東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（シーケンス選定

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

別紙 2）
東海第二発電所

別紙 2
外部事象（地震）に特有の事故シーケンスについて

備

考

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
1. はじめに
外部事象のうち，地震 PRA を実施した結果，内部事象 PRA では抽出されていない建外部事象のうち，地震・津波ＰＲＡを実施した結果，内的事象ＰＲＡでは抽出され屋・構築物（原子炉建屋）の損傷，建屋・構築物（原子炉圧力容器・原子炉格納容器）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。
の損傷といった事故シーケンスが抽出されている点，内部事象 PRA では有意な頻度では(1) 原子炉建屋損傷なかった原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失の全体に占める寄与割合が大きくなってい(2) 格納容器損傷る点が地震事象の特徴となっている。
(3) 原子炉圧力容器損傷
また，これら事故シーケンスに加え，計測・制御系喪失，直流電源喪失，格納容器バ(4) 原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ）
イパスについては，事象進展の特定，詳細な事故シーケンスの定量化が困難であるため， (5) 計装・制御系喪失
保守的に炉心損傷直結事象として整理している点も地震事象評価特有の扱いである。
(6) 格納容器バイパス
以下では，これら地震事象に特有の各事故シーケンス（炉心損傷直結事象）について， (7) 防潮堤損傷
地震 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
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
当性等について再整理の上，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
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として取り扱うべきかの検討を実施した。
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. 炉心損傷直結事象について
2. 炉心損傷に直結する事故シーケンスグループ
炉心損傷直結事象として整理した各事故シーケンスに関連する建屋・構築物，機器の
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，これフラジリティ評価や事故シーケンスの評価条件や想定シナリオ等の詳細についてあら
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％は炉心損傷ためて確認を行うとともに，評価の最適化について検討を実施した。
防止対策でカバーされるものであるが，(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 建屋・構築物（原子炉建屋）の損傷
2.1 原子炉建屋損傷(1) 想定事故シナリオ(1) 想定事故シナリオ
原子炉建屋については，「原子炉建屋」又は「原子炉建屋基礎地盤すべり線」の損傷を
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 ・東海第二の基礎地盤は十分な支持性能を以て原子炉建屋損傷としており，このうち，寄与が大きい要因は「原子炉建屋基礎地盤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有しているものと判断。
「基礎地盤すべり
すべり線」である。
避できないことを想定した事故シーケンスである。
線」ではなく「原子炉建屋損傷」を説明。
原子炉建屋又は原子炉建屋を支持している基礎地盤が損傷に至ることで，建屋内の原
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 ・評価対象の違いによる記載の相違。
子炉格納容器，原子炉圧力容器等の機器及び構造物が大規模な損傷を受ける可能性があとおりの範囲を有している。
り，緩和系による炉心損傷防止に期待できる可能性を厳密に考慮することが困難なた＜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
め，直接炉心損傷に至る事故シナリオとして整理している。
を想定する場合には，大規模なＬＯＣＡ（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ）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，
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比較表（シーケンス選定

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機【炉心損傷頻度】3.8×10-6／炉年（点推定値）
・原子炉建屋基礎地盤すべり線：3.5×10-6／炉年（点推定値）
・原子炉建屋 ：7.2×10-7／炉年（点推定値）【全炉心損傷頻度への寄与割合】約 25%

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

別紙 2）
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備考

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ＬＯＣＡ（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯ
ＣＡ）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。
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％

・本資料は事故シーケンス選定の観点での考え方を整理する資料であるため，東海(2) フラジリティ評価
a.評価対象機器/評価部位
一般社団法人日本原子力学会発行の「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。
）に従えば，建屋基礎地盤，
周辺斜面等の地盤のすべり破壊，転動の可能性のある岩塊を評価対象として，すべり安
全率の小さなすべり線上の土塊及び不安定な岩塊を選定することが求められる。
原子炉建屋基礎地盤の場合，基準地震動 Ss を対象として実施した設置変更許可申請
書 添付書類六の「基礎地盤の安定性評価」に基づいて，第 1 図に示す最小安全率を算定したすべり線を評価対象として選定している。

(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
フラジリティ評価方法として「現実的耐力と現実的応答による方法（応答解析に基づ

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）」

第二では，内部事象ＰＲＡ及び地震・津波
ＰＲＡを含めた全炉心損傷頻度に対する，本事故シーケンスの炉心損傷頻度の寄与割合を記載。

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比較表（シーケンス選定

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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。

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

別紙 2）
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備

考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 ・評価対象の違いによる記載の相違。
としている。

現実的耐力に相当する地盤強度は，試験結果に基づき設定した。ばらつきについては，
LHS 法（Latin Hypercube Sampling，ラテン超方格法）によってサンプリングし，任意に組み合わせたデータセット 30 ケースを用いることで評価した。
現実的応答については，試験結果に基づき設定した物性値を用いて，地震応答解析を実施することにより評価した。地震応答解析は，等価線形化法による周波数応答解析手法を用い，水平・鉛直動を同時入力している。
地盤のせん断剛性については，ばらつきを考慮した値を設定し，地震応答解析を実施することにより評価を行った。ばらつきは，LHS 法によってサンプリングし，任意に組み合わせたデータセット 30 ケースを用いることで評価する。
応答解析モデルは，設置変更許可申請書 添付書類六の「基礎地盤の安定性評価」における地盤モデルを用いた。基礎地盤の解析モデルを第 2 図に示す。

フラジリティ評価では，まず，模擬地震波と平均物性値を用いた地震応答解析を実施することで，すべり安全率が 1.0 となる限界加速度を算定する。地盤物性値のばらつきを評価するため，LHS 法によってサンプリングしたデータセット 30 ケースを設定する。
データセット 30 ケースを用いて，限界加速度に相当する模擬地震波を入力条件とした
地震応答解析，すべり安全率の算定を行い，フラジリティ曲線を算出する。HCLPF（Highconfidence of low probability of failure）は信頼度 95%フラジリティ曲線をもとに算出した。
原子炉建屋基礎地盤のフラジリティ曲線を第 3 図に示す。

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比較表（シーケンス選定

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

別紙 2）
東海第二発電所

備

考・評価対象の違いによる記載の相違。

なお，最終的な HCLPF，中央値については，二次元基礎地盤安定解析における奥行き
方向の側面抵抗効果を考慮して，上述の手法により得られた値に対して係数 1.5 を乗じている（HCLPF：1.33G，中央値： 1.83G，βR：0.043，βU：0.15）。奥行き方向の側面
抵抗効果とは，二次元解析では期待していない平面奥行き方向のすべり面の抵抗を考慮するものであり，設置変更許可申請書 添付書類六の「基礎地盤の安定性評価」において，検討対象とした解析断面に対する効果を確認している。F2 断層沿いのすべりを想定する安全率 1.3 のケース（第 1 図）に対して奥行き方向の側面抵抗を考慮する場合，すべり安全率は 2.7（約 2.1 倍）となる。
c.決定論的耐震評価/設計基準地震動に対する裕度
設置変更許可申請書 添付書類六の「基礎地盤の安定性評価」の中では，二次元解析において期待していない平面奥行き方向のすべり面の抵抗を検討している。奥行き方向の側面抵抗を考慮した結果，すべり安全率の最小値は 2.7 であり，基準地震動 Ss を用いた決定論的評価における基礎地盤の安定性には十分な裕度がある。
(3) 現実的評価/最適評価（フラジリティ/シナリオ）
a.現行評価手法（すべり安全率）における保守性について原子炉建屋基礎地盤の安定性
は，すべり安全率を指標として評価を行う。しかし，実現象を考えれば，原子炉建屋の設置されている平坦な敷地に対して，地震動に起因したすべり線に沿った土塊の破壊・変形を想定することは困難である。
基礎地盤の耐震安定性評価に当たって採用されているすべり安全率評価には，以下の保守性が含まれていると考えることができる。

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。

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比較表（シーケンス選定

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機○力のつり合い条件に基づく評価をしていることによる保守性
土木工学の分野では，斜面の安定性を検討するに当たり，想定したすべり線上の力のつり合い条件に基づいた安全率により評価・設計を行う。斜面の場合，地震動の継続時間のうち極めてわずかな時間でも，地震に起因する滑動力が地盤の抵抗力を上回り，すべり線が破壊に至れば，安定性を失った斜面土塊が重力の作用により不安定な状態（崩壊）に至る懸念があり，すべり安全率を指標とした設計が一般的に実施されている。
一方で，基礎地盤の安定性について検討する場合，支持力と変形（沈下）を指標とした評価が一般的であり，原子力発電所の基礎地盤に要求されるすべり安全率評価は一般的ではない。平坦な基礎地盤を考える場合，地震動の継続時間の中で，すべり線が破壊に至った場合でも，不安定な土塊が形成されることはない。また，地震に起因する滑動力が地盤の抵抗力を上回る（すべり安全率が 1.0 を下回り破壊に至る）のは微小な時間であり，大変形が生じることは考えられない。
基礎地盤のすべり安全率に対する考え方は，斜面設計の考え方と地盤の極限支持力の考え方を勘案して，保守的に導入されたものと推定される。なお，地盤安定性評価を実施する上で一般的な指標となる支持力については，申請書に記載したとおり，原位置試
験等により得られた極限支持力と建物・構築物の荷重を評価することにより，十分な安全性を確認している。

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

別紙 2）
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備

考・評価対象の違いによる記載の相違。

○地盤モデルにおける断層の扱いにおける保守性
基礎地盤の解析モデルの作成に当たっては，主要な断層が直線的に連続するものであると仮定している。実際の断層では，走行・傾斜，破砕部形状・性状に変化があることから，一様な解析モデル上の断層と比較すれば，大きな抵抗力を有するものと推定される。
b.基礎地盤に対する現実的評価
既往の審査指針，JEAG 等の中では，基礎地盤の安定性を評価するに当たり，すべり安全率を指標とした評価を要求しているが，その評価には保守性が含まれると考えられる。地震 PSA 学会標準では，より現実的な地盤耐力の評価手法として，許容すべり量の評価についても言及していることから，非線形有限要素解析を適用した検討を行い，変形量について評価する。
UHS(10-6)相当地震波（2138Gal）を入力した場合，基礎地盤に変形が生じる可能性は否定できないものの，安全上重要な機器・配管系の安全機能に支障を与えるものではな
いと考えられる。以下に検討結果の概要を示す。
○非線形有限要素解析を適用した検討
フラジリティ評価を実施した等価線形解析に替えて，地震後の残留変形量を評価することができる非線形有限要素解析により変形量評価を行った。UHS(10-6)相当地震波を入力し，変形量を評価する。なお，非線形有限要素解析に適用する地盤モデルは，フラ
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比較表（シーケンス選定

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
ジリティ評価に適用したモデルと共通とする。
非線形有限要素解析の結果を第 4～6 図及び第 1 表に示す。地震後の残留傾斜は，6 号炉原子炉建屋で 1/1500，7 号炉原子炉建屋で 1/2800 と算定された。残留傾斜は 1/1000
以下であり，安全上重要な機器・配管系の安全機能に支障を与えるものではない。
以上より，非線形有限要素解析を適用して UHS(10-6)相当地震波（2138Gal）を入力した結果，基礎地盤に変形が生じる可能性は否定できないものの，安全上重要な機器・配管系の安全機能に支障を与えるものではないと考えられる。

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

別紙 2）
東海第二発電所

備

考・評価対象の違いによる記載の相違。

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比較表（シーケンス選定

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

別紙 2）
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備

考・評価対象の違いによる記載の相違。

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比較表（シーケンス選定

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機(4) 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
以上のとおり，建屋・構築物（原子炉建屋）の損傷シーケンスの評価は，現状のフラジリティ評価手法にかなりの保守性を有していると考えられ，このような高い加速度領域における基礎地盤変形が起きるということは現実的には考えにくい。
仮に基礎地盤変形が起きた場合に考え得るシナリオとしては，原子炉建屋自体の損傷に伴う建屋内機器の機能喪失ではなく，建屋間に生じる可能性のある相対変位による建屋間を貫通している機器等の損傷である。建屋間を貫通している機器としては，配管，
電線管・ケーブルトレイがあるが，電線管・ケーブルトレイが損傷に至った場合であっても，ケーブルは，ある程度，余長をもった施工がなされていることから，(3)に示したような変位に対して断線に至る可能性は小さい。そのため，想定し得るのは配管の損傷であるが，緩和系に関係する配管で損傷が想定されるのは，原子炉建屋とタービン建屋（熱交換器エリア）を貫通している原子炉補機冷却水系配管，給水系配管及び消火系配管，また，コントロール建屋と原子炉建屋を貫通している純水補給水系配管等がある。
原子炉補機冷却水系配管が破断するシナリオは既存の事故シーケンスグループである
原子炉補機冷却水系喪失として整理されている。また，破断箇所からの溢水により，全ての水が原子炉建屋内へ流入することは現実的には考えられないものの，その場合の事
故シナリオについても，高圧・低圧注水機能喪失として整理される。
以上を総合的に勘案した上で，本事象については新たな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 1。

1

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

別紙 2）
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備考(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
・評価対象の違いによる記載の相違。
－７
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／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。
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。

建屋間相対変位による配管の損傷にとどまらず，大規模な範囲での損傷を仮定した場合，地震による原子炉建屋の損傷程度や緩和系の健全性を評価の上，事故シーケンスを特定することは困難であり，炉心損傷対策の有効性評価の事故シーケンスグループとしては適切ではない。

2.2 格納容器損傷
・東海第二では，格納容器損傷と原子炉圧力(1) 想定事故シナリオ
容器損傷を別の起因事象として抽出。
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 ・評価対象の違いによる記載の相違。
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ＬＯＣＡ（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ Ｌ
ＯＣＡ）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＞
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比較表（シーケンス選定

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

別紙 2）
東海第二発電所

備

考

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
ＯＣＡ（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ）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 ・評価対象の違いによる記載の相違。
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
・内部事象ＰＲＡ及び地震・津波ＰＲＡを含(2) フラジリティ評価の保守性
めた全炉心損傷頻度に対する寄与割合を
ａ．評価対象機器／評価部位記載。
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
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比較表（シーケンス選定

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

別紙 2）
東海第二発電所

備

考

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ダイアフラムフロアで原子炉圧力容 ・評価対象の違いによる記載の相違。
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。
2.3 原子炉圧力容器損傷
2.2 建屋・構築物（原子炉圧力容器・原子炉格納容器）の損傷
・東海第二では，格納容器損傷と原子炉圧力(1) 想定事故シナリオ(1) 想定事故シナリオ
容器損傷を別の起因事象として抽出。
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 ・評価対象の違いによる記載の相違。
原子炉圧力容器及び原子炉格納容器のいずれか又は両方の損傷は，原子炉格納容器内の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構造物や原子炉圧力容器等の損傷に続く事象の進展が複雑であり，緩和系による事象収より，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束について厳密に考慮することは合理的ではないことから，直接炉心損傷に至る事故シ事故シーケンスである。
ナリオとして整理している。
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。
＜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。
-7【炉心損傷頻度】2.2×10－７／炉年（点推定値）【炉心損傷頻度】8.9×10 ／炉年（点推定値）【全炉心損傷頻度への寄与割合】約 6%【全炉心損傷頻度への寄与割合】約 0.3％
・内部事象ＰＲＡ及び地震・津波ＰＲＡを含めた全炉心損傷頻度に対する寄与割合を10／29

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（シーケンス選定

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機(2) フラジリティ評価
a.評価対象機器/評価部位
建屋・構築物（原子炉圧力容器・原子炉格納容器）の損傷を起因とする燃料損傷に対して最も大きな影響をもつ設備は，原子炉圧力容器ペデスタルである。原子炉圧力容器
ペデスタルの概要図を第 7 図に示す。
原子炉圧力容器ペデスタル下層は内外にある 2 枚の円筒鋼板（内筒，外筒）から構成
されている。これらの鋼板はたてリブ鋼板（隔壁）により一体化され，鋼板間にコンクリートを充填した構造物である。
地震時には，ダイヤフラムフロアを介して，原子炉圧力容器ペデスタル頂部に原子炉建屋からせん断力が伝達される。

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

別紙 2）
東海第二発電所備考(2) フラジリティ評価の保守性
記載。
ａ．評価対象機器／評価部位
・評価対象の違いによる記載の相違。
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ＦＶ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。
・評価対象の違いによる記載の相違。

原子炉圧力容器のスカート状の支持脚が，原子炉圧力容器ペデスタルのブラケットに設置され，120 本の基礎ボルトによって固定されており，地震時に原子炉圧力容器から
原子炉圧力容器ペデスタルにせん断力・モーメントが伝達される。
原子炉圧力容器ペデスタル基部は，リングガーダを介してアンカボルト（内筒側 160
本，外筒側 320 本）により原子炉格納容器底部に定着されており，原子炉圧力容器ペデ
スタルに付加された荷重は，この基部に伝達される。
決定論による耐震評価結果において，地震荷重に対して裕度が小さい部位（アンカボ
ルト，たてリブ）を，フラジリティの評価部位とした。

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（シーケンス選定

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

別紙 2）
東海第二発電所

備

考・評価対象の違いによる記載の相違。

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簡易的な安全係数法によりフラジリティを評価した。

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.決定論的耐震評価/設計基準地震動に対する裕度
原子炉建屋内の原子炉圧力容器，原子炉格納容器，原子炉圧力容器ペデスタル等の大型機器・構造物は，支持構造上から建屋との連成が無視できないため，地盤・建屋と連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
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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（シーケンス選定

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
成し，コンクリート，鋼板の剛性を適切に考慮した解析モデルにより，基準地震動 Ss による地震応答解析を時刻歴解析で実施する（第 8 図）。

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

別紙 2）
東海第二発電所備

考

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 ・評価対象の違いによる記載の相違。
て評価を行っており，保守的な評価となっている。

原子炉圧力容器ペデスタルのたてリブの構造強度評価においては，上記の地震応答解
析により算出した時刻歴荷重データのうち最大荷重を用いて有限要素法による解析を実施している（第 9 図）
。このとき，コンクリートの強度を無視して，最大荷重を静的に扱い評価を行っている。
原子炉圧力容器ペデスタルのアンカボルトの構造強度評価においては，上記の地震応
答解析により算出した時刻歴荷重データのうち最大荷重を静的に扱い，応力のつり合い式の計算を行っている（第 10 図）。
たてリブ及びアンカボルトにおいては，ともに地震荷重（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単調荷重を想定して評価を行っているところに保守性がある 2。さらに，たてリブの構造強度評価ではコンクリート強度を無視しているところにも保守性がある。
2 交番荷重を単調荷重として扱うことによる耐震設計上の余裕が一般的に知られている。

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（シーケンス選定

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

別紙 2）
東海第二発電所

備

考・評価対象の違いによる記載の相違。

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重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（シーケンス選定

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

別紙 2）
東海第二発電所

備

考・評価対象の違いによる記載の相違。

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（シーケンス選定

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

別紙 2）
東海第二発電所

備考(3) 現実的評価/最適評価（フラジリティ/シナリオ）
現実的な損傷に対して評価を行うとすれば，鋼板，アンカ部，基礎マット及び充填コ
ンクリート全体を詳細にモデル化して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簡易的な方法により評価しているため，原
子炉圧力容器ペデスタルの支持性能が実際に失われ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はるかに大きいと考えられる。また，原子炉圧力容器ペデ
スタルが支持機能を喪失する地震動の大きさであっても，ダイヤフラムフロアや原子炉
格納容器の壁が存在するため，原子炉圧力容器が大きく傾くスペースは存在せず，原子炉圧力容器に接続されている一次系配管の一部破断又は破損にとどまると考えられる。
(4) 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
以上のとおり，建屋・構築物（原子炉圧力容器・原子炉格納容器）の損傷シーケンスの評価は，現状のフラジリティ評価手法にかなりの保守性を有していると考えられ，現実的な耐性が PRA の結果に現れているものではない。
仮にペデスタルにおける支持機能の喪失が起きた場合に考え得るシナリオとして，(3)のとおり，一次系配管の一部破断又は破損が生じるにとどまり，想定し得る範囲においては，これによる冷却材喪失（LOCA）の発生が考えられるが，この場合の事象進展
は，既存の LOCA シナリオと同様の進展となることが想定される。
以上を総合的に勘案した上で，本事象については新たな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。

(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。

2.3 原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失
2.4 原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ）(1) 想定事故シナリオ(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，地震によるスクラム後， SRV の開放失敗
原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失については，地震によるスクラム後，逃がし安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
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
冷却材圧力バウンダリを構成する配管が損傷に至るシナリオを想定している。いずれの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場合も原子炉冷却材圧力バウンダリの損傷の規模や緩和系による事象収束可能性の評る。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価が困難なため，保守的に Excessive LOCA 相当とし，炉心損傷に至る事故シナリオと事象収束可能性の評価が困難なため，保守的にＥｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ相当
して整理している。
とし，炉心損傷に至る事故シナリオとして整理している。
-7【炉心損傷頻度】8.2×10 ／炉年（点推定値）【炉心損傷頻度】3.0×10－１０／炉年（点推定値）【全炉心損傷頻度への寄与割合】約 5%【全炉心損傷頻度への寄与割合】0.1％未満
・内部事象ＰＲＡ及び地震・津波ＰＲＡを含めた全炉心損傷頻度に対する寄与割合を(2) フラジリティ評価①SRV 開失敗シナリオ
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，全交流動力電源喪失時の発生を記載。

① 逃がし安全弁開失敗シナリオ①－(1) フラジリティ評価の保守性
ａ．評価対象機器／評価部位
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（シーケンス選定

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
想定しているが，いずれのケースにおいても，SRV の損傷に起因している。

b.評価方法
SRV の構造上，最弱部の決定論的評価結果に基づき，フラジリティ評価を実施している。

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

別紙 2）
東海第二発電所

備考

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・記載場所の違いによる記載の相違。
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－(2) 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 3.0×10－１０／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ＬＯＣＡ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－(1)のとおり，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，Ｅｘｃｅｓｓｉ
ｖｅ 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原子炉格納容器内配管損傷シナリオ
a.評価対象機器/評価部位
原子炉圧力容器に接続された配管で，原子炉格納容器内を通る配管を有する系統について，配管本体及びその支持構造物のフラジリティを評価した。

② 格納容器内配管損傷シナリオ②－(1) 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
配管の評価は，各系統で耐震評価上厳しい決定論の結果に基づき，フラジリティ評価

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
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比較表（シーケンス選定

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

別紙 2）
東海第二発電所を実施している。

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.決定論的耐震評価/設計基準地震動に対する裕度
地震力をモーダル解析による応答スペクトル法により算出する配管系は，その配管系の振動性状を考慮したモデルを用い，適切な減衰定数により地震応答解析を行う。
配管系の地震応答解析に用いる減衰定数，評価基準値等は保守的に設定されており，裕度を確保している。
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。
「平成 15 年配管系終局強度試験」においては，配管バウンダリが設計レベルの約 12 倍の耐震裕度を有していることが確認された。
平成 18 年に実施した電共研における配管系耐震試験では，配管サポート及び定着部を含めて模擬した配管サポート系試験体の実規模加振試験を実施しており，配管及びサポートについて，設計で許容されるレベルに対して少なくとも 9 倍の耐震裕度があることを確認している。

ｃ．フラジリティ曲線の保守性等

備

考

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 ・記載場所の違いによる記載の相違。
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 10 年度～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又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。

(3) 現実的評価/最適評価（フラジリティ/シナリオ）①SRV 開失敗シナリオ
フラジリティ評価上，地震動による損傷は，全 18 台ある SRV の間で完全相関すると仮定している。これは保守的な取扱いであり，実際には機器配置の差等により応答に差があることを踏まえると，更に余裕があると言える。
②原子炉格納容器内配管損傷シナリオ
現実的な損傷に対して評価を行うとすれば，配管及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簡易的な方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はるかに大きいと考えられる。

(4) 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①SRV 開失敗シナリオ
PRA 評価では，SRV 開失敗による LOCA シナリオとして，SRV 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・大規模に破損に至ることを想定し，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。

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 ・記載場所の違いによる記載の相違。
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，耐震評価から得られた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
ＯＣＡで想定している流出量を大きく下回る。
②－(2) 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

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

別紙 2）
東海第二発電所

備

考ただし，(3)①のとおり，要因となっている SRV の現状のフラジリティ評価にかなり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 SRV が同時損傷する可能性は極めて低いことから，Excessive LOCA には至ることなく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 3。
3 Excessive LOCA を仮定した場合でも，ECCS 系による注水流量では足りないほどの原子炉冷却材の流出が考えられることから，この事故シーケンスは，LOCA 時に ECCS 系による注水機能が喪失した場合と類似の状況となる可能性が高いと考えられ，「LOCA 時注水機能喪失」の事故シーケンスグループに整理できる。また，Excessive LOCA 発生時には，大破断 LOCA＋SBO シーケンスと同様に，早い段階で炉心損傷に至ることから，炉心損傷防止対策を講じることは困難である。そのため，本事故シーケンスについては，炉心損傷防止対策の有効性評価の事故シーケンスグループとして定義するのではなく，格納容器破損防止対策を講じることにより，格納容器閉じ込め機能を維持できるようにしておくことが重要であると考えられる。

②原子炉格納容器内配管損傷シナリオ
PRA 評価では，原子炉格納容器内配管損傷による LOCA シナリオとして，損傷程度（規模，範囲）を特定することは困難であるものの，(3)②のとおり，フラジリティ評価にかなり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，Excessive LOCA には至ることなく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。

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 3.0×10－１０／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 ・内部事象ＰＲＡ及び地震・津波ＰＲＡを含さい。
めた全炉心損傷頻度に対する寄与割合を
格納容器内配管損傷によるＬＯＣＡシナリオとして，損傷程度（規模，範囲）記載。
を想定することは困難であるものの，②－(1)のとおり，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，Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ Ｌ
ＯＣＡ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。

2.4 計測・制御系喪失
2.5 計装・制御系喪失(1) 想定事故シナリオ(1) 想定事故シナリオ
計装・制御系が損傷した場合，プラントの監視及び制御が不能に陥る可能性があること，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
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はないことから，保守的に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
直接炉心損傷に至る事故シナリオとして整理している。
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。
-8【炉心損傷頻度】6.9×10 ／炉年（点推定値）【炉心損傷頻度】3.7×10－１０／炉年（点推定値）【全炉心損傷頻度への寄与割合】1%未満【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
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，計装ラック及びバイタル交流電源設備である。
これらの電気計装機器について，基礎ボルトの構造損傷及び盤又は計装ラック全体に(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。

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（シーケンス選定

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

別紙 2）
東海第二発電所

備

考おける機能損傷について評価している。
b.評価方法
制御盤及びバイタル交流電源設備は，盤の形状がいずれも直立盤に分類されることか
ら，水平方向の耐力評価については，過去に直立盤について機能確認済加速度値を検証している旧独立行政法人原子力安全基盤機構（以下「旧 JNES」という。
）の知見を用いて行った。
計装ラックについても水平方向の耐力評価については，旧 JNES による計装ラック全体を加振して検証した機能確認済加速度値が検証されていることから，この知見を用いて耐力評価を実施した。
鉛直方向については，既往の試験結果による機能確認済加速度値を適用することとした。
c.決定論的耐震評価/設計基準地震動に対する裕度
今回の耐力評価に使用している機能確認済加速度値は，誤動作を起こすまでの結果である場合が多く，電気計装機器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。
(3) 現実的評価/最適評価（フラジリティ/シナリオ）
今回の直立盤及び計装ラックの評価に適用した機能確認済加速度値は，盤及び内蔵器具類が再使用困難な状態まで検証を行っ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故障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られる。
そのため，今回の評価においては炉心損傷直結事象と整理してはいるが，現実的に，
直立盤又は計装ラックが倒壊するような復旧困難な損傷でない限りは事象収束措置が図られること及び上記理由により機能回復が見込めることからも，実態として炉心損傷に直結しないものと考えられる。
(4) 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
仮に直立盤又は計装ラックが倒壊し，機能回復が見込めないような場合で，その範囲
により事象収束の可能性が残されている場合であっても，損傷の程度や，影響の程度によって変化する事故シーケンスを個別に特定していくことは困難である。
ただし，(3)のとおり，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。

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
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3.7×10－１０／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。

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（シーケンス選定

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
2.5 直流電源喪失(1) 想定事故シナリオ
直流電源系が損傷に至ることで，ほぼ全ての安全機能の制御機能が喪失することから
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】6.0×10-8／炉年（点推定値）【全炉心損傷頻度への寄与割合】1%未満(2) フラジリティ評価
a.評価対象機器/評価部位
直流電源喪失において評価対象となる電気計装機器は，蓄電池，充電器盤，直流主母線盤，ケーブルトレイ，電線管及び直流モータコントロールセンタである。
これらの電気計装機器について，蓄電池架台と盤の基礎部の構造損傷，ケーブルトレ
イ及び電線管のサポート類の構造損傷及び盤における機能損傷について評価している。

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

別紙 2）
東海第二発電所

備

考・東海第二は，直流電源系の設備構成が異なることから，完全相関として扱っていな
いため，直接炉心損傷に至る事故シナリ
オとしては整理していない。
・評価対象の違いによる記載の相違。

・評価対象の違いによる記載の相違。

b.評価方法
蓄電池については蓄電池架台の基礎部についての構造損傷評価を実施し，ケーブルト
レイ及び電線管については，ケーブルトレイと電線管の本体及び各サポート類の構造損傷を評価した。
また，充電器盤及び直流主母線盤は，盤の形状がいずれも直立盤に分類されることか
ら，水平方向の耐力評価については，過去に直立盤について機能確認済加速度値を検証している旧 JNES の知見を用いて行った。
直流モータコントロールセンタについても水平方向の耐力評価については，旧 JNES
によるモータコントロールセンタ全体を加振して検証した機能確認済加速度値が検証されていることから，この知見を用いて耐力評価を実施した。
鉛直方向については，既往の試験結果による機能確認済加速度値を評価して適用することとした。
c.決定論的耐震評価/設計基準地震動に対する裕度
今回の耐力評価に使用している機能確認済加速度値は，誤動作を起こすまでの結果である場合が多く，電気計装機器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。
直流電源喪失において，特に HCLPF が低い電線管及びケーブルトレイは，多数のサポート類における決定論上の評価結果より，最も裕度の低かった部位（最弱部位）の評価
結果を適用して得られた結果である。
よって，部分的に損傷を開始する可能性は考えられるが，多数の電線管等が全て同時に損傷するものではないと考えられる。さらに，電線管及びケーブルトレイの評価部位
は，最弱部位（サポート類）に対する評価結果であり，電線管やケーブルトレイに収納されているケーブルが断線等により直接的に機能喪失に至ることを評価したものでは21／29

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（シーケンス選定

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

別紙 2）
東海第二発電所

備

考ない。
(3) 現実的評価/最適評価（フラジリティ/シナリオ）
今回の直立盤，直流モータコントロールセンタの評価に適用した機能確認済加速度値
は，盤及び内蔵器具類が再使用困難な状態まで検証を行っ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故障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られる。
また，ケーブルトレイ及び電線管に適用した決定論上の評価結果についても，最弱部
位（サポート類）のうち，最も裕度の低い評価結果を適用した結果であることから，全てのサポートが同時に損傷するものではないと考えられること及びケーブル断線等の直接的な機能喪失を評価した結果を適用しているものではないことからも，実際のケーブル断線等の機能損傷に至るまでには裕度があると考えられる。
今回の評価結果から炉心損傷直結事象と整理してはいるが，現実的に，直立盤，直流モータコントロールセンタ又は蓄電池が倒壊するような復旧困難な損傷でない限り，事象収束措置が図られ，機能回復が見込めること及び電線管等についてもケーブル断線等の機能喪失に至るまでには裕度を有していることからも，実態として炉心損傷に直結しないものと考えられる。

・評価対象の違いによる記載の相違。

(4) 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
仮に一部の直流モータコントロールセンタや蓄電池が倒壊し復旧困難な場合においては，事象収束措置が困難となり炉心損傷に至るケースも想定されるものの，損傷の程度や影響の程度によって変化する事故シーケンスを個別に特定していくことは困難であり，大規模に機器が損傷に至る場合においては，更にその困難さや評価の不確実さが増すことから， PRA 評価では，直流電源喪失シナリオは，保守的に炉心損傷直結としている。
ただし，(3)のとおり，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に対し，地震収束後に適切に対応することで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
2.6 格納容器バイパス(1) 想定事故シナリオ(1) 想定事故シナリオ）
格納容器バイパス事象は，常時開の隔離弁に接続している配管が格納容器外で破格納容器バイパス事象は，インターフェイスシステム LOCA（以下「ISLOCA」という。
と，バイパス破断に細分化される。ISLOCA は，原子炉格納容器バウンダリ内外の高圧設損すると同時に隔離弁が閉失敗することで，原子炉冷却材が流出する事象である。
計配管と低圧設計配管のインターフェイスの隔離機能が喪失することによって，原子炉
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，格納容器外の低圧設計配管，弁等に原子炉冷却材の高圧負荷がかかり損傷が生じ，原子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，炉格納容器外へ原子炉冷却材流出を引き起こす事象である。バイパス破断は，通常開等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
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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（シーケンス選定

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機の隔離弁に接続している配管が原子炉格納容器外で破損すると同時に隔離弁が閉失敗することで，原子炉冷却材が流出する事象である。
本事故シーケンスにおいて支配的なシナリオは原子炉冷却材浄化系（以下「CUW」という。
）隔離弁の下流側配管（耐震 B クラス）の地震による損傷と，通常開状態である隔離弁の同時損傷による隔離失敗に至ることでバイパス破断が発生するものである。事故
シナリオとしては，原子炉冷却材が原子炉格納容器外へ流出することで，建屋内の広範な緩和系に係る機器（電気品，計装品等）が機能喪失するとし，直接炉心損傷に至るものと整理している。
【炉心損傷頻度】1.2×10-7／炉年（点推定値）【全炉心損傷頻度への寄与割合】1%未満

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

別紙 2）
東海第二発電所

備

考

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

・内部事象ＰＲＡ及び地震・津波ＰＲＡを含めた全炉心損傷頻度に対する寄与割合を(2) フラジリティ評価(2) フラジリティ評価の保守性
記載。
a.評価対象機器/評価部位
ａ．評価対象機器／評価部位
・評価対象の違いによる記載の相違。
本事故シーケンスで支配的なシナリオである格納容器バイパス破断については，CUW
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）配管の破損と，CUW 隔離弁の閉失敗に関する機器（隔離弁，電源設備（D/G，電源盤等）
きな影響を及ぼす事象は，第 1 表に示すＦＶ重要度から，主蒸気ドレン弁（外側）である。
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.評価方法隔離弁や電源設備については，本事故シーケンス特有の設備ではないため，特段，フラジリティ評価に変わりはないが，CUW 配管については，耐震 B クラスであり，地震発
生時の損傷確率を 1.0 としている。

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。

(3) 現実的評価/最適評価（フラジリティ/シナリオ）
CUW 配管については，耐震 B クラスであり，フラジリティ評価では地震に対する耐力を考慮していないものの，一定程度の耐力は有していると考えられる。また，隔離弁については，2 重化されているものの，完全相関を仮定していることから，地震動の大きさによっては，同時破損確率は，現評価よりは低くなることが考えられる。

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。

(4) 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
PRA 評価では，格納容器バイパスシナリオについて，配管損傷の程度やその発生位置に応じて変化する溢水量や溢水（又は蒸気）の伝播経路の特定，影響緩和措置の実現性
や成立性の確認を含めた詳細な事象進展の特定は不確実さも大きく定量化が困難である。

(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（2）フラジリティ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
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（シーケンス選定

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
ただし，(3)のとおり，現実的な事故シナリオとしては，損傷の程度や位置によっては，建屋内で影響が及ぶ機器は限定的なものとなり，原子炉へ注水を継続することにより炉心損傷回避が図られる。また，(2)のとおり，地震動の大きさに限らず CUW 配管（耐震 B クラス）について損傷確率を 1.0 と仮定した評価を実施しているものの，新潟県中越沖地震の際も，建屋での配管損傷事例は確認されておらず，実際には一定の裕度を有していることから，発生頻度は更に低くなると判断される。
すなわち，損傷の程度によっては既存の有効性評価の事故シーケンスグループに含まれること，加えて本事故シーケンスにより炉心損傷に至る頻度はかなり稀な事象であるといえることから，新たな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ものとした。

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

別紙 2）
東海第二発電所

備

考ついて，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 原子炉停止機能喪失(1) 想定事故シナリオ
原子炉停止機能喪失事象（TC）は，スクラムによる原子炉停止に失敗するシナリオである。ただし，本シナリオについては炉心損傷直結事象には分類されるものではない。
PRA 評価ではヘディング「スクラム系」において，以下の設備の地震要因損傷により，制御棒の挿入に失敗するものとして評価している。
・炉内支持構造物
・制御棒駆動系（以下「CRD」という。
）
・燃料集合体（過度の相対変位による制御棒挿入失敗を想定)【炉心損傷頻度】3.6×10-7／炉年（点推定値）【全炉心損傷頻度への寄与割合】約 2%(2) フラジリティ評価
本事故シーケンスに関連するフラジリティについては，現実的評価/最適評価は実施していないことから記載を省略する。

(3) 現実的評価/最適評価（フラジリティ/シナリオ）
本事故シーケンスに関連するフラジリティについては，現実的評価/最適評価は実施していない。
(4) 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
原子炉停止機能喪失は内部事象において既に抽出された事故シーケンスグループではあるものの，地震 PRA においては全交流動力電源喪失＋スクラム失敗といったシナリ
オも評価上抽出される。
ただし，(1)で挙げた設備（炉内支持構造物，CRD 及び燃料集合体）については地震要
因による損傷は否定できないものの，地震発生から損傷に至るまでには時間差があると
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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（シーケンス選定

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

別紙 2）
東海第二発電所

備考考えられる。そのため，その間に地震加速度大（水平 120Gal，鉛直 100Gal）によるスク
ラム信号発信及び制御棒挿入（100%挿入で 1.33 秒，60%挿入で 0.85 秒（ともに平成 21
年定期検査時））は余裕をもって完了している可能性が高い。
例えば設計基準地震動では P 波によりスクラム信号が発信し，3～4 秒程度で最大加速度に達する。また，新潟県中越沖地震では，震源が発電所から近い場所にあり厳しい地震であったが，その場合も燃料集合体の最大相対変位が生じる前に，制御棒の挿入は完了していた（7 号炉）。
また，制御棒が部分的に挿入失敗するようなケースでは，必ずしも臨界とはならない
が，地震による CRD の損傷は完全相関を想定しているため， 1 本の制御棒でも挿入失敗
した場合は保守的にスクラム失敗により炉心損傷するものとして評価している。
以上より，現実的には本事故シーケンスにより炉心損傷に至る確率が十分小さいと判断し，地震 PRA としてはあらためて有効性評価の事故シーケンスグループとして取り扱う必要はないものとした。
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％
・内部事象ＰＲＡ及び地震・津波ＰＲＡを含(2) フラジリティ評価の保守性
めた全炉心損傷頻度に対する寄与割合を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.＋
記載。
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
25／29

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（シーケンス選定

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

別紙 2）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所備

考－７

本事故シーケンスグループの炉心損傷頻度は 3.3×10／炉年であり，全炉心損
傷頻度（7.5×10 ／炉年）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。
－５

３. まとめ
3. まとめ
炉心損傷直結事象として整理した 6 つの事故シーケンスについては，現実的な耐力や地震・津波ＰＲＡ特有の事故シーケンスについては，本来は，ＰＲＡ評価において事故シナリオを考慮することにより，新たな有効性評価の事故シーケンスグループとしも，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
4ては取り扱わないものとした 。
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
本来は PRA 評価においても，損傷の程度に応じて緩和系による事象収束可否を詳細に
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，具体的には炉心損傷までのしている。
時間余裕，緩和系の健全性や炉心損傷防止への必要性能有無等について評価を行うこと
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には現実的ではないことから，保守的に炉心損傷直結として取り扱っている。
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
以 上
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
4 大規模な地震を想定した場合の，多数の設備の損壊により炉心損傷回避が困難となるケースについても，炉心損傷
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必要はなく，地震による損傷の程度や事象進る事故まで，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，展に応じて，さまざまな炉心損傷防止対策を臨機応変に組み合わせて活用可能なように準備しておくことが重要であ
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
る。また，原子炉建屋全体が損壊し，建屋内部の安全系機器が機能喪失に至ってしまうような非常に苛酷な状況下にお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いても，屋外の可搬型設備により注水，除熱，電源機能を確保するとともに，大規模損壊対策として放水砲等の影響緩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和措置を講じられるようにしておくことが重要であると考えられる。
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ると考えられる。また，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
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重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（シーケンス選定

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

別紙 2）
東海第二発電所

備

考

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（シーケンス選定

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

別紙 2）
東海第二発電所

備

考

28／29

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（シーケンス選定

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

別紙 2）
東海第二発電所

備

考

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（シーケンス選定

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

別紙 3）
東海第二発電所

考

別紙 3

別紙 3
重大事故防止に関係する設備についての諸外国の調査結果

備

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)諸外国における先進的な安全対策の調査方法
1. 調査方法
諸外国(米国及び欧州)において整備されている対策の状況については，国外の原子諸外国（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力規制機関である米国原子力規制委員会(NRC)等の規制文書，米国の事業者公開資料， 止対策について，以下の書類等から調査を実施した。
欧州におけるストレステスト報告書等を調査した。
・原子力規制機関（米国ＮＲＣ，ドイツＢＭＵ等）の規制要求文書
また，原子力規制関係の調査委託会社から得られる情報等についても調査した。当・米国における最終安全解析書（ＦＳＡＲ）等の事業者文書
社における海外情報収集の体系を第 1 図に示す。
・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)諸外国での先進的な対策について
2. 調査結果
諸外国における重大事故防止に関係する対策の情報について，柏崎刈羽原子力発電
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所 6 号及び 7 号炉で整備している対策と比較した結果を第 1 表に示す。
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
調査の結果，全ての事故シーケンスグループについて，諸外国の既設プラントで整
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
備されている各機能の対策と同等の対策が，柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉対策については，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，にも整備されていることを確認した。
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。
以 上
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，「ＬＯＣＡ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。

1／8

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（シーケンス選定

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

別紙 3）
東海第二発電所

備

考2／8

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重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（シーケンス選定

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

別紙 3）
東海第二発電所

備

考3／8

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（シーケンス選定

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

別紙 3）
東海第二発電所

備

考4／8

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（シーケンス選定

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

別紙 3）
東海第二発電所

備

考5／8

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（シーケンス選定

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

別紙 3）
東海第二発電所

備

考6／8

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（シーケンス選定

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

別紙 3）
東海第二発電所

備

考7／8

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（シーケンス選定

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

別紙 3）
東海第二発電所

備

考8／8

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（シーケンス選定

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

別紙 4）
東海第二発電所

別紙 4

備

考

別紙 6

内部事象 PRA における主要なカットセットとFV 重要度に照らした重大事故等防止対策の対応状況

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する重大事故等防止対策等の対応状況を確認した。
また，事故シーケンスグループ別に 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等防止対策等の対応状況を確認した。

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。

※ Fussell-Vesely 重要度(FV 重要度)
炉心損傷の発生を仮定したときに，当該事象の発生が寄与している割合を表す指標。特定の機器の故障や人的過誤の発生確率を低減することにより，どの程度の安全性の向上が望めるかを示す指標とみることもできる。プラントのリスクの低減を図る
際に注目すべき機器等の候補を同定する際に有用な指標。
以下に，内部事象運転時レベル 1PRA，内部事象運転時レベル 1.5PRA，内部事象停止
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１．５ＰＲ
時レベル 1PRA それぞれのカットセットの分析結果及び内部事象運転時レベル 1PRA， Ａ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並びに内部事象出力
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する重大事故等防 運転時レベル１ＰＲＡ及び内部事象停止時レベル１ＰＲＡにおいてＦＶ重要度が高い止対策等の対応状況の確認結果を示す。
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。

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（シーケンス選定

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

別紙 4）
東海第二発電所

備

考

1. 内部事象運転時レベル 1PRA
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防止対策の対応状況の確認
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(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，
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※
ここでは，主要な事故シーケンス のうち，最も炉心損傷頻度の大きな事故シーケン
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。
スについて，上位 3 位までのカットセットを抽出した。
・炉心損傷頻度が 1E-7／炉年以上
各事故シーケンスにおける主要なカットセット及び炉心損傷防止対策の整備状況
・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
を第 1-1 表に示す。
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※ 主要な事故シーケンスは，同じ事故シーケンスグループに含まれる複数のシーケ認した。
ンスを，シーケンス上の主な特徴に着目して分類したもの。
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，整備された重大事故等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，「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」に含まれる一部の事故シーケンスにおいて，故障モ
ードによっては有効性評価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。

(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，「ＬＯＣＡ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有効性の確認
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ごとに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。支配的なカット
セットであっても，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る。このため，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ごとに異なり，約 27～76%の幅が生じた。
全炉心損傷頻度から見ると，除熱機能の喪失によって原子炉格納容器が先行破損
し，炉心損傷に至る事故シーケンスグループである「崩壊熱除去機能喪失」の炉心損
傷頻度が全炉心損傷頻度の約 99.9%を占めている。
「崩壊熱除去機能喪失」については，その炉心損傷頻度の約 66%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 66%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。
さらに，「崩壊熱除去機能喪失」への対策としては，残留熱除去系に対して電源等のサポート系を含めて独立であり，遠隔操作のほか手動による開放も可能である等，残留熱除去系と異なる動作原理を持ち，残留熱除去系と異なる最終ヒートシンクに除熱を行う系統である耐圧強化ベント系や格納容器圧力逃がし装置を設け，除熱機能を多(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
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（シーケンス選定

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
様化している。この耐圧強化ベント系や格納容器圧力逃がし装置の持つ独立性及び多様性を考慮すると，有効性評価で考慮した対策が有効に機能しない状況は考えにくい。このため，全炉心損傷頻度の約 99.9%を占める「崩壊熱除去機能喪失」に対して，有効性評価で考慮した対策は有効に機能するものと考えられる。
(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，「高圧注水・減圧機能喪失」，「LOCA 時注水機能喪失」のカットセットを確認すると，人的過誤(注水失敗の認知失敗等)と計測制御系の故障(計器や自動起動ロジック故障)の重畳が抽出されている。全炉心損傷頻度から見た場合，これらのカットセットの頻度は非常に小さな値であるが，これらについては，訓練等により人的過誤の発生可能性の低減に努めるとともに，計測制御系の故障時にも，正常に動作・計測されているほかの
計器・パラメータによってプラントの異常を検知できるよう訓練等による対応能力の向上に努めていく。また，「全交流動力電源喪失」における SRV 再閉鎖失敗を伴う事
故シーケンスは，炉心損傷を防止できないと整理していたシーケンスであって，格納容器破損防止対策で対応する事故シーケンスとして整理していたものである。これについては，カットセットからも，有効性評価で考慮した対策での対応が困難であることが確認された。
上記のとおり，人的過誤と計測制御系の故障が重畳する非常に頻度の小さな場合において，有効性評価で考慮した対策では対応できない場合が考えられるものの，有効性評価で考慮した対策と設計基準事故対処設備の共用部分(注入弁等)の故障を伴うようなカットセットは，支配的なカットセットとしては抽出されていない。有効性評
価で考慮した対策は，基本的に設計基準事故対処設備に対して多様化された，独立な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支配的なカットセットとして抽出されていない以上，有効性評価で考慮した対策は，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 99.9%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が設けられていることから，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。

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

別紙 4）
東海第二発電所備考

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，「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」において中破断ＬＯＣＡ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，「ＬＯＣＡ＋
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，有効性評価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。

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（シーケンス選定

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機【主要なカットセットに対する検討】(高圧・低圧注水機能喪失(TQUV))○ 第 1-1 表より，事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」については炉
心損傷頻度の約 27%のカットセットを確認した。なお，「高圧・低圧注水機能喪失」
は全炉心損傷頻度に占める炉心損傷頻度の割合が 0.1%未満であり，全炉心損傷頻度に対して寄与割合の低い事故シーケンスグループである。
○ 主要な事故シーケンスのうち，「過渡事象＋高圧/低圧注水失敗」，「過渡事象＋SRV 再
閉鎖失敗＋高圧/低圧注水失敗」，「通常停止＋高圧/低圧注水失敗」，「通常停止＋SRV
再閉鎖失敗＋高圧/低圧注水失敗」，「サポート系喪失＋SRV 再閉鎖失敗＋高圧/低圧
注水失敗」では，高圧・低圧注水機能が喪失する要因として，原子炉補機冷却水系又は原子炉補機冷却海水系の起動又は継続運転失敗の共通原因故障による電動の ECCS
注水ポンプの機能喪失と併せて，SRV の開固着又は起動失敗等による原子炉隔離時
冷却系の機能喪失があげられている。
炉心損傷防止対策としては，機能喪失した ECCS
注水系の代替となる，低圧代替注水系(常設)による注水が有効である。
○ 「サポート系喪失＋高圧/低圧注水失敗」については，計測・制御機器の共通原因故障と併せて，高圧/低圧 ECCS の起動失敗があがっている。炉心損傷防止対策として
は，機能喪失した ECCS 注水系の代替となる，低圧代替注水系(常設)による注水が有効である。
○ いずれの事故シーケンスについても，注水による炉心冷却を確保した後は，代替原子炉補機冷却系又は格納容器圧力逃がし装置を用いて除熱を行う。なお，上位のカットセットには含まれていないが，残留熱除去系が機能喪失している場合には，格納容器圧力逃がし装置を用いて除熱を行う。

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

別紙 4）
東海第二発電所

備考【高圧・低圧注水機能喪失】
・東海第二の順序に合わせて記載。
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（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。

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重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（シーケンス選定

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

別紙 4）
東海第二発電所

備

考

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重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（シーケンス選定

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

別紙 4）
東海第二発電所

備

考

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（シーケンス選定

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

別紙 4）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所【主要なカットセットに対する検討】(高圧注水・減圧機能喪失 (TQUX))○ 第 1-1 表より，事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」については炉
心損傷頻度の約 41%のカットセットを確認した。なお，「高圧注水・減圧機能喪失」
は全炉心損傷頻度に占める炉心損傷頻度の割合が 0.1%未満であり，全炉心損傷頻度に対して寄与割合の低い事故シーケンスグループである。
○ いずれの主要な事故シーケンスのカットセットからも，原子炉注水自動起動不能の
認知失敗の人的過誤，原子炉減圧操作失敗の人的過誤が抽出され，「通常停止+SRV 再
閉鎖失敗+高圧注水失敗+原子炉減圧失敗」を除く主要な事故シーケンスのカットセットからは，原子炉水位計不動作/誤高出力(共通原因故障)等の信号系の故障も抽出された。このうち，原子炉注水自動起動不能の認知失敗と信号系の共通原因故障が
重畳する場合，認知に失敗にしていることから，重大事故等対処設備である高圧代
替注水系の手動起動に期待できず，故障の内容によるが，信号系の共通原因故障が生じている場合には代替自動減圧ロジックにも期待できないとすると，重大事故等防止対策に期待できず，炉心損傷を防止できない。この基事象の組み合わせ以外の場合には，高圧代替注水系による高圧注水のバックアップや代替自動減圧ロジック
による低圧状態への移行等により，注水による炉心冷却を確保できる。
○ 注水による炉心冷却の確保に成功した後は，代替原子炉補機冷却系又は格納容器圧
力逃がし装置を用いて除熱を行う。なお，上位のカットセットには含まれていない
が，残留熱除去系が機能喪失している場合には，格納容器圧力逃がし装置を用いて除熱を行う。
○ 全炉心損傷頻度から見た場合，炉心損傷を防止できないカットセットの頻度は非常に小さな値に抑えられていると考えるが，炉心損傷を防止できないカットセットに含まれている原子炉注水自動起動不能の認知失敗については，訓練等によりその発生可能性の低減に努めていく。

【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。

備

考

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重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（シーケンス選定

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

別紙 4）
東海第二発電所

備

考

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比較表（シーケンス選定

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機【主要なカットセットに対する検討】(全交流動力電源喪失(TB))○ 第 1-1 表より，事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」については炉心損
傷頻度の約 56%のカットセットを確認した。なお，「全交流動力電源喪失」は全炉心損傷頻度に占める炉心損傷頻度の割合が 0.1%未満であり，全炉心損傷頻度に対して寄与割合の低い事故シーケンスグループである。
○ 主要な事故シーケンスのうち，「外部電源喪失+D/G 全台起動失敗」(長期 TB)では，
外部電源，非常用ディーゼル発電機による給電を喪失し，外部電源の復旧，高圧電源
融通にも失敗するカットセットが抽出されている。
このカットセットに対しては，常設代替交流電源設備により電源を復旧するほか，原子炉隔離時冷却系の運転による長時間の炉心冷却の確保と格納容器圧力逃がし装置
による原子炉格納容器からの除熱によってプラントを安定な状態に維持することが有効である。

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

別紙 4）
東海第二発電所

備考【全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）】
・東海第二の順序に合わせて記載。
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，
並びに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。

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重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（シーケンス選定

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

別紙 4）
東海第二発電所

備

考

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重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（シーケンス選定

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

別紙 4）
東海第二発電所【全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）】○ 主要な事故シーケンスのうち，「外部電源喪失+直流電源喪失」(TBD)では，外部電源 ○ＴＢＤを喪失し，共通原因故障により全てのバッテリーからの給電に失敗するカットセッ
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
トが抽出され，主要な事故シーケンスの 100%を占めた。このカットセットに対して 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。
は，常設代替直流電源設備を用いて直流電源を復旧することにより，炉心損傷を防止することができる。

備

考・東海第二の順序に合わせて記載。

○ 主要な事故シーケンスのうち，「外部電源喪失+D/G 全台起動失敗＋原子炉隔離時冷 ○ＴＢＵ
却系失敗」(TBU)では，外部電源，非常用ディーゼル発電機による給電を喪失し，短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
時間での外部電源の復旧に失敗し，原子炉隔離時冷却系の運転継続に必要な復水貯 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
蔵槽への補給に失敗するカットセットが抽出されている。このカットセットに対し 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，直流ては，同じ復水貯蔵槽を水源とする高圧代替注水系は有効な対策とならない。一方， 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
復水貯蔵槽への補給に失敗するため，原子炉隔離時冷却系が使命時間 24 時間の運 抽出されている。
転を継続することはできないものの，元々復水貯蔵槽に蓄えられている水量を注水
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に費やせると考えると，少なくとも炉心損傷までに数時間程度の時間余裕を有する 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
カットセットである。このため，今回抽出されたカットセットに対しては，常設代替 注水が有効である。
交流電源設備等による電源復旧によって低圧の注水機能の復旧を図ること等によ
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り，炉心損傷を防止することができると考えられる。また，今回のカットセットとし 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，高圧代替注ては抽出されなかったが，事象発生と同時に原子炉隔離時冷却系が故障等によって 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
機能喪失に至る等，対応の時間余裕が短い場合は，高圧代替注水系によって炉心損 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，常設代替高圧電源傷を防止することができる。
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。

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重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（シーケンス選定

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

別紙 4）
東海第二発電所

備

考

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重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（シーケンス選定

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

別紙 4）
東海第二発電所

備考【全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）】
・東海第二の順序に合わせて記載。
○ 主要な事故シーケンスのうち，「外部電源喪失+D/G 全台起動失敗＋SRV 再閉鎖失敗」 ○ＴＢＰ
(TBP)では，全交流動力電源喪失により電動駆動の ECCS 注水設備が機能喪失するこ
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とに加え，SRV 再閉鎖失敗により，長時間の原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水 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
系による注水には期待できない。このため，原子炉隔離時冷却系又は高圧代替注水 喪失に至り，逃が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系による注水が継続している間に常設代替交流電源設備によって電源を復旧し，低 トセットが上位に抽出されている。
圧代替注水系等による低圧注水に移行できる場合には炉心損傷を防止できる。また， 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
低圧注水への移行に失敗し，炉心損傷に至る場合については，LOCA 時に ECCS によ 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。
る注水ができず，炉心損傷に至るシーケンスに包絡されると考えられ，炉心損傷になお，高圧・低圧注水機能喪失における低圧代替注水系（常設）と設計基準設備の共至るものの，電源復旧等の後，原子炉圧力容器又は原子炉格納容器に注水し，格納容 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）に器圧力逃がし装置等による除熱を行うことで，原子炉格納容器の破損を防止するこ 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％未満と非常とができる。
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。

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（シーケンス選定

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機【主要なカットセットに対する検討】(崩壊熱除去機能喪失(TW))○ 第 1-1 表より，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」については炉心損
傷頻度の約 66%のカットセットを確認した。なお，「崩壊熱除去機能喪失」は全炉心損傷頻度に占める炉心損傷頻度の割合が約 99.9%であり，全炉心損傷頻度のほとん
どを占める事故シーケンスグループである。
○ いずれの主要な事故シーケンスのカットセットからも，残留熱除去系，原子炉補機
冷却水系又は原子炉補機冷却海水系の起動又は継続運転失敗の共通原因故障が抽出されている。この基事象に対しては，代替原子炉補機冷却系による海水への熱除去機能の代替や，格納容器圧力逃がし装置による大気への除熱により炉心損傷(格納容器先行破損)を防止できる。
○ 主要な事故シーケンスのうち，「過渡事象＋除熱失敗」，「過渡事象＋SRV 再閉鎖失敗＋除熱失敗」では，残留熱除去系起動操作失敗の人的過誤が抽出されている。この基事象に対しては，格納容器圧力逃がし装置による大気への除熱により炉心損傷(格納容器先行破損)を防止できる。
○ 主要な事故シーケンスのうち，「通常停止＋除熱失敗」では，使命時間中の外部電源喪失等，電源喪失により炉心損傷(格納容器先行破損)に至るカットセットが抽出されている。このカットセットに対しては，長期 TB のシーケンスにおける対策により炉心損傷を防止できる。
○ 事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」に対する主要な対策と考えられる
格納容器圧力逃がし装置は残留熱除去系，原子炉補機冷却水系及び原子炉補機冷却
海水系に対して独立な系統であり，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 99.9%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が有効なものであると考えられる。

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

別紙 4）
東海第二発電所備

考【崩壊熱除去機能喪失】
・東海第二の順序に合わせて記載。
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（取水機能喪失時）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（ＲＨＲ故障時）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。

14／42

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（シーケンス選定

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

別紙 4）
東海第二発電所

備

考

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（シーケンス選定

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

別紙 4）
東海第二発電所

備

考

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（シーケンス選定

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機【主要なカットセットに対する検討】(原子炉停止機能喪失(TC))○ 第 1-1 表より，事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」については炉心損
傷頻度の約 43%のカットセットを確認した。なお，「原子炉停止機能喪失」は全炉心損傷頻度に占める炉心損傷頻度の割合が 0.1%未満であり，全炉心損傷頻度に対して寄与割合の低い事故シーケンスグループである。
○ 主要な事故シーケンスとして，「過渡事象+原子炉停止失敗」について評価したとこ
ろ，制御棒挿入失敗(機械系故障)に加えて SLC の機能喪失に関する基事象のカットセットが抽出された。原子炉停止機能について，ABWR である柏崎刈羽原子力発電所
6 号及び 7 号炉では，今回重大事故等対処設備として位置づけた機能・設備がプラント設計当初より設置されていたことから，今回はこれらの機能・設備を考慮して
PRA を実施した。
このため，これらの機能・設備の喪失を含めて炉心損傷に至るカットセットが抽出されており，対策の有効性を確認することはできない。
○ 原子炉停止機能喪失の事故シーケンスグループは，グループの炉心損傷頻度が 5.1
×10-12 /炉年であり，評価全体の炉心損傷頻度に占める割合は全シーケンスグルー
プの中で最も小さい。主要なカットセットに今回重大事故等対処設備として位置づけた SLC が含まれていることからも，これらの今回重大事故等対処設備の寄与も含めて，非常に小さな炉心損傷頻度に抑えられていると考えられる。

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

別紙 4）
東海第二発電所

備

考【原子炉停止機能喪失】
・東海第二の順序に合わせて記載。
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，ＡＴＷＳ緩和設備（代替
原子炉再循環系ポンプトリップ機能）及びほう酸水注入系による対応が有効である。
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ＡＴＷＳ緩和設備（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。

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（シーケンス選定

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

別紙 4）
東海第二発電所

備

考

18／42

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（シーケンス選定

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

別紙 4）
東海第二発電所

備

考・東海第二の順序に合わせて記載。
【主要なカットセットに対する検討】(LOCA 時注水機能喪失(LOCA))【ＬＯＣＡ時注水機能喪失】○ 第 1-1 表より，事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」については炉心損 ○中小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
傷頻度の約 76%のカットセットを確認した。なお，「LOCA 時注水機能喪失」は全炉心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及び高圧
損傷頻度に占める炉心損傷頻度の割合が約 0.1%であり，全炉心損傷頻度に対して寄 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
与割合の低い事故シーケンスグループである。
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○ 主要な事故シーケンスのうち，「LOCA+高圧/低圧注水失敗」では，原子炉補機冷却水 カットセット上位に抽出されている。
系又は原子炉補機冷却海水系の起動又は熱交換器の弁故障の共通原因故障が抽出さ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（常れている。中破断 LOCA により原子炉隔離時冷却系に期待できず，原子炉補機冷却水 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系等の喪失により，駆動機構の冷却が必要な電動駆動の ECCS 注水系に期待できな 水系（常設）による注水が有効である。
い状況であるため，このカットセットに対しては，SRV の手動作動により原子炉を
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減圧し，駆動機構の冷却を必要としない常設の低圧代替注水系(常設)(復水補給水 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
系)により注水することで炉心損傷を防止できると考えられる。
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○ 主要な事故シーケンスのうち，「LOCA+高圧注水失敗+原子炉減圧失敗」では，注水不 障が重畳した場合は，炉心損傷防止が困難である。
能の認知に失敗する人的過誤とデジタル制御系の共通原因故障，又は多重故障によ ○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及び高圧るカットセットが抽出されている。この場合，代替の注水手段への移行の必要性に気付けないことから，SRV の手動作動等の運転員操作に期待することができないた 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，減圧機能め，これらの重大事故等防止対策に期待できず，炉心損傷を防止できない。また，高 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
圧 ECCS 注水及び原子炉の減圧操作に失敗する人的過誤とデジタル制御系の共通原 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
因故障による ECCS 系の自動起動に失敗するカットセットが抽出されている。この場合，原子炉を減圧できない一方で，LOCA により蒸気駆動の高圧代替注水設備にも 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，これら認知失敗が期待できないことから，炉心損傷を防止できない。
○ LOCA が発生しているにも関わらず，認知に失敗したまま長時間気付かない場合や， 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，上位のカッ操作に失敗したにも関わらずその後の対応をとらないことは現実的には考えにく トセット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く，全炉心損傷頻度から見た場合，これらの炉心損傷を防止できないカットセット 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の頻度は非常に小さな値に抑えられているが，原子炉注水自動起動不能の認知失敗 る。
等の人的過誤については，訓練等によりその発生可能性の低減に努めていく。
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。

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（シーケンス選定

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

別紙 4）
東海第二発電所

備

考

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（シーケンス選定

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機【主要なカットセットに対する検討】(ISLOCA)○ 第 1-1 表より，事故シーケンスグループ「ISLOCA」については炉心損傷頻度の約 61%のカットセットを確認した。なお，「ISLOCA」は全炉心損傷頻度に占める炉心損傷頻度の割合が 0.1%未満であり，全炉心損傷頻度に対して寄与割合の低い事故シーケン
スグループである。
○ 主要な事故シーケンスである，「ISLOCA」では，高圧炉心注水系の定例試験時の弁リークや誤開放に伴うカットセットが抽出されている。これらのカットセットに対しては，高圧炉心注水系又は原子炉を減圧した後に高圧又は低圧炉心注水系による炉心の水位維持によって炉心損傷を防ぐことができる。その後は，注入隔離弁の再閉操作等，破断箇所の隔離を試みるとともに，使用可能な緩和系で水位維持，除熱を行うことで，炉心を安定な状態とすることができる。

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

別紙 4）
東海第二発電所

備

考【格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）】
・東海第二の順序に合わせて記載。
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。

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重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（シーケンス選定

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

別紙 4）
東海第二発電所

備

考

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（シーケンス選定

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

別紙 4）
東海第二発電所

備考1－2． ＦＶ重要度に照らした重大事故等対処設備の有効性
1-2. FV 重要度に照らした重大事故等防止対策の対応状況の確認(1) 実施内容(1) 実施内容
今回は，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能の喪失に重大事故等防止対策の有効性を定性的に考察した。
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
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分析結果である。対策の有効性を定量的に把握する観点では，新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
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，いが，今回はプラント運転開始時の内部事象運転時レベル 1PRA の結果のみを定量的
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
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。
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(2) 選定条件-3
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 を超える基事象に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 1E-3 を超える基事
ついて，重大事故等防止対策の対応状況を確認することとした。FV 重要度が小さい
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
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も，炉心損傷頻度のが小さい基事象は，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
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-3-3に確認する範囲として，今回は 10 を基準とすることとし，10 未満の基事象についク要因を網羅的に確認する範囲として，1E-3 を基準とすることとし，1E-3 未満のては確認対象外とした。
基事象については確認対象外とした。
(3) 確認結果(3) 確認結果-3
FV 重要度が 10 を超える基事象を確認したところ，事故シーケンスグループ「高「高圧・低圧注水機能喪ＦＶ重要度が 1E-3 を超える基事象を確認したところ，
圧・低圧注水機能喪失(TQUV)」，「高圧注水・減圧機能喪失(TQUX)」，「崩壊熱除去機能失」，「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」，
喪失(TW)」，「全交流動力電源喪失」に含まれる全ての事故シーケンスグループ(長期「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
TB， TPU， TBP， TBD)，「インターフェイスシステム LOCA(ISLOCA)」については，抽された全ての基事象に対して，定性的には何らかの重大事故等防止対策が有効であ出された全ての基事象に対して，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，「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」については，ＬＯＣＡの破断ることを確認した。また，「LOCA 時注水機能喪失(S1E，S2E)」，「原子炉停止機能喪失
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(TC)」については，抽出された基事象の一部に対して，定性的には有効な重大事故等
事故等対策が確認されなかった。
防止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１ＰＲＡでは，「崩壊熱除去機能喪失」が炉心
今回の内部事象運転時レベル 1PRA では，TW がその炉心損傷頻度のほぼ 100%を占
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ＦＶ重要度-3
めており，TW に対しては，FV 重要度が 10 を超える全ての基事象に重大事故等対処
が 1E-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設備(具体的には耐圧強化ベント系等による除熱機能の代替)が有効であることを確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，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
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１ＰＲＡの全-3
象運転時レベル 1PRA の全炉心損傷頻度は 10 程度まで低減されるものと考えられ
炉心損傷頻度は 1E-3 程度低減されるものと考えられる。また，重大事故等対処設る。このことから，重大事故等対処設備による，内部事象を起因とした炉心損傷リス
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
クへの対策の網羅性は 99%以上と整理できる。
できる。
事故シーケンスグループ別の確認結果は以下のとおり。
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(TQUV)【高圧・低圧注水機能喪失】-3
FV 重要度が 10 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
ＦＶ重要度が 1E-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。
ることを確認した。
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（シーケンス選定

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

別紙 4）
東海第二発電所

備考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支配的な基事象として，原子炉補機冷却水系，原子炉補機冷却海水系の共通原因故
障や水源である復水貯蔵槽への補給失敗が抽出されたが，これらに対しては低圧代替 系の故障並びに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
注水系（常設）による原子炉圧力容器への注水及び可搬型代替注水ポンプによる復水 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。
貯蔵槽への補給によって対応することが可能である。
○高圧注水・減圧機能喪失(TQUX)
FV 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，高圧注水不能の認知失敗及び高圧注水及び減圧機能の不動作につながる信号系の故障が抽出された。ドライウェル圧力高を伴わない高圧注水不能の状況下では，自動減圧系による原子炉の減圧機能に期待できないが，重大事故等対処設備として導入した代替自動減圧ロジック(残留熱除去系ポンプ吐出圧確立+原
子炉水位低(レベル 1)+600 秒経過で SRV4 弁開放)によって原子炉減圧されるため，その後の低圧注水に期待できる。また，原子炉減圧機能の不動作に対しては，高圧代替注水系による対応が可能である。
なお，高圧注水不能の認知に失敗(FV 重要度約 0.76)し，高圧注水及び原子炉減圧機能の不動作につながる信号系の故障(代替自動減圧ロジックにも期待できない状
況)(内上位の基事象の FV 重要度約 0.34)が重畳する場合，有効な対策が見当たらな
い状況となる。これは TQUX のカットセットとしても抽出(TQUX の炉心損傷頻度の約31%)されており，有効な対策が見当たらない場合として整理している。

【高圧注水・減圧機能喪失】
ＦＶ重要度が 1E-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，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。

○崩壊熱除去機能喪失(TW)FV 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，原子炉補機冷却水系，原子炉補機冷却海水系の共通原因故障が抽出されたが，これらに対しては独立な系統である耐圧強化ベント系等によって除熱機能を確保することが可能である。

【崩壊熱除去機能喪失】
ＦＶ重要度が 1E-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。
【全交流動力電源喪失（長期ＴＢ，ＴＢＵ，ＴＢＰ，ＴＢＤ）】○全交流動力電源喪失(長期 TB，TBP，TBU，TBD)
FV 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，長期 TB 及び TBP では交流電源の喪失，TBU ではこれに加えて原子炉隔離時冷却系の機器故障，TBD ではバッテリーの共通原因故障が抽出されたが，これらに対しては高圧代替注水系で対応が可能であり，その時間余裕の間に代替交流電源による電源復旧が可能である。

ＦＶ重要度が 1E-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。

24／42

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（シーケンス選定

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

別紙 4）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所○LOCA 時注水機能喪失(S1E，S2E)
FV 重要度が 10-3 を超える基事象のうち，重大事故等防止対策の有効が確認できな
い基事象は以下のとおり。
・ LOCA 時の ECCS による注水不能の認知失敗(FV 重要度： S1E 1.4×10-2 S2E 7.4×10-1)
これは人的過誤による基事象であり，FV 重要度の高い S2E では主要なカットセッ
トにも含まれている。この基事象については，訓練等による発生確率の低減に努める
ことが，今後も継続して取り組むべき対策の 1 つであると考える。
このほかに支配的な基事象として，原子炉補機冷却海水系の共通原因故障が抽出された。S1E に対しては破断口径の大きさによるが，これらに対しては低圧代替注水系による注水機能を確保することが可能であると整理した。

【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。

備

考

【原子炉停止機能喪失】○原子炉停止機能喪失(TC)-3
ＦＶ重要度が 1E-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FV 重要度が 10 を超える基事象のうち，重大事故等防止対策の有効が確認できな
い基事象は以下のとおり。
ることを確認した。
-1・ ATWS 時の SLC 起動操作失敗(FV 重要度：9.4×10 )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 ・東海第二のＰＲＡでは，ほう酸注入
これは重大事故等防止対策に対する，人的過誤による基事象である。TC に対して してはＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環系ポンプトリップ機能）及びほう酸水注入
系（ＳＬＣ）に期待していない。
は ABWR の設計上，プラント運転開始時点で今回重大事故等対処設備に位置づけた設 系によって対応することが可能である。
備を備えていたことから，上記の基事象が抽出されたものである。この基事象については，訓練等による発生確率の低減に努めることが，今後も継続して取り組むべき対策の 1 つであると考える。
このほかに支配的な基事象として，原子炉緊急停止系の共通原因故障が抽出されたが，これらに対しては SLC 等による原子炉停止が可能である整理した。
○インターフェイスシステム LOCA(ISLOCA)
FV 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，高圧炉心注水系の配管破断が抽出されたが，これに対しては発生箇所の隔離並びに原子炉減圧及び低圧注水系等による対応が可能である。

【格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）】
ＦＶ重要度が 1E-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，インターフェイスシステムＬＯＣＡ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。

25／42

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（シーケンス選定

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
２. 内部事象運転時レベル 1.5PRA(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，各事故シーケンスについて以下の基準をもとに主要なカットセットを抽出した。また，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中で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整備状況等を第 2-1 表に示す。

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

別紙 4）
東海第二発電所

備

考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(2) 主要なカットセットの確認結果
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，整備された 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。
重大事故等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。
【主要なカットセットに対する検討】○雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧破損)
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圧破損に至るシーケンスであり，主要なカットセットには全ての交流電源が失われるケースと，外部電源の復旧に成功するも，格納容器スプレイ(残留熱除去系)の起動に失敗する基
事象の組み合わせが抽出されている。これらのカットセットに対しては，格納容器圧
力逃がし装置が過圧破損防止に有効である。また，常設代替交流電源設備によって電源を復旧し，代替格納容器スプレイ冷却系によって格納容器圧力の上昇抑制を図ることも有効である。

【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，ＨＰＣＳ－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及び格納容器
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）】○雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過温破損)
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支配的な事故シーケンスは，LOCA によって炉心損傷に至った後に過温破損に至る
シーケンスであり，主要なカットセットには原子炉補機冷却水系又は原子炉補機冷却 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
海水系の起動失敗又は熱交換器の弁故障（開失敗）の共通原因故障が抽出されている。 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
これらのカットセットに対しては，低圧代替注水系(常設)による損傷炉心への注水が 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有効である。
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，代替循環冷却系及び格納容器圧力逃がし装置による除熱が有効である。

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（シーケンス選定

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

別紙 4）
東海第二発電所

備

考

27／42

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（シーケンス選定

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

別紙 4）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所○高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
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高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱に至るシーケンスであり，主要なカットセットには全ての交流電源が失われる基事象の組み合わせが抽出されている。交流電源を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，現状の対策である原子炉圧力容器の減圧操作によって，本モードによる格納容器破損を防止できる。

【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－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，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かか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。

備

考

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（シーケンス選定

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

別紙 4）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所○原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用
支配的な事故シーケンスは，LOCA によって炉心損傷に至った後に原子炉圧力容器が破損し，原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用に至るシーケンスであり，主要なカットセットには原子炉補機冷却水系又は原子炉補機冷却海水系の起動失敗
又は熱交換器の弁故障（開失敗）の共通原因故障が抽出されている。この事象については，仮に発生した場合であっても原子炉格納容器の破損に至らないことを確認しており，対策は講じていない。

【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。

○溶融炉心・コンクリート相互作用
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破損し，ペデスタル床面での溶融炉心・コンクリート相互作用が継続するシーケン
スであり，主要なカットセットには原子炉注水自動起動不能の認知失敗の人的過誤，
原子炉減圧操作失敗の人的過誤，原子炉水位計不動作/誤高出力(共通原因故障)等の信号系の故障が抽出されている。
認知の失敗等により炉心損傷に至るものの，炉心損傷後にはその状況を認知するとともに，炉心損傷から圧力容器の破損までの間に低圧代替注水系等を用いて，ペデス
タルへの水張りを行うことで，溶融炉心・コンクリート相互作用の継続を防止することができる。

【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。

備

考

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重大事故等対策の有効性評価
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比較表（シーケンス選定

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

別紙 4）
東海第二発電所

備

考

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（シーケンス選定

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

別紙 4）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考3. 内部事象停止時レベル１ＰＲＡ
３. 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
3-1. 主要なカットセットに照らした重大事故等防止対策の対応状況の確認(1) 選定条件(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非常に多くなる。事故のがあるため,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シーケンスグループごとに主要なシナリオを抽出した結果を第 3-1 表に示す。
カットセットを抽出した。
・炉心損傷頻度が 1E-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 表～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 図～
第 3－3 図に示す。
(2) 主要なカットセットの確認結果(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（第 3-1，32，3-3 図）においてミニマルカットセットの分析(MCS)を実施し（第 3-2，3-3，3-4 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表），整備された炉心損傷防止対策が有効となることを確認した ＊。
を防止できることを確認した。
＊実施した炉心損傷防止策は起因事象である外部電源喪失や崩壊熱除去機能喪失に対応した対策（代替交流電源の確保や注水・除熱機能の確保）であるため，MCS 分析をした事故シーケンス以外のシーケンスにも有効である。

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重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（シーケンス選定

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

別紙 4）
東海第二発電所備

考【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。

32／42

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（シーケンス選定

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

別紙 4）
東海第二発電所

備

考

33／42

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（シーケンス選定

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

別紙 4）
東海第二発電所

備

考

34／42

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（シーケンス選定

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

別紙 4）
東海第二発電所

備考【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・炉心冷却失敗
ＰＯＳ－Ｂ１～Ｂ３においては，待機状態の非常用ＤＧ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・炉心冷却失敗
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。

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（シーケンス選定

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

別紙 4）
東海第二発電所

備

考

36／42

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（シーケンス選定

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

別紙 4）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考【原子炉冷却材の流出】○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，ＬＯＣＡが発生しているにもかかわらず，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。
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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（シーケンス選定

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

別紙 4）
東海第二発電所

備

考また，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。

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（シーケンス選定

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

別紙 4）
東海第二発電所

備

考

39／42

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（シーケンス選定

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

別紙 4）
東海第二発電所

備考3-2. FV 重要度に照らした重大事故等防止対策の対応状況の確認
3－2． ＦＶ重要度に照らした重大事故等対処設備の有効性-4 *1
FV 重要度が 1.0×10を超える基事象に対して，有効性評価で考慮している対停止時における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策が有効であるかを検討し，その大部分について有効となることを確認した。
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，また，有効性評価中で考慮している対策が有効とならないものを以下のとおりに抽
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，出力出し，これらの基事象が主要なカットセットで確認したものと同様，注水機能の信頼運転時レベル１ＰＲＡより 1 桁小さい 1E-4 を基準としてそれを超える基事象を抽性向上・多様化（可搬型代替注水ポンプ，MUWP，SPCU，FP）や運転員への注意喚起等
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。
の継続的実施，区分Ⅰ～Ⅳの直流電源に期待しない GTG の給電等によって炉心損傷のその結果，ＦＶ重要度が 1E-4 を超える基事象として抽出された全ての基事象（デ発生頻度を更に低下させることが可能であることを確認した。
ィーゼル発電機の故障，復水貯蔵タンクの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。
a.MUWC による原子炉注水が有効とならない基事象
停止時レベル 1PRA においては時間余裕が十分長いことから重大事故等対処設備である MUWC による原子炉等への注水に期待している。
そのためこの機能が喪失する基事象は有効性評価で考慮している対策が有効とならない基事象として第 3-5 表に抽出される。
これらの基事象の FV 重要度が高い原因は，POS C1 の補機冷却機能喪失を起因事象とする事故シーケンスでは MUWC 以外の注水設備がないことによるものだと考えられる。ただし，POS C1 においては時間余裕が約 27 時間と長く，LPFL や MUWC（有効性評価で期待している注水手段）以外の対策（可搬型代替注水ポンプ，MUWP， SPCU，FP）
を考慮することで炉心損傷を防止することが可能である。
b.冷却材流出事象において LPFL，MUWC の原子炉注水が有効とならない基事象
冷却材流出事象が発生して，運転員が認知に失敗した場合は考慮している対策が有効とならず，炉心損傷に至る（第 3-6 表）。
対策として運転員の定期的な原子炉水位の監視に加え，マニュアルや手順等による操作時の注意喚起を実施している（例：社内で実施するリスク評価の際に抽出された「水位低下の操作」等に対して注意喚起の連絡の実施）。また，急激な水位の低下が継続しないようにブロー量の管理もされており十分認知のための時間余裕があること，
ブロー水の排水先である RW 設備の運転員による異常の認知にも期待できることから，PRA 上の想定より運転員の水位低下の認知はより容易になると考えられる。
c.有効性評価で考慮している GTG からの給電操作が有効とならない基事象
有効性評価では交流電源の喪失に対して GTG から緊急用 M/C，非常用電源母線等を経由して各負荷までの給電を実施している。この対策は第 3-7 表に示すように非常用
電源母線の遮断器故障や区分Ⅰ～Ⅲの直流電源に関連した故障が発生した場合は有効とならない。ただし，この場合であっても，非常用電源母線や区分Ⅰ～Ⅲの直流電
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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（シーケンス選定

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

別紙 4）
東海第二発電所

備

考源に期待しない GTG から緊急用 M/C，AM 用電源母線を経由した MUWC 等の負荷へ給電，隣接プラントからの電源融通，消火系や可搬型代替注水ポンプでの注水，可搬型
代替直流電源設備を用いた直流電源の復旧等の手段を用いることで炉心損傷の防止が可能である。
*1 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，運転時レ
ベル 1PRA より一桁小さい 1.0×10-4を基準としてそれを超える基事象について抽出を実施した。

41／42

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（シーケンス選定

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

別紙 4）
東海第二発電所

備

考

42／42

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（シーケンス選定

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

別紙 5）
東海第二発電所

別紙 5
地震 PRA，津波 PRA から抽出される事故シーケンスと対策の有効性

備

考

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内部事象 PRA から抽出される事故シーケンスには，一部を除いてそれぞれ有効な炉
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
心損傷防止対策等が講じられている。内部事象 PRA では，機器の故障等の発生確率を 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
ランダム要因によるものとして炉心損傷頻度等を評価しているが，外部事象 PRA で 大事故等対処設備が有効であるか確認した。
は，外部事象によっても機器の故障等が発生するため，例えばランダム要因では壊れにくいが地震に対しては脆弱な機器等が含まれる場合等，同じ事故シーケンスあるいはカットセットであってもその発生頻度及び寄与率には違いが現れる。このため，地震レベル 1PRA，津波レベル 1PRA から抽出される事故シーケンスについても，支配的な事故シーケンスに対してカットセットを分析し，炉心損傷防止対策の有効性を整理した。
１. 地震レベル 1PRA
1. 地震レベル１ＰＲＡ(1) 選定条件(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，
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
ここでは，各事故シーケンスについて以下の基準をもとに主要なカットセットを抽出
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した。
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のうち，最も炉心損傷頻度の大きな事故シーケンスにつ・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
いて，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
確認結果を第 1－1 表～第 1－9 表に示す。
ト及び炉心損傷防止対策の整備状況等を第 1-1 表に示す。
(2) 主要なカットセットの確認結果
第 1-1 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，その際は機能喪失を免れた設備等を用いて対応することとなる。
一方，事故シーケンスグループのうち，「高圧注水・減圧機能喪失」，「全交流動力電源喪失」に含まれる一部の事故シーケンスにおいて，故障モードによっては有効性評
価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。また，「LOCA 時注水機能喪失」，
「計測・制御系喪失」，「格納容器バイパス」，「原子炉圧力容器・原子炉格
納容器損傷」，「原子炉建屋損傷」の炉心損傷直結事象についても，地震動に応じた詳
細な損傷の程度や影響を評価することは困難なことから，現状，炉心損傷直結事象として整理しているものの，実際には損傷の程度に応じて使用可能な重大事故等対処設備等を用いて対応することにより，炉心損傷を防止できる可能性があることを確認し(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。
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ＳＳより
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（シーケンス選定

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
た。

【主要なカットセットに対する検討】○ 高圧・低圧注水機能喪失(TQUV)
いずれのカットセットにも，地震による原子炉補機冷却水系の構造損傷と地震あるいはランダム故障による原子炉隔離時冷却系の機能喪失が含まれている。つまり，電動駆動の ECCS 注水系の機能喪失の原因については，原子炉補機冷却水系の機能喪失により空調及び駆動部の冷却機能を喪失し，注水不能となるカットセットが支配的となる。これ
らのカットセットに対しては，駆動部の冷却が不要な低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)により，原子炉圧力容器に注水することにより炉心損傷を防止できる。

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

別紙 5）
東海第二発電所

備考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。
【高圧・低圧注水機能喪失（ＴＱＵＶ）】
・東海第二の順序に合わせて記載。
地震による残留熱除去系（ＲＨＲ）又は残留熱除去系海水系（ＲＨＲＳ）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ＰＲＡ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。

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重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（シーケンス選定

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

別紙 5）
東海第二発電所

備

考

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重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（シーケンス選定

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

別紙 5）
東海第二発電所

備

考

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重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（シーケンス選定

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

別紙 5）
東海第二発電所

備

考

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重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（シーケンス選定

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

別紙 5）
東海第二発電所

備

考・東海第二の順序に合わせて記載。
○ 高圧注水・減圧機能喪失(TQUX)【高圧注水・減圧機能喪失（ＴＱＵＸ）】
本事故シーケンスグループで最も高い炉心損傷頻度となる加速度領域は 150 gal
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。
であり，いずれのカットセットにも，地震による機器の損傷の基事象は含まれていな
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い。このため対策は，内部事象レベル 1PRA の結果抽出されたカットセットに対する る原子炉減圧が有効である。
対策と同様のものとなる。

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（シーケンス選定

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機○ 全交流動力電源喪失
・ 全交流動力電源喪失(長期 TB)
主要な事故シーケンスのうち，「全交流動力電源喪失」(長期 TB)では，原子炉補機冷却
水系又は非常用取水路の構造損傷を含むカットセットが抽出されている。このカットセットに対しては，常設代替交流電源設備により電源を復旧するほか，原子炉隔離時冷却系の運転による長時間の炉心冷却の確保と格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器からの除熱によってプラントを安定な状態に維持することが有効である。

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

別紙 5）
東海第二発電所

備

考・東海第二の順序に合わせて記載。
【全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）】
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（低圧代替注水系（可搬型））を確保することが有効となる。

【全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）】
・東海第二の順序に合わせて記載。
・ 直流電源喪失(TBD)
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
主要な事故シーケンスのうち，「直流電源喪失」(TBD)では，地震により直流電源設
備の構造損傷又は機能損傷に至るカットセットが抽出された。このカットセットに対 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
しては，常設代替直流電源設備を用いて直流電源を復旧することにより，炉心損傷をタ）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。
防止することができる。
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・ 全交流動力電源喪失＋原子炉隔離時冷却系失敗(TBU)）を確保することが有効となる（ＴＢＤのカットセット
主要な事故シーケンスのうち，「全交流動力電源喪失＋原子炉隔離時冷却系失敗」 手段（低圧代替注水系（可搬型）(TBU)では，原子炉補機冷却水系又は非常用取水路の構造損傷及び原子炉隔離時冷却 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
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重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（シーケンス選定

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

別紙 5）
東海第二発電所

備考系の水源となる復水貯蔵槽周りの配管の構造損傷を含むカットセットが抽出されて 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いる。このカットセットに対しては，同じ復水貯蔵槽を水源とする高圧代替注水系は からの給電による対応が有効である）。
有効な対策とならない。一方，サプレッション・チェンバに水源を切り替えることができれば，一定時間，原子炉隔離時冷却系によって注水できると考えると，少なくとも炉心損傷までに数時間程度の時間余裕を有するカットセットである。
このため，今回抽出されたカットセットに対しては，原子炉隔離時冷却系による注
水及び低圧代替注水系(可搬型)によって，炉心損傷を防止することができると考えられる。また，今回のカットセットとしては抽出されなかったが，事象発生と同時に原子炉隔離時冷却系が故障等によって機能喪失に至るものの復水貯蔵槽は機能を維持する場合等，高圧代替注水系によって炉心損傷を防止することができる場合も考えら
れる。

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重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（シーケンス選定

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

別紙 5）
東海第二発電所

備

考

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重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（シーケンス選定

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

別紙 5）
東海第二発電所備

考・ 全交流動力電源喪失＋SRV 再閉鎖失敗(TBP)【全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）】
・東海第二の順序に合わせて記載。
主要な事故シーケンスのうち，「全交流動力電源喪失＋SRV 再閉鎖失敗」(TBP)では， 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）の原子炉補機冷却水系又は非常用取水路の構造損傷を含むカットセットが抽出されて 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。
いる。これにより非常用ディーゼル発電機の冷却機能が失われ，外部電源喪失と併せ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，駆動て全交流動力電源喪失に至り，電動駆動の ECCS 注水設備が機能を喪失する。また， 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
SRV 再閉鎖失敗により，長時間の原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による注水 至る事象となる。
には期待できない。このため，原子炉隔離時冷却系又は高圧代替注水系による注水が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継続している間に常設代替交流電源設備によって電源を復旧し，低圧代替注水系等に 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
よる低圧注水に移行できる場合には炉心損傷を防止できる。また，低圧注水への移行 段（低圧代替注水系（可搬型））を確保することが有効となる。
に失敗し，炉心損傷に至る場合については，LOCA 時に ECCS による注水ができず，炉心損傷に至るシーケンスに包絡されると考えられ，炉心損傷に至るものの，電源復旧等の後，原子炉圧力容器又は原子炉格納容器に注水し，格納容器圧力逃がし装置等による除熱を行うことで，原子炉格納容器の破損を防止することができる。

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重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（シーケンス選定

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

別紙 5）
東海第二発電所

備

考

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（シーケンス選定

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機○ 崩壊熱除去機能喪失(TW)いずれのカットセットにも，残留熱除去系のランダム故障が含まれている。この基事象に対しては，代替原子炉補機冷却系ユニットによる海水への熱除去機能の代替には期待できないが，格納容器圧力逃がし装置による大気への除熱により炉心損傷(格納容器先行破損)を防止できる。

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

別紙 5）
東海第二発電所

備

考・東海第二の順序に合わせて記載。
【崩壊熱除去機能喪失（ＴＷ，ＴＢＷ）】
ＴＷについては，低加速度領域（～0.5Ｇ）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（1.0Ｇ～）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（取水機能喪失時）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（ＲＨＲ故障時）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。

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重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（シーケンス選定

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

別紙 5）
東海第二発電所

備

考

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（シーケンス選定

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機○ 原子炉停止機能喪失(TC)いずれのカットセットにも，原子炉補機冷却水系又は非常用取水路の構造損傷が含まれている。原子炉スクラムが必要な際に制御棒を挿入できない場合，高圧炉心注
水系による水位制御に期待できないことから炉心損傷に至る。
原子炉停止機能について，ABWR である柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉では，今回重大事故等対処設備として位置づけた機能・設備がプラント設計当初から設置されていたことから，今回はこれらの機能・設備を考慮して PRA を実施した。このため，これらの機能・設備の喪失を含めて炉心損傷に至るカットセットが抽出されており，対策の有効性を確認することはできない。

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

別紙 5）
東海第二発電所

備

考【原子炉停止機能喪失（ＴＣ）】
・東海第二の順序に合わせて記載。
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。

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重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（シーケンス選定

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

別紙 5）
東海第二発電所

備

考

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（シーケンス選定

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

別紙 5）
東海第二発電所

備

考・東海第二はＥｘｃｅｓｓｉｖｅ Ｌ
ＯＣＡとしている。

○ LOCA 時注水機能喪失(LOCA)
カットセットとしては，地震による原子炉格納容器内配管の構造損傷が抽出された。地震動に応じた詳細な損傷の程度を評価することは困難なことから，原子炉格納容器内配管の構造損傷を以て炉心損傷直結としているものの，実際には配管損傷の規模に応じて炉心損傷を防止できる場合も考えられる。
○ その他の炉心損傷直結事象
計測・制御系喪失，格納容器バイパス，原子炉圧力容器・原子炉格納容器損傷，原
子炉建屋損傷については，別紙 2 のとおり，評価方法にかなりの保守性を有しており，また，地震動に応じた詳細な損傷の程度や影響を評価することは困難なことから，現状，炉心損傷直結事象として整理しているものの，実際には損傷の程度に応じて使用可能な重大事故等対処設備等を用いて対応することにより，炉心損傷を防止できる可能性があるものと考える。その場合は，損傷した機能に応じて内部事象運転時レベ
ル 1PRA の結果から抽出された既存の事故シーケンスグループに包絡されるものと考える。
例えば，別紙 2 の 2.1 建屋・構築物(原子炉建屋)の損傷の(4)に示したとおり，現実的には考えにくいものの，仮に基礎地盤の変形が生じ，建屋間での配管破断に至り，
原子炉建屋内への水の流入によって高圧・低圧注水機能の喪失に至ったとしても，サプレッション・チェンバを水源とした原子炉隔離時冷却系による注水や低圧代替注水系(可搬型)によって対応できると考える。
また，別紙 2 の 2.2 建屋・構築物(圧力容器・格納容器)の損傷の(4)に示したとおり，フラジリティの評価手法が有する保守性により，現実的には PRA の結果以上に起こりにくい事象と考えるものの，仮にペデスタルにおける支持機能の喪失が発生し，一次系の配管破断等が発生した場合は，LOCA と同等の対応として，使用可能な注水設備による注水及び格納容器圧力逃がし装置等を用いた除熱によって，プラントを安定な状態に導くことができると考える。
２. 津波レベル 1PRA
津波 PRA の結果，今回評価の対象としたプラント状態では，津波高さ 4.2m 以上の場合，取水口からの浸水により炉心損傷に至る。津波高さと機能喪失する安全上重要な機器の組み合わせから，高圧・低圧注水機能喪失(TQUV)，直流電源喪失(TBD)に事故
シーケンスグループを区分しているものの，安全上重要な機器の機能喪失の原因はい
ずれも浸水であり，対策としては浸水防止対策が最も有効であると考える。
また，何らかの要因により浸水防止対策が機能せず，建屋内に浸水した場合には，喪失した機能に応じ，重大事故等対処設備等を用いて対応することで，炉心損傷を防止できるものと考える。何らかの要因による建屋内への浸水時に重大事故等対処設備等に期待できるか否かについては，建屋内への浸水の状況等による部分もあるが，建2. 津波レベル１ＰＲＡ(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。
・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。

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（シーケンス選定

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

別紙 5）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

屋内部の浸水防止対策や高台に配備した設備等により対応することが可能であると考える。

(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。

以 上

備

考

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（シーケンス選定

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

別紙 6）
東海第二発電所

考

別紙 9

別紙 6
「水素燃焼」及び「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

備

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「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,格納容器直接接触（シェルアタック）につ
評価に関する審査ガイド」(以下「審査ガイド」という。)では，必ず想定する格納容 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器破損モードの 1 つとして水素燃焼及び格納容器直接接触(シェルアタック)が挙げ 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。
られている。
一方，審査ガイドに基づき，格納容器破損モード抽出のための個別プラント評価と・東海第二がレベル１．５ＰＲＡにおして実施した，
柏崎刈羽原子力発電所6 号及び7 号炉の内部事象運転時レベル1.5PRA
いて水素燃焼を除外している理由
では，水素燃焼及び溶融物直接接触を格納容器破損モードの評価対象から除外していは，本文 2.2.1 に記載しているる。以下に，除外理由の詳細を示す。
○「水素燃焼」の除外理由
審査ガイドにおける，「水素燃焼」の現象の概要は以下のとおりである。
原子炉格納容器内に酸素等の反応性のガスが混在していると、水-ジルコニウム反応等によって発生した水素と反応することによって激しい燃焼が生じ、原子炉格納容器が破損する場合がある。
・炉心損傷に伴う原子炉格納容器内の気体の組成及び存在割合の変化
柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉では，運転中は原子炉格納容器内を常時窒素ガスで置換しており，酸素濃度は 3.5vol%以下に管理されている。一般に可燃限界とされている濃度は，水素濃度が 4vol%以上かつ酸素濃度が 5vol%以上の場合である。
ジルコニウム－水反応の程度や水蒸気等ほかの気体の存在割合にもよるが，燃料温度の著しい上昇に伴ってジルコニウム－水反応が生じる状況になれば，水素濃度は4vol%をほぼ上回る。
一方酸素ガスは，事象発生前から原子炉格納容器内に存在している量のほかには水の放射線分解によって生じるのみである。このため，炉心損傷後の原子炉格納容器内での水素燃焼の発生を考慮する際には，酸素濃度に着目する必要がある。なお，炉心損傷後の原子炉格納容器内の酸素濃度上昇の観点で厳しいシナリオで評価しても，事象発生から 7 日以内に酸素濃度が 5vol%を超えることはない。
・内部事象運転時レベル 1.5PRA の格納容器破損モードから除外する理由
内部事象運転時レベル 1.5PRA において，仮にイベントツリーに水素燃焼に関する
ヘディングを設けたとしても，上記のとおり，7 日以内に酸素濃度が 5vol%を超えることは無く，また，7 日以上原子炉格納容器の機能を維持(破損を防止)しながら酸素
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（シーケンス選定

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

別紙 6）
東海第二発電所

備

考

濃度の上昇については何も対応しない
状況は考え難いことを考えると，水素燃焼に関するヘディングの分岐確率は 0 となる。
内部事象運転時レベル 1.5PRA は，格納容器破損のシーケンスに加えて格納容器破損頻度を求める評価であることから，発生する状況が想定されない水素燃焼を評価対象とすることは適切でないと考える。
上記の理由により，水素燃焼は内部事象運転時レベル 1.5PRA の対象から除外した。
ただし，有効性評価においては，炉心損傷後の原子炉格納容器内の酸素濃度上昇の観点で厳しいシナリオを考慮し，可燃限界に至らないことを示している。
なお，原子炉格納容器外部からの空気の流入によって酸素濃度が上昇する場合については，既に格納容器の隔離機能が失われている状況であるため，内部事象運転時レベル 1.5PRA の対象外となる。
○「格納容器直接接触(シェルアタック)」の除外理由
審査ガイドにおける，「格納容器直接接触(シェルアタック)」の現象の概要は以下のとおりである。
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。

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。

・シェルアタックについて
１．格納容器直接接触（シェルアタック）[1]
シェルアタックについては，NUREG/CR-6025 において，BWR MARK-I 型格納容器に
シェルアタックについては，ＮＵＲＥＧ／ＣＲ－６０２５［１］において，ＢＷＲ Ｍ
対する検討が実施されている。BWR MARK-I 型格納容器におけるシェルアタックのメ
ａｒｋ－Ⅰ型格納容器に対する検討が実施されている。ＢＷＲ Ｍａｒｋ－Ⅰ型格納
カニズムは次のとおり。
容器における格納容器直接接触（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落下す
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る。この時，BWR MARK-I 型格納容器はペデスタル部の床面とその外側の床面が同じ（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，溶融炉心が切れ込高さに設計されており，ペデスタル部には切れ込み(第 1 図)があるため，溶融炉心が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
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する可能性（図 2）がある。
して原子炉格納容器の壁面(金属製のライナー部分)に接触する可能性(第 2 図)がある。
この事象は，原子炉格納容器の構造上，BWR MARK-I 型格納容器特有である。
・内部事象運転時レベル 1.5PRA の格納容器破損モードから除外する理由
２．格納容器直接接触（シェルアタック）の除外理由
柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉の RCCV 型格納容器のペデスタルの側面は，シェルアタックは，ＢＷＲ Ｍａｒｋ－Ⅰ型格納容器に特有の事象であり，ＢＷＲ
二重の円筒鋼板内部にコンクリートを充填した壁で囲まれており，BWR MARK-I 型格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
納容器のような切れ込みを持たない構造(第 3 図，第 4 図)であるため，溶融炉心が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
ペデスタル床面で広がった場合でも，ペデスタル外側へ溶融炉心が流れ出ることはな
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
2／6

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（シーケンス選定

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

別紙 6）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

い。このように，ABWR では構造的に発生しない格納容器破損モードであることから，
内部事象運転時レベル 1.5PRA の対象から除外した。なお，同様の理由により，有効性評価の対象からも除外している。

ック）の発生の可能性はない。
よって，格納容器直接接触（シェルアタック）は必ず想定する格納容器破損モードであるが，ＢＷＲ Ｍａｒｋ－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。

備

考

以 上
３．ＢＷＲ 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 ・東海第二は，炉心溶融物がペデスタ
プレート破損の扱いについてル床面を貫通してサプレッション・(1) レベル１．５ＰＲＡにおけるライナープレート破損の考え方
プールに落下する構造となっていレベル１．５ＰＲＡにおいては，環境へ放射性物質が大規模放出される可能性る。3.では，この構造を重要事故シ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（格納容器ーケンス選定においてどのように過圧・過温破損），溶融炉心・コンクリート相互作用（ＭＣＣＩ）等を考慮してい扱ったかを記載。
る。一方，格納容器直接接触（シェルアタック）については，ＢＷＲ Ｍａｒｋ－
Ⅰ型格納容器特有の破損モードであり，ＢＷＲ 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。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
ＢＷＲ 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
3／6

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（シーケンス選定

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

別紙 6）
東海第二発電所

備

考

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
参考文献[1] NUREG/CR-6025, The Probability of Mark-I Containment Failure by Melt-Attack [1] U.S. NRC, “The Probability of Mark-I Containment Failure by Melt-Attackof the Liner, U.S. Nuclear Regulatory Commission (1993)of the Liner” 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］4／6東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（シーケンス選定

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

別紙 6）
東海第二発電所備

考

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］5／6東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（シーケンス選定

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

別紙 6）
東海第二発電所

備

考6／6

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（シーケンス選定

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

別紙 7）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所
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

格納容器隔離の分岐確率の根拠と格納容器隔離失敗事象への対応【旧 JNES による検討事例】
原子炉格納容器の隔離失敗については，旧独立行政法人原子力安全基盤機構（以下「旧 JNES」という。
）による評価結果 [2]が報告されている。国内 BWR-5MARKⅡ型格納
容器プラントを対象に，フォールトツリーを用いて格納容器隔離の失敗確率を評価しており，格納容器隔離の失敗確率は平均値で 8.3×10-4(エラーファクタ = 2.4)と示されている。
原子炉格納容器の貫通部を抽出した上で，貫通部の弁の構成等を考慮し，リークのパターンをフォールトツリーでモデル化している。また，フォールトツリーの基事象には国内機器故障率データを使用している。
【分岐確率の設定について】
NUREG/CR-4220 では米国の運転実績から，旧 JNES による評価では，フォールトツ
リーによる分析から格納容器隔離失敗の頻度又は確率が評価されている。用いているデータ及び評価方法は異なるものの，いずれも 1.0×10-3 前後の値である。
本評価において，ヘディング「格納容器隔離」はほかのヘディングとの従属関係を

考

別紙 10

別紙 7

【分岐確率の根拠】
柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉の内部事象運転時レベル 1.5PRA では，炉心損傷の時点で原子炉格納容器の隔離に失敗している場合を考慮しており，これを「格納容器隔離」のヘディング(分岐確率 5.0×10-3)として設定している。
この分岐確率は，原子炉格納容器の隔離システムの信頼性について評価している
NUREG/CR-4220[1] を も と に 設 定 し て い る 。 NUREG/CR-4220 で は ， 米 国 NRC のLER(Licensee Event Report)(1965 年～1984 年分)を分析しており，原子炉格納容器からの大規模な漏えいが生じた事象 4 件を抽出し，これを評価時点での運転炉年(740炉年)で割ることにより，格納容器隔離失敗の発生頻度(5.0×10-3/炉年)を算出している。更に，格納容器隔離失敗の継続時間の情報がないことから，工学的判断として原子炉格納容器の隔離機能が確認される間隔を 1 年とし，上記の発生頻度に 1 年を掛けることにより，「格納容器隔離」の失敗確率としている。
本評価においても，原子炉格納容器の隔離機能は少なくとも 1 年に 1 回程度は確認されるもの(1 サイクルに 1 回程度)と考え，上記の発生頻度に 1 年を掛けること
により，「格納容器隔離」の失敗確率としている。
なお，NUREG/CR-4220 では，潜在的な漏えいが発生する経路として，ベント弁等の大型弁の故障や原子炉格納容器の壁に穴が空く事象等の直接的な破損を考えている。

備

1. 格納容器隔離失敗の分岐確率の根拠(1) 格納容器隔離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，ＮＵＲＥＧ／ＣＲ－４２２０(1)を基に 5.0E-3／d として設定している。ＮＵＲＥＧ／ＣＲ－４２２０では，米国のＬＥＲ（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，ＢＷ
Ｒ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１．５ＰＲＡでは，1984 年までのプラント実績データを用いたＮＵＲＥＧ／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。ＥＰＲＩ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（ＩＬＲＴ：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ＩＬＲＴ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
1／3

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（シーケンス選定

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
持たない独立のヘディングであることから，プラント損傷(炉心損傷)状態の発生頻度とヘディング「格納容器隔離」の確率の積がそのまま格納容器破損モード「格納容器隔離失敗」による格納容器破損頻度となる。また，原子炉格納容器の隔離に成功している確率はほぼ 1 であることから，ヘディング「格納容器隔離」以降の格納容器破損
頻度にはほとんど影響しない。これらのことから，参照可能と考える評価結果のうち，大きめの値を示している NUREG/CR-4220 の評価結果をもとに，工学的判断によって分
岐確率 5.0×10-3を採用した。
なお，現状の運転管理として原子炉格納容器内の圧力を日常的に監視しているほか，原子炉格納容器圧力について 1 日 1 回記録を採取している。仮に今回想定したような大規模な漏えいが生じた場合，速やかに検知できる可能性が高いと考える。

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

別紙 7）
東海第二発電所

備

考※

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，ＥＰＲＩ報告書の結果を考慮してもＮＵ
ＲＥＧ／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。

【格納容器隔離失敗事象への対応】
2. 格納容器隔離失敗事象への対応
格納容器隔離失敗事象には，炉心損傷の時点で原子炉格納容器の隔離に失敗してい (1) 東海第二発電所で想定される格納容器隔離失敗の経路
・柏崎は格納容器隔離失敗の経路，発る場合や，原子炉冷却材浄化系配管等の原子炉圧力容器に繋がる高圧配管が原子炉格
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生を防止する対策及び発生後の対納容器外で破断した後に炉心損傷に至る場合，低圧配管との接続部で破断した後に炉る隔離機能喪失であり，以下に示すとおりである。
策を記載しているが，東二は格納容心損傷に至る場合(ISLOCA)が含まれている。
ａ．機械的破損による隔離機能喪失
器隔離失敗の経路，及び発生を防止
PRA では，炉心損傷の時点で原子炉格納容器の隔離に失敗している場合を考慮して(a) 格納容器貫通部からの漏えいする対策を重点的に記載している。
いる。PRA 上，具体的な隔離失敗(漏えい)箇所を設定しているものではないが，万一，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
炉心損傷の時点で原子炉格納容器の隔離に失敗していた場合には，隔離失敗(漏えい)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。
箇所の隔離を試みることとなる。
(b) 格納容器アクセス部からの漏えい
このため，本事象への対応としては，炉心損傷頻度の低減を図るとともに，万一の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
重大事故発生時に原子炉格納容器の隔離に失敗していることのないよう，原子炉格納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
容器の漏えいに対する検知性を向上させることが有効であり，これらについては重大いする可能性がある。
事故等対処設備や日常の原子炉格納容器の圧力監視等で対応している。
(c) 格納容器バウンダリからの漏えい
また，炉心損傷の時点で原子炉格納容器の空間部に繋がる配管が原子炉格納容器外
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で破断した場合には，破断箇所の隔離を試みることとなる。
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
原子炉冷却材浄化系配管等，原子炉圧力容器に繋がる配管が原子炉格納容器外で破器内雰囲気が漏えいする可能性がある。
断した後に炉心損傷に至る場合については，配管破断の発生頻度が十分に低いため，
ｂ．人的過誤による隔離機能喪失
ISLOCA を除いて PRA 上はモデル化していない。仮に配管破断が生じた場合には，破(a) 漏えい試験配管からの漏えい
断箇所の隔離，原子炉圧力容器の急速減圧，炉水位をバイパス破断が生じた配管の原
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
子炉圧力容器への接続位置の高さ以下に保つ等，ISLOCA の場合と同様の対応をとる
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。
こととなる。
以 上(2) 格納容器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2／3

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（シーケンス選定

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

別紙 7）
東海第二発電所

備

考

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.
Nuclear Regulatory Commission (1985)[2]「JNES/SAE06-031, 06 解部報-0031 格納容器健全性に関する機器の重要度評価」独
立行政法人 原子力安全基盤機構 (2006)

参考文献(1) NUREG/CR-4220,Reliability Analysis of Containment Isolation Systems，
U.S.NRC, Risk Impact Assessment of Extended Integrated Leak Rate
Testing Intervals, Revision 2-A of 1009325, Final Report，EPRI,
October 2008

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