付録１

事故シーケンスグループの抽出及び重要事故シーケンスの選定について

下線部：今回提出資料
目

次

はじめに

1.

炉心損傷防止対策の有効性評価の事故シーケンスグループ抽出及び重要事故シーケンス選定について
1.1

事故シーケンスの抽出1.2抽出した事故シーケンスの整理

1.2.1

必ず想定する事故シーケンスグループとの対応

1.2.2

追加すべき事故シーケンスグループの検討

1.2.3

解釈に基づく事故シーケンスグループの分類

1.2.4

有効性評価の対象となる事故シーケンス

1.3

2.

重要事故シーケンスの選定

1.3.1

重要事故シーケンス選定の考え方

1.3.2

重要事故シーケンスの選定結果

格納容器破損防止対策の有効性評価の格納容器破損モード抽出及び評価事故シーケンスの選定について

2.1

格納容器破損モードの抽出

2.2

抽出した格納容器破損モードの整理

2.2.1

必ず想定する格納容器破損モードとの対応

2.2.2

追加すべき格納容器破損モードの検討

2.3

評価事故シーケンスの選定

2.3.1

評価対象とするプラント損傷状態の選定
i2.3.2

評価事故シーケンスの選定

2.3.3

炉心損傷防止が困難な事故シーケンス等における格納容器破損防止対策の有効性

2.3.4

必ず想定する事故シーケンスグループに対応しない炉心損傷に直結する事故シーケンスにへの対応

3.

運転停止中原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価の運転停止中事故シーケンスグループ抽出及び重要事故シーケンスの選定に
ついて

3.1

事故シーケンスの抽出3.2抽出した事故シーケンスの整理

3.2.1

必ず想定する事故シーケンスグループとの対応

3.2.2

追加すべき事故シーケンスグループの検討

3.3

4.

重要事故シーケンスの選定

3.3.1

重要事故シーケンス選定の考え方

3.3.2

重要事故シーケンスの選定結果

事故シーケンスグループ及び重要事故シーケンス等の選定に活用したＰＲＡの実施プロセスについてii

表第 1-1表イベントツリーにより抽出した事故シーケンス

第 1-2表ＰＲＡの結果に基づく新たな事故シーケンスグループの検討

第 1-3表事故シーケンスグループの主要な炉心損傷防止対策及び炉
心損傷頻度

第 1-4表重要事故シーケンス等の選定

第 2-1表格納容器破損モード別格納容器破損頻度

第 2-2表プラント損傷状態（ＰＤＳ）の定義

第 2-3表

評価対象とするプラント損傷状態（ＰＤＳ）の選定

第 2-4表格納容器破損防止対策の評価事故シーケンスの選定

第 3-1表運転停止中事故シーケンスグループ別炉心損傷頻度

第 3-2表重要事故シーケンス（運転停止中）の選定

第 3-3表燃料損傷までの余裕時間

図第 1-1図事故シーケンスグループ抽出及び重要事故シーケンス選定の全体プロセス

第 1-2図内部事象レベル１ＰＲＡにおけるイベントツリー

第 1-3図地震レベル１ＰＲＡにおける階層イベントツリー

第 1-4図地震レベル１ＰＲＡにおけるイベントツリー

第 1-5図津波レベル１ＰＲＡにおける階層イベントツリー

第 1-6図津波レベル１ＰＲＡにおけるイベントツリー

第 1-7図プラント全体の炉心損傷頻度

第 1-8図事故シーケンスグループごとの寄与割合
iii

第 2-1図

格納容器破損モード抽出及び評価事故シーケンス選定の全体プロセス

第 2-2図シビアアクシデントで想定される事象進展と格納容器破損
モード

第 2-3図内部事象レベル１．５ＰＲＡにおけるイベントツリー

第 2-4図

格納容器破損モードごとの寄与割合

第 3-1図運転停止中原子炉における事故シーケンスグループ抽出及び重要事故シーケンス選定の全体プロセス

第 3-2図施設定期検査時のプラント状態と主要パラメータの推移

第 3-3図停止時ＰＲＡにおけるプラント状態の分類及び定期検査工程第 3-4図停止時ＰＲＡにおけるイベントツリー

第 3-5図事故シーケンスグループごとの寄与割合

別紙
1.

有効性評価の事故シーケンスグループ等の選定に際しての外部事
象の考慮について

2.

外部事象に特有の事故シーケンスについて

3.

諸外国における炉心損傷防止対策の調査結果について

4.

ＴＢＷシーケンスの炉心損傷防止対策及び着眼点に基づく評価を踏まえた重要事故シーケンスの選定について

5.

重大事故等対処設備の津波からの防護について

6.

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

7.

地震ＰＲＡ，津波ＰＲＡにおける主要な事故シーケンスの対策に
iv

ついて
8.

格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」の想定
及びその対策について9.

格納容器直接接触（シェルアタック）を格納容器破損モードの評
価対象から除外する理由について

10. 格 納 容 器 隔 離 失 敗 の 分 岐 確 率 の 根 拠 と 格 納 容 器 隔 離 失 敗 事 象 へ の対応について11. 溶 融 炉 心 ・ コ ン ク リ ー ト 相 互 作 用 の 評 価 対 象 プ ラ ン ト 損 傷 状 態 について
12. 「 Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項 （ 平 成 25年 9月

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について
13. 東 海 第 二 発 電 所

ＰＲＡピアレビュー実施結果及び今後の対応方

針について

別添
東海第二発電所

確率論的リスク評価（ＰＲＡ）について

v

はじめに
「実用発電用原子炉及びその附属施設の位置，構造及び設備の基準に 関 す る 規 則 の 解 釈 」 （ 平 成 25 年 6 月 19 日 ） （ 以 下 「 解 釈 」 と いう。）に基づき，重大事故対策の有効性評価に係る事故シーケンスグ
ループ等の選定に際しては，個別プラントの確率論的リスク評価（以下「ＰＲＡ」という。）を活用している。
ＰＲＡの実施範囲は，一般社団法人日本原子力学会において実施基準が標準化されている等，現段階で実施可能な「内部事象出力運転時
レベル１ＰＲＡ」，「内部事象出力運転時レベル１．５ＰＲＡ」，「内部事象停止時レベル１ＰＲＡ」，「地震レベル１ＰＲＡ」及び「津波レベル１ＰＲＡ」を対象とした。また，ＰＲＡが適用可能でないと判断した外部事象については，定性的な検討から分析を実施した。
今回実施するＰＲＡの目的が重大事故対策の有効性評価を行う事故
シーケンスグループ等の選定への活用にあることを考慮し，これまでに整備したアクシデントマネジメント策（以下「ＡＭ策」という。）
や福島第一原子力発電所事故以降に実施した各種対策等を含めず，設計基準事故対処設備の機能に期待したＰＲＡモデルを構築した。
なお，今回のＰＲＡの実施に際しては，原子力規制庁配布資料「ＰＲ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項 （ 平 成 25 年 9 月 ） 」 を 参 照 し た 。

1

＜今回のＰＲＡの評価対象＞
今回のＰＲＡ
での取扱い

対象設備
設計基準事故対処設備考慮する

Ａ Ｍ 要 請 （ H4） 以 前 か ら 整 備 し て い る Ａ Ｍ 策 の 設 備・代替注水手段（給水系，制御棒駆動水圧系，復水補給水系及び消火系による原子炉への注水手
段）

考慮しない

Ａ Ｍ 要 請 （ H4） 以 降 に 整 備 し た Ａ Ｍ 策 の 設 備・代替反応度制御（代替原子炉再循環ポンプトリ
ップ及び代替制御棒挿入機能）
・代替注水手段（復水補給水系，消火系による原子炉・格納容器への注水手段）
・原子炉減圧の自動化
・格納容器からの除熱手段（耐圧強化ベント）
・電源の融通（高圧炉心スプレイ系非常用ディー
ゼ ル 発 電 機 か ら の 6.9kV／ 480V 融 通 ）

考慮しない

緊急安全対策設備
・電源車
・消防車，消防ポンプ
・非常用発電機代替設備
・代替海水ポンプ
・代替注水車・建屋の水密扉の強化
・海水ポンプモータ予備品

考慮しない

重大事故等対処設備考慮しない

なお，「ＥＣＣＳ手動起動」，「原子炉手動減圧」，「残留熱除去
系の手動起動」，「高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系の水源切替」等の「設計基準事故対処設備の機能を作動させるための手動操作」は考慮

2

1.

炉心損傷防止対策の有効性評価の事故シーケンスグループ抽出及び重要事故シーケンス選定について
炉心損傷防止対策の有効性評価に係る事故シーケンスグループの

抽 出 及 び 重 要 事 故 シ ー ケ ン ス 選 定 の 全 体 プ ロ セ ス を 第 1− 1 図 に 示す。本プロセスに従い，各検討ステップにおける実施内容を整理し
た。
【概
(1)

要】
事故シーケンスの抽出
内部事象ＰＲＡ，外部事象ＰＲＡ（適用可能なものとして地震及び津波を選定）及びＰＲＡが適用可能でないと判断した外部事
象についての定性的検討から事故シーケンスの抽出を実施した。

(2)抽出した事故シーケンスの整理抽出した事故シーケンスと必ず想定する事故シーケンスグルー
プとの比較を行い，必ず想定する事故シーケンスグループに対応
しない事故シーケンスについては，頻度，影響等を確認し，事故
シーケンスグループとしての追加要否を検討した。また，抽出した事故シーケンスグループ内の事故シーケンスについて，国内外の先進的な対策を講じても炉心損傷防止が困難な事故シーケンス
は，格納容器破損防止対策の有効性評価にて取り扱うこととした。

(3)

重要事故シーケンスの選定
炉心損傷防止対策の有効性評価において想定する事故シーケン
スグループごとに，「実用発電用原子炉に係る炉心損傷防止対策
及び格納容器破損防止対策の有効性評価に関する審査ガイド（以下「審査ガイド」という。）」に記載の観点（共通原因故障・系
統間依存性，余裕時間，設備容量，代表性）に基づき，有効性評
3

価の対象とする重要事故シーケンスを選定した。

4

1.1

事故シーケンスの抽出
解釈には，炉心損傷防止対策の有効性評価に係る事故シーケンス

グループの個別プラント評価による抽出に関し，以下のとおり示さ
れている。
１−１
(a) 必 ず 想 定 す る 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ①ＢＷＲ
・高圧・低圧注水機能喪失
・高圧注水・減圧機能喪失
・全交流動力電源喪失
・崩壊熱除去機能喪失
・原子炉停止機能喪失
・ＬＯＣＡ時注水機能喪失
・格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）(b) 個 別 プ ラ ン ト 評 価 に よ り 抽 出 し た 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ①個別プラントの内部事象に関する確率論的リスク評価（ＰＲＡ）及び外部事象に関するＰＲＡ（適用可能なもの）又はそれに代わる方法で評価を実施すること。
② そ の 結 果 ， 上 記 １ − １ (a) の 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ に 含 まれない有意な頻度又は影響をもたらす事故シーケンスグルー
プが抽出された場合には，想定する事故シーケンスグループ
として追加すること。なお，「有意な頻度又は影響をもたらす 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 」 に つ い て は ， 上 記 １ − １ (a) の事故シーケンスグループと炉心損傷頻度又は影響度の観点から同程度であるか等から総合的に判断するものとする。

5

上 記 １ − １ (b)① に 関 し て ， 内 部 事 象 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ に 加 え て Ｐ
ＲＡの適用可能な外部事象として，一般社団法人日本原子力学会において実施基準が標準化され，試評価等の実績を有する地震レベル
１ＰＲＡ及び津波レベル１ＰＲＡを実施し，事故シーケンスグルー
プの抽出を行った。
また，ＰＲＡの適用が困難と判断した地震及び津波以外の外部事
象（以下「その他の外部事象」という。）については，定性的な検討により発生する事故シーケンスの分析を行った。
事故シーケンスグループの抽出及び分析結果を以下に示す。
(1)

ＰＲＡに基づく抽出
内部事象レベル１ＰＲＡでは，各起因事象の発生後，炉心損傷
を 防 止 す る た め の 緩 和 手 段 等 の 組 合 せ を 評 価 し ， 第 1− 2 図 の イ
ベントツリーを用いて分析することで炉心損傷に至る事故シーケ
ンスを抽出している。
地震ＰＲＡ及び津波ＰＲＡに関しては，建屋・構築物，大型機器等の大規模な損傷が発生し，直接的に炉心損傷に至る事故シー
ケンスや複数の機器等が同時に損傷し炉心損傷に至る事故シーケ
ンスについても取り扱っており，プラントへ与える影響度の高い順に起因事象階層イベントツリーの形で整理することで，複合的な事象発生の組合せも含めた事故シーケンスの抽出を実施している。また，直接的に炉心損傷に至る事故シーケンス以外の事象については，内部事象ＰＲＡと同様に各起因事象の発生から炉心損傷に至ることを防止するための緩和機能等の組合せをイベントツ
リーで分析し，事故シーケンスを抽出している。
地震ＰＲＡの起因事象階層イベントツリー及びイベントツリー
6

を 第 1− 3 図 及 び 第 1− 4 図 に ， 津 波 Ｐ Ｒ Ａ の 起 因 事 象 階 層 イ ベ ン
ト ツ リ ー 及 び イ ベ ン ト ツ リ ー を 第 1− 5 図 及 び 第 1− 6 図 に 示 す 。
ま た ， 各 Ｐ Ｒ Ａ よ り 抽 出 し た 事 故 シ ー ケ ン ス を 第 1− 1 表 に 示す。
(2)

ＰＲＡに代わる検討に基づく分析
ＰＲＡの適用が困難と判断したその他の外部事象については，
その他の外部事象によって誘発される事象について検討した。内部火災及び内部溢水では，同一区画内に近接設置されている安全施設や制御回路が共通要因で機能喪失する可能性があり，過渡事
象等の発生が想定される。また，洪水，風（台風），竜巻，凍結，降水，積雪，落雷，地滑り，火山の影響，生物学的事象，森林火
災 ,人 為 事 象 等 に お い て 想 定 さ れ る 事 象 は ， い ず れ も 今 回 の Ｐ Ｒ
Ａで想定する起因事象に包絡されるため，その他の外部事象を考慮しても新たな事故シーケンスグループは抽出されないと推定した。
したがって，その他の外部事象を考慮しても新たな事故シーケ
ン ス は 抽 出 さ れ な い と 判 断 し た （ 別 紙 1） 。

7

1.2

抽出した事故シーケンスの整理
今 回 実 施 し た Ｐ Ｒ Ａ に よ り 抽 出 し た 各 事 故 シ ー ケ ン ス （ 第 1− 1表）について，緩和機能の喪失状況，プラントの状態及び炉心損傷に 至 る 要 因 等 の 観 点 で 分 類 し た 結 果 と ， 解 釈 １ − １ (a) に 示 さ れ ている必ず想定する事故シーケンスグループとの関係及び解釈１−２に 示 さ れ て い る 要 件 と の 関 係 等 を 第 1− 2 表 ， 第 1− 7 図 及 び 第 1−8 図に整理した。また，整理の内容を以下に示す。

1.2.1

必ず想定する事故シーケンスグループとの対応

今 回 実 施 し た Ｐ Ｒ Ａ に よ り 抽 出 し た 各 事 故 シ ー ケ ン ス （ 第 1− 1
表）のうち，緩和機能の喪失状況，炉心損傷に至る要因及びプラント へ の 影 響 等 の 観 点 で ， 解 釈 １ − １ (a) の 必 ず 想 定 す る 事 故 シ ー ケ
ンスグループに対応する事故シーケンスについて以下に示す。
(1)

高圧・低圧注水機能喪失（ＴＱＵＶ）
運転時の異常な過渡変化等の発生後，高圧注水機能及び低圧注
水機能が喪失し，炉心の冷却が十分に行われずに炉心の著しい損
傷 に 至 る 事 故 シ ー ケ ン ス を 解 釈 １ − １ (a) に 記 載 の 「 高 圧 ・ 低 圧
注水機能喪失」に分類する。

(2)

高圧注水・減圧機能喪失（ＴＱＵＸ）
運転時の異常な過渡変化等の発生後，高圧注水機能及び原子炉
減圧機能が喪失し，炉心の冷却が十分に行われずに炉心の著しい損 傷 に 至 る 事 故 シ ー ケ ン ス を 解 釈 １ − １ (a) に 記 載 の 「 高 圧 注
水・減圧機能喪失」に分類する。

(3)

全交流動力電源喪失（長期ＴＢ，ＴＢＤ，ＴＢＰ，ＴＢＵ）
外部電源喪失の発生時に非常用交流電源の確保に失敗する等，8

全交流動力電源喪失の発生により，原子炉注水機能を有する系統及び機器が機能喪失し，炉心の冷却が十分に行われずに炉心の著し い 損 傷 に 至 る 事 故 シ ー ケ ン ス を 解 釈 １ − １ (a) に 記 載 の 「 全 交流動力電源喪失」に分類する。
なお，ＰＲＡでは電源喪失に至る事故シーケンスとして長期Ｔ
Ｂ，ＴＢＤ，ＴＢＰ及びＴＢＵを抽出しているが，いずれも全交
流動力電源喪失を伴う事故シーケンスであるため，解釈１−１(a) に 記 載 の 「 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 」 に 該 当 す る も の と し て 整 理する。
(4)

崩壊熱除去機能喪失（ＴＷ，ＴＢＷ）
運転時の異常な過渡変化等の発生後，原子炉の注水等の炉心冷却に成功するものの，格納容器からの崩壊熱除熱機能が喪失することで，炉心損傷前に格納容器が破損し，その後，炉心の冷却が十分に行われずに炉心の著しい損傷に至る事故シーケンスを解釈
１ − １ (a)に 記 載 の 「 崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 」 に 分 類 す る 。

(5)

原子炉停止機能喪失（ＴＣ）
運転時の異常な過渡変化等の発生後，原子炉停止機能が喪失し，設計上の除熱能力を超える熱が格納容器に負荷されることで炉心損傷前に格納容器が破損し，その後，炉心の冷却が十分に行われず に 炉 心 の 著 し い 損 傷 に 至 る 事 故 シ ー ケ ン ス を 解 釈 １ − １ (a) に記載の「原子炉停止機能喪失」に分類する。

(6)

ＬＯＣＡ時注水機能喪失（ＡＥ，Ｓ１Ｅ，Ｓ２Ｅ）
ＬＯＣＡの発生後，高圧注水機能及び低圧注水機能が喪失，又は高圧注水機能及び原子炉減圧機能が喪失し，炉心の冷却が十分に行われずに炉心の著しい損傷に至る事故シーケンスを解釈１−
9

１ (a)に 記 載 の 「 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 時 注 水 機 能 喪 失 」 に 分 類 す る 。
(7)

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）（ＩＳＬＯＣＡ）
インターフェイスシステムＬＯＣＡの発生後，破損箇所の隔離に失敗し，格納容器貫通配管からの漏えいが防止できずに炉心の著 し い 損 傷 に 至 る 事 故 シ ー ケ ン ス を 解 釈 １ − １ (a) に 記 載 の 「 格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）」に分類
する。

1.2.2

追加すべき事故シーケンスグループの検討(1)

必ず想定する事故シーケンスグループに対応しない事故シーケンス
今 回 実 施 し た Ｐ Ｒ Ａ に よ り 抽 出 し た 各 事 故 シ ー ケ ン ス （ 第 1−1 表）のうち，緩和機能の喪失状況，炉心損傷に至る要因及びプラ ン ト へ の 影 響 等 の 観 点 で 解 釈 １ − １ (a) に 示 さ れ て い る 必 ず 想定する事故シーケンスグループに対応しない事故シーケンスグル
ープとして，地震・津波特有の事象である以下の事故シーケンスを抽出した。
ａ．津波浸水による注水機能喪失
防潮堤を越流した津波により非常用海水ポンプが被水・没水
し，最終ヒートシンクが喪失することにより，炉心損傷に至る
事故シーケンスグループである。この事故シーケンスグループ
は，防潮堤の健全性が維持され，津波による影響の程度が特定できる事故シーケンスグループであり，炉心損傷頻度が有意であることを考慮し，必ず想定する事故シーケンスグループに対10応しない事象として抽出した。
ｂ．防潮堤損傷
津波波力により防潮堤が損傷し，多量の津波が敷地内に浸水することで，非常用海水ポンプが被水・没水して最終ヒートシ
ンクが喪失するとともに，屋内外の施設が広範囲にわたり機能喪失して炉心損傷に至る事故シーケンスである。この事故シー
ケンスは，防潮堤の損傷による津波の影響の程度を特定することが困難であるため，必ず想定する事故シーケンスグループに対応しない炉心損傷に直結する事象として抽出した。
ｃ．原子炉建屋損傷
地震による原子炉建屋の損傷により，建屋内の格納容器，原
子炉圧力容器等の構造物及び機器が広範囲にわたり損傷する可能性のある事故シーケンスである。この事故シーケンスは原子炉建屋の損傷程度の特定が難しく，どの程度緩和設備に期待できるか厳密に特定することは困難であるため，必ず想定する事
故シーケンスグループに対応しない炉心損傷に直結する事象として抽出した。
ｄ．格納容器損傷
地震による格納容器の損傷により，格納容器内の機器及び原
子炉圧力容器等の構造物が広範囲にわたり損傷する可能性のある事故シーケンスである。この事故シーケンスは格納容器の損傷程度の特定が難しく，どの程度緩和設備に期待できるか厳密に特定することは困難であるため，必ず想定する事故シーケン
スグループに対応しない炉心損傷に直結する事象として抽出した。
11

ｅ．原子炉圧力容器損傷
地震による原子炉圧力容器の支持機能喪失等により，原子炉
圧力容器に接続されている原子炉冷却材圧力バウンダリ配管の損傷や，原子炉冷却材の流路閉塞が発生することにより，非常用炉心冷却系による炉心冷却効果が期待できなくなる可能性のある事故シーケンスである。この事故シーケンスは原子炉圧力容器の損傷程度の特定が難しく，どの程度緩和設備に期待できるか厳密に特定することは困難であるため，必ず想定する事故
シーケンスグループに対応しない炉心損傷に直結する事象として抽出した。
ｆ．格納容器バイパス
原子炉冷却材圧力バウンダリに接続している主蒸気隔離弁，
原子炉冷却材浄化系隔離弁，給水系隔離弁等の損傷とそれらの弁に接続している格納容器外配管の破損が地震によって同時に発生することにより，原子炉冷却材が格納容器外へ流出する事
故シーケンスである。この事故シーケンスは高温・高圧の蒸気や溢水により原子炉建屋内の他の機器への悪影響を及ぼす可能性があるが，格納容器外への流出量や他の機器へ及ぼす悪影響の程度の特定が難しく，どの程度緩和設備に期待できるか厳密に特定することは困難であるため，必ず想定する事故シーケン
スグループに対応しない炉心損傷に直結する事象として抽出した。
ｇ．原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ

ＬＯＣＡ）
地震による原子炉冷却材圧力バウンダリを形成する格納容器
12内配管の破断，又は逃がし安全弁の開放失敗による原子炉圧力上昇により，大破断ＬＯＣＡ（再循環配管の両端破断）を超える規模の原子炉冷却材の流出（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ

ＬＯＣＡ）が発生する事故シーケンスである。大規模な地震においてＬＯ
ＣＡが発生した場合であっても，原子炉冷却材圧力バウンダリの損傷規模によっては炉心損傷を防止できる可能性も考えられるが，発生した場合の損傷規模及び漏えい量の特定が困難なため，保守的にＥｘｃｅｓｓｉｖｅ

ＬＯＣＡ相当のＬＯＣＡが発生することを想定し，必ず想定する事故シーケンスグループに対応しない炉心損傷に直結する事象として抽出した。
なお，後述するシーケンス選定の結果，内部事象ＰＲＡにより抽出されるＥＣＣＳにより炉心損傷防止が可能な規模のＬＯ
ＣＡ（大，中，小破断ＬＯＣＡ）を起因とする事故シーケンスについては，破断の規模に応じて炉心損傷防止が可能な事故シーケンスと国内外の先進的な対策を考慮しても炉心損傷防止対策を講じることが困難であり，格納容器の機能に期待する事故
シ ー ケ ン ス に 分 類 し て 整 理 し て い る （ 「 1.2.4

有効性評価の対象となる事故シーケンス」参照）。
ｈ．計装・制御系喪失
地震による計装・制御系が損傷することにより，プラントの監視及び各種制御が広範に不能に陥る可能性のある事故シーケンスである。この事故シーケンスは計装・制御系喪失による影響の特定が難しく，どの程度緩和設備に期待できるか厳密に特定することは困難であるため，必ず想定する事故シーケンスグ
ループに対応しない炉心損傷に直結する事象として抽出した。
13

(2)

追加の要否の検討(1) ａ ． 〜 ｈ ． の 必 ず 想 定 す る 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ に 対 応しない事故シーケンスグループについて，解釈に従い，新たに想定する事故シーケンスグループとしての追加の要否を頻度及び影響の観点から分析した。
津波特有の事象である「ａ．津波浸水による注水機能喪失」の事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ に つ い て は ， 炉 心 損 傷 頻 度 が 4.0×10 − ６／炉年と有意な値であり，また，本事故シーケンスグループは敷地内への津波浸水によりプラントへの影響が他の事故シーケンスとは異なり，炉心損傷防止のために必要な対応が異なることから，新たに追加する事故シーケンスグループとして抽出した。
また，地震・津波特有の事象であるｂ．〜ｈ．の各事故シーケ
ンスについては，以下に示すとおり頻度及び影響の観点から検討した結果，解釈に基づき想定する事故シーケンスグループと比較して新たに追加する必要はないと総合的に判断した。

（頻度の観点）ｂ．〜ｈ．の外部事象特有の各事故シーケンスについては，これらの事故シーケンスの中で炉心損傷頻度が最も大きい「ｂ．防潮 堤 損 傷 」 に お い て も 炉 心 損 傷 頻 度 は 3.3×10 − ７ ／ 炉 年 で あ り ，
全 炉 心 損 傷 頻 度 に 対 し て 0.4％ 程 度 と 小 さ い 寄 与 と な っ て い る 。
また，これらの事故シーケンスは別紙 2 に示すとおり，炉心損傷に至らない小規模な事象も含まれた結果であることを考慮すると，現実的な炉心損傷頻度は更に小さくなると推定される。
（影響度の観点）ｂ．〜ｈ．の各事故シーケンスが発生した際の影響については，
14具体的には炉心損傷に至るまでの時間余裕，炉心損傷の発生規模，
放射性物質の放出量等の着眼点が考えられるが，外部ハザードによる建屋や機器の損傷程度や組合せを特定することは困難であり，
炉心損傷に至らない小規模な事象から，建屋全体が崩壊し内部の安全系機器・配管の全てが機能を喪失するような深刻な事故まで，事象発生時にプラントに及ぼす影響は大きな幅を有する。したがって，これらの外部事象特有の事故シーケンスは，炉心損傷防止対策の有効性評価の事故シーケンスとして単独で定義するものではなく，発生する事象の程度や組合せに応じて対応していくべきものである。
具体的には，炉心損傷に至らない小規模な事象の場合には，使用可能な炉心損傷防止対策や格納容器破損防止対策を柔軟に活用するとともに，建屋全体が崩壊し内部の安全系機器・配管の全てが機能喪失するような深刻な事故の場合には，可搬型のポンプ・電源，放水砲等を駆使した大規模損壊対策による対応も含め，臨機応変に影響緩和を試みる。

1.2.3

解釈に基づく事故シーケンスグループの分類

想定する事故シーケンスグループについて，以下に示す解釈１−
２の要件との対応を確認し，各事故シーケンスグループの対策の有効性確認における要件を整理した。

１−２

第１項に規定する「炉心の著しい損傷を防止するために必要な措置を講じたもの」とは，以下に掲げる要件を満15たすものであること。
(a) 想 定 す る 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ の う ち 炉 心 の 著 し い 損 傷後の原子炉格納容器の機能に期待できるものにあっては，
炉心の著しい損傷を防止するための十分な対策が計画されており，かつ，その対策が想定する範囲内で有効性があることを確認する。
(b) 想 定 す る 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ の う ち 炉 心 の 著 し い 損 傷後の原子炉格納容器の機能に期待することが困難なもの（格納容器先行破損シーケンス，格納容器バイパス等）にあっては，炉心の著しい損傷を防止する対策に有効性があることを確認する。

１−４

上 記 １ − ２ (a) の 「 十 分 な 対 策 が 計 画 さ れ て お り 」 とは，国内外の先進的な対策と同等のものが講じられていることをいう。

上記要件に基づいて，事故シーケンスグループを分類した結果は以下のとおりとなる。
解 釈 １ − ２ (a)に 分 類 さ れ る 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ
・高圧・低圧注水機能喪失
・高圧注水・減圧機能喪失
・全交流動力電源喪失
・ＬＯＣＡ時注水機能喪失
・津波浸水による注水機能喪失
解 釈 １ − ２ (b)に 分 類 さ れ る 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ
16

・崩壊熱除去機能喪失
・原子炉停止機能喪失
・格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

解 釈 で は １ − ２ (a) に 分 類 さ れ る 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ は ， 炉
心損傷後に格納容器の機能に期待できるものであり，炉心損傷を防止するための十分な対策（国内外の先進的な対策と同等のもの）が講じられており，その有効性を確認することとされている。一方，
１ − ２ (b) に 分 類 さ れ る 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ は ， 炉 心 損 傷 後 の格納容器の機能に期待することが困難なもの（格納容器先行破損又は格納容器バイパスの事故シーケンス）であり，炉心損傷を防止するための対策の有効性を確認することとされている。

1.2.4

有効性評価の対象となる事故シーケンス

事故シーケンスグループ別に事故シーケンス及び炉心損傷防止対策 等 を 整 理 し た 結 果 を 第 1− 3 表 に 示 す 。
解 釈 １ − ２ (a) に 分 類 さ れ る 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ に 対 し て は ．
炉心の著しい損傷を防止するための対策として，国内外の先進的な対策と同等のものが講じられていることが要求されている。
一 方 で ， 第 1− 3 表 に 整 理 し た 事 故 シ ー ケ ン ス の 中 に は ， 国 内 外の先進的対策を考慮しても，炉心損傷防止対策を講ずるものが困難
な事故シーケンスも存在する。具体的には以下に示す事故シーケン
スが，国内外の先進的な対策を考慮しても全ての条件に対応できる
ような炉心損傷防止対策を講ずることが困難な事故シーケンスに該当する。なお，国内外の先進的な対策と東海第二発電所の対策の比17

較については別紙 3 に示すとおりである。
①大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗②直流電源喪失＋原子炉停止失敗③交流電源喪失＋原子炉停止失敗①の事故シーケンスは，大破断ＬＯＣＡの発生により原子炉圧力容器から多量の冷却材が失われていく事象であり，極めて短時間のうちに多量の注水を開始しなければ炉心損傷を防止することができない。今回の先進的対策の調査では，事象発生から極めて短時間のうちに多量の注水が可能な対策（インターロックの追設等）は確認できなかったことから，本事故シーケンスを国内外の先進的対策を考慮しても，炉心損傷防止対策を講じることが困難な事故シーケンス と し た 。 ま た ， 本 事 故 シ ー ケ ン ス に つ い て は ， 「 2.3.3

炉心損

傷防止が困難な事故シーケンス等における格納容器破損防止対策の有効性」に示すとおり，格納容器破損防止対策の有効性評価の対象とすることとし，格納容器の閉じ込め機能に期待できることを確認する。
②，③の事故シーケンスは，地震により炉内構造物等が損傷して原子炉停止機能が喪失する事故シーケンスグループと，直流電源喪失又は全交流動力電源喪失が重畳する事故シーケンスであり，代替の原子炉停止手段であるほう酸水注入系が機能喪失することから，
炉 心 損 傷 を 防 止 す る こ と が で き な い （ 別 紙 7） 。 こ れ ら の 事 故 シ ーケンスを抽出した地震レベル１ＰＲＡでは，炉内構造物等が地震発
生と同時に最大加速度を受けるものとして評価しているが，実機のスクラム信号「地震加速度大」は，最大加速度よりも十分小さな加速度で発信し，炉内構造物等が損傷する前に制御棒の挿入が完了す18

ると考えられる。このため，現実的にはこれらの事故シーケンスは発生し難いと考えられ，炉心損傷防止対策の有効性を確認する事故
シーケンスとしては取り扱わないこととした。
な お ， 第 1− 3 表 に 示 す と お り ， ① 〜 ③ の 事 故 シ ー ケ ン ス の 全 炉
心損傷頻度への寄与割合は小さく，これらを除く全炉心損傷頻度の約 99.6 ％ 以 上 の 事 故 シ ー ケ ン ス が 炉 心 損 傷 防 止 対 策 の 有 効 性 評 価の対象範囲に含まれていることを確認している。
以上より，炉心損傷防止対策の有効性評価の対象とする事故シーケンスの選定については，これらを除く事故シーケンスを対象に実施することとする。

19

1.3

重要事故シーケンスの選定

1.3.1

重要事故シーケンス選定の考え方

設置変更許可申請書における炉心損傷防止対策の有効性評価の実施に際しては，事故シーケンスグループごとに重要事故シーケンスの選定を実施している。重要事故シーケンスの選定に当たっては，
審査ガイドに記載の 4 つの着眼点を考慮している。なお，各着眼点については，事故シーケンスグループごとに関係が強いと考えられるものから「高」，「中」，「低」と分類して整理している。今回の重要事故シーケンスの選定に係る具体的な考え方は以下のとおりである。

【審査ガイドに記載の着眼点】
ａ．共通原因故障又は系統間の機能の依存性によって複数の設備が機能喪失し，炉心の著しい損傷に至る。
ｂ．炉心損傷防止対策の実施に対する余裕時間が短い。
ｃ．炉心損傷防止に必要な設備容量（流量又は逃がし弁容量等）が大きい。
ｄ．事故シーケンスグループ内のシーケンスの特徴を代表している。

ａ．共通原因故障，系統間機能依存性の観点
系統間の機能の依存性について，ある安全機能のサポート機能の喪失によって，複数の機器が機能喪失に至る場合を系統間機能依存性が高いと評価した。
【 例 1． 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ (a)20

高圧・低圧注水機能喪失】

サポート系喪失を起因とするシーケンスは，系統間機能依存性によって多重性を有する機能の片区分の設備が機能喪失することから「中」とした。
【 例 2． 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ (c)

全交流動力電源喪失】

いずれのシーケンスでも全交流動力電源喪失に至り，電源を必要とする多くの設備が機能喪失することから「高」とした。
ｂ．余裕時間の観点
余裕時間について，炉心損傷防止対策の対応操作に係る余裕時間を厳しくするため，事象が早く進展し，炉心損傷に至る時間が短い事故シーケンスを余裕時間が短いと評価した。
【 例 ． 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ (a)高圧・低圧注水機能喪失】

事象発生により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）については，崩壊熱が高く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過程において事象が発生する手動停止／サポート系喪失（手動停止）については，崩壊熱が低く事象進展が遅いことから「低」とした。
ｃ．設備容量の観点
設備容量について，炉心損傷防止に際して，喪失した安全機能に係る対策の設備容量が大きくなる事故シーケンスを設備容量が大きいと評価した。
【 例 ． 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ (a)高圧・低圧注水機能喪失】

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 ， 事 象 発 生 に より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）
については「高」，原子炉を通常停止させる過程において事象が21

発生する手動停止／サポート系喪失（手動停止）については「低」とした。
ｄ．事故シーケンスグループ内での代表性の観点
代表性について，各事故シーケンスグループにおいて炉心損傷頻度が大きく，事象進展が事故シーケンスグループの特徴を有しているものを代表性が高いと評価した。
【 例 ． 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ (a)高圧・低圧注水機能喪失】

事故シーケンスグループの中で最も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 寄 与 を 持 つ シ ー ケ ン ス を 「 中 」 ， 1％ 未 満 の シ ー ケ ン ス
を「低」とした。
なお，上記の代表性に係る評価においては，同じ事故シーケンスとして分類されたものについては，内部事象出力運転時レベル
１ＰＲＡ，地震レベル１ＰＲＡ及び津波レベル１ＰＲＡに関わらず，同一の事故シーケンスとして扱い，炉心損傷頻度の比較を行っている。本来，各ＰＲＡは扱う事象が異なるため，結果の不確
かさや評価の精度が異なるものであり，同一の事故シーケンスとして扱った上で炉心損傷頻度の比較を行うことの可否（比較可能性）については，ＰＲＡの結果を活用する際の目的に照らして十分留意する必要がある。今回は重要事故シーケンスの選定を目的としており，各ＰＲＡにおいて安全機能が喪失する要因となる事
象は異なるが，同じ分類として整理される事故シーケンスについては，炉心状態や機能喪失している系統，使用可能な系統等に差異がなく，同じ炉心損傷防止対策が有効であると考えられることから，同一の事故シーケンスとして取り扱うことに問題は生じな
22

いものと判断した。

1.3.2

重要事故シーケンスの選定結果

1.3.1 項 の 選 定 の 着 眼 点 を 踏 ま え ， 同 じ 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プに複数の事故シーケンスが含まれる場合には，事象進展が早いもの
等，より厳しい事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した 。 な お ， 「 (3) 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 」 で は ， 安 全 機 能 の 喪 失 状 況が異なる事故シーケンスが抽出されたため，複数の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。各事故シーケンスグループ
に対する重要事故シーケンスの選定理由及び選定結果について，第1− 4 表 及 び 以 下 に 示 す 。
(1)ⅰ)

高圧・低圧注水機能喪失
事故シーケンス①過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗②過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋
低圧炉心冷却失敗③手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失
敗＋低圧炉心冷却失敗④手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再
閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗⑤サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉
心冷却失敗⑥サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋
高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

23

ⅱ)

事故シーケンスグループの特徴
ⅰ )に 含 ま れ る 事 故 シ ー ケ ン ス は ， 運 転 時 の 異 常 な 過 渡 変 化等の発生後，高圧注水機能及び低圧注水機能を喪失し，炉心の冷却が十分に行われずに炉心損傷に至る事故シーケンスである。
本事故シーケンスグループへの対策としては，代替注水手段による原子炉注水が考えられる。

ⅲ)

有効性を確認する主な炉心損傷防止対策
機能喪失した高圧・低圧注水機能に対する代替注水手段として，以下の炉心損傷防止対策の有効性を確認する。
・低圧代替注水系（常設）・原子炉手動減圧・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
・常設代替直流電源設備

ⅳ)

選定した重要事故シーケンス①過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

ⅴ)

選定理由
着眼点における「高」の数が最も多い①の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。
なお，本事故シーケンスグループは，各事故シーケンスに対して有効と考えられる主な対策に差異がない。このため，起因事象発生後の事象進展が早いと考えられる過渡事象を起因とした①の事故シーケンスは，②〜⑥の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。
24

(2)
ⅰ)

高圧注水・減圧機能喪失
事故シーケンス①過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗②手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失
敗＋原子炉減圧失敗③サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉
減圧失敗

ⅱ)

事故シーケンスグループの特徴
ⅰ )に 含 ま れ る 事 故 シ ー ケ ン ス は ， 運 転 時 の 異 常 な 過 渡 変 化等の発生後，高圧注水機能及び原子炉減圧機能を喪失し，炉心の冷却が十分に行われずに炉心損傷に至る事故シーケンスである。本事故シーケンスグループに対する対策としては，代替減圧手段による原子炉減圧後の低圧ＥＣＣＳによる原子炉冷却が考えられる。

ⅲ)

有効性を確認する主な炉心損傷防止対策
機能喪失した高圧注水・減圧機能に対する代替減圧手段として，以下の炉心損傷防止対策の有効性を確認する。
・低圧炉心スプレイ系
・過渡時自動減圧機能・残留熱除去系

ⅳ)

選定した重要事故シーケンス①過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

ⅴ)

選定理由
着眼点における「高」の数が最も多い①の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。
25

なお，本事故シーケンスグループは，各事故シーケンスに対して有効と考えられる主な対策に差異がない。このため，起因事象発生後の事象進展が早いと考えられる過渡事象を起因とした①の事故シーケンスは，②及び③の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。
(3)

全交流動力電源喪失
本事故シーケンスグループからは，安全機能の喪失状況が異なるシーケンスが抽出されたため，原子炉圧力，余裕時間及び対応する主な炉心損傷防止対策に着目して事故シーケンスグループを
以下の 3 つに細分化した。なお，ＴＢＵは，全交流動力電源喪失の発生後，高圧炉心冷却にも失敗する事故シーケンスであり，Ｔ
ＢＤは，区分Ｉ及び区分Ⅱの直流電源の喪失により非常用ディー
ゼル発電機が機能喪失して全交流動力電源喪失に至り，区分Ⅰの直流電源喪失により原子炉隔離時冷却系が機能喪失し，高圧炉心スプレイ系にも失敗する事故シーケンスである。ＴＢＵにおいては直流電源が健全であるため，設計基準事故対処設備及び重大事
故等対処設備の計装設備は健全である。一方，ＴＢＤにおいては
区分Ｉ及び区分Ⅱの直流電源の喪失により設計基準事故対処設備の計装設備が機能喪失するが，直流電源は重大事故等対処設備の常設代替直流電源設備が健全であり，重大事故等対処設備の計装設備は緊急用直流母線から給電されるため，直流電源及び計装設
備の機能は維持される。また，ＴＢＤ，ＴＢＵはいずれも事象発
生初期に高圧注水機能が喪失する事故シーケンスであること，主な炉心損傷防止対策はいずれも高圧代替注水系であることから，ひとつのグループとした。
26

①長期ＴＢ②ＴＢＤ，ＴＢＵ③ＴＢＰ
上記①は，炉心注水機能の喪失が重畳しない事故シーケンスグ
ループであるが，②及び③は全交流動力電源の喪失に加えて炉心注水機能が喪失する事故シーケンスグループであり，他の事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」又は「高圧・低圧
注水機能喪失」が重畳する。
審査ガイドでは，全交流動力電源喪失の事故シーケンスグルー
プ の 主 要 解 析 条 件 と し て ， 交 流 動 力 電 源 は 24 時 間 使 用 で き な いものとすることが記載されており，この条件は，炉心注水機能の喪失が重畳しない①の事故シーケンスグループに適用するものと考えられるが，東海第二発電所においては，福島第一原子力発電所における事故の知見を踏まえ，全交流動力電源喪失時の対策の信頼性を向上させる観点から，交流動力電源に依存しない対策として，高圧代替注水系，常設代替直流電源設備及び低圧代替注水系（可搬型）を整備するため，②及び③の事故シーケンスグルー
プ に お い て も 交 流 動 力 電 源 が 24 時 間 使 用 で き な い 条 件 を 適 用 し ，対策の有効性を確認する。
(3-1) 長 期 Ｔ Ｂ
ⅰ)

事故シーケンス①外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（ＲＣＩＣ成功）②サポート系喪失（直流電源故障）＋（外部電源喪失＋）Ｄ
Ｇ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（ＲＣＩＣ成功）

ⅱ)

事故シーケンスグループの特徴
27ⅰ )に 含 ま れ る 事 故 シ ー ケ ン ス は ， 外 部 電 源 喪 失 の 発 生 後 ，
非常用ディーゼル発電機の故障により全交流動力電源喪失が発生し，高圧炉心スプレイ系による炉心冷却に失敗するが，原子炉隔離時冷却系による炉心冷却に成功する事故シーケンスであり，交流電源が復旧しない場合は蓄電池が枯渇することにより原子炉隔離時冷却系の運転継続が不能となり，炉心の冷却が十分に行われずに原子炉が高圧状態で炉心損傷に至る事故シーケンスである。本事故シーケンスグループに対する対策としては，交流電源に依存しない代替注水手段による原子炉注水が考えられる。
ⅲ)

有効性を確認する主な炉心損傷防止対策
本事故シーケンスグループの対策として，以下の炉心損傷防止対策の有効性を確認する。
・原子炉隔離時冷却系
・低圧代替注水系（可搬型）・原子炉手動減圧・代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）・残留熱除去系
・常設代替高圧電源装置
・常設代替直流電源設備

ⅳ)

選定した重要事故シーケンス①外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（ＲＣＩＣ成功）

ⅴ)

選定理由
「長期ＴＢ」に分類される①及び②の事故シーケンスのうち，着眼点における「高」の数が多い①のシーケンスを重要事故シ28

ーケンスとして選定した。
なお，「長期ＴＢ」に分類される事故シーケンスは，各事故
シーケンスに対して有効と考えられる主な対策に差異がない。
このため，①の事故シーケンスは，②の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。
(3-2) Ｔ Ｂ Ｄ ， Ｔ Ｂ Ｕ
ⅰ)

事故シーケンス③外部電源喪失＋直流電源失敗＋高圧炉心冷却失敗④外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗⑤サポート系喪失（直流電源故障）＋（外部電源喪失＋）Ｄ
Ｇ失敗＋高圧炉心冷却失敗

ⅱ)

事故シーケンスグループの特徴
ⅰ )に 含 ま れ る 事 故 シ ー ケ ン ス は ， 外 部 電 源 喪 失 の 発 生 後 ，
直流電源又は非常用ディーゼル発電機の故障により全交流動力
電源喪失が発生し，高圧炉心冷却にも失敗することにより，炉心の冷却が十分に行われずに原子炉が高圧状態で炉心損傷に至る事故シーケンスである。本事故シーケンスグループに対する対策としては，交流電源に依存しない高圧代替注水手段による
原子炉注水，又は代替直流電源による原子炉減圧後の低圧代替
注水手段による原子炉注水が考えられる。

ⅲ)

有効性を確認する主な炉心損傷防止対策
本事故シーケンスグループの対策として，以下の炉心損傷防止対策の有効性を確認する。
・高圧代替注水系
・低圧代替注水系（可搬型）29

・原子炉手動減圧・代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）・残留熱除去系
・常設代替高圧電源装置
・常設代替直流電源設備
ⅳ)

選定した重要事故シーケンス③外部電源喪失＋直流電源失敗＋高圧炉心冷却失敗

ⅴ)

選定理由
着眼点における「高」の数が最も多い③の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。
なお，「ＴＢＤ，ＴＢＵ」に分類される事故シーケンスは，各事故シーケンスに対して有効と考えられる主な対策に差異はないが，③の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必要となることから，④及び⑤の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。

(3-3)Ｔ Ｂ Ｐ
ⅰ)

事故シーケンス⑥外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰ
ＣＳ失敗⑦サポート系喪失（直流電源故障）＋（外部電源喪失＋）Ｄ
Ｇ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗

ⅱ)

事故シーケンスグループの特徴
ⅰ )に 含 ま れ る 事 故 シ ー ケ ン ス は ， 外 部 電 源 喪 失 の 発 生 後 ，
非常用ディーゼル発電機の故障により全交流動力電源喪失が発生し，高圧炉心スプレイ系の運転に失敗するとともに逃がし安30

全弁再閉鎖失敗により原子炉圧力が徐々に低下することで，原子炉隔離時冷却系が運転不能となることにより，炉心の冷却が十分に行われずに，原子炉が低圧状態で炉心損傷に至る事故シーケンスである。本事故シーケンスグループへの対策としては，交流電源に依存しない代替注水手段による原子炉注水が考えられる。
ⅲ)

有効性を確認する主な炉心損傷防止対策
本事故シーケンスグループの対策として，以下の炉心損傷防止対策の有効性を確認する。
・原子炉隔離時冷却系
・高圧代替注水系
・低圧代替注水系（可搬型）・原子炉手動減圧・代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）・残留熱除去系
・常設代替高圧電源装置
・常設代替直流電源設備

ⅳ)

選定した重要事故シーケンス⑥外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧
炉心冷却失敗ⅴ)

選定理由
着眼点における「高」の数が最も多い⑥の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。なお，「ＴＢＰ」に分類される事故シーケンスは，各事故シーケンスに対して有効と考えられる主な対策に差異がない。このため，⑥の事故シーケン31

スは，⑦の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと
考える。
(4)
ⅰ)

崩壊熱除去機能喪失
事故シーケンス①過渡事象＋ＲＨＲ失敗②過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗③外部電源喪失＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）④外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）⑤外部電源喪失＋直流電源失敗（ＨＰＣＳ成功）⑥手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋ＲＨＲ失敗⑦手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再
閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗⑧サポート系喪失（自動停止）＋ＲＨＲ失敗⑨サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋
ＲＨＲ失敗⑩サポート系喪失（直流電源故障）＋（外部電源喪失＋）ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）⑪サポート系喪失（直流電源故障）＋（外部電源喪失＋）Ｄ
Ｇ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⑬大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗

ⅱ)

事故シーケンスグループの特徴
ⅰ )に 含 ま れ る 事 故 シ ー ケ ン ス は ， 運 転 時 の 異 常 な 過 渡 変 化等の発生後，原子炉の注水等の炉心冷却に成功するものの，格32

納容器からの崩壊熱除去機能が喪失することで，炉心損傷前に格納容器が破損し，その後，炉心損傷に至る事故シーケンスである。本事故シーケンスグループに対する対策としては，代替除熱手段による格納容器除熱が考えられる。
ⅲ)

有効性を確認する主な炉心損傷防止対策
機能喪失した崩壊熱除去機能に対する代替除熱手段として，
ＲＨＲ故障時及び取水機能喪失時の状況を想定し，それぞれ以下の炉心損傷防止対策の有効性を確認する。
[Ｒ Ｈ Ｒ 故 障 時 ]・原子炉隔離時冷却系
・高圧炉心スプレイ系
・低圧代替注水系（常設）・原子炉手動減圧・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
・常設代替直流電源設備[取 水 機 能 喪 失 時 ]・原子炉隔離時冷却系
・低圧代替注水系（常設）・原子炉手動減圧・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
33

ⅳ)

選定した重要事故シーケンス①過渡事象＋ＲＨＲ失敗

ⅴ)

選定理由
着眼点における「高」の数が最も多い事故シーケンスのうち，
事故シーケンスグループ内のシーケンスの特徴を代表する観点から，①の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。なお，ａ．の着眼点について，⑥〜⑨のシーケンスはサポート系 1 区分の喪失を起因としており，他の区分は健全である
ため，対応手段が著しく制限される状態ではない。また，③，④，⑤，⑨，⑩のシーケンスは交流電源の喪失により崩壊熱除去機能が喪失しているものの，代替電源により崩壊熱除去機能の回復が可能であることから，対応手段が著しく制限される状態ではない。
以上を踏まえ，本事故シーケンスグループに対する主要な炉
心損傷防止対策の電源を代替電源とすると，各事故シーケンスに対して有効と考えられる主な対策に差異がない。このため，①の事故シーケンスは，②〜⑬の事故シーケンスに対して包絡性 を 有 し て い る も の と 考 え る （ 別 紙 4） 。

(5)ⅰ)

原子炉停止機能喪失
事故シーケンス①過渡事象＋原子炉停止失敗②サポート系喪失（自動停止）＋原子炉停止失敗③中小破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗④大破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗

ⅱ)

事故シーケンスグループの特徴
34ⅰ )に 含 ま れ る 事 故 シ ー ケ ン ス は ， 運 転 時 の 異 常 な 過 渡 変 化等の発生後，原子炉停止機能を喪失し，設計上の除熱能力を超える熱が格納容器に負荷されることで炉心損傷前に格納容器が破損し，その後，炉心損傷に至る事故シーケンスである。本事
故シーケンスグループにへの対策としては，代替原子炉停止手段による原子炉出力抑制が考えられる。
ⅲ)

有効性を確認する主な炉心損傷防止対策
機能喪失した原子炉停止機能に対する代替原子炉停止手段として，以下の炉心損傷防止対策の有効性を確認する。
・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

ⅳ)

選定した重要事故シーケンス①過渡事象＋原子炉停止失敗

ⅴ)

選定理由
着眼点における「高」の数が最も多い①の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。
なお，本事故シーケンスグループではＬＯＣＡを起因とする③及び④の事故シーケンスについても抽出されている。ＬＯＣ
Ａを起因とする場合，水位低下の観点では厳しいものの，水位低下及びＬＯＣＡに伴う原子炉減圧によってボイド率が上昇し，負の反応度が投入されると考えられることから，事象発生直後の反応度投入に伴う出力抑制の観点では，過渡事象を起因とす
35

る①の事故シーケンスが厳しいと考えられる。また，ＬＯＣＡを起因とする場合，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，本事故シーケンス
グループに対する対策である代替制御棒挿入機能に期待することにより対応可能である。さらに，ＬＯＣＡと原子炉停止機能喪失が重畳する③及び④の事故シーケンスのＣＤＦはいずれも1×10 − １ ０ ／ 炉 年 未 満 で あ り ， 重 要 事 故 シ ー ケ ン ス で あ る ① の事故シーケンスと比較しても極めて小さい。これらを踏まえると，反応度制御の観点で厳しい過渡事象を起因とする①の事故
シーケンスは，本事故シーケンスグループにおいて代表性を有しているものと考える。
(6)ⅰ)

ＬＯＣＡ時注水機能喪失
事故シーケンス①中小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗②中小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

ⅱ)

事故シーケンスグループの特徴
ⅰ )に 含 ま れ る 事 故 シ ー ケ ン ス は ， Ｌ Ｏ Ｃ Ａ の 発 生 後 ， 高 圧
注水機能の喪失に加え，低圧注水機能又は原子炉減圧機能を喪失し，炉心の冷却が十分に行われずに炉心損傷に至る事故シー
ケンスである。本事故シーケンスグループへの対策としては，
代替注水手段による原子炉注水が考えられる。

ⅲ)

有効性を確認する主な炉心損傷防止対策
機能喪失した注水機能に対する代替注水手段として，以下の炉心損傷防止対策の有効性を確認する。
・低圧代替注水系（常設）36・原子炉手動減圧・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
・常設代替直流電源設備
ⅳ)

選定した重要事故シーケンス①中小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

ⅴ)

選定理由
着眼点における「高」の数が最も多い①の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。
なお，本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンス
は，重畳する機能喪失が低圧炉心冷却機能喪失又は原子炉減圧機能喪失である点で異なっているが，ⅲ）で示したとおり有効と考えられる主な対策に差異がない。このため，重要事故シーケンスとして選定した低圧炉心冷却機能が喪失する①の事故シーケンスは，原子炉減圧機能が喪失する②の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。

(7)ⅰ)

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）
事故シーケンス①インターフェイスシステムＬＯＣＡ

ⅱ)

事故シーケンスグループの特徴
ⅰ )に 含 ま れ る 事 故 シ ー ケ ン ス は ， イ ン タ ー フ ェ イ ス シ ス テ
ムＬＯＣＡの発生後，破損箇所の隔離に失敗し，格納容器貫通配管からの漏えいが防止できずに炉心損傷に至る事故シーケンスである。本事故シーケンスグループに対する対策としては，
37

破損系統の隔離及び破損系統を除くＥＣＣＳによる原子炉注水が考えられる。
ⅲ)

有効性を確認する主な炉心損傷防止対策
インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時における対策として，以下の炉心損傷防止対策の有効性を確認する。
・破損系統を除く原子炉注水機能
・原子炉手動減圧・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

ⅳ)

選定した重要事故シーケンス①インターフェイスシステムＬＯＣＡ

ⅴ)

選定理由
抽出された事故シーケンスが 1 つであることから，①を重要
事故シーケンスとして選定した。

(8)

津波浸水による注水機能喪失
ⅰ)

事故シーケンス①原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失②最終ヒートシンク喪失（ＲＣＩＣ成功）③最終ヒートシンク喪失＋高圧炉心冷却失敗④最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

ⅱ)

事故シーケンスグループの特徴
ⅰ )に 含 ま れ る 事 故 シ ー ケ ン ス は ， 防 潮 堤 を 越 流 し た 津 波 により非常用海水ポンプが被水・没水し，最終ヒートシンクが喪失することにより，炉心損傷に至る事故シーケンスである。本38

事故シーケンスグループに対する対策としては，津波防護対策が考えられる。
ⅲ)

有効性を確認する主な炉心損傷防止対策
津波浸水による注水機能喪失発生時における対策として，以下 の 炉 心 損 傷 防 止 対 策 の 有 効 性 を 確 認 す る （ 別 紙 5） 。
・津波防護対策
・原子炉隔離時冷却系
・低圧代替注水系（常設）・原子炉手動減圧・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

ⅳ)

選定した重要事故シーケンス①原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失

ⅴ)

選定理由
着眼点における「高」の数が最も多い①の事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。
なお，「津波浸水による注水機能喪失」に分類される事故シーケンスは，各事故シーケンスに対して有効と考えられる主な対策に差異がない。このため，①の事故シーケンスは②〜④の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。

なお，各事故シーケンスグループにおける内部事象を起因とする
事故シーケンスについて，炉心損傷に至る要因をカットセットレベ
39

ルまで展開し，炉心損傷頻度の事故シーケンスに対する寄与割合の観点で主要なカットセットに対して，炉心損傷防止対策が概ね有効
で あ る こ と を 確 認 し て い る （ 別 紙 6） 。
また，各事故シーケンスグループにおける地震又は津波を起因とする事故シーケンスについても，地震により直接炉心損傷に至る事
故シーケンスを除いて，炉心損傷に至る要因をカットセットレベル
まで展開し，主要なカットセットに対して炉心損傷防止対策が概ね有 効 で あ る こ と を 確 認 し て い る （ 別 紙 7） 。

40

第 1−1 表 イベントツリーにより抽出した事故シーケンス
高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

○

○

−

シーケンス
No.
(1)

逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

○

○

−

(2)

高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

○

○

−

(3)

ＲＨＲ失敗

○

○

−

(4)

逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗

○

○

−

(5)

起因事象

過渡事象

外部電源喪失手動停止／
サポート系喪失（手動停止）

サポート系喪失（自動停止）

事故シーケンス

内部 地震 津波

原子炉停止失敗

○

○

−

(6)

ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（ＲＣＩＣ成功）

○

○

−

(7)

ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗

○

○

−

(8)

ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗

○

○

−

(9)

直流電源失敗＋ＨＰＣＳ失敗

○

○

−

(10)

ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）

○

○

−

(11)

ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）

○

○

−

(12)

直流電源失敗（ＨＰＣＳ成功）

○

○

−

(13)

直流電源喪失＋原子炉停止失敗

−

○

−

(14)

交流電源喪失＋原子炉停止失敗

−

○

−

(15)

高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

○

−

−

(16)

逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

○

−

−

(17)

高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

○

−

−

(18)

ＲＨＲ失敗

○

−

−

(19)

逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗

○

−

−

(20)

高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

○

−

−

(21)

逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

○

−

−

(22)

高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

○

−

−

(23)

ＲＨＲ失敗

○

−

−

(24)

逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗

○

−

−

(25)

原子炉停止失敗

○

−

−

(26)

（外部電源喪失＋）ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（ＲＣＩＣ成功）

○

−

−

(27)

（外部電源喪失＋）ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗
サポート系喪失（外部電源喪失＋）ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗（直流電源故障）（外部電源喪失＋）ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）

○

−

−

(28)

○

−

−

(29)

○

−

−

(30)

（外部電源喪失＋）ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）

○

−

−

(31)

高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

○

−

−

(32)

高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

○

−

−

(33)

ＲＨＲ失敗

○

−

−

(34)

原子炉停止失敗

○

−

−

(35)

高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

○

−

−

(36)

ＲＨＲ失敗

○

−

−

(37)

原子炉停止失敗

○

−

−

(38)

インターフェイス
インターフェイスシステムＬＯＣＡ
システムＬＯＣＡ

○

−

−

(39)

原子炉建屋損傷

−

○

−

(40)

格納容器損傷

−

○

−

(41)

原子炉圧力容器損傷

−

○

−

(42)

格納容器バイパス

−

○

−

(43)

中小破断ＬＯＣＡ

大破断ＬＯＣＡ

地震に伴う損傷

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ

津波に伴う損傷

−

○

−

(44)

計装・制御系喪失

ＬＯＣＡ

−

○

−

(45)

防潮堤損傷

−

−

○

(46)

原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失

−

−

○

(47)

最終ヒートシンク喪失（ＲＣＩＣ成功）

−

−

○

(48)

最終ヒートシンク喪失＋ＲＣＩＣ失敗

−

−

○

(49)

最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

−

−

○

(50)

41

第 1−2 表

ＰＲＡの結果に基づく新たな事故シーケンスグループの検討

事故シ−ケンス

過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

事故シ−ケンス別ＣＤＦ（／炉年）
シ−ケン
スNo.
津波
地震
合計
内部事象

全ＣＤＦに
対する割合
（％）

(1)

3.2E-10

4.6E-07−

4.6E-070.6

過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗(2)2.0E-10

2.5E-09−

2.7E-09＜0.1

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(16)

4.2E-10−−

4.2E-10＜0.1

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(17)

4.3E-11−−

4.3E-11＜0.1

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(21)

2.5E-09−−

2.5E-09＜0.1

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(22)3.0E-11−−

3.0E-11＜0.1

過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗(3)9.4E-09

1.3E-06−

1.3E-06

1.7

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗(18)

2.6E-09−−

2.6E-09＜0.1

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(23)8.3E-09−−

8.3E-09＜0.1

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（ＲＣＩＣ成功）(7)

5.7E-08

5.6E-09−

6.3E-08＜0.1

サポート系喪失（直流電源故障）＋（外部電源喪失＋）ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（ＲＣＩＣ成功）(27)

2.0E-08−−2.0E-08

外部電源喪失＋直流電源失敗＋ＨＰＣＳ失敗(10)

6.0E-12

2.1E-06−

2.1E-062.8

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗(9)

3.0E-10

2.4E-09−

2.7E-09＜0.1

サポート系喪失（直流電源故障）＋（外部電源喪失＋）ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗(29)

2.3E-10−−

2.3E-10＜0.1

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗(8)2.0E-10

4.4E-07−

4.5E-070.6

サポート系喪失（直流電源故障）＋（外部電源喪失＋）ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗(28)

2.1E-08−−

2.1E-08＜0.1

過渡事象＋ＲＨＲ失敗(4)

4.4E-05

5.4E-06−

4.9E-0565.1

過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗(5)

3.8E-07

2.9E-08−

4.1E-070.5

外部電源喪失＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）(19)

6.9E-07

6.4E-08−

7.5E-071.0

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）(20)

3.6E-09

3.5E-10−

4.0E-09＜0.1

外部電源喪失＋直流電源失敗（ＨＰＣＳ成功）(24)

6.9E-10

1.2E-11−

7.0E-10＜0.1

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋ＲＨＲ失敗(25)

9.9E-06−−

9.9E-06

13.2

解釈1−1
との対応

事故シ−ケンスグル−プ

グル−プ別 全ＣＤＦに
ＣＤＦ
対する割合
（／炉年）
（％）

解釈1−2
との対応

42

高圧・低圧注水機能喪失

4.7E-070.6

1−2(a)

高圧注水・減圧機能喪失

1.3E-06

1.8

1−2(a)

全交流動力電源喪失

2.7E-06

3.6

1−2(a)

崩壊熱除去機能喪失

6.6E-0587.6

1−2(b)

原子炉停止機能喪失

1.4E-070.2

1−2(b)

3.2E-10＜0.1

1−2(a)＜0.1

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(33)

5.2E-08−−

5.2E-08

サポート系喪失（自動停止）＋ＲＨＲ失敗(37)

1.7E-06−−

1.7E-06

2.3

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(11)

8.9E-09−−

8.9E-09＜0.1

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）(12)

4.1E-06−−

4.1E-06

5.4

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）(13)

2.1E-08−−

2.1E-08＜0.1

1−1(a)
の事故
シーケンス

＜0.1

中小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗(31)

7.4E-08−−

7.4E-08＜0.1

大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗(30)

3.0E-09−−

3.0E-09＜0.1

過渡事象＋原子炉停止失敗(6)2.5E-08

7.9E-08−

1.0E-070.1

サポート系喪失（自動停止）＋原子炉停止失敗(26)

3.8E-11−−

3.8E-11＜0.1

中小破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗(38)

5.4E-11−−

5.4E-11＜0.1

大破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗(34)

2.2E-12−−2.2E-12＜0.1

直流電源喪失＋原子炉停止失敗

(14)

−

2.6E-08−

2.6E-08＜0.1

交流電源喪失＋原子炉停止失敗

(15)

−

1.4E-08−

1.4E-08＜0.1

中小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗(35)

1.5E-11−−

1.5E-11＜0.1

中小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗(36)

4.6E-12−−

4.6E-12＜0.1

大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗(32)

1.4E-12−−

1.4E-12

＜0.1

(44)

−

3.0E-10−3.0E-10＜0.1−

インターフェイスシステムＬＯＣＡ(39)

4.8E-10−−

4.8E-10＜0.1

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

4.8E-10＜0.1

1−2(b)

原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失

(47)

−

−

7.6E-07

7.6E-07

1.0

最終ヒートシンク喪失（ＲＣＩＣ成功）

(48)

−

−

3.2E-06

3.2E-06

4.2

最終ヒートシンク喪失＋高圧炉心冷却失敗

(49)

−

−

1.1E-08

1.1E-08＜0.1

津波浸水による注水機能喪失

4.0E-06

5.3

1-2(a)

最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

(50)

−

−

1.7E-08

1.7E-08＜0.1

原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ

ＬＯＣＡ）

原子炉建屋損傷(40)−

1.5E-07−

1.5E-070.2

格納容器損傷(41)−

4.1E-09−

4.1E-09＜0.1

原子炉圧力容器損傷(42)−

2.2E-07−

2.2E-070.3

格納容器バイパス(43)−

3.2E-08−

3.2E-08＜0.1

計装・制御系喪失(45)−

3.7E-10−

3.7E-10

＜0.1

−

−

3.3E-07

3.3E-070.4

6.1E-05

1.0E-05

4.3E-06

7.5E-05

100.0

防潮堤損傷

(46)
合計

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

1−1(a)
以外の事故
シーケンス
−

−

−

ハッチング：解釈に基づき想定する事故シ−ケンスグル−プと直接対応せず，全炉心損傷頻度への寄与及び影響度の観点から他の事故シ−ケンスグル−プと比較し，新たな事故シ−ケンスグル−プとしての追加は不要と判断したもの。

1.5E-070.2

4.1E-09＜0.1

2.2E-070.3

3.2E-08＜0.1

3.7E-10＜0.1

3.3E-070.4

7.5E-05

100.0

−

−

第 1−3 表

事故シーケンスグループの主要な炉心損傷防止対策及び炉心損傷頻度

事故シーケン スグループ

・高圧代替注水系
・低圧代替注水系（常設）
2.0E-10
・原子炉手動減圧

過渡事象＋高圧炉心冷却失 敗＋低圧炉心冷却失敗
過渡事象＋逃がし安全弁再 閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
高圧・低圧注 水機能喪失

手動停止／サポート系喪失 （手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
手動停止／サポート系喪失 （手動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低 圧炉心冷却失敗
サポート系喪失（自動停止 ）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
サポート系喪失（自動停止 ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却 失敗
過渡事象＋高圧炉心冷却失 敗＋原子炉減圧失敗

高圧注水・減 圧機能喪失 手動停止／サポート系喪失 （手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
サポート系喪失（自動停止 ）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

サポート系喪失（直流電源 故障）＋（外部電源喪失＋）ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（ＲＣＩＣ 成功）
ＴＢＤ
ＴＢＵ

過渡事象＋逃がし安全弁再 閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗
外部電源喪失＋ＤＧ失敗（ ＨＰＣＳ成功）
外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ 逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）
外部電源喪失＋直流電源失 敗（ＨＰＣＳ成功）
手動停止／サポート系喪失 （手動停止）＋ＲＨＲ失敗
手動停止／サポート系喪失 （手動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗
サポート系喪失（自動停止 ）＋ＲＨＲ失敗

43

サポート系喪失（自動停止 ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗
サポート系喪失（直流電源 故障）＋（外部電源喪失＋）ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）
サポート系喪失（直流電源 故障）＋（外部電源喪失＋）ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗 （ＨＰＣＳ成功）
中小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ 失敗
大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失 敗
過渡事象＋原子炉停止失敗
サポート系喪失（自動停止 ）＋原子炉停止失敗
中小破断ＬＯＣＡ＋原子炉 停止失敗
大破断ＬＯＣＡ＋原子炉停 止失敗
直流電源喪失＋原子炉停止 失敗 ※２−

4.6E-07

0.6−

ＬＯＣＡ時注 水機能喪失
中小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉 心冷却失敗＋原子炉減圧失敗 ※３

大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心 冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗 ※４−−

4.2E-10＜0.1

4.3E-11−−

4.3E-11＜0.1

2.5E-09−−

2.5E-09＜0.1

3.0E-11−−

3.0E-11＜0.1

・高圧代替注水系
・低圧炉心スプレイ系
・過渡時自動減圧機能・残留熱除去系

9.4E-09

1.3E-06−

1.3E-06

1.7

2.6E-09−−

2.6E-09＜0.1

8.3E-09−−

8.3E-09＜0.1

5.7E-08

5.6E-09−

6.3E-08＜0.1

2.0E-08−−2.0E-08＜0.1

原子炉建屋内浸水による複 数の緩和機能喪失
最終ヒートシンク喪失（Ｒ ＣＩＣ成功）
最終ヒートシンク喪失＋高 圧炉心冷却失敗
最終ヒートシンク喪失＋逃 がし安全弁再閉鎖失敗−−−

6.0E-12

2.1E-06−

2.1E-06

2.8

2.0E-10

4.4E-07−

4.5E-070.6

2.1E-08−−

2.1E-08＜0.1

3.0E-10

2.4E-09−

2.7E-09＜0.1

2.3E-10−−

2.3E-10＜0.1[ＲＨＲ故障時]
・原子炉隔離時冷却系
・高圧炉心スプレイ系
・低圧代替注水系（常設）・原子炉手動減圧
・代替循環冷却系
・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
・常設代替直流電源設備

4.4E-05

5.4E-06−

4.9E-05

65.1

3.8E-07

2.9E-08−

4.1E-070.5

6.9E-07

6.4E-08−

7.5E-071.0

3.6E-09

3.5E-10−

4.0E-09＜0.1

6.9E-10

1.2E-11−

7.0E-10＜0.1

9.9E-06−−

9.9E-06

13.2

5.2E-08−−

5.2E-08＜0.1[取水機能喪失時]
・原子炉隔離時冷却系
・低圧代替注水系（常設）・原子炉手動減圧・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

1.7E-06−−

1.7E-06

2.3

8.9E-09−−

8.9E-09＜0.1

4.1E-06−−

4.1E-06

5.4

2.1E-08−−

2.1E-08＜0.1

7.4E-08−−

7.4E-08＜0.1

3.0E-09−−

3.0E-09＜0.1

・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

2.5E-08

7.9E-08−

1.0E-070.1

3.8E-11−−

3.8E-11＜0.1

5.4E-11−−

5.4E-11＜0.1

2.2E-12−−2.2E-12＜0.1−

2.6E-08−

2.6E-08＜0.1−−
7.6E-07
7.6E-071.0・津波防護対策
・原子炉隔離時冷却系
・低圧代替注水系（常設）−
3.2E-06
3.2E-064.2
・原子炉手動減圧・残留熱除去系−
1.1E-08
1.1E-08＜0.1
・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−
1.7E-08
1.7E-08
＜0.1

グル−プ別
ＣＤＦ
（／炉年）

全ＣＤＦ ※１
対する割合（％）

4.7E-070.6

1.3E-06

1.8

2.7E-06

3.6

6.6E-05

87.6

備考

＜0.1

4.2E-10・破損系統を除く原子炉注 水機能・原子炉手動減圧・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

インターフェイスシステム ＬＯＣＡ

2.7E-09・代替格納容器スプレイ冷 却系（常設）・代替循環冷却系
・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
・常設代替直流電源設備

・高圧代替注水系
・低圧代替注水系（常設）・原子炉手動減圧・代替格納容器スプレイ冷 却系（常設）・代替循環冷却系
・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
・常設代替直流電源設備

中小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉 心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗 ※３※3※4

4.6E-07−

交流電源喪失＋原子炉停止 失敗 ※２※1※2

3.2E-10・原子炉隔離時冷却系
・上記の点線枠内の対策

過渡事象＋ＲＨＲ失敗

津波浸水による
注水機能喪失合計

サポート系喪失（直流電源 故障）＋（外部電源喪失＋）ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗

サポート系喪失（直流電源 故障）＋（外部電源喪失＋）ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗 ＋ＨＰＣＳ失敗

格納容器バイ パス

津波

・上記の点線枠内の対策

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ 逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗

原子炉 停止機能喪失

地震

外部電源喪失＋直流電 源失敗＋ＨＰＣＳ失敗
外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ 高圧炉心冷却失敗

ＴＢＰ

崩壊熱除去
機能喪失

2.5E-09

全ＣＤＦ ※１に対す る割合（％）

内部事象

・原子炉隔離時冷却系
・低圧代替注水系（可搬型 ）・原子炉手動減圧・代替格納容器スプレイ冷 却系（可搬型）・残留熱除系
・常設代替高圧電源装置
・常設代替直流電源設備

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ ＨＰＣＳ失敗（ＲＣＩＣ成功）
長期ＴＢ

全交流動力
電源喪失

事故シ−ケンス別Ｃ ＤＦ（／炉年）

対応す る主要な炉心損傷防止対 策

事故シーケン ス−

1.4E-08−

1.4E-08＜0.1

1.5E-11−−

1.5E-11＜0.1

4.6E-12−−

4.6E-12＜0.1

1.4E-12−−

1.4E-12＜ 0.1

4.8E-10−−

4.8E-10

＜0.1

全炉心損傷
頻度の約
99％を炉心損傷防止対策でカバー

1.4E-070.2

2.2E-11＜0.1

4.8E-10＜0.1

4.0E-06

5.3

合計
6.1E-05
1.0E-05
4.0E-06
7.5E-05
99.0
7.5E-05
99.0−
全ＣＤＦ は第1-2表で新たな事故シ ーケンスグループとしての追加は不要と判断した事故シーケンス の炉心損傷頻度を含む。
地震発生 と同時に最大の地震加速度を受けるものとして評価している地震 レベル１ＰＲＡの設定上抽出された事故シーケンスであるが，地 震時の挙動を現実的に想定すると，基準地震動よりも十分小さな 加速度でスクラム信号「地震加速度大」が発信し，炉内構造物が 損傷する加速度に到達する前に制御棒の挿入が完 了すると考えられることから，現実的には発生しがたいと考え， 炉心損傷防止対策の有効性を確認する対象としては取り扱わない と判断した事故シーケンス。
ＬＯＣＡ の破断規模が大きい場合は，国内外の先進的な対策を考慮しても 炉心損傷を防止することが困難な事故シーケンス。
国内外の 先進的な対策を考慮しても炉心損傷を防止することが困難な事故 シーケンス。

第 1−4 表
事故シーケン ス
グループ

事 故シー ケンス

重要事故シーケンス等の選定（1／2）
a

b

c

d

低

高

高

高

低

高

高

低

中

低

低

低

中

低

低

低

中

高

高

低

中

高

高

低

低

高

高

高

・低圧炉心 スプレイ系② 手動停 止／サポー ト系喪 失（手 動停止 ）＋高 圧炉心 冷却 失敗
・過渡時自 動減圧機能＋ 原子炉 減圧失敗
・残留熱除 去系

中

低

低

低

③ サポー ト系喪失（ 自動停 止）＋ 高圧炉 心冷却 失敗＋ 原子 炉減
圧 失敗

中

高

高

低

高

低

低

高

◎ ① 過渡事象＋ 高圧炉心冷却失敗＋低圧炉 心冷却失敗−② 過渡事 象＋逃がし 安全弁 再閉鎖 失敗＋ 高圧炉 心冷却 失敗 ＋低圧 炉心冷 却失敗

・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
・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−
・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
−
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

−

−

44

・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＋Ｈ ＰＣＳ失敗 （ＲＣ ＩＣ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＋Ｄ Ｇ失敗 ＋逃が し安全 弁再閉 鎖失敗 ＋Ｈ ＰＣ ・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＋ ＨＰＣ Ｓ失敗
・常設代替 直流電源設備◎
ＴＢＰ

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

◎ ： 重要事故シ ーケンスとして選定したシ ーケンス

高

低

低

中

高

高

高

高

高

高

高

中

高

高

高

低

高

中

中

高

高

中

中

中

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

a. 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 数の 設備が機能喪失することか ら「中」とした。
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」とした。原子 炉を通常停止させる 手
動 停止／サポート系喪失（手 動停止）については「低」とした。
c. 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
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
ケ ンスを「低」とした。
d. 事 故シーケンスグループの中 で最もＣＤＦの高いドミナントシーケ ンスを「高」，事故
シ ーケンスグループ別ＣＤＦ に対して1％以上 の事 故シー ケンス を「中 」，1％未満の事 故シ ーケンスを「低」とした。

a. サ ポート系喪失を起因とする 事故シーケンスは，系統間機能依存性 によって当該区分の 複
数 の設備が機能喪失すること から「中」とした。
b. 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
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 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
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
シ ーケンスについては「低」 とした。
d. 事 故シーケンスグループの中 で最もＣＤＦの高いドミナントシーケ ンスを「高」，事故
シ ーケンスグループ別ＣＤＦ に対して1％以上 の事 故シー ケンス を「中 」，1％未満の事 故シ ーケンスを「低」とした。
a. い ずれの事故シーケンスも全 交流動力電源喪失に至り，電源を必要 とする多くの設備が 機
能 喪失することから「高」と した。
b. い ずれの事故シーケンスにお 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。
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。
d. 長 期ＴＢの中で最もＣＤＦの 高いドミナントシーケンスを「高」， 1％ 以上の事故シ ーケ
ン スを「中」，1％ 未満の 事故シ ーケンスを「 低」 とした 。

a. い ずれの事故シーケンスも全 交流動力電源喪失に至り，電源を必要 とする多くの設備が 機
能 喪失することから「高」と した。
b. い ずれの事故シーケンスも事 象初期から原子炉への注水に失敗して 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。
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。
d. Ｔ ＢＤ及びＴＢＵの中で最も ＣＤＦの高いドミナントシーケンスを 「高」，1％以上 の事
故 シーケンスを「中」，1％未満 の事故シーケ ンス を「低 」とし た。

a. い ずれの事故シーケンスも全 交流動力電源喪失に至り，電源を必要 とする多くの設備が 機
能 喪失することから「高」と した。
b. い ずれの事故シーケンスも原 子炉圧力の低下により原子炉隔離時冷 却系が使用不能とな る
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。
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。
d. Ｔ ＢＰの中で最もＣＤＦの高 いドミナントシーケンスを「高」，1％以 上の事故シー ケン
ス を「中」，1％未 満の事 故シー ケンスを「低 」と した。

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

選定し た重 要事故
シ ーケンスと選定理 由

a.の着 眼点に ついて ．③ 〜⑥は サポー ト系１ 区分の 喪失を起因と してい るが， 他の 区分は 健全で あるた め，対 応手段
が著し く制限 される 状態 ではな い。
b.c.両 着眼点 につい て「 高」と 考えた 事故シ ーケン スとして①， ②，⑤ ，⑥を 抽出 した。
d.頻度 の観点 では① が支 配的と なった 。
以上よ り，① を重要 事故 シーケ ンスと して選 定した 。
なお， 有効と 考えら れる 主な対 策に差 異がな いため ，起因
事象発 生後の 事象進 展が 早いと 考えら れる過 渡事象 を起因とした ①の事 故シー ケン スは， ②〜⑥ の事故 シーケ ンスに対して 包絡性 を有し てい るもの と考え る。

a.の着 眼点に ついて ，② ，③は サポー ト系１ 区分の 喪失を起因と してい るが， 他の 区分は 健全で あるた め，対 応手段
が著し く制限 される 状態 ではな い。
b.c.両 着眼点 につい て， 「高」 と考え た事故 シーケ ンスとして① ，③を 抽出し た。
d.頻度 の観点 では① が支 配的と なった 。
以上よ り，① を重要 事故 シーケ ンスと して選 定した 。
なお， 有効と 考えら れる 主な対 策に差 異がな いため ，起因
事象発 生後の 事象進 展が 早いと 考えら れる過 渡事象 を起因とした ①の事 故シー ケン スは， ②〜③ の事故 シーケ ンスに対して 包絡性 を有し てい るもの と考え る。
a.b.c.の着眼 点につ いて ，全事 故シー ケンス に共通 である
ため， 選定理 由から 除外 した。
d.頻度 の観点 では① が支 配的と なった 。
以上よ り，① を重要 事故 シーケ ンスと して選 定した 。
なお， 有効と 考えら れる 主な対 策に差 異がな いため ，①の事故シ ーケン スは， ②の 事故シ ーケン スに対 して包 絡性を有して いるも のと考 える 。

a.b.c.の着眼 点につ いて ，全事 故シー ケンス に共通 である
ため， 選定理 由から 除外 した。
d.頻度 の観点 では③ が支 配的と なった 。
以上よ り，③ を重要 事故 シーケ ンスと して選 定した 。
なお， 有効と 考えら れる 主な対 策に差 異はな いため ，③の事故シ ーケン スは緊 急用 蓄電池 への直 流電源 の切替 操作が必要と なるこ とから ，④ ，⑤の 事故シ ーケン スに対 して包絡性を 有して いるも のと 考える 。

a.〜d.の着眼 点につ いて ，全事 故シー ケンス に共通 であるが，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。
以上よ り，⑥ を重要 事故 シーケ ンスと して選 定した 。
なお， 有効と 考えら れる 主な対 策に差 異がな いため ，⑥の事故シ ーケン スは， ⑦の 事故シ ーケン スに対 して包 絡性を有して いるも のと考 える 。

第 1−4 表
事故シーケンスグループ

事故シーケンス

重要事故シーケンス等の選定（2／2）
a

b

c

d

低

高

高

低

高

高

高

中

高

高

高

低

高

高

高

低

中

低

低

中

中

低

低

低

− ⑧サポート系喪失（自動停止）＋ＲＨＲ失敗

中

高

高

中

−

中

高

高

低

高

高

高

中

◎ ①過渡事象＋ＲＨＲ失敗

低高− ②過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗

崩壊熱除去
機能喪失

[ＲＨＲ故障時]− ③外部電源喪失＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）
・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

高

高

高

高

低

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

低

高

高

低

低

高

高

低

高

高

高

− ②サポート系喪失（自動停止）＋原子炉停止失敗

45− 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

・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

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

a. 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，系統間機能依存性によって同区分の複数の設備が機能喪失することから「中」とした。
b. 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
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「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
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
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／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。
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％以上のシーケンスを「中」，1％未満のシーケン
スを「低」とした。

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，全て「低」とした。
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「高」とした。
d. 事故シーケンスグループの中で最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」，事故
シーケンスグループ別ＣＤＦに対して1％以上の事故シーケンスを「中」，1％未満の事故
シーケンスを「低」とした。

中

−

−

−

−

高

高

高

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

中 a. 原子炉建屋内浸水を起因とする事故シーケンスでは，建屋内の多くの設備が機能喪失することから「高」とした。最終ヒートシンク喪失を起因とする事故シーケンスでは，除熱を必要とする設備が機能喪失することから「中」とした。
b. 事象初期から原子炉への注水に失敗している事故シーケンスについては「高」，原子炉隔離時冷却系による原子炉注水に成功している事故シーケンスについては，「低」とした。
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
子炉隔離時冷却系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下するまで炉心への注水が継続されるため，事象初期から注水に失敗している事故シーケンスと比較して，事象進展が遅い
ため「中」とした。
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なることから「高」とし，最終ヒートシンク喪失を起因とする事故シーケンスは「中」とした。
d. 最もＣＤＦの高いドミナントシーケンスを「高」，事故シーケンスグループ別ＣＤＦに対低して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。

◎ ：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。

◎ 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

以上より，①を重要事故シーケンスとして選定した。
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る事故シーケンスが含まれるものの，主要な炉心損傷防止
対策の電源を代替電源とする場合，有効と考えられる主な対策に差異がないため，①の事故シーケンスは，②〜⑬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。

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 なお，ＬＯＣＡを起因とする場合，ほう酸水注入系が有効に機能しないことも考えられるが，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。

高・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

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
が著しく制限される状態ではない。また，③，④，⑤，⑨，⑩は電源の喪失により崩壊熱除去機能が喪失している
ものの，代替電源により崩壊熱除去機能の回復が可能であることから，対応手段が著しく制限される状態ではない。
b.c.の両着眼点について，「高」と考えたシーケンスとして①〜⑤，⑧〜⑬を抽出した。
d.頻度の観点では①が支配的となった。

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
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。
-10c. 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 10 ／炉年未満であり，極めて小さい。
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した。
「高」とした。

高◎ ①インターフェイスシステムＬＯＣＡ

選定した重要事故
シーケンスと選定理由

高[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

原子炉停止
機能喪失

格納容器バイパス

着眼点との関係と重要事故シーケンスの選定の考え方

対応する主要な炉心損傷防止対策

a.b.c.の着眼点について，全事故シーケンスに共通である
ため，選定理由から除外した。
d.頻度の観点では①が支配的となった。
以上より，①を重要事故シーケンスとして選定した。
なお，有効と考えられる主な対策に差異がないため，①の事故シーケンスは，②の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。

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した。
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て，津波浸水により建屋内の多くの設備が機能喪失する①を抽出した。
b.の着眼点について，「高」と考えた事故シーケンスとして①，③を抽出した。
c.の着眼点について，「高」と考えた事故シーケンスとして①を抽出した。
d.頻度の観点では②が支配的となった。
以上より，①を重要事故シーケンスとして選定。なお，②は頻度の観点では支配的となるが，津波防護対策に要求される防護高さは津波高さが高くなる①に包絡される。
なお，有効と考えられる主な対策に差異がないため，①の事故シーケンスは②〜④の事故シーケンスに対して包絡性を有しているものと考える。

<(2)抽出した事故シーケンスの整理><(1)事故シーケンスの抽出>必ず想定する事故シーケンスグループ（解釈1−1(a)のシーケンスグループ）

個別プラント評価により抽出するもの（解釈1−1(b)のシーケンスグループ）＜個別プラントの確率論的リスク評価（ＰＲＡ）＞
・内部事象
・外部事象（適用可能なもの）⇒地震，津波＜ＰＲＡに代わる方法による評価＞
・その他の外部事象（火災，溢水，洪水，
風(台風)，竜巻，凍結，降水，積雪 等）⇒これらの外部事象により誘発される起因事象について検討

事故 シ− ケンス 別Ｃ ＤＦ（ ／炉 年）
シ −ケ ン
ス No.
内 部事象
地震
合計
津波

事故 シ− ケンス
過渡 事象 ＋高圧 炉心 冷却失 敗＋ 低圧炉 心冷 却失敗

(1)
(2)

3.2E -10

5 .8E-0 7

2.0E -10

3 .1E-0 9−

全Ｃ ＤＦ に グル ープ別対す る割 合 ＣＤＦ に対 す（ ％）る割合 （％ ）5.8E- 07−0.5

3.3E- 09

4.2E -10−−

4.2E- 10

＜0 .1

＜0.1

4.3E -11−−

4.3E- 11

＜0 .1

＜0.1

(16 )

2.5E -09−−

2.5E- 09

＜0 .1

0. 4

(17 )

3.0E -11(3)

手動 停止 ／サポ −ト 系喪失 （手 動停止 ）＋ 高圧炉 心冷 却失敗 ＋手 動減圧 失敗

9.4E -09(13 )サポ −ト 系喪失 （自 動停止 ）＋ 高圧炉 心冷 却失敗 ＋手 動減圧 失敗−−

1 .4E-0 6

2.6E -09(18 )3.0E- 11−

＜0 .1

1.4E- 06−−

解釈1−2(b)を適用するもの

0. 2

8.3E -09−

外部 電源 喪失＋ ＤＧ 失敗＋ ＨＰ ＣＳ失 敗（ ＲＣＩ Ｃ成 功）(7)

5.7E -08

5 .6E-0 9−

6.3E- 08

＜0 .1

2. 0

サポ −ト 系喪失 （直 流電源 故障 ）＋Ｄ Ｇ失 敗＋Ｈ ＰＣ Ｓ失敗 （Ｒ ＣＩＣ 成功 ）(22 )2.0E -08−−

2.0E- 08

＜0 .1

0. 6

外部 電源 喪失＋ 直流 電源失 敗＋ 高圧炉 心冷 却失敗

(10 )

46

外部 電源 喪失＋ ＤＧ 失敗＋ 逃が し安全 弁再 閉鎖失 敗＋ 高圧炉 心冷 却失敗(9)

サポ −ト 系喪失 （直 流電源 故障 ）＋Ｄ Ｇ失 敗＋逃 がし 安全弁 再閉 鎖失敗 ＋高 圧炉心 冷却 失敗(24 )

外部 電源 喪失＋ ＤＧ 失敗＋ 高圧 炉心冷 却失 敗(8)

サポ −ト 系喪失 （直 流電源 故障 ）＋Ｄ Ｇ失 敗＋高 圧炉 心冷却 失敗(23 )

過渡 事象 ＋ＲＨ Ｒ失 敗

(4 )4.4E -05(27)

7.7E -08(19)

過渡 事象 ＋原子 炉停 止失敗(6 )2.5E -08(28)

5.6E -11(21)

ＬＯ ＣＡ ＋原子 炉停 止失敗
ＬＯ ＣＡ ＋高圧 炉心 冷却失 敗＋ 低圧炉 心冷 却失敗
ＬＯ ＣＡ ＋高圧 炉心 冷却失 敗＋ 原子炉 減圧 失敗
イン タ− フェイ スシ ステム ＬＯ ＣＡ(29)

原子 炉建 屋損傷

1.1E- 05

1.1E- 05−

2 .4E-0 7−

6 .9E-0 9

(32)

−
−

3 .3E-0 8(35)−

6 .5E-1 0

2.4E- 05−−

1.3E- 07

100 .0
0.3

＜0 .1

3.0

1-2(a )

Ｔ ＢＵ

100 .0−

崩壊熱 除去 機能喪 失6.6E- 05

＜0.1

ＴＣ

原子炉 停止 機能喪 失1.3E- 070.1

1-2(b )

78.5

ＡＥ ，Ｓ１ Ｅ，
Ｓ２Ｅ

Ｌ ＯＣＡ 時注 水機能 喪失

2.2E- 11

＜0 .1

1-2(a )

格納 容器バ イパ ス（イ ンタ ー
フェ イスシ ステ ムＬＯ ＣＡ ）4.8E- 10＜0 .1

1-2(b )

津波 浸水に よる 注水機 能喪 失3.5E- 05

32. 7

1-2(a )

4.8E- 10＜0 .1

1.1E- 04

1 00.0ＴＷ ，Ｔ ＢＷ

61. 8

1-2(b )

＜0.1

21.5

100 .0ＩＳ ＬＯ ＣＡ

10. 3

31.4
68.0

＜0 .1

解釈1−1(a)以外のシーケンスグループ

0. 4

4.8E- 10100 .0Ｔ ＱＵ Ｖ

原 子炉 建屋損 傷

2.4E- 07
1-1 (a)以外の 事故シーケ ンス

原子 炉圧 力容器 損傷

6.9E- 09

格 納容器 バイ パス＜0 .1

100 .0

解釈1−2(a)を適用するもの（原子炉格納容器の機能に期待できるもの）

ＴＢＵ
ＴＷ

0. 2
0.1

格納容 器損 傷
100 .0＜0 .1

4 .8E-1 0
6.5E- 10

3.2E- 06

例：ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

15.0
＜0.1

＜0 .1

22. 2

8.2E- 08
100 .0＜0 .1

3.0E- 07
3.3E- 08−−

2.4E- 05
1.3E- 070.2

6.9E- 09−−(34)

1-2(a )

全交流 動力 電源喪 失

格納容器破損防止を図る
シーケンスの確認
国内外の先進的な対策を考慮しても炉心損傷防止対策を講じる
ことが困難な事故シーケンスであり，格納容器損傷防止対策に期待できるシーケンス

1-1 (a)の事 故シーケ ンス

8. 7

＜0 .1

4.6E- 128.2E- 08−

2.4E- 07−

3 .0E-0 7(33)

原子 炉冷 却材圧 力バ ウンダ リ喪 失（Ｅ ｘｃ ｅｓｓ ｉｖ ｅ−Ｌ ＯＣ Ａ）

−
−

1.3

炉心損傷防止対策の
有効性評価

0. 6

9.3

＜0 .1

＜0 .1

−

1.4E- 06

＜0.1

−

−

高 圧注水 ・減 圧機能 喪失

Ｔ ＢＰ

0. 6

0.4

＜0 .1

1.7E- 11

4.8E- 10−1-2(a )Ｔ ＱＵ Ｘ

99.9

−

−

−

0.5

Ｔ ＢＤ

0. 1

＜0 .1

3.8E- 11
＜0 .1

−
−

(38 )

(30)
(31)

原子 炉圧 力容器 損傷
格納 容器 バイパ ス

0.1−

5.6E- 11−(41 )格納 容器 損傷

0. 1

4.6E -12

(40 )

78.8
＜0.1

5.4

3.0E- 08(26)

最終 ヒー トシン ク喪 失＋逃 がし 安全弁 再閉 鎖失敗

5.9E- 07

長期 ＴＢ

17.9
＜0 .1

9.9E- 06
5.2E- 08
5.7E- 06−

1.3E- 07高 圧・低 圧注 水機能 喪失

審査ガイドに従い，事故シーケン
スグループごとに重要事故シーケ
ンスを選定

75.5
4.1E- 07

−
−

＜0 .1

−

−

2.4
＜0 .1
＜0 .1

2.1E- 08

−

−
−

−

1.7E -11(39)

最終 ヒー トシン ク喪 失＋高 圧炉 心冷却 失敗

−
46. 7

−

Ｔ ＱＵ Ｖ

0. 6

0.5

7.7E- 08

3.8E -11−(25)

2.5E- 06
3.3E- 09
2.3E- 10

4.8E -10

原子 炉建 屋内浸 水に よる複 数の 緩和機 能喪 失（全 交流 動力電 源喪 失＋最 終ヒ ートシ ンク 喪失）
最終 ヒー トシン ク喪 失（Ｒ ＣＩ Ｃ成功 ）

−

−

−

＜0 .1

5.7E- 07

3 .0E-0 8−

3.0E -08

1 .0E-0 7

サポ −ト 系喪失 （自 動停止 ）＋ 原子炉 停止 失敗

計装 ・制 御系喪 失9.9E -06
5.2E -08

(20)
−

−
−
−
−

5.0E- 05

3.8E -07

(14)
(15)

5.7E -06

サポ −ト 系喪失 （自 動停止 ）＋ 逃がし 安全 弁再閉 鎖失 敗＋Ｒ ＨＲ 失敗
ＬＯ ＣＡ ＋ＲＨ Ｒ失 敗

−

−

(5)

手動 停止 ／サポ −ト 系喪失 （手 動停止 ）＋ 逃がし 安全 弁再閉 鎖失 敗＋Ｒ ＨＲ 失敗
サポ −ト 系喪失 （自 動停止 ）＋ ＲＨＲ 失敗

2 .5E-0 6
3 .0E-0 9

5 .7E-0 7

2.1E -08

5 .8E-0 6

過渡 事象 ＋逃が し安 全弁再 閉鎖 失敗＋ ＲＨ Ｒ失敗
手動 停止 ／サポ −ト 系喪失 （手 動停止 ）＋ ＲＨＲ 失敗

6.0E -12
3.0E -10
2.3E -10

2.0E -10

解釈 1-2と の対 応

崩壊熱除去機能喪失
原子炉停止機能喪失
格納容器バイパス（インターフェ
イスシステムＬＯＣＡ）

99.2
＜0 .1

8.3E- 09

グル −プ別 全Ｃ ＤＦ に対す る割 合Ｃ ＤＦ
（ ％）（／ 炉年）

・
・
・

＜0.1

1.3

2.6E- 09−事 故シ− ケン スグル −プ

高圧・低圧注水機能喪失
高圧注水・減圧機能喪失
全交流動力電源喪失
ＬＯＣＡ時注水機能喪失

0. 6

(11 )
(12 )

サポ −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

解 釈1- 1
との 対応

・
・
・
・

98.9

＜0 .1

手動 停止 ／サポ −ト 系喪失 （手 動停止 ）＋ 高圧炉 心冷 却失敗 ＋低 圧炉心 冷却 失敗
手動 停止 ／サポ −ト 系喪失 （手 動停止 ）＋ 逃がし 安全 弁再閉 鎖失 敗＋高 圧炉 心冷却 失敗 ＋低圧 炉心 冷却失 敗
サポ −ト 系喪失 （自 動停止 ）＋ 高圧炉 心冷 却失敗 ＋低 圧炉心 冷却 失敗
過渡 事象 ＋高圧 炉心 冷却失 敗＋ 手動減 圧失 敗

ＰＲ Ａにお ける
分 類結 果（原子炉格納容器の機能に期待できるもの）(原子炉格納容器の機能に期待することが困難なもの)＜事故シーケンスグループ抽出・炉心損傷頻度算出結果＞
過渡 事象 ＋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

解釈1−2(a)を適用するもの<(3)重要事故シーケンスの選定>−

6.5E- 10(36)−

4 .2E-0 8−

4.2E- 08

＜0 .1

4.2E- 08

＜0 .1

(37)

−

2 .2E-0 8−

2.2E- 08

＜0 .1

2.2E- 08

＜0 .1

6.1E -05
1 .2E-0 5
3.5E- 05
1.1E- 04
10 0.0−−−合計
ハッ チン グ：解 釈に 基づき 想定 する事 故シ −ケン スグ ル−プ と直 接対応 せず ，全炉 心損 傷頻度 への 寄与及 び影 響度の 観点 から他 の事 故シ −ケン スグ ル−プ と比 較し， 新た な事故 シ− ケンス グル −プと して の追加 は不 要と判 断し たもの

0.2
＜0 .1

3.0E- 07
3.3E- 08

Ｅ− ＬＯ ＣＡ

計 装・制 御系 喪失

直流 電源 喪失＋ 原子 炉停止 失敗
交流 電源 喪失＋ 原子 炉停止 失敗

・津波浸水による注水機能喪失

格納容器破損防止対策の
有効性評価

0.3
＜0 .1

−

＜0 .1

−

−

・原子炉建屋損傷
・格納容器損傷
・原子炉圧力容器損傷
・格納容器バイパス・原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ−ＬＯＣＡ
・計装・制御系喪失＜プラント個別に追加すべき事故シーケンスグループの確認＞「解釈1−1(a)の事故シーケンスグループと炉心損傷頻度又は影響度の観点から同程度であるか等から総合的に判断」
全炉心損傷頻度への寄与及び影響度の観点から他の事故シーケンスグループと比較し，新たな事故シーケンスグループとしての追加は不要と判断第 1−1 図事故シーケンスグループ抽出及び重要事故シーケンス選定の全体プロセス

過渡事象

原子炉停止

圧力バウンダリ
健全性

高圧炉心冷却

原子炉減圧

低圧炉心冷却

成功
成功
失敗
成功

成功
成功
成功
失敗

成功

失敗
失敗

失敗
成功
成功
失敗
失敗
成功
成功
失敗
失敗
失敗

47

失敗

事故シーケンス
グループ

No.

炉心損傷なし−崩壊熱除去機能喪失(4)

炉心損傷なし−崩壊熱除去機能喪失(4)

過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

高圧・低圧注水機能喪失(1)

過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

高圧注水・減圧機能喪失(3)

炉心損傷なし−崩壊熱除去機能喪失(5)

炉心損傷なし−崩壊熱除去機能喪失(5)高圧・低圧注水機能喪失(2)

原子炉停止機能喪失

(6)

崩壊熱除去

事故シーケンス

炉心損傷なし過渡事象＋ＲＨＲ失敗
炉心損傷なし過渡事象＋ＲＨＲ失敗

炉心損傷なし過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗
炉心損傷なし過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗
過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷
却失敗
過渡事象＋原子炉停止失敗

第 1−2 図内部事象レベル１ＰＲＡにおけるイベントツリー（1／7）

外部電源喪失

原子炉停止

直流電源

交流電源

高圧炉心冷却

圧力バウンダリ
健全性

No.

過渡事象へ

−

外部電源喪失＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）(11)

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（ＲＣＩＣ成功）

全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）(7)

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗

全交流動力電源喪失（ＴＢＵ）(8)

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）(12)

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗

全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）(9)

外部電源喪失＋直流電源失敗（ＨＰＣＳ成功）

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）(13)

外部電源喪失＋直流電源失敗＋ＨＰＣＳ失敗

全交流動力電源喪失（ＴＢＤ）(10)

原子炉停止機能喪失

(6)

ＲＣＩＣ

成功

過渡事象へ
成功

成功

事故シーケンスグループ

事故シーケンス
ＨＰＣＳ

成功
成功
失敗
失敗
失敗

成功

成功
失敗
失敗
成功
失敗
失敗

失敗

過渡事象＋原子炉停止失敗

48
第 1−2 図内部事象レベル１ＰＲＡにおけるイベントツリー（2／7）

手動停止／
サポート系喪失（手動停止）

圧力バウンダリ
健全性

高圧炉心冷却

原子炉減圧

低圧炉心冷却

崩壊熱除去

成功
成功
失敗
成功

成功
成功
成功
失敗

失敗
失敗

失敗
成功
成功
失敗
失敗

成功
成功
失敗
失敗
失敗

49
第 1−2 図事故シーケンス

炉心損傷なし手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋ＲＨＲ失敗
炉心損傷なし事故シーケンス
グループ

No.

炉心損傷なし−崩壊熱除去機能喪失(19)

炉心損傷なし−崩壊熱除去機能喪失(19)

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉
心冷却失敗

高圧・低圧注水機能喪失(16)

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉
減圧失敗

高圧注水・減圧機能喪失(18)

炉心損傷なし−崩壊熱除去機能喪失(20)

炉心損傷なし−手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋
ＲＨＲ失敗

崩壊熱除去機能喪失(20)

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋
高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

高圧・低圧注水機能喪失(17)

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋ＲＨＲ失敗

炉心損傷なし手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋
ＲＨＲ失敗
炉心損傷なし内部事象レベル１ＰＲＡにおけるイベントツリー（3／7）

サポート系喪失※（自動停止 ）

原子炉停止

圧力バウンダリ
健全性

高圧炉心冷却

原子炉減圧

低圧炉心冷却

成功
成功
失敗
成功

成功
成功
成功
失敗

成功

失敗
失敗

失敗
成功
成功
失敗
失敗
成功
成功
失敗
失敗
失敗

50

失敗

※

事故シーケンス
グループ

No.

炉心損傷なし−崩壊熱除去機能喪失(24)

炉心損傷なし−崩壊熱除去機能喪失(24)

サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

高圧・低圧注水機能喪失(21)

サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

高圧注水・減圧機能喪失(23)

炉心損傷なし−崩壊熱除去機能喪失(25)

炉心損傷なし−サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗

崩壊熱除去機能喪失(25)

サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷
却失敗＋低圧炉心冷却失敗

高圧・低圧注水機能喪失(22)

原子炉停止機能喪失

(26)

崩壊熱除去

事故シーケンス

炉心損傷なしサポート系喪失（自動停止）＋ＲＨＲ失敗
炉心損傷なしサポート系喪失（自動停止）＋ＲＨＲ失敗

炉心損傷なしサポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗
炉心損傷なしサポート系喪失（自動停止）＋原子炉停止失敗

サポート系喪失において，原子炉自動停止に至る事象のうち，直流電源故障については別途評価。

第 1−2 図内部事象レベル１ＰＲＡにおけるイベントツリー（4／7）

サポート系喪失（直流電源故障）

原子炉停止

交流電源

高圧炉心冷却

圧力バウンダリ
健全性

ＨＰＣＳ

成功

サポート系喪失（自動停止）へ−

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）

(30)

成功

サポート系喪失（直流電源故障）＋（外部電源喪失＋）ＤＧ失敗＋Ｈ
ＰＣＳ失敗（ＲＣＩＣ成功）

全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）

(27)

失敗

サポート系喪失（直流電源故障）＋（外部電源喪失＋）ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗

全交流動力電源喪失（ＴＢＵ）

(28)

成功

サポート系喪失（直流電源故障）＋（外部電源喪失＋）ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）

(31)

失敗

サポート系喪失（直流電源故障）＋（外部電源喪失＋）ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗

全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）(29)

原子炉停止機能喪失

(26)

失敗

失敗

失敗

サポート系喪失（自動停止）＋原子炉停止失敗

51

第 1−2 図No.

サポート系喪失（自動停止）へ

成功

失敗

事故シーケンスグループ

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）

成功

成功

事故シーケンス

ＲＣＩＣ

内部事象レベル１ＰＲＡにおけるイベントツリー（5／7）

大破断
ＬＯＣＡ

原子炉停止

高圧炉心冷却

低圧炉心冷却

成功
失敗
成功
失敗

崩壊熱除去機能喪失(37)

炉心損傷なし−崩壊熱除去機能喪失(37)

ＬＯＣＡ時注水機能喪失(36)

原子炉停止機能喪失(38)

事故シーケンス
グループ

No.

炉心損傷なし−崩壊熱除去機能喪失(34)

炉心損傷なし−崩壊熱除去機能喪失(34)

中小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

ＬＯＣＡ時注水機能喪失(32)

中小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

ＬＯＣＡ時注水機能喪失(33)

原子炉停止機能喪失(35)

大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗

失敗

大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

失敗

52

−

炉心損傷なし成功

原子炉停止

炉心損傷なし大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗

成功

中小破断
ＬＯＣＡ

No.

事故シーケンス

炉心損傷なし

成功

失敗

事故シーケンス
グループ

崩壊熱除去

大破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗

高圧炉心冷却

原子炉減圧

低圧炉心冷却

崩壊熱除去

成功
成功
失敗
成功

成功
成功
成功
失敗

失敗
失敗

失敗
失敗

事故シーケンス

炉心損傷なし中小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗
炉心損傷なし中小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗

中小破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗

第 1−2 図内部事象レベル１ＰＲＡにおけるイベントツリー（6／7）

インターフェイスシステムＬＯＣＡ

事故シーケンス

インターフェイスシステムＬＯＣＡ

第 1−2 図内部事象レベル１ＰＲＡにおけるイベントツリー（7／7）

事故シーケンス
グループ

No.

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

(39)

53

地震

地震加速度大

原子炉建屋

格納容器

原子炉
圧力容器

格納容器
バイパス

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ

計装・制 御

直流電源

交流電源

外部電源

発生なし
健全
健全
健全
健全
発生なし
発生な し
健全
健全
健全
発生

喪失
喪失
RHR̲A̲ST̲2MD̲RCIC.ft

喪失
喪失

RHR̲A̲CH̲2MD.ft

損傷

LPCI̲B̲TRAN.ft RHR̲A̲ST̲2MD.ft
LPCS̲TRAN.ft

損傷

LPCI̲B̲TRAN.ft
RHR̲A̲ST̲2MD.ft

54
第 1−3 図

No.

−

−

過渡事象

−

外部電源喪失−交流電源喪失−

直流電源喪失−計 装・制御系喪失

発生
発生

損傷

発生する 起因事象

地震レベル１ＰＲＡにおける階層イベントツリー

Ｅｘｃ ｅｓｓｉ ｖｅ

ＬＯＣＡ

(46)
(44)

格 納容器バイパス(43)

原 子炉圧力容器損傷(42)

格納容器損傷(41)

原子炉建屋 損傷

(40)

過渡事象

原子炉停止

逃がし安全弁開放

圧力バウンダリ
健全性

高圧炉心冷却

原子炉減圧

低圧炉心冷却

崩壊熱除去

成功
成功
1.60E-01

失敗
成功

成功
成功
成功

失敗
失敗

成功

失敗

RHR̲A̲ST̲2MD.ft

P1

成功
成功
失敗

成功
失敗

HPCS̲SORV.ft

成功
成功

失敗

失敗
失敗

失敗

事故シーケンス

炉心損傷なし過渡事象＋ＲＨＲ失敗
炉心損傷なし炉心損傷なし−崩壊熱除去機能喪失(4)

炉心損傷なし−崩壊熱除去機能喪失(4)

高圧・低圧注水機能喪失(1)

過渡事象＋高圧炉心冷却失 敗＋原子炉減圧失敗

高圧注水・減圧機能喪失(3)

炉心損傷なし−崩壊熱除去機能喪失(5)

炉心損傷なし−炉心損傷なし過渡事象＋逃がし安全弁再 閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗
炉心損傷なし過渡事象＋逃がし安全弁再 閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗
過渡事象＋逃がし安全弁再 閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷
却失敗
ＬＯ ＣＡ

過渡事象＋原子炉停止失敗

55
第 1−4 図No.

過渡事象＋高圧炉心冷却失 敗＋低圧炉心冷却失敗

過渡事象＋ＲＨＲ失敗

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ

失敗

事故シーケンスグループ

地震レベル１ＰＲＡにおけるイベントツリー（1／3）

崩壊熱除去機能喪失(5)高圧・低圧注水機能喪失

(2)

−

(42)

原子炉停止機能喪失(6)外部電源 喪失

原子炉停 止逃がし安 全弁
開放

直流電 源

交流電 源

高圧 炉心冷却

圧力バウ ンダリ
健全 性

成功
成功
失敗
失敗

失敗

成功

成功
失敗
失敗
成功
失敗
失敗

失敗

過渡事象へ

−

外部電源 喪失＋ＤＧ 失敗（Ｈ ＰＣＳ成 功）

崩壊熱除去 機能喪失 （ＴＢＷ）(11)

過渡事象 へ
成功

成功

No.

ＲＣ ＩＣ

成功

成功

事 故シーケ ンスグルー プ

事故 シーケン ス
ＨＰＣ Ｓ

外部電源 喪失＋ＤＧ 失敗＋Ｈ ＰＣＳ失 敗（ＲＣＩ Ｃ成功）

全 交流動力 電源喪失（ 長期ＴＢ ）(7)

外部電源 喪失＋ＤＧ 失敗＋高 圧炉心冷 却失敗

全交流動力 電源喪失 （ＴＢＵ）(8)

外部電源 喪失＋ＤＧ 失敗＋逃 がし安全 弁再閉鎖失 敗（ＨＰ ＣＳ成功）

崩壊熱除去 機能喪失 （ＴＢＷ）(12)

外部電源 喪失＋ＤＧ 失敗＋逃 がし安全 弁再閉鎖失 敗＋ＨＰ ＣＳ失敗

全交流動力 電源喪失 （ＴＢＰ）(9)

外部電源 喪失＋直流 電源失敗 （ＨＰＣ Ｓ成功）

崩壊熱除去 機能喪失 （ＴＢＷ）(13)

外部電源 喪失＋直流 電源失敗 ＋ＨＰＣ Ｓ失敗

全交流動力 電源喪失 （ＴＢＤ）

(10)

−

(42)

原子 炉停止機能 喪失(5)

Ｅｘｃｅ ｓｓｉｖｅ

失敗

ＬＯＣ Ａ

過渡事象 ＋原子炉停 止失敗

56

第 1−4 図地震レベル１ＰＲＡにおけるイベントツリー（2／3）

交流電源喪失

逃がし安全弁開放

原子炉停止

高圧炉心冷却

圧力バウンダリ
健全性
成功

成功
失敗
失敗
成功
成功
失敗
失敗
失敗

外部電源喪失＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）(11)

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（ＲＣＩＣ成功）

全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）(7)

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗

全交流動力電源喪失（ＴＢＵ）(8)

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）(12)

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗

全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）

(9)

−

(42)

交流電源喪失＋原子炉停止失敗(45)

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ失敗

直流電源喪失

No.

ＲＣＩＣ

成功

成功

事故シーケンスグループ

事故シーケンス
ＨＰＣＳ

ＬＯＣＡ

交流電源喪失＋原子炉停止失敗

原子炉停止

高圧炉心冷却

逃がし安全弁
開放

57

成功
成功
成功

事故シーケンスグループ

No.

外部電源喪失＋直流電源失敗（ＨＰＣＳ成功）

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）(13)

外部電源喪失＋直流電源失敗＋ＨＰＣＳ失敗

全交流動力電源喪失（ＴＢＤ）

(10)

−

(42)

直流電源喪失＋原子炉停止失敗(45)

事故シーケンス
ＨＰＣＳ

失敗
失敗

ＲＣＩＣ

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ

失敗

ＬＯＣＡ

直流電源喪失＋原子炉停止失敗

第 1−4 図地震レベル１ＰＲＡにおけるイベントツリー（3／3）

津波（津波高さ）

防潮堤損傷（T.P.＋24m〜）

原子炉建屋内浸水（T.P.＋22m〜24m）

最終ヒートシンク喪失（T.P.＋20m〜22m）
発生なし

発生なし
発生なし

発生
発生

No.

−

−

最終ヒートシンク喪失（T.P.＋20m〜22m）−

原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（T.P.＋22m〜24m）

※

※

発生

※

発生する起因事象

防潮堤損傷（T.P.＋24m〜）

(47)
(46)

炉心損傷直結のためイベントツリーは展開しない。

第 1−5 図津波レベル１ＰＲＡにおける階層イベントツリー

58
最終ヒートシンク喪失

圧力バウンダリ健全性

高圧炉心冷却

成功

事故シーケンス

事 故シーケンスグループ

No.

最終ヒートシンク喪失（ＲＣＩＣ成功 ）津波 浸水による注水機能喪失(48)

最終ヒートシンク喪失＋高圧炉心冷却 失敗

津波 浸水による注水機能喪失(49)

最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁 再閉鎖失敗

津波 浸水による注水機能喪失

(50)

成功
失敗

失敗

第 1−6 図津波レベル１ＰＲＡにおけるイベントツリー

全交流動力
電源喪失
津波浸水
3.6%
による
注水機能喪失
5.3%

地震
13.8%
津波
5.7%

内部事象
80.5%
崩壊熱除去
機能喪失
87.6%

（ＣＤＦ：7.5×10−５／炉年）
事故シーケンスグループ別
第 1−7 図事象別

プラント全体の炉心損傷頻度

崩壊熱除去
機能喪失
99.8%

内部事象レベル１ＰＲＡ（ＣＤＦ：6.1×10−５／炉年）
高圧・低圧注水
機能喪失
5.0%

原子炉圧力
容器損傷
2.6%

原子炉建屋損傷
1.5%

高圧注水・減圧機能喪失
11.9%

全交流動力
電源喪失
26.7%

崩壊熱除去
機能喪失
49.9%
津波浸水 による
注水機能喪失100.0%

地震レベル１ＰＲＡ
津波レベル１ＰＲＡ−５（ＣＤＦ：1.0×10 ／炉年）
（ＣＤＦ：4.0×10−６／炉年）
第 1−8 図 事故シーケンスグループごとの寄与割合

59

2.

格納容器破損防止対策の有効性評価の格納容器破損モード抽出及び評価事故シーケンスの選定について
格納容器破損防止対策の有効性評価に係る格納容器破損モード抽出 及 び 評 価 事 故 シ ー ケ ン ス 選 定 に お け る 全 体 プ ロ セ ス を 第 2− 1図 に ，
全体プロセスの概要を以下に示す。

【概
(1)

要】
格納容器破損モードの抽出
内部事象レベル１．５ＰＲＡを用いて格納容器破損モードを抽出した。また，ＰＲＡが適用可能でないと判断した外部事象については，定性的検討から格納容器破損モードを抽出した。

(2)

抽出した格納容器破損モードの整理
抽出した格納容器破損モードのうち，炉心損傷発生時点で格納容器機能に期待できない格納容器先行破損又は格納容器バイパスに該当するものは，解釈に基づき炉心損傷防止対策の有効性評価の対象とした。また，解釈に示されている必ず想定する格納容器
破損モードに対応しない格納容器破損モードについては，国内外で得られている知見や実プラントでの運用等も踏まえた確認を行
い，新たな格納容器破損モードとしての追加の要否を検討した。

(3)

評価事故シーケンスの選定
格納容器破損モードごとに格納容器破損モード発生の観点で厳しいプラント損傷状態（ＰＤＳ）を選定し，その中で最も事象進展が厳しい事故シーケンスを有効性評価における評価事故シーケ
ンスとして選定した。
なお，評価事故シーケンスの選定に当たっては，国内外の先進的な対策を考慮しても炉心損傷防止対策を講ずることが困難な事
59故シーケンスも含めて実施した。

60

2.1

格納容器破損モードの抽出
解釈には，格納容器破損防止対策の有効性評価に係る格納容器破損モードの個別プラント評価による抽出に関し，以下のとおり示さ
れている。
２−１
(a)

必ず想定する格納容器破損モード

・ 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）
・ 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
・ 原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用
・ 水素燃焼・ 格納容器直接接触（シェルアタック）・ 溶融炉心・コンクリート相互作用(b)

個別プラント評価により抽出した格納容器破損モード① 個別プラントの内部事象に関するＰＲＡ及び外部事象に関するＰＲＡ（適用可能なもの）又はそれに代わる方法で評価を実施すること。
② そ の 結 果 ， 上 記 ２ − １ （ a) の 格 納 容 器 破 損 モ ー ド に 含 ま れない有意な頻度又は影響をもたらす格納容器破損モードが抽出された場合には，想定する格納容器破損モードとして追加すること。

上 記 ２ − １ (b)① に 関 し て ， 内 部 事 象 レ ベ ル １ ． ５ Ｐ Ｒ Ａ を 用 いて格納容器破損モードの抽出を行った。また，ＰＲＡが適用可能でないと判断した外部事象については，定性的な検討により発生する
61

格納容器破損モードの分析を行った。なお，地震レベル１．５ＰＲ
Ａについては，原子炉建屋，格納容器，格納容器隔離弁等の損傷から格納容器の閉じ込め機能喪失に至る過程に不確かさが大きくなる傾向にあり，国内でも試解析例はあるものの，定量評価結果の活用に際しては損傷箇所，損傷モード等の精緻化検討が必要であるため，現段階では事故シーケンス選定の検討に適用可能でないものと判断している。実施した格納容器破損モード抽出に係る分析結果を以下
に示す。
(1)

ＰＲＡに基づく整理
内部事象レベル１．５ＰＲＡにおいては，事故の進展に伴い生じる格納容器の健全性に影響を与える負荷を分析し，格納容器破損モードを抽出した。
具 体 的 に は 第 2− 2図 の と お り 炉 心 損 傷 前 ， 原 子 炉 圧 力 容 器 破 損
前，原子炉圧力容器破損直後，事故後期の各プラント状態に分類
し，それぞれの状態で発生する負荷を抽出している。また，事故
進 展 中 に 実 施 さ れ る 緩 和 手 段 等 を 考 慮 し ， 第 2− 3図 に 示 す イ ベ ン
トツリーを作成し，格納容器破損に至る格納容器破損モードを整理している。内部事象レベル１．５ＰＲＡから抽出された格納容
器破損モードを以下に示す。また，各格納容器破損モードにおける 定 量 化 結 果 を 第 2− 1表 及 び 第 2− 4図 に 示 す 。
ａ．未臨界確保失敗時の過圧破損（炉心損傷前）
原子炉の未臨界達成に失敗した場合に，原子炉出力が維持されることで炉心で大量に発生する水蒸気により格納容器圧力が上昇し，格納容器が早期に過圧されて破損する格納容器破損モードとして抽出した。
62

ｂ．崩壊熱除去失敗時の過圧破損（炉心損傷前）
炉心冷却に成功し崩壊熱除去に失敗した場合に，崩壊熱によって炉心で発生する水蒸気により格納容器圧力が徐々に上昇し，格納容器が過圧されて破損する格納容器破損モードとして抽出した。
ｃ．格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）
インターフェイスシステムＬＯＣＡの発生後，原子炉冷却材の流出が継続して炉心損傷に至り，格納容器をバイパスして放射性物質等が原子炉建屋内に放出される格納容器破損モードとして抽出した。
ｄ．格納容器バイパス（格納容器隔離失敗）
炉心損傷時点で，格納容器の隔離に失敗しており，隔離失敗
箇所から放射性物質等が原子炉建屋内に放出される格納容器破損モードとして抽出した。
ｅ．崩壊熱除去失敗時の過圧破損（炉心損傷後，サプレッション・プールへの溶融物落下なし）
炉心損傷後，溶融物の崩壊熱によって発生する水蒸気，溶融
炉心・コンクリート相互作用によって発生する非凝縮性ガス等により格納容器圧力が徐々に上昇し，格納容器が過圧されて破損する格納容器破損モードとして抽出した。
ｆ．過温破損（炉心損傷後，サプレッション・プールへの溶融物
落下なし）
炉心損傷後に，溶融物の崩壊熱によって格納容器雰囲気温度
が徐々に上昇し，格納容器が加熱されることにより，格納容器
貫通部の取付部又はフランジシール部などが熱的に損傷し，格63

納容器が破損する格納容器破損モードとして抽出した。
ｇ．高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
原子炉圧力容器が高圧状態で破損し，微粒子化した溶融物が格納容器空間部に飛散することで，格納容器雰囲気が直接加熱されて急速な圧力上昇が生じることにより格納容器が破損する
格納容器破損モードとして抽出した。
ｈ．原子炉圧力容器外溶融燃料−冷却材相互作用（ペデスタル）
原子炉圧力容器破損後，溶融物がペデスタル（ドライウェル
部）内の冷却水中に落下した場合又はペデスタル（ドライウェ
ル部）内に放出された溶融物に対して注水を実施した場合に，溶融物と水の接触に伴い水蒸気爆発又は水蒸気による圧力スパ
イクが発生する可能性があり，その際に生じる荷重により格納容器が破損する格納容器破損モードとして抽出した。
ｉ．崩壊熱除去失敗時の過圧破損（炉心損傷後，サプレッション・プールへの溶融物落下あり）
原子炉圧力容器破損後，ペデスタル（ドライウェル部）内に放出された溶融物が冷却できない場合，ペデスタル（ドライウ
ェル部）床面のコンクリートが侵食され，溶融物はペデスタル（ドライウェル部）床面を貫通してサプレッション・プールに落下する。その後，サプレッション・プールにおける溶融物の崩壊熱によって発生する水蒸気，及び溶融炉心・コンクリート
相互作用によって発生する非凝縮性ガス等により格納容器圧力が徐々に上昇し，格納容器が過圧されて破損する格納容器破損
モードとして抽出した。
ｊ．過温破損（炉心損傷後，サプレッション・プールへの溶融物
64落下あり）
原子炉圧力容器破損後，ペデスタル（ドライウェル部）内に放出された溶融物が冷却できない場合，ペデスタル（ドライウ
ェル部）床面のコンクリートが侵食され，溶融物はペデスタル（ドライウェル部）床面を貫通してサプレッション・プールに落下する。その後，溶融物の崩壊熱によって格納容器雰囲気が加熱され，格納容器貫通部の取付部又はフランジシール部などが熱的に損傷し，格納容器が破損する格納容器破損モードとして抽出した。
ｋ．原子炉圧力容器外溶融燃料−冷却材相互作用（サプレッション・プール）
原子炉圧力容器破損後，ペデスタル（ドライウェル部）内に放出された溶融物が冷却できない場合，ペデスタル（ドライウ
ェル部）床面のコンクリートが侵食され，溶融物はペデスタル（ドライウェル部）床面を貫通してサプレッション・プールに落下する。溶融物がサプレッション・プールに落下した時に，溶融物と水の接触に伴い水蒸気爆発又は水蒸気による圧力スパ
イクが発生する可能性があり，その際に生じる荷重により格納容器が破損する格納容器破損モードとして抽出した。
ｌ．溶融炉心・コンクリート相互作用
原子炉圧力容器破損後，ペデスタル（ドライウェル部）内に放出された溶融物が冷却できない場合，ペデスタル（ドライウ
ェル部）床面のコンクリートが侵食され，溶融物はペデスタル（ドライウェル部）床面を貫通してサプレッション・プールに落下する。その後，サプレッション・プールにおける溶融物の65

冷却ができない場合，溶融炉心・コンクリート相互作用が継続
し，ベースマット溶融貫通に先行してペデスタル（ドライウェ
ル部）側壁の侵食により原子炉圧力容器支持機能が喪失することで格納容器が破損する格納容器破損モードとして抽出した。

(2)

ＰＲＡに代わる検討に基づく整理
外部事象の影響としては，地震時には原子炉建屋損傷等の直接
炉心損傷に至る事象が発生した場合に格納容器破損への影響が想定されるが，当該事象については地震レベル１ＰＲＡの知見から解釈に基づき想定する事故シーケンスグループと比較して新たに追加する必要はないと総合的に判断しており，内部事象レベル１．
５ＰＲＡから抽出した格納容器破損モードに追加すべきものはな
いと判断した。
また，津波やその他の自然現象については，格納容器が直接損傷する可能性は低く，炉心損傷後の格納容器内の物理現象は内部事象と同等と考えられるため，内部事象レベル１．５ＰＲＡから抽出された格納容器破損モードに追加すべきものはないものと判断 し た （ 別 紙 1）。

66

2.2

抽出した格納容器破損モードの整理

2.2.1

必ず想定する格納容器破損モードとの対応

抽出した格納容器破損モードについて，以下の解釈に基づき必ず想 定 す る 格 納 容 器 破 損 モ ー ド と の 対 応 の 確 認 を 第 2− 1表 に 示 す と お
り行った。
２−１
(a)

必ず想定する格納容器破損モード

・ 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）
・ 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
・ 原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用
・ 水素燃焼・ 格納容器直接接触（シェルアタック）・ 溶融炉心・コンクリート相互作用

なお，レベル１．５ＰＲＡより抽出した溶融物がサプレッション・プールへ落下した後に発生する格納容器破損モードについては，
ペデスタル（ドライウェル部）床における溶融炉心・コンクリート
相互作用に引き続いて発生する格納容器破損モードであること，及び当該格納容器破損モードの防止のためにはペデスタル（ドライウ
ェル部）床における溶融炉心・コンクリート相互作用を防止することが有効であることを考慮し，解釈に基づき必ず想定する格納容器
破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」として整理した（ 別 紙 8）。
また，必ず想定する格納容器破損モードのうち「格納容器直接接67

触 （ シ ェ ル ア タ ッ ク ）」 に つ い て は ， 格 納 容 器 下 部 の ペ デ ス タ ル 床とドライウェル床の高さが同じ高さで構成されているＭａｒｋ−Ⅰ
型格納容器に特有の事象であり，東海第二発電所のＭａｒｋ−Ⅱ型
格納容器では，溶融物が直接ドライウェル壁面に接触しない構造であることから，レベル１．５ＰＲＡにおいて格納容器破損モードとし て 考 慮 し て い な い 。（ 別 紙 9）
また，必ず想定する格納容器破損モードのうち「水素燃焼」については，東海第二発電所では運転中は格納容器内を窒素置換により
酸 素 濃 度 を 低 く 管 理 し て お り ， 起 因 事 象 発 生 後 24時 間 の う ち に 水 素
及び酸素が可燃限界に至る可能性が十分に小さいことから，今回のレベル１．５ＰＲＡでは格納容器破損モードとして考慮していない。
ただし，炉心の著しい損傷が起こるような重大事故時において，実際 に 長 期 （ 事 象 発 生 か ら 7日 間 ） に わ た っ て 格 納 容 器 内 雰 囲 気 が 水
素 の 可 燃 限 界 以 下 （ 水 素 濃 度 が 13vol ％ 以 下 又 は 酸 素 濃 度 が 5vol ％以下）に維持可能であることを確認する必要があると考える。そのた め ，「 水 素 燃 焼 」 に つ い て は ， 有 効 性 評 価 の 評 価 対 象 と す る 格 納
容器破損モードとした。

2.2.2

追加すべき格納容器破損モードの検討

抽出した格納容器破損モードについて，必ず想定する格納容器破損 モ ー ド に 対 応 し な い 以 下 の (1)〜 (3)の 破 損 モ ー ド が 抽 出 さ れ た ため，これらを有効性評価の評価対象とする新たな格納容器破損モードとして追加することの必要性について検討を実施した。

(1)

過圧破損（未臨界確保失敗）
68

本破損モードはレベル１．５ＰＲＡ上の破損モードとして抽出されたが，格納容器先行破損シーケンスである本破損モードは，
解 釈 １ − ２ （ b） に 従 い 炉 心 損 傷 防 止 対 策 の 事 故 シ ー ケ ン ス グ ループ「原子炉停止機能喪失」にて炉心の著しい損傷を防止する対策に有効性があることを確認する。
したがって，本破損モードを有効性評価の対象とする格納容器
破損モードとして追加する必要はないと判断した。
(2)

過圧破損（崩壊熱除去失敗）
本破損モードはレベル１．５ＰＲＡ上の破損モードとして抽出されたが，格納容器先行破損シーケンスである本破損モードは，
解 釈 １ − ２ （ b） に 従 い 炉 心 損 傷 防 止 対 策 の 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル
ープ「崩壊熱除去機能喪失」にて炉心の著しい損傷を防止する対策に有効性があることを確認する。
したがって，本破損モードを有効性評価の対象とする格納容器
破損モードとして追加する必要はないと判断した。

(3)

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ，格納容器隔離失敗）これらの破損モードは，事象発生と同時に格納容器の隔離機能を喪失している事象であり，格納容器バイパスであるこれらの破損モードに対して講じるべき対策は炉心損傷防止対策となる。このため，これらの破損モードを有効性評価の対象とする格納容器
破損モードとして追加する必要はないと判断した。
以下にインターフェイスシステムＬＯＣＡ及び格納容器隔離失敗について，評価シーケンスに追加する必要はないと判断した理
由を示す。
69

ａ．インターフェイスシステムＬＯＣＡ
本破損モードは，レベル１．５ＰＲＡ上の破損モードとして抽出されたが，格納容器バイパスである本破損モードは，解釈
１ − ２ （ b） に 従 い 炉 心 損 傷 防 止 対 策 の 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー
プ 「 格 納 容 器 バ イ パ ス （ イ ン タ ー フ ェ イ ス シ ス テ ム Ｌ Ｏ Ｃ Ａ ）」にて炉心の著しい損傷を防止する対策に有効性があることを確認する。
したがって，本破損モードを有効性評価の対象とする格納容
器破損モードとして追加する必要はないと判断した。
ｂ．格納容器隔離失敗
本破損モードは，炉心が損傷した時点で格納容器隔離に失敗している破損モードとして抽出されており，事象の進展に伴う物理的な現象に由来するものではなく，炉心損傷時点で格納容器が隔離機能を喪失している事象となる。
隔離失敗の原因としては，格納容器貫通部，アクセス部等からの漏えい等の機械的破損や格納容器漏えい試験後の弁の復旧
忘れ等の人的過誤が考えられる。これらの隔離失敗を防止するため，定期試験時及び原子炉起動前における格納容器隔離機能の確認や手順書に基づく確実な操作を実施している。さらに出
力運転中は格納容器内を窒素置換し管理しているため，格納容器からの漏えいが存在する場合は，格納容器圧力の低下等により速やかに検知できる可能性が高いと考える。
また，今回実施したレベル１．５ＰＲＡでは，国内ＢＷＲプ
ラントの格納容器隔離失敗の実績がないことから，ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−４２２０に記載された米国における通常運転時の長期
70

間の格納容器隔離失敗実績に基づき，本破損モードのＣＦＦ（ 5.5E-10 ／ 炉 年 ） を 定 量 化 し て い る が ， 国 内 の 運 転 管 理 実 績を考慮すれば，本破損モードのＣＦＦはさらに小さくなると推定される。
以上より，本破損モードは事象の進展に伴い発生するものではなく，事象発生前に格納容器の隔離機能が喪失している事象であり，通常の運転管理において格納容器の状態を確認する運用とすることが対策であること，また，本破損モードにより格
納容器隔離機能が喪失する頻度は十分に低いことから，重大事故等対処設備の有効性評価の対象とする格納容器破損モードとし て 追 加 す る 必 要 は な い と 判 断 し た （ 別 紙 10）。
また，格納容器隔離失敗については，地震レベル１ＰＲＡにおいても抽出されており，地震レベル１ＰＲＡでは，地震によって格納容器を貫通する配管が格納容器外で破断する事象を想定している。
しかしながら，地震による配管の破断箇所や破断の程度の組合せを特定することは困難であり，本破損モードについては，
有効性評価の対象とすべき格納容器破損モードとして単独で定義するものではなく，発生する事象の程度や組合せに応じて対応していくべきものと考える。また，地震レベル１ＰＲＡの評
価から，本破損モードにより格納容器隔離機能が喪失する頻度
は十分に低いことを確認している。
以上のことから，地震ＰＲＡから抽出される格納容器隔離失敗についても，重大事故等対処設備の有効性評価の対象とする
格納容器破損モードとして追加する必要はないと判断した。
71

以上より，ＰＲＡの知見等を踏まえ，格納容器破損防止対策の有効性評価において，解釈に基づき想定する格納容器破損モードに追加すべき新たな格納容器破損モードはないと判断した。

72

2.3

評価事故シーケンスの選定
格納容器破損防止対策の有効性評価の実施に際しては，格納容器破損モードごとに評価事故シーケンスを選定している。
評 価 事 故 シ ー ケ ン ス 選 定 に 当 た っ て は ， 審 査 ガ イ ド 「 3.2.3

格

納容器破損モードの主要解析条件等」の各破損モードの主要解析条
件に示されている，当該破損モードの観点で厳しい事故シーケンスの選定を考慮している。
(1)

雰囲気圧力・温度による静的負荷
過圧及び過温の観点で厳しい事故シーケンスを選定する。また，
炉心損傷防止対策における想定する事故シーケンスグループのうち炉心の著しい損傷後の格納容器の機能に期待できるものを包絡するものとする。

(2)

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
原子炉圧力が高く維持される事故シーケンスの中から，減圧までの余裕時間の観点から厳しい事故シーケンスを選定する。

(3)

原子炉圧力容器外溶融燃料−冷却材相互作用
原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用の観点から厳しい事故シーケンスを選定する。

(4)

水素燃焼
水素燃焼の観点から厳しい事故シーケンスを選定する。東海第二発電所では，運転中，格納容器内を窒素で置換し，酸素濃度を低く管理しており，炉心損傷に伴い水素濃度は容易に可燃限界を超えることから，可燃限界到達の観点では酸素濃度の上昇が律速となる。このため，格納容器内の酸素濃度上昇の観点で厳しい事
故シーケンスを選定する。
73

(5)

溶融炉心・コンクリート相互作用
ペデスタル（ドライウェル部）における溶融炉心・コンクリー
ト相互作用の観点から厳しい事故シーケンスを選定する（別紙11）。

上記に基づき，レベル１．５ＰＲＡの知見を活用した格納容器破損防止対策に係る評価事故シーケンスの選定では，先ず，格納容器破損モードごとに格納容器破損の際の結果が厳しくなると判断されるプラント損傷状態（ＰＤＳ）を選定し，その後，選定したＰＤＳを含む事故シーケンスの中から余裕時間，設備容量及び代表性の観点より評価事故シーケンスを選定することとした。

2.3.1

評価対象とするプラント損傷状態の選定

レベル１．５ＰＲＡでは，レベル１ＰＲＡで炉心損傷に至る可能性があるものとして抽出された事故シーケンスから，さらに事象が進展して格納容器破損に至る事故シーケンスを定量化している。その 際 ， 格 納 容 器 内 の 事 故 進 展 の 特 徴 を 把 握 す る た め ，「 格 納 容 器 破
損 時 期 」，「 原 子 炉 圧 力 」，「 炉 心 損 傷 時 期 」 及 び 「 電 源 の 状 態 」 の 4
つの項目を用いて，レベル１ＰＲＡから抽出された事故シーケンス
グ ル ー プ を 分 類 し ， 分 類 し た も の を Ｐ Ｄ Ｓ と し て ， 第 2 − 2表 に 示 すとおり定義した。
上記のＰＤＳの定義に従い，格納容器破損モードごとに余裕時間，設備容量及び格納容器破損モードの発生の観点で最も厳しくなると
考 え ら れ る Ｐ Ｄ Ｓ を 2.3(1) 〜 (5) に 示 し た 観 点 で 検 討 し ， 評 価 対 象と す る Ｐ Ｄ Ｓ を 第 2− 3表 に 示 す と お り 選 定 し た 。
74

なお，原子炉圧力容器外溶融燃料−冷却材相互作用のＰＤＳ選定については，溶融炉心・コンクリート相互作用の対策であるペデス
タル（ドライウェル部）への事前水張りが与える影響を考慮し，Ｐ
ＲＡから抽出されないＰＤＳも対象に含めて選定を実施した。また，
雰囲気圧力・温度による静的負荷（過圧・過温）のＰＤＳ選定については，過圧・過温の各々において損傷炉心冷却までは同じシーケ
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。
さらに，格納容器破損時期が炉心損傷前に分類されているＴＷ，
ＴＢＷ，ＴＣ及びＩＳＬＯＣＡについては，格納容器先行破損又は格納容器バイパスに該当するＰＤＳとなることから，解釈の要求事
項 を 踏 ま え ， 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 「 崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 」，「 原子炉停止機能喪失」及び「格納容器バイパス（インターフェイスシ
ステムＬＯＣＡ）にて炉心損傷防止対策の有効性評価の対象としている。したがって，これらのＰＤＳは，格納容器破損防止対策の有効性評価の評価対象とするＰＤＳとして考慮していない。

2.3.2

評価事故シーケンスの選定

2.3.1 で 格 納 容 器 破 損 モ ー ド ご と に 選 定 し た Ｐ Ｄ Ｓ に 属 す る 事 故シーケンスを整理し，余裕時間，設備容量及び代表性の観点から評価事故シーケンスを選定した。各格納容器破損モードに対する評価
事 故 シ ー ケ ン ス の 選 定 理 由 及 び 選 定 結 果 に つ い て ， 第 2− 4表 に 示 す 。
なお，原子炉圧力容器の破損が前提となる「高圧溶融物放出／格
納 容 器 雰 囲 気 直 接 加 熱 （ Ｄ Ｃ Ｈ ）」，「 原 子 炉 圧 力 容 器 外 溶 融 燃 料 −75

冷 却 材 相 互 作 用 （ Ｆ Ｃ Ｉ ）」，「 溶 融 炉 心 ・ コ ン ク リ ー ト 相 互 作 用（ Ｍ Ｃ Ｃ Ｉ ）」 の 格 納 容 器 破 損 モ ー ド に つ い て は ， 物 理 現 象 及 び その対策の有効性を確認する観点から，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状況を仮定して評価することとする。
また，各格納容器破損モードについて，格納容器破損頻度が支配的となるＰＤＳと主要なカットセットの整理を行い，格納容器破損頻度の観点で支配的となるカットセットに対して，今回整備した格納 容 器 破 損 防 止 対 策 が 概 ね 有 効 で あ る こ と を 確 認 し て い る （ 別 紙 6 ）。

2.3.3

炉心損傷防止が困難な事故シーケンス等における格納容器破損防止対策の有効性

国内外の先進的な対策を考慮しても炉心損傷防止対策を講ずることが困難な事故シーケンスのうち，格納容器破損防止対策に期待できるものについては，以下の事故シーケンスがある。
① 大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
格納容器破損防止対策の有効性評価における評価シーケンスの選定では，上記シーケンスを含めて選定を実施しており，有効性評価
において格納容器破損防止対策が有効に機能することを確認する。

2.3.4

必ず想定する事故シーケンスグループに対応しない炉心損傷に直結する事故シーケンスへの対応

1.2.2 で 炉 心 損 傷 防 止 対 策 の 有 効 性 評 価 に お い て 想 定 す る 事 故 シーケンスグループとして新たに追加する必要がないと判断した事故
シーケンスグループについては，炉心損傷後の格納容器の閉じ込め
76

機能に期待することが困難な場合が考えられる。一方で，プラントの損傷規模によっては，使用可能な設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備を柔軟に活用することにより，格納容器破損の防止が可能な場合も考えられる。
格納容器の閉じ込め機能が喪失するような深刻な事故が生じた場
合は，可搬型のポンプ・電源，放水砲等を駆使した大規模損壊対策
による対応も含め，敷地外への放射性物質の拡散抑制等を実施し，臨機応変に影響緩和を試みる。

77

第2−1表格納容器破損モード別格納容器破損頻度78

レベル１．５ＰＲＡから抽出した
格納容器破損モード

格納容器
破損頻度
（／炉年）

寄与割合
（％）

解釈 2−1（a）の必ず想定する
格納容器破損モード

未臨界確保失敗時の過圧破損(炉心損傷前）2.5E-08<0.1

なし

崩壊熱除去失敗時の過圧破損（炉心損傷前）6.0E-0599.7

なし

格納容器バイパス（インターフェイスシステム
ＬＯＣＡ）

4.8E-10<0.1

なし

格納容器バイパス（格納容器隔離失敗）

6.1E-10<0.1

なし

2.2E-09<0.1

7.9E-080.2

雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧／過温破損)

8.5E-09<0.1

高圧溶融物放出／
格納容器雰囲気直接加熱−

2.2E-14<0.1

圧力容器外での溶融燃料−冷却材相互作用−

1.8E-08<0.1

崩壊熱除去失敗時の過圧破損（炉心損傷後，サプレッション・
プールへの溶融物落下なし）
過温破損（炉心損傷後，サプレッション・
プールへの溶融物落下なし）
高圧溶融物放出／格納容器雰囲気
直接加熱
溶融燃料−冷却材相互作用（ペデスタル）
崩壊熱除去失敗時の過圧破損（炉心損傷後，サプレッション・
プールへの溶融物落下あり）
過温破損（炉心損傷後，サプレッション・
プールへの溶融物落下あり）
溶融燃料−冷却材相互作用（サプレッション・プール）

4.7E-10<0.1

2.5E-09<0.1

溶融炉心・コンクリート
相互作用

1.3E-10<0.1

合計

6.1E-05100

備 考
解釈１−２（ｂ）に基づき,「炉心の著しい損傷を防止する対策に有効性がある」ことを確認⇒事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」
解釈１−２（ｂ）に基づき,「炉心の著しい損傷を防止する対策に有効性がある」ことを確認⇒事故シーケンスグループ「崩壊熱除去失敗」
解釈１−２（ｂ）に基づき,「炉心の著しい損傷を防止する対策に有効性がある」ことを確認⇒事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステム
ＬＯＣＡ）」
本破損モードは，事象の進展に伴い発生するものではなく，格納容器隔離に失敗しないように運用上の対策をとっていること，格納容器の隔離機能が喪失する頻度が十分に低いことから，個別プラント評価により抽出された格納容器破損モードとして追加する必要はないと判断−−

Ｍａｒｋ−Ⅱ型格納容器特有の溶融物がサプレッション・プールへ落下した後に発生する破損モードについては，ペデスタル（ドライウェル部）床における溶融炉心・コンクリート相互作用に引き続いて発生する破損モードであるこ
溶融炉心・コンクリートと，及び当該破損モードの防止のためにはペデスタル（ドライウェル部）床に相互作用
おける溶融炉心・コンクリート相互作用を防止することが有効であることを考慮し，解釈に基づき必ず想定する破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」として整理した。

−

注 ハッチングは，格納容器破損防止対策の有効性評価で考慮しないことを示す。

−

第2−2表79
注

プラント損傷状態（ＰＤＳ）の定義

ＰＤＳ

格納容器破損時期

原子炉圧力

炉心損傷時期

電源確保

ＴＱＵＶ

炉心損傷後

低圧

早期

ＴＱＵＸ

炉心損傷後

高圧

早期

長期ＴＢ

炉心損傷後

高圧

後期

ＴＢＵ

炉心損傷後

高圧

早期

ＴＢＰ

炉心損傷後

低圧

早期

ＴＢＤ

炉心損傷後

高圧

早期

ＴＷ

炉心損傷前

−

後期

−

ＴＢＷ

炉心損傷前

−

後期

−

ＴＣ

炉心損傷前

−

早期

−

ＬＯＣＡ

炉心損傷後

低圧

早期

交流電源 有直流電源 有ＩＳＬＯＣＡ

炉心損傷前

−

早期

−

交流電源
直流電源
交流電源
直流電源
交流電源
直流電源
交流電源
直流電源
交流電源
直流電源
交流電源
直流電源

有
有
有
有
無
有
無
有
無
有
無
無

ハッチングは炉心損傷前に格納容器破損に至る事故シーケンスであることから，解釈１−２（ｂ）に基づき,「炉心の著しい損傷を防止する対策に有効性がある」ことを確認する。このため，格納容器破損防止対策の有効性評価の対象外とするＰＤＳ
を示す。

第2−3表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

2.2E-1480
溶融炉心・コンクリート相互作用（ＭＣＣＩ） ※１

水素燃焼

2.1E-08−

評価対象とするプラント損傷状態（ＰＤＳ）の選定

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【事象進展緩和（減圧）の余裕時間の厳しさ】

長期ＴＢ

8.5E-09

99.5

ＴＢＵ

1.6E-11

0.2

・ 長期ＴＢは事象初期においてＲＣＩＣによる冷却が有効なＰＤＳ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。
・ 高圧状態で原子炉圧力容器破損に至る点ではＴＱＵＸ，ＴＢＤ，ＴＢＵにＰＤＳ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【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。

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。

−

−

ＴＱＵＸ

2.2E-14

100.0

長期ＴＢ

−

−

ＴＢＵ

−

−

【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，ＴＢＵ，長期ＴＢはＦＣＩの観点で厳しい事象とはならないと考えられる。
・ＬＯＣＡ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。
・ＴＢＰについて，事象初期のＲＣＩＣによる一時的な注水を考慮すると，ＴＱＵＶに比べて水位低下が遅く事象進展が遅い。
・過渡事象のうち，原子炉の水位低下が早い事象を選定することで対応が厳しいシーケンスとなる。

ＴＢＰ

−

−

−

−

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・ ＭＣＣＩ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，ＴＢＵ，長期ＴＢはＭＣＣＩの観点で厳しい事象とはならないと考えられる。
・ ＬＯＣＡ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。
・ ＦＣＩとＭＣＣＩ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。

−−

6.8E-16

<0.1

−

−

−

ＴＱＵＸ

ＴＱＵＶ

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。

ＴＢＤ
ＬＯＣＡ

ＴＢＤ

ＬＯＣＡ

以上より，余裕時間及び設備容量の厳しさの観点から，ＬＯＣＡ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

ＬＯＣＡ

評価対象
ＰＤＳ

ＴＱＵＶ

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（ＬＯＣＡ＋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。
以上より，「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の評価シーケンスと同様，ＬＯＣＡを評価対象ＰＤＳとして選定する。

※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※3

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。

−と記載）を含めて記載。

ＬＯＣＡ

第2−4表格納 容 器破損モー ド

評 価対 象とし たＰ ＤＳ

該 当する事 故シ ーケ ンス

格納容器破損防止対策の評価事故シーケンスの選定※２

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

格納 容 器破損 防止 対 策【余 裕 時間の 厳し さ】・ 中小 破 断ＬＯ ＣＡ と 比較 し，大 破断 Ｌ ＯＣ Ａ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ＬＯ ＣＡ と 比較 し，大 破断 Ｌ ＯＣ Ａ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 ＬＯＣ Ａ＋ 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◎※3
容 器注 水（ド ライ ウ ェル ）失敗② 中 小破 断ＬＯ ＣＡ ＋ 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※3
納 容器 注水（ ドラ イ 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。
③ 中 小破 断ＬＯ ＣＡ ＋ 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・※3
低 圧代 替注水 系(常設)
容 器注 水（ド ライ ウ ェル ）失敗・
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 ＬＯＣ Ａ＋ 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ＬＯ ＣＡ と 比較 し，大 破断 Ｌ ＯＣ Ａ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ＬＯ ＣＡ と 比較 し，大 破断 Ｌ ＯＣ Ａ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ＬＯ ＣＡ ＋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。

−
Ｌ ＯＣ Ａ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ＬＯ ＣＡ ＋ 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＋ＤＣ Ｈ

高圧 溶 融物放 出／ 格納 容 器雰囲 気
直接 加 熱※1（Ｄ Ｃ Ｈ）

Ｔ ＱＵ Ｘ−

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＋ ＤＣ Ｈ【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＋ Ｄ ＣＨ
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＋ Ｆ ＣＩ（ ペデ ス タル ） ※481

原子 炉 圧力容 器外 の溶 融 燃料− 冷却材 相 互作用※1（Ｆ Ｃ Ｉ）

Ｔ ＱＵ Ｖ

−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 Ｃ Ｉ※4（ ペデ スタル ）−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※4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 ＋Ｆ な し−※4
Ｃ Ｉ（ 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 。
−
※4を 確認 する）
敗 ＋損 傷炉 心冷却失 敗＋ ＦＣ Ｉ（ペデ スタ ル ）【事 象 （ＦＣ Ｉ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Ｆ ＣＩ 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。

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−※4
心 冷却 失敗＋ ＦＣ Ｉ （ペ デスタ ル）

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※1（Ｍ Ｃ ＣＩ）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）
・ 格 納容 器下部 注水 系 （常 設）

Ｔ ＱＵ Ｖ【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）−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 （ＭＣ ＣＩ 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Ｍ ＣＣ Ｉ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。

水素 燃 焼ＬＯＣ Ａ−【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 Ｐ ＤＳ 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 ＬＯ ＣＡと大き く 異・活 性化
なる Ｐ ＤＳ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 Ｄ ＣＨ，Ｆ ＣＩ ， 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 Ｐ ＤＳがＬ ＯＣ Ａ 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

Ｐ ＤＳがＴ ＱＵ Ｖ 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 ， ＭＣ ＣＩ対 策 であ る事 前水張 り によ りＦ ＣＩ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。

個別プラント評価により抽出するもの（解釈２−１（ｂ）の格納容器破損モード）＜個別プラントの確率論的リスク評価（ＰＲＡ）＞
・内部事象＜ＰＲＡに代わる方法による評価＞
・外部事象⇒現段階で適用可能ではないと判断＜格納容器破損モード別の破損頻度結果＞
レベル１．５ＰＲＡから抽出した
格納容器破損モード

格納容器
破損頻度
（／炉年）

寄与割合
（％）

解釈 2-1（a）の必ず想定する
格納容器破損モード

未臨界確保失敗時の過圧破損(炉心損傷前）2.5E-08<0.1

なし

崩壊熱除去失敗時の過圧破損（炉心損傷前）3.7E-0599.7

なし

格納容器バイパス（インターフェイスシステム
ＬＯＣＡ）

4.1E-10<0.1

なし

格納容器バイパス（格納容器隔離失敗）

5.5E-10<0.1

なし

1.1E-09<0.1

82

崩壊熱除去失敗時の過圧破損（炉心損傷後，サプレッション・
プールへの溶融物落下なし）
過温破損（炉心損傷後，サプレッション・
プールへの溶融物落下なし）
高圧溶融物放出／格納容器雰囲気
直接加熱
溶融燃料−冷却材相互作用（ペデスタル）
崩壊熱除去失敗時の過圧破損（炉心損傷後，サプレッション・
プールへの溶融物落下あり）
過温破損（炉心損傷後，サプレッション・
プールへの溶融物落下あり）
溶融燃料−冷却材相互作用（サプレッション・プール）

備

解釈１−２（ｂ）に基づき,「炉心の著しい損傷を防止する対策に有効性がある」ことを確認⇒事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」
解釈１−２（ｂ）に基づき,「炉心の著しい損傷を防止する対策に有効性がある」ことを確認⇒事故シーケンスグループ「崩壊熱除去失敗」
解釈１−２（ｂ）に基づき,「炉心の著しい損傷を防止する対策に有効性がある」ことを確認⇒事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）」
本破損モードは，事象の進展に伴い発生するものではなく，格納容器隔離に失敗しないよ
うに運用上の対策をとっていること，格納容器の隔離機能が喪失する頻度が十分に低いことから，個別プラント評価により抽出された格納容器破損モードとして追加する必要はな
いと判断−

7.2E-080.2

8.3E-09<0.1

高圧溶融物放出／
格納容器雰囲気直接加熱−

圧力容器外での溶融燃料−冷却材相互作用−

溶融炉心・コンクリート
相互作用

Ｍａｒｋ−Ⅱ型格納容器特有の溶融物がサプレッション・プールへ落下した後に発生する破損モードについては，ペデスタル（ドライウェル部）床における炉心・コンクリート相
互作用に引き続いて発生する破損モードであること，及び当該破損モードの防止のためにはペデスタル（ドライウェル部）床における溶融炉心・コンクリート相互作用を防止することが有効であることを考慮し，解釈に基づき必ず想定する破損モード「溶融炉心・コン
クリート相互作用」として整理した。

−−

1.5E-14<0.1<0.1

4.5E-10<0.1

2.4E-09<0.1

溶融炉心・コンクリート
相互作用

1.3E-10<0.1

合計

3.7E-05100

必ず想定する格納容器破損モード（解釈２−１（ａ）の格納容器破損モード）

解釈２−１（ａ）を適用するもの

・雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）
・高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
・原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用
・水素燃焼※
・溶融炉心・コンクリート相互作用

1. 格納容器破損モード発生の観点で厳しいプラント損傷状態（ＰＤＳ）を選定2. 選定されたＰＤＳに属する事故
シーケンスから格納容器破損
モードの発生の観点で厳しいシーケンスを評価シーケンスとして選定

格納容器破損防止対策の有効性評価※ ＰＲＡでは定性的な判断により評価対象外とした。

※

考雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧/過温破損)

1.7E-08<(3)評価シーケンスの選定※><(2)抽出した格納容器破損モードの整理><(1)格納容器破損モードの抽出>

解釈２−１（ａ）の適用を除外したもの

・格納容器直接接触（シェルアタック）⇒格納容器の構造上，対象外と判断

格納容器破損防止対策の評価シーケンス選定では，炉心損傷防止が困難な事故シーケンスも対象に含めて実施する。

−

注：ハッチングは，格納容器破損防止対策の有効性評価で考慮しないことを示す。

解釈２−１（ａ）以外の格納容器破損モード

・過圧破損（未臨界確保失敗）
・過圧破損（崩壊熱除去失敗）
・格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

炉心損傷防止を図る
シーケンスの確認
炉心損傷後の格納容器機能に期待できないため，解釈１−２（ｂ）に基づき,「炉心の著しい損傷を防止する対策に有効性がある」ことを確認

・格納容器バイパス（格納容器隔離失敗）
炉心損傷防止対策の有効性評価＜プラント個別に追加すべき格納容器破損モードの確認＞「解釈２−１（ａ）の格納容器破損モードと頻度又は影響度の観点から同程度であるか等から総合的に判断」
・格納容器バイパス（格納容器隔離失敗）
事象の進展に伴い発生するものでなく，格納容器隔離に失敗しないように運用上の対策をとっていること，
格納容器の隔離機能が喪失する頻度が十分に低いことから追加する必要はないと判断

第2−1図

格納容器破損モード抽出及び評価事故シーケンス選定の全体プロセス

格納容器
隔離失敗
ＴＱＵＶ
ＴＱＵＸ
ＴＢＵ
ＴＢＰ
ＴＢＤ
長期ＴＢ
ＬＯＣＡ

過温破損

原子炉圧力
容器下部への
溶融物落下

炉心
損傷

原子炉圧力
容器内部でのデブリ保持に成功

原子炉
圧力容器
破損

ＴＷ
ＴＢＷ

水蒸気等に
よる過圧

崩壊熱除去
失敗時の過圧破損(炉心損傷前)

炉心
損傷

崩壊熱除去
失敗時の過圧破損(炉心損傷後)

水蒸気に
よる過圧

格納容器
雰囲気過温

過温破損

溶融燃料−冷却材
相互作用
（ＦＣＩ）

原子炉圧力容器
外溶融燃料−
冷却材相互作用格納容器雰囲気
直接加熱（ＤＣＨ）

高圧溶融物放出／格納容器
雰囲気直接加熱

格納容器
雰囲気過温

過温破損

水蒸気等に
よる過圧

崩壊熱除去
失敗時の過圧破損(炉心損傷後)＜凡例＞：プラント損傷状態：物理化学現象：格納容器破損モード

ＴＣ

水蒸気等に
よる過圧

未臨界確保失敗時の過圧破損(炉心損傷前)83
ＩＳＬＯＣＡ

インターフェイス
システムＬＯＣＡ

原子炉建屋へ
の流出継続

非凝縮性
ガス発生

炉心
損傷

溶融炉心・コンク
リート相互作用継続

サプレッション・
プールへの
デブリ落下

溶融燃料−冷却材
相互作用
（ＦＣＩ）

溶融燃料−冷却材
相互作用
（ＦＣＩ）

格納容器
雰囲気過温

過温破損

水蒸気等に
よる過圧

崩壊熱除去失敗時の過圧破損（炉心損傷後）

非凝縮性
ガス発生

炉心損傷発生前（レベル1ＰＲＡ）

炉心損傷発生からペデスタル（ドライウェル部）への原子炉圧力容器破損に
溶融炉心落下後の状態（Ｔ３）
至るまでの状態（Ｔ１）
サプレッション・プールへの
原子炉圧力容器
溶融炉心落下後の状態（Ｔ３）
破損直後の状態（Ｔ２）

溶融炉心・コンク
リート相互作用継続

溶融炉心・
コンクリート相互作用注）解釈に基づき必ず想定する破損モードとの対応では，
溶融物がサプレッション・プールへ落下した後に発生する破損モードについては「溶融炉心・コンク
リート相互作用」として整理する。

第2−2図

シビアアクシデントで想定される事象進展と格納容器破損モード

プラント
損傷状態

原子炉圧力容器
破損前

格納容器
隔離

原子炉
減圧

原子炉
圧力容器
注水

原子炉
圧力容器
破損

原子炉圧力容器
破損直後
格納容器破損モード
格納容器
注水 ※１

ＦＣＩ

ＤＣＨ

無

後続事象（原子炉圧力容器健全）へ

成功
無

後続事象（原子炉圧力容器破損）へ

成功
成功

有

有

原子炉圧力容器外溶融燃料−冷却材相互作用（ペデスタル）

失敗

過温破損（炉心損傷後，サプレッション・プールへの溶融物落下なし）

成功
無

後続事象（原子炉圧力容器破損）へ

失敗
有

原子炉圧力容器外溶融燃料−冷却材相互作用（ペデスタル）

無
失敗
有

84

失敗

後続事象（原子炉圧力容器破損）へ崩壊熱除去失敗時の過圧破損（炉心損傷後，サプレッション・プールへの溶融物落下なし） ※２
高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱

格納容器バイパス（格納容器隔離失敗）

ＦＣＩ：原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用
ＤＣＨ：格納容器雰囲気直接加熱※１ ＬＯＣＡシーケンスは，格納容器注水に失敗した場合，原子炉圧力容器破損前に過温破損に至るため，本ヘディングの成功／失敗を原子炉圧力容器破損前に考慮。
※２ 長期ＴＢシーケンスは，原子炉圧力容器注水に失敗した場合，原子炉圧力容器破損直後に過圧破損に至る。

第2−3図

内部事象レベル１．５ＰＲＡにおけるイベントツリー（1／3）

事故後期
格納容器破損モード

後続事象〔 原子炉圧力容器健全 〕

格納容器注水

成功

失敗

第2−3図

原子炉圧力容器内で事故収束

崩壊熱除去失敗時の過圧破損（炉心損傷後，サプレッション・プールへの溶融物落下なし）

内部事象レベル１．５ＰＲＡにおけるイベントツリー（2／3）

85

事故後期
後続事象
原子炉圧力
容器破損

格納容器注水
ペデスタル

ＦＣＩ

デブリ冷却

ＦＣＩ

成功

格納容器内で事故収束

無

成功
無

成功

格納容器破損モード

デブリ冷却

サプレッション・プール

ペデスタル

ドライウェル

失敗

失敗
有

格納容器内で事故収束
溶融炉心・コンクリート相互作用
原子炉圧力容器外溶融燃料−冷却材相互作用（サプレッション・プール）

有

原子炉圧力容器外溶融燃料−冷却材相互作用（ペデスタル）

成功
成功

崩壊熱除去失敗時の過圧破損（炉心損傷後，サプレッション・プールへの溶融物落下なし），
過温破損（炉心損傷後，サプレッション・プールへの溶融物落下なし）

無成功

崩壊熱除去失敗時の過圧破損（炉心損傷後，サプレッション・プールへの溶融物落下なし），
過温破損（炉心損傷後，サプレッション・プールへの溶融物落下なし）

無
失敗

失敗

失敗
有

溶融炉心・コンクリート相互作用
原子炉圧力容器外溶融燃料−冷却材相互作用（サプレッション・プール）

有

原子炉圧力容器外溶融燃料−冷却材相互作用（ペデスタル）

86

成功
無
成功

失敗
有
成功
無
失敗
有

溶融炉心・コンクリート相互作用
原子炉圧力容器外溶融燃料−冷却材相互作用（サプレッション・プール）

失敗

失敗

格納容器内で事故収束

崩壊熱除去失敗時の過圧破損（炉心損傷後，サプレッション・プールへの溶融物落下あり），
過温破損（炉心損傷後，サプレッション・プールへの溶融物落下あり）
溶融炉心・コンクリート相互作用
原子炉圧力容器外溶融燃料−冷却材相互作用（サプレッション・プール）

ＦＣＩ：原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用

第2−3図

内部事象レベル１．５ＰＲＡにおけるイベントツリー（3／3）

溶融炉心−冷却材相互作用
格納容器バイパス
過温破損（炉心損傷後，（サプレッション・プール）（格納容器隔離失敗）
サプレッション・プールへの
<0.1%
<0.1%
高圧溶融物放出／格納容器
溶融物落下あり）
雰囲気直接加熱<0.1%<0.1%
過圧破損（炉心損傷後，サプレッション・プールへの溶融物落下あり）<0.1%

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）<0.1%

未臨界確保失敗時の過圧破損（炉心損傷前）<0.1%

溶融炉心・コンクリート
相互作用
<0.1%

過温破損（炉心損傷後，サプレッション・プールへの溶融物落下なし）
0.1%

溶融炉心−冷却材相互作用（ペデスタル）<0.1%

崩壊熱除去機能喪失時の過圧破損（炉心損傷前）99.8%

格納容器破損頻度：6.1E-05
第2−4図

格納容器破損モードごとの寄与割合

87

3.

運転停止中原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価の運転
停止中事故シーケンスグループ抽出及び重要事故シーケンスの選定について
運転停止中原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価において想定する事故シーケンスグループの抽出及び重要事故シーケンスの 選 定 に お け る 全 体 プ ロ セ ス と 実 施 結 果 の 概 要 を 第 3− 1図 に ， 全 体
プロセスの概要を以下に示す。

【概
(1)

要】
事故シーケンスの抽出
運転停止中における内部事象レベル１ＰＲＡ及びＰＲＡを適用できない外部事象についての定性的検討から事故シーケンスを抽
出した。

(2)

抽出した事故シーケンスの整理抽出した事故シーケンスについて，解釈に示されている必ず想定する事故シーケンスグループとの比較検討・分類を実施した。

(3)

重要事故シーケンスの選定
有効性評価の対象とする事故シーケンスグループごとに「実用発電用原子炉に係る運転停止中原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価に関する審査ガイド（以下「停止時審査ガイド」とい う 。）」 に 記 載 の 観 点 （ 余 裕 時 間 ， 設 備 容 量 ， 代 表 性 ） に 基 づ き ，
有効性評価の対象とする重要事故シーケンスを選定した。

88

3.1

事故シーケンスの抽出
解釈には，運転停止中原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価に係る運転停止中事故シーケンスグループの個別プラント評価
による抽出に関し，以下のとおり示されている。
４−１(a)

必ず想定する運転停止中事故シーケンスグループ
・崩壊熱除去機能喪失（ＲＨＲの故障による停止時冷却機能喪失）
・全交流動力電源喪失
・原子炉冷却材の流出
・反応度の誤投入(b)

個別プラント評価により抽出した運転停止中事故シーケンス
グループ①個別プラントの停止時に関するＰＲＡ（適用可能なもの）又はそれに代わる方法で評価を実施すること。
② そ の 結 果 、 上 記 ４ − １ (a) の 運 転 停 止 中 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プに含まれない有意な頻度又は影響をもたらす運転停止中事故シー
ケンスグループが抽出された場合には、想定する運転停止中事故
シーケンスグループとして追加すること。

上 記 ４ − １ (b) に 関 し て ， 内 部 事 象 停 止 時 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ を 実 施し，事故シーケンスグループの抽出を行った。
停止時ＰＲＡにおいては，施設定期検査中はプラントの状態が大きく変化することから，原子炉の水位・温度・圧力，崩壊熱除去等
に対する余裕時間及び使用可能な設備の組合せ等によって，評価対89

象期間をいくつかのプラント状態を分類して評価する。分類したプ
ラント状態を，状態ごとのプラントの主要パラメータとともに第3− 2図 に 示 す 。 ま た ， 今 回 の 停 止 時 Ｐ Ｒ Ａ に お け る プ ラ ン ト 状 態 の分 類 及 び 定 期 検 査 工 程 を 第 3− 3図 に 示 す 。
停止時ＰＲＡにおいては，原子炉の運転停止中の各プラント状態
において燃料損傷へ波及する可能性のある起因事象をマスターロジ
ックダイアグラム及び過去の国内プラントのトラブル事例等から選定し，ここから燃料損傷に至ることを防止するための緩和手段の組
合 せ 等 を 第 3− 4図 の イ ベ ン ト ツ リ ー で 分 析 す る こ と に よ り ， 燃 料 損
傷に至る事故シーケンスを抽出している。
停止時ＰＲＡより抽出した事故シーケンスグループ別の炉心損傷
頻 度 を 第 3− 1表 ， 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 別 の 炉 心 損 傷 頻 度 へ の 寄
与 割 合 を 第 3− 5図 に 示 す 。

90

3.2

抽出した事故シーケンスの整理

3.2.1

必ず想定する事故シーケンスグループとの対応

第 3− 1 表 に 示 す 停 止 時 Ｐ Ｒ Ａ に よ り 抽 出 し た 各 事 故 シ ー ケ ン ス
について，緩和機能の喪失状況，プラントの状態及び燃料損傷に至る要因の観点で必ず想定する事故シーケンスグループに対応する(1)か ら (3)の 事 故 シ ー ケ ン ス と し て 整 理 し た 。
(1)

崩壊熱除去機能喪失
運転中の残留熱除去系の故障が発生した後，崩壊熱除去・炉心
冷 却 に 失 敗 し ， 燃 料 損 傷 に 至 る 事 故 シ ー ケ ン ス を 解 釈 ４ − １ (a)に記載の「崩壊熱除去機能喪失」に分類する。

(2)

全交流動力電源喪失
外部電源喪失の発生時に非常用交流電源の電源確保に失敗する
等，全交流動力電源喪失の発生後に，崩壊熱除去・炉心冷却の失敗 に よ り ， 燃 料 損 傷 に 至 る 事 故 シ ー ケ ン ス を 解 釈 ４ − １ (a) に 記
載の「全交流動力電源喪失」に分類する。

(3)

原子炉冷却材の流出
原子炉冷却材圧力バウンダリに接続された系統の誤操作等により原子炉冷却材が系外に流出後，崩壊熱除去・炉心冷却に失敗し，
燃 料 損 傷 に 至 る 事 故 シ ー ケ ン ス を 解 釈 ４ − １ (a) に 記 載 の 「 原 子
炉冷却材の流出」に分類する。

なお，必ず想定する事故シーケンスグループのうち「反応度の誤投入」については，プラント停止時には原則として全制御棒が挿入されており，複数の人的過誤や機器故障が重畳しない限り反応度事
故に至る可能性はないこと，万一反応度事故が起こり臨界に至った
91

場合でも，局所的な事象で収束し，燃料の著しい損傷に至ることは考え難いことから，今回の停止時ＰＲＡでは考慮していない。
ただし，万一上記のような反応度事故が起こった場合においても，実際に局所的な事象で収束し，燃料の著しい損傷に至らない
こ と を 確 認 す る た め ，「 反 応 度 の 誤 投 入 」 に つ い て は ， 有 効 性 評 価の評価対象とする事故シーケンスグループとした。

3.2.2

追加すべき事故シーケンスグループの検討

今回実施したＰＲＡでは，緩和機能の喪失状況，プラントの状態
及び燃料損傷に至る要因の観点で解釈４−１（ａ）に示されている必ず想定する事故シーケンスグループに対応しない事故シーケンスは抽出されなかった。そのため，解釈に基づき想定する事故シーケ
ンスグループに追加すべき新たな事故シーケンスグループはないと
判断した。

92

3.3

重要事故シーケンスの選定

3.3.1

重要事故シーケンス選定の考え方

運転停止中原子炉における燃料破損防止対策の有効性評価の実施に際しては，事故シーケンスグループごとに重要事故シーケンスの選定を実施している。重要事故シーケンスの選定に当たっては，審査 ガ イ ド に 記 載 の 3つ の 着 眼 点 を 考 慮 し て い る 。 今 回 の 重 要 事 故 シーケンスの選定に係る具体的な考え方は以下のとおりである。
【審査ガイドに記載の着眼点】
ａ．燃料損傷防止対策の実施に対する余裕時間が短い。
ｂ．燃料損傷回避に必要な設備容量（流量等）が大きい。
ｃ．運転停止中事故シーケンスグループ内のシーケンスの特徴を代表している。
ａ．余裕時間の観点
余裕時間について，燃料損傷防止対策の対応操作に係る余裕時間を厳しくするため，事象が早く進展し，燃料損傷に至る時間が短い事故シーケンスを余裕時間が短いと評価した。燃料損
傷 ま で の 余 裕 時 間 を 第 3− 3表 に 示 す 。
ｂ．設備容量の観点
設備容量について，燃料損傷防止に際して，喪失した安全機能に係る対策の設備容量が大きくなる事故シーケンスを設備容量が大きいと評価した。
ｃ．事故シーケンスグループ内での代表性の観点
代表性について，各事故シーケンスグループにおいて炉心損
傷頻度が大きく，事象進展が事故シーケンスグループの特徴を有しているものを代表性が高いと評価した。
93

3.3.2

重要事故シーケンスの選定結果

3.3.1 の 選 定 の 着 眼 点 を 踏 ま え ， 同 じ 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ に
複数の事故シーケンスが含まれる場合には，事象進展が早いもの等，より厳しい事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。
各事故シーケンスグループに対する重要事故シーケンスの選定理由
及 び 選 定 結 果 に つ い て ， 第 3− 2表 及 び 以 下 に 示 す 。
(1)ⅰ)

崩壊熱除去機能喪失
事故シーケンス①残留熱除去系の故障（ＲＨＲ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗②残留熱除去系の故障（ＲＨＲＳ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗③外部電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

ⅱ)

事故シーケンスグループの特徴
ⅰ )に 含 ま れ る 事 故 シ ー ケ ン ス は ， 運 転 中 の 残 留 熱 除 去 系 に故障等が発生した後，崩壊熱除去・炉心冷却に失敗し，燃料損傷に至る事故シーケンスとなる。

ⅲ)

有効性を確認する主な燃料損傷防止対策ⅱ）の特徴を有する事故シーケンスの対応として，以下の燃料損傷防止対策の有効性を確認する。
・待機中の残留熱除去系

ⅳ)

選定した重要事故シーケンス①残留熱除去系の故障（ＲＨＲ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

ⅴ)

選定理由
94

着眼点における「高」の数が最も多い①のシーケンスを重要
事故シーケンスとして選定した。
(2)

全交流動力電源喪失
ⅰ)

事故シーケンス①外部電源喪失＋交流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗②外部電源喪失＋直流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

ⅱ)

事故シーケンスグループの特徴
ⅰ )に 含 ま れ る 事 故 シ ー ケ ン ス は ， 外 部 電 源 喪 失 の 発 生 時 に
非常用交流電源の電源確保に失敗する等，全交流動力電源喪失の発生後に，崩壊熱除去・炉心冷却の失敗によって，燃料損傷に至る事故シーケンスとなる。

ⅲ)

有効性を確認する主な燃料損傷防止対策ⅱ）の特徴を有する事故シーケンスの対応として，以下の燃料損傷防止対策の有効性を確認する。
・常設代替直流電源設備
・常設代替高圧電源装置
・低圧代替注水系（常設）ⅳ)

選定した重要事故シーケンス①外部電源喪失＋交流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

ⅴ)

選定理由
着眼点における「高」の数が最も多い①のシーケンスを重要
事故シーケンスとして選定した。
なお，直流電源が喪失する②のシーケンスについては，炉心損傷頻度が低く，ⅲ）に示した対策により①のシーケンスと同様に燃料損傷防止が可能であり，さらに可搬型代替直流電源設
95

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。
(3)

原子炉冷却材の流出
ⅰ)

事故シーケンス①原子炉冷却材の流出（ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗②原子炉冷却材の流出（ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗③原子炉冷却材の流出（ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗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

ⅱ)

事故シーケンスグループの特徴
ⅰ )に 含 ま れ る 事 故 シ ー ケ ン ス は ， 原 子 炉 冷 却 材 圧 力 バ ウ ン
ダリに接続された系統の誤操作等により原子炉冷却材が系外に流出後，崩壊熱除去・炉心冷却の失敗によって，燃料損傷に至る事故シーケンスとなる。

ⅲ)

有効性を確認する主な燃料損傷防止対策ⅱ）の特徴を有する事故シーケンスの対応として，原子炉冷却材の流出を補う，以下の燃料損傷防止対策の有効性を確認する。
・待機中の残留熱除去系

ⅳ)

選定した重要事故シーケンス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
96

ⅴ)

選定理由
着眼点における「高」の数が最も多い①のシーケンスを重要
事故シーケンスとして選定した。また，事象発生時の原子炉水位については，対策実施の余裕時間及び燃料損傷回避に必要な設備容量を厳しく評価する観点から，通常水位の状態でＲＨＲ
切替時のＬＯＣＡが発生することを想定する。
な お ， 流 出 流 量 の 大 き い ③ （ Ｃ Ｒ Ｄ 点 検 時 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ ）， ④
（ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ）のシーケンスについては，ＬＯ
ＣＡ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。また，②のシーケンスについては，原子炉ウェル水位を低下させる操作であるため，原子炉ウェル水位は適宜監視されており，中央制御室の運転員の他にＮＲ／Ｗの運転員も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，認知が容易であることから選定しない。

(4)ⅰ)

反応度の誤投入
事故シーケンスグループの特徴
反応度事故により，燃料損傷に至る事故シーケンスとなる。
本評価では，代表性の観点から，停止余裕検査や冷温臨界試験
等の制御棒が 2 本以上引き抜ける試験において，制御棒 1 本が全引き抜きされている状態から，他の 1 本の制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によって引き抜かれ，臨界近接を認知できずに臨界に至る事象を想定する。

ⅱ)

有効性を確認する主な燃料損傷防止対策
97ⅰ）の特徴を有する事故シーケンスの対応として，以下の燃料損傷防止対策の有効性を確認する。
・ 起 動 領 域 モ ニ タ ペ リ オ ド 短 々 （ 10 秒 ） に よ る 原 子 炉 自 動
スクラム

なお，各事故シーケンスグループに分類される事故シーケンスについて，燃料損傷に至る要因をカットセットレベルまで展開し，炉心損傷頻度の事故シーケンスに占める割合の観点で，主要なカットセットに対する重大事故防止対策の整備状況等を確認している （ 別 紙 6）。

98

第3−1表事故シーケンス
グループ

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

燃料損傷防止に必要な機能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
機能喪失

運転停止中事故シーケンスグループ別炉心損傷頻度

崩壊熱除去機能※１

原子炉への注水機能・ 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※ ３②残留熱除去系の故障（ＲＨＲＳ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗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
②外部電源喪失＋直流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

燃料損傷防止対策・ 緊急用海水系（ＲＨＲＳ喪失時）

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※３①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

99
原子炉冷却材の流出②原子炉冷却材の流出（ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗
原子炉への注水機能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

・ 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※ ３④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
合計

−

シーケンス
別ＣＤＦ
（／施設定期検査）

全ＣＤＦに
対する
寄与割合
（％）

グループ別
ＣＤＦに対する寄与割合（％）

9.9E-07

20.0

69.5

1.2E-07

2.5

8.7

3.1E-07

6.3

21.8

3.5E-06

71.1

100.0

1.3E-10

＜0.1

＜0.1

8.3E-11

＜0.1

44.6

5.8E-11

＜0.1

31.2

1.9E-10＜0.1

4.5E-11

＜0.1

24.2

9.8E-14

＜0.1

＜0.1

5.0E-06

100.0−※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。

事故シーケンス
グループ別
ＣＤＦ（／施設定期検査）

全ＣＤＦ
に対する
寄与割合
（％）

1.4E-06

27.3

3.5E-06

72.7

5.0E-06100.0

第3−2表事故シーケンス
グループ

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

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

重要事故シーケンス（運転停止中）の選定−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・ 緊急用海水系（ＲＨＲＳ喪失時）

原子炉への注水機能・ 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※ ３②残留熱除去系の故障（ＲＨＲＳ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗−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
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

・ 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※３

b

c

低

低

高

低

低

中

低

低

中

低

低

高

低

低

低

高

低

高

備考（a：余裕時間，b：設備容量，c：代表性）−②原子炉冷却材の流出（ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

原子炉冷却材
の流出

反応度の
誤投入

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）

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）ことから，全てのシーケンスにおいて「低」とした。
以上より，①を重要事故シーケンスとして選定した。
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：1,605m3／h，低圧
代替注水系（常設）：378m3 ／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50m3／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。
b. 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 c. 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を抽出した。
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した。

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

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
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 a.b.の着眼点について，全シーケンスに共通であるため，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 選定理由から除外した。
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 c.頻度の観点では，①が支配的となった。
から，全てのシーケンスにおいて「低」とした。
以上より，①を重要事故シーケンスとして選定した。
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：1,605m3／h，低圧
代替注水系（常設）：378m3 ／h）に比べて十分小さい（最も崩壊熱の大きなＰＯＳ
なお，外部電源喪失を起因とする③のシーケンスは，非常−Ｓにおいても約50m3／h）ことから，全てのシーケンスにおいて「低」とした。 用ディーゼル発電機に期待できるため，「全交流動力電源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」， 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
策が厳しくないことから選定しない。
のシーケンスを「低」とした。

10

−

電源の復旧

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

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。
（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。

第3−3表燃料損傷までの余裕時間（1／2）（a）「崩壊熱除去機能喪失」，「全交流動力電源喪失」の場合
ＰＯＳ

プラント状態の推移

Ｓ

原子炉冷温停止への移行状態

Ａ

ＰＣＶ／ＰＲＶ開放への移行状態

原子炉水位

燃料損傷までの余裕時間（h） ※ １

通常水位

4.1
6.0

Ｂ１

54.7

Ｂ２

92.4

Ｂ３

原子炉ウェル満水状態

Ｂ４

原子炉ウェル満水

109.3
157.7

10

Ｂ５

177.3

Ｂ６

203.0

Ｃ１

ＰＣＶ／ＰＲＶ閉鎖への移行状態

Ｃ２
Ｄ

37.6
通常水位

起動準備状態

40.1
42.8※1 原子炉ウェル満水状態における余裕時間の評価は，燃料の取出状態に関わらず，以下のとおり保守的な仮定を基に評価
崩壊熱：炉心及び使用済燃料プール内の燃料の崩壊熱を考慮

保有水量 ：原子炉側のみの水量を考慮（使用済燃料プールの保有水量を含めない。）

第 3−3 表

燃料損傷までの余裕時間（2／2）（b）「原子炉冷却材の流出」の場合燃料損傷に至るまで

冷却材流出流量

燃料損傷までの事故シーケンス

ＰＯＳ

原子炉水位

ＲＨＲ切替時Ｂ

原子炉ウェル満水

22.7

のＬＯＣＡ

Ｃ，Ｄ

通常水位

3.5

Ｃ，Ｄ

通常水位

3.5

Ｂ

原子炉ウェル満水

5.5

Ｂ

原子炉ウェル満水

12.1

ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ
ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ

10

ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ

３の保有水量（m ）※２３（m ／h）

余裕時間（h）※２：原子炉ウェル満水状態における保有水量は， 原子炉側のみの水量を考慮（プールゲートが閉止状態であることを想定し，使用済燃料プールの保有水量を含めない。）
なお，崩壊熱による原子炉冷却材の減少については，崩壊熱による水温上昇により蒸発が開始するま
でに，原子炉冷却材の流出による水位低下により燃料損傷に至ることから考慮しない。

<(2)抽出した事故シーケンスの整理><(1)事故シーケンスの抽出>必ず想定する事故シーケンスグループ（解釈4−1(a)のシーケンスグループ）

個別プラント評価により抽出するもの（解釈4−1(b)のシーケンスグループ）＜個別プラントの確率論的リスク評価（ＰＲＡ）＞
・内部事象＜事故シーケンスグループ抽出・炉心損傷頻度算出結果＞
シーケンス別ＣＤＦ（／定期検査）全ＣＤＦに対する
寄与割合（％）

グループ別ＣＤＦ
に対する寄与割合（％）①残留熱除去系の故障（ＲＨＲ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

9.9E-07

21.3

78.0

②残留熱除去系の故障（ＲＨＲＳ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

1.2E-072.7

9.4③外部電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

1.6E-073.3

12.6①外部電源喪失＋交流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

3.4E-06

72.7

100.0

②外部電源喪失＋直流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

1.3E-10

<0.1

<0.1%

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

6.4E-11

<0.1

56.1

②原子炉冷却材の流出（ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

3.9E-11

<0.1

34.2

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

1.1E-11<0.1

9.6④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

2.6E-14

<0.1

<0.1%

4.7E-06

100.0−

事故シーケンスグループ

崩壊熱除去機能喪失

事故シーケンス

全交流動力電源喪失

103

原子炉冷却材の流出

合計

第3−1図

事故シーケンス
グループ別ＣＤＦ（／定期検査）全ＣＤＦに対する寄与割合（％）

1.3E-06

27.3

3.4E-06

72.7

1.1E-10<0.1

4.7E-06

100.0%

・ 崩壊熱除去機能喪失<(3)重要事故シーケンスの選定>

審査ガイドに従い，
事故シーケンスグループごとに重要事故シーケンスを選定（ＲＨＲの故障による停止時冷却機能喪失）

・ 全交流動力電源喪失
・ 原子炉冷却材の流出
・ 反応度の誤投入※

燃料損傷防止対策の有効性評価※ 停止時ＰＲＡでは評価対象外

運転停止中原子炉における事故シーケンスグループ抽出及び重要事故シーケンス選定の全体プロセス

出力

ＰＲＡの評価対象

300

冷却材温度

原子炉圧力

原子炉内インベントリ

1000

運転時

10

1500

出力

停 止 時

運転時
：原子炉水位：原子炉圧力：冷却材温度(約280℃)
原子炉ウェル満水(約6.9MPa)(約280℃)

ＲＰＶ漏えい試験(約6.9MPa)(約6.9MPa)

200

5
[MPa]

ＲＰＶ満水

104

[℃]
100

500

通常水位
(約50℃)

[m3 ]
0

0

(大気圧)

0

プラント状態(POS)

−

発電機解列
復水器真空破壊

第 3−2 図

Ｓ Ａ

ＲＰＶ開放

Ｂ

Ｃ

ＲＰＶ閉鎖

Ｄ

起動準備

施設定期検査時のプラント状態と主要パラメータの推移

ＣＲ引抜開始

−

発電機
並列

PO S

A

S

代表水位
ＲＨＲ切替
ＣＵＷブロー
ＣＲＤ点検
ＬＰＲＭ点検

B1

B2

通常水位

B3

B4

B5

B6

原子炉ウェル満水

ＲＨＲ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

105

ＤＧ−２Ｃ
電源

ＤＧ−２Ｄ
ＨＰＣＳ−ＤＧ：運転第 3−3 図

：待機

C2
通常水位

ＲＨＲ−Ａ

崩壊熱除去／
原子炉注水

C1

：待機除外

停止時ＰＲＡにおけるプラント状態の分類及び定期検査工程D残留熱除去系の故障

事故シーケンス

崩壊熱除去・炉心冷却

成功

−

失敗

外部電源
喪失

直流電源

交流電源

残残留熱除去系の故障（ＲＨＲ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗
残留熱除去系の故障（ＲＨＲＳ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

崩壊熱除去・
炉心冷却事故シーケンス

成功

−

成功
失敗

外部電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

事故シーケンスグループ
燃料損傷なし崩壊熱除去機能喪失

事故シーケンスグループ

燃料損傷なし崩壊熱除去機能喪失

成功
成功

−

失敗
失敗

外部電源喪失＋交流電源喪失
全交流動力電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

成功

−

失敗
失敗

原子炉冷却材の流出

外部電源喪失＋直流電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

崩壊熱除去・炉心冷却事故シーケンス

成功
失敗

第3−4図

燃料損傷なし−燃料損傷なし全交流動力電源喪失

事故シーケンスグループ
燃料損傷なし原子炉冷却材の流出（ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ）
原子炉冷却材の流出＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗
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（ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗
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

停止時ＰＲＡにおけるイベントツリー

106原子炉冷却材の流出＜0.1%

崩壊熱除去機能喪失
28.8%

全交流動力電源喪失
71.1%（ Ｃ Ｄ Ｆ ： 5.0×10 − ６ ／ 施 設 定 期 検 査 ）第 3− 5図

事故シーケンスグループごとの寄与割合

107

4.

事故シーケンスグループ及び重要事故シーケンス等の選定に活用したＰＲＡの実施プロセスについて
事故シーケンスグループ及び重要事故シーケンス等の選定に際して適用可能としたＰＲＡは，一般社団法人

日本原子力学会において標準化された実施基準を参考に実施し，各実施項目について「ＰＲ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項 」（ 原 子 力 規 制 庁

平 成 25年 9月 ） の 記

載 事 項 へ の 適 合 性 を 確 認 し た 。（ 別 紙 12）
また，今回のＰＲＡの評価プロセスの確認及び更なる品質向上を目的として，専門家によるピアレビューを実施した。その結果，今回 実 施 し た Ｐ Ｒ Ａ に お い て ， 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 及び重要事故
シーケンス等の選定結果に影響を及ぼすような技術的な問題点がない
こ と を 確 認 し た 。（ 別 紙 13）

108

別紙 1
有効性評価の事故シーケンスグループ等の選定に際しての外部事象の考慮について

重大事故の有効性評価に係る個別プラントでの事故シーケンスグループの選定に際しては，「実用発電用原子炉及びその附属施設の位置，構造及び設備の基準に関する規則の解釈」（以下「解釈」という。）に ，「 個 別 プ ラ ン ト の 内 部 事 象 に 関 す る 確 率 論 的 リ ス ク 評 価（ Ｐ Ｒ Ａ ）及び外部事象に関するＰＲＡ（適用可能なもの）又はそれに代わる方法で評価を実施すること。」と記載されている。
今回の申請に当たって，外部事象に関しては手法が適用可能な段階にあると判断した地震，津波を対象に出力運転時レベル１ＰＲＡを実施した。
内部溢水，内部火災及びその他外部事象に関するレベル１ＰＲＡ及び外部事象レベル１．５ＰＲＡ並びに停止時レベル１ＰＲＡについて
は，ＰＲＡ手法の確立に向けた検討が進められている段階，又は現実的な定量評価の実施に向けて必要なデータ整備を進めていく段階であることから，現段階では「適用可能なもの」に含まれないと判断し，「それに代わる方法」として，これら外部事象の影響を考慮した場合の事故シーケンスグループ選定への影響について以下のとおり整理した。

1.

炉心損傷防止対策の事故シーケンスグループ抽出に係る検討

1.1

内部溢水，内部火災の影響
今回はＰＲＡの適用を見合わせたが，内部溢水，内部火災についてはレベル１ＰＲＡの手法確立・個別プラントへの展開に係わる検別紙 1-1

討作業がある程度進んでいる。このことを踏まえ，ＰＲＡを念頭にして，内部溢水，内部火災の発生によって誘発される可能性がある
起 因 事 象 を ，定 性 的 な 分 析 に よ っ て 抽 出 し た 。抽 出 結 果 を 表 1に 示 す 。
表 1に 示 す 起 因 事 象 が 発 生 し た 場 合 ，屋 内 に 設 置 さ れ て い る 安 全 機
器の機能喪失を経て炉心損傷に至る可能性があるが，これらを起因とする事故シーケンスは，同機器のランダム故障・誤操作を想定する内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡにおいて評価対象とした起因事象に含まれている。
また，設計基準対象施設によって，内部溢水，内部火災の影響拡大防止が図られることで，異なる区画等，広範囲における重畳的な安全機器の同時機能喪失発生を防止できると考える。
したがって，内部溢水・内部火災を起因とした炉心損傷頻度の定量化には上記の課題が残るものの，定性的な起因事象の抽出結果から想定される事故シーケンスは，内部事象出力運転時レベル１ＰＲ
Ａの検討から得られる事故シーケンスの一部として分類できるため，
新たに追加が必要となる事故シーケンスグループが発生する可能性は低いと考える。

表1

内部溢水及び内部火災により誘発される起因事象

起因事象

起因事象を誘発する要因の例

外部電源喪失内部溢水及び内部火災による常用母線等の機能喪失

等

非隔離事象

内部溢水及び内部火災による原子炉冷却材流量制御系の誤動作
内部溢水及び内部火災による工学的安全施設制御系の誤動作 等

隔離事象

内部溢水及び内部火災による主蒸気隔離弁の誤閉止

全給水喪失

内部溢水及び内部火災による給水流量の全喪失

等逃がし安全弁

内部火災による逃がし安全弁作動回路の誤動作

等

等

誤開放
手動停止

内部溢水及び内部火災による安全機能への影響の可能性に伴う計画外停止

別紙 1-2

1.2

その他の外部事象の影響
その他の外部事象としては，解釈第６条第２項に自然現象，及び第８項に外部人為事象として，具体的に以下が記載されている。
第６条（外部からの衝撃による損傷の防止）（中略）
２ 第１項に規定する「想定される自然現象」とは、敷地の自然 環 境 を 基 に 、洪 水 、風（ 台 風 ）、竜 巻 、凍 結 、降 水 、積 雪 、
落 雷 、地 滑 り 、火 山 の 影 響 、生 物 学 的 事 象 又 は 森 林 火 災 等 から適用されるものをいう。
（中略）
８ 第３項に規定する「発電用原子炉施設の安全性を損なわせる 原 因 と な る お そ れ が あ る 事 象 で あ っ て 人 為 に よ る も の（ 故意 に よ る も の を 除 く 。）」と は 、敷 地 及 び 敷 地 周 辺 の 状 況 をも と に 選 択 さ れ る も の で あ り 、飛 来 物（ 航 空 機 落 下 等 ）、ダ
ム の 崩 壊 、爆 発 、近 隣 工 場 等 の 火 災 、有 毒 ガ ス 、船 舶 の 衝 突
又は電磁的障害等をいう。
これらの地震，津波を除く各種自然現象及び外部人為事象がプラントに与え得る影響について，設計基準及びそれを超える場合，現
象 等 の 重 畳 を 含 め て 定 性 的 に 分 析 し た 結 果 を 添 付 1に 示 す 。
地震，津波以外の自然現象及び外部人為事象について，起因事象発生の可能性を検討した結果，出力運転時を対象として実施した内部事象，地震及び津波レベル１ＰＲＡにて抽出した起因事象を誘発する要因による事故シーケンスグループ以外に新たに追加が必要となる事故シーケンスグループはないものと判断した。

別紙 1-3

2.

格納容器破損防止対策の格納容器破損モードの抽出に係る検討
外部事象レベル１．５ＰＲＡについては，地震ＰＲＡのみ学会標準に一部関連する記載があるものの，その他の事象については標準的なＰＲＡ手法が確立されておらず，定量評価を実施できる状況ではないことから，以下のとおり定性的な検討を実施した。

2.1

地震の影響
地震がプラントに与え得る特有の影響について，新たに有効性評

価の対象として追加すべき格納容器破損モードの観点で定性的に分析 し た 結 果 を 添 付 2に 示 す 。
また，出力運転時を対象として実施した地震時レベル１ＰＲＡの結果からは，地震特有の事象として原子炉建屋損傷や格納容器損傷
等 の 炉 心 損 傷 直 結 事 象 が 抽 出 さ れ て い る 。こ れ ら の 事 象 に つ い て は ，
深刻な事故の場合には格納容器も破損に至るが，この場合の格納容
器破損は事象進展によって格納容器に負荷が加えられて破損に至るものではなく，地震による直接的な格納容器の閉じ込め機能喪失である。これらについては，耐震補強等による事象の発生防止を図る
こと，あるいは大規模損壊対策として可搬型のポンプ・電源，放水砲等を駆使した対応により影響緩和を試みることで対応していく事象であり，有効性評価において取り扱う事象としては適切でないと考える。
したがって，有効性評価の対象とすべき格納容器破損モードとして，内部事象出力運転時レベル１．５ＰＲＡにて抽出した格納容器
破損モード以外に新たに追加が必要となる格納容器破損モードはな
いものと判断した。
別紙 1-4

2.2

津波の影響
津波がプラントに与え得る特有の影響について，建物外部の設備が機能喪失することは想定されるものの，格納容器が津波による物
理的負荷（波力・漂流物の衝撃力）によって直接損傷することは想定し難い。また，炉心損傷後の格納容器内の物理化学現象について
も内部事象出力運転時レベル１．５ＰＲＡで想定するものと同等と考えられる。
したがって，有効性評価の対象とすべき格納容器破損モードとして，内部事象出力運転時レベル１．５ＰＲＡにて抽出した格納容器
破損モード以外に新たに追加が必要となる格納容器破損モードはな
いものと判断した。

2.3

内部溢水，内部火災の影響
1.1に 示 し た 起 因 事 象 の 検 討 か ら も ，炉 心 損 傷 に 至 る 事 故 シ ー ケ ン

スグループとしては内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡで用いた事
象以外に追加すべきものは発生しないと推定しており，格納容器が直接破損することは想定し難い。また，炉心損傷後の格納容器内の物理化学現象についても内部事象出力運転時レベル１．５ＰＲＡで想定するものと同等と考えられる。
したがって，有効性評価の対象とすべき格納容器破損モードとして，内部事象出力運転時レベル１．５ＰＲＡにて抽出した格納容器
破損モード以外に新たに追加が必要となる格納容器破損モードはな
いものと判断した。

別紙 1-5

2.4

その他の外部事象の影響
1.2に 示 し た プ ラ ン ト に 与 え る 影 響 の 検 討 か ら は ，屋 外 施 設 の 損 傷によるサポート系の機能喪失が想定されるものの，炉心損傷に至る
事故シーケンスグループとしては，内部事象出力運転時レベル１Ｐ
ＲＡの結果抽出された事故シーケンスグループに追加すべきものは発生しないものと推定している。また，炉心損傷後の格納容器内の物理化学現象についても内部事象出力運転時レベル１．５ＰＲＡで想定するものと同等と考えられる。
したがって，有効性評価の対象とすべき格納容器破損モードとして，内部事象出力運転時レベル１．５ＰＲＡにて抽出した格納容器
破損モード以外に新たに追加が必要となる格納容器破損モードはな
いものと判断した。

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グ
ループ抽出に係る検討
停止時レベル１ＰＲＡについては，地震，津波，内部溢水，内部

火災及びその他外部事象に関するレベル１ＰＲＡの標準的なＰＲＡ手法が確立されておらず，定量評価を実施できる状況にない。このため，出力運転時の地震・津波レベル１ＰＲＡの評価結果，内部溢
水 ・ 内 部 火 災 及 び そ の 他 の 外 部 事 象 に 関 す る 整 理 ，図 1に 示 す 内 部 事
象停止時レベル１ＰＲＡのマスターロジックダイアグラムを参考に，
地震・津波・内部溢水・内部火災及びその他の外部事象により発生
す る 起 因 事 象 を 以 下 の と お り 定 性 的 に 分 析 し ， 表 2に ま と め た 。
さらに，抽出した起因事象を基に，内部事象停止時レベル１ＰＲ
Ａにて抽出した事故シーケンスグループ以外に，新たに追加が必要
別紙 1-6

となる事故シーケンスグループの有無を確認した。

3.1

出力運転時と運転停止中のプラント状態等の差異
運転停止中における燃料損傷防止対策の事故シーケンスグループの抽出においては，出力運転時を対象に実施した整理を参考に評価を行ったが，評価に当たってはその前提として，出力運転時と運転停止中のプラント状態等の差異を把握することが重要と考え，その整理を行った。整理に当たり，一般的な出力運転時と運転停止中の違いとして以下の観点に着目し，それぞれについて事故シーケンス
グループの抽出において，考慮が必要であるか確認した。
・崩壊熱，原子炉冷却材の温度・圧力
運転停止中の崩壊熱，原子炉冷却材の温度・圧力は出力運転時と比べ小さくなるため，事象進展は緩やかになるが，事故シーケ
ンスグループの抽出においては影響しない。
・燃料損傷防止に必要となる機能
運転停止中の燃料損傷防止に必要となる機能は，出力運転時と異 な り ，原 子 炉 停 止 機 能 ，高 圧 注 水 機 能 が 不 要 と な る 。そ の た め ，
事故シーケンスグループの抽出においては，これらの差異について考慮する必要がある。
・原子炉水位，原子炉圧力容器・格納容器の状態
原子炉水位の変化は時間余裕へ影響するものの，事故シーケン
スグループ抽出には影響しない。
運転停止中は原子炉圧力容器・格納容器が開放されている状態も考えられるが，これらの状態に依らず，運転停止中の必要な機能は変化しないため，事故シーケンスグループの抽出において考別紙 1-7慮不要である。
・緩和設備・サポート系設備の状態
運転停止中において，一部の緩和設備及びサポート系設備の点
検又は試験によりその機能に期待できない状態も推定される。ただし，期待できる設備は少なくなるものの，必要な機能は原子炉
施設保安規定により担保されるものであり，また既に内部事象停止時レベル１ＰＲＡでこれらの設備の点検又は試験により期待できないことは考慮されている。そのため，本観点は事故シーケン
スグループの抽出において考慮不要である。
・停止時特有の作業の影響
運転停止中において，出力運転時とは異なり，点検作業等に伴う開口箇所の発生など現場の状態が異なることが考えられる。そのため，事故シーケンスグループの抽出においては，これらの差異について考慮する必要がある。

以上より，運転停止中における燃料損傷防止対策の事故シーケン
スグループの抽出においては，出力運転時を対象に実施した整理を参考にする際は，「燃料損傷防止に必要となる機能」，「停止時特有の作業の影響」について考慮する必要がある。

3.2

地震の影響
地震により個々の機器が損傷する可能性は運転時と運転停止中で異なるものではないが，各系統の機能喪失がプラントに与える影響の観点では運転時と運転停止中で異なり，運転停止中は燃料の崩壊熱除去に関連する系統が重要となる。
別紙 1-8

運転停止中に燃料の崩壊熱を除去している系統は，残留熱除去系
及びそのサポート系である残留熱除去系海水系，外部電源から給電される所内電源設備である。
地震により残留熱除去系又は残留熱除去系海水系が機能喪失すると「残留熱除去系の故障」の起因事象が発生し，碍子又は所内電源
設備等の送受電設備が損傷すると「外部電源喪失」の起因事象が発生する。これらの起因事象が発生した場合，屋内に設置されている
安全機能を有する系統が機能喪失した場合は燃料損傷に至るが，この事故シーケンスは，同じ系統がランダム故障等で発生することを想定している内部事象停止時レベル１ＰＲＡにて抽出される事故シーケンスと同じである。
地震特有の事象として，原子炉建屋損傷，格納容器損傷，原子炉
圧力容器損傷，格納容器バイパス，原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失（ＥｘｃｅｓｓｉｖｅＬＯＣＡ），計装・制御系喪失が発生す

ると，直接炉心損傷至る事象が発生するが，これらについては出力運転中を対象とした炉心損傷に至る事故シーケンスの抽出における考え方と同様，損傷の規模に応じて，機能を維持した設計基準事故対処設備や重大事故等対処設備，可搬型の機器等で燃料損傷防止を試みるものと考える。一方，損傷の程度が大きく，設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備に期待できない場合には，大規模損壊対策を含め，原子炉建屋以外に分散配置した設備や可搬型の機器を駆使し，影響緩和を図ることで対応するべきものと考える。
したがって，運転停止中の地震の発生を考慮しても，内部事象停止時レベル１ＰＲＡから抽出した事故シーケンスグループ以外に新
たに追加が必要となる事故シーケンスグループはないものと判断し
別紙 1-9た。

3.3

津波による影響
運転停止中においては，点検作業等に伴い，出力運転時にはない

開口（大物搬入口の水密扉等の建屋開口部，防潮堤貫通部の止水防止対策の点検に伴う一時的な開口部）が発生することが考えられ，
事故シーケンス選定においては，この差異について考慮する必要がある。
大物搬入口の水密扉等については，出力運転時津波レベル１ＰＲ
Ａにおいて期待しておらず，防潮堤を超え敷地に遡上する津波が原子 炉 建 屋 1階 床 面 に 到 達 す る と「 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 に よ る 複 数 の 緩 和
機能喪失」の事故シーケンスとして取り扱っている。運転停止時においてもこの考え方を適用すると，大物搬入口の水密扉等の建屋開口部の有無による事故シーケンス選定への影響はない。
一方，防潮堤については，出力運転時の津波レベル１ＰＲＡにおいて期待しているが，運転停止中における防潮堤貫通部の止水対策の点検作業に伴い，一時的に開口部が生じている間に防潮堤高さ未満の津波が発生した場合は，津波が開口部から敷地内に浸水することが考えられる。この場合でも，敷地内に浸水する津波の量が限定的であり，非常用海水ポンプの健全性は維持されると考えられものの，非常用海水ポンプが没水，被水により機能喪失した場合は「最終ヒートシンク喪失」の起因事象が発生する。ただし，これを起因とする事故シーケンスに対しては，内部事象停止時レベル１ＰＲＡから抽出される「全交流動力電源喪失」の事故シーケンスグループと同様，常設代替高圧電源装置，低圧代替注水系（常設）等により別紙 1-10

燃料損傷を防止できる。
また，防潮堤高さを超える津波に対しては，防潮堤貫通部の止水対策の点検作業の有無に関わらず，非常用海水ポンプが没水，被水に よ り 機 能 喪 失 し「 最 終 ヒ ー ト シ ン ク 喪 失 」の 起 因 事 象 が 発 生 す る 。
ただし，この場合においても，内部事象停止時レベル１ＰＲＡから抽出される「全交流動力電源喪失」の事故シーケンスグループと同様，常設代替高圧電源装置，低圧代替注水系（常設）等により燃料損傷を防止できる。
以上より，運転停止中の津波の発生を考慮しても，内部事象停止
時レベル１ＰＲＡから抽出した事故シーケンスグループ以外に新たに追加が必要となる事故シーケンスグループはないものと判断した。
なお，運転停止中は，常設代替高圧電源装置等の重大事故等対処
設備が点検に伴い待機除外となる場合もあるものの，燃料損傷防止
対策が全て喪失するような複数の同時点検は実施しない運用とするとともに，その対策の機能維持に必要な浸水防止設備を維持する運
用とする。

3.4

内部溢水，内部火災の影響
内部溢水，内部火災により個々の機器が損傷する可能性は運転時と運転停止中で異なるものではないが，各系統の機能喪失がプラントに与える影響の観点では運転時と運転停止中で異なり，運転停止
中は燃料の崩壊熱除去に関連する系統が重要となる。
運転停止中に燃料の崩壊熱を除去している系統は，残留熱除去系
及びそのサポート系である残留熱除去系海水系，外部電源から給電される所内電源設備である。
別紙 1-11

内部溢水，内部火災により運転中の残留熱除去系又は残留熱除去
系海水系が機能喪失すると「残留熱除去系の故障」の起因事象が発生し，所内電源設備が機能喪失すると「外部電源喪失」の起因事象が発生するが，これらを起因とする事故シーケンスは，同系統の機器のランダム故障による機能喪失を想定する内部事象停止時レベル
１ＰＲＡで考慮している起因事象に含まれている。
したがって，運転停止中の内部溢水，内部火災の発生する起因事
象の発生を考慮しても，内部事象停止時レベル１ＰＲＡから抽出した事故シーケンスグループ以外に新たに追加が必要となる事故シー
ケンスグループはないものと判断した。
なお，運転停止中においても，燃料損傷防止に必要な機能を全て喪失することのないよう，必要な内部溢水，内部火災の影響拡大防止対策を維持する運用とする。

3.5

その他の外部事象の影響
地震，津波以外の自然現象及び外部人為事象について，運転時を対象とした整理を参考に，運転停止中に起因事象が発生し得るかを確認した。その結果，その他の外部事象の発生に伴う起因事象は，
内部事象停止時レベル１ＰＲＡにおいて抽出した起因事象に包含されるため，内部事象停止時レベル１ＰＲＡにて抽出した事故シーケ
ンスグループ以外に新たに追加が必要となる事故シーケンスグルー
プはないものと判断した。

4.

まとめ
今回の事故シーケンスグループ等の選定に際して，現段階でＰＲ
別紙 1-12

Ａを適用可能と判断した出力運転時地震レベル１ＰＲＡ，出力運転
時津波レベル１ＰＲＡ以外の外部事象について，定性的な分析・推定から新たに追加すべき事故シーケンスグループ及び格納容器破損
モードはないものと評価した。
なお，今回定性的な分析とした各ＰＲＡや地震発生時に想定される地震随伴津波，地震随伴火災及び地震随伴溢水を対象としたＰＲＡについては，手法整備の研究及び実機プラントへの適用の検討を順次進めていく予定である。
以上

別紙 1-13

別紙 1-14
図 1

内部事象停止時レベル１ＰＲＡのマスターロジックダイアグラム

表 2
外部事象
起因事象

運転停止中原子炉における各外部事象で発生する起因事象の抽出結果
地震

津波

内部火災・内部溢水

その他の外部事象

主な燃料損傷防止対策

・残 留 熱 除 去 系 海 水 ・ 残 留 熱 除 去 系ポ ン プ の ・残留 熱 除 去 系 海 水 系 ・ 常 設 代 替 高 圧 電 源 装 置
・残留熱除去系の損傷の機能喪失（竜巻， ・低圧代替注水系（常設，可搬停止
系の機能喪失・残 留 熱 除 去 系 海 水 系 の残留熱除去系の型）
落雷）
・原 子 炉 建 屋 内 浸 水 ・ 残 留 熱 除 去 系海 水 系 ポ
損傷
故障
・緊急用海水系
ンプの停止による残留熱除・津波防護対策等
去系の機能喪失・送受電設備の損傷
外部電源喪失・送 受 電 設 備 の 機 能 ・ 送 受 電 設 備 の機 能 喪 失 ・送受 電 設 備 の 機 能 喪
喪失
失（凍結，積雪 ，火山 ，竜 巻 ，森 林 火 災 ，
落雷）

別紙 1-15

原子炉冷却材の
流出

−※１

−

−

−

−

反応度投入
事象

−

−

−

−

−

−

・出 力 運 転 時 を 対 象 と し た 地
震レベル１ＰＲＡ結果に
基 づ き ，直 接 炉 心 損 傷 に 至る起因事象を抽出している が ，別 紙 2 に 示 す と お り ，
評価方法にはかなりの保守 性 を 有 し ，か つ ，大 き な
不 確 か さ を 有 す る 。出 力 運
転 中 の 取 り 扱 い と 同 様 ，機能維持した設計基準事故
対処設備及び重大事故等対処設備を柔軟に活用し影響緩和を図ることで対応すべきものと考える。

・原子炉建屋損傷
・格納容器損傷
・原子炉圧力容器損傷
・格納容器バイパス
・原 子 炉 冷 却 材 圧 力 バ ウ
直接炉心損傷にン ダ リ 喪 失（ Ｅ ｘ ｃ ｅ
至る事象
ｓｓｉｖｅ ＬＯＣ
Ａ）
・計測・制御系喪失−−※１：原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失は直接炉心損傷に至る事象として整理する。

添付資料
添付 1

有効性評価の事故シーケンスグループの選定に際しての地
震・津波以外の外部事象の考慮について

添付 2

地震レベル１．５ＰＲＡについて

別紙 1-16

添付 1
有効性評価の事故シーケンスグループの選定に関しての地震・津波以外の外部事象の考慮について「実用発電用原子炉及びその附属施設の位置，構造及び設備の基準に 関 す る 規 則 の 解 釈（ 原 規 技 発 第 1306193号（ 平 成 ２ ５ 年 ６ 月 １ ９ 日 原子 力 規 制 委 員 会 決 定 ））第 37条 第 1-1項 で は ，運 転 時 の 異 常 な 過 渡 変 化
及び設計基準事故に対して原子炉の安全性を損なうことがないよう設計することを求められる構築物，系統及び機器がその安全機能を喪失した場合であって，炉心の著しい損傷に至る可能性があると想定する
事故シーケンスグループを抽出するため，個別プラントのＰＲＡ又はそれに代わる方法で評価を実施することが求められている。
外部事象のうち，日本原子力学会標準として実施基準が定められて
おりＰＲＡの適用実績がある地震及び津波については，それぞれＰＲＡを実施し事故シーケンスグループの抽出を実施している。
また，地震，津波以外の自然現象については現段階でのＰＲＡ評価
は実施困難であるため，「それに代わる方法」として以下に示す方法
にて定性的に事故シーケンスグループの抽出を行い，重大事故等対策の有効性評価において新たに追加が必要となる事故シーケンスグルー
プの有無について確認を行った。
さらに外部人為事象についても定性的に事故シーケンスグループの抽出を行い，重大事故等対策の有効性評価において新たに追加が必要となる事故シーケンスグループの有無について確認を行った。
また，自然現象，外部人為事象が重畳することによる影響について
も，定性的な評価を行い，重大事故等対策の有効性評価において新たに追加が必要となる事故シーケンスグループの有無について確認を行
別紙 1-17

った。

1.前 提 条 件
(1)評 価 対 象 事 象
設計基準を設定する自然現象（以下「設計基準設定事象」という。）の設定は，一般的な事象に加え，国内外の規格基準から収集した様々な自然現象に対し，そもそも東海第二発電所において発生する可能性があるか，プラントの安全性が損なわれる可能性があるか，影響度の大きさから代表事象による評価が可能かといっ た 観 点 で ス ク リ ー ニ ン グ を 実 施 し て い る 。 （ 補 足 1）
したがって，設計基準設定事象以外のものについては，そもそもプラントの安全性が損なわれる可能性がないか，有意な頻度では発生しないか，若しくは影響度の大きさから他の自然現象に包絡されるものであるため，事故シーケンスの有無の確認は，設計
基 準 設 定 事 象 で あ る 以 下 の 12事 象 を 対 象 に 実 施 す る も の と す る 。
・極低温（凍結）・降水（豪雨（降雨））・積雪（暴風雪）・高潮・火山（火山活動・降灰）
・生物学的事象
・洪水（外部洪水）・風（台風）
・竜巻
・森林火災
別紙 1-18

・落雷・地滑り
なお，設計基準設定事象以外については，上述のとおり，基本的には事故シーケンスに至ることはないか，有意な頻度では発生しないか，若しくは影響度の大きさから他の自然現象に包絡されるものであると判断しているものの，各自然現象により想定される発電所への影響（損傷・機能喪失モード）を踏まえ，考え得る
起 因 事 象 に つ い て 整 理 し て お り ， そ の 結 果 か ら も 上 記 12事 象 に 加え詳細評価が必要な事象は無いことを確認している。なお，このう ち 6事 象 に つ い て は ，他 事 象 に 包 絡 さ れ る（ 降 水（ 豪 雨（ 降 雨 ）），高潮，風（台風），洪水（外部洪水））か，起因事象の発生はな
い （ 生 物 学 的 事 象 ， 地 滑 り ） こ と を 確 認 し て い る 。 （ 補 足 2）
ま た ，各 外 部 人 為 事 象 に よ り 想 定 さ れ る 発 電 所 へ の 影 響（ 損 傷 ・機能喪失モード）を踏まえ，考え得る起因事象についても整理しており，その結果から新たな起因事象がないこと，事象の影響とし て 設 計 基 準 設 定 事 象 に 包 絡 さ れ る こ と を 確 認 し て い る 。（ 補 足 3 ）(2)想 定 範 囲
上記設計基準設定事象については，それぞれ考慮すべき最も過酷と考えられる条件を設定している。具体的には，設計基準設定を超えた規模を仮定する。

2.評 価 方 法
2.1

起因事象の特定(1)構 築 物 ， 系 統 及 び 機 器 （ 以 下 「 設 備 等 」 と い う 。 ） の 損 傷 ・ 機 能
別紙 1-19

喪失モードの抽出
1.に て 示 し た 風 ， 積 雪 等 の 自 然 現 象 が 設 計 基 準 を 超 え る 規 模 で発生した場合に，発電所に与える影響は地震，津波ほど十分な知見がない。そこで，ここでは国外の評価事例，国内のトラブル事
例及び規格・基準にて示されている発電所の影響を収集し，対象とする自然現象が発生した場合に設備等へどのような影響を与えるか（設備等への損傷・機能喪失モード）の抽出を行う。

(2)評 価 対 象 設 備 の 選 定(1)項 で 抽 出 し た 損 傷 ・ 機 能 喪 失 モ ー ド に 対 し ， 影 響 を 受 け る 可
能性がある設備等のうち，プラントの運転継続や安全性に影響を及ぼす可能性のある設備等を評価対象設備として選定する。

(3)起 因 事 象 と な り う る シ ナ リ オ の 選 定(1)項 で 抽 出 し た 損 傷 ・ 機 能 喪 失 モ ー ド に 対 し て ， (2)項 で 選 定した評価対象設備への影響を検討の上，発生可能性のあるシナリオを選定する。
シナリオの選定に当たっては，事故シーケンスグループ抽出に当たって考慮すべき起因事象となりうるシナリオを選定する。
なお，起因事象の選定は，日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基
準 ： 2008（ レ ベ ル １ Ｐ Ｓ Ａ 編 ） 」 （ 以 下 ， 「 学 会 標 準 」 ） に 示 される考え方などを参考に行う。

別紙 1-20

(4)起 因 事 象 の 特 定(3)項 で 選 定 し た 各 シ ナ リ オ に つ い て 発 生 可 能 性 を 評 価 し ， 事 故シーケンスグループ抽出に当たって考慮すべき起因事象の特定を行う。
なお，過去の観測実績等をもとに発生可能性を評価可能なものについては，影響のある事故シーケンスの要因となる可能性について考察を行う。

2.2

事故シーケンスの特定
2.1(4)項 に て 特 定 し た 起 因 事 象 に つ い て ， 内 部 事 象 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ

Ａや地震，津波レベル１ＰＲＡにて考慮しておらず，重大事故の有効性評価において追加すべき新たな事故シーケンスにつながる可能性のあるものの有無について確認を行う。
また，新たな事故シーケンスにつながる可能性のある起因事象が確認された場合，事故シーケンスに至る可能性について評価の上，有意な影響のある事故シーケンスとなりうるかについて確認を行う。
事故シーケンスに至る可能性の評価については，旧原子力安全・保安院指示に基づき実施したストレステストでの評価方法などを参考に実施するものとする。

3.個 別 事 象 評 価 の ま と め
1. に て 示 し た 各 評 価 対 象 事 象 に つ い て ， 事 故 シ ー ケ ン ス に 至 る 可
能 性 の あ る 起 因 事 象 に つ い て 特 定 し た 結 果 （ 補 足 2-1〜 6参 照 ） ， 内
部事象や地震，津波レベル１ＰＲＡで考慮している起因事象に包含されることを確認した。また，各評価対象事象によって機能喪失す
別紙 1-21

る可能性のある緩和設備について確認し，起因事象が発生した場合であっても，緩和設備が機能維持すること等により，必要な機能を確 保 す る こ と は 可 能 で あ る こ と を 確 認 し た（ 補 足 2-7）。し た が っ て ，
内部事象や地震，津波レベル１ＰＲＡにて抽出した事故シーケンスに対して新たに追加すべき事故シーケンスは発生しないものと判断した。

4.設 計 基 準 を 超 え る 自 然 現 象 の 重 畳 の 考 慮 に つ い て(1)自 然 現 象 の 重 畳 影 響
自然現象の重畳評価については，損傷・機能喪失モードの相違に応じて，以下に示す影響を考慮する必要がある。
Ⅰ．各自然現象から同じ影響がそれぞれ作用し，重ね合わさって増長 す る ケ ー ス（ 例：積 雪 と 降 下 火 砕 物 に よ る 堆 積 荷 重 の 組 合 せ ）Ⅱ．ある自然現象の防護施設が他の自然現象によって機能喪失することにより影響が増長するケース（例：地震により止水機能が喪失して浸水量が増加）
Ⅲ -1 ． 他 の 自 然 現 象 の 作 用 に よ り 前 提 条 件 が 変 化 し ， 影 響 が 増 長 するケース（例：降水による降下火砕物密度の増加（降水時は降
下火砕物自体が発電所へ届きにくくなると考えられるため，堆積後の降水を想定））
Ⅲ -2．他 の 自 然 現 象 の 作 用 に よ り 影 響 が 及 ぶ よ う に な る ケ ー ス（ 例 ：斜面に降下火砕物が堆積した後に大量の降水により滑り，プラント周辺まで降下火砕物を含んだ水が押し寄せる状態。単独事
象としては想定していない。）

別紙 1-22

(2)自 然 現 象 の 重 畳 に よ る シ ナ リ オ の 選 定
基本的には一般的な事象に加え，国内外の規格基準から収集した 自 然 現 象 に つ い て (1)項 Ⅰ 〜 Ⅲ -2に 示 し た 重 畳 影 響 の 確 認 を 実施した。
ただし，以下の観点から明らかに事故シーケンスにはつながらないと考えられるものについては重畳影響考慮不要と判断し確認対象から除外した。

○東海第二発電所及びその周辺では発生しない（若しくは，発生が極めて稀）と判断した事象
No.2： 隕 石 ， No.9： 土 壌 の 収 縮 又 は 膨 張 ，No.14： 雪 崩 ， N o.2 4 ：草 原 火 災 ， No.28： ハ リ ケ ー ン ， No.31： 氷 壁 ， No.32： 土 砂 崩 れ（ 山 崩 れ ，が け 崩 れ ）， No.42：地 滑 り ，No.43：カ ル ス ト ，No.44：
地 下 水 に よ る 浸 食 ， No.53： 土 石 流 ， No.54： 水 蒸 気○単独事象での評価において設備等への影響がない（若しくは，非常に小さい）と判断した事象で，他の事象との重畳を考慮しても明らかに設備等への影響が無いと判断した事象
No.4： 河 川 の 迂 回 ， No.16： 海 岸 浸 食 ， No.17： 干 ば つ ， No.21：
濃 霧 ， No.23： 霜 ・ 白 霜 ， No.26： 極 高 温 ， No.34： 湖 又 は 河 川 の
水 位 低 下 ，No.36：陥 没 ，地 盤 沈 下 ，地 割 れ ，No.38：も や ，No.39 ：塩 害 ・ 塩 雲 ， No.40： 地 面 の 隆 起 ， No.51： 低 温 水 （ 海 水 温 低 ） ，No.52： 泥 湧 出 （ 液 状 化 ）
確 認 し た 結 果 と し て は ， 重 畳 影 響 Ⅰ 〜 Ⅲ -1に つ い て は ， 以 下 に 示す理由から，単独事象での評価において抽出されたシナリオ以外のシ ナ リ オ が 生 じ る こ と は な く ， 重 畳 影 響 Ⅲ -2に つ い て も ， 他 事 象 に
別紙 1-23

て抽出したシナリオであり，新たなものが確認されなかった。個別
自 然 現 象 の 重 畳 影 響 確 認 結 果 を 補 足 4に 示 す 。ま た ，外 部 人 為 事 象 との 重 畳 影 響 に つ い て は ，補 足 5に 示 す と お り 自 然 現 象 の 重 畳 影 響 に 包絡されると判断した。
Ⅰ．各自然現象から同じ影響がそれぞれ作用し，重ね合わさって増長するケース
重畳により影響度合いが大きくなるのみであり，元々，単独で設計基準を超える事象に対してシナリオの抽出を行っていることを踏まえると，新たなシナリオは生じない。
Ⅱ．ある自然現象の防護施設が他の自然現象によって機能喪失することにより，影響が増長するケース
単独の自然現象に対するシナリオの選定において，設計基準を超える事象を評価対象としているということは，つまり設備耐力や防護対策に期待していないということであり，単独事象の評価
において抽出された以外の新たなシナリオは生じない。
Ⅲ -1 ． 他 の 自 然 現 象 の 作 用 に よ り 前 提 条 件 が 変 化 し ， 影 響 が 増 長 するケース
一方の自然現象の前提条件が，他方の自然現象により変化し，元の自然現象の影響度が大きくなったとしても，Ⅰ．と同様，単独で設計基準を超える事象に対してシナリオ抽出を行っているた
め，新たなシナリオは生じない。
Ⅲ -2 ． 他 の 自 然 現 象 の 作 用 に よ り 影 響 が 及 ぶ よ う に な る ケ ー ス
単独事象では影響が及ばない評価であったのに対し，事象が重畳することにより影響が及ぶようになるものは，降下火砕物と降水の組合せのみであったが，屋外設備（送変電設備，海水ポンプ
別紙 1-24

等）の損傷を想定しても，起因事象としては外部電源喪失，全交
流動力電源喪失及び最終ヒートシンク喪失であり，新しいシナリ
オは生じない。

(3)重 畳 影 響 評 価 ま と め
事故シーケンスの抽出という観点においては，上述のとおり，自然現象が重畳することにより，単独事象の評価で特定されたシ
ナリオに対し新たなものが生じることはなく，自然現象重畳により新たに追加すべき事故シーケンスは発生しないものと判断した。

5.全 体 ま と め
地震，津波以外の自然現象，外部人為事象について，事故シーケ
ンスに至る可能性のある起因事象について特定した結果，内部事象
や地震，津波レベル１ＰＲＡにて抽出した事故シーケンスに対して新たに追加すべき事故シーケンスは発生しないものと判断した。
また，地震，津波を含む，各自然現象の重畳影響についても確認を実施した結果，単独事象での評価と同様に，内部事象や地震，津波レベル１ＰＲＡにて抽出した事故シーケンスに対して新たに追加すべき事故シーケンスは発生しないものと判断した。

別紙 1-25

補足資料
補足 1 想定される自然現象及び発電用原子炉施設の安全性を損なわせる原因となるおそれがある事象であって人為によるものの選定について補足 2 過酷な自然現象により考え得る起因事象等
補 足 2-1 低 温 （ 凍 結 ） 事 象 に 対 す る 事 故 シ ー ケ ン ス 抽 出
補 足 2-2 積 雪 事 象 に 対 す る 事 故 シ ー ケ ン ス 抽 出
補 足 2-3 火 山 事 象 に 対 す る 事 故 シ ー ケ ン ス 抽 出
補 足 2-4 竜 巻 事 象 に 対 す る 事 故 シ ー ケ ン ス 抽 出
補 足 2-5 森 林 火 災 事 象 に 対 す る 事 故 シ ー ケ ン ス 抽 出
補 足 2-6 落 雷 事 象 に 対 す る 事 故 シ ー ケ ン ス 抽 出
補 足 2-7 起 因 事 象 の 発 生 が 考 え ら れ る そ の 他 の 自 然 現 象 と 起 因 事
象発生時の対応
補足 3 過酷な外部人為事象により考え得る起因事象等
補足 4 自然現象の重畳確認結果
補足 5 外部人為事象に関わる重畳の影響について

別紙 1-26補足 1
想定される自然現象及び発電用原子炉施設の安全性を損なわせる原因となるおそれがある事象であって人為によるものの選定について想定される自然現象及び発電用原子炉施設の安全性を損なわせる原因となるおそれがある事象であって人為によるもの（故意によるもの
を 除 く 。）
（ 以 下 ，｢想 定 さ れ る 外 部 人 為 事 象 ｣と い う 。）に つ い て 選 定 を行った。

（１）想定される自然現象及び想定される外部人為事象の抽出
設置許可基準規則の解釈第 6 条 2 項及び 8 項において，「想定される 自 然 現 象 （ 地 震 及 び 津 波 を 除 く 。）」 と 「 安 全 性 を 損 な わ せ る 原 因となるおそれがある事象」として，以下のとおり例示されている。
第６条（外部からの衝撃による損傷の防止）（中略）
２

第 1 項に想定する「想定される自然現象」とは，敷地の自然環境
を 基 に ， 洪 水 ， 風 （ 台 風 ）， 竜 巻 ， 凍 結 ， 降 水 ， 積 雪 ， 落 雷 ， 地
滑 り ，火 山 の 影 響 ，生 物 学 的 事 象 又 は 森 林 火 災 等 か ら 適 用 さ れ るものをいう。

（中略）
８

第 3 項に規定する「発電用原子炉施設の安全性を損なわせる原因となるおそれがある事象であって人為によるもの（故意によるもの を 除 く 。）」 と は ， 敷 地 及 び 敷 地 周 辺 の 状 況 を も と に 選 択 さ れ る
も の で あ り ，飛 来 物（ 航 空 機 落 下 等 ），ダ ム の 崩 壊 ，爆 発 ，近 隣 工場等の火災，有毒ガス，船舶の衝突又は電磁的障害等をいう。

別紙 1-27

想定される自然現象及び想定される外部人為事象について網羅的に
抽 出 す る た め の 基 準 等 に つ い て は ， 国 外 の 基 準 と し て 「 Development
and Ap plication of Level 1 Probabilistic Safety Assessment fo r
Nucle ar Power Plants （ IAEA,April 2010）」 を ， ま た 外 部 人 為 事 象 を
選 定 す る 観 点 か ら 「 DIVERSE AND FLEXIBLE COPING STRATEGIES(FLEX)IMPLE MENTATION GUIDE（ NEI-12-06 August 2012）」， 日 本 の 自 然 現 象 を
網 羅 す る 観 点 か ら 「 日 本 の 自 然 災 害 （ 国 会 資 料 編 纂 会 1998 年 ）」 を 参考にした。これらの基準等に基づき抽出した想定される自然現象を 第
1-1 表 に ， 想 定 さ れ る 外 部 人 為 事 象 を 第 1-2 表 に 示 す 。
な お ， そ の 他 に NRC の ｢ NUREG/CR-2300 PRA Procedures Guide（ NRC ,January 1983）｣等 の 基 準 も 事 象 収 集 の 対 象 と し た が ，こ れ ら 追加した基準の事象により，「 (3) 設 計 上 考 慮 す べ き 想 定 さ れ る 自 然 現 象
及び外部人為事象の選定結果」において選定される事象が増加することはなかった。

別紙 1-28

第 1- 1 表

考慮する外部ハザードの抽出（想定される自然現象）（ 丸 数 字 は ， 外 部 ハ ザ ー ド を 抽 出 し た 文 献 を 示 す 。）
No

外部ハザード①

外部ハザードを抽出した文献等
②
③
④ ⑤
⑥ ⑦
⑧

⑨

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

1-1

極低温（凍結）

○

○

○

1-2

隕石

○

1-3

降 水 （ 豪 雨 （ 降 雨 ））

○

○

1-4

河川の迂回

○

○

1-5

砂嵐

○

1-6

静振

○

1-7

地震活動

○

○

○

○

○

○

○

○

1-8

積雪（暴風雪）

○

○

○

○

○

○

○

○

1-9

土壌の収縮又は膨張

○

○

○

○

○

1-10

高潮

○

○

○

○

○

1-11

津波

○

○

○

○

○

○

○

○

1-12

火山（火山活動・降灰）

○

○

○

○

○

○

○

○

1-13

波浪・高波

○

○

○

○

○

1-14

雪崩

○

○

○

○

○

1-15

生物学的事象

○

○

○

1-16

海岸浸食

○

1-17

干ばつ

○

1-18

洪水（外部洪水）

1-19

○
○

○

○

○
○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

風（台風）

○

○

○

○

○

○

○

○

1-20

竜巻

○

○

○

○

○

○

○

○

1-21

濃霧

○

○

○

1-22

森林火災

○

○

○

○

○

1-23

霜・白霜

○

○

○

○

○

1-24

草原火災

○

1-25

ひょう・あられ

○

○

○

○

○

○

1-26

極高温

○

○

○

○

○

○

1-27

満潮

○

○

○

○

1-28

ハリケーン

○

○

○

1-29

氷結

○

○

○

1-30

氷晶

○

○

1-31

氷壁

○

○

1-32

土砂崩れ（山崩れ，がけ崩れ）

1-33

落雷

○

1-34

湖または河川の水位低下

○

○
○

○

○

○

○

○

○

○
○

別紙 1-29

○
○

○

○
○

○

○

○

○

○

No

外部ハザード①

外部ハザードを抽出した文献等
②
③
④ ⑤
⑥ ⑦
⑧
○

⑨

1-35

湖または河川の水位上昇

1-36

陥没・地盤沈下・地割れ

1-37

極限的な圧力（気圧高低）

○

1-38

もや

○

1-39

塩害，塩雲

○

○

1-40

地面の隆起

○

○

1-41

動物

○

○

1-42

地滑り

1-43

カルスト

○

1-44

地下水による浸食

○

1-45

海水面低

○

○

1-46

海水面高

○

○

1-47

地下水による地滑り○

1-48

水中の有機物○1-49

太陽フレア，磁気嵐

1-50

高温水（海水温高）

○

○

1-51

低温水（海水温低）

○

○

1-52

泥湧出（液状化）

○

1-53

土石流

○

○

1-54

水蒸気

○

○

1-55

毒性ガス

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

① DIVERS E A ND FL EX I BL E C O P I NG ST RATEGIES (F LEX) IMPLEM ENTATION GUIDE (NEI-1 2- 0 6
Augus t 20 12 )② 「 日 本 の 自 然 災 害 」 国 会 資 料 編 纂 会 1998 年③ Specif ic Sa fe ty G ui de ( SS G-3)
Devel o pment and Applicat ion of Level 1
Proba bi li st ic Sa fe ty A s se ssment for Nuc le ar Power Pla nts , IA EA, April
2010④ 「実用発電用原子炉及びその附属施設の技術基準に関する規則の解釈」（ 制 定：
平 成 2 5 年 6 月 19 日 ）⑤ NUREG / CR -2 3 00 PR A P RO CE DURES GUIDE ,NRC, January 1983
⑥ 「 実 用 発 電 用 原 子 炉 及 び そ の 附 属 施 設 の 位 置 ，構 造 お よ び 設 備 の 基 準 に 関 す る
規 則 の 解 釈 」 （ 制 定 ： 平 成 25 年 6 月 19 日 ）⑦ Adden d a t o A SM E/ AN S RA -S -2 00 8
Stand a rd for Level 1/Large Early Rel eas eFrequ en cy P ro ba bi l is ti c Ri sk Ass essme nt for Nuclear Power Plan t
Appli ca ti on s
⑧ B.5.b P h a se2 & 3 Su bm i tt al G uideline (NEI-06-12 Decem ber 2006 ) -2011. 5 NRC
公表⑨ 「 外 部 ハ ザ ー ド に 対 す る リ ス ク 評 価 方 法 の 選 定 に 関 す る 実 施 基 準 ： 2014 」 一 般社団法人 日本原子力学会

別紙 1-30

第 1-2 表

外部ハザードの抽出（想定される外部人為事象）（ 丸 数 字 は ， 外 部 ハ ザ ー ド を 抽 出 し た 文 献 を 示 す 。）
No

外部ハザード①

外部ハザードを抽出した文献等
② ③
④ ⑤
⑥ ⑦
⑧

2-1

⑨

衛星の落下
○
○
○
○
ﾊﾟ ｲ ﾌﾟ ﾗｲﾝ 事 故 ( ｶ ﾞｽ な ど )，ﾊﾟ ｲﾌﾟ
○
○
○
○
2-2
ﾗｲ ﾝ 事 故 に よ る サ イ ト 内 爆 発 等
2-3 交 通 事 故 （ 化 学 物 質 流 出 含 む ） ○
○
○ ○
○
○
2-4 有 毒 ガ ス
○
○ ○
○ ○
2-5 タ ー ビ ン ミ サ イ ル
○
○ ○
○ ○
2-6 飛 来 物 （ 航 空 機 落 下 ）
○
○
○ ○
○ ○
○
○
2-7 工 業 施 設 又 は 軍 事 施 設 事 故○○○○
2-8 船 舶 の 衝 突 （ 船 舶 事 故 ）
○
○
○
○
○
2-9 自 動 車 ま た は 船 舶 の 爆 発○○○
船舶から放出される固体液体不
○
○
2-10
純物
2-11 水 中 の 化 学 物 質○
2-12 プ ラ ン ト 外 で の 爆 発○○○○プラント外での化学物質の流
○
○
2-13
出
2-14 サ イ ト 貯 蔵 の 化 学 物 質 の 流 出○○○○
2-15 軍 事 施 設 か ら の ミ サ イ ル○
2-16 掘 削 工 事○○
2-17 他 の ユ ニ ッ ト か ら の 火 災○
2-18 他 の ユ ニ ッ ト か ら の ミ サ イ ル○
2-19 他 の ユ ニ ッ ト か ら の 内 部 溢 水○
2-20 電 磁 的 障 害○○○○
2-21 ダ ム の 崩 壊○○○○
2-22 内 部 溢 水○ ○○ ○2-23 火 災 （ 近 隣 工 場 等 の 火 災 ）
○
○ ○
○
○
① DIVERS E A ND FL EX I BL E C O P I NG ST RATEGIES (F LEX) IMPLEM ENTATION GUIDE (NEI-1 2- 0 6
Augus t 20 12 )② 「 日 本 の 自 然 災 害 」 国 会 資 料 編 纂 会 1998 年③ Specif ic Sa fe ty G ui de ( SS G-3)
Devel o pment and Applicat ion of Level 1
Proba bi li st ic Sa fe ty A s se ssment for Nuc le ar Power Pla nts , IA EA, April
2010④ 「実用発電用原子炉及びその附属施設の技術基準に関する規則の解釈」（ 制 定：
平 成 2 5 年 6 月 19 日 ）⑤ NUREG / CR -2 3 00 PR A P RO CE DURES GUIDE ,NRC, January 1983
⑥ 「 実 用 発 電 用 原 子 炉 及 び そ の 附 属 施 設 の 位 置 ，構 造 お よ び 設 備 の 基 準 に 関 す る
規 則 の 解 釈 」 （ 制 定 ： 平 成 25 年 6 月 19 日 ）⑦ ASME/A NS R A- Sa -2 0 09 "A dd e nda to ASME/ ANS RA-S-200 8 Stand ard for Leve l
1/Lar ge Ea r ly Re le a se Fr eq uen cy Probabil is tic Risk Assessmen t for Nuclear
Power P la nt A p pl ic a ti on s "⑧ B.5.b P h a se2 & 3 Su bm i tt al G uideline (NEI-06-12 Decem ber 2006 ) -2011. 5 NRC
公表⑨ 「 外 部 ハ ザ ー ド に 対 す る リ ス ク 評 価 方 法 の 選 定 に 関 す る 実 施 基 準 ： 2014 」 一 般社団法人 日本原子力学会

別紙 1-31（ ２ ）設 計 上 考 慮 す べ き 想 定 さ れ る 自 然 現 象 及 び 想 定 さ れ る 外 部 人 為 事 象 の 選
定（ １ ）で 網 羅 的 に 抽 出 し た 事 象 に つ い て ，東 海 第 二 発 電 所 に お い て 設 計 上
考 慮 す べ き 事 象 を 選 定 す る た め ，海 外 で の 評 価 手 法 ※ を 参 考 と し た 第 1-3 表の除外基準のいずれかに該当するものは除外して事象の選定を行った。

第 1-3 表
基準Ａ
基準Ｂ
基準Ｃ

考慮すべき事象の除外基準（参考 1 参照）

プ ラ ン ト に 影 響 を 与 え る ほ ど 接 近 し た 場 所 に 発 生 し な い 。 (例 ：No . 1- 5 砂 嵐 )ハザード進展・襲来が遅く，事前にそのリスクを予知・検知する
こ と で ハ ザ ー ド を 排 除 で き る 。 (例 ： No.1-16 海 岸 浸 食 )プラント設計上，考慮された事象と比較して設備等への影響度が同等若しくはそれ以下，またはプラントの安全性が損なわれること が な い ( 例 ： N o.1-21 濃 霧 )基準Ｄ

影 響 が 他 の 事 象 に 包 絡 さ れ る 。 (例 ： No.1-27 満 潮 )基準Ｅ

発 生 頻 度 が 他 の 事 象 と 比 較 し て 非 常 に 低 い 。 (例 ： No.1-2 隕 石 )外部からの衝撃による損傷の防止とは別の条項で評価している。
または故意の外部人為事象等外部からの衝撃による損傷の防止の
対 象 外 の 事 項 （ 例 ： No.2- 5 タ ー ビ ン ミ サ イ ル ）※ ASME/ANS RA-S a-2009
Add enda to ASM E/ANS RA-S -2008 Standa rd for Leve l
1/Lar ge Ear ly Relea se Freque ncy Prob a bilistic Ri sk Asses sment for
Nucle ar Po wer Pl ant A pp licatio ns
基準Ｆ

別紙 1-32

（３）設計上考慮すべき想定される自然現象及び想定される外部人為
事象の選定結果（ ２ ）で 検 討 し た 除 外 基 準 に 基 づ き ，東 海 第 二 発 電 所 に お い て 設 計
上 考 慮 す べ き 事 象 を 選 定 し た 結 果 を 第 1-4 表 及 び 第 1-5 表 に 示 す 。
第 6 条 に 該 当 す る「 想 定 さ れ る 自 然 現 象 」と し て ，以 下 の 12 事 象を選定した。
・洪水（外部洪水）・風（台風）
・竜巻
・極低温（凍結）・ 降 水 （ 豪 雨 （ 降 雨 ））・積雪（暴風雪）・落雷・地滑り・火山（火山活動・降灰）
・生物学的事象
・森林火災
・高潮
また，
「 想 定 さ れ る 外 部 人 為 事 象 」と し て ，以 下 の 7 事 象 を 選 定 した。
・飛来物（航空機落下）
・ダムの崩壊・プラント外での爆発・火災（近隣工場等の火災）・有毒ガス
・船舶の衝突（船舶事故）
・電磁的障害別紙 1-33

第
No.

1-4 表

設計基準において想定される自然現象の選定結果

外部ハザード

選定
基準

選定

1-1

極低温（凍結）

−

○

1-2

隕石

E※ 1

×

1-3

降水
(豪 雨 （ 降 雨 ） ）

−

○

1-4

河川の迂回

B

×

1-5

砂嵐

A,D

×

1-6

静振

D

×

1-7

地震活動

F

×

1-8

積雪（暴風雪）−○1-9

土壌の収縮または
膨張

A,C

×

1-10

高潮

−

○

1-11

津波

F

×

1-12

火山
（火山活動・降灰）

−

○

1-13

波浪・高波

D

×

1-14

雪崩

A

×

1-15

生物学的事象−○備考「凍結」としてプラントへの影響評価を実施する。
安全施設の機能に影響を及ぼす規模の隕石が衝突する可能性は極めて低い。
「降水」としてプラントへの影響評価を実施する。
発電所周辺の河川（久慈川）までは距
離 が あ り（ 約 2k m），ま た ， 迂 回 事 象 は進展が遅く，進展防止対策が可能であるため，安全性の影響はないことから除外する。
発電所及びその周辺には砂漠砂丘は存在せず，安全施設の機能に影響はない
ことから除外する。
大陸からの黄砂の影響については，「火山（ 火 山 活 動 ・ 降 灰 ）」に 包 絡 さ れ る 。
静振は，津波や波浪といった事象に誘因されるものであり，それ単体での影響はなく，「津波」に包絡される。
「第 4 条 地震による損傷の防止」にて評価される。
「積雪」としてプラントへの影響評価を実施する。
地盤の収縮または膨張が発生したとしても，施設荷重によって有意な圧密沈
下・クリープ沈下は生じず，また膨潤性の地質でもない。なお，安全上重要な施設は岩着や杭基礎であり，影響はないことから除外する。
「高潮」としてプラントへの影響評価を実施する。
「第 5 条 津波による損傷の防止」にて評価される。
「火山」としてプラントへの影響評価を実施する。
波浪は，風浪（風によってその場所に発生する波 ）とうね り（他 の場所で発生した風浪の伝 わり，風が 静まった後に残される波）の混在した現象であり，高波は波浪の 波高が高 いものを指すが，設計基準津波による影響の方が大きく，「津波」に包絡される。
安全上重要な施設は周辺斜面と十分な離隔距離があること，発電所敷地内
及び敷地周辺の地形に急傾斜はなく，雪崩が起きる可能性はないことから除外する。
「生物学的事象」としてプラントへの影響評価を実施する。

別紙 1-34

No.

外部ハザード

選定
基準

選定

1-16

海岸浸食

B

×

1-17

干ばつ

C

×

1-18

洪水（外部洪水）

−

○

1-19

風（台風）

−

○

1-20

竜巻

−

○

1-21

濃霧

C

×

1-22

森林火災

−

○

1-23

霜・白霜

C

×

1-24

草原火災

A

×

1-25

ひょう・あられ

D

×

1-26

極高温

C

×

1-27

満潮

D

×

備

考

基本的に取水に係る土木構築物はコン
クリート製であり浸食はほとんどな
く，仮に海底砂の流出等による海底勾配の変化が生じるような場合でも，非常に緩やかに進行するものと考えられ，保守管理による不具合防止が可能であるため，安全施設の機能の影響はないことから除外する。
発電所は海水を冷却源としていることから，安全施設の機能に影響を及ぼすことはない。また，淡水は復水貯蔵タ
ンク等により保管していることから，
干ばつが発生したとしても安全施設の機能に影響を及ぼすことはないことから除外する。
「洪水」としてプラントへの影響評価を実施する。
「風（台風）」としてプラントへの影
響評価を実施する。
「竜巻」としてプラントへの影響評価を実施する。
設備に損傷を与えることはなく，安全施設の機能に影響はないことから除外する。
「森林火災」としてプラントへの影響評価を実施する。
設備に損傷を与えることはなく，安全施設の機能に影響はないことから除外する。
発電所及びその周辺には草原は存在しないことから除外する。
ひ ょ う（ 直 径 5m m以 上 ），あ ら れ（ 直 径5mm未 満 ） は 氷 の 粒 で あ り ， 仮 に 直 径10cm程 度 の ひ ょ う を 想 定 し た 場 合 でも，竜巻の設計飛来物（鋼製材：長さ4.2m， 幅 0.3m， 奥 行 0.2m ） の 衝 突 荷 重に比べ十分小さいことから，ひょう，あられにより安全施設の機能が損なわれる恐れはなく，「竜巻」に包絡される。
気温は１日の中で高低差があるため高温期間は一時的であること，仮に水戸の 過 去 最 高 気 温 （ 38.4℃ ） が 継 続 し たとしても，建屋内空調は海水にて冷却していることから室内の気温上昇の影
響は著しくなく，安全機能に影響はないことから除外する。
発 電 所 周 辺 の 既 往 最 高 潮 位 がT.P+1.46m で あ り ， 設 計 津 波 に よ る 影
響の方が大きいことから，「津波」に包絡される。

別紙 1-35

No.

外部ハザード

選定
基準

選定

1-28

ハリケーン

A

×

1-29

氷結

D

×

1-30

氷晶

D

×

1-31

氷壁

A

×

1-32

土砂崩れ
（山崩れ，がけ崩れ）

A

×

1-33

落雷

−

○

1-34

湖または河川の
水位低下

C

×

1-35

湖または河川の
水位上昇

D

×

1-36

陥 没・地 盤 沈 下・地 割
れ

F

×

1-37

極限的な圧力（気圧高低）

D

×

1-38

もや

C

×

1-39

塩害，塩雲

B

×

備

考

日本がハリケーンの影響を受けることはないことから除外する。
氷結とは水の凝固であり，影響は凍結と同等と考えられることから，「極低温（凍結）」に包絡される。
氷晶とは氷の結晶であり，仮に堆積しても影響は凍結と同等と考えられることから，「極低温（凍結）」に包絡される。
氷壁とは氷河の末端や氷山などの絶壁を指すが，発電所周辺で氷壁を含む
海氷の発生，流氷の到達事例はないことから除外する。
発電所敷地内及び敷地周辺に土砂崩れを発生させるような急傾斜地形，山，がけはないことから除外する。
「落雷」としてプラントへの影響評価を実施する。
発電所は海水を冷却源としていることから，湖または河川の水位低下による安全施設の機能に影響を及ぼすことはない。また，淡水は復水貯蔵タンク等により保管していることから，湖または河川の水位低下が発生したとしても安全施設の機能に影響を及ぼすことはないことから除外する。
河川等の水位上昇により氾濫が発生したとしても，影響は外部からの洪水と同等を考えられるため，「洪水（外部洪水）」に包絡される。
陥没・地盤沈下・地割れ等地盤の変状を伴う変形は地盤の脆弱性に係る事象であり，「地震活動」による影響評価（地盤）にて評価する。
低気圧，高気圧による気圧の変化については予測可能であり，必要に応じて事前の備えが可能である。一方，同様の影響がある竜巻については，検知から対応までの時間的余裕が少ないことに加え，風荷重や飛来物衝突といったその他の影響も同時に考慮する必要があることか ら，竜巻の 方がプラン
ト へ 及 ぼ す 影 響 が 大 き い た め ，「 竜 巻 」に包絡される。
設備に損傷を与えることはなく，安全施設の機能に影響はないことから除外する。
塩害による腐食の影響については，事象進展が遅く保守管理による不具合
防止が十分可能であることから除外する。

別紙 1-36

No.

外部ハザード

選定
基準

選定

1-40

地面の隆起

F

×

1-41

動物

D

×

1-42

地滑り

−

○

1-43

カルスト

A

×

1-44

地下水による浸食

A

×

1-45

海水面低

D

×

1-46

海水面高

D

×

1-47

地下水による地滑り

D

×

1-48

水中の有機物D×

1-49

太陽フレア，磁気嵐

C

×

1-50

高温水（海水温高）

B

×

1-51

低温水（海水温低）

C

×

備

考

地面の隆起は地震による地盤の変状を伴う変形であり，「地震活動」による影響評価（地盤）にて評価する。
動物を生物学的事象として考慮するため，「生物学的事象」に包絡される。
「地滑り」としてプラントへの影響評
価を実施する。
カルストとは石灰岩地域で雨水・地下水の溶食によって生じた地形であるが，発電所敷地内及び敷地周辺に石灰岩地形は認められないことから除外する。
敷地には地盤を浸食する地下水脈は認められず，また，敷地内の地下水位分
布は海に向かってこう配を示しており，浸食をもたらす流れは発生しないことから除外する。
海水面低は ，津波 ，干潮に より発生する事象であるが，津波によるものの規模が大きく，「津波」に包絡される。
海水面高は，津波，満潮，高潮により発生する事象であるが，津波によるものの規模が大きく，「津波」に包絡される。
影響は地滑り事象と同様であると考えられることから，「地滑り」に包絡される。
プランクトン等の海生生物を生物学的事象として考慮するため，「生物学的事象」に包絡される。
太陽フレア，磁気嵐により誘導電流が発生する可能性があるが，影響が及んだとしても変圧器等の一部に限られること，仮に発電所外を含めた送変電設備に影響が及ぶような場合においても，プラント停止など適切な措置を講じることとしているため，安全施設の機能が損なわれることはないと考えられるため除外する。
設計条件を上回る海水温度高に対し定格出力維持が困難な場合も想定されるが，温度を監視しており，出力低下やプラント停止措置にて十分対応可能であること から，安全 施設の機能が損なわれることはないため除外する。
取水温度の低下は冷却性能の低下につながるものではなく，安全施設の機能に影響はないため除外する。

別紙 1-37

No.

外部ハザード

選定
基準

選定

備

考

地 盤の 脆 弱 性 に 係 る 影 響 で あ り ，「 地震活動」による影響評価（地盤）にて評価する。
発電所敷地内及び敷地周辺には土石流
1-53 土 石 流
A×を発生させるような地形，地質は認められないことから除外する。
火山事象により発生する事象である
1-54 水 蒸 気A×が，周辺に火山が ないこと から除外する。
火山事象，外部火災事象により発生する事象であるが，周辺に火山はなく，
1-55 毒 性 ガ ス
D×また，外部火災事象にて有毒ガスの評
価を行うことから，「森林火災」に包絡される。
※ 1： NUR E G- 14 0 7
Pr o ce du re a nd Submi ttal Guidance for the I ndividual Plan t
Exami na ti onofEx te r nal
Events(IP EEE)
for
SevereAcciden t
Vulne ra bi li ti e s に よ る と ， 隕 石 や 人 工 衛 星 に つ い て は ， 衝 突 の 確 率 が 10 ９と 非 常 に 小 さ い た め ，起 因 事 象 頻 度 は 低 く IPEEE の 評 価 対 象 か ら 除 外 す る 旨が記載されている。
な お ，本 記 載 の 基 と な っ た NU REG/CR-5 042,Supplement2 に よ る と ，1 ポ ン ド
以上の隕石の年間落下件数と地表の一定面積に落下する確率を面積比で概算
し た 結 果 ， 1 00 ポ ン ド 以 上 の 隕 石 が 10, 000 平 方 フ ィ ー ト に 落 下 す る 確 率 は
7×1 0 - １ ０ ／ 炉 年 ， 1 00 ,0 00 平 方 フ ィ ー ト に 落 下 す る 確 率 は 6×10 - 8 ／ 炉 年 ， 隕
石 落 下 に よ る 津 波 の 確 率 は 9×10 - 1 0 ／ 炉 年 と 評 価 さ れ て い る 。
地球近傍の天体が，地球に衝突する確率及び衝突した際の被害状況を表す
尺 度 と し て ， ト リ ノ ス ケ ー ル が あ る が ，NASA に よ る と 2017 年 に お い て ，今 後
100 年 間 に 衝 突 す る 可 能 性 が あ る 全 て の 天 体 に つ い て ，レ ベ ル 0 と さ れ て い る 。
レベル 0 とは，衝突確率が 0 か可能な限り 0 に近い，又は衝突したとしても大 気 中 で 燃 え 尽 き 被 害 が ほ と ん ど 発 生 し な い こ と を 示 す 。 NA SA の リ ス ト に お
い て ， 2 01 7 年 現 在 最 も 衝 突 確 率 の 高 い 2010R F 1 2 が ， 今 後 100 年 間 に 東 海 第 二発電所へ落下する確率を計算する。
1-52

泥湧出（液状化）F×

地 球 の 表 面 積 ： 51 0, 07 2,0 00km ２
東 海 第 二 発 電 所 を 含 む 敷 地 面 積 ： 0.66 km ２
20 1 2R F 1 2 の 衝 突 確 率 （ 2017 年 現 在 ）： 5 .0×10 − ２
東海第二発電所敷地内に衝突する確率は概算で以下のとおりであり，極頻度である。
5 .0 ×1 0 − ２ × （ 0. 66 ÷5 10,0 72,000） ＝ 6.5×10 − １ １
そ の 他 ， Ｉ Ａ Ｅ Ａ の SAFETY STANDA RDS SERIES No.N S-R-1, S AFETY O F
NUCLE AR P O WE R P LA NT S: DE S IGN で は ，想 定 起 因 事 象 で 考 慮 し な い も の と し て ，自然または人間に起因する外部事象であって，極めて起こりにくいもののたとえとして隕石や人工衛星の落下を挙げている。

別紙 1-38

第 1-5 表
No.

設計基準において想定される外部人為事象の選定結果

外部ハザード

選定
基準

選定

2-1

衛星の落下

E※ ２

×

2-2

ﾊﾟ ｲ ﾌﾟ ﾗｲﾝ 事 故 ( ｶ ﾞｽ など ) ， ﾊﾟｲ ﾌ ﾟﾗ ｲﾝ 事 故 によるサイト内爆発等

A,D

×

2-3

交通事故
（化学物質流出含む）

D

×

2-4

有毒ガス

−

○

2-5

タービンミサイル

E,F

×

2-6

飛来物（航空機落下）

−

○

2-7

工業施設又は軍事施設事故

A,D

×

2-8

船舶の衝突
（船舶事故）−○

2-9

自動車又は船舶の爆
発

A,D

×

2-10

船舶から放出される固体液体不純物

D

×

2-11

水中の化学物質

D

×

2-12

プラント外での爆発−○

別紙 1-39

備考

安全施設の機能に影響を及ぼす人
工衛星が落下する可能性は非常に低いと考えられることから除外する。
発電所周辺のＬＮＧ基地内のパイプ ラ イ ン （ 約 1. 5km） は ， 十 分 な 離隔距離が確保されていることから，影響は「爆発（プラント外での爆発 ）」，「 火 災（ 近 隣 工 場 等 の 火 災 ）」及び「有毒ガス」に包絡される。
敷 地 外 に お い て ，タ ン ク ロ ー リ 等 の
可 動 施 設 の 輸 送 事 故（ 流 出 含 む ）影響 に つ い て は ，「 火 災（ 近 隣 工 場 等の 火 災 ）」及 び「 有 毒 ガ ス 」に 包 絡される。
敷 地 内 の 交 通 事 故 は ，車 両 の 制 限 速度の設定等により管理されること
か ら ，安 全 機 器 へ 損 傷 を 与 え る ほ どの衝突は発生しない。
「 有 毒 ガ ス 」と し て プ ラ ン ト へ の 影
響評価を実施する。
「 第 18条 蒸 気 タ ー ビ ン 」 に て 評 価される。
「 航 空 機 落 下 」と し て ，プ ラ ン ト への影響評価を実施する。
発電所周辺の大規模な工業施設は，十分な離隔距離が確保されている
こ と か ら ，「 爆 発（ プ ラ ン ト 外 で の
爆 発 ） 」 ，「 火 災 （ 近 隣 工 場 等 の 火災 ）」及 び「 有 毒 ガ ス 」に 包 絡 さ れる。
ま た ，発 電 所 近 傍 に 安 全 施 設 に 影 響を及ぼすような軍事施設はない。
「 船 舶 の 衝 突 」と し て プ ラ ン ト へ の影響評価を実施する。
発電所周辺の幹線道路及び定期航路 は ，十 分 な 離 隔 距 離 が 確 保 さ れ て
い る こ と か ら ，「 爆 発（ プ ラ ン ト 外で の 爆 発 ） 」 ，「 火 災 （ 近 隣 工 場 等の 火 災 ）」及 び「 有 毒 ガ ス 」に 包 絡される。
流出物の影響は船舶事故発生時と同 等 と 考 え ら れ ，「 船 舶 の 衝 突（ 船舶事故）」に包絡される。
水中の化学物質の影響は船舶事故
発 生 時 と 同 等 と 考 え ら れ ，「 船 舶 の衝突（船舶事故）」に包絡される。
「 爆 発 」と し て プ ラ ン ト へ の 影 響 評価を実施する。

No.

外部ハザード

選定
基準

選定

備

考

発 電 所 周 辺 の 航 路 は ，十 分 な 離 隔 距
離 が 確 保 さ れ て い る こ と か ら ，「 船D×2-13
舶 の 衝 突（ 船 舶 事 故 ）」及 び「 有 毒ガス」に包絡される。
屋 内 は 空 調 管 理 ，排 水 管 理 さ れ て い
る こ と か ら 影 響 は な い が ，屋 外 貯 蔵
サイト貯蔵の化学物
D×2-14の化学物質流出の影響は「有毒ガ質の流出ス」に包絡される。
偶発的なミサイル到達は考え難い
軍事施設からのミサ
A×2-15
ことから除外する。
イル
敷 地 内 の 工 事 は 管 理 さ れ て お り ，事
前 調 査 で 埋 設 ケ ー ブ ル・配 管 位 置 の
確 認 を 行 う た め ，損 傷 は 回 避 で き る
2-16 掘 削 工 事
A×ことから除外する。
敷地外の工事はプラントに影響を与えないことから除外する。
近隣工場等の火災と影響は同様と
考 え ら れ る こ と か ら ，「 火 災（ 近 隣
他のユニットからのD×2-17
工場等の火災）」及び「有毒ガス」
火災に包絡される。
安全施設に影響を及ぼすようなミ
他のユニットからのA×2-18
サイル源はないため除外する。
ミサイル「第 9 条 溢水による損傷の防止
他のユニットからのF×2-19
等」にて評価される。
内部溢水「 電 磁 的 障 害 」と し て プ ラ ン ト へ の
2-20 電 磁 的 障 害−○
影響評価を実施する。
「 ダ ム の 崩 壊 」と し て プ ラ ン ト へ の2-21 ダ ム の 崩 壊−○
影響評価を実施する。
「第 9 条 溢水による損傷の防止
2-22 内 部 溢 水F×等」にて評価される。
「 近 隣 工 場 等 の 火 災 」と し て プ ラ ン
火災
−
○
2-23
（近隣工場等の火災）
トへの影響評価を実施する。
※２：人口衛星が落下した場合については，衛星の大部分が大気圏で燃え尽き，一部破片が落下する可能性があるものの原子炉施設に影響を及ぼすことはないものと考えられる。
プラント外での化学物質流出

別紙 1-40

＜参考１＞
基準Ａ：プラントに影響を与えるほど接近した場所に発生しない。

発 電 所 の 立 地 点 の 自 然 環 境 は 一 様 で は な く ，発 生 す る 自 然 事 象 は 地
域 性 が あ る た め ，発 電 所 立 地 点 に お い て 明 ら か に 起 こ り 得 な い 事 象 は対象外とする。

基 準 Ｂ ： ハ ザ ー ド 進 展 ・ 襲 来 が 遅 く ，事 前 に そ の リ ス ク を 予 知 ・ 検 知 す る こ とでハザードを排除できる。

事 象 発 生 時 の 発 電 所 へ の 影 響 の 進 展 が 緩 慢 で あ っ て ，影 響 の 緩 和 又
は 排 除 の 対 策 が 容 易 に 講 じ る こ と が 出 来 る 事 象 は 対 象 外 と す る 。例 えば ，発 電 所 の 海 岸 の 浸 食 の 事 象 が 発 生 し て も ，進 展 が 遅 い た め 補 強 工
事等により侵食を食い止めることができる。

基 準 Ｃ ：プ ラ ン ト 設 計 上 ，考 慮 さ れ た 事 象 と 比 較 し て 設 備 等 へ の 影 響 度 が 同 等
若しくはそれ以下，又はプラントの安全性が損な われることが ない。

事 象 が 発 生 し て も ，プ ラ ン ト へ の 影 響 が 極 め て 限 定 的 で 炉 心 損 傷 事
故 の よ う な 重 大 な 事 故 に は つ な が ら な い 事 象 は 対 象 外 と す る 。例 え ば ，
外 気 温 が 上 昇 し て も ，屋 外 設 備 で も 故 障 に 至 る 可 能 性 は 小 さ く ，ま た ，
冷却海水の温度が直ちに上昇しないことから冷却は維持できるので，影響は限定的である。

基準Ｄ：影響が他の事象に包絡される。

プ ラ ン ト に 対 す る 影 響 が 同 様 と み な せ る 事 象 に つ い て は ，相 対 的 に影響が大きいと判断される事象に包絡して合理的に検討する。

基準Ｅ：発生頻度が他の事象と比較して非常に低い。

航 空 機 落 下 の 評 価 で は 発 生 頻 度 が 低 い 事 象 (10 - 7 ／ 年 以 下 ) は 考 慮
す べ き 事 象 か ら は 対 象 外 と し て お り ，同 様 に 発 生 頻 度 が ご く 稀 な 事 象は対象外とする。

基 準 Ｆ：外 部 か ら の 衝 撃 に よ る 損 傷 の 防 止 と は 別 の 条 項 に よ り 評 価 を 実 施 し て
い る 。又 は 故 意 の 外 部 人 為 事 象 等 外 部 か ら の 衝 撃 に よ る 損 傷 の 防 止 の対象外の事項

第 四 条 地 震 に よ る 損 傷 の 防 止 ，第 五 条 津 波 に よ る 損 傷 の 防 止 ，第九 条 溢 水 に よ る 損 傷 の 防 止 等 ，第 十 八 条 蒸 気 タ ー ビ ン に よ り 評 価 を
実 施 す る も の ，ま た は ，故 意 の 外 部 人 為 事 象 等 外 部 か ら の 衝 撃 に よ る
損傷の防止に該当しないものについては，対象外とする。

別紙 1-41

＜参考２＞
設計基準において想定される自然現象の抽出フロー

国 内 外 の 基 準 等 に 基 づ き ，考 えられる自然現象を網羅的に抽出

敷 地 の 自 然 環 境 を 考 慮 し ，海 外での評価手法※を参考とした除外基準に該当するものを除外

選 定 の 結 果 ，設 計 基 準 に お い て
想 定 さ れ る 自 然 現 象 と し て 12
事象を選定

・洪水
・風（台風）
・竜巻
・凍結
・降水
・積雪

別紙 1-42

・落雷
・地滑り
・火山
・生物学的事象
・森林火災
・高潮

設計基準において想定される外部人為事象の抽出フロー

国 内 外 の 基 準 等 に 基 づ き ，考 えられる外部人為事象を網羅的に抽出

敷地及び敷地周辺の状況を考慮し，海外での評価手法※を参考とした除外基準に該当するものを除外

選 定 の 結 果 ，設 計 基 準 に お い て想定される外部人為事象として 7 事象を選定

・飛来物
・ダムの崩壊・爆発・近隣工場等 の火災

別紙 1-43

・有毒ガス
・船舶の衝突・電磁的障害過酷な自然事象により考え得る起因事象等
No

自然現象（色塗り部は6条の設計基準設定事象）設計基準を超える事象の発生を想定した場合の評価
設備等の損傷・機能喪失モードの抽出想定される起因事象等
復水貯蔵タンク・配管内流体の凍結により補給水系が喪失し，手動停止／サポート系喪失（手動停止）「計画外停止」に至るシナリオ。

屋外タンク及び配管内流体の凍結
1

軽油貯蔵タンク内流体の凍結により非常用ディーゼル発電機が機能喪失，送電線への着氷による「外部電源喪失」が同時発生し，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ。

極低温（凍結）温度※詳細評価は補足21参照

電気的影響

ヒートシンク（海水）の凍結

東海第二発電所周辺の海水が凍結することは考え難いため，設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。

着氷による送電線の相間短絡

送電線が着氷により短絡，「外部電源喪失」に至るシナリオ。

荷重（衝突）
荷重2

別紙1-443降水（豪雨（降雨））

4

河川の迂回

5

砂嵐

6

静振

7

荷重（衝撃波）隕石

地震活動

NUREGやIAEAのSAFETY STANDARDS SERIESでも言及されている様に，有意な発生頻度とはならない。（10-9／
年以下）

浸水

随伴津波による水没に伴う設備の浸水

浸水

降水による設備の浸水

津波（No.11）の評価に包絡される。

浸水

河川の迂回による敷地内浸水

事象の進展が遅く，設備等への影響の緩和又は排除が可能である。

渇水

工業用水の枯渇

事象の進展が遅く，設備等への影響の緩和又は排除が可能である。

閉塞（吸気等）砂塵，大陸からの黄砂による吸気口火山（No.12）の評価に包絡される。
の閉塞

浸水

静振による設備の浸水

津波（No.11）の評価に包絡される。

渇水

静振による海水の枯渇

津波（No.11）の評価に包絡される。

地震PRAにて評価される。
建屋屋上への積雪に伴う原子炉建屋（原子炉棟）損傷により原子炉補機冷却系サージタンクが損傷，機能喪失し，過渡事象「隔離事象」に至るシナリオ。
建屋屋上への積雪に伴う原子炉建屋（付属棟）損傷により中央制御室換気系が損傷，機能喪失し，手動停止／サポート系喪失（手動停止）「計画外停止」に至るシナリオ。

8

積雪（暴風雪）※詳細評価は補足2- 荷重
2参照

建屋屋上への積雪に伴う原子炉建屋（廃棄物処理棟）損傷により気体廃棄物処理系が損傷，機能喪失し，過渡事象「隔離事象」に至るシナリオ。
荷重（堆積）
建屋屋上への積雪に伴うタービン建屋損傷によりタービン，発電機が損傷，機能喪失し，過渡事象「非隔離事象」に至るシナリオ。
建屋屋上への積雪に伴うタービン建屋損傷によりタービン補機冷却系サージタンクが損傷，機能喪失し，サポート系喪失（自動停止）「タービン・サポート系故障」に至るシナリオ。
超高圧開閉所等への積雪による送電線，送受電設備の損傷に伴い機能喪失し，「外部電源喪失」に至るシナリオ。

過酷な自然事象により考え得る起因事象等
No

自然現象（色塗り部は6条の設計基準設定事象）設計基準を超える事象の発生を想定した場合の評価
設備等の損傷・機能喪失モードの抽出想定される起因事象等
復水貯蔵タンクへの積雪により復水貯蔵タンクが損傷，補給水系が喪失し，手動停止／サポート系喪失（手動停止）「計画外停止」に至るシナリオ。
非常用ディーゼル発電機吸気フィルタ及び排気ファンが積雪荷重により損傷することにより非常用ディーゼ
ル発電機が機能喪失，送電線への着雪に伴う短絡による「外部電源喪失」が同時発生し，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ。
残留熱除去系海水系ポンプモータが積雪により損傷，残留熱除去系海水系が機能喪失し，「最終ヒートシン
ク喪失」に至るシナリオ。

荷重

荷重（堆積）

高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系ポンプモータへの積雪による損傷に伴う高圧炉心スプレイ系が機能喪失し，手動停止／サポート系喪失（手動停止）「計画外停止」に至るシナリオ。
非常用ディーゼル発電機海水系ポンプモータへの積雪による損傷に伴い非常用ディーゼル発電機が機能喪
失，送電線への着雪に伴う短絡による「外部電源喪失」が同時発生し，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ。
補機冷却海水系ポンプモータが積雪荷重により損傷，補機冷却海水系が機能喪失し，サポート系喪失（自動停止）「タービン・サポート系故障」に至るシナリオ。

別紙1-45

循環水ポンプモータが積雪荷重により損傷，循環水ポンプが機能喪失，復水器真空度喪失し，過渡事象「隔離事象」に至るシナリオ。
8

積雪（暴風雪）※詳細評価は補足2- 電気的影響
2参照

着雪による送電線の相間短絡

送電線が着雪により短絡，「外部電源喪失」に至るシナリオ。
積雪又は吸込みにより非常用ディーゼル発電機給気口，吸気フィルタの閉塞に伴い非常用ディーゼル発電機が機能喪失，送電線への着雪に伴う短絡による「外部電源喪失」が同時発生し，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ。
中央制御室換気系の給気口は，地面より約5.6m，約19mの２箇所に設置されており，堆積物による閉塞は考え難いため，シナリオの選定は不要である。
積雪又は吸込みにより残留熱除去系海水系ポンプモータ空気冷却器が閉塞，残留熱除去系海水系が機能喪失
し，「最終ヒートシンク喪失」に至るシナリオ。

閉塞（吸気等）

給気フィルタ等の閉塞

積雪又は吸込みにより高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系ポンプモータ空気冷却器が閉塞，高圧炉
心スプレイ系が機能喪失し，手動停止／サポート系喪失（手動停止）「計画外停止」に至るシナリオ。
積雪又は吸込みにより非常用ディーゼル発電機海水系ポンプモータ空気冷却器の閉塞に伴い非常用ディーゼ
ル発電機が機能喪失，送電線への着雪に伴う短絡による「外部電源喪失」が同時発生し，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ。
積雪又は吸込みにより補機冷却海水系ポンプモータ空気冷却器が閉塞，補機冷却海水系が機能喪失し，サポート系喪失（自動停止）「タービン・サポート系故障」に至るシナリオ。
積雪又は吸込みにより循環水ポンプモータ空気冷却器が閉塞，循環水ポンプが機能喪失，復水器真空度喪失
し，過渡事象「隔離事象」に至るシナリオ。

9

土壌の収縮
又は膨張

荷重

荷重（変位，傾斜）

施設荷重によって有意な圧密沈下・クリープ沈下は生じず，また，膨潤性の地質でもない。なお，安全上重要な施設は岩着や杭基礎であり，設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。
また本事象は，事象の進展が遅く，設備等への影響の緩和又は排除が可能である。

過酷な自然事象により考え得る起因事象等
No

自然現象（色塗り部は6条の設計基準設定事象）設計基準を超える事象の発生を想定した場合の評価
設備等の損傷・機能喪失モードの抽出

10

高潮

浸水

11

津波

津波PRAにて評価される。

高潮による設備の浸水想定される起因事象等
津波（No.11）の評価に包絡される。

建屋屋上への降下火砕物堆積に伴う原子炉建屋（原子炉棟）損傷により原子炉補機冷却系サージタンクが損
傷，機能喪失し，過渡事象「隔離事象」に至るシナリオ。
建屋屋上への降下火砕物の堆積に伴う原子炉建屋（付属棟）損傷により中央制御室換気系が損傷，機能喪失
し，手動停止／サポート系喪失（手動停止）「計画外停止」に至るシナリオ。
建屋屋上への降下火砕物の堆積に伴う原子炉建屋（廃棄物処理棟）損傷により気体廃棄物処理系が損傷，機能喪失し，過渡事象「隔離事象」に至るシナリオ。
建屋屋上への降下火砕物の堆積に伴うタービン建屋損傷によりタービン，発電機が損傷，機能喪失し，過渡事象「非隔離事象」に至るシナリオ。
建屋屋上への降下火砕物の堆積に伴うタービン建屋損傷によりタービン補機冷却系サージタンクが損傷，機能喪失し，サポート系喪失（自動停止）「タービン・サポート系故障」に至るシナリオ。
超高圧開閉所への降下火砕物の堆積による送電線，送受電設備の損傷に伴い機能喪失し，「外部電源喪失」に至るシナリオ。

別紙1-46荷重

荷重（堆積）

復水貯蔵タンクへの降下火砕物の堆積により復水貯蔵タンクが損傷，補給水系が喪失し，手動停止／サポー
ト系喪失（手動停止）「計画外停止」に至るシナリオ。
非常用ディーゼル発電機吸気フィルタ及び排気ファンが降下火砕物の堆積による損傷に伴い非常用ディーゼ
ル発電機が機能喪失，送電線への降下火砕物の付着に伴う短絡による「外部電源喪失」が同時発生し，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ。

火山（火山活動・降灰）12※詳細評価は補足23参照

残留熱除去系海水系ポンプモータが降下火砕物の堆積により損傷，残留熱除去系海水系が機能喪失し，「最終ヒートシンク喪失」に至るシナリオ。
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系ポンプモータへの降下火砕物の堆積による損傷に伴う高圧炉心スプレイ系が機能喪失し，手動停止／サポート系喪失（手動停止）「計画外停止」に至るシナリオ。
非常用ディーゼル発電機海水系ポンプモータへの降下火砕物の堆積により損傷に伴い非常用ディーゼル発電機が機能喪失し，送電線への降下火砕物の付着に伴う短絡による「外部電源喪失」が同時発生し，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ。
補機冷却海水系ポンプモータが降下火砕物の堆積荷重により損傷，補機冷却海水系が機能喪失し，サポート
系喪失（自動停止）「タービン・サポート系故障」に至るシナリオ。
循環水ポンプモータが降下火砕物の堆積荷重により損傷，循環水ポンプが機能喪失，復水器真空度喪失し，過渡事象「隔離事象」に至るシナリオ。
降下火砕物により残留熱除去系海水ストレーナが閉塞，又は熱交換器の伝熱管，海水ポンプ軸受の異常摩耗により，残留熱除去系海水系が機能喪失し，「最終ヒートシンク喪失」に至るシナリオ。
閉塞（海水系）

海水ストレーナの閉塞

降下火砕物により高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水ストレーナが閉塞，又は熱交換器の伝熱管，海水ポンプ軸受の異常摩耗により，高圧炉心スプレイ系が機能喪失し，手動停止／サポート系喪失（手動停止）「計画外停止」に至るシナリオ。

過酷な自然事象により考え得る起因事象等
No

自然現象（色塗り部は6条の設計基準設定事象）設計基準を超える事象の発生を想定した場合の評価
設備等の損傷・機能喪失モードの抽出想定される起因事象等
降下火砕物により非常用ディーゼル発電機海水ストレーナが閉塞，又は熱交換器の伝熱管，海水ポンプ軸受の異常摩耗により，非常用ディーゼル発電機が機能喪失，送電線への降下火砕物の付着に伴う短絡による「外部電源喪失」が同時発生し，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ。

閉塞（海水系）

海水ストレーナの閉塞

降下火砕物により補機冷却系海水ストレーナが閉塞，又は熱交換器の伝熱管，海水ポンプ軸受の異常摩耗により，補機冷却海水系が機能喪失し，サポート系喪失（自動停止）「タービン・サポート系故障」に至るシ
ナリオ。
降下火砕物により循環水ポンプ潤滑水ストレーナが閉塞，又は熱交換器の伝熱管，海水ポンプ軸受の異常摩耗により，循環水ポンプが機能喪失，復水器真空度喪失し，過渡事象「隔離事象」に至るシナリオ。
降下火砕物の堆積又は吸込みにより非常用ディーゼル発電機吸気口，吸気フィルタが閉塞，非常用ディーゼ
ル発電機が機能喪失し，「外部電源喪失」が同時発生し，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ。
中央制御室換気系の給気口は，地面より約5.6m，約19mの２箇所に設置されており，堆積物による閉塞は考え難いため，シナリオの選定は不要である。
また，吸気口へ降下火砕物の吸込みによりフィルタが閉塞した場合でも，フィルタの取替及び清掃が可能であることからシナリオの選定は不要である。

12

別紙1-47火山（火山活動・降灰）※詳細評価は補足23参照

降下火砕物の堆積又は吸込みにより残留熱除去系海水系ポンプモータ空気冷却器が閉塞，残留熱除去系海水系が機能喪失し，「最終ヒートシンク喪失」に至るシナリオ。
閉塞（吸気等）

給気フィルタ等の閉塞

降下火砕物の堆積又は吸込みにより高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系ポンプモータ空気冷却器が閉塞，高圧炉心スプレイ系が機能喪失し，手動停止／サポート系喪失（手動停止）「計画外停止」に至るシ
ナリオ。
降下火砕物の堆積又は吸込みにより非常用ディーゼル発電機海水系ポンプモータ空気冷却器が閉塞，非常用ディーゼル発電機が機能喪失，送電線への降下火砕物の付着に伴う短絡による「外部電源喪失」が同時発生
し，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ。
降下火砕物の堆積又は吸込みにより補機冷却海水系ポンプモータ空気冷却器が閉塞，補機冷却海水系が機能喪失し，サポート系喪失（自動停止）「タービン・サポート系故障」に至るシナリオ。
降下火砕物の堆積又は吸込みにより循環水ポンプモータ空気冷却器が閉塞，循環水ポンプが機能喪失，復水器真空度喪失し，過渡事象「隔離事象」に至るシナリオ。

腐食

腐食成分による化学的影響

事象の進展が遅く，設備等への影響の緩和又は排除が可能である。

電気的影響

降下火砕物の付着による送電線の相送電線が降下火砕物の付着により短絡，「外部電源喪失」に至るシナリオ。
間短絡

13

波浪・高波

浸水

波浪・高波による設備の浸水

津波（No.11）の評価に包絡される。

14

雪崩

荷重

荷重（衝突）

東海第二発電所敷地周辺には急傾斜地はなく，雪崩を起こすことは考え難いため，設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。

閉塞（海水系）

取水口，海水ストレーナの閉塞

除塵装置により海生生物等の襲来への対策を実施しており，取水口及び海水ストレーナの閉塞は考え難いた
め，設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。

電気的影響

齧歯類（ネズミ等）によるケーブル 貫通部のシール等，小動物の侵入防止対策を実施しており，設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考
類の損傷
え難い。

15

生物学的事象過酷な自然事象により考え得る起因事象等
No

自然現象（色塗り部は6条の設計基準設定事象）設計基準を超える事象の発生を想定した場合の評価
設備等の損傷・機能喪失モードの抽出想定される起因事象等

16

海岸浸食

渇水

海岸浸食による海水の枯渇

事象の進展が遅く，設備等への影響の緩和又は排除が可能である。

17

干ばつ

渇水

工業用水の枯渇

事象の進展が遅く，設備等への影響の緩和又は排除が可能である。

18

洪水（外部洪水）

浸水

洪水による設備の浸水

津波（No.11）の評価に包絡される。

荷重（風）竜巻（No.20）の評価に包絡される。

19

風（台風）

荷重
荷重（衝突）竜巻（No.20）の評価に包絡される。
原子炉建屋は十分な厚さを有した鉄筋コンクリート造であり，風荷重よりも大きい地震荷重に対して設計されていることから，極めて発生することが稀な設計基準を超える風荷重を想定しても建屋の頑健性は維持できると考えるため，シナリオの選定は不要である。
気圧差により原子炉建屋ブローアウトパネルが開放，原子炉棟の負圧維持機能が喪失し，手動停止／サポー
ト系喪失（手動停止）「計画外停止」に至るシナリオ。
風荷重及び気圧差荷重に伴うタービン建屋損傷によりタービン，発電機が損傷，機能喪失し，過渡事象「非隔離事象」に至るシナリオ。

別紙1-48

風荷重及び気圧差荷重に伴うタービン建屋損傷によりタービン補機冷却系サージタンクが損傷，機能喪失
し，サポート系喪失（自動停止）「タービン・サポート系故障」に至るシナリオ。
風荷重及び気圧差荷重による送電線，送受電設備の損傷に伴い機能喪失し，「外部電源喪失」に至るシナリオ。
主排気筒は風荷重に対して裕度を持った設計がなされていることから，発生することが極めて稀な設計基準を超える風荷重を想定しても排気筒の頑健性は維持できると考えるため，シナリオの選定は不要である。
竜巻
20 ※詳細評価は補足2- 荷重
4参照

荷重（風及び気圧差）

非常用ガス処理系配管及び排気筒は風荷重に対して裕度を持った設計がなされていることから，発生することが極めて稀な設計基準を超える風荷重を想定しても非常用ガス処理系配管及び排気筒の頑健性は維持できると考えるため，シナリオの選定は不要である。
風荷重により復水貯蔵タンクが損傷，補給水系が喪失し，手動停止／サポート系喪失（手動停止）「計画外停止」に至るシナリオ。
気圧差により中央制御室換気系ファン，ダクト，ダンパが損傷，中央制御室換気系が機能喪失し，手動停止／サポート系喪失（手動停止）「計画外停止」に至るシナリオ。
風荷重により非常用ディーゼル発電機排気ファン，吸気フィルタ，消音器の損傷に伴い非常用ディーゼル発電機が機能喪失，送電線の風荷重に伴う短絡による「外部電源喪失」が同時発生し，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ。
風荷重により残留熱除去系海水系が損傷，残留熱除去系海水系が機能喪失し，「最終ヒートシンク喪失」に至るシナリオ。
風荷重により高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系が損傷，高圧炉心スプレイ系が機能喪失し，手動停止／サポート系喪失（手動停止）「計画外停止」に至るシナリオ。
風荷重により非常用ディーゼル発電機海水系が損傷，非常用ディーゼル発電機が機能喪失し，送電線の風荷重に伴う短絡による「外部電源喪失」が同時発生し，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ。

過酷な自然事象により考え得る起因事象等
No

自然現象（色塗り部は6条の設計基準設定事象）設計基準を超える事象の発生を想定した場合の評価
設備等の損傷・機能喪失モードの抽出想定される起因事象等
風荷重により補機冷却海水ポンプが損傷，補機冷却海水系が機能喪失し，サポート系喪失（自動停止）「タービン・サポート系故障」に至るシナリオ。

荷重（風及び気圧差）
風荷重により循環水系が損傷，循環水ポンプが機能喪失，復水器真空度喪失し，過渡事象「隔離事象」に至るシナリオ。
飛来物の衝突，屋内への貫通により原子炉補機冷却系サージタンクが損傷，機能喪失し，過渡事象「隔離事象」に至るシナリオ。
飛来物の衝突，屋内への貫通により原子炉建屋ガス処理系／非常用ガス処理系配管，非常用ガス処理系排気筒が損傷，原子炉建屋ガス処理系／非常用ガス処理系が機能喪失し，手動停止／サポート系喪失（手動停止）「計画外停止」に至るシナリオ。
飛来物の衝突，屋内への貫通によりほう酸水注入系が損傷，ほう酸水注入系が機能喪失し，手動停止／サポート系喪失（手動停止）「計画外停止」に至るシナリオ。
飛来物の衝突，屋内への貫通により可燃性ガス濃度制御系が損傷，可燃性ガス濃度制御系が機能喪失し，手動停止／サポート系喪失（手動停止）「計画外停止」に至るシナリオ。
飛来物の衝突，屋内への貫通により中央制御室換気系が損傷，機能喪失し，手動停止／サポート系喪失（手動停止）「計画外停止」に至るシナリオ。

別紙1-49

飛来物の衝突，屋内への貫通により気体廃棄物処理系が損傷，機能喪失し，過渡事象「隔離事象」に至るシ
ナリオ。
竜巻
20 ※詳細評価は補足2- 荷重
4参照

飛来物の衝突による送電線，送受電設備の損傷に伴い機能喪失し，「外部電源喪失」に至るシナリオ。
飛来物の衝突により排気筒が損傷し，過渡事象「隔離事象」に至るシナリオ。
荷重（衝突）
飛来物の衝突により非常用ガス処理系配管及び排気筒が損傷し，過渡事象「計画外停止」に至るシナリオ。
飛来物の衝突，屋内への貫通によりタービン，発電機が損傷，機能喪失し，過渡事象「非隔離事象」に至るシナリオ。
飛来物の衝突，屋内への貫通によりタービン補機冷却系サージタンクが損傷，機能喪失し，サポート系喪失（自動停止）「タービン・サポート系故障」に至るシナリオ。
飛来物の衝突，屋内への貫通により原子炉補機冷却系熱交換器又はポンプが損傷，機能喪失し，過渡事象「隔離事象」に至るシナリオ。
飛来物の衝突，屋内への貫通によりタービン補機冷却系熱交換器又はポンプが損傷，機能喪失し，サポート
系喪失（自動停止）「タービン・サポート系故障」に至るシナリオ。
飛来物の衝突，屋内への貫通により主蒸気管が損傷，機能喪失し，過渡事象「隔離事象」に至るシナリオ。
飛来物の衝突により復水貯蔵タンクが損傷，補給水系が喪失し，手動停止／サポート系喪失（手動停止）「計画外停止」に至るシナリオ。
飛来物の衝突により非常用ディーゼル発電機排気ファン，吸気フィルタ，消音器が損傷し，非常用ディーゼ
ル発電機が機能喪失し，送電線の風荷重に伴う短絡による「外部電源喪失」が同時発生し，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ。

過酷な自然事象により考え得る起因事象等
No

自然現象（色塗り部は6条の設計基準設定事象）設計基準を超える事象の発生を想定した場合の評価
設備等の損傷・機能喪失モードの抽出想定される起因事象等
飛来物の衝突により残留熱除去系海水系が損傷，残留熱除去系海水系が機能喪失し，「最終ヒートシンク喪失」に至るシナリオ。
飛来物の衝突により高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系が損傷，高圧炉心スプレイ系が機能喪失
し，手動停止／サポート系喪失（手動停止）「計画外停止」に至るシナリオ。

竜巻
20 ※詳細評価は補足2- 荷重
4参照

荷重（衝突）

飛来物の衝突により非常用ディーゼル発電機海水系が損傷，非常用ディーゼル発電機が機能喪失し，送電線の風荷重に伴う短絡による「外部電源喪失」が同時発生し，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ。
飛来物の衝突により補機冷却海水系が損傷，補機冷却海水系が機能喪失し，サポート系喪失（自動停止）「タービン・サポート系故障」に至るシナリオ。
飛来物の衝突により循環水系が損傷，循環水ポンプが機能喪失，復水器真空度喪失し，過渡事象「隔離事象」に至るシナリオ。

21

濃霧

濃霧により設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。
森林火災の輻射熱により送受電設備が損傷した場合，「外部電源喪失」に至るシナリオ。（敷地外）

別紙1-50

温度

輻射熱

森林火災
22 ※詳細評価は補足25参照

想定しうる最大の火災影響評価において，防火帯外縁（火炎側）から十分な離隔距離があることを考慮すると，設備等が損傷することはない。また，森林火災の輻射熱による影響について，24時間駐在している自衛消防隊による早期の消火活動も可能であり，森林火災に対する影響緩和策を講じることができるため，シナリオの選定は不要である。
ばい煙のモータ空気冷却器給気口への侵入について，モータは空気を取込まない構造であり，また，空冷モータの冷却流路の口径は，ばい煙の粒径より広いことから閉塞し難いため，シナリオの選定は不要である。

閉塞（吸気等）

給気フィルタ等の閉塞

ばい煙の吸込みにより非常用ディーゼル発電機吸気フィルタが閉塞した場合でも，フィルタの取替及び清掃が可能であることからシナリオの選定は不要である。
ばい煙の吸込みにより中央制御室換気系給気フィルタが閉塞した場合でも，フィルタの取替及び清掃が可能であることからシナリオの選定は不要である。

23

霜・白霜

霜・白霜により設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。

24

草原火災

敷地周辺に草原はないため，設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。

25

ひょう・あられ26

極高温

日本の気候や一日の気温変化を考慮すると，設備等に影響を与えるほどの極高温になることは考え難いため，設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。

27

満潮

浸水

28

ハリケーン

29

氷結

電気的影響

着氷

凍結（No.1）の評価に包絡される。

30

氷晶

電気的影響

着氷

凍結（No.1）の評価に包絡される。

荷重

荷重（衝突）

満潮による設備の浸水

竜巻（No.20）の評価に包絡される。

津波（No.11）の評価に包絡される。

日本がハリケーンの影響を受けることはないため，設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。

過酷な自然事象により考え得る起因事象等
No

31
32

自然現象
（色塗り部は6条の設計基準設定事象）
氷壁

設計基準を超える事象の発生を想定した場合の評価

電気的影響

土砂崩れ（山崩れ，
荷重
がけ崩れ）

設備等の損傷・機能喪失モードの抽出想定される起因事象等

着氷

東海第二発電所敷地周辺には氷壁を含む海氷の発生，流氷の到達は考え難いことため，設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。

荷重（衝突）

東海第二発電所敷地周辺には土砂崩れを発生させるような地形はないため，設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。
ノイズにより安全保護回路が誤動作した場合，「隔離事象」又は「原子炉緊急停止系誤動作」に至るシナリ

屋内外計測制御設備に発生するノイ オ。
ズ
ノイズにより安全保護回路以外の計測制御系が誤動作した場合，「非隔離事象」，「全給水喪失」又は「水位低下事象」に至るシナリオ。
直撃雷による送電線，送受電設備の損傷に伴い機能喪失し，「外部電源喪失」に至るシナリオ。
直撃雷により残留熱除去系海水ポンプモータが損傷，残留熱除去系海水系が機能喪失し，「最終ヒートシン
ク喪失」に至るシナリオ。
落雷
33 ※詳細評価は補足2- 電気的影響
6参照

直撃雷により高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水ポンプモータが損傷，高圧炉心スプレイ系が機能喪失し，手動停止／サポート系喪失（手動停止）「計画外停止」に至るシナリオ。
直撃雷別紙1-51

直撃雷により非常用ディーゼル発電機海水ポンプモータが損傷，非常用ディーゼル発電機が機能喪失し，送電線の直撃雷による「外部電源喪失」が同時発生し，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ。
直撃雷により補機冷却海水系ポンプモータが損傷，補機冷却海水系が機能喪失し，サポート系喪失（自動停止）「タービン・サポート系故障」に至るシナリオ。
直撃雷により循環水ポンプモータが損傷，循環水系が機能喪失，復水器真空度喪失し，過渡事象「隔離事象」に至るシナリオ。

誘導雷サージによる電気盤内の回路
誘導雷サージにより計測制御系が損傷した場合，計測・制御系喪失により制御不能に至るシナリオ。
損傷
34

湖又は河川の
水位低下

渇水

工業用水の枯渇

海水を冷却源としていること，淡水は復水貯蔵タンク等に保管しており設備等への影響の緩和又は排除が可能であることから，設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。

35

湖又は河川の水位上昇

浸水

湖又は河川の水位上昇による設備の洪水（外部洪水）（No.18）の評価に包絡される。
浸水

36

陥没，地盤沈下，
地割れ

荷重

荷重（変位，傾斜）

安全上重要な施設は岩盤に設置されており，地下水の流動等による陥没は発生しない。
また，敷地及びその近傍に活断層は分布していないことから，地震に伴う地殻変動によって安全施設の機能に影響を及ぼすような不等沈下・地割れは発生しないため，設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考
え難い。

37

極限的な圧力（気圧高低）荷重

気圧差（気圧高低）

竜巻（No.20）の評価に包絡される。

38

もや

39

塩害・塩雲

もやにより設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。
腐食

塩害による腐食事象の進展が遅く，設備等への影響の緩和又は排除が可能である。

過酷な自然事象により考え得る起因事象等
No

自然現象（色塗り部は6条の設計基準設定事象）設計基準を超える事象の発生を想定した場合の評価
設備等の損傷・機能喪失モードの抽出想定される起因事象等

別紙1-52荷重

荷重（変位，傾斜）東海第二発電所の敷地及びその近傍に活断層は分布していないことから，地震に伴う地殻変動によって安全施設の機能に影響を及ぼすような地盤の隆起は発生しないため，設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。

動物

物理的損傷

ケーブル類の損傷

生物学的事象（No.15）の評価に包絡される。

42

地滑り

荷重

荷重（変位，傾斜）

地すべり地形分布図及び土砂災害危険箇所図によると，東海第二発電所の敷地及びその近傍には地滑りを起こすような地形は存在しないため，敷地内における地滑りによる設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。

43

カルスト

荷重

荷重（変位，傾斜）発電所敷地及び敷地周辺にカルスト地形は認められず，発電所の地質もカルストを形成する要因はないた
め，設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。

44

地下水による浸食

荷重

荷重（変位，傾斜）

敷地には地盤を浸食する地下水脈は認められず，また，敷地内の地下水位分布は海に向かってこう配を示しており，浸食をもたらす流れは発生しないため，設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。

45

海水面低

渇水

海水面の低下による海水の枯渇

津波（No.11）の評価に包絡される。

46

海水面高

浸水

海水面の上昇による設備の浸水

津波（No.11）の評価に包絡される。

47 地下水による地滑り 荷重

荷重（変位，傾斜）

地滑り（No.42）の評価に包絡される。

48

取水口，海水ストレーナの閉塞

生物学的事象（No.15）の評価に包絡される。

49 太陽フレア，磁気嵐 電気的影響

磁気嵐による誘導電流

磁気嵐に伴う送電線に誘導電流が発生し，その影響は，落雷（No.33）の評価に包絡される。

50 高温水（海水温高） 温度

高温水

高温水による海水系に影響するため，生物学的事象（No.15）の評価に包絡される。

40

地面の隆起

41

水中の有機物閉塞（海水系）

51 低温水（海水温低） 低温水により設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。
52

泥湧出（液状化）

荷重

荷重（変位，傾斜）

安全上重要な施設の基礎地盤は岩盤または液状化対策（地盤改良）済みの地盤であり，液状化に伴う地盤変状の影響を受けないため，設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。

53

土石流

荷重

荷重（衝突）

東海第二発電所周辺には土石流が発生する地形，地質はないため，設備の損傷・機能喪失が発生するシナリ
オは考え難い。

54

水蒸気

周辺での水蒸気の発生は考え難く，設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。

55

毒性ガス

閉塞（吸気等）毒性ガスの吸込みによる吸気フィル
森林火災（No.22）の評価に包絡される。
タ等の閉塞

補足 2-1
低温（凍結）事象に対する事故シーケンス抽出

1.

起因事象の特定(1)構築物，系統及び機器（以下「設備等」という）の損傷・機能喪失モードの抽出
低温事象により設備等に発生する可能性のある影響について，国外の評
価事例や国内で発生したトラブル事例も参照し，以下のとおり，損傷・機能喪失モードを抽出した。
①屋外タンク及び配管内流体の凍結②ヒートシンク（海水）の凍結③着氷による送電線の相間短絡(2)評価対象設備の選定(1)項で抽出した損傷・機能喪失モードに対し，影響を受ける可能性のある設備等のうち，プラントの運転継続や安全性に影響を及ぼす可能性のある設備等を評価対象設備として選定する。
具体的には，以下に示す屋外設置の設備等を評価対象設備として選定した。
①屋外タンク及び配管内流体の凍結・軽油貯蔵タンク及び非常用ディーゼル発電機用燃料移送系（以下「軽油貯蔵タンク等」という）・復水貯蔵タンク及び附属配管（以下「復水貯蔵タンク等」という）②ヒートシンク（海水）の凍結
・取水設備（海水）別紙 1-53

③着氷による送電線の相間短絡
・送電線(3)起因事象になりうるシナリオの選定(1)項で抽出した各損傷・機能喪失モードに対して，(2)項で選定した評
価対象設備への影響を検討の上，発生可能性のあるシナリオを選定した。
①屋外タンク及び配管内流体の凍結・軽油貯蔵タンク等の凍結
低温によって軽油貯蔵タンク等の軽油が凍結するとともに，以下③に示す外部電源喪失が発生している状況下においては，非常用ディーゼル発電機デイタンクの燃料枯渇により「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ。
・復水貯蔵タンク等の凍結
低温によって復水貯蔵タンク等の保有水が凍結した場合，補給水系の喪失により「計画外停止」に至るシナリオ。

②ヒートシンク（海水）の凍結
低温によって東海第二発電所周辺の海水が凍結することは起こりえな
いと考えられるため，この損傷・機能喪失モードについては考慮しない。

③着氷による送電線の相間短絡
・送電線の地絡，短絡
送電線や碍子へ着氷することによって相間短絡を起こし，「 外部電源喪失」に至るシナリオ。

別紙 1-54

(4)起因事象の特定(3)項で選定した各シナリオについて，想定を超える低温（凍結）事象に対しての裕度評価（起因事象発生可能性評価）を実施し，事故シーケンス
グループ抽出に当たって考慮すべき起因事象の特定を行った。
①屋外タンク及び配管内流体の凍結・軽油貯蔵タンク等の凍結
燃料移送系が凍結するような低温事象は，事前に予測が可能であり，燃料移送系の循環運転等による凍結防止対策が可能であることから，燃料移送系が凍結する可能性は非常に稀であり，有意な頻度
又は影響のある事故シーケンスの要因にはなりえないと考えられる
ため，考慮すべき起因事象としては特定不要であると判断した。
・復水貯蔵タンク等の凍結
復水貯蔵タンク等の保有水が凍結するような低温事象は，事前に予測が可能であり，復水貯蔵タンク等の循環運転等による凍結防止対策が可能であることから，保有水が凍結する可能性は非常に稀であり，有意な頻度又は影響のある事故シーケンスの要因にはなりえないと考えられるため，考慮すべき起因事象としては特定不要であると判断した。

②ヒートシンク（海水）の凍結(3)②のとおり，この損傷・機能喪失モードは考慮しないため，起因事象として特定しない。
③着氷による送電線の相間短絡
・送電線の地絡，短絡
着氷に対して設計上の配慮はなされているものの，設計基準を超別紙 1-55

える低温事象に対しては発生を否定できないため，送電線の損傷に伴う外部電源喪失に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。

2.

事故シーケンスの特定
1.にて設計基準を超える低温事象に対し発生可能性のある起因事象として
外部電源喪失を特定したが，運転時の内部事象や地震，津波レベル１ＰＲＡにて考慮していることから，追加すべき新しい事故シーケンスではない。
よって，低温（凍結）を起因とする有意な頻度又は影響のある事故シーケ
ンスは新たに生じないと判断した。

別紙 1-56

補足 2-2
積雪事象に対する事故シーケンス抽出1．起因事象の特定(1)構築物，系統及び機器（以下「設備等」という）の損傷・機能喪失モードの抽出
積雪事象により設備等に発生する可能性のある影響について，国外の評
価事例や国内で発生したトラブル事例も参照し，以下のとおり，損傷・機能喪失モードを抽出した。
①建屋天井や屋外設備に対する積雪荷重②着雪による送電線の相間短絡③給気フィルタ等の閉塞(2)評価対象設備の選定(1)項で抽出した損傷・機能喪失モードに対し，影響を受ける可能性のある設備等のうち，プラントの運転継続や安全性に影響を及ぼす可能性のある設備等を評価対象設備として選定する。
具体的には，以下に示す建屋及び屋外設置（屋外に面した設備含む）の設備等を評価対象設備として選定した。
①建屋天井や屋外設備に対する積雪荷重＜建屋＞
・原子炉建屋（原子炉棟，付属棟，廃棄物処理棟）
・タービン建屋＜屋外設備＞
・送受電設備（超高圧開閉所，特別高圧開閉所，変圧器）
・非常用ディーゼル発電機の附属機器（排気ファン，吸気フィルタ等）
別紙 1-57

・復水貯蔵タンク
・残留熱除去系海水系
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系
・非常用ディーゼル発電機海水系
・補機冷却海水系
・循環水系②着雪による送電線の相間短絡
・送電線③給気フィルタ等の閉塞
・非常用ディーゼル発電機の附属機器（給気口，吸気フィルタ）・中央制御室換気系（給気口）
・残留熱除去系海水系（モータ）・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系（モータ）・非常用ディーゼル発電機海水系（モータ）・補機冷却海水系（モータ）・循環水系（モータ）(3)起因事象になりうるシナリオの選定(1)項で抽出した各損傷・機能喪失モードに対して，(2)項で選定した評
価対象設備への影響を検討の上，発生可能性のあるシナリオを選定した。
①建屋天井や屋外設備に対する積雪荷重＜建屋＞
・原子炉建屋
別紙 1-58

原子炉建屋（原子炉棟）屋上が積雪荷重により崩落した場合に，建屋最上階に設置している原子炉補機冷却系サージタンクが物理的に機能喪失した場合，原子炉補機冷却系の機能喪失による「隔離事象」に至るシナリオ。
原子炉建屋（付属棟）屋上が積雪荷重により崩落した場合に，建屋最上階に設置している中央制御室換気系が物理的に機能喪失した
場合，中央制御室換気系の機能喪失による「計画外停止」に至るシ
ナリオ。
原子炉建屋（廃棄物処理棟）屋上が積雪荷重により崩落した場合に，建屋最上階に設置している気体廃棄物処理設備が機能喪失することによる「隔離事象」に至るシナリオ。
・タービン建屋
タービン建屋屋上が積雪荷重により崩落した場合に，建屋最上階に設置しているタービンや発電機に影響が及び「非隔離事象」に至るシナリオ。また，タービン補機冷却系サージタンクに影響が及び，「タービン・サポート系故障」に至るシナリオ。
＜屋外設備＞
・送受電設備（超高圧開閉所，特別高圧開閉所，変圧器）
超高圧開閉所屋上，特別高圧開閉所，変圧器が積雪荷重により崩落し，送受電設備に影響が及び，「外部電源喪失」に至るシナリオ。
・復水貯蔵タンク
復水貯蔵タンク天板が積雪荷重により崩落し，保有水が喪失した
場合，補給水系の喪失により「計画外停止」に至るシナリオ。
・非常用ディーゼル発電機の附属機器
積雪荷重により非常用ディーゼル発電機の附属機器が損傷した場
別紙 1-59合，非常用ディーゼル発電機の機能喪失，仮に②の外部電源喪失の同時発生を想定した場合，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ。
・残留熱除去系海水系
積雪荷重により残留熱除去系海水系ポンプが損傷した場合，残留熱除去系海水系の機能喪失による「最終ヒートシンク喪失」に至るシナリオ。
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系
積雪荷重により高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系ポンプが損傷した場合，高圧炉心スプレイ系の機能喪失による「計画外停止」に至るシナリオ。
・非常用ディーゼル発電機海水系
積雪荷重により非常用ディーゼル発電機海水系ポンプが損傷した
場合，非常用ディーゼル発電機の機能喪失，仮に②の外部電源喪失の同時発生を想定した場合，「 全交流動力電源喪失」に至るシナリオ。
・補機冷却海水系
積雪荷重により補機冷却海水系ポンプが損傷した場合，タービン
補機冷却系喪失による「タービン・サポート系故障」に至るシナリ
オ。
・循環水系
積雪荷重により循環水ポンプが損傷した場合，復水器真空度喪失による「隔離事象」に至るシナリオ。

②着雪による送電線の相間短絡
送電線や碍子へ着雪することによって相間短絡を起こし，「 外部電源喪失」に至るシナリオ。
別紙 1-60③給気フィルタ等の閉塞
・非常用ディーゼル発電機附属機器の閉塞
積雪により非常用ディーゼル発電機室の給気口，吸気フィルタが閉塞した場合，非常用ディーゼル発電機の機能喪失，仮に②の外部電源喪失の同時発生を想定した場合，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ。
・中央制御室換気系給気口の閉塞
中央制御室換気系の給気口は，地面より約 5.6m，約 19m の２箇所に設置されており，堆積物による閉塞は考え難いため，シナリオの選定は不要である。
・海水ポンプモータ空気冷却器給気口の閉塞
積雪により残留熱除去系海水系ポンプモータの空気冷却器給気口が閉塞した場合，残留熱除去系海水系の機能喪失による「最終ヒートシンク喪失」に至るシナリオ。
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水ポンプモータの空気冷
却器給気口が閉塞した場合，高圧炉心スプレイ系の機能喪失による「計画外停止」に至るシナリオ。
非常用ディーゼル発電機海水ポンプモータの空気冷却器給気口が閉塞した場合，非常用ディーゼル発電機の機能喪失，仮に②の外部電源喪失の同時発生を想定した場合，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ。
補機冷却海水系ポンプモータの空気冷却器給気口が閉塞した場合，タービン補機冷却系喪失による「タービン・サポート系故障」に至るシナリオ。
循環水ポンプモータの空気冷却器給気口が閉塞した場合，復水器
別紙 1-61真空度喪失による「隔離事象」に至るシナリオ。

(4)起因事象の特定(3)項で選定した各シナリオについて，想定を超える積雪事象に対しての裕度評価（起因事象発生可能性評価）を実施し，事故シーケンスグループ
抽出に当たって考慮すべき起因事象の特定を行った。
①建屋天井や屋外設備に対する積雪荷重
積雪事象が各建屋天井や屋外設備の許容荷重を上回った場合には，(3)項にて選定した各シナリオが発生する可能性はあるが，各建屋天井の崩落や屋外設備が損傷するような積雪事象は，積雪事象の進展速度を踏まえると除雪管理が可能であることから，発生可能性は非常に稀であり，有意な頻度又は影響のある事故シーケンスの要因にはなりえないと考えられるため，考慮すべき起因事象としては選定不要であると判断した。

②着雪による送電線の相間短絡
着雪に対して設計上の配慮はなされているものの，設計基準を超える積雪事象に対しては発生を否定できないため，送電線の着雪による短絡を想定した場合，外部電源喪失に至るシナリオは考えられるため，起因事象として選定する。

③給気フィルタ等の閉塞
積雪事象により非常用ディーゼル発電機室の給気口，吸気フィルタが閉塞した場合には，(3)項にて選定したシナリオが発生する可能性があるが，非常用ディーゼル発電機室の給気口，吸気フィルタが閉塞す
別紙 1-62るような積雪事象は，積雪事象の進展速度を踏まえると除雪管理が可能であることから，発生可能性は非常に稀であり，有意な頻度又は影響のある事故シーケンスの要因にはなりえないと考えられるため，考慮すべき起因事象としては選定不要であると判断した。
また，モータ空気冷却器給気口が閉塞した場合には，(3)項で選定したシナリオが発生する可能性があるが，モータ空気冷却器給気口が閉塞するような積雪事象は，積雪事象の進展速度を踏まえると除雪管理が可能であることから，発生可能性は非常に稀であり，有意な頻度又は影響のある事故シーケンスの要因にはなりえないと考えられるため，考慮すべき起因事象としては選定不要であると判断した。

2.

事故シーケンスの特定
1.にて設計基準を超える積雪事象に対し発生可能性のある起因事象として
外部電源喪失を特定したが，運転時の内部事象や地震，津波レベル１ＰＲＡにて考慮していることから，追加すべき新しい事故シーケンスではない。
よって，積雪を起因とする有意な頻度又は影響のある事故シーケンスは新たに生じないと判断した。

別紙 1-63

補足 2-3
火山事象に対する事故シーケンス抽出

1.

起因事象の特定(1)構築物，系統及び機器（以下「設備等」という）の損傷・機能喪失モードの抽出
火山事象のうち，火山性土石流といった原子力発電所の火山影響評価ガイド（制定

平成 25 年 6 月 19 日

原規技発第 13061910 号

原子力規制委員会

決定）（以下「影響評価ガイド」という）において設計対応不可とされている
事象については，影響評価に基づく立地評価にて原子力発電所の運用期間中に影響を及ぼす可能性が無いと判断されている。よって，個々の火山事象への設計対応及び運転対応の妥当性について評価を行うため抽出した降下火砕物を対象に原子力発電所への影響を検討するものとする。
降下火砕物により設備等に発生する可能性のある影響について，影響評価
ガイドも参照し，以下のとおり，損傷・機能喪失モードを抽出した。
①降下火砕物の堆積荷重②降下火砕物による海水ストレーナ等の閉塞③降下火砕物による給気フィルタ等の閉塞④降下火砕物に付着している腐食成分による化学的影響⑤降下火砕物の付着による送電線の相間短絡(2)評価対象設備の選定(1)項で抽出した損傷・機能喪失モードに対し，影響を受ける可能性のある設備等のうち，プラントの運転継続や安全性に影響を及ぼす可能性のある設備等を評価対象設備として選定する。
具体的には，以下に示す建屋及び屋外設置（屋外に面した設備含む）の設
別紙 1-64

備等を評価対象設備として選定した。
①降下火砕物の堆積荷重＜建屋＞
・原子炉建屋（原子炉棟，付属棟，廃棄物処理棟）
・タービン建屋＜屋外設備＞
・送受電設備（超高圧開閉所，特別高圧開閉所，変圧器）
・非常用ディーゼル発電機の附属機器（排気ファン，吸気フィルタ等）
・復水貯蔵タンク・残留熱除去系海水系
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系
・非常用ディーゼル発電機海水系
・補機冷却海水系
・循環水系②降下火砕物による海水ストレーナ等の閉塞・残留熱除去系海水系
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系
・非常用ディーゼル発電機海水系
・補機冷却海水系
・循環水系③降下火砕物による給気フィルタ等の閉塞
・非常用ディーゼル発電機の附属機器（給気口，吸気フィルタ）・中央制御室換気系（給気口）
別紙 1-65

・残留熱除去系海水系（モータ）・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系（モータ）・非常用ディーゼル発電機海水系（モータ）・補機冷却海水系（モータ）・循環水系（モータ）④降下火砕物に付着している腐食成分による化学的影響
・屋外設備全般⑤降下火砕物の付着による送電線の相間短絡
・送電線(3)起因事象になりうるシナリオの選定(1)項で抽出した各損傷・機能喪失モードに対して，(2)項で選定した評価
対象設備への影響を検討の上，発生可能性のあるシナリオを選定した。
①降下火砕物の堆積荷重＜建屋＞
・原子炉建屋
原子炉建屋（原子炉棟）屋上が降下火砕物による堆積荷重により崩落した場合に，建屋最上階に設置している原子炉補機冷却系サージタ
ンクが物理的に機能喪失することによる「隔離事象」に至るシナリオ。
原子炉建屋（付属棟）屋上が降下火砕物による堆積荷重により崩落した場合に，建屋最上階に設置している中央制御室換気系が物理的に機能喪失した場合，中央制御室換気系の機能喪失による「計画外停止」に至るシナリオ。
別紙 1-66

原子炉建屋（廃棄物処理棟）屋上が降下火砕物による堆積荷重により崩落した場合に，建屋最上階に設置している気体廃棄物処理設備が機能喪失することによる「隔離事象」に至るシナリオ。
・タービン建屋
タービン建屋屋上が降下火砕物による堆積荷重により崩落した場合に，建屋最上階に設置しているタービンや発電機に影響が及び，「非隔離事象」に至るシナリオ。また，タービン補機冷却系サージタンクに影響が及び，「タービン・サポート系故障」に至るシナリオ。
＜屋外設備＞
・送受電設備（超高圧開閉所，特別高圧開閉所，変圧器）
超高圧開閉所屋上，特別高圧開閉所，変圧器が降下火砕物による堆積荷重により崩落し，送受電設備に影響が及び，「外部電源喪失」に至るシナリオ。
・復水貯蔵タンク
復水貯蔵タンク天板が降下火砕物による堆積荷重により崩落し，保有水が喪失した場合，補給水系の喪失により「計画外停止」に至るシ
ナリオ。
・非常用ディーゼル発電機の附属機器
降下火砕物による堆積荷重により非常用ディーゼル発電機の附属機器が損傷した場合，非常用ディーゼル発電機の機能喪失，仮に⑤の外部電源喪失の同時発生を想定した場合，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ。
・残留熱除去系海水系
降下火砕物による堆積荷重により残留熱除去系海水系ポンプが損傷した場合，残留熱除去系海水系の機能喪失による「最終ヒートシンク
別紙 1-67

喪失」に至るシナリオ。
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系
降下火砕物による堆積荷重により高圧炉心スプレイ系ディーゼル発
電機海水系ポンプが損傷した場合，高圧炉心スプレイ系の機能喪失による「計画外停止」に至るシナリオ。
・非常用ディーゼル発電機海水系
降下火砕物による堆積荷重により非常用ディーゼル発電機海水系ポンプが損傷した場合，非常用ディーゼル発電機の機能喪失，仮に⑤の外部電源喪失の同時発生を想定した場合，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ。
・補機冷却海水系
降下火砕物による堆積荷重により補機冷却海水系ポンプが損傷した
場合，タービン補機冷却系喪失による「タービン・サポート系故障」に至るシナリオ。
・循環水系
降下火砕物による堆積荷重により循環水ポンプが損傷した場合，復水器真空度喪失による「隔離事象」に至るシナリオ。

②降下火砕物による海水ストレーナ等の閉塞
海水中への降下火砕物によって海水ストレーナが閉塞，熱交換器の伝熱管が閉塞及び海水ポンプ軸受が閉塞により異常摩耗した場合，残留熱除去系海水系の機能喪失による「最終ヒートシンク喪失」，高圧炉心スプ
レイ系ディーゼル発電機海水系の機能喪失による「計画外停止」に至るシナリオ。非常用ディーゼル発電機海水系の機能喪失，仮に⑤の外部電源喪失の同時発生を想定した場合，「全交流動力電源喪失」に至るシナリ
別紙 1-68

オ。補機冷却海水系の機能喪失による「タービン・サポート系故障」，循
環水系の機能喪失に伴う復水器真空度喪失による「隔離事象」に至るシ
ナリオ。

③降下火砕物による給気フィルタ等の閉塞
・非常用ディーゼル発電機附属機器の閉塞
降下火砕物の吸込み又は給気口への堆積により非常用ディーゼル発
電機室の給気口，吸気フィルタが閉塞した場合，非常用ディーゼル発電機の機能喪失，仮に⑤の外部電源喪失の同時発生を想定した場合，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ。
・中央制御室換気系給気口の閉塞
中央制御室換気系の給気口は，地面より約 5.6m，約 19m の２箇所に設置されており，堆積物による閉塞は考え難いためシナリオの選定は不要である。また，吸気口へ降下火砕物の吸込みによりフィルタが閉塞した場合でも，フィルタの取替及び清掃が可能であることからシナリオの選定は不要である。
・海水ポンプモータ空気冷却器給気口の閉塞
降下火砕物の吸込み又は給気口への堆積により残留熱除去系海水系
ポンプモータの空気冷却器給気口が閉塞した場合，残留熱除去系海水系の機能喪失による「最終ヒートシンク喪失」に至るシナリオ。
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水ポンプモータの空気冷却器給気口が閉塞した場合，高圧炉心スプレイ系の機能喪失による「計画外停止」に至るシナリオ。
非常用ディーゼル発電機海水ポンプモータの空気冷却器給気口が閉塞した場合，非常用ディーゼル発電機の機能喪失，仮に⑤の外部電源
別紙 1-69

喪失の同時発生を想定した場合，「全交流動力電源喪失」に至るシナリ
オ。
補機冷却海水系ポンプの空気冷却器給気口が閉塞した場合，タービ
ン補機冷却系喪失による「タービン・サポート系故障」に至るシナリ
オ。
循環水ポンプの空気冷却器給気口が閉塞した場合，復水器真空度喪失による「隔離事象」に至るシナリオ。

④降下火砕物に付着している腐食成分による化学的影響
降下火砕物が屋外設備に付着することによる腐食については，屋外設
備表面には耐食性の塗装（エポキシ樹脂系等）が施されており腐食の抑制効果が考えられること，腐食の進展速度の遅さを考慮し，適切な保全管理が可能と判断したため，この損傷・機能喪失モードについては考慮しない。

⑤降下火砕物の付着による送電線の相間短絡
降下火砕物が送電線や碍子へ付着し，霧や降雨の水分を吸収することによって，相間短絡を起こし「外部電源喪失」に至るシナリオ。

(4)起因事象の特定(3)項で選定した各シナリオについて，想定を超える降下火砕物に対しての裕度評価（起因事象発生可能性評価）を実施し，事故シーケンスグループ抽出に当たって考慮すべき起因事象の特定を行った。
①降下火砕物の堆積荷重
降下火砕物の堆積が各建屋天井や屋外設備の許容荷重を上回った場
別紙 1-70

合には，(3)①にて選定した各シナリオが発生する可能性はあるが，各建屋天井の崩落や屋外設備が損傷するような火山事象は，火山事象の進
展速度を踏まえると除灰管理が可能であることから，発生可能性は非常に稀であり，有意な頻度又は影響のある事故シーケンスの要因にはなりえないと考えられるため，考慮すべき起因事象としては特定不要であると判断した。
②降下火砕物による海水ストレーナ等の閉塞
海水系ストレーナの閉塞については，降下火砕物の粒径とストレーナ
目開きを比較すると，粒径の方が大きく，ストレーナ閉塞の可能性を否定できないが，海水ストレーナは切替え及び清掃が可能であることから，機能喪失することは考えにくいため，考慮すべき起因事象としては特定不要であると判断した。
熱交換器の伝熱管，海水ポンプ軸受の異常摩耗については，降下火砕
物の硬度を考慮すると，海水中の降下火砕物によって熱交換器の伝熱管や海水ポンプ軸受の異常摩耗は進展しにくく，機能喪失することは考えにくいため，考慮すべき起因事象としては特定不要であると判断した。

③降下火砕物による給気フィルタ等の閉塞
降下火砕物の吸込み又は給気口への堆積により非常用ディーゼル発電
機室の給気口，吸気フィルタを閉塞した場合には，(3)③にて選定したシナリオが発生する可能性があるが，非常用ディーゼル発電機室の給気口，吸気フィルタが閉塞するような火山事象は，火山事象の進展速度を踏まえると除灰管理又はフィルタの交換が可能であることから，発生可能性
は非常に稀であり，有意な頻度又は影響のある事故シーケンスの要因にはなりえないと考えられるため，考慮すべき起因事象としては特定不要
別紙 1-71

であると判断した。
また，モータ空気冷却器給気口が閉塞した場合には，(3)③にて選定したシナリオが発生する可能性があるが，モータ空気冷却器給気口が閉塞するような火山事象は，火山事象の進展速度を踏まえると除灰管理が可能であることから，発生可能性は非常に稀であり，有意な頻度又は影響のある事故シーケンスの要因にはなりえないと考えられるため，考慮すべき起因事象としては選定不要であると判断した。

④降下火砕物に付着している腐食成分による化学的影響
降下火砕物が屋外設備に付着することによる腐食については，(3)④のとおり，この損傷・機能喪失モードは考慮しないため，起因事象として特定しない。

⑤降下火砕物の付着による送電線の相間短絡
降下火砕物の影響を受ける可能性がある送受電設備は，発電所内外の広範囲に渡るため，全域における管理が困難なことを踏まえると設備等の不具合による外部電源喪失に至るシナリオは考えられるため，起因事
象として特定する。

2.事故シーケンスの特定
1.にて設計基準を超える火山事象に対し発生可能性のある起因事象として外部電源喪失を特定したが，運転時の内部事象や地震，津波レベル１ＰＲＡにて考慮していることから，追加すべき新しい事故シーケンスではない。
よって，火山事象を起因とする有意な頻度又は影響のある事故シーケンスは新たに生じないと判断した。
別紙 1-72

補足 2-4
竜巻事象に対する事故シーケンス抽出

1.

起因事象の特定(1)構築物，系統及び機器（以下「設備等」という）の損傷・機能喪失モードの抽出
竜巻事象により設備等に発生する可能性のある影響について，国外の評
価事例，国内で発生したトラブル事例も参照し，以下のとおり，損傷・機能喪失モードを抽出した。
①風荷重及び気圧差荷重による建屋や設備等の損傷②飛来物の衝撃荷重による建屋や設備等の損傷③風荷重，気圧差荷重及び飛来物の衝撃荷重を組み合わせた荷重による建屋や設備等の損傷④竜巻により取水口周辺の海に飛散した資機材等による取水口閉塞(2)評価対象設備の選定(1)項で抽出した損傷・機能喪失モードに対し，影響を受ける可能性のある設備等のうち，プラントの運転継続や安全性に影響を及ぼす可能性のある設備等を評価対象設備として選定する。
具体的には，以下に示す建屋，屋外及び屋内設置の設備等を評価対象設
備として選定した。ただし，屋内設備については，飛来物の建屋外壁貫通を考慮すると屋内設備に影響が及ぶ可能性が考えられるため，飛来物が直接衝突する壁は損傷し，そのひとつ内側の壁との間に設置されている設備等を対象とする。

別紙 1-73①風荷重及び気圧差荷重による建屋や設備等の損傷＜建屋＞
・原子炉建屋（原子炉棟，付属棟，廃棄物処理棟）
・タービン建屋＜屋外設備＞
・送受電設備（超高圧開閉所，特別高圧開閉所，変圧器）
・主排気筒
・非常用ガス処理系
・復水貯蔵タンク・非常用ディーゼル発電機の附属設備（排気ファン，吸気フィルタ等）
・残留熱除去系海水系
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系
・非常用ディーゼル発電機海水系
・補機冷却海水系
・循環水系＜屋内設備＞
・中央制御室換気系②飛来物の衝撃荷重による建屋や設備等の損傷＜建屋＞
・原子炉建屋（原子炉棟，付属棟，廃棄物処理棟）
・タービン建屋＜屋外設備＞
・送受電設備（超高圧開閉所，特別高圧開閉所，変圧器）
・主排気筒
別紙 1-74

・非常用ガス処理系
・復水貯蔵タンク・非常用ディーゼル発電機の附属設備（排気ファン，吸気フィルタ等）
・残留熱除去系海水系
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系
・非常用ディーゼル発電機海水系
・補機冷却海水系
・循環水系＜屋内設備＞
・原子炉補機冷却系
・原子炉建屋ガス再循環系／非常用ガス処理系
・ほう酸水注入系
・可燃性ガス濃度制御系
・中央制御室換気系
・気体廃棄物処理設備
・タービン補機冷却系
・タービン及び発電機
・原子炉補機及びタービン補機冷却系熱交換器，ポンプ・主蒸気管（主蒸気隔離弁以降の配管）③風荷重，気圧差荷重及び飛来物の衝撃荷重を組み合わせた荷重による建屋や設備等の損傷
・①及び②にて選定した設備等

別紙 1-75

④竜巻により取水口周辺の海に飛散した資機材等による取水口閉塞
・取水口(3)起因事象になりうるシナリオの選定(1)項で抽出した各損傷・機能喪失モードに対して，(2)項で選定した評
価対象設備への影響を検討の上，発生可能性のあるシナリオを選定した。
①風荷重及び気圧差荷重による建屋や設備等の損傷＜建屋＞
・原子炉建屋
原子炉建屋（原子炉棟，付属棟，廃棄物処理棟）は十分な厚さを有した鉄筋コンクリート造であり，風荷重よりも大きい地震荷重に対して設計されていることから，極めて発生することが稀な設計基
準を超える風荷重を想定しても建屋の頑健性は維持されると考える
ため，シナリオの選定は不要である。
また，風荷重に加えて気圧差荷重が作用した場合であっても，風
荷重と気圧差荷重を組み合わせた荷重は，原子炉建屋設計時の地震荷重よりも小さいため，建屋の頑健性は維持されると考えるため，シナリオの選定は不要である。
ただし，ブローアウトパネルは建屋内外の差圧による開放に至る
場合に「計画外停止」に至るシナリオ。
・タービン建屋
タービン建屋については，建屋上層部は鉄骨造である。万が一，
風荷重及び気圧差荷重による破損に至るような場合に，建屋最上階に設置しているタービンや発電機に影響が及び，「非隔離事象」に至るシナリオ。また，タービン補機冷却系サージタンクに影響が及び，別紙 1-76

「タービン・サポート系故障」に至るシナリオ。
＜屋外設備＞
・送受電設備（超高圧開閉所，特別高圧開閉所，変圧器）
風荷重及び気圧差荷重により超高圧開閉所，特別高圧開閉所，変圧器に影響が及び「外部電源喪失」に至るシナリオ。
・主排気筒
主排気筒は風荷重に対して裕度を持った設計がなされていることから，発生することが極めて稀な設計基準を超える風荷重を想定しても排気筒の頑健性は維持されると考えるため，シナリオの選定は不要である。
・非常用ガス処理系
非常用ガス処理系配管及び排気筒は風荷重に対して裕度を持った設計がなされていることから，発生することが極めて稀な設計基準を超える風荷重を想定しても非常用ガス処理系配管及び排気筒の頑健性は維持されると考えるため，シナリオの選定は不要である。
・復水貯蔵タンク
風荷重及び気圧差荷重により復水貯蔵タンクが損傷した場合，補給水系の喪失により「計画外停止」に至るシナリオ。
・非常用ディーゼル発電機の附属機器
風荷重により非常用ディーゼル発電機の附属機器が損傷した場合，
非常用ディーゼル発電機の機能喪失，仮に外部電源喪失の同時発生を想定した場合，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ。
・残留熱除去系海水系
風荷重により残留熱除去系海水系が損傷した場合，残留熱除去系
海水系の機能喪失による「最終ヒートシンク喪失」に至るシナリオ。
別紙 1-77

・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系
風荷重により高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系が損傷した場合，高圧炉心スプレイ系の機能喪失による「計画外停止」に至るシナリオ。
・非常用ディーゼル発電機海水系
風荷重により非常用ディーゼル発電機海水系が損傷した場合，非常用ディーゼル発電機の機能喪失，仮に外部電源喪失の同時発生を想定した場合，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ。
・補機冷却海水系
風荷重により補機冷却海水系ポンプが損傷した場合，タービン補機冷却系喪失による「タービン・サポート系故障」に至るシナリオ。
・循環水系
風荷重により循環水ポンプが損傷した場合，復水器真空度喪失による「隔離事象」に至るシナリオ。
＜屋内設備＞
・中央制御室換気系は，原子炉建屋（付属棟）内に設置されており風荷重の影響を受けないが，気圧差荷重によりダクト，ファン，ダンパ等の損傷が考えられる。中央制御室換気系が損傷した場合，中央制御室換気系が機能喪失し，「計画外停止」に至るシナリオ。なお，
それらの設備の損傷により中央制御室の換気が困難になった場合，
中央制御室の温度が上昇するが，即，中央制御室の機器へ影響が及
ぶことはなく，また，竜巻の影響は瞬時であり，竜巻襲来後の対応は十分可能であるため計測・制御系喪失により制御不能に至るシナリオの選定は不要である。

別紙 1-78

②飛来物の衝撃荷重による建屋や設備等の損傷
建屋及び屋内外設備に対する飛来物の衝撃荷重により発生可能性のあるシナリオは以下のとおり。
＜建屋＞
飛来物が建屋外壁を貫通することにより，屋内設備に波及的影響を及ぼすことが考えられるが，発生可能性のあるシナリオについて
は，＜屋内設備＞で選定する。
＜屋外設備＞
・送受電設備
風荷重により発生可能性のあるシナリオと同様。
・主排気筒
飛来物による衝突荷重により主排気筒が損傷した場合，「 隔離事象」に至るシナリオ。
・非常用ガス処理系
飛来物による衝突荷重により非常用ガス処理系配管及び排気筒が損傷した場合，「計画外停止」に至るシナリオ。
・復水貯蔵タンク
風荷重により発生可能性のあるシナリオと同様。
・非常用ディーゼル発電機の附属機器
風荷重により発生可能性のあるシナリオと同様。
・残留熱除去系海水系
風荷重により発生可能性のあるシナリオと同様。
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系
風荷重により発生可能性のあるシナリオと同様。

別紙 1-79

・非常用ディーゼル発電機海水系
風荷重により発生可能性のあるシナリオと同様。
・補機冷却海水系
風荷重により発生可能性のあるシナリオと同様。
・循環水系
風荷重により発生可能性のあるシナリオと同様。
＜屋内設備＞
・原子炉建屋（原子炉棟）に設置している原子炉補機冷却系サージタ
ンクに建屋外壁を貫通した飛来物が衝突した場合，原子炉補機冷却系が機能喪失することによる「隔離事象」に至るシナリオ。原子炉
建屋ガス再循環系／非常用ガス処理系に建屋外壁を貫通した飛来物が衝突して機能喪失した場合，「計画外停止」に至るシナリオ。ほう酸水注入系に建屋外壁を貫通した飛来物が衝突して機能喪失した場
合，「計画外停止」に至るシナリオ。可燃性ガス濃度制御系に建屋外壁を貫通した飛来物が衝突して機能喪失した場合，「計画外停止」に至るシナリオ。
・原子炉建屋（付属棟）に設置している中央制御室換気系に建屋外壁を貫通した飛来物が衝突した場合，中央制御室換気系が機能喪失す
ることによる「計画外停止」に至るシナリオ。
・原子炉建屋（廃棄物処理棟）に設置している気体廃棄物処理設備に建屋外壁を貫通した飛来物が衝突した場合，気体廃棄物処理系が機能喪失することによる「隔離事象」に至るシナリオ。
・タービン建屋に設置しているタービンや発電機，タービン補機冷却系サージタンクに建屋外壁を貫通した飛来物が衝突した場合，「 非隔離事象」に至るシナリオ。また，タービン補機冷却系が機能喪失す
別紙 1-80

ることによる「タービン・サポート系故障」に至るシナリオ。原子炉補機冷却系熱交換器又はポンプに建屋外壁を貫通した飛来物が衝突した場合，「隔離事象」に至るシナリオ。タービン補機冷却系熱交換器又はポンプに建屋外壁を貫通した飛来物が衝突した場合，「 ター
ビン・サポート系故障」に至るシナリオ。主蒸気管に建屋外壁を貫通した飛来物が衝突した場合，「隔離事象」に至るシナリオ。

③風荷重，気圧差荷重及び飛来物の衝撃荷重を組み合わせた荷重による建屋や設備等の損傷
建屋及び屋内外設備に対する組合せ荷重により発生可能性のあるシ
ナリオについては，①，②に包絡される。

④竜巻により取水口周辺の海に飛散した資機材等による取水口閉塞
竜巻により資機材，車両等が飛散した取水口周辺の海に入り取水口を閉塞させる可能性があるが，取水口は呑み口が広く，閉塞させるほどの資機材や車両等の飛散は考えられないことから考慮不要とする。

(4)起因事象の特定(3)項で選定した各シナリオについて，想定を超える風荷重，気圧差荷重
及び飛来物の衝撃荷重に対しての裕度評価（起因事象発生可能性評価）を実施し，事故シーケンスグループ抽出に当たって考慮すべき起因事象の特定を行った。
①風荷重及び気圧差荷重による建屋や設備等の損傷＜建屋＞
建屋内外差圧の発生に伴う原子炉建屋ブローアウトパネルの開放に
別紙 1-81

よる計画外停止に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
タービン建屋上層部は鉄骨造であり，風荷重に対して設計上の配慮はなされているものの，想定を超える風荷重が建屋に作用した場合，建屋が損傷してタービン，発電機及びタービン補機冷却系サージタンクに影響を及ぼす可能性は否定できないため，タービン建屋損傷に伴う非隔離事象，タービン・サポート系故障に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
＜屋外設備＞
超高圧開閉所や送受電設備が損傷した場合，風荷重に対して設計上の配慮はなされているものの，想定を超える風荷重に対しては発生を否定できないため，超高圧開閉所や送受電設備の損傷に伴う外部電源喪失に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
復水貯蔵タンクが損傷した場合，補給水系が喪失し，計画外停止に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
非常用ディーゼル発電機の附属機器が損傷した場合，非常用ディー
ゼル発電機の機能喪失，また，外部電源喪失の同時発生による全交流
動力電源喪失に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
残留熱除去系海水系が損傷した場合，残留熱除去系の機能喪失による最終ヒートシンク喪失に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系が損傷した場合，高圧
炉心スプレイ系の機能喪失による計画外停止に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
別紙 1-82非常用ディーゼル発電機海水系が損傷した場合，非常用ディーゼル
発電機の機能喪失，また，外部電源喪失の同時発生による全交流動力
電源喪失に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
補機冷却海水系が損傷した場合，タービン補機冷却系喪失によるタービン・サポート系故障に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
循環水系が損傷した場合，復水器真空度喪失に伴う隔離事象に至る
シナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
＜屋内設備＞
中央制御室換気系が損傷した場合，中央制御室換気系が機能喪失し，計画外停止に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。

②飛来物の衝撃荷重による建屋や設備等の損傷＜建屋＞
原子炉建屋，タービン建屋は，飛来物が建屋を貫通することにより，屋内設備に波及的影響を及ぼすが，＜屋内設備＞として起因事象を特定する。
＜屋外設備＞
超高圧開閉所や送電線が飛来物により損傷した場合，(4)①と同様に送受電設備の損傷に伴う外部電源喪失に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
主排気筒が飛来物により損傷した場合，気体廃棄物処理系の機能喪失に伴う隔離事象に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
別紙 1-83

非常用ガス処理系配管及び排気筒が飛来物により損傷した場合，非常用ガス処理系の機能喪失による計画外停止に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
復水貯蔵タンクが飛来物により損傷した場合，(4)①と同様に補給水系が喪失し，計画外停止に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
非常用ディーゼル発電機の附属機器が飛来物により損傷した場合，(4)①と同様に非常用ディーゼル発電機の機能喪失，また，外部電源喪失の同時発生による全交流動力電源喪失に至るシナリオは考えられる
ため，起因事象として特定する。
残留熱除去系海水系が飛来物により損傷した場合，(4)①と同様に残留熱除去系の機能喪失による最終ヒートシンク喪失に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系が飛来物により損傷した場合，(4)①と同様に高圧炉心スプレイ系の機能喪失による計画外停止に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
非常用ディーゼル発電機海水系が飛来物により損傷した場合，(4)①と同様に非常用ディーゼル発電機の機能喪失，また，外部電源喪失の同時発生による全交流動力電源喪失に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
補機冷却海水系が飛来物により損傷した場合，(4)①と同様にタービン補機冷却系喪失によるタービン・サポート系故障に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
循環水系が飛来物により損傷した場合，(4)①と同様に復水器真空度喪失に伴う隔離事象に至るシナリオは考えられるため，起因事象と別紙 1-84

して特定する。
＜屋内設備＞
飛来物が原子炉建屋への衝突，貫通した場合，屋内設備の損傷の可能性を否定できないことから，原子炉補機冷却系の機能喪失に伴う隔離事象，原子炉建屋ガス再循環系／非常用ガス処理系の機能喪失に伴う計画外停止，ほう酸水注入系の機能喪失に伴う計画外停止，可燃性
ガス濃度制御系の機能喪失に伴う計画外停止，中央制御室換気系の機能喪失に伴う計画外停止，気体廃棄物処理系の機能喪失に伴う隔離事
象に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
飛来物がタービン建屋へ衝突，貫通した場合，(4)①と同様にタービ
ン，発電機の損傷に伴う非隔離事象，タービン補機冷却系の損傷に伴うタービン・サポート系故障，原子炉補機冷却系の損傷に伴う隔離事
象，主蒸気管の損傷に伴う隔離事象に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。

③風荷重，気圧差荷重及び飛来物の衝撃荷重を組み合わせた荷重による建屋や設備等の損傷(3)③のとおり，建屋及び屋内外設備に対する組合せ荷重により発生可能性のあるシナリオについては，①，②に包絡されるため，起因事
象として特定不要であると判断した。

2.

事故シーケンスの特定
1.にて設計基準を超える竜巻事象に対し発生可能性のある起因事象として以下を選定した。
・原子炉建屋ブローアウトパネルの開放に伴う計画外停止
別紙 1-85

・原子炉補機冷却系の損傷に伴う隔離事象
・原子炉建屋ガス再循環系／非常用ガス処理系の損傷に伴う計画外停止
・ほう酸水注入系の損傷に伴う計画外停止
・可燃性ガス濃度制御系の損傷に伴う計画外停止
・中央制御室換気系の機能喪失に伴う計画外停止
・気体廃棄物処理系の機能喪失に伴う隔離事象
・タービン，発電機の損傷に伴う非隔離事象
・タービン補機冷却系の損傷に伴うタービン・サポート系故障
・主蒸気系の損傷に伴う隔離事象
・送電線の損傷に伴う外部電源喪失
・主排気筒の損傷に伴う隔離事象
・復水貯蔵タンクの損傷に伴う計画外停止
・非常用ディーゼル発電機の附属機器の損傷，かつ外部電源喪失の同時発生に伴う全交流動力電源喪失
・残留熱除去系海水系の損傷に伴う最終ヒートシンク喪失
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系の損傷に伴う計画外停止
・非常用ディーゼル発電機海水系の損傷，かつ外部電源喪失の同時発生に伴う全交流動力電源喪失
・補機冷却海水系の損傷に伴うタービン・サポート系故障
・循環水系の損傷に伴う隔離事象
上記起因事象については，いずれも運転時の内部事象や地震，津波レベル
１ＰＲＡにて考慮していることから，追加すべき新しい事故シーケンスではない。
よって，竜巻を起因とする有意な頻度又は影響のある事故シーケンスは新たに生じないと判断した。
別紙 1-86

補足 2-5
森林火災事象に対する事故シーケンス抽出

1.

起因事象の特定(1)構築物，系統及び機器（以下「設備等」という）の損傷・機能喪失モードの抽出
森林火災により設備等に発生する可能性のある影響について，国外の評
価事例，国内で発生したトラブル事例も参照し，以下のとおり，損傷・機能喪失モードを抽出した。
①輻射熱による建屋や設備等への損傷②ばい煙による設備等の閉塞(2)評価対象設備の選定(1)項で抽出した損傷・機能喪失モードに対し，影響を受ける可能性のある設備等のうち，プラントの運転継続や安全性に影響を及ぼす可能性のある設備等を評価対象設備として選定する。
具体的には，以下に示す建屋及び屋外設置の設備等を評価対象設備として選定した。
①輻射熱による建屋や設備等への損傷＜建屋＞
・原子炉建屋（原子炉棟，付属棟，廃棄物処理棟）
・タービン建屋＜屋外設備＞
・送受電設備（超高圧開閉所，特別高圧開閉所，変圧器）
・復水貯蔵タンク・非常用ディーゼル発電機の附属設備（排気ファン，吸気フィルタ等）
別紙 1-87

・主排気筒・非常用ガス処理系
・残留熱除去系海水系
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系
・非常用ディーゼル発電機海水系
・補機冷却海水系
・循環水系②ばい煙による設備等の閉塞・非常用ディーゼル発電機の附属設備（空気冷却器等）
・中央制御室換気系
・残留熱除去系海水系（モータ）・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系（モータ）・非常用ディーゼル発電機海水系（モータ）・補機冷却海水系（モータ）・循環水系（モータ）・中央制御室換気系(3)起因事象になりうるシナリオの選定(1)項で抽出した各損傷・機能喪失モードに対して，(2)項で選定した評
価対象設備への影響を検討の上，発生可能性のあるシナリオを選定した。
①輻射熱による建屋や設備等への損傷＜建屋＞
森林火災の輻射熱による建屋への影響については，想定しうる最大の火災影響評価において，防火帯外縁（火炎側）から十分な離隔距離
別紙 1-88

があることを考慮すると，建屋の許容温度を下回り，建屋が損傷することはない。また，森林火災の輻射熱による建屋影響について，24 時
間駐在している自衛消防隊による早期の消火活動も可能であり，森林火災に対する影響緩和策を講じることができることから，シナリオの選定は不要である。
＜屋外設備＞
・送受電設備（超高圧開閉所，特別高圧開閉所，変圧器）
森林火災の輻射熱により送受電設備が損傷した場合，「 外部電源喪失」に至るシナリオ。
なお，送受電設備への影響については，想定しうる最大の火災影
響評価において，防火帯外縁（火炎側）から十分な離隔距離があることを考慮すると，敷地内の送受電設備が損傷することはない。また，森林火災の輻射熱による影響について，24 時間駐在している自衛消防隊による早期の消火活動も可能であり，森林火災に対する影響緩和策を講じることができる。
・復水貯蔵タンク
森林火災の輻射熱による復水貯蔵タンクへの影響については，想定しうる最大の火災影響評価において，防火帯外縁（火炎側）から十分な離隔距離があることを考慮すると，復水貯蔵タンク水の最高
使用温度を下回り，タンクが損傷することはない。また，森林火災の輻射熱による影響について，24 時間駐在している自衛消防隊による早期の消火活動も可能であり，森林火災に対する影響緩和策を講じることができることから，シナリオの選定は不要である。
・非常用ディーゼル発電機の附属設備
森林火災の輻射熱による非常用ディーゼル発電機の附属設備への別紙 1-89

影響については，想定しうる最大の火災影響評価において，防火帯
外縁（火炎側）から十分な離隔距離があることを考慮すると，非常用ディーゼル発電機の附属設備が受ける輻射強度は低いため，非常用ディーゼル発電機の附属設備が損傷することはない。また，森林
火災の輻射熱による影響について，24 時間駐在している自衛消防隊
による早期の消火活動も可能であり，森林火災に対する影響緩和策を講じることができることから，シナリオの選定は不要である。
・主排気筒
森林火災の輻射熱による主排気筒への影響については，想定しうる最大の火災影響評価において，防火帯外縁（火炎側）から十分な離隔距離があることを考慮すると，主排気筒が受ける輻射強度は低
いため，主排気筒が損傷することはない。また，森林火災の輻射熱による影響について，24 時間駐在している自衛消防隊による早期の消火活動も可能であり，森林火災に対する影響緩和策を講じることができることから，シナリオの選定は不要である。
・非常用ガス処理系
森林火災の輻射熱による非常用ガス処理系排気筒及び配管への影
響については，想定しうる最大の火災影響評価において，防火帯外縁（火炎側）から十分な離隔距離があることを考慮すると，非常用ガス処理系排気筒及び配管が受ける輻射強度は低いため，海水系が損傷することはない。また，森林火災の輻射熱による影響について，
24 時間駐在している自衛消防隊による早期の消火活動も可能であり，森林火災に対する影響緩和策を講じることができることからシナリオの選定は不要である。
・残留熱除去系海水系／高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系
別紙 1-90／非常用ディーゼル発電機海水系／補機冷却海水系／循環水系（以下「海水系」という）森林火災の輻射熱による海水系への影響については，想定しうる最大の火災影響評価において，防火帯外縁（火炎側）から十分な離隔距離があることを考慮すると，海水系が受ける輻射強度は低いため，海水系が損傷することはない。また，森林火災の輻射熱による影響について，24 時間駐在している自衛消防隊による早期の消火活動も可能であり，森林火災に対する影響緩和策を講じることができることから，シナリオの選定は不要である。

②ばい煙による設備等の閉塞・非常用ディーゼル発電機の附属設備（空気冷却器等）の閉塞
非常用ディーゼル発電機を構成する機器の間隙は，ばい煙の粒径より広いことから閉塞し難いため，シナリオの選定は不要である。
・非常用ディーゼル発電機の附属設備（吸気フィルタ等）の閉塞
森林火災で発生するばい煙の非常用ディーゼル発電機吸気フィル
タへの吸込みによりフィルタが閉塞した場合でも，フィルタの取替及び清掃が可能であることからシナリオの選定は不要である。
・海水系ポンプモータ空気冷却器給気口の閉塞
海水系ポンプモータは外気を取込まない構造であり，また，空冷モータの冷却流路の口径は，ばい煙の粒径より広いことから閉塞し難いため，シナリオの選定は不要である。
・中央制御室換気系の閉塞
森林火災で発生するばい煙の中央制御室換気系吸気口への吸込みによりフィルタが閉塞した場合でも，フィルタの取替及び清掃が可
別紙 1-91

能であることからシナリオの選定は不要である。

(4)起因事象の特定(3)項で選定した各シナリオについて，森林火災に対しての裕度評価（起因事象発生可能性評価）を実施し，事故シーケンスグループ抽出に当たって考慮すべき起因事象の特定を行った。
①輻射熱による建屋や設備等への損傷＜建屋＞
森林火災の輻射熱による各建屋の損傷については，(3)①のとおり，考慮すべき起因事象としては特定不要であると判断した。
＜屋外設備＞
森林火災の輻射熱により送電線が損傷する可能性が否定できないた
め，送電線の損傷に伴う外部電源喪失に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。その他の屋外設備についての損傷のシ
ナリオについては，(3)①及び(3)②のとおり，考慮すべき起因事象としては特定不要であると判断した。

②ばい煙等による設備等の閉塞
森林火災のばい煙等による設備等の閉塞については，(3)②のとおり，考慮すべき起因事象としては特定不要であると判断した。

2.

事故シーケンスの特定
1.にて森林火災に対し発生可能性のある起因事象として外部電源喪失を特定したが，運転時の内部事象や地震，津波レベル１ＰＲＡにて考慮している
ことから，追加すべき新しい事故シーケンスではない。
別紙 1-92よって，森林火災を起因とする有意な頻度又は影響のある事故シーケンスは新たに生じないと判断した。

別紙 1-93補足 2-6
落雷事象に対する事故シーケンス抽出1．起因事象の特定(1)構築物，系統及び機器（以下「設備等」という）の損傷・機能喪失モードの抽出
落雷事象により設備等に発生する可能性のある影響について，国外の評
価事例，国内で発生したトラブル事例も参照し，以下のとおり，損傷・機能喪失モードを抽出した。
① 屋内外計測制御設備に発生するノイズ② 直撃雷による設備損傷③ 誘導雷サージによる電気盤内の回路損傷(2)評価対象設備の選定(1)項で抽出した損傷・機能喪失モードに対し，影響を受ける可能性のある設備等のうち，プラントの運転継続や安全性に影響を及ぼす可能性のある設備等を評価対象設備として選定する。
具体的には，以下に示す屋内設置の設備及び屋外設置の設備を評価対象
設備として選定した。
①屋内外計測制御設備に発生するノイズ・計測制御系②直撃雷による設備損傷
・外部電源系・残留熱除去系海水系
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系
・非常用ディーゼル発電機海水系
別紙 1-94

・補機冷却海水系
・循環水系③誘導雷サージによる電気盤内の回路損傷・計測制御系(3)起因事象になりうるシナリオの選定(1)項で抽出した各損傷・機能喪失モードに対して，(2)項で選定した評
価対象設備への影響を検討の上，発生可能性のあるシナリオを選定した。
①屋内外計測制御系設備に発生するノイズ・計測制御系
ノイズにより安全保護回路が誤動作した場合，「隔離事象」又は「原子炉緊急停止系誤動作」に至るシナリオ。
ノイズにより安全保護回路以外の計測制御系が誤動作した場合，「非隔離事象」，「全給水喪失」又は「水位低下事象」に至るシナリオ。
②直撃雷による設備損傷
・外部電源系
直撃雷により外部電源系が損傷した場合，外部電源系の機能喪失による「外部電源喪失」に至るシナリオ。
・残留熱除去系海水系
直撃雷により残留熱除去系海水系が損傷した場合，残留熱除去系海水系の機能喪失による「最終ヒートシンク喪失」に至るシナリオ。
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系
直撃雷により高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系が損傷した場合，高圧炉心スプレイ系の機能喪失による「計画外停止」に至る
別紙 1-95

シナリオ。
・非常用ディーゼル発電機海水系
直撃雷により非常用ディーゼル発電機海水系が損傷した場合，非常用ディーゼル発電機の機能喪失，外部電源喪失の同時発生を想定した
場合，「全交流動力電源喪失」に至るシナリオ。
・補機冷却海水系
直撃雷により補機冷却海水系が損傷した場合，タービン補機冷却系喪失による「タービン・サポート系故障」に至るシナリオ。
・循環水系
直撃雷により循環水系が損傷した場合，復水器真空度喪失による「隔離事象」に至るシナリオ。
③誘導雷サージによる電気盤内の回路損傷・計測制御系
誘導雷サージにより計測制御系が損傷した場合，計測・制御系喪失により制御不能に至るシナリオ。

(4)起因事象の特定(3)項で選定した各シナリオについて，想定を上回る落雷に対する起因事象
発生可能性評価を実施し，事故シーケンスグループ抽出に当たって考慮すべき起因事象の特定を行った。
①屋内外計測制御設備に発生するノイズ
落雷によって安全保護回路に発生するノイズの影響により誤動作する可能性を否定出来ず，隔離事象又は原子炉緊急停止系誤動作に至る
シナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
また，落雷によって安全保護回路以外の計測制御系に発生するノイ
別紙 1-96

ズの影響により誤動作する可能性を否定出来ず，非隔離事象，全給水
喪失又は水位低下事象に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
なお，上記事象以外の誤動作（ポンプの誤起動等）については，設備の機能喪失には至らず，かつ復旧についても容易であることから，起因事象としては特定しない。

②直撃雷による設備損傷
外部電源系に過渡な電流が発生した場合，機器には雷サージの影響を緩和するため保安器が設置されているが，落雷が発生した場合，外部電源喪失に至るシナリオは考えられるため，起因事象として特定する。
残留熱除去系海水系は，避雷設備の効果を期待できるが，海水ポンプ
モータ部に関しては落雷によって機能喪失する可能性を否定出来ない。
また，区分分離が実施された複数の系統に期待できるが，同時に機能喪失することを保守的に考慮し，最終ヒートシンク喪失に至るシナリオは考えられるため起因事象として特定する。
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系は，避雷設備の効果を期待できるが，海水ポンプモータ部に関しては落雷によって機能喪失する可能性を否定出来ないことから，計画外停止に至るシナリオは考えられるため起因事象として特定する。
非常用ディーゼル発電機海水系は，避雷設備の効果を期待できるが，海水ポンプモータ部に関しては落雷によって機能喪失する可能性を否定出来ない。また，区分分離が実施された複数の系統に期待できるが，同時に機能喪失することを保守的に考慮し，全交流動力電源喪失に至るシ
ナリオは考えられるため起因事象として特定する。
別紙 1-97

補機冷却海水系は，避雷設備の効果を期待できるが，海水ポンプモータ部に関しては落雷によって機能喪失する可能性を否定出来ない。また，
区分分離が実施された複数の系統に期待できるが，同時に機能喪失することを保守的に考慮し，タービン・サポート系故障に至るシナリオは考えられるため起因事象として特定する。
循環水ポンプモータ部に関しては落雷によって機能喪失する可能性を否定出来ないため，隔離事象に至るシナリオは考えられるため起因事象
として特定する。

③誘導雷サージによる電気盤内の回路損傷
落雷による誘導雷サージを接地網に効果的に導くことが出来ない場合には，電気盤内の絶縁耐力が低い回路が損傷し，原子炉施設の安全保護系機能が喪失する。しかし，安全保護回路はシールド付きケーブルを使用し，屋内に設置されているため，損傷に至る有意なサージの侵入はないものと判断されることから，考慮すべき起因事象としては特定不要であると判断した。
なお，安全保護回路以外の計測制御系は，誘導雷サージの影響により損傷し，安全保護回路以外の計測・制御系喪失により制御不能に至る可能性を否定出来ない。制御不能となった場合は，非隔離事象，全給水喪
失又は水位低下事象に至る可能性は考えられるため，起因事象として特定する。

2.事故シーケンスの特定
1.にて設計基準を超える落雷事象に対し発生可能性のある起因事象として以下を特定した。
別紙 1-98

・安全保護回路に発生するノイズの影響に伴う隔離事象又は原子炉緊急停
止系誤動作
・安全保護回路以外の計測制御系に発生するノイズの影響に伴う非隔離事
象，全給水喪失又は水位低下事象
・外部電源系の損傷に伴う外部電源喪失
・残留熱除去系海水系の損傷に伴う最終ヒートシンク喪失
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系の損傷に伴う計画外停止
・非常用ディーゼル発電機海水系の損傷，かつ外部電源喪失の同時発生による全交流動力電源喪失
・補機冷却海水系の損傷に伴うタービン・サポート系故障
・循環水系の損傷に伴う隔離事象
・安全保護回路以外の計測制御系の損傷に伴う非隔離事象，全給水喪失又は水位低下事象
上記起因事象については，いずれも運転時の内部事象や地震，津波レベル
１ＰＲＡにて考慮していることから，追加すべき新しい事故シーケンスではない。
よって，落雷を起因とする有意な頻度又は影響のある事故シーケンスは新たに生じないと判断される。

別紙 1-99

表１
自然現象
低温
（凍結）

考慮対象とした起因事象
外部電源喪失起因事象の発生が考えられるその他の自然現象と起因事象発生時の対応

別紙 1-100

起因事象の発生シナリオ

想定される他の緩和系設備への影響

緩和系設備の機能喪失への対応

送電線や碍子へ着氷することによって相間短絡を起こすことによる外部電源喪失

建屋内の機器には影響しないものと考えられる。
建屋外の機器には低温による影響が生じる可能性が考えられる。

建屋内の機器には影響しないものと考え
ら れ る こ と か ら ，必 要 な 緩 和 機 能 は 維 持 できるものと考えられる。
建 屋 外 の 機 器 に 対 し て も ，凍 結 防 止 対 策 により機能を維持できるものと考えられる。
建屋内の機器には影響しないものと考え
ら れ る こ と か ら ，必 要 な 緩 和 機 能 は 維 持 できるものと考えられる。
建 屋 外 の 機 器 に 対 し て も ，除 雪 等 の 対 応 により機能を維持できるものと考えられる。
建屋内の機器には影響しないものと考え
ら れ る こ と か ら ，必 要 な 緩 和 機 能 は 維 持 できるものと考えられる。
建 屋 外 の 機 器 に 対 し て も ，除 灰 等 の 対 応 により機能を維持できるものと考えられる。
建 屋 内 の 機 器 の う ち ，飛 来 物 が 直 接 衝 突 す
る十分な厚さを有した壁とひとつ内側の頑健性のある壁との間に設置されている機器以外には影響ないものと考えられる
こ と か ら ，必 要 な 緩 和 機 能 は 維 持 で き る ものと考えられる。
建 屋 外 の 機 器 に 対 し て も ，竜 巻 の 局 所 性 を考慮して位置的分散を図ること及び竜巻防護設備を設置することにより建屋外の機器に期待できるものと考えられる。

外部電源喪失送電線や碍子へ着雪することによって相間短絡を起こすことによる外部電源喪失

建屋内の機器には影響しないものと考えられる。
建屋外の機器には積雪による影響が生じる可能性が考えられる。

火山

外部電源喪失送 電 線 や 碍 子 へ 降 下 火 砕 物 が 付 着 し ，霧 や降雨の水分を吸収することによって相間短絡を起こすことによる外部電源喪失

建屋内の機器には影響しないものと考えられる。
建屋外の機器には降下火砕物の堆積による影響が生じる可能性が考えられる。

竜巻

計画外停止

気 圧 差 荷 重 や ，飛 来 物 の 衝 突 に よ る 原 子 炉
建 屋 ブ ロ ー ア ウ ト パ ネ ル の 開 放 や ，原 子 炉
建屋ガス処理系等の損傷に伴う計画外停止
風 荷 重 や ，飛 来 物 の 衝 突 に よ る タ ー ビ ン や発電機の損傷に伴う非隔離事象
風 荷 重 や ，飛 来 物 の 衝 突 に よ る タ ー ビ ン 補機 冷 却 系 の 損 傷 に 伴 う タ ービ ン・サ ポ ー ト系故障
風 荷 重 や ，飛 来 物 の 衝 突 に よ る 循 環 水 ポ ン
プ等の損傷に伴う隔離事象
風 荷 重 や ，飛 来 物 の 衝 突 に よ る 外 部 電 源 系の損傷に伴う外部電源喪失
風 荷 重 や ，飛 来 物 の 衝 突 に よ る 非 常 用 デ ィー ゼ ル 発 電 機 の 機 能 喪 失 ，及 び 外 部 電 源 喪
失の同時発生による全交流動力電源喪失
風 荷 重 や ，飛 来 物 の 衝 突 に よ る 残 留 熱 除 去系海水系の損傷による最終ヒートシンク
喪失

建 屋 内 の 機 器 の う ち ，飛 来 物 が 直 接 衝 突する十分な厚さを有した外壁とひとつ
内側の頑健性のある壁との間に設置されている機器以外には影響ないものと考えられる。
建屋外の機器には風荷重や飛来物の衝突による影響が生じる可能性が考えら
れる。

非隔離事象
タービン・サポート系故障隔離事象
外部電源喪失全交流動力電源喪失
最終ヒートシンク喪失

補足 2-7

積雪森林火災

考慮対象とした起因事象
外部電源喪失

落雷

隔離事象

自然現象

原子炉緊急停止系誤動作等
非隔離事象

別紙 1-101

全給水喪失
水位低下事象外部電源喪失最終ヒートシンク喪失
計画外停止

全交流動力電源喪失
タービン・サポート系故障起因事象の発生シナリオ

想定される他の緩和系設備への影響

緩和系設備の機能喪失への対応

送電線の輻射熱による損傷に伴う外部電源喪失

建屋内の機器には影響しないものと考えられる。
建屋外の機器には輻射熱による影響が生じる可能性が考えられる。

安全保護回路に発生するノイズの影響や直撃雷による循環水系の損傷に伴う隔離事象
安全保護回路に発生するノイズの影響に伴う原子炉緊急停止系誤動作
安全保護回路以外の計測制御系に発生するノイズの影響に伴う非隔離事象
安全保護回路以外の計測制御系に発生するノイズの影響に伴う全給水喪失
安全保護回路以外の計測制御系に発生するノイズの影響に伴う水位低下事象
直撃雷による外部電源系の損傷に伴う外部電源喪失
直撃雷による残留熱除去系海水系の損傷に伴う最終ヒートシンク喪失
直撃雷による高圧炉心スプレイ系発電機
海水系の損傷に伴う最終ヒートシンク喪失直撃雷による非常用ディーゼル発電機の機 能 喪 失 ，及 び 外 部 電 源 喪 失 の 同 時 発 生 による全交流動力電源喪失
直撃雷による補機冷却海水系の損傷に伴うタービン・サポート系故障

建屋内の機器には影響しないものと考えられる。
建屋外の機器には直撃雷による影響が生じる可能性が考えられる。

建屋内の機器には影響しないものと考え
ら れ る こ と か ら ，必 要 な 緩 和 機 能 は 維 持 できるものと考えられる。
建 屋 外 の 機 器 に 対 し て も ，森 林 火 災 が 拡 大されるまでの時間的余裕が十分にあること か ら ，予 め 散 水 す る 等 の 必 要 な 安 全 措 置を講ずることにより機能を維持できるものと考えられる。
建屋内の機器には影響しないものと考え
ら れ る こ と か ら ，必 要 な 緩 和 機 能 は 維 持 できるものと考えられる。
建 屋 外 の 機 器 に 対 し て も ，落 雷 の 局 所 性 を考慮して位置的分散を図ること及び避雷設備を設置することにより建屋外の機器に期待できるものと考えられる。

過酷な外部人為事象により考え得る起因事象等
No

設計基準を超える事象の発生を想定した場合の評価

外部人為事象（色塗り部は6条の設計基準設定事象）

設備等の損傷・機能喪失モードの抽出想定される起因事象等

荷重（衝突）荷重
1

衛星の落下

荷重（爆風圧）浸水

NUREGやIAEAのSAFETY STANDARDS SERIESでも言及されている様に，有意な発生頻度とはならない。（10-9/年
以下）

随伴津波による設備の浸水
荷重（衝突）

プラント外での爆発（No.12）の評価に包絡される。

荷重（爆風圧）

プラント外での爆発（No.12）の評価に包絡される。

輻射熱

火災（近隣工場等の火災）（No.23）の評価に包絡される。

ばい煙による閉塞

火災（近隣工場等の火災）（No.23）の評価に包絡される。

ばい煙，有毒ガスの侵入

有毒ガス（No.4）の影響に包絡される。

輻射熱

火災（近隣工場等の火災）（No.23）の評価に包絡される。

ばい煙による閉塞

火災（近隣工場等の火災）（No.23）の評価に包絡される。

ばい煙，有毒ガスの侵入

有毒ガス（No.4）の評価に包絡される。

有毒ガス

有毒ガスの侵入

鉄道路線，主要道路，航路及び石油コンビナート施設は発電所から十分な離隔距離が確保されており，危険物を搭載した車両及び船舶を含む事故等による当該発電所への有毒ガスの影響はない。また，中央制御室換
気系においては閉回路による再循環運転も可能であるため，影響はない。

荷重

荷重（衝突）

有意な衝突頻度にならない。

荷重2

パイプライン事故（ガスなど），パイ
プライン事故による 温度
サイト内爆発等
ばい煙，有毒ガス
温度3

交通事故（化学物質の流出含む）

別紙1-102

4

有毒ガス

5

タービンミサイル

ばい煙，有毒ガス

荷重（衝突）
荷重
荷重（爆風圧）
6

飛来物（航空機落下）温度

輻射熱

航空機落下確率評価結果が防護方針の要否判断の基準である10-7回／炉年を超えないため，航空機落下による防護設計を必要としない。なお，当該事象が万が一発生した場合には，大規模損壊及び大規模な火災が発生することを想定し，大規模損壊対策による影響緩和を図ることで対応する。

ばい煙による閉塞
ばい煙，有毒ガス
ばい煙，有毒ガスの侵入
荷重（衝突）

プラント外での爆発（No.12）の評価に包絡される。

荷重（爆風圧）

プラント外での爆発（No.12）の評価に包絡される。

輻射熱

火災（近隣工場等の火災）（No.23）の評価に包絡される。

ばい煙による閉塞

火災（近隣工場等の火災）（No.23）の評価に包絡される。

ばい煙，有毒ガスの侵入

有毒ガス（No.4）の評価に包絡される。

荷重
7

工業施設又は軍事施設事故温度
ばい煙，有毒ガス

過酷な外部人為事象により考え得る起因事象等
No

設計基準を超える事象の発生を想定した場合の評価

外部人為事象（色塗り部は6条の設計基準設定事象）

設備等の損傷・機能喪失モードの抽出

取水口の閉塞閉塞（海水系）
8

船舶の衝突（船舶事故）

想定される起因事象等
発電所周辺の航路は十分な離隔距離が確保されており，航路を通行する船舶が漂流した場合であっても，敷地に到達する可能性は低く，さらに，敷地前面の防波堤に衝突して止まるものと考えられるため，取水性に影響はない。
万が一，カーテンウォール前面に小型船舶が到達した場合であっても，カーテンウォールにより阻害されること，呑み口は広く取水口が閉塞される可能性は低いことから，取水性に影響はない。
また，構内に入港する船舶について，港湾内で事故が発生した場合でも，カーテンウォールにより阻害されること，呑み口は広く取水口が閉塞される可能性は低いことから，取水性に影響はない。

油漏えいによる海水系ストレーナの 船舶の座礁により重油流出事故が発生した場合であっても，カーテンウォールにより低層の海水が取水路に閉塞流入することから，取水性に影響はない。
ばい煙による閉塞

火災（近隣工場等の火災）（No.23）の評価に包絡される。

ばい煙，有毒ガスの侵入

有毒ガス（No.4）の影響に包絡される。

荷重（衝突）

プラント外での爆発（No.12）の評価に包絡される。

荷重（爆風圧）

プラント外での爆発（No.12）の評価に包絡される。

輻射熱

火災（近隣工場等の火災）（No.23）の評価に包絡される。

ばい煙による閉塞

火災（近隣工場等の火災）（No.23）の評価に包絡される。

ばい煙，有毒ガスの侵入

有毒ガス（No.4）の評価に包絡される。

ばい煙，有毒ガス

荷重
9

自動車又は
船舶の爆発

温度

別紙1-103

ばい煙，有毒ガス

1011

船舶から放出される閉塞（海水系）
固体・液体不純物
水中の化学物質閉塞（海水系）

固体・液体不純物の放出による海水
船舶の衝突（船舶事故）（No.8）の評価に包絡される。
系ストレーナの閉塞
海水中に流出した化学物質による海船舶の衝突（船舶事故）（No.8）の評価に包絡される。
水系ストレーナの閉塞
荷重（衝突）

荷重
荷重（爆風圧）12 プラント外での爆発

東海第二発電所周辺には，ＬＮＧ基地（敷地北方約1.5km）があるため，発電所から十分な離隔距離が確保されていることを確認している。
鹿島臨海地区石油コンビナート等特別防災区域は，東海第二発電所周辺で石油コンビナート等特別防災区域に指定されている唯一の区域であり，また，発電所から約50km以上の距離があることから，爆発の影響が安
全施設の安全機能に及ぼすおそれはない。
また，本発電所敷地周辺の社会環境からみて，発電所周辺での爆発等に起因する飛来物による影響はない。

ばい煙による閉塞

火災（近隣工場等の火災）（No.23）の評価に包絡される。

ばい煙，有毒ガスの侵入

有毒ガス（No.4）の評価に包絡される。

閉塞（海水系）

化学物質の流出による海水系ストレーナの閉塞

船舶の衝突（船舶事故）（No.8）の評価に包絡される。

有毒ガス

有毒ガスの侵入有毒ガス（No.4）の評価に包絡される。

有毒ガス

有毒ガスの侵入有毒ガス（No.4）の評価に包絡される。

ばい煙，有毒ガス

1314

プラント外での化学物質の流出サイト貯蔵の
化学物質の流出過酷な外部人為事象により考え得る起因事象等
No

設計基準を超える事象の発生を想定した場合の評価

外部人為事象（色塗り部は6条の設計基準設定事象）

設備等の損傷・機能喪失モードの抽出想定される起因事象等

荷重（衝突）
15

軍事施設からの
ミサイル

16

掘削工事

17

他のユニットからの火災荷重
荷重（爆風圧）偶発的なミサイル到達は考え難いため，設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。

温度

輻射熱

物理的損傷

敷地内で，地面の掘削工事を行う場合は，事前調査で埋設ケーブル・配管位置の確認を行うため，設備の損掘削工事による配管・ケーブル類の 傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。
損傷
敷地外で，地面の掘削工事を行う場合は，送電鉄塔の損傷の可能性があるが，複数回線が同時に損傷するシ
ナリオは考え難い。

温度輻射熱

火災（近隣工場等の火災）（No.23）の評価に包絡される。

ばい煙による閉塞

火災（近隣工場等の火災）（No.23）の評価に包絡される。

ばい煙，有毒ガスの侵入

有毒ガス（No.4）の評価に包絡される。

ばい煙，有毒ガス

別紙1-104

18

他のユニットからのミサイル

荷重

荷重（衝突）

有意なミサイル源はないため，設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。

19

他のユニットからの内部溢水

浸水

内部溢水による設備の浸水

東海発電所分も含めた屋外タンク及び貯槽類からの溢水を想定しても，東海第二発電所の安全施設への影響が無いことを確認したため，他のユニットからの内部溢水の影響による設備の損傷・機能喪失が発生するシ
ナリオは考え難い。

20

電磁的障害

サージ及び誘導電流
電気的影響
過電圧

21

ダムの崩壊

浸水

22

内部溢水

別紙１

ダムの崩壊による浸水

敷地周辺の地形及び上流に位置している久慈川水系の竜神ダムの保有水量から判断して，ダムの崩壊が発生した場合においても，敷地が久慈川の洪水による被害を受けることはないため，設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。

輻射熱

自然現象

森林火災（No.22）の評価に包絡される。

ばい煙による閉塞

自然現象

森林火災（No.22）の評価に包絡される。

ばい煙，有毒ガスの侵入

有毒ガス（No.4）の評価に包絡される。

表１に示すとおり。

温度
火災（近隣工場等の23
火災）

安全保護回路は，日本工業規格（ＪＩＳ）等に基づき，ラインフィルタや絶縁回路の設置により，サージ・ノイズの侵入を防止するとともに，鋼製筐体や金属シールド付ケーブルの適用により電磁波の侵入を防止する設計としており，安全機能を損なうことはないため，設備の損傷・機能喪失が発生するシナリオは考え難い。

ばい煙，有毒ガス

自然現象の重畳確認結果【凡例】
斜線：以下の理由により，重畳影響考慮不要○東海第二発電所及びその周辺では発生しない（もしくは，発生が極めて稀）と判断した事象○単独事象での評価において設備等への影響がない（もしくは，非常に小さい）事象で，他の事象との重畳を考慮しても明らかに設備等への影響が無いと判断した事象。
−：各自然現象が重畳した場合でも単独事象同士の影響評価より増長しない，もしくは同時には起こりえない
Ⅰ：各自然現象から同じ影響がそれぞれ作用し，重ね合わさって増長するケース
Ⅱ：ある自然現象の防護施設が他の自然現象によって機能喪失することにより，影響が増長するケース
Ⅲ−１：他の自然現象の作用により前提条件が変化し，影響が増長するケース
Ⅲ−２：他の自然現象の作用により影響が及ぶようになるケース
極低温

主事象
重畳事象
No

自然現象

1

極低温

設備の損傷・機能喪失モード
温度
電気的影響

4

砂嵐

6

静振

別紙1-105

7

地震活動

8

積雪（暴風雪）

浸水

−

浸水

渇水

−

閉塞
（吸気等）

−

浸水

−

荷重
（地震）

渇水

−

−

土壌の収縮
又は膨張

積雪（暴風雪）

地震活動

荷重
（堆積）

−

電気的影響

閉塞
（吸気等）

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

着氷による送電線の相間短絡

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

荷重（衝撃波）

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

随伴津波による水没に伴う設備の浸水

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

降水による設備の浸水

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

Ⅰ

−

浸水

河川の迂回による敷地内浸水

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

渇水

工業用水の枯渇

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

閉塞（吸気等） 砂塵，大陸からの黄砂による吸気口の閉塞

−

−

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

浸水

静振による設備の浸水

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

Ⅰ

−

渇水

静振による海水の枯渇

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

荷重

荷重（地震）

−

−

Ⅱ

−

−

−

Ⅲ−１

−

−

Ⅱ

Ⅰ

Ⅱ

Ⅲ−１

荷重

荷重（堆積）

−

−

−

−

−

−

Ⅲ−１

−

Ⅲ−１

−

−

電気的影響

着雪による送電線の相間短絡

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

−

−

−

閉塞（吸気等） 給気フィルタ等の閉塞

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

10

高潮

浸水

高潮による設備の浸水

−

−

Ⅰ

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

荷重

荷重（衝突）

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

Ⅲ−１

−

−

−

浸水

津波による設備の浸水

−

Ⅰ

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

荷重

−

−

−

−

−

−

Ⅲ−１

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−
−

荷重（堆積）

火山（火山活動・
閉塞（吸気等） 給気フィルタ等の閉塞
降下火砕物）
腐食

腐食成分による化学的影響

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

電気的影響

降下火砕物の付着による送電線の相間短絡

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

Ⅰ

−

浸水

波浪・高波による設備の浸水

−

−

Ⅰ

−

Ⅰ

−

14

雪崩

荷重

20

21

−

−

波浪・高波

19

−

−

13

18

−

閉塞（海水系） 漂流物による取水口，海水ストレーナの閉塞

閉塞（海水系） 海水系ストレーナの閉塞

17

−

−

−

16

−

−

荷重（変位，傾斜）

15

閉塞
（海水系）

−

荷重

12

浸水

−

ヒートシンク（海水）の凍結

土壌の収縮
又は膨張

津波

荷重
（衝突）

浸水

9

11

津波

高潮

荷重
(変位,傾斜)−降水浸水（豪雨（降雨））5

屋外機器内部流体の凍結

浸水

静振

砂嵐

−

隕石

河川の迂回

電気的影響

河川の迂回

−

浸水
3

温度

降水（豪雨
（降雨））

隕石
荷重
(衝突,衝撃波)

荷重（衝突）

荷重
2

設備の損傷・機能喪失モード
備考

荷重（衝突）

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

閉塞（海水系） 取水口，海水ストレーナの閉塞

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

電気的影響

齧歯類（ネズミ等）によるケーブル類の損傷

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

海岸浸食

渇水

海岸浸食による海水の枯渇

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

干ばつ

渇水

工業用水の枯渇

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

洪水による設備の浸水

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

Ⅰ

−

荷重（風）

Ⅲ−１

−

−

Ⅲ−１

−

−

Ⅰ

Ⅲ−１

−

Ⅲ−１

−

−

−

−

荷重（衝突）

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

荷重（風）

−

−

−

Ⅲ−１

−

−

Ⅰ

−

−

Ⅲ−１

−

−

−

−

荷重（衝突）

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

荷重（気圧差）

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

生物学的事象洪水（外部洪水） 浸水

風（台風）

竜巻

濃霧

荷重

荷重

−

自然現象の重畳確認結果【凡例】
斜線：以下の理由により，重畳影響考慮不要○東海第二発電所及びその周辺では発生しない（もしくは，発生が極めて稀）と判断した事象○単独事象での評価において設備等への影響がない（もしくは，非常に小さい）事象で，他の事象との重畳を考慮しても明らかに設備等への影響が無いと判断した事象。
−：各自然現象が重畳した場合でも単独事象同士の影響評価より増長しない，もしくは同時には起こりえない
Ⅰ：各自然現象から同じ影響がそれぞれ作用し，重ね合わさって増長するケース
Ⅱ：ある自然現象の防護施設が他の自然現象によって機能喪失することにより，影響が増長するケース
Ⅲ−１：他の自然現象の作用により前提条件が変化し，影響が増長するケース
Ⅲ−２：他の自然現象の作用により影響が及ぶようになるケース
極低温

主事象
重畳事象
No

自然現象

22

森林火災

23

霜・白霜

設備の損傷・機能喪失モード
備考

降水（豪雨
（降雨））

隕石
荷重
(衝突,衝撃波)

浸水

渇水

荷重
（地震）

荷重
（堆積）

電気的影響

閉塞
（吸気等）

津波

高潮

荷重
(変位,傾斜)

浸水

荷重
（衝突）

浸水

閉塞
（海水系）

輻射熱

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

渇水

土壌の収縮
又は膨張

積雪（暴風雪）地震活動

閉塞（吸気等） 給気フィルタ等の閉塞
−

浸水

閉塞
（吸気等）

電気的影響

温度

浸水

静振

砂嵐

温度

設備の損傷・機能喪失モード

浸水

河川の迂回

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

別紙1-106

24

草原火災

−

25

ひょう・あられ

荷重

26

極高温

−

27

満潮

浸水

28

ハリケーン

−

29

氷結

電気的影響

着氷

Ⅲ−１

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

30

氷晶

電気的影響

着氷

Ⅲ−１

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

31

氷壁

電気的影響

着氷

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

32

土砂崩れ（山崩れ，がけ崩れ）荷重

荷重（衝突）

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

屋内外計測制御設備に発生するノイズ

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

直撃雷

−

−

−

−

−

−

Ⅱ

−

−

−

−

Ⅱ

−

−

誘導雷サージによる電気盤内の回路損傷

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

工業用水の枯渇

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

33

落雷

電気的影響

34

湖又は河川の
水位低下

渇水

35

湖又は河川の
水位上昇

浸水

36

陥没，地盤沈下，荷重
地割れ

荷重（衝突）

−
−

−

−

−

満潮による設備の浸水

−
−

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−
−
−
−

−

−

−
−
−

−

−

−

−
−

−

−

−

−

−

−

−

−
−

−

−

−

−
Ⅰ

−

Ⅰ

−

−
−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

−
−

−

−

−

−

湖又は河川の水位上昇による設備の浸水

−

−

Ⅰ

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

Ⅰ

−

荷重（変位，傾斜）

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

37

極限的な圧力（気圧高低）

荷重

38

もや

−

39

塩害・塩雲

腐食

塩害による腐食

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

40

地面の隆起

荷重

荷重（変位，傾斜）

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

41

動物

物理的損傷

ケーブル類の損傷

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

42

地滑り

荷重

荷重（変位，傾斜）

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

−

43

カルスト

荷重

荷重（変位，傾斜）

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

地下水による浸食 荷重

荷重（変位，傾斜）

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

44

気圧差
−

−

−
−

−
−

−

−
−

−
−

−
−

−
−

−

Ⅲ−１
−

−

−

−

−

45

海水面低

渇水

海水面の低下による海水の枯渇

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

−

−

46

海水面高

浸水

海水面の上昇による設備の浸水

−

−

Ⅰ

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

Ⅰ

−

荷重（変位，傾斜）

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

Ⅰ
−

47
48

地下水による地滑り 荷重

水中の有機物閉塞（海水系） 取水口，海水ストレーナの閉塞

49

太陽フレア，磁気嵐 電気的影響

磁気嵐による誘導電流

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

50

高温水（海水温高） 温度

高温水

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

51

低温水（海水温低） −

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

52

泥湧出（液状化） 荷重

荷重（変位，傾斜）

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

−

荷重（衝突）

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

53

土石流

荷重

54

水蒸気

−

55

毒性ガス

閉塞（吸気等） 毒性ガスの吸込みによる給気フィルタ等の閉塞

−

−

−
−

−

−
−

−

−
Ⅰ

−
−

−
−

−
−

−
−

−
−

Ⅰ

−

−
−

−
−

自然現象の重畳確認結果【凡例】
斜線：以下の理由により，重畳影響考慮不要○東海第二発電所及びその周辺では発生しない（もしくは，発生が極めて稀）と判断した事象○単独事象での評価において設備等への影響がない（もしくは，非常に小さい）事象で，他の事象との重畳を考慮しても明らかに設備等への影響が無いと判断した事象。
−：各自然現象が重畳した場合でも単独事象同士の影響評価より増長しない，もしくは同時には起こりえない
Ⅰ：各自然現象から同じ影響がそれぞれ作用し，重ね合わさって増長するケース
Ⅱ：ある自然現象の防護施設が他の自然現象によって機能喪失することにより，影響が増長するケース
Ⅲ−１：他の自然現象の作用により前提条件が変化し，影響が増長するケース
Ⅲ−２：他の自然現象の作用により影響が及ぶようになるケース
火山（火山活動・降下火砕物）

主事象

自然現象

1

極低温
電気的影響
荷重

2

隕石
浸水

3

4

降水
浸水
（豪雨（降雨））
河川の迂回

5

砂嵐

6

静振

別紙1-107

7

地震活動

8

積雪（暴風雪）

雪崩

電気的影響

浸水

荷重
（衝突）

−

−

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

−

−

Ⅰ，Ⅲ−２
（衝突）

閉塞
（吸気等）

閉塞
（海水系）

屋外機器内部流体の凍結−−

ヒートシンク（海水）の凍結−−

着氷による送電線の相間短絡−

荷重（衝突）
荷重（衝撃波）随伴津波による水没に伴う設備の浸水

設備の損傷・機能喪失モード
温度

波浪・高波

荷重
（堆積）

重畳事象
No

設備の損傷・機能喪失モード
備考

降水による設備の浸水

生物学的事象

海岸浸食

干ばつ

洪水（外部
洪水）

風（台風）

竜巻

濃霧

浸水

荷重
（風）

荷重
（衝突）

荷重
（風）

荷重
（衝突）

荷重
（気圧差）

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

Ⅰ

−

−

−

−

−
−

腐食

閉塞
（海水系）

電気的影響

渇水

渇水

浸水

河川の迂回による敷地内浸水

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

渇水

工業用水の枯渇

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

閉塞（吸気等） 砂塵，大陸からの黄砂による吸気口の閉塞

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

Ⅲ−１

−

Ⅲ−１

−

−

浸水

静振による設備の浸水

−

−

−

−

Ⅰ

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

渇水

静振による海水の枯渇

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

荷重

荷重（地震）

−

−

−

−

Ⅱ

−

Ⅱ

Ⅰ

Ⅰ

Ⅰ

Ⅰ

−

荷重

荷重（堆積）

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

Ⅲ−１

−

Ⅲ−１

−

−

電気的影響

着雪による送電線の相間短絡

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

Ⅲ−１

−

Ⅲ−１

−

−

閉塞（吸気等） 給気フィルタ等の閉塞
9

土壌の収縮
又は膨張

荷重

荷重（変位，傾斜）

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

10

高潮

浸水

高潮による設備の浸水

−

−

−

−

Ⅰ

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

荷重

荷重（衝突）

−

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

Ⅰ

−

Ⅰ

−

11

津波

浸水

津波による設備の浸水

−

−

−

−

Ⅰ

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

閉塞

漂流物による取水口，海水ストレーナの閉塞

−

−

Ⅰ

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

荷重

荷重（堆積）

−

−

−

Ⅲ−１

−

Ⅲ−１

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

−

−

−

Ⅲ−１

−

Ⅲ−１

−

−
−

12

閉塞（海水系） 海水系ストレーナの閉塞
火山（火山活動・
閉塞（吸気等） 給気フィルタ等の閉塞
降下火砕物）
腐食

腐食成分による化学的影響

−

−

−

−

−

−

−

電気的影響

降下火砕物の付着による送電線の相間短絡

−

−

−

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

13

波浪・高波

浸水

波浪・高波による設備の浸水

−

−

−

−

14

雪崩

荷重

15
16
17
18

19

20

21

荷重（衝突）

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

閉塞（海水系） 取水口，海水ストレーナの閉塞

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

Ⅰ

−

Ⅰ

−

電気的影響

齧歯類（ネズミ等）によるケーブル類の損傷

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

海岸浸食

渇水

海岸浸食による海水の枯渇

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

干ばつ

渇水

工業用水の枯渇

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

生物学的事象洪水（外部洪水） 浸水

風（台風）

竜巻

濃霧

荷重

荷重

−

−

−

−

−

−

−

Ⅲ−１，
Ⅲ−２
（衝突）

−

−

−

Ⅰ

−

荷重（風）

Ⅰ

Ⅲ−１

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

荷重（衝突）

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

Ⅰ

−

荷重（風）

−

Ⅲ−１

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

荷重（衝突）

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

Ⅰ

荷重（気圧差）

−

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

洪水による設備の浸水

自然現象の重畳確認結果【凡例】
斜線：以下の理由により，重畳影響考慮不要○東海第二発電所及びその周辺では発生しない（もしくは，発生が極めて稀）と判断した事象○単独事象での評価において設備等への影響がない（もしくは，非常に小さい）事象で，他の事象との重畳を考慮しても明らかに設備等への影響が無いと判断した事象。
−：各自然現象が重畳した場合でも単独事象同士の影響評価より増長しない，もしくは同時には起こりえない
Ⅰ：各自然現象から同じ影響がそれぞれ作用し，重ね合わさって増長するケース
Ⅱ：ある自然現象の防護施設が他の自然現象によって機能喪失することにより，影響が増長するケース
Ⅲ−１：他の自然現象の作用により前提条件が変化し，影響が増長するケース
Ⅲ−２：他の自然現象の作用により影響が及ぶようになるケース
火山（火山活動・降下火砕物）

主事象

自然現象

22

森林火災

雪崩

電気的影響

浸水

荷重
（衝突）

−

−

−

−

−

−

−

−

閉塞
（吸気等）

閉塞
（海水系）

輻射熱

−

−

閉塞（吸気等） 給気フィルタ等の閉塞−

Ⅰ

設備の損傷・機能喪失モード
温度

生物学的事象

波浪・高波

荷重
（堆積）

重畳事象
No

設備の損傷・機能喪失モード
備考

腐食

閉塞
（海水系）

電気的影響

海岸浸食

洪水（外部
洪水）

干ばつ

渇水

渇水

風（台風）

竜巻

荷重
（衝突）

−

−

−

−

−

−

−

Ⅲ−１

−

Ⅲ−１

−

−

−

−

−

−

浸水

荷重
（風）

荷重
（衝突）

濃霧

荷重
（風）

荷重
（気圧差）

別紙1-108

23

霜・白霜

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

24

草原火災

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

25

ひょう・あられ

荷重

26

極高温

−

27

満潮

浸水

28

ハリケーン

−

29

氷結

電気的影響

着氷

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

−

−

30

氷晶

電気的影響

着氷

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

−

−

31

氷壁

電気的影響

着氷

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

32

土砂崩れ（山崩れ，がけ崩れ）荷重

荷重（衝突）

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

屋内外計測制御設備に発生するノイズ

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

電気的影響

直撃雷

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

誘導雷サージによる電気盤内の回路損傷

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

工業用水の枯渇

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

33

落雷

34

湖又は河川の水位低下

渇水

湖又は河川の
水位上昇

浸水

35
36

陥没，地盤沈下，荷重
地割れ

荷重（衝突）

−
−

−

−
−

満潮による設備の浸水

−

−

−
−

−
−

−
−

−
−

−
−

−

−

−

−
−

Ⅰ

−

−

Ⅰ

−

−

Ⅰ

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−
−

−

−

−

−

−

−

−

−

湖又は河川の水位上昇による設備の浸水

−

−

−

−

Ⅰ

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

荷重（変位，傾斜）

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

37

極限的な圧力（気圧高低）

荷重

38

もや

−

39

塩害・塩雲

腐食

塩害による腐食

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

40

地面の隆起

荷重

荷重（変位，傾斜）

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

41

動物

物理的損傷

ケーブル類の損傷

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

−

−

−

42

地滑り

荷重

荷重（変位，傾斜）

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

43

カルスト

荷重

荷重（変位，傾斜）

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

地下水による浸食 荷重

荷重（変位，傾斜）

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

44

気圧差

−
−

−

−

−

−

−
−

−
−

−

−
−

−
−

−
−

−

45

海水面低

渇水

海水面の低下による海水の枯渇

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

46

海水面高

浸水

海水面の上昇による設備の浸水

−

−

−

−

Ⅰ

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

荷重（変位，傾斜）

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

取水口，海水ストレーナの閉塞

−

−

Ⅰ

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−
−

47
48

地下水による地滑り 荷重

水中の有機物閉塞

49

太陽フレア，磁気嵐 電気的影響

磁気嵐による誘導電流

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

50

高温水（海水温高） 温度

高温水

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

51

低温水（海水温低） −

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

52

泥湧出（液状化） 荷重

荷重（変位，傾斜）

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

荷重（衝突）

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

53

土石流

荷重

54

水蒸気

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

55

毒性ガス

閉塞（吸気等） 毒性ガスの吸込みによる給気フィルタ等の閉塞

−

−

−

−

−

−

−

Ⅲ−１

−

Ⅲ−１

−

Ⅲ−１

自然現象の重畳確認結果【凡例】
斜線：以下の理由により，重畳影響考慮不要○東海第二発電所及びその周辺では発生しない（もしくは，発生が極めて稀）と判断した事象○単独事象での評価において設備等への影響がない（もしくは，非常に小さい）事象で，他の事象との重畳を考慮しても明らかに設備等への影響が無いと判断した事象。
−：各自然現象が重畳した場合でも単独事象同士の影響評価より増長しない，もしくは同時には起こりえない
Ⅰ：各自然現象から同じ影響がそれぞれ作用し，重ね合わさって増長するケース
Ⅱ：ある自然現象の防護施設が他の自然現象によって機能喪失することにより，影響が増長するケース
Ⅲ−１：他の自然現象の作用により前提条件が変化し，影響が増長するケース
Ⅲ−２：他の自然現象の作用により影響が及ぶようになるケース
森林火災

主事象

自然現象

1

極低温
電気的影響
荷重

2

隕石

4
5

砂嵐

6

静振

別紙1-109

7

地震活動

8

積雪（暴風雪）

満潮

ハリケーン

氷結

氷晶

氷壁

土砂崩れ
（山崩れ，
がけ崩れ）

電気的影響

荷重
（衝突）

湖又は河川の 湖又は河川の 陥没，地盤沈 極限的な圧力
水位低下
水位上昇
下，地割れ （気圧高低）

落雷
電気的影響
（ノイズ）

電気的影響
（直撃雷）

電気的影響
（雷サー
ジ）

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−
−

温度

浸水

電気的影響

電気的影響

屋外機器内部流体の凍結

−

−

−

−

−

ヒートシンク（海水）の凍結

−

−

−

−

−

着氷による送電線の相間短絡

−

−

−

−

荷重（衝突）

−

−

−

−

渇水

浸水

荷重
(変位,傾斜)荷重（気圧差）

荷重（衝撃波）

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

降水による設備の浸水

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

浸水

河川の迂回による敷地内浸水

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

渇水

工業用水の枯渇

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

閉塞（吸気等） 砂塵，大陸からの黄砂による吸気口の閉塞

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

−

−

−

浸水

静振による設備の浸水

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

渇水

静振による海水の枯渇

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

荷重

荷重（地震）

−

−

Ⅰ

Ⅱ

−

−

−

Ⅱ

−

Ⅱ

−

荷重

荷重（堆積）

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

電気的影響

着雪による送電線の相間短絡

−

−

−

−

Ⅰ

Ⅰ

−

−

−

−

−

閉塞（吸気等） 給気フィルタ等の閉塞

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

降水
浸水
（豪雨（降雨））
河川の迂回

極高温

随伴津波による水没に伴う設備の浸水

浸水
3

ひょう・あ
られ
荷重
（衝突）

設備の損傷・機能喪失モード
温度

草原火災

閉塞
（吸気等）

重畳事象
No

設備の損傷・機能喪失モード
備考

霜・白霜

9

土壌の収縮
又は膨張

荷重

荷重（変位，傾斜）

−

−

−

−

−

−

−

−

−

10

高潮

浸水

高潮による設備の浸水

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

Ⅰ

Ⅲ−１

荷重

荷重（衝突）

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

Ⅱ

−

−

−

浸水

津波による設備の浸水

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

閉塞

漂流物による取水口，海水ストレーナの閉塞

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

荷重

荷重（堆積）

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

−

−

−
−

11

津波

閉塞（海水系） 海水系ストレーナの閉塞
12

火山（火山活動・
閉塞（吸気等） 給気フィルタ等の閉塞
降下火砕物）
腐食

腐食成分による化学的影響

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

電気的影響

降下火砕物の付着による送電線の相間短絡

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

13

波浪・高波

浸水

波浪・高波による設備の浸水

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

14

雪崩

荷重

15
16
17
18

19

荷重（衝突）

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

閉塞（海水系） 取水口，海水ストレーナの閉塞

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

電気的影響

齧歯類（ネズミ等）によるケーブル類の損傷

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

海岸浸食

渇水

海岸浸食による海水の枯渇

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

干ばつ

渇水

工業用水の枯渇

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

洪水による設備の浸水

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

生物学的事象洪水（外部洪水） 浸水

風（台風）

荷重

20

竜巻

荷重

21

濃霧

−

荷重（風）

Ⅲ−１

Ⅲ−１

Ⅰ

−

−

−

−

Ⅱ

−

−

−

荷重（衝突）

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

Ⅱ

−

−

−

荷重（風）

Ⅲ−１

Ⅲ−１

Ⅰ

−

−

−

−

Ⅱ

−

−

−

荷重（衝突）

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

Ⅱ

−

−

−

荷重（気圧差）

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

自然現象の重畳確認結果【凡例】
斜線：以下の理由により，重畳影響考慮不要○東海第二発電所及びその周辺では発生しない（もしくは，発生が極めて稀）と判断した事象○単独事象での評価において設備等への影響がない（もしくは，非常に小さい）事象で，他の事象との重畳を考慮しても明らかに設備等への影響が無いと判断した事象。
−：各自然現象が重畳した場合でも単独事象同士の影響評価より増長しない，もしくは同時には起こりえない
Ⅰ：各自然現象から同じ影響がそれぞれ作用し，重ね合わさって増長するケース
Ⅱ：ある自然現象の防護施設が他の自然現象によって機能喪失することにより，影響が増長するケース
Ⅲ−１：他の自然現象の作用により前提条件が変化し，影響が増長するケース
Ⅲ−２：他の自然現象の作用により影響が及ぶようになるケース
森林火災

主事象

自然現象

22

森林火災

23

霜・白霜

満潮

ハリケーン

氷結

氷晶

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

草原火災

−
荷重

26

極高温

−

27

満潮

浸水

28

ハリケーン

−

29

氷結

電気的影響

30

氷晶

31

氷壁

32

土砂崩れ（山崩れ，がけ崩れ）荷重（衝突）

渇水

浸水

荷重
（気圧差）

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

Ⅲ−１

−

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−
−

−

別紙1-110

−

−

−

−

−

−

着氷

−

−

−

−

電気的影響

着氷

−

−

−

−

Ⅰ

電気的影響

着氷

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

荷重

荷重（衝突）

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

屋内外計測制御設備に発生するノイズ

−

−

−

−

−

−

−

−

直撃雷

−

−

−

−

−

−

−

−

誘導雷サージによる電気盤内の回路損傷

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

34

湖又は河川の
水位低下

渇水

工業用水の枯渇35

湖又は河川の水位上昇

浸水

湖又は河川の水位上昇による設備の浸水

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

荷重（変位，傾斜）

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

36

荷重
(変位,傾斜)−電気的影響

満潮による設備の浸水

湖又は河川の 湖又は河川の 陥没，地盤沈 極限的な圧力
水位低下
水位上昇
下，地割れ （気圧高低）

落雷

−

−

ひょう・あられ

電気的影響

荷重
（衝突）

電気的影響
（雷サー
ジ）

輻射熱

−

土砂崩れ
（山崩れ，
がけ崩れ）

電気的影響
（直撃雷）

閉塞（吸気等） 給気フィルタ等の閉塞

温度

温度

氷壁

電気的影響
（ノイズ）

電気的影響

25

落雷

極高温

電気的影響

24

33

ひょう・あ
られ

浸水

設備の損傷・機能喪失モード

閉塞
（吸気等）

草原火災

荷重
（衝突）

重畳事象
No

設備の損傷・機能喪失モード
備考

霜・白霜

陥没，地盤沈下，
荷重
地割れ

37

極限的な圧力（気圧高低）

荷重

38

もや

−

39

塩害・塩雲

腐食

40

地面の隆起

41

−

−

−

−

−

−

Ⅲ−１

−

−

−

−

−

Ⅲ−１

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

塩害による腐食

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

荷重

荷重（変位，傾斜）

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

動物

物理的損傷

ケーブル類の損傷

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

42

地滑り

荷重

荷重（変位，傾斜）

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

43

カルスト

荷重

荷重（変位，傾斜）

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

地下水による浸食 荷重

−

44

気圧差

−

荷重（変位，傾斜）

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

45

海水面低

渇水

海水面の低下による海水の枯渇

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

46

海水面高

浸水

海水面の上昇による設備の浸水

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

Ⅰ

Ⅲ−１

47
48

地下水による地滑り 荷重

水中の有機物閉塞

荷重（変位，傾斜）

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

取水口，海水ストレーナの閉塞

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

49

太陽フレア，磁気嵐 電気的影響

磁気嵐による誘導電流

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

50

高温水（海水温高） 温度

高温水

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

51

低温水（海水温低） −

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

52

泥湧出（液状化） 荷重

荷重（変位，傾斜）

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

53

土石流

荷重

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

54

水蒸気

−

荷重（衝突）

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

55

毒性ガス

閉塞（吸気等） 毒性ガスの吸込みによる給気フィルタ等の閉塞

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

自然現象の重畳確認結果【凡例】
斜線：以下の理由により，重畳影響考慮不要○東海第二発電所及びその周辺では発生しない（もしくは，発生が極めて稀）と判断した事象○単独事象での評価において設備等への影響がない（もしくは，非常に小さい）事象で，他の事象との重畳を考慮しても明らかに設備等への影響が無いと判断した事象。
−：各自然現象が重畳した場合でも単独事象同士の影響評価より増長しない，もしくは同時には起こりえない
Ⅰ：各自然現象から同じ影響がそれぞれ作用し，重ね合わさって増長するケース
Ⅱ：ある自然現象の防護施設が他の自然現象によって機能喪失することにより，影響が増長するケース
Ⅲ−１：他の自然現象の作用により前提条件が変化し，影響が増長するケース
Ⅲ−２：他の自然現象の作用により影響が及ぶようになるケース
主事象
重畳事象
No

自然現象

1

極低温

設備の損傷・機能喪失モード
温度
電気的影響
荷重

2

隕石

3

4

降水
浸水
（豪雨（降雨））
河川の迂回

5

砂嵐

6

静振

別紙1-111

7

地震活動

8

積雪（暴風雪）

塩害・塩雲

地面の隆起

腐食

荷重
(変位,傾斜)屋外機器内部流体の凍結

動物

地滑り

カルスト

地下水による
浸食

物理的損傷

荷重
(変位,傾斜)荷重(変位,傾斜)荷重(変位,傾斜)

−

−

海水面低

海水面高

地下水による
地滑り

水中の有機
物

浸水

荷重
(変位,傾斜)

閉塞
（海水系）

渇水

−

−

−

−

太陽フレ
ア，磁気嵐

高温水（海
水温高）

電気的影響

−

温度

低温水（海
水温低）

泥湧出
（液状化）

土石流

荷重
(変位,傾斜)

荷重
（衝突）

水蒸気

毒性ガス
閉塞
（吸気等）

−

−

ヒートシンク（海水）の凍結

−

−

−

−

−

−

−

−

−

着氷による送電線の相間短絡

−

−

−

−

−

−

−

−

−

荷重（衝突）
荷重（衝撃波）浸水

もや

設備の損傷・機能喪失モード
備考

−
−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

随伴津波による水没に伴う設備の浸水

−

−

−

−

−

−

−

−

−

降水による設備の浸水

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−
−

浸水

河川の迂回による敷地内浸水

−

−

−

−

−

−

−

−

渇水

工業用水の枯渇

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

Ⅰ
−

閉塞（吸気等） 砂塵，大陸からの黄砂による吸気口の閉塞
浸水

静振による設備の浸水

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

渇水

静振による海水の枯渇

−

−

−

−

−

−

−

−

−

荷重

荷重（地震）

−

Ⅲ−１

−

−

Ⅲ−１

−

−

−

−

荷重

荷重（堆積）

−

Ⅲ−１

−

−

Ⅲ−１

−

−

−

−

電気的影響

着雪による送電線の相間短絡

−

−

−

−

−

−

−

−

−

閉塞（吸気等） 給気フィルタ等の閉塞

−

−

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

−

−

9

土壌の収縮
又は膨張

荷重

荷重（変位，傾斜）

−

10

高潮

浸水

高潮による設備の浸水

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

荷重

荷重（衝突）

−

Ⅲ−１

−

−

Ⅲ−１

−

−

−

−

浸水

津波による設備の浸水

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

閉塞

漂流物による取水口，海水ストレーナの閉塞

−

−

Ⅲ−１

−

−

Ⅰ

−

−

−

荷重

荷重（堆積）

−

Ⅲ−１

−

−

Ⅲ−１

−

−

−

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−
−

11

津波

閉塞（海水系） 海水系ストレーナの閉塞
12

火山（火山活動・
閉塞（吸気等） 給気フィルタ等の閉塞
降下火砕物）
腐食

腐食成分による化学的影響

−

−

−

−

−

−

−

−

電気的影響

降下火砕物の付着による送電線の相間短絡

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

13

波浪・高波

浸水

波浪・高波による設備の浸水

−

−

14

雪崩

荷重

15
16
17
18

19

20

21

荷重（衝突）

−

−

−

−

−

−

−

−

−

閉塞（海水系） 取水口，海水ストレーナの閉塞

−

−

Ⅲ−１

−

−

Ⅰ

−

−

−

電気的影響

齧歯類（ネズミ等）によるケーブル類の損傷

−

−

−

−

−

−

−

−

−

海岸浸食

渇水

海岸浸食による海水の枯渇

−

−

−

−

−

−

−

−

−

干ばつ

渇水

工業用水の枯渇

−

−

−

−

−

−

−

−

−

洪水による設備の浸水

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

生物学的事象洪水（外部洪水） 浸水

風（台風）

竜巻

濃霧

荷重

荷重

−

荷重（風）

−

−

−

−

−

−

−

−

−

荷重（衝突）

−

−

−

−

−

−

−

−

−

荷重（風）

−

−

−

−

−

−

−

−

−

荷重（衝突）

−

−

−

−

−

−

−

−

−

荷重（気圧差）

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

自然現象の重畳確認結果【凡例】
斜線：以下の理由により，重畳影響考慮不要○東海第二発電所及びその周辺では発生しない（もしくは，発生が極めて稀）と判断した事象○単独事象での評価において設備等への影響がない（もしくは，非常に小さい）事象で，他の事象との重畳を考慮しても明らかに設備等への影響が無いと判断した事象。
−：各自然現象が重畳した場合でも単独事象同士の影響評価より増長しない，もしくは同時には起こりえない
Ⅰ：各自然現象から同じ影響がそれぞれ作用し，重ね合わさって増長するケース
Ⅱ：ある自然現象の防護施設が他の自然現象によって機能喪失することにより，影響が増長するケース
Ⅲ−１：他の自然現象の作用により前提条件が変化し，影響が増長するケース
Ⅲ−２：他の自然現象の作用により影響が及ぶようになるケース
主事象
重畳事象
No

自然現象

22

森林火災

23

霜・白霜

設備の損傷・機能喪失モード
温度

もや

設備の損傷・機能喪失モード
備考

塩害・塩雲

地面の隆起

腐食

荷重
(変位,傾斜)

動物

地滑り

カルスト

地下水による
浸食

物理的損傷

荷重
(変位,傾斜)荷重(変位,傾斜)荷重(変位,傾斜)海水面高

地下水による
地滑り

水中の有機
物

渇水

浸水

荷重
(変位,傾斜)

閉塞
（海水系）

電気的影響

温度

海水面低

太陽フレ
ア，磁気嵐

高温水（海
水温高）

低温水（海
水温低）

泥湧出
（液状化）

土石流

荷重
(変位,傾斜)

荷重
（衝突）

水蒸気

毒性ガス
閉塞
（吸気等）

輻射熱

−

−

−

−

−

−

−

−

閉塞（吸気等） 給気フィルタ等の閉塞

−

−

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

24

草原火災

−

25

ひょう・あられ

荷重

26

極高温

−

27

満潮

浸水

28

ハリケーン

−

29

氷結

電気的影響

30

氷晶

電気的影響

31

氷壁

32

土砂崩れ（山崩れ，がけ崩れ）荷重（衝突）

満潮による設備の浸水−

別紙1-112

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

着氷

−

−

−

−

−

−

−

−

−

着氷

−

−

−

−

−

−

−

−

−

電気的影響

着氷

−

−

−

−

−

−

−

−

−

荷重

荷重（衝突）

−

−

−

−

−

−

−

−

−

屋内外計測制御設備に発生するノイズ

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

電気的影響

直撃雷

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

33

落雷

誘導雷サージによる電気盤内の回路損傷

−

−

−

−

−

−

Ⅰ

−

−

34

湖又は河川の
水位低下

渇水

工業用水の枯渇

−

−

−

−

−

−

−

−

−

湖又は河川の水位上昇

浸水

湖又は河川の水位上昇による設備の浸水

−

−

−

Ⅰ

−

−

−

−

−

荷重（変位，傾斜）

−

−

−

−

−

−

−

−

−

35
36

陥没，地盤沈下，
荷重
地割れ

37

極限的な圧力（気圧高低）

荷重

38

もや

−

39

塩害・塩雲

腐食

40

地面の隆起

荷重

41

動物

物理的損傷

ケーブル類の損傷

42

地滑り

荷重

荷重（変位，傾斜）

−

43

カルスト

荷重

荷重（変位，傾斜）−

地下水による浸食 荷重

荷重（変位，傾斜）

44

気圧差

−

−

−

Ⅲ−１

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

塩害による腐食

−

−

−

−

−

−

−

−

−

荷重（変位，傾斜）

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

45

海水面低

渇水

海水面の低下による海水の枯渇

−

−

46

海水面高

浸水

海水面の上昇による設備の浸水

−

−

−

荷重（変位，傾斜）

−

−

−

−

取水口，海水ストレーナの閉塞

−

−

Ⅲ−１

−

−

47
48

地下水による地滑り 荷重

水中の有機物閉塞

49

太陽フレア，磁気嵐 電気的影響

磁気嵐による誘導電流

−

−

−

−

−

−

50

高温水（海水温高） 温度

高温水

−

−

−

−

−

−

−

51

低温水（海水温低） −

−

−

−

−

−

−

−

−

−

52

泥湧出（液状化） 荷重

−

−

−

−

−

−

−

−

−

荷重（変位，傾斜）
荷重（衝突）

−

53

土石流

荷重

−

−

−

−

−

−

−

−

−

54

水蒸気

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

55

毒性ガス

閉塞（吸気等） 毒性ガスの吸込みによる給気フィルタ等の閉塞

−

−

−

−

−

−

−

−

補足 5
外部人為事象に関わる重畳の影響について

外部事象のうち，自然現象同士が重畳することによる影響については，補足
4 に示すように組合せを考慮し，単独事象とは異なる新たな影響が発生しないことを確認した。一方，外部人為事象については，以下に示す理由から個々の組合せについて確認する必要はなく，自然現象同士の重畳影響評価に包絡されると考える。

【理由】自然現象と比べて外部人為事象は影響範囲が限定的（狭い）である。
自然現象の影響は，原子力施設全体に対して同時に作用する点が特徴である。
一方，外部人為事象の場合は，人工物の事故等により引き起こされるものであり，影響範囲は当該人工物の大きさや内包する危険物量等により決まる。したがって，外部人為事象の場合，低頻度事象を仮定しようとしても，実際に設置されている設備や立地状況等により制限され，際限なく事象影響範囲が拡がるということはない。
以上より，各外部人為事象により生じる影響の特徴を踏まえ，それぞれの影
響を包絡する自然事象について重畳影響を確認しておくことで，外部人為事象についても重畳影響を確認したことと同等になる。（表１参照）

別紙 1-113

表１
自然現象
地震

自然現象に包絡される外部人為事象

特徴

包絡される外部人為事象

原子炉 施設全 体に 対してNo.16 掘削工事

外力が作用し，複数の機器が同時 に機能 喪失 する場
合がある。敷地の変動等に
より屋 外設備 の基 礎や地中設備の損傷が生じうる。
津波

落雷

原子炉 施設へ の浸 水によNo.8 船舶の衝突

り，複数の機器が同時に機No.10 船舶から放出される固体・液体不純物

能喪失する場合がある。波

No.11 水中の化学物質

力によ り海水 系機 器を損傷させる可能性がある。

No.13 プラント外での化学物質の流出
No.22 内部溢水

原子炉 施設へ の落 雷によNo.20 電磁的障害

り，広範な範囲で計測系，制御系 を損傷 させ る可能
性がある。
竜巻

移動し ながら 広範 囲にわ
たって風圧，飛来物による

No.2 パイプライン事故
No.7 工業施設又は軍事施設事故

影響を与える。特に飛来物

No.9 自動車又は船舶の爆発については，屋外設備だけ
ではなく，建屋内の設備をNo.12 プラント外での爆発損傷させる可能性がある。

なお，表１のとおり自然現象に包絡される外部人為事象以外の象については，以下のとおりである。

別紙 1-114

その他の事

【その他の事象】（１）外部人為事象の影響の方が大きい場合火災による熱影響については，自然現象では「森林火災」，外部人為事象では「No.2 パイプライン事故」，「No.3 交通事故（化学物質の流出含む）」，「No.6
飛来物（航空機落下）」，「No.7 工業施設又は軍事施設事故」，「No.9 自動車又は船舶の爆発」及び「No.23 火災（近隣工場等の火災）」で想定されるが，このうち，原子炉施設に対して最も厳しい熱影響がある事象は，「No.6 飛来物（航空機落下）」である。航空機落下と原子炉施設周辺で発生し得る重畳事象としては，「森林火災」と「No.23 火災（近隣工場等の火災）」の溶融炉灯油
タンク火災が挙げられるものの，「森林火災」の熱影響は，溶融炉灯油タンク
火災の影響に包絡できる。
偶発的に落下する航空機による火災と，溶融炉灯油タンク火災が組み合わされる重畳事象については，10-7 ／年程度の低頻度事象であるものの外部火災評価の中で許容値以下の熱影響に止まることを確認済みであることを踏まえると，事象の重畳による新たな起因事象の追加はない。
爆風圧による影響については，「No.2 パイプライン事故」，「No.7 工業施設
又は軍事施設事故」，「No.9 自動車又は船舶の爆発」及び「No.12 プラント外での爆発」で想定されるが，それぞれの事象の特徴を踏まえれば，個別の重畳影響評価をするまでもなく，自然現象同士の重畳影響を評価することで影響が包絡される。
（「No.2 パイプライン事故」については，爆風圧の影響が原
子炉 施設へ影響のある範囲にないため単独事象として影響がないと判断 。
「No.7 工業施設又は軍事施設事故」については，軍事施設は発電所近傍にな
いこと，工業施設の爆発を想定した場合であっても，爆風圧の影響が原子炉施設へ及ばないことを確認済みであることを踏まえ，単独事象として影響が
別紙 1-115

ないと判断。「No.9 自動車又は船舶の爆発」については，交通事故による自動車の爆発や発電所港湾内に侵入し得る最大規模の高圧ガス輸送船舶の爆発事故を想定した場合であっても，爆風圧の影響が原子炉施設へ及ばないことを確認済みであることを踏まえ，単独事象として影響がないと判断。「No.12
プラント外での爆発」については，発電所周辺の社会環境からみて，爆風圧の影響が発電所へ及ばないことを確認済みであることを踏まえ，単独事象として影響がないと判断。）

別紙 1-116

（２）外部人為事象の影響について考慮が不要な場合
以下にあげる外部人為事象については，重畳影響を考慮するまでもなく，単独事象として原子炉施設への影響を考慮する必要がないものとして整理している。
○単独事象として発生頻度が稀な事象（10-7/年以下）
No.1 衛星の落下
No.5 タービンミサイル
No.6 飛来物（航空機落下）No.15 軍事施設からのミサイル○発生源となる施設が発電所へ影響の及ぶ範囲にない事象
No.18 他ユニットからのミサイル
No.19 他ユニットからの内部溢水
No.21 ダムの崩壊○発生しても影響が軽微な事象，影響を遮断できる事象
No.4 有毒ガス
No.14 サイト貯蔵の化学物質の流出
No.17 他ユニットからの火災

事象毎の状況を表２にまとめる。

別紙 1-117

表２
No.
1

各外部人為事象が包絡される自然現象等

外部人為事象
衛星の落下
パイプライン事 故（ガスなど），パイプライン事故によるサイト内爆発等
交通事故（化学 物質の流出含む）

包絡される自然現象等【 ― 】 低頻度事象。
（その他の事象（２）のとおり。）
飛来物による影響。
【竜巻】 熱影響，爆風圧の影響はその他の事象（１）
のとおり。

4

有毒ガス

【 ― 】

5

タービンミサイル

6

飛来物（航空機落下）

7

工業施設又は軍事施設事故

8

船舶の衝突（船舶事故）

9

自動車又は船舶の爆発

2
3

11

船舶から放出さ れる固体・
液体不純物
水中の化学物質12

プラント外での爆発

1015

プラント外での 化学物質の流出
サイト貯蔵の化 学物質の流出
軍事施設からのミサイル

16

掘削工事

17

他ユニットからの火災

18

他ユニットからのミサイル

19

他ユニットからの内部溢水

20

電磁的障害

21

ダムの崩壊

22

内部溢水

23

火災（近隣工場等の火災）

13
14

凡例：【

【 ― 】 熱影響はその他の事象（１）のとおり。
影響を緩和可能。（その他の事象（２）のとおり。）【 ― 】 低頻度事象。
（その他の事象（２）のとおり。）
熱影響はその他の事象（１）のとおり。
【 ― 】 落下は低頻度事象。（その他の事象（２）のとおり。）
飛来物による影響。
【竜巻】 熱影響，爆風圧の影響はその他の事象（１）のとおり。
【津波】 海水系機器の性能低下。
飛来物による影響。
【竜巻】 熱影響，爆風圧の影響はその他の事象（１）のとおり。
【津波】 海水系機器の性能低下。
【津波】 海水系機器の性能低下。
飛来物による影響。
【竜巻】 熱影響，爆風圧の影響はその他の事象（１）のとおり。
【津波】 海水系機器の性能低下。
影響を緩和可能。（その他の事象（２）のとおり。）【 ― 】 低頻度事象。
（その他の事象（２）のとおり。）
敷地の変動等により屋外設備の基礎や地中【地震】
設備の損傷。
影響を緩和可能。（その他の事象（２）のと
【 ― 】
おり。）
影響の及 ぶ範 囲に 発生 源と なる 施設 なし。
【 ― 】（その他の事象（２）のとおり。）
影響の及 ぶ範 囲に 発生 源と なる 施設 なし。
【 ― 】（その他の事象（２）のとおり。）【落雷】 計測系，制御系へのノイズ影響等。
影響の及 ぶ範 囲に 発生 源と なる 施設 なし。
【 ― 】（その他の事象（２）のとおり。）【津波】 広範囲の機器等の同時浸水。
影響確認済み。（その他の事象（１）のとお
【 ― 】
り。）

【 ― 】

】包絡される自然事象
別紙 1-118

添付 2
地震レベル１．５ＰＲＡについて

１．はじめに
実用発電用原子炉及びその附属施設の位置，構造及び設備の基準に関する
規則第三十七条（重大事故等の拡大の防止等）にて要求されている格納容器の破損の防止に関する有効性評価に関し，必ず想定すべき格納容器破損モー
ド以外の破損モードの有無について，内部事象についてはレベル１．５ＰＲ
Ａにより確認を実施済みであるが，地震事象特有の影響について以下にて確認を実施した。

２．地震事象特有の格納容器破損モードについて
炉心損傷後の格納容器の健全性に影響を与える物理現象による事象進展に関し内部事象と地震事象の差はなく，地震事象特有の影響としては，地震動により直接的に格納容器本体が損傷する場合，格納容器の隔離機能又は圧力抑制機能に係る設備が損傷することで格納容器破損に至る場合が考えられる。
(1)格納容器本体の損傷
地震動による原子炉建屋の損傷影響により格納容器が破損に至る，または格納容器が直接的に破損に至るケースは，地震事象特有の格納容器破損
モードであり，（社）日本原子力学会標準「原子力発電所の地震を起因とした確率論的安全評価実施基準：２００７」では，原子炉建屋破損のχモー
ドとして分類されている。
このケースの場合，炉心損傷時に格納容器の放射性物質閉じ込め機能は既に喪失しており，内部事象レベル１．５ＰＲＡでは格納容器隔離失敗として考慮している。

別紙 1-119(2)格納容器隔離機能喪失
地震動により格納容器隔離弁が閉鎖できなくなることで，炉心損傷により発生した放射性物質が格納容器外へ直接放出される可能性がある。このケースについては，格納容器本体の損傷と同様に炉心損傷時には格納容器の放射性物質閉じ込め機能は喪失している状態であり，内部事象レベル１．
５ＰＲＡでは格納容器隔離失敗として考慮している。

(3)格納容器圧力抑制機能喪失
地震動により残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード），格納容器ベント管，もしくは圧力抑制室の損傷により格納容器圧力を抑制出来なくな
り，格納容器が過圧破損に至る可能性がある。このケースについては，内部事象レベル１．５ＰＲＡにおいて，水蒸気（崩壊熱）の蓄積等による過圧によって格納容器が破損に至る過圧破損モードとして考慮されている。

３．格納容器破損防止対策に係る有効性評価事故シーケンスについて
上述のとおり，地震事象特有の影響として格納容器や隔離機能等の地震動による損傷が考えられるものの，重大事故の事象進展により格納容器へ圧力荷重，熱荷重といった物理的な負荷が加わった結果として放射性物質閉じ込め機能が喪失に至るものではない。そのため，格納容器破損防止対策の有効性評価の判断基準に照らすと，重大事故対策の有効性評価の観点としてではなく，対象設備の耐震性の観点から評価がなされるべきものと判断される。
加えて格納容器本体の損傷については，内部事象レベル１．５ＰＲＡでも想定していない機器の損傷モードであるが，格納容器が損傷に至るような大規模地震を想定した場合，その損傷の程度や緩和系設備使用可否の評価，事故シナリオを特定することは非常に困難である。したがって，そのような状
別紙 1-120

況下においては，地震によるプラントの損傷の程度や事象進展に応じて，様々な格納容器破損防止対策を臨機応変に組み合わせて影響緩和を図るとともに，大規模損壊対策として放水砲等の影響緩和措置を講じられるようにしておくことが重要と考えられる。

４．地震レベル１．５ＰＲＡについて
内部事象ＰＲＡでは，レベル１ＰＲＡの結果抽出された炉心損傷に至る事
故シーケンスグループをレベル１．５ＰＲＡ評価の起点となるようプラント
損傷状態を定義した上で，炉心損傷に至るまでのプラント状態などの観点か
ら格納容器の健全性に影響を与える事象（過温破損，水蒸気爆発など）を抽出しているが，地震レベル１．５ＰＲＡでは，地震事象特有の影響として原子炉建屋，格納容器等の損傷から格納容器の閉じ込め機能喪失に至るシナリ
オを考慮する必要がある。
具体的には，地震レベル１ＰＲＡにおいて緩和系に期待することができず，炉心損傷直結事象として整理している原子炉建屋損傷やＥｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡといった事故シナリオが対象となるものの，現段階では，それら事故の起因となる設備の損傷の規模や範囲の特定には困難かつ不確実さが大きく，これらの事故シナリオが発生した場合の事象進展（炉心損傷までの時間余裕や緩和系の健全性など）を定量化することが困難な状況にある。
そのため，今後，対象設備の損傷影響評価などの精緻化を進めるとともに，実機適用へ向けた検討を進めていくところである。

別紙 1-121

別紙 2
外部事象に特有の事故シーケンスについて

1.

はじめに
外部事象のうち，地震・津波ＰＲＡを実施した結果，内的事象Ｐ
Ｒ Ａ で は 抽 出 さ れ て い な い 以 下 の (1)か ら (7)の 事 故 シ ー ケ ン ス が 抽出された。
(1) 原 子 炉 建 屋 損 傷(2) 格 納 容 器 損 傷(3) 原 子 炉 圧 力 容 器 損 傷(4) 原 子 炉 冷 却 材 圧 力 バ ウ ン ダ リ 喪 失 （ Ｅ ｘ ｃ ｅ ｓ ｓ ｉ ｖ ｅ

ＬＯＣＡ）(5) 計 装 ・ 制 御 系 喪 失(6) 格 納 容 器 バ イ パ ス(7) 防 潮 堤 損 傷
以下では，これら地震事象に特有の各事故シーケンスについて，
地震・津波ＰＲＡ評価におけるフラジリティ評価や事故シーケンス
評価における条件設定の妥当性等について再整理し，炉心損傷防止対策の有効性評価の対象とする事故シーケンスグループとして取り扱うべきかの検討を実施した。

2.

炉心損傷に直結する事故シーケンスグループ
上 記 の (1) か ら (7) の 事 故 シ ー ケ ン ス に つ い て は ， そ れ ぞ れ の 発 生

頻度は低く，これら事故シーケンスを除く事故シーケンスにより全炉 心 損 傷 頻 度 の 約 99％ は 炉 心 損 傷 防 止 対 策 で カ バ ー さ れ る も の で あ
別紙 2-1

る が ， (1) か ら (7) の 事 故 シ ー ケ ン ス の そ れ ぞ れ に つ い て ， 地 震 ・ 津
波ＰＲＡにおけるフラジリティ評価や事故シーケンス評価における条件設定の妥当性等について改めて確認した。

2.1

原子炉建屋損傷(1)

想定事故シナリオ
原子炉建屋が損傷することで，建屋内の格納容器，原子炉圧力容器等の構造物及び機器が広範囲にわたり損傷し，原子炉注水を行った場合においても炉心損傷を回避できないことを想定した事
故シーケンスである。
実際には地震による原子炉建屋の損傷程度により発生する事象の厳しさは以下のとおりの範囲を有している。
＜小規模な損傷の場合＞
地震による原子炉建屋損傷として建屋全損壊ではなく一部
フ ロ ア 程 度 の 損 傷 を 想 定 す る 場 合 に は ，大 規 模 な Ｌ Ｏ Ｃ Ａ（ Ｅ
ｘｃｅｓｓｉｖｅ

Ｌ Ｏ Ｃ Ａ ）に は 至 ら な い 可 能 性 が あ り ，外部 電 源 喪 失 等 の 過 渡 事 象 が 発 生 し た 場 合 に お い て も ，原 子 炉 注
水機能等が健全な場合は炉心損傷に至ることはない。
＜大規模な損傷の場合＞
建 屋 損 傷 時 に ，緩 和 で き な い 大 規 模 な Ｌ Ｏ Ｃ Ａ（ Ｅ ｘ ｃ ｅ ｓｓｉｖｅ

Ｌ Ｏ Ｃ Ａ ）が 発 生 す る と 同 時 に ，建 屋 内 の 原 子 炉 注

水 系 配 管 が 構 造 損 傷 し て 原 子 炉 注 水 機 能 も 喪 失 す る た め ，炉 心損 傷 に 至 る 。建 屋 損 傷 の 二 次 的 被 害 に よ り ，格 納 容 器 や 格 納 容
器 の 貫 通 配 管 が 損 傷 し て お り ，閉 じ 込 め 機 能 に も 期 待 す る こ とはできない。
別紙 2-2

このように損傷の発生程度に応じて影響程度が変化する事故シーケンスであるものの，地震による建屋損傷状態及び機能喪失する機器を特定することが困難であることから，これらの様々な損傷の程度・組合せを含む事故シーケンス全体を炉心損傷防止が困難な事故シーケンスとして整理した。
【 炉 心 損 傷 頻 度 】 1.5×10 − ７ ／ 炉 年 （ 点 推 定 値 ）【 全 炉 心 損 傷 頻 度 へ の 寄 与 割 合 】 約 0.2％
(2)

フラジリティ評価の保守性
ａ．評価対象機器／評価部位
原 子 炉 建 屋 の 支 配 的 な 損 傷 モ ー ド 及 び 部 位 と し て は ，建 屋 の 崩
壊 シ ー ケ ン ス を 踏 ま え て ，層 崩 壊 を 伴 う 耐 震 壁 の せ ん 断 破 壊 を 選定した。
ｂ．評価方法原 子 炉 建 屋 は ，「 現 実 的 耐 力 と 現 実 的 応 答 に よ る 方 法（ 応 答 解析 に 基 づ く 方 法 ）」に よ り フ ラ ジ リ テ ィ を 評 価 し た 。評 価 手 法 は
地震ＰＳＡ学会標準に準拠した手法としている。
ｃ．フラジリティ曲線の保守性等
原 子 炉 建 屋 の フ ラ ジ リ テ ィ 曲 線 は ，原 子 炉 建 屋 の 最 弱 部 位 の 損
傷 を 模 擬 し た フ ラ ジ リ テ ィ で あ り ，建 屋 全 体 の 損 壊 を 模 擬 し た もの で は な い た め ，建 屋 全 体 崩 壊 に 至 る ま で は 余 裕 が あ る と 考 え ら
れる。

(3)

有効性評価における事故シーケンスグループとしての取り扱い
本事故シーケンスの発生頻度は小規模な損傷の影響も含めた評

価 で も 1.5×10 − ７ ／ 炉 年 で あ り ，全 炉 心 損 傷 頻 度（ 7.5×10 − ５ ／ 炉
年 ） に 対 し て 約 0.2％ と 小 さ い 。
別紙 2-3

さらに，損傷の程度によっては，非常用炉心冷却系等による原子炉冷却，格納容器スプレイ冷却系等による格納容器冷却により，影響を緩和できる可能性があること及びフラジリティ評価が持つ保守性を考慮すると，原子炉建屋の損傷を有意な頻度又は影響をもたらす事故シーケンスグループとして新たに追加することは不要と判断した。

2.2

格納容器損傷(1)

想定事故シナリオ
格納容器が損傷することで，格納容器内の原子炉圧力容器等の構造物及び機器が広範囲にわたり損傷し，原子炉注水を行った場
合においても炉心損傷を回避できないことを想定した事故シーケンスである。
実際には地震による格納容器の損傷程度により発生する事象の厳しさは以下のとおりの範囲を有している。
＜小規模な損傷の場合＞
地 震 に よ る 格 納 容 器 損 傷 と し て ，一 部 の み の 損 傷 を 想 定 す る
場 合 に は ，原 子 炉 冷 却 材 圧 力 バ ウ ン ダ リ が 健 全 で 大 規 模 な Ｌ Ｏ
Ｃ Ａ（ Ｅ ｘ ｃ ｅ ｓ ｓ ｉ ｖ ｅ

Ｌ Ｏ Ｃ Ａ ）が 発 生 し な い 可 能 性 があり，外部電源喪失等の過渡事象が発生した場合においても，
原子炉注水機能等が健全な場合は炉心損傷に至ることはない。
＜大規模な損傷の場合＞
格納容器内の配管及びＥＣＣＳ注入配管が同時に構造損傷
し て ，大 規 模 な Ｌ Ｏ Ｃ Ａ（ Ｅ ｘ ｃ ｅ ｓ ｓ ｉ ｖ ｅ

Ｌ Ｏ Ｃ Ａ ）が発 生 す る と 同 時 に ，原 子 炉 注 水 機 能 も 喪 失 す る た め ，炉 心 損 傷
別紙 2-4

に 至 る 。な お ，こ の 場 合 ，格 納 容 器 が 損 傷 し て お り ，閉 じ 込 め
機能にも期待することはできない。
このように損傷の発生程度に応じて影響程度が変化する事故シーケンスであるものの，地震による格納容器損傷状態及び機能喪失する機器を特定することは困難であることから，これらの様々な損傷の程度・組合せを含む事故シーケンス全体を炉心損傷防止が困難な事故シーケンスとして整理した。
【 炉 心 損 傷 頻 度 】 4.1×10 − ９ ／ 炉 年 （ 点 推 定 値 ）【 全 炉 心 損 傷 頻 度 へ の 寄 与 割 合 】 0.1％ 未 満(2)

フラジリティ評価の保守性
ａ．評価対象機器／評価部位
格納容器の損傷により炉心損傷に至る事故シナリオに対して，
支 配 的 な 機 器 と し て ，格 納 容 器 ス タ ビ ラ イ ザ 及 び 格 納 容 器 下 部 シ
ア ラ グ を 選 定 し て い る 。こ れ ら の 構 造 物 の 位 置 関 係 を 第 1 図 に 示す。
格 納 容 器 ス タ ビ ラ イ ザ は ，原 子 炉 遮 へ い 壁 か ら の 水 平 方 向 の 地
震 荷 重 を 原 子 炉 建 屋 に 伝 達 す る た め に ，原 子 炉 遮 へ い 壁 と 格 納 容
器 上 部 シ ア ラ グ を 結 ぶ 構 造 物 で あ り ，原 子 炉 遮 へ い 壁 の 最 頂 部 にトラス状に設置されている。
ま た ，格 納 容 器 下 部 シ ア ラ グ は ，格 納 容 器 円 錐 部 下 部 付 近 に 設
置 さ れ て お り ，格 納 容 器 の 水 平 方 向 の 地 震 荷 重 及 び ダ イ ア フ ラ ム
フロアを介して伝達される原子炉圧力容器ペデスタルからの水
平方向の地震荷重を原子炉建屋に伝達する構造となっている。
ｂ．評価方法
今 回 の フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 で は ，決 定 論 に よ る 耐 震 評 価 結 果 に 基
別紙 2-5

づ き ，耐 力 係 数 と 応 答 係 数 を 用 い た 安 全 係 数 法 に よ り フ ラ ジ リ ティを評価した。
ｃ．フラジリティ曲線の保守性等
格納容器スタビライザ及び格納容器下部シアラグの構造強度
評 価 は ，地 震 応 答 解 析 に よ り 算 出 し た 時 刻 歴 荷 重 デ ー タ の う ち 当
該 部 位 に 負 荷 さ れ る 最 大 荷 重 を 用 い て ，そ の 地 震 荷 重（ 最 大 荷 重 ）を 交 番 荷 重 で は な く ，静 的 に 負 荷 さ れ 続 け て い る 状 態 を 想 定 し て評価を行っており，保守的な評価となっている。
さ ら に ，格 納 容 器 は 複 数 の 格 納 容 器 ス タ ビ ラ イ ザ 及 び 格 納 容 器
下 部 シ ア ラ グ に よ り 支 持 さ れ て い る が ，最 大 地 震 荷 重 を 受 け る もの が 損 傷 し た 時 点 で ，格 納 容 器 損 傷 に 至 る と し て い る 点 に も 保 守
性がある。
(3)

有効性評価における事故シーケンスグループとしての取り扱い
本事故シーケンスの発生頻度は小規模な損傷の影響も含めた評

価 で も 4.1×10 − ９ ／ 炉 年 で あ り ，全 炉 心 損 傷 頻 度（ 7.5×10 − ５ ／ 炉
年 ） に 対 し て 0.1％ 未 満 と 小 さ い 。
最大地震荷重を受ける格納容器スタビライザが損傷した場合でも，荷重の再配分により残りの格納容器スタビライザ及び原子炉
圧力容器ペデスタルで原子炉遮へい壁の地震荷重を受けることができることから，直ちに原子炉遮へい壁が転倒するには至らず，
原子炉冷却材圧力バウンダリ配管の一部損傷もしくは破損に留まるものと考えられる。この場合は既存のＬＯＣＡシナリオと同様の進展になることが想定される。
また，最大地震荷重を受ける格納容器下部シアラグが損傷した
場合でも，荷重の再配分により残りの格納容器下部シアラグ及び別紙 2-6ダイアフラムフロアで原子炉圧力容器ペデスタルの地震荷重を受けることができることから，直ちに原子炉圧力容器ペデスタルが転倒するには至らず，原子炉冷却材圧力バウンダリ配管の一部損
傷若しくは破損に留まるものと考えられる。この場合は既存のＬ
ＯＣＡシナリオと同様の進展になることが想定される。
以上を総合的に勘案した上で，本事象については，有意な頻度又は影響をもたらす事故シーケンスグループとして新たに追加することは不要と判断した。

2.3

原子炉圧力容器損傷(1)

想定事故シナリオ
原子炉圧力容器の支持機能喪失等により，原子炉圧力容器に接続されている原子炉冷却材圧力バウンダリ配管の損傷や，原子炉
冷却材の流路閉塞が発生することにより，原子炉注水を行った場
合においても炉心損傷を回避できないことを想定した事故シーケンスである。
実際には地震による原子炉圧力容器の損傷程度により発生する事象の厳しさは以下のとおり範囲を有している。
＜小規模な損傷の場合＞
地 震 に よ る 原 子 炉 圧 力 容 器 損 傷 と し て ，原 子 炉 圧 力 容 器 の 一
部 の み の 損 傷 を 想 定 す る 場 合 に は ，原 子 炉 冷 却 材 圧 力 バ ウ ン ダ
リ 配 管 の 全 周 破 断 に 至 ら ず 冷 却 材 の 注 入 が 可 能 な 場 合 や ，炉 内構造物の一部変形のみで原子炉冷却材の流路の完全な閉塞に
至 ら な い 可 能 性 が あ り ，原 子 炉 注 水 機 能 等 が 健 全 な ら ば 炉 心 損
傷を防止できる。
別紙 2-7

＜大規模な損傷の場合＞
原 子 炉 圧 力 容 器 の 損 傷 に よ り ，原 子 炉 冷 却 材 圧 力 バ ウ ン ダ リ
配 管 の 全 周 破 断 に よ る 原 子 炉 注 水 機 能 の 喪 失 や ，炉 内 構 造 物 の
大 規 模 破 損 に よ る 冷 却 材 流 路 の 閉 塞 に よ り ，炉 心 の 除 熱 が 困 難となり炉心損傷に至る。
このように損傷の程度に応じて影響が変化する事故シーケンスであるものの，地震による原子炉圧力容器損傷状態を特定することは困難であることから，これらの様々な損傷の程度・組合せを含む事故シーケンス全体を炉心損傷防止が困難な事故シーケンスとして整理した。
【 炉 心 損 傷 頻 度 】 2.2×10 − ７ ／ 炉 年 （ 点 推 定 値 ）【 全 炉 心 損 傷 頻 度 へ の 寄 与 割 合 】 約 0.3％
(2)

フラジリティ評価の保守性
ａ．評価対象機器／評価部位
原子炉圧力容器の損傷により炉心損傷に至る事故シナリオに対 し て ，比 較 的 大 き な 影 響 を 及 ぼ す 機 器 は ，第 1 表 に 示 す Ｆ Ｖ 重
要 度 か ら ，原 子 炉 圧 力 容 器 の 蒸 気 乾 燥 器 支 持 ブ ラ ケ ッ ト 及 び 原 子
炉 圧 力 容 器 ス タ ビ ラ イ ザ で あ る 。こ れ ら の 構 造 物 の 位 置 関 係 を 第2 図に示す。
ｂ．評価方法
今 回 の フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 で は ，決 定 論 に よ る 耐 震 評 価 結 果 に 基
づ き ，耐 力 係 数 と 応 答 係 数 を 用 い た 安 全 係 数 法 に よ り フ ラ ジ リ ティを評価した。
ｃ．フラジリティ曲線の保守性等
蒸気乾燥器支持ブラケット及び原子炉圧力容器スタビライザ
別紙 2-8

の 構 造 強 度 評 価 は ，原 子 炉 圧 力 容 器 の 地 震 応 答 解 析 に よ り 算 出 した 最 大 荷 重 を 用 い て ，そ の 地 震 荷 重（ 最 大 荷 重 ）を 交 番 荷 重 で はな く ，静 的 に 負 荷 さ れ 続 け て い る 状 態 を 想 定 し て 評 価 を 行 っ て お
り，保守的な評価となっている。
(3)

有効性評価における事故シーケンスグループとしての取り扱い
本事故シーケンスの発生頻度は小規模な損傷の影響も含めた評

価 で も 2.2×10 − ７ ／ 炉 年 で あ り ，全 炉 心 損 傷 頻 度（ 7.5×10 − ５ ／ 炉
年 ） に 対 し て 約 0.3％ と 小 さ い 。
また，原子炉圧力容器等の損傷による炉心損傷に至る事故シナ
リオに対して，蒸気乾燥器支持ブラケットの支持機能が喪失したとしても，炉心との間には気水分離器が設置されており直接炉心に接触することはなく，また，原子炉圧力容器スタビライザの支持機能が喪失したとしても，原子炉圧力容器の周囲を囲む原子炉
遮へい壁等の存在により原子炉圧力容器が大きく傾くことはなく，その影響は原子炉圧力容器に接続されている配管の一部破損に留まるものと考えられる。この場合は既存のＬＯＣＡシナリオと同様の進展になることが想定される。
以上を総合的に勘案した上で，本事象については，有意な頻度又は影響をもたらす事故シーケンスグループとして新たに追加することは不要と判断した。

2.4

原 子 炉 冷 却 材 圧 力 バ ウ ン ダ リ 喪 失（ Ｅ ｘ ｃ ｅ ｓ ｓ ｉ ｖ ｅ

ＬＯＣ

Ａ）
(1)

想定事故シナリオ
原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失については，地震によるスク
別紙 2-9ラム後，逃がし安全弁の開放失敗による原子炉圧力上昇又は地震による直接的な荷重により原子炉格納容器内の原子炉冷却材圧力バウンダリ配管が損傷に至るシナリオを想定している。いずれの場合も原子炉冷却材圧力バウンダリの損傷の規模や影響緩和系による事象収束可能性の評価が困難なため，保守的にＥｘｃｅｓｓ
ｉｖｅ

ＬＯＣＡ相当とし，炉心損傷に至る事故シナリオとして整理している。
【 炉 心 損 傷 頻 度 】 3.0×10 − １ ０ ／ 炉 年 （ 点 推 定 値 ）【 全 炉 心 損 傷 頻 度 へ の 寄 与 割 合 】 0.1％ 未 満①

逃がし安全弁開失敗シナリオ① − (2)

フラジリティ評価の保守性

ａ．評価対象機器／評価部位
事 故 シ ー ケ ン ス と し て は ，過 渡 事 象 や 外 部 電 源 喪 失 ，交 流 電
源 喪 失 ，直 流 電 源 喪 失 の 発 生 時 を 想 定 し て い る が ，い ず れ の ケ
ー ス に お い て も ，逃 が し 安 全 弁 の 機 能 損 傷（ 開 失 敗 ）を 想 定 している。
ｂ．評価方法
今 回 の フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 で は ，決 定 論 に よ る 耐 震 評 価 結 果 に
基 づ き ，耐 力 係 数 と 応 答 係 数 を 用 い た 安 全 係 数 法 に よ り フ ラ ジ
リティを評価した。
ｃ．フラジリティ曲線の保守性等
逃 が し 安 全 弁 に つ い て は ，合 計 18 台 設 置 さ れ て い る も の の ，
フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 上 は ，機 器 の 完 全 相 関 を 仮 定 し て お り ，単 一機 器 の 評 価 ＝ 全 体 の 評 価 と し て い る 。共 通 原 因 故 障 と し て 単 一
機器の機能喪失を全台機能喪失と仮定すること自体は保守的
別紙 2-10

な 取 り 扱 い で は あ る が ，実 際 に は 機 器 配 置 の 差 な ど ，応 答 に 差があることを踏まえると，さらに余裕があると言える。
① − (3)

有効性評価における事故シーケンスグループとしての取扱い

本事故シーケンスの発生頻度は小規模な損傷の影響も含めた評 価 で も 3.0×10 − １ ０ ／ 炉 年 で あ り ， 全 炉 心 損 傷 頻 度 （ 7.5×10 −５／ 炉 年 ） に 対 し て 0.1％ 未 満 と 小 さ い 。
逃 が し 安 全 弁 開 失 敗 に よ る Ｌ Ｏ Ｃ Ａ シ ナ リ オ と し て ，逃 が し 安

全弁全数破損により原子炉圧力が過剰に上昇し原子炉冷却材圧
力 バ ウ ン ダ リ が 広 範 囲 に 破 損 に 至 る こ と を 想 定 し ，影 響 緩 和 系 に期 待 で き ず 炉 心 損 傷 が 回 避 不 可 と な る ケ ー ス を 考 え ，炉 心 損 傷 直
結としている。
た だ し ， ① − (2)の 通 り ， 要 因 と な っ て い る 逃 が し 安 全 弁 の 現
状 の フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 に 保 守 的 な 仮 定 を お い て お り ，現 実 的 な 事
故 シ ナ リ オ と し て は ， 合 計 18 台 あ る 逃 が し 安 全 弁 が 同 時 損 傷 する 可 能 性 は 極 め て 低 い こ と か ら ，Ｅ ｘ ｃ ｅ ｓ ｓ ｉ ｖ ｅ

ＬＯＣＡに は 至 る こ と な く 影 響 緩 和 系 に よ る 事 象 収 束 が 期 待 で き る 。そ のた め ，炉 心 損 傷 に 至 る 確 率 が 十 分 小 さ い と 判 断 し ，有 効 性 評 価 の事故シーケンスグループとしては取り扱わないこととした。
②

格納容器内配管損傷シナリオ② − (2)

フラジリティ評価の保守性

ａ．評価対象機器／評価部位
本 評 価 で は ，格 納 容 器 内 を 通 る 配 管 に つ い て ，系 統 ご と に 地
震 荷 重 に 対 し て 裕 度 が 小 さ い 部 位 を ，評 価 部 位 と し て 選 定 し た 。
ｂ．評価方法別紙 2-11

今 回 の フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 で は ，決 定 論 に よ る 耐 震 評 価 結 果 に
基 づ き ，耐 力 係 数 と 応 答 係 数 を 用 い た 安 全 係 数 法 に よ り フ ラ ジ
リティを評価した。
ｃ．フラジリティ曲線の保守性等
配 管 本 体 に つ い て は ，設 計 に 比 べ て 大 き な 耐 震 裕 度 を 有 し て
お り ，既 往 研 究 結 果 等 か ら も 設 計 想 定 レ ベ ル を 上 回 る 地 震 力 に
対 し て 健 全 性 を 維 持 す る こ と が 確 認 さ れ て い る 。「 配 管 系 終 局
強 度 試 験 」（ 平 成 15 年 ） [ 1 ] に お い て は ， 許 容 応 力 度 （ 3Sm） の10 倍 の 応 力 強 さ に お い て も 塑 性 崩 壊 ま た は 疲 労 に よ る 破 損 は生じないことなどが確認されている。
上記のような現実的な損傷に対して現実的な評価を行うとす れ ば ，配 管 お よ び 配 管 サ ポ ー ト を 一 体 で モ デ ル 化 し た 応 答 解析 を 行 う 詳 細 法 が 考 え ら れ る が ，今 回 の 評 価 と し て は 保 守 的 な
決定論的評価に基づいた安全係数法により評価しているため，
配 管 系 が 損 傷 に 至 る 地 震 動 の 大 き さ は ，耐 震 評 価 か ら 求 ま る 地
震動の大きさよりも十分に大きいと考えられる。
格納容器内配管が地震により疲労損傷した場合においても，
大 径 配 管 が 疲 労 に よ り 全 周 破 損 に 至 る 可 能 性 は 小 さ く ，そ の 場
合 ，原 子 炉 冷 却 材 の 流 出 量 は ，Ｌ Ｏ Ｃ Ａ で 想 定 し て い る 流 出 量を大きく下回る。
② − (3)

有効性評価における事故シーケンスグループとしての取扱い

本事故シーケンスの発生頻度は小規模な損傷の影響も含めた評 価 で も 3.0×10 − １ ０ ／ 炉 年 で あ り ， 全 炉 心 損 傷 頻 度 （ 7.5×10 −５／ 炉 年 ） に 対 し て 0.1％ 未 満 と 小 さ い 。
別紙 2-12

格 納 容 器 内 配 管 損 傷 に よ る Ｌ Ｏ Ｃ Ａ シ ナ リ オ と し て ，損 傷 程 度（ 規 模 ， 範 囲 ） を 想 定 す る こ と は 困 難 で あ る も の の ， ② − (2)の通 り ，フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 に 保 守 的 な 仮 定 を 置 い て お り ，現 実 的 な
事 故 シ ナ リ オ と し て は ，Ｅ ｘ ｃ ｅ ｓ ｓ ｉ ｖ ｅ

ＬＯＣＡには至ることなく影響緩和系による事象収束が期待できると考えられる
た め ，炉 心 損 傷 に 至 る 確 率 が 十 分 小 さ い と 判 断 し ，有 効 性 評 価 の事故シーケンスグループとしては取り扱わないこととした。

2.5計装・制御系喪失(1)

想定事故シナリオ
地震により計装・制御系が損傷した場合，プラントの監視及び制御ができなくなる可能性があること，発生時のプラント挙動に対する影響が現在の知見では明確でないことから，保守的に直接
炉心損傷に至る事故として整理している。
【 炉 心 損 傷 頻 度 】 3.7×10 − １ ０ ／ 炉 年 （ 点 推 定 値 ）【 全 炉 心 損 傷 頻 度 へ の 寄 与 割 合 】 0.1％ 未 満(2)

フラジリティ評価の保守性
ａ．評価対象機器／評価部位
計 測・制 御 系 喪 失 に お い て 評 価 対 象 と な る 電 気 計 装 機 器 は ，制
御 盤 及 び 計 装 ラ ッ ク で あ り ，こ れ ら の 機 能 損 傷 に つ い て 評 価 し ている。
ｂ．評価方法
今 回 の フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 で は ，決 定 論 に よ る 耐 震 評 価 結 果 に 基
づ き ，耐 力 係 数 と 応 答 係 数 を 用 い た 安 全 係 数 法 に よ り フ ラ ジ リ ティを評価した。
別紙 2-13ｃ．フラジリティ曲線の保守性等
今 回 の 耐 力 評 価 に 使 用 し て い る 機 能 確 認 済 加 速 度 は ，誤 動 作 を
起 こ す ま で の 試 験 結 果 で あ る 場 合 が 多 く ，電 気 計 装 機 器 の 実 際 の機能損傷レベルに対して余裕のある機能確認済加速度値を採用している。
こ の た め ，機 能 維 持 確 認 済 加 速 度 値 は ，制 御 盤 ，計 装 ラ ッ ク 及
び こ れ ら に 内 蔵 さ れ る 器 具 が 再 使 用 困 難 な 状 態（ 構 造 損 傷 ）と な
る ま で を 検 証 し た 結 果 で は な い こ と か ら ，仮 に 地 震 動 が 機 能 確 認
済加速度値を超過した場合においても一時的な機能喪失にとどま る 可 能 性 が 高 く ，地 震 収 束 後 に 再 起 動 操 作 等 を 適 切 に 実 施 す る
ことにより機能回復が可能と考える。
(3)

有効性評価における事故シーケンスグループとしての取り扱い
本事故シーケンスの発生頻度は復旧可能な機能喪失の影響も含め た 評 価 で も 3.7×10 − １ ０ ／ 炉 年 で あ り ，全 炉 心 損 傷 頻 度（ 7.5×10−５／ 炉 年 ） に 対 し て 0.1％ 未 満 と 小 さ い 。

現実的な事故シナリオとしては，一時的な機能喪失にとどまる機器が多く，地震収束後に再起動操作を適切に実施することで影響緩和系による事象収束が期待できるため，炉心損傷に至る確率
が十分小さいと判断し，有効性評価の事故シーケンスグループとしては取り扱わないこととした。

2.6

格納容器バイパス(1)

想定事故シナリオ
格納容器バイパス事象は，常時開などの隔離弁に接続している

配管が格納容器外で破損すると同時に隔離弁が閉失敗することで，別紙 2-14原子炉冷却材が流出する事象である。高温・高圧の原子炉冷却材が隔離不能な状態で格納容器外（原子炉建屋）へ流出し，原子炉建屋内の広範な影響緩和系に係る機器（電気品，計装品等）が機能喪失し，損傷の規模や影響緩和系による事象収束可能性の評価が困難なため，保守的に直接炉心損傷に至る事故シナリオとして整理している。
【 炉 心 損 傷 頻 度 】 3.2×10 − ８ ／ 炉 年 （ 点 推 定 値 ）【 全 炉 心 損 傷 頻 度 へ の 寄 与 割 合 】 0.1％ 未 満(2)

フラジリティ評価の保守性
ａ．評価対象機器／評価部位
本 事 故 シ ー ケ ン ス に 関 連 す る 機 器 の う ち ，本 事 故 シ ナ リ オ に 対
し て ，比 較 的 大 き な 影 響 を 及 ぼ す 事 象 は ，第 1 表 に 示 す Ｆ Ｖ 重 要
度から，主蒸気ドレン弁（外側）の下流側配管（耐震Ｂクラス）の 地 震 に よ る 損 傷 と ，通 常 開 状 態 で あ る 主 蒸 気 隔 離 弁 及 び 主 蒸 気
ドレン弁（外側）の同時損傷による隔離失敗に至る事象であり，本事象に関連する機器に対する保守性について整理する。
ｂ．評価方法
今 回 の フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 で は ，決 定 論 に よ る 耐 震 評 価 結 果 に 基
づ き ，耐 力 係 数 と 応 答 係 数 を 用 い た 安 全 係 数 法 に よ り フ ラ ジ リ ティを評価した。

ｃ．フラジリティ曲線の保守性等
主 蒸 気 ド レ ン 弁（ 外 側 ）の 下 流 側 配 管 に つ い て は ，耐 震 Ｂ ク ラ
ス で あ る た め ，地 震 動 の 大 き さ に 限 ら ず ，地 震 発 生 時 の 損 傷 確 率
を 1.0 と し て い る が ，実 際 に は ，当 該 配 管 に つ い て も 一 定 の 裕 度を 有 し て い る こ と を 踏 ま え る と ，保 守 性 が 確 保 さ れ て い る も の と
別紙 2-15

判断できる。
主蒸気隔離弁及び主蒸気ドレン弁（外側）のフラジリティは，
既往加振試験で得られた加速度の上限値を機能維持限界としてい る が ，加 振 試 験 で 機 能 損 傷 が 確 認 さ れ て い な い た め ，実 際 に 機能損傷に至るには余裕があるものと考えられる。
(3)

有効性評価における事故シーケンスグループとしての取り扱い
本 事 故 シ ー ケ ン ス の 発 生 頻 度 は （ 2） の 保 守 性 も 含 め た 評 価 で も3.2×10 − ８ ／ 炉 年 で あ り ， 全 炉 心 損 傷 頻 度 （ 7.5×10 − ５ ／ 炉 年 ） に
対 し て 0.1％ 未 満 と 小 さ い 。
た だ し ，(2)の と お り ，主 蒸 気 ド レ ン 弁（ 外 側 ）の 下 流 側 配 管（ 耐震 Ｂ ク ラ ス ） に つ い て ， 地 震 動 の 大 き さ に 限 ら ず 損 傷 確 率 を 1.0
としており，実際には一定の裕度が確保されていること，主蒸気隔離弁及び主蒸気ドレン弁について，評価に用いている機能維持
加速度に一定の裕度が確保されているものと考えられることから，
実際には本事故シーケンスの発生頻度は更に低くなると判断できる。
以上を総合的に勘案した上で，本事象については，有意な頻度又は影響をもたらす事故シーケンスグループとして新たに追加することは不要と判断した。

2.7

防潮堤損傷

(1)

想定事故シナリオ
津波波力により防潮堤が損傷し，多量の津波が敷地内に浸水することで，非常用海水ポンプが被水・没水して最終ヒートシンクが喪失するとともに，屋内外の施設が広範囲にわたり機能喪失し別紙 2-16

て炉心損傷に至る事故シーケンスである。実際には津波波力による防潮堤の損傷の程度により，発生する事象の厳しさは以下のとおりの範囲を有している。
＜小規模な損傷の場合＞
T.P. ＋ 24m を 超 え る 津 波 に よ り 防 潮 堤 の 一 部 が 損 傷 し た 場 合
は ，原 子 炉 建 屋 へ の 浸 水 箇 所 や 浸 水 量 の 程 度 に よ っ て は ，原 子 炉
隔離時冷却系による原子炉注水に期待できる場合がある。
＜大規模な損傷の場合＞
T.P.＋ 24m を 超 え る 津 波 に よ り 防 潮 堤 が 倒 壊 す る 等 ，大 規 模 な損傷が発生した場合は，敷地内に多量の津波が浸水することで，屋内外の施設が広範囲にわたり機能喪失して炉心損傷に至る。
【 炉 心 損 傷 頻 度 】 3.3×10 − ７ ／ 炉 年 （ 点 推 定 値 ）【 全 炉 心 損 傷 頻 度 へ の 寄 与 割 合 】 0.4％
(2)

フラジリティ評価の保守性
今回のフラジリティ評価では，津波高さが防潮堤耐力を確認して い る T.P.＋ 24.0m を 超 え た 時 点 で 防 潮 堤 の 損 傷 確 率 を 1.0 と 仮
定 し て い る が ， 実 際 に は T.P.＋ 24.0m を 超 え る 津 波 に 対 し て も ある一定程度は防潮堤が健全であると考えられるため，保守性を有していると考えられる。
(3)

有効性評価における事故シーケンスグループとしての取扱い
本 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ の 炉 心 損 傷 頻 度 は 3.3×10 − ７ ／ 炉 年

で あ り ， 全 炉 心 損 傷 頻 度 （ 7.5×10 − ５ ） に 占 め る 割 合 が 1％ 未 満 と小さい。また，防潮堤損傷時は敷地内に多量の津波が流入することにより，屋内外の施設が広範囲にわたり機能喪失することが考えられるが，津波による影響の程度を特定することが難しく，不別紙 2-17

確かさが大きいため，新たな事故シーケンスグループとして追加する必要はないと判断した。

3.

まとめ
地震・津波ＰＲＡ特有の事故シーケンスについては，本来は，Ｐ

ＲＡ評価においても，損傷の程度に応じて影響緩和系による事象収束可否を詳細に評価することが望ましいが，現段階では損傷の規模や範囲の特定は困難かつ不確実さが大きく，これら事故シーケンスが発生した場合の事象進展，対策の成立性などについて評価を行う
ことが現実的ではないことから，保守的に炉心損傷に直結するものとして取り扱うこととしている。
これらの事故シーケンスについては，保守的に実施した今回の地
震・津波ＰＲＡにおいても，発生頻度や全炉心損傷頻度に対する寄与割合は小さく，さらに，現実的な耐力や事故シナリオを考慮する
ことにより，その多くの場合は，炉心損傷に至らないか，すでに想定されている事故シーケンスグループに包含されるものと考えられる。
また，各事故シーケンスが発生した際の影響については，炉心損傷に至らない小規模な事象から，地震により建屋全体が崩壊し内部の安全系機器・配管の全てが機能を喪失するような深刻な事故や，津波により屋内外の施設が広範囲にわたり機能喪失する事故まで，事象発生時にプラントに及ぼす影響は大きな幅を有する。したがって，これらの地震・津波ＰＲＡ特有の事故シーケンスは，炉心損傷防止対策の有効性評価の事故シーケンスグループとして単独で定義するものではなく，発生する事象の程度や組合せに応じて対応して
別紙 2-18

いくべきものである。具体的には，炉心損傷に至らない小規模な事
象の場合には，使用可能な炉心損傷防止対策や格納容器破損防止対策を柔軟に活用することが可能であったり，建屋全体が崩壊し内部の安全系機器・配管の全てが機能喪失するような深刻な事故の場合には，可搬型のポンプ・電源，放水砲等を駆使した大規模損壊対策
による対応も含め，臨機応変に影響緩和対策を試みることで対応していくことが可能と考えられる。
以上のとおり頻度及び影響の観点から検討した結果，これらの事
故シーケンスについては，設置許可基準規則の解釈に基づき想定す
る事故シーケンスグループと比較して，新たに追加する必要はないと総合的に判断した。
以上【参考文献】[1] (財 )原 子 力 発 電 技 術 機 構

原子力発電施設耐震信頼性実証に関する報告書，配管系終局強度， 平 成 10 年 度 〜 平 成 15 年 度

別紙 2-19

第 1表
事故シーケンス

原子炉圧力容器損傷

起因事象／

設備

損傷モード

原子炉圧力容器

構造損傷

影響緩和機能原子炉圧力容器損傷

ＦＶ重要度

原子炉圧力容器スタビ

格納容器バイパス

蒸気乾燥器支持ブラケット付根部

ＨＣＬＰＦ
（ G）

ＦＶ重要度

1 .2 91 .0 E -0 2

構造損傷

ロッド

1 .59

9 .2 E- 0 4

原子炉遮へい壁

構造損傷

開口集中部

1 .81

1 .8 E- 0 4

主蒸気ドレン弁（外側）

機能損傷

―

1 .15

9 .9 E- 0 5

原子炉隔離時冷却系配

構造損傷

配管本体

2 .63

2 .0 E- 0 5

機能損傷

―

1 .4 7

1 .4 E- 0 5

ライザ
格納容器バイパス

評価部位

管

別紙 2-20

給水逆止弁※（鉛直方向評価）（ 2 .3 2 ）

主蒸気隔離弁

機能損傷

―

2 .99

1 .9 E- 0 6

原子炉冷却材浄化系配

構造損傷

配管本体

3 .58

5 .4 E- 0 7

主蒸気系配管

構造損傷

配管本体

3 .75

3 .3 E- 0 7

給水配管

構造損傷

配管本体

5 .47

3 .4 E- 1 0

主蒸気ドレン弁（内側）

機能損傷

―

5 .35

2 .6 E- 1 0

原子炉隔離時冷却系蒸

機能損傷

―

3 .9 6＜ 1 .0 E - 16

管

気隔離弁
原子炉冷却材浄化系隔※（鉛直方向評価）（ 6 .2 5 ）

機能損傷

―

6 .81

＜ 1. 0E - 16

構造損傷

配管本体

7 .00

＜ 1. 0E - 16

離弁
主蒸気ドレン配管（内側）※

鉛直方向のフラジリティを水平方向に換算した値

原子炉圧力容器スタビライザ

格納容器スタビライザ
格納容器

原子炉圧力容器
格納容器上部シアラグ
原子炉遮へい壁ダイアフラムフロア

ドライウェル
原子炉圧力容器ペデスタル

格納容器下部シアラグ
サプレッションチェンバ

第１図

格 納 容 器（ 格 納 容 器 ス タ ビ ラ イ ザ ，下 部 シ ア ラ グ ）の 概 要 図

別紙 2-21

原子炉圧力容器
スタビライザブラケット

原子炉圧力容器内壁

蒸気乾燥器
支持ブラケット

蒸気乾燥器
支持ブラケット

蒸気乾燥器

蒸気乾燥器支持ブラケット構造図
原子炉圧力容器
スタビライザブラケット

原子炉遮へい壁

気水分離器

原子炉圧力容器炉心
原子炉圧力容器
スタビライザ

格納容器

格納容器
スタビライザ

原子炉圧力容器
スタビライザブラケット

原子炉遮へい壁
原子炉圧力容器原子炉圧力容器スタビライザ構造図
第 2図

原子炉圧力容器（蒸気乾燥器支持ブラケット，
原子炉圧力容器スタビライザ）の概要図

別紙 2-22

別紙 3
諸外国における炉心損傷防止対策の調査結果について

1.

調査方法
諸外国（米国及び欧州）の既設プラントにおいて整備している先進的な炉心損傷防止対策について，以下の書類等から調査を実施した。
・原子力規制機関（米国ＮＲＣ，ドイツＢＭＵ等）の規制要求文書
・米国における最終安全解析書（ＦＳＡＲ）等の事業者文書
・欧州におけるストレステスト報告書
また，原子力規制関係の調査委託会社の提携先である国外コンサル
ティング機関から得られる情報，国外原子力関係者を招いたセミナー
での情報，国外原子力プラントの視察情報等についても調査を実施した （ 図 1 参 照 ）。

2.

調査結果
調査可能な範囲内で得られた国外既設プラントにおける炉心損傷防止 対 策 に つ い て ，東 海 第 二 発 電 所 の 対 策 と 比 較 し た 結 果 を 表 1 に 示 す 。
な お ，表 1 で は 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ ご と に 対 策 を 整 理 し て い る が ，
国外既設プラントにおける炉心損傷防止対策については，各対策のサ
ポート系等の詳細な情報が一部公開されていないため，各事故シーケ
ンスグループの条件下で使用可能か判断できない対策については使用可能と仮定して記載している。
表 1 のとおり，東海第二発電所の対策は，全ての事故シーケンスグ
ループにおいて，国外既設プラントで整備されている対策と同等であることを確認した。
なお，「 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 時 注 水 機 能 喪 失 」の 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ に つ いては，諸外国においても全ての破断面積に対して炉心損傷を防止できるような設備対策はとられていないことを確認した。
別紙 3-1

【原子力規制機関の規制要求文書】【事業者文書】
・米国の最終安全解析書（ＦＳＡＲ）
・米国の個別プラントの安全解析評価（ＩＰＥ）【米国】
原子力規制委員会（ＮＲＣ）
・連邦規則（１０ＣＦＲ）
・ Regulatory Guide

等
等

【ドイツ】
環境・自然保護・原子炉安全省（ＢＭＵ）
・ＢＭＵ規則指針
・原子力安全委員会（ＲＳＫ）勧告
・原子力技術基準委員会（ＫＴＡ）技術基準

別紙 3-2

等【欧州ストレステスト報告書】
・各国の規制当局によるストレステスト国別最終報告書
・ストレステスト欧州ピアレビュー報告書
・ストレステスト後のアクションプラン
等【スウェーデン】
放射線安全機関（ＳＳＭ）
・ＳＳＭ規制コード（ＳＳＭＦＳ）
等【フィンランド】
放射線防護・原子力安全センター（ＳＴＵＫ）
・ 安 全 設 計 審 査 指 針 （ Guide YVL 1.0）
等

図 1

【その他】
・国外コンサルティング会社による聞き取り情報
・国外関係者を招いて行ったセミナーでの説明資料
・国外原子力プラント視察から得られる情報
等

諸外国における炉心損傷防止対策の調査対象

表1
分類
1

事故シーケンスグループ
高圧・低圧注水
機能喪失

機能
炉心冷却

東海第二発電所
・常設低圧代替注水ポンプ
・常設高圧代替注水ポンプ
・代替循環冷却ポンプ
・復水ポンプ・電動消火ポンプ・ディーゼル駆動消火ポンプ
・復水移送ポンプ
・制御棒駆動水圧系ポンプ
・ほう酸水注入系ポンプ

・可搬型代替注水大型ポンプ

高圧注水・減圧
機能喪失

炉心損傷防止対策に係る設備又は操作
米国
ドイツ・ディーゼル駆動消火ポ ・独立非常用系の中圧注入ポンプ
ンプ(RHR 経由)
・高圧サービス水系（RHR ・サービス水系（RHR 経経由）由）・RHRSW (RHR 経由)
・復水ポンプ（給水ポンプ バイ パ ス ラ イ ン 追・制御棒駆動機構ポンプ設）
・復水ポンプ・インターナルポンプ・
シール水系ポンプ・ほう酸水注入系ポンプ
・制御棒駆動水系ポンプ
・サプレッションプール
ドレンポンプ（RHR 経
由）・1 次系満水ポンプ
・可搬型ポンプ
・防火用水タンク
・飲料水系
・復水貯蔵タンクへの補給-脱塩水貯蔵タンク，
復水器 H/W，燃料プール，他ユニット貯蔵
タンク-消火用水系，公共の消火水，水道水等

・可搬型消火ポンプ（サービス水系-RHR 経由）
・河川水・復水貯蔵タンクへの補給-消火用水・ほう酸溶液タンクへの
補給
-消火用水

スウェーデンフィンランド・火災用ポンプ，ブース
ターポンプ（専用電源有り）

・可搬型ポンプ−
・脱塩水タンクへの補給
-脱塩水系
-消火系
・消火系への補給-純水系（重力による移送）

・代替淡水貯槽・復水貯蔵タンク・淡水貯水池・ろ過水貯蔵タンク
・純水貯蔵タンク・原水タンク・海水・代替淡水貯槽への補給-淡水貯水池，海水等

まとめ

上述の調査結果より，東海第二発電所の対策は，諸外国の既設プラントで整備されている対策と同等であることを確認した。

原子炉減圧

・過渡時自動減圧機能
・原子炉減圧機能の信頼性向上-非常用蓄電池の増強-予備の高圧窒素ガスボンベ-窒素発生装置

まとめ

上述の調査結果より，東海第二発電所の対策は，諸外国の既設プラントで整備されている対策と同等であることを確認した。

・過渡時の減圧自動化ロジック
・自動減圧機能の信頼性向上-追加直流電源-追加の窒素供給系-ケーブル性能の確保注)

・多様化炉容器減圧系（11 個の逃がし安全弁のうち 3 個に電動弁に よる バ イ パ ス ラ イ
ンを追設）

対策の概要
欧米では，既設又は追設する常設ポンプ及び可搬型ポンプによる多様な代替炉心冷却手段を整備している。
東海第二発電所においても，既設，追設する常設
ポンプ及び可搬型ポンプによる代替炉心冷却手段
を対策としている。

−

給水源

別紙 3-32

諸外国における炉心損傷防止対策と東海第二発電所の対策との比較（1／6）

・過渡時の減圧自動化ロ
ジック

・脱塩水タンクへの補給-消火系
・消火系への補給-原水池・減圧機能の信頼性向上-バックアップ用窒素ボンベ-消火系からの水圧による開欧米では，既設タンクへの補給手段の確保や河川水等の給水源を整備している。
東海第二発電所においては，耐震性のあるタンクの追設，タンクへの補給手段及び複数の代替淡水源（淡水貯水池等）を整備することとしている。

欧米では，過渡時自動減圧ロジックの追加や自動減圧機能の信頼性向上対策を整備している。また，
米国ではシビアアクシデント時の温度環境下において，減圧機能に必要なケーブルが機能を維持できることを評価している
東海第二発電所においても，過渡時自動減圧機能の追加及び原子炉減圧機能の信頼性向上対策を整備することとしている。また，シビアアクシデント時の減圧機能に必要なケーブルについては，過酷な条件下で機能維持可能であるよう対応することとしている。

下線部：有効性評価において有効性を確認する対策
注：本件は，米国において NRC の要請によって実施された，内部事象に対する個別プラント評価（IPE）に関連して，NRC により出された Generic Letter 88-20 追補 1 の添付 2 より抽出したもの

表1
分類
3

事故シーケンスグループ
全交流動力電源
喪失

機能
電源設備
（交流電
源）

電源設備
（直流電
源）

東海第二発電所
・常設代替高圧電源装置

諸外国における炉心損傷防止対策と東海第二発電所の対策との比較（2／6）
炉心損傷防止対策に係る設備又は操作
米国
ドイツ
スウェーデン
・非常用ディーゼル発電 ・独立非常用系用ディー ・ガスタービン発電機機の追加設置
ゼル発電機
・ガスタービン発電機

フィンランド・非常用ディーゼル発電機の信頼性向上-起動用バッテリ追設-燃料タンクの配備-除熱系を 2 系統（海水，空冷）設置・非常用ディーゼル発電機の追加
・ガスタービン発電機

別紙 3-4・可搬型代替低圧電源車

・可搬型ディーゼル発電機

・可搬型ディーゼル発電機

・可搬型ディーゼル発電機

・可搬型発電機・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機から非常用母線への電源
融通・ユニット間の交流電源
クロスタイ・水力発電ユニット

・隣接ユニット間での交流電源の接続・第 3 の送電線（地中埋設）

・小型可搬型ディーゼル
発電機（サイト外）

・ユニット間の交流電源
クロスタイ・近隣発電所からの受電・地域電力会社からの受電

・非常用蓄電池の給電時間延長-バッテリ容量増加-負荷の切り離し・緊急用蓄電池
・代替交流電源による非常用直流電源の確保-常設代替高圧電源装置，高圧炉
心スプレイ系ディーゼル発電
機からの電源融通
・代替交流電源による緊急用直流電源の確保-エンジン発電機による給電
・可搬型代替直流電源設備（可搬型整流器及び可搬型代替低圧電源車）

・非常用バッテリの給電
時間延長-バッテリ容量増加-不要負荷の切り離し-非安全関連バッテリの設置（非常用バッ
テリの負荷軽減）

・バッテリ容量の増加
・独立非常用系バッテリ

・不要負荷の切り離しによるバッテリ容量保持・携帯型バッテリから所
内バッテリへの充電

・可搬型ディーゼル発電機 から バ ッ テ リ へ の充電

炉 心 冷 却 ・原子炉隔離時冷却系ポンプ（ 交 流 電 ・常設高圧代替注水ポンプ
源復旧前） ・ディーゼル駆動消火ポンプ

・可搬型代替注水大型ポンプ

下線部：有効性評価において有効性を確認する対策−

・原子炉隔離時冷却系ポ ・原子炉隔離時冷却系ポンプ
ンプ
・ディーゼル駆動消火ポ
ンプ
・SBO の影響を受けないポンプ（サービス水系- 給水 系経 由の 注 水）
（水源：河川，湖，貯水池，海など）・可搬型ポンプ

・可搬型消火ポンプ（サービス水系-RHR 経由）

・SA 設備への給電バッ
テリ

欧米では，常設又は可搬型の代替直流電源設備を整備しており，非常用バッテリについては，容量増加及び不要負荷の切り離しにより給電可能時間を延長させる対策を整備している。
東海第二発電所においても，常設及び可搬型の代
替直流電源設備を整備することとしており，常設の非常用蓄電池については，容量増加及び負荷の切り離しにより給電可能時間を延長させる対策を整備することとしている。また，代替の交流電源から充電器を介した直流電源の給電方法を整備することとしている。

・可搬型発電機からバッ
テリへの充電・蒸気タービン駆動の高圧注入系−

・可搬型ポンプ−対策の概要
欧米では，常設及び可搬型の代替交流電源設備並
びに隣接ユニット間の電源融通等を整備している。
東海第二発電所においても，常設及び可搬型の代
替交流電源設備を整備することとしている。また，
東海第二発電所は単独立地プラントであるため，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機から非常用母線への電源融通を整備している。

欧米では，交流電源に依存しない常設又は可搬型ポンプによる代替炉心冷却手段を整備している。
東海第二発電所においても，交流電源に依存しない常設及び可搬型ポンプによる代替炉心冷却手段を整備することとしている。

表1
分類
3

事故シーケンスグループ
全交流動力電源喪失

機能東海第二発電所
炉 心 冷 却 ・原子炉隔離時冷却系ポンプ（ 交 流 電 ・常設高圧代替注水ポンプ
源復旧後） ・ディーゼル駆動消火ポンプ
・常設低圧代替注水ポンプ

・可搬型代替注水大型ポンプ

最終ヒー
トシンク

・格納容器圧力逃がし装置（手動操作可能）
・耐圧強化ベント系（手動操作可
能）

諸外国における炉心損傷防止対策と東海第二発電所の対策との比較（3／6）
炉心損傷防止対策に係る設備又は操作
米国
ドイツ
スウェーデン・原子炉隔離時冷却系ポ ・原子炉隔離時冷却系ポ ・蒸気タービン駆動の高
ンプ
圧注入系
ンプ
・ディーゼル駆動消火ポ ・独立非常用系の中圧注
ンプ
入ポンプ
・SBO の影響を受けないポンプ（サービス水系- 給水 系経 由の 注 水）
（水源：河川，湖，貯水池，海など）・可搬型ポンプ

別紙 3-5・代替格納容器スプレイ-ディーゼル駆動消火ポンプ−

・フィルタベント系（手動操作可能）
・独立非常用系（ヒ−ト
シンク：冷却塔，地下水，河川）・必須サービス水系（ヒートシンク：河川）・フィルタベント系（ラプチャディスクによる自動起動）

・フィルタベント系（ラプチャディスク）・フィルタを経由しない
大容量圧力逃がし装置（ラプチャディス
ク）
・代替最終ヒートシンク（冷却塔及び既存ポンプの利用）−−−−

・代替格納容器スプレイ-火災防護系のディー
ゼル駆動ポンプ

・代替格納容器スプレイ-火災防護系ポンプ（専用 DG 有）・代替格納容器スプレイ-ディーゼル駆動消火ポンプ-常設低圧代替注水ポンプ（交流電源の復旧が必要）-代替循環冷却ポンプ（交流電源の復旧が必要）・代替格納容器スプレイ
・代替格納容器スプレイ-可搬型代替注水大型ポンプ-可搬型ポンプ−対策の概要
ドイツ及びフィンランドでは，専用の電源により動作可能なポンプを整備している。
東海第二発電所においても，代替交流電源により動作可能な常設低圧代替注水ポンプを整備することとしている。

・可搬型ポンプ

・可搬型消火ポンプ（サービス水系-RHR 経由）

・耐圧強化ベント系（手動操作可能）
・ 原 子炉冷 却 材 浄化 系
(S/P 除熱)・緊急用海水系（残留熱除去系又は代替循環冷却系を利用するため，交流電源の復旧が必要）格納容器
注水

フィンランド・火災用ポンプ，ブース
ターポンプ（専用電源有り）

・S/P への注水-可搬型消火ポンプ（サービス水系-RHR
経由）

・代替格納容器スプレイ-可搬型ポンプ

1 と同様

1 と同様

−

欧米では，交流電源がなくても動作可能なフィル
タベント系や耐圧強化ベント系を整備しており，大気を最終ヒートシンクとする対策をとっている。また，代替交流電源により動作可能な最終ヒートシン
クを整備している。
東海第二発電所においても，交流電源がなくても動作可能な格納容器圧力逃がし装置及び耐圧強化
ベント系を整備することとしており，大気を最終ヒートシンクとする対策としている。また，緊急用海水系を整備することとしている。

欧米では，交流電源に依存しない常設又は可搬型ポンプによる代替格納容器スプレイ手段を整備している。また，専用電源を持つポンプによる代替格
納容器スプレイ手段を整備している。
東海第二発電所においても，交流電源に依存しない常設及び可搬型ポンプによる代替格納容器スプレイ手段を整備することとしている。また，代替電
源から給電する低圧代替注水ポンプによる代替格
納容器スプレイ手段を対策としている。

給水源
1 と同様
まとめ

1 と同様

1 と同様

上述の調査結果より，東海第二発電所の対策は，諸外国の既設プラントで整備されている対策と同等であることを確認した。

下線部：有効性評価において有効性を確認する対策

1 と同様

表1
分類
4-1

事故シーケンスグループ
崩壊熱除去機能喪失（取水機能
喪失）

機能
最終ヒー
トシンク

諸外国における炉心損傷防止対策と東海第二発電所の対策との比較（4／6）

東海第二発電所
・格納容器圧力逃がし装置
・耐圧強化ベント系
・ドライウェル内ガス冷却装置

米国

炉心損傷防止対策に係る設備又は操作
ドイツ

スウェーデン

3 と同様

3 と同様

3 と同様

3 と同様

欧米では，フィルタベント系や耐圧強化ベント系を整備しており，大気を最終ヒートシンクとする対策をとっている。また，冷却塔等の代替最終ヒート
シンクを整備している。
東海第二発電所においても，格納容器圧力逃がし装置及び耐圧強化ベント系を整備することとしており，大気を最終ヒートシンクとする対策としている。また，緊急用海水系を整備することとしている。

1 と同様※

1 と同様※

1 と同様※

1 と同様※

1 と同様

・代替格納容器スプレイ-ディーゼル駆動消火
ポンプ

・D/W，W/W スプレイ-サービス水系・代替格納容器スプレイ-火災防護系のディー
ゼル駆動ポンプ

・代替格納容器スプレイ-火災防護系ポンプ（専用 DG 有）・代替格納容器スプレイ-可搬型代替注水大型ポンプ

・代替格納容器スプレイ-可搬型ポンプ・S/P への注水-可搬型消火ポンプ（サービス水系-RHR
経由）

・代替格納容器スプレイ-可搬型ポンプ

1 と同様

1 と同様

1 と同様

1 と同様

・緊急用海水系

炉心冷却

別紙 3-6

格納容器
注水

対策の概要

フィンランド・常設低圧代替注水ポンプ
・代替循環冷却ポンプ
・常設高圧代替注水ポンプ
・電動消火ポンプ・ディーゼル駆動消火ポンプ
・復水移送ポンプ・ほう酸水注入系ポンプ
・可搬型代替注水大型ポンプ

・代替格納容器スプレイ-常設低圧代替注水ポンプ-代替循環冷却ポンプ-電動消火ポンプ-ディーゼル駆動消火ポンプ-復水移送ポンプ※取水機能の喪失により動作できないものは除く。
欧米では，常設又は可搬型ポンプによる代替格納容器スプレイ手段を整備しており，格納容器スプレ
イ機能を多様化している。
東海第二発電所においても，常設及び可搬型ポン
プによる代替格納容器スプレイ手段を整備することとしており，格納容器スプレイ機能の多様化を対策としている。

−

給水源

まとめ

1 と同様

上述の調査結果より，東海第二発電所の対策は，諸外国の既設プラントで整備されている対策と同等であることを確認した。

下線部：有効性評価において有効性を確認する対策

1 と同様

表1
分類
4-2

事故シーケンスグループ
崩壊熱除去機能喪失（RHR 機能喪
失）

機能
最終ヒー
トシンク

諸外国における炉心損傷防止対策と東海第二発電所の対策との比較（5／6）

東海第二発電所
・格納容器圧力逃がし装置
・耐圧強化ベント系
・ドライウェル内ガス冷却装置

米国

炉心損傷防止対策に係る設備又は操作
ドイツ

スウェーデン

対策の概要

フィンランド

4-1 と同様

4-1 と同様

4-1 と同様

4-1 と同様

欧米では，フィルタベント系や耐圧強化ベント系を整備しており，大気を最終ヒートシンクとする対策をとっている。また，冷却塔等の代替最終ヒート
シンクを整備している。
東海第二発電所においても，格納容器圧力逃がし装置及び耐圧強化ベント系を整備することとしており，大気を最終ヒートシンクとする対策としてい
る。

1 と同様

1 と同様

1 と同様

1 と同様

1 と同様

1 と同様

4-1 と同様

4-1 と同様

4-1 と同様

4-1 と同様

4-1 と同様

4-1 と同様

1 と同様

1 と同様

1 と同様

1 と同様

1 と同様

1 と同様

炉心注水

格納容器
注水
給水源

5

原子炉停止機能喪失

上述の調査結果より，東海第二発電所の対策は，諸外国の既設プラントで整備されている対策と同等であることを確認した。

原子炉停
止

・ほう酸水注入系（自動） ・ 緊急 ほ う酸 水 注入 系
・ほう酸水注入系（手動）・代替原子炉再循環ポンプトリッ ・ほう酸水注入系のほう（手動）
酸濃度の増加プ機能・代替制御棒挿入機能
・CRD 系，原子炉冷却材
浄化系によるほう酸
水注入・代替制御棒挿入回路
・ATWS 原子炉再循環ポ
ンプトリップ・MSIV 閉後 ATWS 時の炉圧高で給水ポンプト
リップロジック追加

まとめ

上述の調査結果より，東海第二発電所の対策は，諸外国の既設プラントで整備されている対策と同等であることを確認した。

別紙 3-7

まとめ

6

LOCA 時注水機能喪失

欧米では，代替制御棒挿入回路及び原子炉再循環
・ほう酸水注入系（手動 ・ほう酸水注入系（自動）ポンプトリップ回路の導入や，ほう酸水注入系を整又は自動）備している。
・バックアップスクラム
東海第二発電所においても，代替原子炉再循環ポ回路（制御棒の電動挿
ンプトリップ機能及び代替制御棒挿入機能を導入
入，再循環ポン プ減することとしている。また，ほう酸水注入系を整備
速）
している。

炉心冷却
1 と同様

1 と同様

1 と同様

1 と同様

1 と同様

1 と同様

原子炉減
圧

2 と同様

2 と同様

2 と同様

2 と同様

2 と同様

2 と同様

最終ヒー
トシンク

4-1 と同様

4-1 と同様

4-1 と同様

4-1 と同様

4-1 と同様

4-1 と同様

格納容器
注水

4-1 と同様

4-1 と同様

4-1 と同様

4-1 と同様

4-1 と同様

4-1 と同様

1 と同様

1 と同様

1 と同様

1 と同様

1 と同様

1 と同様

給水源
まとめ

上述の調査結果より，東海第二発電所の対策は，諸外国の既設プラントで整備されている対策と同等であることを確認した。
なお，「LOCA 時注水機能喪失」において，炉心損傷を防止するためには，LOCA の破断面積によっては大容量のポンプが自動的に動作する必要があるが，そのような対策は確認できなかったことから，諸外国においても全ての破断面積の大きさに対応できるような設備対策は取られていないことを確認した。

下線部：有効性評価において有効性を確認する対策

表1
分類
7

事故シーケンスグループ
インターフェイ
スシステム LOCA

機能

東海第二発電所

諸外国における炉心損傷防止対策と東海第二発電所の対策との比較（6／6）

米国

炉心損傷防止対策に係る設備又は操作
ドイツ

スウェーデンフィンランド

炉心冷却

格納容器
バイパス
防止等

まとめ

・健全な原子炉注水設備で対応

・既存設備で対応

・破損個所の検出，隔離（既設の計装）
・原子炉減圧，水位制御・破損個所の検出，隔離（既設の計装）
・原子炉の減圧（破断口からの流出量低減）

−

−

−

−

−

・隔離弁の自動閉止又は代 替隔 離 弁 の 閉 止 によ る格 納 容 器 隔 離 機
能の確保

上述の調査結果より，東海第二発電所の対策は，諸外国の既設プラントで整備されている対策と同等であることを確認した。

下線部：有効性評価において有効性を確認する対策

対策の概要
米国では，既存設備を用いて炉心冷却を実施するとしている。
東海第二発電所においては，健全な原子炉注水設
備（既設ポンプ，新設ポンプ）を用いて炉心冷却を実施することとしている。
米国では，既存の計装等から破損個所の検出，隔離手段と，原子炉の減圧手順を整備しており，破断個所からの流出量を低減している。ドイツにおいては，格納容器隔離手段として代替隔離弁を設置している。
東海第二発電所においては，米国と同様に，既存の計装等から破損個所の検出，隔離手段と，原子炉の減圧手順を整備することとしており，破断個所からの流出量低減を対策としている。

別紙 3-8

別紙 4
ＴＢＷシーケンスの炉心損傷防止対策及び着眼点に基づく評価を踏まえた重要事故シーケンスの選定について

ＴＢＷシーケンスは，高圧炉心スプレイ冷却系による炉心冷却に成功するが，非常用電源の喪失により崩壊熱除去機能が喪失し，炉心損傷に至るシーケンスである。東海第二発電所の出力運転時内部事象レベル１ＰＲＡでは，ＴＢＷシ
ーケンスはＴＷシーケンスの一部として整理している。
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」に分類されるＴＢＷシーケ
ンス(電源喪失による崩壊熱除去機能喪失)に対する炉心損傷防止対策，及び着眼点に基づく評価を踏まえた重要事故シーケンスの選定について以下に示す。

1.

ＴＢＷシーケンスの炉心損傷頻度
ＴＢＷシーケンスの炉心損傷頻度を表１に示す。表１に示すとおり，ＴＢ
Ｗシーケンスは事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」のドミナン
トシーケンスとはならないが，事故シーケンスグループ別炉心損傷頻度に対して約 7.9％の寄与を持っている。

表1

ＴＢＷシーケンスの炉心損傷頻度
炉心損傷頻度
（ＣＤＦ）
（／炉年）

ＴＷ

ＴＢＷ
ＴＢＷ
(ＳＲＶ再閉鎖失敗)

全ＣＤＦへの寄与割合

事故シーケンス
グループ別ＣＤＦ
への寄与割合6.0E-05

99.8％

100％

4.7E-06

7.8％

7.8％

2.5E-08

<0.1％

<0.1％

別紙 4-1

2.

「崩壊熱除去機能喪失」に対応する炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」に対応する炉心損傷防止対策については，「残留熱除去系が故障した場合」及び「取水機能が喪失した場合」を想定し，以下の炉心損傷防止対策の有効性を確認している。
「残留熱除去系が故障した場合」：
・格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント「取水機能が喪失した場合」：
・緊急用海水系（常設代替高圧電源装置による給電）

このうち，「残留熱除去系が故障した場合」を想定して有効性を確認している格納容器圧力逃がし装置については，系統構成に必要な電動弁等は常設
代替高圧電源装置から緊急用母線を介して給電可能な設計としており，現場での手動開操作も可能であることから，外部電源及び非常用電源（区分Ⅰ，Ⅱ）が喪失しているＴＢＷシーケンスにおいても有効な対策である。また，耐圧強化ベントについても，常設代替高圧電源装置からの電源融通による非常用母線の受電操作又は現場での手動開操作を行うことにより，同じくＴＢ
Ｗシーケンスにおいても有効な対策となる。
「取水機能が喪失した場合」を想定して有効性を確認している緊急用海水系については，常設代替高圧電源装置からの電源融通による非常用母線の受電及び緊急用海水系を用いた残留熱除去系による対応の有効性を確認しており，ＴＢＷシーケンスにおいても有効な対策である。
さらに，ＴＢＷシーケンスについては，常設代替高圧電源装置からの電源融通による非常用母線の受電により，緊急用海水系を用いずとも，残留熱除去系海水系を用いた残留熱除去系による対応にも期待できる。

別紙 4-2

3．審査ガイド記載の着眼点に基づく評価
ＴＢＷシーケンスの審査ガイド記載の着眼点に対する評価について，重要事故シーケンスとして選定したＴＷシーケンス（過渡事象＋ＲＨＲ失敗）と比較した結果を表 2 に示す。また，ＴＢＷシーケンスの各着眼点に対する考え方について以下に示す。

a.

共通原因故障，系統間依存性の観点
ＨＰＣＳ用電源（区分Ⅲ）は健全だが，非常用電源の喪失により電源を必要とする設備（区分Ⅰ，Ⅱ）が機能喪失することから「高」とした。

b.

余裕時間の観点
外部電源喪失により原子炉が自動停止するため，原子炉を手動停止させるシーケンスと比較して事象進展が早いことから「高」とした。

c.

設備容量の観点
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「高」とした。

d.

代表性の観点ＴＢＷシーケンスの炉心損傷頻度は 4.8E-06／炉年程度であり，崩壊熱除去機能喪失の事故シーケンスグループの炉心損傷頻度（6.0E-05／炉
年）に対して 1％以上の寄与があるため，「中」とした。

別紙 4-3

表2
シーケンス

着眼点に基づく整理
着眼点

対応する主要な
炉心損傷防止対策

a

b

c

d

低

高

高

高

高

高

高

中

・格納容器圧力逃がし装置
ＴＷ

又は耐圧強化ベント

備考「過渡事象＋RHR 失敗」
における評価のとおり

・緊急用海水系
以下はＴＢＷに有効な対策
ＴＢＷ

・常設代替高圧電源装置

上記 3．に記載のとおり＋残留熱除去系

表 2 に示すとおり，ＴＷとＴＢＷを区別した場合，審査ガイドに記載の着眼点の「高」の数はＴＷとＴＢＷで同じとなるが，「中」の数が多いのはＴＢＷとなる。
ただし，2.で示したとおり，有効性を確認する主要な炉心損傷防止対策は
ＴＢＷシーケンスに対しても有効となっており，「取水機能が喪失した場合」の有効性評価では，取水機能喪失に伴う全交流動力電源喪失を仮定した評価を行うことでＴＢＷを包絡した評価を行っている。また，崩壊熱除去機能喪失に対する対策の有効性を確認する観点からは，非常用電源の喪失に伴い崩壊熱除去機能が喪失するＴＢＷシーケンスより，崩壊熱除去機能そのものが機能喪失するＴＷシーケンスを想定して評価することが適切であると考える。
これらのことを考慮すると，崩壊熱除去機能喪失における重要事故シーケ
ンスはＴＢＷシーケンスに対する対策の有効性も確認可能なシーケンスを選定しており，選定した重要事故シーケンスは妥当なものと考えている。

別紙 4-4

別紙 5
重大事故等対処設備の津波からの防護について

１．はじめに
東海第二発電所では，基準津波を超え敷地に遡上する津波（以下「敷地に遡上する津波」という。）に起因する事故シーケンスが抽出される。これらの事
故シーケンスに対する重大事故等対処設備の津波からの防護について説明する。

２．防護対象とする重大事故等対処設備（１）敷地に遡上する津波への対応に関する基本方針
敷地に遡上する津波に起因する事故シーケンスに対しては，津波による可搬型重大事故等対処設備のアクセス性への影響を考慮し，常設重大事故等対処設備による対応を基本方針とする。

（２）防護対象設備の選定
敷地に遡上する津波に対する防護対象設備として，この津波に起因する事
故シーケンスへの対応に必要な安全機能を有する常設重大事故等対処設備及び可搬型重大事故等対処設備を選定する。また，重大事故等対処設備による事故対応を実施する上で必要となる機能を有する設備についても防護対象設
備として選定する。選定した防護対象設備を表1に示す。

３．敷地に遡上する津波からの防護対策（１）津波高さの設定
重大事故等対処設備の防護設計において想定する津波高さは，防潮堤の健全性が維持される津波高さである T.P.＋24m※１を設定する。なお，この津波の年超過確率は約 3.3×10−７／年に相当する。
別紙 5-1※１：津波高さ（T.P.＋24m）は，仮想的に防潮堤位置に鉛直無限壁を設定した場合の防潮堤位置の最高水位である。

（２）敷地に遡上する津波からの防護対策
防護対象設備は，津波防護を実施した施設（以下「津波防護施設」という。）内に設置するか又は高所に設置することにより，敷地に遡上する津波から防護し，必要な機能を維持する。
津波防護施設で防護する場合は，解析上の不確かさを考慮して保守的に防潮堤がない条件で実施した津波遡上解析の結果を踏まえ，津波波力及び漂流物衝突荷重に対して津波防護施設の防護機能が損なわれない設計とする。
また，高所に設置する場合は，津波遡上解析の結果を踏まえ，津波が遡上しない場所に設置する。

別紙 5-2

表1
必要な安全機能

原子炉注水

格納容器注水／除熱

使用済燃料プール
注水／除熱

電 源

水 源
事故対応を実施する上で必要となる機能

必要な安全機能及び防護対象設備
防護対象設備
常設重大事故等対処設備
・原子炉隔離時冷却系
・高圧代替注水系
・逃がし安全弁・低圧代替注水系（常設）
・残留熱除去水系
・代替循環冷却系
・緊急用海水系・残留熱除去系
・代替循環冷却系
・緊急用海水系・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）・格納容器下部注水系（常設）・格納容器圧力逃がし装置
・代替燃料プール冷却系
・代替燃料プール注水系
・緊急用海水系
・所内常設直流電源設備
・常設代替高圧電源装置
・常設代替直流電源設備
・軽油貯蔵タンク・代替淡水貯槽・サプレッション・プール
・計装設備
・中央制御室及び居住性確保に必要な設備
・緊急用対策所及び居住性確保に必要な設備
・通信連絡設備

別紙 5-3

別紙 6
内部事象ＰＲＡにおける主要なカットセット及びＦＶ重要度に照らした重大事故等防止対策の有効性について

各事故シーケンスグループに分類される事故シーケンスについて，
炉心損傷又は格納容器破損に至る要因をカットセットレベルまで展開
し，炉心損傷頻度又は格納容器破損頻度への寄与割合の観点で整理し，主要なカットセットに対して重大事故等対処設備が有効であるか確認した。
また，事故シーケンスグループごとにＦＶ重要度を評価し，ＦＶ重要度が高い基事象に対する重大事故防止対策が有効であるか確認した。
以下に，内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡ，内部事象出力運転時
レベル１．５ＰＲＡ及び内部事象停止時レベル１ＰＲＡのカットセッ
トの分析結果及び内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡ、内部事象停止
時レベル１ＰＲＡにおいてＦＶ重要度が高い基事象に対して重大事故等対処設備が有効であるか確認した結果を示す。

別紙 6-1

1.

内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡ

1-1．

主要なカットセットに照らした重大事故等対処設備の有効性

(1)

選定条件
事故シーケンスの種類によっては展開されるカットセットが無数に存在するため，ここでは以下の基準を基に主要なカットセットを抽出した。
・ 炉 心 損 傷 頻 度 が 10 − ７ ／ 炉 年 以 上
・ 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 別 炉 心 損 傷 頻 度 へ の 寄 与 が 1％ 以 上
また，上記の条件を満たさないカットセットについても，各事
象シーケンスにおける上位 3 位までのカットセットを抽出し，重大事故等対処設備が有効であるか確認した。
確 認 結 果 を 第 1-1 表 〜 第 1-9 表 に 示 す 。
(2)

主要なカットセットの確認結果
第 1-1 表 〜 第 1-9 表 に 示 し た と お り ， 一 部 に 炉 心 損 傷 防 止 が 困

難な事故シーケンスが存在するものの，大半の事故シーケンスに対しては，主要なカットセットレベルまで展開しても，整備する
炉心損傷防止対策により炉心損傷を防止できることを確認した。
一 方 ， 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ の う ち ，「 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 時 注 水 機 能喪失」に含まれる事故シーケンスでは，故障モード又はＬＯＣＡの破断面積の大きさによっては有効性で考慮した対策では対応できない場合があることを確認した。
(3)

カットセットを踏まえた事故シーケンスへの対策の対応性
今回の分析では，各事故シーケンスグループのうち，主要な事

故シーケンスそれぞれについて支配的なカットセットを確認し，対策の有効性を定性的に考察した。なお，支配的なカットセット
別紙 6-2

であっても，事故シーケンスグループ全体の炉心損傷頻度に対しては小さな割合となる場合もあり，今回確認したカットセットの炉心損傷頻度の合計が事故シーケンスグループの炉心損傷頻度に占める割合は事故シーケンスグループによって異なる。全炉心損
傷 頻 度 か ら 見 る と ，「 崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 」 の 事 故 シ ー ケ ン ス グ
ル ー プ が 約 99.8 ％ を 占 め て お り ，「 崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 」 に つ いて は ， 炉 心 損 傷 頻 度 の 約 82％ の カ ッ ト セ ッ ト を 確 認 し た こ と か ら ，
全 炉 心 損 傷 頻 度 に 対 し て も ， 約 82％ の カ ッ ト セ ッ ト を 確 認 し ， 対策の有効性を定性的に確認したものと整理できる。
ま た ，「 崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 」 は 除 熱 機 能 の 喪 失 に よ っ て 格 納容器が先行破損し，炉心損傷に至ることから，対策としては除熱機能の多重化及び多様化が有効であると考えられる。除熱機能については，大気を最終ヒートシンクとする耐圧強化ベント及び格
納容器圧力逃がし装置を設置し，その機能を多様化している。耐圧強化ベント及び格納容器圧力逃がし装置は残留熱除去系等に対して独立した系統であり，共通原因による機能喪失のリスクを可能な限り低減している。このことから，全炉心損傷頻度の約99.8 ％ を 占 め る 「 崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 」 に 対 し て は 炉 心 損 傷 頻 度のほとんどの割合に対して，有効性評価で考慮した対策での対応が有効なものであると考えられる。
(2) で 述 べ た 有 効 性 評 価 で 考 慮 し た 対 策 で は 対 応 で き な い 場 合について，全炉心損傷頻度から見た場合は非常に小さい寄与では
あ る が ，「 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 時 注 水 機 能 喪 失 」 に お い て 中 破 断 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ を起因とするカットセットが抽出されており，ＬＯＣＡについては
破断面積の大きさが一定の範囲を超えるような場合は，炉心損傷
別紙 6-3

を防止することができないシーケンスとして整理している。これ
らの炉心損傷防止対策が有効に機能しないカットセットについて
は，格納容器破損防止対策により原子炉格納容器の閉じ込め機能に 期 待 で き る こ と を 確 認 す る こ と と し て い る 。 ま た ，「 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗」のカットセットとして抽出されている，計装系の故障及び人的過誤（注水不能認知失敗）
が重畳するカットセットについては，認知に失敗したまま長時間気づかないことは現実的には考え難く，これら認知失敗が含まれるカットセットの炉心損傷頻度は非常に小さくなっているものの，発生した場合は有効性評価で考慮した対応が困難である。
有効性評価で考慮した対策は，基本的に設計基準設備に対して多様化された，独立系統機能の追加であることから，これらの共用部分の故障を伴うカットセットが抽出されていない以上，有効性で考慮した対策はほとんどのシーケンスに対して有効であると
考 え ら れ る 。 ま た ， 全 炉 心 損 傷 頻 度 の 約 99.8％ を 占 め る 「 崩 壊 熱除去機能喪失」についても，今回考慮した除熱機能である残留熱除去系に対して，独立かつ多様化された系統である格納容器圧力逃がし装置等を設けることから，全炉心損傷頻度のほとんどの割合に対して，有効性評価で考慮した対策が有効なものであると考えられる。

別紙 6-4

【高圧・低圧注水機能喪失】
いずれの事故シーケンスにおいても，機器故障又は保守点検のための待機除外により電源，補機冷却系等のサポート系の機能喪失が重畳し，それに伴い高圧・低圧注水機能が喪失するカットセットが上位に抽出されている。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，補機冷却が不要であり，また，代替電源である代替高圧電源装置からの給電が可能な低圧代替注水系（常設）による原子炉注水が有効である。
また，高圧・低圧注水機能喪失における低圧代替注水系と（常設）と設計基準設備の共有部分となる注入弁の故障を伴うカットセットについては，低圧代替注水系（常設）に期待が出来ないものの，事故シー ケ ン ス グ ル ー プ に 対 す る 寄 与 割 合 は 0.1%未 満 と 非 常 に 小 さ い 。 ま た ，
低圧代替注水系（常設）の注入弁が故障した場合においては，高圧代替注水系により炉心損傷防止が可能である。

別紙 6-5

第 1-1 表「高圧・低圧注水機能喪失」におけるカットセット

事故シーケンス

過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

高
圧
・
低
圧
注
水
機
能
喪
失

炉心
損傷頻度
（／炉年）

3.2E-102.0E-10

4.2E-10

4.3E-11Ｔ
Ｑ
Ｕ
Ｖ

サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

2.5E-09

炉心
損傷頻度
（／炉年）

事故シーケンス
グループに対する寄与割合①外部電源喪失＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

8.2E-120.2%○②外部電源喪失＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＤＧ−２Ｃ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

5.5E-120.2%○②外部電源喪失＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

5.5E-120.2%○①逃がし安全弁誤開放＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水トレーナ閉塞共通原因故障

5.7E-120.2%○②非隔離事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

5.1E-120.1%○③逃がし安全弁誤開放＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水トレーナ閉塞共通原因故障

4.7E-120.1%○①交流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

1.5E-110.4%○②交流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ海水ストレーナ閉塞＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

7.3E-120.2%○③交流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷポンプ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

5.7E-120.2%○①計画外停止＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

1.3E-12<0.1%○②計画外停止＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

1.0E-12<0.1%○③計画外停止＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ海水ストレーナ閉塞＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

5.0E-13<0.1%○①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

2.4E-106.8%○②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

1.6E-104.6%○③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧメンテナンスによる待機除外＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

1.0E-103.0%④直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂ海水ストレーナ閉塞

8.1E-112.3%○⑤直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂ海水ストレーナ閉塞

5.5E-111.6%○⑥直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂ熱交入口弁開け忘れ

5.2E-111.5%○⑥直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂ熱交出口弁開け忘れ

5.2E-111.5%○⑥直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン隔離弁開け忘れ

5.2E-11

1.5%○

5.2E-11

1.5%○

4.3E-111.2%○

主要なカットセット⑥直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン排水弁開け忘れ⑩直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＬＰＣＩ−Ｂ／Ｃ起動信号共通原因故障＋ＬＰＣＩ−Ｂ／Ｃ起動操作失敗⑪直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂ熱交入口弁開け忘れ

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

3.0E-11

有効性を確認する主な対策

・低圧代替注水系（常設）

対策の
有効性

○

3.5E-111.0%○⑪直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂ熱交出口弁開け忘れ

3.5E-111.0%○⑪直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂ放水ライン隔離弁開け忘れ

3.5E-111.0%○⑪直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂ放水ライン排水弁開け忘れ

3.5E-111.0%○①直流電源故障（区分Ⅰ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

1.3E-12<0.1%○①直流電源故障（区分Ⅱ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

1.3E-12<0.1%○③直流電源故障（区分Ⅰ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

8.5E-13<0.1%○③直流電源故障（区分Ⅱ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

8.5E-13<0.1%○※１：区分Ⅱ直流電源母線喪失時には中央制御室からの低圧代替注水系（常設）注入弁の遠隔操作が不可となるが，現場での注入弁開操作により炉心損傷防止可能。

別紙 6-6※１※１

【高圧注水・減圧機能喪失】
いずれの事故シーケンスにおいても，注水不能認知失敗のヒューマ
ンエラー，原子炉減圧失敗のヒューマンエラーにより減圧機能が喪失するカットセットが上位に抽出されている。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，過渡時自動減圧機能による原子炉減圧が有効である。

第 1-2 表「高圧注水・減圧機能喪失」における主要なカットセット

事故シーケンス

過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋手動減圧失敗

高
圧
注
水
・
減
圧
機
能
喪
失

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋手動減圧失敗

炉心
損傷頻度
（／炉年）

9.4E-09

2.6E-09

Ｔ
Ｑ
Ｕ
Ｘ

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

8.3E-09

炉心
損傷頻度
（／炉年）

事故シーケンス
グループに対する寄与割合①非隔離事象＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＣＩＣポンプ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗

1.7E-100.8%○②非隔離事象＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷストレーナ閉塞＋ＲＣＩＣポンプ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗

8.1E-110.4%○③非隔離事象＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＣＩＣポンプ起動失敗＋注水不能認知失敗

6.7E-110.3%○①交流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋原子炉手動減圧失敗

1.0E-100.5%○②交流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ海水ストレーナ閉塞＋原子炉手動減圧失敗

4.8E-110.2%○③計画外停止＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＣＩＣポンプ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗

4.3E-110.2%①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋原子炉手動減圧失敗

1.6E-097.8%○②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗

1.1E-095.3%○③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧメンテナンスによる待機除外＋原子炉手動減圧失敗

6.8E-103.4%○④直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋注水不能認知失敗

6.3E-103.1%○⑤直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋注水不能認知失敗

4.3E-102.1%○⑥直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧメンテナンス＋注水不能認知失敗

2.7E-101.3%○

主要なカットセット

別紙 6-7

有効性を確認する主な対策

・過渡時自動減圧機能

対策の
有効性

○

【 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 （ 長 期 Ｔ Ｂ ）】いずれの事故シーケンスにおいても，非常用ディーゼル発電機及び高圧炉心スプレイ系非常用ディーゼル発電機の故障が重畳して全交流
動力電源喪失に至るカットセット，及び軽油貯蔵タンク閉塞／破損により全交流動力電源喪失に至るカットセットが上位に抽出されている。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，代替交
流電源や交流動力電源に依存しない代替注水手段が有効である。

第 1-3 表「 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 （ 長 期 Ｔ Ｂ ）」 に お け る
主要なカットセット

事故シーケンス

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（ＲＣＩＣ成功）
全
交
流
動
力
電
源
喪
失

5.7E-08

長期
ＴＢ
サポート系喪失（直流電源故障）(＋外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（ＲＣＩＣ成功）

炉心
損傷頻度
（／炉年）

事故シーケンス
グループに対する※１
寄与割合①外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク閉塞

4.8E-0861.9%○②外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク破損

3.2E-094.1%○③外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ運転継続失敗共通原因故障＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

4.6E-100.6%○①直流電源故障（区分Ⅱ）＋軽油貯蔵タンク閉塞

3.2E-094.1%②直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

1.4E-091.9%○③直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗

9.8E-101.3%○

9.8E-10

1.3%

○

炉心
損傷頻度
（／炉年）

2.0E-08

主要なカットセット③直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ−２Ｃ起動失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗※１：全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）の炉心損傷頻度に対する寄与割合を示す

別紙 6-8

有効性を確認する主な対策

・低圧代替注水系（可搬型）

対策の
有効性

○

【 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 （ Ｔ Ｂ Ｄ ， Ｔ Ｂ Ｕ ）】○ＴＢＤ
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機の故障又は保守点検による待機除外と蓄電池の故障が重畳し，全交流動力電源喪失に至るカットセットが上位に抽出されている。
○ＴＢＵ
いずれの事故シーケンスにおいても，非常用ディーゼル発電機及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機の故障の重畳又は軽油貯蔵タン
クの閉塞／破損により全交流動力電源喪失に至り，ポンプ故障，保守点検のための待機除外，流量制御器故障，直流電源喪失等が要因となって原子炉隔離時冷却系が機能喪失するカットセットが上位に抽出されている。

これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，高圧代替注水手段による原子炉注水，又は代替直流電源による原子炉減圧後の低圧代替注水手段による原子炉注水が有効である。
また，全交流動力電源喪失（ＴＢＵ）における高圧代替注水系と設計基準設備の共有部分となる注入弁や蒸気供給弁の故障を伴うカット
セットについては，高圧代替注水系に期待が出来ないものの，事故シー ケ ン ス グ ル ー プ に 対 す る 寄 与 割 合 は 0.1%未 満 と 非 常 に 小 さ い 。 ま た ，
これらの故障が発生した場合においても，常設代替高圧電源装置により交流動力電源を回復し低圧代替注水系（常設）により原子炉注水を実施することで炉心損傷防止が可能である。

別紙 6-9

第 1-4 表「 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 （ Ｔ Ｂ Ｄ ， Ｔ Ｂ Ｕ ）」における主要なカットセット

事故シーケンス

Ｔ
Ｂ
Ｄ

外部電源喪失＋直流電源失敗＋ＨＰＣＳ失敗

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗

全
交
流
動
力
電
源
喪
失

6.0E-122.0E-10Ｔ
Ｂ
Ｕ
サポート系喪失（直流電源故障）（＋外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗

炉心
損傷頻度
（／炉年）

事故シーケンス
グループに対する※１
寄与割合①外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通原因故障＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

1.6E-12<0.1%○②外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通原因故障＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗

1.1E-12<0.1%○③外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通原因故障＋ＨＰＣＳ−ＤＧメンテナンスによる待機除外

6.8E-13<0.1%○①外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク閉塞＋ＲＣＩＣポンプ起動失敗

7.1E-110.3%○②外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク閉塞＋ＲＣＩＣメンテナンスによる待機除外

4.6E-110.2%○③外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク閉塞＋ＲＣＩＣ流量制御器故障

7.7E-12<0.1%○①直流電源故障（区分Ⅰ）＋軽油貯蔵タンク閉塞

3.2E-0915.3%○②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

1.4E-096.9%③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗

9.8E-104.7%○③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ起動失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

9.8E-104.7%○⑤直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ起動失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗

6.7E-103.2%○⑥直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄメンテナンス＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

6.3E-103.0%○⑥直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧメンテナンス

6.3E-103.0%○⑧直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄメンテナンス＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗

4.3E-102.0%○⑧直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ起動失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧメンテナンス

4.3E-102.0%○⑩直流電源故障（区分Ⅰ）＋軽油貯蔵タンク破損

2.1E-10

1.0%

○

炉心
損傷頻度
（／炉年）

2.1E-08

主要なカットセット※１：全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）の炉心損傷頻度に対する寄与割合を示す

別紙 6-10

有効性を確認する主な対策

対策の
有効性

○
・低圧代替注水系（可搬型）【 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 （ Ｔ Ｂ Ｐ ）】○ＴＢＰ
いずれの事故シーケンスにおいても，非常用ディーゼル発電機及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機の故障の重畳又は軽油タンクの閉塞／破損により全交流動力電源喪失に至り，逃し安全弁の再閉鎖失敗により原子炉隔離時冷却系が機能喪失するカットセットが上位に抽出されている。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，代替交
流電源や交流動力電源が不要な代替注水手段を確保することが有効である。
なお，高圧・低圧注水機能喪失における低圧代替注水系と（常設）と設計基準設備の共有部分となる注入弁の故障を伴うカットセットについては，低圧代替注水系（常設）に期待が出来ないものの，事故シー ケ ン ス グ ル ー プ に 対 す る 寄 与 割 合 は 0.1%未 満 と 非 常 に 小 さ く な っ ており，その場合においても常設代替高圧電源装置により交流動力電源を回復し，低圧代替注水系（常設）により原子炉注水を実施すること
で炉心損傷防止が可能である。

別紙 6-11

第 1-5 表「 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 （ Ｔ Ｂ Ｐ ）」における主要なカットセット
事故シーケンス

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗
全
交
流
動
力
電
源
喪
失

炉心
損傷頻度
（／炉年）

3.0E-10Ｔ
Ｂ
Ｐ
サポート系喪失（直流電源故障）（＋外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗

2.3E-10

炉心
損傷頻度
（／炉年）

事故シーケンス
グループに対する※１
寄与割合①外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク閉塞＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

2.5E-1047.8%○②外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク破損＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

1.7E-113.2%○③外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ運転継続失敗共通原因故障＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

2.4E-120.5%○①直流電源故障（区分Ⅰ）＋軽油貯蔵タンク閉塞＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

1.7E-113.2%①直流電源故障（区分Ⅱ）＋軽油貯蔵タンク閉塞＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

1.7E-113.2%○③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

7.6E-12

1.4%○

7.6E-121.4%○

主要なカットセット③直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗※１：全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）の炉心損傷頻度に対する寄与割合を示す

別紙 6-12

有効性を確認する主な対策

・代替代替注水系（可搬型）

対策の
有効性

○

【崩壊熱除去機能喪失】
ＴＷについては，いずれの事故シーケンスにおいても，ポンプ故障，弁故障，ストレーナ閉塞，点検のための待機除外等の要因により，残留熱除去系又はそのサポート系である残留熱除去系海水系が機能喪失することにより崩壊熱除去機能が喪失するカットセット及び残留熱除去系操作失敗のヒューマンエラーにより崩壊熱除去機能が喪失するカットセットが上位に抽出されている。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，残留熱除去系海水系が機能喪失している場合は，緊急用海水系及び残留熱除去系を用いた除熱又は格納容器圧力逃がし装置若しくは耐圧強化ベントによる除熱が有効である。また，残留熱除去系が機能喪失している
場合は，格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベントによる除熱が有効である。
ＴＢＷについては，いずれの事故シーケンスにおいても，外部電源喪失及び非常用ディーゼル発電機の故障が重畳する等，交流電源の喪失に伴い崩壊熱除去機能喪失に至るカットセットも抽出されている。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，常設代替高圧電源装置により交流動力電源を回復することが有効である。なお，残留熱除去系海水系又は残留熱除去系の故障が重畳した場合は，ＴＷと同様の対策が有効である。

別紙 6-13

第 1-6 表「崩 壊熱 除去機 能喪 失」 にお ける主 要な カッ トセ ット（ 1／2）
事故シーケンス

過渡事象＋ＲＨＲ失敗

崩
壊
熱
除
去
機
能
喪
失

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋ＲＨＲ失敗手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗サポート系喪失（自動停止）＋ＲＨＲ失敗サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗中小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗事故シーケンス
グループに対する寄与割合 ※１①非隔離事象＋ＲＨＲ系操作失敗

1.9E-0530.7%②原子炉緊急停止系誤動作等＋ＲＨＲ系操作失敗

6.0E-06

9.9%

主要なカットセット③非隔離事象＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

2.9E-06

4.8%

④隔離事象
＋ＲＨＲ系操作失敗

2.9E-064.9%④水位低下事象＋ＲＨＲ系操作失敗

2.9E-06

4.9%⑥原子炉緊急停止系誤動作等＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

9.4E-071.6%⑦全給水喪失＋ＲＨＲ系操作失敗

1.1E-06

1.8%⑧非隔離事象＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ流量調整弁開失敗共通原因故障

6.1E-07

1.0%

⑨隔離事象
＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

4.6E-070.8%⑨水位低下事象＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

4.6E-070.8%⑪非隔離事象＋ＲＨＲ−Ａ／Ｂ熱交バイパス弁閉失敗共通原因故障

3.8E-070.6%⑫外部電源喪失＋ＲＨＲ系操作失敗

4.5E-070.7%

有効性を確認する主な対策[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント

対策の
有効性
○

○
[取水機能喪失時]
・緊急用海水系[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント○○○[取水機能喪失時]
・緊急用海水系[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント

○

○

○

○
[取水機能喪失時]
・緊急用海水系○[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント○○

4.4E-05

ＴＷ

過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗

炉心
損傷頻度
（／炉年）

炉心
損傷頻度
（／炉年）

3.8E-07

9.9E-06

5.2E-08

1.7E-06

8.9E-09

7.4E-083.0E-09⑬非隔離事象＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ／Ｃ／Ｄポンプ起動失敗共通原因故障

3.5E-07

0.6%⑬非隔離事象＋ＲＨＲ−Ａ／Ｂポンプ起動失敗共通原因故障

3.1E-070.5%⑮非隔離事象＋ＲＨＲ−Ａ／Ｂポンプ室空調ファン起動失敗共通原因故障

3.1E-070.5%⑯原子炉緊急停止系誤動作等＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ流量調整弁開失敗共通原因故障

2.0E-07

0.3%⑰非隔離事象＋ＲＨＲ−Ａ／Ｂポンプ運転継続失敗共通原因故障

1.7E-070.3%[取水機能喪失時]
・緊急用海水系○○[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント○○○⑱全給水喪失＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

1.7E-07

0.3%⑲非隔離事象＋ＲＨＲ−Ａ／Ｂ／Ｃポンプ起動失敗共通原因故障

1.6E-07

0.3%⑲非隔離事象＋ＲＨＲ−Ａ／Ｂ／Ｃポンプ室空調ファン起動失敗共通原因故障

1.6E-070.3%

原子炉緊急停止系誤動作等＋ＲＨＲ−Ａ／Ｂ熱交バイパス弁閉失敗共通原因故障

1.2E-070.2%

原子炉緊急停止系誤動作等＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ／Ｃ／Ｄポンプ起動失敗共通原因故障

1.1E-070.2%

原子炉緊急停止系誤動作等＋ＲＨＲ−Ａ／Ｂポンプ起動失敗共通原因故障

1.0E-070.2%

原子炉緊急停止系誤動作等＋ＲＨＲ−Ａ／Ｂポンプ室空調ファン起動失敗共通原因故障

1.0E-07

0.2%①逃がし安全弁誤開放＋ＲＨＲ系操作失敗

1.1E-070.2%②非隔離事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ系操作失敗

9.7E-08

0.2%③逃がし安全弁誤開放＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

1.7E-08<0.1%[取水機能喪失時]
・緊急用海水系○①計画外停止＋ＲＨＲ系操作失敗

4.7E-06

7.8%[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント○②計画外停止＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

7.4E-07

1.2%③残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

2.7E-070.4%③残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

2.7E-070.4%⑤計画外停止＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ流量調整弁開失敗共通原因故障

1.5E-070.3%①計画外停止＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ系操作失敗

2.5E-08<0.1%②計画外停止＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

3.9E-09<0.1%③残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

1.4E-09<0.1%③残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

1.4E-09<0.1%○①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

1.0E-070.2%○①直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

1.0E-070.2%○③交流電源故障（区分Ⅱ）＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

5.7E-08<0.1%○①直流電源故障（区分Ⅰ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

5.4E-10<0.1%○①直流電源故障（区分Ⅱ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

5.4E-10<0.1%○③交流電源故障（区分Ⅱ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

3.0E-10<0.1%○①小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ系操作失敗

3.3E-08<0.1%②中破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ系操作失敗

2.2E-08<0.1%③小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

5.2E-09<0.1%[取水機能喪失時]
・緊急用海水系○①大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ系操作失敗

2.2E-09<0.1%[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント○②大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

3.4E-10<0.1%[取水機能喪失時]
・緊急用海水系○<0.1%[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント○③大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ流量調整弁開失敗共通原因故障※１：崩壊熱除去喪失（ＴＷ，ＴＢＷ）の炉心損傷頻度に対する寄与割合を示す

別紙 6-14

7.2E-11[取水機能喪失時]
・緊急用海水系○○[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント○[取水機能喪失時]
・緊急用海水系○○○[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント

○

○

○

○
[取水機能喪失時]
・緊急用海水系○○[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント○○○[取水機能喪失時]
・緊急用海水系[ＲＨＲ故障時]
・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント○○○

第 1-6 表「崩 壊熱 除去機 能喪 失」 にお ける主 要な カッ トセ ット（ 2／2）

事故シーケンス

外部電源喪失＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）

外部電源喪失＋直流電源失敗（ＨＰＣＳ成功）
崩
壊
熱
除
去
機
能
喪
失

6.9E-07

3.6E-09

6.9E-10Ｔ
Ｂ
Ｗ

サポート系喪失（直流電源故障）（＋外部電源喪失）＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）サポート系喪失（直流電源故障）（＋外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）

炉心
損傷頻度
（／炉年）

事故シーケンス
グループに対する※１
寄与割合①外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ運転継続失敗共通原因故障

2.0E-070.3%○②外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ起動失敗共通原因故障

1.3E-070.2%○③外部電源喪失＋ＤＧＳＷ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

7.2E-080.1%○①外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ運転継続失敗共通原因故障＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

1.0E-09<0.1%○②外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ起動失敗共通原因故障＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

7.0E-10<0.1%○③外部電源喪失＋ＤＧＳＷ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

3.7E-10<0.1%○①外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通原因故障

6.9E-10<0.1%○②外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通原因故障＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

3.6E-12<0.1%○③外部電源喪失＋蓄電池−Ａ給電失敗＋蓄電池−Ｂ給電失敗

1.7E-12<0.1%○①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗

6.3E-071.0%①直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗

6.3E-071.0%○③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ起動失敗

4.3E-070.7%○③直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ−２Ｃ起動失敗

4.3E-070.7%○⑤直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄメンテナンスによる待機除外

2.7E-070.5%○⑤直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ−２Ｃメンテナンスによる待機除外

2.7E-070.5%○①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

3.3E-09<0.1%○①直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

3.3E-09<0.1%○③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ起動失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

2.2E-09<0.1%○

2.2E-09

<0.1%

○

炉心
損傷頻度
（／炉年）

主要なカットセット

有効性を確認する主な対策

・常設代替高圧電源装置

対策の
有効性

○

4.1E-06

2.1E-08③直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ−２Ｃ起動失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗※１：崩壊熱除去喪失（ＴＷ，ＴＢＷ）の炉心損傷頻度に対する寄与割合を示す

別紙 6-15

【原子炉停止機能喪失】
いずれの事故シーケンスにおいても，電気的故障としてスクラムコ
ンタクタの故障を原子炉停止機能喪失の要因とするカットセットが上位に抽出されている。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，代替原
子炉再循環ポンプトリップ回路及びほう酸水注入系による対応が有効である。
なお，直流電源故障（区分Ⅰ，Ⅱ）時は当該区分の代替再循環ポン
プトリップ回路が機能しないが，これらのカットセットの寄与は全Ｃ
ＤＦ，事故シーケンスグループ別ＣＤＦに対して非常に小さくなって
おり，また，その場合においても代替再循環ポンプの手動停止に期待
でき，ほう酸水注入系も健全であることから炉心損傷防止が可能である。
また，ＬＯＣＡ起因の原子炉停止失敗時には，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，これらのカットセットの炉心損傷頻度は非常に小さくなっており，また，
その場合においても代替制御棒挿入機能による反応度制御により対応可能である。

別紙 6-16

第 1-7 表
事故シーケンス

過渡事象＋原子炉停止失敗

サポート系喪失（自動停止）＋原子炉停止失敗
原
子
炉
停
止
機
能
喪
失

「原子炉停止機能喪失」における主要なカットセット
炉心
損傷頻度
（／炉年）

大破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗

事故シーケンス
グループに対する寄与割合①非隔離事象＋スクラムコンタクタ−Ａ／Ｃ作動失敗共通原因故障

4.6E-09

18.0%○①非隔離事象＋スクラムコンタクタ−Ｂ／Ｄ作動失敗共通原因故障

4.6E-09

18.0%○①非隔離事象＋スクラムコンタクタ−Ｅ／Ｇ作動失敗共通原因故障

4.6E-09

18.0%○①非隔離事象＋スクラムコンタクタ−Ｆ／Ｈ作動失敗共通原因故障

4.6E-0918.0%①直流電源故障（区分Ⅰ）＋スクラムコンタクタ−Ｂ／Ｄ作動失敗共通原因故障

7.6E-12<0.1%①直流電源故障（区分Ⅰ）＋スクラムコンタクタ−Ｆ／Ｈ作動失敗共通原因故障

7.6E-12

<0.1%

○※１

①直流電源故障（区分Ⅱ）＋スクラムコンタクタ−Ａ／Ｃ作動失敗共通原因故障

7.6E-12

<0.1%

○※１

①直流電源故障（区分Ⅱ）＋スクラムコンタクタ−Ｅ／Ｇ作動失敗共通原因故障

7.6E-12

<0.1%

○※１

①小破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ａ／Ｃ作動失敗共通原因故障

8.1E-12

<0.1%

○※２

①小破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ｂ／Ｄ作動失敗共通原因故障

8.1E-12

<0.1%

○※２

①小破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ｅ／Ｇ作動失敗共通原因故障

8.1E-12

<0.1%

○※２

①小破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ｆ／Ｈ作動失敗共通原因故障

8.1E-12<0.1%①大破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ａ／Ｃ作動失敗共通原因故障

5.4E-13<0.1%①大破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ｂ／Ｄ作動失敗共通原因故障

5.4E-13

<0.1%

○※２

①大破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ｅ／Ｇ作動失敗共通原因故障

5.4E-13

<0.1%

○※２

①大破断ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタ−Ｆ／Ｈ作動失敗共通原因故障

5.4E-13

<0.1%

○※２

有効性を確認する主な対策

対策の
有効性

2.5E-08

・代替原子炉再循環ポンプト
リップ・ほう酸水注入系○○※１

3.8E-11ＴＣ

中小破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗

炉心
損傷頻度
（／炉年）

主要なカットセット

5.4E-11・代替原子炉再循環ポンプト
リップ・代替制御棒挿入機能

○※２

○※２

2.2E-12※１：直流電源故障（区分Ⅰ，Ⅱ）時は当該区分の代替再循環ポンプトリップ回路が機能しないが，代替再循環ポンプの手動停止に期待することが可能であり，ほう酸水注入系も健全であることから炉心損傷防止可能※２：ＬＯＣＡ時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，代替制御棒挿入機能による反応度制御に期待することで炉心損傷を防止可能

別紙 6-17

【ＬＯＣＡ時注水機能喪失】○中小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
高圧注水機能が喪失する主要な要因として高圧炉心スプレイ系の弁の故障，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系のメンテナンス／ストレーナ閉塞が，低圧注水機能が喪失する要因としてサポート系
である残留熱除去系海水系のストレーナ閉塞がカットセット上位に抽出されている。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，低圧代替注水系（常設）の注水容量の及ぶ範囲の破断面積までであれば，原
子炉手動減圧後の低圧代替注水系（常設）による注水が有効である。
なお，低圧代替注水系（常設）と設計基準設備の共有部分となる注入弁の故障を伴うカットセットについては，低圧代替注水系（常設）に期待が出来ないものの，事故シーケンスグループに対する寄与割合
は 0.1%未 満 と 非 常 に 小 さ い 。 ま た ， 注 入 弁 の 故 障 が 重 畳 し た 場 合 は ，
炉心損傷防止が困難である。
○中小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗
高圧注水機能が喪失する主要な要因として高圧炉心スプレイ系の弁の故障，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系のメンテナンス／ストレーナ閉塞が，減圧機能が喪失する要因として水位トランスミッタの故障と認知失敗の重畳がカットセット上位に抽出されている。
中小破断ＬＯＣＡ時における減圧操作に対する認知失敗については，発生した場合は炉心損傷を防止することができないが，ＬＯＣＡが発生しているにもかかわらず，認知に失敗したまま長時間気づかないことは現実的には考え難く，これら認知失敗が含まれるカットセットの炉心損傷頻度は非常に小さくなっている。また，上位のカットセット
別紙 6-18

には含まれていないが自動減圧回路の機能喪失要因が格納容器圧力高信号を発信する機器の故障等であれば，過渡時自動減圧回路による原子炉減圧にも期待できる。

なお，いずれのカットセットにおいても，ＬＯＣＡの破断面積の大きさが一定の範囲を超えるような場合は，炉心損傷を防止することができないが，これらの炉心損傷防止対策が有効に機能しないカットセットについては，格納容器破損防止対策により原子炉格納容器の閉じ込め機能に期待できることを確認することとしている。

別紙 6-19

第 1-8 表「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」における主要なカットセット

事故シーケンス

中小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
Ｌ
Ｏ
Ｃ
Ａ
時
注
水
機
能
喪
失

Ａ
Ｅ

大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

炉心
損傷頻度
（／炉年）

事故シーケンス
グループに対する寄与割合①中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

1.1E-125.3%△※１②中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

9.3E-13

4.3%△※１③中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ海水ストレーナ閉塞＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障

4.5E-132.1%△※１④中ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷポンプ起動失敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.9E-131.3%△※１⑤中ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳメンテナンス＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水スト
レーナ閉塞共通要因故障

2.9E-131.3%△※１⑥中ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧ軽油ストレーナ閉塞＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.9E-131.3%△※１⑦中ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳクーラ入口弁開け忘れ＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ
海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.9E-131.3%△※１⑦中ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳメカシールクーラ入口弁開け忘れ＋ＲＨＲ
Ｓ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.9E-131.3%△※１⑦中ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳクーラ出口弁開け忘れ＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ
海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.9E-131.3%△※１⑦中ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳポンプ室空調１冷却水入口弁開け忘れ＋Ｒ
ＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.9E-131.3%△※１⑦中ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳポンプ室空調１冷却水出口弁開け忘れ＋Ｒ
ＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.9E-131.3%△※１⑦中ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳポンプ室空調２冷却水入口弁開け忘れ＋Ｒ
ＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.9E-131.3%△※１⑦中ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳポンプ室空調２冷却水出口弁開け忘れ＋Ｒ
ＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.9E-131.3%△※１⑦中ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳポンプ室空調クーラ元弁開け忘れ＋ＲＨＲ
Ｓ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.9E-131.3%△※１⑦中ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷポンプ出口弁開け忘れ＋ＲＨＲ
Ｓ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.9E-131.3%△※１⑦中ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ放出ライン隔離弁開け忘れ＋Ｒ
ＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.9E-13

1.3%⑦中ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ放出ライン排水弁１開け忘れ＋
ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.9E-131.3%△※１⑦中ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ放出ライン排水弁２開け忘れ＋
ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.9E-131.3%△※１⑦中ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷエンジンエアクーラ入口弁開け
忘れ＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.9E-131.3%△※１⑦中ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷエンジンエアクーラ入口弁開け
忘れ＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.4E-131.1%△※１⑦中ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ系統出口隔離弁開け忘れ＋ＲＨ
ＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

2.3E-13

1.1%△※１

中ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋ＲＨＲＳ−流量調整弁開失敗共通要因故障

2.3E-13

1.1%△※１

中ＬＯＣＡ＋復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁作動失敗＋ＨＰＣＳ
水源切替操作失敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因
故障

1.3E-130.6%△※１

中ＬＯＣＡ＋復水貯蔵タンクＢ真空逃がし弁作動失敗＋ＨＰＣＳ
水源切替操作失敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因
故障

1.3E-130.6%△※１①中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋原子炉水位トランスミッタ（Ｌ−１）−Ａ／Ｂ／Ｃ／Ｄ作動失敗
共通原因故障＋注水不能認知失敗

1.3E-130.6%△※１

1.3E-130.6%△※１

1.0E-130.5%△※１1.1E-130.5%−

9.3E-140.4%−

4.5E-140.2%−

主要なカットセット

有効性を確認する主な対策

対策の
有効性

1.5E-11

Ｓ
１
Ｅ
,
Ｓ
２
Ｅ

中小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

−

炉心
損傷頻度
（／炉年）

4.6E-12

1.4E-12②中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋原子炉水位トランスミッタ（Ｌ−３）−Ａ／Ｂ作動失敗共通原因
故障＋注水不能認知失敗③中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋原子炉水位トランスミッタ（Ｌ−１）−Ａ／Ｂ／Ｃ／Ｄ作動失敗
共通原因故障＋注水不能認知失敗①大破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障②大破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障③大破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ海水ストレーナ閉塞＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障※１：ＬＯＣＡの破断面積が低圧代替注水系（常設）の注水容量を超える場合は炉心損傷を防止できない

別紙 6-20△※１・低圧代替注水系（常設）【 格 納 容 器 バ イ パ ス （ イ ン タ ー フ ェ イ ス シ ス テ ム Ｌ Ｏ Ｃ Ａ ）】いずれの事故シーケンスにおいても，原子炉冷却材圧力バウンダリ
における複数の隔離弁が，定期検査時の通常状態への復旧失敗や機械的故障が重畳することで同時に機能喪失し，低圧設計配管が過圧され破断するカットセットが上位に抽出されている。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）が発生した系統以外の高圧注水機能又は低圧注水機能（原子炉を減圧した後に使用）を用いた原子炉注水が有効である。その後は，隔離弁の再閉操作等，破断箇所の隔離を試みるとともに，使用可能な緩和設備による水位維持，除熱を行うことで，炉心を安定状態とすることが可能である。

別紙 6-21

第 1-9 表「格納容器バイパス」における主要なカットセット

事故シーケンス

バ格
イ納
パ容
ス器

Ｉ
Ｓ
Ｌ
Ｏ
Ｃ
Ａ

インターフェイスシステムＬＯＣＡ

炉心
損傷頻度
（／炉年）

炉心
損傷頻度
（／炉年）

事故シーケンス
グループに対する寄与割合①ＲＨＲ−Ａテスタブル逆止弁定期試験＋ＲＨＲ−Ａ注入弁定期試験時の通常状態への復旧失敗＋ＲＨＲ−Ａテスタブル逆止弁閉失敗＋ＲＨＲ−Ａ吐出配管破断

1.5E-1030.4%○①ＲＨＲ−Ｂテスタブル逆止弁定期試験＋ＲＨＲ−Ｂ注入弁定期試験時の通常状態への復旧失敗＋ＲＨＲ−Ｂテスタブル逆止弁閉失敗＋ＲＨＲ−Ｂ吐出配管破断

1.5E-1030.4%○③ＲＨＲ−Ｃテスタブル逆止弁定期試験＋ＲＨＲ−Ｃ注入弁定期試験時の通常状態への復旧失敗＋ＲＨＲ−Ｃテスタブル逆止弁閉失敗＋ＲＨＲ−Ｃ吐出配管破断

5.9E-1112.1%○④ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器外隔離弁内部リーク＋ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器内隔離弁内部リーク＋ＲＨＲ低圧配管破断

1.7E-11

3.6%○④ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器内隔離弁内部リーク＋ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器外隔離弁内部リーク＋ＲＨＲ低圧配管破断

1.7E-11

3.6%○⑥ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器外隔離弁誤開＋ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器内隔離弁内部リーク＋ＲＨＲ低圧配管破断

1.1E-112.2%○⑥ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器内隔離弁誤開＋ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器外隔離弁内部リーク＋ＲＨＲ低圧配管破断

1.1E-112.2%○⑥ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器外隔離弁内部リーク＋ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器内隔離弁誤開＋ＲＨＲ低圧配管破断

1.1E-112.2%⑥ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器内隔離弁内部リーク＋ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器外隔離弁誤開＋ＲＨＲ低圧配管破断

1.1E-11

2.2%○⑩ＨＰＣＳテスタブル逆止弁定期試験＋ＨＰＣＳ注入弁内部リーク＋ＨＰＣＳポンプ出口逆止弁内部リーク＋ＨＰＣＳ低圧配管破断

8.6E-121.8%○⑪ＲＨＲ−Ａテスタブル逆止弁定期試験＋ＲＨＲ−Ａ注入弁定期試験時の通常状態への復旧失敗＋ＲＨＲ−Ａ逆止弁操作スイッチ開失敗＋ＲＨＲ−Ａ吐出配管破断

8.2E-121.7%○⑪ＲＨＲ−Ｂテスタブル逆止弁定期試験＋ＲＨＲ−Ｂ注入弁定期試験時の通常状態への復旧失敗＋ＲＨＲ−Ｂ逆止弁操作スイッチ開失敗＋ＲＨＲ−Ｂ吐出配管破断

8.2E-121.7%○⑬ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器外隔離弁誤開＋ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器内隔離弁誤開＋ＲＨＲ低圧配管破断

6.5E-121.3%○⑬ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器内隔離弁誤開＋ＲＨＲ停止時冷却ライン（吸込）格納容器外隔離弁誤開＋ＲＨＲ低圧配管破断

6.5E-121.3%○⑮ＲＨＲ−Ａテスタブル逆止弁定期試験＋ＲＨＲ−Ａ注入弁定期試験時の通常状態への復旧失敗＋ＲＨＲ−Ａ逆止弁閉失敗＋ＲＨＲ−Ａ熱交換器破損

4.9E-121.0%○⑮ＲＨＲ−Ｂテスタブル逆止弁定期試験＋ＲＨＲ−Ｂ注入弁定期試験時の通常状態への復旧失敗＋ＲＨＲ−Ｂ逆止弁閉失敗＋ＲＨＲ−Ｂ熱交換器破損

4.9E-121.0%○

主要なカットセット

対策の
有効性

○
・破損系統を除く原子炉注水
機能・破損系統の隔離

4.8E-10

別紙 6-22有効性を確認する主な対策

1-2．

ＦＶ重要度に照らした重大事故等対処設備の有効性

(1)

実施内容
ＦＶ重要度の高い基事象に対し，その基事象の発生に伴って生じる系統機能の喪失に重大事故等防止対策が有効であるか定性的に分析した。
なお，今回の整理は定量的に評価したＦＶ重要度に対し対策の有効性の観点で定性的な考察を加えたものであり，あくまで定性的な分析である。対策の有効性を定量的に把握する観点では，新たに講じた対策をモデル化した上でＰＲＡを実施し，その結果を比較することが望ましいが，今回はプラント運転時の内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡのＦＶ重要度を定量的な検討材料として分析することとし，この確認を実施した。

(2)

選定条件
事故シーケンスグループ別にＦＶ重要度を分析し，その値が10 - ３ を 超 え る 基 事 象 に つ い て ， 重 大 事 故 等 防 止 対 策 が 有 効 で あ るか確認することとした。ＦＶ重要度が小さい基事象は，重大事故等防止対策による対応が可能であったとしてでも，炉心損傷頻度の低減効果が小さいことから，事故シーケンスグループの支配的な リ ス ク 要 因 を 網 羅 的 に 確 認 す る 範 囲 と し て ， 10 − ３ を 基 準 と す
る こ と と し ， 10 − ３ 未 満 の 基 事 象 に つ い て は 確 認 対 象 外 と し た 。

(3)

確認結果
Ｆ Ｖ 重 要 度 が 10 − ３ を 超 え る 基 事 象 を 確 認 し た と こ ろ ，「 高 圧 ・
低 圧 注 水 機 能 喪 失 」，「 高 圧 注 水 ・ 減 圧 機 能 喪 失 」，「 全 交 流 動 力 電
源 喪 失 」，「 崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 」，「 原 子 炉 停 止 機 能 喪 失 」，「 イ ン
ターフェイスシステムＬＯＣＡ」については，抽出された全ての別紙 6-23

基事象に対して，定性的には何らかの重大事故等防止対策が有効
で あ る こ と を 確 認 し た 。 ま た ，「 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 時 注 水 機 能 喪 失 」 に つ
いては，ＬＯＣＡの破断面積が大きい場合には，抽出された一部の基事象に対して，定性的には有効な重大事故等対策が確認されなかった。
今 回 の 内 部 事 象 出 力 運 転 時 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ で は ，「 崩 壊 熱 除 去
機 能 喪 失 」 が 炉 心 損 傷 頻 度 の ほ ぼ 100％ を 占 め て お り ，「 崩 壊 熱 除
去 機 能 喪 失 」 に 対 し て は Ｆ Ｖ 重 要 度 が 10 − ３ を 超 え る 全 て の 基 事
象に重大事故等対処設備（具体的には格納容器圧力逃がし装置等による除熱機能の代替）が有効であることを確認した。このことから，重大事故等対処設備によって，プラント運転開始時の内部
事 象 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ の 全 炉 心 損 傷 頻 度 は 10 − ３ 程 度 低 減 さ れ る ものと考えられる。また，重大事故等対処設備による内部事象を起因 し た 炉 心 損 傷 リ ス ク へ の 対 策 の 網 羅 性 は 99％ 以 上 と 整 理 で き る 。
事故シーケンスグループ別の確認結果については以下に示すとおり。

【高圧・低圧注水機能喪失】
Ｆ Ｖ 重 要 度 が 10 − ３ を 超 え る 全 て の 基 事 象 に 何 ら か の 重 大 事 故 等 防止対策が有効であることを確認した。
支配的な基事象として，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機及び残留熱除去系海水系の故障，点検のための待機除外等が抽出されたが，これらに対しては低圧代替注水系（常設）による原子炉注水によって対応することが可能である。

別紙 6-24

【高圧注水・減圧機能喪失】
Ｆ Ｖ 重 要 度 が 10 − ３ を 超 え る 全 て の 基 事 象 に 何 ら か の 重 大 事 故 等 防止対策が有効であることを確認した。
支配的な基事象として，原子炉手動減圧失敗及び注水不能認知失敗
等のヒューマンエラーが抽出されたが，これらに対しては過渡時自動減圧機能による原子炉減圧が有効であり，その後の低圧炉心冷却によって対応することが可能である。
【 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 （ 長 期 Ｔ Ｂ ， Ｔ Ｂ Ｕ ， Ｔ Ｂ Ｐ ， Ｔ Ｂ Ｄ ）】Ｆ Ｖ 重 要 度 が 10 − ３ を 超 え る 全 て の 基 事 象 に 何 ら か の 重 大 事 故 等 防止対策が有効であることを確認した。
支配的な基事象として，非常用ディーゼル発電機，非常用蓄電池の故障等が抽出されたが，これらに対しては常設代替直流電源設備及び常設代替高圧電源装置による電源復旧によって対応することが可能である。また，長期ＴＢの場合については，原子炉隔離時冷却系の運転継続中に電源が不要となる低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注
水を確保することによって対応することも可能である。
【崩壊熱除去機能喪失】
Ｆ Ｖ 重 要 度 が 10 − ３ を 超 え る 全 て の 基 事 象 に 何 ら か の 重 大 事 故 等 防止対策が有効であることを確認した。
支配的な基事象として，残留熱除去系操作失敗のヒューマンエラー
及び残留熱除去系，残留熱除去系海水系の故障等が抽出されたが，これらに対しては耐圧強化ベント又は格納容器圧力逃がし装置によって対応することが可能である。また，残留熱除去系海水系が故障した場合については，緊急用海水系によって対応することも可能である。
【原子炉停止機能喪失】
別紙 6-25

Ｆ Ｖ 重 要 度 が 10 − ３ を 超 え る 全 て の 基 事 象 に 何 ら か の 重 大 事 故 等 防止対策が有効であることを確認した。
支配的な基事象として，スクラムコンタクタの故障が抽出されているが，これらに対しては代替原子炉再循環ポンプトリップ回路及びほう酸水注入系によって対応することが可能である。
【ＬＯＣＡ時注水機能喪失】
ＬＯＣＡ時注水機能喪失については，ＬＯＣＡの破断面積が大きい
場合には炉心損傷防止が困難となるが，破断面積が一定の範囲内であれば，何らかの重大事故等防止対策が有効であることを確認した。
支配的な基事象として，残留熱除去系海水系，高圧炉心スプレイ系の故障等が抽出されたが，これらに対しては低圧代替注水系（常設）による原子炉注水によって対応することが可能である。また，この他に支配的な基事象として，注水不能認知失敗，原子炉手動減圧失敗等のヒューマンエラーが抽出されたが，これらに対しては低圧ＥＣＣＳが健全な状況であれば，過渡時自動減圧回路による減圧によって対応することも可能である。
【 格 納 容 器 バ イ パ ス （ イ ン タ ー フ ェ イ ス シ ス テ ム Ｌ Ｏ Ｃ Ａ ）】Ｆ Ｖ 重 要 度 が 10 − ３ を 超 え る 全 て の 基 事 象 に 何 ら か の 重 大 事 故 等 防止対策が有効であることを確認した。
支配的な基事象として，ＩＳＬＯＣＡ発生の起因となる配管破損及び隔離弁の閉め忘れ，故障等が抽出されたが，これらに対しては減圧による漏えい低減や発生個所の隔離によって対応することが可能である。

別紙 6-26

2.

内部事象運転時レベル１．５ＰＲＡ

2-1．

主要なカットセットに照らした重大事故等対処設備の有効性

(1)

選定条件
事故シーケンスの種類によっては展開されるカットセットが無数に存在するため，ここでは，各事象シーケンスについて以下の基準を基に主要なカットセットを抽出した。なお，格納容器先行
破損シーケンスについては，炉心損傷防止対策の有効性を確認しているため，カットセットの分析対象から除外した。
・格納容器破損モードの各ＰＤＳの中で上位 3 位までのカット
セット
各事故シーケンスにおける主要なカットセット及び格納容器破損 防 止 対 策 の 確 認 結 果 を 第 2-1 表 〜 第 2-4 表 に 示 す 。

(2)

主要なカットセットの確認結果
第 2-1 表 〜 第 2-4 表 に 示 し た と お り ， 主 要 な カ ッ ト セ ッ ト レ ベ

ルまで展開しても，格納容器破損防止対策により格納容器破損を防止できることを確認した。

別紙 6-27

【 雰 囲 気 圧 力 温 度 に よ る 静 的 負 荷 （ 過 圧 破 損 ）】最も支配的な事故シーケンスは，ＴＱＵＸによって炉心損傷に至った後に過圧破損に至るシーケンスとなる。本事故シーケンスにおける主要なカットセットとしては，直流電源（区分Ⅰ）が故障し，ＨＰＣ
Ｓ−ＤＧの運転継続，原子炉減圧及びＲＨＲスプレイに失敗すること
により過圧破損に至る事象が抽出されている。
本破損モードに対する格納容器破損防止対策としては，常設代替高圧電源装置及び常設代替直流電源設備による電源供給の対策に加え，
低圧代替注水系（常設）による損傷炉心への注水，代替格納容器スプ
レイ冷却系（常設）による格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置による除熱が有効である。

【 雰 囲 気 圧 力 温 度 に よ る 静 的 負 荷 （ 過 温 破 損 ）】最も支配的な事故シーケンスは，長期ＴＢによって炉心損傷に至った後に過温破損に至るシーケンスとなる。本事故シーケンスにおける主要なカットセットとしては，外部電源喪失が発生し，軽油貯蔵タン
ク閉塞／破損やＤＧ及びＨＰＣＳ−ＤＧの故障の重畳によって全交流
動力電源喪失に至ることにより，過温破損に至る事象が抽出されている。
本破損モードに対する格納容器破損防止対策としては，常設代替高圧電源装置による電源供給の対策に加え，低圧代替注水系（常設）による損傷炉心への注水，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による
格納容器冷却，代替循環冷却系又は格納容器圧力逃がし装置による除熱が有効である。

別紙 6-28

第 2-1 表「雰囲気圧力温度による静的負荷」における主要なカットセット

格納容器破損モード

雰囲気圧力温度による静的負荷（過圧破損）

プラント
損傷状態
（ＰＤＳ）

ＴＱＵＸ

ＴＱＵＸ

長期ＴＢ

雰囲気圧力温度による静的負荷（過温破損）

ＴＢＵ

ＴＢＤ

ＬＯＣＡ

ＣＦＦ
（/炉年）

2.2E-09

6.3E-09

6.9E-08

主要なカットセット

ＣＦＦ
（／炉年）

事故シーケンスに対する寄与割合①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋原子炉手動減圧失敗＋ＲＨＲスプレイ失敗

1.8E-108.4%○②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗＋ＲＨＲスプレイ失敗

1.3E-102.5%○③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋注水不能認知失敗＋ＲＨＲスプレイ失敗

8.0E-112.1%○①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋注水不能認知失敗＋論証炉心の冷却認知失敗

3.1E-105.0%○②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋原子炉手動減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉手動減圧失敗

3.1E-105.0%○③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉手動減圧失敗

2.1E-103.4%○①外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク閉塞

4.3E-0862.2%○②外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク破損

2.8E-094.1%○③外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ運転継続失敗共通要因
故障＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

4.1E-100.6%①直流電源故障（区分Ⅰ）＋軽油貯蔵タンク閉塞＋原子炉
手動減圧失敗6.4E-1015.2%②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗＋Ｈ
ＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋原子炉手動減圧失敗

2.9E-106.9%③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ起動失敗＋ＨＰＣ
Ｓ−ＤＧ運転継続失敗＋原子炉手動減圧失敗

2.0E-104.7%○③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗＋Ｈ
ＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗

2.0E-104.7%○①外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通要因故障＋
ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

1.6E-1226.6%○②外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通要因故障＋
ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗

1.1E-1218.1%○③外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通要因故障＋
ＨＰＣＳ−ＤＧメンテナンス

6.8E-13

11.5%○①中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失
敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

1.1E-12

5.3%○②中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンス＋Ｒ
ＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

9.3E-13

4.3%○③中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ海水ストレーナ閉
塞＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

4.5E-13

2.1%

○

主な対策

・常設代替高圧電源装置
・常設代替直流電源設備
・低圧代替注水系（常設）・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）・代替循環冷却系又は格納容器圧力逃がし装
置

対策
有効性

○

○

○

4.2E-09

5.9E-12

2.1E-11

別紙 6-29

【高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱】
最も支配的な事故シーケンスは，長期ＴＢによって炉心損傷に至った後に格納容器雰囲気直接加熱に至るシーケンスとなる。本事故シー
ケンスにおける主要なカットセットとしては，外部電源喪失が発生し，軽油貯蔵タンク閉塞／破損やＤＧ及びＨＰＣＳ−ＤＧの故障の重畳によって全交流動力電源喪失に至ることにより，原子炉圧力容器が高圧状態で破損し，格納容器雰囲気直接加熱により格納容器破損に至る事
象が抽出されている。
本破損モードについては，交流電源が喪失しても原子炉圧力容器の減圧操作は可能であることから，格納容器破損を防止することが可能である。
なお，ヒューマンエラーによる原子炉の減圧失敗については，発生した場合は格納容器破損を防止することができないが，認知に失敗したまま長時間気づかない場合や，操作に失敗したにも係わらずその後の対応をとらないことは現実的には考え難く，これらのカットセットの炉心損傷頻度は非常に小さくなっている。

別紙 6-30

第 2-2 表「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」における主要なカットセット

格納容器破損モード

プラント
損傷状態
（ＰＤＳ）

ＴＱＵＸ

長期ＴＢ

ＣＦＦ
（/炉年）

2.4E-11

8.5E-09

高圧溶融物放出／
格納容器雰囲気直接加熱

ＴＢＵ

ＴＢＤ

1.6E-11

2.2E-14主要なカットセット

ＣＦＦ
（／炉年）

事故シーケンスに対する寄与割合①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋原子炉手動減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉手動減圧失敗＋ＤＣＨによるＰＣＶ破損

1.2E-125.0%−②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋注水不能認知失敗＋損傷炉心の冷却認知失敗＋ＤＣＨによるＰＣＶ破損

1.2E-125.0%−③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉手動減圧失敗＋Ｄ
ＣＨによるＰＣＶ破損

7.9E-133.4%−①外部電源喪失＋燃料貯蔵タンク閉塞＋ＤＣＨによるＰＣ
Ｖ破損

5.3E-0962.2%○②外部電源喪失＋燃料貯蔵タンク破損＋ＤＣＨによるＰＣ
Ｖ破損

3.5E-104.1%○③外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ運転継続失敗＋ＨＰＣ
Ｓ−ＤＧ運転継続失敗＋ＤＣＨによるＰＣＶ破損

5.0E-11

0.6%

主な対策

対策
有効性

○
・原子炉圧力容器破損までに逃がし安全弁
による手動減圧①直流電源故障（区分Ⅰ）＋軽油貯蔵タンク閉塞＋原子炉
手動減圧失敗＋ＤＣＨによるＰＣＶ破損

2.4E-1215.2%②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗＋Ｈ
ＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋原子炉手動減圧失敗＋ＤＣＨ
によるＰＣＶ破損

1.1E-126.9%−③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ起動失敗＋ＨＰＣ
Ｓ−ＤＧ運転継続失敗＋原子炉手動減圧失敗＋ＤＣＨによるＰＣＶ破損7.3E-134.7%−③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗＋Ｈ
ＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗＋ＤＣＨによるＰＣＶ破損7.3E-134.7%−①外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通要因故障＋
ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＤＣＨによるＰＣＶ破損

5.8E-1526.6%○②外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通要因故障＋
ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋ＤＣＨによるＰＣＶ破損

4.0E-1518.1%○③外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通要因故障＋
ＨＰＣＳ−ＤＧメンテナンス＋ＤＣＨによるＰＣＶ破損

2.5E-15

11.5%○

別紙 6-31−

【原子炉圧力容器外溶融燃料−冷却材相互作用】
最も支配的な事故シーケンスは，ＴＱＵＸによって炉心損傷に至った後に原子炉圧力容器が損傷し，ペデスタル（ドライウェル部）に落下した溶融物と水との接触に伴い，溶融物の持つ熱エネルギが爆発的な機械エネルギに変換され，格納容器への荷重が生じることで格納容器が破損するシーケンスとなる。本事故シーケンスにおける主要なカ
ットセットとしては，直流電源（区分Ⅰ）が故障した後，ＨＰＣＳ−
ＤＧの運転及び原子炉減圧に失敗することにより，ペデスタル（ドライウェル部）に落下した溶融物と冷却材との相互作用によって格納容器破損に至る事象が抽出されている。
本破損モードに対しては，仮に発生した場合においても格納容器圧
力バウンダリの機能喪失に至らないことを確認しており，対策は講じていない。

第 2-3 表「原子炉圧力容器外溶融燃料−冷却材相互作用」における主要なカットセット

格納容器破損モード

プラント
損傷状態
（ＰＤＳ）

ＴＱＵＸ

ＣＦＦ
（/炉年）

2.2E-14

原子炉圧力容器外
溶融燃料−冷却材相互作用

ＬＯＣＡ

2.8E-20

主要なカットセット

ＣＦＦ
（／炉年）

事故シーケンスに対する寄与割合①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋原子炉手動減圧失敗＋ＩＶＲ失敗＋水蒸気爆発（ペデスタル）

1.4E-156.1%○②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗＋ＩＶＲ失敗＋水蒸気爆発（ペデスタル）

9.2E-164.1%○③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧメンテナンス＋原子炉手動減圧失敗＋ＩＶＲ失敗＋水蒸気爆発（ペデスタル）

5.9E-16

2.6%①中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失
敗＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンス＋ＬＰＣＩ−Ｂ／Ｃ注入弁
開失敗共通要因故障＋水蒸気爆発（ペデスタル）

2.1E-220.8%②中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンス＋Ｒ
ＨＲＳ−Ａメンテナンス＋ＬＰＣＩ−Ｂ／Ｃ注入弁開失敗
共通要因故障＋水蒸気爆発（ペデスタル）

1.7E-220.6%○③中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失
敗＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンス＋ＬＰＣＩ−Ｂ／Ｃ注入弁
開失敗共通要因故障＋水蒸気爆発（ペデスタル）

1.2E-220.4%○

別紙 6-32

主な対策

対策
有効性

○
なし
（原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用が発生しても格納容器圧力バウンダリの機能喪失に至らないことを確認する）○

【溶融炉心・コンクリート相互作用】
最も支配的な事故シーケンスは，ＴＢＵによって炉心損傷に至った
後に原子炉圧力容器が損傷し，ペデスタル（ドライウェル部）床面での溶融炉心・コンクリート相互作用が継続するシーケンスとなる。本
事故シーケンスにおける主要なカットセットとしては，直流電源（区分Ⅰ）が故障し，軽油貯蔵タンク閉塞／破損やＤＧ及びＨＰＣＳ−Ｄ
Ｇの故障の重畳によって全交流動力電源喪失に至ることにより，ペデスタル（ドライウェル部）床面での溶融炉心・コンクリート相互作用が継続して格納容器破損に至る事象が抽出されている。
本破損モードに対する格納容器破損防止対策としては，格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水が有効である。

別紙 6-33

第 2-4 表「溶融炉心・コンクリート相互作用」における主要なカットセット

格納容器破損モード

プラント
損傷状態
（ＰＤＳ）

ＴＱＵＶ

ＴＱＵＸ

ＴＢＵ

ＣＦＦ
（/炉年）

3.3E-09

7.0E-10

ＬＯＣＡ

ＣＦＦ
（／炉年）

事故シーケンスに対する寄与割合①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンス＋デブリ冷却失敗（Ｓ／Ｐ）

2.1E-106.4%○②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋Ｒ
ＨＲＳ−Ｂメンテナンス＋デブリ冷却失敗（Ｓ／Ｐ）

1.4E-104.3%○③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧメンテナンス＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンス＋デブリ冷却失敗（Ｓ／Ｐ）

9.2E-112.8%○①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋原子炉手動減圧失敗＋ＩＶＲ失敗＋ペデスタル注水失敗＋ＲＨＲスプレイ失敗

2.4E-113.5%○②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗＋ＩＶＲ失敗＋ペデスタル注水失敗＋Ｒ
ＨＲスプレイ失敗

1.7E-112.4%○③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧメンテナンス＋原子炉手動減圧失敗＋ＩＶＲ失敗＋ペデスタル注水失敗＋ＲＨＲスプレイ失敗

1.1E-111.5%○①直流電源故障（区分Ⅰ）＋軽油貯蔵タンク閉塞

2.3E-0913.7%○②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗＋Ｈ
ＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

1.0E-09

6.2%

1.7E-08

溶融炉心・コンクリート相互作用

ＴＢＰ

主要なカットセット

5.2E-10

6.8E-16

主な対策

対策
有効性

○
・常設代替高圧電源装置
・常設代替直流電源設備
・格納容器下部注水系（常設）③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−2Ｄ運転継続失敗＋Ｈ
ＰＣＳ−ＤＧ起動失敗

7.0E-104.2%④直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ起動失敗＋ＨＰＣ
Ｓ−ＤＧ運転継続失敗

7.0E-104.2%○①外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク閉塞＋ＳＲＶ再閉鎖失敗

2.2E-1042.5%○②外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク破損＋ＳＲＶ再閉鎖失敗

1.5E-112.8%○③外部電源喪失＋ＤＧ−2Ｃ，２Ｄ運転継続失敗共通要因
故障＋ＳＲＶ再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

2.1E-120.4%○①中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失
敗＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンス＋ＬＰＣＩ−Ｂ／Ｃ注入弁
開失敗共通要因故障＋ペデスタル（ドライウェル部）での水蒸気爆発なし

4.9E-18

0.7%○②中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンス＋Ｒ
ＨＲＳ−Ａメンテナンス＋ＬＰＣＩ−Ｂ／Ｃ注入弁開失敗
共通要因故障＋ペデスタル（ドライウェル部）での水蒸気爆発なし

4.0E-18

0.6%○③中破断ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失
敗＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンス＋ＬＰＣＩ−Ａ／Ｂ／Ｃ注
入弁開失敗共通要因故障＋ペデスタル（ドライウェル部）
での水蒸気爆発なし

2.8E-18

0.4%○

別紙 6-34○

3.

内部事象停止時レベル１ＰＲＡ

3-1．

主要なカットセットに照らした重大事故等対処設備の有効性

(1)

選定条件
事故シーケンスの種類によっては展開されるカットセットが無数 に 存 在 す る も の が あ る た め ,こ こ で は ,各 事 故 シ ー ケ ン ス に つ いて以下の判断基準を基に主要なカットセットを抽出した。
・ 炉 心 損 傷 頻 度 が 10 − ７ ／ 炉 年 以 上 の カ ッ ト セ ッ ト
・ 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 別 炉 心 損 傷 頻 度 へ の 寄 与 が 1％ 以 上
また，上記の条件を満たさないカットセットについても，各事
故シーケンスにおける上位 3 位までのカットセットを抽出し，重大事故等対処設備が有効であるか確認した。
確 認 結 果 を 第 3-1〜 第 3-3 表 に 示 す 。 ま た ， 主 要 な カ ッ ト セ ッ
トのうち，各事故シーケンスグループの炉心損傷頻度が最上位であ る シ ー ケ ン ス を 第 3-1〜 第 3-3 図 に 示 す 。

(2)

主要なカットセットの確認結果
第 3-1〜 第 3-3 表 に 示 し た と お り ， 全 て の 事 故 シ ー ケ ン ス に 対しては，主要なカットセットまで展開した場合においても，整備する燃料損傷防止対策により燃料損傷を防止できることを確認した。

別紙 6-35

【崩壊熱除去機能喪失】○崩壊熱除去機能喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗
ＰＯＳ−Ｂ１〜Ｂ３においては，使用可能である除熱・注水設備が残留熱除去系 1 系統及び復水移送系 1 系統のみとなる。そのため，当該ＰＯＳにおいて，残留熱除去系の故障の発生後，復水移送系の水源である復水貯蔵タンクの真空逃がし弁作動失敗により，崩壊熱除去機
能喪失に至るカットセットが上位に抽出されている。
○外部電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗
ＰＯＳ−Ｂ１〜Ｂ３においては，使用可能である除熱・注水設備が残留熱除去系 1 系統及び復水移送系 1 系統のみとなる。そのため，当該ＰＯＳにおいて，外部電源喪失の発生により復水移送系が機能喪失
し，残留熱除去系のポンプや弁の手動操作失敗により崩壊熱除去機能喪失に至るカットセットが上位に抽出されている。

これらのカットセットに対する燃料損傷防止対策としては，注水設
備 の 多 様 化 （ 低 圧 代 替 注 水 系 （ 常 設 ）， 低 圧 代 替 注 水 系 （ 可 搬 型 ）， 消火系等）による対応が有効である。

別紙 6-36

第 3-1 表「崩壊熱除去機能喪失」におけるカットセット

別紙 6-37

×： プ ラ ン ト 状 態 や 起 因 事 象 と の 関 係 に よ り 期 待 で き な い 設 備

別紙 6-38

第 3-1 図「崩壊熱除去機能喪失」における主要なシーケンス（ＰＯＳ−Ｂ３

残 留 熱 除 去 系 の 故 障 （ Ｒ Ｈ Ｒ 喪 失 ））

【全交流動力電源喪失】○外部電源喪失＋交流電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却喪失
Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ 1〜 Ｂ 3 に お い て は ， 待 機 状 態 の 非 常 用 Ｄ Ｇ が 1 台 の み となる。そのため，当該ＰＯＳにおいて，外部電源喪失の発生後，待機状態の非常用ＤＧの起動失敗や運転継続失敗により全交流動力電源喪
失に至るカットセットが上位に抽出されている。
○外部電源喪失＋直流電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却喪失
外部電源喪失後の蓄電池の共通原因故障により，全交流動力電源喪
失に至るカットセットが上位に抽出されている。

これらのカットセットに対する燃料損傷防止対策としては，常設代
替直流電電設備及び常設代替高圧電源装置による電源復旧，注水設備の 多 様 化 （ 低 圧 代 替 注 水 系 （ 常 設 ）， 低 圧 代 替 注 水 系 （ 可 搬 型 ）， 消 火系等）による対応が有効である。

別紙 6-39

第 3-2 表「全交流動力電源喪失」におけるカットセット

別紙 6-40

別紙 6-41
×： プ ラ ン ト 状 態 や 起 因 事 象 と の 関 係 に よ り 期 待 で き な い 設 備

第 3-2 図「全交流動力電源喪失」における主要なシーケンス（ＰＯＳ−Ｂ３

外部電源喪失）【原子炉冷却材の流出】○原子炉冷却材の流出（ＲＨＲ切替時／ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗
ＲＨＲ切替時又はＣＵＷブロー時における原子炉冷却材流出の発生
後，運転員によるＬＯＣＡの認知失敗により，燃料損傷に至るカット
セットが上位に抽出されている。
○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
ＣＲＤ点検時における大規模な原子炉冷却材流出の発生後，隔離操作に失敗し，残留熱除去系のポンプ，弁等の手動操作失敗により燃料損傷に至るカットセットが上位に抽出されている。
○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
ＬＰＲＭ点検時における原子炉冷却材流出の発生後，隔離操作に失敗し，残留熱除去系のポンプ，弁等の手動操作失敗及び復水貯蔵タン
クの真空逃がし弁作動失敗が重畳することにより，燃料損傷に至るカットセットが上位に抽出されている。

これらのカットセットに対する燃料損傷防止対策としては，運転員等がＬＯＣＡの発生を速やかに認知することに加えて，注水設備の多様 化 （ 低 圧 代 替 注 水 系 （ 常 設 ）， 低 圧 代 替 注 水 系 （ 可 搬 型 ）， 消 火 系
等）による対応が有効である。
運転員によるＬＯＣＡの認知失敗に関しては，認知に成功しないことには燃料損傷を防止することができないが，ＬＯＣＡの発生の可能性がある作業では，以下のとおり対策をとった上で実施しており，Ｌ
別紙 6-42ＯＣＡが発生しているにも関わらず，複数の運転員が認知に失敗した
まま長時間気づかないことは現実的には考え難い。

（ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ）
・ＲＨＲ切替時における弁の開閉状態については，中央制御室のランプで確認可能であり，運転手順書には作業時に確認することと明記されている・仮にＬＯＣＡが発生した場合でも，定期的に実施される中央制
御室の運転員による原子炉水位，サプレッション・プール水位等の監視により，異常の認知が可能である（ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ）
・ＣＵＷブロー時における弁の開閉状態については，中央制御室のランプで確認可能であり，運転手順書には作業時に確認することと明記されている・ＣＵＷブローダウン流量は管理されており，燃料損傷までの余
裕時間の間に中央制御室の運転員によるＣＵＷブローダウン流量，原子炉水位等の監視により異常の認知が可能である・中央制御室の運転員の他に，排水先であるＮＲ／Ｗの運転員による異常の認知にも期待できる

また，今後もＬＯＣＡの発生の可能性がある作業を実施する場合には，作業開始前に注意喚起を実施し，ＬＯＣＡの発生防止を努めるとともに，ＬＯＣＡが発生した場合の対応手順を予め確認することにより，今後も継続的にリスク低減に努めていく。

別紙 6-43

第 3-3 表
事故シーケンス

原子炉冷却材の流出（ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

原
子
炉
冷
却
材
の
流
出

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（ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

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「原子炉冷却材の流出」におけるカットセット
ＣＤＦ（／施設定期検査）

ＰＯＳ

ＣＤＦ（／ＰＯＳ）

事故シーケンス
グループに対する寄与割合①ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ＋運転員の認知失敗

Ｃ2

4.1E-1122.2%−①ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ＋運転員の認知失敗

Ｄ

4.1E-1122.2%−③ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋ＲＨＲ−Ｂ
ポンプ手動操作失敗＋復水貯蔵タンクＡ真空逃がし
弁作動失敗

Ｂ2

5.1E-14＜0.1%○③ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋ＲＨＲ−Ｂ
ポンプ手動操作失敗＋復水貯蔵タンクＢ真空逃がし
弁作動失敗

Ｂ2

5.1E-14＜0.1%○③ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋ＬＰＣＩ−Ｂ注入弁手動操作失敗＋復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁作動失敗Ｂ2

5.1E-14＜0.1%○③ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋ＬＰＣＩ−Ｂ注入弁手動操作失敗＋復水貯蔵タンクＢ真空逃がし弁作動失敗Ｂ2

5.1E-14＜0.1%○③ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋ＲＨＲ−Ｂ
ポンプ入口弁（Ｓ／Ｐ側）手動操作失敗＋復水貯蔵
タンクＡ真空逃がし弁作動失敗

Ｂ2

5.1E-14＜0.1%○③ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋ＲＨＲ−Ｂ
ポンプ入口弁（Ｓ／Ｐ側）手動操作失敗＋復水貯蔵
タンクＢ真空逃がし弁作動失敗

Ｂ2

5.1E-14＜0.1%○①ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ＋運転員の認知失敗

Ｃ1

2.9E-11

15.6%−①ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ＋運転員の認知失敗

Ｄ

2.9E-1115.6%

主要なカットセット

主な対策

対策の
有効性

8.3E-11

5.8E-11

4.5E-11−・ 運転員への注意喚起
・ 注水設備の多様化（低圧代替注水（常設)，低圧代替注水系（可搬型），消火系等）③ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋軽油貯蔵
タンク閉塞＋外部電源喪失

Ｃ1

1.5E-17＜0.1%③ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋軽油貯蔵
タンク閉塞＋外部電源喪失

Ｄ

1.5E-17＜0.1%○①ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ（大規模流出）＋隔離失
敗＋ＲＨＲ−Ｂポンプ手動操作失敗

Ｂ2

2.2E-12

1.2%○①ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ（大規模流出）＋隔離失
敗＋ＬＰＣＩ−Ｂ注入弁手動操作失敗

Ｂ2

2.2E-12

1.2%○①ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ（大規模流出）＋隔離失
敗＋ＲＨＲ−Ｂポンプ入口弁（Ｓ／Ｐ側）手動操作
失敗

Ｂ2

2.2E-12

1.2%○①ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋ＲＨＲ−
Ｂポンプ手動操作失敗＋復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁作動失敗Ｂ2

1.2E-14＜0.1%○①ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋ＲＨＲ−
Ｂポンプ手動操作失敗＋復水貯蔵タンクＢ真空逃がし弁作動失敗Ｂ2

1.2E-14＜0.1%○①ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋ＬＰＣＩ−Ｂ注入弁手動操作失敗＋復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁作動失敗

Ｂ2

1.2E-14＜0.1%○①ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋ＬＰＣＩ−Ｂ注入弁手動操作失敗＋復水貯蔵タンクＢ真空逃がし弁作動失敗

Ｂ2

1.2E-14＜0.1%○①ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋ＲＨＲ−
Ｂポンプ入口弁（Ｓ／Ｐ側）手動操作失敗＋復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁作動失敗

Ｂ2

1.2E-14＜0.1%○①ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ＋隔離失敗＋ＲＨＲ−
Ｂポンプ入口弁（Ｓ／Ｐ側）手動操作失敗＋復水貯
蔵タンクＢ真空逃がし弁作動失敗

Ｂ2

1.2E-14

＜0.1%

○

○

9.8E-14

別紙 6-44

別紙 6-45
第 3-3 図「原子炉冷却材流出」における主要なシーケンス（ＰＯＳ−Ｃ２，ＰＯＳ−Ｄ

ＲＨＲ切替時の冷却材流出）

3 -2．

ＦＶ重要度に照らした重大事故等対処設備の有効性
停止時におけるＦＶ重要度は，個々の事故シーケンスの事象進展や対策に大きな差異がないことから，全炉心損傷頻度に対する分析を実施することとした。その際，全炉心損傷頻度に対する個々の事故シーケンスグループの寄与割合も考慮し，出力運転時
レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ よ り 1 桁 小 さ い 1.0×10 − ４ を 基 準 と し て そ れ を 超える基事象を抽出し，重大事故等防止対策が有効か否か定性的に考察した。
そ の 結 果 ， Ｆ Ｖ 重 要 度 が 10 − ４ を 超 え る 基 事 象 と し て 抽 出 さ れた全ての基事象（ディーゼル発電機の故障，復水貯蔵タンク 真
空逃がし安全弁の故障 等）に対して，重大事故等対処設備（常設代替直流電源設備及び常設代替高圧電源装置による電源復旧，
注 水 設 備 の 多 様 化 （ 低 圧 代 替 注 水 系 （ 常 設 ）， 低 圧 代 替 注 水 系（ 可 搬 型 ）， 消 火 系 等 ） に よ る 対 応 が 有 効 で あ る こ と を 確 認 し た 。

別紙 6-46

別紙 7
地震ＰＲＡ，津波ＰＲＡにおける主要な事故シーケンスの対策について地震ＰＲＡ，津波ＰＲＡにおける主要な事故シーケンスについて，
炉心損傷又は格納容器破損に至る要因をカットセットレベルまで展開
し，主要なカットセットに対して重大事故等対処設備が有効であるか
確認した。

1.
(1)

地震レベル１ＰＲＡ
選定条件
事故シーケンスの種類によっては展開されるカットセットが無数に存在するため，ここでは，各事故シーケンスグループについて以下の基準を基に主要なカットセットを抽出し，整備する炉心損傷防止対策で対応可能であるかを確認した。
・ 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 別 炉 心 損 傷 頻 度 へ の 寄 与 が 1％ 以 上
確 認 結 果 を 第 1-1 表 〜 第 1-9 表 に 示 す 。

(2)

主要なカットセットの確認結果
第 1-1 表 〜 第 1-9 表 に 示 し た と お り ，「 原 子 炉 停 止 機 能 喪 失 」に含まれるカットセットの一部に炉心損傷防止が困難なカットセ
ットが存在するものの，主要なカットセットレベルまで展開しても，大半のカットセットについては整備された重大事故等対処設
備により炉心損傷を防止できることを確認した。なお，地震により重大事故等対処設備の機能が失われる可能性もあるが，その場合は機能喪失を免れた設備等を用いて事象の緩和に努めることとなる。
別紙 7-1

炉 心 損 傷 防 止 が 困 難 な カ ッ ト セ ッ ト と し て ，「 原 子 炉 停 止 機 能喪失」における，原子炉スクラムの失敗（シュラウドサポート損
傷）と交流電源又は直流電源の喪失が重畳するカットセットが抽出された。これらのカットセットに対しては，交流電源又は直流電源の喪失により，ほう酸水注入系が機能喪失に至ることから，
炉心損傷を防止することができない。
ただし，これらの事故シーケンスは，地震発生と同時に最大加速度を受けるものとして評価している地震ＰＲＡから抽出されたものであるが，基準地震動よりも十分小さな加速度でスクラム信号「地震加速度大」が発信し，シュラウドサポート等の炉内構造物が損傷する前に制御棒の挿入が完了すると考えられる。このため，現実的にはこれらの事故シーケンスは発生し難いと考えられる （ 別 紙 2）。 こ の た め ， 現 実 的 に 想 定 す る と こ れ ら の カ ッ ト セ ットによって炉心損傷に至る頻度は十分に小さいものと考えられる。

別紙 7-2

【 高 圧 ・ 低 圧 注 水 機 能 喪 失 （ Ｔ Ｑ Ｕ Ｖ ）】地震による残留熱除去系（ＲＨＲ）又は残留熱除去系海水系（ＲＨ
ＲＳ）の損傷に伴い低圧注水機能が喪失する事象が上位に抽出されている。なお，高圧注水機能である高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離
時 冷 却 系 に つ い て は ， 地 震 Ｐ Ｒ Ａ の 評 価 上 の 仮 定 と し て ， 0.7G を 超 えるような地震動では水源切替操作に失敗し，期待できないものとしている。この仮定は，他の事故シーケンスグループにおいても同様の扱いである。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水が有効である。

別紙 7-3

第 1-1 表
No.

加速度区分
(G)

1

1.5〜1.62

1.4〜1.53「高圧・低圧注水機能喪失」におけるカットセット
CDF
寄与
対策の
有効性を確認する主な対策(／炉年) 割合(％)
有効性

カットセット3.4E-08

7.2○

3.4E-08

7.2○

1.3〜1.4

2.5E-08

5.4○

4

1.3〜1.4

2.4E-08

5.1○

4

1.0〜1.1

2.4E-08

5.1○

6

1.1〜1.2

2.3E-08

4.9○

7

1.2〜1.3

2.2E-08

4.7○

8

1.6〜1.7

2.1E-08

4.5○

9

1.4〜1.5

1.8E-08

3.9

○

10

0.9〜1.0

1.5E-08

3.2

○

10

1.2〜1.3

1.5E-08

3.2

○

12

1.5〜1.6

1.3E-08

2.8

13

1.7〜1.8

1.2E-08

2.6

○

14

1.3〜1.4

8.5E-09

1.8

○

15

1.1〜1.2

8.1E-09

1.7

○

16

0.8〜0.9

8.0E-09

1.7

○

17

1.1〜1.2

7.8E-09

1.7

○

18

1.6〜1.7②地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲＳ配管損傷＋水源切替 7.7E-09
操作失敗

1.6

○

19

1.4〜1.5

7.6E-09

1.6

○

20

1.2〜1.3

6.9E-09

1.5

○

21

1.5〜1.6

5.7E-09

1.2

○

22

1.8〜1.9

5.5E-09

1.2

○

23

1.0〜1.1

4.8E-091.0○①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲＳポンプ損傷＋水源切替操作失敗②地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲＳ配管損傷＋水源切替
操作失敗①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲＳポンプ損傷＋水源切替操作失敗②地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲＳ配管損傷＋水源切替
操作失敗①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲＳポンプ損傷＋水源切替操作失敗②地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲＳ配管損傷＋水源切替
操作失敗①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲＳポンプ損傷＋水源切替操作失敗③地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲ熱交換器損傷＋水源切替操作失敗①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲＳポンプ損傷＋水源切替操作失敗②地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲＳ配管損傷＋水源切替
操作失敗③地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲ熱交換器損傷＋水源切替操作失敗③地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲ熱交換器損傷＋水源切替操作失敗①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲＳポンプ損傷＋水源切替操作失敗③地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるＲＨＲ熱交換器損傷＋水源切替操作失敗

別紙 7-4・低圧代替注水系（常設）○【 高 圧 注 水 ・ 減 圧 機 能 喪 失 （ Ｔ Ｑ Ｕ Ｘ ）】ヒューマンエラーにより減圧機能が喪失する事象が上位に抽出されている。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，過渡時自動減圧機能による原子炉減圧が有効である。

別紙 7-5

第 1-2 表
No.

加速度区分
(G)

1

0.7〜0.8「高圧注水・減圧機能喪失」における主要なカットセット
CDF
寄与
対策の
有効性を確認する主な対策(／炉年) 割合(％)
有効性

カットセット2.7E-0720.2○

1.7E-0712.7○①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋水源切替操作失敗＋手動減圧操作失敗
2

0.8〜0.9

3

0.7〜0.8②水源切替操作失敗＋手動減圧操作失敗

1.6E-07

12.4

○

4

0.7〜0.8③地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋水源切替操作失敗＋注水不能認知失敗

1.0E-078.0○

5

0.9〜1.0①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋水源切替操作失敗＋手動減圧操作失敗

1.0E-077.6○

6

0.8〜0.9③地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋水源切替操作失敗＋注水不能認知失敗

6.5E-08

5.0○

7

0.7〜0.8②水源切替操作失敗＋注水不能認知失敗

6.4E-08

4.9○

8

0.8〜0.9④水源切替操作失敗＋手動減圧操作失敗

6.3E-08

4.8

9

1.0〜1.1①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋水源切替操作失敗＋手動減圧操作失敗

5.8E-08

4.5

○

10

0.9〜1.0③地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋水源切替操作失敗＋注水不能認知失敗

3.9E-08

3.0

○

11

1.1〜1.2①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋水源切替操作失敗＋手動減圧操作失敗

3.3E-08

2.5

○

12

0.8〜0.9②水源切替操作失敗＋注水不能認知失敗

2.5E-08

1.9

○

13

0.9〜1.0④水源切替操作失敗＋手動減圧操作失敗

2.4E-08

1.8

○

14

1.0〜1.1③地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋水源切替操作失敗＋注水不能認知失敗

2.3E-08

1.8

○

15

1.2〜1.3①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋水源切替操作失敗＋手動減圧操作失敗

1.7E-08

1.3○

別紙 7-6

・過渡時自動減圧機能○

【 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 （ 長 期 Ｔ Ｂ ）】
非常用ディーゼル発電機及び高圧炉心スプレイ系非常用ディーゼル
発電機の故障が重畳して全交流動力電源喪失に至るカットセット及び軽油貯蔵タンク閉塞／破損により全交流動力電源喪失に至るカットセットが上位に抽出されている。これらのカットセットが含まれる事故
シーケンスは，全交流動力電源喪失後，蓄電池枯渇により原子炉隔離時冷却系による炉心の冷却が十分に行われず炉心損傷に至る事象となる。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，早期の電源復旧に期待しない場合，原子炉隔離時冷却系の運転が継続している間に電源が不要となる代替注水手段を確保することが有効となる。

第 1-3 表「 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 （ 長 期 Ｔ Ｂ ）」 に お け る
主要なカットセット
対策の
CDF
寄与
有効性を確認する主な対策
有効性(／炉年) 割合(％)

No.

加速度区分
(G)

1

0.4〜0.5

1.1E-09

19.9

○

2

0.3〜0.4

9.7E-10

17.1

○

3

0.5〜0.6

9.6E-10

16.9

○

○

カットセット①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋軽油貯蔵タンク閉塞
40.6〜0.7

6.9E-1012.2

50.2〜0.3

5.7E-1010.0

60.16〜0.2

1.0E-101.8○

7

0.4〜0.5

7.2E-111.3○

8

0.3〜0.4②地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電6.5E-11源喪失）＋軽油貯蔵タンク破損

1.1

○

9

0.5〜0.6

6.4E-11

1.1○

別紙 7-7・低圧代替注水系（可搬型）○

【 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 （ Ｔ Ｂ Ｄ ， Ｔ Ｂ Ｕ ）】ＴＢＤでは，地震によるケーブルトレイの損傷により全交流動力電
源喪失に至るカットセットが上位に抽出されている。
また，ＴＢＵでは，地震による交流電源設備（ＤＧＳＷポンプ，非常用パワーセンタ）の損傷により全交流動力電源喪失に至るカットセットが上位に抽出されている。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，早期の電源復旧に期待しない場合，高圧代替注水系を起動し，運転が継続している間に電源が不要となる代替注水手段を確保することが有効となる（ＴＢＤのカットセットに含まれる地震によるケーブルトレイ損傷についても，非常用直流母線，非常用交流母線とは独立した緊急用母線を通じて，常設代替直流電源設備及び常設代替高圧電源装置からの給 電 に よ る 対 応 が 有 効 で あ る ）。

別紙 7-8

第 1-4 表「 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 （ Ｔ Ｂ Ｄ ）」 に お け る
主要なカットセット
対策の
CDF
寄与
有効性を確認する主な対策
有効性(／炉年) 割合(％)

No.

加速度区分
(G)

1

1.1〜1.2

3.0E-07

14.0

○

2

1.0〜1.1

2.9E-07

13.6

○

3

1.2〜1.3

2.5E-07

11.6

○

3

0.9〜1.0

2.5E-07

11.6

○

5

1.3〜1.4

2.3E-07

10.5

○

6

0.8〜0.9

2.1E-07

9.9○

7

1.4〜1.5

1.6E-07

7.6○

8

1.5〜1.6

1.2E-075.7○

9

0.7〜0.8

9.5E-08

4.4

○

10

1.6〜1.7

7.3E-08

3.4

○

11

0.6〜0.7

4.9E-08

2.3

○

12

1.7〜1.8

3.8E-08

1.8○

カットセット①地震によるケーブルトレイ損傷

・低圧代替注水系（可搬型）

別紙 7-9

第 1-5 表「 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 （ Ｔ Ｂ Ｕ ）」 に お け る
主要なカットセット

No.

加速度区分
(G)

1

1.5〜1.6

CDF
寄与
対策の有効性を確認する主な対策(／炉年) 割合(％)
有効性

カットセット3.7E-088.3○①地震によるＤＧＳＷポンプ損傷
2

1.4〜1.5

3.6E-08

8.0○

3

1.3〜1.4

3.2E-08

7.2○

4

1.2〜1.3

3.1E-08

7.0○

5

1.3〜1.4

3.1E-08

6.9○

6

1.0〜1.1

3.0E-08

6.6○

7

1.4〜1.5

2.9E-08

6.4○

8

1.1〜1.2

2.9E-08

6.4○

9

1.6〜1.7①地震によるＤＧＳＷポンプ損傷

2.8E-08

6.4

○

10

1.5〜1.6②地震による非常用パワーセンタ損傷

2.1E-08

4.7

11

1.7〜1.8

1.8E-08

4.0

○

12

1.2〜1.3

1.8E-08

3.9

○

13

0.9〜1.0

1.4E-08

3.2

○

14

1.6〜1.7

1.4E-08

3.1

○

15

0.8〜0.9

1.2E-08

2.7

○

16

1.8〜1.9

1.1E-08

2.4○

9.0E-092.0○②地震による非常用パワーセンタ損傷①地震によるＤＧＳＷポンプ損傷②地震による非常用パワーセンタ損傷

・低圧代替注水系（可搬型）○①地震によるＤＧＳＷポンプ損傷②地震による非常用パワーセンタ損傷①地震によるＤＧＳＷポンプ損傷
17

1.1〜1.2

18

1.7〜1.8②地震による非常用パワーセンタ損傷

7.8E-09

1.8

○

19

1.9〜2.0①地震によるＤＧＳＷポンプ損傷

5.4E-091.2○

別紙 7-10

【 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 （ Ｔ Ｂ Ｐ ）】ＴＢＰでは，地震による交流電源設備（ＤＧＳＷポンプ，非常用パワーセンタ）の損傷により全交流動力電源喪失に至るカットセットが上位に抽出されている。
これらのカットセットが含まれる事故シーケンスは，全交流動力電源喪失後，駆動蒸気の喪失により原子炉隔離時冷却系による炉心の冷却が十分に行われず炉心損傷に至る事象となる。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，早期の電源復旧に期待しない場合，原子炉隔離時冷却系の運転が継続している間に電源が不要となる代替注水手段を確保することが有効となる。

別紙 7-11

第 1-6 表「 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 （ Ｔ Ｂ Ｐ ）」 に お け る
主要なカットセット

No.

加速度区分
(G)

1

1.5〜1.62

1.4〜1.53

1.3〜1.4

4

1.2〜1.3

5

1.3〜1.4

6

1.0〜1.1

7

1.4〜1.57

1.1〜1.2

9

1.6〜1.710

1.5〜1.611

1.7〜1.8

12

1.2〜1.3

13

0.9〜1.014

1.6〜1.7

15

0.8〜0.9

16

1.8〜1.9

17

1.1〜1.2

18

1.7〜1.819

1.9〜2.0

対策のCDF
寄与
有効性を確認する主な対策
有効性(／炉年) 割合(％)

カットセット1.9E-108.2○

1.9E-107.9○

1.7E-10

7.1○

1.6E-107.0○

1.6E-106.8○

1.5E-10

6.6○

1.5E-10

6.4○

1.5E-10

6.4○

1.5E-10

6.3○

1.1E-104.7

9.4E-104.0○

9.2E-10

3.9○

7.4E-10

3.1○

7.2E-10

3.0○

6.3E-11

2.7○

5.6E-11

2.4○

4.7E-112.0○

4.1E-11

1.7○①逃がし安全弁再閉鎖失敗＋地震によるＤＧＳＷポン
2.8E-11
プ損傷

1.2

○

①逃がし安全弁再閉鎖失敗＋地震によるＤＧＳＷポン
プ損傷②逃がし安全弁再閉鎖失敗＋地震による非常用パワー
センタ損傷①逃がし安全弁再閉鎖失敗＋地震によるＤＧＳＷポン
プ損傷②逃がし安全弁再閉鎖失敗＋地震による非常用パワー
センタ損傷①逃がし安全弁再閉鎖失敗＋地震によるＤＧＳＷポン
プ損傷②逃がし安全弁再閉鎖失敗＋地震による非常用パワー
センタ損傷①逃がし安全弁再閉鎖失敗＋地震によるＤＧＳＷポン
プ損傷②逃がし安全弁再閉鎖失敗＋地震による非常用パワー
センタ損傷①逃がし安全弁再閉鎖失敗＋地震によるＤＧＳＷポン
プ損傷②逃がし安全弁再閉鎖失敗＋地震による非常用パワーセンタ損傷

別紙 7-12・低圧代替注水系（可搬型）○【 崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 （ Ｔ Ｗ ， Ｔ Ｂ Ｗ ）】低 加 速 度 領 域 （ 〜 0.5 Ｇ ） に お け る 主 要 な カ ッ ト セ ッ ト と し て ， ヒューマンエラー及び残留熱除去系海水系のランダム故障（弁，ストレーナ閉塞等）により崩壊熱除去機能が喪失するカットセットが上位に
抽 出 さ れ て い る 。 ま た ， 高 加 速 度 領 域 （ 1.0 Ｇ 〜 ） に お け る 主 要 な カットセットとして，地震による残留熱除去系のゲート弁の損傷により崩壊熱除去機能が喪失するカットセットが上位に抽出されている。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策として，残留熱除去系海水系が機能喪失している場合は，緊急用海水系及び残留熱除去系を用いた除熱や，格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベントによる除熱が有効である。また，残留熱除去系が機能喪失している場合は，格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベントによる除熱が有効である。

別紙 7-13

第 1-7 表「崩 壊熱 除去機 能喪 失（ ＴＷ ）」に おける 主要 な カット セッ ト
CDF
寄与
対策の
有効性を確認する主な対策(／炉年) 割合(％)
有効性

No.

加速度区分
(G)

1

0.16〜0.2

1.7E-0630.6

2

0.2〜0.3

1.1E-06

19.1

カットセット①ＲＨＲ系操作失敗○○[ＲＨＲ故障時]

・格納容器圧力逃がし装置
又は耐圧強化ベント

3

0.3〜0.4

3.0E-075.5○

4

0.4〜0.5

1.1E-072.1○

5

0.16〜0.2

1.0E-071.9○[取水機能喪失時]②ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通原因故障
6

0.2〜0.3

・緊急用海水系
6.5E-08

別紙 7-141.2○

第 1-8 表「崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）」における主要なカットセット
対策の
CDF
寄与
有効性を確認する主な対策
有効性(／炉年) 割合(％)

No.

加速度区分
(G)

1

0.4〜0.52

0.3〜0.4

3

0.5〜0.6

4

0.4〜0.5②地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ起動失敗共通原因故障

5

0.6〜0.7

6

0.3〜0.4

カットセット

4.5E-09

7.0○

4.0E-09

6.2○

4.0E-09

6.1○

3.0E-094.7○①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ運転継続失敗共通原因 2.9E-09
故障

4.4

○

2.7E-09

4.2○

2.7E-09

4.2○

2.3E-09

3.6○

1.9E-093.0○

1.6E-09

2.5○

1.6E-092.5○

1.4E-092.2○

1.4E-092.2○

1.1E-091.6○

1.0E-09

1.6○

8.4E-101.3○①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ運転継続失敗共通原因
故障②地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ起動失敗共通原因故障
7

0.5〜0.6

8

0.2〜0.3

9

0.6〜0.7

10

0.4〜0.5

11

0.2〜0.3

12

0.3〜0.4

13

0.5〜0.6

14

0.6〜0.7

15

0.6〜0.7

16

0.2〜0.3①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋非常用ディーゼル発電機−２Ｃ／２Ｄ運転継続失敗共通原因故障②地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋非常用ディーゼル発電機−２Ｃ／２Ｄ起動失敗共通原因故障③地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋ＤＧＳＷ−２Ａ／２Ｂストレーナ閉塞共通原因故障②地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋非常用ディーゼル発電機−２Ｃ／２Ｄ起動失敗共通原因故障③地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋ＤＧＳＷ−２Ａ／２Ｂストレーナ閉塞共通原因故障④地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋非常用パワーセンタ損傷③地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋ＤＧＳＷ−２Ａ／２Ｂストレーナ閉塞共
通原因故障

別紙 7-15・常設代替高圧電源装置

【 原 子 炉 停 止 機 能 喪 失 （ Ｔ Ｃ ）】地震によるスクラム系（シュラウドサポート）の損傷を要因とする
カットセットが上位に抽出されている。
これらのカットセットに対する炉心損傷防止対策としては，代替原
子炉再循環ポンプトリップ回路及びほう酸水注入系による対応が有効である。ただし，地震によりケーブルトレイ又はＤＧＳＷが損傷する
カットセットを含む場合は，交流電源の喪失又は直流電源の喪失により代替の原子炉停止手段であるほう酸水注入系が機能喪失すること，及び高圧炉心スプレイ系の機能喪失により原子炉水位の確保が困難であることから，炉心損傷を防ぐことができない。

別紙 7-16

第 1-9 表「原子炉停止機能喪失」における主要なカットセット
対策の
CDF
寄与
有効性を確認する主な対策
有効性(／炉年) 割合(％)

No.

加速度区分
(G)

1

1.4〜1.5

1.3E-08

11.0

○

2

1.3〜1.4

1.2E-08

10.3

○

3

1.5〜1.6

1.1E-08

9.3

4

1.2〜1.3

5

カットセット①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電○・代替原子炉再循環ポンプ○

8,.5-097.1

1.6〜1.7

8.0E-09

6.7○

6

1.1〜1.2

5.7E-09

4.8○

7

1.7〜1.8

4.4E-09

3.7○

8

1.6〜1.7

4.0E-09

3.3−

9

1.5〜1.6

3.9E-09

3.3

10

1.7〜1.8

3.4E-09

2.8

11

12

1.0〜1.1

1.4〜1.513

1.8〜1.914

1.8〜1.915

1.9〜2.016

2.0〜3.017源喪失）＋地震によるシュラウドサポート損傷②地震によるケーブルトレイ損傷＋地震によるシュラ
ウドサポート損傷①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるシュラウドサポート損傷②地震によるケーブルトレイ損傷＋地震によるシュラ
ウドサポート損傷①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電源喪失）＋地震によるシュラウドサポート損傷

トリップ
・ほう酸水注入系−−−
・代替原子炉再循環ポンプ

3.3E-09

2.8

○

トリップ
・ほう酸水注入系

2.7E-09−

2.3−
2.7E-09

2.2

2.1E-091.8−・代替原子炉再循環ポンプ○

トリップ
・ほう酸水注入系

2.1E-091.8−

2.0E-09

1.7−

1.3〜1.4

1.9E-09

1.6

−

18

1.7〜1.8

1.6E-09

1.3

−

19

1.6〜1.7③地震によるＤＧＳＷポンプ損傷＋地震によるシュラ
1.6E-09
ウドサポート損傷

1.3

−

20

1.8〜1.9

1.4E-09

1.2

−

21

0.9〜1.0①地震によるセラミックインシュレータ損傷（外部電1.2E-09源喪失）＋地震によるシュラウドサポート損傷

1.0②地震によるケーブルトレイ損傷＋地震によるシュラ
ウドサポート損傷−

・代替原子炉再循環ポンプ
トリップ
・ほう酸水注入系

別紙 7-17

○

2.
(1)

津波レベル１ＰＲＡ
選定条件
事故シーケンスの種類によっては展開されるカットセットが無数に存在するため，ここでは，各事象シーケンスについて以下の基準を基に主要なカットセットを抽出した。
・事故シーケンスグル―プのうち，最も炉心損傷頻度の大きな事故シーケンスについて，上位 3 位まで各事故シーケンスにおける主要なカットセットの抽出結果及び主要なカットセットに対して，整備する炉心損傷防止対策で対応
可 能 で あ る か を 確 認 し た 。 確 認 結 果 を 第 2-1 表 に 示 す 。

(2)

主要なカットセットの確認結果
津波ＰＲＡより抽出されるシーケンスについては，津波に起因する事故シーケンスへの対応に必要な安全機能を有する常設重大事故等対処設備及び可搬型重大事故等対処設備に対して津波防護
対 策 を 施 す こ と に よ り ， 第 2-1 表 に 示 し た と お り 主 要 な カ ッ ト セ
ットレベルまで展開しても，整備する炉心損傷防止対策により同様に炉心損傷を防止することが可能である。

別紙 7-18

表 2-1

津波 ＰＲＡ におけ る事 故シ ーケ ンスご との 主要 なカ ットセ ット

事故シーケン ス

津波区分※１

最終ヒ ートシンク喪失（ＲＣ ＩＣ成功）

最終ヒ ートシンク喪失＋高圧 炉心冷却失敗

ＣＤＦ
（／炉年）

3.2E-06

T.P.+20m〜T.P.+22m

1.1E-08

対策
全ＣＤＦに対す
ＣＤＦ※２の有有効性を確認する主な対策（／炉年 ） る寄与割合 ※１
効性①最終 ヒートシンク 喪失

3.2E-06

73.4%○①最終 ヒートシンク 喪失失＋ＲＣＩＣポ
ンプ起 動失敗

4.7E-09

0.1%○②最終 ヒートシンク 喪失＋ＲＣＩＣメン
テナン ス

3.0E-09＜0.1%○
・ 津波防護対 策・ 緊急用海水 系③最終 ヒートシンク 喪失＋ＲＣＩＣ流量
制御器 故障5.4E-10＜0.1%○

1.7E-08①最終 ヒートシンク 喪失＋逃がし安全弁
再閉鎖 失敗1.7E-08

0.4%

○

○

津波による
注水機能喪失最終ヒ ートシンク喪失＋逃が し安全弁再閉鎖失敗

主 要なカット セット

原子炉 建屋内浸水による複数の緩 和機能喪失

T.P.+22m〜T.P.+24m

7.6E-07①原子 炉建屋内浸水 による複数の緩和機
能喪失

7.6E-0717.6%

防潮堤 損傷T.P.+24m〜

3.3E-07①防潮 堤損傷

3.3E-077.6%※１：防潮堤前面位置に おける津波高 さ※２：有効性を確認する 主な対策等に 対して必要 な浸水防護 対策を施すことにより炉心損傷防止が 可能

別紙 7-19

−

−

別紙 8
格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」の想定及びその対策について

１．サプレッション・プールへの溶融物落下後に発生する格納容器破損モードに対する対策について
重大事故等対処設備を考慮しないレベル１．５ＰＲＡに基づく格
納容器破損モードの抽出では，図１，２に示すとおりペデスタルにおける溶融炉心・コンクリート相互作用の継続により溶融物がサプ
レッション・プールへ落下した後に発生するＭａｒｋ−Ⅱ型格納容器特有の負荷，物理現象についても分析し，格納容器破損モードを抽出している。
一方，重大事故等における格納容器破損防止対策の有効性を確認する観点では，溶融物がサプレッション・プール中に落下すること
は，溶融物冷却の観点ではサプレッション・プールは大量の水を保有しているため有効であるが，以下に示すように悪影響も考えられるため，原子炉圧力容器が破損するような状況では，ペデスタル床
上で溶融物を冷却保持することが有効と考える。
サプレッション・プール水を取り込む系統（残留熱除去系，代替循環冷却系 等）が機能喪失する恐れがある
ベントを実施する場合，サプレッション・プールにおけるスク
ラビング効果に期待できない
サプレッション・プールにおける溶融物によるライナーアタッ
クにより，格納容器の閉じ込め機能の健全性が脅かされる恐れがある

別紙 8-1２．格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」について解釈に基づき必ず想定する破損モード「溶融炉心・コンクリート
相互作用」は，溶融炉心・コンクリート相互作用により格納容器の構造部材の支持機能が喪失する破損モードとして想定されているものと考える。
ただし，サプレッション・プールへの溶融物落下後に発生するＭ
ａｒｋ−Ⅱ型格納容器特有の破損モードについても，以下に示す観点を考慮して．格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」として整理し，ペデスタル床における溶融炉心・コンクリー
ト相互作用に対する防護対策の有効性を確認することが適切であると考える。
ペ デ ス タ ル 床 に お け る 溶 融 炉 心・コ ン ク リ ー ト 相 互 作 用 に 引 き
続いて発生する破損モードであること
サ プ レ ッ シ ョ ン・ プ ー ル へ の 溶 融 物 落 下 後 の 格 納 容 器 破 損 モ ー
ド の 発 生 防 止 の た め に は ，ペ デ ス タ ル 床 に お け る 溶 融 炉 心 ・ コ
ンクリート相互作用を防止することが有効であること

３．まとめ
レベル１．５ＰＲＡより抽出した溶融物がサプレッション・プー
ルへ落下した後に発生する格納容器破損モードについては，ペデスタル（ドライウェル部）床における溶融炉心・コンクリート相互作
用に引き続いて発生する格納容器破損モードであること，及び当該
格 納 容 器 破 損 モ ー ド の 防 止 の た め に は ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）床における溶融炉心・コンクリート相互作用を防止することが有効
別紙 8-2

であることを考慮し，解釈に基づき必ず想定する格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」として整理する。
また，格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」の有効性評価では，ペデスタル床（ドライウェル部）における溶融
炉心・コンクリート相互作用に対する格納容器破損防止対策の有効性を確認し，原子炉圧力容器が破損するような状況においても，溶融物がペデスタル（ドライウェル部）内に保持可能であることを確認する。

別紙 8-3

ＴＱＵＶ
ＴＱＵＸ
ＴＢＵ
ＴＢＰ
ＴＢＤ
長期ＴＢ
ＬＯＣＡ

原子炉圧力容器内部でのデブリ保持に
成功

炉心損傷

崩壊熱除去
失敗時
の過圧破損
(炉心損傷後)

水蒸気等に
よる過圧

原子炉圧力
容器破損
格納容器
隔離失敗

格納容器
雰囲気
直接加熱
（ＤＣＨ）

溶融燃料−
冷却材
相互作用
（ＦＣＩ）

ＴＷ／
ＴＢＷ

水蒸気等に
よる過圧

別紙 8-4

水蒸気に
よる過圧

ＴＣ

崩壊熱除去
失敗時
の過圧破損
(炉心損傷前)

炉心損傷

未臨界
確保失敗時
の過圧破損
(炉心損傷前)高圧溶融物放出／格納容器
雰囲気直接加熱

原子炉圧力容器
外溶融燃料−
冷却材相互作用

格納容器
雰囲気過温

過温破損

水蒸気等に
よる過圧

崩壊熱除去
失敗時
の過圧破損
(炉心損傷後)

溶融燃料−
冷却材
相互作用
（ＦＣＩ）

原子炉圧力容器
外溶融燃料−
冷却材相互作用

格納容器
雰囲気過温

過温破損

水蒸気等に
よる過圧

崩壊熱除去
失敗時
の過圧破損
(炉心損傷後)

非凝縮性
ガス発生

非凝縮性
ガス発生
ＩＳＬＯＣＡ

インターフェ
イスシステム
ＬＯＣＡ

原子炉建屋
への流出
継続

炉心損傷

溶融炉心・
コンクリー
ト相互作用
継続

サプレッシ
ョン・プー
ルへの
デブリ落下

溶融炉心・
コンクリー
ト相互作用
継続

溶融炉心・
コンクリー
ト相互作用

＜凡例＞
格納容器破損
モード

ＰＤＳ
溶融炉心・
コンクリー
ト相互作用

物理化学現象

原子炉圧力容器破損前
（Ｔ１）

図１

原子炉圧力容器
破損直後
（Ｔ２）

事故後期
（Ｔ３）

注）解釈に基づき必ず想定する破損モードとの対応では，
溶融物がサプレッション・プールへ落下した後に発生する破損モードについては「溶融炉心・コンクリート
相互作用」として整理する

ＰＲＡより抽出される格納容器破損モード

別紙 8-5
図２Ｍａｒｋ−Ⅱ格納容器の形状及び溶融デブリの移動経路の概略

別紙 9
格納容器直接接触（シェルアタック）を格納容器破損モードの評価対象から除外する理由について

必 ず 想 定 す る 格 納 容 器 破 損 モ ー ド う ち ,格 納 容 器 直 接 接 触（ シ ェ ル ア
タ ッ ク ）に つ い て は ,「 実 用 発 電 用 原 子 炉 に 係 る 炉 心 損 傷 防 止 対 策 及 び
格納容器破損防止対策の有効性評価に関する審査ガイド」に次のように記載されている。
3.2.3

格納容器破損モードの主要解析条件等

5) 格 納 容 器 直 接 接 触 （ シ ェ ル ア タ ッ ク ）a. 現 象 の 概 要
原子炉圧力容器内の溶融炉心が原子炉格納容器内の床上へ流れ 出 す 時 に ,溶 融 炉 心 が 床 面 で 拡 が り 原 子 炉 格 納 容 器 の 壁 に 接
触 す る こ と に よ っ て ,原 子 炉 格 納 容 器 が 破 損 す る 場 合 が あ る 。

１．格納容器直接接触（シェルアタック）
シェルアタックについては，ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−６０２５［１］にお い て ，Ｂ Ｗ Ｒ Ｍ ａ ｒ ｋ − Ⅰ 型 格 納 容 器 に 対 す る 検 討 が 実 施 さ れ て
い る 。Ｂ Ｗ Ｒ Ｍ ａ ｒ ｋ − Ⅰ 型 格 納 容 器 に お け る シ ェ ル ア タ ッ ク の メ
カニズムは次のとおり。
炉心損傷後，原子炉圧力容器底部から流出した溶融炉心はペデス
タ ル 部 に 切 れ 込 み（ 図 1）が あ る た め ，溶 融 炉 心 が ペ デ ス タ ル 床 面 に広がった場合，溶融炉心が切れ込みからペデスタル部の外側に流出
し て 格 納 容 器 の 壁 面（ 金 属 製 ラ イ ナ ー 部 分 ）に 接 触 す る 可 能 性（ 図 2）がある。

別紙 9-1２．格納容器直接接触（シェルアタック）の除外理由
シ ェ ル ア タ ッ ク は ，Ｂ Ｗ Ｒ Ｍ ａ ｒ ｋ − Ⅰ 型 格 納 容 器 に 特 有 の 事 象であり，Ｍａｒｋ−Ⅱ型格納容器では，格納容器の構造上，ペデスタル（ドライウェル部）床に落下したデブリが直接格納容器バウン
ダ リ と 接 触 す る こ と は な い （ 図 3）。 こ の た め ， 溶 融 炉 心 が 床 面 で 拡がり格納容器の壁に接触する格納容器直接接触（シェルアタック）の発生の可能性はない。
よ っ て ，必 ず 想 定 す る 格 納 容 器 破 損 モ ー ド で あ る が ，Ｂ Ｗ Ｒ Ｍ Ａ
ＲＫ−Ⅱ型格納容器の構造上，発生の可能性がないため，東海第二発電所において想定する格納容器破損モードから除外した。

３．Ｍａｒｋ−Ⅱ型格納容器におけるサプレッション・プール底部のライナープレート破損の扱いについて(1)

レベル１．５ＰＲＡにおけるライナープレート破損の考え方
レベル１．５ＰＲＡにおいては，環境への放射性物質の大規模放出に至る可能性のある格納容器破損モードとして，雰囲気圧
力 ・ 温 度 に よ る 静 的 負 荷 （ 格 納 容 器 過 圧 ・ 過 温 破 損 ）， 溶 融 炉 心 ・コンクリート相互作用（ＭＣＣＩ）等を考慮している。一方，格納容器直接接触（シェルアタック）については，Ｍａｒｋ−Ⅰ型
格納容器特有の破損モードであり，Ｍａｒｋ−Ⅱ型格納容器においては，サプレッション・プール底部のライナープレートが破損したとしても，ライナープレート−コンクリート間の間隙から外部に放出されるような構造とはなっておらず，また，ベースマッ
トのコンクリート厚さは十分な厚さを有していることから，工学的判断により放射性物質の大規模放出に至らないものと考える。
別紙 9-2

このため，ライナープレートの破損を格納容器破損モードとして考慮していない。
(2)

有効性評価におけるライナープレート破損の考え方
有効性評価においては，ＰＲＡより抽出された事故シーケンスについては，重大事故等対処設備に期待することにより，全て原
子炉圧力容器内で事象収束が可能であり，溶融炉心は原子炉圧力容器内で保持されることを確認している。また，仮に重大事故等対処設備の一部の機能に期待せず，溶融炉心が原子炉圧力容器外に放出されることを想定した場合においても，ペデスタル（ドライウェル部）における溶融炉心・コンクリート相互作用を防止することで，ライナープレートに接触することなくペデスタル（ドライウェル部）内で溶融炉心が適切に冷却されることを確認して
いる。

(3)

まとめ
Ｍａｒｋ−Ⅱ型格納容器である東海第二発電所においては，ライナープレート−コンクリート間の間隙から外部に放出されるような構造とはなっておらず，また，コンクリート侵食に対してベースマットは十分な厚さを有していることから，工学的判断により大規模放出に至らないものと考える。このため，ライナープレートの破損を格納容器破損モードとして考慮していない。
一方で，有効性評価においては，ＰＲＡより抽出された事故シー ケ ン ス に つ い て は ，重 大 事 故 等 対 処 設 備 に 期 待 す る こ と に よ り ，
全て原子炉圧力容器内で事象収束が可能であり，溶融炉心は原子
炉圧力容器内で保持されることを確認している。また，仮に重大事故等対処設備の一部の機能に期待せず，溶融炉心が原子炉圧力別紙 9-3

容器外に放出されることを想定した場合においても，ペデスタル（ドライウェル部）における溶融炉心・コンクリート相互作用を防止することで，ライナープレートに接触することなくペデスタ
ル（ドライウェル部）内で溶融炉心が適切に冷却されることを確認している。

参考文献[1] U.S. NRC,

The Probability of Mark-I Containment Failur e

by Melt-Attack of the Liner

別紙 9-4

NUREG/CR-6025, November 1993

図 1

ＢＷＲ ＭＡＲＫ−Ⅰ型格納容器における格納容器直接接触［１］別紙 9-5

図 2

ＢＷＲ ＭＡＲＫ−Ⅰ型格納容器における格納容器直接接触の物理現象図［１］別紙 9-6

格納容器

ダイヤフラムフロア
ペデスタル
ベント管

サプレッション・
チェンバ

図 3

サプレッション・
プール

東海第二発電所（ＭＡＲＫ−Ⅱ型）の格納容器概略図

別紙 9-7

別紙 10格納容器隔離失敗の分岐確率の根拠と格納容器隔離失敗事象への対応について

1.
(1)

格納容器隔失敗の分岐確率の根拠
格納容器隔失敗の分岐確率の根拠
内部事象レベル１．５ＰＲＡにおける格納容器隔離失敗の分岐確率は，格納容器隔離失敗による大規模な漏えいを想定しており，ＮＵ Ｒ Ｅ Ｇ /Ｃ Ｒ − ４ ２ ２ ０ ( 1 ) を 基 に 5.0E-3／ d と し て 設 定 し て い る 。
Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ /Ｃ Ｒ − ４ ２ ２ ０ で は ， 米 国 の Ｌ Ｅ Ｒ （ Licensee Event
Reports）（ 1965 年 〜 1984 年 ）を 分 析 し ，表 1 に 示 す と お り 大 規 模 漏
え い 事 象 4 件 を 抽 出 ， 発 生 件 数 4 件 を 運 転 炉 年 （ 740 炉 年 ） で 除 すことにより，格納容器隔離失敗の発生頻度を算出している。
な お ，抽 出 さ れ た 4 件 以 外 に も エ ア ロ ッ ク 開 放 に 関 す る 事 象 が 75件発生しているが，これらの事象は数時間以内と短時間であり，大規模な漏えい事象には至っていない。

表 1

大規模漏えいとして抽出された事象

Reactor

Year

Event

Oconee 1

1973

Isolation Valves OpenSan Onofre 1

1977

Holes in Containment

Palisades

1979

By-pass Valves Open

Surry 1

1980

Holes in Containment

また，上記の大規模漏えい事象はいずれもＰＷＲで発生した事象
であり，ＢＷＲにおいては，出力運転中は格納容器内を窒素置換し別紙 10-1

管理しているため，格納容器からの漏えいが存在する場合は，格納容器圧力の低下等により速やかに検知できる可能性が高いと考えら
れる。

(2)

最近の米国の格納容器隔離失敗実績に関する参考文献
レ ベ ル １ ．５ Ｐ Ｒ Ａ で は ，1984 年 ま で の デ ー タ を 用 い た Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ
Ｇ／ＣＲ−４２２０を基に格納容器隔離失敗の分岐確率を設定している。最近の格納容器隔離失敗に関する報告としては，ＥＰＲＩ報
告 書 ( 2 ) が あ る 。Ｅ Ｐ Ｒ Ｉ 報 告 書 で は ，米 国 に お け る 2007 年 時 点 ま での 総 合 漏 え い 率 試 験 （ Ｉ Ｌ Ｒ Ｔ ： Integrated Leak Rate Test） の 実
績が整理されており，大規模漏えいに至る事象としては設計漏えい
率 の 35 倍 を 基 準 と し て い る が ， 発 生 実 績 は 0 件 と な っ て い る 。
大 規 模 漏 え い に 至 る 事 象 実 績 0 件 （ 計 算 上 0.5 件 と し て い る ） を
Ｉ Ｌ Ｒ Ｔ 試 験 数 217 件 で 除 し て 隔 離 機 能 喪 失 を 以 下 の と お り 算 出 した。
0.5／ 217 ＝ 2.3E-3
大規模漏えいに至る事象実績※： 0.5件ＩＬＲＴ試験数： 217件※ ： 発 生 経 験 が な い た め ， 発 生 実 績 を 0.5件 と 仮 定 。
この値は，ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−４２２０で評価された格納容器隔
離 失 敗 確 率 の 5.0E-3／ d よ り も 小 さ い 値 と な っ て お り ， Ｅ Ｐ Ｒ Ｉ 報
告書の結果を考慮してもＮＵＲＥＧ／ＣＲ−４２２０の評価結果を適用することは妥当であると考えられる。

別紙 10-2

2.
(1)

格納容隔離失敗事象への対応
東海第二発電所で想定される格納容器隔離失敗の経路
東海第二発電所で想定される格納容器隔離失敗は，機械的破損及び人的過誤による隔離機能喪失であり，以下に示すとおりである。
ａ．機械的破損による隔離機能喪失(a)

格納容器貫通部からの漏えい
格納容器の電気配線貫通部のシール材の劣化や配管貫通部の管台の割れ等がある場合には，格納容器内雰囲気が漏えいする可能性がある。

(b)

格納容器アクセス部からの漏えい
ドライウェル主フランジ，機器搬入用ハッチ，所員用エアロ
ック等のアクセス部のシール部又は溶接部が破損している場合には，格納容器内雰囲気が漏えいする可能性がある。

(c)

格納容器バウンダリからの漏えい
格納容器スプレイ配管，不活性ガス系，可燃性ガス濃度制御
系等は格納容器雰囲気と連通しており，これらのバウンダリが破損している場合には，格納容器内雰囲気が漏えいする可能性がある。

ｂ．人的過誤による隔離機能喪失(a)漏えい試験配管からの漏えい
定期点検時の格納容器漏えい試験の後に，試験配管隔離弁の復旧忘れ等がある場合には、格納容器内雰囲気が漏えいする可能性がある。

別紙 10-3

(2)格納容隔離失敗事象への対応(1)で 挙 げ た 格 納 容 器 隔 離 失 敗 事 象 に 対 す る 対 応 と し て は ，重 大 事
故等発生時に，万一にも格納容器の隔離機能が喪失していることのないよう，格納容器の漏えいに対する検知性を向上させることが有効であり，定期試験時及び原子炉起動前における格納容器隔離機能の確認や手順書に基づく確実な操作を実施している。さらに，出力
運転中は格納容器内を窒素置換し管理しているため，格納容器からの漏えいが存在する場合は，格納容器圧力の低下等により速やかに検知できる可能性が高いと考える。

参考文献(1) NUREG/CR-4220,Reliability Analysis of Containment Isolation
Systems， U.S.NRC,(2) Risk Impact Assessment of Extended Integrated Leak Rate
Testing Intervals, Revision 2-A of 1009325, Final Report ，
EPRI, October 2008

別紙 10-4

別紙 11
溶融炉心・コンクリート相互作用の評価対象プラント損傷状態について

１．溶融炉心・コンクリート相互作用のプラント損傷状態を選定する際の考慮
東海第二発電所の事故シーケンスグループ抽出及び重要事故シーケンス等の選定においては，溶融炉心・コンクリート相互作用（ＭＣＣＩ）の評価対象プ
ラント損傷状態（ＰＤＳ）として，高圧・低圧注水機能喪失（ＴＱＵＶ）を選定している。ＰＤＳを選定するに当たっては，ＴＱＵＶとＬＯＣＡを定性的に比較し，ＬＯＣＡ時には破断口から流出した冷却材の一部がペデスタル（ドライウェル部）へ流入することで，ＭＣＣＩへの対応が容易になる可能性がある
ため，評価対象ＰＤＳとしてはＴＱＵＶを選定している。
しかしながら，ＬＯＣＡ時に破断口から流出した冷却材のペデスタル（ドライウェル部）への流入は，格納容器の構造上，起こり得ると考えられる現象であるものの，定量的にその割合を設定することは困難であり，また，不確かさも大きいと考えられることから，有効性評価においてはその不確かさを考慮した扱いとしている。以降にその詳細を示す。

２．ＬＯＣＡ時の破断口から流出した冷却材の移行経路
関係する格納容器の構造を図１に示す。ＬＯＣＡが発生し，ドライウェルに放出された冷却材は，ベント管を通ってサプレッション・チェンバに流入するとともに，床ドレン配管を通ってペデスタル（ドライウェル部）に流入すると考えられる。
ただし，床ドレン配管の内径はと細く，ＬＯＣＡ時に保温材等の異物が床ドレン配管内に溜まることで，ペデスタル（ドライウェル部）への流入
流量が少なくなることや，閉塞により流入しなくなることが考えられる。東海
第二発電所では，床ドレン配管は 2 本敷設されており，これまで床ドレン配管

別紙 11-1

が閉塞した実績は無いこと，再循環系配管 1 本の両端破断である大ＬＯＣＡが発生した場合，再循環系配管と床ドレン配管流入口の位置関係から 2 本の床ド
レン配管ともに異物により閉塞することは考えにくい ※ ことから，破断口から流出した冷却材は，少なくとも 1 本の床ドレン配管からペデスタル（ドライウ
ェル部）へ流入する可能性が高いと考えられる。
※

ドライウェルに放出された冷却材は，ペデスタル（ドライウェル部）外壁 90°と 270°に位置する床ドレン配管流入口を通じてペデスタル（ドライウェル部）
内に流入する。主要な再循環配管はＡ系が 30°〜180°，Ｂ系が 210°〜0°に位置しており，片系の破断の場合，分散配置されている床ドレン配管が同時に閉塞することは考えにくい。

３．ペデスタル（ドライウェル部）への流入の不確かさを考慮した有効性評価
での扱い
２．に記載のとおり，破断口から流出した冷却材は，少なくとも 1 本の床ド
レン配管からペデスタル（ドライウェル部）へ流入する可能性が高いと考えられるが，2 本の床ドレン配管ともに閉塞することの不確かさも存在する。さらには，ＴＱＵＶとＬＯＣＡとを比較すると，ＬＯＣＡの方が事象進展は早く，崩壊熱が高い状態で溶融炉心がペデスタル（ドライウェル部）に落下することから，ＬＯＣＡの方がコンクリート侵食量はやや大きくなることが考えられる。
このため，有効性評価においては，現状選定しているＴＱＵＶの他，ペデスタル（ドライウェル部）へ冷却材が流入しない状態でのＬＯＣＡ（大破断ＬＯ
ＣＡ＋ＥＣＣＳ注水機能喪失）を選定した場合の感度解析を実施し，この場合でも原子炉圧力容器の支持機能が維持できることを確認する。

別紙 11-2

人通用開口部
ドライウェルペデスタル（ドライウェル部）
ダイアフラムフロア
床ドレン配管ベント管

サプレッション・
チェンバ

床ドレン配管機器ドレン配管0°

床ドレン配管流入口
床ドレン配管流入口

270°

90°

主要なＡ系再循環配管の敷設範囲

主要なＢ系再循環配管
の敷設範囲
180°

床ドレン配管

図１

格納容器の構造図

別紙 11-3

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容（はじめに）
本 書 は ，｢ 実 用 発 電 用 原 子 炉 及 び そ の 付 属 設 備 の 位 置 ，構 造 及 び 設 備 に 関 する規則の解釈」（平成２５年６月１９日）（以下「解釈」という。）第３章
第 ３ ７ 条 に 基 づ き ，原 子 炉 設 置（ 変 更 ）許 可 申 請 者 が ，確 率 論 的 リ ス ク 評 価 ( 以下 ，「 Ｐ Ｒ Ａ 」 と い う 。 )に 関 し ， 審 査 の た め の 説 明 に 際 し ， 参 照 す べ き 事 項を示すものである。なお，申請者は，本書の整理によらない構成で説明することもできるが，その際には本書の整理と異なる点について合理的とする理由についての説明とともに各項目に相当する内容について，申請者の説明責任として示す必要がある。

別紙 12-1

１ ．新 規 制 基 準 適 合 性 の 審 査 に お い て 提 示 す べ き Ｐ Ｒ Ａ の 実 施 内 容 に 係 る 資
料について
新規制基準では，「解釈第３章第３７条（重大事故等の拡大の防止等）「 １ − １ (a)及 び (b)」 ， 「 ２ − １ (a)及 び (b)」 及 び 「 ４ − １ (a)及 び (b)」における事故シーケンスグループ等の抽出においてＰＲＡ を活用することが規定されており，その実施状況を確認する必要があるため，原子炉設
置（変更）許可申請者においては，審査の過程において事故シーケンスグ
ループ等の抽出におけるＰＲＡの実施状況を説明する必要がある。
本 解 釈 に お け る (b)に は ， 「 ① 個 別 プ ラ ン ト の 内 部 事 象 に 関 す る 確 率 論
的リスク評価（ＰＲＡ）及び外部事象に関するＰＲＡ（適用可能なもの）
又はそれに代わる方法で評価を実施すること。」とされており，外部事象に関しては，ＰＲＡの適用が可能なもの以外はそれに代わる方法について，評価条件や評価方法，評価のプロセスに関する説明（適切性の説明を含む），評価の結果等評価結果を導くために必要と考えられる事項を整理し説明する必要がある。
そのため，ここでは，日本原子力学会標準等を参考に基本的に想定されるＰＲＡ の実施内容を踏まえて，説明に最低限必要な項目を列記した。
なお，説明に当たっては，実施したＰＲＡ の内容を踏まえてここに記載している項目に加えて説明すべき事項を抽出し，説明性の観点から再構成するなど，申請者の説明責任として自ら十分検討すべきことを付言する。

東海第二発電所の対応状況

当社が事故シーケンスグループ等の抽出に際して実施した各種ＰＲＡの報告資料については，「 Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁 平 成
2 5 年 9 月 ）」 を 参 考 に 構 成 し た 。

従来から定期安全レビュー（ＰＳＲ）等の機会に内部事象レベル１ＰＲＡ（ 出 力 運 転 時 ，停 止 時 ）及 び レ ベ ル １ ．５ Ｐ Ｒ Ａ の 評 価 を 実 施 し て き て お り ，
これらのＰＲＡ手法を今回も適用した。また，現段階で適用可能な外部事象と し て ，一 般 社 団 法 人 日 本 原 子 力 学 会 に お い て 実 施 基 準 が 標 準 化 さ れ ，試 評
価等の実績を有する地震レベル１ＰＲＡ及び津波レベル１ＰＲＡを適用対象とし，建屋，構造物，大型機器等の大規模な損傷から発生する事象についても事故シーケンスグループ等の選定に係る検討対象範囲とした。
なお，ＰＲＡが適用可能ではないと判断した外部事象については定性的な検討から分析を実施した。
（「 1 . 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 等 の 選 定 に 係 る Ｐ Ｒ Ａ の 実 施 範 囲 と 評 価 対
象 に つ い て 」）

別 紙 12

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容

２．ＰＲＡ の評価対象
今回の原子炉等規制法改正後の初回設置（変更）許可時においては，これまでの許認可実績を踏まえて，規制上の担保が得られている対策を基にＰＲＡを実施するものであり，ＰＲＡ の前提となっている設備状況等に
つ い て ま ず 整 理 す る 必 要 が あ り ，評 価 対 象 を 明 示 す る こ と（ 例 ： 下 図 の ( B )ま で の 設 備 に つ い て ， 既 許 可 ECCSの 機 能 を 作 動 さ せ る た め の 手 動 起 動 措 置を評価対象とすることはできるが，許認可実績を踏まえてそれぞれ個別の評価対象についての整理が必要。）。

東海第二発電所の対応状況
今回のＰＲＡの目的は，設計基準事象を超えた重大事故に対する炉心損傷防止対策等の有効性評価を行うための事故シーケンスグループ等の抽出であることから，設計基準事故対処設備による対応を基本とし，これまでに整備したアクシデントマネジメント策（通商産業省「原子力発電所内におけるア
クシデントマネジメントの整備について」（ 平 成 4 年 7 月 ）以 前 か ら 整 備 し ているアクシデントマネジメント策を含む）には期待しないことを前提に評価を 行 う こ と と し た 。 た だ し ，「 Ｅ Ｃ Ｃ Ｓ 手 動 起 動 」，「 原 子 炉 手 動 減 圧 」，「 残 留
熱除去系の手動起動」等の設計基準事故対処設備を作動させるための操作については，本評価においても期待することとした。なお，作動中である設計
基準事故対処設備の機能維持に係る操作のうち，余裕時間が十分長い操作（「 サ プ レ ッ シ ョ ン ・ プ ー ル 水 温 上 昇 時 の 水 源 切 替 操 作 」，
「ＲＣＩＣタービン
排気圧高トリップインターロックのバイパス操作」等）については，本評価において考慮するものとした。
（「 1 . 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 等 の 選 定 に 係 る Ｐ Ｒ Ａ の 実 施 範 囲 と 評 価 対 象に つ い て 」）

別紙 12-2

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容

３． レベル１ＰＲＡ
３．１ 内部事象（出力運転時）
a.対 象 プ ラ ン ト①対象とするプラントの説明● 設 計 基 準 事 故 対 処 設 備 で あ り ，重 大 事 故 等 の 対 処 に 用 い る 設 備（ 以 下「 対 処 設 備 」と い う 。）等 ，Ｐ Ｒ Ａ の 中 で 考 慮 す る 設 備 の 一 覧 及 び 設
備の説明②停止時のプラント状態の推移（停止時ＰＲＡのみ）③プラント状態分類（停止時ＰＲＡのみ）●プラント状態分類の考え方●プラント状態の分類結果

b.起 因 事 象
①評価対象とした起因事象のリスト，説明及び発生頻度●起因事象リスト，説明及び発生頻度

別紙 12-3● 起 因 事 象 の 抽 出 の 方 法 ，グ ル ー プ 化 し て い る 場 合 に は グ ル ー プ 化 の 考
え方，発生頻度の評価方法●対象外とした起因事象と，対象外とした理由

東海第二発電所の対応状況①ＰＲＡの中で考慮する設備を，プラント仕様や必要となる系統ごとに整理した。
（「 3 . 1 . 1 . 1 対 象 プ ラ ン ト ( 1 ) 対 象 と す る プ ラ ン ト の 説 明 」）
②停止時ＰＲＡで記載③停止時ＰＲＡで記載①●通常の運転状態を妨げる事象であって，炉心損傷に至る可能性のある起因事象を選定し，発生頻度を評価した。
（「 3 . 1 . 1 . 2 起 因 事 象 ( 1 ) 評 価 対 象 と し た 起 因 事 象 に つ い て 」）
● 起 因 事 象 の 抽 出 に 当 た っ て は ,国 内 外 の 評 価 事 例 や プ ラ ン ト 設 備 の 故 障 時の 影 響 を 分 析 し , プ ラ ン ト 応 答 や 必 要 と な る 緩 和 設 備 が 同 等 で あ り ，同 一 のイベントツリー及びフォールトツリーで扱える事象をグループ化した。起因 事 象 発 生 頻 度 は ,Ｌ Ｏ Ｃ Ａ を 除 き ,国 内 Ｂ Ｗ Ｒ プ ラ ン ト の 運 転 実 績 に 基 づ
き 評 価 し , 発 生 実 績 の な い 事 象 に つ い て は 0 . 5 件 の 発 生 を 仮 定 し た 。Ｌ Ｏ Ｃ
Ａ に つ い て は ,米 国 の 評 価 方 法 を 踏 ま え て 発 生 頻 度 を 評 価 し た 。
（「 3 . 1 . 1 . 2 起 因 事 象 ( 1 ) 評 価 対 象 と し た 起 因 事 象 に つ い て 」）
● 発 生 頻 度 や プ ラ ン ト へ の 影 響 等 の 観 点 か ら ,リ ス ク 評 価 上 の 重 要 性 は 低 いと 考 え ,評 価 対 象 か ら 除 外 し た 。
・出力運転時中の制御棒引き抜き
・原子炉冷却材流量の部分喪失及び原子炉冷却材系の停止ループの誤起動
・放射性気体廃棄物処理施設の破損
・燃料集合体の落下事象
・制御棒落下・主蒸気管破断・原子炉圧力容器破損（ＤＢＡ超過ＬＯＣＡ）
・通常停止（「 3 . 1 . 1 . 2 起 因 事 象 ( 1 ) 評 価 対 象 と し た 起 因 事 象 に つ い て 」）

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容

c.成 功 基 準
①成功基準の一覧表●炉心損傷の定義●起因事象ごとの成功基準の一覧表●対処設備作動までの余裕時間及び使命時間

別紙 12-4●成功基準設定のために熱水力解析等を実施した場合は使用した解析
結果，及び使用した解析コードの検証性

d.事 故 シ ー ケ ン ス①イベントツリー●イベントツリー図●ヘディング，事故進展及び最終状態の説明●イベントツリー作成上の主要な仮定

e. シ ス テ ム 信 頼 性①評価対象としたシステムとその説明●評価対象システム一覧● シ ス テ ム の 概 要 ，機 能 ，系 統 図 ，必 要 と す る サ ポ ー ト 系 ，試 験 ，シ ス
テム信頼性評価上の主要な仮定

東海第二発電所の対応状況①● 燃 料 被 覆 管 表 面 温 度 が 1200℃ を 超 え る と 評 価 さ れ る 状 態● 燃 料 被 覆 管 の 酸 化 量 が ,酸 化 反 応 が 著 し く な る 前 の 被 覆 管 厚 さ の 15%を 超 えると評価される状態（「 3 . 1 . 1 . 3 成 功 基 準 ( 1 ) 成 功 基 準 に つ い て 」）
●成功基準の一覧表はＳＡＦＥＲコードによる成功基準解析結果を用いて起因事象ごとに整理した。
（「 3 . 1 . 1 . 3 成 功 基 準 ( 1 ) 成 功 基 準 に つ い て 」 及 び 「 別 紙 3 . 1 . 1 . 3 - 1 成 功 基
準 解 析 及 び 事 故 進 展 解 析 に つ い て 」）
●運転員による緩和操作を対象として，それらを遂行するまでの余裕時間を
ＭＡＡＰコードによる事故進展解析結果等に基づき設定した。また，使命
時間については，プラントを安定な状態に移行させることが可能であり，
機 能 喪 失 し た 設 備 の 復 旧 や 追 加 の 運 転 員 操 作 に 期 待 で き る こ と か ら ， 24 時間と設定した。
（「 3 . 1 . 1 . 3 成 功 基 準 ( 1 ) 成 功 基 準 に つ い て 」）
● 成 功 基 準 解 析 に 使 用 し た Ｓ Ａ Ｆ Ｅ Ｒ コ ー ド は ,許 認 可 解 析 で 十 分 な 実 績 を有 し て お り ,十 分 な 検 証 が 行 わ れ て い る 。 ま た ,事 故 進 展 解 析 に 使 用 し た Ｍ
Ａ Ａ Ｐ コ ー ド の 検 証 性 に つ い て は ,重 大 事 故 等 防 止 対 策 の 有 効 性 評 価 の 内
容説明と合わせて提示する。
（「 3 . 1 . 1 . 3 成 功 基 準 ( 1 ) 成 功 基 準 に つ い て 」）

①起因事象に対して，炉心損傷を防止するために必要な緩和設備や緩和操作を検討し，炉心損傷に至る事故シーケンスをイベントツリーとして展開した。また，展開した事故シーケンスの最終状態を炉心損傷状態又は成功状態のいずれかに分類した。イベントツリーによって展開した事故シーケンスの最終状態を炉心損傷状態又は成功状態のいずれかに分類している。炉
心損傷状態については，「 原 子 炉 停 止 機 能 」，「 炉 心 冷 却 機 能 」，「 格 納 容 器 からの除熱機能」の各安全機能に着目し，起因事象及び緩和設備の成否等によって分類した。
（「 3 . 1 . 1 . 4 事 故 シ ー ケ ン ス ( 1 ) イ ベ ン ト ツ リ ー 」）

①評価対象としたシステムについては一覧表を作成し，それぞれのシステムごとに概要，機能，系統図，必要とするサポート系，試験，システム信頼性評価上の主要な仮定を整理した。
（「 3 . 1 . 1 . 5 シ ス テ ム 信 頼 性 ( 1 ) 評 価 対 象 と し た シ ス テ ム と そ の 説 明 」）

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容②システム信頼性評価手法③システム信頼性評価の結果●起因事象ごとのシステム信頼性評価結果● 主 要 な ミ ニ マ ル カ ッ ト セ ッ ト （ FT を 用 い た 場 合 ）④システム信頼性評価を実施せずに設定した非信頼度とその根拠

f. 信 頼 性 パ ラ メ ー タ①非信頼度を構成する要素と評価式

別紙 12-5②機器故障率パラメータの一覧● 機 器 故 障 率 パ ラ メ ー タ の 設 定 方 法（ 機 器 の 分 類 ，機 器 の 境 界 ，故 障 モードの分類等）●機器故障率パラメータの一覧（故障モード，故障率等）●機器故障率パラメータの不確実さ幅③機器復帰の取扱い方法及び機器復帰失敗確率④待機除外確率⑤共通要因故障の評価方法と共通要因故障パラメータ

東海第二発電所の対応状況② シ ス テ ム 信 頼 性 解 析 で は ,フ ロ ン ト ラ イ ン 系 と そ の サ ポ ー ト 系 に つ い て フォールトツリーを作成し，信頼性評価を行った。
（「 3 . 1 . 1 . 5 シ ス テ ム 信 頼 性 ( 2 ) シ ス テ ム 信 頼 性 評 価 手 法 」 及 び 「 別 紙3 . 1 . 1 . 5 - 1 サ ポ ー ト 系 が 一 部 故 障 し て い る 場 合 の 評 価 に つ い て 」）
③システム信頼性解析の結果について，起因事象ごとに結果が異なるものは起因事象ごとに評価し，主要なミニマルカットセットの評価も実施した。
（「 3 . 1 . 1 . 5 シ ス テ ム 信 頼 性 ( 3 ) シ ス テ ム 信 頼 性 評 価 の 結 果 」）
④制御棒挿入失敗確率についてシステム信頼性評価を実施せずに非信頼度を設定しており，その根拠を明確にした。
（「 3 . 1 . 1 . 5 シ ス テ ム 信 頼 性 ( 4 ) 」）

①非信頼度を構成する要素としては，機器故障，共通要因故障，試験による待 機 除 外 ,保 守 作 業 に よ る 待 機 除 外 ,人 的 過 誤 等 が あ り ， そ れ ぞ れ の 評 価 式に基づき非信頼度を評価した。
（「 3 . 1 . 1 . 6 信 頼 性 パ ラ メ ー タ ( 1 ) 評 価 対 象 と し た シ ス テ ム と そ の 説 明 」）
② Ｎ Ｕ Ｃ Ｉ Ａ で 公 開 さ れ て い る 国 内 プ ラ ン ト の 故 障 実 績 （ 1982年 度 〜 2002年
度 21ヵ 年 49基 デ ー タ ） を 基 に し た 「 故 障 件 数 の 不 確 実 さ を 考 慮 し た 国 内 一
般 機 器 故 障 率 の 推 定（ 平 成 2 1 年 5 月 公 表 ）」（ 以 下「 2 1 ヵ 年 デ ー タ 」と い う 。）に記載されているデータを使用した。また，ＮＵＣＩＡで公開されている
国内プラントの故障実績は，「原子力発電所に関する確率論的安全評価用の 機 器 故 障 率 の 算 出 （ 1982年 度 〜 1997年 度 16ヵ 年 49基 デ ー タ 改 訂 版 ） （ 平
成 13年 2月 ） ， 電 中 研 報 告 P00001，（ 財 ） 電 力 中 央 研 究 所 」 で 定 義 し た 機 器
バウンダリに従った。
な お ， 21 ヵ 年 デ ー タ に 記 載 の な い 機 器 の 故 障 率 に つ い て は ， 類 似 性 を 考慮 し た 工 学 的 判 断 に 基 づ き ， 21 ヵ 年 デ ー タ に 記 載 さ れ た 他 の 機 器 の 故 障 率を使用した（「 3 . 1 . 1 . 6 信 頼 性 パ ラ メ ー タ ( 2 ) 機 器 故 障 確 率 」）
③故障した機器や外部電源の使命時間中の復旧には期待していない。
（「 3 . 1 . 1 . 6 信 頼 性 パ ラ メ ー タ ( 3 ) 機 器 復 帰 の 取 り 扱 い 方 法 及 び 機 器 復 帰 失
敗 確 率 」）
④待機除外確率は保守点検作業による待機除外を考慮しており，機器の平均修復時間と機器故障率データを用いて待機除外確率を算出した。
（「 3 . 1 . 1 . 6 信 頼 性 パ ラ メ ー タ ( 4 ) 待 機 除 外 確 率 」）
⑤ 冗 長 機 能 を 有 す る 機 器 を 対 象 に ,動 的 機 器 の 動 的 故 障 モ ー ド 及 び 一 部 の 静的機器について共通要因故障を考慮した。また，共通要因故障パラメータについては，米国で公開されている文献に記載のデータを使用した。
（「 3 . 1 . 1 . 6 信 頼 性 パ ラ メ ー タ ( 5 ) 共 通 要 因 故 障 の 評 価 方 法 と 共 通 要 因 故 障
パ ラ メ ー タ 」）

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容

g. 人 的 過 誤①評価対象とした人的過誤及び評価結果●人的過誤の評価に用いた手法●人的過誤の分類，人的操作に対する許容時間，過誤回復の取扱い●人的過誤評価結果●人的過誤評価用いた主要な仮定

別紙 12-6h. 炉 心 損 傷 頻 度①炉心損傷頻度の算出に用いた方法②炉心損傷頻度●全炉心損傷頻度及び主要な事故シーケンスと分析●起因事象別の炉心損傷頻度及び主要な事故シーケンスと分析●プラント損傷状態別炉心損傷頻度及び主要な事故シーケンスの分析③重要度解析，不確実さ解析及び感度解析

東海第二発電所の対応状況①●ＴＨＥＲＰ手法を用いて人的過誤確率を評価した。
●人的過誤は起因事象発生前と起因事象発生後に分類した。起因事象発生前の人的過誤として，試験・保守作業の終了後の通常状態への復旧忘れ（手動弁の開閉忘れ等）を考慮した。起因事象発生後として，認知失敗及び操作失敗を考慮した。
● 認 知 失 敗 確 率 の 評 価 で は ，成 功 基 準 解 析 及 び 事 故 進 展 解 析 の 結 果 を 踏 ま え ，
人的操作に対する許容時間を考慮した。また，当直長●起因事象発生前及び起因事象発生後の人的過誤確率の評価結果を一覧表で整理した。
●各人的過誤の評価において評価上の仮定を整理した。
（「 3 . 1 . 1 . 7 人 的 過 誤 」）

① 計 算 コ ー ド Safe ty Watcher を 用 い て ,フ ォ ー ル ト ツ リ ー 結 合 法 に よ り 事 故
シ ー ケ ン ス を 定 量 化 し ,炉 心 損 傷 頻 度 を 算 出 し た 。
（「 3 . 1 . 1 . 8 炉 心 損 傷 頻 度 ( 1 ) 炉 心 損 傷 頻 度 の 算 出 に 用 い た 方 法 」）
②全炉心損傷頻度，起因事象別の炉心損傷頻度及び主要な事故シーケンスを整理し，結果の分析を行った（「 3 . 1 . 1 . 8 炉 心 損 傷 頻 度 ( 2 ) 炉 心 損 傷 頻 度 」）
③炉心損傷頻度に至る支配的な要因を確認する観点で，重要度解析を実施した 。ま た ，炉 心 損 傷 頻 度 の 不 確 か さ の 幅 を 評 価 す る た め , 不 確 実 さ 解 析 を 実
施 し た 。感 度 解 析 は , 給 復 水 系 を 考 慮 し た 場 合 や 個 別 プ ラ ン ト の 起 因 事 象 発
生 頻 度 ,機 器 故 障 率 デ ー タ を 用 い た 場 合 の 炉 心 損 傷 頻 度 を 評 価 し ,事 故 シ ーケンスグループへの影響を検討した。
（「 3 . 1 . 1 . 8 炉 心 損 傷 頻 度 ( 3 ) 重 要 度 解 析 , 不 確 実 さ 解 析 及 び 感 度 解 析 」）

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容

３． レベル１ＰＲＡ
３．１ 内部事象（停止時）
a.対 象 プ ラ ン ト①対象とするプラントの説明● 設 計 基 準 事 故 対 処 設 備 で あ り ，重 大 事 故 等 の 対 処 に 用 い る 設 備（ 以 下「 対 処 設 備 」と い う 。）等 ，Ｐ Ｒ Ａ の 中 で 考 慮 す る 設 備 の 一 覧 及 び 設
備の説明②停止時のプラント状態の推移（停止時ＰＲＡのみ）③プラント状態分類（停止時ＰＲＡのみ）●プラント状態分類の考え方●プラント状態の分類結果

別紙 12-7b.起 因 事 象
①評価対象とした起因事象のリスト，説明及び発生頻度●起因事象リスト，説明及び発生頻度● 起 因 事 象 の 抽 出 の 方 法 ，グ ル ー プ 化 し て い る 場 合 に は グ ル ー プ 化 の 考
え方，発生頻度の評価方法●対象外とした起因事象と，対象外とした理由

東海第二発電所の対応状況①ＰＲＡの中で考慮する設備を，プラント仕様や必要となる系統ごとに整理した。
（「 3 . 1 . 2 . 1 対 象 プ ラ ン ト ( 1 ) 対 象 と す る プ ラ ン ト の 説 明 」）
②停止時のプラント状態の推移を図に整理した。
（「 3 . 1 . 2 . 1 対 象 プ ラ ン ト ( 2 ) 停 止 時 の プ ラ ン ト 状 態 の 推 移 」）
③ プ ラ ン ト 停 止 中 は , プ ラ ン ト の 状 態 の 変 化 に 伴 っ て ，崩 壊 熱 除 去 等 に 対 す る
成 功 基 準 ,余 裕 時 間 ,及 び 使 用 可 能 な 設 備 の 組 み 合 わ せ が 変 化 す る た め ,プ
ラ ン ト 状 態（ Ｐ Ｏ Ｓ ）を 分 類 し た 。ま た ,定 期 検 査 工 程 の 進 捗 に 伴 う 使 用 可
能 な 緩 和 設 備 の 組 み 合 わ せ の 変 化 を 考 慮 し ,Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ 及 び Ｐ Ｏ Ｓ − Ｃ を ,それぞれＰＯＳ−Ｂ１〜Ｂ６及びＰＯＳ−Ｃ１，Ｃ２に細分化した。
（「 3 . 1 . 2 . 1 対 象 プ ラ ン ト ( 3 ) プ ラ ン ト 状 態 分 類 」）①
●炉心損傷へ至る可能性のある事象を選定し，その事象の説明及び発生頻度を整理した。
（「 3 . 1 . 2 . 2 起 因 事 象 ( 1 ) 起 因 事 象 の 選 定 」）
● 適 用 す る 起 因 事 象 に つ い て ,以 下 の 手 法 に よ り ， 検 討 し 選 定 し た 。
・マスターロジックダイアグラムに基づく分析● 起 因 事 象 発 生 頻 度 は ,国 内 Ｂ Ｗ Ｒ プ ラ ン ト の 運 転 実 績 や イ ベ ン ト ツ リ ー 及びフォールトツリーを用いて評価した。なお，起因事象のグループ化は実施していない。
（「 3 . 1 . 2 . 2 起 因 事 象 ( 1 ) 起 因 事 象 の 選 定 及 び ( 3 ) 起 因 事 象 の グ ル ー プ 化 」）
● 発 生 頻 度 や プ ラ ン ト へ の 影 響 等 の 観 点 か ら ,リ ス ク 評 価 上 の 重 要 性 は 低 いと 考 え ,評 価 対 象 か ら 除 外 し た 。
・インターフェイスシステムＬＯＣＡ
・配管破断ＬＯＣＡ
・燃料集合体の落下事象
・反応度投入事象
・ＲＨＲ運転中のＬＯＣＡ（「 3 . 1 . 2 . 2 起 因 事 象 ( 2 ) 評 価 対 象 外 と し た 起 因 事 象 」）

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容

c.成 功 基 準
①成功基準の一覧表●炉心損傷の定義●起因事象ごとの成功基準の一覧表●対処設備作動までの余裕時間及び使命時間●成功基準設定のために熱水力解析等を実施した場合は使用した解析
結果，及び使用した解析コードの検証性

別紙 12-8

d.事 故 シ ー ケ ン ス①イベントツリー●イベントツリー図●ヘディング，事故進展及び最終状態の説明●イベントツリー作成上の主要な仮定

e. シ ス テ ム 信 頼 性①評価対象としたシステムとその説明●評価対象システム一覧● シ ス テ ム の 概 要 ，機 能 ，系 統 図 ，必 要 と す る サ ポ ー ト 系 ，試 験 ，シ ス
テム信頼性評価上の主要な仮定②システム信頼性評価手法

東海第二発電所の対応状況①●炉心燃料の有効燃料長頂部（ＴＡＦ）が露出した状態と設定した。
（「 3 . 1 . 2 . 3 成 功 基 準 ( 1 ) 炉 心 損 傷 判 定 条 件 」）
●炉心損傷防止に必要な緩和設備の観点から，成功基準の一覧表を起因事象ごとに整理した。
（「 3 . 1 . 2 . 3 成 功 基 準 ( 2 ) 起 因 事 象 ご と の 成 功 基 準 の 一 覧 表 」）
● 余 裕 時 間 に つ い て は ,崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 に 係 る 起 因 事 象 及 び 原 子 炉 水 位がウェル満水時に発生する可能性のある冷却材流出に係る起因事象に対して は ，Ｔ Ａ Ｆ 露 出 ま で の 時 間 が 長 い こ と を 考 慮 し ，設 定 し て い な い 。ま た ，
原子炉冷却材の流出に係る起因事象に対しては，原子炉水位が通常水位の場合に発生する可能性のある事象についてＴＡＦ露出までの時間を考慮した 。 使 命 時 間 に つ い て は ， 24 時 間 と 設 定 し た 。
（「 3 . 1 . 2 . 3 成 功 基 準 ( 3 ) 対 処 設 備 作 動 ま で の 余 裕 時 間 及 び 使 命 時 間 」）
●熱水力解析を実施していない。
（「 3 . 1 . 2 . 3 成 功 基 準 ( 4 ) 熱 水 力 解 析 等 の 解 析 結 果 ， 及 び 解 析 コ ー ド の 検 証
性 」）①各起因事象に対して，炉心損傷を防止するために必要な緩和設備又は緩和操作を検討し，炉心損傷に至る事故シーケンスを展開した。また，展開した事故シーケンスの最終状態を炉心損傷状態又は成功状態のいずれかに分類した。事故シーケンスの最終状態については，炉心損傷に至る主な要因の観点から区別するため，「 崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 」，
「 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 」，
「原子炉冷却材の流出」に分類した。
（「 3 . 1 . 2 . 4 事 故 シ ー ケ ン ス ( 1 ) イ ベ ン ト ツ リ ー 」）

①評価対象としたシステムについては一覧表を作成し，それぞれのシステムごとに概要，機能，系統図，必要とするサポート系，試験，システム信頼性評価上の主要な仮定を整理した。
（「 3 . 1 . 2 . 5 シ ス テ ム 信 頼 性 ( 1 ) 評 価 対 象 と し た シ ス テ ム と そ の 説 明 」）
②システム信頼性解析では，フロントライン系とサポート系についてフォー
ルトツリーを作成し，信頼性評価を行った。
フォールトツリーの作成に当たっては，対象範囲を示す系統図を作成するとともに，その範囲内にある機器でモデル化すべき故障モードを基事象リ
ス ト の 形 で 整 理 し た 。ま た ，こ れ ら の 情 報 に 基 づ き ( 1 ) に 示 し た 緩 和 設 備 についてフォールトツリーを作成し，定量化を実施した。
（「 3 . 1 . 2 . 5 シ ス テ ム 信 頼 性 ( 2 ) シ ス テ ム 信 頼 性 評 価 手 法 」）

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容③システム信頼性評価の結果●起因事象ごとのシステム信頼性評価結果● 主 要 な ミ ニ マ ル カ ッ ト セ ッ ト （ FT を 用 い た 場 合 ）④システム信頼性評価を実施せずに設定した非信頼度とその根拠

f. 信 頼 性 パ ラ メ ー タ①非信頼度を構成する要素と評価式②機器故障率パラメータの一覧● 機 器 故 障 率 パ ラ メ ー タ の 設 定 方 法（ 機 器 の 分 類 ，機 器 の 境 界 ，故 障 モードの分類等）●機器故障率パラメータの一覧（故障モード，故障率等）●機器故障率パラメータの不確実さ幅

別紙 12-9③機器復帰の取扱い方法及び機器復帰失敗確率④待機除外確率⑤共通要因故障の評価方法と共通要因故障パラメータ

東海第二発電所の対応状況③システム信頼性解析の結果について，起因事象ごとに結果が異なるものは起因事象ごとに評価し，主要なミニマルカットセットの評価も実施した。
（「 3 . 1 . 2 . 5 シ ス テ ム 信 頼 性 ( 3 ) シ ス テ ム 信 頼 性 評 価 の 結 果 」）
④システム信頼性評価を実施せずに設定した非信頼度はない。
（「 3 . 1 . 2 . 5 シ ス テ ム 信 頼 性 」）

①非信頼度を構成する要素としては，機器故障，共通要因故障，人的過誤等があり，それぞれの評価式に基づき非信頼度を評価した。
（「 3 . 1 . 2 . 6 信 頼 性 パ ラ メ ー タ ( 1 ) 非 信 頼 度 を 構 成 す る 要 素 と 評 価 式 」）
②機器故障率は，原則として，ＮＵＣＩＡで公開されている国内プラントの故 障 実 績 （ 1982 年 度 〜 2002年 度 21 ヵ 年 49基 デ ー タ ） を 基 に し た 「 故 障 件 数の 不 確 実 さ を 考 慮 し た 国 内 一 般 機 器 故 障 率 の 推 定（ 平 成 2 1 年 5 月 公 表 ）」（以
下 「 21ヵ 年 デ ー タ 」 と い う 。 ） に 記 載 さ れ て い る デ ー タ を 使 用 し た 。 ま た ，
ＮＵＣＩＡで公開されている国内プラントの故障実績は，「原子力発電所に 関 す る 確 率 論 的 安 全 評 価 用 の 機 器 故 障 率 の 算 出 （ 1982年 度 〜 1997年 度 16
ヵ 年 49基 デ ー タ 改 訂 版 ） （ 平 成 13年 2月 ） ， 電 中 研 報 告 P00001，（ 財 ） 電 力
中央研究所」で定義した機器バウンダリに従った。
（「 3 . 1 . 2 . 6 信 頼 性 パ ラ メ ー タ ( 2 ) 機 器 故 障 率 」）
③故障した機器や外部電源の使命時間中の復旧には期待していない。
（「 3 . 1 . 2 . 6 信 頼 性 パ ラ メ ー タ ( 3 ) 機 器 復 帰 の 取 り 扱 い 方 法 及 び 機 器 復 帰 失
敗 確 率 」）
④機器の待機状態はＰＯＳ分類の中で直接考慮しているため，待機除外確率は使用していない。
（「 3 . 1 . 2 . 6 信 頼 性 パ ラ メ ー タ ( 4 ) 待 機 除 外 確 率 」）
⑤ 冗 長 機 能 を 有 す る 機 器 を 対 象 に ,動 的 機 器 の 動 的 故 障 モ ー ド 及 び 一 部 の 静的機器について共通要因故障を考慮した。また，共通要因故障パラメータについては，米国で公開されている文献に記載のデータを使用した。
（「 3 . 1 . 2 . 6 信 頼 性 パ ラ メ ー タ ( 5 ) 共 通 要 因 故 障 の 評 価 方 法 と 共 通 要 因 故 障
パ ラ メ ー タ 」）

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容

g. 人 的 過 誤①評価対象とした人的過誤及び評価結果●人的過誤の評価に用いた手法●人的過誤の分類，人的操作に対する許容時間，過誤回復の取扱い●人的過誤評価結果●人的過誤評価用いた主要な仮定①炉心損傷頻度の算出に用いた方法

別紙 12-10②炉心損傷頻度●全炉心損傷頻度及び主要な事故シーケンスと分析●起因事象別の炉心損傷頻度及び主要な事故シーケンスと分析●プラント損傷状態別炉心損傷頻度及び主要な事故シーケンスの分析③重要度解析，不確実さ解析及び感度解析

東海第二発電所の対応状況①●ＴＨＥＲＰ手法を用いて人的過誤確率を評価した。
●人的過誤は起因事象発生前と起因事象発生後に分類した。起因事象発生前の人的過誤として，試験・保守作業の終了後の通常状態への復旧忘れ（手動弁の開閉忘れ等）を考慮した。起因事象発生後として，認知失敗及び操作失敗を考慮した。
● 認 知 失 敗 確 率 の 評 価 で は ，成 功 基 準 解 析 及 び 事 故 進 展 解 析 の 結 果 を 踏 ま え ，
人的操作に対する許容時間を考慮した。また，当直長●起因事象発生前及び起因事象発生後の人的過誤確率の評価結果を一覧表で整理した。
●各人的過誤の評価において評価上の仮定を整理した。
（「 3 . 1 . 2 . 7 人 的 過 誤 ）① 計 算 コ ー ド Safe ty Watcher を 用 い て ,フ ォ ー ル ト ツ リ ー 結 合 法 に よ り 事 故シーケンスを定量化し，炉心損傷頻度を算出した。
（「 3 . 1 . 2 . 8 炉 心 損 傷 頻 度 ( 1 ) 炉 心 損 傷 頻 度 の 算 出 に 用 い た 方 法 」）
②全炉心損傷頻度，起因事象及びＰＯＳ別の炉心損傷頻度及び主要な事故シーケンスを整理し，結果の分析を行った。
なお，停止時においては，レベル１．５ＰＲＡは実施しないため，プラント損傷状態別の炉心損傷頻度の評価は実施していない。
（「 3 . 1 . 2 . 8 炉 心 損 傷 頻 度 ( 1 ) 炉 心 損 傷 頻 度 」）
③炉心損傷頻度に至る支配的な要因を確認する観点で，重要度解析を実施した。また，炉心損傷頻度の不確実さの幅を評価するため，不確実さ解析を実施した。感度解析は，現行保安規定における運用管理のリスクへの影響を把握するための評価を実施した。
（「 3 . 1 . 2 . 8 炉 心 損 傷 頻 度 ( 2 ) 重 要 度 解 析 ， ( 3 ) 不 確 実 さ 解 析 及 び 感 度 解 析 」）

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容

３．２ 外部事象（地震）a. 対 象 プ ラ ン ト と 事 故 シ ナ リ オ①対象とするプラントの説明●地震ＰＲＡ の中で考慮する設備の一覧及び設備の説明●ウォークダウン実施の有無とウォークダウンの結果②地震により炉心損傷に至る事故シナリオと分析●事故シナリオの分析・選定とスクリーニングの説明●事故シナリオと起因事象の分析結果●建物・機器リストの作成結果

東海第二発電所の対応状況

別紙 12-11①内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡにおいて収集したプラント構成・特性等に関する情報の他，配置関連設計図書等により地震ＰＲＡに必要な情報を収集・整理した。また，机上検討では確認が難しいプラント情報を取得するため，及び検討したシナリオの妥当性を確認するために，東海第二発
電所においてプラントウォークダウンを実施し，以下の点について問題がないことを確認した。
・耐震安全性の確認
・二次的影響の確認（「 3 . 2 . 1 . 1 対 象 プ ラ ン ト と 事 故 シ ナ リ オ ( 1 ) 対 象 と す る プ ラ ン ト の 説 明 」）
②地震により炉心損傷に至る事故シナリオを抽出し，スクリーニングで除外するシナリオについてはその内容を明記した。除外されずに残った事故シ
ナリオを分析し，以下の起因事象を選定した。
・原子炉建屋損傷
・格納容器損傷
・原子炉圧力容器損傷
・格納容器バイパス・原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失（ＥＬＯＣＡ）
・計装・制御系喪失
・直流電源喪失
・交流電源喪失
・外部電源喪失・過渡事象（「 3 . 2 . 1 . 1 対 象 プ ラ ン と 事 故 シ ナ リ オ ( 2 ) 地 震 に よ り 炉 心 損 傷 に 至 る 事 故
シ ナ リ オ と 分 析 」）

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容

b. 地 震 ， 津 波 ハ ザ ー ド①地震ハザード評価の方法● 新 規 制 基 準（ 地 震 ）に て 策 定 さ れ た 基 準 地 震 動 の 超 過 確 率 の 算 出 に 用いた地震ハザード及び津波ハザード評価に用いた手法の説明②地震ハザード評価に当たっての主要な仮定● 震 源 モ デ ル ，地 震 動 伝 播 モ デ ル の 設 定 と 各 モ デ ル の 設 定 根 拠 及 び 不 確
実さ要因の分析結果の説明●不確実さ要因の分析結果に基づいて作成したロジックツリーの明示とロジックツリーの各分岐において設定した重みの根拠の説明

別紙 12-12③地震ハザード評価結果● 作 成 し た ロ ジ ッ ク ツ リ ー を 用 い た 地 震 ハ ザ ー ド 曲 線 群 の 算 出 と ，各 ハザード曲線群から求めた信頼度別ハザード曲線や平均ハザード曲線の説明●地震ハザード評価結果に基づくフラジリティ評価用地震動の作成方
法の説明

東海第二発電所の対応状況①日本原子力学会標準「原子力発電所の地震を起因とした確率論的安全評価
実 施 基 準 ： 2007」 の 方 法 に 基 づ き 評 価 し た 。
（「 3 . 2 . 1 . 2 確 率 論 的 地 震 ハ ザ ー ド ( 1 ) 確 率 論 的 地 震 ハ ザ ー ド 評 価 の 方 法 」）
②震源モデルは，特定震源モデルと領域震源モデルを設定した。それぞれの震源モデルにおいて，当社の調査結果等に基づき設定した震源モデル（以下，モデルＡという）の他，地震調査研究推進本部の知見に基づき設定した震源モデル（以下，モデルＢという）をロジックツリーで考慮した。
特定震源モデルのうち内陸地殻内地震の評価において，モデルＡについて
は 敷 地 周 辺 の 耐 震 設 計 上 考 慮 す る 活 断 層 等 の 他 ， 活 断 層 研 究 会 編 （ 1991）に掲載されている活断層に基づいて評価した。モデルＢについては地震調査 研 究 推 進 本 部（ 2009a）で 考 慮 さ れ て い る 活 断 層 を 評 価 対 象 と し た 。特 定震源モデルのうち海溝型地震の評価において，モデルＡでは関東地震を，モデルＢでは関東地震及び茨城県沖で発生する地震を特定震源として扱った。
領域震源モデルについては，内陸地殻内地震及び海溝型地震を考慮し，敷地 か ら 150km 程 度 を 評 価 対 象 と し た 。モ デ ル Ａ に つ い て は ，垣 見 他（ 2003）
を参照して領域区分し，各領域の最大マグニチュードを領域内の過去の地震の最大値を基に設定した。モデルＢについては，地震調査研究推進本部（ 2 0 0 9 a ）に 基 づ い て 領 域 区 分 し ，各 領 域 の 最 大 マ グ ニ チ ュ ー ド を 地 震 調 査
研 究 推 進 本 部 （ 2012） に 基 づ き 設 定 し た 。
地 震 動 伝 播 モ デ ル は Noda et al(2012)に よ る 距 離 減 衰 式 を 用 い た 。
ロジックツリーは，震源モデル及び地震動伝播モデルの設定において，地震ハザード評価に大きな影響を及ぼす要因に基づいて作成した。震源モデルについては，モデルＡとモデルＢをロジックツリーで考慮した。
（「 3 . 2 . 1 . 2 確 率 論 的 地 震 ハ ザ ー ド ( 2 ) 確 率 論 的 地 震 ハ ザ ー ド 評 価 に 当 た って の 主 要 な 仮 定 」）
③上記を踏まえ平均地震ハザード曲線及びフラクタイル地震ハザード曲線を
作 成 し た 。ま た ，基 準 地 震 動 Ｓ Ｓ の 応 答 ス ペ ク ト ル と 年 超 過 確 率 ご と の 一 様ハザードスペクトルを比較した。
フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 用 地 震 動 は 年 超 過 確 率 10− ５ の 一 様 ハ ザ ー ド ス ペ ク ト ルに 適 合 す る 模 擬 波 と し ， 経 時 特 性 を 基 準 地 震 動 Ｓ Ｓ の 策 定 と 同 様 に Noda eta l .（ 2 0 0 2 ） に 基 づ き 地 震 規 模 Ｍ ＝ 7 . 6 ， 等 価 震 源 距 離 X e q ＝ 2 5 . 7 k m と し た 。
（「 3 . 2 . 1 . 2 確 率 論 的 地 震 ハ ザ ー ド ( 3 ) 確 率 論 的 地 震 ハ ザ ー ド 評 価 結 果 」）

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容

c. 建 屋 ・ 機 器 の フ ラ ジ リ テ ィ①評価対象と損傷モードの設定②フラジリティの評価方法の選択③フラジリティ評価上の主要な仮定（不確実さの設定，応答係数等）④フラジリティ評価における耐力情報●評価部位，損傷モード及びその耐力値と確率分布●評価部位の材料と温度【構造損傷の場合】●機能限界値の諸元【機能損傷の場合】⑤フラジリティ評価における応答情報●評価部位，損傷モード及びその応答値と確率分布●基準地震動による地震力で発生する評価部位の応答とその他の荷重条件による評価部位の応答の内訳【構造損傷の場合】●基準地震動による地震力で発生する評価部位の応答【機能損傷の場
合】⑥建物・機器のフラジリティ評価結果

東海第二発電所の対応状況①〜⑥
以下の手順でフラジリティ評価を実施した。
(1)評 価 対 象 と 損 傷 モ ー ド の 設 定(2)評 価 方 法 の 選 択(3)評 価 上 の 不 確 か さ ， 応 答 係 数 等 の 設 定(4)現 実 的 耐 力 の 評 価(5)現 実 的 応 答 の 評 価(6)フ ラ ジ リ テ ィ の 評 価
建屋フラジリティ及び屋外重要土木構造物のフラジリティは「現実的耐力と 現 実 的 応 答 に よ る 方 法（ 応 答 解 析 に 基 づ く 方 法 ）」，機 器 フ ラ ジ リ テ ィ は「 耐力 係 数 と 応 答 係 数 に よ る 方 法 （ 安 全 係 数 法 ）」 を 評 価 方 法 と し て 採 用 し た 。
また，各機器に対する耐震評価結果，加振試験結果，文献値等を基に，現実的耐力と現実的応答を評価してフラジリティを算出した。なお，構造損傷
モ ー ド に つ い て は ，機 器 の 損 傷 に 支 配 的 と な る 部 位 に 着 目 し て 評 価 を 行 っ た 。

別紙 12-13（「 3 . 2 . 1 . 3 - 1 建 屋 の フ ラ ジ リ テ ィ 」，
「 3.2.1.3-2 屋 外 重 要 土 木 構 造 物 の フ ラ
ジ リ テ ィ 」，「 3 . 2 . 1 . 3 - 3 機 器 の フ ラ ジ リ テ ィ 」）
d. 事 故 シ ー ケ ン ス(1) 起 因 事 象①評価対象とした起因事象のリスト，説明及び発生頻度●地震により誘発される起因事象の選定方法とその結果● グ ル ー プ 化 し て い る 場 合 に は グ ル ー プ 化 の 考 え 方 ，発 生 頻 度 の 評 価 方
法●対象外とした起因事象と，対象外とした理由●地震固有の事象とその取扱い②階層イベントツリーとその説明●起因事象の階層化の考え方，イベントツリーとその説明①事故シナリオの分析を踏まえ，地震ＰＲＡにおける起因事象は以下を評価対象とした。
・原子炉建屋損傷
・格納容器損傷
・原子炉圧力容器損傷
・格納容器バイパス・原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失（ＥＬＯＣＡ）
・計装・制御系喪失
・直流電源喪失
・交流電源喪失
・外部電源喪失・過渡事象②選定した起因事象を基に，地震により発生する起因事象の影響を考慮して階層イベントツリーを作成した。
「 3.2.1.4 事 故 シ ー ケ ン ス (1)起 因 事 象 」

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容(2) 成 功 基 準①成功基準の一覧●起因事象ごとの成功基準●炉心損傷の定義●対処設備作動までの余裕時間及び使命時間●成功基準設定のために熱水力解析等を実施した場合は使用した解析
結果，及び使用した解析コードの検証性

別紙 12-14(3) 事 故 シ ー ケ ン ス①イベントツリー●イベントツリー図●ヘディング，事故進展及び最終状態●イベントツリー作成上の主要な仮定(4) シ ス テ ム 信 頼 性①評価対象としたシステムとその説明●評価対象システム一覧● 系 統 図 ，必 要 と す る サ ポ ー ト 系 ，試 験 ，シ ス テ ム 信 頼 性 評 価 上 の 主 要
な仮定●B 及び C クラス機器の取扱い②機器損傷に関する機器間の相関の取扱い③システム信頼性評価結果●起因事象ごとのシステム信頼性評価結果● 主 要 な ミ ニ マ ル カ ッ ト セ ッ ト （ FT を 用 い た 場 合 ）④システム信頼性評価を実施せずに設定した非信頼度とその根拠(5) 人 的 過 誤①評価対象とした人的過誤及び評価結果●人的過誤の評価に用いた手法●人的過誤の分類，人的操作に対する許容時間，過誤回復の取扱い●人的過誤評価用いた主要な仮定●人的過誤評価結果

東海第二発電所の対応状況①炉心損傷の定義，炉心損傷を防止するための緩和系の成功基準並びに余裕
時間は内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡと相違がない。ただし，同様の系統は完全相関を仮定しているため，事故緩和に必要な系統数は考慮していない。また，緩和手段のない起因事象については成功基準を設定していな い 。 使 命 時 間 に つ い て は 内 部 事 象 出 力 運 転 時 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ と 同 様 に 24時間とし，機器や外部電源の復旧には期待していない。
「 3.2.1.4 事 故 シ ー ケ ン ス (2)成 功 基 準 」①起因事象の発生要因は地震と内部事象では異なるが，起因事象発生後の緩和設備は内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡと同様の設備に期待した。
「 3.2.1.4 事 故 シ ー ケ ン ス (3)事 故 シ ー ケ ン ス 」①内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡにおける検討内容及び事故シナリオの分 析 を 踏 ま え て 作 成 し た 建 屋・機 器 リ ス ト を 使 っ て 対 象 範 囲 を 明 確 に し た 。
各系統の情報や依存性については内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡと同様である。
なお，耐震重要度 B 及び C クラス機器については，地震の影響を考慮し，その機能は期待しない。ただし，安全設備の使命時間内の機能維持に必要となる燃料移送系設備は評価対象とした。
②冗長設備は基本的に同一の耐震設計がなされた上で同一フロアに設置されるため，同様の系統及び機器に対する機能喪失は，系統間及び機器間で完全に従属するものとした。それ以外の系統間及び機器間の相関は完全独立を想定した。
③内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡと同様に，イベントツリーのヘディン
グに対応するフロントライン系とそのサポート系について，フォールトツ
リーを作成し，信頼性を評価した。
④システム信頼性評価を実施せずに設定した非信頼度はない。
「 3.2.1.4 事 故 シ ー ケ ン ス (4)シ ス テ ム 信 頼 性 」①地震ＰＲＡでは以下に示すように，内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡでの検討に基づいた人的過誤確率を使用した。起因事象発生前の人的過誤については地震による影響を考慮する必要がないため，内部事象レベル１Ｐ
ＲＡでの検討結果を用いた。起因事象発生後の人的過誤は運転員操作に係る心的負担が大きいことを考慮し，内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡでの検討結果に対して，人的過誤のストレスファクタを設定した。
「 3.2.1.4 事 故 シ ー ケ ン ス (5)人 的 過 誤 」

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容(6) 炉 心 損 傷 頻 度①炉心損傷頻度の算出に用いた方法②炉心損傷頻度結果●全炉心損傷頻度及び主要な事故シーケンスと分析●起因事象別の炉心損傷頻度及び主要な事故シーケンスと分析●プラント損傷状態別炉心損傷頻度及び主要な事故シーケンスと分析●地震加速度と炉心損傷頻度の関係とその分析③重要度解析，不確実さ解析及び感度解析

東海第二発電所の対応状況① 本 評 価 で は ， フ ォ ー ル ト ツ リ ー 結 合 法 を 用 い た 計 算 コ ー ド
RiskSpectrum PSA に よ り 炉 心 損 傷 頻 度 を 評 価 し た 。
②上記のとおりの評価手法により定量化し，事故シーケンスグループ別の炉
心損傷頻度，地震加速度区分別炉心損傷頻度を算出し，主要な事故シーケ
ンスを確認した。

③事故シーケンスグループ等の選定に係る炉心損傷頻度の相対的な割合の確認に際しての参考として，不確実さ解析を行った。
また，炉心損傷に至る支配的な要因を確認する観点で，重要度解析を実施した。
また，対象項目として評価結果に影響を及ぼす可能性のある仮定，データ等を選定し，感度解析を実施した。
「 3.2.1.4 事 故 シ ー ケ ン ス (6)炉 心 損 傷 頻 度 」

別紙 12-15

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容

３．２ 外部事象（津波）a. 対 象 プ ラ ン ト と 事 故 シ ナ リ オ①対象とするプラントの説明●津波ＰＲＡ の中で考慮する設備の一覧及び設備の説明●ウォークダウン実施の有無とウォークダウンの結果②津波により炉心損傷に至る事故シナリオと分析●事故シナリオの分析・選定とスクリーニングの説明●事故シナリオと起因事象の分析結果●建物・機器リストの作成結果

別紙 12-16
b. 津 波 ハ ザ ー ド①津波ハザード評価の方法● 新 規 制 基 準（ 津 波 ）に て 策 定 さ れ た 基 準 地 震 動 及 び 基 準 津 波 の 超 過 確率の算出に用いた津波ハザード評価に用いた手法の説明

東海第二発電所の対応状況①内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡにおいて収集したプラント構成・特性等に関する情報の他，配置関連設計図書等により津波ＰＲＡに必要な情報を収集・整理した。また，机上検討では確認が難しいプラント情報を取得するため，及び検討したシナリオの妥当性を確認するために，東海第二発
電所においてプラントウォークダウンを実施し，以下の点について問題がないことを確認した。
・津波の影響・間接的被害の可能性（「 3 . 2 . 2 . 1 対 象 プ ラ ン と 事 故 シ ナ リ オ ( 1 ) 対 象 と す る プ ラ ン ト の 説 明 」）
②津波により炉心損傷に至る事故シナリオを抽出し，スクリーニングで除外するシナリオについてはその内容を明記した。除外されずに残った事故シ
ナリオを分析し，以下の起因事象を選定した。
・最終ヒートシンク喪失
・原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失
また，津波ＰＲＡの評価対象設備を以下のように分類し，建屋・機器リストを作成した。
・津波防護施設及び浸水防止設備
・起因事象を引き起こす設備
・起因事象を緩和する設備（「 3 . 2 . 2 . 1 対 象 プ ラ ン と 事 故 シ ナ リ オ ( 2 ) 津 波 に よ り 炉 心 損 傷 に 至 る 事 故
シ ナ リ オ と 分 析 」）

①基本津波の超過確率の算出に用いた確率論的津波ハザードは，日本原子力学会標準「原子力発電所に対する津波を起因とした確率論的リスク評価に
関 す る 実 施 基 準 ： 2 0 1 1 」 ,「 確 率 論 的 津 波 ハ ザ ー ド 解 析 の 方 法 」（ 平 成 2 3 年
9 月 社 団 法 人 土 木 学 会 原 子 力 土 木 委 員 会 津 波 評 価 部 会 ），2 0 1 1 年 東 北 地
方太平洋沖地震から得られた知見等を踏まえ実施した。
（「 3 . 2 . 2 . 2 確 率 論 的 津 波 ハ ザ ー ド ( 1 ) 確 率 論 的 津 波 ハ ザ ー ド 評 価 の 方 法 」）

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容②津波ハザード評価に当たっての主要な仮定● 津 波 発 生 モ デ ル ，津 波 伝 播 モ デ ル の 設 定 と 各 モ デ ル の 設 定 根 拠 及 び 不確実さ要因の分析結果の説明●不確実さ要因の分析結果に基づいて作成したロジックツリーの明示とロジックツリーの各分岐において設定した重みの根拠の説明③津波ハザード評価結果● 作 成 し た ロ ジ ッ ク ツ リ ー を 用 い た 津 波 ハ ザ ー ド 曲 線 群 の 算 出 と ，各 ハザード曲線群から求めた信頼度別ハザード曲線や平均ハザード曲線の説明●津波ハザード評価結果に基づくフラジリティ評価用地震動及び津波
水位変動の作成方法の説明

別紙 12-17

c. 建 屋 ・ 機 器 の フ ラ ジ リ テ ィ①評価対象と損傷モードの設定②フラジリティの評価方法の選択③フラジリティ評価上の主要な仮定（不確実さの設定，応答係数等）④フラジリティ評価における耐力情報●評価部位，損傷モード及びその耐力値と確率分布●評価部位の材料と温度【構造損傷の場合】●機能限界値の諸元【機能損傷の場合】⑤フラジリティ評価における応答情報●評価部位，損傷モード及びその応答値と確率分布●基準津波による波力等で発生する評価部位の応答とその他の荷重条件による評価部位の応答の内訳【構造損傷の場合】● 基 準 津 波 に よ る 津 波 水 位 変 動 で 被 水 ・ 没 水 す る 評 価 部 位 の 状 況【 機 能損傷の場合】⑥建物・機器のフラジリティ評価結果

東海第二発電所の対応状況• ②認識論的不確実さとして，津波発生領域，波源モデル，発生パターン，
地震規模，平均発生間隔等を考慮した。偶然的不確実さとして，津波水位のばらつきの分布を対数正規分布として考慮した。ロジックツリーの作成に 当 た っ て は ，日 本 原 子 力 学 会 標 準（ 2 0 1 1 ），土 木 学 会（ 2 0 0 2 ，2 0 0 9 ，2 0 1 1 ），原 子 力 安 全 基 盤 機 構 （ 2 0 1 4 ）， 地 震 調 査 研 究 推 進 本 部 （ 2 0 1 2 a ， 2 0 1 2 b ） を 参
考 と し ， 2011 年 東 北 地 方 太 平 洋 沖 地 震 の 知 見 を 踏 ま え て 分 岐 及 び 重 み を 設定した。
（「 3 . 2 . 2 . 2 確 率 論 的 津 波 ハ ザ ー ド ( 2 ) 確 率 論 的 津 波 ハ ザ ー ド 評 価 に 当 た って の 主 要 な 仮 定 」）
③ロジックツリーを基にハザード曲線を算定した。最高水位及び最低水位の
年 超 過 確 率 は 10− ４ 程 度 及 び 10− ３ 程 度 で あ る 。
（「 3 . 2 . 2 . 2 確 率 論 的 津 波 ハ ザ ー ド ( 3 ) 確 率 論 的 津 波 ハ ザ ー ド 評 価 結 果 」）①〜⑥
建 屋 ・ 機 器 リ ス ト に 基 づ き ，評 価 対 象 設 備 の 考 慮 す べ き 影 響（ 損 傷 モ ー ド ）ごとにフラジリティを検討した。その結果，津波防護施設及び浸水防止設
備については波力を，また，起因事象を引き起こす設備及び起因事象を緩和する設備については没水，被水を津波による支配的な損傷モードとして抽出した。
抽 出 し た 評 価 対 象 設 備 に 対 す る 波 力 ，没 水 ，被 水 の 損 傷 モ ー ド に つ い て は ，
津波が評価対象設備を損傷又は評価対象設備に到達する津波高さに達した
時 点 で ， 当 該 設 備 が 確 率 1.0 で 損 傷 す る と 仮 定 し た 。
（「 3 . 2 . 2 . 3 建 屋 ・ 機 器 フ ラ ジ リ テ ィ 」）

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容

別紙 12-18

d. 事 故 シ ー ケ ン ス(1) 起 因 事 象①評価対象とした起因事象のリスト，説明及び発生頻度●津波により誘発される起因事象の選定方法とその結果● グ ル ー プ 化 し て い る 場 合 に は グ ル ー プ 化 の 考 え 方 ，発 生 頻 度 の 評 価 方
法●対象外とした起因事象と，対象外とした理由●津波固有の事象とその取扱い②階層イベントツリーとその説明●起因事象の階層化の考え方，イベントツリーとその説明(2) 成 功 基 準①成功基準の一覧●起因事象ごとの成功基準●炉心損傷の定義●対処設備作動までの余裕時間及び使命時間●成功基準設定のために熱水力解析等を実施した場合は使用した解析
結果，及び使用した解析コードの検証性(3) 事 故 シ ー ケ ン ス①イベントツリー●イベントツリー図●ヘディング，事故進展及び最終状態●イベントツリー作成上の主要な仮定(4) シ ス テ ム 信 頼 性①評価対象としたシステムとその説明●評価対象システム一覧● 系 統 図 ，必 要 と す る サ ポ ー ト 系 ，試 験 ，シ ス テ ム 信 頼 性 評 価 上 の 主 要
な仮定●B 及び C クラス機器の取扱い②機器損傷に関する機器間の相関の取扱い③システム信頼性評価結果●起因事象ごとのシステム信頼性評価結果● 主 要 な ミ ニ マ ル カ ッ ト セ ッ ト （ FT を 用 い た 場 合 ）④システム信頼性評価を実施せずに設定した非信頼度とその根拠

東海第二発電所の対応状況①津波ＰＲＡでは以下の起因事象を抽出した。
・ 最 終 ヒ ー ト シ ン ク 喪 失 （ T.P.+20m〜 T.P.+23m）
・ 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 に よ る 複 数 の 緩 和 機 能 喪 失 （ T.P.+23m〜 ）②選定した起因事象について，影響が大きい事故シナリオを考慮して階層イ
ベントツリーを作成した。
（「 3 . 2 . 2 . 4 事 故 シ ー ケ ン ス ( 1 ) 起 因 事 象 」）
①炉心損傷防止の成功基準は，内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡと津波Ｐ
Ａでは相違がないため，内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡで設定した成功 基 準 を 用 い た 。た だ し ，津 波 襲 来 ま で に 原 子 炉 は 停 止 し て い る こ と か ら ，
原子炉停止機能については，評価対象とはせず考慮していない。使命時間に つ い て は 内 部 事 象 出 力 運 転 時 レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ と 同 様 に 2 4 時 間 と し ，津 波で損傷した機器の復旧は期待していない。
（「 3 . 2 . 2 . 4 事 故 シ ー ケ ン ス ( 2 ) 成 功 基 準 」）
①起因事象「最終ヒートシンク喪失」については，いずれのシーケンスも炉心損傷に至るが，圧力バウンダリの健全性及び高圧炉心冷却系であるＲＣ
ＩＣの成否により事故シーケンスが異なるため，イベントツリーを展開して評価した。
（「 3 . 2 . 2 . 4 事 故 シ ー ケ ン ス ( 3 ) 事 故 シ ー ケ ン ス 」）
①システムの非信頼度は，内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡと同様の評価を用いた。

②フロントライン系及びそのサポート系の機器間の相関は内部事象出力運転
時レベル１ＰＲＡと同じである。
③起因事象を緩和する設備のシステム信頼性は，内部事象出力運転時レベル
１ＰＲＡと同じである。津波の影響を受ける可能性のある設備は，建屋・機器フラジリティ評価の結果及び人的過誤を考慮して設備の信頼性評価を実施した。
④本評価ではシステム信頼性評価を実施せずに設定した非信頼度はない。
（「 3 . 2 . 2 . 4 事 故 シ ー ケ ン ス ( 4 ) シ ス テ ム 信 頼 性 」）

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容(5) 人 的 過 誤①評価対象とした人的過誤及び評価結果●人的過誤の評価に用いた手法●人的過誤の分類，人的操作に対する許容時間，過誤回復の取扱い●人的過誤評価用いた主要な仮定●人的過誤評価結果(6) 炉 心 損 傷 頻 度①炉心損傷頻度の算出に用いた方法

別紙 12-19②炉心損傷頻度結果●全炉心損傷頻度及び主要な事故シーケンスと分析●起因事象別の炉心損傷頻度及び主要な事故シーケンスと分析●プラント損傷状態別炉心損傷頻度及び主要な事故シーケンスと分析●地震加速度と炉心損傷頻度の関係とその分析③重要度解析，不確実さ解析及び感度解析

東海第二発電所の対応状況①起因事象発生前の人的過誤については津波による影響を考慮する必要がな
いため，内部事象レベル１ＰＲＡでの検討結果を用いた。起因事象発生後
人的過誤は運転員操作に係る心的負担が大きいことを考慮し，内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡでの検討結果に対して，人的過誤のストレスファ
クタを設定した。
（「 3 . 2 . 2 . 4 事 故 シ ー ケ ン ス ( 5 ) 人 的 過 誤 」）
① 計 算 コ ー ド RiskSpectrum@PSA を 用 い て フ ォ ー ル ト ツ リ ー 結 合 法 に よ り 炉
心損傷頻度を評価した。
②上述した手順でモデルを定量化し，津波高さ別及びプラント損傷状態別の
炉心損傷頻度を評価した。また，全炉心損傷頻度への寄与割合から主要な
事故シーケンスを抽出し，その内容を分析した。

③津波ハザードやランダム故障確率に含まれる不確実さが炉心損傷頻度の分布に与える影響を評価するため，不確実さ解析を行った。重要度解析につい て は ， 津 波 Ｐ Ｒ Ａ の 評 価 対 象 と な る 高 さ T.P.20m 以 上 の 津 波 で は 必 ず 炉
心損傷に至ることから，有益な結果が得られないため実施していない。また，感度解析として，津波襲来前に地震により外部電源が喪失すると仮定した評価を実施した。
（「 3 . 2 . 2 . 4 事 故 シ ー ケ ン ス ( 6 ) 炉 心 損 傷 頻 度 」）

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容

４．レベル１．５ＰＲＡ
４．１ 内部事象
a. プ ラ ン ト の 構 成 ・ 特 性①対象プラントに関する説明● 機 器 ・系 統 配 置 ，形 状・設 備 容 量 ，事 故 へ の 対 処 操 作 ，燃 料 及 び デ ブ
リの移動経路など

b. プ ラ ン ト 損 傷 状 態 の 分 類 及 び 発 生 頻 度① プラント損傷状態の一覧●プラント損傷状態の考え方●プラント損傷状態の一覧●レベル１の事故シーケンスに対するプラント損傷状態の分類結果●レベル１結果との関係（レベル１の最終状態と分類が異なる場合）②プラント損傷状態ごとの発生頻度●プラント損傷状態ごとの発生頻度

別紙 12-20

c. 格 納 容 器 破 損 モ ー ド①格納容器破損モードの一覧と各破損モードに関する説明●格納容器破損モード分類の考え方●格納容器破損モードの一覧●各破損モードに関する説明

d. 事 故 シ ー ケ ン ス①格納容器イベントツリー構築の考え方及びプロセス●格納容器イベントツリー構築の考え方●格納容器イベントツリー構築のプロセスの説明②格納容器イベントツリー● 格 納 容 器 イ ベ ン ト ツ リ ー を 構 築 す る に 当 た っ て 検 討 し た ，重 要 な 物 理
化 学 現 象 ， 対 処 設 備 の 作 動 ・ 不 作 動 ， 運 転 員 操 作 （ レ ベ ル 1と の 整 合性を含む），ヘディング間の従属性●格納容器イベントツリー●格納容器イベントツリーの最終状態への健全な場合も含めた格納容
器破損モードの割り付け結果

東海第二発電所の対応状況①対象プラントの機器・系統配置，形状・設備容量，事故の緩和操作，燃料及びデブリの移動経路等を整理した。
（「 4 . 1 . 1 . 1 プ ラ ン ト の 構 成 ・ 特 性 ( 1 ) 対 象 プ ラ ン ト に 関 す る 説 明 」）

①内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡで得られた炉心損傷状態に至るすべての事故シーケンスに対して，事故の進展及び緩和操作の類似性からプラント損傷状態（ＰＤＳ）に分類し，一覧表で示した。
（「 4 . 1 . 1 . 2 プ ラ ン ト 損 傷 状 態 の 分 類 及 び 発 生 頻 度 ( 1 ) Ｐ Ｄ Ｓ の 一 覧 」）
②プラント損傷状態ごとの発生頻度を表に整理した。
（「 4 . 1 . 1 . 2 プ ラ ン ト 損 傷 状 態 の 分 類 及 び 発 生 頻 度 ( 1 ) Ｐ Ｄ Ｓ 別 の 炉 心 損 傷
頻 度 」）①事故の進展を考慮して，格納容器の健全性に影響を与える負荷を分析して格納容器破損モードを分類した。また，格納容器破損モードの一覧において各格納容器破損モードの概要をまとめた。
（「 4 . 1 . 1 . 3 格 納 容 器 破 損 モ ー ド ( 1 ) 格 納 容 器 破 損 モ ー ド の 一 覧 と 各 破 損 モ
ー ド に 関 す る 説 明 」）

①イベントツリーは，炉心損傷後の事象進展を考慮し，ＲＰＶ破損前，ＲＰ
Ｖ破損直後及び事故進展後長期の各フェーズにおける緩和設備の作動状
況，発生する可能性のある各格納容器破損モードを踏まえて展開した。
（「 4 . 1 . 1 . 4 事 故 シ ー ケ ン ス ( 1 ) 格 納 容 器 イ ベ ン ト ツ リ ー 構 築 の 考 え 方 及 び
プ ロ セ ス 」）
②事故進展後の各フェーズにおける緩和手段の作動状況及び物理化学現象に 基 づ き 設 定 し た ヘ デ ィ ン グ に 対 し て ，ヘ デ ィ ン グ 間 の 従 属 性 を 整 理 し た 。
また，格納容器イベントツリーの構築に当たっては，最終状態が健全な場
合も含めて格納容器破損モードを割り付けた。
（「 4 . 1 . 1 . 4 事 故 シ ー ケ ン ス ( 2 ) 格 納 容 器 イ ベ ン ト ツ リ ー 」）

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容

e. 事 故 進 展 解 析①解析対象とした事故シーケンスと対象事故シーケンスの説明●事故シーケンス選定の考え方●事故進展解析の解析条件●解析対象とした事故シーケンス一覧●対象事故シーケンスの説明●有効性評価の対象シーケンスとして選定した場合はその選定理由②事故シーケンスの解析結果

f. 格 納 容 器 破 損 頻 度①格納容器破損頻度の評価方法

別紙 12-21②格納容器イベントツリーヘディングの分岐確率●分岐確率の算出方法●格納容器イベントツリーヘディングの分岐確率③格納容器破損頻度の評価結果●全格納容器破損頻度及び主要事故シーケンスと分析●起因事象別格納容器破損頻度及び主要事故シーケンスと分析●破損モード別格納容器破損頻度及び主要事故シーケンスと分析

g. 不 確 実 さ 解 析 及 び 感 度 解 析①不確実解析結果

②感度解析結果

東海第二発電所の対応状況①事故進展解析の対象とした事故シーケンスは，故進展の類似性，緩和設備の 機 能 喪 失 状 態 の 類 似 性 を 考 慮 し て 選 定 し た 。選 定 し た 事 故 シ ー ケ ン ス は ，
選定理由とともに一覧表に整理した。また，事故進展解析の主要な解析条
件を一覧表にまとめた。
（「 4 . 1 . 1 . 5 事 故 進 展 解 析 ( 1 ) 解 析 対 象 と し た 事 故 シ ー ケ ン ス と 対 象 事 故 シ
ー ケ ン ス の 説 明 」）
②選定した各事故シーケンスについてプラントの熱水力挙動を解析した結果
及び原子炉圧力容器内及び各事故シーケンスの解析結果における特徴的な
事故進展を記載した。
（「 4 . 1 . 1 . 5 事 故 進 展 解 析 ( 2 ) 事 故 シ ー ケ ン ス の 解 析 結 果 」）

①格納容器破損頻度の定量化では，内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡの評
価 に 用 い て い る 計 算 コ ー ド と 同 じ Safety Watcher を 使 用 し ， 格 納 容 器 イ ベ
ントツリーのヘディングに対する分岐確率を入力条件として，ＰＤＳごとの 条 件 付 き 格 納 容 器 破 損 確 率（ Ｃ Ｃ Ｆ Ｐ ）及 び 格 納 容 器 破 損 頻 度（ Ｃ Ｆ Ｆ ）を算出した。
（「 4 . 1 . 1 . 6 格 納 容 器 破 損 頻 度 ( 1 ) 格 納 容 器 破 損 頻 度 の 評 価 方 法 」）
②格納容器イベントツリーのヘディングの分岐確率は，緩和操作と物理化学現象に分類し，その分岐確率の算出方法を整理した。
（「 4 . 1 . 1 . 6 格 納 容 器 破 損 頻 度 ( 2 ) 格 納 容 器 イ ベ ン ト リ ツ リ ー ヘ デ ィ ン グ の分 岐 確 率 」）
③全格納容器破損頻度及び主要事故シーケンスと分析，ＰＤＳ別格納容器破損頻度，破損モード別格納容器破損頻度の分析結果を整理した。
（「 4 . 1 . 1 . 6 格 納 容 器 破 損 頻 度 ( 3 ) 格 納 容 器 破 損 頻 度 の 評 価 結 果 」）

①格納容器破損頻度の不確実さの幅を評価するため，不確実さ解析を実施した 。そ の 結 果 ，格 納 容 器 破 損 モ ー ド 別 の 点 推 定 値 は 不 確 実 さ 分 布 内 に あ り ，
点推定値と不確実さ解析結果の傾向に大きな差がないことを確認した。
（「 4 . 1 . 1 . 7 不 確 実 さ 解 析 及 び 感 度 解 析 ( 1 ) 不 確 実 解 析 」）
②Ｍａｒｋ−Ⅱ型格納容器の特徴を把握するための感度解析を実施し，その結果をとりまとめた。
（「 4 . 1 . 1 . 7 不 確 実 さ 解 析 及 び 感 度 解 析 ( 2 ) 感 度 解 析 」）

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容

４．２ 外部事象（地震）a. プ ラ ン ト の 構 成 ・ 特 性①対象プラントに関する説明● 機 器 ・系 統 配 置 ，形 状・設 備 容 量 ，事 故 へ の 対 処 操 作 ，燃 料 及 び デ ブ
リの移動経路など●ウォークダウン実施の有無とウォークダウンの結果②地震により格納容器破損に至る事故シナリオ● 格 納 容 器 損 傷 及 び そ の 波 及 的 影 響 の シ ナ リ オ の 分 析・選 定 と ス ク リ ー
ニングの説明●事故シナリオと起因事象の分析結果●建物・機器リストの作成結果

別紙 12-22

b. 地 震 ハ ザ ー ド①地震ハザード評価の方法● 新 規 制 基 準（ 地 震 ，津 波 ）に て 策 定 さ れ た 基 準 地 震 動 の 超 過 確 率 の 算出に用いた地震ハザード評価に用いた手法②地震ハザード評価に当たっての主要な仮定● 震 源 モ デ ル ，地 震 動 伝 播 モ デ ル の 設 定 と 各 モ デ ル の 設 定 根 拠 及 び 不 確
実さ要因の分析結果の説明●不確実さ要因の分析結果に基づいて作成したロジックツリーの明示とロジックツリーの各分岐において設定した重みの根拠の説明③地震ハザード評価結果● 作 成 し た ロ ジ ッ ク ツ リ ー を 用 い た 地 震 ハ ザ ー ド 曲 線 群 の 算 出 と ，地 震
ハザード曲線群から求めた信頼度別ハザード曲線や平均ハザード曲
線の説明●地震ハザード評価結果に基づくフラジリティ評価用地震動の作成方
法の説明

東海第二発電所の対応状況
地震レベル１．５ＰＲＡについては学会標準に一部手順が示されているのみであり，標準的なＰＲＡ手法が確立されていないことから，実施していない。なお，格納容器や原子炉建屋等が地震動によって直接損傷する格納容器破損モードが考えられるが，それ以外の事故シーケンスについては，
内部事象と同様の格納容器破損モードが考えられる。

−

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容

c. 建 屋 ・ 機 器 の フ ラ ジ リ テ ィ①評価対象と損傷モードの設定②フラジリティの評価方法の選択③フラジリティ評価上の主要な仮定（不確実さの設定，応答係数等）④フラジリティ評価における耐力情報●評価部位，損傷モード及びその耐力値と確率分布●評価部位の材料と温度【構造損傷の場合】●機能限界値の諸元【機能損傷の場合】⑤フラジリティ評価における応答情報●評価部位，損傷モード及びその応答値と確率分布●基準地震動による地震力で発生する評価部位の応答とその他の荷重条件による評価部位の応答の内訳【構造損傷の場合】●基準地震動による地震力で発生する評価部位の応答【機能損傷の場
合】●基準地震動による地震力で発生する評価部位の応答【機能損傷の場
合】⑥建物・機器のフラジリティ評価結果

別紙 12-23

d. プ ラ ン ト 損 傷 状 態 の 分 類 及 び 発 生 頻 度①プラント損傷状態の一覧●プラント損傷状態の考え方●プラント損傷状態の一覧●レベル１の事故シーケンスに対するプラント損傷状態の分類結果●レベル１結果との関係（レベル１の最終状態と分類が異なる場合）②プラント損傷状態ごとの発生頻度

e.格 納 容 器 破 損 モ ー ド①格納容器破損モードの一覧と各破損モードに関する説明●格納容器破損モード分類の考え方●格納容器破損モードの一覧●各破損モードに関する説明

東海第二発電所の対応状況

−

−

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「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容

f. 事 故 シ ー ケ ン ス①格納容器イベントツリー構築の考え方及びプロセス●格納容器イベントツリー構築の考え方●格納容器イベントツリー構築のプロセスの説明②格納容器イベントツリー● 格 納 容 器 イ ベ ン ト ツ リ ー を 構 築 す る に 当 た っ て 検 討 し た ，重 要 な 物 理
化学現象，対処設備の作動・不作動（レベル１との整合性を含む），
運転員操作，ヘディング間の従属性●格納容器イベントツリー●格納容器イベントツリーの最終状態への健全な場合も含めた格納容
器破損モードの割り付け

別紙 12-24

g. 事 故 進 展 解 析①解析対象とした事故シーケンスと対象事故シーケンスの説明●事故シーケンス選定の考え方●選定した事故シーケンスと説明●事故進展解析の解析条件●有効性評価の対象シーケンスとして選定した場合はその選定理由②事故シーケンスの解析結果

h. 格 納 容 器 破 損 頻 度①格納容器破損頻度の評価方法②格納容器イベントツリーヘディングの分岐確率●分岐確率の算出方法●使用した分岐確率③格納容器破損頻度の評価結果●全格納容器破損頻度及び主要事故シーケンスと分析●起因事象別格納容器破損頻度及び主要事故シーケンスと分析●破損モード別格納容器破損頻度及び主要事故シーケンスと分析

i. 不 確 実 さ 解 析 及 び 感 度 解 析①不確実解析結果
②感度解析結果

東海第二発電所の対応状況

−

−

−

−

「ＰＲＡの説明における参照事項（平成 25 年 9 月
Ｐ Ｒ Ａ の 説 明 に お け る 参 照 事 項（ 原 子 力 規 制 庁

原子力規制庁）」への東海第二発電所のＰＲＡの対応状況について平 成 2 5 年 9 月 ）の 記 載 内 容

５．その他
a. 専 門 家 判 断①専門家判断を用いた事項と専門家判断の結果②専門家判断の導出のプロセス

b. ピ ア レ ビ ュ ー①ピアレビューチーム及びメンバー構成●海外の専門家も含めたメンバーであること②ピアレビューの手順

別紙 12-25③ピアレビューの結果④ピアレビュー結果のＰＲＡ への反映状況

c. 品 質 保 証①ＰＲＡ を実施するに当たって行った品質保証活動●ＰＲＡ の実施体制●更新，記録管理体制

東海第二発電所の対応状況①評価上の仮定及び計算が適切かどうかを判断する場合，専門家判断を実施した。
②関連する分野に深い知識や経験を有するものを選任し，専門家判断を実施した。

①レビューアの選定に当たっては，専門性，経験，独立性及び公正性の 4 つの要素を考慮して選定している。
・今回実施したレビュー実施方法を含め，ＰＲＡ全般を俯瞰した視点か
ら改善事項を抽出する観点でＰＲＡの経験豊富な海外レビューアを招聘し，米国でのＰＲＡ実施状況との比較に基づく助言を得ることとした。
②オンサイトレビューを効率的・効果的に実施するために，各レビューアに事前にＰＲＡの概要資料を提出し，全体の内容把握及びオンサイトレビュ
ーにおいて重点的に内容を確認する項目の抽出・整理する期間を設けた。
オンサイトレビューに際しては，適宜ＰＲＡ実施者と質疑応答を行い，具体的な内容・課題を共有しながら進めた。
③学会標準への不適合や評価手法に問題があるとされる「指摘事項」は 0 件
であり，今回実施したＰＲＡの評価結果に影響を及ぼすような技術的な問題点がないことが確認された。
④ Ｐ Ｒ Ａ の 更 な る 品 質 向 上 に 資 す る と 考 え ら れ る「 推 奨 事 項 」と し て 1 2 件 のコメントを受理しており，評価手法の見直し等を含めて今後の対応を検討する。

①品質保証活動に基づく社内基準に従ってＰＲＡを実施した。
・ＰＲＡの実施に当たっては，必要な力量を有する者を選定し，品質保証上必要となる体制を整備した上で実施した。
・文書化，記録等の管理体制及び管理方法は社内基準に従って適切に実
施した。

別添

東海第二発電所
確率論的リスク評価（ＰＲＡ）について

目

1.

次

事故シーケンスグループ等の選定に係るＰＲＡの実施範囲と評価対象について2.

「ＰＲＡの説明における参照事項」に基づく構成について

3.

レベル１ＰＲＡ
3.1

内部事象ＰＲＡ

3.1.1

出力運転時ＰＲＡ

3.1.1.1

対象プラント3.1.1.2

起因事象

3.1.1.3

成功基準

3.1.1.4

事故シーケンス

3.1.1.5

システム信頼性

3.1.1.6

信頼性パラメータ

3.1.1.7

人的過誤

3.1.1.8

炉心損傷頻度

3.1.2

停止時ＰＲＡ

3.1.2.1

対象プラント3.1.2.2

起因事象

3.1.2.3

成功基準

3.1.2.4

事故シーケンス

3.1.2.5

システム信頼性

3.1.2.6

信頼性パラメータi3.2

3.1.2.7

人的過誤

3.1.2.8

炉心損傷頻度

外部事象ＰＲＡ

3.2.1

地震ＰＲＡ

3.2.1.1

対象プラントと事故シナリオ

3.2.1.2

確率論的地震ハザード

3.2.1.3-1

建屋のフラジリティ

3.2.1.3-2

屋外重要土木構造物のフラジリティ

3.2.1.3-3

機器のフラジリティ

3.2.1.4
3.2.2

事故シーケンス

津波ＰＲＡ

3.2.2.1

対象プラントと事故シナリオ

3.2.2.2

確率論的津波ハザード

3.2.2.3

建屋・機器フラジリティ

3.2.2.4

事故シーケンス

4．レベル１．５ＰＲＡ
4.1

内部事象ＰＲＡ

4.1.1

出力運転時ＰＲＡ

4.1.1.1

プラントの構成・特性

4.1.1.2

プラント損傷状態の分類及び発生頻度4.1.1.3

格納容器破損モード

4.1.1.4

事故シーケンス

4.1.1.5

事故進展解析

4.1.1.6

格納容器破損頻度ii

4.1.1.7

不確実さ解析及び感度解析

4.1.1.8

Ｍａｒｋ−Ⅱ型格納容器の破損モードの特徴に係る分析

iii

添付資料

目次

3．レベル１ＰＲＡ
3.1
3.1.1

内部事象ＰＲＡ
出力運転時ＰＲＡ

添付資料 3.1.1-1

出力運転時ＰＲＡの対象範囲について

添付資料 3.1.1.2-1

起因事象のグループ化について

添付資料 3.1.1.2-2

主蒸気管破断の分類の考え方について添付資料 3.1.1.2-3

手動による原子炉停止事象のモデル化について

添付資料 3.1.1.2-4

起因事象の発生頻度評価に用いるデータベースの適用性について

添付資料 3.1.1.2-5

外部電源喪失の発生頻度について

添付資料 3.1.1.2-6

ＬＯＣＡの起因事象発生頻度について

添付資料 3.1.1.2-7

ＥＣＣＳ配管破断を考慮したＬＯＣＡの炉心損傷頻度評価について添付資料 3.1.1.2-8

インターフェイスシステムＬＯＣＡの起因事象発生頻度について添付資料 3.1.1.2-9

起因事象発生頻度のエラーファクタの設定について

添付資料 3.1.1.3-1

成功基準解析及び事故進展解析について添付資料 3.1.1.3-2

成功基準における余裕時間の設定について

添付資料 3.1.1.4-1

内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡイベントツリー集

添付資料 3.1.1.4-2

サプレッション・プール水温が上昇した場合のＨＰＣ
Ｓの機能維持の考え方について添付資料 3.1.1.4-3

原子炉隔離時冷却系の運転継続時間 8 時間の妥当性についてiv

添付資料 3.1.1.4-4

事故シーケンスの分類について

添付資料 3.1.1.5-1

サポート系が一部故障している場合の評価について

添付資料 3.1.1.5-2

制御棒挿入失敗確率の算出方法について

添付資料 3.1.1.5-3

保安規定上許容されない複数の緩和設備の待機除外を
評価上除外するモデル化方法について

添付資料 3.1.1.6-1

熱交換器の故障率における淡水／海水の考慮について添付資料 3.1.1.6-2

故障率データがない機器の既存データの代用について

添付資料 3.1.1.6-3

メンテナンスによる待機除外確率の実績データとの比較について

添付資料 3.1.1.6-4

共通要因故障に関するＭＧＬパラメータ適用の考え方

添付資料 3.1.1.6-5

中性子束検出器のモデル化について

添付資料 3.1.1.7-1

人的過誤率の評価方法について

添付資料 3.1.1.7-2

起因事象発生前の人的過誤として評価した事象の抽出について

添付資料 3.1.1.7-3

校正ミスの取扱いについて

添付資料 3.1.1.7-4

人的過誤に係わるストレスレベル及びストレスファクタの考え方について添付資料 3.1.1.7-5

オミッションエラーを考慮していない理由について

添付資料 3.1.1.7-6

認知失敗確率におけるストレスファクタの考慮について添付資料 3.1.1.7-7

認知失敗における過誤回復の考慮について添付資料 3.1.1.8-1

ＰＲＡ使用コードの検証について

添付資料 3.1.1.8-2

イベントツリーにおけるドミナントシーケンスについて

添付資料 3.1.1.8-3

不確実さ解析における計算回数についてv

添付資料 3.1.1.8-4

ベイズ統計による個別プラントパラメータの算出につ
いて

3.1.2

停止時ＰＲＡ

添付資料 3.1.2.1-1

ＰＲＡにおいて期待する緩和設備の選定の考え方について

添付資料 3.1.2.1-2

評価対象とした定期検査工程の代表性について

添付資料 3.1.2.1-3

評価対象定期検査における特別な工程について添付資料 3.1.2.1-4

プラント状態の分類の考え方について添付資料 3.1.2.2-1

制御棒誤引き抜け事象の除外理由について

添付資料 3.1.2.2-2

ＲＨＲ運転中のＬＯＣＡを起因事象から除外する考え
方について

添付資料 3.1.2.2-3

停止時のＬＯＣＡの発生頻度算出方法について

添付資料 3.1.2.2-4

停止時のＬＯＣＡ発生頻度算出時の人的過誤の設定について

添付資料 3.1.2.3-1

炉心損傷条件について添付資料 3.1.2.3-2

崩壊熱除去機能喪失時の緩和操作のための余裕時間評
価の前提条件について添付資料 3.1.2.3-3

ＬＯＣＡにおける余裕時間の評価について

添付資料 3.1.2.3-4

炉心損傷防止に必要な安全機能の考え方について添付資料 3.1.2.4-1

内部事象停止時レベル１ＰＲＡイベントツリー集

添付資料 3.1.2.5-1

システム信頼性解析の結果について添付資料 3.1.2.7-1

人的過誤に係わるストレスレベル及びストレスファクタの考え方についてvi

添付資料 3.1.2.7-2

起因事象発生前の人的過誤として評価した事象の抽出について

添付資料 3.1.2.7-3

3.2

外部事象ＰＲＡ

3.2.1

地震ＰＲＡ

添付資料 3.2.1.1-1

人的過誤に係わる認知失敗確率の考え方について

地震ＰＲＡにおけるプラントウォークダウンのチェ
ック項目について添付資料 3.2.1.1-2

耐震Ｂ・Ｃクラスの評価対象設備の取扱いについて

添付資料 3.2.1.1-3

建屋・機器リストとフラジリティデータの外部電源喪失において，開閉所設備の碍子部を代表箇所とする妥
当性について添付資料 3.2.1.1-4「余震による炉心損傷への影響」に関する整理について添付資料 3.2.1.1-5

起因事象の抽出に関する網羅性について

添付資料 3.2.1.3-3-1 機器フラジリティの設定における「規格値に含まれる余裕」の考え方について添付資料 3.2.1.3-3-2 機器フラジリティ評価に用いる比率補正の考え方について
添付資料 3.2.1.3-3-3 機能損傷に対するフラジリティ評価で片方向の評価を採用する理由について
添付資料 3.2.1.4-1

3.2.2

高圧炉心スプレイ系の相関の取扱いについて

津波ＰＲＡ

添付資料 3.2.2.1-1

プラントウォークダウンのチェックの観点について
vii

添付資料 3.2.2.1-2

今回実施した津波ＰＲＡの前提条件について添付資料 3.2.2.1-3

津波襲来時の原子炉停止手順について

添付資料 3.2.2.1-4基準津波に伴う砂移動について

添付資料 3.2.2.1-5

事故シナリオの分析で引き波を除外する考え方について

添付資料 3.2.2.1-6

建屋・機器リストの抽出の考え方について添付資料 3.2.2.1-7

建屋・機器リストの設備の設置高さの根拠について

添付資料 3.2.2.2-1

確率論的津波ハザード評価に関する検討

添付資料 3.2.2.3-1

防潮堤に対する漂流物の衝突影響評価に用いる漂流物の選定について添付資料 3.2.2.3-2

防潮堤及び津波流入経路止水対策の耐力について

添付資料 3.2.2.3-3

津波による敷地内浸水解析について添付資料 3.2.2.3-4

建屋内浸水評価について

添付資料 3.2.2.4-1

外部電源の取扱いについて

4．レベル１．５ＰＲＡ
4.1
4.1.1

内部事象ＰＲＡ
出力運転時ＰＲＡ

添付資料 4.1.1.1-1

デブリの移動経路について

添付資料 4.1.1.2-1

炉心損傷時期を分類する基準について

添付資料 4.1.1.2-2

ＴＢＰ及びＳ２Ｅシーケンスのプラント損傷状態について添付資料 4.1.1.3-1

炉内溶融燃料−冷却材相互作用（ＦＣＩ）に関する知
見の整理

viii

添付資料 4.1.1.3-2

サプレッション・プールに落下した溶融物による格納容器破損モードについて

添付資料 4.1.1.4-1

内部事象出力運転時レベル１．５ＰＲＡイベントツ
リー集

添付資料 4.1.1.5-1

原子炉圧力容器破損等のＭＡＡＰ上の判定条件

添付資料 4.1.1.5-2

福島第一原子力発電所事故の知見を踏まえた格納容
器破損の判定条件について添付資料 4.1.1.6-1

物理化学現象に係る分岐確率の設定方法

添付資料 4.1.1.6-2

格納容器隔離の分岐確率の妥当性について

添付資料 4.1.1.6-3

原子炉圧力容器内溶融物保持（ＩＶＲ）の取扱いについて添付資料 4.1.1.7-1

ペデスタル内サンプ及びサンプドレン配管図について

ix

1.

事故シーケンスグループ等の選定に係るＰＲＡの実施範囲と評価対象について本確率論的リスク評価（以下「ＰＲＡ」という。）は，「実用発電用原子炉及びその附属施設の位置，構造及び設備の基準に関する
規 則 の 解 釈 」 （ 平 成 25 年 6 月 19 日 ） （ 以 下 「 解 釈 」 と い う 。 ） 第
3 章 第 37 条 に 基 づ い て 実 施 し た も の で あ る 。
本 Ｐ Ｒ Ａ は ， 解 釈 第 3 章 第 37 条 に お い て 炉 心 損 傷 防 止 対 策 等 の有効性評価の対象として定められている，「必ず想定する事故シー
ケンスグループ」等に追加して評価すべき事故シーケンスグループ
等の抽出及び重要事故シーケンス等の選定に活用する。
ＰＲＡの実施範囲は，一般社団法人日本原子力学会において実施基準が標準化されている等，現段階で実施可能な「内部事象出力運
転時レベル１ＰＲＡ」，「内部事象出力運転時レベル１．５ＰＲ
Ａ」，「内部事象停止時レベル１ＰＲＡ」，「地震レベル１ＰＲ
Ａ」及び「津波レベル１ＰＲＡ」を対象とした。
今回のＰＲＡの目的は，設計基準事象を超えた重大事故に対する
炉心損傷防止対策等の有効性評価を行うための事故シーケンスグル
ープ等の抽出であることから，設計基準事故対処設備による対応を基本とし，これまでに整備したアクシデントマネジメント策（通商産業省「原子力発電所内におけるアクシデントマネジメントの整備について」（平成 4 年 7 月）以前から整備しているアクシデントマ
ネジメント策を含む）には期待しないことを前提に評価を行うこととした。ただし，「ＥＣＣＳ手動起動」，「原子炉手動減圧」，「残留熱除去系の手動起動」，「高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔
離時冷却系の水源切替」等の設計基準事故対処設備を作動させるた
1-1

めの操作については，本評価においても期待することとした。
＜今回のＰＲＡの評価対象＞
今回のＰＲＡ
での取り扱い対象設備
設計基準事故対処設備考慮する

Ａ Ｍ 要 請 （ H4） 以 前 か ら 整 備 し て い る Ａ Ｍ 策 の 設 備・代替注水手段（給水系，制御棒駆動水圧系，復水補給水系及び消火系による原子炉への注水手
段）

考慮しない

Ａ Ｍ 要 請 （ H4） 以 降 に 整 備 し た Ａ Ｍ 策 の 設 備・代替反応度制御（代替原子炉再循環ポンプトリ
ップ及び代替制御棒挿入機能）
・代替注水手段（復水補給水系，消火系による原子炉・格納容器への注水手段）
・原子炉減圧の自動化
・格納容器からの除熱手段（耐圧強化ベント）
・電源の融通（高圧炉心スプレイ系非常用ディー
ゼ ル 発 電 機 か ら の 6.9kV／ 480V 融 通 ）

考慮しない

緊急安全対策設備
・電源車
・消防車，消防ポンプ
・非常用発電機代替設備
・代替海水ポンプ
・代替注水車・建屋の水密扉の強化
・海水ポンプモータ予備品

考慮しない

重大事故等対処設備

考慮しない

1-2

2.

「ＰＲＡの説明における参照事項」に基づく構成について
本資料では事故シーケンスグループ等の選定に際して実施した各
種ＰＲＡについて，「ＰＲＡの説明における参照事項」（原子力規制庁

平 成 25 年 9 月 ） の 記 載 に 基 づ く 構 成 と し た 。

2-1

3.

レベル１ＰＲＡ

3.1

内部事象ＰＲＡ

3.1.1

出力運転時ＰＲＡ

出力運転時レベル１ＰＲＡは日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準（ レ ベ ル 1PSA 編 ） ： 2008」 に 基 づ き 実 施 し た （ 添 付 資 料 3.1.1-1） 。
評 価 フ ロ ー 図 を 第 3.1.1-1 図 に 示 す 。
3.1.1.1(1)

対象プラント対象とするプラントの説明
ａ．プラント情報の収集・分析
東海第二発電所の内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡ実施に当たり必要とされる以下の情報を収集した。
・ＰＲＡ実施に当たり必要とされる基本的な情報（設計情報，
運転・保守管理情報等）
・定量化に当たり必要とされる情報（起因事象発生に関する運転経験等）
レベル１ＰＲＡ実施のための情報収集に使用したリストを第3.1.1.1-1 表 に 示 す 。
ｂ．東海第二発電所の概要
・出力

熱出力

3,293MW

電気出力1,100MW・プラント型式

沸騰水型軽水炉（ＢＷＲ−５）

・格納容器型式

圧力抑制形（Ｍａｒｋ−Ⅱ）

ｃ．ＰＲＡにおいて考慮する緩和設備（系統）の概要
Ｐ Ｒ Ａ に お い て 考 慮 す る 緩 和 設 備 （ 系 統 ） を 第 3.1.1.1-2 表
3.1.1-1

に 示 す 。 ま た ， 東 海 第 二 発 電 所 の 系 統 構 成 の 概 要 を 第 3.1.1.11 図 に ， 各 系 統 設 備 概 要 を 第 3.1.1.1-3 表 に 示 す 。
(a)

原子炉停止機能に関する系統
通常運転時は，原子炉再循環流量制御系とあいまって，制御棒及び制御棒駆動系からなる反応度制御系により，原子炉の出力調整を行う。原子炉の起動時・停止時にも，反応度制
御系を利用する。異常時にあっては，以下の系統により原子炉を停止する。

ⅰ)ス ク ラ ム 系 （ 第 3.1.1.1-2 図 ， 第 3.1.1.1-3 図 ）原子炉水位低（レベル３）等の信号により異常を検知して，急速かつ自動的に制御棒を炉心に挿入し，原子炉を停止させる。本系統は，各制御棒にスクラム信号を発する原
子炉緊急停止系，スクラム排出容器及び制御棒駆動水圧系から構成される。

(b)

炉心冷却機能に関する系統
通常運転時は，給水系より原子炉へ冷却材を給水し，炉心で発生する蒸気を原子炉から主蒸気系を通して取り出し，タービン発電機を駆動する。タービンを出た低圧の蒸気は復水器にて凝縮され，再び復水系を経て給水系により原子炉へ冷却材として供給される。原子炉停止時には，残留熱除去系に
より原子炉の崩壊熱を除去する。異常時においては，以下の系統により原子炉を冷却する。

ⅰ)

高 圧 炉 心 ス プ レ イ 系 （ Ｈ Ｐ Ｃ Ｓ ） （ 第 3.1.1.1-4 図 ）ＨＰＣＳは，原子炉水位異常低下（レベル２）又はドラ
イウェル圧力高の信号で自動起動し，復水貯蔵タンク水
3.1.1-2

（第 1 水源）又はサプレッション・プール（Ｓ／Ｐ）水（第 2 水源）を炉心上部に設けられたスパージャ・ヘッダ
のノズルから燃料集合体にスプレイして炉心を冷却する。
ⅱ)

原 子 炉 隔 離 時 冷 却 系 （ Ｒ Ｃ Ｉ Ｃ ） （ 第 3.1.1.1-5 図 ）ＲＣＩＣは，原子炉水位異常低下（レベル２）の信号で自動起動し，復水貯蔵タンク水（第 1 水源）又はＳ／Ｐ水（第 2 水源）を原子炉圧力容器頂部ノズルより注水して炉心を冷却する。本系統は，原子炉で生じる蒸気で駆動する
蒸気タービンの回転をポンプの動力源としている。また，制御用電源及び機器駆動用電源には直流電源（蓄電池含む）を用いており，全交流動力電源喪失時にも蓄電池が枯渇するまでの一定の時間は炉心を冷却することができる。

ⅲ)

自 動 減 圧 系 （ Ａ Ｄ Ｓ ） （ 第 3.1.1.1-1 図 ）Ａ Ｄ Ｓ は ， 逃 が し 安 全 弁 （ Ｓ ／ Ｒ 弁 ） 18弁 の う ち 7弁 からなり，低圧炉心スプレイ系又は低圧注水系と連携して炉心を冷却する機能を持つ。本系統は，原子炉水位異常低下（レベル１）及びドライウェル圧力高の両信号を受けて作動し，原子炉圧力を低下させる。

ⅳ)

低 圧 炉 心 ス プ レ イ 系 （ Ｌ Ｐ Ｃ Ｓ ） （ 第 3.1.1.1-6 図 ）ＬＰＣＳは，原子炉水位異常低下（レベル１）又はドラ
イウェル圧力高の信号で自動起動し，Ｓ／Ｐ水を炉心上部に設けられたスパージャ・ヘッダのノズルから燃料集合体にスプレイして炉心を冷却する。

ⅴ)

低 圧 注 水 系 （ Ｌ Ｐ Ｃ Ｉ ） （ 第 3.1.1.1-7 図 ）Ｌ Ｐ Ｃ Ｉ は ， 残 留 熱 除 去 系 （ Ｒ Ｈ Ｒ ） の 1つ の 機 能 で あ
3.1.1-3

り，原子炉水位異常低下（レベル１）又はドライウェル圧
力高の信号で自動起動し，Ｓ／Ｐ水を原子炉圧力容器シュラウド内へ直接注水して炉心を冷却する。本プラントでは，
Ｌ Ｐ Ｃ Ｉ を 3系 統 設 け て い る 。
(c)

格納容器からの除熱機能に関する系統
通常運転時は，格納容器内雰囲気は窒素により不活性化されている。また，ドライウェル内ガス冷却装置により格納容
器内は循環冷却されている。異常時においては，以下の系統により格納容器の機能を維持する。

ⅰ)

格 納 容 器 （ Ｐ Ｃ Ｖ ） （ 第 3.1.1.1-8図 ）ＰＣＶは，円錐フラスタム形をしたドライウェルと円筒形のサプレッション・チェンバ，及び両者を仕切るダイヤ
フラムフロアとこれを貫通するベント管等から構成されている。原子炉冷却材喪失時に原子炉から放出される蒸気は，
このベント管を通ってＳ／Ｐに導かれて凝縮される。

ⅱ)

残 留 熱 除 去 系 （ Ｒ Ｈ Ｒ ） （ 第 3.1.1.1-7図 ）①

格納容器スプレイ冷却モード
格 納 容 器 ス プ レ イ 冷 却 モ ー ド は Ｒ Ｈ Ｒ の 機 能 の 1つ であり，Ｓ／Ｐ水をＲＨＲの熱交換器で冷却し，ドライウ
ェル内及びサプレッション・チェンバ内にスプレイすることで格納容器内の温度，圧力を低減させるとともに，事故時に格納容器内に浮遊しているよう素を除去することにより，放射性物質が漏えいするのを抑制する。

②

Ｓ／Ｐ冷却モード
Ｓ ／ Ｐ 冷 却 モ ー ド は Ｒ Ｈ Ｒ の 機 能 の 1つ で あ り ， Ｓ ／3.1.1-4

Ｐ水をＲＨＲの熱交換器で冷却し，再びＳ／Ｐへ戻すことによりＳ／Ｐの温度を低減させる。
(d)

安全機能のサポート機能に関する系統
通常運転時に使用する補機の冷却は，原子炉補機冷却系（ＲＣＷ），タービン補機冷却系（ＴＣＷ）及び補機冷却水
海水系（ＡＳＷ）（以下「常用補機冷却系」という。）により行う。また，電源については，通常運転中に使用する補機
へは発電機から所内変圧器を通して給電し，プラント停止時に使用する補機へは起動変圧器から給電する。
異常時にあっては，以下の系統により非常用の補機を冷却し，非常用電源を供給する。
なお，常用補機冷却系，非常用補機冷却系の区分Ⅰ，Ⅱ，
Ⅲは，それぞれ独立している。常用及び非常用補機冷却系の概 要 図 を 第 3.1.1.1-9 図 に ， 所 内 用 単 線 結 線 図 を 第 3.1.1.110 図 に ， 電 源 系 統 の 概 要 図 を 第 3.1.1.1-11 図 に 示 す 。

ⅰ)

残留熱除去系海水系（ＲＨＲＳ）
ＲＨＲＳは，ＬＰＣＳ及びＲＨＲの補機に直接海水を供給することで，これらを冷却する。

ⅱ)

非常用ディーゼル発電機海水系（ＤＧＳＷ）
ＤＧＳＷは，非常用ディーゼル発電機（ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ）の補機に直接海水を供給することで，これらを冷却する。

ⅲ)

高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系（ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ）
ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷは，ＨＰＣＳ及びＨＰＣＳディーゼ
3.1.1-5

ル発電機（ＨＰＣＳ−ＤＧ）の補機に直接海水を供給することで，これらを冷却する。
ⅳ)

電 源 系 （ 第 3.1.1.1-10図 ， 第 3.1.1.1-11図 ）主発電機トリップ等により所内電源が失われると，常用
母 線 へ の 給 電 は 自 動 的 に 起 動 変 圧 器 （ 275kV系 ） か ら の 受電に切り替わる。また，起動変圧器からの受電に失敗した
場合，非常用母線２Ｄ（区分Ⅱ）及びＨＰＣＳ母線（区分Ⅲ ） は 予 備 変 圧 器 （ 154kV系 ） か ら の 受 電 に 切 り 替 わ る 。
なお，非常用母線２Ｃ（区分Ⅰ）はＤＧ−２Ｃからの受電が優先され，必要に応じ，手動操作にて予備変圧器からの受電に切り替える。さらに，常用母線から非常用母線への給電がない場合には，非常用母線の電圧低下を検知して2台の非常用ＤＧとＨＰＣＳ−ＤＧが自動起動し，非常用母線を介して非常用機器に給電する。
直 流 電 源 系 は ， 125V， 250V， 24V系 に 分 離 さ れ ， そ れ ぞれ充電器，予備充電器及び蓄電池を備えている。本ＰＲＡに お い て 考 慮 し て い る 125V系 は ， Ａ 系 （ 区 分 Ⅰ ） ， Ｂ 系（区分Ⅱ）及び高圧炉心スプレイ系（区分Ⅲ）があり，遮断器の開閉に必要な制御電源の供給やＤＧの起動等に用いられる。

3.1.1-6

3.1.1.2

起因事象

通常の運転状態を妨げる事象であって，炉心損傷に至る可能性のある起因事象を選定し，その発生頻度を評価した。
(1)

評価対象とした起因事象について
ａ．起因事象の選定
プラントに適用する起因事象について，既往のＰＲＡを参考に，次のとおり選定した。
(a)

過渡事象

(b)

手動停止／サポート系喪失

(c)

ＬＯＣＡ

(d)

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

ま た ， 上 記 (a)〜 (d)の 起 因 事 象 区 分 の そ れ ぞ れ に お い て ， 同
一のイベントツリー及びフォールトツリーで評価できる起因事
象 グ ル ー プ に 細 分 化 を 行 っ た （ 添 付 資 料 3.1.1.2-1） 。 選 定 した 起 因 事 象 区 分 及 び 起 因 事 象 グ ル ー プ を 第 3.1.1.2-1 表 に 示 す 。
また，起因事象区分ごとに選定した起因事象グループを以下に
示す。
(a-1)

過渡事象
機器の故障や人的過誤によりプラントパラメータが変動し，スクラム信号が発生して自動スクラムに至る事象である。これらの事象については，事象進展の類似性等を考慮し，以下のとおりグループ化している。ただし，緩和設備が従属して機能喪失に至る起因事象（以下「従属性を有する起因事象」という。）については，プラントへの影響の観点から別途グ
3.1.1-7

ループ化している。
ⅰ)

非隔離事象
タービントリップ等により原子炉が自動スクラムする事象であり，原子炉とタービン側が隔離されない事象である
ため，給復水系は事象発生後も継続して利用可能である。

ⅱ)

隔離事象
主蒸気隔離弁の閉鎖等により原子炉が自動スクラムする事象であり，原子炉とタービン側が互いに隔離される事象である。給復水系を利用するためには主蒸気隔離弁等の開操作が必要となる。

ⅲ)

全給水喪失
給水系の故障等により給水流量が全喪失する事象であり，
原子炉水位の低下により原子炉が自動スクラムする事象である。起因事象の発生により給水系が全喪失するため，事象発生初期は給復水系が利用できない。

ⅳ)

水位低下事象給水系の故障等により給水流量が減少する事象であり，
原子炉水位の低下により原子炉が自動スクラムする事象である。給水流量の全喪失には至らないため，給復水系は機能低下するものの，利用可能である。

ⅴ)

原子炉緊急停止系誤動作等
安全保護系の誤動作や制御棒の誤引き抜き等により原子炉出力が減少又は増加する事象である。事象発生初期に原子炉が隔離されないため，給復水系は利用可能である。

ⅵ)

逃がし安全弁誤開放
3.1.1-8

原子炉運転中にＳ／Ｒ弁が誤開放することにより，冷却材（蒸気）が流出し，原子炉を手動でスクラムさせる事象である。本事象は，給水系が正常であれば原子炉が自動ス
クラムする事象ではないが，給水系が喪失した場合は，原子炉水位の低下により原子炉が自動スクラムする。本事象
では，ＲＣＩＣは利用できない。
(a-2)

外部電源喪失外部電源が喪失し原子炉が自動スクラムする事象である。
事象の発生により非常用電源の確保が必要になる等，他の事
象 と は プ ラ ン ト 応 答 が 異 な る た め ， 1つ の 起 因 事 象 グ ル ー プとしている。

(b-1)

手動停止／サポート系喪失（手動停止）
原子炉停止機能，炉心冷却機能又は格納容器からの除熱機能を有する緩和設備の機能異常による計画外の手動停止及びサポート系の故障に伴う原子炉の手動停止を以下のとおりグ
ループ化している。

ⅰ)

計画外停止
原子炉停止機能，炉心冷却機能又は格納容器からの除熱機能を有する緩和設備の機能異常が原因で原子炉を計画外に停止する事象である。

ⅱ)

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ，Ⅱ）
残留熱除去系海水系の故障により原子炉を手動停止する事象である。本事象は従属性を有する起因事象であり，当該区分の系統が機能喪失する。

ⅲ)

交流電源故障（区分Ⅰ）3.1.1-9

区分Ⅰの交流電源の故障により原子炉を手動停止する事象である。本事象は従属性を有する起因事象であり，当該区分の系統が機能喪失する。
(b-2)

サポート系喪失（自動停止）
原子炉が自動停止に至るサポート系の故障を以下のとおり
グループ化している。

ⅰ)

交流電源故障（区分Ⅱ）
区 分 Ⅱ の 交 流 電 源 の 故 障 に よ り 120V計 装 用 母 線 の 電 源 が喪失することで給復水系の制御機能等が喪失し，原子炉が自動スクラムする事象である。本事象は従属性を有する起因事象であり，当該区分の系統が機能喪失する。

ⅱ)

タービン・サポート系故障
補機冷却海水系，タービン補機冷却系，計装用圧縮空気系等のタービン設備のサポート系の故障により，タービン設備に期待できない状態で原子炉を手動でスクラムさせる事象である。本事象は原子炉が自動スクラムする事象ではないが，事象進展の類似性から自動停止に至るサポート系
喪失として分類する。

(b-3)

サポート系喪失（直流電源故障）
直流電源故障時は他のサポート系喪失事象とはプラント応
答 が 異 な る た め ， 1つ の 起 因 事 象 グ ル ー プ と し て い る 。

ⅰ)

直流電源故障（区分Ⅰ）
区分Ⅰの直流電源の故障により高圧復水ポンプ−Ｂ及びＣがトリップするため給水流量が低下し，原子炉水位の低下により原子炉が自動スクラムする事象である。原子炉ス
3.1.1-10

クラム後，区分Ⅰの直流電源喪失に伴い所内電源自動切替
信号が発信しないため，外部電源喪失と同様の事象進展となる。本事象は従属性を有する起因事象であり，当該区分の系統は機能喪失する。
ⅱ)

直流電源故障（区分Ⅱ）
区分Ⅱの直流電源の故障によりタービンが自動トリップ
し，タービン主蒸気止め弁等が閉止し原子炉が自動スクラ
ムする事象である。原子炉スクラム後，区分Ⅱの直流電源喪失により外部電源からの受電しゃ断器が操作不能となり，外部電源喪失と同様の事象進展となる。本事象は従属性を有する起因事象であり，当該区分の系統は機能喪失する。

(c)

ＬＯＣＡ
冷却材流出によりプラントパラメータが変動し，スクラム信号が発生して自動スクラムに至る事象である。流出規模に応じて期待できる緩和設備が異なることから，以下のとおり
グループ化している。

ⅰ)

大破断ＬＯＣＡ
再循環配管の両端破断のように，事象初期に急激な原子炉減圧を伴う規模の冷却材が流出する事象であり，Ｓ／Ｒ
弁による原子炉減圧なしにＬＰＣＳ又はＬＰＣＩにより炉心冷却が可能である。

ⅱ)

中破断ＬＯＣＡ
大破断ＬＯＣＡよりも破断口が小さく，減圧が緩やかな
冷却材の流出規模であるため，ＬＰＣＳ又はＬＰＣＩ系による炉心冷却のためにはＳ／Ｒ弁による原子炉減圧が必要
3.1.1-11

である。また，ＲＣＩＣのみでは原子炉水位確保は困難である。
ⅲ)

小破断ＬＯＣＡ
中破断ＬＯＣＡよりも破断口が小さく，ＲＣＩＣのみで原子炉水位確保が可能であるが，制御棒駆動水圧系のみでは原子炉水位確保が困難である。また，減圧が緩やかなた
め，ＬＰＣＳ又はＬＰＣＩによる炉心冷却のためにはＳ／
Ｒ弁による原子炉減圧が必要である。

(d)

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）
原子炉冷却材圧力バウンダリと接続された系統の配管が，高圧設計部分と低圧設計部分を分離するための隔離弁の誤開等により，低圧設計部分が過圧され破断する事象である。他の事象とはプラント応答が異なるため，1 つの起因事象グループとしている。

ｂ．国内外の評価事例の分析選定した起因事象グループと，安全評価審査指針（原子炉設
置変更許可申請書）及びＥＰＲＩ

ＮＰ−２２３０で考慮している過渡事象及び事故との比較を行い，選定した起因事象の網
羅性を確認した。原子炉設置変更許可申請書添付書類十及びＥ
ＰＲＩ

ＮＰ−２２３０で 考 慮 さ れ て い る 過 渡 事 象 及 び 事 故 と の比 較 結 果 を 第 3.1.1.2-2表 に 示 す 。
また，本プラント及び他の国内原子炉においてプラントの停止に至ったトラブル事例について，原子炉施設運転管理年報等
により調査を行い，選定したいずれかの起因事象に含まれることを確認している。なお，東海第二発電所における過去のトラ
3.1.1-12

ブ ル 事 象 は 第 3.1.1.2-3表 に 示 す と お り で あ る 。
ｃ．評価対象外とした起因事象
以下の事象は，発生頻度やプラントへの影響等の観点から，リスク評価上の重要性は低いと考え，評価対象から除外した。
(a)

出力運転中の制御棒引き抜き，原子炉冷却材流量の部分喪
失及び原子炉冷却材系の停止ル−プの誤起動起因事象が発生した場合においても自動スクラムに至らず，
炉心冷却機能への影響が軽微であるため，本事象は対象外と
した。

(b)

放射性気体廃棄物処理施設の破損
炉心損傷の観点からは考慮不要であるため，本事象は対象
外とした。

(c)

燃料集合体の落下事象
運転中では使用済燃料集合体の移送作業中における落下が考えられるが，落下した場合でも原子炉の運転状態を妨げることはなく，炉心損傷に至るような事象ではないため，本事象は対象外とした。

(d)

制御棒落下
制御棒及び制御棒駆動機構の接続部は，十分に信頼性の高い構造とし，必要な場合以外に分離することがない設計となっている。万一，制御棒が駆動部から分離し落下した場合には，制御棒落下速度リミッタによって，落下速度を抑える設計になっている。
また，設置変更許可申請書の事故評価の中で，原子炉が臨
界又は臨界近傍（冷温時，高温待機時）にあるときに制御棒
3.1.1-13

が落下する事故を評価しているが，原子炉冷却材圧力バウン
ダリにかかる圧力，燃料エンタルピの最大値及びピーク出力
部燃料エンタルピの結果より，原子炉停止能力，原子炉冷却材圧力バウンダリ等の健全性は損なわれず炉心損傷に至ることはないことが確認されていることから，本事象は対象外とした。
(e)

主蒸気管破断主蒸気管破断後に主蒸気隔離弁閉鎖に成功した場合は「隔離事象」に分類する。
主蒸気隔離弁閉鎖に失敗した場合は「格納容器バイパス」が発生するが，発生頻度が極めて小さい値となることから，
評 価 対 象 外 と し た （ 添 付 資 料 3.1.1.2-2） 。

(f)

原子炉圧力容器破損（ＤＢＡ超過ＬＯＣＡ）
ＮＵＲＥＧ−１８２９では，ＤＢＡを超える範囲のＬＯＣ
Ａ の 発 生 頻 度 は 1E-8／ 炉 年 以 下 と 評 価 さ れ て い る 。 本 事 象 に対して炉心損傷は防止できないものの，格納容器破損頻度の観点であっても十分低い値となっているため，本事象は対象
外とした。

(g)

通常停止
定期検査のための停止や漏えい等の微小な故障によるプラント停止であり，原子炉停止機能，炉心冷却機能，格納容器からの除熱機能及び安全機能のサポート機能に影響がなく，緩和設備を十分有している状態での手動停止でありプラントへの影響は限定されるため，本事象は対象外とした（添付資料 3.1.1.2-3） 。
3.1.1-14

ｄ．起因事象発生頻度の評価(a)

起因事象発生頻度の評価に用いたデータベース
国内ＢＷＲプラントの起因事象発生頻度は，次の情報に基づいて，定期的に更新している。
・原子力施設運転管理年報（独立行政法人

原子力安全基盤機構）
・ＮＵＣＩＡで公開されているトラブル情報
・電気事業者によるプレスリリース
本 Ｐ Ｒ Ａ で は ， 起 因 事 象 発 生 頻 度 は ， 平 成 20年 度 末 ま で の国内ＢＷＲプラントの実績に基づいて算出したものを使用して い る （ 添 付 資 料 3.1.1.2-4） 。
(b)

起因事象発生頻度の評価
選定した各起因事象について，発生頻度を評価した結果を
第 3.1.1.2-4表 に 示 す 。 発 生 頻 度 の 評 価 に 当 た っ て は ， Ｌ Ｏ
ＣＡ及びインターフェイスシステムＬＯＣＡ以外の起因事象に つ い て は ， (a)の 国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の 運 転 実 績 に 基 づ き ，
次の式により起因事象発生頻度を算出している。

λＩＥ＝ＸＩＥ／ＴＯＰ
λＩＥ：起因事象発生頻度（／炉年）
ＸＩＥ：起因事象発生件数
ＴＯＰ：総運転炉年又は営業運転開始からの総年数（暦年）
各起因事象発生頻度の評価方法は以下のとおり。
ⅰ)

過渡事象の発生頻度
過渡事象は，発生件数を総運転炉年で除して算出した。
運 転 実 績 に は ， 利 用 可 能 な 最 新 の デ ー タ で あ る 平 成 20年 度
3.1.1-15

（ 平 成 21年 3月 ） 末 ま で の デ ー タ を 用 い る こ と と し ， 発 生
件 数 の な い 起 因 事 象 に 関 し て は ， 発 生 件 数 を 0.5件 と 仮 定して発生頻度を算出した。エラーファクタはＷＡＳＨ−１
４００を参考に工学的判断により設定した（添付資料
3.1.1.2-9） 。
①

非隔離事象
81 / 488.1 ＝ 1.7E-1／ 炉 年②

非隔離事象の発生件数： 81件

国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の 総 運 転 炉 年： 488.1年

隔離事象
13 / 488.1 ＝ 2.7E-2／ 炉 年③

隔離事象の発生件数： 13件

国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の 総 運 転 炉 年： 488.1年

全給水喪失
5 / 488.1 ＝ 1.0E-2／ 炉 年④

全給水喪失の発生件数： 5件

国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の 総 運 転 炉 年： 488.1年

水位低下事象13 / 488.1 ＝ 2.7E-2／ 炉 年⑤

水位低下事象の発生件数： 13件

国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の 総 運 転 炉 年： 488.1年

原子炉緊急停止系誤動作等
27 / 488.1 ＝ 5.5E-2／ 炉 年
原子炉 緊急 停止 系誤 動作等 の発 生件 数 ： 27件
国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の 総 運 転 炉 年
3.1.1-16： 488.1年

⑥

逃がし安全弁誤開放
0.5 / 488.1 ＝ 1.0E-3／ 炉 年
Ｓ／Ｒ弁誤開放の発生件数※： 0.5件

国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の 総 運 転 炉 年： 488.1年※ ： 発 生 経 験 が な い た め ， 発 生 件 数 を 0.5件 と 仮 定 。
ⅱ)

外部電源喪失の発生頻度
外部電源喪失の発生頻度は，発生件数を暦年で除して算出した。運転実績には，利用可能な最新のデータである平成 20 年 度 （ 平 成 21 年 3 月 ） 末 ま で の デ ー タ を 用 い た 。 な お ，
外 部 電 源 喪 失 の 発 生 件 数 は ， 運 転 時 に 発 生 し た 2件 と 停 止
中 に 発 生 し た 1件 を 加 え た 3件 と し ， エ ラ ー フ ァ ク タ は Ｗ Ａ
ＳＨ−１４００を 参 考 に 工 学 的 判 断 に よ り 設 定 し た （ 添 付
資 料 3.1.1.2-5） 。
①

外部電源喪失3 / 706.1 ＝ 4.2E-3／ 炉 年
外部電源喪失の発生件数： 3件

国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の 営 業 運 転 開 始： 706.1年からの総年数（暦年）ⅲ)

手動停止／サポート系喪失（手動停止）の発生頻度
手動停止の発生頻度は，発生件数を総運転炉年で除して算出した。サポート系喪失（手動停止）の発生頻度は，発生 件 数 を 対 象 の 系 統 数 を 考 慮 し た 総 運 転 炉 年 で 除 し て 1系
統当たりの発生頻度を算出した。運転実績には，利用可能
な 最 新 の デ ー タ で あ る 平 成 20年 度 （ 平 成 21年 3月 ） 末 ま でのデータを用いることとし，発生経験のない起因事象に関
3.1.1-17

し て は ， 発 生 件 数 を 0.5 件 と 仮 定 し て 発 生 頻 度 を 算 出 し た 。
エラーファクタはＷＡＳＨ−１４００を参考に工学的判断により設定した。
①

計画外停止
21 / 488.1 ＝ 4.3E-2／ 炉 年②

計画外停止の発生件数： 21件

国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の 総 運 転 炉 年： 488.1年

残留熱除去系海水系故障
0.5 / 693.6 ＝ 7.2E-4／ 炉 年
補機冷却系故障の発生件数※： 0.5件

国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の 補 機 冷 却 系 の： 693.6年

系統数を考慮した総運転炉年※ ： 発 生 経 験 が な い た め ， 発 生 件 数 を 0.5件 と 仮 定 。
③

交流電源故障（区分Ⅰ）
0.5 / 3366.2 ＝ 1.5E-4／ 炉 年
交流電源故障の発生件数※： 0.5件

国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の 交 流 電 源 の 母： 3366.2年

線数を考慮した総運転炉年※ ： 発 生 経 験 が な い た め ， 発 生 件 数 を 0.5件 と 仮 定 。
ⅳ)

サポート系喪失（自動停止）の発生頻度
サポート系喪失（自動停止）の発生頻度は，発生件数を
対 象 の 系 統 数 を 考 慮 し た 総 運 転 炉 年 で 除 し て 1系 統 当 た りの発生頻度を算出した。運転実績には，利用可能な最新のデ ー タ で あ る 平 成 20年 度 （ 平 成 21年 3月 ） 末 ま で の デ ー タを用いることとし，発生経験のない起因事象に関しては，
3.1.1-18

発 生 件 数 を 0.5件 と 仮 定 し て 発 生 頻 度 を 算 出 し た 。 エ ラ ー
ファクタはＷＡＳＨ−１４００を参考に工学的判断により設定した。
①

交流電源故障（区分Ⅱ）
0.5 / 3366.2 ＝ 1.5E-4／ 炉 年
交流電源故障の発生件数※： 0.5件

国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の 交 流 電 源 の 母： 3366.2年

線数を考慮した総運転炉年※ ： 発 生 経 験 が な い た め ， 発 生 件 数 を 0.5件 と 仮 定 。
②

タービン・サポート系故障
0.5 / 693.6 ＝ 7.2E-4／ 炉 年
タービ ン・ サポ ート 系故障 の発 生件 数 ※ ： 0.5件
国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の タ ー ビ ン ・ サ ポ ー： 693.6年

ト系の系統数を考慮した総 運 転 炉 年※ ： 発 生 経 験 が な い た め ， 発 生 件 数 を 0.5件 と 仮 定 。
ⅴ)

サポート系喪失（直流電源故障）の発生頻度
サポート系喪失（直流電源故障）の発生頻度は，発生件
数 を 対 象 の 系 統 数 を 考 慮 し た 総 運 転 炉 年 で 除 し て 1系 統 当たりの発生頻度を算出した。運転実績には，利用可能な最
新 の デ ー タ で あ る 平 成 20年 度 （ 平 成 21年 3月 ） 末 ま で の データを用いることとし，発生経験のない起因事象に関しては ， 発 生 件 数 を 0.5件 と 仮 定 し て 発 生 頻 度 を 算 出 し た 。 エ
ラ ー フ ァ ク タ は ＷＡＳＨ−１４００を 参 考 に 工 学 的 判 断 により設定した。
①

直流電源故障3.1.1-19

0.5 / 1763.3 ＝ 2.8E-4／ 炉 年
直流電源故障の発生件数※： 0.5件

国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 全 32基 の 直 流 電 源 の 母 線： 1763.3年

数を考慮した総運転炉年※ ： 発 生 経 験 が な い た め ， 発 生 件 数 を 0.5件 と 仮 定 。
ⅵ)

ＬＯＣＡの発生頻度
ＬＯＣＡについては，国内外で発生した経験がないため，
ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５７５０及びＮＵＲＥＧ−１８２９のデータに基づき，大破断ＬＯＣＡ，中破断ＬＯＣＡ，小破断ＬＯＣＡの発生頻度及びエラーファクタを設定した（添付 資 料 3.1.1.2-6） 。
①

大破断ＬＯＣＡ
2.0E-5／ 炉 年②

中破断ＬＯＣＡ
2.0E-4／ 炉 年③

小破断ＬＯＣＡ
3.0E-4／ 炉 年
なお，本ＰＲＡでは，特定の緩和系の配管破断に伴うＬ

ＯＣＡが発生した場合に，その緩和系を使用できなくなる
ことについては考慮していないが，これを考慮した場合の影 響 に つ い て も 確 認 し た （ 添 付 資 料 3.1.1.2-7） 。
ⅶ)

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）の発生頻度
インターフェイスシステムＬＯＣＡについては，国内外で発生した経験がないため，インターフェイスシステムＬ
3.1.1-20

ＯＣＡとなり得る配管を同定し，フォールトツリーによるシステム信頼性解析を使用する方法に基づき発生頻度及びエ ラ ー フ ァ ク タ を 算 出 し た （ 添 付 資 料 3.1.1.2-8） 。
①

インターフェイスシステムＬＯＣＡ
4.8E-10／ 炉 年

3.1.1-21

3.1.1.3

成功基準

炉心損傷を防止するために必要とされる緩和設備及び緩和操作の組合せ，及びそれらの機能を達成するために必要な条件を定めた。
(1)

成功基準について
ａ．炉心損傷判定条件
炉心損傷の判定条件を次のとおり設定した。
・ 燃 料 被 覆 管 表 面 温 度 が 1,200℃ を 超 え る と 評 価 さ れ る 状 態
・ 燃料被覆管の酸化量が，酸化反応が著しくなる前の被覆管
厚 さ の 15％ を 超 え る と 評 価 さ れ る 状 態
ｂ．起因事象ごとの成功基準の一覧表
上記を踏まえ，ＳＡＦＥＲコードによる成功基準解析結果（ 添 付 資 料 3.1.1.3-1） を 用 い て ， 起 因 事 象 ご と に 整 理 し た 成
功 基 準 の 一 覧 を 第 3.1.1.3-1 表 に 示 す 。 ま た ， 低 圧 炉 心 冷 却 時の Ｓ ／ Ｒ 弁 の 必 要 弁 数 を 第 3.1.1.3-2 表 に ， Ｒ Ｈ Ｒ Ｓ の 成 功 基
準 を 第 3.1.1.3-3 表 に ， Ｅ Ｃ Ｃ Ｓ ポ ン プ 室 等 の 空 調 機 の 成 功 基
準 を 第 3.1.1.3-4 表 に 示 す 。
ｃ．対処設備作動までの余裕時間及び使命時間
(a)

余裕時間
運転員による緩和操作を対象として，それらを遂行するまでの余裕時間をＭＡＡＰコードによる事故進展解析（添付資料 3.1.1.3-1） 結 果 等 に 基 づ き 設 定 し た 。 事 故 進 展 解 析 結 果
を 第 3.1.1.3-5 表 に 示 す 。 ま た ， 設 定 し た 余 裕 時 間 を 以 下 に示す。

ⅰ)

炉心冷却に対する余裕時間
対象操作：原子炉注水に関する手動バックアップ
3.1.1-22

自動起動信号（高圧ＥＣＣＳ，自動減圧，低圧ＥＣＣＳ等）に失敗した場合に，運転員の手動操作によるバックアップに期待する。
余 裕 時 間 ： 30 分 （ 大 中 破 断 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 除 く ）設定根拠：事故進展解析における高圧・低圧注水機能喪失 シ ー ケ ン ス の 炉 心 損 傷 に 至 る 時 間 0.9 時 間に 余 裕 を 見 込 み 30 分 と し た 。 ま た ， 設 定 した余裕時間で炉心損傷を防止できることを，許認可での使用実績のあるＳＡＦＥＲコードを 用 い て 確 認 し た （ 添 付 資 料 3.1.1.3-2 ） 。
ただし，小破断ＬＯＣＡを除くＬＯＣＡ（大破断ＬＯＣＡ及び中破断ＬＯＣＡ）における
余 裕 時 間 に つ い て は ， 事 象 進 展 が 早 く ， 30 分の余裕時間では炉心損傷を防止することは困難であるため極めて短い時間として別途考慮する。
ⅱ)

格納容器除熱に対する余裕時間
対象操作：原子炉注水成功時のＲＨＲによる格納容器除熱操作
原子炉注水成功時，崩壊熱による格納容器破損を防ぐために，ＲＨＲを起動する必要がある。
余裕時間：1 時間
設定根拠：事故進展解析における崩壊熱除去機能喪失シーケンスの格納容器破損（格納容器圧力が最3.1.1-23

高 使 用 圧 力 の 2 倍 ） に 至 る 時 間 21.4 時 間 に対して，サプレッション・プール水温の上昇による注水設備への影響を考慮し，保守的に
1 時間とした。
(b)

使命時間
緩和設備が要求される安全機能を果たすために必要な運転
時 間 で あ る 使 命 時 間 に つ い て は ， 以 下 の 観 点 か ら 24時 間 を 適用している。
・ 24 時 間 あ れ ば ， プ ラ ン ト を 安 定 し た 状 態 に 移 行 さ せ る ことが可能であり，機能喪失した設備の復旧や追加の運転員操作に期待できる。

ｄ．解析コードの検証性
成功基準解析に使用したＳＡＦＥＲコードは，許認可解析で十分な実績を有しており，十分な検証が行われている。また，
事故進展解析に使用したＭＡＡＰコードの検証性については，
重大事故等防止対策の有効性評価の内容説明と併せて提示する。

3.1.1-24

3.1.1.4

事故シーケンス

事故シーケンスとは，炉心損傷等に至るまでの，起因事象の発生及び各種安全機能喪失の組合せのことである。また，炉心損傷に至る事故シーケンスを網羅的に展開するための体系的な分析と定量化が可能である手法として，イベントツリー法を用いる。
(1)

イベントツリー各起因事象に対して，炉心損傷を防止するために必要な緩和設
備又は緩和操作を検討し，炉心損傷に至る事故シーケンスを展開した。また，展開した事故シーケンスの最終状態を炉心損傷状態
又は成功状態のいずれかに分類した。
各 起 因 事 象 の イ ベ ン ト ツ リ ー の 概 要 を 第 3.1.1.4-1(a) 図 〜 第3.1.1.4-1(g)図 に 示 す 。 ま た ， 各 起 因 事 象 の イ ベ ン ト ツ リ ー の 詳
細 を 添 付 資 料 3.1.1.4-1 に 示 す 。 展 開 し た 事 故 シ ー ケ ン ス の 炉 心
損 傷 状 態 の 分 類 を 第 3.1.1.4-1表 に 示 す 。

(2)事故シーケンスの分類
イベントツリーによって展開した事故シーケンスの最終状態を
炉心損傷状態又は成功状態のいずれかに分類している。炉心損傷状態については，「原子炉停止機能」，「炉心冷却機能」，「格納容器からの除熱機能」の各安全機能に着目し，起因事象及び緩和設備の成否等によって以下のように分類した(添付資料
3.1.1.4-4)。
ａ．原子炉停止機能
原子炉を臨界状態から未臨界状態にし，原子炉を安全な状態に移行する。この機能が喪失した場合，原子炉を未臨界状態にできず炉心損傷（格納容器先行破損）に至る場合を「原子炉停3.1.1-25

止機能喪失」（ＴＣ）の事故シーケンスグループとして分類する。
ｂ．炉心冷却機能
原子炉の停止に成功した場合でも，炉心からの崩壊熱を除去しなければ炉心損傷に至る。炉心冷却機能は，高圧炉心冷却機
能，原子炉減圧機能及び低圧炉心冷却機能からなり，これらの冷却機能の状況に応じて以下の事故シーケンスグループに分類する。
事象発生後，高圧注水機能及び低圧注水機能が喪失し，炉心の冷却が十分に行われずに炉心損傷に至る場合を「高圧・低圧注水機能喪失」（ＴＱＵＶ）の事故シーケンスグ
ループとして分類する。
事象発生後，高圧注水機能及び原子炉減圧機能が喪失し，炉心の冷却が十分に行われずに炉心損傷に至る場合を「高圧注水・減圧機能喪失」（ＴＱＵＸ）の事故シーケンスグ
ループとして分類する。
ＬＯＣＡ発生後，高圧注水機能及び低圧注水機能が喪失し，炉心の冷却が十分に行われず炉心損傷に至る場合を「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」の事故シーケンスグループとして分類する。
なお，バウンダリの破損規模等に応じてプラントの状態が異なることから以下のグループに細分化する。
・ 大破断ＬＯＣＡ後の炉心冷却失敗（ＡＥ）
・ 中破断ＬＯＣＡ後の炉心冷却失敗（Ｓ１Ｅ）
・ 小破断ＬＯＣＡ後の炉心冷却失敗（Ｓ２Ｅ）
3.1.1-26

冷却材が格納容器外に漏えいする格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）については，漏えい箇所を隔離した上で炉心冷却が必要であるが，この隔離機能が喪失し，漏えいの継続により炉心損傷に至る場合を「格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）」（ＩＳＬＯＣＡ）の事故シーケンスグループとして分類する。
ｃ．格納容器からの除熱機能
原子炉の注水に成功した場合においても，格納容器からの除熱機能が喪失した場合には，炉心損傷前に格納容器が過圧により破損し，その後，炉心損傷に至る場合があることから，「崩壊熱除去機能喪失」の事故シーケンスグループとして分類する。
なお，崩壊熱除去機能喪失については，電源の状態に応じて以下のグループに細分化する。
・ 交流電源（区分Ⅰ又は区分Ⅱ）確保時の崩壊熱除去機能喪失（ＴＷ）
・ 交流電源（区分Ⅰ及び区分Ⅱ）確保失敗時の崩壊熱除去機
能 喪 失 （ Ｔ Ｂ Ｗ ） （ 添 付 資 料 3.1.1.4-2）
ｄ．安全機能のサポート機能
安全機能に必要な電源が喪失し，炉心損傷に至る場合を「全交流動力電源喪失」の事故シーケンスグループとして分類する。
なお，本ＰＲＡでは，区分Ⅰ及び区分Ⅱの非常用ＤＧによる交流電源の確保に失敗した場合を全交流動力電源喪失と定義している。
また，全交流動力電源喪失は，事故進展速度，原子炉圧力状
3.1.1-27

態等を考慮して以下のグループに細分化する。
・ 外部電源喪失後，非常用ＤＧ2 台が機能喪失した状態で，Ｈ
ＰＣＳ及びＲＣＩＣが機能喪失（ＴＢＵ）
・ 外部電源喪失後，非常用ＤＧ2 台が機能喪失した状態で，Ｈ
ＰＣＳが機能喪失し，Ｓ／Ｒ弁再閉鎖失敗によってＲＣＩ
Ｃが機能喪失（ＴＢＰ）
・ 外部電源喪失後，直流電源故障による非常用ＤＧ2 台の起動に失敗し，ＲＣＩＣ及びＨＰＣＳが機能喪失（ＴＢＤ）
・ 外部電源喪失後，非常用ＤＧ2 台が機能喪失した状態で，Ｈ
ＰＣＳが機能喪失し，ＲＣＩＣによる原子炉注水継続中に蓄電池が枯渇しＲＣＩＣ機能喪失（長期ＴＢ）（添付資料
3.1.1.4-3）

3.1.1-28

3.1.1.5

システム信頼性

イベントツリーの定量化においては，展開したイベントツリーの各分岐に対して成功・失敗確率を決めるため，システム信頼性解析を実施する必要がある。この各分岐のシステム信頼性解析にはフォールトツリー法を用いた。本評価では，イベントツリーのヘディン
グに対応する緩和設備について，その機能遂行に必要なサポート系
を含めたフォールトツリーを作成し定量化を実施した。
(1)

評価対象としたシステムとその説明
評価対象とした主要な緩和設備の一覧を以下に示す。それぞれの緩和設備ごとに概要，機能，系統図，必要とするサポート系，
試験及びシステム信頼性評価上の主要な仮定を整理した。また，
フ ロ ン ト ラ イ ン 系 と サ ポ ー ト 系 の 依 存 性 を 第 3.1.1.5-1 表 に ， サ
ポ ー ト 系 同 士 の 依 存 性 を 第 3.1.1.5-2 表 に 示 す 。 シ ス テ ム 間 従 属性は，イベントツリー，フォールトツリー及び両者の組合せによってモデル化した。
＜原子炉停止機能＞・スクラム系＜炉心冷却機能＞・高圧炉心スプレイ系（ＨＰＣＳ）
・原子炉隔離時冷却系（ＲＣＩＣ）
・自動減圧系（ＡＤＳ）
・低圧炉心スプレイ系（ＬＰＣＳ）
・低圧注水系（ＬＰＣＩ−Ａ，Ｂ，Ｃ）＜格納容器熱除去機能＞
・残留熱除去系（ＲＨＲ−Ａ，Ｂ）
3.1.1-29

＜その他＞
・メンテナンス
なお，「メンテナンス」のフォールトツリーは，保安規定上許容されない複数の緩和設備を同時に待機除外にするカットセットの組合せを，イベントツリー上で評価から除外するために使用する （ 添 付 資 料 3.1.1.5-3） 。
(2)システム信頼性評価手法
システム信頼性解析では，フロントライン系とサポート系についてフォールトツリーを作成し，信頼性評価を行った（添付資料
3.1.1.5-1） 。
フォールトツリーの作成に当たっては，対象範囲を示す系統図を作成するとともに，その範囲内にある機器でモデル化する故障
モードを基事象リストの形で整理した。また，これらの情報に基づ き (1) に 示 し た 緩 和 設 備 に つ い て フ ォ ー ル ト ツ リ ー を 作 成 し ，
定 量 化 を 実 施 し た 。 シ ス テ ム 信 頼 性 評 価 の 例 を 第 3.1.1.5-1 図 に示す。また，フォールトツリーの中でモデル化した機器及びその故 障 モ ー ド を 第3.1.1.5-3表 に 示 す 。

(3)システム信頼性評価の結果
各 緩 和 設 備 の 代 表 的 な フ ォ ー ル ト ツ リ ー の 評 価 結 果 を 第 3.1.1.5-4
表 に 示 す 。 ま た ， 過 渡 事 象 に お け る 各緩和設備の代表的なミ ニ マ
ル カ ッ ト セ ッ ト を 第 3.1.1.5-5(a)表 〜 第 3.1.1.5-5(j)表 に 示 す 。

(4)システム信頼性評価を実施せずに設定した非信頼度とその根拠システム信頼性評価を実施せずに設定した非信頼度とその根拠を
第 3.1.1.5-6表 に 示 す （ 添 付 資 料 3.1.1.5-2） 。

3.1.1-30

3.1.1.6

信頼性パラメータ

システム信頼性解析や事故シーケンスの定量化のために必要となる機器故障率，共通要因故障パラメータ，試験又は保守作業による
待機除外確率等を評価するために必要となるパラメータを整備した。
(1)

非信頼度を構成する要素と評価式
非信頼度を構成する要素としては，機器故障，共通要因故障，試験による待機除外，保守作業による待機除外，人的過誤（ 3.1.1.7 項 ） 等 が あ り ， そ れ ぞ れ の 評 価 式 に 基 づ き 非 信 頼 度 を
評価した。

(2)

機器故障率
機器故障率は，原則として，ＮＵＣＩＡで公開されている国内
プ ラ ン ト の 故 障 実 績 （ 1982年 度 〜 2002年 度 21ヵ 年 49基 デ ー タ ） を基にした「故障件数の不確実さを考慮した国内一般機器故障率の推 定 （ 平 成 21 年 5 月 公 表 ） 」 （ 以 下 「 21 ヵ 年 デ ー タ 」 と い う 。 ）に記載されているデータを使用する。また，ＮＵＣＩＡで公開されている国内プラントの故障実績は，「原子力発電所に関する確率 論 的 安 全 評 価 用 の 機 器 故 障 率 の 算 出 （ 1982年 度 〜 1997年 度 16ヵ
年 49 基 デ ー タ 改 訂 版 ） （ 平 成 13 年 2 月 ） ， 電 中 研 報 告 P00001 ，（財）電力中央研究所」で定義した機器バウンダリに従っている（ 添 付 資 料 3.1.1.6-1） 。
な お ， 21ヵ 年 デ ー タ に 記 載 の な い 機 器 の 故 障 率 に つ い て は ， 類
似 性 を 考 慮 し た 工 学 的 判 断 に 基 づ き ， 21ヵ 年 デ ー タ に 記 載 さ れ た
他 の 機 器 の 故 障 率 を 使 用 し た （ 添 付 資 料 3.1.1.6-2 ， 添 付 資 料
3.1.1.6-5） 。
上記の機器故障率を使用して以下の評価式により基事象発生確3.1.1-31

率を算出した。
・状態変更失敗確率
Ｑ =Ｑ ｄＱｄ：デマンド故障率
又はＱ =λ ｓ ×Ｔ ｓ ／ 2
λｓ：起動（又は状態変更）失敗率（／時間）Ｔｓ：平均試験間隔（時間）・機能維持失敗確率
Ｑ =λ ｒ ×Ｔ ｍ
λｒ：機能維持失敗率（／時間）Ｔｍ：使命時間（時間）(3)

機器復帰の取扱い方法及び機器復帰失敗確率
本評価では，故障した機器や外部電源の使命時間中の復旧には期待していない。

(4)

待機除外確率ａ．試験による待機除外確率
本評価でモデル化対象とした緩和設備について，試験による待機除外のモデル化の要否を検討した。その結果，試験の実施のために待機中とは異なる系統構成とする場合でも，試験中に作動要求信号が発信すれば試験状態が自動的に解除されることから，試験による待機除外のモデル化は不要であることを確認した。
ｂ．保守作業による待機除外確率
本評価でモデル化対象とした緩和設備の保守作業による待機3.1.1-32

除外のモデル化の要否を検討し，モデル化が必要な場合は機器の平均修復時間と機器故障率データを用いて待機除外確率を，次の式により算出した。
(λｉ Ｔｒｉ)ＰＳＹＳｉλｉ：定期試験等によって異常の発見可能な機器 i の異常発生率（／時間）
Ｔｒｉ：機器 i の平均修復時間（時間）ここで，λｉは，ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−２８１５を参考に，対象機器の異常が検知されれば機器が機能喪失する前に予防保全として保守作業を実施することを考慮して，定期試験等によって 異 常 の 発 見 が 可 能 な 機 器 の 故 障 モ ー ド の 機 器 故 障 率 の 10倍 とし て い る （ 添 付 資 料 3.1.1.6-3） 。
(5)

共通要因故障の評価方法と共通要因故障パラメータ
同一又は異なるシステムにおいて多重性を持たせるために用いられる機器については，共通要因故障を考慮する。共通要因故障を 考 慮 す る 機 器 と 故 障 モ ー ド の 同 定 フ ロ ー 図 を 第 3.1.1.6-1図 に示 す 。 フ ロ ー 図 に 従 い ， 以 下 の 3つ の 条 件 を 同 時 に 満 た す 場 合 に ，
共通要因故障を考慮した。
ａ．冗長の機能を有する同種機器
ｂ．起因事象発生前の運転状態が同一
ｃ．同一故障モード
動的機器と静的機器及びそれらの故障モードによって，共通要因故障の起こりやすさの程度は異なると考えられる。動的機器の動的故障モードについては，共通要因故障が発生する可能性が比較的高いと考えられることから，上記条件を満たすものに対して
3.1.1-33

は共通要因故障を考慮している。また，動的機器の静的故障モード及び静的機器の各故障モードについては，動的機器の動的故障
モードと同程度の故障率であるものに対して共通要因故障を考慮した。フロー図に従って同定した共通要因故障の対象機器と故障
モ ー ド を 第 3.1.1.6-1表 及 び 第 3.1.1.6-2表 に 示 す 。
な お ， 本 評 価 で は ， Ｍ Ｇ Ｌ （ Multiple Greek Letter ） 法 を 用
い て 共 通 要 因 故 障 を 考 慮 し た （ 添 付 資 料 3.1.1.6-4 ） 。 共 通 要 因
故障パラメータとしては，米国で公開され，あるいはＰＲＡでの使用実績がある文献等から，妥当と考えられるβ，γファクタを使用した。本評価で使用した共通要因故障パラメータの一覧を第3.1.1.6-3表 に 示 す 。

3.1.1-34

3.1.1.7

人的過誤

人的過誤は人間信頼性解析により評価する。人間信頼性解析とは，
炉心損傷頻度に有意な影響を及ぼし得る人間行動（タスク）に対して，起こり得る人的過誤を同定してそのタスクの成功又は失敗の確率を評価するものである。
本作業では，起因事象発生前の作業及び発生後の緩和操作を対象として，それらを遂行する過程で起こり得る人的過誤を同定し，その発生確率を算出した。
(1)

評価対象とした人的過誤及び評価結果
人間信頼性解析は，ヒューマンエラーハンドブック（ＮＵＲＥ
Ｇ ／ Ｃ Ｒ − １ ２ ７ ８ ） の Ｔ Ｈ Ｅ Ｒ Ｐ 手 法 （ Technique for Human
Error Rate Prediction ） を 使 用 し て 評 価 し た 。 な お ， 本 評 価 では過誤回復として，評価対象となる人的過誤の特徴を考慮し，他の運転員によるバックアップをモデル化している。本評価で同定し た 人 的 過 誤 及 び 過 誤 確 率 の 評 価 結 果 の 例 を 第 3.1.1.7-1 表 に 示
す （ 添 付 資 料 3.1.1.7-1， 添 付 資 料 3.1.1.7-4） 。
ａ．起因事象発生前の人的過誤起因事象発生前に考慮すべき人的過誤として，試験・保守作
業の終了後，対象系統あるいは機器の通常状態への復旧忘れを考慮した。具体的には，手動弁の開閉忘れ等を評価した（添付
資 料 3.1.1.7-2， 添 付 資 料 3.1.1.7-3） 。
ｂ．起因事象発生後の人的過誤プラントで事故が発生した場合，運転員は所定の運転手順書に記載されている手順に従って，原子炉を安全に停止させるために必要な措置をとる。ＰＲＡにおいては，運転員が行う行為
3.1.1-35

を人的過誤の評価対象とする。具体的には，起因事象発生後の各人的過誤の評価に対して，認知失敗と操作失敗に分けて評価
している。
(a)

認知失敗
認知失敗では，警報等により異常を検知して適切な運転手
順を選択することに失敗することをモデル化する。認知失敗
確率は，ＴＨＥＲＰ手法に基づき，時間信頼性曲線を用いており，対象とする人的過誤の特徴を考慮したストレスレベル等の補正係数を乗じて算出している。なお，時間信頼性曲線
を 用 い る 際 に 必 要 な 余 裕 時 間 は ， 3.1.1.3 項 で 設 定 し た 余 裕
時 間 を 用 い る （ 添 付 資 料 3.1.1.7-6， 添 付 資 料 3.1.1.7-7） 。

(b)

操作失敗
操作失敗では，認知成功後の対応操作に失敗することをモデル化する。操作失敗確率は，ＴＨＥＲＰ手法に基づき，運転員のストレスレベルや操作の複雑性を考慮して算出する（ 添 付 資 料 3.1.1.7-5） 。

3.1.1-36

3.1.1.8

炉心損傷頻度

炉心損傷に至る事故シーケンスの発生頻度を算出して全炉心損傷頻度を算出するとともに，主要な結果を分析した。
(1)

炉心損傷頻度の算出に用いた方法
本 評 価 で は ， 計 算 コ ー ド Safety Watcherを 用 い て ， フ ォ ー ル ト
ツリー結合法により事故シーケンスを定量化し，炉心損傷頻度を算 出 し た （ 添 付 資 料 3.1.1.8-1） 。

(2)

炉心損傷頻度（点推定値）
事故シーケンスの定量化を行った結果，全炉心損傷頻度は約
6.1E-5／ 炉 年 と な っ た 。 起 因 事 象 別 の 炉 心 損 傷 頻 度 を 第 3.1.1.81表 に 示 す 。 ま た ， 各 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 別 の 炉 心 損 傷 頻 度を 第 3.1.1.8-2 表 に ， 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ に 対 す る 分 析 結 果
を 第 3.1.1.8-3表 に 示 す （ 添 付 資 料 3.1.1.8-2） 。
起 因 事 象 別 の 全 炉 心 損 傷 頻 度 に 対 す る 寄 与 割 合 を 第 3.1.1.8-1
図に示す。起因事象別の炉心損傷頻度は，「過渡事象」が約71.3% を 占 め る 。 次 い で ， 「 手 動 停 止 ／ サ ポ ー ト 系 喪 失 （ 手 動 停止 ） 」 が 約 16.5% ， 「 サ ポ ー ト 系 喪 失 （ 直 流 電 源 故 障 ） 」 が 約8.9%を 占 め る 。 ま た ， 過 渡 事 象 の う ち 非 隔 離 事 象 を 起 因 と す る 炉
心 損 傷 頻 度 が 全 炉 心 損 傷 頻 度 の 約 41.8% を 占 め る 結 果 と な っ た 。
「過渡事象」の炉心損傷頻度が比較的高い理由は，起因事象発生頻度が高いことによるものである。また，「手動停止／サポート
系喪失（手動停止）」及び「サポート系喪失（直流電源故障）」については，起因事象発生頻度は比較的低いが，その発生により当該区分の緩和設備が機能喪失することにより，期待できる緩和
設備が限定されることによるものである。
3.1.1-37

事故シーケンスグループ別の全炉心損傷頻度に対する寄与割合
を 第 3.1.1.8-2 図 に 示 す 。 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 別 の 炉 心 損 傷
頻 度 は 「 崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 」 が 約 99.8% を 占 め ， 支 配 的 と な った。これは，本評価で期待している崩壊熱除去機能を有する設備
が残留熱除去系のみであり，炉心冷却機能に比べて期待できる緩和設備が少ないことによる。
(3)

重要度解析，不確実さ解析及び感度解析
ａ．重要度解析
全炉心損傷頻度への寄与が大きい因子を分析するため，
Fussell-Vesely （ Ｆ Ｖ ） 重 要 度 及 び Risk Achievement Worth（ Ｒ Ａ Ｗ )を 評 価 し た 。
○ＦＶ重要度対 象 と す る 事 象 の 発 生 確 率 を 0と し た 場 合 に リ ス ク が ど れだけ低下するかを示す指標
ＦＶ重要度

ＣＤＦ−ＣＤＦ（ＡＣＤＦ

Ｃ Ｄ Ｆ （ Ａ ＝ 0）0）

： 事 象 Ａ の 発 生 確 率 が 0の 場 合 の
全炉心損傷頻度

ＣＤＦ：全炉心損傷頻度○ＲＡＷ対象とする事象が必ず発生すると仮定した場合にリスクがどれだけ増加するかを示す指標

3.1.1-38

ＲＡＷ

ＣＤＦ（Ａ 1）ＣＤＦ

Ｃ Ｄ Ｆ （ Ａ ＝ 1）

： 事 象 Ａ の 発 生 確 率 が 1の 場 合 の
全炉心損傷頻度

重要度解析は，起因事象及び緩和系の基事象に対して実施した。
【起因事象】
起 因 事 象 の Ｆ Ｖ 重 要 度 の 評 価 結 果 を 第 3.1.1.8-4 表 に 示 す 。
起因事象のＦＶ重要度は，全炉心損傷頻度に対する寄与割合と同じであり，過渡事象の「非隔離事象」のＦＶ重要度が最も 高 く ， 約 4.2E-1と な る 。 次 い で ， 過 渡 事 象 の 「 原 子 炉 緊 急
停 止 系 誤 動 作 等 」 が 約 1.4E-1と な る 。
起 因 事 象 の Ｒ Ａ Ｗ の 評 価 結 果 を 第 3.1.1.8-5 表 に 示 す 。 起
因事象のＲＡＷは，起因事象発生頻度が低いもの，及び条件付き炉心損傷確率が高いものが高くなることから，起因事象
発 生 頻 度 が 低 く ， か つ 条 件 付 き 炉 心 損 傷 確 率 が 1で あ る 「 インターフェイスシステムＬＯＣＡ」のＲＡＷが最も高く，約1.6E+4と な る 。 次 い で ， サ ポ ー ト 系 喪 失 （ 直 流 電 源 故 障 ） の「直流電源故障（区分Ⅰ）」，「直流電源故障（区分Ⅱ）」が そ れ ぞ れ 約 1.6E+2， 約 1.6E+2と な る 。
起 因 事 象 に 対 す る Ｆ Ｖ 重 要 度 と Ｒ Ａ Ｗ の 相 関 を 第 3.1.1.83図 に 示 す 。 「 直 流 電 源 故 障 （ 区 分 Ⅰ ） 」 及 び 「 直 流 電 源 故障（区分Ⅱ）」の起因事象は，ＦＶ重要度とＲＡＷがともに高い結果となった。
【緩和設備の基事象】
3.1.1-39

緩 和 設 備 の 基 事 象 の Ｆ Ｖ 重 要 度 の 評 価 結 果 （ 上 位 10 位 ） を
第 3.1.1.8-6 表 に 示 す 。 緩 和 設 備 の 基 事 象 の Ｆ Ｖ 重 要 度 は ，「 Ｒ Ｈ Ｒ 系 操 作 失 敗 」 が 約 6.2E-1 と 最 も 高 く な っ た 。 そ の ほ
か，残留熱除去系及び残留熱除去系海水系に関する基事象と，非常用ＤＧに関する基事象のＦＶ重要度が高い結果となった。
これらはいずれも崩壊熱除去機能喪失に関する基事象である。
全 炉 心 損 傷 頻 度 に 対 す る 寄 与 割 合 が 99% 以 上 を 占 め る 事 故 シーケンスグループが崩壊熱除去機能喪失（ＴＷ／ＴＢＷ）であることから，崩壊熱除去機能に影響する基事象が高いＦＶ
重要度を示した。
緩 和 設 備 の 基 事 象 の Ｒ Ａ Ｗ の 評 価 結 果 （ 上 位 10 位 ） を 第
3.1.1.8-7 表 に 示 す 。 緩 和 設 備 の 基 事 象 の Ｒ Ａ Ｗ は Ｒ Ｈ Ｒ 及
びＲＨＲＳの共通要因故障に関する基事象が上位を占める結果となった。本評価では崩壊熱除去機能として期待している
系統はＲＨＲのみであることから，これらの基事象の発生確率 を 1と し た 場 合 に 崩 壊 熱 除 去 機 能 が 喪 失 し 炉 心 損 傷 に 至 る
ため，ＲＡＷが高くなっている。
緩和設備の基事象に対するＦＶ重要度とＲＡＷの相関を第3.1.1.8-4 図 に 示 す 。 「 Ｒ Ｈ Ｒ 系 操 作 失 敗 」 及 び 「 Ｒ Ｈ Ｒ Ｓ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障」の基事象は，ＦＶ重要度とＲＡＷがともに高い結果となった。
ｂ．不確実さ解析
全炉心損傷頻度及び事故シーケンスグループ別炉心損傷頻度の 5 ％ 下 限 値 ， 中 央 値 ， 平 均 値 ， 及 び 95 ％ 上 限 値 を 評 価 し た 。
評 価 結 果 を 第 3.1.1.8-8表 及 び 第 3.1.1.8-5図 に 示 す （ 添 付 資 料
3.1.1-40

3.1.1.8-3） 。
全 炉 心 損 傷 頻 度 の 平 均 値 は 約 6.4E-5／ 炉 年 と な り ， 点 推 定 値と概ね一致した。また，全炉心損傷頻度のエラーファクタは約3.8 と な っ た 。 こ れ は ， 各 パ ラ メ ー タ の 不 確 実 さ の 影 響 に よ り ，
95 ％ 上 限 値 と 5 ％ 下 限 値 の 間 に 約 14 倍 の 不 確 実 さ 幅 が あ る こ とを意味する。

ＥＦ

95％上限値
5％下限値

ｃ．感度解析
(a)

プラント固有データの反映
東海第二発電所のプラント固有の運転実績を考慮した起因
事象発生頻度及び機器故障率を①頻度論統計及び②ベイズ統計により算出し，全炉心損傷頻度を評価した（添付資料
3.1.1.8-4） 。
対 象 と す る 起 因 事 象 は ， 平 成 20 年 度 （ 平 成 21 年 3 月 ） 末 ま
でに東海第二発電所で発生経験のある「非隔離事象」，「水位低下事象」，「原子炉緊急停止系誤動作等」及び「計画外停 止 」 を 選 定 し た 。 一 般 パ ラ メ ー タ （ 平 成 20年 度 末 ま で の 国
内プラントの実績）を用いた起因事象発生頻度のベースケー
ス と の 比 較 を 第 3.1.1.8-9表 に 示 す 。
また，対象とする機器故障率は，内部事象出力運転時レベ
ル１ＰＲＡでモデル化している機器のうち，東海第二発電所
で故障実績があり重要度が比較的高い「電動弁（淡水）作動
失敗（開／閉失敗）」及び「逆止弁開失敗」を選定した。一般パラメータを用いた機器故障率のベースケースとの比較を
3.1.1-41

第 3.1.1.8-10表 に 示 す 。
東海第二発電所の運転実績を考慮した起因事象発生頻度及び 機 器 故 障 率 を 用 い た 全 炉 心 損 傷 頻 度 を 第 3.1.1.8-11表 及 び
第 3.1.1.8-6 図 に ， パ イ チ ャ ー ト を 第 3.1.1.8-7 図 に 示 す 。 全
炉 心 損 傷 頻 度 は ， 頻 度 論 統 計 の 場 合 は ベ ー ス ケ ー ス の 約 1.6
倍 で あ る 約 9.8E-5／ 炉 年 ， ベ イ ズ 統 計 の 場 合 は ベ ー ス ケ ー スの 約 1.3 倍 で あ る 約 7.7E-5 ／ 炉 年 と な り ， 共 に ベ ー ス ケ ー スの不確実さの幅の中に収まっていることを確認した。また，
全炉心損傷頻度への寄与割合が大きな事故シーケンスグルー
プは，ベースケースと同様，崩壊熱除去機能喪失となった。
以上より，東海第二発電所のプラント固有データを用いて評価した結果について，一般パラメータを用いて評価した場合と同様の傾向を示していることを確認した。
(b)

給復水系のモデル化
本ＰＲＡでは炉心冷却機能及び格納容器除熱機能として給復水系に期待していないが，起因事象の発生により原子炉が隔離されない事象のうち，継続して給復水系が使用可能である以下の起因事象を対象に，給復水系に期待した場合の炉心損傷頻度を評価した。
非隔離事象
水位低下事象
原子炉緊急停止系誤動作等
計画外停止
残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）
残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）
3.1.1-42

給復水系をモデル化したイベントツリーの例として非隔離事 象 の イ ベ ン ト ツ リ ー を 第 3.1.1.8-8 図 に 示 す 。 ま た ， 感 度
解 析 結 果 を 第 3.1.1.8-12 表 ， 第 3.1.1.8-9 図 及 び 第 3.1.1.810図 に 示 す 。 原 子 炉 が 隔 離 さ れ な い 起 因 事 象 に 対 し て ， 給 復
水 系 に 期 待 し た 場 合 の 全 炉 心 損 傷 頻 度 は 約 1.4E-5／ 炉 年 と な
り ， ベ ー ス ケ ー ス と 比 較 し て 約 0.23倍 と な っ た 。
事故シーケンスグループ別の炉心損傷頻度は，給復水系による高圧炉心冷却機能に期待することにより，ＴＱＵＶ及びＴＱＵＸの炉心損傷頻度が低下し，給復水系による格納容器
除熱機能に期待することにより，ＴＷの炉心損傷頻度が低下した。なお，全炉心損傷頻度に対する寄与割合については，「 崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 」 が 約 99.3％ を 占 め ， ベ ー ス ケ ー ス と同様に支配的となった。
(4)

まとめ
東海第二発電所の内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡを実施した 。 そ の 結 果 ， 全 炉 心 損 傷 頻 度 の 点 推 定 値 は 約 6.1E-5／ 炉 年 と なった。また，不確かさ解析の結果得られた全炉心損傷頻度の平均
値 は 約 6.4E-5／ 炉 年 ， エ ラ ー フ ァ ク タ は 約 3.8で あ っ た 。
また，炉心損傷に至る支配的な要因を確認する観点で重要度解析を，全炉心損傷頻度への潜在的な影響を確認する観点で，感度解析を実施した。
重 要 度 解 析 に お い て は ， Ｆ Ｖ 重 要 度 及 び Ｒ Ａ Ｗ の 2つ の 重 要 度
指標を用いて起因事象及び緩和設備の基事象の重要度を把握した。
その結果，起因事象では「直流電源故障（区分Ⅰ）」及び「直流電源故障（区分Ⅱ）」，緩和設備では残留熱除去系，残留熱除去
3.1.1-43

系海水系及び非常用ＤＧの重要度が高いことを確認した。なお，残留熱除去系の共通要因故障については，代替除熱手段である耐圧強化ベント系又は格納容器圧力逃がし装置により炉心損傷頻度の低減が可能である。また，残留熱除去系海水系の共通要因故障については，代替残留熱除去系海水系により炉心損傷頻度の低減が可能である。さらに，非常用ＤＧの故障については，常設代替
高圧電源装置により炉心損傷頻度の低減が可能である。
感度解析においては，東海第二発電所の運転実績を反映した起因事象発生頻度及び機器故障率データを用いて全炉心損傷頻度を評価した。その結果，全炉心損傷頻度はベースケースの不確実さの幅の中に収まっていることを確認し，一般パラメータを用いて評価した場合と同様の傾向を示していることを確認した。

3.1.1-44

第 3.1.1.1-1 表 レベル１ＰＲＡ実施のために収集した情報及びその主な情報源（1／2）
ＰＲＡの作業

収集すべき情報

主な情報源
1）原子炉設置変更許可申請書a）設計情報2）基本図面集（Ｐ＆ＩＤ）
3）展開接続図（ＣＷＤ）
1）設備別運転手順書
2）起動停止手順書
3）定期試験手順書
4）警報処置手順書
5）故障時運転手順書
6）巡視点検手順書
7）非常時運転手順書

1．プラントの構
成・特性の調査

ＰＲＡ実施に当たり必要とされる基本的な情報

8）非常時運転手順書Ⅱ
9）非常時運転手順書Ⅲb）運転・保守管理
情報10）原子炉施設保安規定
11）定期事業者検査要領書
12）アクシデントマネジメントガイド
13）アクシデントマネジメント故障機器復旧手順ガイドライン
14）定期試験実施取扱書
15）直定例業務・定期機器切替実施取扱書16）点検計画
17）保全計画
1）上記 1 の情報源
2）既往ＰＲＡ報告書
3）原子力施設運転管理年報

2．起因事象の選定

定量化に当たり必要とされる情報

過渡事象，外部電源喪失等に関する
事例

4）過渡事象に関する報告書
・EPRI NP-2230※15）ＬＯＣＡの発生頻度の評価に関する報告書
・NUREG/CR-5750※2
・NUREG-1829※3※1： EPRI NP-2230,「ATWS:A Reappraisal Part3:Frequency of Anticipated Transients」,1982※2： NUREG/CR-5750, 「 Rates of Initiating Events at U.S. Nuclear Power Plants:19871995」,1998※3： NUREG-1829, 「 Estimating Loss of Coolant Accident （ LOCA ） Frequencies Through the
Elicitation Process」,1999

3.1.1-45

第 3.1.1.1-1 表 レベル１ＰＲＡ実施のために収集した情報及びその主な情報源（2／2）
ＰＲＡの作業

収集すべき情報

3．成功基準の設定・安全系等のシス
テム使用条件・システムの現実的な性能

4．事故シーケンスの分析
5．システム信頼性解析

対象プラントに即した機器故障モード

6．人間性信頼性
解析

・運転員による緩
和操作等
・各種操作・作業等に係る体制

主な情報源
1）上記 1 の情報源
2）既往ＰＲＡ報告書
3）成功基準に係る報告書
1）上記 1 の情報源
2）下記 6，7 の情報源
1）上記 1 の情報源
2）人間信頼性解析に関する報告書
・NUREG/CR-1278※41）上記 1 の情報源定量化に当たり必要とされる情報2）国内機器故障率データ
・故障件数の不確実さを考慮した国内一般
機器故障率の推定※53) 保守作業による待機除外確率・NUREG/CR-2815※64）共通要因故障パラメータ

7．パラメータの作成

対象プラントに即したデータ

・NUREG/CR-1205 Rev.1※7
・NUREG/CR-1363 Rev.1※8
・NUREG/CR-4550※9・NUREG-1150※10・NUREG/CR-2771※11・SECY-83-293※12
・NUREG-0666※13

・NUREG/CR-5497※14※4： NUREG/CR-1278,「Handbook of Human Reliability Analysis with Emphasis on Nuclear Power
Plant Applications Final Report」,1983※5： 2009 年 5 月，有限責任中間法人 日本原子力技術協会※6： NUREG/CR-2815 Rev.1,「Probabilistic Safety Analysis Procedures Guide」,1985※7： NUREG/CR-1205 Rev.1, 「 Data Summaries of Licensee Event Reports of Pumps at U.S.
Commercial Nuclear Power Plants」,1982※8： NUREG/CR-1363 Rev.1, 「 Data Summaries of Licensee Event Reports of Valves at U.S.
Commercial Nuclear Power Plants, January 1976 to December 31, 1978」,1982※9： NUREG/CR-4550, 「Analysis of Core Damage Frequency」,1987※10： NUREG-1150, 「 Severe Accident Risks: An Assessment for Five U.S. Nuclear Power
Plants」,1990※11： NUREG/CR-2771, 「 Common Cause Fault Rates for Instrumentation and Control
Assemblies」,1983※12： SECY-83-293, 「 Amendments to 10 CFR 50 Related to Anticipated Transients Without
Scram (ATWS) Events」,1983※13： NUREG-0666, 「 A Probabilistic Safety Analysis of DC Power Supply Requirements for
Nuclear Power Plants」,1981※14： NUREG/CR-5497,「Common-Cause Failure Parameter Estimations」,1998

3.1.1-46

第 3.1.1.1-2 表
機能及び系統名

ＰＲＡで考慮する主な設備

※1

系統の説明

原子炉停止機能 ※2
スクラム系（原子炉緊急停止系，ス
クラム排出容器，制御棒
駆動水圧系）

原子炉水位低（レベル３）等の信号により異常を検知して，急速かつ自動的に制御棒を炉心に挿入し，原子炉を停止させる。
信号を発する原子炉緊急停止系，スクラム排出容器及び制御棒
駆動水圧系から構成される。

炉心冷却機能※3
高圧炉心スプレイ系（ＨＰＣＳ）

原子炉水位異常低下（レベル２）又はドライウェル圧力高の信号で自動起動し，電動駆動のポンプにより，高圧〜低圧状態の原子炉に注水する。

原子炉隔離時冷却系（ＲＣＩＣ）

原子炉水位異常低下（レベル２）の信号で自動起動し，蒸気タ
ービン駆動のポンプにより，原子炉に注水する。

自動減圧系（ＡＤＳ）

原子炉水位異常低下（レベル１）及びドライウェル圧力高の信号により，ＡＤＳ機能を有する逃がし安全弁（Ｓ／Ｒ弁）を自動開放して原子炉圧力を低下させる。

低圧炉心スプレイ系（ＬＰＣＳ）

原子炉水位異常低下（レベル１）又はドライウェル圧力高の信号で自動起動し，電動駆動のポンプにより，低圧状態の原子炉に注水する。

低圧注水系（ＬＰＣＩ）（残留熱除去系（ＲＨＲ））

低圧注水系はＲＨＲの機能の１つであり，原子炉水位異常低下（レベル１）又はドライウェル圧力高の信号で自動起動し，電動駆動のポンプにより，低圧状態の原子炉に注水する。

格納容器除熱機能

残留熱除去系（ＲＨＲ）（格納容器スプレイ冷却
モード／サプレッション・プール冷却モード）

格納容器スプレイ冷却モードはＲＨＲの機能の１つであり，サプレッション・プール水をＲＨＲの熱交換器で冷却し，ドライ
ウェル内及びサプレッション・チェンバ内にスプレイすること
で格納容器内の温度，圧力を低減させる。
サプレッション・プール冷却モードはＲＨＲの機能の１つであり，サプレッション・プール水をＲＨＲの熱交換器で冷却し，再びサプレッション・プールへ戻すことによりサプレッション・プールの温度を低減させる。

安全機能のサポート機能
残留熱除去系海水系（ＲＨＲＳ）
非常用ディーゼル発電機
海水系（ＤＧＳＷ）
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系（ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ）

直接海水を供給することで，各々の補機を冷却する。
ＲＨＲＳ：ＬＰＣＳ，ＲＨＲ 等
ＤＧＳＷ：ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ
ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ：ＨＰＣＳ，ＨＰＣＳ−ＤＧ

非常用ディーゼル発電機（ＤＧ）

外部電源の喪失等を受けて自動起動し，非常用機器に給電する。

ＲＣＩＣやＤＧの起動，Ｓ／Ｒ弁の電磁弁や遮断器の開閉等の非常用機器の制御に用いる。
※1：外部電源が喪失した場合の復旧及び故障した機器の復旧は考慮していない※2：全制御棒挿入失敗時のほう酸水注入系については，ＡＭ操作を伴うことから原子炉停止機
能として考慮していない※3：給復水系による注水機能及び除熱機能は考慮していない
直流電源（ＤＣ）

3.1.1-47

第 3.1.1.1-3 表

系統設備概要系統設備
制御棒及び制御棒駆動水圧系（スクラム系）概要
原子炉緊急停止系 1 out of 2 ×2 の論理回路
制御棒本数：185 本
スクラム排出容器：2 組

高圧炉心スプレイ系

電動ポンプ台数：1 台（ＨＰＣＳ）

ポンプ容量：約 1,440t／h

原子炉隔離時冷却系

タービン駆動ポンプ台数：1 台（ＲＣＩＣ）

ポンプ容量：約 142m３／h

自動減圧系（ＡＤＳ）

弁個数：7 個
弁容量：約 360t／h／個（7.76MPa・d において）

低圧炉心スプレイ系

電動ポンプ台数：1 台（ＬＰＣＳ）

ポンプ容量：約 1,440t／h
電動ポンプ台数：3 台，熱交換器台数：2 台
・低圧注水系（ＬＰＣＩ）：3 系統

残留熱除去系（ＲＨＲ）

・格納容器スプレイ冷却モード／
サプレッション・プール冷却モード：2 系統
ポンプ容量：約 1,690m３／h／台

残留熱除去系海水系

電動ポンプ台数：4 台（ＲＨＲＳ）

ポンプ容量：約 886m３／h／台
非常用ディーゼル発電機用：2 台

非常用ディーゼル発電機海水系（ＤＧＳＷ）

ポンプ容量：約 273m３／h／台
ＨＰＣＳディーゼル発電機用：1 台
ポンプ容量：約 233m３／h
非常用ディーゼル発電機台数：2 台

非常用ディーゼル発電機（ＤＧ）

定格容量：約 6,500kVA／台ＨＰＣＳディーゼル発電機台数：1 台
定格容量：約 3,500kVA
所内蓄電池：2 組

直流電源（ＤＣ）

容量：A−約 3,500Ah，B−約 2,500Ah
ＨＰＣＳ系用蓄電池：1 組
容量：約 900Ah

3.1.1-48

第 3.1.1.2-1 表
Peach Bottom（WASH−1400）
・ 過渡事象Peach Bottom(NUREG‐1150)

既往のＰＲＡを基に選定した起因事象
Grand Gulf
(NUREG‐1150)

過渡事象

・ PCS が使用可能でな ・ PCS が使用可能でない過 ・ MSIV 閉
い過渡事象
渡事象
・ 復水器真空喪失
・ PCS が使用可能な過 ・ PCS が使用可能な過渡事 ・ タービントリップ
渡事象
象・ その他の過渡変化
・ 給水喪失・ 給水喪失・ 逃がし安全弁誤開放 ・ 逃がし安全弁誤開放
手動停止／
サポート系
喪失

3.1.1-49

・ 外部電源喪失
・ 交流電源故障
・ 直流電源故障

ＬＯＣＡ

格納容
器バイ
パス

−

・ 大破断ＬＯＣＡ
・ 中破断ＬＯＣＡ
・ 小破断ＬＯＣＡ

・ インターフェイスシ ・ インターフェイスシス
ステムＬＯＣＡ
テムＬＯＣＡ・ 隔離事象・ 非隔離事象
・ 水位低下事象・ 原子炉緊急停止系誤動作等
・ 全給水喪失・ 逃がし安全弁誤開放

・ 逃がし安全弁誤開放−

・ 大破断ＬＯＣＡ
・ 中破断ＬＯＣＡ
・ 小破断ＬＯＣＡ
・ 極小ＬＯＣＡ※2

東海第二発電所の起因事象グループ・ 給水喪失・ 外部電源喪失
・ 外部電源喪失
・ 計装用圧縮空気系故障−

・ 原子炉圧力容器破損※1・ 大破断ＬＯＣＡ
・ 中破断ＬＯＣＡ
・ 小破断ＬＯＣＡ

国内ＢＷＲ５プラント（共通懇ＰＳＡレビュー
検討ＷＧ）

・ 大破断ＬＯＣＡ
・ 中破断ＬＯＣＡ
・ 小破断ＬＯＣＡ−

・ 外部電源喪失※3・ 計画外停止※4・ 残留熱除去系海水系故障※4・ 交流電源故障※4,5・ タービン・サポート系故障※5・ 直流電源故障※6・ 大破断ＬＯＣＡ
・ 中破断ＬＯＣＡ
・ 小破断ＬＯＣＡ
・ インターフェイスシステム
ＬＯＣＡ※1：原子炉圧力容器破損は，「3.1.1.2(1)ｃ．評価対象外とした起因事象」に述べる理由により評価対象から除外した。
※2：極小ＬＯＣＡは，重大な原子炉への外乱に発展する可能性は小さ いため「通常停止」に含まれる。なお，「通常停止」については「3.1.1.2(1)ｃ．評価対象外とした起因事象」に述べる理由により評価対象から除外した。
※3：非常用電源の確保が必要になる等，他の事象とはプラント応答が異なるため，単独の起因事象区分とした。
※4〜※6：同じイベントツリーで取り扱える範囲のグループを同じ区分とした。（※4：手動停止／サポート系喪失（手動停止），※5：サポート系喪失（自動停止），※6：サポート系喪失（直流電源故障））

第 3.1.1.2-2 表

申請書添付書類十及び EPRI NP-2230 の起因事象との比較結果

東海第二発電所
申請書添付書類十による過渡・事故事象
原子炉起動時における制御棒の異常な引き抜き
出力運転中の制御棒の異常な引き抜き
原子炉冷却材流量の部分喪失
原子炉冷却材系の停止ル−プの誤起動

外部電源喪失給水加熱喪失原子炉冷却材流量制御系の誤動作

負荷の喪失

主蒸気隔離弁の誤閉止

過給水制御系の故障
渡事
原子炉圧力制御系の故障
象
給水流量の全喪失−

原子炉冷却材喪失
原子炉冷却材流量の喪失
原子炉冷却材ポンプの軸固着
放射性気体廃棄物処理施設の破損
事
主蒸気管破断故
燃料集合体の落下
制御棒落下
原子炉冷却材喪失（ＰＣＶ解析）
可燃性ガスの発生

ＥＰＲＩ ＮＰ−２２３０による過渡事象

起因事象グループ

起動時における制御棒引き抜き
原子炉緊急停止系誤動作等
出力運転中の制御棒引き抜き
再循環ポンプ１台トリップ
起因事象対象外再循環流量制御系の誤動作（再循環流量減少）
再循環停止ル−プ誤起動
起因事象対象外
外部電源喪失外部電源喪失補助電源喪失復水器真空度喪失
隔離事象
給水加熱喪失非隔離事象
再循環流量制御系の誤動作（再循環流量増加）
発電機負荷遮断タ−ビントリップ
非隔離事象
圧力制御装置の故障（蒸気流量減少）
バイパス弁または主蒸気加減弁の誤閉鎖
発電機負荷遮断バイパス弁不作動
隔離事象
タ−ビントリップバイパス弁不作動
主蒸気隔離弁の閉鎖
隔離事象
主蒸気隔離弁の部分閉鎖
主蒸気隔離弁の１弁閉鎖
非隔離事象
給水制御系の故障（流量増加，出力運転時）
非隔離事象
給水制御系の故障（流量増加，起動・停止時）
圧力制御装置の故障（蒸気流量増加）
隔離事象
タ−ビンバイパス弁誤開放
全給水流量喪失
全給水喪失
給水または復水ポンプ１台トリップ
水位低下事象給水制御系の故障（流量減少，出力運転時）
給水制御系の故障（流量減少，起動・停止時）
ＨＰＣＩ／ＨＰＣＳの誤起動
非隔離事象
逃がし安全弁誤開放／開固着
逃がし安全弁誤開放
原子炉保護系故障によるスクラム
原子炉緊急停止系誤動作等
プラント異常によるスクラム
原子炉保護系計装の故障によるスクラム−
原子炉冷却材喪失
全再循環ポンプトリップ
非隔離事象
再循環ポンプ軸固着−
起因事象対象外−隔離事象−
起因事象対象外起因事象対象外−−原子炉冷却材喪失−

3.1.1-50

第 3.1.1.2-3 表

東海第二発電所における過去のトラブル事例一覧（1／2）

事象発生日

トラブル件名再循環ポンプ（A）のフレーム振動上昇と，モータ下部軸受温度上昇の1979/1/26

起因事象
通常停止※

ため再循環ポンプ（A）が停止。調査のため，原子炉手動停止。
再循環ポンプ（B）の軸受油冷却用配管からの水漏れのため再循環ポン
1979/2/2

通常停止※

プ（B）が停止。調査のため，原子炉手動停止。
蒸気管の予備計装配管弁のフランジ部分からの蒸気漏れを発見。調査の1979/7/22

通常停止※

ため，原子炉手動停止。
タービン軸受磨耗検出装置の定期試験中，試験用回路のリレーの不具合
1980/4/3

非隔離事象
により原子炉自動停止。
給水流量の変動により給水制御系に誤信号が発生したため，原子炉自動1980/9/6

水位低下事象停止。
タービンスピード検出回路の周波数・電圧変換器の不調のため，原子炉

1981/3/25

非隔離事象
自動停止。
タービン主塞止弁作動試験を行っていたが，同弁リミットスイッチの動

1981/7/22

非隔離事象
作不良による誤信号で主蒸気加減弁が急閉したため，原子炉自動停止。
給水管に取り付けられている試験用計装配管の溶接部からの水漏れを発

1981/8/10

通常停止※見。調査のため，原子炉手動停止。
原子炉ウェル水位計校正作業時，不手際により，原子炉水位検出系に変原子炉緊急停動を与えたため，原子炉自動停止。

止系誤動作等

中間領域核計装の応答不調のため原子炉手動停止。

通常停止※

1981/9/12

1981/12/13

タービン組合せ中間弁開閉試験時，制御油圧系の油圧低下により主蒸気
1981/12/20

非隔離事象
加減弁が急速閉したため，原子炉自動停止。

1983/1/30

格納容器内ドレン量の増加に伴う原子炉手動停止。

通常停止※

落雷により給水制御系の電源系統に異常が発生したため，原子炉水位高1983/2/18

非隔離事象
によりタービンが停止し，原子炉自動停止。
巡視点検により低圧給水加熱器（2A）への抽気管のドレン系配管フラン

1983/12/26

通常停止※

ジ部からの漏えいを発見。補修のため原子炉手動停止。
給水制御系の装置端子部の接触不良のため給水流量が減少し，「原子炉水位低下事象

1984/10/4
水位低」により原子炉自動停止。
1985/7/30

格納容器内床ドレン量の増加に伴う原子炉手動停止。

※：本評価では対象外とした。

3.1.1-51

通常停止※

第 3.1.1.2-3 表

東海第二発電所における過去のトラブル事例一覧（2／2）

事象発生日

トラブル件名起因事象

1990/11/29

床ドレンサンプピットへの流入量の増加に伴う原子炉手動停止。

通常停止※

1993/4/3

格納容器冷却器ドレン量の増加に伴う原子炉手動停止。

通常停止※「タービン制御油タンクレベル高／低」警報が発報し，点検の結果ター
1996/8/10

ビン中間塞止弁付近からタービン制御油の漏えいが認められたため，原

計画外停止

子炉手動停止。
1997/7/12

軽油貯蔵タンク修理に伴う原子炉手動停止。

通常停止※

2000/8/8

送電線への落雷に伴う東海原子力線トリップによる原子炉自動停止。

非隔離事象

2000/12/26

再循環ポンプ（Ａ）のメカニカルシール点検に伴う原子炉手動停止。

通常停止※

2002/3/31

275ｋV 系母線トリップに伴う原子炉自動停止。

非隔離事象

2002/4/3

原子炉給水系(B）点検のため，原子炉手動停止。

通常停止※

原子炉冷却材再循環流量制御弁開度検出器取替のため，原子炉手動停
2003/3/15

通常停止※

止。
2007/3/25

タービン駆動原子炉給水ポンプ（Ａ）の修理のため，原子炉手動停止。

※：本評価では対象外とした。

3.1.1-52

通常停止※

第 3.1.1.2-4 表

起因事象の発生頻度

発生頻度
[／炉年]

ＥＦ

非隔離事象

1.7E-01

3.0

隔離事象

2.7E-02

3.0

全給水喪失

1.0E-023.0

水位低下事象2.7E-023.0

原子炉緊急停止系誤動作等

5.5E-02

3.0

逃がし安全弁誤開放

1.0E-03

3.0

・発生経験はないため，発生件数 0.5 件として，総運転
炉年※1 より算出

外部電源喪失4.2E-03

3.0

・国内ＢＷＲ実績データ（平成 21 年 3 月末時点）
・発生件数に対して，暦年※2 より算出

計画外停止

4.3E-02

3.0

・国内ＢＷＲ実績データ （平成 21 年 3 月末時点）
・発生件数に対して，総運転炉年※1 より算出

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）7.2E-043.0

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）7.2E-043.0

交流電源故障（区分Ⅰ)1.5E-04

3.0

サポート系喪失(自動停止)

交流電源故障（区分Ⅱ)

1.5E-04

3.0

タービン・サポート系故障

7.2E-04

3.0

サポート系喪失(直流電源故障)

直流電源故障（区分Ⅰ）2.8E-043.0

直流電源故障（区分Ⅱ）2.8E-04

3.0

大破断ＬＯＣＡ

2.0E-05

20.0

中破断ＬＯＣＡ

2.0E-0420.0

小破断ＬＯＣＡ

3.0E-04

10.0

インターフェイスシステム ＬＯＣＡ

4.8E-10

19.6

起因事象

過渡事象

外部電源喪失3.1.1-53

手動停止／
サポート系喪失(手動停止)

ＬＯＣＡ

格納容器バイパス
※1
※2
※3
※4

国内ＢＷＲ全 32 基の総運転炉年：約 488.1 炉年
国内ＢＷＲ全 32 基の営業運転開始からの総年数（暦年）：約 706.1 炉年
配管の貫通クラックの発生経験から破断に至る確率を評価した文献
設計基準ＬＯＣＡ見直しのため，ＮＲＣがＬＯＣＡ発生頻度を評価した文献

評価方法
・国内ＢＷＲ実績データ （平成 21 年 3 月末時点）※1
・発生件数に対して，総運転炉年 より算出

・発生経験はないため，発生件数 0.5 件として，総運転
炉年※1 より算出(発生頻度は系統あるいは母線当たり)

・発生経験はないため，ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５７５０※3
及びＮＵＲＥＧ−１８２９※4 のデータに基づき算出・システム信頼性解析により，隔離弁等の故障により低圧設計箇所が破損する頻度として算出

第 3.1.1.3-1 表
※

起因事象
・過渡事象
・外部電源喪失・サポート系喪失(自動停止)
・サポート系喪失(直流電源故障)

・手動停止／サポート
系喪失(手動停止)

3.1.1-54
・ＬＯＣＡ

原子炉停止機能

成功基準の一覧
炉心冷却機能格納容器除熱機能

Ｓ／Ｒ弁
正常作動時

・原子炉緊急停止系＋スクラム排出容器＋制御棒駆動水圧系

・ＨＰＣＳ
・ＲＣＩＣ
・手動減圧＋ＬＰＣＳ
・手動減圧＋1／3ＬＰＣＩ

・1／2ＲＨＲ

Ｓ／Ｒ弁（1 弁）
開固着時

・原子炉緊急停止系＋スクラム排出容器＋制御棒駆動水圧系

・ＨＰＣＳ
・ＬＰＣＳ
・1／3ＬＰＣＩ

・1／2ＲＨＲ

・1／2ＲＨＲ

Ｓ／Ｒ弁
正常作動時

−

・ＨＰＣＳ
・ＲＣＩＣ
・手動減圧＋ＬＰＣＳ
・手動減圧＋1／3ＬＰＣＩＳ／Ｒ弁（1 弁）
開固着時

−

・ＨＰＣＳ
・ＬＰＣＳ
・1／3ＬＰＣＩ

・1／2ＲＨＲ

大破断ＬＯＣＡ

・原子炉緊急停止系＋スクラム排出容器＋制御棒駆動水圧系

・ＨＰＣＳ
・ＬＰＣＳ
・1／3ＬＰＣＩ

・1／2ＲＨＲ

中破断ＬＯＣＡ

・原子炉緊急停止系＋スクラム排出容器＋制御棒駆動水圧系

・ＨＰＣＳ
・ＡＤＳ＋ＬＰＣＳ
・ＡＤＳ＋1／3ＬＰＣＩ

・1／2ＲＨＲ

・ＨＰＣＳ
・ＲＣＩＣ
小破断ＬＯＣＡ
・1／2ＲＨＲ
・ＡＤＳ＋ＬＰＣＳ
・ＡＤＳ＋1／3ＬＰＣＩ※ インターフェイスシステムＬＯＣＡは，設計基準事故対処設備のみでは炉心損傷を防止できないため，直接炉心損傷に至る事象として整理し，成功基準は設定しない。
・原子炉緊急停止系＋スクラム排出容器＋制御棒駆動水圧系

第 3.1.1.3-2 表低圧炉心冷却時のＳ／Ｒ弁の必要弁数
過渡事象

系統名

Ｓ／Ｒ弁

Ｓ／Ｒ弁

正常動作時

誤開放時

1弁

−

中破断

小破断

ＬＯＣＡ

ＬＯＣＡ

1弁

1弁

ＬＰＣＳ
又は
1／3ＬＰＣＩ

第 3.1.1.3-3 表

ＲＨＲＳ（Ａ系，Ｂ系）の成功基準

機器名

ＲＨＲＳの成功基準

ＲＨＲＳ ポンプ

1／2

ＲＨＲＳ 熱交換器

1／1

第 3.1.1.3-4 表

空調機の成功基準

系統名

空調機の成功基準

ＨＰＣＳ

2／2

ＬＰＣＳ

1／1

ＲＨＲ−Ａ

1／1

ＲＨＲ−Ｂ

1／1

ＲＨＲ−Ｃ

1／1

ＤＧ−２Ｃ

2／2

ＤＧ−２Ｄ

2／2

ＨＰＣＳ−ＤＧ

2／2

3.1.1-55

第 3.1.1.3-5 表

ＭＡＡＰによる事故進展解析結果

事故シーケンス 高圧・低圧注水機能 高圧注水・減圧機能 全交流動力電源喪失 原子炉停止機能喪失 崩壊熱除去機能喪失 ＬＯＣＡ時注水機能
事象進展喪失（ＴＱＵＶ）

喪失（ＴＱＵＸ）（長期ＴＢ）（ＴＣ）（ＴＷ）

喪失（ＡＥ）

0.6h

0.6h

9.5h

1.4h

23.6h

0.01h

0.7h

0.9h

10.1h

1.6h

24.5h

0.1h

0.9h

1.1h

10.4h

1.8h

24.8h

0.2h

1.2h

1.3h

10.8h

2.1h

25.2h

0.5h

炉心支持板破損

2.6h

2.7h

13.9h

3.9h

31.5h

1.6h

圧力容器破損

5.4h

3.3h

14.4h

4.5h

32.3h

4.0h

8.4h

−※１

−※１

−※１

−※１

7.6h

7.7h

3.3h

13.9h

1.0h※２15.9h※２1.6h

炉心露出
燃料被覆管破損（1,000Ｋ）
炉心損傷（1,500Ｋ）

3.1.1-56

炉心溶融（2,500Ｋ）

ペデスタル（ドライウェル部）床貫通
格納容器最高使用圧力
到達時刻
格納容器破損

15.9h

3.3h

14.4h

1.4h

21.4h

1.6h

(過圧破損)(過温破損)(過温破損)(過圧破損)（過圧破損）(過温破損)※1：24 時間以内にペデスタル（ドライウェル部）床貫通せず※2：格納容器先行破損

第 3.1.1.4-1 表

炉心損傷状態の分類

事故シーケンスグループ

事故シーケンスの特徴

高圧・低圧注水機能喪失

ＴＱＵＶ

事象発生後，高圧系及び低圧系による炉心冷却に失敗

高圧注水・減圧機能喪失

ＴＱＵＸ

事象発生後，高圧系による炉心冷却に失敗し，かつ原子炉の減圧に失敗

ＴＢ

全交流動力電源喪失
ＴＢＵ

ＤＧ2 台機能喪失，ＨＰＣＳ機能喪失及びＲＣＩＣ機能喪失

ＴＢＰ

ＤＧ2 台機能喪失，ＨＰＣＳ機能喪失及びＳ／Ｒ弁再閉失敗によるＲＣＩＣ機能喪失

ＴＢＤ

直流電源の故障によるＤＧ2 台の起動失敗，ＨＰＣＳ機能喪失及びＲＣＩＣ機能喪失

長期ＴＢ

非常用ディーゼル発電機 2 台機能喪失，ＨＰＣＳ機能喪失及び蓄電池枯渇に伴うＲＣＩ
Ｃ機能喪失

ＴＣ

事象発生後，原子炉停止（未臨界確保）に失敗

ＴＷ

事象発生後，原子炉格納容器からの崩壊熱除去に失敗

ＴＢＷ

全交流動力電源喪失，ＨＰＣＳによる炉心冷却は継続しているが，格納容器からの崩壊
熱除去に失敗全交流動力電源喪失

3.1.1-57

原子炉停止機能喪失

崩壊熱除去機能喪失

ＬＯＣＡ

原子炉冷却材喪失の場合において原子炉への注水に失敗
ＡＥ

大破断ＬＯＣＡ後の炉心冷却失敗

Ｓ１Ｅ

中破断ＬＯＣＡ後の炉心冷却失敗

Ｓ２Ｅ

小破断ＬＯＣＡ後の炉心冷却失敗

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

ＩＳＬＯＣＡ

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

第 3.1.1.5-1 表

フロントライン系とサポート系の依存性
フロントライン系（従属故障の可能性のある系統）

原子炉
停止

高圧炉心
冷却

原子炉減圧

格納容器除熱

A

LPCI
B

C

A

B

◎

◎

−

−

◎

−

−

−

−

◎

◎

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

◎

○

○

◎

◎

−

−

◎

−

−

−

○

○

−

−

◎

◎

−

◎

︵

区分Ⅲ

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

故
サ障
ポ系
統
ト・
系機
器

RHRS-A

−

−

−

−

−

◎

◎

−

−

◎

−

RHRS-B

−

−

−

−

−

−

−

◎

◎

−

◎

HPCS-DGSW

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

HPCSポンプ室

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

LPCSポンプ室

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

LPCI-A（RHR-A）ポンプ室

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

◎

−

LPCI-B（RHR-B）ポンプ室

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

◎

LPCI-Cポンプ室

−

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

DG-2C室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

DG-2D室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

HPCS-DG室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

交流電源

直流電源

ー

3.1.1-58

非常用補機
冷却系

スクラム
系

HPCS

RCIC

区分Ⅰ

−

−

区分Ⅱ

−

区分Ⅲ

ADS

低圧炉心冷却

自動

手動

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

区分Ⅰ

−

−

区分Ⅱ

−

LPCS

RHR

︶
空調機

◎： 系統の機能維持に必須であり，故障により系統の機能喪失となる。
○： 起因事象により必要になるケースがあり，事象によっては系統機能喪失となる。

第 3.1.1.5-2 表

サポート系同士の依存性
従属故障の可能性のある系統

残留熱除去系
海水系

交流電源関連設備

交流電源

RHRS

DG
区分Ⅰ

A
残 留 熱 除 去 系 RHRS-A
海水系

交流電源

交流電源
関連設備

3.1.1-59

故
障
系
統
・
機
器

直流電源

区分Ⅱ

2C

2D

空調機

DGSW

区分Ⅲ

B
−

直流電源

HPCS

A

B

区分Ⅰ

区分Ⅱ

区分Ⅲ

HPCS

LPCI-A LPCI-B
LPCI-C
HPCS
LPCS(RHR-A) (RHR-B)
ポンプ室 ポンプ室
ポンプ室
ポンプ室 ポンプ室

DG-2C
室

DG-2D
室

HPCS-DG
室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

◎

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

◎

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

△

−

−

−

◎

◎

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

△

−

−

−

−

◎

◎

−

◎

−

RHRS-B

−

区分Ⅰ

◎

−

区分Ⅱ

−

◎

−

区分Ⅲ

−

−

−

−

DG-2C

○

−

○

−

−

DG-2D

−

○

−

○

−

−

HPCS-DG

−

−

−

−

○

−

−

DGSW-A

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

△

◎

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

DGSW-B

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

HPCS- DGSW

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

区分Ⅰ

◎

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

区分Ⅱ

−

◎

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

区分Ⅲ

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

HPCSポンプ室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

LPCSポンプ室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

LPCI-A（RHR-A）ポンプ室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

LPCI-B（RHR-B）ポンプ室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

LPCI-Cポンプ室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

DG-2C室

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

空調機

DG-2D室

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

HPCS-DG室

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

◎： 系統の機能に必須であり，故障により系統の機能喪失となる。
○： 起因事象により必要になるケースがあり，事象によっては系統機能喪失となる。
△： 故障により，冗長性のある機器等が一部不動作となるため，系統のモデルで考慮する。

−−

第 3.1.1.5-3 表機器タイプ及び故障モード一覧（1／3）

機器タイプ

故障モード
起動失敗

電動ポンプ（淡水）運転継続失敗制御部故障
起動失敗
運転継続失敗電動ポンプ（海水）

制御部故障
起動失敗

タービン動ポンプ

運転継続失敗起動失敗

ディーゼル発電機

運転継続失敗起動失敗
運転継続失敗

ファン

制御部故障
作動失敗
開失敗
閉失敗
誤開

電動弁（淡水）

誤閉
閉塞
内部リーク
制御部故障
開失敗
閉塞

電動弁（海水）

制御部故障
誤閉

空気作動弁

閉塞
開失敗
閉失敗

逆止弁

内部リーク
手動弁

閉塞

安全弁

誤開

3.1.1-60

第 3.1.1.5-3 表機器タイプ及び故障モード一覧（2／3）

機器タイプ

故障モード

真空逃がし弁

作動失敗

Ｓ／Ｒ弁

開失敗

配管（３インチ未満）

閉塞

熱交換器

故障

冷却器

閉塞

オリフィス

閉塞

ストレーナ（淡水／オイル）

閉塞等

ストレーナ（海水）閉塞等

フィルタ（淡水）

閉塞等
開失敗

ダンパ

閉塞
制御部故障
破損

タンク

閉塞
作動失敗

リレー

誤動作
作動失敗

遅延リレー

誤動作
開失敗

遮断器

閉失敗
誤開
作動失敗

リミットスイッチ

誤動作
開失敗
閉失敗

スイッチ

誤開
誤閉

水位スイッチ

作動失敗
作動失敗

圧力スイッチ

誤動作

温度スイッチ

誤動作

3.1.1-61

第 3.1.1.5-3 表機器タイプ及び故障モード一覧（3／3）

機器タイプ

故障モード

充電器

故障

蓄電池

給電失敗

動力用変圧器故障

制御用変圧器母線

故障
作動失敗

トリップユニット

誤動作

警報設定器

不動作
作動失敗

流量トランスミッタ

誤高出力
誤低出力
作動失敗

水位トランスミッタ

誤高出力
誤低出力
作動失敗

圧力トランスミッタ

誤高出力
誤低出力
作動失敗

速度検出器

誤高出力
誤低出力

温度検出器

誤高出力
作動失敗

中性子束検出器

誤低出力

制御器

故障

端子

短絡／地絡

電線

短絡／地絡

ヒューズ

故障

3.1.1-62

第 3.1.1.5-4 表

代表的なフォールトツリーの評価結果
非信頼度
（平均値）

システム（系統）[／要求時]
過渡事象

ＬＯＣＡ

ＨＰＣＳ

2.5E-033.0E-03

ＲＣＩＣ

3.3E-03

6.6E-03

ＡＤＳ（手動減圧）

3.5E-03

2.9E-06

ＬＰＣＳ

2.0E-03

1.9E-03

ＬＰＣＩ−Ａ

2.2E-03

2.1E-03

ＬＰＣＩ−Ｂ

2.2E-03

2.1E-03

ＬＰＣＩ−Ｃ

2.1E-032.0E-03

ＲＨＲ−Ａ

2.3E-03

2.3E-03

ＲＨＲ−Ｂ

2.2E-03

2.2E-03

スクラム系

1.2E-07

1.2E-073.1.1-63

第 3.1.1.5-5(a)表 スクラム系フォールトツリーの主要なミニマルカットセット
主要なミニマルカットセット

割合

1

スクラムコンタクタ−Ａ／Ｃ作動失敗共通要因故障

25％

1

スクラムコンタクタ−Ｂ／Ｄ作動失敗共通要因故障

25％

1

スクラムコンタクタ−Ｅ／Ｇ作動失敗共通要因故障

25％

1

スクラムコンタクタ−Ｆ／Ｈ作動失敗共通要因故障

25％

第 3.1.1.5-5(b)表 ＨＰＣＳフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
主要なミニマルカットセット

割合

1

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンスによる待機除外

10.8％

2

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ海水ストレーナ閉塞

5.2％

3

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷポンプ起動失敗

4.1％

4

ＨＰＣＳメンテナンスによる待機除外

3.9％

5

ＨＰＣＳポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

3.3％

5

ＨＰＣＳポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

3.3％

5

ＨＰＣＳポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

3.3％

5

ＨＰＣＳポンプ室空調１冷却器入口弁開け忘れ

3.3％

5

ＨＰＣＳポンプ室空調１冷却器出口弁開け忘れ

3.3％

5

ＨＰＣＳポンプ室空調 2 冷却器入口弁開け忘れ

3.3％

5

ＨＰＣＳポンプ室空調 2 冷却器出口弁開け忘れ

3.3％

5

ＨＰＣＳポンプ／ポンプ室空調冷却器元弁開け忘れ

3.3％

5

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷポンプ出口弁開け忘れ

3.3％

5

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ放出ライン隔離弁開け忘れ

3.3％

5

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ放出ライン排水弁(放水口Ｂ)開け忘れ

3.3％

5

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ放出ライン排水弁(放水口Ｃ)開け忘れ

3.3％

5

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷエンジンエアクーラ入口弁 1 開け忘れ

3.3％

5

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷエンジンエアクーラ入口弁 2 開け忘れ

3.3％

5

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ系統出口隔離弁開け忘れ

3.3％

20

ＨＰＣＳポンプ起動失敗

1.9％

20

ＨＰＣＳポンプ室空調 1 ファン起動失敗

1.9％

20

ＨＰＣＳポンプ室空調 2 ファン起動失敗

1.9％

3.1.1-64

第 3.1.1.5-5(c)表 ＲＣＩＣフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
主要なミニマルカットセット

割合1

ＲＣＩＣポンプ起動失敗

43.5％

2

ＲＣＩＣメンテナンスによる待機除外

28.0％

3

ＲＣＩＣ流量制御器故障

4.7％

4

ＲＣＩＣポンプ入口弁開け忘れ

2.4％

4

ＲＣＩＣバキュームタンク復水ポンプ出口弁開け忘れ

2.4％

6

ＲＣＩＣポンプ運転継続失敗

2.0％

7

ＲＣＩＣバキュームポンプ起動失敗

1.4％

7

ＲＣＩＣ復水ポンプ起動失敗

1.4％

9

ＲＣＩＣ原子炉注入弁閉塞

1.3％

第 3.1.1.5-5(d)表 ＡＤＳ（手動減圧）フォールトツリーの主要なミニマルカットセット
主要なミニマルカットセット

割合

1

原子炉手動減圧操作失敗

71.4％

2

注水不能認知失敗

28.6％

3.1.1-65

第 3.1.1.5-5(e)表 ＬＰＣＳフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
主要なミニマルカットセット

割合

1

ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

18.7％

2

ＲＨＲＳ−Ａ海水ストレーナ閉塞

6.4％

3

ＬＰＣＳポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

4.1％

3

ＬＰＣＳポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

4.1％

3

ＬＰＣＳポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

4.1％

3

ＬＰＣＳミニフロー元弁開け忘れ

4.1％

3

ＲＨＲＳ−Ａ熱交換器入口弁開け忘れ

4.1％

3

ＲＨＲＳ−Ａ熱交換器出口弁開け忘れ

4.1％

3

ＲＨＲＳ−Ａ放出ライン隔離弁開け忘れ

4.1％

3

ＲＨＲＳ−Ａ放出ライン排水弁(放水口Ｂ)開け忘れ

4.1％

3

ＬＰＣＳポンプ室空調冷却器入口弁開け忘れ

4.1％

3

ＬＰＣＳポンプ室空調冷却器出口弁開け忘れ

4.1％

13

ＬＰＣＳ・ＬＰＣＩ−Ａ共通起動信号故障＋低圧系起動操作失敗

3.4％

14

ＬＰＣＳメンテナンスによる待機除外

3.0％

15

ＬＰＣＳポンプ起動失敗

2.3％

15

ＬＰＣＳポンプ室空調ファン起動失敗

2.3％

17

ＬＰＣＳ原子炉注入弁閉塞

2.1％

18

ＬＰＣＳ保修用隔離弁閉塞

1.8％

19

ＲＨＲＳ−Ａ流量制御弁開失敗

1.4％

19

ＲＨＲＳ−Ａ流量制御弁閉塞1.4％

3.1.1-66

第 3.1.1.5-5(f)表 ＬＰＣＩ−Ａフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
主要なミニマルカットセット

割合

1

ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

17.2％

2

ＲＨＲＳ−Ａ海水ストレーナ閉塞

5.9％

3

ＲＨＲ−Ａメンテナンスによる待機除外

5.4％

4

ＲＨＲ−Ａポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

3.8％

4

ＲＨＲ−Ａポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

3.8％

4

ＲＨＲ−Ａポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

3.8％

4

ＲＨＲ−Ａポンプ出口手動弁開け忘れ

3.8％

4

ＲＨＲ−Ａミニフローライン手動弁開け忘れ

3.8％

4

ＲＨＲ−Ａポンプ室空調冷却器入口弁開け忘れ

3.8％

4

ＲＨＲ−Ａポンプ室空調冷却器出口弁開け忘れ

3.8％

4

ＲＨＲＳ−Ａ熱交換器Ａ入口弁開け忘れ

3.8％

4

ＲＨＲＳ−Ａ熱交換器Ａ出口弁開け忘れ

3.8％

4

ＲＨＲＳ−Ａ放出ライン隔離弁開け忘れ

3.8％

4

ＲＨＲＳ−Ａ放出ライン排水弁(放水口Ｂ)開け忘れ

3.8％

15

ＬＰＣＳ・ＬＰＣＩ−Ａ共通起動信号故障＋低圧系起動操作失敗

3.1％

16

ＲＨＲ−Ａポンプ起動失敗

2.1％

16

ＲＨＲ−Ａポンプ室空調ファン起動失敗

2.1％

18

ＲＨＲ−Ａインジェクション弁閉塞

1.9％

19

ＲＨＲ−Ａインジェクションライン手動弁閉塞

1.7％

20

ＲＨＲＳ−Ａ流量制御弁開失敗

1.3％

20

ＲＨＲＳ−Ａ流量制御弁閉塞

1.3％

3.1.1-67

第 3.1.1.5-5(g)表 ＬＰＣＩ−Ｂフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
主要なミニマルカットセット

割合

1

ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

17.3％

2

ＲＨＲＳ−Ｂ海水ストレーナ閉塞

5.9％

3

ＲＨＲ−Ｂメンテナンスによる待機除外

5.5％

4

ＲＨＲ−Ｂポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

3.8％

4

ＲＨＲ−Ｂポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

3.8％

4

ＲＨＲ−Ｂポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

3.8％

4

ＲＨＲ−Ｂポンプ出口手動弁開け忘れ

3.8％

4

ＲＨＲ−Ｂミニフローライン手動弁開け忘れ

3.8％

4

ＲＨＲ−Ｂポンプ室空調冷却器入口弁開け忘れ

3.8％

4

ＲＨＲ−Ｂポンプ室空調冷却器出口弁開け忘れ

3.8％

4

ＲＨＲＳ−Ｂ熱交換器入口弁開け忘れ

3.8％

4

ＲＨＲＳ−Ｂ熱交換器出口弁開け忘れ

3.8％

4

ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン隔離弁開け忘れ

3.8％

4

ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン排水弁(放水口Ｂ)開け忘れ

3.8％

15

ＬＰＣＩ−Ｂ・ＬＰＣＩ−Ｃ共通起動信号故障＋低圧系起動操作失敗

3.1％

16

ＲＨＲ−Ｂポンプ起動失敗

2.1％

16

ＲＨＲ−Ｂポンプ室空調ファン起動失敗

2.1％

18

ＲＨＲ−Ｂインジェクション弁閉塞

1.9％

19

ＲＨＲ−Ｂインジェクションライン手動弁閉塞

1.7％

20

ＲＨＲＳ−Ｂ流量制御弁開失敗

1.3％

20

ＲＨＲＳ−Ｂ流量制御弁閉塞

1.3％

3.1.1-68

第 3.1.1.5-5(h)表 ＬＰＣＩ−Ｃフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
主要なミニマルカットセット

割合

1

ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

17.8％

2

ＲＨＲＳ−Ｂ海水ストレーナ閉塞

6.1％

3

ＲＨＲ−Ｃポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

3.9％

3

ＲＨＲ−Ｃポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

3.9％

3

ＲＨＲ−Ｃポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

3.9％

3

ＲＨＲ−Ｃポンプ出口手動弁開け忘れ

3.9％

3

ＲＨＲ−Ｃミニフローライン手動弁開け忘れ

3.9％

3

ＲＨＲ−Ｃポンプ室空調冷却器入口弁開け忘れ

3.9％

3

ＲＨＲ−Ｃポンプ室空調冷却器出口開け忘れ

3.9％

3

ＲＨＲＳ−Ｂ熱交換器入口弁開け忘れ

3.9％

3

ＲＨＲＳ−Ｂ熱交換器出口弁開け忘れ

3.9％

3

ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン隔離弁開け忘れ

3.9％

3

ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン排水弁(放水口Ｂ)開け忘れ

3.9％

14

ＬＰＣＩ−Ｂ・ＬＰＣＩ−Ｃ共通起動信号故障＋低圧系起動操作失敗

3.2％

15

ＲＨＲ−Ｃメンテナンスによる待機除外

2.5％

16

ＲＨＲ−Ｃポンプ起動失敗

2.2％

16

ＲＨＲ−Ｃポンプ室空調ファン起動失敗

2.2％

18

ＲＨＲ−Ｃインジェクション弁閉塞

2.0％

19

ＲＨＲ−Ｃインジェクションライン手動弁閉塞

1.7％

20

ＲＨＲＳ−Ｂ流量制御弁開失敗

1.3％

20

ＲＨＲＳ−Ｂ流量制御弁閉塞

1.3％

3.1.1-69

第 3.1.1.5-5(i)表 ＲＨＲ−Ａフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
主要なミニマルカットセット

割合

1

ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

16.6％

2

ＲＨＲＳ−Ａ海水ストレーナ閉塞

5.6％

3

ＲＨＲ−Ａメンテナンスによる待機除外

5.2％

4

ＲＨＲ系操作失敗

4.8％

5

ＲＨＲ−Ａポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

3.6％

5

ＲＨＲ−Ａポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

3.6％

5

ＲＨＲ−Ａポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

3.6％

5

ＲＨＲ−Ａポンプ出口手動弁開け忘れ

3.6％

5

ＲＨＲ−Ａミニフローライン手動弁開け忘れ

3.6％

5

ＲＨＲ−Ａポンプ室空調冷却器入口弁開け忘れ

3.6％

5

ＲＨＲ−Ａポンプ室空調冷却器出口弁開け忘れ

3.6％

5

ＲＨＲＳ−Ａ熱交換器Ａ入口弁開け忘れ

3.6％

5

ＲＨＲＳ−Ａ熱交換器Ａ出口弁開け忘れ

3.6％

5

ＲＨＲＳ−Ａ放出ライン隔離弁開け忘れ

3.6％

5

ＲＨＲＳ−Ａ放出ライン排水弁(放水口Ｂ)開け忘れ

3.6％

16

ＲＨＲ−Ａポンプ起動失敗

2.0％

16

ＲＨＲ−Ａポンプ室空調ファン起動失敗

2.0％

18

ＲＨＲＳ−Ａ流量制御弁開失敗

1.3％

18

ＲＨＲＳ−Ａ流量制御弁閉塞

1.3％

20

ＲＨＲ−Ａポンプ運転継続失敗

1.2％

3.1.1-70

第 3.1.1.5-5(j)表 ＲＨＲ−Ｂフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
主要なミニマルカットセット

割合

1

ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

16.8％

2

ＲＨＲＳ−Ｂ海水ストレーナ閉塞

5.7％

3

ＲＨＲ−Ｂメンテナンスによる待機除外

5.3％

4

ＲＨＲ系操作失敗

4.9％

5

ＲＨＲ−Ｂポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

3.7％

5

ＲＨＲ−Ｂポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

3.7％

5

ＲＨＲ−Ｂポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

3.7％

5

ＲＨＲ−Ｂポンプ出口手動弁開け忘れ

3.7％

5

ＲＨＲ−Ｂミニフローライン手動弁開け忘れ

3.7％

5

ＲＨＲ−Ｂポンプ室空調冷却器入口弁開け忘れ

3.7％

5

ＲＨＲ−Ｂポンプ室空調冷却器出口弁開け忘れ

3.7％

5

ＲＨＲＳ−Ｂ熱交換器入口弁開け忘れ

3.7％

5

ＲＨＲＳ−Ｂ熱交換器出口弁開け忘れ

3.7％

5

ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン隔離弁開け忘れ

3.7％

5

ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン排水弁(放水口Ｂ)開け忘れ

3.7％

16

ＲＨＲ−Ｂポンプ起動失敗

2.1％

16

ＲＨＲ−Ｂポンプ室空調ファン起動失敗

2.1％

18

ＲＨＲＳ−Ｂ流量制御弁開失敗

1.3％

18

ＲＨＲＳ−Ｂ流量制御弁閉塞

1.3％

20

ＲＨＲ−Ｂポンプ運転継続失敗

1.2％

3.1.1-71

第 3.1.1.5-6 表
項目

イベントツリー
ヘディング「圧力制御」

3.1.1-72
フォールトツリー「スクラム系」

システム信頼性評価を実施せずに設定した非信頼度とその根拠

内容

非信頼度
(1／d)

エラー
ファクタ

設定根拠

Ｓ／Ｒ弁開放失敗の分岐で設定

1.0E-20

13.3

逃がし安全弁は全部で 18 弁あり，それぞれが逃がし弁機能と安全弁機能を有しているため，この機能喪失確率は非常に小さく，他の機能の喪失確率に比べて無視できる。このため，分岐確
率として 1.0E-20 を適用する。なお，エラーファクタについては逃がし安全弁の開失敗確率（デマンド）のＥＦ値 13.3 を用いる。

ＡＴＷＳ時のＳ／Ｒ弁開放失敗の分岐で設定

4.9E-03

13.3

ＡＴＷＳ時には，原子炉圧力が急激に上昇するため，全弁が開放する必要があるとして，1 弁
当たりの開失敗確率(2.7E-4／d，ＥＦ 13.3）に全弁数 18 弁を乗じた。

Ｓ／Ｒ弁再閉鎖失敗の分岐で設定

5.2E-0313.2

保守的に全逃がし安全弁が解放後，Ｓ／Ｒ弁 1 弁以上が再閉鎖失敗する確率とした。1 弁当たりの閉失敗確率（2.9E-4／d，ＥＦ 13.2）に全弁数 18 弁を乗じた。

制御棒挿入失敗に係る基事象

第 3.1.1.6-1 表

同一システム内で共通要因故障を考慮した機器及び故障モード

系統
ＲＨＲＳ
ＤＧ室空調
ＥＣＣＳ起動信号

ＲＰＳ

機器タイプ

故障モード
起動失敗

ポンプ

運転継続失敗

逆止弁

開失敗

ダンパ

開失敗

検出器

作動失敗

トリップ設定器

作動失敗

リレー（スクラムコンタク
タ）3.1.1-73

作動失敗

第 3.1.1.6-2 表システム間で共通要因故障を考慮した機器及び故障モード

系統
ＥＣＣＳ起動信号

検出器

作動失敗

トリップ設定器

作動失敗

起動失敗

ポンプ
ＬＰＣＩ−Ａ／Ｂ／Ｃ（ＲＨＲ−Ａ／Ｂ）

運転継続失敗起動失敗

ファン

運転継続失敗弁（手動弁は除く）（ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ）

ＤＧＳＷ−Ａ，Ｂ

直流電源（区分Ⅰ，Ⅱ）

閉失敗
運転継続失敗弁（手動弁は除く）

開失敗

ストレーナ

閉塞（内部破損含む）

非常用ディーゼル発電機

交流電源（区分Ⅰ，Ⅱ）

開失敗
起動失敗

ポンプ
ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ

故障モード

機器タイプ

起動失敗
運転継続失敗起動失敗

ポンプ

運転継続失敗起動失敗

ファン

運転継続失敗弁（手動弁は除く）

開失敗

ストレーナ

閉塞（内部破損含む）
起動失敗

ポンプ

運転継続失敗ストレーナ

閉塞（内部破損含む）

蓄電池

給電失敗

3.1.1-74

第 3.1.1.6-3 表

共通要因故障パラメータの一覧

β ファクタ※1

γ ファクタ※2

ポンプ，ファン

0.039

0.520

ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２０５

弁，ダンパ

0.130

0.565

ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１３６３ Ｒｅｖ.１

ＤＧ

0.021

−

ＮＵＲＥＧ−１１５０

検出器，トリップ設定器

0.082

−

ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−２７７１

リレー（スクラムコンタクタ）

0.050

−

ＳＥＣＹ−８３−２９３

蓄電池

0.008

−

ＮＵＲＥＧ−０６６６

ストレーナ

0.133

−

ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５４９７

機器タイプ

備考

3.1.1-75※1：多重故障（2 重以上）が発生する確率※2：多重故障が発生した場合，それが 3 重以上の故障である条件付確率
ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−４５５０に基づきγファクタを算出

Ｒｅｖ.１

第 3.1.1.7-1 表

人的過誤の評価結果
エラー
過誤確率(平 均 値 )[／ ｄ ]

人的過誤

ファク
タ

8.3E-05

4.8

3.9E-03

6.8

2.0E-03

3.5

2.5E-03

6.5

2.5E-03

6.5

1.8E-01

6.7

1.0E-0313.8

4.0E-015.0

高圧注水系起動操作失敗

2.5E-03

3.0

原子炉手動減圧失敗（ＬＯＣＡ以外）

1.9E-013.5

原子炉手動減圧失敗（ＬＯＣＡ）

2.5E-036.5

低圧注水系起動操作失敗

1.9E-01

3.5

ＲＨＲ系操作失敗

1.1E-0435.6

ＤＧ燃料油補給操作失敗

1.1E-0435.6

弁の開け忘れ・閉め忘れ
起因事象
発生前

ＤＧ試験時ガバナ操作後の復旧失敗
弁の通常状態への復旧失敗（ＩＳＬＯＣＡ）
原子炉水位制御操作失敗

起因事象
発生後

水源切替操作失敗（ＣＳＴ→Ｓ／Ｐ，大中ＬＯＣＡ
以外）
水源切替操作失敗（ＣＳＴ→Ｓ／Ｐ，中ＬＯＣＡ）
注水不能認知失敗（大中ＬＯＣＡ以外）
注水不能認知失敗（大中ＬＯＣＡ）

3.1.1-76

第 3.1.1.8-1 表

起因事象別炉心損傷頻度
起因事象
発生頻度
（／炉年）

条件付
炉心損傷確率（ CCDP）

炉心損傷
頻度
（／炉年）

寄与
割合

非隔離事象

1.7E-01

1.5E-04

2.5E-05

41.8%

隔離事象

2.7E-02

1.5E-04

4.0E-06

6.6%

全給水喪失

1.0E-02

1.5E-04

1.5E-062.5%

水位低下事象2.7E-02

1.5E-04

4.0E-06

6.6%

原子炉緊急停止系誤動作等

5.5E-02

1.5E-04

8.2E-06

13.5%

逃がし安全弁誤開放

1.0E-03

1.5E-04

1.5E-070.2%

外部電源喪失4.2E-03

3.6E-04

1.5E-06

2.5%

計画外停止

4.3E-02

1.5E-04

6.4E-06

10.6%

区分Ⅰ

7.2E-04

2.2E-03

1.6E-06

2.7%

区分Ⅱ

7.2E-04

2.3E-03

1.6E-06

2.7%

区分Ⅰ

1.5E-04

2.3E-03

3.4E-070.6%

区分Ⅱ

1.5E-04

2.3E-03

3.4E-070.6%

7.2E-04

1.5E-04

1.1E-070.2%

区分Ⅰ

2.8E-04

9.6E-03

2.7E-06

4.4%

区分Ⅱ

2.8E-04

9.6E-03

2.7E-06

4.4%

大破断ＬＯＣＡ

2.0E-05

1.5E-04

3.0E-09＜0.1%

中破断ＬＯＣＡ

2.0E-04

1.5E-04

3.0E-08＜0.1%

小破断ＬＯＣＡ

3.0E-04

1.5E-04

4.5E-08＜0.1%

インターフェイスシステムＬＯＣＡ

4.8E-101.0E+00

4.8E-10＜0.1%

6.1E-05

100%

起因事象

過渡事象

外部電源喪失3.1.1-77

手動停止／
サポート系喪失（手動停止）

残留熱除去系海水系故障

交流電源故障サポート系喪失（自動停止）
サポート系喪失（直流電源故障）

ＬＯＣＡ

格納容器バイパス

タービン・サポート系故障
直流電源故障合計

第 3.1.1.8-2 表事故シーケンスグループ別炉心損傷頻度
炉心損傷頻度事故シーケンスグループ

（／炉年）

寄与割合

高圧・低圧注水機能喪失

ＴＱＵＶ

3.5E-09＜0.1％

高圧注水・減圧機能喪失

ＴＱＵＸ

2.0E-08

＜0.1％

長期ＴＢ

7.7E-08

0.1％

ＴＢＵ

2.1E-08

＜0.1％

ＴＢＰ

5.3E-10

＜0.1％

ＴＢＤ

6.0E-12＜0.1％

ＴＷ

5.6E-05

91.9％

ＴＢＷ

4.8E-06

7.9％

ＴＣ

2.5E-08＜0.1％

ＡＥ

1.4E-12

＜0.1％

Ｓ１Ｅ

2.0E-11

＜0.1％

Ｓ２Ｅ

1.6E-13＜0.1％

ＩＳＬＯＣＡ

4.8E-10＜0.1％

6.1E-05100％

全交流動力電源喪失

崩壊熱除去機能喪失

原子炉停止機能喪失

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

格納容器バイパス（インターフェイスシステム
ＬＯＣＡ）
合計

3.1.1-78

第 3.1.1.8-3 表事故シーケンスグループの分析結果（1／7）

3.1.1-79

第 3.1.1.8-3 表事故シーケンス

過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋手動減圧失敗

高
圧
注
水
・
減
圧
機
能
喪
失

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋手動減圧失敗

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

寄与
炉心損傷頻度（／炉年） 割合※１

9.4E-09

2.6E-09

8.3E-0946.5%

事故シーケンスグループの分析結果（2／7）
炉心損傷頻度
（／炉年）

寄与
※２
割合

①非隔離事象＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンス＋ＲＣＩＣポンプ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗

1.7E-101.8%②非隔離事象＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷストレーナ閉塞＋ＲＣＩＣポンプ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗

8.1E-110.9%③非隔離事象＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンス＋ＲＣＩＣポンプ起動失敗＋注水不能認知失敗

6.7E-110.7%①交流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンス＋原子炉手動減圧失敗

1.0E-10

3.9%

4.8E-111.9%③計画外停止＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ−ＤＧメンテナンス＋ＲＣＩＣポンプ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗

4.3E-111.7%①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋原子炉手動減圧失敗

8.8E-10

10.6%

6.0E-107.2%

5.0E-106.0%

主要なカットセット（上位3位）②交流電源故障（区分Ⅰ）
12.6% ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷストレーナ閉塞＋原子炉手動減圧失敗②直流電源故障（区分Ⅰ）40.9% ＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗＋原子炉手動減圧失敗③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＨＰＣＳ−ＤＧメンテナンス＋原子炉手動減圧失敗※１：事故シーケンスグループに対する寄与割合 ※２：事故シーケンスに対する寄与割合

3.1.1-80

第 3.1.1.8-3 表事故シーケンス

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（ＲＣＩＣ成功）サポート系喪失（直流電源
故障）
＋ＤＧ失敗
＋ＨＰＣＳ失敗（ＲＣＩＣ成功）

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗

全
交
流
動
力
電
源
喪
失

サポート系喪失（直流電源
故障）
＋ＤＧ失敗
＋高圧炉心冷却失敗

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗

サポート系喪失（直流電源
故障）
＋ＤＧ失敗
＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗

外部電源喪失＋直流電源失敗＋高圧炉心冷却失敗

事故シーケンスグループの分析結果（3／7）
炉心損傷頻度
（／炉年）

寄与
※２
割合

①外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク閉塞

4.8E-0884.1%②外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク破損

3.2E-095.6%③外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ運転継続失敗共通要因故障＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

4.6E-100.8%①直流電源故障（区分Ⅱ）＋軽油貯蔵タンク閉塞

3.2E-09

15.6%

1.4E-097.1%

9.8E-104.8%

9.8E-104.8%①外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク閉塞＋ＲＣＩＣポンプ起動失敗

7.1E-11＜0.1%②外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク閉塞＋ＲＣＩＣメンテナンス

4.6E-11＜0.1%③外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク閉塞＋ＲＣＩＣ流量制御器故障

7.7E-12＜0.1%①直流電源故障（区分Ⅰ）＋軽油貯蔵タンク閉塞

3.2E-093.2%②直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

1.4E-091.5%③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗

9.8E-101.0%③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ起動失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

9.8E-101.0%①外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク閉塞＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

2.5E-100.3%②外部電源喪失＋軽油貯蔵タンク破損＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

1.7E-11＜0.1%③外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ運転継続失敗共通要因故障＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

2.4E-12＜0.1%①直流電源故障（区分Ⅰ）＋軽油貯蔵タンク閉塞＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

1.7E-11＜0.1%①直流電源故障（区分Ⅱ）＋軽油貯蔵タンク閉塞＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

1.7E-11＜0.1%③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

7.6E-12＜0.1%③直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

7.6E-12＜0.1%①外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通要因故障＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

1.6E-12＜0.1%②外部電源喪失＜0.1% ＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通要因故障＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗

1.1E-12＜0.1%③外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通要因故障＋ＨＰＣＳ−ＤＧメンテナンス

6.8E-13＜0.1%

寄与
炉心損傷頻度（／炉年） 割合※１

5.7E-082.0E-082.0E-10

2.1E-083.0E-10

2.3E-10

6.0E-1257.6%

主要なカットセット（上位3位）②直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗
20.7%③直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ起動失敗③直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ−２Ｃ起動失敗＋ＨＰＣＳ−ＤＧ運転継続失敗

0.2%

20.9%

0.3%

0.2%

※１：事故シーケンスグループに対する寄与割合 ※２：事故シーケンスに対する寄与割合

3.1.1-81

第 3.1.1.8-3 表事故シーケンス

過渡事象＋ＲＨＲ失敗過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋ＲＨＲ失敗

崩
壊
熱
除
去
機
能
喪
失

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗サポート系喪失（自動停止）＋ＲＨＲ失敗サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗事故シーケンスグループの分析結果（4／7）

寄与
炉心損傷頻度（／炉年） 割合※１

4.4E-05

3.8E-07

9.9E-06

5.2E-08

5.7E-06

3.0E-08

7.7E-08

73.2%

0.6%

16.4%

＜0.1%

9.5%

＜0.1%

0.1%

炉心損傷頻度
（／炉年）

寄与
※２
割合

①非隔離事象＋ＲＨＲ系操作失敗

1.9E-0530.7%②原子炉緊急停止系誤動作等＋ＲＨＲ系操作失敗

6.0E-06

9.9%

③隔離事象
＋ＲＨＲ系操作失敗

2.9E-064.9%③水位低下事象＋ＲＨＲ系操作失敗

2.9E-06

4.9%①逃がし安全弁誤開放＋ＲＨＲ系操作失敗

1.1E-070.2%②非隔離事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ系操作失敗

9.7E-08

0.2%③逃がし安全弁誤開放＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

1.7E-08＜0.1%①計画外停止＋ＲＨＲ系操作失敗

4.7E-06

7.8%②計画外停止＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

7.4E-07

1.2%③残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンス

2.7E-070.4%③残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンス

2.7E-070.4%①計画外停止＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ系操作失敗

2.5E-08＜0.1%②計画外停止＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

3.9E-09＜0.1%③残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンス

1.4E-09＜0.1%③残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲＳ−Ａメンテナンス

1.4E-09＜0.1%①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗

6.3E-071.0%①直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗

6.3E-071.0%③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ起動失敗

4.3E-070.7%③直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ−２Ｃ起動失敗

4.3E-070.7%①直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

3.3E-09＜0.1%①直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

3.3E-09＜0.1%③直流電源故障（区分Ⅰ）＋ＤＧ−２Ｄ起動失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

2.2E-09＜0.1%③直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ−２Ｃ起動失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

2.2E-09＜0.1%①小ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ系操作失敗

3.3E-08＜0.1%②中ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ系操作失敗

2.2E-08＜0.1%③小ＬＯＣＡ＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

5.2E-09＜0.1%

主要なカットセット（上位3位）※１：事故シーケンスグループに対する寄与割合 ※２：事故シーケンスに対する寄与割合

3.1.1-82

第 3.1.1.8-3 表事故シーケンス

過渡事象＋原子炉停止失敗

原
子
炉
停
止
機
能
喪
失

サポート系喪失（自動停止）＋原子炉停止失敗

ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗

事故シーケンスグループの分析結果（5／7）

寄与
炉心損傷頻度（／炉年） 割合※１

2.5E-08

3.8E-11

5.6E-11

炉心損傷頻度
（／炉年）

寄与
※２
割合

①非隔離事象＋スクラムコンタクタＡ／Ｃ作動失敗共通要因故障

4.6E-09＜0.1%①非隔離事象＋スクラムコンタクタＢ／Ｄ作動失敗共通要因故障

4.6E-09＜0.1%①非隔離事象＋スクラムコンタクタＥ／Ｇ作動失敗共通要因故障

4.6E-09＜0.1%①非隔離事象＋スクラムコンタクタＦ／Ｈ作動失敗共通要因故障

4.6E-09＜0.1%①直流電源故障（区分Ⅰ）＋スクラムコンタクタＢ／Ｄ作動失敗共通要因故障

7.6E-12＜0.1%①直流電源故障（区分Ⅰ）＋スクラムコンタクタＦ／Ｈ作動失敗共通要因故障

7.6E-12＜0.1%①直流電源故障（区分Ⅱ）＋スクラムコンタクタＡ／Ｃ作動失敗共通要因故障

7.6E-12＜0.1%①直流電源故障（区分Ⅱ）＋スクラムコンタクタＥ／Ｇ作動失敗共通要因故障

7.6E-12＜0.1%①小ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタＡ／Ｃ作動失敗共通要因故障

8.1E-12＜0.1%①小ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタＢ／Ｄ作動失敗共通要因故障

8.1E-12＜0.1%①小ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタＥ／Ｇ作動失敗共通要因故障

8.1E-12＜0.1%①小ＬＯＣＡ＋スクラムコンタクタＦ／Ｈ作動失敗共通要因故障

8.1E-12＜0.1%

主要なカットセット（上位3位）

99.6%

0.2%

0.2%

※１：事故シーケンスグループに対する寄与割合 ※２：事故シーケンスに対する寄与割合

3.1.1-83

第 3.1.1.8-3 表事故シーケンス

ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
Ｌ
Ｏ
Ｃ
Ａ
時
注
水
機
能
喪
失

ＬＯＣＡ
＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

事故シーケンスグループの分析結果（6／7）

寄与
炉心損傷頻度（／炉年） 割合※１

1.7E-11

4.6E-12

主要なカットセット（上位3位）

炉心損傷頻度
（／炉年）

寄与
※２
割合

①中ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

1.1E-12

5.3%②中ＬＯＣＡ
78.5% ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンス＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

9.3E-13

4.3%③中ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ海水ストレーナ閉塞＋ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

4.5E-13

2.1%①中ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋原子炉水位トランスミッタ（Ｌ−１）−Ａ／Ｂ／Ｃ／
Ｄ作動失敗共通要因故障＋注水不能認知失敗

1.3E-130.6%②中ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ入口逆止弁（Ｓ／Ｐ側）開失敗＋原子炉水位トランスミッタ（Ｌ−３）−Ａ／Ｂ作動失敗共通要因故障＋注水不能認知失敗

1.3E-130.6%③中ＬＯＣＡ＋ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷメンテナンス＋原子炉水位トランスミッタ（Ｌ−１）−Ａ／Ｂ／Ｃ／
Ｄ作動失敗共通要因故障＋注水不能認知失敗

1.0E-13

0.5%

21.5%

※１：事故シーケンスグループに対する寄与割合 ※２：事故シーケンスに対する寄与割合

3.1.1-84

第 3.1.1.8-3 表事故シーケンスバ格イ 納 インターフェイスシステム
パ 容 ＬＯＣＡ
ス器

事故シーケンスグループの分析結果（7／7）

寄与
炉心損傷頻度（／炉年） 割合※１

4.8E-10100.0%

主要なカットセット（上位3位）

炉心損傷頻度
（／炉年）

寄与
※２
割合

①ＲＨＲ−Ａテスタブル逆止弁定期試験＋ＲＨＲ−Ａ注入弁定期試験時の通常状態への復旧失敗＋ＲＨＲ−Ａテスタブル逆止弁閉失敗＋ＲＨＲ−Ａ吐出配管破断

1.5E-1030.4%①ＲＨＲ−Ｂテスタブル逆止弁定期試験＋ＲＨＲ−Ｂ注入弁定期試験時の通常状態への復旧失敗＋ＲＨＲ−Ｂテスタブル逆止弁閉失敗＋ＲＨＲ−Ｂ吐出配管破断

1.5E-1030.4%③ＲＨＲ−Ｃテスタブル逆止弁定期試験＋ＲＨＲ−Ｃ注入弁定期試験時の通常状態への復旧失敗＋ＲＨＲ−Ｃテスタブル逆止弁閉失敗＋ＲＨＲ−Ｃ吐出配管破断

5.9E-1112.1%※１：事故シーケンスグループに対する寄与割合 ※２：事故シーケンスに対する寄与割合

3.1.1-85

第 3.1.1.8-4 表

起因事象のＦＶ重要度評価結果

起因事象

ＦＶ重要度

非隔離事象

4.2E-01

原子炉緊急停止系誤動作等

1.4E-01

計画外停止

1.1E-01

隔離事象

6.6E-02

水位低下事象6.6E-02

直流電源故障（区分Ⅱ）4.4E-02

直流電源故障（区分Ⅰ）4.4E-02

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）2.7E-02

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）2.7E-02

外部電源喪失2.5E-02

全給水喪失

2.5E-02

交流電源故障（区分Ⅱ）5.7E-03

交流電源故障（区分Ⅰ）5.6E-03

逃がし安全弁誤開放2.5E-03

タービン・サポート系故障

1.8E-03

小破断ＬＯＣＡ

7.4E-04

中破断ＬＯＣＡ

4.9E-04

大破断ＬＯＣＡ

4.9E-05

インターフェイスシステムＬＯＣＡ

8.0E-06

3.1.1-86

第 3.1.1.8-5 表

起因事象のＲＡＷ評価結果

起因事象

ＲＡＷ

インターフェイスシステムＬＯＣＡ

1.6E+04

直流電源故障（区分Ⅱ）

1.6E+02

直流電源故障（区分Ⅰ）

1.6E+02

交流電源故障（区分Ⅱ）

3.9E+01

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）

3.8E+01

交流電源故障（区分Ⅰ）

3.8E+01

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）

3.8E+01

外部電源喪失6.9E+00

中破断ＬＯＣＡ

3.5E+00

大破断ＬＯＣＡ

3.5E+00

小破断ＬＯＣＡ

3.5E+00

逃がし安全弁弁誤開放

3.5E+00

タービン・サポート系故障

3.5E+00

全給水喪失

3.4E+00

隔離事象

3.4E+00

水位低下事象

3.4E+00

計画外停止

3.4E+00

原子炉緊急停止系誤動作等

3.3E+00

非隔離事象

3.0E+00

3.1.1-87

第 3.1.1.8-6 表

緩和設備の基事象のＦＶ重要度評価結果

3.1.1-88

No

系統

基事象

ＦＶ重要度

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ系操作失敗

6.2E-012

ＲＨＲＳ

ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレーナ閉塞共通要因故障

9.7E-023

ＲＨＲＳ

ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ流量制御弁開失敗共通要因故障

2.0E-02

4

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂ熱交換器バイパス弁閉失敗共通要因故障

1.3E-025

ＤＧ

ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗

1.2E-026

ＤＧ

ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗

1.2E-02

7

ＲＨＲＳ

ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ／Ｃ／Ｄ海水ポンプ起動失敗共通要因故障

1.1E-028

ＲＨＲＳ

ＲＨＲＳ−Ｂメンテナンスによる待機除外

1.1E-02

9ＲＨＲＳ

ＲＨＲＳ−Ａメンテナンスによる待機除外

1.1E-02

10

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂポンプ室空調ファン起動失敗共通要因故障

1.0E-02

10

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂポンプ起動失敗共通要因故障

1.0E-02

第 3.1.1.8-7 表

緩和設備の基事象のＲＡＷ評価結果

3.1.1-89

No

系統

基事象

ＲＡＷ

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ系操作失敗

5.6E+03

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂ熱交換器バイパス弁閉失敗共通要因故障

5.6E+03

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂポンプ起動失敗共通要因故障

5.6E+03

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂポンプ室空調ファン起動失敗共通要因故障

5.6E+03

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂポンプ運転継続失敗共通要因故障

5.6E+03

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂ／Ｃポンプ起動失敗共通要因故障

5.6E+03

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂ／Ｃポンプ室空調ファン起動失敗共通要因故障

5.6E+03

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂポンプ室空調ファン運転継続失敗共通要因故障

5.6E+03

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂ／Ｃポンプ運転継続失敗共通要因故障

5.6E+03

1

ＲＨＲＳ

ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ／Ｃ／Ｄポンプ運転継続失敗共通要因故障

5.6E+03

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂポンプ出口逆止弁開失敗共通要因故障

5.6E+03

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂミニフローライン逆止弁開失敗共通要因故障

5.6E+03

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂ／Ｃポンプ室空調ファン運転継続失敗共通要因故障

5.6E+03

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂ／Ｃポンプ出口逆止弁開失敗共通要因故障

5.6E+03

1

ＲＨＲ

ＲＨＲ−Ａ／Ｂ／Ｃミニフローライン逆止弁開失敗共通要因故障

5.6E+03

第 3.1.1.8-8 表

不確実さ解析の評価結果

点推定値

平均値

中央値

5%下限値

95%上限値

（／炉年）

（／炉年）

（／炉年）

（／炉年）

（／炉年）

2.0E-08

2.1E-08

7.4E-09

1.1E-09

6.3E-08

7.7

3.5E-09

4.0E-09

1.8E-09

3.8E-10

1.3E-08

5.8

9.9E-08

1.1E-07

−

−

−

−

長期ＴＢ

7.7E-08

8.6E-08

4.0E-08

9.2E-09

2.8E-07

5.5

ＴＢＵ

2.1E-08

2.4E-08

1.3E-08

2.8E-09

7.4E-08

5.2

ＴＢＰ

5.3E-10

6.3E-109.9E-11

5.1E-122.2E-09

20.7

ＴＢＤ

6.0E-12

6.9E-12

1.7E-12

1.2E-13

2.3E-11

13.8

6.0E-05

6.4E-05

−

−

−

−

ＴＷ

5.6E-05

5.9E-05

2.0E-05

7.2E-06

1.5E-04

4.5

ＴＢＷ

4.8E-06

4.8E-06

3.9E-06

1.5E-06

1.1E-05

2.7

2.5E-08

3.1E-08

1.7E-09

5.1E-11

7.3E-0838.0

2.2E-11

1.8E-11

−

−

−

−

ＡＥ

1.4E-12

1.2E-12

1.3E-13

3.5E-15

4.3E-1235.0

Ｓ１Ｅ

2.0E-11

1.7E-11

2.1E-12

7.5E-14

6.9E-1130.3

Ｓ２Ｅ

1.6E-13

1.8E-13

2.1E-14

1.0E-15

5.5E-13

23.0

4.8E-108.3E-101.0E-10

6.9E-122.7E-09

19.6

6.1E-05

6.4E-05

2.6E-05

1.0E-05

1.5E-04

3.8

事故シーケンスグループ
高圧注水・減圧機能喪失
ＴＱＵＸ
高圧・低圧注水機能喪失
ＴＱＵＶ
全交流動力電源喪失※

3.1.1-90

崩壊熱除去機能喪失※

原子炉停止機能喪失
ＴＣ
ＬＯＣＡ時注水機能喪失※

インターフェイスシステムＬＯＣＡ
ＩＳＬＯＣＡ
合計※点推定値、平均値の積算値を記載

ＥＦ

第 3.1.1.8-9 表

ベースケースとの起因事象発生頻度の比較（プラント固有データ反映）
感度解析①

感度解析②

起因事象

ベースケース

非隔離事象

1.7E-01／炉年

3.1E-01／炉年

1.8

2.8E-01／炉年

1.8

水位低下事象2.7E-02／炉年

8.8E-02／炉年

3.3

4.9E-02／炉年

1.8

原子炉緊急停止系誤動作等

5.5E-02／炉年

4.4E-02／炉年

0.8

5.4E-02／炉年

1.0

計画外停止

4.3E-02／炉年

4.4E-02／炉年

1.0

4.5E-02／炉年

1.0

3.1.1-91

第 3.1.1.8-10 表（頻度論統計）①／ベースケース（ベイズ統計）②／ベースケース

ベースケースとの機器故障率の比較（プラント固有データ反映）
感度解析①

感度解析②

故障モード

ベースケース

電動弁（淡水）作動失敗

4.8E-08／h

1.4E-07／h

2.9

1.2E-07／h

2.5

逆止弁開失敗7.1E-09／h

7.1E-08／h

10.0

2.4E-08／h

3.4（頻度論統計）①／ベースケース（ベイズ統計）②／ベースケース

第 3.1.1.8-11 表プラント固有データの反映に関する感度解析結果
ベースケース

事故シーケンスグループ

（／炉年）

感度解析①

感度解析②

（頻度論統計） （ベイズ統計）
（／炉年）

（／炉年）

高圧・低圧注水機能喪失

ＴＱＵＶ

3.5E-09

4.2E-09

3.6E-09

高圧注水・減圧機能喪失

ＴＱＵＸ

2.0E-08

2.9E-08

2.3E-08

長期ＴＢ

7.7E-08

7.8E-08

7.7E-08

ＴＢＵ

2.1E-08

2.1E-08

2.1E-08

ＴＢＰ

5.3E-10

6.1E-10

5.3E-10ＴＢＤ

6.0E-12

6.1E-12

6.0E-12ＴＷ

5.6E-05

9.3E-05

7.2E-05

ＴＢＷ

4.8E-06

4.8E-06

4.8E-06

ＴＣ

2.5E-08

4.7E-08

3.7E-08

ＡＥ

1.4E-12

3.2E-12

1.4E-12Ｓ１Ｅ

2.0E-11

4.2E-112.0E-11Ｓ２Ｅ

1.6E-13

5.3E-13

1.6E-13

ＩＳＬＯＣＡ

4.8E-10

4.8E-10

4.8E-10

6.1E-05

9.8E-05

7.7E-05

全交流動力電源喪失

崩壊熱除去機能喪失

原子炉停止機能喪失

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）
合計

3.1.1-92

第 3.1.1.8-12 表

給水系のモデル化に関する感度解析結果

事故シーケンスグループ

ベースケース

感度解析結果

（／炉年）

（／炉年）

高圧・低圧注水機能喪失

ＴＱＵＶ

3.5E-09

3.4E-09

高圧注水・減圧機能喪失

ＴＱＵＸ

2.0E-08

1.2E-08

長期ＴＢ

7.7E-08

7.7E-08

ＴＢＵ

2.1E-08

2.1E-08

ＴＢＰ

5.3E-10

5.3E-10ＴＢＤ

6.0E-12

6.0E-12ＴＷ

5.6E-05

9.1E-06

ＴＢＷ

4.8E-06

4.8E-06

ＴＣ

2.5E-08

2.5E-08

ＡＥ

1.4E-12

1.4E-12Ｓ１Ｅ

2.0E-112.0E-11Ｓ２Ｅ

1.6E-13

1.6E-13

ＩＳＬＯＣＡ

4.8E-10

4.8E-10

6.1E-05

1.4E-05

全交流動力電源喪失

崩壊熱除去機能喪失

原子炉停止機能喪失

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

格納容器バイパス（インターフェイスシステム
ＬＯＣＡ）
合計

3.1.1-93

プラント構成・特性の調査

・プラントの設計・運用管理に係る情報を収集

3.1.1-94

起因事象の選定と発生頻度の評価

・炉心損傷に至る可能性のある事象を起因事象として選定し，その発生頻度を評価

成功基準の設定・炉心損傷の防止に必要な緩和設備の組合せを成功基準として設定

事故シーケンスの分析・選定した起因事象に対して，成功基準を踏まえて事故
シーケンスをイベントツリーにより展開し，炉心損傷に至る事故シーケンスグループを抽出システム信頼性解析

・各緩和設備（システム）の機能喪失要因をフォールトツ
リーにより展開し，システムの非信頼度を算出

パラメータの作成

・システム信頼性解析で使用する機器故障率等のパラメー
タを作成

人間信頼性解析・事象発生前後の人的過誤を同定し，人的過誤確率を評価

フィードバック，
整合性確認

事故シーケンスの定量化
第 3.1.1-1 図・炉心損傷に至る事故シーケンスを定量化

内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡの評価フロー図

格納容器

自動減圧系／
逃がし安全弁

原
子
炉
圧
力
容
器

タービンへ

サプレッション・プール

高圧炉心スプレイ系ポンプ

低圧炉心
スプレイ系ポンプ

復水貯蔵
タンク

原子炉隔離時冷却系ポンプ

残留熱除去系
熱交換器A

残留熱除去系（低圧注水系）
ポンプＣ

残留熱除去系（低圧注水系）
ポンプA

残留熱除去系 残留熱除去系（低圧注水系） 熱交換器B
ポンプB

区分Ⅲ
高圧炉心スプレイ系

区分Ⅰ

区分Ⅱ

低圧炉心スプレイ系

残留熱除去系Ｂ

残留熱除去系Ａ（低圧注水系Ｂ）（低圧注水系Ａ）

残留熱除去系C

原子炉隔離時冷却系（低圧注水系C）

自動減圧系

第 3.1.1.1-1 図

東海第二発電所の主要な系統・設備の概要図
3.1.1-95

3.1.1-96
第 3.1.1.1-2 図

原子炉緊急停止系の系統説明図

第 3.1.1.1-3 図

制御棒駆動水圧系の系統説明図

3.1.1-97

第 3.1.1.1-4 図

高圧炉心スプレイ系の系統説明図

3.1.1-98

第 3.1.1.1-5 図

原子炉隔離時冷却系の系統説明図

3.1.1-99

3.1.1-100
第 3.1.1.1-6 図

低圧炉心スプレイ系の系統説明図

第 3.1.1.1-7 図

残留熱除去系の系統説明図
3.1.1-101

格納容器

ダイヤフラムフロア

3.1.1-102

ペデスタル
ベント管

サプレッション・
チェンバ

サプレッション・
プール

第 3.1.1.1-8 図

格納容器の概要図

区分Ⅰ
区分Ⅰ
RHRS-A

残留熱除去系熱交換器 A

RHRS-C

低圧炉心スプレイ系機器等

DGSW-A

非常用ディーゼル発電機 2C

残留熱除去系 A，

区分Ⅱ
非常用

RHRS-B

残留熱除去系熱交換器 B

RHRS-D

残留熱除去系 B，C 機器等

DGSW-B

非常用ディーゼル発電機 2D

放水口

区分Ⅲ
高圧炉心スプレイ系機器等
HCPS-DGSW
高圧炉心スプレイ系
ディーゼル発電機

タービン補機冷却水系熱交換器 A

タービン補機冷却水系熱交換器 B
ASW-A

常用

タービン補機冷却水系熱交換器 C
ASW-B
原子炉補機冷却水系熱交換器 A
ASW-C
原子炉補機冷却水系熱交換器 B

原子炉補機冷却水系熱交換器 C

第 3.1.1.1-9 図

常用及び非常用補機冷却系の概要図
3.1.1-103

第 3.1.1.1-10 図

所内単線結線図

3.1.1-104

275kV

275kV

起動変圧器Ａ

起動変圧器Ｂ

154kV

主変圧器
所内変圧器Ａ
所内変圧器Ｂ

常用母線（6.9kV）
２Ａ−１

予備電源母線（6.9kV）
２Ｅ

２Ｂ−２

２Ｂ−１

２Ａ−２

予備変圧器

主発電機

3.1.1-105

非常用母線（6.9kV）
２Ｄ

非常用母線（6.9kV）
２Ｃ

非常用
ディーゼル DG
2D
発電機２D

非常用
ディーゼル DG
2C
発電機２C
：変圧器

非常用母線
（480V）

HPCS
DG

非常用母線
（480V）
非常用母線（480V）：遮断器

非常用母線（6.9kV）
ＨＰＣＳ

高圧炉心スプレイ系
ディーゼル発電機
非常用母線（480V）

非常用母線（480V）

：充電器

：蓄電池
直流母線
（125V）
２Ａ

直流母線（125V）
２Ｂ

区分Ⅰ

区分Ⅱ

第 3.1.1.1-11 図

電源系統の概要図

直流母線（125V）
ＨＰＣＳ

区分Ⅲ

過渡事象

原子炉停止

圧力バウンダリ
健全性

高圧炉心冷却

原子炉減圧

低圧炉心冷却

崩壊熱除去

成功
成功
失敗
成功

成功
成功
成功
失敗

成功

失敗
失敗

失敗
成功
成功
失敗
失敗
成功
成功
失敗
失敗
失敗

失敗

事故シーケンス

炉心損傷なし過渡事象＋ＲＨＲ失敗
炉心損傷なし過渡事象＋ＲＨＲ失敗

事故シーケンスグループ

炉心損傷なし崩壊熱除去機能喪失
炉心損傷なし崩壊熱除去機能喪失

過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

高圧・低圧注水機能喪失

過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋手動減圧失敗

高圧注水・減圧機能喪失

炉心損傷なし過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗
炉心損傷なし過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗
過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷
却失敗
過渡事象＋原子炉停止失敗

炉心損傷なし崩壊熱除去機能喪失
炉心損傷なし崩壊熱除去機能喪失
高圧・低圧注水機能喪失
原子炉停止機能喪失

第 3.1.1.4-1(a)図 過渡事象に対するイベントツリー【仮定条件】
・外部電源喪失以外の過渡事象（非隔離事象，隔離事象，全給水喪失，水位低下事象，原子炉緊急停止系誤動作等，逃がし安全弁誤開放）を起因事象とする。
【イベントツリーの説明】
・起因事象発生後，原子炉停止・炉心冷却・崩壊熱除去の成功により事象が収束する。
・原子炉停止に失敗した場合は，「原子炉停止機能喪失」に分類する。
・事象発生後は，逃がし安全弁の開放及び再閉鎖により原子炉圧力を制御する。逃がし安全弁の再閉鎖失敗時（圧力バウンダリ健全性失敗時）は，原子炉内の蒸気がサプレッショ
ン・チェンバに流出するため，原子炉隔離時冷却系には期待しない。また，原子炉が減圧されることから，低圧炉心冷却のための原子炉減圧は不要とする。
・高圧炉心冷却（高圧炉心スプレイ系，原子炉隔離時冷却系）及び原子炉減圧に失敗した場
合は，「高圧注水・減圧機能喪失」に分類する。
・高圧炉心冷却に失敗し，原子炉減圧に成功した後，低圧炉心冷却（低圧炉心スプレイ系，
低圧注水系）に失敗した場合は，「高圧・低圧注水機能喪失」に分類する。
・炉心冷却に成功した後，崩壊熱除去（残留熱除去系）に失敗した場合は，「崩壊熱除去機能喪失」に分類する。

3.1.1-106

外部電源喪失

原子炉停止

直流電源

交流電源

高圧炉心冷却

圧力バウンダリ
健全性

ＲＣＩＣ

成功

過渡事象へ

過渡事象へ
成功

成功

事故シーケンスグループ

事故シーケンス
ＨＰＣＳ

成功
成功
失敗
失敗
失敗

成功

成功
失敗
失敗
成功
失敗
失敗

失敗

外部電源喪失＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（ＲＣＩＣ成功）

全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗

全交流動力電源喪失（ＴＢＵ）

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗

全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）

外部電源喪失＋直流電源失敗（ＨＰＣＳ成功）

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）

外部電源喪失＋直流電源失敗＋ＨＰＣＳ失敗

全交流動力電源喪失（ＴＢＤ）

過渡事象＋原子炉停止失敗

原子炉停止機能喪失

第 3.1.1.4-1(b)図 外部電源喪失に対するイベントツリー【仮定条件】
・送電系統の故障等により常用／非常用母線への外部からの電源供給が停止し，非常用母線
への非常用ディーゼル発電機からの電源供給が必要となる事象を考慮する。
・非常用ディーゼル発電機による非常用交流電源確保のためには，直流電源が必要である。
・直流電源及び交流電源のヘディングは区分Ⅰ，Ⅱ電源のことを意味し，区分Ⅲ電源は含めない。これは，区分Ⅰの交流電源及び直流電源，又は区分Ⅱの交流電源及び直流電源の確保に成功した場合は崩壊熱除去機能に期待できるため，その後のイベントツリーは過渡事
象と同様であるが，区分Ⅲの電源のみ成功した場合は崩壊熱除去機能が喪失した状態となることを考慮したものである。なお，区分Ⅲの交流電源及び直流電源の成功／失敗については，ＨＰＣＳのヘディングに対応する分岐で考慮している。
【イベントツリーの説明】
・起因事象発生後，原子炉停止に成功し，区分Ⅰの直流電源及び交流電源，又は区分Ⅱの直流電源及び交流電源の確保に成功した場合は，過渡事象と同様の事象進展となる。
・原子炉停止に失敗した場合は，「原子炉停止機能喪失」に分類する。
・直流電源（区分Ⅰ及び区分Ⅱ）に失敗し，高圧炉心スプレイ系に成功した場合は「崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）」，高圧炉心スプレイ系に失敗した場合は「全交流動力電源喪失（ＴＢＤ）」に分類する。
・直流電源（区分Ⅰ又は区分Ⅱ）に成功し，交流電源（区分Ⅰ及び区分Ⅱ）に失敗した場合
は，高圧炉心冷却（高圧炉心スプレイ系，原子炉隔離時冷却系）に期待する。
・逃がし安全弁の再閉鎖に失敗した場合においては，原子炉隔離時冷却系は駆動蒸気の喪失により機能喪失する。そのため，高圧炉心スプレイ系に成功した場合は「崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）」，高圧炉心スプレイ系に失敗した場合は「全交流動力電源喪失（ＴＢ
Ｐ）」に分類する。
・逃がし安全弁の再閉鎖に成功し，高圧炉心冷却に失敗した場合は，「全交流動力電源喪失（ＴＢＵ）」に，高圧炉心スプレイ系に成功した場合は「崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）」，高圧炉心スプレイ系に失敗し，原子炉隔離時冷却系に成功した場合は「全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）」に分類する。

3.1.1-107

手動停止／
サポート系喪失（手動停止）

圧力バウンダリ
健全性

高圧炉心冷却

原子炉減圧

低圧炉心冷却

崩壊熱除去

成功
成功
失敗
成功

成功
成功
成功
失敗

失敗
失敗

失敗
成功
成功
失敗
失敗

成功
成功
失敗
失敗
失敗

事故シーケンス

炉心損傷なし手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋ＲＨＲ失敗
炉心損傷なし手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋ＲＨＲ失敗

事故シーケンスグループ

炉心損傷なし崩壊熱除去機能喪失
炉心損傷なし崩壊熱除去機能喪失

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉
心冷却失敗

高圧・低圧注水機能喪失

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋手動減
圧失敗

高圧注水・減圧機能喪失

炉心損傷なし手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋
ＲＨＲ失敗
炉心損傷なし炉心損傷なし崩壊熱除去機能喪失
炉心損傷なし手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋
ＲＨＲ失敗

崩壊熱除去機能喪失

手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋
高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

高圧・低圧注水機能喪失

第 3.1.1.4-1(c)図 手動停止に対するイベントツリー【仮定条件】
・手動停止（計画外停止）及び手動停止に至るサポート系喪失（残留熱除去系海水系故障，交流電源故障（区分Ⅰ））を起因事象とする。
・サポート系喪失では，当該区分の緩和設備には期待できない。
・手動停止のため，原子炉停止のヘディングは対象外とする。
【イベントツリーの説明】
・原子炉停止のヘディングがないことを除き，過渡事象と同様の事象進展となる。

3.1.1-108

サポート系喪失（自動停止 ※ ）原子炉停止

圧力バウンダリ
健全性

高圧炉心冷却

原子炉減圧

低圧炉心冷却

崩壊熱除去

成功
成功
失敗
成功

成功
成功
成功
失敗

成功

失敗
失敗

失敗
成功
成功
失敗
失敗
成功
成功
失敗
失敗
失敗

失敗

事故シーケンス

炉心損傷なしサポート系喪失（自動停止）＋ＲＨＲ失敗
炉心損傷なしサポート系喪失（自動停止）＋ＲＨＲ失敗

事故シーケンスグループ

炉心損傷なし崩壊熱除去機能喪失
炉心損傷なし崩壊熱除去機能喪失

サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

高圧・低圧注水機能喪失

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

高圧注水・減圧機能喪失

炉心損傷なしサポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗
炉心損傷なし炉心損傷なし崩壊熱除去機能喪失
炉心損傷なしサポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗

崩壊熱除去機能喪失

サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷
却失敗＋低圧炉心冷却失敗

高圧・低圧注水機能喪失

サポート系喪失（自動停止）＋原子炉停止失敗

原子炉停止機能喪失※サポート系喪失において、原子炉自動停止に至る事象のうち、直流電源故障については別途評価

第 3.1.1.4-1(d)図 サポート系喪失（自動停止）に対するイベントツリー【仮定条件】
・自動停止に至るサポート系喪失（交流電源故障（区分Ⅱ））及び手動スクラムへと移行するサポート系喪失（タービン・サポート系故障（補機冷却海水系故障））を起因事象とする。（直流電源故障は事象進展が異なるため，別途評価する。）
・タービン・サポート系故障（補機冷却海水系故障）では直接はスクラムに至らないが，運転継続は不可能であり，手動スクラムに移行する。
・交流電源故障（区分Ⅱ）では，当該区分の緩和設備には期待できない。
【イベントツリーの説明】
・過渡事象と同様の事象進展となる。

3.1.1-109

サポート系喪失（直流電源故障）

原子炉停止

交流電源

高圧炉心冷却

圧力バウンダリ
健全性

ＨＰＣＳ

成功

サポート系喪失（自動停止）へ
成功

成功
成功
成功

失敗

失敗

事故シーケンスグループ

事故シーケンス

ＲＣＩＣ

失敗

サポート系喪失（自動停止）へ

サポート系喪失（直流電源故障）＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）

サポート系喪失（直流電源故障）＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（ＲＣＩ
Ｃ成功）

全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）

サポート系喪失（直流電源故障）＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗

全交流動力電源喪失（ＴＢＵ）

成功

サポート系喪失（直流電源故障）＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）

失敗

サポート系喪失（直流電源故障）＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗

全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）

失敗

失敗

サポート系喪失（自動停止）＋原子炉停止失敗

原子炉停止機能喪失

第 3.1.1.4-1(e)図 サポート系喪失（直流電源喪失）に対するイベントツリー【仮定条件】
・自動停止に至るサポート系喪失（直流電源故障（区分Ⅰ，Ⅱ））を起因事象とする。
・片区分の直流電源の喪失により，所内電源の主変圧器から起動変圧器への自動切替に失敗
し，外部電源喪失に至るため，健全側区分の非常用ディーゼル発電機による交流電源の確保が必要となる。
・区分Ⅰ又は区分Ⅱの直流電源の喪失により，当該区分の緩和設備には期待できない。
・交流電源のヘディングは区分Ⅰ，Ⅱ電源のことを意味し，区分Ⅲ電源は含めない。これは，区分Ⅰの直流電源及び交流電源，又は区分Ⅱの直流電源及び交流電源の確保に成功した場合は崩壊熱除去機能に期待できるため，その後のイベントツリーは過渡事象と同様である
が，区分Ⅲの電源のみ成功した場合は崩壊熱除去機能が喪失した状態となることを考慮したものである。なお，区分Ⅲの交流電源及び直流電源の成功／失敗については，ＨＰＣＳのヘディングに対応する分岐で考慮している。
【イベントツリーの説明】
・起因事象発生後，原子炉停止に成功し，区分Ⅰの直流電源及び交流電源，又は区分Ⅱの直流電源及び交流電源の確保に成功した場合は，過渡事象と同様の事象進展となる。
・原子炉停止に失敗した場合は，「原子炉停止機能喪失」に分類する。
・直流電源（区分Ⅰ及び区分Ⅱ）に失敗し，高圧炉心スプレイ系に成功した場合は「崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）」，高圧炉心スプレイ系に失敗した場合は「全交流動力電源喪失（ＴＢＤ）」に分類する。
・直流電源（区分Ⅰ又は区分Ⅱ）に成功し，交流電源（区分Ⅰ及び区分Ⅱ）に失敗した場合
は，高圧炉心冷却（高圧炉心スプレイ系，原子炉隔離時冷却系）に期待する。
・逃がし安全弁の再閉鎖に失敗した場合は，原子炉隔離時冷却系は駆動蒸気の喪失により機能喪失する。そのため，高圧炉心スプレイ系に成功した場合は「崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）」，高圧炉心スプレイ系に失敗した場合は「全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）」に分類する。
・逃がし安全弁の再閉鎖に成功し，高圧炉心冷却に失敗した場合は，「全交流動力電源喪失（ＴＢＵ）」に，高圧炉心スプレイ系に成功した場合は「崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）」，高圧炉心スプレイ系に失敗し，原子炉隔離時冷却系に成功した場合は「全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）」に分類する。

3.1.1-110

大破断
ＬＯＣＡ

原子炉停止

高圧炉心冷却

低圧炉心冷却

崩壊熱除去

成功

炉心損傷なし成功
失敗

炉心損傷なし大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗

成功
成功

崩壊熱除去機能喪失

炉心損傷なし

成功
失敗

事故シーケンスグループ

事故シーケンス

失敗

炉心損傷なし大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗

失敗

崩壊熱除去機能喪失

大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

失敗

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

大破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗

原子炉停止機能喪失

第 3.1.1.4-1(f)-1 図 大破断ＬＯＣＡに対するイベントツリー

中小破断
ＬＯＣＡ

原子炉停止

高圧炉心冷却

原子炉減圧

低圧炉心冷却

崩壊熱除去

成功
成功
失敗
成功

成功
成功
成功
失敗

失敗
失敗

失敗
失敗

事故シーケンス

炉心損傷なし中小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗
炉心損傷なし中小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗

事故シーケンスグループ

炉心損傷なし崩壊熱除去機能喪失
炉心損傷なし崩壊熱除去機能喪失

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

中小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

中小破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗

原子炉停止機能喪失

第 3.1.1.4-1(f)-2 図 中小破断ＬＯＣＡに対するイベントツリー【仮定条件】
・大破断ＬＯＣＡは，事象初期に急激な原子炉減圧を伴うもので，原子炉減圧なしに低圧炉
心冷却系により炉心冷却が可能である。
・中破断ＬＯＣＡは，大破断ＬＯＣＡと比較して破断口が小さく，減圧が緩やかなもので，
低圧炉心冷却には原子炉減圧が必要である。また，破断流量は原子炉隔離時冷却系の容量以上であり，原子炉隔離時冷却系のみでの炉心冷却は不可能である。
・小破断ＬＯＣＡは，中破断ＬＯＣＡより破断口が小さく，原子炉隔離時冷却系のみでの炉心冷却が可能である。減圧が緩やかなため，低圧炉心冷却には，原子炉減圧が必要となる。
【イベントツリーの説明】
・起因事象発生後，原子炉停止・炉心冷却・崩壊熱除去の成功により事象が収束する。
・原子炉停止に失敗した場合は，「原子炉停止機能喪失」に分類する。
・高圧炉心冷却及び原子炉減圧に失敗した場合と高圧炉心冷却及び低圧炉心冷却に失敗した
場合は，「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」に分類する。
・炉心冷却に成功した後，崩壊熱除去に失敗した場合は,「崩壊熱除去機能喪失」に分類する。

3.1.1-111

イン ターフェイ スシステム ＬＯＣＡ

事故シーケ ンス

イン ターフェイ スシステム ＬＯＣＡ

事故シ ーケンス
グループ

格 納容器バイ パス（インタ ーフェイス
システム ＬＯＣＡ）

第 3.1.1.4-1(g)図 インターフェイスシステムＬＯＣＡに対するイベントツリー【仮定条件】
・インターフェイスシステムＬＯＣＡは，原子炉冷却材圧力バウンダリの隔離弁の故障等により格納容器外の低圧設計部に原子炉圧力がかかることで，格納容器外の配管等が破損する事象を想定する。
・インターフェイスシステムＬＯＣＡが発生する可能性のある系統として，高圧炉心スプレ
イ系．原子炉隔離時冷却系，低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系を考慮する。
・インターフェイスシステムＬＯＣＡの発生により，原子炉冷却材の格納容器外への流出が継続し，水源の枯渇により注水不能となるため，本評価では緩和設備に期待しないものとする。
【イベントツリーの説明】
・インターフェイスシステムＬＯＣＡが発生した場合，格納容器外への冷却材の流出が続くため，「格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）」に分類する。

3.1.1-112

系統概略図RCICよりNONO

E51-F065

E51-F066

MO

F023

F019
MO

MO

F016A

F017A

PCVスプレイライン

原子炉
圧力容器

NO

MO

F040
停止時冷却ライン（モデル化しない）

ミニフローライン
RHR-Bへ
F024A

F050A F090A

MO

MO

F008

F009

PLRポンプA
F091

RHR-Bへ
S/Pスプレイライン

MO

F064A

MO

F027A

F070

F053A

MO

F046A

MO

NO

F041A F092A

F042A
FDCTへ

F049

RCIC

MO

LPCIラインMO

MO

ヘッドスプレイライン

F003A

テストライン
F072A
MO

F048A

F018A

DD006A

MO

F006A
MO

MO

F047A

F098A

F031A
F004A

RHRポンプA
C002A

RHR熱交換器
B001A

3-12V105A

RHRS-Aより

3-12V106A
3-12V23
AH2-7

RHR-Aポンプ室
空調
RHRポンプA
C002A

3-12V34

3-12V104A

フォールトツリー
残留熱除去系（A）
機能喪失

ポンプ周り
故障

ポンプ
起動失敗

熱交換器周り故障

起動操作失敗メンテナンス

ポンプ継続
運転失敗

サポート系（区分Ⅰ）
機能喪失

電源系
機能喪失

補機冷却系
機能喪失

ＲＨＲポンプ起動失敗確率＝λs×Ts／2【基事象リスト】
機器番号

機器名称

E12̲C002A

ＲＨＲポンプ

故障モード
電動ポンプ運転継続
失敗（淡水）
電動ポンプ起動失敗（淡水-非常用）基事象 ID

P&ID

EWD/CWD

CMMPE12̲C002AR
R-15(27)
CMMPE12̲C002AS

故障率

EF

1.10E-06

11.8

1.30E-07

17.3

1330(23)

電 源
MC 2C̲2
DC125V 2A

試験間隔

使命時間
24

720

試験名 称
ＲＨＲポンプ
手動起動試験

試験頻度：1 回／月（720 時間）

第 3.1.1.5-1 図システム信頼性評価の例

3.1.1-113

第 3.1.1.6-1 図

共通要因故障同定のフロー

3.1.1-114

サポート系喪失（自動停止）
外部電源喪失
0.7%
2.5%

ＬＯＣＡ
0.1%

インターフェイ
スシステム
ＬＯＣＡ＜0.1%

サポート系喪失（直流電源故障）
8.9%

手動停止／
サポート系喪失（手動停止）
16.5%

過渡事象
71.3%

第 3.1.1.8-1 図
原子炉停止
機能喪失
＜0.1%

起因事象別の炉心損傷頻度寄与割合

高圧注水・減圧機能喪失＜0.1%

高圧・低圧
注水機能喪失＜0.1%

インターフェイス
システムＬＯＣＡ＜0.1%

ＬＯＣＡ時注水
機能喪失
＜0.1%

全交流動力
電源喪失
0.2%

崩壊熱除去
機能喪失 99.8%

第 3.1.1.8-2 図事故シーケンスグループ別の炉心損傷頻度寄与割合

3.1.1-115

1.0E+05
インターフェイスシステムＬＯＣＡ

1.0E+04

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）
残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）

直流電源故障（区分Ⅰ）
直流電源故障（区分Ⅱ）

3.1.1-116

ＲＡＷ

1.0E+03

交流電源故障（区分Ⅰ）
交流電源故障（区分Ⅱ）

1.0E+02
原子炉緊急停止系誤動作等

逃がし安全弁誤開放
外部電源喪失大破断ＬＯＣＡ

1.0E+01

中破断ＬＯＣＡ

1.0E+00
1.0E-06

計画外停止

小破断ＬＯＣＡ

1.0E-05

タービン・サポート系故障

1.0E-04

第 3.1.1.8-3 図

1.0E-03
ＦＶ重要度

全給水喪失

水位低下事象

1.0E-02

起因事象の重要度解析結果

隔離事象

1.0E-01

非隔離事象

1.0E+00

1.0E+05
RHR-A/B/Cポンプ出口逆止弁開失敗
共通要因故障RHR-A/B/Cミニフローライン逆止弁
開失敗共通要因故障

RHRS-A/B/C/D
海水ポンプ起動失敗
共通要因故障RHRS-A/B流量制御弁開失敗
共通要因故障RHRS-A/B海水ストレーナ閉塞
共通要因故障1.0E+04

RHR-A/B熱交換器
バイパス弁閉失敗
共通要因故障3.1.1-117

ＲＡＷ

1.0E+03

RHR-A/Bポンプ起動失敗共通要因故障
RHR-A/Bポンプ室空調ファン起動失敗
共通要因故障RHR-A/B/Cポンプ室
空調ファン運転継続失敗
共通要因故障RHR-A/Bポンプ運転継続失敗
共通要因故障1.0E+02

RHR-A/B/Cポンプ起動失敗共通要因故障
RHR-A/B/Cポンプ室空調ファン起動失敗
共通要因故障RHRS-A/B/C/Dポンプ
運転継続失敗共通要因故障1.0E+01

RHR-A/B/Cポンプ運転継続失敗
共通要因故障RHRS-A/Bポンプ起動失敗
共通要因故障RHRS-Bメンテナンスによる待機除外

RHR-A/Bポンプ室
空調ファン運転継続失敗
共通要因故障1.0E+00
1.0E-03

RHR系操作失敗

DG-2C運転継続失敗
DG-2D運転継続失敗

1.0E-02

1.0E-01
ＦＶ重要度

第 3.1.1.8-4 図

緩和設備の基事象の重要度解析結果

1.0E+00

1.0E-03

3.1.1-118

炉心損傷頻度（／炉年）

1.0E-04

95%上限値
平均値

1.0E-05

中央値

1.0E-06

5%下限値

1.0E-07
1.0E-08
1.0E-09
1.0E-101.0E-11
1.0E-121.0E-13
1.0E-14
1.0E-15

事故シーケンスグループ

第 3.1.1.8-5 図事故シーケンスグループ別の不確実さ解析の結果

1.0E-04
ベースケース
1.0E-05

感度解析①（頻度論統計）
感度解析②（ベイズ統計）

3.1.1-119

炉心損傷頻度（／炉年）

1.0E-06

1.0E-07

1.0E-08

1.0E-09

1.0E-101.0E-11

1.0E-121.0E-13

事故シーケンスグループ

第 3.1.1.8-6 図プラント固有データの反映に関する感度解析結果（炉心損傷頻度の比較）

原子炉停止
機能喪失
＜0.1%

高圧注水・
減圧機能喪失＜0.1%

高圧・低圧
注水機能喪失＜0.1%

インターフェイス
システムＬＯＣＡ＜0.1%

ＬＯＣＡ時注水
機能喪失
＜0.1%

全交流動力
電源喪失
0.2%

原子炉停止
機能喪失
＜0.1%

高圧注水・
減圧機能喪失＜0.1%

高圧・低圧
注水機能喪失
＜0.1%

全交流動力
電源喪失
0.1%

インターフェイス
システムＬＯＣＡ
＜0.1%

原子炉停止
機能喪失
＜0.1%

ＬＯＣＡ時注水
機能喪失
＜0.1%

全交流動力
電源喪失
0.1%

3.1.1-120

崩壊熱除去
機能喪失 99.8%

崩壊熱除去
機能喪失 99.8%

高圧注水・減圧機能喪失＜0.1%

高圧・低圧
注水機能喪失＜0.1%

インターフェイス
システムＬＯＣＡ＜0.1%
ＬＯＣＡ時注水
機能喪失
＜0.1%

崩壊熱除去
機能喪失 99.8%

炉心損傷頻度：約 6.1E-5（／炉年）

炉心損傷頻度：約 9.8E-5（／炉年）

炉心損傷頻度：約 7.7E-5（／炉年）【ベースケース】【感度解析①（頻度論統計）】【感度解析②（ベイズ統計）】

第 3.1.1.8-7 図プラント固有データの反映に関する感度解析結果（事故シーケンスグループ別の寄与割合）

非隔離事象

メンテナンス

スクラム系

S/R弁開放

T1

MN

C

M

S/R弁再閉鎖 給水系※
P

Q

HPCS

RCIC

UH

UR

手動ADS LPCI-A
X1

VA

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

VS

VB

VC

WA

WB

3.1.1-121

No.

最終状態

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40

TW
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
合計値

※給水系は復水系を含めてモデル化。

第 3.1.1.8-8 図

給復水系をモデル化したイベントツリーの例（非隔離事象）

1.0E-04
給水系無し（ベースケース）
1.0E-05

給水系有り（感度解析）

3.1.1-122

炉心損傷頻度（／炉年）

1.0E-06

1.0E-07

1.0E-08

1.0E-09

1.0E-101.0E-11

1.0E-121.0E-13

事故シーケンスグループ

第 3.1.1.8-9 図

給水系のモデル化に関する感度解析結果（炉心損傷頻度の比較）

原子炉停止
機能喪失
＜0.1%

高圧注水・
減圧機能喪失＜0.1%

高圧・低圧
注水機能喪失＜0.1%

インターフェイス
システムＬＯＣＡ＜0.1%

ＬＯＣＡ時注水
機能喪失
＜0.1%

全交流動力
電源喪失
0.2%

3.1.1-123

崩壊熱除去
機能喪失 99.8%

原子炉停止
機能喪失
0.2%
全交流動力
電源喪失
0.7%

高圧注水・
減圧機能喪失<0.1%

高圧・低圧
注水機能喪失<0.1%

インターフェイス
システムＬＯＣＡ<0.1%
ＬＯＣＡ時注水
機能喪失
<0.1%

崩壊熱除去
機能喪失 99.0%

炉心損傷頻度：約 6.1E-5（／炉年）

炉心損傷頻度：約 1.4E-5（／炉年）【給水系無し（ベースケース）】【給水系有り（感度解析）】

第 3.1.1.8-10 図

給水系のモデル化に関する感度解析結果（事故シーケンスグループ別の寄与割合）

添付資料 3.1.1-1
出力運転時ＰＲＡの対象範囲について

ＢＷＲプラントの出力運転時を対象としたＰＲＡの対象範囲は，社団法人日本原子力学会が発行している日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状
態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準（レベル 1ＰＳＡ編）：２０
０８」において，「ＣＲ引抜開始」から「復水器真空破壊」までとされている。
ＢＷＲプラントの出力運転時ＰＲＡ及び停止時ＰＲＡの対象範囲を図１に示す。

原
子
炉
出
力
経過時間
出力降下開始全CR全挿入期間a

復水器真空破壊期間b

出力運転時PRA

図1

CR引抜開始

定格出力到達期間c
停止時PRA

出力運転時PRA

出力運転時ＰＲＡ及び停止時ＰＲＡの対象範囲（ＢＷＲ）

図 1 において，「出力降下開始〜全ＣＲ全挿入」，「全ＣＲ全挿入〜復水器真空破壊」，及び「ＣＲ引抜開始〜定格出力」の各期間は，次の理由により出力運転
時ＰＲＡで取り扱うことは妥当であると判断している。

(1)

出力降下開始〜全ＣＲ全挿入
緩和設備は，給水系を除いて，定格出力運転時とほぼ同等の構成である。

給復水系は原子炉出力降下に伴う給水流量の低下に応じてポンプを切り替えるが，運転中の機器の故障による給水喪失に至らないよう定格出力運転時と同様に待機させる機器が設けられている。このため，出力レベルの変化に伴
添付 3.1.1-1-1

う種々のパラメータの変化は，異常発生時の事象進展の緩急の差となっても，起因事象の発生頻度も大きく影響を受けるものではない。また，使用可能な緩和設備，あるいは緩和設備の信頼性の観点からは大きな相違はない。
また，原子炉圧力／出力が低下した状態では，プラント運用のため次のス
クラム信号がバイパスされるが，これは燃料健全性を確保する上で，次のインターロックによる原子炉スクラムの必要がない状態に移行したことによるものである。
・原子炉圧力の低下に伴う「主蒸気隔離弁閉」によるスクラム
・原子炉出力の低下に伴う「主蒸気止め弁閉」及び「タービン加減弁急速閉」によるスクラム
なお，本プラントのＰＲＡモデルでは，上記のスクラム信号による原子炉
スクラムに期待していないため，これらのスクラム信号の有無は本プラントのＰＲＡ結果に影響を与えるものではない。
(2)

全ＣＲ全挿入〜復水器真空破壊
緩和設備は，給水系を除いて，定格出力運転時とほぼ同等の構成となる。

復水系は，運転中の機器の故障による給水喪失に至らないよう定格出力運転時と同様に待機させる機器が設けられている。このため，異常事象発生時のパラメータの変化は，事象進展の緩急の差となっても，使用可能な緩和設備，
あるいは緩和設備の信頼性の観点からは大きな相違をもたらすものではない。
したがって，全ＣＲ全挿入から真空破壊までの期間で発生する過渡事象を
手動停止の起因事象に含めることで，出力運転時ＰＲＡとして取り扱う。
(3)

ＣＲ引抜開始〜定格出力
緩和設備は，給水系を除いて，定格出力運転時とほぼ同等の構成であることから，出力運転状態を対象としたＰＲＡに含める。
なお，原子炉停止後の時間経過及び新燃料の装荷による崩壊熱の低下を考添付 3.1.1-1-2慮すると，当該期間のリスクは定格出力運転中に比べて小さいと考えられる。

添付 3.1.1-1-3

添付資料 3.1.1.2-1
起因事象のグループ化について(1)

起因事象の同定選定した起因事象の具体的な同定は，以下のとおりである。
ａ．過渡事象及び設計基準事故に係る起因事象の同定
原子炉設置変更許可申請書添付書類十に評価されている過渡事象及び設計基準事故に関して，過渡事象を分析しているＥＰＲＩ

ＮＰ−２２

３０における事象分類との対応を確認し，起因事象として考慮すべき事
象を相互に確認する。また，過渡事象については，機器の故障及び人的過誤によるプラントの応答の特徴を把握するために，起因事象発生時の主要な状況（原子炉冷却材圧力バウンダリの状態，外部電源の有無，主蒸気隔離の有無）と緩和設備の主要な状況（初期給復水系の使用可否等，
主なスクラム信号）について整理する。過渡事象及び設計基準事故に係る起因事象の同定結果を表1に示す。
起因事象発生時の主要な状況と緩和設備の主要な状況が同様な事象については，同じ事象分類とし，起因事象のグループ化を検討する。また，
起因事象対象外とする事象については，その理由を表1に示す。
ｂ．従属性を有する起因事象等の同定（手動停止／サポート系喪失）
原子炉設置変更許可申請書添付書類八等に基づく原子炉の運転に係わる設備ごとに機能喪失時の影響を検討し，従属性を有する起因事象等を分析・同定した。整理した結果を表2に示す。
当該設備が機能喪失した場合に，広範な緩和設備が同時に機能喪失に至るサポート系故障等を，従属性を有する起因事象であるサポート系故障として摘出した。一方，緩和設備への影響範囲が限定的な事象は，従属性を有する起因事象ではなく，計画外停止として考慮する。
添付 3.1.1.2-1-1

ｃ．原子炉冷却材圧力バウンダリに係る起因事象の同定（ＬＯＣＡ及び格納容器バイパス）
原子炉冷却材圧力バウンダリに該当する容器・配管等の設備を摘出し，想定される破損モードを整理した。また，想定される破損モードに基づき起因事象を分析・同定を行った。整理した結果を表3に示す。
格納容器内での破損はＬＯＣＡとして，格納容器外での破損で破損部位が隔離できない場合は格納容器バイパスとして検討した。なお，格納容器外での破損で破損部位が隔離される場合は，隔離成功の時点で原子炉への影響は収束するため，溢水事象に分類し対象外とする。
ＬＯＣＡでは，原子炉冷却材圧力バウンダリからの冷却材の流出規模によりプラント応答や成功基準が異なるため，流出規模に応じて，漏えい，小破断ＬＯＣＡ，中破断ＬＯＣＡ，大破断ＬＯＣＡ及び設計基準事
故超過ＬＯＣＡ（以下「ＤＢＡ超過ＬＯＣＡ」という。）に分類する。
また，機器故障に起因する事象（ＰＬＲポンプメカニカルシールのリーク，ＡＤＳ／過渡時自動減圧回路の誤動作）については，配管等の破損と状況が異なるため別途検討する。これらの事象に関する検討と起因事象としての取扱い結果は表3に示すとおりである。ＬＯＣＡは発生経験のない稀有事象であり，プラント実績に基づいた統計による発生頻度評
価は困難であるため，発生頻度についても併せて検討する。
格納容器バイパスには，格納容器隔離弁の多重故障，弁試験時の隔離失敗等により原子炉圧力が低圧設計部等にかかることでこれが破損し，原子炉冷却材が格納容器外で流出するインターフェイスシステムＬＯＣ
Ａ事象（ＩＳＬＯＣＡ）と，常時開状態等の格納容器隔離弁に接続している配管が格納容器外で破損し，これに重ねて格納容器隔離弁の閉鎖に失敗することにより原子炉冷却材が格納容器外で流出する事象（格納容添付 3.1.1.2-1-2

器バイパス破断）が考えられる。両事象に該当する設備について，事象の発生頻度，影響程度を検討する。これらの検討と起因事象としての取扱い結果を表3に併せて示す。概略評価の結果，格納容器バイパス破断は発生頻度が小さいとして評価対象外とする。
なお，原子炉冷却材圧力バウンダリに係る検討においては，従属性を有する起因事象は特に摘出されなかった。

添付 3.1.1.2-1-3

(2)起因事象のグループ化
同定された起因事象（事象分類）において，プラント応答や必要となる緩和設備等が同等であり，同一のイベントツリー及びフォールトツリーで扱える事象をグループ化する。
起因事象は過渡事象，手動停止／サポート系喪失，ＬＯＣＡ及び格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）に大きく区分されるため，これらの区分ごとに，起因事象のグル一プ化の検討結果を示す。起因事象グループと事象の定義並びに事象と緩和設備の主要な状況を表4にまとめて示す。
ａ．過渡事象等のグループ化
過渡事象等は，表1に示すとおり事象発生のプラントの応答に応じて事象分類Ａから事象分類Ｊまでに分類しているが，各事象分類において，同一のイベントツリー及びフォールトツリーで扱える事象にグループ化する。各起因事象グループ内での事象の定義は，具体的な事象が設定されているＥＰＲＩ(a)

ＮＰ−２２３０の事象定義に基づくものとする。

事象分類Ａ（タービントリップ等），Ｂ１（主蒸気隔離弁の1弁閉鎖）及びＢ２（給水加熱喪失等）
事象分類Ａは，負荷の喪失に伴い，蒸気加減弁急速閉信号又は主蒸
気止め弁閉信号により，原子炉が自動スクラムする事象である。また，
事象分類Ｂ１及びＢ２は，原子炉出力の上昇に伴い，中性子束高信号
により原子炉が自動スクラムする事象である。
これらの事象分類では，原子炉スクラム信号は異なるが，いずれもタービンバイパス弁が作動することにより主蒸気が隔離されず，事象
発生初期から給復水系が利用できることから，1つの起因事象グループ「非隔離事象」としてグループ化する。
添付 3.1.1.2-1-4

(b)事象分類Ｃ（主蒸気隔離弁の閉鎖等），Ｄ（発電機負荷遮断バイパ
ス弁不作動等），Ｅ（復水器真空度喪失）
事象分類Ｃは，主蒸気隔離弁の閉鎖に伴い，主蒸気隔離弁閉信号により原子炉が自動スクラムする事象である。事象分類Ｄは，発電機負荷遮断及びタービンバイパス弁不作動に伴い，蒸気加減弁急速閉信号
又は主蒸気止め弁閉信号により原子炉が自動スクラムする事象である。
また，事象分類Ｅは，復水器真空度の喪失によるタービントリップに伴い，主蒸気止め弁閉信号により原子炉が自動スクラムする事象である。
事象分類Ｃ及びＤでは，原子炉スクラム信号は異なるが，いずれも主蒸気隔離弁閉鎖等により，原子炉がタービン側から隔離されることで，原子炉で発生した蒸気を復水器に排出できず，ホットウェル水位が低下すると，給復水系の継続利用に障害が生じる。また，事象分類
Ｅでは，復水器の真空度が喪失しているため，初期に給復水系が利用できる場合でも，ホットウェル水位の低下に伴い，いずれ給復水系を利用できなくなり，その後原子炉水位の低下により主蒸気隔離弁が閉鎖する。そのため，これらの事象分類は，いずれも原子炉がタービン側と隔離される事象であることから，1つの起因事象グループ「隔離事象」としてグループ化する。

(c)

事象分類Ｆ（全給水流量喪失）
本事象分類は，原子炉への給水流量の全喪失に伴い，原子炉水位低（レベル３）信号により原子炉が自動スクラムする事象である。
本事象分類では，事象発生初期から給復水系が利用できないため，
単独で1つの起因事象グループ「全給水喪失」としてグループ化する。

(d)

事象分類Ｇ（給水又は復水ポンプ1台トリップ等）
添付 3.1.1.2-1-5

本事象分類は，原子炉への給水流量の減少に伴い，原子炉水位低（レベル３）信号により原子炉が自動スクラムする事象である。
本事象分類では，事象発生初期から給復水系が利用可能であるが，給復水系の機能が低下していることから，単独で1つの起因事象グループ「水位低下事象」としてグループ化する。
(e)

事象分類Ｈ１（起動時における制御棒引き抜き），Ｈ２（原子炉保護系故障によるスクラム等）
事象分類Ｈ１は，起動時における制御棒の異常な引き抜きに伴い，原子炉出力ぺリオド短（起動領域計装）信号により原子炉が自動スクラムする事象である。また，事象分類Ｈ２は，原子炉緊急停止系誤信
号等により原子炉が自動スクラムする事象である。
これらの事象分類では，原子炉スクラム信号は異なるが，いずれも主蒸気が隔離されず，事象発生初期から給復水系が利用できること及び起因事象グループ「非隔離事象」のように原子炉圧力，水位等に大幅な変動を伴わないことから，1つの起因事象グループ「原子炉緊急停止系誤動作等」としてグループ化する。

(f)

事象分類Ｊ（逃がし安全弁誤開放）
本事象分類は，原子炉運転中に逃がし安全弁の誤開放に伴い，原子炉冷却材（蒸気）の一部がサプレッション・プールに流出し，原子炉を手動でスクラムさせる事象である。
本事象分類では，原子炉冷却材が流出する事象であること及び原子炉が減圧されることで原子炉隔離時冷却系が機能喪失することから，単独で1つの起因事象グループ「逃がし安全弁誤開放」としてグループ
化する。

(g)

事象分類Ｉ（外部電源喪失等）
添付 3.1.1.2-1-6

本事象分類は，外部電源の喪失に伴い，蒸気加減弁急速閉信号により原子炉が自動スクラムする事象である。
本事象分類では，事象の発生により非常用電源の確保が必要になることから，プラント応答が他とは異なることを考慮し，単独で1つの起因事象グループ「外部電源喪失」としてグループ化する。
ｂ．手動停止／サポート系喪失
従属性を有する起因事象であるサポート系故障は，原則としてグループ化を行わない。このため，以下に示す各事象分類を，単独で1つの起因事象グループとする。また，安全機能を有する緩和設備に何らかの不具合，故障が生じ，当該設備が待機除外となった状態での手動停止を「計画外停止」とし，単独で1つの起因事象グループとする。
(a)

手動停止／サポート系喪失（手動停止）「計画外停止」「残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）」「残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）」「交流電源故障（区分Ⅰ）」(b)

サポート系喪失（自動停止）「交流電源故障（区分Ⅱ）」「タービン・サポート系故障」（ＥＨＣ，ＩＡ，補器冷却海水系の機能喪失）(c)

サポート系喪失（直流電源故障）「直流電源故障（区分Ⅰ）」「直流電源故障（区分Ⅱ）」

ｃ．ＬＯＣＡでのグループ化
ＬＯＣＡは，表3に示すとおり，評価対象とする事象分類として大破断
ＬＯＣＡ，中破断ＬＯＣＡ及び小破断ＬＯＣＡを同定している。各事象
添付 3.1.1.2-1-7

分類のグループ化は以下のとおりである。
なお，学会標準ではポンプシールＬＯＣＡを起因事象グループとして挙げている。ＢＷＲではＰＬＲポンプシールＬＯＣＡがこれに該当すると考えられるが，同事象における原子炉冷却材流出の影響は小さいと考えられるため，単独でのグループ化は行わず，「漏えい」に含むものとした。
(a)

大破断ＬＯＣＡ
事象発生により，原子炉が減圧された状態になる範囲のＬＯＣＡ事象である。原子炉が減圧状態になるため，低圧注水を行うための原子炉減圧は不要である。他の事象分類とはプラント応答が異なるため，
単独で1つの起因事象グループ「大破断ＬＯＣＡ」とする。

(b)

中破断ＬＯＣＡ
小破断ＬＯＣＡと大破断ＬＯＣＡの中間範囲のＬＯＣＡ事象である。
プラント応答については，事象発生後短期間では原子炉が減圧状態に至らないが，長期間では減圧するとして扱う。このため，他の事象分類とはプラント応答が異なることから，単独で1つの起因事象グループ「中破断ＬＯＣＡ」とする。

(c)

小破断ＬＯＣＡ
タービン駆動のＲＣＩＣで注水により水位維持が可能な範囲のＬＯ
ＣＡ事象である。注水に利用できる系統等が他の事象分類とは異なるため，単独で1つの起因事象グループ「小破断ＬＯＣＡ」とする。

ｄ．格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）
格納容器バイパスとして，インターフェイスシステムＬＯＣＡ（ＩＳＬＯＣＡ）を同定している。ＩＳＬＯＣＡは，単独で1つの起因事
象グループとする。
添付 3.1.1.2-1-8

表1
東海第二発電所
原子炉設置変更許可申請書
添付書類十における過渡事象及び設計基準事故

起因事象の状況（注１）

EPRI NP-2230による過渡事象

原子炉起動時における制御棒の異常な引き抜き

28.起動時における制御棒引き抜き

出力運転中の制御棒の異常な引き抜き

27.出力運転中の制御棒引き抜き

原子炉冷却材流量の部分喪失
原子炉冷却材系の停止ル−プの誤起動

過渡事象及び設計基準事故に係る起因事象の同定結果

16.再循環ポンプ１台トリップ

原子炉冷却材
圧力バウンダリ

事象分類

初期給復水系の使用可否等

主なスクラム信号

継続可能

原子炉出力ぺリオド短（起動領域計装）(H1)
起因事象対象外15.再循環流量制御系の誤動作（再循環流量減少）

炉心流量が急速に減少し，ボイドが急増する。ボイドの増加によって原子炉水位は上昇するが，原子炉水位高（レベル8）によるタービントリップには至らず，また，原子炉スクラムにも至らない。

起因事象対象外18.再循環停止ル−プ誤起動

炉心流量が急激に増加する。このため，ボイドが減少し中性子束が増加するが，中性子束高信号発信には至らず，原子炉スクラムには至らない。

起因事象対象外

外部電源なし32.補助電源喪失

タービン側・主蒸気隔離弁
共隔離

不可（電源なし）

主蒸気隔離弁で隔離

蒸気加減弁急速閉(I)

可／継続に障害（ホットウェル水位低下）

主蒸気止め弁閉(E)

給水加熱喪失21.給水加熱喪失

継続可能

中性子束高（熱流束相当）(B2)

原子炉冷却材流量制御系の誤動作

14.再循環流量制御系の誤動作（再循環流量増加）

継続可能

中性子束高（中性子束）

(B2)

継続可能

蒸気加減弁急速閉又は主蒸気止め弁閉

(A)

負荷の喪失

1.発電機負荷遮断
3.タ−ビントリップ
10.圧力制御装置の故障（蒸気流量減少）
13.バイパス弁又は主蒸気加減弁の誤閉鎖
2.発電機負荷遮断バイパス弁不作動
4.タ−ビントリップバイパス弁不作動

タービン側で隔離

可／継続に障害（ホットウェル水位低下）

蒸気加減弁急速閉又は主蒸気止め弁閉(D)

主蒸気隔離弁で隔離

可／継続に障害（ホットウェル水位低下）

主蒸気隔離弁閉

(C)

継続可能

中性子束高

(B1)

継続可能

主蒸気止め弁閉(A)

8.復水器真空度喪失

過
渡
事
象

緩和設備の状況
主蒸気隔離

制御棒を引き抜いていくと，引抜制御棒近傍の出力が上昇するが，定格出力の105％のところで制御棒引抜阻止信号が出され，制御棒の引き抜きは阻止される。その結果，原子炉スクラムには至らない。

31.外部電源喪失
外部電源喪失外部電源の有無

5.主蒸気隔離弁の閉鎖
主蒸気隔離弁の誤閉止

7.主蒸気隔離弁の部分閉鎖
6.主蒸気隔離弁の１弁閉鎖
20.給水制御系の故障（流量増加，出力運転時）

給水制御系の故障

26.給水制御系の故障（流量増加，起動・停止時）
9.圧力制御装置の故障（蒸気流量増加）

原子炉圧力制御系の故障

主蒸気隔離弁で隔離

可／継続に障害（ホットウェル水位低下）

主蒸気隔離弁閉(C)

主蒸気隔離弁で隔離不可（起因事象）

原子炉水位低（レベル3）(F)

継続可能（機能低下）

原子炉水位低（レベル3）

(G)

継続可能

主蒸気止め弁閉(A)可／継続に障害（冷却材流出）手動スクラム(J)

原子炉緊急停止系誤信号(H2)

可／継続に障害（冷却材流出）（ホットウェル水位低下）

原子炉水位低（レベル3）

原子炉冷却材喪失(A)

12.タ−ビンバイパス弁誤開放
22.全給水流量喪失
23.給水又は復水ポンプ１台トリップ

給水流量の全喪失

24.給水制御系の故障（流量減少，出力運転時）
25.給水制御系の故障（流量減少，起動・停止時）
33.ＨＰＣＩ／ＨＰＣＳの誤起動
11.逃がし安全弁誤開放／開固着−

冷却材流出あり

30.原子炉保護系故障によるスクラム
34.プラント異常によるスクラム

継続可能

（注３）

35.原子炉保護系計装の故障によるスクラム

原子炉冷却材喪失

設
計
基
準
事
故

−

冷却材流出あり（注２）

主蒸気隔離弁で隔離

原子炉冷却材流量の喪失

17.全再循環ポンプトリップ

継続可能

主蒸気止め弁閉

原子炉冷却材ポンプの軸固着

19.再循環ポンプ軸固着

継続可能

主蒸気止め弁閉(A)

放射性気体廃棄物処理施設の破損−

炉心損傷の観点からは考慮不要であるため，本事象は対象外とした。

起因事象対象外

主蒸気管破断−事象発生により主蒸気隔離弁が閉鎖することで，初期の原子炉への影響は「主蒸気隔離弁の閉鎖」と同様となる。
主蒸気隔離弁閉鎖に失敗した場合は，格納容器をバイパスした状態での原子炉冷却材（蒸気）の喪失となるが，発生頻度が極めて小さい値となること
から，対象外とした。（別紙3.1.1.2-2）

起因事象対象外−

使用済燃料プールにおける燃料集合体の取扱い作業中に，燃料集合体が落下した場合でも原子炉の運転状態に影響することはないことから，対象外とした。

起因事象対象外制御棒落下−

事象発生により，瞬間的な出力上昇で一部の燃料の破損が考えられるが，主蒸気隔離弁が自動閉止する設計となっており，「主蒸気隔離弁の閉鎖」と
プラント挙動が同様であるため，この事象に包絡されるとし，対象外とした。

起因事象対象外原子炉冷却材喪失（ＰＣＶ解析）−

冷却材流出あり

主蒸気隔離弁で隔離

可燃性ガスの発生−

冷却材流出あり

主蒸気隔離弁で隔離

燃料集合体の落下（注１）29.制御棒の異常な挿入，36.手動スクラム，37.原因不明については対象外とした。

（注２）

可／継続に障害（冷却材流出）（ホットウェル水位低下）

原子炉水位低（レベル3）

原子炉冷却材喪失（注２）

可／継続に障害（冷却材流出）（ホットウェル水位低下）

原子炉水位低（レベル3）

原子炉冷却材喪失（注２）破断面積が小さい場合，原子炉水位が低下せず，隔離されないこともある。
（注３）給復水系に影響を及ぼす信号が発信していない場合。

添付 3.1.1.2-1-9

表2項目（添付書類八）原子炉及び炉心設備(添付書類八)

従属性を有する起因事象
及び計画外停止の同定

この設備が機能喪失する場合には，異常徴候を検知して原子炉をスクラムする可能性はあるものの，緩和設備への影響は考え難い。

-

燃料棒・燃料集合体

制御棒及び駆動機構

制御棒・制御棒駆動機構・制御棒駆動水圧系（制御棒駆動水ポンプ・ス この設備が機能喪失する場合に，直接原子炉スクラムに至ることはない。なお，他の要因による起クラムディスチャージボリューム）・水圧制御ユニット
因事象が発生した場合には，原子炉スクラムに失敗する可能性がある。
一方，誤動作等が発生した場合には，原子炉スクラムに至る可能性はあるが，緩和設備への影響は考え難い。

原子炉圧力容器
気水分離器及び乾燥器
ジェット・ポンプ
燃料の貯蔵設備及び取扱設 燃料取替機
備
原子炉建屋クレーン

原子炉補助系

機能喪失時の影響

燃料

圧力容器内部支持構造物

再循環系及び主蒸気系

従属性を有する起因事象の同定（1／4）

設備概要（添付書類八等）

炉心シュラウド・上部炉心格子・制御棒案内管・炉心支持板・給水ス
この設備が機能喪失する場合には，異常徴候を検知して原子炉をスクラムする可能性はあるもの
パージャ・炉心スプレイ用ノズル（高圧・低圧）・炉心スプレイスパー の，緩和設備への影響は考え難い。
ジャ・頂部冷却スプレイノズル・計装用ノズル・核計装検出器
原子炉圧力容器
この設備が機能喪失する場合には，原子炉冷却材喪失となる。
気水分離器・乾燥器
ジェット・ポンプ
ブリッジ・トロリ・燃料つかみ具・インターロック
クレーン・インターロック

新燃料貯蔵庫
使用済燃料プール
キャスク洗浄ピット

新燃料貯蔵ラック
使用済燃料貯蔵ラック・キャスクピット
キャスク洗浄ピット

燃料プール浄化冷却系

ポンプ・ろ過脱塩装置・熱交換器・スキマサージタンク・配管弁破損燃料検出装置
再循環系

シッピング
ポンプ・配管・弁

この設備が機能喪失する場合には，異常徴候を検知して原子炉をスクラムする可能性はあるものの，緩和設備への影響は考え難い。

--

この設備が機能喪失する場合には，使用済燃料の貯蔵等に支障が発生する可能性があるが，直接原子炉の運転状態に影響を与えるものではないことから，炉心損傷頻度を評価すための起因事象としては対象外とする。
-

再循環系の運転状態に異常が発生した場合には，原子炉スクラムする可能性がある。配管破損等の原子炉冷却材圧力バウンダリ異常の場合には，原子炉冷却材喪失の起因事象の同定にて検討する。

-

主蒸気系

主蒸気管・主蒸気隔離弁・逃がし安全弁・主蒸気隔離弁漏えい抑制系

この設備が機能喪失する場合には，原子炉スクラムに至る可能性がある。主蒸気隔離弁の閉止の場
合は隔離事象，逃がし安全弁の誤動作等の場合には逃がし安全弁誤開放として考慮する。

原子炉冷却材浄化系
原子炉隔離時冷却系

ポンプ・熱交換器・フィルタ脱塩装置・配管・弁ポンプ・蒸気駆動タービン・配管・弁

この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至ることはない。
この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至ることはない。一方，機能喪失に伴い原子炉停止操作を行う場合は，計画外停止として扱う。なお，当該設備に期待できないことを，アンアベイラビリティとして分岐確率（FT）で考慮している。
原子炉隔離時冷却系の誤動作については非隔離事象として考慮する。

計画外停止

残留熱除去系

原子炉停止時冷却系，低圧注水系，格納容器スプレイ冷却系（ポンプ・熱交換器・配管・弁）
残留熱除去系海水系

この設備が機能喪失する場合には，被冷却設備も機能喪失した状態となるため，従属性を有する起因事象とする。

従属性を有する起因事象

低圧炉心スプレイ系

ポンプ・配管・弁

低圧注水系

残留熱除去系に同じ

この設備が機能喪失する場合には，直ちに原子炉スクラムに至る可能性はない。一方，機能喪失に伴い原子炉停止操作を行う場合は，計画外停止として扱う。なお，当該設備に期待できないことを，アンアベイラビリティとして分岐確率（FT）で考慮している。
高圧炉心スプレイ系の誤動作については非隔離事象で，自動減圧系の誤動作については，冷却材喪失の起因事象の同定にて検討する。

高圧炉心スプレイ系

ポンプ・配管・弁

自動減圧系

逃がし安全弁

ほう酸水注入系

ほう酸水貯蔵タンク・ポンプ・配管・弁

原子炉補機冷却系

試料採取系

原子炉補機冷却系

この設備が機能喪失する場合に，直接原子炉スクラムに至ることはない。また，機能喪失に伴い原子炉停止操作を行う場合は，計画外停止として扱うが，注水機能及び除熱機能への影響はない。
一方，誤動作した場合には，原子炉が停止するため，計画外停止に含まれる。

-

計画外停止

計画外停止

この設備が機能喪失する場合には，復水器からの排ガス系が機能喪失するため，原子炉スクラムに至る可能性がある。このため，従属性を有する起因事象として考慮する。

従属性を有する起因事象

補機冷却海水系（タービン補機冷却系と共用の設備）

この設備が機能喪失する場合には，タービン補機冷却系が機能喪失する。このため，従属性を有す
る起因事象として考慮する。

従属性を有する起因事象

試料採取系

この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至ることはない。

-

添付 3.1.1.2-1-10

表2項目（添付書類八）タービン設備

従属性を有する起因事象の同定（2／4）

復水器および空気抽出器
復水ポンプ
復水脱塩装置

設備概要
機能喪失時の影響（添付書類八等）
蒸気タービン・湿分分離器・タービングランドシール・タービンバイパ この設備が機能喪失する場合には，タービントリップ，復水器真空度喪失，給水喪失等の過渡事象が発生し，原子炉スクラムに至る。このため，非隔離事象等の起因事象として考慮する。
ス系
復水器・空気抽出器
低圧復水ポンプ・高圧復水ポンプ
復水脱塩装置

給水加熱器
給水ポンプ

給水加熱器
給水ポンプ

循環水系
タービン補機冷却系

循環水系
冷却水ポンプ・熱交換器・配管弁設備(添付書類八)タービン

補機冷却海水系（原子炉補機冷却系と共用の設備）
計装及び制御中央制御室
原子炉出力制御系
安全保護系
核計装

制御盤・計測制御装置・通信連絡設備及び照明設備・中央制御室外原子 通信連絡設備等を除き，計測制御設備の機能喪失により，過渡事象が発生し原子炉スクラムに至る。このため，原子炉緊急停止系誤動作等の起因事象として考慮する。
炉停止装置
なお，タービン制御系については，故障等によりタービン関係機器の制御に支障をきたす可能性が反応度制御系・タービン制御系ある。このため，従属性を有する起因事象として考慮する。
原子炉緊急停止系・後備緊急停止系

変圧器

起動領域計装・出力領域計装・制御棒引き抜き監視装置・中性子計装電源回路
原子炉圧力容器計装・再循環回路計装・原子炉給水系および蒸気系計装・制御棒駆動系計装
制御棒引き抜き阻止回路・監視計算装置・制御棒価値ミニマイザ
この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至ることはない。
（RWM）
発電機故障など単体故障については，負荷遮断等によって，原子炉スクラムに至る。このため，非275kV送電線2回線，154kV送電線
隔離事象等として考慮する。
横軸円筒回転界磁3相同期発電機
なお，外部電源が喪失する場合には，外部電源喪失として考慮する。
固定子（水及び水素冷却）・回転子（水素冷却）
主要変圧器・所内変圧器・起動変圧器

開閉所
所内高圧母線

275kV超高圧開閉所
常用母線6・非常用母線2・HPCS母線1

原子炉プラント・プロセス系統
運転監視補助装置
電気系

この設備が機能喪失する場合には，主要なタービン設備が機能喪失し，原子炉スクラムに至る。このため，従属性を有する起因事象として考慮する。

送電線
発電機及び励磁装置

ディーゼル発電機設備

直流母線

この設備（母線下流の低圧母線を含む。）が機能喪失する場合には，当該区分の母線に接続する設備が機能喪失し，原子炉スクラム又は計画外停止等に至る。このため，従属性を有する起因事象として考慮する。
区分Ⅰの非常用母線喪失の場合，直ちに原子炉スクラムに至ることはないが，区分Ⅰの設備が機能喪失した状態で手動停止に至る。
区分Ⅱの非常用母線喪失の場合，計装用の共通母線の電源が喪失するため，給復水系の制御弁が全開となり，給復水ポンプがトリップすることにより原子炉スクラムに至る。
HPCS母線喪失の場合，直ちに原子炉スクラムに至ることはないが，計画外停止に至る可能性がある。

非常用ディーゼル発電機2
HPCSディーゼル発電機1

この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至る可能性はない。一方，機能喪失に伴い原子炉停止操作を行う場合は，計画外停止として扱い，この場合，当該設備に期待できないことを，アンアベイラビリティとして分岐確率（FT）で考慮している。

125V非常用電源母線2・125VHPCS用母線1250V常用電源母線1・±24V中性子モニタ用母線2

この設備（母線下流の低圧母線を含む。）が機能喪失する場合には，当該区分の母線に接続する設備が機能喪失し，原子炉スクラム又は計画外停止に至る。このため，従属性を有する起因事象として考慮する。
区分Ⅰの直流電源喪失の場合，高圧復水ポンプ−Ｂ及びＣがトリップするため給水流量が低下し，原子炉水位が低下することにより原子炉スクラムに至る。また，所内電源自動切替信号が発信しな
いため，外部電源喪失にも至る。
区分Ⅱの直流電源喪失の場合，タービンが自動トリップし，タービン主蒸気止め弁等が閉止することにより原子炉スクラムに至る。また，外部電源からの受電しゃ断器が操作不能となり，外部電源喪失にも至る。
HPCS母線喪失時には，直ちに原子炉スクラムに至ることはないが，計画外停止に至る可能性がある。

従属性を有する起因事象
及び計画外停止の同定-

従属性を有する起因事象

従属性を有する起因事象

-

-

-

従属性を有する起因事象
計画外停止

計画外停止

従属性を有する起因事象
計画外停止

安全保護系母線

原子炉保護系母線2・バイタル交流電源母線1・計装用母線2この設備が機能喪失する場合には，過渡事象が発生し原子炉スクラムに至る。このため，非隔離事
象等の起因事象として考慮する。

-

通信連絡設備及び照明設備

所内通話設備・加入電話・電力保安通信用電話・所内非常灯

この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至ることはない。

-

添付 3.1.1.2-1-11

表2項目（添付書類八）放射性廃棄物の廃棄施設

設備(添付書類八)気体廃棄物処理施設

液体廃棄物処理系

放射線管理施設

原子炉格納施設

発電所補助系

固体廃棄物処理系
遮蔽設備
放射線管理施設
放射線計測器

従属性を有する起因事象の同定（3／4）

設備概要
機能喪失時の影響（添付書類八等）
排ガス予熱器・排ガス再結合器・排ガス復水器・空気抽出器排ガス減衰 この設備が機能喪失する場合には，放射性廃棄物の処理等に支障が発生する可能性があるが，直接管・空気抽出器排ガス系フイルター・活性炭式希ガスホールドアップ装 原子炉の運転状態に影響を与えるものではないことから，炉心損傷頻度を評価するための起因事象
置・真空ポンプ・排気筒
としては対象外とする。
機器ドレン処理系・床ドレン処理系・再生廃液処理系・洗濯廃液処理
系・排ガス洗浄廃液処理系等
濃縮廃液系・使用済樹脂系・雑固体系・固体廃棄物貯蔵所
1次遮蔽・2次遮蔽・燃料取扱遮蔽・補助遮蔽
この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至ることはない。
出入管理室・汚染管理関係施設・試料分析関係設備
発電所内の放射線監視設備及び測定機器・放出放射性廃棄物及び系統内 この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至ることはない。
の放射線監視設備並びに測定機器・発電所外の放射線監視設備・個人管 ただし，プロセス放射線モニタの主蒸気管放射能高信号については，誤信号により原子炉スクラム
理用測定設備及び測定機器
及び主蒸気隔離弁閉鎖に至ることから，隔離事象として考慮している。

圧力抑制形格納容器（1次格納施設）
圧力抑制形格納容器貫通部
隔離弁

原子炉格納容器本体・ベント管・ベントヘッダ及びダウンカマ
格納容器貫通部・エアロック・機器搬入ハッチ
隔離弁

真空破壊装置
格納容器内ガス濃度制御系
ドライウェル内ガス冷却装置

真空破壊装置
可燃性ガス濃度制御系・原子炉格納容器調気系
ファン・冷却コイル

-

-

計画外停止

この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至る可能性はない。
この設備が機能喪失する場合には，ドライウェル内の空間温度が上昇することから，原子炉再循環ポンプなどの機器への影響が考えられるが，温度上昇は比較的緩やかであり，影響が生じる前に手動停止等の対応が可能である。
残留熱除去系に同じ
この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至る可能性はない。

残留熱除去系に同じ
建物・扉・エアロック

常用換気系及び空気冷却装置

常用換気系・空気冷却装置

原子炉建屋ガス処理系

湿分除去装置・排気ファン・フィルタ装置（高性能粒子フィルタ・チャ この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至る可能性はない。
コールフィルタ等）・排気筒
給水処理系
この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至る可能性はない。
(前処理装置・ろ過水タンク・純水造水装置・純水タンク)
補給水系(復水貯蔵タンク等)
この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至る可能性はない。

補給水系

-

この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至る可能性はない。一方，機能喪失に伴い原子炉停止操作を行う場合は，計画外停止として考慮する。

格納容器スプレイ冷却系
原子炉建屋(2次格納施設)

給水処理系

従属性を有する起因事象
及び計画外停止の同定

この設備が機能喪失する場合には，空間温度が上昇し，冷却対象機器への影響が考えられるが，温度上昇は比較的緩やかであり，影響が生じる前に手動停止等の対応が可能である。

計画外停止
-

換気系
消火装置
圧縮空気系

所内ボイラ

換気空調設備
消火栓設備（ろ過水タンク・消火ポンプ）
計装用圧縮空気系・所内用圧縮空気系

所内用ボイラ

この設備が機能喪失する場合に，直ちに原子炉スクラムに至る可能性はない。

-

計装用圧縮空気系が機能喪失する場合には，計装用圧縮空気系の圧力が規定値まで低下すると原子炉スクラムに至るが，緩和機能への影響はない。
一方，タービン設備では計装用圧縮空気系に依存している機器があるため，スクラムに至らないまでも重大な支障が生じた場合を想定し，従属性を有する起因事象として考慮する。
この設備が機能喪失する場合には，プラント起動停止時に復水器からの空気抽出ができなくなる場合がある。このため，非隔離事象等として考慮している。

従属性を有する起因事象-

添付 3.1.1.2-1-12表2

従属性を有する起因事象の同定（4／4）

評価のまとめ
同定結果
計画外停止

従属性を有する起因事象

起因事象グループ

事象の概要

事象の定義
原子炉停止機能，炉心冷却機能又は格納容器からの除熱機能を有する緩和設備の機能異常による計
画外の手動停止
残留熱除去系海水系の1区分が機能喪失し，当該安全区分の設備に期待できない状態での原子炉手
動停止
残留熱除去系海水系の1区分が機能喪失し，当該安全区分の設備に期待できない状態での原子炉手
動停止

計画外停止

緩和設備の機能異常が原因で原子炉を計画外に停止する事象

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）

残留熱除去系海水系（区分Ⅰ）機能喪失時の手動停止

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）

残留熱除去系海水系（区分Ⅱ）機能喪失時の手動停止

交流電源故障（区分Ⅰ）

交流電源機能喪失時（区分Ⅰ）の手動停止

交流母線や下流の電源設備（非常用ディーゼル発電機を除く）が機能喪失し，当該安全区分の設備に期待できない状態での原子炉手動停止

交流電源故障（区分Ⅱ）

交流電源機能喪失時（区分Ⅱ）の自動停止

交流母線や下流の電源設備（非常用ディーゼル発電機を除く）が機能喪失し，当該安全区分の設備に期待できない状態での原子炉自動停止

タービン・サポート系故障

タービン・サポート系（EHC，IA，補機冷却海水系）機能喪失時の手動
スクラム

直流電源故障（区分Ⅰ）

直流電源機能喪失時（区分Ⅰ）の自動停止

直流電源故障（区分Ⅱ）

直流電源機能喪失時（区分Ⅱ）の自動停止

タービン設備のサポート系が機能喪失し，タービン設備に期待できない状態での原子炉手動スクラ
ム
直流母線や下流の電源設備が機能喪失し，当該安全区分の設備に期待できない状態での原子炉自動停止
直流母線や下流の電源設備が機能喪失し，当該安全区分の設備に期待できない状態での原子炉自動停止

起因事象区分

手動停止／サポート系喪失（手動停止）

サポート系喪失（自動停止）

サポート系喪失（直流電源故障）

添付 3.1.1.2-1-13

添付資料 3.1.1.2-2
主蒸気管破断の分類の考え方について

主蒸気管破断後に主蒸気隔離弁閉鎖に失敗した場合，「格納容器バイパス」が発生するが，発生頻度が極めて小さい値となることから，評価対象外としている。
以下に主蒸気管破断による格納容器バイパスの発生頻度について，評価した結果を示す。

(1)

主蒸気管破断の発生頻度
隔離を伴う主蒸気管破断事例はないため，国内ＢＷＲの運転実績約 490
炉年（平成 21 年 3 月末までのＢＷＲ全 32 基の発電時間の合計値）において 0.5 件を仮定し，発生頻度が約 1.0E-3／炉年と考える。ただし，各発電所における主蒸気管は 4 本と仮定し，主蒸気管 1 本当たりとしては全頻度の 1／4 を用いることとする。

(2)

主蒸気管破断の隔離失敗確率
主蒸気管には漏えい検出（主蒸気管トンネル温度，主蒸気管流量等）による自動隔離機能がある。また，運転員の手動隔離操作にも期待できることから，隔離弁の隔離信号故障による機能喪失は十分小さいと考えられる。
よって，主蒸気管破断の隔離失敗確率は隔離弁の「閉失敗」の機械故障率（3.2E-4／要求時）のみを考慮する。なお，隔離弁は 2 弁あるが，「閉失敗」の共通要因故障は考慮していない。これは，各々の隔離弁が格納容器
内外の異なる環境に設置されているためである。

添付 3.1.1.2-2-1

(3)主蒸気管破断による格納容器バイパスの発生頻度
主蒸気管破断による格納容器バイパスの発生頻度は，隔離弁 2 弁の隔離失敗及び主蒸気管 4 本について発生が考えられることから，以下のとおり評価した。

（1.0E-3）／炉年×（1／4）×（3.2E-4）×（3.2E-4）×4＝1.0E-10／炉年

評価の結果，主蒸気管破断による格納容器バイパスの発生頻度は，
1.0E-10／炉年となり，発生頻度が極めて低い値となるため，評価対象外とした。

添付 3.1.1.2-2-2

添付資料 3.1.1.2-3
手動による原子炉停止事象のモデル化について

1.

はじめに
本ＰＲＡでは，外乱事象そのものではない「手動による原子炉停止事象」
を起因事象として取り扱っている。この事象の取扱いについて以下に説明する。

2.

手動による原子炉停止事象の定義と考慮すべき期間
手動による原子炉停止事象の定義は以下のとおりである。
・通常停止：定期検査のための計画停止及び緩和設備に影響しない軽微な事象発生による計画外の停止
・計画外停止：緩和設備に影響する事象発生による計画外の停止
・サポート系故障（手動停止）：緩和設備のサポート系に影響する事象発生
による計画外の停止
出力運転時ＰＲＡの対象範囲において，これらの事象を考慮すべき期間は
図 1 のとおり，期間ＡとＢに区分される。
定格出力状態

全制御棒
全挿入
期間Ａ
図1

復水器
真空破壊
期間Ｂ

手動による原子炉停止事象を考慮すべき期間
添付 3.1.1.2-3-1

(1)期間Ａ（出力降下開始〜全制御棒全挿入）
この期間に発生する緩和設備の作動を必要とする外乱事象（自動スクラ
ム事象）は，以下の理由により自動スクラムとなる過渡事象として取り扱う。
・この期間に発生する自動スクラム事象は，過渡事象等の発生頻度の算出に含めている（表 1）こと（実績による発生頻度の算出は，出力運転状
態を対象）
・出力が低下していることにより，外乱の影響の程度は，定格出力運転状
態より緩和されること（定格出力運転状態を仮定した緩和設備の成功基準より緩和される）・過渡事象等のモデルにおいて，緩和設備及びそのサポート系の待機除外確率が考慮されていること（非常用電源系の待機除外確率はモデル化されていないが，非常用電源系の許容待機除外時間は保安規定により短時間に制限されていること，その待機除外確率が小さいことから，過渡事
象等との重畳は考慮していない。）(2)

期間Ｂ（全制御棒全挿入〜復水器真空破壊）
この期間に発生する緩和設備の作動を必要とする外乱事象は，自動スクラムとなる過渡事象等の発生頻度の算出に含まれない。したがって，この期間に発生する緩和設備の作動を必要とする外乱事象を，原則，評価対象事象とする必要があり，以下のとおり取り扱う。
・外乱事象としては，給復水系の機器故障に起因した給復水系機能喪失を考慮する。
・起因事象として手動による原子炉停止事象を考慮し，その発生頻度として年当たりの停止回数を与える。
・給復水系機能喪失はイベントツリーのヘディングとしてモデル化し，添付 3.1.1.2-3-2

上記の起因事象の発生頻度と給復水系の機能喪失確率をもって，外乱
事象の発生頻度を表現する。
・ここで，計画外停止及びサポート系故障（手動停止）については，緩和設備との依存性があるため，従属性を有する起因事象として選定しているが，通常停止については，緩和設備との依存性がないことを考慮し，起因事象から除外する。

以上のとおり，手動による原子炉停止事象は外乱事象そのものではないが，緩和設備との依存性を有する計画外停止／サポート系故障（手動停止）について，炉心損傷頻度に有意な影響を与える可能性を考慮して起因事象として選定し，全制御棒全挿入から復水器真空破壊までの期間で発生する外乱事象をモデル化している。

3.

通常停止を起因事象として選定した場合の炉心損傷頻度への影響
上記 2.のとおり，通常停止は外乱事象そのものではなく，期間Ａ（出力降
下開始から全制御棒全挿入まで）に緩和設備の作動が必要とする外乱事象（自動スクラム事象）が発生した場合は過渡事象として取り扱われる。
このため，期間Ｂを対象に，給復水系の機能喪失確率を考慮して感度解析を実施し，通常停止を起因事象として選定した場合の炉心損傷頻度への影響を確認した。
その結果，全炉心損傷頻度は 6.3E-5／炉年となり，ベースケースの 6.1E-5／炉年に対して同程度となることを確認した。感度解析結果を表 2 及び表 3に示す。

添付 3.1.1.2-3-3

表1

出力降下中のスクラム事象

プラント名

発生日時

東京電力
福島第一原子力発電所 2 号機1984 年 10 月 21 日

中間領域モニタ高高による原子炉スクラム

原子炉緊急停止系
誤動作等

東京電力
福島第二原子力発電所 1 号機

1985 年 11 月 21 日

中間領域モニタ高高による原子炉スクラム

原子炉緊急停止系
誤動作等

東京電力
柏崎刈羽原子力発電所 1 号機

1992 年 2 月 28 日

タービンバイパス弁急閉後の給水ポンプトリップによる原子炉水位低スクラム

東北電力
女川原子力
発電所 1 号機

1998 年 6 月 11 日

中間領域モニタ高高による原子炉スクラム表2

スクラムの理由

起因事象の分類

非隔離事象

原子炉緊急停止系
誤動作等

通常停止を考慮した場合の炉心損傷頻度評価結果
通常停止の起因事象

通常停止の炉心損傷

全炉心損傷頻度

発生頻度（／炉年）

頻度（／炉年）（／炉年）

ベースケース

−−

6.1E-5

感度解析

1.6※１

2.3E-6

6.3E-5解析ケース※１：通常停止の発生件数（786 件）を国内ＢＷＲ全 32 基の総運転炉年（488.1 年）で除して算出。

添付 3.1.1.2-3-4

表3

通常停止を考慮した場合の事故シーケンスグループ別の炉心損傷頻度
炉心損傷頻度（／炉年）

事故シーケンスグループ

ベースケース

感度解析

高圧・低圧注水機能喪失

ＴＱＵＶ

3.5E-09

3.5E-09

高圧注水・減圧機能喪失

ＴＱＵＸ

2.0E-08

2.1E-08

長期ＴＢ

7.7E-08

7.7E-08

ＴＢＵ

2.1E-08

2.1E-08

ＴＢＰ

5.3E-10

5.3E-10ＴＢＤ

6.0E-12

6.0E-12ＴＷ

5.6E-05

5.8E-05

ＴＢＷ

4.8E-06

4.8E-06

ＴＣ

2.5E-08

2.5E-08

ＡＥ

1.4E-12

1.4E-12Ｓ１Ｅ

2.0E-112.0E-11Ｓ２Ｅ

1.6E-13

1.6E-13

ＩＳＬＯＣＡ

4.8E-10

4.8E-10

6.1E-05

6.3E-05

全交流動力電源喪失

崩壊熱除去機能喪失
原子炉停止機能喪失
ＬＯＣＡ時注水機能喪失
格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）
合計

添付 3.1.1.2-3-5

添付資料 3.1.1.2-4

起因事象の発生頻度評価に用いるデータベースの適用性について

起因事象発生頻度のデータベースは，メーカ及びエンジニアリング
会社によって，以下の情報を対象に起因事象発生件数を調査し，その結果を事業者が確認する枠組みで，定期的に更新している。
原 子 力 施 設 運 転 管 理 年 報（ 独 立 行 政 法 人

原子力安全基盤機構）

ＮＵＣＩＡで公開されているトラブル情報
電気事業者によるプレスリリース
平 成 20年 度 末 ま で の 起 因 事 象 発 生 頻 度 デ ー タ は 上 記 の 枠 組 み に よ る
デ ー タ ベ ー ス の 更 新 が 完 了 し て い る 。 一 方 ， 現 在 は 平 成 21年 度 か ら 平
成 23 年 度 末 ま で の 実 績 を 反 映 し た デ ー タ ベ ー ス の 更 新 を 実 施 中 で あ る 。
以上の状況を踏まえ，本ＰＲＡ評価時において利用可能な最新デー
タ と し て ， 平 成 20年 度 末 ま で の 原 子 力 プ ラ ン ト の 運 転 状 況 を 反 映 し た
起因事象発生頻度のデータを使用した。

添付 3.1.1.2-4-1

添付資料 3.1.1.2-5
外部電源喪失の発生頻度について本評価においては，「 外 部 電 源 喪 失 」を 含 む ，過 渡 事 象 及 び 従 属 性 を有する起因事象の発生頻度は，国内ＢＷＲの運転実績に基づいて設定
し て お り ，運 転 実 績 に は ，利 用 可 能 な デ ー タ で あ る 平 成 20 年 度（ 平 成
21 年 3 月 ）ま で の デ ー タ を 用 い ，発 生 し た 事 象 を 各 起 因 事 象 に 分 類 し ，その件数を運転炉年で除して発生頻度を算出している。
なお，外部電源喪失の発生頻度について，ＢＷＲ，ＰＷＲ，ＢＷＲ
及びＰＷＲの各ケースで計算した結果を表 1 に示すが，ほぼ同等の値となっている。

表 1

出力運転時ＰＲＡ「外部電源喪失」の発生頻度

計算ケース

ＢＷＲ

ＰＷＲ※

ＢＷＲ＋ＰＷＲ

発生件数

3

3

6

暦年

706.1 炉 年

621 炉 年

1327.1 炉 年

4.2E-3

4.8E-3

4.5E-3発生頻度（／炉年）※ 平 成 25 年 10 月 11 日「 川 内 原 子 力 発 電 所 1 号 炉 及 び 2 号 炉 Ｐ Ｒ Ａ について」参照東海第二発電所のＰＲＡにおける，外部電源喪失を起因とした場合の 炉 心 損 傷 頻 度 （ Ｃ Ｄ Ｆ ） は 1.5E-6／ 炉 年 で あ る た め ， Ｂ Ｗ Ｒ と Ｐ Ｗ
Ｒ の 運 転 実 績 を 合 計 し た 場 合 ， Ｃ Ｄ Ｆ は ， 1.5E-6×(4.5E-3／ 4.2E-3)＝ 1.6E-6／ 炉 年 と な り ， Ｃ Ｄ Ｆ の 増 加 分 は 1E-7／ 炉 年 と な る 。

添付 3.1.1.2-5-1

これにより，外部電源喪失を起因としたシーケンスのＣＤＦが一様に 1 割程度増加するものの，起因事象別のＣＤＦにおける外部電源喪失 の 割 合 は 全 体（ 全 Ｃ Ｄ Ｆ :6.1E-5／ 炉 年 ）の 約 2.5％ で あ る こ と か ら ，全体の結果に与える影響は極めて小さい。

添付 3.1.1.2-5-2

添付資料 3.1.1.2-6
ＬＯＣＡの起因事象発生頻度について(1)

事象の分類定義
ＬＯＣＡでは，原子炉冷却材圧力バウンダリからの冷却材の流出規模によりプラント応答や成功基準が異なるため，流出規模に応じて事象分類を定義する。ＮＵＲＥＧ−１１５０の定義と同様に「漏えい」，「小破断ＬＯ
ＣＡ」，「中破断ＬＯＣＡ」，「大破断ＬＯＣＡ」及び「設計基準事故（ＤＢＡ）超過ＬＯＣＡ」に事象を分類した。各事象の分類定義や等価破断径，
流出流量を表 1 に示す。
「漏えい」については常用系のポンプによる冷却材の補給可能範囲であり，事象が発生しても重大な原子炉への外乱に発展する可能性は小さいことから，起因事象から除外した。
「ＤＢＡ超過ＬＯＣＡ」については，ＮＵＲＥＧ−１８２９によると，
原子炉圧力容器破損の発生頻度は 1E-8／炉年以下となっており，他の起因事象に比べて十分に低い発生頻度となっている。そのため，本評価では起因事象から除外した。

添付 3.1.1.2-6-1

表1

ＬＯＣＡ関連事象の分類定義

事象分類

状態定義

漏えい

常用系（ＣＲＤポンプ等）
で補給可能な範囲

小破断
ＬＯＣＡ

ＲＣＩＣで注水可能な範
囲

中破断
ＬＯＣＡ

小破断ＬＯＣＡと大破断
ＬＯＣＡの中間範囲

大破断
ＬＯＣＡ

事象発生により原子炉が減圧状態になる範囲

ＤＢＡ超過
ＬＯＣＡ

設計基準事象でのＬＯＣ
Ａを超える範囲

(2)

等価破断径

流出流量
（運転圧）

発生頻度の設定
ＬＯＣＡは日米ともに発生経験がなく，かつ原子炉冷却材バウンダリの設計及び運転管理において日米で大きな差異がないため，ＬＯＣＡの起因
事象発生頻度の評価には，ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５７５０とＮＵＲＥＧ−１
８２９の文献データを用いた。調査に用いた文献の概要について以下に示す。
ａ．ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５７５０
Rates of Initiating Events at U.S.Nuclear Power Plants:1987-1995/February 1999
・米国原子力発電所の起因事象発生頻度を評価したもの
・ＬＯＣＡ関係は 1969 年から 1997 年の実績で検討
・ＬＯＣＡの発生経験はないため，配管の貫通クラックの発生経験から破断に進展する確率を乗じて評価，小破断ＬＯＣＡを除きエラー
ファクタ（ＥＦ）は 10 を設定
・ＬＯＣＡの分類定義はＮＵＲＥＧ−１１５０と同様の大，中，小 3
添付 3.1.1.2-6-2

段階
・経年変化（Trend）は一定とし，プラント間の相違もないとの位置づ
け・配管以外の寄与については評価対象外
ｂ．ＮＵＲＥＧ−１８２９（Draft Report for Comment）
Estimating Loss of Coolant Accident（LOCA）Frequencies Through the
Elicitation Process/June 2005
・リスク情報活用規制の一環としての設計基準ＬＯＣＡ見直しのため，
ＮＲＣがＬＯＣＡ発生頻度を評価したもの
・専門家パネル（Expert Elicitation）により不確定性を含めた検討を実施
・配管からの寄与のほか，非配管からの寄与として，原子炉圧力容器
や蒸気発生器などの機器も考慮
・ＬＯＣＡ時の流出流量（等価破断径）により 6 段階に分類
・25 年運転想定での発生頻度と 40 年運転想定での発生頻度の評価を実施し，ＢＷＲでは両者にほとんど差はない結果
・原子炉圧力容器については，確率論的破壊力学（ＰＦＭ）による評
価も参照しつつ，破損頻度を検討
・ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５７５０との比較結果あり，中破断ＬＯＣＡ部分を除き概ね一致

以上の両文献より，プラント間や経年変化での差異は小さいと考えられることから，これらのデータはプラントによらず使用できると考えられる。なお，不確実さが比較的大きいデータであることから，基本的に有効数字 1 桁として扱う。以下の算出方法に従い，ＬＯＣＡの発生頻度を検討したものを添付 3.1.1.2-6-3

表 2 に示す。

・ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５７５０及びＮＵＲＥＧ−１８２９の両文献データ（超過頻度，暦年ベース）を使用

以上より，ＬＯＣＡ事象分類と発生頻度を検討した結果を図 1 にまとめる。

添付 3.1.1.2-6-4

表2

ＬＯＣＡ発生頻度の検討

添付 3.1.1.2-6-5図1

ＬＯＣＡ事象分類と発生頻度検討のまとめ

添付 3.1.1.2-6-6

添付資料 3.1.1.2-7
ＥＣＣＳ配管破断を考慮したＬＯＣＡの炉心損傷頻度評価について

本ＰＲＡで評価しているＬＯＣＡは，具体的な破断箇所は設定していない。また，ＬＯＣＡの発生頻度は，海外の文献を参考に，大破断
ＬＯＣＡ，中破断ＬＯＣＡ，小破断ＬＯＣＡそれぞれに相当する大きさの破断の発生頻度を設定している。
これに対して，本評価では，原子炉冷却材圧力バウンダリを構成す
る配管のうち，ＥＣＣＳ等の配管が破断してＬＯＣＡが発生することを想定し，当該系統が緩和設備として期待できない場合の炉心損傷頻度を評価した。その結果，本評価の炉心損傷頻度は，ベースケースにおけるＬＯＣＡの炉心損傷頻度と比較して同程度であることを確認した。

(1)

ＥＣＣＳ及びその他の系統でのＬＯＣＡ発生頻度の算出
本ＰＲＡにおいて期待している緩和設備のうち，高圧炉心スプ
レ イ 系 （ Ｈ Ｐ Ｃ Ｓ ）， 原 子 炉 隔 離 時 冷 却 系 （ Ｒ Ｃ Ｉ Ｃ ）， 低 圧 炉 心
ス プ レ イ 系（ Ｌ Ｐ Ｃ Ｓ ）及 び 低 圧 注 水 系（ Ｌ Ｐ Ｃ Ｉ − Ａ ／ Ｂ ／ Ｃ ）を対象に，原子炉冷却材圧力バウンダリを構成する配管の溶接線でＬＯＣＡが発生すると仮定した。また，本ＰＲＡでは，破断口
径 が 125A 以 上 を 大 破 断 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ ，25A 以 上 125A 未 満 を 中 破 断 Ｌ Ｏ
Ｃ Ａ ，25A 未 満 を 小 破 断 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ と し て い る が ，本 評 価 で は ，配 管
口 径 が 100A 以 上 を 大 破 断 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ ，100A 未 満 を 中 破 断 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ とし，ＲＣＩＣは緩和設備として期待しないものとした。
系 統 別 の Ｌ Ｏ Ｃ Ａ の 発 生 頻 度 は ，下 記 の ① 式 に 基 づ き 算 出 し た 。
各系統の配管口径別の溶接線数と配管破断の頻度の算出結果を表
添付 3.1.1.2-7-1

1 に示す。
着目する系統の配管破断発生頻度着目する系統の溶接線数
ＬＯＣＡ発生頻度
原子炉冷却材圧力バウンダリでの全溶接線数

・・・①式
(2)

ＬＯＣＡ発生時の炉心損傷頻度
ＥＣＣＳ等の配管破断を想定した場合のＬＯＣＡの炉心損傷頻度は下記の②式で算出した。算出に用いた値と算出結果を表 2 に示す。

ＬＯＣＡ時の炉心損傷頻度
系統iに期待できない場合の条件付

系統iでのi ＬＯＣＡ発生頻度

炉心損傷確率・・・②式

本評価とベースケースにおけるＬＯＣＡの炉心損傷頻度の評価
結果の比較を表 3 に示す。評価結果の比較から，ベースケースでのＬＯＣＡの炉心損傷頻度に大きな相違が無いことを確認した。

添付 3.1.1.2-7-2

表 1 各系統の配管口径別の溶接線数と系統当たりのＬＯＣＡ発生頻度
配管破断発生頻度

溶接線数※１
1 00 A 以 上（／炉年）

1 00 A 未 満

大破断

中破断

ＬＯＣＡ

ＬＯＣＡ

ＲＣＩＣ

33

0

9. 5 E-0 7

0

ＨＰＣＳ

19

0

5. 4 E-0 7

0

ＬＰＣＳ

19

0

5. 4 E-0 7

0

ＲＨＲ−Ａ

21

0

6. 0 E-0 7

0

ＲＨＲ−Ｂ

21

0

6. 0 E-0 7

0

ＲＨＲ−Ｃ

21

0

6. 0 E-0 7

0

56 4

89

1 . 6E -0 5

2. 0 E-0 4

69 8

89

2 . 0E -0 5

2. 0 E-0 4

その他の原子炉冷却材圧力バウンダリ
合計※１：溶接線数は，クラス 1 機器の検査カテゴリＢ−Ｆ及びＢ−Ｊから抽出

表 2 各系統でのＬＯＣＡ発生時の条件付炉心損傷確率と炉心損傷頻度
条件付炉心損傷確率

炉心損傷頻度（／炉年）

大破断

中破断

大破断

中破断

ＬＯＣＡ

ＬＯＣＡ

ＬＯＣＡ

ＬＯＣＡ

ＲＣＩＣ

1 .5 E- 0 4

1 .5 E -0 4

1. 4 E-1 0

0

ＨＰＣＳ

1 .5 E- 0 4

1 .6 E -0 4

8. 1 E-1 1

0

ＬＰＣＳ

1 .5 E- 0 4

1 .5 E -0 4

8. 0 E-1 1

0

ＲＨＲ−Ａ

2 .3 E- 0 3

2 .3 E -0 3

1. 4 E-0 9

0

ＲＨＲ−Ｂ

2 .3 E- 0 3

2 .3 E -0 3

1. 4 E-0 9

0

ＲＨＲ−Ｃ

1 .5 E- 0 4

1 .5 E -0 4

8. 9 E-1 1

0

1 .5 E- 0 4

1 .5 E -0 4

2. 4 E-0 9

3 .0 E- 0 8

5 .5 E- 0 9

3 .0 E -0 8

その他の原子炉冷却材圧力バウンダリ
合計

添付 3.1.1.2-7-3

表 3
起因事象

本評価結果と本ＰＲＡ評価結果の比較
事故シーケンス

本評価
ベースケース（／炉年）（／炉年）

原子炉停止機能喪失

2.2E-122.2E-12

大破断

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

1.5E-11

1.4E-12

ＬＯＣＡ

崩壊熱除去機能喪失

5.5E-09

3.0E-09

合計

5.5E-09

3.0E-09

原子炉停止機能喪失

2.2E-11

2.2E-11

中破断

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

2.0E-112.0E-13

ＬＯＣＡ

崩壊熱除去機能喪失

3.0E-083.0E-08

合計

3.0E-083.0E-08

添付 3.1.1.2-7-4

添付資料 3.1.1.2-8
インターフェイスシステムＬＯＣＡの起因事象発生頻度について

(1)

はじめに
インターフェイスシステムＬＯＣＡ（以下「ＩＳＬＯＣＡ」という。）の発生頻度は，フォールトツリーを用いたシステム信頼性解析により評価した。システム信頼性解析の実施に当たっては，
ＩＳＬＯＣＡの発生の可能性がある系統及びシナリオを選定するとともに，機器故障率，人的過誤確率及び配管破損確率を用いて定量化した。

(2)

評価対象系統及び発生シナリオの選定
ＩＳＬＯＣＡの評価対象は，原子炉冷却材圧力バウンダリに接続し格納容器外に敷設された配管を有する系統のうち，以下の条件を基に選定した。原子炉冷却材圧力バウンダリに接続し格納容
器外に敷設された配管を第 1 図に，選定結果を第 1 表に示す。
①出力運転中に高圧設計部と低圧設計部とを分離する隔離弁が閉止されており，隔離弁の誤開放等により低圧設計部が過圧されることでＩＳＬＯＣＡ発生の可能性がある系統を選定②閉状態の弁が直列に 4 弁以上設置されている系統は発生頻度の観点で除外
以上を踏まえて選定した系統及びシナリオを表 2 に示す。

(3)

発生頻度の評価ａ．モデル化の仮定
本評価における主な仮定を以下に示す。
○ＩＳＬＯＣＡ発生後の隔離操作には期待しない。
○ＩＳＬＯＣＡの発生箇所は配管（熱交換器含む）とする。
添付 3.1.1.2-8-1

○ドレン・ベントラインは，配管径が小さいため除外する。
ｂ．評価に用いたパラメータ
(a)

機器故障率
電動弁の誤開及び内部リークなどの機器故障率には，国内

故障率データ（「故障件数の不確実さを考慮した国内一般機
器 故 障 率 の 推 定 」 ， 2009 年 5 月

日本原子力技術協会）を使

用した。
(b)

人的過誤確率
人的過誤は，弁の誤操作及び試験後の通常状態復旧失敗をモデル化しており，弁の誤操作は，ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５９
２ ８ と 同 様 に 1.0E-3／ d を 使 用 し ， 試 験 後 の 通 常 状 態 復 旧 失
敗はＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８（ＴＨＥＲＰ手法）を基に2.0E-3／ d と 評 価 し た 。
(c)

配管破損確率
配管破損確率は，ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５９２８が参照しているＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５８６２に基づく破損確率算出方法
を 用 い ， 配 管 の 口 径 や 肉 厚 な ど を 考 慮 し ,各 評 価 対 象 配 管 に 対し表 3 のとおり設定した。また，熱交換器の破損確率は，Ｎ
ＵＲＥＧ／ＣＲ−５９２８より表 4 のとおり設定した。
ｃ．評価結果フォールトツリーを用いたシステム信頼性解析により評価した 結 果 ， Ｉ Ｓ Ｌ Ｏ Ｃ Ａ の 発 生 頻 度 は 約 4.8E-10 ／ 炉 年 （ エ ラ ー
フ ァ ク タ ： 約 19.6 ） と な っ た 。 Ｉ Ｓ Ｌ Ｏ Ｃ Ａ の カ ッ ト セ ッ ト（ 上 位 20 位 ） を 表 5 に 示 す 。
ＩＳＬＯＣＡの発生頻度が最も高いと評価された系統はＲＨ
添付 3.1.1.2-8-2

Ｒであり，テスタブル逆止弁の定期試験時に電動弁の定期試験終了後の通常状態への復旧失敗及びテスタブル逆止弁の閉失敗によりＲＨＲポンプの吐出圧で設計された配管が破損する場合
となった。
(4)

ＩＳＬＯＣＡ発生頻度の評価結果における海外との差について
上 記 (3) の と お り ， 本 プ ラ ン ト に お け る Ｉ Ｓ Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 発 生 頻 度
は 約 4.8E-10 ／ 炉 年 と 評 価 し た 。 一 方 ， Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ ／ Ｃ Ｒ − ５ １２４に記載されている海外プラントにおけるＩＳＬＯＣＡ発生頻
度 は ， 本 プ ラ ン ト と 比 較 し て 1E+3〜 1E+4 倍 程 度 高 い （ 表 6） 。 こ
れについて，海外プラントとの評価方法の違いを以下に整理する。
a. 比 較 方 法
海外プラントは，いずれもＢＷＲプラントであり評価結果はそれぞれ異なるが，本プラントと同じ型式（ＢＷＲ−５ Ｍａｒ
ｋ − Ⅱ ） の Nine Mile Point-2 （ 以 下 「 Ｎ Ｍ Ｐ ２ 」 と い う 。 ）を比較対象に選定した。
b. 比 較 結 果
ＮＭＰ２及び本プラントにおける系統別のＩＳＬＯＣＡ発生頻度の評価結果を表 7 に示す。表 7 から，ＮＭＰ２と本プラン
ト と の 差 は ， Ｎ Ｍ Ｐ ２ が 発 生 頻 度 の 高 い Steam Condensing の Ｉ
ＳＬＯＣＡ発生を考慮しているためである（本プラントは
Steam Condensing を 撤 去 済 み ） 。
一方，ＮＭＰ２の評価において評価対象としており，本プラ
ントのドミナントとなるＬＰＣＩのＩＳＬＯＣＡに対する評価
内容の比較について，表 8 のとおり行った。表７の結果は以下のとおりである。
添付 3.1.1.2-8-3

・ 本プラントは人的過誤として定期試験時の電動弁の通常状態復旧失敗，機器故障として定期試験時の逆止弁の閉失敗を想定し，これらの同時発生によりＩＳＬＯＣＡが起こる
事象がドミナントシナリオとなる。
・ ＮＭＰ２は運転時にＬＰＣＩの定期試験を行わないため，複数の機器故障の同時発生のみを想定しており，ドミナン
トシナリオとなる。

上記のとおり，ＩＳＬＯＣＡのドミナントシナリオの想定は異なるが，発生頻度の評価に用いている機器故障率の違いにより，ＮＭＰ２は本プラントのことを確認した。

添付 3.1.1.2-8-4発生頻度となっている

添付資料 3.1.1.2-8
表 1

ＩＳＬＯＣＡの評価対象の選定結果

原子炉冷却材圧力バウンダ
リに接続されている配管
給水系注入配管

選定結果

備考

対象外※１

通常運転時に隔離弁が開状態となっており，隔離弁の誤開放等により発生
するＩＳＬＯＣＡ評価の対象外

高圧炉心スプレイ系

高圧炉心スプレイ注入配管

評価対象

-

原子炉隔離時冷
却系

原子炉隔離時冷却系原子炉
圧力容器頂部スプレイ配管

評価対象

-

原子炉隔離時冷却系蒸気供
給配管

対象外※１

低圧炉心スプレイ系
残 留 熱 除 去 系（ Ａ ,Ｂ ,Ｃ ）残 留 熱 除 去 系（ Ａ ,Ｂ ）低圧炉心スプレイ系注入配管
残留熱除去系原子炉注入配管
残留熱除去系停止時冷却モード吸込配管

評価対象

通常運転時に隔離弁が開状態となっており，隔離弁の誤開放等により発生
するＩＳＬＯＣＡ評価の
対象外
-

評価対象

-

評価対象

-

評価対象

-

残 留 熱 除 去 系（Ａ）

残留熱除去系停止時冷却モード原子炉圧力容器戻り配管
残留熱除去系原子炉圧力容器頂部スプレイ配管

対象外※２

閉状態の弁が直列に 4 弁設置されておりＩＳＬＯ
ＣＡの発生頻度が十分低いため対象外制御棒駆動水圧系

制御棒駆動水圧系制御棒挿
入側配管

対象外※１

制御棒駆動水圧系制御棒引
抜側配管

対象外※１

通常運転時に隔離弁が開状態となっており，隔離弁の誤開放等により発生
するＩＳＬＯＣＡ評価の対象外

ほう酸水注入系

ほう酸水注入系注入配管

対象外※２

原子炉冷却材浄化系
主蒸気系

原子炉冷却材浄化系入口配
管
主蒸気系配管

対象外※１
対象外※１

原子炉圧力容器
計装系
試料採取系

原子炉圧力容器計装系配管

対象外※１

試料採取系サンプリング配
管

対象外※１

系統名
給水系

閉状態の弁が直列に 4 弁
設 置 さ れ て お り ISLOCAの発生頻度が十分低いため対象外
通常運転時に隔離弁が開状態となっており，隔離弁の誤開放等により発生
するＩＳＬＯＣＡ評価の対象外※１：出力運転中に高圧設計部と低圧設計部とを分離する隔離弁が閉止されており，隔離弁の誤開放等により低圧設計部が過圧されることでＩＳＬＯＣＡ発生の可能性がある系統を選定。
※２：閉状態の弁が直列に 4 弁以上設置されている系統は発生頻度の観点で除外

添付 3.1.1.2-8-5

表 2

ＩＳＬＯＣＡの発生を想定する系統及びシナリオの一覧表
系統
ケース
発生シナリオ
電 動 弁 F004， 逆 止 弁 F005， F024 の 故 障 ， 誤
高圧炉心ス
動作及び定期試験の組合せによって同時に開プレイ系−状態となり，ポンプ吸込部の低圧設計配管が（ 図 1）
破損
電 動 弁 F013， 逆 止 弁 F065， F066 の 故 障 ， 誤
原子炉隔離
動作及び定期試験の組合せによって同時に開時冷却系−状態となり，ポンプ吸込部の低圧設計配管が（ 図 2）
破損
電 動 弁 F005， 逆 止 弁 F006 の 故 障 ， 誤 動 作 及①び定期試験の組合せによって同時に開状態となり，ポンプ吐出圧設計配管が破損
低圧炉心ス
プレイ系
電 動 弁 F005， 逆 止 弁 F003， F006 の 故 障 ， 誤（ 図 3）
動作及び定期試験の組合せによって同時に開②状態となり，ポンプ吸込部の低圧設計配管が破損
電 動 弁 F042A/B， 逆 止 弁 F041A/B の 故 障 ， 誤
動作及び定期試験の組合せによって同時に開①状態となり，ポンプ吐出圧設計配管又は熱交
換器が破損
残留熱除去
電 動 弁 F042A/B， 逆 止 弁 F031A/B， F041A/B の系 （ Ａ ,Ｂ ）故障，誤動作及び定期試験の組合せによって②（ 図 4）
同時に開状態となり，ポンプ吸込部の低圧設計配管が破損
電 動 弁 F008， F009 の 故 障 の 組 合 せ に よ っ て 同③
時に開状態となり，低圧設計配管が破損
電 動 弁 F042C， 逆 止 弁 F041C の 故 障 ， 誤 動 作①
及び定期試験の組合せによって同時に開状態となり，ポンプ吐出圧設計配管が破損
残留熱除去
系（Ｃ）
電 動 弁 F042C ， 逆 止 弁 F031C ， F0041C の 故（ 図 5）
障，誤動作及び定期試験の組合せによって同②時に開状態となり，ポンプ吸込部の低圧設計
配管が破損

添付 3.1.1.2-8-6表 3各系統の配管破損確率対象

配 管 破 損 確 率 （ ／ d）

ＲＨＲ−Ａ／Ｂ吐出圧配管
ＲＨＲ−Ｃ吐出圧配管
ＬＰＣＳ吐出圧配管
ＨＰＣＳ低圧配管
ＬＰＣＳ低圧配管
ＲＨＲ低圧配管
ＲＣＩＣ低圧配管

表 4
対象

熱交換器破損確率
配 管 破 損 確 率 （ ／ d）

ＲＨＲ熱交換器添付 3.1.1.2-8-7

表6

海外
プラント
Peach
Bottom添付 3.1.1.2-8-9Nine Mile
Point-2
Quad
Cities

海外プラント及び東海第二発電所における
ＩＳＬＯＣＡ発生頻度の評価結果

ＩＳＬＯＣＡ
発生頻度（／炉年）

東海第二発電所※１，２との比較

ＩＳＬＯＣＡによる炉心損傷頻度（／炉年）

東海第二発電所との比較※１，２

4.8E-06

1.0E+04

1.0E-06

2.1E+03

9.8E-06

2.0E+04

8.8E-06

1.8E+04

1.1E-05

2.3E+04

9.3E-07

1.9E+03※1 海外プラント／東海第二発電所※2 東海第二発電所はＩＳＬＯＣＡ発生＝炉心損傷と定義している。海外プラントは系統によってはＩＳＬＯＣＡ発生後の隔離操作を考慮するため結果が異なる。

添付 3.1.1.2-8-9

表7Nine Mile Point-2 及び東海第二発電所における系統別のＩＳＬＯＣＡ発生頻度の評価結果
Nine Mile Point-2

系統

配管過圧頻度

配管破損確率

（／炉年）

（／d）

ISLOCA
発生頻度（／炉年）

添付 3.1.1.2-8-10

HPCS

2.7E-07

2.7E-02

8.6E-14

RCIC

-

-

-

LPCS

3.7E-06

4.0E-03

2.9E-11LPCI

1.3E-05

4.0E-03

8.8E-09

RHR（suction）

7.7E-07

1.6E-02

4.1E-09

Vessel Head Spray

4.4E-06

1.7E-03

9.3E-13

Feedwater

1.0E-03

1.0E-03

1.0E-06

Steam Condensing

8.9E-03

4.0E-03

8.8E-06--

9.8E-06-

4.8E-10

合計

東海第二発電所

合計-

添付 3.1.1.2-8-10

表8Nine Mile Point-2 及び東海第二発電所におけるＬＰＣＩのＩＳＬＯＣＡ発生頻度の評価内容
Nine Mile Point-2

評価項目

東海第二発電所

・ＲＨＲ−Ａ／Ｂのバウンダリ弁 ・ＲＨＲ−Ａ／Ｂのバウンダリ弁

ドミナントシナリオ

添付 3.1.1.2-8-11（電動弁及び逆止弁）の内部リー（逆止弁）の定期試験時に，バウ

ク又は破損が重なることにより，ンダリ弁（電動弁）の閉状態復旧

バウンダリ弁が同時に開状態とな

失敗と，逆止弁の閉失敗が重なる

り，ポンプ吐出圧設計配管が破損ことにより，バウンダリ弁が同時に開状態となり，ポンプ吐出圧設計配管が破損・ＩＳＬＯＣＡ発生後の隔離操作に ・ＩＳＬＯＣＡ発生後の隔離操作に期待しないモデル化の仮定

期待しない

・ＩＳＬＯＣＡの発生箇所は配管

・ＩＳＬＯＣＡの発生箇所は配管

・ドレンライン及びベントラインは ・ドレンライン及びベントラインは
配管径が小さいため除外
逆止弁内部リーク ：①約 7.3E-04

パ ラ メ ー タ

機器故障率：③約 4.0E-04−

評価結果⑥約 2.0E-03（ＬＰＣＩでの人的過誤は発生しな （定期試験時の電動弁の閉状態へのいとし，人的過誤確率は設定無し）

配管破損確率逆止弁の閉失敗 ：⑤約 2.5E-05

電動弁内部リーク ：②約 6.0E-04
電動弁誤操作人的過誤確率

配管径が小さいため除外

復旧失敗 ）④約 4.0E-03（ＬＰＣＩ−Ａ／Ｂ／ ⑦約 3.1E-03（ＬＰＣＩ−Ａ／Ｂ）
Ｃ）⑧約 1.2E-03（ＬＰＣＩ−Ｃ）

約 8.8E-09／炉年

約 3.8E-10／炉年｛ ①×（②＋③）×④ ｝×3{ ⑤×⑥×⑦ ｝×2＋{ ⑤×⑥×⑧ }添付 3.1.1.2-8-11

MO

格納容器

原子炉隔離時冷却系原子炉
圧力容器頂部スプレイ配管
AO

MO

残留熱除去系原子炉圧力容器頂部スプレイ配管

NO

MO

NO

MO

NO

MO

NO

MO

NO

MO

NO

高圧炉心スプレイ系
注入配管
低圧炉心スプレイ系
注入配管

逃がし安全弁AO

AO

主蒸気系配管

原子炉圧力容器

添付 3.1.1.2-8-12

残留熱除去系Ａ系
注入配管
残留熱除去系Ｂ系
注入配管

NO

残留熱除去系Ｃ系
注入配管

MO

MO

原 子 炉 隔離 時 冷却 系 蒸
気供給配管

AO

給水注入配管
圧力容器計装系
計装配管

残留熱除去系
停止時冷却モード
吸込配管

MO

制御棒駆動水圧系
制御棒引抜側配管

MO

制御棒駆動水圧系
制御棒挿入側配管
MO

AO

原子炉再循環ポンプ

原子炉再循環ポンプ
MO

MO

MO
MO

MO

MO

残留熱除去系
停止時冷却モード
注入配管

ほう酸水注入系
注入配管

MO

MO

MO

MO

原子炉冷却材浄化系
入口配管

ＩＳＬＯＣＡ評価対象
試料採取系
サンプリング配管

第 1 図 原子炉冷却材圧力バウンダリに接続し格納容器外に敷設されている配管

添付 3.1.1.2-8-12

原子炉圧力容器
7-18V7D
O
C
MO

MO

E22-F011

E22-F010

MONO

E22-F005 E22-F038

E22-F004
E22-F024

MO

E22-F023
復水貯蔵タンクB

原子炉格納容器
MO

7-18V7E

E22-F012

サプレッションチェンバ
2-18V4B

復水貯蔵タンクA
E22-F015

MO

添付 3.1.1.2-8-13

DD003
2-18V40B

2-18V4A
E22-F016
2-18V40AMO

破断

E22-F001

E22-C001

E22-F002

HPCSポンプ

低圧設計

図1

ＨＰＣＳのＩＳＬＯＣＡ発生箇所

MO

7-18V7D

高圧設計

E51-F059

MO

E51-F023

E51-F022

原子炉格納容器MO

AO

NO

E51-F013

E51-F065

E51-F066

MO

Aタンクへ

E51-F012

E51-F018
復水貯蔵タンクB

2-18V4B

2-18V40B

油冷却器

MO

7-18V7E
E51-F046

E51-PCV-F015
原子炉圧力容器

主蒸気ライン

復水貯蔵タンクA

2-18V4A

2-18V40AMO

MO

E51-F064

E51-F063

MO

RHR-Aへ（サプレッションチェンバへ）

F019

F021
MO

E51-F045

MO

E51-F040

高圧設計

E51-F011

C002

C001

DD012

MO

E51-HOMO

E51-F010

サプレッションチェンバ

MO

E51-C002
E51-F068

低圧設計
MO

破断

E51-F047
E51-F031

E51-F030

E51-F016

E51-F044
E51-F049
復水ポンプ

図2

ＲＣＩＣのＩＳＬＯＣＡ発生箇所

添付 3.1.1.2-8-13

高圧設計

O
C

吐出圧設計

NO

ケース①

MO

破断

原子炉圧力容器

E21-F051

E21-F006

E21-F005
E21-F012

MO

原子炉格納容器

E21-F003

E21-F011

E21-F052

サプレッション
チェンバ

ＬＰＣＳポンプ
E21-C001
ケース②

DD003

低圧設計

添付 3.1.1.2-8-14

MO

破断

MO

E21-F001

図3

ＬＰＣＳのＩＳＬＯＣＡ発生箇所
RCICよりNONO

E51-F065

E51-F066

MO

E12-F023 E12-F019
モデル化省略
PCVスプレイライン

MO

ケース①

吐出圧設計
破
断

高圧設計
NO

MO

E12-F042A

LPCIラインMO

MO

ヘッドスプレイライン

RCIC

MO

E12-F016A E12-F017A

MO

E12-F041A
E12-F092A
NO

原子炉
圧力容器

FDCTへ
停止時冷却ライン

E12-F049
E12-F040
ミニフローライン
RHR-Bへ

E12-F053A

低圧設計

ケース③

高圧設計
PLRポンプAMO

E12-F024A

MO

E12-F046A

破断MO

E12-F070

MO

MO

E12-F064A

E12-F050A E12-F090A

E12-F008
RHR-Bへ
S/Pスプレイライン

E12-F027A

MO

E12-F009 E12-F091

E12-F003A
テストライン
E12-F072A
MO

E12-F048A

E12-F006A

E12-F018AMO

破断

DD006AMO

E12-F047A

E12-F098A

RHR熱交換器
B001A

E12-F031A
RHRポンプA
E12-C002A

吐出圧設計

図4

MO

破
断

E12-F004A

ケース②

低圧設計

ＲＨＲ−Ａ(Ｂ)のＩＳＬＯＣＡ発生箇所（：ＬＰＣＩ配管破損ケース）

添付 3.1.1.2-8-14

吐出圧設計

高圧設計

ケース①
MO

NO

破断

E12-F042C

低圧設計

RHR-Aより
RHR-Bより

E12-F046C

MO

E12-F064C

添付 3.1.1.2-8-15

E12-F018C

E12-F098C

E12-F041C
E12-F092C

MO

E12-F021

E12-F031C RHRポンプ

低圧設計

破
断

E12-C002C

DD006CMO

E12-F004C

ケース②

図5

ＲＨＲ−ＣのＩＳＬＯＣＡ発生箇所

添付 3.1.1.2-8-15

原子炉
圧力容器

添付資料 3.1.1.2-9
起因事象発生頻度のエラーファクタの設定について

エラーファクタ（ＥＦ）を設定するパラメータは，起因事象発生頻度，機器故障率，ヒューマンエラー発生頻度などがある。そのうち，ＬＯＣＡとＩＳＬＯＣＡを除いた起因事象の発生頻度については，先行ＰＲＡの知見を参考に一律でＥＦ＝3と設定している。本ＰＲＡにおける起因事象発生頻度のＥＦの設定の考え方を以下に示す。

(1) 先行ＰＲＡの知見① ＷＡＳＨ−１４００
ＷＡＳＨ−１４００では，起因事象発生頻度のＥＦの考え方については言及されていないが，機器故障率に対する不確かさの因子（上限値と下限値のバラツキの桁数）として 10（ＥＦ＝3 相当）又は 100（ＥＦ＝10 相当），特に不確実さの大きいと考えられるものについては 1,000（ＥＦ＝30 相当）を使用すると記載されている。
② ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−４５５０
ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−４５５０［１］では，起因事象の種別や発生頻度の大きさに係らず，全ての起因事象についてＥＦ＝3 と設定されている（表 1）。

(2) 感度解析の実施
上記のとおり，本ＰＲＡにおいては基本的にＥＦ＝3 と設定しているが，発生実
績の無い起因事象については，不確実さが大きいことも考えられることから，ＥＦを変更した場合の感度解析を実施し，影響を確認した。
① 対象とした起因事象
発生実績が無く，発生件数を 0.5 件と仮定している以下の起因事象を対象とす
添付 3.1.1.2-9-1

る。
・ 逃がし安全弁誤開放・ 残留熱除去系海水系故障
・ 交流電源故障・ タービン・サポート系故障
・ 直流電源故障②

感度解析結果ＥＦ＝10 とした場合の感度解析結果を表 2 に示す。ＥＦを変更した起因
事象についてＣＤＦ平均値に大きな変化はなく，結果として全ＣＤＦの平均値について変化はない。また，全ＣＤＦのＥＦについても大きな変化はない。
この結果は，今回のＰＲＡでは発生実績のある発生頻度が高い非隔離事象の寄与が支配的になっていることによるものである。

参考文献[1] Analysis of Core Damage Frequency From Internal Events: Methodology
Guidelines（NUREG/CR-4550）

添付 3.1.1.2-9-2

表 1 NUREG/CR-4550 TableⅧ.1-1 抜粋
起因事象

ASEP※の発生頻度(／年)

平均値(／年)

直流母線喪失による過渡事象

5E-4 to 6E-2

5E-3

3

交流母線喪失による過渡事象

9E-4 to 6E-2

5E-3

3

オフサイト電源喪失による過渡事象

0.1 to 0.3

0.1

3

起因事象

電力変換系の喪失以外を起因とする
過渡事象
電力変換系の喪失を起因とする

ＥＦ

4.77(FW 有)

3.7 to 7.1

30.56(FW 無)

1.8 to 5.2

1.56

3

極小ＬＯＣＡ

2E-2

3E-2

3

小破断ＬＯＣＡ

1.4E-33E-3

3

中破断ＬＯＣＡ

6.7E-43E-4

3

大破断ＬＯＣＡ

2.1E-3

1E-4

3

不注意による逃がし弁の開操作

0.21

1.4E-1

3

過渡事象※ASEP：Accident Sequence Evaluation Program
表 2 感度解析結果
起因事象
発生頻度
（／炉年）

過渡事象

外部電源喪失手動停止／
サポート系喪失（手動停止）

非隔離事象

1.7E-01

隔離事象

2.7E-02

4.0E-06

4.3E-06

全給水喪失

1.0E-02

1.5E-06

1.7E-06

水位低下事象2.7E-02

4.0E-06

原子炉緊急停止系誤動作等

5.5E-02

逃がし安全弁誤開放

サポート系喪失（直流電源故障）

ＬＯＣＡ
インターフェイスシステム
ＬＯＣＡ

感度解析ケース
炉心損傷頻度
平均値
寄与割合
（／炉年）
2.6E-0540.5%

7.3

炉心損傷頻度
点推定値（／炉年）
2.5E-05

6.6%

7.4

4.0E-06

4.3E-06

6.7%

7.4

2.6%

7.3

1.5E-06

1.7E-06

2.7%

7.3

4.6E-06

7.1%

7.4

4.0E-06

4.6E-06

7.1%

7.4

8.2E-06

9.5E-06

14.8%

7.3

8.2E-06

9.5E-06

14.9%

7.3

1.0E-03

1.5E-07

1.6E-070.2%

7.2

1.5E-07

1.5E-07

0.2%

17.6

外部電源喪失4.2E-03

1.5E-06

1.6E-06

2.5%

4.2

1.5E-06

1.6E-06

2.5%

4.2

計画外停止

4.3E-02

6.4E-06

7.1E-06

11.0%

7.5

6.4E-06

7.1E-06

11.1%

7.5

区分Ⅰ

7.2E-04

1.6E-06

1.6E-06

2.5%

4.3

1.6E-06

1.5E-06

2.4%

11.1

区分Ⅱ

7.2E-04

1.6E-06

1.6E-06

2.6%

4.4

1.6E-06

1.6E-06

2.5%

13.1

区分Ⅰ

1.5E-04

3.4E-07

3.4E-070.5%

4.4

3.4E-07

3.5E-07

0.5%

12.2

区分Ⅱ

1.5E-04

3.4E-07

3.6E-07

0.6%

4.4

3.4E-07

4.1E-07

0.6%

12.7

7.2E-04

1.1E-07

1.1E-070.2%

7.4

1.1E-07

1.0E-07

0.2%

17.1

区分Ⅰ

2.8E-04

2.7E-06

2.6E-06

4.0%

3.6

2.7E-06

2.5E-06

3.8%

10.2

区分Ⅱ

2.8E-04

2.7E-06

2.7E-06

4.2%

3.8

2.7E-06

2.7E-06

4.2%

11.4

大破断ＬＯＣＡ

2.0E-05

3.0E-09

2.4E-09

<0.1%

31.2

3.0E-09

2.4E-09

<0.1%

31.2

中破断ＬＯＣＡ

2.0E-04

3.0E-08

2.3E-08

<0.1%

28.8

3.0E-08

2.3E-08

<0.1%

28.8

小破断ＬＯＣＡ

3.0E-04

4.5E-08

4.4E-08

<0.1%

16.8

4.5E-08

4.4E-08

<0.1%

16.8

インターフェイスシステム
ＬＯＣＡ

8.3E-10

4.8E-108.3E-10

<0.1%

19.6

4.8E-108.3E-10

<0.1%

19.6

6.1E-05

6.4E-05

100.0%

3.8

6.1E-05

6.4E-05

100.0%

4.2

残留熱除去系海水系故障
交流電源故障サポート系喪失（自動停止）

ベースケース
炉心損傷頻度
平均値
寄与割合
（／炉年）
2.6E-0540.4%

炉心損傷頻度
点推定値（／炉年）
2.5E-05

起因事象

タービン・サポート系故障
直流電源故障合計：発生実績が無く, 発生件数を0.5件と仮定している起因事象として, ＥＦを10に変更したもの

添付 3.1.1.2-9-3

ＥＦ

ＥＦ
7.3

添付資料 3.1.1.3-1
成功基準解析及び事故進展解析について(1)

成功基準解析及び事故進展解析の解析条件
成功基準解析の要件として，一般社団法人

日本原子力学会が発行した「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準（レベル 1PSA 編）：2008」（以下「レベル 1 標準」という。）において，次のとおり記載されている。

6.1.4

熱水力解析・構造解析による成功基準の同定

起因事象のグループ化と事故シーケンスのモデル化との詳細さのバランスを考慮し，熱水力解析又は構造解析を用いて成功基準を同定する。
成功基準の設定に用いる熱水力解析や構造解析では，対象とする事故シ
ナリオを精度よく解析することが確証・検証されている解析コードによって，当該プラントの状態に対応したモデルや入力データを用いて実施する。熱水力解析又は構造解析は最確推定を原則とする。ただし，ＰＳ
Ａの目的によっては保守的なモデルやデータを用いた解析を用いることもできる。原子炉設置許可申請書や同型プラントに関するＰＳＡにおいて，当該プラントに適用することが可能な成功基準がある場合にはこれを用いてもよい。

本ＰＲＡでは，炉心冷却機能に係る成功基準は，ＳＡＦＥＲコードを用いて実施した成功基準解析結果を踏まえて設定している。この成功基準解
析条件と，原子炉設置変更許可申請書の添付書類十において同コードを用いて実施している原子炉冷却材喪失に関する解析条件との比較を表 1 に示す。
表 1 に示すとおり，成功基準解析では，プラント初期パラメータについては定格値又は定格値の 105％，ＥＣＣＳ等の流量については安全解析使用値を用いており，レベル 1 標準の要件を満足している。

添付 3.1.1.3-1-1

また，事故進展解析については，表 2 に示すとおり，最確値の解析条件
によりＭＡＡＰコードを用いて解析を行っており，レベル 1 標準の要件を満足している。
(2)

成功基準解析結果
ＬＯＣＡ時の炉心冷却機能に係る成功基準解析結果を表 3〜5 に示す。なお，小破断ＬＯＣＡを対象とした成功基準解析については，ＥＣＣＳについては中破断ＬＯＣＡの解析結果で包含できるため，原子炉隔離時冷却系に対してのみ実施している。
成功基準解析の結果，大破断ＬＯＣＡ及び中破断ＬＯＣＡについては，
ＥＣＣＳが自動起動して炉心を冷却することにより，燃料被覆管の最高温
度が 1,200℃未満であり，かつ燃料被覆管の酸化割合は 15％を下回っていることを確認した。
小破断ＬＯＣＡについては，原子炉水位の低下により原子炉隔離時冷却系が自動起動し，燃料は冠水が維持されることから，燃料被覆管の最高温
度は初期温度，かつ燃料被覆管の酸化割合は増加しないことを確認した。
また，事象発生後 30 分で原子炉隔離時冷却系を手動起動した場合においては，燃料被覆管の最高温度が 1,200℃未満であり，かつ燃料被覆管の酸化割合は 15％を下回っていることを確認した。
過渡事象については，原子炉水位低下の観点から事象進展が厳しくなる「給水流量の全喪失」を起因とし，事象発生後 30 分で逃がし安全弁数 1
弁を手動開とした場合に，低圧炉心スプレイ系又は低圧注水系のいずれか
1 系統による原子炉注水を実施した場合の成功基準解析を実施した。その結果を表 6 及び図 1 に示す。成功基準解析の結果，燃料被覆管の最高温度
が 1,200℃未満であり，かつ燃料被覆管の酸化割合は 15％を下回っていることを確認した。
添付 3.1.1.3-1-2

表1項

成功基準解析条件と申請書添付資料十の解析条件の比較

目

原子炉熱出力原子炉ドーム圧力

成功基準解析条件

申請書添付書類十における原子炉冷却材喪失に関する解析条件

3,458MW

3,440MW（定格出力の約 105％）（主蒸気流量約 105％時の出力）6.93MPa[gage] （定格出力時の7.17MPa[gage] （主 蒸 気流 量 約

原子炉ドーム圧力）105％時の原子炉ドーム圧力）３

48.3×10 t／h

50.7×10３ t／h（定格流量）（定格流量の約 105％）

原子炉初期水位

通常運転水位

スクラム水位

スクラム信号

原子炉水位低（L3）スクラム

同左

崩壊熱

ANSI/ANS-5.1-1979（平均）ＧＥ（平均）＋3σ

燃料

9×9 燃料（A 型）

同左

燃料棒最大線出力

44.0kW／m

密度（通常運転時の制限値）

炉心流量

44.0kW／m×1.02

逃がし弁機能を仮定

安全弁機能を仮定

第1段

7.37MPa[gage]×2 個

第1段

7.87MPa[gage]×2 個

逃がし安全弁設定第2段

7.44MPa[gage]×4 個

第2段

8.18MPa[gage]×4 個

圧

第3段

7.51MPa[gage]×4 個

第3段

8.25MPa[gage]×4 個

第4段

7.58MPa[gage]×4 個

第4段

8.32MPa[gage]×4 個

第5段

7.65MPa[gage]×4 個

第5段

8.39MPa[gage]×4 個

逃がし安全弁，自動

390t／h／個

430.0t／h／個

減圧系容量（7.37MPa[gage]において）（7.87MPa[gage]において）

高圧炉心スプレイ

1,419m ３ ／h（1.38MPa[gage]に

系流量

おいて）

低圧炉心スプレイ

1,419m ３ ／h（0.84MPa[gage]に

系流量

おいて）

低圧注水系流量1,605m ３ ／h（ポンプ 1 台当たり，0.14MPa[gage]において）原子炉隔離時冷却136m ３ ／ h （ 7.86 MPa[gage] 〜

系流量

1.04MPa[gage]において）添付 3.1.1.3-1-3

同左

同左

同左

考慮していない表2
項

事故進展解析の主要解析条件

目

解析条件

備

原子炉熱出力3,293MW

定格出力

原子炉ドーム圧力

6.93MPa[gage]

定格圧力原子炉初期水位

通常運転水位

格納容器空間容積
サプレッション・プー
ル水量

考

ドライウェル：5,700m ３
ウェットウェル：4,100m３
3,400m ３

コンクリート組成

珪酸系コンクリート

崩壊熱

ANSI/ANS-5.1-1979（平均）

炉心損傷温度1,500K

炉心溶融温度2,500K

格納容器破損圧力

0.62MPa[gage]

添付 3.1.1.3-1-4

融点は 1,500K

最高使用圧力の 2 倍表3大破断ＬＯＣＡ時の成功基準解析結果 （ 破断面積：約 0.29m ２ ）
燃料被覆管の燃料被覆管の

表面温度

酸化割合

高圧炉心スプレイ系

532℃

0.1％

低圧炉心スプレイ系

530℃

0.1％

低圧注水系

599℃

0.1％

炉心冷却機能に係る緩和設備 ※１※１：自動起動を仮定

中破断ＬＯＣＡ時の成功基準解析結果 （ 破断面積：約 93cm２ ）表4

燃料被覆管の燃料被覆管の

表面温度

酸化割合

高圧炉心スプレイ系

402℃

0.1％

自動減圧系＋低圧炉心スプレイ系

421℃

0.1％

自動減圧系＋低圧注水系

525℃

0.1％

炉心冷却機能に係る緩和設備 ※１※１：自動起動を仮定

表5

小破断ＬＯＣＡ時の成功基準解析結果 （ 破断面積：約 9.3cm ２ ）
燃料被覆管の燃料被覆管の

表面温度

酸化割合

原子炉隔離時冷却系 ※１

初期温度

増加なし

原子炉隔離時冷却系 ※２

1,038℃3％※１：自動起動を仮定※２：事象発生後 30 分での手動起動を仮定

炉心冷却機能に係る緩和設備

表6

過渡事象に対する成功基準解析結果（給水流量の全喪失）

炉心冷却機能に係る緩和設備 ※１

燃料被覆管の燃料被覆管の

表面温度

酸化割合

1,032℃

8％

1,149℃

11％

逃がし安全弁（1 弁）＋低圧炉心スプレイ系
逃がし安全弁（1 弁）＋低圧注水系※１：事象発生後 30 分での手動起動を仮定

添付 3.1.1.3-1-5

添付 3.1.1.3-1-6

原子炉圧力

注水流量
ＰＣＴ：1,149℃
酸化量：11％

燃料有効長頂部

燃料有効長底部

原子炉水位

図１

燃料被覆管温度

成功基準解析の評価結果（全給水喪失，事象発生 30 分後 逃がし安全弁（1 弁）＋低圧注水系）

添付資料 3.1.1.3-2
成功基準における余裕時間の設定について(1)

本ＰＲＡで使用する解析コードについて
本ＰＲＡでは，ＭＡＡＰコード及びＳＡＦＥＲコードを用いた事故進展
解析及び成功基準解析を実施している。
ＭＡＡＰコードは，格納容器応答も含めたシビアアクシデント時の事故
進展を総合的に評価することができる解析コードである。一方，ＳＡＦＥ
Ｒコードは，従来から許認可において使用実績のある保守的な解析コード
であるが，燃料被覆管温度，酸化量等の評価に特化したコードであり，格納容器応答を評価する機能を持たない。

(2)

ＭＡＡＰコードとＳＡＦＥＲコードの使い分けについて
今回のＰＲＡにおいてはレベル１．５ＰＲＡも含めた評価を実施するため，格納容器応答も含めた事故進展解析をＭＡＡＰコードにより実施している。一方，それぞれのコードの特徴を踏まえ，炉心冷却に対する成功基
準における余裕時間は，ＭＡＡＰコードによる事故進展解析における炉心損傷時間に余裕をみた時間で設定し，その時間で原子炉注水を実施した場
合に炉心損傷を防止できることをＳＡＦＥＲコードにより確認している。
炉心冷却に対する成功基準における余裕時間設定の流れを図１に示す。

添付 3.1.1.3-2-1

ＭＡＡＰコードによる炉心損傷時間の評価（余裕を考慮）

炉心冷却に対する余裕時間の設定

ＳＡＦＥＲコードによる確認解析
図１

炉心冷却に対する成功基準における余裕時間設定の流れ

添付 3.1.1.3-2-2

添付資料 3.1.1.4-1

内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡ
イベントツリー集

目

次

図 1-1

非隔離事象に対するイベントツリー

図 1-2

非隔離事象ＡＴＷＳに対するイベントツリー

図 2-1

隔離事象に対するイベントツリー

図 2-2

隔離事象ＡＴＷＳに対するイベントツリー

図 3-1

全給水喪失事象に対するイベントツリー

図 3-2

全給水喪失事象ＡＴＷＳに対するイベントツリー

図 4-1

水位低下事象に対するイベントツリー

図 4-2

水位低下事象ＡＴＷＳに対するイベントツリー

図5

原子炉緊急停止系誤動作等に対するイベントツリー

図 6-1

外部電源喪失事象に対するイベントツリー

図 6-2

外部電源喪失事象（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ成功）に対するイベントツリー

図 6-3

外部電源喪失事象（ＤＧ−２Ｃ成功，２Ｄ失敗）に対する
イベントツリー

図 6-4

外部電源喪失事象（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ成功）に対する
イベントツリー

図 6-5

外部電源喪失事象（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗）に対する
イベントツリー

図 6-6

外部電源喪失事象（直流電源喪失）に対するイベントツリー

図 6-7

外部電源喪失事象ＡＴＷＳに対するイベントツリー

図 7-1

逃がし安全弁誤開放に対するイベントツリー

図 7-2

逃がし安全弁誤開放ＡＴＷＳに対するイベントツリー

図 8-1

大破断ＬＯＣＡに対するイベントツリー
目-1

図 8-2

大破断ＬＯＣＡＡＴＷＳに対するイベントツリー

図 9-1

中破断ＬＯＣＡに対するイベントツリー

図 9-2

中破断ＬＯＣＡＡＴＷＳに対するイベントツリー

図 10-1 小破断ＬＯＣＡに対するイベントツリー
図 10-2 小破断ＬＯＣＡ

ＡＴＷＳに対するイベントツリー

図 11

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）に対するイベントツリー

図 12

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）に対するイベントツリー

図 13

交流電源故障（区分Ⅰ）に対するイベントツリー

図 14-1 交流電源故障（区分Ⅱ）に対するイベントツリー
図 14-2 交流電源故障（区分Ⅱ）ＡＴＷＳに対するイベントツリー
図 15-1 直流電源故障（区分Ⅰ）に対するイベントツリー
図 15-2 直流電源故障（区分Ⅰ）ＡＴＷＳに対するイベントツリー
図 16-1 直流電源故障（区分Ⅱ）に対するイベントツリー
図 16-2 直流電源故障（区分Ⅱ）ＡＴＷＳに対するイベントツリー
図 17-1 タービン・サポート系故障に対するイベントツリー
図 17-2 タービン・サポート系故障ＡＴＷＳに対するイベントツリー
図 18

計画外停止に対するイベントツリー

図 19

インターフェイスシステムＬＯＣＡに対するイベントツリー

目-2非隔離事象 メンテナンス スクラム系 S/R弁開放
T1

MN

C

M

S/R弁再
閉鎖
P

HPCS

RCIC

UH

UR

手動ADS LPCI-A
X1

VA

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

VS

VB

VC

WA

WB

添付 3.1.1.4-1-1※1 起因事象別のドミナントシーケンス及び事故シーケンスグループ別のドミナントシーケンス

図 1-1

非隔離事象に対するイベントツリー

発生頻度
（／炉年）

No.

最終状態

備考

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39

TW
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
-

1.7E-01
3.9E-04
2.5E-05 ※1
4.2E-04
9.6E-07
6.2E-08
1.4E-06
3.3E-09
1.5E-10
3.1E-09
7.1E-12
1.5E-11
6.3E-12
1.5E-14
7.8E-13
1.4E-14
3.2E-17
2.3E-12
3.7E-11
4.8E-09
8.8E-04
2.0E-06
1.3E-07
2.6E-06
6.1E-09
3.0E-10
5.8E-09
1.3E-11
2.9E-11
1.2E-11
2.7E-14
8.3E-13
2.6E-14
5.9E-17
2.4E-12
6.7E-11
1.7E-21
1.7E-21
1.4E-06

合計値

2.5E-05

非隔離事象 メンテナン
ATWS
ス
T1
MN

電気系

機械系

CE

CM

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4

TC
TC
-

1.7E-01
5.8E-12
1.8E-08
1.4E-06

合計値

1.8E-08※1 事故シーケンスグループ別のドミナントシーケンス

添付 3.1.1.4-1-2

図 1-2

非隔離事象ＡＴＷＳに対するイベントツリー

備考

※1

隔離事象
T2

メンテナンス スクラム系 S/R弁開放
MN

C

M

S/R弁再
閉鎖
P

HPCS

RCIC

UH

UR

手動ADS LPCI-A
X1

VA

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

VS

VB

VC

WA

WB

添付 3.1.1.4-1-3※1 起因事象別のドミナントシーケンス

図 2-1

隔離事象に対するイベントツリー

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39

TW
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
-

2.7E-02
6.1E-05
4.0E-06
6.6E-05
1.5E-07
9.9E-09
2.2E-07
5.3E-10
2.4E-11
4.9E-10
1.1E-12
2.4E-121.0E-12
2.3E-15
1.2E-13
2.2E-15
5.1E-18
3.6E-13
5.9E-12
7.6E-10
1.4E-04
3.2E-07
2.1E-08
4.2E-07
9.7E-10
4.7E-11
9.2E-10
2.1E-12
4.6E-12
1.9E-12
4.3E-15
1.3E-13
4.1E-15
9.4E-18
3.8E-13
1.1E-11
2.7E-22
2.7E-22
2.3E-07

合計値

4.0E-06

備考※1

隔離事象 メンテナ
̲ATWS
ンス
T2
MN

図 2-2

電気系

機械系

CE

CM

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4

TC
TC
-

2.7E-02
9.2E-13
2.9E-09
2.3E-07

合計値

2.9E-09

隔離事象ＡＴＷＳに対するイベントツリー

備考

添付 3.1.1.4-1-4

S/R弁再全給水喪
メンテナンス スクラム系 S/R弁開放
閉鎖
失事象
T3
MN
C
M
P

HPCS

RCIC

UH

UR

手動ADS LPCI-A
X1

VA

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

VS

VB

VC

WA

WB

添付 3.1.1.4-1-5※1 起因事象別のドミナントシーケンス

図 3-1

全給水喪失事象に対するイベントツリー

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39

TW
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
-

9.9E-03
2.3E-05
1.5E-06
2.5E-05
5.6E-08
3.7E-09
8.3E-08
1.9E-109.0E-12
1.8E-10
4.2E-13
8.9E-13
3.7E-13
8.5E-16
4.6E-14
8.2E-16
1.9E-18
1.3E-13
2.2E-122.8E-10
5.2E-05
1.2E-07
7.7E-09
1.5E-07
3.6E-10
1.7E-11
3.4E-10
7.8E-13
1.7E-12
6.9E-13
1.6E-15
4.9E-14
1.5E-15
3.5E-18
1.4E-13
4.0E-121.0E-22
1.0E-22
8.4E-08

合計値

1.5E-06

備考※1

全給水喪失メンテナンス
̲ATWS
T3
MN

図 3-2

電気系

機械系

CE

CM

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4

TC
TC
-

1.0E-02
3.4E-13
1.1E-09
8.4E-08

合計値

1.1E-09

全給水喪失事象ＡＴＷＳに対するイベントツリー

備考

添付 3.1.1.4-1-6

水位低下事象
T4

メンテナンス スクラム系 S/R弁開放
MN

C

M

S/R弁再
閉鎖
P

HPCS

RCIC

UH

UR

手動ADS LPCI-A
X1

VA

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

VS

VB

VC

WA

WB

添付 3.1.1.4-1-7※1 起因事象別のドミナントシーケンス

図 4-1

水位低下事象に対するイベントツリー

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39

TW
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
-

2.7E-02
6.1E-05
4.0E-06
6.6E-05
1.5E-07
9.9E-09
2.2E-07
5.3E-10
2.4E-11
4.9E-10
1.1E-12
2.4E-121.0E-12
2.3E-15
1.2E-13
2.2E-15
5.1E-18
3.6E-13
5.9E-12
7.6E-10
1.4E-04
3.2E-07
2.1E-08
4.2E-07
9.7E-10
4.7E-11
9.2E-10
2.1E-12
4.6E-12
1.9E-12
4.3E-15
1.3E-13
4.1E-15
9.4E-18
3.8E-13
1.1E-11
2.7E-22
2.7E-22
2.3E-07

合計値

4.0E-06

備考

※1

水位低下
メンテナンス
̲ATWS
T4
MN

図 4-2

電気系

機械系

CE

CM

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4

TC
TC
-

2.7E-02
9.2E-13
2.9E-09
2.3E-07

合計値

2.9E-09

水位低下事象ＡＴＷＳに対するイベントツリー

備考

添付 3.1.1.4-1-8

RPS誤動作等

メンテナンス

S/R弁開放S/R弁閉鎖

HPCS

RCIC

T5

MN

M

P

UH

UR

手動ADS LPCI-A
X1

VA

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

VS

VB

VC

WA

WB

添付 3.1.1.4-1-9※1 起因事象別のドミナントシーケンス

図5

原子炉緊急停止系誤動作等に対するイベントツリー

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38

TW
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
-

5.4E-02
1.2E-04
8.1E-06
1.4E-04
3.1E-072.0E-08
4.6E-07
1.1E-09
5.0E-11
1.0E-09
2.3E-12
4.9E-122.0E-12
4.7E-15
2.5E-13
4.5E-15
1.0E-17
7.4E-13
1.2E-11
1.6E-09
2.8E-04
6.5E-07
4.2E-08
8.5E-072.0E-09
9.6E-11
1.9E-09
4.3E-12
9.4E-12
3.8E-128.7E-15
2.7E-13
8.4E-15
1.9E-17
7.6E-13
2.2E-11
5.5E-22
4.6E-07

合計値

8.2E-06

備考※1

外部電源喪失 メンテナンス スクラム系
T6

MN

C

直流125V
電源喪失
DC

D/G-2CD/G-2D

B1

B2

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1 - 3738 - 55
56 - 71
72 - 77
78 - 82
83
84

TE1(Ｄ/G-2C,2D成功)へ
TE2（Ｄ/G-2C成功,2D失敗）へ
TE3（Ｄ/G-2C失敗,2D成功）へ
TE4(Ｄ/G-2C,2D失敗)へ
TE5（直流125V電源喪失）へ-

4.2E-23
3.5E-08

合計値-※1 起因事象別のドミナントシーケンス及び事故シーケンスグループ別のドミナントシーケンス

添付 3.1.1.4-1-10

図 6-1

外部電源喪失事象に対するイベントツリー

備考※1外部電源喪失
S/R弁再
S/R弁開放閉鎖（D/G-2C,2D成功）TE1
M
P

添付 3.1.1.4-1-11
図 6-2

HPCS

RCIC

UH

UR

手動ADS LPCI-A
X1

VA

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

VS

VB

VC

WA

WB

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37

TW
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
-

4.1E-03
9.3E-06
6.1E-07
3.5E-05
8.0E-08
5.2E-09
1.2E-07
2.8E-10
1.3E-11
2.6E-10
6.0E-13
1.3E-12
5.3E-13
1.2E-15
3.5E-14
1.2E-15
2.7E-18
1.0E-133.0E-124.0E-10
2.1E-05
4.9E-08
3.2E-09
1.9E-07
4.5E-10
2.2E-11
4.3E-109.8E-13
2.2E-128.7E-132.0E-15
6.1E-14
1.9E-15
4.4E-18
1.7E-13
5.0E-12
4.1E-23

合計値

6.2E-07

外部電源喪失事象（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ成功）に対するイベントツリー

外部電源喪失（D/G-2C成功,
2D失敗）
TE2

S/R弁開放

S/R弁再
閉鎖

HPCS

RCIC

M

P

UH

UR

添付 3.1.1.4-1-12
図 6-3

手動ADS LPCI-A
X1

VA

LPCS

RHR-A

VS

WA

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
51
52
53
54
55

TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TQUV
-

3.0E-05
6.5E-08
2.6E-07
5.5E-108.8E-102.8E-13
1.9E-12
7.6E-13
7.8E-13
2.8E-12
1.6E-07
3.4E-10
1.4E-09
4.9E-13
3.2E-12
1.3E-12
1.4E-12
3.1E-25

合計値

6.6E-08

外部電源喪失事象（ＤＧ−２Ｃ成功，２Ｄ失敗）に対するイベントツリー

備考外部電源喪失
S/R弁再（D/G-2C失敗, S/R弁開放
閉鎖
2D成功）
TE3
M
P

添付 3.1.1.4-1-13
図 6-4

HPCS
UH

手動ADS LPCI-B
X1

VB

LPCI-C

RHR-B

VC

WB

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

56
57
58
59
60
61
62
63
64
65
66
67
68
69
70
71

TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TQUV
-

3.0E-05
6.4E-08
2.6E-078.0E-11
5.7E-10
2.4E-10
2.5E-108.8E-10
1.6E-07
3.3E-10
1.4E-09
4.5E-13
3.2E-12
1.3E-12
1.4E-12
3.1E-25

合計値

6.6E-08

外部電源喪失事象（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ成功）に対するイベントツリー

備考外部電源喪失（D/G-2C,2D失敗）
TE4

S/R弁開放
M

S/R弁
再閉鎖
P

HPCS

RCIC

UH

UR

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

72
73
74
75
76
77

TBW
TB
TBU
TBW
TBP
-

6.9E-07
5.7E-082.0E-10
3.6E-09
3.0E-10
2.3E-27

合計値

7.5E-07添付 3.1.1.4-1-14※1 起因事象別のドミナントシーケンス※2 事故シーケンスグループ別のドミナントシーケンス

図 6-5

外部電源喪失事象（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗）に対するイベントツリー

備考
※1
※2

※2

外部電源喪失
S/R弁開放 S/R弁再閉鎖（直流125V電源喪失）
TE5
M
P

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

78
79
80
81
82

TBW
TBD
TBW
TBD
-

6.9E-10
5.9E-12
3.6E-12
3.3E-14
7.0E-30

合計値

7.0E-10UH※1 事故シーケンスグループ別のドミナントシーケンス

添付 3.1.1.4-1-15

図 6-6

備考

外部電源喪失事象（直流電源喪失）に対するイベントツリー※1外部電源喪失
メンテナンス
ATWS
T6
MN

図 6-7

機械系

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3

TC
-

4.2E-03
1.4E-13
3.5E-08

合計値

1.4E-13CM

外部電源喪失事象ＡＴＷＳに対するイベントツリー

備考

添付 3.1.1.4-1-16

S/R弁誤開放

メンテナンス

スクラム系

HPCS

LPCI-A

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

T7

MN

C

UH

VA

VS

VB

VC

WA

WB

添付 3.1.1.4-1-17※1 起因事象別のドミナントシーケンス

図 7-1

逃がし安全弁誤開放に対するイベントツリー

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18

TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
-

9.9E-04
2.3E-06
1.5E-073.0E-06
6.9E-09
3.4E-10
6.5E-09
1.5E-11
3.3E-11
1.3E-11
3.0E-14
9.4E-13
2.9E-14
6.7E-17
2.7E-12
7.6E-11
1.0E-23
8.4E-09

合計値

1.5E-07

備考※1

S/R弁誤開放
ATWS
T7

メンテナンス 電気系

図 7-2

MN

CE

機械系

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4

TC
TC
-

1.0E-03
3.4E-14
1.1E-10
8.4E-09

合計値

1.1E-10

CM

逃がし安全弁誤開放ＡＴＷＳに対するイベントツリー

備考

添付 3.1.1.4-1-18

大破断
LOCA
A

メンテナンス

スクラム系

HPCS

LPCI-A

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

MN

C

UH

VA

VS

VB

VC

WA

WB

添付 3.1.1.4-1-19※1 起因事象別のドミナントシーケンス※2 事故シーケンスグループ別のドミナントシーケンス

図 8-1

大破断ＬＯＣＡに対するイベントツリー

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18

TW
TW
TW
TW
TW
AE
-

2.0E-05
4.6E-083.0E-09
5.8E-08
1.4E-10
6.6E-12
1.3E-10
2.9E-13
6.5E-13
2.5E-13
5.7E-16
1.8E-14
5.4E-16
1.2E-18
5.2E-14
1.4E-122.0E-25
1.7E-10

合計値

3.0E-09

備考

※1

※2

大破断
LOCA
ATWS
A

メンテナンス

電気系

機械系

MN

CE

CM

添付 3.1.1.4-1-20

図 8-2

大破断ＬＯＣＡ

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4

TC
TC
-

2.0E-05
6.8E-16
2.2E-12
1.7E-10

合計値

2.2E-12

ＡＴＷＳに対するイベントツリー

備考

中破断
LOCA
S1

メンテナンス スクラム系
MN

C

HPCS
UH

原子炉減
圧系
X

LPCI-A

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

VA

VS

VB

VC

WA

WB

添付 3.1.1.4-1-21※1 起因事象別のドミナントシーケンス※2 事故シーケンスグループ別のドミナントシーケンス

図 9-1

中破断ＬＯＣＡに対するイベントツリー

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19

TW
TW
TW
TW
TW
S1E
S1E
-

2.0E-04
4.6E-073.0E-08
6.3E-07
1.5E-09
7.1E-11
1.4E-09
3.1E-127.0E-122.7E-12
6.2E-15
1.9E-13
5.8E-15
1.3E-17
5.6E-13
1.5E-11
4.6E-122.0E-24
1.7E-09

合計値

3.0E-08

備考

※1

※2

中破断
LOCA
ATWS
S1

メンテナンス

電気系

機械系

MN

CE

CM

添付 3.1.1.4-1-22

図 9-2

中破断ＬＯＣＡ

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4

TC
TC
-

2.0E-04
6.8E-15
2.2E-11
1.7E-09

合計値

2.2E-11

ＡＴＷＳに対するイベントツリー

備考

小破断
LOCA
S2

メンテナンス

スクラム系

HPCS

RCIC

MN

C

UH

UR

原子炉減
圧系
X

LPCI-A

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

VA

VS

VB

VC

WA

WB

添付 3.1.1.4-1-23※1 起因事象別のドミナントシーケンス※2 事故シーケンスグループ別のドミナントシーケンス

図 10-1

小破断ＬＯＣＡに対するイベントツリー

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22

TW
TW
TW
TW
TW
TW
S2E
S2E
-

3.0E-04
6.8E-07
4.5E-08
8.9E-072.0E-09
1.3E-10
5.7E-09
1.3E-11
6.3E-13
1.2E-11
2.8E-14
6.2E-14
2.4E-14
5.4E-17
2.5E-15
5.1E-17
1.2E-19
7.3E-15
1.4E-13
2.2E-14
3.0E-24
2.5E-09

合計値

4.5E-08

備考

※1

※2

小破断
LOCA
ATWS
S2

メンテナンス

電気系

機械系

MN

CE

CM

添付 3.1.1.4-1-24

図 10-2

小破断ＬＯＣＡ

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4

TC
TC
-

3.0E-04
1.0E-14
3.2E-11
2.5E-09

合計値

3.2E-11

ＡＴＷＳに対するイベントツリー

備考

手動停止
RHRSS/R弁再メンテナンス S/R弁開放
閉鎖(RHRS-A故障) CCF削除
MD1
CCF
MN
M
P

HPCS

RCIC

UH

UR

手動ADS LPCI-B
X1

VB

LPCI-C

RHR-B

VC

WB

添付 3.1.1.4-1-25

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20

TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TQUV
-

7.1E-04
1.6E-06
1.8E-06
4.0E-09
6.0E-09
1.8E-12
1.3E-11
5.6E-12
6.0E-122.0E-11
3.7E-06
8.3E-09
1.1E-08
3.6E-12
2.4E-11
1.1E-11
1.2E-11
7.2E-24
6.1E-09
1.7E-08

合計値

1.6E-06※1 起因事象別のドミナントシーケンス

図 11

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）に対するイベントツリー

備考※1

S/R弁再手動停止
RHRSメンテナンス S/R弁開放（RHRS-B故障） CCF削除
閉鎖
MD2
CCF
MN
M
P

HPCS

RCIC

UH

UR

手動ADS LPCI-A
X1

VA

LPCS

RHR-A

VS

WA

添付 3.1.1.4-1-26

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20

TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TQUV
-

7.1E-04
1.6E-06
1.8E-06
4.0E-09
6.0E-09
2.0E-12
1.3E-11
5.7E-12
1.1E-112.0E-11
3.7E-06
8.5E-09
1.1E-08
3.9E-12
2.4E-11
1.1E-11
1.2E-11
7.2E-24
6.1E-09
1.7E-08

合計値

1.6E-06※1 起因事象別のドミナントシーケンス

図 12

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）に対するイベントツリー

備考

※1

手動停止
メンテナンス S/R弁開放 S/R弁再閉鎖(M/C 2C喪失)
MD3
MN
M
P

HPCS
UH

手動ADS LPCI-B
X1

VB

LPCI-C

RHR-B

VC

WB

添付 3.1.1.4-1-27

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17

TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TQUV
-

1.5E-04
3.4E-07
3.7E-07
1.2E-10
8.1E-10
3.6E-10
4.0E-10
1.3E-09
7.8E-07
1.8E-09
2.3E-09
7.4E-13
5.1E-12
2.3E-12
2.5E-12
1.5E-24
1.3E-09

合計値

3.4E-07※1 起因事象別のドミナントシーケンス

図 13

交流電源故障（区分Ⅰ）に対するイベントツリー

備考※1M/C 2D喪失 メンテナンス スクラム系 S/R弁開放 S/R弁再閉鎖
MD4

MN

C

M

P

HPCS

RCIC

UH

UR

手動ADS LPCI-A
X1

VA

LPCS

RHR-A

VS

WA

添付 3.1.1.4-1-28※1 起因事象別のドミナントシーケンス

図 14-1

交流電源故障（区分Ⅱ）に対するイベントツリー

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20

TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TQUV
-

1.5E-04
3.4E-07
3.7E-07
8.5E-10
1.2E-09
4.3E-13
2.7E-12
1.2E-122.2E-12
4.2E-12
7.8E-07
1.8E-09
2.3E-09
8.2E-13
5.1E-12
2.3E-12
2.5E-12
1.5E-24
1.5E-24
1.3E-09

合計値

3.4E-07

備考※1

M/C 2D喪失
ATWS
MD4

図 14-2

メンテナンス

電気系

機械系

MN

CE

CM

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4

TC
TC
-

1.5E-04
5.1E-15
8.1E-12
1.3E-09

合計値

8.1E-12

備考

交流電源故障（区分Ⅱ）ＡＴＷＳに対するイベントツリー

添付 3.1.1.4-1-29

区分1DC喪失

メンテナンス

スクラム系

MC-2D

S/R弁開放S/R弁再閉鎖

HPCS

手動ADS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-B

MD5

MN

C

B2

M

P

UH

X1

VB

VC

WB

添付 3.1.1.4-1-30※1 起因事象別のドミナントシーケンス※2 事故シーケンスグループ別のドミナントシーケンス

図 15-1

直流電源故障（区分Ⅰ）に対するイベントツリー

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23

TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TQUV
TBW
TBU
TBW
TBP
-

2.7E-04
6.2E-07
2.3E-06
7.5E-10
5.1E-09
2.3E-09
2.5E-09
8.3E-09
1.4E-06
3.2E-09
1.3E-08
4.2E-12
2.9E-11
1.3E-11
1.4E-11
2.8E-24
2.0E-06
2.1E-08
1.1E-08
1.1E-10
2.1E-26
2.8E-24
2.4E-09

合計値

2.7E-06

備考※2※2※1, ※2※2

区分1DC喪失
メンテナンス
ATWS
MD5
MN

図 15-2

電気系

機械系

CE

CM

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4

TC
TC
-

2.8E-04
9.6E-15
1.5E-11
2.4E-09

合計値

1.5E-11

備考

直流電源故障（区分Ⅰ）ＡＴＷＳに対するイベントツリー

添付 3.1.1.4-1-31

区分2DC喪失 メンテナンス スクラム系 D/G-2C
MD6

MN

C

B1

S/R弁開放S/R弁再閉鎖

HPCS

RCIC

M

P

UH

UR

手動ADS LPCI-A
X1

VA

LPCS

RHR-A

VS

WA

添付 3.1.1.4-1-32※1 起因事象別のドミナントシーケンス及び事故シーケンスグループ別のドミナントシーケンス

図 16-1

直流電源故障（区分Ⅱ）に対するイベントツリー

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26

TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TQUV
TBW
TB
TBU
TBW
TBP
-

2.7E-04
6.2E-07
2.4E-06
5.4E-09
8.0E-09
2.7E-12
1.7E-11
7.5E-128.0E-122.8E-11
1.4E-06
3.3E-09
1.3E-08
4.6E-12
2.9E-11
1.3E-11
1.4E-11
2.8E-24
2.0E-06
2.0E-08
1.2E-10
1.1E-08
1.1E-10
2.1E-26
2.8E-24
2.4E-09

合計値

2.7E-06

備考※1

区分2DC喪失
ATWS
MD6

図 16-2

メンテナンス

電気系

機械系

MN

CE

CM

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4

TC
TC
-

2.8E-04
9.6E-15
1.5E-11
2.4E-09

合計値

1.5E-11直流電源故障（区分Ⅱ）ＡＴＷＳに対するイベントツリー

備考

添付 3.1.1.4-1-33

ASW故障
MD7

メンテナ
ンス
MN

スクラム S/R弁開 S/R弁再
系
放
閉鎖
C
M
P

HPCS

RCIC

UH

UR

手動ADS LPCI-A
X1

VA

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

VS

VB

VC

WA

WB

添付 3.1.1.4-1-34

最終状態

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39

TW
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
-

7.1E-04
1.6E-06
1.1E-07
1.8E-06
4.1E-09
2.6E-10
6.0E-09
1.4E-11
6.5E-13
1.3E-11
3.0E-14
6.4E-14
2.7E-14
6.1E-17
3.3E-15
5.9E-17
1.4E-19
9.7E-15
1.6E-132.0E-11
3.7E-06
8.5E-09
5.6E-10
1.1E-08
2.6E-11
1.3E-12
2.4E-11
5.6E-14
1.2E-13
5.0E-14
1.1E-16
3.5E-15
1.1E-16
2.5E-19
1.0E-14
2.9E-13
7.2E-24
7.2E-24
6.1E-09

合計値

1.1E-07※1 起因事象別のドミナントシーケンス

図 17-1

発生頻度（／
備考
炉年）

No.

タービン・サポート系故障に対するイベントツリー※1

ASW故障ATWSMD7

図 17-2

メンテナンス

機械系

MN

CM

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3

TC
-

7.2E-04
2.5E-14
6.1E-09

合計値

2.5E-14

備考

タービン・サポート系故障ＡＴＷＳに対するイベントツリー

添付 3.1.1.4-1-35

計画外停止メンテナンス

S/R弁開放

N

MN

M

S/R弁再
閉鎖
P

HPCS

RCIC

UH

UR

手動ADS LPCI-A
X1

VA

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR̲A

RHR̲B

VS

VB

VC

WA

WB

添付 3.1.1.4-1-36※1 起因事象別のドミナントシーケンス

図 18

計画外停止に対するイベントツリー

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38

TW
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
TQUX
TW
TW
TW
TW
TW
TQUV
-

4.3E-02
9.8E-05
6.4E-06
1.1E-04
2.4E-07
1.6E-08
3.6E-07
8.4E-10
3.9E-11
7.9E-10
1.8E-12
3.8E-12
1.6E-12
3.7E-15
2.0E-13
3.5E-15
8.1E-18
5.8E-13
9.4E-12
1.2E-09
2.2E-04
5.1E-07
3.3E-08
6.6E-07
1.6E-09
7.5E-11
1.5E-09
3.3E-12
7.4E-123.0E-12
6.8E-15
2.1E-13
6.5E-15
1.5E-17
6.0E-13
1.7E-11
4.3E-22
3.6E-07

合計値

6.4E-06

備考※1

ISLOCAISLOCA発生（隔離不能）

ISLOCA発生（隔離可能）

T8

IE̲IS

IE̲IS2

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3

ISLOCAISLOCA

1.0E+00
3.9E-109.2E-11

合計値
4.8E-10※1 起因事象別のドミナントシーケンス及び事故シーケンスグループ別のドミナントシーケンス

図 19

インターフェイスシステムＬＯＣＡに対するイベントツリー

備考※1

添付 3.1.1.4-1-37

添付資料 3.1.1.4-2
サプレッション・プール水温が上昇した場合のＨＰＣＳの機能維持の考え方について

本ＰＲＡにおけるＳ／Ｐ水温が上昇した場合のＨＰＣＳ機能維持の考え方について以下に示す。

(1)

事故シーケンスグループ上の整理
ＨＰＣＳを用いた原子炉注水には成功するが，格納容器除熱に失敗し，Ｓ／Ｐ水温の上昇が考えられるシーケンスとしては，ＴＷ（ＨＰＣＳ成功時）及びＴＢＷがある。本ＰＲＡでは，どちらのシーケンスについても崩壊熱除去機能喪失の事故シーケンスグ
ループとして整理している。

(2)

格納容器除熱失敗時におけるＨＰＣＳの機能維持
格納容器除熱に失敗するシーケンスであるＴＢＷにおけるＳ／
Ｐ 水 位 及 び 水 温 を 図 1 に 示 す 。図 1 の と お り ，Ｔ Ｂ Ｗ に お い て は ，事 象 発 生 後 約 12 分 後 に Ｓ ／ Ｐ 水 位 高 に よ り ，Ｈ Ｐ Ｃ Ｓ の 水 源 が Ｃ
ＳＴからＳ／Ｐ水に切り替わる。その後，Ｓ／Ｐ水温が上昇する
が ，最 高 使 用 温 度 の 104℃ に 到 達 す る 約 8.9 時 間 後 ま で に 水 源 を 切り替えるため，ＨＰＣＳの機能は維持される。このＳ／Ｐ水位高によるＣＳＴからＳ／Ｐ水への水源切り替えは，ＬＯＣＡ時のＳ／Ｐ空間体積を確保するためのインターロックであるが，ＬＯＣ
Ａではない本シーケンスにおいてはＷ／Ｗベント水没回避のための外部水源注水制限に対して余裕があるので，ＣＳＴに切り替えることは問題ない（ＣＳＴ水源に切り替えた後に注水を継続した
場 合 ，外 部 水 源 注 水 制 限 に 達 す る ま で の 時 間 は 約 24 時 間 以 降 と な添付資料 3.1.1.4-2-1

る。）。
(3)

事故シーケンスグループの整理を変更した場合の感度解析(2)の と お り 格 納 容 器 除 熱 失 敗 時 に は ，Ｓ ／ Ｐ の 水 温 が 最 高 使 用
温度に到達する前に水源をＣＳＴへ切り替えるため，ＨＰＣＳが機能喪失することはないが，参考に格納容器除熱失敗時はＨＰＣ
Ｓが機能喪失すると仮定し，ＴＢＷを全交流動力電源喪失に変更
した結果を表 1 及び図 2 に示す。なお，ＴＷについてはＨＰＣＳによる原子炉注水に失敗した場合においても，後段のＲＣＩＣ及び低圧ＥＣＣＳによる原子炉注水に期待できるため，事故シーケ
ンスとしてはほぼ変わらず崩壊熱除去機能喪失のシーケンスに整理されることを確認している。
感度解析の結果，Ｓ／Ｐ水温の上昇によるＨＰＣＳ機能喪失により，ＴＢＷの事故シーケンスグループが崩壊熱除去機能喪失か
ら全交流動力電源喪失に変わるため，全交流動力電源喪失による
炉心損傷頻度は 2 桁程度増加し，事故シーケンスグループ別の炉
心損傷割合も増加することを確認した。

表 1

ＴＢＷを全交流動力電源喪失に変更した場合の炉心損傷頻度
炉心損傷頻度（／炉年）

事故シーケンス
ＴＢＷを崩壊熱除去機

ＴＢＷを全交流動力電源

能喪失に含める場合喪失に含める場合

崩壊熱除去機能喪失

6.0E-05

5.6E-05

全交流動力電源喪失

9.9E-08

4.9E-06

グループ

添付 3.1.1.4-2-2

②①

Ｓ／Ｐ水位（ｍ）①ＨＰＣＳ水源切替② Ｓ ／ Ｐ 水 温 104℃ 到 達

水位高（ＣＳＴ→Ｓ／Ｐ水源切替）

事故後の時間（ｈ）①②

Ｓ／Ｐ水温（℃）①ＨＰＣＳ水源切替② Ｓ ／ Ｐ 水 温 104℃ 到 達

事故後の時間（ｈ）

図 1

ＴＢＷにおけるＳ／Ｐ水位及びＳ／Ｐ水温

添付 3.1.1.4-2-3

原子炉停止
機能喪失
＜0.1%

高圧注水・
減圧機能喪失＜0.1%

高圧・低圧
注水機能喪失＜0.1%

インターフェイス
システムＬＯＣＡ＜0.1%

ＬＯＣＡ時注水
機能喪失
＜0.1%

全交流動力
電源喪失
0.2%

原子炉停止
機能喪失
＜0.1%

高圧注水・
減圧機能喪失＜0.1%

高圧・低圧
注水機能喪失
＜0.1%

全交流動力
電源喪失
8.0%

インターフェイス
システムＬＯＣＡ＜0.1%
ＬＯＣＡ時注水
機能喪失
＜0.1%

崩壊熱除去
機能喪失 99.8%

崩壊熱除去
機能喪失 91.9%

ＴＢＷを崩壊熱除去機能喪失に含めた場合

ＴＢＷを全交流動力電源喪失に含めた場合（ベースケース）

図 2

ＴＢＷを全交流動力電源喪失に変更した場合の事故シーケンス
ループ別の炉心損傷割合

添付 3.1.1.4-2-4

添付資料 3.1.1.4-3
原子炉隔離時冷却系の運転継続時間 8 時間の妥当性について

本ＰＲＡでは，全交流動力電源喪失時においても，原子炉隔離時冷却系（以下「ＲＣＩＣ」という。サポート系を含めたＲＣＩＣの系統概略図を図 1 に示す。）は直流電源が枯渇するまでの 8 時間は運転継続が可能であると想定している。
全交流動力電源喪失時には，残留熱除去系が機能喪失するため，格納容器内の温度，圧力が上昇することにより，ＲＣＩＣポンプの有効吸込み水頭圧（ＮＰＳＨ）が確保できなくなる可能性，及びＲＣＩＣが排気圧高によりトリップ
する可能性がある。また，ＲＣＩＣポンプ室や中央制御室の換気空調系も機能喪失するため，ＲＣＩＣポンプ室や中央制御室の室温が上昇することにより，
ＲＣＩＣが機能維持できない可能性がある。このため，全交流動力電源喪失時を対象に，次の観点からＲＣＩＣの 8 時間運転継続への影響について整理した。
・サプレッション・プールの温度上昇
・サプレッション・プールの圧力上昇
・ＲＣＩＣポンプ室の室温上昇（添付資料参照）
・中央制御室の室温上昇（添付資料参照）
上記 4 点の評価結果を表 1 に示す。表 1 のとおり，上記のいずれについても
ＲＣＩＣの 8 時間運転継続の妨げにならないことを確認した。
また，全交流動力電源喪失時のＲＣＩＣの運転制御に必要な設備への電源を供給する 125V Ａ系蓄電池の負荷内訳を表 2 に示す。表 2 では 10 時間までの負荷を考慮しているが，その場合においても必要となる電源容量は 1,836Ah であり，125V Ａ系蓄電池の電源容量 2,000Ah を下回る。これにより，ＲＣＩＣの 8
時間運転継続に必要な直流電源を蓄電池から給電できることを確認した。なお，必要な電源容量は，電池工業会規格 SBA S 0601「据置蓄電池の容量算出法」に添付 3.1.1.4-3-1

従い，以下の式を用いて評価した。
Ｃ

１
Ｌ

Ｋ Ｉ

Ｋ Ｉ

Ｉ

Ｋ Ｉ

Ｉ

・・・Ｋ ＩＩ

Ｃ：＋１０℃における定格放電率換算容量（Ah）
Ｌ：保守率（0.8）
Ｋ：放電時間，蓄電池の最低温度（＋10℃）及び許容できる最低電圧（1.75V／セル）によって決められる容量換算時間
Ｉ：放電電流（A）
サフィックス１，２，３，・・・，ｎ：放電電流の変化の順に付番

以上により，全交流動力電源喪失時においても，ＲＣＩＣの運転制御に必要な直流電源を蓄電池から給電可能な 8 時間は，ＲＣＩＣを運転継続することが可能である。

添付 3.1.1.4-3-2

図1

ＲＣＩＣの系統概略図

添付 3.1.1.4-3-3

表1

原子炉隔離時冷却系の運転継続に係る評価結果

添付 3.1.1.4-3-4

評価項目
サプレッシ
ョン・プー
ルの温度上
昇

概 要
サプレッション・プール水の温度が上昇すると，ＲＣＩ
Ｃポンプのキャビテーションやポンプ軸受潤滑油冷却機能を阻害する場合，ＲＣＩＣポンプの運転に影響を与える可能性がある。

サプレッシ
ョン・プー
ルの圧力上
昇

ＲＣＩＣタービン排気圧高トリップインターロックの
設定圧力は 0.172MPa[gage]である。全交流動力電源喪失
時は残留熱除去系によるサプレッション・プールの冷却ができないため，サプレッション・プールの圧力が上昇
し，ＲＣＩＣタービン排気圧高トリップインターロックが動作してＲＣＩＣが停止する可能性がある。

ＲＣＩＣポ
ンプ室の室
温上昇

ＲＣＩＣの機器設計において，ポンプ構成部品の許容温度と，部品同士の材質の違いからくる金属熱膨張差による干渉を考慮して，ＲＣＩＣポンプの最大周囲温度を66℃と設定している。全交流動力電源喪失時は換気空調系が停止しているため，ＲＣＩＣポンプ室の室温が最高温度を超過してＲＣＩＣが停止する可能性がある。
中央制御室の環境条件として想定している最高温度は，制御盤の設計上の最高温度から，40℃と設定している。
全交流動力電源喪失時は換気空調系が停止しているため，中央制御室の室温が最高温度を超過してＲＣＩＣが停止する可能性がある。

中央制御室
の室温上昇

評 価
ＲＣＩＣポンプの第一水源は復水貯蔵タンクであり，自動でサ
プレッション・プールに水源が切り替わることはないため，サプレッション・プールの温度上昇がＲＣＩＣポンプの運転に影響を与えることはない。また，第二水源であるサプレッション・プールを水源とした場合，事象発生後 8 時間での水温は約100℃となる。 こ の 時 のＲ Ｃ Ｉ Ｃ ポ ンプ の 有 効 ＮＰ Ｓ Ｈ は約6.4m まで低下するが，ＲＣＩＣポンプの必要ＮＰＳＨである
約 5.8m に対して十分余裕があるため，キャビテーションは発生しない。また，ポンプ軸受の潤滑油温度は，冷却器の設計上，潤滑油の冷却に使用しているサプレッション・プール水温より高くなるが，潤滑油の許容温度である未満となる
ため，軸受の冷却が阻害されることはない。したがって，サプ
レッション・プールの温度上昇によるＲＣＩＣの 8 時間運転継続への影響はない。
全交流動力電源喪失時にＲＣＩＣによる原子炉注水を継続した場合のサプレッション・プール圧力を評価した結果，事象発生から 8 時間後のサプレッション・プールの圧力は約0.07MPa[gage]であり，ＲＣＩＣタービン排気圧高トリップイ
ンターロック設定圧力を下回っている。したがって，サプレッ
ション・プールの圧力上昇によるＲＣＩＣの 8 時間運転継続への影響はない。
全交流動力電源喪失時のＲＣＩＣポンプ室の室温を評価した
結果，8 時間後の室温は約 63.6℃（初期温度 40℃）であり，設計上考慮している最高周囲温度 66℃を下回る。したがって，
ＲＣＩＣポンプ室の室温上昇によるＲＣＩＣの 8 時間運転継続への影響はない。
全交流動力電源喪失時の中央制御室の室温を評価した結果，8時間後の室温は約 37.5℃（初期温度 26℃）であり，設計上考慮している最高温度 40℃を下回る。したがって，中央制御室の室温上昇によるＲＣＩＣの 8 時間運転継続への影響はない。

表2

125V Ａ系蓄電池の負荷内訳
負荷電流と運転時間

No.

負荷名称

備考
480 分

600 分

1

バキュームタンク復水ポンプ

69A

23A

−

2
添付 3.1.1.4-3-5

1 分以内

バロメトリックコンデンサ真空ポンプ

66A

22A

−

3

Ｍ／Ｃ，Ｐ／Ｃ遮断器引外し

271A

−

−

4

ディーゼル発電機初期励磁（200A）−−

5

その他の負荷（電動弁，計装制御設備等）

1,344A

111A

111A

1,750A

156A

111A

合

計

No.3，4 については，同時運転はしないため，負荷電流が大きい方で積上げることとする。
よって，No.4 の（）内は積算しない。

添付資料 3.1.1.4-3

補足資料

全交流動力電源喪失時における原子炉隔離時冷却系ポンプ室
及び中央制御室の室温評価について

1.

原子炉隔離時冷却系ポンプ室の温度上昇の評価方法

(1)

評価の流れ

全交流動力電源喪失時には換気空調系による除熱が行われないた
め，評価対象室の温度変化は，盤や照明などの室内の熱源から受ける熱量（室内熱負荷）と隣室や躯体への放熱（躯体放熱）のバラン
ス に よ っ て 決 定 さ れ る （ 図 1 参 照 ）。 評 価 手 順 と し て は ， ま ず 定 常 計算により定常時（全交流動力電源喪失発生前）の躯体コンクリート
壁の温度分布を求め，全交流動力電源喪失発生時刻を 0 秒とした過渡計算を行う。過渡計算では，評価対象のエリアと隣接室とのコンクリート熱容量を考慮し，室温とコンクリート内温度分布の過渡変化から室温を求める。

温度（℃）

評 価 対 象 の 部 屋（ 高 温 側 ）コンクリート壁

隣接する部屋（低温側）

コンクリート内部における熱伝導評価する部屋の温度

壁や照明
による発熱

コンクリート→空気間における熱伝達
熱の移動

空気→コンクリート間における熱伝達

隣接する部屋の温度

位 置 （ m）

図 1

評価モデルの概要

添付 3.1.1.4-3-6

(2)

評価条件
評価条件を以下にまとめる。
・評価対象室の評価条件
原子炉隔離時冷却系
ポンプ室
容 積 [m ３ ]空 気 熱 容 量 [kJ／ K]
初 期 温 度 [℃ ]

40

発熱負荷
時間
(h )
発熱量
(k W )

0

1

2

3

4

5

6

7

8

14 . 6

1 4. 6

14 .6

14 .7

15 .7

16 .7

1 7. 7

1 8. 4

1 9. 5

・評価対象の部屋に隣接する部屋の温度
周辺エリア

40℃ （ 夏 期 設 計 室 温 の 最 大 値 ）地中15℃（ 夏 期 設 計 外 気 温 度（ 35℃ ）と 冬 期 設 計 外 気
温 度 （ -8℃ ） の 平 均 （ 13.5℃ ） を 丸 め て 設 定 ）サプレッション・チェンバ
時間
(h )
温度
(℃ )

0

1

2

3

4

5

6

7

8

32

48

59

67

74

81

88

93

100

・コンクリート壁−空気の熱伝達率
熱伝達率（ W/m 2 ・ ℃ ） ※ １
2
3
0.5

評価壁面
鉛直壁面
水平壁面（上向き）
水平壁面（下向き）※ １ ： 伝 熱 工 学 資 料 第 5 版 に 基 づ き ， 温 度 差 5℃ ， 代 表 長 さ 5mにて算出した値

添付 3.1.1.4-3-7

・コンクリートの物性値
物性値※２1.6（ W/m・ ℃ ）5.3E-07（ m 2 /s）

評価壁面
熱伝導率
熱拡散率

※２：伝熱工学資料第 5 版に基づく

(3)

評価結果
全交流動力電源喪失時において，事象発生 8 時後の原子炉隔離

時 冷 却 系 ポ ン プ 室 の 温 度 は 約 63.6℃ と な り ， 設 計 上 考 慮 し て い る
温 度 （ 66℃ ） を 超 過 し な い た め ， 原 子 炉 隔 離 時 冷 却 系 の 運 転 継 続に与える影響はない。

2.

中央制御室の温度上昇の評価方法

(1)

評価の流れ
原子炉隔離時冷却系ポンプ室の評価と同様の流れで評価を行っ

た。

(2)

評価条件
評価条件を以下にまとめる。
・評価対象室の評価条件
中央制御室
発 熱 負 荷 [W]
容 積 [m ３ ]空 気 熱 容 量 [kJ／ K]
初 期 温 度 [℃ ]26

添付 3.1.1.4-3-8

・評価対象の部屋に隣接する部屋の温度
周辺エリア

40℃ （ 夏 期 設 計 室 温 ）ＭＳトンネル室

60℃ （ 同 上 ）

空調機械室

35℃ （ 夏 期 設 計 温 度 ）ケーブル処置室

35℃ （ 同 上 ）

屋外

35℃ （ 外 気 設 計 温 度

夏期）

・コンクリート壁−空気の熱伝達率
評価壁面
鉛直壁面
水平壁面（上向き）
水平壁面（下向き）
屋外

熱伝達率（ W/m 2 ・ ℃ ）
2※ ３
3※ ３
0.5 ※ ３23 ※ ４※ ３ ： 伝 熱 工 学 資 料 第 5 版 に 基 づ き ， 温 度 差 5℃ ， 代 表 長 さ 5m にて算出した値※ ４ ： 空 気 調 和 衛 生 工 学 便 覧 第 14 版 に 基 づ く

・コンクリートの物性値
評価壁面
熱伝導率
熱拡散率

物性値※５
1.6（ W/m・ ℃ ）5.3E-07（ m 2 /s）※５：伝熱工学資料第 5 版に基づく

(3)

評価結果

全交流動力電源喪失時において，事象発生 8 時後の中央制御室の温 度 は 約 37.5℃ と な り ， 設 計 上 考 慮 し て い る 温 度 （ 40℃ ） を 超 過 しないため，原子炉隔離時冷却系の運転継続に与える影響はない。
添付 3.1.1.4-3-9

添付資料 3.1.1.4-4
事故シーケンスの分類について

事 故 シ ー ケ ン ス の 最 終 状 態 を ，喪 失 す る 基 本 的 安 全 機 能（ 停 止 機 能 ，
炉心冷却機能，格納容器からの除熱機能）及び「実用発電用原子炉及び そ の 附 属 施 設 の 位 置 ，構 造 及 び 設 備 の 基 準 に 関 す る 規 則 の 解 釈 」（以
下 「 規 則 解 釈 」 と い う 。） の 第 37 条 に 記 載 さ れ て い る 事 故 シ ー ケ ン ス
グループに従い，表 1 のとおり分類している。
規 則 解 釈 に て 与 え ら れ た 事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ は ，表 1 の と お り 3
つの基本的安全機能のいずれかが喪失するカテゴリとして整理し，全交流動力電源喪失の事故シーケンスグループについては，炉心冷却機
能喪失のカテゴリに位置付けることとした。したがって，全交流動力
電源喪失後に炉心冷却に失敗する長期ＴＢ，ＴＢＵ，ＴＢＰ及びＴＢ
Ｄについては，炉心冷却機能喪失に分類される全交流動力電源喪失として整理する。ただし，ＴＢＷについては，除熱機能喪失により格納
容器先行破損に至るシーケンスであることから，格納容器からの除熱機能喪失に分類される崩壊熱除去機能喪失として整理する。

添付 3.1.1.4-4-1

表 1
喪失する基本的安全機能
原子炉停止機能喪失

事故シーケンスの分類
事故シーケンスグループ
原子炉停止機能喪失
高圧・低圧注水機能喪失

・ＴＱＵＶ

高圧注水・減圧機能喪失

・ＴＱＵＸ

全交流動力電源喪失

・長期ＴＢ
・ＴＢＵ
・ＴＢＰ
・ＴＢＤ

添付 3.1.1.4-4-2

炉心冷却機能喪失
ＬＯＣＡ時注水機能喪失
格納容器バイパス（インターフェイスシステム
ＬＯＣＡ）
格納容器からの除熱機能喪失

・ＴＣ

崩壊熱除去機能喪失

・ＬＯＣＡ（ＡＥ，Ｓ１Ｅ，Ｓ２Ｅ）
・ＩＳＬＯＣＡ
・ＴＷ
・ＴＢＷ

添付資料 3.1.1.5-1
サポート系が一部故障している場合の評価について

フロントライン系とサポート系の依存性を表 1 に示す。また，サポート系が一部故障した場合にフロントライン系へ与える影響について，以下に例示する。

(1)

サポート系の一部故障により機能喪失する例
高圧炉心スプレイ系（ＨＰＣＳ）機能喪失に係るフォールトツリーの概
略図を図 1 に示す。ＨＰＣＳの動作には，サポート系として駆動電源の区分Ⅲ交流電源，制御用電源の区分Ⅲ直流電源，及び非常用補機冷却系としてＨＰＣＳディーゼル発電機海水系（ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ）を必要とする。
ＨＰＣＳは，これらのサポート系のうち１つでも機能喪失すると機能喪
失に至る。

(2)

サポート系の一部故障により機能喪失しない例
自動減圧系（ＡＤＳ）の機能喪失に係るフォールトツリーの概略図を図2 に示す。自動減圧系の動作には，サポート系として区分Ⅰ直流電源，区分Ⅱ直流電源のいずれかの電源を必要とする。
ＡＤＳは，両区分の直流電源が機能喪失した場合には機能喪失するが，いずれか一方が機能維持していれば動作可能である。

添付 3.1.1.5-1-1

表1

フロントライン系とサポート系の依存性
フロントライン系（従属故障の可能性のある系統）

交流電源

（
故
サ障
ポ系
統
ト・
系機
器
ー

添付 3.1.1.5-1-2

直流電源

非常用補機
冷却系

）
空調機

高圧炉心
冷却
HPCS

RCIC

区分Ⅰ

原子炉
停止
スクラム
系
−

−

区分Ⅱ

−

区分Ⅲ

低圧炉心冷却

原子炉減圧
ADS

格納容器除熱
RHR

◎

A
◎

LPCI
B
−

C
−

A
◎

B
−

−

−

−

◎

◎

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

◎

○

○

◎

◎

−

−

◎

−

−

−

○

○

−

−

◎

◎

−

◎

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

RHRS-A

−

−

−

−

−

◎

◎

−

−

◎

−

RHRS-B

−

−

−

−

−

−

−

◎

◎

−

◎

HPCS-DGSW

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

HPCSポンプ室

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

LPCSポンプ室

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

LPCI-A（RHR-A）ポンプ室

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

◎

−

LPCI-B（RHR-B）ポンプ室

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

◎

LPCI-Cポンプ室

−

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

DG-2C室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

DG-2D室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

HPCS-DG室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

自動
−

手動
−

−

−

−

−

◎

−

区分Ⅰ

−

−

区分Ⅱ

−

区分Ⅲ

◎： 系統の機能維持に必須であり，故障により系統の機能喪失となる。
○： 起因事象により必要になるケースがあり，事象によっては系統機能喪失となる。

LPCS

ＨＰＣＳ機能喪失

OR

添付 3.1.1.5-1-3

フロントライン系
機能喪失

サポート系
機能喪失

OR

区分Ⅲ交流電源
機能喪失

図1

区分Ⅲ直流電源
機能喪失

ＨＰＣＳのフォールトツリー概略図

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ
機能喪失

ＡＤＳ自動信号故障

AND

添付 3.1.1.5-1-4

電磁弁Ａ故障電磁弁Ｂ故障OROR

区分Ⅰ直流電源
機能喪失

Ａ系
ロジック故障図2

区分Ⅱ直流電源
機能喪失

ＡＤＳ自動信号故障のフォールトツリー概略図

Ｂ系
ロジック故障添付資料 3.1.1.5-2
制御棒挿入失敗確率の算出方法について

(1)

はじめに
本ＰＲＡでは，スクラム機械系故障の定義を「原子炉を未臨界状態にできないこと」としている。そのため，制御棒挿入の失敗については，の制御棒の挿入に失敗すると未臨界を確保できないという過去の知見に基づき，の制御棒の挿入に失敗する確率としている。

の制御棒挿入

失敗確率については，以下に示す方法により算出している。
(3)

制御棒

ａ．制御棒

挿入失敗確率の算出方法
挿入失敗確率の算出式

添付 3.1.1.5-2-1

ｂ ． 制 御 棒 1 本 当 た り の 故 障 確 率 PCRD の 算 出 式

ｃ．共通要因故障

ｄ．組合せ数

添付 3.1.1.5-2-2

図 1

４．参考文献[1]

故障件数の不確実さを考慮した国内一般機器故障率の推定，

日 本 原 子 力 技 術 協 会 ， 平 成 21年 5月 .
[2] WASH-1400,

REACTOR SAFETY STUDY,U.S NUCLEAR REGULATORYCOMMISION,OCTOBER 1975.
[3] NUREG/CR-4550， Analysis of Core Damage Frequency： Internal
Events Methodology,JANUARY 1990.

添付 3.1.1.5-2-3

添付資料 3.1.1.5-3
保安規定上許容されない複数の緩和設備の待機除外を
評価上除外するモデル化方法について

緩和設備のフォールトツリーでは，メンテナンスによる待機除外確率をモデル化しているため，事故シーケンスの定量化の際，保安規定上許容されない複数の緩和設備を同時に待機除外にする組合せのカットセットが含まれることになる。これらのカットセットを評価上除外するため，保安規定上許容されな
い複数の緩和設備の待機除外の組合せをモデル化したフォールトツリーを作成し，イベントツリーの最初のヘディングにこのフォールトツリーをリンキン
グさせ，このヘディングの成功パスを定量化対象としている。
保安規定上許容されない複数の緩和設備の待機除外を評価上除外するためのイベントツリー及びフォールトツリーの概念図を図 1 に示す。

添付 3.1.1.5-3-1

メンテ ナ ンスの ヘ ディ ング を 設定し な い 場合， Ｌ ＰＣ Ｉ−Ａ ／Ｂ失 敗の事故 シ ーケン ス にお いて ， 保安規 定 上 許容さ れ ない ＲＨＲ −Ａ／ Ｂ
を待機除外 にする組 合せのカ ットセットが含まれ ることと なる

メンテナンスのヘディングの成功パスでは，
保安規定上許容されない複数の緩和設備を待機除外にする組合せが除外される

イベントツリー各緩和設備のフォールトツリーでメンテ
ナンスによ る待機除 外確率を モデル化

フォールトツリー
メンテナンス

非常用
ＤＧ−２Ｃ
メンテナンス

非常用ＤＧ
メンテナンス

ＬＰＣＩ
メンテナンス

2／4

2／3

非常用
ＤＧ−２Ｄ
メンテナンスＨＰＣＳ−ＤＧ
メンテナンス

ＲＣＩＣ
メンテナンス

ＤＧ3 台及びＲＣＩＣ1 台のうち，2 台以上を同時に待機除外にすることを禁止している

図1

ＲＨＲ−Ａ
メンテナンス

ＲＨＲ−Ｂ
メンテナンス

ＲＨＲ−Ｃ
メンテナンスＲＨＲ3 台のうち，2 台以上を同時に待機除外にすることを禁止している

保安規定上許容されない複数の緩和設備の待機除外を評価上除外する
ためのイベントツリー及びフォールトツリーの概念図

添付 3.1.1.5-3-2

添付資料 3.1.1.6-1
熱交換器の故障率における淡水／海水の考慮について

東海第二発電所の非常用の補機冷却系である残留熱除去系海水系は，海水を直接
残留熱除去系の熱交換器に通水する設計となっている。
淡水と海水の違いによる熱交換器の故障率の取扱いについて，国内一般機器故障率（以下「国内 21 ヵ年データ」という）では，淡水と海水の区別はなく，国内で発生した全ての故障件数を基に算出されている。また，海外故障率［１］においても，
国内 21 ヵ年データと同様に，淡水と海水の区別がなされていない。
国内 21 ヵ年データで故障件数に挙げられている国内プラントの熱交換器の故障
実績を表１に示す。熱交換器の故障モードとして最も支配的となるのは伝熱管閉塞であり，海水系の故障モードとなることから，適用性に問題はない。

表１ 国内プラントの熱交換器の故障実績
故障

事象の概要

モード
伝熱管
破損

淡水／
海水

国内 21 ヵ年デ
ータ平均値
（1／h）

東海第二発電所 第 5 給水加熱器（C）の伝熱管の破断（2000 年 02 月 23 日）

淡水2.6E-8

原因：施工不完全による化学腐食
福島第一原子力発電所１号機 格納容器スプレイ熱交換器（A）点検（1982 年 04 月 22 日）

伝熱管

原因：自然劣化閉塞

福島第一原子力発電所１号機 格納容器スプレイ熱交換器（B）点検（1982 年 04 月 22 日）

海水
7.1E-8
海水

原因：自然劣化
外部
リーク−（実績なし）−※ベイズ統計に基づく

添付 3.1.1.6-1-1

8.8E-9※

参考文献[1] Industry-Average Performance for Components and Initiating Events at U.S.
Commercial Nuclear Power Plants (NUREG/CR-6928)

添付 3.1.1.6-1-2

添付資料 3.1.1.6-2
故障率データがない機器の既存データの代用について

本ＰＲＡでモデル化している機器のうち，国内 21 カ年データ「故障件数の不確実さを考慮した国内一般機器故障率の推定」において故障率が整備されていない機器については，別の機器の故障率で代用している。国内 21 ヵ年データから代用した理由は，国内原子力発電所における運転・保守に依存する機器の運転期間，点検頻度等の違い等の特殊性から，他のデータベースの適用が困難と考えているためである。

(1)

国内 21 ヵ年データ以外のデータベース
国内一般機器故障率から故障率を代用した機器について，他のデータベースを調査し，故障率の有無及び故障率が掲載されている場合は，その代用の可能性について検討した。代用している機器に関する他のデータベースにおける記載について表 1 に示す。
本ＰＲＡにおいて代用した機器故障率と他のデータベースにおける該当機器の故障率を比較すると，他のデータベースの方が数桁高い値となっている。また，同じ機器を比較した場合においても，該当する機器の故障率
は他のデータベースの方が高い傾向があることから，国内 21 ヵ年データに
故障率データがない機器のみ，他のデータベースの値を使用することは，全体的なリスクの傾向を把握する上でバランスを欠いた評価となる可能性があることから，適切ではないと考えられる。
機器故障率を代用しているものについては，本来，他の機器故障率デー
タと同様に，国内プラントの実績に基づくデータを使用することが適切である。現在，機器故障率が整備されていないデータの収集・評価について
は，機器故障率データを公開しているＪＡＮＳＩにおいて，検討がなされ添付 3.1.1.6-2-1

ていることから，その結果について適応性を検討していく。

(2)

機器故障率を代用した機器
本ＰＲＡにおいて機器故障率を代用している機器及び代用機器の選定理由を表 2 に示す。
ａ．制御弁
制御弁については，図 1 に示すとおり，系統圧力で弁開度を調整する
機器構造の類似性により「空気作動弁」を代用し，「制御弁誤閉」の故障
率を，故障モードの類似性により「空気作動弁誤開又は誤閉」の故障率で代用している。
ｂ．冷却器
冷却器については，図 2 に示すとおり，熱エネルギー差のある流体間で細管による熱交換を行う機器構造の類似性により「熱交換器」で代用
し，「冷却器故障」及び「冷却器閉塞」の故障率を，それぞれ故障モードの類似性により「熱交換器伝熱管破損」及び「熱交換器伝熱管閉塞」の故障率で代用している。
ｃ．速度検出器
速度検出器については，検出した情報を電気信号に変換する機器構造の類似性により「水位トランスミッタ」及び「圧力トランスミッタ」で代用し，「速度検出器作動失敗」及び「速度検出器誤高出力／誤低出力」の故障率を，それぞれ故障モードの類似性により「水位トランスミッタ
不動作」及び「圧力トランスミッタ高出力／低出力」のそれぞれ高い方の故障率で代用している。
ｄ．中性子束検出器
中性子束検出器については，放射線によるガスの電離作用を電気信号
添付 3.1.1.6-2-2

として検出する機器構造の類似性により「放射線検出器」を代用し，「中性子束検出器不動作」及び「中性子束検出器誤低出力」の故障率を，それぞれ故障モードの類似性により「放射線検出器不動作」及び「放射線検出器高出力／低出力」の故障率で代用している（添付資料 3.1.1.6-5）。

添付 3.1.1.6-2-3

表1

代用している機器に関する他のデータベースの記載

機器及び故障モード（代用している機器及び故障モード）

NUREG/CR-6928

IEEE-Std.500

T-Book 6 th edition

国内 21 ヵ 年データ

（／時間）

（／時間）

（／時間）

添付 3.1.1.6-2-4

制御弁

誤閉

−

5.5E-06−−（空気作動弁）（誤開又は誤閉）（1.8E-07）（5.3E-07）（2.0E-06／1.7E-06）（2.7E-08）

故障−

3.4E-06−−

冷却器（伝熱管破損）

（−）

（−）

（−）

（2.6E-08）（熱交換器）

閉塞

−

−

−

−

（伝熱管閉塞）（6.5E-07）（−）（3.2E-07）（7.1E-08）

速度検出器

作動失敗

−

9.0E-08−−（水位トランスミッタ）（不動作）（1.0E-07）（4.6E-07）（3.7E-06）（1.4E-08）

速度検出器

誤高出力／誤低出力−

1.9E-07／6.5E-07−−（8.2E-07）（6.9E-07／5.3E-07）（1.4E-06）（3.5E-08）

作動失敗−

6.0E-06−−

中性子束検出器

（不動作）

（−）

（1.8E-06）（−）（3.4E-08）（放射線検出器）

誤低出力

−

−

−

−

（高出力／低出力）（−）（2.4E-06／2.3E-06）（−）（7.3E-08）（圧力トランスミッタ）(誤高出力／誤低出力)表2

機器故障率を代用している機器一覧

故障率が整備されていない機器
制御弁

冷却器

誤閉
故障

代用機器
空気作動弁

添付 3.1.1.6-2-5

速度検出器

伝熱管閉塞

故障モードの類似性

水位トランスミッタ

不動作

圧力トランスミッタ

高出力／低出力

誤低出力
作動失敗

機器構成要素の類似性
故障モードの類似性
機器構成要素の類似性
故障モードの類似性

不動作

機器構成要素の類似性

高出力／低出力故障モードの類似性

放射線検出器
誤低出力

故障モードの類似性
機器構成要素の類似性

誤高出力

中性子束検出器

機器構成要素の類似性

伝熱管破損
熱交換器

閉塞
作動失敗

誤開又は誤閉

代用機器の選定理由

吐出側の系統より

添付 3.1.1.6-2-6
空気作動弁の機器バウンダリ「原子力発電所に関する確率論的安全評価用の機器故障率の算出（1982 年度〜1997 年度 16 カ年 49
基データ 改訂版）」原子力情報センター

図1

構造の比較（制御弁と空気作動弁の例）

胴

冷却水出口
管板

添付 3.1.1.6-2-7

伝熱管

冷却水入口
熱交換器の機器バウンダリ「原子力発電所に関する確率論的安全評価用の機器故障率の算出（1982 年度〜1997 年度 16 カ年 49
基データ 改訂版）」原子力情報センター

冷却器構造図図2

構造の比較（冷却器と熱交換器の例）

添付資料 3.1.1.6-3
メンテナンスによる待機除外確率の実績データとの比較について(1)

メンテナンスによる待機除外確率の算出方法
メンテナンスによる待機除外確率は，本評価でモデル化対象とした系統
毎にメンテナンスによる待機除外の可能性のある機器を選定し，機器の故障率と平均修復時間を用いて，次の式により算出している。
(λｉ Ｔｒｉ)ＰＳＹＳｉ

λ ｉ ：定期試験等によって異常の発見可能な機器 i の異常発
生率（／時間）Ｔｒ ｉ ：機器 i の平均修復時間（時間）ここで，λ ｉ は，ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−２８１５を参考に，対象機器の異常が検知されれば機器が機能喪失する前に予防保全として保守作業を実施することを考慮して，定期試験等によって異常の発見が可能な機器の故
障モードの機器故障率の10倍としている。
また，平均修復時間Ｔｒ ｉ については，表1に示す時間を使用している。

表1

平均修復時間データ

機器

平均修復時間出典

ポンプ，ファン

19時間

WASH-1400

弁

7時間

WASH-1400

ディーゼル
発電機

備考
残留熱除去系など
安全系に対する値
残留熱除去系など
安全系に対する値
1979年6月から1986年

20時間

国内実績

3月までのデータに基
づく

添付 3.1.1.6-3-1

(2)待機除外の評価対象機器の考え方
メンテナンスによる待機除外確率を考慮する機器については，以下の条件を満たすものを評価対象とした。
サーベランス試験等により故障が発見可能であること
プラント停止することなくメンテナンスを行えること
メンテナンスにより系統が機能喪失に至ること
メンテナンスによる待機除外確率の評価例として，低圧炉心スプレイ系の待機除外確率の評価を表 2 に示す。低圧炉心スプレイ系の構成機器のうち，上記の条件を満たすものとして，電動ポンプ 1 台，電動弁 2 弁，逆止弁 1 弁，手動弁 5 弁，ファン 1 台を抽出した。これらの機器の故障モードについては，各機器の考慮すべき故障モードのうち，最も寄与が大きいと考えられる故障モードを代表して適用している。

表2

メンテナンス確率算出例（低圧炉心スプレイ系）
故障率

平均修復時間

（／h）

（h）

1

1.3E-0719

2.5E-05

作動失敗

24.8E-087

6.7E-06

逆止弁

開失敗

1

7.1E-097

5.0E-07

手動弁

閉塞

5

8.5E-097

3.0E-06

ファン

起動失敗

1

1.3E-0719

2.5E-05

機器タイプ

故障モード

機器数

電動ポンプ

起動失敗

電動弁

合計
※：計算値＝10×機器数×故障率×平均修復時間

添付 3.1.1.6-3-2

計算値 ※6.0E-05(3)メンテナンスによる待機除外確率と実績データの比較(1)の方法により算出した，系統ごとのメンテナンスによる待機除外確率と，国内ＢＷＲプラントの待機除外実績データを用いて評価した待機除外確率（以下「国内ＢＷＲプラントの待機除外確率」という。）を表 3 に示す。国内ＢＷＲプラントの待機除外確率は，ＮＵＣＩＡに登録されている 1998 年〜2007 年までの国内ＢＷＲプラントの系統の待機除外の回数，
総待機除外時間，延べプラント運転時間から算出されている。なお，非常用ディーゼル発電機については，国内ＰＷＲプラントの実績を含んでいる。
表 3 に示すとおり，本ＰＲＡで用いた待機除外確率は，国内ＢＷＲプラ
ントの待機除外確率と同程度であることから，本ＰＲＡで用いた待機除外
確率は妥当であると考えられる。

表3

メンテナンスによる待機除外確率の比較

系統

本ＰＲＡで用いた
待機除外確率

国内ＢＷＲプラントの待機除外確率 ※高圧炉心スプレイ系

9.7E-05−

原子炉隔離時冷却系

9.5E-04

7.4E-04

低圧炉心スプレイ系

6.0E-05

1.5E-04

残留熱除去系−Ａ／Ｂ

1.2E-04

3.1E-05

残留熱除去系−Ｃ

5.4E-05

3.8E-05

残留熱除去系海水系

3.8E-04−

非常用ディーゼル発電機

9.9E-04

5.6E-04

9.9E-04−

2.7E-04−

2.7E-04−

高圧炉心スプレイ系
ディーゼル発電機
非常用ディーゼル発電機
海水系
高圧炉心スプレイ系
ディーゼル発電機海水系※：「ベイズ統計学に基づくアンアベイラビリティ推定方法の開発−新しい推定理論と国内ＢＷＲ待機除外データを用いた推定例−研究報告：L08009」（平成 21
年 5 月，（財）電力中央研究所）

添付 3.1.1.6-3-3

(4)非常用ディーゼル発電機の平均修復時間に係る最新のデータについて
ＮＵＣＩＡに登録されている 1998 年〜2007 年までの国内データから整理された非常用ディーゼル発電機の待機除外データは，延べプラント運転
時間（国内ＰＷＲとＢＷＲの合計値）2,740,393.4h に対し，待機除外回数
32 回，総待機除外時間 1,525.1h とされている。ここから計算される待機除外 1 回あたりの待機除外時間は約 48h となり，本ＰＲＡで用いた平均修
復時間 20h の 2 倍以上となっている。しかし，本ＰＲＡでは，(1)で述べたとおり予防保全を考慮して 10 倍した値を待機除外確率と使用しているため，本ＰＲＡで用いている非常用ディーゼル発電機の待機除外確率 9.9E-4
は，国内ＢＷＲプラントの待機除外確率 5.6E-4 より大きい値となり，保守性を有していると考えられる。

添付 3.1.1.6-3-4

添付資料 3.1.1.6-4
共通要因故障に関するＭＧＬパラメータ適用の考え方(1)

共通要因故障を考慮する機器の同定
本ＰＲＡでは同一又は異なるシステムにおいて，多重性を持たせるために用いられる機器については，共通要因故障を考慮している。共通要因故障を考慮する機器の同定フローを図 1 に示す。
ａ．共通要因故障を考慮する機器の候補の同定
以下の 3 つの条件を同時に満たす機器について，共通要因故
障を考慮する機器の候補として同定し，(a)冗 長 の 機 能 を 有 す る 同 種 機 器(b)起 因 事 象 発 生 前 の 運 転 状 態 が 同 一(c)同 一 故 障 モ ー ド
共通要因故障を考慮する機器については上記の条件に基づき分類しており，製作メーカの異なる機器についても同様の方法で同定することになる。なお，本ＰＲＡでは共通要因故障を考慮する機器としてメーカの相違する機器は抽出されていない。
ｂ．動的機器，静的機器及びそれらの故障モード
動的機器と静的機器及びそれらの故障モードによって，共通
要因故障の起こりやすさの程度は異なると考えられる。したがって，これらを区別して共通要因故障の適用性を検討した。
ポンプの起動失敗，弁の開失敗等の動的機器の動的故障モードについては，上記ａ．の条件を満たすものに対しては共通要因故障を考慮する。
動的機器の静的故障モード及び静的機器の各故障モードについては，上記ａ．の条件を満たし，動的機器の動的故障モード
添付 3.1.1.6-4-1

と同程度の故障率であるものに対して共通要因故障を考慮することとし，ストレーナの閉塞（内部破損含む）を抽出した。

(2)

本ＰＲＡで用いた共通要因故障パラメータ
本ＰＲＡでは，共通要因故障のモデル化はＭＧＬモデルとしている。ＭＧＬモデルは，冗長性が高い系の解析に対応しており，
原子力プラントにおいて広く使用実績がある。
本 Ｐ Ｒ Ａ に 用 い た 共 通 要 因 故 障 パ ラ メ ー タ を 表 1に 示 す 。こ れ らのパラメータはＮＵＲＥＧ等の文献を基に設定している。なお，
ファン，ダンパ等の一部の機器については，機器の構造を考慮したうえで，他の機器で代用している。
共通要因故障パラメータは，機器故障率と同様に，本来は国内プラント実績に基づくべきと考えられるが，現時点では，データベースが整備されていない状況にある。そのため，本ＰＲＡでは国内外で使用実績のある海外文献等のデータを使用しており，故障モードに依らず機器の共通要因故障パラメータを設定している。
例としてポンプのβファクタの算出方法を示す。ポンプにおける機能喪失の要因分析結果は表 2 のとおりである。コマンドに関す る 失 敗 事 例 を 除 く 機 器 の 故 障 259 件 の う ち ， 共 通 要 因 に よ る 故
障 が 10 件 で あ る た め ，共 通 要 因 に よ る 故 障 件 数 を 機 器 の 故 障 件 数で 除 し て 0.039 と 設 定 し た 。
な お ，Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ ／ Ｃ Ｒ − １ ２ ０ ５（ Rev.1）で 共 通 要 因 故 障 に分類されている事例は，故障要因から判断したものであり，実際に多重故障が発生したものとは限らない。したがって，このβファクタは保守的な値である。
添付 3.1.1.6-4-2

(3)共通要因故障パラメータの適用における故障モードの考慮
共通要因故障パラメータについて，本ＰＲＡでは従前より適用実績のある海外文献に基づくデータを用いた。一方で故障モード
毎の共通要因故障パラメータをまとめた文献としては，ＮＵＲＥ
Ｇ ／ Ｃ Ｒ − ５ ４ ９ ７ の 改 訂 版 で あ る CCF Parameter Estimations
2010 が あ る 。
本 Ｐ Ｒ Ａ で 使 用 し て い る 共 通 要 因 故 障 パ ラ メ ー タ と CCF
Parameter Estimations 2010 の 共 通 要 因 故 障 パ ラ メ ー タ を 表 3 に示す。表 3 のとおり，ポンプの継続運転失敗の共通要因故障のパ
ラ メ ー タ に つ い て は ， CCF Parameter Estimations 2010 と 本 Ｐ Ｒ
Ａ で 用 い た 値 が ほ ぼ 同 等 で あ る も の の ， 他 の パ ラ メ ー タ は CC F
Parameter Estimations 2010 の 方 が 低 い 値 を 示 し て い る 。 こ れ らのパラメータを用いた場合の感度解析結果を表 4 及び図 2 に示す。
感 度 解 析 の 結 果 ， 全 炉 心 損 傷 頻 度 は 約 5.0E-5／ 炉 年 と な り ， ベ
ー ス ケ ー ス の 全 炉 心 損 傷 頻 度 約 6.1E-5／ 炉 年 と 比 較 し て 約 0.8 倍となった。これは，崩壊熱除去機能喪失における上位のカットセ
ットに，ＦＶ重要度 2 位である「ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ海水ストレー
ナ 閉 塞 の 共 通 要 因 故 障 」が あ り ，そ の 共 通 要 因 故 障 パ ラ メ ー タ が ，感 度 解 析 ケ ー ス で は 3.9E-3 と な り ，ベ ー ス ケ ー ス（ 1.3E-1）の 約
1／ 30 に 低 下 し た こ と に 起 因 す る 。

添付 3.1.1.6-4-3

表 1

共通要因故障パラメータの一覧
β ファクタ※1

γ ファクタ※2

ポンプ，ファン

0.039

0.520

NUREG／ CR-1205

Rev.1

弁，ダンパ

0.130

0.565

NUREG／ CR-1363

Rev.1

ＤＧ

0.021

−

NUREG‐ 1150

検出器，トリップ設定器

0.082

−

NUREG／ CR− 2771

0.050

−

SECY− 83− 293

蓄電池

0.008

−

NUREG‐ 0666

ストレーナ

0.133

−

NUREG／ CR− 5497

機器タイプ

備考

添付 3.1.1.6-4-4

リレー（スクラムコンタクタ）※ 1： 多 重 故 障 （ 2 重 以 上 ） が 発 生 す る 確 率※ 2： 多 重 故 障 が 発 生 し た 場 合 ， そ れ が 3 重 以 上 の 故 障 で あ る 条 件 付 確 率
NUREG／ CR− 4550 に 基 づ き γ フ ァ ク タ を 算 出

表 2

イ ベ ン ト ご と の ポ ン プ 故 障 件 数 （ NUREG/CR-1205

Table10）

ポ ン プ の β フ ァ ク タ ＝ （ 9+1） /（ 187+62+9+1）＝ 10/259≒ 0.039

添付 3.1.1.6-4-5

表 3
機器

抽出した故障モード及び共通要因故障パラメータ

添付 3.1.1.6-4-6

共通要因故障パラメータの参照元等
β
γ
δ
現状モデル
3.90E-02
5.20E-01
1.00E+00※
3.36E-02
CCCG-2−−−
継続運転失敗CCCG-3
4.14E-02
1.83E-01
ポンプ（ フ ァ ン も ポ ン プ CCF Parameter
CCCG-44.30E-02
3.43E-01
1.56E-01
で代用）
Estimations 2010
CCCG-22.45E-02−−−
起動失敗
CCCG-3
2.31E-02
4.18E-01
CCCG-4
2.27E-02
4.49E-01
3.56E-01
現状モデル
1.30E-01
5.65E-01
1.00E-00
電動弁
CCCG-2
9.46E-03−−
CCF Parameter
開閉失敗
Estimations 2010−
CCCG-3
1.05E-02
2.12E-01
現状モデル
1.30E-01
5.65E-01
1.00E-00−−
逆止弁
CCCG-2
0.00E+00
CCF Parameter
開失敗
Estimations 2010−
CCCG-30.00E+00
0.00E+00
現状モデル
2.10E-02
−
−
ＤＧ
起動失敗
CCCG-2
1.08E-02−−
CCF Parameter
Estimations 2010 継 続 運 転 失 敗−−
CCCG-2
2.24E-03
現状モデル
1.33E-01−−
ストレーナ
CCF Parameter
閉塞
CCCG-2
3.90E-03−−
Estimations 2010
※ＣＣＣＧ：共通要因故障機器グループのことで，共通要因故障の対象となる系統又は機器の組合せである。
数値は共通要因故障を考慮する機器総数を示す。

表 4

事故シーケンスグループ別の炉心損傷頻度比較
炉心損傷頻度（／炉年）

事故シーケンスグループ
ベースケース

感度解析ケース

高圧・低圧注水機能喪失

3.5E-09

3.2E-09

高圧注水・減圧機能喪失

2.0E-082.0E-08

全交流動力電源喪失

9.9E-08

9.6E-08

崩壊熱除去機能喪失

6.0E-05

5.0E-05

原子炉停止機能喪失

2.5E-08

2.5E-08

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

2.2E-11

6.2E-12

4.8E-10

4.8E-10

6.1E-05

5.0E-05

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）
合計

添付 3.1.1.6-4-7

図 1

共通要因故障同定のフロー

添付 3.1.1.6-4-8

1.0E-04
ベースケース
感度解析ケース

1.0E-06
1.0E-07
1.0E-08
1.0E-09
1.0E-101.0E-11

事故シーケンスグループ

図 2

事故シーケンスグループ別の炉心損傷頻度比較

合計

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

原子炉停止機能喪失

崩壊熱除去機能喪失

全交流動力電源喪失

高圧注水・減圧機能喪失

1.0E-12高圧・低圧注水機能喪失

添付 3.1.1.6-4-9

炉心損傷頻度（／炉年）

1.0E-05添付資料 3.1.1.6-5
中性子束検出器のモデル化について

スクラム信号を発信する信号の一つとして，図 1 に示す中性子束高高信号によるトリップロジックの信号があり，局部出力領域計装（以下「ＬＰＲＭ」という。）検出器，カード及び演算装置から構成される平均出力領域計装（以下「ＡＰＲＭ」という。），中性子計装系リレー並びにスクラムコンタクタから構成されている。
図 1 に示すＡＰＲＭの範囲については，21 個又は 22 個のＬＰＲＭ検出器及びカード，並びに演算装置で構成されており，本ＰＲＡでは 1 つの中性子束検出器としてモデル化している。また，その故障率及び故障モードは以下のとおりとしている（添付資料 3.1.1.6-2）。
・中性子束検出器の故障率については，放射線によるガスの電離作用を電気信号として検出する機器構造の類似性により「放射線検出器」を代用
・故障モードとしては，「中性子束検出器不動作」及び「中性子束検出器誤低出力」を，それぞれ故障モードの類似性により「放射線検出器不動作」及
び「放射線検出器高出力／低出力」で代用

添付 3.1.1.6-5-1

添付 3.1.1.6-5-2
図1

中性子束高高信号によるトリップロジック及びスクラムパイロット弁回路

添付資料 3.1.1.7-1
人的過誤率の評価方法について

本ＰＲＡにてモデル化した人的過誤「事象発生前の弁の開け忘れ・
閉 め 忘 れ 」及 び「 事 象 発 生 後 の 格 納 容 器 除 熱 操 作 失 敗 」を 代 表 例 と し ，
Ｈ Ｒ Ａ （ Human Reliability Analysis） イ ベ ン ト ツ リ ー に よ る 人 的 過
誤確率の算出について以下に説明する。

1.

事象発生前の人的過誤（弁の開け忘れ・閉め忘れ）
人的過誤の内容，ＨＲＡイベントツリーを図 1 に示す。また，過誤 確 率 計 算 シ ー ト を 表 1-1〜 1-3 に 示 す 。

2.

事象発生後の人的過誤（格納容器除熱操作失敗）
人的過誤の内容，ＨＲＡイベントツリーを図 2 に示す。また，過誤 確 率 計 算 シ ー ト を 表 2-1〜 2-3 に 示 す 。評 価 に 当 た っ て ，想 定 し た
人的過誤の内容について以下に示す。

(1)

操作内容
原子炉への注水に成功した後のＲＨＲによる格納容器からの除熱操作に失敗する。
操作に使用するＲＨＲの系統構成を図 3 に示す。

(2)

操作に使用する手順書及び操作手順
非常時運転手順書（徴候ベース）及び原子炉設備運転手順書に基づき，以下の認知・操作を実施する。

添付 3.1.1.7-1-1

認 知 （ Ｒ Ｈ Ｒ に よ る 格 納 容 器 除 熱 の 認 知 ̲表 2-１ ）①格納容器圧力高（ＬＯＣＡ信号）②ドライウェル空間温度
操 作 （ Ｒ Ｈ Ｒ に よ る 格 納 容 器 除 熱 操 作 ̲表 2-2）
①ＲＨＲＳポンプを（2 台）起動
②ＲＨＲポンプ室空調機を起動③ＲＨＲポンプを起動④ＲＨＲ熱交バイパス弁を全閉⑤格納容器スプレイ弁を（2 弁）全開
⑥サプレッション・プールスプレイ弁を全開
(3)

余裕時間
余裕時間はＴＷ時の事象進展解析結果より 1 時間とする。格納容器除熱操作において考慮している格納容器スプレイ冷却モード
及 び サ プ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル 冷 却 モ ー ド は 15 分 程 度 で 実 施 で き ることから比較的短時間で完了できる。

(4)

追加の指示や過誤回復の可能性
業務の連携は良好であり，担当運転員以外にも指導的な立場等の他の運転員からの指示や過誤回復に期待できる。また，事象進
展に伴い後段に発報される複数の警報により，認知失敗の過誤回
復に期待できる。

3.

評価に使用したデータベース
人的過誤確率の算出にあたっては，ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８に記載されている人的過誤確率データを使用した。人的過誤確率デー タ の 例 を 表 3-1〜 3-7 に 示 す 。

添付 3.1.1.7-1-2

人的過誤の定義（事象発生前）： 事象発生前に操作・試験の復旧に失敗する
操 作： 弁の開け忘れ・閉め忘れ 等
１．操作内容：操作や試験に伴い待機状態や通常の設定点を変更する場合に，当該操作後や試験実施後の復旧操作に失敗する。
２．該当手順書：
定期試験手順書等
３．人的過誤のモード：
待機状態への復旧失敗や設定点の回復失敗等
４．過誤回復の可能性：
担当運転員以外にも指導的な立場等の他の運転員からの指示や過誤回復に期待できる。
定量評価

a

手順

成功

失敗a

ar

b
過誤回復
動作
成功

失敗

失敗b
br

過誤回復

brr

過誤回復
失敗
状態復旧成功ＨＲＡイベントツリー
分岐
ａ
ａｒ
ｂ
ｂｒ
ｂｒｒ

人的過誤の種類（認知／動作）と内容
機器の状態復旧の手順遵守に失敗する
分岐ａの過誤回復
機器の状態復旧のための動作に失敗する
分岐ｂの過誤回復
分岐ｂｒの過誤回復
平均値（点推定値）：

8.3E-05

確率分布： 対数正規分布

図 1

過誤確率値（中央値）
1.0E-03 計算シート１−ａ5.1E-02 計算シート１−ａｒ
1.0E-03 計算シート１−ｂ
1.0E-02 計算シート１−ｂ
5.0E-02 計算シート１−brr（過誤回復あり）EF：4.8ＨＲＡイベントツリー（弁の開け忘れ・閉め忘れ）

添付 3.1.1.7-1-3

ＥＦ
3
−
3
5
−

表 1-1

過 誤 確 率 計 算 シ ー ト （ 弁 の 開 け 忘 れ ・ 閉 め 忘 れ ： 分 岐 a）

添付 3.1.1.7-1-4

表 1-2

過 誤 確 率 計 算 シ ー ト （ 弁 の 開 け 忘 れ ・ 閉 め 忘 れ ： 分 岐 b）

添付 3.1.1.7-1-5

表 1-3

過 誤 確 率 計 算 シ ー ト （ 弁 の 開 け 忘 れ ・ 閉 め 忘 れ ： 分 岐 ar）

添付 3.1.1.7-1-6

表 1-4

過 誤 確 率 計 算 シ ー ト （ 弁 の 開 け 忘 れ ・ 閉 め 忘 れ ： 分 岐 brr）

添付 3.1.1.7-1-7

人的過誤の定義（事象発生後）： 原子炉注水後のＲＨＲによる格納容器除熱操作に失敗する

１．操作内容：原子炉への注水に成功した後のＲＨＲによる格納容器から除熱操作に失敗する
本操作の具体的な手順は以下のとおり（ただし，ＲＨＲが既にＬＰＣＩモードで起動している場合は，Ｌ
ＰＣＩモードから格納容器スプレイ冷却モードへの切替のための弁操作のみを行う）(1) ＲＨＲＳポンプの起動(2) ＲＨＲポンプ室空調機起動(3) ＲＨＲポンプ起動(4) ＲＨＲ熱交バイパス弁閉操作(5) 格納容器スプレイ弁開操作(6) サプレッションプールスプレイ弁の開操作
２．該当手順書：
非常時運転手順書（徴候ベース），設備別運転手順書
３．余裕時間
余裕時間は格納容器除熱に対する余裕時間1時間とする
格納容器スプレイ冷却モード等は15分程度で実施できることから比較的短時間で完了できる
４．追加の指示や過誤回復の可能性：
担当運転員以外にも指導的な立場等の他の運転員からの指示や過誤回復に期待できる
定量評価

a

成功

ＲＨＲによる
格納容器除熱の認知

失敗a

ar

b
過誤回復

失敗

失敗b
成功

ＲＨＲによる
格納容器除熱操作

br

過誤回復

brr

過誤回復
失敗
状態復旧成功ＨＲＡイベントツリー
分岐
ａ
ａｒ
ｂ
ｂｒ
ｂｒｒ

人的過誤の種類（認知／動作）と内容
RHRによる格納容器除熱の認知に失敗する
分岐ａの過誤回復
RHRによる格納容器除熱の操作に失敗する
分岐ｂの過誤回復
分岐ｂｒの過誤回復
平均値（点推定値）：

1.1E-04

確率分布： 対数正規分布

図 2

過誤確率値（中央値）
2.0E-04 計算シート７−ａ5.0E-02 計算シート７−ａｒ
2.0E-03 計算シート７−ｂ
1.0E-02ー
5.0E-02 計算シート７−brr

EF：35.6

ＨＲＡイベントツリー（格納容器除熱操作失敗）

添付 3.1.1.7-1-8

ＥＦ
30
3
5
-

表 2-1

過 誤 確 率 計 算 シ ー ト （ 格 納 容 器 除 熱 操 作 失 敗 ： 分 岐 a）

添付 3.1.1.7-1-9

表 2-2

過 誤 確 率 計 算 シ ー ト （ 格 納 容 器 除 熱 操 作 失 敗 ： 分 岐 b）

添付 3.1.1.7-1-10

表 2-3

過 誤 確 率 計 算 シ ー ト （ 格 納 容 器 除 熱 操 作 失 敗 ： 分 岐 ar）

添付 3.1.1.7-1-11

表 2-4

過 誤 確 率 計 算 シ ー ト （ 格 納 容 器 除 熱 操 作 失 敗 ： 分 岐 br）

添付 3.1.1.7-1-12

表 3-1
区間

T

運転員全員

(To 後の

による診断

時間)
[分]

ＴＨＥＲＰの標準診断曲線（NUREG/CR-1278 から抜粋）
T

運転員全員

(To 後の

による診断

失敗確率

時間)

(初期事象に

[分]

EF

区間

運転員全員

(To 後の

による診断

失敗確率

時間)

失敗確率

(２次事象に[分](３次事象に

EF

区間

対して)

対して)

対して)

[ﾒﾃﾞｨｱﾝ][ﾒﾃﾞｨｱﾝ][ﾒﾃﾞｨｱﾝ]

EF

添付 3.1.1.7-1-13

1.

1

1.0

--

7.

1

1.0

--

14.

1

1.0

--

2.

10

.1

10

8.

10

1.0

--

15.

10

1.0

--

3.

20

.01

10

9.

20

.1

10

16.

20

1.0

--

4.

30

.001

10

10.

30

.01

10

17.

30

.1

10

11.

40

.001

10

18.

40

.01

10

19.

50

.001

10

20.

80

.0001

30

21.

1520

.00001

30

5.

60

.0001

30
12.

6.

1500

.00001

70

.0001

30

30
13.

(注)

T

1510

.0000130

・２次事象や３次事象は，運転員が初期事象の診断や対応の最中に発生する事象を意味する。
・To：異常発生を示すシグナルが出た時刻
・ここでは曲線を数値で示している。

注：日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評：2008」の解説表 23-1 から転記
価に関する実施基準（レベル 1PSA 編）

表 3-2手動操作のコミッションエラー確率の例（NUREG/CR-1278 から抜粋）

項目

エラーのポテンシャル

HEP

EF

1.

１個のコントロールの不注意な操作

プラントに完全依存2.

同様なコントロールを持つパネルで選択誤り

.003

3

.001

3

.0005

10

.0005

10

.05

5

.5

5

(ラベルで区別)3.

同様なコントロールを持つパネルで選択誤り(機能別に良く分類された配置)

4.

同様なコントロールを持つパネルで選択誤り(系統を模擬した表示)

5.

スイッチの誤った方向への操作(固定観念に従う場合)

6.

スイッチの誤った方向への操作(通常の運転状態で固定観念を損う場合)

7.

スイッチの誤った方向への操作(高ストレス状態で固定観念を損う場合)

8.

２状態スイッチの誤った方向への操作，又は，誤った(注)レベルへの設定
9.

回転式コントローラの誤った設定(２状態スイッチ)

.001

10

10.

完全な操作の完了に対する失敗

.003

3

11.

グループ内のサーキットブレーカ選択誤り

.005

3

(ラベルで区別)
12.

グループ内のサーキットブレーカ選択誤り

.003

3

13.

不適切なコネクタの配備

.003

3

(不完全な装着や，コネクタのロック機構のテスト失敗
も含む)

(注)

項目 5，6，7 の対応する HEP，EF の 1/5 の値

注：日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評：2008」の解説表 23-2 から転記
価に関する実施基準（レベル 1PSA 編）

添付 3.1.1.7-1-14

表 3-3

手順書を使うときのオミッションエラー確率の例（NUREG/CR-1278 から抜粋）

項目

オミッションの項目

HEP

EF

チェック表が正しく用いられている場合
1.

短い操作（＜10 項目）

.001

3

2.

長い操作（＞10 項目）

.003

3

チェック表を用いていないか，又は正しく用いられていない場合
3.

短い操作（＜10 項目）

.003

3

4.

長い操作（＞10 項目）

.01

3

5.

文書化した手順書を用いるべきであるが，用いていない場合.05

5

注：日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評：2008」の解説表 23-3 から転記
価に関する実施基準（レベル 1PSA 編）

表 3-4

ストレスと熟練度による人的過誤確率への補正係数（NUREG/CR-1278 から抜粋）
HEPs の増倍係数

項目

ストレスレベル
熟練者

熟練度の低い者

1.

作業負荷が大変低い

×2

×2

2.

作業負荷が適度

×1

×1

×1

×2

×2

×4

×5

×10

×5

×10

.25 ( EF = 5 ).50 ( EF = 5 )（段階的操作）3.

作業負荷が適度（動的操作）

4.

作業負荷がやや高い（段階的操作）5.

作業負荷がやや高い（動的操作）

6.

作業負荷が極度に高い（段階的操作）7.

作業負荷が極度に高い（動的操作又は診断操作）

極度にストレス・レベルが高い場合は，増倍係数ではなく，複数のクルーを対象とした固定値を用いる。
注：日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評：2008」の解説表 23-4 から転記
価に関する実施基準（レベル 1PSA 編）

添付 3.1.1.7-1-15

表 3-5 先行するサブタスク N-1 が成功又は失敗したときの，サブタスク N の成功又は失敗の条件付き確率の求め方：従属レベルの関数（NUREG/CR-1278 から抜粋）
従属性の条件付き成功確率

レベル

(注)

ZD

Pr〔S

N ｜S N - 1 ｜ZD〕＝

LD

Pr〔S

N ｜S N - 1 ｜LD〕＝

MD

Pr〔S

N ｜S N - 1 ｜MD〕＝

HD

Pr〔S

CD

Pr〔S

条件付き失敗確率n

Pr〔FN ｜F N - 1 ｜ZD〕＝

N

1

19ｎ
20

Pr〔F N ｜F N - 1｜LD〕＝

1

6ｎ
7

Pr〔F N ｜F N - 1｜MD〕＝

N ｜S N - 1 ｜HD〕＝

1 ｎ
2

Pr〔F N ｜F N - 1｜HD〕＝

N ｜S N - 1 ｜CD〕＝

1 .0

Pr〔F N ｜F N - 1 ｜CD〕＝ 1 . 0

1

19N
20

1

6N
7

1

N
2

n：サブタスクの成功確率
N：サブタスクの失敗確率
ZD：Zero Dependence 従属度ゼロ
LD：Low Dependence 従属度低
MD：Moderate Dependence 従属度中
HD：High Dependence 従属度高
CD：Complete Dependence 完全従属
注：日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評
価に関する実施基準（レベル 1PSA 編）：2008」の解説表 23-5 から転記

添付 3.1.1.7-1-16

表 3-6

エラーファクタ推定ガイドライン（NUREG/CR-1278 から抜粋）

添付 3.1.1.7-1-17

表 3-7

計測・操作などの活動に対する確認の失敗（NUREG/CR-1278 から抜粋）

添付 3.1.1.7-1-18

図3

ＲＨＲによる格納容器スプレイ冷却モード及びサプレッション・プール冷却モードの系統構成

添付 3.1.1.7-1-19

添付資料 3.1.1.7-2
起因事象発生前の人的過誤として評価した事象の抽出について

本ＰＲＡで評価対象とした起因事象発生前の人的過誤の抽出過程を以下に示す。ここで，起因事象発生前の人的過誤は運転員よる試験・操作及びその後の状態復旧を対象としており，保修員による保全作業時の人
的 過 誤（ 計 装 機 器 の 校 正 エ ラ ー を 含 む 。）に つ い て は 機 器 故 障 率 に 含 ま れているとして，ここでは取り扱っていない。
(1)

操作・作業の同定
フォールトツリーでモデル化している全ての機器を対象に，プラント運転中及び停止中における操作・作業等を手順書類（定期試験
手順書，設備別運転手順書等）から抽出する。
(2)

スクリーニング
抽出した操作・作業等に対し，日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準（レベル１ＰＳＡ編）：2008」（ 以 下「 学 会 標 準 」と い う 。）に 基 づ き ，
以下に示すスクリーニング基準を設け，スクリーニングできない操
作・作業等について，起因事象発生前の人的過誤として定義する。
ａ．系統の要求に対して機器の調整が自動的に行われるもの。
ｂ．中央制御室にて機器の状態表示が確認でき，その状態が日常的に確認されており，かつ調整が可能なもの。
ｃ．実施されている保守後の機能試験により，誤調整が明らかになるもの。
ｄ．当初の操作の後，チェックリストに基づく独立した機器の状態
確 認 が あ る も の （ Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ − １ ７ ９ ２ を 参 考 に 設 定 ※ ）。
※：学会標準に本スクリーニング基準に関する記載はないが，
ＮＵＲＥＧ−１７９２を参考に，従属性のない独立した確

添付 3.1.1.7-2-1

認が別途実施されている場合においては，起因事象発生前の人的過誤を除外できるものとして設定している。
ｅ．機器の状態確認が頻繁に実施されているもの。

本ＰＲＡで評価対象とした全ての系統について検討した結果，抽出された起因事象発生前の人的過誤は以下のとおりである。なお，
スクリーニング基準ｄ．のみで除外した起因事象発生前の人的過誤はなかった。
・手動弁に対する開け忘れ／閉め忘れ
・定期試験において非常用ディーゼル発電機を母線に並列させる
際に手動でガバナ類の調整を行うが，試験後の待機状態（自動投入可能な設定）への復旧に失敗する。
起因事象発生前の人的過誤の抽出結果のうち，非常用ディーゼル発電機の例を表 1 に示す。

添付 3.1.1.7-2-2

表 1

起因事象発生前の人的過誤の抽出結果（非常用ディーゼル発電機の例）
対象とした操作・作業等とスクリーニング結果

起因事象発生前の人的過誤の抽出結果

機器種類

人的過誤のモード

非常用ディーゼル発電機

待機（自動）への復本体

旧失敗

非常用ディーゼル発電機

通常状態への復旧

運転中の試験等に伴う操作等に起因

プラント停止中の操作等に起因モデル化の（定期試験手順等）（設備別手順書，定期試験手順等）

要否

操作・作業等

除外理由

操作・作業等

除外理由

試験時の運転操作

除外ルールｂ．

試験時の運転操作

除外ルールｂ．

除 外 ル ー ル に
試験時の手動操作

添付 3.1.1.7-2-3

ガバナ

失敗

否

除 外 ル ー ル に
試験時の手動操作

該当しない

要
該当しない

非常用ディーゼル発電機
待機への復旧失敗

試験時の運転操作

除外ルールｂ．

試験時の運転操作

除外ルールｂ．

否

待機への復旧失敗

試験時の運転操作

除外ルールｂ．

試験時の運転操作

除外ルールｂ．

否

点検後の待機状態

除 外 ル ー ル になし−
への復旧操作該当しない

燃料油移送ポンプ
非常用ディーゼル発電機
空調機
非常用ディーゼル発電機
冷却水ライン手動弁

待機（弁開）への復
旧失敗

要添付資料 3.1.1.7-3
校正ミスの取扱いについて

本ＰＲＡでは，保修員による機器の校正ミスについては，人的過誤としてモデル化していない。その理由を以下に示す。
(1)

21 ヵ 年 デ ー タ に お け る 校 正 ミ ス の 取 扱 い
本ＰＲＡで使用している機器故障率データは，「故障件数の不確 実 さ を 考 慮 し た 国 内 一 般 機 器 故 障 率 の 推 定（ 平 成 21 年 5 月 公 表 ）」（ 以 下 「 21 ヵ 年 デ ー タ 」 と い う 。 ） に 記 載 さ れ て い る デ ー タ を 使
用 し て い る 。 21 ヵ 年 デ ー タ は 国 内 プ ラ ン ト の 機 器 の 故 障 実 績 を 基に 整 備 さ れ た デ ー タ ベ ー ス で あ る が ，計 装 機 器 等 の 故 障 件 数 に は ，機器の機械的故障以外に，保修員の校正ミスが原因で機器が故障し た 場 合 が 含 ま れ て い る 。 21 ヵ 年 デ ー タ に 記 載 さ れ て い る デ ー タのうち，保修員の校正ミスを含む機器故障率の例を表 1 に示す。
また，表 1 に示す機器及び故障モードのうち，温度スイッチの誤動作としてカウントされている事象の概要を表 2 に示す。表 1 及び 表 2 に 示 す と お り ， 21 ヵ 年 デ ー タ に は ， 保 修 員 に よ る 校 正 ミ スが原因の故障事象が含まれているため，本ＰＲＡでは，校正ミス
を人的過誤としてはモデル化していない。

(2)

校正ミスに係る共通要因故障の取扱い冗長化された検出器においては，同じ保修員が連続して校正作業を実施すると考えられるため，校正ミスが共通の要因となり複数の検出器が故障する可能性がある。しかし，この校正ミスによる 共 通 要 因 故 障 に つ い て も ， 21 ヵ 年 デ ー タ で は そ れ ぞ れ 単 独 の 機器故障として取り扱われているため，本ＰＲＡにおいては校正ミ
スに係る共通要因故障のみを独立して人的過誤としてはモデル化
添付 3.1.1.7-3-1

していない。
ここで，検出器の校正ミスに係る共通要因故障を人的過誤としてモデル化した場合の非信頼度と炉心損傷頻度への影響を検討した。校正ミスに係る人的過誤確率の評価結果を表 3 に示す。検出器 の 校 正 ミ ス に 係 る 共 通 要 因 故 障 の 人 的 過 誤 確 率 は 1.0E-6 の オ ーダーとなり，表 4 に示すとおり，本ＰＲＡでモデル化している検出器及びトリップユニットの機械的故障の共通要因故障と同程度の非信頼度となった。ただし，本ＰＲＡでは，検出器の共通要因
故障の中でＦＶ重要度が最も高い，「原子炉水位（Ｌ−１）トランスミッタ作動失敗共通要因故障」の場合でも，ＦＶ重要度は約
4.1E-07 で あ り ，こ の 共 通 要 因 故 障 の 炉 心 損 傷 頻 度 に 対 す る 寄 与 割
合（ 4.1E-05％ ）は 十 分 小 さ い た め ，検 出 器 の 校 正 ミ ス に 係 る 共 通
要因故障の人的過誤をモデル化した場合でも，炉心損傷頻度への影響は限定的である。

表 1

保修員の校正ミスを含む機器故障率の例
故障件数

機器故障率

（校正ミス件数）

平 均 値 [1／ h ]

誤動作

2
（ 2）

2.5E -08

圧力トランスミッタ

高出力／低出力8（ 1）

3.5E -08

リミットスイッチ

不動作

3
（ 1）

5.5E -09

機器

故障モード

温度スイッチ

添付 3.1.1.7-3-2

表 2

温度スイッチに係る保修員の校正ミス事象の概要

発生日時

1988 年 1 2 月 15 日 16 時 10 分 （ Ｂ -Ｃ Ｕ Ｗ ポ ン プ ）1988 年 1 2 月 16 日 11 時 33 分 （ Ａ -Ｃ Ｕ Ｗ ポ ン プ ）事象発生時の状況

定 格 出 力 （ 4 60MWe） で 運 転 中 の と こ ろ ， 昭 和 63 年 12 月
15 日 16 時 1 0 分 ， 「 ポ ン プ 出 口 温 度 高 」 警 報 発 生 と 同 時 にＢ−原子炉冷却材浄化系循環ポンプ（Ｂ−ＣＵＷポンプ）
がトリップした。原因調査の結果，Ｂ−ＣＵＷポンプ出口
温度スイッチに設定値のずれが確認されたため，当該温度スイッチの校正を実施した。
Ｂ − Ｃ Ｕ Ｗ ポ ン プ の 試 運 転 の た め ， 12 月 16 日 11 時 33分，同ポンプを起動したところ，「ポンプ出口温度高」警報発生と同時にＡ−ＣＵＷポンプがトリップした。なお，
Ｂ−ＣＵＷポンプの運転状況に異常はなかった。
Ａ−ＣＵＷポンプの原因調査の結果，Ｂ−ＣＵＷポンプと同様に，ポンプ出口温度スイッチに設定値のずれが確認
さ れ た た め ， 当 該 温 度 ス イ ッ チ の 校 正 を 実 施 し ， 16 時 33
分にＡ−ＣＵＷポンプの試運転を行い運転状況に異常のないことを確認して，通常運転に復帰した。
この間，発電機出力の変動はなかった。

原因調査の概要

ＣＵＷポンプ出口温度スイッチに設定値ずれが発生する
要因について検討した結果は，以下のとおりである。
(1) Ｃ Ｕ Ｗ ポ ン プ 出 口 温 度 ス イ ッ チ の 不 良
当該温度スイッチの内部点検において，異常は認められなかった。
(2) 衝 撃 に よ る 設 定 値 ず れ工場において当該温度スイッチの衝撃試験を実施した
結果，設定値ずれは発生しなかった。
(3) 定 期 検 査 時 の 校 正 ミ ス
設 定 値 60℃ に 対 し ，Ａ ，Ｂ − Ｃ Ｕ Ｗ ポ ン プ と も 約 53 ℃とほぼ同様な設定値ずれであり，当該温度スイッチの点
検校正作業はＣＵＷ補助ポンプ冷却水温度スイッチ（設定 値 66 ℃ ） の 点 検 校 正 に 引 き 続 い て 同 一 メ ン バ ー で 実 施していたことから，作業者の勘違いによる校正ミスの可能性が大きいと考えられる。

事象の原因

調査結果から，事象の発生原因は，定期検査時の当該温
度スイッチの点検校正において，作業者が当該温度スイッ
チの設定値は，先に点検校正を行った同型の温度スイッチの 設 定 値 （ 66℃ ） と 同 じ だ と 勘 違 い し て 設 定 指 針 を 取 り 付
け，その後誤りに気付き，調整ネジにより設定指針を正規の 設 定 値 に 調 整 し た 結 果 ， 温 度 ス イ ッ チ の 設 定 値 が 約 53 ℃となった可能性が大きいと考えられる。

添付 3.1.1.7-3-3

表 3
No.

検出器の校正ミスの共通要因故障に係る人的過誤確率評価結果
項目

中央値（／要求時）EF

チェックリストを適切①に使用した場合に手順

1.0E-03

3

書中の作業項目を省く②

管理者のチェック失敗

1.4E-01−③

検出器単体の校正ミス

5.1E-05

3

備考

NUREG/CR-1278 表
20-7(1)
NUREG/CR-1278 表
20-17（ 中 従 属 ）① ×②③に対して中従属④

複数の検出器の校正ミス（共通要因故障）

7.3E-06

3を仮定
NUREG/CR-1278 表
20-17（ 中 従 属 ）④ の 平 均 値 ： 9.1E-06（ ／ 要 求 時 ）添付 3.1.1.7-3-4表 4検出器及びトリップユニットに係る共通要因故障の非 信 頼 度 及 び 重 要 度 評 価 結 果 （ Ｆ Ｖ 重 要 度 上 位 10 位 ）
関連系統
RCIC
ADS
LPCS
LPCI-A /B /C

機器及び故障モード

非信頼度（／要求時）

ＦＶ重要度

原 子 炉 水 位（ Ｌ − １ ）ト ラ
ンスミッタ作動失敗共通

4.8E-06

3.4E-07

4.8E-06

1.3E-07

8.3E-07

4.1E-08

4.8E-06

2.6E-08

1.1E-06

2.2E-08

8.3E-07

2.2E-08

8.3E-07

1.7E-08

8.3E-07

1.2E-08

8.3E-07

4.5E-09

8.6E-08

4.3E-09

要因故障
原 子 炉 水 位（ Ｌ − ２ ）ト ラ

HPCS

ンスミッタ作動失敗共通
要因故障

ADS

原 子 炉 水 位（ Ｌ − １ ）ト リ

LPCS

ップユニット作動失敗共

LPCI-A /B /C

通要因故障
原 子 炉 水 位（ Ｌ − ３ ）ト ラ

ADS

ンスミッタ作動失敗共通
要因故障

ADS

ドライウェル圧力高トラLPCS

ンスミッタ作動失敗共通

LPCI-A /B /C

要因故障
原 子 炉 水 位（ Ｌ − ２ ）ト リ

HPCS

ップユニット作動失敗共
通要因故障

ADS

ドライウェルトリップユ

LPCS

ニット作動失敗共通要因

LPCI-A /B /C

故障
原 子 炉 水 位（ Ｌ − ２ ）ト リ

RCIC

ップユニット作動失敗共通要因故障
原 子 炉 水 位（ Ｌ − ３ ）ト リ

ADS

ップユニット作動失敗共
通要因故障

LPCI-A /B /C

弁間差圧力トランスミッ
タ作動失敗共通要因故障

添付 3.1.1.7-3-5

添付資料 3.1.1.7-4
人的過誤に係わるストレスレベル及びストレスファクタの考え方について

本ＰＲＡで用いている起因事象発生前後の人的過誤確率をストレ
スレベル，ストレスファクタ及び余裕時間とともに表 1 及び表 2 に示す。
運転員のタスク遂行の成功又は失敗の確率は，運転員にとっての外的環境（温度，照明等の作業環境，タスクの特性，マンマシンイ
ンターフェイス等），内的状態（経験，訓練等によって形成される知識及びスキル）又はストレス等の行動形成因子によって大きく影響される。
本ＰＲＡにおける人的過誤のストレスレベル及びストレスファク
タの設定の考え方について，以下に示す。

(1)

ストレスレベルの分類
本ＰＲＡでは、ヒューマンエラーハンドブック（ＮＵＲＥＧ／
Ｃ Ｒ − １ ２ ７ ８ ） の Ｔ Ｈ Ｅ Ｒ Ｐ 手 法 （ Technique for Human Error
Rate Prediction） を 使 用 し て お り ， 作 業 負 荷 等 に 応 じ て 7 つ の ス
トレスレベルを分類し、それらに対応した補正係数（ストレスファクタ）を評価している。その詳細については，表 3 に示す。
作業負荷が低い場合は注意力が散漫になり，逆に作業負荷が高い場合には人間の通常業務遂行能力の限界に近づいている又は超えているため，タスク遂行の妨害となることから，その作業に対する増倍係数を設定している。また，極端にストレスレベルが高い場合は，情緒的反応が生じる等タスク遂行に非常に妨害となる
添付 3.1.1.7-4-1

ことから，固定値を用いて評価する。
なお，本ＰＲＡでは，運転員による異常時の事象の認知や操作方法は訓練されているため，補正係数は「熟練者」の値を選択する。また、運転員の操作内容は手順書に従った段階的操作である
ことから，各ストレスレベルの「段階的操作」を選択する。

(2)

ストレスファクタの設定の考え方
ａ ． 起 因 事 象 発 生 前 （ 表 1， 表 3）
○認知失敗及び操作失敗
事故が発生していないときの操作であり，特に高いストレスに は 至 ら な い た め ， ス ト レ ス レ ベ ル 「 【 No． 2】 作 業 負 荷 が 適 度（段階的操作）」のストレスファクタ 1 を設定した。
ｂ ． 起 因 事 象 発 生 後 （ 表 2， 表 3）
○認知失敗
期待する緩和設備に対しては手順書の整備及び訓練の十分な実施が行われているが，起因事象発生後は起因事象発生前に比べて運転員のストレスレベルが高いと考えられるため，ストレス レ ベ ル 「 【 No． 4】 作 業 負 荷 が や や 高 い （ 段 階 的 操 作 ） 」 の ス
トレスファクタ 2 を設定した。
○操作失敗
認 知 と 同 様 の 理 由 に よ り ， ス ト レ ス レ ベ ル 「 【 No． 4】 作 業 負荷がやや高い（段階的操作）」のストレスファクタ 2 を設定した。

基本的に上記の考え方に基づき，起因事象発生後の人的過誤
添付 3.1.1.7-4-2

について，ストレスレベル及びストレスファクタを設定しているが，以下の人的過誤については，別途ストレスレベル及びス
トレスファクタを設定した。

「 水 源 切 替 操 作 失 敗（ Ｃ Ｓ Ｔ → Ｓ ／ Ｐ ，中 破 断 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ ）」，「注水不能認知失敗（大中破断ＬＯＣＡ）」○認知失敗
余裕時間が極めて短い時間であり，操作員のストレスが非 常 に 高 い と 考 え ら れ る た め ， ス ト レ ス レ ベ ル 「 【 No． 7 】
作業負荷が極度に高い（動的操作又は診断操作）」の固定値を用いて評価した。

添付 3.1.1.7-4-3

表 1

起因事象発生前の人的過誤のストレスレベル及びストレスファクタ

人的過誤

弁の開け忘れ・閉め忘れ

ストレスレベル（ストレスファクタ）

過誤確率(平 均 値 )EF

適度【 No.2】

8.3E-05

4.8

ＤＧ試験時ガバナ操作後の
復旧失敗

（ ×1）

弁の開け忘れ・閉め忘れ（ＩＳＬＯＣＡ）

適度【 No.2】（ ×1）

選定理由
事故が発生していないときの操作で

（ ×1）
適度
【 No.2】

ス ト レ ス レ ベ ル ，ス ト レ ス フ ァ ク タ の

あ り ，特 に 高 い ス ト レ ス に は 至 ら な い
た め ， ス ト レ ス レ ベ ル 「 【 No.2】 作 業

3.9E-03

6.8

2.0E-033.5

負 荷 が 適 度（ 段 階 的 操 作 ）」の ス ト レ
スファクタ 1 を設定した。

添付 3.1.1.7-4-4

表2
人的過誤

原子炉水位制御
操作失敗
水源切替操作失敗（ＣＳＴ→Ｓ／Ｐ，
大中破断ＬＯＣＡ以外）
原子炉手動減圧失敗

添付 3.1.1.7-4-5（ＬＯＣＡ以外）
ＤＧ燃料油補給操作失敗

起因事象発生後の人的過誤のストレスファクタと余裕時間（1／2）

ストレスレベル（ストレスファクタ）

余裕時間

過誤確率
(平均値)

EF

ストレスレベル，ストレスファクタの選定理由

認知失敗

操作失敗

やや高い
【No.4】

やや高い【No.4】（×2）（×2）

な実施が行われているが，起因事象発生後は起因事象発生前

やや高い【No.4】

やや高いに比べて運転員のストレスレベルが高いと考えられるため，

（×2）

（×2）

やや高い
【No.4】

やや高い【No.4】

（×2）

（×2）

やや高い
【No.4】

やや高い

（×2）

（×2）

【No.4】【No.4】○認知失敗及び操作失敗
30 分

30 分

2.5E-03

2.5E-03

6.5

6.5

期待する緩和設備に対しては手順書の整備及び訓練の十分

ストレスレベル「【No．4】作業負荷がやや高い（段階的操作）」のストレスファクタ 2 を設定した。

30 分

2.5E-03

6.5

60 分

1.1E-04

35.6
○認知失敗

水源切替操作失敗（ＣＳＴ→Ｓ／Ｐ，
中破断ＬＯＣＡ）

極度に高い

やや高い

時間的余裕が極めて短い時間であり，操作員のストレスが非【No.4】

常に高いと考えられるため，ストレスレベル「【No．7】作
極めて【No.7】

短い時間

（固定値）

業負荷が極度に高い（動的操作又は診断操作）」の固定値を1.8E-01

6.7

用いて評価した。
○操作失敗

（×2）

「原子炉水位制御操作失敗」と同様。

やや高い

やや高い

○認知失敗及び操作失敗【No.4】【No.4】「原子炉水位制御操作失敗」と同様。

ＲＨＲ系操作失敗

60 分
（×2）

（×2）

1.1E-04

35.6

表2
人的過誤
起動信号の共通原因故障時

注水不能認知失敗

起因事象発生後の人的過誤のストレスファクタと余裕時間（2／2）

ストレスレベル（ストレスファクタ）
余裕時間
認知失敗

操作失敗

過誤確率
(平均値)

EF

○認知失敗

やや高い
【No.4】「原子炉水位制御操作失敗」と同様。
−（大中破断ＬＯＣＡ以外）

ストレスレベル，ストレスファクタの選定理由

30 分

1.0E-03

13.8

（×2）
○認知失敗

添付 3.1.1.7-4-6

注水不能認知失敗（大中破断ＬＯＣＡ）

極度に高い【No.7】

−

（固定値）

極めて
短い時間

時間的余裕が極めて短い時間であり，操作員のストレスが4.0E-015.0

非常に高いと考えられるため，ストレスレベル「【No．7】
作業負荷が極度に高い（動的操作又は診断操作）」の固定値を用いて評価した。

高圧注水系起動
操作失敗
原子炉手動減圧失敗（ＬＯＣＡ）

低圧注水系起動
操作失敗

−

やや高い
【No.4】−

2.5E-03

3.0

−

（×2）
やや高い
【No.4】−

1.9E-01

3.5○操作失敗「原子炉水位制御操作失敗」と同様。

（×2）

−

やや高い
【No.4】
（×2）

○操作失敗
−

1.9E-013.5「原子炉水位制御操作失敗」と同様。

表3

ストレス及び熟練度による人的過誤率（ＨＥＰ）への補正係数
HEPs の増倍係数

項目

ストレスレベル
熟練者

熟練度の低い者

1.

作業負荷が大変低い

×2

×2

2.

作業負荷が適度

×1

×1

×1

×2

×2

×4

×5

×10

×5

×10

.25 ( EF = 5 ).50 ( EF = 5 )（段階的操作）3.

作業負荷が適度（動的操作）

4.

作業負荷がやや高い（段階的操作）5.

作業負荷がやや高い（動的操作）

6.

作業負荷が極度に高い（段階的操作）7.

作業負荷が極度に高い（動的操作又は診断操作）

極度にストレス・レベルが高い場合は，増倍係数ではなく，複数のクルーを対象とした固定値を用いる。
注：日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評
価に関する実施基準（レベル 1PSA 編）：2008」の解説表 23-4 から転記

添付 3.1.1.7-4-7

添付資料 3.1.1.7-5
オミッションエラーを考慮していない理由について

本ＰＲＡでは，起因事象発生後の緩和操作に係る人的過誤の評価においてオミッ
ションエラーの寄与は十分小さいとして考慮していない。これは以下の理由によるものである。

(1) オミッションエラーが発生する前提
ＰＲＡで考慮する緩和操作に係る人的過誤は，ＴＨＥＲＰ手法を定めるＮＵＲ
ＥＧ／ＣＲ−１２７８に従って認知失敗と操作失敗の２つに分類している。ＮＵ
ＲＥＧ／ＣＲ−１２７８では，認知失敗はＴＨＥＲＰ標準診断曲線に基づき評価しており，一方，操作失敗は，オミッションエラーとコミッションエラーに分類され， オミッションエラーの発生に際して，使用する手順書は「原子力発電所の（1983 年当時の）典型的な手順書」であることを前提としている。

(2) 典型的な手順書とコラム式の手順書
ａ．典型的な手順書
典型的な手順書とは以下のような特徴を持ち，図 1 に具体例を示す。
必要な情報を伝えるには過度の字数である物語調（narrative)の様式。
必要な情報量に比べて不要な情報量が多い。
一つの段落に複数の実施項目が含まれている。
操作者が手順書に従って「計器を見て設定値を確認する」等を実施した後，手順書を再度参照する際に誤った箇所を参照する事がある。

添付 3.1.1.7-5-1

FTM パネルの前面にて，DC 測定ボタンを下に押す。ランプが点灯する。
RMS 測定ボタンを押し続ける。RMS VM を読み取り，A から C は 0.055 と 0.056の間であることを，D から G は 0.049 と 0.050 の間であることを読み取る。
読み取る記録計は A から C は 3.4A，D から G は 3.4B である。
図１ 典型的な物語調の手順書の例（出典：ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８）

ｂ．コラム式の手順書
コラム式の手順書とは以下のような特徴を持ち，図 2 に具体例を示す。
表形式で手順及び確認事項（機器状態等）が記載されている。
必要な情報量に比べて不要な情報量が少ない
各項目が単一の手順に対応する。
各手順にチェック欄が有る。
チェック欄は手順の隣に記載されている。
対象機器
FTM
panel

手順

チェ
ック

DC 測定ボタンを下に押す。

確認事項

備考

ランプが点灯する事

RMS 測 定 ボ タ ン を 押 し 続 ける。
RMS VM を読み取る。
A から C

0.055 から 0.056 の
間である事

記録計
3.4A

D から G

0.049 から 0.050 の
間である事

記録計
3.4B

図 2 コラム式の手順書の例（出典：ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８）

添付 3.1.1.7-5-2

ｃ．本ＰＲＡにおけるオミッションエラーの考慮について
ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８によれば，物語調の手順書を使い慣れている運転員が簡単な訓練を行った後，コラム式の手順書を使用して試験をするという実験を参照しており，その結果から運転員がコラム式の手順書を使い慣れていないとしても，オミッションエラーの発生率が三分の一に減少すると評価されている［１］。
東海第二発電所の運転操作手順書は既にコラム式を採用しており，表１に示す熟練度による人的過誤確率への補正係数の影響を考慮すると，熟練した運転員が操作することにより過誤確率はさらに半減すると考えられる。
代表的なオミッションエラーとして表 2 の「1. 短い項目（10 項目以内）」を想定とした場合，その過誤確率はコラム式の手順書の採用及び熟練度を考慮することにより，約 1.7E-04 まで低減できるものと考えられる。これは，本Ｐ
ＲＡにおいて起因事象発生後のコミッションエラーとして考慮している表 3 の「3. 同様なコントロールを持つパネルで選択誤り」の人的過誤確率 1.0E-03と比較して一桁小さい。また，以下の東海第二発電所の手順書の記載内容を考慮することにより，オミッションエラーによる寄与はコミッションエラーと比較して十分に小さくなると考えられる。
発電長から副発電長への指示，副発電長から発電長への報告及び運転員への指示，副発電長の指示による原子炉側操作員，タービン・
電気側操作員，現場操作員の運転操作及び確認事項が明確に記載されている。
兆候ベースの非常時運転手順書中では，操作の流れが把握できるようフロ
ーチャートを記載しており，オミッションエラーの発生を低減できる手順書となっている。

添付 3.1.1.7-5-3

上記により，起因事象発生後におけるオミッションエラーの過誤確率はコミッションエラーと比較してその寄与は十分に小さいと考えられるため，本ＰＲ
Ａにおいてオミッションエラーは考慮していない。

添付 3.1.1.7-5-4

表１

ストレスと熟練度による人的過誤確率への補正係数（NUREG/CR-1278 から抜粋）
HEPs の増倍係数

項目

ストレスレベル
熟練者

熟練度の低い者

1.

作業負荷が大変低い

×2

×2

2.

作業負荷が適度

×1

×1

×1

×2

×2

×4

×5

×10

×5

×10

.25 ( EF = 5 ).50 ( EF = 5 )（段階的操作）3.

作業負荷が適度（動的操作）

4.

作業負荷がやや高い（段階的操作）5.

作業負荷がやや高い（動的操作）

6.

作業負荷が極度に高い（段階的操作）7.

作業負荷が極度に高い（動的操作又は診断操作）

極度にストレス・レベルが高い場合は，増倍係数ではなく，複数のクルーを対象とした固定値を用いる。
注：日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準（レベル 1PSA 編）：2008」の解説表 23-4 から転記

表2

手順書を使うときのオミッションエラー確率の例（NUREG/CR-1278 から抜粋）

項目

オミッションの項目

HEP

EF

チェック表が正しく用いられている場合
1.

短い操作（＜10 項目）

.001

3

2.

長い操作（＞10 項目）

.003

3

チェック表を用いていないか，又は正しく用いられていない場合
3.

短い操作（＜10 項目）

.003

3

4.

長い操作（＞10 項目）

.01

3

5.

文書化した手順書を用いるべきであるが，用いていない場合.05

5

注：日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準（レベル 1PSA 編）：2008」の解説表 23-3 から転記

添付 3.1.1.7-5-5

表3

手動操作のコミッションエラー確率の例（NUREG/CR-1278 から抜粋）

項目

エラーのポテンシャル

HEP

EF

1.

１個のコントロールの不注意な操作

プラントに完全依存2.

同様なコントロールを持つパネルで選択誤り

.003

3

.001

3

.0005

10

.0005

10

.05

5

.5

5

(ラベルで区別)3.

同様なコントロールを持つパネルで選択誤り(機能別に良く分類された配置)

4.

同様なコントロールを持つパネルで選択誤り(系統を模擬した表示)

5.

スイッチの誤った方向への操作(固定観念に従う場合)

6.

スイッチの誤った方向への操作(通常の運転状態で固定観念を損う場合)

7.

スイッチの誤った方向への操作(高ストレス状態で固定観念を損う場合)

8.

２状態スイッチの誤った方向への操作，又は，誤った(注)レベルへの設定
9.

回転式コントローラの誤った設定(２状態スイッチ)

.001

10

10.

完全な操作の完了に対する失敗

.003

3

11.

グループ内のサーキットブレーカ選択誤り

.005

3

(ラベルで区別)
12.

グループ内のサーキットブレーカ選択誤り

.003

3

13.

不適切なコネクタの配備

.003

3

(不完全な装着や，コネクタのロック機構のテスト失敗
も含む)

(注)

項目 5，6，7 の対応する HEP，EF の 1／5 の値
注：日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準（レベル 1PSA 編）：2008」の解説表 23-2 から転記(3) 参考文献[1] Haney. R. W , An in-plant experiment ,Novenmber 1969.

添付 3.1.1.7-5-6

添付資料 3.1.1.7-6
認知失敗確率におけるストレスファクタの考慮について

本ＰＲＡでは，ヒューマンエラーハンドブック（ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８）のＴＨＥＲＰ手法（Technique for Human Error Rate Prediction）を使用している。以下にＴＨＥＲＰ手法及び本ＰＲＡでの認知失敗確率におけるスト
レスファクタの考え方を示す。

１．ＴＨＥＲＰ手法での認知失敗確率におけるストレスファクタの考え方
ＴＨＥＲＰ手法では，人間が入力された情報から行動を行うまでに，感覚器官に情報が入力されるプロセス（A），認知プロセス(B)，処理プロセス（C），
行動判断プロセス(D)，及び行動プロセス(E)という 5 つのプロセスを経るとしており，認知プロセス(B)及び処理プロセス(C)における失敗を認知失敗としている。
また，認知失敗・操作失敗に係る心理的なストレスとして，以下のようなものがあるとされている。
・突発的な開始，ストレスの継続・単調さ，品位の低さ，無意味さ・作業スピード，作業負荷・長期の警戒時間

・高い危険

・成績に対する軋轢

・脅威（失敗，仕事をなくすこと）

・否定的な強制力

以下に示すように，ＴＨＥＲＰ手法では認知プロセス(B)及び処理プロセス(C)において，ストレスの影響によって認知失敗の発生率が上昇するため，ス
トレスファクタを考慮する必要があると記載されている。
(1)

認知プロセス(B)における認知失敗
認知プロセス(B)では，ストレスによって，十分に注意することができな

くなることで，認知失敗に繋がる。
添付 3.1.1.7-6-1

(2)処理プロセス(C)における認知失敗
処理プロセス(C)では，ストレスによって，運転状態を正しく認知することが難しくなることで，認知失敗に繋がる。

２．本ＰＲＡでの認知失敗確率におけるストレスファクタの考え方
上記に示すように，ＴＨＥＲＰ手法では認知失敗確率においてもストレスファクタを考慮することとしており，本ＰＲＡにおいても，その考え方に基づいてストレスファクタを設定している。

添付 3.1.1.7-6-2

添付資料 3.1.1.7-7
認知失敗における過誤回復の考慮について

本ＰＲＡでは，ヒューマンエラーハンドブック（ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８）のＴＨＥＲＰ手法を使用している。以下に本ＰＲＡでの認知失敗における過誤回復の考え方について示す。

(1) ＴＨＥＲＰ手法での認知失敗の考え方
ＴＨＥＲＰ手法では，診断失敗を表 1 に示す標準診断曲線を用いて評価しており，評価に使用する余裕時間の起点については異常発生を示す警報が出た時刻としている。また，初期の異常事象を示す警報に対する診断や対応の最中に発生する２次事象や３次事象に対しても診断失敗を考慮しており，その診断に対する余裕時間は，前段事象の余裕時間に対して 10 分余分に時間がかかると想定し，診断失敗確率を標準診断曲線により設定している。
なお，表 1 に示す診断失敗確率は，同じ班の運転員全員による診断失敗確率である。

(2) 本ＰＲＡでの認知失敗における過誤回復の考え方
本ＰＲＡにおいては，初期事象の警報に対する認知失敗の過誤回復として，後段に発報する複数の警報に対する認知を考慮している。起因事象やその後の事象進展により，発報する警報数やそのタイミングが異なるが，過誤回復の失敗確率は下表のとおり余裕時間に基づき，従属性のレベルを分けて考慮している。

余裕時間

過誤回復の失敗確率

30 分

余裕時間 30 分の認知失敗確率に中従属性を考慮

60 分

余裕時間 60 分の認知失敗確率に低従属性を考慮
添付 3.1.1.7-7-1

表1
区間

T

運転員全員

(To 後の

による診断

時間)
[分]

ＴＨＥＲＰの標準診断曲線（NUREG/CR-1278 から抜粋）
T

運転員全員

(To 後の

による診断

失敗確率

時間)

(初期事象に

[分]

EF

区間

運転員全員

(To 後の

による診断

失敗確率

時間)

失敗確率

(２次事象に[分](３次事象に

EF

区間

対して)

対して)

対して)

[ﾒﾃﾞｨｱﾝ][ﾒﾃﾞｨｱﾝ][ﾒﾃﾞｨｱﾝ]

EF

添付 3.1.1.7-7-2

1.

1

1.0

--

7.

1

1.0

--

14.

1

1.0

--

2.

10

.1

10

8.

10

1.0

--

15.

10

1.0

--

3.

20

.01

10

9.

20

.1

10

16.

20

1.0

--

4.

30

.001

10

10.

30

.01

10

17.

30

.1

10

11.

40

.001

10

18.

40

.01

10

19.

50

.001

10

20.

80

.0001

30

21.

1520

.00001

30

5.

60

.0001

30
12.

6.

1500

.00001

70

.0001

30

30
13.

(注)

T

1510

.0000130

・２次事象や３次事象は，運転員が初期事象の診断や対応の最中に発生する事象を意味する。
・To：異常発生を示すシグナルが出た時刻
注：日 本原 子 力学 会標準「原 子 力発 電 所の 出力運 転状態 を対 象 とし た 確 率論
・ここでは曲線を数値で示している。
的 安全評 価に 関 す る実 施 基準 （ レベル 1PSA 編） ： 2008 」の 解説表 23-1
か ら転記

表 2 先行するサブタスク N-1 が成功又は失敗したときの，サブタスク N の成功又は失敗の条件付き確率の求め方：従属レベルの関数（NUREG/CR-1278 から抜粋）
従属性の条件付き成功確率

レベル

(注)

ZD

Pr〔S

N ｜S N - 1 ｜ZD〕＝

LD

Pr〔S

N ｜S N - 1 ｜LD〕＝

MD

Pr〔S

N ｜S N - 1 ｜MD〕＝

HD

Pr〔S

CD

Pr〔S

条件付き失敗確率n

Pr〔FN ｜F N - 1 ｜ZD〕＝

N

1

19ｎ
20

Pr〔F N ｜F N - 1｜LD〕＝

1

6ｎ
7

Pr〔F N ｜F N - 1｜MD〕＝

N ｜S N - 1 ｜HD〕＝

1 ｎ
2

Pr〔F N ｜F N - 1｜HD〕＝

N ｜S N - 1 ｜CD〕＝

1 .0

Pr〔F N ｜F N - 1 ｜CD〕＝ 1 . 0

1

19N
20

1

6N
7

1

N
2

n：サブタスクの成功確率
N：サブタスクの失敗確率
ZD：Zero Dependence 従属度ゼロ
LD：Low Dependence 従属度低
MD：Moderate Dependence 従属度中
HD：High Dependence 従属度高
CD：Complete Dependence 完全従属

注：日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準（レベル 1PSA 編）：2008」の解説表 23-5 から転記

添付 3.1.1.7-7-3

添付資料 3.1.1.8-1
ＰＲＡ使用コードの検証について

内部事象における炉心損傷頻度の定量化に際しては，解析コードとし て ， 株 式 会 社 テ プ コ シ ス テ ム ズ が 開 発 し た Safety Watcher を 使 用 している。以下に解析コードの概要及び検証について示す。

(1)

解析コードの概要
Safety Watcher は ， イ ベ ン ト ツ リ ー 及 び フ ォ ー ル ト ツ リ ー 等 の定量化のために必要な情報の入力ファイルを作成する機能，及びフォールトツリーや事故シーケンスの定量化（点推定値計算，不確実さ解析，重要度解析及びミニマルカットセットの抽出）を行
う機能を有している。
ま た ，Safety Watcher で は 二 分 決 定 図（ Binary Decision Diagram,
BDD） を 用 い た 定 量 化 方 法 が 採 用 さ れ て お り ， 稀 有 事 象 近 似 を 行 わ
ない定量化が可能である。

(2)

解析コードの検証
Safety Watcher の 検 証 は ， 海 外 に て 十 分 に 使 用 実 績 の あ る Risk

Spectrum PSA と の ベ ン チ マ ー ク に よ る 妥 当 性 確 認 を 行 っ て い る 。
表 1 にベンチマークの結果を示す。また，図 1 にベンチマークに用いたイベントツリーを示す。
ベンチマークの結果，両者に大きな差異は見られなかった。

添付.1.1.8-1-1

表 1

Sq No.

※

事故シーケンスの定量化の比較によるベンチマーク結果① R iskSp ect rum② SafetyWatcher

の解析結果

の解析結果

（／炉年）

（／炉年）

①／②

事故シーケンス
グループ

3

1.01

ＴＷ

6

1.01

ＴＷ

9

1.01

ＴＷ

12

1.01

ＴＷ

15

1.01

ＴＷ

18

1.01

ＴＷ

19

1.01

ＴＱＵＶ

20

1.01

ＴＱＵＸ

23

1.00

ＴＷ

26

1.00

ＴＷ

29

1.00

ＴＷ

32

1.00

ＴＷ

35

1.00

ＴＷ

36

1.00

ＴＱＵＶ

合計

1.01

−

※ ： Sq No.は ， 図 1 中 の 「 No.」 に 対 応 す る 。

添付.1.1.8-1-2

非隔離事 メンテナン
S/R弁開
スクラム系
象
ス
放
T1
MN
C
M

S/R弁再
閉鎖
P

1.60E-01

P1

M1
C1
MAINT.ft

図 1

HPCS

RCIC

手動ADS LPCI-A

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

UH

UR

X1

VS

VB

VC

WA

WB

VA

No.

最終状態

1
RHR̲A̲ST̲2MD.ft
2
RHR̲B̲ST̲2MD.ft
3
TW
HPCS̲TRAN.ft
4
RHR̲A̲ST̲2MD.ft
5
RHR̲B̲ST̲2MD.ft
6
TW
RCIC̲TRAN.ft
7
RHR̲A̲CH̲2MD.ft
8
RHR̲B̲ST̲2MD.ft
9TW
LPCI̲A̲TRAN.ft
10
RHR̲A̲ST̲2MD.ft
11
RHR̲B̲ST̲2MD.ft
12
TW
LPCS̲TRAN.ft
13
RHR̲A̲ST̲2MD.ft
14
RHR̲B̲CH̲2MD.ft
15
TW
LPCI̲B̲TRAN.ft
16
RHR̲A̲ST̲2MD.ft
17
RHR̲B̲ST̲2MD.ft
18
TW
LPCI̲C̲TRAN.ft
19
TQUV
ADS̲MANU.ft
20
TQUX
21
RHR̲A̲ST̲2MD.ft
22
RHR̲B̲ST̲2MD.ft
23
TW
HPCS̲SORV.ft
24
RHR̲A̲CH̲2MD.ft
25
RHR̲B̲ST̲2MD.ft
26
TW
LPCI̲A̲TRAN.ft
27
RHR̲A̲ST̲2MD.ft
28
RHR̲B̲ST̲2MD.ft
29
TW
LPCS̲TRAN.ft
30
RHR̲A̲ST̲2MD.ft
31
RHR̲B̲CH̲2MD.ft
32
TW
LPCI̲B̲TRAN.ft
33
RHR̲A̲ST̲2MD.ft
34
RHR̲B̲ST̲2MD.ft
35
TW
LPCI̲C̲TRAN.ft
36
TQUV
37
38
39
-

ベンチマークに用いたイベントツリー

添付.1.1.8-1-3

添付資料 3.1.1.8-2
イベントツリーにおけるドミナントシーケンスについて

起因事象別の炉心損傷頻度と主要な事故シーケンスを表 1 に示す。
また，事故シーケンスグループ別の炉心損傷頻度と主要な事故シーケ
ンスを表 2 に示す。
なお，起因事象別及び事故シーケンスグループ別のドミナントシー
ケ ン ス に つ い て は ，イ ベ ン ト ツ リ ー 集（ 添 付 資 料 3.1.1.4-1）に お い て示す。

添付 3.1.1.8-2-1

表1

起因事象別の炉心損傷頻度と主要な事故シーケンス
炉心損傷頻度

起因事象

過渡事象

非隔離事象

2.5E-05

非隔離事象＋崩壊熱除去失敗

隔離事象

4.0E-06

隔離事象＋崩壊熱除去失敗

全給水喪失

1.5E-06

全給水喪失＋崩壊熱除去失敗

水位低下事象4.0E-06

原子炉緊急停止系誤動作等

外部電源喪失1.5E-07

外部電源喪失1.5E-06

計画外停止

6.4E-06

手動停止／サ

故障（区分Ⅰ）

ポート系喪失残留熱除去系海水系（手動停止）

故障（区分Ⅱ）
交流電源故障交流電源故障
（区分Ⅱ）
系故障

障）

ＬＯＣＡ

1.6E-06

3.4E-07失（自動停止） タービン・サポート

失（直流電源故1.6E-06

3.4E-07（区分Ⅰ）

サポート系喪8.2E-06

逃がし安全弁誤開放

残留熱除去系海水系

サポート系喪主要な事故シーケンス（／炉年）

直流電源故障1.1E-07
2.7E-06（区分Ⅰ）
直流電源故障2.7E-06（区分Ⅱ）
大破断ＬＯＣＡ

3.0E-09

中破断ＬＯＣＡ

3.0E-08

小破断ＬＯＣＡ

4.5E-08

格納容器バイインターフェイス

パス

システムＬＯＣＡ

4.8E-10添付 3.1.1.8-2-2

水位低下事象＋崩壊熱除去失
敗
原子炉緊急停止系誤動作等＋崩壊熱除去失敗
逃がし安全弁誤開放＋崩壊熱
除去失敗
外部電源喪失＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）
計画外停止＋崩壊熱除去失敗
残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）＋崩壊熱除去失敗
残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）＋崩壊熱除去失敗
交流電源故障（区分Ⅰ）＋崩壊熱除去失敗交流電源故障（区分Ⅱ）＋崩
壊熱除去失敗タービン・サポート系故障＋崩壊熱除去失敗
直流電源故障（区分Ⅰ）＋Ｄ
Ｇ失敗（ＨＰＣＳ成功）
直流電源故障（区分Ⅱ）＋Ｄ
Ｇ失敗（ＨＰＣＳ成功）
大破断ＬＯＣＡ＋崩壊熱除去
失敗
中破断ＬＯＣＡ＋崩壊熱除去
失敗
小破断ＬＯＣＡ＋崩壊熱除去
失敗
インターフェイスシステムＬ
ＯＣＡ

表2

事故シーケンスグループ別の炉心損傷頻度と主要な事故シーケンス

事故シーケンスグループ
高圧注水・減圧失敗
高圧・低圧注水失敗

炉心損傷頻度

ＴＱＵＸ

3.5E-09

ＴＱＵＶ

2.0E-08

長期ＴＢ

7.7E-08

ＴＢＵ

2.1E-08

全交流動力電源喪失

主要な事故シーケンス（／炉年）

直流電源故障（区分Ⅰ）＋高圧炉
心冷却失敗＋手動減圧失敗
直流電源故障（区分Ⅰ）＋高圧炉
心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋高圧炉
心冷却失敗
直流電源故障（区分Ⅰ）＋交流電源喪失＋高圧炉心冷却失敗
外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし

ＴＢＰ

5.3E-10

安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗

崩壊熱除去機能喪失
原子炉停止機能喪失

ＬＯＣＡ時注水
機能喪失

ＴＢＤ

6.0E-12ＴＷ

5.6E-05

ＴＢＷ

4.8E-06

ＴＣ

2.5E-08

ＡＥ

1.4E-12Ｓ１Ｅ

2.0E-11Ｓ２Ｅ

1.6E-13

ＩＳＬＯＣＡ

4.8E-10

外部電源喪失＋直流電源喪失＋高圧炉心冷却失敗
非隔離事象＋崩壊熱除去失敗
直流電源故障（区分Ⅱ）＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）
非隔離事象（ＡＴＷＳ）＋原子炉
停止失敗
大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失
敗＋低圧炉心冷却失敗
中破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失
敗＋低圧炉心冷却失敗
小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失
敗＋低圧炉心冷却失敗

格納容器バイパス（インターフェイスシステム

インターフェイスシステムＬＯＣ
Ａ

ＬＯＣＡ）

添付 3.1.1.8-2-3

添付資料 3.1.1.8-3
不確実さ解析における計算回数について

本 Ｐ Ｒ Ａ で は 、 モ ン テ カ ル ロ 法 の 試 行 回 数 を 3,000 回 と し て 不 確 実
さ解析を行っている。
試行回数の増加に伴う評価値の遷移より，評価結果の収束について
確 認 を 行 っ た 結 果 ， 図 2 に 示 す と お り ， 試 行 回 数 3,000 回 で 各 評 価 値はほぼ収束している。

図 1

不確実さ解析（イメージ図）

3,000 回

炉心損傷頻度（／炉年）

6.50E-05
5.50E-05
4.50E-05

95%値
平均値
中央値
5%値

3.50E-05
2.50E-05
1.50E-05
5.00E-06
0

2000

図 2

4000

6000
試行回数

8000

10000

不確実さ解析結果の遷移

添付 3.1.1.8-3-1

12000

添付資料 3.1.1.8-4
ベイズ統計による個別プラントパラメータの算出について

東海第二発電所固有のプラントパラメータを反映した感度解析を実施するため，ベイズ統計によりプラント固有の運転実績を考慮した起因事象発生頻度及び機器故障率を算出した。その算出手順を以下に述べる。

(1)

起因事象発生頻度について
個別プラントの起因事象発生頻度の算出フローを図 1 に示す。
個別プラントの起因事象発生頻度は，事前分布として国内一般
起因事象発生頻度を使用し，東海第二発電所実績データを用いて経験ベイズ更新を実施することで得られる。以下にその内容を示す。
ａ．事前分布ａ -1) 平 成 20 年 度 末 ま で の 国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 実 績 デ ー タ を 起 因 事 象 デ ー
タとして用いる。
ａ -2) 平 成 20 年 度 末 ま で の 国 内 Ｂ Ｗ Ｒ 実 績 デ ー タ を 用 い て 階 層 ベ
イズ※１処理を実施する。この場合の事前分布を対数正規分布とし，各ＢＷＲプラントにおける実績データはポアソン過程
で発生するものとする。また，評価コードはマルコフ連鎖モ
ン テ カ ル ロ 用 ソ フ ト WinBUGS を 使 用 す る 。
ａ -3) 階 層 ベ イ ズ 処 理 に よ っ て 得 ら れ た 事 後 分 布 （ 国 内 一 般 起 因
事象発生頻度）を対数正規分布と仮定し，経験ベイズ更新の事前分布として使用している。
ｂ．東海第二発電所実績データ
添付 3.1.1.8-4-1

東 海 第 二 発 電 所 に お け る ，運 転 開 始 か ら 平 成 20 年 度 末 ま で の起因事象実績データとする。
ｃ．事後分布上記ｂ．の東海第二発電所の実績データがポアソン過程で発生するとして，ａ．の事前分布を用いて経験ベイズ※２更新を実施し，個別プラントパラメータである事後分布を得る。また，
評 価 コ ー ド は 一 般 財 団 法 人 電 力 中 央 研 究 所 が 開 発 し た Budda を使用する。
なお，プラント固有データを考慮した感度解析では得られた事後分布を対数正規分布と仮定する。

※ 1 ： 階 層 ベ イ ズ と は 事 前 分 布 の パ ラ メ ー タ を 事 前 情 報 か ら 求 め ず ，そ れ ぞ れ異なるハイパー事前分布より決定したパラメータを使用した分布を事
前 分 布 と し ，そ れ を 個 別 プ ラ ン ト デ ー タ で ベ イ ズ 更 新 し て 事 後 分 布 を 求
め る 手 法 で あ る 。ハ イ パ ー 事 前 分 布 と は ，ハ イ パ ー パ ラ メ ー タ μ（ 平 均 ）及びσ（分散）の分布である。
※ 2： 経 験 ベ イ ズ と は 事 前 分 布 の パ ラ メ ー タ を 観 測 さ れ て い る 事 前 情 報 か ら
求 め ，こ れ を 個 別 プ ラ ン ト デ ー タ で ベ イ ズ 更 新 し て 事 後 分 布 を 求 め る 手
法である。

(2)

機器故障率について
個別プラントの機器故障率の算出フローを図 2 に示す。
個 別 プ ラ ン ト の 機 器 故 障 率 は ，事 前 分 布 と し て 21 ヵ 年 国 内 一 般
機 器 故 障 率 デ ー タ （ 2009 年 日 本 原 子 力 技 術 協 会 発 行 ） を 使 用 し ，
東海第二発電所実績データを用いて経験ベイズ更新を実施することで得られる。以下にその内容を示す。
ａ．事前分布事 前 分 布 と し て 21 ヵ 年 国 内 一 般 機 器 故 障 率 デ ー タ（ 対 数 正 規
添付 3.1.1.8-4-2分布）を使用する。
21 ヵ 年 国 内 一 般 機 器 故 障 率 デ ー タ は ， 国 内 原 子 力 発 電 所 に おける機器故障の実績を階層ベイズ処理することで得られたものである。この階層ベイズ処理では，時間故障率データをポアソ
ン 過 程 ，デ マ ン ド 故 障 率 を 二 項 過 程 と し て 評 価 し て い る 。ま た ，
評 価 コ ー ド は WinBUGS を 使 用 し て 求 め た も の で あ る 。
ｂ．東海第二発電所実績データ
東 海 第 二 発 電 所 に お け る ， 昭 和 57 年 度 か ら 平 成 14 年 度 末 ま
での故障率実績データとする。
ｃ．事後分布上記ｂ．の東海第二発電所の実績データがポアソン過程で発生するとして，ａ．の事前分布を用いて経験ベイズ更新を実施
し，個別プラントパラメータである事後分布を得る。また，評
価 コ ー ド は Budda を 使 用 す る 。
なお，プラント固有データを考慮した感度解析では，得られた事後分布を対数正規分布と仮定する。

(3)

算出結果
上 記 (1)及 び (2)の ベ イ ズ 統 計 に て 算 出 し た 起 因 事 象 発 生 頻 度 と機器故障率を表 1 及び表 2 に示す。

添付 3.1.1.8-4-3

表 1

ベイズ統計による個別プラントの起因事象発生頻度①ベースケース②感度解析ケース②／①

起因事象（ベイズ統計）非隔離事象

1 .6 E- 0 1／ 炉 年

2. 8 E- 0 1 ／ 炉 年

1 .8

水位低下事象2 .7 E- 0 2／ 炉 年

4. 9E - 0 2 ／ 炉 年

1 .8

原子炉緊急停止系誤動作

4. 9 E-0 2 ／ 炉 年

5. 4E -0 2 ／ 炉 年

1. 1

計画外停止

4 .3 E- 0 2／ 炉 年

4. 5 E- 0 2 ／ 炉 年

1 .0

表 2

ベイズ統計による個別プラントの機器故障率①ベースケース②感度解析ケース②／①

機器（ベイズ統計）電動弁（淡水）作動失敗

4 .8 E- 0 8／ h

1. 2E - 0 7 ／ h

2 .5

逆止弁開失敗7 . 1E -0 9／ h

2 .4 E- 0 8／ h

3. 4

添付 3.1.1.8-4-4

ａ-1．
平成 20 年度末までの国内実績データａ-2．
ａ．

階層ベイズ処理
ａ-3．
事前分布

東二の

国内一般起因事象発生頻度

実績データ

ｂ．

経験ベイズ更新ｃ．
事後分布

図 1 個別プラントの起因事象発生頻度の算出フロー

事前分布
a．

国内一般機器故障率（2009 年
東二の実績データ

日本原子力技術協会発行）

経験ベイズ更新ｃ．
事後分布

図 2 個別プラントの機器故障率の算出フロー

添付 3.1.1.8-4-5

ｂ．

3.1.2

停止時ＰＲＡ

停止時ＰＲＡは一般社団法人日本原子力学会が発行した「原子力発電所の停止状態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準（ レ ベ ル 1PSA 編 ）： 2010」 に 基 づ い て 評 価 を 実 施 し た 。 評 価 フ ロ ー
図 を 第 3.1.2-1 図 に 示 す 。
3.1.2.1(1)

対象プラント対象とするプラントの説明
ａ．東海第二発電所の概要
・出力

熱出力

3,293MW

電気出力1,100MW・プラント型式

沸 騰 水 型 軽 水 炉（ Ｂ Ｗ Ｒ − ５ ）・格納容器型式

圧力抑制形（Ｍａｒｋ−Ⅱ）

ｂ．ＰＲＡにおいて考慮する緩和設備（系統）の概要
Ｐ Ｒ Ａ に お い て 考 慮 す る 緩 和 設 備 （ 系 統 ） を 第 3.1.2.1-1 表に 示 す 。ま た ，東 海 第 二 発 電 所 の 系 統 構 成 の 概 要 を 第 3.1.2.1-1
図 に ， 各 系 統 設 備 概 要 を 第 3.1.2.1-2 表 に 示 す （ 添 付 資 料
3.1.2.1-1）。
(a)

原子炉停止機能に関する系統
プラント停止時には，試験時や点検時を除き原則として制御棒（ＣＲ）が挿入状態にあり，また反応度投入事象を起因事象から除外したことから，原子炉停止機能に関する系統は考慮しない。

(b)

炉心冷却機能に関する系統
プラント停止時には，残留熱除去系（ＲＨＲ）等により原子炉の崩壊熱を除去する。異常時にあっては，非常用炉心冷3.1.2-1

却系（ＥＣＣＳ）の注水機能等を用いて原子炉を冷却する。
なお，原子炉隔離時冷却系（ＲＣＩＣ）及び自動減圧系（ＡＤＳ）は，原子炉が低圧状態であることから，これらの系統は考慮しない。
ⅰ)

残 留 熱 除 去 系 （ Ｒ Ｈ Ｒ ）（ 原 子 炉 停 止 時 冷 却 モ ー ド ）（ 第 3.1.1.1-7 図 ）原子炉停止時冷却モードはＲＨＲの 1 つの機能であり，原子炉停止後の崩壊熱を原子炉から除去する。原子炉停止
時冷却モードは，原子炉冷却材を原子炉再循環ポンプ入口
側からＲＨＲポンプ及び熱交換器を経由させ，原子炉再循
環ポンプ出口側に戻し，炉心を冷却する。

ⅱ)

非常用炉心冷却系（ＥＣＣＳ）
プラント停止時には，ＥＣＣＳとして高圧炉心スプレイ系（ Ｈ Ｐ Ｃ Ｓ ）（ 第 3.1.1.1-4 図 ），低 圧 炉 心 ス プ レ イ 系（ ＬＰＣＳ）
（ 第 3.1.1.1-6 図 ）及 び 低 圧 注 水 系（ Ｌ Ｐ Ｃ Ｉ ）（第3.1.1.1-7 図 ）に 期 待 で き る 。た だ し ，プ ラ ン ト 停 止 時 に は ，
自動起動信号に期待せず手動操作にて起動し，原子炉へ注水する。なお，系統構成等については，運転時と同じである。

ⅲ)

復水移送系（ＣＳＴ）
ＣＳＴは，プラント停止時に通常使用する系統であり，ＥＣＣＳ水張りライン等から原子炉への注水が可能である。

(c)

安全機能のサポートに関する機能
事故時に基本的な安全機能を果たす系統をサポートする系
統である。本ＰＲＡでは，サポート系として補機冷却系と電3.1.2-2

源系を考慮している。なお，本ＰＲＡでは，タイラインによるサポート系の融通については期待していない。非常用補機
冷 却 系 の 系 統 概 要 図 を 第 3.1.1.1-9 図 に 示 す 。 ま た ， 所 内 単線 結 線 図 を 第 3.1.1.1-10 図 に ， 電 源 系 統 の 概 要 図 を 第3.1.1.1-11 図 に 示 す 。
ⅰ)

残留熱除去系海水系（ＲＨＲＳ）
ＲＨＲＳは，ＬＰＣＳ及びＲＨＲの補機に直接海水を供給することで，これらを冷却する。

ⅱ)

非常用ディーゼル発電機海水系（ＤＧＳＷ）
ＤＧＳＷは，ＤＧ−２Ｃ／２Ｄの補機に直接海水を供給することで，これらを冷却する。

ⅲ)

高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系（ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ）
ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷは，ＨＰＣＳ及びＨＰＣＳ−ＤＧの補機に直接海水を供給することで，これらを冷却する。

ⅳ)

電源系
プ ラ ン ト 停 止 中 は ，起 動 変 圧 器 か ら 外 部 電 源 を 受 電 す る 。
外 部 電 源（ 275kV系 ）喪 失 時 ，非 常 用 母 線 ２ Ｄ 及 び Ｈ Ｐ Ｃ Ｓ
母 線 は 予 備 変 圧 器（ 154kV系 ）か ら の 受 電 に 切 り 替 わ る 。なお，非常用母線２Ｃは後述のＤＧ−２Ｃからの受電が優先されるため，必要に応じ，手動操作にて予備変圧器からの受電に切り替える。常用母線から非常用母線への給電がない場合には，非常用母線の電圧低下を検知してＤＧ−２Ｃ／２Ｄ及びＨＰＣＳ−ＤＧが自動起動し，非常用母線を介して非常用機器に給電する。
3.1.2-3

直 流 電 源 系 は ，125V，250V，24V系 に 分 離 さ れ ，そ れ ぞ れ
充電器，予備充電器及び蓄電池を備えている。本ＰＲＡに
お い て 考 慮 し て い る 125V系 は ， Ａ 系 ， Ｂ 系 及 び Ｈ Ｐ Ｃ Ｓ 系があり，遮断器の開閉に必要な制御電源の供給やＤＧの起動等にも用いられる。
(2)

停止時のプラント状態の推移
ａ．評価対象期間
原子炉停止過程においては，ＣＲ全挿入後に復水器真空破壊が行われ，この時点で給復水系が使用できなくなる等，設備構成が大きく変化する。一方，原子炉起動過程におけるＣＲ引抜開始の直前に復水器の真空度が上昇し，出力運転時とほぼ同等の設備構成となる。以上のことから，停止時ＰＲＡの評価対象
期間は，図に示すように，原子炉停止過程における「復水器真空破壊」の時点から原子炉起動過程における「ＣＲ引抜開始」の時点までとする。
原子 炉出 力経過時間
出力降下開始全CR全挿入復水器真空破壊出力運転時ＰＲＡ

CR引抜開始停止時ＰＲＡ

定格出力到達出力運転時ＰＲＡ

ｂ．停止時のプラント状態の推移
プラント停止中は，プラントの状態の変化に伴って，崩壊熱除去等に対する成功基準，余裕時間，及び使用可能な設備の組
み合わせが変化するため，停止時ＰＲＡにおいては，このような プ ラ ン ト 状 態 （ Ｐ Ｏ Ｓ ： Plant Operational State） を 適 切 に
3.1.2-4

分類して評価を行う必要がある。ＢＷＲプラントの代表的なＰＯ Ｓ の 推 移 は ， 上 述 の 観 点 か ら 第 3.1.2.1-2 図 に 示 す と お り ，
次の 5 つに大きく分類できる。
(a)

原子炉冷温停止への移行状態(b)

ＰＣＶ／原子炉圧力容器（ＲＰＶ）開放への移行状態(c)

原子炉ウェル満水状態(d)

ＰＣＶ／ＲＰＶ閉鎖への移行状態(e)

起動準備状態

各ＰＯＳの考え方を以下に示す。
(a)

原子炉冷温停止への移行状態（ＰＯＳ−Ｓ）
通常のプラント停止では，ＲＨＲの原子炉停止時冷却モードで除熱可能な圧力に減圧するまでは，主蒸気系を介して，復水器により原子炉は除熱される。ＲＨＲの原子炉停止時冷却モード運転による除熱を開始した後，復水器の真空を破壊
し，復水器による除熱を停止する。プラント停止直後は崩壊
熱が大きく，原子炉冷却材インベントリも運転中と変わらない 。こ の 期 間 は ，運 転 中 の Ｒ Ｈ Ｒ 1 系 統 の ほ か に ，残 り の Ｒ Ｈ
Ｒ 1 系 統 が 待 機 状 態 に あ る 。復 水 器 真 空 破 壊 か ら Ｒ Ｐ Ｖ 開 放 工
程へ移行するまでの期間を「原子炉冷温停止への移行状態」
として分類する。

(b)

ＰＣＶ／ＲＰＶ開放への移行状態（ＰＯＳ−Ａ）
ＲＰＶの開放開始から原子炉ウェル水張りまでの期間は，崩壊熱がまだ比較的高く，原子炉冷却材インベントリも運転
中 と 大 き く 変 わ ら な い 。こ の 期 間 中 は ，運 転 中 の Ｒ Ｈ Ｒ 1 系 統の ほ か に ，残 り の Ｒ Ｈ Ｒ 1 系 統 が 待 機 状 態 に あ る 。Ｒ Ｐ Ｖ 開 放3.1.2-5

工程開始から原子炉ウェル水張り完了までの期間を「ＰＣＶ／ＲＰＶ開放への移行状態」として分類する。
(c)

原子炉ウェル満水状態（ＰＯＳ−Ｂ）
ＲＰＶ開放完了から原子炉ウェル水抜き開始までの期間は，原子炉ウェルが満水の状態にある。この期間は，原子炉冷却材インベントリが多く，ＲＨＲによる除熱が喪失しても原子炉冷却材の温度が短時間に上昇することはない。原子炉ウェ
ル が 満 水 の 期 間 を「 原 子 炉 ウ ェ ル 満 水 状 態 」と し て 分 類 す る 。

(d)ＰＣＶ／ＲＰＶ閉鎖への移行状態（ＰＯＳ−Ｃ）
原子炉ウェル水抜き開始から起動準備に入るまでの期間は，系統の保守点検は継続中であるが，原子炉冷却材インベント
リは運転中とほぼ同じである。しかし，崩壊熱は，プラント
停 止 直 後 の 約 1／ 10 程 度 に 低 下 し て い る 。 原 子 炉 ウ ェ ル 水 抜
き開始から起動準備に入るまでの期間を「ＰＣＶ／ＲＰＶ復旧への移行状態」として分類する。

(e)

起動準備状態（ＰＯＳ−Ｄ）
ＰＣＶ／ＲＰＶ復旧が終了後，プラントの再起動までに系
統の機能確認等の起動準備が実施される。この期間中は，系
統の保守点検が終了しており，緩和系統の多くが待機状態となっている。ＰＣＶ／ＲＰＶ復旧終了からＣＲ引抜開始までの期間を「起動準備状態」として分類する。

(3)

プラント状態分類
ａ．評価対象工程の選定
評価対象とする施設定期検査工程は，過去の運転実績を代表するものとする必要があるため，過去の施設定期検査のうち，3.1.2-6

以下の観点に基づいて選定した。
・通常の施設定期検査で実施される作業が含まれる標準的な施設定期検査を選定する。
・大規模な工事やトラブル等による点検工程を含まない施設
定期検査を選定する。
・平 成 13 年 1 月 の 保 安 規 定 全 面 改 正 以 降 の 施 設 定 期 検 査 を 選定する。
東 海 第 二 発 電 所 の 平 成 13 年 1 月 の 保 安 規 定 全 面 改 正 以 降 の 施
設 定 期 検 査 の 実 績 概 要 を 第 3.1.2.1-3 表 に 示 す 。 抽 出 の 結 果 ，特殊工程が含まれていない標準的な施設定期検査工程である第19 回 施 設 定 期 検 査 を 選 定 し た （ 添 付 資 料 3.1.2.1-2， 添 付 資 料
3.1.2.1-3）。
ｂ．プラント状態分類
上 記 ａ ．で 選 定 し た 評 価 対 象 工 程 に つ い て ，「 (2) 停 止 時 の プ
ラント状態の推移」に基づきＰＯＳを分類した。また，施設定期検査工程の進捗に伴う使用可能な緩和設備の組合せの変化を
考 慮 し ，Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ 及 び Ｐ Ｏ Ｓ − Ｃ を ，そ れ ぞ れ Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ 1〜
Ｂ 6 及 び Ｐ Ｏ Ｓ − Ｃ 1， Ｃ 2 に 細 分 化 し た 。 Ｐ Ｏ Ｓ の 分 類 結 果 を
第 3.1.2.1-3 図 に 示 す （ 添 付 資 料 3.1.2.1-4）。

3.1.2-7

3.1.2.2

起因事象

炉心損傷へ至る可能性のある事象を選定し，その発生頻度を評価した。
(1)

起因事象の選定
本プラントに適用する起因事象について，以下の手法により，検討し選定を行った。
ａ．マスターロジックダイヤグラムに基づく分析
発生する可能性のある起因事象を網羅的に同定するため，マス
ターロジックダイヤグラムを用いて分析・抽出を行った。抽出結
果 に つ い て は 第 3.1.2.2-1 図 に 示 す 。
炉心損傷に至る可能性のある異常事象の要因は，大別して「燃料の熱的損傷」及び「燃料の機械的損傷」が考えられる。このう
ち ，「 燃 料 の 熱 的 損 傷 」 に 至 る 要 因 と し て は ，「 燃 料 の 過 出 力 」 及び「 燃 料 の 冷 却 不 良 」が 考 え ら れ る 。ま た ，「 燃 料 の 冷 却 不 良 」は ，「崩壊熱除去失敗」に起因した冷却材蒸発による燃料の露出及び「原子炉冷却材の流出」による燃料の露出が考えられる。
(a)

崩壊熱除去失敗
崩 壊 熱 除 去 失 敗 に 係 る 起 因 事 象 と し て ，「 残 留 熱 除 去 系 の 故障 」及 び「 外 部 電 源 喪 失 」を 選 定 し た 。な お ，「残留熱除去系の故 障 」と し て は ，フ ロ ン ト ラ イ ン 系 の 故 障 に よ る「 Ｒ Ｈ Ｒ 喪 失 」
及びＲＨＲのサポート系であるＲＨＲＳの故障による「ＲＨＲ
Ｓ喪失」を起因事象として選定した。

(b)

原子炉冷却材の流出
原子炉冷却材の流出に係る起因事象は，運転操作や保守点検の作業中に発生する操作ミス等の人的過誤に起因する原子炉冷3.1.2-8

却材の流出事象と，配管や機器の破損等に起因する原子炉冷却材の流出事象がある。配管や機器の破損等に起因する原子炉冷却材の流出事象として「インターフェイスシステムＬＯＣＡ」
及び「配管破断ＬＯＣＡ」が考えられるが，これらの事象については後述する理由により評価対象から除外したため，停止時
ＰＲＡにおける原子炉冷却材の流出事象として，運転操作や保守点検の作業中の人的過誤に起因する事象を対象とした。
停止中の作業を調査した結果，運転操作中の人的過誤に起因
す る 原 子 炉 冷 却 材 の 流 出 事 象 と し て ，「 Ｒ Ｈ Ｒ 切 替 時 の Ｌ Ｏ Ｃ
Ａ」及び「ＣＵＷブロー（原子炉冷却材浄化系による原子炉水位の下降操作）時のＬＯＣＡ」を，保守点検中の人的過誤に起因する原子炉冷却材の流出事象として，「 制 御 棒 駆 動 機 構（ Ｃ Ｒ
Ｄ）点検時のＬＯＣＡ」及び「局部出力領域計装（ＬＰＲＭ）
点検時のＬＯＣＡ」を起因事象として選定した。
(c)

燃料の機械的損傷及び燃料の過出力
燃料の機械的損傷として「燃料集合体の落下事象」及び燃料の過出力として「反応度投入事象」が考えられるが，後述する理由により評価対象から除外した。

ｂ．原子力施設運転管理年報等による，本プラント及び他の国内原子炉のトラブル事例のレビュー
本プラント及び他の国内原子炉のトラブル事例について，原子炉施設運転管理年報等により調査を行い，選定したいずれかの起因事象に含まれることを確認している。
ｃ．国内外での既往のＰＲＡによる知見の活用
既往のＰＲＡで選定された起因事象について調査を実施した。
3.1.2-9

調 査 結 果 を 第 3.1.2.2-1 表 に 示 す 。
(2)

評価対象外とした起因事象
以下の事象は，発生頻度やプラントへの影響等の観点から，リス
ク評価上の重要性は低いと考え，評価対象から除外した。
ａ．インターフェイスシステムＬＯＣＡ
この事象は，ＲＰＶに接続する配管の高圧設計部分と低圧設計部分のインターフェイスにおいて，隔離機能が喪失することによって，低圧設計部分に設計圧を超える圧力がかかり機器破損を引き起こし，原子炉冷却材がＰＣＶ外に流出する事象である。停止時ＰＲＡの評価対象期間においては，長時間にわたりＲＰＶが開放 さ れ て い る 。ま た ，Ｒ Ｐ Ｖ が 開 放 さ れ て い な い 期 間 に お い て も ，原子炉冷却材圧力バウンダリ漏えい検査時を除いて，原子炉圧力が高圧になることはなく，インターフェイスシステムＬＯＣＡが発生する確率は通常運転時と比べ非常に小さい。検査時には，原
子炉圧力を通常運転圧力以上まで上昇させてこれを保持する。検査の性質上，原子炉冷却材バウンダリを構成する隔離弁を閉鎖し加圧すること，また，その場合，隔離弁の多重故障を伴わないと発生しないインターフェイスシステムＬＯＣＡが発生する確率は非常に小さい。さらに，検査において原子炉が高圧に保持される
時 間 は 数 時 間 程 度 と 短 い 。以 上 を 考 慮 し ，本 事 象 は 対 象 外 と し た 。
ｂ．配管破断ＬＯＣＡ
停止時ＰＲＡの評価対象期間においては，長時間にわたりＲＰ
Ｖが開放されている。また，ＲＰＶが開放されていない期間においても，原子炉冷却材圧力バウンダリ漏えい検査時を除いて，原
子炉圧力が高圧になることはなく，原子炉冷却材圧力バウンダリ
3.1.2-10配管は出力運転時の圧力等も考慮した設計であることから，原子炉圧力が低い状態で配管が破断する確率は十分小さい。検査時には，原子炉圧力を通常運転圧力以上まで上昇させてこれを保持す
るが，原子炉が高圧に保持される時間は数時間程度と短い。以上を考慮し，本事象は対象外とした。
ｃ．燃料集合体の落下事象
燃料取扱機器は，燃料集合体の総重量を十分に上回る強度に設計しており，さらに，燃料取替作業中の燃料集合体落下防止対策として，燃料つかみ機のワイヤの 2 重化を行っている。燃料つかみ機は空気作動式であり，作動空気が供給されなければ燃料集合体を外せないフェイル・セーフ設計になっている。こうした設計
上の配慮から，燃料取替中に燃料集合体が落下する確率は非常に小さいと考えられる。
また，設置変更許可申請書添付書類十の事故解析において，燃料集合体の落下事象について評価が行われており，燃料取替作業
中に，燃料集合体（1 体）が炉心上に落下することが仮定されているが，破損した燃料棒から放出される核分裂生成物による外部への影響は，小さいものとなっている。以上を考慮し，本事象は対象外とした。
ｄ．反応度投入事象
プラント停止時には試験時や点検時を除き，原則として制御棒が挿入されており，制御棒又は燃料に係る作業等においては，複数の人的過誤又は機器故障が重畳しない限り反応度が投入されることがないため，この事象が発生する可能性は十分に小さい。
また，万一反応度が投入される事象が発生した場合でも，作業
3.1.2-11

は制御棒又は燃料 1 体ごとに実施しており，影響は限定されるため，本事象は対象外とした。
また，近年，ＢＷＲにおいて停止中に制御棒が誤って引き抜けた事象が発生したが，本件への対応として，冷却水ヘッダ圧力上昇時に制御棒駆動水ポンプを停止するインターロックの設置等に
よ り ， 同 様 の 事 象 発 生 は 防 止 さ れ て い る （ 添 付 資 料 3.1.2.2-1）。
ｅ．ＲＨＲ運転中のＬＯＣＡ
本事象は，停止時冷却モードで運転中のＲＨＲから，弁の故障を要因として冷却材が流出する事象が考えられるが，人的過誤が主な要因となるＲＨＲ切替時のＬＯＣＡと比較して，発生頻度は十分小さくなる。また，ＲＨＲ運転中のＬＯＣＡは，ＲＨＲ切替
時のＬＯＣＡと同様に緩和設備の待機／待機除外状態によらず，運転員の認知失敗が炉心損傷に至る主要な要因となるため，炉心損傷頻度についてもＲＨＲ切替時のＬＯＣＡと比較して十分小さい値となる。以上より，本事象は対象外とした（添付資料
3.1.2.2-2）。
(3)

起因事象のグループ化
起 因 事 象 に つ い て は ，事 象 の 類 似 し た 起 因 事 象 を グ ル ー プ 化 し て 評価を実施することも可能である。起因事象をグループ化する際には，
事 象 シ ナ リ オ の 展 開 が 類 似 し て お り ，同 一 の 緩 和 機 能 が 必 要 と さ れ る
グ ル ー プ に 分 類 す る 。つ ま り ，同 一 グ ル ー プ に つ い て は 必 要 と さ れ る
緩 和 設 備 等 が 類 似 す る 起 因 事 象 で あ る た め ，同 一 の イ ベ ン ト ツ リ ー 及びフォールトツリーを用いることのできる起因事象をグループ化することとしている。
本 Ｐ Ｒ Ａ で 評 価 対 象 と し た 起 因 事 象 の う ち ，Ｒ Ｈ Ｒ Ｓ 喪 失 及 び 外 部
3.1.2-12

電 源 喪 失 に つ い て は ，従 属 性 を 有 す る 起 因 事 象 で あ り ，他 の 起 因 事 象と 同 一 の グ ル ー プ と し な い 。ま た ，原 子 炉 冷 却 材 流 出 の 各 起 因 事 象 についても，必ずしも同じＰＯＳで実施される作業ではないことから，
他 の 起 因 事 象 と 同 一 の グ ル ー プ と し な い 。そ の た め ，選 定 し た 起 因 事
象については，それぞれ単独で炉心損傷の評価を実施することとし，グループ化はしない。
以上により，本ＰＲＡで評価対象として選定した起因事象を第3.1.2.2-2 表 に 示 す 。
(4)

起因事象発生頻度の評価
選 定 し た 各 起 因 事 象 の 発 生 頻 度 を 第 3.1.2.2-3表 に 示 す 。 ま た ， Ｐ
Ｏ Ｓ 別 の 起 因 事 象 発 生 頻 度 を 第 3.1.2.2-4表 に 示 す 。 各 起 因 事 象 発 生
頻度の評価方法は以下のとおり。
ａ．残留熱除去系の故障の発生頻度
Ｒ Ｈ Ｒ 喪 失 及 び Ｒ Ｈ Ｒ Ｓ 喪 失 の 発 生 頻 度 は ，利 用 可 能 な 最 新 の デー タ で あ る 平 成 20年 度 （ 平 成 21年 3月 ） 末 ま で の 国 内 Ｂ Ｗ Ｒ プ ラ ン
トの停止時運転実績から得られた起因事象の発生件数を総施設定
期 検 査 日 数 で 除 し て 算 出 し た 。な お ，Ｒ Ｈ Ｒ Ｓ 喪 失 に つ い て は ，発
生 件 数 が な い た め ， 発 生 件 数 を 0.5件 と し て 算 出 し た 。
(a)

ＲＨＲ喪失の発生頻度
4／ 70822＝ 5.6E-5／ 日(b)

ＲＨＲ喪失の発生件数： 4件

総施設定期検査日数： 70822日

ＲＨＲＳ喪失の発生頻度
0.5／ 70822＝ 7.1E-6／ 日
ＲＨＲＳ喪失の発生件数※
3.1.2-13： 0.5件

総施設定期検査日数： 70822日※ ： 発 生 経 験 が な い た め ， 発 生 件 数 を 0.5件 と 仮 定 。
ｂ．外部電源喪失の発生頻度
外 部 電 源 喪 失 の 発 生 頻 度 は ， 出 力 運 転 時 と 停 止 時 に 発 生 し た 3件
を 暦 年 で 除 し た も の と ， 停 止 時 特 有 （ 外 部 電 源 が 1系 列 の み 利 用 可
能 な 状 態 ） の 外 部 電 源 喪 失 事 象 1件 を 総 施 設 定 期 検 査 日 数 で 除 し たも の を 足 し 合 わ せ て 算 出 し た 。運 転 実 績 に は ，利 用 可 能 な 最 新 の デー タ で あ る 平 成 20年 度（ 平 成 21年 3月 ）末 ま で の 実 績 を 用 い て い る 。
（ 3／ 706.1／ 365.25） ＋ （ 1／ 70822） ＝ 2.6E-5／ 日
外部電源喪失の発生件数（停止時特有の事象を除く）
外部電源喪失の発生件数（停止時特有の事象）

： 3件
： 1件

暦年

： 706.1炉 年

1年 の 平 均 日 数： 365.25日

総施設定期検査日数： 70822日

ｃ．原子炉冷却材の流出の発生頻度
原 子 炉 冷 却 材 の 流 出 の 起 因 事 象 発 生 頻 度 は ，保 守 点 検 や 運 転 操 作の 作 業 中 の 人 的 過 誤 確 率 を 人 間 信 頼 性 解 析 に よ り 算 出 し た（ 添 付 資料 3.1.2.2-3， 添 付 資 料 3.1.2.2-4） 。
(a)

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡの発生頻度
Ｒ Ｈ Ｒ 切 替 時 に ，停 止 時 冷 却 ラ イ ン 調 整 弁 の 開 操 作 失 敗 の 人 的過誤によって，最低流量が確保されずミニフロー弁が開となり，ＬＯＣＡが発生すると想定した。人的過誤確率を評価した結果，
発 生 頻 度 は 2.3E-4／ 回 と な っ た 。評 価 に 用 い た 人 的 過 誤 確 率 を 第3.1.2.2-5表 に 示 す
3.1.2-14

(b)ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡの発生頻度
Ｃ Ｕ Ｗ に よ る 原 子 炉 水 位 の 下 降 操 作 時 に ，Ｃ Ｕ Ｗ ブ ロ ー 弁 の 閉
め 忘 れ の 人 的 過 誤 に よ り ，Ｌ Ｏ Ｃ Ａ が 発 生 す る と 想 定 し た 。人 的
過 誤 確 率 を 評 価 し た 結 果 ，発 生 頻 度 は 9.7E-5／ 回 と な っ た 。評 価に 用 い た 人 的 過 誤 確 率 を 第 3.1.2.2-6表 に 示 す 。

(c)

ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡの発生頻度
原子炉ウェル満水時に実施されるＣＲＤの点検作業における人 的 過 誤 に よ り ，Ｌ Ｏ Ｃ Ａ が 発 生 す る と 想 定 し た 。原 子 炉 冷 却 材の流出が発生する可能性のある事象についてイベントツリーを作 成 し 評 価 し た 結 果 ， Ｃ Ｒ Ｄ 1本 当 た り の 起 因 事 象 発 生 頻 度 は
1.1E-6／ 本 と な っ た 。

(d)

ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡの発生頻度
原子炉ウェル満水時に実施されるＬＰＲＭの点検作業における 人 的 過 誤 に よ り ，Ｌ Ｏ Ｃ Ａ が 発 生 す る と 想 定 し た 。原 子 炉 冷 却
材の流出が発生する可能性のある事象についてイベントツリー
を 作 成 し 評 価 し た 結 果 ， Ｌ Ｐ Ｒ Ｍ 1本 当 た り の 起 因 事 象 発 生 頻 度
は 5.4E-7／ 本 と な っ た 。

3.1.2-15

3.1.2.3

成功基準

炉心損傷（燃料損傷）を防止するために必要とされる緩和設備又は緩和操作の組合せ，及びそれらの機能を達成するために必要な条件を以下に定めた。
(1)

炉心損傷判定条件
炉心損傷の判定条件を次のとおり設定した。
・炉心燃料の有効燃料長頂部（ＴＡＦ）が露出した状態（添付
資 料 3.1.2.3-1）(2)

起因事象ごとの成功基準の一覧表
各ＰＯＳに対して想定した起因事象ごとに，炉心損傷防止に必要 な 緩 和 設 備 を 設 定 し た 。設 定 し た 成 功 基 準 の 一 覧 を 第 3.1.2.3-1
表 に 示 す 。 ま た ， Ｒ Ｈ Ｒ Ｓ の 成 功 基 準 を 第 3.1.2.3-2 表 に ， Ｅ Ｃ
Ｃ Ｓ ポ ン プ 室 等 の 空 調 機 の 成 功 基 準 を 第 3.1.2.3-3 表 に 示 す 。
成 功 基 準 の 設 定 に 当 た っ て 使 用 し た 崩 壊 熱 に つ い て は ， May −Witt の 式 を 用 い て 評 価 し た 。 な お ， 崩 壊 熱 は 時 間 と と も に 減 少 するため，ＰＯＳ区間においても成功基準が変わることが考えられるが，評価上は崩壊熱がそのＰＯＳ区間の初期で一定と仮定し，成功基準を設定する。
ａ．除熱機能に対する成功基準
除熱機能に対する各緩和設備の成功基準は，熱交換器の除熱能力が崩壊熱量を上回ることとする。
除 熱 能 力 と 崩 壊 熱 量 の 評 価 結 果 を 第 3.1.2.3-1 図 に 示 す 。 評
価 結 果 よ り ，全 Ｐ Ｏ Ｓ に わ た り ，Ｒ Ｈ Ｒ 1 系 統 に て ，崩 壊 熱 量 を上回る除熱能力がある。
ｂ．注水機能（残留熱除去系の故障時）に対する成功基準
3.1.2-16

残留熱除去系の故障時の注水機能に対する各緩和設備の成功
基準は，崩壊熱による蒸発量以上の注水能力を有することとする。
注水機能による注水量と崩壊熱による蒸発量の評価結果を第3.1.2.3-2 図 に 示 す 。評 価 結 果 よ り ，全 Ｐ Ｏ Ｓ に わ た り ，Ｌ Ｐ Ｃ
Ｓ，ＬＰＣＩ，ＨＰＣＳ及びＣＳＴのいずれにおいても 1 系統
で，崩壊熱による蒸発量を上回る注水能力がある。
ｃ．注水機能（原子炉冷却材の流出時）に対する成功基準
原子炉冷却材の流出時の注水機能に対する各緩和設備の成功
基準は，原子炉冷却材の流出量以上の注水能力を有することとする。
ＬＰＣＳ，ＬＰＣＩ及びＨＰＣＳにて，全ての原子炉冷却材の流出の起因事象に対して，流出量を上回る注水能力がある。
ま た ，Ｃ Ｓ Ｔ に お い て は ，「 Ｃ Ｒ Ｄ 点 検 時 の Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 」の 大 規 模
流出時以外の原子炉冷却材流出の起因事象に対して，流出量を上回る注水能力がある。
(3)

対処設備作動までの余裕時間及び使命時間
ａ．余裕時間
本評価では，起因事象ごとに各ＰＯＳにおける余裕時間を以
下のとおり評価した。評価に使用した冷却材の保有水量を第3.1.2.3-3 図 に 示 す 。ま た ，冷 却 材 の 初 期 水 温 は 燃 料 交 換 作 業 や
原 子 炉 周 り の 機 器 の 保 守 が 行 え る 最 高 温 度 で あ る 52℃ と 仮 定 した。
(a)

残留熱除去系の故障，外部電源喪失
原子炉水位がＴＡＦに到達するまでに，除熱系緩和設備及3.1.2-17

び注水系緩和設備の作動が必要となるため，ＴＡＦに到達す
るまでの余裕時間を以下の式を使用して評価する。評価には以下の式を使用した。各ＰＯＳにおける余裕時間を第3.1.2.3-4 表 に 示 す （ 添 付 資 料 3.1.2.3-2） 。
な お ， 第 3.1.2.3-4 表 に 示 す と お り ， 各 Ｐ Ｏ Ｓ に お け る 余
裕時間は最も短いＰＯＳ−Ｓでも 4 時間以上あり，ＴＡＦに到達までに崩壊熱除去機能が喪失していることの認知に失敗することは想定し難いため，本ＰＲＡでは認知失敗を考慮しないこととする。
ⅰ)

冷 却 材 温 度 が 100℃ に 到 達 す る ま で の 余 裕 時 間Ｔ１ =ΔＴ×Ｍ１×Ｃ
Ｑ

Ｔ １ ： 冷 却 材 温 度 が 100℃ に 到 達 す る ま で の 余 裕 時 間 （ h）
Δ Ｔ ： 差 温 （ 100℃ − 初 期 水 温 ）（ ℃ ）Ｍ １ ： 保 有 水 量 （ m３ ）ⅱ)

Ｃ

： 比 熱 （ J／ m ３ ／ ℃ ）Ｑ： 崩 壊 熱 量 （ J／ h）

原子炉水位がＴＡＦに到達するまでの余裕時間
Ｔ２ = Ｔ１ +M２ ×ＨＶＱ

Ｔ ２ ： Ｔ Ａ Ｆ 到 達 ま で の 余 裕 時 間 （ h）
Ｍ ２ ： Ｔ Ａ Ｆ ま で の 水 量 （ m３ ）Ｈ Ｖ ： 蒸 発 潜 熱 （ J／ m ３ ）Ｑ(b)： 崩 壊 熱 量 （ J／ h）

原子炉冷却材の流出
3.1.2-18

原子炉冷却材の流出時の余裕時間は，原子炉水位が通常水位の場合と原子炉ウェル満水の場合に分けて設定する（添付
資 料 3.1.2.3-3）。
ⅰ)

通常水位の場合
通常水位の場合で考慮する原子炉冷却材の流出の起因事
象は「ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ」及び「ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ」がある。事象発生後の緩和操作を遂行するまでの余裕時間として，流出量とＴＡＦまでの保有水量から 3
時間と設定した。

ⅱ)

原子炉ウェル満水の場合
原子炉ウェル満水の場合で考慮する原子炉冷却材の流出の 起 因 事 象 は 「 Ｃ Ｒ Ｄ 点 検 時 の Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 」，「 Ｌ Ｐ Ｒ Ｍ 点 検時のＬＯＣＡ」及び「ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ」がある。
ＣＲＤ点検及びＬＰＲＭ点検は現場作業に伴う人的過誤で発生する事象であるため作業員が必ず気づくことを考慮し，
本ＰＲＡでは認知失敗を考慮しないこととする。また，原子炉ウェル満水時のＲＨＲ切替時のＬＯＣＡは，ＴＡＦ到達までに冷却材の流出を認知するには十分な時間があり，認知に失敗することは想定し難いため，本ＰＲＡでは認知失敗を考慮しないこととする。

ｂ．使命時間緩和設備が要求される安全機能を果たすために必要な運転時
間 で あ る 使 命 時 間 に つ い て は ， 以 下 の 観 点 か ら 24時 間 を 適 用 している。
・ 24 時 間 あ れ ば ， プ ラ ン ト を 安 定 し た 状 態 に 移 行 さ せ る こ
3.1.2-19

と が 可 能 で あ り ，機 能 喪 失 し た 設 備 の 復 旧 や 追 加 の 運 転 員
操作に期待できる。
(4)

熱水力解析等の解析結果，及び解析コードの検証性
本評価において，熱水力解析等は実施していない。

3.1.2-20

3.1.2.4

事故シーケンス

事故シーケンスとは，炉心損傷等に至るまでの，起因事象の発生及び各種安全機能喪失の組合せのことである。また，炉心損傷に至る事故シーケンスを網羅的に展開するための体系的な分析と定量化が可能である手法として，イベントツリー法を用いる。
(1)

イベントツリー各起因事象に対して，炉心損傷を防止するために必要な緩和設
備又は緩和操作を検討し，炉心損傷に至る事故シーケンスを展開した。また，展開した事故シーケンスの最終状態を炉心損傷状態
又は成功状態のいずれかに分類した。
各 起 因 事 象 の イ ベ ン ト ツ リ ー の 概 要 を 第 3.1.2.4-1（ a） 図 〜 第3.1.2.4-1（ c） 図 に 示 す 。

(2)事故シーケンスの分類
事故シーケンスの最終状態については，炉心損傷に至る主な要因の観点から区別するために以下の事故シーケンスに分類している。
ａ．崩壊熱除去機能喪失
・起 因 事 象「 残 留 熱 除 去 系 の 故 障 」に 対 し て ，崩 壊 熱 除 去・炉
心冷却に失敗し炉心損傷に至る事故シーケンス
・ 起 因 事 象「 外 部 電 源 喪 失 」に 対 し て ，非 常 用 Ｄ Ｇ に よ る 交 流
電 源 の 確 保 に 成 功 し た が ，崩 壊 熱 除 去・炉 心 冷 却 に 失 敗 し 炉
心損傷に至る事故シーケンス
ｂ．全交流動力電源喪失
本ＰＲＡでは，区分Ⅰ及び区分Ⅱの非常用ＤＧによる交流電源の確保に失敗した場合を全交流動力電源喪失と定義している。
3.1.2-21

・ 起 因 事 象「 外 部 電 源 喪 失 」に 対 し て ，非 常 用 Ｄ Ｇ に よ る 交 流
電 源 の 確 保 に 失 敗 し ，後 段 の Ｈ Ｐ Ｃ Ｓ に よ る 崩 壊 熱 除 去・炉
心冷却にも失敗することで炉心損傷に至る事故シーケンス
・ 起 因 事 象「 外 部 電 源 喪 失 」に 対 し て ，直 流 電 源 の 確 保 に 失 敗
し ，後 段 の Ｈ Ｐ Ｃ Ｓ に よ る 崩 壊 熱 除 去・炉 心 冷 却 に も 失 敗 することで炉心損傷に至る事故シーケンス
ｃ．原子炉冷却材の流出
・起 因 事 象「 原 子 炉 冷 却 材 の 流 出 」に 対 し て ，崩 壊 熱 除 去・炉
心冷却に失敗し炉心損傷に至る事故シーケンス

3.1.2-22

3.1.2.5

システム信頼性

イベントツリーの定量化においては，展開したイベントツリーの各分岐に対して成功・失敗確率を決めるため，システム信頼性解析を実施する必要がある。この各分岐のシステム信頼性解析にはフォールトツリー法を用いた。本評価では，イベントツリーのヘディン
グに対応する緩和設備について，その機能遂行に必要なサポート系
を含めたフォールトツリーを作成し定量化を実施した。
(1)

評価対象としたシステムとその説明
評価対象とした主要な緩和設備の一覧を以下に示す。それぞれの緩和設備ごとに概要，機能，系統図，必要とするサポート系，
試験及びシステム信頼性解析上の主要な仮定を整理した。また，
フ ロ ン ト ラ イ ン 系 と サ ポ ー ト 系 の 依 存 性 を 第 3.1.2.5-1表 に ，サ ポ
ー ト 系 同 士 の 依 存 性 を 第 3.1.2.5-2表 に 示 す 。シ ス テ ム 間 従 属 性 は ，イベントツリー，フォールトツリー及び両者の組合せによってモデル化した。
＜除熱機能＞
・残留熱除去系（ＲＨＲ）＜注水機能＞
・高圧炉心スプレイ系（ＨＰＣＳ）
・低圧炉心スプレイ系（ＬＰＣＳ）
・低圧注水系（ＬＰＣＩ）
・復水移送系（ＣＳＴ）

なお，プラント停止時は，原子炉は冷温停止状態にあること，
余裕時間が運転中に比べ長くなる等の停止時特有の特徴を考慮し，3.1.2-23

シ ス テ ム 信 頼 性 評 価 に お い て は 下 記 の ａ ．〜 ｄ ．を 仮 定 し て い る 。
ａ．信号
機器の自動起動に対する信号系は点検等により期待できないことも考えられるため，ポンプや電動弁等については，自動起動信号はモデル化せず，手動操作のみモデル化する。なお，待機中の非常用ＤＧについては，施設定期検査中においても自動起動できる状態で待機しているため，自動起動信号及び手動操作をモデル化する。
ｂ．ポンプ室空調機，ＤＧ室空調機
運転時と同様にポンプ室空調機及びＤＧ室空調機をモデル化する。
ｃ．現場操作
電動弁や手動弁の現場での手動開閉操作には期待できないこととし，モデル化していない。
ｄ．メンテナンス
停止時ＰＲＡでは，機器の待機除外状態はプラント状態分類の中で直接考慮しているため，メンテナンスはモデル化していない。
(2)

システム信頼性評価手法
システム信頼性解析では，フロントライン系とサポート系についてフォールトツリーを作成し，信頼性評価を行った。
フォールトツリーの作成に当たっては，対象範囲を示す系統図を作成するとともに，その範囲内にある機器でモデル化すべき故
障モードを基事象リストの形で整理した。また，これらの情報に
基 づ き (1)に 示 し た 緩 和 設 備 に つ い て フ ォ ー ル ト ツ リ ー を 作 成 し ，
3.1.2-24

定量化を実施した。
(3)

システム信頼性評価の結果
各緩和設備の代表的なフォールトツリーの評価結果を第3.1.2.5-3表 に 示 す 。ま た ，起 因 事 象 「 残 留 熱 除 去 系 の 故 障 」に お
け る 各 緩 和 設 備 の 主 要 な ミ ニ マ ル カ ッ ト セ ッ ト を 第 3.1.2.5-4(a)表 〜 第 3.1.2.5-4(i)表 に 示 す （ 添 付 資 料 3.1.2.5-1） 。

(4)システム信頼性評価を実施せずに設定した非信頼度とその根拠
停止時ＰＲＡの評価に当たって，システム信頼性評価を実施せずに設定した非信頼度はない。

3.1.2-25

3.1.2.6

信頼性パラメータ

システム信頼性解析や事故シーケンスの定量化のために必要となる機器故障率，共通要因故障パラメータ，試験又は保守作業による
待機除外確率等を評価するために必要となるパラメータを整備した。
(1)

非信頼度を構成する要素と評価式
非信頼度を構成する要素としては，機器故障，共通要因故障，
試 験 に よ る 待 機 除 外 ，保 守 作 業 に よ る 待 機 除 外 ，人 的 過 誤（ 3.1.2.7
項）等があり，それぞれの評価式に基づき非信頼度を評価した。

(2)

機器故障率
機器故障率は，原則として，ＮＵＣＩＡで公開されている国内
プ ラ ン ト の 故 障 実 績 （ 1982年 度 〜 2002年 度 21ヵ 年 49基 デ ー タ ） を基にした「故障件数の不確実さを考慮した国内一般機器故障率の推 定 （ 平 成 21年 5月 公 表 ） 」（ 以 下 「 21ヵ 年 デ ー タ 」 と い う 。 ） に記載されているデータを使用する。また，ＮＵＣＩＡで公開されている国内プラントの故障実績は，「原子力発電所に関する確率論 的 安 全 評 価 用 の 機 器 故 障 率 の 算 出 （ 1982年 度 〜 1997年 度 16ヵ 年
49基 デ ー タ 改 訂 版 ） （ 平 成 13年 2月 ） ， 電 中 研 報 告 P00001， （ 財 ）電力中央研究所」で定義した機器バウンダリに従っている。
な お ， 21ヵ 年 デ ー タ に 記 載 の な い 機 器 の 故 障 率 に つ い て は ， 類
似 性 を 考 慮 し た 工 学 的 判 断 に 基 づ き ， 21ヵ 年 デ ー タ に 記 載 さ れ た
他の機器の故障率を使用した。
上記の機器故障率を使用して以下の評価式により基事象発生確率を算出した。
・状態変更失敗確率
Ｑ =Ｑ ｄ
3.1.2-26

Ｑｄ：デマンド故障率
又はＱ =λ ｓ ×Ｔ ｓ ／ 2
λｓ：起動（又は状態変更）失敗率（／時間）Ｔｓ：平均試験間隔（時間）・機能維持失敗確率
Ｑ =λ ｒ ×Ｔ ｍ
λｒ：機能維持失敗率（／時間）Ｔｍ：使命時間（時間）(3)

機器復帰の取扱い方法及び機器復帰失敗確率
本評価では，故障した機器や外部電源の使命時間中の復旧には期待していない。

(4)

待機除外確率
本評価では，機器の待機除外状態はＰＯＳ分類の中で直接考慮しているため使用しない。

(5)

共通要因故障の評価方法と共通要因故障パラメータ
同一又は異なるシステムにおいて多重性を持たせるために用いられる機器については，共通要因故障を考慮する。共通要因故障を 考 慮 す る 機 器 と 故 障 モ ー ド の 同 定 フ ロ ー 図 を 第 3.1.2.6-1図 に示 す 。 フ ロ ー 図 に 従 い ， 以 下 の 3つ の 条 件 を 同 時 に 満 た す 場 合 に ，
共通要因故障を考慮した。
ａ．冗長の機能を有する同種機器
ｂ．起因事象発生前の運転状態が同一
ｃ．同一故障モード
動的機器と静的機器及びそれらの故障モードによって，共通要
3.1.2-27

因故障の起こりやすさの程度は異なると考えられる。動的機器の動的故障モードについては，共通要因故障が発生する可能性が比較的高いと考えられることから，上記条件を満たすものに対しては共通要因故障を考慮している。また，動的機器の静的故障モード及び静的機器の各故障モードについては，全炉心損傷頻度への影響が大きいと想定されるものに対して共通要因故障を考慮した。
フロー図に従って同定した共通要因故障の対象機器と故障モード
を 第 3.1.2.6-1表 及 び 第 3.1.2.6-2表 に 示 す 。
な お ， 本 評 価 で は ， Ｍ Ｇ Ｌ （ Multiple Greek Letter） 法 を 用 いて共通要因故障を考慮した。共通要因故障パラメータとしては，
米 国 で 公 開 さ れ ，あ る い は Ｐ Ｒ Ａ で の 使 用 実 績 が あ る 文 献 等 か ら ，
妥当と考えられるβ，γファクタを使用した。本評価で使用した
共 通 要 因 故 障 パ ラ メ ー タ の 一 覧 を 第 3.1.2.6-3表 に 示 す 。

3.1.2-28

3.1.2.7

人的過誤

人 的 過 誤 は 人 間 信 頼 性 解 析 に よ り 評 価 す る 。人 間 信 頼 性 解 析 と は ，
炉心損傷頻度に有意な影響を及ぼし得る人間行動（タスク）に対して，起こり得る人的過誤を同定してそのタスクの成功又は失敗の確率を評価するものである。
本作業では，起因事象発生前の作業及び発生後の緩和操作を対象として，それらを遂行する過程で起こり得る人的過誤を同定し，その発生確率を算出した。
(1)

評価対象とした人的過誤及び評価結果
人間信頼性解析は，ヒューマンエラーハンドブック（ＮＵＲＥ
Ｇ ／ Ｃ Ｒ − １ ２ ７ ８ ） の Ｔ Ｈ Ｅ Ｒ Ｐ 手 法 （ Technique for Human
Error Rate Prediction） を 使 用 し て 評 価 し た 。 な お ， 本 評 価 で は過誤回復として，評価対象となる人的過誤の特徴を考慮し，他の運転員によるバックアップをモデル化している。本評価で同定した 人 的 過 誤 及 び 過 誤 確 率 の 評 価 結 果 を 第 3.1.2.7-1表 に 示 す（ 添 付
資 料 3.1.2.7-1） 。
ａ．起因事象発生前の人的過誤起因事象発生前に考慮すべき人的過誤として，試験・保守作
業の終了後，対象系統あるいは機器の通常状態への復旧忘れを考慮した。具体的には，手動弁の開閉忘れ等を評価した（添付
資 料 3.1.2.7-2） 。
ｂ．起因事象発生後の人的過誤起因事象発生後の人的過誤としては，非常時運転手順書や事
象 発 生 時 に 必 要 と さ れ る 緩 和 設 備 を 調 査・分 析 す る こ と に よ り ，
運 転 員 に よ っ て 行 わ れ る 緩 和 操 作 を 同 定 し て い る 。具 体 的 に は ，
3.1.2-29

起因事象発生後の各人的過誤の評価に対して，認知失敗と操作失敗に分けて評価している。
(a)

認知失敗
認知失敗では，警報等により異常を検知して適切な運転手
順を選択することに失敗することをモデル化する。認知失敗
確率は，ＴＨＥＲＰ手法に基づき，時間信頼性曲線を用いており，対象とする人的過誤の特徴を考慮したストレスレベル等の補正係数を乗じて算出している。なお，時間信頼性曲線
を 用 い る 際 に 必 要 な 余 裕 時 間 は ，3.1.2.3項 で 設 定 し た 余 裕 時
間を用いる。ただし，残留熱除去系の故障及び外部電源喪失が発生した場合の認知失敗については，ＴＡＦが露出するま
での時間を考慮し，認知失敗は考慮しない（添付資料
3.1.2.7-3） 。

(b)

操作失敗
操作失敗では，認知成功後の対応操作に失敗することをモデル化する。操作失敗確率は，ＴＨＥＲＰ手法に基づき，運転員のストレスレベルや操作の複雑性を考慮して算出する。

3.1.2-30

3.1.2.8

炉心損傷頻度

炉心損傷に至る事故シーケンスの発生頻度を算出して全炉心損傷頻度を算出するとともに，主要な結果を分析した。停止時ＰＲＡにおける炉心損傷頻度は，分類された各ＰＯＳの炉心損傷頻度を合算することによって 1 回の停止当たりの炉心損傷頻度を算出しており
そ の 単 位 は 「（ ／ 施 設 定 期 検 査 ）」 と な る 。 ま た ， Ｐ Ｏ Ｓ 当 た り の 炉
心 損 傷 頻 度 の 単 位 は 「（ ／ Ｐ Ｏ Ｓ ）」 と す る 。
(1)

炉心損傷頻度の算出に用いた方法
本 評 価 で は ， 計 算 コ ー ド Safety Watcherを 用 い て ， フ ォ ー ル ト
ツリー結合法により事故シーケンスを定量化し，炉心損傷頻度を
算出した。

(2)

炉心損傷頻度（点推定値）
事故シーケンスの定量化を行った結果，全炉心損傷頻度は約
4.7E-6／ 施 設 定 期 検 査 と な っ た 。 起 因 事 象 別 及 び Ｐ Ｏ Ｓ 別 の 炉 心
損 傷 頻 度 の 内 訳 を 第 3.1.2.8-1表 に ，事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー プ 別 の炉 心 損 傷 頻 度 の 内 訳 を 第 3.1.2.8-2表 に ，一 日 当 た り の 炉 心 損 傷 頻
度 の 変 化 を 第 3.1.2.8-1図 に 示 す 。ま た ，起 因 事 象 別 の 炉 心 損 傷 頻
度 へ の 寄 与 割 合 に つ い て 第 3.1.2.8-2図 に ，Ｐ Ｏ Ｓ 別 の 炉 心 損 傷 頻
度 へ の 寄 与 割 合 に つ い て 第 3.1.2.8-3図 に ，事 故 シ ー ケ ン ス グ ル ー
プ 別 の 炉 心 損 傷 頻 度 へ の 寄 与 割 合 に つ い て 第 3.1.2.8-4図 に 示 す 。
事故シーケンスグループに対する分析結果について第3.1.2.8-3表 に 示 す 。
ａ．評価結果の分析
起因事象別の炉心損傷頻度は，外部電源喪失の寄与割合が約77.4％ と 最 も 大 き く ， 次 い で 残 留 熱 除 去 系 の 故 障 の 寄 与 割 合 が3.1.2-31

約 22.6％ と 大 き く な っ た 。 ま た ， Ｐ Ｏ Ｓ 別 の 炉 心 損 傷 頻 度 は ，
Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ 3 が 58.8％ と 最 も 寄 与 割 合 が 大 き く ， 次 い で Ｐ Ｏ Ｓ− Ｂ 1 が 21.1％ ， Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ 2 が 18.9％ と な っ た 。 ま た ， 事 故シーケンスグループ別の炉心損傷頻度は，全交流動力電源喪失
が 約 71.1％ ，崩 壊 熱 除 去 機 能 喪 失 が 約 28.8％ と 寄 与 割 合 が 大 き
く な っ た 。 Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ 1〜 Ｂ 3 の 炉 心 損 傷 頻 度 が 大 き く な る 理 由は以下のとおり。
【外部電源喪失】Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ 1〜 Ｂ 3 に お い て は 待 機 状 態 の 非 常 用 Ｄ Ｇ が 1
台 の み で あ り ，起 因 事 象「 外 部 電 源 喪 失 」発 生 後 ，待 機 状 態の非常ＤＧ1 台が機能喪失した場合，全交流動力電源喪失となるため。
【残留熱除去系の故障】
Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ 1〜 Ｂ 3 に お い て は 使 用 可 能 で あ る 除 熱・注 水 設
備 が Ｒ Ｈ Ｒ 1 系 統 及 び Ｃ Ｓ Ｔ １ 系 統 の み で あ り ，起 因 事 象「 残留 熱 除 去 系 の 故 障 」発 生 後 ，Ｃ Ｓ Ｔ が 機 能 喪 失 し た 場 合 ，崩壊熱除去機能喪失となるため。
な お ，特 に Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ 3 の 炉 心 損 傷 頻 度 の 寄 与 割 合 が 大 き い のは，ＰＯＳの日数が長いことによるものである。
(3)

重要度解析，不確実さ解析及び感度解析
ａ．重要度解析
全炉心損傷頻度への寄与が大きい因子を分析するため，
Fussell‐ Vesely（ Ｆ Ｖ ）重 要 度 及 び Risk Achievement Worth（ ＲＡ Ｗ ） を 評 価 し た 。 そ れ ぞ れ の 評 価 結 果 を 第 3.1.2.8-4 表 ， 第3.1.2.8-5表 及 び 第 3.1.2.8-5図 に 示 す 。
3.1.2-32

ＦＶ重要度では，非常ＤＧ及びＣＳＴに関する機器が上位を占める結果となった。ＦＶ重要度において非常用ＤＧ及びＣＳＴ に 関 す る 基 事 象 が 上 位 と な っ た の は ，上 記 (2)に お け る 評 価 結
果 の 分 析 と 同 じ く ， Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ 1〜 Ｂ 3に お い て ， 待 機 状 態 の 非
常 用 Ｄ Ｇ が 1台 の み で あ る こ と ，及 び 残 留 熱 除 去 系 の 故 障 が 発 生
し た 場 合 に ，使 用 可 能 で あ る 除 熱・ 注 水 設 備 が Ｃ Ｓ Ｔ 1系 統 の みであることによる。
ＲＡＷの上位は軽油貯蔵タンク関連となっている。これは，軽油貯蔵タンクがＤＧ−２Ｃ，２Ｄ，ＨＰＣＳ−ＤＧそれぞれのデイタンクへ燃料を供給する共通のタンクであること，また
軽油貯蔵タンクは静的機器であり信頼度が高いことによる。
ｂ．不確実さ解析
全 炉 心 損 傷 頻 度 の 5％ 下 限 値 ， 中 央 値 ， 平 均 値 ， 及 び 95％ 上
限 値 を 評 価 し た 。 評 価 結 果 を 第 3.1.2.8-6 表 に 示 す 。
全炉心損傷頻度の点推定値と平均値は概ね一致した。また，
全 炉 心 損 傷 頻 度 の エ ラ ー フ ァ ク タ は 約 2.7と な っ た 。こ れ は ，各
パ ラ メ ー タ の 不 確 実 さ の 影 響 に よ り ，95％ 上 限 値 と 5％ 下 限 値 の間 に 約 8倍 の 不 確 実 さ 幅 が あ る こ と を 意 味 す る 。
ｃ．感度解析
停止時ＰＲＡの炉心損傷頻度は，緩和設備（の保守点検に伴う待機除外の有無）に強く依存する。本ＰＲＡで評価対象とした 第 19回 施 設 定 期 検 査 工 程 で は ， Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ 1〜 Ｂ 3に お い て 待
機 状 態 の 非 常 用 Ｄ Ｇ が 1台 の み で あ る こ と ，及 び 残 留 熱 除 去 系 の
故 障 が 発 生 し た 場 合 に 使 用 可 能 な 除 熱・注 水 設 備 が Ｃ Ｓ Ｔ 1系 統のみであることにより，この期間の炉心損傷頻度が支配的とな
3.1.2-33

った。しかしながら，現在の保安規定では，プラント停止期間
中 に お い て ，2台 以 上 の 非 常 用 発 電 設 備 が 動 作 可 能 で あ る こ と を
運 転 上 の 制 限 と し て い る こ と か ら ， Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ 1〜 Ｂ 3 の 期 間 に
お い て 非 常 用 Ｄ Ｇ が 2台 待 機 状 態 を 仮 定 し た 場 合 の 感 度 解 析 を
実 施 し た 。な お ， 非 常 用 Ｄ Ｇ 2台 の 待 機 に 合 わ せ ，除 熱 ・ 注 水 設
備 と し て Ｃ Ｓ Ｔ 2系 統 が 使 用 可 能 で あ る と 仮 定 し た 。感 度 解 析 の
結 果 を 第 3.1.2.8-7表 に 示 す 。ま た ，ベ ー ス ケ ー ス と の 比 較 を 第
3.1.2.8-6図 に 示 す 。
感 度 解 析 の 結 果 ， 全 炉 心 損 傷 頻 度 の 値 は 約 75％ 低 減 し ， 全 炉
心損傷頻度に対する寄与が最も大きい起因事象が「外部電源喪失」から「残留熱除去系の故障」に変わる結果となった。

3.1.2-34

第 3.1.2.1-1 表

ＰＲＡで考慮する主な設備

機能及び系統名※

系統の説明

炉心冷却機能残留熱除去系（ＲＨＲ）（原子炉停止時冷却モード）

原子炉停止時冷却モードはＲＨＲの機能の 1 つであり，電動駆動のポンプを手動起動し，原子炉冷却材中の保有熱を除去して原子炉の冷却を行う。

高圧炉心スプレイ系（ＨＰＣＳ）

電動駆動のポンプを手動起動し，高圧〜低圧状態の炉心に注水する。

低圧炉心スプレイ系（ＬＰＣＳ）

電動駆動のポンプを手動起動し，低圧状態の炉心に注水する。

低圧注水系（ＬＰＣＩ）（残留熱除去系（ＲＨＲ））

電動駆動のポンプを手動起動し，低圧状態の炉心に注水する。

復水移送系（ＣＳＴ）

電動駆動のポンプを手動起動し，低圧状態の炉心に注水する。

安全機能のサポート機能
残留熱除去系海水系（ＲＨＲＳ）
直接海水を供給することで，各々の補機を冷却す
非常用ディーゼル発電機海水系
る。
（ＤＧＳＷ）
ＲＨＲＳ：ＬＰＣＳ，ＲＨＲ
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電
ＤＧＳＷ：ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ
機海水系
ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ：ＨＰＣＳ，ＨＰＣＳ−ＤＧ（ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ）
非常用ディーゼル発電機（ＤＧ）

外部電源の喪失を受けて自動起動し，非常用機器に給電する。

直流電源（ＤＣ）

ＤＧの起動等に用いる。

※：外部電源が喪失した場合の復旧及び故障した機器の復旧は考慮していない

3.1.2-35

第 3.1.2.1-2 表

系統設備概要系統設備概要
電動ポンプ台数：3 台，熱交換器台数：2 台

残留熱除去系（ＲＨＲ）

・ 原子炉停止時冷却モード ：2 系統
・ 低圧注水系（ＬＰＣＩ） ：3 系統
ポンプ容量：約 1,690m３／h／台

高圧炉心スプレイ系（ＨＰＣＳ）
低圧炉心スプレイ系（ＬＰＣＳ）
復水移送系（ＣＳＴ）
残留熱除去系海水系（ＲＨＲＳ）

電動ポンプ台数：1 台
ポンプ容量：約 1,440t／h
電動ポンプ台数：1 台
ポンプ容量：約 1,440t／h
電動ポンプ：2 台
ポンプ容量：約 143m３／h／台
電動ポンプ 4 台
ポンプ容量：約 886m３／h／台
非常用ディーゼル発電機用：2 台

非常用ディーゼル発電機海水系（ＤＧＳＷ）

ポンプ容量：約 273m３／h／台
ＨＰＣＳディーゼル発電機用：1 台
ポンプ容量：約 233m３／h
非常用ディーゼル発電機台数：2 台

非常用ディーゼル発電機（ＤＧ）

定格容量：約 6,500KVA／台ＨＰＣＳディーゼル発電機台数：1 台
定格容量：約 3,500KVA
所内蓄電池：2 組

直流電源（ＤＣ）

容量：A−約 3,500Ah，B−約 2,500Ah
ＨＰＣＳ系用蓄電池：1 組
容量：約 900Ah

3.1.2-36

第 3.1.2.1-3 表
施設定期検査第 18 回

第 19 回

第 20 回

第 21 回

3.1.2-37

第 22 回

第 23 回

第 24 回

東海第二発電所の施設定期検査の実績概要

解列日〜併列日 施設定期検査日数
H13.3.26〜
H13.7.23
H14.9.16〜
H14.12.9
H16.2.1〜
H16.4.26
H17.4.23〜
H17.9.30
H18.11.18〜
H.19.2.12
H20.3.18〜
H20.7.9
H21.9.7〜
H22.3.31

燃料取出方法備考（大規模な工事やトラブル等）

119

全燃料取出

85

部分燃料取出86

全燃料取出

・ルースパーツ（ＨＰＣＳデフレクタ）探査

161

全燃料取出

・原子炉再循環流量制御弁取替

87

全燃料取出

・炉内点検（ジェットポンプ流量計測管点検）

114

全燃料取出

206

全燃料取出

：本評価において選定した施設定期検査工程

・中性子計測ハウジング取替

・ＲＰＶバウンダリ弁点検（ＲＰＶ水抜き）・ＥＣＣＳストレーナ改造
・原子炉再循環ポンプ分解点検

第 3.1.2.2-1 表

既往の停止時ＰＲＡにおける起因事象との比較
Grand Gulf

（NUREG/CR-6143※1）

JNES※2

本評価

3.1.2-38

ＲＨＲ喪失（フロントライン系）

○

○

○

ＲＨＲＳ喪失（サポート系）○○○

外部電源喪失○○○配管破断ＬＯＣＡ○○−ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ

−

−

○

ＲＨＲ運転中のＬＯＣＡ

○

○

−

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ

○

○

○

ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ

−

−

○

ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ

−

−

○

※1：NUREG/CR-6143，「Evaluation of Potential Severe Accidents During Low Power and Shutdown Operations
at Grand Gulf, Unit 1」1994,※2：ＰＳＡ評価手法の標準化に係る整備＝停止時内的事象レベル１ＰＳＡ／地震ＰＳＡ＝別冊 1，平成 23 年
1月

独立行政法人 原子力安全基盤機構

第 3.1.2.2-2 表

停止時ＰＲＡの評価対象とする起因事象

起因事象
残留熱除去

ＲＨＲ喪失

系の故障

内容
ＲＨＲの弁やポンプの故障により運転中のＲ
ＨＲが機能喪失する事象

ＲＨＲＳ喪失ＲＨＲＳの弁やポンプの故障により運転中のＲＨＲＳが機能喪失する事象

外部電源喪失外部電源が喪失する事象

原子炉冷却

ＣＵＷブロー時の原子炉水位の下降調整操作において，人的過誤

材の流出

ＬＯＣＡ

により原子炉冷却材が系統外に流出する事象

ＲＨＲ切替時のＲＨＲの系統切替え操作において，人的過誤に

ＬＯＣＡ

より原子炉冷却材が系統外に流出する事象

ＣＲＤ点検時のＣＲＤ点検作業時の人的過誤により原子炉冷ＬＯＣＡ

却材が系統外に流出する事象
なお，ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡは流出規模に応じ，大規模流出と小規模流出に分類している

ＬＰＲＭ点検時のＬＰＲＭ点検作業時の人的過誤により原子炉

ＬＯＣＡ

冷却材が系統外に流出する事象

3.1.2-39

第 3.1.2.2-3 表
起因事象

起因事象発生頻度一覧

発生頻度

評価方法

崩壊熱除去機能喪失

・国内ＢＷＲ実績データ （平成 21 年 3 月末時点）

ＲＨＲ喪失

5.6E-05（／日）

ＲＨＲＳ喪失7.1E-06（／日）

・ＲＨＲＳ喪失は発生実績がないため 0.5 回の発生を仮定
・ＰＯＳごとの起因事象発生頻度は 1 日当たりの発生頻度にＰＯ
Ｓ日数を乗じて算出
・国内ＢＷＲ実績データ（平成 21 年 3 月末時点）

外部電源喪失・ＰＯＳごとの起因事象発生頻度は 1 日当たりの発生頻度にＰＯ
外部電源喪失3.1.2-40

2.6E-05（／日）

2.3E-04（／回）

Ｓ日数を乗じて算出

原子炉冷却材の流出
ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ

・人間信頼性解析により算出
ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ

9.7E-05（／回）

ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ

1.1E-06（／本）

ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ

5.4E-07（／本）・ＰＯＳごとの起因事象発生頻度は 1 回（本）当たりの発生頻度にＰＯＳの期間中の操作回数（点検本数）を乗じて算出

第 3.1.2.2-4 表

ＰＯＳ別の起因事象発生頻度

Ｓ

Ａ

Ｂ1

Ｂ2

Ｂ3

Ｂ4

Ｂ5

Ｂ6

Ｃ1

Ｃ2

Ｄ

1 日間

2 日間

5 日間

3 日間

14 日間

8 日間

12 日間

13 日間

8 日間

9 日間

7 日間

ＲＨＲ喪失

5.6E-05

1.1E-04

2.8E-04

1.7E-04

7.9E-04

4.5E-04

6.8E-04

7.3E-04

4.5E-04

5.1E-04

4.0E-04

ＲＨＲＳ喪失7.1E-06

1.4E-05

3.5E-05

2.1E-05

9.9E-05

5.6E-05

8.5E-05

9.2E-05

5.6E-05

6.4E-05

4.9E-05

外部電源喪失2.6E-05

5.2E-05

1.3E-04

7.7E-05

3.6E-04

2.1E-04

3.1E-04

3.3E-04

2.1E-04

2.3E-04

1.8E-04―――

2.3E-04――

2.3E-04――

2.3E-04

2.3E-04

―

―

―

―

―

―

―

―

9.7E-05―

9.7E-05

―

―

―

―

―

―

―

―

―

―

―

―

―

―

―

―

―

―

―

―

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ

3.1.2-41

ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ
ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ
ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ

2.9E-05（27 本）
5.4E-07（1 本）

第3.1.2.2-5表
項目
中央値①運転員の弁
開操作忘れ②管理者の開操作チェック失敗

1.0E-03
1.5E-01

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡの発生頻度
平均値
ＥＦ
備考
3.0

NUREG/CR-1278
Table20-7(1)-5.0

NUREG/CR-1278
Table20-22(1)低従属を考慮

2.3E-044.9-① 運転員の弁開操作忘れ
手順書（10 項以下）中の 1 項目を省いてしまう人的過誤確率② 管理者の開操作チェック失敗
手順書を用いて行う慣例的な点検（作業）の作業ミスを発見し損なう
人的過誤確率を用い，これに低従属を考慮し評価
第3.1.2.2-6表 ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡの発生頻度
項目
中央値
平均値
ＥＦ
備考
①運転員の弁
閉操作忘れ②管理者の閉操作チェック失敗

1.0E-04
9.8E-02

30.0

NUREG/CR-1278 を基に工学的判断により設定-

5.0

NUREG/CR-1278
Table20-22(3)低従属を考慮

9.7E-0533.9-①運転員の弁閉操作忘れ
高度な管理下で実施される作業として，NUREG/CR-1278 を基に工学的判断により設定②管理者の閉操作チェック失敗
日常的なものではなく特に要求された点検（作業）の作業ミスを発見し損なう人的過誤確率を用い，これに低従属を考慮し評価

3.1.2-42

第 3.1.2.3-1 表 各起因事象及び各プラント状態における成功基準
ＰＯＳ
Ｓ

Ａ

Ｂ１

Ｂ２

Ｂ３

Ｂ４

Ｂ５

Ｂ６

Ｃ１

Ｃ２

Ｄ

ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＣＳＴ−Ａ

ＣＳＴ−Ａ

ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＣＳＴ−Ａ

ＣＳＴ−Ａ

ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＨＰＣＳ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＣＳＴ−Ａ

ＬＰＣＩ−Ｂ

ＬＰＣＩ−Ｂ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ｂ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

起因事象

ＲＨＲ喪失

ＲＨＲＳ
喪失

3.1.2-43

外部電源喪失

ＬＰＣＩ−Ｂ
ＣＳＴ−Ａ
ＲＨＲ
切替時の
ＬＯＣＡ

ＣＵＷ
ブロー時の
ＬＯＣＡ
ＣＲＤ
ＬＰＣＩ−Ｂ
点検時の
ＣＳＴ−Ａ※ＬＯＣＡ
ＬＰＲＭ
ＬＰＣＩ−Ｂ
点検時の
ＣＳＴ−Ａ
ＬＯＣＡ
※：ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡのうち，大規模流出時はＣＳＴに期待できない

ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ

ＲＨＲ−Ａ
ＲＨＲ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ
ＨＰＣＳ
ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ第 3.1.2.3-2 表

ＲＨＲＳ（Ａ系，Ｂ系）の成功基準

機器名

ＲＨＲＳの成功基準

ＲＨＲＳ ポンプ

1／2

ＲＨＲＳ 熱交換器

1／1

第 3.1.2.3-3 表

空調機の成功基準

系統名

空調機の成功基準

ＨＰＣＳ

2／2

ＬＰＣＳ

1／1

ＲＨＲ−Ａ

1／1

ＲＨＲ−Ｂ

1／1

ＲＨＲ−Ｃ

1／1

ＤＧ−２Ｃ

2／2

ＤＧ−２Ｄ

2／2

ＨＰＣＳ−ＤＧ

2／2

3.1.2-44

第 3.1.2.3-4 表

ＰＯＳごとの余裕時間（除熱機能及び注水機能）
ＰＯＳ別の

余裕時間

代表時間

（h）

Ｓ

6 時間後

4.1

Ａ

1 日後

6.0

Ｂ1

3 日後

54.7

Ｂ2

8 日後

92.4

ＲＨＲ喪失

Ｂ3

11 日後

109.3

ＲＨＲＳ喪失

Ｂ4

25 日後

157.7

外部電源喪失

Ｂ5

33 日後

177.3

Ｂ6

45 日後

203.0

Ｃ1

58 日後

37.6

Ｃ2

66 日後

40.1

Ｄ

75 日後

42.8

起因事象

ＰＯＳ

3.1.2-45

第 3.1.2.5-1 表

フロントライン系とサポート系の依存性
フロントライン系（従属故障の可能性のある系統）
RHR

交流電源

直流電源

HPCS

LPCS

LPCI

CST

︵

B

A

B

C

A

B

◎

◎

−

◎

◎

−

−

◎

−

区分Ⅱ

−

◎

−

−

−

◎

◎

−

◎

区分Ⅲ

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

区分Ⅰ

◎

◎

−

◎

◎

−

−

−

−

区分Ⅱ

◎

◎

−

−

−

◎

◎

−

−

区分Ⅲ

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

◎

◎

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

◎

◎

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

LPCI-A（RHR-A）ポンプ室

◎

−

−

−

◎

−

−

−

−

LPCI-B（RHR-B）ポンプ室

−

◎

−

−

−

◎

−

−

−

LPCI-Cポンプ室

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

DG-2C室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

DG-2D室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

HPCS-DG室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

RHRS-A故サ 障 非常用補機 RHRS-B
冷却系
ポ系
統
HPCS-DGSW
ト・
HPCSポンプ室
系機
器
LPCSポンプ室ー

3.1.2-46

A

区分Ⅰ

︶

空調機

◎： 系統の機能維持に必須であり，故障により系統の機能喪失となる。

第 3.1.2.5-2 表

サポート系同士の依存性
従属故障の可能性のある系統

残留熱除去系
海水系

非常用ディーゼル
発電機

非常用交流電源

RHRS

非常用
補機冷却系

非常用
交流電源

3.1.2-47

交流電源
関連設備

故
障
系
統
・
機
器

直流電源

RHRS-A

区分Ⅱ

区分Ⅲ

B
−

空調機

直流電源

DGSW

DG
区分Ⅰ

A

非常用ディーゼル
発電機海水系

2C

2D

HPCS

A

B

HPCS

区分Ⅰ

区分Ⅱ

区分Ⅲ

LPCI-A LPCI-B
HPCS
LPCS
LPCI-C(RHR-A) (RHR-B)
ポンプ室 ポンプ室
ポンプ室
ポンプ室 ポンプ室

DG-2C
室

DG-2D
室

HPCS-DG
室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

◎

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

◎

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

△

−

−

−

◎

◎

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

△

−

−

−

−

◎

◎

−

◎

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

△

◎

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

RHRS-B

−

区分Ⅰ

◎

−

区分Ⅱ

−

◎

−

区分Ⅲ

−

−

−

−

DG-2C

○

−

○

−

−

DG-2D

−

○

−

○

−

−

HPCS-DG

−

−

−

−

○

−

−

DGSW-A

−

−

−

−

−

◎

−

−

DGSW-B

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

HPCS- DGSW

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

区分Ⅰ

◎

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

区分Ⅱ

−

◎

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

区分Ⅲ

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

HPCSポンプ室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

LPCSポンプ室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

LPCI-A（RHR-A）ポンプ室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

LPCI-B（RHR-B）ポンプ室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

LPCI-Cポンプ室

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

DG-2C室

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

DG-2D室

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

HPCS-DG室

−

−

−

−

−

−

−

◎

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

−

空調機

◎： 系統の機能に必須であり，故障により系統の機能喪失となる。
○： 起因事象により必要になるケースがあり，事象によっては系統機能喪失となる。
△： 故障により，冗長性のある機器等が一部不動作となるため，系統のモデルで考慮する。

−

−

−

−

−
−

−

第 3.1.2.5-3 表

代表的なフォールトツリーの評価結果
非信頼度［平均］（／ｄ）

システム（系統）
残留熱除去系の故障
原子炉冷却材の流出

外部電源喪失3.1.2-48

ＨＰＣＳ

6.8E-03

1.2E-02

ＬＰＣＳ

3.6E-03

3.6E-03

ＬＰＣＩ−Ａ

3.7E-03

3.8E-03

ＬＰＣＩ−Ｂ

3.7E-03

3.8E-03

ＬＰＣＩ−Ｃ

3.7E-03

3.7E-03

ＣＳＴ−Ａ

2.5E-03

2.4E-03

ＣＳＴ−Ｂ

2.5E-03

2.5E-03

ＲＨＲ−Ａ

8.7E-03※

1.1E-02

ＲＨＲ−Ｂ

8.9E-03※

1.1E-02※：起因事象「原子炉冷却材の流出」では期待しない

第 3.1.2.5-4(a)表 ＨＰＣＳフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
主要なミニマルカットセット

割合

1

ＨＰＣＳ原子炉水位制御操作失敗

36.6％

2

ＨＰＣＳインジェクション弁手動操作失敗

16.1％

2

ＨＰＣＳポンプ手動操作失敗

16.1％

4

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ海水ストレーナ閉塞

1.9％

5

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷポンプ起動失敗

1.5％

6

ＨＰＣＳポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

1.2％

6

ＨＰＣＳポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

1.2％

6

ＨＰＣＳポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

1.2％

6

ＨＰＣＳポンプ室空調１冷却器入口弁開け忘れ

1.2％

6

ＨＰＣＳポンプ室空調１冷却器出口弁開け忘れ

1.2％

6

ＨＰＣＳポンプ室空調 2 冷却器入口弁開け忘れ

1.2％

6

ＨＰＣＳポンプ室空調 2 冷却器出口弁開け忘れ

1.2％

6

ＨＰＣＳポンプ／ポンプ室空調冷却器元弁開け忘れ

1.2％

6

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷポンプ出口弁開け忘れ

1.2％

6

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ放出ライン隔離弁開け忘れ

1.2％

6

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ放出ライン排水弁(放水口Ｂ)開け忘れ

1.2％

6

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ放出ライン排水弁(放水口Ｃ)開け忘れ

1.2％

6

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷエンジンエアクーラ入口弁 1 開け忘れ

1.2％

6

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷエンジンエアクーラ入口弁 2 開け忘れ

1.2％

6

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ系統出口隔離弁開け忘れ

1.2％

3.1.2-49

第 3.1.2.5-4(b)表 ＬＰＣＳフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
主要なミニマルカットセット

割合

1

ＬＰＣＳポンプ手動操作失敗

30.6％

1

ＬＰＣＳインジェクション弁手動操作失敗

30.6％

3

ＲＨＲＳ−Ａ海水ストレーナ閉塞

3.6％

4

ＬＰＣＳポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

2.3％

4

ＬＰＣＳポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

2.3％

4

ＬＰＣＳポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

2.3％

4

ＲＨＲＳ−Ａ熱交換器入口弁開け忘れ

2.3％

4

ＲＨＲＳ−Ａ熱交換器出口弁開け忘れ

2.3％

4

ＲＨＲＳ−Ａ放出ライン隔離弁開け忘れ

2.3％

4

ＲＨＲＳ−Ａ放出ライン排水弁(放水口Ｂ)開け忘れ

2.3％

4

ＬＰＣＳポンプ室空調冷却器入口弁開け忘れ

2.3％

4

ＬＰＣＳポンプ室空調冷却器出口弁開け忘れ

2.3％

13

ＬＰＣＳポンプ起動失敗

1.3％

13

ＬＰＣＳポンプ室空調ファン起動失敗

1.3％

15

ＬＰＣＳインジェクション弁閉塞

1.2％

16

ＬＰＣＳ保修用隔離弁閉塞

1.0％

17

ＲＨＲＳ−Ａ流量制御弁開失敗

0.8％

17

ＲＨＲＳ−Ａ流量制御弁閉塞

0.8％

19

ＬＰＣＳポンプ運転継続失敗

0.7％

20

ＬＰＣＳポンプ室空調冷却器閉塞

0.7％

3.1.2-50

第 3.1.2.5-4(c)表 ＬＰＣＩ−Ａフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
主要なミニマルカットセット

割合

1

ＲＨＲ−Ａポンプ手動操作失敗

29.7％

1

ＬＰＣＩ−Ａインジェクション弁手動操作失敗

29.7％

3

ＲＨＲＳ−Ａ海水ストレーナ閉塞

3.5％

4

ＲＨＲＳ−Ａ熱交換器Ａ入口弁開け忘れ

2.2％

4

ＲＨＲＳ−Ａ熱交換器Ａ出口弁開け忘れ

2.2％

4

ＲＨＲＳ−Ａ放出ライン隔離弁開け忘れ

2.2％

4

ＲＨＲＳ−Ａ放出ライン排水弁(放水口Ｂ)開け忘れ

2.2％

4

ＲＨＲ−Ａポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

2.2％

4

ＲＨＲ−Ａポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

2.2％

4

ＲＨＲ−Ａポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

2.2％

4

ＲＨＲ−Ａポンプ出口手動弁開け忘れ

2.2％

4

ＲＨＲ−Ａポンプ室空調冷却器入口弁開け忘れ

2.2％

4

ＲＨＲ−Ａポンプ室空調冷却器出口弁開け忘れ

2.2％

14

ＲＨＲ−Ａポンプ起動失敗

1.3％

14

ＲＨＲ−Ａポンプ室空調ファン起動失敗

1.3％

16

ＲＨＲ−Ａインジェクション弁閉塞

1.1％

17

ＲＨＲ−Ａインジェクションライン手動弁閉塞

1.0％

18

ＲＨＲＳ−Ａ流量制御弁開失敗

0.8％

18

ＲＨＲＳ−Ａ流量制御弁閉塞

0.8％

20

ＲＨＲ−Ａポンプ運転継続失敗

0.7％

3.1.2-51

第 3.1.2.5-4(d)表 ＬＰＣＩ−Ｂフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
主要なミニマルカットセット

割合1

ＲＨＲ−Ｂポンプ手動操作失敗

29.7％

1

ＬＰＣＩ−Ｂインジェクション弁手動操作失敗

29.7％

3

ＲＨＲＳ−Ｂ海水ストレーナ閉塞

3.5％

4

ＲＨＲＳ−Ｂ熱交換器入口弁開け忘れ

2.2％

4

ＲＨＲＳ−Ｂ熱交換器出口弁開け忘れ

2.2％

4

ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン隔離弁開け忘れ

2.2％

4

ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン排水弁(放水口Ｂ)開け忘れ

2.2％

4

ＲＨＲ−Ｂポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

2.2％

4

ＲＨＲ−Ｂポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

2.2％

4

ＲＨＲ−Ｂポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

2.2％

4

ＲＨＲ−Ｂポンプ出口手動弁開け忘れ

2.2％

4

ＲＨＲ−Ｂポンプ室空調冷却器入口弁開け忘れ

2.2％

4

ＲＨＲ−Ｂポンプ室空調冷却器出口弁開け忘れ

2.2％

14

ＲＨＲ−Ｂポンプ起動失敗

1.3％

14

ＲＨＲ−Ｂポンプ室空調ファン起動失敗

1.3％

16

ＲＨＲ−Ｂインジェクション弁閉塞

1.1％

17

ＲＨＲ−Ｂインジェクションライン手動弁閉塞

1.0％

18

ＲＨＲＳ−Ｂ流量制御弁開失敗

0.8％

18

ＲＨＲＳ−Ｂ流量制御弁閉塞

0.8％

20

ＲＨＲ−Ｂポンプ運転継続失敗

0.7％

3.1.2-52

第 3.1.2.5-4(e)表 ＬＰＣＩ−Ｃフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
主要なミニマルカットセット

割合1

ＲＨＲ−Ｃポンプ手動操作失敗

29.7％

1

ＬＰＣＩ−Ｃインジェクション弁手動操作失敗

29.7％

3

ＲＨＲＳ−Ｂ海水ストレーナ閉塞

3.5％

4

ＲＨＲＳ−Ｂ熱交換器入口弁開け忘れ

2.2％

4

ＲＨＲＳ−Ｂ熱交換器出口弁開け忘れ

2.2％

4

ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン隔離弁開け忘れ

2.2％

4

ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン排水弁(放水口Ｂ)開け忘れ

2.2％

4

ＲＨＲ−Ｃポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

2.2％

4

ＲＨＲ−Ｃポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

2.2％

4

ＲＨＲ−Ｃポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

2.2％

4

ＲＨＲ−Ｃポンプ出口手動弁開け忘れ

2.2％

4

ＲＨＲ−Ｃポンプ室空調冷却器入口弁開け忘れ

2.2％

4

ＲＨＲ−Ｃポンプ室空調冷却器出口開け忘れ

2.2％

14

ＲＨＲ−Ｃポンプ起動失敗

1.3％

14

ＲＨＲ−Ｃポンプ室空調ファン起動失敗

1.3％

16

ＲＨＲ−Ｃインジェクション弁閉塞

1.1％

17

ＲＨＲ−Ｃインジェクションライン手動弁閉塞

1.0％

18

ＲＨＲＳ−Ｂ流量制御弁開失敗

0.8％

18

ＲＨＲＳ−Ｂ流量制御弁閉塞

0.8％

20

ＲＨＲ−Ｃポンプ運転継続失敗

0.7％

3.1.2-53

第 3.1.2.5-4(f)表 ＣＳＴ−Ａフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
主要なミニマルカットセット

割合

1

ＣＳＴ−Ａポンプ手動操作失敗

43.3％

2

復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁作動失敗

14.8％

2

復水貯蔵タンクＢ真空逃がし弁作動失敗

14.8％

4

ＣＳＴ−Ａポンプ起動失敗

14.7％

6

ＣＳＴ−Ａポンプ入口弁開け忘れ

3.3％

6

ＣＳＴ−Ａポンプ出口弁開け忘れ

3.3％

5

ＣＳＴ−Ａポンプ制御部故障

2.7％

8

ＣＳＴ−Ａポンプ運転継続失敗

1.0％

第 3.1.2.5-4(g)表 ＣＳＴ−Ｂフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
主要なミニマルカットセット

割合1

ＣＳＴ−Ｂポンプ手動操作失敗

43.3％

2

復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁作動失敗

14.8％

2

復水貯蔵タンクＢ真空逃がし弁作動失敗

14.8％

4

ＣＳＴ−Ｂポンプ起動失敗

14.7％

6

ＣＳＴ−Ｂポンプ口弁開け忘れ

3.3％

6

ＣＳＴ−Ｂポンプ出口弁開け忘れ

3.3％

5

ＣＳＴ−Ｂポンプ制御部故障

2.7％

8

ＣＳＴ−Ｂポンプ運転継続失敗

1.0％

3.1.2-54

第 3.1.2.5-4(h)表 ＲＨＲ−Ａフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
主要なミニマルカットセット

割合

1

原子炉停止時冷却モードＡライン調整弁手動操作失敗

12.6％

1

ＲＨＲ−Ａミニフローライン電動弁手動操作失敗

12.6％

ＲＨＲ−Ａポンプ入口弁（原子炉停止時冷却モード）手動操作失

12.6％

1
1

敗
ＲＨＲ−Ａポンプ入口弁（サプレッション・プール）手動操作失

12.6％

敗

1

ＲＨＲ−Ａポンプ手動操作失敗

12.6％

6

原子炉停止時冷却モードＡライン調整弁開失敗

2.4％

6

原子炉停止時冷却モードＡライン調整弁制御部故障

2.4％

6

ＲＨＲ−Ａポンプ入口弁（原子炉停止時冷却モード）開失敗

2.4％

6

ＲＨＲ−Ａポンプ入口弁（原子炉停止時冷却モード）制御部故障

2.4％

10

内側隔離弁（原子炉停止時冷却モード）隔離誤信号

2.1％

10

外側隔離弁（原子炉停止時冷却モード）隔離誤信号

2.1％

12

ＲＨＲＳ−Ａ海水ストレーナ閉塞

1.5％

13

ＲＨＲＳ−Ａ熱交換器Ａ入口弁開け忘れ

1.0％

13

ＲＨＲＳ−Ａ熱交換器Ａ出口弁開け忘れ

1.0％

13

ＲＨＲＳ−Ａ放出ライン隔離弁開け忘れ

1.0％

13

ＲＨＲＳ−Ａ放出ライン排水弁(放水口Ｂ)開け忘れ

1.0％

13

ＲＨＲ−Ａポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

1.0％

13

ＲＨＲ−Ａポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

1.0％

13

ＲＨＲ−Ａポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

1.0％

13

ＲＨＲ−Ａポンプ出口手動弁開け忘れ

1.0％

13

ＲＨＲ−Ａポンプ室空調冷却器入口弁開け忘れ

1.0％

13

ＲＨＲ−Ａポンプ室空調冷却器出口弁開け忘れ

1.0％

3.1.2-55

第 3.1.2.5-4(i)表 ＲＨＲ−Ｂフォールトツリーの主要なミニマルカットセット
主要なミニマルカットセット

割合

1

原子炉停止時冷却モードＢライン調整弁手動操作失敗

12.6％

1

ＲＨＲ-Ｂミニフローライン電動弁手動操作失敗

12.6％

1

ＲＨＲ−Ｂポンプ入口弁（原子炉停止時冷却モード）手動操作失敗

12.6％

1

ＲＨＲ−Ｂポンプ入口弁（サプレッション・プール）手動操作失敗

12.6％

1

ＲＨＲ−Ｂポンプ手動操作失敗

12.6％

6

原子炉停止時冷却モードＢライン調整弁開失敗

2.4％

6

原子炉停止時冷却モードＢライン調整弁制御部故障

2.4％

6

ＲＨＲ−Ｂポンプ入口弁（原子炉停止時冷却モード）開失敗

2.4％

6

ＲＨＲ−Ｂポンプ入口弁（原子炉停止時冷却モード）制御部故障

2.4％

10

内側隔離弁（原子炉停止時冷却モード）隔離誤信号

2.1％

10

外側隔離弁（原子炉停止時冷却モード）隔離誤信号

2.1％

12

ＲＨＲＳ−Ｂ海水ストレーナ閉塞

1.5％

13

ＲＨＲＳ−Ｂ熱交換器入口弁開け忘れ

1.0％

13

ＲＨＲＳ−Ｂ熱交換器出口弁開け忘れ

1.0％

13

ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン隔離弁開け忘れ

1.0％

13

ＲＨＲＳ−Ｂ放出ライン排水弁(放水口Ｂ)開け忘れ

1.0％

13

ＲＨＲ−Ｂポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 1 開け忘れ

1.0％

13

ＲＨＲ−Ｂポンプ軸受シールクーラ海水入口弁 2 開け忘れ

1.0％

13

ＲＨＲ−Ｂポンプ軸受シールクーラ海水出口弁開け忘れ

1.0％

13

ＲＨＲ−Ｂポンプ出口手動弁開け忘れ

1.0％

13

ＲＨＲ−Ｂポンプ室空調冷却器入口弁開け忘れ

1.0％

13

ＲＨＲ−Ｂポンプ室空調冷却器出口弁開け忘れ

1.0％

3.1.2-56

第 3.1.2.6-1 表

同一システム内で共通要因故障を考慮した機器及び故障モード

系統

機器タイプ

起動失敗

ポンプ

ＲＨＲＳ
ＤＧ室空調

第 3.1.2.6-2 表

故障モード
運転継続失敗

逆止弁

開失敗

ダンパ

開失敗

システム間で共通要因故障を考慮した機器及び故障モード

系統
ＥＣＣＳ起動信号（手動起動に必要な信号）

検出器

作動失敗

トリップユニット

作動失敗

ポンプ
ＣＳＴ−Ａ／Ｂ
弁（手動弁は除く）
ポンプ
ＬＰＣＩ−Ａ／Ｂ／Ｃ（ＲＨＲ−Ａ／Ｂ）

ファン
弁（手動弁は除く）
ポンプ

ＲＨＲＳ−Ａ／Ｂ

開失敗
起動失敗
運転継続失敗起動失敗
運転継続失敗開失敗
閉失敗
起動失敗
運転継続失敗ストレーナ

閉塞（内部破損含む）

交流電源（区分Ⅰ，Ⅱ）

直流電源（区分Ⅰ，Ⅱ）

運転継続失敗開失敗

ポンプ

ＤＧＳＷ−Ａ，Ｂ

起動失敗

弁（手動弁は除く）

非常用ディーゼル発電機（ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ）

故障モード

機器タイプ

ファン

起動失敗
運転継続失敗起動失敗
運転継続失敗起動失敗
運転継続失敗弁（手動弁は除く）

開失敗

ストレーナ

閉塞（内部破損含む）

ポンプ

起動失敗
運転継続失敗ストレーナ

閉塞（内部破損含む）

蓄電池

給電失敗

3.1.2-57

第 3.1.2.6-3 表

共通要因故障パラメータの一覧

βファクタ※１

γファクタ※２

備考

ポンプ，ファン

0.039

0.520

ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２０５ Ｒｅｖ.１，

弁，ダンパ

0.130

0.565

ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１３６３ Ｒｅｖ.１，

ＤＧ

0.021

−

ＮＵＲＥＧ−１１５０

検出器，トリップユニット

0.082

−

ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−２７７１

蓄電池

0.008

−

ＮＵＲＥＧ−０６６６

ストレーナ

0.133

−

ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５４９７

機器タイプ

3.1.2-58※１：多重故障（2 重以上）が発生する確率※２：多重故障が発生した場合，それが 3 重以上の故障である条件付確率
ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−４５５０に基づきγファクタを算出

第 3.1.2.7-1 表

起因事象
発生前

起因事象
発生後

人的過誤の評価結果

人的過誤

過誤確率
(平均値)
[／ｄ]

エラー
ファクタ

弁の開け忘れ・閉め忘れ

8.3E-05

4.8

ＤＧ試験時ガバナ操作後の復旧失敗

3.9E-036.8

手動操作失敗1.1E-03

3.5

水源切替操作失敗（ＣＳＴ→Ｓ／Ｐ）

2.5E-036.5

原子炉水位制御操作失敗

2.5E-03

6.5

ＤＧ燃料油補給操作失敗

1.1E-0435.6

運転員の認知失敗（ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ）

1.8E-0742.7

運転員の認知失敗（ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ）

3.0E-07

122.7

隔離失敗
（ＣＲＤ，ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ）

5.3E-02

10.0

隔離失敗（ＲＨＲ切替，ＣＵＷブロー時のＬＯＣ
Ａ）

5.3E-04

10.0

3.1.2-59

第 3.1.2.8-1 表

起因事象別・ＰＯＳ別炉心損傷頻度内訳表

ＰＯＳ

Ｓ

Ａ

Ｂ1

Ｂ2

Ｂ3

Ｂ4

Ｂ5

Ｂ6

Ｃ1

Ｃ2

Ｄ

日数

1 日間

2 日間

5 日間

3 日間

14 日間

8 日間

12 日間

13 日間

8 日間

9 日間

7 日間

5.7E-14

3.1E-13

2.5E-07

1.6E-07

7.1E-07

2.5E-12

6.4E-10

7.4E-13

4.5E-13

4.2E-124.0E-13(5.7E-14)(1.5E-13)(5.0E-08)(5.3E-08)(5.1E-08)(3.1E-13)(5.4E-11)(5.7E-14)(5.6E-14)(4.7E-13)(5.8E-14)

2.1E-14

4.7E-14

2.2E-07

1.4E-07

6.3E-07

2.2E-12

1.5E-11

2.8E-13

1.7E-13

2.2E-12

1.5E-13(2.1E-14)(2.3E-14)(4.5E-08)(4.7E-08)(4.5E-08)(2.8E-13)(1.3E-12)(2.2E-14)(2.2E-14)(2.5E-13)(2.2E-14)

3.5E-14

2.6E-13

2.8E-08

1.7E-08

7.9E-08

2.8E-13

6.3E-10

4.6E-13

2.8E-132.0E-12

2.5E-13(3.5E-14)(1.3E-13)(5.6E-09)(5.8E-09)(5.6E-09)(3.5E-14)(5.2E-11)(3.5E-14)(3.5E-14)(2.2E-13)(3.6E-14)

3.7E-10

7.3E-108.0E-07

7.8E-07

2.2E-06

3.0E-09

4.4E-09

4.7E-09

3.0E-09

3.8E-08

2.5E-09(3.7E-10)(3.7E-10)(1.6E-07)(2.6E-07)(1.6E-07)(3.7E-10)(3.7E-10)(3.6E-10)(3.7E-10)(4.2E-09)(3.6E-10)−−−

4.6E-11−−

7.3E-17−

2.9E-11

4.1E-11

ＲＨＲ切替

−

−

−

4.2E-13−−

7.3E-17−−

ＣＵＷブロー

−

−

−

−

−

−

−

−

ＣＲＤ点検

−

−

−

4.5E-11−−−

ＬＰＲＭ点検−−−9.8E-14−−

合計(／ＰＯＳ)

3.7E-10

7.3E-101.0E-06

9.4E-07

2.9E-06

寄与割合

＜0.1％

＜0.1％

21.1％

18.9％

58.8％

合計
(／施設定期検査)寄与割合

1.1E-06

22.6％

9.9E-0720.0％

1.2E-07

2.5％

3.8E-06

77.4％

7.1E-10

1.9E-10＜0.1％

4.1E-11

4.1E-11

8.3E-11＜0.1％

2.9E-11−

2.9E-11

5.8E-11

＜0.1％

−

−

−

−

4.5E-11

＜0.1％

−

−

−

−

−

9.8E-14＜0.1％

3.0E-09

5.1E-09

4.7E-09

3.0E-09

3.8E-08

2.6E-09

5.0E-06

−

＜0.1％

0.1％

＜0.1％

＜0.1％

0.8％

＜0.1％

−

100.0％

崩壊熱除去機能喪失

ＲＨＲ喪失

ＲＨＲＳ喪失外部電源喪失原子炉冷却材の流出

3.1.2-60

上段：／POS, 下段（ ）内：／日

第 3.1.2.8-2 表事故シーケンスグループ別炉心損傷頻度の内訳と寄与割合
事故シーケンスグ

事故シーケンスグループ

事故シーケンス

炉心損傷頻度
（／施設定期検査）

寄与割合

ループ別
炉心損傷頻度寄与割合（／施設定期検査）
残留熱除去系の故障＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

1.1E-0622.6％

崩壊熱除去機能喪失
外部電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗
外部電源喪失＋交流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心

3.1.2-61

冷却失敗

3.1E-07

6.3％

3.5E-06

71.1％

全交流動力電源喪失
外部電源喪失＋直流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗
原子炉冷却材の流出

原子炉冷却材の流出＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

合計

1.4E-06

28.8％

3.5E-06

71.1％

1.3E-10＜0.1％

1.9E-10＜0.1％

1.9E-10＜0.1％

5.0E-06−

5.0E-06−

第 3.1.2.8-3 表事故シーケンス

残留熱除去系の故障
崩 ＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗
壊
熱
除
去
機
能
喪
失
外部電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

外部電源喪失＋交流電源失敗
全 ＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗
交
流
動
力
電
源
喪
失 外部電源喪失＋直流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

原子
炉
冷
原子炉冷却材の流出
却＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗
材の流出事故シーケンスグループの分析結果

炉心損傷頻度
（／施設定期検査）

1.1E-06

3.1E-07

3.5E-06

1.3E-10

1.9E-10

寄与
割合※１

寄与
炉心損傷頻度（／ＰＯＳ） 割合※２

主要なカットセット（上位3位）

ＰＯＳ①ＲＨＲ喪失＋復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁
作動失敗

Ｂ3

3.0E-07

26.6%①ＲＨＲ喪失＋復水貯蔵タンクＢ真空逃がし弁
作動失敗

Ｂ3

3.0E-07

26.6%③ＲＨＲ喪失＋復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁
作動失敗

Ｂ1

1.1E-07

9.4%③ＲＨＲ喪失＋復水貯蔵タンクＢ真空逃がし弁
作動失敗

Ｂ1

1.1E-079.4%①外部電源喪失＋ＲＨＲ−Ｂポンプ手動操作失敗

Ｂ2

8.4E-0827.1%①外部電源喪失＋ＬＰＣＩ−Ｂ注入弁手動操作
失敗

Ｂ2

8.4E-0827.1%①外部電源喪失＋ＲＨＲ−Ｂポンプ入口弁（S/P側）手動操作失敗

Ｂ2

8.4E-0827.1%①外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗

Ｂ3

8.2E-0723.3%

Ｂ3

5.6E-0715.8%③外部電源喪失＋ＤＧ２Ｃ運転継続失敗

Ｂ1

3.0E-078.4%①外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通
要因故障

Ｂ3

6.0E-1144.2%②外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通
要因故障

Ｃ2

3.8E-1128.2%③外部電源喪失＋蓄電池−Ａ／Ｂ給電失敗共通
要因故障

Ｂ1

2.2E-1115.9%①ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ＋運転員の認知失敗

Ｃ2

4.1E-1122.2%①ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ＋運転員の認知失敗

Ｄ

4.1E-1122.2%③ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ＋運転員の認知失敗Ｃ1

2.9E-11

15.6%③ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ＋運転員の認知失敗Ｄ

2.9E-11

15.6%

78.2%

21.8%

100.0% ②外部電源喪失＋ＤＧ−２Ｄ起動失敗＜0.1%

100.0%※１：事故シーケンスグループに対する寄与割合

3.1.2-62※２：事故シーケンスに対する寄与割合

第 3.1.2.8-4 表

緩和設備の基事象のＦＶ重要度評価結果

順位

基事象名

ＦＶ重要度

3.1.2-63

1

ＤＧ−２Ｄ運転継続失敗

2.0E-012

ＤＧ−２Ｄ起動失敗

1.4E-013

復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁作動失敗

1.1E-013

復水貯蔵タンクＢ真空逃がし弁作動失敗

1.1E-015

ＤＧ−２Ｃ運転継続失敗

6.0E-026

ＤＧ−２Ｃ起動失敗

4.1E-027

ＤＧ−２Ｄ起動信号故障

1.9E-028

ＤＧ−２Ｄ受電遮断器開失敗

1.8E-02

9

ＲＨＲ−Ｂポンプ手動操作失敗

1.7E-02

9

ＲＨＲ−Ｂポンプ入口弁（サプレッション・プール）手動操作失敗

1.7E-02

第 3.1.2.8-5 表
順位

緩和設備の基事象のＲＡＷ評価結果
基事象名

ＲＡＷ

3.1.2-641

軽油貯蔵タンク閉塞

4.3E+021

軽油貯蔵タンク破損

4.3E+023

復水貯蔵タンクＡ真空逃がし弁作動失敗

2.8E+023

復水貯蔵タンクＢ真空逃がし弁作動失敗

2.8E+023

復水貯蔵タンクＡ破損

2.8E+023

復水貯蔵タンクＡ閉塞

2.8E+023

復水貯蔵タンクＢ破損

2.8E+023

復水貯蔵タンクＢ閉塞

2.8E+02

9

ＣＳＴ−Ａ／Ｂポンプ運転継続失敗共通要因故障

2.8E+029

復水貯蔵タンクＡ ＣＳＴポンプ取出し元弁の閉塞

2.8E+029

復水貯蔵タンクＢ ＣＳＴポンプ取出し元弁の閉塞

2.8E+02

第 3.1.2.8-6 表

不確実さ解析結果
全炉心損傷頻度（／施設定期検査）点推定値

不確実さ解析

5.0E-06
平均値

5.0E-06

95％上限値

1.2E-05

中央値

3.9E-06

5％下限値

1.6E-06

エラー
ファクタ

3.1.2-65

2.7

第 3.1.2.8-7 表

起因事象別・ＰＯＳ別炉心損傷頻度内訳表（感度解析）

感度解析実施範囲
ＰＯＳ

Ｓ

Ａ

Ｂ1

Ｂ2

Ｂ3

Ｂ4

Ｂ5

Ｂ6

Ｃ1

Ｃ2

Ｄ

日数

1 日間

2 日間

5 日間

3 日間

14 日間

8 日間

12 日間

13 日間

8 日間

9 日間

7 日間

5.7E-14

3.1E-13

2.4E-07

1.4E-07

6.7E-07

2.5E-12

6.4E-10

7.4E-13

4.5E-13

4.2E-124.0E-13(5.7E-14)(1.5E-13)(4.8E-08)(4.8E-08)(4.8E-08)(3.1E-13)(5.4E-11)(5.7E-14)(5.6E-14)(4.7E-13)(5.8E-14)

崩壊熱除去機能喪失
2.1E-14

4.7E-14

2.1E-07

1.3E-07

6.0E-07

2.2E-12

1.5E-11

2.8E-13

1.7E-13

2.2E-12

1.5E-13(2.1E-14)(2.3E-14)(4.2E-08)(4.3E-08)(4.3E-08)(2.8E-13)(1.3E-12)(2.2E-14)(2.2E-14)(2.5E-13)(2.2E-14)

ＲＨＲ喪失
3.5E-14

2.6E-13

2.7E-08

1.6E-08

7.5E-08

2.8E-13

6.3E-10

4.6E-13

2.8E-132.0E-12

2.5E-13(3.5E-14)(1.3E-13)(5.3E-09)(5.4E-09)(5.4E-09)(3.5E-14)(5.2E-11)(3.5E-14)(3.5E-14)(2.2E-13)(3.6E-14)

ＲＨＲＳ喪失3.7E-10

7.3E-10

2.3E-08

1.4E-08

6.5E-083.0E-09

4.4E-09

4.7E-09

3.0E-09

3.8E-08

2.5E-09(3.7E-10)(3.7E-10)(4.7E-09)(4.6E-09)(4.6E-09)(3.7E-10)(3.7E-10)(3.6E-10)(3.7E-10)(4.2E-09)(3.6E-10)

外部電源喪失3.1.2-66

原子炉冷却材の流出

合計(／施設定期検査)

寄与割合

1.1E-06

86.9％

9.4E-0777.2％

1.2E-079.7％

1.6E-07

13.1％

−

−

−

4.5E-11−−

7.3E-17−

2.9E-11

4.1E-11

7.1E-11

1.9E-10

＜0.1％

ＲＨＲ切替

−

−

−

3.6E-13−−

7.3E-17−−

4.1E-11

4.1E-11

8.3E-11＜0.1％

ＣＵＷブロー

−

−

−

−

−

−

−

−

2.9E-11−

2.9E-11

5.8E-11

＜0.1％

ＣＲＤ点検

−

−

−

4.5E-11

−

−

−

−

−

−

−

4.5E-11＜0.1％

ＬＰＲＭ点検−−−8.6E-14

−

−

−

−

−

−

−

8.6E-14＜0.1％

合計(／ＰＯＳ)

3.7E-10

7.3E-10

2.6E-07

1.6E-07

7.4E-073.0E-09

5.1E-09

4.7E-09

3.0E-09

3.8E-08

2.6E-09

1.2E-06

−

寄与割合

＜0.1％

＜0.1％

21.5％

13.0％

60.7％

＜0.1％

＜0.1％

＜0.1％

＜0.1％

3.1％

＜0.1％

上段：／ＰＯＳ, 下段（ ）内：／日

100.0％

プラント構成・特性の調査

・プラントの設計・運用管理に係る情報を収集

3.1.2-67

プラント状態（ＰＯＳ）の分類

・原子炉水位，緩和設備の待機／待機除外等を考慮し，プラント状態（PＯＳ：Plant Operational state）を分類

起因事象の選定と発生頻度の評価

・燃料損傷に至る可能性のある事象を起因事象として選定し，その発生頻度を評価

成功基準の設定・燃料損傷の防止に必要な緩和設備の組合せを成功基準として設定

事故シーケンスの分析・選定した起因事象に対して，成功基準を踏まえて事故
シーケンスをイベントツリーにより展開し，燃料損傷に至る事故シーケンスグループを抽出システム信頼性解析

・各緩和設備（システム）の機能喪失要因をフォールトツ
リーにより展開し，システムの非信頼度を算出

パラメータの作成

・システム信頼性解析で使用する機器故障率等のパラメー
タを作成

人間信頼性解析・事象発生前後の人的過誤を同定し，人的過誤確率を評価

事故シーケンスの定量化

・炉心損傷（燃料損傷）に至る事故シーケンスを定量化

フィードバック，
整合性確認

第 3.1.2-1 図

内部事象停止時レベル１ＰＲＡの評価フロー図

HPCS
使用済燃料プール
F/D

原子炉ウェル

Hx

ドライヤ／
セパレータ
ピット

LPCS

FPC
RHR-C

原子炉
圧力容器

F/D

3.1.2-68

CST-A
Hx

CUW

RHR ：残留熱除去系
HPCS ：高圧炉心スプレイ系
LPCS ：低圧炉心スプレイ系
CST ：復水移送系
CUW ：原子炉冷却材浄化系
FPC ：使用済燃料プール冷却浄化系
Hx：熱交換器
F/D ：ろ過脱塩装置

第 3.1.2.1-1 図

CST-B
Hx
RHR-A
Hx
RHR-B

東海第二発電所の主要な系統・設備の概要図

出力

ＰＲＡの評価対象

1500

300

冷却材温度

原子炉圧力

原子炉内インベントリ

1000

運転時

10

出力

停 止 時

運転時
：原子炉水位：原子炉圧力：冷却材温度(約280℃)
原子炉ウェル満水(約6.9MPa)(約280℃)

ＲＰＶ漏えい試験(約6.9MPa)(約6.9MPa)200

3.1.2-69

5
[MPa]

ＲＰＶ満水

[℃]
100

500

通常水位
(約50℃)

[m3 ]
0

0

(大気圧)

0

プラント状態(POS)

−

発電機解列
復水器真空破壊

第 3.1.2.1-2 図

Ｓ Ａ

ＲＰＶ開放

Ｂ

Ｃ

ＲＰＶ閉鎖

プラント状態・主要パラメータとＰＯＳ分類

Ｄ

起動準備
ＣＲ引抜開始

−

発電機
並列

POS

S

A

B1

B2

B3

B4

B5

B6

C1

C2

D

日数

1

2

5

3

14

8

12

13

8

9

7

代表水位

通常水位

原子炉ウェル満水

通常水位

ＣＲＤ点検
ＬＰＲＭ点検
ＲＨＲ−Ａ
除熱系

※2

ＲＨＲ−Ｂ
※1

ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ
ＨＰＣＳ
注水系

ＬＰＣＳ

3.1.2-70

ＬＰＣＩ−Ａ※2

ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−ＣＲＨＲＳ−Ａ
補機冷却系
ＲＨＲＳ−Ｂ
ＤＧ−２Ｃ
電源系

ＤＧ−２Ｄ
ＨＰＣＳ−ＤＧ※3※1：RHR蒸気凝縮配管撤去のため，RHR-B待機除外※2：RHR-A系統圧力上昇による点検のため，RHR-A待機除外※3：HPCS-DGの潤滑油プライミングポンプの点検のため，HPCS-DG待機除外：運転第 3.1.2.1-3 図

：待機

：待機除外

第 19 回施設定期検査工程のＰＯＳ分類結果

3.1.2-71
第 3.1.2.2-1 図

マスターロジックダイアグラム抽出結果

100

3.1.2-72

崩壊熱量 / 除熱量（MWt）

ＲＨＲ １系統

プールゲート開10

ＣＵＷ ２系統
プールゲート閉
ＦＰＣ ２系統
ＣＵＷ １系統
ＦＰＣ １系統

1
0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

60

発電機解列からの経過日数

第 3.1.2.3-1 図

除熱能力と崩壊熱量の評価結果

65

70

75

80

85

3.1.2-73

崩壊熱による蒸発量 / 注水量（m3/h）

10000

ＬＰＣＩ 1系統
ＨＰＣＳ,ＬＰＣＳ

1000

ＣＳＴ 1系統100
プールゲート開

プールゲート閉
10

1
0

5

10

15

20

第 3.1.2.3-2 図

25

30

35
40
45
50
発電機解列からの経過日数

55

60

65

注水機能による注水量と崩壊熱による蒸発量の評価結果

70

75

80

85

残留熱除去系の故障

崩壊熱除去・炉心冷却成功

燃料損傷なし失敗

第 3.1.2.4-1（a）図事故シーケンスグループ

崩壊熱除去機能喪失

残留熱除去系の故障に対するイベントツリー【仮定条件】
・運転中のＲＨＲ又はＲＨＲＳが機能喪失する場合を起因事象とする。
【イベントツリーの説明】
・崩壊熱除去及び炉心冷却に失敗する場合，「崩壊熱除去機能喪失」により炉心損傷に至る。

3.1.2-75

外部電源喪失

直流電源

交流電源

崩壊熱除去・
炉心冷却
成功

成功
失敗

成功
成功

失敗
失敗
成功

失敗
失敗

第 3.1.2.4-1（b）図事故シーケンスグループ
燃料損傷なし崩壊熱除去機能喪失
燃料損傷なし全交流動力電源喪失
燃料損傷なし全交流動力電源喪失

外部電源喪失に対するイベントツリー【仮定条件】
・外部電源喪失の発生により所内電源が喪失するため，崩壊熱除去及び炉心冷却系の起動に必要な非常用電源の確保が必要となる。
・非常用ＤＧによる非常用交流電源確保のためには，直流電源が必要である。
・本ヘディングでの直流電源及び交流電源は，区分Ⅰ及びⅡを表す。
【イベントツリーの説明】
・起因事象発生後，直流電源確保及び交流電源確保に成功した場合は，崩壊熱除去
機能喪失のイベントツリーと同様の事象進展となる。
・直流電源又は交流電源の確保に失敗し，ＨＰＣＳによる崩壊熱除去・炉心冷却に失敗した場合，「全交流動力電源喪失」により炉心損傷に至る。ただし，ＨＰＣ
Ｓによる崩壊熱除去・炉心冷却に成功した場合は，炉心損傷に至らない。

3.1.2-76

原子炉冷却材の流出

崩壊熱除去・炉心冷却成功

燃料損傷なし失敗

第 3.1.2.4-1（c）図事故シーケンスグループ

原子炉冷却材の流出

原子炉冷却材の流出に対するイベントツリー【仮定条件】
・原子炉冷却材の流出（ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ，ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ，Ｃ
ＲＤ点検時のＬＯＣＡ，ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ）が発生する場合を起因事象とする。
【イベントツリーの説明】
・起因事象発生後，冷却材流出の隔離又は注水系による崩壊熱除去・炉心冷却に成功すれば，事象が収束する。
・崩壊熱除去及び炉心冷却に失敗する場合，「原子炉冷却材の流出」により炉心損傷に至る。

3.1.2-77

第 3.1.2.6-1 図

共通要因故障同定のフロー

3.1.2-78

一日当たりの炉心損傷頻度︵／日︶1.0E-06

1.0E-07

1.0E-08

1.0E-09

3.1.2-79

1.0E-10
POS
日数
代表水位
ＣＲＤ点検
ＬＰＲＭ点検SA
1 2 3 4
通常水位

5

B1
6

7 8

B2
B3
B4
B5
B6
C1
C2
D
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82
原子炉ウェル満水
通常水位

ＲＨＲ−Ａ
除熱系
ＲＨＲ−Ｂ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ
ＨＰＣＳ
注水系

ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−ＣＲＨＲＳ−Ａ

補機冷却系
ＲＨＲＳ−Ｂ
ＤＧ−２Ｃ
電源系

ＤＧ−２Ｄ
ＨＰＣＳ−ＤＧ
：運転

：待機

：待機除外

第 3.1.2.8-1 図

一日当たりの炉心損傷頻度の変化

ＣＵＷブロー時
ＣＲＤ点検時の
のＬＯＣＡ
ＬＯＣＡ
＜0.1%
＜0.1%

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ＜0.1%

ＲＨＲＳ喪失2.5%

ＬＰＲＭ点検時
のＬＯＣＡ
＜0.1%

ＲＨＲ喪失
20.0%

外部電源喪失77.4%

第 3.1.2.8-2 図

起因事象別の全炉心損傷頻度への寄与割合

3.1.2-80

ＰＯＳ−Ｃ1ＰＯＳ−Ｂ6＜0.1%＜0.1%

ＰＯＳ−Ｂ4
＜0.1%

ＰＯＳ−Ｄ
＜0.1%
ＰＯＳ−Ａ
＜0.1%

ＰＯＳ−Ｂ50.1%
ＰＯＳ−Ｃ2
0.8%

ＰＯＳ−Ｓ
＜0.1%

ＰＯＳ−Ｂ2
18.9%

ＰＯＳ−Ｂ358.8%
ＰＯＳ−Ｂ1
21.1%

第 3.1.2.8-3 図

ＰＯＳ別の全炉心損傷頻度への寄与割合

3.1.2-81

原子炉冷却材の流出＜0.1%

崩壊熱除去機能喪失
28.8%

全交流動力電源喪失
71.1%

第 3.1.2.8-4 図

事故シーケンスグループ別の全炉心損傷頻度の寄与割合

3.1.2-82

1.0E+03
復水貯蔵タンクA
真空逃がし弁作動失敗
復水貯蔵タンクB
真空逃がし弁作動失敗

軽油貯蔵タンク破損

DG-2D受電遮断器開失敗

DG-2D起動失敗
軽油貯蔵タンク閉塞

1.0E+02
CST-A／Bポンプ運転継続失敗
共通要因故障3.1.2-83

ＲＡＷ

復水貯蔵タンクA
CSTポンプ取出し元弁の閉塞
復水貯蔵タンクB
CSTポンプ取出し元弁の閉塞

1.0E+01

DG-2D起動信号故障
DG-2D運転継続失敗

復水貯蔵タンクA破損
復水貯蔵タンクA閉塞
復水貯蔵タンクB破損
復水貯蔵タンクB閉塞

DG-2C運転継続失敗

DG-2C起動失敗

RHR-Bポンプ手動操作失敗
RHR-Bポンプ入口弁（サプレッション・プール）手動操作失敗
LPCI-B注入ライン弁手動操作失敗

1.0E+00
1.0E-05

1.0E-04

1.0E-03

1.0E-02
ＦＶ重要度

第 3.1.2.8-5 図

重要度解析結果

1.0E-01

1.0E+00

1.0E-05
原子炉冷却材の流出
外部電源喪失3.1.2-84

炉心損傷頻度（／ＰＯＳ，／定検）

残留熱除去系の故障

1.0E-06

1.0E-07（ベースケース）（感度解析）ＰＯＳ−Ｂ1（5日間）（ベースケース）（感度解析）ＰＯＳ−Ｂ2（3日間）

第 3.1.2.8-6 図（ベースケース）（感度解析）ＰＯＳ−Ｂ3（14日間）

感度解析とベースケースの比較結果（ベースケース）（感度解析）

全期間（82日間）

添付資料 3.1.2.1-1
ＰＲＡにおいて期待する緩和設備の選定の考え方について

停止時ＰＲＡにおいて期待する緩和設備については，出力運転時と同様に以下の考えに基づき選定した。
・設計基準事故対処設備による対応を基本とし，これまでに整備したアクシデントマネジメント（ＡＭ）策には期待しない・た だ し ，「 Ｅ Ｃ Ｃ Ｓ 手 動 起 動 」，
「 原 子 炉 手 動 減 圧 」，
「残留熱除去系の手動起動」等の設計基準事故対処設備の機能を作動させるための操作については考慮する

停止時ＰＲＡにおいて評価対象とする緩和設備の設定の考え方について，表 1 に示す。

添付 3.1.2.1-1-1

表 1

評価対象とする緩和設備の設定の考え方

緩和設備

評価対象

ＲＨＲ

〇

設定の考え方
設計基準事故対処設備
除熱能力の観点から崩壊熱除去に

燃料プール冷却浄化系
（ＦＰＣ）

×

期待できるのは，原子炉ウェル満
水の一部期間のみであるため，考慮しない
再生熱交換器のバイパス操作により原子炉の除熱機能に期待できる

ＣＵＷ

×が，バイパス操作は一般に出力運転時のＡＭ策として位置付けられる操作のため，考慮しない

ＨＰＣＳ

〇

設計基準事故対処設備

ＲＣＩＣ

×

ＬＰＣＳ

○

設計基準事故対処設備

ＬＰＣＩ

○

設計基準事故対処設備

停止時は駆動源である炉蒸気がな
いため，考慮しない

保安規定において非常用炉心冷却
ＣＳＴ〇系として位置づけられているた
め，考慮する

消火系
（ＦＰ）

×

ＡＭ策として整備されている注水操作のため，考慮しない

ＣＲＤ

×

注水能力不足のため，考慮しない

ＲＨＲＳ

○

設計基準事故対処設備

ＤＧ〇

設計基準事故対処設備

添付 3.1.2.1-1-2

添付資料 3.1.2.1-2
評価対象とした施設定期検査工程の代表性について

本ＰＲＡで評価対象とする施設定期検査工程は，過去の施設定期検査のうち，次の事項に該当する標準的な施設定期検査とした。
・通常の施設定期検査で実施される作業（燃料交換，緩和設備の点検に伴う待機除外，冷却材流出の可能性のある操作・点検）が含まれる施設定期検査・原子炉内に燃料が配置された状態での冷却材流出の可能性のある操作・点検が含まれる施設定期検査（例えば，部分燃料取出時に制御
棒駆動水圧系の点検を実施する施設定期検査）
・大規模な工事やトラブル等による点検工程（以下「特殊工程」という 。） が 含 ま れ な い 施 設 定 期 検 査・ 平 成 13 年 1 月 の 保 安 規 定 全 面 改 正 以 降 の 施 設 定 期 検 査(1)

特殊工程の除外理由
上記の特殊工程とは，例えば，原子炉再循環ポンプ分解点検や流量制御弁の点検等，通常の施設定期検査では実施されない工程であり，実施される場合は比較的長期間の施設定期検査となる。このため，停止時のリスク変動の要因となる緩和設備の点検工程については，相対的に通常の施設定期検査より多く待機状態に維持できる工程となる可能性がある。したがって，特殊工程を含まない施設定期検査を代表工程の候補対象とした。

(2)

平 成 13 年 1 月 の 保 安 規 定 改 正 以 降 の 施 設 定 期 検 査 に つ い て
平 成 12 年 7 月 1 日 の 改 正 原 子 炉 等 規 制 法 の 施 行 ， 平 成 12 年 6 月
添付 3.1.2.1-2-1

16 日 の 原 子 力 災 害 対 策 特 別 措 置 法 の 施 行 に 伴 い ，標 準 保 安 規 定 の 全
体 見 直 し が 実 施 さ れ ，本 プ ラ ン ト の 保 安 規 定 を 平 成 13 年 1 月 に 改 正した。
この改正により，「 停 止 時 を 含 む 運 転 状 態 ご と の 点 検 要 求 ，運 転 上の 制 限 ，そ の 逸 脱 時 の 措 置 と 許 容 回 復 時 間 の 追 加 」（米国技術仕様書を参考）の内容が追加されたため，停止時における機器の管理基準が変更されたことに伴い，保安規定改正前後で施設定期検査の工程管理が変更された。
こ の た め ， 停 止 時 Ｐ Ｒ Ａ を 実 施 す る に 当 た っ て は ， 平 成 13 年 1
月以降の施設定期検査を代表工程の候補対象とした。
当該保安規定改正により追加された停止時の運転上の制限について表 1 に示す。

(3)

評価対象とする施設定期検査
東 海 第 二 発 電 所 の 施 設 定 期 検 査 の 実 績 を 表 2 に 示 す 。平 成 13 年 1
月 の 保 安 規 定 全 面 改 正 以 降 の 施 設 定 期 検 査 で は ，第 19 回 施 設 定 期 検査を除いて，いずれも特殊工程が含まれている。
以 上 よ り ，本 Ｐ Ｒ Ａ で 評 価 対 象 と す る 施 設 定 期 検 査 は ，第 19 回 施
設定期検査を選定した。

なお，本ＰＲＡでは特殊工程を含む施設定期検査を対象としていない
た め ，特 殊 工 程 そ の も の に よ る リ ス ク を 評 価 し て い な い 。し か し な が ら ，
このような工程がある場合においても，保安規定で要求される緩和設備が維持されること，また，特殊工程に起因した異常事象の発生を防止するための措置を実施すること，さらには，その影響を受けないよう全燃料を使用済燃料プールに取り出した状態（プールゲート閉）とするなど
添付 3.1.2.1-2-2

のリスク管理上の措置が講じられるため，特殊工程によるリスク増加は抑制されていると考えられる。

添付 3.1.2.1-2-3

表 1

保安規定改正により追加された停止時の運転上の制限

条番号
第３５条
原子炉停止時冷却系その２

内容
原子炉の状態が冷温停止において，(1)１ 系 列 が 運 転 中 で あ る こ と 及 び 原 子 炉 で 発 生 す る
崩壊熱が原子炉停止時冷却系以外の手段で除去できると判断するまで，さらに１系列の原子炉停止
時冷却系が動作可能であること
又は(2)原 子 炉 停 止 時 冷 却 系 が 停 止 し た 場 合 に お い て も ，原 子 炉 冷 却 材 温 度 を 100℃ 未 満 に 保 つ こ と が で き
ること

第３６条
原子炉停止時冷却系その３

原子炉の状態が燃料交換において，(1)１ 系 列 が 運 転 中 で あ る こ と 及 び 原 子 炉 水 位 が オ ーバーフロー水位となるまでの期間は，さらに１系
列の原子炉停止時冷却系が動作可能であること
又は(2)原 子 炉 停 止 時 冷 却 系 が 停 止 し た 場 合 に お い て も ，原 子 炉 冷 却 材 温 度 を 65 ℃ 以 下 に 保 つ こ と が で き
ること

第４０条

原子炉の状態が冷温停止及び燃料交換において，非常用炉心冷却系その(1)非 常 用 炉 心 冷 却 系 （ 自 動 減 圧 系 を 除 く 。） ２ 系 列

２又は(2)非 常 用 炉 心 冷 却 系（ 自 動 減 圧 系 を 除 く 。）１ 系 列 及び復水移送系１系列が動作可能であること

第６１条

原子炉の状態が冷温停止及び燃料交換において非常用ディーゼル発電(1)計 測 及 び 制 御 設 備 ， 原 子 炉 停 止 時 冷 却 系 及 び 非 常機その２用炉心冷却系で要求される設備の維持に必要な非常用交流高圧電源母線に接続する非常用ディーゼ
ル発電機を含め２台の非常用発電設備が動作可能であること※

第６４条

原子炉の状態が冷温停止及び燃料交換において直流電源その２(1)計 測 及 び 制 御 設 備 ， 原 子 炉 停 止 時 冷 却 系 及 び 非 常用炉心冷却系で要求される設備の維持に必要な直流電源が動作可能であること

第６６条

原子炉の状態が冷温停止及び燃料交換において所内電源系統その２(1)計 測 及 び 制 御 設 備 ， 原 子 炉 停 止 時 冷 却 系 及 び 非 常用炉心冷却系で要求される設備の維持に必要な非常用交流高圧電源母線，直流電源母線及び原子炉
保護系母線が受電されていること

上 記 ，記 載 内 容 は ，現 行 の 保 安 規 定 に 基 づ く（ ※ に つ い て は ，平 成 13 年 1 月 時 点
か ら 改 正 さ れ た 内 容 に な っ て い る 。）

添付 3.1.2.1-2-4

表 2

東 海 第 二 発 電 所 の 施 設 定 期 検 査 の 実 績 概 要 （ 1／ 2）

施設定期

施設定期検査日数（日）検査（解列日〜併入日）

第 1回
第 2回
第 3回
第 4回
第 5回
第 6回
第 7回
第 8回

114
（ S54.9.6〜 S54.12.28）
82（ S55.9.6〜 S55.11.26）
97（ S56.9.12〜 S56.12.17）
131※（ S57.6.23 〜 S57.10.31）
94（ S58.9.17〜 S58.12.19）
103（ S59.12.12〜 S60.3.24）
136（ S61.1.20〜 S61.6.4）
81（ S62.4.9〜 S62.6.28）

燃料取出方法備考（特殊工程）

部分燃料取出部分燃料取出部分燃料取出全燃料取出・原 子 炉 再 循 環 ポ ン プ
出口弁修繕

部分燃料取出部分燃料取出部分燃料取出部分燃料取出
・炉内点検

第 9回

122
（ S63.8.1〜 S63.11.30）

全燃料取出

・ ル ー ス パ ー ツ（ 燃 料ﾁｬﾝﾈﾙﾌｧｽﾅ・ ﾜｯｼｬｰ）
探査第 10 回
第 11 回
第 12 回
第 13 回
第 14 回
第 15 回
第 16 回
第 17 回
第 18 回
第 19 回

97（ H1.11.30〜 H2.3.6）
87（ H3.4.20〜 H3.7.15）
129（ H4.9.6〜 H5.1.12）
77（ H6.2.19〜 H6.5.6）
96（ H7.4.14〜 H7.7.18）
65（ H8.9.10〜 H8.11.13）
89（ H10.1.8〜 H10.4.6）
353（ H11.4.4〜 H12.3.22）
119（ H13.3.26〜 H13.7.23）
85（ H14.9.16〜 H14.12.9）

部分燃料取出部分燃料取出
全燃料取出

・炉内点検

部分燃料取出
全燃料取出

・炉内点検

部分燃料取出
全燃料取出
全燃料取出
全燃料取出
部分燃料取出

添付 3.1.2.1-2-5・炉内点検
・中 性 子 計 測 ハ ウ ジ ン
グＳＣＣ対策・中 性 子 計 測 ハ ウ ジ ン
グ取替

表 2

東 海 第 二 発 電 所 の 施 設 定 期 検 査 の 実 績 概 要 （ 2／ 2）

施設定期

施設定期検査日数（日）検査（解列日〜併入日）

第 20 回
第 21 回
第 22 回86（ H16.2.1〜 H16.4.26）
161（ H17.4.23〜 H17.9.30）
87（ H18.11.18〜 H19.2.12）

燃料取出方法
全燃料取出
全燃料取出
全燃料取出

備考（特殊工程）・ ル ー ス パ ー ツ（ HPCS
ﾃﾞﾌﾚｸﾀ） 探 査・原 子 炉 再 循 環 流 量 制
御弁取替
・ 炉 内 点 検（ ｼﾞｪｯﾄﾎﾟﾝ
ﾌﾟ流 量 計 測 管 点 検 ）・Ｒ Ｐ Ｖ バ ウ ン ダ リ 弁

第 23 回114（ H20.3.18〜 H20.7.9）

全燃料取出

点 検（ Ｒ Ｐ Ｖ 水 抜 き ）・Ｅ Ｃ Ｃ Ｓ ス ト レ ー ナ
改造

第 24 回206（ H21.9.7〜 H22.3.31）

全燃料取出・原 子 炉 再 循 環 ポ ン プ
分解点検：本評価において対象とする施設定期検査工程※ 中 間 停 止 （ S57.6.11 解 列 ） 時 に 原 子 炉 再 循 環 系 ポ ン プ 出 口 弁 の 不 具 合 が 発 見 さ れ
た た め ， 引 き 続 き S57.6.23 よ り 施 設 定 期 検 査 入 り し た 。

添付 3.1.2.1-2-6

添付資料 3.1.2.1-3
評価対象施設定期検査における特別な工程について

本 Ｐ Ｒ Ａ で 評 価 対 象 施 設 定 期 検 査 と し て 選 定 し た 第 19 回 施 設 定 期 検
査 で は ，Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ ５ に お い て Ｒ Ｈ Ｒ -Ｂ を ，Ｐ Ｏ Ｓ − Ｃ ２ に お い て Ｒ Ｈ
Ｒ−Ａ及びＨＰＣＳ−ＤＧＳＷを待機除外としている。これらの理由を以下に示す。
(1)

ＰＯＳ−Ｂ５におけるＲＨＲ−Ｂの待機除外
浜岡原子力発電所１号機のＲＨＲ蒸気凝縮配管の水素爆発対応として，ＲＨＲの機能の 1 つである蒸気凝縮系配管を撤去した。
このＲＨＲ−Ｂの待機除外は，施設定期検査開始前から計画されて い た 工 程 で あ る が ，待 機 除 外 期 間 が 比 較 的 短 期 間 で あ る こ と か ら ，
特殊工程とはみなしていない。

(2)

ＰＯＳ−Ｃ２におけるＲＨＲ−Ａの待機除外
原子炉圧力容器の耐圧検査時において，ＲＨＲ−Ａの系統圧力上
昇が確認されたため，ＲＨＲ−Ａを待機除外して点検を行った。
このＲＨＲ−Ａの待機除外は当初の計画から予定されていた工程
ではないこと，ＲＨＲ−Ａの待機除外期間は長期にわたるものではないことを考慮すると，他の緩和設備の待機除外工程への影響が小さいと考えられることから，このＲＨＲ−Ａの待機除外は特殊工程とはみなしていない。

(3)

ＰＯＳ−Ｃ２におけるＨＰＣＳ−ＤＧの待機除外
ＨＰＣＳ−ＤＧの潤滑油プライミングポンプ・モータの絶縁抵抗が低下したことにより，当該ポンプがトリップした。そのため，Ｈ
ＰＣＳ−ＤＧを待機除外し，当該ポンプ・モータのコイルの巻き直しを実施した。
添付 3.1.2.1-3-1

このＨＰＣＳ−ＤＧの待機除外は当初の計画から予定されていた工 程 で は な い こ と ，Ｈ Ｐ Ｃ Ｓ -Ｄ Ｇ の 待 機 除 外 期 間 は 長 期 に わ た る ものではないことを考慮すると，他の緩和設備の待機除外工程への影響が小さいと考えられることから，このＨＰＣＳ−ＤＧの待機除外
は特殊工程とはみなしていない。

添付 3.1.2.1-3-2

添付資料 3.1.2.1-4
プラント状態の分類の考え方について

プラント停止中は，プラントの状態の変化に伴って，崩壊熱除去等
に対する成功基準，余裕時間及び使用可能な設備の組合せが変化する
ため，停止時ＰＲＡにおいては，このようなＰＯＳを適切に分類して評価を行う必要がある。ＢＷＲプラントの代表的なＰＯＳの推移は，上述の観点から次の 5 つに大きく分類できる。
(1)

原子炉冷温停止への移行状態（ＰＯＳ−Ｓ）(2)

ＰＣＶ／ＲＰＶ開放への移行状態（ＰＯＳ−Ａ）(3)

原子炉ウェル満水状態（ＰＯＳ−Ｂ）(4)

ＰＣＶ／ＲＰＶ閉鎖への移行状態（ＰＯＳ−Ｃ）(5)

起動準備状態（ＰＯＳ−Ｄ）

東海第二発電所において評価対象とする施設定期検査工程をＰＯＳごとに分類した結果を図 1 に示す。ＰＯＳの分類に当たっては，上記
5 つの分類から，本ＰＲＡで期待している緩和設備のフロントライン（ＲＨＲ，ＨＰＣＳ，ＬＰＣＳ，ＬＰＣＩ，ＣＳＴ）及びそのサポート系（ＲＨＲＳ，非常用ＤＧ／ＤＧＳＷ）の運転／待機状態が変化する期間について，ＰＯＳを細分化している。なお，東海第二発電所では，非常用補機冷却系のタイラインがないため，タイライン運用を考慮したＰＯＳの細分化はする必要はない。
以下に，上記の考え方に基づき実施したＰＯＳ分類結果について述べる。

添付 3.1.2.1-4-1

(1)原子炉冷温停止への移行状態（ＰＯＳ−Ｓ）
プラント停止直後は崩壊熱が大きく，原子炉冷却材インベントリも運転中と変わらない。この期間は，運転中のＲＨＲ1 系統のほかに，残りのＲＨＲ1 系統が待機状態にある。復水器真空破壊からＲ
ＰＶ開放工程へ移行するまでの期間を「原子炉冷温停止への移行状態」として分類する。
本ＰＲＡでは，全ての緩和設備が待機している施設定期検査初日
をＰＯＳ−Ｓと設定した。

(2)

ＰＣＶ／ＲＰＶ開放への移行状態（ＰＯＳ−Ａ）
ＲＰＶの開放開始から原子炉ウェル水張りまでの期間は，崩壊熱がまだ比較的高く，原子炉冷却材インベントリも運転中と大きく変わらない。この期間中は，運転中のＲＨＲ1 系統のほかに，残りのＲＨＲ1 系統が待機状態にある。ＲＰＶ開放工程開始から原子炉ウェル水張り完了までの期間を「ＰＣＶ／ＲＰＶ開放への移行状態」
として分類する。
本ＰＲＡでは，施設定期検査 2 日目から原子炉ウェル満水到達までの 2 日間をＰＯＳ−Ａと設定した。この期間において緩和設備の状態に変化はないため，ＰＯＳの細分化は実施していない。

(3)

原子炉ウェル満水状態（ＰＯＳ−Ｂ）
ＲＰＶ開放完了から原子炉ウェル水抜き開始までの期間は，原子炉ウェルが満水の状態にある。この期間は，原子炉冷却材インベン
トリが多く，ＲＨＲによる除熱が喪失しても原子炉冷却材の温度が短時間に上昇することはない。原子炉ウェルが満水の期間を「原子炉ウェル満水状態」として分類する。
本 Ｐ Ｒ Ａ で は ， 原 子 炉 ウ ェ ル 満 水 期 間 の 施 設 定 期 検 査 4 日 目 〜 58
添付 3.1.2.1-4-2

日 目 の 55 日 間 を Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ と 設 定 し た 。Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ の 期 間 に お い ては，保守点検に伴い使用可能な緩和設備等が変化するため，以下のとおり 6 つのＰＯＳに細分化した。
ａ．ＰＯＳ−Ｂ１（4 日目〜8 日目）
Ｒ Ｈ Ｒ − Ｂ ，Ｒ Ｈ Ｒ Ｓ − Ｂ 及 び Ｄ Ｇ − ２ Ｄ が 待 機 除 外 の 期 間（ 5日間）をＰＯＳ−Ｂ１と設定した。
ｂ ． Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ ２ （ 9 日 目 〜 11 日 目 ）ＲＨＲ−Ａ，ＲＨＲＳ−Ａ及びＤＧ−２Ｃが待機除外となり，かつＣＲＤ点検及びＬＰＲＭ点検を実施している期間（3 日間）
をＰＯＳ−Ｂ２と設定した。
ｃ ． Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ ３ （ 12 日 目 〜 25 日 目 ）ＬＰＣＩ−Ｃを除く緩和設備の待機除外が終了するまでの期間（ 14 日 間 ） を Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ ３ と 設 定 し た 。
ｄ ． Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ ４ （ 26 日 目 〜 33 日 目 ）ＲＨＲの蒸気凝縮配管廃止工事のため，ＲＨＲ−Ｂが待機除外となるまでの期間（8 日間）をＰＯＳ−Ｂ４と設定した。
ｅ ． Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ ５ （ 34 日 目 〜 45 日 目 ）ＲＨＲ−Ｂ及びＬＰＣＩ−Ｃの待機除外が終了するまでの期間（ 12 日 間 ） を Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ ５ と 設 定 し た 。
ｆ ． Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ ６ （ 46 日 目 〜 58 日 目 ）ＲＨＲ−Ｂ及びＬＰＣＩ−Ｃの待機除外終了後，原子炉ウェル
水 抜 き 開 始 ま で の 期 間 （ 13 日 間 ） を Ｐ Ｏ Ｓ − Ｂ ６ と 設 定 し た 。
(4)

ＰＣＶ／ＲＰＶ閉鎖への移行状態（ＰＯＳ−Ｃ）
原子炉ウェル水抜き開始から起動準備に入るまでの期間は，系統の保守点検は継続中であるが，原子炉冷却材インベントリは運転中
添付 3.1.2.1-4-3

と ほ ぼ 同 じ で あ る 。 し か し ， 崩 壊 熱 は ， プ ラ ン ト 停 止 直 後 の 約 1／
10 程 度 に 低 下 し て い る 。原 子 炉 ウ ェ ル 水 抜 き 開 始 か ら 起 動 準 備 に 入るまでの期間を「ＰＣＶ／ＲＰＶ復旧への移行状態」として分類する。
本ＰＲＡでは，原子炉ウェル水抜き開始から全ての緩和設備の点
検 が 終 了 す る 59 日 目 〜 75 日 目 の 17 日 間 を Ｐ Ｏ Ｓ − Ｃ と 設 定 し た 。
ＰＯＳ−Ｃの期間においては，保守点検に伴い使用可能な緩和設備が変化するため，以下のとおり 2 つのＰＯＳに細分化した。
ａ ． Ｐ Ｏ Ｓ − Ｃ １ （ 59 日 目 〜 66 日 目 ）原子炉ウェル水抜き開始から，ＲＨＲ−Ａ（系統圧力上昇のため，インジェクション弁の分解点検を実施）及びＨＰＣＳ−ＤＧ（潤滑油プライミングポンプトリップのため，モータコイルの巻
き直しを実施）が待機除外となるまでの期間（8 日間）をＰＯＳ−Ｃ１と設定した。
ｂ ． Ｐ Ｏ Ｓ − Ｃ ２ （ 67 日 目 〜 75 日 目 ）ＲＨＲ−Ａ及びＨＰＣＳ−ＤＧの待機除外期間（9 日間）をＰ
ＯＳ−Ｃ２と設定する。
(5)

起動準備状態（ＰＯＳ−Ｄ）
ＰＣＶ／ＲＰＶ復旧が終了後，プラントの再起動までに系統の機能確認等の起動準備が実施される。この期間中は，系統の保守点検が終了しており，緩和設備の多くが待機状態となっている。ＰＣＶ／ＲＰＶ復旧終了からＣＲ引抜開始までの期間を「起動準備状態」
として分類する。
本 Ｐ Ｒ Ａ で は ，76 日 目 〜 82 日 目 の 7 日 間 を Ｐ Ｏ Ｓ − Ｄ と 設 定 し た 。
この期間において緩和設備の状態に変化はないため，ＰＯＳの細分
添付 3.1.2.1-4-4

化は実施していない。

添付 3.1.2.1-4-5

POS
定検日数
代表水位
ＣＲＤ点検
ＬＰＲＭ点検

A
S
1 2 3
通常水位

4

5

B1
6

7

8

B2
B3
B4
B6
C1
B5
C2
D
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82
原子炉ウェル満水
通常水位

ＲＨＲ−Ａ
除熱系
ＲＨＲ−Ｂ
ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ
ＨＰＣＳ
注水系

ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ
ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−Ｃ

添付 3.1.2.1-4-6

ＲＨＲＳ−Ａ
補機冷却系
ＲＨＲＳ−Ｂ
ＤＧ−２Ｃ
電源系

ＤＧ−２Ｄ
ＨＰＣＳ−ＤＧ
日数

1
除熱系

使用可能
緩和設備

注水系

2

※1 RHR-A
RHR-B
HPCS
LPCS
LPCI-A※2 LPCI-B
CST-A
CST-B

5

3

14

8

12

13

8

9

7

RHR-A

RHR-B

RHR-B

RHR-A

LPCI-B
CST-A

LPCI-B
CST-B

RHR-A
RHR-B
HPCS
LPCS
LPCI-A
LPCI-B
LPCI-C
CST-A
CST-B

RHR-A
RHR-B
HPCS
LPCS
LPCI-A
LPCI-B
LPCI-C
CST-A
CST-B

RHR-B

LPCI-A
CST-A

RHR-A
RHR-B
HPCS
LPCS
LPCI-A
LPCI-B
CST-A
CST-B

RHR-A
RHR-B
HPCS
LPCS
LPCI-A
LPCI-B
LPCI-C
CST-A
CST-B

HPCS
LPCS
LPCI-A
CST-A
CST-B※1：RHR-A，RHR-B※2：HPCS，LPCS，LPCI-A，LPCI-B，LPCI-C，CST-A，CST-B
：運転

：待機

：待機除外

図 1

評価対象施設定期検査工程

HPCS
LPCS
LPCI-B
LPCI-C
CST-A
CST-B

添付資料 3.1.2.2-1
制御棒誤引き抜け事象の除外理由について

プラント停止時は，原則として，全制御棒が全挿入されており，厳格な管理等により制御棒引き抜きは 1 本ごとにしか行えない。臨界近傍において，万一，制御棒が何らかの原因で誤って一本引き抜かれた場合でも，その影響は誤引き抜きされた制御棒周辺のみに限られ，過大な炉心損傷には至らない。
近年，ＢＷＲプラントにおいて，停止中に制御棒が誤引き抜けした事象が発生した。この事象の発生防止対策として，制御棒駆動水圧系（ 以 下「 Ｃ Ｒ Ｄ 」と い う 。）ノ ン リ タ ー ン 運 転 時 の 水 圧 制 御 ユ ニ ッ ト（ 以下「 Ｈ Ｃ Ｕ 」と い う 。）の 隔 離 を 行 わ な い 等 の 実 効 的 な 再 発 防 止 対 策 がとられている。
本ＰＲＡにおいて上記の制御棒誤引き抜け事象を起因事象から除外
した理由を以下に示す。

1.

制御棒誤引き抜け事象の防止対策
東海第二発電所では，ＢＷＲプラントで発生した制御棒誤引き抜

け 事 象 の 防 止 対 策 と し て ， 次 の 対 策 を 講 じ て い る （ 図 1 参 照 ）。
(1)

ＨＣＵ隔離時のＣＲＤリターンライン運転手順の整備(2)

原子炉−ＣＲＤ冷却水ヘッダ間差圧上昇時のＣＲＤポンプ
自動トリップインターロックの設置（図 2 参照）

2.
(1)

制御棒誤引き抜け事象の発生頻度
制御棒誤引き抜きに至るシナリオ
ＨＣＵ隔離時において，制御棒の誤引き抜きが発生するシナリオを以下のとおり想定した。
添付 3.1.2.2-1-1

① リターン運転を実施せずＨＣＵを全数隔離② 原子炉−冷却水ヘッダ間の差圧上昇時のＣＲＤポンプ自動ト
リップ失敗③ 運転員による対応操作失敗(2)

制御棒誤引き抜け事象発生頻度算出モデル及び算出結果
上記シナリオに対して，制御棒誤引き抜け事象が発生する頻度
をイベントツリー及びフォールトツリーにより算出した（図 3 参照 ）。そ の 結 果 ，Ｈ Ｃ Ｕ 隔 離 操 作 1 回 当 た り の 制 御 棒 誤 引 き 抜 け 事
象 の 発 生 頻 度 は 2.2E-10／ 回 と な っ た 。
施設定期検査中において，ＨＣＵ隔離操作が 2 回実施されるため，施設定期検査当たりの制御棒誤引き抜け事象の発生頻度は，
4.5E-10／ 施 設 定 期 検 査 と な っ た 。

以上より，制御棒誤引き抜け事象の発生頻度は十分小さいことから，本ＰＲＡでは起因事象から除外した。

添付 3.1.2.2-1-2

添付 3.1.2.2-1-3
図 1

制御棒誤引き抜け防止対策（ＣＲＤポンプ自動トリップ）

※
原子炉‐冷却水ヘッダ間差圧

高ＣＲＤポンプトリップ※

原子炉‐冷却水ヘッダ間差圧

高高※：いずれも警報有

図 2

ＣＲＤポンプ自動トリップインターロック

添付 3.1.2.2-1-4

HCU隔離
HCU

リターン
運転
RE

高警報
発報
ANN̲HI

高警報発報時の操作
OPE̲HI

高高警報
発報
ANN̲HIHI

CRDポンプ
高高警報発報自動トリップ時の操作
TRIP
OPE̲HIHI

最終状態

発生頻度
（／回）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

CR誤引き抜け
CR誤引き抜け
CR誤引き抜け
CR誤引き抜け1.0E+00
1.3E-04
3.2E-07
1.4E-10
6.5E-12
5.9E-11
2.4E-08
1.8E-11
1.4E-10

合計値

2.2E-10添付 3.1.2.2-1-5

ヘディング名分岐確率

リターン運転高警報発報

1.3E-04
1.8E-04

リ タ ー ン 運 転 失 敗 の 人 的 過 誤 を 評 価 し ， 分 岐 確 率 を 設 定 （ 図 4 参 照 ）。
差圧高※１警報発報失敗確率をフォールトツリーにてモデル化。

高警報発報時の操作
高高警報発報2.5E-03
1.8E-04

差 圧 高 ※ １ 警 報 発 報 時 の 対 応 操 作 失 敗 の 人 的 過 誤 を 評 価 し ， 分 岐 確 率 を 設 定 （ 図 5 参 照 ）。
差圧高高※２警報発報失敗をフォールトツリーにてモデル化。

ＣＲＤポンプ
自動トリップ

5.0E-04

差圧高※１信号及び差圧高高※２信号によるＣＲＤポンプ自動トリップ失敗をフォールトツリー
にてモデル化。

高警報発報
成功時

1.5E-01

差 圧 高 ※ １ 警 報 時 の 操 作 失 敗 と の 従 属 性（ 中 従 属 ）を 考 慮 し た 人 的 過 誤 確 率 を 設 定（ 図 5 参 照 ）。

高警報発報
失敗時

7.4E-04

差 圧 高 高 ※ ２ 警 報 発 報 時 の 対 応 操 作 失 敗 の 人 的 過 誤 に よ り 分 岐 確 率 を 設 定 （ 図 6 参 照 ）。

高高警報
発報時の
操作

説

No.

明

※１：高警報：原子炉‐冷却水ヘッダ間差圧高，※２：高高警報：原子炉‐冷却水ヘッダ間差圧高高警報

図 3

ＣＲ誤引き抜け事象発生頻度算出用イベントツリー

人的過誤の定義（事象発生前）： 試験時の機器の操作に失敗する（事象発生前）
操 作： 弁の開け忘れ・閉め忘れ
１．操作内容：試験に伴い機器を操作する場合の操作失敗。
２．該当手順書：
定期試験手順書等
３．人的過誤のモード：−
４．過誤回復の可能性：
業務の連携等は良好であり，担当運転員以外にも指導的な立場等の他の運転員からの指示や過誤回復に期
待できる。
定量評価

失敗a
成功

成功

手順

失敗b
動作

過誤回復

失敗c

状態復旧成功人的過誤確率＝（a＋b）×c
ＨＲＡツリー分岐abc

人的過誤の種類（認知／動作）と内容
機器操作の手順遵守に失敗する
機器操作のための動作に失敗する
上記認知及び動作の過誤回復
認知及び操作自体は上記と同じため，失敗確率も同じとし従属性を考慮する
平均値（点推定値）： 1.3E-04

ＥＦ：

10

過誤確率値（平均値）
計算シートa1.2E-03
計算シートb
1.2E-03EF
3
3

5.2E-02-

計算シートc（NUREG/CR-1278 Table7-2(1)）

確率分布： 対数正規分布

図 4

ＨＲＡイベントツリー（リターン運転失敗）

添付 3.1.2.2-1-6

表 4-1

過誤確率算出シート（リターン運転失敗：分岐ａ）

過誤確率計算シートa

動作に失敗する確率： 機器操作の手順遵守に失敗する
行動形成因子及び過誤確率

当該過誤確率での設定

１．利用可能な時間

利用可能な時間によるストレス要因として考２．ストレス要因で考慮
慮
停止時学会標準 表L.4

２．ストレス要因

作業負荷と運転員の熟停止時学会標準 表L.4No.2
練度によるストレスの定例の操作であり，特に高いストレスには至らな
影響
いため，ファクタ１とする
停止時学会標準 表L.4

３．操作の複雑さ

５．操作の手順，又は６．人間工学要因で考慮

４．訓練と経験

運転員の熟練度による
２．ストレス要因で考慮
ストレスの相違
停止時学会標準 表L.4

５．操作の手順

オミッションエラーの場合に，手順数の影響 停止時学会標準 表L.3No.1
等による過誤確率値で 該当手順は特段長くはなく，記載も明確である（中央値0.001 EF3／平均値0.0012）
考慮
停止時学会標準 表L.3

６．人間工学要因

コミッションエラーの場合に，個別状況によ
過誤確率計算シートb（コミッションエラー）で考慮
る過誤確率値で考慮
停止時学会標準 表L.2

７．健康状態

運転員の健康管理は十分なされていることから，影響は小さい

８．業務の連携

運転員間・運転直間の業務の連携は十分実施されていることから，影響は小さい

当該過誤確率値（平均値） ＝オミッションエラー×ストレス要因＝0.0012×1
0.0012
対数正規分布EF3

添付 3.1.2.2-1-7

表 4-2

過誤確率算出シート（リターン運転失敗：分岐ｂ）

過誤確率計算シートb

動作に失敗する確率： 機器操作のための動作に失敗する
行動形成因子及び過誤確率

当該過誤確率での設定

１．利用可能な時間

利用可能な時間によるス
トレス要因として考慮
２．ストレス要因で考慮
停止時学会標準 表L.4

２．ストレス要因

作業負荷と運転員の熟練 停止時学会標準 表L.4No.2
度によるストレスの影響 定例の操作であり，特に高いストレスには至らな
停止時学会標準 表L.4
いため，ファクタ１とする

３．操作の複雑さ

５．操作の手順，又は６．人間工学要因で考慮

４．訓練と経験

運転員の熟練度によるス
２．ストレス要因で考慮
トレスの相違停止時学会標準 表L.4

５．操作の手順

オミッションエラーの場
合に，手順数の影響等に 過誤確率計算シートa（オミッションエラー）で考慮
よる過誤確率値で考慮
停止時学会標準 表L.3

６．人間工学要因

コミッションエラーの場 停止時学会標準 表L.2No.3
合に，個別状況による過 現場操作であるが，同様なコントロールを持つパネルで選択誤りの過誤確率で代表する
誤確率値で考慮（中央値0.001 EF3／平均値0.0012）
停止時学会標準 表L.2

７．健康状態

運転員の健康管理は十分なされていることから，影響は小さい

８．業務の連携

運転員間・運転直間の業務の連携は十分実施されていることから，影響は小さい

当該過誤確率値（平均値） ＝コミッションエラー×ストレス要因＝0.0012×1
0.0012
対数正規分布EF3

添付 3.1.2.2-1-8

表 4-3

過誤確率算出シート（リターン運転失敗：分岐ｃ）

過誤確率計算シートc

従属性を有する場合の過誤確率

手順遵守又は動作に失敗する確率
従属性を考慮する動作失敗確率
合 計

1.2E-03
1.2E-03
2.5E-03（従属考慮前値）

従属性の設定（停止時学会標準 表M.1）：
事象発生前であり，時間余裕は十分長く，担当運転員以外の当直長等の上位の運転員による過誤回復に期待できる。十分大きな余裕を有するため低従属とする。
（停止時学会標準

○

表L.5）

完全従属

当該過誤確率値 ＝

高従属

当該過誤確率値 ＝ （１＋従属考慮前値）／２
5.0E-01

中従属

当該過誤確率値 ＝ （１＋６×従属考慮前値）／７
1.4E-01

低従属

当該過誤確率値 ＝ （１＋１９×従属考慮前値）／２０
5.2E-02

従属性なし

1.0E+00

当該過誤確率値 ＝ 従属考慮前値
2.5E-03

添付 3.1.2.2-1-9

過誤確率計算シート人的過誤の定義： CRD冷却水差圧高/高高発報時等の対応操作に失敗する
１．操作内容：CRD冷却水差圧高/高高発報時等の対応操作に失敗する
２．該当手順書：
設備別運転手順書，警報処置手順書
３．過誤回復の可能性：
業務の連携等は良好であり，担当運転員以外にも指導的な立場等の他の運転員からの指示や過誤回復に期
待できる。
定量評価

成功

CRD駆動水差圧高
警報発報時の対応（手順書の遵守）

成功

成功

操作
（CRDポンプ手
動トリップ）

失敗a

失敗b（過誤回復含む）
CRD駆動水差圧高高
警報発報時の対応（手順書の遵守）

失敗c(過誤回復含む）

高警報時の人的過誤確率 ＝a
高高警報時の人的過誤確率 ＝b+c
ＨＲＡツリー分岐abc

人的過誤の種類（認知／動作）と内容
過誤確率値（平均値）
CRD冷却水差圧高警報発報時の対応（手順書の遵守）に失敗
計算シートa2.5E-03
する
CRD冷却水差圧高高警報発報時の対応（手順書の遵守）に失計算シートb2
1.4E-01敗する（前段操作に従属）

EF

CRD冷却水差圧高高警報発報時の対応操作に失敗する

3

高警報時の人的過誤の平均値（点推定値）： 2.5E-03
高高警報時の人的過誤の平均値（点推定値）： 1.5E-01

ＥＦ：
ＥＦ：

3.6E-04

計算シートc1*c2

35（計算シートa）

ＨＲＡイベントツリー（ＣＲＤ冷却水差圧高／高高警報発報時の対応操作）

添付 3.1.2.2-1-10

3（NUREG/CR-1278 Table7-2(5)）

確率分布： 対数正規分布

図 53

表 5-1

過誤確率算出シート（ＣＲＤ冷却水差圧高／高高警報発報時の対応操作：分岐ａ）
過誤確率計算シートa

動作に失敗する確率： CRD冷却水差圧高警報発報時の対応（手順書の遵守）に失敗する
行動形成因子及び過誤確率

当該過誤確率での設定

１．利用可能な時間

利用可能な時間によるス
トレス要因として考慮
２．ストレス要因で考慮
停止時学会標準 表L.4

２．ストレス要因

停止時学会標準 表L.4No.4
作業負荷と運転員の熟練 訓練内容と同等レベルであり，一般に高いストレス度によるストレスの影響 には至らないが，操作は事象進展の中で発生するこ
停止時学会標準 表L.4とから，熟練者でのやや高いストレスファクタ２とする

３．操作の複雑さ

５．操作の手順，又は６．人間工学要因で考慮

４．訓練と経験

運転員の熟練度によるス
トレスの相違２．ストレス要因で考慮
停止時学会標準 表L.4

５．操作の手順

オミッションエラーの場
停止時学会標準 表L.3No.1
合に，手順数の影響等に該当手順は特段長くはなく，記載も明確である
よる過誤確率値で考慮（中央値0.001 EF3／平均値0.0012）
停止時学会標準 表L.3

６．人間工学要因

コミッションエラーの場
CRD冷却水差圧高発報時は，HCU隔離操作を中断する
合に，個別状況による過手順となっており，操作は発生しないことから，コ誤確率値で考慮
ミッションエラーは考慮しない
停止時学会標準 表L.2

７．健康状態

運転員の健康管理は十分なされていることから，影響は小さい

８．業務の連携

運転員間・運転直間の業務の連携は十分実施されていることから，影響は小さい

当該過誤確率値（平均値） ＝オミッションエラー×ストレス要因＝0.0012×2
0.0025
対数正規分布EF3

添付 3.1.2.2-1-11

表 5-2

過誤確率算出シート（ Ｃ Ｒ Ｄ 冷 却 水 差 圧 高 ／ 高 高 警 報 発 報 時 の 対 応 操 作 ： 分 岐 ｂ 1）
過誤確率計算シート

b1

動作に失敗する確率： CRD冷却水差圧高高警報発報時の対応（手順書の遵守）に失敗する
行動形成因子及び過誤確率

当該過誤確率での設定

１．利用可能な時間

利用可能な時間によるス
トレス要因として考慮
２．ストレス要因で考慮
停止時学会標準 表L.4

２．ストレス要因

停止時学会標準 表L.4No.4
作業負荷と運転員の熟練訓練内容と同等レベルであり，一般に高いストレスに度によるストレスの影響は至らないが，操作は事象進展の中で発生することか
停止時学会標準 表L.4
ら，熟練者でのやや高いストレスファクタ２とする

３．操作の複雑さ

５．操作の手順，又は６．人間工学要因で考慮

４．訓練と経験

運転員の熟練度によるス
２．ストレス要因で考慮
トレスの相違停止時学会標準 表L.4

５．操作の手順

オミッションエラーの場
停止時学会標準 表L.3No.1
合に，手順数の影響等に該当手順は特段長くはなく，記載も明確である
よる過誤確率値で考慮（中央値0.001 EF3／平均値0.0012）
停止時学会標準 表L.3

６．人間工学要因

コミッションエラーの場
合に，個別状況による過過誤確率計算シートc（コミッションエラー）で考慮
誤確率値で考慮
停止時学会標準 表L.2

７．健康状態

運転員の健康管理は十分なされていることから，影響は小さい

８．業務の連携

運転員間・運転直間の業務の連携は十分実施されていることから，影響は小さい

当該過誤確率値（平均値） ＝オミッションエラー×ストレス要因＝0.0012×2
0.0025
対数正規分布EF3

添付 3.1.2.2-1-12

表 5-3

過誤確率算出シート（ Ｃ Ｒ Ｄ 冷 却 水 差 圧 高 ／ 高 高 警 報 発 報 時 の 対 応 操 作 ： 分 岐 ｂ 2）
過誤確率計算シートb2

従属性を有する場合の過誤確率

手順遵守又は動作に失敗する確率
従属性を考慮する動作失敗確率
合 計

2.5E-03
2.5E-03（従属考慮前値）

従属性の設定（停止時学会標準 表M.1）：
事象発生から時間余裕として５分以上を有し，担当運転員以外の当直長等の上位の運転員による過誤回復に期待できる。比較的余裕を有するため中従属とする。
（停止時学会標準

○

表L.5）

完全従属

当該過誤確率値 ＝

高従属

当該過誤確率値 ＝ （１＋従属考慮前値）／２
5.0E-01

中従属

当該過誤確率値 ＝ （１＋６×従属考慮前値）／７
1.4E-01

低従属

当該過誤確率値 ＝ （１＋１９×従属考慮前値）／２０
5.2E-02

従属性なし

1.0E+00

当該過誤確率値 ＝ 従属考慮前値
2.5E-03

添付 3.1.2.2-1-13

表 5-4

過誤確率算出シート（ Ｃ Ｒ Ｄ 冷 却 水 差 圧 高 ／ 高 高 警 報 発 報 時 の 対 応 操 作 ： 分 岐 ｃ 1）
過誤確率計算シート

c1

動作に失敗する確率： CRD冷却水差圧高高警報発報時の対応操作に失敗する
行動形成因子及び過誤確率

当該過誤確率での設定

１．利用可能な時間

利用可能な時間によるス
トレス要因として考慮
２．ストレス要因で考慮
停止時学会標準 表L.4

２．ストレス要因

停止時学会標準 表L.4No.4
作業負荷と運転員の熟練 訓練内容と同等レベルであり，一般に高いストレ度によるストレスの影響 スには至らないが，操作は事象進展の中で発生す
停止時学会標準 表L.4 ることから，熟練者でのやや高いストレスファク
タ２とする

３．操作の複雑さ

５．操作の手順，又は６．人間工学要因で考慮

４．訓練と経験

運転員の熟練度によるス
２．ストレス要因で考慮
トレスの相違停止時学会標準 表L.4

５．操作の手順

オミッションエラーの場
合に，手順数の影響等に 過誤確率計算シートb1（オミッションエラー）でよる過誤確率値で考慮
考慮
停止時学会標準 表L.3

６．人間工学要因

停止時学会標準 表L.2No.3
コミッションエラーの場 操作方法は訓練されており，操作器具は機能別に合に，個別状況による過 分類されているため，同様なコントロールを持つパネルで選択誤り（機能別によく分類された配誤確率値で考慮
停止時学会標準 表L.2 置）の過誤確率で代表する（中央値0.001 EF3／平均値0.0012）

７．健康状態

運転員の健康管理は十分なされていることから，影響は小さい

８．業務の連携

運転員間・運転直間の業務の連携は十分実施されていることから，影響は小さい

当該過誤確率値（平均値） ＝コミッションエラー×ストレス要因＝0.0012×2
0.0025
対数正規分布EF3

添付 3.1.2.2-1-14

表 5-5

過誤確率算出シート（ Ｃ Ｒ Ｄ 冷 却 水 差 圧 高 ／ 高 高 警 報 発 報 時 の 対 応 操 作 ： 分 岐 ｃ 2）
過誤確率計算シートc2

従属性を有する場合の過誤確率

手順遵守又は動作に失敗する確率
従属性を考慮する動作失敗確率
合 計

2.5E-03
2.5E-03（従属考慮前値）

従属性の設定（停止時学会標準 表M.1）：
事象発生から時間余裕として５分以上を有し，担当運転員以外の当直長等の上位の運転員による過誤回復に期待できる。比較的余裕を有するため中従属とする。
（停止時学会標準

○

表L.5）

完全従属

当該過誤確率値 ＝

高従属

当該過誤確率値 ＝ （１＋従属考慮前値）／２
5.0E-01

中従属

当該過誤確率値 ＝ （１＋６×従属考慮前値）／７
1.4E-01

低従属

当該過誤確率値 ＝ （１＋１９×従属考慮前値）／２０
5.2E-02

従属性なし

1.0E+00

当該過誤確率値 ＝ 従属考慮前値
2.5E-03

添付 3.1.2.2-1-15

過誤確率計算シート人的過誤の定義： CRD冷却水差圧高高発報時等の対応操作に失敗する
１．操作内容：CRD冷却水差圧高高発報時等の対応操作に失敗する
２．該当手順書：
設備別運転手順書，警報処置手順書
３．過誤回復の可能性：
業務の連携等は良好であり，担当運転員以外にも指導的な立場等の他の運転員からの指示や過誤回復に期
待できる。
定量評価

失敗a
成功

成功

CRD駆動水差圧高高
警報発報時の対応（手順書の遵守）

失敗b

操作（CRDポンプ手
動トリップ）

過誤回復
失敗c

人的過誤確率＝（a＋b）×c

ＨＲＡツリー
人的過誤の種類（認知／動作）と内容
過誤確率値（平均値）
CRD冷却水差圧高高警報発報時の対応（手順書の遵守）に失計算シートa2.5E-03
敗する

EF

b

CRD冷却水差圧高高警報発報時の対応操作に失敗する

2.5E-03

計算シートb3c

上記手順書の遵守及び操作の過誤回復

1.5E-01

計算シートc-

分岐a

高高警報時の人的過誤の平均値（点推定値）： 7.4E-04

ＥＦ：

10

（NUREG/CR-1278 Table7-2(4)）

確率分布： 対数正規分布

図 6

ＨＲＡイベントツリー（ＣＲＤ冷却水差圧高高警報発報時の対応操作）

添付 3.1.2.2-1-16

3

表 6-1

過誤確率算出シート（ＣＲＤ冷却水差圧高高警報発報時の対応操作：分岐ａ）
過誤確率計算シートa

動作に失敗する確率： CRD冷却水差圧高高警報発報時の対応（手順書の遵守）に失敗する
行動形成因子及び過誤確率

当該過誤確率での設定

１．利用可能な時間

利用可能な時間によるス
トレス要因として考慮
２．ストレス要因で考慮
停止時学会標準 表L.4

２．ストレス要因

停止時学会標準 表L.4No.4
作業負荷と運転員の熟練訓練内容と同等レベルであり，一般に高いストレスに度によるストレスの影響は至らないが，操作は事象進展の中で発生することか
停止時学会標準 表L.4
ら，熟練者でのやや高いストレスファクタ２とする

３．操作の複雑さ

５．操作の手順，又は６．人間工学要因で考慮

４．訓練と経験

運転員の熟練度によるス
２．ストレス要因で考慮
トレスの相違停止時学会標準 表L.4

５．操作の手順

オミッションエラーの場
停止時学会標準 表L.3No.1
合に，手順数の影響等に該当手順は特段長くはなく，記載も明確である
よる過誤確率値で考慮（中央値0.001 EF3／平均値0.0012）
停止時学会標準 表L.3

６．人間工学要因

コミッションエラーの場
合に，個別状況による過過誤確率計算シートb（コミッションエラー）で考慮
誤確率値で考慮
停止時学会標準 表L.2

７．健康状態

運転員の健康管理は十分なされていることから，影響は小さい

８．業務の連携

運転員間・運転直間の業務の連携は十分実施されていることから，影響は小さい

当該過誤確率値（平均値） ＝オミッションエラー×ストレス要因＝0.0012×2
0.0025
対数正規分布EF3

添付 3.1.2.2-1-17

表 6-2

過誤確率算出シート（ Ｃ Ｒ Ｄ 冷 却 水 差 圧 高 高 警 報 発 報 時 の 対 応 操 作 ： 分 岐 b）
過誤確率計算シートb

動作に失敗する確率： CRD冷却水差圧高高警報発報時の対応操作に失敗する
行動形成因子及び過誤確率

当該過誤確率での設定

１．利用可能な時間

利用可能な時間によるス
トレス要因として考慮
２．ストレス要因で考慮
停止時学会標準 表L.4

２．ストレス要因

停止時学会標準 表L.4No.4
作業負荷と運転員の熟練 訓練内容と同等レベルであり，一般に高いストレ度によるストレスの影響 スには至らないが，操作は事象進展の中で発生す
停止時学会標準 表L.4 ることから，熟練者でのやや高いストレスファク
タ２とする

３．操作の複雑さ

５．操作の手順，又は６．人間工学要因で考慮

４．訓練と経験

運転員の熟練度によるス
２．ストレス要因で考慮
トレスの相違停止時学会標準 表L.4

５．操作の手順

オミッションエラーの場
合に，手順数の影響等に 過誤確率計算シートa（オミッションエラー）でよる過誤確率値で考慮
考慮
停止時学会標準 表L.3

６．人間工学要因

停止時学会標準 表L.2No.3
コミッションエラーの場 操作方法は訓練されており，操作器具は機能別に合に，個別状況による過 分類されているため，同様なコントロールを持つパネルで選択誤り（機能別によく分類された配誤確率値で考慮
停止時学会標準 表L.2 置）の過誤確率で代表する（中央値0.001 EF3／平均値0.0012）

７．健康状態

運転員の健康管理は十分なされていることから，影響は小さい

８．業務の連携

運転員間・運転直間の業務の連携は十分実施されていることから，影響は小さい

当該過誤確率値（平均値） ＝コミッションエラー×ストレス要因＝0.0012×2
0.0025
対数正規分布EF3

添付 3.1.2.2-1-18

表 6-3

過誤確率算出シート（ＣＲＤ冷却水差圧高高警報発報時の対応操作：分岐ｃ）
過誤確率計算シートc

従属性を有する場合の過誤確率

手順遵守又は動作に失敗する確率
従属性を考慮する動作失敗確率
合 計

2.5E-03
2.5E-035.0E-03（従属考慮前値）

従属性の設定（停止時学会標準 表M.1）：
事象発生から時間余裕として５分以上を有し，担当運転員以外の当直長等の上位の運転員による過誤回復に期待できる。比較的余裕を有するため中従属とする。
（停止時学会標準

○

表L.5）

完全従属

当該過誤確率値 ＝

高従属

当該過誤確率値 ＝ （１＋従属考慮前値）／２
5.0E-01

中従属

当該過誤確率値 ＝ （１＋６×従属考慮前値）／７
1.5E-01

低従属

当該過誤確率値 ＝ （１＋１９×従属考慮前値）／２０
5.5E-02

従属性なし

1.0E+00

当該過誤確率値 ＝ 従属考慮前値
5.0E-03

添付 3.1.2.2-1-19

添付資料 3.1.2.2-2
ＲＨＲ運転中のＬＯＣＡを起因事象から除外する
考え方について

本ＰＲＡにおいて，ＲＨＲ運転中のＬＯＣＡを起因事象から除外
した理由を以下に示す。
(1)

冷却材流出経路及び要因の特定
Ｒ Ｈ Ｒ -Ａ 停 止 時 冷 却 モ ー ド の 系 統 概 要 図 を 図 1 に 示 す 。冷 却 材
流出経路の特定に際しては，以下の選定条件を設定した。
・Ｒ Ｈ Ｒ 停 止 時 冷 却 モ ー ド 運 転 中 に 冷 却 材 バ ウ ン ダ リ を 構 成する弁の故障を対象とする。
・流出先が原子炉となる弁の故障を除く。
・発生頻度の観点から，1 弁の故障により冷却材の流出が発生するものを対象とする。
・弁の故障モードは誤開及び内部リークを対象とする。
上記の選定条件より，次の 4 事象を運転中ＲＨＲからの冷却材流出経路をとして選定した。
・ Ｒ Ｈ Ｒ ミ ニ フ ロ ー 弁 （ F064A） の 故 障 に よ る Ｓ ／ Ｃ へ の 冷
却材流出
・ Ｓ ／ Ｐ 側 吸 込 弁 （ F004A） の 故 障 に よ る Ｓ ／ Ｃ へ の 冷 却 材
流出・ テ ス ト ラ イ ン 弁 （ F024A） の 故 障 に よ る Ｓ ／ Ｃ へ の 冷 却 材
流出・ Ｓ ／ Ｐ ス プ レ イ ラ イ ン 弁 （ F027A） の 故 障 に よ る Ｓ ／ Ｃ への冷却材流出(2)

発生頻度の算出
添付 3.1.2.2-2-1

対象とした事象により，ＲＨＲ運転中のＬＯＣＡが発生する確率 に つ い て ，1 日 当 た り の Ｒ Ｈ Ｒ 運 転 中 の Ｌ Ｏ Ｃ Ａ の 発 生 頻 度 を 算出した。
Ｒ Ｈ Ｒ 運 転 中 の Ｌ Ｏ Ｃ Ａ の 発 生 頻 度 (／ 日 )＝ 4×（ 電 動 弁 誤 開 の 発 生 確 率 ＋ 電 動 弁 内 部 リ ー ク の 発 生 確 率 ）＝ 4×（ 2.5E-9×24＋ 4.1E-9×24）＝ 6.3E-7／ 日
電動弁誤開の故障率※１： 2.5E-9／ h

電 動 弁 内 部 リ ー ク の 故 障 率 ※ １ ： 4.1E-9／ h※ 1： 国 内 2 1 ヶ 年 機 器 故 障 率 デ ー タ 「故 障 件 数 の 不 確 実 さ を 考 慮 し た
国 内 一 般 機 器 故 障 率 の 推 定 （ 平 成 2 1 年 5 月 公 表 ）」よ っ て ， Ｐ Ｒ Ａ で 評 価 対 象 と し た 期 間 （ 82 日 間 ） に お け る Ｒ Ｈ
Ｒ運転中のＬＯＣＡ発生頻度は以下により算出される。
ＲＨＲ運転中のＬＯＣＡの発生頻度（／施設定期検査）＝ 6.3E-7／ 日 ×82 日＝ 5.2E-5／ 施 設 定 期 検 査

Ｒ Ｈ Ｒ 運 転 中 の Ｌ Ｏ Ｃ Ａ の 発 生 頻 度 は 5.2E-5／ 施 設 定 期 検 査 とな り ， Ｒ Ｈ Ｒ 切 替 時 の Ｌ Ｏ Ｃ Ａ の 発 生 頻 度 1.2E-3／ 施 設 定 期 検 査と比較して十分小さい値となった。また，ＲＨＲ運転中のＬＯＣ
Ａは，ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡと同様に緩和設備の待機／待機除外状態に依らず，運転員の認知失敗が炉心損傷に至る主要な要因となる。したがって，ＲＨＲ運転中のＬＯＣＡの炉心損傷頻度についてもＲＨＲ切替時のＬＯＣＡと比較して十分小さい値となる。
以上より，ＲＨＲ運転中のＬＯＣＡは起因事象から除外した。
添付 3.1.2.2-2-2

MO
MO

MO

MO
MO

図 1

ＲＨＲ−Ａ停止時冷却モードの系統概略図

添付 3.1.2.2-2-3

添付資料 3.1.2.2-3

停止時のＬＯＣＡの発生頻度算出方法について

停止時ＰＲＡ起因事象で評価対象とした冷却材流出事象（ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ，ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ，ＣＲＤ点検時のＬＯＣ
Ａ，ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ）の発生頻度については，実績等を用いた算出が困難であるため論理モデルにより算出している。以下にその算出方法を示す。

１．ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡの発生頻度
ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡとして，ＲＨＲポンプ切替操作時におけ る ミ ニ フ ロ ー 弁（ F064A/B）か ら の 冷 却 材 流 出 を 想 定 す る（ 図 1）。
ＲＨＲを原子炉停止時冷却モード（ＳＤＣモード）で運転する場
合は，ミニフロー弁は閉の状態で停止時冷却ライン調整弁（ F053A/B） を 開 と し て Ｒ Ｈ Ｒ ポ ン プ を 起 動 す る 。 こ の 際 ， 停 止 時
冷却ライン調整弁の開操作失敗により，最低流量が確保されない
場合，インターロックによりミニフロー弁が自動開となり冷却材流出が発生する。よって，ＲＨＲ切替時の冷却材流出の起因事象
発生頻度は，停止時冷却ライン調整弁に係る以下の人的過誤確率を用いて評価する。
・運転員の弁開操作忘れ
手 順 書 （ 10 項 以 下 ） 中 の 1 項 目 を 省 い て し ま う 人 的 過 誤 確 率
・管理者の開操作チェック失敗
手 順 書 を 用 い て 行 う 慣 例 的 な 点 検（ 作 業 ）の 作 業 ミ ス を 発 見 しそこなう人的過誤確率を用い，これに低従属を考慮し評価

添付 3.1.2.2-3-1

表 1

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡの発生頻度

項目

平均値

中央値

運転員の弁開−1.0E-03

操作忘れ

備考
ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８
Ｔａｂｌｅ２０−７（１）

管理者の開操−1.5E-01

ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８

作チェック失Ｔ ａ ｂ ｌ ｅ ２ ０ − ２ ２（ １ ）の 人 的 過敗

誤 確 率 0.1 に 低 従 属 を 考 慮

ＲＨＲ切替 1

2.3E-04−

EF： 4.9

回当たりの冷却材流出発生頻度以上より，ＲＨＲ切替 1 回当たりのＬＯＣＡの発生頻度は
2.3E-4／ 回 と な る 。

図 1 ＲＨＲ停止時冷却モードの系統概略図

添付 3.1.2.2-3-2

２．ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡの発生頻度
ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡとして，ＣＵＷによる水位低下操作
時 の Ｃ Ｕ Ｗ ブ ロ ー 弁 （ F033） の 閉 め 忘 れ を 想 定 す る （ 図 2）。 起 因
事象発生頻度は，以下に示す人的過誤確率を用いて評価する。
・運転員の弁の閉操作忘れ
Ｃ Ｕ Ｗ ブ ロ ー は 厳 重 な 管 理 の 下 で 実 施 さ れ る 作 業 で あ り ，その 作 業 過 誤 は ，表 3 に 示 す「 厳 重 な 管 理 の 下 に あ る 機 器 復 旧 に
対 す る 過 誤 」に 分 類 さ れ る が ，弁 閉 止 操 作 は ブ ロ ー 開 始 か ら 時
間 が 経 過 し た 後 で 実 施 さ れ る 作 業 の た め ，保 守 的 に「 機 器 組 立／計器校正に対する過誤」の人的過誤確率を使用して評価・管理者の閉操作チェック失敗
日 常 的 な も の で は な く ,特 に 要 求 さ れ た 点 検 （ 作 業 ） の 作 業
ミ ス を 発 見 し 損 な う 人 的 過 誤 確 率 を 用 い ，こ れ に 低 従 属 を 考 慮
して評価
表 2
項目
運転員の弁の
閉操作忘れ

ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡの発生頻度

平均値

中央値

−

1.0E-04

管理者の閉操作チェック失備考
機器組立／計器校正に対する過誤
確率
Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ /Ｃ Ｒ -１ ２ ７ ８−

9.8E-02敗

Ｔ ａ ｂ ｌ ｅ ２ ０ − ２ ２（ １ ）の 人 的
過 誤 確 率 0.05 に 低 従 属 を 考 慮

ブロー操作 1
回当たりの冷却材流出発生9.7E-05−

EF： 33.9

頻度以上より，ＣＵＷブロー1 回当たりのＬＯＣＡの発生頻度は
9.7E-5／ 回 と な る 。

添付 3.1.2.2-3-3

格納容器
F032A
AO

給水系
より

FE

NO40

再生熱交換器

給水系
より

MO

AO

F010A F011A

F032B

F010B F011B

F040

MO

PLR-B 系より
F023A

MO

浄化系用再循環ポンプ A

F105

PLR-A

原
子
炉
圧
力
容
器

F013A

F012A

F013B

F012B

非再生熱交換器

FE

MO

NO35

F004

F100
MO

MO

MO

F001

F102

F106

浄化系用再循環ポンプ B

F035
RO

FE

MO

フィルタ脱塩器
放射性廃棄物処理系へ

F032

NO11

F033

MO

MO

主復水器へ
F031

F034

図 2 ＣＵＷ系統概略図

３．ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡの発生頻度
ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡの発生頻度は，以下の人的過誤を考慮したイベントツリーを作成し，人的過誤確率を分岐確率として与えて評価する。
a.Ｃ Ｒ Ｄ 取 り 外 し 時
・制御棒によるシール確保失敗
・シール確保失敗時の漏えい認知失敗・漏えい認知成功時の復旧失敗
b.Ｃ Ｒ Ｄ 取 り 外 し 状 態
・オペフロ側の操作誤りによる当該ＣＲの誤取り外し
c.Ｃ Ｒ Ｄ 取 り 付 け 時・フランジ取り付け忘れ
添付 3.1.2.2-3-4

・フランジ取り付け忘れ時のオペフロ側の操作誤りによる当該ＣＲの誤取外し
・フランジ取り付け不十分
d.Ｃ Ｒ Ｄ 取 り 付 け 完 了 時・フランジ取り付けが不十分な場合の漏えい認知失敗・漏えい認知成功時の復旧失敗
ＣＲＤ取り外し状態において，当該ＣＲを誤って取り外す（オペフロ側操作誤り）場合等，ＣＲとＣＲＤを同時に取り外した時に漏え い 量 は 大 規 模 と な る 。そ れ 以 外 の 場 合 の 漏 え い 量 は 小 規 模 と な る 。
これらの冷却材流出流量の違いにより緩和設備の成功基準が異なるため，大規模漏えいと小規模漏えいを区別して評価する。ＣＲＤ
点検時のＬＯＣＡの発生頻度を算出するためのイベントツリーを図3 に示す。
図 3 より，ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡの 1 本当たりの発生頻度は
1.1E-6／ 本（ 小 規 模：1.1E-06／ 本 ，大 規 模：7.1E-09／ 本 ）と な る 。

ＣＲＤ取外
し状態

ＣＲＤ取外しＣＲＤ点検

シール確保 漏えい認知
失敗
失敗

復旧失敗

オペフロ側
操作誤り

ＣＲＤ取り付け時
フランジ取り付け忘れ

オペフロ側
操作誤り

フランジ取り
付け不十分

ＣＲＤ取り付け完了時
漏えい
認知失敗

No

状態

復旧失敗
1
2
3 漏えい
4 漏えい
5
6 漏えい
7 漏えい
8
9
10 漏えい11 漏えい12
13 漏えい14 漏えい15 漏えい16 漏えい
合計

図 3

発生頻度
（／本）

備考

7.1E-08 小規模
7.1E-07 小規模
7.1E-09 大規模
1.0E-20 大規模

7.1E-12 小規模
7.1E-11 小規模
7.1E-13
1.0E-24
2.7E-08
2.7E-07

大規模
大規模
小規模
小規模

1.1E-06

ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ発生頻度算出用イベントツリー

添付 3.1.2.2-3-5

４．ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡの発生頻度
ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡの発生頻度は，以下の人的過誤を考慮したイベントツリーを作成し，人的過誤確率を分岐確率として与えて評価する。
a.Ｌ Ｐ Ｒ Ｍ 取 り 外 し 時・ドライチューブシール確保失敗
・ドライチューブシール確保失敗時の漏えい認知失敗
b.ド レ ン ラ イ ン 取 り 付 け 失 敗
c.Ｌ Ｐ Ｒ Ｍ 装 荷 時・ドライチューブシール確保失敗
・ドライチューブシール確保失敗時の漏えい認知失敗
d.オ ペ フ ロ 側 操 作 誤 り
ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡの発生頻度を算出するためのイベント
ツリーを図 4 に示す。
図 4 より，ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡの 1 本当たりの発生頻度は
5.4E-7／ 本 と な る 。

ＬＰＲＭ取外しＬＰＲＭ交換

ドライ
チューブ
シール確保

シール
漏えい認知

ドレンライ
ン
取り付け

ＬＰＲＭ装荷
ドライ
チューブ
シール確保

シール
漏えい認知

オペフロ側
操作誤り

No

状態

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11

漏えい
漏えい
漏えい
漏えい
漏えい

発生頻度
（／本）

合計

図 4

ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ発生頻度算出用イベントツリー
添付 3.1.2.2-3-6

2.7E-07
7.1E-09

2.7E-11
7.1E-13
2.7E-07
5.4E-07

５．ＬＯＣＡの発生頻度算出に使用する人的過誤
ＬＯＣＡの発生頻度算出に使用する人的過誤の考え方及び人的過誤確率を表 3 に示す。
冷却材流出の発生頻度算出に使用する人的過誤は，定検時の作業
員の点検・検査時に特徴的な過誤で，実績データは少ない。このため，現在までの経験や知見を工学的に判断し，作業員の過誤確率を設定した。

添付 3.1.2.2-3-7

表3

ＬＯＣＡの発生頻度算出に使用する人的過誤の考え方及び人的過誤確率
人的過誤確率[／d]添付 3.1.2.2-3-8

人的過誤
No

人的過誤の
項目

人的過誤の特徴1

安全措置/安全対策に対する過誤

故障や誤操作との組合せでトラブルに至るために，過誤が摘出されにくい。

2

点検/確認/試験に対する過誤

トラブルの摘出を念頭に実施される作業であるために，過誤が見逃される可能性がある。

3

機器組立/計器構成に対する過誤

系統や機器の機能回復に係るために，過誤は発生しにくい。

4

厳重な管理の下にある機器復旧に対する過誤復旧作業の失敗が直接過
大なトラブルに至るために，過誤が発生しないよう十分注意されている。

10-1

10-2

10-3

10-4

A M

10-5

10-6

M:1.0E-02
A:2.7E-02
EF:10
A M

M:1.0E-04
A:2.7E-04
EF:10

M:1.0E-05
A:2.7E-05
EF:10

MCC 電源の遮断失敗
電動弁のラインナップ失敗

M:1.0E-03
A:2.7E-03
EF:10
A

適用例

M

機器漏えいの認知失敗
漏えい試験の確認失敗
隔離弁の復旧失敗
流出部の隔離失敗
安全弁の設定ミスA

M

隔離弁の開閉操作忘れ
リフトの復旧忘れ
ポンプの復旧失敗
ＣＲＤ/ＬＰＲＭの復旧
失敗
Ｍ：メディアン値
Ａ：平均値
ＥＦ：エラーファクタ添付資料 3.1.2.2-4
停止時のＬＯＣＡ発生頻度算出時の人的過誤の設定について

停止時のＬＯＣＡ発生頻度算出において対象となる人的過誤の確率については，ＴＨＥＲＰ手法（ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８）を参考にして以下のとおり設定した。

(1)

対象となる人的過誤の分類
停止時のＬＯＣＡ発生頻度算出において対象となる人的過誤を，
人的過誤の特徴により以下の 4 つに分類した。
ａ．安全措置／安全対策に対する過誤
当該作業の失敗のみではトラブルに至らない作業における過誤であり，下記のｂ．〜ｄ．に比べて過誤が見逃される可能性が高いと考えられる。
例：ＭＣＣ電源の遮断失敗，電動弁のラインナップ失敗
ｂ．点検／確認／試験に対する過誤
トラブルや不具合を確認する作業における過誤であり，下記のｃ．〜ｄ．に比べて過誤が見逃される可能性が高いと考えられる。
例：機器漏えいの認知失敗，漏えい試験の確認失敗
ｃ．機器組立／計器校正に対する過誤
系統や機器の機能回復を確認する作業における過誤であり，
上 記 の ａ ．〜 ｂ ．に 比 べ て 機 器 の 状 態 確 認 が 注 意 深 く 行 わ れ る 。
例：隔離弁の復旧失敗，安全弁の設定ミス
ｄ．厳重な管理下における機器復旧に対する過誤
復旧作業の失敗が直接過大なトラブルに至る作業における過添付 3.1.2.2-4-1

誤であり，厳重に管理されている。
例：隔離弁の開閉操作忘れ，リフトの復旧忘れ，ポンプの復旧失敗，ＣＲＤ／ＬＰＲＭの復旧失敗(2)

人的過誤確率の設定
ａ．厳重な管理下における機器復旧に対する人的過誤確率
人 的 過 誤 が 直 接 ト ラ ブ ル に 至 る 作 業 で の (1)ｄ ．「 厳 重 な 管 理
下における機器復旧に対する過誤」に対して，ＴＨＥＲＰ手法
を参考とし，表 1 に示すとおり人的過誤確率を設定した。
作 業 者 の 人 的 過 誤 確 率 に つ い て は ，(1)ｄ ．の 作 業 は 厳 重 な 管理体制とした上での作業となるため，ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２
７ ８ の Table20− 6（ 表 3）に お け る (2)「 特 別 な 定 期 的 な チ ェ ック 又 は 検 査 機 能 を 開 始 し た 状 態 」 の 人 的 過 誤 確 率 1×10 − ３ を 適用した。
チェック者による作業者のミスの検出失敗確率については，
Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ ／ Ｃ Ｒ − １ ２ ７ ８ の Table20− 22（ 表 4）に お け る (4)「計器による測定等の，積極的な関与を伴うチェック」のチェ
ッ ク 者 の ミ ス 検 出 失 敗 確 率 1×10 − ２ を 適 用 し た 。
ｂ．その他の人的過誤確率(1)ａ ． 〜 ｃ ． に つ い て は ， (1)ｄ ． で 厳 重 な 管 理 が な さ れ ると し て 設 定 し た 表 3 に お け る (2)の 人 的 過 誤 確 率 1×10 − ３ に 対 して ，表 3 に お け る (1)「 定 期 的 な 試 験 や 点 検 を 実 施 す る 場 合 」の
人 的 過 誤 確 率 1×10 − ２ が 1 桁 高 く な っ て い る こ と を 参 考 に ， それぞれ 1 桁ずつ高い人的過誤確率を設定した。
ｃ．エラーファクタ
エラーファクタについては，これらの人的過誤確率の持つ不添付 3.1.2.2-4-2

確 実 性 を 考 慮 し ， 10 を 設 定 し た 。
上記のとおり評価した結果を表 2 に示す。

表 1
No

a

b

c

厳重な管理下における機器復旧に対する過誤

項目

中央値

特別な管理方法における作業者

1.0×10− ３

の人的過誤

(a)

チェック者による作業者のミスの検出失敗

1.0×10− ２(b)

厳重な管理下における機器復旧

1.0×10− ５に対する過誤確率（ a×b）

表 2

備考
表 3 に お け る (2)「 特 別 な 定 期 的 な チ ェ ッ
ク又 は検 査 機能 を 開始 した状 態」の人的 過誤確率を設定表 4 に お け る (4)「 計 器 に よ る 測 定 等 の ，積 極 的 な 関 与を 伴 う チ ェック 」の チ ェッ ク
者のミス検出失敗確率を設定
a 及び b より算出

停止時のＬＯＣＡ時に適用する人的過誤

人的過誤の
項目

人的過誤の特徴

中央値

EF

適用例

安全措置／安全対策に対する過誤当該作業の失敗のみではト
ラブルに至らない作業におけ る 過 誤 で あ り ，下 記 の ｂ ．
〜ｄ．に比べて過誤が見逃される可能性が高いと考えられる。

1.0×10− ２

10MCC 電 源 の 遮 断 失 敗
電動弁のラインナッ
プ失敗ｂ

点検／確認／試
験に対する過誤

トラブルや不具合を確認する作業における過誤であり，下記のｃ．〜ｄ．に比べて過誤が見逃される可能性が高いと考えられる。

1.0×10− ３10

機器漏えいの認知失敗漏えい試験の確認失敗ｃ

機器組立／計器
校正に対する過誤系統や機器の機能回復を確認する作業における過誤であり，上記のａ．〜ｂ．に比べて機器の状態確認が注意深く行われる。

1.0×10− ４

10隔離弁の復旧失敗
安全弁の設定ミスｄ

厳重な管理下における機器復旧に対する過誤復旧作業の失敗が直接過大なトラブルに至る作業における過誤であり，厳重に管理されている。

10

隔離弁の開閉操作忘
れ
リフトの復旧忘れ
ポンプの復旧失敗
CRD/LPRM の 復 旧 失 敗

No.

ａ1.0×10− ５

添付 3.1.2.2-4-3

表 3

Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ ／ Ｃ Ｒ − １ ２ ７ ８ Table20-6

添付 3.1.2.2-4-4

表 4

Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ ／ Ｃ Ｒ − １ ２ ７ ８ Table20-22

添付 3.1.2.2-4-5

添付資料 3.1.2.3-1
炉心損傷条件について

１．炉心損傷の判定条件及び評価条件(1)

炉心損傷の判定条件
本評価では炉心損傷の判定条件を次のとおり設定した。
・炉心燃料の燃料有効長頂部（ＴＡＦ）が露出した状態(2)

炉心損傷の評価条件
炉心損傷の判定条件となるＴＡＦの露出までの余裕時間は，保有 水 量 や 崩 壊 熱 に 依 存 す る 。Ｐ Ｏ Ｓ ご と の 評 価 条 件 に つ い て ，表 1
に示す。
表 1

炉心損傷判定の評価条件

ＰＯＳ

原子炉水位

プール
ゲート

ＰＯＳ−Ｓ,Ａ ,Ｃ １ ,Ｃ ２ ,Ｄ

原子炉通常水位閉

ＰＯＳ−Ｂ１〜Ｂ６

原子炉ウェル満水

保有水量

開

評価対象
燃料

崩壊熱を考
慮する燃料

炉心燃料

炉心燃料

炉心燃料

炉心燃料
＋
ＳＦＰ内の
使用済燃料

２．冷却材の保有水量１．の評価条件における保有水量は，以下のとおり設定した。なお，保有水量の設定に使用した保有水量のエリア分割の概要は図 1に示すとおりである。
(1)

原子炉通常水位（ＰＯＳ−Ｓ，Ａ，Ｃ１，Ｃ２，Ｄ）
通常水位の場合の保有水量は，原子炉圧力容器底部から原子炉
通 常 水 位 ま で の 水 量（ a+b+c）と し た 。ま た ，崩 壊 熱 に よ り 蒸 発 す
る 水 量 は Ｔ Ａ Ｆ か ら 通 常 水 位 ま で の 水 量 （ c） を 考 慮 し た 。
添付 3.1.2.3-1-1

(2)原子炉ウェル満水（ＰＯＳ−Ｂ１〜Ｂ６）
原子炉ウェル満水時の場合の保有水量は，原子炉圧力容器底部
か ら 原 子 炉 ウ ェ ル 満 水 ま で の 水 量 （ a+b+c+d1+d2） と し た 。 ま た ，
崩壊熱により蒸発する水量はＴＡＦから原子炉ウェル満水までの水 量 （ c+d1+d2） を 考 慮 し た 。

上記の水量の設定は，評価対象を炉心またはＳＦＰいずれの燃料とした場合にも，表 2 に示すとおり保守的な条件となっている。

表 2
原子炉
水位

通常
水位

原子炉
ウェル
満水

プール
ゲート

閉

開

評価に使用する水量の範囲

設定した保有水量評価に使用する水量
対象
燃料

保有水量
(保 有 水 エ リ ア )現実的な水量対象
燃料

崩 壊熱 によ り水
温 が上 昇す る範
囲

炉心

炉心

崩 壊熱 によ り冷却 材 が 蒸 発・流 出
する範囲

炉心

炉心

崩 壊熱 によ り水
温 が上 昇す る範
囲

炉心

炉心
ＳＦＰ

崩 壊熱 によ り冷却 材 が 蒸 発・流 出
する範囲

炉心
炉心
ＳＦＰ

添付 3.1.2.3-1-2

保有水量(保 有 水 エ リ ア )ff

D/S ピ ッ ト 水は評価上考慮
していない

通常水位

燃 料 有 効 長 頂 部 （ TAF）

エリア分割保有水量エリアa

原子炉圧力容器底部から燃料有効長底部までb

燃料有効長底部から燃料有効長頂部までc

燃料有効長頂部から通常水位まで

d1

通常水位から原子炉圧力容器フランジまで

d2

原子炉圧力容器フランジから原子炉ウェル満
水水位まで

e

燃料プール底部から燃料有効長頂部まで

f'
f''

燃料有効長頂部から燃料プール通常水位まで

図 1

保有水のエリア分割概要図

添付 3.1.2.3-1-3

水 量 （ m３ ）

添付資料 3.1.2.3-2
崩壊熱除去機能喪失時の緩和操作のための余裕時間評価の前提条件について

崩壊熱除去機能喪失時の緩和操作のための余裕時間は，炉心及び使用済燃料プールで発生する崩壊熱及び冷却材の保有水量を基に評価している。余裕時間評価の前提条件を以下に示す。

(1)

崩壊熱
炉心及び使用済燃料プールで発生する崩壊熱は，「原子力発電所の停止状態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準（レベル
1PSA 編 ）：2010」指 定 の May-Witt の 式 を 使 用 し 評 価 し た 。各 Ｐ Ｏ Ｓ
における崩壊熱は，各ＰＯＳの開始時点を代表時間として評価し，ＰＯＳ期間中における崩壊熱の減衰は考慮していない。各ＰＯＳの代表時間における崩壊熱の評価結果を表 1 に示す。また，崩壊熱の評価においては，炉心及び使用済燃料プール内の燃料を以下のとおり想定している。
ａ．炉心
炉 心 の 燃 料 764 体 （ 100％ 炉 心 ） は ， 通 常 1 回 の 定 検 で 約 20〜
25％ 炉 心 の 燃 料 が 交 換 さ れ ， 発 電 機 解 列 時 点 で は 照 射 時 間 約 1 年〜 4 年 の 燃 料 が そ れ ぞ れ 約 20〜 25％ 炉 心 ず つ 装 荷 さ れ て い る が ，本ＰＲＡでは，保守的に全ての炉心燃料の照射時間を 4 年としている。また，燃料取替による照射燃料の燃料プールへの取出し及び新燃料の装荷は考慮していない。
ｂ．使用済燃料プール
使 用 済 燃 料 プ ー ル の 使 用 済 燃 料 貯 蔵 容 量 は 295％ 炉 心（ 2250 体 ）添付 3.1.2.3-2-1

で あ る 。本 Ｐ Ｒ Ａ で は ，1 炉 心 分 の 燃 料 を 除 い た 195％ 炉 心 分 の 燃料が使用済燃料プールに保管されているものとしている。また，
施 設 定 期 検 査 ご と に 約 20〜 25％ 炉 心 分 の 燃 料 が 交 換 さ れ る こ とを 考 慮 し ，使 用 済 燃 料 プ ー ル に は 冷 却 期 間 の 異 な る 25％ 炉 心 ず つの使用済燃料（照射時間 4 年）が保管されているとする（冷却期
間 1 年 〜 7 年 ： 各 25％ 炉 心 ， 冷 却 期 間 8 年 ： 20％ 炉 心 ）。

(2)

冷却材初期温度
冷却材の初期水温は燃料交換作業や原子炉周りの機器の保守が行
え る 最 高 温 度 で あ る 52℃ と し て い る 。

(3)

冷却材の保有水量
冷 却 材 の 保 有 水 量 は ， 添 付 資 料 3.1.2.3-1 に 示 す と お り で あ る 。

表 1

各ＰＯＳの代表時間における崩壊熱

ＰＯＳ

崩壊熱評価の
代表時間

崩壊熱
（ MW）

Ｓ

6 時間後

30.5

Ａ

1 日後

20.8

Ｂ１

3 日後

14.4

Ｂ２

8 日後

8.9

Ｂ３

11 日 後7.7

Ｂ４

25 日 後5.6

Ｂ５

33 日 後5.0

Ｂ６

45 日 後4.5

Ｃ１

58 日 後3.3

Ｃ２

66 日 後3.1

Ｄ

75 日 後2.9

添付 3.1.2.3-2-2

添付資料 3.1.2.3-3
ＬＯＣＡにおける余裕時間の評価について

本ＰＲＡでは，冷却材流出に係る起因事象としてＲＨＲ切替時のＬ
ＯＣＡ，ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ，ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ及びＬ
ＰＲＭ点検時のＬＯＣＡを選定している。このうち，ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ及びＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡについては，現場作業に伴う人的過誤により発生する事象であるため，作業員が冷却材流出の認知に失敗することは想定し難いことから，認知失敗を評価するための余裕時間は設定していない。
ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ及びＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ各事象における余裕時間を表 1 に示す。停止時のＬＯＣＡにおける余裕時間は，冷却材の流出流量及び保有水量から，炉心内の燃料が露出するまでの時間としている。
表 1 より，通常水位状態におけるＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ及びＣＵ
Ｗ ブ ロ ー 時 の Ｌ Ｏ Ｃ Ａ に お い て は ， 燃 料 が 露 出 す る ま で の 時 間 は 3.6
時 間 あ る こ と か ら ，緩 和 設 備 作 動 ま で の 余 裕 時 間 を 3 時 間 と し て い る 。
また，ウェル満水状態におけるＲＨＲ切替時のＬＯＣＡにおいては，
原子炉ウェル満水状態では保有水量が多いため，燃料露出までに十分な時間があり，冷却材流出の認知に失敗することは想像し難いことから，認知失敗を評価するための余裕時間は設定していない。

添付 3.1.2.3-3-1

表 1
起因事象

冷却材流出時の燃料露出までの時間

ＴＡＦまで
の保有水量
（ m３ ）

冷却材流出
流量（ m３ ／ h）

燃料露出までの 時 間 （ h）

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ

ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ

添付 3.1.2.3-3-2

備考

3.6

通常水位

22 .8

原子炉ウェル満水

3.6

通常水位

添付資料 3.1.2.3-4
炉心損傷防止に必要な安全機能の考え方について(1)

炉心損傷の判定条件
本ＰＲＡでは，炉心損傷の判定条件を次のとおり設定している。
・炉心燃料の燃料有効長頂部（ＴＡＦ）が露出した状態(2)

炉心損傷防止に必要な安全機能
各起因事象において炉心損傷防止に必要な安全機能は以下のとおりである。
ａ．崩壊熱除去失敗（残留熱除去系の故障及び外部電源喪失）
崩壊熱除去失敗に係る起因事象に対して，炉心損傷防止に必要な安全機能を表 1 に示す。
表1

ＰＯＳ
RPV の状態
PCV の状態

炉心損傷防止に必要な安全機能（崩壊熱除去失敗）

Ｓ
閉鎖
開放
除熱機能

Ａ
閉鎖〜開放
開放
除熱機能

Ｂ
開放
開放
除熱機能

Ｃ
開放〜閉鎖
開放 ※１
除熱機能

Ｄ
閉鎖
閉鎖
除熱機能
必要な
注水機能
注水機能
注水機能
注水機能
安全機能
減圧機能
注水機能
減圧機能 ※２
減圧機能
減圧機能 ※２
PCV 除熱機能※１：格納容器漏えい率検査のため，ＰＣＶは一時的に閉鎖されるが，この期間は短期間であり，崩壊熱量も小さいため，ＰＣＶ開放状態で代表させた。
※２：ＲＰＶが閉鎖されている期間のみ。

ＲＰＶが閉鎖されている状態（ＰＯＳ−Ｓ，ＰＯＳ−Ａ，ＰＯＳ−Ｃ
及びＰＯＳ−Ｄ）においては，崩壊熱除去失敗時に冷却材温度が 100℃に到達後，水蒸気によりＲＰＶが加圧されると，原子炉減圧が必要となる。
原子炉減圧に失敗する要因として，ＳＲＶの機械的故障と運転員によるＳＲＶ開操作失敗があるが，ＳＲＶの機械的故障については 18 弁の全添付 3.1.2.3-4-1

弁が作動に失敗する確率は無視できるほど小さい。また，原子炉水位がＴＡＦに到達するまでの余裕時間が出力運転時に比べて十分長い（ＰＯＳ−Ｓの大気圧条件におけるＴＡＦ到達までの余裕時間は 4.1 時間）ことを踏まえると，運転員によるＳＲＶ開操作失敗確率は十分小さい。
そのため，本ＰＲＡでは，ＲＰＶが閉鎖されている期間においても，減圧機能はモデル化していない。
また，ＰＣＶが閉鎖されている状態（ＰＯＳ−Ｄ）においては，崩壊
熱除去失敗時にＳＲＶを介してＳ／Ｃに流入した蒸気によりＳ／Ｐ温度が上昇する。
しかし，ＰＯＳ−Ｄでは崩壊熱が停止直後の 1／10 以下まで低下しており，Ｓ／Ｐ水温の上昇が緩やかであるため，除熱操作までの時間余裕は十分長いことから，運転員による操作失敗確率は十分小さい。
そのため，本ＰＲＡではＰＣＶが閉鎖されている期間においても，ＰＣＶ除熱機能はモデル化していない。
以上より，崩壊熱除去失敗時の炉心損傷防止に必要な安全機能として，除熱機能又は注水機能のみをモデル化している。

ｂ．原子炉冷却材の流出
原子炉冷却材喪失に係る起因事象に対して，炉心損傷防止に必要な安全機能を表 2 に示す。
表2

炉心損傷防止に必要な安全機能（原子炉冷却材喪失）

ＰＯＳ
Ｓ
Ａ
Ｂ
Ｃ
Ｄ
RPV の状態
閉鎖
閉鎖〜開放
開放
開放〜閉鎖
閉鎖
PCV の状態
開放
開放
開放
開放 ※１
閉鎖
必要な
注水機能
注水機能
注水機能
注水機能
注水機能
安全機能
除熱機能
※１：格納容器漏えい率検査のため，ＰＣＶは一時的に閉鎖されるが，この期間は短期間であり，崩壊熱量も小さいため，ＰＣＶ開放状態で代表させた。

添付 3.1.2.3-4-2

プラント停止期間においては，原子炉冷却材の圧力・温度は低いため，
ＰＣＶが閉鎖されている期間においても，原子炉冷却材の流出によるＰ
ＣＶ圧力・温度の上昇は限定的である。そのため，本ＰＲＡでは原子炉
冷却材流出時の炉心損傷防止に必要な安全機能として，注水機能のみをモデル化している。

添付 3.1.2.3-4-3

添付資料 3.1.2.4-1

内部事象停止時レベル１ＰＲＡ
イベントツリー集

目

1.

2.

次

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー
図 1-1

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ）

図 1-2

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ）

図 1-3

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１）

図 1-4

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２）

図 1-5

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３）

図 1-6

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４）

図 1-7

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５）

図 1-8

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６）

図 1-9

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１）

図 1-10

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２）

図 1-11

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ）

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー
図 2-1

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ）

図 2-2

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ）

図 2-3

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１）

図 2-4

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２）

図 2-5

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３）

図 2-6

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４）

図 2-7

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５）

図 2-8

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６）
目-1

3.

図 2-9

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１）

図 2-10ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２）

図 2-11ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ）

外部電源喪失に対するイベントツリー
3.1

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ）

図 3.1-1

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ）

図 3.1-2

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ（ＤＧ−２
Ｃ，２Ｄ確保））図 3.1-3

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ（ＤＧ−２
Ｃ確保，２Ｄ失敗））

図 3.1-4

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ（ＤＧ−２
Ｃ失敗，２Ｄ確保））

図 3.1-5

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ（ＤＧ−２
Ｃ，２Ｄ失敗））図 3.1-6

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ（直流電源
喪失））

3.2

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ）

図 3.2-1

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ）

図 3.2-2

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ（ＤＧ−２
Ｃ，２Ｄ確保））図 3.2-3

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ（ＤＧ−２
Ｃ確保，２Ｄ失敗））

図 3.2-4

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ（ＤＧ−２
Ｃ失敗，２Ｄ確保））目-2

図 3.2-5

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ（ＤＧ−２
Ｃ，２Ｄ失敗））図 3.2-6

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ（直流電源
喪失））

3.3

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１）

図 3.3-1

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１）

図 3.3-2

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ確保））

図 3.3-3

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１（ＤＧ−
２Ｃ確保，２Ｄ失敗））

図 3.3-4

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１（ＤＧ−
２Ｃ失敗，２Ｄ確保））

図 3.3-5

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ失敗））

図 3.3-6

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１（直流電
源喪失））

3.4

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２）

図 3.4-1

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２）

図 3.4-2

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ確保））

図 3.4-3

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２（ＤＧ−
２Ｃ確保，２Ｄ失敗））

図 3.4-4

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２（ＤＧ−
２Ｃ失敗，２Ｄ確保））

図 3.4-5

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２（ＤＧ−目-3

２Ｃ，２Ｄ失敗））
図 3.4-6

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２（直流電
源喪失））

3.5

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３）

図 3.5-1

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３）

図 3.5-2

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ確保））

図 3.5-3

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３（ＤＧ−
２Ｃ確保，２Ｄ失敗））

図 3.5-4

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３（ＤＧ−
２Ｃ失敗，２Ｄ確保））

図 3.5-5

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ失敗））

図 3.5-6

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３（直流電
源喪失））

3.6

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４）

図 3.6-1

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４）

図 3.6-2

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ確保））

図 3.6-3

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４（ＤＧ−
２Ｃ確保，２Ｄ失敗））

図 3.6-4

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４（ＤＧ−
２Ｃ失敗，２Ｄ確保））

図 3.6-5

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ失敗））目-4

図 3.6-6

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４（直流電
源喪失））

3.7

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５）

図 3.7-1

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５）

図 3.7-2

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ確保））

図 3.7-3

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５（ＤＧ−
２Ｃ確保，２Ｄ失敗））

図 3.7-4

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５（ＤＧ−
２Ｃ失敗，２Ｄ確保））

図 3.7-5

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ失敗））

図 3.7-6

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５（直流電
源喪失））

3.8

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６）

図 3.8-1

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６）

図 3.8-2

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ確保））

図 3.8-3

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６（ＤＧ−
２Ｃ確保，２Ｄ失敗））

図 3.8-4

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６（ＤＧ−
２Ｃ失敗，２Ｄ確保））

図 3.8-5

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ失敗））

図 3.8-6

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６（直流電目-5源喪失））
3.9

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１）

図 3.9-1

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１）

図 3.9-2

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ確保））

図 3.9-3

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１（ＤＧ−
２Ｃ確保，２Ｄ失敗））

図 3.9-4

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１（ＤＧ−
２Ｃ失敗，２Ｄ確保））

図 3.9-5

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ失敗））

図 3.9-6

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１（直流電
源喪失））

3.10

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２）

図 3.10-1

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２）

図 3.10-2

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ確保））

図 3.10-3

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２（ＤＧ−
２Ｃ確保，２Ｄ失敗））

図 3.10-4

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２（ＤＧ−
２Ｃ失敗，２Ｄ確保））

図 3.10-5

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２（ＤＧ−
２Ｃ，２Ｄ失敗））

図 3.10-6

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２（直流電
源喪失））
目-6

3.11

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ）

図 3.11-1

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ）

図 3.11-2

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ（ＤＧ−２
Ｃ，２Ｄ確保））図 3.11-3

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ（ＤＧ−２
Ｃ確保，２Ｄ失敗））

図 3.11-4

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ（ＤＧ−２
Ｃ失敗，２Ｄ確保））

図 3.11-5

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ（ＤＧ−２
Ｃ，２Ｄ失敗））図 3.11-6

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ（直流電源
喪失））

4.

原子炉冷却材の喪失に対するイベントツリー
図 4-1

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｂ２）

図 4-2

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｂ５）

図 4-3

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｃ２）

図 4-4

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｄ）

図 4-5

ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｃ１）

図 4-6

ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｄ）

図 4-7

ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｂ２）

図 4-8

ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｂ２）目-7

RHR喪失(POS-S)ERH

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

添付 3.1.2.4-1-1

図 1-1
RHR喪失
(POS-A)ERH

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

図 1-2

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

5.6E-05
4.9E-07
1.8E-09
5.4E-122.0E-14
1.4E-16
2.1E-14

合計値

2.1E-14

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

1.1E-04
9.5E-07
3.5E-09
0.0E+00
1.1E-11
7.2E-14
4.7E-14

合計値

4.7E-14

備考

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ）

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ）

備考

RHR喪失(POS-B1)
ERH

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

添付 3.1.2.4-1-2

図 1-3
RHR喪失
(POS-B2)
ERH

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

図 1-4

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
2.8E-04
2.2E-07

合計値

2.2E-07

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
1.7E-04
1.4E-07

合計値

1.4E-07

備考

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１）

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２）

備考

RHR喪失(POS-B3)
ERH

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

添付 3.1.2.4-1-3

図 1-5
RHR喪失
(POS-B4)ERH

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

図 1-6

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
7.9E-04
6.3E-07

合計値

6.3E-07

備考

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３）

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４）

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

4.5E-04
3.9E-06
1.4E-08
0.0E+00
5.2E-11
3.5E-13
2.2E-12

合計値

2.2E-12

備考

RHR喪失(POS-B5)
ERH

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

添付 3.1.2.4-1-4

図 1-7
RHR喪失
(POS-B6)
ERH

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

図 1-8

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

0.0E+00
0.0E+00
6.8E-04
0.0E+00
2.0E-06
1.4E-08
1.5E-11

合計値

1.5E-11

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

7.2E-04
6.3E-06
2.3E-087.0E-11
2.6E-13
1.8E-15
2.8E-13

合計値

2.8E-13

備考

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５）

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６）

備考

RHR喪失(POS-C1)ERH

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

添付 3.1.2.4-1-5

図 1-9

RHR喪失
(POS-C2)
ERH

LPCI

図 1-10LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

4.5E-04
3.9E-06
1.4E-08
4.3E-11
1.6E-13
1.1E-15
1.7E-13

合計値

1.7E-13

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

0.0E+00
0.0E+00
5.1E-04
1.8E-06
5.7E-09
3.9E-11
2.2E-12

合計値

2.2E-12

備考

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１）

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCS

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２）

備考

RHR喪失(POS-D)ERH

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

添付 3.1.2.4-1-6

図 1-11LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

4.0E-04
3.5E-06
1.3E-08
3.9E-11
1.4E-13
9.8E-16
1.5E-13

合計値

1.5E-13

ＲＨＲ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ）

備考

RHRS喪失(POS-S)ERS

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

添付 3.1.2.4-1-7

図 2-1
RHRS喪失（POS-A)ERS

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

図 2-2

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

7.0E-06
6.2E-08
0.0E+00
2.3E-10
8.4E-13
5.8E-15
3.5E-14

合計値

3.5E-14

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

1.4E-05
1.2E-07
0.0E+00
0.0E+00
4.5E-10
3.1E-12
2.6E-13

合計値

2.6E-13

備考

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ）

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ）

備考

RHRS喪失(POS-B1)ERS

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

添付 3.1.2.4-1-8

図 2-3
RHRS喪失(POS-B2)ERS

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

図 2-4

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
3.5E-05
2.8E-08

合計値

2.8E-08

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
2.1E-05
1.7E-08

合計値

1.7E-08

備考

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１）

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２）

備考

RHRS喪失(POS-B3)ERS

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

添付 3.1.2.4-1-9

図 2-5
RHRS喪失(POS-B4)
ERS

LPCI

図 2-6

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
9.9E-05
7.9E-08

合計値

7.9E-08

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

5.6E-05
4.9E-07
1.8E-09
0.0E+00
6.4E-12
4.4E-14
2.8E-13

合計値

2.8E-13

備考

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３）

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCS

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４）

備考

RHRS喪失(POS-B5)ERS

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

添付 3.1.2.4-1-10

図 2-7
RHRS喪失(POS-B6)ERS

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

図 2-8

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
8.4E-05
5.8E-07
6.3E-10

合計値

6.3E-10

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

9.1E-05
8.0E-07
0.0E+00
3.0E-09
1.1E-11
7.5E-14
4.6E-13

合計値

4.6E-13

備考

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５）

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６）

備考

RHRS喪失(POS-C1)ERS

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

図 2-9
添付 3.1.2.4-1-11

RHRS喪失(POS-C2)
ERS

LPCI

図 2-10LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

5.6E-05
4.9E-07
0.0E+00
1.8E-09
6.6E-12
4.5E-14
2.8E-13

合計値

2.8E-13

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

0.0E+00
0.0E+00
6.4E-05
0.0E+00
2.3E-07
1.6E-09
2.0E-12

合計値

2.0E-12

備考

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１）

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCS

LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２）

備考

RHRS喪失(POS-D)ERS

待機RHR起動 待機LPCI起動
RHR

LPCI

添付 3.1.2.4-1-12

図 2-11LPCS

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIC

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7

TW

4.9E-05
4.3E-07
0.0E+00
1.6E-09
5.8E-124.0E-14
2.5E-13

合計値

2.5E-13ＲＨＲＳ喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ）

備考外部電源喪失(POS-S)
ELOP

DC喪失 BTCCF
DC

DG-HPCSから
の受電失敗
DGH

図 3.1-1
添付 3.1.2.4-1-13

DG-2C及びDG-2D確保(POS-S)TE2

D/G-2C起動

D/G-2D起動

DGC

DGD

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1-9
10 - 15
16 - 21
22 - 23
24 - 25
26

TE2へ
TE3へ
TE4へ
TE5へ
TE6へ
TB

2.6E-14

合計値

2.6E-14

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ）

RHR-A

RHR-B

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WAPD

WBPD

LPCSPD

LPCIA

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

図 3.1-2

備考

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

TW

2.5E-05
2.1E-07
2.5E-09
8.0E-12
3.2E-14
1.2E-16
4.3E-19
5.2E-21
6.9E-15

合計値

6.9E-15

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ確保）

備考

DG-2C確保(POS-S)TE3

図 3.1-3
添付 3.1.2.4-1-14

DG-2D確保(POS-S)TE4

図 3.1-4

RHR-A

LPCS

LPCI-A

HPCS

MUWC

WAPD

LPCSPD

LPCIA

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

10
11
12
13
14
15

TW

1.6E-07
1.0E-09
3.3E-12
1.3E-14
1.6E-16
1.3E-15

合計値

1.3E-15

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ）（ＤＧ−２Ｃ確保，２Ｄ失敗）
RHR-B

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WBPD

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

16
17
18
19
20
21

TW

0.0E+00
1.6E-07
5.8E-10
2.1E-12
2.6E-14
3.1E-15

合計値

3.1E-15

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ）（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ確保）

ACなし(POS-S)TE5

図 3.1-5

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

22
23

TB

9.6E-10
3.7E-10

合計値

3.7E-10

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4-1-15

AC及びDCなし(POS-S)TE6

図 3.1-6

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

24
25

TB

4.2E-12
2.5E-14

合計値

2.5E-14

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｓ）（直流電源喪失）

外部電源喪失(POS-A)
ELOP

DC喪失 BTCCF
DC

DG-HPCSから
D/G-2C起動
の受電失敗
DGH
DGC

図 3.2-1
添付 3.1.2.4-1-16

DG-2C及びDG-2D確保 RHR-A(POS-A)TE2
WAPD

図 3.2-2

D/G-2D起動

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1-9
10 - 15
16 - 21
22 - 23
24 - 25
26

TE2へ
TE3へ
TE4へ
TE5へ
TE6へ
TB

5.2E-14

合計値

5.2E-14

備考

DGD

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ）

RHR-B

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WBPD

LPCSPD

LPCIA

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

TW

5.1E-05
4.2E-07
4.9E-09
1.6E-11
6.4E-140.0E+00
2.4E-16
2.8E-18
1.4E-14

合計値

1.4E-14

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ確保）

備考

DG-2C確保(POS-A)TE3

図 3.2-3
添付 3.1.2.4-1-17

DG-2D確保(POS-A)TE4

図 3.2-4

RHR-A

LPCS

LPCI-A

HPCS

MUWC

WAPD

LPCSPD

LPCIA

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

10
11
12
13
14
15

TW

3.1E-07
2.1E-09
6.7E-122.7E-14
3.2E-16
2.5E-15

合計値

2.5E-15

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ）（ＤＧ−２Ｃ確保，２Ｄ失敗）
RHR-B

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WBPD

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

16
17
18
19
20
21

TW

0.0E+00
3.2E-07
0.0E+00
1.2E-09
1.4E-11
3.7E-14

合計値

3.7E-14

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ）（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ確保）

ACなし(POS-A)TE5

図 3.2-5

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

22
23

TB

1.9E-09
7.3E-10

合計値

7.3E-10

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4-1-18

AC及びDCなし(POS-A)TE6

図 3.2-6

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

24
25

TB

8.5E-12
5.1E-14

合計値

5.1E-14

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ａ）（直流電源喪失）

外部電源喪失(POS-B1)
ELOP

DC喪失 BT- DG-HPCSから
D/G-2C起動
CCF
の受電失敗
DC
DGH
DGC

図 3.3-1
添付 3.1.2.4-1-19

DG-2C及びDG-2D確保(POS-B1)
TE2

D/G-2D起動

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1-9
10 - 15
16 - 21
22 - 23
24 - 25
26

TE2へ
TE3へ
TE4へ
TE5へ
TE6へ
TB

2.2E-11

合計値

2.2E-11

DGD

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１）

RHR-A

RHR-B

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WAPD

WBPD

LPCSPD

LPCIA

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

図 3.3-2

備考

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00

合計値

0.0E+00

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ確保）

備考

DG-2C確保
RHR-A(POS-B1)
TE3
WAPD

図 3.3-3

LPCI-A

HPCS

MUWC

LPCSPD

LPCIA

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

10
11
12
13
14
15

TW

1.3E-04
0.0E+00
8.4E-07
0.0E+00
3.4E-09
4.9E-10

合計値

4.9E-10

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１）（ＤＧ−２Ｃ確保，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4-1-20

DG-2D確保
RHR-B(POS-B1)TE4WBPD

図 3.3-4

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

16
17
18
19
20
21

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00

合計値

0.0E+00

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１）（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ確保）

ACなし(POS-B1)TE5

図 3.3-5

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

22
23

TB

0.0E+00
8.0E-07

合計値

8.0E-07

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4-1-21

AC及びDCなし(POS-B1)
TE6

図 3.3-6

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

24
25

TB

0.0E+00
0.0E+00

合計値

0.0E+00

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ１）（直流電源喪失）

外部電源喪失(POS-B2)
ELOP

DC喪失 BTCCF
DC

図 3.4-1
添付 3.1.2.4-1-22

DG-2C及びDG-2D確保 RHR-A(POS-B2)
TE2
WAPD

図 3.4-2

DG-HPCSから
D/G-2C起動
の受電失敗
DGH
DGC

D/G-2D起動

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1-9
10 - 15
16 - 21
22 - 23
24 - 25
26

TE2へ
TE3へ
TE4へ
TE5へ
TE6へ
TB

1.3E-11

合計値

1.3E-11

備考

DGD

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２）

RHR-B

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WBPD

LPCSPD

LPCIA

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00

合計値

0.0E+00

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ確保）

備考

DG-2C確保(POS-B2)
TE3

図 3.4-3

LPCS

LPCI-A

HPCS

MUWC

WAPD

LPCSPD

LPCIA

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

10
11
12
13
14
15

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00

合計値

0.0E+00

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２）（ＤＧ−２Ｃ確保，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4-1-23

DG-2D確保(POS-B2)TE4

図 3.4-4

RHR-A

RHR-B

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WBPD

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

16
17
18
19
20
21

TW

0.0E+00
7.6E-05
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
3.1E-07

合計値

3.1E-07

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２）（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ確保）

ACなし(POS-B2)TE5

図 3.4-5

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

22
23

TB

0.0E+00
4.7E-07

合計値

4.7E-07

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4-1-24

AC及びDCなし(POS-B2)TE6

図 3.4-6

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

24
25

TB

0.0E+00
0.0E+00

合計値

0.0E+00

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ２）（直流電源喪失）

外部電源喪失(POS-3B)
ELOP

DC喪失 BT- DG-HPCSから
D/G-2C起動
CCF
の受電失敗
DC
DGH
DGC

図 3.5-1
添付 3.1.2.4-1-25

DG-2C及びDG-2D確保(POS-B3)
TE2

D/G-2D起動

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1-9
10 - 15
16 - 21
22 - 23
24 - 25
26

TE2へ
TE3へ
TE4へ
TE5へ
TE6へ
TB

6.0E-11

合計値

6.0E-11

DGD

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３）

RHR-A

RHR-B

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WAPD

WBPD

LPCSPD

LPCIA

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

図 3.5-2

備考

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00

合計値

0.0E+00

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ確保）

備考

DG-2C確保
RHR-A(POS-B3)TE3
WAPD

図 3.5-3

LPCI-A

HPCS

MUWC

LPCSPD

LPCIA

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

10
11
12
13
14
15

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00

合計値

0.0E+00

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３）（ＤＧ−２Ｃ確保，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4-1-26

DG-2D確保(POS-B3)TE4

図 3.5-4

LPCS

RHR-B

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WBPD

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

16
17
18
19
20
21

TW

0.0E+00
3.6E-04
0.0E+00
0.0E+00
1.4E-06
3.4E-09

合計値

3.4E-09

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３）（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ確保）

ACなし(POS-B3)TE5

図 3.5-5

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

22
23

TB

0.0E+00
2.2E-06

合計値

2.2E-06

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4-1-27

AC及びDCなし(POS-B3)TE6

図 3.5-6

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

24
25

TB

0.0E+00
0.0E+00

合計値

0.0E+00

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ３）（直流電源喪失）

外部電源喪失 DC喪失 BT- DG-HPCSから
D/G-2C起動 D/G-2D起動(POS-B4)
CCF
の受電失敗
ELOP
DC
DGH
DGC
DGD

図 3.6-1
添付 3.1.2.4-1-28

DG-2C及びDG-2D確保 RHR-A(POS-B4)TE2
WAPD

図 3.6-2

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1-9
10 - 15
16 - 21
22 - 23
24 - 25
26

TE2へ
TE3へ
TE4へ
TE5へ
TE6へ
TB

2.1E-13

合計値

2.1E-13

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４）

RHR-B

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WBPD

LPCSPD

LPCIA

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

TW

2.1E-04
2.4E-06
2.0E-08
7.1E-11
2.6E-13
0.0E+00
1.0E-15
1.3E-17
5.8E-14

合計値

5.8E-14

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ確保）

備考

DG-2C確保
RHR-A(POS-B4)TE3
WAPD

図 3.6-3

LPCI-A

HPCS

MUWC

LPCSPD

LPCIA

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

10
11
12
13
14
15

TW

1.3E-06
1.3E-08
4.6E-11
1.7E-132.0E-15
2.4E-14

合計値

2.4E-14

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４）（ＤＧ−２Ｃ確保，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4-1-29

DG-2D確保(POS-B4)TE4

図 3.6-4

LPCS

RHR-B

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WBPD

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

16
17
18
19
20
21

TW

0.0E+00
1.3E-06
0.0E+00
5.1E-09
6.1E-11
1.5E-13

合計値

1.5E-13

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４）（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ確保）

ACなし(POS-B4)TE5

図 3.6-5

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

22
23

TB

7.8E-09
3.0E-09

合計値

3.0E-09

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4-1-30

AC及びDCなし(POS-B4)TE6

図 3.6-6

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

24
25

TB

3.4E-11
2.1E-13

合計値

2.1E-13

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ４）（直流電源喪失）

外部電源喪失(POS-B5)
ELOP

DC喪失 BT- DG-HPCSか
D/G-2C起動
CCF
らの受電失敗DC
DGH
DGC

図 3.7-1

最終状態

発生頻度（／POS）

1-9
10 - 15
16 - 21
22 - 23
24 - 25
26

TE2へ
TE3へ
TE4へ
TE5へ
TE6へ
TB

3.1E-13

合計値

3.1E-13

備考

DGD

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５）

添付 3.1.2.4-1-31

DG-2C及びDG-2D確保 RHR-A RHR-B LPCS LPCI-A LPCI-B LPCI-C HPCS
(POS-B5)
LPCSP
LPCICPTE2
WAPD WBPDLPCIA LPCIB
HPCS
D
D

図 3.7-2

No.

D/G-2D起動

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

TW

3.0E-04
0.0E+00
2.5E-06
8.1E-09
0.0E+00
0.0E+00
3.2E-11
3.9E-13
9.3E-13

合計値

9.3E-13

備考

MUWC

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ確保）

DG-2C確保
RHR-A(POS-B5)
TE3
WAPD

図 3.7-3

LPCI-A

HPCS

MUWC

LPCSPD

LPCIA

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

10
11
12
13
14
15

TW

1.9E-06
1.2E-08
4.0E-11
1.6E-13
1.9E-15
1.6E-14

合計値

1.6E-14

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５）（ＤＧ−２Ｃ確保，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4-1-32

DG-2D確保(POS-B5)TE4

図 3.7-4

LPCS

RHR-B

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WBPD

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

16
17
18
19
20
21

TW

0.0E+00
0.0E+00
0.0E+00
1.9E-06
2.2E-08
5.6E-11

合計値

5.6E-11

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５）（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ確保）

ACなし(POS-B5)TE5図 3.7-5

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

22
23

TB

1.1E-08
4.4E-09

合計値

4.4E-09

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4-1-33

AC及びDCなし(POS-B5)TE6

図 3.7-6

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

24
25

TB

5.1E-11
3.0E-13

合計値

3.0E-13

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ５）（直流電源喪失）

外部電源喪失 DC喪失 BT- DG-HPCSから
D/G-2C起動(POS-B6)
CCF
の受電失敗
ELOP
DC
DGH
DGC

図 3.8-1
添付 3.1.2.4-1-34

DG-2C及びDG-2D確保(POS-B6)
TE2

D/G-2D起動

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1-9
10 - 15
16 - 21
22 - 23
24 - 25
26

TE2へ
TE3へ
TE4へ
TE5へ
TE6へ
TB

3.3E-13

合計値

3.3E-13

DGD

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６）

RHR-A

RHR-B

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WAPD

WBPD

LPCSPD

LPCIA

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

図 3.8-2

備考

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

TW

3.2E-04
2.6E-06
3.1E-08
1.0E-10
4.1E-13
1.5E-15
5.5E-18
6.6E-20
8.8E-14

合計値

8.8E-14

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ確保）

備考

DG-2C確保(POS-B6)TE3

図 3.8-3

LPCS

LPCI-A

HPCS

MUWC

WAPD

LPCSPD

LPCIA

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

10
11
12
13
14
15

TW

2.0E-06
1.3E-08
4.2E-11
1.7E-132.0E-15
1.6E-14

合計値

1.6E-14

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６）（ＤＧ−２Ｃ確保，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4-1-35

DG-2D確保(POS-B6)TE4

図 3.8-4

RHR-A

RHR-B

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WBPD

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

16
17
18
19
20
21

TW

0.0E+00
2.0E-06
7.4E-09
2.7E-11
3.2E-13
3.9E-14

合計値

3.9E-14

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６）（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ確保）

ACなし(POS-B6)TE5

図 3.8-5

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

22
23

TB

1.2E-08
4.7E-09

合計値

4.7E-09

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4-1-36

AC及びDCなし(POS-B6)TE6

図 3.8-6

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

24
25

TB

5.4E-11
3.2E-13

合計値

3.2E-13

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｂ６）（直流電源喪失）

外部電源喪失 DC喪失 BT- DG-HPCSから
D/G-2C起動 D/G-2D起動(POS-C1)
CCF
の受電失敗
ELOP
DC
DGH
DGC
DGD

図 3.9-1

最終状態

発生頻度（／POS）

1-9
10 - 15
16 - 21
22 - 23
24 - 25
26

TE2へ
TE3へ
TE4へ
TE5へ
TE6へ
TB

2.1E-13

合計値

2.1E-13

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１）

添付 3.1.2.4-1-37

DG-2C及びDG-2D確保 RHR-A RHR-B LPCS LPCI-A LPCI-B LPCI-C HPCS
(POS-C1)TE2WAPD WBPD LPCSP LPCIA LPCIB LPCICP HPCS

図 3.9-2

No.

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

TW

2.1E-04
1.7E-06
2.0E-08
6.5E-11
2.6E-13
9.6E-16
3.5E-18
4.2E-20
5.6E-14

合計値

5.6E-14

備考

MUWC

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ確保）

DG-2C確保(POSC-1)
TE3

図 3.9-3

RHR-A

LPCS

LPCI-A

HPCS

MUWC

WAPD

LPCSPD

LPCIA

HPCS

MUWC

最終状態

発生頻度
（／POS）

10
11
12
13
14
15

TW

1.3E-06
8.3E-09
2.7E-11
1.1E-13
1.3E-15
1.0E-14

合計値

1.0E-14

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１）（ＤＧ−２Ｃ確保，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4-1-38

DG-2D確保
RHR-B(POS-C1)TE4WBPD

図 3.9-4No.

LPCI-B LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCIB

HPCS

MUWC

LPCICP

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

16
17
18
19
20
21

TW

0.0E+00
1.3E-06
4.7E-09
1.7E-11
2.1E-13
2.5E-14

合計値

2.5E-14

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１）（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ確保）

ACなし(POS-C1)
TE5

図 3.9-5

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

22
23

TB

7.8E-09
3.0E-09

合計値

3.0E-09

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4-1-39

AC及びDCなし(POS-C1)TE6

図 3.9-6

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

24
25

TB

3.4E-11
2.1E-13

合計値

2.1E-13

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ１）（直流電源喪失）

外部電源喪失(POS-C2)ELOP

DC喪失 BTCCF
DC

図 3.10-1

DG-HPCSから
D/G-2C起動 D/G-2D起動
の受電失敗
DGH
DGC
DGD

最終状態

発生頻度
（／POS）

1-9
10 - 15
16 - 21
22 - 23
24 - 25
26

TE2へ
TE3へ
TE4へ
TE5へ
TE6へ
TB

3.8E-11

合計値

3.8E-11

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２）

添付 3.1.2.4-1-40

DG-2C及びDG-2D確保 RHR-A RHR-B LPCS LPCI-A LPCI-B LPCI-C HPCS
(POS-C2)
LPCSP
LPCICPTE2
WAPD WBPDLPCIA LPCIB
HPCS
D
D

図 3.10-2

No.

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

TW

0.0E+00
2.3E-04
1.9E-06
0.0E+00
6.7E-09
2.7E-110.0E+00
9.0E-14
4.3E-12

合計値

4.3E-12

備考

MUWC

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ確保）

DG-2C確保
RHR-A LPCS LPCI-A(POS-C2)TE3WAPD LPCSP LPCIA

図 3.10-3

MUWC

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

10
11
12
13
14
15

TW

0.0E+00
1.4E-06
0.0E+00
0.0E+00
5.0E-09
1.2E-11

合計値

1.2E-11

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２）（ＤＧ−２Ｃ確保，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4-1-41

DG-2D確保(POS-C2)
TE4

図 3.10-4

HPCS

RHR-B

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WBPD

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

16
17
18
19
20
21

TW

0.0E+00
1.4E-06
5.6E-09
0.0E+00
1.9E-11
9.3E-13

合計値

9.3E-13

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２）（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ確保）

ACなし(POS-C2)
TE5

図 3.10-5

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

22
23

TB

0.0E+00
3.8E-08

合計値

3.8E-08

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4-1-42

AC及びDCなし(POS-C2)
TE6

図 3.10-6

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

24
25

TB

0.0E+00
0.0E+00

合計値

0.0E+00

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｃ２）（直流電源喪失）

外部電源喪失 DC喪失 BT- DG-HPCSから
D/G-2C起動 D/G-2D起動(POS-D)
CCF
の受電失敗
ELOP
DC
DGH
DGC
DGD

図 3.11-1
添付 3.1.2.4-1-43

DG-2C及びDG-2D確保(POS-D)
TE2

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1-9
10 - 15
16 - 21
22 - 23
24 - 25
26

TE2へ
TE3へ
TE4へ
TE5へ
TE6へ
TB

1.8E-13

合計値

1.8E-13

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ）

RHR-A

RHR-B

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

WAPD

WBPD

LPCSPD

LPCIA

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

図 3.11-2

備考

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

TW

1.8E-04
1.4E-06
1.7E-08
5.5E-11
2.2E-13
8.2E-16
3.0E-18
3.6E-20
4.8E-14

合計値

4.8E-14

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ確保）

備考

DG-2C確保
RHR-A(POS-D)TE3
WAPD

図 3.11-3

LPCI-A

HPCS

MUWC

LPCSPD

LPCIA

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

10
11
12
13
14
15

TW

1.1E-06
7.1E-09
2.3E-11
9.2E-14
1.1E-15
9.3E-15

合計値

9.3E-15

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ）（ＤＧ−２Ｃ確保，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4-1-44

DG-2D確保
RHR-B(POS-D)TE4
WBPD

図 3.11-4

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCIB

LPCICPD

HPCS

MUWC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

16
17
18
19
20
21

TW

0.0E+00
1.1E-06
4.0E-09
1.5E-11
1.8E-132.0E-14

合計値

2.0E-14

備考

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ）（ＤＧ−２Ｃ失敗，２Ｄ確保）

ACなし(POS-D)TE5

図 3.11-5

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

22
23

TB

6.7E-09
2.5E-09

合計値

2.5E-09

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ）（ＤＧ−２Ｃ，２Ｄ失敗）

添付 3.1.2.4-1-45

AC及びDCなし(POS-D)TE6

図 3.11-6

HPCS

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

24
25

TB

2.9E-11
1.8E-13

合計値

1.8E-13

備考

HPCS

外部電源喪失に対するイベントツリー（ＰＯＳ−Ｄ）（直流電源喪失）

RHR切替時の水位降下 漏洩箇所
冷却材流出
LPCS LPCI-A LPCI-B LPCI-C HPCS MUWC
認知
隔離
(POS-B2)
ELCR
HBIS
LPCS LPCIA LPCIB LPCIC HPCS MUWC

添付 3.1.2.4-1-46

図 4-1

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

LOCA
LOCA

2.3E-04
0.0E+00
0.0E+00
1.2E-07
0.0E+00
0.0E+00
4.8E-10
4.2E-13
2.3E-24

合計値

4.2E-13

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｂ２）

備考RHR切替時の水位降下 漏洩箇
冷却材流出
認知
所隔離
(POS-B5)
ELCR
HB
IS

LPCS

LPCI-A LPCI-B LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIA

HPCS

MUWC

添付 3.1.2.4-1-47

図 4-2

LPCIB

LPCIC

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

LOCA
LOCA

2.3E-04
1.2E-07
3.6E-100.0E+00
0.0E+00
1.4E-129.8E-15
7.3E-17
2.3E-24

合計値

7.3E-17

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｂ５）

備考

RHR切替時の水位降下 漏洩箇所
冷却材流出
認知
隔離
(POS-C2)
ELCR
HB
IS

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIA

LPCIB

LPCIC

HPCS

MUWC

添付 3.1.2.4-1-48

図 4-3

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｃ２）

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

LOCA
LOCA

2.3E-04
1.2E-07
0.0E+00
4.4E-10
1.7E-12
5.3E-15
3.7E-17
5.2E-16
4.1E-11

合計値

4.1E-11

備考

RHR切替時の水位降下 漏洩箇所
冷却材流出
認知
隔離
(POS-D)
ELCR
HB
IS

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIA

LPCIB

LPCIC

HPCS

MUWC

添付 3.1.2.4-1-49

図 4-4

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｄ）

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

LOCA
LOCA

2.3E-04
1.2E-07
3.6E-10
1.4E-12
5.3E-15
2.0E-17
1.3E-19
4.5E-17
4.1E-11

合計値

4.1E-11

備考CUWブロー時の水位降下 漏洩箇所
冷却材流出
認知
隔離
(POS-C1)
ELCU
HB
IS

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIA

LPCIB

LPCIC

HPCS

MUWC

添付 3.1.2.4-1-50

図 4-5

ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｃ１）

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

LOCA
LOCA

9.7E-05
5.1E-08
1.5E-10
6.1E-13
2.2E-15
8.3E-18
5.7E-20
1.9E-17
2.9E-11

合計値

2.9E-11

備考CUWブロー時の水位降下 漏洩箇所
冷却材流出
認知
隔離
(POS-D)
ELCU
HB
IS

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIA

LPCIB

LPCIC

HPCS

MUWC

添付 3.1.2.4-1-51

図 4-6

ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｄ）

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

LOCA
LOCA

9.7E-05
5.1E-08
1.5E-10
6.1E-13
2.2E-15
8.3E-18
5.7E-20
1.9E-17
2.9E-11

合計値

2.9E-11

備考

CRD点検時の冷却材流出(POS-B2)
ELCC

流出規模
SI

水位降下 漏洩箇所
認知
隔離
HB

IS

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIA

LPCIB

LPCIC

HPCS

MUWC

添付 3.1.2.4-1-52
図 4-7

ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｂ２）

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17

LOCA
LOCA
LOCA
LOCA

2.7E-05
0.0E+00
0.0E+00
1.5E-06
0.0E+00
0.0E+00
6.0E-09
5.3E-12
2.9E-25
1.8E-07
0.0E+00
0.0E+00
1.0E-08
0.0E+00
0.0E+00
4.0E-11
1.9E-27

合計値

4.5E-11

備考

LPRM点検時の水位降下 漏洩箇所
冷却材流出
認知
隔離
(POS-B2)
ELCL
HB
IS

LPCS

LPCI-A

LPCI-B

LPCI-C

HPCS

MUWC

LPCS

LPCIA

LPCIB

LPCIC

HPCS

MUWC

添付 3.1.2.4-1-53

図 4-8

No.

最終状態

発生頻度
（／POS）

1
2
3
4
5
6
7
8
9

LOCA
LOCA

5.1E-07
0.0E+00
0.0E+00
2.9E-08
0.0E+00
0.0E+00
1.1E-109.8E-14
5.4E-27

合計値

9.8E-14

ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ（ＰＯＳ−Ｂ２）

備考

添付資料 3.1.2.5-1
システム信頼性解析の結果について

各緩和設備の代表的なフォールトツリー（ＦＴ）のモデル化内容
を 表 1〜 表 5 に 示 す 。 ま た ， 各 緩 和 設 備 の シ ス テ ム 信 頼 性 解 析 結 果を表 6 に示す。

(1)

ＨＰＣＳ
① 「 残 留 熱 除 去 系 の 故 障 」，「 原 子 炉 冷 却 材 の 流 出 」
外部電源が健全であるため，外部電源及びＨＰＣＳ−ＤＧからの受電失敗をモデル化している。
②「外部電源喪失」
外部電源喪失により，ＨＰＣＳ−ＤＧからの受電失敗のみをモデル化している。

ＨＰＣＳの電源として，②ではＨＰＣＳ−ＤＧのみに期待することになるため，電源の喪失によりＨＰＣＳが機能喪失に至る確率が高くなり，①と比較して②の場合の非信頼度は高くなる。

(2)

ＬＰＣＳ，ＬＰＣＩ−Ａ／Ｂ／Ｃ① 「 残 留 熱 除 去 系 の 故 障 」，「 原 子 炉 冷 却 材 の 流 出 」
外部電源が健全であるため，外部電源及び非常用ＤＧからの受電失敗をモデル化している。
②「外部電源喪失」
外部電源喪失後の非常用ＤＧからの受電失敗は，別途イベ
ントツリー上で考慮しているため，ＦＴでは非常用ＤＧから添付 3.1.2.5-1-1

の受電成功時を想定し，受電失敗による機能喪失はモデル化していない。

②では受電失敗をモデル化していないが，①においても外部電源及び非常用ＤＧ両方からの受電に失敗する確率は小さく，非信頼度に対する寄与が小さいため，非信頼度の点推定値に差は現れな か っ た 。 な お ， 上 記 の 電 源 に 対 す る 想 定 に つ い て は ，「 (3)Ｒ

ＨＲ−Ａ／Ｂ」も同様の想定としている。

(3)

ＲＨＲ−Ａ／Ｂ①「残留熱除去系の故障」
起因事象発生により，運転中のＲＨＲが機能喪失した際の待機中ＲＨＲの起動失敗をモデル化しており，ポンプの起動や必要な弁操作を考慮している。
②「外部電源喪失」
待機中ＲＨＲの起動失敗をモデル化している点では①と同様だか，外部電源喪失により，当該系統の格納容器隔離弁が閉止されるため，格納容器隔離弁の開操作が必要となる。

②では①の操作に加えて格納容器隔離弁の開操作が必要となる
ため，①と比較して②の場合の非信頼度は高くなる。

(4)

ＣＳＴ−Ａ／Ｂ① 「 残 留 熱 除 去 系 の 故 障 」，「 原 子 炉 冷 却 材 の 流 出 」

添付 3.1.2.5-1-2

待機中ＣＳＴの起動失敗をモデル化しており，ポンプの起動や必要な弁操作を考慮している。
②「外部電源喪失」
電源の状態については，事故シーケンスの定量化時に別途イベントツリー内で考慮しているため，①と同じＦＴを用いて評価している。

添付 3.1.2.5-1-3

表 1

ＨＰＣＳの代表的なＦＴのモデル化範囲
サポート系
補機冷却系
交流電源
( HP CS -D GS W)

起因事象

フロント
ライン

空調機

残留熱除去系の故障
原子炉冷却材の流出

○

○

○

○※１

○

外部電源喪失

○

○

○

○※２

○

直流電源

※１：外部電源及びＨＰＣＳ−ＤＧからの受電失敗をモデル化※２：ＨＰＣＳ−ＤＧからの受電失敗のみをモデル化

表 2

ＬＰＣＳの代表的なＦＴのモデル化範囲

起因事象

フロント
ライン

空調機

残留熱除去系の故障
原子炉冷却材の流出○○

外部電源喪失

○

○

サポート系
補機冷却系
交流電源
( RH RS )○※１(起 動 モ ー ド )○※１(起 動 モ ー ド )

直流電源

○※２

○

−※３

−※３

※１：待機中ＲＨＲＳの起動失敗をモデル化※２：外部電源及び非常用ＤＧからの受電失敗をモデル化※３：非常用ＤＧからの受電成功時を想定しているため，モデル化していない

表 3

ＬＰＣＩ−Ａ／Ｂ／Ｃの代表的なＦＴのモデル化範囲

起因事象

フロント
ライン

空調機

残留熱除去系の故障
原子炉冷却材の流出○○

外部電源喪失

○

○

サポート系
補機冷却系
交流電源
( RH RS )○※１(起 動 モ ー ド )○※１(起 動 モ ー ド )

直流電源

○※２

○

−※３

−※３

※１：待機中ＲＨＲＳの起動失敗をモデル化※２：外部電源及び非常用ＤＧからの受電失敗をモデル化※３：非常用ＤＧからの受電成功時を想定しているため，モデル化していない

添付 3.1.2.5-1-4

表 4

ＲＨＲ−Ａ／Ｂの代表的なＦＴのモデル化範囲
フロント
ライン

起因事象

空調機

残留熱除去系の故障○※１
原 子 炉 冷 却 材 の 流 出 (起 動 モ ー ド )外部電源喪失○※１※２(起 動 モ ー ド )

○
○

サポート系
補機冷却系
交流電源
( RH RS )○※３(起 動 モ ー ド )○※３(起 動 モ ー ド )

直流電源

○※４

○

−※５

−※５

※１：待機中ＲＨＲの起動失敗をモデル化※ ２ ： 外 部 電 源 喪 失 に よ り Ｐ Ｃ Ｖ 隔 離 弁 が 閉 止 す る た め ， PC V 隔 離 弁 開 操 作 を モ
デル化※３：待機中ＲＨＲＳの起動失敗をモデル化※４：外部電源及び非常用ＤＧからの受電失敗をモデル化※５：非常用ＤＧからの受電成功時を想定しているため，モデル化していない

表 5

ＣＳＴ−Ａ／Ｂの代表的なＦＴのモデル化範囲

起因事象

フロントライン

残留熱除去系の故障
原子炉冷却材の流出○※１

外部電源喪失(起 動 モ ー ド )○※１(起 動 モ ー ド )※１：待機中ＣＳＴの起動失敗をモデル化※２：外部電源及び非常用ＤＧからの受電失敗をモデル化

添付 3.1.2.5-1-5

サポート系
交流電源
○※２
○※２

表 6
起因事象

添付 3.1.2.5-1-6

残留熱除去系の故障
原子炉冷却材の流出

停止時ＰＲＡにおける代表的なシステム信頼性評価結果

緩和設備

非信頼度
点推定値
（／ｄ）

非信頼度
平均値
（／ｄ）

備考

ＨＰＣＳ

6.8E-3

6.8E-3電 源 と し て 外 部 電 源 及 び HP CS -D G に 期 待ＬＰＣＳ

3.6E-3

3.6E-3

ＬＰＣＩ−Ａ

3.7E-3

3.7E-3

ＬＰＣＩ−Ｂ

3.7E-3

3.7E-3

ＬＰＣＩ−Ｃ

3.7E-3

3.7E-3ＣＳＴ−Ａ

2.5E-3

2.5E-3ＣＳＴ−Ｂ

2.5E-3

2.5E-3

ＲＨＲ−Ａ※

8.7E-3

8.7E-3※

8.7E-3

8.9E-3ＨＰＣＳ

1.2E-2

1.2E-2ＬＰＣＳ

3.6E-3

3.6E-3

ＬＰＣＩ−Ａ

3.7E-3

3.8E-3

ＬＰＣＩ−Ｂ

3.7E-3

3.8E-3

ＬＰＣＩ−Ｃ

3.7E-3

3.7E-3ＣＳＴ−Ａ

2.4E-3

2.4E-3ＣＳＴ−Ｂ

2.4E-3

2.5E-3ＲＨＲ−Ａ

1.2E-2

1.1E-2ＲＨＲ−Ｂ

1.2E-2

1.1E-2

ＲＨＲ−Ｂ

外部電源喪失※：起因事象「原子炉冷却材の流出」では期待しない

電 源 と し て HPCS -D G の み に 期 待

外 部 電 源 喪 失 に よ り ，閉 止 し た 当 該 系 統 のPCV 隔 離 弁 の 開 操 作 が 必 要添付資料 3.1.2.7-1
人的過誤に係わるストレスレベル及びストレスファクタの考え方について停止時ＰＲＡにおける起因事象発生前後の人的過誤確率をストレ
スレベル及びストレスファクタとともに表 1 及び表 2 に示す。
停止時ＰＲＡにおけるストレスレベル及びストレスファクタについては，出力運転時と同様の考え方に基づき以下のとおり設定して
いる。

(1)

ストレスレベルの分類
本ＰＲＡでは、ヒューマンエラーハンドブック（ＮＵＲＥＧ／
Ｃ Ｒ − １ ２ ７ ８ ） の Ｔ Ｈ Ｅ Ｒ Ｐ 手 法 （ Technique for Human Error
Rate Prediction） を 使 用 し て お り ， 作 業 負 荷 等 に 応 じ て 7つ の ス
トレスレベルを分類し、それらに対応した補正係数（ストレスフ
ァ ク タ ） を 評 価 し て い る 。 そ の 詳 細 に つ い て は ， 表 3に 示 す 。
作業負荷が低い場合は注意力が散漫になり，逆に作業負荷が高い場合には人間の通常業務遂行能力の限界に近づいている又は超えているため，タスク遂行の妨害となることから，その作業に対する増倍係数を設定している。また，極端にストレスレベルが高い場合は，情緒的反応が生じる等タスク遂行に非常に妨害となることから，固定値を用いて評価する。
なお，本ＰＲＡでは，運転員による異常時の事象の認知や操作方法は訓練されているため，補正係数は「熟練者」の値を選択する。また、運転員の操作内容は手順書に従った段階的操作である
ことから，各ストレスレベルの「段階的操作」を選択する。
添付 3.1.2.7-1-1

(2)ストレスレベルの設定の考え方
ａ ． 起 因 事 象 発 生 前 （ 表 1， 表 3）
事故が発生していないときの操作であり，特に高いストレスに は 至 ら な い た め ， ス ト レ ス レ ベ ル 「 【 No． 2】 作 業 負 荷 が 適 度（段階的操作）」のストレスファクタ 1 を設定した。
ｂ ． 起 因 事 象 発 生 後 （ 表 2， 表 3）
○認知失敗
期待する緩和設備に対しては手順書の整備及び訓練の十分な実施が行われているが，起因事象発生後は起因事象発生前に比べて運転員のストレスレベルが高いと考えられるため，ストレス レ ベ ル 「 【 No． 4】 作 業 負 荷 が や や 高 い （ 段 階 的 操 作 ） 」 の ス
トレスファクタ 2 を設定した。
○操作失敗
認 知 と 同 様 の 理 由 に よ り ， ス ト レ ス レ ベ ル 「 【 No． 4】 作 業 負荷がやや高い（段階的操作）」のストレスファクタ 2 を設定した。

添付 3.1.2.7-1-2

表1
人的過誤

弁の開け忘れ・閉め忘れ

起因事象発生前の人的過誤のストレスレベル及びストレスファクタ
ストレスレベル（ストレスファクタ）

過誤確率
(平均値)

EF

適度
【No.2】

8.3E-05

4.8

事故が発生していないときの操作であり，特に（×1）
ＤＧ試験時ガバナ操作後の適度【No.2】

復旧失敗

（×1）

選定理由

高いストレスには至らないため，ストレスレベ
ル「【No.2】作業負荷が適度（段階的操作）」

3.9E-03

6.8のストレスファクタ 1 を設定した。

添付 3.1.2.7-1-3

表2

起因事象発生後の人的過誤のストレスレベル及びストレスファクタ

人的過誤

ストレスレベル（ストレスファクタ）
認知失敗

運転員の認知失敗（ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ）
運転員の認知失敗（ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ）

やや高い【No.4】（×2）
やや高い【No.4】（×2）

添付 3.1.2.7-1-4

隔離失敗（ＣＲＤ，ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ）−

隔離失敗（ＲＨＲ切替，ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ）−

手動操作失敗−原子炉水位制御操作失敗

水源切替操作失敗

ＤＧ燃料油補給操作失敗

過誤確率
(平均値)

EF

−

1.8E-0742.7−

3.0E-07

122.7

やや高い
【No.4】

5.3E-0210.0

5.3E-0410.0

1.1E-03

3.5

2.5E-03

6.5

2.5E-03

6.5

1.1E-04

35.6

操作失敗

（×2）
やや高い
【No.4】（×2）
やや高い【No.4】（×2）

やや高い【No.4】

やや高い【No.4】

（×2）

（×2）

やや高い
【No.4】

やや高い【No.4】

（×2）

（×2）

やや高い
【No.4】

やや高い【No.4】（×2）（×2）

ストレスレベル，ストレスファクタの選定理由○認知失敗及び操作失敗
期待する緩和設備に対しては手順書の整備及び訓練の十分な実施が行われているが，起因事象発生後は起因事象発生前に比べて運転員のストレスレベルが高いと考えられるため，
ストレスレベル「【No．4】作業負荷がやや高い（段階的操作）」のストレスファクタ 2 を設定した。

表3

ストレス及び熟練度による人的過誤率（ＨＥＰ）への補正係数
HEPsの増倍係数

項目

ストレスレベル1.

作業負荷が大変低い

2.

作業負荷が適度

熟練者

熟練度の低い者

×2

×2

×1

×1

×1

×2

×2

×4

×5

×10

×5

×10

0.25(EF=5)0.50(EF=5)（段階的操作）3.

作業負荷が適度（動的操作）

4.

作業負荷がやや高い（段階的操作）5.

作業負荷がやや高い（動的操作）

6.

作業負荷が極度に高い（段階的操作）7.

作業負荷が極度に高い（動的操作又は診断操作）

極度にストレスレベルが高い場合は，増倍係数ではなく，複数のクルーを対象とした固定値を用いる
注：日本原子力学会標準「原子力発電所の停止時を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準（レベル 1PSA 編）：2010」の表 L.4 から転記

添付 3.1.2.7-1-5

添付資料 3.1.2.7-2
起因事象発生前の人的過誤として評価した事象の抽出について

停止時ＰＲＡにおける起因事象発生前の人的過誤は，出力運転時と同様の方法で抽出している。本ＰＲＡで評価対象とした起因事象発生前の人的過誤の抽出過程を以下に示す。ここで，起因事象発生前の人
的過誤は運転員による試験・操作及びその後の状態復旧を対象として
おり，保修員による保全作業時の人的過誤（計装機器の校正エラーを
含 む 。）に つ い て は 機 器 故 障 率 に 含 ま れ て い る と し て ，こ こ で は 取 り 扱っていない。
(1)

操作・作業の同定
フォールトツリーでモデル化している全ての機器を対象に，プラント運転中及び停止中における操作・作業等を手順書類（定期試験
手順書，設備別運転手順書等）から抽出する。なお，プラント停止
中の作業として，緩和設備の点検作業があるが，点検作業終了前にプラント運転中の定期試験と同様の試運転を実施し，系統・機器の健全性を確認している。

(2)

スクリーニング
抽出した操作・作業等に対し，日本原子力学会標準「原子力発電所の停止状態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準（レベ ル 1PSA 編 ）： 2010」（ 以 下 「 学 会 標 準 」 と い う 。） に 基 づ き ， 以 下に示すスクリーニング基準を設け，スクリーニングできない操作・作業等について，起因事象発生前の人的過誤として定義する。

ａ．系統の要求に対して機器の調整が自動的に行われるもの。
ｂ．中央制御室にて機器の状態表示が確認でき，その状態が日常的に確認されており，かつ調整が可能なもの。
ｃ．実施されている保守後の機能試験により，誤調整が明らかにな

添付 3.1.2.7-2-1

るもの。
ｄ．当初の操作の後，チェックリストに基づく独立した機器の状態
確 認 が あ る も の （ Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ − １ ７ ９ ２ を 参 考 に 設 定 ※ ）。
※：学会標準に本スクリーニング基準に関する記載はないが，
ＮＵＲＥＧ−１７９２を参考に，従属性のない独立した確認が別途実施されている場合においては，起因事象発生前の人的過誤を除外できるものとして設定している。
ｅ．機器の状態確認が頻繁に実施されているもの。

本ＰＲＡで評価対象とした全ての系統について検討した結果，停止時特有の起因事象発生前の人的過誤は抽出されず，出力運転時と同 様 に 以 下 の 人 的 過 誤 が 抽 出 さ れ た 。な お ，ス ク リ ー ニ ン グ 基 準 ｄ ．
のみで除外した起因事象発生前の人的過誤はなかった。
・手動弁に対する開け忘れ／閉め忘れ
・定期試験において非常用ＤＧを母線に並列させる際に手動でガバナ類の調整を行うが，試験後の待機状態（自動投入可能な設定）への復旧に失敗する。
起因事象発生前の人的過誤の抽出結果のうち，非常用ＤＧの例を
表 1 に示す。

添付 3.1.2.7-2-2

表 1

起因事象発生前の人的過誤の抽出結果（非常用ＤＧの例）対象とした操作・作業等とスクリーニング結果

起因事象発生前の人的過誤の抽出結果

機器種類

人的過誤のモード

運転中の試験等に伴う操作等に起因

プラント停止中の操作等に起因モデル化の（定期試験手順等）（設備別手順書，定期試験手順等）

要否

操作・作業等

除外理由

操作・作業等

除外理由

試験時の運転操作

除外ルールｂ．

試験時の運転操作

除外ルールｂ．

待機（自動）への復
非常用ＤＧ本体否

旧失敗
通常状態への復旧
非常用ＤＧガバナ

除 外 ル ー ル に
試験時の手動操作失敗

除 外 ル ー ル に
試験時の手動操作

該当しない

要
該当しない

添付 3.1.2.7-2-3

非常用ＤＧ
待機への復旧失敗

試験時の運転操作

除外ルールｂ．

試験時の運転操作

除外ルールｂ．

否

非常用ＤＧ空調機

待機への復旧失敗

試験時の運転操作

除外ルールｂ．

試験時の運転操作

除外ルールｂ．

否

非常用ＤＧ

待機（弁開）への復点検後の待機状態

除 外 ル ー ル になし−
への復旧操作該当しない

燃料油移送ポンプ

冷却水ライン手動弁

旧失敗

要添付資料 3.1.2.7-3
人的過誤に係わる認知失敗の考え方について(1)

本ＰＲＡにおける認知失敗の設定の考え方について
ａ．残留熱除去系の故障，外部電源喪失
残留熱除去系の故障及び外部電源喪失が発生した場合の認知失敗については，ＴＡＦが露出するまでの余裕時間が最も短いＰＯ
Ｓ − Ｓ で も 4時 間 以 上 あ り ，崩 壊 熱 除 去 機 能 が 喪 失 し て い る こ と の認知に失敗することは想定し難いため，認知失敗は考慮していない。
ｂ．原子炉冷却材の流出(a)

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ
ＲＨＲ切替はウェル満水時に実施される場合と通常水位で実施される場合が考えられる。ウェル満水時の場合は，ＴＡＦ露出までの余裕時間が長く，冷却材流出の認知に失敗する可能性は極めて低いと考えられることから，冷却材流出の認知失敗は考慮していない。通常水位の場合は，余裕時間をＴＡＦ到達までの 3 時間として，以下の人的過誤を考慮し，認知失敗確率を
1.8E-7／ d と 設 定 し た 。
・ＲＨＲ切替操作時のプラント状態の確認失敗
手 順 書 （ 10 項 目 以 下 ） 中 の 1 項 目 を 省 い て し ま う 人 的 過 誤確率・管理者のプラント状態チェック失敗
手順書を用いて行う慣例的な点検（作業）の作業ミスを発見しそこなう人的過誤確率を用い，これに低従属を考慮し評価
添付 3.1.2.7-3-1

・原子炉水位認知失敗
運転員がプラント異常として原子炉水位低下を認知すること を 想 定 し ，3 時 間 の 余 裕 時 間 に 対 す る 認 知 失 敗 確 率 を 評 価

項目

平均値

ＲＨＲ切替操作時の−中央値
2. 0E -03

プラント状態の確認

備考
ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８
Ｔａｂｌｅ２０−７（１）失敗
管理者のプラント状−

1. 5E -01

態チェック失敗ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８
Ｔａｂｌｅ２０−２２（１）の人
的 過 誤 確 率 0 .1 に 低 従 属 を 考 慮

原子炉水位認知失敗−

4. 6E -05

（3 時間）

ＲＨＲ切替時のＬＯ

ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８
Ｔａｂｌｅ２０−３

1.8E -07−

E F： 42. 7

ＣＡにおける運転員
認知失敗確率(b)

ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ
ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡが発生した場合の認知失敗については，中央制御室の運転員による原子炉水位低下の認知失敗の他に，ブロー先である廃棄物処理設備（ＮＲ／Ｗ）制御室の運転員による認知失敗をモデル化している。ＣＵＷブロー時の認知に対する余裕時間をＴＡＦ到達までの 3 時間として，以下の
人 的 過 誤 を 考 慮 し ， 認 知 失 敗 確 率 を 3.0E-7／ d と 設 定 し た 。
・中央制御室運転員認知失敗
中央制御室運転員がプラントの異常として原子炉水位低下を 認 知 す る こ と を 想 定 し ，3 時 間 の 余 裕 時 間 に 対 す る 認 知 失
敗確率を評価・ＮＲ／Ｗ制御室運転員認知失敗
添付 3.1.2.7-3-2

ＮＲ／Ｗ制御室運転員がプラントの異常として廃棄収集タ
ン ク 等 の 水 位 高 を 認 知 す る こ と を 想 定 し ，3 時 間 の 余 裕 時 間に対する認知失敗確率を評価

項目
中央制御室

平均値
−

中央値
9. 2E -05

運転員認知失敗

備考
ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８
Ｔａｂｌｅ２０−３（3 時間）
ＮＲ／Ｗ制御室運転−

4. 6E -05

員認知失敗

ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８
Ｔａｂｌｅ２０−３（3 時間）
ＣＵＷブロー時のＬ

3.0E -07−

E F： 122 .7

ＯＣＡにおける運転員認知失敗確率(c)

ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ，ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ
ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ及びＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡが発生した場合の認知失敗については，現場作業に伴う人的過誤で発生する事象であるため作業員が必ず気づくことを考慮し，本ＰＲＡでは認知失敗を考慮していない。

(2)

認知失敗確率に対する感度解析
ａ．残留熱除去系の故障，外部電源喪失(1)で 述 べ た と お り ，本 Ｐ Ｒ Ａ に お い て は ，残 留 熱 除 去 系 の 故 障及び外部電源喪失が発生した場合の認知失敗については，ＴＡＦ到達までとした余裕時間が十分長いことから考慮していない。この 認 知 失 敗 に つ い て ， 除 熱 系 緩 和 設 備 に 対 す る 余 裕 時 間 を 100℃
到達までの時間とし，注水系緩和設備に対する余裕時間をＴＡＦ
到達までの時間として評価した結果を表 1 に示す。なお，表 1 に添付 3.1.2.7-3-3

おける注水認知失敗確率は除熱認知に失敗する条件付き確率として 設 定 し て い る 。ま た ，余 裕 時 間 が 1500 分 を 超 え る 認 知 失 敗 に ついては，多数の警報，定時のパラメータチェック，巡視点検，直交代等の過誤回復手段があるため，必ず認知できるとした。
ｂ．原子炉冷却材の流出(a)

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ(1)で 述 べ た と お り ，本 Ｐ Ｒ Ａ に お い て は ，Ｒ Ｈ Ｒ 切 替 時 の Ｌ
ＯＣＡが発生した場合の認知失敗については，ＲＨＲ切替操作
後の確認段階における操作運転員による認知及び管理者の過誤回復，その後の余裕時間内における運転員認知について期待できるものとして評価している。ただし，前者の操作後の認知及びその過誤回復については，起因事象発生頻度を評価する際に考慮した人的過誤との従属性に対する不確かさが考えられるため，保守的に期待しないとして評価した場合，認知失敗確率は
9.2E-05／ d と な っ た 。

○通常水位
項目

平均値

原子炉水位認知失敗−

中央値
4. 6E -05

（3 時間）
ＲＨＲ切替時のＬＯ

備考
ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８
Ｔａｂｌｅ２０−３

9.2E -05−

E F を 30 と 設 定

ＣＡにおける運転員
認知失敗確率

また，ウェル満水時のＲＨＲ切替時のＬＯＣＡの認知失敗確率についても同様に評価した場合，ＴＡＦ到達までの余裕時間（ 22 時 間 ） 内 に お け る 認 知 失 敗 確 率 は 2.2E-05／ d と な っ た 。
添付 3.1.2.7-3-4

○ウェル満水
項目

平均値

原子炉水位認知失敗−

中央値
1. 1E -05

（ 22 時 間 ）ＲＨＲ切替時のＬＯ

備考
ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８
Ｔａｂｌｅ２０−３

2.2E -05

E F を 30 と 設 定

ＣＡにおける運転員
認知失敗確率(3)

感度解析ケースの炉心損傷頻度(2)で 算 出 し た 各 認 知 失 敗 確 率 を 用 い て 炉 心 損 傷 頻 度 を 評 価 し た
結 果 を 表 2， 図 1 及 び 図 2 に 示 す 。 ま た ， ベ ー ス ケ ー ス の 炉 心 損 傷
頻 度 を 表 3 に 示 す 。感 度 解 析 ケ ー ス の 全 炉 心 損 傷 頻 度 は ，約 5.6E-6／ 炉 年 で あ り ， ベ ー ス ケ ー ス の 約 1.1 倍 と な っ た 。 こ れ は 主 に ， Ｒ
ＨＲ切替時のＬＯＣＡの認知失敗確率が増加したことの影響によるもので，全炉心損傷頻度に対するＲＨＲ切替時のＬＯＣＡの寄与割
合 も 0.1％ 未 満 か ら 約 8.0％ へ 増 加 し た 。な お ，本 Ｐ Ｒ Ａ で は モ デ ル
化していないが，冷却材流出時のＲＨＲ自動隔離信号に期待できる期間もあることから，本信号を考慮することでＲＨＲ切替時のＬＯ
ＣＡの炉心損傷頻度の低減が期待できる。
なお，残留熱除去系の故障及び外部電源喪失が発生した場合の除熱認知失敗及び注水認知失敗を考慮した影響は，崩壊熱除去機能喪失 （「 Ｒ Ｈ Ｒ 喪 失 」，「 Ｒ Ｈ Ｒ Ｓ 喪 失 」） 及 び 外 部 電 源 喪 失 の 炉 心 損 傷頻度が微増した程度であり，全炉心損傷頻度に対する大きな影響はなかった。

添付 3.1.2.7-3-5

表1

余裕時間の評価結果（「残留熱除去系の故障」及び「外部電源喪失」）
余裕時間

ＰＯＳ

除熱の必要性に対する注水の必要性に対する

認知失敗確率

認知失敗確率※２

除熱認知

注水認知※１（100℃到達）（ＴＡＦ到達）

[/h]

[/h]

Ｓ

0.5

3

5.3E-0310

1.5E-01Ａ

15

1.7E-0330

3.2E-01

平均値
[/d]

EF

平均値

EF

[/d]

1
1
※３

添付 3.1.2.7-3-6

Ｂ１

1

54

1.7E-03

30

−

Ｂ２

2

92

1.0E-03

30

−※３

Ｂ３

3

109

7.8E-04

30

−※３

Ｂ４

4

157

6.3E-04

30

−※３

Ｂ５

5

177

5.4E-04

30

−※３

Ｂ６

5

203

5.4E-04

30

−※３

Ｃ１

6

37

4.7E-04

30

−※３

Ｃ２

6

40

4.7E-04

30

−※３

Ｄ

7

42

4.2E-0430−※３※1：操作時間 30 分を考慮
※2：除熱認知に失敗する条件付き確率※3：25 時間以上の時間余裕がある場合は，多数の警報，定時のパラメータ―チェック，巡視点検，直交代等の過誤回復が手段あるため，認知失敗を考慮しない

表2

起因事象別・ＰＯＳ別炉心損傷頻度内訳表（感度解析）

ＰＯＳ

Ｓ

Ａ

Ｂ1

Ｂ2

Ｂ3

Ｂ4

Ｂ5

Ｂ6

Ｃ1

Ｃ2

Ｄ

日数

1 日間

2 日間

5 日間

3 日間

14 日間

8 日間

12 日間

13 日間

8 日間

9 日間

7 日間

5.0E-08

6.7E-08

2.5E-07

1.6E-07

7.1E-07

2.5E-12

6.4E-10

7.4E-13

4.5E-13

4.2E-124.0E-13(5.0E-08)(3.4E-08)(5.0E-08)(5.3E-08)(5.1E-08)(3.1E-13)(5.4E-11)(5.7E-14)(5.6E-14)(4.7E-13)(5.8E-14)

4.5E-08

6.0E-08

2.2E-07

1.4E-07

6.3E-07

2.2E-12

1.5E-11

2.8E-13

1.7E-13

2.2E-12

1.5E-13(4.5E-08)(3.0E-08)(4.5E-08)(4.7E-08)(4.5E-08)(2.8E-13)(1.3E-12)(2.2E-14)(2.2E-14)(2.5E-13)(2.2E-14)

5.6E-09

7.6E-09

2.8E-08

1.7E-08

7.9E-08

2.8E-13

6.3E-10

4.6E-13

2.8E-132.0E-12

2.5E-13(5.6E-09)(3.8E-09)(5.6E-09)(5.8E-09)(5.6E-09)(3.5E-14)(5.2E-11)(3.5E-14)(3.5E-14)(2.2E-13)(3.6E-14)

2.1E-08

2.9E-088.0E-07

7.8E-07

2.2E-06

3.0E-09

4.4E-09

4.7E-09

3.0E-09

3.8E-08

2.5E-09(2.1E-08)(1.5E-08)(1.6E-07)(2.6E-07)(1.6E-07)(3.7E-10)(3.7E-10)(3.6E-10)(3.7E-10)(4.2E-09)(3.6E-10)−−−

4.4E-08−−

4.4E-08−

2.9E-11

1.8E-07

ＲＨＲ切替

−

−

−

4.4E-08−−

4.4E-08−−

ＣＵＷブロー

−

−

−

−

−

−

−

−

ＣＲＤ点検

−

−

−

4.5E-11−−−

ＬＰＲＭ点検−−−9.8E-14−−

合計(／ＰＯＳ)

7.1E-08

9.6E-08

1.0E-06

9.8E-07

2.9E-06

寄与割合

1.3％

1.7％

18.8％

17.6％

52.3％

合計
(／施設定期検査)寄与割合

1.2E-06

22.2％

1.1E-06

19.7％

1.4E-07

2.5％

3.9E-06

69.8％

1.8E-07

4.5E-078.0％

1.8E-07

1.8E-07

4.5E-078.0％

2.9E-11−

2.9E-11

5.8E-11

＜0.1％

−

−

−

−

4.5E-11

＜0.1％

−

−

−

−

−

9.8E-14＜0.1％

3.0E-09

4.9E-08

4.7E-09

3.0E-09

2.2E-07

1.8E-07

5.6E-06

−

＜0.1％

0.9％

＜0.1％

＜0.1％

3.9％

3.3％

−

100.0％

崩壊熱除去機能喪失

ＲＨＲ喪失

ＲＨＲＳ喪失外部電源喪失添付 3.1.2.7-3-7

原子炉冷却材の流出表3

起因事象別・ＰＯＳ別炉心損傷頻度内訳表（ベースケース）

ＰＯＳ

Ｓ

Ａ

Ｂ1

Ｂ2

Ｂ3

Ｂ4

Ｂ5

Ｂ6

Ｃ1

Ｃ2

Ｄ

日数

1 日間

2 日間

5 日間

3 日間

14 日間

8 日間

12 日間

13 日間

8 日間

9 日間

7 日間

5.7E-14

3.1E-13

2.5E-07

1.6E-07

7.1E-07

2.5E-12

6.4E-10

7.4E-13

4.5E-13

4.2E-124.0E-13(5.7E-14)(1.5E-13)(5.0E-08)(5.3E-08)(5.1E-08)(3.1E-13)(5.4E-11)(5.7E-14)(5.6E-14)(4.7E-13)(5.8E-14)

2.1E-14

4.7E-14

2.2E-07

1.4E-07

6.3E-07

2.2E-12

1.5E-11

2.8E-13

1.7E-13

2.2E-12

1.5E-13(2.1E-14)(2.3E-14)(4.5E-08)(4.7E-08)(4.5E-08)(2.8E-13)(1.3E-12)(2.2E-14)(2.2E-14)(2.5E-13)(2.2E-14)

3.5E-14

2.6E-13

2.8E-08

1.7E-08

7.9E-08

2.8E-13

6.3E-10

4.6E-13

2.8E-132.0E-12

2.5E-13(3.5E-14)(1.3E-13)(5.6E-09)(5.8E-09)(5.6E-09)(3.5E-14)(5.2E-11)(3.5E-14)(3.5E-14)(2.2E-13)(3.6E-14)

3.7E-10

7.3E-108.0E-07

7.8E-07

2.2E-06

3.0E-09

4.4E-09

4.7E-09

3.0E-09

3.8E-08

2.5E-09(3.7E-10)(3.7E-10)(1.6E-07)(2.6E-07)(1.6E-07)(3.7E-10)(3.7E-10)(3.6E-10)(3.7E-10)(4.2E-09)(3.6E-10)−−−

4.6E-11−−

7.3E-17−

2.9E-11

4.1E-11

ＲＨＲ切替

−

−

−

4.2E-13−−

7.3E-17−−

ＣＵＷブロー

−

−

−

−

−

−

−

−

ＣＲＤ点検

−

−

−

4.5E-11−−−

ＬＰＲＭ点検−−−9.8E-14−−

合計(／ＰＯＳ)

3.7E-10

7.3E-101.0E-06

9.4E-07

2.9E-06

寄与割合

＜0.1％

＜0.1％

21.1％

18.9％

58.8％

合計
(／施設定期検査)寄与割合

1.1E-06

22.6％

9.9E-0720.0％

1.2E-07

2.5％

3.8E-06

77.4％

7.1E-10

1.9E-10＜0.1％

4.1E-11

4.1E-11

8.3E-11＜0.1％

2.9E-11−

2.9E-11

5.8E-11

＜0.1％

−

−

−

−

4.5E-11

＜0.1％

−

−

−

−

−

9.8E-14＜0.1％

3.0E-09

5.1E-09

4.7E-09

3.0E-09

3.8E-08

2.6E-09

5.0E-06

−

＜0.1％

0.1％

＜0.1％

＜0.1％

0.8％

＜0.1％

−

100.0％

崩壊熱除去機能喪失

ＲＨＲ喪失

ＲＨＲＳ喪失外部電源喪失添付 3.1.2.7-3-8

原子炉冷却材の流出

1.0E-04
1.0E-05

ベースケース
感度解析

添付 3.1.2.7-3-9

炉心損傷頻度（／定期検査）

1.0E-06
1.0E-07
1.0E-08
1.0E-09
1.0E-101.0E-11
1.0E-121.0E-13
1.0E-14

事故シーケンスグループ

図 1

感度解析結果（炉心損傷頻度の比較）

ＣＵＷブロー時
ＣＲＤ点検時の
のＬＯＣＡ
ＬＯＣＡ
＜0.1%
＜0.1%

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ＜0.1%

ＲＨＲＳ喪失2.5%

ＬＰＲＭ点検時
のＬＯＣＡ
＜0.1%

ＣＵＷブロー
時のＬＯＣＡ<0.1%

ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ
8.0%

ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ<0.1%
ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ<0.1%

ＲＨＲＳ喪失2.5%

添付 3.1.2.7-3-10

ＲＨＲ喪失
20.0%

ＲＨＲ喪失
19.7%

外部電源喪失77.4%

ベースケース
図 2

外部電源喪失69.8%

感度解析

感度解析結果（事故シーケンスグループ別の寄与割合）

3.2

外部事象ＰＲＡ

3.2.1

地震ＰＲＡ

地震ＰＲＡは，一般社団法人日本原子力学会が発行した「原子力発電所の地震を起因とした確率論的安全評価実施基準：2007」（以下「地震ＰＳＡ学会標準」という。）を参考に評価を実施し，各実施項目については「ＰＲＡの説明における参照事項」（原子力規制庁

平成 25 年 9 月）の記載事項への適合性を確認した。地震ＰＲＡの評価フローを第 3.2.1-1 図に示す。
なお，今回の地震ＰＲＡでは，地震単独の影響のみを評価しており，地震に随伴する津波（重畳事象）等は対象としていない。

3.2.1.1(1)

対象プラントと事故シナリオ対象とするプラントの説明
ａ．サイト・プラント情報の収集・分析
内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡにおいて収集した設計，運転・保守管理の情報に加え，地震ＰＲＡを実施するために，プラントの耐震設計やプラント配置の特徴等を踏まえて，地震固有に考慮すべき関連情報を追加で収集・分析した。収集した情報及び情報源を第 3.2.1.1-1 表に示す。なお，関連設計図書等で確認できない事項についてはプラントウォークダウンにて確認した。

ｂ．機器・系統の配置及び形状・設備容量
主要な機器・系統の配置及び形状・設備容量は 3.1.1 内部事象出力運
転時レベル１ＰＲＡにて記載した内容と同様である。

3.2.1-1

ｃ．プラントウォークダウン(a)プラントウォークダウンの実施手順
机上検討では確認が難しいプラント情報を取得すること及び検討した事故シナリオの妥当性を確認することを目的として，以下の観点か
らプラントウォークダウンを実施した。（添付資料 3.2.1.1-1）

(b)

ⅰ)

耐震安全性の確認

ⅱ)

二次的影響の確認

プラントウォークダウン対象の建屋・構築物，機器選定
プラントウォークダウンの対象設備は，基本的に地震ＰＲＡの評価
対象設備の全てとしている。ただし，以下を考慮している。

ⅰ)

重要事故シーケンス選定を目的とした地震ＰＲＡの評価作業を行う上で調査対象とすべき設備かの観点

ⅱ)

プラントウォークダウンが有効かつ可能な設備かの観点
・配管系，ケーブルトレイは，耐震設計法，据付方法が同様であることから，耐震安全性の確認においては以下による代表箇所を対象とする。
−配管系は，プラントウォークダウン対象弁付近の配管を対象とする。
−ケーブルトレイは，プラントウォークダウン対象電気品付近のものを対象とする。
・アクセスが困難な以下の設備（例えば，炉内構造物や格納容器
内設備であり，机上検討で信頼できる情報が得られる設備等）
は除外する。
−高線量エリア，汚染の程度が著しいエリアにある設備−確認する場合に通電部位へ接触するおそれがある設備
3.2.1-2

−高所・狭隘部にある設備
プラントウォークダウン評価対象設備の選定フローを第 3.2.1.1-1
図に示す。
(c)

プラントウォークダウンの実施結果
プラントウォークダウン用チェックシートに基づき，上記(b)で選定した設備を対象に調査を実施した。その結果，調査対象に対する耐震安全性や二次的影響に関して問題はなく，フラジリティ評価及びシステム評価において新たに考慮する事項がないことを確認した。プラントウォークダウンの実施結果の例を第 3.2.1.1-2 図に示す。

ｄ．今回実施した地震ＰＲＡの前提条件等について
今回実施した地震ＰＲＡについて，主に留意すべき点について以下に示す。
(a)

評価の前提条件について・起因事象に対する対応は，設計基準対象施設による対応を基本とし，これまでに整備したＡＭ策及び緊急安全対策並びに重大事故等対処設備については，期待しないものとする。
・耐震重要度Ｂ又はＣクラスの機器は基本的には期待しない。ただし，安全設備の使命時間内の機能維持に必要となる燃料移送系設
備は評価対象とする。（添付資料 3.2.1.1-2）
・外部電源喪失は，開閉所設備の碍子部の損傷により発生するものとする。
・地震時には，機器及び電源の復旧は不可能とし，外部電源喪失時の外部電源復旧に期待しない。
・評価地震動範囲は 0.16G〜3.00G（解放基盤面上の加速度）とす
3.2.1-3

る。
・津波及び地震随伴の火災，溢水が建屋，機器及び緩和機能に及ぼす影響は考慮せず，地震の影響のみ評価する。
(b)

地震の影響について・相関性が考えられる設備は，地震の影響により同時に損傷する（完全相関）と仮定する。

(2)

地震により炉心損傷に至る事故シナリオと分析
ａ．事故シナリオの概括的な分析・設定収集したプラント関連情報及びプラントウォークダウンによって得られた情報を用いて，事故シナリオを広範に分析し，事故シナリオを設定した。事故シナリオの設定に当たっては，地震起因による安全機能を有する建屋・構築物，機器の損傷が炉心損傷事故に直接つながりうる事故
シナリオだけでなく，安全機能への間接的影響，余震による地震動の安全機能への影響，経年変化を考慮した場合の影響を考慮した。
なお，地震ＰＲＡの評価地震動範囲は，原子炉自動停止となる信号の設定点（スクラム設定値）を目安に 0.16G 以上とした。
上記の事故シナリオのうち，安全機能への間接的影響，余震による地震動の安全機能への影響及び経年変化を考慮した場合の影響を考慮した
事故シナリオについてはスクリーニングを行った。
事故シナリオに対するスクリーニング結果を第 3.2.1.1-2 表に示す。

ｂ．起因事象の選定
地震時特有の影響及び内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡで考慮している起因事象との関係を考慮し，事故シーケンス評価の対象となる起因
3.2.1-4

事象を第 3.2.1.1-3 図に示すフローを用いて，以下の通り抽出した。
（添付資料 3.2.1.1-5）
・原子炉建屋損傷
・格納容器損傷
・原子炉圧力容器損傷
・格納容器バイパス・原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ）
・計装・制御系喪失
・直流電源喪失
・交流電源喪失
・外部電源喪失・過渡事象

ｃ．建屋・機器リストの作成選定した起因事象の要因となる建屋・構築物，機器及び起因事象が発生した場合の緩和設備に係る建屋・構築物，機器を抽出し，地震ＰＲＡ
で対象となる建屋・機器リストを作成した。第 3.2.1.1-3 表に建屋・機器リストを示す。

3.2.1.2(1)

確率論的地震ハザード

確率論的地震ハザード評価の方法
地震ＰＳＡ学会標準の方法に基づき評価を行う。

(2)

確率論的地震ハザード評価に当たっての主要な仮定
ａ．震源モデルの設定
3.2.1-5

震源モデルは，以下のとおり特定震源モデルと領域震源モデルを設定する。それぞれの震源モデルにおいて，当社の調査結果等に基づき設定した震源モデル（以下「調査モデル」という。）の他，地震調査研究推進本部の知見を参考に設定した震源モデル（以下「推本参考モデル」という。）をロジックツリーで考慮する。
(a)

特定震源モデルⅰ)

内陸地殻内地震調査モデルについては，敷地周辺の震源として考慮する活断層等の他，活断層研究会編（1991）に掲載されている活断層に基づいて評価する。推本参考モデルについては，地震調査研究推進本部（2012）で考慮されている活断層を評価対象とする。敷地周辺の考慮する活断層の分布及び諸元をそれぞれ第 3.2.1.2-1 図，第3.2.1.2-2 図及び第 3.2.1.2-1 表，第 3.2.1.2-2 表に示す。

ⅱ)

海溝型地震
調査モデルでは，関東地震及び東北地方太平洋沖型の地震を，推本参考モデルでは関東地震，茨城県沖で発生する地震（繰り返し発生する地震）及び東北地方太平洋沖型の地震を特定震源として扱う。調査モデル及び推本参考モデルで考慮している特定震源の震源位置及び諸元を第 3.2.1.2-3 図，第 3.2.1.2-4 図及び第3.2.1.2-3 表，第 3.2.1.2-4 表に示す。

(b)

領域震源モデル領域震源モデルについては，内陸地殻内地震及び海溝型地震を考慮する。調査モデルについては，垣見他（2003）を参照して領域区分し，各領域の最大マグニチュードを領域内の過去の地震の最大値を基に設定する。推本参考モデルについては，地震調査研究推進本
3.2.1-6

部（2012）に基づいて領域区分及び各領域の最大マグニチュードを設定する。内陸地殻内地震及び海溝型地震の領域区分を第 3.2.1.2-5
図から第 3.2.1.2-9 図に示す。
ｂ．地震動伝播モデル
東北地方太平洋沖型地震については，断層モデルを用いた手法を用いる。それ以外の震源については，Noda et al.（2002）の方法を用い，第 3.2.1.2-10 図から第 3.2.1.2-12 図に示す領域については地震観測記
録による補正係数を考慮する。

ｃ．ロジックツリーの作成
ロジックツリーは，震源モデル及び地震動伝播モデルの設定において，
地震ハザード評価に大きな影響を及ぼす要因に基づいて作成する。震源
モデルについては前述のとおり，調査モデルと推本参考モデルをロジッ
クツリーで考慮する。作成したロジックツリーを第 3.2.1.2-13 図に，重みの考え方について第 3.2.1.2-5 表に示す。

(3)

確率論的地震ハザード評価結果
ａ．地震ハザード曲線
上記により評価した平均地震ハザード曲線を第 3.2.1.2-14 図に，フラクタイル地震ハザード曲線を第 3.2.1.2-15 図に示す。また，震源別の平均ハザード曲線を第 3.2.1.2-16 図に示す。

ｂ．一様ハザードスペクトル
一様ハザードスペクトルと応答スペクトルに基づく手法による基準地
震動Ｓ Ｓ −Ｄ１及び断層モデルを用いた手法による基準地震動Ｓ Ｓ −１
3.2.1-7

１〜Ｓ Ｓ −２２との比較を第 3.2.1.2-17 図に示す。基準地震動Ｓ Ｓ −Ｄ
１の年超過確率は 10−４ から 10−５ 程度である。基準地震動Ｓ Ｓ −１１からＳ Ｓ −２２の年超過確率は基準地震動Ｓ Ｓ −Ｄ１を超過する周期帯で10 −４ から 10 −６ 程度である。また，内陸地殻内地震の領域震源モデルによる一様ハザードスペクトルと震源を特定せず策定する地震動に基づく
基準地震動Ｓ Ｓ −３１との比較を第 3.2.1.2-18 図に示す。基準地震動
Ｓ Ｓ −３１の年超過確率は 10 −４ から 10−６ 程度である。
一様ハザードスペクトルの算出のもととなる周期ごとの平均ハザード
曲線を第 3.2.1.2-19 図に示す。

ｃ．フラジリティ評価用地震動
フラジリティ評価用地震動は，年超過確率 10 − ５ の一様ハザードスペ
クトルに適合する模擬波とし，経時特性は Noda et al.（2002）に基づき地震 規模 Ｍ及び 等 価震源 距離 Xeq で 与え， それ ぞれＭ 7.6，Xeq＝25.7km とした。模擬波を第 3.2.1.2-20 図に示す。

3.2.1.3-1(1)

建屋のフラジリティ

評価対象と損傷モードの設定
ａ．評価対象物
建屋のフラジリティ評価の対象は，第 3.2.1.1-3 表の建屋・機器リス
トに記載されたものとし，原子炉建屋とした。原子炉建屋の概略平面図
及び概略断面図をそれぞれ第 3.2.1.3-1-1 図及び第 3.2.1.3-1-2 図に示す。

ｂ．損傷モード及び部位の設定
3.2.1-8

建屋の要求機能喪失につながる支配的な構造損傷モード及び部位として，建屋の崩壊シーケンスを踏まえ，層崩壊を伴う耐震壁のせん断破壊を選定した。

(2)

フラジリティの評価方法の選択
フラジリティの評価方法として，「現実的耐力と現実的応答による方法（応答解析に基づく方法）」を選択した。評価手法は地震ＰＳＡ学会標準に準拠した手法とする。

(3)

フラジリティの評価上の主要な仮定
ａ．考慮する不確実さ要因
現実的耐力及び現実的応答の偶然的不確実さ（以下「β Ｒ 」という。）と認識論的不確実さ（以下「β Ｕ 」という。）については，地震ＰＳＡ
学会標準に基づき評価した。考慮する不確実さ要因の例を第 3.2.1.31-1 表に示す。

ｂ．損傷評価の指標
損傷評価の指標については，耐震壁のせん断破壊の程度を表すことができる指標として，せん断ひずみを選定した。

(4)

フラジリティの評価における耐力情報
現実的耐力である損傷限界時のせん断ひずみの平均値と変動係数は地震ＰＳＡ学会標準に示されたボックス壁の実験結果に基づく値を用いることとし，対数正規分布を仮定した。損傷限界点の現実的な値を第 3.2.1.31-2 表に示す。
3.2.1-9(5)フラジリティの評価における応答情報
現実的応答については，現実的な物性値に基づく地震応答解析を入力レ
ベルごとに実施することにより評価を行った。現実的な物性値は地震ＰＳ
Ａ学会標準に基づき算出し，対数正規分布を仮定した。損傷評価の指標である耐震壁のせん断破壊に対しては水平動が支配的であることから，水平動による評価を行うこととした。
ａ．入力地震動
入力地震動は第 3.2.1.2-19 図に示す模擬地震波を入力レベルごとに係数倍したものとした。（最大 1,500cm／s２ ）ｂ．現実的な物性値と応答解析モデル
東海第二発電所の地盤物性値を第 3.2.1.3-1-3 表に，原子炉建屋の物
性値を第 3.2.1.3-1-4 表にそれぞれ示す。応答解析に用いる現実的な物
性は，地震ＰＳＡ学会標準に示された評価方法に基づき算出した。評価
方法を第 3.2.1.3-1-5 表に示す。
原子炉建屋の解析モデル及び解析モデル諸元を第 3.2.1.3-1-3 図及び第 3.2.1.3-1-6 表に，地盤ばね定数と減衰係数を第 3.2.1.3-1-7 表に示す。

ｃ．現実的応答
現実的応答は，地震ＰＳＡ学会標準に準拠してコンクリート強度，支持地盤のせん断波速度及び建屋の減衰定数を変動パラメータとし，対数正規分布を仮定して２点推定法による応答解析を行い，最大応答せん断
ひずみの中央値と対数標準偏差を算出した。
3.2.1-10

(6)建屋のフラジリティ評価結果
現実的耐力と現実的応答よりフラジリティ曲線とＨＣＬＰＦ（低い損傷確率（5％損傷確率）であることが高い信頼度（95％信頼度）で推定できる地震加速度）を算出した。フラジリティ曲線は，原子炉建屋を構成する
全要素のうち，ＨＣＬＰＦが最小となる要素で代表させることとした。ここに，損傷確率は，現実的応答が現実的耐力を上回る確率である。選定した要素の各入力レベルでの損傷確率は，対数正規累積分布関数により近似
し，信頼度毎の連続的なフラジリティ曲線を算出した。
原子炉建屋のフラジリティ曲線を第 3.2.1.3-1-4 図に示す。またＨＣＬＰＦについては第 3.2.1.1-3 表の建屋・機器リストに示す。

3.2.1.3-2(1)

屋外重要土木構造物のフラジリティ

評価対象と損傷モードの設定
ａ．評価対象物
屋外重要土木構造物のフラジリティ評価の対象は，第 3.2.1.1-3 表の建屋・機器リストに記載されたものとし，海水ポンプ室とした。海水ポ
ン プ 室 の 平 面 図 及 び 断 面 図 を そ れ ぞ れ 第 3.2.1.3-2-1 図 及 び 第3.2.1.3-2-2 図に示す。

ｂ．損傷モード及び部位の設定
海水ポンプ室の要求機能喪失につながる支配的な構造損傷モードとして，非線形時刻歴応答解析による耐震評価に基づき，構造部材の曲げ破壊及びせん断破壊のうち，耐震裕度の観点からせん断破壊を損傷モードとして選定した。対象とする損傷部材は最も耐震性の低い構造部材とし3.2.1-11

た。

(2)

フラジリティの評価方法の選択
フラジリティの評価方法として，「現実的耐力と現実的応答による方法（応答解析に基づく方法）」を選択した。評価手法は地震ＰＳＡ学会標準に準拠した手法とした。

(3)

フラジリティの評価上の主要な仮定
ａ．考慮する不確実さ要因
現実的耐力及び現実的応答の偶然的不確実さβ Ｒ と認識論的不確実さ
β Ｕ については，地震ＰＳＡ学会標準に基づき評価した。考慮する不確
実さ要因の例を第 3.2.1.3-2-1 表に示す。

ｂ．損傷評価の指標
損傷評価の指標については，構造部材のせん断破壊の程度を表すことができる指標として，せん断力を選定した。

(4)

フラジリティの評価における耐力情報
現実的耐力は，「原子力発電所屋外重要土木構造物の耐震性能照査指針・マニュアル（土木学会，2005）」のせん断破壊に対する照査（材料非線形解析を用いる方法）による評価値を適用した。現実的耐力に含まれる
不確実さ要因は，地震ＰＳＡ学会標準を参考に，コンクリートの圧縮強度と鉄筋の降伏強度を考慮し，それぞれ実強度の調査結果，建設時の試験結果から対数正規分布を仮定した。現実的耐力に含まれるコンクリートの圧縮強度及び鉄筋の降伏強度の現実的な値を第 3.2.1.3-2-2 表に示す。
3.2.1-12(5)フラジリティの評価における応答情報
現実的応答については，現実的な物性値に基づく地震応答解析を入力レベルことに実施することにより評価を行った。現実的な物性値は地震ＰＳ
Ａ学会標準に基づき算出し，対数正規分布を仮定した。地震応答解析は地盤および構造物の非線形を考慮した有限要素法解析手法を用い，水平・鉛
直地震動を同時に入力した。

ａ．入力地震動
入力地震動は第 3.2.1.2-19 図に示す模擬地震波を入力レベルごとに係数倍したものとした（最大 1,579cm／s ２ （水平），1,001cm／s ２ （鉛直））。

ｂ．現実的な物性値と応答解析モデル
東海第二発電所の地盤物性値を第 3.2.1.3-2-3 表に，海水ポンプ室の物性値を第 3.2.1.3-2-4 表にそれぞれ示す。また，鋼管杭の断面諸元を
第 3.2.1.3-2-5 表に示す。応答解析に用いる現実的な物性は，応答への影響度が高い地盤物性を対象に地震ＰＳＡ学会標準に示された評価方法に基づき算出した。評価方法を第 3.2.1.3-2-6 表に示す。海水ポンプ室の解析モデルを第 3.2.1.3-2-3 図に示す。

ｃ．現実的応答
現実的応答は，地震ＰＳＡ学会標準に準拠して，第四紀層のせん断波
速度を変動パラメータとし，対数正規分布を仮定して２点推定法による応答解析を行い，これらの応答解析結果に基づき算出した。
3.2.1-13

(6)屋外重要土木構造物のフラジリティ評価結果
現実的耐力と現実的応答よりフラジリティ曲線とＨＣＬＰＦを算出した。
ここに，損傷確率は，現実的応答が現実的耐力を上回る確率である。選定した要素の各入力レベルでの損傷確率は，対数正規累積分布関数により近似し，信頼度毎の連続的なフラジリティ曲線を算出した。ＨＣＬＰＦは信頼度 95％のフラジリティ曲線をもとに算出した。
海水ポンプ室のフラジリティ曲線を第 3.2.1.3-2-4 図に示す。また，Ｈ
ＣＬＰＦについては第 3.2.1.1-3 表の建屋・機器リストに示す。

3.2.1.3-3(1)

機器のフラジリティ

評価対象と損傷モードの設定
機器のフラジリティ評価の対象を，第 3.2.1.1-3 表の建屋・機器リストに示す。損傷モードは評価対象機器の要求機能に応じ，構造損傷と機能損傷に分類し適切に設定する。
機器のフラジリティ評価のうち，タンク，熱交換器等の静的機器は，要求機能の喪失につながる延性破壊や脆性破壊等の構造損傷の観点からフラジリティ評価を実施する。また，電気盤類及びポンプ・弁等の動的機器は，
事故シーケンス評価上の要求機能に応じて構造損傷，動的機能限界や電気的機能維持限界等の機能損傷の観点からフラジリティ評価を実施し，当該機器のフラジリティとして用いることとする。
なお，構造強度に関する評価では，機器の本体・支持脚・基礎ボルト等の主要部位について耐震評価が実施されるが，部位間で裕度（例えば，設
計許容値／発生応力）が異なり，また，同一部位でも評価応力の種類（引張応力，曲げ応力，組合せ応力等）によって裕度が異なる。構造損傷に関
3.2.1-14

するフラジリティ評価では，これらの中から，最も裕度が低かった部位・評価応力に着目して強度に関する係数等を設定する。

(2)

フラジリティの評価方法の選択
フラジリティの評価方法として「現実的耐力と現実的応答による方法（以下「応答解析に基づく方法」という。）」，「現実的耐力と応答係数による方法（以下「原研法に基づく方法」という。）」及び「耐力係数と応答係数による方法（以下「安全係数法」という。）」の中から「安全係数法」を選択した。
「安全係数法」は後述の通り，地震応答解析結果，耐力係数及び応答係数により評価する。
耐力係数の評価で用いる現実的耐力は，構造損傷については材料強度の規格値等をもとに，機能損傷については試験結果又は解析結果をもとに，
地震ＰＳＡ学会標準等のフラジリティ評価で実績のある既往知見に基づき中央値や不確実さを設定し，算定している。この現実的耐力の評価法は，「応答解析に基づく方法」，「原研法に基づく方法」及び「安全係数法」
は本質的に同じであり，同等の精度を有している。また，耐力係数の評価で用いる設計応答値は，既工認等で実績のある応答値（耐震バックチェッ
クベース），もしくは，当該応答値を一様ハザードスペクトルによる耐震評価結果となるよう補正した応答値（裕度向上ベース）を用いている。
応答係数は，既工認等で実績のある機器の決定論的評価である応答解析
結果に基づき評価しているが，決定論的評価は保守性を有する線形範囲の評価を行っている。また，この応答解析に含まれる余裕や不確実さを，地震ＰＳＡ学会標準等のフラジリティ評価で実績のある既往知見に基づき設定していることから，「応答解析に基づく方法」と比較しても，遜色のな
3.2.1-15

い精度で現実的な応答を求めることができる。
なお，「安全係数法」は米国において，評価手法として提案され (1) ，約
40 プラントでの評価実績がある (2-4)。
以上より，米国での評価実績もあり，既往の応答評価結果がそのまま使用できる「安全係数法」を用いることとする。
評価手法は地震ＰＳＡ学会標準に準拠した手法とする。

(3)

フラジリティ評価上の主要な仮定（不確実さの設定，応答係数等）
機器フラジリティ評価とは，地震動の入力が増大し，評価対象機器が損傷に至る時点における最大地動加速度を評価尺度として表示するものである。このとき，最大地動加速度Ａをフラジリティ加速度と称し，機器フラジリティ評価ではこれを確率量として扱い，以下の式で表す。
Ａ＝Ａｍ・ε Ｒ ・ε Ｕ
ここで，Ａｍ：フラジリティ加速度中央値（50％損傷確率に対する最大加速度の中央値）
ε Ｒ ：中央値に対する偶然的不確実さを示す確率密度分布。中央値を1.0 として対数標準偏差β Ｒ である対数正規分布を仮定する。
ε Ｕ ：中央値に対する認識論的不確実さを示す確率密度分布。中央値を1.0 として対数標準偏差β Ｕ である対数正規分布を仮定する。
フラジリティ加速度Ａを対数正規累積分布関数で示したものが機器フラジリティ曲線である。
なお，フラジリティ評価では，直接Ａｍ，ε Ｒ ，ε Ｕ からフラジリティ
加速度を算定せず，一般に安全係数の概念を用いて下式の様に算定する。
Ａｍ＝Ｆ×Ａ ｄ（式 3.2.1-1）
3.2.1-16

ここで，Ａｍ：フラジリティ加速度中央値
Ｆ：安全係数（裕度）

Ａ ｄ ：基準地震動Ｓ Ｓ の最大地動加速度，もしくは，一様ハザードスペ
クトルに適合する模擬地震波の最大地動加速度（式 3.2.1-1）の安全係数（裕度）は，（式 3.2.1-2）のように基準とする地震動による現実的な応答に対する機器の現実的な耐力の割合で定義されるが，（式 3.2.1-3）のように評価対象機器の設計応答値に対する現実的な応答の割合（応答に関する安全係数）と現実的な耐力に対する設計
応答値の割合（耐力に関する安全係数）に分離して評価する。
ただし，入力地震動に対する機器の応答には，機器自身の応答に加えて建屋の応答が影響することから，応答に関する係数は機器応答係数と建屋応答係数に分割して評価する。

Ｆ＝現実的な耐力現実的な応答＝

設計応答値
現実的な応答（式 3.2.1-2）

×

現実的な耐力
設計応答値

応答に関する係数

耐力に関する係数∴Ｆ＝Ｆ Ｃ ×Ｆ ＲＥ ×Ｆ ＲＳ（式 3.2.1-3）

ここで，Ｆ Ｃ ：耐力係数
Ｆ ＲＥ ：機器応答係数
Ｆ ＲＳ ：建屋応答係数
耐力係数Ｆ Ｃ ，機器応答係数Ｆ Ｒ Ｅ 及び建屋応答係数Ｆ Ｒ Ｓ は，それぞれ以下に示す係数に分離して評価する。これらの係数は，フラジリティ評価
3.2.1-17

上に存在する各種の不確実さ要因を評価したものであり，全て対数正規分
布する確率量と仮定する。不確実さ要因の整理結果を第 3.2.1.3-3-1 表に示す。
Ｆ Ｃ ＝Ｆ Ｓ ・Ｆ μ
ここで，Ｆ Ｓ ：強度係数
Ｆ μ ：塑性エネルギ吸収係数
Ｆ ＲＥ ＝Ｆ ＳＡ ・Ｆ Ｄ ・Ｆ Ｍ ・Ｆ ＭＣ
ここで，
Ｆ ＳＡ ：スペクトル形状係数
Ｆ Ｄ ：減衰係数
Ｆ Ｍ ：モデル化係数
Ｆ ＭＣ ：モード合成係数
Ｆ ＲＳ ＝Ｆ １ ・Ｆ ２ ・Ｆ ３
ここで，Ｆ １ ：解放基盤表面の地震動に関する係数
Ｆ ２ ：建屋への入力地震動に関する係数
Ｆ ３ ：建屋の地震応答に関する係数(4)

フラジリティ評価における耐力情報
耐力値は，その評価部位に使われる部材のＪＳＭＥ「発電用原子力設備
規格設計・建設規格（2005 年版）」（JSME S NC1-2005）に記載されている許容値を適用した。確率分布については，中央値に関する不確実さの要
素について，加振試験結果や文献値，工学的判断等によって評価し，β Ｒ ，
β Ｕ として定量化した。
3.2.1-18

(5)フラジリティ評価における応答情報
設計応答値は，建屋・構築物の非線形地震応答解析及び機器の線形地震応答解析による機器評価部位における発生応答等を設定した。地震動は耐震バックチェック評価用地震動（600Gal）を基本とするが，建屋・構築物の非線形応答を精度よく評価する場合は，図 3.2.1.2-19 に示す一様ハザー
ドスペクトルに適合する模擬地震波を，年超過確率 10−６ の入力レベルとなるよう係数倍した地震動（1,579Gal）を用いる。確率分布については，中央値に関する不確実さの要素について，加振試験結果や文献値，工学的判断等によって評価し，β Ｒ ，β Ｕ として定量化した。

(6)

機器のフラジリティ評価結果
機器フラジリティ評価結果を第 3.2.1.1-3 表に示す。
機器フラジリティ評価は，その評価上の特徴を踏まえ，「大型機器」，「静的機器」，「動的機器」，「電気盤・計装」及び「配管」の５グルー
プに分類した。また，グループごとに代表機器を抽出し，その評価の具体例を以下に示す。各グループの代表機器はＦＶ重要度を参照し，抽出した。
なお，５グループの分類の考え方については以下のとおりである。
大型機器：原子炉圧力容器等で，多質点時刻歴解析評価が主となる機器の構造損傷静的機器：上記大型機器以外で，スペクトルモーダル解析または静的評価が主となる機器の構造損傷
動的機器：ポンプ，内燃機関，電動弁等の動的機器の機能損傷
電気盤・計装：電気盤，計装品等の電気的機器の機能損傷
配管：配管・サポート等の構造損傷
3.2.1-19

ａ．大型機器（原子炉圧力容器）
評価対象機器の耐震評価条件を以下に示す。
・評価対象機器：原子炉圧力容器
・設置位置：原子炉建屋
・耐震重要度クラス：Ｓ・固有振動数：20Hz 以上・各部位の耐震バックチェック評価用地震動Ｓ Ｓ （600Gal）に対する発生応力
・評価対象部位：蒸気乾燥器支持ブラケット付根部
・評価応力：一次膜応力＋一次曲げ応力
下表に，原子炉圧力容器の蒸気乾燥器支持ブラケットの耐震評価結果を示す。これを基にフラジリティを算出した。

表

原子炉圧力容器の蒸気乾燥器支持ブラケットの耐震評価結果

評価部位

材

蒸気乾燥器支持ブラケット付根部

(a)
ⅰ)

料

SUSF304

評価応力
一次膜応力＋
一次曲げ応力耐力係数Ｆ Ｃ の評価
強度係数Ｆ Ｓ の評価
本係数は，次式により評価する。

ＦＳ

sＣ sＮ
sＴ sＮ

ここで，
3.2.1-20

許容値

発生応力

(MPa)

(MPa)

391

105

裕度
3.72

σ Ｃ ：限界応力の中央値
σ Ｔ ：地震時発生応力
σ Ｎ ：通常運転時応力
蒸気乾燥器支持ブラケットの材質は SUSF304 であることから，限界応力としてＪＳＭＥ「発電用原子力設備規格設計・建設規格（2005 年度版）」第Ⅰ編付録図表 Part5 の引張応力Ｓｕ＝391MPa（評価温度 302℃）を採用する。
上記規格値に含まれる余裕（Ｓｕ値の 1.13 倍）を考慮して限界応力の中央値とする。（添付資料 3.2.1.3-3-1）
したがって，σ Ｃ ＝1.13×Ｓｕ＝1.13×391＝442MPa
地震時発生応力は，表の耐震バックチェックの評価結果を，一様ハザードスペクトルによる耐震評価結果に補正して用いることとする。このため，表の発生応力に，以下の計算式より求めた比率の最大値 3.24 を掛け合せた値を計算に用いることとする。（添付資料
3.2.1.3-3-2）

比率 ＝一様ハザードスペクトルによる大型機器連成解析より求めた荷重
耐震バックチェック評価用地震動による大型機器連成解析より求めた荷重

σ Ｔ ＝105×3.24＝340MPa
通常運転時応力は，耐震評価において地震時応力を分離して評価していないため 0MPa とする。
σ Ｎ ＝0MPa
以上より，強度係数Ｆ Ｓ は，以下のとおりとなる。

3.2.1-21

ＦＳ

sＣ
sＴ

442
1.30
340

不確実さとして，限界応力の中央値 1.13×Ｓｕに対して，規格値Ｓｕが 99％信頼下限に相当すると考え，全てβ Ｕ として評価する。

βU

1
1.13 Su
ln
2.33
Su

0.05

以上により，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ Ｓ ＝1.30
ⅱ)

β Ｒ ＝0.00

β Ｕ ＝0.05

塑性エネルギ吸収係数Ｆ μ の評価
本係数は，塑性変形によるエネルギ吸収に関する裕度を評価するものである。
強度係数Ｆ Ｓ の評価において，限界応力の中央値として 1.13×
Ｓｕを用いているため，塑性変形によるエネルギ吸収効果は考慮しない。
以上により，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ μ ＝1.00(b)ⅰ)

β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00

機器応答係数Ｆ ＲＥ の評価
スペクトル形状係数Ｆ ＳＡ の評価
本係数は，設計で用いられる床応答スペクトルの拡幅に含まれる裕度を評価するものであり，次式により評価する。なお，スペクトル形状係数の概念図を第 3.2.1.3-3-1 図に示す。
Ｆ ＳＡ ＝

拡幅後の床応答スペクトルによる応答加速度
拡幅前の床応答スペクトルによる応答加速度

ただし，蒸気乾燥器支持ブラケットは，時刻歴応答解析により評3.2.1-22

価した原子炉圧力容器の応答加速度を用いて耐震評価を実施しており，床応答スペクトルを用いないことから，本係数は考慮しない。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ＳＡ ＝1.00
ⅱ)

β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00

減衰係数Ｆ Ｄ の評価
本係数は，機器の現実的減衰定数の中央値に対する設計用減衰定数が持つ裕度を評価するものであり，次式により評価する。なお，減衰係数の概念図を第 3.2.1.3-3-2 図に示す。
Ｆ Ｄ＝設計用減衰定数による応答値
減衰定数の中央値による応答値

蒸気乾燥器支持ブラケットは原子炉圧力容器の応答加速度を用いて耐震評価を実施しており，原子炉圧力容器の設計用減衰定数は1％，減衰定数の中央値 3％ (5)として，係数を算出する。
設計用減衰定数による応答値と減衰定数の中央値での応答値の比は，下記の Newmark の応答倍率式 (6)を用いる。
応答値＝3.21−0.68×ln（ｈ）
ここで，
ｈ：減衰定数（％）
不確実さについては，設計用減衰定数が振動試験による減衰デー
タの下限値として用いられているため，設計用減衰定数による応答値を減衰定数の中央値による応答の 99％上限値と考え算定する。
また，β Ｒ とβ Ｕ が等しいとして評価する。
したがって，
Ｆ Ｄ＝3.21 0.68 ln(1)＝1.30
3.21 0.68 ln(3)3.2.1-23

β Ｒ ＝β Ｕ ＝

1
2.33

2

ln

3.21 0.68 ln(1)＝0.083.21 0.68 ln(3)以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ Ｄ ＝1.30
ⅲ)

β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.08

モデル化係数Ｆ Ｍ の評価
本係数は，機器の解析モデル化におけるモデル形状・諸元等の実機との差などに起因する裕度を評価するものであり，次式により評
価する。
Ｆ Ｍ＝

設計解析モデルによる応答加速度
現実的解析モデルによる応答加速度

ただし，評価対象の解析モデル化は妥当であり，解析モデルから得られる応答は中央値に相当すると考える。
機器の耐震評価は，建屋連成解析モデルを用いて行われているた
め，モデル化に関する不確実さβ Ｕ は海外文献 (1) より 0.15 とする。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ Ｍ ＝1.00
ⅳ)

β Ｒ ＝0.00

β Ｕ ＝0.15

モード合成係数Ｆ ＭＣ の評価
本係数は，機器の地震応答がモーダル解析により評価されている
場合に，モード合成に起因する裕度を評価するものである。
ただし，蒸気乾燥器支持ブラケットは原子炉圧力容器の応答加速度を用いて耐震評価を実施しており，原子炉圧力容器は時刻歴応答解析を実施しているため，本係数は考慮しない。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ＭＣ ＝1.00

β Ｒ ＝β Ｕ ＝0

3.2.1-24

(c)建屋応答係数Ｆ ＲＳ の評価
建屋応答に関する各係数は，第 3.2.1.3-3-2 表に示す原子炉建屋の応答係数を用いる。

ⅰ)

解放基盤表面の地震動に関する係数Ｆ １ の評価
本係数は，基準とする地震動のスペクトルが持つ裕度を評価するものである。本評価では，解放基盤表面における地震動のスペクト
ル形状係数を考慮する。第 3.2.1.3-3-3 図にスペクトル形状係数の概念図を示す。
なお，スペクトル形状係数は，基準とする地震動のスペクトルと一様ハザードスペクトルの建屋または機器の固有周期における比を，
次式により評価する。
スペクトル形状係数＝

基準地震動の応答加速度
一様ハザードスペクトルの応答加速度

ただし，蒸気乾燥器支持ブラケットは，一様ハザードスペクトルにより評価していることから，スペクトル形状係数は 1.00 とする。
また，不確実さは，確率論的地震ハザード評価における距離減衰式等のばらつきに考慮されるため，本係数では考慮しない。
Ｆ １ ＝1.00
ⅱ)

β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00

建屋への入力地震動に関する係数Ｆ ２ の評価
本係数は，地盤モデルに関する設計上の裕度及び基礎による入力損失に関する設計上の裕度を評価するものである。
本評価では，設計地盤モデルは中央値を与えるとみなし，また基礎が地盤を拘束することによる入力損失は考慮しないことから，中央値を 1.00 とする。
不確実さは，建屋の地震応答に関する係数Ｆ ３ の不確実さと合わ
3.2.1-25

せて評価する。
β Ｒ は，地震ＰＳＡ学会標準解説 103 で示される代表プラントにおける床応答スペクトルの不確実さが，概ね 0.2 程度であることか
ら，0.20 とする。
β Ｕ は，解析モデル化誤差等によるものであり，国内文献 (7) に基づき 0.15 とする。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ２ ＝1.00

β Ｒ ＝0.20

β Ｕ ＝0.15（β Ｒ 及びβ Ｕ はＦ ３ と共通）
ⅲ)

建屋の地震応答に関する係数Ｆ ３ の評価
本係数は，建屋の地震応答モデルに関する設計上の裕度を評価するものである。
本評価では，建屋振動モデルは過去の地震観測記録との整合を考慮した諸元を使用しているため，中央値を与えるものとみなし，また，一般的に建屋の非線形挙動により線形時よりも応答加速度が低減される傾向にあることから，中央値を 1.00 とする。
不確実さは，建屋への入力地震動に関する係数Ｆ ２ の不確実さと合わせて評価する。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ３ ＝1.00

β Ｒ ＝0.20

β Ｕ ＝0.15（β Ｒ 及びβ Ｕ はＦ ２ と共通）

(d)

評価結果のまとめ各係数の評価結果を下表に示す。これらの結果より，原子炉圧力容器（蒸気乾燥器支持ブラケット）のフラジリティ加速度の中央値Ａｍ，3.2.1-26

その不確実さ β Ｒ ，β Ｕ 及びＨＣＬＰＦは，以下のとおりとなる。
また，フラジリティ曲線を第 3.2.1.3-3-4 図に示す。
Ａｍ＝2.72（G）
β Ｒ ＝0.22，β Ｕ ＝0.23
ＨＣＬＰＦ＝Ａｍ×exp[−1.65×(β Ｒ ＋β Ｕ )]＝2.72×exp[−1.65×(0.22＋0.23)]＝1.29（G）

表

原子炉圧力容器（蒸気乾燥器支持ブラケット）

安全係数評価結果の一覧

Ｆ ＲＥ

ＦＣ

Ｆ ＲＳ
合計

ＦＳ

Ｆμ

Ｆ ＳＡ

ＦＤ

ＦＭ

Ｆ ＭＣ

Ｆ１

1.30

1.00

1.00

1.30

1.00

1.00

1.00

1.00

1.69

βＲ

0.00

0.00

0.00

0.08

0.00

0.00

0.00

0.20

0.22

βＵ

0.05

0.00

0.00

0.08

0.15

0.00

0.00

0.15

0.23

中央値
不確
実さ

Ｆ２

Ｆ３

ｂ．静的機器（残留熱除去系熱交換器）
評価対象機器の耐震評価条件を以下に示す。
・評価対象機器：残留熱除去系熱交換器
・設置位置：原子炉建屋 EL.＋2.00m
・耐震重要度クラス：Ｓ・固有振動数：10.4Hz（１次）
・各部位の耐震バックチェック評価用地震動Ｓ Ｓ （600Gal）に対する発生応力
・評価対象部位：アンカボルト
・評価応力：引張応力及びせん断応力
3.2.1-27下表に，残留熱除去系熱交換器の耐震評価結果を示す。各評価部位・各評価応力のうち，裕度が最小であるアンカボルトが，残留熱除去系熱交換器の地震時の損傷に支配的であると考えられることから，アンカボ
ルトに着目して評価する。

評価部位

表

残留熱除去系熱交換器の耐震評価結果

材

料

評価応力

許容値
（MPa）

発生応力
（MPa）

裕

度

胴板

SB410

一次応力

351

108

3.25

架台（脚）

SS400

組合せ応力

280

159

1.76

引張応力

488

433

1.12

アンカボルトSCM435
せん断応力

375

109

3.44

(a)

耐力係数Ｆ Ｃ の評価
ⅰ)

強度係数Ｆ Ｓ の評価
ボルトの強度係数は，引張応力及びせん断応力に対して次式により評価する。

σ
σＣ

2

τ
＋
τＣ

2

1
Ｆs

2

1
Ｆt

2
2

1

ここで，
λ：ボルトの応力比
σ：ボルトの引張応力
τ：ボルトのせん断応力
σ Ｃ ：ボルトの限界引張応力の中央値
τ Ｃ ：ボルトの限界せん断応力の中央値

3.2.1-28

Ｆ σ ：引張に対する余裕度
Ｆ τ ：せん断に対する余裕度
以上により，強度係数Ｆ Ｓ は次式により評価する。
ＦＳ＝

1

1
1
Ｆs

2

1
Ｆt

2

アンカボルトの材質は SCM435 であることから，限界応力としてＪＳＭＥ「発電用原子力設備規格設計・建設規格（2005 年度版）」
第Ⅰ編付録図表 Part5 の引張応力Ｓｕ＝930MPa（評価温度 40℃）を採用する。なお，上記規格値に含まれる余裕（Ｓｕ値の 1.17 倍）（添付資料 3.2.1.3-3-1）を考慮するとともに，限界引張応力は谷径断面積と呼び径断面積の比（0.75）を乗じ，限界せん断応力はＳｕ／√3 を用いる。
σ Ｃ ＝1.17×0.75×Ｓｕ＝1.17×0.75×930＝816MPa
τ Ｃ ＝1.17×Ｓｕ／√3＝1.17×930／√3＝628MPa
地震時発生応力は，表の耐震バックチェックの評価結果を，一様ハザードスペクトルによる耐震評価結果に補正して用いることとする。このため，表の発生応力に，以下の計算式より求めた比率（本
評価対象の固有周期における比率）1.47 を掛け合せた値を計算に用いることとする。（添付資料 3.2.1.3-3-2）

比率 ＝一様ハザードスペクトルによる原子炉建屋応答解析により求めた
EL.＋2.00m の床応答加速度
耐震バックチェック評価用地震動による原子炉建屋応答解析により求めた
EL.＋2.00m の床応答加速度

Ｆ σ ＝σ Ｃ ／σ＝816／（433×1.47）＝1.28
3.2.1-29

Ｆ τ ＝τ Ｃ ／τ＝628／（109×1.47）＝3.92
以上より，強度係数Ｆ Ｓ は，以下のとおりとなる。
1
ＦＳ＝
λ

1
1
Ｆσ

２

1
1
Ｆτ

２

1
1.28

２

1
3.92

２

1.22

不 確 実 さ は ， 限 界 応 力 の 中 央 値 1.17×Ｓ ｕ に 対 し て ， 規 格 値
Ｓｕが 99％信頼下限に相当すると考え，全てβ Ｕ として評価する。

βU

1
1.17 Su
ln
2.33
Su

0.07

以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ Ｓ ＝1.22
ⅱ)

β Ｒ ＝0.00

β Ｕ ＝0.07

塑性エネルギ吸収係数Ｆ μ の評価
本係数は，塑性変形によるエネルギ吸収に関する裕度を評価するものである。
強度係数Ｆ Ｓ の評価については，限界応力の中央値として 1.17×
Ｓｕを用いているため，塑性変形によるエネルギ吸収係数効果は考慮しない。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ μ ＝1.00(b)

β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00

機器応答係数Ｆ ＲＥ の評価
ⅰ)

スペクトル形状係数Ｆ ＳＡ の評価
本係数は，設計で用いられる床応答スペクトルの拡幅に含まれる裕度を評価するものであり，次式により評価する。なお，スペクトル形状係数の概念図を第 3.2.1.3-3-1 図に示す。
3.2.1-30

ＦＳＡ＝

拡幅後の床応答スペクトルによる応答加速度
拡幅前の床応答スペクトルによる応答加速度

拡幅前後の応答スペクトル比（拡幅後／拡幅前）は，サイト・プ
ラントによらず有意な差はないと考えられるため，国内の代表プラントで評価した値を用いる。
国内の代表プラントでの拡幅前後の応答スペクトル比は，機器系の主要周期帯である 0.05〜0.1 秒に対して 1.1〜1.4 であり，この知見から中央値Ｆ ＳＡ を算定する。
不確実さは，最小値と最大値がそれぞれ中央値に対し−95％下限
値と＋95％上限値に相当するものとみなし算定する。なお，不確実
さは，本係数を各機器に対して一般値として適用するため，すべて
β Ｕ とする。

ＦＳＡ＝ 1.1 1.4 1.24
βＵ ＝

1
1.4
ln
1.65 2 1.1

0.07

以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ＳＡ ＝1.24
ⅱ)

β Ｒ ＝0.00

β Ｕ ＝0.07

減衰係数Ｆ Ｄ の評価
本係数は，機器の現実的減衰定数の中央値に対する設計用減衰定数が持つ裕度を評価するものであり，次式により評価する。なお，減衰係数の概念図を第 3.2.1.3-3-2 図に示す。
Ｆ Ｄ＝設計用減衰定数による応答値
減衰定数の中央値による応答値

ボルトの設計用減衰定数は 1％，減衰定数の中央値 3％ (5)として，係数を算出する。
3.2.1-31

設計用減衰定数と減衰定数の中央値での応答値の比は，下記のNewmark の応答倍率式 (6)を用いる。
応答値＝3.21−0.68×ln（ｈ）
ここで，
ｈ：減衰定数（％）
不確実さについては，設計用減衰定数が振動試験による減衰デー
タの下限値として用いられているため，設計用減衰定数による応答値を減衰定数の中央値による応答の 99％上限値と考え算定する。
また，β Ｒ とβ Ｕ が等しいとして評価する。
したがって，
Ｆ Ｄ＝3.21 0.68 ln(1)＝1.30
3.21 0.68 ln(3)β Ｒ ＝β Ｕ ＝

1
3.21 0.68 ln(1)ln＝0.08
2.33 2 3.21 0.68 ln(3)以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ Ｄ ＝1.30
ⅲ)

β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.08

モデル化係数Ｆ Ｍ の評価
本係数は，機器の解析モデル化におけるモデル形状・諸元等の実機との差などに起因する裕度を評価するものであり，次式により評
価する。
ＦＭ＝

設計解析モデルによる応答加速度
現実的解析モデルによる応答加速度

ただし，評価対象の解析モデル化は妥当であり，解析モデルから得られる応答は中央値に相当すると考える。
機器の耐震評価は，建屋連成解析モデルを用いて行われているた
3.2.1-32

め，モデル化に関する不確実さβ Ｕ は海外文献 (1) より 0.15 とする。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ Ｍ ＝1.00
ⅳ)

β Ｒ ＝0.00

β Ｕ ＝0.15

モード合成係数Ｆ ＭＣ の評価
本係数は，機器の地震応答がモーダル解析により評価されている
場合に，モード合成に起因する裕度を評価するものである。本機器
はスペクトルモーダル解析を行っているため，モード合成法に含まれる余裕としては，地震ＰＳＡ学会標準解説 98 に基づき，本係数及び不確実さは以下の値とする。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ＭＣ ＝1.03(c)

β Ｒ ＝0.13

β Ｕ ＝0.00

建屋応答係数Ｆ ＲＳ の評価
建屋応答に関する各係数は，第 3.2.1.3-3-2 表に示す原子炉建屋の応答係数を用いる。
ⅰ)

解放基盤表面の地震動に関する係数Ｆ １ の評価
本係数は，基準とする地震動のスペクトルが持つ裕度を評価するものである。本評価では，解放基盤表面における地震動のスペクト
ル形状係数を考慮する。第 3.2.1.3-3-3 図にスペクトル形状係数の概念図を示す。
なお，スペクトル形状係数は，基準とする地震動のスペクトルと一様ハザードスペクトルの建屋または機器の固有周期における比を，次式により評価する。
スペクトル形状係数＝

基準地震動の応答加速度
一様ハザードスペクトルの応答加速度

3.2.1-33

なお，本機器は，一様ハザードスペクトルにより評価していることから，スペクトル形状係数は 1.00 とする。
また，不確実さは，確率論的地震ハザード評価における距離減衰式等のばらつきに考慮されるため，本係数では考慮しない。
Ｆ １ ＝1.00
ⅱ)

β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00

建屋への入力地震動に関する係数Ｆ ２ の評価
本係数は，地盤モデルに関する設計上の裕度及び基礎による入力損失に関する設計上の裕度を評価するものである。
本評価では，設計地盤モデルは中央値を与えるとみなし，また基礎が地盤を拘束することによる入力損失は考慮しないことから，中央値を 1.00 とする。
不確実さは，建屋の地震応答に関する係数Ｆ ３ の不確実さと合わせて評価する。
β Ｒ は，地震ＰＳＡ学会標準解説 103 で示される代表プラントにおける床応答スペクトルの不確実さが，概ね 0.2 程度であることか
ら，0.20 とする。
β Ｕ は，解析モデル化誤差等によるものであり，国内文献 (7) に基づき 0.15 とする。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ２ ＝1.00

β Ｒ ＝0.20

β Ｕ ＝0.15（β Ｒ 及びβ Ｕ はＦ ３ と共通）
ⅲ)

建屋の地震応答に関する係数Ｆ ３ の評価
本係数は，建屋の地震応答モデルに関する設計上の裕度を評価するものである。
本評価では，建屋振動モデルは過去の地震観測記録との整合を考
3.2.1-34

慮した諸元を使用しているため，中央値を与えるものとみなし，また，一般的に建屋の非線形挙動により線形時よりも応答加速度が低減される傾向にあることから，中央値を 1.00 とする。
不確実さは，建屋への入力地震動に関する係数Ｆ ２ の不確実さと合わせて評価する。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ３ ＝1.00

β Ｒ ＝0.20

β Ｕ ＝0.15（β Ｒ 及びβ Ｕ はＦ ２ と共通）

(d)

評価結果のまとめ各係数の評価結果を下表に示す。これらの結果より，残留熱除去系
熱交換器（アンカボルト）のフラジリティ加速度の中央値Ａｍ，その不確実さ β Ｒ ，β Ｕ 及びＨＣＬＰＦは，以下のとおりとなる。
また，フラジリティ曲線を第 3.2.1.3-3-5 図に示す。
Ａｍ＝3.27（G）
β Ｒ ＝0.25，β Ｕ ＝0.25
ＨＣＬＰＦ＝Ａｍ×exp[−1.65×(β Ｒ ＋β Ｕ )]＝3.27×exp[−1.65×(0.25＋0.25)]＝1.43（G）

3.2.1-35

表

残留熱除去系熱交換器（アンカボルト）
ＦＣ

安全係数評価結果の一覧

Ｆ ＲＥ

Ｆ ＲＳ
合計

ＦＳ

Ｆμ

Ｆ ＳＡ

ＦＤ

ＦＭ

Ｆ ＭＣ

Ｆ１

1.22

1.00

1.24

1.30

1.00

1.03

1.00

1.00

2.03

βＲ

0.00

0.00

0.00

0.08

0.00

0.13

0.00

0.20

0.25

βＵ

0.07

0.00

0.07

0.08

0.15

0.00

0.00

0.15

0.25

中央値
不確
実さ

Ｆ２

Ｆ３

ｃ．動的機器（残留熱除去系海水ポンプ）
評価対象機器の耐震評価条件を以下に示す。
・評価対象機器：残留熱除去系海水ポンプ・設置位置：海水ポンプ室

EL.＋0.8m

・耐震重要度クラス：Ｓ・固有振動数：水平 15.2Hz，鉛直 20Hz 以上・各部位の耐震バックチェック評価用地震動Ｓ Ｓ （水平 600Gal，鉛直
400Gal ） に 対 す る 設 計 応 答 加 速 度 ： 水 平 方 向 0.04G ， 鉛 直 方 向
0.49G
・機能維持確認済加速度：水平方向 14.6G (8)，鉛直方向 2.0G
水平方向と鉛直方向の応答加速度に対して動的機能維持評価を行うが，ここでは耐震裕度が小さい鉛直方向についての評価を示す。（添付資料
3.2.1.3-3-3）(a)

耐力係数Ｆ Ｃ の評価
ⅰ)

強度係数Ｆ Ｓ の評価
本係数は下記の式にて算出する。

3.2.1-36

Ｆ Ｓ＝損傷加速度中央値
機器応答加速度・損傷加速度中央値について
ポンプ類のように，構造強度に加え動的機能維持が必要な機器については，試験加速度（機能維持確認済加速度等）に基づきフラジ
リティ評価を行う。
ここで，フラジリティ評価における試験加速度は，既往の検討結果より以下の値を用いる。
鉛直：2.0G
フラジリティ評価のベースとする試験加速度レベルでは誤動作・損傷が見られないことから，試験加速度がＨＣＬＰＦに相当すると考え，地震ＰＳＡ学会標準解説 85 に基づき，誤動作・損傷に対する加速度の中央値Ａｍを下記のように推定する。

Ａｍ＝ＨＣＬＰＦ／0.9
不確実さは，ＡｍとＨＣＬＰＦより求める。ＡｍとＨＣＬＰＦの関係は下記のとおりである。
Ａｍ＝ＨＣＬＰＦ×exp[1.65×（β Ｒ ＋β Ｕ ）]β Ｒ とβ Ｕ は同程度と考え，β Ｒ ＝β Ｕ とする。
したがって，強度係数Ｆ Ｓ 及びその不確実さは，以下のとおりと
なる。
Ｆ Ｓ＝

＝

損傷加速度の中央値 ＨＣＬＰＦ／0.9
＝
応答加速度
応答加速度
2.0／0.9＝4.53
0.49

3.2.1-37

β Ｒ ＝β Ｕ ＝

＝

ⅱ)

1
ＨＣＬＰＦ／0.9ln1.65 2
ＨＣＬＰＦ

1
2.0／0.9ln＝0.03
1.65 22.0

塑性エネルギ吸収係数Ｆ μ の評価
本係数は，塑性変形によるエネルギ吸収に関する裕度を評価するものである。
残留熱除去系海水ポンプについては，変形が大きくなると機能喪失につながるため，本係数は考慮しない。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ μ ＝1.00(b)

β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00

機器応答係数Ｆ ＲＥ の評価
ⅰ)

スペクトル形状係数Ｆ ＳＡ の評価
本係数は，設計で用いられる床応答スペクトルの拡幅に含まれる裕度を評価するものであり，次式により評価する。なお，スペクトル形状係数の概念図を第 3.2.1.3-3-1 図に示す。
Ｆ ＳＡ ＝

拡幅後の床応答スペクトルによる応答加速度
拡幅前の床応答スペクトルによる応答加速度

ただし，本機器は剛構造であるため，本係数は考慮しない。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ＳＡ ＝1.00
ⅱ)

β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00

減衰係数Ｆ Ｄ の評価
本係数は，機器の現実的減衰定数の中央値に対する設計用減衰定数が持つ裕度を評価するものであり，次式により評価する。なお，
3.2.1-38

減衰係数の概念図を第 3.2.1.3-3-2 図に示す。
Ｆ Ｄ＝設計用減衰定数による応答値
減衰定数の中央値による応答値

ただし，本機器は剛構造であるため，本係数は考慮しない。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ Ｄ ＝1.00
ⅲ)

β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00

モデル化係数Ｆ Ｍ の評価
本係数は，機器の解析モデル化におけるモデル形状・諸元等の実機との差などに起因する裕度を評価するものであり，次式により評
価する。
Ｆ Ｍ＝

設計解析モデルによる応答加速度
現実的解析モデルによる応答加速度

ただし，本機器の機能損傷による評価は試験加速度値を採用しており，解析モデル等を構築した評価ではないことから，本係数は考慮しない。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ Ｍ ＝1.00
ⅳ)

β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00

モード合成係数Ｆ ＭＣ の評価
本係数は，機器の地震応答がモーダル解析により評価されている
場合に，モード合成に起因する裕度を評価するものである。
ただし，本機器は剛構造であり，モーダル解析による評価ではないことから，本係数は考慮しない。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ＭＣ ＝1.00

β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00

3.2.1-39

(c)

建屋応答係数Ｆ ＲＳ の評価
建屋応答に関する各係数は，第 3.2.1.3-3-2 表に示す海水ポンプ室の応答係数を用いる。
ⅰ)

解放基盤表面の地震動に関する係数Ｆ １ の評価
本係数は，基準とする地震動のスペクトルが持つ裕度を評価するものである。本評価では，解放基盤表面における地震動のスペクト
ル形状係数を考慮する。第 3.2.1.3-3-3 図にスペクトル形状係数の概念図を示す。
なお，スペクトル形状係数は，基準とする地震動のスペクトルと一様ハザードスペクトルの建屋または機器の固有周期における比を，
次式により評価する。
スペクトル形状係数＝

基準地震動の応答加速度
一様ハザードスペクトルの応答加速度

本機器は剛構造であることを考慮して，機器・配管系の固有周期のある 1.0 秒以下範囲における応答スペクトル比の最も保守的な値を適用する。
また，不確実さは，確率論的地震ハザード評価における距離減衰式等のばらつきに考慮されるため，本係数では考慮しない。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ １ ＝0.68
ⅱ)

β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00

建屋への入力地震動に関する係数Ｆ ２ の評価
本係数は，地盤モデルに関する設計上の裕度及び基礎による入力損失に関する設計上の裕度を評価するものである。
本評価では，設計地盤モデルは中央値を与えるとみなし，また基礎が地盤を拘束することによる入力損失は考慮しないことから，中3.2.1-40

央値を 1.00 とする。
不確実さは，建屋の地震応答に関する係数Ｆ ３ の不確実さと合わせて評価する。
β Ｒ は，地震ＰＳＡ学会標準解説 67 で示される代表プラントにおける床応答スペクトルの不確実さが，0.1 以内であることから，0.10 とする。
β Ｕ は，解析モデル化誤差等によるものであり，国内文献 (7) に基づき 0.15 とする。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ２ ＝1.00

β Ｒ ＝0.10

β Ｕ ＝0.15（β Ｒ 及びβ Ｕ はＦ ３ と共通）

ⅲ)

建屋の地震応答に関する係数Ｆ ３ の評価
本係数は，建屋の地震応答モデルに関する設計上の裕度を評価するものである。
本評価では，建屋振動モデルは過去の地震観測記録との整合を考慮した諸元を使用しているため，中央値を与えるものとみなし，また，一般的に建屋の非線形挙動により線形時よりも応答加速度が低減される傾向にあることから，中央値を 1.00 とする。
不確実さは，建屋への入力地震動に関する係数Ｆ ２ の不確実さと合わせて評価する。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ３ ＝1.00

β Ｒ ＝0.10

β Ｕ ＝0.15（β Ｒ 及びβ Ｕ はＦ ２ と共通）

3.2.1-41

(d)評価結果のまとめ各係数の評価結果を下表に示す。これらの結果より，残留熱除去系
海水ポンプのフラジリティ加速度の中央値Ａｍ，その不確実さ β Ｒ ，
β Ｕ 及びＨＣＬＰＦは，以下のとおりとなる。
また，フラジリティ曲線を第 3.2.1.3-3-6 図に示す。
Ａｍ＝1.25（G）
β Ｒ ＝0.10，β Ｕ ＝0.15
ＨＣＬＰＦ＝Ａｍ×exp[−1.65×(β Ｒ ＋β Ｕ )]＝1.25×exp[−1.65×(0.10＋0.15)]＝0.83（G）

表

残留熱除去系海水ポンプ

安全係数評価結果の一覧

Ｆ ＲＥ

ＦＣ

Ｆ ＲＳ
合計

ＦＳ

Ｆμ

Ｆ ＳＡ

ＦＤ

ＦＭ

Ｆ ＭＣ

Ｆ１

4.53

1.00

1.00

1.00

1.00

1.00

0.68

1.00

3.06

βＲ

0.03

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.10

0.10

βＵ

0.03

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.15

0.15

中央値
不確
実さ

Ｆ２

Ｆ３

ｄ．電気盤・計装（非常用パワーセンタ）
評価対象機器の耐震評価条件を以下に示す。
・評価対象機器：非常用パワーセンタ
・設置位置：原子炉建屋 EL.＋2.56m
・耐震重要度クラス：Ｓ・固有振動数：水平，鉛直とも 20Hz 以上・各部位の耐震バックチェック評価用地震動Ｓ Ｓ （水平 600Gal，鉛直3.2.1-42

400Gal）に対する盤の設計応答加速度：水平方向 0.62G，鉛直方向
0.48G
・機能維持確認済加速度：水平方向 1.10G，鉛直方向 1.00G
水平方向と鉛直方向の応答加速度に対して動的機能維持評価を行うが，ここでは耐震裕度が小さい水平方向についての評価を示す。（添付資料
3.2.1.3-3-3）(a)

耐力係数Ｆ Ｃ の評価
ⅰ)

強度係数Ｆ Ｓ の評価
本係数は下記の式にて算出する。
Ｆ Ｓ＝損傷加速度中央値
盤応答加速度・損傷加速度中央値について
電気盤類のように，構造強度に加え電気的機能維持が必要な機器については，試験加速度（機能維持確認済加速度等）に基づきフラジリティ評価を行う。
フラジリティ評価のベースとする試験加速度レベルでは誤動作，損傷が見られないことから，以下に示す方法（ここでは「β設定法」という。）により誤動作，損傷に対する加速度の中央値を推定する。
[β 設定法の概要]
フラジリティ評価において，ＨＣＬＰＦは次式により評価される。
ＨＣＬＰＦ＝Ａｍ×exp[−1.65×（β Ｒ ＋β Ｕ ）]上式より，
Ａｍ＝ＨＣＬＰＦ×exp[1.65×（β Ｒ ＋β Ｕ ）]これと同様に，加振試験における損傷加速度の中央値とＨＣＬＰ
3.2.1-43

Ｆの関係は次式により表される。
損傷加速度の中央値＝損傷加速度のＨＣＬＰＦ×exp[1.65×（β Ｒ ＋β Ｕ ）]したがって，

損傷加速度のＨＣＬＰＦ＝試験加速度とし，不確実さβ Ｒ 及びβ Ｕ を与えることにより，損傷加速度の中央値を推定できる。
なお，既往の電気品の試験結果 (9)より，電気品の誤動作に関する不確実さはβ Ｒ ＝0.10，β Ｕ ＝0.20 程度と考えられる。
したがって，非常用パワーセンタの損傷加速度の中央値は，β設
定法に基づき以下のとおりとなる。
損傷加速度の中央値＝試験加速度×exp[1.65×（β Ｒ ＋β Ｕ ）]＝1.10×exp[1.65×（0.10＋0.20）]＝1.81
盤の設計応答加速度は，耐震バックチェックの評価結果を，一様ハザードスペクトルによる耐震評価結果に補正して用いることとする。このため，盤の設計応答加速度に，以下の計算式より求めた比率の最大値 1.77 を掛け合せた値を計算に用いることとする。(添付資料 3.2.1.3-3-2)

比率 ＝一様ハザードスペクトルによる原子炉建屋応答解析により求めた床面の最大震度（1.0ZPA）
耐震バックチェック評価用地震動による原子炉建屋応答解析により求めた床面の最大震度（1.0ZPA）

したがって，強度係数Ｆ Ｓ 及びその不確実さは，以下のとおりとなる。
3.2.1-44

Ｆ Ｓ ＝損傷加速度の中央値／床応答加速度＝1.81／（0.62×1.77）＝1.65
β Ｒ ＝0.10，β Ｕ ＝0.20

ⅱ)

塑性エネルギ吸収係数Ｆ μ の評価
本係数は，塑性変形によるエネルギ吸収に関する裕度を評価するものである。
電気盤類については，変形が大きくなると機能喪失につながるため，本係数は考慮しない。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ μ ＝1.00(b)

β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00

機器応答係数Ｆ ＲＥ の評価
ⅰ)

スペクトル形状係数Ｆ ＳＡ の評価
本係数は，設計で用いられる床応答スペクトルの拡幅に含まれる裕度を評価するものであり，次式により評価する。なお，スペクトル形状係数の概念図を第 3.2.1.3-3-1 図に示す。
Ｆ ＳＡ ＝

拡幅後の床応答スペクトルによる応答加速度
拡幅前の床応答スペクトルによる応答加速度

ただし，本機器は剛構造であるため，本係数は考慮しない。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ＳＡ ＝1.00
ⅱ)

β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00

減衰定数に関する係数Ｆ Ｄ の評価
本係数は，機器の現実的減衰定数の中央値に対する設計用減衰定3.2.1-45数が持つ裕度を評価するものであり，次式により評価する。なお，減衰係数の概念図を第 3.2.1.3-3-2 図に示す。
Ｆ Ｄ＝設計用減衰定数による応答値
減衰定数の中央値による応答値

ただし，本機器は剛構造であるため，本係数は考慮しない。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ Ｄ ＝1.00 β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00
ⅲ)

モデル化に関する係数Ｆ Ｍ の評価
本係数は，機器の解析モデル化におけるモデル形状・諸元等の実機との差などに起因する裕度を評価するものであり，次式により評
価する。
Ｆ Ｍ＝

設計解析モデルによる応答加速度
現実的解析モデルによる応答加速度

ただし，本機器の機能損傷による評価は試験加速度値を採用しており，解析モデル等を構築した評価ではないことから，本係数は考慮しない。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ Ｍ ＝1.00
ⅳ)

β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00

モード合成法に関する係数Ｆ ＭＣ の評価
本係数は，機器の地震応答がモーダル解析により評価されている
場合に，モード合成に起因する裕度を評価するものである。
ただし，本機器は剛構造であり，モーダル解析による評価ではないことから，本係数は考慮しない。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ＭＣ ＝1.00

β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00
3.2.1-46

(c)建屋応答係数Ｆ ＲＳ の評価
建屋応答に関する各係数は，第 3.2.1.3-3-2 表に示す原子炉建屋の応答係数を用いる。
ⅰ)

解放基盤表面の地震動に関する係数Ｆ １ の評価
本係数は，基準とする地震動のスペクトルが持つ裕度を評価するものである。本評価では，解放基盤表面における地震動のスペクト
ル形状係数を考慮する。第 3.2.1.3-3-3 図にスペクトル形状係数の概念図を示す。
なお，スペクトル形状係数は，基準とする地震動のスペクトルと一様ハザードスペクトルの建屋または機器の固有周期における比を，
次式により評価する。
スペクトル形状係数＝

基準地震動の応答加速度
一様ハザードスペクトルの応答加速度

なお，本機器は，一様ハザードスペクトルにより評価していることから，スペクトル形状係数は 1.00 とする。
また，不確実さは，確率論的地震ハザード評価における距離減衰式等のばらつきに考慮されるため，本係数では考慮しない。
Ｆ １ ＝1.00
ⅱ)

β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00

建屋への入力地震動に関する係数Ｆ ２ の評価
本係数は，地盤モデルに関する設計上の裕度及び基礎による入力損失に関する設計上の裕度を評価するものである。
本評価では，設計地盤モデルは中央値を与えるとみなし，また基礎が地盤を拘束することによる入力損失は考慮しないことから，中央値を 1.00 とする。
不確実さは，建屋の地震応答に関する係数Ｆ ３ の不確実さと合わ
3.2.1-47

せて評価する。
β Ｒ は，地震ＰＳＡ学会標準解説 103 で示される代表プラントにおける床応答スペクトルの不確実さが，概ね 0.2 程度であることか
ら，0.20 とする。
β Ｕ は，解析モデル化誤差等によるものであり，国内文献 (7) に基づき 0.15 とする。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ２ ＝1.00

β Ｒ ＝0.20

β Ｕ ＝0.15（β Ｒ 及びβ Ｕ はＦ ３ と共通）

ⅲ)

建屋の地震応答に関する係数Ｆ ３ の評価
本係数は，建屋の地震応答モデルに関する設計上の裕度を評価するものである。
本評価では，建屋振動モデルは過去の地震観測記録との整合を考慮した諸元を使用しているため，中央値を与えるものとみなし，また，一般的に建屋の非線形挙動により線形時よりも応答加速度が低減される傾向にあることから，中央値を 1.00 とする。
不確実さは，建屋への入力地震動に関する係数Ｆ ２ の不確実さと合わせて評価する。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ３ ＝1.00

β Ｒ ＝0.20

β Ｕ ＝0.15（β Ｒ 及びβ Ｕ はＦ ２ と共通）

(d)

評価結果のまとめ各係数の評価結果を下表に示す。これらの結果より，非常用パワー
3.2.1-48

センタのフラジリティ加速度の中央値Ａｍ，その不確実さ β Ｒ ，β Ｕ
及びＨＣＬＰＦは，以下のとおりとなる。
また，フラジリティ曲線を第 3.2.1.3-3-7 図に示す。
Ａｍ＝2.66（G）
β Ｒ ＝0.22，β Ｕ ＝0.25
ＨＣＬＰＦ＝Ａｍ×exp[−1.65×（β Ｒ ＋β Ｕ ）]＝2.66×exp[−1.65×（0.22＋0.25）]＝1.22（G）

表

非常用パワーセンタ
ＦＣ

安全係数評価結果の一覧

Ｆ ＲＥ

Ｆ ＲＳ
合計

ＦＳ

Ｆμ

Ｆ ＳＡ

ＦＤ

ＦＭ

Ｆ ＭＣ

Ｆ１

1.65

1.00

1.00

1.00

1.00

1.00

1.00

1.00

1.65

βＲ

0.10

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.20

0.22

βＵ

0.20

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.15

0.25

中央値
不確
実さ

Ｆ２

Ｆ３

ｅ．配管（残留熱除去系海水系配管）
評価対象機器の耐震評価条件を以下に示す。
・評価対象機器：残留熱除去系海水系配管
・設置位置：原子炉建屋 EL.＋2.00m
・耐震重要度クラス：Ｓ・固有振動数：2.84Hz（配管系１次）
・各部位の耐震バックチェック評価用地震動Ｓ Ｓ （600Gal）に対する発生応力
・評価対象部位：配管本体
3.2.1-49

・評価応力：一次応力
下表に，残留熱除去系海水系配管の耐震評価結果を示す。これを基にフラジリティを算出した。

表

残留熱除去系海水系配管の耐震評価結果

評価部位

材

料

評価応力

許容値
(MPa)

発生応力
(MPa)

裕度

配管本体

STPT42

一次応力

410

153

2.67

(a)
ⅰ)

機器耐力係数Ｆ Ｃ の評価
強度係数Ｆ Ｓ
本係数は，次式により評価する。
ＦＳ

sC s NsT s N

ここで，
σ Ｃ ：限界応力の中央値
σ Ｔ ：地震時発生応力
σ Ｎ ：通常運転時応力配管本体の材質は STPT42 であることから，限界応力としてＪＳ
ＭＥ「発電用原子力設備規格設計・建設規格（2005 年度版）」第Ⅰ編付録図表 Part5 の引張応力Ｓｕ＝410MPa（評価温度 38℃）を採用する。
上記規格値に含まれる余裕（Ｓｕ値の 1.17 倍）を考慮して限界応力の中央値とする。（添付資料 3.2.1.3-3-1）
したがって，σ Ｃ ＝1.17×Ｓｕ＝1.17×410＝479MPa
地震時発生応力は，表の耐震バックチェックの評価結果を，一様

3.2.1-50

ハザードスペクトルによる耐震評価結果に補正して用いることとする。このため，表の発生応力に，以下の計算式より求めた比率の最大値 3.15 を掛け合せた値を計算に用いることとする。（添付資料
3.2.1.3-3-2）
一様ハザードスペクトルによる原子炉建屋応答解析により求めた
床応答加速度比率 ＝

耐震バックチェック評価用地震動による原子炉建屋応答解析により求めた
床応答加速度σ Ｔ ＝153×3.15＝481MPa
通常運転時応力は，耐震評価において地震時応力を分離して評価していないため 0MPa とする。
σ Ｎ ＝0MPa
以上より，強度に関する係数Ｆ Ｓ は，以下のとおりとなる。
ＦＳ

sC
sT

479
481

0.99

不確実さとして，限界応力の中央値 1.17×Ｓｕに対して，規格値Ｓｕが 99％信頼下限に相当すると考え，全てβ Ｕ として評価する。
βＵ

1
1.17 Su
ln
2.33
Su

0.07

以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ Ｓ ＝0.99
ⅱ)

β Ｒ ＝0.00

β Ｕ ＝0.07

塑性エネルギ吸収係数Ｆ μ の評価
本係数は，塑性変形によるエネルギ吸収に関する裕度を評価するものである。
強度係数Ｆ Ｓ の評価において，限界応力の中央値として 1.17×
3.2.1-51

Ｓｕを用いているため，塑性変形によるエネルギ吸収効果は考慮しない。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ μ ＝1.00(b)

β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00

機器応答係数Ｆ ＲＥ の評価
ⅰ)

スペクトル形状係数Ｆ ＳＡ の評価
本係数は，設計で用いられる床応答スペクトルの拡幅に含まれる裕度を評価するものであり，次式により評価する。なお，スペクトル形状係数の概念図を第 3.2.1.3-3-1 図に示す。
Ｆ ＳＡ ＝

拡幅後の床応答スペクトルによる応答加速度
拡幅前の床応答スペクトルによる応答加速度

応答スペクトル比（拡幅後／拡幅前）は，サイト・プラントによらず有意な差はないと考えられるため，代表プラントで評価した値を用いる。
代表プラントでの応答スペクトル比は，機器系の主要周期帯である 0.05〜0.1 秒に対して 1.1〜1.4 であり，この知見から中央値
Ｆ ＳＡ を算定する。
不確実さは，最小値と最大値がそれぞれ中央値に対し−95％下限
値と＋95％上限値に相当するものとみなし算定する。なお，不確実
さは，本係数を各機器に対して一般値として適用するため，すべて
β Ｕ とする。

ＦＳＡ＝ 1.1 1.4 1.24
1
1.4
βＵ＝
ln
1.65 2 1.1

0.07

3.2.1-52

以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ＳＡ ＝1.24
ⅱ)

β Ｒ ＝0.00

β Ｕ ＝0.07

減衰係数Ｆ Ｄ の評価
本係数は，機器の現実的減衰定数の中央値に対する設計用減衰定数が持つ裕度を評価するものであり，次式により評価する。なお，減衰係数の概念図を第 3.2.1.3-3-2 図に示す。
Ｆ Ｄ＝設計用減衰定数による応答値
減衰定数の中央値による応答値

配管の設計用減衰定数は 0.5％，減衰定数の中央値 2.9％として，係数を算出する。
設計用減衰定数と減衰定数の中央値での応答値の比は，下記のNewmark の応答倍率式 (6)を用いる。
応答値＝3.21−0.68×ln（ｈ）
ここで，
ｈ：減衰定数（％）
不確実さについては，設計用減衰定数が振動試験による減衰デー
タの下限値として用いられているため，設計用減衰定数による応答値を減衰定数の中央値による応答の 99％上限値と考え，算定する。
また，β Ｒ とβ Ｕ が等しいとして評価する。
したがって，
Ｆ Ｄ＝3.21 0.68 ln(0.5)＝1.48
3.21 0.68 ln(2.9)β Ｒ ＝β Ｕ ＝

1
2.33

2

ln

3.21 0.68 ln(0.5)＝0.12
3.21 0.68 ln(2.9)

以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
3.2.1-53

Ｆ Ｄ ＝1.48
ⅲ)

β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.12

モデル化に関する係数Ｆ Ｍ の評価
本係数は，機器の解析モデル化におけるモデル形状・諸元等の実機との差などに起因する裕度を評価するものであり，次式により評
価する。
Ｆ Ｍ＝

設計解析モデルによる応答加速度
現実的解析モデルによる応答加速度

ただし，本機器の解析モデル化は妥当であり，中央値に相当すると考える。本機器の耐震評価は，多質点系モデルを用いて行われているため，モデル化に関する不確実さβ Ｕ は海外文献 (1) より 0.15とする。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ Ｍ ＝1.00
ⅳ)

β Ｒ ＝0.00

β Ｕ ＝0.15

モード合成法に関する係数Ｆ ＭＣ の評価
本係数は，機器の地震応答がモーダル解析により評価されている
場合に，モード合成に起因する裕度を評価するものである。本機器
はスペクトルモーダル解析を行っているため，モード合成法に含まれる余裕としては，地震ＰＳＡ学会標準解説 98 に基づき，本係数及び不確実さは以下の値とする。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ＭＣ ＝1.03(c)

β Ｒ ＝0.13

β Ｕ ＝0.00

建屋応答係数Ｆ ＲＳ の評価
建屋応答に関する各係数は，第 3.2.1.3-3-2 表に示す原子炉建屋の応答係数を用いる。
3.2.1-54

ⅰ)

解放基盤表面の地震動に関する係数Ｆ １ の評価
本係数は，基準とする地震動のスペクトルが持つ裕度を評価するものである。本評価では，解放基盤表面における地震動のスペクト
ル形状係数を考慮する。第 3.2.1.3-3-3 図にスペクトル形状係数の概念図を示す。
なお，スペクトル形状係数は，基準とする地震動のスペクトルと一様ハザードスペクトルの建屋または機器の固有周期における比を，
次式により評価する。
スペクトル形状係数＝

基準地震動の応答加速度
一様ハザードスペクトルの応答加速度

なお，本機器は，一様ハザードスペクトルにより評価していることから，スペクトル形状係数は 1.00 とする。
また，不確実さは，確率論的地震ハザード評価における距離減衰式等のばらつきに考慮されるため，本係数では考慮しない。
Ｆ １ ＝1.00
ⅱ)

β Ｒ ＝β Ｕ ＝0.00

建屋への入力地震動に関する係数Ｆ ２ の評価
本係数は，地盤モデルに関する設計上の裕度及び基礎による入力損失に関する設計上の裕度を評価するものである。
本評価では，設計地盤モデルは中央値を与えるとみなし，また基礎が地盤を拘束することによる入力損失は考慮しないことから，中央値を 1.00 とする。
不確実さは，建屋の地震応答に関する係数Ｆ ３ の不確実さと合わせて評価する。
β Ｒ は，地震ＰＳＡ学会標準解説 103 で示される代表プラントにおける床応答スペクトルの不確実さが，概ね 0.2 程度であることか
3.2.1-55

ら，0.20 とする。
β Ｕ は，解析モデル化誤差等によるものであり，国内文献 (7) に基づき 0.15 とする。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ２ ＝1.00

β Ｒ ＝0.20

β Ｕ ＝0.15（β Ｒ 及びβ Ｕ はＦ ３ と共通）
ⅲ)

建屋の地震応答に関する係数Ｆ ３ の評価
本係数は，建屋の地震応答モデルに関する設計上の裕度を評価するものである。
本評価では，建屋振動モデルは過去の地震観測記録との整合を考慮した諸元を使用しているため，中央値を与えるものとみなし，また，一般的に建屋の非線形挙動により線形時よりも応答加速度が低減される傾向にあることから，中央値を 1.00 とする。
不確実さは，建屋への入力地震動に関する係数Ｆ ２ の不確実さと合わせて評価する。
以上より，本係数及び不確実さは以下の値とする。
Ｆ ３ ＝1.00

β Ｒ ＝0.20

β Ｕ ＝0.15（β Ｒ 及びβ Ｕ はＦ ２ と共通）

(d)

評価結果のまとめ各係数の評価結果を下表に示す。これらの結果より，残留熱除去系
海水系配管のフラジリティ加速度の中央値Ａｍ，その不確実さ β Ｒ ，
β Ｕ 及びＨＣＬＰＦは，以下のとおりとなる。
また，フラジリティ曲線を第 3.2.1.3-3-8 図に示す。
Ａｍ＝3.01（G）
3.2.1-56

β Ｒ ＝0.27，β Ｕ ＝0.26
ＨＣＬＰＦ＝Ａｍ×exp[−1.65×（β Ｒ ＋β Ｕ ）]＝3.01×exp[−1.65×（0.27＋0.26）]＝1.26（G）

表

残留熱除去系海水系配管

安全係数評価結果の一覧

Ｆ ＲＥ

ＦＣ

Ｆ ＲＳ
合計

ＦＳ

Ｆμ

Ｆ ＳＡ

ＦＤ

ＦＭ

Ｆ ＭＣ

Ｆ１

0.99

1.00

1.24

1.48

1.00

1.03

1.00

1.00

1.87

βＲ

0.00

0.00

0.00

0.12

0.00

0.13

0.00

0.20

0.27

βＵ

0.07

0.00

0.07

0.12

0.15

0.00

0.00

0.15

0.26

中央値
不確
実さ

Ｆ２

Ｆ３

（参考資料）(1) R.P.Kennedy and M.K.Ravindra,
Power Plant Risk Studies,

Seismic Fragilities for Nuclear

Nuclear Engineering and Design, Vol.

79, No. 1, (1984)(2) R.Kassawara, EPRI Report 1003121,

Methodology for

Probabilistic Risk Assessment Applications of Seismic Margin
Evaluations, Electric Power Research Institute, December 2001

(3) Westinghouse Electric Company,
Document

AP1000 Design Control, December 2011 （年・月は，AP1000標準設計認証修正版のNRC認可時期を示す）(4) General Electric (GE) Nuclear Energy,
Document

ABWR Design Control, March 1997 （年・月は，ABWR標準設計認証のNRC認可時期を示す）
3.2.1-57

(5) Regulatory Guide 1.61,

Damping Values for Seismic Design ofNuclear Power Plants(6) N.M.Newmark and W.J.Hall,

Development of Criteria for Seismic

Review of Selected Nuclear Power Plants(7) 美原他，,NUREG/CR-0098

原子力発電所建屋のフラジリティ評価における認識的不確実さに関する研究（その３）まとめ，日本建築学会大会学術講演梗概集（九州）2007年8月(8) 原子力施設等の耐震性評価技術に関する試験及び調査 機器耐力その３（総合評価）に係る報告書，平成18年8月，独立行政法人 原子力安全基
盤機構(9) K.K.Bandyopadhyay, C.H.Hofmayer, M.K.Kassir, S.Shteyngart
Seismic Fragility of Nuclear Power Plant Components (PhaseⅡ)

3.2.1.4(1), NUREG/CR-4659, BNL-NUREG-52007 Vol.4

事故シーケンス

起因事象
ａ．評価対象とした起因事象のリスト，説明及び発生頻度(a)

評価対象とした起因事象について
地震時特有の要因による分類を踏まえた地震ＰＲＡにおける起因事
象及びその説明を以下に示す。

ⅰ)

原子炉建屋損傷
原子炉建屋の損傷により，建屋内の格納容器，原子炉圧力容器等の構造物及び機器が広範囲にわたり損傷する可能性がある。本事象は原子炉建屋損傷が発生した場合の損傷程度の特定が難しく，どの程度緩和設備に期待できるか厳密に特定することは困難であるため，
3.2.1-58

保守的に直接炉心損傷に至る起因事象として整理した。
ⅱ)

格納容器損傷格納容器の損傷により，格納容器内の機器及び原子炉圧力容器等の構造物が広範囲にわたり損傷する可能性がある。本事象は格納容
器損傷が発生した場合の損傷程度の特定が難しく，どの程度緩和設備に期待できるか厳密に特定することは困難であるため，保守的に直接炉心損傷に至る起因事象として整理した。

ⅲ)

原子炉圧力容器損傷
原子炉圧力容器の支持機能喪失等により，原子炉圧力容器に接続されている原子炉冷却材圧力バウンダリ配管の損傷や，原子炉冷却材の流路閉塞が発生することにより，非常用炉心冷却系による炉心冷却効果が期待できなくなる可能性がある。本事象は原子炉圧力容器損傷が発生した場合の損傷程度の特定が難しく，どの程度緩和設備に期待できるか厳密に特定することは困難であるため，保守的に直接炉心損傷に至る起因事象として整理した。

ⅳ)

格納容器バイパス
主蒸気隔離弁，原子炉冷却材浄化系隔離弁，給水系隔離弁等の損傷と接続している格納容器外配管の破損が同時に発生することにより，高温・高圧の原子炉冷却材が隔離不能な状態で格納容器外（原子炉建屋）へ流出し，原子炉建屋内の他の機器への悪影響を及ぼす可能性がある。本事象は格納容器バイパスが発生した場合の損傷程
度及び流出量の特定が難しく，どの程度緩和設備に期待できるか厳密に特定することは困難であるため，保守的に直接炉心損傷に至る起因事象として整理した。

ⅴ)

原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ）
3.2.1-59

格納容器内配管の破断等により格納容器内に原子炉冷却材が流出する事象である。本事象は原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失が発生した場合の損傷程度及び流出量の特定が難しいため，保守的にＥＣ
ＣＳの注水容量を超える大規模なＬＯＣＡ（ＥｘｃｅｓｓｉｖｅＬＯＣＡ）の発生を想定し，直接炉心損傷に至る起因事象として整理した。
なお，Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ

ＬＯＣＡ発生の要因となる配管については，計装系等の口径の小さい配管を除く格納容器内配管を対象とし，系統ごとに地震荷重に対して裕度が小さい部位を評価部位として選定した。
ⅵ)

計装・制御系喪失
計装・制御系が損傷することにより，プラントの監視及び各種制御が広範に不能に陥る可能性がある。本事象は計装・制御系喪失が発生した場合の損傷程度の特定が難しく，どの程度緩和設備に期待できるか厳密に特定することは困難であるため，保守的に直接炉心損傷に至る起因事象として整理した。

ⅶ)

直流電源喪失直流電源設備の損傷により，非常用交流電源の制御機能等が喪失するため，全交流動力電源喪失となる。事象の緩和に必要な機能が広範に喪失するため，起因事象として整理した。

ⅷ)

交流電源喪失非常用交流母線，非常用ディーゼル発電機及び補機冷却海水系機器等の交流電源設備の損傷により，非常用交流電源が喪失する事象である。本事象発生時は，地震耐力の小さい外部電源設備についても同時に損傷するものとして仮定しているため，全交流動力電源喪3.2.1-60

失となる。事象の緩和に必要な機能が広範に喪失するため，起因事
象として整理した。
ⅸ)

外部電源喪失開閉所設備等の外部電源設備の損傷により，プラントへの外部からの電源供給が途絶える事象である。プラントに外乱を発生させる
過渡事象であり，事象の緩和に必要な機能が広範に喪失するため，起因事象として整理した。

ⅹ)

過渡事象
ⅰ)〜ⅸ)の起因事象が発生しない場合においても，地震動を検知した原子炉停止信号により原子炉停止に至り，「過渡事象」が発生するものとして整理した。内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡでは，「過渡事象」を給復水系の使用可否等により分類しているが，地震時には耐震クラスの低い給復水系は使用不可能であるものとし，全給水喪失として取り扱う。

ｂ．階層イベントツリーとその説明
事故シーケンスの定量化では，第 3.2.1.4-1 図に示す階層イベントツ
リーにより，地震により発生する起因事象の発生確率の和が 1.0 を超えないように取り扱う。階層イベントツリーのヘディングは，起因事象発生時の影響の大きい順に配列しており，各起因事象の発生頻度は，起因
事象発生の対象となる建屋・構築物，機器等のフラジリティを評価することで算出した。また，後続のヘディングの分岐確率は，先行のヘディ
ングで考慮している事象が発生しないという条件付確率として評価した。
評価した各起因事象の発生頻度を第 3.2.1.4-1 表に示す。

3.2.1-61

(2)

成功基準
ａ．成功基準の一覧
炉心損傷を防止するための緩和設備の設備能力及び余裕時間は，地震時においても内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡと相違ない。ただし，直接炉心損傷に至る事象については，緩和手段がないため成功基準を設定していない。
使命時間については，内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡと同様に
24 時間とした。また，機器や外部電源の復旧には期待していない。

(3)

事故シーケンス
第 3.2.1.4-1 図に示した階層イベントツリー及び直接炉心損傷に至る事
象以外の起因事象に対する緩和設備の状態を表すイベントツリーを作成した。第 3.2.1.4-2 図〜第 3.2.1.4-5 図に「過渡事象」，「外部電源喪失」，「交流電源喪失」，「直流電源喪失」の起因事象に対するイベントツリーを示す。
各イベントツリーは小イベントツリー／大フォールトツリー法に基づいて作成し，イベントツリーのヘディングには，炉心損傷の防止に関わる緩和設備のフロントライン系，事象の進展に影響する重要な設備状態を選定した。また，炉心損傷防止の観点から，「原子炉停止機能」，「炉心冷却機能」，「格納容器からの除熱機能」の各安全機能に着目し，炉心損傷に至る事故シーケンスの分類を行った。分類した事故シーケンスを第3.2.1.4-2 表に示す。

(4)

システム信頼性
ａ．評価対象としたシステムとその説明
3.2.1-62

評価対象とした緩和機能及びその依存性については，内部事象出力運
転時レベル１ＰＲＡと同様であるが，内部事象で考慮しているランダム
故障等に加えて，地震の影響による損傷を考慮して評価している。また，
地震時特有の影響として建屋・構築物，機器の地震による損傷についても考慮している。評価対象としたシステムの一覧を第 3.2.1.4-3 表に示す。
ｂ．機器損傷に関する機器間の相関の取扱い
冗長設備は基本的に同一の耐震設計がなされた上で同一フロアに設置されるため，同様の系統間及び機器間で完全相関（完全従属）を仮定した。また，高圧炉心スプレイ系の関連設備のうち，ケーブルトレイ（区分Ⅲ）及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系については，区
分Ⅰ／Ⅱの同種設備と構造上の差異がほぼなく，これらの設備と同一のフロアに設置しているため完全相関を仮定した。それ以外の機器については完全独立を仮定した。機器損傷に関する機器間の相関の取扱いを第3.2.1.4-4 表に示す。（添付資料 3.2.1.4-1）

ｃ．システム信頼性
イベントツリーのヘディングに対応する起因事象及び緩和機能（フロントライン系，サポート系）について，フォールトツリーを作成し評価した。

ｄ．システム信頼性評価を実施せずに設定した非信頼度とその根拠
内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡで設定した項目を除き，地震ＰＲ
Ａで新たにシステム信頼性評価を実施せずに設定した非信頼度はない。

3.2.1-63

(5)

人的過誤
ａ．起因事象発生前の人的過誤
事象発生前における設備の試験・保守作業終了後の復旧忘れ等であり，地震による影響を考慮する必要がないため，内部事象出力運転時レベル
１ＰＲＡと同様の評価を用いた。

ｂ．起因事象発生後の人的過誤
事象発生後における対応操作に対する過誤であり，内部事象出力運転
時レベル１ＰＲＡと同様の対応操作の過誤を想定している。ただし，過誤確率の評価においては，地震後に対応する作業であることを考慮し，内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡと比較して高いストレスレベルを仮定した。起因事象発生後の人的過誤確率を第 3.2.1.4-5 表に示す。

(6)

炉心損傷頻度
ａ．炉心損傷頻度の算出に用いた方法
地震ＰＲＡでは，計算コード RiskSpectrum PSA を用いて，フォール
トツリー結合法により事故シーケンスを定量化し，炉心損傷頻度を算出した。
なお，地震ＰＲＡの評価地震動範囲は，下限を原子炉自動停止となる信号の設定点（スクラム設定値），上限を発生頻度の観点から全炉心損
傷頻度への寄与が十分小さくなる規模の地震動として 0.16G〜3.0G と設定している。

ｂ．炉心損傷頻度評価結果
上記のとおりの手順で定量化を行った結果，全炉心損傷頻度は約3.2.1-64

1.0E-05／炉年となった。起因事象別の炉心損傷頻度を第 3.2.1.4-6 表，
第 3.2.1.4-6 図に示す。起因事象別の結果では，過渡事象を起因とする
炉心損傷頻度が最も高く約 41％を占め，次いで外部電源喪失が約 30％，直流電源喪失が約 21％を占め支配的である。起因事象別炉心損傷頻度の寄与が大きな事故シーケンス及びカットセットを第 3.2.1.4-7 表に示す。
また，事故シーケンスグループ別の炉心損傷頻度を第 3.2.1.4-8 表，
第 3.2.1.4-7 図に示す。事故シーケンスグループ別の結果では，崩壊熱除去機能喪失（ＴＷ）の炉心損傷頻度が最も高く約 52％を占め，次いで全交流動力電源喪失（ＴＢＤ）が約 20％を占め支配的である。事故
シーケンスグループ別炉心損傷頻度の寄与が大きな事故シーケンス及び
カットセットを第 3.2.1.4-9 表に示す。
さらに，地震加速度区分別の炉心損傷頻度を第 3.2.1.4-10 表，第3.2.1.4-8 図に，地震加速度−起因事象別の炉心損傷頻度を第 3.2.1.411 表に示す。低加速度領域では，地震により起因事象又は緩和設備に係る機器等が損傷する確率が低いことから，加速度の増加による地震発
生頻度の低下とともに炉心損傷頻度は低下している。更に加速度が大きくなると，地震による機器等の損傷が発生することから炉心損傷頻度は増加し，0.8G 付近で最大となるが，各地震加速度区分の炉心損傷頻度は 1.0E-6／年を下回る。これらの領域では緩和設備に係る機器等の損傷による影響が大きいが，地震加速度の増大に伴い，原子炉建屋損傷等の直接炉心損傷に至るシーケンスが増大し，1.8G 以上では支配的となっている。

3.2.1-65

ｃ．重要度解析，不確実さ解析及び感度解析
(a)

重要度解析
全炉心損傷頻度への寄与が大きい因子を分析するため，
Fussell-Vesely（ＦＶ）重要度を評価した。
地震で損傷する建屋・構築物，機器のＦＶ重要度評価結果を第3.2.1.4-12 表に示す。ＦＶ重要度は，炉心損傷頻度に寄与する相対的な割合を表すものである。

(b)

不確実さ解析
確率論的地震ハザード，機器フラジリティ，ランダム故障の不確かさに着目した全炉心損傷頻度の不確実さ解析として，全炉心損傷頻度の 5％下限値，中央値，平均値，95％上限値を評価した。評価結果を
第 3.2.1.4-9 図に示す。
平均値は点推定値とほぼ同値の約 9.9E-06／炉年となった。また，
エラーファクタは約 4.7 と評価され，約 22 倍の不確実さがあるという結果となった。

(c)

感度解析
本評価において設定した解析上の仮定が評価結果に与える影響を確認するため，相関性及び使命時間の設定に係る感度解析を実施した。

ⅰ)

相関性
本評価では，相関性が考えられる機器について，完全相関を仮定
して評価を実施しているが，この仮定が炉心損傷頻度に与える影響の感度を確認するため，完全相関を仮定した機器のうちＦＶ重要度が高い機器の相関性を完全独立と仮定した感度解析を実施した。相関性を完全独立とする機器については，リスク上重要な建屋・構築

3.2.1-66

物，機器を対象にするものとし，ＦＶ重要度が 0.01 以上の機器を対象として選定した。
相関性を変更した場合の起因事象別の評価結果を第 3.2.1.4-10
図に，地震加速度区分別の評価結果を第 3.2.1.4-11 図に示す。感度解析の結果，炉心損傷頻度は約 7.0E-06／炉年となり，ベースケ
ースでの炉心損傷頻度である約 1.0E-05／炉年と比較して，約 33％低減する結果となった。加速度区分ごとの結果を分析すると，中程度の加速度領域で炉心損傷頻度低減の影響が確認できる。これは低加速度領域ではランダム故障による寄与が大きく，また，高加速度領域では原子炉建屋損傷等の炉心損傷に直結する事象による寄与が支配的となるため，相関性による影響が小さいことによる。
ⅱ)

使命時間
本評価では，使命時間について内部事象出力運転時レベル１ＰＲ
Ａと同様に 24 時間としているが，この使命時間の設定が炉心損傷頻度に与える影響の感度を確認するため，使命時間を変更した感度解析を実施した。感度解析における使命時間の設定については，外部からの支援に期待できる時間として東北地方太平洋沖地震における福島第一原子力発電所による実績を参考に 72 時間と設定した。
使 命 時 間 を 72 時 間 と し た 場 合 の 起 因 事 象 別 の 評 価 結 果 を 第3.2.1.4-12 図に，地震加速度区分別の評価結果を第 3.2.1.4-13 図に示す。感度解析の結果，炉心損傷頻度は約 1.1E-05／炉年となり，ベースケースでの炉心損傷頻度である約 1.0E-05／炉年と比較して，同等の結果となった。加速度区分ごとの結果を分析すると，ランダ
ム故障による寄与が大きい低加速度領域において，炉心損傷頻度増加の影響が確認できる。
3.2.1-67

第 3.2.1.1-1 表
項目

ＰＲＡ評価作業

地震ＰＲＡで収集した情報及び情報源（1／3）
収集した情報情報源

対象プラントと事故シナリオ

・地震ＰＲＡの実施に当たり必要とさ ・内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡで収集れる設計・運転管理に関する基本的した図書（原子炉設置許可申請書，工事計な情報
画認可申請書，保安規定等）
・全体配置図，機器配置図，耐震計算書，配管計装線図，電気系統図（所内単線結線図等），系統設計仕様書，機器設計仕様書
・ストレステストに関する報告書・プラントウォークダウン報告書

2

確率論的地震ハザード

・敷地周辺地域における地震発生様式を考慮し，震源モデルの設定に係る震源特性や，地震動伝播モデルの設定に係わる地震動伝播特性に関する情報

3

建屋・機器フラジリティ

・プラント固有の建屋・機器の耐力評 ・上記項目 1 の情報源
価，及び応答評価に関する情報
・文献調査結果（次ページ参照）

4

事故シーケ a) 事故シナリオ及びンス
起因事象の分析・大規模地震時に想定されるプラント ・上記項目 1 の情報源
状態での必要な情報

3.2.1-68

1b) 事故シーケンスの分析
・成功基準の設定
・イベントツリーの作成

・安全系などのシステム使用条件
・システムの現実的な性能
・運転員による緩和操作c) システムのモデル化

・評価対象プラントに即した機器故障
モード，運転状態d) 事故シーケンスの定量化・評価結果の妥当性を確認できる情報

・原子炉設置許可申請書
・気象庁地震カタログ
・文献調査結果（次ページ参照）
・地質調査結果

・上記項目 1 の情報源
・既往のＰＲＡ情報第 3.2.1.1-1 表

地震ＰＲＡで収集した情報及び情報源（2／3）
参考文献

1）活断層研究会編(1991)：［新編］日本の活断層−分布と資料，東京大学出版会
2）地震調査研究推進本部(2012)：今後の地震動ハザード評価に関する検討〜2011 年・2012 年における検討結果〜，平成 24 年 12 月 21 日
3）松田(1975)：活断層から発生する地震の規模と周期について，地震

第 2 輯，第 28 巻(1975) 269-283 頁

4）武村(1998)：日本列島における地殻内地震のスケーリング則−地表断層の影響および地震被害との関連−，地震第 2 輯，第 51 巻(1998) 211-228 頁
5）佐藤良輔(1989)：日本の地震断層パラメータハンドブック，鹿島出版会
6）宇佐美龍夫，石井寿，今村隆正，武村雅之，松浦律子(2013)：日本被害地震総覧
確率論的地震3.2.1-69

ハザード評価7）地震調査研究推進本部(2009a)：全国地震動予測地図−地図を見て私の街の599-2012，東京大学出版会
揺れを知る−技術報告書（2009）, 平成 21 年 12 月
8）地震調査研究推進本部(2009b)：三陸沖から房総沖にかけての地震活動の長期評価（一部改訂），平成 21 年 3月9日9）垣見俊弘，松田時彦，相田勇，衣笠善博（2003）：日本列島と周辺海域の地震地体構造区分，地震

第 2 輯，

第 55 巻(2003) 389-406 頁
10）Shizuo Noda，Kazuhiko Yashiro，Katsuya Takahashi，Masayuki Takemura，Susumu Ohno，Masanobu Tohdo，Takahide Watanabe(2002)：RESPONSE SPECTRA FOR DESIGN PURPOSE OF STIFF STRUCTURES ON ROCK SITES，
OECD-NEA Workshop on the Relations between Seismological Data and Seismic Engineering Analysis ，Oct．16-18，Istanbul

第 3.2.1.1-1 表

地震ＰＲＡで収集した情報及び情報源（3／3）
参考文献

1）R.P.Kennedy and M.K.Ravindra,

Seismic Fragilities for Nuclear Power Plant Risk Studies,

NuclearEngineering and Design, Vol. 79, No. 1, (1984)2）R.Kassawara, EPRI Report 1003121,
Seismic Margin Evaluations

Methodology for Probabilistic Risk Assessment Applications of, Electric Power Research Institute, December 20013）Westinghouse Electric Company,

AP1000 Design Control Document, December 2011 （年・月は，AP1000

標準設計認証修正版のNRC認可時期を示す）
4）General Electric (GE) Nuclear Energy,
建屋・機器, March 1997 （年・月は，ABWR

標準設計認証のNRC認可時期を示す）

フ ラ ジ リ テ ィ 5）Regulatory Guide 1.61,
3.2.1-70

評価

ABWR Design Control Document

Damping Values for Seismic Design of Nuclear Power Plants

6）N.M.Newmark and W.J.Hall,
PlantsDevelopment of Criteria for Seismic Review of Selected Nuclear Power7）美原他，, NUREG/CR-0098
原子力発電所建屋のフラジリティ評価における認識的不確実さに関する研究（その３）まとめ，日

本建築学会大会学術講演梗概集（九州）2007年8月
8）原子力施設等の耐震性評価技術に関する試験及び調査 機器耐力その３（総合評価）に係る報告書，平成18年8月，独立行政法人 原子力安全基盤機構
9）K.K.Bandyopadhyay, C.H.Hofmayer, M.K.Kassir, S.Shteyngart
Components (Phase Ⅱ)

Seismic Fragility of Nuclear Power Plant, NUREG/CR-4659, BNL-NUREG-52007 Vol.4

第 3.2.1.1-2 表

地震による事故シナリオ及びスクリーニング結果（1／4）

事故シナリオ分

析

スクリーニング結果

1. 本震による炉心損傷事故に間接的に繋がりうる事故シナリオ
1.1 安全機能を有する建屋・構築物，機器以外の屋内設備の損傷

除外

耐震重要度Ｂ，Ｃクラスの損傷に伴うＳクラス機器の損傷・耐震重要度Ｓクラスの機器は，下位の分類に属する施設の破損により波及的影響が生じないように設計段階で要求されており，耐震設計において建屋内又は建屋外における下位クラス施設の損
傷，転倒，落下等による影響がないことを確認している。
・プラントウォークダウンにより耐震重要度Ｓクラスの機器が波及的影響を受けないことを確認している。

除外

主タービンの軸受けなどの損傷に伴うタービンミサイルによる隣接
原子炉建屋内関連設備への影響

・「東海第二発電所における定格熱出力一定運転実施に伴う発電設備の健全性評価書」（平成 14 年 8 月）において，タービンミサ
イルによる原子炉施設への影響の可能性は極めて低いことを確認
している。

除外

3.2.1-71

天井クレーンの転倒・落下による原子炉圧力容器，格納容器への影
響・天井クレーンは地震時に落下しないよう転倒・落下防止装置を有する構造となっている。
・天井クレーンは原子炉圧力容器，格納容器の直上に待機させない運用としている。また，天井クレーンの使用時に原子炉圧力容
器，格納容器の上部に落下した場合でもシールドウォールがある
ため，原子炉圧力容器，格納容器が直接損傷することはない。
・なお，他プラントの天井クレーンにおいて地震によりクレーン駆動部の軸継手部に破損が確認されているが，走行機能を目的とした部品が損傷したものであり，落下防止装置は健全であったことが確認されている。

第 3.2.1.1-2 表

地震による事故シナリオ及びスクリーニング結果（2／4）

事故シナリオ分

析

スクリーニング結果

1. 本震による炉心損傷事故に間接的に繋がりうる事故シナリオ
1.2 安全機能を有する建屋・構築物，機器以外の屋外設備の損傷

3.2.1-72

排気筒の転倒による原子炉建屋又は周辺構造物への影響

・排気筒は，一様ハザードスペクトル 2,000Gal 相当の地震に対す
る耐震評価において，耐震性を有することを確認しており，当該地震動はプラントフラジリティの条件付炉心損傷確率が 1.0 となる加速度に相当することから，炉心損傷頻度に与える影響が小さいことを確認している。
・なお，他プラントにおいて地震により排気筒と排気ダクトを接続しているべローズに亀裂が確認されているが，排気筒は健全であったことが確認されている。

除外

斜面崩壊による原子炉建屋又は周辺構造物への影響

・原子炉建屋又は周辺構造物の周辺に斜面はないことを確認している。

除外

送電網の鉄塔などの損傷に伴う外部電源喪失への影響

・外部電源に関連する機器のフラジリティについては，送電網を含めたシステム全体として評価し，開閉所設備の碍子部で代表させている。（添付資料 3.2.1.1-3）

地震ＰＲＡで考慮

安全上重要な設備の冷却に使用可
能な工業用水などの原水供給停止に伴う冷却水の枯渇の影響

・原子炉注水〜除熱を含めた長期冷却のための水源については，サプレッション・チェンバ水と海水冷却系の海水に期待している。
このため，工業用水などの外部水源に期待しない。

除外

第 3.2.1.1-2 表

地震による事故シナリオ及びスクリーニング結果（3／4）

事故シナリオ分

析

スクリーニング結果

1. 本震による炉心損傷事故に間接的に繋がりうる事故シナリオ
1.3.地震時特有の現象による運転操作の阻害及び地震時の安全機能への人的過誤の影響

3.2.1-73

施設の計画，設計，材料選定，製作，組立，完成検査までのミス

・原子炉施設の安全性，信頼性及び点検保守上の要求を満足するため，設計，製作，据付等の各段階において適切な品質保証活動が実施されている。
・万一，これらのミスがあったとしても，多重性を備えた設備の全てに同様のミスを犯す可能性は小さい。

除外

地震時，地震後の操作員，構内勤
務者，周辺関係者（送電関係など）のミスオペレーション

・地震時に必要となる操作には期待していない。
・地震後の混乱に伴う高ストレス状態は，操作員の操作の阻害要因となるため，人的過誤評価で考慮している。

地震ＰＲＡで考慮

変圧器などの碍子類の損傷による
サイト電源の停電に伴うバックア
ップ操作の支障・現場での復旧操作には期待しないため，停電の影響はない。
・中央制御室での運転員操作の影響については，非常用照明，ヘッ
ドライト，懐中電灯が備えられているため，小さいと考えられる。

除外

地盤液状化，よう壁損傷による構内通行支障・地震発生後に発電所構内の道路に陥没，段差，亀裂等の損傷が発生し，構内通行に支障が出る可能性があるが，本評価では現場での復旧操作には期待しない。

除外

二次部材損傷による運転員等従業員への影響

・施設内の損壊物や地震動による飛来物が操作員等を傷付け，操作を妨げる可能性があるが，中央制御室付近において，運転員操作を著しく妨げるような物体は基本的にない。

除外

第 3.2.1.1-2 表
事故シナリオ

地震による事故シナリオ及びスクリーニング結果（4／4）
分析

スクリーニング結果

2. 余震に係わる事故シナリオ余震による炉心損傷への影響

3.2.1-74

・本震と比較して，余震のハザード又は建屋・構築物及び機器・配管系の損傷に対する影響が無視できない場合，本震と余震の地震動を連続し受けた場合の事故シナリオを分析して炉心損傷頻度を評価する必要がある。
・これらの評価技術は研究段階にあり，評価方法の詳細及び評価例などに関する情報が非常に少ないため，余震による炉心損傷への影響評価方法を体系的に示すには至っていない。（添付資料
3.2.1.1-4）

除外（今後の課題）

・建屋・構築物については，原子炉施設の供用期間中のコンクリー
トの強度低下や鋼材腐食の可能性は小さい。
・機器・配管系については，点検，機器の取替えを実施していることから，直接大きな影響を及ぼす可能性は小さい。
・「東海第二発電所 高経年化対策に関する報告書」（平成 19 年
11 月）において，経年劣化事象の技術評価を行い設備の健全性が維持されていることを確認している。

除外

3. 経年変化に係わる事故シナリオ

経年変化を考慮した場合の炉心損
傷への影響

第 3.2.1.1-3 表
起因事象／
影響緩和機能建屋・機器リストとフラジリティデータ（1／7）

設 備

損傷モード

評価部位

中央値（G）
βＲ
βｕ

ＨＣＬＰＦ
（G）

2.23
0.14
0.15

1.38

裕度向上ベース

2.02

裕度向上ベース

2.02

裕度向上ベース

1.29

裕度向上ベース

1.81

裕度向上ベース

1.59

裕度向上ベース

2.99

裕度向上ベース

3.75

裕度向上ベース

5.35

裕度向上ベース

1.15

裕度向上ベース

7.00

裕度向上ベース

3.96

裕度向上ベース

2.63

裕度向上ベース

6.81

裕度向上ベース

3.58

裕度向上ベース

1.47

裕度向上ベース

原子炉建屋損傷

原子炉建屋

構造損傷

耐震壁

格納容器

構造損傷

ドライウェル
下部シアラグ（シアプレート）

3.72

格納容器損傷ドライウェル
下部シアラグ（シアプレート）

3.72

構造損傷

2.72

構造損傷

蒸気乾燥器
支持ブラケット
付根部

開口集中部

0.20

格納容器損傷原子炉圧力容器損傷

格納容器スタビライザ

原子炉圧力容器

0.20

フラジリティの
参照元

0.17
0.20
0.17

0.22
0.23
3.33

原子炉圧力容器損傷

原子炉遮へい壁

構造損傷

0.17
原子炉圧力容器損傷

原子炉圧力容器スタビラ
イザ

2.93
構造損傷

ロッド

0.20
0.17

格納容器バイパス

主蒸気隔離弁機能損傷―（水平方向評価）

6.49
0.23
0.24
8.71

格納容器バイパス

主蒸気系配管

構造損傷

配管本体

0.26
0.25
12.01

格納容器バイパス

主蒸気ドレン弁(内側）

機能損傷―（水平方向評価）

0.24
0.25
2.58

格納容器バイパス

主蒸気ドレン弁(外側）機能損傷―（水平方向評価）

0.24
0.25

格納容器バイパス

格納容器バイパス

16.78

主蒸気ドレン配管（内
側）

構造損傷

原子炉隔離時冷却系蒸気
隔離弁

機能損傷

原子炉隔離時冷却系配管

構造損傷

配管本体

0.27
0.26
7.42

―
（鉛直方向評価）

0.14
0.24
6.10

格納容器バイパス

配管本体

0.26
0.25

格納容器バイパス

14.31

原子炉冷却材浄化系隔離
弁

機能損傷

原子炉冷却材浄化系配管

構造損傷―（水平方向評価）

0.22
0.23
8.31

格納容器バイパス

配管本体

0.26
0.25
2.67

格納容器バイパス

給水系逆止弁機能損傷―（鉛直方向評価）

0.13
0.23

3.2.1-75

第 3.2.1.1-3 表
起因事象／
影響緩和機能建屋・機器リストとフラジリティデータ（2／7）

設 備

損傷モード

評価部位

中央値（G）
βＲ
βｕ

ＨＣＬＰＦ
（G）

フラジリティの参照元

12.49
格納容器バイパス

給水系配管

構造損傷

配管本体

0.25

5.47

裕度向上ベース

3.69

裕度向上ベース

3.58

裕度向上ベース

3.75

裕度向上ベース

5.47

裕度向上ベース

2.63

裕度向上ベース

7.00

裕度向上ベース

2.88

裕度向上ベース

1.54

裕度向上ベース

1.63

裕度向上ベース

0.91

裕度向上ベース

1.63

裕度向上ベース

1.66

裕度向上ベース

1.66

裕度向上ベース

2.73

裕度向上ベース

1.42

裕度向上ベース

0.25
Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ

8.29
原子炉再循環系配管

配管本体

0.25
0.24
8.31

原子炉冷却材浄化系配管

構造損傷

配管本体

0.26
0.25
8.71

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ

主蒸気系配管Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ

給水系配管

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ

原子炉隔離時冷却系配管

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ

主蒸気ドレン配管（内側）

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ

構造損傷

構造損傷

配管本体

0.26
0.25
12.49

構造損傷

配管本体

0.25
0.25
6.10

構造損傷

配管本体

0.26
0.25
16.78

構造損傷

配管本体

0.27
0.26
6.25

逃がし安全弁機能損傷―（水平方向評価）

0.23
0.24
2.93

計装・制御系喪失

制御盤

機能損傷

―
（鉛直方向評価）

0.14
0.25
3.11

計装・制御系喪失

計装ラック

機能損傷

―
（鉛直方向評価）

0.14
0.25
2.01

直流電源喪失ケーブルトレイ

構造損傷

サポート

0.24
0.24

直流電源喪失

直流母線盤

機能損傷

―
（鉛直方向評価）

3.11
0.14
0.25
3.61

直流電源喪失

蓄電池

機能損傷

―
（水平方向評価）

0.22
0.25
3.61

直流電源喪失

充電器盤

機能損傷

―
（水平方向評価）

0.22
0.25

交流電源喪失非常用ディーゼル発電機
室空調機

4.12
機能損傷

―
（鉛直方向評価）

0.10
0.15
2.14

交流電源喪失非常用ディーゼル発電機

機能損傷―（鉛直方向評価）

0.10
0.15

3.2.1-76

第 3.2.1.1-3 表
起因事象／
影響緩和機能建屋・機器リストとフラジリティデータ（3／7）

設 備

損傷モード

評価部位

中央値（G）
βＲ
βｕ

ＨＣＬＰＦ
（G）

フラジリティの参照元

3.11
交流電源喪失非常用メタクラ

機能損傷―（鉛直方向評価）

0.14

1.63

裕度向上ベース

1.46

裕度向上ベース

1.22

裕度向上ベース

3.61

裕度向上ベース

1.73

耐震バックチェック
ベース

17.35

裕度向上ベース

4.78

裕度向上ベース

0.83

耐震バックチェック
ベース

2.29

裕度向上ベース

1.70

耐震バックチェック
ベース

5.71

耐震バックチェック
ベース

1.92

裕度向上ベース

0.24

耐震バックチェック
ベース

3.64

裕度向上ベース

5.09

裕度向上ベース

15.09

裕度向上ベース0.25
交流電源喪失2.77

非常用モータコントロー
ルセンタ

機能損傷

非常用パワーセンタ

機能損傷―（鉛直方向評価）

0.14
0.25
2.66

交流電源喪失―（水平方向評価）

0.22
0.25
6.65

交流電源喪失非常用動力用変圧器

構造損傷

ボルト

0.20
0.17
3.41

交流電源喪失

軽油貯蔵タンク

構造損傷

胴

0.21
0.20

交流電源喪失交流電源喪失31.95

非常用ディーゼル発電機
始動空気溜

構造損傷

非常用ディーゼル発電機
燃料デイタンク

構造損傷

基礎ボルト

0.20
0.17
8.81

基礎ボルト

0.20
0.17

交流電源喪失非常用ディーゼル発電機
用海水ポンプ

機能損傷―（鉛直方向評価）

1.25
0.10
0.15

交流電源喪失非常用ディーゼル発電機
用海水系配管

5.31
構造損傷

配管本体

0.26
0.25

交流電源喪失非常用ディーゼル発電機
用海水系逆止弁機能損傷―（鉛直方向評価）

3.34
0.16
0.25

交流電源喪失非常用ディーゼル発電機
用海水ストレーナ

10.52
構造損傷

基礎ボルト

0.20
0.17
3.26

交流電源喪失海水ポンプ室

構造損傷

構造部材

0.09
0.23
0.65

外部電源喪失

開閉所設備

構造損傷

碍子部

0.32
0.29
6.59

スクラム系

炉心支持板

構造損傷

補強ビーム

0.20
0.16
11.43

スクラム系

燃料集合体

機能損傷

制御棒挿入性

0.24
0.25

スクラム系

燃料支持金具

構造損傷

周辺燃料支持
金具

27.34
0.20
0.16

3.2.1-77

第 3.2.1.1-3 表
起因事象／
影響緩和機能建屋・機器リストとフラジリティデータ（4／7）

設 備

損傷モード

評価部位

中央値（G）
βＲ
βｕ

ＨＣＬＰＦ
（G）

フラジリティの
参照元

27.40
スクラム系

制御棒案内管

構造損傷

下部溶接部

0.20

15.13

裕度向上ベース

1.85

裕度向上ベース

8.27

裕度向上ベース

2.04

裕度向上ベース

4.01

裕度向上ベース

1.38

裕度向上ベース

3.74

裕度向上ベース

2.92

裕度向上ベース

9.38

裕度向上ベース

1.15

裕度向上ベース

2.94

裕度向上ベース

2.73

裕度向上ベース

1.42

裕度向上ベース

17.35

裕度向上ベース

5.54

裕度向上ベース

3.61

裕度向上ベース

0.16
スクラム系

制御棒駆動水圧系制御ユ
ニット

3.41
構造損傷

フレーム

0.20
0.17
19.82

スクラム系

制御棒駆動水圧系配管

構造損傷

配管本体

0.27
0.26

スクラム系

3.70

制御棒駆動機構ハウジン
グ

構造損傷

シュラウド

構造損傷

貫通孔

0.20
0.16
7.26

スクラム系

下部胴

0.20
0.16
2.50

スクラム系

シュラウドサポート

構造損傷

シリンダ

0.20
0.16

スクラム系

スクラム系

ＨＰＣＳ

ＨＰＣＳ

ＨＰＣＳ

ＨＰＣＳ

ＨＰＣＳ

上部格子板

制御棒駆動機構ハウジン
グ支持金具

構造損傷

構造損傷

グリッド
プレート

レストレント
ビーム

6.78
0.20
0.16
5.65
0.22
0.18
19.71

高圧炉心スプレイ系逆止弁

機能損傷

高圧炉心スプレイ系ゲー
ト弁

機能損傷

高圧炉心スプレイ系グロ
ーブ弁

機能損傷

高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機室空調機

機能損傷

高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機

機能損傷―（水平方向評価）

0.22
0.23
2.58

―
（水平方向評価）

0.24
0.25
6.38

―
（水平方向評価）

0.23
0.24
4.12

―
（鉛直方向評価）

0.10
0.15

―
（鉛直方向評価）

2.14
0.10
0.15

ＨＰＣＳ

高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機始動空気溜

31.95
構造損傷

基礎ボルト

0.20
0.17

ＨＰＣＳ

10.21

高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機燃料デイタ
ンク

構造損傷

高圧炉心スプレイ系動力
用変圧器

構造損傷

基礎ボルト

0.20
0.17
6.65

ＨＰＣＳ

ボルト

0.20
0.17

3.2.1-78

第 3.2.1.1-3 表
起因事象／
影響緩和機能

ＨＰＣＳ

建屋・機器リストとフラジリティデータ（5／7）

設 備

高圧炉心スプレイ系メタ
クラ

損傷モード

機能損傷

評価部位

―
（鉛直方向評価）

中央値（G）
βＲ
βｕ

ＨＣＬＰＦ
（G）

フラジリティの
参照元

3.11
0.14

1.63

裕度向上ベース

1.46

裕度向上ベース

2.85

裕度向上ベース

1.34

裕度向上ベース

3.30

裕度向上ベース

0.91

裕度向上ベース

1.63

裕度向上ベース

1.66

裕度向上ベース

1.66

裕度向上ベース

1.73

耐震バックチェック
ベース

0.83

耐震バックチェック
ベース

2.29

裕度向上ベース

1.70

耐震バックチェック
ベース

5.71

耐震バックチェック
ベース

1.92

裕度向上ベース

1.21

裕度向上ベース

0.25

ＨＰＣＳ

高圧炉心スプレイ系モータコントロールセンタ

機能損傷―（鉛直方向評価）

2.77
0.14
0.25

ＨＰＣＳ

高圧炉心スプレイ系ポン
プ室空調機

機能損傷

―
（鉛直方向評価）

4.30
0.10
0.15

ＨＰＣＳ

高圧炉心スプレイ系ポン
プ

機能損傷

―
（鉛直方向評価）

2.03
0.10
0.15
7.66

ＨＰＣＳ

高圧炉心スプレイ系配管

構造損傷

配管本体

0.26
0.25
2.01

ＨＰＣＳ

ケーブルトレイ

構造損傷

サポート

0.24
0.24
3.11

ＨＰＣＳ

直流母線盤

機能損傷

―
（鉛直方向評価）

0.14
0.25
3.61

ＨＰＣＳ

蓄電池

機能損傷

―
（水平方向評価）

0.22
0.25
3.61

ＨＰＣＳ

充電器盤

機能損傷

―
（水平方向評価）

0.22
0.25
3.41

ＨＰＣＳ

軽油貯蔵タンク

構造損傷

胴

0.21
0.20

ＨＰＣＳ

ＨＰＣＳ

ＨＰＣＳ

ＨＰＣＳ

高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水ポン
プ

機能損傷

高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系配管

構造損傷

高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水系逆止弁
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水スト
レーナ―（鉛直方向評価）

1.25
0.10
0.15
5.31

配管本体

0.26
0.25

機能損傷

―
（鉛直方向評価）

3.34
0.16
0.25
10.52

構造損傷

基礎ボルト

0.20
0.17
3.26

ＨＰＣＳ

海水ポンプ室

構造損傷

構造部材

0.09
0.23

ＲＣＩＣ

原子炉隔離時冷却系逆止
弁

2.19
機能損傷

―
（鉛直方向評価）

0.13
0.23

3.2.1-79

第 3.2.1.1-3 表
起因事象／
影響緩和機能ＲＣＩＣ

ＲＣＩＣ

建屋・機器リストとフラジリティデータ（6／7）

設 備

損傷モード

評価部位

中央値（G）
βＲ
βｕ

ＨＣＬＰＦ
（G）

フラジリティの参照元

2.58

原子炉隔離時冷却系ゲー
ト弁

機能損傷

原子炉隔離時冷却系グロ
ーブ弁

機能損傷

原子炉隔離時冷却系配管

構造損傷―（水平方向評価）

0.24

1.15

裕度向上ベース

2.94

裕度向上ベース

2.63

裕度向上ベース

2.39

裕度向上ベース

1.19

裕度向上ベース

1.66

裕度向上ベース

1.46

裕度向上ベース

15.57

裕度向上ベース

4.17

裕度向上ベース

2.85

裕度向上ベース

1.21

裕度向上ベース

1.15

裕度向上ベース

2.94

裕度向上ベース

1.34

裕度向上ベース

2.28

裕度向上ベース

2.85

裕度向上ベース

0.25
6.38
―
（水平方向評価）

0.23
0.24
6.10

ＲＣＩＣ

配管本体

0.26
0.25

ＲＣＩＣ

ＲＣＩＣ

3.61

原子炉隔離時冷却系ポンプ

機能損傷

原子炉隔離時冷却系ポン
プ駆動用タービン

機能損傷

充電器盤

機能損傷

―
（鉛直方向評価）

0.10
0.15
1.80

―
（鉛直方向評価）

0.10
0.15
3.61

ＲＣＩＣ

―
（水平方向評価）

0.22
0.25

ＲＣＩＣ

原子炉隔離時冷却系直流
モータコントロールセン
タ

2.77
機能損傷

―
（鉛直方向評価）

0.14
0.25
37.34

原子炉減圧

窒素供給系配管

構造損傷

配管本体

0.27
0.26

原子炉減圧

ＬＰＣＳ

ＬＰＣＳ

ＬＰＣＳ

ＬＰＣＳ

ＬＰＣＳ

7.55

逃がし安全弁制御用アキュムレータ（逃がし弁機
能用）

構造損傷

低圧炉心スプレイ系ポン
プ室空調機

機能損傷

低圧炉心スプレイ系逆止弁

機能損傷

低圧炉心スプレイ系ゲー
ト弁

機能損傷

低圧炉心スプレイ系グロ
ーブ弁

機能損傷

低圧炉心スプレイ系ポンプ

機能損傷

低圧炉心スプレイ系配管

構造損傷

胴板

0.20
0.16
4.30

―
（鉛直方向評価）

0.10
0.15
2.19

―
（鉛直方向評価）

0.13
0.23
2.58

―
（水平方向評価）

0.24
0.25
6.38

―
（水平方向評価）

0.23
0.24
2.03

―
（鉛直方向評価）

0.10
0.15
5.28

ＬＰＣＳ

配管本体

0.26
0.25

ＬＰＣＩ
ＲＨＲ

残留熱除去系ポンプ室空
調機

4.30
機能損傷

―
（鉛直方向評価）

0.10
0.15

3.2.1-80

第 3.2.1.1-3 表
起因事象／
影響緩和機能建屋・機器リストとフラジリティデータ（7／7）

設 備

損傷モード

中央値（G）
βＲ
βｕ

ＨＣＬＰＦ
（G）

フラジリティの
参照元

5.25

ＬＰＣＩ
ＲＨＲ

残留熱除去系逆止弁

ＬＰＣＩ
ＲＨＲ

残留熱除去系ゲート弁

ＬＰＣＩ
ＲＨＲ

残留熱除去系グローブ弁機能損傷―（鉛直方向評価）

0.13

2.90

裕度向上ベース

1.15

裕度向上ベース

2.94

裕度向上ベース

1.43

裕度向上ベース

1.34

裕度向上ベース

2.28

裕度向上ベース

0.83

耐震バックチェック
ベース

2.78

耐震バックチェック
ベース

2.94

裕度向上ベース

1.26

裕度向上ベース

2.71

耐震バックチェック
ベース

0.23
2.58
機能損傷

―
（水平方向評価）

0.24
0.25
6.38

機能損傷

―
（水平方向評価）

0.23
0.24
3.27

ＬＰＣＩ
ＲＨＲ

残留熱除去系熱交換器

ＬＰＣＩ
ＲＨＲ

残留熱除去系ポンプ

ＬＰＣＩ
ＲＨＲ

残留熱除去系配管

ＬＰＣＩ
ＲＨＲ

残留熱除去系海水ポンプ

ＬＰＣＩ
ＲＨＲ

残留熱除去系海水系逆止
弁

ＬＰＣＩ
ＲＨＲ

残留熱除去系海水系グロ
ーブ弁

機能損傷

ＬＰＣＩ
ＲＨＲ

残留熱除去系海水系配管

構造損傷

ＬＰＣＩ
ＲＨＲ

評価部位

構造損傷

アンカボルト

0.25
0.25
2.03

機能損傷

―
（鉛直方向評価）

0.10
0.15
5.28

構造損傷

配管本体

0.26
0.25
1.25

機能損傷

―
（鉛直方向評価）

0.10
0.15
5.21

機能損傷

―
（鉛直方向評価）

0.14
0.24
6.38

―
（水平方向評価）

0.23
0.24
3.01

配管本体

0.27
0.26

残留熱除去系海水ストレ
ーナ

4.99
構造損傷

基礎ボルト

0.20
0.17

3.2.1-81

第 3.2.1.2-1 表
断層
番号

断層名

活断層のリスト（調査モデル）
断層
長さ
(km)

等価震源
Ｍ ※1
Ｍ ※2
活動度
距離(km) （松田式） （武村式）

再来期間
(年)
3,350

※4

1

関谷断層

40

92

7.5

7.6

−

2

三郡森付近

18

106

6.9

7.0

Ｂ

5,600

3

大阪−足沢

7

91

6.8

6.9

Ｂ

4,800

4

二ッ箭断層

8

82

6.8

6.9

Ｂ

4,800

5

赤井断層

5

73

6.8

6.9

Ｃ

25,600

6

湯ノ岳断層

5

64

6.8

6.9

Ｂ

4,800

7

江花−虫笠

9

94

6.8

6.9

Ｂ

4,800

8

那須湯本北

9

94

6.8

6.9

Ｂ

4,800
4,800

※4

9

那須湯本北東

4

89

6.8

6.9

Ｂ

10

湯本塩原断層群

3

92

6.8

6.9

Ｂ

11

深谷断層帯・綾瀬川断層

103

128

8.2

8.3

−

11

102

6.8

6.9

Ｃ

25,600

23

110

7.1

7.2

Ｃ

38,000

22

98

7.1

7.2

Ｃ

36,700

12

99

6.8

6.9

Ｃ

25,600

15

109

6.8

6.9

Ｃ

26,000

17

93

6.9

7.0

Ｃ

28,900

30

83

7.3

7.4

Ｃ

50,200

12

90

6.8

6.9

Ｃ

25,600

12

87

6.8

6.9

Ｃ

25,600

12

72

6.8

6.9

Ｃ

25,600

13

112

6.8

6.9

Ｃ

25,600

32

106

7.3

7.5

Ｃ

53,60012

新編日活海域

13

新編日活海域

14

新編日活海域

15

新編日活海域

16

新編日活海域

17

新編日活海域

18

新編日活海域

19

新編日活海域20

新編日活海域

21

新編日活海域

※3
※3
※3
※3
※3
※3
※3
※3
※3
※3
※3

4,800
58,000※422新編日活海域

23

新編日活海域

24

Ｆ３断層，Ｆ４ｂ−１断層

16

22

6.8

7.0

Ｂ

5,100

25

棚倉破砕帯西縁断層，同東縁付近の
推定活断層

42

37

7.5

7.7

Ｂ

13,30026

Ｆ１断層，北方陸域の断層，塩ノ平
地震断層

58

31

7.8

7.9

Ｂ

27

Ｆ１断層，北方陸域の断層
Ｆ８断層

44
26

28
26

7.6
7.2

7.7
7.3

Ｂ
Ｂ

13,900
8,300

28

Ｆ１６断層

26

30

7.2

7.3

Ｂ

8,300

29

Ａ−１背斜

20

22

7.0

7.1

Ｂ

6,400

30

関口−米平リニアメント

6

27

6.8

7.0

Ｂ

5,400

31

宮田町リニアメント

1

21

6.8

7.0

Ｂ

5,400

32

竪破山リニアメント

4

25

6.8

7.0

Ｂ

5,400

※3

18,400※5

33 Ｆ１１断層
5
38
6.8
7.0
Ｂ
5,400
※1 松田（1975）に基づき算定。ただし下限はＭ6.8 とする。
※2 武村（1998）に基づき算定。ただし下限はＭ6.8 とする。
※3 活断層研究会編（1991）に記載されている活断層※4 更新過程に基づき評価※5 2011 年 4 月に活動した塩ノ平地震断層の地震調査研究推進本部の手法による今後 50 年発生確率は 10-848 であることから，F1 断層，北方陸域の断層，塩ノ平地震断層の全長が破壊する場合の確率は更に低くなる。

3.2.1-82

第 3.2.1.2-2 表
断層番号

断層名

活断層のリスト（推本参考モデル）
断層長さ
(km)

等価震源
距離(km)

Ｍ

再来期間(年)※1

1

関谷断層

38

97

7.5

3,350※22

関東平野北西縁断層主部

82

132

8.0

21,500※2

3平井−櫛挽断層帯

23

138

7.1

7,000

4

大阪−足沢断層帯

16

88

6.8

12,700

5

二ツ箭断層

10

81

6.5

3,200

6

三郡森断層帯

18

105

6.9

5,700

7

湯ノ岳断層

12

65

6.6

3,800

8

井戸沢断層

19

56

7.0

62,9009

高萩付近推定

17

34

6.9

56,30010

棚倉破砕帯西縁断層

20

40

7.0

66,20011

白河西方断層帯

18

94

6.9

59,600

12
越生断層
13
132
6.7
22,000
地震調査研究推進本部(2012)に基づき算定。地震発生については地震調査研究推進本部（2012）に基づき，断層番号 1，2 は更新過程，それ以外はポアソン過程とする。
※2 地震調査研究推進本部（2012）で示されている 50 年発生確率 0％より，年発生確率を算出する。

※1

3.2.1-83

第 3.2.1.2-3 表

海溝型地震で考慮している特定震源モデル（調査モデル）
断層長さ及び断層幅(km)

等価震源距離(km)

Ｍ平均発生間隔(年)※1

関東地震 ※2

22×45
63×55

162

7.9〜8.2

220※3

東北地方太平洋沖型の地震

500×200

−

Ｍｗ9.0

600※4

断層名

※1
※2
※3
※4

地震調査研究推進本部（2012）に基づく。
巨視的断層は佐藤（1989）に，Ｍは宇佐美（2013）に基づく。
地震調査研究推進本部（2009），（2012）に基づき更新過程として扱い，示されている 50 年発生確率 1％より，年発生確率を算出する。
地震調査研究推進本部（2012）に基づき更新過程として扱い，示されている 50 年
発生確率 0％より，年発生確率を算出する。

第 3.2.1.2-4 表

海溝型地震で考慮している特定震源モデル(推本参考モデル)
断層長さ及び断層幅(km)

等価震源距離(km)

Ｍ平均発生間隔(年)※1

関東地震 ※2

22×45
63×55

162

7.9〜8.2

220※3

茨城県沖の地震（繰り返し発生する地震） ※4

60 ×60

103

7.0

21※5

東北地方太平洋沖型の地震

500×200

−

Mw9.0

600※6

断層名

※1
※2
※3
※4
※5
※6

地震調査研究推進本部（2009a），（2009b），（2012）に基づく。
巨視的断層は佐藤（1989）に，Ｍは宇佐美（2013）に基づく。
地震調査研究推進本部（2009a），（2012）に基づき更新過程として扱い，示されている 50 年発生確率 1％より，年発生確率を算出する。
巨視的断層及び M は地震調査研究推進本部（2009）に基づく。
ポアソン過程で評価する。
地震調査研究推進本部（2012）に基づき更新過程として扱い，示されている 50 年
発生確率 0％より，年発生確率を算出する。

3.2.1-84

第 3.2.1.2-5 表
項目

ロジックツリーの分岐及び重み付けの考え方
分岐

重みの配分

重み付けの考え方

調査モデル

0.5

推本参考モデル

0.5

複数のモデルを設定し，重みは等配分とする。

Ｆ１断層，北方陸域の断層
の連動

0.9

Ｆ１断層，北方陸域の断層，塩ノ平地震断層の連動

0.1

松田式

0.5

武村式

0.5

既往最大値の中央値

0.5

ばらつきの下限値

0.25

ばらつきの上限値

0.25

7.6

0.67

8.0

0.33

7.2

0.5

7.4

0.5

モデル

Ｆ１断層の連動（調査モデル）
特定震源
活断層のマグニチュード（調査モデル）

領域最大 M（調査モデル）

領域②最大 M
（調査モデル）

領域④最大 M
（調査モデル）領域震源「モデル１」
領域最大 M
（推本参考モデル）による最大 M
「モデル２」
による最大 M鹿島灘の補正
の適用範囲

0.5

0.5

東経 141.0〜141.2 度
北緯 36.3〜36.6 度

0.5

東経 140.9〜141.3 度
北緯 36.2〜36.7 度

0.5

なし

0.5

あり

0.5

断層モデル手法におけるばらつき

0.5

0.5

観測記録

0.5

3.2.1-85

複数の計算式を設定し，重みは等配分とする。

中央値の重みを高く設定する。

領域内で最大の M7.6（2011 年）と，領域外であるが同一の地震地体構造区
内で最大の M8.0（1667 年）を設定，
M8.0 は津波地震である可能性 を踏まえ，M7.6 の重みを高く設定する。
既往最大の M7.2 と「敷地ごとに震源を特定して策定する地震動のうち海洋プレート内地震」における茨城県南部の地震の不確かさケースの M7.4 を設定し，重みを当配分とする。

地震調査研究推進本部（2012）による「モデル１」及び「モデル２」を設定し，重みは等配分とする。

補正を適用する領域の範囲を複数設定し，重みは等配分とする。

内陸補正

地震動伝
播モデル

2011 年 4 月に活動した直後である塩ノ平地震断層を含んだ全長破壊は当面起こりにくいと考えられることから，重みを低く設定する。

内陸地殻内地震に対する Noda et al.
（2002）の補正を行う場合と行わない場合を設定し，重みは等配分とする。
Noda et al.（2002）の 方法で用いている対数標準偏差 0.5 を適用する場合と観測記録に基づく場合を設定し，重みは等配分とする。

第 3.2.1.3-1-1 表
評価方法
現実的耐力

考慮する不確実さ要因の例

偶然的不確実さ（β Ｒ ）認識論的不確実さ（β Ｕ ）・施工精度

・構造材料定数・損傷限界時ひずみ

建屋・・実験データの統計的精度
・耐力評価式の誤差
・モデル形態

構築物
現実的応答

・構造材料定数・剛性評価の仮定

・地盤材料定数・復元力特性のモデル化
・耐震要素の評価範囲

第 3.2.1.3-1-2 表

損傷限界点の現実的な値（地震ＰＳＡ学会標準）

損傷限界点の指標

平均値

変動係数

せん断ひずみ5.36×10 −３

0.24

3.2.1-86

第 3.2.1.3-1-3 表

地盤物性値

地層

地盤せん断波

密度

ポアソン比

せん断

ヤング係数

EL.

速度

ρ

ν

弾性係数

E（N/mm 2）(m)

Vs (m/s)(kN/m3)

8.0

210

17.85

0.385

80.3

222

3.2

240

18.53

0.286

109

280

2.0

240

19.71

0.491

116

345

-3.3

500

21.08

0.462

537

1570

-14.6

453

16.87

0.460

353

1031

-37.2

471

16.97

0.458

384

1119

-60.8

489

16.97

0.455

414

1200

-85.2

509

16.97

0.453

448

1300

-110.7

529

16.97

0.450

484

1400

-137.1

547

17.06

0.448

521

1510

-157.6

563

17.06

0.446

551

1590

-178.7

579

17.06

0.443

583

1680

-200.4

596

17.06

0.441

618

1780

-222.8

614

17.06

0.439

656

1890

-245.8

632

17.16

0.436

699

2010

-269.4

650

17.16

0.434

739

2120

-293.8

669

17.16

0.431

783

2240

-318.9

689

17.16

0.429

831

2370

-344.8

709

17.26

0.426

885

2520

-370.0

741

17.26

0.422

966

2750

G（N/mm2）

3.2.1-87

第 3.2.1.3-1-4 表
部位

使用材料

原子炉建屋物性値

ヤング係数
E(N/mm２ )せん断
弾性係数
G(N/mm２ )

減衰定数
h(％)

コンクリート：
Fc=22.1(N/mm２ )建屋部（225kgf/cm2 ）2.21×10 4

9.19×1035

1.88×10 4

7.84×1035

鉄筋：SD35（SD345 相当）
コンクリート：人工岩盤

Fc=13.7(N/mm２ )2（140kgf/cm ）第 3.2.1.3-1-5 表

現実的な物性値の評価方法

物性値

現実的な物性値の評価方法

コンクリート強度 Fc
構造材料定数
コンクリートの減衰定数 h
地盤材料定数地盤のせん断波速度 Vs

3.2.1-88

平均値：1.4×設計基準強度
変動係数：0.13
平均値：5％
変動係数：0.25
平均値：設計値
変動係数：0.10

第 3.2.1.3-1-6 表（1／2）

解析モデル諸元（水平NS 方向）

質点
番号

高さ
EL.
(m)

質点重量
W (kN)

回転慣性
重量 IG(×10５ kN･m２ )

要素
番号

せん断
断面積
As (m ２ )断面 2 次モーメント
I (m４ )

1

63.65

20,700

44.19

1

27.3

20,4002

57.00

16,480

45.60

2

27.3

20,4003

46.50

68,930123.163

212

64,4004

38.80

99,760165.984

133

45,0005

34.70

85,760116.835

143

45,4006

29.00

124,220355.136

218

77,6007

20.30

165,460

499.607242

86,3008

14.00

239,600

735.56

8394

178,500

9

8.20

203,670911.809464

218,400

10

2.00

225,520849.6610

464

218,800

11-4.00

412,170

1,614.56

11

4,675

1,828,100

12

-9.00

729,320

2,881.57

12

4,675

1,828,10013-17.00448,810

1,778.89

3.2.1-89

第 3.2.1.3-1-6 表（2／2）

解析モデル諸元（水平EW 方向）

質点
番号

高さ
EL.
(m)

質点重量
W (kN)

回転慣性
重量 IG(×10 ５ kN･m ２ )

要素
番号

せん断
断面積
As (m２ )断面 2 次モーメント
I (m４ )

1

63.65

20,700

38.98

1

25.5

18,4002

57.00

16,480

52.17

2

25.5

18,4003

46.50

68,930107.21

3

154

34,7004

38.80

99,760102.864

141

37,3005

34.70

85,760

71.41

5

156

38,7006

29.00

124,220254.97

6

237

72,9007

20.30

165,460

555.737

224

77,6008

14.00

239,600

795.41

8

345

147,400

9

8.20

203,670905.279454

208,500

10

2.00

225,520847.8010454

208,900

11-4.00

412,170

1,602.51

11

4,675

1,814,800

12

-9.00

729,320

2,860.80

12

4,675

1,814,800

13-17.00448,810

1,766.10

3.2.1-90

第 3.2.1.3-1-7 表（1／2）

地盤ばね定数と減衰係数（1,500cm／s ２ 規準化入力
中央値

NS 方向）

ばね番号

ばね定数 ※1減衰係数 ※2

K1

6.078×10５

3.614×10５

K3

7.828×10５

7.636×10５

K5

3.818×10６

1.474×10６K77.841×10６

2.343×10６

K94.659×10６

1.323×10６

K2

6.731×10８

1.549×10８

K4

9.234×10８

2.581×10８

K6

4.326×10９

4.607×10８K88.413×10９

7.786×10８

K10

5.005×10９

4.364×10８

底面水平ばねK11

5.176×10７

2.701×10６

底面回転ばねK12

6.965×10１０

1.047×10９

側面
水平ばね

側面
回転ばね

※1：ばね定数の単位は，kN／m（水平），kN･m／rad（回転）※2：減衰係数の単位は，kN･s／m（水平），kN･s･m／rad（回転）第 3.2.1.3-1-7 表（2／2）

地盤ばね定数と減衰係数（1,500cm／s ２ 規準化入力中央値

EW 方向）

ばね番号

ばね定数 ※1減衰係数 ※2

K1

6.078×10５

3.614×10５

K3

7.828×10５

7.630×10５

K5

3.818×10６

1.473×10６K77.841×10６

2.343×10６

K94.659×10６

1.323×10６

K2

6.731×10８

1.549×10８

K4

9.234×10８

2.581×10８

K6

4.326×10９

4.605×10８K88.413×10９

7.782×10８

K10

5.005×10９

4.361×10８

底面水平ばねK11

5.179×10７

2.703×10６

底面回転ばねK12

6.928×10１０

1.035×10９

側面
水平ばね

側面
回転ばね

※1：ばね定数の単位は，kN／m（水平），kN･m／rad（回転）※2：減衰係数の単位は，kN･s／m（水平），kN･s･m／rad（回転）3.2.1-91

第 3.2.1.3-2-1 表
評価方法
現実的耐力

考慮する不確実さ要因の例

偶然的不確実さ（β Ｒ ）認識論的不確実さ（β Ｕ ）・施工精度

・構造材料定数・実験データの統計的精度
・モデル形態

現実的応答

・地盤材料定数・動的地盤定数の評価法
・解析手法

第 3.2.1.3-2-2 表など

現実的耐力に含まれるコンクリートの圧縮強度及び鉄筋の降伏強度の現実的な値

損傷限界点の指標

平均値

変動係数

コンクリートの圧縮強度

39.9N/mm ２0.13

鉄筋の降伏強度374N/mm ２

0.05

3.2.1-92

第 3.2.1.3-2-3 表

地盤物性値

せん断波速度 ※２
Vs（m/s）

密度 ※１ ※２
ρ ｔ (g/cm ３ )

初期せん断弾性係数 ※１(N/mm２ )動ポアソン比 ※１※２
νｄ

動せん断弾性係数のひずみ依存性
G/G0 〜γ

210

1.82
1.98

80.3
87.3

0.385
0.493

1
1 1540 γ1.04

γ( 4 .27 γ 0.00580 )0 .0102

Ac 層

163-1.54・Ｚ

1.65

ρ sat／1000
×Ｖｓ 2

0.486

1
1 269 γ0.909

γ6.65 γ 0.0104

0.0222As 層

211-1.19・Ｚ

1.74

ρ sat／1000
×Ｖｓ 2

0.484

γ
( 4 . 40 γ 0 . 0122 )0 . 0144

Ag2 層

240

1.89
2.01

109
116

0.491

1

1
2520 γ1 .14γ( 4 .10 γ 0 . 00577 )0 .00413

Ag1 層

350

2.01

246

0.483

1

1
1730 γ1 . 11γ
( 3 . 73 γ 0 . 0102 )0 . 00791

D2c-3 層

270

1.77

129

0.488

1
1 269 γ0.862

γ( 6 . 62 γ 0 . 00949 )0 . 0205

D2g-3 層

500

2.15

538

0.462

1
1 237 γ0.732

γ( 9 . 70 γ 0 . 00754 )0 . 0233

Km 層

433-0.771・Ｚ

1.72-1.03
×10−４ ・Ｚ

ρ ｔ ／1000
×Ｖｓ ２

0.463+1.03
×10 −４ ・Ｚ

1
1 107 γ0.824

γ( 4 . 41 γ 0 . 0494 )0 . 0184

地盤改良

758

2.04

1180

0.387

−

地層名
bk 層
du 層

3.2.1-93※1：上段は地下水位以浅，下段は地下水位以深に対する値を示す。
※2：Ｚは標高(m)を示す。

1
1 422γ0.951

減衰定数
h〜γ

−

第 3.2.1.3-2-4 表

海水ポンプ室物性値

項目

構造材料定数

コンクリート強度(N／mm２ )コンクリートの静弾性係数(kN／mm ２ )鉄筋コンクリートの単位体積重量(kN／m３ )鉄筋コンクリートのポアソン比
鉄筋強度（SD295）(N／mm２ )鉄筋の静弾性係数(kN／mm ２ )杭の引張強度(N／mm2)杭の静弾性係数(kN／mm 2)
杭の単位体積重量(kN／m3)

39.9
31.0
24
0.2
374
200
287
200
77

第 3.2.1.3-2-5 表

鋼管杭の断面諸元

杭径
φ(mm)

断面積
A (m２ )

断面二次モーメント
I (m ４ )

断面係数
Z (m３ )

1014

4.70×10 −２

5.87×10 −３

1.16×10 −２

3.2.1-94

第 3.2.1.3-2-6 表

現実的な物性値の評価方法

地層名

物性値

現実的な物性値の評価方法

bk 層

地盤のせん断波速度 Vs

平均値：設計値
変動係数：0.10

du 層

地盤のせん断波速度 Vs

平均値：設計値
変動係数：0.10

Ac 層

地盤のせん断波速度 Vs

平均値：設計値
変動係数：0.10

As 層

地盤のせん断波速度 Vs

平均値：設計値
変動係数：0.10

Ag2 層

地盤のせん断波速度 Vs

平均値：設計値
変動係数：0.10

Ag1 層

地盤のせん断波速度 Vs

平均値：設計値
変動係数：0.10

D2c-3 層地盤のせん断波速度 Vs

平均値：設計値
変動係数：0.10

D2g-3 層地盤のせん断波速度 Vs

平均値：設計値
変動係数：0.10

地盤改良

地盤のせん断波速度 Vs

平均値：設計値
変動係数：0.10

3.2.1-95

第 3.2.1.3-3-1 表

現実的耐力及び現実的応答の不確実さ要因例

評価方法

偶然的不確実さ（β Ｒ ）認識論的不確実さ（β Ｕ ）現実的耐力・ 機 能 試 験 デ ー タ の 統 ・機能試験データの統計的精度
計的精度
・材料物性値

現実的応答

・減衰定数
・モード合成法

・減衰定数・床応答スペクトル
・解析モデル化

3.2.1-96

第 3.2.1.3-3-2 表
建屋

方向

係数
Ｆ１
Ｆ２

中央値

βＲ

βＵ

スペクトル形状係数※

0 .0 00 .0 0

建屋への入力地震動に関する地盤モデルに関するサブ応答係数

1 .0 0係数

基礎による入力損失に関するサブ応答係数

1 .0 00 .2 00. 1 5

解放基盤表面の地震動に関す
る係数

水平
Ｆ３

建屋の地震応答に関する係数

3.2.1-97

原
炉
Ｆ１

屋
Ｆ２

建屋減衰

1. 00

応答係数

建屋剛性

1. 00

地盤―建屋連成系モデルに関するサブ応答係数1. 0 0
1 .0 0

地震応答解析手法に関するサブ応答係数

1 .0 00 .0 00 .0 0スペクトル形状係数※

0 .0 00 .0 0

建屋への入力地震動に関する地盤モデルに関するサブ応答係数

1 .0 0係数

基礎による入力損失に関するサブ応答係数

1 .0 00 .1 00. 1 50 .0 00 .0 0

解放基盤表面の地震動に関す
る係数

鉛直
Ｆ３

建屋振動モデルに関するサブ

非線形応答に関するサブ応答係数

子建

建 屋 の 応 答 係 数 （ 1／ 2）

建屋の地震応答に関する係数

建屋振動モデルに関するサブ

建屋減衰

1. 00

応答係数

建屋剛性

1. 00

地盤―建屋連成系モデルに関するサブ応答係数1. 0 0非線形応答に関するサブ応答係数

1 .0 0

地震応答解析手法に関するサブ応答係数

1 .0 0※：建屋のスペクトル形状係数は，対象設備に応じ個別に算定する。

第 3.2.1.3-3-2 表
建屋

方向

係数
Ｆ１
Ｆ２

解放基盤表面の地震動に関する係数

Ｆ３スペクトル形状係数

中央値

βＲ

βＵ

※

0. 00

0. 00

0 .2 00 .1 5

建屋への入力地震動に関する 地盤モデルに関するサブ応答係数

1. 00

係数

1. 00

水平

3.2.1-98

海

建 屋 の 応 答 係 数 ( 2／ 2)

建屋の地震応答に関する係数

基礎による入力損失に関するサブ応答係数
建屋振動モデルに関するサブ

建屋減衰

1. 00

応答係数

建屋剛性

1. 00

地盤―建屋連成系モデルに関するサブ応答係数1. 0 0水

非線形応答に関するサブ応答係数

1. 00

ポ

地震応答解析手法に関するサブ応答係数

1. 00

0. 00

0. 00

スペクトル形状係数

※

0. 00

0. 00

0 .1 00 .1 5

0. 00

0. 00

ン

Ｆ１

プ
室

Ｆ２

解放基盤表面の地震動に関する係数

建屋への入力地震動に関する 地盤モデルに関するサブ応答係数

1. 00

係数

1. 00

鉛直
Ｆ３

建屋の地震応答に関する係数

基礎による入力損失に関するサブ応答係数
建屋振動モデルに関するサブ

建屋減衰

1. 00

応答係数

建屋剛性

1. 00

地盤―建屋連成系モデルに関するサブ応答係数1. 0 0非線形応答に関するサブ応答係数

1. 00

地震応答解析手法に関するサブ応答係数

1. 00※：建屋のスペクトル形状係数は，対象設備に応じ個別に算定する。

第 3.2.1.4-1 表

起因事象発生頻度

起因事象

発生頻度
（／炉年）

原子炉建屋損傷

1.5E-07

格納容器損傷4.1E-09

原子炉圧力容器損傷

2.2E-07

格納容器バイパス

3.2E-08

原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失

3.0E-10（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ

ＬＯＣＡ）

計装・制御系喪失

3.7E-10直流電源喪失2.2E-06

交流電源喪失4.4E-07

外部電源喪失4.9E-04

過渡事象

1.2E-023.2.1-99

第 3.2.1.4-2 表 事故シーケンスグループ分類一覧
事故シーケンスグループ

事故シーケンスの特徴

高圧・低圧注水機能喪失

ＴＱＵＶ

事象発生後，高圧系及び低圧系による炉心冷却に失敗

高圧注水・減圧機能喪失

ＴＱＵＸ

事象発生後，高圧系による炉心冷却に失敗し，かつ原子炉の減圧に失敗

ＴＢ

全交流動力電源喪失

全交流動力電源喪失
長期ＴＢ

非常用ディーゼル発電機 2 台機能喪失，ＨＰＣＳ機能喪失及び蓄電池枯渇に伴うＲＣＩＣ機能喪失ＴＢＵ

非常用ディーゼル発電機 2 台機能喪失，ＨＰＣＳ機能喪失及びＲＣＩＣ機能喪失

ＴＢＰ

3.2.1-100

ＴＢＤ
ＴＷ

事象発生後，原子炉格納容器からの崩壊熱除去に失敗

ＴＢＷ

全交流動力電源喪失，ＨＰＣＳによる炉心冷却は継続しているが，格納容器からの崩壊熱除去に失敗

ＴＣ

事象発生後，原子炉停止（未臨界確保）に失敗

崩壊熱除去機能喪失

原子炉停止機能喪失

非常用ディーゼル発電機 2 台機能喪失，ＨＰＣＳ機能喪失及び逃がし安全弁再閉失敗によるＲＣＩＣ機能喪失
直流電源の故障による非常用ディーゼル発電機 2 台の起動失敗，ＨＰＣＳ機能喪失及びＲＣＩＣ機能喪失

原子炉建屋損傷

原子炉建屋損傷

格納容器損傷

格納容器損傷原子炉圧力容器損傷

原子炉圧力容器損傷

格納容器バイパス

格納容器バイパス

原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ）
計装・制御系喪失

ＥＣＣＳの注水容量を上回る原子炉冷却材の流出
計装・制御系喪失

第 3.2.1.4-3 表

評価対象システム一覧

分類
原子炉建屋
格納容器
原子炉圧力容器
格納容器バイパス
起因事象

原子炉冷却材圧力バウンダリ（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ）
計装・制御系
直流電源
交流電源
外部電源
原子炉停止（スクラム系）
逃がし安全弁開放
原子炉冷却材圧力バウンダリ健全性

緩和機能

高圧炉心冷却（ＨＰＣＳ，ＲＣＩＣ）
原子炉減圧（ＡＤＳ）
低圧炉心冷却（ＬＰＣＳ，ＬＰＣＩ）
崩壊熱除去（ＲＨＲ）

3.2.1-101

第 3.2.1.4-4 表
系統名
ＨＰＣＳ
ＲＣＩＣ
ＬＰＣＳ
ＲＨＲ−Ａ
（ＬＰＣＩ−Ａ）
低圧炉心冷却／
ＲＨＲ−Ｂ
崩壊熱除去（ＬＰＣＩ−Ｂ）
高圧炉心冷却

機器損傷に関する機器間の相関の取扱い
完全独立／
完全相関
完全独立
完全独立
完全独立

完全相関

ＬＰＣＩ−ＣＲＨＲＳ−Ａ
残留熱除去系
海水系

完全相関
ＲＨＲＳ−Ｂ

区分Ⅰ
直流電源系
（ケーブル
区分Ⅱ
トレイ除く）
区分Ⅲ
区分Ⅰ
直流電源系
（ケーブル
区分Ⅱ
トレイ） 区分Ⅲ

完全相関
完全独立

完全相関
区分Ⅱ
区分Ⅲ

―
―
―
・残留熱除去系ポンプ
・残留熱除去系ゲート弁・残留熱除去系逆止弁・残留熱除去系グローブ弁・残留熱除去系配管
・残留熱除去系ポンプ室空調機
・残留熱除去系海水ポンプ
・残留熱除去系海水系グローブ弁・残留熱除去系海水系逆止弁・残留熱除去系海水ストレーナ・残留熱除去系熱交換器
・残留熱除去系海水系配管
・蓄電池
・充電器盤
・直流母線盤―

完全相関※１ ・ケーブルトレイ

区分Ⅰ
交流電源系

設備

・非常用ディーゼル発電機
・非常用ディーゼル発電機燃料デイタンク
・非常用ディーゼル発電機始動空気溜・非常用ディーゼル発電機空調機
・非常用メタクラ
・非常用パワーセンタ
・非常用モータコントロールセンタ
・非常用動力用変圧器

完全独立

―

・非常用ディーゼル発電機用海水ポンプ／高圧炉心ス
ＤＧＳＷ−Ａ
非常用ディーゼ
プレイ系ディーゼル発電機用海水ポンプ
・非常用ディーゼル発電機用海水系逆止弁／高圧炉心ル発電機海水系
スプレイ系ディーゼル発電機用海水系逆止弁／
完全相関※２・非常用ディーゼル発電機用海水ストレーナ／高圧炉
高圧炉心スプレ ＤＧＳＷ−Ｂ
心スプレイ系ディーゼル発電機用海水ストレーナ
イ系ディーゼル・非常用ディーゼル発電機用海水系配管／高圧炉心ス
発電機海水系
ＨＰＣＳ
プレイ系ディーゼル発電機用海水系配管−ＤＧＳＷ※１：区分Ⅲのケーブルトレイは，区分Ⅰ/Ⅱのケーブルトレイと構造上の差異がほぼなく，同一フロアに設置していることから完全相関を仮定※２：ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ関連機器は，ＤＧＳＷ関連機器と構造上の差異がほぼなく，同一フロアに設置していることから完全相関を仮定

3.2.1-102

第 3.2.1.4-5 表
起因事象発生後の人的過誤起因事象発生後の人的過誤
ストレス
過誤確率
余裕
ファクタ※1
(平均値)
時間
[／ｄ]
認知 操作

エラー
ファクタ

原子炉水位制御操作失敗

30 分

5

5

6.6E-03

6.4

水源切替操作失敗※2

30 分

5

5

6.6E-03

6.4

30 分

5

-

2.6E-03

13.8

-

-

5

6.2E-03

3.0

-

-

5

2.0E-013.5

原子炉手動減圧失敗-

55

6.6E-03

6.4

ＲＨＲ系操作失敗

60 分

5

5

2.8E-0435.6

非常用ディーゼル発電機燃料油補給操作失敗

60 分

5

5

2.8E-04

35.6

起動信
号共通
原因故
障時

注水不能認知失敗
高圧注水系起動操作失敗
低圧注水系起動
操作失敗※1： 内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡと比較して 1 段階高いストレスレベルのストレスファクタを設定。
※2： 高加速度領域においては，地震により復水貯蔵タンク・出口配管が損傷し，サプレッション・プー
ルへの水源切替操作前にＨＰＣＳポンプ及びＲＣＩＣポンプが吸込圧力の低下により機能喪失する可能性がある。そのため，0.7G 以上では，水源切替操作に必ず失敗するもの（過誤確率＝1）として保守的に評価した。（添付資料 3.2.1.1-2）

3.2.1-103

第 3.2.1.4-6 表
起因事象

起因事象別炉心損傷頻度
炉心損傷頻度（／炉年）

寄与割合

原子炉建屋損傷

1.5E-071.5%

格納容器損傷4.1E-09＜0.1%

原子炉圧力容器損傷

2.2E-072.1%

格納容器バイパス

3.2E-080.3%

3.0E-10＜0.1%

計装・制御系喪失

3.7E-10＜0.1%

直流電源喪失2.2E-0620.7%

交流電源喪失4.4E-074.3%

外部電源喪失3.1E-06

29.7%

過渡事象

4.3E-06

41.4%

1.0E-05

100.0%

原子炉冷却材圧力バウンダリ
喪失（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ）

合計

3.2.1-104

第 3.2.1.4-7 表

起因事象別炉心損傷頻度に対する主要な事故シーケンス及びカットセット
炉心損傷頻度（／炉年）

起因事象

主要な事故シーケンス

主要なカットセット（起因事象別炉心損傷頻度（／炉年））
1.6E-06

外部電源喪失外部電源喪失＋崩壊熱除去失敗

・開閉所設備の損傷＋ＲＨＲ系ゲート弁の損傷(3.1E-06)
2.1E-06

直流電源喪失

直流電源喪失＋高圧炉心冷却失敗

・ケーブルトレイの損傷（2.2E-06）
3.9E-06

3.2.1-105

過渡事象

過渡事象＋崩壊熱除去失敗

・ＲＨＲ系操作失敗（4.3E-06）
4.3E-07

交流動力電源喪失

交流電源喪失＋高圧炉心冷却失敗

・非常用ディーゼル発電機冷却海水ポンプの損傷＋水源切替操作失敗（4.4E-07）・非常用パワーセンタの損傷＋水源切替操作失敗

2.2E-07
原子炉圧力容器損傷

原子炉圧力容器損傷

・原子炉圧力容器の損傷(2.2E-07)
1.5E-07

原子炉建屋損傷

原子炉建屋損傷

・原子炉建屋の損傷(1.5E-07)

第 3.2.1.4-8 表

事故シーケンスグループ別炉心損傷頻度
炉心損傷頻度事故シーケンスグループ

（／炉年）

寄与割合

高圧・低圧注水機能喪失

ＴＱＵＶ

4.6E-074.5%

高圧注水・減圧機能喪失

ＴＱＵＸ

1.3E-06

12.5%

長期ＴＢ

5.6E-09

＜0.1%

ＴＢＵ

4.4E-07

4.3%

ＴＢＰ

2.4E-09

＜0.1%

ＴＢＤ

2.1E-06

20.5%

ＴＷ

5.5E-06

52.5%

ＴＢＷ

6.4E-08

0.6%

ＴＣ

1.2E-071.1%

原子炉建屋損傷

1.5E-071.5%

格納容器損傷4.1E-09＜0.1%

原子炉圧力容器損傷

2.2E-072.1%

格納容器バイパス

3.2E-080.3%

原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ）

3.0E-10＜0.1%

計装・制御系喪失

3.7E-10＜0.1%

合計

1.0E-05

100.0%

全交流動力電源喪失

崩壊熱除去機能喪失

原子炉停止機能喪失

3.2.1-106

第 3.2.1.4-9 表
事故シーケンスグループ

事故シーケンスグループ別炉心損傷頻度に対する主要な事故シーケンス及びカットセット
主要な事故シーケンス

過渡事象+崩壊熱除去失敗
崩壊熱除去喪失（ＴＷ）
外部電源喪失+崩壊熱除去失敗

3.2.1-107

直流電源喪失（ＴＢＤ）

直流電源喪失+高圧炉心冷却失敗

高圧注水・減圧機能失敗（ＴＱＵＸ）

外部電源喪失+高圧炉心冷却失敗+原子炉減圧失敗

高圧・低圧注水機能喪失（ＴＱＵＶ）

外部電源喪失+高圧炉心冷却失敗+低圧炉心冷却失敗

炉心損傷頻度（／炉年）（事故シーケンスグループ別
全炉心損傷頻度（／炉年））
3.9E-06（5.5E-06）
1.6E-06（5.5E-06）
2.1E-06（2.1E-06）
9.1E-07（1.3E-06）
4.2E-07（4.6E-07）
4.3E-07

全交流動力電源喪失（ＴＢＵ）

交流電源喪失+高圧炉心冷却失敗

原子炉圧力容器損傷

原子炉圧力容器損傷

原子炉建屋損傷

原子炉建屋損傷

原子炉停止機能喪失（ＴＣ）

外部電源喪失+原子炉停止失敗（4.4E-07）
2.2E-07（2.2E-07）
1.5E-07（1.5E-07）

主要なカットセット

・ＲＨＲ系操作失敗
・開閉所設備の損傷＋ＲＨＲ系ゲート弁の損傷
・ケーブルトレイの損傷
・開閉所設備の損傷＋水源切替操作失敗＋原子炉手動減圧失敗
・開閉所設備の損傷＋水源切替操作失敗＋注水不能認知失敗
・開閉所設備の損傷＋水源切替操作失敗＋残留熱除去系海水ポンプの損傷
・開閉所設備の損傷＋水源切替操作失敗＋残留熱除去系海水系配管の損傷
・非常用ディーゼル発電機用海水ポンプの損傷＋水源切替操作失敗
・非常用パワーセンタの損傷＋水源切替操作失敗
・原子炉圧力容器の損傷
・原子炉建屋の損傷

7.4E-08（1.2E-07）

・開閉所設備の損傷＋シュラウドサポートの損傷

第 3.2.1.4-10 表

地震加速度区分別炉心損傷頻度
炉心損傷頻度

加速度区分

寄与割合
（／炉年）

1 (0.16 〜 0. 20G)

2.0E-0618.8%

2 (0.20 〜 0. 30G)

1.2E-06

12.0%

3 (0.30 〜 0. 40G)

4.0E-073.8%

4 (0.40 〜 0. 50G)

1.9E-071.8%

5 (0.50 〜 0. 60G)

1.2E-071.1%

6 (0.60 〜 0. 70G)

1.3E-071.2%

7 (0.70 〜 0. 80G)

8.0E-077.6%

8 (0.80 〜 0. 90G)

6.8E-076.5%

9 (0.90 〜 1. 00G)

6.7E-07

6.5%

10 (1. 00 〜 1 .1 0G)

7.1E-07

6.8%

11 (1. 10 〜 1 .2 0G)

7.4E-077.1%

12 (1. 20 〜 1 .3 0G)

6.4E-076.2%

13 (1. 30 〜 1 .4 0G)

6.5E-076.2%

14 (1. 40 〜 1 .5 0G)

5.2E-075.0%

15 (1. 50 〜 1 .6 0G)

4.0E-073.8%

16 (1. 60 〜 1 .7 0G)

2.6E-072.5%

17 (1. 70 〜 1 .8 0G)

1.4E-071.4%

18 (1. 80 〜 1 .9 0G)

8.2E-080.8%

19 (1. 90 〜 2 .0 0G)

4.6E-080.4%

20 (2. 00 〜 3 .0 0G)

3.7E-080.4%

合計

1.0E-05

100.0%

3.2.1-108

第 3.2.1.4-11 表

地震加速度−起因事象別の炉心損傷頻度
単位：／炉年

起因事象
原子炉建屋損傷

格納容器損傷原子炉圧力容器損傷

格納容器バイパス

原子炉冷却材圧力
バウンダリ喪失Excessive LOCA）

計装・制御系喪失

直流電源喪失交流電源喪失外部電源喪失過渡事象

合1 （0.16〜0.20G）

0.0E+00

0.0E+00

1.6E-22

1.6E-08

0.0E+00

0.0E+00

1.4E-15

1.7E-22

4.9E-09

1.9E-06

2.0E-06

2 （0.20〜0.30G）

0.0E+00

0.0E+00

3.8E-18

9.8E-09

1.3E-23

0.0E+00

1.3E-12

2.6E-16

2.6E-08

1.2E-06

1.2E-06

3 （0.30〜0.40G）

8.8E-25

1.5E-24

3.9E-14

3.0E-09

1.3E-19

0.0E+00

2.8E-10

4.6E-13

4.5E-08

3.5E-074.0E-07

加速度区分

計

4 （0.40〜0.50G）

4.4E-20

5.9E-20

3.4E-12

1.3E-09

1.6E-18

0.0E+00

3.2E-09

2.2E-11

5.0E-08

1.3E-07

1.9E-075 （0.50〜0.60G）

3.6E-16

1.6E-17

2.6E-11

6.3E-10

4.7E-16

5.7E-24

1.4E-08

1.5E-10

4.7E-08

5.5E-08

1.2E-076 （0.60〜0.70G）

1.1E-13

6.6E-16

2.1E-10

3.3E-10

1.6E-14

1.4E-22

4.9E-08

1.1E-09

4.5E-08

3.4E-08

1.3E-077 （0.70〜0.80G）

1.8E-12

6.3E-14

3.8E-09

1.9E-108.2E-14

7.6E-19

9.5E-08

3.7E-09

4.3E-07

2.6E-078.0E-073.2.1-109

8 （0.80〜0.90G）

4.0E-11

4.8E-13

3.3E-09

1.4E-10

2.5E-13

9.8E-16

2.1E-07

1.2E-08

3.3E-07

1.2E-07

6.8E-079 （0.90〜1.00G）

2.5E-10

3.3E-129.0E-09

1.4E-10

2.1E-12

1.4E-14

2.5E-07

1.5E-08

3.3E-07

7.7E-08

6.7E-0710 （1.00〜1.10G）

1.2E-09

1.1E-11

1.3E-08

1.4E-10

6.6E-122.0E-14

2.9E-07

3.2E-08

3.2E-07

5.1E-08

7.1E-0711 （1.10〜1.20G）

3.1E-09

4.1E-112.0E-08

1.5E-101.0E-11

3.7E-133.0E-07

3.8E-08

3.4E-07

3.4E-08

7.4E-0712 （1.20〜1.30G）

6.9E-09

6.9E-11

2.3E-08

1.3E-10

1.3E-11

2.4E-12

2.5E-07

5.0E-08

2.9E-07

2.1E-08

6.4E-0713 （1.30〜1.40G）

1.5E-08

1.9E-103.0E-08

1.5E-10

1.5E-11

1.1E-11

2.3E-07

6.5E-083.0E-07

1.5E-08

6.5E-0714 （1.40〜1.50G）

2.0E-08

3.7E-10

2.9E-08

1.3E-10

2.5E-11

1.0E-11

1.7E-07

6.7E-08

2.3E-07

7.8E-09

5.2E-0715 （1.50〜1.60G）

2.4E-08

4.9E-10

2.6E-08

1.2E-10

4.3E-11

4.1E-11

1.3E-07

6.0E-08

1.5E-07

3.6E-09

4.0E-0716 （1.60〜1.70G）

2.3E-08

5.7E-10

2.3E-08

1.1E-10

4.6E-11

5.8E-11

7.9E-08

4.4E-08

8.8E-08

1.4E-09

2.6E-0717 （1.70〜1.80G）

1.9E-08

5.7E-10

1.5E-08

7.4E-11

4.2E-11

5.3E-11

4.3E-08

2.7E-08

3.8E-08

4.1E-10

1.4E-0718 （1.80〜1.90G）

1.6E-08

5.2E-10

1.1E-08

8.2E-11

3.2E-11

6.8E-11

2.4E-08

1.6E-08

1.5E-08

1.2E-108.2E-0819 （1.90〜2.00G）

1.2E-08

4.4E-10

7.3E-09

6.7E-11

3.0E-11

4.0E-11

1.3E-08

8.3E-09

5.1E-09

2.9E-11

4.6E-0820 （2.00〜3.00G）

1.5E-08

8.1E-10

7.4E-09

7.2E-11

3.6E-11

8.5E-11

7.9E-09

4.3E-09

1.3E-09

4.8E-12

3.7E-08

1.5E-07

4.1E-09

2.2E-07

3.2E-083.0E-10

3.7E-10

2.2E-06

4.4E-07

3.1E-06

4.3E-06

1.0E-05

1.5%

＜0.1％

2.1%

0.3%

＜0.1％

＜0.1％

20.7%

4.3%

29.7%

41.4%

合

計

寄与割合（％）

第 3.2.1.4-12 表

ＦＶ重要度評価結果

建屋・機器・操作

中央値
(G)

ＨＣＬＰＦ
（ G）

ＦＶ重要度

建屋・機器の損傷及び人的過誤が影響を与える主な事故シー
ケンス

ＨＰＣＳ水源切替操作失敗（ＣＳＴ→Ｓ／Ｐ）--

5.7E-01

ＴＱＵＶ，ＴＱＵ
Ｘ，ＴＷ，ＴＢＵ，
ＴＢＰ，ＴＢＤ

ＲＣＩＣ水源切替操作失敗（ＣＳＴ→Ｓ／Ｐ）--

3.6E-01

ＴＱＵＶ，ＴＱＵ
Ｘ，ＴＷ，ＴＢＵ

ＲＨＲ系操作失敗--

3.3E-01

ＴＷ

ケーブルトレイ

2.01

0.91

1.7E-01

ＴＢＤ

原子炉手動減圧失敗--

8.9E-02

ＴＱＵＸ

注水不能認知失敗--

3.5E-02

ＴＱＵＶ，ＴＱＵＸ

残留熱除去系ゲート弁（サプレッション・プール
ＲＨＲポンプ入口弁）

2.58

1.15

3.0E-02

ＴＷ

残留熱除去系ゲート弁（ミニフロー弁）

2.58

1.15

3.0E-02

ＴＷ

残留熱除去系ゲート弁（インジェクション弁）

2.58

1.15

3.0E-02

ＴＷ

残留熱除去系ゲート弁（熱交換器入口弁）

2.58

1.15

3.0E-02

ＴＷ

残留熱除去系ゲート弁（熱交換器出口弁）

2.58

1.15

3.0E-02

ＴＷ

ス ト レ ー ナ 閉 塞 等 (海 水 )
ＣＣＦ

-

-

2.0E-02

ＴＱＵＶ，ＴＷ

非常用パワーセンタ

2.66

1.22

1.7E-02

ＴＢＵ，ＴＢＰ

残留熱除去系海水系配管

3.01

1.26

1.6E-02

ＴＱＵＶ, ＴＷ

残留熱除去系海水系ポンプ

1.25

0.83

1.2E-02

ＴＱＵＶ, ＴＷ

非常用ディーゼル発電機
冷却海水ポンプ

1.25

0.83

1.1E-02

ＴＢＵ, ＴＢＰ

原子炉圧力容器

2.72

1.29

1.0E-02

原子炉圧力容器損傷

開閉所設備

0.65

0.24

9.5E-03

外部電源喪失3.2.1-110

１．評価対象プラントと事故シナリオ(1) 対象とするプラントの説明(2) 炉心損傷に至る事故シナリオと分析◆プラント関連情報の収集・分析
地震ＰＲＡに必要な設計，運転・保守管理
情報，地震固有に考慮すべき関連情報を収集し，対象設備の設計及び地震による影響を把握する。
◆プラントウォークダウンの実施
上記では確認が難しいプラント情報の取得
及び事故シナリオの妥当性確認のため，プ
ラントウォークダウンを実施する。

◆事故シナリオの概括的な分析・設定
事故シナリオを広範に分析し，安全機能への間接的影響，余震による地震動の安全機能への影響，経年変化を考慮した場合の影響を考慮した事故シナリオについてはスクリーニングを行う。
◆起因事象の選定
地震によって発生する起因事象を選定する。
◆建屋・機器リストの作成
起因事象の分析結果に基づき建屋・機器リストを作成する。

3.2.1-111

２．確率論的地震ハザード評価

３．建屋・機器フラジリティ評価

４．事故シーケンス評価
フォールトツリー

年
超
過
確
率

損
傷
確
率

最大地動加速度最大地動加速度
地震動に関する情報に基づき，最大地動加速度に対する年超過頻度を求める。

イベントツリー

各建屋・設備の最大地動加速度に対する応答・耐力を評価して，条件付損傷確率を評価する。

第 3.2.1-1 図

地震ＰＲＡの評価フロー

必要な安全機能等の組み合わせをイベントツリー
によりモデル化し，確率論的地震ハザード及び建屋・機器フラジリティ評価結果を入力データとして用いた事故シーケンス評価を行うことで，炉心損傷に至る頻度を評価する。

地震ＰＲＡ対象設備①重要事故シーケンス選定を目的とした地震ＰＲＡの評
価作業を行う上で調査対象とすべき設備か

ＮＯ

ＹＥＳ

ＮＯ

②プラントウォークダウンが有効かつ可能な設備かＹＥＳ

プラントウォークダウン実施対象

第 3.2.1.1-1 図

対象外

プラントウォークダウン評価対象設備選定フロー

3.2.1-112

第 3.2.1.1-2 図

プラントウォークダウン結果（1／2）

3.2.1-113

第 3.2.1.1-2 図

プラントウォークダウン結果（2／2）

3.2.1-114

地震動強さによる調整
地震ＰＲＡの対象とする地震動強さ

地震

地震時特有な要因による事象分類
地震動による安全機能への重大で広範な影響を及ぼす機器などの損傷による分類

地震動による建屋・構築物，機器の損傷による分類

Yes※1：原子炉が地震により自動スクラ
ムする地震動強さ以上を地震Ｐ
ＲＡの対象範囲とした

Yes

3.2.1-115

地震加速度大※１
Yes

Yes

Yes
原子炉建屋
健全

格納容器
バイパス
無

格納容器
原子炉圧力容器
健全

No

起因事象

過渡事象

サポート系
等健全

ＬＯＣＡ
無

No

No

計装・制御系喪失※2直流電源喪失交流電源喪失外部電源喪失Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ※2
大破断ＬＯＣＡ※2
中破断ＬＯＣＡ※2 Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
小破断ＬＯＣＡ※2 ＬＯＣＡで包絡No格納容器バイパス※2※2：炉心損傷に直結する事象とした

格納容器損傷※2
原子炉圧力容器損傷※2

No
原子炉建屋損傷※2

第 3.2.1.1-3 図

起因事象の抽出フロー

第 3.2.1.2-1 図

活断層の分布（調査モデル）

3.2.1-116

東海第二発電所

第 3.2.1.2-2 図

活断層の分布（推本参考モデル）

3.2.1-117

東海第二発電所
東北地方太平洋沖型
の地震

関東地震

第 3.2.1.2-3 図

海溝型地震で考慮している特定震源モデル（調査モデル）

3.2.1-118

東海第二発電所
東北地方太平洋沖型の地震
茨城県沖の地震

関東地震

第 3.2.1.2-4 図

海溝型地震で考慮している特定震源モデル（推本参考モデル）

3.2.1-119

第 3.2.1.2-5 図

垣見ほか（2003）による領域区分

3.2.1-120

東海第二発電所

地震調査研究推進本部(2012)「震源断層を予め特定しにくい地震」の領域区分に基づき作成。番号は領域番号を示す。

第 3.2.1.2-6 図

地震調査研究推進本部(2012)による領域区分

3.2.1-121

①②
東海第二発電所③①垣見ほか(2003)の 8C に対応する領域②垣見ほか(2003)の 8B に対応する領域③垣見ほか(2003)の 10A1 と 10B1 の領域を合わせた領域

第 3.2.1.2-7 図

領域区分（内陸地殻内地震（調査モデル，推本参考モデル共通））

3.2.1-122

①②
東海第二発電所④③①太平洋プレートの上面深度が 60km よりも深い領域②垣見ほか(2003)の 8A3 に対応し，太平洋プレートの上面深度が 60km よりも浅い領域（東側の境界以東では，地震数が減少するため境界線を設定）③主にフィリピン海プレートに関する地震活動が見られる領域④茨城県南西部から千葉県北部にかけて中小地震の活動が活発な領域（太平洋プレートとフィリピン海プレートの地震が混在している領域）

第 3.2.1.2-8 図

領域区分（海溝型地震（調査モデル））

3.2.1-123

⑤②
東海第二発電所③①⑥④①地震調査研究推進本部の地震活動の長期評価における「三陸沖北部から房総沖の海溝寄り」の領域②地震調査研究推進本部の地震活動の長期評価における「福島県沖のプレート間地震」の領域③地震調査研究推進本部の地震活動の長期評価における「茨城県沖のプレート間地震」の領域④地震調査研究推進本部の地震活動の長期評価における「房総沖」の領域⑤地震調査研究推進本部の確率論的地震動予測地図における太平洋プレートの上面が 60km よりも深い領域⑥地震調査研究推進本部の地震活動の長期評価における「その他の南関東で発生するＭ7 程度の地震」の領域

第 3.2.1.2-9 図

領域区分（海溝型地震（推本参考モデル））

3.2.1-124

応答スペクトル比

100

平均
±σ

10

1

0.1
0.01

0.1

1

10

周期（s）

補正係数は観測記録の平均値を用いる。また，その時に用いる距離減
衰式のばらつきは，観測記録から算定する。

観測記録の応答スペクトル比東海第二発電所

補正係数を考慮する領域（網掛け部）
第 3.2.1.2-10 図

地震観測記録による補正係数（内陸地殻内地震のうち福島県と茨城県の県境付近で発生する地震）

3.2.1-125

100

応答スペクトル比

平均
±σ
10

1

0.1
0.01

0.1

1

10

周期（s）

補正係数は観測記録の平均値を用いる。また，その時に用いる距離減
衰式のばらつきは，観測記録から算定する。

観測記録の応答スペクトル比

補正係数を適用する領域（網掛け部）（領域大，小の２つをロジックツリーで考慮。）

第 3.2.1.2-11 図

地震観測記録による補正係数（海溝型地震のうち鹿島灘周辺で発生する地震）

3.2.1-126

100

応答スペクトル比

平均
±σ
10

1

0.1
0.01

0.1

1

10

周期（s）

補正係数は観測記録の平均値を用いる。また，その時に用いる距離減
衰式のばらつきは，観測記録から算定する。

観測記録の応答スペクトル比東海第二発電所

東海第二発電所

調査モデル

推本参考モデル補正係数を適用する領域（網掛け部）

第 3.2.1.2-12 図 地震観測記録による補正係数（海溝型地震のうち深い場所で発生する地震）

3.2.1-127

特定震源モデル

モデル
0.5

調査モデル

Ｆ１断層，北方陸域の断層，
塩ノ平地震断層※1
0 .9
F1断層，北方陸域の断層

0 .1

その他の断層

マグニチュード

1 .0

0.5

その他の断層領域震源モデル

モデル
0 .5

松田式

0 .6 7・関東地震
・東北地方太平洋沖型地震

0 .5

F1断層，北方陸域の断層，
塩ノ平地震断層調査モデル領域②（敷地前面海域）の最大マグニチュード※2

調査モデル領域④（敷地南部）の最大マグニチュード

その他の領域最大
マグニチュード※3

鹿島灘の補正の適用範囲

Noda et al.(2002)
による内陸補正※4

0.5

0 .5

0 .5

0 .5

既往最大の中央値

141.0度〜141.2度
36.3度〜36.6度

0 .25

0 .5

ばらつきの下限値

140.9度〜141.3度
36.2度〜36.7度

7.6
0 .33

武村式

7.2
0 .5

8.0

地震動伝播モデル（東北地方太平洋沖型地震除く）

7.4

ばらつき※5

打切り

1 .0

無し

1 .0

β=0.5

±3σ

0 .5

有り

0 .2 5
ばらつきの上限値

0.5
推本参考モデル

1.0

推本設定値

0 .5

0 .5

・関東地震
・茨城県沖の地震
・東北地方太平洋沖型地震

モデル1

3.2.1-128

0 .5

モデル2

※1 2011年4月に活動した直後である塩ノ平地震断層を含んだ全長破壊は当面起こりにくいと考えられることから重みを低く設定する。なお，Ｆ１断層（M7.1）の単独破壊も考えられるが，後述のとおり，全体ハザードに占める特定震源内陸地殻
内地震の割合は小さく，規模の小さなＦ１断層（M7.1）の単独破壊を考慮したとしても評価結果への影響はない。
※2 1677年の地震M8.0については，津波地震との指摘があることから重みを低く設定する。
※3 文献でマグニチュードの記載に幅が示されている場合，中央値の重みを高く設定する。
※4 内陸地殻内地震に対する補正係数を考慮しない領域を対象※5 ばらつきは対数標準偏差0.5を用いることを基本とする。ただし観測記録による補正係数を考慮する領域を計算する場合，ばらつきは観測記録から算定したものを用いる。

地震動伝播モデル（東北地方太平洋沖型地震）
評価手法

ばらつき※6

打切り

b：0.5

±3s

0.5

東北地方太平洋沖型地震（調査モデル，推本参考モデル）

断層モデル手法（経験的グリーン関数法）

0.5

b：観測記録※7※6 β=0.5を用いる場合と観測記録による値を用いる場合をロジックツリーで考慮する。
※7 敷地への影響は敷地前面の鹿島灘の位置にあるSMGAの影響が大きいため，海溝型地震のうち鹿島灘周辺で発生する地震で考慮するばらつきを用いる。

第 3.2.1.2-13 図

設定したロジックツリー

(T=0.02s)

1.00E+00
10 0
1.00E-01
10-1
1.00E-02
10-2

394

年超過確率

1.00E-03
10-3

746

1.00E-04
10-4
1.00E-05
10-5

1129
1507

1.00E-06
10-6
1.00E-07
10-7
0

500

1000

1500

2000

2

最大加速度（cm/s ）第 3.2.1.2-14 図（1／2）

平均地震ハザード曲線（水平方向）

3.2.1-129

(T=0.02s)

1.00E+00
10 0
1.00E-01
10 -1

年超過確率

1.00E-02
10 -2
1.00E-03
10 -3

250
473

1.00E-04
10 -4

716

1.00E-05
10 -5

955

1.00E-06
10 -6

1.00E-07
10 -7
0

500

1000

1500

2000

2

最大加速度（cm/s ）第 3.2.1.2-14 図（2／2）

平均地震ハザード曲線（鉛直方向）

3.2.1-130

(T=0.02s)

1.00E+00
10 0
1.00E-01
10 -1

年超過確率

1.00E-02
10 -2
1.00E-03
10 -3
1.00E-04
10 -4
1.00E-05
10 -5
1.00E-06
10 -6
1.00E-07
10 -7
0

500

1000

1500

2000

2

最大加速度（cm/s ）平均ハザード曲線
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%

第 3.2.1.2-15 図（1／2）

フラクタイル地震ハザード曲線（水平方向）

3.2.1-131

(T=0.02s)

1.00E+00
100
1.00E-01
10 -1

年超過確率

1.00E-02
10 -2
1.00E-03
10 -3

1.00E-04
10 -4
10 -5
1.00E-05
10 -6
1.00E-06
10 -7
1.00E-07

0

500

1000

1500

2000

最大加速度（cm/s2）
平均ハザード曲線
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%

第 3.2.1.2-15 図（2／2）

フラクタイル地震ハザード曲線（鉛直方向）

3.2.1-132

(T=0.02s)

10 0
1.00E+00

1.00E-01
10 -1

年超過確率

1.00E-02
10 -2
1.00E-03
10 -3
1.00E-04
10 -4
1.00E-05
10 -5
1.00E-06
10 -6
1.00E-07
10 -7
0

500

1000

1500

2000

最大加速度（cm/s2）
平均ハザード曲線
領域震源（内陸地殻内地震）
領域震源（海溝型地震）
特定震源（活断層による地震）
特定震源（海溝型地震）

第 3.2.1.2-16 図（1／2）

震源別平均ハザード （水平方向）

3.2.1-133

(T=0.02s)

1.00E+00
10 0

1.00E-01
10 -1

年超過確率

1.00E-02
10 -2
1.00E-03
10 -3

1.00E-04
10 -4
1.00E-05
10 -5

1.00E-06
10 -6

10 -7
1.00E-07
0

500

1000

1500

2000

最大加速度（cm/s2）
平均ハザード曲線
領域震源（内陸地殻内地震）
領域震源（海溝型地震）
特定震源（活断層による地震）
特定震源（海溝型地震）

第 3.2.1.2-16 図（2／2）

震源別平均ハザード （鉛直方向）

3.2.1-134h=0.05

1000

(c

m/

s

)

2

加

速

度

変

位

(c

m)

年超過確率 10-6
10100

年超過確率 10-50

年超過確率 10-4

00
50

10

10

50

0

10

00

20

00

速

度 (cm/s)

10

00

0

年超過確率 10-3

1

10

0

20

0

1

0.1
0.01

0.

0.1

1
周 期

(s)

1

10

基準地震動Ｓｓについて，
実線は NS 方向，破線は EW 方向を示す。

一様ハザードスペクトルＳ ｓ−Ｄ １
Ｓ ｓ−１ １
Ｓ ｓ−１ ２
Ｓ ｓ−１ ３Ｓ ｓ−１ ４Ｓ ｓ−２ １
Ｓ ｓ−２ ２

第 3.2.1.2-17 図（1／2）

一様ハザードスペクトルと基準地震動ＳＳの応答スペクトルの比較（水平方向）

3.2.1-135h=0.05

1000

(c

m/
s

)

2

加

速

度

変
位
(c
m

)

年超過確率 10-6

10
0

100

年超過確率 10-5
年超過確率 10-4

50
00

10

10

50
0

10
00

20
00

速

度

(cm/s)

1000
0

年超過確率 10-3

1

10
0

20
0

1

0.1
0.01

0.
1

0.1

1
周

10

期 (s)

一様ハザードスペクトルＳ ｓ−Ｄ １
Ｓ ｓ−１ １
Ｓ ｓ−１ ２
Ｓ ｓ−１ ３Ｓ ｓ−１ ４Ｓ ｓ−２ １
Ｓ ｓ−２ ２

第 3.2.1.2-17 図（2／2）

一様ハザードスペクトルと基準地震動ＳＳの応答スペクトルの比較（鉛直方向）

3.2.1-136

h=0.05

1000

(c

加

位

速

変

度

(c

m/

s

)

2

m)
10

100

年超過確率 10-60

年超過確率 10-55000

年超過確率 10-3

50

0

10

00

20

00

速

10

10

度 (cm/s)

10

00

0

年超過確率 10-4

10

0

20

0

1

1

0.
1

0.1
0.01

0.1

1
周 期

10

(s)

一様ハザードスペクトルＳｓ−３１

第 3.2.1.2-18 図（1／2）

内陸地殻内地震の領域震源モデルによる一様ハザードスペク
トルと基準地震動ＳＳの応答スペクトルの比較（水平方向）

3.2.1-137h=0.05

1000

(c

m/

s

)

2

加

速

度

変

位

(c

m)

10

100

0

年超過確率 10-65000

年超過確率 10-41010

年超過確率 10-3

50

0

10

00

20

00

速

度

(cm/s)

1000

0

年超過確率 10-5

1

10

0

20

0

1

0.1
0.01

0.

0.1

1
周

1

10

期 (s)

一様ハザードスペクトルＳｓ−３１

第 3.2.1.2-18 図（2／2）

内陸地殻内地震の領域震源モデルによる一様ハザードスペク
トルと基準地震動ＳＳの応答スペクトルの比較（鉛直方向）

3.2.1-138

(T=0.02s)

1.00E+00
10 0
1.00E-01
10 -1

年超過確率

1.00E-02
10 -2
1.00E-03
10 -3
1.00E-04
10 -4
1.00E-05
10 -5
1.00E-06
10 -6
1.00E-07
10 -7
0

1000

2000

3000

4000

最大加速度（cm/s2）

第 3.2.1.2-19 図（1／2）

T=0.02s

T=0.09s

T=0.13s

T=0.30s

T=0.60s

T=1.00s

T=2.00s

T=5.00s

周期ごとの平均ハザード曲線 （水平方向）

3.2.1-139

(T=0.02s)

1.00E+00
10 0
1.00E-01
10 -1

年超過確率

1.00E-02
10 -2
1.00E-03
10 -3
1.00E-04
10 -4
1.00E-05
10 -5
1.00E-06
10 -6
1.00E-07
10 -7
0

1000

2000

3000

4000

2

最大加速度（cm/s ）第 3.2.1.2-19 図（2／2）

T=0.02s

T=0.09s

T=0.13s

T=0.30s

T=0.60s

T=1.00s

T=2.00s

T=5.00s

周期ごとの平均ハザード曲線 （鉛直方向）

3.2.1-1402

加速度(cm/s )

2000
1000
0
-1129

-1000
-2000
0

10

20

30
時間(s)

40

50

60

加速度時刻歴波形

m)
(c
位
変

加
速
度
(c
m/
s2
)

1000

h=0.01h=0.05

50
00
10
0

20
0

1

1

50
0

10
00

20
00

速

10

10

度

(cm/s)

10
00
0

0
10

100

1
0.

0.1
0.01

0.1

周

期

(s)

1

10

ターゲットスペクトル
模擬波

応答スペクトル
第 3.2.1.2-20 図（1／2）

年超過確率 10−５の一様ハザードスペクトルに適合する模擬波（水平方向）

3.2.1-1412

加速度(cm/s )

2000
716

1000
0
-1000
-2000
10

20

30
時間(s)

40

50

60

0
10

0

h=0.01h=0.05

加速度時刻歴波形

m)
(c
位
変

加
速
度
(c
m/
s2
)

1000

50
00

10

50
0

10
00

20
00

10

速 度

(cm/s)

10
00
0

100

10
0

20
0

1

1

1
0.

0.1
0.01

0.1

周

期

(s)

1

10

ターゲットスペクトル
模擬波

応答スペクトル
第 3.2.1.2-20 図（2／2）

年超過確率 10−５の一様ハザードスペクトルに適合する模擬波（鉛直方向）

3.2.1-142

第 3.2.1.3-1-1 図

原子炉建屋の概略平面図（EL.-4.0m）

3.2.1-143

第 3.2.1.3-1-2 図

原子炉建屋の概略断面図

3.2.1-144

EL.(m)
63.65

1

57.00

1

2
2

46.50

3
3

38.80

4
5

34.70
29.00

6

4
5
6

20.30

7

14.00

8

8.20

9

2.00

10

-4.00

11

-9.00

基礎版

-17.00

人工岩盤

12

7
K2

8

▽G.L.=E.L.8.0m▽G.L.＝EL.8.0m

K4

K1

10

K6

K3

11

K8

K5

K10

K7

9

12
13

K9
K11

K12

・数字は質点番号を示す。
・ 内は要素番号を示す。

第 3.2.1.3-1-3 図

解析モデル（水平）3.2.1-1450.10
95%信頼度
50%信頼度
5%信頼度

損傷確率

0.08

0.06

0.04

0.02

0.00

0

500

1,000

1,500

最大地動加速度(cm/s2)

第 3.2.1.3-1-4 図

原子炉建屋のフラジリティ曲線

3.2.1-146

2,000

第 3.2.1.3-2-1 図

第 3.2.1.3-2-2 図

海水ポンプ室平面図

海水ポンプ室断面図（Ａ−Ａ

3.2.1-147

断面）

bk層
du層
Ag2層
Ac層
As層
Ag1層
D2c-3層D2g-3層km層
地盤改良

第 3.2.1.3-2-3 図

解析モデル

3.2.1-148

0.10
９５％信頼度
５０％信頼度

損傷確率

0.08

５％信頼度

0.06

0.04

0.02

0.00
0

500

1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 3,500 4,000
最大地動加速度（cm/s2)

第 3.2.1.3-2-4 図

海水ポンプ室のフラジリティ曲線

3.2.1-149

スペクトル形状係数
設計用床応答スペクトル
（拡幅後）
加速度

床応答スペクトル（拡幅前）固有周期（秒）
第 3.2.1.3-3-1 図

スペクトル形状係数の概念図

設計用減衰定数の
床応答曲線
減衰係数
加速度

減衰定数の中央値の床応答曲線

固有周期（秒）
第 3.2.1.3-3-2 図

減衰係数の概念図

3.2.1-150

スペクトル形状係数
Ｂ／Ａ

一様ハザードスペクトル

基準地震動Ｓ Ｓ の床応答スペクトル

Ｂ

加速度

Ａ

建屋，機器１次固有周期

固有周期（秒）
第 3.2.1.3-3-3 図

解放基盤表面における地震動のスペクトル形状係数
の概念図

1.0
0.9
0.8
0.7

損傷確率

0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0.0
0

500

1000

1500

2000

2500

3000

最大地動加速度（Gal）（水平）第 3.2.1.3-3-4 図

原子炉圧力容器（蒸気乾燥器支持ブラケット）
平均フラジリティ曲線
3.2.1-151

1.0
0.9
0.8

損傷確率

0.7
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0.0
0

500

1000

1500

2000

2500

3000

最大地動加速度（Gal）（水平）第 3.2.1.3-3-5 図

残留熱除去系熱交換器（アンカボルト）
平均フラジリティ曲線

1.0
0.9
0.8
0.7

損傷確率

0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0.0
0

500

1000

1500

2000

2500

3000

最大地動加速度（Gal）（鉛直）第 3.2.1.3-3-6 図

残留熱除去系海水ポンプ

3.2.1-152

平均フラジリティ曲線

1.0
0.9
0.8
0.7

損傷確率

0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0.0
0

500

1000

1500

2000

2500

3000

最大地動加速度（Gal）（水平）第 3.2.1.3-3-7 図

非常用パワーセンタ

平均フラジリティ曲線

1.0
0.9
0.8

損傷確率

0.7
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0.0
0

500

1000

1500

2000

2500

3000

最大地動加速度（Gal）（水平）第 3.2.1.3-3-8 図

残留熱除去系海水系配管

3.2.1-153

平均フラジリティ曲線

地震

地震加速度大

原子炉建屋

格納容器

原子炉
圧力容器

格納容器
バイパス

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ

計装・制御

直流電源

交流電源

外部電源

発生なし

発生する起因事象

−
健全
健全
健全
健全
発生なし
発生なし
健全
健全
健全

3.2.1-154

発生

喪失
喪失

喪失

交流電源喪失計装・制御系喪失
RHR̲A̲CH̲2MD.ft Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ

発生

格納容器バイパス

損傷

LPCI̲B̲TRAN.ftRHR̲A̲ST̲2MD.ft
LPCS̲TRAN.ft LPCI̲B̲TRAN.ft

損傷

RHR̲A̲ST̲2MD.ft

第 3.2.1.4-1 図

外部電源喪失RHR̲A̲ST̲2MD̲RCIC.ft
直流電源喪失

喪失
発生

損傷

過渡事象

地震ＰＲＡ階層イベントツリー

原子炉圧力容器損傷
格納容器損傷
原子炉建屋損傷

過渡事象

原子炉停止

逃がし安全
弁開放

圧力
バウンダリ
健全性

高圧炉心
冷却

原子炉減圧

低圧炉心
冷却

崩壊熱除去

成功
成功
1.60E-01

失敗
成功

成功
成功
成功

失敗
失敗

成功

3.2.1-155

P1

成功
成功
失敗

成功
失敗

HPCS̲SORV.ft

成功
成功

失敗

炉心損傷なし崩壊熱除去機能喪失
炉心損傷なし崩壊熱除去機能喪失
高圧・低圧注水機能喪失

RHR̲A̲ST̲2MD.ft

失敗

事故シーケンスグループ

失敗
失敗

失敗

高圧注水・減圧機能喪失
炉心損傷なし崩壊熱除去機能喪失
炉心損傷なし崩壊熱除去機能喪失
高圧・低圧注水機能喪失
Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ

失敗

ＬＯＣＡ

原子炉停止機能喪失

第 3.2.1.4-2 図

過渡事象イベントツリー

外部電源喪失

原子炉停止

逃がし安全弁
開放

直流電源

交流電源

圧力
バウンダリ
健全性

高圧炉心冷却
事故シーケンスグループ
ＨＰＣＳ

ＲＣＩＣ

成功

過渡事象へ

成功

成功

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）

成功
成功
失敗
失敗

失敗

成功

成功

3.2.1-156

失敗
失敗
成功

成功
失敗
失敗
失敗

全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）
全交流動力電源喪失（ＴＢＵ）
崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）
全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）
崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）
全交流動力電源喪失（ＴＢＤ）
Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ

失敗

ＬＯＣＡ

原子炉停止機能喪失

第 3.2.1.4-3 図

外部電源喪失イベントツリー

交流電源喪失

逃がし
安全弁開放

原子炉停止

高圧炉心冷却

圧力バウンダリ
健全性

事故シーケンスグループ
ＨＰＣＳ

ＲＣＩＣ

成功

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）

成功
成功
失敗
成功

失敗
成功

成功

失敗
失敗
失敗

全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）
全交流動力電源喪失（ＴＢＵ）
崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）
全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）
Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ

3.2.1-157

失敗

ＬＯＣＡ

原子炉停止機能喪失

第 3.2.1.4-4 図

交流電源喪失イベントツリー

直流電源喪失

逃がし
安全弁開放

原子炉停止

圧力バウンダリ
健全性

高圧炉心冷却
事故シーケンスグループ
ＨＰＣＳ

ＲＣＩＣ

成功
成功
失敗
成功
成功
成功

失敗
失敗
失敗

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）
全交流動力電源喪失（ＴＢＤ）
崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）
全交流動力電源喪失（ＴＢＤ）
Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ

失敗

ＬＯＣＡ

原子炉停止機能喪失

3.2.1-158

第 3.2.1.4-5 図

直流電源喪失イベントツリー

原子炉圧力容器損傷
2.1％
全交流動力電
源喪失
4.3％

原子炉建屋
損傷
1.5％
格納容器
バイパス
0.3％

直流電源喪失
20.7％

過渡事象
41.4％

外部電源喪失29.7％

第 3.2.1.4-6 図

原子炉圧力
容器損傷
2.1％
ＴＢＵ
4.3％

起因事象別炉心損傷頻度寄与割合

原子炉建屋
損傷
1.5％

ＴＣ
1.1％

ＴＢＷ
0.6％
格納容器
バイパス
0.3％

ＴＱＵＶ
4.5％

ＴＱＵＸ
12.5％

ＴＷ
52.5％
ＴＢＤ
20.5％

第 3.2.1.4-7 図

事故シーケンスグループ別炉心損傷頻度寄与割合

3.2.1-159

炉心損傷頻度[／炉年]
地震発生頻度[／年]
条件付炉心損傷確率
1.0E-021.0

1.0E-040.6
1.0E-050.4
1.0E-06

0.2

地震加速度

第 3.2.1.4-8 図

地震加速度区分別炉心損傷頻度1.0E-04
95%確率値
平均値
中央値
5%確率値

2.7E-05

1.0E-05

9.9E-06
5.7E-06

1.2E-06

1.0E-06

第 3.2.1.4-9 図

不確実さ評価結果

3.2.1-160

3.7E-08

4.6E-08

8.2E-08

1.4E-07

2.6E-074.0E-07

5.2E-07

6.5E-07

6.4E-07

7.4E-07

7.1E-07

6.7E-07

6.8E-078.0E-07

1.3E-07

1.2E-07

1.9E-074.0E-07

1.2E-06

1.0E-082.0E-06

1.0E-070.0

条件付炉心損傷確率0.8

炉心損傷頻度（／炉年）

炉心損傷頻度[／炉年]，地震発生頻度[／年]1.0E-03

1.0E-04
べースケース
感度解析（完全独立）
1.0E-05

炉心損傷頻度[／炉年]1.0E-06

1.0E-07

1.0E-08

1.0E-09

1.0E-10

事故シーケンスグループ

第 3.2.1.4-10 図 相関性に係る感度解析結果（事故シーケンスグループ別炉心損傷頻度）

1.0E-02
べース解析
感度解析（完全独立）
地震発生頻度

炉心損傷頻度[／年], 地震発生頻度[／年]1.0E-03

1.0E-04

1.0E-05

1.0E-06

1.0E-07

1.0E-08

地震加速度

第 3.2.1.4-11 図 相関性に係る感度解析結果（地震加速度区分別炉心損傷頻度）3.2.1-161

1.0E-04
べースケース
感度解析（使命時間）
1.0E-05

炉心損傷頻度[／炉年]1.0E-06

1.0E-07

1.0E-08

1.0E-09

1.0E-10

事故シーケンスグループ

第 3.2.1.4-12 図 使命時間に係る感度解析結果（事故シーケンスグループ別炉心損傷頻度）
1.0E-02
べース解析
感度解析（使命時間）
地震発生頻度
1.0E-03

炉心損傷頻度[／年], 地震発生頻度[／年]1.0E-04

1.0E-05

1.0E-06

1.0E-07

1.0E-08

地震加速度

第 3.2.1.4-13 図 使命時間に係る感度解析結果（地震加速度区分別炉心損傷頻度）3.2.1-162

添付資料 3.2.1.1-1
地震ＰＲＡにおけるプラントウォークダウンのチェック項目について

地震ＰＲＡにおけるプラントウォークダウンで確認すべきチェック項目の具体的内容について，以下に示す。これらの項目をチェックシートに整理し，プ
ラントウォークダウンを実施した。

1.
(1)

耐震安全性の確認対象機器本体に対するチェック項目
耐震バックチェック等における耐震計算では，各機器が図面どおりに設置されており，機器の各部位に耐力を低下させるような要因がないことが前提になっている。このため本項目では，各機器について図面との相違や，腐食・亀裂等の地震に対する耐力の低下につながる要因はないかについて点検し，耐震計算の前提に問題がないことを確認する。
ａ．対象機器の図面（外形図・耐震計算書等）と外見上相違点は無い
ｂ．対象機器と支持構造物との接合部に外見上の異常（腐食・亀裂等）は無い
ｃ．配管接合部と図面に外見上の相違点は無い
ｄ．配管接合部に外見上の異常（腐食・亀裂等）は無い(2)

アンカーボルトに対するチェック項目
前項と同様に，耐震計算の前提となっているアンカーボルトの設置本数・配置状況や健全性について点検し，耐震計算に与える影響はないかを確認する。
ａ．図面（外形図・耐震計算書等）と外見上の相違は無い
ｂ．外見上の異常（腐食・亀裂等）は無い
添付 3.2.1.1-1-1

ｃ．締め付け強度は適切に管理されている・ボルトの締め付け強度の管理に関しては，以下の点をチェックすることで確認する。
ボルトに引かれている合いマークがずれていない
ボルトに塗られているペンキに割れや剥がれがない
スプリングワッシャーやダブルナットによるゆるみ止めがされている
ボルトを緩ませるような振動が発生する機器ではない
定検等の点検において構造に係るトラブルが発生したことがない
ｄ．アンカーボルト付近のコンクリート部に異常がない

2.

二次的影響に対するチェック項目
ａ．周辺の耐震クラスが低い機器の倒壊により被害を受けない・調査対象機器の周辺に，それが損傷することにより対象機器を破損させうる耐震クラスの低い機器類（特に照明，電線管，小口径
配管等及び仮設設備）がないかを確認する。なお，現場調査時に耐震クラス等が不明であった場合には，写真等で状況を記録した
後に，系統図・配管ルート図等で確認する。
ｂ．被害を与えうる周辺の機器の耐震性は問題ない（対象設備への波及的機器があるか）・損傷した場合に調査対象機器に衝突するなどして被害を与えうる機器について，その機器の支持構造物・定着部等を点検すること
で耐震性に問題がないか確認する。

添付 3.2.1.1-1-2

ｃ．無筋のブロック壁が近傍にない・調査対象機器の周辺にブロックを積み上げただけのような，仮設の壁面がないかを確認する。

添付 3.2.1.1-1-3

添付資料 3.2.1.1-2
耐震Ｂ・Ｃクラスの評価対象設備の取扱いについて

1.

耐震Ｂ・Ｃクラスの評価対象設備の取扱い
耐震Ｂ・Ｃクラスの設備について，地震ＰＲＡの評価上期待している設備
は以下の通りであり，評価におけるモデル化の方法を示す。
・外部電源系：耐震Ｃクラス
外部電源に関連する機器のフラジリティについては，送電網を含めたシステム全体として評価し，開閉所設備の碍子部で代表させていることから，地震ＰＲＡのモデルに開閉所設備（碍子部）のフラジリティを入力している。
・燃料移送系：耐震Ｃクラス
使命時間内（24 時間）の非常用ディーゼル発電機への燃料移送機能に期待しているため，地震ＰＲＡのモデルに軽油貯蔵タンクのフラジリティを入力している。
・復水移送系 ※1：耐震Ｂクラス
高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系（以下「高圧注水系」という。）の初期水源を復水貯蔵タンクとしており，
水源切替に失敗すると，高圧注水系の機能損傷につながることから，水源切替の人的過誤についてモデル化を行い，フラジリティの入力は行っていない。高圧注水系の水源切替のモデル化の方法について，次項に示す。

※1：復水移送系とは，復水貯蔵タンク，高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系への移送配管を含む設備系統をいう。

添付 3.2.1.1-2-1

2.

高圧注水系の水源切替のモデル化方法

2.1

高圧注水系の水源の構成について
東海第二発電所の高圧注水系は，初期水源を復水貯蔵タンクとし，復水貯蔵タンクの水位が低下した場合又はサプレッション・プールの水位が上昇した場合に自動又は手動でサプレッション・プールに水源を切り替える設計としている。高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系の系統概要
図を図 1 及び図 2 に示す。

2.2

地震ＰＲＡにおける高圧注水系の水源のモデル化方法について
東海第二発電所の復水貯蔵タンクの耐震クラスがＢクラスであることを考慮し，地震ＰＲＡにおいては，高圧注水系の水源は次のとおりモデル化している。
0.7G ※2未満の地震加速度区分においては，復水貯蔵タンクからの取水ラインが地震により損傷する可能性はあるものの，高圧注水系の吸込み圧力が確保できなくなるような配管破断は考えにくいため，運転員による水源切替操作に成功した場合は高圧注水系の機能が維持できると想定し，運転員によるサプレッション・プールへの水源
切替操作失敗及び水源切替弁等の機械的故障（地震による損傷を含む）をモデル化している。
0.7G※2 を超過する地震加速度区分においては，復水貯蔵タンクからの取水ラインが地震により損傷し，高圧注水系の吸込み圧力が確保できなくなるような配管破断が発生する可能性があることから，保守的に運転員による水源切替操作に必ず失敗すると仮定し，高圧注※2：「東海第二発電所発電用原子炉設置変更許可申請書（発電用原子炉施設の変更）」（平
成 26 年 5 月 20 日申請）における基準地震動Ｓ Ｓ の最大加速度。

添付 3.2.1.1-2-2

水系に期待しないモデルとしている。
上記のモデル化により，0.7G ※ 2 を超過する地震加速度区分では高圧注水系に期待していないため，0.7G ※ 2 未満の地震加速度区分に比べて炉心損傷頻度が増加する。

3.

高圧注水系の水源切替操作のモデル化方法に関する感度解析
ベースケースでは，加速度区分 7（0.70〜0.80G）以降は高圧注水系の水源
切替操作に必ず失敗するものとして評価しているが，この高圧注水系の水源
切替操作のモデル化方法が全炉心損傷頻度に与える影響を確認するため，高圧注水系の水源切替操作に全加速度区分で成功するとした場合の感度解析を実施した。その結果，全炉心損傷頻度は 9.2E-06／炉年であり，ベースケー
スの 1.0E-05／炉年から有意な変化はなかった。地震加速度区分別の炉心損
傷頻度を図 3 に示す。
感度解析ケースでは，加速度区分 7（0.70〜0.80G）から加速度区分 14（1.40〜1.50G）の中加速度領域の炉心損傷頻度が低減するものの，全炉心損傷頻度に対して支配的な加速度区分はいずれのケースも加速度区分 1（0.16〜0.20G）
及び加速度区分 2（0.20〜0.30G）であるため，高圧注水系の水源切替操作のモデル化方法は全炉心損傷頻度に対して有意な影響を与えるものではない。
したがって，地震発生時の復水貯蔵タンクからの取水ラインの損傷の程度
及び運転員による高圧注水系の水源切替操作には不確かさがあると考えられるものの，加速度区分 7（0.70〜0.80G）以上の地震動に対する高圧注水系の水源切替操作における仮定は，評価結果に有意な影響を与えない。

添付 3.2.1.1-2-3

Ｂクラス

Ｓクラス

添付 3.2.1.1-2-4
Ｂクラス

Ｓクラス
図1

高圧炉心スプレイ系の系統概要図

Ｂクラス

Ｓクラス

添付 3.2.1.1-2-5

Ｂクラス
Ｓクラス

図2

原子炉隔離時冷却系の系統概要図

1.0E-02
ベースケース
感度解析（水源切替失敗）
地震発生頻度

添付 3.2.1.1-2-6

炉心損傷頻度[／炉年]，地震発生頻度[／年]1.0E-03

1.0E-04

1.0E-05

1.0E-06

1.0E-07

1.0E-08

地震加速度区分

図3

地震加速度区分別炉心損傷頻度（高圧注水系の水源切替のモデル化方法に関する感度解析）

添付資料 3.2.1.1-3
建屋・機器リストとフラジリティデータの外部電源喪失において，開閉所設備の碍子部を評価部位の代表箇所とする妥当性について

1.

はじめに
東海第二発電所の地震ＰＲＡでは，送電網の鉄塔などの損傷に伴う外部電源喪失への影響を開閉所設備の碍子部の損傷で代表して評価する手法を取っている。この仮定の置き方が，シーケンス選定の目的に照らして，妥当であるとする理由について以下に記載する。

2.

開閉所設備の碍子部を評価部位の代表箇所とする妥当性「第 3.2.1.1-2 表

地震による事故シナリオ及びスクリーニング結果」の

うち，「送電網の鉄塔などの損傷に伴う外部電源喪失への影響」において，「外部電源に関連する機器のフラジリティについては，送電網を含めたシステム
全体として評価し，開閉所設備の碍子部で代表させている」としている。
これは，東北地方太平洋沖地震における送電網の鉄塔の耐震性を示した報告書として，「 原子力発電所及び再処理施設の外部電源の信頼性確保について」（平成２３年５月１６日，東京電力株式会社）があり，「４．電源線鉄塔の耐震性」において，地震により倒壊した鉄塔はないが，支持碍子の折損が発生していることが示されており，送電網の碍子の耐力が小さいことが確認されているからである。（補足資料 1）
なお，東海第二発電所の開閉所設備については，信頼性向上対策として気中絶縁開閉装置と比べて重心が低く耐震性の高いガス絶縁開閉装置に変更することとしている。これにより，開閉所設備の耐力は向上するものの，開閉所設備のフラジリティに送電網を含めたシステム全体としての影響を包含さ添付 3.2.1.1-3-1

せるため，フラジリティ評価において開閉所設備の耐力の向上は考慮しないこととした。

3.

外部電源喪失を仮定した場合の感度解析
東海第二発電所の地震ＰＲＡにおいて，外部電源が必ず喪失すると仮定した場合の感度解析を実施し，全炉心損傷頻度への影響は限定的であることを確認した。（補足資料 2）添付 3.2.1.1-3-2

補足資料 1

添付 3.2.1.1-3-3

添付 3.2.1.1-3-4

添付 3.2.1.1-3-5

添付 3.2.1.1-3-6

補足資料 2
外部電源喪失を前提とした場合の炉心損傷頻度について

1.

はじめに
東海第二発電所の地震ＰＲＡでは，評価上，開閉所設備の碍子部のフラジ
リティを用いて外部電源喪失の発生の有無を評価しているが，実際には，地震により送電系統等が損傷した場合は，開閉所設備の碍子部が健全であっても外部電源が喪失する。そのため，地震により外部電源が必ず喪失すると仮定した場合の感度解析を実施し，炉心損傷頻度への影響を評価した。

2.

感度解析結果地震により外部電源が必ず喪失すると仮定したため，感度解析ケースの全炉心損傷頻度は 1.3E-05／炉年となり，ベースケースの 1.0E-05／炉年に比べて増加したものの，有意な変化ではなかった。地震加速度区分別の炉心損傷頻度の比較を表 1 及び図 1 に，事故シーケンスグループ別の炉心損傷頻度の比較を表 2 及び図 2 示す。
炉心損傷頻度は加速度区分 1（ 0.16G〜0.2G）から加速度区分 8（ 0.8G〜0.9G）の低加速度領域のみで増加している。この理由は，ベースケースにおいて外部電源喪失の確率を与えている開閉所設備の碍子の耐力が小さく，外部電源が必ず喪失するとの仮定は，低加速度領域のみに影響を与えるためである。
なお，長期ＴＢ及びＴＢＷの事故シーケンスグループの炉心損傷頻度が有意に増加しているが，これらの事故シーケンスグループは低加速度領域の炉
心損傷頻度が支配的であることによるものである。

3．まとめ
東海第二発電所の地震ＰＲＡにおいて，外部電源が必ず喪失すると仮定し添付 3.2.1.1-3-7

た場合の感度解析を実施した。
その結果，全炉心損傷頻度への影響は有意なものではないことを確認した。

添付 3.2.1.1-3-8

表1

地震加速度区分別の炉心損傷頻度の比較
感度解析ケース（外部電源なし）

ベースケース

加速度区分

感度解析ケース／ベースケース

添付 3.2.1.1-3-9

寄与割合

炉心損傷頻度（／炉年）

寄与割合

3.2E-0625.2％

2.0E-06

18.8％

1.65

2（0.20〜0.30G）

2.0E-06

15.8％

1.2E-06

12.0％

1.64

3（0.30〜0.40G）

6.3E-074.9％

4.0E-07

3.8％

1.57

4（0.40〜0.50G）

2.7E-072.1％

1.9E-07

1.8％

1.46

5（0.50〜0.60G）

1.5E-071.2％

1.2E-07

1.1％

1.29

6（0.60〜0.70G）

1.4E-071.1％

1.3E-07

1.2％

1.10

7（0.70〜0.80G）

8.0E-076.2％

8.0E-07

7.6％

1.01

8（0.80〜0.90G）

6.8E-07

5.3％

6.8E-07

6.5％

1.00

9（0.90〜1.00G）

6.8E-07

5.2％

6.7E-07

6.5％

1.00

10（1.00〜1.10G）

7.1E-07

5.5％

7.1E-07

6.8％

1.00

11（1.10〜1.20G）

7.4E-075.8％

7.4E-07

7.1％

1.00

12（1.20〜1.30G）

6.4E-07

5.0％

6.4E-07

6.2％

1.00

13（1.30〜1.40G）

6.5E-07

5.1％

6.5E-07

6.2％

1.00

14（1.40〜1.50G）

5.2E-07

4.1％

5.2E-07

5.0％

1.00

15（1.50〜1.60G）

4.0E-073.1％

4.0E-07

3.8％

1.00

16（1.60〜1.70G）

2.6E-072.0％

2.6E-07

2.5％

1.00

17（1.70〜1.80G）

1.4E-071.1％

1.4E-07

1.4％

1.00

18（1.80〜1.90G）

8.2E-080.6％

8.2E-08

0.8％

1.00

19（1.90〜2.00G）

4.6E-08

0.4％

4.6E-08

0.4％

1.00

20（2.00〜3.00G）

3.7E-08

0.3％

3.7E-08

0.4％

1.00

合計

1.3E-05100％

1.0E-05

100.0％

1.23

炉心損傷頻度（／炉年）
1（0.16〜0.20G）

表2

事故シーケンスグループ別の炉心損傷頻度評価結果の比較
感度解析ケース（外部電源なし）

ベースケース
感度解析ケース／ベースケース

事故シーケンスグループ
炉心損傷頻度（／炉年）

寄与割合

炉心損傷頻度（／炉年）

寄与割合

高圧・低圧注水機能喪失

ＴＱＵＶ

4.7E-07

3.6％

4.6E-07

4.5％

1.01

高圧注水・減圧機能喪失

ＴＱＵＸ

1.3E-06

10.3％

1.3E-06

12.5％

1.01

長期ＴＢ

1.8E-07

1.4％

5.6E-09

＜0.1％

31.1

ＴＢＵ

4.5E-07

3.5％

4.4E-07

4.3％

1.02

ＴＢＰ

3.3E-09＜0.1％

2.4E-09

＜0.1％

1.40

ＴＢＤ

2.1E-06

16.6％

2.1E-06

20.5％

1.00

ＴＷ

5.8E-06

45.2％

5.5E-06

52.5％

1.06

ＴＢＷ

2.0E-06

15.3％

6.4E-08

0.6％

30.6

ＴＣ

1.2E-070.9％

1.2E-07

1.1％

0.99

原子炉建屋破損

1.5E-071.2％

1.5E-07

1.5％

1.00

格納容器破損

4.1E-09＜0.1％

4.1E-09

＜0.1％

1.00

原子炉圧力容器破損

2.2E-071.7％

2.2E-07

2.1％

1.00

格納容器バイパス

3.2E-08

0.3％

3.2E-08

0.3％

1.00

原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ）

3.0E-10＜0.1％

3.0E-10

＜0.1％

1.00

計装・制御喪失

3.7E-10＜0.1％

3.7E-10

＜0.1％

1.00

合計

1.3E-05100%

1.0E-05

100.0％

1.23

全交流動力電源喪失

添付 3.2.1.1-3-10

崩壊熱除去機能喪失

原子炉停止機能喪失

1.0E-04
ベースケース
感度解析ケース（外部電源喪失）

添付 3.2.1.1-3-11

炉心損傷頻度[／炉年]1.0E-05

1.0E-06

1.0E-07

1.0E-08

地震加速度区分

図1

地震加速度区分別の炉心損傷頻度評価結果の比較

1.0E-04
ベースケース
感度解析ケース（外部電源喪失）

添付 3.2.1.1-3-12

炉心損傷頻度[／炉年]1.0E-05

1.0E-06

1.0E-07

1.0E-08

1.0E-09

1.0E-10

事故シーケンスグループ

図2

事故シーケンスグループ別の炉心損傷頻度評価結果の比較

添付資料 3.2.1.1-4「余震による炉心損傷への影響」に関する整理について

1.

建屋
学会標準の【解説 10】において，原子炉建屋の主要耐震要素であるＲＣ造
耐震壁，ＲＣＣＶ及びＰＣＣＶについて，最大耐力あるいは耐力低下後の破壊に至るまでの静的試験，振動台等による動的試験がこれまで数多く実施されており，JEAG 4601‐追補版にはそれらの復元力特性の評価法が纏められている。静的試験の結果から，荷重の繰り返しに対して，各振幅の最大荷重は
ほぼスケルトンカーブに一致し，繰り返しによる劣化は認められない。さらに，地震時の耐震壁等の挙動を確認するための動的試験又は仮動的試験でＲ
Ｃ造耐震壁の耐力に相当するせん断変形角 4〜5×10 −３ 程度までは，地震力の繰り返しに対して最大点を示す復元力特性が維持され，スケルトンカーブの低下が見られないことが確認されている。したがって，「本震あるいは余震による応答が，耐力以下であれば，本震と余震の地震動の大きさに係わらず，
原子炉建屋は健全性を保つことができる。」との記載に従い，余震による建屋
フラジリティ評価は，本震による建屋フラジリティ評価に含まれているものと考えられることができる。
具体的には【解析 10】の記載内容に基づき，本震による地震動と同等の余震による地震動を数回想定しても耐震壁の最大応答値及び現実的耐力評価にはほとんど影響を与えないこと，並びに，フラジリティ評価用地震動の設定
に際しては，【解説 57】に基づき，以下に示すとおり継続時間が長くなるよ
うに配慮していることを踏まえて，余震による建屋フラジリティ評価は本震による建屋フラジリティ評価に含まれているものと判断している。
【解説 57】模擬地震波作成の経時特性を設定するための地震規模及び震源距離は，確率論的地震ハザード評価において支配的な震源に対応したものを添付 3.2.1.1-4-1

用いれば十分であると考えられる。支配的な震源の評価方法としては，対象
サイト周辺震源の中で地震動が最も大きくなると予想されるものを用いるか，
確率論的地震ハザード評価より求まる平均的な地震規模及び震源距離の組合せを用いる方法などがある。東海第二発電所の評価では，前者の方法により評価を行っており，この評価によると地震動が長くなり最大振幅が複数回存在していることとなるため，余震の影響をある程度加味した評価となっている。

ＲＣ造耐震壁の仮動的試験で，終局せん
断ひずみを上回るせん断変形角 2×10−３〜7×10−３ 程度までの 3 レベルの試験を実施。
各試験では，ほぼ同じ振幅レベルを 2〜3
回程度繰り返した応答を示しているが，履歴特性及びスケルトンカーブの劣化は見られない。

図1

Ⅰ型耐震壁の仮動的試験例

添付 3.2.1.1-4-2

ＲＣＣＶについてＳ ２ の 9 倍の地震動レ
ベルまで振動試験を実施。正側でＳ ２ の4 倍（最大耐力時Ｒ＝8×10−３ 程度），
負側で 3 倍（最大耐力時Ｒ＝5×10−３ 程度）まで履歴特性及びスケルトンカーブの劣化は見られない。

図2

ＲＣＣＶの振動試験例

ＰＣＣＶについてＳ ２ の 5 倍の地震動レ
ベルまで振動試験を実施。Ｓ ２ の 4 倍で最大耐力に達しているが，履歴特性及びスケルトンカーブの劣化は見られない。

図3

ＰＣＣＶの振動試験例
添付 3.2.1.1-4-3

2.

機器・配管系
学会標準の【解説 10】において配管及び動的機器の余裕が記載されている。
各サイトの機器・配管系の設計用繰り返し回数の余裕を評価し，設計想定レベル以上の地震が繰り返し生じても問題ないとしている。
具体的には以下のとおりである。

(1)

静的機器に対する余震の影響
静的機器に対する余震の影響について配管系を例に説明する。
原子力発電技術機構では，現行の耐震設計法で設計された一般的な配管系の弾塑性応答挙動及び終局強度を把握し，許容応力に対する安全裕度を把握するための試験及び解析を実施している。安全裕度の確認では，特に設計許容応力を超えた弾塑性領域での配管の応答挙動で問題となるラチェット変形を伴う低サイクル疲労に着目して評価を実施しており，本震と余震による地震動を繰返し受けた場合の配管系への影響を検討する上で有用な知見が得られている。
それらの結果によれば，現行耐震設計法によって設計された配管系は，設計用基準地震動Ｓ ２ に対する許容応力（3Sm）の 10 倍以上の応力強さにおいても塑性崩壊又は疲労による破損は生じないこと，低サイクル疲労強度は設計疲れ線図を上回る強度を有している等が確認されている。したがって，配管系は破損に対して非常に大きな安全裕度を保有しており，余震による地震動の影響は小さいものと考える。
また，プラントの耐震設計で用いる地震の等価繰返し回数は一律に保守的な回数を設定しており，実際の繰返し回数に比べ多めになっている。
これらのことから，現状の静的機器の構造強度に対する耐震設計手法は，疲労損傷に対して十分な余裕を含んでおり，余震による地震動の影響は小さいといえる。
添付 3.2.1.1-4-4

(2)動的機器および電気品に対する余震の影響
動的機器の地震時機能については，加振試験等により動的機能に係る各部位が弾性範囲内であることで，その機能維持が確認される。また，電気品も同様であり，例えば加振時にリレーの誤動作やチャタリングが起きた
場合でも，加振終了後は元の状態に復帰し，物理的な損傷はみられない場合が多い。フラジリティ評価上は，炉心損傷への影響をみた上で，これらを損傷とみなしている。
このことから，動的機器及び電気品は，機能維持が確認された範囲内であれば，各部位は弾性範囲内であり，余震による繰り返し荷重の影響は受けないものと考えている。
また，動的機能に関する加振試験結果から以下のことがいえる。
原子力安全基盤機構では，地震ＰＲＡ上の重要度が高い横型ポンプ及び電気品の耐力を把握することを目的として，部分品及び実機に対して設計条件を大きく超える加速度を入力した加振実験を実施している。
実機試験では，試験横型ポンプの代表機種として原子炉補機冷却ポンプ（ＲＣＷポンプ）を対象に最大約 6×9.8m／s ２ の加速度による振動試験を行い，ポンプの運転状態，外観等に異常が見られないことを確認している。
また，電気品の実機試験では，原子炉補助盤，中央制御盤，計装ラック，
論理回路制御盤等について最大約 6×9.8m／s ２ の振動試験を行い，電気的に異常がないことが確認されている。
これらの振動試験では，1 試験体に対して加振レベルを上げながら繰り返し加振試験を実施して，最終的に機能維持が確認された最大加速度を地震ＰＲＡにおける現実的耐力値として採用している。したがって，これらの耐力評価結果において，余震による地震動の繰り返しの影響はないものと考えられる（あるいは繰り返しの影響を含めた耐力評価結果となってい添付 3.2.1.1-4-5

る）。

図4

実機配管系モデルの終局強度試験
添付 3.2.1.1-4-6

図5

実機配管系の安全裕度の評価例（ＢＷＲ給水系配管）

添付 3.2.1.1-4-7

添付資料 3.2.1.1-5
起因事象の抽出に対する網羅性について

1.

概要
起因事象の抽出に関しては地震ＰＳＡ学会標準で挙げられている事象を考慮したほか，国内で発生した地震による発電所への影響事例の調査，及び海外文献調査を実施し，抽出結果の網羅性を確認した。

2.

国内で発生した地震による発電所への影響事例調査

2.1

概要
国内で発生した地震による発電所への影響として，次に挙げる地震に対し，施設に影響した地震規模，安全上重要な設備への影響（ＡＭ設備への影響及び波及的影響を含む），外部電源への影響及び復旧操作へのアクセス性の観点で事例を抽出した。

− 宮城県沖地震（2005 年 8 月）による女川原子力発電所に対する影響− 能登半島地震（2007 年 3 月）による志賀原子力発電所に対する影響− 新潟県中越沖地震（2007 年 7 月）による柏崎刈羽原子力発電所に対する影響− 駿河湾の地震（2009 年 8 月）による浜岡原子力発電所に対する影響− 東北地方太平洋沖地震（2011 年 3 月）による福島第一原子力発電所，福島第二原子力発電所，東通原子力発電所，女川原子力発電所，及び東海
第二発電所に対する影響

上記の震害事例を調査した結果，一部の地震において，地震観測記録が発電所設計時に設定された基準地震動Ｓ ２ 若しくは耐震安全性評価で設定
添付 3.2.1.1-5-1

された基準地震動Ｓ Ｓ を上回ることが確認されたが，安全上重要な設備に対する地震による直接的な異常は確認されなかった。また，波及的影響の可能性としては，点検及び仮置き中の重量物の移動又は遮へいブロック崩れ
による安全上重要な設備への接触，低耐震クラス配管の損傷又は津波による溢水事象，並びに，電気盤火災による波及的影響が確認された。
地震随伴溢水及び火災については，今回の評価では評価技術の成熟度か
ら随伴事象の影響評価は困難であると判断し，評価対象外としている。

2.2
2.2.1

震害事例調査結果
宮城県沖地震（2005 年 8 月）による女川原子力発電所に対する影響
地震発生時に運転中であった１号機，２号機及び３号機は，地震に伴い自動停止。発電所敷地内で観測した地震データを解析した結果，一部の周期で発電所設計時に設定された基準地震動Ｓ ２ を上回ることが確認されたが，耐震安全性の評価によって健全性が確保されていることが確認されており，安全上重要な設備に対する影響はなかった。
施設に影響した地震規模及び原子力発電所に対する影響について表 1
に示す。

2.2.2

能登半島地震（2007 年 3 月）による志賀原子力発電所に対する影響
敷地地盤や１／２号機原子炉建屋において観測された地震記録を分析した結果，観測した地震動の応答スペクトルが基準地震動Ｓ ２ を長周期側の一部の周期帯において超えている部分があったが，耐震安全性の評価によって健全性が確保されていることが確認されており，安全上重要な設備に対する影響はなかった。
施設に影響した地震規模及び原子力発電所に対する影響について表 2
添付 3.2.1.1-5-2

に示す。

2.2.3

新潟県中越沖地震（2007 年 7 月）による柏崎刈羽原子力発電所に対する影響
地震発生時に運転中又は起動中であった２号機，３号機，４号機及び７号機は，地震に伴い自動停止。（１号機，５号機及び６号機は定期検査のため停止中）発電所敷地内で観測した地震データを解析した結果，耐震設計上考慮すべき地震による地震動の周期帯のほぼ全域にわたって
発電所設計時に設定された基準地震動Ｓ ２ を上回ることが確認され，機器によっては構造強度や機能維持に影響を与えると考えられる異常が確認されているものの，重大な損傷をもたらしたものではなく，原子炉の安全性を阻害する可能性のない軽微な事象であった。
安全上重要な設備への影響については，点検及び仮置き中であった重量物の移動又は遮へいブロック崩れによる安全上重要な設備への接触事
例や，地震に伴う消火系配管の損傷による一部ＡＭ設備の浸水事例が確認されたものの，地震による直接的な異常は確認されなかった。なお，３号機の所内変圧器のダクトの基礎が不等沈下したことによって火災が発生した。
施設に影響した地震規模及び原子力発電所に対する影響について表 3
に示す。

2.2.4

駿河湾の地震（2009 年 8 月）による浜岡原子力発電所に対する影響
地震発生時に運転中であった４号機及び５号機は，地震に伴い自動停止。（３号機は定期検査のため停止中。１号機及び２号機は廃止措置準備中。）発電所敷地内で観測した地震データを解析した結果，３号機及添付 3.2.1.1-5-3

び４号機については，発電所設計時に設定された基準地震動Ｓ ２ による床
応答スペクトルを超えるものではなく，設備の健全性が確保されていることが確認されている。５号機については，観測された地震データによる床応答スペクトルが一部の周期帯において基準地震動Ｓ １ による床応
答スペクトルを上回っていたが，主要な耐震設計上重要な機器及び配管の固有周期では下回っていたこと，また床応答スペクトルの一部が超えたことについては観測記録による地震応答解析結果によって全ての設備
が弾性状態にあったことから，設備の健全性が確保されていることが確認されている。以上のことから，安全上重要な設備に対する影響はなかった。
施設に影響した地震規模及び原子力発電所に対する影響について表 4
に示す。

2.2.5

東北地方太平洋沖地震（2011 年 3 月）による原子力発電所に対する影響(1)

福島第一原子力発電所に対する影響
地震時，運転中であった１号機，２号機，３号機は，地震に伴い自動停止（４号機，５号機，６号機は定期検査中）。原子炉建屋及び原子炉建屋に設置されている安全上重要な設備（原子炉格納容器，残留熱除去系配管など）について，地震観測記録及び基準地震動Ｓ Ｓ それぞれによる応答解
析を比較した結果，基準地震動による地震荷重より耐力の方が大きく，地震直後，各安全機能は保持されていたものと評価されている。
しかし，１〜５号機については，地震後の津波によって，非常用ディー
ゼル発電設備，電源設備などが被水，機能喪失したことで全交流電源喪失に至り，１〜３号機については最終的に炉心損傷に至った。５号機及び６
添付 3.2.1.1-5-4

号機については，原子炉に燃料が装荷されている状態で，１〜３号機同様，津波による影響によって海水系が機能喪失に至ったものの，６号機の空冷式ディーゼル発電設備による電源確保（５号機については，６号機から電源融通実施）を行うとともに，仮設海水系ポンプによる冷却機能確保などの復旧措置によって冷温停止状態への移行及び維持が図られた。
また，全燃料が使用済燃料プールへ取り出されていた４号機をはじめとする，各号機の使用済燃料プール内燃料については，注水又は冷却によって使用済燃料プール水位を確保し，燃料損傷防止が図られた。
施設に影響した地震規模及び原子力発電所に対する影響について表 5 に
示す。

(2)

福島第二原子力発電所に対する影響
地震時，１〜４号機は運転中であったが，地震に伴い全号機自動停止。
原子炉建屋及び原子炉建屋に設置されている安全上重要な設備（原子炉格
納容器，残留熱除去系配管など）について，地震観測記録及び基準地震動
Ｓ Ｓ それぞれによる応答解析を比較した結果，基準地震動Ｓ Ｓ による地震荷
重より耐力の方が大きく，地震後，各安全機能は保持されていたものと評価されている。
３号機を除く，１号機，２号機及び４号機については，地震後の津波によって，海水系設備が被水することでヒートシンク喪失に至ったものの，外部電源及び 3 号機非常用ディーゼル発電設備，電源車による電源確保，
海水系ポンプのモータ取り替えなどの復旧措置によって，除熱機能を確保することで，各号機とも冷温停止状態への移行，維持が図られた。
施設に影響した地震規模及び原子力発電所に対する影響について表 6に示す。
添付 3.2.1.1-5-5

(3)東通原子力発電所に対する影響
地震時において１号機は定期検査のため停止中。発電所敷地内で観測された地震加速度は 17Gal であり，地震による設備への影響はなかった。また，地震後に外部電源が全て喪失したが，非常用ディーゼル発電機が自動起動し全交流電源喪失には至らなかった。
施設に影響した地震規模及び原子力発電所に対する影響について表 7 に
示す。

(4)

女川原子力発電所に対する影響
地震時に運転中又は起動中であった１号機，２号機及び３号機は，地震に伴い自動停止。発電所敷地内で観測した地震データを解析した結果，観測された地震データによる床応答スペクトルが一部の周期帯において発電
所設計用の基準地震動Ｓ Ｓ による床応答スペクトルを上回っていたが，地震観測結果に基づく原子炉建屋及び耐震安全上重要な主要設備の地震時における機能を概略評価（建屋については最大応答せん断ひずみ及び層せん
断力，設備については影響構造強度評価及び動的機能維持評価）した結果，機能維持の評価基準を下回っていることが確認されている。今後は詳細なシミュレーション解析によって健全性を確認するとともに主要設備以外の耐震安全上重要な設備を含め設備の健全性を確認することとしている。
安全上重要な設備への影響については次のとおりである。１号機において常用系の高圧電源盤火災によって地絡した同期検定器の出力回路ケーブ
ルから非常用母線と予備変圧器の連絡しゃ断器投入コイルに電圧が印加され，非常用母線電圧が瞬時低下したため，同母線から受電していた残留熱除去系ポンプ 2 台の自動停止が確認された。２号機において海水ポンプ室
添付 3.2.1.1-5-6

に流入した海水が地下トレンチを通じて原子炉建屋の一部に流入し，原子炉補機冷却水系の一系統及び高圧炉心スプレイ補機冷却水系の機能喪失が確認された。同冷却水系の喪失によって非常用ディーゼル発電機一系統及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機の自動停止が確認された。さらに，常用系の高圧電源盤火災の影響により，非常用ディーゼル発電機が起動していない状態でしゃ断器投入が発生し，非常用ディーゼル発電機界磁回路
損傷が確認されたものの，地震による直接的な異常は確認されなかった。
施設に影響した地震規模及び原子力発電所に対する影響について表 8 に
示す。

(5)

東海第二発電所に対する影響
地震時に運転中であった東海第二発電所は，地震に伴い自動停止。発電所敷地内で観測した地震データを解析した結果，観測された地震データによる原子炉建屋の最大応答加速度は，設計時に用いた最大応答加速度及び新耐震指針に基づく耐震安全性評価で設定した基準地震動Ｓ Ｓ の最大応答加速度以下であった。また，観測された地震データによる原子炉建屋の床
応答スペクトルが一部の周期帯において発電所設計時に用いた床応答スペ
クトルを上回っていたが，主要な周期帯で観測地震記録が下回っていることが確認されている。安全上重要な設備への影響については，津波対策工
事が完了していなかった一部の海水ポンプ室に海水が浸水し 3 台ある非常用ディーゼル発電機用海水ポンプのうち 1 台が停止したこと，並びに，125V
蓄電池２Ｂ室のドレンファンネルからの逆流によって床面に 3cm の深さで溢水が確認されたものの，地震による直接的な異常は確認されなかった。
施設に影響した地震規模及び原子力発電所に対する影響について表 9 に示す。
添付 3.2.1.1-5-7

表12005 年 8 月に発生した宮城県沖地震による女川原子力発電所に対する影響確認項目①施設に影響した地震規模（地震観測記録と基準地震動の関係）②−1 安全上重要な設備への影
響（波及影響も含む）②−2 既存のＡＭ設備への影響（波及影響も含む）③−1 外部電源への影響③−2Ｄ／Ｇへの影響③−3 補機冷却系への影響③−4 電源融通の可能性③−5 復旧操作へのアクセス性④その他（安全機能には影響しないもの，留意しておく必要の
ある事項）

確認結果
女川原子力発電所１，２，３号機は，定格熱出力運
転中のところ平成 17 年 8 月 16 日に発生した宮城沖を震源とするマグニチュード 7.2（震源深さ 72km，震央
距離 73km，震源距離 84km）の地震の影響によって，11
時 46 分に１号機，２号機，３号機は地震加速度大信号によって原子炉自動停止した。なお，観測された保安確認用地震動は，最大で 251.2Gal であった。
１号機，２号機，３号機の原子炉建屋で観測された地震動から求めた加速度応答スペクトル（周期ごとの加速度の最大値）は，機器が設置されていない屋上を除き，全ての周期において基準地震動Ｓ ２ による応答
スペクトルを下回っていることを確認した。また，岩盤上で観測された地震データから上部地盤の影響を取り除いたデータを解析したところ，一部周期において基準地震動Ｓ ２ を超えている部分があることを確認した。この地震で，一部の周期において基準地震動の応答スペクトルを超えることとなった要因分析及び評価を行った結果，宮城県沖近海のプレート境界に発生する地震の地域的な特性によるものと考えられるとの結論が得られた。
無し
今回観測された地震データを用いて，安全上重要な設備（建屋及び機器）の耐震安全性の評価を実施し，耐震安全性が確保されていることを確認した。
無し
無し
無し
無し
可能
重大な影響無し。ただし，構内道路アスファルト亀裂，波うち及び段差が発生した。
無し

添付 3.2.1.1-5-8

表22007 年 3 月に発生した能登半島地震による志賀原子力発電所に対する影響確認項目①施設に影響した地震規模（地震観測記録と基準地震動の関係）②−1 安全上重要な設備への影
響（波及影響も含む）②−2 既存のＡＭ設備への影響（波及影響も含む）③−1 外部電源への影響③−2Ｄ／Ｇへの影響③−3 補機冷却系への影響③−4 電源融通の可能性③−5 復旧操作へのアクセス性④その他（安全機能には影響しないもの，留意しておく必要の
ある事項）

確認結果
【志賀１，２号機】
敷地地盤や１／２号機原子炉建屋において観測された地震記録を分析した結果，観測した地震動の応答スペクトルが基準地震動Ｓ ２ を長周期側の一部の周期帯において超えている部分があったが，この周期帯に関して，安全上重要な施設に影響がないことを確認した。
また，１／２号機の原子炉建屋で観測された地震記録に基づいて原子炉建屋及び同建屋内の安全上重要な機器について検討した結果，各施設とも弾性範囲内に収まっており，施設の健全性が確保されていることを確認した。
タービン建屋内及び海水熱交換器建屋内の安全上重要な機器及び配管，並びに排気筒について，敷地地盤で観測された地震記録に基づいて検討した結果，各施設とも弾性範囲内に収まっており，施設の健全性が確保されていることを確認した。
さらに，今回の地震において長周期側の一部の周期帯で基準地震動Ｓ ２ を上回ったことから，長周期側で今回の地震動を上回る地震動（検討に用いた地震動）を想定し，長周期側の主要施設であるタービン建屋基
礎版上の原子炉補機冷却水系配管及び排気筒の耐震安全性について確認した結果，耐震安全余裕を有していることを確認した。
以上，安全上重要な施設や長周期側の主要施設に関する一連の耐震安全性確認結果から，能登半島地震を踏まえても耐震安全性は確保されていることが確認できたと考えられる。
【志賀１，２号機】無し【志賀１，２号機】無し【志賀１，２号機】
供用中の 3 回線すべてが喪失し外部電源喪失となったが，事象発生の 6 分後に復旧した。
【志賀１，２号機】無し【志賀１，２号機】無し【志賀１，２号機】可能【志賀１，２号機】影響無し■水銀灯の落下１号機タービン建屋運転階の水銀灯が 7 個，また２号機原子炉建屋運転階の水銀灯が 2 個落下した。
また，２号機で落下した水銀灯の破片は，約 97％を
運転階床上から回収したが，残りの破片については使
用済燃料貯蔵プールなどへ落下した可能性があったた
め，これらの箇所での点検及び清掃を行った。

添付 3.2.1.1-5-9

確認項目④その他（安全機能には影響しないもの，留意しておく必要のある事項）（つづき）

確認結果■２号機低圧タービン組み立て中のタービンロータの
位置ずれ
組み立て中の低圧タービンロータを仮止めしていた治具が変形し，わずかな位置ずれが生じた。低圧ター
ビンを開放し点検を実施したところ，動翼に微小な接触痕が複数確認された。
■１号機使用済燃料貯蔵プールからの水飛散
使用済燃料貯蔵プールの水約 45 リットル（放射能量
約 750 万ベクレル）が使用済燃料貯蔵プール周辺に飛散した。そのうち，養生シート外には約 8 リットル（放射能量約 130 万ベクレル）の水が飛散した。飛散した水については速やかに拭き取った。外部への放射能の影響はなし。

添付 3.2.1.1-5-10

表 32007 年 7 月に発生した中越沖地震による柏崎刈羽原子力発電所に対する影響確認項目①施設に影響した地震規模（地震観測記録と基準地震動の関係）②−1 安全上重要な設備への影
響（波及影響も含む）②−2 既存のＡＭ設備への影響（波及影響も含む）③−1 外部電源への影響③−2Ｄ／Ｇへの影響③−3 補機冷却系への影響③−4 電源融通の可能性③−5 復旧操作へのアクセス性確認結果【柏崎刈羽１〜７号機】
新潟県中越沖においてマグニチュード 6.8 の地震が発生，震央距離 16km，震源距離 23km に位置している柏崎刈羽においては，全号機（１〜７号機）にて基準地震動を超える加速度を確認，原子炉建屋基礎版上での最大加速度のものは，１号機での 680Gal（設計時の最大加速度応答値 273Gal）であった。各号機で原子炉建屋基
礎版上での最大加速度（観測値，設計時応答値）は下表
の通り。
南北
東西
上下
観測値
観測 設計 観測 設計 観測 設計 ※１号機 最下階 311
274 680 273 408 (235)
２号機 最下階 304
167 606 167 282 (235)
３号機 最下階 308
192 384 193 311 (235)
４号機 最下階 310
193 492 194 337 (235)
５号機 最下階 277
249 442 254 205 (235)
６号機 最下階 271
263 322 263 488 (235)
７号機 最下階 267
263 356 263 355 (235)※上下方向については，（ ）内の値を静的設計で使用
１〜７号機で観測された地震観測記録に基づき，設計時の解放基盤表面と原子炉建屋基礎版上の関係を参照
し，解放基盤表面における地震動を推定したところ，基準地震動Ｓ ２ （450Gal）に対して１〜４号機で約 2.3〜
3.8 倍，５〜７号機で 1.2〜1.7 倍の結果であった。
設備点検の結果，地震の影響による構造強度や機能維持に影響を与えると考えられる異常が確認されてはいるが，機器の重大な損傷をもたらしたものではなく，原子炉の安全性を阻害する可能性のない軽微な事象であった。
安全上重要な設備については，１号機において異常が数例確認されているが，点検，仮置き中だったために転倒，損傷に至ったこと，地震に伴う消火系配管の建屋接続部の損傷に伴う浸水によって機能喪失に至ったことが原因であり，地震による直接的な異常は確認されていない。
【柏崎刈羽１〜７号機】無し【柏崎刈羽１〜７号機】無し【柏崎刈羽１〜７号機】
4 回線中，2 回線が機能喪失【柏崎刈羽１〜７号機】無し【柏崎刈羽１〜７号機】無し【柏崎刈羽１〜７号機】無し
土捨て場北側斜面の一部が崩落。（復旧操作のためのアクセス性への影響無し。）

添付 3.2.1.1-5-11

確認項目④その他（安全機能には影響しないもの，留意しておく必要の
ある事項）

確認結果
■３号機
原子炉建屋地下 2 階にあるＳＬＣ系注入ライン配管（格納容器外側貫通部）の近傍に置いてあったＩＳＩ用ＲＰＶ模擬ノズルが地震によって移動し，配管の板金保温材に衝突したと思われるへこみを確認。配管及びサポートには損傷は無かったものの，安全上重要な設備に影響が及ぶ可能性があったことを踏まえ，室内にて床に固定されていない重量物を固定及び固縛する対策を講じた。
なお，所内変圧器のダクトの基礎が不等沈下したことによって火災が発生した。
■１号機
不等沈下によって消火配管が破断し，漏水及び消火系の機能喪失に至ったものと推定。
地震による建屋周辺の地盤沈下などのため，消火系配管が破断（消火系の機能喪失）。
さらに，原子炉複合建屋とモニタ建屋（屋外）間のト
レンチの沈下によって生じた接続部の隙間及びトレン
チ本体のひび割れ損傷部を通じ，消火系から漏れた水が原子炉複合建屋内に流入。
その結果，機能要求は無かったものの主蒸気放射線モ
ニタ検出器が浸水によって損傷するとともに，復水補給
水ポンプ（ＡＭ設備）についても浸水による被害を受けた。

添付 3.2.1.1-5-12

表 42009 年 8 月に発生した駿河湾の地震による浜岡原子力発電所に対する影響確認項目①施設に影響した地震規模（地震観測記録と基準地震動の関係）②−1 安全上重要な設備への影
響（波及影響も含む）②−2 既存のＡＭ設備への影響（波及影響も含む）③−1 外部電源への影響③−2Ｄ／Ｇへの影響③−3 補機冷却系への影響③−4 電源融通の可能性③−5 復旧操作へのアクセス性④その他（安全機能には影響しないもの，留意しておく必要の
ある事項）

確認結果
【浜岡３，４号機】
地震観測記録と基準地震動Ｓ １ による応答を比較した結果，地震観測記録は基準地震動Ｓ １ による応答を十分下回っており，地震時に耐震設計上重要な設備が弾性状態にあったことから，設備の健全性が確保されていることを確認した。
【浜岡５号機】
耐震設計上重要な設備について，地震観測記録と基準地震動Ｓ １ による応答を比較し，原子炉建屋の一部の階において地震観測記録における最大加速度が基準
地震動Ｓ １ による最大応答加速度をわずかに上回っている以外は，地震観測記録における最大加速度が基準
地震動Ｓ １ による最大応答加速度を下回っていることを確認した。
原子炉建屋の地震観測記録の床応答スペクトルは，
一部の周期帯において基準地震動Ｓ １ の床応答スペク
トルを上回っているが，主な耐震設計上重要な機器及び配管系の固有周期では下回っており，地震時に弾性状態にあったことから，これらの機器及び配管系の健全性が確保されていることを確認した。
５号機については，主要な設備は弾性状態にあり，健全性は確保されていることを確認していたが，一部の観測記録で基準地震動Ｓ １ による応答加速度を超えたことから，地震観測記録を入力とした地震応答解析を行い，設備の健全性評価の結果は，全ての設備が弾性状態にあったことから，設備の健全性が確保されていることを確認した。
【浜岡３〜５号機】無し【浜岡３〜５号機】無し【浜岡３〜５号機】
３，４号機：3 ルート 6 回線すべてが健全
５号機：2 ルート 4 回線すべてが健全【浜岡３〜５号機】無し【浜岡３〜５号機】無し【浜岡３〜５号機】可能【浜岡５号機】
タービン建屋の東側屋外エリアの地盤沈下（15m×15m，10cm 程度）を確認した。
■５号機 補助変圧器過電流トリップ （常用系）：
地震の振動でトリップ接点の接触による保護継電器の誤動作（リレーチャター発生）⇒より強い耐震性を有する保護継電器への取替を検討した結果，水平3G，上下 1G 程度の実力のある保護継電器に取替。

添付 3.2.1.1-5-13

確認項目④その他（安全機能には影響しないもの，留意しておく必要のある事項）（つづき）

確認結果■５号機制御棒駆動機構モータ制御ユニットの故障警報点灯：５号機 補助変圧器過電流トリップ （常用系）との従属性。
■原子炉建屋管理区域区分の変更，原子炉建屋５階（放射線管理区域内）燃料交換エリア換気放射線モニタ
指示の一時的な上昇：地震の揺れによって，燃料集合体表面の放射性物質を含んだ鉄錆びなどが，プール水に遊離し，プール表面からの放射線線量率が上昇したものと推定。
■主タービンスラスト軸受摩耗トリップ警報点灯及びタービン開放点検：各種接触痕，変形，ネジ損傷などが見られた。

添付 3.2.1.1-5-14

表 52011 年 3 月に発生した東北地方太平洋沖地震による福島第一原子力発電所に対する影響確認項目①施設に影響した地震規模（地震観測記録と基準地震動の関係）②−1 安全上重要な設備への影
響（波及影響も含む）②−2 既存のＡＭ設備への影響（波及影響も含む）

確認結果【福島第一１〜６号機】
平成 23 年 3 月 11 日，東北地方太平洋沖地震が発生，
福島第一原子力発電所１〜６号機の原子炉建屋基礎版
上において観測された最大加速度と基準地震動Ｓ Ｓ から求めた基礎版上の最大応答加速度を比較した結果，
２，３，５号機の東西方向の観測記録が，基準地震動
Ｓ Ｓ による最大応答加速度を上回っていた。各号機で原子炉建屋基礎版上での最大加速度（観測値，設計時応答値）は下表の通り。
南北
東西
上下
観測値
観測 設計 観測 設計 観測 設計
１号機 460※
487
447
489
258
412
２号機 348※
441
550
438
302
420
※
３号機 322
449
507
441
231
429
４号機 281※
447
319
445
200
422
※
５号機 311
452
548
452
258
427
※
６号機 288
445
444
448
244
415
※記録開始から 130〜150 秒程度で記録は中断
原子炉建屋及び原子炉建屋に設置される安全上重要な機能及び配管系（主蒸気系配管，原子炉格納容器，
残留熱除去系配管，炉心支持構造物及び制御棒（挿入性）など）に加え，１号機については非常用復水器系
配管，原子炉再循環系配管などについて，地震観測記録を用いた応答解析と基準地震動を用いた応答解析で得られた地震荷重を比較した結果，ほとんどの機器及び配管系において基準地震動Ｓ Ｓ による地震荷重の方が大きく，それらについては地震直後に安全機能は保持可能な状態であったと評価されている。
一部，地震観測記録を用いた応答解析による地震荷重の方が大きかった機器及び配管系についても，適切な応答値を評価するため実物の構造を考慮するなどの解析モデルの見直しを行った結果，基準地震動を用いた応答解析による地震荷重の方が大きく評価された。
加えて，現場確認が可能な５号機については，目視によって，可能な範囲で損傷の有無など，現場状況の確認を実施し，主要な弁，ポンプなどの機器及びその周辺の配管などに有意な損傷などは認められなかったことから，地震時及び地震直後においても安全機能を保持可能な状態にあったものと評価されている。
【福島第一１〜６号機】
無し（推定）【福島第一１〜６号機】
不明（消火系配管に損傷が確認されているが，津波（漂流物含む）による影響と考えられる。）

添付 3.2.1.1-5-15

確認項目③−1 外部電源への影響③−2Ｄ／Ｇへの影響③−3 補機冷却系への影響③−4 電源融通の可能性③−5 復旧操作へのアクセス性④その他（安全機能には影響しないもの，留意しておく必要の
ある事項）

確認結果
【福島第一１〜６号機】
全 6 回線中，5 回線機能喪失※1 回線は，工事のため受電停止中【福島第一１〜６号機】
影響無し（津波によって喪失。ただし，一部空冷式Ｄ／Ｇについては，津波襲来後も機能維持）【福島第一１〜６号機】
影響無し（津波によって喪失）【福島第一１〜６号機】
・影響無し（津波によって喪失）
・５−６号機間については，仮設ケーブル敷設によって電源融通実施
・道路に割れ，段差など有り。
・防災道路ではないが斜面崩落による道路閉鎖箇所有り。
【福島第一 1〜6 号機】
詳細確認不可添付 3.2.1.1-5-16

表 62011 年 3 月に発生した東北地方太平洋沖地震による福島第二原子力発電所に対する影響確認項目①施設に影響した地震規模（地震観測記録と基準地震動の関係）②−1 安全上重要な設備への影
響（波及影響も含む）②−2 既存のＡＭ設備への影響（波及影響も含む）③−1 外部電源への影響③−2Ｄ／Ｇへの影響③−3 補機冷却系への影響確認結果【福島第二１〜４号機】
平成 23 年 3 月 11 日，東北地方太平洋沖地震が発生，
福島第二原子力発電所１〜４号機の原子炉建屋基礎版
上において観測された最大加速度と基準地震動Ｓ Ｓ から求めた原子炉建基礎版上の最大応答加速度は下表の通り。全号機，原子炉基礎版上（最地下階）で得られた最大加速度は，基準地震動Ｓ Ｓ に対する最大応答加速度を下回っていることが確認されている。
南北
東西
上下
観測値
観測
設計
観測
設計
観測
設計
※
※
１号機
254
434
230
434
305
512
※
※
２号機
243
428
196
429
232
504
３号機 277※
428
216※
430
208※
504
※
※
※
４号機 210
415
205
415
288
504
※記録開始から 130〜150 秒程度で記録は中断
原子炉建屋及び原子炉建屋に設置される安全上重要な機能及び配管系（主蒸気系配管，原子炉格納容器，残留熱除去系配管，炉心支持構造物及び制御棒（挿入性）など）について地震観測記録を用いた応答解析と基準地
震動Ｓ Ｓ を用いた応答解析で得られた地震荷重を比較した結果，一部の機器及び配管系を除き基準地震動Ｓ Ｓ
による地震荷重の方が大きく，それらについては地震後に安全機能は保持可能な状態であったと評価されている。一部，地震観測記録を用いた応答解析による地震荷重の方が大きかった機器及び配管系についても，適切な応答値を評価するため実物の構造を考慮するなどの解析モデルの見直しを行った結果，基準地震動を用いた応
答解析による地震荷重の方が大きいことが確認されており，地震後に安全機能は保持可能な状態であったと評価されている。
【福島第二１〜４号機】無し【福島第二１〜４号機】
影響なし（消火系配管に損傷が確認されているが，津波（漂流物含む）による影響と考えられる。）【福島第二１〜４号機】
4 回線中，1 回線機能停止※1 回線は停止点検中。さらに 1 回線は，避雷器の損傷が確認されたため，被害拡大防止を目的として受電停止の上，復旧作業を実施。
【福島第二１〜４号機】
影響無し（３号機を除き，津波によって機能喪失）【福島第二１〜４号機】
影響無し（３号機を除き，津波によって機能喪失）

添付 3.2.1.1-5-17

確認項目③−4 電源融通の可能性③−5 復旧操作へのアクセス性④その他（安全機能には影響しないもの，留意しておく必要の
ある事項）

確認結果
【福島第二１〜４号機】
影響無し（津波によって喪失）
道路に割れ，段差など生じるも影響無し。
【福島第二１〜４号機】
特に影響無し添付 3.2.1.1-5-18

表 72011 年 3 月に発生した東北地方太平洋沖地震による東通原子力発電所に
対する影響

確認項目
①施設に影響した地震規模（地震観測記録と基準地震動の関係）②−1 安全上重要な設備への影
響（波及影響も含む）②−2 既存のＡＭ設備への影響（波及影響も含む）③−1 外部電源への影響③−2Ｄ／Ｇへの影響③−3 補機冷却系への影響③−4 電源融通の可能性③−5 復旧操作へのアクセス性④その他（安全機能には影響しないもの，留意しておく必要の
ある事項）

確認結果
発電所において観測した地震加速度は 17Gal であり，設備への影響はなかった。
無し
無し
むつ幹線（2 回線），東北白糠線の停止に伴い，外部電源が喪失した。
同日 23 時 59 分に東北白糠線が復旧した。
外部電源喪失に伴い，非常用ディーゼル発電機が自動起動した。
無し
可能
無し■8 台あるモニタリングポストのうち 4 台がバッテリ切れによって停止した。

添付 3.2.1.1-5-19表 82011 年 3 月に発生した東北地方太平洋沖地震による女川原子力発電所に
対する影響

確認項目
①施設に影響した地震規模（地震観測記録と基準地震動の
関係）

確認結果
女川原子力発電所は，１号機及び３号機が定格熱出力
一定運転中，また，２号機が原子炉起動中のところ，３
月 11 日 14 時 46 分に発生した東北地方太平洋沖地震によって全号機において原子炉が自動停止した。観測された地震加速度は 567.5Gal（保安確認用地震計：１号機
原子炉建屋地下２階）であり，全号機とも，原子炉保護
系が設計どおり作動したことによって自動停止した。
最大応答加速度について基準地震動と観測記録の関係は次の通り。

②−1 安全上重要な設備への影
響（波及影響も含む）【女川１号】●タービン建屋地下１階高圧電源盤火災
タービン建屋地下１階において高圧電源盤 6-1A からの発煙が発生した。また，高圧電源盤 6-1A の火災の影
響によって，Ｓ／Ｐ水冷却のために手動起動したＲＨＲ
ポンプ（Ａ）及び（Ｃ）号機が自動停止した。
無し②−2 既存のＡＭ設備への影響（波及影響も含む）

添付 3.2.1.1-5-20

確認項目③−1 外部電源への影響③−2Ｄ／Ｇへの影響③−3 補機冷却系への影響③−4 電源融通の可能性③−5 復旧操作へのアクセス性確認結果
5 回線中 4 回線が機能喪失
女川原子力発電所には，外部電源として 5 回線（牡鹿幹線１，２号線（275kV 系），松島幹線１，２号線（275kV系），塚浜支線（66kV 系））が接続されている。地震直後は，当社管内の送電線事故に伴う系統保護回路の動作によって，松島幹線２号 1 回線のみとなったが，3 月
12 日 20 時 12 分に牡鹿幹線１号，同日 20 時 15 分に牡鹿幹線２号，3 月 17 日 10 時 47 分に松島幹線１号，3 月
26 日 15 時 41 分に塚浜支線がそれぞれ復旧している。
【牡鹿１，２号線避雷器の損傷】
地震の揺れによると思われる影響によって，避雷器内部に部分放電が発生した。（地震に伴う牡鹿幹線１，２
号線停止の原因は，避雷器の損傷によるものと考えられる。）【女川１号】●非常用ＤＧ（Ａ）界磁回路の損傷
ＤＧ（Ａ）の同期検定器が動作せず，しゃ断器を手動で投入することができなかった。また，ＤＧ（Ａ）が起動していない状態でＤＧ（Ａ）のしゃ断器が自動投入される事象が発生した。
⇒メタクラ 6−1A で発生した火災の影響によって制御ケーブルに溶損などが生じ，地絡が発生した。
【女川２号】●浸水によるＤＧ（Ｂ）及びＤＧ（Ｈ）の停止
海水ポンプ室の取水路側から流入した海水が地下ト
レンチを通じて原子炉建屋内の一部に浸水し，ＲＣＷ（Ｂ）系及びＨＰＣＷの二系統が機能喪失したことによって，ＤＧ（Ｂ）ならびにＤＧ（Ｈ）が自動停止となった。（ＤＧ(Ａ)は健全）【女川２号】●浸水によるＤＧ（Ｂ）及びＤＧ（Ｈ）の停止
海水ポンプ室の取水路側から流入した海水が地下ト
レンチを通じて原子炉建屋内の一部に浸水し，ＲＣＷ（Ｂ）系及びＨＰＣＷの 2 系統が機能喪失した。
女川 1 号にて，地震又は火災の影響によって一部しゃ
断器に不具合が生じた。
無し

添付 3.2.1.1-5-21

確認項目④その他（安全機能には影響しないもの，留意しておく必要の
ある事項）

確認結果
【女川１号】●高圧電源盤しゃ断器の投入不可
主に定検時に使用する高圧電源盤（１号機所内電源を２号機から受電する際に使用）において，電源盤内に設置しているしゃ断器が地震の振動によって傾き，投入ス
イッチを入切するためのインターロックローラーが正常位置から外れた。
●母連しゃ断器制御電源喪失
火災が発生した高圧電源盤の制御電源回路の溶損による地絡や短絡の影響によって，制御電源回路が接続されているしゃ断器用制御電源回路の電圧が変動し， 制御電源喪失 警報が発生した。
●125V 直流主母線盤の地絡（計 2 件）
高圧電源盤の火災によって，配線に地絡が発生し，地絡警報が発生した。
【女川２号】
特に無し【女川３号】●使用済燃料プールゲート押さえ脱落
使用済燃料プールと原子炉ウェル間の通路部に設置している使用済燃料プールゲート（No.1 及び No.2）を固定しているゲート押さえ金具計 4 個のうち 3 個のスイ
ングボルトが外れていた。
●ＨＰＣＳ圧力抑制室吸込弁自動での全開動作不能
4 月 7 日の余震の揺れによる影響と推定される圧力抑制室の水位変動時に，本来全開するはずのＨＰＣＳ圧力
抑制室吸込弁が，地震による弁の開閉指示を行うスイッ
チなどの誤動作（推定）によって，全開にならなかった。
（手動での全開は可能）【各号機共通】●制御棒駆動系ハウジング支持金具サポートバーのずれ
制御棒駆動機構ハウジングのハウジング支持金具（グリッド）が，１号機で 1 カ所，２号機で 2 カ所，３号機
で 1 カ所ずれていることを確認した。これによる制御棒
駆動機構ハウジングの落下防止機能への影響はなかった。

添付 3.2.1.1-5-22

表 92011 年 3 月に発生した東北地方太平洋沖地震による東海第二発電所に対
する影響

確認項目
①施設に影響した地震規模（地震観測記録と基準地震動の関係）②−1 安全上重要な設備への影
響（波及影響も含む）②−2 既存のＡＭ設備への影響（波及影響も含む）③−1 外部電源への影響③−2Ｄ／Ｇへの影響③−3 補機冷却系への影響③−4 電源融通の可能性③−5 復旧操作へのアクセス性④その他（安全機能には影響しないもの，留意しておく必要の
ある事項）

確認結果
観測記録に基づく各階の最大応答加速度は，建設時の当初設計時に用いた最大応答加速度及び新耐震設計審
査指針に基づく耐震安全性評価で設定した基準地震動
Ｓ Ｓ の最大応答加速度以下であることを確認した。
原子炉建屋の地震観測記録による床応答スペクトルは，一部の周期帯（約 0.65 秒から約 0.9 秒）で建設時の設計に用いた床応答スペクトルを上回っているが，耐震設計上重要な機器及び配管系のうち主要な設備の固有周期では，地震観測記録が工認設計波による床応答ス
ペクトル以下であることを確認した。
地震による影響は無し
地震による影響は無し
3 回線中 3 回線が機能喪失（13 日 12:32 154kV 系東海原子力線復旧）
地震による影響は無し（津波によってＤＧＳＷ−２Ｃが水没したため，ＤＧ−２Ｃは手動停止）
地震による影響は無し
可能（ＨＰＣＳ−ＤＧから 6.9kV の交流電源融通，予備充電器を介して直流電源融通）
地震による影響は無し
タービン設備などの一部で，耐震クラスＢ，Ｃクラスの設備が損傷を受けた。
【蒸気タービン】
低圧タービン及び高圧タービンの動翼と隔板の一部に接触による摺動痕
高圧タービンと低圧タービンの中間軸受け基礎グラ
ウト部の割れ，基礎ボルトの緩み（10 本中 3 本）
【主発電機関係】
主発電機軸受及び励磁機及び副励磁機廻りに接触痕，間隙拡大などの損傷

添付 3.2.1.1-5-23

3. 海外のＰＲＡ関連文献調査
海外文献についての調査結果をまとめたものを表 10 に示す。海外の地震Ｐ
ＲＡ関連文献を調査した結果，他にモデル化すべき起因事象は存在しなかった。
海外文献では原子炉冷却材喪失（ＬＯＣＡ）についてサイズや場所を分類した評価を例示している文献があったが，今回の評価ではＬＯＣＡを 1 つの起因事象として選定した。これは次の 2 つの理由による。1 つは，同一の地震動による複数の配管損傷の相関性を考慮すると，事故シナリオを詳細に分析すること（緩和系にどの程度期待できるか判断すること）が困難で，破断の規模による分類が厳密には難しいこと，もう 1 つは，相関を持つ配管を同定し，損傷の相関係数を全ての配管に対して適切に算定することは現状の評価
技術では困難が伴うことである。このため，地震ＰＳＡ学会標準に許容されている取り扱いとして，これらの事象はより厳しい条件となる起因事象に包含させ，この起因事象は格納容器内にある一次系配管の大規模な破断によりＥＣＣＳ性能を上回る大規模な原子炉冷却材喪失（Excessive ＬＯＣＡ）が発生するものと想定し，緩和系によって事象の進展を抑制することができずに炉心損傷に至る可能性があるため，保守的に直接炉心損傷に至る起因事象
で代表させた。
地震随伴溢水については，今回の評価では評価技術の成熟度から随伴事象の影響評価は困難であると判断し，評価対象外としている。

添付 3.2.1.1-5-24

表 10
文献名
ＡＳＭＥ標準(i（239 ページ）

海外文献調査結果（1／2）

添付 3.2.1.1-5-25

記載内容
確認結果
地震ＰＲＡで考慮される起因事象は例えば以下を含める。
1
左記の例は，すべて評価(a) ＲＰＶやその他の大型機器（steam generator, recirculation pump,上考慮していることをpressurizer）の損傷確認した※1。
(b) 様々なサイズと場所でのＬＯＣＡ(c) トランジェント（ＬＯＰＡは特に重要）
ＰＣＳやヒートシンクが地震要因で使用できない場合（例えば，ＬＯＰＡ）と使用できる場合の両方のトランジェントを考慮すべきである。
また，他のトランジェントの例として，service water のような重要なサポート系の喪失や直流電源の喪失がある。
2 ＩＡＥＡ Safety Guide
左記の例は，すべて評価
特に，以下のタイプのシナリオに至る起因事象はモデル化すべきである。
(SSG-3)(ii(a) 大型機器の損傷（例：reactor pressure vessel, steam generators, pressurizer） 上考慮していることを（108 ページ）(b) 様々なサイズと場所の LOCA。極小 LOCA も考慮すべき。
確認した※1。
(c) ＬＯＰＡ(d) 様々なサポートシステムの喪失を含むトランジェント（ＰＣＳが失敗するシナ
リオと失敗しないシナリオ）
3 EPRI 地震ＰＲＡ 実
initiator は例えば以下を含める。
左記の例は，すべて評価
(iii
施ガイド
上考慮していることを(a) ＲＰＶやその他の大型機器（steam generator, recirculation pump,（5〜7 ページ）
確認した※1。
pressurizer 等）の損傷(b) 様々なサイズと場所のＬＯＣＡ(c) サポートシステム故障（service water や直流電源）(d) トランジェント（ＬＯＰＡは特に重要）
ＰＣＳやヒートシンクが地震要因で使用できない場合（例えば，ＬＯＰＡ）と使用できる場合の両方のトランジェントを考慮すべきである。外電が使用可能だが他の地震要因損傷があるシーケンスも考慮しなければならない。（なぜなら，ＬＥＲ
Ｆを考えた場合，外電やＩＡが必ず喪失すると仮定することが，必ず保守的とは限らないからである。例えば格納容器隔離弁が外電喪失やＩＡ喪失で安全側に閉動作となる。）
Excessive ＬＯＣＡやリレーチャタリングも考慮しなければならない。
※1：様々なサイズと場所のＬＯＣＡ（極小ＬＯＣＡを含む）については，本評価においては完全相関を仮定しているため，保守的に極大Ｌ
ＯＣＡとしてまとめて評価している。

表 10
4

文献名
スイス連邦原子力安全検査局（ＥＮＳＩ）
ＰＳＡガイド(iv（25 ページ）

海外文献調査結果（2／2）

記載内容
確認結果
以下のように起因事象を定義しなければいけない。
左記の起因事象数を，評・最小のＨＣＬＰＦ値とスクリーニング値の間の地震加速度範囲に，少なくとも 7
価において満足していることを確認した。まつの起因事象が含まれないといけない。
・スクリーニング値を超える地震加速度で，1 つの起因事象を定義しないといけない。 た，スクリーニング値を超える地震加速度では，起因事象「原子炉建屋損
傷」「格納容器損傷」が支配的である。

添付 3.2.1.1-5-26

＜調査対象文献一覧＞(ⅰ

ASME/ANS

RA-Sa-2009,

Standard

for

AddendaLevel1/Large

Probabilistic

Risk

Applications,anAssessment

AmericantoASME/ANSRA-S-2008:

Early

ReleaseFrequencyfor

National

NuclearPowerStandard.

Plant

AmericanSociety of Mechanical Engineers, New York, NY. 2009.
( ⅱ IAEA Safety Guide SSG-3,

Development and Application of

Level 1 Probabilistic Safety Assessment for Nuclear Power
Plants.

International Atomic Energy Agency, Vienna, Austria,

2010.
(ⅲ Seismic Probabilistic Risk Assessment Implementation Guide.
EPRI, Palo Alto, CA:2003. 1002989.
( ⅳ Probabilistic Safety Assessment (PSA): Quality and Scope,
Guideline for Swiss Nuclear Installations. Swiss Federal
Nuclear

SafetyInspectorate(ENSI),

2009.ENSI-A05/e.

添付 3.2.1.1-5-27

Brugg,

Switzerland:

添付資料 3.2.1.3-3-1
機器フラジリティの設定における「規格値に含まれる余裕」の考え方について

1.

はじめに
機器フラジリティ評価における強度係数Ｆ Ｓ は，「規格値に含まれる余裕」を考慮して限界応力の中央値を算出している。この「規格値に含まれる余裕」の考え方を以下に示す。

2.

規格値に含まれる余裕の考え方
地震ＰＳＡ学会標準の解説 80「機器材料の限界強度データに基づく現実的耐力の中央値の設定例」に以下の記載がある。

機器フラジリティ評価においては，ステンレス鋼及び高ニッケル合金の場合 1.13，それ以外の材料の場合 1.17 を，「規格値に含まれる余裕」と
添付 3.2.1.3-3-1-1

している。
審査資料の中で，機器フラジリティ評価の例として取り上げた設備の規格値に含まれる余裕は下記のとおりである。

大型機器（原子炉圧力容器）

SUSF304：1.13

静的機器（残留熱除去系熱交換器）SCM435 ：1.17
配管（残留熱除去系海水系配管）

STPT42 ：1.17

添付 3.2.1.3-3-1-2

添付資料 3.2.1.3-3-2
機器フラジリティ評価に用いる比率補正の考え方について

1.

はじめに
機器フラジリティ評価における強度係数Ｆ Ｓ の評価において，耐震バックチェックの耐震評価結果を一様ハザードスペクトルの耐震評価結果に補正するために，比率補正を行っている。比率の算出方法及び比率補正の適用の考え方を以下に示す。

2.

比率の算出方法(1)

応答解析
一様ハザードスペクトル及び耐震バックチェック評価用地震動を用いて原子炉建屋応答解析又は大型機器連成解析を行い，震度，荷重，応答加速度，相対変位を算出する。

(2)

比率の算出
原子炉建屋応答解析又は大型機器連成解析毎の比率の算出方法を以下に示す。

ａ．原子炉建屋応答解析による比率算出方法
原子炉建屋応答解析により求めた震度，応答加速度に対して以下の計算式より比率を算出する。
一様ハザードスペクトルによる原子炉建屋応答解析により求めた
震度，応答加速度比率 ＝

耐震バックチェック評価用地震動による原子炉建屋応答解析により求めた
震度，応答加速度

添付 3.2.1.3-3-2-1

b．大型機器連成解析による比率算出方法
大型機器連成解析により求めた震度，荷重，応答加速度，相対変位に対して以下の計算式より比率を算出する。
一様ハザードスペクトルによる大型機器連成解析により求めた
震度，荷重，応答加速度，相対変位
比率 ＝

3.

耐震バックチェック評価用地震動による大型機器連成解析により求めた
震度，荷重，応答加速度，相対変位比率補正の適用の考え方
比率補正に用いる比率には，個別比率と代表比率があり，それぞれについて適用の考え方を以下に示す。

(1)

個別比率
2.(2)で求めた質点毎の震度，荷重，応答加速度，相対変位の比率の算出
結果を，個別機器に特化した評価に適用できるように，機器の設置レベル，
固有周期等を特定した比率を個別比率として算出する。
個別比率は，代表比率を用いてフラジリティ評価を行った結果を用いて，事故シーケンス評価を行った際に，ＦＶ重要度が高く，過度に保守性を含むような場合に，より現実的な評価となるようにフラジリティの向上を図る目的で使用する。フラジリティ評価において，個別比率を適用した設備
を表 1 に示す。

(2)

代表比率
2.(2)で求めた質点毎の震度，荷重，応答加速度，相対変位の比率の算出
結果から，フラジリティ評価の結果が最も厳しくなる比率を各々選定し，添付 3.2.1.3-3-2-2

代表比率とする。代表比率は，同じ応答（評価手法）を用いて評価する設
備の比率補正に対して，一律適用できる値であり，炉心損傷頻度への寄与が小さい設備に対してフラジリティ評価を効率良く実施することができる。
代表比率の算出結果を表 2 に示す。
なお，ケーブルトレイについては全 炉 心 損 傷 頻 度 へ の 寄 与 が 高 い 設
備 で あ る が ， ケーブルトレイのフラジリティは，ケーブルトレイを支持しているサポートの集合体として，最も耐震裕度の小さいサポートを代表箇所として選定して評価している。ケーブルトレイのサポートは，原子炉建屋の各階層に設置されており，幅広い固有周期を有していることから，機器の設置レベルや固有周期を特定した個別比率ではなく，代表比率での評価が適している。

添付 3.2.1.3-3-2-3

表1

個別比率でフラジリティ評価した設備(1／2)

起因事象／
影響緩和機能

設

備

個別比率

解析モデル

格納容器損傷格納容器

1.83

大型機器連成解析

格納容器損傷格納容器スタビライザ

1.83

大型機器連成解析

原子炉圧力容器損傷

原子炉遮へい壁1.75

大型機器連成解析

原子炉圧力容器損傷

原子炉圧力容器スタビライザ

1.52

大型機器連成解析

格納容器バイパス

主蒸気隔離弁0.93

大型機器連成解析

格納容器バイパス

主蒸気系配管0.72

大型機器連成解析

格納容器バイパス

主蒸気ドレン弁(内側）

0.49

大型機器連成解析

格納容器バイパス

主蒸気ドレン配管（内側）0.49

大型機器連成解析

格納容器バイパス

原子炉隔離時冷却系蒸気隔離弁

1.25

大型機器連成解析

格納容器バイパス

原子炉隔離時冷却系配管

1.59

原子炉建屋応答解析

格納容器バイパス

原子炉冷却材浄化系隔離弁

1.78

原子炉建屋応答解析

格納容器バイパス

原子炉冷却材浄化系配管

1.51

大型機器連成解析

格納容器バイパス

給水系逆止弁1.47

大型機器連成解析

格納容器バイパス

給水系配管

0.97

大型機器連成解析

原子炉再循環系配管

1.01

大型機器連成解析

原子炉冷却材浄化系配管

1.51

大型機器連成解析

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ

主蒸気系配管0.72

大型機器連成解析

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ

給水系配管

0.97

大型機器連成解析

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ

原子炉隔離時冷却系配管

1.59

原子炉建屋応答解析

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ

主蒸気ドレン配管（内側）0.49

大型機器連成解析

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ

逃がし安全弁0.93

大型機器連成解析

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ
Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ

添付 3.2.1.3-3-2-4

表1

個別比率でフラジリティ評価した設備（2／2）

起因事象／
影響緩和機能

設

備

個別比率

解析モデル

スクラム系

制御棒駆動水圧系配管

0.63

大型機器連成解析

スクラム系

制御棒駆動機構ハウジング

1.71

大型機器連成解析

ＨＰＣＳ

高圧炉心スプレイ系逆止弁0.85

大型機器連成解析

ＨＰＣＳ

高圧炉心スプレイ系配管

1.63

原子炉建屋応答解析

ＲＣＩＣ

原子炉隔離時冷却系配管

1.59

原子炉建屋応答解析

ＬＰＣＳ

低圧炉心スプレイ系配管

1.00

原子炉建屋応答解析

残留熱除去系逆止弁0.97

大型機器連成解析

残留熱除去系熱交換器

1.47

原子炉建屋応答解析

残留熱除去系配管

1.00

原子炉建屋応答解析

ＬＰＣＩ
ＲＨＲ
ＬＰＣＩ
ＲＨＲ
ＬＰＣＩ
ＲＨＲ

表2

代表比率の算出結果

算出条件
原子炉建屋応答解析

震度

代表比率

備考

1.77

原子炉建屋内設備の震度で評価する設備の代表比率として設定

大型機器連成解析

震度1.84

炉内構造物の震度で評価する設備の代表比率として設定

大型機器連成解析

せん断力，

荷重

モーメント，

3.24

炉内構造物の荷重で評価する設備の代表比率として設定

軸力
ばね反力

1.83

炉内構造物の荷重で評価する設備の代表比率として設定

グリット反力1.61

炉内構造物の荷重で評価する設備の代表比率として設定

原子炉建屋応答解析，大型機器連成解析3.15備の代表比率として設定

応答加速度

大型機器連成解析 相対変位

床応答スペクトルにて計算する設

1.72

燃料集合体のみ使用

添付 3.2.1.3-3-2-5

添付資料 3.2.1.3-3-3
機能損傷に対するフラジリティ評価で片方向の評価を採用する理由について

1.

はじめに
地震ＰＳＡ学会標準の解説 68「機器の損傷モードの例」において，「上下地震動によって損傷する可能性のある設備については，水平地震動と同様に
上下地震動による損傷にも注意して損傷モードを選定する必要がある。」と記載されている。
一方，「第 3.2.1.1-3 表

建屋・機器リストとフラジリティデータ」には，水平方向と鉛直方向の評価結果うち片方の評価結果を記載していることから，
本理由について以下に示す。

2.

水平方向と鉛直方向のうち，片方の評価結果を採用する理由
機能損傷に対するフラジリティ評価は，地震ＰＳＡ学会標準の記載に従い，
水平方向及び鉛直方向の耐震評価結果のうち，裕度の小さい方向の評価結果を用いて評価を行っている。事故シーケンス評価において機器をモデル化する際には，機器に対して１つのフラジリティの値を入力するため，水平方向及び鉛直方向の厳しい方向のフラジリティを選定して建屋・機器リストに記載している。
なお，「第 3.2.1.1-3 表

建屋・機器リストとフラジリティデータ」において，機能損傷を評価している機器に対しては，評価した方向を識別できるよ
うに，評価部位の列に「水平方向評価」と「鉛直方向評価」を記載した。

添付 3.2.1.3-3-3-1

添付資料 3.2.1.4-1
高圧炉心スプレイ系の相関の取扱いについて

1.

はじめに
高圧炉心スプレイ系の関連設備のうち，ケーブルトレイ（区分Ⅲ）及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系については，区分Ⅰ／Ⅱの同種設
備と完全相関を仮定している。この考え方を以下に示す。

2.

ケーブルトレイケーブルトレイ（電線管含む）のフラジリティは，ケーブルトレイを支えているサポート部を代表部位として評価している。ケーブルトレイのサポー
トは，区分Ⅰ／Ⅱ／Ⅲに関わらず構造がほぼ同じであり，フラジリティ評価
における機器の耐力がほぼ同じであること，また，ケーブルトレイは原子炉
建屋内の広範囲に渡り張り巡らされており，同一フロア（建屋応答が同じフロア（図 1））内に区分Ⅰ／Ⅱ／Ⅲのケーブルトレイが設置されていることから，設置場所の応答が同じであることを踏まえ，完全相関を仮定した。

3.

高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系
ＤＧＳＷ関連機器とＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ関連機器は，ポンプや電動機の構造がほぼ同じであり，フラジリティ評価における機器の耐力がほぼ同じであること，また，設置場所も海水ポンプ室の同一高さに設置されており設置床面の応答が同じであることから，完全相関を仮定した。逆止弁やストレーナ，
配管についても同様の考えを適用している。海水ポンプ室内におけるポンプの配置を図 2 及び図 3 に示す。

添付 3.2.1.4-1-1

添付 3.2.1.4-1-2：ケーブルトレイ（区分Ⅰ）：ケーブルトレイ（区分Ⅱ）：ケーブルトレイ（区分Ⅲ）

ケーブルトレイの端部は上下階層に接続されている。
ケーブルトレイ（区分Ⅲ）はケ
ーブルトレイ（区分Ⅰ及びⅡ）の上部に設置されている。

原子炉建屋
EL.＋13.7m
ケーブル処理室

原子炉建屋
EL.＋13.7m
ケーブル処理室

図1

直流電源系ケーブルトレイ配置図

図2

海水ポンプ室平面図

ＤＧＳＷポンプ−Ｂ

ＡＳＷポンプ−Ａ

ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷポンプ
ＡＳＷポンプ−Ｂ

図3

ＡＳＷポンプ−Ｃ
ＤＧＳＷポンプ−Ａ

海水ポンプ室断面図（Ａ−Ａ矢視）添付 3.2.1.4-1-3

3.2.2

津波ＰＲＡ

津波ＰＲＡは，一般社団法人日本原子力学会が発行した「原子力発電所に対する津波を起因とした確率論的リスク評価に関する実施基準：2011」（以下「津波ＰＲＡ学会標準」という。）を参考に評価を実施し，各実施項目については「ＰＲＡの説明における参照事項」（原子力規制庁 平成 25 年 9 月）の記
載事項への適合性を確認した。津波ＰＲＡの評価フローを第 3.2.2-1 図に示す。
なお，今回の津波ＰＲＡでは，津波単独の影響のみを評価しており，地震と津波等の重畳事象は対象としていない。

3.2.2.1(1)

対象プラントと事故シナリオ対象とするプラントの説明
ａ．機器・系統の配置及び形状・設備容量
津波ＰＲＡの実施に当たり，内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡにおいて収集した設計，運転・保守管理の情報に加え，耐津波設計やプラン
ト配置の特徴等を踏まえて，津波固有に考慮すべき関連情報を配置関連
設計図書等により収集・分析した。津波ＰＲＡで収集した情報及び情報源を第 3.2.2.1-1 表に示す。
収集したプラント情報に基づき，津波ＰＲＡの評価対象設備として，
内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡの評価対象とした設備のほか，耐津波設計としての設計基準対象施設である津波防護施設及び浸水防止設備を選定した。
プラントの設備配置の概略図を第 3.2.2.1-1 図に示す。また，津波防護施設及び浸水防止設備の概要を以下に示す。

3.2.2-1

(a)基準津波による遡上波が設計基準対象施設の設置された敷地に到達及び流入することを防止するために，発電所を取り囲む形で高さT.P.＋20m※1（敷地前面東側）〜T.P.＋18m（敷地側面北側・南側）の防潮堤を設置(b)

海と連接する取水路及び放水路等の経路並びに海水ポンプ室及び原子炉建屋への浸水の可能性がある経路（扉，開口部，貫通口等）
からの津波の流入を防止するため，浸水対策を実施

ｂ．プラントウォークダウン(a)プラントウォークダウンの実施手順
津波ＰＲＡでは，上記ａ．において第 3.2.2.1-1 表に示した情報をもとにシナリオを想定しているが，机上検討では確認が難しいプラン
ト情報の取得及び検討した事故シナリオの妥当性を確認するため，以下に示す観点からプラントウォークダウン実施要領書及びチェックシー ト を 作 成 し ， プ ラ ン ト ウ ォ ー ク ダ ウ ン を 実 施 し た 。（ 添 付 資 料
3.2.2-1-1）

(b)

ⅰ)

津波影響の確認ⅱ)

間接的被害の可能性の確認

プラントウォークダウン対象機器の選定
プラントウォークダウンの実施に当たっては，上記(a)に示した観点を考慮して，プラントウォークダウン対象機器の選定フローを作成し，以下に示す機器を調査対象として選定した。プラントウォークダウン※1：本資料中の T.P.と EL.の記載について
T.P.は Tokyo Peil の略で東京湾中等潮位（平均潮位）を示すもので，EL.は Elevation の略で地盤の標高を示すものである。EL.は T.P.±0m を基準としているため T.P.＝EL.となる。これらの資料中における記載は，原則，津波の水位等に関する数値には T.P.を使用し，地盤高さ等に関する数値には E.L.を使用している。ただし，防潮堤高さなど津波の水位と比較する場合には，T.P.で記載している。

3.2.2-2

対象機器の選定フローを第 3.2.2.1-2 図に示す。
ⅰ)

津波影響の確認
・津波が原子炉建屋の 1 階床面高さである EL.＋8.2m に到達した
場合，建屋内浸水が生じ，建屋内の機器が没水，被水により機能喪失するものと仮定している。このため，後述(2)ｃ．に示す
建屋・機器リスト（事故シナリオの明確化及び起因事象の分析
結果に基づき抽出した，津波防護施設，浸水防止設備，起因事
象を引き起こす設備及び起因事象を緩和する設備のリスト）に記載されているもののうち，原子炉建屋外の機器，原子炉建屋
外壁の貫通部等を調査対象とした。
・原子炉建屋内の機器を津波の影響から防護するため，建屋外壁（地下トレンチ取り合い部及び隣接する建屋境界含む。）は建屋
バウンダリとしての機能が要求される。このため，原子炉建屋の 1 階床面高さである EL.＋8.2m 以下の範囲に存在する建屋外
壁の貫通部等を調査対象とした。

ⅱ)

間接的被害の可能性の確認
・津波襲来時に屋外に設置されている機器の津波の波力による離脱，移動等に起因して生じる干渉及び衝突等の間接的な被害の影響を確認するため，漂流物となる可能性のある機器等を調査対象とした。

(c)

プラントウォークダウン結果
プラントウォークダウン用チェックシートに基づき，上記(b)で選定した機器を対象に調査を実施した。調査結果の例として，残留熱除去
系海水ポンプを対象としたチェックシートを第 3.2.2.1-3 図に示す。
ま た ， プ ラ ン ト ウ ォ ー ク ダ ウ ン 結 果 を 第 3.2.2.1-2 表 に 示 す 。 第3.2.2-3

3.2.2.1-2 表に示したとおり，プラントウォークダウンによって，津波ＰＲＡの評価上特に問題となる箇所は見当たらなかった。

ｃ．今回実施した津波ＰＲＡの前提条件等について
今回実施した津波ＰＲＡについて，主に留意すべき点について以下に示す。（添付資料 3.2.2.1-2）(a)

原子炉は，津波襲来前に地震により自動停止する可能性が高く，自動停止しない場合においても，地震発生から津波襲来までの時間余
裕の間に原子炉を手動停止することから，津波襲来時には原子炉は停止しているものとする。（添付資料 3.2.2.1-3）(b)

地震が安全上重要な設備に及ぼす影響は考慮せず，津波による影響のみを評価する。

(c)

起因事象に対する対応は，設計基準事故対象設備による対応を基本とし，これまでに整備したＡＭ策及び緊急安全対策並びに重大事故等対処設備については，期待しないものとする。

(d)

原子炉建屋の 1 階床面高さである EL.＋8.2m に津波が到達した場合
は，津波が建屋内に浸水し，建屋内の機器が没水，被水により機能喪失するものと仮定した。

(2)

津波により炉心損傷に至る事故シナリオと分析
ａ．事故シナリオの広範な分析・選定及び事故シナリオのスクリーニング
津波特有の事故シナリオを広範に分析・選定するため，津波ＰＲＡ学会標準を参考に，考慮すべき影響として以下に示す直接的影響及び間接的影響を抽出した。
(a)

直接的影響
3.2.2-4

(b)ⅰ)

浸水による設備の没水，被水

ⅱ)

津波波力，流体力，浮力

ⅲ)

海底砂移動

ⅳ)

引き波による水位低下

間接的影響
ⅰ)

洗掘

ⅱ)

漂流物の衝突ⅲ)

津波による高ストレスⅳ)

作業環境の悪化

その上で，直接的影響又は間接的影響ごとに，影響を受ける可能性のある設備と，考えられる事故シナリオを抽出した。津波による事故シナ
リオの抽出結果を第 3.2.2.1-3 表に示す。
なお，直接的影響のうち，海底砂移動及び引き波による水位低下，間接的影響のうち，津波による高ストレス及び作業環境の悪化については，
以下の理由から事故シナリオの対象外とした。
・海底砂移動海底砂移動に関して事故シナリオを検討するためには，取水口が閉塞する津波高さの評価結果が必要となるが，現状では定量的な評価をする手法が整備されていないことから，津波ＰＲＡ学会標準 ※2
に従い，今回の津波ＰＲＡにおいては評価の対象外とした。なお，
基準津波に伴う砂移動については評価を行っており，海水ポンプ室
取水口の開口高さに比べて取水口前面における砂の堆積厚が小さい「 炉心損傷に至るまでの事故進展が不明確，あるいは評価技術が十分でないと判断される事故シナ※2：
リオについては，定量的なスクリーニングに比重をおいて判断せざるを得ないことに留意する。
スクリーニングで除外されない事故シナリオを，事故シーケンス評価の対象とするか，または，留意事項として報告書等に記載する等，評価技術の成熟度を考慮した取扱いとする。」（津波ＰＲ
Ａ学会標準 6.2 項より抜粋）
3.2.2-5

こと，最大堆積量分布から取水口前面の砂の堆積は局所的であること か ら ， 閉 塞 す る こ と は な い こ と を 確 認 し て い る 。（ 添 付 資 料
3.2.2.1-4）・引き波による水位低下
海水の潮位が低下して，海水を水源とするポンプ（非常用海水ポ
ンプ ※3及び常用海水ポンプ ※ 4 ）の取水障害が発生し，キャビテーシ
ョンでポンプが機能喪失することとなる。その後の事象進展は，押し波により非常用海水ポンプ又は常用海水ポンプが損傷して発生するシナリオと同じであり，新たな事故シーケンスを発生させるものではないため，対象外とした。（添付資料 3.2.2.1-5）
・津波による高ストレス緩和設備の操作失敗に係る人的過誤確率の評価において考慮する
ため対象外とした。
・作業環境の悪化
事象発生後の作業環境悪化を考慮しなければならない設備（可搬型設備等）には期待していないため，対象外とした。

ｂ．事故シナリオの明確化及び起因事象の分析
上記ａ．における事故シナリオの抽出結果に基づき，津波特有の原因
によって炉心損傷に至る事故シナリオを明確化するとともに，明確化した事故シナリオを対象に津波を起因として炉心損傷に至る起因事象を分析した。事故シナリオの明確化及び起因事象の分析結果を第 3.2.2.1-4
表及び第 3.2.2.1-4 図に示す。

※3：残留熱除去系海水ポンプ（ＲＨＲＳポンプ），非常用ディーゼル発電機用海水ポンプ（ＤＧＳＷポンプ），高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水ポンプ（ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷポンプ）※4：循環水ポンプ，補機冷却系海水ポンプ

3.2.2-6

また，抽出した起因事象のスクリーニングの過程を以下に示す。
○津波の遡上高さ：〜EL.＋8.2m
津波の敷地内浸水の影響等により海水ポンプ室への浸水が生じ，以下の事象が発生する。
循環水ポンプの機能喪失による「①復水器真空度喪失」
非常用海水ポンプの機能喪失による「②最終ヒートシンク喪失」
補機冷却系海水ポンプの機能喪失による「⑤タービン・サポー
ト系故障」
これらの事象は，海水ポンプ室への浸水に伴い同時に発生するが，津波襲来前に原子炉は既に停止しており，津波ＰＲＡの評価では①，⑤の事象に伴い機能喪失する給・復水系に期待していないことから，緩和設備の機能喪失の要因となる「最終ヒートシンク喪失」を想定して評価する。
○津波の遡上高さ： EL.＋8.2m〜
敷地内へ浸水した津波が EL.＋8.2m 以上の高さに到達した場合，上記の事象に加え，以下の事象が発生する。
変圧器機能喪失による外部電源喪失及び最終ヒートシンク喪失の重畳による「③全交流動力電源喪失」「④ 復水貯蔵タンクの機能喪失，燃料移送系機能喪失」
タービン建屋内機器機能喪失による「⑤タービン・サポート系
故障」「⑥原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失」
これらの事象は，津波が EL.＋8.2m 以上の敷地高さまで到達する
ような場合に発生するが，津波ＰＲＡの評価では，原子炉建屋内浸水に伴う原子炉建屋内機器が機能喪失し，全交流動力電源喪失及び3.2.2-7

全緩和設備の機能喪失により直接的に炉心損傷に至る「原子炉建屋
内浸水による複数の緩和機能喪失」を想定して評価する。
なお，防潮堤が損傷する場合，上記事象に加え，以下の事象が発生する。
・「⑦防潮堤損傷」
この事象は，津波による防潮堤の損傷により敷地内に多量の津波が流入することで，屋内外の施設が広範囲にわたり浸水し機能喪失する事象である。しかし，屋内外の津波による影響の程度の不確かさが大きく，どの程度の緩和設備に期待できるか厳密に特定することが困難であることから，他の事象と区別して「防潮堤損傷」を想定して評価する。
この結果，スクリーニングで除外されずに残った事故シナリオによる起因事象としては，「最終ヒートシンク喪失」，「原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失」及び「防潮堤損傷」の 3 事象が選定された。
また，「原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失」は，津波が原子
炉建屋１階床面の高さである EL.＋8.2m に達した場合に建屋内浸水が生じるものとしている。
選定された起因事象の説明を以下に示す。
(a)

最終ヒートシンク喪失

ⅰ）

津波の敷地内浸水の影響（防潮堤越流），津波波力の影響（防潮堤及び防潮扉の損傷，放水路止水機能喪失，取水路止水機能喪失等）により，海水ポンプ室浸水が生じ，非常用海水ポンプの機能喪失による最終ヒートシンク喪失に至る。

(b)

原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失

ⅰ）

津波の敷地内浸水の影響（防潮堤越流），津波波力の影響（防潮3.2.2-8

堤及び防潮扉の損傷，放水路止水機能喪失，取水路止水機能喪失
並びに取水路止水機能喪失に引き続く原子炉建屋外壁部止水機能喪失）により，原子炉建屋内浸水が生じ，複数の緩和機能喪失に至る。
ⅱ）

津波波力の影響，漂流物の衝突の影響（原子炉建屋損傷，排気筒損傷に引き続く原子炉建屋損傷）により，原子炉建屋内浸水が生じ，複数の緩和機能喪失に至る。

(c)

防潮堤損傷

ⅰ）

津波波力の影響（防潮堤及び防潮扉の損傷）により，防潮堤が大規模に損傷し，防潮堤損傷に至る。

ｃ．建屋・機器リストの作成
上記ｂ．における起因事象の分析結果に基づき，津波ＰＲＡの評価対象として，津波防護施設，浸水防止設備，起因事象を引き起こす設備及び起因事象を緩和する設備を選定して，建屋・機器リストを作成した。
建屋・機器リストを第 3.2.2.1-5 表に示す。
（添付資料 3.2.2.1-6，添付
資料 3.2.2.1-7）

3.2.2.2(1)

確率論的津波ハザード

確率論的津波ハザード評価の方法
基準津波の年超過確率の算出に用いた確率論的津波ハザード評価については，津波ＰＲＡ学会標準，土木学会（2002，2009，2011，2016），原子力安全基盤機構(2014)（以下「JNES(2014)」という。），地震調査研究推進本部(2012，2014）等を踏まえて実施した。また，2011 年東北地方太平洋沖地震の発生に伴い，当該地震の発生領域に蓄積していたひずみはほぼ解消
3.2.2-9し，今後数百年オーダーの期間に，プレート境界部で 2011 年東北地方太平洋沖地震と同程度の規模のすべりの発生が起こる可能性は小さいことも考
慮した。

(2)

確率論的津波ハザード評価に当たっての主要な仮定
評価対象とする津波発生領域は，敷地に与える津波の影響が大きい日本
海溝沿いの海域とした。津波発生領域は，津波ＰＲＡ学会標準，土木学会（2009）等に示される領域を参考に，以下のように設定した。なお，三陸沖北部から房総沖の領域については，2011 年東北地方太平洋沖地震から得られた知見を踏まえ，プレート間地震と津波地震の連動型地震も考慮した。
ａ．プレート間地震と津波地震の連動型地震(茨城県沖〜房総沖)
ｂ．津波地震(JTT)ｃ．海洋プレート内の正断層地震(JTNR)
なお，上記ａ．〜ｃ．以外の領域については，土木学会(2016)に示されるスクリーニング式により，年超過確率に与える影響が微小であることを確認したため，ロジックツリーに含めないこととした。
津波発生領域を第 3.2.2.2-1 図に，ロジックツリーを第 3.2.2.2-2 図，
第 3.2.2.2-3 図に示す。

(3)

確率論的津波ハザード評価結果
防潮堤前面における波源別のハザード曲線及びフラクタイルハザード曲
線をそれぞれ第 3.2.2.2-4 図，第 3.2.2.2-5 図に示す。
なお，津波ＰＲＡの設置高さや事故シナリオを検討した結果，防潮堤を越流する津波によって発生する起因事象のみを評価対象とすることから，評価位置として防潮堤前面でのハザードを選定した。
3.2.2-10

3.2.2.3(1)

建屋・機器フラジリティ

評価対象と損傷モードの設定
3.2.2.1(2)ｂ．における起因事象の分析結果（第 3.2.2.1-4 図）及び
3.2.2.1(2)ｃ．で作成した建屋・機器リスト（第 3.2.2.1-4 表）に基づき，評価対象設備の考慮すべき影響（損傷モード）ごとにフラジリティを検討した。なお，事故シナリオのスクリーニングにおいて対象外とした，海底
砂移動及び引き波による水位低下については除外している。建屋・機器のフラジリティ評価結果を第 3.2.2.3-1 表に示す。
（添付資料 3.2.2.3-1，添付資料 3.2.2.3-2，添付資料 3.2.2.3-3）
評価対象設備のフラジリティ検討の結果，津波防護施設及び浸水防止設
備については波力を，また，起因事象を引き起こす設備及び起因事象を緩和する設備については没水，被水を津波による支配的な損傷モードとして
抽出した。

(2)

フラジリティ評価結果抽出した評価対象設備に対する波力，没水，被水の損傷モードについて
は，津波が評価対象設備を損傷又は評価対象設備に到達する津波高さに達した時点で，当該設備が確率 1.0 で損傷すると仮定し，フラジリティ曲線
は，第 3.2.2.3-1 図に示すステップ状とした。
上記を踏まえた建屋・機器のフラジリティ評価結果について，津波高さの区分ごとに整理した。
ａ．非常用海水ポンプは，津波高さが防潮堤高さである T.P.＋20m を超えた時点で没水，被水により機能喪失する。
ｂ．原子炉建屋内機器は，津波高さが T.P.＋22m を超えた時点で原子炉建屋内浸水が生じ，没水，被水により機能喪失する。
（ 添付資料 3.2.2.3-4）
3.2.2-11ｃ．防潮堤は，津波高さが T.P.＋24m を超えた時点で損傷する。
（添付資料
3.2.2.3-2）

3.2.2.4(1)

事故シーケンス

起因事象
ａ．津波高さごとのシナリオ分類
津波高さに応じたプラントへの影響を識別するため，津波高さと敷地内浸水深の関係及び建屋・機器フラジリティを考慮し，プラントへの影
響が同等となる津波高さを分類した。分類した津波区分において発生する起因事象及び事故シナリオについて，第 3.2.2.4-1 表及び第 3.2.2.4-1
図に示す。また，以下に各区分の特徴を示す。
なお，津波高さ T.P.＋20m 以下の津波については，プラントへの影響がないため，津波を起因として炉心損傷に至る事故シーケンスはない。
(a)

津波区分１（津波高さ T.P.＋20m〜T.P.＋22m）
防潮堤位置における津波高さが T.P.+20m を超過する場合，津波が防潮堤を越流し，敷地内浸水が発生する。本津波区分では，ＲＨＲＳポンプ，ＤＧＳＷポンプ及びＨＰＣＳ−ＤＧＳＷポンプが没水，被水して，起因事象「最終ヒートシンク喪失」が発生する。

(b)

津波区分２（津波高さ T.P.＋22m〜T.P.＋24m）
防潮堤位置における津波高さが T.P.＋22m を超過する場合，防潮堤を越流して敷地内の浸水した津波が原子炉建屋 1 階床面高さである EL.
＋8.2m まで到達し，原子炉建屋内への浸水が発生する。本津波区分では，防潮堤の健全性は維持されるものの，起因事象「原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失」が発生し，直接炉心損傷に至る。

(c)

津波区分３（津波高さ T.P.＋24m〜）
3.2.2-12防潮堤位置における津波高さが T.P.＋24m を超過する場合，防潮堤の損傷に伴い多量の海水が敷地内及び原子炉建屋内に浸水する。防潮堤の損傷の有無によりプラントの状況は大きく変化すると考えられることから，本津波区分では，防潮堤耐力を超える津波高さを対象としており，起因事象「防潮堤損傷」の発生により，直接炉心損傷に至る。

ｂ．階層イベントツリーについて選定した起因事象及び津波区分をもとに，津波により発生する起因事
象の影響の大きさを考慮することで階層イベントツリーを作成し，評価を行った。
津波ＰＲＡの階層イベントツリーを第 3.2.2.4-2 図に示す。階層イベ
ントツリーの各ヘディング及び分岐構造に関する考え方は以下のとおりである。
(a)防潮堤損傷
津波波力による防潮堤損傷の有無を分岐として設定した。津波波力により防潮堤が損傷し，多量の津波が敷地内に浸水することで，屋内外の施設が広範囲にわたり機能喪失する。防潮堤が損傷した場合，津波の影響の程度を特定することが困難であるため，防潮堤の損傷の有無で事故シーケンスを分類することとした。本事象の発生により，屋内外の施設が広範囲にわたり喪失するため，イベントツリー上では防潮堤損傷後のヘディングの分岐は設けず，直接炉心損傷に至るものとした。
(b)

原子炉建屋内浸水
防潮堤が健全な場合における，防潮堤を越流した津波による原子炉
建屋への浸水の有無を分岐として設定した。津波ＰＲＡでは，原子炉3.2.2-13

建屋外壁扉及び建屋内の止水対策に期待していないため，津波が原子
炉建屋 1 階床面高さである EL.＋8.2m に到達した時点で建屋内への浸水が発生し，建屋内の複数の緩和機能が喪失すると仮定している。このため，イベントツリー上では原子炉建屋内浸水後のヘディングの分岐は設けず，直接炉心損傷に至るものとした。
(c)

最終ヒートシンク喪失
防潮堤を越流した津波による非常用海水ポンプの機能喪失の有無を分岐として設定した。

(2)

成功基準
炉心損傷防止の成功基準は，内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡと津波

ＰＲＡで相違ないため，内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡで設定した成功基準を用いることができる。ただし，津波襲来までに原子炉は停止していることから，原子炉停止機能については評価対象とはせず考慮しない。
使命時間については，内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡと同様に 24時間とし，機器や外部電源の復旧には期待していない。

(3)

事故シーケンス
津波により発生する起因事象「最終ヒートシンク喪失」のイベントツリ
ーを第 3.2.2.4-3 図に示す。
「最終ヒートシンク喪失」については，いずれのシーケンスも炉心損傷に至るが，高圧炉心冷却系であるＲＣＩＣの成否により事故シーケンスが異なるため，圧力バウンダリ健全性（逃がし安全
弁再閉鎖）及び高圧炉心冷却をヘディングとしてイベントツリーを展開している。なお，圧力バウンダリ健全性（逃がし安全弁再閉鎖）のヘディン
グについては，逃がし安全弁再閉鎖失敗によりＲＣＩＣの駆動蒸気が喪失
3.2.2-14

し，ＲＣＩＣが機能喪失することを考慮して設定したものである。
(4)システム信頼性解析
システムの非信頼度は，内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡと同様の評価を用いた。

(5)

人的過誤
ａ．起因事象発生前の人的過誤
事象発生前における設備の試験・保守作業終了後の復旧忘れ等であり，津波による影響を考慮する必要がないため，内部事象出力運転時レベル
１ＰＲＡと同様の評価を用いた。

ｂ．起因事象発生後の人的過誤
事象発生後における対応操作に対する過誤であり，内部事象出力運転
時レベル１ＰＲＡと同様の対応操作の過誤を想定している。ただし，過誤確率の評価においては，津波襲来後に対応する作業であることを考慮
し，内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡと比較して高いストレスレベルを仮定した。起因事象発生後の人的過誤確率を第 3.2.2.4-2 表に示す。

(6)

炉心損傷頻度
ａ．炉心損傷頻度の算出に用いた方法
津波ＰＲＡでは，計算コード RiskSpectrum PSA を用いて，フォールト
ツリー結合法により事故シーケンスを定量化し，炉心損傷頻度を算出した。

ｂ．炉心損傷頻度評価結果
3.2.2-15

上記のとおりの手順で定量化を行った結果，津波の影響による全炉心損
傷頻度（点推定値）は約 4.3E-06／炉年となった。津波区分ごとの評価結果 及 び 全 炉 心 損 傷 頻 度 に 対 す る 寄 与 割 合 を 第 3.2.2.4-3 表 及 び 第3.2.2.4-4 図に示す。津波区分別の結果では，津波区分 1（津波高さ T.P.
＋20m〜T.P.＋22m）の炉心損傷頻度が最も高く約 75％を占め，次いで津波区分２（津波高さ T.P.＋22m〜T.P.＋24m）が約 18％，津波区分３（津波高さ T.P.＋24m〜）が約 8％となった。
また，事故シーケンスごとの炉心損傷頻度及び全炉心損傷頻度に対する寄与割合を第 3.2.2.4-4 表及び第 3.2.2.4-5 図に示す。事故シーケン
スごとの炉心損傷頻度は「最終ヒートシンク喪失（ＲＣＩＣ成功）」の寄与割合が約 74％と最も大きく，次いで「原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失」の寄与割合が約 18％，
「防潮堤損傷」の寄与割合が約 8％となった。

ｃ．重要度解析，不確実さ解析，感度解析
(a)

重要度解析
津波ＰＲＡの重要度解析については，評価対象となる津波高さ以上（T.P.＋20m〜）では，必ず炉心損傷に至るため，重要度解析を実施しても有用な情報は得られないと判断し，実施していない。

(b)

不確実さ解析
確率論的津波ハザードの不確かさを考慮し，不確実さ解析を実施した。不確実さ解析の結果を第 3.2.2.4-6 図に示す。全炉心損傷頻度の平均値は約 4.3E-06／炉年となり，点推定値と同値となった。また，
T.P.＋20m を超える津波高さでは，確率論的津波ハザードの不確かさが非常に大きいものとなっている。
3.2.2-16

(c)

感度解析
ベースケースでは地震による直接的影響がないものとして評価しているが，大規模な地震時には地震耐力の小さい外部電源設備が損傷している可能性があることから，津波襲来前に地震により外部電源が喪失すると仮定した感度解析を実施した。（添付資料 3.2.2.4-1）
感度解析結果を第 3.2.2.4-5 表及び第 3.2.2.4-7 図に示す。評価対象となる津波高さ（T.P.＋20m〜）では「最終ヒートシンク喪失」が発生し，崩壊熱除去機能喪失により必ず炉心損傷に至るため，全炉心損傷頻度は変わらない。一方，事故シーケンスごとの評価結果については，地震による外部電源喪失を仮定したことにより津波区分１（津波高さ
T.P.＋20m〜T.P.＋22m）の範囲における，「外部電源喪失＋最終ヒート
シンク（ＲＣＩＣ成功）」の事故シーケンスが全炉心損傷頻度の 74％を占め,支配的となった。

ｄ．まとめ
東海第二発電所の津波ＰＲＡを実施した結果，全炉心損傷頻度の点推定値は，約 4.3E-06／炉年となった。事故シーケンスとしては，「最終ヒートシンク喪失」が発生し，崩壊熱除去機能喪失により炉心損傷に至る
シーケンス「最終ヒートシンク喪失（ＲＣＩＣ成功）」が最も寄与割合が多く，次いで津波が原子炉建屋内に浸水し，「原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失」により炉心損傷に至るシーケンスの寄与割合が大きくなった。
また，感度解析として地震により外部電源が喪失していると仮定した場合の評価を行った。その結果，外部電源の有無の違いはあるものの，各事故シーケンスの炉心損傷頻度及び全炉心損傷頻度は変わらないこと
3.2.2-17

を確認した。
なお，海底砂移動による海水取水機能障害の影響については，事故シナリオの検討で現時点では評価技術が十分でないことから評価対象外としているが，リスク要因となり得ることに留意する必要がある。

3.2.2-18

第 3.2.2.1-1 表
項目

ＰＲＡ評価作業

津波ＰＲＡで収集した情報及び主な情報源
収集すべき情報

主な情報源

3.2.2-19１

対象プラントと事故シナリオ

・津 波 Ｐ Ｒ Ａ の 実 施 に 当 た り 必 要 と さ れ る
設計・運転管理に関する基本的な情報・内部事象出力運転時レベル１ＰＲ
Ａで収集した図書（原子炉設置許可申請書，工事計画認可申請書，保安規定等）
・津波固有に考慮すべき関連図書（配管施工図，据付図，外形図，
配 置 図 ，原 子 炉 建 屋 一 般 配 置 図 等 ）・プラントウォークダウン報告書

２

確率論的津波ハザード

・評 価 対 象 サ イ ト に 影 響 を 与 え 得 る 津 波 を発生させる地震発生様式に関する情報

・下記の参考文献※

３

建屋・機器フラジリティ

・プラント固有の建屋・機器の耐力評価及び応答評価に関する情報
・浸水解析結果

・上記項目１の情報源

４

事故シー
ケンス

a) 事 故 シ ナ リ オ 及 び 起 因 事
象の分析・津 波 時 に 想 定 さ れ る プ ラ ン ト 状 態 で の 必
要な情報・上記項目１の情報源

b)事 故 シ ー ケ ン ス の 分 析
・成功基準の設定
・イベントツリーの作成

・安全系等のシステム使用条件
・システムの現実的な性能
・運転員による緩和操作

・上記項目１の情報源
・既往のＰＲＡ情報

c)シ ス テ ム の モ デ ル 化

・評 価 対 象 プ ラ ン ト に 即 し た 機 器 故 障 モ ード，運転状態d)事 故 シ ー ケ ン ス の 定 量 化

・評価結果の妥当性を確認できる情報※ ： ・ 土 木 学 会 原 子 力 土 木 委 員 会 津 波 評 価 部 会 (2 002）： 原 子 力 発 電 所 の 津 波 評 価 技 術
・ 土 木 学 会 原 子 力 土 木 委 員 会 津 波 評 価 部 会 (2009) ： 確 率 論 的 津 波 ハ ザ ー ド 解 析 の 方 法 （ 案 ）・ 土 木 学 会 原 子 力 土 木 委 員 会 津 波 評 価 部 会 (2011) ： 確 率 論 的 津 波 ハ ザ ー ド 解 析 の 方 法・ 原 子 力 安 全 基 盤 機 構 (2 014) ： 確 率 論 的 手 法 に 基 づ く 基 準 津 波 策 定 手 引 き・ 地 震 調 査 研 究 推 進 本 部 地 震 調 査 委 員 会 (2012 ）： 三 陸 沖 か ら 房 総 沖 に か け て の 地 震 活 動 の 長 期 評 価 （ 第 二 版 ） に つ い て・ 地 震 調 査 研 究 推 進 本 部 地 震 調 査 委 員 会 (2014 ）： 全 国 地 震 動 予 測 地 図 2014 年 版 〜 全 国 の 地 震 動 ハ ザ ー ド を 概 観 し て 〜 付 録 １

第 3.2.2.1-2 表

プラントウォークダウン結果
間接的な被害の可能性の確認

津波影響の確認

機器名称等※１

No.

１

残留熱除去系海水系※３

対象機器の図面（配置図・構造図等）との相違※２
図 面 か ら 想 定 し
対 象 建 屋 貫 通 部
た 設 置 高 さ（ フ ロが，図面等から想ア ）と 相 違 無 い か定した状況（貫通損 傷 部 位 の 高 さ
孔の有無，水密化
よ り 低 い 位 置 に処理の有無，設置
損 傷 要 因 と な る高さ）と相違無い部位は無いかか

屋外の構築物，機器の波力に対する耐力の低減要因の確認（周辺環境含む）※２
基 礎 ボ ル ト（ 又 は 設
海水ポンプ室開口
置 面 溶 接 部 ）及 び 支
対象 機 器 周辺 の配部・貫通部及び原持 構 造 物 に 外 観 上
管に 外 観 上の 異常
子炉建屋貫通部のの 異 常（ 腐 食 ・ 亀 裂（ 腐 食 ・ 亀 裂 等 ）は開口部・貫通部の等 ）は な い か（ ボ ル
無いか
止水状態に外観上
ト の 場 合 は 締 め 付の異常はないかけについても確認）

津波襲来時に建物外部にある設備の津波による離脱，
移動等に起因して生じる干渉及び衝突の間接的な被害の可能性はないか

総合評価

Ｙ

Ｎ／Ａ

Ｙ

Ｙ

Ｎ／Ａ

Ｎ／Ａ※６

問題なし

Ｙ

Ｎ／Ａ

Ｙ

Ｙ

Ｎ／Ａ

Ｎ／Ａ※６

問題なし

Ｙ

Ｎ／Ａ

Ｙ

Ｙ

Ｎ／Ａ

Ｎ／Ａ※６

問題なし

Ｙ

Ｎ／Ａ

Ｙ

Ｙ

Ｎ／Ａ

Ｎ／Ａ※６

問題なし

Ｎ／Ａ

Ｎ／Ａ

※ ６

問題なし

※ ７

問題なし

非 常 用 デ ィ ー ゼ ル 発 電 機用
２海水系※２高 圧 炉 心 ス プ レ イ 系 デ ィー

３
４

3.2.2-20５６

ゼル発電機用海水系※３
循環水ポンプ
補機冷却系海水ポンプ
海水ポンプ室開口部・貫通部

Ｙ

Ｎ／Ａ

Ｙ

Ｙ

Ｎ／Ａ

Ｙ

Ｎ／Ａ

Ｎ／Ａ

Ｙ

Ｎ／Ａ

Ｎ／Ａ

Ｙ

Ｎ／Ａ

Ｎ／Ａ

Ｙ

Ｎ／Ａ※７

問題なし

Ｙ

Ｎ／Ａ

Ｎ／Ａ※５

Ｎ／Ａ※５

Ｎ／Ａ

Ｎ／Ａ※８

問題なし

Ｎ／Ａ

Ｎ／Ａ

※ ５

Ｎ／Ａ

※ ５

Ｎ／Ａ

Ｎ／Ａ

※ ８

問題なし

Ｎ／Ａ

※ ５

Ｎ／Ａ

※ ５

Ｎ／Ａ

※ ８

問題なし

Ｎ／Ａ

※ ５

Ｎ／Ａ

※ ５

Ｎ／Ａ

※ ８

問題なし

原 子 炉 建 屋 外 壁 貫 通 部（ 原 子
７
８
９
10
11

炉建屋，タービン建屋）※４
起動変圧器，予備変圧器
復水貯蔵タンク
燃料移送系
排気筒

Ｙ
Ｙ
Ｙ

Ｎ／Ａ
Ｎ／Ａ

Ｎ／Ａ
Ｎ／Ａ

【凡例】Ｙ：ＹＥＳ
Ｎ：ＮＯ
Ｕ：調査不可Ｎ／Ａ：対象外※ 1： 第 3.2.2.1-2 図 の プ ラ ン ト ウ ォ ー ク ダ ウ ン 対 象 機 器 の 選 定 フ ロ ー に よ り 抽 出 さ れ る 新 規 設 置 設 備 （ 防 潮 堤 ， 防 潮 扉 及 び 放 水 路 止 水 対 策 ） は ， プ ラ ン ト ウ ォ ー ク ダ
ウンの対象外とする。
※ 2： 津 波 が ， 原 子 炉 建 屋 １ 階 床 面 高 さ で あ る EL.＋ 8.2m に 到 達 し た 時 点 で ， 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ ， 建 屋 内 の 機 器 が 没 水 ， 被 水 に よ り 機 能 喪 失 す る と 仮 定 し て い る
た め ， 高 さ EL.＋ 8.2m ま で の 範 囲 に つ い て 確 認 し た 。
※ 3： 海 水 ポ ン プ 及 び 海 水 ポ ン プ 室 内 の 関 連 機 器 を 含 む 。
※ 4： 地 下 ト レ ン チ 取 り 合 い 部 及 び 隣 接 す る 建 屋 境 界 含 む 。
※ 5： 津 波 が ， EL.＋ 8.2m に 到 達 し た 時 点 で ， 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ ， 建 屋 内 の 機 器 が 没 水 ， 被 水 に よ り 機 能 喪 失 す る た め 調 査 対 象 外 と し た 。
※ 6： 漂 流 物 の 衝 突 等 に よ る 間 接 的 な 被 害 が 生 じ る 前 に ， 没 水 ， 被 水 に よ り 当 該 機 器 は 機 能 喪 失 す る た め 調 査 対 象 外 と し た 。
※ 7： 漂 流 物 の 衝 突 等 に よ る 間 接 的 な 被 害 が 生 じ る 可 能 性 が な い た め ， 調 査 対 象 外 と し た 。
※ 8： 漂 流 物 の 衝 突 等 に よ る 間 接 的 な 被 害 が 生 じ る 前 に ， 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ ， 建 屋 内 機 器 の 没 水 ， 被 水 に よ り 機 能 喪 失 す る た め ， 調 査 対 象 外 と し た 。

第 3.2.2.1-3 表
津波の
影響
直接的

影響の
種類
1. 浸 水 に
よ る 設
備 の 没
水 ， 被
水

建屋・構築物，機器・配管系への影響
設備の動的機能喪失
電気設備の発電／送電機能喪失

津 波 に よ る 事 故 シ ナ リ オ の 抽 出 結 果 （ 1／ 5）

影響を受ける可能性のある設備(1 ) 循 環 水 ポ ン プ(2 ) 補 機 冷 却 系 海
水ポンプ(3 ) 非 常 用 海 水 系※１

3.2.2-21(4 ) 起 動 変 圧 器 ，
予備変圧器(5 ) 燃 料 移 送 ポ ンプ(6 ) タ ー ビ ン 建 屋
内機器

2. 津 波 波
力 ， 流
体 力 ，
浮力

建 屋 ・構 築 物 ，機 器 の構造的損傷(7 ) 原 子 炉 建 屋 内
機器(8 ) 防 潮 堤 及 び 防
潮扉(9 ) 放 水 路 止 水 対策（構内排水路止水対策含む）

考えられるシナリオ① 津 波 の 防 潮 堤 越 流 に よ り 海 水 ポ ン プ 室 浸 水 が 生 じ ，循 環 水 ポ ン
プの機能喪失による復水器真空度喪失が発生する。
① 津 波 の 防 潮 堤 越 流 に よ り 海 水 ポ ン プ 室 浸 水 が 生 じ ，補 機 冷 却 系
海 水 ポ ン プ の 機 能 喪 失 に よ る タ ー ビ ン・サ ポ ー ト 系 故 障 が 発 生する。
① 津 波 の 防 潮 堤 越 流 に よ り 海 水 ポ ン プ 室 浸 水 が 生 じ ，非 常 用 海 水
ポンプの機能喪失による最終ヒートシンク喪失が発生する。
① 津 波 の 防 潮 堤 越 流 に よ り 敷 地 内 浸 水 が 生 じ ，起 動 変 圧 器 及 び 予
備変圧器の機能喪失による外部電源喪失が発生する。
① 津 波 の 防 潮 堤 越 流 に よ り 敷 地 内 浸 水 が 生 じ ，燃 料 移 送 ポ ン プ の機能喪失による燃料移送系機能喪失が発生する。
① 津 波 の 防 潮 堤 越 流 に よ り タ ー ビ ン 建 屋 内 浸 水 が 生 じ ，タ ー ビ ン
建 屋 内 機 器 の 機 能 喪 失 に よ る タ ー ビ ン・サ ポ ー ト 系 故 障 が 発 生する。
① 津 波 の 防 潮 堤 越 流 に よ り 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ ，複 数 の 緩 和系機器の機能喪失が発生する。
①津波波力により防潮堤及び防潮扉が損傷する。
② ① に よ り 海 水 ポ ン プ 室 浸 水 ，タ ー ビ ン 建 屋 内 浸 水 及 び 原 子 炉 建
屋 内 浸 水 が 生 じ る 。そ の 後 の シ ナ リ オ は ，１ ．浸 水 に よ る 設 備の没水，被水と同じ。
③ 津 波 波 力 に よ り 防 潮 堤 が 損 傷 し ，敷 地 内 に 多 量 の 津 波 が 流 入 す
る こ と で ，屋 外 内 の 施 設 が 広 範 囲 に わ た り 浸 水 し 機 能 喪 失 す る
防潮堤損傷が発生する。
①津波波力により放水路止水機能が喪失する。
② ① に よ り 海 水 ポ ン プ 室 浸 水 ，敷 地 浸 水 ，タ ー ビ ン 建 屋 内 浸 水 及
び 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ る 。そ の 後 の シ ナ リ オ は ，１ ．浸 水による設備の没水，被水と同じ。

※ 1： 非 常 用 海 水 系 と は ， 残 留 熱 除 去 系 海 水 ポ ン プ （ Ｒ Ｈ Ｒ Ｓ ポ ン プ ）， 非 常 用 デ ィ ー ゼ ル 発 電 機 用 海 水 ポ ン プ （ Ｄ Ｇ Ｓ Ｗ ポ ン プ ）， 高 圧 炉 心スプレイ系ディーゼル発電機用海水ポンプ（ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷポンプ）及び海水ポンプ室内の関連機器を含む。以下，同じ。

第 3.2.2.1-3 表
津波の
影響
直接的

影響の
建屋・構築物，機器
種類
・配管系への影響
2. 津 波 波 建 屋 ・ 構 築 物 ， 機 器 ・力 ， 流 配管系の構造的損傷
体 力 ， （つづき）
浮力
（つづき）

津 波 に よ る 事 故 シ ナ リ オ の 抽 出 結 果 （ 2／ 5）
影響を受ける可能性のある設備(1 0 ) 取 水 路 止 水
対 策（ 海 水 取
水 ピ ッ ト 止
水対策含む）(1 1 ) 原 子 炉 建 屋
外 壁 部 止 水対策

3.2.2-22(1 2 )起 動 変 圧 器 ，
予備変圧器(1 3 ) 復 水 貯 蔵 タ
ンク(1 4 )燃 料 移 送 系※２(1 5 ) タ ー ビ ン 建
屋(1 6 )原 子 炉 建 屋考えられるシナリオ①津波波力により取水路止水機能が喪失する。
② ① に よ り 海 水 ポ ン プ 室 浸 水 ，敷 地 浸 水 ，タ ー ビ ン 建 屋 内 浸 水 及
び 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ る 。そ の 後 の シ ナ リ オ は ，１ ．浸 水による設備の没水，被水と同じ。
① 津 波 波 力 に よ り 取 水 路 止 水 機 能 が 喪 失 し ，引 き 続 き 原 子 炉 建 屋
外壁部止水対策の機能が喪失する。
② ① に よ り 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ る 。そ の 後 の シ ナ リ オ は ，１ ．
浸 水 に よ る 設 備 の 没 水 ， 被 水 の (7) 原 子 炉 建 屋 内 機 器 と 同 じ 。
①津波波力により起動変圧器及び予備変圧器が損傷する。
②①により，変圧器機能喪失が生じ，外部電源喪失が発生する。
①津波波力により復水貯蔵タンクが損傷する。
② ① に よ り ，復 水 貯 蔵 タ ン ク 機 能 喪 失 が 生 じ ，こ れ を 水 源 と す る
機器の機能喪失が発生する。
①津波波力により燃料移送ポンプが損傷する。
② ① に よ り ，燃 料 移 送 系 機 能 喪 失 が 生 じ ，非 常 用 デ ィ ー ゼ ル 発 電機の機能喪失が発生する。
①津波波力によりタービン建屋が損傷する。
②①によりタービン建屋内浸水が生じる。その後のシナリオは，
１ ． 浸 水 に よ る 設 備 の 没 水 ， 被 水 の (6)タ ー ビ ン 建 屋 内 機 器 と同じ。
①津波波力により原子炉建屋が損傷する。
② ① に よ り 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ る 。そ の 後 の シ ナ リ オ は ，１ ．
浸 水 に よ る 設 備 の 没 水 ， 被 水 の (7) 原 子 炉 建 屋 内 機 器 と 同 じ 。

※ 2： 燃 料 移 送 系 と は ， 燃 料 移 送 ポ ン プ 及 び 関 連 設 備 を 含 む 。 以 下 ， 同 じ 。

第 3.2.2.1-3 表
津波の
影響
直接的

津 波 に よ る 事 故 シ ナ リ オ の 抽 出 結 果 （ 3／ 5）

3.2.2-23

影響の建屋・構築物，機器
種類
・配管系への影響
2. 津 波 波 建 屋 ・ 構 築 物 ， 機 器 ・力 ， 流 配管系の構造的損傷
体 力 ，
（つづき）
浮力
（つづき）

影響を受ける可能性のある設備(1 7 )排 気 筒

3. 海 底 砂移動※３

海水取水設備の機能喪失

4. 引 き 波
に よ る
水 位 低
下※４

海水取水設備の機能喪失(1 8 ) 循 環 水 ポ ン
プ(1 9 ) 補 機 冷 却 系
海水ポンプ(2 0 ) 非 常 用 海 水
ポンプ(2 1 ) 循 環 水 ポ ンプ(2 2 ) 補 機 冷 却 系
海水ポンプ(2 3 ) 非 常 用 海 水
ポンプ

考えられるシナリオ①津波波力により排気筒が損傷する。
②①によりタービン建屋が損傷し，タービン建屋内浸水が生じる 。そ の 後 の シ ナ リ オ は ，１ ．浸 水 に よ る 設 備 の 没 水 ，被 水 の(6 ) タ ー ビ ン 建 屋 内 機 器 と 同 じ 。
③ ① に よ り 原 子 炉 建 屋 が 損 傷 し ，原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ る 。その 後 の シ ナ リ オ は ， １ ． 浸 水 に よ る 設 備 の 没 水 ， 被 水 の ( 7) 原
子炉建屋内機器と同じ。
① 海 底 砂 移 動 に よ り 海 水 取 水 機 能 障 害 が 生 じ ，循 環 水 ポ ン プ の 機
能喪失による復水器真空度喪失が発生する。
① 海 底 砂 移 動 に よ り 海 水 取 水 機 能 障 害 が 生 じ ，補 機 冷 却 系 海 水 ポ
ンプの機能喪失によるタービン・サポート系故障が発生する。
① 海 底 砂 移 動 に よ る 海 水 取 水 機 能 障 害 が 生 じ ，非 常 用 海 水 ポ ン プの機能喪失による最終ヒートシンク喪失が発生する。
① 引 き 波 に よ る 水 位 低 下 に よ り 海 水 取 水 機 能 障 害 が 生 じ ，循 環 水
ポンプの機能喪失による復水器真空度喪失が発生する。
① 引 き 波 に よ る 水 位 低 下 に よ り 海 水 取 水 機 能 障 害 が 生 じ ，補 機 冷却 系 海 水 ポ ン プ の 機 能 喪 失 に よ る タ ー ビ ン・サ ポ ー ト 系 故 障 が発生する。
① 引 き 波 に よ る 水 位 低 下 に よ り 海 水 取 水 機 能 障 害 が 生 じ ，非 常 用
海水ポンプの機能喪失による最終ヒートシンク喪失が発生する。

※ 3： 海 底 砂 移 動 は ， 現 時 点 で は 評 価 技 術 が 十 分 で な い た め ， 津 波 Ｐ Ｒ Ａ 学 会 標 準 に 従 い ， 今 回 の 津 波 Ｐ Ｒ Ａ に お い て は 評 価 の 対 象 外 と し た 。
※ 4： 引 き 波 に よ る 水 位 低 下 は ，押 し 波 に よ り 非 常 用 海 水 ポ ン プ 又 は 常 用 海 水 ポ ン プ が 損 傷 し て 発 生 す る シ ナ リ オ と 同 じ で あ り ，新 た な 事 故 シーケンスを発生させるものではないため，対象外とした。

第 3.2.2.1-3 表
津波の
影響
間接的

津 波 に よ る 事 故 シ ナ リ オ の 抽 出 結 果 （ 4／ 5）

影響の種類
5. 洗 掘建屋・構築物，機器・配管系への影響
建 屋 ・構 築 物 ，機 器 ・配管系の構造的損傷

影響を受ける可能性のある設備(2 4 ) 防 潮 堤 及 び
防潮扉

6. 漂 流 物の衝突

建 屋 ・ 構 築 物 ，機 器 ・配管系の構造的損傷(2 5 )防 潮 堤 ・ 防 潮
扉

3.2.2-24(2 6 )起 動 変 圧 器 ，
予備変圧器(2 7 ) 復 水 貯 蔵 タ
ンク(2 8 )燃 料 移 送 系※２(2 9 ) タ ー ビ ン 建
屋(3 0 )原 子 炉 建 屋考えられるシナリオ①洗掘により防潮堤・防潮扉が損傷する。
② ① に よ り 海 水 ポ ン プ 室 浸 水 ，タ ー ビ ン 建 屋 内 浸 水 及 び 原 子 炉 建
屋 内 浸 水 が 生 じ る 。そ の 後 の シ ナ リ オ は ，１ ．浸 水 に よ る 設 備の没水，被水と同じ。
③ 洗 掘 に よ り 防 潮 堤 が 損 傷 し ，敷 地 内 に 多 量 の 津 波 が 流 入 す る こと で ，屋 外 内 の 施 設 が 広 範 囲 に わ た り 浸 水 し 機 能 喪 失 す る 防 潮
堤損傷が発生する。
①漂流物の衝突により防潮堤・防潮扉が損傷する。
② ① に よ り 海 水 ポ ン プ 室 浸 水 ，タ ー ビ ン 建 屋 内 浸 水 及 び 原 子 炉 建
屋 内 浸 水 が 生 じ る 。そ の 後 の シ ナ リ オ は ，１ ．浸 水 に よ る 設 備の没水，被水と同じ。
③ 漂 流 物 の 衝 突 に よ り 防 潮 堤 が 損 傷 し ，敷 地 内 に 多 量 の 津 波 が 流
入 す る こ と で ，屋 外 内 の 施 設 が 広 範 囲 に わ た り 浸 水 し 機 能 喪 失する防潮堤損傷が発生する。
①漂流物の衝突により起動変圧器及び予備変圧器が損傷する。
②①により，変圧器機能喪失が生じ，外部電源喪失が発生する。
①津波波力により復水貯蔵タンクが損傷する。
② ① に よ り ，復 水 貯 蔵 タ ン ク 機 能 喪 失 が 生 じ ，こ れ を 水 源 と す る
機器の機能喪失が発生する。
①漂流物の衝突により燃料移送ポンプが損傷する。
② ① に よ り ，燃 料 移 送 系 機 能 喪 失 が 生 じ ，非 常 用 デ ィ ー ゼ ル 発 電機の機能喪失が発生する。
①漂流物の衝突によりタービン建屋が損傷する。
②①によりタービン建屋内浸水が生じる。その後のシナリオは，
１ ． 浸 水 に よ る 設 備 の 没 水 ， 被 水 の (6)タ ー ビ ン 建 屋 内 機 器 と同じ。
①漂流物の衝突により原子炉建屋が損傷する。
② ① に よ り 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ る 。そ の 後 の シ ナ リ オ は ，１ ．
浸 水 に よ る 設 備 の 没 水 ， 被 水 の (7) 原 子 炉 建 屋 内 機 器 と 同 じ 。

第 3.2.2.1-3 表
津波の
影響
間接的

影響の
建屋・構築物，機器
種類
・配管系への影響
6. 漂 流 物 建 屋 ・ 構 築 物 ， 機 器 ・の衝突
配管系の構造的損傷（つづき） （つづき）

3.2.2-25

7. 津 波 に
よ る 高
ス ト レ
ス
8. 作 業 環
境 の 悪化

津 波 に よ る 事 故 シ ナ リ オ の 抽 出 結 果 （ 5／ 5）
影響を受ける可能性のある設備(3 1 )排 気 筒

運転員等の操作失敗−

運転員等の回復操作
失敗−考えられるシナリオ①漂流物の衝突により排気筒が損傷する。
②①によりタービン建屋が損傷し，タービン建屋内浸水が生じる 。そ の 後 の シ ナ リ オ は ，１ ．浸 水 に よ る 設 備 の 没 水 ，被 水 の(6 ) タ ー ビ ン 建 屋 内 機 器 と 同 じ 。
③ ① に よ り 原 子 炉 建 屋 が 損 傷 し ，原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ る 。その 後 の シ ナ リ オ は ， １ ． 浸 水 に よ る 設 備 の 没 水 ， 被 水 の ( 7) 原
子炉建屋内機器と同じ。
① 津 波 に よ る 高 ス ト レ ス は ，緩 和 設 備 の 操 作 失 敗 に 係 る 人 的 過 誤確率の評価において考慮するため，シナリオから除外する。

① 事 象 発 生 後 の 作 業 環 境 悪 化 を 考 慮 し な け れ ば な ら な い 設 備（ 可
搬 型 設 備 等 ）に つ い て は 期 待 し て い な い た め ，シ ナ リ オ か ら 除外する。

第 3.2.2.1-4 表
津波の遡上高さ

津波による影響を受ける建屋・機器及び発生する起因事象

循環水ポンプ〜 EL. ＋ 8 .2m

起因事象※

津波による影響を受ける建屋・機器

非常用海水ポンプ（ Ｒ Ｈ Ｒ Ｓ ，Ｄ Ｇ Ｓ Ｗ ，Ｈ Ｐ Ｃ Ｓ − Ｄ Ｇ Ｓ Ｗ ）補機冷却系海水ポンプ（① 復水器真空度喪失）② 最終ヒートシンク喪失（⑤ タービン・サポート系喪失）（① 復水器真空度喪失）（② 最終ヒートシンク喪失）（⑤ タービン・サポート系喪失）

3.2.2-26

EL.＋ 8 .2 m〜

起動変圧器，予備変圧器（③ 全交流動力電源喪失）

燃料移送系（外部電源喪失＋最終ヒートシンク喪失）

復水貯蔵タンク（④ −）

タービン建屋（燃料移送系，復水貯蔵タンク損傷に伴う原子炉建屋

緩和設備の機能喪失）⑥ 原子炉建屋内浸水による複数の緩和機
能喪失⑦防潮堤損傷※：下線の起因事象は，津波の遡上高さが高くなることにより新たに発生する起因事象となる。
ま た ，（ ） 内 の 起 因 事 象 は ， 同 時 に 発 生 す る 可 能 性 が あ る が ， 他 の 起 因 事 象 で 発 生 す る 影 響 に 包 含 さ れる起因事象となる。

第 3.2.2.1-5 表
区

分

No .
1
2

津波防護施
設及び浸水
防止設備

3

4
5
6

7
起因事象を
引き起こす
設備

起因事象
を緩和す
る設備

フ
ロ
ン
ト
ラ
イ
ン
系

サ
ポ
｜
ト
系

建 屋 ・ 機 器 リ ス ト （ 1／ 2）
設置場所※１

設置場所の高さ※１（ E L. ）

−

屋外

−

−

屋外

−

−

海水ポンプ室
及び屋外

−

−

原子炉建屋
及び屋外

−

ポンプ

海水ポンプ室＋ 0. 8mポンプ

海水ポンプ室＋ 0. 8mポンプ

海水ポンプ室＋ 0. 8m

建屋・機器（系統）名称
防潮堤及び防潮扉
放水路止水対策（構内排水路止水対策含む）
取 水 路 止 水 対 策（ 海 水 引 込 み 管 ，
緊急用海水取水管止水対策含む）
原子炉建屋外壁部（地下部分）
止水対策（隣接する建屋境界部含む）
残留熱除去系海水系（海水ポンプ及び関連機器含む）
非常用ディーゼル発電機用海水系（海水ポンプ及び関連機器含
む）
高圧炉心スプレイ系ディーゼル
発電機用海水系（海水ポンプ及び関連機器含む）

8

循環水ポンプポンプ

海水ポンプ室＋ 0. 8m

9

補機冷却系海水ポンプ

ポンプ

海水ポンプ室＋ 0. 8m10起動変圧器，予備変圧器

変圧器

屋外

＋ 8.2 m

11

原子炉建屋

１階床面

−

＋ 8.2 m12

タービン建屋

１階床面−＋ 8.2 m

13

排気筒

排気筒

屋外

＋ 8.5 m14

高圧炉心スプレイ系

原子炉建屋（地下２階）− 4 .0 m

15

原子炉隔離時冷却系

原子炉建屋（地下２階）− 4 .0 m

16

低圧炉心スプレイ系

原子炉建屋（地下２階）− 4 .0 m

17低圧注水系（残留熱除去系）

原子炉建屋（地下２階）− 4 .0 m

18

自動減圧系

制御盤

原子炉建屋
（２階）

＋ 1 8.0 m

19

復水貯蔵タンクタンク

屋外＋ 3.0 m20

燃料移送系

タ ン ク ，ポンプ

屋外

＋ 8.3 m

21

直流電源系

分電盤

原子炉建屋
（地下２階）− 4 .0 m

22

非常用交流電源系

ディーゼ
ル発電設
備

原子炉建屋
（地下２階）− 4 .0 m

3.2.2-27

ポ ン プ ，電動 弁 ，空 調
機
ポンプ，
タービン，
電 動 弁 ，器
具 ，分 電 盤
ポ ン プ ，電動 弁 ，空 調機
ポ ン プ ，電動 弁 ，空 調機第 3.2.2.1-5 表
区

分

N o.

建 屋 ・ 機 器 リ ス ト （ 2／ 2）

建屋・機器（系統）名称

設置場所※１

設置場所の高さ※１（ E L. ）残留熱除去系海水系（海水ポンポンプ
海水ポンプ室＋ 0 .8 m
プ及び関連機器含む）
残留熱除去系海水系（原子炉建
原子炉建屋
24
熱交換器
− 4 .0 m
屋内設置機器）（地下２階）
非常用ディーゼル発電機用海水25系（海水ポンプ及び関連機器含ポンプ
海水ポンプ室＋ 0 .8 m
サむ）
起因事象 ポ
非常用ディーゼル発電機用海水
原子炉建屋を緩和す ｜
26
系（原子炉建屋附属棟内設置機
熱交換器− 4 .0 m（地下２階）る設備
ト器）
系
高圧炉心スプレイ系ディーゼル
27
発電機用海水系（海水ポンプ及ポンプ
海水ポンプ室＋ 0 .8 m
び関連機器含む）
高圧炉心スプレイ系ディーゼル
原子炉建屋
28
発電機用海水系（原子炉建屋内
熱交換器− 4 .0 m（地下２階）
設置機器）※ 1： 設 置 場 所 の 高 さ は ， 工 事 計 画 認 可 申 請 書 ， 配 管 施 工 図 ， 配 置 図 ， 据 付 図 等 を
23

元 に 調 査 し ，没 水 ・ 被 水 に よ る 機 能 喪 失 に 着 目 し て ，当 該 機 器 の 設 置 床 面 の
高 さ を 記 載 し て い る 。（ 添 付 資 料 3 .2 .2 .1 - 7 ）な お ，複 数 の 機 器 が 異 な る 高 さ に 設 置 さ れ て い る 場 合 は ，今 回 の 津 波 Ｐ Ｒ Ａの評価の前提条件を踏まえ，以下の方針で記載している。
＜海水ポンプ室＞
防 潮 堤 越 流 に よ り ，海 水 ポ ン プ 室 内 の 機 器 が 没 水 ，被 水 す る た め ，複 数 の機 器 が 異 な る 高 さ に 設 置 さ れ て い る 場 合 は ，最 も 低 い 位 置 に 設 置 さ れ て いる設備の設置床面の高さを記載している。
＜原子炉建屋＞
原 子 炉 建 屋 の １ 階 床 面 高 さ で あ る EL . ＋ 8 . 2m に 津 波 が 到 達 し た 場 合 は ，津波 が 建 屋 内 に 浸 水 し ，建 屋 内 の 機 器 が 没 水 ，被 水 に よ り 機 能 喪 失 す る も のと 仮 定 し て い る こ と か ら ，複 数 の 機 器 が 異 な る 高 さ に 設 置 さ れ て い る 場 合
は ，最 も 低 い 位 置 に 設 置 さ れ て い る 設 備 の 設 置 床 面 の 高 さ を 記 載 し て い る 。
＜建屋本体＞
原 子 炉 建 屋 及 び タ ー ビ ン 建 屋 に つ い て は ，地 上 １ 階 の 床 面 高 さ と し て い る 。

3.2.2-28

第 3.2.2.3-1 表
区分

No.

設備名称

津波防護施
設及び浸水
防止設備

1

防潮堤及び
防潮扉

建 屋 ・ 機 器 フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 結 果 （ 1／ 11）

津波損傷モード

建屋・機器フラジリティ

備考

3.2.2-29

津 波 の 敷 地 内 浸 水 を 防 止 す る も の で あ り ，没 水 ，被 水 で は 機 能 喪 失しないため，評価対象外とした。
防 潮 堤 に つ い て は ，防 潮 堤 位 置 に お け る 津 波 高 さ T. P . ＋ 24 m ま で の耐 力 を 確 保 す る 設 計 と し て い る た め ，原 子 炉 建 屋 が 浸 水 す る 津 波 高
波力，流体
※1
○
さ T .P . ＋ 2 2 m に 対 し て も 健 全 性 を 確 保 で き る 。な お ，本 損 傷 モ ー ド力，浮力の 発 生 前 に 津 波 の 防 潮 堤 越 流 に よ る 没 水 ，被 水 に よ り ，起 因 事 象 を引き起こす設備及び起因事象を緩和する設備が機能喪失する。
機 能 喪 失 要 因 と な る 可 能 性 が あ る が ，洗 掘 防 止 対 策 を 講 じ る 設 計 と洗掘（○）
しているため，支配的な損傷モードとならない。
機 能 喪 失 要 因 と な る 可 能 性 が あ る が ，漂 流 物 の 衝 突 を 考 慮 し た 設 計
漂流物
（○）
※1
としているため，支配的な損傷モードとならない。
津 波 の 敷 地 内 浸 水 を 防 止 す る も の で あ り ，没 水 ，被 水 で は 機 能 喪 失
2
放水路止水
没水，被水
−
対 策（ 構 内 排しないため，評価対象外とした。
水路止水対
機 能 喪 失 要 因 と な る 可 能 性 が あ る が ，防 潮 堤 耐 力 を 超 え る 津 波 を 考
策含む）
波力，流体
慮 し た 設 計 と し て い る 。な お ，本 損 傷 モ ー ド の 発 生 前 に 津 波 の 防 潮※1（○）
堤 越 流 に よ る 没 水 ，被 水 に よ り ，起 因 事 象 を 引 き 起 こ す 設 備 及 び 起力，浮力因事象を緩和する設備が機能喪失する。
放 水 ピ ッ ト 及 び 構 内 排 水 路 に は ，洗 掘 は 生 じ な い た め ，評 価 対 象 外
洗掘
−
とした。
放 水 ピ ッ ト 及 び 構 内 排 水 路 に は ，漂 流 物 は 衝 突 し な い た め ，評 価 対
漂流物−
象外とした。
※ 1 ： 添 付 資 料 3 .2 . 2. 3- 1「 防 潮 堤 に 対 す る 漂 流 物 の 衝 突 影 響 評 価 に 用 い る 漂 流 物 の 選 定 に つ い て 」 及 び 添 付 資 料 3 .2 . 2 . 3- 2 「 防潮堤及び津波流入経路止水対策の耐力について」参照。
没水，被水

−

第 3.2.2.3-1 表
区分

No.

設備名称

津波防護施
設及び浸水
防止設備
（つづき）

3

取水路止水
対策（海水
取水ピット
止水対策含
む）

3.2.2-30

4

起因事象を
引き起こす
設備

5

原子炉建屋
外壁部（地
下部分）止
水対策（隣
接する建屋
境 界 部 含む）
残留熱除去
系 海 水 系
（海水ポン
プ及び海水
ポンプ室内
関連機器含
む）

建 屋 ・ 機 器 フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 結 果 （ 2／ 11）

津波損傷モード
没水，被水

−

波力，流体
力，浮力

（○）

洗掘

−

漂流物

−

没水，被水

−

波力，流体
力，浮力

（○）

建屋・機器フラジリティ
津波の海水ポンプ室及び敷地内浸水を防止するものであり，没水，被水では機能喪失しないため，評価対象外とした。
機 能 喪 失 要 因 と な る 可 能 性 が あ る が ，防 潮 堤 耐 力 を 超 え る 津 波 を
考 慮 し た 設 計 と し て い る 。な お ，本 損 傷 モ ー ド の 発 生 前 に 津 波 の防 潮 堤 越 流 に よ る 没 水 ，被 水 に よ り ，起 因 事 象 を 引 き 起 こ す 設 備
及び起因事象を緩和する設備が機能喪失する。
海 水 ポ ン プ 室 及 び 海 水 取 水 ピ ッ ト に は ，洗 掘 は 生 じ な い た め ，評
価対象外とした。
海水ポンプ室及び海水取水ピットには，漂流物は衝突しないた
め，評価対象外とした。
津 波 の 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 を 防 止 す る も の で あ り ，没 水 ，被 水 で は機能喪失しないため，評価対象外とした。
機 能 喪 失 要 因 と な る 可 能 性 が あ る が ，取 水 路 止 水 対 策 が 損 傷 し た
場合に生じるものであるため，可能性は小さいと想定した。
原 子 炉 建 屋 地 下 部 で あ り ，洗 掘 の 影 響 は 生 じ な い た め ，評 価 対 象
外とした。
原子炉建屋地下トレンチ取り合い部及び隣接建屋境界に対する止水対策であり，漂流物は衝突しないため，評価対象外とした。
防 潮 堤 高 さ T .P . ＋ 20 m を 超 え る 津 波 の 越 流 に よ り ，海 水 ポ ン プ 室
浸水が生じ，機能喪失する。
本 損 傷 モ ー ド の 発 生 前 に 没 水 ，被 水 に よ り 残 留 熱 除 去 系 海 水 系 は機能喪失するため，評価対象外とした。

洗掘

−

漂流物

−

没水，被水

○

波力，流体
力，浮力

−

洗掘

−

海 水 ポ ン プ 室 内 で あ り ，洗 掘 は 生 じ な い た め ，評 価 対 象 外 と し た 。

漂流物−

海 水 ポ ン プ 室 内 で あ り ，漂 流 物 は 衝 突 し な い た め ，評 価 対 象 外 と
した。

備考

※1

第 3.2.2.3-1 表
区分

No.

設備名称

起因事象を
引き起こす
設備
（つづき）

6

非常用ディ
ーゼル発電
機用海水系
（海水ポン
プ及び海水
ポンプ室内
関連機器含
む）

7

3.2.2-31
8

高圧炉心ス
プレイ系デ
ィーゼル発
電機用海水
系（海水ポ
ンプ及び海
水ポンプ室
内関連機器
含む）
循環水ポン
プ

建 屋 ・ 機 器 フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 結 果 （ 3／ 11）

津波損傷モード

建屋・機器フラジリティ
防 潮 堤 高 さ T .P . ＋ 20 m を 超 え る 津 波 の 越 流 に よ り ，海 水 ポ ン プ 室
浸水が生じ，機能喪失する。
本 損 傷 モ ー ド の 発 生 前 に 没 水 ，被 水 に よ り 非 常 用 デ ィ ー ゼ ル 発 電
機用海水系は機能喪失するため，評価対象外とした。

没水，被水

○

波力，流体
力，浮力

−

洗掘

−

海 水 ポ ン プ 室 内 で あ り ，洗 掘 は 生 じ な い た め ，評 価 対 象 外 と し た 。

漂流物−

海 水 ポ ン プ 室 内 で あ り ，漂 流 物 は 衝 突 し な い た め ，評 価 対 象 外 と
した。

没水，被水

○

防 潮 堤 高 さ T .P . ＋ 20 m を 超 え る 津 波 の 越 流 に よ り ，海 水 ポ ン プ 室
浸水が生じ，機能喪失する。

波力，流体
力，浮力

−

本 損 傷 モ ー ド の 発 生 前 に 没 水 ，被 水 に よ り 高 圧 炉 心 ス プ レ イ 系 デ
ィーゼル発電機用海水系は機能喪失するため，評価対象外とし
た。

洗掘

−

海 水 ポ ン プ 室 内 で あ り ，洗 掘 は 生 じ な い た め ，評 価 対 象 外 と し た 。

漂流物−

海 水 ポ ン プ 室 内 で あ り ，漂 流 物 は 衝 突 し な い た め ，評 価 対 象 外 と
した。

没水，被水

○

波力，流体
力，浮力

−

洗掘

−

海 水 ポ ン プ 室 内 で あ り ，洗 掘 は 生 じ な い た め ，評 価 対 象 外 と し た 。

漂流物−

海 水 ポ ン プ 室 内 で あ り ，漂 流 物 は 衝 突 し な い た め ，評 価 対 象 外 とした。

防 潮 堤 高 さ T .P . ＋ 20 m を 超 え る 津 波 の 越 流 に よ り ，海 水 ポ ン プ 室
浸水が生じ，機能喪失する。
本 損 傷 モ ー ド の 発 生 前 に 没 水 ，被 水 に よ り 循 環 水 ポ ン プ は 機 能 喪失するため，評価対象外とした。

備考

第 3.2.2.3-1 表
区分

No.

設備名称

起因事象を
引き起こす
設備
（つづき）

9

補機冷却系
海水ポンプ

10

3.2.2-32

起 動 変 圧器，予備変圧器

建 屋 ・ 機 器 フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 結 果 （ 4／ 11）

津波損傷モード
没水，被水

○

波力，流体
力，浮力

−

洗掘

−

漂流物

−

建屋・機器フラジリティ
防 潮 堤 高 さ T .P . ＋ 20 m を 超 え る 津 波 の 越 流 に よ り ，海 水 ポ ン プ 室
浸水が生じ，機能喪失する。
本 損 傷 モ ー ド の 発 生 前 に 没 水 ，被 水 に よ り 補 機 冷 却 系 海 水 ポ ン プ
は機能喪失するため，評価対象外とした。
海 水 ポ ン プ 室 内 で あ り ，洗 掘 は 生 じ な い た め ，評 価 対 象 外 と し た 。
海 水 ポ ン プ 室 内 で あ り ，漂 流 物 は 衝 突 し な い た め ，評 価 対 象 外 とした。
機 能 喪 失 要 因 と な る 可 能 性 が あ る が ，本 損 傷 モ ー ド が 発 生 す る 津
波 高 さ で 没 水 ，被 水 に よ り 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ ，原 子 炉 建 屋
内機器が機能喪失する。
機 能 喪 失 要 因 と な る 可 能 性 が あ る が ，本 損 傷 モ ー ド の 発 生 前 に 没
水 ，被 水 に よ り 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ ，原 子 炉 建 屋 内 機 器 が 機能喪失する。

没水，被水

（○）

波力，流体
力，浮力

（○）

洗掘

（○）

同上

漂流物

（○）

同上

備考

第 3.2.2.3-1 表
区分

No.

設備名称

建 屋 ・ 機 器 フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 結 果 （ 5／ 11）

津波損傷モード

建屋・機器フラジリティ

防 潮 堤 位 置 に お け る 津 波 高 さ T .P . ＋ 22 m を 超 え る 津 波 に よ り ，原子 炉 建 屋 １ 階 床 面 高 さ で あ る E L. ＋ 8 . 2m ま で 津 波 が 到 達 し た 場○
合 ，原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ ，原 子 炉 建 屋 内 機 器 の 機 能 喪 失 が 発生する。
機 能 喪 失 要 因 と な る 可 能 性 が あ る が ，本 損 傷 モ ー ド の 発 生 前 に 没
波 力 ，流 体（ ○ ） 水 ，被 水 に よ り 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ ，原 子 炉 建 屋 内 機 器 は 機力，浮力能喪失が発生する。
原 子 炉 建 屋 は 岩 盤 上 に 設 置 さ れ て い る た め ，支 配 的 な 損 傷 モ ー ド
洗掘−とならない。
機能喪失要因となる可能性があるが，本損傷モード発生前に没漂流物（○）
水，被水により機能喪失が発生する。
12
タービン建
機 能 喪 失 要 因 と な る 可 能 性 が あ る が ，本 損 傷 モ ー ド が 発 生 す る 津
没 水 ，被 水（ ○ ） 波 高 さ で 没 水 ，被 水 に よ り 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ ，原 子 炉 建 屋
屋（浸水）
内機器が機能喪失する。
機 能 喪 失 要 因 と な る 可 能 性 が あ る が ，本 損 傷 モ ー ド の 発 生 前 に 没
波 力 ，流 体（ ○ ） 水 ，被 水 に よ り 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ ，原 子 炉 建 屋 内 機 器 は 機力，浮力能喪失が発生する。
タ ー ビ ン 建 屋 は 岩 盤 上 に 設 置 さ れ て い る た め ，支 配 的 な 損 傷 モ ー
洗掘−
ドとならない。
機能喪失要因となる可能性があるが，本損傷モード発生前に没漂流物（○）
水，被水により機能喪失が発生する。
※ 2 ： 添 付 資 料 3 . 2 .2 . 3-3 「 津 波 に よ る 敷 地 内 浸 水 解 析 に つ い て 」 参 照 。 以 下 ， 同 じ 。
起因事象を
引き起こす
設備
（つづき）

11

備考

原子炉建屋

没 水 ，被 水（浸水）※2

3.2.2-33※2

第 3.2.2.3-1 表
区分

No.

起因事象を
引き起こす
設備
（つづき）

13

3.2.2-34

起因事
象を緩
和する
設備

フ
ロ
ン
ト
ラ
イ
ン
系

14

15

設備名称
排気筒

高圧炉心ス
プレイ系

原子炉隔離
時冷却系

建 屋 ・ 機 器 フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 結 果 （ 6／ 11）

津波損傷モード

建屋・機器フラジリティ

備考

鋼 製 部 材 よ り 構 成 さ れ る も の で あ り ，没 水 ，被 水 で は 機 能 喪 失 しないため，評価対象外とした。
機能喪失要因となる可能性があるが，本損傷モード発生前に没
水 ，被 水 に よ り 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ ，原 子 炉 建 屋 内 機 器 が 機能喪失する。

没 水 ，被 水−

波 力 ，流 体
力，浮力

（○）

洗掘

（○）

同上

漂流物

（○）

同上

没 水 ，被 水○防 潮 堤 位 置 に お け る 津 波 高 さ T .P . ＋ 22 m を 超 え る 津 波 に よ り ，原子 炉 建 屋 １ 階 床 面 高 さ で あ る E L. ＋ 8 .2 m ま で 津 波 が 到 達 す る と ，
建屋内浸水により機能喪失する。

波 力 ，流 体
力，浮力−

原子炉建屋内に設置されているため，評価対象外とした。

洗掘

−

同上

漂流物

−

同上

没 水 ，被 水○防 潮 堤 位 置 に お け る 津 波 高 さ T .P . ＋ 22 m を 超 え る 津 波 に よ り ，原子 炉 建 屋 １ 階 床 面 高 さ で あ る E L. ＋ 8 .2 m ま で 津 波 が 到 達 す る と ，
建屋内浸水により機能喪失する。

波 力 ，流 体
力，浮力−

原子炉建屋内に設置されているため，評価対象外とした。

洗掘

−

同上

漂流物

−

同上

※2

※2

第 3.2.2.3-1 表
区分
起因事
象を緩
和する
設備
（つづ
き）

フ
ロ
ン
ト
ラ
イ
ン
系

No .

設備名称

16

低圧炉心ス
プレイ系

3.2.2-35

17

18

低圧注水系
（残留熱除
去系）

建 屋 ・ 機 器 フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 結 果 （ 7／ 11）

津波損傷モード

建屋・機器フラジリティ

備考

※2

没水，被水

○

防 潮 堤 位 置 に お け る 津 波 高 さ T .P . ＋ 2 2 m を 超 え る 津 波 に よ り ，原子 炉 建 屋 １ 階 床 面 高 さ で あ る E L. ＋ 8. 2 m ま で 津 波 が 到 達 す る と ，
建屋内浸水により機能喪失する。

波力，流体
力，浮力

−

原子炉建屋内に設置されているため，評価対象外とした。

洗掘

−

同上

漂流物

−

同上

没水，被水

○

防 潮 堤 位 置 に お け る 津 波 高 さ T .P . ＋ 2 2 m を 超 え る 津 波 に よ り ，原子 炉 建 屋 １ 階 床 面 高 さ で あ る E L. ＋ 8. 2 m ま で 津 波 が 到 達 す る と ，
建屋内浸水により機能喪失する。

波力，流体
力，浮力

−

原子炉建屋内に設置されているため，評価対象外とした。

洗掘

−

同上

漂流物

−

同上

没水，被水

○

防 潮 堤 位 置 に お け る 津 波 高 さ T .P . ＋ 2 2 m を 超 え る 津 波 に よ り ，原子 炉 建 屋 １ 階 床 面 高 さ で あ る E L. ＋ 8. 2 m ま で 津 波 が 到 達 す る と ，
建屋内浸水により機能喪失する。

波力，流体
力，浮力

−

原子炉建屋内に設置されているため，評価対象外とした。

洗掘

−

同上

漂流物

−

同上

自動減圧系

※2

※2

第 3.2.2.3-1 表
区分
起因事
象を緩
和する
設備
（つづ
き）

サ
ポ
｜
ト
系

No .

設備名称

19

復水貯蔵タ
ンク

3.2.2-36

20

建 屋 ・ 機 器 フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 結 果 （ 8／ 11）

津波損傷モード

建屋・機器フラジリティ

没水，被水

（○）

機 能 喪 失 要 因 と な る 可 能 性 が あ る が ，本 損 傷 モ ー ド の 発 生 前 に 没
水 ，被 水 に よ り 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ ，原 子 炉 建 屋 内 機 器 が 機能喪失する。

波力，流体
力，浮力

（○）

同上

洗掘

（○）

同上

漂流物

（○）

同上

没水，被水

（○）

機 能 喪 失 要 因 と な る 可 能 性 が あ る が ，本 損 傷 モ ー ド の 発 生 前 に 没
水 ，被 水 に よ り 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 が 生 じ ，原 子 炉 建 屋 内 機 器 が 機能喪失する。

波力，流体
力，浮力

（○）

同上

洗掘

（○）

同上

漂流物

（○）

同上

燃料移送系

備考

第 3.2.2.3-1 表
区分
起因事
象を緩
和する
設備
（つづ
き）

サ
ポ
｜
ト
系

No .

設備名称

21

直流電源系

3.2.2-37

22

23

非常用交流
電源系

残留熱除去
系（海水ポ
ンプ及び海
水ポンプ室
内関連機器
含む）

建 屋 ・ 機 器 フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 結 果 （ 9／ 11）

津波損傷モード

建屋・機器フラジリティ

備考

※2

没水，被水

○

防 潮 堤 位 置 に お け る 津 波 高 さ T .P . ＋ 2 2 m を 超 え る 津 波 に よ り ，原子 炉 建 屋 １ 階 床 面 高 さ で あ る E L. ＋ 8. 2 m ま で 津 波 が 到 達 す る と ，
建屋内浸水により機能喪失する。

波力，流体
力，浮力

−

原子炉建屋内に設置されているため，評価対象外とした。

洗掘

−

同上

漂流物

−

同上

没水，被水

○

防 潮 堤 位 置 に お け る 津 波 高 さ T .P . ＋ 2 2 m を 超 え る 津 波 に よ り ，原子 炉 建 屋 １ 階 床 面 高 さ で あ る E L. ＋ 8. 2 m ま で 津 波 が 到 達 す る と ，
建屋内浸水により機能喪失する。

波力，流体
力，浮力

−

原子炉建屋内に設置されているため，評価対象外とした。

洗掘

−

同上

漂流物

−

同上

没水，被水

○

波力，流体
力，浮力

−

洗掘

−

海 水 ポ ン プ 室 内 で あ り ，洗 掘 は 生 じ な い た め ，評 価 対 象 外 と し た 。

漂流物−

海 水 ポ ン プ 室 内 で あ り ，漂 流 物 は 衝 突 し な い た め ，評 価 対 象 外 とした。

防 潮 堤 高 さ T .P . ＋ 20 m を 超 え る 津 波 の 越 流 に よ り ，海 水 ポ ン プ 室
浸水が生じ，機能喪失する。
本 損 傷 モ ー ド の 発 生 前 に 没 水 ，被 水 に よ り 残 留 熱 除 去 系 は 機 能 喪失するため，評価対象外とした。

※2

第 3.2.2.3-1 表
区分
起因事
象を緩
和する
設備
（つづ
き）

サ
ポ
｜
ト
系

N o.

設備名称

24

残留熱除去
系（原子炉
建 屋 内 機器）

3.2.2-38

25

26

非常用ディ
ーゼル発電
機用海水系
（海水ポン
プ及び海水
ポンプ室内
関連機器含
む）
非常用ディ
ーゼル発電
機用海水系
（原子炉建
屋附属棟内
機器）

建 屋 ・ 機 器 フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 結 果 （ 10／ 11）

津波損傷モード

建屋・機器フラジリティ

備考

※2

没水，被水

○

防 潮 堤 位 置 に お け る 津 波 高 さ T .P . ＋ 2 2 m を 超 え る 津 波 に よ り ，原子 炉 建 屋 １ 階 床 面 高 さ で あ る E L. ＋ 8. 2 m ま で 津 波 が 到 達 す る と ，
建屋内浸水により機能喪失する。

波力，流体
力，浮力

−

原子炉建屋内に設置されているため，評価対象外とした。

洗掘

−

同上

漂流物

−

同上

没水，被水

○

波力，流体
力，浮力

−

洗掘

−

漂流物

−

没水，被水

○

波力，流体
力，浮力

−

原子炉建屋内に設置されているため，評価対象外とした。

洗掘

−

同上

漂流物

−

同上

防 潮 堤 高 さ T .P . ＋ 20 m を 超 え る 津 波 の 越 流 に よ り ，海 水 ポ ン プ 室
浸水が生じ，機能喪失する。
本 損 傷 モ ー ド の 発 生 前 に 没 水 ，被 水 に よ り 非 常 用 デ ィ ー ゼ ル 発 電
機用海水系は機能喪失するため，評価対象外とした。
海 水 ポ ン プ 室 内 で あ り ，洗 掘 は 生 じ な い た め ，評 価 対 象 外 と し た 。
海 水 ポ ン プ 室 内 で あ り ，漂 流 物 は 衝 突 し な い た め ，評 価 対 象 外 とした。
防 潮 堤 位 置 に お け る 津 波 高 さ T .P . ＋ 2 2 m を 超 え る 津 波 に よ り ，原子 炉 建 屋 １ 階 床 面 高 さ で あ る E L. ＋ 8. 2 m ま で 津 波 が 到 達 す る と ，
建屋内浸水により機能喪失する。

※2

第 3.2.2.3-1 表
区分
起因事
象を緩
和する
設備
（つづ
き）

サ
ポ
｜
ト
系

N o.

設備名称

27

高圧炉心ス
プレイ系デ
ィーゼル発
電機用海水
系（海水ポ
ンプ及び海
水ポンプ室
内関連機器
含む）

3.2.2-39

28

高圧炉心ス
プレイ系デ
ィーゼル発
電機用海水
系（原子炉
建 屋 内 機器）

建 屋 ・ 機 器 フ ラ ジ リ テ ィ 評 価 結 果 （ 11／ 11）

津波損傷モード

建屋・機器フラジリティ

没水，被水

○

防 潮 堤 高 さ T .P . ＋ 20 m を 超 え る 津 波 の 越 流 に よ り ，海 水 ポ ン プ 室
浸水が生じ，機能喪失する。

波力，流体
力，浮力

−

本 損 傷 モ ー ド の 発 生 前 に 没 水 ，被 水 に よ り 機 能 喪 失 す る た め ，評
価対象外とした。

洗掘−

海 水 ポ ン プ 室 内 で あ り ，洗 掘 は 生 じ な い た め ，評 価 対 象 外 と し た 。

漂流物−

海 水 ポ ン プ 室 内 で あ り ，漂 流 物 は 衝 突 し な い た め ，評 価 対 象 外 と
した。

没水，被水

○

防 潮 堤 位 置 に お け る 津 波 高 さ T .P . ＋ 2 2 m を 超 え る 津 波 に よ り ，原子 炉 建 屋 １ 階 床 面 高 さ で あ る E L. ＋ 8. 2 m ま で 津 波 が 到 達 す る と ，
建屋内浸水により機能喪失する。

波力，流体
力，浮力

−

原子炉建屋内に設置されているため，評価対象外とした。

洗掘

−

同上

漂流物

−

同上

備考

※2

＜津波損傷モードにおける記号凡例＞○ ：当該損傷モードが機器の機能喪失の支配的な要因になる。
（ ○ ）： 当 該 損 傷 モ ー ド は 機 器 の 機 能 喪 失 要 因 と な る 可 能 性 が あ る が ，当 該 損 傷 モ ー ド 発 生 前 に 他 の 損 傷 モ ー ド に よ り 機 能 喪 失する又は支配的な損傷モードとならないあるいは可能性が小さい。
− ：当該損傷モードにより機器は機能喪失しない又は対象外。

第 3.2.2.4-1 表
津波区分

津波高さ

津波区分１

T.P.＋20m〜T.P.＋22m

津波高さによるシナリオ分類
津波による影響を受ける建屋・機器

起因事象

非常用海水ポンプ機能喪失

最終ヒートシンク喪失

非常用海水ポンプ機能喪失
津波区分２

T.P.＋22m〜T.P.＋24m

原子炉建屋内浸水による起動変圧器，予備変圧器機能喪失
原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失

複数の緩和機能喪失

非常用海水ポンプ機能喪失
津波区分３

T.P.＋24m〜

原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失

防潮堤損傷

防潮堤損傷

3.2.2-40

第 3.2.2.4-2 表

起因事象発生後の人的過誤

認知

操作

過誤確率
(平均値)
[／ｄ]

ストレスファクタ※起因事象発生後の人的過誤

余裕時間

エラー
ファクタ

原子炉水位制御操作失敗

30 分

5

5

6.6E-03

6.4

水源切替操作失敗

30 分

5

5

6.6E-03

6.4

注水不能認知失敗

30 分

5

-

2.6E-0313.8

高圧注水系起動操作失敗

-

-

5

6.2E-033.0

起動信号共通原因故障時※：内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡと比較して 1 段階高いストレスレベルのストレスファクタを設定。

第 3.2.2.4-3 表

津波区分ごとの炉心損傷頻度
津波発生頻度
炉心損傷頻度
（／年）
（／炉年）

津波区分

津波高さ

津波区分１

T.P.＋20m〜T.P.＋22m

3.2E-06

3.2E-06

74.6％

津波区分２

T.P.＋22m〜T.P.＋24m

7.6E-07

7.6E-07

17.7％

津波区分３

T.P.＋24m〜

3.3E-07

3.3E-07

7.7％

4.3E-06

100.0％

全炉心損傷頻度

3.2.2-41

第 3.2.2.4-4 表
事故シーケンス

寄与割合

事故シーケンスごとの炉心損傷頻度
炉心損傷頻度
津波区分
（／炉年）

寄与割合

最終ヒートシンク喪失（ＲＣＩＣ成功）

津波区分１3.2E-06

73.9％

最終ヒートシンク喪失＋高圧注水機能喪失

津波区分１

1.1E-08

0.3％

最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

津波区分１

1.7E-080.4％

原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失

津波区分２

7.6E-07

17.7％

防潮堤損傷

津波区分３

3.3E-07

7.7％

4.3E-06100％

全炉心損傷頻度

第 3.2.2.4-5 表

感度解析結果
津波区分

炉心損傷頻度（／炉年）

寄与割合

外部電源喪失＋最終ヒートシンク喪失（ＲＣＩＣ成功）

津波区分１3.2E-0673.9％

外部電源喪失＋最終ヒートシンク喪失＋高圧注水機能喪失

津波区分１

1.1E-080.3％

外部電源喪失＋最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

津波区分１

1.7E-080.4％

原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失

津波区分２

7.6E-07

17.7％

防潮堤損傷

津波区分３

3.3E-07

7.7％

4.3E-06100％

事故シーケンス

3.2.2-42

全炉心損傷頻度

１．評価対象プラントと事故シナリオ(1) 対 象 と す る プ ラ ン ト の 説 明(2) 炉 心 損 傷 に 至 る 事 故 シ ナ リ オ と 分 析◆プラント関連情報の収集・分析
津 波 Ｐ Ｒ Ａ に 必 要 な 設 計 ，運 転・保 守 管 理
情 報 ，津 波 固 有 に 考 慮 す べ き 関 連 情 報 を 収
集 し ，対 象 設 備 の 設 計 及 び 津 波 に よ る 影 響を把握する。
◆プラントウォークダウンの実施
上記では確認が難しいプラント情報の取得及び事故シナリオの妥当性確認のため，
プラントウォークダウンを実施する。

◆ 事 故 シ ナ リ オ の 広 範 な 分 析・選 定 及 び 事 故 シ ナ リ オ の ス ク リ ー ニング
津 波 の 直 接 的・間 接 的 影 響 を 受 け る 設 備 と 考 え ら れ る 事 故 シ ナ リ
オの抽出及び事故シナリオのスクリーニングを実施する。
◆事故シナリオの明確化及び起因事象の分析
津波特有の原因による事故シナリオの明確化及び起因事象の分析を実施する。
◆建屋・機器リストの作成
起因事象の分析結果に基づき建屋・機器リストを作成する。

3.2.2-43

２．確率論的津波ハザード評価

３．建屋・機器フラジリティ評価

４．事故シーケンス評価
フォールトツリー

機 1.0
能
喪
失
確
率
0

年
超
過
確
率
（ /年 ）
津 波 高 さ （ m）

イベントツリー
機器等の
許容津波
高さ

津 波 高 さ （ m）

将来襲来すると想定される任意の津波高さ及びその高さを超過する
頻度の関係（確率論的津波ハザー
ド）を評価する。

建屋・機器リストに記載の機器等に
つ い て ，津 波 に よ る 損 傷 モ ー ド を 分
析してフラジリティを評価する。

第 3.2.2-1 図

津波ＰＲＡの評価フロー

津波高さごとに事故シナリオを明確化して，イベントツリーを作成
し ，炉 心 損 傷 頻 度 を 算 出 す る と と もに，主要結果に対する分析を行う。

3.2.2-44
第 3.2.2.1-1 図

プラントの設備配置の概略図

間接的被害の確認

津波影響の確認

津波ＰＲＡ評価対象（建屋・機器リスト）

漂流物となる可能性のある
屋外設置機器等

原子炉建屋外の機器

Ａ

3.2.2-45

ＮＯ

原子炉建屋外壁の
貫通部※

ＹＥＳ

Ａ
ＮＯ

ＹＥＳ

Ａ

プラントウォークダウン対象

プラントウォークダウン対象外※ ： 原 子 炉 建 屋 １ 階 床 面 高 さ EL .＋ 8 .2m 以 下 の 範 囲

第 3.2.2.1-2 図

プラントウォークダウン対象機器の選定フロー3.2.2-46
第 3.2.2.1-3 図

プラントウォークダウン用チェックシート（残留熱除去系海水ポンプの例）

3.2.2-47
第 3.2.2.1-4 図

事故シナリオの明確化及び起因事象の分析結果

第 3.2.2.2-1 図(1)

津波発生領域(茨城県沖〜房総沖)

第 3.2.2.2-1 図(2)

津波発生領域(JTT)3.2.2-48

第 3.2.2.2-1 図(3)

津波発生領域(JTNR)

3.2.2-49

津波発生領域

応力降下量範囲

発生パターン

波源モデル
破壊する
領域

Mw8.5クラスの
津波の発生

※1

※2

波源領域
の南限

津波だけが発生する

北米プレートとフィリピン海プレートの
境界まで

w=1/3

w=1/3

w=0.50w=0.500.82〜3.00MPa(MC=8.1，B M=0.5相当)

w=0.501.14〜2.17MPa(MC=8.1，B M=0.3相当)

津波地震領域を含む
津波だけが発生する

w=0.500.82〜3.00MPa(MC=8.3，B M=0.5相当)

w=0.501.14〜2.17MPa(MC=8.3，B M=0.3相当)

両方のタイプの津波が発生するあり
津波だけが発生する

不均質すべりモデル

w=0.10茨城・房総沖

w=1/3

房総沖まで

w=1/3

w=0.50※5

津波地震領域を含む
津波だけが発生する両方のタイプの津波が発生する

160年

0.82〜3.00MPa
w=0.50(MC=8.1，B M=0.5相当)[0.5](MC=8.3，B M=0.5相当)[0.5]w=0.501.14〜2.17MPa(MC=8.1，B M=0.3相当)[0.5](MC=8.3，B M=0.3相当)[0.5]w=0.500.82〜3.00MPa(MC =8.4，BM =0.5相当)

w=0.501.14〜2.17MPa(MC =8.4，BM =0.3相当)

w=0.500.82〜3.00MPa(MC =8.5，BM =0.5相当)

w=1/3 津波地震領域を含まない

三陸沖北部〜
房総沖

平均発生間隔※3

発生領域

w=1/3 津波地震領域を含まない

w=0.90※4

w=0.50

（Ａ）

ＪＴＴ

210年

1.14〜2.17MPa(MC=8.5，BM =0.3相当)

w=0.500.82〜3.00MPa(MC=8.4，B M=0.5相当)[0.5](MC=8.5，B M=0.5相当)[0.5]w=0.501.14〜2.17MPa(MC=8.4，B M=0.3相当)[0.5](MC=8.5，B M=0.3相当)[0.5]

なし

ＪＴＴ

※1 過去に発生したという知見はないが，今後起きることを考慮して分岐及び重みを設定※2 2011年東北地方太平洋沖地震の特徴と関連する知見を考慮して設定※3 貞観地震は2011年東北地方太平洋沖地震と同様に津波地震領域が連動しているという考え方と連動していないという考え方があるため，分岐として設定※4 土木学会（2016）等を参考に分岐及び重みを設定※5 Gutenberg-Richter式を参考に，分岐及び重みを設定※6 津波推定値のばらつきに関するロジックツリー（偶然的不確実さの考慮）

第 3.2.2.2-2 図(1)津波発生モデルのロジックツリー(プレート間地震と津波地震の連動型地震)

津波発生領域波源モデル※1

発生パターン
1611年の津波の地震発生模式

マグニチュード範囲

※3

発生領域

プレート内地震と津波地震の連動サイクル※2

w=1/3
w=0.35

3.11地震の応力解放範囲以外ではどこでも津波地震が発生する

w=0.90w=0.70

津波地震
活動域内のどこでも津波地震が発生する

w=0.10

毎回連動する（＝600年）

MC=8.3, B M=0.5

w=0.15MC=8.3, B M=0.3

w=0.25MC=8.2, B M=0.5

w=0.10w=0.15w=0.2564年

w=0.50120年

w=0.25290年

w=0.2559年

w=0.50110年

MC=8.2, B M=0.3

w=0.25

220年

MC=8.1, B M=0.5

w=0.2559年

w=0.50110年

w=0.25210年

w=1/3 3回に1回連動する（＝1,800年）

w=1/3 5回に1回連動する（＝3,000年）
JTT※4

平均発生間隔

※1

一様すべり
矩形モデル
1896型（三陸） [0.5]1677型（房総） [0.5]

※5

（Ｂ）

w=1/3
w=0.35w=0.90w=0.30

海洋プレート内の正断層地震

MC=8.3, B M=0.5

3.11地震の応力解放範囲以外ではどこでも津波地震が発生する

w=0.15MC=8.3, B M=0.3

w=0.25MC=8.2, B M=0.5

活動域内のどこでも津波地震が発生する

w=0.10w=0.15w=0.10

毎回連動する（＝600年）

w=0.2579年

w=0.50180年

w=0.25600年

w=0.2572年

w=0.50150年

MC=8.2, B M=0.3

w=0.25360年

MC=8.1, B M=0.5

w=0.2571年

w=0.50140年

w=0.25330年※1 土木学会（2016）等を参考に分岐及び重みを設定※2 2011年東北地方太平洋沖地震の応力解放範囲で津波地震が発生する可能性については，2011年東北地方太平洋沖地震の発生により，同地
震で活動した領域に蓄積していたひずみはほぼ解消したため，発電所の供用期間には同領域で巨大地震は発生しないと考えられる。しかしながら，津波地震については，単独で活動する際に必要なひずみは相対的に小さいことを踏まえ，分岐及び重みを設定

w=1/3 3回に1回連動する（＝1,800年）

w=1/3 5回に1回連動する（＝3,000年）※3 土木学会（2009）等を参考に分岐及び重みを設定※4 津波地震の平均発生間隔については，土木学会（2011）を参考に，プレート間地震と津波地震の連動型地震である東北地方太平洋沖型の地震のうち津波地震領域を含む地震の発生間隔を除いて分岐及び重みを設定※5 津波推定値のばらつきに関するロジックツリー（偶然的不確実さの考慮）

第 3.2.2.2-2 図(2)津波発生モデルのロジックツリー(JTT)3.2.2-50

ＪＴＮＲ

津波発生領域

波源モデル

マグニチュード範囲

発生パターン
1611年の津波の地震発生模式※1

発生領域

これまでに発生したことがw=0.05
知られている領域のみで正断層地震が発生する

津波地震

w=0.05南部では発生せず，
北部ではどこでも正断層地震が発生する

w=0.25MC=8.4, BM=0.5

w=0.25MC=8.4, BM=0.3

MC=8.3, BM=0.3

w=0.25MC=8.4, BM=0.5

w=0.20MC=8.4, BM=0.3

w=0.30w=0.10w=0.25

120年

MC=8.2, BM=0.5
MC=8.4, BM=0.5

410年
2400年

w=0.30w=0.10w=0.30w=0.10w=0.20w=0.25w=0.10※1 土木学会（2016）等を参考に分岐及び重みを設定

2400年

w=0.25w=0.35

活動域内のどこでも
正断層地震が発生する

w=0.25MC=8.3, BM=0.3

w=0.10w=0.90410年

MC=8.3, BM=0.3

w=0.50w=0.20w=0.05MC=8.3, BM=0.5

MC=8.3, BM=0.5

w=0.30

海洋プレート内の
正断層地震

120年

w=0.50MC=8.4, BM=0.3

w=0.10w=0.30w=0.25w=0.25w=0.25南部では発生せず，
北部ではどこでも正断層地震が発生する

610年

w=0.20w=0.25

これまでに発生したことがw=0.05
知られている領域のみで正断層地震が発生する※3

MC=8.2, BM=0.5

w=0.30w=0.10JTNR

410年

MC=8.3, BM=0.5

w=0.10w=0.10

一様すべり
矩形モデル
1933型

280年

w=0.50w=0.35

活動域内のどこでも
正断層地震が発生する

w=0.25w=0.30w=0.10w=0.90

平均発生間隔※1

w=0.10w=0.70※2

w=0.10MC=8.2, BM=0.5

※4

（Ｂ）

MC=8.4, B M=0.5
w=0.25240年

MC=8.3, B M=0.5

w=0.50320年

MC=8.3, B M=0.3

w=0.25

430年

MC=8.4, B M=0.3

MC=8.2, B M=0.5
MC=8.4, BM=0.5
w=0.2589年

MC=8.3, BM=0.5

w=0.50210年

MC=8.3, BM=0.3

w=0.25580年

MC=8.4, BM=0.3

MC=8.2, BM=0.5
MC=8.4, BM=0.5
w=0.2589年

MC=8.3, BM=0.5

w=0.50210年

MC=8.3, BM=0.3

w=0.25580年

MC=8.4, BM=0.3

MC=8.2, BM=0.5※2 土木学会（2009）等を参考に分岐及び重みを設定※3 土木学会（2011）を参考に分岐及び重みを設定※4 津波推定値のばらつきに関するロジックツリー（偶然的不確実さの考慮）

第 3.2.2.2-2 図(3)津波発生モデルのロジックツリー(JTNR)

3.2.2-51

※

誤差の対数標準偏差（b）w=0.30w=0.40w=0.10土木学会(2011)※※

B，sに関する知見

w=0.25w=0.05= 0.223( = 1.25)= 0.300( = 1.35)= 0.372( = 1.45)= 0.438( = 1.55)

対数正規分布の打ち切り範囲（s）

w=0.75w=0.25

中央値 2.3b
中央値 10b（A）

w=0.25w=0.90

JNES(2014)

w=0.50w=0.25= 0.20( = 1.22)= 0.25( = 1.28)

中央値 2.3b= 0.30( = 1.35)※ 土木学会（2011），JNES（2014）等を参考に分岐及び重みを設定

第 3.2.2.2-3 図(1)津波推定値のばらつきに関するロジックツリー(不均質すべりモデル)※

B，sに関する知見

数値計算方法

w=0.10（Ｂ）

w=1.00土木学会(2011)

方法２
パラメータ変動の影響はに含まれていない（基本断層モデル＋パラメータの変動により評価）= 0.223( = 1.25)

w=0.35= 0.300( = 1.35)

w=0.75w=0.20= 0.372( = 1.45)= 0.438( = 1.55)

w=0.25w=0.25JNES(2014)等

対数正規分布の打ち切り範囲（s）

w=0.40w=0.05w=0.90※※誤差の対数標準偏差（b）w=0.50w=0.25= 0.20( = 1.22)= 0.25( = 1.28)= 0.30( = 1.35)

中央値 2.3b
中央値 10b

中央値 2.3b※ 土木学会（2011），JNES（2014）等を参考に分岐及び重みを設定

第 3.2.2.2-3 図(2)津波推定値のばらつきに関するロジックツリー(一様すべり矩形モデル)

3.2.2-52

年超過確率

10

0

10

-1

10

-2

10

-3

10

-4

10

-5

10

-6

10

-7

防潮堤前面
算術平均
全体
プレート間地震と津波地震の連動型地震
津波地震
海洋プレート内の
正断層地震

0

10

年超過確率

第 3.2.2.2-4 図

10

0

10

-1

10

-2

10

-3

10

-4

10

-5

10

-6

10

-7

20
30
津波高さ (T.P. m)

4050

波源別のハザード曲線(上昇側，防潮堤前面)

防潮堤前面
算術平均
0.95
0.84
0.50
0.16
0.05

0

第 3.2.2.2-5 図

10

20
30
津波高さ (T.P. m)

40

50

フラクタイルハザード曲線(上昇側，防潮堤前面)

3.2.2-53

1.0
機
能
喪
失
確
率

機器等の許容津波高さ

0
津波高さ（m）

第 3.2.2.3-1 図

機器等のフラジリティ曲線（波力，没水，被水）

3.2.2-54

3.2.2-55
第 3.2.2.4-1 図

評価対象となる事故シナリオと起因事象

防潮堤損傷（T.P.+24m〜）

津波

原子炉 建屋内浸水（T.P.+22m〜T.P.+24m）

最終ヒート シンク喪失（T.P.+20m〜 T.P.+22m）発生する起 因事象

事故シー ケンス−−

最終ヒートシ ンク喪失
（ T.P.+20m〜 T.P.+22m）

−

発生 なし
発生なし

発生なし

発生

発生

原 子炉建屋内 浸水による複数の緩和 機能喪失
（ T.P.+22m〜 T.P.+24m）

発生※

原子炉建屋内 浸水による 複数の緩和機能喪失

※

防潮堤損傷
（T.P.+24m〜）

防潮堤 損傷3.2.2-56※：炉心損傷直結のためイベントツリーは展開しない

第 3.2.2.4-2 図

最終ヒートシンク喪失

圧力バウンダリ健全性

階層イベントツリー

高圧炉心冷却

成功

事故シーケンス

最終ヒートシンク喪失（ＲＣＩＣ成功）

成功
失敗

失敗

最終ヒートシンク喪失＋高圧炉心冷却失敗

最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

第 3.2.2.4-3 図

最終ヒートシンク喪失のイベントツリー

津波区分３
7.7%

津波区分２
17.7%

津波区分１
74.6%

第 3.2.2.4-4 図

津波区分ごとの炉心損傷頻度への寄与割合

防潮堤損傷
7.7%

原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失
17.7%

最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗
0.4%
最終ヒートシンク喪失（ＲＣＩＣ成功）
73.9%

0.3%
最終ヒートシンク喪失＋高圧注水機能喪失

第 3.2.2.4-5 図

事故シーケンスごとの炉心損傷頻度への寄与割合

3.2.2-57

1.0E-03

炉心損傷頻度（／炉年）

95%上限値
1.0E-04

平均値
3.1E-05

1.0E-05
4.3E-06
1.0E-06

1.0E-07

1.0E-08

第 3.2.2.4-6 図

不確実さ解析結果

防潮堤損傷
7.7%

原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失
17.7%
外部電源喪失＋最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗
0.4%
外部電源喪失＋最終ヒートシンク喪失（ＲＣＩＣ成功）
73.9%

0.3%
外部電源喪失＋最終ヒートシンク喪失＋高圧注水機能喪失

第 3.2.2.4-7 図

感度解析（事故シーケンスごとの全炉心損傷頻度への寄与割合）

3.2.2-58

添 付 資 料 3.2.2.1-1
プラントウォークダウンのチェックの観点について

1.

はじめに
津波ＰＲＡにおけるプラントウォークダウンで確認すべきチェッ

ク項目の具体的内容について，以下に示す。これらの項目をチェックシートに整理し，プラントウォークダウンを実施した。

2.

調査対象機器プラントウォークダウンの調査対象機器は，以下の種類に分類されることから，これらの種類毎にチェックの観点を整理した。
・津波の影響を受ける可能性のある屋外設置機器
・建屋外壁開口部・貫通部（海水ポンプ室含む）

3.

チェックの観点

3.1

津波の影響を受ける可能性のある屋外設置機器(1)

対象機器の図面（配置図・構造図等）と相違点は無いか
対 象 機 器 が ，図 面 等 か ら 想 定 し た 設 置 高 さ（ フ ロ ア ）と 相 違 無
い か チ ェ ッ ク を 行 い ，相 違 無 け れ ば チ ェ ッ ク シ ー ト に チ ェ ッ ク
す る 。合 わ せ て ，対 象 機 器 の 損 傷 部 位 の 高 さ（ 浸 水 口 高 さ ）より低い位置に損傷要因となる部位は無いかをチェックする。
必 要 に 応 じ て ，対 象 機 器 や 当 該 部 位 の 写 真 を 撮 影 し ，エ ビ デ ン
スを残す。

(2)

屋外の構築物・機器については，その周辺環境も含め，潜在的に波力に対する耐力を大きく低減させるような問題点はないか。
添付 3.2.2.1-1-1

ａ．基礎ボルト（又は設置面溶接部），及び支持構造物に外観上の異常（腐食・亀裂等）は無いか（ボルトの場合は締め付けについても確認）
以 下 の 点 に 合 致 し て い る こ と が 目 視 に て 確 認 で き れ ば ，ボ ル
ト の 締 め 付 け は 妥 当 で あ る と 判 断 し ，チ ェ ッ ク シ ー ト に チ ェックする。
−ボルトに引かれている合いマークがずれていない−ボルトに塗られているペンキに割れや剥がれがない−スプリングワッシャーやダブルナットによるゆるみ止めがされている−ボルトを緩ませるような振動が発生する機器ではない
海 水 ポ ン プ の よ う に ，海 水 に 浸 水 し て い る 箇 所 が あ る 設 備 に
つ い て ，防 潮 堤 を 越 流 す る 前 に 海 水 ポ ン プ の 基 礎 ボ ル ト に 緩
み が あ っ た 場 合 ，海 水 ポ ン プ の フ ラ ン ジ 部 か ら の 漏 え い に より ，海 水 ポ ン プ の 没 水・被 水 が 発 生 す る 可 能 性 が あ る こ と から，基礎ボルトの外観上を確認する。
起 動 変 圧 器 ，予 備 変 圧 器 ，復 水 貯 蔵 タ ン ク ，燃 料 移 送 系 ，排気 筒 の よ う に 敷 地 に 設 置 さ れ て い る 設 備 に 関 し て は ，設 置 高
さ に 津 波 高 さ が 到 達 し た 場 合 に は 没 水・被 水 す る こ と と し ていることから基礎ボルトの外観上の確認は対象外とする。
必 要 に 応 じ て ，基 礎 ボ ル ト（ ま た は 設 置 面 溶 接 部 ），及 び 支
持 構 造 物（ ボ ル ト の 締 め 付 け 含 む ）が 確 認 で き る 写 真 を 撮 影
し，エビデンスとして残す。

添付 3.2.2.1-1-2

ｂ．対象機器周辺の配管に外観上の異常（腐食・亀裂等）は無い
か
海 水 ポ ン プ 周 辺 の 海 水 配 管 に お い て ，外 観 上 の 異 常（ フ ラ ン
ジ 部 か ら の 漏 え い ，配 管 本 体 の 腐 食 ，亀 裂 等 ）が あ っ た 場 合に は ，想 定 さ れ る 津 波 高 さ 以 下 で 対 象 設 備 の 没 水・被 水 が 発
生 す る た め ，外 観 上 の 異 常 の 有 無 を 確 認 し ，チ ェ ッ ク シ ー トにチェックする。
起 動 変 圧 器 ，予 備 変 圧 器 ，復 水 貯 蔵 タ ン ク ，燃 料 移 送 系 ，排気 筒 の よ う に 敷 地 に 設 置 さ れ て い る 設 備 に 関 し て は ，設 置 高
さ に 津 波 高 さ が 到 達 し た 場 合 に は 没 水・被 水 す る こ と と し ていることから配管の外観上の確認は対象外とする。
必 要 に 応 じ て ，当 該 配 管 の 写 真 を 撮 影 し ，エ ビ デ ン ス と し て
残す。

(3)

津波襲来時に建物外部にある設備の津波による離脱，移動等に起因して生じる干渉及び衝突の間接的な被害の可能性はないか。
プ ラ ン ト ウ ォ ー ク ダ ウ ン の 対 象 と し た 機 器 は ，漂 流 物 の 衝 突 等に よ る 間 接 的 な 被 害 が 生 じ る 前 に ，没 水 ，被 水 に よ り 当 該 機 器
以 外 の 機 器 が 機 能 喪 失 す る か ，建 屋 内 機 器 で 漂 流 物 に よ る 被 害が 生 じ る 可 能 性 が な い 機 器 で あ る た め ，本 観 点 か ら の 調 査 は 対
象 外 と す る 。な お ，防 潮 堤 の 機 能 に 関 わ る 漂 流 物 に 関 し て は 別途検討する。

3.2

建屋外壁開口部・貫通部（海水ポンプ室含む）(1)

対象建屋貫通部の図面（配置図等）に対し，貫通孔の有無，水添付 3.2.2.1-1-3

密処理の有無，高さをチェックする。
対象建屋貫通部が，図面等から想定した状況（貫通孔の有無，
水 密 処 理 の 有 無 ，設 置 高 さ ）と 相 違 無 い か チ ェ ッ ク を 行 い ，相違無ければチェックシートにチェックする。
必 要 に 応 じ て ，対 象 の 建 屋 貫 通 部 ，写 真 を 撮 影 し ，エ ビ デ ン ス
として残す。

(2)

対象建屋貫通部の止水状態に外観上の異常は無いか(1)に お い て ， 水 密 処 理 の 有 無 を 確 認 し て い る が ， 経 年 劣 化 を考慮したときの止水状態に外観上の異常は無いかを確認する。

添付 3.2.2.1-1-4

添付資料 3.2.2.1-2
今回実施した津波ＰＲＡの前提条件について

1.

はじめに
東海第二発電所の津波ＰＲＡでは，敷地に遡上する津波を想定して評価を行っている。この前提に基づいた，東海第二発電所の津波ＰＲＡのモデル化の方法について，以下に詳細を記載する。

2.

津波ＰＲＡの前提条件
今回の津波ＰＲＡにおける前提条件については，以下の前提条件に基づき実施している。この前提条件については，審査資料「3.2.2.1 (1)ｃ．今回実施した津波ＰＲＡの前提条件について」に記載しているものである。

(a)

原子炉は，津波襲来前に地震により自動停止する可能性が高く，自動停止しない場合においても，地震発生から津波襲来までの時間余裕の間に原子炉を手動停止することから，津波襲来時には原子炉は停止しているものとする。

(b)

地震が安全上重要な設備に及ぼす影響は考慮せず，津波による影響のみを評価する。

(c)

起因事象に対する対応は，設計基準事故対処設備による対応を基本とし，これまでに整備したＡＭ策及び緊急安全対策並びに重大事故等対処設備については，期待しないものとする。

(d)

原子炉建屋の 1 階床面高さである EL.＋8.2m に津波が到達した場合は，津波が建屋内に浸水し，建屋内の機器が没水，被水により機能喪失するものと仮定した。

添付 3.2.2.1-2-1

上述の前提条件のうち，(c)と(d)の条件について，次項で説明を補足する。

3.

前提条件の補足説明(1)

津波ＰＲＡにおいて期待する設備
津波ＰＲＡの実施に当たっては，「ＰＲＡの説明における参照事項」（原子力規制庁

平成 25 年 9 月）を参照し，設計基準事故対処設備による対応を基本とした条件で実施している。津波ＰＲＡで期待する設備については，「第3.2.2.1-5 表

建屋・機器リスト」に整理している。

東海第二発電所の津波ＰＲＡにおいて特徴的な設計基準事故対処設備として，津波防護施設及び浸水防止設備（防潮堤やその他敷地内への流入経路に対する止水対策）があり，防潮堤前面位置で T.P.＋20m の津波に対して浸水を防護できる条件としている。このため，防潮堤前面位置での津波高さが T.P.
＋20m を超えるまでは，津波を起因とした炉心損傷は発生しない。

(2)

原子炉建屋の水密化の扱い
原子炉建屋外壁の水密化については，緊急安全対策として EL.＋15m までの水密化対策を実施しているものの，設計基準事故対処設備としては位置付けていないため，今回の津波ＰＲＡでは期待していない。このため，敷地を遡上し原子炉建屋の１階床面 EL.＋8.2m を超える津波に対しては，原子炉建屋
内浸水が生じる。敷地内浸水解析の結果，防潮堤前面位置での津波高さが T.P.
＋22m〜＋23m の津波により，原子炉建屋内への浸水が生じることを確認しており，本評価では，T.P.＋22m で建屋内浸水が生じるものとしている。
東海第二発電所の敷地配置図と津波高さの関係を図 1 に，防潮堤前面位置
で T.P.＋22m 及び T.P.＋23m の津波による敷地内浸水解析の結果を，図 2 に示す。
添付 3.2.2.1-2-2

◆津波高さ区分
津波ＰＲＡでは，防潮堤を超える領域における炉心損傷頻度を評価
津波区分１（EL.＋8m 以下の敷地浸水，津波高さ T.P.＋20m〜T.P.＋22m）
本区分では，ＲＨＲＳポンプ，ＤＧＳＷポンプ及びＨＰＣＳ−ＤＧＳＷポンプが没水，被水して，起因事象「最終ヒートシンク喪失」が発生
津波区分２（EL.＋8m 以上の敷地浸水，津波高さ T.P.＋22m〜T.P.＋24m）
原子炉建屋１階床面高さまで津波が到達し，原子炉建屋内への浸水が発生することにより，起因事象「原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失」が発生
また，本区分では変圧器の機能喪失により全交流電源喪失も発生
津波区分３（防潮堤損傷，津波高さ T.P.＋24m〜）
添付 3.2.2.1-2-3

防潮堤の損傷に伴い多量の海水が敷地内及び原子炉建屋内に浸水することにより，起因事象「防潮堤損傷」が発生
津波区分３（防潮堤損傷）
津波区分２（原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失）

T.P.＋24m
T.P.＋22m
T.P.＋20m
津波区分１（最終ヒートシンク喪失）

T.P.＋0m

図1

東海第二発電所の敷地配置図と津波高さの関係

◆敷地内浸水解析結果
津波の影響を確認するため，防潮堤位置で T.P.＋22m 津波と T.P.＋23m 津波の敷地内浸水解析を実施
防潮堤位置で T.P.＋22m 津波の場合，原子炉建屋１階床面高さ T.P.＋8.2m には到達せず，T.P.＋23m 津波の場合，原子炉建屋１階床面高さ T.P.＋8.2m に到達すると評価
本評価結果を踏まえ，T.P.＋22m 津波で原子炉建屋内浸水が生じると仮定し，T.P.＋22m 津波を境にフラジリティや津波区分を設定

防潮堤位置
T.P.＋22m 津波

防潮堤位置
T.P.＋23m 津波

添付 3.2.2.1-2-4
原子炉建屋 浸水なし
（遡上高さ T.P.＋8.15m）

T.P.＋22m 津波による敷地内浸水解析結果
図2

原子炉建屋 浸水あり
（遡上高さ T.P.＋8.24m）

T.P.＋23m 津波による敷地内浸水解析結果

防潮堤前面位置で T.P.＋22m 及び T.P.＋23m の津波による敷地内浸水解析の結果

4.

原子炉建屋の水密化対策に期待した場合の評価
緊急安全対策で実施した原子炉建屋水密化対策（T.P.＋15m）に期待した場合の感度解析を実施した。津波区分ごとの炉心損傷頻度の比較を表 1 に示す。
設計基準対処設備のみに期待した津波ＰＲＡでは，防潮堤高さを超える津波においては非常用海水ポンプが喪失し，炉心損傷防止ができないことから，原子炉建屋水密化対策に期待した場合においても，全炉心損傷頻度はベースケースと変わらない。
なお，本評価では重大事故等対処設備に期待していないが，これに期待した場
合は津波区分 （1 T.P.＋20m〜T.P.＋22m）及び津波区分 2（T.P.＋22m〜T.P.＋24m）の炉心損傷頻度が低減することにより，全炉心損傷頻度も低減する。

添付 3.2.2.1-2-5

表 1

緊急安全対策で実施した原子炉建屋水密化対策に期待した場合の津波区分ごとの炉心損傷頻度
ベースケース（水密化に期待しない）
炉心損傷頻度

津波区分

感度解析ケース（水密化に期待する）
全炉心損傷頻度に

津波区分（津波高さ）（／炉年）

対する寄与割合（％）

3.2E-0673.9（津波高さ）

最終ヒートシンク喪失

添付 3.2.2.1-2-6（／炉年）

対する寄与割合（％）

3.2E-06

73.9

1.1E-08

0.3

1.7E-080.4

7.5E-0717.6

2.6E-09＜0.1

3.9E-09＜0.1

3.3E-07

7.7（ＲＣＩＣ成功）

最終ヒートシンク喪失
1.1E-08（T.P.＋20〜22m）

全炉心損傷頻度に最終ヒートシンク喪失（ＲＣＩＣ成功）
津波区分１

炉心損傷頻度事故シーケンス

事故シーケンス

津波区分１

最終ヒートシンク喪失（T.P.＋20〜22m）＋高圧注水機能喪失

0.3＋高圧注水機能喪失
最終ヒートシンク喪失

最終ヒートシンク喪失
1.7E-08

0.4＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗
最終ヒートシンク喪失（ＲＣＩＣ成功）

津波区分２

原子炉建屋内浸水による
7.6E-07（T.P.＋22〜24m）

津波区分２

最終ヒートシンク喪失＋高圧（T.P.＋22〜24m）

注水機能喪失17.7

複数の緩和機能喪失

最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

津波区分３

津波区分３
防潮堤損傷

3.3E-07（T.P.＋24m〜）

7.7

防潮堤損傷
（T.P.＋24m〜）

合計

4.3E-06

合計

4.3E-06

添 付 資 料 3.2.2.1-3
津波襲来時の原子炉停止手順について

東海第二発電所近傍で大きな地震が発生した場合，当該地震を検知して原子炉は自動スクラムする。また，地震により外部電源が喪失した場合，原子炉は自動スクラムする。そのため，震源が近い地震により津波が発生するような場合は，津波襲来時までに原子炉は既に停止していると考えられる。
また，震源が遠い地震の場合等，地震によって原子炉が自動停止に至らずに津波が襲来する場合を想定し，以下の手順を整備する。
・大津波警報が発表された場合は，原則として原子炉停止操作を開始 す る 注 ）。
・津波警報又は津波注意報が発表された場合は，取水ピット水位計
や津波監視カメラ等により津波監視を強化する。
・引き波により海水取水ピット水位が循環水ポンプの取水可能下限
水 位 （ T.P.-1.59m： 設 計 値 ） ま で 低 下 し た 場 合 等 ， 原 子 炉 の 運 転継続に支障がある場合に，原子炉を手動停止する。
注）大津波警報が誤報であった場合，及び震源が遠い地震に伴う津波であって到達津波が到達するまでの間に大津波警報が解除又は見直された場合を除く

上記手順に則った津波襲来時の原子炉停止手順のフローを図 1 に示す。

添付 3.2.2.1-3-1

地震発生

地震による
原子炉スクラム
信号発信

No

Yes
地震による
外部電源喪失No

Yes

添付 3.2.2.1-3-2

大津波警報
発表

No

Yes
津波警報
津波注意報
発表
Yes

原子炉自動停止

原子炉自動停止

図 1

原子炉運転継続

原子炉運転継続（ 津 波 監 視 強 化 ※２）

原 子 炉 停 止 操 作 ※１※２

※１：大津波警報が誤報であった場合及び震源が遠い地震に伴う津波であって，到達津波が到達するまでの間
大津波警報が解除又は見直された場合を除く

No※２：取水ピット水位が循環水ポンプの取水可能下限水位（ T.P.-1.59m（ 設 計 値 ） ） ま で 低 下 し た 場 合 等 ， 原
子炉の運転継続に支障がある場合は，原子炉を手動停止する

津波襲来時の原子炉停止手順のフロー

添 付 資 料 3.2.2.1-4基準津波に伴う砂移動について
第439回審査会合
資料２−１ 再掲

資料２−１

東海第二発電所
津波評価について（基準津波に対する安全性評価）

平成29年2月3日
日本原子力発電株式会社

1

目

次

第439回審査会合
資料２−１ 再掲

1. 基準津波に対する安全性評価
1.1 評価概要

・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・

1.2 砂移動評価（地形変化）

・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・

1.3 砂移動評価（海水ポンプ室における砂の堆積厚さ）
2. 参考文献

3
5・・・・・・・・・・・・・・・・・

28

・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・

35

補足説明資料
1. 高橋他（1999）の手法に関する補足資料

・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・

37

2. 高橋他（1999）の手法における浮遊砂濃度の影響評価
2.1 評価概要

・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・

2.2 砂移動評価（地形変化）

・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・

2.3 砂移動評価（海水ポンプ室における砂の堆積厚さ）
3. 参考文献

40
42

・・・・・・・・・・・・・・・・・

54

・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・

57
2

添付 3.2.2.1-4-1

目

次

第439回審査会合
資料２−１ 再掲

1. 基準津波に対する安全性評価
1.1 評価概要
1.2 砂移動評価（地形変化）
1.3 砂移動評価（海水ポンプ室における砂の堆積厚さ）
2. 参考文献

補足説明資料
1. 高橋他（1999）の手法に関する補足資料
2. 高橋他（1999）の手法における浮遊砂濃度の影響評価
2.1 評価概要
2.2 砂移動評価（地形変化）
2.3 砂移動評価（海水ポンプ室における砂の堆積厚さ）
3. 参考文献
3

1. 基準津波に対する安全性評価

第439回審査会合
資料２−１ 再掲

1.1 評価概要• 基準津波に対する安全性の評価に関して，以下を確認する。
基準津波に伴う砂移動（地形変化）について評価を実施し，取水口が閉塞しないことを確認する。
海水ポンプ室（取水ピット）における砂の堆積厚さを評価し，非常用海水ポンプの取水に影響がないことを確認する。

N

防潮堤

放水口
北防波堤

取水口

南防波堤

海水ポンプ
海水ポンプ

敷地平面図
取水口
前面
取水ピット

概念図

4

添付 3.2.2.1-4-2

目

次

第439回審査会合
資料２−１ 再掲

1. 基準津波に対する安全性評価
1.1 評価概要
1.2 砂移動評価（地形変化）
1.3 砂移動評価（海水ポンプ室における砂の堆積厚さ）
2. 参考文献

補足説明資料
1. 高橋他（1999）の手法に関する補足資料
2. 高橋他（1999）の手法における浮遊砂濃度の影響評価
2.1 評価概要
2.2 砂移動評価（地形変化）
2.3 砂移動評価（海水ポンプ室における砂の堆積厚さ）
3. 参考文献
5

1. 基準津波に対する安全性評価 1.2 砂移動評価（地形変化）

第439回審査会合
資料２−１ 再掲

解析概要
• 基準津波に伴う砂移動について評価を実施し，取水口が閉塞しないことを確認する。
• 藤井他（1998）及び高橋他（1999）の手法に基づき砂移動の数値シミュレーションを実施した。

【数値シミュレーションのフロー】

藤井ほか(1998)の手法
藤井他（1998）の手法

Z
t

Q
x

C
t

UC
x

地盤高の

初期条件（水位・流速・初期地形）

連続式
計算開始

T=0

浮遊砂濃
度連続式
流体の連続式

E S
1
E S
D

高橋ほか(1999)の手法
高橋他（1999）の手法

00

小林ほか(1996)の実験式
小林他（1996）の実験式

1

Q
x

Cs D
t

MCs
x

Z
t

1

Q

流体の計算

巻き上げ
摩擦速度・シールズ数の計算
摩擦速度・シールズ数の計算

T=T+Δt

量の算定
式

掃流砂量式

沈降量の
掃流層・浮遊層間の交換砂量式
砂移動の計算浮遊層の流砂連続式

算定式
摩擦速度
の計算式

掃流層の流砂連続式

E

1.5

80 *

sgd 3

1

Qw 2 1

Uk z 1 exp
S

wD
kz

1.5

Q

21 *

sgd 3

E

0.012 *

2wC b

log-wake 則（u */U=κ/{ln(h/Z 0)-1}に wake 関数を付加した式）を鉛直方向に積分した式より算出

E S

0

0

高橋ほか(1999)の実験式
高橋他（1999）の実験式

流砂量式
流体の運動方程式

E S

S

sgd

wC s

マニング則より算出

u*gn 2U U / D 1 / 3

水深の変更

NO
計算終了※
計算終了
YES
結果の出力

津波による地形変化（堆砂・侵食分布）※計算終了は浮遊砂濃度の変動が収束するまでとする。

6

添付 3.2.2.1-4-3

1. 基準津波に対する安全性評価 1.2 砂移動評価（地形変化）

第439回審査会合
資料２−１ 再掲

解析条件
主な解析条件

設定値

備考

砂移動モデル・藤井他(1998)によるモデル
・高橋他(1999)によるモデル

空間格子間隔沖合4320m→2160m→720m→沿岸域240m→
敷地周辺80m→40m→20m→10m→5mへ順次細分化

計算時間間隔0.05秒

マニングの粗度係数0.03 m-1/3･s

浮遊砂上限濃度・藤井他(1998)の手法 1%，5%・高橋他(1999)の手法 1%

砂の粒径0.15mm

底質調査より設定

砂粒の密度2.72 g/cm3

底質調査より設定

空隙率0.4

高橋他(1992)

海水の密度1.03 g/cm3

理科年表より設定

潮位条件※

水位上昇側：T.P.+0.81m
水位下降側：T.P.-0.61m

計算時間

地震発生後240分間（4時間）

初期砂層厚

無限

土木学会(2002)※ 2011年東北地方太平洋沖地震に伴う地殻変動量を考慮

71. 基準津波に対する安全性評価 1.2 砂移動評価（地形変化）

第439回審査会合
資料２−１ 再掲

解析条件（浮遊砂上限濃度）• 高橋他（1999）の浮遊砂上限濃度について，砂移動評価に関する論文を整理した。
• 検証の結果，浮遊砂上限濃度5％は過大評価となっている。
• 検証の結果，浮遊砂上限濃度1％は再現性が良好である。

高橋他（1999）の検証事例

実規模検証

文献

計算使用
砂粒径

計算格子
間隔

浮遊砂上限濃度

浮遊砂上限濃度に関する評価

気仙沼湾（1960年チリ地震津波）

玉田他（2009）

0.001〜1mm

25m，5m1％，5％• 計算格子間隔5mの場合，浮遊砂上限濃度5％では実績値より
侵食深を過大に評価

八戸港（1960年チリ地震津波）

藤田他（2010）

0.26mm10.3m

1％，2％，5％

宮古港（2011年東北地方太平洋沖
地震津波）

近藤他
（2012）

0.08mm

10m

1％

気仙沼湾
（2011年東北地方太平洋沖
地震津波）

森下他
（2014）

1％
0.3mm

10m
C sat αＵ2 Ｖ2• 浮遊砂上限濃度5％は過大に評価• 浮遊砂上限濃度1〜2％の場合の再現性が良好• 土砂移動の全体的な傾向は良く一致• 防波堤堤頭部の最大洗掘深や断面地形も定量的に概ね良く一致• 砂移動評価に影響を及ぼす因子として，無次元掃流力，流砂量式係数，飽和浮遊砂濃度の３つを抽出• 上記の３つの因子を同時に変えたモデルにより，再現性が向上する可能性を示唆• 飽和浮遊砂濃度については，摩擦速度の関数とすることで再現性向上につながることを示唆

Csat : 飽和浮遊砂濃度 Ｕ，Ｖ：断面平均流速分布 α：係数（0.01）• 以上より，高橋他（1999）の浮遊砂上限濃度を1％に設定する。
8

添付 3.2.2.1-4-4

1. 基準津波に対する安全性評価 1.2 砂移動評価（地形変化）

第439回審査会合
資料２−１ 再掲

解析条件（粒径，密度）• 砂の諸元については，茨城県（2005）を参考に設定した。
• 中央粒径については，全26地点の平均値で0.18mmとなり，本解析で用いる中央粒径の設定値
は保守的に0.15mmとした。
• 密度については，全26地点の平均値である2.72g/cm3を設定値とした。

試料採取位置密度（g/cm3）

中央粒径（mm）

H17

2.69

0.48

N1

2.76

0.11

N2

2.76

0.12

N3

2.76

0.13

N4

2.82

0.14

N5

2.81

0.13

N6

2.73

0.12

N7

2.79

0.13

N8

2.75

0.11

N9

2.73

0.14

N10

2.70

0.16

N11

2.68

0.11

N12

2.70

0.11

N（2）

2.76

0.13

N（4）

2.66

0.89

N（6）

2.58

0.01

T1

2.72

0.15

T2

2.73

0.16

T3

2.70

0.15

T4

2.68

0.18

T5

2.69

0.17

T6

2.69

0.14

T7

2.70

0.13

T8

2.67

0.31

T9

2.68

0.16

T10

2.67

0.18

平均値

2.72

0.18

設定値

2.72

0.15

●：常陸那珂港調査（2002年2月）■：日立港調査（1998年1月）▼：東海港調査（2002年1-2月）（T10は最新の調査(2004年10月)
を採用）

日立港沖防波堤（200m設置）

日
立
港

常
陸
那
珂
港

久
慈
川

東
海
港

新川

2001年3月の水深コンター

調査位置

9

1. 基準津波に対する安全性評価 1.2 砂移動評価（地形変化）

第439回審査会合
資料２−１ 再掲

評価結果
• 取水口前面における砂の堆積厚さは，最大で0.4m程度であり，取水口は閉塞しない。
• 以上から，非常用海水ポンプの取水への影響はないことを確認した。
評価結果
基準津波

砂移動モデル

浮遊砂上限濃度

取水口前面における砂の堆積厚さ1％

0.01 m5％0.01 m1％0.33 m1％0.01 m5％0.01 m1％0.19 m藤井他（1998）
水位上昇側
高橋他（1999）

藤井他（1998）
水位下降側
高橋他（1999）

海水ポンプ
海水ポンプ

取水口
前面
取水口敷高：T.P.−6.04m

取水ピット

海底面：T.P.−6.89m

取水口概念図10

添付 3.2.2.1-4-5

1. 基準津波に対する安全性評価 1.2 砂移動評価（地形変化）

第439回審査会合
資料２−１ 再掲

解析結果（藤井他（1998），浮遊砂上限濃度：1％，水位上昇側）■地形変化量分布（地震発生4時間後），最大堆積量分布
取水口前面における砂の堆積厚さ0.01 m

(m)
3.50
3.00
2.50
2.00
1.50
1.00
0.50
0.25
0.00
-0.25
-0.50
-1.00
-1.50
-2.00
-2.50
-3.00
-3.50

取水口（0.01m）

(m)
3.50
3.00
2.50
2.00
1.50
1.00
0.50
0.25

取水口（0.01m）

最大堆積量分布

地形変化量分布（地震発生4時間後）

12

1. 基準津波に対する安全性評価 1.2 砂移動評価（地形変化）

第439回審査会合
資料２−１ 再掲

解析結果（藤井他（1998），浮遊砂上限濃度：5％，水位上昇側）■地形変化量分布（地震発生4時間後），最大堆積量分布
取水口前面における砂の堆積厚さ0.01 m

(m)
3.50
3.00
2.50
2.00
1.50
1.00
0.50
0.25
0.00
-0.25
-0.50
-1.00
-1.50
-2.00
-2.50
-3.00
-3.50

取水口（0.01m）

地形変化量分布（地震発生4時間後）

(m)
3.50
3.00
2.50
2.00
1.50
1.00
0.50
0.25

取水口（0.01m）

最大堆積量分布14

添付 3.2.2.1-4-6

1. 基準津波に対する安全性評価 1.2 砂移動評価（地形変化）

第439回審査会合
資料２−１ 再掲

解析結果（高橋他（1999），浮遊砂上限濃度：1％，水位上昇側）■地形変化量分布（地震発生4時間後），最大堆積量分布，最大シールズ数分布
取水口前面における砂の堆積厚さ0.33 m

(m)
3.50
3.00
2.50
2.00
1.50
1.00
0.50
0.25
0.00
-0.25
-0.50
-1.00
-1.50
-2.00
-2.50
-3.00
-3.50

取水口（0.33m）

取水口（0.33m）

ｼｰﾙｽﾞ数

(m)
3.50
3.00
2.50
2.00
1.50
1.00
0.50
0.25

取水口

最大シールズ数分布

最大堆積量分布

地形変化量分布（地震発生4時間後）

16

1. 基準津波に対する安全性評価 1.2 砂移動評価（地形変化）

第439回審査会合
資料２−１ 再掲

解析結果（藤井他（1998），浮遊砂上限濃度：1％，水位下降側）■地形変化量分布（地震発生4時間後），最大堆積量分布
取水口前面における砂の堆積厚さ0.01 m

(m)
3.50
3.00
2.50
2.00
1.50
1.00
0.50
0.25
0.00
-0.25
-0.50
-1.00
-1.50
-2.00
-2.50
-3.00
-3.50

取水口（0.01m）

地形変化量分布（地震発生4時間後）

(m)
3.50
3.00
2.50
2.00
1.50
1.00
0.50
0.25

取水口（0.01m）

最大堆積量分布20

添付 3.2.2.1-4-7

1. 基準津波に対する安全性評価 1.2 砂移動評価（地形変化）

第439回審査会合
資料２−１ 再掲

解析結果（藤井他（1998），浮遊砂上限濃度：5％，水位下降側）■地形変化量分布（地震発生4時間後），最大堆積量分布
取水口前面における砂の堆積厚さ0.01 m

(m)
3.50
3.00
2.50
2.00
1.50
1.00
0.50
0.25
0.00
-0.25
-0.50
-1.00
-1.50
-2.00
-2.50
-3.00
-3.50

(m)
3.50
3.00
2.50
2.00
1.50
1.00
0.50
0.25

取水口（0.01m）

取水口（0.01m）

最大堆積量分布

地形変化量分布（地震発生4時間後）

22

1. 基準津波に対する安全性評価 1.2 砂移動評価（地形変化）

第439回審査会合
資料２−１ 再掲

解析結果（高橋他（1999），浮遊砂上限濃度：1％，水位下降側）■地形変化量分布（地震発生4時間後），最大堆積量分布，最大シールズ数分布
取水口前面における砂の堆積厚さ
0.19 m

(m)
3.50
3.00
2.50
2.00
1.50
1.00
0.50
0.25
0.00
-0.25
-0.50
-1.00
-1.50
-2.00
-2.50
-3.00
-3.50

取水口（0.19m）

地形変化量分布（地震発生4時間後）

ｼｰﾙｽﾞ数

(m)
3.50
3.00
2.50
2.00
1.50
1.00
0.50
0.25

取水口（0.19m）

最大堆積量分布取水口

最大シールズ数分布24

添付 3.2.2.1-4-8

目

次

第439回審査会合
資料２−１ 再掲

1. 基準津波に対する安全性評価
1.1 評価概要
1.2 砂移動評価（地形変化）
1.3 砂移動評価（海水ポンプ室における砂の堆積厚さ）
2. 参考文献

補足説明資料
1. 高橋他（1999）の手法に関する補足資料
2. 高橋他（1999）の手法における浮遊砂濃度の影響評価
2.1 評価概要
2.2 砂移動評価（地形変化）
2.3 砂移動評価（海水ポンプ室における砂の堆積厚さ）
3. 参考文献28

1. 基準津波に対する安全性評価 1.3 砂移動評価（海水ポンプ室における砂の堆積厚さ）

第439回審査会合
資料２−１ 再掲

解析概要

• 海水ポンプ室（取水ピット）における砂の堆積厚さを評価し，非常用海水ポンプの取水に影響がないことを確認する。
• 取水設備を一次元でモデル化し，地形変化の評価から得られる取水口前面の浮遊砂濃度を境界条件として，取水設備内の浮遊砂濃度を算定し，非常用海水ポンプ位置における砂の堆積厚さを算定した。
• 取水路及び海水ポンプ室内の流量及び流速は，当該解析モデルで計算される管路解析結果を使用した。
• 水路内の砂移動評価については ，地形変化の検討において取水口前面における砂の堆積厚さが最も大きくなるケースを対象に，高橋他（1999）の手法に基づき数値シミュレーションを実施した。

評価結果（地形変化）
基準津波

砂移動モデル

浮遊砂上限濃度

取水口前面における砂の堆積厚さ1％

0.01 m5％0.01 m1％0.33 m1％0.01 m

備考

藤井他（1998）
水位上昇側

高橋他（1999）

検討ケース

藤井他（1998）
水位下降側
高橋他（1999）

5％0.01 m1％0.19 m

検討ケース

1.0
0.8
0.6
0.4
0.2
0.0

0.94％

0

30

60

90

120
時間（分）

150

180

210

240

浮遊砂体積濃度
砂濃度 （%）（%）

浮遊砂体積濃度
砂濃度 （%）（%）■取水口前面における浮遊砂体積濃度の時刻歴波形（高橋他（1999），浮遊砂上限濃度：1％）
1.0
0.8
0.6
0.4
0.2
0.0

0.86％

0

水位上昇側

30

60

90

120
時間（分）

150

180

210

240

水位下降側

29

添付 3.2.2.1-4-9

1. 基準津波に対する安全性評価 1.3 砂移動評価（海水ポンプ室における砂の堆積厚さ）

第439回審査会合
資料２−１ 再掲

解析条件（設定項目）
設定内容

項目
計算領域

取水口〜取水路〜取水ピット

基礎方程式

非定常開水路流及び管路流の連続式・運動方程式※1

非常用海水ポンプ
取水条件

流量：2,549.4 (m3/hr)
・残留熱除去系海水ポンプ：885.7 (m3/hr/台) ×2 台
・非常用ディーゼル発電機用海水ポンプ：272.6 (m3/hr/台) ×2 台・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水ポンプ：232.8 (m3/hr/台)×1 台

マニングの粗度係数

n=0.020m−1/3･s

貝の付着代

貝代10cmを考慮

局所損失係数

電力土木技術協会(1995)：火力･原子力発電所土木構造物の設計−増補改訂版−
千秋信一(1967)：発電水力演習
土木学会(1999)：水理公式集［平成11年版］

入射条件

基準津波：水位上昇側，水位下降側

計算時間間隔⊿t=0.01秒

計算時間

地震発生後240分間（4時間）

潮位条件※2

水位上昇側：T.P.+0.81m
水位下降側：T.P.-0.61m※1 基礎方程式＜開水路＞a)運動方程式 Q
b)連続式

t

Q2
x A

A
t

Q
x

gA

H
x

gA

n2 | v | v
R4/3

＜管路＞
a)運動方程式

vv
1
f
x 2g

0

Q
t

gA

Q
x

0

b)連続式

0

H
x

gA

n2 | v | v
R4/3

vv
1
f
x 2g

0

ここに, ｔ ：時間 Ｑ ：流量 v ：流速 ｘ ：管底に沿った座標 Ａ ：流水断面積 Ｈ ：圧力水頭＋位置水頭（管路の場合）/位置水頭（開水路の場合）
ｚ ：管底高 ｇ ：重力加速度 ｎ ：マニングの粗度係数 Ｒ ：径深 ⊿x ：管路の流れ方向の長さ ｆ ：局所損失係数※2 2011年東北地方太平洋沖地震に伴う地殻変動量を考慮

30

1. 基準津波に対する安全性評価 1.3 砂移動評価（海水ポンプ室における砂の堆積厚さ）

解析条件（取水設備の水理特性を考慮した水変動解析結果：基準津波（水位上昇側））

第439回審査会合
資料２−１ 再掲

• 基準津波（水位上昇側）による取水口前面の水位時刻歴波形を用いて算定した海水ポンプ室の水位時刻歴波形を以下に示す。

海水ポンプ室
海水ポンプ室
20.0

5.0
0.0
-5.0

T.P.-4.5m

-10.0
0

30

60

T.P.14.2m

15.0

10.0

10.0

水位(T.P.m)

水位(T.P.m)

15.0

取水口前面
取水口前面

20.0

T.P.15.9m

90

120

5.0
0.0
-5.0

T.P.-4.4m

-10.0
150

180

210

240

0

30

60

時間（分）

90

120

150

180

210

240

時間（分）

水位の時刻歴波形（水位上昇側）

海水ポンプ
海水ポンプ

取水口
前面
取水ピット

取水口概念図32

添付 3.2.2.1-4-10

1. 基準津波に対する安全性評価 1.3 砂移動評価（海水ポンプ室における砂の堆積厚さ）

解析条件（取水設備の水理特性を考慮した水変動解析結果：基準津波（水位下降側））

第439回審査会合
資料２−１ 再掲

• 基準津波（水位下降側）による取水口前面の水位時刻歴波形を用いて算定した海水ポンプ室の水位時刻歴波形を以下に示す。

海水ポンプ室
補機冷却海水ピット

15.0

取水口前面
取水口前面

15.0

T.P.9.8m

10.0

10.0

5.0

5.0

水位(T.P.m)

水位(T.P.m)

T.P.9.9m

0.0
-5.0

0.0
-5.0

T.P.-4.9m

T.P.-5.0m
-10.0

-10.0
0

30

60

90

120

150

180

210

0

240

30

60

90

時間（分）

120

150

180

210

240

時間（分）

水位の時刻歴波形（水位下降側）

海水ポンプ
海水ポンプ

取水口
前面
取水ピット

取水口概念図33

1. 基準津波に対する安全性評価 1.3 砂移動評価（海水ポンプ室における砂の堆積厚さ）

第439回審査会合
資料２−１ 再掲

評価結果

• 海水ポンプ室（取水ピット）における砂の堆積厚さは最大で0.01m程度であり，非常用海水ポンプの高さを上回らない。
• 以上から，非常用海水ポンプの取水への影響はないことを確認した。

評価結果
基準津波

砂移動モデル

浮遊砂上限濃度

海水ポンプ室における砂の堆積厚さ水位上昇側

高橋他（1999）

1％

0.01 m

水位下降側

高橋他（1999）

1％

0.01 m

海水ポンプ
海水ポンプ

非常用海水ポンプ※の高さ：T.P.−6.53m

取水口
前面

取水ピット底面：T.P.−7.85m

取水ピット※ 非常用ディーゼル発電機用海水ポンプ
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水ポンプ

取水口概念図34

添付 3.2.2.1-4-11

目

次

第439回審査会合
資料２−１ 再掲

1. 基準津波に対する安全性評価
1.1 評価概要
1.2 砂移動評価（地形変化）
1.3 砂移動評価（海水ポンプ室における砂の堆積厚さ）
2. 参考文献

補足説明資料
1. 高橋他（1999）の手法に関する補足資料
2. 高橋他（1999）の手法における浮遊砂濃度の影響評価
2.1 評価概要
2.2 砂移動評価（地形変化）
2.3 砂移動評価（海水ポンプ室における砂の堆積厚さ）
3. 参考文献35

2. 参考文献

第439回審査会合
資料２−１ 再掲

• 藤井直樹・大森政則・高尾誠・金山進・大谷英夫（1998）：津波による海底地形変化に関する研究，海岸工学論文集, 第45巻，pp.376-380• 高橋智幸・首藤伸夫・今村文彦・浅井大輔（1999）：掃流砂層・浮遊砂層間の交換砂量を考慮した津波移動床モデルの開発，海岸工学論文集，第46巻，pp.606-610• 小林昭男・織田幸伸・東江隆夫・高尾 誠・藤井直樹（1996）：津波による砂移動に関する研究，海岸工学論文集，第43巻，pp.691-695• 土木学会原子力土木委員会津波評価部会（2002）：原子力発電所の津波評価技術• 高橋智幸・今村文彦・首藤伸夫（1992）：土砂移動を伴う津波計算法の開発，海岸工学論文集, 第39巻，pp.231-235• 玉田崇・田村保・高橋智幸・佐々木元（2009）：河川での津波防災検討における津波移動床モデルの適用性に関する研究，土木学会論文集B2（海岸工学），Vol.B2-65，No.1，pp.301-305• 藤田尚毅・稲垣和男・藤井直樹・高尾誠・金戸俊道（2010）：津波による海底地形変化評価モデルの現地適用性に関する研究，海洋開発論文集，
第26巻，pp.213-216• 近藤武司・森本徹・藤本典子・殿最浩司・志方建仁（2012）：港湾での津波による土砂移動計算の再現性評価，土木学会論文集B2（海岸工学），
Vol.68，No.2，Ⅰ̲396-Ⅰ̲400• 森下祐・高橋智幸（2014）：2011年東北地方太平洋沖地震津波襲来時の気仙沼湾を対象とした津波移動床モデルの再現性向上，土木学会論文集
B2（海岸工学），Vol.70，No.2，Ⅰ̲491-Ⅰ̲495• 茨城県東海地区海岸保全対策研究会（2005）：茨城県東海地区海岸の保全に関する技術検討資料• 電力土木技術協会(1995)：火力･原子力発電所土木構造物の設計−増補改訂版−，pp826-833• 千秋信一(1967)：発電水力演習，pp76-89• 土木学会(1999)：水理公式集［平成11年版］，pp373-377• 高橋智幸・黒川貴博・藤田将孝・島田広昭（2011）：津波による土砂移動の粒径依存性に関する水理実験，土木学会論文集B2（海岸工学），Ｖｏｌ.67，
No.2，Ⅰ̲231-Ⅰ̲23536

添付 3.2.2.1-4-12

添 付 資 料 3.2.2.1-5
事故シナリオの分析で引き波を除外する考え方について

1.

目的「実用発電用原子炉及びその附属施設の位置，構造及び設備の基準に関する規則」第５条（津波による損傷の防止）の解釈別記３において，水位変動に伴う取水性低下による重要な安全機能への影響を防止するため，非常用海水冷却系については，基準津波による水位の低下に対して海水ポンプが機能保持でき，かつ，冷却に必要な海水が確保できる設計であることを要求している。
本規制要求を満足させるため，東海第二発電所では，引き波時にお い て も 非 常 用 海 水 ポ ン プ ※ 1の 運 転 が 継 続 可 能 な よ う に ， 設 計 基 準事故対処設備として，取水口前面の海中に貯留堰を設置する計画としている。貯留堰の概略構造を図 1 に示す。貯留堰については，天端 高 さ を T.P.− 4.9m と す る こ と で ，引 き 波 時 に お い て も 非 常 用 海 水
ポ ン プ 全 台 が 30 分 間 程 度 の 運 転 が 継 続 可 能 な よ う に ，有 効 貯 留 量 とし て 約 2,370m ３ の 海 水 が 貯 留 で き る 容 量 を 有 す る 設 計 と し て い る 。
このため，設計基準の引き波に対する非常用海水ポンプの健全性
は 維 持 さ れ る も の と 言 え る 。以 下 で は ，津 波 Ｐ Ｒ Ａ の 評 価 に お い て ，
設計基準の引き波を下回る津波を想定した場合に対しても，貯留堰の設計を踏まえて，非常用海水ポンプの取水性が確保できる設計であることを確認することにより，事故シナリオの分析で引き波を除外可能であることを示す。

※ 1： 非 常 用 海 水 ポ ン プ ： 残 留 熱 除 去 系 海 水 ポ ン プ ， 非 常 用 デ ィ ー ゼ ル 発 電 機 用 海 水 ポ ン
プ及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用海水ポンプ

添付 3.2.2.1-5-1

【基本仕様】
・寸法： 約 6 5m×24m（ 鋼 管 矢 板 中 心 距 離 ）・ 天 端 高 さ： T.P.− 4.9m
・ 有 効 貯 留 量： 約 2 ,370m ３・耐震重要度：Ｓクラス

図 1

2.

貯留堰の概略構造

引き波時の最低水位と低下時間一般に想定する津波の高さを高くするほど引き波の水位も低くなることから，本評価では，基準津波高さを上回る津波として，添付
資 料 3.2.2.3-2 に お い て 防 潮 堤 の 耐 力 を 確 保 す る こ と と し て い る
T.P.＋ 24m 津 波 の 水 位 挙 動 に 着 目 し て 評 価 を 行 う 。T.P.＋ 24m 津 波 は ，
防 潮 堤 前 面 高 さ T.P.＋ 20m を 上 回 る こ と か ら ， そ も そ も 押 し 波 が 防潮堤を越流して非常用海水ポンプが没水，被水して機能喪失することになるものの，ここでは保守性を確保した評価として，取水継続性を検討することとする。
T.P. ＋ 24m 津 波 の 防 潮 堤 取 水 口 前 面 に お け る 水 位 の 時 刻 歴 波 形 を
図 2 に 示 す 。図 2 に お い て 引 き 波 の 最 低 水 位 は T.P.− 6.8m と な っ て
お り ， 最 低 水 位 の 近 傍 で 水 位 が 貯 留 堰 天 端 高 さ （ T.P. − 4.9m） を 下
添付 3.2.2.1-5-2

回 る 時 間 は 約 7.5 分 間 と な っ て い る 。
T.P.（m）

30
20
10
0
-10
0

30

60

90

120
時間（分）

150

180

210

10m
約 7 .5 分 間

0m
T.P.− 6.8m

-10m

図 2

T.P.＋ 24m 津 波 の 水 位 の 時 刻 歴 波 形 と 最 低 水 位 時 拡 大 図（取水口前面）

3.

貯留堰による非常用海水ポンプの運転継続可能時間の評価(1)

評価内容及び方法
取 水 ピ ッ ト は ，非 常 用 海 水 ポ ン プ と 常 用 海 水 ポ ン プ ※ 2 で 共 用 し ている。このため，引き波により取水ピットの水位が停止警報設定値に達した場合には，常用系の循環水ポンプ及び補機冷却系海水ポンプを停止する運用としているが，ここでは，非常用海水ポン
プ全台が運転状態の場合の運転継続可能時間とともに，常用海水ポンプの停止に失敗したことを想定した状態，つまり，非常用及び常用海水ポンプ全台が運転状態の場合における非常用海水ポン
プの運転継続可能時間を評価した。
※ 2： 常 用 海 水 ポ ン プ ： 循 環 水 ポ ン プ 及 び 補 機 冷 却 系 海 水 ポ ン プ

添付 3.2.2.1-5-3

240

(2)

評価条件
非常用海水ポンプの運転継続可能時間の評価に当たり，非常用

海水ポンプ及び常用海水ポンプの取水量は，各々のポンプの定格
容 量 と し た 。非 常 用 海 水 ポ ン プ 及 び 常 用 海 水 ポ ン プ の 取 水 量 を 表 1に示す。
また，安全側の評価となるよう常用海水ポンプは，ポンプ呑口
下端まで取水可能とし，水位がポンプ呑口下端を下回った時点で停止するものとした。海水ポンプの取水可能水位を表 2 に示す。

表 1

非常用海水ポンプ及び常用海水ポンプの取水量
取 水 量 （ m ３ ／ h）

海水ポンプ

区分

台数

1台
当たり

合計

4
（2 系統）

886

3,544

2
（2 系統）

273

546

高圧炉心スプレイ系ディー
ゼル発電機用海水ポンプ

1（1 系統）

233

233

循環水ポンプ3（3 系統）

74,200222,6003※ 3（3 系統）

2,838

5,676

残留熱除去系海水ポンプ
非常用ディーゼル発電機用
海水ポンプ

非常用

常用
補機冷却系海水ポンプ※ 3： 1 台 は 予 備 機 。 こ の た め ， 取 水 量 の 合 計 は 2 台 分 の 値 と し て い る 。

添付 3.2.2.1-5-4

表 2海水ポンプの取水可能水位

海水ポンプ

区分

取水可能水位（呑口部水位）
T.P.− 5.42m ※ 4

残留熱除去系海水ポンプ
T.P.− 5.66m ※ 5
非常用
非常用ディーゼル発電機用海水ポンプ

T.P.− 6.08m ※ 4

高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機用
海水ポンプ

T.P.− 6.08m ※ 4

循環水ポンプ
常用
補機冷却系海水ポンプ

T.P.− 1.59m（ T.P.− 5.20m）
T.P.− 5.08m ※ 4（ T.P.− 6.51m）※ 4 ： 日 本 機 械 学 会 標 準 「 ポ ン プ の 吸 込 水 槽 の 模 型 試 験 法 」（ J S M E S 0 0 4 - 1 9 8 4 ）
吸込水槽の標準形状に対する最小没水深さによる値※ 5： 実 機 ポ ン プ を 用 い た 水 理 実 験 結 果 に 基 づ く 値

(3)

評価結果
評価の結果，非常用海水ポンプは，常用海水ポンプが停止かつ非 常 用 海 水 ポ ン プ 全 台 が 運 転 状 態 の 場 合 で 約 30 分 間 ， 非 常 用 及 び
常用海水ポンプ全台が運転状態の場合で約 8 分間，運転継続可能であることを確認した。これらの時間は，いずれも引き波の水位が 貯 留 堰 の 天 端 高 さ （ T.P.− 4.9m） を 下 回 る 時 間 で あ る 約 7.5 分
間を上回っている。
ａ．常用海水ポンプ停止条件での評価① 貯 留 堰 内 に 貯 留 さ れ る 有 効 貯 留 量 ： 約 2,370m ３② 非 常 用 海 水 ポ ン プ 全 台 の 取 水 量 ： 4,323m ３ ／ h③ 非 常 用 海 水 ポ ン プ の 運 転 継 続 時 間 ： 約 30 分
・ 約 2,370m ３ （ ① ） ／ 4,323m ３ ／ h（ ② ） ＝ 32.8 分

添付 3.2.2.1-5-5

ｂ．常用海水ポンプ運転継続条件での評価①循環水ポンプ停止までに取水される貯留堰内の水量： 約 940m ３②非常用及び常用海水ポンプ全台の合計取水量： 232,599m ３ ／ h③ 循 環 水 ポ ン プ 停 止 ま で の 時 間 ： 0 分 13 秒
・ 約 940m ３ （ ① ） ／ 232,599m ３ ／ h（ ② ） ＝ 0 分 13 秒
④循環ポンプ停止後に貯留堰に貯留されている有効貯留量： 1,430m ３⑤非常用及び常用海水ポンプ（循環水ポンプ除く）全台の取 水 量 ： 9,999m ３ ／ h⑥非常用海水ポンプの運転継続時間：約 8 分
・ 1,430m ３ （ ④ ） ／ 9,999m ３ ／ h（ ⑤ ） ＝ 約 8.58 分

3.

事故シナリオの分析で引き波を除外する考え方
上述の検討により，敷地内浸水解析により原子炉建屋に到達すると 評 価 し た T.P.＋ 24m 津 波 の 引 き 波 の 水 位 が 貯 留 堰 の 天 端 高 さ（ T.P.
− 4.9m） を 下 回 る 約 7.5 分 間 に 対 し ， 非 常 用 海 水 ポ ン プ の 取 水 継 続
時間が十分長いことから，基準津波高さを上回る津波の引き波に対しても非常用海水ポンプの取水性が確保できることを確認した。
ま た ， 押 し 波 が T.P.＋ 20m を 超 え た 時 点 で ， 防 潮 堤 を 越 流 し ， 非
常用海水ポンプが機能喪失することから，引き波により非常用海水ポンプが機能喪失する事故シナリオは，押し波による事故シナリオに包含されると考えられるため考慮は不要である。
以上を踏まえ，事故シナリオの分析において引き波を除外した。
添付 3.2.2.1-5-6

添付資料 3.2.2.1-6
建屋・機器リストの抽出の考え方について

1.

津波ＰＲＡ学会標準の規定
津波ＰＲＡ学会標準には，建屋・機器リストの作成に関する以下の規定があり，東海第二発電所の建屋・機器リストについても，当該規定に基づき作成を行っている。
（津波ＰＲＡ学会標準 6.5 項抜粋部）
6.5

建屋・機器リストの作成

6.3 事故シナリオの明確化と 6.4 起因事象の分析に基づき，9.事故シーケンス評価に必要な建屋・機器リストを作成する。このリストは，図6.5-1 に示す津波ＰＲＡの一連の作業の中で調整・利用される。建屋・機器リストの作成に関連する作業項目には，5.プラント構成・特性及びサイト状況の調査，6.事故シナリオの同定，8.建屋・機器フラジリティ
評価，9.事故シーケンス評価がある。

添付 3.2.2.1-6-1

2.

建屋・機器リストの作成手順
津波ＰＲＡ学会標準の評価の流れに従い，「6.1 事故シナリオの広範な分

析・選定」及び「6.2 広範な事故シナリオのスクリーニング」を行い，「6.3
事故シナリオの明確化」及び「6.4 起因事象の分析」の結果に基づき，津波ＰＲＡの評価対象として，津波防護施設，浸水防止設備，起因事象を引き起こす設備及び起因事象を緩和する設備を選定して，「6.5 建屋・機器リストの作成」を行った。各設備区分に該当する設備の抽出の考え方を以下
に示す。
(1)

津波防護施設及び浸水防止設備
設計基準事故対処設備である，防潮堤，防潮扉，放水路止水対策，取水路止水対策及び原子炉建屋外壁部止水対策（EL.＋8.2m 以下 ※3）を抽出した。
(2)

起因事象を引き起こす設備
事故シナリオの明確化及び起因事象の分析結果（図 1）に基づき，起因事象を引き起こす設備を抽出した。
(3)

起因事象を緩和する設備
設計基準事故対処設備である緩和設備を抽出対象とし，内部事象出力運

転時レベル１ＰＲＡにおいて考慮する緩和設備（表 1）を抽出した。ただし，津波到達前に原子炉が停止していることから，緩和設備のうちスクラム系は対象外とした。

3.

建屋・機器リスト※3：原子炉建屋外壁部止水対策のうち，EL.＋8.2m 以下の地下部については，屋外タンク破損や降雨等による水の原子炉建屋内への流入を防止するため，設計基準事故対処設備
として止水対策を行っている。なお，EL.＋8.2m 以上の地上部については，緊急安全対策で設置した止水対策であり，設計基準事故対処設備として位置付けていない。

添付 3.2.2.1-6-2

2.の作成手順に基づき作成した建屋・機器リストを表 2 に示す。
4.

プラントウォークダウンへの活用
津波ＰＲＡ学会標準には，建屋・機器リストのプラントウォークダウン

への利用に関して以下の規定があり，東海第二発電所のプラントウォーク
ダウン対象機器の選定の際にも活用している。
（津波ＰＲＡ学会標準 6.5 項抜粋部）
作成した建屋・機器リストは，8.建屋・機器フラジリティ評価，9.事故
シーケンス評価に利用する他，5.プラント構成・特性及びサイト状況の調査のサイト・プラントウォークダウンへの利用も有用であり，評価手順に拘らず，一連の作業の中で相互に調整し利用すべきものであることに留意し，必要に応じてフィードバックを行う。

添付 3.2.2.1-6-3

添付 3.2.2.1-6-4
図 1（第 3.2.2.1-4 図）

事故シナリオの明確化及び起因事象の分析結果

表 1 内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡで考慮する代表的な緩和設備
機能及び系統名

系統の概要

炉心冷却機能高圧炉心スプレイ系（ＨＰＣＳ）
原子炉隔離時冷却系（ＲＣＩＣ）
低圧炉心スプレイ系（ＬＰＣＳ）
低圧注水系（ＬＰＣＩ）（残留熱除去系（ＲＨＲ））
自動減圧系（逃がし安全弁）（ＡＤＳ）

原子炉水位異常低下（レベル２）又はドライウェル圧力高の信号で自動起動し，電動駆動のポンプにより，復水貯蔵タンク又はサプレッション・プールから高圧〜低圧状態の原子炉に注水する。
原子炉水位異常低下（レベル２）の信号で自動起動し，蒸気タービン駆動のポンプにより，復水貯蔵タン
ク又はサプレッション・プールから原子炉に注水する。
原子炉水位異常低下（レベル１）又はドライウェル圧力高の信号で自動起動し，電動駆動のポンプにより，サプレッション・プールから低圧状態の原子炉に注水する。
ＬＰＣＩはＲＨＲの機能の１つであり，原子炉水位異常低下（Ｌ１）又はドライウェル圧力高の信号で自動起動し，電動駆動のポンプにより，サプレッション・プールから低圧状態の原子炉に注水する。
原子炉水位異常低下（Ｌ１）及びドライウェル圧力高の信号により，ＡＤＳ機能を有する逃がし安全弁（Ｓ／Ｒ弁）を自動開放して原子炉圧力を低下させる。

添付 3.2.2.1-6-5

格納容器除熱機能
格納容器スプレイ冷却モードはＲＨＲの機能の１つであり，サプレッション・プール水をＲＨＲの熱交換器で冷却し，ドライウェル内及びサプレッション・チェンバ内にスプレイすることで格納容器内の温度，
残留熱除去系（ＲＨＲ）
圧力を低減させる。
（格納容器スプレイ冷却モード／サプレッシ
サプレッション・プール冷却モードはＲＨＲの機能の１つであり，サプレッション・プール水をＲＨＲのョン・プール冷却モード）
熱交換器で冷却し，再びサプレッション・プールへ戻すことによりサプレッション・プールの温度を低減させる。
安全機能のサポート機能
残留熱除去系海水系（ＲＨＲＳ）
直接海水を供給することで，各々の補機を冷却する。
非常用ディーゼル発電機海水系（ＤＧＳＷ） ＲＨＲＳ：ＬＰＣＳ，ＲＨＲ 等
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系 ＤＧＳＷ：ＤＧ−２Ｃ／２Ｄ（ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ）
ＨＰＣＳ−ＤＧＳＷ：ＨＰＣＳ，ＨＰＣＳ−ＤＧ[交流電源]
非常用ディーゼル発電機（ＤＧ）
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機（ＨＰ 外部電源の喪失等を受けて自動起動し，非常用機器に給電する。
ＣＳ−ＤＧ）
燃料移送系
ＲＣＩＣやディーゼル発電機の起動，逃がし安全弁の電磁弁や遮断器の開閉等の非常用機器の制御に用い直流電源（ＤＣ）る。

表 2 （ 第 3.2 .2. 1-5 表 ）
区

分

No .
1
2

津波防護施
設及び浸水
防止設備

3

4
5
6

7
起因事象を
引き起こす
設備

起因事象
を緩和す
る設備

フ
ロ
ン
ト
ラ
イ
ン
系

サ
ポ
｜
ト
系

建 屋 ・ 機 器 リ ス ト （ 1／ 2）
設置場所※１

設置場所の高さ※１（ E L. ）

−

屋外

−

−

屋外

−

−

海水ポンプ室
及び屋外

−

−

原子炉建屋
及び屋外

−

ポンプ

海水ポンプ室＋ 0 .8 m

ポンプ

海水ポンプ室＋ 0 .8 m

ポンプ

海水ポンプ室＋ 0 .8 m

建屋・機器（系統）名称
防潮堤及び防潮扉
放水路止水対策（構内排水路止水対策含む）
取 水 路 止 水 対 策（ 海 水 引 込 み 管 ，
緊急用海水取水管止水対策含む）
原子炉建屋外壁部（地下部分）
止水対策（隣接する建屋境界部含む）
残留熱除去系海水系（海水ポンプ及び関連機器含む）
非常用ディーゼル発電機用海水系（海水ポンプ及び関連機器含
む）
高圧炉心スプレイ系ディーゼル
発電機用海水系（海水ポンプ及び関連機器含む）

8

循環水ポンプポンプ

海水ポンプ室＋ 0.8 m9

補機冷却系海水ポンプ

ポンプ

海水ポンプ室＋ 0.8 m10起動変圧器，予備変圧器

変圧器

屋外

＋ 8.2 m

11

原子炉建屋

１階床面

−

＋ 8.2 m12

タービン建屋

１階床面−＋ 8.2 m

13

排気筒

排気筒

屋外

＋ 8.5 m14

高圧炉心スプレイ系

原子炉建屋（地下２階）− 4 .0 m

15

原子炉隔離時冷却系

原子炉建屋（地下２階）− 4 .0 m

16

低圧炉心スプレイ系

原子炉建屋（地下２階）− 4 .0 m

17低圧注水系（残留熱除去系）

原子炉建屋（地下２階）− 4 .0 m

18

自動減圧系

制御盤

原子炉建屋
（２階）

＋ 1 8.0 m

19

復水貯蔵タンクタンク

屋外＋ 3 .0 m

屋外＋ 8 .3 m

ポ ン プ ，電動 弁 ，空 調
機
ポンプ，
タービン，
電 動 弁 ，器
具 ，分 電 盤
ポ ン プ ，電動 弁 ，空 調機
ポ ン プ ，電動 弁 ，空 調
機

20

燃料移送系

タ ン ク ，ポ
ンプ

21

直流電源系

分電盤

原子炉建屋
（地下２階）− 4 .0 m

22

非常用交流電源系

ディーゼ
ル発電設
備

原子炉建屋
（地下２階）− 4 .0 m

添付 3.2.2.1-6-6

表 2 （ 第 3.2 .2. 1-5 表 ）
区

分

N o.

建 屋 ・ 機 器 リ ス ト （ 2／ 2）

建屋・機器（系統）名称

設置場所※１

設置場所の高さ※１（ E L. ）残留熱除去系海水系（海水ポンポンプ
海水ポンプ室＋ 0 .8 m
プ及び関連機器含む）
残留熱除去系海水系（原子炉建
原子炉建屋
24
熱交換器
− 4 .0 m
屋内設置機器）（地下２階）
非常用ディーゼル発電機用海水25系（海水ポンプ及び関連機器含ポンプ
海水ポンプ室＋ 0 .8 m
サむ）
起因事象 ポ
非常用ディーゼル発電機用海水
原子炉建屋を緩和す ｜
26
系（原子炉建屋附属棟内設置機
熱交換器− 4 .0 m（地下２階）る設備
ト器）
系
高圧炉心スプレイ系ディーゼル
27
発電機用海水系（海水ポンプ及ポンプ
海水ポンプ室＋ 0 .8 m
び関連機器含む）
高圧炉心スプレイ系ディーゼル
原子炉建屋
28
発電機用海水系（原子炉建屋内
熱交換器− 4 .0 m（地下２階）
設置機器）※ 1： 設 置 場 所 の 高 さ は ， 工 事 計 画 認 可 申 請 書 ， 配 管 施 工 図 ， 配 置 図 ， 据 付 図 等 を23元に調査し ，没水・被水による機能喪 失に着 目して，当該機器の 設置床面の高 さ を 記 載 し て い る 。（ 添 付 資 料 3 .2. 2 .1 -7 ）な お ， 複 数 の 機 器 が 異 な る 高 さ に 設 置 さ れ て い る 場 合 は ，今 回 の 津 波 Ｐ Ｒ Ａの評価の前提条件を踏まえ，以下の方針で記載している。
＜海水ポンプ室＞
防潮堤越流により，海水ポンプ室内の機器が没水，被水するため，複数の機器が異なる高さに設置されている場合は，最も低い位置に設置されている設備の設置床面の高さを記載している。
＜原子炉建屋＞
原 子 炉 建 屋 の １ 階 床 面 高 さ で あ る E L .＋ 8 . 2 m に 津 波 が 到 達 し た 場 合 は ， 津
波が建屋内に浸水し，建屋内の機器が没水，被水により機能喪失するものと仮定していることから，複数の機器が異なる高さに設置されている場合
は ，最 も 低 い 位 置 に 設 置 さ れ て い る 設 備 の 設 置 床 面 の 高 さ を 記 載 し て い る 。
＜建屋本体＞
原 子 炉 建 屋 及 び タ ー ビ ン 建 屋 に つ い て は ，地 上 １ 階 の 床 面 高 さ と し て い る 。

添付 3.2.2.1-6-7

添 付 資 料 3.2.2.1-7
建屋・機器リストの設備の設置高さの根拠について

1.

はじめに
建屋・機器リストに記載している設置場所の高さの設定の考え方に つ い て ， 原 子 炉 隔 離 時 冷 却 系 （ 以 下 「 Ｒ Ｃ Ｉ Ｃ 」 と い う 。） を 例 に
以下で説明する。

2.

設置場所の高さの設定方法(1)

ＲＣＩＣ関連機器の抽出
基本系統図及び電気計装図を元に，ＲＣＩＣの機能維持に必要な機器を抽出しリスト化する。ＲＣＩＣの機器リストを表 1 に示す。

(2)

各機器の設置場所の高さの調査
工事計画認可申請書，配管施工図，据付図，外形図，配置図，

原子炉建屋一般配置図等を用いて，各機器が設置されている原子炉建屋の階層を特定し，当該階層の床面高さを設置場所の高さとする。各機器の設置場所の高さを表 1 に，ＲＣＩＣポンプ／ター
ビンの設置高さを示した機器配置図を図 1 に示す。

(3)

ＲＣＩＣの設置場所の高さの特定ＲＣＩＣは複数の階層に設置されていることから，最も低い階

層 で あ る 原 子 炉 建 屋 地 下 ２ 階 の 床 面 高 さ EL.− 4.0m を ， Ｒ Ｃ Ｉ Ｃの設置場所の高さと設定する。

添付 3.2.2.1-7-1

表1
総称名

ＲＣＩＣ関連機器リスト

機器名称

設置場所

設置場所の
高 さ (EL.)

ポンプ

RCIC ポ ン プ

原子炉棟地下２階− 4.0m

タービン

RCIC タ ー ビ ン

原子炉棟地下２階− 4.0m弁

RCIC 注 入 弁

原子炉棟４階＋ 29 .0m

RCIC 外 側 隔 離 弁

原子炉棟３階＋ 20.3m

RCIC タ ー ビ ン 排 気 弁

原子炉棟地下１階＋ 2.0mRCIC 蒸 気 供 給 弁

原子炉棟地下２階− 4.0m：：

原子炉棟地下１階＋ 2.0m

原子炉棟地下２階− 4.0mRCIC TUR BIN E C ONTROL BOX

電気室上部３階＋ 23 .0m：：：

直 流 125 V M C C 2A-2

原子炉棟４階＋ 29 .0m

直 流 125 V M C C 2A-1

原子炉棟地下１階＋ 2.0m蓄電池

直 流 125 V 蓄 電 池 (2A)

電気室１階

＋ 8.2m充電器盤

直 流 125 V 充 電 器 盤 (2A)

電気室１階

＋ 8. 2m

直流母線盤

直 流 125 V 直 流 母 線 盤 (2A)

電気室１階

＋ 8. 2m

分電盤

直 流 125 V 分 電 盤 (2A-1)

電気室１階＋ 8. 2m

直 流 125 V 分 電 盤 (2A-2-1)

電気室地下２階− 4. 0m：
器具

RCIC DIV -Ⅰ 計 装 ラ ッ ク
RCIC PUM P D I SC HARGE FLOW
(伝 送 器 )

直流ＭＣＣ

添付 3.2.2.1-7-2

図 1

ＲＣＩＣポンプ／タービンの機器配置図

添付 3.2.2.1-7-3

本 添 付 資 料 は ，第 5 条 津 波 に よ る 損 傷の防止の審査結果を反映予定。

添 付 資 料 3.2.2.3-1

防潮堤に対する漂流物の衝突影響評価に用いる漂流物の選定について

1.

はじめに
起因事象の分析結果に基づく機器フラジリティ評価に当たり，防潮堤の漂流物の衝突による影響を評価するため，考慮すべき漂流物を選定する必要がある。このため，発電所敷地内及び発電所敷地外を対象に，漂流物となる可能性のある施設・設備（発電所港湾施設に 接 岸 す る 船 舶 含 む 。 以 下 同 じ 。） に つ い て 広 範 な 調 査 を 実 施 し ， 漂
流物の衝突による影響評価に用いる漂流物を選定した。

2.

漂流物調査・選定フローの策定
防潮堤に対する漂流物の衝突影響評価に先立ち，漂流物となり得る施設・設備の抽出及び選定を行うため，漂流物の調査・選定フローを図 1 に示すとおり作成した。以下に調査・選定フローの概要を示す。
【ステップ１】基準津波の流向の確認及び漂流物の移動量の評価
基準津波の数値計算により得られた流向ベクトルより，発電所
周辺海域の津波の流向を確認するとともに，発電所に向かう津波の継続時間から漂流物の移動量を評価する。
【ステップ２】漂流物選定のための調査対象範囲の設定
基準津波の流向ベクトル及び津波の移動量に基づき，防潮堤に対する漂流物の衝突影響評価に用いる漂流物の選定のための調査範囲を設定する。

【ステップ３】発電所敷地内及び発電所敷地外の調査並びに漂流物となり得る施設・設備の抽出（スクリーニング）
添付 3.2.2.3-1-1

設 定 し た 調 査 範 囲 内 に 存 在 す る 施 設・設 備 に つ い て ，設 計 図 書 ，
ウォークダウン及び関係箇所への聞き取りにより調査し，調査結果について，発電所敷地内，発電所敷地外ごとに，また，種別ごとに区分して整理する。
調査結果で確認された施設・設備に対して，図 1 に示したスクリーニング条件に基づき，漂流物となり得る施設・設備を抽出す
る。
【ステップ４】漂流物の衝突影響評価に用いる漂流物の選定
ステップ３で抽出された漂流物となり得る施設・設備のうち，最大の重量物を漂流物の衝突影響評価に用いる漂流物として選定する。

添付 3.2.2.3-1-2

【ステップ１】基準津波の流向の確認及び漂流物の移動量の評価◆基準津波の数値計算により得られた流向ベクトルにより，発電所周辺海域の津波の流向を確認◆発電所に向かう津波の継続時間から津波の移動量を評価【ステップ２】漂流物選定のための調査対象範囲の設定◆ステップ１の流向ベクトル及び津波の移動量から調査範囲を設定◆防潮堤への到達の可能性が考えられる陸域沿岸部を重点的に調査【 ス テ ッ プ ３ 】発 電 所 敷 地 内 及 び 発 電 所 敷 地 外 の 調 査 並 び に 漂 流 物 と な り 得 る 施
設・設備の抽出（スクリーニング）◆設計図書，ウォークダウン及び関係箇所への聞き取り◆調査結果の整理（発電所敷地内及び発電所敷地外ごと，種別ごと）◆ 調 査 結 果 で 確 認 さ れ た 施 設 ・ 設 備 に 対 し て ，下 記 の ス ク リ ー ニ ン グ 条 件 に 基 づ き ，漂流物となり得る施設・設備を抽出＜スクリーニング条件（漂流物となる可能性判定基準）＞発電所敷地内及び発電所敷地外調査結果

建物類

設備類等

頑健な構造
かつ重量物か？
（例：ＲＣ造建物）

NO

ａ

重量物か？
（重量＞浮力）

船

NO

ｂ

緊急退避
行動及び津波のNO発生頻度等を考慮して漂流物となる可能性が十分小さ
いか？

YES

YES

波力により
移動する可能性は な い か ？（ 防 潮 堤
外側陸域部設置
機器類）

舶

YES

NO

ｃ

YES
ａ

Ａ：漂流物とならない

Ｂ：漂流物として考慮す
る必要はないｂｃ

Ｃ：漂流物として考慮する【ステップ４】漂流物の衝突影響評価に用いる漂流物の選定◆ステップ３で抽出された漂流物となり得る施設・設備のうち，最大の重量物を漂流物の衝突影響評価に用いる漂流物をして選定

図 1

漂流物の調査・選定フロー

添付 3.2.2.3-1-3

3.

漂流物の選定3.1

基準津波の流向の確認及び漂流物の移動量の評価【ステップ１】(1)基準津波の流向の確認
基準津波の発電所周辺海域の流向ベクトルを図 2 に示す。発電所前面の海岸線は，南北方向に広がりを有しているため，発電所に襲来する津波は，発電所敷地前面において敷地の南北の方向に振り分けられ，発電所周辺陸域に遡上する。

東海第二
発電所

「 国 土 地 理 院 撮 影 の 空 中 写 真 （ 2 0 0 7 年 撮 影 ）」に 説明を 追記し て掲 載した もの である 。

図 2

(2)

発電所周辺海域の流向ベクトル

漂流物の移動量の評価
基準津波の波源特性から，発電所敷地に向かう津波の継続時間を評価した。
①基準津波の波源特性
取水口前面における基準津波の水位，流速の時刻歴波形を図
3 に 示 す 。図 3 よ り 基 準 津 波 の 波 源 特 性 は 以 下 の と お り で あ る 。
・基 準 津 波 の 取 水 口 前 面 に お け る 時 刻 歴 波 形 か ら ，漂 流 物 の 衝
突 に よ る 影 響 評 価 に お い て 考 慮 す る 津 波 は ， 地 震 発 生 37 分
添付 3.2.2.3-1-4

40 秒 後 に 到 達 す る 第 １ 波 で あ る 。
・第１波の発電所に向かう津波の継続時間は約 5 分である。
・ 第 １ 波 の 最 大 流 速 は 約 2.1m/s で あ る 。
【 流 速 （ Vx， Vy） 方 向 】【基準津波の水位】
T.P.+14.3m

敷地東側（海側）
Vx(＋ )
敷地北側
Vy(− )

敷地南側
Vy(＋ )【 基 準 津 波 の 流 速 （ V x ）】敷地西側（発電所側）
Vx(− )【 流 速 （ Vx） 拡 大 】− 1.278m/s ※ １

2
約 5 分
1
【 基 準 津 波 の 流 速 （ V y ）】

※２

0
-1

− 1.651m/s ※ １

-2

33

36

39

時 間 (分 )※ １ ： 流 速 は ， Vx（ − ） 成 分 と Vy（ − ） 成 分 の 合 成 と し て 2.1m/s と し た 。
流 速 ＝ ［（ - 1 . 2 7 8 m / s ） ２ ＋ （ - 1 . 6 5 1 m / s ） ２ ］ 0 . 5＝ 2.09m/s ⇒ 2.1m/s※２：敷地東側（海側）に流向が変化（引き波）するが，保守的に発電所に向かう津波の継続時間として扱い約 5 分とした。

図 3取水口前面における基準津波の水位，流速の時刻歴波形②漂流物の移動量
漂 流 物 は ，基 準 津 波 の 第 １ 波 の 発 電 所 に 向 か う 津 波 の 継 続 時 間
中 に 発 生 す る も の と し ，上 記 ① に 示 し た 基 準 津 波 の 波 源 特 性 か ら ，
漂 流 物 の 移 動 量 を 0.63 ㎞ と 評 価 し た 。
・漂流物の移動量＝ 発 電 所 に 向 か う 津 波 の 継 続 時 間 ×津 波 の 流 速＝ 5 分 ×2.1m/s×60＝ 630m（ 0.63 ㎞ ）添付 3.2.2.3-1-5

3.2

漂流物選定のための調査対象範囲の設定【ステップ２】
3.1 (1) に お け る 基 準 津 波 の 流 向 ベ ク ト ル を 勘 案 す る と ， 発 電 所

敷地外の陸域沿岸部からの漂流物が発電所敷地に漂流する可能性
は 小 さ い と 考 え ら れ る 。 し か し ， 本 評 価 に お い て は ， 3.1(2)で 算 出
し た 漂 流 物 の 移 動 量 の 評 価 に 基 づ き ，発 電 所 敷 地 周 辺 を 含 め て 調 査
範 囲 を 設 定 す る こ と と し ， 漂 流 物 の 移 動 量 0.63 ㎞ を 0.7 ㎞ に 切 り
上 げ ， 安 全 側 の 余 裕 を 考 慮 し て ， 発 電 所 周 辺 半 径 1.4 ㎞ を 漂 流 物 の
選 定 の 調 査 範 囲 に 設 定 し た 。漂 流 物 選 定 の た め の 調 査 範 囲 を 図 4 に示す。
な お ，調 査 範 囲 は ，防 潮 堤 へ の 到 達 の 可 能 性 の あ る 陸 域 沿 岸 部 を
重 点 的 に 調 査 し ，標 高 ，地 形 か ら 取 水 口 付 近 へ の 到 達 の 可 能 性 が 小さ い と 判 断 さ れ る 陸 域 部 は 除 外 し て い る （ 図 4 参 照 ）。

発電所
敷地外
（北側）

東海第二
発電所
（東海発電所）
発電所
敷地外
（南側）

「 国 土 地 理 院 撮 影 の 空 中 写 真 （ 2 0 0 7 年 撮 影 ）」 に
説 明図及び 凡例 を追記 して 掲載したも のであ る 。

図 4

漂流物の調査範囲

添付 3.2.2.3-1-6

調査範囲
防潮堤
敷地境界
（防潮堤外側部分を表示）

3.3

発電所敷地内及び発電所敷地外の調査並びに漂流物となり得る
施 設 ・ 設 備 の 抽 出 （ ス ク リ ー ニ ン グ ）【 ス テ ッ プ ３ 】
上 記 3.2 で 設 定 し た 調 査 範 囲 に 基 づ き ，発 電 所 敷 地 内 及 び 発 電 所

敷地外に存在する施設・設備について，設計図書，ウォークダウン
及 び 関 係 者 へ の 聞 き 取 り に よ り 調 査 し た 。以 下 に 調 査 結 果 を 発 電 所
敷 地 内（ 防 潮 堤 外 側 ）と 発 電 所 敷 地 外 で 区 分 け し て 整 理 し た 結 果 を
示す。

(1)

発 電 所 敷 地 内 に お け る 漂 流 物 調 査 結 果（ 平 成 27 年 3 月 調 査 実 施 ）建物・構築物は，鉄筋コンクリート造建物として検潮室，海水電解装置建屋，物揚場倉庫等，鉄骨造建物としてメンテナンスセ
ンター，輸送本部建屋及び輸送本部倉庫，その他，再利用物品を保管する再利用物品置場テント等がある。
機械装置類としては，港湾ジブクレーン，除塵装置（回転バー
ス ク リ ー ン ， ト ラ ベ リ ン グ ス ク リ ー ン ）， 除 塵 装 置 制 御 盤 ， 海 水 電解装置等が存在する。
その他，発電所敷地の北側には海上監視レーダー設置用鉄塔，防砂林等，沖合には東海発電所取水鋼管標識ブイがある。
発電所港湾施設に定期的に接岸する船舶としては，使用済燃料輸送船，低レベル放射性廃棄物運搬船（以下「燃料等輸送船」とい う 。） が あ る 。 ま た ， 港 湾 内 に お け る 浚 渫 作 業 を 考 慮 す る と ， 不
定期ではあるが浚渫作業用台船が港湾内に入港する。
上記調査の結果，確認された施設・設備が津波により漂流物となり得るかについて，図 1 に示した漂流物の調査・選定フローにおけるスクリーニング条件に基づき抽出した。発電所敷地内に存
添付 3.2.2.3-1-7

在する施設・設備の調査結果並びに漂流物となり得る施設・設備の抽出結果を別紙 1 に示す。

(2)

発電所敷地外における漂流物調査結果
発電所敷地外の北側には，鉄筋コンクリート造建物，防砂林等が存在するが，その他に考慮すべき施設・設備は存在しなかった（ 平 成 27 年 3 月 調 査 実 施 ）。 ま た ， 発 電 所 敷 地 外 の 南 側 に は ， 国立研究開発法人日本原子力研究開発機構が存在するため，同敷地
内 に 存 在 す る 施 設 ・ 設 備 に つ い て 調 査 し た （ 平 成 27 年 3 月 調 査 実
施 ）。
な お ， 発 電 所 敷 地 か ら 北 方 約 4km の 位 置 に 久 慈 漁 港 が ， 発 電 所
敷 地 か ら 南 方 約 9km の 位 置 に 磯 崎 漁 港 が 存 在 す る 。 こ の た め ， 漁船が発電所付近で操業することを考慮し，漁協への聞き取り調査を 実 施 し た （ 平 成 28 年 1 月 調 査 実 施 ）。
上記調査の結果，確認された施設・設備が津波により漂流物となり得るかについて，図 1 に示した漂流物の調査・選定フローにおけるスクリーニング条件に基づき抽出した。発電所敷地外に存在する施設・設備の調査結果並びに漂流物となり得るものの抽出
結 果 を 別 紙 2 に 示 す 。 な お ， 3.1 (1) に お い て 示 し た 基 準 津 波 の流向ベクトルから，発電所敷地外において漂流物化する施設・設備は，それぞれ西側に流され，防潮堤に衝突する可能性は小さいと考えられるが，漂流物化する施設・設備を，防潮堤に対する漂流物の衝突影響評価に用いる漂流物として考慮した。

添付 3.2.2.3-1-8

3.4

漂流物の衝突影響評価に用いる漂流物の選定【ステップ４】(1)

漂流物となり得る施設・設備の種別毎の最大重量物
上 記 3.3 の 結 果 か ら ，発 電 所 敷 地 内 及 び 発 電 所 敷 地 外 に お い て 漂流物となり得る施設・設備について整理した結果を表 1 に示す。

表 1

漂流物となり得る施設・設備の最大重量物

区分

種別

発電所
敷地内

施設・設備
（船舶を除く）回転バースクリーン約 8.2t船舶

浚渫作業船（台船）

約 44t

施設・設備
（船舶を除く）

自家用車両

約 3t

船舶

5t 級 漁 船

約 15t

発電所
敷地外

(2)

対象物（最大重量物）

重量

漂流物の衝突影響評価に用いる漂流物の選定
表 1 より，防潮堤の漂流物衝突影響評価の際に用いる漂流物とし て ， 最 大 重 量 で あ る 浚 渫 作 業 船 （ 台 船 ）（ 約 44 ト ン ） を 選 定 する。

添付 3.2.2.3-1-9

別紙1
発電所敷地内に存在する施設・設備の調査結果並びに漂流物となり得る施設・設備の抽出結果

図1

発電所敷地内に存在する施設・設備配置図

添付 3.2.2.3-1-10

表1

発電所敷地内に存在する施設・設備の調査結果並びに
漂 流 物 と な り 得 る 施 設 ・ 設 備 の 抽 出 結 果 ま と め 表 （ 1／ 2）

建物
類等

番号

種類

場所

数量

重 量 (t)※ 1

評価

分類

①

検潮室

1

− (RC 造 )海水電解装置建屋

1− (RC 造 )･RC造 建 物 等 で あ り ，
構造的に頑健かつ重量物であるため，漂流物とならない。

A

②

発電所
構内

･本 体 （ 鉄 骨 ） 並 び に
建屋内設置物又は保管 物 の う ち 重 量 物
は，漂流物とならない。
･外 装 板 並 び に 軽 量 な
設 置 物 又 は 保 管 物
は ，波 力 に よ り 破 損 ，移動すると考えられるため，漂流物として考慮する。

A･テ ン ト 本 体 及 び 軽 量
な保管物は，波力により破損，移動すると考えられるため，漂流物として考慮する。
・重 量 物 は 津 波 に よ り
移動する可能性がな
いため，漂流物とならない。

C･重 量 物 で あ り ， 基 礎が固定されており，
また，波力により移動する可能性がないため，漂流物とならない。

A･浮 力 に よ り 浮 く 可 能性があるため，漂流物として考慮する。
（基礎ボルト等で固定されているものもあるが，津波により破損することを前提と し た 。）

C

③

物揚場倉庫

1

− (RC 造 )④

放水口モニター室

1− (RC 造 )⑤

北防波堤灯台1− (RC 造 )⑥

復水冷却用水路スクリーン室1− (RC 造 )⑦

塩素処理施設1− (RC 造 )⑧放水口放射能測定
機器上屋1− (RC 造 )⑨

ロータリースクリーン室

1− (RC 造 )

⑩

主ゲート

1

− (RC 造 )⑪

次亜塩素酸ソーダ注入室

1− (RC 造 )⑫

メンテナンスセンター

1− (S造 )⑬

輸送本部建屋

1− (S造 )⑭

輸送本部倉庫1− (S造 )⑮

設備類等

再利用物品置場
テント

1

−

⑯

港湾ジブクレーン

1

約 370

⑰

クレーン荷重試験用
ウェイト

119

最大
約 15.4⑱

クレーン荷重試験用吊具

11

最大
約 8.2

⑲

使用済燃料輸送用
専用吊具

1

約 12.0⑳

オイルフェンス巻取機

1

約 4.0

海上監視レーダー
設置用鉄塔

1

約 37

除塵装置制御盤

1

約 0.3

9

約 0.09（頭柱灯）

10

約 0 . 1 5 （ハイウェイ灯）PP フェンス一式−(約 1800m)

水路変圧器函1

約 0.6

放水口モニター

1

約 0.1

屋外照明灯

添付 3.2.2.3-1-11

C

A

表1

発電所敷地内に存在する施設・設備の調査結果並びに
漂 流 物 と な り 得 る 施 設 ・ 設 備 の 抽 出 結 果 ま と め 表 （ 2／ 2）
番号

種類

場所

数量

重 量 (t)※ 1

評価

分類

回転バースクリーン

発電所
構内

8

約 8.2

C

8

約 7.5

2

約 2.5

2

約 0.4
(ｽﾄﾚｰﾅ)

4

約 0.2
（脱気筒）

36

約 0.15（電解槽）･重 量 物 で あ る が ， 防潮堤近傍に設置されており，波力により移動する可能性のあるため，漂流物として考慮する。
（基礎ボルト等で固定されているものもあるが，津波により破損することを前提と し た 。）

放水口サンプルポンプ

3

約 0.1

放射性液体廃棄物
希釈水ポンプ2

約 0.2

使用済燃料輸送用
区画器具保管箱

1

約 2.0

鉄製防護柵

一式

−
(約 400m)･浮 力 に よ り 浮 く 可 能性があるため，漂流物として考慮する。

C

トラベリングスクリーン
潜水用防護柵

海水電解装置

設備
類等

自動販売機

1

約 0.42オイルフェンス

1

約 1.6

標識

1

約 1.0

多数

約 0.3

･津 波 に よ る 倒 木 が 考えられるため，漂流物として考慮する。

C

防砂林

約 0.5

･波 力 に よ り チ ェ ー ン
が破損する可能性があるため，漂流物として考慮する。

C1

約 50001

約 4000･緊 急 退 避 行 動 及 び 津
波の発生頻度等を考慮すると，漂流物となる可能性が十分小
さいため，漂流物として考慮する必要はない。
（ 別 紙 3参 照 ）B1・ 自 航 不 可 で あ り ，緊急退避が困難なた
め ，漂 流 物 と し て 考
慮する。

C

取水鋼管標識ブイ

沖合

使用済燃料輸送船

船舶

低レベル放射性
固体廃棄物輸送船

東海港
湾内

浚渫作業船（台船）

1

約 44※ 1： 設 備 等 の 重 量 は 1台 当 た り の 重 量 を 示 す 。
【 分 類 】 A： 漂 流 物 と な ら な い
B： 漂 流 物 と し て 考 慮 す る 必 要 は な い
C： 漂 流 物 と し て 考 慮 す る

添付 3.2.2.3-1-12

別紙2
発電所敷地外に存在する施設・設備の調査結果並びに漂流物となり得る施設・設備の抽出結果

1.

発電所敷地外北側
発電所敷地外に存在する施設・設備の調査結果のうち，北側の配置 図 を 図 1に ， ま と め 表 を 表 1に 示 す 。

：建物類等（①）：設備類等：設備類等のうち防砂林（③）

図1

発電所敷地外に存在する施設・設備配置図（発電所敷地外北側）

添付 3.2.2.3-1-13

表1

発電所敷地外に存在する施設・設備の調査結果並びに漂流物となり得る施設・設備の抽出結果まとめ表【発電所敷地外北側】

建物
類等

設備
類等

番号

種類

場所

①

東海村衛生センター②

防護柵（木製）

③

防砂林

多数

④

墓石等

一式

発電所
敷地外
北側

数量

重 量 (t)評価

分類−（ RC造 ）

･RC造 建 物 で あ り ， 構
造的に頑健かつ重量物であるため，漂流物とならない。

A

1・浮 力 に よ り 浮 く 可 能−性があるため，防潮（ 約 500m）
堤近傍に設置※1 されているものは，漂流 物 と し て 考 慮 す
約 0.3
る。

C

・ 石 材 で あ り ，重 量 物のため，漂流物とな
らない。

A

一式

−

※ 1： 陸 域 部 に 遡 上 す る 津 波 の 流 向 ベ ク ト ル （ 「 3.1 (1) 基 準 津 波 の 流 向 の 確 認 」 図 ２ 参 照 。 ）を 考 慮 す る と ，発 電 所 敷 地 北 側 に お い て 漂 流 物 化 す る 施 設 ・ 設 備 は ，同 陸 域 部 の 西 側 に 流
さ れ ，防 潮 堤 に 衝 突 す る 可 能 性 は 小 さ い と 考 え ら れ る が ，保 守 的 に 防 潮 堤 か ら 5 0 0 m の 範 囲に お い て 漂 流 物 化 す る 施 設 ・ 設 備 を ，防 潮 堤 に 対 す る 漂 流 物 の 衝 突 影 響 評 価 に 用 い る 漂 流物として考慮する。
【 分 類 】 A： 漂 流 物 と な ら な い
B： 漂 流 物 と し て 考 慮 す る 必 要 は な い
C： 漂 流 物 と し て 考 慮 す る

添付 3.2.2.3-1-14

2.

発電所敷地外南側（日本原子力研究開発機構内敷地）
発電所敷地外に存在する施設・設備の調査結果のうち，南側（日本 原 子 力 研 究 開 発 機 構 内 敷 地 ） の 配 置 図 を 図 2 に ， ま と め 表 を 表 2に示す。

図2

発電所敷地外に存在する施設・設備配置図（ 発 電 所 敷 地 外 南 側 （ 日 本 原 子 力 研 究 開 発 機 構 内 敷 地 ））添付 3.2.2.3-1-15

表2

発電所敷地外に存在する施設・設備の調査結果並びに
漂 流 物 と な り 得 る 施 設 ・ 設 備 の 抽 出 結 果 ま と め 表 （ 1／ 2）【発電所敷地外南側（日本原子力研究開発機構内敷地）】

添付 3.2.2.3-1-16

表2

発電所敷地外に存在する施設・設備の調査結果並びに
漂 流 物 と な り 得 る 施 設 ・ 設 備 の 抽 出 結 果 ま と め 表 （ 2／ 2）【発電所敷地外南側（日本原子力研究開発機構内敷地）】

添付 3.2.2.3-1-17

3.

発電所敷地外（東海港沖合）
発電所敷地外に存在する施設・設備の調査結果のうち，東海港沖

合 の ま と め 表 を 表 3に 示 す 。

表3

発電所敷地外に存在する施設・設備の調査結果並びに漂流物となり得る施設・設備の抽出結果まとめ表【東海港沖合】
番号

船舶

−

種類

漁船

場所

東海港
沖合

数量

−

重 量 (t)

評価

分類
C

約 15
5t級
漁船

・発 電 所 敷 地 か ら 北 方
約 4㎞ 及 び 南 方 9㎞ に漁港が存在する。このため，漁船が発電所付近で操業することを考慮し，津波襲
来時に漂流するものと仮定して，漁協への聞き取り調査結果に 基 づ き 5t 級 漁 船 を漂流物として考慮する。

【 分 類 】 A： 漂 流 物 と な ら な い
B： 漂 流 物 と し て 考 慮 す る 必 要 は な い
C： 漂 流 物 と し て 考 慮 す る

添付 3.2.2.3-1-18

別紙 3
防潮堤に対する漂流物衝突影響評価における燃料等輸送船の扱い

1.

はじめに
防潮堤に対する漂流物の衝突影響評価に先立つ発電所敷地内調査の結果，発電所港湾施設に接岸する船舶として燃料等輸送船が抽出された。このため，燃料等輸送船が漂流物となる可能性について評
価した。

2.

燃料等輸送船が漂流物となる可能性の評価
燃料等輸送船が津波襲来時に漂流物になり得るかについて，緊急退避行動及び津波の発生頻度等の観点から評価した。
(1) 燃 料 等 輸 送 船 の 緊 急 退 避 行 動 の 観 点 か ら の 評 価発電所敷地内には港湾施設として物揚岸壁があり，燃料等輸送船が 停 泊 す る 。図 1に 燃 料 等 輸 送 船 の 入 港 か ら 出 港 ま で の 主 な 輸 送 行 程
を示す。
【入港】

【接岸】

【荷役】

【離岸】

【出港】

輸送船

図1

燃料等輸送船の主な輸送行程

燃料等輸送船は，港湾施設に停泊中に津波警報等発表時には，緊
急 退 避 を 行 う こ と と し て お り ， 2011 年 東 北 地 方 太 平 洋 沖 地 震 を 踏 まえ ，輸 送 に 先 立 ち ，図 2に 示 す 緊 急 退 避 フ ロ ー を 取 り 込 ん だ マ ニ ュ アルを整備している。また，燃料等輸送船の緊急退避についての当社と 船 会 社 の 対 応 分 担 は 図 3に 示 す と お り で あ り ，こ れ ら 一 連 の 対 応 を添付 3.2.2.3-1-19

行 う た め ，当 社 は ，当 社 と 船 会 社 間 の 連 絡 体 制 を 整 備 す る と と も に ，
地震・津波発生時の緊急対応マニュアルを整備し，緊急退避訓練を実施している。

地
震
発
生・荷役作業中断
・作業員・輸送物の安全確認

津波警報等発表
津波情報収集・ラジオ
・船 内テ レ ビ
・無線等

船
舶
の
緊
急
退
避
※

※津波到達時間等を考慮し船長が判断・指示

図2

当燃料等輸送船の緊急退避フロー社

船会社

輸送本部にて地震・津波情輸送船にて地震・津波情報

報を収集

を収集

（地震・津波発生）（地震・津波発生）

地震・津波時の対応

陸側作業員・輸送物の緊急退避※を決定※ 荷 役 中 の 場 合 ，荷 下 ろ し

連絡
（無線）

輸送船の緊急退避を決定

後に緊急退避陸側作業員・輸送物の緊急輸送船の緊急退避

退避
連絡
（無線）
緊急退避の状況を確認

図3

輸送船緊急退避の状況を確認

燃料等輸送船の緊急退避時の当社と船会社の対応分担

添付 3.2.2.3-1-20

(2) 津 波 の 発 生 頻 度 等 の 観 点 か ら の 評 価
津波襲来時に燃料等輸送船が緊急退避開始までに最も時間を要す
る の は ，燃 料 等 輸 送 船 と 輸 送 物 が 干 渉 し 得 る「 荷 役 」行 程 中 で あ る 。
しかし，「荷役」行程中の津波の襲来を想定した場合においても，
緊 急 退 避 が 可 能 と な る ま で の 時 間 （ 係 留 索 解 ら ん 完 了 ） は ， 図 4に 示
す と お り 地 震 発 生 か ら 約 13分 で あ り ， 基 準 津 波 の 到 達 （ 約 37分 ） 前

津波警報等

離岸

基準津波到達

時系列

▼

▼

▼

▼

0分

数分

約 37 分

岸
退避
係留索
解らん
機動

主起

輸送船

（連携）

情報収集

壁

（輸送船と輸送物の干渉なし）
輸送物を吊り上げていない場合

地震発生に緊急退避は可能である。

退避

津波警報等

離岸

▼

▼

0分

▼

約 13 分

約 37 分

退避
係留索
解らん

機動
主起

輸送船

（連携）

壁

回避

情報収集

岸

干渉

基準津波到達地震発生

時系列（輸送船と輸送物の干渉あり）
輸送物を吊り上げている場合

▼

図4

退避

津波襲来と緊急退避時間
添付 3.2.2.3-1-21

このため，本評価においては，緊急退避が可能となる前に到達する 早 い 津 波 ※ 1 （ 地 震 発 生 か ら 13分 以 内 ） の 発 生 頻 度 を 評 価 し た 。
評 価 の 結 果 ，図 5に 示 す と お り ，防 潮 堤 前 面 の 護 岸（ T.P.＋ 3.11m）
高さを超える津波が発生する水位の年超過確率に燃料等輸送船の年間の停泊時間を考慮すると，燃料等輸送船が漂流物となる発生頻度は極めて小さくなる。
1.0E-04

年超過確率（／年）

1.0E-05
1.0E-06
1.0E-07
1.0E-08
1.0E-09
1.0E-10
0

1

2

3

4

5

6

津 波 高 さ (T. P. m)

図5早い津波※が発生する水位の年超過確率※ ： 係 留 索 解 ら ん 前 （ 地 震 発 生 か ら 13分 以 内 ） に 到 達 す る 津 波※ １ ： 早 い 津 波 の 波 源 領 域 は ，設 定 時 間（ 地 震 発 生 か ら 1 3 分 ）以 内 に 発 電 所 構
内に津波が到達する可能性のある茨城県沖から房総沖のプレート間地震の発生領域（津波地震発生領域を除く）及び発電所敷地周辺の海域活断
層 と す る 。 （ 図 6）

添付 3.2.2.3-1-22

プレート境界

発電所敷地周辺の海域活断層

東海第二発電所

茨城県沖から房総沖のプレート間地震の発生領域（津波地震発生領域を除く）

図6

3.

波源位置

まとめ
燃料等輸送船が津波襲来時に漂流物となる可能性について評価した。緊急退避行動の観点からは，緊急退避に係るマニュアル及び当社と船会社間の連絡体制を整備するとともに，緊急退避訓練によりマニュアルの実効性を確認している。また，津波の発生頻度等の観点からは，燃料等輸送船が緊急退避可能となる前に到達する早い津波を想定しても，防潮堤前面の護岸高さを超える津波水位の年超過
確率に燃料等輸送船の年間停泊時間を考慮すると，燃料等輸送船が漂流物となる発生頻度は極めて小さくなる。
以上より，燃料等輸送船は，防潮堤に対する漂流物衝突影響評価
において，漂流物として考慮する必要はないと判断される。

添付 3.2.2.3-1-23

本 添 付 資 料 は ，第 5 条 津 波 に よ る 損 傷の防止の審査結果を反映予定。

添 付 資 料 3.2.2.3-2

防潮堤及び津波流入経路止水対策の耐力について

1.

防潮堤の耐力(1)

防潮堤の概要
防潮堤は，基準津波による遡上波の地上部から敷地への到達又は流入を防止するため，敷地全体を取り囲む形で設置する津波防護 施 設 で あ り ，天 端 高 さ は 敷 地 前 面 東 側 で T.P.＋ 20m，敷 地 側 面 北
側 及 び 南 側 で T.P.＋ 18m で あ る 。
そ の 総 延 長 は 約 2.3 ㎞ で あ り ， 海 水 ポ ン プ エ リ ア （ 約 0.3 ㎞ ）及 び 敷 地 周 辺 エ リ ア （ 約 2.0 ㎞ ） か ら な る 。
海水ポンプエリアについては，鉄筋コンクリート造の地中連続
壁 を 基 礎 構 造 と し ，鋼 製 防 護 壁 及 び 鉄 筋 コ ン ク リ ー ト 壁（ 以 下「 ＲＣ 壁 」 と い う 。） の 上 部 構 造 で あ る 。 ま た ， 敷 地 周 辺 エ リ ア に つ いては，鋼管杭を基礎とした鋼管杭鉄筋コンクリート造の上部構造である。
防潮堤の配置図を図 1 に示す。

(2)

防潮堤の設計耐力
防 潮 堤 の 設 計 耐 力 に 際 し て は ，防 潮 堤 位 置 に お け る 津 波 高 さ T.P.

＋ 24.0m の 津 波 に 対 し て 耐 力 を 確 保 す る 設 計 と す る 。
なお，この設計条件は，既設計の海水ポンプエリアの鉄筋コン
クリート壁の構造により決まっているものである。このため，現在，セメント固化盛土から鋼管杭鉄筋コンクリート壁に変更する計画としている敷地周辺エリアについても，鉄筋コンクリート壁の 設 計 耐 力 に 合 わ せ て ， 津 波 高 さ T.P.＋ 24m の 津 波 に 対 し て 耐 力
添付 3.2.2.3-2-1

を確保する設計とする。

敷 地 側 面 北 側 ： T.P.＋ 18m

敷地前面東側（敷地周辺エリア）
・鋼管杭鉄筋コンクリート壁

防潮堤

防潮扉
敷地前面東側（海水ポンプエリア）
・鋼製防護壁（地中連続壁基礎）
敷地前面東側（海水ポンプエリア）
・鉄筋コンクリート壁（地中連続壁基礎）
敷 地 前 面 東 側 ： T.P.＋ 20m
防潮扉

敷地前面東側（敷地周辺エリア）
・鋼管杭鉄筋コンクリート壁

敷 地 側 面 南 側 ： T.P.＋ 18m

図 1

2.

防潮堤配置図津波流入経路止水対策(1)

敷地への津波の流入の可能性のある経路（流入経路）の特定取水路・放水路等の構造に基づき，海域に連接する水路から敷地への津波の流入する可能性のある経路として，取水路，海水引
込み管，緊急用海水取水管，放水路，構内排水路及びその他の経路（防潮堤下部貫通部等）を特定した。
特定した流入経路を表 1 に，配置図を図 2 示す。なお，特定した津波流入経路については，いずれも浸水防止対策を講じるか，
現状設備の強度評価を行うこととしている。これらの津波流入経路に対する止水対策の具体的な内容について，表 1 に整理した。
添付 3.2.2.3-2-2(2)津波流入経路止水対策の設計耐力
津波流入経路止水対策の設計耐力に際しては，防潮堤の設計耐力 に 合 わ せ て ， 防 潮 堤 位 置 に お け る 津 波 高 さ T.P.＋ 24.0m の 津 波に対して耐力を確保する設計とする。

添付 3.2.2.3-2-3

表 1 特定した流入経路に対する止水対策(1／3)
系

統

流入経路
①取水路点検用開口部②海水ポンプグランドドレン排出口③非常用海水ポンプグランド減圧配管
基礎フランジ貫通部④常用海水ポンプグランド減圧配管基

添付 3.2.2.3-2-4(a)海水系

礎フランジ貫通部⑤非常用海水ポンプ及び常用海水ポン
プ据付面（スクリーン洗浄水ポンプ

ａ．取水路

及び海水電解装置用海水ポンプ含
む）

状

況

当該経路から津波が流入する可能性があるため，開口部に対し，浸水防止蓋を設置する。
当該経路から津波が流入する可能性があるため，逆止弁を設
置する。

止水対策
浸水防止蓋
逆止弁

当該貫通部は，ポンプ基礎フランジとフランジ取り合いで，取付ボルトにより密着させる構造であるため，十分な水密性−がある。
据付面のポンプ基礎フランジは，ベースプレートとフランジ取り合いで，基礎ボルトにより密着させる構造であるため，−十分な水密性がある。
水位計フランジは，鋼製スリーブの取付座とフランジ取り合⑥取水ピット水位計据付面

いで，取付ボルトで密着させる構造であるため，十分な水密

−

性がある。
①取水ピット空気抜き配管(b)循環水系

取水ピット空気抜き配管から津波が流入する可能性があるため，当該配管に逆止弁を設置する。

逆止弁

据付面のポンプ基礎フランジは，ベースプレートとフランジ②循環水ポンプ据付面取り合いで，基礎ボルトにより密着させる構造であるため，−十分な水密性がある。
ｂ．海水引込み管(a)海水系①ＳＡ用海水ピット開口部

当該経路から津波が流入する可能性があるため，開口部に対し，浸水防止蓋を設置する。

浸水防止蓋

表 1 特定した流入経路に対して実施する止水対策(2／3)
系

統

流入経路
①緊急用海水ポンプピット点検用開口部②緊急用海水ポンプグランドドレン排出口

ｃ．緊急用海水取水管③緊急用海水ポンプ室床ドレン排出口(a)海水系

添付 3.2.2.3-2-5④緊急用海水ポンプ減圧配管基礎フラ
ンジ貫通部

状

況

当該経路から津波が流入する可能性があるため，開口部に対し，浸水防止蓋を設置する。
当該経路から津波が流入する可能性があるため，逆止弁を設置する。
当該経路から津波が流入する可能性があるため，逆止弁を設
置する。

止水対策
浸水防止蓋
逆止弁
逆止弁

当該貫通部は，ポンプ基礎フランジとフランジ取り合いで，取付ボルトにより密着させる構造であるため，十分な水密性−がある。
据付面のポンプ基礎フランジは，ベースプレートとフランジ⑤緊急用海水取水ポンプ据付面取り合いで，基礎ボルトにより密着させる構造であるため，−十分な水密性がある。
①放水ピット上部開口部②放水路ゲート点検用開口部（上流側）
ｄ．放水路(a)海水系③放水路ゲート点検用開口部（下流側）④海水配管（放水ピット接続部）⑤海水配管（放水路接続部）

当該経路から津波が流入する可能性があるため，放水路ゲー
トにより放水路を閉止し，津波が流入することを防止する。
当該経路から津波が流入する可能性があるため，開口部に対し，浸水防止蓋を設置する。
当該経路から津波が流入する可能性があるため，放水路ゲー
トにより放水路を閉止し，津波が流入することを防止する。

放水路ゲート
放水路ゲート
浸水防止蓋
放水路ゲート
放水路ゲート表 1 特定した流入経路に対して実施する止水対策(3／3)
系

統

流入経路

状

況

止水対策

①放水ピット上部開口部（ｃ．(a)①と(b)循環水系

放水路ゲート
当該経路から津波が流入する可能性があるため，放水路ゲー
同じ）②放水路ゲート点検用開口部（上流側） トにより放水路を閉止し，津波が流入することを防止する。
放水路ゲート（ｃ．(a)②と同じ）③放水路ゲート点検用開口部（下流側） 当該経路から津波が流入する可能性があるため，開口部に対（ｃ．(a)③と同じ）

ｄ．放水路

し，浸水防止蓋を設置する。

④循環水管（放水ピット接続部）

添付 3.2.2.3-2-6①液体廃棄物処理系放出管(c)その他の排水配管②排ガス洗浄廃液処理設備放出管

放水路ゲート
当該経路から津波が流入する可能性があるため，放水路ゲー
トにより放水路を閉止し，津波が流入することを防止する。

③構内排水路排水管①構内排水路（放水ピット）
ｅ．構内排水路②構内排水路（北側）

放水路ゲート
放水路ゲート
放水路ゲート

当該経路から津波が流入する可能性があるため，放水路ゲー
トにより放水路を閉止し，津波が流入することを防止する。
当該経路から津波が流入する可能性があるため，構内排水路③構内排水路（東側）に対し，逆流防止設備を設置する。

①防潮堤及び防潮扉の地下部を貫通す

当該電線管・配管等貫通部から津波が流入する可能性があるる配管等の貫通部（予備貫通部含む） ため，止水処置と同等の穴仕舞を実施する。
ｆ．その他

浸水防止蓋

放水路ゲート
逆流防止設備
逆流防止設備
貫通部止水処置

敷地前面東側の防潮堤は，東海発電所の取水路及び放水路上②東海発電所（廃止措置中）取水路及び放水路に設置することから，取水路及び放水路を経由した津波が敷地に流入する可能性があるため，取水路及び放水路にコンクリートを充填し閉鎖する。

貫通部止水処置図 2

特 定 し た 流 入 経 路 の 配 置 図 （ 1／ 3 ）添付 3.2.2.3-2-7

図 2

特 定 し た 流 入 経 路 の 配 置 図 （ 2／ 3 ）添付 3.2.2.3-2-8

図2

特 定 し た 流 入 経 路 の 配 置 図 （ 3／ 3）

添付 3.2.2.3-2-9

添 付 資 料 3.2.2.3-3
津波による敷地内浸水解析について

1.

はじめに
基準津波による遡上波の敷地内への到達又は流入を防止するため，

津波防護施設として敷地を取り囲む形で防潮堤を設置する計画である。また，海と連接する取水路，放水路等からの津波の浸水を防止するため，津波防護施設として放水ピット開口部に放水ピット逆流防止設備を設置するとともに，浸水防止設備として海水ポンプエリ
ア等，敷地への津波の流入の可能性のある経路を特定して，貫通部等に対して止水措置等を講じることとしている。
このため，基準津波が地上部又は地下部から敷地内に到達又は流入 す る こ と は な い が ，防 潮 堤 高 さ を 超 え る 津 波 が 襲 来 し た 場 合 に は ，敷地内への浸水が生じることから，基準津波を超える津波の襲来を想定した敷地内浸水解析を実施した。

2.

浸水解析条件(1)

防潮堤高さ
基準津波による防潮堤位置における最高水位は，海水ポンプエ

リ ア 近 傍 で T.P.＋ 17.1m で あ る 。 こ の た め ， 防 潮 堤 高 さ は ， 海 岸
側 防 潮 堤 で T.P.＋ 20m，敷 地 側 面 及 び 背 面 で T.P.＋ 18m と し て い る 。

(2)

敷地内浸水想定
上 記 (1)の と お り ，海 岸 側 の 防 潮 堤 高 さ は T.P.＋ 20m で あ る た め ，津 波 の 遡 上 波 を 含 む 津 波 高 さ が T.P.＋ 20m ま で は ， 敷 地 内 に 津 波が流入することはない。
添付 3.2.2.3-3-1

し か し ， 防 潮 堤 高 さ T.P.＋ 20m を 超 え る 津 波 の 襲 来 を 想 定 す ると，津波は防潮堤を越流し始め，まず，海水ポンプ室内に津波が流入し，非常用海水ポンプの機能喪失を引き起こす。さらに，津波 高 さ が 高 く な る と ， 原 子 炉 建 屋 が 設 置 さ れ て い る EL.＋ 8m 盤 の敷 地 ま で 津 波 が 到 達 し ，原 子 炉 建 屋 地 上 １ 階 の 床 面 高 さ EL.＋ 8.2mを超えると原子炉建屋内への流入が生じる。
原 子 炉 建 屋 地 上 1 階 の 床 面 高 さ EL.＋ 8.2m に 到 達 す る 津 波 高 さを 確 認 す る た め ，T.P.＋ 23m 及 び T.P.＋ 22m の 津 波 の 襲 来 を 想 定 した場合の敷地内の浸水解析を実施した。
な お ， 防 潮 堤 は 添 付 資 料 3.2.2.3-2 に 示 す と お り T.P.＋ 24m 津波に対する耐力を有している。また，海と連接する取水路，放水路 等 か ら の 津 波 の 浸 水 対 策 に つ い て は ，T.P.＋ 24m の 津 波 に 対 し ても，機能保持できる設計とするため，取水路，放水路等からの津波の浸水は生じない。

(3)

入力津波の作成
日 本 海 溝 沿 い の プ レ ー ト 間 地 震 （ Mw8.7） に よ る 津 波 の 波 源 を ，防 潮 堤 位 置 に お い て T.P.＋ 23m 程 度 と な る よ う に ， 津 波 波 源 モ デル の す べ り 量 （ 約 1.415 倍 ） を 調 整 さ せ た も の を T.P.＋ 23m 津 波とした。防潮堤位置の最高水位地点を図 1 に，防潮堤位置の最高水位地点の時刻歴波形を図 2 に示す。
ま た ， T.P.＋ 22m 津 波 に 対 し て も ， 同 様 の 手 順 に よ り 作 成 し た 。

添付 3.2.2.3-3-2

水位（T.P.m）

図 1

防潮堤位置の最高水位地点

30
20
10

敷地高さ

0
0

30

図 2

60

90

120
時間（分）

150

180

210

防潮堤位置の最高水位地点の時刻歴波形

添付 3.2.2.3-3-3

240

(4)

敷地内浸水の検討
上 記 (3) で 作 成 し た T.P.＋ 23m 津 波 及 び T.P.＋ 22m 津 波 を 用 いて，敷地内への浸水解析を実施した。
敷地内浸水解析に当たっては，敷地内に存在する建物・構築物

等 を モ デ ル 化 し ， 原 子 炉 建 屋 が 設 置 さ れ て い る EL.＋ 8m 盤 の 敷 地
における津波の最大浸水深を求めた。なお，最大浸水深の算定に当たっては，安全側の評価となるように防潮堤を越流した津波は全量敷地内に留まるものとし，排出施設等からの排出は考慮しないこととした。

3.

敷地内浸水解析結果(1)

T.P.＋ 23m 津 波 に よ る 敷 地 内 浸 水 解 析 結 果
T.P.＋ 23m 津 波 の 襲 来 を 想 定 し ，敷 地 内 浸 水 解 析 を 実 施 し た 。T.P.

＋ 23m 津 波 に よ る 敷 地 内 に お け る 最 大 浸 水 深 分 布 を 図 3 に 示 す 。
解 析 の 結 果 ， 原 子 炉 建 屋 周 辺 の 津 波 の 遡 上 高 さ は T.P. ＋ 8.24mと な っ た 。 こ れ に 対 し ， 原 子 炉 建 屋 地 上 １ 階 の 床 面 高 さ は EL.＋8.2m で あ る た め ， T.P.＋ 23m 津 波 の 襲 来 を 想 定 し た 場 合 に は ， 原子炉建屋の入口扉から建屋内への津波の流入が生じ，建屋内の設
備の機能喪失が生じる。
なお，原子炉建屋周辺への津波の浸水は，防潮堤前面東側で最高水位となる位置からの越流によるものではなく，敷地側面南側からの越流が支配的である。これは，敷地前面東側の防潮堤高さ
が T.P.＋ 20m に 対 し ， 敷 地 側 面 南 側 の 防 潮 堤 高 さ が T.P.＋ 18m であることに加え，津波の波源が敷地の南東側に位置しているため，南側からの越流が発生しやすい状況にあるためと考えられる。
添付 3.2.2.3-3-4

防潮堤位置T.P. ＋ 23 m 津 波

原子炉建屋 浸水あり
（ 遡 上 高 さ T.P.＋ 8.24m ）

図 3

(2)

T.P.＋ 23m 津 波 に よ る 敷 地 内 に お け る 最 大 浸 水 深 分 布

T.P.＋ 22m 津 波 に よ る 敷 地 内 浸 水 解 析 結 果
上 記 (1)の T.P.＋ 23m 津 波 に よ る 敷 地 内 浸 水 解 析 の 結 果 ， EL.＋

8m 盤 の 敷 地 に お け る 津 波 の 遡 上 高 さ は T.P.＋ 8.24m で あ っ た た め ，T.P.＋ 22m 津 波 の 襲 来 を 想 定 し た 敷 地 内 浸 水 解 析 を 実 施 し た 。
こ の 結 果 ，T.P.＋ 22m 津 波 で は 原 子 炉 建 屋 周 辺 の 津 波 の 遡 上 高 さは T.P.＋ 8.15m と な り ， 原 子 炉 建 屋 １ 階 床 面 高 さ EL.＋ 8.2m を 超
え な い こ と を 確 認 し た 。T.P.＋ 22m 津 波 に よ る 敷 地 内 に お け る 最 大
浸水深分布を図 4 に示す。

添付 3.2.2.3-3-5

防潮堤位置T.P. ＋ 22m 津 波

原子炉建屋 浸水なし
（ 遡 上 高 さ T.P.＋ 8.15m ）

図 4

4.

T.P.＋ 22m 津 波 に よ る 敷 地 内 に お け る 最 大 浸 水 深 分 布

まとめ
防 潮 堤 高 さ T.P.＋ 20m を 超 え る 津 波 の 襲 来 を 想 定 し た 敷 地 内 浸 水

解析を実施した。解析結果は以下のとおりである。
・T.P.＋ 22m ま で の 津 波 で は ，原 子 炉 建 屋 周 辺 の 津 波 の 遡 上 高 さ は
T.P.＋ 8.15m ま で で あ り ， 原 子 炉 建 屋 １ 階 床 面 （ EL.＋ 8.2m） ま
で津波が到達しないため，建屋内の設備は機能喪失しない。
・ T.P.＋ 22m〜 T.P.＋ 23m 未 満 の 津 波 で は ， 原 子 炉 建 屋 内 へ の 津 波の流入が生じ，建屋内の設備が機能喪失する可能性がある。
・ T.P.＋ 23m 以 上 の 津 波 で は ， 原 子 炉 建 屋 １ 階 床 面 （ EL.＋ 8.2m）まで津波が到達するため，原子炉建屋の入口扉から津波が流入し，建屋内の設備が機能喪失する。
以 上 の 解 析 結 果 を 踏 ま え ， 津 波 Ｐ Ｒ Ａ の 評 価 に お い て は ， T.P.＋
添付 3.2.2.3-3-6

22m 津 波 に よ り 原 子 炉 建 屋 へ の 流 入 が 生 じ ， 建 屋 内 の 設 備 が 機 能 喪失するものとして，津波区分を設定することとした。

添付 3.2.2.3-3-7

添 付 資 料 3.2.2.3-4
建屋内浸水評価について

津波ＰＲＡの評価では，原子炉建屋外壁扉及び建屋内の止水対策等に期待しない条件で評価を行っている。そのため，津波が防潮堤を越流 し ， 原 子 炉 建 屋 １ 階 床 面 高 さ で あ る EL.＋ 8.2m に 到 達 す る と ， 原 子
炉 建 屋 内 へ の 浸 水 が 生 じ ，「 原 子 炉 建 屋 内 浸 水 に よ る 複 数 の 緩 和 機 能 喪失」により直接炉心損傷に至るものとして評価している。
以下に，直接炉心損傷に至るものとして評価した事象について，建屋内浸水を考慮した場合のシナリオを分析した結果を示す。

1.

建屋内浸水評価対象設備の選定
敷地内浸水により，建屋内浸水前に下記の設備及びこれらをサポート系として用いる設備が機能喪失しているため，「最終ヒートシン
ク喪失」及び「全交流動力電源喪失」状態となっていることから，
建屋内浸水評価の対象は原子炉隔離時冷却系（以下「ＲＣＩＣ」とい う 。） の み と な る 。
＜建屋内浸水前に津波により機能喪失している設備等＞
・非 常 用 海 水 ポ ン プ（ 残 留 熱 除 去 系 海 水 ポ ン プ ，非 常 用 デ ィ ー ゼ
ル発電機用海水ポンプ及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発
電機用海水ポンプ）
・起動変圧器，予備変圧器
こ の た め ，評 価 対 象 機 器 を Ｒ Ｃ Ｉ Ｃ の 機 能 維 持 に 必 要 な 設 備 と し ，機 能 維 持 に 必 要 な 設 備 と そ の 設 置 場 所 を 表 1に 示 す 。
これらの評価対象設備が設置されている区画のうち，津波浸水を
考 慮 す る 箇 所 は ， 原 子 炉 棟 の 地 下 1階 共 通 エ リ ア ， 地 下 2階 Ｒ Ｃ Ｉ Ｃ
添付 3.2.2.3-4-1

ポンプ室，電気室の１階，地下１階，地下２階となるため，この区画に着目して評価を実施する。

表1

ＲＣＩＣ系機能維持に必要な設備の配置

設置場所

主な設備
RCIC 注 入 弁

原子炉棟 ４階

EL. ＋ 29.0m

直 流 125V M CC（ 2A-2）：

原子炉棟 ３階EL. ＋ 20.3m

RCIC 外 側 隔 離 弁
RCIC タ ー ビ ン 排 気 弁
RCIC DIV-Ⅰ 計 装 ラ ッ ク

原子炉棟 地下１階
共通エリア

EL. ＋ 2.0m
直 流 125V M CC（ 2A-1）：
RCIC ポ ン プ
RCIC タ ー ビ ン

原子炉棟 地下２階
ＲＣＩＣポンプ室

EL. − 4.0m

RCIC 蒸 気 供 給 弁
RCIC PUMP D ISC HARGE FLOW ( 伝 送 器 )：

電気室上部 ３階
空調機械室

EL. ＋ 23.0m

RCIC TURBIN E CONTROL BOX
直 流 125V 蓄 電 池 (2A)
直 流 125V 充 電 器 盤 (2A)

電気室 １階EL . ＋ 8.2m
直 流 125V 直 流 母 線 盤 (2A)
直 流 125V 分 電 盤 (2A-1)

電気室 地下２階

EL. − 4.0m

直 流 125V 分 電 盤 (2A-2-1)

添付 3.2.2.3-4-2

2.

原子炉建屋への浸水経路の特定

(1)

原子炉棟
原子炉棟への浸水経路としては，直接の浸水経路として，原子炉建屋大物搬入口からの浸水を考慮する。また，隣接する建屋からの浸水として，廃棄物処理棟を経由した浸水を考慮する。廃棄物処理棟への浸水経路は，建屋外壁部からの直接浸水とタービン
建 屋 経 由 の 経 路 が あ る （ 図 1 参 照 ）。
原子炉棟へ浸水した海水は，階段やエレベータ部からの流下経路を伝い，原子炉棟の地下１階共通エリア，地下２階ＲＣＩＣポ
ンプ室へと浸水するため，当該エリアに設置されているＲＣＩＣの機能維持に必要な設備の没水・被水により，ＲＣＩＣの機能喪失 に 至 る （ 図 2 か ら 図 4 参 照 ）。

(2)

電気室
電気室への浸水経路としては，建屋外壁部からの浸水として，直 接 の 浸 水 経 路 と な る 電 気 室 機 器 搬 入 口 （ EL.＋ 9.0m） が あ る 。 また，隣接する建屋からの浸水として，サービス建屋とディーゼル
発 電 機 室 か ら 連 絡 扉 を 経 由 し た 浸 水 を 考 慮 す る （ 図 1 参 照 ）。
電気室へ浸水した海水は，階段からの流下経路を伝い，電気室の地下１階，地下２階へと浸水するため，当該エリアに設置されているＲＣＩＣの機能維持に必要な設備の没水・被水により，ＲＣ Ｉ Ｃ の 機 能 喪 失 に 至 る （ 図 2 か ら 図 4 参 照 ）。

添付 3.2.2.3-4-3

津波進行方向：評価対象設備が設置されているエリア：津波により浸水するエリア：大物搬入口，人員用扉等からの浸水経路＊原子炉建屋外壁扉及び建屋内の止水対策等は考慮しない。

図 1

東海第二発電所

原子炉建屋配置

添付 3.2.2.3-4-4

：評価対象設備が設置されているエリア：大物搬入口，人員用扉等からの浸水経路：階段・エレベータ部等からの流下経路：津波により浸水するエリア＊原子炉建屋外壁扉及び建屋内の止水対策等は考慮しない。

図 2

東海第二発電所

原 子 炉 建 屋 地 上 １ 階 (EL.＋ 8.2m)

添付 3.2.2.3-4-5

：評価対象設備が設置されているエリア：大物搬入口，人員用扉等からの浸水経路：階段・エレベータ部等からの流下経路：津波により浸水するエリア＊原子炉建屋外壁扉及び建屋内の止水対策等は考慮しない。

図 3

東海第二発電所

原 子 炉 建 屋 地 下 １ 階 （ EL.＋ 2.0m）

添付 3.2.2.3-4-6

：評価対象設備が設置されているエリア：大物搬入口，人員用扉等からの浸水経路：津波により浸水するエリア＊原子炉建屋外壁扉及び建屋内の止水対策等は考慮しない。

図 4

東海第二発電所

原 子 炉 建 屋 地 下 ２ 階 （ EL.− 4.0m）
添付 3.2.2.3-4-7

3.

内部溢水対策の考慮
原子炉建屋における内部溢水に対する設計基準事故対処設備として期待している水密扉の配置を，図 5 から図 7 に示す。
また，隣接する建屋からの浸水については，内部溢水対策として水密扉を設置しているが，大物搬入口からの原子炉建屋への浸水に対 し て は ，原 子 炉 建 屋 １ 階 床 面 高 さ（ EL.＋ 8.2m）が ，敷 地 高 さ（ EL.
＋ 8.0m）に 比 べ 0.2m 高 く ，建 屋 外 か ら の 流 入 を 防 止 で き る こ と か ら ，堰 等 は 設 け て い な い 。 こ の た め ， 原 子 炉 建 屋 の １ 階 床 面 高 さ （ EL.＋8.2m ） に 津 波 が 到 達 す る 場 合 ， 大 物 搬 入 口 よ り ， 原 子 炉 建 屋 内 に 海
水が浸水する。
原子炉建屋内の浸水経路については，水密扉によりＲＣＩＣポン
プ室等は防護されるが，大物搬入口から浸水した海水が，原子炉棟
地下１階の共通エリアに浸水するため，当該エリアに設置されているＲＣＩＣの機能維持に必要な設備の没水・被水により，ＲＣＩＣの機能喪失に至る。
内部溢水評価において設計基準事故対処設備としている水密扉を期待した場合の浸水範囲を，図 5 から図 7 に示す。なお，電気室につ い て は ， 津 波 が 電 気 室 機 器 搬 入 口 の 高 さ （ EL.＋ 9.0m） に 到 達 し た
時点から浸水する。

添付 3.2.2.3-4-8

：評価対象設備が設置されているエリア：大物搬入口，人員用扉等からの浸水経路：内部溢水評価で設計基準事故対処設備としている水密扉：水密扉で浸水が防止される浸水経路：階段・エレベータ部等からの流下経路：津波により浸水するエリア＊原子炉建屋外壁扉及び建屋内の止水対策等は考慮しない。

図 5

東海第二発電所

原 子 炉 建 屋 地 上 １ 階 (EL.＋ 8.2m)

添付 3.2.2.3-4-9

：評価対象設備が設置されているエリア：大物搬入口，人員用扉等からの浸水経路：階段・エレベータ部等からの流下経路：津波により浸水するエリア＊原子炉建屋外壁扉及び建屋内の止水対策等は考慮しない。

図 6

東海第二発電所

原 子 炉 建 屋 地 下 １ 階 （ EL.＋ 2.0m）

添付 3.2.2.3-4-10

：評価対象設備が設置されているエリア：大物搬入口，人員用扉等からの浸水経路：内部溢水評価で設計基準事故対処設備としている水密扉：水密扉で浸水が防止される浸水経路：津波により浸水するエリア＊原子炉建屋外壁扉及び建屋内の止水対策等は考慮しない。

図 7

東海第二発電所

原 子 炉 建 屋 地 下 ２ 階 （ EL.− 4.0m）

添付 3.2.2.3-4-11

4.

建屋内浸水を考慮した場合のシナリオ
直 接 炉 心 損 傷 に 至 る も の と し て 評 価 し て い る 津 波 高 さ T.P. ＋ 23mを超過する事象について，建屋内浸水を考慮したシナリオの分析をした場合，全交流動力電源喪失時に原子炉建屋内への浸水によりＲ
ＣＩＣの機能喪失に至ることから，事故シーケンスグループとして
は ，「 Ｔ Ｂ Ｕ 」 に よ っ て 炉 心 損 傷 に 至 る も の と し て 分 類 さ れ る 。

添付 3.2.2.3-4-12

添 付 資 料 3.2.2.4-1
外部電源の取扱いについて1.

東海第二発電所の外部電源系統の概要
275kV 送 電 線 2 回 線 は ， 約 17km 離 れ た 東 京 電 力 パ ワ ー グ リ ッ ド 株
式 会 社 那 珂 変 電 所 （ 以 下 「 那 珂 変 電 所 」 と い う 。） に 接 続 し て い る 。
ま た ，154kV 送 電 線 1 回 線 は ，約 9km 離 れ た 東 京 電 力 パ ワ ー グ リ ッ ド
株 式 会 社 茨 城 変 電 所（ 以 下「 茨 城 変 電 所 」と い う 。）に 接 続 し て い る 。
送電系統図を図 1 に示す。
上記 2 ルート 3 回線の送電線により，万一，那珂変電所が停止した 場 合 で も ， 東 京 電 力 パ ワ ー グ リ ッ ド 株 式 会 社 154kV 原 子 力 1 号 線
を経由するルートで東海第二発電所に電力を供給することが可能である。また，茨城変電所が停止した場合には，那珂変電所を経由するルートで，東海第二発電所に電力を供給することが可能である。

図 1

2.
(1)

送電系統図

津波ＰＲＡにおける外部電源の取扱い
津波ＰＲＡ学会標準における外部電源の取扱い
添付 3.2.2.4-1-1

外部電源の取扱いについて，津波ＰＲＡ学会標準では次のように記載されている。
1.

適用範囲
（略）

軽水型原子力発電所は地震発生前には出力運転状態にあるとする。
地震によって安全上重要な機器・システム，建物の機能喪失につながる損傷はない，すなわち，地震による直接的影響はないとする 。（ 略 ） た だ し ， 外 部 電 源 に つ い て は そ の 喪 失 も 考 慮 す る 。【 解説 1.2 外 部 電 源 喪 失 の 考 慮参照】地震によって外部電源喪失以外の直接的影響がある場合の津波に起因するリスク評価について
は 適 用 範 囲 外 と す る 。（ 略 ）
解説 1
1.2

適用範囲について

外部電源喪失の考慮

大規模の地震時には，外部電源系統が損傷する可能性が小さくはない。従って，地震による直接的な影響がないことを前提として津波ＰＲＡを実施するとしても，外部電源が利用できない場合のリスクとの比較によってその影響を評価しておくことが期待されるであろう。地震に起因するリスク評価において，外部電源のフラジリテ
ィを地震パラメータに関して評価している。それを津波ＰＲＡにおいて，外部電源喪失確率として用いるべきとの意見もあろうが，津波ＰＲＡではリスク評価パラメータは津波高さであり，地震の規模と津波の規模は一対一に対応しない。従って，外部電源の地震時フ
ラジリティを津波ＰＲＡにて用いることはできない。よって，地震によって外部電源が既に喪失している条件でのリスク評価を，別途実施することを求めた。
添付 3.2.2.4-1-2

(2)東海第二発電所の津波ＰＲＡにおける外部電源の取扱い
ａ．発電所内部の外部電源設備に対する津波影響
東 海 第 二 発 電 所 の 津 波 Ｐ Ｒ Ａ で は ， 防 潮 堤 高 さ T.P.＋ 20m を超え敷地内浸水が発生する津波高さを評価対象としている。
外 部 電 源 か ら の 受 電 設 備 で あ る 起 動 変 圧 器（ 275kV）及 び 予 備
変 圧 器（ 154kV）は 屋 外 に 設 置 さ れ て い る 機 器 で あ る が ，防 潮 堤
位 置 で T.P.＋ 22m の 高 さ ま で の 津 波（ 以 下「 津 波 高 さ T.P.＋ 22mの 津 波 」と い う 。）で は 没 水 ・ 被 水 し な い こ と を 敷 地 内 浸 水 解 析に よ り 確 認 し て い る 。（ 添 付 資 料 3.2.2.3-3 参 照 ）ｂ．発電所外部の外部電源設備に対する津波影響
東海第二発電所外部の送電設備に対する津波の影響について
は ， 那 珂 変 電 所 ， 茨 城 変 電 所 は 津 波 高 さ T.P.＋ 22m の 津 波 を 考慮した場合でも影響のない高所に位置していることから，津波による影響はないものと考える。
ま た ，東 海 第 二 発 電 所 周 辺 の 送 電 ル ー ト へ の 影 響 に つ い て は ，154kV 送 電 線 1 回 線 は 津 波 に よ る 影 響 は な い と 考 え ら れ る も のの ，275kV 送 電 線 2 回 線 は 津 波 高 さ T.P.＋ 22m の 津 波 に よ り 浸 水
す る 箇 所 に 送 電 鉄 塔 が 設 置 さ れ て い る た め ，275kV 送 電 線 2 回 線
か ら の 外 部 電 源 は 喪 失 す る 可 能 性 が あ る （ 図 2）。

添付 3.2.2.4-1-3

275kV 送 電 線
154kV 送 電 線

図 2

津 波 高 さ T.P.＋ 22m の 津 波 に よ る 東 海 第 二 発 電 所 周 辺 へ の 影 響

ｃ．外部電源の有無に関する感度解析
ａ ． 及 び ｂ ． に 示 し た と お り ， 津 波 高 さ T.P.＋ 22m の 津 波 を
考 慮 し た 場 合 に お い て も ，154kV 送 電 線 及 び 予 備 変 圧 器 を 介 し た
外部電源に期待できるものと考えられることから，ベースケー
ス に お い て は ，津 波 区 分 1（ T.P.＋ 20m〜 T.P.＋ 22m）で は 外 部 電
源 に 期 待 し ，津 波 区 分 2（ T.P.＋ 22m〜 24m）を 超 え る 津 波 高 さ では外部電源が喪失するものとして評価している。
また，津波ＰＲＡ学会標準の記載を踏まえ，津波襲来前の地震により外部電源が喪失すると仮定した場合の感度解析を実施している。その結果，外部電源の有無により事故シーケンスは添付 3.2.2.4-1-4

異 な る も の の ，評 価 対 象 と な る 津 波 高 さ（ T.P.＋ 20m〜 ）で は 緩
和設備がなくなり必ず炉心損傷に至るため，全炉心損傷頻度は変わらないことを確認している。
なお，津波ＰＲＡより抽出した事故シーケンスに対する対策については，地震及び津波の影響により外部電源が喪失する可能性があることを考慮し，外部電源に依存しない対策（常設代替高圧電源装置から重大事故等対処設備への給電が可能な設計）としている。

添付 3.2.2.4-1-5

4.

レベル１．５ＰＲＡ

4.1

内部事象ＰＲＡ

4.1.1

出力運転時ＰＲＡ

出力運転時レベル１．５ＰＲＡは一般社団法人日本原子力学会が発行した「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評 価 に 関 す る 実 施 基 準 （ レ ベ ル 2PSA 編 ）： 2008」 に 基 づ い て 評 価 を
実 施 し た 。 評 価 フ ロ ー 図 を 第 4.1.1-1 図 に 示 す 。
4.1.1.1(1)

プラントの構成・特性

対象プラントに関する説明
ａ．機器・系統の配置及び形状・設備容量
格 納 容 器 の 主 要 仕 様 を 第 4.1.1.1-1 表 に 示 す 。
Ｍ ａ ｒ ｋ − Ⅱ 格 納 容 器 は ， 第 3.1.1.1-8 図 に 示 し た よ う に ，円錐フラスタム形をしたドライウェルとその下部に配置した円筒系のサプレッション・チェンバにより構成され，ドライウェ
ルとサプレッション・チェンバはダイヤフラムフロアにて仕切られている。また，ペデスタルは，ベースマットコンクリート
上からダイヤフラムフロアを貫通して原子炉圧力容器を支持する構造となっている。
そ の 他 の 主 要 な 機 器 ・ 系 統 の 配 置 及 び 形 状 ・ 設 備 容 量 は 「 3.
レベル１ＰＲＡ」に示すとおりである。
ｂ．事故の緩和操作
本ＰＲＡでは，プラント運転開始時より備えている手段・設
備による事故の緩和操作として以下を考慮する。
・原子炉手動減圧・低圧炉心スプレイ系（ＬＰＣＳ）手動起動
4.1.1-1

・低圧注水系（ＬＰＣＩ）手動起動
・ 残 留 熱 除 去 系 （ Ｒ Ｈ Ｒ ）（ 格 納 容 器 ス プ レ イ 冷 却 モ ー ド ） 手
動起動
ｃ．燃料及びデブリの移動経路
事故時の燃料及びデブリなどの熱源の移動は，水素発生，溶融炉心・コンクリート相互作用（ＭＣＣＩ）及び格納容器内の熱水力挙動，核分裂生成物（ＦＰ）移行挙動に影響する。燃料及 び デ ブ リ の 格 納 容 器 内 で の 挙 動 を 第 4.1.1.1-1 図 に 示 す 。 また，燃料及びデブリの移動経路及びそれに係る挙動を以下に示す （ 添 付 資 料 4.1.1.1-1）。 ペ デ ス タ ル （ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ） 床 か
らサプレッション・チェンバへの移動経路は，Ｍａｒｋ−Ⅱ格
納容器の構造上の特徴である。
放出先

移動経路

【 原 子 炉 圧 力 容 器 破 損 時 】 ペ デ ス タ ル（ ド ラペデスタル

イウェル部）床重力による（ドライウェル部）内

溶融貫通

移動

【 ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェル部）床貫通後】
サ プ レ ッ シ ョ ン・チ ェ ン バ

高速ガス流
による噴出

最下区画のため
移動なし

移動先区画
サプレッショ
ン・チェンバなし【 原 子 炉 圧 力 容 器 破 損 時 】 ペ デ ス タ ル（ ド ラペデスタル

イウェル部）内（ドライウェル部）内開口部

4.1.1-2

ドライウェル

4.1.1.2

プラント損傷状態の分類及び発生頻度

内部事象レベル１ＰＲＡ（出力運転時）で得られた炉心損傷に至る全ての事故シーケンスに対して，事故の進展及び緩和操作の類似性からプラント損傷状態（ＰＤＳ）を定義し，ＰＤＳの分類及び発生頻度の評価をする。
(1)

ＰＤＳの一覧
ａ．ＰＤＳの考え方，定義
ＢＷＲのＰＲＡにおいて用いる事故シーケンスの識別子を第4.1.1.2-1 表 に ，レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ で 得 ら れ た 炉 心 損 傷 に 至 る 事 故
シ ー ケ ン ス を 第 4.1.1.2-2 表 に 示 す 。 Ｐ Ｄ Ｓ の 分 類 は ， レ ベ ル
１ＰＲＡで得られた炉心損傷に至る事故シーケンスを，熱水力挙動の類似性及び事故後の緩和設備・緩和操作の類似性から，
以下の 4 項目に着目して実施する。
(a)

格納容器破損時期
炉心損傷後に格納容器破損が生じる場合と格納容器破損後に 炉 心 損 傷 が 生 じ る 場 合 で 分 類 す る 。こ の 前 後 関 係 に よ っ て ，事故の防止手段及び緩和手段の種類が大きく異なる。

(b)

原子炉圧力
炉心損傷後，原子炉圧力容器破損に至るまでに，原子炉圧
力容器内が高圧状態か低圧状態かで分類する（添付資料
4.1.1.2-2）。 こ の 圧 力 状 態 の 違 い に よ っ て ， 原 子 炉 圧 力 容 器
破損時の格納容器雰囲気の圧力上昇の程度，デブリの飛散の程度等，原子炉圧力容器破損後の事故進展が異なる。

(c)

炉心損傷時期
炉心損傷時期が早期か後期かで分類する。この時期の違い
4.1.1-3

によって，原子炉圧力容器破損時期，格納容器雰囲気の圧力及び温度上昇の時期が大きく変化し，格納容器破損の時期が影響を受けるため，事故の緩和操作の余裕時間が大きく異なる （ 添 付 資 料 4.1.1.2-1）。
(d)

電源確保
交流電源及び直流電源の有無により分類する。電源が確保されている場合は緩和操作に期待できる。

ｂ．レベル１ＰＲＡの事故シーケンスのＰＤＳへの分類結果
炉心損傷に至る事故シーケンスを上記ａ．の考え方に基づいて Ｐ Ｄ Ｓ と し て 分 類 し た 結 果 を 第 4.1.1.2-1 図 に 示 す 。 な お ，
第 4.1.1.2-1 図 の 分 類 結 果 の う ち ， 次 の (a)か ら (c)の 事 故 シ ー
ケンスについては，ＰＤＳの分類方法を個別に検討した。
(a)

ＴＱＵＶとＬＯＣＡＴＱＵＶとＬＯＣＡについては，ＬＯＣＡは原子炉圧力容器破損前に破断口からの放出蒸気により格納容器の圧力・温度が上昇する等，ＴＱＵＶと事象進展が大きく異なるため，異なるＰＤＳとした。なお，ＬＯＣＡ（ＡＥ，Ｓ１Ｅ，Ｓ２Ｅ）については，炉心損傷後のプラント挙動の類似性を考慮して，1 つのＰＤＳとした。

(b)

ＴＷとＴＢＷ
ＴＷとＴＢＷは電源の状態が異なるが，いずれも除熱機能が喪失して格納容器が先行破損する事故シーケンスであり，レベル１．５ＰＲＡの範囲では緩和操作に期待できず，事象進展に差異がないため，ＴＷ／ＴＢＷとして 1 つのＰＤＳとした。
4.1.1-4

(c)ＴＣとＩＳＬＯＣＡ
ＴＣとＩＳＬＯＣＡについては，ＴＣは格納容器先行破損のシーケンスであることに対して，ＩＳＬＯＣＡは格納容器
バイパス事象であることから，異なるＰＤＳとした。

(2)

ＰＤＳ別の炉心損傷頻度Ｐ Ｄ Ｓ 別 の 炉 心 損 傷 頻 度 を 整 理 し た 結 果 を 第 4.1.1.2-3 表 に 示
す。ＰＤＳ別の炉心損傷頻度は，格納容器先行破損のＰＤＳである Ｔ Ｗ ／ Ｔ Ｂ Ｗ が 約 99.6％ と 支 配 的 で あ る 。

4.1.1-5

4.1.1.3(1)

格納容器破損モード

格納容器破損モードの一覧と各破損モードに関する説明
炉心損傷から格納容器破損に至るまでの事故シーケンスは，次章 4.1.1.4 で イ ベ ン ト ツ リ ー に よ っ て 分 析 す る が ， こ の イ ベ ン ト
ツリーの最終状態となる格納容器破損モードは，炉心損傷後の格納容器内の物理化学的挙動を分析することで抽出する。本章では格納容器破損モードを網羅的に抽出し，本ＰＲＡでイベントツリ
ーの最終状態として設定すべき格納容器破損モードを選定する。
本プラントにおけるシビアアクシデントで考えられる事故進展を 第 4.1.1.3-1 図 に 示 す 。 ま た ， 事 故 進 展 に 伴 い 生 じ る 格 納 容 器の 健 全 性 に 影 響 を 与 え る 負 荷 を 抽 出 し た 結 果 を 第 4.1.1.3-1 表 に ，
これらの負荷を発生時期に着目し，以下に示す事故進展フェーズに 整 理 し た も の を 第 4.1.1.3-2 表 に 示 す 。
・炉心損傷前
・Ｔ１：原子炉圧力容器破損前
・Ｔ２：原子炉圧力容器破損直後
・Ｔ３：事故後期
事故進展に伴い生じる格納容器の健全性に影響する負荷から整理される物理的破損事象を考慮し，選定した格納容器破損モード
は以下のとおりである。
ａ．格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）
インターフェイスシステムＬＯＣＡの発生後，原子炉冷却材の流出が継続して炉心損傷に至り，格納容器をバイパスして放射性物質等が原子炉建屋内に放出される格納容器破損モードである。
4.1.1-6

ｂ．格納容器バイパス（格納容器隔離失敗）
炉心損傷時点で，格納容器の隔離に失敗しており，隔離失敗
箇所から放射性物質等が原子炉建屋内に放出される格納容器破損モードである。
ｃ．早期過圧破損（未臨界確保失敗）
原子炉の未臨界達成に失敗した場合に，炉心で発生する大量の水蒸気により格納容器圧力が上昇し，格納容器が早期に過圧されて破損する格納容器破損モードである。
ｄ．過圧破損（崩壊熱除去失敗）
炉心冷却に成功し崩壊熱除去に失敗した場合に，崩壊熱によって炉心で発生する水蒸気により格納容器圧力が徐々に上昇し，格納容器が過圧されて破損する格納容器破損モードである。
ｅ．過圧破損（長期冷却失敗）
炉心損傷後に，デブリの崩壊熱によって発生する水蒸気，及び溶融炉心・コンクリート相互作用によって発生する非凝縮性ガスにより格納容器圧力が徐々に上昇し，格納容器が過圧されて破損する格納容器破損モードである。
ｆ．過温破損
原子炉圧力容器破損後，デブリからの崩壊熱によって格納容器雰囲気が加熱され，格納容器貫通部の取付部又はフランジシール部などが熱的に損傷し，格納容器が破損する格納容器破損
モードである。
ｇ．格納容器雰囲気直接加熱
原子炉圧力容器が高圧状態で破損した場合に，微粒子化したデブリが格納容器空間部に飛散し，格納容器雰囲気が直接加熱
4.1.1-7

されて急速な圧力上昇が生じることにより格納容器が破損する
格納容器破損モードである。
ｈ．水蒸気爆発
デブリがペデスタル（ドライウェル部）の冷却水中又はサプ
レッション・プール水中に落下した場合，若しくは格納容器内に放出されたデブリに対して注水を実施した場合に，デブリと水の接触に伴い，デブリの持つ熱エネルギが爆発的な機械エネ
ルギに変換され，格納容器への荷重が生じることで格納容器が破損する格納容器破損モードである。
ｉ．溶融炉心・コンクリート相互作用
原子炉圧力容器破損後，格納容器内に放出されたデブリにより ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）床 の コ ン ク リ ー ト が 侵 食 さ れ ，デブリはペデスタル（ドライウェル部）床を貫通してサプレッ
ション・プールに落下する。その後，サプレッション・プール
における溶融炉心・コンクリート相互作用が継続し，ベースマ
ット溶融貫通に先行してペデスタル（ドライウェル部）壁面の侵食に伴う原子炉圧力容器支持機能の喪失により格納容器が破損する格納容器破損モードである。

以上の格納容器破損モードについて，炉心損傷前の格納容器先
行破損と，炉心損傷後の格納容器破損に分類して整理したものを
第 4.1.1.3-3 表 に 示 す 。 な お ， 以 下 の 格 納 容 器 破 損 モ ー ド は ， 分
析により除外した。
ｊ．炉内溶融燃料−冷却材相互作用
溶融炉心が下部プレナム内の残存水中に落下し，高温の溶融
4.1.1-8

炉心と冷却材が接触することで水蒸気爆発が発生する。このときに発生したエネルギにより，水塊が原子炉圧力容器上部に衝突し，さらに原子炉圧力容器ヘッド部が破損し格納容器に衝突して破損する格納容器破損モードである。
ただし，これまでの炉内溶融燃料−冷却材相互作用に係る研究等の知見から，炉内溶融燃料−冷却材相互作用により格納容器が破損する可能性は十分低いため，本ＰＲＡでは格納容器破損 モ ー ド と し て 設 定 し て い な い （ 添 付 資 料 4.1.1.3-1）。
ｋ．水素燃焼ジルコニウム−水反応，水の放射線分解等により発生した水素が格納容器雰囲気中の酸素と反応して燃焼し，熱エネルギを放出して格納容器を過圧・過熱することで格納容器が破損する
格納容器破損モードである。
ただし，ＢＷＲでは格納容器内を窒素置換により酸素濃度を低く管理しており，水素が可燃限界に至る可能性が十分低いため，本ＰＲＡでは格納容器破損モードとして設定してしない。
ｌ．溶融物直接接触
原子炉圧力容器破損後にペデスタル（ドライウェル部）へ落下したデブリが，ペデスタル（ドライウェル部）床面からドラ
イウェル床に拡がり，ドライウェル壁に直接接触してドライウ
ェル壁の一部が溶融貫通することにより格納容器が破損する格納容器破損モードである。
た だ し ，Ｍ ａ ｒ ｋ − Ⅱ 型 格 納 容 器 に お い て は ，ペ デ ス タ ル（ ドライウェル部）内に蓄積したデブリがドライウェル床上には拡がらない格納容器構造となっているため，格納容器破損モード
4.1.1-9

と し て 設 定 し て し な い （ 添 付 資 料 4.1.1.3-2）。

4.1.1-10

4.1.1.4 事 故 シ ー ケ ン ス(1)

格納容器イベントツリー構築の考え方及びプロセス
シビアアクシデントでは，事故進展の各フェーズにおいて格納
容器の健全性を脅かす物理化学現象が異なるため，事故進展フェーズごとに重要な物理化学現象，緩和設備の作動状況及び運転員
操作の因果関係を分析して，これらの組合せから事故の進展を分類するために格納容器イベントツリーを構築する。
な お ，格 納 容 器 先 行 破 損 で あ る Ｐ Ｄ Ｓ（ Ｔ Ｗ ／ Ｔ Ｂ Ｗ 及 び Ｔ Ｃ ）及 び 格 納 容 器 バ イ パ ス で あ る Ｐ Ｄ Ｓ（ Ｉ Ｓ Ｌ Ｏ Ｃ Ａ ）に つ い て は ，
炉心損傷時点で既に格納容器の閉じ込め機能が喪失しているため，
格納容器イベントツリーは構築しない。

(2)

格納容器イベントツリー
ａ．格納容器イベントツリー構築に当たって検討した重要な物理化学現象，対処設備の作動・不作動，運転員操作，ヘディン
グ間の従属性(a)

重要な物理化学現象，対処設備の作動・不作動及び運転員
操作格納容器イベントツリーの構築に際し，炉心損傷から格納容器破損に至るまでの事故進展の途上で発生する重要な物理
化学現象について，その発生条件及び発生後の事故進展を第4.1.1.4-1 表 の と お り 整 理 し た 。ま た ，格 納 容 器 破 損 モ ー ド に
関 す る 物 理 化 学 現 象 ，対 処 設 備 及 び 運 転 員 操 作 を 第 4.1.1.4-2
表のとおり整理した。
第 4.1.1.4-2 表 に 示 す 検 討 結 果 に 基 づ き ， 対 処 設 備 の 作 動
状態及び物理化学現象の発生状態を分析することにより，格4.1.1-11

納 容器 イ ベ ン ト ツ リー の ヘ デ ィ ン グと そ の 定 義 を 第4.1.1.4-3 表 の と お り 設 定 し た 。
(b)ヘディング間の従属性
第 4.1.1.4-3 表 で 定 義 し た ヘ デ ィ ン グ の 状 態 が 発 生 す る 確
率は，他の複数のヘディングの状態に従属して決定される場
合があるため，ヘディングの順序及び分岐確率の設定に際して ヘ デ ィ ン グ 間 の 従 属 性 を 整 理 し た 。 結 果 を 第 4.1.1.4-4 表に示す。

ｂ．格納容器イベントツリー
選定したヘディングについてヘディング間の従属性を考慮し順序付けして，格納容器イベントツリーを作成した。作成した
格 納 容 器 イ ベ ン ト ツ リ ー を 第 4.1.1.4-1 図 に 示 す 。第 4.1.1.4-1
図 の 格 納 容 器 破 損 モ ー ド は ， 4.1.1.3 (1)で 定 義 し た 格 納 容 器 破損モードを「実用発電用原子炉及びその附属施設の位置，構造及び設備の基準に関する規則の解釈」が指定する事故シーケン
スグループに集約した形となっている。

4.1.1-12

4.1.1.5

事故進展解析

格納容器破損頻度を評価するための事故進展解析の目的は，以下の 2 つがある。
・緩和設備の復旧操作等のための余裕時間の評価
・物理化学現象の発生の有無と格納容器への負荷
このうち後者の物理化学現象の発生と格納容器への負荷について
は，現象の不確定性等を考慮した分岐確率を評価しているため，ここでは緩和設備の復旧操作等のための余裕時間を評価することを目的とする。したがって，緩和設備が機能しない状態で物理化学現象が発生せずに，格納容器が過圧又は過温破損に至る事故シーケンスを評価する。
(1)

解析対象とした事故シーケンスと対象事故シーケンスの説明
プラントの熱水力的挙動及び炉心損傷，原子炉圧力容器破損等の事故の発生時期，シビアアクシデント現象による格納容器負荷を解析するとともに，格納容器イベントツリーのヘディングの分
岐確率の計算に必要なデータを得ることを目的として，各ＰＤＳを代表する事故進展解析を実施する。
ａ．解析対象事故シーケンスの選定
解析対象事故シーケンスの選定に当たっては，事故進展の類
似性，緩和設備の機能喪失状態の類似性を基に選定する。
事 故 進 展 の 類 似 性 の 観 点 で は ， 第 4.1.1.2-1 図 に 示 す Ｐ Ｄ Ｓの分類の考え方において，事故進展の類似性を考慮した分類を実施している。ここで，事故進展解析において緩和設備が機能しない状態を想定すること，及び過渡事象とＬＯＣＡでは事故進展が大きく異なると考えられることを踏まえて，事故シーケ
4.1.1-13

ン ス を 分 類 し た 結 果 を 第 4.1.1.5-1 図 に 示 す 。
ＴＱＵＸ，ＴＢＵ及びＴＢＤは，いずれも高圧注水及び減圧ができないまま炉心損傷に至るシーケンスであり，事故進展解
析上の相違は見られないと考えられることから，解析について
はＴＱＵＸで代表することとした。
ＴＱＵＶとＴＢＰはそれぞれ解析対象とした。これは，いず
れも原子炉は減圧され，高圧及び低圧注水ができないまま炉心損傷に至るシーケンスであるが，ＴＱＵＶは緩和操作としてのＡＤＳによる逃がし安全弁 7 弁での減圧に対し，ＴＢＰでは事象発生初期からの逃がし安全弁 1 弁の再閉鎖失敗による減圧であるため，減圧の挙動が異なり，その後の事象進展に影響を与えることを考慮したためである。
ＬＯＣＡについては，操作余裕時間の観点から事故進展が早いＡＥで代表することとした。
格納容器先行破損（レベル１ＰＲＡの評価の範囲）であるＴ
Ｃ，ＴＷ／ＴＢＷ及びＩＳＬＯＣＡについては，炉心損傷の前に格納容器が破損しているモードであり，レベル１．５ＰＲＡにおける緩和手段が存在しないことから，イベントツリーの作成対象から除外した。これは，ＴＣ，ＴＷ／ＴＢＷ及びＩＳＬ
ＯＣＡについては，レベル１ＰＲＡ側で格納容器破損防止対策を講じなければならないということを意味している。
以 上 の 検 討 の 結 果 ， 第 4.1.1.5-1 表 の と お り 以 下 の 事 故 シ ーケンスを解析対象として選定した。
・ＴＱＵＶ
・ＴＱＵＸ
4.1.1-14

・長期ＴＢ・ＴＢＰ
・ＡＥ
ｂ．事故進展解析の解析条件
プラント構成・特性の調査により設定した，全ての事故シーケンスに対し共通するプラント構成・特性に依存した基本解析
条 件 を 第 4.1.1.5-2 表 に 示 す 。
また，解析対象の各事故シーケンスの事故状態及び対処設備
作 動 状 況 に 関 す る 事 故 進 展 解 析 条 件 を 第 4.1.1.5-3 表 に 示 す 。
なお，事故進展解析には，事故シーケンスに含まれる物理化
学現象，機器・系統の動作を模擬することができるＭＡＡＰコードを使用した。
(2)

事故シーケンスの解析結果選定した各事故シーケンスについてプラントの熱水力挙動を解析 し た 結 果 を 第 4.1.1.5-2(a) 図 〜 第 4.1.1.5-2 (e) 図 に 示 す 。
原子炉圧力容器内及び格納容器内の熱水力挙動の事故進展を表す
主 要 事 象 発 生 時 刻 を 第 4.1.1.5-4 表 に 示 す （ 添 付 資 料 4.1.1.5-1，
添 付 資 料 4.1.1.5-2）。 ま た ， 各 事 故 シ ー ケ ン ス の 解 析 結 果 に お ける特徴的な事故進展を以下に示す。
ａ．ＴＱＵＶ
本事故シーケンスでは，給水喪失後，原子炉減圧には成功す
るが，原子炉注水機能が作動しないため，炉心損傷に至る。その 後 ，原 子 炉 圧 力 容 器 は 低 圧 状 態 で 破 損 す る 。 デ ブ リ は 原 子 炉
圧力容器からペデスタル（ドライウェル部）内に放出され，溶融炉心・コンクリート相互作用によりペデスタル（ドライウェ
4.1.1-15

ル部）床を貫通する。格納容器は，デブリがサプレッション・
プールへ落下することにより発生する蒸気によって過圧され，過圧破損に至る。
ｂ．ＴＱＵＸ
本事故シーケンスでは，給水喪失後，ＲＣＩＣ及びＨＰＣＳによる原子炉注水に失敗し，原子炉減圧に失敗するため炉心損傷に至る。その後，原子炉圧力容器は高圧状態で破損する。格
納容器は，原子炉圧力容器が破損した際に噴出される高温のガ
ス流によって過熱され，過温破損に至る。
ｃ．長期ＴＢ
本事故シーケンスは，外部電源喪失後，区分Ⅰ及び区分Ⅱの非常用ディーゼル発電機による給電に失敗して全交流動力電源喪失に至る。また，高圧炉心スプレイ系による原子炉注水に失敗するが，事象発生後 8 時間までは蒸気駆動のＲＣＩＣによって原子炉水位は維持される。その間，逃がし安全弁からの放出蒸気により，格納容器の温度，圧力は徐々に上昇する。蓄電池枯渇によりＲＣＩＣが機能喪失し，炉心損傷に至る。その後，
原子炉圧力容器は高圧状態で破損する。格納容器は，原子炉圧力容器が破損した際に噴出される高温のガス流によって過熱され，過温破損に至る。
ｄ．ＴＢＰ
本事故シーケンスは，外部電源喪失後，区分Ⅰ及び区分Ⅱの非常用ディーゼル発電機による給電に失敗して全交流動力電源喪失に至る。また，高圧炉心スプレイ系による原子炉注水に失敗するとともに，逃がし安全弁の再閉鎖失敗により原子炉が減
4.1.1-16

圧 さ れ ，Ｒ Ｃ Ｉ Ｃ に よ る 原 子 炉 注 水 に 失 敗 し ，炉 心 損 傷 に 至 る 。
その後，原子炉圧力容器は低圧状態で破損する。格納容器は，
原子炉圧力容器外に放出されたデブリの崩壊熱により過熱され，過温破損に至る。
ｅ．ＡＥ
本事故シーケンスでは，大破断ＬＯＣＡ発生後，ＥＣＣＳの作動に失敗して炉心損傷に至る。その後，炉心支持板破損によって，デブリと原子炉圧力容器下部プレナムに溜まっていた冷却材が接触することで発生する過熱蒸気が破断口から放出されることによって格納容器が過熱され，過温破損に至る。

4.1.1-17

4.1.1.6(1)

格納容器破損頻度

格納容器破損頻度の評価方法
格納容器破損頻度の定量化では，内部事象出力運転時レベル１
Ｐ Ｒ Ａ の 評 価 に 用 い て い る 計 算 コ ー ド と 同 じ Safety Watcher を 使
用し，炉心損傷頻度，格納容器イベントツリーのヘディングに対する分岐確率を入力条件として，ＰＤＳごとの条件付き格納容器
破損確率（ＣＣＦＰ）及び格納容器破損頻度（ＣＦＦ）を算出する。

(2)

格納容器イベントツリーヘディングの分岐確率
格納容器イベントツリーの各ヘディングの分岐確率については，
次のとおり設定した。格納容器イベントツリーのヘディングの設
定 を 第 4.1.1.6-1 表 に 示 す 。

ａ．物理化学現象に関する分岐確率の設定
シ ビ ア ア ク シ デ ン ト 現 象 の ヘ デ ィ ン グ に お い て ，不 確 実 さ が 大
き い 現 象 に 対 し て は ，当 該 現 象 の 支 配 要 因 ，不 確 実 さ 幅 及 び 格 納
容 器 の 構 造 健 全 性 へ の 影 響 の 因 果 関 係 を 明 ら か に し ，分 解 イ ベ ン
ト ツ リ ー（ Ｄ Ｅ Ｔ ）手 法 等 を 用 い て ，分 岐 確 率 を 設 定 し た（ 添 付
資 料 4.1.1.6-1， 添 付 資 料 4.1.1.6-3）。
な お ，今 回 の 評 価 で 設 定 し た 物 理 化 学 現 象 の ヘ デ ィ ン グ の 分 岐
確 率 は ，評 価 の 対 象 と し た 物 理 化 学 現 象 が 不 確 実 さ の 大 き な 現 象
で あ る こ と を 認 識 し つ つ も ，現 状 有 し て い る 知 見 を も と に ，可 能
な 限 り の 評 価 を 実 施 し て 設 定 し た も の で あ り ，今 回 設 定 し た 値 には依然大きな不確実さを含んでいるものと認識している。
こ の 内 Ｉ Ｖ Ｒ は ，そ の 成 立 に よ っ て 事 象 が 緩 和 さ れ る 側 に 寄 与
す る 点 が 他 の 物 理 化 学 現 象 と 異 な る が ，今 回 の 評 価 で は ヘ デ ィ ン
4.1.1-18

グ と し て 設 定 し た 。こ れ は ，格 納 容 器 イ ベ ン ト ツ リ ー で 考 慮 す る
物 理 化 学 現 象 の 選 定 に あ た っ て は ，格 納 容 器 に 与 え る 影 響 が 厳 しい か ，あ る い は 緩 和 さ れ る か と い う 観 点 で は 無 く ，考 え ら れ る 物
理化学現象の可能性を排除しないという観点で選定したためである。
こ の た め ，今 回 の 評 価 で 設 定 し た 物 理 化 学 現 象 の ヘ デ ィ ン グ の分 岐 確 率 の 多 寡 は ，有 効 性 評 価 の 対 象 と な る 評 価 事 故 シ ー ケ ン スを選定する際には影響しない。
ｂ．緩和設備に関する分岐確率の設定
緩 和 設 備 に 関 す る 分 岐 確 率 は ，緩 和 操 作 ま で の 余 裕 時 間 を 考 慮して作成したフォールトツリーを格納容器イベントツリーにリンキングすることで設定した。
緩 和 操 作 実 施 ま で の 余 裕 時 間 の 検 討 結 果 を 第 4.1.1.6-2 表 に示す。
また，格納容器隔離の分岐確率は過去の文献を基に設定した（ 添 付 資 料 4.1.1.6-2）。
(3)

格納容器破損頻度の評価結果（点推定値）
格 納 容 器 破 損 頻 度 の 評 価 結 果 を 第 4.1.1.6-3 表 ， 第 4.1.1.6-4
表 及 び 第 4.1.1.6-1〜 3 図 に 示 す 。全 Ｃ Ｆ Ｆ は 約 6.1E-5／ 炉 年 ，ＣＣ Ｆ Ｐ は 約 1.0 で あ っ た 。
Ｐ Ｄ Ｓ 別 の Ｃ Ｆ Ｆ で は ， Ｃ Ｆ Ｆ の 約 99.8％ が 格 納 容 器 先 行 破 損のＰＤＳであるＴＷ／ＴＢＷであった。本ＰＲＡではアクシデン
トマネジメント（ＡＭ）策を考慮していないことから，炉心損傷
後に低圧ＥＣＣＳによる原子炉注水に期待できるＴＱＵＸ以外の
Ｃ Ｃ Ｆ Ｐ は 約 0.95〜 1.0 と な る 。 Ｔ Ｑ Ｕ Ｘ の Ｐ Ｄ Ｓ に つ い て は ，
4.1.1-19

炉心損傷後の原子炉手動減圧に成功した場合は低圧ＥＣＣＳによる原子炉注水及びＲＨＲによるドライウェルスプレイに期待できる た め ，Ｃ Ｃ Ｆ Ｐ は 約 0.46 と な っ た 。た だ し ，上 述 の と お り ，ＰＤＳ別のＣＦＦではＴＷ／ＴＢＷのＰＤＳが支配的であるため，
全 体 の Ｃ Ｃ Ｆ Ｐ は 約 1.0 と な っ て い る 。
格納容器破損モード別のＣＦＦは，「 過 圧 破 損（ 崩 壊 熱 除 去 失 敗 ）」の 寄 与 が 約 99.8％ を 占 め る 。以 下 ，「 過 温 破 損 」，
「 早 期 過 圧 破 損（ 未臨 界 確 保 失 敗 ）」，「 格 納 容 器 雰 囲 気 直 接 加 熱 」，
「 過 圧 破 損（ 長 期 冷
却 失 敗 ）」，
「 水 蒸 気 爆 発 」，
「 格 納 容 器 隔 離 失 敗 」，
「インターフェイス シ ス テ ム Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 」，「 溶 融 炉 心 ・ コ ン ク リ ー ト 相 互 作 用 」 が 続
き ， こ れ ら の 寄 与 は 全 て 1％ 以 下 で あ っ た 。
格納容器先行破損及び格納容器バイパスを除いた格納容器破損
モ ー ド 別 の 格 納 容 器 破 損 頻 度 を 第 4.1.1.6-4 図 に 示 す 。 格 納 容 器
先行破損及び格納容器バイパスを除いた場合，「 過 温 破 損（ 原 子 炉
圧 力 容 器 高 圧 破 損 ）」 の 寄 与 割 合 が 約 70.9％ を 占 め 支 配 的 で あ る 。
これは，レベル１ＰＲＡにおいて，格納容器先行破損を除いた場
合に炉心損傷頻度に対して寄与割合が大きな長期ＴＢは，原子炉圧力が高圧状態で維持されたまま原子炉圧力容器が破損することから，「 格 納 容 器 雰 囲 気 直 接 加 熱 」が 発 生 し な い 場 合 は 格 納 容 器 が過温破損に至ることによる。
(4)

重要度評価について
レベル１ＰＲＡでは格納容器先行破損の事故シーケンスグルー
プが支配的であることを考慮すると，レベル１．５ＰＲＡにおいても，レベル１ＰＲＡにおける重要度評価結果と同様，崩壊熱除去機能に係る系統である残留熱除去系，残留熱除去系海水系及び4.1.1-20非常用ディーゼル発電機の重要度が高くなることは明らかである
ことから，重要度評価は実施しないこととする。
なお，残留熱除去系の機能喪失については，代替除熱手段である耐圧強化ベント又は格納容器圧力逃がし装置，残留熱除去系海水系の機能喪失については代替残留熱除去系海水系，非常用ディーゼル発電機の故障については常設代替高圧電源装置により，格納容器破損頻度の低減が可能である。

4.1.1-21

4.1.1.7(1)

不確実さ解析及び感度解析

不確実さ解析
格納容器破損モード別のＣＦＦの不確実さ解析結果を第4 . 1 . 1 . 7 - 1 表 及 び 第 4.1.1.7-1 図 に 示 す 。
不 確 実 さ 解 析 の 結 果 ， 全 Ｃ Ｆ Ｆ の 平 均 値 は ， 約 6.1E-5／ 炉 年 ，エ ラ ー フ ァ ク タ は 約 4.1 と な っ た 。 ま た ， 格 納 容 器 破 損 モ ー ド 別の点推定値は不確実さ分布内にあり，点推定値と不確実さ解析結果 の 傾 向 に 大 き な 差 は な く ，「 過 圧 破 損 （ 崩 壊 熱 除 去 失 敗 ）」 が 支配的であることを確認した。

(2)

感度解析
4.1.1.6 で 説 明 し た 評 価 結 果 （ 以 下 「 ベ ー ス ケ ー ス 」 と い う 。）
では，ＡＭ策に期待していない評価としているため，全ＣＦＦに対しては格納容器先行破損のＰＤＳであるＴＷ／ＴＢＷが支配的となっている。このため，格納容器イベントツリーを展開した炉心 損 傷 後 に 格 納 容 器 破 損 に 至 る Ｐ Ｄ Ｓ の 寄 与 は 小 さ く ，上 記 (1)のとおり物理化学現象の分岐確率等の不確実さも有意な影響を与えていないが，重大事故等に対する対策を講じる上でＭａｒｋ−Ⅱ
型格納容器の特徴を把握するため，これらのＰＤＳの事故シーケ
ンスの定量化に当たってのモデル上の不確実さの要因等の影響について，以下の感度解析を実施した。
・モデル上の仮定に係る感度解析
デブリによるペデスタル（ドライウェル部）床のサンプド
レン配管破損及びサプレッション・プールへ落下したデブリによる残留熱除去系吸込ストレーナ閉塞等を考慮（添付資料
4.1.1.7-1）
4.1.1-22

・物理化学現象による格納容器破損確率（以下「ＣＦＰ」という 。） に 係 る 感 度 解 析
他研究機関等においてＢＷＲ５，Ｍａｒｋ−Ⅱ型格納容器
プラントを対象に実施された物理化学現象によるＣＦＰ評価
結果を考慮
ａ．モデル上の仮定に係る感度解析（感度解析ケース１）
ベースケースでは，原子炉圧力容器が低圧状態で破損するシーケンスにおいて，ペデスタル（ドライウェル部）床面に落下したデブリ冷却が不十分な場合には，デブリはペデスタル（ドライウェル部）床のコンクリートを侵食しサプレッション・プ
ールに落下するとしている。また，サプレッション・プール落
下時に水蒸気爆発が発生しない場合は，発生蒸気による圧力上
昇を残留熱除去系にて抑制できるとしている。
一方，Ｍａｒｋ−Ⅱ型格納容器の原子炉圧力容器外のデブリ
挙動及び格納容器破損モード等を評価したＮＵＲＥＧ／ＣＲ−
５ ６ ２ ３ ，５ ５ ２ ８ に お い て は ，ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）床面に落下したデブリによるペデスタル（ドライウェル部）床サンプドレン配管の破損並びにデブリがサプレッション・プー
ルに落下した場合の残留熱除去系等の吸込ストレーナ閉塞及びＮＰＳＨ喪失の可能性が指摘されている。
以上を踏まえ，原子炉圧力容器が低圧状態で破損するシーケ
ンスにおいて，以下の条件を仮定した感度解析を実施した。
・ペデスタル（ドライウェル部）注水の有無に係らず，原子炉
圧力容器破損直後にデブリによりペデスタル（ドライウェル
4.1.1-23

部 ）床 サ ン プ ド レ ン 配 管 が 破 損 し ，デ ブ リ が サ プ レ ッ シ ョ ン ・
プールに落下する。
・サプレッション・プールに落下したデブリにより残留熱除去
系は使用不能とし，水蒸気爆発又は発生蒸気による過圧による格納容器破損の可能性を考慮する。
感 度 解 析 結 果 を 第 4 . 1 . 1 . 7 - 2 表 及 び 第 4.1.1.7-2 図 に 示 す 。
感度解析結果とベースケースを比較すると，過温破損（原子炉
圧力容器低圧破損）によるＣＦＦが低下し，溶融炉心・コンク
リ ー ト 相 互 作 用 ，過 圧 破 損（ 長 期 冷 却 失 敗 ）及 び 水 蒸 気 爆 発（ サプレッション・プール）によるＣＦＦが増加しているが，炉心損傷後の支配的な格納容器破損モードが過温破損（原子炉圧力容器高圧破損）であることに変わりはなく，また，全ＣＦＦに対しても有意な感度を持っていない。
しかしながら，重大事故等に対する対策を講じる上では，原
子炉圧力容器が低圧状態で破損する事故シーケンスにおいて，ペデスタル（ドライウェル部）床サンプドレン配管破損等の発生の可能性についても留意する必要がある。
ｂ．ＣＦＰに係る感度解析
ベースケースでは，物理化学現象等によるＣＦＰの不確実さ
幅を考慮した不確実さ解析を実施している。ここでは，不確実さの大きな物理化学現象に対して，他研究機関等が国内ＢＷＲ
５，Ｍａｒｋ−Ⅱ型格納容器プラントを対象として評価したＣ
ＦＰを適用した場合の感度解析を実施した。調査した他研究機
関 等 の 評 価 結 果 を 第 4.1.1.7-3 表 に 示 す 。 こ の 結 果 に 基 づ き 実
施した解析は以下のとおりである。
4.1.1-24

・格納容器雰囲気直接加熱によるＣＦＰ（感度解析ケース２）・水蒸気爆発によるＣＦＰ（感度解析ケース３）
感 度 解 析 結 果 を 第 4.1.1.7-4 表 及 び 第 4.1.1.7-3 図 に 示 す 。
いずれの感度解析ケースにおいても，各格納容器破損モードのＣＦＦはベースケースの不確実さの幅の中に納まっており，Ｍ
ａｒｋ−Ⅱ型格納容器の特徴を把握する上で，有意な影響がな
いことを確認した。

4.1.1-25

4.1.1.8

Ｍａｒｋ−Ⅱ型格納容器の破損モードの特徴に係る分析

4.1.1.6 及 び 4.1.1.7 の 評 価 結 果 を 踏 ま え ，主 と し て 重 大 事 故 等 に対する対策を講じる上で考慮すべきＭａｒｋ−Ⅱ型格納容器の破損
モードの特徴に係る分析を行った。なお，原子炉圧力容器が高圧状態で破損する場合と低圧状態で破損する場合では，その後の事故進展 が 相 違 す る た め ，そ れ ぞ れ の シ ー ケ ン ス に つ い て 以 下 に 説 明 す る 。
(1)

原子炉圧力容器高圧シーケンス

ａ．炉心損傷後に格納容器破損に至る事故シーケンスのＣＦＦにおい て ， 原 子 炉 圧 力 容 器 高 圧 シ ー ケ ン ス の 寄 与 は 約 78％ で あ る 。
ｂ．原子炉圧力容器高圧シーケンスでの格納容器破損は，原子炉圧
力容器高圧破損直後の高温ガス流の噴出により発生する過温破損モードの寄与が支配的となっており，重大事故等に対する対策を講じる上で特に着目すべき破損モードである。
・過温破損モードに至る主要なＰＤＳは長期ＴＢ，ＴＢＵ及びＴＱＵＸであり，これらのＰＤＳは，全交流動力電源喪失時に直流電源が枯渇又は高圧注水機能が喪失し，炉心注水機能の全喪失から炉心損傷となる事故シーケンスである。
・したがって，重大事故等に対する対策を講じる上では，電源機能の強化及び全交流動力電源喪失時の高圧注水機能の強化
による炉心損傷防止対策，炉心損傷後の減圧機能の強化による格納容器破損防止対策がリスク低減に寄与すると考えられる。
(2)

原子炉圧力容器低圧シーケンス

ａ．炉心損傷後に格納容器破損に至る事故シーケンスのＣＦＦにおい て ， 原 子 炉 圧 力 容 器 低 圧 シ ー ケ ン ス の 寄 与 は 約 22％ で あ る 。
4.1.1-26

ｂ．原子炉圧力容器低圧シーケンスでの格納容器破損は，ペデスタ
ル（ドライウェル部）床破損後の水蒸気等の発生による格納容
器圧力の上昇により発生する過圧破損（長期冷却失敗）モードの寄与が支配的となっている。
・過圧破損モード（長期冷却失敗）に至る主要なＰＤＳはＴＢ
Ｕ及びＴＱＵＶであり，これらのＰＤＳは，全交流動力電源
喪 失 時 に は 高 圧 注 水 機 能 が 喪 失 し ，炉 心 注 水 機 能 の 全 喪 失（ 炉心 損 傷 後 に 減 圧 成 功 ），過 渡 時 炉 心 注 水 機 能 の 全 喪 失 か ら 炉 心損傷となる事故シーケンスである。
・したがって，重大事故等に対する対策を講じる上では，電源機能の強化及び全交流動力電源喪失時の高圧注水機能の強化
による炉心損傷防止対策，格納容器圧力上昇を抑制する格納容器除熱機能及び電源機能の確保による格納容器破損防止対策がリスク低減に寄与すると考えられる。
ｃ．Ｍａｒｋ−Ⅱ型格納容器は，ドライウェル下部にサプレッショ
ン・チェンバを配置する構造上の特徴から，ペデスタル（ドライウェル部）床面に落下したデブリの冷却が不十分な事故シー
ケ ン ス に 対 し て も ，ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）床 破 損 後 に ，
サプレッション・プール水により，デブリを冷却する後備手段を有している。この構造上の特徴がＣＦＦに与える影響を確認した。
・上記影響を確認するため，仮想的にデブリの冷却が不十分な
事故シーケンスについては，ペデスタル（ドライウェル部）
床面での溶融炉心・コンクリート相互作用により，格納容器破損（原子炉圧力容器支持機能喪失）に至るとした場合の感
4.1.1-27

度解析（感度解析ケース４）を実施した。
・ 感 度 解 析 結 果 を 第 4.1.1.8-1 表 及 び 第 4.1.1.8-1 図 に 示 す 。
ベースケースと感度解析結果の原子炉圧力容器低圧シーケン
スのＣＦＦは同等であるが，ベースケースは過圧破損（長期冷却失敗）の寄与が大きく，溶融炉心・コンクリート相互作
用（ペデスタル（ドライウェル部）床）の寄与が小さい結果となっている。
・この結果は，サプレッション・プールをドライウェル下部に配置した構造が，格納容器の圧力上昇を抑制する格納容器除熱機能の強化に伴い，デブリの冷却が不十分な事故シーケンスによるＣＦＦを低減する効果を有していることを示している。この低減効果の程度は，水蒸気爆発（サプレッション・プール）によるＣＦＰに依存しており，ベースケースでは約
1／ 10，水 蒸 気 爆 発 に よ る Ｃ Ｆ Ｐ を 小 さ く 評 価 し て い る 感 度 解析 ケ ー ス ３ で は 約 1／ 70 の 低 減 効 果 と な る 。
ｄ．上記のとおり，Ｍａｒｋ−Ⅱ型格納容器は，その構造上の特徴
から，格納容器除熱機能の強化に伴いペデスタル（ドライウェ
ル部）床面に落下したデブリの冷却が不十分な事故シーケンス
によるＣＦＦを有意に低減することが可能であるが，この事故
シーケンスに対する重大事故等に対する対策を講じる上では，以下の観点から，ペデスタル（ドライウェル部）床上でのデブリ冷却機能の確保による格納容器破損防止対策が重要と考える。
・ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）床 破 損 に よ る サ プ レ ッ シ ョ ン ・
プールバイパスの回避
溶融炉心・コンクリート相互作用によるペデスタル（ドラ4.1.1-28

イウェル部）床破損及びＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５６２３，５５
２８において指摘されているペデスタル（ドライウェル部）
床サンプドレン配管破損は，ドライウェルとサプレッショ
ン・チェンバ空間部間にサプレッション・プールを介さない流 路 を 形 成 す る 。こ の た め ，格 納 容 器 破 損 や ウ ェ ッ ト ウ ェ ル ・
ベント時の放射性物質のスクラビング機能の喪失となる。
・サプレッション・プール水源機能喪失の回避
ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５５２８において指摘されているデブリの落下による吸込ストレーナ閉塞，ＮＰＳＨ喪失の可能性を回避し，サプレッション・プールを水源とする注水系等の機能を維持する。

4.1.1-29

第 4.1.1.1-1 表

格納容器の主要仕様

項目

仕様
圧力抑制形

型式

（Ｍａｒｋ−Ⅱ）

ドライウェル空間部（ベント管含む）

容積

約 5,700m３

サプレッション・チェンバ空間部

約 4,100m３

サプレッション・プール水量

約 3,400m３

ドライウェル

0.31MPa［gage］

サプレッション・チェンバ

0.31MPa［gage］

ドライウェル

171℃

サプレッション・チェンバ

104℃

最高使用
圧力

最高使用
温度

0.62MPa［gage］

限界圧力（最高使用圧力の 2 倍）

限界温度

200℃

4.1.1-30

第 4.1.1.2-1 表

事故シーケンスの識別子

識別子

内容

Ａ

大破断ＬＯＣＡ

Ｂ

工学的安全施設に対する電源の故障状態

Ｃ

原子炉緊急停止系の故障状態

Ｄ

工学的安全施設に対する直流電源の故障状態

Ｅ

ＥＣＣＳによる注水の故障状態

Ｐ

逃がし安全弁の再閉失敗

Ｑ

給水系による注水の故障状態

Ｓ１

中破断ＬＯＣＡ

Ｓ２

小破断ＬＯＣＡ

Ｔ

過渡事象

Ｕ

高圧注水系による注水の故障状態

Ｖ

低圧ＥＣＣＳによる注水の故障状態

Ｗ

残留熱除去の失敗状態

Ｘ

原子炉の急速減圧の失敗状態

4.1.1-31

第 4.1.1.2-2 表炉心損傷に至る事故シーケンス（1／2）

事故シーケンス特徴
高圧系及び低圧系による炉心冷却に失敗して炉心損傷に至る事故

ＴＱＵＶ

シーケンスである。本シーケンスにおいては，原子炉は低圧状態であり，炉心損傷時期は早期に分類される。
高圧系による炉心冷却に失敗し，かつ，原子炉の減圧に失敗してＴＱＵＸ

炉心損傷に至る事故シーケンスである。本シーケンスにおいては，
原子炉は高圧状態であり，炉心損傷時期は早期に分類される。
外部電源喪失後，区分Ⅰ及び区分Ⅱの非常用ディーゼル発電機による給電に失敗して全交流動力電源喪失に至る。その後，ＨＰＣ

長期ＴＢ

Ｓによる炉心冷却に失敗し，ＲＣＩＣの作動には成功するが，直流電源の枯渇によりＲＣＩＣが機能喪失し，炉心損傷に至る事故
シーケンスである。原子炉は高圧状態であり，炉心損傷時期は後期に分類される。
外部電源喪失後，区分Ⅰ及び区分Ⅱの非常用ディーゼル発電機による給電に失敗して全交流動力電源喪失に至る。ＨＰＣＳ及びＲ

ＴＢＵ

ＣＩＣによる炉心冷却に失敗し，炉心損傷に至る事故シーケンスである。原子炉は高圧状態であり，炉心損傷時期は早期に分類される。
外部電源喪失後，区分Ⅰ及び区分Ⅱの非常用ディーゼル発電機による給電に失敗して全交流動力電源喪失に至る。Ｓ／Ｒ弁の再閉

ＴＢＰ

鎖失敗によりＲＣＩＣが機能喪失し，ＨＰＣＳによる炉心冷却に失敗して炉心損傷に至る事故シーケンスである。原子炉は低圧状態であり，炉心損傷時期は早期に分類される。
外部電源喪失後，直流電源系の故障により非常用ディーゼル発電

ＴＢＤ

機の起動に失敗し，ＨＰＣＳによる炉心冷却に失敗して炉心損傷に至る事故シーケンスである。原子炉は高圧状態であり，炉心損
傷時期は早期に分類される。
事故後，炉心冷却には成功するが，崩壊熱の除去に失敗する事故

ＴＷ

シーケンスである。崩壊熱により発生する水蒸気によって格納容器が過圧破損する。その後，炉心冷却機能が喪失して炉心損傷に至る。炉心損傷時期は後期に分類される。
外部電源喪失後，区分Ⅰ及び区分Ⅱの非常用ディーゼル発電機による給電に失敗して全交流動力電源喪失に至る。ＨＰＣＳによる

ＴＢＷ

炉心冷却は継続しているが，崩壊熱の除去に失敗する事故シーケンスである。崩壊熱により発生する水蒸気によって格納容器が過圧破損する。その後，炉心冷却機能が喪失して炉心損傷に至る。
炉心損傷時期は後期に分類される。
事故後，原子炉の未臨界確保に失敗する事故シーケンスである。

ＴＣ

ＴＷシーケンスと同様，崩壊熱により発生する水蒸気によって格納容器が炉心損傷前に過圧破損する。その後，炉心冷却機能が喪失して炉心損傷に至る。炉心損傷時期は早期に分類される。

4.1.1-32

第 4.1.1.2-2 表炉心損傷に至る事故シーケンス（2／2）

事故シーケンス特徴
大破断ＬＯＣＡ後，炉心冷却機能が喪失する事故シーケンスであＡＥる。原子炉冷却材圧力バウンダリが破損しているため，原子炉は低圧状態であり，炉心損傷時期は早期に分類される。
中破断ＬＯＣＡ後，炉心冷却機能が喪失する事故シーケンスであ

ＬＯＣＡ

Ｓ１Ｅ

る。原子炉冷却材圧力バウンダリが破損しているため，原子炉は低圧状態であり，炉心損傷時期は早期に分類される。
小破断ＬＯＣＡ後，炉心冷却機能が喪失する事故シーケンスであＳ２Ｅる。原子炉冷却材圧力バウンダリが破損しているため，原子炉は低圧状態であり，炉心損傷時期は早期に分類される。
原子炉冷却材圧力バウンダリと接続された系統の配管が高圧設計
部分と低圧設計部分を分離するための隔離弁の誤開等により，低ＩＳＬＯＣＡ

圧設計部分が過圧され破断し，原子炉冷却材の原子炉建屋への流出が継続し炉心損傷に至る事故シーケンスである。炉心損傷時期は早期に分類される。

4.1.1-33

第 4.1.1.2-3 表

プラント損傷状態別の炉心損傷頻度
炉心損傷頻度プラント損傷状態

寄与割合
（／炉年）

ＴＱＵＶ

3.5E-09

＜0.1%

ＴＱＵＸ

2.0E-08

＜0.1%

長期ＴＢ

7.7E-08

0.1%

ＴＢＵ

2.1E-08

＜0.1%

ＴＢＰ

5.3E-10

＜0.1%

ＴＢＤ

6.0E-12＜0.1%

ＴＷ／ＴＢＷ

6.0E-05

99.8%

ＴＣ

2.5E-08

＜0.1%

ＬＯＣＡ

2.2E-11＜0.1%

ＩＳＬＯＣＡ

4.8E-10＜0.1%

合計

6.1E-05

100.0%

4.1.1-34

第 4.1.1.3-1 表
破損状態

格納容器の健全性に影響を与える負荷の種類の抽出

破損形態

破損形態の解説
インターフェイスシステムＬＯＣＡの発生後，原格納容器

インターフェイス

子炉冷却材の流出が継続して炉心損傷に至り，格システムＬＯＣＡ

納容器をバイパスして放射性物質等が原子炉建屋内に放出される。

バイパス

炉心損傷時点で，格納容器の隔離に失敗しており，格納容器隔離失敗

隔離失敗箇所から放射性物質等が原子炉建屋内に放出される。

早期過圧破損（未臨界確保失敗）

原子炉の未臨界達成に失敗した場合に，炉心で発生する大量の水蒸気により格納容器の圧力が上昇
し，早期に格納容器の過圧破損に至る。
炉心冷却に成功し崩壊熱除去に失敗した場合に，過圧破損

崩壊熱によって炉心で発生する水蒸気により格納（崩壊熱除去失敗）

容器圧力が徐々に上昇し，格納容器の過圧破損に至る。
炉心損傷後に，デブリの崩壊熱によって発生する

過圧破損

水蒸気，及び溶融炉心・コンクリート相互作用に（長期冷却失敗）

よって発生する非凝縮性ガスにより格納容器圧力が徐々に上昇し，格納容器の過圧破損に至る。
原子炉圧力容器破損後，デブリからの崩壊熱によ

過温破損って格納容器雰囲気が加熱され，格納容器貫通部の取付部又はフランジ部などが熱的に損傷し，格格納容器

納容器破損に至る。

破損

原子炉圧力容器が高圧状態で破損した場合に，微格納容器雰囲気直接加熱

粒子化したデブリが格納容器空間部に飛散し，格（ＤＣＨ）

納容器雰囲気が直接加熱されて急速な圧力上昇が生じることにより格納容器破損に至る。
デブリと水が接触した場合に，デブリの持つ熱エ

水蒸気爆発（ＦＣＩ）

ネルギーが爆発的な機械エネルギーに変換され，格納容器への荷重が生じることにより格納容器破損に至る。
原子炉圧力容器破損後，格納容器内に放出されたデブリによりペデスタル（ドライウェル部）床面のコンクリートが侵食され，デブリはペデスタル

溶融炉心・コンクリート（ドライウェル部）床を貫通してサプレッショ

相互作用（ＭＣＣＩ）

ン・プールに落下する。その後，サプレッション・
プールにおける溶融炉心・コンクリート相互作用が継続し，原子炉圧力容器支持機能の喪失により格納容器破損に至る。

4.1.1-35

第 4.1.1.3-2 表
プラント損傷状態

炉心損傷前

プラント損傷状態と負荷の対応
Ｔ１
格納容器隔離失敗

ＴＱＵＶ

Ｔ２

Ｔ３

格納容器雰囲気直接加熱

過圧破損（長期冷却失敗）

（ＤＣＨ）

ＴＱＵＸ

過温破損

長期ＴＢ

水蒸気爆発（ＦＣＩ）−

ＴＢＵ

溶融炉心・コンクリート

ＴＢＰ

相互作用（ＭＣＣＩ）

ＴＢＤ
ＬＯＣＡ

4.1.1-36

ＴＷ／ＴＢＷＴＣ

ＩＳＬＯＣＡ

水蒸気爆発（ＦＣＩ）
過圧破損（崩壊熱除去失敗）
早期過圧破損（未臨界確保失敗）
インターフェイスシステム
ＬＯＣＡ

Ｔ１：原子炉圧力容器破損前
Ｔ２：原子炉圧力容器破損直後
Ｔ３：事故後期

−

−

−

−

−

−

−

−

−

第 4.1.1.3-3 表

格納容器破損モードの選定

格納容器の状態

格納容器破損モード

格納容器破損モードの概要

格納容器バイパス

インターフェイスシステム
ＬＯＣＡ

インターフェイスシステムＬＯＣＡ後の格納容器バイパ
ス

格納容器隔離失敗

格納容器隔離失敗

事故後に格納容器の隔離に失敗

早期過圧破損（未臨界確保失敗）

未臨界確保に失敗し，水蒸気発生に伴う過圧による格納容
器先行破損

過圧破損
（崩壊熱除去失敗）

崩壊熱除去に失敗し，水蒸気発生に伴う過圧による格納容
器先行破損

過圧破損（長期冷却失敗）

水蒸気・非凝縮性ガス蓄積に伴う過圧による格納容器破損

過温破損

格納容器貫通部等が過温により破損

格納容器雰囲気直接加熱

格納容器雰囲気直接加熱による格納容器破損

水蒸気爆発

水蒸気爆発による格納容器破損

格納容器
先行破損
4.1.1-37

格納容器
物理的破損
炉心損傷後の格納容器破損

溶融炉心・コンクリート相互 溶融炉心・コンクリート相互作用が継続し，原子炉圧力容作用
器支持機能の喪失による格納容器破損

第 4.1.1.4-1 表
物理化学現象
原子炉圧力容器破損

シビアアクシデント時の物理化学現象の整理

発生条件
・炉心溶融進展が炉心への注水により停止しない・崩壊熱による水蒸気発生

過圧破損（長期冷却失敗）

・デブリが冷却できない場合の溶融炉心・コンクリート相互作用による非凝縮性ガス
の発生

過温破損

4.1.1-38

格納容器雰囲気直接加熱（ＤＣＨ）

水蒸気爆発（ＦＣＩ）

・デブリへの注水失敗発生後の事故進展・デブリの原子炉圧力容器外への放出。
・水蒸気により過圧され格納容器破損に至る。
・溶融炉心・コンクリート相互作用による非凝縮性ガスの発生が継続し，格納容器内が過圧され格納容器破損に至る。
・格納容器貫通部あるいはフランジ部が熱的に損傷し，格納容器破損に至る。
・微粒子化したデブリが格納容器空間部に飛散し，格納容器

・高圧状態で原子炉圧力容器が破損

雰囲気が直接加熱されて急速に格納容器が過圧され格納容器破損に至る。

・水中へのデブリの落下
・デブリへの注水

・デブリと水の接触に伴い，デブリの持つ熱エネルギーが爆発的な機械エネルギーに変換され，格納容器への荷重が生じることにより格納容器破損に至る。
・格納容器内に放出されたデブリにより，ペデスタル（ドライウェル部）床面のコンクリートが侵食され，その後，ペ溶融炉心・コンクリート相互作用（ＭＣＣＩ）・格納容器内に放出されたデブリの冷却失敗

デスタル（ドライウェル部）床の溶融貫通により，デブリ
はサプレッション・プールに落下する。落下したデブリにより，溶融炉心・コンクリート相互作用が継続し，原子炉圧
力容器支持機能の喪失により格納容器破損に至る。

第 4.1.1.4-2 表
格納容器破損モード
過圧破損（長期冷却失敗）
過温破損

格納容器雰囲気直接加熱

水蒸気爆発

格納容器破損モードと物理化学現象，対処設備，運転員操作の対応整理
物理化学現象・過圧破損
・原子炉圧力容器破損

対処設備
・ＲＨＲ
(格納容器スプレイ冷却)

運転員操作
・ＲＨＲ手動起動・ＥＣＣＳ・損傷炉心への注水（原子炉圧力容器の破損回避）

・原子炉圧力容器破損

・Ｓ／Ｒ弁・原子炉減圧（原子炉圧力容器の高圧破損回避）

・格納容器雰囲気直接加熱

・ＥＣＣＳ

・損傷炉心への注水（原子炉圧力容器の破損回避）

・溶融炉心・コンクリート相互作用

・原子炉圧力容器破損

4.1.1-39

・水蒸気爆発溶融炉心・コンクリート

・原子炉圧力容器破損

相互作用

・溶融炉心・コンクリート相互作用

・ＥＣＣＳ

・ＥＣＣＳ

・損傷炉心への注水（原子炉圧力容器の破損回避）
・デブリへの注水（原子炉圧力容器の破損口経由）
・損傷炉心への注水（原子炉圧力容器の破損回避）
・デブリへの注水（原子炉圧力容器の破損口経由）

第 4.1.1.4-3 表

ヘディングの選定及び定義

ヘディング

炉心が損傷した状態での格納容器隔離が正常に実格納容器隔離施されない場合，失敗とする。
炉心損傷後，原子炉減圧ができない場合，失敗とす

原子炉減圧
Ｔ１

定義

る。

原子炉圧力容器注水

低圧ＥＣＣＳによる注水ができない場合，失敗とする。
低圧ＥＣＣＳによる注水により，デブリが下部プレ

原子炉圧力容器破損

ナムにて冷却できず，原子炉圧力容器内に保持できない場合，有とする。
ペデスタル（ドライウェル部）内の水プールに落下

ＦＣＩしたデブリにより，水蒸気爆発が発生し，格納容器が破損する場合，有とする。

Ｔ２

原子炉圧力容器の高圧破損時にデブリが微粒子化
し，雰囲気ガスとの直接的な熱伝達及び金属成分のＤＣＨ

酸化・発熱反応が発生し，格納容器が破損する場合，有とする。
ペデスタル（ドラ 低圧ＥＣＣＳによる注水（原子炉圧力容器の破損口

格納容器注
水

イウェル部）
ドライウェル経由）ができない場合，失敗とする。
格納容器冷却スプレイモードによるスプレイができない場合，失敗とする。
低圧ＥＣＣＳにより，原子炉圧力容器の破損口経由
でペデスタル（ドライウェル部）のデブリに注水しＦＣＩた際，水蒸気爆発が発生し，格納容器が破損する場
ペデスタル（ドライウェル部）

Ｔ３

デブリ冷却合，有とする。
低圧ＥＣＣＳによる注水（原子炉圧力容器の破損口経由）に成功するものの，デブリ冷却ができずに溶
融炉心・コンクリート相互作用が継続し，ペデスタ
ル（ドライウェル部）床が溶融貫通する場合，失敗とする。
ペデスタル（ドライウェル部）床貫通に伴い，デブリがサプレッション・プールに落下することによＦＣＩり，水蒸気爆発が発生し，格納容器が破損する場合，
サプレッション
・プール

デブリ冷却

有とする。
ペデスタル（ドライウェル部）床貫通により落下したデブリが，サプレッション・プールで冷却できずに溶融炉心・コンクリート相互作用が継続し，原子炉圧力容器支持機能の喪失により格納容器が破損する場合，失敗とする。

4.1.1-40

第 4.1.1.4-4 表
Ｔ１

ヘディング
（影響を与える側）

Ｔ２

Ｔ３
格納容器注水

格納容器
隔離

ヘディング
（影響を受ける側）

ヘディングの従属性

原子炉圧力 原子炉圧力
原子炉減圧
容器破損
容器注水

ＦＣＩ

ＤＣＨ

ペデスタル
ドライウェ
（ドライウェ
ルル部）

ペデスタル（ドライウェル部）
ＦＣＩ

デブリ冷
却

格納容器隔離原子炉減圧

Ｔ１
原子炉圧力容器注水○※１

原子炉圧力容器破損

○

※２

※４

○

※５

ＦＣＩ

○

※５

○

Ｔ２
ＤＣＨ

4.1.1-41

格納容器
注水

Ｔ３

ペデスタル
（ドライウェル部）
サプレッショ
ン
・プール

○

※３

※３

○

ペデスタル（ドライウェル部）○

ドライウェル

○

※６

※７

○

※６

○

※６

※７

○

※８

※７

○

※９

※７

○

※９

○

※７

○

※９

○

ＦＣＩ

○

デブリ冷却

○

ＦＣＩ

○

デブリ冷却

○

○： 前段のヘディングにおける緩和設備の成功／失敗状態又は物理化学現象の発生により，当該ヘディングに影響を及ぼすもの※ １： 低圧ＥＣＣＳによる原子炉圧力容器注水を実施するためには原子炉減圧が必要※ ２： 原子炉圧力容器破損回避のための低圧ＥＣＣＳによる原子炉圧力容器注水を実施するためには原子炉減圧が必要※ ３： 原子炉減圧に失敗し原子炉圧力容器が高圧で破損する場合，ＤＣＨの可能性あり※ ４： 低圧ＥＣＣＳによる原子炉圧力容器への注水に成功した場合，原子炉圧力容器破損の回避に期待できる※ ５： 低圧ＥＣＣＳによる原子炉圧力容器への注水に成功し，原子炉圧力容器が破損する場合，ＦＣＩの可能性あり※ ６： 一部同じ系統であるため従属性あり※ ７： 原子炉圧力容器破損時のＦＣＩ及びＤＣＨを回避できた場合に，緩和設備又は物理化学現象を考慮する※ ８： ペデスタル（ドライウェル部）への注水時にＦＣＩの可能性あり※ ９： ペデスタル（ドライウェル部）への注水が成功した場合，デブリのペデスタル（ドライウェル部）床貫通の回避に期待できる※１０： ペデスタル（ドライウェル部）におけるデブリ冷却に失敗した場合，サプレッション・プールにおける物理化学現象を考慮する

※１０

※１０

サプレッション・プー
ル
ＦＣＩ

デブリ冷
却

第 4.1.1.5-1 表
ＰＤＳ

事故進展解析の対象とした代表事故シーケンス
代表事故シーケンス
全給水喪失を起因事象とし，その後の高圧ＥＣＣＳの注水に

ＴＱＵＶ

ＴＱＵＶ

失敗し，自動減圧系の作動には成功するものの，低圧ＥＣＣ
Ｓの注水に失敗すると仮定する。
全給水喪失を起因事象とし，主蒸気隔離弁の閉鎖には成功す

ＴＱＵＸ
ＴＢＵ

ＴＱＵＸ

ＴＢＤ

るものの，その後の高圧ＥＣＣＳの注水に失敗し，自動減圧系の作動に失敗すると仮定する。
外部電源喪失を起因事象とし，非常用ＤＧ2 台が機能喪失した状態で，主蒸気隔離弁の閉鎖には成功するものの，ＨＰＣ

4.1.1-42

長期ＴＢ

長期ＴＢ

Ｓによる注水に失敗すると仮定する。その後，直流電源蓄電池が枯渇するまでの 8 時間はＲＣＩＣによる炉心冷却が継続すると仮定する。
外部電源喪失を起因事象とし，非常用ＤＧ2 台が機能喪失した状態で，主蒸気隔離弁の閉鎖には成功するものの，ＨＰ

ＴＢＰ

ＴＢＰ

ＣＳによる注水に失敗すると仮定する。その後，逃がし安全弁の再閉鎖に失敗し，原子炉が減圧されるため，ＲＣＩＣによる炉心冷却にも失敗すると仮定する。
再循環配管の両端破断を想定した原子炉冷却材喪失を起因

ＬＯＣＡ

ＡＥ

事象とし，その後の高圧ＥＣＣＳ及び低圧ＥＣＣＳの注水に失敗すると仮定する。

第 4.1.1.5-2 表
項目

基本解析条件解析条件

備 考

原子炉熱出力3,293MW

定格出力

原子炉ドーム圧力

6.93MPa[gage]

定格圧力原子炉初期水位

通常運転水位

格納容器空間容積
サプレッション・プー
ル水量

ドライウェル：5,700m３
ウェットウェル：4,100m３
3,400m３

コンクリート組成

珪酸系コンクリート

崩壊熱

ANSI/ANS-5.1-1979（平均）サプレッション・プー
ル初期水位
格納容器初期圧力

融点は 1,500K

7.0m

通常水位

5kPa[gage]

通常運転時圧力

ドライウェル：57℃

通常運転中のドライウ
ェル内平均温度

格納容器初期温度

サプレッション・プール：32℃ 通常運転中の上限値
炉心損傷温度1,500K

炉心溶融温度2,500K

格納容器破損圧力

格納容器破損温度

0.62MPa[gage]（過圧破損条件）

格納容器の健全性が保200℃てる範囲として設定（過温破損条件）

4.1.1-43

第 4.1.1.5-3 表
事故シー
ケンス
ＴＱＵＶ

ＴＱＵＸ

起因事象
過渡事象
（全給水喪失）過渡事象（全給水喪失）スクラム

各事故シーケンスの事故進展解析条件

ＲＣＩＣ

ＨＰＣＳ

作動

不作動

不作動

作動

不作動

系

作動

原子炉

格納容器

ＬＰＣＳ

ＬＰＣＩ

作動

不作動

不作動

不作動

不作動

不作動

不作動

不作動

不作動

不作動

不作動

不作動

不作動

不作動

減圧

スプレイ

4.1.1-44

長期ＴＢ

外部電源喪失作動

ＴＢＰ

外部電源喪失

作動

不作動

不作動

不作動

不作動

不作動

不作動

作動

不作動

不作動

不作動

不作動

不作動

不作動

ＡＥ

原子炉冷却材喪失（再循環配管の両端破断）（8 時間後に停止）

第 4.1.1.5-4 表

事故進展解析結果（主要事象発生時刻）

事故シーケンス
ＴＱＵＶ

ＴＱＵＸ

長期ＴＢ

ＴＢＰ

ＡＥ

炉心露出

0.6h

0.6h

9.5h

2.1h

0.01h

燃料被覆管破損（1,000K）

0.7h

0.9h

10.1h

2.5h

0.1h

炉心損傷（1,500K）

0.9h

1.1h

10.4h

2.7h

0.2h

炉心溶融（2,500K）

1.2h

1.3h

10.8h

3.1h

0.5h

炉心支持板破損

2.6h

2.7h

13.9h

4.9h

1.6h

原子炉圧力容器破損

5.4h

3.3h

14.4h

10.7h

4.0h

8.4h

−※

−※

14.6h

7.6h

7.7h

3.3h

13.9h

12.7h

1.6h

事象進展

4.1.1-45

ペデスタル（ドライウェル部）床貫通
格納容器最高使用圧力
到達時刻
格納容器破損

15.9h

3.3h

14.4h

14.6h

1.6h

(過圧破損)(過温破損)(過温破損)(過温破損)(過温破損)※：24 時間以内にペデスタル（ドライウェル部）床貫通せず○ＭＡＡＰ上の判定基準について項目
炉心損傷の判断条件

備考

燃料被覆管の最高温度が 1,500K 到達

炉心損傷が始まる温度

炉心溶融の判断

炉心最高温度が 2,500K 到達

炉心構成物質の代表的な融点

炉心支持板破損の判断

炉心支持板ノードにおいて累積破損割合が１となった時点炉心支持板のクリープ破損を Larson-Miller のパラメータによって判定

原子炉圧力容器破損の判断

ＣＲＤチューブ逸出判定到達

原子炉圧力容器破損モードのうち，最も早い破損形態として，ＣＲＤチューブ逸出を設定

ペデスタル（ドライウェル部）
床貫通の判断コンクリートの侵食深さが到達

ペデスタル（ドライウェル部）床面サンプ部厚さを設定

第 4.1.1.6-1 表Ｔ１

格納容器イベントツリーの分岐確率の設定

分岐

ＰＤＳ

分岐
確率

EF

分岐確率の評価方法

格納容器隔離

ＴＱＵＸ
ＴＱＵＶ
ＬＯＣＡ
ＴＢＵ
ＴＢＰ
ＴＢＤ
長期ＴＢ

5.0E-03

5.0

ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−４２２０で評価された値を設
定。

原子炉減圧

ＴＱＵＸ
ＴＢＵ

フォールトツリーにより設定

原子炉圧力容器注水

ＴＱＵＸ

フォールトツリーにより設定

原子炉圧力容器破損
（ＩＶＲ）

ＴＱＵＸ

ＦＣＩ

ＴＱＵＸ
ＬＯＣＡ

ＤＣＨ

ＴＱＵＸ
ＴＢＵ
ＴＢＤ
長期ＴＢ

Ｔ２

Ｔ３
原子炉
圧力容器
健全時

格納容器
注水
(ペデスタ
ル（ドライ
ウェル
部））
Ｔ３
原子炉
圧力容器
破損時

格納容器
注水
(ドライウ
ェル）

ＤＣＨに係る支配的なパラメータの不確かさを考慮し，ＤＣＨによる格納容器破損確率を設定。

ＴＱＵＸ

フォールトツリー
により設定

原子炉
減圧成
功時

ＴＱＵＸ

フォールトツリー
により設定

原子炉
減圧成
功時

ＴＱＵＸ
ＴＱＵＶ

フォールトツリー
により設定

ＬＯＣ
Ａ時

ＬＯＣＡ

フォールトツリーにより設定

格納容器注水

ＦＣＩ(ペデスタル（ドライウェル部）)
デブリ冷却(ペデスタル（ドライウェル部））
ＦＣＩ（サプレッション・
プール）
デブリ冷却
（サプレッション・プール）

炉心支持板破損までの余裕時間における，原子炉減圧に関する人的過誤確率及び機器故障確率等をフォールトツリーにてモデル化。
炉心支持板破損までの余裕時間における，原子炉
圧力容器注水に関する人的過誤確率及び機器故障確率等をフォールトツリーにてモデル化。また，
炉心損傷後のため，ＬＯＣＡ信号による自動起動に期待する。
ＩＶＲに係る支配的なパラメータの不確かさを考慮し，ＩＶＲの失敗確率を設定（添付資料
4.1.1.6-3）。
ＦＣＩに係る支配的なパラメータの不確かさを考慮し，ＦＣＩによる格納容器破損確率を設定。なお，ＴＱＵＸ及びＬＯＣＡにおいて，原子炉圧力容器破損時にペデスタル（ドライウェル部）に水が存在している想定については，以下のとおり。
【ＴＱＵＸ】
原子炉圧力容器破損前に原子炉圧力容器注水に成功するが，ＩＶＲに失敗した場合，原子炉圧力容
器内に注水した水がデブリとともにペデスタル（ドライウェル部）に放出される可能性を想定。
【ＬＯＣＡ】
ＬＯＣＡの発生により，格納容器に流出した原子炉冷却材によってペデスタル（ドライウェル部）に水が存在する可能性を想定。

損傷炉心冷却成功のため，ＴＱＵＶ時の格納容器破損までの余裕時間での格納容器注水に関する人
的過誤確率及び機器故障確率等をフォールトツリ
ーにてモデル化。
原子炉圧力容器の低圧破損後のため，ＴＱＵＶ時の原子炉圧力容器破損までの余裕時間におけるペデスタル（ドライウェル部）への注水（原子炉圧
力容器の破損口経由）に関する人的過誤確率及び機器故障確率等をフォールトツリーにてモデル化。
原子炉圧力容器の低圧破損後のため，ＴＱＵＶ時の格納容器破損までの余裕時間における格納容器
注水に関する人的過誤確率及び機器故障確率等をフォールトツリーにてモデル化。
ＬＯＣＡ時の格納容器破損までの余裕時間における格納容器注水に関する人的過誤確率及び機器故障確率等をフォールトツリーにてモデル化。

ＴＱＵＸ

ＦＣＩに係る支配的なパラメータの不確かさを考慮し，ＦＣＩによる格納容器破損確率を設定。

ＴＱＵＸ

ＭＣＣＩに係る支配的なパラメータの不確かさを考慮し，ＭＣＣＩによる格納容器破損確率を設定。

ＴＱＵＸ
ＴＱＵＶ
ＬＯＣＡ
ＴＱＵＸ
ＴＱＵＶ
ＬＯＣＡ

ＦＣＩに係る過去の試験結果を踏まえ，トリガリ
ングの発生確率をＦＣＩによる格納容器破損確率として設定。
ＭＣＣＩに係る支配的なパラメータの不確かさを考慮し，ＭＣＣＩによる格納容器破損確率を設定。

4.1.1-46

第 4.1.1.6-2 表
緩和操作

ヘディング

緩和操作に対する余裕時間の検討結果
適用

タイミング

事故進展解析との関連

余裕時間

シーケンス
炉心支持板破損までに原子炉減圧ができれば，原子炉圧力容器注水によ原子炉減圧

事象発生からり原子炉圧力容器破損を回避できる可能性がある。また，原子炉圧力容

TQUX，TBUTQUV 及び TQUX 事故進展解析により，炉心支持板破器注水ができない場合でも，DCH を

炉心冷却

損まで 2.6h 及び 2.7h であるため，余裕をとり 2h

回避できる可能性がある。
炉心支持板破損までに原子炉減圧及原子炉圧力容器
注水

事象発生からび原子炉圧力容器注水ができれば，原子炉圧力容器破損を回避できる可

2 時間

とする。
TQUX

4.1.1-47

能性がある。
原子炉圧力容器の減圧成功後， 原子炉圧力容器破損までに原子炉圧力容
ペデスタル（ドライウェ
ル部）注水

格納容器注水（ペデスタル（ドライウェル

器注水ができれば，原子炉圧力容器
事象発生から部））

破損時にデブリとともに水が落下するため，ペデスタル（ドライウェル

TQUX

TQUV 事故進展解析により，原子炉圧力容器破損は5.4h であるため，余裕をとり 4h とする。

4 時間部）注水に成功し，ペデスタル（ドライウェル部）床貫通を回避できる可能性がある。

TQUV，TQUX
格納容器除熱格納容器注水（RHR）(ドライウェル)格納容器破損までにドライウェル注
事象発生から

TQUV 事故進展解析により，格納容器破損は 15.9hであるため，余裕をとり 15h とする。

15 時間

水ができれば，格納容器破損を回避できる可能性がある。
LOCA

AE 事故進展解析により，格納容器破損は 1.6h であるため，余裕をとり 1h とする。

1 時間

第 4.1.1.6-3 表
プラント損傷状態

プラント損傷状態別の格納容器破損頻度

炉心損傷頻度（／炉年）

寄与割合

条件付き格納容器

格納容器破損頻度

破損確率（／炉年）

（／炉年）

寄与割合

4.1.1-48

ＴＱＵＶ

3.5E-09＜0.1%

9.5E-01

3.3E-09

＜0.1%

ＴＱＵＸ

2.0E-08＜0.1%

4.6E-01

9.3E-09

＜0.1%

ＬＯＣＡ

2.2E-11＜0.1%

1.0E+00

2.2E-11

＜0.1%

ＴＢＵ

2.1E-08＜0.1%

1.0E+00

2.1E-08

＜0.1%

ＴＢＰ

5.3E-10＜0.1%

1.0E+00

5.3E-10

＜0.1%

ＴＢＤ

6.0E-12＜0.1%

1.0E+00

6.0E-12

＜0.1%

長期ＴＢ

7.7E-080.1%

1.0E+00

7.7E-08

0.1%

ＴＷ／ＴＢＷ

6.0E-0599.8%

1.0E+00

6.0E-05

99.8%

ＴＣ

2.5E-08＜0.1%

1.0E+00

2.5E-08＜0.1%

ＩＳＬＯＣＡ

4.8E-10＜0.1%

1.0E+00

4.8E-10＜0.1%

全格納容器破損頻度

6.1E-05

100.0%

1.0E+00

6.1E-05

100.0%

第 4.1.1.6-4 表

格納容器破損モード別の格納容器破損頻度

格納容器破損モード

格納容器破損頻度
（／炉年）

寄与割合

4.1.1-49

インターフェイスシステム LOCA

4.8E-10＜0.1%

格納容器隔離失敗

6.1E-10＜0.1%

過圧破損（未臨界確保失敗）

2.5E-08＜0.1%

過圧破損（崩壊熱除去失敗）

6.0E-0599.8%

過圧破損（長期冷却失敗）

2.0E-08＜0.1%

過温破損（RPV 高圧破損）

7.9E-080.1%

過温破損（RPV 低圧破損）

4.9E-10＜0.1%

格納容器雰囲気直接加熱

8.5E-09＜0.1%

水蒸気爆発（ペデスタル（ドライウェル部））

2.2E-14＜0.1%

水蒸気爆発（サプレッション・プール）

2.5E-09＜0.1%

溶融炉心・コンクリート相互作用

1.3E-10＜0.1%

全格納容器破損頻度

6.1E-05

100.0%

第 4.1.1.7-1 表

格納容器破損モード別の格納容器破損頻度（不確実さ解析）

格納容器破損モード

点推定値

平均値

（／炉年） （／炉年）

寄与割合

中央値

5%下限値

95%上限値（／炉年） （／炉年） （／炉年）

EF

4.1.1-50

インターフェイスシステムＬＯＣＡ

4.8E-10

6.4E-10＜0.1%

1.0E-10

7.3E-122.0E-0916.4

格納容器隔離失敗

6.1E-10

6.2E-10＜0.1%

2.4E-10

3.3E-11

2.1E-098.0

過圧破損（未臨界確保失敗）

2.5E-08

5.6E-08＜0.1%

1.5E-09

4.2E-11

6.9E-0840.5

過圧破損（崩壊熱除去失敗）

6.0E-05

6.1E-05

99.7%

2.7E-05

1.0E-05

1.7E-044.1

過温破損（ＲＰＶ高圧破損）

7.9E-08

8.2E-080.1%

4.5E-08

1.1E-08

2.5E-074.9

格納容器雰囲気直接加熱

8.5E-09

8.4E-09＜0.1%

2.6E-09

2.7E-103.0E-0810.5

過温破損（ＲＰＶ低圧破損）

4.9E-105.0E-10＜0.1%

9.9E-11

7.9E-12

1.7E-0914.6

過圧破損（長期冷却失敗）

2.0E-08

2.4E-08＜0.1%

1.3E-08

2.6E-09

7.5E-085.4

水蒸気爆発（ペデスタル（ドライウェル部））

2.2E-14

1.7E-14＜0.1%

5.4E-16

6.0E-18

4.1E-1482.0

水蒸気爆発（サプレッション・プール）

2.5E-09

2.9E-09＜0.1%

1.0E-09

1.1E-109.8E-099.6

溶融炉心・コンクリート相互作用

1.3E-102.0E-10＜0.1%

7.4E-12

1.3E-13

4.4E-1057.6

全格納容器破損頻度

6.1E-05

6.1E-05

100.0%

2.7E-05

1.0E-05

1.7E-044.1

第 4.1.1.7-2 表

モデル上の仮定に係る感度解析結果（格納容器先行破損，格納容器バイパス及び格納容器隔離失敗を除く）
ベースケース
格納容器破損モード

感度解析ケース 1

点推定値
（／炉年）

寄与割合

点推定値
（／炉年）

寄与割合

8. 8 E- 0 8

79 . 0%8. 8E- 0 8

7 7. 2%

過温破損（ＲＰＶ高圧破損）

7. 9 E- 0 8

71 . 3%

7. 9E- 0 8

6 9. 7%

格納容器雰囲気直接加熱

8. 5 E- 0 9

7. 7 %

8. 5E -0 9

7. 5 %

2. 3 E- 0 8

21 . 0%2. 6 E- 0 8

2 2. 8%

過温破損（ＲＰＶ低圧破損）

4. 9 E- 1 0

0. 4 %

2. 1 E- 1 1＜ 0 .1 %

過圧破損（長期冷却失敗）

2. 0 E- 0 8

18 . 2%

2. 3 E- 0 8

2 0. 3%

水 蒸 気 爆 発 （ ペ デ ス タ ル ( ド ラ イ ウ ェ ル 部 )）2. 2 E- 1 4＜ 0 .1 %2. 2E- 1 4＜ 0 .1 %水蒸気爆発（サプレッション・プール）

2. 5 E- 0 9

2. 3 %

2. 6 E- 0 9

2. 3 %

溶融炉心・コンクリート相互作用

1. 3 E- 1 0

0. 1 %

1. 4 E- 1 0

0. 1 %

1. 1 E- 0 7

1 00 .0 %1. 1E- 0 7

1 00 .0 %

原子炉圧力容器高圧シーケンス

4.1.1-51

原子炉圧力容器低圧シーケンス

格納容器破損頻度

第 4.1.1.7-3 表

他研究機関等によるＣＦＰ評価結果
ＣＦＰ（平均値）

格納容器破損モード

備考
ベースケース

早期ＲＰＶ破損

3.7E-03

後期ＲＰＶ破損

1.1E-01

ＤＣＨ

他研究機関
2.3E-03［１］（感度解析ケース２） JNES評価では，MELCORコードによる溶融炉心等
初期条件の設定，デブリ伝熱及び圧力抑制プー
ルへの輸送に係る伝熱・輸送方程式による圧力
3.7E-02［１］ピーク算出（感度解析ケース２）

4.1.1-52

ペデスタル（ドライウェル部） ※１

5.1E-01

5.0E-01

サプレッション・プール

6.7E-03−ペデスタル（ドライウェル部）

4.7E-06

2.2E-03※２，［２］サプレッション・プール

1.1E-01

6.4E-02※２，［２］（感度解析ケース３）

［１］

ＭＣＣＩ

ＦＣＩ

JNES評価では，ペデスタル（ドライウェル部）
ＭＣＣＩは，同程度に生じ得ると判断される現象として設定。Ｓ／Ｐ ＭＣＣＩは，ペデスタル（ドライウェル部）床破損前に格納容器過圧破損に至るため設定していない。
※１：ペデスタル（ドライウェル部）床でのＭ
ＣＣＩ継続確率
JAEA評価では，THALES２コード等による溶融炉心等初期条件の設定，JASMINEコードによる粗混合，爆発解析及びAUTODYN-2Dコードによるペデスタル構造解析※２：トリガリング発生当たりのＣＦＰ

参考文献［１］原子力発電技術機構，原子力安全解析所「PWR及びBWRプラントのCVイベントツリー重要度評価に関する報告書」，INS/M01-40（平成14年3月）［２］日本原子力研究開発機構，安全研究センター，熱水力安全評価研究グループ「軽水炉シビアアクシデント時の炉外水蒸気爆発による格納容器破損確率の評価」2007-072（2007年11月）

第 4.1.1.7-4 表

物理化学現象によるＣＦＰ解析結果（格納容器先行破損，格納容器バイパス及び格納容器隔離失敗を除く）
ベースケース
格納容器破損モード

感度解析ケース 2
（ＤＣＨ）
点推定値
寄与割合
（／炉年）

感度解析ケース 3
（ＦＣＩ）
点推定値
寄与割合
（／炉年）

点推定値
（／炉年）

寄与割合

8. 8 E- 0 8

79 . 0%8 .8 E- 0 8

7 9. 0%8. 8 E- 0 8

79 . 1%

過温破損（ＲＰＶ高圧破損）

7. 9 E- 0 8

71 . 3%

8. 5 E-0 8

7 6. 4%

7. 9 E- 0 8

71 . 5%

格納容器雰囲気直接加熱

8. 5 E- 0 9

7. 7 %

2. 9 E-0 9

2 .6 %

8. 5 E- 0 9

7. 7 %

2. 3 E- 0 8

21 . 0%2 .3 E- 0 8

2 1. 0%2. 3 E- 0 8

20 . 9%

過温破損（ＲＰＶ低圧破損）

4. 9 E- 1 0

0. 4 %

4.9 E -1 0

0 .4 %

5. 4 E- 1 0

0. 5 %

過圧破損（長期冷却失敗）

2. 0 E- 0 8

18 . 2%

2 .0 E- 0 8

1 8. 2%

2. 2 E- 0 8

20 . 1%

水 蒸 気 爆 発 （ ペ デ ス タ ル ( ド ラ イ ウ ェ ル 部 )）2. 2 E- 1 4＜ 0 .1%

2. 2 E-1 4＜ 0 .1 %2. 2 E- 1 4＜ 0 .1 %水蒸気爆発（サプレッション・プール）

2. 5 E- 0 9

2. 3 %

2.5 E -0 9

2 .3 %

1. 6 E- 1 0

0. 1 %

溶融炉心・コンクリート相互作用

1. 3 E- 1 0

0. 1 %

1.3 E -1 0

0 .1 %

1. 5 E- 1 0

0. 1 %

1. 1 E- 0 7

10 0 .0%

1. 1 E-0 7

10 0 .0 %1. 1 E- 0 7

1 00 .0 %

原子炉圧力容器高圧シーケンス

4.1.1-53

原子炉圧力容器低圧シーケンス

格納容器破損頻度

第 4.1.1.8-1 表 Ｍａｒｋ−Ⅱ格納容器の構造上の特徴に係る感度解析結果（格納容器先行破損，格納容器バイパス及び格納容器隔離失敗を除く）
ベースケース
格納容器破損モード

感度解析ケース 4（ＭＣＣＩ）
点推定値
寄与割合
（／炉年）

点推定値
（／炉年）

寄与割合

8.8E-0879.0%

8.8E-0877.7%

過温破損（ＲＰＶ高圧破損）

7.9E-08

71.3%

7.9E-0870.1%

格納容器雰囲気直接加熱

8.5E-097.7%

8.5E-09

7.5%

2.3E-08

21.0%

2.5E-0822.3%

過温破損（ＲＰＶ低圧破損）

4.9E-100.4%

2.1E-11＜0.1%

過圧破損（長期冷却失敗）

2.0E-08

18.2%

2.2E-091.9%

水蒸気爆発（ペデスタル(ドライウェル部)）

2.2E-14＜0.1%

2.2E-14＜0.1%

水蒸気爆発（サプレッション・プール）

2.5E-09

2.3%

-

-

溶融炉心・コンクリート相互作用

1.3E-100.1%

2.3E-08

20.4%

1.1E-07100.0%

1.1E-07100.0%

原子炉圧力容器高圧シーケンス

原子炉圧力容器低圧シーケンス

4.1.1-54

格納容器破損頻度

イベントツリーの見直し

4.1.1-55

プラント構成・特性の調査

・プラントの設計・運用管理に係る情報を収集

プラント損傷状態の分類
及び発生頻度の定量化

・レベル１ＰＲＡの結果をプラント損傷状態に分類し，プラント
損傷状態別の発生頻度を評価

格納容器破損モードの設定

・事故後の事故進展及び物理化学現象を考慮し，格納容器破損
モードを設定事故シーケンスの分析（格納容器イベントツリーの作成）

・プラント損傷状態毎に，緩和設備の作動状況，物理化学現象の発生の有無を考慮し，事故の進展に応じて格納容器破損に至る
事故シナリオを格納容器イベントツリーで展開

事故進展解析

・格納容器イベントツリーの分岐確率等を設定するための必要なデータを得るために事故進展解析を実施

格納容器破損頻度の定量化

・各プラント損傷状態の発生頻度，格納容器イベントツリーの各分岐確率を用いて，格納容器破損頻度を定量化

第 4.1.1-1 図

内部事象出力運転時レベル１．５ＰＲＡの評価フロー図

4.1.1-56
第 4.1.1.1-1 図

格納容器の形状及び溶融デブリの移動経路の概略

事故シーケンス

格納容器
破損時期

原子炉圧力

炉心損傷時期

電源の状態

後期
長期ＴＢ

4.1.1-57

炉心損傷後
ＴＱＵＶ
ＴＱＵＸ
ＴＢＵ
ＴＢＰ
ＴＢＤ
長期ＴＢ
ＡＥ
Ｓ１Ｅ
Ｓ２Ｅ
ＴＱＵＶ
ＴＱＵＸ
ＴＢＵ
ＴＢＰ
ＴＢＤ
長期ＴＢ
ＴＣ
ＴＷ
ＴＢＷ
ＡＥ
Ｓ１Ｅ
Ｓ２Ｅ
ＩＳＬＯＣＡ

高圧
ＴＱＵＸ
ＴＢＵ
ＴＢＤ
長期ＴＢ

長期ＴＢ

早期
ＴＱＵＸ
ＴＢＵ
ＴＢＤ

電源あり
ＴＱＵＸ

ＴＱＵＸ

交流電源なし，直流電源あり
ＴＢＵ

ＴＢＵ

交流電源なし，直流電源なし
ＴＢＤ

ＴＢＤ

電源あり
ＴＱＵＶ
ＡＥ
Ｓ１Ｅ
Ｓ２Ｅ

低圧
ＴＱＵＶ
ＴＢＰ
ＡＥ
Ｓ１Ｅ
Ｓ２Ｅ

炉心損傷前
ＴＣ
ＴＷ
ＴＢＷ
ＩＳＬＯＣＡ

後期
ＴＷ
ＴＢＷ

ＴＱＵＶ
ＬＯＣＡ（ＡＥ,Ｓ１Ｅ,Ｓ２Ｅ）

交流電源なし，直流電源あり
ＴＢＰ

ＴＢＰ

電源あり
ＴＷ

ＴＷ

電源なし
ＴＢＷ

ＴＢＷ

早期
ＴＣ
ＩＳＬＯＣＡ

第 4.1.1.2-1 図

プラント損傷状態

プラント損傷状態の分類

ＴＣ
ＩＳＬＯＣＡ

格納容器
隔離失敗
ＴＱＵＶ
ＴＱＵＸ
ＴＢＵ
ＴＢＰ
ＴＢＤ
長期ＴＢ
ＬＯＣＡ

過温破損

原子炉圧力容
器下部への
溶融物落下

炉心
損傷

原子炉圧力容器内部でのデブリ
保持に成功

原子炉
圧力容器
破損

ＴＷ
ＴＢＷ

水蒸気等に
よる過圧

過圧破損
（崩壊熱除去失敗）

炉心
損傷

水蒸気に
よる過圧

過圧破損
（長期冷却失敗）

格納容器
雰囲気過温

過温破損

溶融燃料−冷却材
相互作用
（ＦＣＩ）

溶融燃料−冷却材
相互作用
（ＦＣＩ）

格納容器雰囲気直
接加熱（ＤＣＨ）

格納容器雰囲気
直接加熱
（ＤＣＨ）

格納容器
雰囲気過温

過温破損

水蒸気等に
よる過圧

過圧破損
（長期冷却失敗）＜凡例＞：プラント損傷状態：物理化学現象：格納容器破損モード

4.1.1-58

ＴＣ

ＩＳＬＯＣＡ

水蒸気等による過圧

インターフェイスシ
ステムＬＯＣＡ

早期過圧破損（未臨界確保失敗）

原子炉建屋へ
の流出継続

非凝縮性
ガス発生

炉心
損傷

溶融炉心・コンク
リート相互作用継続

サプレッション・
プールへの
デブリ落下

溶融燃料−冷却材
相互作用
（ＦＣＩ）

溶融燃料−冷却材
相互作用
（ＦＣＩ）

格納容器
雰囲気過温

過温破損

水蒸気等に
よる過圧

崩壊熱除去失敗時の過圧破損（炉心損傷後）

非凝縮性
ガス発生

炉心損傷発生前（レベル1ＰＲＡ）

第 4.1.1.3-1 図

炉心損傷発生から
原子炉圧力容器 ペデスタル（ドライウェル部）への サプレッション・プールへの
原子炉圧力容器破損に破損直後の状態（Ｔ２）溶融炉心落下後の状態（Ｔ３） 溶融炉心落下後の状態（Ｔ３）
至るまでの状態（Ｔ１）

溶融炉心・コンク
リート相互作用継続

本プラントのシビアアクシデントで考えられる事故進展

崩壊熱除去失敗時の過圧破損（炉心損傷後）

プラント
損傷状態

原子炉圧力容器
破損前

格納容器
隔離

原子炉
減圧

原子炉
圧力容器
破損

原子炉
圧力容器
注水

原子炉圧力容器
破損直後
格納容器破損モード
格納容器
注水 ※ １

ＦＣＩ

ＤＣＨ

無

後続事象（原子炉圧力容器健全）へ

成功
無

後続事象（原子炉圧力容器破損）へ

成功
成功

有

有

原子炉圧力容器外溶融燃料−冷却材相互作用

失敗

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過温破損）

成功
無後続事象（原子炉圧力容器破損）へ失敗

4.1.1-59

有原子炉圧力容器外溶融燃料−冷却材相互作用

無
失敗
有

失敗

後続事象（原子炉圧力容器破損）へ
雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧破損） ※ ２
高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱

格納容器隔離失敗

ＦＣＩ：原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用
ＤＣＨ：格納容器雰囲気直接加熱※１：ＬＯＣＡシーケンスは，格納容器注水に失敗した場合，原子炉圧力容器破損前に過温破損に至るため，本ヘディングの成功／失敗を原子炉圧力容器破損前に考慮※２：長期ＴＢシーケンスは，原子炉圧力容器注水に失敗した場合，原子炉圧力容器破損直後に過圧破損に至る

第 4.1.1.4-1 図

格納容器イベントツリー（1／3）

事故後期
格納容器破損モード

後続事象〔 原子炉圧力容器健全 〕

格納容器注水成功

失敗

第 4.1.1.4-1 図

原子炉圧力容器内で事故収束

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧破損）

格納容器イベントツリー（2／3）

4.1.1-60

事故後期
後続事象
原子炉圧力
容器破損

格納容器注水
ペデスタル

ＦＣＩ

デブリ冷却

ＦＣＩ

成功

格納容器内で事故収束

無

成功
無

成功

格納容器破損モード

デブリ冷却

サプレッション・プール

ペデスタル

ドライウェル

失敗

失敗
有

格納容器内で事故収束
溶融炉心・コンクリート相互作用
原子炉圧力容器外溶融燃料−冷却材相互作用

有

原子炉圧力容器外溶融燃料−冷却材相互作用

成功
成功

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）

無成功

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）

4.1.1-61

無
失敗

失敗

失敗
有

溶融炉心・コンクリート相互作用
原子炉圧力容器外溶融燃料−冷却材相互作用

有

原子炉圧力容器外溶融燃料−冷却材相互作用
成功
無

成功

失敗
有
成功
無
失敗
有

溶融炉心・コンクリート相互作用
原子炉圧力容器外溶融燃料−冷却材相互作用

失敗

失敗

格納容器内で事故収束

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）
溶融炉心・コンクリート相互作用
原子炉圧力容器外溶融燃料−冷却材相互作用

ＦＣＩ：原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用

第 4.1.1.4-1 図

格納容器イベントツリー（3／3）

事故シーケンス

格納容器
破損時期

原子炉圧力 炉心損傷時期

起因事象

後期
長期ＴＢ

4.1.1-62

炉心損傷後
ＴＱＵＸ
ＴＱＵＶ
ＴＢＵ
ＴＢＰ
ＴＢＤ
長期ＴＢ
ＡＥ
Ｓ１Ｅ
Ｓ２Ｅ
ＴＱＵＸ
ＴＱＵＶ
ＴＢＵ
ＴＢＰ
ＴＢＤ
長期ＴＢ
ＡＥ
Ｓ１Ｅ
Ｓ２Ｅ
（ＴＣ）
（ＴＷ）
（ＴＢＷ）
（ＩＳＬＯＣＡ）

高圧
ＴＱＵＸ
ＴＢＵ
ＴＢＤ
長期ＴＢ

炉心損傷前
（ＴＣ）
（ＴＷ）
（ＴＢＷ）
（ＩＳＬＯＣＡ）

長期ＴＢ

ＴＱＵＸ
ＴＢＵ
ＴＢＤ

早期
ＴＱＵＸ
ＴＢＵ
ＴＢＤ

過渡
ＴＱＵＶ
ＴＢＰ

低圧
ＴＱＵＶ
ＴＢＰ
ＡＥ
Ｓ１Ｅ
Ｓ２Ｅ

ＬＯＣＡ
ＡＥ
Ｓ１Ｅ
Ｓ２Ｅ

ＴＱＵＶ
ＴＢＰ
ＡＥ
Ｓ１Ｅ
Ｓ２Ｅ

後期
（ＴＷ）
（ＴＢＷ）

（ＴＷ）
（ＴＢＷ）

早期
（ＴＣ）
（ＩＳＬＯＣＡ）（ＴＣ）（ＩＳＬＯＣＡ）（ ）は格納容器先行破損又は格納容器バイパスの事故シーケンスを示す

第 4.1.1.5-1 図事故シーケンス
グループ化結果

解析対象とする事故シーケンス分類

① ②

③

④

⑤

⑥
①炉心損傷
②炉心溶融
③炉心支持板破損④原子炉圧力容器破損⑤ペデスタル（ドライウェ
ル部）床貫通⑥格納容器破損
2Pd

① ②

③

④

⑤

⑥
①炉心損傷
②炉心溶融
③炉心支持板破損④原子炉圧力容器破損⑤ペデスタル（ドライウェ
ル部）床貫通⑥格納容器破損

200℃

第 4.1.1.5-2(a)図代表事故シーケンスの事故進展（ＴＱＵＶ）

4.1.1-63

①②

③ ④⑤
①炉心損傷
②炉心溶融
③炉心支持板破損④原子炉圧力容器破損⑤格納容器破損

2Pd

①②

③ ④⑤
①炉心損傷
②炉心溶融
③炉心支持板破損④原子炉圧力容器破損⑤格納容器破損

200℃

第 4.1.1.5-2(b)図

代表事故シーケンスの事故進展（ＴＱＵＸ）

4.1.1-64

① ②

③ ④⑤
①炉心損傷
②炉心溶融
③炉心支持板破損④原子炉圧力容器破損⑤格納容器破損

2Pd

① ②

③ ④⑤
①炉心損傷
②炉心溶融
③炉心支持板破損④原子炉圧力容器破損⑤格納容器破損

200℃

第 4.1.1.5-2(c)図

代表事故シーケンスの事故進展（長期ＴＢ）

4.1.1-65

①②

③

④

⑤⑥
①炉心損傷
②炉心溶融
③炉心支持板破損④原子炉圧力容器破損⑤ペデスタル（ドライウェ
ル部）床貫通⑥格納容器破損
2Pd

①②

③

④

⑤⑥
①炉心損傷
②炉心溶融
③炉心支持板破損④原子炉圧力容器破損⑤ペデスタル（ドライウェ
ル部）床貫通⑥格納容器破損

200℃

第 4.1.1.5-2(d)図

代表事故シーケンスの事故進展（ＴＢＰ）

4.1.1-66

①②

③④

⑤

⑥
①炉心損傷
②炉心溶融
③炉心支持板破損④格納容器破損⑤原子炉圧力容器破損⑥ペデスタル（ドライウェ
ル部）床貫通
2Pd

①②

③④

⑤

⑥
①炉心損傷
②炉心溶融
③炉心支持板破損④格納容器破損⑤原子炉圧力容器破損⑥ペデスタル（ドライウェ
ル部）床貫通200℃

第 4.1.1.5-2(e)図代表事故シーケンスの事故進展（ＡＥ）

4.1.1-67

ＴＢＵ
＜0.1%

ＴＱＵＸ
＜0.1%

ＴＱＵＶ
＜0.1%

ＴＣ
＜0.1%

ＴＢＰ
＜0.1%

格納容器雰囲気
直接加熱＜0.1%
ＩＳＬＯＣＡ
＜0.1%
ＬＯＣＡ
＜0.1%
ＴＢＤ
＜0.1%

長期ＴＢ
0.1%

水蒸気爆発
格納容器隔離失敗(サプレッション
＜0.1%
プール)
＜0.1%

過温破損
(ＲＰＶ低圧破損)
＜0.1%

過圧破損
(長期冷却失敗)＜0.1%

溶融炉心・コンク
リート相互作用＜0.1%
水蒸気爆発(ペデスタル（ドライウェル部）)＜0.1%

早期過圧破損(未臨界確保失敗)
＜0.1%
過温破損
(ＲＰＶ高圧破損)
0.1%

4.1.1-68
ＴＷ／ＴＢＷ99.8%

第 4.1.1.6-1 図

インターフェイス
システムＬＯＣＡ
＜0.1%

過圧破損
(崩壊熱除去失敗)
99.8%

プラント損傷状態別及び格納容器破損モード別の格納容器破損頻度寄与割合

1.0E-03
1.0E-04

4.1.1-69

格納容器破損頻度（／炉年）

1.0E-05
1.0E-06
1.0E-07
1.0E-08
1.0E-09
1.0E-101.0E-11
1.0E-121.0E-13
1.0E-14

プラント損傷状態

第 4.1.1.6-2 図

プラント損傷状態別の格納容器破損頻度

格納容器破損頻度（／炉年）

4.1.1-70

1.0E-03
1.0E-04
1.0E-05
1.0E-06
1.0E-07
1.0E-08
1.0E-09
1.0E-101.0E-11
1.0E-121.0E-13
1.0E-14

格納容器破損モード

第 4.1.1.6-3 図

格納容器破損モード別の格納容器破損頻度

過温破損(ＲＰＶ低圧破損)
0.4%
格納容器隔離失敗
0.5%
水蒸気爆発(サプレッションプール)
2.3%

溶融炉心・コンク
リート相互作用0.1%
水蒸気爆発(ペデスタル（ドライウェル部）)＜0.1%

格納容器雰囲気
直接加熱
7.6%

4.1.1-71

過圧破損(長期冷却失敗)
18.1%

過温破損
(ＲＰＶ高圧破損)
70.9%

第 4.1.1.6-4 図

格納容器破損モード別の格納容器破損頻度寄与割合（格納容器先行破損及び格納容器バイパス除外）

1.0E-03
1.0E-04

格納容器破損頻度（／炉年）

1.0E-05
1.0E-06
1.0E-07
1.0E-08
1.0E-09
1.0E-101.0E-11
1.0E-1295%上限値

4.1.1-72

1.0E-13
平均値

1.0E-14
中央値

1.0E-155%下限値

1.0E-16
点推定値

1.0E-17
1.0E-18

格納容器破損モード

第 4.1.1.7-1 図

格納容器破損モード別の格納容器破損頻度（不確実さ解析）

1.0E-05

1.0E-06

1.0E-07

格納容器破損頻度（／炉年）

1.0E-08

1.0E-09

1.0E-101.0E-11

1.0E-12

95%確率値
平均値

1.0E-134.1.1-73

中央値
1.0E-14

1.0E-155%確率値
点推定値
感度解析ケース1（点推定値）

1.0E-16

1.0E-17

1.0E-18

格納容器破損モード

第 4.1.1.7-2 図 モ デ ル 上 の 仮 定 に 係 る 感 度 解 析 結 果（格納容器先行破損，格納容器バイパス及び格納容器隔離失敗を除く）

4.1.1-74
第 4.1.1.7-3 図 物 理 化 学 現 象 に よ る Ｃ Ｆ Ｐ に 係 る 感 度 解 析 結 果（格納容器先行破損，格納容器バイパス及び格納容器隔離失敗を除く）

1.0E-05

ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）床 でのＭＣＣＩによる格納容器破損

1.0E-06

1.0E-07

格納容器破損頻度（／炉年）

1.0E-08

1.0E-09

1.0E-101.0E-11

1.0E-121.0E-1395%確率値
平均値
中央値

4.1.1-75

1.0E-145%確率値
1.0E-15

1.0E-16点推定値
感度解析ケース4（点推定値）

1.0E-17

1.0E-18

ＲＰＶ高圧シーケンス

ＲＰＶ低圧シーケンス

格納容器破損モード

第 4.1.1.8-1 図 Ｍ ａ ｒ ｋ − Ⅱ 格 納 容 器 の 構 造 上 の 特 徴 に 係 る 感 度 解 析 結 果（格納容器先行破損，格納容器バイパス及び格納容器隔離失敗を除く）

添付資料 4.1.1.2-1
炉心損傷時期を分類する基準について

炉心損傷時期の早期／後期の分類は，事象発生後の原子炉への注水の成功／失敗を考慮したものであり，結果として長期ＴＢ，ＴＷ及びＴＢ
Ｗ が 後 期 と し て 分 類 さ れ る （ 図 1）。
事象発生後に注水に成功する長期ＴＢ，ＴＷ及びＴＢＷ，事象発生が即ち格納容器の機能喪失（破損）となるＩＳＬＯＣＡ，事象発生後速やかに格納容器先行破損に至るＴＣを除き，他の事故シーケンスは全て注
水に失敗するシーケンスであり，概ね 1 時間前後で炉心損傷に至る。
長期ＴＢは，全交流動力電源喪失後，ＲＣＩＣの運転に成功している
事故シーケンスである。本ＰＲＡでは，蓄電池が 8 時間で枯渇することを想定しているため，その後ＲＣＩＣが機能喪失し，炉心損傷に至る。
ＴＷ及びＴＢＷは，電源の確保状態が異なるものの，いずれも原子炉への注水に成功後，格納容器からの除熱機能の喪失により格納容器が先行破損する事故シーケンスである。格納容器が過圧破損に至るのは事象
発 生 後 20 時 間 以 上 経 過 後 で あ り ， そ の 後 炉 心 損 傷 に 至 る 。
以上より，炉心損傷時期の分類に当たっては，事象発生後の原子炉注水に成功している事故シーケンスのうち，全交流動力電源喪失時のＲＣ
ＩＣ運転継続に期待できる蓄電池枯渇までの時間を参考に，事象発生後
8 時間以降に炉心損傷に至る事故シーケンスを後期とした。

添付 4.1.1.2-1-1

事故シーケンス

格納容器
破損時期

原子炉圧力

炉心損傷時期

電源の状態

後期
長期ＴＢ

炉心損傷後
ＴＱＵＶ
ＴＱＵＸ
ＴＢＵ
ＴＢＰ
ＴＢＤ
長期ＴＢ
ＡＥ
Ｓ１Ｅ
Ｓ２Ｅ
ＴＱＵＶ
ＴＱＵＸ
ＴＢＵ
ＴＢＰ
ＴＢＤ
長期ＴＢ
ＴＣ
ＴＷ
ＴＢＷ
ＡＥ
Ｓ１Ｅ
Ｓ２Ｅ
ＩＳＬＯＣＡ

高圧
ＴＱＵＸ
ＴＢＵ
ＴＢＤ
長期ＴＢ

早期
ＴＱＵＸ
ＴＢＵ
ＴＢＤ

後期
ＴＷ
ＴＢＷ

炉心損傷前
ＴＣ
ＴＷ
ＴＢＷ
ＩＳＬＯＣＡ

長期ＴＢ
電源あり
ＴＱＵＸ

ＴＱＵＸ

交流電源なし，直流電源あり
ＴＢＵ

ＴＢＵ

交流電源なし，直流電源なし
ＴＢＤ

ＴＢＤ

電源あり
ＴＱＵＶ
ＡＥ
Ｓ１Ｅ
Ｓ２Ｅ

低圧
ＴＱＵＶ
ＴＢＰ
ＡＥ
Ｓ１Ｅ
Ｓ２Ｅ

ＴＱＵＶ
ＬＯＣＡ（ＡＥ,Ｓ１Ｅ,Ｓ２Ｅ）

交流電源なし，直流電源あり
ＴＢＰ

ＴＢＰ

電源あり
ＴＷ

ＴＷ

電源なし
ＴＢＷ

ＴＢＷ

早期
ＴＣ
ＩＳＬＯＣＡ

図 1

プラント損傷状態

プラント損傷状態の分類

添付 4.1.1.2-1-2

ＴＣ
ＩＳＬＯＣＡ

添付資料 4.1.1.2-2
ＴＢＰ及びＳ２Ｅシーケンスのプラント損傷状態について

本ＰＲＡでは，炉心損傷に至る事故シーケンスのうち，ＴＢＰ（全交流動力電源喪失後の逃がし安全弁再閉鎖失敗及び高圧炉心スプレイ系失敗）及びＳ２Ｅ（小破断ＬＯＣＡ後の注水失敗）について，いず
れ も 低 圧 の 炉 心 損 傷 シ ー ケ ン ス と し て い る 。そ の 考 え 方 を 以 下 に 示 す 。

1.

高圧／低圧シーケンスの分類の考え方
格納容器イベントツリーを展開するためのプラント損傷状態の分

類 に 当 た っ て は ，格 納 容 器 雰 囲 気 直 接 加 熱 の 発 生 の 有 無 の 観 点 か ら ，原 子 炉 圧 力 容 器 破 損 時 の 原 子 炉 圧 力 （ 2MPa[gage] ） を 判 断 基 準 と して，高圧／低圧シーケンスを分類した。

2.

ＴＢＰシーケンス
緩和設備に期待できない場合のＴＢＰシーケンスについて，ＭＡ

ＡＰによる事故進展解析結果を図 1 に示す。
図 １ よ り ， 原 子 炉 圧 力 容 器 破 損 時 （ 事 故 後 約 10.7 時 間 後 ） の 原 子
炉 圧 力 は 2MPa[gage]以 下 で あ る た め ， 低 圧 シ ー ケ ン ス と し て 分 類 した。
なお，レベル１ＰＲＡのイベントツリーの展開に当たっては，高圧／低圧の分類により期待する緩和操作が異なる（原子炉圧力が約2MPa[gage] 以 下 で ， 低 圧 の 注 水 系 に よ り 注 水 可 能 ） こ と か ら ， 炉 心損傷開始時の原子炉圧力により高圧／低圧を分類し，それぞれツリーを展開している。ＴＢＰシーケンスでは，炉心損傷開始時（事故後 約 2.5 時 間 後 ） の 原 子 炉 圧 力 は 2MPa[gage]以 下 で あ る こ と か ら ，
添付 4.1.1.2-2-1

原 子 炉 圧 力 ( M Pa ［ ga ge ］ )低圧状態としてイベントツリーを展開している。

原子炉圧力

10 .7 (h r )2 .5 (h r )

図 1

3.

事 故 後 の時 間 (hr)ＴＢＰシーケンスの事故進展解析結果（原子炉圧力）Ｓ２Ｅシーケンス
緩和設備に期待できない（減圧に失敗する）場合のＳ２Ｅシーケ

ンスについて，ＭＡＡＰによる事故進展解析結果を図 2 に示す。
図 2 よ り ， 原 子 炉 圧 力 容 器 破 損 時 （ 事 故 後 約 3.3 時 間 後 ） の 原 子
炉 圧 力 は 2MPa[gage]以 上 で あ り ， 高 圧 状 態 と な っ て い る 。 し か し なが ら ， 図 3（「 添 付 資 料 3.1.1-1

内部事象出力運転時レベル１ＰＲ

Ａ イ ベ ン ト ツ リ ー 集 」 の 図 10-1） の と お り ， 小 破 断 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ に 対 する イ ベ ン ト ツ リ ー に お い て ， 最 終 状 態 が Ｓ ２ Ｅ と な る No.19 及 び 20のシーケンスの炉心損傷頻度は以下のとおりであり，低圧シーケン
スの炉心損傷頻度が高圧シーケンスに対して 1 桁程度高くなっている。

添付 4.1.1.2-2-2

・原 子 炉 減 圧 に 成 功 し て 低 圧 シ ー ケ ン ス と な る No.19 シ ー ケ ン ス ：炉 心 損 傷 頻 度 は 1.4×10 - １ ３ （ ／ 炉 年 ）・原 子 炉 減 圧 に 失 敗 し て 高 圧 シ ー ケ ン ス と な る No.20 シ ー ケ ン ス ：炉 心 損 傷 頻 度 は 2.2×10 - １ ４ （ ／ 炉 年 ）このように，Ｓ２Ｅシーケンスは，炉心損傷頻度に対して低圧シーケンスが支配的であるため，低圧シーケンスとして分類した。
な お ， Ｓ ２ Ｅ シ ー ケ ン ス で は ， 炉 心 損 傷 開 始 時 （ 事 故 後 約 0.7 時
間 後 ） の 原 子 炉 圧 力 は 2MPa[gage]以 上 で あ り ， 高 圧 状 態 と な っ て い
る こ と か ら ，レ ベ ル １ Ｐ Ｒ Ａ の イ ベ ン ト ツ リ ー の 展 開 に 当 た っ て は ，
原子炉減圧系に期待し，高圧／低圧を分類している。

Ｓ２Ｅシーケンスと同様に，Ｓ１Ｅシーケンスについても，中破断ＬＯＣＡに対するイベントツリーにおいて低圧シーケンスの炉心損傷頻度が高圧シーケンスに対して数倍程度高く支配的であるため，
低圧シーケンスとして分類した。

原 子 炉 圧 力 ( M Pa ［ g a ge ］ )原子炉圧力0 .7 (h r )図 2

3 .3 (h r )事 故 後 の 時 間 (h r )Ｓ２Ｅシーケンスの事故進展解析結果（原子炉圧力）
添付 4.1.1.2-2-3

小破断
LOCA
S2

メンテナンス

スクラム系

HPCS

RCIC

MN

C

UH

UR

原子炉減
圧系
X

LPCI-A

LPCS

LPCI-B

LPCI-C

RHR-A

RHR-B

VA

VS

VB

VC

WA

WB

添付 4.1.1.2-2-4
図 3

小破断ＬＯＣＡに対するイベントツリー

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22

TW
TW
TW
TW
TW
TW
S2E
S2E
-

3.0E-04
6.8E-07
4.5E-08
8.9E-072.0E-09
1.3E-10
5.7E-09
1.3E-11
6.3E-13
1.2E-11
2.8E-14
6.2E-14
2.4E-14
5.4E-17
2.5E-15
5.1E-17
1.2E-19
7.3E-15
1.4E-13
2.2E-14
3.0E-24
2.5E-09

合計値

4.5E-08添付資料 4.1.1.3-1
炉内溶融燃料−冷却材相互作用（ＦＣＩ）に関する知見の整理

溶 融 燃 料 − 冷 却 材 相 互 作 用 （ 以 下 「 Ｆ Ｃ Ｉ 」 と い う 。） は ， 高 温 の デ
ブリと水が接触して生じる水蒸気爆発によって，格納容器健全性が脅かされる現象である。ＦＣＩは原子炉圧力容器内又は原子炉圧力容器
外で発生する可能性があるが，原子炉圧力容器内における水蒸気爆発
は，ＢＷＲ体系では，下部プレナム内の冷却水は飽和状態であるととも に 多 数 の 制 御 棒 駆 動 機 構 の 構 造 物 が 存 在 す る た め ，ト リ ガ リ ン グ（ 粗混合状態から発生した膜沸騰が破壊され微粒子化，衝撃波が伝播）が制約されることで，水蒸気爆発は発生しないと考えられる。
ここでは，これまでに国内外で実施されたＦＣＩに関する試験の結果等を整理した。

1.

炉内ＦＣＩにおいて想定される現象の概要
炉 内 Ｆ Ｃ Ｉ に よ る 格 納 容 器 破 損 は α モ ー ド 破 損 と 呼 ば れ ，こ れ ま

でに多くの現象論の研究，試験が行われてきた。この現象は，溶融炉心が下部プレナム内の残存水中に落下し，高温の溶融炉心と冷却材が接触することで水蒸気爆発が発生する。このときの発生したエネルギーにより，水塊が原子炉圧力容器上部に衝突し，さらに原子炉圧力容器ヘッド部が破損し格納容器に衝突して破損に至るモードである。炉内ＦＣＩは，以下のようなメカニズムであると考えられている。
ａ．炉内の冷却材が喪失し，炉心が溶融してその溶融炉心が下部
プレナム残存水に落下する。水と接触した溶融炉心は，その界面の不安定性により，溶融炉心の一部若しくは大部分が分裂し，添付 4.1.1.3-1-1

膜 沸 騰 を 伴 う 水 と の 混 合 状 態 と な る （ 粗 混 合 ）。 さ ら に ， 自 発 的
若 し く は 外 部 か ら の 圧 力 パ ル ス に よ り ，膜 沸 騰 が 不 安 定 化 し（ トリ ガ リ ン グ ）， 二 液 が 直 接 接 触 す る 。
ｂ．下部プレナムにおける二液の直接接触により，急速な熱の移動が発生し，急速な蒸気発生・溶融炉心の微細化により，さらに 液 体 同 士 の 接 触 を 促 進 し （ 伝 播 ）， 蒸 気 発 生 を 促 進 す る 。 こ の蒸気発生により圧力波が発生する。
ｃ．発生した圧力波が通過した後の高温高圧領域（元々は粗混合領域）の膨張により運動エネルギーが発生し，上部ヘッドを破壊する。この結果，上部ヘッドはミサイルとなって格納容器に
衝突する。
2.

過去の知見の整理

ａ．ＦＡＲＯ試験（１）Ｆ Ａ Ｒ Ｏ 試 験 は ， イ タ リ ア の Ｊ Ｒ Ｃ （ Joint Research Centre ）のイスプラ研究所で実施された，原子炉圧力容器内でのＦＣＩを調べることを主な目的として実施された試験である。多くの試験
は高圧・飽和水条件で実施されているが，原子炉圧力容器外を対象とした低圧・サブクール水条件の実験も実施されている。
試 験 装 置 の 概 要 図 を 図 2-1 に 示 す 。 ま た ， 試 験 条 件 及 び 結 果 の
一 覧 を 表 2-1 に 示 す 。
試 験 は ， 酸 化 物 コ リ ウ ム （ 80wt％ Ｕ Ｏ ２ ＋ 20wt％ Ｚ ｒ Ｏ ２ ） 及 び 金
属 コ リ ウ ム（ 77wt％ Ｕ Ｏ ２ ＋ 19wt％ Ｚ ｒ Ｏ ２ ＋ 4wt％ Ｚ ｒ ）を 用 い て実施された。ＦＡＲＯ試験で得られた主な知見は以下のとおりである。
・ 高 圧 ・ 飽 和 水 試 験 ，低 圧 ・ サ ブ ク ー ル 試 験 の い ず れ に お い て も
添付 4.1.1.3-1-2

水蒸気爆発は発生していない。
・高圧・飽和水の酸化物コリウム試験の場合は一部が粒子化し，一 部 は パ ン ケ ー キ 状 で プ ー ル 底 部 に 堆 積 し た 。高 圧・飽 和 水 コ
リ ウ ム に 金 属 Ｚ ｒ 成 分 を 含 ん だ 試 験 及 び 低 圧・サ ブ ク ー ル 試 験
では全てのコリウムは粒子化した。
・粒 子 の 質 量 中 央 径 は 比 較 的 大 き か っ た が ，試 験 条 件（ 初 期 圧 力 ，水深，コリウム落下速度，サブクール度）に依存していない。
ｂ．ＫＲＯＴＯＳ試験（１）Ｋ Ｒ Ｏ Ｔ Ｏ Ｓ 試 験 は ，Ｆ Ａ Ｒ Ｏ プ ロ グ ラ ム の 一 部 と し て イ ス プ ラ
研究所で実施された試験である。ＦＡＲＯ試験に比べて小規模ではあるが，低圧・サブクール水を主として試験を実施していることに特徴がある。
実 験 装 置 の 概 要 図 を 図 2-2 に 示 す 。 ま た ， 試 験 条 件 及 び 結 果 の
一 覧 を 表 2-2 に 示 す 。
試験では，模擬コリウムとしてアルミナ又はＵＯ２混合物（ 80wt％ Ｕ Ｏ ２ ＋ 20wt％ Ｚ ｒ Ｏ ２ ） を 用 い た 試 験 を 実 施 し て い る 。
また，外部トリガリング装置によりトリガリングを与えることで，水蒸気爆発を誘発させる実験も実施されている。ＫＲＯＴＯＳ試
験により得られた主な知見は以下のとおりである。
・ ア ル ミ ナ を 用 い た 試 験 で は ， 圧 力 が 0.1〜 0.37MPa の 範 囲 で サ
ブ ク ー ル 水 の 場 合 は ，外 部 ト リ ガ リ ン グ 無 し で 水 蒸 気 爆 発 が 発
生 し た 。ま た ，飽 和 水 の 場 合 に は 外 部 ト リ ガ リ ン グ 無 し で は 水
蒸 気 爆 発 は 発 生 し な か っ た が ，外 部 ト リ ガ リ ン グ を 与 え た 場 合には水蒸気爆発が発生した。
・ Ｕ Ｏ ２ 混 合 物 を 用 い た 試 験 で は ， 圧 力 0.1〜 0.2MPa， サ ブ ク ー
添付 4.1.1.3-1-3

ル 度 4〜 102K の 範 囲 で ，外 部 ト リ ガ リ ン グ 無 し で は 水 蒸 気 爆 発
は 発 生 せ ず ，外 部 ト リ ガ リ ン グ を 与 え た 場 合 で も 大 規 模 な 水 蒸
気爆発は発生しなかった。
・粗混合時において，ＵＯ２混合物はアルミナに比べて粒子径が小 さ い た め ，粒 子 化 後 の 表 面 積 が 大 き く な る こ と で プ ー ル が 高
ボイドとなり，トリガリングの伝播を阻害した可能性がある。
・ＵＯ２混合物試験の方が一般的に溶融物の過熱度が小さく，また，ブレイクアップ後の粒径も小さい。ＵＯ２混合物粒子表面が 水 と 接 触 し た 直 後 に 表 面 が 固 化 し た 可 能 性 が あ り ，こ れ が 水
蒸気爆発の発生を抑制した可能性がある。
・ＵＯ２混合物試験では，水素の発生により粗混合時の蒸気膜の崩壊による水蒸気爆発の発生を抑制した可能性がある。
ｃ．ＣＯＴＥＬＳ計画（１）Ｃ Ｏ Ｔ Ｅ Ｌ Ｓ 計 画 は ，（ 財 ） 原 子 力 発 電 技 術 機 構 が 実 施 し た 試 験であり，原子炉圧力容器外のデブリ冷却特性を調べることを目的として実施された試験である。
試 験 装 置 の 概 要 図 を 図 2-3 に 示 す 。 ま た ， 試 験 条 件 及 び 結 果 の
一 覧 を 表 2-3 に 示 す 。
試験では，シビアアクシデント時の溶融コリウム成分を模擬するため，原子炉圧力容器下部ヘッド内の構造物の成分を考慮した
模 擬 溶 融 物（ 55wt％ Ｕ Ｏ ２ ＋ 25wt％ Ｚ ｒ ＋ 5wt％ Ｚ ｒ Ｏ ２ ＋ 15wt％ Ｓ
ＵＳ）を用いている。ＣＯＴＥＬＳ計画で得られた主な知見は以下のとおりである。
・サ ブ ク ー ル 度 が 大 き い ケ ー ス も 含 め ，全 て の 試 験 で 水 蒸 気 爆 発は発生しなかった。
添付 4.1.1.3-1-4

・落 下 直 後 の 圧 力 上 昇 は ，コ リ ウ ム 落 下 速 度 に 最 も 大 き な 影 響 を
受 け ，コ リ ウ ム 落 下 速 度 が 大 き い ほ ど 圧 力 上 昇 速 度 及 び 圧 力 上
昇 量 が 大 き い 。ま た ，プ ー ル 水 深 が 深 く な る ほ ど ，水 蒸 気 爆 発が 生 じ て い な い た め ，プ ー ル の サ ブ ク ー ル 度 が 大 き く な る ほ ど
初期圧力上昇量は小さくなる。
・ プ ー ル に 落 下 し た 溶 融 コ リ ウ ム は ， 40cm の 水 深 に お い て も ，
約 90％ 以 上 が プ ー ル 水 中 で 粒 子 化 し た 。
・粒 子 径 は ，コ リ ウ ム 落 下 速 度 の 大 き い ケ ー ス を 除 い て ，質 量 中央 径 で 6mm 程 度 で あ る 。コ リ ウ ム 落 下 速 度 の 大 き い ケ ー ス の 粒
子径は小さくなっている。
ｄ．ＡＬＰＨＡ実験（１）ＡＬＰＨＡ実験は，旧日本原子力研究所で実施された実験であり，シビアアクシデント時の格納容器内の諸現象を明らかにし，格納容器の耐性やアクシデントマネジメント策の有効性を評価することを目的として実施された。
試 験 装 置 の 概 要 図 を 図 2-4 に 示 す 。 ま た ， 試 験 条 件 及 び 結 果 の
一 覧 を 表 2-4 に 示 す 。
テルミット反応により生成した酸化アルミニウムと鉄からなる
高温溶融物，又は高周波誘導加熱により生成した溶融ステンレス
鋼を，模擬格納容器内に設置した冷却水プールに落下させる実験を実施することにより，水蒸気爆発の発生及び規模に及ぼす種々のパラメータの影響を明らかにするとともに，発生圧力，微細化
粒子径，衝撃波伝播速度，エネルギー変換効率等，水蒸気爆発に関連する特性を把握することを目的としている。ＡＬＰＨＡ実験で得られた主な知見は以下のとおりである。
添付 4.1.1.3-1-5

・高 雰 囲 気 圧 力 又 は 高 冷 却 水 温 度 の 場 合 に ，水 蒸 気 爆 発 の 発 生 が抑制される。
・溶 融 ス テ ン レ ス 鋼 を 用 い た 実 験 で は ，冷 却 水 の サ ブ ク ー ル 度 が大きい条件においても水蒸気爆発は発生しなかった。
・溶 融 物 分 散 板 を 用 い た 実 験 で は ，水 蒸 気 爆 発 の 発 生 及 び 規 模 が抑制される場合と水蒸気爆発の規模が増大する場合の両方が観測された。この結果は，溶融物と冷却水との粗混合状態が，その後の溶融炉心と冷却水の相互作用の進展に大きな影響を及ぼすことを示唆するものである。
ｅ．ＴＲＯＩ試験（２）Ｔ Ｒ Ｏ Ｉ 試 験 は ， 韓 国 原 子 力 研 究 所 （ Ｋ Ａ Ｅ Ｒ Ｉ ） で 2001 年 から 実 施 さ れ た 試 験 で あ り ，2007 年 か ら 2012 年 ま で は ，Ｋ Ｒ Ｏ Ｔ Ｏ
Ｓ試験とともに，ＯＥＣＤ／ＮＥＡのＳＥＲＥＮＡプロジェクトとして実施された試験である。
試 験 装 置 の 概 要 図 を 図 2-5 に 示 す 。 ま た ， 試 験 条 件 及 び 結 果 の
一 覧 を 表 2-5 に 示 す 。
ＺｒＯ２を用いた試験では外部トリガリングを与えていないが，
圧 力 ス パ イ ク や 水 蒸 気 爆 発 が 発 生 し た 試 験 が あ る 。一 方 ，Ｕ Ｏ ２ −Ｚ ｒ Ｏ ２ の 混 合 物 を 用 い た 試 験 で は ，異 な っ た 条 件 に よ る 内 部 ト リ
ガリングを発生させるため又は外部トリガリングによる水蒸気爆
発時の発生エネルギを変えるため，混合物の割合，水深及び混合
物量等の様々な条件により試験を実施し，数ケースでは水蒸気爆発が発生している。ＴＲＯＩ試験で得られた主な知見は以下のとおりである。
・自 発 的 な 水 蒸 気 爆 発 が 生 じ た 試 験 は ，融 点 を 大 き く 上 回 る 過 熱
添付 4.1.1.3-1-6

度 を 溶 融 物 に 対 し て 与 え る な ど の 実 機 と 異 な る 条 件 で あ り ，その 他 の 試 験 で は 自 発 的 な 水 蒸 気 爆 発 は 生 じ て い な い 。な お ，水深 が 深 い 場 合 （ 130cm） に は ， 内 部 ト リ ガ リ ン グ に よ る 水 蒸 気
爆発は発生していない。
ｆ．知見のまとめ上記で示した実験等の結果から得られた主な知見を以下にまとめる。
・実機条件におけるＵＯ２混合物を用いた代表的なＦＣＩ実験（ 外 部 ト リ ガ リ ン グ 無 し ）で は ，水 蒸 気 爆 発 は 確 認 さ れ て い ない（ Ｆ Ａ Ｒ Ｏ 試 験 ，Ｋ Ｒ Ｏ Ｔ Ｏ Ｓ 試 験 ，Ｃ Ｏ Ｔ Ｅ Ｌ Ｓ 計 画 ，Ｔ
Ｒ Ｏ Ｉ 実 験 ）。
・高 圧 力 条 件 ，ま た は 低 サ ブ ク ー ル 水 条 件 は ，水 蒸 気 爆 発 を 抑 制
す る 傾 向 が あ る （ Ｋ Ｒ Ｏ Ｔ Ｏ Ｓ 試 験 ， Ａ Ｌ Ｐ Ｈ Ａ 実 験 ）。
・粒 子 化 割 合 は ，サ ブ ク ー ル 度 に 依 存 し ，サ ブ ク ー ル 度 が 大 き いと 粒 子 化 割 合 は 高 く な る 。金 属 成 分 が 含 ま れ て い る と 粒 子 化 が
促 進 さ れ る （ Ｆ Ａ Ｒ Ｏ 試 験 ）。
・粒 子 化 割 合 は ，デ ブ リ 落 下 速 度 に 依 存 し ，落 下 速 度 が 大 き い と粒 子 化 が 促 進 さ れ る （ Ｃ Ｏ Ｔ Ｅ Ｌ Ｓ 計 画 ）。
・ＵＯ２混合物は（融点が高いため）過熱度が小さく，水プール
落下直後に粒子化した粒子表面が固化すると考えられることが 示 唆 さ れ る （ Ｋ Ｒ Ｏ Ｔ Ｏ Ｓ 試 験 ）。
・デ ブ リ 落 下 後 の 水 プ ー ル が 高 ボ イ ド 率 状 態 に な る と ，ト リ ガ リ
ン グ の 伝 播 を 阻 害 す る 可 能 性 が あ る （ Ｋ Ｒ Ｏ Ｔ Ｏ Ｓ 試 験 ）。
・水 深 が 深 い 場 合 に は ，内 部 ト リ ガ リ ン グ に よ る 水 蒸 気 爆 発 が 発
生 し て い な い （ Ｔ Ｒ Ｏ Ｉ 試 験 ）。
添付 4.1.1.3-1-7

・金 属 − 水 反 応 に よ り 発 生 し た 水 素 が 蒸 気 膜 に 混 入 し ，蒸 気 膜 の安 定 化 に 寄 与 す る と 考 え ら れ る こ と が 示 唆 さ れ る（ Ｋ Ｒ Ｏ Ｔ Ｏ
Ｓ 試 験 ）。
3.

専門家会議等の知見（２）αモード破損の発生確率については，これまで専門家会議（ＳＥＲＧ）等で議論がなされてきており，ＢＷＲについての議論の結果
を表 3 に示す。ＢＷＲ体系では下部プレナムに制御棒案内管等が密に存在しており，これらは大規模な水蒸気爆発の発生を制限すると考えられるため，αモード破損の発生確率は，プラント全体でみた
際に他の要因による格納容器破損頻度に比べて十分小さく無視できると結論付けられている。
4.

まとめ
これまでに実施された各種試験結果及び専門家による工学的議論

から，ＢＷＲ体系における炉内ＦＣＩの発生の可能性は十分低いと
考 え ら れ る （ 表 4）。
したがって，ＢＷＲにおける格納容器破損モードとして，炉内ＦＣＩの考慮は不要である。
5.

参考文献

[1]「 シ ビ ア ア ク シ デ ン ト 熱 流 動 現 象 評 価 」（ 社 団 法 人

日本原子力

学 会 ， 平 成 12 年 3 月 ）[2] Institute de Physique et Chimie des Mat riaux de Strasbourg
Laboratorie d'Essais pour la Ma trise des Accidents Graves,
CEA Cadarache

添付 4.1.1.3-1-8

表 2-1

ＦＡＲＯ試験条件及び試験結果

添付 4.1.1.3-1-9No.

溶融コリウム
の組成 ＊

溶融物質量
（kg）

溶融物温度
（K）

溶融物粒径
（mm）

圧力
（MPa）

水深
（m）

L-06

A

18

2,923

100

5

0.87

0

無

L-08

A

44

3,023

100

5.8

1.00

12

無

L-11

B

151

2,823

100

5

2.00

2

無

L-14

A

125

3,123

100

5

2.05

0

無

L-19

A

157

3,073

100

5

1.10

1

無

L-20

A

96

3,173

100

2

1.97

0

無

L-24

A

177

3,023

100

0.5

2.02

0

無

L-27

A

129

3,023

100

0.5

1.47

1

無

L-28

A

175

3,052

50

0.5

1.44

1

無

L-29

A

39

3,070

50

0.2

1.48

97

無

L-31

A

92

2,990

50

0.2

1.45

104

無

L-33

A

100

3,070

50

0.4

1.60

124

無

＊A：80wt％ＵＯ ２＋20wt％ＺｒＯ ２
B：77wt％ＵＯ ２＋19wt％ＺｒＯ ２＋4wt％Ｚｒ

サブクール度 水蒸気爆発の
（K）
発生の有無

表 2-2ＫＲＯＴＯＳ試験条件及び試験結果

溶融物質量 溶融物温度
圧力
（kg）
（K）
（MPa）

添付 4.1.1.3-1-10

水深（m）

サブクール度（K）

外部トリガの有無

水蒸気爆発の
発生の有無

0.10

1.11

79

無

有

3,073

0.10

1.11

83

無

有

1.430

3,073

0.10

1.11

5

無

無

アルミナ

1.539

2,465

0.10

1.11

80

無

有

43

アルミナ

1.500

2,625

0.21

1.11

100

無

有

44

アルミナ

1.500

2,673

0.10

1.11

10

有

有

49

アルミナ

1.470

2,688

0.37

1.11

120

無

有

50

アルミナ

1.700

2,473

0.10

1.11

13

無

無

51

アルミナ

1.794

2,748

0.10

1.11

5

無

無

37

コリウム ＊

3.222

3,018

0.10

1.1

77

有

無

45

コリウム ＊

3.085

3,106

0.10

1.14

4

有

無

47

コリウム ＊

5.431

3,023

0.10

1.1

82

有

無

52

コリウム ＊

2.627

3,023

0.20

1.1

102

有

有

No.

溶融物組成

38

アルミナ

1.533

2,665

40

アルミナ

1.470

41

アルミナ

42

＊：80wt％ＵＯ ２＋20wt％ＺｒＯ ２

表 2-3

ＣＯＴＥＬＳ計画の試験条件及び試験結果

添付 4.1.1.3-1-11No.

溶融コリウム
の組成 ＊

溶融物質量
（kg）

圧力
（MPa）

水深
（m）

サブクール度（K）

水蒸気爆発の
発生の有無

A1

C

56.3

0.20

0.4

0

無

A4

C

27.0

0.30

0.4

8

無

A5

C

55.4

0.25

0.4

12

無

A6

C

53.1

0.21

0.4

21

無

A8

C

47.7

0.45

0.4

24

無

A9

C

57.1

0.21

0.9

0

無

A10

C

55.0

0.47

0.4

21

無

A11

C

53.0

0.27

0.8

86

無

＊C：55wt％ＵＯ ２＋25wt％Ｚｒ＋5wt％ＺｒＯ ２＋15wt％ＳＵＳ

表 2-4No.

添付 4.1.1.3-1-12

STX002
STX003
STX005
STX009STX016
STX017
STX018
STX001
STX010
STX013
STX014
STX008STX012
STX015
STX025
STX006
STX011
STX019
STX020
STX021
STX022
STX023
STX024
STX102
STX103
STX104ＡＬＰＨＡ実験の試験条件及び試験結果

溶融物組成

酸化アルミニウム＋鉄ステンレス鋼

溶融物質量
（kg）
20
20
20
20
20
20
20
10
10
10
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20

雰囲気圧力
（MPa）
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
1.6
1.6
1.0
0.5
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1

水温
（K）
289
292
300
289
295
286
283
293
297
284
372
288
290
282
280
298
290
281
281
281
286
285
280
282
373
333

水深
（m）
1.0
1.0
1.0
1.0
0.9
0.9
0.9
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
0.9
1.0
1.0
0.9
1.0
0.9
0.8
0.3
0.8
0.8
0.8
0.8

水蒸気爆発の
発生の有無
有
有
有
有
有
有
有
無
有
無
無
無
無
無
有
無
有
有
無
有
無
有
有
無
無
無

表 2-5
No

%
K
kg
cm
K
kg

1
ZrO2/Zr
99/1
>3373
5

2
ZrO2/Zr
99/1
>3373
5.5

3
ZrO2/Zr
99/1
>3373
4.88

4
ZrO2/Zr
99/1
>3373
4.2

5
ZrO2/Zr
98.5/1.5
3373
2.9

9
UO2/ZrO2
70/30
3200
4.3

10
UO2/ZrO2
70/30
3800
8.7

11
UO2/ZrO2
70/30
>3800
9.2

12
UO2/ZrO2
70/30
3800
8.4

365
283

365
283

323
283

292
283

337
283

296
-

298
-

296
-

293
-

cm

67

67

67

67

67

90

67

67

67

MPa
m3
sec

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.117

0.111

0.11

×

×

×

×

×

×

×

×

×

Steam Explosion

-

Spike

×

×

○

DoubleExplosion

×

○

×

○

Max ＰＶ Ｐｒｅｓｓ
Ｄｙｎ Ｐｒｅｓｓ
Water height(final)

MPa
MPa

-

-

-

Material

INPUT

Melt Temp
Melt amount in FCIInitial Jet diameter
Water Temp
Water mass
Water height(initial)
initial pressure
Vessel Free Volume

添付 4.1.1.3-1-13

Trigger

OUTPUT

Ｔ Ｒ Ｏ Ｉ 試 験 条 件 及 び 試 験 結 果 （ 1／ 3）cm

表 2-5
No
Material

INPUT

Melt Temp
Melt amount in FCIInitial Jet diameter
Water Temp
Water mass
Water height(initial)
initial pressure
Vessel Free Volume

添付 4.1.1.3-1-14

Trigger

OUTPUT

Steam Explosion
Max ＰＶ Ｐｒｅｓｓ
Ｄｙｎ Ｐｒｅｓｓ
Water height(final)Ｔ Ｒ Ｏ Ｉ 試 験 条 件 及 び 試 験 結 果 （ 2／ 3）

%
K
kg
cm
K
kg

13
UO2/ZrO2
70/30
2600
7.7

14
UO2/ZrO2
70/30
3000
6.5

292
-

cm
MPa
m3
sec
MPa
MPa
cm

17
UO2/ZrO2
70/30

18
UO2/ZrO2
78/22

23
UO2/ZrO2
78/22

34
UO2/ZrO2
70/30
〜3000
10.5

35
UO2/ZrO2
70/30
〜3000
8

285
-

341
189

334
367

67

67

67

130

0.108

0.105

×

×

×

○

○

×

9.1

29
UO2/ZrO2
50/50

32
UO2/ZrO2
87/13

11.5

0.11
×

×

×

×

○

○

×

×

×

○

○

表 2-5No-

Ｔ Ｒ Ｏ Ｉ 試 験 条 件 及 び 試 験 結 果 （ 3／ 3）

36

37

38

39

40

49

50

51

52

UO2/ZrO2/Zr/FeUO2/ZrO2/Zr/FeUO2/ZrO2/Zr/Fe59.5/18/11.9/10.6

60.5/16.7/12.1/10.7

61/16/12/112695(3420)

2650

6.3(14.2 load)

8.6(14.1 load)-

UO2/ZrO2

UO2/ZrO2

UO2/ZrO2

UO2/ZrO2

UO2/ZrO2

UO2/ZrO2/Zr/Fe

%

70/30

78/22

78/22

78/22

70/30

62.3/15/11.7/11

Melt Temp

K

〜3000

〜3000

〜3000

〜3000

〜3000

2730
(3360)

Melt amount in FCI

kg

5.3

8.1

5.3

3.4

11.1

15.96

Initial Jet diameter
Water Temp
Water mass
Water height(initial)
initial pressure
Vessel Free Volume

cm
K
kg

305
269

313
269

288
92

285
92

287
92

10
294
367

5
285
367

cm

95

95

130

130

130

130

130

0.104

0.105

0.106

0.312

○

○

×

×

×

×

×

○

○

×

×

×

-

-

0.115
8.023
○
1.35
○
0.053
32
(SE)

0.116
8.023
○
1.67
×
0.07
11
(ET)

1.02

1.23

Material

INPUT

添付 4.1.1.3-1-15

Steam Explosion
Max ＰＶ Ｐｒｅｓｓ

MPa
m3
sec
MPa

Ｄｙｎ Ｐｒｅｓｓ

MPa

Water height(final)cm

Trigger

OUTPUT

14.46

表 3

ＢＷＲ体系における炉内ＦＣＩ現象の発生確率に関する
議論の整理

著者

会議及び文献議論

Okkonen 等（ 1993）

OECD/CSNIFCI 専 門 家 会 議(1993)BWR の 原 子 炉 圧 力 容 器 下 部 プ レ ナ
ムは，制御棒案内管で密に占められている。そして，炉心の広範囲でのコヒーレントなリロケーションは，
炉心支持板の存在により起こりにく
いと考えられる。これらの特徴は，
燃料−冷却材の粗混合のポテンシャ
ルを制限し，水蒸気爆発に起因する
水−溶融物スラグの運動エネルギーを消失させる可能性がある。したがって，スラグにより破壊された原子炉圧力容器ヘッドのミサイルに伴う格 納 容 器 破 損 は ， PWR よ り も BWR の方が起こりにくいと評価される。

Theofanous
等 （ 1994）

NUREG/CR-5960(1994)

下部プレナムには，密に詰められた制御棒案内管があるため，炉内水蒸気爆発問題の対象とならない。

Corradini（ 1996）

SERG-2 ワ ー ク シ
ョ ッ プ (1996)
NUREG-1524

物理的なジオメトリは爆発的事象の 発 生 に 寄 与 し な い た め ， BWR の α
モード格納容器破損確率は，おそら
く PWR よ り 小 さ い 。

Zuchuat 等（ 1997）

OECD/CSNIFCI 専 門 家 会 議(1997)JAERI-Conf
97-011

下部プレナム構造物の存在により，水蒸気爆発の影響を緩和する。
一 般 に ， BWR の 現 在 の 知 見 は ， 炉 内
水蒸気爆発は格納容器への脅威となら な い （ NUREG/CR-5960 を 参 考 文 献と し て い る 。）。

添付 4.1.1.3-1-16

表 4
炉 内 FCI に 影
響する因子
溶融物組成

添付 4.1.1.3-1-17

下部プレナム
水温度

下部プレナム
部構造材

ＢＷＲ実機体系を踏まえた炉内ＦＣＩの分析結果

BWR 実 機 体 系 の実験・専門家会議等による知見
炉 内 FCI へ の 影 響
条件
溶 融 落 下 物 は ， ・ 実 機 条 件 に お い て ，模 擬 溶 融 物 に UO ２ を 用 い た 代 表 的 な FCI 金 属 成 分 に よ り
金属成分を含試 験 （ FARO 試 験 ， COTELS 試 験 ， KROTOS 試 験 ， TROI 試 験 ） 粒 子 化 が 促 進 さむ UO ２ 混 合 物
で は ，ト リ ガ リ ン グ 無 し で 水 蒸 気 爆 発 は 確 認 さ れ て い な い 。 れ る 可 能 性 が あ
・ 溶融物に金属成分を含む場合は，粒子化が促進される。
る が ，粒 子 表 面 の（ FARO 試 験 ）固 化 ，水 蒸 気 爆 発
・ UO ２ 混 合 物 で は（ 融 点 が 高 い た め ）過 熱 度 が 小 さ く ，水 プ ー の 発 生 は 抑 制 さ
ル落下直後に粒子化した粒子表面が固化することが考えら れる。
れ る 。（ KROTOS 試 験 の 考 察 ）・ 金属―水反応により発生した水素が蒸気膜に混入し，蒸気
膜 の 安 定 化 に 寄 与 す る と 考 え ら れ る 。（ KROTOS 試 験 の 考 察 ）
溶融物が下部・ 低サブクール水条件では，水蒸気爆発は抑制される可能性 低サブクール条件 で は ，粒 子 化 をプレナムに落が あ る 。（ ALPHA 試 験 ， KROTOS 試 験 ）下する状況で・ 粒 子 化 割 合 は ， サ ブ ク ー ル 度 に 依 存 し ， サ ブ ク ー ル 度 が 大 抑 制 し ，ボ イ ド 発
は ，下 部 プ レ ナ
き い と 粒 子 化 割 合 は 高 く な る 。（ FARO 試 験 ）生が多くなるたム残存水は飽・ 下 部 プ レ ナ ム 水 が 低 サ ブ ク ー ル 条 件 の 場 合 ， デ ブ リ 落 下 維 め ，水 蒸 気 爆 発 の和温度に近い持のボイド発生が多くなり，トリガリングの伝播を阻害す 発生を抑制する。
る 可 能 性 が あ る 。（ KROTOS 試 験 の 考 察 ）下部プレナム・ 下部プレナム内の制御棒案内管等の多くの構造物が水蒸気 水蒸気爆発が発部には多数の
爆 発 の エ ネ ル ギ ー を 吸 収 す る た め ， 格 納 容 器 破 損 に 至 る よ 生 し て も ，構 造 物
制御棒案内管うな大規模なエネルギーは発生しない。
（専門家会議等の知 により水蒸気爆
等の構造物が見）
発のエネルギー
存在が制限される。

図 2-1

ＦＡＲＯ試験装置の概要

添付 4.1.1.3-1-18

図 2-2ＫＲＯＴＯＳ試験装置の概要

添付 4.1.1.3-1-19

図 2-3

ＣＯＴＥＬＳ計画の試験装置の概要

添付 4.1.1.3-1-20

図 2-4ＡＬＰＨＡ実験の試験装置の概要

添付 4.1.1.3-1-21

図 2-52

ＴＲＯＩ試験装置の概要

添付 4.1.1.3-1-22

添付資料 4.1.1.3-2
サプレッション・プールに落下した溶融物による格納容器破損モードについて

サプレッション・プール床に落下した溶融物の冷却が不十分な場合の格納容器破損モードの取扱いは，以下のとおりである。

・ Ｗ Ａ Ｓ Ｈ − １ ４ ０ ０ [１ ]， Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ − １ １ ５ ０ [２ ]に お い て は ， 格
納容器への溶融物の接触による格納容器破損メカニズムとして，① 「 鋼 製 ラ イ ナ ー の 溶 融 貫 通 」（ シ ェ ル ア タ ッ ク ）と ② 「 コ ン ク リートベースマット溶融貫通」の 2 種類が考慮されている。

① 「 鋼 製 ラ イ ナ ー の 溶 融 貫 通 」（ シ ェ ル ア タ ッ ク ） は ， 原 子 炉 圧 力
容器破損により放出された溶融物が直接ドライウェル鋼製ライナ
ーに接触する構造となっているＭａｒｋ−Ⅰ型格納容器に特有の現象であり，ライナーが溶融貫通するとライナーとコンクリート
間のギャップを通した大規模な放射性物質の放出経路が形成される 可 能 性 が あ る 破 損 モ ー ド で あ る（ 図 1 参 照 ）。こ の 現 象 は 原 子 炉
圧力容器破損直後に発生することから，事故後早期の破損モードに分類されている。なお，東海第二発電所のＭａｒｋ−Ⅱ型格納
容器は，ペデスタル（ドライウェル部）床面の高さが，ダイヤフ
ラムフロアより低く，溶融物が直接ドライウェル壁面に接触しない 構 造 と な っ て い る （ 図 2 参 照 ）。

②「コンクリートベースマット溶融貫通」は，大型ドライ型格納
容器のＰＷＲにおいて，ベースマット上に広がった溶融物とコン
添付 4.1.1.3-2-1

クリートの相互作用によりコンクリートが侵食され貫通することで，周辺の土壌への放射性物質の放出経路を形成する破損モードである。ライナーの溶融貫通が起こった場合でも厚いベースマッ
トが存在することや，格納容器雰囲気内の放射性物質が，溶融物
及びその上層水でシールされてライナーの貫通部に移行しないため，大規模な放射性物質の放出経路とはならない。この現象はベースマット溶融貫通に相当の時間があることから，事故後後期の破損モードに分類されている。なお，東海第二発電所において，
サプレッション・プール床ライナーの溶融貫通が起こった場合でも同様に大規模な放射性物質の経路とはならない。

・ 一 方 ， Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ − １ １ ５ ０ ， Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ ／ Ｃ Ｒ − ５ ６ ２ ３ [３ ]等
においては，溶融物とコンクリートの相互作用による別の格納容
器破損モードとして，ＢＷＲの原子炉圧力容器支持構造部（ペデス タ ル 側 壁 ）の コ ン ク リ ー ト 侵 食 に よ り 原 子 炉 圧 力 容 器 が 倒 壊 し ，格納容器シェル又は貫通部が破損するモードが摘出されている。
これは大規模な放出経路となり得る格納容器破損モードである。

これらの先行ＰＲＡ研究での知見より，東海第二発電所のＰＲＡでは，サプレッション・プールへ落下したデブリの冷却が不十分な場合
は，以下の理由により，ペデスタル（ドライウェル部）壁面侵食に伴う原子炉圧力容器支持機能喪失を格納容器破損モード（溶融物・コン
クリート相互作用）として分類している。
・サプレッション・プール床ライナーの破損後に発生するペデスタ
ル（ドライウェル部）壁面侵食に伴う原子炉圧力容器支持機能喪添付 4.1.1.3-2-2失による格納容器破損は，大規模な放射性物質の放出を伴うもの
であり，環境への放射性物質の放出カテゴリの分類を行う上で，影響の大きな破損モードとなり得ること・サプレッション・プール床ライナーは，格納容器バウンダリを形成するものであるが，仮にサプレッション・プール床ライナーの破損を格納容器破損モードとして取り扱った場合にも，新たな対策が摘出されないこと

参考文献[1]U.S. NRC,

Reactor Safety Study: AN ASSESSMENT OF ACCIDEN T

RISKS IN U.S. COMMERCIAL NUCLEAR POWER PLANTS

WASH-1400(NUREG75/014), OCTOBER 1975
[2] U.S. NRC,

Severe Accident Risks: An Assessment for five U.S.

Nuclear Power Plants[3]U.S. NRC,

NUREG-1150, December 1989

BWR MarkⅡ Ex-Vessel Corium Interaction Analysis

NUREG/CR-5623, November 1991
[4] U.S. NRC,

The Probability of Mark-I Containment Failure by

Melt-Attack of the Liner

NUREG/CR-6025, November 1993

添付 4.1.1.3-2-3

図 1

Ｍ ａ ｒ ｋ − Ⅰ 型 格 納 容 器 概 略 図 （ Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ ／ Ｃ Ｒ − ６ ０ ２ ５ [４ ]よ り ）添付 4.1.1.3-2-4

格納容器

ダイヤフラムフロア
ペデスタル
ベント管

サプレッション・
チェンバ

図 2

サプレッション・
プール

Ｍａｒｋ−Ⅱ型格納容器概略図（東海第二発電所）

添付 4.1.1.3-2-5

添付資料 4.1.1.4-1

内部事象出力運転時レベル１．５ＰＲＡ
イベントツリー集

目

次

図 1-1

ＴＱＵＶに対するイベントツリー（Ｔ１／Ｔ２）

図 1-2

ＴＱＵＶに対するイベントツリー（Ｔ３Ｄ）

図 2-1

ＴＱＵＸに対するイベントツリー（Ｔ１／Ｔ２）

図 2-2

ＴＱＵＸに対するイベントツリー（Ｔ３Ａ）

図 2-3

ＴＱＵＸに対するイベントツリー（Ｔ３Ｂ−１）

図 2-4

ＴＱＵＸに対するイベントツリー（Ｔ３Ｂ−２）

図 2-5

ＴＱＵＸに対するイベントツリー（Ｔ３Ｃ）

図 3-1

長期ＴＢに対するイベントツリー（Ｔ１／Ｔ２）

図 3-2

長期ＴＢに対するイベントツリー（Ｔ３Ｆ）

図 4-1

ＴＢＵに対するイベントツリー（Ｔ１／Ｔ２）

図 4-2

ＴＢＵに対するイベントツリー（Ｔ３Ｄ）

図 4-3

ＴＢＵに対するイベントツリー（Ｔ３Ｅ）

図 5-1

ＴＢＰに対するイベントツリー（Ｔ１／Ｔ２）

図 5-2

ＴＢＰに対するイベントツリー（Ｔ３Ｄ）

図 6-1

ＴＢＤに対するイベントツリー（Ｔ１／Ｔ２）

図 6-2

ＴＢＤに対するイベントツリー（Ｔ３Ｆ）

図 7-1

ＬＯＣＡに対するイベントツリー（Ｔ１／Ｔ２）

図 7-2

ＬＯＣＡに対するイベントツリー（Ｔ３Ｂ）

目-1

○格納容器イベントツリーの最終状態について
各格納容器イベントツリーの最終状態には，以下の格納容器破損モードのＩＤを割り付けた。なお，格納容器の健全性が維持される事故シーケンス（原子炉圧力容器内で事故収束，格納容器内で事故収束）についても格納容器破損モードのＩＤを割り付けた。

ＯＫＶ：原子炉圧力容器内で事故収束

ＯＫＰ：格納容器内で事故収束

ＦＯＰ

：過圧破損

ＦＯＴＬ ：過温破損（原子炉圧力容器低圧）
ＦＯＴＨ ：過温破損（原子炉圧力容器高圧）
ＦＰＥ：水蒸気爆発（ペデスタル側）

ＦＰＤＥ ：水蒸気爆発（サプレッション・プール側）
ＦＣＣＩ ：溶融炉心・コンクリート相互作用
ＦＤＣＨ ：格納容器雰囲気直接加熱
ＰＢＹＰ ：格納容器隔離失敗

添付 4.1.1.4-1-1

プラント
損傷状態
TQUV

T1
PCV隔離

RPV減圧

T2
低圧ECCS

図 1-1

添付 4.1.1.4-1-2

T1/T2の後続事象

RPV破損なし(IVR)

RPV破損時
水蒸気爆発なし

DCHによる
PCV破損

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

4-9
10

T3ＤのＥＴへ
PBYP−
1.8E-11

合計値

3.3E-09

ＴＱＵＶに対するイベントツリー（Ｔ１／Ｔ２）

T3D
ペデスタル注水低圧ECCS

PCV注水
RHRDW

PCV注水時
水蒸気爆発なし

図 1-2

デブリ冷却PED

ペデスタル破損時
水蒸気爆発なし

デブリ冷却SPＴＱＵＶに対するイベントツリー（Ｔ３Ｄ）

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

4
5
6
7
8
9

OKP
FCCI
FPDE
FOP
FCCI
FPDE

1.7E-10
1.2E-122.2E-11
2.9E-09
2.0E-11
3.6E-10

プラント
損傷状態
TQUX

T2

T1
PCV隔離

RPV減圧

低圧ECCS

図 2-1

RPV破損時
水蒸気爆発なし

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

3-4
5 - 2021
22 - 37
38
39
40

T3AのＥＴへ
T3B-1のＥＴへ
FPE
T3B-2のＥＴへ
T3CのETへ
FDCH
PBYP

−
−
1.5E-14−−
2.4E-11
1.0E-10

合計値

9.3E-09

DCHによる
PCV破損

ＴＱＵＸに対するイベントツリー（Ｔ１／Ｔ２）

添付 4.1.1.4-1-3

T1/T2の後続事象

図 2-2

RPV破損なし
(IVR)

T3A
PCV注水
(D/Wスプレイ)RHR

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

3
4

OKV
FOP

8.6E-09
2.0E-09

ＴＱＵＸに対するイベントツリー（Ｔ３Ａ）

T1/T2の後続事象

T3B
ペデスタル注水低圧ECCS

PCV注水
RHRDW

PCV注水時
水蒸気爆発なし

デブリ冷却PED

ペデスタル破損時
水蒸気爆発なし

デブリ冷却SP

添付 4.1.1.4-1-4
図 2-3

ＴＱＵＸに対するイベントツリー（Ｔ３Ｂ−１）

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20

OKP
OKP
FCCI
FPDE
FPE
FOP
FOP
FCCI
FPDE
FPE
OKP
FCCI
FPDE
FOP
FCCI
FPDE

6.3E-10
5.8E-10
3.9E-12
7.2E-11
6.0E-15
1.5E-10
1.4E-109.2E-13
1.7E-11
1.4E-15
1.1E-09
7.7E-12
1.4E-10
2.7E-10
1.8E-12
3.3E-11

T1/T2の後続事象

T3B
ペデスタル注水低圧ECCS

PCV注水
RHRDW

PCV注水時
水蒸気爆発なし

デブリ冷却PED

ペデスタル破損時
水蒸気爆発なし

デブリ冷却SP

添付 4.1.1.4-1-5
図 2-4

ＴＱＵＸに対するイベントツリー（Ｔ３Ｂ−２）

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37

OKP
OKP
FCCI
FPDE
FPE
FOP
FOP
FCCI
FPDE
FPE
OKP
FCCI
FPDE
FOP
FCCI
FPDE

7.9E-17
7.3E-17
4.9E-19
9.1E-18
7.6E-22
6.5E-17
5.9E-17
4.0E-19
7.4E-18
6.2E-22
4.5E-14
3.1E-16
5.7E-15
1.2E-11
8.1E-14
1.5E-12

T1/T2の後
続事象

T3C
ペデスタル注水低圧ECCS

PCV注水
RHRDW

図 2-5

PCV注水時
水蒸気爆発なし

デブリ冷却PED

ペデスタル破損時
水蒸気爆発なし

デブリ冷却SPＴＱＵＸに対するイベントツリー（Ｔ３Ｃ）

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

38

FOTH

6.3E-09

添付 4.1.1.4-1-6

プラント
損傷状態
TB

T1
PCV隔離

RPV減圧

T2
低圧ECCS

図 3-1

添付 4.1.1.4-1-7

T1/T2の後続事象

RPV破損なし(IVR)

RPV破損時
水蒸気爆発なし

DCHによる
PCV破損

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

4
5
6

T3FのETへ
FDCH
PBYP

−
8.5E-09
3.9E-10

合計値

7.7E-08

長期ＴＢに対するイベントツリー（Ｔ１／Ｔ２）

T3F
ペデスタル注水低圧ECCS

PCV注水RHRDW

図 3-2

PCV注水時
水蒸気爆発なし

デブリ冷却PED

ペデスタル破損時
水蒸気爆発なし

デブリ冷却SP

長期ＴＢに対するイベントツリー（Ｔ３Ｆ）

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

4

FOTH

6.9E-08

プラント
損傷状態
TBU

T1
PCV隔離

RPV減圧

T2
低圧ECCS

図 4-1

添付 4.1.1.4-1-8

T1/T2の後
続事象

RPV破損なし(IVR)

RPV破損時
水蒸気爆発なし

DCHによる
PCV破損

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

3-5
6
7
8

T3DのETへ
T3EのETへ
FDCH
PBYP

−
−
1.6E-11
1.0E-10

合計値

2.1E-08

ＴＢＵに対するイベントツリー（Ｔ１／Ｔ２）

T3D
ペデスタル注水低圧ECCS

PCV注水
RHRDW

PCV注水時
水蒸気爆発なし

図 4-2

デブリ冷却PED

ペデスタル破損時
水蒸気爆発なし

ＴＢＵに対するイベントツリー（Ｔ３Ｄ）

デブリ冷却SP

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

3
4
5

FOP
FCCI
FPDE

1.5E-08
9.9E-11
1.8E-09

T1/T2の後続事象

T3E
ペデスタル注水低圧ECCS

PCV注水
RHRDW

PCV注水時
水蒸気爆発なし

図 4-3

デブリ冷却PED

ペデスタル破損時
水蒸気爆発なし

ＴＢＵに対するイベントツリー（Ｔ３Ｅ）

デブリ冷却SP

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

6

FOTH

4.2E-09

添付 4.1.1.4-1-9

プラント
損傷状態
TBP

T1
PCV隔離

RPV減圧

T2
低圧ECCS

図 5-1

添付 4.1.1.4-1-10

T1/T2の後続
事象

RPV破損なし(IVR)

RPV破損時
水蒸気爆発なし

DCHによる
PCV破損

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

5-6
7

T3DのETへ
PBYP−
2.6E-12

合計値

5.3E-10

ＴＢＰに対するイベントツリー（Ｔ１／Ｔ２）

T3D
ペデスタル注水低圧ECCS

PCV注水
RHRDW

図 5-2

PCV注水時水
蒸気爆発なしデブリ冷却PED

ペデスタル破損時
水蒸気爆発なし

ＴＢＰに対するイベントツリー（Ｔ３Ｄ）

デブリ冷却SP

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

5
6

FOTL
FPDE

4.7E-10
5.8E-11

プラント
損傷状態
TBD

T1
PCV隔離

RPV減圧

T2
低圧ECCS

図 6-1

添付 4.1.1.4-1-11

T1/T2の後続事象

RPV破損なし(IVR)

RPV破損時
水蒸気爆発なし

DCHによる
PCV破損

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

3
4
5

T3FのＥＴへ
FDCH
PBYP

−
2.2E-14
3.0E-14

合計値

6.0E-12

ＴＢＤに対するイベントツリー（Ｔ１／Ｔ２）

T3F
ペデスタル注水低圧ECCS

PCV注水
RHRDW

PCV注水時
水蒸気爆発なし

図 6-2

デブリ冷却PED

ペデスタル破損時
水蒸気爆発なし

ＴＢＤに対するイベントツリー（Ｔ３Ｆ）

デブリ冷却SP

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

3

FOTH

5.9E-12

プラント
損傷状態
LOCA

T1
PCV隔離

RPV減圧

T2

低圧ECCS

図 7-1

添付 4.1.1.4-1-12

T1/T2の
後続事象

PCV注水
RHRDW

RPV破損なし(IVR)

RPV破損時
水蒸気爆発なし

DCHによる
PCV破損

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

6-8
9
10
11

T3BのETへ
FPE
FOTL
PBYP

−
2.8E-20
2.1E-11
1.1E-13

合計値

2.2E-11

ＬＯＣＡに対するイベントツリー（Ｔ１／Ｔ２）

T3B
ペデスタル注水低圧ECCS

PCV注水
RHRDW

PCV注水時
水蒸気爆発なし

図 7-2

デブリ冷却PED

ペデスタル破損時
水蒸気爆発なし

デブリ冷却SPＬＯＣＡに対するイベントツリー（Ｔ３Ｂ）

No.

最終状態

発生頻度
（／炉年）

6
7
8

OKP
FCCI
FPDE

5.2E-15
3.5E-17
6.5E-16

添付資料 4.1.1.5-1
原子炉圧力容器破損等のＭＡＡＰ上の判定条件

ＭＡＡＰコードによる事故進展解析において，炉心損傷，炉心溶融，炉心支持板破損，原子炉圧力容器破損，ペデスタル（ドライウェル部）
床貫通の判定条件については，表 1 に示す条件を満足する場合に破損したと判断している。
各項目の判断の根拠については，以下に示すとおりである。

1.

炉心損傷の判断
炉 心 損 傷 に 至 る と 評 価 さ れ て い る ，燃 料 被 覆 管 の 最 高 温 度 が 1,500Kに到達した時点を炉心損傷開始と判断している。

2.

炉心溶融の判断
炉 心 構 成 物 質 の 代 表 的 な 共 晶 温 度 と し て ，炉 心 最 高 温 度 が 2,500K に到達した時点を溶融開始と判断している。

3.

炉心支持板破損の判断
下部プレナムへのリロケーションの発生を炉心支持板の破損と定義している。リロケーションの発生は，以下の判断のうちいずれか早い方で判断している。
炉心支持板ノードに溶融物が存在する場合
Larson-Miller の パ ラ メ ー タ に よ り 炉 心 支 持 板 の ク リ ー プ 破 損 と判断された場合4.

原子炉圧力容器破損の判断
貫通部への浸入による貫通部過熱，溶接部過熱による貫通部逸出，
添付 4.1.1.5-1-1

金属層による過熱，ジェットによる侵食，クリープ破損のうち，最も早い破損モードを原子炉圧力容器破損と定義している。

5.

ペデスタル（ドライウェル部）床貫通の判断
ＭＣＣＩによるコンクリ―ト侵食量が，ペデスタル（ドライウェル部 ）床 面 サ ン プ 部 厚 さ に 到 達 し た 時 点 を ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）床貫通と判断している。

表 1
項目

事故進展解析における各項目の判定条件
条件

備考

炉心損傷の判断

燃料被覆管の最高炉心損傷が始まる温度
温 度 が 1,500K 到 達

炉心溶融の判断

炉 心 最 高 温 度 が
炉心構成物質の代表的な融点
2,500K 到 達

リロケーション発生の判断と下部プレナムへの炉心支持板破損のして，より早い炉心支持板ノ
リロケーション発
判断
ードに溶融物が存在する場合
生時を設定
原子炉圧力容器破損モードの
原 子 炉 圧 力 容 器 破 Ｃ Ｒ Ｄ チ ュ ー ブ 逸 うち，最も早い破損形態とし
損の判断
出判定到達
て，ＣＲＤチューブ逸出を設
定
ペデスタル（ドラコ ン ク リ ー ト の 侵 ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）イウェル部）床貫
食深さが到達 床サンプ部厚さを設定
通の判断

添付 4.1.1.5-1-2

添付資料 4.1.1.5-2
福島第一原子力発電所事故の知見を踏まえた
格納容器破損の判定条件について

1． は じ め に
格納容器破損頻度を評価するレベル１．５ＰＲＡでは，格納容器
破 損 の 判 定 条 件 と し て ，格 納 容 器 雰 囲 気 の 限 界 温 度 を 200℃ ，格 納 容
器 雰 囲 気 の 限 界 圧 力 を 格 納 容 器 最 高 使 用 圧 力 の 2 倍（ 2Pd）と 設 定 している。
この判定条件の適用に当たっては，福島第一原子力発電所事故の知見を考慮しており，以下に知見の内容，その知見を踏まえた影響
確認方法及び結果について記載する。

2． 格 納 容 器 破 損 に 係 る 福 島 第 一 原 子 力 発 電 所 事 故 の 知 見
東京電力福島第一原子力発電所の事故の調査状況は，未解明問題に 係 る 進 捗 報 告 [ １ ] 〜 [ ４ ]（ 以 下「 報 告 書 」と い う 。）に 取 り ま と め ら れている。ここでは，格納容器破損に係る情報として，漏えい経路，
格納容器圧力挙動及び格納容器温度挙動に着目し，以下のとおり知見を整理した。
(1) 漏 え い 経 路
原 子 炉 建 屋 で の 水 素 爆 発 が 発 生 し て お ら ず ，原 子 炉 建 屋 オ ペ レ
ー テ ィ ン グ フ ロ ア の 形 状 が 維 持 さ れ て い る た め ，他 号 機 に 比 べ て格納容器からの漏えい経路が推定しやすい２号機を対象とする。
２ 号 機 で は 以 下 が 確 認 さ れ て お り ，ト ッ プ ヘ ッ ド フ ラ ン ジ 等 の 格
納容器気相部より漏えいした可能性があると考えられる。
・ 格 納 容 器 圧 力 の 低 下 が 確 認 さ れ た 3 月 15 日 の 朝 方 に ， ブ ロ
添付 4.1.1.5-2-1

ー ア ウ ト パ ネ ル か ら 蒸 気 が 放 出 さ れ て お り ，格 納 容 器 の オ ペ
フロに繋がる格納容器の比較的高い箇所からの漏えいが推定されること・シールドプラグの隙間から蒸気が放出されていること・オ ペ フ ロ に お け る 空 間 線 量 率 の 調 査 の 結 果 ，シ ー ル ド プ ラ グの近傍における線量率が他の測定点に比べて高いこと(2) 格 納 容 器 圧 力 挙 動
１ 号 機 で は ，3 月 12 日 2 時 30 分 頃 か ら 14 時 30 分 頃 の ベ ン ト
操作による圧力減少まで，ドライウェル圧力の測定値は0.7MPa[abs]〜 0.8MPa[abs]程 度 で 推 移 し て い る 。こ の 間 ，注 水 によ る 蒸 気 発 生 ，格 納 容 器 温 度 の 上 昇 ，溶 融 炉 心・コ ン ク リ ー ト 相互 作 用 に よ る 非 凝 縮 性 ガ ス の 発 生 等 に よ り ，格 納 容 器 圧 力 は 上 昇
傾 向 に な る と 考 え ら れ る が ，測 定 値 で は 上 昇 傾 向 を 示 し て い な いことから，格納容器の気相部からの漏えいが示唆されている。
２ 号 機 で は ，原 子 炉 隔 離 時 冷 却 系（ Ｒ Ｃ Ｉ Ｃ ）運 転 期 間 中 に 格
納 容 器 圧 力 が 徐 々 に 上 昇 し ，Ｒ Ｃ Ｉ Ｃ 停 止 後 は 炉 心 損 傷 に 伴 う 水
素 発 生 や 逃 が し 安 全 弁 （ Ｓ Ｒ Ｖ ） の 開 放 等 に よ り ， 3 月 14 日 23
時 頃 の 測 定 で は 約 0.75MPa[abs]程 度 ま で 上 昇 し ， そ の 後 3 月 15
日 7 時 20 分 頃 ま で ほ ぼ 一 定 の 圧 力 で 推 移 し て い る 。そ の た め ，3
月 14 日 23 時 頃 か ら 3 月 15 日 の 7 時 20 分 頃 ま で の 間 に ，漏 え いが発生した可能性がある。
３ 号 機 で は ，3 月 13 日 9 時 24 分 に 格 納 容 器 ベ ン ト が 実 施 さ れた 後 ，原 子 炉 注 水 や ベ ン ト 操 作 等 に 応 じ て ド ラ イ ウ ェ ル 圧 力 の 増
加 ・ 減 少 を 繰 り 返 し ， 3 月 21 日 に 一 時 的 に 上 昇 し た 後 ， ほ ぼ 大
気 圧 で 変 動 を 示 さ な く な っ た 。Ｍ Ａ Ａ Ｐ の 解 析 に お い て は 格 納 容
添付 4.1.1.5-2-2

器 の 漏 え い は 仮 定 し て い な い が ，３ 号 機 の 原 子 炉 建 屋 で 水 素 爆 発が 発 生 し た こ と や ，原 子 炉 建 屋 上 部 の 原 子 炉 ウ ェ ル 周 辺 で 蒸 気 放
出 が 観 察 さ れ て い た こ と ， 3 月 21 日 以 降 の ド ラ イ ウ ェ ル 圧 力 は
大 気 圧 で 変 動 が な い こ と な ど か ら ，格 納 容 器 か ら の 気 相 漏 え い が発生しているものと考えられる。
(3) 格 納 容 器 温 度 挙 動
炉心損傷後の格納容器温度の測定データは得られていないが，
１ 号 機 の Ｍ Ａ Ａ Ｐ 解 析 結 果 で は ，地 震 発 生 か ら 3 月 12 日 12 時 頃の ド ラ イ ウ ェ ル 温 度 は 約 300℃ 以 上 と な っ て い る 。過 去 の 研 究 [ ５ ]に よ れ ば ，こ の よ う な 過 温 条 件 で は ガ ス ケ ッ ト が 損 傷 す る 可 能 性が あ る こ と か ら ，過 温 に よ る ガ ス ケ ッ ト 損 傷 に よ り 格 納 容 器 か らの漏えいが発生した可能性がある。
２ 号 機 の Ｍ Ａ Ａ Ｐ 解 析 結 果 で は ，格 納 容 器 か ら の 漏 え い を 仮 定
し た 3 月 15 日 7 時 20 分 頃 の ド ラ イ ウ ェ ル 温 度 は 170℃ 程 度 と 評
価 さ れ て い る が ， 過 温 破 損 の 可 能 性 に は 言 及 さ れ て い な い 。 (1)に 示 し た 漏 え い 経 路 と な っ て い る 可 能 性 が あ る 格 納 容 器 で は ，溶
融炉心により過熱された原子炉圧力容器の熱が格納容器内の気体 に 伝 え ら れ ，そ の 気 体 の 対 流 に よ り 過 熱 さ れ る 可 能 性 や ，過 熱
さ れ た 原 子 炉 圧 力 容 器 か ら の 熱 伝 導・輻 射 に よ り 過 熱 さ れ る 可 能
性 が あ る と 考 え ら れ る 。ま た ，Ｍ ａ ｒ ｋ − Ⅰ 格 納 容 器 の 上 部 円 筒
部 は 熱 が こ も り や す い 構 造 で あ り ，溶 融 炉 心 に よ り 過 熱 さ れ た 原
子炉圧力容器の熱が格納容器頂部の温度を上昇させた可能性もある。
３ 号 機 に つ い て は ，格 納 容 器 温 度 の 挙 動 や 過 温 破 損 の 可 能 性 は
報 告 書 で は 言 及 さ れ て い な い 。Ｍ Ａ Ａ Ｐ 解 析 結 果 に よ れ ば ，格 納添付 4.1.1.5-2-3

容器スプレイを実施している間並びに淡水及び海水を注入して
い る 間 は 格 納 容 器 温 度 が 比 較 的 低 く 推 移 し て い る が ， 3 月 14 日
11 時 頃 に 発 生 し た ３ 号 機 の 水 素 爆 発 直 後 か ら 急 激 に 上 昇 し て お
り ，3 月 15 日 朝 方 の 海 水 注 入 再 開 時 点 で は 格 納 容 器 温 度 は 300℃
程 度 ま で 上 昇 し て い る 。そ の た め ，解 析 の 不 確 か さ は あ る も の の ，ガスケット損傷により格納容器からの漏えいが発生した可能性がある。
(4) ま と め
格納容器破損に係る福島第一原子力発電所事故の知見を以下にまとめる。
・漏 え い 経 路 に 係 る 調 査 結 果 ，及 び Ｍ Ａ Ａ Ｐ 解 析 に よ る 格 納 容
器 圧 力・温 度 の 挙 動 か ら ，格 納 容 器 ト ッ プ ヘ ッ ド フ ラ ン ジ 等のシール部から漏えいが発生した可能性がある。
・格 納 容 器 温 度 は 局 所 的 に 高 く な る こ と が 考 え ら れ ，溶 融 炉 心により加熱された原子炉圧力容器の熱が格納容器頂部の温度を上昇させたことにより格納容器頂部の過温破損の可能性がある。
・ 特 に ，２ 号 機 で は ，格 納 容 器 の 過 温 破 損 の 可 能 性 に は 言 及 さ
れ て い な い も の の ，Ｍ Ａ Ａ Ｐ 解 析 で は 格 納 容 器 温 度 170℃ にて漏えい開始を仮定している。

3． 福 島 第 一 原 子 力 発 電 所 事 故 の 知 見 を 踏 ま え た 影 響 確 認 方 法
上述のとおり，福島第一原子力発電所事故では，特に，２号機のＭ Ａ Ａ Ｐ 解 析 に お い て 格 納 容 器 温 度 170 ℃ に て 気 相 部 か ら の 漏 え い
開始を仮定している等，局所的な格納容器頂部の温度上昇による過添付 4.1.1.5-2-4

温破損の可能性が考えられる。しかしながら，２号機のＭＡＡＰ解析 で 仮 定 し た 格 納 容 器 温 度 170℃ で の 気 相 部 漏 え い に つ い て は ，次 の
2 点 か ら 分 か る よ う に 直 接 的 な 証 拠 は 得 ら れ て い な い 。 [２ ]・実際の格納容器圧力の計測値に合わせるための解析上の仮定であること・実際に格納容器気相部から漏えいがあったのか，計測器の問題
により格納容器圧力が正しく表示されなかったのかは，現時点では不明であること
そこで，ここでは局所的な格納容器頂部の温度上昇が本ＰＲＡに与える影響を確認するために，感度解析を実施することとした。具体的には，ＭＡＡＰコードを用いたレベル１．５ＰＲＡの事故進展解析において，ベースケースでは 1 ノードでドライウェルを模擬しているところ，局所的な格納容器頂部の温度上昇を考慮するため，
ド ラ イ ウ ェ ル を 3 ノ ー ド（ 格 納 容 器 頂 部 ヘ ッ ド ，ド ラ イ ウ ェ ル 空 間 ，アニュラス部）で扱うモデル（図 1 参照）にて解析を実施し，ＰＲ
Ａへの影響を確認した。
ここで，格納容器破損は，本来，格納容器本体（構造材）の温度
が 限 界 温 度 と し て 設 定 し た 200℃ に 到 達 し た 場 合 で あ る た め ，感 度 解析では上記を格納容器破損条件として設定したが，ベースケースでは 保 守 的 に「 ド ラ イ ウ ェ ル の 気 相 部 が 200℃ に 到 達 し た 場 合 」を 格 納
容器破損条件として設定している。
なお，今後，２号機の格納容器挙動が明らかになった場合は，その知見を踏まえ必要に応じＰＲＡへ反映する予定である。

添付 4.1.1.5-2-5

4． 福 島 第 一 原 子 力 発 電 所 事 故 の 知 見 を 踏 ま え た 影 響 確 認 結 果
原子炉圧力容器が高圧状態で破損するＴＱＵＸシーケンス及び低圧状態で破損するＴＱＵＶシーケンスの 3 ノードモデルによる事故
進 展 解 析 結 果 を ，1 ノ ー ド モ デ ル に お け る ド ラ イ ウ ェ ル 気 相 部 温 度 と比較して図 2 及び図 3 に示す。
図 2 より，ＴＱＵＸシーケンスでは局所的な格納容器頂部フラン
ジ部の温度よりも 1 ノードによるドライウェル気相部温度の方が200℃ に 到 達 す る タ イ ミ ン グ が 早 い こ と が 分 か る 。一 方 ，図 3 の Ｔ Ｑ
ＵＶシーケンスでは，局所的な格納容器頂部フランジ部の温度の方が 200℃ に 到 達 す る タ イ ミ ン グ が 早 く な っ て い る 。
このドライウェルの 3 ノードモデルによる解析結果を踏まえ，レベル１．５ＰＲＡの感度解析を実施した。表 1 に，代表的なシーケ
ン ス の 格 納 容 器 破 損 時 刻 及 び 破 損 モ ー ド を 示 す 。結 果 は 表 2 及 び 図 4のとおりであり，原子炉圧力容器が低圧状態で破損するＴＱＵＶ等のシーケンスが過圧破損から過温破損モードに変更になったため，
過圧破損（長期冷却失敗）のＣＦＦが減少し，過温破損（ＲＰＶ低圧破損）のＣＦＦが増加している。しかし，全ＣＦＦは両ケースとも に 約 6.1E-5／ 炉 年 で あ り ， 全 Ｃ Ｆ Ｆ に 対 す る 過 温 破 損 （ Ｒ Ｐ Ｖ 低圧破損）及び過圧破損（長期冷却失敗）モードの寄与割合は，両ケー ス と も に 0.1％ 未 満 で あ る 。
以上のように，福島第一原子力発電事故の知見を踏まえ，局所的な格納容器頂部の温度上昇を考慮した結果，東海第二発電所のレベ
ル１．５ＰＲＡへの影響はほとんど無いことを確認した。
なお，東海第二発電所では，福島第一原子力発電所事故での知見を踏まえ，重大事故等対処設備として格納容器頂部注水系を設置す
添付 4.1.1.5-2-6

ることとしている。

参考文献：[1] 「 福 島 第 一 原 子 力 発 電 所 1〜 3 号 機 の 炉 心・格 納 容 器 の 状 態 の 推 定と未解明問題に関する検討

第 1 回進捗報告」（ 平 成 25 年 12 月 13

日，東京電力株式会社）[2] 「 福 島 第 一 原 子 力 発 電 所 1〜 3 号 機 の 炉 心・格 納 容 器 の 状 態 の 推 定と未解明問題に関する検討

第 2 回 進 捗 報 告 」（ 平 成 26 年 8 月 6日，東京電力株式会社）[3] 「 福 島 第 一 原 子 力 発 電 所 1〜 3 号 機 の 炉 心・格 納 容 器 の 状 態 の 推 定と未解明問題に関する検討

第 3 回 進 捗 報 告 」（ 平 成 27 年 5 月 20

日，東京電力株式会社）[4] 「 福 島 第 一 原 子 力 発 電 所 1〜 3 号 機 の 炉 心・格 納 容 器 の 状 態 の 推 定と未解明問題に関する検討

第 4 回進捗報告」（ 平 成 27 年 12 月 17

日，東京電力株式会社）[5] K. Hirao, T. Zama, M. Goto et al.,High-temperatureleak-characteristics of PCV hatch flange gasket,
Engineering and Design, Vol.145, 375-386, 1993.

添付 4.1.1.5-2-7

Nuclear表 1
事故シーケンス

代表的なシーケンスの格納容器破損モード及び破損時刻
ベースケース

感度解析ケース

高圧
低圧

格納容器破損時刻

格納容器破損モード

格納容器破損時刻

格納容器破損モード

ＴＱＵＸ

3.3h

過温破損

3.6h

過温破損

長期ＴＢ

14.4h

過温破損

14. 4h

過温破損

ＴＱＵＶ

15.9h

過圧破損

13. 5h

過温破損

ＡＥ

1.6h

過温破損

5.6 h

過温破損

添付 4.1.1.5-2-8

表 2
格納容器破損モード
インターフェイスシステムＬＯＣＡ
格納容器隔離失敗
早期過圧破損（未臨界確保失敗）
過圧破損（崩壊熱除去失敗）
過圧破損（長期冷却失敗）
過温破損（ＰＲＶ高圧破損）
過温破損（ＰＲＶ低圧破損）
格納容器雰囲気直接加熱
水蒸気爆発（ペデスタル（ドライウェル部））
水蒸気爆発（サプレッション・プール）
溶融炉心・コンクリート相互作用
全格納容器破損頻度

格納容器破損モード別のＣＦＦ比較表①感度解析ケース
格納容器破損頻度
寄与割合（／炉年）
4.8E-10<0.1%
6.1E-10<0.1%
2.5E-08<0.1%
6.0E-05
99.8%
2.3E-09<0.1%
7.9E-080.1%
1.8E-08<0.1%
8.5E-09<0.1%
2.3E-14<0.1%
2.5E-09<0.1%
1.3E-10<0.1%
6.1E-05
100.0%②ベースケース
格納容器破損頻度
寄与割合（／炉年）
4.8E-10<0.1%
6.1E-10<0.1%
2.5E-08<0.1%
6.0E-05
99.8%
2.0E-08<0.1%
7.9E-08
0.1%
4.9E-10<0.1%
8.5E-09<0.1%
2.2E-14<0.1%
2.5E-09<0.1%
1.3E-10<0.1%
6.1E-05
100.0%

①／②
割合
1.0
1.0
1.0
1.0
0.1
1.0
37.6
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0

ベースケース

感度解析ケース
原子炉ウェル

PCV ヘッド

2 PCV ヘッドRPV

3 アニュラス部

RPV

１ D/W

添付 4.1.1.5-2-9

１ D/W

Vent 管Vent 管
ペデスタル

ペデスタル

S/C

S/C

：壁面ノード：壁面ノード：Ｄ／Ｗ空間領域番号：Ｄ／Ｗ空間領域番号

図 1

格納容器ノード図（ベースケース及び感度解析ケース）

800

原子炉圧力容器破損(ベ ー ス ,感 度 )及び格 納 容 器 破 損 (ベ ー ス )

温度（℃）

600

D/W気相部
D/W壁面
D/W気相部
D/W壁面
トップヘッド気相部
トップヘッドフランジ

400

１ノードモデル３ノードモデル格 納 容 器 破 損 (感 度 )200

炉心支持板破損(ベ ー ス ,感 度 )

0
0

6

12

18

24

事 故 後 の 時 間 （ hr）

図 2

ＴＱＵＸシーケンスの事故進展解析結果

400

温度（℃）

300

ペデスタル床貫通(ベ ー ス ,感 度 )200

格納容器破損(感 度 )

D/W気相部
D/W壁面
D/W気相部
D/W壁面
トップヘッド気相部
トップヘッドフランジ

1ノードモデル3ノードモデル

格納容器破損(ベ ー ス )原子炉圧力容器破損(ベ ー ス ,感 度 )100

炉心支持板破損(ベ ー ス ,感 度 )
0
0

6

12

18

事 故 後 の 時 間 （ hr ）図 3

ＴＱＵＶシーケンスの事故進展解析結果

添付 4.1.1.5-2-10

24

1.0E-03
1.0E-04ベースケース

1.0E-05

感度解析ケース

格納容器破損頻度（／炉年）

1.0E-06
1.0E-07
1.0E-08
1.0E-09
1.0E-101.0E-11
1.0E-121.0E-13
1.0E-14

格納容器破損モード

図 4

格納容器破損モード別のＣＦＦ比較図

添付 4.1.1.5-2-11

添付資料 4.1.1.6-1
物理化学現象に係る分岐確率の設定方法

格納容器イベントツリーにおける物理化学現象による格納容器破損確率の設定方法

1. 圧 力 容 器 内 溶 融 物 保 持 （ Ｉ Ｖ Ｒ ）2. 格 納 容 器 雰 囲 気 直 接 加 熱 （ Ｄ Ｃ Ｈ ）3. 炉 外 水 蒸 気 爆 発 （ Ｆ Ｃ Ｉ ）4. 溶 融 炉 心 ・ コ ン ク リ ー ト 相 互 作 用 （ Ｍ Ｃ Ｃ Ｉ ）添付 4.1.1.6-1-1

1. 圧 力 容 器 内 溶 融 物 保 持 （ Ｉ Ｖ Ｒ ）添付 4.1.1.6-1-2

1.1

現象の概要
圧 力 容 器 内 溶 融 物 保 持 （ 以 下 「 Ｉ Ｖ Ｒ 」 と い う 。） は ， 炉 心 損 傷 後に溶融炉心が下部プレナム部へ落下して下鏡の上に堆積したとしても，下部プレナムの残存水によって原子炉圧力容器下部が早期に破損することなく，その後の注水系復旧等により溶融炉心が原子炉圧力容器内に冷却・保持される現象である。

1.2

ＩＶＲ分岐確率の評価方法について
Ｄ Ｅ Ｔ （ Decomposition Event Tree） 上 の 不 確 か さ 評 価 に よ り ，

ＩＶＲ失敗確率の確率分布を以下のとおり評価する。ＩＶＲ現象の確 率 論 的 評 価 の 枠 組 み を 図 1-1 に 示 す 。
(1) Ｉ Ｖ Ｒ 現 象 の 支 配 パ ラ メ ー タ に つ い て Ｄ Ｅ Ｔ ヘ デ ィ ン グ の 条 件を設定する。
(2) 支 配 パ ラ メ ー タ を 基 に Ｄ Ｅ Ｔ を 作 成 す る 。
(3) Ｉ Ｖ Ｒ 現 象 を 解 析 す る 評 価 コ ー ド を 用 い て ， Ｄ Ｅ Ｔ 上 の 各 パ スの条件でＩＶＲ解析を実施し，ＩＶＲ達成の有無を評価する。
(4) Ｄ Ｅ Ｔ 上 の 各 分 岐 に 対 し て ， 確 率 値 又 は 確 率 密 度 関 数 を 与 え ，
モ ン テ カ ル ロ サ ン プ リ ン グ に よ り ，不 確 か さ を 考 慮 し た Ｉ Ｖ Ｒ 失
敗確率の確率分布を評価する。
以上の評価により得られたＩＶＲ失敗確率の確率分布の平均値をＩＶＲ分岐確率として設定する。

添付 4.1.1.6-1-3

■支配パラメータの選定と定量化（条件）・落下コリウム量
・落下コリウム温度
・落下コリウムジェット直径・ギャップへの冷却水浸入制限の有無■ＤＥＴの作成■ＩＶＲ評価コードによる現象解析
・ＤＥＴ上の各パスの条件でのＩＶＲ解析・ＩＶＲ達成の有無の評価■不確かさを考慮したＩＶＲ失敗確率の評価
・分岐に対する確率分布の設定
・モンテカルロサンプリング
・統計処理によるＩＶＲ分岐確率の不確かさ評価

図 1-1

1.3

ＩＶＲ現象の確率論的評価の枠組み

ＩＶＲ分岐確率の評価結果

1.3.1

支配パラメータのＤＥＴヘディングの条件設定

ＩＶＲ現象の発生に関連して，不確かさを考慮する支配パラメー
タとして，以下のパラメータを選定した。
・ 落下コリウム量・ 落下コリウム温度
・ 落下コリウムジェット直径・ ギャップへの冷却水浸入制限の有無（ 補 足 資 料 1.1）
選 定 し た 支 配 パ ラ メ ー タ に つ い て ，表 1-1に 示 す と お り Ｄ Ｅ Ｔ ヘ
ディングの条件を設定した。

添付 4.1.1.6-1-4

表 1-1

支配パラメータのＤＥＴヘディングの条件設定

ＤＥＴヘディ
ングの条件
落 下 コ リ ウ ム 以下の 2 条件を量設定
・ 7 0％ 炉 心
・ 1 00 ％ 炉 心

支配パラメータ

落下コリウム
温度

落下コリウムジェット直径ギャップへの冷却水浸入制限の有無

1.3.2

設定の考え方コリウム量は，ＭＡＡＰで評価した結果（ 70％ 炉 心 ）及 び 不 確 か さ を 考 慮 し て 保 守
的 に 大 量 落 下 し た 場 合 （ 100 ％ 炉 心 ） を 設
定（ 補 足 資 料 1.2）
以下の 2 条件を 炉心構 成物質 の共 晶 反応に より溶 融温 度に は 幅 が あ る と 考 え ，Ｍ Ａ Ａ Ｐ の 事 故 進 展
設定
解 析 に お け る 炉 心 溶 融 判 定 温 度 （ 2,500K ）・ 2 ,500K
及び酸化物系の共晶温度に相当する温度
・ 2 ,800K（ 2,800K） を 設 定
以 下 の 3 条 件 を ・ 溶 融 コ リ ウ ム は ，Ｃ Ｒ チ ュ ー ブ 間（ 最 大
お よ そ 0.15m） を 液 柱 状 で 落 下 す る こ と を設定
想定・ 直 径 0. 05m・ジ ェ ッ ト 直 径 は 最 小 値 0.01m か ら 最 大 値
・ 直 径 0. 10m
0.15m の 範 囲 で 分 布 し ， か つ ， Ｍ Ａ Ａ Ｐ の・ 直 径 0. 15m
デ フ ォ ル ト 値 0.10m の 確 率 密 度 が 最 も 高い（ 最 尤 値 ）も の と し て 仮 定 し た 三 角 分 布から，代表的な 3 点を設定
以 下 の 2 条 件 を ギ ャ ッ プ へ の 冷 却 水 浸 入 に 関 し て ，ギ ャ ッ
設定
プ位置にかかわらず常に冷却水がギャッ
・浸 入 制 限 無 し プ に 浸 入 す る 場 合（ 浸 入 制 限 無 し ）及 び ギ
・浸 入 制 限 有 り ャ ッ プ へ の 水 の 浸 入 が 水 蒸 気 の 上 昇 流 によ っ て 制 限 さ れ る 場 合（ 浸 入 制 限 有 り ）を想定

ＤＥＴの作成選 定 し た 支 配 パ ラ メ ー タ に 分 岐 を 設 定 し た Ｄ Ｅ Ｔ を 図 1-2に 示 すとおり作成した。

図 1-2

ＩＶＲ評価のＤＥＴ構造の一部
添付 4.1.1.6-1-5

1.3.3

ＩＶＲ現象を解析する評価コードによる現象解析

ＩＶＲ現象を解析する評価コードを用いて，ＤＥＴ上の各パスの条件でＩＶＲ解析を実施し，ＩＶＲ達成の有無を評価した。
（ 補 足 資 料 1.3）
対象とするシナリオは，低圧シーケンス（ＴＱＵＶ）において，溶融炉心の落下開始と同時（＝炉心支持板破損と同時）に復水補給
水 系 （ 以 下 「 Ｍ Ｕ Ｗ Ｃ 」 と い う 。） に よ る 復 旧 注 水 （ 140m ３ ／ h） を 実施する場合を想定した。
初期条件は，ＭＡＡＰコードによる炉心支持板破損時点の結果を用いて，溶融炉心の落下開始から計算を開始し，ＤＥＴ上の各パスについて現象解析を実施した。
評 価 対 象 シ ー ケ ン ス の 初 期 条 件 を 表 1-2に ，Ｉ Ｖ Ｒ 現 象 を 解 析 す る
評 価 コ ー ド に よ る 現 象 解 析 結 果 を 表 1-3に ， そ れ ぞ れ 示 す 。
（ 補 足 資 料 1.4）

表 1-2

評価対象シーケンスの初期条件
低圧シーケンス（ＴＱＵＶ）

項

目
注水遅延後ＭＵＷＣ復旧注水

解析開始時刻事 象 発 生 後 1.5h

初期圧力

0.46MPa

初期水量

93t

注水流量

140m ３ ／ h

添付 4.1.1.6-1-6

補 足 資 料 1.1

ＤＥＴにより不確かさを考慮する
支配パラメータの選定について（ＩＶＲ）

ＩＶＲ現象は，炉心損傷後に溶融炉心が下部プレナム部へ落下して下鏡の上に堆積したとしても，下部プレナムの残存水によって原子炉
圧力容器下部が早期に破損することなく，その後の注水により溶融炉
心が原子炉圧力容器内で冷却・保持される現象である。

これまでの知見より，ＩＶＲ現象の主要過程は以下のように分けられる。
・ 下部プレナムへの溶融物移行（リロケーション）
・ 水中での落下溶融物の分散及び冷却・ 落下・堆積デブリと貫通部との熱的相互作用
・ 堆積デブリ上面からのプール水による冷却・ 連続デブリ層表面でのクラスト形成と溶融プール内自然対流熱
伝達・ 連続デブリ層と下鏡との狭隘ギャップ形成及びギャップ沸騰冷
却・ 原子炉圧力容器下鏡破損

これらの各過程に対する現状の知見及びＩＶＲ現象に支配的なパラメータについて，以下に整理する。

添付 4.1.1.6-1-10

a. 下 部 プ レ ナ ム へ の 溶 融 物 移 行 （ リ ロ ケ ー シ ョ ン ）炉心溶融進展に伴う下部プレナムへのコリウムリロケーション
量（流量と落下総量）は，下部プレナム残存水との相互作用の結果，下部プレナムに堆積するデブリの性状，すなわち後述する粒子状デブリベッドと連続デブリ層との存在割合に大きく影響を与える。
一般に，後期炉心溶融過程については不確かさが大きいが，事故シナリオ（低圧炉心損傷か高圧炉心損傷か，あるいは原子炉圧
力容器内部注水の条件）によって，下部プレナムへのコリウム落
下挙動は異なると考えられる。また，落下コリウムの温度は，下部プレナム残存水との相互作用による冷却水インベントリ減少の
速 さ や 下 鏡 の 熱 負 荷 の 大 き さ に 影 響 す る が ，炉 心 構 成 物 質（ Ｕ Ｏ ２ ，
Ｚ ｒ ，Ｚ ｒ Ｏ ２ 及 び ス テ ン レ ス ス テ ィ ー ル ）に よ っ て 不 確 か さ 幅 を有すると考えられる。
b. 水 中 で の 落 下 溶 融 物 の 分 散 及 び 冷 却
下部プレナムへ炉心溶融物が落下を開始する時点では下部プレナムに残存水があり，水中に溶融物が落下する場合には，ジェッ
トブレークアップにより一部が粒子化することが，実験的に確認
さ れ て い る （ Ｆ Ａ Ｒ Ｏ 実 験 や Ｃ Ｏ Ｔ Ｅ Ｌ Ｓ 実 験 ）。 粒 子 化 す る 割 合が大きいほどデブリは冷却されやすく，ＩＶＲ達成の可能性が大きくなると考えられる。一方，粒子化によってデブリ冷却が促進されるほど，下部プレナム残存水の減少は速く，注水系の復旧タ
イミングや注水流量が重要となる。
落下コリウムの粒子化割合は，ＭＡＡＰコードにも組み込まれて い る Ricou-Spalding の 相 関 式 を コ リ ウ ム の ジ ェ ッ ト ブ レ ー ク ア
添付 4.1.1.6-1-11

ップに応用することによって，下図のように評価が可能である。

図 補 足 1.1-1

水中での落下溶融物の分散及び冷却

こ の 粒 子 化 割 合 Φ ｅ ｎ ｔ は ，初 期 ジ ェ ッ ト 直 径 ｄ ｄ ｊ ， ０ と プ ー ル 水
深ΔＨｐｏ ｏｌに大きく影響される。ここで，プール水深（プール水量）は事故シナリオに依存するが，初期ジェット直径については
不 確 か さ が 大 き い と 考 え ら れ る 。ま た ，Ｅ ０ は エ ン ト レ イ ン メ ン ト係数と呼ばれる定数項であり，電共研の実験からＣＲＤガイドチ
ュ ー ブ の 存 在 に よ っ て 空 間 的 に 拘 束 が あ る 場 合 に は 0.045 で あ る
ことが確認されている。
c. 落 下 ・ 堆 積 デ ブ リ と 貫 通 部 と の 熱 的 相 互 作 用
ＩＶＲ成立のためには，堆積デブリによって貫通配管部が損傷し な い こ と（ 早 期 の 原 子 炉 圧 力 容 器 破 損 無 し ）が 必 要 条 件 で あ る 。
添付 4.1.1.6-1-12

これまでの実験的知見として，某社ＰＷＲの計装配管（二重管）を模擬したＥＰＲＩ／ＦＡＩ実験によれば，溶融物（アルミナ）がペネ部に浸入しても凝固し，圧力バウンダリとしての破損は生じなかったことが報告されている。また，ＣＯＲＶＩＳ実験（スイスＰＳＩ）でも同様に，ドライ条件でＢＷＲドレン配管に溶融物（アルミナ）が浸入しても凝固し，健全性を維持したことが報告されている。これらの実験的知見から，落下・堆積デブリと貫通部との熱的相互作用によって，コリウム落下直後に貫通部の早期破損が生じる可能性は小さいと考えられる。
d. 堆 積 デ ブ リ 上 面 か ら の プ ー ル 水 に よ る 冷 却
水中での落下溶融物の分散によって生じた粒子が堆積して粒子状デブリベッドが生じることは，ＦＡＲＯ実験（ＪＲＣ

ＩＳＰＲＡ）やＣＯＴＥＬＳ実験（ＮＵＰＥＣ）において確認されている。粒子状デブリベッドの下部プレナム残存水による冷却性につい て は ， 既 往 研 究 に 基 づ き Lipinski の ド ラ イ ア ウ ト ヒ ー ト フ ラ ッ
ク ス モ デ ル に よ っ て 除 熱 量 が 評 価 可 能 で あ る 。本 モ デ ル（ 相 関 式 ）による除熱量は主としてデブリ粒子径に依存するが，水中で分散した粒子径については幾つかの相関式やＴＭＩ−２事故分析から
お お む ね 1〜 5mm と 考 え ら れ ， こ の 粒 子 範 囲 で は 粒 子 状 デ ブ リ ベ ッドの崩壊熱を十分に除去可能と評価される。
また，粒子化せず連続層として堆積したデブリからの除熱は，
平 板 で の Kutateladze タ イ プ の 限 界 熱 流 束 相 関 式 （ 最 大 除 熱 量 ）や膜沸騰熱伝達相関式による評価が可能であり，連続デブリ層の崩壊熱が除去可能か否かは連続デブリ層の堆積量（厚さ）に依存する。
添付 4.1.1.6-1-13

e. 連 続 デ ブ リ 層 表 面 の ク ラ ス ト 形 成 と 溶 融 プ ー ル 内 自 然 対 流 熱 伝
達連続デブリ層の表面は，下部プレナム残存水や下鏡との接触により凝固点以下となってクラストを形成し，内部は発熱を伴う自然対流が生じると考えられる。内部発熱を伴う自然対流熱伝達については，方位角に依存した実験相関式により評価が可能である。
f. 連 続 デ ブ リ 層 と 下 鏡 の 狭 隘 ギ ャ ッ プ 形 成 及 び ギ ャ ッ プ 沸 騰 冷 却
下部ヘッドに堆積した連続デブリ層は，下鏡を加熱するものの完全には固着せずにギャップを形成し，下鏡のクリープ変形によるギャップ拡大によって冷却水が浸入したことが，ＴＭＩ−２事
故での下部ヘッド急冷メカニズムと考えられている。ギャップ形
成と容器壁の冷却はＩＶＣ実験（ＦＡＩ社）及びＡＬＰＨＡ実験（ＪＡＥＲＩ）によって確認されている。また，狭隘ギャップでの沸騰除熱特性については，傾斜角度の効果を考慮した電共研実
験相関式より評価が可能である。
た だ し ， 実 炉 ス ケ ー ル で の 堆 積 デ ブ リ 量 は ， 炉 心 全 量 落 下 （ 110
万 kWe 級 プ ラ ン ト ） 条 件 で は 200t 以 上 に も な り ， Ｔ Ｍ Ｉ − ２ 事 故に お け る 20t に 比 べ て 著 し く 大 き い 場 合 が 想 定 さ れ る 。 現 時 点 では，大量の連続デブリ層が堆積した場合にも下部プレナム底部のギャップまで冷却水が浸入するか否かは不確かさが大きいと考えられる。
g. 原 子 炉 圧 力 容 器 下 鏡 破 損
原子炉圧力容器下鏡破損のメカニズムとしては，堆積デブリによって下鏡が加熱された結果，ＣＲＤチューブや計装管を接続する溶接部分の健全性が失われてチューブが逸出するいわゆる添付 4.1.1.6-1-14

チューブイジェクション

あるいはれる。 チューブイジェクション

下鏡クリープ破断が想定さは，溶接部でのせん断応力と温度上昇による強度低下から評価することができる。また， 下鏡ク
リープ破断

については，過渡的な下鏡応力及び下鏡温度を評価することによって判定することができる。

添付 4.1.1.6-1-15

補 足 資 料 1.2

落下コリウム量のＭＡＡＰ解析について

図 補 足 1.2-1 に Ｍ Ａ Ａ Ｐ に よ る 低 圧 シ ー ケ ン ス （ Ｔ Ｑ Ｕ Ｖ ） の 解 析
結果を示す。
解 析 の 結 果 ，70％ 炉 心 が 落 下 す る 結 果 と な る（ relocation#1）。な お ，relocation#2 は ，100％ 炉 心 が 落 下 す る 場 合 を 想 定 し た Ｕ Ｏ ２ 落 下 割 合の時間変化である。

図 補 足 1.2-1

下部プレナムへのＵＯ２落下割合

添付 4.1.1.6-1-16

補 足 資 料 1.3
ＩＶＲ現象を解析する評価コードについて

Ｉ Ｖ Ｒ 現 象 を 解 析 す る 評 価 コ ー ド の 全 体 モ デ ル 概 要 を 図 補 足 1.3-1に示す。
本コードは，解析体系を１ボリュームで表し，その底部にコリウムが落下する下部プレナム領域を想定し，原子炉圧力容器下鏡と内部構
造物（ＣＲＤ）をモデル化している。境界条件には，落下コリウム条件（コリウム温度，落下流量，落下継続時間）及び注水条件（注水方法：ＣＲＤ注水又は炉内注水，注水流量等）を設定し，これらの様々な条件でのＩＶＲ評価を行う。
考慮される現象は，水中での溶融コリウム落下挙動から，コリウム堆積後のプール水及び原子炉圧力容器下鏡／内部構造物との熱的相互作用に関わるもので，次のような要素モデルである。
（ 1） プ ー ル 水 中 落 下 時 の 溶 融 物 の 分 散 冷 却
a. 水 中 で の 落 下 溶 融 物 の 分 散 ・ 冷 却 モ デ ル
・ 粒 子 化 割 合 算 出 に Ricou-Spalding の 相 関 式 を 応 用・ 粒 子 径 は Henry 他 の 相 関 式 に よ る
b. 分 散 粒 子 の Ｚ ｒ − 水 反 応 モ デ ル
・ 水 中 で の 粒 子 滞 留 時 間 を 考 慮 し ， Baker-Just の 実 験 デ ー タ に基づくＺｒ酸化割合を入力（ 2） 堆 積 コ リ ウ ム か ら の 熱 移 行
c. 粒 子 状 コ リ ウ ム ベ ッ ド の 冷 却 モ デ ル
・ Lipinski の ド ラ イ ア ウ ト 熱 流 束 相 関 式
d. 連 続 コ リ ウ ム 層 表 面 で の ク ラ ス ト 形 成 と 溶 融 プ ー ル 内 自 然 対
添付 4.1.1.6-1-17

流熱伝達モデル・準定常を仮定したクラストエネルギバランス
・ Jahn-Reineke の 発 熱 を 伴 う 自 然 対 流 相 関 式
e. 連 続 コ リ ウ ム 層 上 面 で の 冷 却 モ デ ル
・ プ ー ル 沸 騰 曲 線 に 依 存 し た 熱 伝 達 相 関 式 （ 核 沸 騰 ： Rohsenow，
膜 沸 騰 ： Berenson）
・あるいは，限界熱流束相関式
f. 原 子 炉 圧 力 容 器 下 鏡 と の 間 で の ギ ャ ッ プ 沸 騰 冷 却 モ デ ル・狭 隘 ギ ャ ッ プ の 最 大 熱 流 束 相 関 式 を 用 い る Suh 他 の 評 価 モ デ ル
g. Ｃ Ｒ Ｄ 冷 却 水 に よ る 冷 却 モ デ ル・沸騰曲線に依存したプール沸騰熱伝達相関式（ 3） 原 子 炉 圧 力 容 器 下 鏡 挙 動
h. 原 子 炉 圧 力 容 器 下 鏡 の ク リ ー プ 変 形 モ デ ル
・ラ ー ソ ン ミ ラ パ ラ メ ー タ 相 関 式 を 用 い ，ク リ ー プ 破 断 モ デ ル を
適 用 し た Suh 他 の 評 価 モ デ ル
i. 原 子 炉 圧 力 容 器 外 部 冷 却 モ デ ル・沸騰曲線に依存したプール沸騰熱伝達相関式

添付 4.1.1.6-1-182. 格 納 容 器 雰 囲 気 直 接 加 熱 （ Ｄ Ｃ Ｈ ）添付 4.1.1.6-1-23

2.1

現象の概要
格 納 容 器 雰 囲 気 直 接 加 熱 （ 以 下 「 Ｄ Ｃ Ｈ 」 と い う 。） は ， 原 子 炉 圧

力容器が高圧状態で破損することにより，破損口から高速のガス流によって微粒子化したデブリがドライウェル空間部へ移行し，デブリの保有熱及び金属成分と水との反応熱によりドライウェル雰囲気を直接加熱する現象である。ＤＣＨが発生した場合，ドライウェル
雰囲気の直接加熱による非凝縮性ガスの膨張等により格納容器圧力が急激に上昇し，格納容器過圧破損に至る可能性がある。

2.2

ＤＣＨによる格納容器破損の分岐確率の評価方法について

ＲＯＡＡＭ手法により，ＤＣＨによる格納容器破損確率の確率分布
を 以 下 の と お り 評 価 す る 。 Ｒ Ｏ Ａ Ａ Ｍ 手 法 に よ る 評 価 の 流 れ を 図 2-1に示す。
(1) Ｄ Ｃ Ｈ 現 象 の 支 配 パ ラ メ ー タ に つ い て 確 率 密 度 関 数（ pdf）を 設定する。
(2) 支 配 パ ラ メ ー タ と 格 納 容 器 ピ ー ク 圧 力 と の 因 果 関 係 （ CR） を 評価する。
(3) 格 納 容 器 圧 力 に 対 す る 格 納 容 器 フ ラ ジ リ テ ィ カ ー ブ を 設 定 す る 。
(4) 支 配 パ ラ メ ー タ と 格 納 容 器 ピ ー ク 圧 力 と の 因 果 関 係 及 び 格 納 容器フラジリティカーブを基にモンテカルロサンプリングにより，格納容器破損確率の確率分布を評価する。
以上の評価により得られた格納容器破損確率の確率分布の平均値をＤＣＨによる格納容器破損の分岐確率として設定する。

添付 4.1.1.6-1-24

：不確かさ要因

溶融物条件

炉内での
Ｚｒ酸化割合下部プレナム内
溶融炉心割合pd f

pd f

原子炉圧力容器破損条件

原子炉圧力容器
破損面積
pd f

粒子化デブリのドライウェルへの移行割合
pd f

粒子化デブリの移行条件

支配パラメータと格納容器ピーク圧力との因果関係CR

格納容器ピーク圧力p df
格納容器圧力と格納容器破損確率との因果関係（格納容器フラジリ
ティカーブ）

格納容器破損条件

CR

ＤＣＨによる
格納容器破損確率
p df

図 2-1

ＤＣＨによる格納容器破損確率の評価フロー

添付 4.1.1.6-1-25

2.3

ＤＣＨによる格納容器破損の分岐確率の評価結果

2.3.1

支配パラメータの確率密度関数の設定
ＤＣＨ現象の発生に関連して不確かさを考慮する支配パラメー

タとして以下のパラメータを選定した。
・炉内でのジルコニウム酸化割合
・下部プレナム内溶融炉心割合
・原子炉圧力容器破損面積
・粒子化デブリのドライウェルへの移行割合（ 補 足 資 料 2.1）
選 定 し た 支 配 パ ラ メ ー タ に つ い て ， 表 2-1 に 示 す と お り 確 率 密度関数を設定した。

添付 4.1.1.6-1-26

せをインプットパラメータとしたＭＡＡＰ解析を実施し，それぞれの組 み 合 わ せ の と き の 原 子 炉 圧 力 容 器 破 損 前 の 格 納 容 器 圧 力 （ P０ ） 及 び
Ｄ Ｃ Ｈ 発 生 時 の 格 納 容 器 圧 力 の 上 昇 幅（ Δ P）を 評 価 し ，表 2-2 に 示 す
ように整理した。
その結果，それぞれの支配パラメータと原子炉圧力容器破損前の格
納容器圧力及びＤＣＨ発生時の格納容器圧力の上昇幅には，以下の因果関係があると分析した。
・ 炉 内 で の Ｚ ｒ 酸 化 割 合 （ X） は ， 図 2-2 に 示 す と お り ， 原 子 炉 圧 力
容器破損前の格納容器圧力に対して線形の関係がある。また，評
価範囲ではＤＣＨ発生時の格納容器圧力の上昇幅にはほとんど感度がない。
・ 原 子 炉 圧 力 容 器 の 破 損 面 積 （ A） は ， 図 2-3 に 示 す と お り ， Ｄ Ｃ Ｈ
発生時の格納容器圧力の上昇幅に対してほぼ指数関数近似が可能である。
・下部プレナム内溶融炉心割合に粒子化デブリのドライウェルへの移行割合を乗じた，全炉心量に対するドライウェルへのデブリ移
行 割 合 （ Ｆ ） は ， 図 2-3 に 示 す と お り ， Ｄ Ｃ Ｈ 発 生 時 の 格 納 容 器
圧力上昇幅に対してほぼ指数関数近似が可能である。
以上により，支配パラメータと格納容器ピーク圧力との因果関係は以下の関数として示すことができる。また，定数ｃ１〜ｃ５は，最小二 乗 法 に よ る フ ィ ッ テ ィ ン グ 計 算 に よ り ， 表 2-3 の と お り と な る 。

添付 4.1.1.6-1-28

図 2-5

2.3.4

代 表 的 Mark-Ⅱ 型 格 納 容 器 耐 性 評 価 線 図 [ 2 - 2 ]ＤＣＨによる格納容器破損の分岐確率の評価

支配パラメータと格納容器ピーク圧力との因果関係及び格納容器フラジリティカーブに基づき，モンテカルロサンプリングにより格納容器破損確率の確率分布を評価し，その平均値をＤＣＨによる格納容器
破損の分岐確率として設定した。

添付 4.1.1.6-1-32

2.4

参考文献

[2-1] E.D.Gorham.et.al., "Severe Accident Risk:Methodology fortheContainment Source Term,Concequence,and Risk

Integration Analyses",NUREG/CR-4551,1993[2-2] M.Goto, et al., "Study for Ultimate Capacity of Typical BWR
Containment Vessel in Japan",ICONE-3,1995[2-3] L.G.Greimann, et al., "Reliability Analysis of SteelContainment Strength", NUREG/CR-2442, 1982

添付 4.1.1.6-1-34

補 足 資 料 2.1

ＲＯＡＡＭ手法で不確かさを考慮する支配パラメータの選定について（ＤＣＨ）

ＤＣＨは，シビアアクシデント時において，炉心溶融物が高圧状態
で原子炉圧力容器から噴出した際に，高速のガス流により微粒子化した炉心溶融物がドライウェル空間に流出し，溶融物の保有熱や溶融物中のＺｒと水蒸気との化学反応による発熱により，格納容器雰囲気が直接加熱されることで格納容器圧力の急激な上昇を引き起こす現象である。また，Ｚｒと水蒸気との化学反応に伴い発生する水素ガスによっ て も 格 納 容 器 の 加 圧 が 促 進 さ れ る 。Ｄ Ｃ Ｈ 現 象 の 概 要 を 図 補 足 2.1-1に示す。
これまでの知見により，ＤＣＨ現象の主要過程は下記 3 つに分けられる。
(1) 原 子 炉 圧 力 容 器 か ら の 炉 心 溶 融 物 放 出 及 び ガ ス ブ ロ ー ダ ウ ン 過程(2) ペ デ ス タ ル （ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ） か ら の 溶 融 物 の 分 散 と 移 行 過 程(3) 格 納 容 器 雰 囲 気 中 で の 粒 子 化 デ ブ リ の 熱 伝 達 及 び 酸 化 反 応 過 程
これらの過程において影響を与えるパラメータ及びそれらのパラメータのうちＲＯＡＡＭ手法による評価において不確かさを考慮する支配パラメータの選定の考え方について，以下に説明する。

(1) 原 子 炉 圧 力 容 器 か ら の 炉 心 溶 融 物 放 出 及 び ガ ス ブ ロ ー ダ ウ ン 過 程①下部プレナム内溶融炉心割合（原子炉圧力容器破損時）
添付 4.1.1.6-1-35

支配パラメータとして不確かさを考慮する。原子炉圧力容器破損時に下部プレナムに存在する溶融炉心がペデスタル（ドライウ
ェル部）床面に落下し，ブローダウンガスによりエントレインされドライウェルに流出することで，格納容器加温及び加圧に影響する支配パラメータとして不確かさを考慮する。
②原子炉圧力容器破損面積
支配パラメータとして不確かさを考慮する。原子炉圧力容器の破損面積は，ブローダウンガス流量及びその継続時間並びに原子炉圧力容器内に蓄積したガスによる格納容器加圧に影響する。ブローダウンガス流量及びその継続時間については，デブリの粒子化割合及び粒子化デブリのドライウェルへの移行割合に影響するが，デブリ粒子化割合については，保守的にペデスタル（ドライウェル部）床面に落下したデブリ全量が粒子化するものとし，粒子化デブリのドライウェルへの移行割合については，当該パラメータの中で不確かさを考慮する。よって，原子炉圧力容器破損面
積は，原子炉圧力容器内に蓄積したガスによる格納容器加圧に影響する支配パラメータとして不確かさを考慮する。
③原子炉圧力容器破損時の 1 次系圧力
支配パラメータとして不確かさを考慮しない。原子炉圧力容器
破損時の 1 次系圧力は，ブローダウンガス流量に影響するが，ブローダウンガス流量は粒子化デブリのドライウェルへの移行割合の中で不確かさを考慮する。
④溶融物放出量とガスブローダウン流量
支配パラメータとして不確かさを考慮しない。溶融物放出量は，保守的に下部プレナム内の溶融炉心の全量が放出するとし，ガス添付 4.1.1.6-1-36

ブローダウン流量は粒子化デブリのドライウェルへの移行割合に影響するが，当該パラメータの中で不確かさを考慮する。
(2) ペ デ ス タ ル か ら の 溶 融 物 の 分 散 と 移 行 過 程⑤デブリの粒子化割合
支配パラメータとして不確かさを考慮しない。保守的にペデスタルに落下したデブリ全量が粒子化するものとして設定する。
⑥粒子化デブリのドライウェルへの移行割合
支配パラメータとして不確かさを考慮する。粒子化デブリのドライウェル（ドライウェル部）床面への移行割合は，格納容器雰
囲気を直接加熱することにより格納容器加温及び加圧に影響するとともに，Ｚｒと水蒸気との反応による反応熱及び水素発生により格納容器加温及び加圧に影響する支配パラメータとして不確かさを考慮する。
(3) 格 納 容 器 雰 囲 気 中 で の 粒 子 化 デ ブ リ の 熱 伝 達 及 び 酸 化 反 応 過 程⑦デブリ粒子径
支配パラメータとして不確かさを考慮しない。デブリ粒子径によりデブリの表面積が決定する。デブリ表面積は，粒子化デブリと格納容器雰囲気との熱伝達及び粒子化デブリと水蒸気との反応に影響するが，保守的にドライウェルに流出した粒子化デブリの保有熱は全て格納容器雰囲気に移行することとし，未酸化Ｚｒは
全て水蒸気と反応するものとする。
⑧炉内でのＺｒ酸化割合
支配パラメータとして不確かさを考慮する。炉内でのＺｒ酸化割合，下部プレナム内溶融炉心割合及び粒子化デブリのドライウ
ェルへの移行割合により，ドライウェルに移行する未酸化Ｚｒ量
添付 4.1.1.6-1-37

が決定される。ドライウェルに移行する未酸化Ｚｒ量は，Ｚｒと水蒸気との反応による反応熱及び水素発生により格納容器加温及び加圧に影響する支配パラメータとして不確かさを考慮する。

図 補 足 2.1-1

ＤＣＨ現象の概要

添付 4.1.1.6-1-38

補 足 資 料 2.2

格納容器イベントツリーにおけるＤＣＨの取扱いについて

ＤＣＨに対する格納容器フラジリティは，格納容器圧力に対して設定する。
Ｍａｒｋ−Ⅱ格納容器に対するＤＣＨが発生した場合の，格納容器の圧力，雰囲気温度及び構造材の温度の挙動評価の例について図補足
2.2-1 に 示 す 。こ れ に よ る と ，Ｄ Ｃ Ｈ に よ る 格 納 容 器 の 負 荷 と し て は 以
下のものが考えられる。
①ドライウェルに拡散した粒子化デブリによるドライウェル雰囲気の急激な加温及び加圧（格納容器過圧破損）②ドライウェル雰囲気からの熱伝達によるドライウェル構造材の比較的緩やかな加温（格納容器過温破損）
ま た ， Ｍ Ａ Ａ Ｐ に よ る 事 故 進 展 解 析 （ 第 4.1.1.5-4 表 参 照 ） の 結 果によれば，Ｍａｒｋ−Ⅱ格納容器では，原子炉圧力容器が高圧で破損した際にＤＣＨが発生しなかった場合においても，原子炉圧力容器が破損した際に噴出される高温のガス流によって加熱され，過温破損に至る。
Ｄ Ｃ Ｈ は 数 分 以 内 の 短 時 間 の 現 象 で あ り ，格 納 容 器 の 負 荷 と し て は
圧 力 が 重 要 で あ る 。よ っ て ，今 回 の Ｐ Ｒ Ａ に お い て は ，Ｄ Ｃ Ｈ に 関 して 図 補 足 2.2-2 の よ う な イ ベ ン ト ツ リ ー を 設 定 し ，短 期 間 で 過 圧 破 損
が 発 生 し な い 場 合 は ，必 ず 過 温 破 損 に 至 る と し た（ Ｄ Ｃ Ｈ に よ る 過 圧
破 損 が 発 生 し な か っ た 場 合 の 過 温 破 損 の 確 率 を 1 と し た ）。

添付 4.1.1.6-1-39

ＤＣＨによる格納容器過温破損については，不確かさは存在するものの，イベントツリーにおいてＤＣＨにより過圧破損に至らなかった
場合は必ず過温破損に至ると設定することで，評価結果に与える影響はないと考える。

添付 4.1.1.6-1-40

・ Ｂ Ｗ Ｒ − ５ ／ Ｍ ａ ｒ ｋ − Ⅱ （ 3,293MW） の Ｔ Ｂ シ ー ケ ン ス に 対 する解析・ ド ラ イ ウ ェ ル 空 間 体 積 5400m ２
・ デ ブ リ 初 期 温 度 1,600K
・ デ ブ リ 主 要 組 成 Ｕ Ｏ ２ ； 1.5×10 ５ kg， Ｚ ｒ ； 8.8×10 ４ kg，
Ｚ ｒ Ｏ ２ ； 3.0×10 ４ kg
・ ド ラ イ ウ ェ ル 初 期 圧 力 0.47MPa・ ド ラ イ ウ ェ ル 初 期 温 度 400K
図 補 足 2.2-1

ＤＣＨ発生時の格納容器挙動（ 出 典 ； Analysis of Direct Containment Heating in a BWR Mark-Ⅱ
Containment, JAERI-memo 05-139）
添付 4.1.1.6-1-41

減圧

ＤＣＨ
Ｔ Ｑ Ｕ Ｖ

過温破損
過圧破損
ＤＣＨによる過圧破損分岐確率

図 補 足 2.2-2

ＤＣＨのイベントツリー

添付 4.1.1.6-1-42

3. 炉 外 水 蒸 気 爆 発 （ Ｆ Ｃ Ｉ ）添付 4.1.1.6-1-43

3.1

現象の概要
炉 外 水 蒸 気 爆 発 （ 以 下 「 Ｆ Ｃ Ｉ 」 と い う 。） は ， 原 子 炉 圧 力 容 器 破損後に溶融炉心が放出された際に，高温の溶融炉心が原子炉圧力容器下部の冷却材に落下すること等により水蒸気爆発が発生し，溶融
炉心の持つ熱エネルギが機械エネルギに変換される現象である。な
お ,水 蒸 気 爆 発 と は ，蒸 発 速 度 が 大 き く 蒸 気 圧 力 の 増 加 速 度 が 周 囲 の
液体中での圧力緩和速度より大きい場合に起きる爆発的な反応である。ＦＣＩが発生した場合，爆発による衝撃波等が格納容器の構造物にかかり，格納容器破損に至る可能性がある。

3.2

ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）内 で の Ｆ Ｃ Ｉ に よ る 格 納 容 器 破 損の分岐確率の評価方法について
ＲＯＡＡＭ手法により，ペデスタル（ドライウェル部）内でのＦ

ＣＩによる格納容器破損確率の確率分布を以下のとおり評価する。
Ｒ Ｏ Ａ Ａ Ｍ 手 法 に よ る 評 価 の 流 れ を 図 3-1 に 示 す 。
(1)

Ｆ Ｃ Ｉ 現 象 の 支 配 パ ラ メ ー タ に つ い て 確 率 密 度 関 数 （ pdf） を 設
定する。

(2)

Ｆ Ｃ Ｉ 発 生 エ ネ ル ギ と 格 納 容 器 破 損 確 率 の 因 果 関 係（ ペ デ ス タ ル
フ ラ ジ リ テ ィ ）（ CR） を 設 定 す る 。

(3)

支 配 パ ラ メ ー タ の モ ン テ カ ル ロ サ ン プ リ ン グ を 実 施 し ，Ｆ Ｃ Ｉ 時に発生する機械エネルギからペデスタル破損確率の確率分布を
設 定 す る 。ま た ，ペ デ ス タ ル 破 損 は 格 納 容 器 破 損 と 仮 定 し て ，格
納容器破損確率の確率分布を評価する。

添付 4.1.1.6-1-44

以上の評価により得られた格納容器破損確率の確率分布の平均値
を，ペデスタル（ドライウェル部）内でのＦＣＩによる格納容器破損の分岐確率として設定する。

：不確かさ要因
炉心溶融量とその相関
pdf
溶融物条件

ＦＣＩに寄与する炉心溶融量
pdf
溶融炉心の粗混合量

溶融炉心の内部エネルギ
pdf

ＦＣＩエネルギ条件

水蒸気爆発に寄与する

機械的エネルギ変換効率

溶融炉心の熱エネルギ

pdf

トリガリング発生有無とＦＣＩエネルギのＦＣＩ発生条件

因果関係
トリガリング発生有：ＦＣＩエネルギ使用
トリガリング発生無：ＦＣＩエネルギ＝０
pdf

ＦＣＩ発生エネルギと格納容器破機械的エネルギ

損確率の因果関係（ペデスタルフラジリティ）
CR

格納容器破損条件

ペデスタル（ドライウェル部）でのＦＣＩによる格納容器破損確率pdf

図 3-1 ペデスタル（ドライウェル部）内でのＦＣＩによる格納容器破損確率の評価フロー
添付 4.1.1.6-1-45

3.3

ペデスタル内でのＦＣＩによる格納容器破損の分岐確率の評価
結果

3.3.1

支配パラメータの確率密度関数の設定

ペデスタル（ドライウェル部）内でのＦＣＩ現象の発生に関連して不確かさを考慮する支配パラメータとして以下のパラメータを選定した。
・ Ｆ Ｃ Ｉ に 寄 与 す る 炉 心 溶 融 量 （ 以 下 「 粗 混 合 量 」 と い う 。）
・溶融炉心の内部エネルギ
・機械的エネルギ変換効率・トリガリング発生確率（ 補 足 資 料 3.1）
選 定 し た 支 配 パ ラ メ ー タ に つ い て ， 表 3-1 に 示 す と お り 確 率 密 度関数を設定した。

添付 4.1.1.6-1-463.5参考文献

[3-1] I. Huhtiniemi, et al., "Results of recent KROTOS FCI tests:
alumina versus corium melts," Nucl. Eng. Des. 189 379-389,
1999．
[3-2] D. Magallon, "Characteristics of corium debris bed generated
in large-scale fuel-coolant interaction experiments," Nucl .
Eng. Des. 236 1998-2009, 2006．
[3-3] H. S. Park, et al., "Vapor Explosions in One-Dimensional
Large Scale Geometry with Simulant Melts", NUREG/CR-6623,
1999[3-4] D.F.Fletcher, "A Review of the Available Information on the
Triggering Stage of a Steam Explosion",Nuclear
Safety.Vol.35,No.1,1994.
[3-5] H.S.Park et al., "Vapor Explosions in a One-Dimensional Large
Scale Geometry With Simulant Melts",NUREG/CR-6623,1999.
[3-6] M.F.Young et al., "Hydrogen Generation During Fuel/Coolant
Interactions",Nucl.Sci.Eng.,Vol.98,1989.
[3-7] I.Huhtiniemi et al., "Results of Recent KROTOS FCI Tests :Alumina vs. Corium Melts",JAERI-Conf 97-011,1997.
[3-8] M.Kato et al., "COTELS Project(2) : Fuel Coolant Interaction
Tests under Ex-Vessel Conditions",OECD Workshop on
Ex-Vessel Debris Coolability.Karlsuhe.Nov.1999.
[3-9] Nishiura. H. et al. "Assessment of Ex-Vessel Steam Explosion
Energy Using TEXAS-V". Proc. Second Japan-Korea Symposium
on Nuclear Thermal Hydraulics and Safety, Fukuoka, Octorver
添付 4.1.1.6-1-53

補 足 資 料 3.1

ＲＯＡＡＭ手法で不確かさを考慮する支配パラメータの選定について（ＦＣＩ）

ＦＣＩは，原子炉圧力容器破損後に溶融炉心が放出された際に，高温の溶融炉心が原子炉圧力容器下部の冷却材に落下すること等により，溶融炉心の持つ熱エネルギが爆発的な機械エネルギに変換され，水蒸気爆発が発生する現象である。
これまでの知見により，ＦＣＩ現象は以下に示すような過程を経て進行していくものと提唱されている。
①高温高沸点液体（溶融金属）と低温低沸点液体（水等）の接触②粗混合：溶融金属の固まりが水中で細かくなり分散③膜沸騰：細かく分散した金属液滴の周りを蒸気の膜が覆う④蒸気膜の一部が崩壊⑤金属と水の直接接触⑥高温液滴の細粒化⑦急激な熱移動⑧圧力波の発生⑨圧力波の伝播⑩大規模な水蒸気爆発
特に，機械的エネルギへの変換効率が発生する条件としては，下記の 4 過程が必要であると考えられている。
(1) 粗 混 合 状 態 （ 適 度 な 大 き さ に 細 粒 化 し た 高 温 融 体 と 水 と が 蒸 気膜を介して粗混合）添付 4.1.1.6-1-55

(2) ト リ ガ リ ン グ （ 蒸 気 膜 が 崩 壊 し て 高 温 融 体 と 水 と の 直 接 接 触 を引き起こす）(3) 伝 播 及 び 膨 張 （ 直 接 接 触 と 高 温 伝 播 ・ 沸 騰 ， 高 温 融 体 の 微 粒 化が高速に進み，体系全体へ機械的エネルギを放出）
これらの過程における影響を与えるパラメータ及びそれらのパラメータのうちＲＯＡＡＭ手法による評価において不確かさを考慮する支配パラメータについて選定した。この選定の考え方について，以下に説明する。

(1) 粗 混 合 状 態①炉心溶融量（原子炉圧力容器破損前に下部プレナムに落下する溶融デブリ量）
粗混合量に直接影響するため，不確かさを考慮する。ただし，粗混合状態の過程における支配パラメータである粗混合量の中で炉心溶融量の不確かさを考慮する。
②原子炉圧力容器から放出されるコリウムの特性（流量，組成）
支配パラメータとして不確かさを考慮しない。原子炉圧力容器から放出されるコリウムの特性（流量，組成）は，原子炉圧力容器破損モード・原子炉圧力容器破損時の原子炉圧力により決まり，
溶融炉心の細粒化量に影響する。溶融炉心の細粒化量は粗混合量に影響するため，粗混合量の中で不確かさを考慮する。なお，原
子炉圧力容器の破断口の拡がりについては，粗混合量を評価する
ＭＡＡＰ解析において考慮されている。
③ペデスタル水中における粗混合領域

添付 4.1.1.6-1-56

支配パラメータとして不確かさを考慮しない。ペデスタル（ドライウェル部）水中における粗混合領域は，落下した溶融炉心のジェットからの離脱の態様と水中の落下挙動により決まり，ジェットから離脱した場合，熱伝達によって固化することで，粗混合量は減少する。したがって，本パラメータは粗混合量に影響するため，粗混合量の中で不確かさを考慮する。
④粗混合量
支 配 パ ラ メ ー タ と し て 不 確 か さ を 考 慮 す る 。 粗 混 合 量 は ，「 炉 心
溶融量（原子炉圧力容器破損前に下部プレナムに落下する溶融デ
ブ リ 量 ）」，
「 原 子 炉 圧 力 容 器 か ら 放 出 さ れ る コ リ ウ ム の 特 性（ 流 量 ，組 成 ）」 及 び 「 ペ デ ス タ ル （ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ） 水 中 に お け る 粗 混 合領域」等により異なり，ＦＣＩにより発生する機械エネルギに直接影響するため，支配パラメータとして不確かさを考慮する。
(2) ト リ ガ リ ン グ⑤溶融炉心の過熱度
支配パラメータとして不確かさを考慮しない。溶融炉心の過熱度が小さい場合，溶融炉心周りの蒸気膜崩壊時に接触界面温度が固化温度以下に低下してトリガリングが起きないと考えられており，トリガリング発生の有無に対して影響するため，トリガリン
グ発生の有無の中で不確かさを考慮する。
⑥ペデスタルの水温支配パラメータとして不確かさを考慮しない。飽和水に溶融物が落下する場合には，サブクール度によって自発的トリガリングの発生に影響するため，トリガリング発生の有無の中で不確かさを考慮する。
添付 4.1.1.6-1-57

支配パラメータとして不確かさを考慮しない。粗混合領域のボイド率が高いと，水の運動エネルギが蒸気相に吸収されてしまう
ため，機械的エネルギ変換効率が低下する。したがって，本パラ
メータは機械的エネルギ変換効率に影響するため，機械的エネル
ギ変換効率の中で不確かさを考慮する。
⑪機械的エネルギ変換効率
支配パラメータとして不確かさを考慮する。機械的エネルギ変
換効率は粗混合領域のボイド率等により異なり，ＦＣＩにより発生する機械エネルギに直接影響するため，支配パラメータとして不確かさを考慮する。

添付 4.1.1.6-1-59

参考文献[1] 「 溶 接 部 等 熱 影 響 部 信 頼 性 実 証 試 験 （ 原 子 炉 格 納 容 器 ） に 関 す
る 報 告 書 」 財 団 法 人 原 子 力 発 電 技 術 機 構 平 成 10 年 度[2] D.T.Hargman, "SCDAP/RELAP5/MOD3.1 Code Manual, MATPRO A
Library of Materials Properties for Light-Water-Reactor
Accident Analysis",NUREG/CR-6150,1995.
[3] O.Zuchuat,et al.,"Steam Explosions-Induced Containment
Filure Studies for SWISS Nuclear Power Plants",OECD/CSNISpecialist Meeting,JAERI,Japan,May 1997.

添付 4.1.1.6-1-624. 溶 融 炉 心 ・ コ ン ク リ ー ト 相 互 作 用 （ Ｍ Ｃ Ｃ Ｉ ）添付 4.1.1.6-1-68

4.1 現 象 の 概 要
溶 融 炉 心・コ ン ク リ ー ト 相 互 作 用（ 以 下「 Ｍ Ｃ Ｃ Ｉ 」と い う 。）は ，炉心が溶融し原子炉圧力容器下部ヘッドを溶融貫通してペデスタル（ドライウェル部）床面に落下した場合に発生し，ペデスタル内に堆積した高温の溶融炉心によってコンクリートが熱せられ，熱分解し侵食される現象である。
コンクリートの分解により発生する水蒸気及び二酸化炭素が溶融
炉心内を通過する際，未酸化金属成分と反応して水素や一酸化炭素
等の非凝縮性の可燃性ガスが発生する。これらのガス発生による格
納容器内の加圧が格納容器の閉じ込め機能維持に悪影響を与える可能性がある。
また，堆積溶融物の冷却が不十分で侵食が継続した場合，ペデスタル（ドライウェル部）床が貫通し，溶融炉心がサプレッション・
プールに落下する可能性がある。さらに，サプレッション・プールに落下し堆積した溶融物の冷却が不十分であり，コンクリートの侵食が発生し継続した場合には，放射性物質の地中放出が起きる可能性や，原子炉圧力容器支持構造の強度が低下し，格納容器破損に至る可能性がある。

4.2 Ｍ Ｃ Ｃ Ｉ に よ る 格 納 容 器 破 損 の 分 岐 確 率 の 評 価 方 法 に つ い て
ＲＯＡＡＭ手法により，ＭＣＣＩによる格納容器破損確率の確率分布を以下のとおり評価する。ＲＯＡＡＭ手法による評価の流れを
図 4-1， 図 4-2 に 示 す 。
(1)

Ｍ Ｃ Ｃ Ｉ 現 象 の 支 配 パ ラ メ ー タ に つ い て ，確 率 密 度 関 数（ pdf）
を設定する。
添付 4.1.1.6-1-69

(2)支 配 パ ラ メ ー タ を 基 に ，デ ブ リ か ら の 除 熱 量 の 確 率 分 布 を 評 価
する。

(3)

デ ブ リ か ら の 除 熱 量 と Ｍ Ｃ Ｃ Ｉ 継 続 確 率 の 因 果 関 係（ CR）を 評
価する。

(4)

デ ブ リ か ら の 除 熱 量 と Ｍ Ｃ Ｃ Ｉ 継 続 確 率 の 因 果 関 係 （ CR）， 及
び支配パラメータを基に，モンテカルロサンプリングにより，
ＭＣＣＩ継続による格納容器破損確率の確率分布を評価する。

以上の評価により得られた格納容器破損確率の確率分布の平均値
を，ＭＣＣＩによる格納容器破損の分岐確率として設定する。

添付 4.1.1.6-1-70

：不確かさ要因

ペデスタル（ドライウェル部）へ溶融炉心落下
堆積デブリ性状

溶融炉心の拡がり面積
水プールへのpdf

ドライアウト熱流束
水プールへの熱流束

pdf

水プールへの熱伝達量

溶融炉心落下割合
pdf

pdf

除熱量
ＶＳ

溶融炉心の冷却性

ＭＣＣＩ継続確率CR

ＭＣＣＩによるペデスタル（ドライウェル部）床貫通確率

図 4-1

ＭＣＣＩによる格納容器破損確率の評価フロー（ペデスタル（ドライウェル部）床貫通確率評価まで）

添付 4.1.1.6-1-71

：不確かさ要因

サプレッション・プール
へデブリ落下堆 積デブリ性状

溶融炉心の拡がり面積
水プールへのpdf

ドライアウト熱流束
水プールへの熱流束

pdf

水プールへの熱 伝達量pdf

溶融炉心落下割合
pdf
除熱量

溶融炉心の冷却性ＶＳ

ＭＣＣＩ継続確率CR

ＭＣＣＩによる格納容器破損確率

図 4-2

ＭＣＣＩによる格納容器破損確率の評価フロー（サプレッション・プールへデブリ落下後）

添付 4.1.1.6-1-72補 足 資 料 4.1
ＭＣＣＩ現象の支配パラメータの選定について

ＭＣＣＩは，炉心損傷進展が抑制されない場合，溶融炉心が格納容
器下部ヘッドを溶融貫通してペデスタルに落下し，落下した溶融炉心が 十 分 に 冷 却 さ れ な い 場 合 に ，高 温 の 溶 融 炉 心 か ら の 熱 の 移 行 に よ り ，
コンクリートが熱分解し侵食される事象である。また，コンクリート
侵食が継続すると，ペデスタル（ドライウェル部）床を貫通してサプ
レッション・プールに落下する。さらに，サプレッション・プールで
ＭＣＣＩが発生し継続した場合，ベースマット貫通による放射性物質の地中放出や原子炉圧力容器支持構造の強度低下による格納容器破損に至る可能性がある。
これまでの知見により，ＭＣＣＩの主要過程は下記２つに分けられる。
(1) 溶 融 炉 心 落 下(2) 溶 融 炉 心 か ら 水 プ ー ル へ の 熱 伝 達
これらの過程における影響を与えるパラメータ及びそれらのパラメータのうちＲＯＡＡＭ手法による評価において不確かさを考慮する支配パラメータについて選定した。この選定の考え方について，以下に説明する。

(1) 溶 融 炉 心 の 落 下①

溶融炉心落下割合
支 配 パ ラ メ ー タ と し て 不 確 か さ を 考 慮 す る 。溶 融 炉 心 落 下 割 合に よ り ，床 上 の 溶 融 炉 心 堆 積 高 さ が 異 な る た め ，溶 融 炉 心 落 下 割
添付 4.1.1.6-1-79

合は堆積溶融炉心の冷却性に直接影響する支配パラメータとして不確かさを考慮する。
②

溶融炉心の広がり支 配 パ ラ メ ー タ と し て 不 確 か さ を 考 慮 す る 。溶 融 炉 心 の 広 が り
面 積 が 小 さ い 場 合 ，堆 積 高 さ は 増 え ，冷 却 性 を 悪 く す る た め ，溶融炉心の広がりは堆積溶融炉心の冷却性に直接影響する支配パラメータとして不確かさを考慮する。

③

溶融炉心落下時の水深
支 配 パ ラ メ ー タ と し て 不 確 か さ を 考 慮 し な い 。水 張 り の 有 無 は ，

溶融炉心の広がり及び水プールへのドライアウト熱流束の設定に 影 響 が あ る た め ，こ れ ら の 支 配 パ ラ メ ー タ に お い て 不 確 か さ を考慮する。
④

粒子化割合（水張り有）支 配 パ ラ メ ー タ と し て 不 確 か さ を 考 慮 し な い 。 Lipinski モ デル に お い て 粒 子 状 コ リ ウ ム ベ ッ ド 高 さ が 考 慮 さ れ て お り ，粒 子 化
割 合 は 粒 子 状 コ リ ウ ム ベ ッ ド 高 さ に 影 響 を 与 え る が ，本 事 象 と して取り得る値の範囲においては熱流束への感度が無いことから，
不確かさを考慮しない。
⑤

塊状溶融炉心高さ（水張り無）支 配 パ ラ メ ー タ と し て 不 確 か さ を 考 慮 し な い 。塊 状 溶 融 炉 心 への 浸 水 に よ り 十 分 な 熱 流 束 が 得 ら れ る と の 知 見 か ら ，水 プ ー ル へのドライアウト熱流束の中で不確かさを考慮する。
(2) 溶 融 炉 心 か ら 水 プ ー ル へ の 熱 伝 達①

水プールへのドライアウト熱流束（水張り無し）
支 配 パ ラ メ ー タ と し て 不 確 か さ を 考 慮 す る 。事 前 水 張 り 無 し 時
添付 4.1.1.6-1-80

の 水 プ ー ル へ の ド ラ イ ア ウ ト 熱 流 束 は ，溶 融 炉 心 落 下 後 の 注 水 におけるクラスト浸水時のドライアウト熱流束として設定する。
②

粒子径（水張り有）
支 配 パ ラ メ ー タ と し て 不 確 か さ を 考 慮 す る 。水 プ ー ル へ デ ブ リ

が 落 下 し た 場 合 ， 水 プ ー ル へ の ド ラ イ ア ウ ト 熱 流 束 は Lipinski
モ デ ル に よ り 計 算 さ れ る た め ， Lipinski モ デ ル の パ ラ メ ー タ である粒子径を考慮する。
③

ポロシティ（水張り有）支 配 パ ラ メ ー タ と し て 不 確 か さ を 考 慮 す る 。水 プ ー ル へ デ ブ リ

が 落 下 し た 場 合 ， 水 プ ー ル へ の ド ラ イ ア ウ ト 熱 流 束 は Lipinski
モ デ ル に よ り 計 算 さ れ る た め ， Lipinski モ デ ル の パ ラ メ ー タ であるポロシティを考慮する。

添付 4.1.1.6-1-81

補 足 資 料 4.2
プール水へのドライアウト熱流束の確率分布の設定方法について（１）ペデスタル（ドライウェル部）
事 前 水 張 り 無 し を 想 定 し ，溶 融 炉 心 落 下 後 に 注 水 す る 条 件 に て設定。
最 小 値 は ，ク ラ ス ト 浸 水 時 の 除 熱 量 と し て 設 定 し ，Ｓ Ｓ Ｗ Ｉ Ｃ
Ｓ 試 験 ［ １ ］ に お い て ，ハ ー ド ク ラ ス ト が 生 成 し た 場 合 に お け る 熱流 束 と し て 0.15MW／ m ２ が 与 え ら れ て い る 。 実 際 に は ， ク ラ ス ト
へ の 浸 水 に よ り 熱 流 束 は 更 に 高 く な る と 考 え ら れ る た め ， 0.2MW／ m２ を 設 定 。
最 尤 値 及 び 最 大 値 に つ い て は ，コ ン ク リ ー ト 取 り 込 み 時 の ド ラ
イ ア ウ ト 熱 流 束 （ 図 補 足 4.2-1） を 基 に 設 定 。

図 補 足 4.2-1

コンクリート取り込み時のドライアウト熱流束

最 尤 値 は ，玄 武 岩 系（ Ｓ Ｉ Ｌ ）の う ち ，比 較 的 コ ン ク リ ー ト
含 有 量 が 少 な い 領 域 （ 5％ 付 近 ） の 代 表 値 か ら 0.3MW／ m ２ と 設定。
添付 4.1.1.6-1-82

最 大 値 は ， コ ン ク リ ー ト 含 有 率 0％ の 値 に ， 圧 力 上 昇 に よ る
熱 伝 達 促 進 を 加 味 し て 0.5MW／ m ２ と 設 定 。

（２）サプレッション・プール
ａ．粒子径
Ｃ Ｏ Ｔ Ｅ Ｌ Ｓ 試 験 ［ ２ ］ に お い て ，水 中 に 溶 融 炉 心 を 落 下 さ せ た
場 合 の 粒 子 径 （ 図 補 足 4.2-2） を 基 に 設 定 。

図 補 足 4.2-2 質 量 平 均 粒 径
図 補 足 4.2-2 で は ，粒 径 の 平 均 値 は 約 5mm で あ る こ と か ら ，最
尤 値 と し て 0.005m を 設 定 。
最 小 値 及 び 最 大 値 に つ い て は ，粒 子 径 が 桁 の 範 囲 で ば ら つ く こと（ 図 補 足 4.2-3）を 考 慮 し ，そ れ ぞ れ 0.0005m，0.05m を 設 定 。

添付 4.1.1.6-1-83

図 補 足 4.2-3

粒径と累積保持質量割合ｂ．ポロシティ
最小値は，面心立方格子で最稠密で堆積し，その隙間に小径粒
子 が 入 る こ と を 考 慮 し て 工 学 的 判 断 に お い て 0.2 を 設 定 。
最 大 値 が ， 単 一 粒 径 の 単 純 立 方 格 子 相 当 と し て 0.5 を 設 定 。
最 尤 値 は ，粒 子 状 ベ ッ ド の ポ ロ シ テ ィ 測 定 値（ 表 補 足 4.2-1）を基に設定。
表 補 足 4.2-1

Miyazaki 他 の 混 合 粒 子 径 ［ ３ ］

添付 4.1.1.6-1-84

参考文献[1]Farmer ,M.T., Lomperski ,S. (ANL) and Basu ,S. (NRC),

Statusof the Melt Coolability and Concrete Interaction (MCCI) Programat Argonne National Laboratoryy, Paper 5644, Proc. of
ICAPP

05,Seoul, Korea, May 15-19, 2005

[2]Kato,M. et al.

COTELS Project (2): Fuel Coolant Interaction

Tests under Ex-Vessel Conditions. OECD Workshop on Ex-Vessel

Debris Coolability, Karlsruhe Germany, November 1999.
[3]Miyazaki. Et al.

Dryout Heat Flux for Core Debris Bed,(Ⅱ )Effects of Particle size Mixing and Coolant Flow

. Journal of

Nuclear Science and technology, 23[9],pp.769-778,Sep.1986.

添付 4.1.1.6-1-85

補 足 資 料 4.3
Lipinski モ デ ル に つ い て
コリウム粒子が堆積して形成される粒子状コリウムベッドの冷却につ い て は 次 式 で 与 え ら れ る Lipinski モ デ ル を 用 い て 除 熱 量 を 評 価 し ている。

添付 4.1.1.6-1-86

添付資料 4.1.1.6-2
格納容器隔離の分岐確率の妥当性について

1.

格 納 容 器 隔 離 の 参 考 文 献 （ Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ /Ｃ Ｒ − ４ ２ ２ ０ ( 1 ) ）内部事象レベル１．５ＰＲＡにおける格納容器隔離失敗の分岐確率

は，格納容器隔離失敗による大規模な漏えいを想定しており，ＮＵＲ
Ｅ Ｇ /Ｃ Ｒ − ４ ２ ２ ０ を 基 に 5.0E-3／ d と し て 設 定 し て い る 。Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ
Ｇ /Ｃ Ｒ − ４ ２ ２ ０ で は ，米 国 の Ｌ Ｅ Ｒ（ Licensee Event Reports）（ 1965年 〜 1984 年 ）を 分 析 し ，表 1 に 示 す と お り 大 規 模 漏 え い 事 象 4 件 を 抽
出 ， 発 生 件 数 4 件 を 運 転 炉 年 （ 740 炉 年 ） で 除 す こ と に よ り ， 格 納 容
器隔離失敗の発生頻度を算出している。
な お ，抽 出 さ れ た 4 件 以 外 に も エ ア ロ ッ ク 開 放 に 関 す る 事 象 が 75 件発生しているが，これらの事象は数時間以内の短時間であり，大規模な漏えい事象には至っていない。

表 1

大規模漏えいとして抽出された事象

Reactor

Year

Event

Oconee 1

1973

Isolation Valves OpenSan Onofre 1

1977

Holes in Containment

Palisades

1979

By-pass Valves Open

Surry 1

1980

Holes in Containment

なお，上記の大規模漏えい事象はいずれもＰＷＲで発生した事象であり，ＢＷＲにおいては，出力運転中は格納容器内を窒素置換し管理しているため，格納容器からの漏えいが存在する場合は，格納容器圧

添付 4.1.1.6-2-1

力の低下等により速やかに検知できる可能性が高いと考えられる。

2.

東海第二発電所で想定される格納容器隔離失敗の経路
東海第二発電所で想定される格納容器隔離失敗は，機械的破損及び人的過誤による隔離機能喪失であり，以下に示すとおりである。
(1)

機械的破損による隔離機能喪失

ａ．格納容器貫通部からの漏えい
格納容器の電気配線貫通部のシール材の劣化や配管貫通部の管台の割れ等がある場合には，格納容器内雰囲気が漏えいする可能性がある。
ｂ．格納容器アクセス部からの漏えい
ドライウェル主フランジ，機器搬入用ハッチ，所員用エアロッ
ク等のアクセス部のシール部又は溶接部が破損している場合には，格納容器内雰囲気が漏えいする可能性がある。
ｃ．格納容器バウンダリからの漏えい
格納容器スプレイ配管，不活性ガス系，可燃性ガス濃度制御系
等は格納容器雰囲気と連通しており，これらのバウンダリが破損し て い る 場 合 に は ，格 納 容 器 内 雰 囲 気 が 漏 え い す る 可 能 性 が あ る 。
(2)

人的過誤による隔離機能喪失

ａ．漏えい試験配管からの漏えい
定期点検時の格納容器漏えい試験の後に，試験配管隔離弁の復旧忘れ等がある場合には、格納容器内雰囲気が漏えいする可能性がある。

添付 4.1.1.6-2-2

3.

最近の米国の格納容器隔離失敗実績に関する参考文献
レ ベ ル １ ．５ Ｐ Ｒ Ａ で は ，1984 年 ま で の デ ー タ を 用 い た Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ／ＣＲ−４２２０を基に格納容器隔離失敗の分岐確率を設定している。
最 近 の 格 納 容 器 隔 離 失 敗 に 関 す る 報 告 と し て は ， Ｅ Ｐ Ｒ Ｉ 報 告 書 (2)があ る 。Ｅ Ｐ Ｒ Ｉ 報 告 書 で は ，米 国 に お け る 2007 年 時 点 ま で の 総 合 漏 え
い 率 試 験 （ Ｉ Ｌ Ｒ Ｔ ： Integrated Leak Rate Test） の 実 績 が 整 理 さ れて お り ，大 規 模 漏 え い に 至 る 事 象 と し て は 設 計 漏 え い 率 の 35 倍 を 基 準としているが，発生実績は 0 件となっている。
大 規 模 漏 え い に 至 る 事 象 実 績 0 件 （ 計 算 上 0.5 件 と し て い る ） を Ｉ
Ｌ Ｒ Ｔ 試 験 数 217 件 で 除 し て 隔 離 機 能 喪 失 を 以 下 の と お り 算 出 し た 。
0.5／ 217 ＝ 2.3E-3
大規模漏えいに至る事象実績※： 0.5件ＩＬＲＴ試験数： 217件※ ： 発 生 経 験 が な い た め ， 発 生 実 績 を 0.5件 と 仮 定 。
この値は，ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−４２２０で評価された格納容器隔離
失 敗 確 率 の 5.0E-3／ d よ り も 小 さ い 値 と な っ て お り ， Ｅ Ｐ Ｒ Ｉ 報 告 書の結果を考慮してもＮＵＲＥＧ／ＣＲ−４２２０の評価結果を適用す
ることは妥当であると考えられる。

4.

参考文献
(1) NUREG/CR-4220,Reliability Analysis of Containment Isolation
Systems， U.S.NRC,(2) Risk Impact Assessment of Extended Integrated Leak Rate
Testing Intervals, Revision 2-A of 1009325, Final Report ，
EPRI, October 2008
添付 4.1.1.6-2-3

添付資料 4.1.1.6-3
原子炉圧力容器内溶融物保持（ＩＶＲ）の取扱いについて

1.

はじめに
原 子 炉 圧 力 容 器 内 溶 融 物 保 持（ Ｉ Ｖ Ｒ：In-Vessel Retention）は ，

炉心支持板が破損した後に，溶融炉心が原子炉圧力容器下部プレナ
ム部において冷却されることにより，原子炉圧力容器内に保持される現象である。
本 Ｐ Ｒ Ａ で は ， 1979 年 に 発 生 し た 米 国 ス リ ー マ イ ル ア イ ラ ン ド 原
子力発電所２号機の事故においてＩＶＲが達成されたことやＩＶＲに関する実験結果を勘案し，イベントツリーにＩＶＲのヘディングを設け，その達成に分岐確率を与えている。補足資料１にＩＶＲに関する知見を整理する。
シビアアクシデント時においてＩＶＲが達成された場合，溶融炉
心が原子炉圧力容器内に保持されることから，原子炉圧力容器外で発生する物理化学現象（溶融炉心‐冷却材相互作用，格納容器雰囲
気直接加熱，溶融炉心・コンクリート相互作用等）の発生を回避することができ，格納容器破損に至る脅威を大幅に低減することができる。このため，ＩＶＲ現象は，シビアアクシデント時の事故進展に大きな影響があるため，本ＰＲＡにおけるＩＶＲの取扱いについて以下に述べる。

2.

本ＰＲＡにおけるＩＶＲの取扱いについて
ＴＱＵＸの事故進展解析において，事象発生から 2 時間後に原子炉注水を実施した場合に，炉心支持板の破損を回避できることをＭ
Ａ Ａ Ｐ コ ー ド に よ り 確 認 し て い る（ 図 １ ）が ，本 Ｐ Ｒ Ａ に お い て は ，
添付 4.1.1.6-3-1

炉心支持板が破損するものと仮定し，下部プレナム部でのＩＶＲの成否を考慮している。

しかしながら，下部プレナム部でのＩＶＲ現象には大きな不確かさがあることを踏まえ，炉心支持板が破損する仮定に加え，下部プ
レナムでのＩＶＲにも必ず失敗すると仮定した感度解析を実施した。

3.

感度解析
Ｉ Ｖ Ｒ に 必 ず 失 敗 す る と し た 場 合 （ 分 岐 確 率 1） の 感 度 解 析 を 実 施

し，その影響を評価した。感度解析の結果を図 2 及び表１に示す。
これらの結果よりＩＶＲに必ず失敗するとした場合には，過圧破損（長期冷却失敗）が僅かに減少し，水蒸気爆発（ペデスタル（ドライウェル部）及びサプレッション・プール）及び溶融炉心・コン
クリート相互作用が僅かに増加するが，全格納容器破損頻度に対しては，有意な感度がないことがわかる。以上により，ＩＶＲ現象考
慮の有り／無しによる支配的な格納容器破損モードに対して影響はないことを確認した。

添付 4.1.1.6-3-2

表１

ＩＶＲを考慮しない場合の感度解析結果

格納容器破損モード

格納容器破損頻度（／炉年）
ベースケース
感度解析ケース

インターフェイス
シ ス テ ム LOCA

4.8E-10

4.8E-10

格納容器隔離失敗

6.1E-10

6.1E-10

2.5E-08

2.5E-08

6.0E-05

6.0E-05

2.0E-082.0E-08

過 温 破 損 （ R PV 高 圧 破 損 ）7.9E-08

7.9E-08

過 温 破 損 （ R PV 低 圧 破 損 ）4.9E-10

4.9E-10

8.5E-09

8.5E-09

2.2E-14

9.8E-14

2.5E-09

3.4E-09

1.3E-10

1.8E-10

6.1E-05

6.1E-05

過圧破損（未臨界確保失敗）
過圧破損（崩壊熱除去失敗）
過圧破損（長期冷却失敗）

格納容器雰囲気
直接加熱
水蒸気爆発（ ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェル 部 ））
水蒸気爆発（ サ プ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル ）溶融炉心・コンクリート
相互作用
全格納容器破損頻度

添付 4.1.1.6-3-3

上部ガスプレナム
上部タイプレート

燃料部

下部ガスプレナム
下部タイプレート

炉心支持板

図 1

事象発生から 2 時間で原子炉注水した場合の炉心状態

添付 4.1.1.6-3-4

1.0E-03
1.0E-04
感度解析
1.0E-05
ベースケース
格納容器破損頻度（／炉年）

1.0E-06
1.0E-07
1.0E-08
1.0E-09
1.0E-101.0E-11
1.0E-121.0E-13
1.0E-14

格納容器破損モード

図 2

ＩＶＲを考慮しない場合の感度解析結果

添付 4.1.1.6-3-5

補足資料１
原子炉圧力容器内溶融物保持（ＩＶＲ）に関する知見の整理

1． は じ め に
ここでは，ＩＶＲ現象並びにＴＭＩ−２事故及びこれまでに国内外で実施されたＩＶＲに関する試験の結果等の知見を整理した。

2． Ｉ Ｖ Ｒ 現 象 の 概 要 [ １ ](1)

原子炉圧力容器下部ヘッドの破損挙動
原子炉圧力容器下部ヘッドの破損モードとその概要を図 1 に示す。下部ヘッドの破損モードとして，貫通部過温破損，貫通部溶融逸出，下部ヘッド全体破損及び下部ヘッド局所破損が想定される。これらの破損は，下部ヘッド及び制御棒駆動機構案内管などの貫通部における溶融炉心による加熱に伴う温度上昇や原子炉圧力容器の内圧上昇時における下部ヘッドの弾塑性挙動やクリープ
挙動によって支配される。また，下部ヘッド構造材と溶融炉心との材料的な相互作用も下部ヘッドの健全性に影響を与える。
(2)

原子炉圧力容器下部プレナム部での炉心溶融物の挙動
原子炉圧力容器下部プレナム部での溶融炉心の挙動を図 2 に示す。原子炉圧力容器下部プレナム部での溶融炉心の挙動は，炉心溶融物落下時の過程と溶融プール形成時の伝熱流動（成層化）の過程に分けられる。
原子炉圧力容器下部プレナム部での溶融物の挙動は，冷却水の有無に大きく影響される。すなわち，溶融物落下時に下部プレナ
ム部に冷却水が存在する場合は，粒子状デブリの生成，溶融物の添付 4.1.1.6-3-6

下部クラストと原子炉圧力容器壁間の間隙（ギャップ）や溶融物中の亀裂（クラック）の生成の促進が期待できる。また，溶融物
落下以降における冷却水注水が存在する場合は，粒子状デブリ層，溶融プール層及び金属層の除熱が促進され，下部ヘッド過熱の抑制が期待できる。

3． 知 見 の 整 理 [ １ ] 〜 [ ３ ](1)

ＴＭＩ−２事故
1979 年 に 発 生 し た 米 国 Ｔ Ｍ Ｉ − ２ の 事 故 で は ， 炉 心 冷 却 機 能 が

喪 失 し た こ と に よ り ，炉 心 の 一 部 が 溶 融 し た が ，事 象 発 生 か ら 約 3
時間半後に運転員が高圧ＥＣＣＳを起動し，その後炉心は再冠水
し た 。Ｔ Ｍ Ｉ − ２ 事 故 で は ，約 19 ト ン の 溶 融 炉 心（ 全 炉 心 の 約 16％ ）が原子炉圧力容器下部に落下したが，下部ヘッドの顕著な破損はなく，溶融炉心が原子炉圧力容器内部に保持された。ＴＭＩ−２の 事 故 後 の 炉 心 状 態 [２ ]を 図 3 に 示 す 。
(2)

ＡＬＰＨＡ実験
ａ．実験の概要
日 本 原 子 力 研 究 所 で は ，事 故 時 格 納 容 器 挙 動 試 験（ Ａ Ｌ Ｐ Ｈ Ａ ）計画において，原子炉圧力容器下部プレナム内における溶融炉心の冷却性に関する実験が実施された。
実験では，テルミット反応により生成したアルミナを模擬溶融
炉心として用い，実験ごとに投入アルミナ重量を変えて，冷却水が存在する下部ヘッド実験容器に落下させている。
なお，自発的な水蒸気爆発の発生を抑制するために，実験設備
を 設 置 し た Ａ Ｌ Ｐ Ｈ Ａ 装 置 の 模 擬 格 納 容 器 内 を 約 1.3MPa ま で 加 圧
添付 4.1.1.6-3-7

している。
ｂ．実験装置の概要
実験装置の概念と下部ヘッド実験容器の構造を図 4 及び図 5 に示す。
ｃ．実験の結果
実験の結果，アルミナと容器壁とが密着せず両者の境界に隙間が 形 成 さ れ ， 固 化 し た ア ル ミ ナ と 容 器 壁 と の 境 界 に 幅 1mm〜 2mm 程度の隙間を確認した。また，隙間への冷却水侵入が，下部プレナ
ム内における溶融炉心の冷却に関与するかの確認のため，溶融炉
心の自然対流により生じる固化体外壁における熱流束と狭隘流路内の限界熱流束を比較評価した。その評価結果を図 6 に示す。図
中 の 曲 線 の 交 点 に 対 応 す る 下 部 プ レ ナ ム 内 溶 融 炉 心 深 さ が ,そ の隙間幅で冷却できる最大深さに相当する。よって，下部プレナムに 形 成 さ れ る 溶 融 炉 心 深 さ が 0.5m 程 度 （ Ｔ Ｍ Ｉ − ２ 事 故 程 度 ） でり ， 1mm〜 2mm の 隙 間 が 形 成 さ れ れ ば 冷 却 可 能 で あ る が ， 大 量 の 溶
融炉心が下部プレナム移行する状況では，隙間への冷却水侵入だ
けでは不十分である可能性が高いことが判明した。
(3)

ＬＡＶＡ実験
ａ．実験の概要
韓国原子力研究所（ＫＡＥＲＩ）において，ＬＡＶＡ実験が実施された。実験では，テルミット反応により生成した溶融ア
ルミナのみ又は溶融アルミナと溶融鉄の両方を模擬溶融炉心として用い，冷却水を満たした下部ヘッド模擬実験容器に落下させている。
ｂ．実験装置の概要
添付 4.1.1.6-3-8

実験装置の概要を図 7 に示す。実験容器は炭素鋼製の半球部と 円 筒 部 で あ り ， 半 径 0.25m 及 び 肉 厚 0.025m と な っ て い る 。
ｃ．実験の結果
実験の結果，熱膨張による容器の膨張とともに，大きさの異なる永久歪みが残っていることが示された。また，アルミナのみを模擬溶融炉心として用いた場合，ＡＬＰＨＡ実験と同様に
容器壁温度の急激な低下が観測された。この現象は，実験容器
壁と固化溶融物との境界における隙間形成と隙間内への冷却水の侵入が関連し，冷却水の沸騰で発生する水蒸気が多孔質のア
ルミナ固化体内部を通過して排出されるため，冷却水の侵入が容易になるとの考察されている。また，アルミナと鉄の混合溶
融物の場合は，アルミナのみに比べて実験容器壁の温度低下速度が小さくなる結果となっている。
(4)

ＦＯＲＥＶＥＲ実験
ａ．実験の概要
スウェーデン王立工科大学（ＲＩＴ）において実施されているＦＯＲＥＶＥＲ実験は，下部プレナム内における溶融炉心の自然対流，下部ヘッドのクリープ変形及び溶融炉心と下部ヘッ
ド境界におけるギャップ形成とギャップ冷却に関連する実験である。
なお，溶融物の自然対流による容器への熱負荷及び容器のク
リープ変形に関する知見を得ることを目的としているため，冷却水を用いていない。
ｂ．実験装置の概要
実 験 装 置 の 概 要 を 図 8 に 示 す 。 実 験 容 器 は ， 実 炉 の 1／ 10 規
添付 4.1.1.6-3-9

模（ 直 径 0.4m 及 び 肉 厚 0.015m）の 炭 素 鋼 製 の 下 部 ヘ ッ ド 模 擬 容器となっている。
ｃ．実験の結果
実験の結果，初期に熱膨張が見られ，容器を加圧した後にクリープによる容器の変形（膨張）が生じた。クリープ歪み速度は 0.125％ ／ hr 程 度 で あ る 。 変 位 計 測 の 結 果 か ら ， 径 方 向 で はなく軸方向の変位が生じていることが示された。溶融物から容器 へ の 局 所 熱 流 束 の 分 布 を 図 9 に 示 す 。 容 器 中 心 軸 か ら 約 70 度の位置において最大熱流束を示した。この傾向は，これまでに多くの研究機関等で実施された内部発熱を伴う自然対流実験の結果と定性的に一致するものであった。
(5)

米国ＦＡＩにおける実験
ａ．実験の概要
米 国 の Ｆ Ａ Ｉ 社 （ Fauske and Associates ， Inc. ） に お い て ，
ＮＲＣ，ＥＰＲＩ，日本産業界等の出資による国際的な協力プ
ログラムとして炉心溶融物冷却試験が実施された。
また，ＴＭＩ−２炉容器調査計画（ＶＩＰ）では，下部ヘッ
ド の 温 度 が 約 1,100℃ ま で 上 昇 し ， そ の 後 冷 却 さ れ る こ と が わ
かったが，冷却に至るメカニズムは特定できなかったため，原
子炉圧力容器の内壁が高温にさらされた状態において，酸化物
溶融物と密着しないことにより冷却される点に着目して実験が実施されている。
実 験 は ， 2 つ の フ ェ ー ズ か ら な り ， い ず れ も 内 径 30cm の 模 擬
原子炉圧力容器下部ヘッドに，高温の模擬溶融物質を落下させている。フェーズ 1 では，模擬下部ヘッドの中に，テルミット
添付 4.1.1.6-3-10

反応により溶融させた溶融二酸化アルミニウムと溶融鉄との混合 物 約 40kg を 流 入 さ せ る 。フ ェ ー ズ 2 で は ，テ ル ミ ッ ト 反 応 に
よって溶融させた溶融二酸化アルミニウムと溶融鉄の混合物か
ら 二 酸 化 ア ル ミ ニ ウ ム の み 約 20kg を 分 離 し て 模 擬 下 部 ヘ ッ ドに落下させている。
ｂ．実験装置の概要
実 験 装 置 の 概 要 を 図 10 に 示 す 。
ｃ．実験の結果
実験の結果，模擬下部ヘッド内に水が存在する場合に，溶融
鉄と溶融二酸化アルミニウムの混合物の場合及び溶融二酸化ア
ルミニウム単独でも，溶融物は容器に密着することなく容器壁
は，浸食されないことを確認した。また，フェーズ 2 では貫通部を設置したが，この溶接部にも，溶融物は密着しなかった。
溶融物の表面に形成されたクラストと模擬圧力容器の内壁面にギャップが確認され，それは容器下端で最も大きいことがわかった。また，このギャップと容器壁の間において，二相流による冷却現象が確認された。
溶融物の上面の水が存在することで，下部ヘッドの冷却が促進されるデータが得られたが，冷却率はギャップへの水の侵入に依存すると考えられている。
実 験 で は ， 約 1MPa 以 上 の 条 件 で 実 施 し た が ， 水 蒸 気 爆 発 は 発生しなかった。
(6)

ＭＡＳＣＡ計画
ａ．試験の概要
ＭＡＳＣＡ試験は，経済協力開発機構国際協力プロジェクト
添付 4.1.1.6-3-11

において実施され，ＩＶＲに関する実コリウムを用いた試験である。
ＭＡＳＣＡ計画はスウェーデンのＲＩＴの試験において，成層化により原子炉圧力容器への熱流束が 3 倍程度変化することが確認され，さらに，ＦＰ及び崩壊熱の発生分布も非均質に分布する可能性がわかったことから，実コリウムの化学的挙動を
把 握 す る こ と を 目 的 に ，フ ェ ー ズ 1，フ ェ ー ズ 2 が 実 施 さ れ ，逆成層化（金属層が酸化物層の下に成層化する現象）等の新たな知見が得られた。
ｂ．試験装置の概要
試 験 装 置 の 概 要 を 図 11 に 示 す 。
ｃ．試験の結果
フェーズ 1 試験の結果は，炭素のデブリの成層化への影響が定量的に把握された。さらに，デブリに鉄が含まれると，鉄にウラン金属が移行して密度が高くなり，酸化物層の下に成層化
する逆成層化が確認された。既存のシビアアクシデント解析コードで想定されていた原子炉圧力容器下部ヘッド内の成層化とＭ Ａ Ｓ Ｃ Ａ 計 画 の 結 果 を 図 12 及 び 図 13 に 示 す 。 図 13 に 示 す ように，金属層にＵやＺｒが移行して密度が高くなり酸化物の下に成層化し，遅れて落下してくるスチールが上部に残る可能性
が 示 さ れ た 。ま た ，制 御 材 の Ｂ ４ Ｃ が 成 層 化 に 影 響 す る こ と が わかった。
フ ェ ー ズ 2 試 験 で は ， 鉄 割 合 30wt％ ま で 含 む コ リ ウ ム の 成 層
化 状 態 を 把 握 す る 実 験 が 実 施 さ れ ，Ｂ ４ Ｃ の 成 層 化 は 鉄 割 合 が 高
く な る と Ｂ ４ Ｃ の 影 響 が ほ と ん ど な く な る こ と が わ か っ た 。ま た ，
添付 4.1.1.6-3-12酸化雰囲気における試験では，逆成層化した鉄を含む未飽和酸
化コリウムを高温のまま酸化雰囲気にすると，ＵやＺｒの酸化が進み，金属層の密度が低下し，酸化物層の下に成層化する結果が得られた。
(7)

ＭＡ試験及びＢ４Ｃ試験
ＭＡＳＣＡ試験で最も重要な成果となったスチールを含むデブ リ の 逆 成 層 化 に 関 す る 試 験 の 概 要 及 び 結 果（ Ｍ Ａ 試 験 及 び Ｂ ４
Ｃ試験）を以下に説明する。
ａ．ＭＡ試験
Ｍ Ａ 試 験 は ， 約 2kg の コ リ ウ ム を 溶 融 ・ 保 持 す る も の で ， Ｍ
ＡＳＣＡ計画で中規模試験として位置づけられている。試験装置にコールドルーシブル手法を用いることで，チューブと溶融物との相互作用を防止し，スーパーヒート状態の酸化物と金属の混合溶融物を保持することができる。
Ｍ Ａ Ｓ Ｃ Ａ 計 画 で は ， Ｍ Ａ 試 験 を 6 ケ ー ス （ Ｍ Ａ − 1〜 Ｍ Ａ −6） 実 施 し て い る 。
分析の結果，装填時にＵＯ２，ＺｒＯ２，Ｚｒ及びＦｅの混合物 で あ っ た も の が 溶 融 す る と ，Ｕ Ｏ ２ が Ｚ ｒ に よ っ て 還 元 さ れ Ｕ金属となり，このＵと残りのＺｒがＦｅとともに金属層を形成していることが示された。Ｕ金属の密度が高いことにより金属層の密度が高くなり，酸化物層の下に成層化したことがわかる。
一方，酸化度の高いコリウム及びスチール割合の高いケースでは，金属層が上部に残る形となった。これは，酸化割合が高いと還元されて金属層への移行するＵが少なくなり，スチール割合が高いと金属層中のＵの割合が減少し，金属層の密度が低く
添付 4.1.1.6-3-13

なるためであることわかった。
ｂ．Ｂ４Ｃ試験
Ｂ４Ｃ試験は，制御材のＢ４Ｃによる影響を把握する目的で実施 さ れ ， 約 300g の コ リ ウ ム を 溶 融 で き る 試 験 装 置 を 用 い ，
0.5wt％ の Ｂ ４ Ｃ を 含 む Ｃ − 34 コ リ ウ ム を 溶 融 し た 後 ， 約 2wt％のＦｅを投入し，生成されたインゴットの分析を実施している。
分 析 の 結 果 ，Ｆ ｅ 割 合 が 小 さ い 場 合 に Ｂ ４ Ｃ の 添 加 に よ る 金 属
相 割 合 が 大 き く 増 加 し ，Ｆ ｅ 割 合 が 大 き く な る と Ｂ ４ Ｃ の 影 響 は小さくなることがわかった。これは，溶融したＢやＣが金属層に 含 ま れ る こ と か ら ，Ｆ ｅ 割 合 が 増 加 す る と Ｂ ４ Ｃ が 希 釈 さ れ るためであることわかった。

参考文献：
[１ ]

シ ビ ア ア ク シ デ ン ト 熱 流 動 現 象 評 価（ 平 成 13 年 3 月 ，社 団 法 人
日本原子力学会）[２ ]J. M. Broughton, et al.: A Scenario of the Three Mile Island
Unit 2 Accident, Nuclear Technology, Vol.87, No.1, p.35, 1989

[３ ]平 成 21 年 度 原 子 炉 施 設 の ア ク シ デ ン ト マ ネ ー ジ メ ン ト に 係 る 知
識 ベ ー ス の 整 備 に 関 す る 報 告 書 ＝ 環 境 へ の 影 響 緩 和 ＝（ 平 成 22 年
10 月 ， 独 立 行 政 法 人 原 子 力 安 全 基 盤 機 構 ）添付 4.1.1.6-3-14

添付 4.1.1.6-3-15
図 1

原 子 炉 圧 力 容 器 下 部 ヘ ッ ド の 破 損 モ ー ド と そ の 概 要 [１ ]添付 4.1.1.6-3-16
図 2

原 子 炉 圧 力 容 器 下 部 プ レ ナ ム 部 で の 溶 融 炉 心 の 挙 動 [１ ]

図 3

Ｔ Ｍ Ｉ − ２ の 事 故 後 の 炉 心 状 態 [２ ]添付 4.1.1.6-3-17

図 4

Ａ Ｌ Ｐ Ｈ Ａ 実 験 装 置 の 概 念 [１ ]図 5

下 部 ヘ ッ ド 実 験 容 器 の 構 造 [１ ]添付 4.1.1.6-3-18

図 6

実 験 規 模 に お け る （ 半 径 2m） 隙 間 内 冷 却 水 侵 入 の 効 果 [ １ ]図 7

Ｌ Ａ Ｖ Ａ 実 験 装 置 の 概 要 [１ ]添付 4.1.1.6-3-19

図 8

図 9

Ｆ Ｏ Ｒ Ｅ Ｖ Ｅ Ｒ 実 験 装 置 の 概 要 [１ ]Ｆ Ｏ Ｒ Ｅ Ｖ Ｅ Ｒ ／ Ｃ 1 実 験 に お け る 局 所 熱 流 束 の 分 布 [１ ]添付 4.1.1.6-3-20

図 10

図 11

Ｆ Ａ Ｉ 試 験 装 置 の 概 要 [１ ]Ｍ Ａ Ｓ Ｃ Ａ 試 験 装 置 の 概 要 [３ ]添付 4.1.1.6-3-21

図 12

既存シビアアクシデント解析コードで想定されていた
原 子 炉 圧 力 容 器 下 部 ヘ ッ ド 内 の 成 層 化 [３ ]図 13ＭＡＳＣＡ試験で得られた原子炉圧力容器下部ヘッド内の成 層 化 状 況 [３ ]添付 4.1.1.6-3-22

添付資料 4.1.1.7-1
ペデスタル内サンプ及びサンプドレン配管図について

以下に東海第二発電所ペデスタル内サンプ配置図及びサンプドレン
配管図を示す。

添付 4.1.1.7-1-1