合でも，局所的な事象で収束し，燃料の著しい破損又は大規模な炉心損傷に至ることは考え難いことから，内部事象停止時レベル 1PRA の起因事象から除外しているが，本事故事象に対する対策の有効性を確認する観点や「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」にて挙げられる運転停止中事故シーケンスグループとの包含関係も踏まえて追加する。
a. 崩壊熱除去機能喪失
b. 全交流動力電源喪失
c. 原子炉冷却材の流出
d. 反応度の誤投入(3) 重要事故シーケンスの選定
運転停止中事故シーケンスグループごとに，有効性評価の対象とする重要事故シーケンスを選定する。同じ運転停止中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，燃料損傷防止対策の実施に対する時間余裕，燃料損傷回避に必
要な設備容量及び運転停止中事故シーケンスグループ内の代表性の観点で，より厳しいシーケンスを選定する。重要事故シーケンスの選定結果は以下のとおりである。
a. 崩壊熱除去機能喪失
運転停止中事故シーケンスグループ内の事故シーケンスの代表性の観点から，RHR
機能喪失[フロントライン]を起因事象とする「崩壊熱除去機能喪失（RHR 機能喪失[フロントライン]）＋崩壊熱除去・注水系失敗」を重要事故シーケンスとして選定する。
なお，原子炉補機冷却系（原子炉補機冷却海水系を含む）の故障によって崩壊熱除去機能が喪失する場合については，事象進展が同様となる全交流動力電源喪失において，燃料損傷防止対策の有効性を確認する。

b. 全交流動力電源喪失
運転停止中事故シーケンスグループ内の事故シーケンスの代表性の観点から，外部電源喪失とともに非常用ディーゼル発電機が機能喪失し，全交流動力電源喪失に至る「外部電源喪失＋交流電源喪失＋崩壊熱除去・注水系失敗」を重要事故シーケンスとして選定する。
なお，本重要事故シーケンスは，従属的に発生する「原子炉補機冷却機能喪失」の重畳を考慮したものとなっている。

東海第二発電所

備

考

過誤や機器故障が重畳しない限り反応度事故に至る可能性はなく，また万一，反応度事故に至った場合でも，局所的な事象で収束し，燃料の著しい破損または大規模な炉心損傷に至ることは考え難いことから，内部事象停止時レベル１ＰＲＡの起因事象から除外しているが，本事故事象に対する対策の有効性を確認する観点や，「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」にて挙げられる運転停止中事故シーケンスグループとの包含関係も踏まえて追加する。
ａ．崩壊熱除去機能喪失
ｂ．全交流動力電源喪失
ｃ．原子炉冷却材の流出
ｄ．反応度の誤投入(3) 重要事故シーケンスの選定
運転停止中事故シーケンスグループごとに，有効性評価の対象とする重要事故シーケンスを選定する。同じ運転停止中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，燃料損傷までの時間余裕，燃料損傷回避に必要な設備容量及び運転停止中事故シーケンスグループ内の代表性の観点で，より厳しい事故シーケンスを選定する。重要事故シーケンスの選定結果は以下のとおりである。
ａ．崩壊熱除去機能喪失
本事故シーケンスグループ内の事故シーケンスの代表性の観点から，「残留熱除
去系の故障（ＲＨＲ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」を重要事故シーケンスとして選定する。
また，残留熱除去系海水系の喪失により崩壊熱除去機能が喪失する「残留熱除 ・柏崎は，原子炉補機冷却系により非去系の故障（ＲＨＲＳ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」の事故シーケンスに常用ＤＧとＲＨＲを冷却している
ついては，「全交流動力電源喪失」にて残留熱除去系海水系の代替手段である緊急ため，全交流動力電源喪失の事故シ用海水系の有効性を確認するため，選定しない。
ーケンスグループにおいて原子炉
なお，対策実施の時間余裕及び原子炉注水に必要な設備容量を厳しく評価する
補機冷却系の喪失を想定。
観点から，崩壊熱が高く，原子炉冷却材の保有水量が少ない原子炉停止後 1 日後 ・東海第二は非常用ＤＧとＲＨＲの補に，崩壊熱除去機能が喪失する事象を想定する。
機冷却系が独立しているため，全交
流動力電源喪失の事故シーケンス
ｂ．全交流動力電源喪失
グループにおいて原子炉補機冷却
本事故シーケンスグループ内の事故シーケンスの代表性の観点から，「外部電源系の喪失は想定していない。原子炉喪失＋交流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」を重要事故シーケンスとして補機冷却系の喪失は，本事故シーケ選定する。
ンスグループの燃料損傷防止対策
なお，対策実施の時間余裕及び原子炉注水に必要な設備容量を厳しく評価するが有効である。
観点から，崩壊熱が高く，原子炉冷却材の保有水量が少ない原子炉停止後 1 日後に，崩壊熱除去機能が喪失する事象を想定する。
21／41

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

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備考

c. 原子炉冷却材の流出
事象認知までに要する時間や冷却材の流出量の観点から，「原子炉冷却材流出（RHR
系統切替え時のミニマムフロー弁操作誤り）＋崩壊熱除去・注水系失敗」を重要事故
シーケンスとして選定する。
なお，内部事象停止時レベル 1PRA では，RHR の原子炉停止時冷却モードの吸込みノズルの設置位置が，有効燃料棒頂部より高い位置にあり，冷却材の流出が発生したとしても燃料露出に至らないことから，「RHR 系統切替え時のミニマムフロー弁操作
誤り」は起因事象として同定していないが，「6.2.4.2 有効性を確認するための評価
項目の設定」において設定する「(2) 放射線の遮蔽が維持される水位を確保すること」
を考慮して，あらためて起因事象として選定した。

ｃ．原子炉冷却材の流出
燃料損傷までの時間余裕が最も短く，代表性を有する事故シーケンスとして，「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」
・設備の違い。
を重要事故シーケンスとして選定する。
なお，流出流量が比較的大きい，ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ及びＬＰＲＭ点検時 ・東二は重要事故シーケンスとして選定していない事象の選定しない理のＬＯＣＡについては，作業・操作場所と漏えい発生個所が同一であり認知が容由を記載（記載の充実）。
易であること，及び燃料損傷防止対策となる待機中のＥＣＣＳ・常設低圧代替注

d. 反応度の誤投入
反応度の誤投入に係る事故シーケンスは「反応度の誤投入」のみであることから，
重要事故シーケンスとして選定する。具体的には，代表性の観点から，「停止中に実施される試験等により，最大反応度価値を有する制御棒 1 本が全引抜されている状態
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」を想定する。
各運転停止中事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンス及び重要事故シーケンスについて整理した結果を第 6.2－4 表に示す。

ｄ．反応度の誤投入
反応度の誤投入に係る事故シーケンスは，「反応度の誤投入」のみであることから，重要事故シーケンスとして選定する。具体的には，代表性の観点から，「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」を想定する。

水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の設備容量が流出流量より十分大きいことを考慮し，重要事故シーケンスとしては選定しない。また，ＣＵＷブロー
時のＬＯＣＡについては，原子炉ウェル水位を低下させる操作であるため，原子炉ウェル水位は適宜監視されており，認知が容易であることから重要事故シーケ
ンスとしては選定しない。

各運転停止中事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンス及び重要事故シーケンスについて整理した結果を第 1.2－4 表に示す。
6.2.4.2 有効性を確認するための評価項目の設定
1.2.4.2 有効性を確認するための評価項目の設定「6.2.4.1 事故シーケンスのグループ化と重要事故シーケンスの選定」に挙げた事「1.2.4.1 事故シーケンスのグループ化と重要事故シーケンスの選定」に挙げた
故シーケンスグループについては，運転停止中の原子炉における燃料の著しい損傷を事故シーケンスグループについては，運転停止中の原子炉における燃料の著しい損傷防止するための対策に対して有効性があることを確認するため，以下の評価項目を設を防止するための対策に対して有効性があることを確認するため，以下の評価項目を
定する。
設定する。
(1) 有効燃料棒頂部が冠水していること。
(1) 燃料有効長頂部が冠水していること。
(2) 放射線の遮蔽が維持される水位を確保すること。
(2) 放射線の遮蔽が維持される水位を確保すること。
(3) 未臨界を確保すること（ただし，通常の運転操作における臨界又は燃料の健全性(3) 未臨界を確保すること（ただし，通常の運転操作における臨界又は燃料の健に影響を与えない一時的かつ僅かな出力上昇を伴う臨界は除く）。
全性に影響を与えない一時的かつ僅かな出力上昇を伴う臨界は除く。
）。
6.3 評価に当たって考慮する事項
1.3 評価に当たって考慮する事項
6.3.1 有効性評価において考慮する措置
1.3.1 有効性評価において考慮する措置
グループ化した事故シーケンスごとに，関連する措置を「5．重大事故の発生及びグループ化した事故シーケンス毎に関連する措置を「技術的能力に係る審査基準へ
22／41

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

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所拡大の防止に必要な措置を実施するために必要な技術的能力」及び「添付書類八1.10.2 発電用原子炉設置変更許可申請（平成 25 年 9 月 27 日申請）に係る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への適合」との関係を含めて整理して評価を行う。評価に当たっては，「5．重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措置を実施するために必要な技術的能力」で講じることとした措置のうち，「添付書類八 1.10.2 発電用原子炉設置変更許可申請（平成 25 年 9 月 27 日申請）に係る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への適合」で重大事故等対策として用いたものを対象とするが，手順及び体制としてはその他の措置との関係も含めて必要となる水源，燃料及び電源の資源や要員を整理し，資源及び要員の確保に関する評価を行う。
なお，「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」における 1 つの事故シーケンスグループにおいて複数の対策があり，それぞれで重要事故シーケンス等を選定していない場合には，代表性，包絡性を整理し解析を行う。また，「運転中の原子炉における重大事故」における 1 つの格納容器破損モードにおいて複数の対策がある場合には各々の対策において解析を行う。

の適合状況説明資料」及び「重大事故等対処設備について」との関係を含めて整理して評価を行う。評価に当たっては，「技術的能力に係る審査基準への適合状況説明資料」で講じることとした措置のうち，「重大事故等対処設備について」で重大事故等対策として用いたものを対象とするが，手順及び体制としてはその他の措置との関係も含めて必要となる水源，燃料，電源等の資源や要員を整理し，資源及び要員の確保に関する評価を行う。なお，「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」及び「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」における 1 つの事故シーケンスグループ並びに「運転中の原子炉における重大事故」における 1 つの格納容器破損モードにおいて複数の対策があり，それぞれで重要事故シーケ
ンスを選定していない場合には，代表性及び包含性を整理し，解析を行う。

備考6.3.2 安全機能の喪失に対する仮定
1.3.2 安全機能の喪失に対する仮定
グループ化した事故シーケンスごとに，PRA の結果を踏まえ，起因事象の発生に加グループ化した事故シーケンス毎に，ＰＲＡの結果を踏まえ，起因事象の発生に加えて想定する多重故障，共通原因故障又は系統間の機能依存性を考慮した従属故障等
えて，想定する多重故障，共通原因故障又は系統間の機能依存性を考慮した従属故障の安全機能の喪失を考慮する。また，機能喪失の要因として故障又は待機除外を想定
等の安全機能の喪失を考慮する。また，機能喪失の要因として故障又は待機除外を想した設備の復旧には期待しない。
定した設備の復旧には期待しない。
（添付資料 1.3.1）
6.3.3 外部電源に対する仮定
1.3.3 外部電源に対する仮定
外部電源有無の双方について考慮するが，基本的には常用系機器の機能喪失，工学
外部電源の有無の双方について考慮するが，基本的には原子炉スクラムが原子炉水 ・東海第二では，原子炉水位低下の観的安全施設の作動遅れ及び運転員等操作への影響を考慮して外部電源がない場合を位低（レベル３）信号にて発生し，再循環ポンプトリップが原子炉水位異常低下（レ点で厳しい条件として外部電源ありを想定するとともに，運転員等操想定する。ただし，外部電源を考慮した方が有効性を確認するための評価項目に対し
ベル２）信号にて発生するため，原子炉水位の低下が大きくなる厳しい条件として外作の観点では外部電源が無い場合て評価結果の余裕が小さくなるような場合は，外部電源がある場合を想定する。
部電源ありを想定し，運転員等操作においては外部電源がない場合も考慮する。ただを考慮している。
し，外部電源がない場合の方が有効性を確認するための評価項目に対する余裕が小さくなるような場合には，外部電源がない場合を想定する。
6.3.4 単一故障に対する仮定
1.3.4 単一故障に対する仮定
重大事故等は，設計基準事故対処設備が多重の機能喪失を起こすことを想定してお重大事故等は設計基準事故対処設備が多重の機能喪失を起こすことを想定しており，さらに，重大事故等対処設備は，設計基準事故対処設備に対して多様性を考慮しり，さらに，重大事故等対処設備は設計基準事故対処設備に対して可能な限り多様性て設置していることから，重大事故等対処設備の単一故障は仮定しない。
を考慮して設置していることから，重大事故等対処設備の単一故障は仮定しない。
6.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定
1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定
事故に対処するために必要な運転員等の手動操作については，原則として，中央制重大事故等が発生した場合の対応は運転手順に基づいて実施するため，有効性評価
23／41

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

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所備

考御室での警報発信又は監視パラメータが操作開始条件に達したことを起点として，確実な実施のための時間余裕を含め，以下に示す時間で実施するものとして考慮する。

では，事象進展に従って適宜運転員等が必要な操作を行うことを仮定している。
事故に対処するために必要な運転員等の手動操作については，原則として，中央制
御室での状況確認又は監視パラメータが操作開始条件に達したことを起点として，適切な時間余裕を設定する。また，運転員等操作時間は，操作場所までのアクセスルー
トの状況，操作場所の作業環境等を踏まえ，実現可能と考えられる操作時間の想定等に基づき設定する。
・有効性評価解析における，解析上の(1) 可搬型設備に関しては，事象発生から 12 時間は，可搬型設備を使用できなかっ (1) 運転員等の操作時間余裕に関する基本設定
操作開始条件設定の考え方が異なた場合においても，その他の設備にて重大事故等に対応できるよう，その機能に有効性評価における解析で仮定した運転員等の操作時間余裕は，以下のとおり設る。
期待しないと仮定する。ただし，要員の確保等速やかに対応可能な体制が整備さ定している。
※１
れている場合を除く。
ａ．事象発生直後の中央制御室では 10 分間 の状況確認を行うものとし，状況確認後に引き続いて実施する操作については，状況確認 10 分＋操作時間※２とする。
(2) 可搬型設備以外の操作については，実際の操作に要する時間の不確定性を考慮
ｂ．操作開始条件に到達したことを起点とした操作については，操作開始条件到達
し，以下の考え方に基づき設定する。
時点から操作時間※２を考慮する。
a. 中央制御室で警報発信等を起点として実施する操作については，事象発生後の状
ｃ．ただし，パラメータ変化が緩やかで対応操作までの時間余裕が十分確保でき，況の把握や他のパラメータの確認等を考慮して開始するものとする。
数分の操作遅れの評価項目に与える影響が軽微な操作については，操作開始条件
b. 上記操作に引き続き中央制御室で実施する操作については，速やかに操作を開始に到達した時点で操作が完了するものとする。
するものとし，個別の運転操作に必要な時間を考慮する。運転員は手順書に従ｄ．その他，設定した時間までに時間余裕が十分ある操作については，設定時間でい，各操作条件を満たせば順次操作を実施するものとし，有効性評価における操作完了するものとする。
解析の条件設定においては，各操作に必要な時間に基づき設定する。なお，事※1 原子炉スクラム確認は，事象発生後の最初の確認項目であり，スクラムに象発生直後の輻輳している状態においては操作を開始するまでの時間余裕を考失敗している場合は，直ちにスクラム失敗時の運転手順に移行し，原子炉慮する。
出力の抑制操作などを実施する。このため，10分間の状況確認時間を設定
c. 現場で実施する操作については，個別の現場操作に必要な時間を考慮する。なお，
すると実際の運転手順に即した有効性評価とならないことから，原子炉停有効性評価における解析の条件設定においては，操作場所までのアクセスルー
止機能喪失では，10分の状況確認時間を設定せずに，個別に状況確認時間
トの状況，操作場所の作業環境等を踏まえて，現場操作に必要な時間を設定すを設定する。
る。
(3) 有効性評価における操作時間は，「5．重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措※2 訓練等に基づく実移動時間や操作等に必要な時間から保守的に設定して置を実施するために必要な技術的能力」で示している操作時間と同一若しくは時いる。
間余裕を踏まえて設定する。
(2) 操作時間の積上げについて(1)の基本設定においてａ．及びｂ．に分類される操作時間の積上げについては，
原則5分単位で切り上げた時間を設定する。ただし，以下の操作については，5分単位の切上げを行わないものとする。
① 原子炉スクラム失敗時の対応操作
原子炉スクラム失敗を確認した後に，直ちに実施する一連の操作であり，5分単位の切上げを行うことで，実際の運転手順に即した有効性評価とならないため，切上処理は行わないものとする。
② 可搬型設備による原子炉注水準備完了後の原子炉減圧
時間余裕を含めて設定した可搬型設備の準備操作後に，一連の操作として行う
短時間の単一操作であるため，切上処理は行わないものとする。
③ 原子炉圧力容器破損時の対応操作
24／41

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

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備考

原子炉圧力容器破損判断で実施する操作については，原子炉圧力容器破損前に破損の兆候を検知し，破損判断パラメータを常時監視することによって，原子炉
圧力容器破損後に時間遅れなく操作に移行できるため，切上処理は行わないものとする。
（添付資料1.3.2，1.3.3，1.3.4）
6.3.6 考慮する範囲
1.3.6 考慮する範囲
有効性評価を行うに当たっては，異常状態の発生前の状態として，通常運転範囲及有効性評価の実施に当たっては，異常状態の発生前の状態として，通常運転範囲及び運転期間の全域について考慮し，サイクル期間中の炉心燃焼度変化，燃料交換等にび運転期間の全域について考慮し，サイクル期間中の炉心燃焼度変化，燃料交換等による長期的な変動及び運転中予想される運転状態を考慮する。
よる長期的な変動及び運転中予想される運転状態を考慮する。
有効性評価においては，原則として事故が収束し，原子炉等が安定停止状態等に導また，有効性評価においては，原則として事故が収束し，原子炉等が安定停止状態
かれるまでを対象とするが，有効性評価における解析としては，原子炉等が安定停止
等に導かれるまでを対象とするが，有効性評価における解析としては，原子炉等が安状態等に導かれることが合理的に推定可能な時点までとし，外部支援がないものとし定停止状態等に導かれることが合理的に推定可能な時点までとし，外部支援がないもて 7 日間の対策成立性を評価する。
のとして 7 日間の対策成立性を評価する。
燃料の種類については，代表的に 9×9 燃料（A 型）を評価対象とする。設計基準
燃料の種類については，代表的に９×９燃料（Ａ型）を評価対象とする。９×９燃
事故においては，9×9 燃料（A 型）及び 9×9 燃料（B 型）の熱水力特性がほぼ同じ料（Ａ型）及び９×９燃料（Ｂ型）の熱水力特性はほぼ同じであり，また，炉心全体であり，また，炉心全体及び局所的な核特性が混在炉心ゆえに厳しくなることはない
及び局所的な核特性が混在炉心ゆえに厳しくなることはないため，代表的に９×９燃ため，代表的に 9×9 燃料（A 型）のみ及び 9×9 燃料（B 型）のみで構成された炉料（Ａ型）単独炉心及び９×９燃料（Ｂ型）単独炉心について，解析条件を厳しく与心について，解析条件を厳しく与え，評価を行っているが，燃料の種類の違いによっえ評価を行っているが，燃料型式の違いにより解析結果に大きな差異は確認されていて解析結果に大きな差異は確認されていない。これらの結果を考慮して，また，本発ない。これらの結果及び本発電用原子炉施設の重大事故等対策（設備，手順等）の有
電用原子炉施設の重大事故等対策（設備，手順等）の有効性を確認するという重大事
効性を確認するという目的を踏まえ，評価対象の燃料型式は 1 つとし，代表的に９×故等対策の有効性評価の目的を踏まえて，評価対象の燃料の種類は 1 つとし，代表的９燃料（Ａ型）について評価を実施する。
に 9×9 燃料（A 型）について評価を行う。
（添付資料 1.3.5）
6.4 有効性評価に使用する計算プログラム
1.4 有効性評価に使用する計算プログラム
有効性評価に使用する解析コードは，事故シーケンスの特徴に応じて，重要現象が有効性評価に使用する解析コードは，事故シーケンスの特徴に応じて，重要現象がモデル化されており，実験等をもとに妥当性が確認され，適用範囲を含めてその不確モデル化されており，実験等を基に妥当性が確認され，適用範囲を含めてその不確か
かさが把握されているものとして，以下に示す解析コードを使用する。また，重要事さが把握されているものとして，以下に示す解析コードを使用する。また，重要事故
故シーケンス等に対して適用する解析コードについて，事故シーケンスグループ等とシーケンスに対して適用する解析コードについて，事故シーケンスグループ等との対の対応を第 6.4－1 表から第 6.4－3 表に示す。
応を第 1.4－1 表から第 1.4－3 表に示す。
ここで記載している，解析コードの妥当性確認内容や不確かさ等については，「追
ここで記載している解析コードの妥当性確認内容や不確かさ等については，「付録 3
補２．Ⅲ 重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コードについ重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コードについて」に示て」に示す。
す。
（添付資料 1.4.1）
6.4.1 SAFER
1.4.1 ＳＡＦＥＲ
6.4.1.1 概要
1.4.1.1 概要
長期間熱水力過渡変化解析コード SAFER は長期間の原子炉内熱水力過渡変化を解
長期間熱水力過渡変化解析コードＳＡＦＥＲは，長期間の原子炉内熱水力過渡変化
25／41

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

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

析するコードである。原子炉内を 9 ノードに分割し，原子炉圧力，各ノードの水位変化等を計算する。原子炉内冷却材量の評価に当たっては，上部タイプレート， 炉心
入口オリフィス等での気液対向流制限現象（CCFL）及び上部プレナムにおけるサブク
ール域の局在化により冷却材が下部プレナムに落下する現象（CCFL ブレークダウン）を考慮することができる。
また，本コードでは，平均出力燃料集合体及び高出力燃料集合体に対して燃料ペレット，燃料被覆管，チャンネルボックス等の温度計算を行う。燃料被覆管の温度計算においては，その冷却状態に応じた熱伝達係数，燃料棒間の輻射及び燃料棒とチャン
ネルボックスの輻射を考慮することができる。また，燃料被覆管と冷却水又は水蒸気との化学反応（ジルコニウム－水反応）を Baker－Just の式によって計算し，表面の酸化量を求める。さらに，燃料棒内の圧力を計算することによって，燃料被覆管の膨れと破裂の有無を評価し，破裂が起きた場合には，燃料被覆管の内面に対してもジルコニウム－水反応を考慮する。
本コードの入力は，原子炉出力，原子炉圧力等の初期条件，原子炉の幾何学的形状
及び水力学的諸量，燃料集合体及び炉心に関するデータ，プラント過渡特性パラメー
タ，非常用炉心冷却系等の特性，想定破断の位置及び破断面積等であり，出力として，
原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管の最高温度，燃料被覆管酸化量等が求められる。

を解析するコードである。原子炉内を 9 ノードに分割し，原子炉圧力，各ノードの水位変化等を計算する。原子炉内冷却材量の評価に当たっては，上部タイプレート，炉心入口オリフィス等での気液対向流制限現象（ＣＣＦＬ）及び上部プレナムにおけるサブクール域の局在化により冷却材が下部プレナムに落下する現象（ＣＣＦＬブレー
クダウン）を考慮することができる。
本コードでは，平均出力燃料集合体及び高出力燃料集合体に対して燃料ペレット，
燃料被覆管，チャンネルボックス等の温度計算を行う。燃料被覆管の温度計算においては，その冷却状態に応じた熱伝達係数，燃料棒間の輻射及び燃料棒とチャンネルボ
ックスの輻射を考慮することができる。また，燃料被覆管と冷却水又は水蒸気との化
学反応（ジルコニウム－水反応）をＢａｋｅｒ－Ｊｕｓｔの式によって計算し，表面の酸化量を求める。さらに，燃料棒内の圧力を計算することによって，燃料被覆管の膨れと破裂の有無を評価し，破裂が起きた場合には，燃料被覆管の内面に対してもジルコニウム－水反応を考慮する。
本コードの入力は，原子炉出力，原子炉圧力等の初期条件，原子炉の幾何学的形状
及び水力学的諸量，燃料集合体及び炉心に関するデータ，プラント過渡特性パラメー
タ，非常用炉心冷却系等の特性，想定破断の位置，破断面積等であり，出力として，
原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温度，燃料被覆管酸化量等が求められる。

備考6.4.1.2 重要現象のモデル化
1.4.1.2 重要現象のモデル化
事故シーケンスの特徴に応じて，炉心及び原子炉圧力容器における重要現象がモデ
事故シーケンスの特徴に応じて，炉心及び原子炉圧力容器における重要現象がモデル化されている。具体的には以下のとおりである。
ル化されている。具体的には以下のとおりである。
(1) 炉心(1) 炉
心核については，重要現象として，崩壊熱がモデル化されている。
核については，重要現象として，崩壊熱がモデル化されている。
燃料については，重要現象として，燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移，燃料被覆管酸化燃料については，重要現象として，燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移，燃料被覆管酸
及び燃料被覆管変形がモデル化されている。
化及び燃料被覆管変形がモデル化されている。
熱流動については，重要現象として，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・
熱流動については，重要現象として，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・
対向流，三次元効果及び気液熱非平衡がモデル化されている。
対向流，気液熱非平衡及び三次元効果がモデル化されている。
(2) 原子炉圧力容器(2) 原子炉圧力容器
重要現象として，冷却材放出（臨界流・差圧流），沸騰・凝縮・ボイド率変化，気重要現象として，冷却材放出（臨界流・差圧流），沸騰・凝縮・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流及び ECCS 注水（給水系・代替注水設備含む）がモデル化
液分離（水位変化）・対向流及びＥＣＣＳ注水（給水系・代替注水設備含む）がモデされている。
ル化されている。
6.4.1.3 妥当性確認及び不確かさの把握
1.4.1.3 妥当性確認及び不確かさの把握
事故シーケンスの特徴に応じた重要現象に対するモデルの妥当性確認を実施して事故シーケンスの特徴に応じた重要現象に対するモデルの妥当性確認を実施している。具体的には，TBL，ROSA－Ⅲ及び FIST－ABWR の実験解析により確認している。 いる。具体的には，ＴＢＬ，ＲＯＳＡ－Ⅲ及びＦＩＳＴ－ＡＢＷＲの実験解析により確認している。また，入力条件により不確かさを考慮しているものを除いて，妥当性
また，入力条件により不確かさを考慮しているものを除いて，妥当性確認により，そ確認により，その不確かさを把握している。具体的には，第 1.4－4 表に示すとおりの不確かさを把握している。具体的には，第 6.4－4 表に示すとおりである。
である。
26／41

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

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

6.4.2 CHASTE
6.4.2.1 概要
炉心ヒートアップ解析コード CHASTE は，燃料ペレット，燃料被覆管，チャンネルボックス等の温度計算を行うコードである。本コードは，燃料ペレットを半径方向に最大 9 ノードに分割し，燃料集合体内燃料棒を 1 本ごとに全て取り扱い，その熱的相互作用（輻射）を考慮している。また，ジルコニウム－水反応を Baker－Just の式によって計算し，表面の酸化量を求める。さらに，燃料棒内の圧力を計算することによって，燃料被覆管の膨れと破裂の有無を評価し，破裂が起きた場合には，燃料被覆管の内面に対してもジルコニウム－水反応を考慮する。燃料被覆管表面からの除熱に対する熱伝達係数は，SAFER で求めた値を用いる。
本コードの入力は，原子炉出力及び原子炉圧力の時間変化，炉心露出時間，再冠水
時間，炉心スプレイによる冷却開始時間等のプラント過渡特性，燃料集合体及び炉心に関するデータ並びに熱伝達係数変化であり，出力として，燃料被覆管の最高温度，
燃料被覆管酸化量等が求められる。

備考・東海第二ではＣＨＡＳＴＥコードを使用していないため記載していな
い。

6.4.2.2 重要現象のモデル化
事故シーケンスの特徴に応じて，炉心における重要現象がモデル化されている。具体的には以下のとおりである。
(1) 炉心核については，重要現象として，崩壊熱がモデル化されている。
燃料については，重要現象として，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形がモデル化されている。
6.4.2.3 妥当性確認及び不確かさの把握
事故シーケンスの特徴に応じた重要現象に対するモデルの妥当性確認を実施している。具体的には，BWR－FLECHT 実験解析，炉心冷却実験解析及びスプレイ冷却特性
実験解析により確認している。また，入力条件により不確かさを考慮しているものを除いて，妥当性確認により，その不確かさを把握している。具体的には，第 6.4－5 表に示すとおりである。
6.4.3 REDY
1.4.2 ＲＥＤＹ
6.4.3.1 概要
1.4.2.1 概要プラント動特性解析コード REDY は，炉心，原子炉圧力容器，原子炉圧力容器内部
プラント動特性解析コードＲＥＤＹは，炉心，原子炉圧力容器，原子炉圧力容器内
構造物，原子炉冷却材再循環系，主蒸気管，タービン系，原子炉格納容器等のプラン部構造物，原子炉冷却材再循環系，主蒸気管，タービン系，格納容器等のプラント全ト全体を模擬し，6 群の遅発中性子及び反応度フィードバックを含む炉心一点近似動体を模擬し，6 群の遅発中性子及び反応度フィードバックを含む炉心一点近似動特性，
特性，燃料棒の熱的動特性及び冷却材の熱水力挙動を計算する。
燃料棒の熱的動特性及び冷却材の熱水力挙動を計算する。
本コードの入力は，原子炉出力，炉心流量等の初期条件，原子炉，主蒸気管，原子
本コードの入力は，原子炉出力，炉心流量等の初期条件，原子炉，主蒸気管，格納27／41

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

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

炉格納容器等のデータ，核データ，燃料棒データ，各種制御系データ等であり，出力として，原子炉出力，原子炉圧力，炉心流量，原子炉水位，格納容器圧力，サプレッ
ション・チェンバ・プール水温度等の時間変化が求められる。
なお，本コードは，従来の原子炉設置変更許可申請書において適用実績のあるものに，格納容器圧力，サプレッション・チェンバ・プール水温度の時間変化を求めることができるように，格納容器モデルを追加したものである。

容器等のデータ，核データ，燃料棒データ，各種制御系データ等であり，出力として，
原子炉出力，原子炉圧力，炉心流量，原子炉水位，格納容器圧力，サプレッション・
プール水温度等の時間変化が求められる。
なお，本コードは，従来の原子炉設置変更許可申請書において適用実績のあるものに，格納容器圧力，サプレッション・プール水温度の時間変化を求めることができる
ように，格納容器モデルを追加したものである。

備考6.4.3.2 重要現象のモデル化
1.4.2.2 重要現象のモデル化
事故シーケンスの特徴に応じて，炉心，原子炉圧力容器及び原子炉格納容器におけ
事故シーケンスの特徴に応じて，炉心，原子炉圧力容器及び格納容器における重要
る重要現象がモデル化されている。具体的には，以下のとおりである。
現象がモデル化されている。具体的には，以下のとおりである。
(1) 炉心(1) 炉
心核については，重要現象として核分裂出力，反応度フィードバック効果及び崩壊熱
核については，重要現象として核分裂出力，反応度フィードバック効果（ボイドがモデル化されている。
反応度，ドップラ反応度，ボロン反応度）及び崩壊熱がモデル化されている。
熱流動については，重要現象として，沸騰・ボイド率変化がモデル化されている。
熱流動については，重要現象として，沸騰・ボイド率変化がモデル化されている。
(2) 原子炉圧力容器
重要現象として，冷却材流量変化，冷却材放出（臨界流・差圧流），ECCS 注水（給水系・代替注水設備含む）及びほう酸水の拡散がモデル化されている。

(2) 原子炉圧力容器
重要現象として，冷却材流量変化，冷却材放出（臨界流・差圧流），ＥＣＣＳ注水（給水系・代替注水設備含む）及びほう酸水の拡散がモデル化されている。

(3) 原子炉格納容器
重要現象として，サプレッション・プール冷却がモデル化されている。

(3) 格納容器
重要現象として，サプレッション・プール冷却がモデル化されている。

6.4.3.3 妥当性確認及び不確かさの把握
1.4.2.3 妥当性確認及び不確かさの把握
事故シーケンスの特徴に応じた重要現象に対するモデルの妥当性確認を実施して事故シーケンスの特徴に応じた重要現象に対するモデルの妥当性確認を実施している。具体的には，ABWR 実機試験解析，設計解析での確認等により確認している。
いる。具体的には，ＡＢＷＲ実機試験解析，設計解析での確認等により確認している。
また，入力条件により不確かさを考慮しているものを除いて，妥当性確認により，そまた，入力条件により不確かさを考慮しているものを除いて，妥当性確認により，その不確かさを把握している。具体的には，第 6.4－6 表に示すとおりである。
の不確かさを把握している。具体的には，第 1.4－5 表に示すとおりである。
6.4.4 SCAT
1.4.3 ＳＣＡＴ
6.4.4.1 概要
1.4.3.1 概要
単チャンネル熱水力解析コード SCAT は，単一チャンネルを模擬し，これを軸方向
単チャンネル熱水力解析コードＳＣＡＴは，単一チャンネルを模擬し，これを軸方一次元に多ノード分割する。各ノードについて，燃料棒には半径方向にのみ熱伝導方
向一次元に多ノード分割する。各ノードについて，燃料棒には半径方向にのみ熱伝導程式を適用して冷却材への熱伝達を計算し，チャンネル内冷却材には，質量及びエネ
方程式を適用して冷却材への熱伝達を計算し，チャンネル内冷却材には，質量及びエルギ保存則を適用して冷却材の熱水力挙動を計算する。
ネルギ保存則を適用して冷却材の熱水力挙動を計算する。
本コードの入力は，燃料集合体の幾何学的形状，軸方向出力分布等の炉心データ，
本コードの入力は，燃料集合体の幾何学的形状，軸方向出力分布等の炉心データ，
燃料集合体出力，チャンネル入口流量等の初期条件，REDY コードの出力から得られ燃料集合体出力，チャンネル入口流量等の初期条件，ＲＥＤＹコードの出力から得らたチャンネル入口流量等の過渡変化のデータ等であり，出力として，GEXL 相関式にれたチャンネル入口流量等の過渡変化のデータ等であり，出力として，ＧＥＸＬ相関
基づく限界出力比（CPR），各ノードでの冷却材流量，クオリティ等の時間変化が求め式に基づく限界出力比，各ノードでの冷却材流量，クオリティ等の時間変化が求めら
28／41

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

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所られる。
なお，本コードは，従来の原子炉設置変更許可申請書において適用実績のあるものに，沸騰遷移後の燃料被覆管温度を求めることができるように，沸騰遷移後の燃料被覆管－冷却材間の熱伝達評価式とリウェット相関式を適用している。

れる。
なお，本コードは，従来の原子炉設置変更許可申請書において適用実績のあるものに，沸騰遷移後の燃料被覆管温度を求めることができるように，沸騰遷移後の燃料被覆管－冷却材間の熱伝達評価式とリウェット相関式を適用している。

備考

6.4.4.2 重要現象のモデル化
1.4.3.2 重要現象のモデル化
事故シーケンスの特徴に応じて，炉心における重要現象がモデル化されている。具
事故シーケンスの特徴に応じて，炉心における重要現象がモデル化されている。具
体的には，以下のとおりである。
体的には，以下のとおりである。
(1) 炉心(1) 炉
心核については，重要現象として，出力分布変化がモデル化されている。
核については，重要現象として，出力分布変化がモデル化されている。
燃料については，重要現象として，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達及び沸騰
燃料については，重要現象として，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達及び沸遷移がモデル化されている。
騰遷移がモデル化されている。
熱流動については，重要現象として，気液熱非平衡がモデル化されている。
熱流動については，重要現象として，気液熱非平衡がモデル化されている。
6.4.4.3 妥当性確認及び不確かさの把握
1.4.3.3 妥当性確認及び不確かさの把握
事故シーケンスの特徴に応じた重要現象に対するモデルの妥当性確認を実施して事故シーケンスの特徴に応じた重要現象に対するモデルの妥当性確認を実施している。具体的には，ATLAS 試験，NUPEC BWR 燃料集合体熱水力試験により確認していいる。具体的には，ＡＴＬＡＳ試験，ＮＵＰＥＣ ＢＷＲ燃料集合体熱水力試験による。また，入力条件により不確かさを考慮しているものを除いて，妥当性確認により， り確認している。また，入力条件により不確かさを考慮しているものを除いて，妥当
その不確かさを把握している。具体的には，第 6.4－7 表に示すとおりである。
性確認により，その不確かさを把握している。具体的には，第 1.4－6 表に示すとおりである。
6.4.5 MAAP
1.4.4 ＭＡＡＰ
6.4.5.1 概要
1.4.4.1 概
要
シビアアクシデント総合解析コード MAAP は，炉心損傷を伴う事故シーケンスにつシビアアクシデント総合解析コードＭＡＡＰは，炉心損傷を伴う事故シーケンスにいて，炉心損傷，原子炉圧力容器破損，原子炉格納容器破損，放射性物質の環境放出
ついて，炉心損傷，原子炉圧力容器破損，格納容器破損，放射性物質の環境放出に至に至るまでのプラント内の熱水力及び放射性物質挙動を解析するコードである。炉心るまでのプラント内の熱水力及び放射性物質挙動を解析するコードである。炉心損傷
損傷後の原子炉内及び原子炉格納容器内を一次系，ドライウェル，ウェットウェルに後の原子炉内及び格納容器内を一次系，ドライウェル及びウェットウェルに分割し，分割し，重大事故等時に想定される炉心のヒートアップ，燃料被覆管の酸化・破裂，重大事故等時に想定される炉心のヒートアップ，燃料被覆管の酸化・破損，炉心損傷，
炉心損傷，溶融炉心移行挙動と冷却性，水素ガスと水蒸気の生成，溶融炉心・コンク
溶融炉心移行挙動と冷却性，水素と水蒸気の生成，溶融炉心・コンクリート反応，格リート反応，格納容器圧力・温度，放射性物質の放出と移行／沈着挙動等の諸現象が納容器圧力・温度，放射性物質の放出と移行／沈着挙動等の諸現象がモデル化され，モデル化され，また，種々の注水設備や冷却設備の特性や制御系がモデル化できるた
また，種々の注水設備や冷却設備の特性や制御系がモデル化できるため，自動トリッめ，自動トリップや運転員操作等によるシステム応答を含む，重大事故等時のプラン
プや運転員操作等によるシステム応答を含む，重大事故等時のプラント挙動の評価がト挙動の評価が可能である。
可能である。
本コードの入力は，原子炉出力，原子炉圧力，格納容器圧力，格納容器温度等の初
本コードの入力は，原子炉出力，原子炉圧力，格納容器圧力，格納容器温度等の初期条件，原子炉の幾何学的形状及び水力学的諸量，燃料集合体及び炉心に関するデー
期条件，原子炉の幾何学的形状及び水力学的諸量，燃料集合体及び炉心に関するデー
タ，格納容器自由空間体積，流路面積及び流路抵抗，注水設備，原子炉減圧設備及びタ，格納容器自由空間体積，流路面積及び流路抵抗，注水設備，原子炉減圧設備及び冷却設備の特性，想定破断の位置及び破断面積等であり，出力として，原子炉圧力，冷却設備の特性，想定破断の位置及び破断面積等であり，出力として，原子炉圧力，
原子炉水位，燃料温度，溶融炉心温度，格納容器圧力，格納容器温度，コンクリート
原子炉水位，燃料温度，溶融炉心温度，格納容器圧力，格納容器温度，コンクリート
29／41

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

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
侵食量，放射性物質の原子炉格納容器内の分布等が求められる。

東海第二発電所

備

考

侵食量，放射性物質の格納容器内の分布等が求められる。

6.4.5.2 重要現象のモデル化
1.4.4.2 重要現象のモデル化
事故シーケンスの特徴に応じて，炉心，原子炉圧力容器，原子炉格納容器，原子炉
事故シーケンスの特徴に応じて，炉心，原子炉圧力容器，格納容器，原子炉圧力容
圧力容器（炉心損傷後），原子炉格納容器（炉心損傷後）における重要現象がモデル
器（炉心損傷後），格納容器（炉心損傷後）における重要現象がモデル化されている。
化されている。具体的には，以下のとおりである。
具体的には，以下のとおりである。
(1) 炉心(1) 炉
心核については，重要現象として，崩壊熱がモデル化されている。
核については，重要現象として，崩壊熱がモデル化されている。
燃料については，重要現象として，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被燃料については，重要現象として，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料
覆管変形及び燃料被覆管酸化がモデル化されている。
被覆管変形及び燃料被覆管酸化がモデル化されている。
熱流動については，重要現象として，沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・
熱流動については，重要現象として，沸騰・ボイド率変化及び気液分離（炉心水
対向流がモデル化されている。
位）
・対向流がモデル化されている。
(2) 原子炉圧力容器
重要現象として，冷却材流出（臨界流・差圧流）及び ECCS 注水（給水系・代替注
水設備含む）がモデル化されている。

(2) 原子炉圧力容器
重要現象として，冷却材流出（臨界流・差圧流）及びＥＣＣＳ注水（給水系・代替注水設備含む）がモデル化されている。

(3) 原子炉格納容器
重要現象として，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷却，放射線水分解等による水素ガス・酸素ガス発生並びに格納容器ベント及びサプレッション・プール冷却がモデル化されている。

(3) 格納容器
重要現象として，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷却，放射線水分解等による水素・酸素発生並びに格
納容器ベント及びサプレッション・プール冷却がモデル化されている。

(4) 原子炉圧力容器（炉心損傷後）重要現象として，リロケーション，構造材との熱伝達，原子炉圧力容器内 FCI（溶融炉心細粒化），原子炉圧力容器内 FCI（デブリ粒子熱伝達），下部プレナムでの溶融
炉心の熱伝達，原子炉圧力容器破損及び原子炉圧力容器内 FP 挙動がモデル化されている。

(4) 原子炉圧力容器（炉心損傷後）重要現象として，リロケーション，構造材との熱伝達，原子炉圧力容器内ＦＣＩ（溶融炉心細粒化），原子炉圧力容器内ＦＣＩ（デブリ粒子熱伝達），下部プレナム
での溶融炉心の熱伝達，原子炉圧力容器破損及び原子炉圧力容器内ＦＰ挙動がモデル化されている。

(5) 原子炉格納容器（炉心損傷後）重要現象として，原子炉圧力容器外 FCI（溶融炉心細粒化），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，溶融炉心と格納容器下部プール水との伝熱，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，原子炉格納容器内 FP 挙動がモデル化されている。

(5) 格納容器（炉心損傷後）重要現象として，原子炉圧力容器外ＦＣＩ（溶融炉心細粒化），原子炉圧力容器外，格納容器下部床面での溶融炉心の拡がり，溶融炉心とＦＣＩ（デブリ粒子熱伝達）
格納容器下部プール水との伝熱，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，格納容器内ＦＰ挙動がモデル化されている。

1.4.4.3 妥当性確認及び不確かさの把握
6.4.5.3 妥当性確認及び不確かさの把握
事故シーケンスの特徴に応じた重要現象に対するモデルの妥当性確認を実施して事故シーケンスの特徴に応じた重要現象に対するモデルの妥当性確認を実施している。具体的には，ＴＭＩ事故解析，ＣＯＲＡ実験解析，ＨＤＲ実験解析，ＣＳＴＦいる。具体的には，TMI 事故解析，CORA 実験解析，HDR 実験解析，CSTF 実験解析，
実験解析，ＡＣＥ実験解析，ＳＵＲＣ－４実験解析，ＰＨＥＢＵＳ－ＦＰ実験解析，
ACE 実験解析，SURC－4 実験解析，PHEBUS－FP 実験解析，ABCOVE 実験解析，感度解30／41

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

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

析等により確認している。また，入力条件により不確かさを考慮しているものを除いて，妥当性確認により，その不確かさを把握している。具体的には，第 6.4－8 表に示すとおりである。

ＡＢＣＯＶＥ実験解析，感度解析等により確認している。また，入力条件により不確かさを考慮しているものを除いて，妥当性確認により，その不確かさを把握している。
具体的には，第 1.4－7 表に示すとおりである。

備考6.4.6 APEX
1.4.5 ＡＰＥＸ
6.4.6.1 概要
1.4.5.1 概
要反応度投入事象解析コード APEX は，熱的現象を断熱としており，炉心平均出力の反応度投入事象解析コードＡＰＥＸは，熱的現象を断熱としており，炉心平均出力
過渡変化を炉心一点近似による中性子動特性方程式で表し，出力の炉心空間分布を二の過渡変化を炉心一点近似による中性子動特性方程式で表し，出力の炉心空間分布を次元（R－Z）拡散方程式で表す。炉心各部分のエンタルピの上昇は，出力分布に比例
二次元（Ｒ－Ｚ）拡散方程式で表す。炉心各部分のエンタルピの上昇は，出力分布にするものとし，炉心平均エンタルピがある程度上昇する間（エンタルピステップ）は， 比例するものとし，炉心平均エンタルピがある程度上昇する間（エンタルピステップ）
出力分布は一定としている。
は，出力分布は一定としている。また，投入反応度としては，制御棒価値，スクラム
また，投入反応度としては，制御棒価値，スクラム反応度及びドップラ反応度を考慮
反応度及びドップラ反応度を考慮するが，このドップラ反応度は，二次元拡散計算にするが，このドップラ反応度は，二次元拡散計算による出力分布を考慮して求められよる出力分布を考慮して求められる。
る。
ＡＰＥＸの入力は，炉心の幾何学的形状，各種中性子断面積，拡散係数，ドップラ
APEX の入力は，炉心の幾何学的形状，各種中性子断面積，拡散係数，ドップラ係
係数，炉心動特性パラメータ等の核データ，制御棒反応度の時間変化等であり，出力数，炉心動特性パラメータ等の核データ，制御棒反応度の時間変化等であり，出力ととして，中性子束分布，エンタルピ分布及び炉心平均出力の時間変化が求められる。
して，中性子束分布，エンタルピ分布及び炉心平均出力の時間変化が求められる。
ＡＰＥＸの出力に基づき，単チャンネル熱水力解析を行う場合には，単チャンネル
APEX の出力に基づき，単チャンネル熱水力解析を行う場合には，単チャンネル熱水
熱水力解析コードＳＣＡＴ（ＲＩＡ用）を用いる。
力解析コード SCAT（RIA 用）を用いる。
ＳＣＡＴ（ＲＩＡ用）は，燃料棒を燃料ペレット，ペレットと被覆管の間の空隙部
SCAT（RIA 用）は，燃料棒を燃料ペレット，ペレットと燃料被覆管の間の空隙部でであるギャップ部及び被覆管で構成し，ノードごとに径方向の熱伝達を計算する。燃あるギャップ部，燃料被覆管で構成し，ノードごとに径方向の熱伝達を計算する。燃料ペレット及び被覆管には，径方向一次元の非定常熱伝導方程式を適用して燃料棒内料ペレット及び燃料被覆管には，径方向一次元の非定常熱伝導方程式を適用して燃料の温度分布を計算し，チャンネル内冷却材には，質量，運動量及びエネルギ保存則を
棒内の温度分布を計算し，チャンネル内冷却材には，質量，運動量及びエネルギ保存
適用して冷却材の熱水力挙動を計算する。冷却材の沸騰状態に応じた熱伝達率相関式則を適用して冷却材の熱水力挙動を計算する。冷却材の沸騰状態に応じた熱伝達率相を用いることにより，燃料棒の除熱量を求める。
関式を用いることにより，燃料棒の除熱量を求める。
ＳＣＡＴ（ＲＩＡ用）の入力は，ＡＰＥＸの出力から得られた炉心平均出力変化及SCAT（RIA 用）の入力は，APEX の出力から得られた炉心平均出力変化，炉心出力
び炉心出力分布に加え，燃料集合体幾何条件，燃料集合体熱水力データ，燃料物性デ分布に加え，燃料集合体幾何条件，燃料集合体熱水力データ，燃料物性データ，ギャ
ータ，ギャップ熱伝達係数，ペレット径方向出力分布，局所出力ピーキング係数等でップ熱伝達係数，ペレット径方向出力分布，局所出力ピーキング係数等であり，出力あり，出力として，非断熱燃料エンタルピの時間変化が求められる。
として，非断熱燃料エンタルピの時間変化が求められる。
6.4.6.2 重要現象のモデル化
1.4.5.2 重要現象のモデル化
事故シーケンスの特徴に応じて，炉心における重要現象がモデル化されている。具
事故シーケンスの特徴に応じて，炉心における重要現象がモデル化されている。具
体的には，以下のとおりである。
体的には，以下のとおりである。
(1) 炉心(1) 炉
心核については，重要現象として，核分裂出力，出力分布変化，反応度フィードバッ
核については，重要現象として，核分裂出力，出力分布変化，反応度フィードバ
ク効果及び制御棒反応度効果がモデル化されている。
ック効果及び制御棒反応度効果がモデル化されている。
燃料については，重要現象として，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達及び沸騰
燃料については，重要現象として，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達及び沸遷移がモデル化されている。
騰遷移がモデル化されている。
31／41

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

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備考6.4.6.3 妥当性確認及び不確かさの把握
1.4.5.3 妥当性確認及び不確かさの把握
事故シーケンスの特徴に応じた重要現象に対するモデルの妥当性確認を実施して事故シーケンスの特徴に応じた重要現象に対するモデルの妥当性確認を実施している。具体的には，SPERT－ⅢE 炉心実験，実効共鳴積分測定に関わる Hellstrand のいる。具体的には，ＳＰＥＲＴ－ⅢＥ炉心実験，実効共鳴積分測定に関わるＨｅｌｌ
実験式，MISTRAL 臨界試験，実機での制御棒価値測定試験により確認している。また， ｓｔｒａｎｄの実験式，ＭＩＳＴＲＡＬ臨界試験及び実機での制御棒価値測定試験に
入力条件により不確かさを考慮しているものを除いて，妥当性確認により，その不確より確認している。また，入力条件により不確かさを考慮しているものを除いて，妥かさを把握している。具体的には，第 6.4－9 表に示すとおりである。
当性確認により，その不確かさを把握している。具体的には，第 1.4－8 表に示すとおりである。
6.5 有効性評価における解析の条件設定の方針
1.5 有効性評価における解析の条件設定の方針
6.5.1 解析条件設定の考え方
1.5.1 解析条件設定の考え方
有効性評価における解析の条件設定については，事象進展の不確かさを考慮して，有効性評価における解析の条件設定については，事象進展の不確かさを考慮して，設計値等の現実的な条件を基本としつつ，原則，有効性を確認するための評価項目と設計値等の現実的な条件を用いるか又は有効性を確認するための評価項目となるパなるパラメータに対して余裕が小さくなるような設定とする。この際，「6.4 有効性
ラメータに対する余裕が小さくなるよう設定する。この際，「1.4 有効性評価に使用
評価に使用する計算プログラム」において把握した解析コードの持つ重要現象に対すする計算プログラム」において把握した解析コードの持つ重要現象に対する不確かさ
る不確かさや解析条件の不確かさによって，さらに本発電用原子炉施設の有効性評価
や解析条件の不確かさによって，さらに本発電用原子炉施設の有効性評価の評価項目の評価項目となるパラメータ及び運転員等操作時間に対する余裕が小さくなる可能となるパラメータ及び運転員等操作時間に対する余裕が小さくなる可能性がある場
性がある場合は，影響評価において感度解析等を行うことを前提に設定する。ただし， 合は，影響評価において感度解析等を行うことを前提に設定する。ただし，「1.5.2 共「6.5.2 共通解析条件」に示す解析条件については共通の条件として設定する。
通解析条件」に示す解析条件については共通の解析条件として設定する。
なお，初期条件とは異常状態が発生する前の発電用原子炉施設の状態，事故条件となお，初期条件とは異常状態が発生する前の発電用原子炉施設の状態，事故条件とは重大事故等の発生原因となる機器の故障又は安全機能の喪失の状態，機器条件とはは重大事故等の発生原因となる機器の故障又は安全機能の喪失の状態，機器条件とは重大事故等を収束させる際に使用する重大事故等対処設備の状態，操作条件とは運転重大事故等を収束させる際に使用する重大事故等対処設備の状態，操作条件とは運転員等が重大事故等対処設備を操作可能となる状態のことをいう。
員等が重大事故等対処設備を操作可能となる状態のことをいう。
また，有効性評価においては発電所内の発電用原子炉施設で重大事故等が同時に発生（添付資料 1.5.1）
することも想定していることから，6 号及び 7 号炉で異なる評価条件を設定している
場合は，両号炉の条件を記載する。
6.5.2 共通解析条件
1.5.2 共通解析条件
操作条件については，「6.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示すとおり個
操作条件については，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示すとおり個別に解析条件を設定するが，以下に示す解析条件は，各重要事故シーケンス等におい別に解析条件を設定するが，以下に示す解析条件は，各重要事故シーケンスにおいててその影響が大きく変わらないことから共通の条件として設定する。また，原子炉冷その影響が大きく変わらないことから，原則として共通の条件として設定する。また，
原子炉冷却材バウンダリを構成する配管の破断によるＬＯＣＡを想定する場合の配却材圧力バウンダリを構成する配管の破断による LOCA を想定する場合の配管の破断位置については，原子炉圧力容器内の保有水量，流出量等の観点から選定する。なお， 管の破断位置については，原子炉圧力バウンダリに接続する液相部配管の中で最大口径である再循環配管（出口ノズル）を選定する。なお，解析条件の不確かさの影響に
解析条件の不確かさの影響については，グループ化した事故シーケンスごとに確認す
ついては，グループ化した事故シーケンスごとに確認する。
る。
（添付資料 1.5.2）
6.5.2.1 運転中の原子炉における重大事故に至るおそれのある事故

1.5.2.1 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
32／41

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

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所備考(1) 初期条件(1) 初期条件
a. 事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」を除く事故シーケンスグルー
ａ．事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」を除く事故シーケンスグルー
プにおいて用いる条件
プにおいて用いる条件(a) 初期運転条件(a) 初期運転条件
原子炉熱出力の初期値として，定格値（3,926MWt），原子炉圧力の初期値とし原子炉熱出力の初期値として定格値（3,293MW），原子炉圧力の初期値としてて，定格値（7.07MPa[gage]）を用いるものとする。また，炉心流量の初期値と定格値（6.93MPa[gage]）及び炉心流量の初期値として 100％流量（48,300t／h）
して，定格値である 100％流量(52.2×103t/h)を用いるものとする。
を用いるものとする。
(b) 炉心及び燃料(b) 炉心及び燃料
炉心及び燃料に関する解析条件の設定を以下に示す。なお，炉心に関する条
炉心及び燃料に関する解析条件の設定を以下に示す。なお，炉心に関する条
件は 9×9 燃料（A 型）を装荷した平衡サイクルを想定した値，燃料ペレット，
件は９×９燃料(Ａ型)を装荷した平衡サイクルを想定した値，燃料ペレット，
燃料被覆管径等の炉心及び燃料形状に関する条件は設計値を用いるものとす
燃料被覆管径等の炉心及び燃料形状に関する条件は設計値を用いるものとする。
る。
a) 原子炉停止後の崩壊熱(b-1) 原子炉停止後の崩壊熱
原子炉停止後の崩壊熱は，「軽水型動力炉の非常用炉心冷却系の性能評価指原子炉停止後の崩壊熱は，「軽水型動力炉の非常用炉心冷却系の性能評価指針」にて使用することが妥当とされた ANSI/ANS-5.1-1979+2σ を最確条件とし針」にて使用することが妥当とされたＡＮＳＩ／ＡＮＳ－５．１－１９７９＋た ANSI/ANS-5.1-1979 の式に基づく崩壊熱曲線を使用する。また，使用する崩２σを最確条件としたＡＮＳＩ／ＡＮＳ－５．１－１９７９の式に基づく崩壊
熱曲線を使用する。また，使用する崩壊熱は，1 サイクルの運転期間(13 ヶ月)
壊熱は燃焼度が高くなるサイクル末期炉心の平均燃焼度に，サイクル末期の燃に調整運転期間(1 ヶ月)を考慮した運転期間に対応する燃焼度 33GWd／t の条件
焼度のばらつきを考慮して 10％の保守性を考慮した燃焼度 33GWd/t の条件に対に対応したものとする。崩壊熱曲線を第 1.5－1 図に示す。
応したものとする。崩壊熱曲線を第 6.5－1 図に示す。
(b-2) 最大線出力密度b) 最大線出力密度
燃料棒の最大線出力密度は，保安規定の運転上の制限における上限値として，燃料棒の最大線出力密度は，設計限界値として，44.0kW/m を用いるものとする。
44.0kW／m を用いるものとする。
(c) 原子炉圧力容器(c) 原子炉圧力容器
原子炉水位の初期値は，通常運転水位とする。
原子炉水位の初期値は，通常運転水位とする。
(d) 原子炉格納容器(d) 格納容器
原子炉格納容器に関する解析条件の設定を以下に示す。なお，事故シーケン
格納容器に関する解析条件の設定を以下に示す。なお，事故シーケンスグル
スグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）」では原子炉ープ「格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）」では，格納容
格納容器に関する解析条件は用いない。
器に関する解析条件は用いない。
a) 容積(d-1) 容積
原子炉格納容器容積について，ドライウェル空間部は，内部機器，構造物体
格納容器容積について，ドライウェルは設計値として 5,700m３，サプレッション・チェンバ空間部及び液相部は，サプレッション・プールでの圧力抑制効積を除く全体積として 7,350m3，ウェットウェル空間部は，必要最小空間部体積果が厳しくなる少なめの水量として，サプレッション・プール水位の保安規定として 5,960m3，ウェットウェル液相部は，必要最小プール水量として 3,580m3の運転上の制限における下限値に対応する 4,100m３（空間部）及び 3,300m３（液を用いるものとする。
相部）を用いるものとする。
(d-2) 初期温度及び初期圧力b) 初期温度及び初期圧力
格納容器の初期温度について，ドライウェル雰囲気温度は 57℃，サプレッシ
原子炉格納容器の初期温度について，ドライウェル空間部温度は 57℃，サプョン・プール水温度は 32℃を用いるものとする。また，格納容器の初期圧力はレッション・チェンバ・プール水温は 35℃を用いるものとする。また，原子炉
5kPa[gage]を用いるものとする。
格納容器の初期圧力は 5.2kPa[gage]を用いるものとする。
33／41

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

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
c) サプレッション・チェンバ・プールの初期水位
サプレッション・チェンバ・プールの初期水位は，通常運転時の水位として7.05m を用いるものとする。

d) 真空破壊装置
真空破壊装置の作動条件は，設計値（3.43kPa(ドライウェル－サプレッショ
ン・チェンバ間差圧)）を用いるものとする。
(e) 外部水源の温度
外部水源の温度について，復水貯蔵槽の水温は初期温度を 50℃とし，事象発
生から 12 時間以降は 45℃，事象発生から 24 時間以降は 40℃とする。また，
淡水貯水池の水温は 40℃とする。
(f) 主要機器の形状
原子炉圧力容器，原子炉格納容器等の形状に関する条件は設計値を用いるものとする。
b. 事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」において用いる条件(a) 初期運転条件
原子炉熱出力の初期値として，定格値（3,926MWt），原子炉圧力の初期値として，定格値（7.07MPa[gage]）を用いるものとする。また， 炉心流量の初期値として， 定格値である 100 ％ 流量(52.2×103t/h) ， 主蒸気流量の初期値として， 定格値（7.64×103t/h）を用いるものとする。
(b) 給水温度
給水温度の初期値は 215℃とする。
(c) 燃料及び炉心
炉心及び燃料に関する解析条件の設定を以下に示す。なお，炉心に関する条
件は 9×9 燃料（A 型）を装荷した平衡サイクルを想定した値，燃料ペレット，
燃料被覆管径等の炉心及び燃料形状に関する条件は設計値を用いるものとする。
a) 最小限界出力比
燃料の最小限界出力比は，設計限界値として，1.22 を用いるものとする。
b) 最大線出力密度
燃料棒の最大線出力密度は，設計限界値として，44.0kW/m を用いるものとする。
c) 核データ
動的ボイド係数（減速材ボイド係数を遅発中性子発生割合で除した値）はサ
イクル末期の値の 1.25 倍，動的ドップラ係数（ドップラ係数を遅発中性子発生

東海第二発電所

備考(d-3) サプレッション・プール初期水位
サプレッション・プールの初期水位は，サプレッション・プールでの圧力抑制効果が厳しくなる低めの水位として，保安規定の運転上の制限における下限値である 6.983m（サプレッション・チェンバ底部から）を用いるものとする。
（添付資料 1.5.3）(d-4) ベント管真空破壊装置
ベント管真空破壊装置の作動条件は，設計値として 3.45kPa（ドライウェル－
サプレッション・チェンバ間差圧）を用いるものとする。
(e) 外部水源の温度
外部水源の温度は，35℃とする。
（添付資料 1.5.4）(f) 主要機器の形状
原子炉圧力容器，原子炉冷却材圧力バウンダリを構成する配管，格納容器等の形状に関する条件は設計値を用いるものとする。
ｂ．事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」において用いる条件(a) 初期運転条件
原子炉熱出力の初期値として定格値（3,293MW），原子炉圧力の初期値として定格値（6.93MPa[gage]），炉心流量の初期値として保安規定の運転範囲における原子炉定格出力時の下限流量である 85％流量（41,060t／h）及び主蒸気流量の初期値として，定格値（6,420t／h）を用いるものとする。
(b) 給水温度
給水温度の初期値は，216℃とする。
(c) 炉心及び燃料
炉心及び燃料に関する解析条件の設定を以下に示す。なお，炉心に関する条
件は９×９燃料(Ａ型)を装荷した平衡サイクルを想定した値，燃料ペレット，
燃料被覆管径等の炉心及び燃料形状に関する条件は設計値を用いるものとする。
(c-1) 最小限界出力比
燃料の最小限界出力比は，９×９燃料(Ａ型)のサイクル初期における保安規定の運転上の制限の下限値である 1.24 を用いるものとする。
(c-2) 最大線出力密度
燃料棒の最大線出力密度は，保安規定の運転上の制限における上限値として，44.0kW／m を用いるものとする。
(c-3) 核データ
動的ボイド係数はサイクル末期の値の 1.25 倍，動的ドップラ係数はサイクル末期の値の 0.9 倍を用いるものとする。
34／41

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

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
割合で除した値）はサイクル末期の値の 0.9 倍を用いるものとする。
(d) 原子炉圧力容器
原子炉水位の初期値は，通常運転水位とする。
(e) 原子炉格納容器
原子炉格納容器に関する解析条件の設定を以下に示す。
a) 容積
原子炉格納容器容積について，ドライウェル空間部は，内部機器，構造物体
積を除く全体積として 7,350m3，ウェットウェル空間部は，必要最小空間部体積として 5,960m3，ウェットウェル液相部は，必要最小プール水量として 3,580m3を用いるものとする。
b) 初期温度及び初期圧力
原子炉格納容器の初期温度について，サプレッション・チェンバ・プール水
温は 35℃を用いるものとする。
また，原子炉格納容器の初期圧力は 5.2kPa[gage]を用いるものとする。
(f) 外部水源の温度
外部水源の温度は 32℃とする。
(g) 主要機器の形状
原子炉圧力容器，原子炉格納容器等の形状に関する条件は設計値を用いるものとする。
(2) 重大事故等対策に関連する機器条件
a. 安全保護系等の設定点
原子炉緊急停止系作動回路のスクラム設定点として，以下の値を用いるものとする。
原子炉水位低 (レベル 3)
セパレータスカート下端から＋62cm（有効燃料棒頂部から＋380cm）（遅れ時間 1.05 秒）
タービン蒸気加減弁急速閉制御油圧低（4.12MPa[gage]）（遅れ時間 0.08 秒）
炉心流量急減「第 3.2.1－1 図 炉心流量急減の解析上のスクラムの設定値」参照
工学的安全施設作動回路等の設定点として，以下の値を用いるものとする。
原子炉水位低（原子炉隔離時冷却系（補給水機能）起動）設定点
セパレータスカート下端から－58cm（有効燃料棒頂部から＋260cm）（レベル 2）
原子炉水位低（高圧炉心注水系起動，主蒸気隔離弁閉止）設定点
セパレータスカート下端から－203cm（有効燃料棒頂部から＋115cm）（レベル 1.5）

東海第二発電所

備考(d) 原子炉圧力容器
原子炉水位の初期値は，通常運転水位とする。
(e) 格納容器
格納容器に関する解析条件の設定を以下に示す。
(e-1) 容積
格納容器容積について，空間部は，設計値として 9,800m３，サプレッション・
プール水量は，保安規定の運転上の制限における下限値として 3,300m３を用いるものとする。
(e-2) 初期温度及び初期圧力
格納容器の初期温度について，サプレッション・プール水温は 32℃を用いる
ものとする。また，格納容器の初期圧力は 5kPa[gage]を用いるものとする。
(f) 主要機器の形状
原子炉圧力容器，格納容器等の形状に関する条件は設計値を用いるものとす
・東海第二では，ＨＰＣＳ及びＲＣＩる。
Ｃの水源を内部水源（Ｓ／Ｐ）とし（添付資料 1.5.5）ている。

(2) 重大事故等対策に関連する機器条件
ａ．安全保護系等の設定点
原子炉緊急停止系作動回路のスクラム設定点として，以下の値を用いるものとする。
原子炉水位低（レベル３）設定点
セパレータスカート下端から＋66cm（燃料有効長頂部から＋452cm，原子炉圧力容器底部から＋1,372 ㎝）（遅れ
時間 1.05 秒）
工学的安全施設作動回路等の設定点として，以下の値を用いるものとする。
原子炉水位異常低下（レベル２）（原子炉隔離時冷却系起動，高圧炉心スプレ
イ系起動）設定点
セパレータスカート下端から－63cm（燃料有効長頂部から＋323cm，原子炉圧力容器底部から＋1,243 ㎝）
原子炉水位異常低下（レベル２）（再循環ポンプ全台トリップ）設定点
セパレータスカート下端から－63cm（燃料有効長頂部から＋323cm，原子炉圧力容器底部から＋1,243 ㎝）
原子炉水位異常低下（レベル２）（主蒸気隔離弁閉止）設定点
セパレータスカート下端から－63cm
35／41

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

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
原子炉水位低（低圧注水系起動，自動減圧系作動）設定点
セパレータスカート下端から－287cm（有効燃料棒頂部から＋31cm）（レベル 1）
原子炉水位低（再循環ポンプ 4 台トリップ）設定点
セパレータスカート下端から＋62cm（有効燃料棒頂部から＋380cm）（レベル 3）
原子炉水位低（再循環ポンプ 6 台トリップ）設定点
セパレータスカート下端から－58cm（有効燃料棒頂部から＋260cm）（レベル 2）
原子炉水位高（原子炉隔離時冷却系（補給水機能）トリップ，高圧炉心注水系
注入隔離弁閉止）設定点
セパレータスカート下端から＋166cm（有効燃料棒頂部から＋484cm）（レベル 8）
原子炉圧力高（再循環ポンプ 4 台トリップ）設定点
原子炉圧力 7.48MPa[gage]
ドライウェル圧力高（非常用炉心冷却系起動，自動減圧系作動）設定点
ドライウェル圧力 13.7kPa[gage]b. 逃がし安全弁
逃がし安全弁の逃がし弁機能の吹出し圧力及び容量（吹出し圧力における値）
は，設計値として以下の値を用いるものとする。なお，アキュムレータ内の窒素を消費した場合には安全弁機能による原子炉圧力制御となるが，事象初期に作動する逃がし弁機能による原子炉圧力制御にて代表させる。

第 1 段：7.51MPa[gage]×1 個，363t/h/個
第 2 段：7.58MPa[gage]×1 個，367t/h/個
第 3 段：7.65MPa[gage]×4 個，370t/h/個
第 4 段：7.72MPa[gage]×4 個，373t/h/個
第 5 段：7.79MPa[gage]×4 個，377t/h/個
第 6 段：7.86MPa[gage]×4 個，380t/h/個

東海第二発電所備

考（燃料有効長頂部から＋323cm，原子炉圧力容器底部から＋1,243 ㎝）
原子炉水位異常低下（レベル１）（低圧炉心スプレイ系起動，低圧注水系起動，自動減圧系作動信号）設定点
セパレータスカート下端から－345cm（燃料有効長頂部から＋41cm，原子炉圧力容器底部から＋961 ㎝）
原子炉水位高（レベル８）（原子炉隔離時冷却系等による原子炉注水停止）設
定点
セパレートスカート下端から＋175cm（燃料有効長頂部から＋561cm，原子炉圧力容器底部から＋1,481 ㎝）
原子炉圧力高（再循環ポンプ全台トリップ）設定点
原子炉圧力 7.39MPa［gage］
ドライウェル圧力高（非常用炉心冷却系起動，自動減圧系作動信号）設定点
ドライウェル圧力 13.7kPa［gage］

ｂ．逃がし安全弁
原子炉停止機能喪失以外においては，安全弁機能（以下「逃がし安全弁（安全
弁機能）
」という。
）による原子炉圧力制御に期待することとし，原子炉停止機能 ・東海第二では，原子炉圧力が高めに維持され，原子炉減圧操作時に原子喪失においては，高圧炉心スプレイ系による原子炉注水流量が大きくなる条件と炉圧力が所定の圧力に到達するまして逃がし弁機能（以下「逃がし安全弁（逃がし弁機能）」という。
），による原子での時間が遅くなるため，事象発生
炉圧力制御に期待することとする。逃がし安全弁の吹出し圧力及び容量（吹出し
初期において高圧注水機能が喪失
圧力における値）は，設計値として以下の値を用いるものとする。
し低圧注水機能を用いて原子炉注逃がし弁機能7.37MPa[gage]×2 個，354.6t／h（1 個当たり）水を実施する事故シーケンスにお7.44MPa[gage]×4 個，357.8t／h（1 個当たり）
いては，評価項目に対して厳しい条
7.51MPa[gage]×4 個，361.1t／h（1 個当たり）件となる安全弁機能を設定。
7.58MPa[gage]×4 個，364.3t／h（1 個当たり）7.65MPa[gage]×4 個，367.6t／h（1 個当たり）安全弁機能
7.79MPa[gage]×2 個，385.2t／h（1 個当たり）8.10MPa[gage]×4 個，400.5t／h（1 個当たり）8.17MPa[gage]×4 個，403.9t／h（1 個当たり）8.24MPa[gage]×4 個，407.2t／h（1 個当たり）8.31MPa[gage]×4 個，410.6t／h（1 個当たり）（添付資料 1.5.6，1.5.7，1.5.8）
36／41

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

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所備考6.5.2.2 運転中の原子炉における重大事故
1.5.2.2 運転中の原子炉における重大事故(1) 初期条件(1) 初期条件
a. 初期運転条件
ａ．初期運転条件
原子炉熱出力の初期値として，定格値（3,926MWt），原子炉圧力の初期値として，
原子炉熱出力の初期値として定格値（3,293MW），原子炉圧力（圧力容器ドーム
定格値（7.07MPa[gage]）を用いるものとする。また，炉心流量の初期値として，定部）の初期値として定格値（6.93MPa[gage]）及び炉心流量の初期値として定格値格値である 100％流量（52.2×103t/h)を用いるものとする。
（48,300t／h（100％流量））を用いるものとする。
b. 炉心及び燃料
ｂ．炉心及び燃料
炉心及び燃料に関する解析条件の設定を以下に示す。なお，炉心に関する条件は 9
炉心及び燃料に関する解析条件の設定を以下に示す。なお，炉心に関する条件
×9 燃料（A 型）を装荷した平衡サイクルを想定した値，燃料ペレット，燃料被覆管は９×９燃料(Ａ型)を装荷した平衡サイクルを想定した値，燃料ペレット，燃料径等の炉心及び燃料形状に関する条件は設計値を用いるものとする。
被覆管径等の炉心及び燃料形状に関する条件は設計値を用いるものとする。
(a) 原子炉停止後の崩壊熱(a) 原子炉停止後の崩壊熱
原子炉停止後の崩壊熱は，「軽水型動力炉の非常用炉心冷却系の性能評価指針」に
原子炉停止後の崩壊熱は，「軽水型動力炉の非常用炉心冷却 系の性能評価指て 使 用 す る こ と が 妥 当 と さ れ た ANSI/ANS-5.1-1979+2 σ を 最 確 条 件 と し た針」にて使用することが妥当とされたＡＮＳＩ／ＡＮＳ-5.1-1979+2σ を最確条
ANSI/ANS-5.1-1979 の式に基づく崩壊熱曲線を使用する。また，使用する崩壊熱は燃件としたＡＮＳＩ／ＡＮＳ-5.1-1979 の式に基づく崩壊熱曲線を使用する。ま
焼度が高くなるサイクル末期炉心の平均燃焼度に，サイクル末期の燃焼度のばらつき
た，使用する崩壊熱は，1 サイクルの運転期間(13 ヶ月)に調整運転期間(1 ヶ月)を考慮して 10％の保守性を考慮した燃焼度 33GWd/t の条件に対応したものとする。
を考慮した運転期間に対応する燃焼度 33GWd／t の条件に対応したものとする。
崩壊熱曲線を第 1.5－1 図に示す。
崩壊熱曲線を第 6.5－1 図に示す。
ｃ．原子炉圧力容器
c. 原子炉圧力容器
原子炉水位の初期値は，通常運転水位とする。
原子炉水位の初期値は，通常運転水位とする。
ｄ．格納容器d. 原子炉格納容器
格納容器に関する解析条件の設定を以下に示す。なお，評価事故シーケンス「雰原子炉格納容器に関する解析条件の設定を以下に示す。なお，評価事故シーケンス
囲気圧力・温度の静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」及び「水素燃焼」では以「雰囲気圧力・温度の静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」及び「水素燃焼」では
下のうち，(e)から(h)は解析条件として用いない。
以下のうち（e）から（i）は解析条件として用いない。
(a) 容積(a) 容
積
原子炉格納容器容積について，ドライウェル空間部は，内部機器，構造物体積を除
格納容器容積について，ドライウェルは設計値として 5,700m３，サプレッション・チェンバ空間部及び液相部は，サプレッション・プールでの圧力抑制効
く全体積として 7,350m3，ウェットウェル空間部は，必要最小空間部体積として果が厳しくなる少なめの水量として，サプレッション・プール水位の保安規定
5,960m3，ウェットウェル液相部は，必要最小プール水量として 3,580m3 を用いるもの運転上の制限における下限値に対応する 4,100m３（空間部）及び 3,300m３（液のとする。
相部）を用いるものとする。
(b) 初期温度及び初期圧力(b) 初期温度及び初期圧力
格納容器の初期温度について，ドライウェル雰囲気温度は 57℃，サプレッシ
原子炉格納容器の初期温度について，ドライウェル空間部温度は 57℃，サプレッション・プール水温度は 32℃を用いるものとする。また，格納容器の初期圧力はョン・チェンバ・プール水温は 35℃を用いるものとする。また，原子炉格納容器の初5kPa[gage]を用いるものとする。
期圧力は 5.2kPa[gage]を用いるものとする。
(c) サプレッション・プール初期水位(c) サプレッション・チェンバ・プールの初期水位
サプレッション・プールの初期水位は，サプレッション・プールでの圧力抑サプレッション・チェンバ・プールの初期水位は，通常運転時の水位として 7.05m を制効果が厳しくなる低めの水位として，保安規定の運転上の制限における下限用いるものとする。
値である 6.983m（サプレッション・チェンバ底部が基準）を用いるものとする。
37／41

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

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機(d) 真空破壊装置
真空破壊装置の作動条件は，設計値（3.43kPa(ドライウェル－サプレッション・チ
ェンバ間差圧)）を用いるものとする。
(e) 溶融炉心からプール水への熱流束
溶融炉心からプール水への熱流束は，800kW/m2 相当（圧力依存あり）とする。
(f) コンクリートの種類
コンクリートの種類は，玄武岩系コンクリートとする。
(g) コンクリート以外の構造材の扱い
内側鋼板，外側鋼板及びリブ鋼板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ものとする。
(h) 原子炉圧力容器下部の構造物の扱い
原子炉圧力容器下部の構造物は，発熱密度を下げないよう保守的に原子炉格納容器下部に落下する溶融物とは扱わないものとする。
(i) 格納容器下部床面積
コリウムシールドで囲まれる部分が広く，溶融炉心の拡がり面積が狭いことにより，コンクリート侵食量の観点で厳しくなる 6 号炉の格納容器下部床面積を用いるものとする。
e. 外部水源の温度
外部水源の温度は初期温度を 50℃とし，事象発生から 12 時間以降は 45℃，事象発
生から 24 時間以降は 40℃とする。
f. 主要機器の形状
原子炉圧力容器，原子炉格納容器等の形状に関する条件は設計値を用いるものとする。
(2) 重大事故等対策に関連する機器条件
a. 逃がし安全弁
逃がし安全弁の逃がし弁機能の吹出し圧力及び容量（吹出し圧力における値）は，設計値として以下の値を用いるものとする。
第 1 段：7.51MPa[gage]×1 個，363t/h/個
第 2 段：7.58MPa[gage]×1 個，367t/h/個
第 3 段：7.65MPa[gage]×4 個，370t/h/個
第 4 段：7.72MPa[gage]×4 個，373t/h/個
第 5 段：7.79MPa[gage]×4 個，377t/h/個
第 6 段：7.86MPa[gage]×4 個，380t/h/個
6.5.2.3 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(1) 初期条件
a. 崩壊熱東海第二発電所

備考(d) ベント管真空破壊装置
ベント管真空破壊装置の作動条件は，設計値（3.45kPa（ドライウェル－サプ
レッション・チェンバ間差圧））を用いるものとする。
(e) 溶融炉心からプール水への熱流束
溶融炉心からプール水への熱流束は，800kW／m２相当（圧力依存あり）とする。
(f) コンクリートの種類
コンクリートの種類は，玄武岩系コンクリートとする。
(g) コンクリート以外の構造材の扱い
鉄筋コンクリート内の鉄筋については，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ものとする。
(h) 原子炉圧力容器下部の構造物の扱い
原子炉圧力容器下部の構造物は，発熱密度を下げないよう保守的にペデスタ
ル（ドライウェル部）に落下する溶融物とは扱わないものとする。

ｅ．外部水源の温度
外部水源の温度は，35℃とする。

・東海第二は単基プラントであり，格納容器下部床面積については，「7.2.5 溶融炉心－コンクリート
相互作用」に記載。

ｆ．主要機器の形状
原子炉圧力容器，原子炉冷却材圧力バウンダリを構成する配管，格納容器等の形状に関する条件は設計値を用いるものとする。
(2) 重大事故等対策に関連する機器条件
ａ．逃がし安全弁
逃がし安全弁の吹出し圧力及び容量（吹出し圧力における値）は，設計値として以下の値を用いるものとする。
7.79MPa[gage]×2 個，385.2t／h（1 個当たり）8.10MPa[gage]×4 個，400.5t／h（1 個当たり）8.17MPa[gage]×4 個，403.9t／h（1 個当たり）8.24MPa[gage]×4 個，407.2t／h（1 個当たり）8.31MPa[gage]×4 個，410.6t／h（1 個当たり）

1.5.2.3 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(1) 初期条件
ａ．燃料崩壊熱
38／41

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

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
使用済燃料プールには貯蔵燃料のほかに，原子炉停止後に最短時間（原子炉停止後
10 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 11MW を用いるものとする。
b. 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，この時の使用済燃料プール保有水量
は，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を仮定し，約 2,093m3 とする。また，使用済燃料プールの初期水温は，運用上許容される上限の 65℃とする。
c. 主要機器の形状
使用済燃料プール等の主要機器の形状に関する条件は設計値を用いる。

東海第二発電所備

考

使用済燃料プールには貯蔵燃料の他に，原子炉の停止後最短期間（原子炉停止後9日）で取り出された全炉心分の燃料と過去に取り出された燃料を合わせて，使用済燃料貯蔵ラックに最大数が貯蔵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。
ｂ．使用済燃料プール水温
使用済燃料プールの初期水温は，保安規定の運転上の制限における上限値である，65℃を用いるものとする。
ｃ．使用済燃料プールのプールゲートの状態
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との間に設置されているプールゲートは閉状態とする。
ｄ．主要機器の形状
使用済燃料プール等の主要機器の形状に関する条件は設計値を用いる。
（添付資料1.5.9）

6.5.2.4 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
1.5.2.4 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(1) 初期条件（事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」を除く）(1) 初期条件（事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」を除く）
a. 崩壊熱ａ．崩 壊 熱原子炉停止後の崩壊熱は，第 6.5－1 図に示す ANSI/ANS-5.1-1979 の式に基づく崩原子炉停止後の崩壊熱は，第1.5－1図に示すＡＮＳＩ／ＡＮＳ-5.1-1979の式に壊熱曲線を使用し，崩壊熱を厳しく見積もるために，原子炉停止 1 日後の崩壊熱とし基づくものとし，また，崩壊熱を厳しく見積もるために，原子炉停止1日後の崩壊て約 22MW を用いるものとする。
熱を用いる。この時の崩壊熱は約18.8MWである。
b. 原子炉初期水位及び原子炉初期水温
ｂ．原子炉圧力原子炉初期水位は通常運転水位とする。また，原子炉初期水温は 52℃とする。
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，解析上，原子c. 原子炉圧力
炉の水位低下量を厳しく見積もるために，逃がし安全弁（自動減圧機能）の開操
原子炉圧力の初期値は大気圧とし，水位低下量を厳しく見積もるために，事象発生
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。
後も大気圧が維持されるものとする。
ｃ．原子炉水温
原子炉水温の初期値は，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の設計温度であd. 外部水源の温度
る52℃とする。
外部水源の温度は 50℃とする。
ｄ．主要機器の形状
・東二は外部水源を使用している事故
e. 主要機器の形状
原子炉圧力容器等の形状に関する条件は設計値を用いるものとする。
シーケンスグループは「全交流動力
原子炉圧力容器等の形状に関する条件は設計値を用いるものとする。
電源喪失」のみであるため，共通条
件としては記載せず。

6.6 解析の実施
1.6 解析の実施方針
有効性評価における解析は，評価項目となるパラメータの推移のほか，事象進展の有効性評価における解析は，評価項目となるパラメータの推移のほか，事象進展の状況を把握する上で必要なパラメータの推移について解析を実施し，事象進展が適切状況を把握する上で必要なパラメータの推移について解析を実施し，事象進展が適切
39／41

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

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所に解析されていることを確認し,その結果を明示する。
なお，事象進展の特徴，厳しさ等を踏まえ，解析以外の方法で原子炉等が安定停止状態等に導かれ，評価項目を満足することが合理的に説明できる場合はこの限りではない。

に解析されていることを確認し，その結果を明示する。
なお，事象進展の特徴や厳しさ等を踏まえ，解析以外の方法で原子炉等が安定停止状態等に導かれ，評価項目を満足することが合理的に説明できる場合はこの限りでは
ない。

備

考

6.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針
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
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
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。
のとする。
不確かさの影響確認は，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなる場合
不確かさの影響確認は，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなる場合に感度解析等を行う。事象推移が緩やかであり，重畳する影響因子がないと考えられに感度解析等を行う。事象推移が緩やかであり，重畳する影響因子がないと考えられる等，影響が容易に把握できる場合は，選定している重要事故シーケンスの解析結果
る等，影響が容易に把握できる場合は，選定している重要事故シーケンス等の解析結等を用いて影響を確認する。事象推移が早く，現象が複雑である等，影響が容易に把果等を用いて影響を確認する。事象推移が早く，現象が複雑である等，影響が容易に握できない場合は，事象の特徴に応じて解析条件を変更した感度解析によりその影響把握できない場合は，事象の特徴に応じて解析条件を変更した感度解析によりその影を確認する。
響を確認する。
（添付資料 1.7.1）
6.7.1 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
1.7.1 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価「6.4 有効性評価に使用する計算プログラム」においては，重要現象として評価指「1.4 有効性評価に使用する計算プログラム」においては，重要現象として評価
標及び運転操作に対する影響が大きい又は中程度と考えられる物理現象を選定して指標及び運転操作に対する影響が大きい又は中程度と考えられる物理現象を選定しおり，そのうち第 6.7－1 表から第 6.7－3 表に示す物理現象を有効性評価においてており，そのうち第 1.7－1 表から第 1.7－3 表に示す物理現象を有効性評価において評価項目となるパラメータに有意な影響を与えると整理している。解析コードの不確評価項目となるパラメータに有意な影響を与えるものと整理している。解析コードのかさは，選定している重要事故シーケンス等における上記の物理現象に対する不確か
不確かさは，選定している重要事故シーケンス等における上記の物理現象に対する不さを考慮し，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
確かさを考慮し，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影響を確認する。
える影響を確認する。
6.7.2 解析条件の不確かさの影響評価
1.7.2 解析条件の不確かさの影響評価
解析条件のうち，初期条件，事故条件及び機器条件の不確かさについて，運転員等
解析条件のうち，初期条件，事故条件及び機器条件の不確かさについて，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を確認する。ま
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を確認する。また，解析条件である操作条件の不確かさとして，操作の不確かさ要因である，「認知」， た，解析条件のうち操作条件の不確かさとして，操作の不確かさ要因である，「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」「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作」及び「操作の確実さ」に起に起因して生じる運転員等操作の開始時間の変動が，操作開始時間に与える影響及び因して生じる運転員等操作の開始時間の変動が，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を確認する。
評価項目となるパラメータに与える影響を確認する。
1.7.3 操作時間余裕の把握
6.7.3 操作時間余裕の把握
解析上考慮する運転員等操作について，その遅れによる影響度合いを把握する観点
解析上考慮する運転員等操作の各々について，その遅れによる影響度合いを把握すから，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
作時間余裕を確認する。
での操作時間余裕を確認する。

40／41

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

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考6.8 必要な要員及び資源の評価方針
1.8 必要な要員及び資源の評価方針
6.8.1 必要な要員の評価
1.8.1 必要な要員の評価
発電所内の発電用原子炉施設で重大事故等が同時期に発生することを想定した最重要事故シーケンス等で実施する作業に対して，「技術的能力に係る審査基準への適も厳しい状態での重大事故等対策時において，夜間及び休日(平日の勤務時間帯以外) 合状況説明資料」で整備する体制で評価を行い，必要な作業対応が可能であることをにおける要員の確保の観点から，「5．重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措置を 確認する。発電所外から招集される参集要員が行う作業については，事象発生 2 時間実施するために必要な技術的能力」で整備される体制にて，対処可能であることを確 後までは期待しないものとする。
認するとともに，必要な作業が所要時間内に実施できることを確認する。
6.8.2 必要な資源の評価
1.8.2 必要な資源の評価
発電所内の発電用原子炉施設で重大事故等が同時期に発生することを想定した最重大事故等対策の有効性評価における必要な資源の評価については，必要となる水も厳しい状態での重大事故等対策時において，必要となる水源，燃料及び電源の資源
源，燃料及び電源の資源の確保の観点から，必要水量，燃料消費量及び電源負荷を評の確保の観点から，必要水量，燃料消費量及び電源負荷を確認するとともに，7 日間
価し，7 日間継続してこれらの資源が供給可能であることを確認する。
継続してこれらの資源が供給可能であることを評価する。また，有効性評価において考慮されていない機器についても，使用した場合を想定して，各資源について 7 日間
継続して資源の供給が可能であることを確認する。

41／41

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

東海第二発電所

7.2.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）
3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）
7.2.1.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策
3.1.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策(1) 格納容器破損モード内のプラント損傷状態(1) 格納容器破損モード内のプラント損傷状態
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破に至る可能性のあるプラント損傷状態は，「6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」
損）」に至る可能性のあるプラント損傷状態は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目に示すとおり，TQUV，TQUX，LOCA，長期 TB，TBU，TBP 及び TBD である。の設定」に示すとおり，ＴＱＵＶ，ＴＱＵＸ，長期ＴＢ，ＴＢＵ，ＴＢＰ，ＴＢＤ
及びＬＯＣＡである。
(2) 格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方(2) 格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破では，発電用原子炉の運転中に運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失事故（LOCA）
損）」では，発電用原子炉の運転中に異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失（ＬＯＣ
又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失がＡ）又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能重畳する。このため，緩和措置がとられない場合には，原子炉格納容器内へ流出した高の喪失が重畳する。このため，緩和措置がとられない場合には，格納容器内へ流出
温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，ジルコニウム－
した高温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，ジル水反応等によって発生した非凝縮性ガス等の蓄積によって，原子炉格納容器内の雰囲気
コニウム－水反応等によって発生した非凝縮性ガスが蓄積することによって，格納
圧力・温度が徐々に上昇し，原子炉格納容器の過圧・過温により原子炉格納容器の破損
容器圧力及び温度が徐々に上昇し，格納容器の過圧・過温により格納容器破損に至に至る。
る。
したがって，本格納容器破損モードでは，損傷炉心の冷却のための低圧代替注水系（常したがって，本格納容器破損モードでは，損傷炉心の冷却のための常設低圧代替設）による原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）及び代替循環冷却系による原子炉注
却，また，代替循環冷却系又は格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱によ
水，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によって原子炉格納容器の破損及び放射性物質の異常な水準での敷地外への放出を防止する格納容器冷却並びに代替循環冷却系又は格納容器圧力逃がし装置による格納容る。
器減圧及び除熱によって格納容器の破損及び放射性物質の異常な水準での敷地外への放出を防止する。
また，格納容器内における水素燃焼を防止するため，格納容器内の水素濃度及び酸素濃度が可燃領域に至るまでに，格納容器内へ窒素を注入することによって，格納容器の破損を防止する。
本格納容器破損モードは，原子炉格納容器バウンダリに対する過圧・過温の観点で厳本格納容器破損モードは，格納容器バウンダリに対する過圧・過温の観点で厳ししい事象であり，代替循環冷却系の使用可否により，格納容器圧力・温度等の挙動が異い事象であり，代替循環冷却系を使用する場合を想定し，期待する格納容器破損防なることが想定されるため，代替循環冷却系を使用する場合と使用しない場合の両者に止対策の有効性評価を行う。また，代替循環冷却系は多重化設計とした上で，さらついて，格納容器破損防止対策の有効性評価を行う。代替循環冷却系が使用できる場合
なる後段の対策として格納容器圧力逃がし装置を整備するため，重大事故時の事象には，格納容器圧力逃がし装置よりも優先して使用する。
発生後短期に格納容器圧力逃がし装置を使用することは実質的には考えられないが，格納容器圧力逃がし装置の有効性を評価する観点から，本格納容器破損モードで想定される事故シーケンスにおいて代替循環冷却系が使用できない場合についても，格納容器圧力逃がし装置により格納容器の過圧・過温破損が防止できることを確認する。
なお，本格納容器破損モードの評価では重大事故等対処設備による原子炉注水機能に期待しており，原子炉圧力容器破損に至ることはないが，重大事故等対処設備による原備

考

非常用炉心冷却系等：ＲＣＩＣを含む格納容器内へ流出した高温の原子炉
冷却材や溶融炉心の崩壊熱等：金属－
水反応による発熱
ジルコニウム－水反応等：金属－水反
応による水素発生

東海第二では水素燃焼防止（ベント時間遅延）させるための格納容器内窒素
供給マネジメントを実施する

東海第二では，格納容器圧力逃がし装置の有効性を評価する考え方について記載
東海第二では原子炉圧力容器破損時の過圧・過温に対する影響評価結果を「DCH」に代表して記載していることから，「3.2 DCH」にて確認していると整理している。ただし，
「DCH」
，
「FCI」
，
「MCCI」の評価事故シーケンスは同じ
なお，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の評 であることから実態として違いはな
価では重大事故等対処設備による原子炉注水機能に期待しており，原子炉圧力容器 い。
1／52

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
子炉注水機能に期待せず原子炉圧力容器破損に至る場合については，「7.2.2 高圧溶融
物放出／格納容器雰囲気直接加熱」,「7.2.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」及び「7.2.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」にて確認する。

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

東海第二発電所備

考

破損に至ることはないが，重大事故等対処設備による原子炉注水機能に期待せず原
子炉圧力容器破損に至る場合の本格納容器破損モードに対する評価については，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」にて確認する。

2／52

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

東海第二発電所

備考7.2.1.2 代替循環冷却系を使用する場合
3.1.2 代替循環冷却系を使用する場合
7.2.1.2.1 格納容器破損防止対策
3.1.2.1 格納容器破損防止対策
東海第二は格納容器容積が小さく，原格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損 子炉注水に伴って炉心から発生するで想定される事故シーケンスに対して，原子炉格納容器の破損を防止し，かつ，放射性）」で想定される事故シーケンスに対して，格納容器の破損を防止し，かつ放射性物 過熱蒸気によって格納容器温度が急
物質が異常な水準で敷地外へ放出されることを防止するため，初期の対策として低圧代質が異常な水準で敷地外へ放出されることを防止するため，初期の対策として常設低 激に上昇することから，格納容器スプ
替注水系（常設）による原子炉注水手段を整備する。また，安定状態に向けた対策とし
圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段及び代替 レイを同時に実施するマネジメントて代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却手段及び代替循環冷
格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却手段を整備する。また，安定状 を採用している。
却系による原子炉格納容器除熱手段を整備する。
態に向けた対策として代替循環冷却系による原子炉注水手段並びに格納容器減圧及本格納容器破損モードの重大事故等対策の概略系統図を第 7.2.1.2－1 図から第び除熱手段，可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入手段を整備する。対 東海第二では水素燃焼防止（ベント時
7.2.1.2－4 図に，対応手順の概要を第 7.2.1.2－5 図に示すとともに，重大事故等対策策の概略系統図を第 3.1.2－1 図に，対応手順の概要を第 3.1.2－2 図に，対策の概要 間遅延）させるための格納容器内窒素の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と手順の関係を第 7.2.1.2－1を以下に示す。また，重大事故等対策の手順と設備との関係を第 3.1.2－1 表に示す。 供給マネジメントを実施する表に示す。
（添付資料 3.1.2.1）
本格納容器破損モードにおける評価事故シーケンスにおいて，事象発生 10 時間までの 6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 28 名※1 である。その内訳は次のとおりである。中央
制御室の運転員は，当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2 名，運転操作対応を行う運転員 12 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う
緊急時対策本部要員は 5 名，緊急時対策要員（現場）は 8 名※1 である。
また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員は，代替原子炉補機冷却系作業等を行うための参集要員 36 名である。必要な要員と作業項目について第 7.2.1.2－6 図に示す。
なお，評価事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を評価事故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，28 名で対処可能である。

※1 有効性評価で考慮しない作業（原子炉ウェル注水）に必要な要員 4 名を含めると，
緊急時対策要員（現場）が 12 名，合計が 32 名になる。

a. 原子炉スクラム確認及び非常用炉心冷却系機能喪失確認
運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失事故（LOCA）又は全交流動力電源喪失が発生して原子炉がスクラムしたことを確認する。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等である。
非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失を確認する。

本格納容器破損モードにおける評価事故シーケンスにおいて，必要な要員は災害対策要員（初動）20 名及び事象発生から 2 時間以降に期待する参集要員 2 名である。
災害対策要員（初動）の内訳は，当直発電長 1 名，当直副発電長 1 名，運転操作対応を行う当直運転員 4 名，指揮，通報連絡を行う災害対策要員（指揮者等）4 名及び現場操作を行う重大事故等対応要員 10 名である。
参集要員の内訳は，燃料給油操作を行う重大事故等対応要員 2 名である。必要な要員と作業項目について第 3.1.2－3 図に示す。

プラント基数，設備設計及び運用の違いにより必要要員数は異なるが，タイ
ムチャートにより要員の充足性は確認される
東海第二では招集要員は 2 時間以内に参集可能なことを確認していることから，2 時間以降に期待する評価としている

なお，評価事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を評価事故 必要な要員数がもっとも多いシーケ
シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，代替循環冷却系を使用できない ンスである「代替循環冷却を使用でき場合の災害対策要員（初動）21 名及び参集要員 5 名で対処可能である。
ない場合」の要員数で対応可能である
ことから，評価事故シーケンス以外の
事故シーケンスすべてに対応可能。
東海第二では格納容器頂部注水の着手判断に達しないため実施しないが，操作としてはタイムチャート上考慮しているため，必要な要員は追加とならない。
ａ．原子炉スクラム，ＬＯＣＡ発生及び全交流動力電源喪失の確認
炉心損傷防止対策との記載整合を図
運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失（ＬＯＣＡ）又は全交流動力電源 っており，記載箇所については先行プ喪失が発生して原子炉がスクラムしたことを確認する。また，主蒸気隔離弁の閉 ラントとの相違がある部分もある。
止，再循環ポンプの停止及びＬＯＣＡが発生したことを確認する。
原子炉スクラム，ＬＯＣＡ発生及び全交流動力電源喪失の確認に必要な計装設備は，平均出力領域計装等である。
3／52

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
非常用炉心冷却系の機能喪失を確認するために必要な計装設備は，各系統の流量指示等である。
なお，対応操作は，原子炉水位，格納容器圧力等の徴候に応じて行うため，破断面積
や破断位置が今回の想定と異なる場合や，破断位置が特定できない場合においても，対応する操作手順に変更はない。

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

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

東海第二発電所
なお，対応操作は，原子炉水位，格納容器圧力等の徴候に応じて行うため，破断面積や破断位置が今回の想定と異なる場合や，破断位置が特定できない場合においても，対応する操作手順に変更はない。
ｂ．原子炉への注水機能喪失の確認
原子炉水位が原子炉水位異常低下（レベル２）設定点に到達後，原子炉隔離時
冷却系が自動起動に失敗したことを確認する。
原子炉への注水機能喪失の確認に必要な計装設備は，原子炉隔離時冷却系系統
流量である。
ｃ．炉心損傷の確認
原子炉水位の低下による炉心の露出に伴い，炉心損傷したことを確認する。炉
心損傷の判断は，格納容器雰囲気放射線モニタのγ線線量率が，設計基準事故における原子炉冷却材喪失時の追加放出量に相当する指示値の 10 倍以上となった
場合とする。
炉心損傷を確認するために必要な計装設備は，格納容器雰囲気放射線モニタ（
Ｄ／Ｗ）等である。
（添付資料 3.1.3.2）
ｄ．早期の電源回復不能の確認
全交流動力電源喪失の確認後，中央制御室からの遠隔操作により外部電源受電
及び非常用ディーゼル発電機等の起動ができず，非常用母線の電源回復ができない場合，早期の電源回復不能と判断する。これにより，常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電準備操作を開始する。

備

考

平均出力領域計装等：【スクラム確認】平均出力領域計装，
起動領域計装【ＬＯＣＡ確認】原子炉圧力，原子炉
圧力（ＳＡ）、ドライウェル圧力，サプレッション・チェンバ圧力【ＳＢＯ確認】Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧，Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧，緊急用Ｍ／Ｃ電圧
東海第二では事象進展上，10 分以内に炉心損傷確認を行うため柏崎６，７と記載箇所が異なる。
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）等：格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ），格納容器雰囲気放射線モ
ニタ（Ｓ／Ｃ）

東海第二では電源復旧，炉心及び格納容器冷却を最優先で行い，炉心冠水後の対応として自主設備であるｐＨ制
御装置の起動を行うため記載箇所が相違
水素濃度監視についても，酸素濃度の上昇は水の放射線分解に起因するため事象進展が遅く，十分な時間余裕があることから，炉心冠水後の対応として水素及び酸素濃度監視装置を起動するため記載箇所が相違
4／52

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

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

備考

原子炉格納容器内の水素濃度を確認するために必要な計装設備は，格納容器内水素濃度(SA)である。
e. 常設代替交流電源設備による交流電源供給及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
常設代替交流電源設備による交流電源供給を開始し，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始する。これにより，原子炉圧力容器破損に至ることなく，原子炉水位が回復し，炉心は冠水する。

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，復水
補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）等である。
なお，大破断 LOCA により格納容器温度が上昇し，ドライウェル雰囲気温度計の指示が原子炉圧力の飽和温度を超えている場合は，水位不明と判断する。

ｅ．常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作並びに常設低圧代替注水系
ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作 東海第二では代替格納容器スプレイ
及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作と代替原子炉注水を同時に実施可能
中央制御室からの遠隔操作により常設代替高圧電源装置による緊急用母線へ な設備及び運用としているの交流電源供給を開始し，原子炉冷却材浄化系吸込弁の閉止操作，常設低圧代替
注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始する。具体的には，格納容器スプレイ弁と原子炉注水弁を用いて中央制御室からの遠隔操作により格納容器スプレイと原子炉注水に分配し，それぞれ連続で格納容器スプレイ及び原子炉注水を実施する。
(a) 常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作
東海第二では電源復旧から格納容器
早期の電源回復不能の確認後，中央制御室からの遠隔操作により常設代替高 冷却，原子炉注水までを一連の操作と圧電源装置から緊急用母線を受電する。
して記載しているため記載箇所が相常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作に必要な計装設備は，緊 違
急用Ｍ／Ｃ電圧である。
(b) 常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系 （常設）による格納容器冷却操作
原子炉注水に伴い炉心部で発生する過熱蒸気により，格納容器圧力及び雰囲
気温度が急激に上昇する。格納容器圧力及び雰囲気温度上昇を抑制する観点から，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を実施する。
常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系 （常設）による格納容器冷却操作のために必要な計装設備は，低圧代替注水系格納容器 低圧代替注水系格納容器スプレイ流
スプレイ流量等である。
量等：低圧代替注水系格納容器スプレ(c) 常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注 イ流量，ドライウェル雰囲気温度，ド水操作
ライウェル圧力，サプレッション・チ
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 ェンバ圧力，代替淡水貯槽水位
水を開始することで，原子炉圧力容器破損に至ることなく，ジェットポンプ上 東海第二では再循環系の破断想定に
端（以下「原子炉水位Ｌ０」という。
）以上まで原子炉水位が回復し，炉心は よりジェットポンプ上端までしか水冠水する。
位回復しない（破断位置については添
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 資料 1.5.2 参照）
水を確認するために必要な計装設備は，低圧代替注水系原子炉注水流量等であ 低圧代替注水系原子炉注水流量等：低る。
圧代替注水系原子炉注水流量，原子炉
なお，ＬＯＣＡにより格納容器雰囲気温度が上昇し，ドライウェル雰囲気温 水位（広帯域），原子炉水位（燃料域），
度が原子炉圧力の飽和温度を超えている場合は，水位不明と判断する。
原子炉水位（ＳＡ広帯域），原子炉水5／52

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
水位不明判断に必要な計装設備は，原子炉圧力及びドライウェル雰囲気温度である。
水位不明と判断した場合，原子炉水位は，崩壊熱及び原子炉注水流量から推定して把握することができる。具体的には，直前まで把握していた原子炉水位を起点とし，原子炉注水流量と崩壊熱除去に必要な水量の差を算出し，その差分を原子炉圧力容器水量レ
ベル換算から原子炉水位変化量を求めることにより，推定することができる。

f. 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却
原子炉格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水素等が放出されるため，格納容器圧力及び温度が徐々に上昇する。崩壊熱及び原子炉注水流量による原子炉水位推定に
より炉心の冠水を確認した後，ドライウェル雰囲気温度計を用いて格納容器温度が190℃超過を確認した場合又は格納容器内圧力を用いて格納容器圧力が 0.465MPa[gage]
到達を確認した場合は，中央制御室からの遠隔操作により復水移送ポンプ 2 台を使用した代替格納容器スプレイ冷却系（常設）により原子炉格納容器冷却を実施する。
また，格納容器圧力 0.465MPa[gage]到達によって開始した場合は格納容器圧力が0.39MPa[gage]以下となった時点で停止する。
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力，復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）等である。
また，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却と同時に原子炉格納容器内の pH 制御のため薬品注入を実施する。
炉心を冠水維持できる範囲（原子炉水位低（レベル 1）から破断口高さ）を，崩壊熱及び原子炉注水流量からの推定手段により確認し，原子炉注水と格納容器スプレイの切替えを繰り返し行う。

東海第二発電所

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

備考

水位不明判断に必要な計装設備は，原子炉圧力等である。
位（ＳＡ燃料域），代替淡水貯槽水位
水位不明と判断した場合，原子炉水位Ｌ０まで冠水させるために必要な水量 原子炉圧力等：原子炉圧力，原子炉圧を注水する。具体的には，原子炉底部から原子炉水位Ｌ０まで冠水させるため 力（ＳＡ），ドライウェル雰囲気温度に必要な原子炉注水量及び崩壊熱分の注水量を考慮し，原子炉注水流量に応じ 柏崎では水位不明直前の水位から冠た必要注水時間の原子炉注水を実施する。
水までの水量の差分を算出して注水
原子炉水位Ｌ０まで冠水した後は，代替循環冷却系による原子炉注水操作並 するのに対し，東海第二では水位不明
びに格納容器内の減圧及び除熱操作を開始後に，サプレッション・プール水位 直前の水位を常に連続監視して把握の上昇抑制により格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作 することは困難と考え，原子炉内の水の遅延を図り，可能な限り外部への影響を軽減する観点から，常設低圧代替注 量は空であると保守的に判断し，原子水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納容 炉圧力容器底部から冠水までの水量器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を停止する。なお，代替循環冷 を注水する。
却系による原子炉注水操作並びに格納容器内の減圧及び除熱操作ができない
場合は，サプレッション・プール水位の上昇抑制により格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作の遅延を図り，可能な限り外部への影響を軽減する観点から，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の流量を崩壊熱相当に調整し，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を停止する。
（添付資料 3.1.2.2，3.1.3.3）
東海第二では代替循環冷却系を 90 分で起動した以降は代替格納容器スプ
レイ冷却系による格納容器冷却を実施しないため，代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）の圧力制御のための起動停止基準は記載していない。

ｆ．電源確保操作対応
東海第二では，解析上考慮しない操作
早期の電源回復不能の確認後，非常用ディーゼル発電機等の機能回復操作及び も含め，手順に従い必ず実施する操作
外部電源の機能回復操作を実施する。
を記載
6／52

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

g. 代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱
代替原子炉補機冷却系の準備が完了した後，代替循環冷却系の運転準備のため，低圧
代替注水系（常設）の最大流量にて原子炉注水を実施し水位を回復する。崩壊熱及び原
子炉注水流量からの原子炉水位推定により破断口高さまで水位回復後，格納容器スプレ
イに切り替え，最大流量にてスプレイを行うことで原子炉格納容器冷却を実施する。
崩壊熱及び原子炉注水流量からの原子炉水位推定により原子炉水位低（レベル 1）に到達した時点で，復水移送ポンプを停止し，代替循環冷却系の運転準備を実施する。復水移送ポンプを停止している期間は可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による原子炉への注水を実施し，水位の回復を図る。
代替循環冷却系の運転準備が完了した後，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による原子炉注水を停止し，代替原子炉補機冷却系を用いた代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱を開始する。代替循環冷却系の循環流量は，復水補給水系流量計（RHR A 系代替注水流量）及び復水補給水系流量計（RHR B 系代替注水流量）を用いて，原子炉注入弁と格納容器スプレイ弁を中央制御室からの遠隔操作により原子炉注水と格納容器スプ
レイに分配し，それぞれ連続で原子炉注水及び格納容器スプレイを実施する。
代替循環冷却系による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，復水補給水系
流量（RHR A 系代替注水流量）等であり，原子炉格納容器除熱を確認するために必要な

東海第二発電所

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

備

考

ｇ．可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の起動準備操作 非常用ディーゼル発電機等の機能回
全交流動力電源喪失に伴う低圧注水機能喪失の確認後，可搬型代替注水中型ポ 復操作：現場での故障した機器の外観
ンプ準備及びホース敷設等を実施する。
点検や動作状況を確認して問題の除ｈ．常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作去を行い，非常用 DG の再起動を試み
常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作完了後，中央制御室及び現 る。
場にて常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電準備操作を実施し，中央制 外部電源の機能回復操作：特高開閉所
御室からの遠隔操作により常設代替高圧電源装置から緊急用母線を介して非常 等の外観点検や動作状況を確認して用母線を受電する。
問題の除去を行い，送電会社に送電系
常設代替高圧電源装置による非常用母線受電操作に必要な計装設備は，Ｍ／Ｃ 統の復旧及び送電再開を依頼する。
２Ｃ電圧及びＭ／Ｃ ２Ｄ電圧である。
ⅰ．原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系の起動操作
常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作完了後，中央制御室からの遠隔操作により原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系を起動する。
ｊ．ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作
常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作完了後，中央制御室からの遠隔操作によりほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作を実施する。なお，有効性評価においては，ほう酸水注入系による原子炉圧力容器 期待することで判断基準となるパラへのほう酸水注入操作には期待しない。
メータに影響を及ぼす項目について
ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作に必要な計装設 は，有効性評価上期待しないことを明
備は，ほう酸水注入ポンプ吐出圧力である。
記している。
ｋ．緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作
緊急用海水系及び代替循環冷却系の常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によ 仕様の違いによる対応手順の相違
る格納容器冷却及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始後，中央制御室にて非常用母線の負荷となっている緊急用海水系及び代替循環冷却系の弁を対象に，緊急用母線から電源が供給されるよう電源切り替え操作を実施する。
また，中央制御室からの遠隔操作により緊急用海水ポンプを起動し，緊急用海水系に海水を通水する。
緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作に必要な計装設備は，緊急用海水系流量（残留熱除去系熱交換器）である。
ｌ．代替循環冷却系による原子炉注水操作並びに格納容器内の減圧及び除熱操作
代替循環冷却系原子炉注水流量等：代緊急用海水系に海水を通水した後，中央制御室からの遠隔操作により代替循環 替循環冷却系原子炉注水流量，原子炉
冷却系ポンプを起動することで原子炉注水及び格納容器除熱を実施する。具体的 水位（広帯域），原子炉水位（燃料域），には，原子炉注水弁と格納容器スプレイ弁を中央制御室からの遠隔操作により原 原子炉水位（ＳＡ広帯域），原子炉水子炉注水と格納容器スプレイに分配し，それぞれ連続で原子炉注水及び格納容器 位（ＳＡ燃料域）
スプレイを実施する。
代替循環冷却系格納容器スプレイ流
代替循環冷却系による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，代替循 量等：代替循環冷却系格納容器スプレ
環冷却系原子炉注水流量等であり，格納容器減圧及び除熱を確認するために必要 イ流量，ドライウェル圧力，サプレッ
な計装設備は，代替循環冷却系格納容器スプレイ流量等である。
ション・チェンバ圧力7／52

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
計装設備は，復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量），格納容器内圧力，サプレッ
ション・チェンバ・プール水温度等である。
また，水の放射線分解により水素ガス及び酸素ガスが発生することから，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度を確認する。
原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度を確認するために必要な計装設備は，格納容器内酸素濃度等である。

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

東海第二発電所

備

考以降，損傷炉心の冷却は，代替循環冷却系による原子炉注水により継続的に行
い，また，格納容器除熱は，代替循環冷却系により継続的に行う。

柏崎はＲＰＶ下鏡温度 300℃を起点とｍ．常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデス してペデスタル注水を実施するが，東タル（ドライウェル部）水位の確保操作
海第二では，通常時からペデスタル内
代替循環冷却系による格納容器内の減圧及び除熱操作を実施後，中央制御室か に 1m 水張りする運用としているため、らの遠隔操作により常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常 ＲＰＶ下鏡温度に因らず，炉心冠水後設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水操作を実施する。この場合の の対応としてペデスタル水位調整操
注水は，水蒸気爆発の発生を仮定した場合の影響を抑制しつつ溶融炉心・コンク 作を実施する
リート相互作用の影響を緩和する観点から格納容器下部水位を約1m に調整する。 低温のペデスタル水はヒートシンク
なお，有効性評価においては，ペデスタル（ドライウェル部）水位の確保操作に となり格納容器挙動が緩和されるたは期待しない。
め，事象進展を厳しくする観点でペデ
常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデス スタルへの外部水源注水には期待しタル（ドライウェル部）水位の確保操作のために必要な計装設備は，低圧代替注 ない。
水系格納容器下部注水流量等である。
低圧代替注水系格納容器下部注水流
ｎ．水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作
量等：低圧代替注水系格納容器下部注
炉心損傷が発生すれば，ジルコニウム－水反応等により水素が発生し，水の放 水流量，格納容器下部水位，代替淡水
射線分解により水素及び酸素が発生することから，常設低圧代替注水系ポンプを 貯槽水位用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）水位の ジルコニウム－水反応等：金属－水反確保操作の実施後は，中央制御室からの遠隔操作により水素濃度及び酸素濃度監 応による水素発生
視設備を起動し，格納容器内の水素濃度及び酸素濃度を継続的に確認する。
水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作に必要な計装設備は，格納容器内水 格納容器内水素濃度（ＳＡ）等：格納
素濃度（ＳＡ）等である。
容器内水素濃度（ＳＡ），格納容器内
ｏ．サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入操作
酸素濃度（ＳＡ）
水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作を実施後，中央制御室からの遠隔操作によりサプレッション・プール水ｐＨ制御装置（自主対策設備）による薬液注入を行う。サプレッション・プール水のｐＨを 7 以上に制御することで，サプレッション・プール水中での分子状無機よう素の生成が抑制され，その結果，有機 期待することで判断基準となるパラ
よう素の生成についても抑制される。これにより，環境中への有機よう素の放出 メータに影響を及ぼす項目について量を低減させることができる。なお，有効性評価においては，ｐＨ制御には期待 は，有効性評価上期待しないことを明
しない。
記している
ｐ．使用済燃料プールの冷却操作
代替燃料プール冷却系等を用いて使用済燃料プールへの注水及び冷却を実施 代替燃料プール冷却系等：注水系を含
する。
む

8／52

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

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

備考

ｑ．可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入操作
格納容器内酸素濃度が 4.0vol％（ドライ条件）に到達した場合，可搬型窒素供 水素燃焼防止（ベント時間遅延）させ給装置を用いて格納容器内へ窒素を注入することで，格納容器内酸素濃度の上昇 るため格納容器内に窒素を供給するを抑制する。
（循環冷却を使用する場合でも酸素
可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入操作に必要な計装設備は， 濃度は上昇するため，事象発生から約格納容器内酸素濃度（ＳＡ）である。
39.7 日後に格納容器ベントを実施す
ｒ．タンクローリによる燃料給油操作る）
タンクローリにより可搬型設備用軽油タンクから可搬型窒素供給装置に燃料給油を実施する。
7.2.1.2.2 格納容器破損防止対策の有効性評価
3.1.2.2 格納容器破損防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法
本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「6.2 評価対
本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「1.2 評
象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過圧及び過温への対策の有効性を総合的
価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，ＬＯＣＡに属する事故シーケンに評価する観点から，プラント損傷状態を LOCA に全交流動力電源喪失事象を加えた状
スのうち，中小破断ＬＯＣＡに比べて破断口径が大きいことから事象進展が早く， 柏崎の記載を踏まえて修正態とし，中小破断 LOCA に比べて破断口径が大きいことから事象進展が早く，格納容器
格納容器圧力及び格納容器温度上昇の観点で厳しい大破断ＬＯＣＡに加えて，ＥＣ 格納容器温度：格納容器雰囲気温度と圧力及び温度上昇の観点で厳しい大破断 LOCA を起因とする，「大破断 LOCA＋ECCS 注水ＣＳ注水機能が喪失する「大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗 格納容器壁面温度を合わせた表現
機能喪失+全交流動力電源喪失」である。
」である。
なお，本評価事故シーケンスにおいては，電源の復旧，注水機能の確保等，必要 柏崎はシーケンス選定段階からＳＢとなる事故対処設備が多く，格納容器への注水・除熱を実施するまでの対応時間を Ｏを含めたシーケンスとしているが，厳しく評価する観点から，全交流動力電源喪失の重畳を考慮する。
東海第二ではシーケンス選定上はＳ
本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料棒表 ＢＯを含めず，有効性評価の条件とし伝達，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・
面熱伝達，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水 てＳＢＯを重畳させている。
対向流，原子炉圧力容器における ECCS 注水（給水系・代替注水設備含む），炉心損傷後位変化）・対向流，原子炉圧力容器におけるＥＣＣＳ注水（給水系・代替注水設備の原子炉圧力容器におけるリロケーション，
構造材との熱伝達，
原子炉圧力容器内 FP 挙含む）
，炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション，構造材との熱伝達，動，原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，サプレッション・プール冷却，
原子炉圧力容器内ＦＰ挙動，格納容器における格納容器各領域間の流動，サプレッ
構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷却並びに炉心損傷後
ション・プール冷却，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプの原子炉格納容器における原子炉格納容器内 FP 挙動が重要現象となる。
レイ冷却並びに炉心損傷後の格納容器における格納容器内ＦＰ挙動が重要現象とよって，これらの現象を適切に評価することが可能であり，原子炉圧力容器内及び原なる。よって，これらの現象を適切に評価することが可能であり，原子炉圧力容器
子炉格納容器内の熱水力モデルを備え，かつ，炉心損傷後のシビアアクシデント特有の内及び格納容器内の熱水力モデルを備え，かつ炉心損傷後のシビアアクシデント特溶融炉心挙動に関するモデルを有するシビアアクシデント総合解析コード MAAP により有の溶融炉心挙動に関するモデルを有するシビアアクシデント総合解析コードＭ
原子炉水位，燃料最高温度，格納容器圧力，格納容器温度等の過渡応答を求める。
ＡＡＰにより原子炉水位，燃料最高温度，格納容器圧力，格納容器雰囲気温度等の過渡応答を求める。
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，評価事故シーケ
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本評価事故
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
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及び操作時間余裕を評価する。
与える影響及び操作時間余裕を評価する。

9／52

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

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

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所(2) 有効性評価の条件
本評価事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第 7.2.1.2－2 表に示す。また，主要な解析条件について，本評価事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
a. 事故条件(a) 起因事象
起因事象として，大破断 LOCA が発生するものとする。破断箇所は，原子炉圧力容器内の保有水量を厳しく評価するため，残留熱除去系の吸込配管とする。

(2) 有効性評価の条件
本評価事故シーケンスに対する主要な解析条件を第 3.1.2－2 表に示す。また，
主要な解析条件について，本評価事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。

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

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

b. 重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号
原子炉スクラムは，事象の発生と同時に発生するものとする。

(b) 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
最大 300m3/h にて原子炉注水し，その後は炉心を冠水維持するように注水する。なお，
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水は，格納容器スプレイと同じ復水移送ポンプ
を用いて弁の切替えにて実施する。

備

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

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

設備設計及び運用の違い

10／52

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

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

備考(c) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却
格納容器圧力及び温度上昇の抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，140m3/h にて原子炉格納容器内にスプレイする。なお，格納容器スプレイは，原子炉注水と同じ復水移送
ポンプを用いて弁の切替えにて実施する。

(e) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
設備設計及び運用の違い
格納容器冷却は，常設低圧代替注水系ポンプ 2 台を使用するものとし，スプレイ流量は，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇を抑制可能な流量を考慮し，130m３／h（一定）を用いるものとする。なお，代替格納容器スプレイ冷却系（
常設）による格納容器冷却は，原子炉注水と同じ常設低圧代替注水系ポンプを用いて流量分配することで実施する。
（添付資料 3.1.2.3） 設備設計及び運用の違い（東海第二は(d) 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による原子炉注水
代替循環冷却系の運転準備において復水移送ポンプを停止する期間に，90m3/h の流量で原子炉注水を行う。

評価において可搬型設備による原子炉注水は実施しない）
低温のペデスタル水はヒートシンクとなり格納容器挙動が緩和されるた(f) 格納容器下部注水系（常設）め，事象進展を厳しくする観点で通常格納容器雰囲気温度の挙動を厳しく評価するため，初期条件としてペデスタ 運転時から水張りされているペデス
ル（ドライウェル部）のプール水を考慮していないことから，常設低圧代替注 タル水は考慮しない。
水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウ
ェル部）水位の確保操作についても考慮しない。
(g) 代替循環冷却系
設備設計及び運用の違い
代替循環冷却系の循環流量は，炉心冷却の維持に必要な流量，格納容器圧力及び雰囲気温度の抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，全体で 250m３／h とし，ドライウェルへ 150m３／h，原子炉へ 100m３／h にて流量分配し，それぞれ連続 東海第二発電所では緊急用海水系をスプレイ及び連続注水を実施する。
設置する(h) 緊急用海水系
代替循環冷却系から緊急用海水系への伝熱容量は，熱交換器の設計性能に基
づき約 14MW（サプレッション・プール水温度 100℃，海水温度 32℃において） 大気中の空気を原料とし，空気中の酸とする。
素を吸着除去することで純度 99%の窒(i) 可搬型窒素供給装置
素を注入する設備であることから，総３可搬型窒素供給装置による格納容器内窒素注入は，純度 99vol％にて 200m 供給量 200m3/h に対し，
窒素 198m3/h，／h（窒素 198m３／h 及び酸素 2m３／h）で格納容器内に注入するものとする。 酸素 2m3/h として評価している(e) 代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱
代替循環冷却系の循環流量は，全体で約 190m3/h とし，原子炉注水へ約 90m3/h，格
納容器スプレイへ約 100m3/h にて流量分配し，それぞれ連続注水及び連続スプレイを実施する。

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

ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
東海第二では代替格納容器スプレイ
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」 と代替原子炉注水を同時に実施可能に示す分類に従って以下のとおり設定する。
な設備及び運用としている(a) 交流電源は，常設代替高圧電源装置によって供給を開始し，常設低圧代替注 (a)，(b)の操作分類
水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷 「事象発生直後の中央制御室では 10
却操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，事象発生 25 分間の状況確認を行うものとし，状況分後から開始する。なお，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器 確認後に引き続いて実施する操作にスプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び低圧代替注水系（常設）に ついては，状況確認 10 分＋操作時間
よる原子炉注水は，代替循環冷却系の起動により停止する。
とする。
」
11／52

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機(c) 代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱操作は，代替原子炉補機冷却系の準備時間等を考慮し，事象発生約 22.5 時間後から開始する。なお，代替原子炉補機冷却系の運転操作は事象発生 20 時間後から開始する。

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

東海第二発電所

備考(b) 緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作並びに代替循環冷却系による原子炉注水操作並びに格納容器内の減圧及び除熱操作は，緊急用海水系及び代替循環冷却系の準備時間等を考慮して，事象発生 90 分後から開始するものとする。
(c) 可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入操作は，格納容器内酸素濃度が 4.0vol％（ドライ条件）に到達した場合にサプレッション・チェンバ内へ窒素注入を開始する。なお，可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入は格納容器圧力 310kPa［gage］到達により停止する。

設備設計及び運用の違い(c)の操作分類「パラメータ変化が緩やかで対応操作までの時間余裕が十分確保でき，数分の操作遅れの評価項目に与える影響が軽微な操作については，操作開始
条件に到達した時点で操作が完了す
るものとする。
」(3) 有効性評価（Cs-137 の放出量評価）の条件(3) 有効性評価（Ｃｓ－137 放出量評価）の条件
水素燃焼防止（ベント時間遅延）のた
a. 事象発生直前まで，定格出力の 100%で長時間にわたって運転されていたものとする。
ａ．象発生直前まで，定格出力の 100％で長時間にわたって運転されていたものと め格納容器内に窒素供給するが，過度その運転時間は，燃料を約 1/4 ずつ取り替えていく場合の平衡炉心を考え，最高する。その運転時間は，燃料を約 1／4 ずつ取り替えていく場合の平衡炉心を な圧力上昇を抑制する観点から，1Pd
50,000 時間とする。
考え，最高 50,000 時間とする。
到達時点で窒素注入を停止する。
b. 代替循環冷却系を用いた場合の環境中への総放出量の評価においては，原子炉内に
ｂ．炉心に内蔵されている核分裂生成物は，事象進展に応じて格納容器内に放出さ内蔵されている核分裂生成物が事象進展に応じた割合で，原子炉格納容器内に放出※れるものとする。セシウムの格納容器内への放出割合については，本評価事故
2 されるものとする。
シーケンスにおいては解析コードＭＡＡＰの評価結果の方が，代表的なソース※2 セシウムの原子炉格納容器内への放出割合については，本評価事故シーケンスにタームに関する報告書であるＮＵＲＥＧ-1465 より大きく算出する。
おいては解析コード MAAP の評価結果の方が NUREG-1465 より大きく算出する。
c. 原子炉格納容器内に放出された Cs-137 については，格納容器スプレイやサプレッシ
ｃ．格納容器内に放出されたＣｓ－137 は，格納容器スプレイやサプレッション・ スクラビング等：沈着を含む（添付ョン・チェンバのプール水でのスクラビングによる除去効果を考慮する。
プールでのスクラビング等による除去効果を受けるものとする。
3.1.3.6 参照）
d. 原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいについて考慮する。
ｄ．原子炉建屋から大気中へ漏えいするＣｓ－137 の漏えい量評価条件は以下のと漏えい量の評価条件は以下のとおりとする。
おりとする。
(a) 原子炉格納容器からの漏えい量は，格納容器圧力に応じた設計漏えい率をもとに評(a) 格納容器からの漏えい率は，設計漏えい率及びＡＥＣの式等に基づき設定し ＡＥＣの式等：ＧＥの式，定常流の式
価する。
た漏えい率を基に格納容器圧力に応じて変動するものとする。
を含む(b) 原子炉建屋から大気中に漏えいする放射性物質を保守的に見積もるため，非常用ガ(b) 漏えい量を保守的に見積もるため，原子炉建屋ガス処理系（非常用ガス処理
ス処理系により原子炉建屋の設計負圧が達成されるまでの期間は，原子炉建屋内の放射系及び非常用ガス再循環系で構成）により原子炉建屋原子炉棟内の負圧が達 設備設計及び運用の違い
性物質の保持機能に期待しないものとする。
成されるまでの期間は，原子炉建屋内の放射性物質の保持機能に期待しない 原子炉建屋からの漏えい評価の観点
非常用ガス処理系により設計負圧を達成した後は設計換気率 0.5 回/日相当を考慮すものとする。また，原子炉建屋ガス処理系により負圧を達成した後は，大気 では，設計負圧に至らずとも原子炉建る。なお，非常用ガス処理系フィルタ装置による放射性物質の除去効果については，期への放出率を 1 回／日（設計値）とする。なお，原子炉建屋ガス処理系のフ 屋が負圧であれば漏えいは停止し排待しないものとする。
ィルタ装置による放射性物質の除去効果については，期待しないものとす 気筒から放出されることから，設計負る。
圧ではなく負圧達成時間として記載
非常用ガス処理系は，事象発生 30 分後から，常設代替交流電源設備からの交流電源の原子炉建屋ガス処理系は，常設代替高圧電源装置からの交流電源の供給を受 している。なお，原子炉建屋ガス処理
供給を受け自動起動し，起動後 10 分間で設計負圧が達成されることを想定する。
けて中央制御室からの遠隔操作により事象発生 115 分後に起動し，起動後 5 系起動によって速やかに原子炉建屋分間で負圧が達成されることを想定する。
内は負圧となるが，達成時間として 5分を見込んだ評価としている。
(c) 原子炉建屋内での放射能の時間減衰は考慮せず，また，原子炉建屋内での粒子状物(c) 原子炉建屋内での放射能の時間減衰及び放射性物質の除去効果は考慮しな Ｃｓ-137 放出量評価には影響ないが，質の除去効果は保守的に考慮しない。
いものとする。
よう素についても除去効果を考慮し（添付資料 3.1.2.4，3.1.2.5） ていないため放射性物質とした。
12／52

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機(4) 有効性評価の結果
本評価事故シーケンスにおける原子炉水位（シュラウド内外水位），注水流量及び原
子炉圧力容器内の保有水量の推移を第 7.2.1.2－7 図から第 7.2.1.2－9 図に，燃料最高温度の推移を第 7.2.1.2－10 図に，格納容器圧力，格納容器温度，サプレッション・チ
ェンバ・プール水位及び水温の推移を第 7.2.1.2－11 図から第 7.2.1.2－14 図に示す。
a. 事象進展大破断 LOCA 時に非常用炉心冷却系の機能及び全交流動力電源が喪失するため，原子炉水位は急速に低下する。水位低下により炉心は露出し，事象発生から約 0.3 時間後に燃料被覆管の最高温度は 1,000K（約 727℃）に到達し，炉心損傷が開始する。燃料被覆
管の最高温度は事象発生から約 0.4 時間後に 1,200℃に到達し，また，事象発生から約0.7 時間後に燃料温度は 2,500K（約 2,227℃）に到達する。事象発生から 70 分後，常設
代替交流電源設備による交流電源の供給を開始し，復水移送ポンプ 2 台を用いた低圧代
替注水系（常設）による原子炉注水を開始することによって，原子炉圧力容器破損に至ることなく，原子炉水位は回復し，炉心は再冠水する。

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

b. 評価項目等
格納容器圧力は，第 7.2.1.2－11 図に示すとおり，原子炉格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため徐々に上昇するが，代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却及び代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱を行うことによって,圧力上昇は抑制される。その結果，原子炉格納容器バウンダリ

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

東海第二発電所

備考(4) 有効性評価の結果
本評価事故シーケンスにおける原子炉水位（シュラウド内外水位），注水流量及び原子炉圧力容器内の保有水量の推移を第 3.1.2－4 図から第 3.1.2－8 図に，燃料最高温度の推移を第 3.1.2－9 図に，格納容器圧力，格納容器雰囲気温度，サプレ
ッション・プール水位及びサプレッション・プール水温度の推移を第 3.1.2－10 図から第 3.1.2－15 図に示す。
ａ．事象進展大破断ＬＯＣＡ時に高圧・低圧注水機能及び全交流動力電源が喪失するため，
原子炉水位は急速に低下する。水位低下により炉心は露出し，事象発生から約 4分後に燃料被覆管の最高温度は 1,000K（約 727℃）に到達し，炉心損傷が開始する。燃料被覆管の最高温度は事象発生から約 9 分後に 1,200℃に到達し，また，事象発生から約 27 分後に燃料温度は 2,500K（約 2,227℃）に到達する。事象発
生から 25 分後，常設代替高圧電源装置による交流電源の供給を開始し，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始す
ることによって，原子炉圧力容器破損に至ることなく，原子炉水位は回復し，炉心は冠水する。
（添付資料 3.1.2.6）
格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため，格納
容器圧力及び雰囲気温度が徐々に上昇する。このため，原子炉注水と同時に常設
低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を実施することによって，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇は抑制さ 崩壊熱等：ジルコニウム－水反応，金れる。
属－水反応による発熱を含む
事象発生から 90 分経過した時点で，代替循環冷却系による原子炉注水操作並 水蒸気等：水素を含む
びに格納容器内の減圧及び除熱操作を開始する。代替循環冷却系による原子炉注
水により，冷却材の一部は破断口から流出するが，溶融炉心は原子炉水位Ｌ０位
置相当で冠水維持される。また，格納容器除熱により，格納容器圧力及び雰囲気
温度の上昇は抑制され，その後，徐々に低下する。
事象発生から約 84 時間後に格納容器内酸素濃度が 4.0vol％（ドライ条件）に到達し，可搬型窒素供給装置によるサプレッション・チェンバへの窒素注入を実施するため格納容器圧力が徐々に上昇するが，事象発生から約 164 時間後に格納容器圧力が 310kPa［gage］に到達し窒素注入を停止するため，格納容器圧力の上 設備設計及び運用の違い
昇は停止する。
ｂ．評価項目等
格納容器圧力は，第 3.1.2－10 図に示すとおり，格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため徐々に上昇するが，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び代替循環冷却系による格納容器内の減圧及び除熱を行うことによって，圧力上昇
13／52

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

東海第二発電所

備

考にかかる圧力の最大値は約 0.60MPa[gage] となり，原子炉格納容器の限界圧力
0.62MPa[gage]を超えない。なお，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力が最大となる事象発生約 12 時間後において，水の放射線分解によって発生する水素ガス及び酸素
ガスは，原子炉格納容器内の非凝縮ガスに占める割合の 1%以下※3 であるため，その影
響は無視し得る程度である。
※3 格納容器圧力が最大値の約 0.60MPa[gage]を示す事象発生から約 12 時間後の原
子炉格納容器内の非凝縮性ガス（水素ガス，酸素ガス及び窒素ガス）の物質量は約8×105mol であり，水の放射線分解によって発生する水素ガス及び酸素ガスの物質
量の和は約 8×103mol 以下である。これが仮にドライウェルよりも体積の小さいサ
プレッション・チェンバの気相部に集中するものとしても，そのサプレッション・
チェンバでの分圧は 0.01MPa[abs]未満であることから，水の放射線分解によって発生する水素ガス及び酸素ガスが格納容器圧力に与える影響は無視し得る程度と考えられる。

は抑制される。
その結果，格納容器バウンダリにかかる圧力の最高値は約 0.31MPa［gage］となり，評価項目である最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa［gage］）を下回る。なお，格納容器バウンダリにかかる圧力が最高となる事象発生約 164 時間後において，水の放射線分解によって発生する水素及び酸素は，格納容器内の非凝縮性ガスに占める割合の 3％未満であるため，その影響は無視し得る程度である。
（添付資料 3.1.2.7）

格納容器温度は，第 7.2.1.2－12 図に示すとおり，原子炉格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため徐々に上昇し，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却及び代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱を行うことによって，温度上昇は抑制される。その結果，原子炉格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）の最高値は約 165℃となり,原子炉格納容器の限界温度 200℃を超えない。なお，事象開始直後，破断口から流出する過熱蒸気により一時的に格納容器温度は約 207℃となるが，この時の原子炉格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）は約 144℃であり，原子炉格納容器の限界温度 200℃を超えない。

格納容器雰囲気温度は，第 3.1.2－11 図に示すとおり，格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため徐々に上昇するが，常設低圧代
替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び代替循環冷却系による格納容器内の減圧及び除熱を行うことによって，温度上昇は抑制される。その結果，格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）の最高値は約 139℃となり，評価項目である 200℃を下回る。なお，事象発生直後，破断口から流出する過熱蒸気により一時的に格納容器雰囲気温度は約 202℃となるが，この時の格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）は約 137℃であり，評価項目である 200℃を下回る。
（添付資料 3.1.2.8）
第 3.1.2－4 図及び第 3.1.2－6 図に示すとおり，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による注水継続により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，第 3.1.2－10 図及び第 3.1.2－11 図に示すとおり，90分後に開始する代替循環冷却系の運転により，格納容器除熱を行うことによって，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇を抑制することで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。事象を通じて格納容器の限界圧力に到達せず，格納容器圧力逃がし装置を使用することなく，格納容器が過圧・過温破損に至らないこ 柏崎では「パージ」として可燃瀬ガスとを確認した。なお，格納容器内の酸素濃度上昇により，長期的には格納容器圧 の排出を行うが，東海第二の場合は事力逃がし装置を用いて可燃性ガスを排出する。
故後約 40 日後に「ベント」として可燃性ガスを排出する。

第 7.2.1.2－7 図に示すとおり，低圧代替注水系（常設）による注水継続により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，第 7.2.1.2－11 図及び第 7.2.1.2－12
図に示すとおり，約 22.5 時間後に開始する代替循環冷却系の運転により，原子炉格納容器除熱に成功し，格納容器圧力及び温度の上昇を抑制することで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。事象を通じて原子炉格納容器の限界圧力に到達せず，格
納容器圧力逃がし装置を使用することなく，原子炉格納容器が過圧・過温破損に至らないことを確認した。

本評価では，「6.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)，(2)及び(7)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
(7)の評価項目のうち，可燃性ガスの蓄積については，ジルコニウム－水反応等によって発生した可燃性ガスの蓄積を考慮しても，原子炉格納容器が過圧・過温破損に至らないことをもって，その影響について確認した。

東海第二は評価の詳細を添付資料に記載

記載箇所の相違

14／52

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
また，(7)の評価項目のうち，可燃性ガスの燃焼については，「7.2.4 水素燃焼」において，酸素濃度が可燃限界に至らないことをもって，可燃性ガスの燃焼が生じないことを確認している。
なお，原子炉格納容器が健全であるため，原子炉格納容器から原子炉建屋への放射性物質の漏えい量は制限され，また，大気中へはほとんど放出されないものと考えられる。
これは，原子炉建屋内に漏えいした放射性物質は，原子炉建屋内で時間減衰し，また，
粒子状放射性物質は，原子炉建屋内での重力沈降や水蒸気の凝縮に伴い，原子炉建屋内に沈着すると考えられるためである。原子炉建屋内での放射性物質の時間減衰及び粒子状放射性物質の除去効果等を保守的に考慮せず，原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいを想定した場合，漏えい量は約 15TBq（7 日間）となり，100TBq を下回る。
事象発生からの 7 日間以降，Cs-137 の漏えいが継続した場合の影響評価を行ったところ，約 15TBq(30 日間)及び約 15TBq(100 日間)であり，100TBq を下回る。

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

東海第二発電所

備

考

なお，原子炉格納容器が健全であるため，原子炉格納容器から原子炉建屋への放射性物質の漏えい量は制限され，また，大気中へはほとんど放出されないものと考えられる。これは，原子炉建屋内に漏えいした放射性物質は，原子炉建屋内
で時間減衰し，また，粒子状放射性物質は，原子炉建屋内での重力沈降や水蒸気 柏崎の記載を踏まえて追加の凝縮に伴い，原子炉建屋内に沈着すると考えられるためである。原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいを想定した場合，原子炉建屋から大気中へ漏え
いするＣｓ－137 の漏えい量については約 7.5TBq（事象発生 7 日間）であり，評価項目である 100TBq を下回る。また，事象発生からの 7 日間以降，Ｃｓ－137の放出が継続した場合の放出量評価を行った結果，約 7.5TBq（30 日間）及び約7.5TBq（100 日間）であり，いずれの場合も 100TBq を下回る。なお，放出量評価においては，原子炉建屋内での放射性物質の時間減衰及び除去効果を保守的に考慮しておらず，これらの効果を考慮した場合，放出量は小さくなる。
（添付資料 3.1.2.4，3.1.2.5）
記載箇所の相違
本評価では，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)及び(7)の評価項目について，対策の有効性を確認した。(7)の評価項目のうち，可燃性ガスの蓄積については，ジルコニウム－水反応等によって発生した
可燃性ガスの蓄積を考慮しても，格納容器が過圧・過温破損に至らないことをもって，その影響について確認した。
ジルコニウム－水反応等：金属－水反また，(7)の評価項目のうち，可燃性ガスの燃焼については，「3.4 水素燃焼」 応による水素発生を含む（評価結果はにおいて，酸素濃度が可燃限界に至らないことをもって，可燃性ガスの燃焼が生 添付資料 3.1.2.10 に記載）
じないことを確認している。
（添付資料 3.1.2.7，3.1.2.9，3.1.2.10，3.1.3.13）

7.2.1.2.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
3.1.2.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間にえる影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するものと与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するも
する。
のとする。
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却系を使用する場合）では，原子炉格納容器内へ流出した高温の原子炉冷）」（代替循環冷却系を使用する場合）では，格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，ジルコニウム－水反応等によ材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，ジルコニウム－水反応等によって発生した非凝縮性ガス等が蓄積することが特徴である。
って発生した非凝縮性ガスが蓄積することが特徴である。よって，不確かさの影響をまた，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象発生から 12 時間程度までの確認する運転員等操作は，事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，
短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，常常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作並びに常設低圧代替注水系ポン
設代替交流電源設備からの受電操作，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作，プを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び低圧代替注
15／52

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

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

備考

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作，代替原子炉補機
冷却系運転操作及び代替循環冷却に系による原子炉格納容器除熱操作とする。

水系（常設）による原子炉注水操作，緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作 東海第二では長期・短期に因らず事象
及び代替循環冷却系による原子炉注水操作並びに格納容器内の減圧及び除熱操作，可 進展に有意な影響を与えると考えら
搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入操作とする。
れる操作については記載している。

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

(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本格納容器破損モードにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，ＴＭＩ事故についての再現性及びＣＯＲＡ実験についての再現性を確認している。炉心ヒー
トアップの感度解析（ジルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融開始時間に与える影響は小さいことを確認している。常設低圧代替
注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，大破断ＬＯ 東二では，大破断ＬＯＣＡ＋高圧・低ＣＡが発生し，高圧・低圧注水機能の喪失により炉心損傷したと判断した場合， 圧注水機能喪失＋炉心損傷を判断し速やかに常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設 た場合に，代替格納容器スプレイと原）による格納容器冷却操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作を 子炉注水を同時に行う。（高圧・低圧行う手順となっており，燃料被覆管温度等を操作開始の起点としている運転員等 注水機能喪失のみの場合は，炉心損傷
操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，炉心ヒート 防止対策のＴＱＵＶのように代替原
アップの感度解析では，格納容器圧力及び雰囲気温度への影響は小さいことを確 子炉注水のみを行う）
認しており，格納容器圧力及び雰囲気温度を操作開始の起点としている運転員等 燃料被覆管温度等：被覆管酸化割合を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。
含む
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子 対応手順の相違
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Ｓ
ＡＦＥＲに対して保守的であり，注水操作による燃料有効長頂部までの水位回復
時刻は解析コードＳＡＦＥＲの評価結果との差異は小さいことを確認している。
常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による
格納容器冷却操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，大破断ＬＯＣＡが発生し，高圧・低圧注水機能の喪失により炉心損傷したと判断した場合，速やかに常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）による格納容器冷却操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作を行う手順となっており，原子炉水位を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導

炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析
コード MAAP の評価結果の方が保守的であり，注水操作による有効燃料棒頂部までの水位回復時刻は解析コード SAFER の評価結果との差異は小さいことを確認している。原子炉注水操作については，非常用炉心冷却系による原子炉への注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（電源の確保含む）を行
う手順となっており，原子炉水位を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝

16／52

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）
は HDR 実験解析では区画によって格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できていることから，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格
納容器スプレイ冷却系（常設）に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，
CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致す
ることを確認しており，その差異は小さいことから，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイ冷却系（常設）に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。本評
価事故シーケンスでは，炉心の損傷状態を起点に操作開始する運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内 FP 挙動の不確かさとして，核分裂生成物（FP）
挙動モデルはPHEBUS-FP 実験解析により原子炉圧力容器内へのFP 放出の開始時間を適切に再現できることを確認している。PHEBUS-FP 実験解析では，燃料被覆管破裂後の FP 放出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると推定される。本評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の原子炉圧力容器
内 FP 放出を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉格納容器内 FP 挙動の不確かさとして，核分裂生成物（FP）挙動モデルは ABCOVE 実験解析により原子炉格納容器内のエアロゾ
ル沈着挙動を適正に評価できることを確認している。本評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の原子炉格納容器内 FP 挙動を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
b. 評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管
変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジ

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

東海第二発電所，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向を確認しているが，ＢＷＲの格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できており，本評価事故
シーケンスでは，格納容器圧力及び雰囲気温度を操作開始の起点としている運転
員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，Ｃ
ＳＴＦ実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さい。本評価事故シーケンスでは，格納容器圧力及び雰囲気温度を操作開始の起点としている運転員等操作はない
ことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルはＴＭＩ事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により原子
炉圧力容器破損時間に与える影響は小さいことを確認している。本評価事故シー
ケンスでは，リロケーションを起点に操作開始する運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内ＦＰ挙動の不確かさ
として，核分裂生成物（ＦＰ）挙動モデルはＰＨＥＢＵＳ－ＦＰ実験解析により原子炉圧力容器内へのＦＰ放出の開始時間を適切に再現できることを確認している。ＰＨＥＢＵＳ－ＦＰ実験解析では，燃料被覆管破裂後のＦＰ放出について
実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると推定される。本評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の原子炉圧力容器内ＦＰ放出を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の格納容器における格納容器内ＦＰ挙動の不確かさとして，核分裂生成物（ＦＰ）挙動モデルはＡＢＣＯＶＥ実験解析により格納容器内のエアロゾ
ル沈着挙動を適正に評価できることを確認している。本評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の格納容器内ＦＰ挙動を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 3.1.2.11）
ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，ＴＭＩ事故についての再現性及びＣＯＲＡ実験についての再現性を確認している。炉心ヒー

備考

対応手順の相違

ＭＡＡＰコード内では，リロケーショ
ンモデルにおいて炉心の損傷状態を評価しているわけではないため，当該項目に記載すべき項目としてリロケーションのままとした。

17／52

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
ルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）では，格納容器圧力及び温度への影響は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析
コード MAAP の評価結果の方が保守的であり，注水操作による有効燃料棒頂部までの水位回復時刻は解析コード SAFER の評価結果との差異は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）
は HDR 実験解析では区画によって格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，
CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致す
ることを確認しており，その差異は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，
溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。
また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により炉心溶融時間に与える影響
は小さいことを確認しており，事象進展はほぼ変わらないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内 FP 挙動の不確かさとして，核分裂生成物（FP）
挙動モデルはPHEBUS-FP 実験解析により原子炉圧力容器内へのFP 放出の開始時間を適切に再現できることを確認している。PHEBUS-FP 実験解析では，燃料被覆管破裂後の FP 放出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると推定される。

炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉格納容器内 FP 挙動の不確かさとして，核分裂生成物（FP）挙動モデルは ABCOVE 実験解析により原子炉格納容器内のエアロゾ
ル沈着挙動を適正に評価できることを確認している。本評価事故シーケンスでは，代替

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

東海第二発電所
トアップの感度解析（ジルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）では，格納容器圧力及び雰囲気温度への影響は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コードＳＡＦＥＲの評価結果との比較
により水位低下幅は解析コードＭＡＡＰの評価結果の方が大きく，解析コードＳ
ＡＦＥＲに対して保守的であり，注水操作による燃料有効長頂部までの水位回復
時刻は解析コードＳＡＦＥＲの評価結果との差異は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向を確認しているが，ＢＷＲの格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，ＣＳＴＦ実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルはＴＭＩ事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により炉心溶融開始時間に与える影響は小さいことを確認しており，事象進展はほぼ変わらないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内ＦＰ挙動の不確かさ
として，核分裂生成物（ＦＰ）挙動モデルはＰＨＥＢＵＳ－ＦＰ実験解析により原子炉圧力容器内へのＦＰ放出の開始時間を適切に再現できることを確認している。ＰＨＥＢＵＳ－ＦＰ実験解析では，燃料被覆管破裂後のＦＰ放出について
実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると推定される。本評価事故シーケンスでは，代替循環冷却系の運転により格納容器ベントを回避できることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
炉心損傷後の格納容器における格納容器内ＦＰ挙動の不確かさとして，核分裂生成物（ＦＰ）挙動モデルはＡＢＣＯＶＥ実験解析により格納容器内のエアロゾ
ル沈着挙動を適正に評価できることを確認している。本評価事故シーケンスでは

備

考

評価項目となるパラメータ：格納容器
圧力・温度

評価項目となるパラメータ：格納容器
圧力・温度

評価項目となるパラメータ：格納容器
圧力・温度

評価項目となるパラメータ：格納容器
圧力・温度

評価項目となるパラメータ：Ｃｓ放出
量

18／52

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

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

備考

循環冷却系の運転により格納容器ベントを回避できることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

，代替循環冷却系の運転により格納容器ベントを回避できることから，評価項目 評価項目となるパラメータ：Ｃｓ放出となるパラメータに与える影響はない。
量（添付資料 3.1.2.11）(2) 解析条件の不確かさの影響評価(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
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 7.2.1.2－2 表に
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 3.1.2－2
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
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る。また，解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては， 設計値を用いるか又は評
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
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，れる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。
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(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応したものとし
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd／t に対してており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かさとして，最確条件は燃焼度 33GWd／t 以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条
最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生す
件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりもおおむね小さくなるた
る蒸気量は少なくなり，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容め，発生する蒸気量は少なくなり，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくな
器圧力及び温度の上昇が遅くなるが，操作手順（原子炉水位が破断口高さまで水位回復ることから，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇が遅くなる。本評価事故シー後に原子炉注水から格納容器スプレイへ切り替えること）に変わりはないことから，運
ケンスでは，格納容器圧力及び雰囲気温度を操作開始の起点としている運転員
転員等操作時間に与える影響はない。
等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器体積（サプレッシ
空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力及び格納容ョン・チェンバ）の気相部及び液相部，サプレッション・プール水位及び格納器温度は，解析条件の不確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得る
容器雰囲気温度は，解析条件の不確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対しが，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。
て変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
事故条件の起因事象は，解析条件の不確かさとして，Excessive LOCA を考慮した場合，事故条件の起因事象は，解析条件の不確かさとして，Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ Ｌ
原子炉冷却材の流出量が増加することにより炉心損傷開始等が早くなるが，操作手順
ＯＣＡを考慮した場合，原子炉冷却材の流出量が増加することにより炉心損傷 対応手順の相違（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与開始等が早くなるが，操作手順（常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納える影響はない。
容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作を実施すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる。冠注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回 ゆらぎ：当該パラメータが運転上とり
水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であるこ復は早くなる。本評価事故シーケンスでは，原子炉水位を起点としている運転 うる幅として記載しているとから,運転員等操作時間に与える影響はない。
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。
機器条件の可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）は，解析条件の不確かさとして，実際のＥ－ＬＯＣＡでは，注水配管の破断も注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早く仮定していることから，操作手順としなるが，操作手順に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
てはスプレイのみを記載している。
機器条件の代替循環冷却系は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より機器条件の代替循環冷却系は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が多い場合（注水特性（設計値）の保守性），格納容器圧力及び温度上昇の抑制効果は大解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），格納容器圧力及び雰囲気
19／52

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
きくなるが，操作手順に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

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

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

東海第二発電所

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

備考

温度の上昇の抑制効果は大きくなるが，操作手順に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の緊急用海水系は，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場
合には，海水温度がおおむね低めとなり除熱性能が向上するため，格納容器圧
力及び雰囲気温度の上昇の抑制効果は大きくなる。本評価事故シーケンスで 設備設計及び運用の違い（東海第二はは，格納容器圧力及び雰囲気温度を起点としている運転員等操作はないことか 評価において可搬型設備による原子ら，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉注水は実施しない）（添付資料 3.1.2.11）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd／t に対して最確条件は燃焼度 33GWd／t 以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりもおおむね小さくなるた 設備設計及び運用の違い
め，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇が遅くなるが，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇は代替格納容器スプレイ
冷却系及び代替循環冷却系により抑制されることから，評価項目となるパラメ 評価項目となるパラメータ：格納容器
ータに対する余裕は大きくなる。
圧力・温度
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器体積（サプレッション・チェンバ）の気相部及び液相部，サプレッション・プール水位及び格納
容器雰囲気温度は，解析条件の不確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目とな 評価項目となるパラメータ：格納容器
るパラメータに与える影響は小さい。
圧力・温度
事故条件の起因事象は，解析条件の不確かさとして，Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ Ｌ
ＯＣＡを考慮した場合，原子炉冷却材の流出量が増加することにより炉心損傷開始等が早くなるが，格納容器へ放出されるエネルギは大破断ＬＯＣＡの場合と同程度であり，第 3.1.2－16 図及び第 3.1.2－17 図に示すとおり，格納容器
圧力及び温度は，それぞれ評価項目である最高使用圧力の2 倍（0.62MPa［gage］）
及び 200℃を下回っていることから，評価項目となるパラメータに与える影響 評価項目となるパラメータ：格納容器
は小さい。
圧力・温度
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回
復は早くなり，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇の抑制効果は大きくなるが，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇に有意な影響を与えないことから，評価 評価項目となるパラメータ：格納容器
項目となるパラメータに与える影響は小さい。
圧力・温度

機器条件の可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなり，格納容器圧力及び温度上昇の抑制効果は大きくなるが，格納容器圧力及び温度の上昇に有意な影響を与えないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はな
20／52

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
い。
機器条件の代替循環冷却系は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合，原子炉水位の回復は早くなり，格納容器圧力及び温度上昇の抑制効果は大きくなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

b. 操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配置」
，
「移動」
，
「操作
所要時間」
，
「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から 70 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，常設代替交流電源設備からの受電操作について実態の運転操作時間に基づき解析上の想定時間を設定していることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
なお，有効性評価では 2 系列の非常用高圧母線の電源回復を想定しているが，低圧代替注水系(常設)は非常用高圧母線 D 系の電源回復後に実施可能であり，この場合も原子
炉注水の開始時間が早くなる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，復水移送ポン
プの起動操作が常設代替交流電源設備からの受電操作の影響を受けるが，低圧代替注水系(常設)は非常用高圧母線 D 系の電源回復後に実施可能であり，この場合も原子炉注水の開始時間が早くなる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作は，解析上の操作開始時間として原子炉水位が破断口高さまで水位回復後，格納容器温度が190℃超過を確認した時点を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，解析結果は原子炉水位が破断口高さまで水位回復前に既に格納容器温度は 190℃を超えており，実態の操作も原子炉水位が破断口高さまで水位回復後に低圧代替注水系（常設）から代替格納容器スプレイへ切り替えることとしており，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であるため，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員
等操作時間に与える影響も小さい。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を

東海第二発電所

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

備考

機器条件の代替循環冷却系は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇の抑制効果は大きくな 評価項目となるパラメータ：格納容器ることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
圧力・温度
機器条件の緊急用海水系は，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場
合には，海水温度がおおむね低めとなり除熱性能が向上するため，格納容器圧
力及び雰囲気温度の上昇の抑制効果は大きくことから，評価項目となるパラメ 評価項目となるパラメータ：格納容器
ータに対する余裕は大きくなる。
圧力・温度（添付資料 3.1.2.11，3.1.2.12）
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移 設備設計及び運用の違い（東海第二は動」，「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 評価において可搬型設備による原子
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 炉注水は実施しない）
員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作並びに常設
低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格
納容器冷却及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，解析上の操 設備設計及び運用の違い
作開始時間として事象発生から 25 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，操作所要時間を踏まえて解析上の想定時間を設定していることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

対応手順の相違

解析上の想定時間を設定している
東海第二では 25 分からの注水時においては，緊急用母線 1 系統を受電する
21／52

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。代替格納容器スプレイへの切り替え後，原子炉水位が原子炉水位低（レベル 1）まで低下した場合，
低圧代替注水系(常設)へ切り替えを行う。当該操作開始時間は，解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影
響も小さい。また，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から 20 時間後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，代替原子炉補機冷却系の準備は，緊急時対策要員の参集に 10 時間，その後の作業に 10 時間の合計 20時間を想定しているが，準備操作が想定より短い時間で完了する可能性があるため，操作開始時間が早まる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。
操作条件の代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱操作は，解析上の操作開始時間
として事象発生から 22.5 時間後を設定している。
運転員等操作時間に与える影響として，代替循環冷却系の運転は事象発生約 22.5 時
間後に開始することとしているが，時間余裕を含めて設定されているため操作の不確かさが操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。また，本操作の操作開始時間は，代替原子炉補機冷却系の準備期間を考慮して設定したものであり，代替原子炉補機冷却系の操作開始時間が早まれば，本操作の操作開
始時間も早まる可能性があり，代替循環冷却系の運転開始時間も早まることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，運転員等操作時間に与える影響として，常設代替交流電源設備からの受電操作について，解析上の原子炉注水開始時間(70 分後)は準備操作に時間余裕を含めて設定されており，原子炉水位の回復は早くなる可能性があるが，ジルコニウム－水反応
量により発熱量が増加する等の影響があるため，格納容器圧力及び温度の上昇に大きな

東海第二発電所

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

備考ことから柏崎のような事象想定はない。

東海第二では原子炉注水と代替格納
操作条件の緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作及び代替循環冷却 容器スプレイの切替操作を実施しな系による原子炉注水操作並びに格納容器内の減圧及び除熱操作は，解析上の運 い
転開始時間として事象発生から 90 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，代替循環冷却系運転は事象発生 90 分後に開始することとしているが，時間余裕を含めて設定されているため運転員等操作時間に与える影響は小さい。また，本操作の操作開始時間は，操作所要時間を踏まえて解析上の想定時間を設定したものであり，緊急用海水系の操作開始時間が早まれば，本操作の操作時間も早まる可能性があり，代替循環冷却系の運転開始時間も早まるが，その他の操作と並列して実施する場合でも，順次実施し所定の時間までに操作を完了できることから影響はない。

緊急用海水系及び代替循環冷却系の操作条件の可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入操作は，解析 仕様の違いによる対応手順の相違
上の操作開始時間として事象発生から約 84 時間後を想定している。
運転員等操作時間に与える影響として，格納容器内への窒素注入の実施基準である格納容器内酸素濃度 4.0vol％（ドライ条件）到達は事象発生から約 84 時
間後であるのに対し，可搬型窒素供給装置の移動及びホース敷設等は格納容器
内酸素濃度が 3.5vol％（ドライ条件）到達時（事象発生から約 62 時間後）に開始するため，十分な時間余裕があることから，操作開始時間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。
（添付資料 3.1.2.11）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作並びに常設
低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格
納容器冷却及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，運転員等操
作時間に与える影響として，実際の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等で 評価項目となるパラメータ：格納容器あることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
圧力・温度
22／52

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
差異はない。また，原子炉注水操作は，代替格納容器スプレイとの切替え操作であり，事象進展はほぼ変わらないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作は，運転員等操作時間に与える影響として，代替格納容器スプレイの操作開始は原子炉水位
が破断口高さまで水位回復後，格納容器温度が 190℃に到達時となり，実態の操作開始
時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，運転員等操作時間に与える影響として，準備操作が想定より短い時間で完了する可能性があり，格納容器圧力及び温度を早期に低下させる可能性があることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
操作条件の代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱操作は，運転員等操作時間に与える影響として，代替原子炉補機冷却系の操作開始時間が早まった場合には，本操作も早まる可能性があり，格納容器圧力及び温度を早期に低下させる可能性があることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

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

東海第二発電所

備

操作条件の緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作及び代替循環冷却系による原子炉注水操作並びに格納容器内の減圧及び除熱操作は，運転員等操
作時間に与える影響として，緊急用海水系の操作開始時間が早まった場合には，本操作も早まる可能性があり，この場合，格納容器圧力及び雰囲気温度等を早期に低下させる可能性があることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

操作条件の可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から約 84 時間後を想定している。
運転員等操作時間に与える影響として，格納容器内への窒素注入の実施基準である格納容器内酸素濃度 4.0vol％（ドライ条件）到達は事象発生から約 84 時
間後であるのに対し，可搬型窒素供給装置の移動及びホース敷設等は格納容器
内酸素濃度が 3.5vol％（ドライ条件）到達時（事象発生から約 62 時間後）に開始するため，十分な時間余裕があることから，操作開始時間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。

考

東海第二では原子炉注水と代替格納容器スプレイの切替操作を実施しない
評価項目となるパラメータ：格納容器
圧力・温度

緊急用海水系及び代替循環冷却系の仕様の違いによる対応手順の相違
評価項目となるパラメータ：格納容器
圧力・温度（添付資料 3.1.2.11）(3) 操作時間余裕の把握
操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメー
タに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，第 7.2.1.3－14 図から第 7.2.1.3－16 図に示すとおり，事象発生から 90 分後（操作開始時間 20 分程度の遅れ）までに常設代替交流電源設備からの受電操作を行い低圧代替注水系（常設）による原子炉注水が開始できれば，損傷炉心は炉心位置に保持され，評価項目を満足する結果となることから，時間余裕がある。

(3) 操作時間余裕の把握
操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
第 3.1.3－16 図から第 3.1.3－18 図に示すとおり，操作条件の常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作並びに常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替
格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，事象発生から 50 分後（操作開始時間の 25
分の遅れ）までに常設代替高圧電源装置からの受電操作を行い，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水が開始できれば，損傷炉心は炉心位置に保持され，評価項目を満足する結果となり，時間余裕がある。

操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作につ
23／52

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
いては，事象発生から 90 分後（操作開始時間 20 分程度の遅れ）に低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始した場合の解析では，格納容器スプレイ開始のタイミング
は約 2.3 時間後であるため，現行の 2 時間に対して約 20 分程度の準備時間を確保できることから，時間余裕がある。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作及び代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱操作については，代替原子炉補機冷却系運転開始までの時間は，事象発生から 20
時間あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。なお，本操作が大幅に遅れるような事態になった場合でも，原子炉格納容器の限界圧力に到達しないよう継続して低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器スプレイを行うこととなる。代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格
納容器スプレイは，ベントラインの水没防止のために，格納容器ベントに伴うサプレッ
ション・チェンバ・プール水位の上昇を考慮しても，サプレッション・チェンバ・プー
ル水位がベントライン-1m を超えないように格納容器スプレイを停止する。原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa［gage］に至るまでの時間は，事象発生から約 38 時間あり，約15 時間以上の余裕があることから，時間余裕がある。

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

東海第二発電所

備

操作条件の緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作及び代替循環冷却系による原子炉注水操作並びに格納容器内の減圧及び除熱操作については，緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作及び代替循環冷却系による原子炉注水操作並びに格納容器内の減圧及び除熱操作開始までの時間は操作所要時間を踏まえて解析上の想定時間を設定したものであり，時間余裕がある。なお，本操作が大幅に遅れるような事態になった場合でも，格納容器圧力が評価項目となるパラメータである
最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa［gage］）に到達するまでの時間は事象発生約 14 時 東海第二では，代替格納容器スプレイ
間後であり，約 12 時間の余裕があることから，時間余裕がある。
と代替原子炉注水の切替操作はない

操作条件の可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入操作は，格納容器
内への窒素注入の実施基準である格納容器内酸素濃度 4.0vol％（ドライ条件））到
達は事象発生から約 84 時間後であるのに対し，可搬型窒素供給装置の移動及びホース敷設等は格納容器内酸素濃度が 3.5vol％（ドライ条件）到達時（事象発生から
約 62 時間後）に開始するため，十分な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 3.1.2.11，3.1.3.8）(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。このほか，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

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

不確かさの考え方として，柏崎では，可搬型設備である代替原子炉補機冷却系の運転操作の遅れがあった場合，常設設備である代替格納容器スプレ
イ冷却系による冷却操作を延長したとして 2Pd 到達時間を記載している。
東海第二では，代替循環冷却系も緊急用海水系も常設設備であるため，これらの操作遅れを考える上では，同じ常設設備である代替格納容器スプレイについても実施していないものとした場合の 2Pd 到達時間を記載している。

7.2.1.2.4 必要な要員及び資源の評価
3.1.2.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価(1) 必要な要員の評価
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損)」
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破において，6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策時における事象発生 10 時間までの必要損）」において，重大事故等対策に必要な災害対策要員（初動）は，「3.1.2.1 格納な要員は，「7.2.1.2.1 格納容器破損防止対策」に示すとおり 28 名である。
「7.5.2 重大
容器破損防止対策」に示すとおり 20 名であり，災害対策要員（初動）の 39 名で対事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員及び緊急時対策要員等の処可能である。
72 名で対処可能である。有効性評価で考慮しない作業（原子炉ウェル注水）に必要
また，事象発生 2 時間以降に必要な参集要員は 2 名であり，発電所外から 2 時間
24／52

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
な要員を 4 名含めた場合でも対処可能である。
また，事象発生 10 時間以降に必要な参集要員は 36 名であり，発電所構外から 10 時
間以内に参集可能な要員の 106 名で確保可能である。

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

東海第二発電所備

考以内に参集可能な要員の 71 名で対処可能である。

(2) 必要な資源の評価(2) 必要な資源の評価
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破において，必要な水源，燃料及び電源は，「7.5.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価
損）」において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2) 資源の評価条件」の条件を行い，その結果を以下に示す。
にて評価を行い，以下のとおりである。
a. 水源
ａ．水 源
低圧代替注水系（常設）又は可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による原子炉注水及び常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器スプレイは，7 日間の対応を考慮
及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却については，7 日
すると，号炉あたり約 2,900m3 の水が必要となる。6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮す
間の対応を考慮すると，合計約 400m３の水が必要となる。
ると，合計約 5,800m3 の水が必要である。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約 1,700m3
水源として，代替淡水貯槽に 4,300m３の水を保有していることから，水源が枯及び淡水貯水池に約 18,000m3 の水を保有している。これにより，6 号及び 7 号炉の同時渇することはなく，7 日間の対応が可能である。
被災を考慮しても，必要な水源は確保可能である。また，事象発生 12 時間以降に淡水代替循環冷却系による原子炉注水操作並びに格納容器内の減圧及び除熱操作
貯水池の水を，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）により復水貯蔵槽へ給水することで，については，サプレッション・プールを水源とすることから，水源が枯渇するこ
復水貯蔵槽を枯渇させることなく復水貯蔵槽を水源とした7 日間の注水継続実施が可能とはなく，7 日間の対応が可能である。
である。ここで，復水貯蔵槽への補給の開始を事象発生 12 時間後としているが，これ（添付資料 3.1.2.13）
は，可搬型設備を事象発生から 12 時間以内に使用できなかった場合においても，その他の設備にて重大事故等に対応できるよう設定しているものである。
b. 燃料
常設代替交流電源設備による電源供給については，保守的に事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に 6 号及び 7 号炉において合計約 504kL の軽油が必要となる。可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への給水については，保守的に事象発生直後からの可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の運転を想定すると，7 日間の運転継続に号炉あたり約 15kL の軽油が必要となる。代替原子炉補機冷却系用の電源車については，保守的に事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に号
炉あたり約 37kL の軽油が必要となる。代替原子炉補機冷却系用の大容量送水車（熱交換器ユニット用）については，保守的に事象発生直後からの大容量送水車（熱交換器ユニット用）の運転を想定すると，7 日間の運転継続に号炉あたり約 11kL の軽油が必要となる。5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運
転継続に合計約 13kL の軽油が必要となる。
（6 号及び 7 号炉合計約 643kL）6 号及び 7号炉の各軽油タンク（約 1,020kL）及びガスタービン発電機用燃料タンク（約 100kL）
にて合計約 2,140kL の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，常設
代替交流電源設備による電源供給，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への給水，代替原子炉補機冷却系の運転，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電

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

25／52

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

東海第二発電所備

考

源設備による電源供給及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給について，7日間の継続が可能である。
c. 電源
常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故対策等に必要な負荷として，
6 号炉で約 1,104kW，7 号炉で約 1,071kW 必要となるが，常設代替交流電源設備は連続定格容量が 1 台あたり 2,950kW であり，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
また，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポスト
用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。

ｃ．電 源
重大事故等対策時に必要な負荷は約 2,413kW であるが，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 5 台）の連続定格容量は 5,520kW であることから，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
可搬型窒素供給装置の窒素供給装置用電源車については，窒素供給装置に対しての電源供給が可能である。
緊急時対策所用発電機については，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
（添付資料 3.1.2.15）

7.2.1.2.5 結論
3.1.2.5 結 論
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」
では，原子炉格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によ
では，格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によってって発生した水蒸気，ジルコニウム－水反応等によって発生した非凝縮性ガス等が蓄積発生した水蒸気，ジルコニウム－水反応等によって発生した非凝縮性ガスが蓄積するすることによって，格納容器内雰囲気圧力・温度が徐々に上昇し，原子炉格納容器の過ことによって，格納容器圧力及び温度が徐々に上昇し，格納容器の過圧・過温により圧・過温により原子炉格納容器の破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「雰格納容器の破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度に囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」に対する格納容器破損防よる静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」に対する格納容器破損防止対策としては，止対策としては，初期の対策として低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段，安初期の対策として常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による定状態に向けた対策として代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器
原子炉注水手段及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却手段を冷却手段及び代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱手段等を整備している。
整備している。また，安定状態に向けた対策として代替循環冷却系による原子炉注水手段並びに格納容器内の減圧及び除熱手段，可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入手段を整備している。
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の評価事故シーケンス「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失＋全交流動力電源喪失」につの評価事故シーケンス「大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」にいて，代替循環冷却系を使用する場合の有効性評価を行った。
ついて，代替循環冷却系を使用する場合の有効性評価を行った。
上記の場合においても，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納容器ス
上記の場合においても，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）
プレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却，代替循環冷却系による原子炉格納容による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却，並器除熱を実施することにより，原子炉格納容器冷却及び除熱が可能である。
びに代替循環冷却系による原子炉注水操作並びに格納容器内の減圧及び除熱操作を実施することで，格納容器冷却及び除熱が可能である。
その結果，格納容器圧力逃がし装置を使用せず，事象を通じて原子炉格納容器の限界
その結果，格納容器圧力逃がし装置を使用せず，ジルコニウム－水反応等により可圧力に到達することはなく，ジルコニウム－水反応等により可燃性ガスの蓄積が生じた
燃性ガスの蓄積が生じた場合においても，格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度場合においても原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足しは，評価項目を満足している。また，安定状態を維持することができる。
ている。また，安定状態を維持できる。
設備設計及び運用の違い
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与え解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与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。
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
26／52

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

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

東海第二発電所

備

考また，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
果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
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，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。
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
また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
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，代替格納容器スプレイ
以上のことから，格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容
冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却，代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱 器過圧・過温破損）」において，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常等の格納容器破損防止対策は，選定した評価事故シーケンスに対して有効であることが 設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却，確認でき，格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過 代替循環冷却系による原子炉注水並びに格納容器内の減圧及び除熱，可搬型窒素供給装
温破損）」に対して有効である。
置による格納容器内への窒素注入手段の格納容器破損防止対策は，選定した評価事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」に対して有効である。

設備設計及び運用の違い

27／52

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

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

備

考

28／52

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

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

備

考

29／52

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

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

備

考

30／52

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

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

備

考

31／52

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

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

備

考

32／52

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

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

備

考

33／52

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

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

備

考

34／52

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

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

備

考

35／52

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

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

備

考

36／52

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

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

備

考

37／52

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

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

備

考

38／52

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

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

備

考

39／52

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

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

備

考

40／52

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

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

備

考

41／52

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

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

備

考

42／52

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

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

備

考

43／52

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

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

備

考

44／52

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

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

備

考

45／52

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

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

備

考

46／52

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

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

備

考

47／52

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

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

備

考

48／52

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

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

備

考

49／52

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

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

備

考

50／52

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

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

備

考

51／52

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

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

備

考

52／52

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

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

備考7.2.1.3 代替循環冷却系を使用しない場合
3.1.3 代替循環冷却系を使用できない場合
7.2.1.3.1 格納容器破損防止対策
3.1.3.1 格納容器破損防止対策
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」「3.1.2 代替循環冷却系を使用する場合」では，格納容器破損モード「雰囲気圧力・ 東海第二では，格納容器圧力逃がし装で想定される事故シーケンスに対して，代替循環冷却系を使用しない場合を想定し，代温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」で想定される事故シーケンスに対 置の有効性を評価する考え方につい
替循環冷却系以外の設備による格納容器破損防止対策の有効性を評価する。
して，代替循環冷却系を使用する場合を想定し，期待する格納容器破損防止対策の有 て記載

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

効性を評価している。代替循環冷却系は多重化設計とした上で，さらなる後段の対策として格納容器圧力逃がし装置を整備するため，重大事故時の事象発生後短期に格納
容器圧力逃がし装置を使用することは実質的には考えられないが，格納容器圧力逃がし装置の有効性を評価する観点から，本格納容器破損モードで想定される事故シーケ
ンスにおいて代替循環冷却系が使用できない場合を想定し，格納容器圧力逃がし装置
により格納容器の過圧・過温破損が防止できることを確認する。
（添付資料 3.1.3.1）
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）」 東海第二では「代替循環冷却系を使用で想定される事故シーケンスに対して，格納容器の破損を防止し，かつ放射性物質が する場合」と同様に，対策手段を記載
異常な水準で敷地外へ放出されることを防止するため，初期の対策として常設低圧代
替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段及び代替格納
容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却手段を整備する。また，安定状態に向けた対策として常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却手段及び格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱手段を整備する。対策の概略系統図を第 3.1.3－1 図に，対応手順の概要を第3.1.3－2 図に示すとともに，対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における手順と設備との関係を第 3.1.3－1 表に示す。
プラント基数，設備設計及び運用の違（添付資料 3.1.2.1） いにより必要要員数は異なるが，タイ
本格納容器破損モードにおける評価事故シーケンスにおいて，必要な要員は災害対 ムチャートにより要員の充足性は確策要員（初動）21 名及び事象発生から 2 時間以降に期待する参集要員 5 名である。 認される
災害対策要員（初動）の内訳は，当直発電長 1 名，当直副発電長 1 名，運転操作対 東海第二では招集要員は 2 時間以内に応を行う当直運転員 5 名，指揮，通報連絡を行う災害対策要員（指揮者等）4 名及び 参集可能なことを確認していること
現場操作を行う重大事故等対応要員 10 名である。
から，2 時間以降に期待する評価とし参集要員の内訳は，燃料給油操作を行う重大事故等対応要員 2 名及び格納容器圧力 ている
逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作（現場での第一弁及び第二弁操作）を行 本シーケンスの要員数で対応可能でう重大事故等対応要員 3 名である。
あることから，評価事故シーケンス以
必要な要員と作業項目について第 3.1.3－3 図に示す。
外の事故シーケンス全てに対応可能。
東海第二では格納容器頂部注水の着なお，評価事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を評価事故 手判断に達しないため実施しないが，シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，災害対策要員（初動）21 名及び 操作としてはタイムチャート上考慮
参集要員 5 名で対処可能である。
しているため，必要な要員は追加とな
らない。
1／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
a. 原子炉スクラム確認及び非常用炉心冷却系機能喪失確認
原子炉スクラム確認及び非常用炉心冷却系機能喪失確認については，「7.2.1.2.1 a.
原子炉スクラム確認及び非常用炉心冷却系機能喪失確認」と同じ。
b. 全交流動力電源喪失及び早期の電源回復不能判断並びに対応準備
全交流動力電源喪失及び早期の電源回復不能判断並びに対応準備については，「7.2.1.2.1 b. 全交流動力電源喪失及び早期の電源回復不能判断並びに対応準備」と同じ。
c. 炉心損傷確認
炉心損傷確認については，「7.2.1.2.1 c. 炉心損傷確認」と同じ。
d. 水素濃度監視
水素濃度監視については，「7.2.1.2.1 d. 水素濃度監視」と同じ。
e. 常設代替交流電源設備による交流電源供給及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
常設代替交流電源設備による交流電源供給及び低圧代替注水系（常設）による原子炉
注水については，「7.2.1.2.1 e. 常設代替交流電源設備による交流電源供給及び低圧代
替注水系（常設）による原子炉注水」と同じ。

東海第二発電所

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

備考ａ．原子炉スクラム，ＬＯＣＡ発生及び全交流動力電源喪失の確認
炉心損傷防止対策との記載整合を図
原子炉スクラム，ＬＯＣＡ発生及び全交流動力電源喪失の確認については， っており，記載箇所については先行プ「3.1.2.1 ａ．原子炉スクラム，ＬＯＣＡ発生及び全交流動力電源喪失の確認」 ラントとの相違がある部分もある。
と同じ。
ｂ．原子炉への注水機能喪失の確認
原子炉への注水機能喪失の確認については，「3.1.2.1 ｂ．原子炉への注水機
能喪失の確認」と同じ。
ｃ．炉心損傷の確認
東海第二では事象進展上，10 分以内に炉心損傷の確認については，「3.1.2.1 ｃ．炉心損傷の確認」と同じ。
炉心損傷確認を行うためＫＫ６，７と（添付資料 3.1.3.2） 記載箇所が異なる。
ｄ．早期の電源回復不能の確認
早期の電源回復不能の確認については，「3.1.2.1 ｄ．早期の電源回復不能の確認」と同じ。
ｅ．常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作並びに常設低圧代替注水系
ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作 東海第二では代替格納容器スプレイ
及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作と代替原子炉注水を同時に実施可能
常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作並びに常設低圧代替注水 な設備及び運用としている系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作
及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，「3.1.2.1 ｅ．
常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作並びに常設低圧代替注水系
ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作」と同じ。
（添付資料 3.1.2.2，3.1.3.3）
ｆ．電源確保操作対応
東海第二では，解析上考慮しない操作
電源確保操作対応については，「3.1.2.1 ｆ．電源確保操作対応」と同じ。
も含め，手順に従い必ず実施する操作
ｇ．可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の起動準備操作 を記載
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 非常用ディーゼル発電機等の機能回については，「3.1.2.1 ｇ．可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系 復操作：現場での故障した機器の外観（可搬型）の起動準備操作」と同じ。
点検や動作状況を確認して問題の除ｈ．常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作去を行い，非常用 DG の再起動を試み
常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作については，「3.1.2.1 ｈ． る。
常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作」と同じ。
外部電源の機能回復操作：特高開閉所
ⅰ．原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系の起動操作等の外観点検や動作状況を確認して原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系の起動操作については，「3.1.2.1 問題の除去を行い，送電会社に送電系
ｉ．原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系の起動操作」と同じ。
統の復旧及び送電再開を依頼する。
ｊ．ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作
ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作については，
2／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

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

東海第二発電所

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

備考「3.1.2.1 ｊ．ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作」と同じ。
ｋ．常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデス ・対応手順の相違
タル（ドライウェル部）水位の確保操作
常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）水位の確保操作については，「3.1.2.1 ｍ．常設低圧代
替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）水位の確保操作」と同じ。
ｌ．水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作
・記載箇所の相違
水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作については，「3.1.2.1 ｎ．水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作」と同じ。
ｍ．サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入操作
サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入操作については，「3.1.2.1 ｏ．サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入操作」と同じ。
ｎ．常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作
格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため，格納
容器圧力及び雰囲気温度が徐々に上昇する。格納容器圧力が 465kPa［gage］に到 ＫＫでは代替循環冷却系の起動時間達した場合は，中央制御室からの遠隔操作により常設低圧代替注水系ポンプを用 が 22.5 時間後であることから，代替いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を実施し，格納容 循環冷却系を使用する場合において器圧力が 400kPa［gage］到達により格納容器冷却を停止する。以降，常設低圧代 も代替格納容器スプレイ冷却系（常替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）の運転により，格 設）による格納容器冷却操作を実施し納容器圧力を 400kPa［gage］から 465kPa［gage］の範囲で制御する。これは， ている。東海第二では，代替循環冷却
格納容器圧力を 400kPa［gage］から 465kPa［gage］の高い領域で維持すること 系を 90 分後から起動するため，代替でスプレイ効果を高め，サプレッション・プール水位の上昇抑制により格納容器 循環冷却系を使用する場合には代替圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作の遅延を図り，可能な限り外部 格納容器スプレイ冷却系（常設）によへの影響を軽減するための運用として設定している。
る格納容器冷却操作を実施していな
常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によ いことから，本シーケンスにおいて初る格納容器冷却に必要な計装設備は，低圧代替注水系格納容器スプレイ流量等で 出となる。
ある。
低圧代替注水系格納容器スプレイ流
常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によ 量等：サプレッション・プール水位，
る格納容器冷却に伴い，サプレッション・プール水位は徐々に上昇する。格納容 ドライウェル圧力，サプレッション・
器ベントに伴うサプレッション・プール水位の上昇（約 1.3m）を考慮しても，サ チェンバ圧力，低圧代替注水系格納容
プレッション・プール水位がベントライン下端位置を超えないようにサプレッシ 器スプレイ流量，代替淡水貯槽水位
ョン・プール水位が通常水位＋6.5m で格納容器冷却を停止する。
常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却の停止を確認するため必要な計装設備はサプレッション・プール
3／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
g. 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱の準備として，原子炉格納容器二次隔離弁を中央制御室からの遠隔操作により開する。
格納容器圧力が原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa[gage]に接近した場合又はサプレッション・チェンバ・プール水位が格納容器真空破壊弁高さに到達した場合，原子炉格
納容器一次隔離弁を原子炉建屋内の原子炉区域外からの人力操作によって全開することで，格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を実施する。
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を確認するために必要な計装設
備は，格納容器内圧力等である。
サプレッション・チェンバ側からの格納容器圧力逃がし装置のベントラインが水没しないことを確認するために必要な計装設備は，サプレッション・チェンバ・プール水位等である。
以降，損傷炉心の冷却は，低圧代替注水系（常設）による注水により継続的に行い，また，原子炉格納容器除熱は，格納容器圧力逃がし装置により継続的に行う。

東海第二発電所

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

備考水位である。
ｏ．格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作（サプレッション・
チェンバ側）
サプレッション・プール水位が通常水位＋5.5m に到達した時点で，格納容器圧
力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱の準備として，中央制御室からの遠隔操作により格納容器圧力逃がし装置第一弁の開操作を実施する。
さらに，サプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m に到達した場合，常設 東海第二では，MCR からの遠隔操作に低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納 失敗した場合でも 0.62MPa[gage]到達
容器冷却の停止後，中央制御室からの遠隔操作により格納容器圧力逃がし装置第 を防止するため，現場操作による第二二弁を全開としサプレッション・チェンバ側から格納容器圧力逃がし装置による 弁 開 に 必 要 な 時 間 を 踏 ま え て ，
格納容器減圧及び除熱を実施する。
NWL+6.5 を格納容器圧力逃がし操作に
格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱を確認するために必要 よる格納容器減圧及び除熱操作の実な計装設備は，サプレッション・チェンバ圧力等である。
施基準としている。
サプレッション・チェンバ側からの格納容器圧力逃がし装置のベントラインが サプレッション・チェンバ圧力等：サ
水没しないことを確認するために必要な計装設備は，サプレッション・プール水 プレッション・プール水位，ドライウ
位等である。
ェル圧力，サプレッション・チェンバ
以降，損傷炉心の冷却は，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系 圧力，フィルタ装置出口放射線モニタ（常設）による原子炉注水により継続的に行い，また，格納容器除熱は，格納容 （高レンジ・低レンジ）
器圧力逃がし装置により継続的に行う。
ｐ．使用済燃料プールの冷却操作
使用済燃料プールの冷却操作については，「3.1.2.1 ｐ．使用済燃料プールの冷却操作」と同じ。
ｑ．可搬型代替注水中型ポンプによる水源補給操作
アクセスルートの復旧，可搬型代替注水中型ポンプ準備及びホース敷設等の実施後，代替淡水貯槽の残量に応じて，可搬型代替注水中型ポンプにより西側淡水貯水設備から代替淡水貯槽へ水源補給操作を実施する。
可搬型代替注水中型ポンプによる水源補給操作に必要な計装設備は，代替淡水貯槽水位である。
ｒ．タンクローリによる燃料給油操作
タンクローリにより可搬型設備用軽油タンクから可搬型代替注水中型ポンプに燃料給油を実施する。

7.2.1.3.2 格納容器破損防止対策の有効性評価
3.1.3.2 格納容器破損防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法
本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「6.2 評価対
本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「1.2 評
象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過圧及び過温への対策の有効性を総合的
価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，ＬＯＣＡに属する事故シーケンに評価する観点から，プラント損傷状態を LOCA に全交流動力電源喪失事象を加えた状
スのうち，中小破断ＬＯＣＡに比べて破断口径が大きいことから事象進展が早く， ＫＫの記載を踏まえて修正態とし，中小破断 LOCA に比べて破断口径が大きいことから事象進展が早く，格納容器
格納容器圧力及び格納容器温度上昇の観点で厳しい大破断ＬＯＣＡに加えて，ＥＣ 格納容器温度：格納容器雰囲気温度と4／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
圧力及び温度上昇の観点で厳しい大破断 LOCA を起因とする，「大破断 LOCA＋ECCS 注水
機能喪失＋全交流動力電源喪失」である。

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

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

(c) 外部電源

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

東海第二発電所

備考ＣＳ注水機能が喪失する「大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗 格納容器壁面温度を合わせた表現」である。
なお，本評価事故シーケンスにおいては，電源の復旧，注水機能の確保等，必要 ＫＫはシーケンス選定段階からＳＢとなる事故対処設備が多く，格納容器への注水・除熱を実施するまでの対応時間を Ｏを含めたシーケンスとしているが，厳しく評価する観点から，全交流動力電源喪失の重畳を考慮する。
東海第二ではシーケンス選定上はＳ
本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料棒表 ＢＯを含めず，有効性評価の条件とし
面熱伝達，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水 てＳＢＯを重畳させている。
位変化）・対向流，原子炉圧力容器におけるＥＣＣＳ注水（給水系・代替注水設備含む），炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション，構造材との熱伝達，原子炉圧力容器内ＦＰ挙動並びに格納容器における格納容器各領域間の流動，構造
材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷却，格納容器ベント
並びに炉心損傷後の格納容器における格納容器内ＦＰ挙動が重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価することが可能であり，原子炉圧力容器内及び格納容器内の熱水力モデルを備え，かつ炉心損傷後のシビアアクシデント特有の溶融炉心挙動に関するモデルを有するシビアアクシデント総合解析コードＭＡＡＰにより原子炉水位，燃料最高温度，格納容器圧力，格納容器雰囲気温度等の過渡応答を求める。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本評価事故
シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
(2) 有効性評価の条件
本評価事故シーケンスに対する主要な解析条件を第 3.1.3－2 表に示す。また，
主要な解析条件について，本評価事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
ａ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，大破断ＬＯＣＡが発生するものとする。破断箇所は，原子 ＢＷＲ５とＡＢＷＲの設計の相違に
炉圧力容器から格納容器への冷却材流出を大きく見積もる厳しい設定として， より破断箇所の想定が異なる（詳細は再循環配管（出口ノズル）とする。
添付資料 1.5.2 参照）（添付資料 1.5.2）(b) 安全機能の喪失に対する仮定
高圧注水機能として高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系，低圧注水機能として低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）が機能喪失するものとし，さらに，非常用ディーゼル発電機等の機能喪失を想定し，全交流
動力電源喪失の重畳を考慮するものとする。なお，代替循環冷却系は使用できないものとする。
(c) 外部電源
5／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

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

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

外部電源は使用できないものと仮定する。
送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定する。
(d) 水素ガスの発生
水素ガスの発生については，ジルコニウム－水反応を考慮するものとする。なお，解析コード MAAP の評価結果では水の放射線分解等による水素ガス発生は考慮していない
ため，「(4)有効性評価の結果」にてその影響を評価する。

外部電源は使用できないものとする。
安全機能の喪失に対する仮定に基づき，外部電源なしを想定する。

b. 重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号
原子炉スクラムは，事象の発生と同時に発生するものとする。

(b) 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
最大 300m3/h にて原子炉注水し，その後は炉心を冠水維持するように注水する。
なお，
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水は，格納容器スプレイと同じ復水移送ポンプ
を用いて弁の切替えにて実施する。

(c) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却
格納容器圧力及び温度上昇の抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，140m3/h にて原子炉格納容器内にスプレイする。なお，格納容器スプレイは，原子炉注水と同じ復水移送
ポンプを用いて弁の切替えにて実施する。

備考(d) 水素の発生
水素の発生については，ジルコニウム－水反応を考慮するものとする。なお，
解析コードＭＡＡＰの評価結果では水の放射線分解による水素及び酸素の発生等は考慮していないため，「(4) 有効性評価の結果」にてその影響を評価す 水の放射線分解による水素及び酸素る。
の発生等：金属－水反応による水素発
生を含む
ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム
原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル３）信号によるものとする。
東海第二では，原子炉水位の低下を厳(b) 主蒸気隔離弁
しくする条件として，外部電源がある
主蒸気隔離弁は，事象発生と同時に閉止するものとする。
場合の原子炉水位低（レベル 3）信号(c) 再循環ポンプ
による原子炉スクラムを設定
再循環ポンプは，事象発生と同時に停止するものとする。
(d) 低圧代替注水系（常設）
原子炉注水は 230m３／h（一定）を用いるものとし，原子炉水位Ｌ０まで回 設備設計及び運用の違い
復後は，崩壊熱による蒸発量相当の注水流量で注水するものとする。なお，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水は，格納容器冷却と同じ常設低圧代替
注水系ポンプを用いて流量配分することで実施する。
（添付資料 3.1.2.3）(e) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
格納容器冷却は，常設低圧代替注水系 2 台を使用するものとし，事象初期の原子炉注水実施時の格納容器スプレイ流量は，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇を抑制可能な流量として 130m３／h（一定）を用いるものとする。また， 設備設計及び運用の違い
465kPa［gage］到達時の格納容器スプレイ流量は，サプレッション・プール水
位の上昇による格納容器圧力逃がし装置を用いた格納容器除熱操作開始を早 東海第二では，運転手順における調整
め，格納容器圧力逃がし装置によるＣｓ－137 放出量を厳しく評価する観点か 範囲（圧力抑制に必要な流量の範囲
ら，運転手順における調整範囲の上限である 130m３／h（一定）を用いるもの （102m3/h～130m3/h））のうち，ベンとする。なお，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却は， ト時間が早くなる観点から，130m3/h
原子炉注水と同じ常設低圧代替注水系ポンプを用いて流量分配することで実 を設定している。
施する。
（添付資料 3.1.2.3）(f) 格納容器下部注水系（常設）
格納容器雰囲気温度の挙動を厳しく評価するため，初期条件としてペデスタ
ル（ドライウェル部）のプール水を考慮していないことから，常設低圧代替注
水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウ
6／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

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

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

(g) 格納容器圧力逃がし装置
格納容器圧力逃がし装置第二弁を全開とし，格納容器圧力が 310kPa［gage］ 設備設計及び運用の違い（1Pd 基準かにおいて13.4kg／s の排気流量にて格納容器減圧及び除熱を実施するものとす 2Pd 基準かについては設計メーカの違る。
いにも起因している）

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

ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
東海第二では代替格納容器スプレイ
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」 と代替原子炉注水を同時に実施可能に示す分類に従って以下のとおり設定する。
な設備及び運用としている(a) 交流電源は，常設代替高圧電源装置によって供給を開始し，常設低圧代替注 (a)の操作分類
水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷 「事象発生直後の中央制御室では 10
却操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，事象発生 25 分間の状況確認を行うものとし，状況分後から開始する。また，代替循環冷却系による原子炉注水操作並びに格納 確認後に引き続いて実施する操作に
容器内の減圧及び除熱操作ができないこと及び原子炉水位Ｌ０まで回復し ついては，状況確認 10 分＋操作時間たことを確認した場合，原子炉注水流量を崩壊熱相当に調整し，格納容器冷 とする。
」
却を停止する。
東海第二では原子炉注水前に代替格
納容器スプレイを実施するため，
190℃到達のスプレイを実施しない。
(b)の操作分類(b) 常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）に 「パラメータ変化が緩やかで対応操よる格納容器冷却操作は，格納容器圧力が 465kPa［gage］に到達した場合に 作までの時間余裕が十分確保でき，数開始し，400kPa［gage］に到達した場合は停止する。また，サプレッション・ 分の操作遅れの評価項目に与える影
プール水位が通常水位＋6.5m に到達した以降は，常設低圧代替注水系ポンプ 響が軽微な操作については，操作開始を用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作を実 条件に到達した時点で操作が完了す
施しない。
るものとする。
」
東海第二では，MCR からの遠隔操作に失敗した場合でも 0.62MPa[gage]到達を防止するため，現場操作による第二弁開に必要な時間を踏まえて，(c) 格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱は，サプレッション・ NWL+6.5 を格納容器圧力逃がし操作に
プール水位が通常水位＋6.5m 到達から 5 分後に実施する。
よる格納容器減圧及び除熱操作の実施基準としている。
(c)の操作分類「操作開始条件に到達したことを起点とした操作については，操作開始条
件到達時点から操作時間を考慮する。
」(b) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作は，原子炉水位が破断口高さまで水位回復後，格納容器温度が 190℃に到達した場合に開始する。
なお，格納容器ベントに伴うサプレッション・チェンバ・プール水位の上昇（約 2m）を考慮し，サプレッション・チェンバ・プール水位がベントライン-1m を超えないよ
うに格納容器スプレイを停止する。

(c) 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱操作は，格納容器圧力が0.62MPa[gage]に接近した場合に実施する。

7／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

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

東海第二発電所(3) 有効性評価（Cs-137 の放出量評価）の条件(3) 有効性評価（Ｃｓ－137 放出量評価）の条件
a. 事象発生直前まで，定格出力の 100%で長時間にわたって運転されていたものとする。
ａ．事象発生直前まで，定格出力の 100％で長期間にわたって運転されていたもの
その運転時間は，燃料を約 1/4 ずつ取り替えていく場合の平衡炉心を考え，最高とする。その運転時間は，燃料を約 1／4 ずつ取り替えていく場合の平衡炉心50,000 時間とする。
を考え，最高 50,000 時間とする。
b. 格納容器圧力逃がし装置を用いた場合の環境中への総放出量の評価においては，原ｂ．原子炉内に内蔵されている核分裂生成物は，事象進展に応じて，格納容器内に
子炉内に内蔵されている核分裂生成物が事象進展に応じた割合で，原子炉格納容器内
放出されるものとする。セシウムの格納容器内への放出割合については，本評に放出※2 され，サプレッション・チェンバ又はドライウェルのベントラインを通じ価事故シーケンスにおいては解析コードＭＡＡＰの評価結果の方が，代表的なて格納容器圧力逃がし装置に至るものとする。
ソースタームに関する報告書であるＮＵＲＥＧ-1465 より大きく算出する。
格納容器圧力逃がし装置に到達した核分裂生成物は，格納容器圧力逃がし装置内のフィルタによって除去された後，格納容器圧力逃がし装置排気管から放出される。
※2 セシウムの原子炉格納容器内への放出割合については，本評価事故シーケンスにおいては解析コード MAAP の評価結果の方が NUREG-1465 より大きく算出する。
c. 格納容器圧力逃がし装置を用いた場合の Cs-137 放出量は，以下の式で計算される。
Cs-137 の放出量（Bq） = f_Cs × Bq_Cs-137 ×（1/DF）
f_Cs = f_CsOH + （M_I / M_Cs） × （W_Cs / W_I） × （f_CsI - f_CsOH）
f_Cs：原子炉格納容器からのセシウムの放出割合
f_CsI：原子炉格納容器からの CsI の放出割合（MAAP コードでの評価値）
f_CsOH：原子炉格納容器からの CsOH の放出割合（MAAP コードでの評価値）
M_I：よう素の初期重量（kg）
M_Cs：セシウムの初期重量（kg）
W_I：よう素の分子量（kg/kmol）
W_Cs：セシウムの分子量（kg/kmol）
Bq_Cs-137：Cs-137 の炉内内蔵量（Bq）
DF：格納容器圧力逃がし装置の除染係数
d. 原子炉格納容器内に放出された Cs-137 については，格納容器スプレイやサプレッシ
ｃ．格納容器内に放出されたＣｓ－137 は，格納容器スプレイやサプレッション・ョン・チェンバのプール水でのスクラビングによる除去効果を考慮する。
プールでのスクラビング等による除去効果を受けるものとする。
ｄ．格納容器圧力逃がし装置を介して大気中へ放出されるＣｓ－137 の放出量評価
条件は以下のとおりとする。
(a) サプレッション・チェンバ又はドライウェルのベントラインを通じて格納容器圧力逃がし装置を介して大気中に放出するものとする。
(b) 格納容器内から原子炉建屋への漏えいはないものとする。
e. 格納容器圧力逃がし装置による粒子状放射性物質に対する除染係数は 1,000 とす(c) 格納容器圧力逃がし装置のフィルタによる除去係数は，1,000（設計値）とる。
する。
f. 原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいについても考慮する。
ｅ．原子炉建屋から大気中へ漏えいするＣｓ－137 の漏えい量評価条件は以下のと漏えい量の評価条件は以下のとおりとする。
おりとする。
(a) 原子炉格納容器からの漏えい量は，格納容器圧力に応じた設計漏えい率をもとに評(a) 格納容器からの漏えい率は，設計漏えい率及びＡＥＣの式等に基づき設定し備考

記載箇所の相違
東海第二では評価の詳細を添付資料
3.1.3.4 に記載

記載箇所の相違

8／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
価する。
(b) 原子炉建屋から大気中に漏えいする放射性物質を保守的に見積もため，非常用ガス
処理系により原子炉建屋の設計負圧が達成されるまでの期間は，原子炉建屋内の放射性物質の保持機能に期待しないものとする。非常用ガス処理系により設計負圧を達成
した後は設計換気率 0.5 回/日相当を考慮する。なお，非常用ガス処理系フィルタ装置による放射性物質の除去効果については，期待しないものとする。
非常用ガス処理系は，事象発生 30 分後から，常設代替交流電源設備からの交流電源の供給を受け自動起動し，起動後 10 分間で設計負圧が達成されることを想定する。
(c) 原子炉建屋内での放射能の時間減衰は考慮せず，また，原子炉建屋内での粒子状物
質の除去効果は保守的に考慮しない。

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

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

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

東海第二発電所
た漏えい率を基に格納容器圧力に応じて変動するものとする。
(b) 漏えい量を保守的に見積もるため，原子炉建屋ガス処理系（非常用ガス処理
系及び非常用ガス再循環系で構成）により原子炉建屋原子炉棟内の負圧が達成されるまでの期間は，原子炉建屋内の放射性物質の保持機能に期待しないものとする。また，原子炉建屋ガス処理系により負圧を達成した後は，大気への放出率を 1 回／日（設計値）とする。なお，原子炉建屋ガス処理系のフィルタ装置による放射性物質の除去効果については，期待しないものとする。
原子炉建屋ガス処理系は，常設代替高圧電源装置からの交流電源の供給を受けて中央制御室からの遠隔操作により事象発生 115 分後に起動し，起動後 5分間で負圧が達成されることを想定する。
(c) 原子炉建屋内での放射能の時間減衰及び放射性物質の除去効果は考慮しないものとする。
（添付資料 3.1.3.4，3.1.3.5，3.1.3.6）

備

考

設備設計及び運用の違い

Ｃｓ-137 放出量評価には影響ないが，よう素についても除去効果を考慮していないため放射性物質とした。

(4) 有効性評価の結果
本評価事故シーケンスにおける原子炉水位（シュラウド内外水位），注水流量及び原子炉圧力容器内の保有水量の推移を第 3.1.3－4 図から第 3.1.3－8 図に，燃料最高温度の推移を第 3.1.3－9 図に，格納容器圧力，格納容器雰囲気温度，サプレ
ッション・プール水位及びサプレッション・プール水温度の推移を第 3.1.3－10 図から第 3.1.3－15 図に示す。
ａ．事象進展大破断ＬＯＣＡ時に高圧・低圧注水機能及び全交流動力電源が喪失するため，
原子炉水位は急速に低下する。水位低下により炉心は露出し，事象発生から約 4分後に燃料被覆管の最高温度は 1,000K（約 727℃）に到達し，炉心損傷が開始する。燃料被覆管の最高温度は事象発生から約 9 分後に 1,200℃に到達し，また，事象発生から約 27 分後に燃料温度は 2,500K（約 2,227℃）に到達する。事象発
生から 25 分後，常設代替高圧電源装置による交流電源の供給を開始し，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始す
ることによって，原子炉圧力容器破損に至ることなく，原子炉水位は回復し，炉心は冠水する。
（添付資料 3.1.2.6）
格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため，格納 崩壊熱等：ジルコニウム－水反応，金
容器圧力及び雰囲気温度が徐々に上昇する。このため，原子炉注水と同時に常設 属－水反応による発熱を含む
低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納 水蒸気等：水素を含む
容器冷却を実施することによって，格納容器の圧力及び雰囲気温度の上昇は抑制
される。
9／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

ベントラインの水没防止のために，格納容器ベントに伴うサプレッション・チェン
バ・プール水位の上昇（約 2m）を考慮し，サプレッション・チェンバ・プール水位がベ
ントライン-1m を超えないように格納容器スプレイを停止することから，格納容器圧力は上昇し，事象発生から約 38 時間経過した時点で原子炉格納容器の限界圧力に接近する。
原子炉格納容器の限界圧力接近時点で，格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を実施し，格納容器圧力及び温度を低下させる。
格納容器温度は，格納容器ベントによる格納容器温度低下後，溶融炉心からの放熱によって数時間は上昇傾向となるが，崩壊熱の減少に伴い低下傾向に転じて，その後は徐々に低下する。格納容器圧力については格納容器ベントによる格納容器圧力低下後，徐々に低下する。

b. 評価項目等
格納容器圧力は，第 7.2.1.3－10 図に示すとおり，原子炉格納容器内に崩壊熱が蒸気として放出されるため徐々に上昇するが，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却及び原子炉格納容器の限界圧力に接近した場合に格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を行うことによって,原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力の最大値は，原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa[gage]を超えない。なお，
原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力が最大となる事象開始約 38 時間後において，
水の放射線分解によって発生する水素ガス及び酸素ガスは，原子炉格納容器内の非凝縮ガスに占める割合の 2%以下であるため，その影響は無視し得る程度である。

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

東海第二発電所

備考

原子炉水位が原子炉水位Ｌ０に回復後，サプレッション・プール水位の上昇を 設備設計及び運用の違い抑制するため，崩壊熱による蒸発量相当の原子炉注水流量とすることで原子炉水
位Ｌ０を維持するとともに，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器ス
プレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を一時停止する。
その後，崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等の格納容器内への放出により，格納容器圧力及び雰囲気温度は徐々に上昇する。そのため，再度，常設低圧
代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を実施することによって，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇は抑制される。
ベントラインの水没防止のために，格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作に伴うサプレッション・プール水位の上昇（約 1.3m）を考慮し，サプレッション・プール水位がベントライン下端を超えないように，サプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m に到達した時点で常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を停止する。
事象発生から約 19 時間経過した時点でサプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m に到達するため，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレ
イ冷却系（常設）による格納容器冷却を停止後，格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱を実施し，格納容器圧力及び雰囲気温度を低下させる。格
納容器雰囲気温度は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱を実施後，溶融炉心からの放熱によって上昇傾向となる期間が生じるが，崩壊熱の減少に伴い低下傾向に転じて，その後は徐々に低下する。格納容器圧力については
格納容器減圧及び除熱操作の実施により低下する。なお，格納容器減圧及び除熱 東海第二ではベント管真空破壊装置
実施時のサプレッション・プール水位は，ベント管真空破壊装置及びサプレッシ 及びベントラインの水没に対する影ョン・チェンバ側のベントライン設置高さと比較して十分に低く推移するため， 響を改めて記載している。
ベント管真空破壊装置による真空破壊機能及び格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作（サプレッション・チェンバ側）の機能は維持される。
ｂ．評価項目等
格納容器圧力は，第 3.1.3－10 図に示すとおり，格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため徐々に上昇するが，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱を行うことによって，格納容器バウンダリにかかる圧力の最高値は約 0.47MPa［gage］となり，評価項目である最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa［gage］）を下回る。なお，格納容器バウンダ
リにかかる圧力が最高となる事象発生約 18 時間後（最も遅く最高値に到達する
時間）において，水の放射線分解によって発生する水素及び酸素は，格納容器内の非凝縮性ガスに占める割合の 2％未満であるため，その影響は無視し得る程度
である。
10／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
格納容器温度は，第 7.2.1.3－11 図に示すとおり，原子炉格納容器内に崩壊熱が蒸気として放出されるため徐々に上昇するが，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を行うことによって，原子炉格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）の最高値は約 165℃となり,原子炉格納容器の限界温度 200℃を超えない。なお，事象開始直後，破断口から流出する過熱蒸気により一時的に格納容器温度は約 207℃となるが，この時の原子炉格
納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）は約 144℃であり，原子炉格納容器の限界
温度 200℃を超えない。

サプレッション・チェンバのベントラインを経由した場合の格納容器圧力逃がし装置
による大気中への Cs-137 の総放出量は約 1.4×10-3TBq（7 日間）であり，100TBq を下回る。
ドライウェルのベントラインを経由した場合の格納容器圧力逃がし装置による大気中への Cs-137 の総放出量は約 2.0TBq（7 日間）であり，100TBq を下回る。
なお，原子炉格納容器が健全であるため，原子炉格納容器から原子炉建屋への放射性物質の漏えい量は制限され，また，大気中へはほとんど放出されないものと考えられる。
これは，原子炉建屋内に漏えいした放射性物質は，原子炉建屋内で時間減衰し，また，
粒子状放射性物質は，原子炉建屋内での重力沈降や水蒸気の凝縮に伴い，原子炉建屋内に沈着すると考えられるためである。原子炉建屋内での放射性物質の時間減衰及び粒子状放射性物質の除去効果等を保守的に考慮せず，原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいを想定した場合，漏えい量は約 14TBq（7 日間）となる。原子炉建屋から大気中への Cs-137 の漏えい量に，ドライウェルのベントラインを経由した格納容器圧力逃がし装置による Cs-137 の放出量を加えた場合でも，約 16TBq（7 日間）であり，100TBqを下回る。

事象発生からの 7 日間以降，Cs-137 の放出が継続した場合の影響評価を行ったところ，サプレッション・チェンバのベントラインを経由した格納容器圧力逃がし装置による総放出量は，約 4.0×10-3TBq(30 日間)及び約 8.5×10-3TBq(100 日間)である。ドラ
イウェルのベントラインを経由した場合には，
約3.1TBq(30 日間)及び約3.2TBq(100 日間)である。原子炉建屋から大気中への Cs-137 の漏えい量にドライウェルのベントライ
ンを経由した格納容器圧力逃がし装置による Cs-137 の放出量を加えた場合でも，約18TBq（30 日間）及び約 18TBq（100 日間）であり，100TBq を下回る。

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

東海第二発電所
格納容器雰囲気温度は，第 3.1.3－11 図に示すとおり，格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため徐々に上昇するが，常設低圧代
替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱を行うことによって，格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）の最高値は約 157℃となり，評価項目である 200℃を下回る。なお，事象開始直後，破断口から流出する過熱蒸気により一時的に格納容器雰囲気温度は約 202℃となるが，この時の格納容器
バウンダリにかかる温度（壁面温度）は約 137℃であり，評価項目である 200℃を下回る。
（添付資料 3.1.2.8）
大気中へのＣｓ－137 放出量について，ベントラインへの移行量においては保守的に格納容器からの漏えいがない場合を想定し評価しており，サプレッショ
ン・チェンバのベントラインを経由した場合の格納容器圧力逃がし装置による大気中へのＣｓ－137 の放出量は約 1.2×10－４TBq（事象発生 7 日間）であり，評価項目である 100TBq を下回る。また，ドライウェルのベントラインを経由した場
合の放出量は約 3.7TBq（事象発生 7 日間）であり，評価項目である 100TBq を下
回る。

備

考

ベント放出量を多く見積もる観点で，「漏えいを考慮しない解析におけるベント放出量」を評価していることを記載（ＫＫも方法は同じ）

なお，格納容器が健全であるため，格納容器から原子炉建屋への放射性物質の 代替循環冷却系を使用する場合と同漏えい量は制限され，また，大気中へはほとんど放出されないものと考えられる。 様の記載を追加
これは，原子炉建屋内に漏えいした放射性物質は，原子炉建屋内で時間減衰し，また，粒子状放射性物質は，原子炉建屋内での重力沈降や水蒸気の凝縮に伴い，原子炉建屋内に沈着すると考えられるためである。原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいを想定した場合，原子炉建屋から大気中へ漏えいするＣｓ－137 の漏えい量については，約 14.3TBq（事象発生 7 日間）であり，格納容器からの漏えいがない場合の評価におけるサプレッション・チェンバのベントライン
を経由した場合の格納容器圧力逃がし装置による大気中へのＣｓ－137 の放出量を加えた場合でも，約 15TBq（事象発生 7 日間）であり，評価項目である 100TBqを下回る。なお，ドライウェルのベントラインを経由した場合の放出量を加えた
場合でも，約 18TBq（事象発生 7 日間）であり，100TBq を下回る。
事象発生 7 日間以降，Ｃｓ－137 の放出が継続した場合の放出量評価を行った
結果，サプレッション・チェンバのベントラインを経由した場合の格納容器逃がし装置による放出量は，約 1.3×10－４TBq（30 日間）及び 1.5×10－４TBq（100 日間）であり，ドライウェルのベントラインを経由した場合には，約 4.1TBq（30日間）及び約 4.1TBq（100 日間）である。原子炉建屋から大気中へのＣｓ－137の漏えい量にドライウェルのベントラインを経由した格納容器圧力逃がし装置
によるＣｓ－137 の放出量を加えた場合でも，約 19TBq（30 日間）及び約 20TBq（100 日間）であり，いずれの場合も 100TBq を下回る。なお，放出量評価におい 代替循環冷却系を使用する場合と同
11／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

第 7.2.1.3－6 図に示すとおり，低圧代替注水系（常設）による注水継続により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，第 7.2.1.3－10 図に示すとおり，原子炉格納容器の限界圧力接近時点で，約 38 時間後に格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を開始することで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。

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

東海第二発電所

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

備考ては，原子炉建屋内での放射性物質の時間減衰及び除去効果を保守的に考慮して 様の記載を追加
おらず，これらの効果を考慮した場合，放出量は小さくなる。
（添付資料 3.1.3.4，3.1.3.5，3.1.3.6）
第 3.1.3－4 図及び第 3.1.3－6 図に示すとおり，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による注水継続により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，第 3.1.3－14 図に示すとおり，約 19 時間後にサプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m に到達した時点で，常設低圧代替注水系
ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を停止
し，格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱を開始することで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。
本評価では，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)及び(7)の評価項目について対策の有効性を確認した。
（添付資料 3.1.3.7）

7.2.1.3.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
3.1.3.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲としては，運転員等操作時間
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する。
ものとする。
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」（代替循環冷却系を使用しない場合）では，原子炉格納容器内へ流出した高温の原子炉（代替循環冷却系を使用できない場合）では，格納容器内へ流出した高温の原子炉冷冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，ジルコニウム－水反応等に却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，ジルコニウム－水反応等によって発生した非凝縮性ガス等が蓄積することが特徴である。
よって発生した非凝縮性ガスが蓄積することが特徴である。よって，不確かさの影響
また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象発生から 12 時間程度までのを確認する運転員等操作は，事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作とし 東海第二では長期・短期に因らず事象
短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，常て，常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作並びに常設低圧代替注水系ポ 進展に有意な影響を与えると考えら
設代替交流電源設備からの受電操作，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作，ンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び低圧代替 れる操作については記載している。
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作及び格納容器圧力
注水系（常設）による原子炉注水操作，格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧逃がし装置による原子炉格納容器除熱操作とする。
及び除熱操作とする。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本格納容器破損モードにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「6.7 解析
コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。
a. 運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管
変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間に与える影響
は小さいことを確認している。原子炉注水操作については，非常用炉心冷却系による原(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本格納容器破損モードにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，ＴＭＩ事故についての再現性及びＣＯＲＡ実験についての再現性を確認している。炉心ヒー
トアップの感度解析（ジルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融開始時間に与える影響は小さいことを確認している。常設低圧代替 東二では，大破断ＬＯＣＡ＋高圧・低
12／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
子炉への注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（電源の確保含む）を行う手順となっており，燃料被覆管温度等を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はな
い。また，格納容器スプレイ操作については，炉心ヒートアップの感度解析では，格納容器圧力及び温度への影響は小さいことを確認していることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析
コード MAAP の評価結果の方が保守的であり，注水操作による有効燃料棒頂部までの水位回復時刻は解析コード SAFER の評価結果との差異は小さいことを確認している。原子炉注水操作については，非常用炉心冷却系による原子炉への注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（電源の確保含む）を行
う手順となっており，原子炉水位を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）
は HDR 実験解析では区画によって格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できていることから，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格
納容器スプレイ冷却系（常設）及び格納容器圧力逃がし装置に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいことから，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び格納容器圧力逃がし装置に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。

東海第二発電所

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

備考

注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却 圧注水機能喪失＋炉心損傷を判断し操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，大破断ＬＯ た場合に，代替格納容器スプレイと原ＣＡが発生し，高圧・低圧注水機能の喪失により炉心損傷したと判断した場合， 子炉注水を同時に行う。（高圧・低圧
速やかに常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設） 注水機能喪失のみの場合は，炉心損傷による格納容器冷却操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作を行 防止対策のＴＱＵＶのように代替原
う手順となっており，燃料被覆管温度等を操作開始の起点としている運転員等操 子炉注水のみを行う）
作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，炉心ヒートア 燃料被覆管温度等：被覆管酸化割合をップの感度解析では，格納容器圧力及び雰囲気温度への影響は小さいことを確認 含む
しており，格納容器圧力及び雰囲気温度を操作開始の起点としている運転員等操
作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コードＳＡＦＥＲの評価結果との比較
により水位低下幅は解析コードＭＡＡＰの評価結果の方が大きく，解析コードＳ
ＡＦＥＲに対して保守的であり，注水操作による燃料有効長頂部までの水位回復
時刻は解析コードＳＡＦＥＲの評価結果との差異は小さいことを確認している。
常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による
格納容器冷却操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，
大破断ＬＯＣＡが発生し，高圧・低圧注水機能の喪失により炉心損傷したと判断した場合，速やかに常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷
却系（常設）による格納容器冷却操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉
注水操作を行う手順となっており，原子炉水位を操作開始の起点としている運転
員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
格納容器における格納容器各領域間の流動，気液界面の熱伝達並びに構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析において区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程
度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向を確認しているが，ＢＷＲの格
納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においては不確かさが小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，格納容器圧力を操作開始の起点としている常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器ス
プレイ冷却系（常設）による格納容器冷却に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，ＣＳＴＦ実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データとよく一致することを確認しており，その差異は小さいことから，格納容器圧力を操作開始の起点としている常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
13／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。本評
価事故シーケンスでは，炉心の損傷状態を起点に操作開始する運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

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

東海第二発電所

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

備考

炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルはＴＭＩ事故についての再現性を確認 ＭＡＡＰコード内では，リロケーショしている。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 ンモデルにおいて炉心の損傷状態を
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 評価しているわけではないため，当該ケンスでは，リロケーションを起点に操作開始する運転員等操作はないことか 項目に記載すべき項目としてリロケら，運転員等操作時間に与える影響はない。
ーションのままとした。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内ＦＰ挙動の不確かさ
として，核分裂生成物（ＦＰ）挙動モデルはＰＨＥＢＵＳ－ＦＰ実験解析により原子炉圧力容器内へのＦＰ放出の開始時間を適切に再現できることを確認している。ＰＨＥＢＵＳ－ＦＰ実験解析では燃料被覆管破裂後のＦＰ放出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると推定される。本評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の原子炉圧力容器内ＦＰ放出を操
作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の格納容器における格納容器内ＦＰ挙動の不確かさとして，核分裂生成物（ＦＰ）挙動モデルはＡＢＣＯＶＥ実験解析により，格納容器内のエアロ
ゾル沈着挙動を適正に評価できることを確認している。本評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の格納容器内ＦＰ挙動を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 3.1.3.8）
ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，ＴＭＩ事故についての再現性及びＣＯＲＡ実験についての再現性が確認されている。また，
炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）では，格納容器圧力及び雰囲気温度への影響は小さいことを確認している 評価項目となるパラメータ：格納容器
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。
圧力・温度
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）では，原子炉水位挙動について原
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り，注水操作による燃料有効長頂部までの水位回復時刻は解析コードＳＡＦＥＲの評価結果との差異は小さいことを確認して 評価項目となるパラメータ：格納容器
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。
圧力・温度
格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導並びに気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，14／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

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

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

東海第二発電所

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

備考

格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向を確認しているが，ＢＷＲの格納容
器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においては不確かさが小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧
力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，ＣＳＴＦ実験解析により格納容器温度
及び非凝縮性ガス濃度の挙動は測定データとよく一致することを確認しており， 評価項目となるパラメータ：格納容器
その差異は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。 圧力・温度
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルはＴＭＩ事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により炉心溶融開始時間に与える影響は小さいことを確認しており，事象進展はほぼ変わら 評価項目となるパラメータ：格納容器
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。
圧力・温度
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内ＦＰ挙動及び炉心損
傷後の格納容器内ＦＰ挙動の不確かさとして，核分裂生成物（ＦＰ）挙動モデル
は，ＰＨＥＢＵＳ－ＦＰ実験解析により，原子炉圧力容器内へのＦＰ放出の開始
時間を適切に再現できることを確認している。ＰＨＥＢＵＳ－ＦＰ実験解析では，燃料被覆管破裂後のＦＰ放出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると推定される。炉心損傷後の格納容器における格納容器内ＦＰ挙動の不確かさとして，核分裂生成物（ＦＰ）挙動モデルは，
ＡＢＣＯＶＥ実験解析により格納容器内のエアロゾル沈着挙動を適正に評価できることが確認されている。したがって，大気中へのＣｓ－137 の放出量の観点 評価項目となるパラメータ：Ｃｓ放出で評価項目となるパラメータに与える影響はない。なお，本評価事故シーケンス 量における格納容器圧力逃がし装置によるＣｓ－137 の放出量は，
評価項目（100TBq
を下回っていること）に対して，サプレッション・チェンバのベントラインを経由した場合は約 1.2×10－４TBq（7 日間），ドライウェルのベントラインを経由した場合は約 3.7TBq（7 日間）であり，評価項目である 100TBq に対して余裕がある。
（添付資料 3.1.3.8）(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 3.1.3－2
表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等の最確条件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては，設計値を用いるか又は評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。
15／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生す
る蒸気量は少なくなり，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び温度の上昇が遅くなるが，操作手順(原子炉水位が破断口高さまで水位回復
後に原子炉注水から格納容器スプレイへ切り替えること及び格納容器圧力に応じて格納容器ベントを実施すること)に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力及び格納容
器温度は，解析条件の不確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得る
が，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
事故条件の起因事象は，解析条件の不確かさとして，Excessive LOCA を考慮した場合，原子炉冷却材の流出量が増加することにより炉心損傷開始等が早くなるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

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

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

東海第二発電所(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd／t に対して最確条件は 33GWd／t 以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりもおおむね小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇が遅くなるが，操作手順（常設低圧
代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作及び格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作を実施すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器体積（サプレッション・チェンバ）の気相部及び液相部，サプレッション・プール水位及びドラ
イウェル雰囲気温度は，解析条件の不確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
事故条件の起因事象は，解析条件の不確かさとして，Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ Ｌ
ＯＣＡを考慮した場合，原子炉冷却材の流出量が増加することにより炉心損傷開始等が早くなるが，操作手順（常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作を実施すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回
復が早くなる可能性がある。溶融炉心の冠水後の操作として崩壊熱による蒸発を補う注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）は，解析条件で設定したス
プレイ流量（130m３／h 一定）に対して，最確条件は運転手順における流量調
整の範囲（102m３／h～130m３／h）となる。最確条件とした場合，サプレッション・プール水位の上昇が緩和されることから，サプレッション・プール水位を操作開始の起点とする格納容器圧力逃がし装置を用いた格納容器減圧及び除熱操作（サプレッション・チェンバ側）の開始時間が遅くなり，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。
機器条件の格納容器圧力逃がし装置は，解析条件の不確かさとして，実際の流量が解析より多い場合，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇の抑制効果は大きくなるが，操作手順に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 3.1.2.12，3.1.3.8）

備考

ゆらぎ：当該パラメータが運転上とりうる幅として記載している
Ｅ－ＬＯＣＡでは，注水配管の破断も仮定していることから，操作手順としてはスプレイのみを記載している。

ベント時間に対する影響も記載した

東海第二では代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）流量の不確かさを記載

16／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生す
る蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び温度の上昇が遅くなるが，格納容器圧力及び温度の上昇は格納容器スプレイ及び格納容器ベントにより抑制されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力及び格納容
器温度は，解析条件の不確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得る
が，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
事故条件の起因事象は，解析条件の不確かさとして，Excessive LOCA を考慮した場合，原子炉冷却材の流出量が増加することにより炉心損傷開始等が早くなるが，原子炉格納容器へ放出されるエネルギは大破断 LOCA の場合と同程度であり，第 7.2.1.2－15 図及び第 7.2.1.2－16 図に示すとおり，格納容器圧力は 0.62MPa[gage]を下回っていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

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

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

東海第二発電所

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

備考(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd／t に対して最確条件は 33GWd／t 以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱がおおむね小さくなるため，発生す
る蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇が遅くなるが，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇は格納容器スプレイ及び格納容器ベントにより抑制されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大 評価項目となるパラメータ：格納容器
きくなる。
圧力・温度
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器体積（サプレッション・チェンバ）の気相部及び液相部，サプレッション・プール水位及びドラ
イウェル雰囲気温度は，解析条件の不確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目 評価項目となるパラメータ：格納容器となるパラメータに与える影響は小さい。
圧力・温度
事故条件の起因事象は，解析条件の不確かさとして，Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ Ｌ
ＯＣＡを考慮した場合，原子炉冷却材の流出量が増加することにより炉心損傷開始等が早くなるが，格納容器へ放出されるエネルギは大破断ＬＯＣＡの場合と同程度であり，第 3.1.2－16 図及び第 3.1.2－17 図に示すとおり，格納容器
圧力及び温度は，それぞれ評価項目である最高使用圧力の2 倍（0.62MPa［gage］）
及び 200℃を下回っていることから，評価項目となるパラメータに与える影響 評価項目となるパラメータ：格納容器
は小さい。
圧力・温度
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性）は原子炉水位の回 ベント時間に対する影響も記載した
復は早くなり，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇の抑制効果は大きくなる
が，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇に有意な影響を与えないことから，評 評価項目となるパラメータ：格納容器
価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
圧力・温度
機器条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）は，解析条件で設定したス 東海第二では代替格納容器スプレイ
プレイ流量（130m３／h 一定）に対して，最確条件は運転手順における流量調 冷却系（常設）流量の不確かさを記載
整の範囲（102m３／h～130m３／h）となる。最確条件とした場合でも，スプレイ
流量は，格納容器圧力の上昇を抑制可能な範囲で調整し，また，代替格納容器
スプレイ冷却系（常設）の停止後に格納容器最高使用圧力に到達した時点で格
納容器ベントを実施する運転員等操作に変わりはなく，格納容器圧力の最高値
はおおむね格納容器ベント時の圧力で決定されることから，評価項目となるパ 評価項目となるパラメータ：格納容器
ラメータに与える影響はない。
圧力・温度
機器条件の格納容器圧力逃がし装置は，解析条件の不確かさとして，実際の流量が解析より多い場合，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇の抑制効果は大きくなるが，格納容器圧力の最高値は格納容器ベント時のピーク圧力であり， 評価項目となるパラメータ：格納容器
ベント後の格納容器圧力挙動への影響はほとんどないことから，評価項目とな 圧力・温度，Ｃｓ放出量17／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

東海第二発電所備

考るパラメータに与える影響はない。
（添付資料 3.1.2.12，3.1.3.8）
b. 操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「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。

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

(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から 70 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，常設代替交流電源設備からの受電操作について，
実態の運転操作時間に基づき解析上の想定時間を設定していることから，運転員等操作時間に与える影響はない。なお，有効性評価では 2 系列の非常用高圧母線の電源回復を想定しているが，低圧代替注水系(常設)は非常用高圧母線 D 系の電源回復後に実施可能
であり，この場合も原子炉注水の開始時間が早くなる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，復水移送ポンプの起動操作が常設代替交流電源設備からの受電操作の影響を受けるが，低圧代替注水系(常設)は非常用高圧母線D 系の電源回復後に実施可能であり，
この場合も原子炉注水の開始時間が早くなる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。

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

操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作は，解析上の操作開始時間として原子炉水位が破断口高さまで水位回復後，格納容器温度が190℃超過を確認した時点を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，解析結果は原子炉水位が破断口高さまで水位回復前に既に格納容器温度は 190℃を超えており，実態の操作も原子炉水位が破断口高さまで水位回復後に低圧代替注水系（常設）から代替格納容器スプレイへ切り替えることとしており，実態の操作開始時間は，解析上の設定とほぼ同等であるため，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員
等操作時間に与える影響も小さい。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。代替格納容器スプレイへの切替え後，原子炉水位が原子炉水位低（レベル 1）まで低下した場合，
低圧代替注水系(常設)へ切り替えを行う。当該操作開始時間は，解析上の想定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影
響も小さい。また，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，対応手順の相違

解析上の想定時間を設定している表現を修正（操作開始の起点である格
納容器圧力の上昇が緩慢であり，継続
監視していることから速やかに実施
可能）

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

18／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

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

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

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

東海第二発電所
操作条件の格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作は，解析上の操作開始時間として，サプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m
到達から 5 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，炉心損傷後の格納容器ベントの実施基準（サプレッション・プール水位通常水位＋6.5m）に到達するのは，事象発生の約 19 時間後である。また，格納容器ベントの準備操作はサプレッション・プール水位の上昇傾向を監視しながらあらか
じめ操作が可能であり，格納容器ベント操作の操作所要時間は時間余裕を含めて設定されていることから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，サプレッション・プール水位通常水位＋6.5m 到達時に速やかに格納容器
減圧及び除熱をすることが可能であるため，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。当該操作は，解析コー
ド及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅くなる
可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
（添付資料 3.1.3.8）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作並びに常設
低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格
納容器冷却操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

備考

対応手順の相違（東海第二では代替格
納容器スプレイと代替原子炉注水を同時に実施）
評価項目となるパラメータ：格納容器
圧力・温度

操作条件の常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作は，運転員等操作時間に与える影響として，
原子炉注水の状況により格納容器冷却操作の開始は原子炉水位Ｌ０まで水位回復し格納容器冷却を一時停止させた後，格納容器圧力 465kPa［gage］到達時点となり，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評 評価項目となるパラメータ：格納容器
価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
圧力・温度
操作条件の格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほ 評価項目となるパラメータ：格納容器
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。
圧力・温度，Ｃｓ放出量（添付資料 3.1.3.8）(3) 操作時間余裕の把握(3) 操作時間余裕の把握
操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメー
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
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19／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
以下に示す。
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，第 7.2.1.3－14 図から第 7.2.1.3－16 図に示すとおり，事象発生から 90 分後（操作開始時間 20 分程度の遅れ）までに常設代替交流電源設備からの受電操作を行い低圧代替注水系（常設）による原子炉注水が開始できれば，損傷炉心は炉心位置に保持され，評価項目を満足する結果となることから，時間余裕がある。

なお，格納容器ベント時における Cs 放出量は炉心損傷の程度の影響を受けるが，格納容器ベント開始時間はほぼ同等であることから，放出量に与える影響は小さい。

操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作については，事象発生から 90 分後（操作開始時間 20 分程度の遅れ）に低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始した場合の解析では，格納容器スプレイ開始のタイミング
は約 2.3 時間後であるため，現行の 2 時間に対して約 20 分程度の準備時間を確保できることから，時間余裕がある。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱操作については，格納容器ベント開始までの時間は事象発生から約 38 時間後の操作であり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。

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

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

東海第二発電所

備

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

7.2.1.3.4 必要な要員及び資源の評価
3.1.3.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価(1) 必要な要員の評価
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破において，6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策時における事象発生 10 時間までに必要損）」の重大事故等対策に必要な災害対策要員（初動）は，「3.1.3.1 格納容器破損
な要員は，「7.2.1.3.1 格納容器破損防止対策」に示すとおり 28 名である。
「7.5.2 重大防止対策」に示すとおり 21 名であり，災害対策要員（初動）の 39 名で対処可能で事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員及び緊急時対策要員等のある。
72 名で対処可能である。有効性評価で考慮しない作業（原子炉ウェル注水）に必要な要
また，事象発生 2 時間以降に必要な参集要員は 5 名であり，発電所外から 2 時間
20／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
員を 4 名含めた場合でも対処可能である。
また，事象発生 10 時間以降に必要な参集要員は 20 名であり，発電所構外から 10 時
間以内に参集可能な要員の 106 名で確保可能である。

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

東海第二発電所備

考以内に参集可能な要員の 71 名で対処可能である。

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

ｂ．燃 料
常設代替交流電源設備による電源供給について，事象発生直後から 7 日間の常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 5 台）の運転を想定すると，約352.8kL の軽油が必要となる。軽油貯蔵タンクには約 800kL の軽油を保有していることから，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 5 台）による 7 日間の電源供給の継続が可能である。
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（1 台）による代替
淡水貯槽への補給について，事象発生直後から 7 日間の可搬型代替注水中型ポンプ（1 台）の運転を想定すると，約 6.0kL の軽油が必要となる。可搬型設備用軽油タンクには約 210kL の軽油を保有していることから，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（1 台）による 7 日間の代替淡水貯槽への補給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，事象発生直後から 7 日間の緊
急時対策所用発電機の運転を想定すると，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，
緊急時対策所用発電機による 7 日間の電源供給の継続が可能である。
（添付資料 3.1.3.11）
21／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
c. 電源
常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故等対策に必要な負荷として，
6 号炉で約 1,104kW，7 号炉で約 1,071kW 必要となるが，常設代替交流電源設備は連続定格容量が 1 台あたり 2,950kW であり，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
また，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポスト
用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。

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

東海第二発電所

備

考

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

7.2.1.3.5 結論
3.1.3.5 結論
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」
では，原子炉格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によ
では，格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によってって発生した水蒸気，ジルコニウム－水反応等によって発生した非凝縮性ガス等が蓄積発生した水蒸気，ジルコニウム－水反応等によって発生した非凝縮性ガスが蓄積するすることによって，格納容器内雰囲気圧力・温度が徐々に上昇し，原子炉格納容器の過ことによって，格納容器圧力及び温度が徐々に上昇し，格納容器の過圧・過温により圧・過温により原子炉格納容器の破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「雰格納容器の破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度に囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」に対する格納容器破損防よる静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」に対する格納容器破損防止対策としては，止対策としては，初期の対策として低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段，安初期の対策として常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による定状態に向けた対策として代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器
原子炉注水手段及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却手段を 東海第二における代替循環冷却系が冷却手段及び格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱手段を整備している。
整備している。また，安定状態に向けた対策として常設低圧代替注水系ポンプを用い 使用できない場合の評価の位置付け
た代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却手段及び格納容器圧力逃 を記載
がし装置による格納容器減圧及び除熱手段を整備している。
格納容器圧力逃がし装置は，多重化設計とする代替循環冷却系のさらなる後段の対策であり，重大事故時に事象発生後短期に格納容器圧力逃がし装置を使用することは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）」 実質的には考えられないが，格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷の評価事故シーケンス「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失＋全交流動力電源喪失」につ（格納容器過圧・過温破損）」の評価事故シーケンス「大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷
いて，代替循環冷却系を使用しない場合を想定し，格納容器圧力逃がし装置を使用する
却失敗＋低圧炉心冷却失敗」について，代替循環冷却系を使用できない場合を想定し，場合の有効性評価を行った。
格納容器圧力逃がし装置を使用する場合の有効性評価を行った。
上記の場合においても，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納容器ス
上記の場合においても，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設） ジルコニウム－水反応等：水の放射線
プレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置による原子
による原子炉注水を継続し，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレ 分解，金属－水反応を含む
炉格納容器除熱を実施することにより，原子炉格納容器雰囲気の冷却及び除熱が可能で
イ冷却系（常設）による格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置による格納容器減ある。
圧及び除熱を実施することで，格納容器冷却及び除熱が可能である。
その結果，ジルコニウム－水反応等により可燃性ガスの蓄積が生じた場合においてもその結果，ジルコニウム－水反応等により可燃性ガスの蓄積が生じた場合において原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度，放射性物質の総放出量は，評価項目
も格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度，放射性物質の総放出量は，評価項目をを満足している。また，安定状態を維持できる。
満足している。また，安定状態を維持することができる。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与え解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与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。
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
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
果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
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，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。
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
22／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

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

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

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，代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱等の格納容器破損防止対策は，選定した評価事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器
過圧・過温破損）」に対して有効である。

な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容
器過圧・過温破損）」において，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱の格納容器破損防止対策は，選定した評価事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」に対して有効である。

備

考

23／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

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

備

考

24／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

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

備

考

25／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

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

備

考

26／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

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

備

考

27／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

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

備

考

28／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

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

備

考

29／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

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

備

考

30／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

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

備

考

31／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

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

備

考

32／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

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

備

考

33／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

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

備

考

34／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

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

備

考

35／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

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

備

考

36／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

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

備

考

37／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

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

備

考

38／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

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

備

考

39／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

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

備

考

40／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

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

備

考

41／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽発電所６／７号機

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

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

備

考

42／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽発電所６／７号機

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

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

備

考

43／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽発電所６／７号機

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

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

備

考

44／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽発電所６／７号機

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

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

備

考

45／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽発電所６／７号機

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

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

備

考

46／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽発電所６／７号機

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

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

備

考

47／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽発電所６／７号機

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

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

備

考

48／49

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽発電所６／７号機

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

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

備

考

49／49