東海第二発電所 審査資料
資料番号
PS-C-2 改 9
提出年月日
平成 29 年 5 月 29 日

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
補足説明資料

平成 29 年 5 月
日本原子力発電株式会社
本資料のうち，は商業機密又は核物質防護上の観点から公開できません。

下線部：今回提出資料
目

1．

次

設備概要

1.1

代替制御棒挿入機能

1.2

代替原子炉再循環ポンプトリップ機能

1.3

過渡時自動減圧機能

1.4

低圧代替注水系（常設，可搬型）

1.5

緊急用海水系

1.6

耐圧強化ベント系

1.7

格納容器圧力逃がし装置

1.8

代替循環冷却系

1.9

常設代替交流電源設備，可搬型代替交流電源設備

1.10

常設代替直流電源設備，可搬型代替直流電源設備

2．

可搬型設備保管場所及びアクセスルートについて

3．

現場操作機器配置図（建屋内）

4．

重大事故等対策の有効性評価における作業毎の成立性確認について

5．

重要事故シーケンス等の選定

6．

判断に用いるグラフ

7．

原子炉水位及びインターロックの概要

8．

炉心損傷前の原子炉の減圧操作について

9．

運転操作手順書における重大事故等への対応について

10．

重要事故シーケンスの起因とする過渡事象の選定について

11．

原子炉停止機能喪失時の運転点について

12．

原子炉停止機能喪失時の運転員の事故対応について
目-1

13．

内部事象ＰＲＡにおける主要なカットセットとＦＶ重要度に照らした重大事故等防止対策の有効性について

14．

地震ＰＲＡ及び津波ＰＲＡから抽出される事故シーケンスと対策の有効
性について

15．

事象発生時の状況判断について

16．

安定状態の考え方について

17．

サプレッション・プール等水位上昇時の計装設備への影響について18．

原子炉隔離時冷却系の運転継続及び原子炉減圧の判断について

19．

原子炉冷却材再循環ポンプからのリークについて

20．

非常用ガス処理系による系外放出を考慮した被ばく評価について

21．

有効性評価における解析条件の変更等について

22．

平均出力燃料集合体での燃料被覆管最高温度の代表性について

23．

サプレッション・プールの水位上昇に係る構造的な耐性について

24．

非常用ディーゼル発電機が起動した場合の影響について（崩壊熱除去能喪失（取水機能が喪失した場合））

25．

原子炉満水操作の概要について

26．

外部水源温度の条件設定の根拠について

27．

格納容器ベント操作について

28．

ほう酸水注入系のほう酸濃度，貯蔵量， １０ Ｂの比率等の初期条件

29．

ほう酸水注入系起動後の炉心状態（冷却材保有量等）について

30．

中性子束振動の判断について

31．

給水ポンプトリップ条件を復水器ホットウェル枯渇とした場合の評価結
果への影響

32．

原子炉停止機能喪失時の原子炉低温低圧状態まで導く手順概要について

目-2

33．

全制御棒挿入失敗の想定が部分制御棒挿入失敗により出力に偏りが生じた場合を包含しているかについて

34．

ＡＤＳ自動起動阻止操作失敗による評価結果への影響

35．

給水流量をランアウト流量（68％）で評価することの妥当性

36．

評価におけるブローアウトパネルの位置付けについて37．

インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の低圧配管破断検知について38．

非常用炉心冷却系等における系統圧力上昇時の対応操作について

39．

不確かさの影響評価の考え方について40．

常設重大事故等対処設備を可搬型設備に置き換えた場合の成立性

41．

逃がし安全弁出口温度による炉心損傷の検知性について

42．

サプレッション・チェンバのスクラビングによるエアロゾル捕集効果

43．

重大事故等対策における深層防護の考え方について

44．

逃がし安全弁の耐環境性能の確認実績について45．

米国等の知見に照らした原子炉停止機能喪失事象の解析条件の妥当性

46．

原子炉停止機能喪失時における給水流量低下操作の考え方と給水ランバ
ックの自動化を今後の課題とする理由

47．

同時被災時における必要な要員及び資源について

48．

ＴＢＵの対応手順について

49．

崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）における取水機能喪失の想定内容について

50．

Ｇ値について51．

格納容器内における気体のミキシングについて

52．

水素の燃焼条件について

53．

原子炉圧力容器高圧破損防止のための原子炉手動減圧について

54．

ペデスタル（ドライウェル部）注水手順及び注水確認手段について
目-3

55．

格納容器頂部注水について

56．

放射線防護具類着用の判断について

57．

放射線環境下における作業の成立性

58．

ペデスタル（ドライウェル部）に落下する溶融デブリ評価条件と落下後の蓄積に関する考慮

59．

「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱（ＤＣＨ）」，「原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用（ＦＣＩ）」，「溶融炉心・コンクリ
ート相互作用（ＭＣＣＩ）」と「高圧・低圧注水機能喪失（ＴＱＵＶ）」との対応及び要員数の比較

60．

炉心損傷後及び原子炉圧力容器破損後の注水及び除熱の考え方

61．

希ガス保持による減衰効果について62．

エントレインメントの影響について63．

常設低圧代替注水系ポンプの機能確保の妥当性について

64．

デブリが炉外へ放出される場合と炉内に留まる場合の格納容器内の気体
組成と水素燃焼リスクへの影響について

65．

原子炉水位不明時の対応について

66．

有効性評価「水素燃焼」における，ドライウェル及びサプレッション・
チェンバの気体組成の推移について

67．

事故後長期にわたる格納容器の健全性について

68．

原子炉冷却材バウンダリを減圧するための代替設備

69．

格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視設備について70．

格納容器ｐＨ調整の効果について

71．

原子炉停止機能喪失の 300 秒以降の燃料被覆管温度挙動について

72．

燃料被覆管の破裂により格納容器雰囲気放射線モニタ線量率にて炉心損
傷と判断する場合の被ばく評価について
目-4

73．

使用済燃料プール監視設備の仕様等について

74．

使用済燃料プールの監視について

75．

使用済燃料プール（ＳＦＰ）ゲートについて

76．

想定事故２においてサイフォン現象を想定している理由について

77．

反応度誤投入における炉心状態の不確かさの感度解析について

78．

重大事故等発生時における使用済燃料乾式貯蔵設備の影響について

79．

敷地境界外での実効線量評価に対する指針との対比について

80．

サプレッション・プール初期水位について

81．

燃料被覆管の酸化量の評価について

82．

有効性評価における運転員等の操作余裕時間の仮定について

83．

運転員等操作の判断基準について

84．

プラント仕様の違いが解析コードの妥当性確認に与える影響について

85．

原子炉停止機能喪失の解析条件設定の考え方

86．

外圧支配事象における燃料被覆管の健全性について

87．

ＩＳＬＯＣＡ時の格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度に対する設計基準事故の代表性について

88．

使用済燃料プール水温の管理について

89．

「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」と「インターフェイスシステムＬＯＣＡ」の敷地境界外線量評価の条件の違いについて

90．

必要な要員及び資源の評価方針

91．

有効性評価の想定時間のある可搬型設備を用いた作業のうち，ＴＢＰシ
ナリオの場合の成立性評価結果

92．

全交流動力電源喪失時の屋内アクセスルート及び操作場所について目-5

5. 重要事故シーケンス等の選定
5.1 炉心損傷防止対策における事故シーケンスの抽出及び重要事故シーケンスの選定※
事故シーケンスグループ

事故シーケンス◎ ①過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗−

着眼点との関係と重要事故シーケンスの選定の考え方

対応する主要な炉心損傷防止対策②過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低
圧炉心冷却失敗

a

b

c

d

低

高

高

高

低

高

高

低

低

低

低

高

高

中

高

高

低

高

高

・低圧代替注水系（常設）③手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗 ・手動減圧
中・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）＋低圧炉心冷却失敗
・格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化
ベント④手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉−
中・常設代替高圧電源装置
鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
・常設代替直流電源設備⑤サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心
中
−
冷却失敗
−

高圧・低圧注水機能喪失−⑥サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗◎ ①過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

高圧注水・減圧機能喪失

補足 5-1−・低圧炉心スプレイ系②手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗
・過渡時自動減圧機能＋原子炉減圧失敗
・残留熱除去系

中

低

低

−

③サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減
圧失敗

中

高

高

高

低

低

高

低

低

高

高

高

高

高

高

高

高

高

高

中

中

高

中

中

・原子炉隔離時冷却系
・低圧代替注水系（可搬型）・手動減圧・代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）
・残留熱除去系②サポート系喪失（直流電源故障）＋（外部電源喪失＋）ＤＧ ・常設代替高圧電源装置−
失敗＋ＨＰＣＳ失敗（ＲＣＩＣ成功）
・常設代替直流電源設備◎ ①外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（ＲＣＩＣ成功）

長期ＴＢ◎ ③外部電源喪失＋直流電源失敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＤ）

全交流動力
電源喪失

ＴＢＤ
ＴＢＵ

・高圧代替注水系
・低圧代替注水系（可搬型）・手動減圧・代替格納容器スプレイ冷却系（可搬− ④外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＵ）
型）
・残留熱除去系
・常設代替高圧電源装置⑤サポート系喪失（直流電源故障）＋（外部電源喪失＋）ＤＧ ・常設代替直流電源設備−
失敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＵ）⑥外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣ ・原子炉隔離時冷却系
・低圧代替注水系（可搬型）
Ｓ失敗
・手動減圧
・代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）
・残留熱除去系⑦サポート系喪失（直流電源故障）＋（外部電源喪失＋）ＤＧ ・常設代替高圧電源装置−
失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗
・常設代替直流電源設備◎
ＴＢＰ◎ ：重要事故シーケンスとして選定したシーケンス

備考（a：共通原因故障・系統間機能依存性，b：余裕時間，c：設備容量，d：代表性）

選定した重要事故
シーケンスと選定理由

a.の着眼点について．③〜⑥はサポート系１区分の喪失を
a. サポート系喪失を起因とする事故シーケンスは，系統間機能依存性によって同区分の複数
起因としているが，他の区分は健全であるため，対応手段の設備が機能喪失することから「中」とした。
が著しく制限される状態ではない。
b. 原子炉が自動停止する過渡事象及びサポート系喪失（自動停止）を起因としている事故
b.c.両着眼点について「高」と考えた事故シーケンスとしシーケンスについては事象進展が早いことから「高」とした。原子炉を通常停止させる手て①，②，⑤，⑥を抽出
動停止／サポート系喪失（手動停止）については「低」とした。
低d.頻度の観点では①が支配的となった。
c. 事象進展が早く余裕時間が短い場合，崩壊熱が高く必要な設備容量が大きくなることか
ら，着眼点b.と同様に，過渡事象及びサポート系喪失（自動停止）を起因としている事故
以上より，①を重要事故シーケンスとして選定。
シーケンスを「高」，手動停止／サポート系喪失（手動停止）を起因としている事故シー
低ケンスを「低」とした。
なお，有効と考えられる主な対策に差異がないため，起因
d. 事故シーケンスグループの中で最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」，事故
事象発生後の事象進展が早いと考えられる過渡事象を起因シーケンスグループ別ＣＤＦに対して1％以上の事故シーケンスを「中」，1％未満の事故
低とした①の事故シーケンスは，②〜⑥の事故シーケンスにシーケンスを「低」とした。
対して包絡性を有しているものと考える。
低低a. サポート系喪失を起因とする事故シーケンスは，系統間機能依存性によって当該区分の複 a.の着眼点について，②，③はサポート系１区分の喪失を起因としているが，他の区分は健全であるため，対応手段
数の設備が機能喪失することから「中」とした。
が著しく制限される状態ではない。
b. 原子炉が自動停止する過渡事象及びサポート系喪失（自動停止）を起因としている事故
シーケンスについては事象進展が早いことから「高」とし，原子炉を通常停止させる手動 b.c.両着眼点について，「高」と考えた事故シーケンスと停止／サポート系喪失（手動停止）を起因としている事故シーケンスについては「低」と して①，③を抽出。
d.頻度の観点では①が支配的となった。
した。
低 c. 事象進展が早く余裕時間が短い場合，崩壊熱が高く必要な設備容量が大きくなることか
ら，着眼点b.と同様に，過渡事象及びサポート系喪失（自動停止）を起因としている事故 以上より，①を重要事故シーケンスとして選定。
シーケンスを「高」とし，手動停止／サポート系喪失（手動停止）を起因としている事故
なお，有効と考えられる主な対策に差異がないため，起因シーケンスについては「低」とした。
事象発生後の事象進展が早いと考えられる過渡事象を起因
d. 事故シーケンスグループの中で最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」，事故
低
シーケンスグループ別ＣＤＦに対して1％以上の事故シーケンスを「中」，1％未満の事故 とした①の事故シーケンスは，②〜③の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。
シーケンスを「低」とした。
高

a.b.c.の着眼点について，全事故シーケンスに共通である
a. いずれの事故シーケンスも全交流動力電源喪失に至り，電源を必要とする多くの設備が機ため，選定理由から除外した。
能喪失することから「高」とした。
d.頻度の観点では①が支配的となった。
b. いずれの事故シーケンスにおいても原子炉隔離時冷却系による炉心への注水に成功していることから，事象進展が遅いため「低」とした。
以上より，①を重要事故シーケンスとして選定。
c. いずれの事故シーケンスにおいても原子炉隔離時冷却系による炉心への注水に成功しており，原子炉注水設備の必要容量は大きくないため「低」とした。
なお，有効と考えられる主な対策に差異がないため，①の中 d. 長期ＴＢの中で最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」，1％以上の事故シーケ 事故シーケンスは，②の事故シーケンスに対して包絡性をンスを「中」，1％未満の事故シーケンスを「低」とした。
有しているものと考える。
高a.b.c.の着眼点について，全事故シーケンスに共通である
a. いずれの事故シーケンスも全交流動力電源喪失に至り，電源を必要とする多くの設備が機 ため，選定理由から除外した。
能喪失することから「高」とした。
d.頻度の観点では③が支配的となった。
b. いずれの事故シーケンスも事象初期から原子炉への注水に失敗していることから，事象進
展が早く余裕時間が短いため「高」とした。
以上より，③を重要事故シーケンスとして選定。
中
c. いずれの事故シーケンスも事象初期から原子炉への注水に失敗しており，崩壊熱が高く原
子炉注水設備の必要設備容量が大きいため「高」とした。
なお，有効と考えられる主な対策に差異はないため，③のd. ＴＢＤ及びＴＢＵの中で最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」，1％以上の事 事故シーケンスは緊急用蓄電池への直流電源の切替操作が故シーケンスを「中」，1％未満の事故シーケンスを「低」とした。
必要となることから，④，⑤の事故シーケンスに対して包低絡性を有しているものと考える。
高a. いずれの事故シーケンスも全交流動力電源喪失に至り，電源を必要とする多くの設備が機
a.〜d.の着眼点について，全事故シーケンスに共通である能喪失することから「高」とした。
高 b. いずれの事故シーケンスも原子炉圧力の低下により原子炉隔離時冷却系が使用不能となる が，d.の頻度の観点では⑦に比べて⑥の方が支配的となった。
までの余裕時間は，初期の原子炉注水に失敗している事故シーケンスに比べて長いことから「中」とした。
以上より，⑥を重要事故シーケンスとして選定。
c. いずれの事故シーケンスも原子炉圧力の低下により原子炉隔離時冷却系が使用不能となるまでに崩壊熱がある程度低下することから，原子炉注水設備の必要容量は事象初期に注水
なお，有効と考えられる主な対策に差異がないため，⑥のに失敗する事故シーケンスに比べて小さいと考えられることから「中」とした。
中
事故シーケンスは，⑦の事故シーケンスに対して包絡性を
d. ＴＢＰの中で最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」，1％以上の事故シーケン有しているものと考える。
スを「中」，1％未満の事故シーケンスを「低」とした。

審査ガイドの着眼点a〜dに対する影響度の観点から，厳しい順に「高」，「中」，「低」とした。

※全交流動力電源喪失のＴＢＤ，ＴＢＵの事故シーケンスグループのうち，ＴＢＤを重要事故シーケンスとして選定した理由は別紙 1 を参照

1

事故シーケンス
グループ

事故シーケンス

a

c

d

低

高

高

高

− ②過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗

低

高

高

低

高

高

高

中

[ＲＨＲ故障時]
・原子炉隔離時冷却系④外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣ ・高圧炉心スプレイ系−
・低圧代替注水系（常設）
Ｓ成功）
・手動減圧
− ⑤外部電源喪失＋直流電源失敗（ＨＰＣＳ成功）
・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）・格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化− ⑥手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋ＲＨＲ失敗
ベント⑦手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉 ・常設代替高圧電源装置−
鎖失敗＋ＲＨＲ失敗
・常設代替直流電源設備

備考（a：共通原因故障・系統間機能依存性，b：余裕時間，c：設備容量，d：代表性）

高

高

高

低

高

高

低

中

低

低

中

中

低

低

低

中

高

高

中

中

高

高

低

高

高

高

高

高

高

低

高

高

低

− ⑬大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗

低

高

高

低

◎ ①過渡事象＋原子炉停止失敗

低

高

高

高

中

高

高

低

高

高

低

高

高

高

高

高

高

−

−

−

−

高

高

高

中

中

低

中

中

高

中

− ④最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

中

中

中

◎ ：重要事故シーケンスとして選定したシーケンス

審査ガイドの着眼点a〜dに対する影響度の観点から，厳しい順に「高」，「中」，「低」とした。

[取水機能喪失時]⑨サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋Ｒ ・原子炉隔離時冷却系−
ＨＲ失敗
・低圧代替注水系（常設）⑩サポート系喪失（直流電源故障）＋（外部電源喪失＋）ＤＧ ・手動減圧−
・残留熱除去系
失敗（ＨＰＣＳ成功）
・緊急用海水系⑪サポート系喪失（直流電源故障）＋（外部電源喪失＋）ＤＧ ・常設代替高圧電源装置−
失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）
・常設代替直流電源設備− ⑫中小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗− ②サポート系喪失（自動停止）＋原子炉停止失敗

補足 5-2

原子炉停止
機能喪失− ③中小破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗

・代替制御棒挿入機能
・代替原子炉再循環ポンプトリップ
・ほう酸水注入系
・原子炉隔離時冷却系
・高圧炉心スプレイ系
・残留熱除去系− ④大破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗◎ ①中小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
ＬＯＣＡ時注水機能喪失− ②中小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗◎ ①インターフェイスシステムＬＯＣＡ

・低圧代替注水系（常設）
低・手動減圧・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）・格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化
ベント
・常設代替高圧電源装置
低・常設代替直流電源設備
・破損系統を除く原子炉注水機能・手動減圧・破損系統の隔離・常設代替高圧電源装置
・常設代替直流電源設備◎ ①原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失− ②最終ヒートシンク喪失（ＲＣＩＣ成功）
津波浸水による
注水機能喪失− ③最終ヒートシンク喪失＋高圧炉心冷却失敗

・津波防護対策
・原子炉隔離時冷却系
・低圧代替注水系（常設）・手動減圧
・残留熱除去系
・緊急用海水系・常設代替高圧電源装置
・常設代替直流電源設備

選定した重要事故
シーケンスと選定理由

a.の着眼点について，⑥〜⑨はサポート系１区分の喪失を起因としているが，他の区分は健全であるため，対応手段
a. 外部電源喪失及びサポート系喪失（直流電源故障）を起因とするシーケンスは，いずれもが著しく制限される状態ではない。また，③，④，⑤，
全交流動力電源喪失に至るシーケンスであり，電源を必要とする多くの設備が機能喪失す⑨，⑩は電源の喪失により崩壊熱除去機能が喪失しているることから「高」とした。また，サポート系喪失を起因とするシーケンスは，系統間機能
ものの，代替電源により崩壊熱除去機能の回復が可能であ
依存性によって同区分の複数の設備が機能喪失することから「中」とした。
ることから，対応手段が著しく制限される状態ではない。
b. 原子炉が自動停止する過渡事象，外部電源喪失，サポート系喪失（自動停止），サポート
b.c.の両着眼点について，「高」と考えたシーケンスとし系喪失（直流電源故障）及びＬＯＣＡを起因とするシーケンスは事象進展が早いことからて①〜⑤，⑧〜⑬を抽出。
「高」とした。原子炉を通常停止させる手動停止／サポート系喪失（手動停止）を起因とd.頻度の観点では①が支配的となった。
しているシーケンスは事象進展が比較的遅いことから「低」とした。
c. 事象進展が早く余裕時間が短い場合，崩壊熱が高く必要な設備容量が大きくなることか
以上より，①を重要事故シーケンスとして選定。
ら，着眼点b.と同様に，過渡事象，外部電源喪失，サポート系喪失（自動停止），サポー

高− ⑧サポート系喪失（自動停止）＋ＲＨＲ失敗

格納容器バイパスb◎ ①過渡事象＋ＲＨＲ失敗− ③外部電源喪失＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）

崩壊熱除去
機能喪失

着眼点との関係と重要事故シーケンスの選定の考え方

対応する主要な炉心損傷防止対策

ト系故障（直流電源故障）及びＬＯＣＡを起因としているシーケンスを「高」，手動停止
なお，交流電源の喪失により崩壊熱除去機能が喪失してい／サポート系喪失（手動停止）を起因としているシーケンスを「低」とした。
る事故シーケンスが含まれるものの，主要な炉心損傷防止
d. 事故シーケンスグループの中で最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」，事故対策の電源を代替電源とする場合，有効と考えられる主な中シーケンスグループ別ＣＤＦに対して1％以上のシーケンスを「中」，1％未満のシーケン対策に差異がないため，①の事故シーケンスは，②〜⑬のスを「低」とした。
事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考え低る。

a.の着眼点について，②はサポート系１区分の喪失を起因としているが，他の区分は健全であるため，対応手段が著
しく制限される状態ではない。
b.c.の着眼点について，全事故シーケンスに共通であるたa. サポート系喪失を起因とする事故シーケンスは，系統間機能依存性によって当該区分の複め，選定理由から除外した。
数の設備が機能喪失することから「中」とした。
d.頻度の観点では①が支配的となった。なお，ＬＯＣＡとb.
原子炉停止に失敗した場合，いずれの事故シーケンスにおいても原子炉出力状態が維持さ
低原子炉停止失敗が重畳する③，④のＣＤＦはいずれも1×
れ事象進展が早いことから全て「高」とした。
-1010 ／炉年未満であり，極めて小さい。
c. 原子炉停止に失敗した場合，いずれの事故シーケンスにおいても原子炉出力状態が維持されるため，原子炉を未臨界とするための必要な設備容量が大きくなることから，全て
以上より，①を重要事故シーケンスとして選定。
「高」とした。
低 d. 事故シーケンスグループの中で最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」，事故
なお，ＬＯＣＡを起因とする場合，ほう酸水注入系が有効
シーケンスグループ別ＣＤＦに対して1％以上の事故シーケンスを「中」，1％未満の事故に機能しないことも考えられるが，代替制御棒挿入機能にシーケンスを「低」とした。
期待することにより対応可能であり，そのＣＤＦは極めて小さい。そのため，反応度制御の観点で厳しい過渡事象を低起因とする①の事故シーケンスは，本事故シーケンスグ
ループにおいて代表性を有しているものと考える。
a. 中小破断ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスは，系統間機能依存性がないことから，全 a.b.c.の着眼点について，全事故シーケンスに共通であるて「低」とした。
ため，選定理由から除外した。
高 b. 中小破断ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスは，事象進展が早いことから全て「高」と d.頻度の観点では①が支配的となった。
した。
c. 中小破断ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスは，必要な設備容量が大きいことから全て 以上より，①を重要事故シーケンスとして選定。
「高」とした。
なお，有効と考えられる主な対策に差異がないため，①の中 d. 事故シーケンスグループの中で最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」，事故
シーケンスグループ別ＣＤＦに対して1％以上の事故シーケンスを「中」，1％未満の事故 事故シーケンスは，②の事故シーケンスに対して包絡性をシーケンスを「低」とした。
有しているものと考える。
抽出されたシーケンスが1つであることから着眼点に照らした整理は行わず，全ての着眼点に①を重要事故シーケンスとして選定。
ついて「−」とした。

a.の着眼点について，「高」と考えた事故シーケンスとし
a. 原子炉建屋内浸水を起因とする事故シーケンスでは，建屋内の多くの設備が機能喪失する て，津波浸水により建屋内の多くの設備が機能喪失する①ことから「高」とした。最終ヒートシンク喪失を起因とする事故シーケンスでは，除熱を を抽出。
必要とする設備が機能喪失することから「中」とした。
b.の着眼点について，「高」と考えた事故シーケンスとしb. 事象初期から原子炉への注水に失敗している事故シーケンスについては「高」，原子炉隔 て①，③を抽出。
離時冷却系による原子炉注水に成功している事故シーケンスについては，「低」とした。 c.の着眼点について，「高」と考えた事故シーケンスとし高逃がし安全弁再閉鎖失敗により原子炉隔離時冷却系が機能喪失する事故シーケンスは，原 て①を抽出。
子炉隔離時冷却系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下するまで炉心への注水が継続さ d.頻度の観点では②が支配的となった。
れるため，事象初期から注水に失敗している事故シーケンスと比較して，事象進展が遅い
ため「中」とした。
以上より，①を重要事故シーケンスとして選定。なお，②低c. 原子炉建屋内浸水を起因とするシーケンスは，津波防護対策に要求される防護高さも高く は頻度の観点では支配的となるが，津波防護対策に要求さなることから「高」とし，最終ヒートシンク喪失を起因とする事故シーケンスは「中」と れる防護高さは津波高さが高くなる①に包絡される。
した。
d. 最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」，事故シーケンスグループ別ＣＤＦに対 なお，有効と考えられる主な対策に差異がないため，①の低して1％以上の事故シーケンスを「中」，1％未満の事故シーケンスを「低」とした。
事故シーケンスは②〜④の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。

2

5.2.1 格納容器破損防止対策の評価対象とするプラント損傷状態(ＰＤＳ)の選定
解釈で想定する格納容器破損モード

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧破損）

格納容器破損頻度（／炉年）

2.2E-09

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過温破損）

7.9E-08

高圧溶融物／格納容器雰囲気直接加熱（ＤＣＨ） ※１

8.5E-09

原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用（ＦＣＩ） ※１

補足 5-3

溶融炉心・コンクリート相互作用（ＭＣＣＩ） ※１

水素燃焼

2.2E-14

2.1E-08

−

ＴＱＵＶ
ＴＱＵＸ
長期ＴＢ
ＴＢＵ
ＴＢＰ
ＴＢＤ
ＬＯＣＡ
ＴＱＵＸ
長期ＴＢ
ＴＢＵ
ＴＢＤ
ＬＯＣＡ

格納容器破損頻度（／炉年）−
2.2E-09−−−−−
6.3E-09
6.9E-08
4.2E-09
5.9E-12
2.1E-11ＴＱＵＸ

2.4E-110.3

長期ＴＢ

8.5E-0999.5

・ 長期 ＴＢは 事象初期においてＲＣＩＣによる冷却が有効なＰＤ Ｓであ り，減 圧までの余裕時間の観点ではＴＱＵＸ，ＴＢＤ．ＴＢＵの方が厳しい。

ＴＢＵ

1.6E-110.2

・ 高圧 状態で 原子炉圧力容器破損に至る点ではＴＱＵＸ，ＴＢＤ ，ＴＢ ＵにＰ ＤＳ選定上の有意な違いはない。

ＰＤＳ ※２

寄与割合
（％）
−
100.0
−
−
−
−
−
8.0
86.7
5.3
<0.1
<0.1

評価対象となるＰＤＳの選定の考え方

評価対象
ＰＤＳ

【事象進展（過圧・過温）緩和の余裕時間及び設備容量の厳しさ】
・ 他の ＰＤＳ と比較して，ＬＯＣＡは原子炉冷却材の流出を伴う ことか ら，水 位低下が早く，事象進展が早い。
・ 過圧 破損に ついては対策として格納容器の除熱が必要となる。
・ 過温 破損に ついては対策として格納容器（損傷炉心）への注水 が必要 となる 。
ＬＯ ＣＡに ＥＣＣＳ注水機能喪失及び全交流動力電源喪失を加 えるこ とで， 電源の復旧，注水機能の確保等必要となる事故対処設備が多く，格納容器破損防止対策を 講じる ための対応時間が厳しくなり，格納容器への注水・ 除熱対 策の有 効性を網羅的に確認可能なシナリオとなる。なお，いずれのＰＤＳを選定しても必要

ＬＯＣＡ
＋ＳＢＯ

【事象進展緩和（減圧）の余裕時間の厳しさ】

ＴＢＤ

2.2E-14<0.1

以上より，最も厳しいＰＤＳから，ＴＱＵＸを評価対象ＰＤＳとして選定する。なお，いずれのＰＤＳを選定しても必要な監視機能は維持可能である。

ＴＱＵＶ

−

−

ＴＱＵＸ

2.2E-14

100.0

長期ＴＢ

−

−

ＴＢＵ

−

−

ＴＢＰ

−

−

【事象（ＦＣＩにおける発生エネルギーの大きさ）の厳しさ】
・溶融 燃料− 冷却材相互作用の発生エネルギーは，格納容器下部 の水中 に落下 する溶融炉心の量が多く，保有エネルギーが大きくなるほど厳しくなる。この観点から， 高圧状 態が維持されるＰＤＳであるＴＱＵＸ，ＴＢＤ，Ｔ ＢＵ， 長期Ｔ ＢはＦＣＩの観点で厳しい事象とはならないと考えられる。
・ＬＯ ＣＡは ，炉内での蒸気の発生状況の差異から，酸化ジルコ ニウム の質量 割合が他の低圧破損シーケンス（ＴＱＵＶ，ＴＢＰ）より小さくなり，デブリの内部
エネ ルギー が小さくなると考えられる ※３。
以上より，ＦＣＩの厳しさの観点でＴＱＵＶを評価対象ＰＤＳとして選定する。なお，いずれのＰＤＳを選定しても必要な監視機能は維持可能である。
※３：ＬＯＣＡ事象は原子炉冷却材の流出を伴い，発生蒸気によるジルコニウム酸化割合が他の低圧破損シーケンスより少ないため。

ＴＢＤ

−

−

ＬＯＣＡ

2.8E-20

<0.1

ＴＱＵＶ

3.3E-0915.7【事象（ＭＣＣＩに寄与する溶融炉心のエネルギーの大きさ）及び事象緩和のための対応の厳しさ】

ＴＱＵＸ

7.0E-10

3.3

長期ＴＢ

−

−

ＴＢＵ

1.7E-08

78.5

ＴＢＰ

5.2E-102.5・ ＭＣ ＣＩの 観点からは，ペデスタル（ドライウェル部）に落下 する溶 融炉心 の割合が多くなる原子炉圧力容器が低圧で破損に至るシーケンスが厳しい。この観点で， 高圧状 態が維持されるＰＤＳであるＴＱＵＸ，ＴＢＤ，Ｔ ＢＵ， 長期Ｔ ＢはＭＣＣＩの観点で厳しい事象とはならないと考えられる。
・ ＬＯ ＣＡは ，原子炉圧力容器破損のタイミングが過渡事象より 早いた め，溶 融炉心の崩壊熱は過渡事象に比べて高いが，有効性評価における本格納容器破損モードに 対して は，原子炉圧力容器破損までの原子炉注水に期待し ていな い評価 としていること，原子炉圧力容器破損までの余裕時間は事象発生から3時間以上 あることか ら，事 象緩和のための対応操作の観点で大きな差異はない 。
・ ＦＣ ＩとＭ ＣＣＩは原子炉圧力容器破損後に発生する一連の物 理現象 である ことから，ＦＣＩと同じＰＤＳを選定することにより，一連のプラント挙動を確認す
るこ とがで きる。

ＴＢＤ

−

−

ＬＯＣＡ

6.8E-16<0.1

以上より，ＭＣＣＩへの対応の厳しさの観点でＴＱＵＶを評価対象ＰＤＳとして選定する。なお，いずれのＰＤＳを選定しても必要な監視機能は維持可能である。

−【有効性評価に関する審査ガイドの選定基準等との整合】・ 審査 ガイド では「ＰＲＡに基づく格納破損シーケンスの中から 水素燃 焼の観 点から厳しいシーケンスを選定する。」と記載されているが，東海第二発電所では格
納容 器内を 窒素で置換しているため，レベル１．５ＰＲＡでは 水素燃 焼によ り格納容器容器が破損するシーケンスは考慮していない。このため，東海第二発電所にお いて評 価することが適切と考えられる評価事故シーケンス を選定 するも のとする。
【評価において着目するパラメータ】
・ 東海第二発電所では，格納容器内が窒素置換され，初期酸素濃度が低く保たれている。また，炉心損傷に伴い，水素は容易に可燃限界を超えることから，水素燃
焼防 止の観 点では酸素濃度が重要となる。このため，水の放射 線分解 に伴う 酸素濃度の上昇に着目する。
【東海第二発電所において評価するシーケンス】
・ 東海第二発電所において、国内外の先進的な対策を考慮しても炉心損傷を防止できない事故シーケンスであるが，格納容器において事象進展を緩和できると考え
らえ る事故 シーケンスとして，ＬＯＣＡとＥＣＣＳ注水機能喪 失が重 畳する 事故シーケンスが抽出されている。このため，評価シーケンスとしては，ＬＯＣＡ（Ｌ ＯＣＡ ＋ＥＣＣＳ注水機能喪失）を想定することが適切で あると 考えら れる。これに加え，「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損」の評 価シー ケンスでは，対応の厳しさの観点でＳＢＯの重畳を 想定し ている ことを考慮し，ＬＯＣＡ＋ＳＢＯをＰＤＳとして選定する。

−

−

ＴＱＵＸ

ＴＱＵＶ

ＴＱＵＶ

ＬＯＣＡ
＋ＳＢＯ

※１：ＤＣＨ，ＦＣＩ，ＭＣＣＩにおいて選定した評価事故シーケンスについては，重大事故等対処施設による対応により原子炉圧力容器内での事象収束が可能だ が，原 子炉圧力容器破損が前提となる各破損モードにおける物理現象及びその対策の有効性を確認する観点から仮想的に一部の重大事故等対処設備による対応に期待せず，原子炉圧力容器破損まで事象が進展することを仮定して評価することとする。
※２：重大事故等対処設備による対応を考慮した場合に当該格納容器破損モードが発生する可能性のあるＰＤＳ（格納容器破損頻度は−と記載）を含めて記載 。

3

5.2.2 格納容器破損防止対策の評価事故シーケンスの選定
格納容器破損モード

評価対象と
したＰＤＳ

該当する事故シーケンス ※２

格納容器破損防止対策

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧破損）−

評価対象事故シーケンスの選定の考え方【余裕時間の厳しさ】
・ 中小破断ＬＯＣＡと比較し，大破断ＬＯＣＡは原子炉水位の低下が早いため，対応時の余裕時間の観点で厳しい。
【設備容量の厳しさ】
・ 中小破断ＬＯＣＡと比較し，大破断ＬＯＣＡは原子炉水位回復に必要な流量が大きいため，必要な設備容量の観点で厳しい。
【代表性】
・ ①，②は原子炉減圧の成否で異なるシーケンスとなっているものの，発生頻度の大きさの観点で，①が代表性を有する。

① 大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗＋損傷炉心冷却失敗＋（デブリ冷却 成功 ）＋ 格納◎容器注水（ドライウェル）失敗 ※3② 中小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗＋損傷炉心冷却失敗＋（デブリ冷 却成 功） ＋格
納容器注水（ドライウェル）失敗 ※3以上より，①を評価事故シーケンスとして選定。
③ 中小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗＋損傷炉心冷却失敗＋（デブリ冷却 成功 ）＋ 格納・ 低圧代替注水系(常設)
容器注水（ドライウェル）失敗 ※3・ 代替格納容器スプレイ冷却系(常設)【余裕時間の厳しさ】
・ 格納容器圧力逃がし装置① 大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗＋損傷炉心冷却失敗＋格納容器注水 （ド ライ ウェ ・ 代替循環冷却系
・ 中小破断ＬＯＣＡと比較し，大破断ＬＯＣＡは原子炉水位の低下が早いため，対応時の余裕時間の観点で厳しい。
◎
ル）失敗【設備容量の厳しさ】
・ 中小破断ＬＯＣＡと比較し，大破断ＬＯＣＡは原子炉水位回復に必要な流量が大きいため，必要な設備容量の観点で厳しい。
【代表性】② 中小破断ＬＯＣＡ＋高 圧炉 心冷 却失 敗＋ 低圧 炉心 冷却 失敗＋ 損 傷炉 心冷 却失 敗＋ 格納 容器 注水 （ド ライ・ ①，②は原子炉減圧の成否で異なるシーケンスとなっているものの，発生頻度の大きさの観点で，①が代表性を有する。
−
ウェル）失敗以上より，①を評価事故シーケンスとして選定。
−

ＬＯＣＡ
＋ＳＢＯ

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過温破損）− ③

中小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗＋損傷炉心冷却失敗＋格納容器注水 （ド ライ ウェ
ル）失敗【余裕時間の厳しさ】
・ 原子炉が自動停止する過渡事象及びサポート系喪失（自動停止）を起因としているシーケンスは，通常停止させるシーケンスと比較して事象進展が早い。このため，対応時の余裕時間の観点で厳しい。

◎ ① 過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋手動減圧失敗＋炉心損傷後の手動減圧失敗＋ＤＣＨ

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気
直接加熱（ＤＣＨ） ※1

ＴＱＵＸ−

左記のとおり，過圧・過温の各々において損傷炉
心冷却失敗までは同じ事
故シーケンスとなり，各事故シーケンスの対策は損傷炉心への注水（損傷
炉心冷却）の点で同じとなることから，有効性評
価では過圧・過温を同じ
事故シーケンスで評価している。

② 手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋手動減圧失敗＋炉心損傷後の手動減圧失敗
・ 原子炉手動減圧＋ＤＣＨ【設備容量の厳しさ】
・ 原子炉が自動停止する過渡事象及びサポート系喪失（自動停止）を起因としているシーケンスは，通常停止させるシーケンスと比較して事象進展が早い。このため，対応時の減圧に必要な設備容量の観点で厳しい。
【代表性】
・ ①〜③は起因事象が異なるものの，同じ事故シーケンスとなり，各事故シーケンスの対策は同様であることから，代表性を有するものとして過渡事象を選定。

− ③ サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋手動減圧失敗＋炉心損傷後の手動減圧失敗＋ＤＣＨ
以上より，①を評価事故シーケンスとして選定。
【余裕時間の厳しさ】
・ 原子炉が自動停止する過渡事象及びサポート系喪失（自動停止）を起因としているシーケンスは，通常停止させるシーケンスと比較して事象進展が早い。このため，対応時の余裕時間の観点で厳しい。

◎ ① 過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗＋損傷炉心冷却失敗＋ＦＣＩ（ペデスタル） ※4

補足 5-4−

原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用（ＦＣＩ） ※1

② 過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗＋損傷炉心冷却 失敗 ＋Ｆ ＣＩ（ペデスタル） ※4【設備容量の厳しさ】
・ 格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への事前水張は，デブリ落下前に実施するため，必要となる設備容量はシーケンス間で差異がない。
③ 手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗＋損傷炉心 冷却 失敗 ＋Ｆ なし※4ＣＩ（ペデスタル）（原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却【代表性】
材相互作用が発生しても格納容器圧力・ 発生頻度の大きさの観点で，逃がし安全弁再閉鎖失敗を含まない事故シーケンス(①，③，⑤)が代表性を有する。①，③，⑤は起因事象が異なるものの，同じ事④ 手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低 圧炉 心冷 却失 バウンダリの機能喪失に至らないこと
故シーケンスとなり，各事故シーケンスの対策は同様であることから，代表性を有するものとして過渡事象を選定。
−
を確認する）
敗＋損傷炉心冷却失敗＋ＦＣＩ（ペデスタル） ※4

−
ＴＱＵＶ

−

⑤ サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗＋損傷炉心冷却失敗＋ ＦＣ Ｉ（ ペデスタル） ※4−⑥ サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却 失敗＋ 損 傷炉
心冷却失敗＋ＦＣＩ（ペデスタル） ※4【事象（ＦＣＩ発生時）の厳しさ】
・ いずれのシーケンスも原子炉圧力が低圧状態で原子炉容器破損に至ることから，定性的にも各シーケンスでＦＣＩが発生した際事象の厳しさを比較することは困難である。
以上より，①を評価事故シーケンスとして選定。
【余裕時間の厳しさ】
・ 原子炉が自動停止する過渡事象及びサポート系喪失（自動停止）を起因としているシーケンスは，通常停止させるシーケンスと比較して事象進展が早い。このため，対応時の余裕時間の観点で厳しい。

◎ ① 過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗＋損傷炉心冷却失敗＋デブリ冷却失敗（ペデスタル）−

溶融炉心・コンクリート相互作用（ＭＣＣＩ） ※1

水素燃焼② 過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗＋損傷炉心冷却 失敗 ＋デ ブリ
冷却失敗（ペデスタル）【設備容量の厳しさ】
・ 格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への事前水張は，デブリ落下前に実施するため，必要となる設備容量はシーケンス間で差異がない。

③ 手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗＋損傷炉心 冷却 失敗 ＋デ−ブリ冷却失敗（ペデスタル）
ＴＱＵＶ・ 格納容器下部注水系（常設）【代表性】
・ 発生頻度の大きさの観点で，逃がし安全弁再閉鎖失敗を含まない事故シーケンス(①，③，⑤)が代表性を有する。①，③，⑤は起因事象が異なるものの，同じ事
故シーケンスとなり，各事故シーケンスの対策は同様であることから，代表性を有するものとして過渡事象を選定。

④ 手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低 圧炉 心冷 却失−
敗＋損傷炉心冷却失敗＋デブリ冷却失敗（ペデスタル）

ＬＯＣＡ
＋ＳＢＯ

−

⑤ サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗＋損傷炉心冷却失敗＋ デブ リ冷 却失
敗（ペデスタル）−⑥ サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却 失敗＋ 損 傷炉
心冷却失敗＋デブリ冷却失敗（ペデスタル）−【事象（ＭＣＣＩ発生時）の厳しさ】
・ いずれのシーケンスも原子炉圧力が低圧状態で原子炉容器破損に至ることから，定性的にも各シーケンスでＭＣＣＩが発生した際事象の厳しさを比較することは困難である。

以上より，①を評価事故シーケンスとして選定。
【事象（酸素濃度上昇）の厳しさ】
・ ジルコニウム・水反応による水素の過剰な発生を抑制する観点から，炉心損傷後に交流電源を復旧して原子炉注水を実施し，その後の事象進展に対応するシナリ
オを評価するものとする。
・ 格納容器ベントを実施する場合，格納容器内の水素及び酸素が大気中に放出され．格納容器内の水素及び酸素濃度が大きく低下することから，格納容器ベントを実施しないシナリオを評価するものとする。
・ 窒素置換による格納容器雰囲気の不・ 重大事故等対対処設備によって炉心損傷を防止できるＰＤＳについても，事象発生後の格納容器内の気体の流れ等，酸素濃度の上昇の観点でＬＯＣＡ＋ＳＢＯと活性化
大きく異なるＰＤＳについては，有効性評価において適宜その感度を確認するものとする。

◎： 選定した重要事故シーケンス※１： ＤＣＨ，ＦＣＩ，ＭＣＣＩにおいて選定した評価事故シーケンスについては，重大事故等対処施設による対応により原子炉圧力容器内での事象収束が可能だが，原子炉圧力容器破損が前提となる各破損モードにおける物理現象及びその対策の有効性を確認する観点から仮想的に一部の重大事故等対処設備による対応に期待せず，原子炉圧力容器破損まで事象が進展することを仮定して評価することとする。
※２： 各シーケンスの赤字で示した部分が炉心損傷まで，青字で示した部分が炉心損傷以降のシーケンスを示す。
※３： ＰＤＳがＬＯＣＡに該当するシーケンスでは，炉心及びペデスタル（ドライウェル部）への注水機能が喪失し，デブリ冷却に必ず失敗するため過圧破損に至るシーケンスは抽出されないが，過温破損の対策となる重大事故等対処設備による圧力容器（損傷炉心）への注水（デブリ冷却）を考慮して評価シーケンスを選定する。
※４： ＰＤＳがＴＱＵＶに該当するシーケンスでは，ペデスタル（ドライウェル部）への注水機能が喪失するためＦＣＩが発生するシーケンスは抽出されないが，ＭＣＣＩ対策である事前水張りによりＦＣＩが発生する可能性を考慮して評価シーケンスを選定する。

4

5.3 運転停止中原子炉における燃料損傷防止対策の事故シーケンスの抽出及び重要事故シーケンスの選定
事故シーケンスグループ−①残留熱除去系の故障（ＲＨＲ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

崩壊熱除去機能※ １−③外部電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗◎①外部電源喪失＋交流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

全交流動力
電源喪失

補足 5-5−②外部電源喪失＋直流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗◎①原子炉冷却材の流出（ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗−

・ 待機中のＥＣＣＳ（残留熱除去系（低圧注水系）※ ２ ）・ 低圧代替注水系（常設）・ 低圧代替注水系（可搬型）・ 消火系，補給水系※ ３

電源の復旧

・ 常設代替高圧電源装置
・ 常設代替直流電源設備
・ 可搬型代替直流電源設備（DG起動に使用）（直流電源失敗時）

崩壊熱除去機能※ １・ 緊急用海水系

原子炉への注水機能・ 低圧代替注水系（常設）（交流電源復旧後）
・ 常設代替注水系（可搬型）・ 消火系※３②原子炉冷却材の流出（ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

原子炉冷却材の流出

着眼点との関係と重要事故シーケンスの選定の考え方
a

b

c

低

低

高

低

低

中

・ 緊急用海水系（ＲＨＲＳ喪失時）②残留熱除去系の故障（ＲＨＲＳ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

原子炉への注水機能

反応度の
誤投入

燃料損傷防止対策

燃料損傷防止に必要な機能

◎

崩壊熱除去
機能喪失

対応する主要な燃料損傷防止対策（下線は有効性を確認する主な対策）

事故シーケンス

低

低

中

低

低

高

低

低

低

高

低

高

高

原子炉への注水機能

低・ 待機中のＥＣＣＳ（残留熱除去系（低圧注水系））
・ 低圧代替注水系（常設）・ 低圧代替注水系（可搬型）・ 消火系，補給水系※ ３−③原子炉冷却材の流出（ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

中

高

−

④原子炉冷却材の流出（ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

低

中

−

−

◎ 制御棒の誤引き抜き※ ４

安全保護機能・ 安全保護系（起動領域計装の原子炉出力ペリオド短（10秒）
信号による原子炉スクラム）

備考（a：余裕時間，b：設備容量，c：代表性）

選定した重要事故
シーケンスと選定理由

a. 余裕時間については，シーケンス間で差異がなく，異常の認知及び待機中のＥＣＣ
a.b.の着眼点について，全シーケンスに共通であるため，Ｓ・低圧代替注水系（常設）の起動といった緩和措置の実施に掛かる時間を保守的
選定理由から除外した。
に見積もった時間（約2時間）に比べて十分な余裕時間がある（最も短いＰＯＳ−Ｓ
c.頻度の観点では，①が支配的となった。
においても約4.1時間であり，その他のＰＯＳではさらに余裕時間が見込める）ことから，全てのシーケンスにおいて「低」とした。
b. 原子炉への注水に必要な設備容量については，シーケンス間で差がなく，待機中のＥＣＣＳ・低圧代替注水系（常設）の設備容量（残留熱除去系：1,605 m3/h，低圧
代替注水系（常設）：378 m3/h）に比べて十分小さい（最も崩壊熱の大きなＰＯＳ−Ｓにおいても約50 m3/h）ことから，全てのシーケンスにおいて「低」とした。
事故シーケンスグループの中で最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」，c. 事故シーケンスグループ別ＣＤＦに対して1％以上のシーケンスを「中」，1％未満のシーケンスを「低」とした。

以上より，①を重要事故シーケンスとして選定。

なお，外部電源喪失を起因とする③のシーケンスは，非常用ディーゼル発電機に期待できるため，「全交流動力電源喪失」で考慮しているシーケンスと比較して事象進展や対策が厳しくないことから選定しない。

a. 余裕時間については，シーケンス間で差異がなく，常設代替直流電源設備，常設代 a.b.の着眼点について，全シーケンスに共通であるため，
替高圧電源装置による給電，低圧代替注水系（常設）による注水といった緩和措置 選定理由から除外した。
の実施に掛かる時間（約25分）に比べて十分な余裕時間がある（最も短いＰＯＳ− c.頻度の観点では，①が支配的となった。
Ｓにおいても4.1時間であり，その他のＰＯＳではさらに余裕時間が見込める）こと
以上より，①を重要事故シーケンスとして選定。
から，全てのシーケンスにおいて「低」とした。
b. 原子炉への注水に必要な設備容量については，シーケンス間で差がなく，待機中のＥＣＣＳ・低圧代替注水系（常設）の設備容量（残留熱除去系：1,605 m3/h，低圧
代替注水系（常設）：378 m3/h）に比べて十分小さい（最も崩壊熱の大きなＰＯＳ なお，直流電源喪失となる②のシーケンスは，炉心損傷頻−Ｓにおいても約50 m3/h）ことから，全てのシーケンスにおいて「低」とした。 度が低く，有効性を確認する左記下線の対策により①の事故シーケンスグループの中で最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」， シーケンスと同様に燃料損傷防止が可能であり，さらに可c. 事故シーケンスグループ別ＣＤＦに対して1％以上のシーケンスを「中」，1％未満 搬型代替直流電源設備による非常用ディーゼル発電機の起動による対応にも期待できることから選定しない。
のシーケンスを「低」とした。

a. 燃料損傷までの余裕時間が最も短いシーケンス（①ＲＨＲ切替時，②ＣＵＷブロー
時：3.5時間）を「高」，最も長いシーケンス（④ＬＰＲＭ点検時：12.1時間）を「低」，それ以外のシーケンス（③ＣＲＤ点検時：5.5時間）を「中」とした。
流出流量が多い程，燃料損傷回避のために必要な注水設備の容量が大きくなること
b. を考慮し，冷却材流出流量が最も多いシーケンスを「高」，最も少ないシーケンス
を「低」，それ以外のシーケンスを「中」とした。
中
事故シーケンスグループの中で最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」，c. 事故シーケンスグループ別ＣＤＦに対して1％以上のシーケンスを「中」，1％未満のシーケンスを「低」とした。

a.の着眼点について，「高」と考えたシーケンスとして①，②を抽出。
b.の着眼点について，③，④は流出流量が比較的多くなるが，燃料損傷防止対策である待機中のＥＣＣＳ・低圧代替
注水系（常設）の設備容量は，③，④における流出流量と比較して十分大きい。
c.頻度の観点では，①が支配的となった。
以上より，①を重要事故シーケンスとして選定。

なお，流出流量の大きい③，④のシーケンスについては，
ＣＲＤ点検時，ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡによる流出流量と比較して，燃料損傷防止対策となる待機中のＥＣＣＳ・
低圧代替注水系（常設）の設備容量（残留熱除去系：
中1,605 m3/h，低圧代替注水系（常設）：378 m3/h）が十分大きいこと，作業・操作場所と漏えい発生個所が同一であるため，認知が容易であることから選定しない。
（①ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡについては，ウェル満水時（ＰＯＳ−Ｂ）及び通常水位時 また，②のシーケンスについては，原子炉ウェル水位を低（ＰＯＳ−Ａ 等）のどちらでも起こり得る可能性があるが，保有水量が少なく，余裕 下させる操作であるため，原子炉ウェル水位は適宜監視さ時間の観点で厳しい通常水位時を想定して着眼点に基づく整理を行った。なお，通常水 れており，中央制御室の運転員の他にＮＲ／Ｗの運転員も位時においては，原子炉水位計による警報発生による速やかな冷却材流出事故の検知等 廃液収集タンク等の水位高を認知することができるため，低 に期待できることも考えられるが，評価上考慮しないものとする）
認知が容易であることから選定しない。

−◎ ：重要事故シーケンスとして選定したシーケンス※１：停止時においては崩壊熱除去機能が喪失した場合であっても，原子炉注水を実施することで燃料損傷を防止できる（原子炉建屋（原子炉開放時）又は格納容器（原子炉未開放時）へ崩壊熱を逃すことで燃料損傷を防止し，その後長期的な安定状態の確保のために残留熱除去系等を復旧する）※２：停止時ＰＲＡの評価上，残留熱除去系の喪失も考えられるが，その場合の事象進展及び対策は「全交流動力電源喪失」と同様になるため，ガイド等を参照し，対策に追加※３：重大事故等対処設備ではないが，シーケンスによって使用できる可能性のある緩和設備※４：発生の可能性が低く，発生を仮定してもその影響が限定的であるため，リスク評価上重要性が低いと判断し，ＰＲＡの評価対象から除外したもの

代表性の観点から停止中に実施される試験等により，最大反応度価値を有する制御棒1本が全引き抜きされている状態から，他の1本の制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によって引き抜かれ，臨界近接を認知できずに臨界に至る事象を想定する。

5

（別紙 1）

ＴＢＤ，ＴＢＵの事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスの選定について

ＴＢＤ，ＴＢＵの事故シーケンスグループにおいては，審査ガイ
ド に 記 載 の a.〜 c.の 着 眼 点 は 全 て 「 高 」 と し て お り ， d.の 着 眼 点 は
シ ー ケ ン ス に よ っ て 「 高 」，「 中 」，「 低 」 と し て い る 。 こ こ で ， d.の
着 眼 点 は ， 次 の 観 点 で 「 高 」，「 中 」，「 低 」 を 分 類 し て い る 。
①各事故シーケンスのうち発生頻度が高いもの②各事故シーケンスのうち初期対応における操作が厳しいもの①の観点では，ＴＢＤの発生頻度が最も高く，②の観点では，高圧代替注水系の起動に電源切替が必要であり，注水開始までの時間
が 長 い Ｔ Ｂ Ｄ が 厳 し い （ 図 1， 図 2）。 こ の た め ， d.の 着 眼 点 に お いて は ， Ｔ Ｂ Ｄ が 「 高 」， Ｔ Ｂ Ｕ が 「 中 」 及 び 「 低 」 と し ， 全 て の 着 眼
点が「高」であるＴＢＤを重要事故シーケンスとして選定した。

補足 5-66

補足 5-7

第 1図

全 交 流 動 力 電 源 喪 失 （ Ｔ Ｂ Ｄ ） の 作 業 と 所 要 時 間 （ 1／ 2）

7

補足 5-8
第 1図

全 交 流 動 力 電 源 喪 失 （ Ｔ Ｂ Ｄ ） の 作 業 と 所 要 時 間 （ 2／ 2）8

補足 5-9
第 2図

全 交 流 動 力 電 源 喪 失 （ Ｔ Ｂ Ｕ ） の 作 業 と 所 要 時 間 （ 1／ 2）

9

補足 5-10
第 2図

全 交 流 動 力 電 源 喪 失 （ Ｔ Ｂ Ｕ ） の 作 業 と 所 要 時 間 （ 2／ 2）

10

コ メ ン ト No.147-04,148-19,20,
150-29,42 に 対 す る 回 答

8.

炉心損傷前の原子炉の減圧操作について

1.

原子炉の手動減圧操作
炉心損傷前の原子炉の手動減圧操作には，原子炉圧力容器への熱応 力 の 影 響 を 考 慮 し ， 原 子 炉 冷 却 材 温 度 変 化 率 55℃ ／ h 以 下 を 監 視
し な が ら 実 施 す る「 通 常 の 減 圧 」と ，事 故 時 に お い て 逃 が し 安 全 弁 7
弁を開放することにより原子炉を急速に減圧する「急速減圧」がある。
各減圧操作は，低圧で原子炉へ注水可能な手段を確保した上で，以下のとおり判断して実施する。

1.1

通常の減圧操作
通常の減圧操作は，プラント通常起動／停止時及び事故対応中で急速減圧操作の条件が成立していない場合において適用する。
本操作は，主復水器が使用できる場合には，タービンバイパス弁を用いて原子炉の発生蒸気を復水器へ，主復水器が使用できない場
合には，逃がし安全弁を間欠で用いてサプレッション・プールへ導くことで原子炉の減圧を行う。

1.2

急速減圧操作急速減圧操作は，事故対応中において以下のような場合に，逃がし安全弁 7 弁を順次開放することにより実施する。
① 高 圧 注 水 機 能 喪 失 等 に よ り 原 子 炉 水 位 が 低 下 し ，低 圧 注 水 機 能により原子炉への注水を速やかに行う場合② 高 圧 注 水 機 能 に よ り 原 子 炉 水 位 が 緩 や か に 上 昇 し て い る が ，炉補足 8-111

心 露 出（ 原 子 炉 水 位 が 燃 料 有 効 長 頂 部 以 下 ）の 時 間 が 最 長 許 容
炉心露出時間を上回った場合③ 原 子 炉 水 位 不 明 が 発 生 し ，低 圧 の 注 水 機 能 に よ り 原 子 炉 圧 力 容器を満水にする場合④ イ ン タ ー フ ェ イ ス シ ス テ ム Ｌ Ｏ Ｃ Ａ が 発 生 し ，中 央 制 御 室 か らの遠隔隔離に失敗した場合
また，以下の場合で減圧操作に時間余裕がある場合は，減圧による格納容器への熱負荷に留意し，格納容器圧力及び温度を監視しながら逃がし安全弁 7 弁を順次開放するが，原子炉冷却材温度変化率
55℃ ／ h 以 下 は 適 用 さ れ な い 。
⑤サプレッション・プール熱容量制限に到達した場合⑥ 格 納 容 器 圧 力 を 約 245kPa[gage]以 下 に 維 持 で き な い 場 合⑦ ド ラ イ ウ ェ ル 温 度 が 約 171℃ に 到 達 し た 場 合⑧ サ プ レ ッ シ ョ ン ・ プ ー ル 水 位 が 通 常 水 位 ＋ 6.270ｍ に 接 近 又 は
通 常 水 位 − 50 ㎝ 以 下 と な っ た 場 合

本操作は，自動減圧機能付き逃がし安全弁（以下「ＡＤＳ弁」とい う 。）「 7 弁 」 を 順 次 手 動 開 放 す る こ と を 第 一 優 先 と す る 。
それができない場合は，ＡＤＳ弁以外の逃がし安全弁（以下「ＳＲ Ｖ 」 と い う 。） を 含 め た 「 7 弁 」 を 順 次 手 動 開 放 す る 。
さらに，それもできない場合は，急速減圧に必要な最小弁数である「 1 弁 」以 上 を 手 動 開 放 す る こ と に よ り 急 速 減 圧 す る 。Ｓ Ｒ Ｖ に よる減圧ができない場合は，代替の減圧手段を試みる。
な お ，急 速 減 圧 に 必 要 な 最 小 弁 数「 1 弁 」は ，残 留 熱 除 去 系（ 低 圧
注 水 系 ）1 台 に よ る 原 子 炉 注 水 を 仮 定 し た 場 合 に 燃 料 被 覆 管 最 高 温 度
補足 8-212

が 1,200℃ 以 下 に 抑 え ら れ る こ と を 条 件 と し て 設 定 し て い る 。
急速減圧操作の概要は第 1 図のとおり。

①高圧注水機能喪失による原
子炉水位低下

③原子炉水
位不明

②最長許容
炉心露出
時間超過

⑦ドライウェル
最高使用温度
到達※⑤Ｓ／Ｐ熱容量制限到達※⑥格納容器最高
使用圧力到達※④ＩＳＬＯＣＡ⑧Ｓ／Ｐ水位制
限値到達※※：こ れ ら の 条 件 成 立 に よ り 急 速 減 圧 を 実 施 す る 場 合 は ，
減 圧 に よ る 格 納 容 器 へ の 熱 負 荷 に 留 意 し ，格 納 容 器 圧力及び温度を監視しながら実施する。
急速減圧条件成立

No

ADS 弁
全弁順次開放Ye s

ADS+SRV
7 弁まで
追加開放

No

Ye s

ADS+SRV
1 弁以上開放No

Ye s

代替減圧手段

急速減圧

第 1図

2.

急速減圧操作概要

原子炉の自動減圧
1. の よ う な 運 転 員 に よ る 手 動 操 作 が な い 場 合 で も ， 事 故 事 象 を 収束させるための原子炉減圧として，自動減圧系及び過渡時自動減圧
回路の 2 つがある。逃がし安全弁の機能を第 1 表に整理するとともに，概要を以下に示す。
なお，原子炉停止機能喪失（ＡＴＷＳ）の場合は，原子炉の自動補足 8-313

減圧により低温の水が注水されることを防止するため，運転員の判断により自動減圧を阻止するための操作スイッチがある。
2.1

自動減圧回路（第 2 図）
非常用炉心冷却系の一部であり，高圧炉心スプレイ系のバックア

ッ プ 設 備 と し て ，Ａ Ｄ Ｓ 弁 を 開 放 し 原 子 炉 圧 力 を 速 や か に 低 下 さ せ ，
低圧注水系の早期注水を促す。
具 体 的 に は ，「 原 子 炉 水 位 異 常 低 下 （ レ ベ ル １ ）」 及 び 「 格 納 容 器
圧 力 高 」 信 号 が 120 秒 間 継 続 し ， 低 圧 炉 心 ス プ レ イ 系 又 は 残 留 熱 除去系（低圧注水系）が運転中であれば，ＡＤＳ弁 7 弁が開放する。

2.2

過渡時自動減圧回路（第 2 図）
非常用炉心冷却系の自動減圧機能が動作しない場合においても，炉心の著しい損傷及び格納容器の破損を防止する。
自動減圧回路の動作信号のうち，格納容器圧力高信号が成立しなくても，原子炉の水位が低い状態で一定時間経過した場合は，残留熱除去系（低圧注水系）等の起動を条件に過渡時自動減圧回路は動作する。
具 体 的 に は ， 原 子 炉 水 位 異 常 低 下 （ レ ベ ル １ ） 信 号 が 10 分 間 継 続
し，低圧炉心スプレイ系又は残留熱除去系（低圧注水系）が運転中であれば，過渡時自動減圧機能付き逃がし安全弁 2 弁が開放する。
過 渡 時 自 動 減 圧 回 路 は ， 原 子 炉 水 位 異 常 低 下 （ レ ベ ル １ ） に 「 10分間」の時間遅れを考慮して，炉心損傷に至らない台数を検討した
結 果 ，1 弁 を 開 放 す れ ば 炉 心 損 傷 の 制 限 値（ 燃 料 被 覆 管 1,200℃ 以 下 ，
被 覆 管 酸 化 割 合 15％ 以 下 ） を 満 足 す る た め ， 余 裕 と し て 1 弁 を 追 加
して 2 弁と設定した。
補足 8-414

第 1表

逃がし安全弁機能一覧
機

能

弁番号
逃がし弁機能安全弁機能

自動減圧回路過渡時
自動減圧回路(A)(D)(E)(G)(J)(M)(N)(P)(S)(U)(V)

○

○

―

―

(F)(H)(K)(L)(R)

○

○

○

―

(B)(C)

○

○

○

○

第 2図

自動減圧機能論理回路

補足 8-515

関連シーケンス抜粋
コメント No.147-09 に対する回答

15．事象発生時の状況判断について

有効性評価では，事象発生後はプラント状況の確認と状況判断のみを行うこととし，事故対応操作は原則「事象発生後 10 分」から開始するものとしている。具体的には，事象発生後「10 分」は，起因事象の確認，原子炉スクラ
ム・タービントリップ確認，非常用炉心冷却設備等の自動起動状態の確認，
外部電源喪失の確認等を行う。状況判断を行った「事象発生後 10 分」以降からは自動起動失敗した非常用炉心冷却設備の手動起動操作を含めた事故対応
操作を開始するものとしている。ここでは第 1 図から第 14 図に示すとおり，「事象発生後 10 分」間で余裕をもって状況判断ができることを示す。なお原
子炉停止機能喪失事象については，スクラムに失敗する事象であり，その場合は事象緩和のために，手動で原子炉の停止操作を行う必要があるため，ス
クラム失敗判断後から事故対応操作を行うこととしている。また，以下の事
象については，「事象発生 10 分間」の後，連続して事故対応を行うものではないため，ここでの整理の対象外としている。
・想定事故１・想定事故 2・崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）
・原子炉冷却材の流出（停止時）・反応度の誤投入（停止時）

補足 15-1

16

凡例
解析上で想定している事象：プラント状態【解析上の時間】【実操作】

：確認

「0 秒」

外部電源喪失「約 13 秒後 」

原子炉水位低（レベル３）到達「約 1 分後」：故障を想定するもの「全交流動力電源喪失（停止時）」については，
運転時の事象よりもスクラム等の確認時間等が原子炉スクラム・タービントリップを確認

少ないため，運転時の全交流動力電源喪失事象に包絡できる。

「原子炉水位異常低下（レベル２）」
高圧注水機能作動値に到達「約 212 秒後 」

「約 5 分後」

原子炉隔離時冷却系
自動起動確認外部電源喪失確認

非常用ディーゼル発電機２Ｃ，２Ｄ
高圧炉心スプレイ系
自動起動失敗確認「約 7 分後」

及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機自動起動失敗確認

約 3 分間の余裕

第 3 図 全交流動力電源喪失（長期ＴＢ），全交流動力電源喪失（停止時）※の状況判断

17

凡例：プラント状態

解析上で想定している事象：確認【解析上の時間】 【実操作】「0 秒」：故障を想定するもの

外部電源喪失：判断

直流電源喪失「約 1 分後」

原子炉スクラム・タービントリップを確認

直流電源喪失確認「原子炉水位異常低下（レベル２）」
高圧注水機能作動値に到達「約 212 秒後 」

「約 5 分後」

原子炉隔離時冷却系
自動起動失敗確認
高圧炉心スプレイ系
自動起動失敗確認「約 7 分後」

外部電源喪失確認

非常用ディーゼル発電機２Ｃ，２Ｄ
及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機自動起動失敗

全交流動力電源喪失／
直流電源喪失判断

約 3 分間の余裕

第 4 図 全交流動力電源喪失（ＴＢＤ）の状況判断

18解析上で想定している事象【解析上の時間】【実操作】
「0 秒」

凡例
：プラント状態

外部電源喪失逃がし安全弁１弁の開固着：確認：故障を想定するもの

原子炉水位低（レベル３）到達「約 13 秒後」

「約 1 分後」

原子炉スクラム・タービントリップを確認「原子炉水位異常低下（レベル２）」
高圧注水機能作動値に到達「約 185 秒「約 5 分後」

原子炉隔離時冷却系
自動起動確認「約 6 分後」

逃がし安全弁の開固着確認

外部電源喪失確認

非常用ディーゼル発電機２Ｃ，２Ｄ「約 7 分後」

高圧炉心スプレイ系
自動起動失敗確認

及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機自動起動失敗確認

約 3 分間の余裕

第 5 図 全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）の状況判断

19凡例
解析上で想定している事象【解析上の時間】【実操作】：プラント状態：確認「0 秒」：故障を想定するもの

外部電源喪失原子炉水位低（レベル３）到達「約●秒後」「約 1 分後」

原子炉スクラム・タービントリップを確認「原子炉水位異常低下（レベル２）」
高圧注水機能作動値に到達「約●秒後」「約 5 分後」

原子炉隔離時冷却系
自動起動失敗確認

外部電源喪失確認

非常用ディーゼル発電機２Ｃ，２Ｄ
高圧炉心スプレイ系
自動起動失敗確認「約 7 分後」

約 3 分間の余裕

及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機自動起動失敗確認

第 6 図 全交流動力電源喪失（ＴＢＵ）の状況判断

20

19.

原子炉再循環ポンプからのリークについて

1.

はじめに
再 循 環 ポ ン プ （ 以 下 「 Ｐ Ｌ Ｒ ポ ン プ 」 と い う 。） の 概 略 図 を 第 1 図に示す。通常運転中，ＰＬＲポンプメカニカルシール部は，制御棒
駆動水圧系によるシールパージラインからの封水注入，及びＰＬＲ
ポンプ内装熱交換器への原子炉補機冷却系による冷却水通水によって ， 熱 的 な 防 護 が 図 ら れ て い る （ 第 2 図 ）。
一 方 ， 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 （ 以 下 「 Ｓ Ｂ Ｏ 」 と い う 。） 時 に は ， 制
御棒駆動水圧系及び原子炉補機冷却系が停止し，シールパージライ
ンからの封水注入，及びＰＬＲポンプ内装熱交換器への冷却水の通水が停止するため，メカニカルシール部は高温の原子炉冷却材にさらされて温度が徐々に上昇する。シール部の健全性が高温・高圧の原子炉冷却材により失われた場合，ＰＬＲポンプからの原子炉冷却材 の 漏 え い が 想 定 さ れ る （ 第 3 図 ）。
このため，ＳＢＯ時におけるＰＬＲポンプへの冷却水が喪失した
場合のメカニカルシールからの原子炉冷却材の漏えい量を評価する
実証試験を実施した。

補足 19-1

21

ドライウェル機器
ドレンサンプへ

シールリークライン
コントロールブ リ ー ド オ フ (CBO)

PCV

ドライウェル機器
ドレンサンプへ

CRD ポ ン プ
パージ水

PCV

メカニカルシール

補機冷却系

軸
内装熱交換器インペラ

第 1図

ＰＬＲポンプ

補足 19-2

概略図

22

減圧装置

リークライン

シートリング
上部シール室CBOライン

回転リング
減圧装置
パージ水

下部シール室

シートリング
回転リング
冷却水：パージ水/冷却水（約40℃）：Oリング（代表）

内装熱交換器
PCV
原子炉冷却材流路へ

シールパージラインからの封水注入，及びＰＬＲポンプ内装熱交換器への冷却水の通水により，ＰＬＲポンプメカニカルシー
ル部の熱的な防護が図られている。
第 2図

ＰＬＲポンプ メカニカルシールの状況（通常運転時）

シールパージラインからの封水注入，及びＰＬＲポンプ内装熱交換器への冷却水の通水が停止するため，シール部は高温の原
子炉冷却材にさらされる。
さらに，シール部（O リング）の健全性が熱で失われると，漏えい量の増加が想定される。
第 3図

ＰＬＲポンプ メカニカルシールの状況（冷却水喪失時）

補足 19-3232.

実証試験による評価

(1)

試験概要
ＰＬＲポンプで使用している実機メカニカルシールを使用し，冷却水喪失時を模擬した試験条件で試験を実施した。
ａ．実施場所：多目的蒸気源試験設備
ｂ ．試 験 装 置：Ｐ Ｌ Ｒ ポ ン プ メ カ ニ カ ル シ ー ル フ ル ス ケ ー ル ※ 実 証
試験設備（第 4 図）※：試 験 に 用 い た メ カ ニ カ ル シ ー ル は 実 機 と 同 一 品とし，軸径及びメカニカルシール部ギャップも実機と同一とした。ＢＷＲで使用されているメ
カニカルシールは全てタンデム型コンタクトシールであり，代表として N シールを使用した。
ｃ ．系 統 構 成：実 機 メ カ ニ カ ル シ ー ル の 系 統 構 成 を 模 擬（ 第 5 図 ）ｄ．試験方法：メカニカルシールに供給する熱水を循環させることにより，温度・圧力を制御し，実機におけるＳ
ＢＯ発生後の温度・圧力を模擬するとともに，熱水の入口流量と出口流量の差を漏えい量として計測した。なお，圧力の変化は，原子炉隔離時冷却系（ＲＣＩＣ）作動による原子炉圧力の減圧幅を包絡する条件とし，温度はその圧力に対応する飽
和温度とした。

補足 19-4

24

第 4図

第 5図

試験装置外観実証試験時の系統構成
補足 19-5

25

(2)

試験条件
ＳＢＯ発生時の温度・圧力を包絡するよう試験を実施した。試

験 条 件 を 第 １ 表 に 示 す 。ま た ，試 験 時 間 に お け る 温 度 ・ 圧 力 を 第 6
図に示す。
第 1表

試験条件

値

備

考

圧力

8.0MPa[gage]

ＳＢＯ発生後の炉圧を包絡する
値

温度

294℃

ＳＢＯ発生後の炉水温度を包絡
する値

試験時間

24 時 間 以 上

ＳＢＯ時の圧力・温度を包絡した状態における時間

圧力変動幅

2.5MPa 以 上 ＊ＳＢＯ発生後の炉圧変動幅を包絡する値※ Ｓ Ｂ Ｏ 発 生 後 ，24 時 間 後 ま で の Ｒ Ｃ Ｉ Ｃ に よ る 圧 力 変 動 幅 を Ｓ Ａ Ｆ
Ｅ Ｒ 解 析 結 果 よ り 決 定 し た 。な お 、圧 力 変 動 中 の 温 度 は 飽 和 温 度 と
した。
圧力

1回目
圧力変動

2回目
圧力変動

3回目
4回目
圧力変動 圧力変動

8.0MPaG
2.5MPaG以上

30分

圧力変動時間を除き8時間
温度

16時間

3時間

時間

5時間

294℃

30分

260℃

40℃
時間

SBO発生

第 6図

試験時間における温度及び圧力条件
補足 19-626

3.

試験結果及び漏えい量の影響について
実証試験時のメカニカルシールへの熱水注入の系統構成の概要を

第 5 図に示す。ＳＢＯ時のＲＣＩＣ又は高圧代替注水系運転時における原子炉冷却材圧力及び温度を包絡した熱水並びに圧力変動を加えた熱水を試験容器下部からメカニカルシール室へ注水し，試験中の漏えい量を測定した。
ＳＢＯ時における冷却水喪失時を模擬した実証試験を実施した結果，高温の熱水の浸入によりメカニカルシールの O リングの一部が損傷するものの，その損傷部分を通って外部に漏えいする経路により漏えい量は制限されるため，完全ではないものの，ある程度のシー ル 機 能 を 有 し 続 け る こ と で ， 試 験 時 間 が 24 時 間 以 上 に お い て も ，
最 大 漏 え い 量 は 約 0.6t／ h で あ っ た 。
ＲＣＩＣ等の注水流量及び逃がし安全弁から放出される冷却材流量と比較しても十分小さい（ＲＣＩＣの注入流量の約１％）ことか
ら 炉 内 イ ン ベ ン ト リ の 観 点 で 事 象 進 展 に 及 ぼ す 影 響 は 小 さ く ，ま た ，格納容器への熱負荷は小さいことから格納容器健全性に影響を与えることはない。

補足 19-727

21.

有効性評価における解析条件の変更等について（抜粋）2.

有効性評価における柏崎刈羽６，７号炉との主要な相違点について

2.1

炉心損傷防止の有効性評価における柏崎刈羽６，７号炉との主要な相違点について(3)

全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）
項

目

解析コード
機器条件

東海第二

柏崎刈羽６，７号炉

SAFER／MAAP

SAFER／MAAP

逃がし安全弁（原 安全弁機能
子炉圧力制御時）理由相違点はない。

逃がし弁機能東海第二では，原子炉圧力が高めに維持され，また，原子炉減圧時に原子炉圧力が所定の圧力に到達するまでの時間が遅くなることで，評価項目に対して厳しい条件となる安全弁機能に期待している。

補足 21-1

交流電源復旧までの原子炉注水
手段

原子炉隔離時冷却系（サプレッション・
プール水源）にて原子炉注水を実施し，事象発生の 8 時間１分後に原子炉を減圧し，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水を実施

原子炉隔離時冷却系（復水貯蔵槽水源）にて原子炉注水を実施

東海第二においては，原子炉隔離時冷却系の水源をサプレッション・プー
ルとしていることから，サプレッション・プール水温度上昇により原子炉隔離時冷却系が機能喪失するまでに交流動力電源を必要としない可搬型の原子炉注水に切り換えることとしている。

格納容器冷却・除熱手段

サプレッション・チェンバ圧力279kPa[gage] 到 達 時 に 代 替 格 納 容 器 ス
プレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却を実施し，格納容器ベントは実施せず，交流電源復旧後に残留熱除去系による格納容器除熱を実施

事象発生の 16 時間後に格納容器ベントを実施し，交流電源復
旧 後 に 残 留熱 除 去 系に よ る格
納容器除熱を実施

東海第二においては，運転手順に従い代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器スプレイを実施することとしている。これに伴い，交流電源に期待可能な事象発生の 24 時間後まで格納容器圧力が格納容器ベント実施基準（310kPa[gage]）に到達しないことから，格納容器ベントではなく，交流電源復旧後に残留熱除去系による格納容器除熱を実施することとしている。

28

(4)全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
項

目

解析コード
機器条件

東海第二

柏崎刈羽６，７号炉

SAFER／MAAP

SAFER／MAAP

逃がし安全弁（原 安全弁機能
子炉圧力制御時）理由相違点はない。

逃がし弁機能東海第二では，原子炉圧力が高めに維持され，また，原子炉減圧時に原子炉圧力が所定の圧力に到達するまでの時間が遅くなることで，評価項目に対して厳しい条件となる安全弁機能に期待している。

24 時間交流電源の復旧に期待しない

24 時間交流電源の復旧に期待しない

相違点はない。

交流電源復旧までの原子炉注水
手段

高圧代替注水系にて原子炉注水を実施
し，事象発生の 8 時間１分後に原子炉を減圧し，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水を実施

高圧代替注水系（復水貯蔵槽水源）にて原子炉注水を実施

東海第二においては，高圧代替注水系の水源をサプレッション・プールとしていることから，サプレッション・プール水温度上昇により高圧代替注
水系が機能喪失するまでに交流動力電源を必要としない可搬型の原子炉
注水に切り換えることとしている。

格納容器冷却・除熱手段

サプレッション・チェンバ圧力279kPa[gage] 到 達 時 に 代 替 格 納 容 器 ス
プレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却を実施し，格納容器ベントは実施せず，交流電源復旧後に残留熱除去系による格納容器除熱を実施

事象発生の 16 時間後に格納容器ベントを実施し，交流電源復
旧 後 に 残 留熱 除 去 系に よ る格
納容器除熱を実施

東海第二においては，運転手順に従い代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器スプレイを実施することとしている。これに伴い，交流電源に期待可能な事象発生の 24 時間後まで格納容器圧力が格納容器ベント実施基準（310kPa[gage]）に到達しないことから，格納容器ベントではなく，交流電源復旧後に残留熱除去系による格納容器除熱を実施することとしている。

補足 21-2

交流電源(5)

全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）
項

目

解析コード
機器条件

交流電源

東海第二

柏崎刈羽６，７号炉

SAFER／MAAP

SAFER／MAAP

逃がし安全弁（原 安全弁機能
子炉圧力制御時）

24 時間交流電源の復旧に期待しない

理由

相違点はない。

逃がし弁機能東海第二では，原子炉圧力が高めに維持されることで，評価項目に対して厳しい条件となる安全弁機能に期待しているが，事象発生時に逃がし安全弁 1 弁の開固着が発生する本事故シーケンスでは実態として相違点はない。

24 時間交流電源の復旧に期待しない

相違点はない。

29

（別紙 1）
解析条件の変更前後の評価結果について

1.

炉心損傷防止対策の有効性評価における解析条件の変更前後の評価結果
解析条件の変更前後における各重要事故シーケンスの評価結果を第 1 表から第 8 表に示す。なお，敷地境界外での実効線量の評価シーケンスは，全交
流動力電源喪失（長期ＴＢ）からＬＯＣＡ時注水機能喪失に変更した。

第3表
評価項目
燃料被覆管最高温度
燃料被覆管酸化量
原子炉冷却材圧力
バウンダリにかかる圧力
格納容器バウンダリにかかる圧力格納容器バウンダリにかかる温度（格納容器ベント時間）

評価結果（全交流動力電源喪失（長期ＴＢ））
変更前（申請時）
初期値
被覆管厚さの 1％以下

変更後
初期値
同左

評価項目
1200℃以下
被覆管厚さの 15％以下

約 7.67MPa[gage]

約 8.46MPa[gage]

10.34MPa[gage]以下

約 0.31MPa[gage]

約 0.28MPa[gage]

0.62MPa[gage]以下

約 161℃

約 141℃

200℃以下約 18 時間――

補足 21-330

コメント No.163-09 に対する回答

22.

平均出力燃料集合体での燃料被覆管最高温度の代表性について

1.

燃料集合体初期出力の燃料被覆管最高温度への影響の整理
事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」及び「ＬＯＣＡ時注
水機能喪失」において，平均出力燃料集合体で燃料被覆管最高温度が発生する理由は，以下のように整理できる。

・注水設備の観点からは，これらの事故シーケンスでは事象発生後，早期に低圧代替注水系（常設）を用いた原子炉注水を行うため，原子炉水位の低下により平均出力燃料集合体及び高出力燃料集合体は一部露出するものの
高出力燃料集合体が過度に露出することはない。平均出力燃料集合体と高出力燃料集合体は，上下プレナム間差圧が均等になるよう集合体入口流量が分配されるため，初期の燃料集合体出力が高く，発生するボイドの割合が大きい高出力燃料集合体では，二相水位としては高めとなり，燃料被覆
管温度が最大となる位置においても炉心の露出時間が長期間とならないことから，燃料被覆管温度の上昇が抑制される。
・崩壊熱の観点からは，設計基準事故のＬＯＣＡ解析と比較して，これらの事故シーケンスは事故後時間が経過しているため崩壊熱が十分低下しており，平均出力燃料集合体と高出力燃料集合体の燃料棒1本当たりの出力の差（絶対値）は，事故直後に比べて小さくなり，温度上昇率の差が小さくなる。このため，二相水位が低いことにより炉心露出期間が長くなる平均出力燃料集合体における燃料被覆管温度が高くなる傾向となる。

2.

燃料集合体初期出力に対する燃料被覆管最高温度の感度解析
燃料集合体初期出力の燃料被覆管最高温度への影響を確認するため，第 1
表に示すとおり，代表的な事故シーケンスについて，高出力燃料集合体の初
補足 22-131

期出力を変化させた場合の燃料被覆管最高温度に関する感度解析を実施した。
なお，燃料棒の線出力密度については，初期出力に比例して変化させている。
第 1 図に，燃料集合体初期出力と燃料被覆管最高温度の関係を示す。高圧
注水・減圧機能喪失では，申請解析条件での高出力燃料集合体初期出力の場合において燃料被覆管最高温度が最も高くなり，高圧・低圧注水機能喪失及びＬＯＣＡ時注水機能喪失では，いずれの高出力燃料集合体初期出力の場合においても，ほぼ同等の燃料被覆管最高温度となっている。
以上から，高圧・低圧注水機能喪失及びＬＯＣＡ時注水機能喪失において，平均出力燃料集合体の燃料被覆管最高温度を代表としても問題とならない。

補足 22-232

第 1表

高出力燃料集合体初期出力と燃料被覆管最高温度の関係

事故シーケンス
高 圧・低 圧 注 水 機
能喪失

約 8. 7M W
約 6. 0M W

高 圧 注 水・減 圧 機
能喪失

約 4. 3M W
約 8. 7M W
約 6. 0M W

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

約 4. 3M W
約 8. 7M W
約 6. 0M W

高出力燃料集合体初期出力
申請解析条件
申請解析と平均出力燃料集合体初期出力の中間平均出力燃料集合体初期出力と同等
申請解析条件
申請解析と平均出力燃料集合体初期出力の中間平均出力燃料集合体初期出力と同等
申請解析条件
申請解析と平均出力燃料集合体初期出力の中間平均出力燃料集合体初期出力と同等

約 4. 3M W

燃料被覆管最高温度（℃）

1000
申請解析条件900
800

高圧・低圧注水機能喪失（高出力燃料集合体）
高圧注水・減圧機能喪失（高出力燃料集合体）
ＬＯＣＡ時注水機能喪失（高出力燃料集合体）
高圧・低圧注水機能喪失（平均出力燃料集合体）
ＬＯＣＡ時注水機能喪失（平均出力燃料集合体）

700
600
500
400
300
200
100
0
4

5

6

7

8

9

燃料集合体初期出力（MW）

第 1図

燃料集合体初期出力に対する燃料被覆管最高温度（ＰＣＴ）の感度解析結果

補足 22-333

48.

ＴＢＵの対応手順について

ＴＢＵの対応手順の概要及び作業と所要時間について第 1 図から第２図に示す。ＴＢＵは，ＴＢＤと同様に全交流動力電源喪失に加えて蒸気駆動の原子炉
隔離時冷却系の機能喪失が発生することから，高圧代替注水系により原子炉注水を実施し，低圧代替注水系（可搬型）の起動準備が完了後，原子炉を減圧し低圧での原子炉注水を実施する。
ＴＢＵは，ＴＢＤと比較して事象初期に非常用ディーゼル発電機等や原子炉隔離時冷却系の手動起動操作（失敗）が追加されるが，直流電源喪失に伴う可搬型照明の準備，インターロックバイパス操作及び直流電源の受電切替操作が不要となることから，高圧代替注水系による原子炉注水実施までの状況判断，操作等に要する時間はほぼ同等となる（解析上は 25 分を設定）。
また，事象後期の格納容器冷却・除熱操作については，ＴＢＤ及びＴＢＵに違いはない。
以上により，有効性評価においては，高圧代替注水系の起動操作に時間に要するＴＢＤを代表としている。

補足 48-134

凡例：操 作・ 確 認（ 運転 員 ）：プ ラン ト 状態 （解 析 ）全交流動力電源喪失：判断：解 析上 考 慮し ない 操 作：重 大事 故 等対 応要 員 （現 場 ）：運 転員 と 重大 事故 等 対応 要 員
再循 環ポ ン プト リッ プ の確 認

主蒸 気隔 離 弁閉 止
逃が し安 全 弁に よる
原子 炉圧 力 制御 確認

原子炉スクラムの確認 ※ １
及び全交流動力電源喪失（現 場） の 共同 作業

原子炉水位異常低下（レベル２）設定点到達

可搬 型代 替 注水 大型
ポン プに よ る
水源 補給 操 作

早期 の電 源 回復 不能 の 確認 ※ ５

使用 済燃 料 プー ル
冷却 操作

原子炉隔離時冷却系機能喪失の確認 ※ ２タン クロ ー リに よる
燃料 補給 操 作
高圧代替注水系による
原子炉注水操作 ※ ３
低圧 代替 注 水系 （可 搬 型） の起動 準備 操 作 ※ ６
原子炉水位の調整操作（高圧代替注水系） ※４

サプレッション・プール水温度
65℃到達

低圧 代替 注 水系（可 搬 型）以外 によ る
原子 炉注 水・消 火系 に よる 原子 炉 注水逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作 ※ ７

原子炉水位不明
でないことの確認 ※８
水位不明ではない

交流 電源 の 回復 操作

Ⅰ

水位不明

原子炉満 水 操作

原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（可搬型）） ※９
常設 代替 高 圧電 源装 置 によ る
緊急 用母 線 受電 操作

常設 代替 高 圧電 源装 置 によ る
非常 用母 線 の受 電準 備 操作

サプレッション・チェンバ圧力279kPa[gage]到達（24 時 間 ）代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による
格納容器スプレイ操作

緊急 用母 線 から の非常 用母 線 受電 操作

代替 格納 容 器ス プレ イ 冷却 系（ 可 搬型）によ る格 納 容器 スプ レ イ
・消 火系 に よる 格納 容 器ス プ レイ
残留熱除去系による原子炉注水及び格納容器除熱 ※ １ ０

可搬型代替交流電源設
備に よる 受 電操 作

ⅢⅡ

残留 熱除 去 系海 水系 を 用い た 残留 熱除
去系 によ る 格納 容器 ス プレ イ 及び 原子
注水 の交 互 運転

Ⅳ

代替 循環 冷 却系 ，代 替 格納 容 器ス プレ イ
冷却 系（ 常 設） 又は 代 替格 納 容器 スプ レ
イ冷 却系 （ 可搬 型） に よる 格 納容 器ス プ
レイⅢ

【有 効性 評 価の 対象 と して い ない が他 に 取り 得る 手 段】
残 留 熱 除 去系によ り原子炉水位 を維持し ，格納容器スプ レ
イ モ ー ド 又はサプ レッション・ プール冷 却モードによる 格
納 容 器 除 熱を継続 する。また， 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 去系を原 子炉停止時冷却 モード 運転 とし，冷温停止状態とする。

Ⅰ
低圧 代替 注 水系 （可 搬 型） と 同等 の流 量 は確 保で き ない が， 消 火系 （ ディ ーゼ ル 駆動 ）に よ る原 子炉 注 水も 実 施可 能で あ る。
Ⅱ
電源 容量 に より 使用 で きる 設 備が 限ら れ るが ，常 設 代替 交流 電 源設 備 が使 用で き ない 場合 は 可搬 型代 替 交流 電 源設 備に よ り受 電す る 。
Ⅲ
代替 格納 容 器ス プレ イ 冷却 系 （可 搬型 ） によ る格 納 容器 スプ レ イと 同 等の 流量 は 確保 でき な いが ，消 火 系（ デ ィー ゼル 駆 動） によ る 格納 容器 ス プレ イ も実施 可能 で ある 。
Ⅳ
代替 残留 打 熱除 去系 海 水系 を 用い た残 留 熱除 去系 の 使用 も可 能 であ る 。
Ⅴ
代替 循環 冷 却系 ，代 替 格納 容 器ス プレ イ 冷却 系（ 常 設） 及び 代 替格 納 容器 スプ レ イ冷 却系 （ 可搬 型） に よる 格 納容 器ス プ レイ も実 施 可能 であ る 。
流量 は少 な いが ，消 火 系及 び 復水 補給 水 系に よる 格 納容 器ス プ レイ も 実施 可能 で ある 。

※１ ：原 子炉スクラムは，中央制御室にて平均出力領域 等に よ り確 認 する 。
※２ ：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 ても 原子 炉 隔離 時冷 却 系が 自動 起 動し な い場 合は ， 手動 起動 を 試み る。
※３ ：高 圧代替注水系の起動操作は原子炉隔離時冷却系 の機 能 喪失 に より 判断 す る。
※４ ：高 圧代替注水系により，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 に維 持す る 。
※５ ：中 央制御室からの遠隔操作により外部電源受電及 び非 常 用デ ィ ーゼ ル発 電 機の 起動 が でき ず， 非 常用 母 線の 電源 回 復が でき な い場 合， 早 期の 電 源回 復不 能 と判 断す る 。
※６ ：全 交流動力電源喪失を確認した場合は，速やかに 低圧 代 替注 水 系（ 可搬 型 ）に よる 原 子炉 注水 の 準備 を 開始 する 。
※７：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 又は 超 過し た場 合は ，低 圧 で注 水可 能 な系 統の 準 備 完了 後に 原 子炉 減圧 操 作を 実 施す る。実 際の 操作 で は，
原子炉圧力が低下し低圧代替注水系（可搬型）によ る 原子 炉注 水 が開 始さ れ た後 に高 圧代 替 注水 系が 停 止す る が，低 圧代 替注 水系（ 可 搬型 ）のみ によ る 原子 炉注 水性 能を 確 認す る観 点 で ，原 子炉 減 圧開 始と 同時 に高圧代替注水系は停止する想定としている。
※８ ：原 子炉水位不明は，以下により判断する。
・ドライウェル雰囲気温度と原子炉圧力の関 係が 原 子炉 水位 不 明領 域 に入 った 場 合・原子炉水位計の電源が喪失した場合
・原子炉水位計のばらつきが大きく有効燃料 長頂 部 以上 であ る こと が 判断 でき な い場 合
※９ ：低 圧代替注水系（可搬型）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 に維 持す る 。
※１ ０： 残留熱除去系は，原子炉水位低（レベル３）設 定点 に て原 子 炉注 水モ ー ド運 転に 切 り換 え， 原 子炉 水 位高 （レ ベ ル８ ）設 定 点に て格 納 容器 ス プレ イモ ー ド運 転に 切 り替 える 。

第1図

全交流動力電源喪失（ＴＢＵ）の対応手順の概要

35

補足 48-2

全交 流 動力 電源 喪 失 （ＴＢ Ｕ ）経過 時 間（ 分）0

実施箇所・必要要員数

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

備 考

事象 発生

【 】は他作業後移動してきた要員

原子 炉ス ク ラム
プラ ント 状 況判 断

責任者

発電長

1人

中央監視
運転操作指揮

補佐

副発電長

1人

運転操作指揮補佐

通報連絡者

災害対策要員2人

災害対策本部連絡
発電所外部連絡運転員(中央制御室)

運転員
(現場)

操作項目

操作の内容

25分

高 圧 代替 注水 系 によ る 原子 炉注 水 開始

重大事故等対応要員(現場)● 原子 炉ス ク ラム の 確認
●外部 電 源喪 失 の確 認
● 非常用ディーゼル発電機等の自動起動失敗の確認

状況判断

2人
A，B

−

−

10 分

● ター ビン 停 止の 確 認● 原子 炉隔 離 時冷 却 系の 自 動 起 動失 敗の 確 認●主蒸気隔離弁閉止及び逃がし安全弁による原子炉圧力制御の確認● 再循 環ポ ン プト リ ップ の 確 認

全交流動力電源
喪失の確認

交流電源の回復操作
高圧注水機能喪失の判断
高圧代替注水系の起動操作
原子炉水位の調整
操作（高圧代替注
水系）
直流電源の負荷切
り離し操作（中央制御 室）

【1人】
A
【1人】
B

−

−

● 高圧 炉心 ス プレ イ 系デ ィ ーゼ ル発 電 機の 手動 起 動 操作（ 失 敗 ）

1分

−

−

● 非常 用デ ィ ーゼ ル 発電 機 等の 手動 起 動操 作（ 失 敗 ）2分●非 常 用デ ィー ゼ ル 発電機 の 機 能回 復−−

解析 上 考慮 しな い−

対応 可 能な 要員 に て 実施

●外 部 電源 の機 能 回 復【1人 】
A【 1人 】A−−● 高圧 注水 機 能喪 失 の判 断−−

● 高圧代 替 注 水系に よる 原 子 炉 注水

【 1人 】
A−−● 高圧代替注水系による原子炉注水の調整操作

【1人】
B

−

−

●不 要負 荷 の切 離し 操 作

2分
系 統 構成6分

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 に 維持
6分

第2図

全交流動力電源喪失（ＴＢＵ）の作業と所要時間（1／2）

補足 48-336

全 交流 動力 電 源喪 失 （Ｔ Ｂ Ｕ ）経 過時 間（ 時 間）
4

8

12

8時 間

16

20

24

28

32

36

40

備 考

直流電源の負荷切り離し操作（現場）実施箇所・必要要員数

8時 間1分

【 】は他作業後移動してきた要員

操作項目

原子 炉減 圧 操作

操作の内容

約13時間

サプ レッ シ ョン ・ チェ ンバ 圧 力279kPa[gage]到達

24時 間

原子炉水位の調整操作（高 圧代替 注水系）

低圧代替注水系（可搬型） の起動 準備
操作

タンクローリによる燃料補給操作

運転員（中央制御室）運転員（現場）

重大事故等対応要員
（現場）

【1人】
A

−

−

−

−

−

−

−

−

−

2人
C,D

−

−

10人
a〜j
【2人】
a,b
【2人】
c,d
2人
k,l

24 時間 10 分

●高 圧 代替 注水 系 に よる原 子 炉 注水 の調 整 操作

●ア ク セス ルー ト 復 旧，可 搬 型 代替 注水 大 型 ポ ン プ準 備， 代 替淡 水貯
槽か ら のホ ース 敷 設 等

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 に 維 持

170 分
起動 後， 適 宜監 視

●可 搬 型代 替注 水 大 型ポン プ 起 動操 作
●淡 水 貯水 池B(A)か ら淡水 貯 水 池A(B)へ の 補給

●原子炉注水のための系統構成

2人
（招集）

60 分

125 分

●可 搬 型設 備用 軽 油 タンク か ら タン クロ ー リへ の 補給

タン ク ロ ーリ 残 量に 応じて適 宜 軽 油タ ン クか ら補
給

90 分
適宜 実施

●可搬型代替注水大型ポンプへの給油
【1人】
B

−

−

原子炉水位の調整操作（低 圧代替 注水系（可搬型））

−

【2人】
C,D

【2人】
（招集）

直流電源の負荷切り離し操作（現場）

−

1人
E

1人
m

●逃がし安全弁（自動減圧機能）7弁の開放操作

1分
系統 構成 後 ，適 宜流 量 調整

●原子炉注水の流量調整

50 分●不 要 負荷 の切 り 離 し操作

【1人】
B

−

−

●受 電 前準 備

35 分

−

【1人】
E

【1人】
m

●受電前準備

70 分

【3人】
k,l,m

●格納容器スプレイのための系統構成

2人
（招集）

●格納容器スプレイの流量調整

【1人】
E

175 分

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却−

常設代替高圧電源装置によ る緊急 用母
線受電操作

【1人】
B

−

−

●常設代替高圧電源装置5台起動及び緊急用母線への受電操作

常設代替高圧電源装置によ る非常 用母
線受電操作

【1人】
B

−

−

●緊急用高圧母線から非常用母線2C系への受電操作●非常用母線2C系から非常用母線2D系への受電操作

系統 構成 後 ，適 宜流 量 調整
15 分
5分

●残留熱除去系海水系の起動操作
残留熱除去系による原子炉 注水及 び格
納容器除熱

【1人】
A

−

−

4分
2分

●残留 熱 除去 系 によ る原 子 炉注 水

原子炉水位 高（レベル８）設 定点にて格 納容 器スプレイ又 はサ プレッショ
ン・ プ ール 冷却 開 始へ の切 替 え操 作を 実 施 し，原 子 炉水 位低 （レ ベ ル３ ）設
定点 に て原 子炉 注 水 への切 替 え 操作 を実 施

●残 留熱除去系に よる格納容器 スプレ イ操作及び 原子炉注 水の 交互運転

使用済燃料プールの冷却操作

−

−

−

可搬型代替注水大型ポンプ による 水源
補給操作

−

−

−

必要要員合計

2人
A,B

使用 済 燃 料プ ー ルの 除熱機能が喪失した場合でも， プ ー ル水 温 度が 80℃に 到 達 す る ま で に は 1日
以上 の 時 間余 裕 があ るた
め， 本 操 作は 対 応可 能な要員にて実 施する。

●使用済燃料プールの冷却操作●可搬型代替注水大型ポンプの移動，ホース敷設等

対応 可 能 な要 員 にて 実施
する●ポンプ起動及び水源補給操作
3人
C,D,E

残 留熱 除 去系 に よる 格納 容器 スプ レ イ及 び
原子 炉注 水 の交 互運 転 開始

2人
（招集）

逃がし安全弁（自動減圧機 能）に よる
原子炉減圧操作

常設代替高圧電源装置によ る非常 用母線の受電準備操作

非 常用 母線 受 電

13人 a〜 m及び 招 集6人

第2図

全交流動力電源喪失（ＴＢＵ）の作業と所要時間（2／2）

補足 48-437

82． 有 効 性 評 価 に お け る 運 転 員 等 の 操 作 余 裕 時 間 の 仮 定 に つ い て

重大事故等が発生した場合の対応は運転手順書に基づいて実施するため，有効性評価では，事象進展に従って適宜運転員等が必要な操作を行うことを仮定しているが，運転員等操作の仮定に際しては，以下のとおり操作余裕時間を考慮している。

1．

運転員等の操作余裕時間に関する基本設定
有効性評価における解析で仮定した運転員等の操作余裕時間の設定については，以下のとおり，a から d の 4 つに分類できる。

ａ ． 事 象 発 生 直 後 の 中 央 制 御 室 で は 10 分 間 ※ １ の 状 況 確 認 を 行 う もの と し ，状 況 確 認 後 に 引 き 続 い て の 操 作 に つ い て は ，状 況 確 認 10分＋操作時間※２とする。
ｂ．操作開始条件に到達したことを起点とした操作については，操作開始条件到達時点から操作時間※２を考慮する。
ｃ．ただし，パラメータ変化が緩やかで対応操作までの余裕時間が十分確保でき，評価項目に与える影響が軽微な操作については，操作開始条件に到達した時点で操作完了とする。
ｄ．その他，設定した時間までに余裕時間が十分ある操作について
は，設定時間で操作完了とする。

※1

原子炉スクラム失敗時は，スクラム成功時と異なり，未臨界へ 移 行 す る 操 作 を 行 う こ と を 優 先 す る た め ，運 転 手 順 書 に 従 い直ちに手動スクラム操作に移行する。

補足 82−1

38

※2

訓練等に基づく実移動時間や，操作等に必要な時間から保守的に設定している。

なお，運転員等は運転手順書に従い，各操作条件を満たせば順次操作を実施するが，有効性評価における解析の条件設定においては，操作現場までのアクセスルートの状況，操作場所の作業環境を踏まえ，実現可能と考えられる操作時間の想定に基づき上記の操作時間を設定する。

2．

重要事故シーケンス等ごとの運転員等の操作余裕時間
重要事故シーケンス及び評価事故シーケンスごとに考慮している
運転員等の操作余裕時間は第 1 表に示すとおりである。

補足 82−239

第 1表

運 転 員 等 の 操 作 余 裕 時 間 に 対 す る 有 効 性 評 価 上 の 仮 定 （ 3/17）
運転員等操作

全交流動力電源喪 失 （ 長 期 TB ）

余裕時間

考え方

①直流電源の負荷切離し操作① 事 象 発 生 か ら 8時 間 後ｄ
直流負荷の切り離し操作は，解析条件ではないが，解析で想定している操作の成立や継続に必要な作業であり，蓄電池が枯渇しないように設定。

②逃がし安全弁による原子炉減圧操作（低圧代替注
水系（可搬型）による原子炉注水操作
・低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作
・原子炉減圧操作② 事 象 発 生 +8 時 間 1 分

d③代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却③ サ プ レ ッ シ ョ ン・チ ェ ン バ 圧
力 279kP a［ ga ge］ 到 達 時

ｃサプレッション・チェンバ圧力は事象発生後から緩やかに上昇するものであり，本操作の至近に別操作もないため，操作開始条件到達
時には操作することが可能。

④残留熱除去系による格納容器除熱及び原子炉注水
操作・残 留 熱 除 去 系 に よ る 格 納 容 器 除 熱 及 び 原 子 炉 注 水 操
作④ 事 象 発 生 +2 4時 間 10分

ｄ

設定した時間までに余裕時間が十分あるため，設定時間で操作完了とする。

補足 82−5

設定した時間までに余裕時間が十分あるため，設定時間で操作完了とする。

40

第 1表

運 転 員 等 の 操 作 余 裕 時 間 に 対 す る 有 効 性 評 価 上 の 仮 定 （ 4/17）
運転員等操作

全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，
ＴＢＵ）

余裕時間

考え方

①高圧代替注水系による原子炉注水操作① 事 象 発 生 か ら 25 分 後

a
状況判断後の操作時間を踏まえて設定。

②逃がし安全弁による原子炉減圧操作（低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作）② 事 象 発 生 +8 時 間 1 分

d③ サ プ レ ッ シ ョ ン ・ チ ェ ン バ 圧 力 2 79kPa [gage ]到 達 時③サプレッション・チェンバ圧力 279kP a［ ga ge］ 到 達④残留熱除去系による格納容器除熱及び原子炉注水操
作・残留熱除去系による格納容器除熱及び原子炉注水操
作④ 事 象 発 生 +2 4時 間 10分

設定した時間までに余裕時間が十分あるため，設定時間で操作完了とする。

補足 82−6ｃ
サプレッション・チェンバ圧力は事象発生後から緩やかに上昇するものであり，本操作の至近に別操作もないため，操作開始条件到達
時には操作することが可能。
ｄ
設定した時間までに余裕時間が十分あるため，
設定時間で操作完了とする。

41

第 1表

運 転 員 等 の 操 作 余 裕 時 間 に 対 す る 有 効 性 評 価 上 の 仮 定 （ 5/17）
運転員等操作

全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）

余裕時間

考え方①逃がし安全弁による原子炉減圧操作（低圧代替注
水系（可搬型）による原子炉注水操作
・低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作
・原子炉減圧操作① 事 象 発 生 3時 間 1分 後

a
状況判断後の操作時間を踏まえて設定。

②直流電源の負荷切離し操作② 事 象 発 生 か ら 8時 間 後ｄ
直流負荷の切り離し操作は，解析条件ではないが，解析で想定している操作の成立や継続に必要な作業であり，蓄電池が枯渇しないよ
うに設定。

③代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却③ サ プ レ ッ シ ョ ン・チ ェ ン バ 圧
力 279kP a［ ga ge］ 到 達 時

ｃサプレッション・チェンバ圧力は事象発生後から緩やかに上昇するものであり，本操作の至近に別操作もないため，操作開始条件到達
時には操作することが可能。

④残留熱除去系による格納容器除熱及び原子炉注水
操作・残 留 熱 除 去 系 に よ る 格 納 容 器 除 熱 及 び 原 子 炉 注 水 操
作④ 事 象 発 生 +2 4時 間 10分

ｄ

補足 82−7

設定した時間までに余裕時間が十分あるため，設定時間で操作完了とする。

42

90．必要な要員及び資源の評価方針(1)

必要な要員の評価
重要事故シーケンス等で実施する作業に対して，「 技術的能力に係る審査基準への適合状況説明資料」で整備されている体制で評価を行い，必要な作業対応が可能であることを確認する。発電所外から招集される招集要員が行う作業については，事象発生 2 時間後までは期待しないものとする。

(2)

必要な資源の評価
重大事故等対策時において，必要となる水源，燃料及び電源の資源の確保の観点から，必要水量，燃料消費量及び電源負荷を確認するとともに，7 日間継続してこれらの資源が供給可能であることを評価する。また，有効性評
価において考慮されていない機器についても，使用した場合を想定して，各資源について 7 日間継続して資源の供給が可能であることを確認する。

補足 90-1

43

91．

有効性評価の想定時間のある可搬型設備を用いた作業のうち，ＴＢＰシ
ナリオの場合の成立性評価結果（1）

地震時におけるアクセスルートの選定結果
地震時に使用可能な西側及び南側保管場所のうち，要員の集合場所となる緊急時対策所から遠い南側保管場所，重大事故等発生時の取水箇所（代替淡水貯槽，淡水貯水池）を経て，各接続箇所までの選定した複数のルート（第 1 図，第 2 図）について，復旧に要する時間を評価する。

第1図保管場所〜代替淡水貯槽〜東側接続口，西側接続口までのアクセスルート概要

補足 91−144第2図

緊急時対策所〜淡水貯水池〜東側接続口，西側接続口までのアクセスルート概要

補足 91−245

（2）地震時におけるアクセスルートの評価
地震時におけるアクセスルートの復旧時間の詳細について第 3 図から第 6

図に示す。

区間

①→②

②→③

項目

対象

重機移動
がれき撤去（A）
がれき撤去（B）
がれき撤去（C）
がれき撤去（D）
がれき撤去（E）
がれき撤去（F）
がれき撤去（G）
重機移動

南側保管場所→代替淡水貯槽資料 4 号倉庫
再利用物品仮置きテント No.4
補修装置等保管倉庫
プロパンガスボンベ室
機材倉庫
屋内開閉所
S/B〜C/P 歩道上屋
代替淡水貯槽→西側接続口

第3図

距離
（約 m）

1640

66

所要時間
（分）
9
1
1
3
2
3
4
1
1

累積
（分）
9
10
11
14
16
19
23
24
25

設定したＡルート及び復旧時間

補足 91−3

46

区間

①→②

②→③
③→④

項目

対象

重機移動
がれき撤去（A）
がれき撤去（B）
がれき撤去（C）
がれき撤去（D）
がれき撤去（E）
がれき撤去（F）
がれき撤去（G）
重機移動
がれき撤去（H）
重機移動
がれき撤去（I）

南側保管場所→サービス建屋（東Ⅰ）資料 4 号倉庫
再利用物品仮置きテント No.4
補修装置等保管倉庫
プロパンガスボンベ室
機材倉庫
屋内開閉所
S/B〜C/P 歩道上屋
サービス建屋（東Ⅰ）→北回り反対側へ
サイトバンカー建屋（東Ⅰ）
サービス建屋（東Ⅰ）→東側接続口
モルタル混錬建屋

第4図

距離
（約 m）

1677

1155
531

所要時間
（分）
9
1
1
3
2
3
4
1
7
2
4
1

累積
（分）
9
10
11
14
16
19
23
24
31
33
37
38

設定したＢルート及び復旧時間

補足 91−4

47

区間

①→②

②→③
③→④
④→⑤

項目

対象

重機移動
がれき撤去（A）
がれき撤去（B）
がれき撤去（C）
がれき撤去（D）
がれき撤去（E）
重機移動
がれき撤去（F）
重機移動
がれき撤去（G）
がれき撤去（H）
重機移動

南側保管場所→淡水貯水池
資料 4 号倉庫
再利用物品仮置きテント No.4
補修装置等保管倉庫
プロパンガスボンベ室
機材倉庫
淡水貯水池→サービス建屋（東Ⅰ）
サイトバンカー建屋（東Ⅰ）
サービス建屋（東Ⅰ）→北回り反対側へ
屋内開閉所
S/B〜C/P 歩道上屋
サービス建屋（東Ⅰ）→西側接続口

第5図

距離
（約 m）

1230

708
1155
103

所要時間
（分）
7
1
1
3
2
3
4
2
7
4
1
1

累積
（分）
7
8
9
12
14
17
21
23
30
34
35
36

設定したＣルート及び復旧時間

補足 91−5

48

区間

①→②

②→③

項目

対象

重機移動
がれき撤去（A）
がれき撤去（B）
がれき撤去（C）
がれき撤去（D）
がれき撤去（E）
重機移動
がれき撤去（F）

南側保管場所→淡水貯水池
資料 4 号倉庫
再利用物品仮置きテント No.4
補修装置等保管倉庫
プロパンガスボンベ室
機材倉庫
淡水貯水池→東側接続口
モルタル混錬建屋

第6図

距離
（約 m）

1230

369

所要時間
（分）
7
1
1
3
2
3
3
1

累積
（分）
7
8
9
12
14
17
20
21

設定したＤルート及び復旧時間

補足 91−649

（3）ＴＢＰシナリオにおける屋外作業の成立性評価
ＴＢＰシナリオにおいては，保管場所から代替淡水貯槽を経て西側接続

口，保管場所から淡水貯水池を経て東側接続口に接続する２ルートを選定
し，保管場所から代替淡水貯槽を経て西側接続口に接続するルートを代表
ケース（第 1 表，第 7 図）として時間成立性を評価した。
また，ＴＢＰの有効性評価想定時間は，有効性評価における他の重要事
故シーケンスよりも短いため，時間評価において以下の事項を考慮し，より現実的な評価を実施している。
・可搬型代替注水大型ポンプの移動はアクセスルート復旧と並行して実施（作業時間として考慮せず）
・緊急時対策室建屋から緊急時対策所までの徒歩による移動時間（約 10
分）を考慮

第1表

作業名

ＴＢＰシナリオにおける屋外作業の成立性評価結果
アクセスルート
復旧時間
①

作業時間
②

有効性評価
想定時間

評価結果
①＋②

可 搬型 代替 注水 大型
ポンプの準備
160 分 ※33 時間
（ 南側 保管 場所 〜代
25 分
135 分 ※1（170 分 ※4）
替 淡水 貯槽 〜西 側接続口）※1：可搬型代替注水大型ポンプを使用する場合の作業は以下のとおり
・出動準備（防護具着用，保管場所までの移動，車両等出動前確認）
・保管場所から水源までの移動 ※2
・水中ポンプ設置
・ホース敷設及び接続※2：可搬型代替注水大型ポンプの移動はアクセスルート復旧と並行して実施できるため作業時間に考慮しない※3：南側保管場所から淡水貯水池を経て東側接続口に接続する場合は，160 分（170 分 ※4）※4：事務本館から緊急時対策所までの徒歩による移動時間（約 10 分）を考慮した場合

補足 91−7

○

50

第7図

ＴＢＰシナリオにおける屋外作業の成立性評価ルート

補足 91−851

92．全交流動力電源喪失時の屋内アクセスルート及び操作場所について

1. 全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）
全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）の屋内現場操作のアクセスルートについて第 1
表及び第 1 図に示す。

第 1 表 全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）時の屋内操作項目及びアクセスルートについて
シーケンス
2.3.1 全交流動力

操作項目

アクセスルート

原子炉建屋内系統構成【第 1 図（2／6）:①原子炉建屋付属棟３ＦＬ中央制御室→②梯子Ｂ】→【第 1 図（1／6）:②ハッチ梯子Ｂ→③ハッチ梯子Ｃ】→【第 1 図（2／6）:③梯子Ｃ→④ハッチ梯子Ｄ】→【第 1 図（3／6）:④梯子Ｄ→⑤階段 I】→【第 1 図（4／6）:⑤階段 I→⑥階段Ｄ】→【第 1 図（3／6）:⑥階段Ｄ→⑦階段Ａ】→【第 1 図（2／6）:⑦階段Ａ→⑧ＭＳＩＶ保修室】→【第 1 図（2／6）:⑧ＭＳＩＶ保修室→⑦階段Ａ】→【第 1 図（1／6）:⑦階段Ａ→⑨北西通路】
中央制御室から【第 1 図（3／6）:④梯子Ｄ→⑤階段 I】まで原子炉注水と同一経路→【第 1 図（4／6）:⑤階段 I→⑩Ｃ／Ｓ電気室】→【第 1 図（4／6）:⑩Ｃ／Ｓ電気室→⑤階段 I】→【第 1 図（5／6）:⑤階段 I→⑪Ｃ／Ｓ電気室】→【第 1 図（5／6）:⑪Ｃ／Ｓ電気室→⑤階段 I】→【第 1 図（6／6）:⑤階段 I→⑫Ｃ／Ｓ電気室】（原子炉建屋内系統構成（原子炉注水）からの引続きの操作）→【第 1 図（1／6）:⑨北西通路→⑦階段Ａ】→【第 1 図（3／6）:⑦階段Ａ→⑥階段Ｄ】→【第 1 図（4／6）:⑥階段Ｄ→⑬南側通路】→【第 1 図（4／6）:⑬南側通路→⑭階段Ｂ】→【第 1 図（3／6）:⑭階段Ｂ→⑮南側通路】

電源喪失（長期ＴＢ） （原子炉注水）

不要負荷の切離し操作
及び受電前準備

原子炉建屋内系統構成（格納容器スプレイ）（不要負荷の切離し操作及び受電前準備からの引続きの操作）→【第 1 図（6／6）:⑫Ｃ／Ｓ電気室→⑤階段 I】→【第 1 図（4／6）:⑤階段 I→⑬南側通路】→【第 1 図（4／6）:⑬南側通路→⑭階段Ｂ】→【第 1 図（3／6）:⑭階段Ｂ→⑮南側通路】

補足 92-1

52

53

54

55

56

57

58

2.全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）の屋内現場操作のアクセスルートについて
第 2 表及び第 2 図に示す。

第2表

全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）時の屋内操作項目及びアクセスルー
トについて

シーケンス

操作項目

アクセスルート

2.3.2 全交流動力

原子炉建屋内系統構成

電源喪失（ＴＢＤ，（原子炉注水）【第 2 図（2／6）:①原子炉建屋付属棟３ＦＬ中央制御室→②梯子Ｂ】→【第 2 図（1／6）:②ハッチ梯子Ｂ→③ハッチ梯子Ｃ】→【第 2 図（2／6）:③梯子Ｃ→④ハッチ梯子Ｄ】→【第 2 図（3／6）:④梯子Ｄ→⑤階段 I】→【第 2 図（4／6）:⑤階段 I→⑥階段Ｄ】→【第 2 図（3／6）:⑥階段Ｄ→⑦階段Ａ】→【第 2 図（2／6）:⑦階段Ａ→⑧ＭＳＩＶ保修室】→【第 2 図（2／6）:⑧ＭＳＩＶ保修室→⑦階段Ａ】→【第 2 図（1／6）:⑦階段Ａ→⑨北西通路】
中央制御室から【第 1 図（3／6）:④梯子Ｄ→⑤階段 I】まで原子炉注水と同一経路→【第 2 図（4／6）:⑤階段 I→⑩Ｃ／Ｓ電気室】→【第 2 図（4／6）:⑩Ｃ／Ｓ電気室→⑤階段 I】→【第 2 図（5／6）:⑤階段 I→⑪Ｃ／Ｓ電気室】→【第 2 図（5／6）:⑪Ｃ／Ｓ電気室→⑤階段 I】→【第 2 図（6／6）:⑤階段 I→⑫Ｃ／Ｓ電気室】（原子炉建屋内系統構成（原子炉注水）からの引続きの操作）→【第 2 図（1／6）:⑨北西通路→⑦階段Ａ】→【第 2 図（3／6）:⑦階段Ａ→⑥階段Ｄ】→【第 2 図（4／6）:⑥階段Ｄ→⑬南側通路】→【第 2 図（4／6）:⑬南側通路→⑭階段Ｂ】→【第 2 図（3／6）:⑭階段Ｂ→⑮南側通路】（不要負荷の切離し操作及び受電前準備からの引続きの操作）→【第 2 図（6／6）:⑫Ｃ／Ｓ電気室→⑤階段 I】→【第 2 図（4／6）:⑤階段 I→⑬南側通路】→【第 2 図（4／6）:⑬南側通路→⑭階段Ｂ】→【第 2 図（3／6）:⑭階段Ｂ→⑮南側通路】

ＴＢＵ）

受電前準備

原子炉建屋内系統構成（格納容器スプレイ）

補足 92-8

59

60

61

62

63

64

65

3.全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）
全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）の屋内現場操作のアクセスルートについて第 3 表及び第 3 図に示す。

第 3 表 全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）時の屋内操作項目及びアクセスルートについて
シーケンス

操作項目

アクセスルート

2.3.3 全交流動力

原子炉建屋内系統構

電源喪失（ＴＢＰ）

成（原子炉注水）【第 3 図（2／6）:①原子炉建屋付属棟３ＦＬ中央制御室→②梯子Ｂ】→→【第 3 図（1／6）:②ハッチ梯子Ｂ→③ハッチ梯子Ｃ】→【第 3 図（2／6）:③梯子Ｃ→④ハッチ梯子Ｄ】→【第 3 図（3／6）:④梯子Ｄ→⑤階段 I】→【第 3 図（4／6）:⑤階段 I→⑥階段Ｄ】→【第 3 図（3／6）:⑥階段Ｄ→⑦階段Ａ】→【第 3 図（2／6）:⑦階段Ａ→⑧ＭＳＩＶ保修室】→【第 3 図（2／6）:⑧ＭＳＩＶ保修室→⑦階段Ａ】→【第 3 図（1／6）:⑦階段Ａ→⑨北西通路】（原子炉建屋内系統構成（原子炉注水）からの引続きの操作）→【第 3 図（1／6）:⑨北西通路→⑦階段Ａ】→【第 3 図（3／6）:⑦階段Ａ→⑥階段Ｄ】→【第 3 図（4／6）:⑥階段Ｄ→⑩Ｃ／Ｓ電気室】→【第 3 図（4／6）:⑩Ｃ／Ｓ電気室→⑤階段 I】→【第 3 図（5／6）:⑤階段 I→⑪Ｃ／Ｓ電気室】→【第 3 図（5／6）:⑪Ｃ／Ｓ電気室→⑤階段 I】→【第 3 図（6／6）:⑤階段 I→⑫Ｃ／Ｓ電気室】（原子炉建屋内系統構成（原子炉注水）からの引続きの操作）→【第 3 図（1／6）:⑨北西通路→⑦階段Ａ】→【第 3 図（3／6）:⑦階段Ａ→⑥階段Ｄ】→【第 3 図（4／6）:⑥階段Ｄ→⑬南側通路】→【第 3 図（4／6）:⑬南側通路→⑭階段Ｂ】→【第 3 図（3／6）:⑭階段Ｂ→⑮南側通路】（不要負荷の切離し操作及び受電前準備からの引続きの操作）→【第 3 図（6／6）:⑫Ｃ／Ｓ電気室→⑤階段 I】→【第 3 図（4／6）:⑤階段 I→⑬南側通路】→【第 3 図（4／6）:⑬南側通路→⑭階段Ｂ】→【第 3 図（3／6）:⑭階段Ｂ→⑮南側通路】

不要負荷の切離し操
作及び受電前準備

原子炉建屋内系統構
成（格納容器スプレイ）

補足 92-15

66

67

68

69

70

71

72