東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））

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2.4 崩壊熱除去機能喪失
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」は，崩壊熱除去機能の喪失に至る
7.1.4 崩壊熱除去機能喪失
要因により「取水機能が喪失した場合」又は「残留熱除去系が故障した場合」に分類される。
2.4.1 取水機能が喪失した場合
2.4.1.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策
7.1.4.1 取水機能が喪失した場合(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス
7.1.4.1.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」に含まれる事故シーケンスとし(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンスては，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「過渡事象＋ ・プラント型式の違いに起因した事故
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」に含まれる事故シーケンスは，
シーケンス抽出の違い「6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「過渡事象＋崩壊熱
ＲＨＲ失敗」，②「過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗」，③「外部電除去失敗」，②「過渡事象＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗」，③「通常停止＋崩壊
熱除去失敗」，④「通常停止＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗」，⑤「サポート系喪失＋崩壊熱除去失敗」，⑥「サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗」，⑦「小破断 LOCA＋崩壊熱除去失敗」，⑧「中破断 LOCA＋RHR 失敗」及び⑨「大破断 LOCA
＋RHR 失敗」である。

源喪失＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）」，④「外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁
再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）」，⑤「外部電源喪失＋直流電源喪失（ＨＰＣＳ成功）」，⑥「手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋ＲＨＲ失敗」，⑦「手動停止／サポー
ト系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗」，⑧「サポート系喪失（自動停止）＋ＲＨＲ失敗」，⑨「サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再
閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗」，⑩「サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）」，⑪「サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）」，⑫「中小破断ＬＯＣＡ＋
ＲＨＲ失敗」及び⑬「大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗」である。

(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方
本事故シーケンスグループは，ＬＯＣＡを起因事象とする事故シーケンスも含め ・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，
炉心冷却に成功し，中長期的な格納容器の過圧・過温の観点では，崩壊熱が支配要
ＨＰＣＳによる炉心冷却に成功す
因となることからＬＯＣＡも過渡事象も同等となり，崩壊熱除去機能喪失に対するる場合は本事故シーケンスグルー
重大事故等対策に違いはない。また，ＬＯＣＡ時注水機能喪失及び雰囲気圧力・温プに分類し，事象進展及び重大事故度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）にて，ＬＯＣＡに加えて崩壊熱除去
等対策に違いがないことから，代表機能が喪失した場合の重大事故等対策の有効性を確認している。
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）」では，以上を踏まえ，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失性の観点で重要事故シーケンスを運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故（LOCA を除く）の発生後，炉心冷却には
した場合）」では，運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故（ＬＯＣＡを除く）の選定している。なお，LOCA 時注水機成功するが，取水機能の喪失により崩壊熱除去機能が喪失することを想定する。こ発生後，高圧注水機能等により炉心冷却には成功するが，取水機能の喪失により崩能喪失及び雰囲気圧力・温度によるのため，原子炉冷却材温度の上昇により発生する蒸気が逃がし安全弁により原子炉
壊熱除去機能が喪失することを想定する。このため，炉心の崩壊熱により発生した
静的負荷にて LOCA に加えて崩壊熱格納容器に放出され，格納容器圧力が上昇することから，緩和措置がとられない場
蒸気が逃がし安全弁を介して格納容器に流入し格納容器圧力が上昇することで，緩除去機能が喪失した場合の有効性
合には，炉心損傷より先に原子炉格納容器が破損する。これに伴って炉心冷却機能
和措置が取られない場合には，炉心損傷より先に格納容器破損に至る。これに伴いが確認されている点は同じ。
を喪失する場合には，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至る。ま
炉心冷却機能を喪失する場合には，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損
た，取水機能の喪失を想定することから，あわせて非常用ディーゼル発電機も機能傷に至る。
・記載箇所の違い（東海第二でも運転喪失する。ここで，対応がより厳しい事故シーケンスとする観点から，外部電源の員等操作の観点ではＳＢＯを想定）
喪失を設定し，全交流動力電源喪失が生じるものとした。

(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））

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は，取水機能を喪失したことによって最終的に炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故等対策の有効性評価には，取水機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
したがって，本事故シーケンスグループでは，原子炉隔離時冷却系による原子炉
注水によって原子炉水位を適切に維持しつつ，常設代替交流電源設備による給電及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の準備が完了したところで，逃がし安全弁の手動開操作により原子炉を減圧し，原子炉減圧後に低圧代替注水系（常設）及び代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）により炉心を冷却することによって炉心損傷の防止を図る。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，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）による原子炉格納容器除熱を実施する。

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

東海第二発電所

備

考

本事故シーケンスグループのうち取水機能が喪失した場合については，取水機能の喪失により崩壊熱除去機能が失われたことによって最終的に炉心損傷に至る事故
シーケンスグループである。このため，重大事故等対策の有効性評価には，取水機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
以上により，本事故シーケンスグループのうち取水機能が喪失した場合について
は，原子炉注水機能を用いて原子炉へ注水することにより炉心損傷の防止を図るとともに，代替の海水取水機能を用いて最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことによって除熱を行い格納容器破損の防止を図る。

(3) 炉心損傷防止対策(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」のうち取水機能が喪失した場合
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）」におにおいて，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ十分な冷却を可能とするため，ける機能喪失に対して，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可初期の対策として原子炉隔離時冷却系，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動によ能とするため，初期の対策として原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（常設）及る原子炉減圧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）によび逃がし安全弁による原子炉注水手段を整備し，安定状態に向けた対策として，逃る原子炉注水手段を整備し，安定状態に向けた対策として，緊急用海水系を用いたがし安全弁を開維持することで，低圧代替注水系（常設）及び代替原子炉補機冷却
残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水手段を整備する。また，格納容器の系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）による炉心冷却を継続する。また，原健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として，緊急用海水系を用いた残留子炉格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として代替格納容器
熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール
スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却手段，代替原子炉補機冷却系を冷却系）による格納容器除熱手段を整備する。
対策の概略系統図を第 2.4.1－1 図に，介した残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）による原
子炉格納容器除熱手段を整備する。
対応手順の概要を第 2.4.1－2 図に示すとともに，対策の概要を以下に示す。また，
これらの対策の概略系統図を第 7.1.4.1－1 図から第 7.1.4.1－4 図に，手順の概重大事故等対策の手順と設備との関係を第 2.4.1－1 表に示す。
要を第 7.1.4.1－5 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を第 7.1.4.1－1 表に示す。
本事故シーケンスグループの重要事故シーケンスにおいて，事象発生 10 時間ま本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて必要な要員は， ・プラント基数，設備設計及び運用のでの 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災害対策要員（初動）20 名である。
違いにより必要要員数は異なるが，
び緊急時対策要員で構成され，合計 28 名である。その内訳は次のとおりである。
災害対策要員（初動）の内訳は，当直発電長 1 名，当直副発電長 1 名，運転操作
タイムチャートにより要員の充足
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，運転対応を行うための当直運転員 4 名，指揮，通報連絡を行うための災害対策要員（指性は確認される。
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，通報揮者等）4 名及び現場操作を行うための重大事故等対応要員 10 名である。
連絡等を行う緊急時対策本部要員は 5 名，緊急時対策要員（現場）は 8 名である。
必要な要員と作業項目について第 2.4.1－3 図に示す。
また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員は，代替原子炉補機冷却系作業をなお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を重要事 ・東海第二では，常設の重大事故等対行うための参集要員 26 名である。必要な要員と作業項目について第 7.1.4.1－6 図
故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，災害対策要員（初動）20 名
処設備である緊急用海水系に期待に示す。
で対処可能である。
することから，参集要員は不要
なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を重要事
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））

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

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。
a. 全交流動力電源喪失及び原子炉スクラム確認
外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機が機能喪失する。
これにより，所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となり，全交流動力電源喪失に至る。全交流動力電源喪失の発生により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。

ａ．原子炉スクラムの確認
運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故が発生して原子炉がスクラムしたこ ・東海第二でも，外部電源が喪失した
場合のＳＢＯ確認も含めて 10 分間とを確認する。
の状況判断にを設定していること
原子炉スクラムの確認に必要な計装設備は，平均出力領域計装等である。
から，実態として違いはない。

b. 原子炉隔離時冷却系による原子炉注水
原子炉スクラム後，原子炉水位は低下するが，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉注水を開始することにより，原子炉水位が回復する。
原子炉隔離時冷却系による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び原子炉隔離時冷却系系統流量等である。
原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル 2）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。

ｂ．原子炉隔離時冷却系の自動起動の確認
原子炉水位が原子炉水位異常低下（レベル２）設定点に到達した時点で原子炉隔離時冷却系が自動起動したことを確認する。また，主蒸気隔離弁が閉止し，逃がし安全弁（安全弁機能）により原子炉圧力が制御されるとともに，再循環系ポンプがトリップしたことを確認する。
原子炉隔離時冷却系の自動起動の確認に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域），原子炉隔離時冷却系系統流量等である。
ｃ．原子炉水位の調整操作（原子炉隔離時冷却系）
原子炉隔離時冷却系の起動により原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復したことを確認する。また，原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持する。
原子炉水位の調整操作（原子炉隔離時冷却系）に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域）等である。

c. 早期の電源回復不能判断及び対応準備
中央制御室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，早期の電源回復不能と判断する。これにより，常設代替交流電源設備，代替原子炉補機冷却系，低圧代
替注水系（常設）の準備を開始する。
ｄ．取水機能喪失の確認
サプレッション・プール水温度が 32℃に到達したことを確認し，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系によるサプレッション・プール冷却を試みるが，残留熱除去系海水系の起動に失敗したことを確認し，取水機能喪失を確認する。
取水機能喪失の確認に必要な計装設備は，残留熱除去系海水系系統流量等である。
外部電源が喪失している場合，中央制御室からの遠隔操作により常設代替高圧
電源装置から緊急用母線を介して非常用母線を受電する。
ｅ．残留熱除去系海水系の回復操作
・東海第二では，解析上考慮しない操取水機能喪失の確認後，残留熱除去系海水系の回復操作を実施する。
作も含め，手順に従い必ず実施する
ｆ．常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動操作
操作を記載
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考

取水機能喪失に伴う低圧注水機能喪失の確認後，中央制御室からの遠隔操作に
より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）を起動する。
常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動操作に必要な計装設備は，常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力等である。
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

d. 逃がし安全弁による原子炉急速減圧
常設代替交流電源設備による交流電源供給を確認後，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の準備として，中央制御室からの遠隔操作により復水移送ポンプ 2台を手動起動する。また，原子炉注水に必要な電動弁（残留熱除去系注入弁及び残留熱除去系洗浄水弁）が開動作可能であることを確認する。低圧代替注水系（常設）のバイパス流防止系統構成のためにタービン建屋負荷遮断弁を全閉にする。

原子炉隔離時冷却系による原子炉注水停止を確認し，サプレッション・チェンバのプール水の熱容量温度制限により，中央制御室からの遠隔操作によって逃がし安全弁 2 個を手動開操作し原子炉を急速減圧する。
原子炉急速減圧を確認するために必要な計測設備は，原子炉圧力である。

取水機能喪失に伴う低圧注水機能喪失の確認後，可搬型代替注水中型ポンプ準
備及びホース敷設等を実施する。
ｈ．逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作
常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動準備操作の完了後，サプレッション・プール水温度がサプレッション・プール熱容量制限（原子炉が高圧の場合は 65℃）に到達したことを確認し，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁（自動減圧機能）の 7 個を手動開放し，原子炉減圧を実施する。
逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作に必要な計装設備
は，原子炉圧力等である。
ｉ．原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（常設））
逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作により，原子炉圧力が常設低圧代替注水系ポンプの吐出圧力を下回ると，原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復することを確認する。原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子
炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持する。また，原子炉圧力の低下により原子炉隔離時冷却系が停止したことを確認する。
原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（常設））に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域）等である。

e. 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水逃がし安全弁による原子炉急速減圧により，原子炉圧力が低圧代替注水系（常設）の系統圧力を下回ると，原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復する。
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位，復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）等である。
原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。

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崩壊熱除去機能を喪失しているため，格納容器圧力及び温度が上昇する。格納容器圧力が 13.7kPa[gage]到達後に，原子炉水位が原子炉水位高（レベル 8）に到達した場合は，中央制御室からの遠隔操作により代替格納容器スプレイ冷却系（常設）・手順の違い。東海第二では代替格納容器スプレイは 279kPa[gage] にて
実施する。
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備考による原子炉格納容器冷却を実施する。
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。
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時に，原子炉水位が原子炉水位低（レベル 3）まで低下した場合は，中央制御室からの遠隔操作により代替格納容器スプレイ冷却系（常設）を停止し，原子炉注水を実施する。原子炉水位高（レベル 8）まで原子炉水位が回復した後，原子炉注水を停止し，格納容器スプレイを再開する。
g. 残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運転
代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系の準備が完了後，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）
運転を開始する。残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）
運転を確認するために必要な計装設備は，サプレッション・チェンバ・プール水温度等である。
h. 残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水
サプレッション・チェンバ・プール水位が真空破壊装置-1m に到達後，低圧代替
注水系（常設）による原子炉注水を停止し，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を開始する。
残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は,原子炉水位及び残留熱除去系系統流量等である。
原子炉水位回復後は，原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。原子炉水位高（レベル 8）まで原子炉水位が回復した後，原子炉注水を停止し，サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード運転を再開する。

ｊ．緊急用海水系を用いた海水通水操作
取水機能喪失の確認後，中央制御室からの遠隔操作により緊急用海水系を起動する。
緊急用海水系を用いた海水通水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）等である。

以降，炉心冷却及び原子炉格納容器除熱は，残留熱除去系により継続的に行う。

以降，炉心冷却は残留熱除去系（低圧注水系）を用いた原子炉注水により原子炉
水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持することで継続的に実施し，格納容器除熱は，原子炉注水の停止期間中に残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プー
ル冷却系）により実施する。また，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）に切り替
え，冷温停止状態とする。

ｋ．緊急用海水系を用いた残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作並びに残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱操作
緊急用海水系の起動後，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系を起動し，格納容器除熱を実施する。また，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代
替注水系（常設）による原子炉注水を停止し，残留熱除去系による原子炉注水に切り替える。
緊急用海水系を用いた残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作並びに残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・
プール冷却系）による格納容器除熱操作に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域），残留熱除去系系統流量，緊急用海水系流量（残留熱除去系熱交換器）等である。
ｌ．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操作を実
施する。

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

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備考7.1.4.1.2 炉心損傷防止対策の有効性評価
2.4.1.2 炉心損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「6.2
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「1.2
評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過渡事象（原子炉水位低下の評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過渡事象（原子炉水位の急速観点で厳しい給水流量の全喪失を選定）を起因事象とし，逃がし安全弁再閉失敗をな低下に伴い，原子炉スクラム，高圧注水機能の自動起動，主蒸気隔離弁の閉止等
含まず高圧状態が継続される「過渡事象（給水流量の全喪失）＋崩壊熱除去失敗」が発生するため，事象発生後の状況判断における余裕時間の観点で厳しい給水流量である。
の全喪失を選定）を起因事象とし，逃がし安全弁により原子炉圧力が高圧状態に維なお，取水機能を喪失することで，非常用ディーゼル発電機も機能喪失すること持される「過渡事象（給水流量の全喪失）＋ＲＨＲ失敗」である。
から，本評価では，より厳しい条件とする観点から外部電源の喪失も設定し，取水機能喪失に全交流動力電源喪失が重畳するものとして，取水機能喪失時の炉心損傷防止対策の有効性を確認する。
本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，気液熱非本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移，平衡，沸騰遷移，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
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）
・対離（水位変化）・対向流，三次元効果，原子炉圧力容器における沸騰・凝縮・ボイド
向流，気液熱非平衡及び三次元効果，原子炉圧力容器における冷却材放出（臨界流・率変化，気液分離（水位変化）
・対向流，冷却材放出（臨界流・差圧流），ECCS 注水
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（給水系・代替注水設備含む）並びに原子炉格納容器における格納容器各領域間の注水（給水系及び代替注水設備含む）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，サプ
流動，気液界面の熱伝達，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，スプレイ冷却及びサ
レッション・プール冷却が重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価す
プレッション・プール冷却が重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価ることが可能である長期間熱水力過渡変化解析コード SAFER，シビアアクシデント
することが可能である長期間熱水力過渡変化解析コードＳＡＦＥＲ及びシビアアク
総合解析コード MAAP により原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温度，格納容器
シデント総合解析コードＭＡＡＰにより，原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温
圧力，格納容器温度等の過渡応答を求める。
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。なお，本有効性評 ・東海第二では燃料被覆管温度の評価
結果が破裂判断基準に対して十分価では，ＳＡＦＥＲコードによる燃料被覆管温度の評価結果は，ベストフィット曲
な余裕があることからＣＨＡＳＴ
線の破裂判断基準に対して十分な余裕があることから，燃料被覆管温度が高温とな
Ｅコードによる詳細評価は実施しる領域において，燃料棒やチャンネルボックスの幾何学的配置を考慮した詳細な輻
射熱伝達計算を行うことで燃料被覆管温度をＳＡＦＥＲコードよりも低めに評価すないことを明記しているが，本事故
るＣＨＡＳＴＥコードは使用しない。
シーケンスで使用する解析コード
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故に違いはない。
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。
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
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第 7.1.4.1－
2 表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条
件を以下に示す。
a. 事故条件(a) 起因事象
起因事象として，給水流量の全喪失が発生するものとする。

(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する主要な解析条件を第 2.4.1－2 表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
ａ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，給水流量の全喪失が発生するものとする。

6／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））

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(b) 安全機能の喪失に対する仮定
取水機能の喪失により崩壊熱除去機能が喪失するものとする。
(c) 外部電源
外部電源は以下の観点により使用できないものと仮定する。
a) 事象の進展に対する影響
外部電源がある場合，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップしないことにより，原子炉水位低（レベル 3）による原子炉スクラムまでは原子炉出力が高く維持され，原子炉水位の低下が早いため，事象初期の炉心冷却という観点では厳しくなる。しかし，本評価では，事故直後から原子炉隔離時冷却系により炉心は冠水維持され，原子炉減圧により炉心は露出するが，低圧代替注水系（常設）により炉心冷却が継続されることから外部電源の有無の影響は小さい。
b) 重大事故等対策に対する影響
本解析においては，取水機能の喪失を仮定しており，原子炉隔離時冷却系を除く
非常用炉心冷却系及び非常用交流電源設備は使用できない。よって，外部電源なしを仮定することにより，常設代替交流電源設備等の更なる重大事故等対策が必要となることから要員，資源等の観点で厳しい条件となる。

(b) 安全機能の喪失に対する仮定
取水機能の喪失により，崩壊熱除去機能が喪失するものとする。
(c) 外部電源

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，タービン蒸気加減弁急速閉信号によるものとする。

ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム
原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル３）信号によるものとする。
(b) 主蒸気隔離弁
主蒸気隔離弁は，原子炉水位異常低下（レベル２）信号により閉止するものとする。
(c) ＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環系ポンプトリップ機能）
ＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環系ポンプトリップ機能）は，原子炉水位異常低下（レベル２）信号により再循環系ポンプを全台トリップさせるものとする。
(d) 逃がし安全弁
逃がし安全弁（安全弁機能）にて原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力 ・東海第二では，原子炉圧力が高めに上昇を抑制するものとする。また，原子炉減圧には，逃がし安全弁（自動減圧維持され，原子炉減圧操作時に原子機能）7 個を使用するものとし，容量として，1 個当たり定格主蒸気流量の約 6％
炉圧力が所定の圧力に到達するまを処理するものとする。
での時間が遅くなるため，事象発生(e) 原子炉隔離時冷却系
初期において高圧注水機能が喪失
３
原子炉水位異常低下（レベル２）信号により自動起動し，136.7m ／h（原子し低圧注水機能を用いて原子炉注
炉圧力 1.04MPa[gage]～7.86MPa[gage]において）の流量で原子炉へ注水するも水を実施する事故シーケンスにおのとする。原子炉水位が原子炉水位高（レベル８）設定点まで回復した以降は， いては，評価項目に対して厳しい条
原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）件となる安全弁機能を設定
設定点の範囲に維持する。また，原子炉減圧時の常設低圧代替注水系ポンプを(b) 原子炉隔離時冷却系
原子炉隔離時冷却系が原子炉水位低（レベル 2）で自動起動し，182m3/h（8.12～
1.03MPa[dif]において）の流量で注水するものとする。
(c) 逃がし安全弁
逃がし安全弁の逃がし弁機能にて，原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を抑えるものとする。また，原子炉減圧には自動減圧機能付き逃がし安全弁（2個）を使用するものとし，容量として，1 個あたり定格主蒸気流量の約 5%を処理す
るものとする。

外部電源は喪失するものとする。
評価上，取水機能喪失に伴う非常用ディーゼル発電機等の機能喪失を考慮することから，外部電源喪失を想定する場合には全交流動力電源喪失となる。
また，原子炉スクラムまでの原子炉出力が高く維持され，原子炉水位の低下が大きくなることで，炉心の冷却の観点で厳しくなり，外部電源がある場合を包含する条件として，原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル３）信号にて発生し，再循環系ポンプトリップは，原子炉水位異常低下（レベル２）信号にて発生するものとする。

7／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機(d) 低圧代替注水系（常設）
逃がし安全弁による原子炉減圧後に，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。
(e) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
格納容器圧力及び温度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。

(f) 代替原子炉補機冷却系
伝熱容量は約 23MW（サプレッション・チェンバ・プール水温 100℃，海水温度 30℃
において）とする。

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

東海第二発電所

備考

用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉水位回復性能を確認する観点で，原子炉減圧操作と同時に注水を停止する。
(f) 低圧代替注水系（常設）
常設低圧代替注水系ポンプ 2 台を使用するものとし，注水流量は，機器設計上の最小要求値である最小流量特性（注水流量：0m３／h～378m３／h，注水圧力：0MPa[dif]※～2.38MPa[dif]）を用いるものとする。また，原子炉水位が原子炉水位高（レベル８）設定点まで回復した以降は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の範囲に維持する。残留
熱除去系の準備完了後，原子炉水位高（レベル８）設定点到達で常設低圧代替 （・東海第二では，代替格納容器スプ
レイ冷却系ではなく，ＥＳＷを用い
注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を停止する。
たＲＨＲスプレイに期待している）※ MPa[dif]…原子炉圧力容器と水源との差圧（以下同様）(g) 残留熱除去系（低圧注水系）
残留熱除去系ポンプ 1 台を使用するものとし，非常用母線の受電が完了した
後に手動起動し，0m３／h～1,676m３／h（0MPa[dif] ～1.55MPa[dif]において）の流量で原子炉へ注水するものとする。伝熱容量は，熱交換器の設計性能に基
づき 1 基当たり約 24MW（サプレッション・プール水温度 100℃，海水温度 32℃
において）とする。なお，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持しつつ，原子炉注水の停止期間中に格納容器スプレイ又はサプレッション・プール冷却を実施するものとする。
(h) 残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）
残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水を停止している期間に 1.9×10
３ ３m ／h の流量で格納容器へスプレイするものとし，そのうち 95％をドライウェ
ルへ，5％をサプレッション・チェンバへ分配するものとする。なお，格納容器
スプレイ実施中に格納容器圧力が 13.7kPa[gage]に到達した時点でサプレッション・プール冷却運転に切り替える。
伝熱容量は，熱交換器の設計性能に基づき 1 基当たり約 43MW（サプレッション・プール水温度 100℃，海水温度 32℃において）とする。
(i) 緊急用海水系
残留熱除去系へ海水通水時の伝熱容量は，熱交換器の設計性能に基づき 1 基
当たり約 24MW（サプレッション・プール水温度 100℃，海水温度 32℃において）とする。

(g) 残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）
伝熱容量は，熱交換器 1 基あたり約 8MW（サプレッション・チェンバ・プール水
温 52℃，海水温度 30℃において）とする。
(h) 残留熱除去系（低圧注水モード）
残留熱除去系（低圧注水モード）は，サプレッション・チェンバ・プール水位が8／50

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））

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3

真空破壊装置-1m に到達した時点で手動起動し，954m /h（0.27MPa[dif]において）の流量で注水するものとする。
c. 重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「6.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 交流電源は，事象発生から 70 分後に常設代替交流電源設備によって供給を開始する。

ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。

(b) 低圧代替注水系（常設）起動操作は，事象発生から 70 分後の常設代替交流電源設
備からの給電の直後に開始する。なお，サプレッション・チェンバ・プール水位が真空破壊装置-1m に到達した場合，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を停止する。
(c) 逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，低圧代替注水系（常設）起動操作後，原子炉水位がレベル 8 に到達する事象発生から約 3 時間後に開始する。
(d) 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，原子炉水位高（レベル 8）に到達した場合に開始する。なお，格納容器スプレイは，事象発生から約 25 時間後に停止する。
(e) 代替原子炉補機冷却系運転操作は，事象発生から 20 時間後に開始する。
(f) 代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール
水冷却モード）の起動操作は，事象発生から 20 時間後に開始する。

(a) 逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（常設低圧代替 ・東海第二では，運転手順に基づき設定している。また，代替交流電源か
注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作）は，らの給電開始時間についても，運転
運転手順に基づきサプレッション・プール水温度が 65℃に到達した場合に実手順に基づく操作時間を考慮して施する。
いる。
(b) 緊急用海水系を用いた残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作並
びに残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッ ・上記同様，運転手順に従い設定しているが，余裕時間を確認する観点でション・プール冷却系）による格納容器除熱操作は，余裕時間を確認する観代替格納容器スプレイの実施基準
点で代替格納容器スプレイの実施基準である格納容器圧力 279kPa［gage］ににて設定している。
（RHR スプレイの到達した場合に実施する。また，残留熱除去系による格納容器除熱の開始後実施基準は 245kPa[gage]に，原子炉水位が原子炉水位高（レベル８）設定点に到達した場合は，常設
低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を停止し，以降は残留熱除去系による原子炉注水により原子炉水位を維持する。

(g) 代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水
は,サプレッション・チェンバ・プール水位が真空破壊装置-1m に到達後に開始する。
(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内及びシュ
ラウド内外）※1，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量，原子炉圧力容器内の保有水量の推移を第 7.1.4.1－7 図から第 7.1.4.1－12 図に，燃料被覆管温度，燃料被覆管の最高温度発生位置における熱伝達係数，燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率，平均出力燃料集合体のボイド率，炉心下部プレナム部のボイド率の推移及び燃料被覆管に破裂が発生する時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係を第 7.1.4.1－13 図から第 7.1.4.1－18 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 7.1.4.1－(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内外水位）※，
注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量及び原子炉圧力容器内の保有水量の推移を
第 2.4.1－4 図から第 2.4.1－8 図に，燃料被覆管温度，燃料被覆管最高温度発生位
置における熱伝達係数，燃料被覆管最高温度発生位置におけるボイド率，高出力燃料集合体のボイド率，炉心下部プレナム部のボイド率の推移及び燃料被覆管破裂が発生した時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係を第 2.4.1－
9 図から第 2.4.1－14 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 2.4.1－15 図から第 2.4.1
9／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
19 図から第 7.1.4.1－22 図に示す。
※1 炉心露出から再冠水の過程を示すという観点で，シュラウド内の水位を示す。
シュラウド内は，炉心部から発生するボイドを含んだ二相水位を示しているため，シュラウド外の水位より，見かけ上高めの水位となる。一方，非常用炉心冷却系の起動信号となる原子炉水位計（広帯域）の水位及び運転員が炉心冠水状態において主に確認する原子炉水位計（広帯域・狭帯域）の水位は，シュラ
ウド外の水位であることから，シュラウド内外の水位をあわせて示す。なお，
水位が有効燃料棒頂部付近となった場合には，原子炉水位計（燃料域）にて監視する。6 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド内を，7 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド外を計測している。
a. 事象進展
取水機能喪失に伴う全交流動力電源喪失後，タービン蒸気加減弁急速閉信号が発生して原子炉がスクラムし，また，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系が自動起動して原子炉水位は維持される。
再循環ポンプについては，外部電源喪失により，事象発生とともに 10 台全てがトリップする。
事象発生から 70 分経過した時点で，常設代替交流電源設備による交流電源の供給を開始し，その後，原子炉急速減圧及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注
水を開始する。原子炉急速減圧は，中央制御室からの遠隔操作によって逃がし安全
弁 2 個を手動開することで実施する。
原子炉急速減圧を開始すると，原子炉冷却材の流出により原子炉水位が低下し，
有効燃料棒頂部を下回るが，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水が開始されると原子炉水位が回復し，炉心は再冠水する。
燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率は，原子炉減圧により，原子炉
水位が低下し，炉心が露出することから上昇する。その結果，燃料被覆管の伝熱様
式は核沸騰冷却から蒸気冷却となり熱伝達係数は低下する。その後，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水により，燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率及び熱伝達係数は増減する。炉心が再冠水すると，ボイド率が低下し，熱伝達係数が上昇することから，燃料被覆管温度は低下する。
平均出力燃料集合体及び炉心下部プレナム部のボイド率については，原子炉水位
及び原子炉圧力の変化に伴い変化する。
崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する
蒸気が原子炉格納容器内に流入することで，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇する。そのため，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却及び事象発生から 20 時間経過した時点での代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を行う。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
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－18 図に示す。
※ 炉心冷却の観点ではシュラウド内水位に着目し，運転員操作の観点ではシュ ・評価条件，運用・設備設計，事象進
ラウド外水位に着目するためシュラウド内外水位を合わせて示している。な
展等に違いに起因する記載の相違
お，シュラウド内は炉心部で発生するボイドを含む水位であることから，原はあるが，実態として記載内容に違子炉水位が低下する過程ではシュラウド外水位と比較して高めの水位を示
いはない。
す。

ａ．事象進展給水流量の全喪失が発生することで原子炉水位は低下し，原子炉水位低（レベル３）信号により，原子炉はスクラムする。その後原子炉水位が原子炉水位異常低下（レベル２）設定点まで低下すると，主蒸気隔離弁の閉止及び再循環系ポン
プトリップが発生するとともに，原子炉隔離時冷却系が自動起動することで，炉心の冠水が維持される。
その後，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動操作を実施し，事象発生の約 2 時間後にサプレッション・プール水温度がサプレッ
ション・プール熱容量制限である 65℃に到達した時点で，手動操作により逃がし
安全弁（自動減圧機能）7 個による原子炉減圧を実施する。逃がし安全弁（自動減圧機能）開放による蒸気流出によって原子炉水位が低下するが，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）による原子炉注水が開始されることで原子炉水位は回復し，炉心の冠水は維持される。なお，原子炉隔離時冷却系
は，原子炉減圧と同時に停止する想定とする。

高出力燃料集合体及び炉心下部プレナムのボイド率については，原子炉水位及び原子炉圧力の変化に伴い増減する。
また，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で発生する蒸気が逃がし安全弁を介して格納容器内に放出されることで，格納容器圧力及び雰囲
気温度は徐々に上昇する。このため，事象発生の約 13 時間後に格納容器圧力が279kPa[gage]に到達した時点で，緊急用海水系を用いた残留熱除去系（格納容器
スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格
納容器除熱操作を実施することにより，格納容器圧力及び雰囲気温度は安定又は10／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））

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

考低下傾向となる。
b. 評価項目等
燃料被覆管の最高温度は，第 7.1.4.1－13 図に示すとおり，原子炉水位が回復するまでの間に炉心が一時的に露出するため燃料被覆管の温度が上昇し，約 427℃に到達するが，1,200℃以下となる。燃料被覆管の最高温度は，平均出力燃料集合体にて発生している。また，燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆
管厚さの 1%以下であり，15%以下となる。
原子炉圧力は，第 7.1.4.1－7 図に示すとおり，逃がし安全弁の作動により，約7.52MPa[gage]以下に抑えられる。原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力は，原
子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（高々約 0.3MPa）を考慮しても，約7.82MPa[gage]以下であり，最高使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を十分下回る。
また，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することによって，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇するが，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却及び代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系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及び温度の最大値は，約0.30MPa[gage]及び約 143℃に抑えられ，原子炉格納容器の限界圧力及び限界温度を下回る。
第 7.1.4.1－8 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
約 4 時間後に炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，20 時間後に代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系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，「6.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目について，対策の有効性を確認した。

ｂ．評価項目等
燃料被覆管の最高温度は第 2.4.1－9 図に示すとおり，炉心冷却が維持され，初期値（約 309℃）以下にとどまることから，評価項目である 1,200℃を下回る。また，燃料被覆管の酸化量は，酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1％以下であり，評価項目である 15％を下回る。
原子炉圧力は，第 2.4.1－4 図に示すとおり，逃がし安全弁（安全弁機能）の作動により，約 7.79MPa[gage]以下に維持される。このため，原子炉冷却材圧力バ
ウンダリにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（0.3MPa程度）を考慮しても，約 8.09MPa[gage]以下であり，評価項目である最高使用圧
力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を下回る。
格納容器圧力は，第 2.4.1－15 図に示すとおり，崩壊熱除去機能が喪失しているため，原子炉圧力容器内で発生した蒸気が格納容器内に放出されることによって，事象発生後に上昇傾向が継続するが，緊急用海水系を用いた残留熱除去系による格納容器除熱により低下傾向となる。事象発生の約 13 時間後に最高値の約0.28MPa[gage]となるが，格納容器バウンダリにかかる圧力は，評価項目である最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa[gage]）を下回る。格納容器雰囲気温度は，第 2.4.1－16 図に示すとおり，事象発生の約 13 時間後に最高値の約 141℃となり，以降は低下傾向となっていることから，格納容器バウンダリにかかる温度は，評価項目
である 200℃を下回る。
第 2.4.1－5 図に示すように，原子炉隔離時冷却系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）による原子炉注水を継続し，その後，約 13 時
間後に緊急用海水系を用いた残留熱除去系による原子炉注水を開始することで，炉心の冠水状態が維持され，炉心冷却が維持される。また，第 2.4.1－15 図及び第 2.4.1－16 図に示すように，残留熱除去系による格納容器除熱を継続すること
で，高温停止での安定状態が確立する。
（添付資料 2.4.1.1）
安定状態が確立した以降は，機能喪失している設備の復旧に努めるとともに，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）により冷温停止状態とする。
以上により，本評価では，「1.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目について，対策の有効性を確認した。

2.4.1.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
7.1.4.1.3 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。
るものとする。
崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）では，炉心冷却には成功するが，本重要事故シーケンスでは，原子炉隔離時冷却系により炉心冷却には成功するが，
11／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
取水機能の喪失により崩壊熱除去機能が喪失することが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象発生から 12 時間程度までの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，逃がし安全弁による原子炉減圧操作，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作及び代替原子炉補機冷却系運転操作とする。

(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「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表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは実験結果の燃料
被覆管温度に比べて+50℃高めに評価することから，解析結果は燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価する可能性がある。よって，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きくなり燃料被覆管温度は低くなるが，操作手順（原子炉減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転
員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，解析結果は燃料被覆管
酸化を大きく評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなり，原子炉水位挙動に影響を与える可能性があるが，操作手順（原子炉減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはないことから，運転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（原子炉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し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

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
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

取水機能の喪失により崩壊熱除去機能が喪失することで格納容器圧力及び雰囲気温度が上昇するため，緊急用海水系を用いた残留熱除去系による格納容器除熱を実施することが特徴である。よって，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作）並びに緊急用海水系を用いた残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作並びに残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去
系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱操作とする。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を実施する重要現象は，「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の結果を以下に示す。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは炉心の冠水が維持される実験解析において，燃料被覆管温度をほぼ同等に評価する。有効性評
価解析では，おおむね炉心の冠水状態が維持されており，燃料被覆管の最高温度は初期値以下にとどまることから，不確かさは小さく，また，事象初期の原子炉
注水は原子炉隔離時冷却系の自動起動により確保され，燃料被覆管温度を操作開始の起点と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。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，燃料被覆管温度を高めに評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなるが，事象初期の原子炉注水は原子炉隔離時冷却系の自動起動により確保され，燃料被覆
管温度を操作開始の起点と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。
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が確認されているが，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，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する緊急用海水系を用いた残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注
水操作並びに残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプ
レッション・プール冷却系）による格納容器除熱操作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
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
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。

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表面熱伝達の不確かさとして，実験解析では熱伝達モデルの保守性により燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評価解析でも燃料被覆管温度を高めに評価することから，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

考

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，格納容器圧力を操作開始の起点としている緊急用海水系を用いた残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作並びに残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱操作に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
（添付資料 2.4.1.2）

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し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ため，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。

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表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは炉心の冠水が維持される実験解析において，燃料被覆管温度をほぼ同等に評価する。有効性評
価解析では，おおむね炉心の冠水状態が維持されており，燃料被覆管の最高温度は初期値以下にとどまることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，燃料被覆管温度を高く評価することから，実際の燃料被覆管温度は低めとなり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。ただし，炉心部の冠水がおおむね維持される本事故シーケンスでは，この影響は小さい。
格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導並びに気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析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が確認されているが，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，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雰囲気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。
（添付資料 2.4.1.2）(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 7.1.4.1－2
表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。

(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 2.4.1－2 表に示すとおりであり，こ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。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保守的な設定をしていることから，
この中で事象進展に有意な影響を与える可能性がある項目について，評価結果を炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは燃料被覆管の酸化について，酸化量及び酸化反応に伴う発熱量に保守的な結果を与え，燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくな
る。

備

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））

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
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確条件は約 42kW/m
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，燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，操作手順（原子炉減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はない
ことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
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，また，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び温度の上昇が遅くなるが，操作手順（原子炉減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはないことから，運転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，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。
事故条件の外部電源の有無については，全交流動力電源喪失となり事象進展が厳しくなる外部電源がない状態を設定している。なお，外部電源がある場合は，原子炉水位の低下が早くなるが，事象発生初期は原子炉隔離時冷却系にて原子炉水位が維持され，原子炉減圧により炉心は露出するものの，低圧代替注水系（常設）により炉心冷却が継続されるため，事象進展に影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
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。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確条件は約 42kW/m
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，燃料被覆管温度の上昇は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくな

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
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

備考以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／m に対して最確条件は約 33kW／m～約 41kW／m であり，最確条件とした場合は燃料被覆管
温度の上昇が緩和されるが，事象初期の原子炉注水は原子炉隔離時冷却系の自動起動により確保され，燃料被覆管温度を操作開始の起点と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。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件で設定した燃焼度 33GWd／t に対して最確条件は燃焼度 33GWd／t 以下であり，最確条件とした場合は解析条件で設定している崩壊熱と同等以下となる。燃焼度 33GWd／t の場合は，解析条件と最確条件は同等であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，燃焼度 33GWd／t 未満の場合は，原子炉からサプレッション・プールに流出する蒸気量が減少することで，原子炉水位の低下は遅くなるが，事象初期の原子炉注水は原子炉隔離時冷却系の自動起動により確保されることから，運転員
等操作時間に与える影響はない。また，同様に格納容器圧力及び雰囲気温度並びにサプレッション・プール水位及びサプレッション・プール水温度の上昇が遅くなり，これらのパラメータを起点とする運転員等操作の開始時間は遅くなる。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量及びドライウェル雰囲気温度
は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，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。
事故条件の外部電源の有無については，給復水系が停止することで，原子炉水位の低下を厳しくする条件として外部電源なしを想定するとともに，原子炉
スクラム及び再循環系ポンプトリップについては，外部電源がある場合を包含する条件を設定している。外部電源がある場合には，給復水系による原子炉注
水が維持され，事象進展が緩和されることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，最確条件とした場合，おおむね注水
開始後の原子炉水位の回復が早くなり，炉心冠水後の原子炉水位の維持操作の開始が早くなるが，原子炉減圧から水位回復までの原子炉水位を継続監視している期間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。
（添付資料 2.4.1.2，2.4.1.3）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／m に対して最確条件は約 33kW／m～約 41kW／m であり，最確条件とした場合は燃料被覆管
温度の上昇が緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
る。
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，また，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び温度の上昇が遅くなり，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，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。
事故条件の外部電源の有無については，全交流動力電源喪失となり事象進展が厳しくなる外部電源がない状態を設定している。なお，外部電源がある場合は，原子炉水位の低下が早くなるが，事象発生初期は原子炉隔離時冷却系にて原子炉水位が維持され，原子炉減圧により炉心は露出するが，低圧代替注水系（常設）により炉心冷却が継続されるため，事象進展に影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
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 分後に低圧代替注水系（常設）への電源供給が完了することを設定している。運転員等操作時間に与える影響として，実態の運転操作は約 30 分間で完了可能であり，解析上の受電完了時間（70 分後）は時間余裕を含めて設定していることから，低圧代替注水系（常設）の起動操作が早まる可能性がある。

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

備考大きくなる。ただし，炉心部の冠水がおおむね維持される本事故シーケンスでは，この影響は小さい。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件で設定した燃焼度 33GWd／t に対して最確条件は燃焼度 33GWd／t 以下であり，最確条件とした場合は解析条件で設定している崩壊熱と同等以下となる。燃焼度 33GWd／t の場合は，解析条件と最確条件は同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。また，33GWd／t 未満の場合は，原子炉からサプレッション・プールに流出する蒸気量が減少することで，原子炉水位の低下は緩和される。また，同様に格納容器圧力及び雰囲気温度並びにサプレッション・プール水位及びサプレッション・プール水温度の上昇は遅くなることから，評価項目となるパラメー
タに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量及びドライウェル雰囲気温度
は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，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。
事故条件の外部電源の有無については，給復水系が停止することで，原子炉水位の低下を厳しくする条件として外部電源なしを想定するとともに，原子炉
スクラム及び再循環系ポンプトリップについては，外部電源がある場合を包含する条件を設定している。外部電源がある場合には，給復水系による原子炉注
水が維持され，事象進展が緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，最確条件とした場合，おおむね注水
開始後の原子炉水位の回復が早くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
（添付資料 2.4.1.2，2.4.1.3）
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する。
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

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
これにより，逃がし安全弁による原子炉減圧操作が早まる可能性があるが，当該操作は原子炉水位高（レベル 8）到達後に，原子炉隔離時冷却系から低圧代替注水系（常設）に切り替えるための減圧操作であり，原子炉水位維持の観点では問題とならない。
操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から約 3 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，実態の運転操作においては，原子炉水位維持を優先するため，原子炉水位高（レベル 8）到達後に原子炉隔離時冷却系から低圧代替注水系（常設）に切り替えるための原子炉減圧操作を行うこととしており，原子炉隔離時冷却系による原子炉注水の状況により原子炉減圧の操作開始時間は変動する可能性があるが，原子炉水位維持の点では問題とならない。
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格納容器圧力 13.7kPa［gage］到達後の原子炉水位高（レベル 8）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，実態の運転操作においては原子炉注水を優先するため，原子炉水位高（レベル 8）到達後に低圧代替注水系（常設）から代替格納容器スプレイ冷却系（常設）へ切り替えることとしており，原子炉注水の状況により格納容器スプレイの操作開始は格
納容器圧力 13.7kPa[gage]到達後の原子炉水位高（レベル 8）到達付近となるが，運転員等操作時間に与える影響はない。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。
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ことで操作開始時間が早まる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。

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

東海第二発電所

備

考

操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（常 ・操作条件設定の考え方の違いに起因する相違
設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作）は，解析上の操作開始時間としてサプレッション・プール水温度 65℃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，不確かさ要因により操作開始時間に与える影響は小さく，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等となる。本操作は，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，操作開始時間が遅くなる可能性があるが，他の操作との重複もないことから，この他の操作に与える影響はない。

操作条件の緊急用海水系を用いた残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉
注水操作並びに残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱操作は，解析上の操作開始
時間として格納容器圧力 279kPa[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，操作開始時間は余裕時間を確認する観点で遅めの時間を設定しており，実態の操作開始時間は格納容器圧力 245kPa[gage]到達時であることから，解析上の設定よりも早まるが，並列して実施する場合がある原子
炉水位の調整操作（低圧代替注水系（常設））とは同一の制御盤による対応が可能であることから，この他の操作に与える影響はない。本操作は，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，操作開始時間が遅くなる
可能性があるが，並列して実施する場合がある原子炉水位の調整操作とは同一の制御盤による対応が可能であることから，この他の操作に与える影響はない。
（添付資料 2.4.1.2）

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））

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
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電操作は，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，実態の運転操作は約30 分で完了可能であり，解析上の受電完了時間（70 分後）は時間余裕を含めて設定
していることから，低圧代替注水系（常設）の起動操作が早まる可能性がある。これにより，逃がし安全弁による原子炉減圧操作が早まる可能性があるが，当該操作は原子炉水位高（レベル 8）到達後に，原子炉隔離時冷却系から低圧代替注水系（常設）に切り替えるための減圧操作であり，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小さい。
操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，運転員等操作時間に与える影響として，原子炉減圧時点において崩壊熱は十分減衰していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
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) 評価項目となるパラメータに与える影響

操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作）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よりも遅くなる可能性があるが，この場合でもパラメータが操作実施基準に到達した時点で開始することで同等の効果が得られ，事象進展に変わりがないことから，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，原子炉注水の状況により格納容器スプレイの操作開始は格納容器圧力 13.7kPa[gage]到達後の原子炉水位高（レベル 8）到達付近となるが格納容器圧力の上昇は緩やかであり，格納容器スプレイ開始時間が早くなる場合，遅くなる場合のいずれにおいても，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小さい。
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，実態の操作開始時間は解析上の設定から早まり，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。

操作条件の緊急用海水系を用いた残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉
注水操作並びに残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱操作は，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よりも早くなる可能
性及び遅くなる可能性があるが，この場合でもパラメータが操作実施基準に到達した時点で開始することで同等の効果が得られ，有効性評価解析における格
納容器圧力の最高値に変わりがないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
（添付資料 2.4.1.2）(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については，低圧代替注水系（常設）の運転に必要な常設代替交流電源設備からの受電は，初期の原子炉隔離時冷却(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。

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
系による注水可能継続時間（24 時間）内に実施することで炉心損傷を回避することが可能であることから，時間余裕がある。
操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作については，低圧代替注水系（常設）への移行は，初期の原子炉隔離時冷却系による注水可能継続時間（24 時間）内に実施することで炉心損傷を回避することが可能であることから，時間余裕がある。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作については，格納容器スプレイ開始までの時間は事象発生から約 5 時間あり，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作については，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ことから，時間余裕がある。また，操作が遅れる場合においても，原子炉格納容器の限界圧力
0.62MPa［gage］に至るまでの時間は，過圧の観点で厳しい「7.2.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」においても事象発生約 38 時間後であり，約 18 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

考

操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作）は，原子炉隔離時冷却系による注水継続が可能な時間内に実施することで炉心損傷を回避することが可能であり，事象発生から少なくとも 8 時間程度の時間余裕がある。

操作条件の緊急用海水系を用いた残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水 ・東海第二においては外挿評価により時間余裕を算出
操作並びに残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱操作は，事象発生の約 13 時間後に実施するものであり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。仮に，緊急用海水系を用いた残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作並びに残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）
による格納容器除熱操作に失敗し，格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作を実施する場合には，格納容器圧力は 0.279MPa[gage]から上昇するが，格納容器スプレイの開始基準の 245kPa[gage]から 279kPa[gage]到達までの時間が約 0.9 時間であることから外挿すると，0.279MPa[gage]から 0.62MPa[gage]に到達するまでに 9 時間程度の時間余裕があり，操作に要する時間は 4 分程度であること
から，時間余裕がある。
（添付資料 2.4.1.2）(4) ま と め(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
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た。この結果，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。
響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内に
この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。
おいて，操作時間には時間余裕がある。
7.1.4.1.4 必要な要員及び資源の評価
2.4.1.4 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
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）」にお事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」の取水機能が喪失した場合の重いて，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
大事故等対策に必要な災害対策要員（初動）は，「2.4.1.1（3）炉心損傷防止対策」
な要員は，「7.1.4.1.1(3) 炉心損傷防止対策」に示すとおり 28 名である。
「7.5.2 重に示すとおり 20 名である。
「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説
大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員，緊急時対策要員
明している災害対策要員（初動）の 39 名で対処可能である。
等の 72 名で対処可能である。
また，事象発生 10 時間以降に必要な参集要員は 26 名であり，発電所構外から 10
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））

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

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東海第二発電所

時間以内に参集可能な要員の 106 名で確保可能である。
(2) 必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）」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」の条件にて評価を行い，その結果を以下に示す。

(2) 必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」の取水機能が喪失した場合において，必要な水源，燃料及び電源は「6.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価を行い，以下のとおりである。

a. 水源
原子炉隔離時冷却系及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納
容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器スプレイについては，7 日間の対応を考慮すると，号炉あたり合計約 3,500m3の水が必要となる。6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮すると，合計約 7,000m3の水が必要である。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約 1,700m3及び淡水貯水池に約 18,000m3の水を保有している。これにより，6 号
及び 7 号炉の同時被災を考慮しても，必要な水源は確保可能である。また，事象発
生 12 時間以降に淡水貯水池の水を，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）により復水貯蔵槽へ給水することで，復水貯蔵槽を枯渇させることなく復水貯蔵槽を水源とした
7 日間の注水継続実施が可能となる。ここで，復水貯蔵槽への補給の開始を事象発
生 12 時間後としているが，これは，可搬型設備を事象発生から 12 時間以内に使用できなかった場合においても，その他の設備にて重大事故等に対応できるよう設定
しているものである。
b. 燃料
常設代替交流電源設備による電源供給については，保守的に事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に 6 号及び 7 号炉において合計約 504kL の軽油が必要となる。可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への給水については，保守的に事象発生直後からの可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の運転を想定すると，7 日間の運転継続に号炉あたり約 15kL の軽油が必要となる。代替原子炉
補機冷却系専用の電源車については，保守的に事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に号炉あたり約 37kL の軽油が必要となる。代替原子炉補機冷却系用の大容量送水車（熱交換器ユニット用）については，保守的に事象発生直後からの大容量送水車（熱交換器ユニット用）の運転を想定すると，7 日間の運転継
続に号炉あたり約 11kL の軽油が必要となる。5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可
搬型電源設備及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給については，事象
発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に合計約 13kL の軽油が必要となる（6 号及び 7 号炉合計約 643kL）。
6 号及び 7 号炉の各軽油タンク（約 1,020kL）及びガスタービン発電機用燃料タン
ク（約 100kL）にて合計約 2,140kL の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，常設代替交流電源設備による電源供給，可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への給水，代替原子炉補機冷却系の運転，5 号炉原子炉建屋
内緊急時対策所用可搬型電源設備による電源供給及びモニタリング・ポスト用発電

備

考

ａ．水
源
常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，7 日間の対応を考慮すると，合計約 620m３の水が必要となる。
水源として，代替淡水貯槽に 4,300m３の水を保有していることから，水源が枯渇することはなく，7 日間の対応が可能である。
原子炉隔離時冷却系及び残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作並
びに残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱操作については，サプレッション・チェ
ンバを水源とすることから，水源が枯渇することなく，7 日間の対応が可能である。
（添付資料 2.4.1.4）

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。
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 2.4.1.5）

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
機による電源供給について，7 日間の継続が可能である。
c. 電源
常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故等対策に必要な負荷として，6 号炉で約 1,649kW，7 号炉で約 1,615kW 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
外部電源喪失を想定した場合，重大事故等対策時に必要な負荷は約 3,173kW 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。
なお必要な負荷には，有効性評価で期待しないが電源供給される不要な負荷も含まれている。
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 2.4.1.6）

7.1.4.1.5 結論
2.4.1.5 結論
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）」では，
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」の取水機能が喪失した場合では，炉心冷却には成功するが，取水機能の喪失により崩壊熱除去機能が喪失し，炉心損
炉心冷却には成功するが，崩壊熱除去機能の喪失により炉心損傷より先に格納容器が傷より先に原子炉格納容器が破損し，これに伴って炉心冷却機能を喪失する場合に破損し，これに伴い炉心冷却機能を喪失することにより，原子炉水位が低下し炉心がは，原子炉水位の低下により炉心が露出して炉心損傷に至ることが特徴である。事
露出することで炉心損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ「崩壊熱故シーケンスグループ｢崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）｣に対する除去機能喪失」の取水機能が喪失した場合に対する炉心損傷防止対策としては，初期
炉心損傷防止対策としては，初期の対策として原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水の対策として原子炉隔離時冷却系，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子系（常設）及び逃がし安全弁による原子炉注水手段，安定状態に向けた対策として
炉減圧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
注水手段を整備し，安定状態に向けた対策として，緊急用海水系を用いた残留熱除去
低圧代替注水系（常設）及び代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注
系（低圧注水系）による原子炉注水手段を整備する。また，格納容器の健全性を維持
水モード）による原子炉注水手段，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原するため，安定状態に向けた対策として緊急用海水系を用いた残留熱除去系（格納容
子炉格納容器冷却手段，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（サプレッシ
器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納ョン・チェンバ・プール水冷却モード）による原子炉格納容器除熱手段を整備して容器除熱手段を整備している。
いる。
事故シーケンスグループ｢崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）｣の重事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」の重要事故シーケンス「過渡事象
要事故シーケンス「過渡事象（給水流量の全喪失）＋崩壊熱除去失敗」について有（給水流量の全喪失）＋ＲＨＲ失敗」について有効性評価を行った。
効性評価を行った。
上記の場合においても，原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（常設），代替原子
上記の場合においても，原子炉隔離時冷却系，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手
炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）及び逃がし安全弁による原
動による原子炉減圧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，緊急用海水系を用いた残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉
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，代替
注水並びに残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッシ
原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷ョン・プール冷却系）による格納容器除熱を実施することにより，炉心の著しい損傷
却モード）による原子炉格納容器除熱を実施することにより，炉心損傷することはを防止することができる。
ない。
その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧
その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力
力，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。 並びに格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。また，また，安定状態を維持できる。
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
解析コード及び解析条件の不確かさの影響について確認した結果，運転員等操作時与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅20／50

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））

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

東海第二発電所れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。

れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策に必要な要員は，災害対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。

以上のことから，原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（常設），代替原子炉補機
冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）及び逃がし安全弁による原子炉注
水，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プ
ール水冷却モード）による原子炉格納容器除熱等の炉心損傷防止対策は，選定した
重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）」に対して有効である。

以上のことから，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」の取水機能が喪失した場合において，原子炉隔離時冷却系，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧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，緊急用海水系を用いた残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水並びに残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・
プール冷却系）による格納容器除熱の炉心損傷防止対策は，選定した重要事故シーケ
ンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」の取水機能が喪失した場合に対して有効である。

備

考

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比較表（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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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（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））
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）

備考前ページと同じ

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比較表（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））
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）

備考前ページと同じ

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比較表（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考前ページと同じ

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比較表（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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比較表（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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比較表（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））
東海第二発電所

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

備

考

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比較表（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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比較表（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備考前ページと同じ

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比較表（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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比較表（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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比較表（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））
東海第二発電所

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

備

考

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比較表（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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重大事故等対策の有効性評価
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比較表（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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比較表（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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考

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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比較表（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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

備

考

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

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

備

考

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比較表（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））
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・KK67 においては再冠水過程を示すた
めにシュラウド内のみの水位を示しているが，東海第二ではシュラウド内
外水位で再冠水過程を十分確認できるためシュラウド内のみの図は不要と判断した。（本シーケンスは冠水維
持）

43／50

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（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））
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

44／50

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（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））
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

45／50

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（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））
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

46／50

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（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））
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

47／50

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（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））
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

48／50

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（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））
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

49／50

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（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））
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

50／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））

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2.4.2 残留熱除去系が故障した場合
7.1.4.2 残留熱除去系が故障した場合
2.4.2.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策
7.1.4.2.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」に含まれる事故シーケンスとし
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」に含まれる事故シーケンスは，ては，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「過渡事象＋「6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「過渡事象＋崩壊熱除去失敗」，②「過渡事象＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗」，③「通常停止＋崩壊
ＲＨＲ失敗」，②「過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗」，③「外部電 ・プラント型式の違いに起因した事故
シーケンス抽出の違い
熱除去失敗」，④「通常停止＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗」，⑤「サポート系喪源喪失＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）」，④「外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁
失＋崩壊熱除去失敗」，⑥「サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗」，⑦
再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）」，⑤「外部電源喪失＋直流電源喪失（ＨＰＣＳ成功）」，「小破断 LOCA＋崩壊熱除去失敗」，⑧「中破断 LOCA＋RHR 失敗」及び⑨「大破断 LOCA⑥「手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋ＲＨＲ失敗」，⑦「手動停止／サポー＋RHR 失敗」である。
ト系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗」，⑧「サポート系喪失（自動停止）＋ＲＨＲ失敗」，⑨「サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再
閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗」，⑩「サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）」，⑪「サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）」，⑫「中小破断ＬＯＣＡ＋
ＲＨＲ失敗」及び⑬「大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗」である。
(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方
本事故シーケンスグループは，原子炉冷却材喪失事故（以下「ＬＯＣＡ」という。
）
を起因事象とする事故シーケンスも含め炉心冷却に成功し，中長期的な格納容器の ・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，過圧・過温の観点では，崩壊熱が支配要因となることからＬＯＣＡも過渡事象も同
ＨＰＣＳによる炉心冷却に成功す等となり，崩壊熱除去機能喪失に対する重大事故等対策に違いはない。また，ＬＯる場合は本事故シーケンスグルー
ＣＡ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・過温破プに分類し，事象進展及び重大事故損）にて，ＬＯＣＡに加えて崩壊熱除去機能が喪失した場合の重大事故等対策の有等対策に違いがないことから，代表
効性を確認している。
性の観点で重要事故シーケンスを
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」以上を踏まえ，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系がでは，運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故（LOCA を除く）の発生後，炉心冷故障した場合）」では，運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故（ＬＯＣＡを除く。
） 選定している。なお，LOCA 時注水機能喪失及び雰囲気圧力・温度による却には成功するが，残留熱除去系の故障により崩壊熱除去機能が喪失することを想の発生後，高圧注水機能等により炉心冷却には成功するが，残留熱除去系の故障に
静的負荷にて LOCA に加えて崩壊熱定する。このため，原子炉冷却材温度の上昇により発生する蒸気が逃がし安全弁により崩壊熱除去機能が喪失することを想定する。このため，炉心の崩壊熱により発除去機能が喪失した場合の有効性
より原子炉格納容器に放出され，格納容器圧力が上昇することから，緩和措置がと生した蒸気が逃がし安全弁を介して格納容器に流入し格納容器圧力が上昇することが確認されている点は同じ。
られない場合には，炉心損傷より先に原子炉格納容器が破損する。これに伴って炉で，緩和措置が取られない場合には，炉心損傷より先に格納容器破損に至る。これ
心冷却機能を喪失する場合には，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に伴い炉心冷却機能を喪失する場合には，原子炉水位の低下が継続し，炉心が露出に至る。
することで，炉心損傷に至る。
本事故シーケンスグループのうち残留熱除去系が故障した場合については，残留
本事故シーケンスグループは，残留熱除去系が故障したことによって最終的に炉熱除去系の故障により崩壊熱除去機能が失われたことによって最終的に炉心損傷に心損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故等対策の有効性
至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故等対策の有効性評価には， ・東海第二の RHR も原子炉注水機能を評価には，残留熱除去系の有する炉心冷却及び原子炉格納容器除熱機能に対する重残留熱除去系の有する格納容器除熱機能に対する重大事故等対処設備に期待するこ有しているが，本事故シーケンスグ
大事故等対処設備に期待することが考えられる。
とが考えられる。
ループの特徴を踏まえて格納容器
以上により，本事故シーケンスグループのうち残留熱除去系が故障した場合につ除熱機能に対する重大事故等対処したがって，本事故シーケンスグループでは，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
注水系により炉心を冷却することによって炉心損傷の防止を図る。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，格納容器圧力逃がし装置
及び耐圧強化ベント系による原子炉格納容器除熱を実施する。
(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」における機能喪失に対して，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，初期の対策として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉注水手段を整備し，安定状態に向けた対策として，逃がし安全弁を開維持することで，高圧炉心注水系による炉心冷却を継続する。また，原子炉格納容器の健全性を維持するため，安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冷却手段，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉
格納容器除熱手段を整備する。これらの対策の概略系統図を第 7.1.4.2－1 図から
第 7.1.4.2－3 図に，手順の概要を第 7.1.4.2－4 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操作手順の関係を第7.1.4.2－1 表に示す。

本事故シーケンスグループの重要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 24 名である。その内訳は次のとおりである。
中央制御室の運転員は，当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2 名，運転操作対応を行う運転員 8 名である。
発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は5 名，緊急時対策要員（現場）は 8 名である。
また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員は，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 7.1.4.2－5
図に示す。
なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を重要事

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
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
いては，原子炉注水機能を用いて原子炉へ注水することにより炉心損傷の防止を図るとともに，格納容器内の冷却を行い，代替の残留熱除去機能を用いて最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことによって除熱を行い格納容器破損の防止を図る。

備

考

設備に期待すると記載しているが，実態として相違点はない。

(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」のうち残留熱除去系が故障した
場合において，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ十分な冷却を可能とするため，初期の対策として原子炉隔離時冷却系，高圧炉心スプレイ系，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧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）による原子炉注水手段を整備し，安定状態に向けた対策として，逃がし安全弁（自動減圧機能）を開維持することで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）による炉心冷却を継続する。また，格納容器の健全性を維持するため，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。なお，安定状態に向けた ・手順上優先順位の高い代替循環冷却対策として，代替循環冷却系及び緊急用海水系を用いた原子炉注水及び格納容器除系等の対策について追記すること
熱手段も整備している。代替循環冷却系及び緊急用海水系を用いた原子炉注水及びとした。
格納容器除熱操作は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作に優先して実施するものであり，中央制御室からの遠隔操作により約 1 時間で実施可能であることから，格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作を実施する事象発生の約 28 時間後までに十分な時間余裕をもって完了することができる。また，これらの系統に期待する場合には，格納容器圧力逃がし装置に期待しな
くても安定状態の達成が可能であり，この場合には格納容器圧力及び雰囲気温度の評価項目に対する余裕は大きくなることから，評価上は保守的に期待しないこととする。対策の概略系統図を第 2.4.2－1 図に，対応手順の概要を第 2.4.2－2 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 2.4.2－1 表に示す。
本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて必要な要員は， ・プラント基数，設備設計及び運用の災害対策要員（初動）19 名及び参集要員 5 名である。
違いにより必要要員数は異なるが，災害対策要員（初動）の内訳は，当直発電長 1 名，当直副発電長 1 名，運転操作
タイムチャートにより要員の充足対応を行うための当直運転員 5 名，指揮，通報連絡を行うための災害対策要員（指性は確認される。
揮者等）4 名及び現場操作を行うための重大事故等対応要員 8 名である。
参集要員の内訳は，タンクローリによる燃料給油操作を行うための重大事故等対応要員 2 名，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（現場での第二弁操作）を行うための重大事故等対応要員 3 名である。
必要な要員と作業項目について第 2.4.2－3 図に示す。
なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を重要事
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，24 名で対処可能である。
a. 原子炉スクラム確認
運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故が発生して原子炉がスクラムしたことを確認する。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等である。
b. 原子炉隔離時冷却系による原子炉注水
原子炉スクラム後，原子炉水位は低下するが，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉注水を開始することにより，原子炉水位が回復する。
原子炉隔離時冷却系による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び原子炉隔離時冷却系系統流量等である。
原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル 2）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。

c. 残留熱除去系機能喪失確認
原子炉隔離時冷却系運転により，サプレッション・チェンバ・プール水温が上昇するため，残留熱除去系によるサプレッション・チェンバ・プール水冷却モードを起動するが，残留熱除去系の故障によりサプレッション・プール冷却は失敗する。
残留熱除去系の故障を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系ポンプ吐出圧力等である。

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

故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，災害対策要員（初動）19 名及び参集要員 5 名で対処可能である。
ａ．原子炉スクラムの確認
運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故が発生して原子炉がスクラムしたことを確認する。
原子炉スクラムの確認に必要な計装設備は，平均出力領域計装等である。
ｂ．高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系の自動起動の確認
原子炉水位が原子炉水位異常低下（レベル２）設定点に到達した時点で高圧炉
心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復したことを確認する。また，主蒸気隔離弁が閉止し，逃がし安全弁（安全弁機能）により原子炉圧力が制御されるとともに，再循環系ポンプがトリップしたことを確認する。
高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系の自動起動の確認に必要な計装設
備は，原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域），原子炉隔離時冷却系系統流量等である。
外部電源が喪失している場合は，ディーゼル発電機が自動起動し，非常用母線が受電される。
ｃ．原子炉水位の調整操作（原子炉隔離時冷却系）
原子炉水位回復後は，原子炉水位を監視しつつ，原子炉隔離時冷却系により原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定
点の間で維持する。また，原子炉隔離時冷却系により原子炉水位の維持が可能な場合は，高圧炉心スプレイ系による原子炉注水を停止する。
原子炉水位の調整操作（原子炉隔離時冷却系）に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域）等である。
ｄ．崩壊熱除去機能喪失の確認
サプレッション・プール水温度が 32℃に到達したことを確認し，残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール冷却操作を試みるが，残留熱除去系の起動に失敗したことを確認し，崩壊熱除去機能喪失を確認する。
崩壊熱除去機能喪失の確認に必要な計装設備は，残留熱除去系ポンプ吐出圧力等である。
ｅ．残留熱除去系の回復操作
崩壊熱除去機能喪失の確認後，残留熱除去系の機能回復操作を実施する。
・低圧で注水可能な系統として，自動ｆ．常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動操作※起動した高圧炉心スプレイ系若し崩壊熱除去機能喪失の確認後，低圧で注水可能な系統 として，中央制御室からの遠隔操作により常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）
くは低圧炉心スプレイ系又は残留を起動する。
熱除去系（低圧注水系）C 系の手動
常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動操作に必要起動に期待することも可能である
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比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

d. 逃がし安全弁による原子炉減圧
運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故により，主復水器による原子炉減圧ができないため，中央制御室からの遠隔操作によって主蒸気隔離弁を手動で全閉し，かつ，逃がし安全弁を手動開操作し原子炉を減圧する。
原子炉減圧を確認するために必要な計測設備は，原子炉圧力である。

e. 高圧炉心注水系による原子炉注水
原子炉圧力が低下するため，原子炉隔離時冷却系系統流量が低下し原子炉水位低（レベル 1.5）で高圧炉心注水系が自動起動し，原子炉水位は回復する。
高圧炉心注水系による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，高圧炉心注水系系統流量等である。
原子炉水位回復確認後，原子炉隔離時冷却系は停止する。

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崩壊熱除去機能を喪失しているため，格納容器圧力及び温度が上昇する。格納容器圧力が 0.18MPa[gage]に到達した場合又はドライウェル雰囲気温度が 171℃に接近した場合は，中央制御室からの遠隔操作により代替格納容器スプレイ冷却系（常東海第二発電所

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）

備考が，原子炉減圧時の水位回復性能をな計装設備は，常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力である。
確認する観点で，注水流量の小さい
外部電源が喪失している場合は，中央制御室からの遠隔操作により常設代替高常設低圧代替注水系ポンプを用い圧電源装置を起動し，緊急用母線を受電する。
た低圧代替注水系（常設）に期待し緊急用母線の受電に必要な計装設備は，緊急用Ｍ／Ｃ電圧である。
た評価としている（※にて注記して※ 本事故シーケンスでは，低圧で注水可能な系統として，自動起動した高圧いる）
炉心スプレイ系若しくは低圧炉心スプレイ系又は残留熱除去系（低圧注水系）Ｃ系の手動起動に期待することも可能であるが，原子炉減圧時の水位回復性能を確認する観点で，注水流量の小さい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）に期待した評価としている。
ｇ．逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作
常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動準備操作の完了後，サプレッション・プール水温度がサプレッション・プール熱容量制限（原 ・運転手順の違い
子炉が高圧の場合は 65℃）に到達したことを確認し，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁（自動減圧機能）の 7 個を手動開放し，原子炉減圧を実施する。
逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作に必要な計装設備
は，原子炉圧力等である。
ｈ．原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（常設））
逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作により，原子炉圧力が常設低圧代替注水系ポンプの吐出圧力を下回ると，原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復することを確認する。また，原子炉水位回復後は，原子炉水位
を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持する。
原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（常設））に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域）等である。
ｉ．代替循環冷却系による原子炉注水操作及び格納容器除熱操作
海水系による冷却水供給が確保された時点で中央制御室からの遠隔操作により，代替循環冷却系を起動し，原子炉注水を実施する。また，格納容器圧力が245kPa[gage]に到達した場合は，中央制御室からの遠隔操作により，代替循環冷却系による格納容器除熱を実施する。なお，代替循環冷却系による原子炉注水操
作及び格納容器除熱操作は解析上考慮しない。
代替循環冷却系による原子炉注水操作及び格納容器除熱操作に必要な計装設備
は，代替循環冷却系格納容器スプレイ流量等である。
ｊ．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
崩壊熱除去機能を喪失しているため，格納容器圧力及び雰囲気温度が上昇する。
格納容器圧力が 279kPa[gage]に到達した場合又はドライウェル雰囲気温度が171℃に近接した場合は，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
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
設）による原子炉格納容器冷却を実施する。
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。

g. 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱
格納容器圧力逃がし装置等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り開する。
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継続しても，格納容器圧力が 0.31MPa[gage]に到達した場合，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って中間開操作することで，格納容器圧力逃がし装置等
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等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。
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施している間に炉心損傷していないこと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等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

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。また，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を継続する。
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に必要な計装設備は，ドライウェル圧力，サプレッション・
チェンバ圧力，低圧代替注水系格納容器スプレイ流量，サプレッション・プール
水位等である。
常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却に伴い，サプレッション・プール水位は徐々に上昇する。サプレッション・プール水位が，通常水位＋5.5m に到達した場合，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一次隔離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，中央制御室からの遠隔操作により常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を停止する。
ｋ．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）
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操作に備え炉心損傷が発生していないことを確認する。また，格納容器減圧及び除熱操作前に，原子炉満水操作として，原子炉水位を可能な限り高く維持することで，格納容器への放熱を抑制し，格納容器圧力の上昇を緩和する。なお，原子炉満水操作は，解析上考慮しない。
格納容器圧力が 310kPa[gage]に到達した場合，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二次隔離弁を全開としサプレッション・チェンバ側から格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作を実施する。
なお，格納容器圧力逃がし装置が使用できない場合には，耐圧強化ベント系による格納容器減圧及び除熱が可能である。
格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作に必要な計装設備
は，ドライウェル圧力，サプレッション・チェンバ圧力，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）等である。
また，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。
サプレッション・チェンバ側からの格納容器圧力逃がし装置のベントラインが水没しないことを確認するために必要な計装設備は，サプレッション・プール水位等である。
ｌ．可搬型代替注水中型ポンプによる水源補給操作
水源補給のための可搬型代替注水中型ポンプ準備，ホース敷設等を実施し，代
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））

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

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。
ｍ．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。
ｎ．使用済燃料プールの冷却代替燃料プール冷却系等を用いて使用済燃料プールへの注水及び冷却を実施する。
以降，炉心冷却は，高圧炉心注水系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等により継続的に行う。

以降，炉心冷却は常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水により継続的に実施し，格納容器減圧及び除熱は格納容器圧力逃がし装置により継続的に実施する。

2.4.2.2 炉心損傷防止対策の有効性評価
7.1.4.2.2 炉心損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「1.2
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「6.2
評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過渡事象（原子炉水位低下の評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過渡事象（原子炉水位の急速観点で厳しい給水流量の全喪失を選定）を起因事象とし，逃がし安全弁再閉失敗をな低下に伴い，原子炉スクラム，高圧注水機能の自動起動，主蒸気隔離弁の閉止等
含まず高圧状態が継続される「過渡事象（給水流量の全喪失）＋崩壊熱除去失敗」が発生するため，事象発生後の状況判断における余裕時間の観点で厳しい給水流量である。
の全喪失を選定）を起因事象とし，逃がし安全弁により原子炉圧力が高圧状態に制御される「過渡事象（給水流量の全喪失）＋ＲＨＲ失敗」である。
本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，気液熱非本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移，平衡，沸騰遷移，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
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）
・対離（水位変化）・対向流，三次元効果，原子炉圧力容器における沸騰・凝縮・ボイド
向流，気液熱非平衡及び三次元効果，原子炉圧力容器における冷却材放出（臨界流・率変化，気液分離（水位変化）
・対向流，冷却材放出（臨界流・差圧流），ECCS 注水
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（給水系・代替注水設備含む）並びに原子炉格納容器における格納容器各領域間の注水（給水系及び代替注水設備含む）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，格納流動，気液界面の熱伝達，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，スプレイ冷却及び格容器ベントが重要現象となる。
納容器ベントが重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価することが可
よって，これらの現象を適切に評価することが可能である長期間熱水力過渡変化能である長期間熱水力過渡変化解析コードＳＡＦＥＲ及びシビアアクシデント総合
解析コード SAFER，シビアアクシデント総合解析コード MAAP により原子炉圧力，原
解析コードＭＡＡＰにより，原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温度，格納容器
子炉水位，燃料被覆管温度，格納容器圧力，格納容器温度等の過渡応答を求める。
圧力，格納容器雰囲気温度等の過渡応答を求める。なお，本有効性評価では，ＳＡ ・東海第二では燃料被覆管温度の評価
ＦＥＲコードによる燃料被覆管温度の評価結果は，ベストフィット曲線の破裂判断
結果が破裂判断基準に対して十分基準に対して十分な余裕があることから，燃料被覆管温度が高温となる領域においな余裕があることからＣＨＡＳＴて，燃料棒やチャンネルボックスの幾何学的配置を考慮した詳細な輻射熱伝達計算
Ｅコードによる詳細評価は実施しを行うことで燃料被覆管温度をＳＡＦＥＲコードよりも低めに評価するＣＨＡＳＴ
ないことを明記しているが，本事故
Ｅコードは使用しない。
シーケンスで使用する解析コード
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））

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

備考に違いはない。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故
シーケンスにおける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。

また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故
シーケンスにおける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
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第 7.1.4.2－
2 表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条
件を以下に示す。
a. 事故条件(a) 起因事象
起因事象として，給水流量の全喪失が発生するものとする。
(b) 安全機能の喪失に対する仮定
残留熱除去系の故障により崩壊熱除去機能が喪失するものとする。
(c) 外部電源
外部電源は以下の観点により使用できるものと仮定する。
a) 事象の進展に対する影響
外部電源がある場合，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップしないことにより，原子炉水位低（レベル 3）による原子炉スクラムまでは原子炉出力が高く維持され，原子炉水位の低下が早いため，事象初期の炉心冷却という観点では厳しくなる。
しかし，本評価では，初期の炉心冠水維持は原子炉隔離時冷却系にて行い，その後に高圧炉心注水系による注水に移行し，炉心冷却が継続されることから，外部電源の有無の影響は小さい。
b) 重大事故等対策に対する影響
本解析においては，残留熱除去系の喪失を仮定しており，非常用交流電源設備は使用可能であることから，外部電源の有無によって，常設代替交流電源設備等の更なる重大事故等対策が必要となることはない。

(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する主要な解析条件を第 2.4.2－2 表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。

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，原子炉水位低（レベル 3）信号によるものとする。

(b) 代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能
原子炉水位の低下に伴い，原子炉水位低（レベル 3）信号により再循環ポンプ 4台を自動停止し，原子炉水位低（レベル 2）信号により残りの再循環ポンプ 6 台を

ａ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，給水流量の全喪失が発生するものとする。
(b) 安全機能の喪失に対する仮定
残留熱除去系の故障等により，崩壊熱除去機能が喪失するものとする。
(c) 外部電源
外部電源はあるものとする。
外部電源がある場合，原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル３）信号にて発生し，再循環系ポンプトリップは，原子炉水位異常低下（レベル２）信号にて発生する。このため，原子炉水位の低下が大きくなることで，炉心の冷却の観点で厳しくなる。なお，運転員等操作においては，外部電源喪失についても考慮する。

ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム
原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル３）信号によるものとする。
(b) 主蒸気隔離弁
主蒸気隔離弁は，原子炉水位異常低下（レベル２）信号により閉止するものとする。
(c) ＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環系ポンプトリップ機能）
ＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環系ポンプトリップ機能）は，原子炉水 ・設備設計の違い
位異常低下（レベル２）信号により再循環系ポンプを全台トリップさせるもの
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
自動停止するものとする。

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

東海第二発電所

備

考

とする。

(c) 原子炉隔離時冷却系
原子炉隔離時冷却系が原子炉水位低（レベル 2）で自動起動し，182m3/h（8.12～
1.03MPa[dif]において）の流量で注水するものとする。
(d) 高圧炉心注水系
高圧炉心注水系が原子炉水位低（レベル 1.5）で自動起動し，727m3/h（0.69MPa[dif]において）の流量で注水するものとする。
(e) 逃がし安全弁
逃がし安全弁の逃がし弁機能にて，原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を抑えるものとする。また，原子炉減圧には自動減圧機能付き逃がし安全弁（1個）を使用するものとし，容量として，1 個あたり定格主蒸気流量の約 5%を処理す
るものとする。

(d) 逃がし安全弁
逃がし安全弁（安全弁機能）にて原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力 ・東海第二では，原子炉圧力が高めに上昇を抑制するものとする。また，手動による原子炉減圧には，逃がし安全弁維持され，原子炉減圧操作時に原子（自動減圧機能）7 個を使用するものとし，容量として，1 弁当たり定格主蒸気
炉圧力が所定の圧力に到達するま流量の約 6％を処理するものとする。
での時間が遅くなるため，事象発生(e) 高圧炉心スプレイ系
初期において高圧注水機能が喪失
３
原子炉水位異常低下（レベル２）信号により自動起動し，最小流量特性（0mし低圧注水機能を用いて原子炉注３※
水を実施する事故シーケンスにお／h～1,419m ／h，注水圧力：0MPa[dif] ～7.65MPa[dif]）の流量で原子炉へ注いては，評価項目に対して厳しい条
水するものとする。また，原子炉水位が原子炉水位高（レベル８）設定点まで件となる安全弁機能を設定
回復し，原子炉隔離時冷却系のみにより原子炉水位の維持が可能な場合は，注水を停止する。
※ MPa[dif]…原子炉圧力容器と水源との差圧（以下同様）(f) 原子炉隔離時冷却系
原子炉水位異常低下（レベル２）信号により自動起動し，136.7m３／h（原子炉圧力 1.04MPa[gage]～7.86MPa[gage]において）の流量で原子炉へ注水するものとする。また，原子炉水位が原子炉水位高（レベル８）設定点まで回復した以降は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の範囲に維持し，原子炉減圧時の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）による原子炉水位回復性能を確認する観点で，原子炉減圧操作と同時に注水を停止する。
(g) 低圧代替注水系（常設）
常設低圧代替注水系ポンプ 2 台を使用するものとし，注水流量は，原子炉注
水のみを実施する場合，機器設計上の最小要求値である最小流量特性（注水流量：0m３／h～378m３／h，注水圧力：0MPa[dif]～2.38MPa[dif]）とし，原子炉注
水と格納容器スプレイを同時に実施する場合，230m３／h（一定）を用いるものとする。また，原子炉水位が原子炉水位高（レベル８）設定点まで回復した以
降は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の範囲に維持する。
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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））

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）
格納容器温度及び圧力抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，140m3/h にて原子炉格納容器内にスプレイする。

(g) 格納容器圧力逃がし装置等
格納容器圧力逃がし装置等により，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間開操作（流路面積 70%
開 ※1）にて原子炉格納容器除熱を実施する。
※1 操作手順においては，原子炉格納容器除熱は原子炉格納容器二次隔離弁を流路
面積 70%相当で中間開操作するが，格納容器圧力の低下傾向を確認できない場
合は，増開操作を実施する。なお，耐圧強化ベント系を用いた場合は，格納容器圧力逃がし装置を用いた場合と比較して，排出流量は大きくなり，格納容器
圧力の低下傾向は大きくなることから，格納容器圧力逃がし装置を用いた場合の条件に包絡される。
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) 逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，サプレッション・チェンバ・プール水温が49℃に到達した場合に実施する。
(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，格納容器
圧力が 0.18MPa[gage]に到達した場合に実施する。なお，格納容器スプレイは，格
納容器圧力が 0.31MPa[gage]に到達した後，格納容器ベント実施前に停止する。
(c) 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，格納容器圧力が0.31MPa[gage]に到達した場合に実施する。

(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内及びシュ
ラウド内外）※2，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量及び原子炉圧力容器内の保有水量の推移を第 7.1.4.2－6 図から第 7.1.4.2－11 図に，燃料被覆管温度，高出力燃料集合体のボイド率及び炉心下部プレナム部のボイド率の推移を第 7.1.4.2－
12 図から第 7.1.4.2－14 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 7.1.4.2－15 図から第 7.1.4.2－18 図に示す。

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

東海第二発電所

備考(h) 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 2 台を使用するものとし，スプレイ流量は，運転手順における調整範囲（102m３／h～130m３／h）の上限である 130m３／h（一定）を用いるものとする。また，格納容器圧力が 217kPa[gage]に到達した場合に停止し，279kPa[gage]に到達した場合に再開する。
(i) 格納容器圧力逃がし装置
格 納 容 器 圧 力 逃 が し 装 置 二 次 隔 離 弁 を 全 開 と し ， 格 納 容 器 圧 力 が 設備設計の違い
310kPa[gage]において 13.4kg／s の排気流量にて格納容器減圧及び除熱操作を実施するものとする。
なお，耐圧強化ベント系を使用する場合には，格納容器圧力逃がし装置を使用する場合と比較して実際の排気流量が大きくなり，格納容器圧力の低下傾向
が大きくなることから，格納容器圧力逃がし装置を用いた場合の条件に包含される。

ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（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）は，運転手順に基づきサプレッション・プール水温度が 65℃に到達した場合に実施する。
(b) 常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作は，格納容器圧力が 279kPa[gage]に到達した場合に実施する。なお，格納容器スプレイは，サプレッション・プール水位が通常水
位＋6.5m に到達した場合に停止する。
(c) 格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作は，格納容器圧力が 310kPa[gage]に到達した場合に実施する。
(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内外水位）※，
注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量及び原子炉圧力容器内保有水量の推移を第2.4.2－4 図から第 2.4.2－8 図に，燃料被覆管温度，燃料被覆管最高温度発生位置における熱伝達係数，燃料被覆管最高温度発生位置におけるボイド率，高出力燃料集合体のボイド率，炉心下部プレナム部のボイド率の推移及び燃料被覆管破裂が発生した時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係を第 2.4.2－9
図から第 2.4.2－14 図に，格納容器圧力，格納容器雰囲気温度，サプレッション・
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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機※2 シュラウド内は，炉心部から発生するボイドを含んだ二相水位を示しているため，シュラウド外の水位より，見かけ上高めの水位となる。一方，非常用炉心冷却系の起動信号となる原子炉水位計（広帯域）の水位及び運転員が炉心冠水状態において主に確認する原子炉水位計（広帯域・狭帯域）の水位は，シュラ
ウド外の水位であることから，シュラウド内外の水位を併せて示す。なお，水位が有効燃料棒頂部付近となった場合には，原子炉水位計（燃料域）にて監視する。6 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド内を，7 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド外を計測している。
a. 事象進展給水流量の全喪失後，原子炉水位は急速に低下する。また，原子炉水位低（レベル 3）信号が発生して原子炉がスクラムし，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系が自動起動して原子炉水位は適切に維持される。
再循環ポンプについては，原子炉水位低（レベル 3）で 4 台トリップし，原子炉
水位低（レベル 2）で残り 6 台がトリップする。
原子炉水位が回復した時点で，残留熱除去系の早期復旧が期待できないことを考慮して，中央制御室からの遠隔操作によって逃がし安全弁 1 個を手動開すること
で，原子炉を減圧する。原子炉減圧後も原子炉隔離時冷却系による原子炉注水を継続し，原子炉水位低（レベル 1.5）で高圧炉心注水系が自動起動した後，原子炉隔離時冷却系を手動停止する。その後は，高圧炉心注水系による原子炉注水によって，原子炉水位は適切に維持される。

高出力燃料集合体及び炉心下部プレナム部のボイド率については，原子炉減圧により増加する。また，高圧炉心注水系による原子炉注水時に，炉心上部プレナム部の蒸気が凝縮され，原子炉が減圧されることにより，ボイド率が一時的に増加し，高出力燃料集合体が一時的に露出する。
崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する
蒸気が原子炉格納容器内に流入することで，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇する。そのため，代替格納容器スプレイ冷却系（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等による原子炉格納容器除熱を行う。原子炉格納容器除熱は，事象発生から約 22 時間経過した時点で実施する。なお，原子炉格納容器除熱時のサプレッション・チェンバ・プール水位は，真空破壊装置（約 14m）及びベントライン（約 17m）に対して，十分に低く推移するため，真空破壊装置の健全性は維持される。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
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

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 2.4.2－15 図から第 2.4.2－18 図に示す。
※ 炉心冷却の観点ではシュラウド内水位に着目し，運転員操作の観点ではシュ
ラウド外水位に着目するためシュラウド内外水位を合わせて示している。なお，シュラウド内は炉心部で発生するボイドを含む水位であることから，原子炉水位が低下する過程ではシュラウド外水位と比較して高めの水位を示す。
ａ．事象進展

・評価条件，運用・設備設計，事象進展等に違いに起因する記載の相違
給水流量の全喪失が発生することで原子炉水位は低下し，原子炉水位低（レベはあるが，実態として記載内容に違ル３）信号により原子炉がスクラムする。原子炉水位が原子炉水位異常低下（レいはない。
ベル２）設定点まで低下すると，主蒸気隔離弁の閉止及び再循環系ポンプトリッ
プが発生するとともに，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系が自動起動することで原子炉水位が維持される。
その後，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）を起動し，事象発生の約 2 時間後にサプレッション・プール水温度がサプレッション・プー
ル熱容量制限である 65℃に到達した時点で，逃がし安全弁（自動減圧機能）7 個の手動による原子炉減圧を実施する。逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動開放による蒸気流出によって原子炉水位が低下するが，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）による原子炉注水が開始されることで原子炉水位は回復し，炉心の冠水は維持される。なお，原子炉隔離時冷却系は，原子炉減圧と同時に停止する想定とする。
高出力燃料集合体及び炉心下部プレナムのボイド率については，原子炉水位及び原子炉圧力の変化に伴い増減する。

また，崩壊熱除去機能が喪失しているため，原子炉圧力容器内で発生した蒸気が逃がし安全弁を介して格納容器内に放出されることで，格納容器圧力及び雰囲
気温度は上昇する。このため，事象発生の約 13 時間後に格納容器圧力が 279kPa［gage］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）の格納容器冷却を実施することにより，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇は抑制される。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を実施することでサプレッション・
プール水位は徐々に上昇し，事象発生の約 27 時間後にサプレッション・プール水
位が通常水位＋6.5m に到達した時点でサプレッション・チェンバ側のベントライ
ンの機能維持のため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。これにより格納容器圧力及び雰
囲気温度は再び上昇傾向に転じ，事象発生の約 28 時間後に格納容器圧力が10／51

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））

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

310kPa[gage]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操作を実施することにより，格納容器圧力及び雰囲気温度は安定又は低下傾向となる。なお，格納容器減圧及び除熱実施時のサプレッション・プール水位は，
ベント管真空破壊装置及びサプレッション・チェンバ側のベントライン設置高さと比較して十分に低く推移するため，これらの設備の機能は維持される。
b. 評価項目等
原子炉水位はおおむね有効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心はおおむね冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は，第 7.1.4.2－12 図に示すとおり初期値（約310℃）を上回ることはなく，1,200℃以下となる。また，燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1％以下であり，15%以下となる。
原子炉圧力は，第 7.1.4.2－6 図に示すとおり，7.07MPa[gage]以下に抑えられる。
原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（高々約 0.3MPa）を考慮しても，約 7.37MPa[gage]以下であり，最高使用
圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を十分下回る。
また，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することによって，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇するが，代替格納容器スプレイ冷却系（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等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及び温度の最大値は，約 0.31MPa[gage]及び約 144℃に抑えられ，原子炉格納容器の限界圧力及び限界温度を下回る。

第 7.1.4.2－7 図に示すとおり，高圧炉心注水系による注水継続により炉心がおおむね冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，約 22 時間後に格納容器圧力逃がし装置等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。格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント時の敷地境界での実効線量の評価結果は，事象発生から格納容器圧力逃がし装置等の使用までの時間が本事象より短く放射性物質の減衰効果が少ない「7.1.3.1 全交流動力電
源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」の実効線量の評価結果以下となり，5mSv を下回ることから，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはない。

ｂ．評価項目等
燃料被覆管温度は，第 2.4.2－9 図に示すとおり，炉心冷却が維持され，初期値（約 309℃）以下にとどまることから，評価項目である 1,200℃を下回る。また，
燃料被覆管の酸化量は，酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1％以下であり，評価項目である 15％を下回る。
原子炉圧力は，第 2.4.2－4 図に示すとおり，逃がし安全弁（安全弁機能）の作動により，約 7.79MPa[gage]以下に維持される。このため，原子炉冷却材圧力バ
ウンダリにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（0.3MPa程度）を考慮しても，約 8.09MPa[gage]以下であり，評価項目である最高使用圧
力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を下回る。
格納容器圧力は，第 2.4.2－15 図に示すとおり，崩壊熱除去機能が喪失しているため，原子炉圧力容器内で発生した蒸気が格納容器内に放出されることによって，事象発生後に上昇傾向が継続するが，格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱により低下傾向となる。事象発生の約 28 時間後に最高値の約0.31MPa[gage]となるが，格納容器バウンダリにかかる圧力は，評価項目である最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa[gage]）を下回る。格納容器雰囲気温度は，第 2.4.2－16 図に示すとおり，事象発生の約 28 時間後に最高値の約 143℃となり，以降は低下傾向となっていることから，格納容器バウンダリにかかる温度は，評価項目
である 200℃を下回る。
第 2.4.2－5 図に示すように，原子炉隔離時冷却系，高圧炉心スプレイ系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）による原子炉注水を継続することで，炉心の冠水状態が維持され，炉心冷却が維持される。また，第 2.4.2－15 図及び第 2.4.2－16 図に示すように，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継続することで，高温停止での安定状態が確立する。
・東海第二では，高温停止での安定状
格納容器圧力逃がし装置及び耐圧強化ベント系による格納容器減圧及び除熱実
態及び冷温停止状態への移行にす
施時の非居住区域境界及び敷地境界での実効線量は，ベントタイミングに有意ないて記載差はないが，原子炉冷却材圧力バウンダリの破断箇所からドライウェルに放出さ ・東海第二においては，安全評価指針
れた核分裂生成物がドライウェルベントによりサプレッション・プールでのスクに基づく事故時の線量評価は，周辺
ラビング効果による除染を見込まずに環境へ放出される評価としているため，非公衆への放射線の影響を評価する
居住区域境界及び敷地境界の実効線量が厳しくなる「2.6 ＬＯＣＡ時注水機能喪観点から，有効性評価を実施してお－１失」の評価結果（非居住区域境界：約 1.6×10 mSv（格納容器圧力逃がし装置使り，また，有効性評価ガイドでは敷
－１
－１
用時）
，約 6.2×10 mSv（耐圧強化ベント系使用時），敷地境界：約 4.1×10 mSv
地境界で実効線量を評価するとし
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））

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－１

本評価では，「6.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目及び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について，対策の有効性を確認した。

（格納容器圧力逃がし装置使用時），約 6.2×10 mSv（耐圧強化ベント系使用時））以下となり，5mSv を下回ることから，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはない。
（添付資料 2.4.2.1）
安定状態が確立した以降は，残留熱除去系を復旧した後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）により冷温停止状態とする。
以上により，本評価では，「1.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目及び周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリス
クを与えないことについて，対策の有効性を確認した。

考ていることから両者の評価を実施
している。

7.1.4.2.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
2.4.2.3 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
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に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価す
るものとする。
る。
本重要事故シーケンスでは，原子炉隔離時冷却系等により炉心冷却には成功する
崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）では，炉心冷却には成功すが，残留熱除去系の故障により崩壊熱除去機能が喪失することで格納容器圧力及び雰るが，残留熱除去系の故障により崩壊熱除去機能が喪失することが特徴である。ま
囲気温度が上昇するため，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
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 時間程度までの冷却系（常設）による格納容器冷却を実施すること及び格納容器圧力逃がし装置によ
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る格納容器減圧及び除熱を実施することが特徴である。よって，不確かさの影響を確て，逃がし安全弁による原子炉減圧操作，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）に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，逃よる原子炉格納容器冷却操作及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器
がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（常設低圧代替注水系ポン
除熱操作とする。
プを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作）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(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「6.7 解本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を実施する重要事象は，「1.7
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
不確かさの影響評価は以下のとおりである。
の不確かさの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
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは炉心の冠水が炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは，炉心が冠水維維持される実験解析において，燃料被覆管温度をほぼ同等に評価する。有効性評持する場合では燃料被覆管温度は上昇しないため不確かさは小さい。原子炉注水は
価解析では，おおむね炉心の冠水状態が維持されており，燃料被覆管の最高温度
原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の自動起動により行われ，燃料被覆管温度は初期値以下にとどまることから，不確かさは小さく，また，事象初期の原子炉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注水は原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系の自動起動により確保され，える影響はない。
燃料被覆管温度を操作開始の起点と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。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸化炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸化反反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，燃料被覆管温度を応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，解析結果は燃料被覆管12／51

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
酸化を大きく評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなり，原子炉水位挙動に影響を与える可能性があるが，原子炉注水は原子炉隔離時冷却系
及び高圧炉心注水系の自動起動により行われることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
原子炉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し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等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等に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。

b. 評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，炉心が冠水維持される実験解析では燃料被覆管温度をほぼ同等に評価する。有効性評価解析においても，原子炉
水位はおおむね有効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心はおおむね冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値（約 310℃）を上回ることはないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは燃料被覆管の酸化について，酸化量及び酸化反応に伴う発熱量に保守的な結果を与え，燃料被覆管温度を高めに評価するが，原子炉水位はおおむね有効燃料棒頂部を下回ることなく，
炉心はおおむね冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値（約 310℃）
を上回ることはないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
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

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
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

考高めに評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなるが，事象初期の原子炉注水は原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系の自動起動により確保され，燃料被覆管温度を操作開始の起点と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。
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が確認されているが，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，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，格納容器圧力及び雰囲気
温度を操作開始の起点と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並びに格納容器圧力を操作開始の起点とする格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作に係る運転員等
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，格納容器圧力及び雰囲気温度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操作並びに格納容器圧力を操作開始の起点とする格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作に係る運転員等操作時間に与える影
響は小さい。
（添付資料 2.4.2.2）
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表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは炉心の冠水が維持される実験解析において，燃料被覆管温度をほぼ同等に評価する。有効性評
価解析では，おおむね炉心の冠水状態が維持されており，燃料被覆管の最高温度は初期値以下にとどまることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，燃料被覆管温度を高く評価することから，実際の燃料被覆管温度は低めとなり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。ただし，炉心部の冠水が維持される本事故
シーケンスでは，この影響は小さい。
格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導並びに気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析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が確認されているが，ＢＷＲの13／51

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
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し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。

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

東海第二発電所

備

考

格納容器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，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雰囲気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。
（添付資料 2.4.2.2）(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 7.1.4.2－2
表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。

(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 2.4.2－2 表に示すとおりであり，こ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。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保守的な設定をしていることから，
この中で事象進展に有意な影響を与える可能性がある項目について，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確条件は約 42kW/m
初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／m に対し以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，燃料被覆管温度て最確条件は約 33kW／m～約 41kW／m であり，最確条件とした場合は燃料被覆管の上昇は緩和されるが，原子炉注水は原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の自温度の上昇が緩和されるが，事象初期の原子炉注水は原子炉隔離時冷却系及び動起動により行われ，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作は高圧炉心スプレイ系の自動起動により確保され，燃料被覆管温度を操作開始のないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
起点と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。
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
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件で設定した燃焼度 33GWd／t にとしており，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
対して最確条件は燃焼度 33GWd／t 以下であり，最確条件とした場合は解析条件
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で設定している崩壊熱と同等以下となる。燃焼度 33GWd／t の場合は，解析条件ため，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，それに伴う原と最確条件は同等であることから運転員等操作時間に与える影響はない。また，
燃焼度 33GWd／t 未満の場合は，原子炉からサプレッション・プールに流出する
子炉冷却材の放出も少なくなることから，サプレッション・チェンバ・プール水温
蒸気量が減少することで，原子炉水位の低下は遅くなるが，事象初期の原子炉及び格納容器圧力の上昇が遅くなるが，操作手順（サプレッション・チェンバ・プ
注水は原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系の自動起動により確保されール水温に応じて原子炉減圧すること及び格納容器圧力に応じて格納容器ベントをることから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，同様に格納容器圧実施すること）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。
力及び雰囲気温度並びにサプレッション・プール水位及びサプレッション・プ
ール水温度の上昇が遅くなり，これらのパラメータを起点とする運転員等操作の開始時間は遅くなる。
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）
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量及びドライウェル雰囲気温度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，格納容器圧力及びは，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，事象進展に与える影響
格納容器温度は，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。
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
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。
事故条件の外部電源の有無については，炉心冷却上厳しくする観点から，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップせず原子炉水位低の信号でトリップすることで原子炉水位の低下が早くなるように外部電源がある状態を設定している。なお，外部電源がない場合は非常用ディーゼル発電機により電源が供給されることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の高圧炉心注水系は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），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。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確条件は約 42kW/m
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，燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，原子炉水位はおおむね有効燃料棒頂部を下回ることなく，
炉心はおおむね冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値（約 310℃）
を上回ることはないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
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り，格納容器圧力及び温度の上昇は遅くなるが，格納容器圧力及び温度の上昇は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，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。
事故条件の外部電源の有無については，炉心冷却上厳しくする観点から，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップせず原子炉水位低の信号でトリップすることで

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

東海第二発電所

備

考

事故条件の外部電源の有無については，起因事象発生から原子炉スクラムまでの期間の原子炉水位の低下を厳しくする条件として，外部電源ありを想定している。外部電源がない場合でも，非常用母線は非常用ディーゼル発電機等から自動的に受電され，また，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動準備操作時間は，外部電源がない場合も考慮して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。
機器条件の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）は，最確条件とした場合はおおむね注水開始後の原子炉水位の回復が早くなり，炉心冠水後の原子炉水位の維持操作の開始が早くなるが，原子炉減圧から水位回復までの原子炉水位を継続監視している期間の流量調整操作であるため，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
開始の起点とする運転員等操作の開始時間は遅くなる。
（添付資料 2.4.2.2）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／m に対して最確条件は約 33kW／m～約 41kW／m であり，最確条件とした場合は燃料被覆管
温度の上昇が緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。ただし，炉心部の冠水が維持される本事故シーケンスでは，この影響は小さい。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件で設定した燃焼度 33GWd／t に対して最確条件は燃焼度 33GWd／t 以下であり，最確条件とした場合は解析条件で設定している崩壊熱と同等以下となる。燃焼度 33GWd／t の場合は，解析条件と最確条件は同等であることから評価項目となるパラメータに与える影響はな
い。また，燃焼度 33GWd／t 未満の場合は，原子炉からサプレッション・プールに流出する蒸気量が減少することで，原子炉水位の低下は緩和される。また，同様に格納容器圧力及び雰囲気温度並びにサプレッション・プール水位及びサプレッション・プール水温度の上昇は遅くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量及びドライウェル雰囲気温度
は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，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。
事故条件の外部電源の有無については，起因事象発生から原子炉スクラムまでの期間の原子炉水位の低下を厳しくする条件として，外部電源ありを想定し15／51

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））

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

原子炉水位の低下が早くなるように外部電源がある状態を設定している。仮に事象発生とともに外部電源喪失が発生する場合は，外部電源喪失と同時に再循環ポンプ
がトリップするため，原子炉水位の低下が遅くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。なお，外部電源がない場合は非常用ディーゼル
発電機により電源が供給される。機器条件の高圧炉心注水系は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子
炉水位の回復が早くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

ている。外部電源がない場合は，外部電源喪失に伴い原子炉スクラム，再循環系ポンプトリップ等が発生するため，外部電源がある場合と比較して原子炉水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
機器条件の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）は，最確条件とした場合はおおむね注水開始後の原子炉水位の回復が早くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
機器条件の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，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
（添付資料 2.4.2.2）

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
操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，解析上の操作開始時間としてサプレッション・チェンバ・プール水温 49℃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，実態の運転操作においては，事故時の重要監視パラメー
タとしてサプレッション・チェンバ・プール水温を継続監視しており，また，サプ
レッション・チェンバ・プール水温の上昇は緩やかであることから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，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が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。
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格納容器圧力 0.18MPa[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，実態の運転操作においては，炉心損傷
前の格納容器スプレイの操作実施基準（格納容器圧力 0.18MPa[gage]）に到達する

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する。
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
操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作）は，解析上の操作開始時間としてサプレッション・プール水温度 65℃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，不確かさ要因により操作開始時間に与える影響は小さいことから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等となる。本操作は，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，操作開始時間が遅くなる可能性があるが，他の操作との重複もないことから，この他の操作に与える影響はない。

備考

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，解析上の操作開始時間として，格納容器
圧力 279kPa[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，不確かさ要因により操作開始時間に与える影響は小さいことから，実態の16／51

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））

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）

東海第二発電所のは，事象発生の約 10 時間後であり，格納容器スプレイ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，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が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。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置等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 0.31MPa［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，実態の運転操作においては，炉心損傷前の格納容器ベントの操作実施基準（格納容器圧力 0.31MPa［gage］）に到達するのは，事象発生の約 22 時間後であり，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実施可能である。また，格納容器ベントの操作時間は時間余裕を含めて設定していることから，実態の操作開始時間は解析上の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。ただし，格納容器ベント実施時に遠隔操作に失敗した場合は，現場操作にて対応するため，約 20 分程度操作開始時間が遅れる可能性があるが，原子炉格納容器の限界圧力は 0.62MPa[gage]であることから，原子炉格納容器の健全性の点では問題とならない。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。なお，格納容器ベント実施時に遠隔操作に失敗した場合においても，現場操作にて対応することから，他の操作に与える影響はない。

操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等となる。本操作は，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，並列して実施する場合がある原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（常設））とは同一の制御盤による対応が可能であることから，この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
操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，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。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（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）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操
作開始時間よりも遅くなる可能性があるが，この場合でもパラメータが操作実施基準に到達した時点で開始することで同等の効果が得られ，事象進展に変わりがないことから，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，実態の操作開始時間は解析上の操作開始時間よりも遅くなる可能性があるが，この場合でもパラメータが操作実施基準に到達した時点で開始することで同等の効果が得られ，有効性評価解析における格納容器圧力の最高値に変わりがな
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

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，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。格納
容器スプレイ開始時間が早くなる場合，遅くなる場合のいずれにおいても，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小さい。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，運転員

備

考

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，格納容器圧力 310kPa[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，不確かさ要因により操作開始時間に与える影響は小さいことから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等となる。仮に中央制御室での遠隔操作に失敗した場合は，現場操作にて対応する
ため，75 分程度操作開始時間が遅れる可能性がある。本操作は，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，並列して実施する場合がある原子炉水位の調整操作（低圧代替
注水系（常設））とは異なる運転員による対応が可能であることから，この他の操作に与える影響はない。なお，遠隔操作失敗時に現場操作にて対応する場合にも，異なる要員により対応が可能であることから，この他の操作に与える影響はない。
（添付資料 2.4.2.2）

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））

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

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。仮に，格納容器
ベント実施時に遠隔操作に失敗した場合は，現場操作にて対応するため，約 20 分程
度操作開始時間が遅れる可能性がある。格納容器ベント操作開始時間が遅くなった
場合，格納容器圧力は 0.31MPa［gage］より若干上昇するため，評価項目となるパラメータに影響を与えるが，原子炉格納容器の限界圧力は 0.62MPa［gage］である
ことから，原子炉格納容器の健全性という点では問題とはならない。

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操作開始
時間よりも遅くなる可能性があるが，この場合でもパラメータが操作実施基準に到達した時点で開始することで同等の効果が得られ，有効性評価解析における格納容器圧力の最高値に変わりがないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。仮に格納容器ベント時に遠隔操作に失敗した場合は，現場操作にて対応するため，75 分程度操作開始時間が遅れる可能性がある。この場合，格納容器圧力は 0.31MPa[gage]より若干上昇し，評価項目となるパラメー
タに影響を及ぼすが，この場合でも 0.62MPa[gage]を十分に下回ることから，格納容器の健全性の観点からは問題とならない。
（添付資料 2.4.2.2）(3) 操作時間余裕の把握
操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作については，逃がし安全弁による原子炉減圧までの時間は事象発生から約 1 時間であり，準備時間が確保できること
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。
操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作）は，原子炉隔離時冷却系による注水持続が可能な時間内に実施することで炉心損傷を回避することが可能であり，事象発生から少なくとも 8 時間程度の時間余裕がある。
なお，高圧炉心スプレイ系による原子炉注水を継続することも可能であり，この場合は更に余裕時間がある。
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，事象発生の約 13 時間後に実施するものであり，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
操作条件の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，事象発生の約 28 時間後に実施するものであり，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。仮に，中央制御室からの遠隔操作に失敗し，現場操作にて格納容器圧力逃がし装置二次隔離弁の開操作を実施する場合には，格納容器ベント操作の開始が遅れることで，格納容器圧力は 0.31MPa[gage]から上昇するが，格納容器スプレイを停止した時点の格納容器圧力約 0.255MPa[gage]から 0.310MPa[gage]到達までの時
間が約 1 時間であることから外挿すると，0.31MPa[gage]から 0.62MPa[gage]に到達するまでに 5 時間程度の時間余裕があり，現場操作に要する時間は 75 分程度である
ことから，時間余裕がある。
（添付資料 2.4.2.2）

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，格納容器スプレイ開始までの時間は事象発生から約 10 時間あり，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置等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 22 時間あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。また，遠隔操作の失敗により，格納容器ベント操作
開始時間が遅れる場合においても，格納容器圧力は 0.31MPa［gage］から上昇する
が，格納容器圧力の上昇は緩やかであるため，原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa［gage］に至るまでの時間は，過圧の観点で厳しい「7.2.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」においても事象発生約 38 時間後であり，
約 16 時間以上の準備時間が確保できることから，時間余裕がある。

(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認し

備考(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
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
た。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

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

備考た。この結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

7.1.4.2.4 必要な要員及び資源の評価
2.4.2.4 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
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」の残留熱除去系が故障した場合において，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 時間までにの重大事故等対策に必要な災害対策要員（初動）は，「2.4.2.1（3）炉心損傷防止対必要な要員は，「7.1.4.2.1(3) 炉心損傷防止対策」に示すとおり 24 名である。
「7.5.2
策」に示すとおり 19 名である。
「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」
重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員，緊急時対策要で説明している災害対策要員（初動）の 39 名で対処可能である。
員等の 72 名で対処可能である。
また，必要な参集要員は，「2.4.2.1（3）炉心損傷防止対策」に示すとおり 5 名でまた，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あり，参集要員 72 名に含まれることから対処可能である。
時間以内に参集可能な要員の 106 名で確保可能である。
(2) 必要な資源の評価(2) 必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」の残留熱除去系が故障した場合において，必要な水源，燃料及び電源は，「7.5.1(2) 資源の評価条件」の条件にてにおいて，必要な水源，燃料及び電源は「6.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評評価を行い，その結果を以下に示す。
価を行い，以下のとおりである。
a. 水源
ａ．水
源
原子炉隔離時冷却系，高圧炉心注水系による原子炉注水及び代替格納容器スプレ
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
イ冷却系（常設）による格納容器スプレイについては，7 日間の対応を考慮すると，操作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操作について
3号炉あたり合計約 6,200m の水が必要となる。6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮する
は，7 日間の対応を考慮すると，合計約 5,410m３の水が必要となる。
と，合計 12,400m3の水が必要である。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約 1,700m3
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8,600m３の水を保有しており，西側淡水貯水設備を水源とした可搬型代替注水中型
同時被災を考慮しても，必要な水源は確保可能である。また，事象発生 12 時間以降
ポンプによる代替淡水貯槽への補給操作を行うことで，代替淡水貯槽を枯渇させに淡水貯水池の水を，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）により復水貯蔵槽へ給水することなく，7 日間の対応が可能である。
ることで，復水貯蔵槽を枯渇させることなく復水貯蔵槽を水源とした 7 日間の注水
高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系による原子炉注水操作について
は，サプレッション・チェンバを水源とすることから，水源が枯渇することはな
継続実施が可能となる。ここで，復水貯蔵槽への補給の開始を事象発生 12 時間後とく，7 日間の対応が可能である。
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
なお，外部電源喪失を想定した場合でも同様である。
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（添付資料 2.4.2.3）ある。なお，外部電源喪失を想定した場合でも同様の対応である。
b. 燃料
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。本重要事故シーケンスの評価
では外部電源の喪失は想定していないが，仮に外部電源が喪失して非常用ディーゼ

ｂ．燃料
外部電源喪失を想定した場合，事象発生直後から 7 日間の非常用ディーゼル発
電機，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機及び常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）の運転を想定すると，非常用ディーゼル発電機については
約 484.0kL，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機については約 130.3kL，常設代
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））

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

ル発電機による電源供給を想定し，事象発生後 7 日間非常用ディーゼル発電機を最大負荷で運転した場合，号炉あたり約 753kL 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 1,549kL）。
6 号及び 7 号炉の各軽油タンクにて約 1,020kL（6 号及び 7 号炉合計 約 2,040kL）の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，可搬型代替注水ポン
プ（A-2 級）による復水貯蔵槽への給水，非常用ディーゼル発電機による電源供給，
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

替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）については約 141.2kL，合計で755.5kL 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，非常用ディーゼル発電機，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機及び常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）による 7 日間の電源供給の継続が可能である。
可搬型代替注水中型ポンプ（1 台）による西側淡水貯水設備から代替淡水貯槽への補給について，事象発生直後から 7 日間の可搬型代替注水中型ポンプ（1 台）の運転を想定すると，約 6.0kL の軽油が必要となる。可搬型設備用軽油タンクには約 210kL の軽油を保有していることから，可搬型代替注水中型ポンプ（1 台）による 7 日間の西側淡水貯水設備から代替淡水貯槽への補給の継続が可能である。
（添付資料 2.4.2.4）

c. 電源
本重要事故シーケンスの評価では外部電源の喪失は想定していないが，仮に外部電源が喪失して非常用ディーゼル発電機による電源供給を想定した場合においても，6 号及び 7 号炉において重大事故等対策時に必要な負荷は，各号炉の非常用ディーゼル発電機負荷に含まれることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給が可能である。
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
外部電源喪失を想定した場合，重大事故等対策時に必要な負荷のうち，非常用
ディーゼル発電機等からの電源供給を考慮する負荷については，非常用ディーゼ
ル発電機等の容量内に収まることから，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
常設代替交流電源設備からの電源供給を考慮する負荷については約 1,128kW であるが，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）の連続定格容量は2,208kW 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 2.4.2.5）

備考

7.1.4.2.5 結論
2.4.2.5 結論
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」の残留熱除去系が故障した場合ででは，炉心冷却には成功するが，残留熱除去系の故障により崩壊熱除去機能が喪失
は，炉心冷却には成功するが，崩壊熱除去機能の喪失により炉心損傷より先に格納容し，炉心損傷より先に原子炉格納容器が破損し，これに伴って炉心冷却機能を喪失
器が破損し，これに伴い炉心冷却機能を喪失することにより，原子炉水位が低下し炉する場合には，原子炉水位の低下により炉心が露出して炉心損傷に至ることが特徴
心が露出することで炉心損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ「崩である。事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した
壊熱除去機能喪失」の残留熱除去系が故障した場合に対する炉心損傷防止対策として
場合）」に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策として原子炉隔離時冷却系
は，初期の対策として原子炉隔離時冷却系，高圧炉心スプレイ系，逃がし安全弁（自及び高圧炉心注水系による原子炉注水手段，安定状態に向けた対策として代替格納
動減圧機能）の手動による原子炉減圧及び常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代
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格納容器圧力逃が替注水系（常設）による原子炉注水手段を整備し，安定状態に向けた対策として，逃し装置等による原子炉格納容器除熱手段を整備している。
がし安全弁（自動減圧機能）を開維持することで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）による炉心冷却を継続する。また，格納容器の健全性を維持するため，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している。
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」の重要事故シーケンス「過渡事象（給水流量の全喪失）＋崩壊熱除去失敗」について有効性評価を行った。上記の場合においても，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心
注水系による原子炉注水，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等による原子炉格納容器除熱を実施することにより，炉心損傷することはない。

その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。
また，安定状態を維持できる。なお，格納容器圧力逃がし装置等の使用による敷地境界での実効線量は，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはない。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
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。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，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉注水，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱等の炉心損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグル
ープ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」に対して有効である。

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

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」の重要事故シーケンス「過渡事象（給水流量の全喪失）＋ＲＨＲ失敗」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，原子炉隔離時冷却系，高圧炉心スプレイ系，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧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格納容器圧力逃がし装置
による格納容器減圧及び除熱を実施することで，炉心の著しい損傷を防止することができる。
その結果，燃料被覆管最高温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力並びに格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。
また，安定状態を維持することができる。
なお，格納容器圧力逃がし装置等の使用による非居住区域境界及び敷地境界での実効線量は，周辺公衆に対して著しい被ばくのリスクを与えることはない。
解析コード及び解析条件の不確かさの影響について確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策に必要な要員は，災害対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」の残留熱除去系が故障した場合において，原子炉隔離時冷却系，高圧炉心スプレイ系，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧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炉心損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」の残留熱除去系が故障した場合に対して有効である。

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重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
東海第二発電所

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

備

考

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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（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
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）

備考前ページと同じ

23／51

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（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
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）

備考前ページと同じ

24／51

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（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
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）

備考前ページと同じ

25／51

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（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
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）

備考前ページと同じ

26／51

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（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
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

27／51

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（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
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

28／51

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（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
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

29／51

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（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
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

30／51

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（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
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）

備考前ページと同じ

31／51

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（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
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

32／51

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（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
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

33／51

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（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
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

34／51

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（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
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

35／51

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（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
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）

備考前ページと同じ

36／51

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
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

37／51

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
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

38／51

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
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

39／51

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
東海第二発電所

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

備

考

40／51

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
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）

備考前ページと同じ

41／51

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
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

42／51

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（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
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

43／51

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（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
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・KK67 においては再冠水過程を示すた
めにシュラウド内のみの水位を示しているが，東海第二ではシュラウド内
外水位で再冠水過程を十分確認できるためシュラウド内のみの図は不要と判断した。

44／51

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（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
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

45／51

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（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
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

46／51

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（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
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

47／51

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（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
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

48／51

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（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
東海第二発電所

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

備

考

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
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

50／51

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（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
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

51／51

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考7.1.5 原子炉停止機能喪失
2.5 原子炉停止機能喪失
7.1.5.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策
2.5.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策
・ＰＲＡの違いにより事故シーケンス(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス
事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」に含まれる事故シーケンスは，
事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」に含まれる事故シーケンスは， 名称に違いがあるが，実態として相違点はない。
｢6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定｣に示すとおり，①「過渡事象＋原子炉停「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「過渡事象＋原子炉止失敗」，②「小破断 LOCA＋原子炉停止失敗」，③「中破断 LOCA＋原子炉停止失敗」
停止失敗」，②「サポート系喪失（自動停止）＋原子炉停止失敗」，③「中小破断Ｌ及び④「大破断 LOCA＋原子炉停止失敗」である。
ＯＣＡ＋原子炉停止失敗」及び④「大破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗」である。
(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方
事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」では，運転時の異常な過渡変化の発生後，原子炉停止機能が喪失することを想定する。このため，原子炉は臨界状態を継続し，原子炉出力が高い状態が維持されることから，緩和措置がとられない
場合には，炉心損傷に至る。

本事故シーケンスグループは，原子炉停止機能を喪失したことによって最終的に炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故等対策の有効性評価には，原子炉停止機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
したがって，本事故シーケンスグループでは，代替制御棒挿入機能による原子炉停止又は代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能によって原子炉出力を低下させる
こと等によって炉心損傷の防止を図り，ほう酸水注入系による炉心へのほう酸水の注入によって原子炉停止する。また，残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）による原子炉格納容器除熱を実施する。
(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」における機能喪失に対して，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，初期の対策として代替制御棒挿入機能又は代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能及びほう酸
水注入系による原子炉停止又は反応度抑制手段を整備するとともに高圧炉心注水系
及び原子炉隔離時冷却系による原子炉注水手段を整備し，安定状態に向けた対策として，高圧炉心注水系及び原子炉隔離時冷却系による炉心冷却を継続する。また，
原子炉格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として残留熱除去
系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）による原子炉格納容器除熱手段を整備する。
ただし，重要事故シーケンスに対する有効性評価では，保守的に代替制御棒挿入(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方
事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」では，運転時の異常な過渡変化 ・文章表現に多少の違いはあるが，実態として相違点はない。
の発生後，炉心冷却には成功するが，原子炉停止機能が喪失することを想定する。
このため，原子炉は臨界状態が継続し，原子炉出力が高い状態が維持されることか
ら，炉心で発生した蒸気が格納容器に流入し格納容器圧力が上昇することで，緩和措置が取られない場合には，炉心損傷より先に格納容器破損に至る。これに伴い炉心冷却機能を喪失する場合には，原子炉水位の低下が継続し，炉心が露出すること
で炉心損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，原子炉停止機能を喪失したことによって最終的に炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故等対策の有効性評価としては，原子炉停止機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
以上により，本事故シーケンスグループでは，代替の原子炉停止機能を用いて原子炉出力を抑制し，原子炉注水機能を用いて原子炉水位を適切に維持することにより炉心損傷の防止を図るとともに，最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことによって除熱を行い格納容器破損の防止を図る。

(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」において，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ十分な冷却を可能とするため，初期の対策としてＡＴＷＳ緩和
設備（代替原子炉再循環系ポンプトリップ機能）及びほう酸水注入系による原子炉
停止手段並びに原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系による原子炉注水手段を整備し，安定状態に向けた対策として，高圧炉心スプレイ系による炉心冷却を継続する。また，格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として，残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱手段を整備する。さらに，重要事故シーケンスに対する有効性評価では期待しないが，代替制御
棒挿入機能及び原子炉手動スクラムによる原子炉停止手段を整備している。対策の概略系統図を第 2.5－1 図に，対応手順の概要を第 2.5－2 図に示すとともに，重大
1／54

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
機能には期待しないものとする。これらの対策の概略系統図を第 7.1.5－1 図から
第 7.1.5－3 図に，手順の概要を第 7.1.5－4 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操作手順の関係を第 7.1.5－1 表に示す。
本事故シーケンスグループの重要事故シーケンスにおいて，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 12 名である。その内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員は，
当直長 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 4 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 名である。必要な要員と作業項目について第 7.1.5－5 図に示す。
なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を重要事
故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，12 名で対処可能である。
a. 原子炉スクラム失敗確認
運転時の異常な過渡変化の発生に伴い，原子炉がスクラムすべき状況にもかかわらず，制御棒が原子炉に緊急挿入されない場合，原子炉スクラム失敗を確認する。
原子炉スクラムの失敗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。また，主蒸気隔離弁の閉止による原子炉圧力高信号により再循環ポンプ
4 台がトリップし，炉心流量が低下し，原子炉出力が低下する。主蒸気隔離弁の閉止によりタービン駆動給水ポンプはトリップするが，電動駆動給水ポンプが自動起動して給水を継続する。主蒸気遮断により給水加熱喪失の状態となり，給水温度が低下するため，徐々に出力が増加する傾向となる。

b. 格納容器圧力上昇による高圧・低圧注水系起動確認
逃がし安全弁の作動により，格納容器圧力が上昇し，ドライウェル圧力高（13.7kPa[gage]）により，原子炉隔離時冷却系，高圧炉心注水系及び低圧注水系が自動起動する。高圧・低圧注水系の起動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。
c. 原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉水位維持
主蒸気隔離弁の閉止により，復水器ホットウェルの水位が低下し給復水ポンプがトリップする。これにより給水流量の全喪失となり，原子炉水位は低下するが，原
子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉注水が継続しているため炉心の冠水は維持される。なお，ここでの原子炉水位の低下に伴い，原子炉水位低（レベル 2）で再循環ポンプ 6 台がトリップし，炉心流量が低下し，原子炉出力が低下する。この後は，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の流量を調整することにより原子炉水位低（レベル 1.5）以上に水位を維持する。原子炉隔離時冷却系及び高東海第二発電所備

考

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手順と設備との関係を第 2.5－1 表に示す。

本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて必要な要員は， ・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，災害対策要員（初動）10 名である。
タイムチャートにより要員の充足
災害対策要員（初動）の内訳は，当直発電長 1 名，当直副発電長 1 名，運転操作性は確認される。
対応を行うための当直運転員 4 名及び指揮，通報連絡を行うための災害対策要員（指揮者等）4 名である。
必要な要員と作業項目について第 2.5－3 図に示す。
なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を重要事
故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，災害対策要員（初動）10 名で対処可能である。
ａ．原子炉停止機能喪失の確認
運転時の異常な過渡変化の発生に伴い，原子炉がスクラムすべき状況にもかかわらず制御棒が原子炉へ挿入されない場合，原子炉自動スクラム失敗を確認する。
その後，中央制御室からの遠隔操作により手動スクラムボタン及び原子炉モード ・東海第二では，運転手順に従い，自動スクラムの失敗確認後に手動ススイッチ「ＲＵＮ」から「ＳＨＵＴ ＤＯＷＮ」への切換えによる手動スクラム
クラム操作を実施し，これにも失敗
操作を実施するが，これにも失敗したことで，原子炉停止機能喪失と判断する。
した場合に原子炉停止機能喪失と主蒸気隔離弁閉止に伴い原子炉圧力高信号にてＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉判断する。
再循環系ポンプトリップ機能）が作動し，再循環系ポンプが全台トリップしたことで炉心流量が低下し，原子炉出力が低下したことを確認する。また，制御棒挿 ・設備設計の違い
入機能の回復操作を実施する。
原子炉停止機能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。
ｂ．高圧炉心スプレイ系の自動起動確認等
原子炉で発生した蒸気が，逃がし安全弁を介してサプレッション・プールに流入することで格納容器圧力が上昇する。ドライウェル圧力高（13.7kPa[gage]）設
定点到達にて高圧炉心スプレイ系が自動起動し，原子炉注水を開始したことを確認する。また，低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）も自動起動
し，ミニフロー運転にて起動待機状態となったことを確認する。
主蒸気隔離弁閉止に伴いタービン駆動給水ポンプは停止するが，電動駆動給水ポンプにより原子炉注水は継続され，同時に給水加熱喪失となるため給水温度が低下することで，原子炉出力は徐々に上昇する。このため，中央制御室からの遠 ・東海第二では給水流量による原子炉
隔操作により給水流量を調整し，原子炉水位を低めに維持することで，自然循環
出力抑制であることを明示。
による炉心流量を低下させ原子炉出力を抑制する。なお，給水流量調整及び原子炉水位低下による原子炉出力抑制操作は解析上考慮しない。
復水器ホットウェル水位の低下に伴い，給復水系は全停となり，原子炉水位が2／54

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
圧炉心注水系による原子炉水位の維持を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び各系統の流量指示等である。

d. 自動減圧系の自動起動阻止
ドライウェル圧力高（13.7kPa[gage]）信号と原子炉水位低（レベル 1）信号の両方が 30 秒継続した場合であって，高圧炉心注水系又は低圧注水系のポンプが 1 台
以上運転している（各ポンプの吐出側の系統圧力が設定値を超えている）場合，自動減圧系が自動起動する。原子炉スクラム失敗時に自動減圧系が自動起動すると，
高圧炉心注水系及び低圧注水系から大量の冷水が注水され，出力の急激な上昇に繋がる可能性があるため，自動減圧系の起動阻止スイッチを用いて自動減圧系の自動起動を未然に阻止する。なお，自動減圧系の起動阻止スイッチの操作により，代替
自動減圧ロジックによる自動減圧も未然に阻止される。
e. ほう酸水注入系による原子炉未臨界操作
原子炉スクラムの失敗を確認後，ほう酸水注入系を中央制御室からの遠隔操作により手動起動し，炉心へのほう酸水の注入を開始する。ほう酸水の注入により，中性子束が徐々に減少し原子炉は臨界未満に至る。
原子炉の臨界未満確保を確認するために必要な計装設備は，起動領域モニタ等である。

f. 残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運転
事象発生直後からの逃がし安全弁の作動により，サプレッション・チェンバ・プ
ール水温が上昇する。サプレッション・チェンバ・プール水温が 49℃を超えて上昇する場合，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系（サプレッション・チェ
ンバ・プール水冷却モード）の運転を開始し，原子炉格納容器除熱を開始する。残留熱除去系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，残留熱除去系系統流量及びサプレッション・チェンバ・プール水温度である。

東海第二発電所

備考

原子炉水位異常低下（レベル２）設定点に到達すると，原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉注水を開始したことを確認する。
高圧炉心スプレイ系の自動起動確認等に必要な計装設備は，ドライウェル圧力，
高圧炉心スプレイ系系統流量等である。
ｃ．自動減圧系等の作動阻止操作
原子炉が自動減圧され，低圧の非常用炉心冷却系の原子炉注水により原子炉水位が上昇し，正の反応度が印加されることを防止するため，原子炉停止機能喪失の確認後，中央制御室からの遠隔操作により自動減圧系の作動阻止スイッチを用いてこれらの作動を阻止する。なお，自動減圧系の作動阻止スイッチにより，過渡時自動減圧機能についても作動が阻止される。
自動減圧系等の作動阻止操作に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域）等である。

ｄ．ほう酸水注入系の起動操作
原子炉停止機能喪失及び再循環系ポンプトリップによる原子炉出力低下を確認 ・運転手順の違い
した後，平均出力領域計装指示値が 10％以上で，かつサプレッション・プール水
温度が 49℃に近接又は超過していることを確認し，中央制御室からの遠隔操作に
よりほう酸水注入系の起動操作を実施する。また，中性子束振動の発生を確認した場合にも，ほう酸水注入系の起動操作を実施する。
ほう酸水注入系の起動操作に必要な計装設備は，平均出力領域計装，サプレッ
ション・プール水温度等である。
ほう酸水の注入により原子炉出力が徐々に低下し原子炉が未臨界になったことを確認する。
原子炉の未臨界を確認するために必要な計装設備は，起動領域計装等である。
ｅ．残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プー
ル冷却操作
原子炉で発生した蒸気が逃がし安全弁を介してサプレッション・プールに流入することで，サプレッション・プール水温度は上昇する。このため，サプレッション・プール水温度が 32℃に到達した時点で，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール
冷却を開始する。なお，本重要事故シーケンスにおいては，事象発生から短時間でサプレッション・プール水温度が 49℃まで上昇するが，この場合には，運転手
順に従いほう酸水注入系の起動操作を優先して実施する。
残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プー
ル冷却操作に必要な計装設備は，サプレッション・プール水温度等である。
残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プー
ル冷却操作を開始した以降も，原子炉出力が残留熱除去系（サプレッション・プ
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考ール冷却系）の除熱能力を上回っている期間はサプレッション・プール水温度の上昇が継続することを確認する。サプレッション・プール水温度が 106℃に近接した場合は，原子炉隔離時冷却系を停止する。
ｆ．原子炉水位の調整操作
ほう酸水の注入に伴い，原子炉出力が徐々に低下し原子炉は未臨界に至る。また，原子炉出力の低下に伴い原子炉水位は徐々に上昇するため，ほう酸水の全量注入完了を確認するまでは，運転手順に従い高圧炉心スプレイ系により原子炉水位を原子炉水位異常低下（レベル１）設定点近傍に維持することで，自然循環による炉心流量の増加を抑制する。また，ほう酸水の全量注入完了を確認した後は，ほう酸水注入系を停止するとともに，高圧炉心スプレイ系により原子炉水位を原
子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の範囲に維持する。
原子炉水位の調整操作に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域），起動領域計装等である。
・東海第二では，解析上考慮しない操ｇ．使用済燃料プールの冷却操作
作も含め，手順に従い必ず実施する
代替燃料プール冷却系等を用いて使用済燃料プールへの注水及び冷却を実施す
操作を記載る。
以降，炉心冷却及び原子炉格納容器除熱は，残留熱除去系により継続的に行う。

以降，炉心冷却は高圧炉心スプレイ系を用いた原子炉注水により継続的に実施し，格納容器除熱は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）により継続的に実施する。

7.1.5.2 炉心損傷防止対策の有効性評価
2.5.2 炉心損傷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
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「6.2
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「1.2
評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過渡事象（反応度印加の観点
評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過渡事象（反応度印加の観点で最も厳しく，原子炉隔離によって炉心からの発生蒸気が全て原子炉格納容器に流で厳しい主蒸気隔離弁の誤閉止を選定）を起因事象とし，原子炉圧力上昇による反入する主蒸気隔離弁の誤閉止を選定）を起因事象とし，原子炉圧力上昇による反応
応度印加の観点で厳しくなる「過渡事象（主蒸気隔離弁の誤閉止）＋原子炉停止失度印加に伴う出力増加の観点で厳しくなる「過渡事象（主蒸気隔離弁の誤閉止）＋敗」である。また，本事故シーケンスでは，原子炉水位が高めに維持され，炉心入原子炉停止失敗」である。
口サブクーリングが大きくなることで原子炉出力の観点で厳しい条件として，評価上，重大事故等対処設備ではない給復水系が一定期間運転を継続する条件としている。
なお，本事故シーケンスグループにおける事故シーケンスのうち，ＬＯＣＡを起因事象とする事故シーケンスは，原子炉冷却材の流出により，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，これらの事故シーケンスの炉心損傷頻度は非常に小さくなっており，また，この場合においても重大事故等対処設備である代替
制御棒挿入機能により原子炉を未臨界とすることが可能である。
本重要事故シーケンスでは，炉心における核分裂出力，出力分布変化，反応度フ
本重要事故シーケンスでは，炉心における核分裂出力，出力分布変化，反応度フ
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
ィードバック効果（ボイド・ドップラ/ボロン），崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移，沸騰・ボイド率変化，気液熱非平衡，原子炉圧力容器における冷却材流量変化，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），ほう酸水の拡散並びに原子炉格納容器におけるサプレッション・プ
ール冷却が重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価することが可能であるプラント動特性解析コード REDY，単チャンネル熱水力解析コード SCAT により中性子束，平均表面熱流束，燃料被覆管温度，炉心流量，原子炉圧力，原子炉水位，
サプレッション・チェンバ・プール水温，格納容器圧力等の過渡応答を求める。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故
シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第 7.1.5－2
表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。

a. 事故条件(a) 起因事象
起因事象として，主蒸気隔離弁の誤閉止が発生するものとする。
(b) 安全機能等の喪失に対する仮定ａ) 原子炉停止機能喪失として原子炉スクラム失敗を仮定する。
ｂ) 手動での原子炉スクラムを実施できないものと仮定する。
ｃ) 代替制御棒挿入機能は保守的に作動しないものと仮定する。
(c) 評価対象とする炉心の状態評価対象とする炉心の状態は，平衡炉心のサイクル末期とする。
これは，本評価では，サイクル末期の方がサイクル初期に比べて動的ボイド係数の絶対値が大きいためボイド反応度印加割合が大きく，保守的な評価となることを考慮してサイクル末期として設定したものである。
(d) 外部電源
外部電源は使用できるものとする。外部電源がある場合，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップしないことにより，原子炉出力が高く維持されることから，燃料被覆管温度，格納容器圧力及びサプレッション・チェンバ・プール水温の上昇の

東海第二発電所

備考ィードバック効果（ボイド反応度，ドップラ反応度，ボロン反応度），崩壊熱，燃料
棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移，沸騰・ボイド率変化及び気液熱非平衡，原子炉圧力容器における冷却材流量変化，冷却材放出（臨界流・差圧流），ＥＣ
ＣＳ注水（給水系・代替の注水設備含む）及びほう酸水の拡散並びに格納容器におけるサプレッション・プール冷却が重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価することが可能であるプラント動特性解析コードＲＥＤＹ及び単チャンネル
熱水力解析コードＳＣＡＴにより中性子束，平均表面熱流束，燃料被覆管温度，炉心流量，原子炉圧力，原子炉水位，サプレッション・プール水温，格納容器圧力等の過渡応答を求める。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故
シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する主要な解析条件を第 2.5－2 表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
ａ．初期条件(a) 炉心流量・東海第二では，原子炉出力の観点で
初期炉心流量が小さいほど，初期のボイド率が大きくなることで原子炉圧力厳しい条件として，初期炉心流量を上昇時にボイドが潰れることで印加される正の反応度が大きくなり，原子炉出保安規定の運転上の制限における力の観点で厳しい設定となる。このため，保安規定の運転範囲における原子炉
下限値（85％F）を設定
定格出力時の下限流量である 41,060t／h（85％）を設定する。
ｂ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，主蒸気隔離弁の誤閉止が発生するものとする。
(b) 安全機能等の喪失に対する仮定
1) 原子炉停止機能喪失として原子炉スクラム失敗を仮定する。
2) 原子炉手動スクラムには期待しないものとする。
3) 代替制御棒挿入機能には期待しないものとする。
(c) 評価対象とする炉心の状態評価対象とする炉心の状態は，平衡炉心のサイクル末期とする。サイクル末期の方がサイクル初期に比べて動的ボイド係数の絶対値が大きくなるためボイド反応度印加割合が大きくなり，原子炉出力の観点で厳しくなる。
（添付資料 2.5.1）(d) 外部電源
外部電源はあるものとする。
外部電源がある場合，給復水系及び再循環系ポンプが一定期間運転を継続することで，原子炉出力が高く維持されることから，燃料被覆管温度，格納容器
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
観点で事象進展が厳しくなる。

東海第二発電所

備

考

圧力及びサプレッション・プール水温度の観点で事象進展が厳しくなる。なお，
運転員等操作においては，外部電源喪失についても考慮する。

b. 重大事故等対策に関連する機器条件(a) 主蒸気隔離弁の閉止に要する時間
主蒸気隔離弁の閉止に要する時間は，最も短い時間として設計値の下限である 3秒とする。

ｃ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 主蒸気隔離弁の閉止に要する時間
主蒸気隔離弁の閉止に要する時間は，保安規定の運転上の制限における下限値である 3 秒とする。

(b) 代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能
代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能は， 原子炉圧力高（7.48MPa[gage]）又は原子炉水位低（レベル 3）信号により再循環ポンプ 4 台がトリップし，原子炉水位低（レベル 2）信号により残り再循環ポンプ 6 台がトリップするものとする。なお，4 台以上の再循環ポンプがトリップした際に残りの再循環ポンプの回転速度を5%/秒で速やかに低下させる高速ランバック機能については，保守的に使用できないものと仮定する。
また，再循環ポンプが 2 台以上トリップしている状態で運転点が運転特性図上の高出力－低炉心流量領域に入った場合に作動する選択制御棒挿入についても作動しないものと仮定する。

(b) ＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環系ポンプトリップ機能）
原子炉圧力高（7.39MPa[gage]）又は原子炉水位異常低下（レベル２）信号により，再循環系ポンプを全台トリップさせるものとする。また，原子炉出力が35％以上で，再循環系ポンプが 1 台以上トリップした場合に作動する選択制御
棒挿入については，作動しないものとする。
(c) 逃がし安全弁
原子炉圧力が低めに維持される方が，原子炉圧力に依存する高圧炉心スプレ
イ系の注水流量が大きくなり，原子炉水位が高めに維持されることで，原子炉出力の観点で厳しい設定となる。このため，原子炉圧力が低めに維持される逃がし安全弁（逃がし弁機能）にて原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を抑制するものとする。また，逃がし安全弁（18 個）は，容量として，1 個当たり定格主蒸気流量の約 6％を処理するものとする。
(d) 高圧炉心スプレイ系
ドライウェル圧力高（13.7kPa[gage]）信号により自動起動し，ポンプ性能評 ・東海第二では、原子炉水位が高めに価に基づく大きめの注水流量特性（注水流量：145m３／h～1,506m３／h，注水圧維持され，原子炉出力の観点で厳し※力：0MPa[dif] ～8.30MPa[dif]）の流量で原子炉へ注水するものとする。注水
い条件としてポンプ性能評価に基
流量は，炉心に冷水が大量に注水され，原子炉水位が高めに維持される方が原
づく大きめの注水流量を設定。な
子炉出力の観点で厳しい設定となることから，ポンプ性能評価に基づく大きめ
お，原子炉隔離時冷却系についての注水流量特性を設定している。
は，一定の注水流量に制御される。
※ MPa[dif]…原子炉圧力容器と水源との差圧（以下同様）(c) 逃がし安全弁
逃がし安全弁の逃がし弁機能にて，原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を抑えるものとする。また，逃がし安全弁（18 個）は，容量として，1 個あたり定格主蒸気流量の約 5%を処理するものとする。

(d) 電動駆動給水ポンプ
主蒸気隔離弁の閉止によりタービン駆動給水ポンプがトリップした後，電動駆動
給水ポンプが自動起動するものとする。また，復水器ホットウェル水位の低下により電動駆動給水ポンプがトリップするものとする。
(e) 原子炉隔離時冷却系
原子炉隔離時冷却系は原子炉水位低（レベル 2）又はドライウェル圧力高（13.7kPa[gage]）で自動起動し，182m3/h（8.12～1.03MPa[dif]において）の流量で給水するものとする。

・東海第二では，「(3) 有効性評価の結果」において，事象進展と合わせて説明(e) 原子炉隔離時冷却系
原子炉水位異常低下（レベル２）信号により自動起動し，136.7m３／h（原子炉圧力 1.04MPa[gage]～7.86MPa[gage]において）の流量で原子炉へ注水するものとする。また，運転手順に従い，サプレッション・プール水温度が原子炉隔
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機(f) 高圧炉心注水系
高圧炉心注水系は原子炉水位低（レベル 1.5 ）又はドライウェル圧力高（13.7kPa[gage]）で自動起動し，182～727m3/h（8.12～0.69MPa[dif]において）の流量で給水するものとする。

東海第二発電所備

考

離時冷却系の高温耐性（116℃）に余裕を考慮した温度である 106℃に到達した時点で停止する。

(g) ほう酸水注入系
ほう酸水注入系は原子炉スクラムの失敗を確認後，10 分間が経過した時点で手動起動し，190L/min の流量及びほう酸濃度 13.4wt%で注入するものとする。

(f) ほう酸水注入系
注入流量 163L／min 及びほう酸濃度 13.4wt％にて注水するものとする。

(h) 残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）
伝熱容量は，熱交換器 1 基あたり約 8MW（サプレッション・チェンバ・プール水
温 52℃，海水温度 30℃において）とする。

(g) 残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）
伝熱容量は，熱交換器 1 基当たり約 53MW（サプレッション・プール水温度
100℃，海水温度 27.2℃において）とする。

c. 重大事故等対策に関連する操作条件
運転員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) 自動減圧系の自動起動阻止操作
原子炉が停止できない場合にドライウェル圧力高（13.7kPa[gage]）及び原子炉水位低（レベル 1）によって自動減圧系の自動起動信号が発信されることを阻止する
ため，自動減圧系の自動起動阻止を手順に定めている。本評価では運転員による自動減圧系の自動起動を阻止する操作を期待する。
(b) ほう酸水注入系及び残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運転操作
本評価では，ほう酸水注入系は原子炉スクラムの失敗を確認後，10 分間が経過した時点で手動起動することとしている。残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）は，サプレッション・チェンバのプール水の平均温度が 49℃に到達することをもって実施することとしており，サプレッション・チェンバ・プ
ール水温が 49℃に到達した時点から，10 分間が経過した時点で残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）を手動起動することとしている。

ｄ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 自動減圧系等の作動阻止操作は，原子炉停止機能喪失の確認及び自動減圧系 ・東海第二では操作時間の積み上げに基づいた操作条件を設定
等の作動阻止操作に要する時間を考慮して，事象発生 4 分後に実施する。

(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける中性子束，平均表面熱流束，炉心流量，原子炉蒸気流量，給水流量，原子炉隔離時冷却系流量，高圧炉心注水系流量，原子炉圧力，
原子炉水位（シュラウド外水位）※1，逃がし安全弁の流量，炉心平均ボイド率，燃料被覆管温度，熱伝達係数及びクオリティの推移を第 7.1.5－6 図から第 7.1.5－20
図に，サプレッション・チェンバ・プール水温及び格納容器圧力の推移を第 7.1.5－21 図に示す。
※1 非常用炉心冷却系の起動信号となる原子炉水位計（広帯域）の水位及び運転員（添付資料 2.5.2）(b) ほう酸水注入系の起動操作は，自動減圧系等の作動阻止操作が完了する事象
発生の 4 分後からほう酸水注入系の起動操作に要する時間を考慮して，事象発生から 6 分後に実施する。
(c) 残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プ
ール冷却操作は，事象発生の約 1 分後にドライウェル圧力高信号が発信してから 10 分間は低圧注水モード優先のインターロックがあることから，これに操作に要する時間を考慮して，事象発生 17 分後に実施する。

(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける中性子束，平均表面熱流束，炉心流量，原子炉蒸気流量，給水流量，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系の流量，原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド外水位）※，逃がし安全弁の流量，炉心平均ボイド率，
燃料被覆管最高温度発生位置及び沸騰遷移発生位置の燃料被覆管温度並びに燃料被覆管最高温度発生位置の熱伝達係数及びクオリティの推移を第 2.5－4 図から第 2.5－18 図に，サプレッション・プール水温度及び格納容器圧力の推移を第 2.5－19 図
に示す。
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
が炉心冠水状態において主に確認する原子炉水位計（広帯域・狭帯域）の水位
は，シュラウド外の水位であることから，シュラウド外の水位を示す。
a. 事象進展
主蒸気隔離弁の誤閉止の発生後，主蒸気隔離弁閉信号が発生するものの，この信号による原子炉スクラムに失敗する。主蒸気隔離弁が閉止されると原子炉圧力が上昇し，これによるボイドの減少によって正の反応度が印加され，中性子束が増加するとともに平均表面熱流束が上昇し，これに伴い燃料被覆管表面で沸騰遷移が生じるため，燃料被覆管の温度が一時的に約 730℃まで上昇する。約 2 秒後に原子炉圧力高信号で代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能により再循環ポンプ 4 台がトリップする。なお，本評価では保守的に期待していない代替制御棒挿入機能は，本来
この原子炉圧力高信号（7.48MPa[gage]）で作動する。
主蒸気隔離弁の閉止により，タービン駆動給水ポンプはトリップするが，電動駆動給水ポンプが自動起動して給水が継続される。炉心流量の低下に伴い中性子束及び平均表面熱流束も低下するが，再循環ポンプの回転速度が最低となり，炉心流量が安定した後は徐々に出力が増加する。これは，主蒸気が遮断されて給水加熱喪失状態となるため，給水温度が低下して炉心入口サブクール度が増加するためである。
これに伴い燃料被覆管表面で沸騰遷移が生じるため，燃料被覆管の温度が一時的に
約 1,060℃まで上昇する。
逃がし安全弁の逃がし弁機能の作動により主蒸気がサプレッション・チェンバへ流入するため，サプレッション・チェンバ・プール水位が上昇し，事象発生から約24 秒後に高圧炉心注水系の水源が復水貯蔵槽からサプレッション・チェンバのプー
ル水へと自動で切り替わる。あわせて格納容器圧力も上昇するため，事象発生から
約 34 秒後にドライウェル圧力高信号（13.7kPa[gage]）によって原子炉隔離時冷却系の水源がサプレッション・チェンバのプール水へと自動で切り替わるとともに，原子炉隔離時冷却系，高圧炉心注水系及び低圧注水系が起動する。サプレッション・
チェンバ・プール水温も上昇し，事象発生から約 43 秒後にサプレッション・チェ
ンバ・プール水温が 49℃に到達し，その後も上昇傾向が継続する。
事象発生から約 173 秒後に復水器ホットウェルの水位低下により電動駆動給水ポンプがトリップするため，原子炉水位が低下し，事象発生から約 191 秒後に原子炉水位低（レベル 2）信号で代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能によって残り 6
台の再循環ポンプがトリップする。
原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉注水が継続しているため，炉心は冠水維持される。

東海第二発電所備

考※ 非常用炉心冷却系の起動信号となり運転員が監視に用いる原子炉水位計（広帯域）はシュラウド外水位を測定していることから，シュラウド外水位の評
価結果を示した。
ａ．事象進展
・評価条件，運用・設備設計，事象進展等に違いに起因する記載の相違
主蒸気隔離弁の誤閉止が発生した後，原子炉自動スクラム信号が発信するが，原子炉自動スクラムに失敗する。主蒸気隔離弁の閉止により原子炉圧力が上昇し， はあるが，実態として記載内容に違いはない。
これによるボイドの減少によって正の反応度が印加され，中性子束が増加するとともに平均表面熱流束が上昇し，燃料棒表面で沸騰遷移が生じることで，燃料被覆管の温度は約 872℃まで上昇する。事象発生の約 2 秒後に原子炉圧力高信号により再循環系ポンプが全台トリップすることで炉心流量が低下し，ボイド率が上昇することで中性子束及び平均表面熱流束は低下するため，燃料被覆管温度も低下する。なお，本評価では期待していない代替制御棒挿入機能は，本来この原子
炉圧力高信号にて作動する。
また，タービン駆動給水ポンプはトリップし，電動駆動給水ポンプが自動起動することで，給復水系による原子炉注水が継続される。中性子束及び平均表面熱流束は，再循環系ポンプトリップによる炉心流量の低下に伴い低下するが，給水加熱喪失により給水温度が低下することで徐々に上昇する。これに伴い燃料棒表
面で沸騰遷移が発生し，燃料被覆管温度が一時的に上昇するが，この期間の燃料
被覆管温度の最高値は約 839℃程度であり，初期のピーク温度（872℃）未満となる。
原子炉で発生した蒸気が逃がし安全弁を介してサプレッション・プールに流入するため，サプレッション・プール水温度及び格納容器圧力が上昇し，事象発生の約 57 秒後にドライウェル圧力高信号（13.7kPa[gage]）により高圧炉心スプレ
イ系，低圧炉心スプレイ系等が自動起動する。また，事象発生の約 85 秒後にサプ
レッション・プール水温度は 49℃に到達し，この後も上昇傾向が継続する。
事象発生から約 131 秒後に復水器ホットウェル水位の低下により給復水系が停止することで原子炉水位が低下し，事象発生から約 153 秒後に原子炉水位異常低下（レベル２）信号により原子炉隔離時冷却系が自動起動する。給復水系による
原子炉注水の停止後は，高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系による原子炉注水により炉心冷却が維持されるが，原子炉水位の低下に伴い炉心流量，中性子束及び原子炉での蒸気発生量が低下する過程において，圧力設定点の異なる逃がし安全弁が一連で開閉することで原子炉圧力及び中性子束の変動幅が一時的に大きくなり，これに伴う沸騰遷移によって一時的に燃料被覆管温度が上昇する。
但し，この期間の燃料被覆管温度の最高値は約 723℃程度であり，初期のピーク
温度（872℃）未満となる。また，原子炉隔離時冷却系は，サプレッション・プー
ル水温度が 106℃に近接した場合は停止するが，その後も高圧炉心スプレイ系に
より炉心冷却は維持される。

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

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

事象発生から約 11 分後（原子炉スクラムの失敗確認から 10 分後），手動操作によりほう酸水注入系による炉心へのほう酸水の注入を開始する。同時に（サプレッ
ションプール水温高到達から 10 分後）残留熱除去系ポンプ 3 台によるサプレッション・チェンバ・プール水冷却モードも手動起動する。ほう酸水の注入開始後，中性子束は徐々に減少し，臨界未満に至る。これに伴い，原子炉出力の上昇が抑制されるため，原子炉水位は上昇し，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の運転員操作により，原子炉水位低（レベル 1.5）以上に原子炉水位を維持する ※2とともに，
サプレッション・チェンバのプール水の冷却を維持する。
※2 ほう酸水注入による原子炉出力の抑制は継続しているが，原子炉水位上昇により原子炉出力が上昇するおそれがあるため事故対応手順に基づき原子炉出力の上昇を抑制するために原子炉水位低（レベル 1.5）以上に原子炉水位を維持する。

事象発生の 6 分後にほう酸水注入系を起動し，炉心へのほう酸水の注入を開始する。ほう酸水の注入に伴い炉心の反応度が低下し，原子炉水位は徐々に上昇するため，高圧炉心スプレイ系により原子炉水位を原子炉水位異常低下（レベル１）
設定点近傍に維持する。
事象発生の 17 分後に残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）2 系統によるサプレッション・プール冷却操作を開始する。

b. 評価項目等
燃料被覆管の温度は，第 7.1.5－11 図に示すとおり，給水加熱喪失の状態によって出力が増加し，沸騰遷移が生じる期間が最も厳しく，事象発生から約 176 秒で最高の約 1,060℃に到達するが，1,200℃以下となる。また，燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 2%以下であり，15%以下となる。

ｂ．評価項目等
燃料被覆管温度は，主蒸気隔離弁閉止に伴い炉内のボイドが急減することで出力が上昇し沸騰遷移が生じる期間が最も高温となり，再循環系ポンプトリップによる出力低下によってリウェットすることで低下する。第 2.5－10 図に示すとおり，事象発生の約 13 秒後に燃料被覆管温度は最高値の約 872℃に到達するが，評価項目である 1,200℃以下となる。また，燃料被覆管の酸化量は，酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1％以下であり，評価項目である 15％を下回る。
原子炉圧力は，第 2.5－7 図及び第 2.5－17 図に示すとおり，逃がし安全弁（逃がし弁機能）の作動により，約 8.19MPa[gage]以下に維持される。このため，原
子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（0.3MPa 程度）を考慮しても，約 8.49MPa[gage]以下であり，評価項目である最高使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を下回る。
格納容器圧力及びサプレッション・プール水温度は，第 2.5－19 図に示すとおり，ほう酸水注入系により原子炉出力が低下し，原子炉での発熱が残留熱除去系の除熱能力を下回るまで上昇するが，それぞれ最高値は約 0.20MPa[gage]，約115℃以下となり，評価項目である最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa[gage]）及び 200℃を下回る。
ほう酸水注入系による炉心へのほう酸水注入によって中性子束は徐々に低下
し，未臨界に至る。この後は高圧炉心スプレイ系による原子炉注水及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール冷却を継続することで安定状態が確立する。
（添付資料 2.5.3）
安定状態が確立した以降は，制御棒の挿入機能を復旧し，原子炉を減圧した後に，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）により冷温停止状態とする。
以上により，本評価では「1.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」

原子炉圧力は，第 7.1.5－9 図に示すとおり，逃がし安全弁の作動により，約8.92MPa[gage]以下に抑えられる。原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力は，原
子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（高々約 0.3MPa）を考慮しても，約9.22MPa[gage]以下であり，最高使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を十分下回る。
また，ほう酸水注入系と残留熱除去系の起動後も，格納容器圧力及びサプレッション・チェンバ・プール水温は緩やかに上昇するが，それぞれ約 0.19MPa[gage]，
約 113℃以下に抑えられ，原子炉格納容器の限界圧力及び限界温度を下回る。

ほう酸水注入系による炉心へのほう酸水の注入によって中性子束は徐々に減少
し，臨界未満に至る。その後は，原子炉水位及びサプレッション・チェンバのプー
ル水の冷却を維持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，「6.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目について，対策の有効性を確認した。

備

考

9／54

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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）

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所備考に示す(1)から(4)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
7.1.5.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
2.5.3 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
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に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価す
るものとする。
る。
原子炉停止機能喪失では，運転時の異常な過渡変化の発生後，原子炉停止機能を本重要事故シーケンスは，原子炉停止機能喪失に伴い原子炉は臨界状態が維持さ喪失することが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事れ，逃がし安全弁を介したサプレッション・プールへの蒸気の流出が継続するため，
象発生から 12 時間程度までの短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響をほう酸水注入系により原子炉出力を抑制すること，残留熱除去系（サプレッション・
与えると考えられる操作として，自動減圧系の自動起動阻止操作，ほう酸水注入系
プール冷却系）によりサプレッション・プール冷却を実施すること及び原子炉自動減運転操作及び残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運圧に伴う低圧炉心スプレイ系等による多量の冷水注入による正の反応度印加を防止
転操作とする。
するため自動減圧系等の作動を阻止することが特徴である。よって，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，自動減圧系等の作動阻止操作，ほう酸水注入系の起動操作及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール冷却操作とする。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を実施する重要現象は，「1.7
本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「6.7 解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
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，それらのの不確かさの影響評価の結果を以下に示す。なお，反応度フィードバック効果の反不確かさの影響評価は以下のとおりである。
応度モデル（ボイド・ドップラ）の不確かさについては，核データ（動的ボイド係数）及び動的ドップラ係数の解析条件の不確かさも含め「(2) 解析条件の不確かさの影響評価」にて確認する。
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
炉心における出力分布変化の不確かさとして，解析コードは保守的に中央ピー
炉心における出力分布変化の不確かさとして，解析コードでは保守的に中央ピー
クに基づく軸方向出力分布を代表的に与えるため，解析結果は燃料被覆管温度を高クに基づく軸方向出力分布を設定するため，燃料被覆管温度を高めに評価する。
めに評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなるが，燃料被このため，実際の燃料被覆管温度は低くなるが，燃料被覆管温度を操作開始の起覆管温度をパラメータとして操作開始の起点としている運転員等操作はないことか点と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。
ら，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心における燃料棒内温度変化の不確かさとして，解析コードでは燃料ペレット
炉心における燃料棒内温度変化の不確かさとして，解析コードは燃料ペレットと燃料被覆管間のギャップ熱伝達係数を高めに設定するため，解析結果は燃料被覆と燃料被覆管との間のギャップ熱伝達係数を高めに設定するため，過渡的な沸騰
管温度を高めに評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなる
遷移時の燃料被覆管温度を高めに評価する。このため，実際の燃料被覆管温度はが，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運低くなるが，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことか
転員等操作時間に与える影響はない。
ら，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは保守的な熱伝達
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは燃料棒表面熱モデル等を採用しているため，解析結果は燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価す
伝達及びリウェット時刻をおおむね保守的に評価する相関式を採用するとともる可能性がある。よって，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きくなり燃料被覆管温に，高温領域においても輻射熱伝達に期待しない評価としていることから，燃料度は低くなるが，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はない
棒表面の熱伝達係数をおおむね小さく評価する。このため，実際の燃料棒表面でことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
の熱伝達は大きめとなり，燃料被覆管温度は低めとなるが，燃料被覆管温度を操10／54

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

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

炉心における沸騰遷移の不確かさとして，解析コードは沸騰遷移が生じやすい条
件として MCPR に関する燃料の許容設計限界（以下「SLMCPR」という。
）で沸騰遷移が発生するよう設定しているため，解析結果は燃料被覆管温度を高めに評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなるが，燃料被覆管温度を操作
開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影
響はない。
原子炉圧力容器におけるほう酸水の拡散の不確かさとして，解析コードは保守的な値を用いているため，実際の炉心内におけるほう酸水の拡散は早く，ボロン反応
度印加割合が大きくなり臨界未満までの時間が早くなるが，ほう酸水の注入開始以降に実施する運転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
炉心における出力分布変化の不確かさとして，解析コードは保守的に中央ピークに基づく軸方向出力分布を代表的に与えることにより燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評価解析でも燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
炉心における燃料棒内温度変化の不確かさとして，解析コードは燃料ペレットと燃料被覆管間のギャップ熱伝達係数を高めに設定することにより燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評価解析でも燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは保守的な熱伝達モデル等により燃料被覆管温度を高めに評価するため，有効性評価解析でも燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。なお，燃料棒表面熱伝達についての更に保守的な取扱いとして，リウェ
ットを考慮しない場合の感度解析を「(3) 感度解析」にて実施する。

炉心における沸騰遷移の不確かさとして，解析コードは沸騰遷移が生じやすい条
件設定により燃料被覆管温度を高めに評価する可能性があり，有効性評価解析でも燃料被覆管温度を高めに評価する可能性があることから，評価項目となるパラメー
タに対する余裕は大きくなる。

東海第二発電所

備

考

作開始の起点と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。
炉心における沸騰遷移の不確かさとして，解析コードは沸騰遷移が生じやすい条件として，最小限界出力比に関する燃料の許容設計限界（以下「ＳＬＭＣＰＲ」という。）を基準に沸騰遷移の発生及び沸騰遷移位置を判定するよう設定しており，燃料被覆管温度を高めに評価する。このため，実際の燃料被覆管温度は低くなるが，燃料被覆管温度を操作開始の起点と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。
原子炉圧力容器におけるほう酸水の拡散の不確かさとして，解析コードは保守的な混合特性を用いるため，実際の炉心内におけるほう酸水の拡散は早くなり，
ボロン反応度の印加が早くなることで未臨界の達成時間が早くなることから，格納容器圧力及びサプレッション・プール水温度が低下傾向に転じる時間も早くなる。このため，実際の格納容器圧力及びサプレッション・プール水温度は低くなるため，これらのパラメータを操作開始の起点とする運転員等操作の開始は遅くなる。
（添付資料 2.5.4）
ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における出力分布変化の不確かさとして，解析コードは保守的に中央ピー
クに基づく軸方向出力分布を設定するため，燃料被覆管温度を高めに評価する。
このため，実際の燃料被覆管温度は低くなり，評価項目となるパラメータに対す
る余裕は大きくなる。
炉心における燃料棒内温度変化の不確かさとして，解析コードは燃料ペレットと燃料被覆管との間のギャップ熱伝達係数を高めに設定するため，過渡的な沸騰
遷移時の燃料被覆管温度を高めに評価する。このため，実際の燃料被覆管温度は低くなり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは燃料棒表面熱伝達及びリウェット時刻をおおむね保守的に評価する相関式を採用するとともに，高温領域においても輻射熱伝達に期待しない評価としていることから，燃料棒表面の熱伝達係数をおおむね小さく評価する。このため，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きめとなり，燃料被覆管温度は低めとなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。なお，燃料被覆管が高めに評価されることに伴いリウェット時刻は遅く評価されるが，更に保守的な取扱いとして，リウェットを考慮しない場合の感度解析を「(3) 感度解析」にて実施する。
炉心における沸騰遷移の不確かさとして，解析コードは沸騰遷移が生じやすい条件として，ＳＬＭＣＰＲを基準に沸騰遷移の発生及び沸騰遷移位置を判定するよう設定しており，燃料被覆管温度を高めに評価する。このため，実際の燃料被覆管温度は低くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きく
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
原子炉圧力容器におけるほう酸水の拡散の不確かさとして，解析コードはほう酸
水の拡散に関して保守的な値を用いているため，臨界未満までの時間を遅く評価し，サプレッション・チェンバ・プール水温及び格納容器圧力を高めに評価することか
ら，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

(2) 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 7.1.5－2 表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の炉心流量は，解析条件の 52,200t/h（定格流量（100%））に対して最確
条件は定格流量の約 91%～約 110%である。炉心流量が少ない場合は相対的にボイド率が高くなるため，主蒸気隔離弁の閉止による圧力上昇時に印加される正のボイド反応度が大きくなり，事象進展に影響を与え，運転員等操作時間に影響を与える。
よって，炉心流量が少ない場合（定格流量の 90%）の感度解析を「(3) 感度解析」
にて実施する。
初期条件の最小限界出力比は，解析条件の 1.22 に対して最確条件は 1.30 以上であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合，解析条件よりも大きくなるため，燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確条件は約42kW/m 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，燃料被覆管
温度の上昇は緩和されるが，燃料被覆管温度をパラメータとして操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の核データ（動的ボイド係数）は，解析条件の平衡サイクル末期の値の1.25 倍に対して最確条件は平衡サイクル初期から末期の値であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合，動的ボイド係数の絶対値が小さくなるため燃料被覆管温度の上昇が緩和されるが，これによるプラント挙動への影響は小さいこと

東海第二発電所

備

考なる。
原子炉圧力容器におけるほう酸水の拡散の不確かさとして，解析コードは保守的な混合特性を用いるため，実際の炉心内におけるほう酸水の拡散は早くなり，
ボロン反応度の印加が早くなることで未臨界の達成時間が早くなることから，格納容器圧力及びサプレッション・プール水温度が低下傾向に転じる時間も早くなる。このため，実際の格納容器圧力及びサプレッション・プール水温度は低くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
（添付資料 2.5.4，2.5.5）(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 2.5－2 表に示すとおりであり，こ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。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保守的な設定をしていることから，この中で事象進展に有意な影響を与える可能性がある項目について，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
初期条件の炉心流量は，解析条件で設定した 41,060ｔ／h（定格流量の 85％ ・東海第二では，ベースケースにて保安規定の運転上の制限における下流量）に対して最確条件は定格流量の約 86％～約 104％であり，最確条件とした場合は炉心のボイド率が低くなり主蒸気隔離弁閉止に伴う原子炉圧力の上昇
限流量を設定している。
により印加される反応度が小さくなることで原子炉出力の上昇が緩和されるが，事象発生の約 2 秒後に原子炉圧力高信号により再循環系ポンプが全台トリップするため事象進展に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
初期条件の最小限界出力比は，解析条件で設定した 1.24 に対して最確条件は ・東海第二では，運転管理に用いてい限界出力比指標 ※で 0.98 以下であり，最確条件とした場合は沸騰遷移の発生がる限界出力比指標にて記載してい遅れることで燃料被覆管温度の上昇が緩和されるが，燃料被覆管温度を操作開るが，内容は同じ。
始の起点と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。
初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／m に対して最確条件は約 33W／m～約 41kW／m であり，最確条件とした場合は燃料被覆管
温度の上昇が緩和されるが，燃料被覆管温度を操作開始の起点と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。
初期条件の核データ（動的ボイド係数及び動的ドップラ係数）は，解析条件 ・東海第二では動的ボイド係数及び動で設定した平衡炉心のサイクル末期の値の 1.25 倍（動的ボイド係数）及び平衡
的ドップラ係数について，同じ段落
炉心のサイクル末期の値の 0.9 倍（動的ドップラ係数）に対して，最確条件とで記載しているが，内容は同じ
した場合は印加反応度が小さくなることで燃料被覆管温度の上昇が緩和される
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
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）

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
から，運転員等操作時間に与える影響は小さい。なお，解析コードの不確かさ等を考慮して設定している動的ボイド係数の保守因子の大きさは，本重要事故シーケンスの事象進展に応じて変動し得るが，動的ボイド係数の保守因子の変動に動的ドップラ係数の保守因子の変動も考慮して厳しい組み合せとした場合においても，プラント挙動への影響は小さいことを確認している（「追補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て」）。
初期条件の核データ（動的ドップラ係数）は，解析条件の平衡サイクル末期の値の 0.9 倍に対して最確条件は平衡サイクル初期から末期の値であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合，動的ドップラ係数の絶対値が大きくなるため
燃料被覆管温度の上昇が緩和されるが，これによるプラント挙動への影響は小さい
ことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。なお，解析コードの不確かさ等を考慮して設定している動的ドップラ係数の保守因子に関しては，核データ（動的ボイド係数）に記載のとおりプラント挙動への影響は小さいことを確認している（「追補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
について」
）
。
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，格納容器圧力及びサプレッション・チェンバ・プール水温は，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。
事故条件の外部電源の有無については，炉心冷却上厳しくする観点から，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップせず，また，電動駆動給水ポンプによる原子炉
圧力容器への低温の給水が継続することにより，原子炉出力が高く維持されることから，燃料被覆管温度，格納容器圧力及びサプレッション・チェンバ・プール水温の上昇の観点で厳しくなるよう外部電源がある状態を設定している。なお，外部電源がない場合は非常用ディーゼル発電機により電源が供給されることから，運転員
等操作時間に与える影響はない。
機器条件の主蒸気隔離弁の閉止に要する時間は，解析条件の 3 秒に対して最確条
件は 3 秒以上 4.5 秒以下であり，解析条件の不確かさとして，解析条件で設定している主蒸気隔離弁の閉止時間を長くした場合，初期の原子炉圧力上昇により印加される反応度は小さくなるが，事象発生からごく短時間での動作であることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

東海第二発電所

備

考が，燃料被覆管温度を操作開始の起点と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。なお，解析コードの不確かさ等を考慮している保守因子の大きさは，事象進展に応じて変動し得るが，厳しい組合せとした場合においても，プラント挙動への影響が小さいこと及び燃料被覆管温度も数℃の上昇にとどまることから，事象進展に与える影響が小さいことを確認している（「付録３ 重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解
析コードについて（第 3 部 ＲＥＤＹ）」）。

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位及び主蒸気流量は，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。
事故条件の外部電源の有無については，給復水系及び再循環系ポンプが一定期間運転を継続することで，原子炉出力の観点で厳しい条件として，外部電源ありを設定している。外部電源がない場合でも，非常用母線は非常用ディーゼ
ル発電機等から自動的に受電され，高圧炉心スプレイ系等の電源は確保されることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

機器条件の主蒸気隔離弁の閉止は，解析条件で設定した閉止時間 3 秒に対して最確条件は 3 秒から 4.5 秒であり，最確条件とした場合，初期の原子炉圧力上昇により印加される反応度は小さくなり，原子炉出力の上昇が緩和されるが，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。
機器条件の高圧炉心スプレイ系は，原子炉水位が高めに維持され自然循環流 ・東海第二では，ベースケースにて原
量が大きくなることで，原子炉出力の観点で厳しい条件として，ポンプ性能評
子炉水位が高めに維持され原子炉価に基づく大きめの流量を設定している。また，高圧炉心スプレイ系の注水流
出力の観点で厳しい条件としてポ量は原子炉圧力に依存することから，機器条件の逃がし安全弁は，原子炉圧力ンプ性能評価に基づく大きめの流が低めに維持されることで高圧炉心スプレイ系の注水流量が大きくなる条件と量を設定している。
して，逃がし弁機能を設定している。高圧炉心スプレイ系の注水流量を小さめとした場合，原子炉水位が低めとなり自然循環力が低下することで炉心流量が13／54

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考低下し，中性子束は低めに維持される。一方で，ＲＥＤＹコードでは実験結果に基づき炉心流量依存の保守的なボロンミキシング効率を設定しているため，炉心流量の低下に伴いボロンミキシング効率が低下することで未臨界到達時間は遅くなり，これに伴いサプレッション・プール水温度の上昇傾向が継続する
時間も長くなるが，中性子束が低めに維持されるため単位時間当たりにサプレッション・プールに流入する蒸気量も減少しており，サプレッション・プール
水温度の最高値は同等となり，中長期的なプラント挙動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。また，安全弁機能に期待した場合，主蒸気隔離弁閉止時の原子炉圧力の上昇が大きめとなるが，事象発生の約 2 秒後に原子炉圧力高信号により再循環系ポンプが全台トリップし，ボ
イド率が増加することで負の反応度が印加されることで中性子束の最高値は同等となるため，事象初期のプラント挙動に与える影響が小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
※ 限界出力比指標は，実際の運転管理に用いる指標であり，最小限界出力比の運転上の制限値を実際の最小限界出力比で除したものであり，この値が 1 以下であれば最小限界出力比は運転上の制限を下回らない。
（添付資料 2.5.4，2.5.6）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の炉心流量は，解析条件の 52,200t/h（定格流量（100%））に対して最確
条件は定格流量の約 91%～約 110%である。炉心流量が少ない場合は相対的にボイド率が高くなるため，主蒸気隔離弁の閉止による圧力上昇時に印加される正のボイド反応度が大きくなる等により，評価項目となるパラメータに影響を与える。よって，
炉心流量が少ない場合（定格流量の 90%）の感度解析を「(3) 感度解析」にて実施する。
初期条件の最小限界出力比は，解析条件の 1.22 に対して最確条件は 1.30 以上であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合，燃料被覆管温度の上昇は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確条件は約42kW/m 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，燃料被覆管
温度の上昇は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の核データ（動的ボイド係数）は，解析条件の平衡サイクル末期の値の1.25 倍に対して最確条件は平衡サイクル初期から末期の値であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合，燃料被覆管温度の上昇は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなるが，その影響は小さい。なお，(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の炉心流量は，解析条件で設定した 41,060ｔ／h（定格流量の 85％
流量）に対して最確条件は定格流量の約 86％～約 104％であり，最確条件とした場合は炉心のボイド率が低くなり主蒸気隔離弁閉止に伴う原子炉圧力の上昇により印加される反応度が小さくなり原子炉出力の上昇が緩和されることか
ら，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなるが，事象発生の約 2秒後に原子炉圧力高信号により再循環系ポンプが全台トリップするためこの影響は小さい。
初期条件の最小限界出力比は，解析条件で設定した 1.24 に対して最確条件は
限界出力比指標 ※で 0.98 以下であり，最確条件とした場合は沸騰遷移の発生が遅れることで燃料被覆管温度の上昇が緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／m に対して最確条件は約 33kW／m～約 41kW／m であり，最確条件とした場合は燃料被覆管
温度の上昇が緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の核データ（動的ボイド係数及び動的ドップラ係数）は，解析条件で設定した平衡炉心のサイクル末期の値の 1.25 倍（動的ボイド係数）及び平衡
炉心のサイクル末期の値の 0.9 倍（動的ドップラ係数）に対して，最確条件とした場合は印加反応度が小さくなることで，原子炉出力の上昇が緩和されるこ
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
解析コードの不確かさ等を考慮して設定している動的ボイド係数の保守因子の大きさは，本重要事故シーケンスの事象進展に応じて変動し得るが，動的ボイド係数の保守因子の変動に動的ドップラ係数の保守因子の変動も考慮して厳しい組み合せとした場合においても，評価項目となるパラメータに対する影響は小さいことを確認している（「追補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
析コードについて」）。
初期条件の核データ（動的ドップラ係数）は，解析条件の平衡サイクル末期の値の 0.9 倍に対して最確条件は平衡サイクル初期から末期の値であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合，燃料被覆管温度の上昇は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
解析コードの不確かさ等を考慮して設定している動的ドップラ係数の保守因子に関しては，核データ（動的ボイド係数）に記載のとおり評価項目となるパラメータに対する影響は小さいことを確認している（「追補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て」）。
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，格納容器圧力及びサプレッション・チェンバ・プール水温は，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。
事故条件の外部電源の有無については，炉心冷却上厳しくする観点から，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップせず，また，電動駆動給水ポンプによる原子炉
圧力容器への低温の給水が継続することにより，原子炉出力が高く維持されることから，燃料被覆管温 度，格納容器圧力及びサプレッション・チェンバ・プール水
温の上昇の観点で厳しくなるよう外部電源がある状態を設定している。仮に事象発生とともに外部電源喪失が発生する場合は，第 7.1.5－22 図から第 7.1.5－26 図に示すとおり，外部電源喪失と同時に再循環ポンプがトリップし，電動駆動給水ポン
プによる原子炉圧力容器への給水も行われず，原子炉出力が低くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。なお，外部電源がない場合は非常用ディーゼル発電機により電源が供給される。
機器条件の主蒸気隔離弁の閉止に要する時間は，解析条件の 3 秒に対して最確条
件は 3 秒以上 4.5 秒以下であり，解析条件の不確かさとして，主蒸気隔離弁の閉止時間を長くした場合，初期の原子炉圧力上昇により印加される反応度は小さくなり，
初期の原子炉出力上昇が小さくなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

東海第二発電所

備

考とから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。なお，解析コ
ードの不確かさ等を考慮している保守因子の大きさは，事象進展に応じて変動し得るが，厳しい組合せとした場合においても，プラント挙動への影響は小さ
く，燃料被覆管温度も数℃の上昇にとどまることから，評価項目となるパラメータに与える影響が小さいことを確認している（「付録３ 重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コードについて（第 3 部 ＲＥＤＹ）」）。

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位及び主蒸気流量は，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。
事故条件の外部電源の有無については，給復水系及び再循環系ポンプが一定期間運転を継続することで，原子炉出力の観点で厳しい条件として，外部電源ありを設定している。外部電源がない場合は，第 2.5－21 図から第 2.5－24 図に示すとおり，外部電源喪失と同時に電動駆動給水ポンプ及び再循環系ポンプが停止することで原子炉出力が低めとなることから，評価項目となるパラメー
タに対する余裕は大きくなる。

機器条件の主蒸気隔離弁の閉止は，解析条件で設定した閉止時間 3 秒に対して最確条件は 3 秒から 4.5 秒であり，最確条件とした場合，初期の原子炉圧力上昇により印加される反応度は小さくなり，原子炉出力の上昇が緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
機器条件の高圧炉心スプレイ系は，原子炉水位が高めに維持され自然循環流量が大きくなることで，原子炉出力の観点で厳しい条件として，ポンプ性能評価に基づく大きめの流量を設定している。また，高圧炉心スプレイ系の注水流量は原子炉圧力に依存することから，機器条件の逃がし安全弁は，原子炉圧力が低めに維持されることで高圧炉心スプレイ系の注水流量が大きくなる条件と
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黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考して，逃がし弁機能を設定している。高圧炉心スプレイ系の注水流量を小さめとした場合，原子炉水位が低めとなり自然循環力が低下することで炉心流量が低下し，中性子束は低めに維持される。一方で，ＲＥＤＹコードでは実験結果に基づき炉心流量依存の保守的なボロンミキシング効率を設定しているため，炉心流量の低下に伴いボロンミキシング効率が低下することで未臨界到達時間は遅くなり，これに伴いサプレッション・プール水温度の上昇傾向が継続する
時間も長くなるが，中性子束が低めに維持されるため単位時間当たりにサプレッション・プールに流入する蒸気量も減少しており，サプレッション・プール
水温度の最高値は同等となるため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，安全弁機能に期待した場合，主蒸気隔離弁閉止時の原子炉圧力の上昇が大きめとなるが，事象発生の約 2 秒後に原子炉圧力高信号により再循
環系ポンプが全台トリップし，ボイド率が増加することで負の反応度が印加されることで中性子束の最高値は同等となるため，事象初期のプラント挙動に与える影響が小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料 2.5.4，2.5.6，2.5.7）
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
操作条件の自動減圧系の自動起動阻止操作は，解析上の操作開始時間として原子
炉水位低（レベル 1）到達後 30 秒以内を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，ほう酸水注入系の起動操作，制御棒の挿入操作等他の事象収束のための操作を並行して行うため，操作開始時間は変動し得るが，本操作が遅れないようにタイマー動作の警報が発報すること及び運転員は 2 名で対応することから，操作が遅れる可能性は低く，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。
操作条件のほう酸水注入系運転操作は，解析上の操作開始時間として原子炉スク
ラムの失敗を確認した後から 10 分後を設定している。
運転員等操作時間に与える影響として，状態把握の時間及び操作時間に余裕を含めて解析上は 10 分間を想定しているが，ほう酸水注入系の起動操作は，制御棒挿入失敗が確認され次第，再循環ポンプの停止及び自動減圧系の自動起動阻止操作後

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する。
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
操作条件の自動減圧系等の作動阻止操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から 4 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，自動減圧系のタイマーが作動した場合には本操作が遅れないように警報が発報しこの 120 秒後に逃がし安全弁が自動開放すること，中央制御室の制御盤のスイッチによる簡易な操作であること等を考慮すると不確かさ要因により操作開始
時間に与える影響は小さいことから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等となる。

操作条件のほう酸水注入系の起動操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から 6 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，自動減圧系等の作動阻止操作の完了後に一連の操作として実施すること，サプレッ
ション・プール水温度の上昇に伴い警報が発報すること，中央制御室の制御盤のスイッチによる簡易な操作であること等を考慮すると，不確かさ要因により
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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機に速やかに実施する手順となっていること，また，本操作は中央制御室内での簡易なスイッチ操作であることから，操作開始時間は解析上の設定よりも早まる可能性があり，原子炉圧力容器へのほう酸水注入系による注入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。当該操作は，操作手順に変わりがな
く，パラメータを起点としていない操作であることから，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさによる操作開始時間に与える影響はない。また，当該操作は，中央制御室で行う操作であり，他の操作と重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
操作条件の残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運
転操作は，解析上の操作開始時間としてサプレッション・チェンバ・プール水温 49℃
到達後 10 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，ほう酸水注入系の起動操作，制御棒の挿入操作等他の事象収束のための操作を並行して行うことも踏まえて，状況把握の時間及び操作時間に時間余裕を含めて設定していることから，実態の操作開始時間は解析上の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。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の自動減圧系の自動起動阻止操作は，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ない。
操作条件のほう酸水注入系運転操作は，操作の不確かさが操作開始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よりも早くなり，その場合，格納
容器圧力及び温度は解析結果よりも低くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。なお，燃料被覆管温度は，ほう酸水注入系運転操作開始前に最大となることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作条件の残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運
転操作は，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。
(3) 感度解析
解析条件の不確かさとして，初期条件の炉心流量が少ない場合には，評価項目となるパラメータに影響を与えることから，本重要事故シーケンスにおいて炉心流量
を定格流量の 90%とした感度解析を行う。その結果，第 7.1.5－27 図から第 7.1.5－31 図に示すとおり，燃料被覆管の最高温度は約 1,080℃となり，「7.1.5.2(3) 有効性評価の結果」で示す最高温度約 1,060℃に比べて上昇するものの，1,200℃を下

東海第二発電所

備

考操作開始時間に与える影響は小さいことから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等となる。

操作条件の残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッ
ション・プール冷却操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から 17 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，サプレッション・プ
ール水温度の上昇に伴い警報が発報すること，中央制御室の制御盤のスイッチによる簡易な操作であること等を考慮すると，不確かさ要因により操作開始時間に与える影響は小さいことから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等となる。
（添付資料 2.5.4）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の自動減圧系等の作動阻止操作は，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ない。
操作条件のほう酸水注入系の起動操作は，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ない。
操作条件の残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッ
ション・プール冷却操作は，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ない。
（添付資料 2.5.4）(3) 感度解析
・東海第二においてはベースケースで炉心流量を 85％として解析を実施しているため記載は不要。

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
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比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
回っている。燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 3%以下であり，「7.1.5.2(3) 有効性評価の結果」で示す燃料被覆管厚さの 2%以下に比べて上昇するものの，15%を下回っている。また，原子炉冷却材圧力バウンダリにかか る 圧 力 の 最 高 値 は 約 9.12MPa[gage] ※ 3 で あ り ， 最 高 使 用 圧 力 の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を下回っている。なお，その他の評価項目である，燃料被覆管の酸化量，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及びサプレッション・チェンバ・
プール水温については，「7.1.5.2(3) 有効性評価の結果」で示す最高値と同じである。
解析コードにおける重要現象の不確かさとして，燃料棒表面熱伝達が小さい場合には，評価項目となるパラメータに影響を与えることから，保守的な取扱いとして，
リウェットを考慮しないことを仮定した場合の感度解析を行う。その結果，初期条件の炉心流量が定格流量の場合には，第 7.1.5－32 図に示すとおり，燃料被覆管の最高温度は約 1,150℃であり，「7.1.5.2(3) 有効性評価の結果」で示す最高温度約1,060℃に比べて上昇するものの，1,200℃を下回っている。燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 4%以下であり，「7.1.5.2(3) 有効性評
価の結果」で示す燃料被覆管厚さの 2%以下に比べて増加するものの，15%を下回っている。また，初期条件の炉心流量が少ない場合（定格流量の 90%）には，第 7.1.5－33 図に示すとおり，燃料被覆管の最高温度は約 1,180℃であり，リウェットを考慮した場合における最高温度約 1,080℃に比べて上昇するものの，1,200℃を下回っている。燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 5%以下であり，リウェットを考慮した場合における燃料被覆管厚さの 3%以下に比べて上昇するものの，15%を下回っている。
※3 解析コードによる評価結果を示す。一方，「7.1.5.2(3) 有効性評価の結果」では，原子炉圧力の最高値に原子炉圧力と原子炉圧力容器底部に加わる圧力との差（高々約 0.3MPa）を加えた値を原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力の最高値として示している。本感度解析の結果についても「7.1.5.2(3) 有効性評
価の結果」と同様に原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力の最高値を評価する場合，その最高値は，原子炉圧力の最高値（8.97MPa）に原子炉圧力と原子
炉圧力容器底部に加わる圧力との差（高々約 0.3MPa）を加えた値の 9.27MPa となるが，この値は最高使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を下回っている。
(4) 操作時間余裕の把握
操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の自動減圧系の自動起動阻止操作については，自動減圧系の自動起動阻
止操作が行われなかった場合でも，自動減圧系の作動による原子炉減圧開始から低圧注水系による原子炉注水が開始されるまでには，低圧注水系による注水が可能な

東海第二発電所

備考

解析コードにおける重要現象の不確かさとして，燃料棒表面熱伝達が小さい場合には，評価項目となるパラメータに影響を与えることから保守的な取扱いとして，
リウェットを考慮しないことを仮定した場合の感度解析を実施した。その結果，第2.5－20 図に示すとおり，燃料被覆管の最高温度は約 1,060℃であり，「2.5.2(3) 有効性評価の結果」で示す最高温度約 872℃に比べて上昇するものの，1,200℃を下回っている。燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 2％以下であり，評価項目を満足する。
（添付資料 2.5.5）(4) 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。
操作条件の自動減圧系等の作動阻止操作については，解析上，ドライウェル圧力高（13.7kPa[gage]）及び原子炉水位異常低下（レベル１）の設定点に到達し自動減圧系タイマーが作動するのは事象発生の約 230 秒後であり，この 120 秒後に逃がし
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
圧力に原子炉が減圧されるまで約 160 秒の時間があり，この間に自動起動阻止操作
及び開放された逃がし安全弁の閉止操作を実施することで低圧注水系による原子炉
注水を防止でき，実際にはこの間についても操作時間として確保できることから，時間余裕がある。運転状態の原子炉圧力（約 7MPa）から逃がし安全弁 8 個で減圧する場合について，同操作を実施している「7.1.1 高圧・低圧注水機能喪失」を参照
すると，原子炉圧力（第 7.1.1－6 図参照）は逃がし安全弁 8 個による減圧開始後
約 160 秒で約 2MPa まで低下している。このことから，自動減圧系の作動により逃がし安全弁 8 個による減圧が開始された場合であっても，減圧開始から約 160 秒の間に自動減圧系の自動起動阻止操作を実施することで，低圧注水系による原子炉注
水を防止できる。
ほう酸水注入系運転操作は，手順上，事象発生直後に行う再循環ポンプの停止及び自動減圧系の自動起動阻止操作後に開始する操作としている。ほう酸水注入系の運転開始時間は，主にサプレッション・チェンバ・プール水温及び格納容器圧力に影響するが，事象発生から 10 分後に操作を開始した場合でも，格納容器圧力及び温度の最大値は原子炉格納容器の限界圧力及び限界温度をそれぞれ下回るため，10分以上の操作時間が確保できることから，時間余裕がある。
操作条件の残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運
転操作については，サプレッション・チェンバ・プール水温の高警報の発報から 10分程度あり，操作時間が確保できることから，時間余裕がある。

東海第二発電所

備

考

安全弁（自動減圧機能）が自動開放する。仮に操作が遅れ自動減圧系が作動した場
合でも，原子炉圧力が低圧炉心スプレイ系の注水開始圧力に低下するまでに本操作を実施することで，原子炉減圧に伴う急激な原子炉水位上昇による正の反応度印加は防止できる。逃がし安全弁（自動減圧機能）7 個にて原子炉減圧をする場合について，同じ操作を実施している「2.1 高圧・低圧注水機能喪失」を参照すると，減圧開始から約 160 秒で原子炉圧力が約 2MPa[gage]まで低下している。よって，合計で解析上の操作開始時間である事象発生の 4 分後から約 270 秒程度の時間余裕がある。

操作条件のほう酸水注入系の起動操作は，仮に操作が遅れた場合，未臨界達成タ ・東海第二では，時間積み上げに基づき操作条件を設定していることか
イミングが遅れることでサプレッション・プール水温度の上昇が大きくなる。本重ら，操作開始時の S/P 水温度上昇率
要事故シーケンスにおけるサプレッション・プールの最高水温は約 115℃であり，から時間余裕を評価している。
仮に本操作が遅れた場合でも評価項目である 200℃に対して十分な余裕があるため時間余裕がある。
操作条件の残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール冷却操作は，仮に操作が遅れた場合，サプレッション・プール冷却操作の開始が遅れることで，サプレッション・プール水温度の上昇が大きくなる。本重要事故シーケンスにおけるサプレッション・プールの最高水温は約 115℃であり，仮に本操作が遅れた場合でも評価項目である 200℃に対して十分な余裕があるため時間余裕がある。
（添付資料 2.5.4，2.5.8）(5) 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 (4) ま と めに与える影響，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。
た。この結果，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
この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内に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。
おいて，操作時間には時間余裕がある。
この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。
7.1.5.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価
2.5.4 必要な要員及び資源の評価
事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」において，6 号及び 7 号炉同時 (1) 必要な要員の評価の重大事故等対策時における必要な要員は，「7.1.5.1(3) 炉心損傷防止対策」に示
事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」の重大事故等対策に必要な災害
すとおり 12 名である。
「7.5.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明対策要員（初動）は，「2.5.1(3) 炉心損傷防止対策」に示すとおり 10 名である。
している運転員，緊急時対策要員等の 72 名で対処可能である。
「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している災害対策要員（初動）の 39 名で対処可能である。
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所(2) 必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」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」の条件にて評価を行い，その結果を以下に
示す。
a. 水源
原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉注水については，事象発生初期に復水貯蔵槽からサプレッション・チェンバ・プールに水源が切り替わった後
は，サプレッション・チェンバのプール水を水源として注水することから，水源が枯渇することはないため，7 日間の注水継続実施が可能である。なお，外部電源喪失を想定した場合でも同様の対応となる。

(2) 必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」において，必要な水源，燃料及び電源は「6.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価を行い，以下のとおりである。

b. 燃料
本重要事故シーケンスの評価では外部電源の喪失は想定していないが，仮に外部電源が喪失して非常用ディーゼル発電機による電源供給を想定し，事象発生後 7 日間非常用ディーゼル発電機を最大負荷で運転した場合，号炉あたり約 753kL 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 1,519kL）。
6 号及び 7 号炉の各軽油タンクにて約 1,020kL（6 号及び 7 号炉合計約 2,040kL）の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備による電源供給及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給について，7 日間の継続が可能である。
c. 電源
本重要事故シーケンスの評価では外部電源の喪失は想定していないが，仮に外部電源が喪失して非常用ディーゼル発電機による電源供給を想定した場合においても，6 号及び 7 号炉において重大事故等対策時に必要な負荷は，各号炉の非常用ディーゼル発電機負荷に含まれることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給が可能である。
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。

ｂ．燃料
外部電源喪失を想定した場合，事象発生直後から 7 日間の非常用ディーゼル発
電機，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機及び常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）の運転を想定すると，非常用ディーゼル発電機については
約 484.0kL，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機については約 130.3kL，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）については約 141.2kL，合計で755.5kL 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，非常用ディーゼル発電機，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機及び常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）による 7 日間の電源供給の継続が可能である。
（添付資料 2.5.9）

備

考

ａ．水
源
高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系による原子炉注水操作並びに残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱操作については，
サプレッション・チェンバを水源とすることから，水源が枯渇することはなく，7日間の対応が可能である。
なお，外部電源喪失を想定した場合でも同様である。

ｃ．電源
外部電源喪失を想定した場合，重大事故等対策時に必要な負荷のうち，非常用
ディーゼル発電機等からの電源供給を考慮する負荷については，非常用ディーゼ
ル発電機等の容量内に収まることから，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
常設代替交流電源設備からの電源供給を考慮する負荷については約 938kW であるが，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）の連続定格容量は2,208kW 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 2.5.10）

2.5.5 結論
7.1.5.5 結論
事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」では，運転時の異常な過渡変化時
事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」では，運転時の異常な過渡変化
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機の発生後，原子炉停止機能を喪失し，反応度制御や原子炉水位の維持に失敗し，炉心損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」
に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策として代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能による炉心流量の低減，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉水位の維持，ほう酸水注入系による炉心へのほう酸水の注入手段，安定状態に向けた対策として残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）による原子炉格納容器除熱手段を整備している。また，重要事故シーケンスに対する有効性評価では使用できないものと仮定したものの，原子炉停止機能のバックアップとして代替制御棒挿入機能，手動での原子炉スクラムの手段を整備している。
事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」の重要事故シーケンス「過渡事象（主蒸気隔離弁の誤閉止）＋原子炉停止失敗」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能による炉心流量の低減，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉水位の維持，ほう酸
水注入系による炉心へのほう酸水の注入，残留熱除去系（サプレッション・チェン
バ・プール水冷却モード）による原子炉格納容器除熱を実施することにより，炉心損傷することはない。
その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。
また，安定状態を維持できる。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。なお，解析条件の不確かさ等を考慮して感度解析を実施しており，いずれの場合においても評価項目を満足することを確認している。
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。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能による炉心流量の低減，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉水位の維持，ほう酸水注入系
による炉心へのほう酸水の注入，残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プー
ル水冷却モード）による原子炉格納容器除熱等の炉心損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」に対して有効である。

東海第二発電所

備

考に原子炉停止機能が喪失することで，最終的に炉心損傷に至ることが特徴である。事
故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策としてＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環系ポンプトリップ機能）及びほう酸水注入系による原子炉停止手段を整備するとともに原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系による原子炉注水手段を整備し，安定状態に向けた対策として，
高圧炉心スプレイ系による炉心冷却を継続する。また，格納容器の健全性を維持する
ため，安定状態に向けた対策として残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）
による格納容器除熱手段を整備している。

事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」の重要事故シーケンス「過渡事象（主蒸気隔離弁の誤閉止）＋原子炉停止失敗」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，ＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環系ポンプトリップ機能）による炉心流量の低減及びほう酸水注入系による炉心へのほう酸水の注入により原子炉を停止するとともに，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系による原子炉注水並びに残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱を実施することで，炉心の著しい損傷を防止することができる。
その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力
並びに格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。また，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の影響について確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策に必要な要員は，災害対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」において，ＡＴ
ＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環系ポンプトリップ機能）による炉心流量の低減及びほう酸水注入系による炉心へのほう酸水の注入による原子炉停止，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系による原子炉注水並びに残留熱除去系（サプレッション・
プール冷却系）による格納容器除熱の炉心損傷防止対策は，選定した重要事故シーケ
ンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」に対して有効である。

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重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
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）

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所

備

考

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所

備考前ページと同じ

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所

備考前ページと同じ

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所

備考前ページと同じ

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
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備考前ページと同じ

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所

備

考

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

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備

考

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
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備

考

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

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備

考

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

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備考前ページと同じ

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
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備考前ページと同じ

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
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備

考

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
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備

考

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
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備

考

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黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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

備

考

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

備

考

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東海第二発電所

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

備

考

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所

備

考

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所

備

考

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所

備

考

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所

備

考

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所

備

考

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所

備

考

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所

備

考

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所

備

考

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所

備

考

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所

備

考・東海第二では，炉心流量は前ページの第 2.5－21 図に含めている

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重大事故等対策の有効性評価
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所

備

考

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重大事故等対策の有効性評価
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所

備

考・東海第二においては，左記のＫＫ67の炉心流量を考慮した解析をベースケースとして実施している。

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所

備

考・東海第二においては，左記のＫＫ67の炉心流量を考慮した解析をベースケースとして実施している。

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所

備

考・東海第二においては，左記のＫＫ67の炉心流量を考慮した解析をベースケースとして実施している。

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所

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