東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

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

備考2.4.2 残留熱除去系が故障した場合
7.1.4.2 残留熱除去系が故障した場合
2.4.2.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策
7.1.4.2.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」に含まれる事故シーケンスとし
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」に含まれる事故シーケンスは，ては，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「過渡事象＋「6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「過渡事象＋崩壊熱除去失敗」，②「過渡事象＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗」，③「通常停止＋崩壊
ＲＨＲ失敗」，②「過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗」，③「外部電 ・プラント型式の違いに起因した事故
シーケンス抽出の違い
熱除去失敗」，④「通常停止＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗」，⑤「サポート系喪源喪失＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）」，④「外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁
失＋崩壊熱除去失敗」，⑥「サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗」，⑦
再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）」，⑤「外部電源喪失＋直流電源喪失（ＨＰＣＳ成功）」，「小破断 LOCA＋崩壊熱除去失敗」，⑧「中破断 LOCA＋RHR 失敗」及び⑨「大破断 LOCA⑥「手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋ＲＨＲ失敗」，⑦「手動停止／サポー＋RHR 失敗」である。
ト系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗」，⑧「サポート系喪失（自動停止）＋ＲＨＲ失敗」，⑨「サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再
閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗」，⑩「サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗（ＨＰＣＳ成功）」，⑪「サポート系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗（ＨＰＣＳ成功）」，⑫「中小破断ＬＯＣＡ＋
ＲＨＲ失敗」及び⑬「大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗」である。
(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方
本事故シーケンスグループは，ＬＯＣＡを起因事象とする事故シーケンスも含め ・東海第二では，ＬＯＣＡを起因事象とする事故シーケンスについても，
炉心冷却に成功し，中長期的な格納容器圧力及び雰囲気温度上昇の観点では，崩壊
ＨＰＣＳによる炉心冷却に成功す
熱が支配要因となることからＬＯＣＡも過渡事象も同等となり，崩壊熱除去機能喪る場合は本事故シーケンスグルー
失に対する重大事故等対策に違いはない。また，ＬＯＣＡ時注水機能喪失及び雰囲
プに分類し，事象進展及び重大事故
気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）にて，ＬＯＣＡに加えて等対策に違いがないことから，代表
崩壊熱除去機能が喪失した場合の重大事故等対策の有効性を確認している。
性の観点で重要事故シーケンスを以上を踏まえ，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」
故障した場合）」では，運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故（ＬＯＣＡを除く。
） 選定している。なお，LOCA 時注水機能喪失及び雰囲気圧力・温度によるでは，運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故（LOCA を除く）の発生後，炉心冷の発生後，高圧注水機能等により炉心冷却には成功するが，残留熱除去系の故障に
静的負荷にて LOCA に加えて崩壊熱却には成功するが，残留熱除去系の故障により崩壊熱除去機能が喪失することを想より崩壊熱除去機能が喪失することを想定する。このため，炉心の崩壊熱により発除去機能が喪失した場合の有効性定する。このため，原子炉冷却材温度の上昇により発生する蒸気が逃がし安全弁に生した蒸気が逃がし安全弁を介して格納容器に流入し格納容器圧力が上昇することが確認されている点は同じ。
より原子炉格納容器に放出され，格納容器圧力が上昇することから，緩和措置がとで，緩和措置が取られない場合には，炉心損傷より先に格納容器破損に至る。これられない場合には，炉心損傷より先に原子炉格納容器が破損する。これに伴って炉に伴い炉心冷却機能を喪失する場合には，原子炉水位の低下が継続し，炉心が露出
心冷却機能を喪失する場合には，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷することで，炉心損傷に至る。
本事故シーケンスグループのうち残留熱除去系が故障した場合については，残留に至る。
熱除去系の故障により崩壊熱除去機能が失われたことによって最終的に炉心損傷に本事故シーケンスグループは，残留熱除去系が故障したことによって最終的に炉至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故等対策の有効性評価には， ・東海第二の RHR も原子炉注水機能を心損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故等対策の有効性
残留熱除去系の有する格納容器除熱機能に対する重大事故等対処設備に期待するこ有しているが，本事故シーケンスグ
評価には，残留熱除去系の有する炉心冷却及び原子炉格納容器除熱機能に対する重とが考えられる。
ループの特徴を踏まえて格納容器
大事故等対処設備に期待することが考えられる。
以上により，本事故シーケンスグループのうち残留熱除去系が故障した場合につ除熱機能に対する重大事故等対処したがって，本事故シーケンスグループでは，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心
いては，原子炉注水機能を用いて原子炉へ注水することにより炉心損傷の防止を図設備に期待すると記載しているが，注水系により炉心を冷却することによって炉心損傷の防止を図る。また，代替格納(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））

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容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置
及び耐圧強化ベント系による原子炉格納容器除熱を実施する。
(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」における機能喪失に対して，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，初期の対策として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉注水手段を整備し，安定状態に向けた対策として，逃がし安全弁を開維持することで，高圧炉心注水系による炉心冷却を継続する。また，原子炉格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却手段，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉
格納容器除熱手段を整備する。これらの対策の概略系統図を第 7.1.4.2－1 図から
第 7.1.4.2－3 図に，手順の概要を第 7.1.4.2－4 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を第7.1.4.2－1 表に示す。

本事故シーケンスグループの重要事故シーケンスにおいて，事象発生 10 時間までの 6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 24 名である。その内訳は次のとおりである。
中央制御室の運転員は，当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2 名，運転操作対応を行う運転員 8 名である。
発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は5 名，緊急時対策要員（現場）は 8 名である。
また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員は，フィルタ装置薬液補給作業を行うための参集要員 20 名である。必要な要員と作業項目について第 7.1.4.2－5
図に示す。
なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を重要事
故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，24 名で対処可能である。
a. 原子炉スクラム確認
運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故が発生して原子炉がスクラムしたことを確認する。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等である。
b. 原子炉隔離時冷却系による原子炉注水
原子炉スクラム後，原子炉水位は低下するが，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉注水を開始することにより，原子炉水位が回

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

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るとともに，格納容器内の冷却を行い，代替の崩壊熱除去機能を用いて最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことによって除熱を行い格納容器破損の防止を図る。

備

考実態として相違点はない。

(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」のうち残留熱除去系が故障した
場合において，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ十分な冷却を可能とするため，初期の対策として原子炉隔離時冷却系，高圧炉心スプレイ系，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧及び常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧
代替注水系（常設）による原子炉注水手段を整備し，安定状態に向けた対策として，逃がし安全弁（自動減圧機能）を開維持することで常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による炉心冷却を継続する。また，格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却手段及び格納容器圧力逃がし装置等による格納容器減圧及び除熱手段を整備する。対策の概略系統図を第2.4.2－1 図に，対応手順の概要を第 2.4.2－2 図に示すとともに，対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における手順と設備との関係を第 2.4.2－1 表に示す。
本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて必要な要員は， ・プラント基数，設備設計及び運用の災害対策要員（初動）19 名及び参集要員 5 名である。
違いにより必要要員数は異なるが，災害対策要員（初動）の内訳は，当直発電長 1 名，当直副発電長 1 名，運転操作
タイムチャートにより要員の充足対応を行うための当直運転員 5 名，指揮，通報連絡を行うための災害対策要員（指性は確認される。
揮者等）4 名及び現場操作を行うための重大事故等対応要員 8 名である。
参集要員の内訳は，タンクローリによる燃料給油操作を行うための重大事故等対応要員 2 名，格納容器圧力逃がし装置等による格納容器減圧及び除熱操作（現場での第二弁操作）を行うための重大事故等対応要員 3 名である。
必要な要員と作業項目について第 2.4.2－3 図に示す。
なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を重要事
故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，災害対策要員（初動）19 名及び参集要員 5 名で対処可能である。
ａ．原子炉スクラムの確認
運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故（ＬＯＣＡを除く。
）が発生して原子炉がスクラムしたことを確認する。
原子炉スクラムの確認に必要な計装設備は，平均出力領域計装等である。
ｂ．高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系の自動起動の確認
原子炉水位が原子炉水位異常低下（レベル２）設定点に到達した時点で高圧炉
心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系が自動起動したことを確認する。また，主2／50

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比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））

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復する。
原子炉隔離時冷却系による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び原子炉隔離時冷却系系統流量等である。
原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル 2）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。

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

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

備考

蒸気隔離弁が閉止し，逃がし安全弁（安全弁機能）により原子炉圧力が制御されるとともに，再循環系ポンプがトリップしたことを確認する。
高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系の自動起動の確認に必要な計装設
備は，原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域），原子炉隔離時冷却系系統流量等である。
外部電源が喪失している場合は，ディーゼル発電機が自動起動し，非常用母線が受電される。
ｃ．原子炉水位の調整操作（原子炉隔離時冷却系）
高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系の起動により原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復したことを確認する。原子炉水位回復後は，原子炉隔離時
冷却系により原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持する。また，原子炉隔離時冷却系により原子炉水位の維持が可能な場合は，高圧炉心スプレイ系による原子炉注水を停止する。
原子炉水位の調整操作（原子炉隔離時冷却系）に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域）等である。
ｄ．崩壊熱除去機能喪失の確認
サプレッション・プール水温度が 32℃以上であることを確認し，残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール冷却を試みるが，残留熱除去系の起動に失敗したことを確認し，崩壊熱除去機能喪失を確認す
る。
崩壊熱除去機能喪失の確認に必要な計装設備は，残留熱除去系ポンプ吐出圧力等である。
ｅ．常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動操作
・低圧で注水可能な系統として，自動※崩壊熱除去機能喪失の確認後，低圧で注水可能な系統 として，中央制御室か起動した高圧炉心スプレイ系若しらの遠隔操作により常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）
くは低圧炉心スプレイ系又は残留を起動する。
熱除去系（低圧注水系）C 系の手動
常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動操作に必要起動に期待することも可能であるな計装設備は，常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力である。
が，原子炉減圧時の水位回復性能を
外部電源が喪失している場合は，中央制御室からの遠隔操作により常設代替高確認する観点で，注水流量の小さい
圧電源装置を起動し，緊急用母線を受電する。
常設低圧代替注水系ポンプを用い緊急用母線の受電に必要な計装設備は，緊急用Ｍ／Ｃ電圧である。
た低圧代替注水系（常設）に期待し※ 本事故シーケンスでは，低圧で注水可能な系統として，自動起動した高圧た評価としている（※にて注記して
炉心スプレイ系若しくは低圧炉心スプレイ系又は残留熱除去系（低圧注水いる）
系）Ｃ系の手動起動に期待することも可能であるが，原子炉減圧時の水位回復性能を確認する観点で，注水流量の小さい常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）に期待した評価としている。

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比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））

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

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

f. 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却崩壊熱除去機能を喪失しているため，格納容器圧力及び温度が上昇する。格納容器圧力が 0.18MPa[gage]に到達した場合又はドライウェル雰囲気温度が 171℃に接近した場合は，中央制御室からの遠隔操作により代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却を実施する。
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力，復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）等である。

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

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備

考・運転手順の違い
ｆ．逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作
常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動操作の完了
後，サプレッション・プール水温度がサプレッション・プール熱容量制限（原子炉が高圧の場合は 65℃）に到達したことを確認し，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁（自動減圧機能）の 7 個を手動開放し，原子炉減圧を実施する。
逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作に必要な計装設備
は，原子炉圧力等である。
ｇ．原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（常設））
逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作により，原子炉圧力が常設低圧代替注水系ポンプの吐出圧力を下回ると，原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復することを確認する。原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子
炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持する。また，原子炉圧力の低下により原子炉隔離時冷却系が停止したことを確認する。
原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（常設））に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域）等である。
ｈ．代替循環冷却系による原子炉注水操作及び格納容器除熱操作（解析上考慮しない）
海水系による冷却水供給が確保された時点で中央制御室からの遠隔操作により，代替循環冷却系を起動し，原子炉注水を実施する。また，格納容器圧力が245kPa[gage]に到達した場合は，中央制御室からの遠隔操作により，代替循環冷却系による格納容器除熱を実施する。なお，代替循環冷却系による原子炉注水操
作及び格納容器除熱操作は解析上考慮しない。
ｉ．常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作
崩壊熱除去機能を喪失しているため，格納容器圧力及び雰囲気温度が上昇する。
格納容器圧力が 279kPa[gage]に到達した場合又はドライウェル雰囲気温度がドラ
イウェル設計温度である 171℃に近接した場合は，中央制御室からの遠隔操作に
より常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を実施する。また，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代
替注水系（常設）による原子炉注水を継続する。
常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作に必要な計装設備は，ドライウェル圧力，サプレッション・
チェンバ圧力，低圧代替注水系格納容器スプレイ流量，サプレッション・プール
水位等である。
常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却に伴い，サプレッション・プール水位は徐々に上昇する。サプレ
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比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

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備考ッション・プール水位が，通常水位＋5.5m に到達した場合，格納容器圧力逃がし

g. 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱の準備として，原子炉格納容器一次隔離弁を原子炉建屋内の原子炉区域外からの人力操作により開する。
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却を継続しても，格納容器圧力が 0.31MPa[gage]に到達した場合，原子炉格納容器二次隔離弁を中央制御室からの遠隔操作によって中間開操作することで，格納容器圧力逃がし装置等
による原子炉格納容器除熱を実施する。

格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力等である。
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施している間に炉心損傷していないことを確認するために必要な計装設備は，格納容器内雰囲気放射線レ
ベル等である。
サプレッション・チェンバ側からの格納容器圧力逃がし装置等のベントラインが水没しないことを確認するために必要な計装設備は，サプレッション・チェンバ・
プール水位である。
以降，炉心冷却は，高圧炉心注水系による注水により継続的に行い，また，原子炉格納容器除熱は，格納容器圧力逃がし装置等により継続的に行う。

装置等による格納容器減圧及び除熱の準備として，中央制御室からの遠隔操作により第一弁の開操作を実施する。さらに，サプレッション・プール水位が，通常水位＋6.5m に到達した場合，中央制御室からの遠隔操作により常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を停止する。
ｊ．格納容器圧力逃がし装置等による格納容器減圧及び除熱操作（サプレッション・
チェンバ側）
常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却の停止後，格納容器圧力逃がし装置等による格納容器減圧及び除熱操作に備え炉心損傷が発生していないことを確認する。また，格納容器減圧及び除熱操作前に，原子炉満水操作として，原子炉水位を可能な限り高く維持する
ことで，格納容器への放熱を抑制し，格納容器圧力の上昇を緩和する。なお，原子炉満水操作は，解析上考慮しない。
格納容器圧力が 310kPa[gage]に到達した場合，中央制御室からの遠隔操作により第二弁を全開としサプレッション・チェンバ側から格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作を実施する。
なお，格納容器圧力逃がし装置が使用できない場合には，耐圧強化ベント系による格納容器減圧及び除熱を実施する。
格納容器圧力逃がし装置等による格納容器減圧及び除熱操作に必要な計装設備
は，ドライウェル圧力，サプレッション・チェンバ圧力，格納容器雰囲気放射線
モニタ（Ｄ／Ｗ），格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）等である。
また，サプレッション・チェンバ側からの格納容器圧力逃がし装置等のベント
ラインが水没しないことを確認する。
サプレッション・チェンバ側からの格納容器圧力逃がし装置等のベントラインが水没しないことを確認するために必要な計装設備は，サプレッション・プール
水位等である。
以降，炉心冷却は常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水により継続的に実施し，格納容器減圧及び除熱は格納容器圧力逃がし装置等により継続的に実施する。

2.4.2.2 炉心損傷防止対策の有効性評価
7.1.4.2.2 炉心損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「1.2
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「6.2
評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過渡事象（原子炉水位低下の評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過渡事象（原子炉水位の急速観点で厳しい給水流量の全喪失を選定）を起因事象とし，逃がし安全弁再閉失敗をな低下に伴い，原子炉スクラム，高圧注水機能の自動起動，主蒸気隔離弁の閉止等
含まず高圧状態が継続される「過渡事象（給水流量の全喪失）＋崩壊熱除去失敗」が発生するため，事象発生後の状況判断における余裕時間の観点で厳しい給水流量5／50

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機である。
本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，気液熱非平衡，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分
離（水位変化）・対向流，三次元効果，原子炉圧力容器における沸騰・凝縮・ボイド
率変化，気液分離（水位変化）
・対向流，冷却材放出（臨界流・差圧流），ECCS 注水
（給水系・代替注水設備含む）並びに原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷却，格納容器ベントが重要現象となる。
よって，これらの現象を適切に評価することが可能である長期間熱水力過渡変化
解析コード SAFER，シビアアクシデント総合解析コード MAAP により原子炉圧力，原
子炉水位，燃料被覆管温度，格納容器圧力，格納容器温度等の過渡応答を求める。

また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故
シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第 7.1.4.2－
2 表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条
件を以下に示す。
a. 事故条件(a) 起因事象
起因事象として，給水流量の全喪失が発生するものとする。
(b) 安全機能の喪失に対する仮定
残留熱除去系の故障により崩壊熱除去機能が喪失するものとする。
(c) 外部電源
外部電源は以下の観点により使用できるものと仮定する。
a) 事象の進展に対する影響
外部電源がある場合，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップしないことにより，原子炉水位低（レベル 3）による原子炉スクラムまでは原子炉出力が高く維持され，原子炉水位の低下が早いため，事象初期の炉心冷却という観点では厳しくなる。
しかし，本評価では，初期の炉心冠水維持は原子炉隔離時冷却系にて行い，その赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考の全喪失を選定）を起因事象とし，逃がし安全弁により原子炉圧力が高圧状態に制御される「過渡事象（給水流量の全喪失）＋ＲＨＲ失敗」である。
本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移，
燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・対向流，気液熱非平衡及び三次元効果，原子炉圧力容器における冷却材放出（臨界流・
差圧流），沸騰・凝縮・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・対向流及びＥＣＣＳ
注水（給水系及び代替注水設備含む）並びに格納容器における格納容器各領域間の流動，気液界面の熱伝達，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，スプレイ冷却及び格納容器ベントが重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価することが可能である長期間熱水力過渡変化解析コードＳＡＦＥＲ及びシビアアクシデント総合
解析コードＭＡＡＰにより，原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温度，格納容器
圧力，格納容器雰囲気温度等の過渡応答を求める。なお，本有効性評価では，ＳＡ ・東海第二では燃料被覆管温度の評価
結果が破裂判断基準に対して十分
ＦＥＲコードによる燃料被覆管温度の評価結果は，ベストフィット曲線の破裂判断
な余裕があることからＣＨＡＳＴ
基準に対して十分な余裕があることから，燃料被覆管温度が高温となる領域におい
Ｅコードによる詳細評価は実施して，燃料棒やチャンネルボックスの幾何学的配置を考慮した詳細な輻射熱伝達計算ないことを明記しているが，本事故を行うことで燃料被覆管温度をＳＡＦＥＲコードよりも低めに評価するＣＨＡＳＴ
シーケンスで使用する解析コード
Ｅコードは使用しない。
に違いはない。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故
シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する主要な解析条件を第 2.4.2－2 表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
ａ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，給水流量の全喪失が発生するものとする。
(b) 安全機能の喪失に対する仮定
残留熱除去系の故障等による崩壊熱除去機能喪失を想定する。
(c) 外部電源
外部電源はあるものとする。
外部電源がある場合，原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル３）信号にて発生し，再循環系ポンプトリップは，原子炉水位異常低下（レベル２）信号にて発生する。このため，原子炉スクラムまでは原子炉出力が高く維持され，原子炉水位の低下が大きくなることで，炉心の冷却の観点で厳しくなる。なお，
運転員等操作においては，外部電源喪失についても考慮する。

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

東海第二発電所

備考

後に高圧炉心注水系による注水に移行し，炉心冷却が継続されることから，外部電源の有無の影響は小さい。
b) 重大事故等対策に対する影響
本解析においては，残留熱除去系の喪失を仮定しており，非常用交流電源設備は使用可能であることから，外部電源の有無によって，常設代替交流電源設備等の更なる重大事故等対策が必要となることはない。
b. 重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号
原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル 3）信号によるものとする。

ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム
原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル３）信号によるものとする。
(b) 主蒸気隔離弁
主蒸気隔離弁は，原子炉水位異常低下（レベル２）信号により閉止するものとする。

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

(c) ＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環系ポンプトリップ機能）
ＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環系ポンプトリップ機能）は，原子炉水位異常 ・設備設計の違い
低下（レベル２）信号により再循環系ポンプを全台トリップさせるものとする。

(c) 原子炉隔離時冷却系
原子炉隔離時冷却系が原子炉水位低（レベル 2）で自動起動し，182m3/h（8.12～
1.03MPa[dif]において）の流量で注水するものとする。

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

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

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比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

東海第二発電所

備考(g) 低圧代替注水系（常設）
常設低圧代替注水系ポンプ 2 台を使用するものとし，注水流量は，原子炉注
水のみを実施する場合，機器設計上の最小要求値である最小流量特性（注水流量：0m３／h～378m３／h，注水圧力：0MPa[dif]～2.38MPa[dif]）とし，原子炉注(f) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
格納容器温度及び圧力抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，140m3/h にて原子炉格納容器内にスプレイする。

(g) 格納容器圧力逃がし装置等
格納容器圧力逃がし装置等により，格納容器圧力 0.62MPa[gage]における最大排出流量 31.6kg/s に対して，原子炉格納容器二次隔離弁の中間開操作（流路面積 70%
開 ※1）にて原子炉格納容器除熱を実施する。
※1 操作手順においては，原子炉格納容器除熱は原子炉格納容器二次隔離弁を流路
面積 70%相当で中間開操作するが，格納容器圧力の低下傾向を確認できない場
合は，増開操作を実施する。なお，耐圧強化ベント系を用いた場合は，格納容器圧力逃がし装置を用いた場合と比較して，排出流量は大きくなり，格納容器
圧力の低下傾向は大きくなることから，格納容器圧力逃がし装置を用いた場合の条件に包絡される。
c. 重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「6.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，サプレッション・チェンバ・プール水温が49℃に到達した場合に実施する。

(b) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作は，格納容器
圧力が 0.18MPa[gage]に到達した場合に実施する。なお，格納容器スプレイは，格
納容器圧力が 0.31MPa[gage]に到達した後，格納容器ベント実施前に停止する。
(c) 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，格納容器圧力が0.31MPa[gage]に到達した場合に実施する。

水と格納容器スプレイを同時に実施する場合，230m３／h（一定）を用いるものとする。原子炉水位が原子炉水位高（レベル８）設定点まで回復した以降は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）
設定点の範囲に維持する。
(h) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
常設低圧代替注水系ポンプ 2 台を使用するものとし，スプレイ流量は，運転手順における調整範囲（102m３／h～130m３／h）の上限である 130m３／h（一定）を用いるものとする。また，格納容器圧力が 217kPa[gage]に到達した場合に停止し，279kPa[gage]に到達した場合に再開する。
(i) 格納容器圧力逃がし装置
格納容器圧力逃がし装置の第二弁を全開とし，格納容器圧力が 310kPa[gage] 設備設計の違い
において 13.4kg／s の排気流量にて格納容器減圧及び除熱操作を実施するものとする。
なお，耐圧強化ベント系を使用する場合には，格納容器圧力逃がし装置を使用する場合と比較して実際の排気流量が大きくなり，格納容器圧力の低下傾向
が大きくなることから，格納容器圧力逃がし装置を用いた場合の条件に包含される。

ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（常設低圧代替
注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作）は，運転手順に基づきサプレッション・プール水温度が 65℃に到達した場合に実施する。
(b) 常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作は，格納容器圧力が 279kPa[gage]に到達した場合に実施する。なお，格納容器スプレイは，サプレッション・プール水位が通常水
位＋6.5m に到達した場合に停止する。
(c) 格納容器圧力逃がし装置等による格納容器減圧及び除熱操作は，格納容器圧
力が 310kPa[gage]に到達した場合に実施する。

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

備考(3) 有効性評価の結果(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内外水位）※，
本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内及びシュ
ラウド内外）※2，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量及び原子炉圧力容器内の注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量及び原子炉圧力容器内保有水量の推移を第
保有水量の推移を第 7.1.4.2－6 図から第 7.1.4.2－11 図に，燃料被覆管温度，高出
2.4.2－4 図から第 2.4.2－8 図に，燃料被覆管温度，燃料被覆管最高温度発生位置
力燃料集合体のボイド率及び炉心下部プレナム部のボイド率の推移を第 7.1.4.2－における熱伝達係数，燃料被覆管最高温度発生位置におけるボイド率，高出力燃料
12 図から第 7.1.4.2－14 図に，格納容器圧力，格納容器温度，サプレッション・チ
集合体のボイド率，炉心下部プレナム部のボイド率の推移及び燃料被覆管破裂が発ェンバ・プール水位及び水温の推移を第 7.1.4.2－15 図から第 7.1.4.2－18 図に示生した時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係を第 2.4.2－9す。
図から第 2.4.2－14 図に，格納容器圧力，格納容器雰囲気温度，サプレッション・※2 シュラウド内は，炉心部から発生するボイドを含んだ二相水位を示しているた
プール水位及びサプレッション・プール水温度の推移を第 2.4.2－15 図から第 2.4.2
め，シュラウド外の水位より，見かけ上高めの水位となる。一方，非常用炉心－18 図に示す。
冷却系の起動信号となる原子炉水位計（広帯域）の水位及び運転員が炉心冠水※ 炉心冷却の観点ではシュラウド内水位に着目し，運転員操作の観点ではシュ状態において主に確認する原子炉水位計（広帯域・狭帯域）の水位は，シュラ
ラウド外水位に着目するためシュラウド内外水位を合わせて示している。な
ウド外の水位であることから，シュラウド内外の水位を併せて示す。なお，水お，シュラウド内は炉心部で発生するボイドを含む水位であることから，原位が有効燃料棒頂部付近となった場合には，原子炉水位計（燃料域）にて監視
子炉水位が低下する過程ではシュラウド外水位と比較して高めの水位を示する。6 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド内を，7 号炉の原子炉水す。
位計（燃料域）はシュラウド外を計測している。
・評価条件，運用・設備設計，事象進
a. 事象進展
ａ．事象進展
展等に違いに起因する記載の相違
給水流量の全喪失が発生することで原子炉水位は低下し，原子炉水位低（レベ
給水流量の全喪失後，原子炉水位は急速に低下する。また，原子炉水位低（レベはあるが，実態として記載内容に違ル３）信号により原子炉がスクラムする。原子炉水位が原子炉水位異常低下（レル 3）信号が発生して原子炉がスクラムし，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離
いはない。
ベル２）設定点まで低下すると，主蒸気隔離弁の閉止及び再循環系ポンプトリッ
時冷却系が自動起動して原子炉水位は適切に維持される。
プが発生するとともに，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系が自動起動
再循環ポンプについては，原子炉水位低（レベル 3）で 4 台トリップし，原子炉することで原子炉水位が維持される。
水位低（レベル 2）で残り 6 台がトリップする。
その後，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動操
原子炉水位が回復した時点で，残留熱除去系の早期復旧が期待できないことを考慮して，中央制御室からの遠隔操作によって逃がし安全弁 1 個を手動開すること作を実施し，事象発生の約 2 時間後にサプレッション・プール水温度がサプレッ
で，原子炉を減圧する。原子炉減圧後も原子炉隔離時冷却系による原子炉注水を継ション・プール熱容量制限である 65℃に到達した時点で，逃がし安全弁（自動減続し，原子炉水位低（レベル 1.5）で高圧炉心注水系が自動起動した後，原子炉隔
圧機能）7 個の手動による原子炉減圧を実施する。逃がし安全弁（自動減圧機能）
離時冷却系を手動停止する。その後は，高圧炉心注水系による原子炉注水によって，開放による蒸気流出によって原子炉水位は低下するが，常設低圧代替注水系ポン
原子炉水位は適切に維持される。
プを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水が開始されることで原子炉水位は回復し，炉心の冠水は維持される。なお，原子炉隔離時冷却系は，原子炉減圧と同時に停止する想定とする。
高出力燃料集合体及び炉心下部プレナム部のボイド率については，原子炉減圧に
高出力燃料集合体及び炉心下部プレナムのボイド率については，原子炉水位及より増加する。また，高圧炉心注水系による原子炉注水時に，炉心上部プレナム部
び原子炉圧力の変化に伴い増減する。
の蒸気が凝縮され，原子炉が減圧されることにより，ボイド率が一時的に増加し，また，崩壊熱除去機能が喪失しているため，原子炉圧力容器内で発生した蒸気
高出力燃料集合体が一時的に露出する。
が逃がし安全弁を介して格納容器内に放出されることで，格納容器圧力及び雰囲
崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する
気温度は上昇する。このため，事象発生の約 13 時間後に格納容器圧力が 279kPa
蒸気が原子炉格納容器内に流入することで，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇す［gage］に到達した時点で，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スる。そのため，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却及プレイ冷却系（常設）の格納容器冷却を実施することにより，格納容器圧力及び9／50

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を行う。原子炉格納容器除熱は，事象発生から約 22 時間経過した時点で実施する。なお，原子炉格納容器除熱時のサプレッション・チェンバ・プール水位は，真空破壊装置（約 14m）及びベントライン（約 17m）に対して，十分に低く推移するため，真空破壊装置の健全性は維持される。

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

東海第二発電所

備考

雰囲気温度の上昇は抑制される。常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を実施することでサプレッション・
プール水位は徐々に上昇し，事象発生の約 27 時間後にサプレッション・プール水
位が通常水位＋6.5m に到達した時点でサプレッション・チェンバ側のベントライ
ンの機能維持のために常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）による格納容器冷却を停止する。これにより格納容器圧力及び雰
囲気温度は再び上昇傾向に転じ，事象発生の約 28 時間後に格納容器圧力が310kPa[gage]に到達した時点で格納容器圧力逃がし装置等による格納容器減圧及び除熱操作を実施することにより，格納容器圧力及び雰囲気温度は安定又は低下傾向となる。なお，格納容器減圧及び除熱実施時のサプレッション・プール水位
は，ベント管真空破壊装置及びサプレッション・チェンバ側のベントライン設置
高さと比較して十分に低く推移するため，これらの設備の機能は維持される。

b. 評価項目等
原子炉水位はおおむね有効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心はおおむね冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は，第 7.1.4.2－12 図に示すとおり初期値（約310℃）を上回ることはなく，1,200℃以下となる。また，燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1％以下であり，15%以下となる。
原子炉圧力は，第 7.1.4.2－6 図に示すとおり，7.07MPa[gage]以下に抑えられる。
原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（高々約 0.3MPa）を考慮しても，約 7.37MPa[gage]以下であり，最高使用
圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を十分下回る。

また，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することによって，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇するが，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を行うことによって，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度の最大値は，約 0.31MPa[gage]及び約 144℃に抑えられ，原子炉格納容器の限界圧力及び限界温度を下回る。

第 7.1.4.2－7 図に示すとおり，高圧炉心注水系による注水継続により炉心がおおむね冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，約 22 時間後に格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を開始することで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント時の敷地境界での実効線量の評価結果は，事象発生から格納容器圧力逃がし装置等の使用ま

ｂ．評価項目等
燃料被覆管温度は，第 2.4.2－9 図に示すとおり，炉心冷却が維持され，初期値（約 309℃）以下にとどまることから，評価項目である 1,200℃を下回る。燃料被覆管の最高温度は，高出力燃料集合体で発生している。また，燃料被覆管の酸化
量は，酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1％以下であり，評価項目である 15％を下回る。
原子炉圧力は，第 2.4.2－4 図に示すとおり，逃がし安全弁（安全弁機能）の作動により，約 7.79MPa[gage]以下に維持される。このため，原子炉冷却材圧力バ
ウンダリにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（0.3MPa程度）を考慮しても，約 8.09MPa[gage]以下であり，評価項目である最高使用圧
力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を下回る。
格納容器圧力は，第 2.4.2－15 図に示すとおり，崩壊熱除去機能が喪失しているため，原子炉圧力容器内で発生した蒸気が格納容器内に放出されることによって，事象発生後に上昇傾向が継続するが，格納容器圧力逃がし装置等による格納
容器減圧及び除熱により低下傾向となる。事象発生の約 28 時間後に最高値の約0.31MPa[gage]となるが，格納容器バウンダリにかかる圧力は，評価項目である最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa[gage]）を下回る。格納容器雰囲気温度は，第 2.4.2－16 図に示すとおり，事象発生の約 28 時間後に最高値の約 143℃となり，以降は低下傾向となっていることから，格納容器バウンダリにかかる温度は，評価項目
である 200℃を下回る。
第 2.4.2－5 図に示すように，原子炉隔離時冷却系，高圧炉心スプレイ系及び常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を継続することで，炉心の冠水状態が維持され，炉心冷却が維持される。また，第 2.4.2－15 図及び第 2.4.2－16 図に示すように，格納容器圧力逃がし装置等による格納
容器減圧及び除熱を継続することで，高温停止での安定状態が確立する。
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
での時間が本事象より短く放射性物質の減衰効果が少ない「7.1.3.1 全交流動力電
源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」の実効線量の評価結果以下となり，5mSv を下回ることから，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはない。

本評価では，「6.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目及び周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えないことについて，対策の有効性を確認した。

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

東海第二発電所備

考

格納容器圧力逃がし装置等及び耐圧強化ベント系による格納容器減圧及び除熱実施時の非居住区域境界及び敷地境界での実効線量は，ベントタイミングに有意 ・東海第二では，事故時の線量評価にな差はないが，原子炉冷却材圧力バウンダリの破断箇所からドライウェルに放出
ついて安全評価指針に従い周辺公された核分裂生成物がドライウェルベントによりサプレッション・プールでのス衆への放射線の影響を確認する観クラビング効果による除染を見込まずに環境へ放出される評価としているため，点から，非居住区域境界に線量評価
非居住区域境界及び敷地境界の実効線量が厳しくなる「2.6 ＬＯＣＡ時注水機能点を設定し評価していることを踏－１喪失」の評価結果（非居住区域境界：約 1.6×10 mSv（格納容器圧力逃がし装置
まえ，有効性評価においても非居住
－１
－１
使用時）
，約 6.2×10 mSv（耐圧強化ベント系使用時），敷地境界：約 4.1×10 mSv
区域境界の評価を実施するととも－１（格納容器圧力逃がし装置使用時），約 6.2×10 mSv（耐圧強化ベント系使用時）） に，有効性評価ガイドに従い敷地境以下となり，5mSv を下回ることから，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくの界の実効線量も評価している。
リスクを与えることはない。
（添付資料 2.4.2.1）
安定状態が確立した以降は，残留熱除去系を復旧した後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）により冷温停止状態とする。
以上により，本評価では，「1.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目及び周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリス
クを与えないことについて，対策の有効性を確認した。

2.4.2.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
7.1.4.2.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲としては，運転員等操作時間
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価すに与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
るものとする。
本重要事故シーケンスでは，原子炉隔離時冷却系等により炉心冷却には成功する
崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）では，炉心冷却には成功すが，残留熱除去系の故障により崩壊熱除去機能が喪失することで格納容器圧力及び雰るが，残留熱除去系の故障により崩壊熱除去機能が喪失することが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象発生から 12 時間程度までの
囲気温度が上昇するため，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ
短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作とし冷却系（常設）による格納容器冷却を実施すること及び格納容器圧力逃がし装置等にて，逃がし安全弁による原子炉減圧操作，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器減圧及び除熱を実施することが特徴である。よって，不確かさの影響をよる原子炉格納容器冷却操作及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器
確認する運転員等操作は，事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（常設低圧代替注水系ポ除熱操作とする。
ンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作），常設低圧代替注水系
ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作並びに格納容器圧力逃がし装置等による格納容器減圧及び除熱操作とする。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を実施する重要事象は，「1.7
本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「6.7 解解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それら
析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらのの不確かさの影響評価の結果を以下に示す。
不確かさの影響評価は以下のとおりである。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
a. 運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは炉心の冠水が炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは，炉心が冠水維
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
持する場合では燃料被覆管温度は上昇しないため不確かさは小さい。原子炉注水は原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の自動起動により行われ，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，解析結果は燃料被覆管
酸化を大きく評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなり，原子炉水位挙動に影響を与える可能性があるが，原子炉注水は原子炉隔離時冷却系
及び高圧炉心注水系の自動起動により行われることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）は HDR 実験解析では区画によって格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認した不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できていることから，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び格納容器圧力逃がし装置等に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいことから，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び格納容器圧力逃がし装置等に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。

b. 評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，炉心が冠水維持される実験解析では燃料被覆管温度をほぼ同等に評価する。有効性評価解析においても，原子炉
水位はおおむね有効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心はおおむね冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値（約 310℃）を上回ることはないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

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

東海第二発電所

備考維持される実験解析において，燃料被覆管温度をほぼ同等に評価する。有効性評
価解析では，おおむね炉心の冠水状態が維持されており，燃料被覆管の最高温度は初期値以下にとどまることから，不確かさは小さく，また，事象初期の原子炉
注水は原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系の自動起動により確保され，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，燃料被覆管温度を高めに評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなるが，事象初期の原子炉注水は原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系の自動起動により確保され，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導並びに気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析において区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程
度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向が確認されているが，ＢＷＲの格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系
においては不確かさが小さくなるものと推定され，全体としては格納容器圧力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，格納容器圧力及び雰囲気
温度を操作開始の起点とする常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器ス
プレイ冷却系（常設）による格納容器冷却並びに格納容器圧力を操作開始の起点とする格納容器圧力逃がし装置等による格納容器減圧及び除熱操作に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，ＣＳＴＦ実験解析により格納容器
温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいことから，格納容器圧力及び雰囲気温度を操作開始の起点としている常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作並びに格納容器圧力を操作開始の起点とする格納容器圧
力逃がし装置等による格納容器減圧及び除熱操作に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
（添付資料 2.4.2.2）
ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは炉心の冠水が維持される実験解析において，燃料被覆管温度をほぼ同等に評価する。有効性評
価解析では，おおむね炉心の冠水状態が維持されており，燃料被覆管の最高温度は初期値以下にとどまることから，評価項目となるパラメータに与える影響はな
い。
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

東海第二発電所

炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは燃料被覆管の酸化について，酸化量及び酸化反応に伴う発熱量に保守的な結果を与え，燃料被覆管温度を高めに評価するが，原子炉水位はおおむね有効燃料棒頂部を下回ることなく，
炉心はおおむね冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値（約 310℃）
を上回ることはないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）は HDR 実験解析では区画によって格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認した不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，燃料被覆管温度を高く評価することから，実際の燃料被覆管温度は低めとなり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。ただし，炉心部の冠水が維持される本事故
シーケンスでは，この影響は小さい。
格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導並びに気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析において区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程
度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向が確認されているが，ＢＷＲの格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系
においては不確かさが小さくなるものと推定され，全体としては格納容器圧力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，評価項目となるパラメー
タに与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，ＣＳＴＦ実験解析により格納容器雰囲気温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料 2.4.2.2）(2) 解析条件の不確かさの影響評価
a. 初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 7.1.4.2－2
表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。

(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 2.4.2－2 表に示すとおりであり，これらの条件設定を設計値等の最確条件とした場合の影響を評価する。解析条件の設定に当たっては，設計値を用いるか又は評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるよう保守的な設定をしていることから，
この中で事象進展に有意な影響を与える可能性がある項目について，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／m に対して最確条件は約 33kW／m～約 41kW／m であり，最確条件とした場合は燃料被覆管
温度の上昇が緩和されるが，事象初期の原子炉注水は原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系の自動起動により確保され，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件で設定した燃焼度 33GWd／t に対して最確条件は燃焼度 33GWd／t 以下であり，最確条件とした場合は解析条件で設定している崩壊熱と同等以下となる。燃焼度 33GWd／t の場合は，解析条件と最確条件は同等であることから運転員等操作時間に与える影響はない。また，
燃焼度 33GWd／t 未満の場合は，原子炉からサプレッション・プールに流出する(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確条件は約 42kW/m
以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，原子炉注水は原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の自動起動により行われ，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなる
ため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，サプレッション・チェンバ・プール水温

備

考

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
及び格納容器圧力の上昇が遅くなるが，操作手順（サプレッション・チェンバ・プ
ール水温に応じて原子炉減圧すること及び格納容器圧力に応じて格納容器ベントを実施すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力及び格納容器温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
事故条件の外部電源の有無については，炉心冷却上厳しくする観点から，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップせず原子炉水位低の信号でトリップすることで原子炉水位の低下が早くなるように外部電源がある状態を設定している。なお，外部電源がない場合は非常用ディーゼル発電機により電源が供給されることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の高圧炉心注水系は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる。冠水
後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作である
ことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確条件は約 42kW/m
以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，原子炉水位はおおむね有効燃料棒頂部を下回ることなく，
炉心はおおむね冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値（約 310℃）
を上回ることはないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなる
ため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなり，格納容器圧力及び温度の上昇は遅くなるが，格納容器圧力及び温度の上昇は格納容器ベントにより抑制されることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

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

東海第二発電所備

考

蒸気量が減少することで，原子炉水位の低下は遅くなるが，事象初期の原子炉
注水は原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系の自動起動により確保されることから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，同様に格納容器圧
力及び雰囲気温度並びにサプレッション・プール水位及びサプレッション・プ
ール水温度の上昇が遅くなり，これらのパラメータを起点とする運転員等操作の開始時間は遅くなる。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量及びドライウェル雰囲気温度
は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，事象進展に与える影響
は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
事故条件の外部電源の有無については，起因事象発生から原子炉スクラムまでの期間の原子炉水位の低下を厳しくする条件として，外部電源ありを想定している。外部電源がない場合でも，非常用母線は非常用ディーゼル発電機等から自動的に受電され，また，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動準備操作時間は，外部電源がない場合も考慮して設定していることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，最確条件とした場合，おおむね注水
開始後の原子炉水位の回復が早くなり，炉心冠水後の原子炉水位の維持操作の開始が早くなるが，原子炉減圧から水位回復までの原子炉水位を継続監視している期間の流量調整操作であるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）は，解析条件で設定したス
プレイ流量（130m３／h 一定）に対して，最確条件は運転手順における流量調整の範囲（102m３／h～130m３／h）となる。最確条件とした場合，サプレッション・
プール水位の上昇が緩和されることから，サプレッション・プール水位を操作
開始の起点とする運転員等操作の開始時間は遅くなる。
（添付資料 2.4.2.2）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／m に対して最確条件は約 33kW／m～約 41kW／m であり，最確条件とした場合は燃料被覆管
温度の上昇が緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。ただし，炉心部の冠水が維持される本事故シーケンスでは，この影響は小さい。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件で設定した燃焼度 33GWd／t に対して最確条件は燃焼度 33GWd／t 以下であり，最確条件とした場合は解析条件で設定している崩壊熱と同等以下となる。燃焼度 33GWd／t の場合は，解析条件と最確条件は同等であることから評価項目となるパラメータに与える影響はな
い。また，燃焼度 33GWd／t 未満の場合は，原子炉からサプレッション・プールに流出する蒸気量が減少することで，原子炉水位の低下は緩和される。また，同様に格納容器圧力及び雰囲気温度並びにサプレッション・プール水位及びサ
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比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力及び格納容器温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
事故条件の外部電源の有無については，炉心冷却上厳しくする観点から，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップせず原子炉水位低の信号でトリップすることで原子炉水位の低下が早くなるように外部電源がある状態を設定している。仮に事象発生とともに外部電源喪失が発生する場合は，外部電源喪失と同時に再循環ポンプ
がトリップするため，原子炉水位の低下が遅くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。なお，外部電源がない場合は非常用ディーゼル
発電機により電源が供給される。機器条件の高圧炉心注水系は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子
炉水位の回復が早くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

b. 操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操
作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，解析上の操作開始時間としてサプレッション・チェンバ・プール水温 49℃到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，実態の運転操作においては，事故時の重要監視パラメー
タとしてサプレッション・チェンバ・プール水温を継続監視しており，また，サプ
レッション・チェンバ・プール水温の上昇は緩やかであることから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。当該操作は，解析コード及び解析

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

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備考

プレッション・プール水温度の上昇は遅くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量及びドライウェル雰囲気温度
は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，事象進展に与える影響
は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
事故条件の外部電源の有無については，起因事象発生から原子炉スクラムまでの期間の原子炉水位の低下を厳しくする条件として，外部電源ありを想定している。外部電源がない場合は，外部電源喪失に伴い原子炉スクラム，再循環系ポンプトリップ等が発生するため，外部電源がある場合と比較して原子炉水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，最確条件とした場合，おおむね注水
開始後の原子炉水位の回復が早くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
機器条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）は，解析条件で設定したス
プレイ流量（130m３／h 一定）に対して，最確条件は運転手順における流量調整の範囲（102m３／h～130m３／h）となる。最確条件とした場合でも，スプレイ流量は，格納容器圧力の上昇を抑制可能な範囲で調整し，また，代替格納容器ス
プレイ冷却系（常設）の停止後に格納容器最高使用圧力に到達した時点で格納容器ベントを実施する運転員等操作に変わりはなく，格納容器圧力の最高値はおおむね格納容器ベント時の圧力で決定されることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
（添付資料 2.4.2.2）
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員
等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価する。
評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作）は，解析上の操作開始時間としてサプレッション・プール水温度 65℃到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，不確かさ要因により操作開始時間に与える影響は小さいことから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等となる。本操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く。
）の不確かさにより，操作開始時間が遅くなる可能性があるが，並列して実
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

東海第二発電所

条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間が遅れる可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作
は，解析上の操作開始時間として格納容器圧力 0.18MPa[gage]到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，実態の運転操作においては，炉心損傷
前の格納容器スプレイの操作実施基準（格納容器圧力 0.18MPa[gage]）に到達するのは，事象発生の約 10 時間後であり，格納容器スプレイの準備操作は格納容器圧力の上昇傾向を監視しながらあらかじめ操作が可能であることから，実態の操作開始
時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。当該操作は，解析コード及び解析条
件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間が遅れる可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，解析上の操作開始時間として格納容器圧力 0.31MPa［gage］到達時を設定している。運転
員等操作時間に与える影響として，実態の運転操作においては，炉心損傷前の格納容器ベントの操作実施基準（格納容器圧力 0.31MPa［gage］）に到達するのは，事象発生の約 22 時間後であり，格納容器ベントの準備操作は格納容器圧力の上昇傾向を監視しながらあらかじめ実施可能である。また，格納容器ベントの操作時間は時間余裕を含めて設定していることから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。ただし，格納容器ベント実施時に遠隔操作に失敗した場合は，現場操作にて対応するため，約 20 分程度操作開始時間が遅れる可能性があるが，原子炉格納容器の限界圧力は 0.62MPa[gage]であることから，原子炉格納容器の健全性の点では問題とならない。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。なお，格納容器ベント実施時に遠隔操作に失敗した場合においても，現場操作にて対応することから，他の操作に与える影響はない。

施する場合がある可搬型代替注水中型ポンプによる水源補給操作とは異なる要員により対応が可能であることから，この他の操作に与える影響はない。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水）は，運転員等操作時間に与える影響として，解析コード及び解析条件（操作条
件を除く。
）の不確かさにより，実態の操作開始時間は解析上の操作開始時間よりも遅くなる可能性があるが，この場合でもパラメータが操作実施基準に到達した時点で開始することで同等の効果が得られ，事象進展に変わりがないこと

備考

操作条件の常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作は，解析上の操作開始時間として，格納容器
圧力 279kPa[gage]到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，不確かさ要因により操作開始時間に与える影響は小さいことから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等となる。本操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く。
）の不確かさにより，操作開始時間は遅くなる可能性があるが，並列して実施する場合がある原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（常設））とは同一の制御盤による対応が可能であることから，この他の操作に与える影響はない。

操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による格納容器減圧及び除熱操作は，解析上の操作開始時間として，格納容器圧力 310kPa[gage]到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，不確かさ要因により操作開始時間に与える影響は小さいことから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等となる。仮に中央制御室での遠隔操作に失敗した場合は，現場操作にて対応するため，75 分程度操作開始時間が遅れる可能性がある。本操作は，解析コー
ド及び解析条件（操作条件を除く。
）の不確かさにより，操作開始時間は遅くなる可能性があるが，並列して実施する場合がある原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（常設））とは異なる運転員による対応が可能であることから，この他の操作に与える影響はない。なお，遠隔操作失敗時に現場操作にて対応する
場合にも，異なる要員により対応が可能であることから，この他の操作に与える影響はない。
（添付資料 2.4.2.2）

16／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作
は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。格納
容器スプレイ開始時間が早くなる場合，遅くなる場合のいずれにおいても，事象進展はほぼ変わらないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。仮に，格納容器
ベント実施時に遠隔操作に失敗した場合は，現場操作にて対応するため，約 20 分程
度操作開始時間が遅れる可能性がある。格納容器ベント操作開始時間が遅くなった
場合，格納容器圧力は 0.31MPa［gage］より若干上昇するため，評価項目となるパラメータに影響を与えるが，原子炉格納容器の限界圧力は 0.62MPa［gage］である
ことから，原子炉格納容器の健全性という点では問題とはならない。

(3) 操作時間余裕の把握
操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作については，逃がし安全弁による原子炉減圧までの時間は事象発生から約 1 時間であり，準備時間が確保できること
から，時間余裕がある。

操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作については，格納容器スプレイ開始までの時間は事象発生から約 10 時間あり，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作について
は，格納容器ベント開始までの時間は事象発生から約 22 時間あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。また，遠隔操作の失敗により，格納容器ベント操作
開始時間が遅れる場合においても，格納容器圧力は 0.31MPa［gage］から上昇する

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

東海第二発電所

備考から，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作条件の常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作は，運転員等操作時間に与える影響として，
解析コード及び解析条件（操作条件を除く。
）の不確かさにより，実態の操作開始時間は解析上の操作開始時間よりも遅くなる可能性があるが，この場合でもパラメータが操作実施基準に到達した時点で開始することで同等の効果が得ら
れ，有効性評価解析における格納容器圧力の最高値に変わりがないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作は，運転員等操作時間に与える影響として，解析コード及び解析条件（操作条件を除く。
）の不確かさにより，実態の操作開始時間は解析上の操作開始時間よりも遅くなる可能性があるが，この場合でもパラメータが操作実施基準に到達した時点で開始することで同等の効果が得られ，有効性評価解析における格納容器圧
力の最高値に変わりがないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。仮に格納容器ベント時に遠隔操作に失敗した場合は，現場操作にて対応するため，75 分程度操作開始時間が遅れる可能性がある。この場合，格納容
器圧力は 0.31MPa[gage]より若干上昇し，評価項目となるパラメータに影響を及
ぼすが，この場合でも 0.62MPa[gage]を十分に下回ることから，格納容器の健全性の観点からは問題とならない。
（添付資料 2.4.2.2）(3) 操作時間余裕の把握
操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作）は，原子炉隔離時冷却系による注水持続が可能な時間内に実施することで炉心損傷を回避することが可能であり，事象発生から少なくとも 8 時間程度の時間余裕がある。
なお，高圧炉心スプレイ系による原子炉注水を継続することも可能であり，この場合は更に余裕時間がある。
操作条件の常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作は，事象発生の約 13 時間後に実施するものであり，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作は，事象発生の約 28 時間後に実施するものであり，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。仮に，中央制御室からの遠隔操作に失敗し，現場操作にて第二弁の開操作を実施する場合には，格納容器ベント操作の開始が遅れることで，格納容器圧力は17／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
が，格納容器圧力の上昇は緩やかであるため，原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa［gage］に至るまでの時間は，過圧の観点で厳しい「7.2.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」においても事象発生約 38 時間後であり，
約 16 時間以上の準備時間が確保できることから，時間余裕がある。

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

東海第二発電所

備

考0.31MPa[gage]から上昇するが，格納容器スプレイを停止した時点の格納容器圧力約0.256MPa[gage]から 0.310MPa[gage]到達までの時間が約 1 時間であることから外挿 ・東海第二では，外挿評価により余裕
すると，0.31MPa[gage]から 0.62MPa[gage]に到達するまでに 5 時間程度の時間余裕
時間を算出があり，現場操作に要する時間は 75 分程度であることから，時間余裕がある。
（添付資料 2.1.7，2.4.2.2）(4) ま と め(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認しに与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。この結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影
た。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内に
この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。
おいて，操作時間には時間余裕がある。
2.4.2.4 必要な要員及び資源の評価
7.1.4.2.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価(1) 必要な要員の評価
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」の残留熱除去系が故障した場合
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」の重大事故等対策に必要な災害対策要員（初動）は，「2.4.2.1（3）炉心損傷防止対において，6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策時における事象発生 10 時間までに策」に示すとおり 19 名である。
「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」
必要な要員は，「7.1.4.2.1(3) 炉心損傷防止対策」に示すとおり 24 名である。
「7.5.2
で説明している災害対策要員（初動）の 39 名で対処可能である。
重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員，緊急時対策要員等の 72 名で対処可能である。
また，必要な参集要員は，「2.4.2.1（3）炉心損傷防止対策」に示すとおり 5 名でまた，事象発生 10 時間以降に必要な参集要員は 20 名であり，発電所構外から 10あり，参集要員 72 名に含まれることから対処可能である。
時間以内に参集可能な要員の 106 名で確保可能である。
(2) 必要な資源の評価(2) 必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」の残留熱除去系が故障した場合
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」
において，必要な水源，燃料及び電源は「6.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評において，必要な水源，燃料及び電源は，「7.5.1(2) 資源の評価条件」の条件にて価を行い，以下のとおりである。
評価を行い，その結果を以下に示す。
ａ．水源
常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
a. 水源
操作及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作について
原子炉隔離時冷却系，高圧炉心注水系による原子炉注水及び代替格納容器スプレ
は，7 日間の対応を考慮すると，合計約 5,410m３の水が必要となる。
イ冷却系（常設）による格納容器スプレイについては，7 日間の対応を考慮すると，号炉あたり合計約 6,200m3の水が必要となる。6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮する水源として，代替淡水貯槽に 4,300m３及び西側淡水貯水設備に 4,300m３，合計と，合計 12,400m3の水が必要である。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約 1,700m3
8,600m３の水を保有しており，西側淡水貯水設備を水源とした可搬型代替注水中型及び淡水貯水池に約 18,000m3の水を保有している。これにより，6 号及び 7 号炉のポンプによる代替淡水貯槽への補給操作を行うことで，代替淡水貯槽を枯渇させ同時被災を考慮しても，必要な水源は確保可能である。また，事象発生 12 時間以降ることなく，7 日間の対応が可能である。
に淡水貯水池の水を，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）により復水貯蔵槽へ給水す
高圧炉心スプレイ系による原子炉注水操作及び原子炉隔離時冷却系による原子ることで，復水貯蔵槽を枯渇させることなく復水貯蔵槽を水源とした 7 日間の注水
炉注水操作については，サプレッション・チェンバを水源とすることから，水源
18／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
継続実施が可能となる。ここで，復水貯蔵槽への補給の開始を事象発生 12 時間後としているが，これは，可搬型設備を事象発生から 12 時間以内に使用できなかった場
合においても，その他の設備にて重大事故等に対応できるよう設定しているものである。なお，外部電源喪失を想定した場合でも同様の対応である。
b. 燃料
可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への給水については，保守的に事象発生直後からの可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の運転を想定すると，7 日間の運転継続に号炉あたり約 15kL の軽油が必要となる。本重要事故シーケンスの評価
では外部電源の喪失は想定していないが，仮に外部電源が喪失して非常用ディーゼ
ル発電機による電源供給を想定し，事象発生後 7 日間非常用ディーゼル発電機を最大負荷で運転した場合，号炉あたり約 753kL の軽油が必要となる。5 号炉原子炉建
屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に合計
約 13kL の軽油が必要となる（6 号及び 7 号炉合計約 1,549kL）。
6 号及び 7 号炉の各軽油タンクにて約 1,020kL（6 号及び 7 号炉合計 約 2,040kL）の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，可搬型代替注水ポン
プ（A-2 級）による復水貯蔵槽への給水，非常用ディーゼル発電機による電源供給，
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備による電源供給及びモニタリン
グ・ポスト用発電機による電源供給について，7 日間の継続が可能である

c. 電源
本重要事故シーケンスの評価では外部電源の喪失は想定していないが，仮に外部電源が喪失して非常用ディーゼル発電機による電源供給を想定した場合においても，6 号及び 7 号炉において重大事故等対策時に必要な負荷は，各号炉の非常用ディーゼル発電機負荷に含まれることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給が可能である。
また，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポ
スト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。

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

東海第二発電所

備

考が枯渇することはなく，7 日間の対応が可能である。
なお，外部電源喪失を想定した場合でも同様である。
（添付資料 2.4.2.3）
ｂ．燃料
外部電源喪失を想定した場合，事象発生直後から 7 日間の非常用ディーゼル発
電機，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機及び常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）の運転を想定すると，非常用ディーゼル発電機については
約 484.0kL，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機については約 130.3kL，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）については約 141.2kL，合計で755.5kL の軽油が必要となる。軽油貯蔵タンクには約 800kL の軽油を保有していることから，非常用ディーゼル発電機，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機及び常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）による 7 日間の電源供給 ・柏崎刈羽は，以下の観点からモニタ
リングポストを記載しているものの継続が可能である。
と推察する。
可搬型代替注水中型ポンプ（1 台）による西側淡水貯水設備から代替淡水貯槽・燃料評価について，燃料は設備への補給について，事象発生直後から 7 日間の可搬型代替注水中型ポンプ（1 台）間で共用しており，緊対の燃料の運転を想定すると，約 6.0kL の軽油が必要となる。可搬型設備用軽油タンクに消費量がプラント側の有効性評
は約 210kL の軽油を保有していることから，可搬型代替注水中型ポンプ（1 台）
価に影響があるとして記載
による 7 日間の西側淡水貯水設備から代替淡水貯槽への補給の継続が可能であ・電源評価について，電源供給能る。
力は直接影響はないが，燃料評
緊急時対策所用発電機による電源供給について，事象発生直後から 7 日間の緊価を記載しているため合わせて
急時対策所用発電機の運転を想定すると，約 70.0kL の軽油が必要となる。緊急時
記載
対策所用発電機燃料油貯蔵タンクに約 75kL の軽油を保有していることから，緊急
東海第二のモニタリングポストは，時対策所用発電機による 7 日間の電源供給の継続が可能である。
非常用ディーゼル発電機又は常設代（添付資料 2.4.2.4）
替高圧電源装置から電気を供給可能な設計であり，個別で資源を消費す
ｃ．電
源
る設備はないことから記載していな
外部電源喪失を想定した場合，重大事故等対策時に必要な負荷のうち，非常用い。
ディーゼル発電機等からの電源供給を考慮する負荷については，非常用ディーゼ
ル発電機等の容量内に収まることから，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
常設代替交流電源設備からの電源供給を考慮する負荷については約 1,128kW であるが，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）の連続定格容量は2,208kW であることから，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
緊急時対策所用発電機については，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
（添付資料 2.4.2.5）
2.4.2.5 結論
19／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
7.1.4.2.5 結論
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」
では，炉心冷却には成功するが，残留熱除去系の故障により崩壊熱除去機能が喪失
し，炉心損傷より先に原子炉格納容器が破損し，これに伴って炉心冷却機能を喪失する場合には，原子炉水位の低下により炉心が露出して炉心損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した
場合）」に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策として原子炉隔離時冷却系
及び高圧炉心注水系による原子炉注水手段，安定状態に向けた対策として代替格納
容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却手段及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱手段を整備している。

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）」の重要事故シーケンス「過渡事象（給水流量の全喪失）＋崩壊熱除去失敗」について有効性評価を行った。上記の場合においても，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心
注水系による原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施することにより，炉心損傷することはない。

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

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

東海第二発電所

備考

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」の残留熱除去系が故障した場合では，炉心冷却には成功するが，崩壊熱除去機能の喪失により炉心損傷より先に格納容器が破損し，これに伴い炉心冷却機能を喪失することにより，原子炉水位が低下し炉心が露出することで炉心損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」の残留熱除去系が故障した場合に対する炉心損傷防止対策として
は，初期の対策として原子炉隔離時冷却系，高圧炉心スプレイ系，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧及び常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代
替注水系（常設）による原子炉注水手段を整備し，安定状態に向けた対策として，逃がし安全弁（自動減圧機能）を開維持することで常設低圧代替注水系ポンプを用いた
低圧代替注水系（常設）による炉心冷却を継続する。また，格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却手段及び格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱手段を整備している。
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」の重要事故シーケンス「過渡事象（給水流量の全喪失）＋ＲＨＲ失敗」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，原子炉隔離時冷却系，高圧炉心スプレイ系，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧及び常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格
納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却並びに格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱を実施することで，炉心の著しい損傷を防止することができる。
その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力
並びに格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。また，安定状態を維持することができる。
なお，格納容器圧力逃がし装置等の使用による非居住区域境界及び敷地境界での実効線量は，周辺公衆に対して著しい被ばくのリスクを与えることはない。
・同上
解析コード及び解析条件の不確かさの影響について確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策に必要な要員は，災害対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」の残留熱除去系が故障した場合において，原子炉隔離時冷却系，高圧炉心スプレイ系，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧及び常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格
納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却並びに格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱の炉心損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対
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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））

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

東海第二発電所

備考して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」の残留熱除去系が故障した場合に対して有効である。

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
東海第二発電所

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

備

考

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
東海第二発電所

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

備

考

23／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
東海第二発電所

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

備

考

24／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
東海第二発電所

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

備考前ページと同じ

25／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

備

考

26／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
東海第二発電所

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

備

考

27／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

備

考

28／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
東海第二発電所

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

備

考

29／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

備考前ページと同じ

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
東海第二発電所

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

備

考

31／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
東海第二発電所

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

備考・KK67 においては再冠水過程を示すた
めにシュラウド内のみの水位を示しているが，東海第二ではシュラウド内
外水位で再冠水過程を十分確認できるためシュラウド内のみの図は不要と判断した。

32／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
東海第二発電所

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

備

考

33／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
東海第二発電所

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

備

考

34／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
東海第二発電所

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

備

考

35／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
東海第二発電所

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

備

考

36／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
東海第二発電所

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

備

考

37／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
東海第二発電所

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

備

考

38／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
東海第二発電所

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

備

考

39／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
東海第二発電所

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

備

考

40／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
東海第二発電所

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

備

考

41／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
東海第二発電所

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

備考前ページと同じ

42／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
東海第二発電所

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

備考前ページと同じ

43／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
東海第二発電所

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

備考前ページと同じ

44／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
東海第二発電所

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

備

考

45／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
東海第二発電所

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

備

考

46／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
東海第二発電所

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

備

考

47／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
東海第二発電所

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

備

考

48／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
東海第二発電所

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

備考前ページと同じ

49／50

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
東海第二発電所

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

備

考

50／50

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

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

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

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

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
機能には期待しないものとする。これらの対策の概略系統図を第 7.1.5－1 図から
第 7.1.5－3 図に，手順の概要を第 7.1.5－4 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を第 7.1.5－1 表に示す。
本事故シーケンスグループの重要事故シーケンスにおいて，6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 12 名である。その内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員は，
当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），
当直副長 2 名，
運転操作対応を行う運転員 4 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部
要員は 5 名である。必要な要員と作業項目について第 7.1.5－5 図に示す。
なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を重要事
故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，12 名で対処可能である。
a. 原子炉スクラム失敗確認
運転時の異常な過渡変化の発生に伴い，原子炉がスクラムすべき状況にもかかわらず，制御棒が原子炉に緊急挿入されない場合，原子炉スクラム失敗を確認する。
原子炉スクラムの失敗を確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等である。また，主蒸気隔離弁の閉止による原子炉圧力高信号により再循環ポンプ
4 台がトリップし，炉心流量が低下し，原子炉出力が低下する。主蒸気隔離弁の閉止によりタービン駆動給水ポンプはトリップするが，電動駆動給水ポンプが自動起動して給水を継続する。主蒸気遮断により給水加熱喪失の状態となり，給水温度が低下するため，徐々に出力が増加する傾向となる。

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

東海第二発電所

備

考た，重大事故等対策における手順と設備との関係を第 2.5－1 表に示す。

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

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
り原子炉水位低（レベル 1.5）以上に水位を維持する。原子炉隔離時冷却系及び高
圧炉心注水系による原子炉水位の維持を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び各系統の流量指示等である。

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

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

東海第二発電所備

考

却系が自動起動し，原子炉注水を開始したことを確認する。
高圧炉心スプレイ系の自動起動確認等に必要な計装設備は，ドライウェル圧力，
高圧炉心スプレイ系系統流量等である。
ｃ．自動減圧系等の起動阻止操作
原子炉停止機能喪失の確認後，自動減圧系又は過渡時自動減圧機能が作動し，原子炉圧力が低下することで，低圧炉心スプレイ系等により原子炉注水流量が増加し，原子炉水位が上昇することで正の反応度が印加されることを防止するため，
中央制御室からの遠隔操作により自動減圧系の起動阻止スイッチを用いてこれらの作動を阻止する。なお，自動減圧系の起動阻止スイッチにより，過渡時自動減圧機能についても作動が阻止される。
自動減圧系等の起動阻止操作に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域）等である。
ｄ．ほう酸水注入系の起動操作
原子炉停止機能喪失及び再循環系ポンプトリップによる原子炉出力低下を確認 ・運転手順の違い
した後，平均出力領域計装指示値が 10％以上で，かつサプレッション・プール水
温度が 49℃に近接又は 49℃以上であることを確認し，中央制御室からの遠隔操作
によりほう酸水注入系の起動操作を実施する。また，中性子束振動の発生を確認した場合にも，ほう酸水注入系の起動操作を実施する。
ほう酸水注入系の起動操作に必要な計装設備は，平均出力領域計装，サプレッ
ション・プール水温度等である。
その後，ほう酸水の注入により原子炉出力が徐々に低下し原子炉が未臨界になったことを確認する。
原子炉の未臨界を確認するために必要な計装設備は，起動領域計装等である。
ｅ．残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プー
ル冷却操作
原子炉で発生した蒸気が逃がし安全弁を介してサプレッション・プールに流入することで，サプレッション・プール水温度は上昇する。このため，サプレッション・プール水温度が 32℃以上であることを確認し，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・
プール冷却を開始する。なお，本重要事故シーケンスにおいては，事象発生から短時間でサプレッション・プール水温度が 49℃まで上昇するが，この場合には，運転手順に従いほう酸水注入系の起動操作を優先して実施する。
残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プー
ル冷却操作に必要な計装設備は，サプレッション・プール水温度等である。
残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プー
ル冷却操作を開始した以降も，原子炉出力が残留熱除去系（サプレッション・プ
3／54

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考ール冷却系）の除熱能力を上回っている期間はサプレッション・プール水温度の上昇が継続することを確認する。サプレッション・プール水温度が 106℃に近接 ・RCIC の水源の差異による運用の相違
した場合は，原子炉隔離時冷却系を停止する。
ｆ．原子炉水位の調整操作
ほう酸水の注入に伴い，原子炉出力が徐々に低下し原子炉は未臨界に至る。また，原子炉出力の低下に伴い原子炉水位は徐々に上昇するため，ほう酸水の全量注入完了を確認するまでは，運転手順に従い，高圧炉心スプレイ系により原子炉
水位を原子炉水位異常低下（レベル１）設定点近傍に維持することで，自然循環による炉心流量の増加を抑制する。また，ほう酸水の全量注入完了を確認した後は，ほう酸水注入系を停止するとともに，高圧炉心スプレイ系により原子炉水位
を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の範囲に維持する。
原子炉水位の調整操作に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域），起動領域計装等である。

以降，炉心冷却及び原子炉格納容器除熱は，残留熱除去系により継続的に行う。

7.1.5.2 炉心損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「6.2
評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過渡事象（反応度印加の観点で最も厳しく，原子炉隔離によって炉心からの発生蒸気が全て原子炉格納容器に流入する主蒸気隔離弁の誤閉止を選定）を起因事象とし，原子炉圧力上昇による反応
度印加に伴う出力増加の観点で厳しくなる「過渡事象（主蒸気隔離弁の誤閉止）＋
原子炉停止失敗」である。

本重要事故シーケンスでは，炉心における核分裂出力，出力分布変化，反応度フィードバック効果（ボイド・ドップラ/ボロン），崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移，沸騰・ボイド率変化，気液熱非平衡，原子炉圧力容器に以降，炉心冷却は高圧炉心スプレイ系を用いた原子炉注水により継続的に実施し，格納容器除熱は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）により継続的に実施する。
2.5.2 炉心損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「1.2
評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過渡事象（反応度印加の観点で厳しい主蒸気隔離弁の誤閉止を選定）を起因事象とし，原子炉圧力上昇による反応度印加の観点で厳しくなる「過渡事象（主蒸気隔離弁の誤閉止）＋原子炉停止失敗」である。また，本事故シーケンスでは，原子炉水位が高めに維持され，炉心入口サブクーリングが大きくなることで原子炉出力の観点で厳しい条件として，評価上，重大事故等対処設備ではない給復水系が一定期間運転を継続する条件としている。
なお，本事故シーケンスグループにおける事故シーケンスのうち，ＬＯＣＡを起因事象とする事故シーケンスは，原子炉冷却材の流出により，ほう酸水注入系が有効に機能しないことも考えられるが，これらの事故シーケンスの炉心損傷頻度は非常に小さくなっており，また，この場合においても重大事故等対処設備である代替
制御棒挿入機能により原子炉を未臨界とすることが可能である。
本重要事故シーケンスでは，炉心における核分裂出力，出力分布変化，反応度フィードバック効果（ボイド反応度，ドップラ反応度，ボロン反応度），崩壊熱，燃料
棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移，沸騰・ボイド率変化及び気液熱非平衡，原子炉圧力容器における冷却材流量変化，冷却材放出（臨界流・差圧流）
，ＥＣ
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

比較表（原子炉停止機能喪失）

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

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

東海第二発電所

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

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

b. 重大事故等対策に関連する機器条件(a) 主蒸気隔離弁の閉止に要する時間
主蒸気隔離弁の閉止に要する時間は，最も短い時間として設計値の下限である 3秒とする。
(b) 代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能
代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能は， 原子炉圧力高（7.48MPa[gage]）又は原子炉水位低（レベル 3）信号により再循環ポンプ 4 台がトリップし，原子炉水位低（レベル 2）信号により残り再循環ポンプ 6 台がトリップするものとする。なお，4 台以上の再循環ポンプがトリップした際に残りの再循環ポンプの回転速度を5%/秒で速やかに低下させる高速ランバック機能については，保守的に使用できないものと仮定する。
また，再循環ポンプが 2 台以上トリップしている状態で運転点が運転特性図上の高出力－低炉心流量領域に入った場合に作動する選択制御棒挿入についても作動しないものと仮定する。
(c) 逃がし安全弁
逃がし安全弁の逃がし弁機能にて，原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を抑えるものとする。また，逃がし安全弁（18 個）は，容量として，1 個あたり定格主蒸気流量の約 5%を処理するものとする。

(d) 電動駆動給水ポンプ
主蒸気隔離弁の閉止によりタービン駆動給水ポンプがトリップした後，電動駆動
給水ポンプが自動起動するものとする。また，復水器ホットウェル水位の低下により電動駆動給水ポンプがトリップするものとする。
(e) 原子炉隔離時冷却系
原子炉隔離時冷却系は原子炉水位低（レベル 2）又はドライウェル圧力高（13.7kPa[gage]）で自動起動し，182m3/h（8.12～1.03MPa[dif]において）の流量で給水するものとする。
(f) 高圧炉心注水系
高圧炉心注水系は原子炉水位低（レベル 1.5 ）又はドライウェル圧力高

東海第二発電所

備

考

ｃ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 主蒸気隔離弁の閉止に要する時間
主蒸気隔離弁の閉止に要する時間は，保安規定の運転上の制限における下限値である 3 秒とする。
(b) ＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環系ポンプトリップ機能）
原子炉圧力高（7.39MPa[gage]）又は原子炉水位異常低下（レベル２）信号により，再循環系ポンプを全台トリップさせるものとする。また，原子炉出力が35％以上で，再循環系ポンプが 1 台以上トリップした場合に作動する選択制御
棒挿入については，作動しないものとする。
(c) 逃がし安全弁
原子炉圧力が低めに維持される方が，原子炉圧力に依存する高圧炉心スプレ
イ系の注水流量が大きくなり，原子炉水位が高めに維持されることで，原子炉出力の観点で厳しい設定となる。このため，原子炉圧力が低めに維持される逃がし安全弁（逃がし弁機能）にて原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を抑制するものとする。また，逃がし安全弁（18 個）は，容量として，1 個当たり定格主蒸気流量の約 6％を処理するものとする。
(d) 高圧炉心スプレイ系
ドライウェル圧力高（13.7kPa[gage]）信号により自動起動し，ポンプ性能評価に基づく大きめの注水流量特性（注水流量：145m３／h～1,506m３／h，注水圧 ・東海第二では、原子炉水位が高めに維持され，原子炉出力の観点で厳し力：0MPa[dif] ※～8.30MPa[dif]）の流量で原子炉へ注水するものとする。注水
い条件としてポンプ性能評価に基
流量は，炉心に冷水が大量に注水され，原子炉水位が高めに維持される方が原
づく大きめの注水流量を設定。な
子炉出力の観点で厳しい設定となることから，ポンプ性能評価に基づく大きめ
お，原子炉隔離時冷却系についての注水流量特性を設定している。
は，一定の注水流量に制御される。
※ MPa[dif]…原子炉圧力容器と水源との差圧（以下同様）

・東海第二では，「(3) 有効性評価の結果」において，事象進展と合わせて説明(e) 原子炉隔離時冷却系
原子炉水位異常低下（レベル２）信号により自動起動し，136.7m３／h（原子炉圧力 1.04MPa[gage]～7.86MPa[gage]において）の流量で原子炉へ注水するものとする。また，運転手順に従い，サプレッション・プール水温度が原子炉隔 ・RCIC の水源の差異による運用の相違
離時冷却系の高温耐性（116℃）に余裕を考慮した温度である 106℃に到達した時点で停止する。

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

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所備

考3（13.7kPa[gage]）で自動起動し，182～727m /h（8.12～0.69MPa[dif]において）の流量で給水するものとする。
(g) ほう酸水注入系
ほう酸水注入系は原子炉スクラムの失敗を確認後，10 分間が経過した時点で手動起動し，190L/min の流量及びほう酸濃度 13.4wt%で注入するものとする。
(h) 残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）
伝熱容量は，熱交換器 1 基あたり約 8MW（サプレッション・チェンバ・プール水
温 52℃，海水温度 30℃において）とする。
c. 重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「6.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 自動減圧系の自動起動阻止操作
原子炉が停止できない場合にドライウェル圧力高（13.7kPa[gage]）及び原子炉水位低（レベル 1）によって自動減圧系の自動起動信号が発信されることを阻止する
ため，自動減圧系の自動起動阻止を手順に定めている。本評価では運転員による自動減圧系の自動起動を阻止する操作を期待する。
(b) ほう酸水注入系及び残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運転操作
本評価では，ほう酸水注入系は原子炉スクラムの失敗を確認後，10 分間が経過した時点で手動起動することとしている。残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）は，サプレッション・チェンバのプール水の平均温度が 49℃に到達することをもって実施することとしており，サプレッション・チェンバ・プ
ール水温が 49℃に到達した時点から，10 分間が経過した時点で残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）を手動起動することとしている。
(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける中性子束，平均表面熱流束，炉心流量，原子炉蒸気流量，給水流量，原子炉隔離時冷却系流量，高圧炉心注水系流量，原子炉圧力，
原子炉水位（シュラウド外水位）※1，逃がし安全弁の流量，炉心平均ボイド率，燃料被覆管温度，熱伝達係数及びクオリティの推移を第 7.1.5－6 図から第 7.1.5－20
図に，サプレッション・チェンバ・プール水温及び格納容器圧力の推移を第 7.1.5－21 図に示す。
※1 非常用炉心冷却系の起動信号となる原子炉水位計（広帯域）の水位及び運転員
が炉心冠水状態において主に確認する原子炉水位計（広帯域・狭帯域）の水位
は，シュラウド外の水位であることから，シュラウド外の水位を示す。

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

(g) 残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）
伝熱容量は，熱交換器 1 基当たり約 53MW（サプレッション・プール水温度
100℃，海水温度 27.2℃において）とする。
ｄ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 自動減圧系等の起動阻止操作は，原子炉停止機能喪失の確認及び自動減圧系
・東海第二では操作時間の積み上げに等の起動阻止操作に要する時間を考慮して，事象発生 4 分後に実施する。
基づいた操作条件を設定（添付資料 2.5.2）(b) ほう酸水注入系の起動操作は，自動減圧系等の起動阻止操作が完了する事象
発生の 4 分後からほう酸水注入系の起動操作に要する時間を考慮して，事象発生から 6 分後に実施する。
(c) 残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プ
ール冷却操作は，事象発生の約 1 分後にドライウェル圧力高信号が発信してから 10 分間は低圧注水モード優先のインターロックがあることから，これに操作に要する時間を考慮して，事象発生 17 分後に実施する。

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

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考ａ．事象進展a. 事象進展
主蒸気隔離弁の誤閉止の発生後，主蒸気隔離弁閉信号が発生するものの，この信号による原子炉スクラムに失敗する。主蒸気隔離弁が閉止されると原子炉圧力が上昇し，これによるボイドの減少によって正の反応度が印加され，中性子束が増加するとともに平均表面熱流束が上昇し，これに伴い燃料被覆管表面で沸騰遷移が生じるため，燃料被覆管の温度が一時的に約 730℃まで上昇する。約 2 秒後に原子炉圧力高信号で代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能により再循環ポンプ 4 台がトリップする。なお，本評価では保守的に期待していない代替制御棒挿入機能は，本来
この原子炉圧力高信号（7.48MPa[gage]）で作動する。
主蒸気隔離弁の閉止により，タービン駆動給水ポンプはトリップするが，電動駆動給水ポンプが自動起動して給水が継続される。炉心流量の低下に伴い中性子束及び平均表面熱流束も低下するが，再循環ポンプの回転速度が最低となり，炉心流量が安定した後は徐々に出力が増加する。これは，主蒸気が遮断されて給水加熱喪失状態となるため，給水温度が低下して炉心入口サブクール度が増加するためである。
これに伴い燃料被覆管表面で沸騰遷移が生じるため，燃料被覆管の温度が一時的に
約 1,060℃まで上昇する。
逃がし安全弁の逃がし弁機能の作動により主蒸気がサプレッション・チェンバへ流入するため，サプレッション・チェンバ・プール水位が上昇し，事象発生から約24 秒後に高圧炉心注水系の水源が復水貯蔵槽からサプレッション・チェンバのプー
ル水へと自動で切り替わる。あわせて格納容器圧力も上昇するため，事象発生から
約 34 秒後にドライウェル圧力高信号（13.7kPa[gage]）によって原子炉隔離時冷却系の水源がサプレッション・チェンバのプール水へと自動で切り替わるとともに，原子炉隔離時冷却系，高圧炉心注水系及び低圧注水系が起動する。サプレッション・
チェンバ・プール水温も上昇し，事象発生から約 43 秒後にサプレッション・チェ
ンバ・プール水温が 49℃に到達し，その後も上昇傾向が継続する。
事象発生から約 173 秒後に復水器ホットウェルの水位低下により電動駆動給水ポンプがトリップするため，原子炉水位が低下し，事象発生から約 191 秒後に原子炉水位低（レベル 2）信号で代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能によって残り 6
台の再循環ポンプがトリップする。
原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉注水が継続しているため，炉心は冠水維持される。
事象発生から約 11 分後（原子炉スクラムの失敗確認から 10 分後），手動操作によりほう酸水注入系による炉心へのほう酸水の注入を開始する。同時に（サプレッ
ションプール水温高到達から 10 分後）残留熱除去系ポンプ 3 台によるサプレッション・チェンバ・プール水冷却モードも手動起動する。ほう酸水の注入開始後，中主蒸気隔離弁の誤閉止が発生した後，原子炉自動スクラム信号が発信するが， ・評価条件，運用・設備設計，事象進
原子炉自動スクラムに失敗する。主蒸気隔離弁の閉止により原子炉圧力が上昇し， 展等に違いに起因する記載の相違はあるが，実態として記載内容に違これによるボイドの減少によって正の反応度が印加され，中性子束が増加するといはない。
ともに平均表面熱流束が上昇し，燃料棒表面で沸騰遷移が生じることで，燃料被覆管の温度は約 872℃まで上昇する。事象発生の約 2 秒後に原子炉圧力高信号により再循環系ポンプが全台トリップすることで炉心流量が低下し，ボイド率が上昇することで中性子束及び平均表面熱流束は低下するため，燃料被覆管温度も低下する。なお，本評価では期待していない代替制御棒挿入機能は，本来この原子
炉圧力高信号にて作動する。
また，タービン駆動給水ポンプはトリップし，電動駆動給水ポンプが自動起動することで，給復水系による原子炉注水が継続される。中性子束及び平均表面熱流束は，再循環系ポンプトリップによる炉心流量の低下に伴い低下するが，給水加熱喪失により給水温度が低下することで徐々に上昇する。これに伴い燃料棒表
面で沸騰遷移が発生し，燃料被覆管温度が一時的に上昇するが，この期間の燃料
被覆管温度の最高値は約 839℃程度であり，初期のピーク温度（約 872℃）未満となる。
原子炉で発生した蒸気が逃がし安全弁を介してサプレッション・プールに流入するため，サプレッション・プール水温度及び格納容器圧力が上昇し，事象発生の約 57 秒後にドライウェル圧力高信号（13.7kPa[gage]）により高圧炉心スプレ
イ系，低圧炉心スプレイ系等が自動起動する。また，事象発生の約 85 秒後にサプ
レッション・プール水温度は 49℃に到達し，この後も上昇傾向が継続する。
事象発生から約 131 秒後に復水器ホットウェル水位の低下により給復水系が停止することで原子炉水位が低下し，事象発生から約 153 秒後に原子炉水位異常低下（レベル２）信号により原子炉隔離時冷却系が自動起動する。給復水系による
原子炉注水の停止後は，高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系による原子炉注水により炉心冷却が維持されるが，原子炉水位の低下に伴い炉心流量，中性子束及び原子炉での蒸気発生量が低下する過程において，圧力設定点の異なる逃がし安全弁が一連で開閉することで原子炉圧力及び中性子束の変動幅が一時的に大きくなり，これに伴う沸騰遷移によって一時的に燃料被覆管温度が上昇する。
但し，この期間の燃料被覆管温度の最高値は約 723℃程度であり，初期のピーク
温度（約 872℃）未満となる。また，原子炉隔離時冷却系は，サプレッション・
プール水温度が 106℃に到達した時点で停止するが，その後も高圧炉心スプレイ
系により炉心冷却は維持される。
事象発生の 6 分後に手動操作によりほう酸水注入系を起動し，炉心へのほう酸水の注入を開始する。ほう酸水の注入に伴い炉心の反応度が低下し，原子炉水位は徐々に上昇するため，高圧炉心スプレイ系により原子炉水位を原子炉水位異常低下（レベル１）設定点近傍に維持する。
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

性子束は徐々に減少し，臨界未満に至る。これに伴い，原子炉出力の上昇が抑制されるため，原子炉水位は上昇し，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の運転員操作により，原子炉水位低（レベル 1.5）以上に原子炉水位を維持する※2 とともに，
サプレッション・チェンバのプール水の冷却を維持する。
※2 ほう酸水注入による原子炉出力の抑制は継続しているが，原子炉水位上昇により原子炉出力が上昇するおそれがあるため事故対応手順に基づき原子炉出力の上昇を抑制するために原子炉水位低（レベル 1.5）以上に原子炉水位を維持する。

事象発生の 17 分後に手動操作により残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）2 系統によるサプレッション・プール冷却操作を開始する。

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

ｂ．評価項目等
燃料被覆管温度は，主蒸気隔離弁閉止に伴い炉内のボイドが急減することで出力が上昇し沸騰遷移が生じる期間が最も高くなり，再循環系ポンプトリップによる出力低下によってリウェットすることで低下する。第 2.5－10 図に示すとおり，
事象発生の約 13 秒後に燃料被覆管温度は最高値の約 872℃に到達するが，評価項目である 1,200℃以下となる。また，燃料被覆管の酸化量は，酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1％以下であり，評価項目である 15％を下回る。
原子炉圧力は，第 2.5－7 図及び第 2.5－17 図に示すとおり，逃がし安全弁（逃がし弁機能）の作動により，約 8.19MPa[gage]以下に維持される。このため，原
子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（0.3MPa 程度）を考慮しても，約 8.49MPa[gage]以下であり，評価項目である最高使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を下回る。
格納容器圧力及びサプレッション・プール水温度は，第 2.5－19 図に示すとおり，ほう酸水注入系により原子炉出力が低下し，原子炉での発熱が残留熱除去系の除熱能力を下回るまで上昇するが，最高値はそれぞれ約 0.20MPa[gage]，約115℃となり，評価項目である最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa[gage]）及び 200℃を下回る。
ほう酸水注入系による炉心へのほう酸水注入によって中性子束は徐々に低下
し，未臨界に至る。その後は高圧炉心スプレイ系による原子炉注水及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱を継続することで安定状態が確立する。
（添付資料 2.5.3）
安定状態が確立した以降は，制御棒の挿入機能を復旧し，原子炉を減圧した後に，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）により冷温停止状態とする。
以上により，本評価では「1.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目について，対策の有効性を確認した。

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

ほう酸水注入系による炉心へのほう酸水の注入によって中性子束は徐々に減少
し，臨界未満に至る。その後は，原子炉水位及びサプレッション・チェンバのプー
ル水の冷却を維持することで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。

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

備

考2.5.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
7.1.5.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲としては，運転員等操作時間
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間
9／54

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価す
るものとする。
原子炉停止機能喪失では，運転時の異常な過渡変化の発生後，原子炉停止機能を喪失することが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象発生から 12 時間程度までの短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，自動減圧系の自動起動阻止操作，ほう酸水注入系
運転操作及び残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運
転操作とする。

(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「6.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。

a. 運転員等操作時間に与える影響
炉心における出力分布変化の不確かさとして，解析コードでは保守的に中央ピー
クに基づく軸方向出力分布を代表的に与えるため，解析結果は燃料被覆管温度を高めに評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなるが，燃料被覆管温度をパラメータとして操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心における燃料棒内温度変化の不確かさとして，解析コードでは燃料ペレットと燃料被覆管間のギャップ熱伝達係数を高めに設定するため，解析結果は燃料被覆
管温度を高めに評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなる
が，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは保守的な熱伝達モデル等を採用しているため，解析結果は燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価する可能性がある。よって，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きくなり燃料被覆管温
度は低くなるが，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はない
ことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

炉心における沸騰遷移の不確かさとして，解析コードは沸騰遷移が生じやすい条
件として MCPR に関する燃料の許容設計限界（以下「SLMCPR」という。
）で沸騰遷移東海第二発電所備

考に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
本重要事故シーケンスは，原子炉停止機能喪失に伴い原子炉は臨界状態が維持され，逃がし安全弁を介したサプレッション・プールへの蒸気の流出が継続するため，
ほう酸水注入系により原子炉出力を抑制すること，残留熱除去系（サプレッション・
プール冷却系）によりサプレッション・プール冷却を実施すること及び原子炉自動減圧に伴う低圧炉心スプレイ系等による多量の冷水注入による正の反応度印加を防止するため自動減圧系等の作動を阻止することが特徴である。よって，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，自動減圧系等の起動阻止操作，ほう酸水注入系の起動操作及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール冷却操作とする。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を実施する重要現象は，「1.7
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価の結果を以下に示す。なお，反応度フィードバック効果の反応度モデル（ボイド・ドップラ）の不確かさについては，核データ（動的ボイド係数）及び核データ（動的ドップラ係数）の解析条件の不確かさも含め「(2) 解析条
件の不確かさの影響評価」にて確認する。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における出力分布変化の不確かさとして，解析コードは保守的に中央ピー
クに基づく軸方向出力分布を設定するため，燃料被覆管温度を高めに評価する。
このため，実際の燃料被覆管温度は低くなるが，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心における燃料棒内温度変化の不確かさとして，解析コードは燃料ペレットと燃料被覆管との間のギャップ熱伝達係数を高めに設定するため，過渡的な沸騰
遷移時の燃料被覆管温度を高めに評価する。このため，実際の燃料被覆管温度は低くなるが，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは燃料棒表面熱伝達及びリウェット時刻をおおむね保守的に評価する相関式を採用するとともに，高温領域においても輻射熱伝達に期待しない評価としていることから，燃料棒表面の熱伝達係数をおおむね小さく評価する。このため，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きめとなり，燃料被覆管温度は低めとなるが，燃料被覆管温度を操
作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影
響はない。
炉心における沸騰遷移の不確かさとして，解析コードは沸騰遷移が生じやすい条件として，最小限界出力比に関する燃料の許容設計限界（以下「ＳＬＭＣＰＲ」という。）を基準に沸騰遷移の発生及び沸騰遷移位置を判定するよう設定してお10／54

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

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機が発生するよう設定しているため，解析結果は燃料被覆管温度を高めに評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなるが，燃料被覆管温度を操作
開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影
響はない。
原子炉圧力容器におけるほう酸水の拡散の不確かさとして，解析コードは保守的な値を用いているため，実際の炉心内におけるほう酸水の拡散は早く，ボロン反応
度印加割合が大きくなり臨界未満までの時間が早くなるが，ほう酸水の注入開始以降に実施する運転操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

b. 評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における出力分布変化の不確かさとして，解析コードは保守的に中央ピークに基づく軸方向出力分布を代表的に与えることにより燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評価解析でも燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
炉心における燃料棒内温度変化の不確かさとして，解析コードは燃料ペレットと燃料被覆管間のギャップ熱伝達係数を高めに設定することにより燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評価解析でも燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは保守的な熱伝達モデル等により燃料被覆管温度を高めに評価するため，有効性評価解析でも燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。なお，燃料棒表面熱伝達についての更に保守的な取扱いとして，リウェ
ットを考慮しない場合の感度解析を「(3) 感度解析」にて実施する。

炉心における沸騰遷移の不確かさとして，解析コードは沸騰遷移が生じやすい条
件設定により燃料被覆管温度を高めに評価する可能性があり，有効性評価解析でも燃料被覆管温度を高めに評価する可能性があることから，評価項目となるパラメー
タに対する余裕は大きくなる。
原子炉圧力容器におけるほう酸水の拡散の不確かさとして，解析コードはほう酸
水の拡散に関して保守的な値を用いているため，臨界未満までの時間を遅く評価し，サプレッション・チェンバ・プール水温及び格納容器圧力を高めに評価することか
ら，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

東海第二発電所

備

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

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備考る。このため，実際の格納容器圧力及びサプレッション・プール水温度は低くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
（添付資料 2.5.4，2.5.5）(2) 解析条件の不確かさの影響評価
a. 初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 7.1.5－2 表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の炉心流量は，解析条件の 52,200t/h（定格流量（100%））に対して最確
条件は定格流量の約 91%～約 110%である。炉心流量が少ない場合は相対的にボイド率が高くなるため，主蒸気隔離弁の閉止による圧力上昇時に印加される正のボイド反応度が大きくなり，事象進展に影響を与え，運転員等操作時間に影響を与える。
よって，炉心流量が少ない場合（定格流量の 90%）の感度解析を「(3) 感度解析」
にて実施する。
初期条件の最小限界出力比は，解析条件の 1.22 に対して最確条件は 1.30 以上であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合，解析条件よりも大きくなるため，燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確条件は約42kW/m 以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合，燃料被覆管
温度の上昇は緩和されるが，燃料被覆管温度をパラメータとして操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の核データ（動的ボイド係数）は，解析条件の平衡サイクル末期の値の1.25 倍に対して最確条件は平衡サイクル初期から末期の値であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合，動的ボイド係数の絶対値が小さくなるため燃料被覆管温度の上昇が緩和されるが，これによるプラント挙動への影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。なお，解析コードの不確かさ等を考慮して設定している動的ボイド係数の保守因子の大きさは，本重要事故シーケンスの事象進展に応じて変動し得るが，動的ボイド係数の保守因子の変動に動的ドップラ係数の保守因子の変動も考慮して厳しい組み合せとした場合においても，プラント挙動への影響は小さいことを確認している（「追補２．Ⅲ 重大事故等対策の有(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 2.5－2 表に示すとおりであり，これらの条件設定を設計値等の最確条件とした場合の影響を評価する。解析条件の設定に当たっては，設計値を用いるか又は評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるよう保守的な設定をしていることから，この中で事象進展に有意な影響を与える可能性がある項目について，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の炉心流量は，解析条件で設定した約 41,060ｔ／h（定格流量の 85％
流量）に対して最確条件は定格流量の約 86％～約 104％であり，最確条件とした場合は炉心のボイド率が低くなり主蒸気隔離弁閉止に伴う原子炉圧力の上昇により印加される反応度が小さくなることで原子炉出力の上昇が緩和される ・東海第二では，ベースケースにて保が，事象発生の約 2 秒後に原子炉圧力高信号により再循環系ポンプが全台トリ
安規定の運転上の制限における下ップするため事象進展に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響
限流量を設定している。
は小さい。
初期条件の最小限界出力比は，解析条件で設定した 1.24 に対して最確条件は
限界出力比指標※で 0.98 以下であり，最確条件とした場合は沸騰遷移の発生が遅れることで燃料被覆管温度の上昇が緩和されるが，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響 ・東海第二では，運転管理に用いていはない。
る限界出力比指標にて記載してい初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／m に対しるが，内容は同じ。
て最確条件は約 33W／m～約 41kW／m であり，最確条件とした場合は燃料被覆管
温度の上昇が緩和されるが，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の核データ（動的ボイド係数）及び核データ（動的ドップラ係数）
は，解析条件で設定した平衡炉心のサイクル末期の値の 1.25 倍（動的ボイド係 ・東海第二では動的ボイド係数及び動数）及び平衡炉心のサイクル末期の値の 0.9 倍（動的ドップラ係数）に対して， 的ドップラ係数について，同じ段落最確条件とした場合は印加反応度が小さくなることで燃料被覆管温度の上昇がで記載しているが，内容は同じ緩和されるが，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。なお，解析コードの不確かさ等を考慮して設定している保守因子の大きさは，事象進展に応じて変動し得るが，厳しい組合せとした場合においても，プラント挙動への影響は小さく，燃料被覆
管温度は数℃の上昇にとどまることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい（
「付録
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
効性評価に係るシビアアクシデント解析コードについて」）。
初期条件の核データ（動的ドップラ係数）は，解析条件の平衡サイクル末期の値の 0.9 倍に対して最確条件は平衡サイクル初期から末期の値であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合，動的ドップラ係数の絶対値が大きくなるため
燃料被覆管温度の上昇が緩和されるが，これによるプラント挙動への影響は小さい
ことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。なお，解析コードの不確かさ等を考慮して設定している動的ドップラ係数の保守因子に関しては，核データ（動的ボイド係数）に記載のとおりプラント挙動への影響は小さいことを確認している（「追補２．Ⅲ 重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コード
について」
）
。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，格納容器圧力及びサプレッション・チェンバ・プール水温は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さい
ことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
事故条件の外部電源の有無については，炉心冷却上厳しくする観点から，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップせず，また，電動駆動給水ポンプによる原子炉
圧力容器への低温の給水が継続することにより，原子炉出力が高く維持されることから，燃料被覆管温度，格納容器圧力及びサプレッション・チェンバ・プール水温の上昇の観点で厳しくなるよう外部電源がある状態を設定している。なお，外部電源がない場合は非常用ディーゼル発電機により電源が供給されることから，運転員
等操作時間に与える影響はない。
機器条件の主蒸気隔離弁の閉止に要する時間は，解析条件の 3 秒に対して最確条
件は 3 秒以上 4.5 秒以下であり，解析条件の不確かさとして，解析条件で設定している主蒸気隔離弁の閉止時間を長くした場合，初期の原子炉圧力上昇により印加される反応度は小さくなるが，事象発生からごく短時間での動作であることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

東海第二発電所備考

３ 重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コードについて（第 3 部 ＲＥＤＹ）」）。

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

機器条件の主蒸気隔離弁の閉止は，解析条件で設定した閉止時間 3 秒に対して最確条件は 3 秒から 4.5 秒であり，最確条件とした場合，初期の原子炉圧力上昇により印加される反応度は小さくなり，原子炉出力の上昇が緩和されるが，事象発生の約 2 秒後に原子炉圧力高信号により再循環系ポンプが全台トリップ
するため事象進展に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
機器条件の高圧炉心スプレイ系は，原子炉水位が高めに維持され自然循環流量が大きくなることで，原子炉出力の観点で厳しい条件として，ポンプ性能評 ・東海第二では，ベースケースにて原価に基づく大きめの流量を設定している。また，高圧炉心スプレイ系の注水流
子炉水位が高めに維持され原子炉
量は原子炉圧力に依存することから，機器条件の逃がし安全弁は，原子炉圧力
出力の観点で厳しい条件としてポが低めに維持されることで高圧炉心スプレイ系の注水流量が大きくなる条件とンプ性能評価に基づく大きめの流して，逃がし弁機能を設定している。高圧炉心スプレイ系の注水流量を小さめ
量を設定している。
とした場合，原子炉水位が低めとなり自然循環力が低下することで炉心流量が低下し，中性子束は低めに維持される。一方で，ＲＥＤＹコードでは実験結果に基づき炉心流量依存の保守的なボロンミキシング効率を設定しているため，炉心流量の低下に伴いボロンミキシング効率が低下することで未臨界到達時間は遅くなり，これに伴いサプレッション・プール水温度の上昇傾向が継続する
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考時間も長くなるが，中性子束が低めに維持されるため単位時間当たりにサプレッション・プールに流入する蒸気量も減少しており，サプレッション・プール
水温度の最高値は同等となり，中長期的なプラント挙動に与える影響は小さい
ことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。また，安全弁機能に期待した場合，主蒸気隔離弁閉止時の原子炉圧力の上昇が大きめとなるが，事象発生の約 2 秒後に原子炉圧力高信号により再循環系ポンプが全台トリップし，ボ
イド率が増加することで負の反応度が印加されることで中性子束の最高値は同等となるため，事象初期のプラント挙動に与える影響が小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
※ 限界出力比指標は，実際の運転管理に用いる指標であり，最小限界出力比の運転上の制限値を実際の最小限界出力比で除したものであり，この値が 1 以下であれば最小限界出力比は運転上の制限を下回らない。
（添付資料 2.5.4，2.5.6）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の炉心流量は，解析条件の 52,200t/h（定格流量（100%））に対して最確
条件は定格流量の約 91%～約 110%である。炉心流量が少ない場合は相対的にボイド率が高くなるため，主蒸気隔離弁の閉止による圧力上昇時に印加される正のボイド反応度が大きくなる等により，評価項目となるパラメータに影響を与える。よって，
炉心流量が少ない場合（定格流量の 90%）の感度解析を「(3) 感度解析」にて実施する。
初期条件の最小限界出力比は，解析条件の 1.22 に対して最確条件は 1.30 以上であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合，燃料被覆管温度の上昇は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確条件は約42kW/m 以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合，燃料被覆管
温度の上昇は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の核データ（動的ボイド係数）は，解析条件の平衡サイクル末期の値の1.25 倍に対して最確条件は平衡サイクル初期から末期の値であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合，燃料被覆管温度の上昇は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなるが，その影響は小さい。なお，
解析コードの不確かさ等を考慮して設定している動的ボイド係数の保守因子の大きさは，本重要事故シーケンスの事象進展に応じて変動し得るが，動的ボイド係数の保守因子の変動に動的ドップラ係数の保守因子の変動も考慮して厳しい組み合せとした場合においても，評価項目となるパラメータに対する影響は小さいことを確認(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の炉心流量は，解析条件で設定した約 41,060ｔ／h（定格流量の 85％
流量）に対して最確条件は定格流量の約 86％～約 104％であり，最確条件とした場合は炉心のボイド率が低くなり主蒸気隔離弁閉止に伴う原子炉圧力の上昇により印加される反応度が小さくなり原子炉出力の上昇が緩和されるが，事象発生の約 2 秒後に原子炉圧力高信号により再循環系ポンプが全台トリップする
ため事象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期条件の最小限界出力比は，解析条件で設定した 1.24 に対して最確条件は
限界出力比指標で 0.98 以下であり，最確条件とした場合は沸騰遷移の発生が遅れることで燃料被覆管温度の上昇が緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／m に対して最確条件は約 33kW／m～約 41kW／m であり，最確条件とした場合は燃料被覆管
温度の上昇が緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の核データ（動的ボイド係数）及び核データ（動的ドップラ係数）
は，解析条件で設定した平衡炉心のサイクル末期の値の 1.25 倍（動的ボイド係数）及び平衡炉心のサイクル末期の値の 0.9 倍（動的ドップラ係数）に対して，最確条件とした場合は印加反応度が小さくなることで，原子炉出力の上昇が緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。なお，解析コードの不確かさ等を考慮して設定している保守因子の大きさは，事象進展に応じて変動し得るが，厳しい組合せとした場合においても，プラント挙動への影響は小さく，燃料被覆管温度は数℃の上昇にとどまり，評価項目と14／54

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
している（「追補２．Ⅲ 重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解
析コードについて」）。
初期条件の核データ（動的ドップラ係数）は，解析条件の平衡サイクル末期の値の 0.9 倍に対して最確条件は平衡サイクル初期から末期の値であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合，燃料被覆管温度の上昇は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
解析コードの不確かさ等を考慮して設定している動的ドップラ係数の保守因子に関しては，核データ（動的ボイド係数）に記載のとおり評価項目となるパラメータに対する影響は小さいことを確認している（「追補２．Ⅲ 重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コードについて」）。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，格納容器圧力及びサプレッション・チェンバ・プール水温は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さい
ことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
事故条件の外部電源の有無については，炉心冷却上厳しくする観点から，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップせず，また，電動駆動給水ポンプによる原子炉
圧力容器への低温の給水が継続することにより，原子炉出力が高く維持されることから，燃料被覆管温 度，格納容器圧力及びサプレッション・チェンバ・プール水
温の上昇の観点で厳しくなるよう外部電源がある状態を設定している。仮に事象発生とともに外部電源喪失が発生する場合は，第 7.1.5－22 図から第 7.1.5－26 図に示すとおり，外部電源喪失と同時に再循環ポンプがトリップし，電動駆動給水ポン
プによる原子炉圧力容器への給水も行われず，原子炉出力が低くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。なお，外部電源がない場合は非常用ディーゼル発電機により電源が供給される。
機器条件の主蒸気隔離弁の閉止に要する時間は，解析条件の 3 秒に対して最確条
件は 3 秒以上 4.5 秒以下であり，解析条件の不確かさとして，主蒸気隔離弁の閉止時間を長くした場合，初期の原子炉圧力上昇により印加される反応度は小さくなり，
初期の原子炉出力上昇が小さくなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

東海第二発電所備

考なるパラメータに与える影響が小さいことを確認している（「付録３ 重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コードについて（第 3 部 Ｒ
ＥＤＹ）
」
）
。

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位及び主蒸気流量は，ゆらぎにより解析条
件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
事故条件の外部電源の有無については，給復水系及び再循環系ポンプが一定期間運転を継続することで，原子炉出力の観点で厳しい条件として，外部電源ありを設定している。外部電源がない場合は，第 2.5－21 図から第 2.5－24 図に示すとおり，外部電源喪失と同時に電動駆動給水ポンプを含む給復水系及び再循環系ポンプが停止することで原子炉出力が低めとなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

機器条件の主蒸気隔離弁の閉止は，解析条件で設定した閉止時間 3 秒に対して最確条件は 3 秒から 4.5 秒であり，最確条件とした場合，初期の原子炉圧力上昇により印加される反応度は小さくなり，原子炉出力の上昇が緩和されるが，事象発生の約 2 秒後に原子炉圧力高信号により再循環系ポンプが全台トリップ
するため事象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
機器条件の高圧炉心スプレイ系は，原子炉水位が高めに維持され自然循環流量が大きくなることで，原子炉出力の観点で厳しい条件として，ポンプ性能評価に基づく大きめの流量を設定している。また，高圧炉心スプレイ系の注水流量は原子炉圧力に依存することから，機器条件の逃がし安全弁は，原子炉圧力が低めに維持されることで高圧炉心スプレイ系の注水流量が大きくなる条件として，逃がし弁機能を設定している。高圧炉心スプレイ系の注水流量を小さめとした場合，原子炉水位が低めとなり自然循環力が低下することで炉心流量が低下し，中性子束は低めに維持される。一方で，ＲＥＤＹコードでは実験結果
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考に基づき炉心流量依存の保守的なボロンミキシング効率を設定しているため，炉心流量の低下に伴いボロンミキシング効率が低下することで未臨界到達時間は遅くなり，これに伴いサプレッション・プール水温度の上昇傾向が継続する
時間も長くなるが，中性子束が低めに維持されるため単位時間当たりにサプレッション・プールに流入する蒸気量も減少しており，サプレッション・プール
水温度の最高値は同等となるため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，安全弁機能に期待した場合，主蒸気隔離弁閉止時の原子炉圧力の上昇が大きめとなるが，事象発生の約 2 秒後に原子炉圧力高信号により再循
環系ポンプが全台トリップし，ボイド率が増加することで負の反応度が印加されることで中性子束の最高値は同等となるため，事象初期のプラント挙動に与える影響が小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料 2.5.4，2.5.6，2.5.7）
b. 操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操
作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の自動減圧系の自動起動阻止操作は，解析上の操作開始時間として原子
炉水位低（レベル 1）到達後 30 秒以内を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，ほう酸水注入系の起動操作，制御棒の挿入操作等他の事象収束のための操作を並行して行うため，操作開始時間は変動し得るが，本操作が遅れないようにタイマー動作の警報が発報すること及び運転員は 2 名で対応することから，操作が遅れる可能性は低く，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより，操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
操作条件のほう酸水注入系運転操作は，解析上の操作開始時間として原子炉スク
ラムの失敗を確認した後から 10 分後を設定している。
運転員等操作時間に与える影響として，状態把握の時間及び操作時間に余裕を含めて解析上は 10 分間を想定しているが，ほう酸水注入系の起動操作は，制御棒挿入失敗が確認され次第，再循環ポンプの停止及び自動減圧系の自動起動阻止操作後に速やかに実施する手順となっていること，また，本操作は中央制御室内での簡易なスイッチ操作であることから，操作開始時間は解析上の設定よりも早まる可能性があり，原子炉圧力容器へのほう酸水注入系による注入開始時間も早まることから，

ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員
等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価する。
評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の自動減圧系等の起動阻止操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から 4 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，自動減圧系のタイマーが作動した場合には本操作が遅れないように警報が発報しこの 120 秒後に逃がし安全弁が自動開放すること，中央制御室の制御盤のスイッチによる簡易な操作であること等を考慮すると不確かさ要因により操作開始
時間に与える影響は小さいことから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等となる。

操作条件のほう酸水注入系の起動操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から 6 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，自動減圧系等の起動阻止操作の完了後に一連の操作として実施すること，サプレッ
ション・プール水温度の上昇に伴い警報が発報すること，中央制御室の制御盤のスイッチによる簡易な操作であること等を考慮すると，不確かさ要因により操作開始時間に与える影響は小さいことから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等となる。

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。当該操作は，操作手順に変わりがな
く，パラメータを起点としていない操作であることから，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさによる操作開始時間に与える影響はない。また，当該操作は，中央制御室で行う操作であり，他の操作と重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
操作条件の残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運
転操作は，解析上の操作開始時間としてサプレッション・チェンバ・プール水温 49℃
到達後 10 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，ほう酸水注入系の起動操作，制御棒の挿入操作等他の事象収束のための操作を並行して行うことも踏まえて，状況把握の時間及び操作時間に時間余裕を含めて設定していることから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより，操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の自動減圧系の自動起動阻止操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作条件のほう酸水注入系運転操作は，操作の不確かさが操作開始時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定よりも早くなり，その場合，格納
容器圧力及び温度は解析結果よりも低くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。なお，燃料被覆管温度は，ほう酸水注入系運転操作開始前に最大となることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作条件の残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運
転操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
(3) 感度解析
解析条件の不確かさとして，初期条件の炉心流量が少ない場合には，評価項目となるパラメータに影響を与えることから，本重要事故シーケンスにおいて炉心流量
を定格流量の 90%とした感度解析を行う。その結果，第 7.1.5－27 図から第 7.1.5－31 図に示すとおり，燃料被覆管の最高温度は約 1,080℃となり，「7.1.5.2(3) 有効性評価の結果」で示す最高温度約 1,060℃に比べて上昇するものの，1,200℃を下回っている。燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 3%以下であり，「7.1.5.2(3) 有効性評価の結果」で示す燃料被覆管厚さの 2%以下に比べて上昇するものの，15%を下回っている。また，原子炉冷却材圧力バウンダリにか

東海第二発電所

備

考

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

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所備考※3

か る 圧 力 の 最 高 値 は 約 9.12MPa[gage]で あ り ， 最 高 使 用 圧 力 の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を下回っている。なお，その他の評価項目である，燃料被覆管の酸化量，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及びサプレッション・チェンバ・
プール水温については，「7.1.5.2(3) 有効性評価の結果」で示す最高値と同じである。
解析コードにおける重要現象の不確かさとして，燃料棒表面熱伝達が小さい場合には，評価項目となるパラメータに影響を与えることから，保守的な取扱いとして，
リウェットを考慮しないことを仮定した場合の感度解析を行う。その結果，初期条件の炉心流量が定格流量の場合には，第 7.1.5－32 図に示すとおり，燃料被覆管の最高温度は約 1,150℃であり，「7.1.5.2(3) 有効性評価の結果」で示す最高温度約1,060℃に比べて上昇するものの，1,200℃を下回っている。燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 4%以下であり，「7.1.5.2(3) 有効性評
価の結果」で示す燃料被覆管厚さの 2%以下に比べて増加するものの，15%を下回っている。また，初期条件の炉心流量が少ない場合（定格流量の 90%）には，第 7.1.5－33 図に示すとおり，燃料被覆管の最高温度は約 1,180℃であり，リウェットを考慮した場合における最高温度約 1,080℃に比べて上昇するものの，1,200℃を下回っている。燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 5%以下であり，リウェットを考慮した場合における燃料被覆管厚さの 3%以下に比べて上昇するものの，15%を下回っている。
※3 解析コードによる評価結果を示す。一方，「7.1.5.2(3) 有効性評価の結果」では，原子炉圧力の最高値に原子炉圧力と原子炉圧力容器底部に加わる圧力との差（高々約 0.3MPa）を加えた値を原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力の最高値として示している。本感度解析の結果についても「7.1.5.2(3) 有効性評
価の結果」と同様に原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力の最高値を評価する場合，その最高値は，原子炉圧力の最高値（8.97MPa）に原子炉圧力と原子
炉圧力容器底部に加わる圧力との差（高々約 0.3MPa）を加えた値の 9.27MPa となるが，この値は最高使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を下回っている。
(4) 操作時間余裕の把握
操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の自動減圧系の自動起動阻止操作については，自動減圧系の自動起動阻
止操作が行われなかった場合でも，自動減圧系の作動による原子炉減圧開始から低圧注水系による原子炉注水が開始されるまでには，低圧注水系による注水が可能な
圧力に原子炉が減圧されるまで約 160 秒の時間があり，この間に自動起動阻止操作
及び開放された逃がし安全弁の閉止操作を実施することで低圧注水系による原子炉
注水を防止でき，実際にはこの間についても操作時間として確保できることから，

解析コードにおける重要現象の不確かさとして，燃料棒表面熱伝達が小さい場合には，評価項目となるパラメータに影響を与えることから保守的な取扱いとして，
リウェットを考慮しないことを仮定した場合の感度解析を実施した。その結果，第2.5－20 図に示すとおり，燃料被覆管の最高温度は約 1,060℃であり，「2.5.2(3) 有効性評価の結果」で示す最高温度約 872℃に比べて上昇するものの，1,200℃を下回っている。燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの約2％以下であり，評価項目を満足する。
（添付資料 2.5.5）(4) 操作時間余裕の把握
操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の自動減圧系等の起動阻止操作については，解析上，ドライウェル圧力高（13.7kPa[gage]）及び原子炉水位異常低下（レベル１）の設定点に到達し自動減圧系のタイマーが作動するのは事象発生の約 232 秒後であり，この 120 秒後に逃がし安全弁（自動減圧機能）が自動開放する。仮に操作が遅れ自動減圧系が作動した
場合でも，原子炉圧力が低圧炉心スプレイ系の注水開始圧力に低下するまでに本操作を実施することで，原子炉減圧及び低圧炉心スプレイ系からの注水に伴う急激な18／54

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
時間余裕がある。運転状態の原子炉圧力（約 7MPa）から逃がし安全弁 8 個で減圧する場合について，同操作を実施している「7.1.1 高圧・低圧注水機能喪失」を参照
すると，原子炉圧力（第 7.1.1－6 図参照）は逃がし安全弁 8 個による減圧開始後
約 160 秒で約 2MPa まで低下している。このことから，自動減圧系の作動により逃がし安全弁 8 個による減圧が開始された場合であっても，減圧開始から約 160 秒の間に自動減圧系の自動起動阻止操作を実施することで，低圧注水系による原子炉注
水を防止できる。
ほう酸水注入系運転操作は，手順上，事象発生直後に行う再循環ポンプの停止及び自動減圧系の自動起動阻止操作後に開始する操作としている。ほう酸水注入系の運転開始時間は，主にサプレッション・チェンバ・プール水温及び格納容器圧力に影響するが，事象発生から 10 分後に操作を開始した場合でも，格納容器圧力及び温度の最大値は原子炉格納容器の限界圧力及び限界温度をそれぞれ下回るため，10分以上の操作時間が確保できることから，時間余裕がある。
操作条件の残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運
転操作については，サプレッション・チェンバ・プール水温の高警報の発報から 10分程度あり，操作時間が確保できることから，時間余裕がある。

東海第二発電所

備考

原子炉水位上昇による正の反応度印加は防止できる。逃がし安全弁（自動減圧機能）
7 個にて原子炉減圧をする場合について，同じ操作を実施している「2.1 高圧・低圧注水機能喪失」
を参照すると，減圧開始から約 160 秒で原子炉圧力が約 2MPa[gage]まで低下している。よって，合計で解析上の操作開始時間である事象発生の 4 分後から約 270 秒程度の時間余裕がある。
操作条件のほう酸水注入系の起動操作は，仮に操作が遅れた場合，未臨界達成タ ・東海第二では，時間積み上げに基づき操作条件を設定していることか
イミングが遅れることでサプレッション・プール水温度の上昇が大きくなる。本重ら，操作開始時の S/P 水温度上昇率
要事故シーケンスにおけるサプレッション・プール水温度の最高値は約 115℃であが小さいこと（約 2℃/分）及び解析
り，仮に本操作が遅れた場合でも評価項目である 200℃に対して十分な余裕がある
結果の評価項目に対する余裕を踏ため時間余裕がある。
まえて時間余裕があることを確認している。
操作条件の残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール冷却操作は，仮に操作が遅れた場合，サプレッション・プール冷却操作の開始が遅れることで，サプレッション・プール水温度の上昇が大きくなる。本重要事故シーケンスにおけるサプレッション・プール水温度の最高値は約 115℃であり，仮に本操作が遅れた場合でも評価項目である 200℃に対して十分な余裕がある
ため時間余裕がある。
（添付資料 2.5.4，2.5.8）(5) まとめ(5) ま と め
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認しに与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影た。この結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内に
この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。
おいて，操作時間には時間余裕がある。
7.1.5.4 必要な要員及び資源の評価
2.5.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価(1) 必要な要員の評価
事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」の重大事故等対策に必要な災害
事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」において，6 号及び 7 号炉同時対策要員（初動）は，「2.5.1(3) 炉心損傷防止対策」に示すとおり 10 名である。
の重大事故等対策時における必要な要員は，「7.1.5.1(3) 炉心損傷防止対策」に示「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している災害対策要員
すとおり 12 名である。
「7.5.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明（初動）の 39 名で対処可能である。
している運転員，緊急時対策要員等の 72 名で対処可能である。

(2) 必要な資源の評価(2) 必要な資源の評価
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

比較表（原子炉停止機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備考

事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」において，必要な水源，燃料及び電源は，「7.5.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価を行い，その結果を以下に
示す。
a. 水源
原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉注水については，事象発生初期に復水貯蔵槽からサプレッション・チェンバ・プールに水源が切り替わった後
は，サプレッション・チェンバのプール水を水源として注水することから，水源が枯渇することはないため，7 日間の注水継続実施が可能である。なお，外部電源喪失を想定した場合でも同様の対応となる。

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

b. 燃料
本重要事故シーケンスの評価では外部電源の喪失は想定していないが，仮に外部電源が喪失して非常用ディーゼル発電機による電源供給を想定し，事象発生後 7 日間非常用ディーゼル発電機を最大負荷で運転した場合，号炉あたり約 753kL の軽油が必要となる。5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリン
グ・ポスト用発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定す
ると，7 日間の運転継続に合計約 13kL の軽油が必要となる（6 号及び 7 号炉合計
約 1,519kL）。
6 号及び 7 号炉の各軽油タンクにて約 1,020kL（6 号及び 7 号炉合計約 2,040kL）の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備による電源供給及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給について，7 日間の継続が可能である。

ｂ．燃料
外部電源喪失を想定した場合，事象発生直後から 7 日間の非常用ディーゼル発
電機，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機及び常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）の運転を想定すると，非常用ディーゼル発電機については
約 484.0kL，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機については約 130.3kL，常設代 ・柏崎刈羽は，以下の観点からモニタ
リングポストを記載しているもの
替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）については約 141.2kL，合計でと推察する。
755.5kL の軽油が必要となる。軽油貯蔵タンクには約 800kL の軽油を保有してい・燃料評価について，燃料は設備ることから，非常用ディーゼル発電機，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機及間で共用しており，緊対の燃料
び常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）による 7 日間の電源供給消費量がプラント側の有効性評の継続が可能である。
価に影響があるとして記載
緊急時対策所用発電機による電源供給について，事象発生直後から 7 日間の緊・電源評価について，電源供給能
急時対策所用発電機の運転を想定すると，約 70.0kL の軽油が必要となる。緊急時
力は直接影響はないが，燃料評対策所用発電機燃料油貯蔵タンクに約 75kL の軽油を保有していることから，緊急価を記載しているため合わせて時対策所用発電機による 7 日間の電源供給の継続が可能である。
記載（添付資料 2.5.9）
東海第二のモニタリングポストは，
非常用ディーゼル発電機又は常設代
ｃ．電源
替高圧電源装置から電気を供給可能
外部電源喪失を想定した場合，重大事故等対策時に必要な負荷のうち，非常用な設計であり，個別で資源を消費す
ディーゼル発電機等からの電源供給を考慮する負荷については，非常用ディーゼ
る設備はないことから記載していな
ル発電機等の容量内に収まることから，必要負荷に対しての電源供給が可能であ
い。
る。

c. 電源
本重要事故シーケンスの評価では外部電源の喪失は想定していないが，仮に外部電源が喪失して非常用ディーゼル発電機による電源供給を想定した場合においても，6 号及び 7 号炉において重大事故等対策時に必要な負荷は，各号炉の非常用ディーゼル発電機負荷に含まれることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給が可能である。
また，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポ
スト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。

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

常設代替交流電源設備からの電源供給を考慮する負荷については約 938kW であるが，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）の連続定格容量は2,208kW であることから，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
緊急時対策所用発電機については，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
（添付資料 2.5.10）

20／54

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

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所備

考2.5.5 結論
7.1.5.5 結論
事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」では，運転時の異常な過渡変化
事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」では，運転時の異常な過渡変化時の発生後，原子炉停止機能を喪失し，反応度制御や原子炉水位の維持に失敗し，炉に原子炉停止機能が喪失することで，最終的に炉心損傷に至ることが特徴である。事
心損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」
故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」に対する炉心損傷防止対策としては，に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策として代替冷却材再循環ポンプ・初期の対策としてＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環系ポンプトリップ機能）及びほう酸トリップ機能による炉心流量の低減，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系によ
水注入系による原子炉停止手段を整備するとともに原子炉隔離時冷却系及び高圧炉る原子炉水位の維持，ほう酸水注入系による炉心へのほう酸水の注入手段，安定状
心スプレイ系による原子炉注水手段を整備し，安定状態に向けた対策として，高圧炉態に向けた対策として残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モ
心スプレイ系による炉心冷却を継続する。また，格納容器の健全性を維持するため，ード）による原子炉格納容器除熱手段を整備している。また，重要事故シーケンス
安定状態に向けた対策として残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるに対する有効性評価では使用できないものと仮定したものの，原子炉停止機能のバ
格納容器除熱手段を整備している。さらに，重要事故シーケンスに対する有効性評価
ックアップとして代替制御棒挿入機能，手動での原子炉スクラムの手段を整備してでは期待しないが，代替制御棒挿入機能による原子炉停止手段を整備している。
いる。
事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」の重要事故シーケンス「過渡事象
事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」の重要事故シーケンス「過渡事（主蒸気隔離弁の誤閉止）＋原子炉停止失敗」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，ＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環系ポンプトリップ機能）に
象（主蒸気隔離弁の誤閉止）＋原子炉停止失敗」について有効性評価を行った。
よる炉心流量の低減及びほう酸水注入系による炉心へのほう酸水の注入により原子
上記の場合においても，代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能による炉心流量
炉を停止するとともに，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系による原子炉注の低減，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉水位の維持，ほう酸
水並びに残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱を実施
水注入系による炉心へのほう酸水の注入，残留熱除去系（サプレッション・チェン
することで，炉心の著しい損傷を防止することができる。
バ・プール水冷却モード）による原子炉格納容器除熱を実施することにより，炉心その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力
損傷することはない。
その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧並びに格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。また，力，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。 安定状態を維持することができる。
また，安定状態を維持できる。
解析コード及び解析条件の不確かさの影響について確認した結果，運転員等操作時
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
れた場合でも一定の余裕がある。なお，解析条件の不確かさ等を考慮して感度解析
重大事故等対策に必要な要員は，災害対策要員にて確保可能である。また，必要なを実施しており，いずれの場合においても評価項目を満足することを確認している。 水源，燃料及び電源を供給可能である。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能であ以上のことから，事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」において，ＡＴ
ＷＳ緩和設備（代替再循環系ポンプトリップ機能）及びほう酸水注入系による原子炉る。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能による炉心流量の低減， 停止，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系による原子炉注水並びに残留熱除
原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉水位の維持，ほう酸水注入系
去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱の炉心損傷防止対策は，による炉心へのほう酸水の注入，残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プー
選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグ
ル水冷却モード）による原子炉格納容器除熱等の炉心損傷防止対策は，選定した重ループ「原子炉停止機能喪失」に対して有効である。
要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」に対して有効である。

21／54

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

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所

備

考

22／54

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

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所

備

考

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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

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所

備

考

24／54

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（原子炉停止機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

備

考

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所

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

備

考

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（原子炉停止機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

備

考

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所

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

備

考

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所

備

考

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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

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所

備

考

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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

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所

備

考

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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

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所

備

考

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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

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所

備

考

33／54

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

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所

備

考

34／54

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

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所

備

考

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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

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所

備

考

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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

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所

備

考

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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

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所

備

考・東海第二では，炉心流量は前ページの第 2.5－21 図に含めている

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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

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所

備

考

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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

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所

備

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

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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

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所

備

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

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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

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所

備

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

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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

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所

備

考

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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

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所

備

考

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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

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所

備考前ページと同じ

45／54

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

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所

備考前ページと同じ

46／54

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

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所

備考前ページと同じ

47／54

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

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所

備考前ページと同じ

48／54

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

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所

備

考

49／54

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

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所

備

考

50／54

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

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所

備

考

51／54

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

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所

備

考

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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

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所

備考前ページと同じ

53／54

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

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

比較表（原子炉停止機能喪失）
東海第二発電所

備考前ページと同じ

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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

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
東海第二発電所

備考7.1.6 LOCA 時注水機能喪失
2.6 ＬＯＣＡ時注水機能喪失
7.1.6.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策
2.6.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス
・ＰＲＡの違いにより事故シーケンス
事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」に含まれる事故シーケンスは，
事故シーケンスグループ「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」に含まれる事故シーケンス
名称に違いがあるが，実態として相「6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「小破断 LOCA＋高圧注
としては，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「中小破
違点はない。
水失敗＋低圧注水失敗」，②「小破断 LOCA＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗」，③「中断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」及び②「中小破断ＬＯＣＡ＋
破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗」及び④「中破断 LOCA＋HPCF 注水失
高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗」である。
敗＋原子炉減圧失敗」である。
また，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」からも LOCA を起因とする
・東海第二では，炉心冷却に成功する
事故シーケンスとして，⑤「小破断 LOCA＋崩壊熱除去失敗」及び⑥「中破断 LOCA＋
シーケンスは「崩壊熱除去機能喪RHR 失敗」が抽出された。
失」の事故シーケンスグループに分
なお，大破断 LOCA を起因とする事故シーケンスについては，炉心損傷を防止する
なお，大破断ＬＯＣＡのように破断規模が一定の大きさを超える場合は，国内外類している。但し，LOCA 時注水機能ことができないため，格納容器破損防止対策を講じて，その有効性を確認する。
の先進的な対策を考慮しても炉心損傷防止対策を有効に実施することができないた
喪失においても崩壊熱除去機能喪め，格納容器破損防止対策を講じて，その有効性を確認する。
失を想定していることから，実態として違いはない。
(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方
・文章表現に多少の違いはあるが，実事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」では，原子炉の出力運転中に原事故シーケンスグループ「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」は，原子炉の出力運転中に態として相違点はない。
子炉冷却材圧力バウンダリを構成する配管の中小破断の発生後，高圧注水機能及び低原子炉冷却材圧力バウンダリを構成する配管に中小破断ＬＯＣＡが発生した後，高圧注水機能が喪失することを想定する。このため，破断箇所から原子炉冷却材が流出
圧注水機能及び低圧注水機能が喪失することで原子炉へ注水する機能が喪失するこし，原子炉水位が低下することから，緩和措置がとられない場合には，原子炉水位のとを想定する。このため，破断箇所からの原子炉冷却材の流出により，原子炉圧力低下により炉心が露出し，炉心損傷に至る。また，低圧注水機能喪失を想定すること
容器内の保有水量が減少し原子炉水位が低下することから，緩和措置が取られないから，あわせて残留熱除去系機能喪失に伴う崩壊熱除去機能喪失等を想定する。
場合には，原子炉水位の低下が継続し，炉心が露出することで炉心損傷に至る。また，低圧注水機能喪失を想定することから，併せて残留熱除去系の機能喪失に伴う崩壊熱除去機能喪失を想定する。
本事故シーケンスグループは，小破断 LOCA 又は中破断 LOCA が発生し，同時に高本事故シーケンスグループは，中小破断ＬＯＣＡが発生し，同時に高圧及び低圧
圧及び低圧の注水機能を喪失したことによって炉心損傷に至る事故シーケンスグルの原子炉注水機能を喪失したことによって炉心損傷に至る事故シーケンスグループープである。このため，重大事故等対策の有効性評価には，小破断 LOCA 又は中破断である。このため，重大事故等対策の有効性評価としては，中小破断ＬＯＣＡ発生LOCA 発生時の高圧注水機能又は低圧注水機能に対する重大事故等対処設備に期待す
時の高圧注水機能又は低圧注水機能に対する重大事故等対処設備に期待することがることが考えられる。ここで，小破断 LOCA 又は中破断 LOCA 発生後に高圧・低圧注考えられる。中小破断ＬＯＣＡ発生後に高圧・低圧注水機能喪失が発生した場合，水機能喪失が生じた際の状況を想定すると，事象発生後，重大事故等対処設備によっ重大事故等対処設備により高圧の原子炉注水を実施する方が，より早期に原子炉注 ・東海第二で想定する破断面積において高圧注水を実施して炉心損傷を防止することも考えられるが，重大事故等対処設備
水を開始することが可能となり，原子炉水位の低下が小さくなることで評価項目にては，事象初期の一定期間は蒸気駆である高圧代替注水系は蒸気駆動の設備であり，小破断 LOCA 又は中破断 LOCA が発
対する余裕は大きくなる。また，高圧の原子炉注水を実施した場合でも，中長期的動の高圧代替注水系の運転継続が生している状況では，その運転継続に対する不確かさが大きい。このことから，本事にはサプレッション・プール熱容量制限に到達した時点で原子炉を減圧して低圧の可能と考えられ，これに期待した場
故シーケンスグループにおいては，高圧代替注水系には期待せず，低圧注水機能に対
原子炉注水に移行するため，事象進展は同じとなる。このため，本事故シーケンス
合は余裕が大きくなることから，重する対策の有効性を評価することとする。
グループに対しては，代表として低圧注水機能に対する重大事故等対処設備の有効
大事故等対処設備の高圧注水機能性を確認することとする。
に期待した場合の事象進展につい以上により，本事故シーケンスグループでは，原子炉圧力容器を強制的に減圧し， ては，中長期的には減圧して低圧のしたがって，本事故シーケンスグループでは，逃がし安全弁の手動開操作により原低圧の注水機能を用いて原子炉へ注水することにより炉心損傷の防止を図るととも子炉を減圧し，原子炉減圧後に低圧代替注水系（常設）により炉心を冷却することに原子炉注水に移行するため本事故
1／60

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
よって炉心損傷の防止を図る。また，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原
子炉格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置及び耐圧強化ベント系による原子炉格納容器除熱を実施する。

東海第二発電所に，格納容器内の冷却を行い，最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことによって除熱を行い，格納容器破損の防止を図る。

備

考

シーケンスと同じとなることを説明している。但し，本事故シーケンスについて低圧注水機能に対する重大事故等対処設備の有効性を確認しているという点で実態として違いはない。

(3) 炉心損傷防止対策(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」における機能喪失に対して，炉事故シーケンスグループ「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」において，炉心が著しい損
心が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，初期の対策と傷に至ることなく，かつ十分な冷却を可能とするため，初期の対策として逃がし安して低圧代替注水系（常設）及び逃がし安全弁による原子炉注水手段を整備し，安定
全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧及び常設低圧代替注水系ポンプを用状態に向けた対策として，逃がし安全弁を開維持することで，低圧代替注水系（常設）いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段を整備し，安定状態に向けた対による炉心冷却を継続する。また，原子炉格納容器の健全性を維持するため，安定状策として，逃がし安全弁（自動減圧機能）を開維持することで常設低圧代替注水系態に向けた対策として代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による炉心冷却を継続する。また，格納容
却手段，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱手段を整備する。これ
器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却手段並びにらの対策の概略系統図を第 7.1.6－1 図から第 7.1.6－3 図に，手順の概要を第 7.1.6－4 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策
格納容器圧力逃がし装置等による格納容器減圧及び除熱手段を整備する。対策の概における設備と操作手順の関係を第 7.1.6－1 表に示す。
略系統図を第 2.6－1 図に，対応手順の概要を第 2.6－2 図に示すとともに，対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における手順と設備との関係を第 2.6－1
表に示す。
本事故シーケンスグループの重要事故シーケンスにおいて，事象発生 10 時間まで
本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて必要な要員は， ・プラント基数，設備設計及び運用のの 6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び災害対策要員（初動）19 名及び参集要員 5 名である。
違いにより必要要員数は異なるが，緊急時対策要員で構成され，合計 24 名である。その内訳は次のとおりである。中央
災害対策要員（初動）の内訳は，当直発電長 1 名，当直副発電長 1 名，運転操作
タイムチャートにより要員の充足
制御室の運転員は，当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2 名，運転操作対対応を行うための当直運転員 5 名，指揮，通報連絡を行うための災害対策要員（指性は確認される。
応を行う運転員 8 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行
揮者等）4 名及び現場操作を行うための重大事故等対応要員 8 名である。
・格納容器圧力逃がし装置の設計の違う緊急時対策本部要員は 5 名，緊急時対策要員（現場）は 8 名である。
参集要員の内訳は，タンクローリによる燃料給油操作を行うための重大事故等対いにより，東海第二では「フィルタまた，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員は，フィルタ装置薬液補給作業を応要員 2 名及び格納容器圧力逃がし装置等による格納容器減圧及び除熱操作（現場
装置薬液補給作業」は不要。
行うための参集要員 20 名である。必要な要員と作業項目について第 7.1.6－5 図にでの第二弁操作）を行うための重大事故等対応要員 3 名である。
示す。
必要な要員と作業項目について第 2.6－3 図に示す。
なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を重要事故
なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を重要事
シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，24 名で対処可能である。
故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，災害対策要員（初動）19 名及び参集要員 5 名で対処可能である。
a. 外部電源喪失及び原子炉スクラム確認
ａ．原子炉スクラム及びＬＯＣＡ発生の確認
原子炉の出力運転中に原子炉冷却材圧力バウンダリを構成する配管の中小破断の発給水流量の全喪失が発生し，原子炉がスクラムしたことを確認する。また，格生と同時に外部電源喪失となり，原子炉がスクラムしたことを確認する。
納容器圧力が 13.7kPa[gage]に到達したことによりＬＯＣＡが発生したことを確認する。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等であ原子炉スクラム及びＬＯＣＡ発生の確認に必要な計装設備は，平均出力領域計る。
装等である。
b. 高圧・低圧注水機能喪失確認
ｂ．高圧注水機能喪失の確認
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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
原子炉スクラム後，原子炉水位は低下し続け，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系，原子炉水位低（レベル 1.5）で高圧炉心注水系，原子炉水位低（レベル 1）で残留熱除去系（低圧注水モード）の自動起動信号が発生するが全て機能喪失していることを確認する。高圧・低圧注水機能喪失を確認するために必要な計装設備
は，各系統の流量指示等である。

c. 逃がし安全弁による原子炉急速減圧
高圧・低圧注水機能喪失を確認後，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の準備として，中央制御室からの遠隔操作により復水移送ポンプ 1 台を追加起動し，2 台運転とする。また，原子炉注水に必要な電動弁（残留熱除去系注入弁及び残留熱除去系洗浄水弁）が開動作可能であることを確認する。低圧代替注水系（常設）のバイパ
ス流防止系統構成のためにタービン建屋負荷遮断弁を全閉にする。
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の準備が完了後，中央制御室からの遠隔操作によって逃がし安全弁 8 個を手動開操作し原子炉を急速減圧する。
原子炉急速減圧を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力である。

東海第二発電所

備

考

原子炉スクラム後，原子炉水位の低下が継続し，原子炉水位異常低下（レベル２）設定点に到達したが，高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系が自動起 ・東海第二では，高圧注水機能の自動起動失敗を確認した場合には，運転動していないことを確認し，中央制御室からの遠隔操作によりこれらの系統の手手順に従い，一連の操作として以下動起動を試みるがこれにも失敗したことを確認する。また，主蒸気隔離弁が閉止を実施し，これら全てに失敗した場
し，逃がし安全弁（安全弁機能）により原子炉圧力が制御されるとともに，再循
合に低圧代替注水系の起動操作を
環系ポンプがトリップしたことを確認する。
実施する。
高圧注水機能喪失の確認に必要な計装設備は，各系統の流量等である。
・高圧注水機能の手動起動
ｃ．高圧代替注水系の起動操作（解析上考慮しない）
・高圧代替注水系の手動起動
高圧注水機能喪失の確認後，一連の操作として中央制御室からの遠隔操作によ・低圧注水機能の手動起動
り高圧代替注水系の系統構成及び起動操作を実施し，原子炉注水を開始すること
で原子炉水位が回復することを確認する。なお，高圧代替注水系による原子炉注
水は解析上考慮しない。
高圧代替注水系の起動操作に必要な計装設備は，高圧代替注水系系統流量等である。
ｄ．低圧注水機能喪失の確認
高圧注水機能喪失の確認及び高圧代替注水系の起動操作失敗後，一連の操作として中央制御室からの遠隔操作により低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）の手動起動を試みるがこれにも失敗したことを確認する。
低圧注水機能喪失の確認に必要な計装設備は，各系統のポンプ吐出圧力である。
ｅ．常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動操作
低圧注水機能喪失及びＬＯＣＡ発生の確認後，一連の操作として中央制御室からの遠隔操作により原子炉冷却材浄化系吸込弁の閉止操作を実施し，常設低圧代 ・東海第二では，運転手順に従い，LOCA
発生時には CUW 吸込弁の閉止操作を
替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）を起動する。
実施する。
常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動操作に必要な計装設備は，常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力である。
外部電源が喪失している場合，中央制御室からの遠隔操作により常設代替高圧
電源装置から緊急用母線を受電する。
緊急用母線の受電に必要な計装設備は，緊急用Ｍ／Ｃ電圧である。
ｆ．逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作
常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動操作の完了
後，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁（自動減圧機能）7 個を手動開放し，原子炉減圧を実施する。
逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作に必要な計装設備
は，原子炉圧力等である。
原子炉水位が燃料有効長頂部に到達した場合は炉心損傷がないことを継続的に ・設備設計の違いにより，東海第二で確認する。
はバイパス流防止系統構成は不要。
炉心損傷がないことの継続的な確認に必要な計装設備は，格納容器雰囲気放射 ・運転手順に従い，燃料有効長頂部に線モニタ（Ｄ／Ｗ）及び格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）である。
到達した場合は，炉心損傷がないこ
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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

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

e. 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却崩壊熱除去機能を喪失しているため，格納容器圧力及び温度が上昇する。格納容器
圧力が 0.18MPa[gage]に到達した場合又はドライウェル雰囲気温度が 171℃に接近した場合は，中央制御室からの遠隔操作により代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却を実施する。
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力及び復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）である。
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却時に，原子炉水位
が原子炉水位低（レベル 3）まで低下した場合は，中央制御室からの遠隔操作により代替格納容器スプレイ冷却系（常設）を停止し，原子炉注水を実施する。原子炉水位
高（レベル 8）まで原子炉水位が回復した後，原子炉注水を停止し，格納容器スプレ
イを再開する。

ｇ．原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（常設））
逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作により，原子炉圧力が常設低圧代替注水系ポンプの吐出圧力を下回ると，原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復したことを確認する。また，原子炉水位回復後は，原子炉水位
を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持する。
原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（常設））に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域）等である。
ｈ．代替循環冷却系による原子炉注水操作及び格納容器除熱操作（解析上考慮しない）
海水系による冷却水供給が確保された時点で中央制御室からの遠隔操作により，代替循環冷却系を起動し，原子炉注水を実施する。また，格納容器圧力が245kPa[gage]に到達した場合は，中央制御室からの遠隔操作により，代替循環冷却系による格納容器除熱を実施する。なお，代替循環冷却系による原子炉注水操
作及び格納容器除熱操作は解析上考慮しない。
代替循環冷却系による原子炉注水操作及び格納容器除熱操作に必要な計装設備
は，代替循環冷却系格納容器スプレイ流量等である。
ｉ．常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作
崩壊熱除去機能を喪失しているため，格納容器圧力及び雰囲気温度が上昇する。
格納容器圧力が 279kPa[gage]に到達した場合又はドライウェル雰囲気温度がドラ
イウェル設計温度である 171℃に近接した場合は，中央制御室からの遠隔操作により，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を実施する。また，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧
代替注水系（常設）による原子炉注水を継続する。
・東海第二の常設低圧代替注水系ポン
プは，原子炉注水と格納容器スプレ
イとを同時に実施可能な設計としていることから，切替操作は不要。
・東海第二では，中央制御室からの遠隔操作に失敗した場合の操作時間
常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によ
余裕も考慮して，通常水位＋5.5ｍ
る格納容器冷却操作に必要な計装設備は，ドライウェル圧力，サプレッション・
到達にて格納容器圧力逃がし装置
チェンバ圧力，低圧代替注水系格納容器スプレイ流量，サプレッション・プール
一次隔離弁を中央制御室から開操
水位等である。
作する運用としている。
常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却に伴い，サプレッション・プール水位は徐々に上昇する。サプレ
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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備考ッション・プール水位が，通常水位＋5.5m に到達した場合，格納容器圧力逃がし

f. 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱の準備として，原子炉格納容器一次隔離弁を原子炉建屋内の原子炉区域外からの人力操作により開する。
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却を実施しても，格納容器圧力が 0.31MPa[gage]に到達した場合，原子炉格納容器二次隔離弁を中央制御室からの遠隔操作によって中間開操作することで，格納容器圧力逃がし装置等による
原子炉格納容器除熱を実施する。
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力等である。
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施している間に炉心損傷していないことを確認するために必要な計装設備は，格納容器内雰囲気放射線レベル等である。
サプレッション・チェンバ側からの格納容器圧力逃がし装置等のベントラインが水
没しないことを確認するために必要な計装設備は，サプレッション・チェンバ・プー
ル水位である。

以降，炉心冷却は，低圧代替注水系（常設）による注水により継続的に行い,また，
原子炉格納容器除熱は，格納容器圧力逃がし装置等により継続的に行う。

装置等による格納容器減圧及び除熱の準備として，中央制御室からの遠隔操作により，第一弁の開操作を実施する。さらに，サプレッション・プール水位が，通常水位＋6.5m に到達した場合，中央制御室からの遠隔操作により，常設低圧代替
注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を停止する。
ｊ．格納容器圧力逃がし装置等による格納容器減圧及び除熱操作（サプレッション・
チェンバ側）
常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却の停止後，格納容器圧力逃がし装置等による格納容器減圧及び除熱操作に備え炉心損傷が発生していないことを確認する。また，格納容器減圧及び除熱操作前に，原子炉満水操作として，原子炉水位を可能な限り高く維持する ・東海第二の格納容器圧力逃がし装置の第二弁は全開運用にて設計してことで，格納容器への放熱を抑制し，格納容器圧力の上昇を緩和する。なお，原いる。
子炉満水操作は，解析上考慮しない。
格納容器圧力が 310kPa[gage]に到達した場合，中央制御室からの遠隔操作により第二弁を全開としサプレッション・チェンバ側から格納容器圧力逃がし装置等による格納容器減圧及び除熱操作を実施する。
なお，格納容器圧力逃がし装置が使用できない場合には，耐圧強化ベント系による格納容器減圧及び除熱を実施する。
格納容器圧力逃がし装置等による格納容器減圧及び除熱操作に必要な計装設備
は，ドライウェル圧力，サプレッション・チェンバ圧力，格納容器雰囲気放射線
モニタ（Ｄ／Ｗ），格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）等である。
また，サプレッション・チェンバ側からの格納容器圧力逃がし装置等のベント
ラインが水没しないことを確認する。
サプレッション・チェンバ側からの格納容器圧力逃がし装置等のベントラインが水没しないことを確認するために必要な計装設備は，サプレッション・プール
水位等である。
以降，炉心冷却は常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水により継続的に実施し，格納容器減圧及び除熱は格納容器圧力逃がし装置等により継続的に実施する。

7.1.6.2 炉心損傷防止対策の有効性評価
2.6.2 炉心損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「6.2
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「1.2
評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，中破断 LOCA を起因事象とし，評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，ＬＯＣＡを起因事象とし，全全ての注水機能を喪失する「中破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗」でての注水機能を喪失する「中小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失ある。
敗」である。なお，評価上，自動減圧系の機能喪失を想定する。
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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
なお，中破断 LOCA は，破断口からの原子炉格納容器への蒸気の流出に伴う原子炉圧力の低下により，原子炉隔離時冷却系の運転に期待できない規模の LOCA と定義していることから，本評価では原子炉隔離時冷却系の運転にも期待しないものとする。
本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，気液熱非平衡，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，三次元効果，原子炉圧力容器における沸騰・凝縮・ボイド率変化，
気液分離（水位変化）
・対向流，冷却材放出（臨界流・差圧流），ECCS 注水（給水系・代替注水設備含む）並びに原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷却，格納容器ベントが重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価することが可能である長期間熱水
力過渡変化解析コード SAFER，シビアアクシデント総合解析コード MAAP，炉心ヒート
アップ解析コード CHASTE により原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温度，格納容
器圧力，格納容器温度等の過渡応答を求める。
本重要事故シーケンスでは，炉心露出時間が長く，燃料被覆管の最高温度が高くなるため，輻射による影響が詳細に考慮される CHASTE により燃料被覆管の最高温度を詳細に評価する。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第 7.1.6－2 表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
a. 事故条件(a) 起因事象
破断箇所は原子炉圧力容器下部のドレン配管（配管断面積約 26cm2）とし，破断面積を 1cm2 とする。

東海第二発電所備

考

本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移，
燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・対向流，気液熱非平衡及び三次元効果，原子炉圧力容器における冷却材放出（臨界流・
差圧流），沸騰・凝縮・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・対向流及びＥＣＣＳ
注水（給水系及び代替注水設備含む）並びに格納容器における格納容器各領域間の流動，気液界面の熱伝達，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，スプレイ冷却及び格納容器ベントが重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価することが可能である長期間熱水力過渡変化解析コードＳＡＦＥＲ及びシビアアクシデント総合
解析コードＭＡＡＰにより，原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温度，格納容器
圧力，格納容器雰囲気温度等の過渡応答を求める。なお，本有効性評価では，ＳＡ ・低圧代替注水系（常設）の設備仕様
ＦＥＲコードによる燃料被覆管温度の評価結果は，ベストフィット曲線の破裂判断（注水流量）の違いに主に起因し基準に対して十分な余裕があることから，燃料被覆管温度が高温となる領域において，東海第二では燃料被覆管温度のて，燃料棒やチャンネルボックスの幾何学的配置を考慮した詳細な輻射熱伝達計算
評価結果が破裂判断基準に対してを行うことで燃料被覆管温度をＳＡＦＥＲコードよりも低めに評価するＣＨＡＳＴ
十分な余裕があることからＣＨＡ
Ｅコードは使用しない。
ＳＴＥコードによる詳細評価は実施しない。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故
シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する主要な解析条件を第 2.6－2 表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
ａ．事故条件(a) 起因事象
破断位置は，冷却材の流出流量が大きくなるため炉心冷却の観点で厳しい液 ・プラント型式の違い（ＰＬＲの有無）
相部配管とし，液相部配管はシュラウド内外で燃料被覆管温度及び事象進展に及び代替注水容量の違いにより破有意な差がないことから，原子炉圧力容器に接続される配管の中で接続位置が断位置及び面積の設定は異なるが，低く最大口径であり，格納容器破損防止対策の有効性評価（雰囲気圧力・温度設定の考え方は同等
による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））においても大破断ＬＯＣＡの破断 ・東海第二では，運転員等の操作時間
位置として想定する再循環系配管（出口ノズル）（最大破断面積約 2,900 ㎝ ２）
余裕を考慮しない場合に破裂発生とする。
防止が可能な最大面積も設定
破断面積は，低圧代替注水系（常設）を用いた原子炉注水により燃料被覆管の破裂発生を防止可能な範囲とし，不確かさを考慮して約 3.7 ㎝ ２及び約 9.5㎝ ２とする。なお，約 9.5 ㎝ ２の破断面積は，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作）の操作時間余裕を考慮しない場合に，燃料6／60

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所備

考

被覆管の破裂発生防止が可能な範囲で最大となる破断面積を確認するために設定する。
（添付資料 2.6.1）(b) 安全機能の喪失に対する仮定
高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系，低圧注水機能として
残留熱除去系（低圧注水モード）の機能が喪失するものとする。また，原子炉減圧機能として自動減圧系の機能が喪失するものとする。

(b) 安全機能の喪失に対する仮定
高圧注水機能として高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系，低圧注水機能として低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）の機能喪失を想定する。また，原子炉減圧機能として自動減圧系の機能喪失を想定する。

(c) 外部電源
外部電源なしの場合は，給復水系による給水がなく，原子炉水位の低下が早くなる
ことから，外部電源は使用できないものと仮定し，非常用ディーゼル発電機によって給電を行うものとする。

(c) 外部電源
外部電源は喪失するものとする。
外部電源が喪失する場合，給復水系が停止することで，原子炉水位の低下が早くなることから，炉心冷却の観点で厳しくなる。
また，原子炉スクラムまでの原子炉出力が高く維持され，原子炉水位の低下が大きくなることで，炉心の冷却の観点で厳しくなり，外部電源がある場合を包含する条件として，原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル３）信号にて発生し，再循環系ポンプトリップは，原子炉水位異常低下（レベル２）信号にて発生するものとする。

b. 重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号
原子炉スクラムは，事象発生と同時に想定している外部電源喪失に起因する再循環
ポンプ・トリップに伴う炉心流量急減信号によるものとする。

ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム
原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル３）信号によるものとする。

(b) 逃がし安全弁
逃がし安全弁の逃がし弁機能にて，原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を抑えるものとする。また，原子炉減圧には自動減圧機能付き逃がし安全弁（8 個）を使用するものとし，容量として，1 個あたり定格主蒸気流量の約 5%を処理するものとする。
(c) 低圧代替注水系（常設）
逃がし安全弁による原子炉減圧後に，最大 300m3/h にて原子炉に注水し，その後は炉心を冠水維持するように注水する。なお，低圧代替注水系（常設）による原子炉注
水は，格納容器スプレイと同じ復水移送ポンプを用いて弁の切替えにて実施する。

(b) 主蒸気隔離弁
主蒸気隔離弁は，原子炉水位異常低下（レベル２）信号により閉止するものとする。
(c) ＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環系ポンプトリップ機能）
ＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環系ポンプトリップ機能）は，原子炉水位異常低下（レベル２）信号により再循環系ポンプを全台トリップさせるものとする。
(d) 逃がし安全弁
逃がし安全弁（安全弁機能）にて原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力 ・東海第二では，原子炉圧力が高めに上昇を抑制するものとする。また，手動による原子炉減圧には，逃がし安全弁維持され，原子炉減圧操作時に原子（自動減圧機能）7 個を使用するものとし，容量として，1 個当たり定格主蒸気
炉圧力が所定の圧力に到達するま流量の約 6％を処理するものとする。
での時間が遅くなるため，事象発生初期において高圧注水機能が喪失(e) 低圧代替注水系（常設）し低圧注水機能を用いて原子炉注常設低圧代替注水系ポンプ 2 台を使用するものとし，注水流量は，原子炉注水を実施する事故シーケンスにお水のみを実施する場合，機器設計上の最小要求値である最小流量特性（注水流
いては，評価項目に対して厳しい条
３
３※
量：0m ／h～378m ／h，注水圧力：0MPa[dif] ～2.38MPa[dif]）とし，原子炉件となる安全弁機能を設定
7／60

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考３

注水と格納容器スプレイを同時に実施する場合，230m ／h（一定）を用いるも(d) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
格納容器圧力及び温度抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，140m3/h にて原子炉格
納容器内にスプレイする。なお，格納容器スプレイは，原子炉注水と同じ復水移送ポンプを用いて弁の切替えにて実施する。
(e) 格納容器圧力逃がし装置等
格納容器圧力逃がし装置等により，格納容器圧力 0.62MPa[gage]における最大排出流量 31.6kg/s に対して，原子炉格納容器二次隔離弁の中間開操作（流路面積 70%開 ※1）にて原子炉格納容器除熱を実施する。
※1 操作手順においては，原子炉格納容器除熱は原子炉格納容器二次隔離弁を流路面積70%相当で中間開操作するが，格納容器圧力の低下傾向を確認できない場合は，増開操作を実施する。なお，耐圧強化ベント系を用いた場合は，格納容器圧力逃がし装置を用いた場合と比較して，排出流量は大きくなり，格納容器圧力の低下傾向は大きくなることから，格納容器圧力逃がし装置を用いた場合の条件に包絡される。
c. 重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「6.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 低圧代替注水系（常設）の追加起動及び中央制御室における系統構成は，高圧・低圧注水機能喪失を確認後実施するが，事象判断の時間を考慮して，事象発生から14 分後に開始するものとし，操作時間は約 4 分間とする。
(b) 逃がし安全弁による原子炉急速減圧操作は，中央制御室操作における低圧代替注
水系（常設）の準備時間を考慮して，事象発生から約 18 分後に開始する。
(c) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作は，格納容器圧力が 0.18MPa[gage]に到達した場合に実施する。なお，格納容器スプレイは，
格納容器圧力が 0.31MPa[gage]に到達した後，格納容器ベント実施前に停止する。

(d) 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，格納容器圧力が0.31MPa[gage]に到達した場合に実施する。

のとする。また，原子炉水位が原子炉水位高（レベル８）設定点まで回復した以降は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の範囲に維持する。
※ MPa[dif]…原子炉圧力容器と水源との差圧（以下同様）(f) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
常設低圧代替注水系ポンプ 2 台を使用するものとし，スプレイ流量は，運転手順における調整範囲（102m３／h～130m３／h）の上限である 130m３／h（一定）を用いるものとする。また，格納容器圧力が 217kPa[gage]に到達した場合に停止し，279kPa[gage]に到達した場合に再開する。
(g) 格納容器圧力逃がし装置等
格納容器圧力逃がし装置の第二弁を全開とし，格納容器圧力が 310kPa[gage]において 13.4kg／s の排気流量にて格納容器減圧及び除熱操作を実施するものとする。
耐圧強化ベント系を使用する場合には，格納容器圧力逃がし装置を使用する
場合と比較して実際の排気流量が大きくなり，格納容器圧力の低下傾向が大きくなることから，格納容器圧力逃がし装置を用いた場合の条件に包含される。

ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（常設低圧代替
注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作）は，外部電源がない場合も考慮し，状況判断，高圧注水機能喪失の確認，解析上考慮しない高圧代替注水系の起動操作，低圧注水機能喪失の確認，常設代替
高圧電源装置による緊急用母線の受電操作，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動操作及び逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作に要する時間を考慮して，事象発生 25 分後に実施する。
(b) 常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作は，格納容器圧力が 279kPa[gage]に到達した場合に実施する。なお，格納容器スプレイは，サプレッション・プール水位が通常水
位＋6.5m に到達した場合に停止する。
(c) 格納容器圧力逃がし装置等による格納容器減圧及び除熱操作は，格納容器圧
力が 310kPa[gage]に到達した場合に実施する。
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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考【以下，敷地境界外での実効線量評価の条件は長期ＴＢの記載を転記】(3) 有効性評価（敷地境界での実効線量評価）の条件
本重要事故シーケンスでは炉心損傷は起こらず，燃料被覆管の破裂も発生していな
いため，放射性物質の放出を評価する際は，設計基準事故時の評価手法を採用することで保守性が確保される。このため，敷地境界での実効線量評価に当たっては，発電用軽水型原子炉施設の安全評価に関する審査指針（原子力安全委員会 平成 2 年 8 月
30 日）に示されている評価手法を参照した。具体的な評価条件を以下に示す。
a. 事象発生時の原子炉冷却材中の核分裂生成物の濃度は，運転上許容される I-131の最大濃度とし，その組成を拡散組成とする。これにより,事象発生時に原子炉冷却材中に存在するよう素は，I-131 等価量で約 1.3×1012Bq となる。
b. 原子炉圧力の低下に伴う燃料棒からの核分裂生成物の追加放出量は，I-131 については先行炉等での実測値の平均値に適切な余裕をみた値 ※2である 3.7×1013Bq とし，
その他の核分裂生成物についてはその組成を平衡組成として求め，希ガスについて
はよう素の 2 倍の放出があるものとする。これにより，原子炉圧力の低下に伴う燃料棒からの追加放出量は，希ガスについてはガンマ線実効エネルギ 0.5MeV 換算値
で約 9.9×1014Bq，よう素については I-131 等価量で約 6.5×1013Bq となる。
※2 過去に実測された I-131 追加放出量から，全希ガス漏えい率（f 値）1mCi/s（3.7×107Bq/s）あたりの追加放出量を用いて算出している。全希ガス漏えい率が 3.7
×109Bq/s（100mCi/s）の場合，全希ガス漏えい率あたりの I-131 の追加放出量の平均値にあたる値は 1.4×1012Bq（37Ci）であり，6 号及び 7 号炉の線量評価で用いる I-131 追加放出量は，これに余裕を見込んだ 3.7×1013Bq（1000Ci）を条件としている。
（1Ci = 3.7×1010Bq）
出典元・「沸騰水型原子力発電所 事故時の被ばく評価手法について」（TLR-032）・「沸騰水型原子力発電所 事故時の被ばく評価手法について」（HLR-021）

・東海第二では，事故時の線量評価に(3) 有効性評価（非居住区域境界及び敷地境界での実効線量評価）の条件
ついて安全評価指針に従い周辺公
本重要事故シーケンスでは炉心損傷は発生せず，燃料被覆管の破裂も発生してい衆への放射線の影響を確認する観ないため，放射性物質の放出を評価する際は，設計基準事故に対する評価手法を採点から，非居住区域境界に線量評価用することで保守性が確保される。このため，非居住区域境界及び敷地境界での実点を設定し評価していることを踏
効線量評価に当たっては，「実用発電用軽水型原子炉施設の安全評価に関する審査指針（原子力安全委員会 平成 2 年 8 月 30 日）」に示されている評価手法を参照した。 まえ，有効性評価においても非居住区域境界の評価を実施するととも
本重要事故シーケンスに対する主要な評価条件を以下に示す。
に，有効性評価ガイドに従い敷地境
ａ．事故発生時の原子炉冷却材中の核分裂生成物の濃度は，運転上許容される I-131
界の実効線量も評価している。
の最大濃度とし，その組成を拡散組成とする。これにより，事故発生時に原子炉冷却材中に存在するよう素は，I-131 等価量で約 4.7×10１２Bq となる。
ｂ．原子炉圧力の低下に伴う燃料棒からの核分裂生成物の追加放出量は，I-131 については先行炉等での実測値の平均値に適切な余裕を見た値 ※である 2.22×10
１４
Bq とし，その他の核分裂生成物についてはその組成を平衡組成として求め，
希ガスについてはよう素の 2 倍の放出があるものとする。これにより，原子炉
圧力の低下に伴う燃料棒からの追加放出量は，希ガスについては γ 線実効エネ
ルギ 0.5MeV 換算値で約 6.0×10１５Bq，よう素については I-131 等価量で約 3.9×10１４Bq となる。
※ 過去に実測された I-131 の追加放出量から，熱出力 1,000MW 当たりの追加
放出量の出現頻度を用いて算出している。原子炉熱出力 3,440MW（定格の約105％）の場合，熱出力 1,000MW 当たりの I-131 の追加放出量の平均値に当たる値は 2.78×10１３Bq（750Ci）であり，東海第二発電所の線量評価で用いる追加放出量は，これに余裕を見込んだ 2.22×10１４Bq（6,000Ci）を条件としている。
（1Ci＝3.7×10１０Bq）
出典元・「沸騰水型原子力発電所 事故時の被ばく評価手法について」（HLR-021）

c. 燃料棒から追加放出されるよう素のうち有機よう素は 4%とし，残りの 96%は無機
よう素とする。

ｃ．燃料棒から追加放出されるよう素のうち，有機よう素は 4％とし，残りの 96％
は無機よう素とする。

d. 燃料棒から追加放出される核分裂生成物のうち，希ガスはすべて瞬時に気相部に移行するものとする。有機よう素のうち，10%は瞬時に気相部に移行するものとし，残りは分解するものとする。有機よう素から分解したよう素及び無機よう素が気相部にキャリーオーバーされる割合は 2%とする。

ｄ．燃料棒から追加放出される核分裂生成物のうち，希ガスは全て瞬時に気相部に移行するものとする。有機よう素のうち，10％は瞬時に気相部に移行するものとし，残りは分解するものとする。有機よう素から分解したよう素及び無機よう素が気相部にキャリーオーバされる割合は 2％とする。

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

e. 原子炉圧力容器気相部の核分裂生成物は，逃がし安全弁等を通して崩壊熱相当の蒸気に同伴し，原子炉格納容器内に移行するものとする。この場合，希ガス及び有機よう素は全量が，無機よう素は格納容器ベント開始までに発生する崩壊熱相当の蒸気に伴う量が移行するものとする。

ｅ．原子炉圧力容器気相部の核分裂生成物は，逃がし安全弁等を介して崩壊熱相当の蒸気に同伴し，格納容器内に移行するものとする。この場合，希ガス及び有機よう素の全量が，無機よう素は格納容器ベント開始までに発生する崩壊熱相
当の蒸気に伴う量が移行するものとする。

f. サプレッション・チェンバの無機よう素は，スクラビング等により除去されなかったものが原子炉格納容器の気相部へ移行するものとする。希ガス及び有機よう素については，スクラビングの効果を考えない。また，核分裂生成物の自然減衰は，格納容器ベント開始までの期間について考慮する。

ｆ．サプレッション・チェンバの無機よう素は，サプレッション・プールのスクラ
ビングにより除去されなかったものが格納容器気相部へ移行するが，ドライウ
ェルからの格納容器ベントを踏まえ，スクラビングの効果を考慮しないものとする。また，無機よう素の格納容器内への沈着効果及び格納容器スプレイ水による除去効果は考慮しないものとする。核分裂生成物の減衰は，格納容器ベン
ト開始までの期間について考慮する。
ｇ．核分裂生成物の格納容器からの漏えいは考慮しないものとする ※。

g. 敷地境界における実効線量は，内部被ばくによる実効線量及び外部被ばくによる実効線量の和として計算し，よう素の内部被ばくによる実効線量は，主蒸気隔離弁
閉止後のよう素の内部被ばくによる実効線量を求める以下の式（1）で，また，希ガスのガンマ線外部被ばくによる実効線量は，放射性気体廃棄物処理施設の破損時の希ガスのガンマ線外部被ばくによる実効線量を求める以下の式（2）で計算する。
HI＝R ･ H∞ ･ χ/Q ･ QＩ ・・・・・・・・・・・・（1）
3
R ：呼吸率（m /s）
呼吸率Ｒは，事故期間が比較的短いことを考慮し，小児の呼吸率（活動時）0.31m3/h
を秒当たりに換算して用いる。
H∞ ：よう素（I-131）を 1Bq 吸入した場合の小児の実効線量（1.6×10-7Sv/Bq）
χ/Q：相対濃度（s/m3）
QI ：事故期間中のよう素の大気放出量（Bq）（I-131 等価量－小児実効線量係数換算）
Hγ＝K ･ D/Q ･ Qγ ・・・・・・・・・・・・・（2）
K ：空気吸収線量から実効線量当量への換算係数（K＝1Sv/Gy）
D/Q ：相対線量（Gy/Bq）

備考※ 核分裂生成物の格納容器から建屋への漏えいを考慮する場合，建屋内に蓄積した核分裂生成物が原子炉建屋ガス処理系を介して大気に放出されるが，これによる非居住区域境界及び敷地境界での実効線量への影響は，格
納容器ベントにより核分裂生成物全量が大気に放出される条件の「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」と設計基準事故「環境への放射性物質の異常な放出」の「原子炉冷却材喪失」の非居住区域境界及び敷地境界の実効線量を比較することにより有意とならないことを確認し，格納容器圧力上昇の観点で厳しく格納容器ベント時間が早くなることで核分裂生成物の減衰時間が短くなる漏えいなしを設定した。
ｈ．非居住区域境界及び敷地境界における実効線量は，内部被ばくによる実効線量
及び外部被ばくによる実効線量の和として計算し，よう素の内部被ばくによる実効線量は(1)式で，希ガスの外部被ばくによる実効線量は(2)式で，それぞれ計算する。
ＨＩ２＝Ｒ・Ｈ∞・χ／Ｑ・ＱＩ ·································· (1)Ｒ：呼吸率（m３／h）
Ｈ∞：よう素を 1Bq 吸入した場合の小児の実効線量（1.6×10－７Sv／Bq）
χ／Ｑ ：相対濃度（s／m３）
ＱＩ：事故期間中のよう素の大気放出量（Bq）（I-131 等価量－小児実効線量係数換算）
Ｈγ＝Ｋ・Ｄ／Ｑ・Ｑγ········································· (2)Ｋ：空気吸収線量から実効線量への換算係数（K=1Sv／Gy）
Ｄ／Ｑ ：相対線量（Gy／Bq）
Ｑγ：事故期間中の希ガスの大気放出量（Bq）（γ線実効エネルギ 0.5MeV 換算値）
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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所備

考Qγ ：事故期間中の希ガスの大気放出量（Bq）（ガンマ線実効エネルギ 0.5MeV 換算値）
h. 大気拡散条件については，格納容器圧力逃がし装置を用いる場合は，格納容器圧
力逃がし装置排気管からの放出，実効放出継続時間 1 時間の値として， 相対濃度（χ/Q）を 1.2×10-5（s/m3），相対線量（D/Q）を 1.9×10-19（Gy/Bq）とし，耐圧強化ベント系を用いる場合は，主排気筒放出，実効放出継続時間 1 時間の値として，相対濃度（χ/Q）は 6.2×10-6（s/m3），相対線量（D/Q）は 1.2×10-19（Gy/Bq）とする。

i. サプレッション・チェンバ内でのスクラビング等による除染係数は 10，格納容器
圧力逃がし装置による除染係数は 1,000，排気ガスに含まれるよう素を除去するた
めのよう素フィルタによる除染係数は 50 とする。
(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内及びシュラ
ウド内外）※2，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量，原子炉圧力容器内の保有水量の推移を第 7.1.6－6 図から第 7.1.6－11 図に，燃料被覆管温度，燃料被覆管の最高温度発生位置における熱伝達係数，燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率，高出力燃料集合体のボイド率，炉心下部プレナム部のボイド率，破断流量の推移
及び燃料被覆管に破裂が発生する時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係を第 7.1.6－12 図から第 7.1.6－18 図に，格納容器圧力，格納容器温度，
サプレッション・チェンバ・プール水位及び水温の推移を第 7.1.6－19 図から第 7.1.6－22 図に示す。
※2 炉心露出から再冠水の過程を示すという観点で，シュラウド内の水位を示す。シュラウド内は，炉心部から発生するボイドを含んだ二相水位を示しているため，シュラウド外の水位より，見かけ上高めの水位となる。一方，非常用炉心冷却系の起動信号となる原子炉水位計（広帯域）の水位及び運転員が炉心冠水状態において主に確認する原子炉水位計（広帯域・狭帯域）の水位は，シュラウド外の水位であるこｉ．非居住区域境界における大気拡散条件については，格納容器圧力逃がし装置を用いる場合は，地上放出，実効放出継続時間 1 時間 ※の値として，相対濃度（χ／Ｑ）を 2.9×10－５s／m３，相対線量（Ｄ／Ｑ）を 4.0×10－１９Gy／Bq とし，耐圧強化ベント系を用いる場合は，主排気筒放出，実効放出継続時間 1 時間の値として，相対濃度（χ／Ｑ）は 2.0×10－６s／m３，相対線量（Ｄ／Ｑ）は 8.1×10－２０
Gy／Bq とする。また，敷地境界における大気拡散条件については，格納容器圧力逃がし装置を用いる場合は，地上放出，実効放出継続時間 1 時間 ※の値として，相対濃度（χ／Ｑ）を 8.2×10－５s／m３，相対線量（Ｄ／Ｑ）を 9.9×10－１９Gy／Bq とし，耐圧強化ベント系を用いる場合は，主排気筒放出，実効放出
継続時間 1 時間の値として，相対濃度（χ／Ｑ）は 2.0×10－６s／m３，相対線量（Ｄ／Ｑ）は 8.0×10－２０Gy／Bq とする。
※ 本評価では，実効放出継続時間は気象データの最小集計単位である 1 時間を使用している。なお，実効放出継続時間は放射性物質の放出率の時間変化を考慮して定めるものであり，短時間であるほど保守的な相対濃度，相対線量となる。
「LOCA 時注水機能喪ｊ．格納容器圧力逃がし装置による有機よう素の除染係数を 50，無機よう素の除染 ・東海第二では，失」で周辺公衆への被ばく影響を確
係数を 100 とする。
認しており，サプレッション・プー
（添付資料 2.6.2，2.6.3，2.6.4）
ルを介さずにドライウェルベント
で放出される経路を考慮し，サプレ(4) 有効性評価の結果
２
ッション・チェンバ内でのスクラビ
本重要事故シーケンスにおいて，約 3.7cm の破断を想定する場合の原子炉圧力，※
ング等による除染に期待していな
原子炉水位（シュラウド内外水位） ，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量及い。
び原子炉圧力容器内の保有水量の推移を第 2.6－4 図から第 2.6－8 図に，燃料被覆
管温度，燃料被覆管最高温度発生位置における熱伝達係数，燃料被覆管最高温度発 ・格納容器圧力逃がし装置の設計の違い
生位置におけるボイド率，平均出力燃料集合体のボイド率，炉心下部プレナム部のボイド率，破断流量の推移及び燃料被覆管破裂が発生した時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係を第 2.6－9 図から第 2.6－15 図に，格納容器圧力，格納容器雰囲気温度，サプレッション・プール水位及びサプレッション・プー
ル水温度の推移を第 2.6－16 図から第 2.6－19 図に示す。また，約 9.5cm２の破断を想定する場合の原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内外水位）※，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量及び原子炉圧力容器内の保有水量の推移を第 2.6－20 図から第 2.6－24 図に，燃料被覆管温度，燃料被覆管最高温度発生位置における熱伝達係数，燃料被覆管最高温度発生位置におけるボイド率，高出力燃料集合体のボイ
ド率，炉心下部プレナム部のボイド率，破断流量の推移及び燃料被覆管破裂が発生した時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係を第 2.6－25 図か
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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機とから，シュラウド内外の水位をあわせて示す。なお，水位が有効燃料棒頂部付近となった場合には，原子炉水位計（燃料域）にて監視する。6 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド内を，7 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド外を計測している。

a. 事象進展
事象発生後に外部電源喪失となり，炉心流量急減信号が発生して原子炉がスクラムするが，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系の自動起動に失敗し，原子炉水位低（レベル 1.5）で高圧炉心注水系の自動起動に失敗し，原子炉水位低（レベル 1）で残留熱除去系（低圧注水モード）の自動起動に失敗する。これにより，残留熱除去系（低圧注水モード）の吐出圧力が確保されないため，自動減圧系についても作動しない。
再循環ポンプについては，外部電源喪失により，事象発生とともに 10 台全てがトリップする。主蒸気隔離弁は，原子炉水位低（レベル 1.5）で全閉する。
事象発生から約 18 分後に中央制御室からの遠隔操作によって逃がし安全弁 8 個を手動開することで，原子炉急速減圧を実施し，原子炉減圧後に，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始する。原子炉急速減圧を開始すると，原子炉冷却材の流出により原子炉水位は低下し，有効燃料棒頂部を下回るが，低圧代替注水系（常設）による注水が開始されると原子炉水位が回復し，炉心は再冠水する。燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率は，原子炉減圧により，原子炉水位が低下し，炉心が露出することから上昇する。その結果，燃料被覆管の伝熱様式は核沸騰冷却から蒸気冷却となり熱伝達係数は低下する。その後，低圧代替注水系（常設）による原子炉
注水により，燃料の露出と冠水を繰り返すため，燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率及び熱伝達係数は増減する。炉心が再冠水すると，ボイド率が低下し，熱伝達係数が上昇することから，燃料被覆管温度は低下する。

高出力燃料集合体及び炉心下部プレナム部のボイド率については，原子炉水位及び原子炉圧力の変化に伴い変化する。
崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することで，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇する。
そのため，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を行う。原子炉格納容器除熱は，事象発生から約 17 時間経過した時点で実施する。なお，原子炉格納容器除熱時のサプ
レッション・チェンバ・プール水位は，真空破壊装置（約 14m）及びベントライン（約17m）に対して，十分に低く推移するため，真空破壊装置の健全性は維持される。

東海第二発電所

備

考ら第 2.6－31 図に示す。
※ 炉心冷却の観点ではシュラウド内水位に着目し，運転員操作の観点ではシュ
ラウド外水位に着目するためシュラウド内外水位を合わせて示している。なお，シュラウド内は炉心部で発生するボイドを含む水位であることから，原子炉水位が低下する過程ではシュラウド外水位と比較して高めの水位を示す。
ａ．事象進展
・評価条件，運用・設備設計，事象進
中小破断ＬＯＣＡ及び給水流量の全喪失が発生することで原子炉水位は低下
展等に違いに起因する記載の相違
し，原子炉水位低（レベル３）信号により原子炉がスクラムする。原子炉水位がはあるが，実態として記載内容に違
原子炉水位異常低下（レベル２）設定点まで低下すると，主蒸気隔離弁の閉止及いはない。
び再循環系ポンプトリップが発生するとともに，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉
心スプレイ系の自動起動信号が発信するが，機器故障等により自動起動及び手動起動に失敗する。その後，一連の操作として低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去
系（低圧注水系）の手動起動を試みるが，機器故障等により失敗し，低圧炉心ス
プレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）の吐出圧力が確保されないため，自動減圧系についても作動しない。このため，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動操作を実施し，事象発生の 25 分後に，手動操作により逃がし安全弁（自動減圧機能）7 個による原子炉減圧を実施することで，常設
低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始する。原子炉減圧を開始すると，原子炉冷却材の流出により原子炉水位は低下し，
燃料有効長頂部を下回るが，原子炉圧力が低下し常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水が開始されると，原子炉水位が回復し炉心は再冠水する。
燃料被覆管最高温度発生位置のボイド率は，原子炉減圧操作による原子炉圧力の低下に伴い上昇する。熱伝達係数は，燃料被覆管最高温度発生位置が露出し，核沸騰冷却から蒸気冷却に移行することで低下する。原子炉圧力が低下し，常設
低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水流量が増加することで炉心が再冠水すると，ボイド率は低下し，熱伝達係数が上昇する
ことで燃料被覆管温度は低下する。平均出力燃料集合体及び炉心下部プレナムのボイド率については，原子炉水位及び原子炉圧力の変化に伴い増減する。
また，崩壊熱除去機能が喪失しているため，原子炉圧力容器内で発生した蒸気が逃がし安全弁を介して格納容器内に放出されることで，格納容器圧力及び雰囲
気温度が上昇する。このため，格納容器圧力が 279kPa[gage]に到達した時点で，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による
格納容器冷却を実施することで，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇は抑制される。また，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を実施することでサプレッション・プール水位は徐々に
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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考上昇し，事象発生の約 27 時間後にサプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m
到達した時点でサプレッション・チェンバ側のベントラインの機能維持のために常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による
格納容器冷却を停止する。これにより格納容器圧力及び雰囲気温度は再び上昇傾向に転じ，事象発生の約 28 時間後に格納容器圧力が 310kPa[gage]に到達した時点で格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱を実施することにより，格納容器圧力及び雰囲気温度は安定又は低下傾向となる。なお，格納容器減圧及び除熱実施時のサプレッション・プール水位は，ベント管真空破壊装置及びサプレッション・チェンバ側のベントライン設置高さと比較して十分に低く推移するため，これらの設備の機能は維持される。
b. 評価項目等
燃料被覆管の最高温度は，第 7.1.6－12 図に示すとおり，原子炉水位が回復するま
での間に炉心が一時的に露出するため燃料被覆管の温度が上昇し，約 821℃に到達す
るが，1,200℃以下となる。燃料被覆管の最高温度は，高出力燃料集合体にて発生している。また，燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1%
以下であり，15%以下となる。
原子炉圧力は，第 7.1.6－6 図に示すとおり，逃がし安全弁の作動により，約7.52MPa[gage]以下に抑えられる。原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力は，原
子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（高々約 0.3MPa）を考慮しても，約7.82MPa[gage]以下であり，最高使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を十分下回る。

また，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することによって，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇するが，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を行うことによって，原子炉格
納容器バウンダリにかかる圧力及び温度の最大値は，約 0.31MPa[gage]及び約 144℃に抑えられ，原子炉格納容器の限界圧力及び限界温度を下回る。第 7.1.6－7 図に示すとおり，低圧代替注水系（常設）による注水継続により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，約 17 時間後に格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格
納容器除熱を開始することで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。
格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント時の敷地境界での実効線量の評
価結果は，事象発生から格納容器圧力逃がし装置等の使用までの時間が本事象より短く放射性物質の減衰効果が少ない

ｂ．評価項目等
燃料被覆管温度は，約 3.7cm２の破断の場合には，第 2.6－9 図に示すとおり，
常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の原子炉注水により原子炉水位が回復するまでの期間は，一時的な炉心の露出に伴い上昇し，事象発生の約 37 分後に最高値の約 616℃に到達するが，評価項目である 1,200℃を下回る。燃料被覆管最高温度は平均出力燃料集合体にて発生している。また，約 9.5cm
２の破断の場合には，第 2.6－25 図に示すとおり，事象発生の約 31 分後に約 842℃に到達するが，評価項目である 1,200℃を下回る。燃料被覆管の酸化量は，約 3.7cm
２の破断の場合及び約 9.5cm２の破断の場合ともに，酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1％以下であり，評価項目である 15％を下回る。
原子炉圧力は，第 2.6－4 図及び第 2.6－20 図に示すとおり，逃がし安全弁（安全弁機能）の作動により，約 7.79MPa[gage]以下に維持される。このため，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（0.3MPa 程度）を考慮しても，約 8.09MPa[gage]以下であり，評価項目である最高使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を下回る。
格納容器圧力は，第 2.6－16 図に示すとおり，崩壊熱除去機能が喪失している
ため，原子炉圧力容器内で発生した蒸気が格納容器内に放出されることによって，事象発生後に上昇傾向が継続するが，格納容器圧力逃がし装置等による格納容器
減圧及び除熱により低下傾向となる。事象発生の約 28 時間後に最高値の約0.31MPa[gage]となるが，格納容器バウンダリにかかる圧力は，評価項目である最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa[gage]）を下回る。格納容器雰囲気温度は，第 2.6－17 図に示すとおり，事象発生の約 28 時間後に最高値の約 143℃となり，以降は低下傾向となっていることから，格納容器バウンダリにかかる温度は，評価項目である 200℃を下回る。また，格納容器圧力及び雰囲気温度は格納容器圧力逃がし装置等による格納容器減圧及び除熱により低下傾向となることから，約 9.5cm２の破断を想定する場合でも，最高値は同等となる。
第 2.6－5 図に示すように，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系
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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機「7.1.3.1 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」の実効線量の評価結果以下となり，5mSv を下回ることから，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリ
スクを与えることはない。なお，LOCA 時注水機能喪失においては，破断口より原子炉格納容器内に直接蒸気が排出されるものの，本評価では考慮していないが，原子炉格納容器内での自然沈着や格納容器スプレイによる除去に期待できるため，サプレッ
ション・チェンバ内でのスクラビング等による除染係数（10）に対して遜色ない効果が得られるものと考える。

本評価では，「6.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目及び周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えないことについて，対策の有効性を確認した。

東海第二発電所

備考（常設）による原子炉注水を継続することで，炉心の冠水状態が維持され，炉心冷却が維持される。また，第 2.6－16 図及び第 2.6－17 図に示すように，格納容器圧力逃がし装置等による格納容器減圧及び除熱を継続することで，高温停止での安定状態が確立する。
約 3.7cm２の破断を想定する場合，格納容器圧力逃がし装置等によるベント時の非居住区域境界での実効線量の評価結果は約 1.6×10－１mSv であり，耐圧強化ベント系によるベント時の非居住区域境界での実効線量の評価結果は約 6.2×10－
１
mSv であることから，5mSv を下回る。また，格納容器圧力逃がし装置によるベント時の敷地境界での実効線量の評価結果は約 4.1×10－１mSv であり，耐圧強化ベント系によるベント時の敷地境界での実効線量の評価結果は約 6.2×10－１mSv であることから，5mSv を下回る。したがって，いずれの場合も，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはない。また，評価条件としてＬＯＣ
Ａ発生の有無のみが異なる「高圧・低圧注水機能喪失」及び「ＬＯＣＡ時注水機
能喪失（破断面積 3.7 ㎝ ２）」における格納容器圧力逃がし装置等による格納容器
減圧及び除熱操作の操作時間（格納容器圧力 310kPa[gage]到達時）は，おおむね同等（約 28 時間後）であることから，破断面積の違いが格納容器減圧及び除熱操
作の操作時間に与える影響は非常に小さい。このため，約 9.5cm２の破断を想定する場合でも，燃料被覆管の破裂は発生せず，また，格納容器内での核分裂生成物の減衰時間は同等となることから，実効線量の評価結果に有意な違いはない。
（添付資料 2.6.2，2.6.5）
安定状態が確立した以降は，残留熱除去系を復旧した後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）により冷温停止状態とする。
以上により，本評価では，「1.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目及び周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリス
クを与えないことについて，対策の有効性を確認した。

7.1.6.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
2.6.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲としては，運転員等操作時間
与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するもに与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価すのとする。
る。
本重要事故シーケンスでは，原子炉冷却材圧力バウンダリを構成する配管に中小破LOCA 時注水機能喪失では，原子炉の出力運転中に原子炉冷却材圧力バウンダリを断ＬＯＣＡが発生した後，高圧・低圧注水機能及び減圧機能の喪失に伴い原子炉水位構成する配管の中小破断の発生後，高圧注水機能及び低圧注水機能が喪失し，かつ，が低下するため，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動
自動減圧系が機能喪失することが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転
後に手動操作により原子炉を減圧して原子炉注水を実施すること，崩壊熱除去機能喪員等操作は，事象発生から 12 時間程度までの短時間に期待する操作及び事象進展に失に伴い格納容器圧力及び雰囲気温度が上昇するため，常設低圧代替注水系ポンプを有意な影響を与えると考えられる操作として，低圧代替注水系（常設）による原子炉
用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を実施すること並び
注水操作（原子炉急速減圧操作を含む），代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によに格納容器圧力逃がし装置等による格納容器減圧及び除熱を実施することが特徴でる原子炉格納容器冷却操作及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除ある。よって，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象進展に有意な影響を熱操作とする。
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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本重要事故シーケンスにおける解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評
価については，「7.1.1.3(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価」と同じ。

東海第二発電所備

考

与えると考えられる操作として，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉
減圧操作（常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉
注水操作），常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作並びに格納容器圧力逃がし装置等による格納容器減圧及び除熱操作とする。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を実施する重要現象は，「1.7
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価の結果を以下に示す。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移及び気液熱非平衡の不確かさとして，
解析コードは実験結果の燃料被覆管温度に比べて最大 50℃程度高めに評価することから，解析結果は燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価する可能性がある。よって，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きくなることで，燃料被覆管温度は低くなるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，燃料被覆管温度を高めに評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導並びに気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析において区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程
度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向が確認されているが，ＢＷＲの格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系
においては不確かさが小さくなるものと推定され，全体としては格納容器圧力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，格納容器圧力及び雰囲気
温度を操作開始の起点とする常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器ス
プレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作並びに格納容器圧力を操作開始の起点とする格納容器圧力逃がし装置等による格納容器減圧及び除熱操作に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，ＣＳＴＦ実験解析により格納
容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいことから，格納容器圧力及び雰囲気温度を操作開始の起点としている常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常15／60東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備考設）による格納容器冷却操作並びに格納容器圧力を操作開始の起点とする格納容器圧力逃がし装置等による格納容器減圧及び除熱操作に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
（添付資料 2.6.6）
ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移及び気液熱非平衡の不確かさとして，
解析コードは実験解析において熱伝達モデルの保守性により燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評価解析においても燃料被覆管温度を高めに評価することか
ら，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，燃料被覆管温度を高く評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導並びに気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析において区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程
度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向が確認されているが，ＢＷＲの格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系
においては不確かさが小さくなるものと推定され，全体としては格納容器圧力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，評価項目となるパラメー
タに与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，ＣＳＴＦ実験解析により格納容器雰囲気温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料 2.6.6）(2) 解析条件の不確かさの影響評価
a. 初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 7.1.6－2 表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。

(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 2.6－2 表に示すとおりであり，これらの条件設定を設計値等の最確条件とした場合の影響を評価する。解析条件の設定に当たっては，設計値を用いるか又は評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるよう保守的な設定をしていることから，この中で事象進展に有意な影響を与える可能性がある項目について，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確条件は約 42kW/m
初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／m に対し以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，燃料被覆管温度のて最確条件は約 33kW／m～約 41kW／m であり，最確条件とした場合は燃料被覆管
上昇は緩和されるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはなく，温度の上昇が緩和されるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に
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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，また，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることか
ら，格納容器圧力及び温度の上昇が遅くなるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力及び格
納容器温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
事故条件の起因事象については，非常用炉心冷却系のような大口径配管を除いた中小配管（計測配管を除く）のうち，流出量が大きくなる箇所として有効燃料棒頂部より低い位置にある配管を選定し，破断面積は，炉心損傷防止対策の有効性を確認する
上で，事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」の事象進展の特徴を代表できる破断面積 1cm2 を設定している。なお，第 7.1.6－23 図から第 7.1.6－25 図に示すとおり，CHASTE 解析によれば，破断面積が 5.6cm2までは，燃料被覆管破裂を回避することができ，原子炉急速減圧の開始時間は約 16 分後となる。本解析（破断面積が 1cm2）における原子炉急速減圧の開始時間は約 18 分後であり，運転員等操作時間に与える影響は小さい。破断面積が大きく，炉心損傷（燃料被覆管破裂を含む）に至る場合については，「7.2.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の対応となる。
事故条件の外部電源の有無については，事象進展を厳しくする観点から，給復水系による給水がなくなり，原子炉水位の低下が早くなる外部電源がない状態を設定している。なお，外部電源がある場合は，給復水系による原子炉圧力容器への給水機能は維持されることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる。
冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

東海第二発電所

備考

変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件で設定した燃焼度 33GWd／t に対して最確条件は燃焼度 33GWd／t 以下であり，最確条件とした場合は解析条件で設定している崩壊熱と同等以下となる。燃焼度 33GWd／t の場合は，解析条件と最確条件は同等であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，燃焼度 33GWd／t 未満の場合は，原子炉からサプレッション・プールに流出する蒸気量が減少することで，原子炉水位の低下は遅くなり，燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，同様に格納容器圧力及び雰囲気温度
並びにサプレッション・プール水位及びサプレッション・プール水温度の上昇が遅くなり，これらのパラメータを操作開始の起点とする運転員等操作の開始
時間は遅くなる。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量及びドライウェル雰囲気温度
は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，事象進展に与える影響
は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
事故条件の起因事象については，炉心冷却の観点で厳しい再循環系配管に対して，低圧代替注水系（常設）を用いた原子炉注水により燃料被覆管の破裂発生を防止可能な範囲とし，不確かさを考慮して約 3.7 ㎝ ２及び約 9.5 ㎝ ２の破断面積を設定している。破断面積が約 9.5 ㎝ ２より小さい場合は，原子炉水位の低下は遅くなるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはなく，運転員等操作時間に与える影響はない。破断面積が約 9.5cm２を超え，炉心損傷（一定以上の燃料被覆管の破裂も含む。
）に至る場合については，「3.1 雰
囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の対応となる。

事故条件の外部電源の有無については，給復水系が停止することで，原子炉水位の低下を厳しくする条件として外部電源なしを想定するとともに，原子炉
スクラム及び再循環系ポンプトリップについては，外部電源がある場合を包含する条件を設定している。外部電源がある場合には，給復水系による原子炉注
水が維持されることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，最確条件とした場合，おおむね注水
開始後の原子炉水位の回復が早くなり，炉心冠水後の原子炉水位の維持操作の開始が早くなるが，原子炉減圧から水位回復までの原子炉水位を継続監視している期間の流量調整操作であることから，運転員等操作時間に与える影響はな
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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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備考い。
機器条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）は，解析条件で設定したス
プレイ流量（130m３／h 一定）に対して，最確条件は運転手順における流量調整(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確条件は約 42kW/m
以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，燃料被覆管温度の上昇は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，また，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることか
ら，格納容器圧力及び温度の上昇は格納容器ベントにより抑制されることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力及び格
納容器温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
事故条件の起因事象については，非常用炉心冷却系のような大口径配管を除いた中小配管（計測配管を除く）のうち，流出量が大きくなる箇所として有効燃料棒頂部より低い位置にある配管を選定し，破断面積は，炉心損傷防止対策の有効性を確認する
上で，事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」の事象進展の特徴を代表できる破断面積 1cm2 を設定している。なお，第 7.1.6－23 図から第 7.1.6－25 図に示すとおり，CHASTE 解析によれば，破断面積が 5.6cm2までは，燃料被覆管破裂を回避することができ，燃料被覆管の最高温度は約 886℃となる。破断面積が大きく，炉心損傷（燃料被覆管破裂を含む）に至る場合については，「7.2.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の対応となる。
事故条件の外部電源の有無については，事象進展を厳しくする観点から，給復水系による給水がなくなり，原子炉水位の低下が早くなる外部電源がない状態を設定している。なお，外部電源がある場合は，給復水系による原子炉圧力容器への給水機能は維持されるため，事象進展が緩和されることから，評価項目となるパラメータに対すの範囲（102m３／h～130m３／h）となる。最確条件とした場合，サプレッション・
プール水位の上昇が緩和されることから，サプレッション・プール水位を操作
開始の起点とする運転員等操作の開始時間は遅くなる。
（添付資料 2.6.1，2.6.6）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／m に対して最確条件は約 33kW／m～約 41kW／m であり，最確条件とした場合は燃料被覆管
温度の上昇が緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件で設定した燃焼度 33GWd／t に対して最確条件は燃焼度 33GWd／t 以下であり，最確条件とした場合は解析条件で設定している崩壊熱と同等以下となる。燃焼度 33GWd／t の場合は，解析条件と最確条件は同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。また，33GWd／t 未満の場合は，原子炉からサプレッション・プールに流出する蒸気量が減少することで，原子炉水位の低下は遅くなり，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇は緩和される。また，同様に格納容器圧力及び雰囲気温度並びにサプレッション・プール水位及びサプレッション・プール水温度の上昇は遅くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量及びドライウェル雰囲気温度
は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，事象進展に与える影響
は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
事故条件の起因事象については，炉心冷却の観点で厳しい再循環系配管に対して，低圧代替注水系（常設）を用いた原子炉注水により燃料被覆管の破裂発生を防止可能な範囲とし，不確かさを考慮して約 3.7 ㎝ ２及び約 9.5 ㎝ ２の破断面積を設定している。破断面積が約 9.5 ㎝ ２より小さい場合は，原子炉水位の低下は遅くなり，燃料被覆管温度の上昇は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。破断面積が約 9.5cm２を超え，炉心損
傷（一定以上の燃料被覆管の破裂も含む。
）に至る場合については，「3.1 雰囲
気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の対応となる。
事故条件の外部電源の有無については，給復水系が停止することで，原子炉水位の低下を厳しくする条件として外部電源なしを想定するとともに，原子炉
スクラム及び再循環系ポンプトリップについては，外部電源がある場合を包含する条件を設定している。外部電源がある場合には，給復水系による原子炉注18／60

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
る余裕は大きくなる。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復が早くなる
ことから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

b. 操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操
作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作（原子炉急速減圧操作を含む）は，解析上の操作開始時間として事象発生から約 18 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，高圧・低圧注水機能喪失の認知に係る確認時間
及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水準備の操作時間は，時間余裕を含めて設定していることから，その後に行う原子炉急速減圧の操作開始時間は解析上の設定
よりも若干早まる可能性があり，原子炉注水の開始時間も早まることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作は，解析上の操作開始時間として格納容器圧力 0.18MPa［gage］到達時を設定している。
運転員等操作時間に与える影響として，実態の運転操作においては，原子炉注水を優先するため，原子炉水位高（レベル 8）到達後に低圧代替注水系（常設）から代替格
納容器スプレイ冷却系（常設）へ切り替えることとしており，原子炉注水の状況により格納容器スプレイの操作開始は格納容器圧力 0.18MPa[gage]付近となるが，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。当
該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もない

東海第二発電所

備

考水が維持され，事象進展が緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，最確条件とした場合，おおむね注水
開始後の原子炉水位の回復が早くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
機器条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）は，解析条件で設定したス
プレイ流量（130m３／h 一定）に対して，最確条件は運転手順における流量調整の範囲（102m３／h～130m３／h）となる。最確条件とした場合でも，スプレイ流量は，格納容器圧力の上昇を抑制可能な範囲で調整し，また，代替格納容器ス
プレイ冷却系（常設）の停止後に格納容器最高使用圧力に到達した時点で格納容器ベントを実施する運転員等操作に変わりはなく，格納容器圧力の最高値はおおむね格納容器ベント時の圧力で決定されることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
（添付資料 2.6.1，2.6.6）
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員
等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価する。
評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作）は，解析上の操作開始時間として，事象発生から 25 分後を設定している。
運転員等操作時間に与える影響として，認知時間及び操作時間は，余裕時間を含めて設定していることから，実態の操作開始時間は解析上の設定よりも若干早まる可能性があるが，状況判断から原子炉減圧操作までは一連の操作として実施し，同一の運転員による並列操作はないことから，影響はない。
操作条件の常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作は，解析上の操作開始時間として，格納容器
圧力 279kPa[gage]到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，不確かさ要因により操作開始時間に与える影響は小さいことから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等となる。本操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く。
）の不確かさにより，操作開始時間は遅くなる可能性があるが，並列して実施する場合がある原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（常設））とは同一の制御盤による対応が可能であることから，この他の操作に与える影響はない。
19／60

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
ことから，他の操作に与える影響はない。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，解析上の操作開始時間として格納容器圧力 0.31MPa［gage］到達時を設定している。運転員等
操作時間に与える影響として，実態の運転操作においては，炉心損傷前の格納容器ベントの操作実施基準（格納容器圧力 0.31MPa［gage］）に到達するのは，事象発生の約
17 時間後であり，格納容器ベントの準備操作は格納容器圧力の上昇傾向を監視しながらあらかじめ実施可能である。また，格納容器ベントの操作時間は時間余裕を含めて設定していることから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。ただし，格納容器ベント実施時に遠隔操作に失敗した場合は，現場操作にて対応するため，約 20 分程度操作開始時間が遅れる可能性があるが，原子炉格納容器の限界圧力は 0.62MPa[gage]のため，原子炉格納容器の健全性という点では問題とならない。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作
開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
なお，格納容器ベント実施時に遠隔操作に失敗した場合においても，現場操作にて対応することから，他の操作に与える影響はない。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作（原子炉急速減圧操作を含む）は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定よりも早まる可能性があり，その場合には燃料被覆管温度は解析結果よりも低くな
り，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作は，運転員等操作時間に与える影響として，原子炉注水の状況により格納容器スプレイの操作開始は格納容器圧力 0.18MPa[gage]付近となるが，格納容器圧力の上昇は緩やかであり，格納容器スプレイ開始時間が早くなる場合，遅くなる場合のいずれにおいても，事象進展はほぼ変わらないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等である
ことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。仮に，格納容器ベント
実施時に遠隔操作に失敗した場合は，現場操作にて対応するため，約 20 分程度操作
開始時間が遅れる可能性がある。格納容器ベント操作開始時間が遅くなった場合，格
納容器圧力は 0.31MPa［gage］より若干上昇するため，評価項目となるパラメータに

東海第二発電所

備

考

操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による格納容器減圧及び除熱操作は，解析上の操作開始時間として，格納容器圧力 310kPa[gage]到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，不確かさ要因により操作開始時間に与える影響は小さいことから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等となる。仮に中央制御室での遠隔操作に失敗した場合は，現場操作にて対応するため，75 分程度操作開始時間が遅れる可能性がある。本操作は，解析コー
ド及び解析条件（操作条件を除く。
）の不確かさにより，操作開始時間は遅くなる可能性があるが，並列して実施する場合がある原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（常設））とは異なる運転員による対応が可能であることから，この他の操作に与える影響はない。なお，遠隔操作失敗時に現場操作にて対応する
場合にも，異なる要員により対応が可能であることから，この他の操作に与える影響はない。
（添付資料 2.6.6）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作）は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の操作開始時間よりも早くなる可能性があり，この場合は，原子炉への注水開始が早くなることで，原子炉水位の回復が早くなり，燃料被覆管温度の上昇は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
操作条件の常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作は，運転員等操作時間に与える影響として，
解析コード及び解析条件（操作条件を除く。
）の不確かさにより，実態の操作開始時間は解析上の操作開始時間よりも遅くなる可能性があるが，この場合でもパラメータが操作実施基準に到達した時点で開始することで同等の効果が得ら
れ，有効性評価解析における格納容器圧力の最高値に変わりがないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による格納容器減圧及び除熱操作は，運転員等操作時間に与える影響として，解析コード及び解析条件（操作条件を除く。
）の不確かさにより，実態の操作開始時間は解析上の操作開始時間よりも遅くなる可能性があるが，この場合でもパラメータが操作実施基準に到達した時点で開始することで同等の効果が得られ，有効性評価解析における格納容器
圧力の最高値に変わりがないことから，評価項目となるパラメータに与える影
20／60

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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
影響を与えるが，原子炉格納容器の限界圧力は 0.62MPa［gage］であることから，原子炉格納容器の健全性という点では問題とはならない。

東海第二発電所備考響はない。仮に格納容器ベント時に遠隔操作に失敗した場合は，現場操作にて対応するため，75 分程度操作開始時間は遅れる可能性がある。この場合，格納容器圧力は 0.31MPa[gage]より若干上昇し，評価項目となるパラメータに影響を及ぼすが，この場合でも 0.62MPa[gage]を十分に下回ることから，格納容器の健全性の観点からは問題とならない。
（添付資料 2.6.6）(3) 操作時間余裕の把握(3) 操作時間余裕の把握
操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメ
操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結メータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，そ果を以下に示す。
の結果を以下に示す。
操作条件の低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，操作開始時
操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（常設低間の 5 分程度の時間遅れまでに低圧代替注水系（常設）による注水が開始できれば，圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水）は，第 2.6－32 図から第 2.6－34 図に示すとおり，約 3.7cm２の破断の場合には，10 分の減圧
炉心の著しい損傷は発生せず，評価項目を満足することから時間余裕がある。また，
操作開始遅れを想定した場合でも，燃料被覆管の最高温度は約 706℃であり，燃料格納容器ベント時の敷地境界線量は 1.4mSv であり，5mSv を下回る。操作開始時間
被覆管の破裂は発生せず，評価項目を満足することを感度解析により確認している
10 分程度の時間遅れでは，炉心の著しい損傷は発生せず，評価項目を満足するが，ため，10 分程度の操作時間余裕は確保されている。また，25 分の減圧操作遅れを想格納容器ベント時の敷地境界線量は 5mSv を超える。この場合，格納容器内雰囲気放
定した場合には，燃料被覆管の最高温度は約 1,000℃となり，一部の燃料被覆管に射線レベル計（CAMS）により炉心損傷の判断を行い，格納容器圧力 0.62MPa［gage］
破裂が発生するが，炉心の著しい損傷は発生せず，この時の格納容器圧力逃がし装に至るまでに格納容器ベントすることとなることから,重大事故での対策の範囲とな置による格納容器ベント時の非居住区域境界の実効線量は約 1.1mSv，耐圧強化ベンる。
ト系による格納容器ベント時の非居住区域境界の実効線量は約 4.4mSv となる。また，格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント時の敷地境界の実効線量は約2.8mSv，耐圧強化ベント系による格納容器ベント時の敷地境界の実効線量は約4.4mSv となる。したがって，いずれも 5mSv を下回るが，この場合には格納容器雰
囲気放射線モニタにより炉心損傷の判断を行い，炉心損傷後の対応手順に移行する
ため，重大事故での対策の範囲となる。なお，約 9.5cm２の破断の場合には，評価上考慮しない高圧代替注水系による原子炉注水に期待することで，原子炉水位の低下が緩和され，操作時間余裕を確保することができる。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作に
操作条件の常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常ついては，格納容器スプレイ開始までの時間は事象発生から約 10 時間あり，準備時設）による格納容器冷却操作は，事象発生の約 16 時間後に実施するものであり，準間が確保できることから，時間余裕がある。
備時間が確保できることから，時間余裕がある。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による格納容器減圧及び除熱操作は，事象操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作については，発生の約 28 時間後に実施するものであり，準備時間が確保できることから，時間余
格納容器ベント開始までの時間は事象発生から約 17 時間あり，準備時間が確保でき裕がある。仮に，中央制御室からの遠隔操作に失敗し，現場操作にて第二弁の開操るため，時間余裕がある。また，遠隔操作の失敗により，格納容器ベント操作開始時
作を実施する場合には，格納容器ベント操作の開始が遅れることで，格納容器圧力間が遅れる場合においても，格納容器圧力は 0.31MPa［gage］から上昇するが，格納は 0.31MPa[gage]から上昇するが，格納容器スプレイを停止した時点の格納容器圧
容器圧力の上昇は緩やかであるため，原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa［gage］に力約0.243MPa[gage]から0.310MPa[gage]到達までの時間が約1 時間であることから至るまでの時間は，過圧の観点で厳しい「7.2.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格外挿すると，0.31MPa[gage]から 0.62MPa[gage]に到達するまでに 5 時間程度の時間
納容器過圧・過温破損）」においても事象発生約 38 時間後であり，約 20 時間以上の21／60

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
準備時間が確保できることから，時間余裕がある。

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

東海第二発電所

備

考余裕があり，現場操作に要する時間は 75 分程度であることから，時間余裕がある。
（添付資料 2.1.7，2.6.6，2.6.7）(4) まとめ(4) ま と め
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間
与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。
に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認しその結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等をた。この結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。この他，響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操
この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内に作時間には時間余裕がある。
おいて，操作時間には時間余裕がある。
7.1.6.4 必要な要員及び資源の評価
2.6.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価(1) 必要な要員の評価
事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」において，6 号及び 7 号炉同時事故シーケンスグループ「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」の重大事故等対策に必要なの重大事故等対策時における事象発生 10 時間までに必要な要員は，「7.1.6.1(3) 炉
災害対策要員（初動）は，「2.6.1(3) 炉心損傷防止対策」に示すとおり 19 名であ心損傷防止対策」に示すとおり 24 名である。
る。
「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している災害対策要「7.5.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員，緊急員（初動）の 39 名で対処可能である。
時対策要員等の 72 名で対処可能である。
また，必要な参集要員は，「2.6.1(3) 炉心損傷防止対策」に示すとおり 5 名であり，参集要員 72 名に含まれることから対処可能である。
また，
事象発生10 時間以降に必要な参集要員は20 名であり，発電所構外から10 時
間以内に参集可能な要員の 106 名で確保可能である。
(2) 必要な資源の評価(2) 必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」において，必要な水源，燃事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」において，必要な水源，燃料及料及び電源は「6.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価を行い，以下のとおりで
び電源は，「7.5.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価を行い，その結果を以下に示
ある。
す。
a. 水源
ａ．水
源
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水による格納容器スプレイについては，7 日間の対応を考慮すると，号炉あたり合計約操作及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作について
3
3
5,400m の水が必要となる。6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮すると，合計約 10,800m
は，7 日間の対応を考慮すると，合計約 5,320m３の水が必要となる。
の水が必要である。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約 1,700m3 及び淡水貯水池に水源として，代替淡水貯槽に 4,300m３及び西側淡水貯水設備に 4,300m３，合計
約 18,000m3 の水を保有している。これにより，6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮し8,600m３の水を保有しており，西側淡水貯水設備を水源とした可搬型代替注水中型ても，必要な水源は確保可能である。また，事象発生 12 時間以降に淡水貯水池の水ポンプによる代替淡水貯槽への補給操作を行うことで，代替淡水貯槽を枯渇させを，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）により復水貯蔵槽へ給水することで，復水貯蔵
ることなく，7 日間の注水継続が可能である。
槽を枯渇させることなく復水貯蔵槽を水源とした 7 日間の注水継続実施が可能とな（添付資料 2.6.8）
る。ここで，復水貯蔵槽への補給の開始を事象発生 12 時間後としているが，これは，可搬型設備を事象発生から 12 時間以内に使用できなかった場合においても，その他の設備にて重大事故等に対応できるよう設定しているものである。
b. 燃料

ｂ．燃

料
22／60

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
非常用ディーゼル発電機による電源供給については，事象発生後 7 日間最大負荷で運転した場合，号炉あたり約 753kL の軽油が必要となる。可搬型代替注水ポンプ（A-2級）による復水貯蔵槽への給水については，保守的に事象発生直後からの可搬型代替
注水ポンプ（A-2 級）の運転を想定すると，7 日間の運転継続に号炉あたり約 15kL の軽油が必要となる。5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリ
ング・ポスト用発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定す
ると，7 日間の運転継続に合計約 13kL の軽油が必要となる（6 号及び 7 号炉合計約
1,549kL）。
6 号及び 7 号炉の各軽油タンクにて約 1,020kL（6 号及び 7 号炉合計約 2,040kL）の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への給水，非常用ディーゼル発電機による電源供給，5 号
炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備による電源供給及びモニタリング・ポ
スト用発電機による電源供給について，7 日間の継続が可能である。

c. 電源
外部電源は使用できないものと仮定し，各号炉の非常用ディーゼル発電機によって給電を行うものとする。6 号及び 7 号炉において重大事故等対策時に必要な負荷は，各号炉の非常用ディーゼル発電機負荷に含まれることから，非常用ディーゼル発電機
による電源供給が可能である。
また，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポス
ト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。

東海第二発電所

備

考

外部電源喪失を想定した場合，事象発生直後から 7 日間の非常用ディーゼル発
電機，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機及び常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）の運転を想定すると，非常用ディーゼル発電機については
約 484.0kL，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機については約 130.3kL，常設代 ・柏崎刈羽は，以下の観点からモニタ
替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）については約 141.2kL，合計でリングポストを記載しているもの
755.5kL の軽油が必要となる。軽油貯蔵タンクには約 800kL の軽油を保有していと推察する。
ることから，非常用ディーゼル発電機，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機及・燃料評価について，燃料は設備
び常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）による 7 日間の電源供給間で共用しており，緊対の燃料の継続が可能である。
消費量がプラント側の有効性評
可搬型代替注水中型ポンプ（1 台）による西側淡水貯水設備から代替淡水貯槽
価に影響があるとして記載
への補給について，事象発生直後から 7 日間の可搬型代替注水中型ポンプ（1 台）
・電源評価について，電源供給能の運転を想定すると，約 6.0kL の軽油が必要となる。可搬型設備用軽油タンクに力は直接影響はないが，燃料評は約 210kL の軽油を保有していることから，可搬型代替注水中型ポンプ（1 台）
価を記載しているため合わせてによる 7 日間の西側淡水貯水設備から代替淡水貯槽への補給の継続が可能であ記載る。
東海第二のモニタリングポストは，
緊急時対策所用発電機による電源供給について，事象発生直後から 7 日間の緊
非常用ディーゼル発電機又は常設代
急時対策所用発電機の運転を想定すると，約 70.0kL の軽油が必要となる。緊急時
替高圧電源装置から電気を供給可能
対策所用発電機燃料油貯蔵タンクに約 75kL の軽油を保有していることから，緊急な設計であり，個別で資源を消費す
時対策所用発電機による 7 日間の電源供給の継続が可能である。
る設備はないことから記載していな（添付資料 2.6.9）
い。
ｃ．電源
外部電源喪失を想定した場合，重大事故等対策時に必要な負荷のうち，非常用
ディーゼル発電機等からの電源供給を考慮する負荷については，非常用ディーゼ
ル発電機等の容量内に収まることから，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
常設代替交流電源設備からの電源供給を考慮する負荷については約 1,128kW であるが，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）の連続定格容量は2,208kW であることから，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
緊急時対策所用発電機については，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
（添付資料 2.6.10）

2.6.5 結論
7.1.6.5 結論
事故シーケンスグループ「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」では，原子炉の出力運転中に事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」では，原子炉の出力運転中に原原子炉冷却材圧力バウンダリを構成する配管において中小破断ＬＯＣＡが発生した
子炉冷却材圧力バウンダリを構成する配管の中小破断の発生後，高圧注水機能及び低後，高圧注水機能及び低圧注水機能が喪失し，かつ自動減圧系が機能喪失することで，圧注水機能が喪失し，かつ，自動減圧系が機能喪失することで，破断箇所から原子炉
原子炉水位の低下が継続し，炉心損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグル
冷却材が流出し，原子炉水位の低下により炉心が露出して炉心損傷に至ることが特徴
ープ「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策とである。事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」に対する炉心損傷防止対23／60

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所策としては，初期の対策として低圧代替注水系（常設）及び逃がし安全弁による原子炉注水手段，安定状態に向けた対策として代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却手段，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱手段を整備している。

して逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧及び常設低圧代替注水系
ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段を整備し，安定状態に向けた対策として，逃がし安全弁（自動減圧機能）を開維持することで常設低圧代替
注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による炉心冷却を継続する。また，格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却手段及び格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱手段を整備している。
事故シーケンスグループ「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」の重要事故シーケンス「中小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧及び常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を継続し，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却並びに格納容器圧力逃がし装置等による格納容器減圧及び除熱を実施することで，炉心の著しい損傷を防止することができる。
その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力
並びに格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。また，安定状態を維持することができる。
なお，格納容器圧力逃がし装置等の使用による非居住区域境界及び敷地境界での実効線量は，周辺公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはない。
解析コード及び解析条件の不確かさの影響について確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策に必要な要員は，災害対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，事故シーケンスグループ「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」において，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧及び常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却並びに格納容器圧力逃がし装置等による格納容器減圧及び除熱の炉心損傷防止対策は，選定した重要事故
シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「ＬＯＣＡ
時注水機能喪失」に対して有効である。

事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」の重要事故シーケンス「中破断LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，逃がし安全弁による原子炉減圧，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施することにより，炉心損傷することはない。
その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力，
原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
なお，格納容器圧力逃がし装置等の使用による敷地境界での実効線量は，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはない。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した
結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，低圧代替注水系（常設）及び逃がし安全弁による原子炉注水，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱等の炉心損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「LOCA 時注水機能喪失」に対して有効である。

備

考

24／60

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

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
東海第二発電所

備

考

25／60

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

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
東海第二発電所

備

考

26／60

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

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
東海第二発電所

備

考

27／60

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

備

考

28／60

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
東海第二発電所

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

備

考

29／60

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

備

考

30／60

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
東海第二発電所

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

備

考

31／60

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

備

考

32／60

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
東海第二発電所

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

備

考

33／60

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

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
東海第二発電所

備

考

34／60

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

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
東海第二発電所

備

考・KK67 においては再冠水過程を示すた
めにシュラウド内のみの水位を示しているが，東海第二ではシュラウド内
外水位で再冠水過程を十分確認できるためシュラウド内のみの図は不要と判断した。

35／60

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

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
東海第二発電所

備

考

36／60

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

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
東海第二発電所

備

考

37／60

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

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
東海第二発電所

備

考

38／60

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

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
東海第二発電所

備

考

39／60

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

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
東海第二発電所

備

考

40／60

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

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
東海第二発電所

備

考

41／60

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

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
東海第二発電所

備

考

42／60

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

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
東海第二発電所

備

考

43／60

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

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
東海第二発電所

備

考

44／60

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

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
東海第二発電所

備

考

45／60

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

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
東海第二発電所

備

考

46／60

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

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
東海第二発電所

備

考

47／60

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

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
東海第二発電所

備

考

48／60

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

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
東海第二発電所

備

考・東海第二においては，減圧遅れの感度解析を「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」
で，KK67 は，「高圧・低圧注水機能喪失」とした。

49／60

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

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
東海第二発電所

備

考

50／60

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

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
東海第二発電所

備

考

51／60

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

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
東海第二発電所

備

考

52／60

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

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
東海第二発電所

備考前ページと同じ

53／60

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

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
東海第二発電所

備考前ページと同じ

54／60

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

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
東海第二発電所

備考前ページと同じ

55／60

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

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
東海第二発電所

備

考

56／60

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

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
東海第二発電所

備

考

57／60

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

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
東海第二発電所

備

考

58／60

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

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
東海第二発電所

備考前ページと同じ

59／60

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

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

比較表（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
東海第二発電所

備

考

60／60

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

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

比較表（ＩＳＬＯＣＡ）
東海第二発電所備

考2.7 格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）
7.1.7 格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）
2.7.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策
7.1.7.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣ
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）」
Ａ）（以下「格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）」という。
）」に含まれる事故シーケにおいて，炉心損傷防止対策の有効性を確認する事故シーケンスは，「6.2 評価対象
ンスとしては，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「インタの整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「インターフェイスシステム LOCA」（イーフェイスシステムＬＯＣＡ（以下「ＩＳＬＯＣＡ」という。
）」のみである。
ンターフェイスシステム LOCA の発生後，隔離できないまま炉心損傷に至るシーケンス）である。
(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）」は，原子炉冷却材 ・文章表現に多少の違いはあるが，実事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）」
圧力バウンダリと接続された系統において，高圧設計部分と低圧設計部分を分離す態として相違点はない。
では，原子炉冷却材圧力バウンダリと接続された系統で，高圧設計部分と低圧設計るための隔離弁の誤開等により，低圧設計部分が過圧されて破損し，原子炉冷却材部分のインターフェイスとなる配管のうち，隔離弁の隔離失敗等により低圧設計部
が格納容器外へ漏えいすることを想定する。このため，破断箇所からの原子炉冷却分が過圧され破断することを想定する。
このため，破断箇所から原子炉冷却材が流出し，原子炉水位が低下することから，材の流出により，原子炉圧力容器内の保有水量が減少し原子炉水位が低下すること緩和措置がとられない場合には，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷から，緩和措置が取られない場合には，原子炉水位の低下が継続し，炉心が露出すに至る。
ることで炉心損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，インターフェイスシステム LOCA が発生したこと
本事故シーケンスグループは，ＩＳＬＯＣＡが発生することによって炉心損傷にによって，最終的に炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，重至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故等対処設備の有効性評価
大事故等対策の有効性評価には，インターフェイスシステム LOCA に対する重大事としては，ＩＳＬＯＣＡに対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
故等対処設備及びインターフェイスシステム LOCA の発生箇所の隔離に期待するこ以上により，本事故シーケンスグループでは，健全な原子炉注水機能を用いて原とが考えられる。
子炉へ注水することによって炉心損傷の防止を図るとともに，原子炉圧力容器を強ここで，インターフェイスシステム LOCA が生じた際の状況を想定すると，原子
制的に減圧し，原子炉冷却材の流出の抑制を図り，漏えい箇所を隔離することによ
炉を減圧した後，低圧注水機能による原子炉注水を実施することも考えられるが，って格納容器外への原子炉冷却材の流出の停止を図る。また，最終的な熱の逃がし
本事故シーケンスグループにおいては，低圧注水機能による原子炉への注水には期場へ熱を輸送することによって除熱を行い，格納容器破損の防止を図る。
待せず，高圧注水機能に対する対策の有効性を評価することとする。
したがって，本事故シーケンスグループでは，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心
注水系により炉心を冷却することによって炉心損傷の防止を図り，また，逃がし安全弁によって原子炉を減圧することによる原子炉冷却材の漏えいの抑制及びインターフェイスシステム LOCA の発生箇所の隔離によって，原子炉格納容器外への原子
炉冷却材の流出の防止を図る。
また，残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）による原子炉格納容器除熱を実施する。
(3) 炉心損傷防止対策(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）」
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）」において，炉心がにおける機能喪失に対して，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却
著しい損傷に至ることなく，かつ十分な冷却を可能とするため，初期の対策として
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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＩＳＬＯＣＡ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機を可能とするため，初期の対策として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉注水手段，逃がし安全弁による原子炉減圧手段及び運転員の破断箇所隔離による漏えい停止手段を整備し，安定状態に向けた対策として，高圧炉心注水系による炉心冷却を継続する。また，原子炉格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）による原子炉格納容器除熱手段を整備する。これらの対策の概略系統図を第7.1.7－1 図から第 7.1.7－3 図に，手順の概要を第 7.1.7－4 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。
また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を第 7.1.7－1 表に示す。
本事故シーケンスグループの重要事故シーケンスにおいて,6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 20 名である。その内訳は次のとおりである。
中央制御室の運転員は，当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2 名，運転操作対応を行う運転員 12 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は 5 名である。必要な要員と作業項目について
第 7.1.7－5 図に示す。
a. インターフェイスシステム LOCA 発生
原子炉冷却材圧力バウンダリと接続された系統で，高圧設計部分と低圧設計部分のインターフェイスとなる配管のうち，隔離弁の隔離失敗等により低圧設計部分が過圧され破断することで，インターフェイスシステム LOCA が発生する。破断箇所
から原子炉冷却材が流出することにより，原子炉建屋ブローアウトパネルが開放する。
b. 外部電源喪失及び原子炉スクラム確認
事象発生後に外部電源喪失が発生し，原子炉がスクラムしたことを確認する。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等である。
c. 原子炉隔離時冷却系による原子炉注水
原子炉スクラム後，原子炉水位は低下するが，原子炉水位低(レベル 2)で原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉注水を開始することにより，原子炉水位が回復する。
原子炉隔離時冷却系による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位，原子炉隔離時冷却系系統流量等である。
d. インターフェイスシステム LOCA 発生確認
原子炉水位及び原子炉圧力の低下により LOCA 事象を確認し，格納容器温度，格
納容器圧力の上昇がないことから原子炉格納容器外での漏えい事象であることを確認し，高圧炉心注水系ポンプ吐出圧力指示の上昇（破断面積が大きく漏えい量が多東海第二発電所

備

考

原子炉隔離時冷却系，低圧炉心スプレイ系及び常設低圧代替注水系ポンプを用いた
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧による漏えい抑制手段並びに隔離弁閉止による漏えい箇所の隔離手段を整備し，安定状態に向けた対策として，逃がし安全弁（自動減圧機能）を開維持することで低圧炉心スプレイ系による炉心冷却を継続する。また，格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として，残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱手段を整備する。対策の概略系統図
を第 2.7－1 図に，対応手順の概要を第 2.7－2 図に示すとともに，対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における手順と設備の関係を第 2.7－1 表に示す。
本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて必要な要員は， ・プラント基数，設備設計及び運用の違いにより必要要員数は異なるが，災害対策要員（初動）12 名である。
タイムチャートにより要員の充足
災害対策要員（初動）の内訳は，当直発電長 1 名，当直副発電長 1 名，運転操作性は確認される。
対応を行うための当直運転員 5 名，指揮，通報連絡を行うための災害対策要員（指揮者等）4 名及び現場操作を行うための重大事故等対応要員 1 名である。
必要な要員と作業項目について第 2.7－3 図に示す。
ａ．ＩＳＬＯＣＡの発生
原子炉冷却材圧力バウンダリと接続された系統で，高圧設計部分と低圧設計部分を分離するための隔離弁の誤開等により，低圧設計部分が過圧されて破損することで，ＩＳＬＯＣＡが発生する。

ｂ．原子炉スクラムの確認
事象発生後に給水流量の全喪失が発生し，原子炉がスクラムしたことを確認する。
原子炉スクラムの確認に必要な計装設備は，平均出力領域計装等である。
ｃ．原子炉隔離時冷却系の自動起動の確認
原子炉水位が原子炉水位異常低下（レベル２）設定点に到達した時点で原子炉隔離時冷却系が自動起動したことを確認する。また，主蒸気隔離弁が閉止し，逃がし安全弁（安全弁機能）により原子炉圧力が制御されるとともに，再循環系ポンプがトリップしたことを確認する。
原子炉隔離時冷却系の自動起動の確認に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域），原子炉隔離時冷却系系統流量等である。
ｄ．ＩＳＬＯＣＡ発生の確認
隔離弁（残留熱除去系の注入弁）の開操作に伴いポンプ吐出圧力が変動したこと，主蒸気隔離弁が閉止し原子炉隔離時冷却系が自動起動したにも関わらず原子
炉水位の低下が継続していること等によりＩＳＬＯＣＡが発生したことを確認す
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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＩＳＬＯＣＡ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
い場合は，運転員の対応なしに低下傾向を示す場合もある）により低圧設計部分が過圧されたことを確認し，インターフェイスシステム LOCA が発生したことを確認する。
インターフェイスシステム LOCA の発生を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位，格納容器内圧力，高圧炉心注水系ポンプ吐出圧力等である。
なお，監視可能であればエリア放射線モニタ，床漏えい警報，火災報知器動作等
により原子炉建屋内の状況を参考情報として得ることが可能である。
e. 中央制御室での高圧炉心注水系隔離失敗
中央制御室からの遠隔操作により高圧炉心注水系の隔離操作を実施するが，高圧炉心注入隔離弁の閉操作に失敗する。
高圧炉心注水系の隔離失敗を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び原子炉圧力である。

f. 逃がし安全弁による原子炉急速減圧
中央制御室からの遠隔操作による高圧炉心注水系の隔離が失敗するため，破断箇所からの漏えい量を抑制するため原子炉を急速減圧する。
原子炉急速減圧を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力である。

g. 高圧炉心注水系による原子炉注水
原子炉急速減圧操作により原子炉水位が低下し，原子炉水位低（レベル 1.5）で東海第二発電所

備

考る。
ＩＳＬＯＣＡ発生の確認に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域）等である。
監視可能であれば，原子炉建屋内空間線量率，区画浸水警報，火災警報等による情報も総合的に確認する。

ｅ．中央制御室における残留熱除去系の注入弁の閉止操作
ＩＳＬＯＣＡ発生の確認後，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系の注入弁の閉止操作を実施するが，これに失敗する。
また，不要な系統加圧を防止する観点で，残留熱除去系ポンプのコントロール
スイッチを停止位置に固定するとともに，レグシールポンプを停止する。
中央制御室における残留熱除去系の注入弁の閉止操作に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域）等である。
・東海第二では，ISLOCA の発生を想定
ｆ．低圧炉心スプレイ系の起動操作する建屋西側区画に設置されてい中央制御室における残留熱除去系の注入弁の閉止失敗後，中央制御室からの遠る高圧炉心スプレイ系は機能喪失
隔操作により低圧炉心スプレイ系を起動する。
する想定としていることから，漏え
低圧炉心スプレイ系の起動操作に必要な計装設備は，低圧炉心スプレイ系ポンい抑制の減圧操作の前に低圧で注プ吐出圧力である。
水可能な系統の起動操作を実施す
外部電源が喪失している場合は，非常用ディーゼル発電機等が自動起動し，非る。
常用母線に電源を供給する。
ｇ．逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作
低圧炉心スプレイ系の起動後，破断箇所からの漏えい抑制のため，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁（自動減圧機能）7 個を手動開放し，原子炉減圧を実施する。
逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作に必要な計装設備
は，原子炉圧力等である。
・東海第二では，ISLOCA 時は外部水源
ｈ．常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動操作にて注水可能な系統にて注水する
ＩＳＬＯＣＡ発生の確認後，外部水源にて注水可能な系統として中央制御室か手順としている。
らの遠隔操作により常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）を起動する。
常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動操作に必要な計装設備は，常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力である。
外部電源が喪失している場合は，中央制御室からの遠隔操作により常設代替高圧電源装置から緊急用母線を受電する。
緊急用母線の受電に必要な計装設備は，緊急用Ｍ／Ｃ電圧である。
ｉ．原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（常設））
原子炉減圧操作に伴い，原子炉水位が一時的に低下し，その後原子炉水位が原
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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＩＳＬＯＣＡ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
健全側の高圧炉心注水系が自動起動する。
高圧炉心注水系の自動起動を確認するために必要な計装設備は，高圧炉心注水系
系統流量である。
原子炉水位回復後は，破断箇所からの漏えい抑制のため，破断箇所の隔離が終了するまで原子炉水位は高圧炉心注水系ノズル部以下で維持する。
原子炉水位の維持を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び高圧炉心
注水系系統流量である。

h. 残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運転
原子炉急速減圧によりサプレッション・チェンバ・プール水温が 35℃を超えた時点で，残留熱除去系によるサプレッション・チェンバ・プール水冷却モード運転を開始する。
残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運転を確認するために必要な計装設備は，サプレッション・チェンバ・プール水温度等である。

東海第二発電所備考

子炉水位低（レベル３）設定点以上に回復した以降は，漏えい抑制のため，原子 ・東海第二では，主蒸気隔離弁閉止イ
炉水位を原子炉水位異常低下（レベル２）設定点以上で可能な限り低めに維持す
ンターロック（レベル２）等を考慮る。また，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原
しつつ，ISLOCA 時には漏えい抑制の
子炉注水により原子炉水位の維持が可能なことを確認した後，低圧炉心スプレイ
ために原子炉水位をレベル２以上
系による原子炉注水を停止する。
で可能な限り低めに維持する手順
原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（常設））に必要な計装設備は，原子炉としている。
水位（広帯域）等である。
ｊ．中央制御室における残留熱除去系の弁の閉止操作
・東海第二では，減圧後に漏えい発生
原子炉圧力が 3MPa［gage］に到達後，中央制御室からの遠隔操作により残留熱系統の遠隔操作可能な電動弁を閉除去系の注入弁以外の電動弁の閉止操作を実施する。
止する手順としている。
（添付資料 2.7.1）
中央制御室における残留熱除去系の注入弁の閉止操作に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域），原子炉圧力等である。
ｋ．残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プー
ル冷却操作
サプレッション・プール水温度が 32℃以上であることを確認し，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプ
レッション・プール冷却を実施する。
残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プー
ル冷却操作に必要な計装設備は，サプレッション・プール水温度等である。

i. 現場操作での高圧炉心注水系隔離操作
破断箇所からの漏えい抑制が継続し，現場操作により高圧炉心注入隔離弁の全閉操作を実施し，高圧炉心注水系を隔離する。
高圧炉心注水系の隔離を確認するための計装設備は，原子炉水位である。
j. 高圧炉心注水系隔離後の水位維持
高圧炉心注水系の隔離が成功した後は，健全側の高圧炉心注水系により，原子炉
水位を原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。
原子炉水位の維持を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び高圧炉心
注水系系統流量である。

ｌ．現場における残留熱除去系の注入弁の閉止操作
現場操作により残留熱除去系の注入弁を閉止し，残留熱除去系を隔離する。
現場における残留熱除去系の注入弁の閉止操作に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域）等である。
ｍ．原子炉水位の調整操作（低圧炉心スプレイ系）
残留熱除去系の隔離成功後は，低圧炉心スプレイ系により原子炉水位を原子炉
水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持する。
また，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉
注水を停止する。
原子炉水位の調整操作（低圧炉心スプレイ系）に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域）等である。

以降，炉心冷却及び原子炉格納容器除熱は，残留熱除去系により継続的に行う。

以降，炉心冷却は低圧炉心スプレイ系を用いた原子炉注水により継続的に実施し，格納容器除熱は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）により継続的に実施する。また，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）に切り替え，冷温停止状態と
する。

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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＩＳＬＯＣＡ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考2.7.2 炉心損傷防止対策の有効性評価
7.1.7.2 炉心損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「1.2
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「6.2
評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，原子炉冷却材圧力バウンダリ
評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，原子炉冷却材圧力バウンダリと接続された系統で，高圧設計部分と低圧設計部分とのインターフェイスが，直列と接続された系統で，高圧設計部分と低圧設計部分とを分離するための隔離弁の誤に設置された 2 個の隔離弁のみで隔離された系統において，隔離弁が両弁ともに破開等により，低圧設計部分が過圧されて破損する「ＩＳＬＯＣＡ」である。
損又は誤開放することで，低圧設計部分が過圧される「インターフェイスシステム
なお，重要事故シーケンスでは，残留熱除去系Ｂ系におけるＩＳＬＯＣＡの発生
LOCA」である。
を想定しているが，残留熱除去系Ａ系におけるＩＳＬＯＣＡの発生を想定する場合には，原子炉隔離時冷却系及び低圧炉心スプレイ系に代わり，高圧炉心スプレイ系に期待することで同等の対応が可能である。
本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，気液熱非本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移，平衡，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分
燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・対離（水位変化）・対向流，三次元効果並びに原子炉圧力容器における沸騰・凝縮・ボ
向流，気液熱非平衡及び三次元効果並びに原子炉圧力容器における冷却材放出（臨イド率変化，気液分離（水位変化）
・対向流，冷却材放出（臨界流・差圧流），ECCS 注
界流・差圧流），沸騰・凝縮・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・対向流及びＥ
水（給水系・代替注水設備含む）が重要現象となる。よって，これらの現象を適切
ＣＣＳ注水（給水系及び代替注水設備含む）が重要現象となる。よって，これらのに評価することが可能である長期間熱水力過渡変化解析コード SAFER により原子現象を適切に評価することが可能である長期間熱水力過渡変化解析コードＳＡＦＥ
炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温度等の過渡応答を求める。
Ｒにより原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温度等の過渡応答を求める。なお， ・東海第二では燃料被覆管温度の評価
本有効性評価では，ＳＡＦＥＲコードによる燃料被覆管温度の評価結果は，ベスト
結果が破裂判断基準に対して十分フィット曲線の破裂判断基準に対して十分な余裕があることから，燃料被覆管温度な余裕があることからＣＨＡＳＴ
が高温となる領域において，燃料棒やチャンネルボックスの幾何学的配置を考慮しＥコードによる詳細評価は実施した詳細な輻射熱伝達計算を行うことで燃料被覆管温度をＳＡＦＥＲコードよりも低ないことを明記しているが，本事故めに評価するＣＨＡＳＴＥコードは使用しない。
シーケンスで使用する解析コード
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故に違いはない。
シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータにシーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
与える影響及び操作時間余裕を評価する。
(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第 7.1.7－2
表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
a. 事故条件(a) 起因事象
破断箇所は，運転中に弁の開閉試験を実施する系統のうち，原子炉圧力容器から
低圧設計配管までの弁数が 2 個であり，インターフェイスシステム LOCA が発生する可能性が最も高い高圧炉心注水系の吸込配管とする（原子炉隔離時冷却系及び残留熱除去系（低圧注水モード）の注水ラインについては，原子炉圧力容器から低圧
設計配管までの弁数が 3 個であり，高圧炉心注水系の吸込配管に比べてインターフェイスシステム LOCA の発生頻度は低くなる）。破断面積は，低圧設計部の耐圧バウ(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスにおける主要な解析条件を第 2.7－2 表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
ａ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，残留熱除去系Ｂ系の注入弁の誤開放による残留熱除去系の系統圧力上昇により，残留熱除去系Ｂ系の熱交換器フランジ部に破断面積約21cm２相当の漏えいが発生するものとする。
対象系統は，出力運転中に高圧設計部と低圧設計部とを分離する隔離弁の誤開放等により低圧設計部が過圧されることでＩＳＬＯＣＡ発生の可能性がある系統のうち，定期試験等に伴い隔離弁の開閉試験を実施し，かつ開閉試験時に5／41

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＩＳＬＯＣＡ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所
2

ンダリとなる箇所に対して，実耐力を踏まえた評価を行った結果，1cm を超えないことを確認しているが，保守的に 10cm2 とする。

(b) 安全機能の喪失に対する仮定
インターフェイスシステム LOCA が発生した側の高圧炉心注水系が機能喪失するものとする。

(c) 外部電源
外部電源なしの場合は，給復水系による給水がなく，原子炉水位の低下が早くなることから，外部電源は使用できないものと仮定し，非常用ディーゼル発電機によって給電を行うものとする。

b. 重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号
原子炉スクラムは，事象発生と同時に想定している外部電源喪失に起因する再循
環ポンプ・トリップに伴う炉心流量急減信号によるものとする。
(b) 原子炉隔離時冷却系
原子炉隔離時冷却系が原子炉水位低（レベル 2）で自動起動し，182m3/h（8.12～
1.03MPa[dif]において）の流量で注水するものとする。
(c) 高圧炉心注水系
高圧炉心注水系が原子炉水位低（レベル 1.5）で自動起動し，727m3/h（0.69MPa[dif]において）の流量で注水するものとする。

備

考

※１

隔離弁 1 個にて隔離状態を維持する系統 とする。
破断面積は，ＩＳＬＯＣＡ発生時の系統加圧状態を保守的に考慮した対象系
統に対する構造健全性評価※２により，系統に破損が発生しないことを確認したことから，加圧範囲のうち最も大きなシール構造である残留熱除去系の熱交換器フランジ部に対して，保守的にガスケットに期待しない場合にフランジ部に生じる間隙の面積を設定する。
※1 具体的には，低圧炉心スプレイ系注入配管，残留熱除去系（低圧注水系）Ａ系原子炉注入配管，残留熱除去系（低圧注水系）Ｂ系原子炉注入配管及び残留熱除去系（低圧注水系）Ｃ系原子炉注入配管をいう。
※2 保守的に圧力 8.2MPa[gage]及び温度 288℃が継続して負荷される条件にて構造健全性評価を実施。
（添付資料 2.7.2）(b) 安全機能の喪失に対する仮定
ＩＳＬＯＣＡの発生を想定する残留熱除去系Ｂ系の機能喪失を想定する。
また，原子炉冷却材の漏えいにより残留熱除去系Ｂ系が設置されている原子炉建屋西側は高温多湿となるため，保守的に同じ原子炉建屋西側に設置されている高圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系Ｃ系も事象発生と同時に機能喪失す
るものとする。
(c) 外部電源
外部電源は喪失するものとする。
外部電源が喪失する場合，給復水系が停止することで，原子炉水位の低下が早くなることから，炉心冷却の観点で厳しくなる。
また，原子炉スクラムまでの原子炉出力が高く維持され，原子炉水位の低下が大きくなることで炉心の冷却の観点で厳しくなり，外部電源がある場合を包含する条件として，原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル３）信号にて発生し，再循環系ポンプトリップは，原子炉水位異常低下（レベル２）信号にて発生するものとする。
ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム
原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル３）信号によるものとする。
(b) 主蒸気隔離弁
主蒸気隔離弁は，原子炉水位異常低下（レベル２）信号により閉止するものとする。
(c) ＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環系ポンプトリップ機能）
ＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環系ポンプトリップ機能）は，原子炉水位異常低下（レベル２）信号により再循環系ポンプを全台トリップさせるものとする。
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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＩＳＬＯＣＡ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所(d) 逃がし安全弁
原子炉減圧には自動減圧機能付き逃がし安全弁（8 個）を使用するものとし，容量として，1 個あたり定格主蒸気流量の約 5%を処理するものとする。

(d) 逃がし安全弁
逃がし安全弁（安全弁機能）にて原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を抑制するものとする。また，手動による原子炉減圧操作には，逃がし安全弁（自動減圧機能）7 個を使用するものとし，容量として，1 個当たり定格主蒸気流量の約 6％を処理するものとする。
(e) 原子炉隔離時冷却系
原子炉水位異常低下（レベル２）信号により自動起動し，136.7m３／h（原子炉圧力 1.04MPa[gage]～7.86MPa[gage]において）の流量で原子炉へ注水する。
原子炉水位が原子炉水位高（レベル８）設定点まで回復した以降は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の範囲に維持する。また，原子炉減圧と同時に注水を停止するものとする。
(f) 低圧炉心スプレイ系
逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作後に，機器設計上の最小要求値である最小流量特性（0m３／h～1,561m３／h，注水圧力 0MPa[dif]※～1.99MPa[dif]において）で原子炉へ注水するものとする。また，ＩＳＬＯＣ
Ａ発生時は隔離成功までの期間において外部水源による注水を優先するため，原子炉減圧後に常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水が開始し，原子炉水位が原子炉水位低（レベル３）設定点まで回復した 1 分後に注水を停止するものとし，残留熱除去系の隔離成功後に原子炉注水を再開し，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の範囲に維持するものとする。
※ MPa[dif]…原子炉圧力容器と水源との差圧（以下同様）(g) 低圧代替注水系（常設）
常設低圧代替注水系ポンプ 2 台を使用するものとし，機器設計上の最小要求値である最小流量特性（注水流量：0m３／h～378m３／h，注水圧力：0MPa[dif]～2.38MPa[dif]）を用いるものとする。また，運転手順に従い，ＩＳＬＯＣＡ
発生時は隔離成功までの期間において，漏えい抑制のために原子炉水位を原子
炉水位異常低下（レベル２）以上で可能な限り低めに維持することから，評価上は，漏えい量を厳しくする観点で原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設
定点以上に維持するものとする。また，隔離成功後は低圧炉心スプレイ系による内部水源の原子炉注水に切り替えることから，残留熱除去系の隔離に成功した 1 分後に注水を停止するものとする。

c. 重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「6.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。

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

備

考

7／41

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＩＳＬＯＣＡ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機(a) 逃がし安全弁による原子炉急速減圧操作は，インターフェイスシステム LOCA の発生を確認した後，中央制御室において隔離操作を行うが，その隔離操作失敗の判断時間及び逃がし安全弁の操作時間を考慮して事象発生から 15 分後に開始す
るものとする。

(b) 高圧炉心注水系の破断箇所隔離操作は，インターフェイスシステム LOCA 発生時の現場環境条件を考慮し，事象発生から 3 時間後に開始するものとし，操作時間
は 60 分間とする。

(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内及びシュ
ラウド内外）※1，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量，原子炉圧力容器内の保有水量の推移を第 7.1.7－6 図から第 7.1.7－11 図に，燃料被覆管温度，高出力燃料集合体のボイド率，炉心下部プレナム部のボイド率，破断流量の推移を第 7.1.7－12 図から第 7.1.7－15 図に示す。

※1 シュラウド内は，炉心部から発生するボイドを含んだ二相水位を示しているため，シュラウド外の水位より，見かけ上高めの水位となる。一方，非常用炉心冷却系の起動信号となる原子炉水位計（広帯域）の水位及び運転員が炉心冠水状態において主に確認する原子炉水位計（広帯域・狭帯域）の水位は，シュラ
ウド外の水位であることから，シュラウド内外の水位を併せて示す。なお，水位が有効燃料棒頂部付近となった場合には，原子炉水位計（燃料域）にて監視する。6 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド内を，7 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド外を計測している。
a. 事象進展
事象発生後に外部電源喪失となり，炉心流量急減信号が発生して原子炉はスクラ
ムし，また，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系が自動起動する。
再循環ポンプについては，外部電源喪失により，事象発生とともに 10 台全てがトリップする。
破断口から原子炉冷却材が流出することにより原子炉水位は低下するが，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系による原子炉注水を開始する。
事象発生 15 分後の中央制御室における破断箇所の隔離に失敗するため，中央制
御室からの遠隔操作によって逃がし安全弁 8 個を手動開することで，原子炉を減圧し，原子炉冷却材の漏えいの抑制を図る。原子炉減圧により，原子炉隔離時冷却系

東海第二発電所

備考(a) 逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（低圧炉心スプ
レイ系による原子炉注水操作）は，状況判断，中央制御室における残留熱除
去系の注入弁の閉止操作，低圧炉心スプレイ系の起動操作及び逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作に要する時間を考慮して，事
象発生 15 分後に実施するものとする。なお，外部電源がない場合でも，非常用ディーゼル発電機等が自動起動し非常用母線に電源を供給することから運転員等操作に与える影響はない。
(b) 現場における残留熱除去系の注入弁の閉止操作は，原子炉建屋内の環境条件を考慮し，余裕時間を確認する観点で事象発生の約 3 時間後から操作を開始
し，現場移動，操作に要する時間を考慮して事象発生の 5 時間後に閉止操作が完了するものとする。
(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内外水位）※，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量及び原子炉圧力容器内の保有水量の推移を第 2.7－4 図から第 2.7－8 図に，燃料被覆管温度，燃料被覆管最高温度発生位
置における熱伝達係数，燃料被覆管最高温度発生位置におけるボイド率，高出力燃料集合体のボイド率，炉心下部プレナム部のボイド率，破断流量の推移並びに燃料被覆管破裂が発生した時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係
を第 2.7－9 図から第 2.7－15 図に示す。
※ 炉心冷却の観点ではシュラウド内水位に着目し，運転員操作の観点ではシュ
ラウド外水位に着目するためシュラウド内外水位を合わせて示している。なお，シュラウド内は炉心部で発生するボイドを含む水位であることから，原子炉水位が低下する過程ではシュラウド外水位と比較して高めの水位を示す。

ａ．事象進展
・評価条件，運用・設備設計，事象進
事象発生と同時に給水流量の全喪失が発生することで原子炉水位は低下し，原展等に違いに起因する記載の相違
子炉水位低（レベル３）信号により原子炉がスクラムする。また，原子炉水位がはあるが，実態として記載内容に違
原子炉水位異常低下（レベル２）設定点まで低下すると，主蒸気隔離弁の閉止及いはない。
び再循環系ポンプトリップが発生するとともに，原子炉隔離時冷却系が自動起動することで，原子炉注水が開始され，原子炉水位は回復する。この後，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系の注入弁の閉止を試みるが，これに失敗するため，低圧炉心スプレイ系を起動し，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作を実施することで，原子炉冷却材の漏えいを抑制する。また，
常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）を起動し，隔離に成8／41

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＩＳＬＯＣＡ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
が機能喪失するものの，原子炉水位低（レベル 1.5）で健全側の高圧炉心注水系が自動起動し，原子炉水位が回復する。また，主蒸気隔離弁は，原子炉水位低（レベル 1.5）で全閉する。
事象発生 4 時間後，現場操作により高圧炉心注水系の破断箇所を隔離した後は，健全側の高圧炉心注水系により原子炉水位は適切に維持される。
高出力燃料集合体及び炉心下部プレナム部のボイド率については，原子炉減圧により増加する。また，高圧炉心注水系による原子炉注水が継続され，その原子炉圧力変化により増減する。
その後は，残留熱除去系による原子炉圧力容器及び原子炉格納容器除熱手順に従い，冷温停止状態に移行することができる。
b. 評価項目等
燃料被覆管の最高温度は，第 7.1.7－12 図に示すとおり，初期値（約 310℃）を上回ることなく，1,200℃以下となる。また，燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1％以下であり，15%以下となる。

原子炉圧力は，第 7.1.7－6 図に示すとおり，
約 7.07MPa[gage]以下に抑えられる。
原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（高々約 0.3MPa）を考慮しても，約 7.37MPa[gage]以下であり，最高使用
圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を下回る。
原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，原子炉減圧及び破断箇所隔
離後の原子炉格納容器内への蒸気流入により上昇する。
一方，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度が最も高くなる設計基準事故である「原子炉格納容器内圧力，雰囲気等の異常な変化」の「原子炉冷却材喪失」においては，インターフェイスシステム LOCA とは異なり，事象開始から原子炉格納容器内に原子炉冷却材が流出し続ける事故を想定し解析しており，この場合でも原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度の最大値は，約0.25MPa[gage]及び約 138℃にとどまる。
このため，本事象においても原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，原子炉格納容器の限界圧力及び限界温度を下回る。
中央制御室からの遠隔操作による高圧炉心注水系の破断箇所隔離には失敗する
が，逃がし安全弁による原子炉減圧を実施し破断箇所からの原子炉冷却材の漏えい抑制を図り，健全側の高圧炉心注水系による原子炉注水を継続することで，炉心の冷却が維持される。その後は，現場操作にて高圧炉心注水系の破断箇所を隔離し，健全側の高圧炉心注水系による原子炉注水及び残留熱除去系による原子炉圧力容器
及び原子炉格納容器除熱を開始することで安定状態が確立し，また，安定状態を維

東海第二発電所備考功するまでの期間は，外部水源による原子炉注水を実施する。
事象発生の 5 時間後に，現場操作により残留熱除去系の破断箇所を隔離した後は，低圧炉心スプレイ系により原子炉水位を維持する。
高出力燃料集合体のボイド率については，原子炉減圧や原子炉注水により増減するが，炉心の冠水状態は維持されるため燃料被覆管温度が上昇することはない。

ｂ．評価項目等
燃料被覆管温度は，第 2.7－9 図に示すとおり，炉心冷却が維持され，初期値（約309℃）以下にとどまることから，評価項目である 1,200℃を下回る。燃料被覆管
最高温度は，高出力燃料集合体で発生している。また，燃料被覆管の酸化量は，酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1％以下であり，評価項目である
15％を下回る。
原子炉圧力は，第 2.7－4 図に示すとおり，逃がし安全弁（安全弁機能）の作動により，約 7.79MPa［gage］以下に維持される。このため，原子炉冷却材圧力バ
ウンダリにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（0.3MPa程度）を考慮しても，約 8.09MPa[gage]以下であり，評価項目である最高使用圧
力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を下回る。
格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，原子炉減圧や破断箇所から原子炉建屋へ流出するものを除く蒸気がサプレッション・プールへ流入することで上昇する。一方，設計基準事故「原子炉格納容器内圧力，雰囲気等の異常な変化」の「原子炉冷却材喪失」においては，事象開始から原子炉圧力容器内で発生した蒸気は全て格納容器内に流入し続けることを想定し評価しており，この場合でも格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度の最高値は，それぞれ約 0.25MPa[gage]
及び約 136℃にとどまる。このため，本事象においても格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目である最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa[gage]）及び200℃を下回る。
（添付資料 2.7.3）
第 2.7－5 図に示すように，中央制御室における残留熱除去系の注入弁の閉止操作には失敗するが，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作を実施することで破断箇所からの原子炉冷却材の漏えいが抑制され，常設低圧代
替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を継続することで，炉心の冠水が維持される。その後，現場における残留熱除去系の注入弁の閉止操作を実施し，低圧炉心スプレイ系による原子炉注水を継続することで，炉9／41

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＩＳＬＯＣＡ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機持できる。

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

東海第二発電所

備考

心の冠水状態が維持され，炉心冷却が維持される。また，残留熱除去系による格納容器除熱を開始することで，高温停止状態での安定状態が確立する。
（添付資料 2.7.4）
安定状態が確立した以降は，機能喪失している設備の復旧に努めるとともに，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）により冷温停止状態とする。
以上により，本評価では，「1.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す（1）から（4）の評価項目について，対策の有効性を確認した。

7.1.7.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
2.7.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲としては，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価すに与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価す
るものとする。
る。
格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）では，原子炉冷却材圧力バ本重要事故シーケンスでは，ＩＳＬＯＣＡにより原子炉冷却材の漏えいが発生する
ウンダリと接続された系統で，高圧設計部分と低圧設計部分のインターフェイスとため，原子炉を減圧することで原子炉冷却材の漏えいを抑制すること及び漏えい箇所なる配管のうち，隔離弁の隔離失敗等により低圧設計部分が過圧され破断し，原子の隔離を実施することが特徴である。よって，不確かさの影響を確認する運転員等操炉格納容器外へ原子炉冷却材が流出することが特徴である。また，不確かさの影響
作は，事象進展に有意な影響を与えると操作として，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（低圧炉心スプレイ系による原子炉注水操作）及び現場を確認する運転員等操作は，事象発生から 12 時間程度までの短時間に期待する操作
における残留熱除去系の注入弁の閉止操作とする。
及び事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，逃がし安全弁による原子炉急速減圧操作及び高圧炉心注水系の破断箇所隔離操作とする。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「6.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。
a. 運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは，炉心が冠水維持する場合では燃料被覆管温度は上昇しないため不確かさは小さい。原子炉注水は原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の自動起動により行われ，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，解析結果は燃料被覆管
酸化を大きく評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなり，原子炉水位挙動に影響を与える可能性があるが，原子炉注水は原子炉隔離時冷却系
及び高圧炉心注水系の自動起動により行われることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を実施する重要現象は，「1.7
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価の結果を以下に示す。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは炉心の冠水が維持される実験解析において，燃料被覆管温度をほぼ同等に評価する。有効性評
価解析では，おおむね炉心の冠水状態が維持されており，燃料被覆管の最高温度は初期値以下にとどまることから，不確かさは小さく，また，事象初期の原子炉
注水は原子炉隔離時冷却系の自動起動により確保され，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，燃料被覆管温度を高めに評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなるが，事象初期の原子炉注水は原子炉隔離時冷却系の自動起動により確保され，燃料被覆
管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＩＳＬＯＣＡ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考（添付資料 2.7.5）
b. 評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，炉心が冠水維持される実験解析では燃料被覆管温度をほぼ同等に評価する。有効性評価解析においても，原子炉水位は有効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心は冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値（約 310℃）を上回ることはないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは燃料被覆管の酸化について，酸化量及び酸化反応に伴う発熱量に保守的な結果を与え，燃料被覆管温度を高めに評価するが，原子炉水位は有効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心は冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値（約 310℃）を上回ることはな
いことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは炉心の冠水が維持される実験解析において，燃料被覆管温度をほぼ同等に評価する。有効性評
価解析では，おおむね炉心の冠水状態が維持されており，燃料被覆管の最高温度は初期値以下にとどまることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，燃料被覆管温度を高く評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
ただし，炉心部の冠水が維持される本事故シーケンスでは，この影響は小さい。
（添付資料 2.7.5）(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 2.7－2 表に示すとおりであり，これらの条件設定を設計値等の最確条件とした場合の影響を評価する。解析条件の設定に当たっては，設計値を用いるか又は評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるよう保守的な設定をしていることから，この中で事象進展に有意な影響を与える可能性がある項目について，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／m に対し初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確条件は約 42kW/m
以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，燃料被覆管温度て最確条件は約 33kW／m～41kW／m であり，最確条件とした場合は燃料被覆管温の上昇は緩和されるが，原子炉注水は原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の自度の上昇が緩和されるが，事象初期の原子炉注水は原子炉隔離時冷却系の自動動起動により行われ，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作は起動により確保され，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
ないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応したもの
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件で設定した燃焼度 33GWd／t に対して最確条件は燃焼度 33GWd／t 以下であり，最確条件とした場合は解析条件としており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるで設定している崩壊熱と同等以下となる。燃焼度 33GWd／t の場合は，解析条件ため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和されるが，操作手順と最確条件は同等であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。ま（炉心冠水操作）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
た，燃焼度 33GWd／t 未満の場合は，原子炉からサプレッション・プールに流出する蒸気量が減少することで，原子炉水位の低下は遅くなるが，事象初期の原子炉注水は原子炉隔離時冷却系の自動起動により確保されることから，運転員
等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位及び炉心流量は，ゆらぎにより解析条件に対初期条件の原子炉圧力，原子炉水位及び炉心流量は，ゆらぎにより解析条件
して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時に対して変動を与えうるが，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員(2) 解析条件の不確かさの影響評価
a. 初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 7.1.7－2 表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。

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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＩＳＬＯＣＡ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
間に与える影響は小さい。

事故条件の外部電源の有無については，事象進展を厳しくする観点から，給復水系による給水がなくなり，原子炉水位の低下が早くなる外部電源がない状態を設定している。なお，外部電源がある場合は，給復水系による原子炉圧力容器への給水機能は維持されることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確条件は約 42kW/m
以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，原子炉水位は有効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心は冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値（約 310℃）を上回ることはな
いことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなる
ため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなるが，本重要事故シーケンスは格納容器バイパス事象であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位及び炉心流量は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となる

東海第二発電所

備

考等操作時間に与える影響は小さい。
事故条件の起因事象については，ＩＳＬＯＣＡ発生時の系統加圧状態を考慮した構造健全性評価により系統に破損が発生しないことを確認したことから，加圧範囲のうち最も大きいシール構造である残留熱除去系熱交換器フランジ部
に対して，ガスケットに期待しない場合にフランジ部に生じる間隙の面積を破断面積として設定している。構造健全性評価において，許容値に対する裕度が最も低い残留熱除去系熱交換器バイパス弁の弁耐圧部の接合部における漏えいを想定する場合，漏えい場所は同じ熱交換器室となり，破断面積は熱交換器フランジ部と比較して小さくなることから，事象進展は熱交換器フランジ部に漏えいを想定した場合に包含され，運転員等操作に与える影響はない。
事故条件の外部電源の有無については，給復水系が停止することで，原子炉水位の低下を厳しくする条件として外部電源なしを想定するとともに，原子炉
スクラム及び再循環系ポンプトリップについては，外部電源がある場合を包含する条件を設定している。外部電源がある場合には，給復水系による原子炉注
水が維持されることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の低圧炉心スプレイ系及び低圧代替注水系（常設）は，最確条件とした場合，おおむね注水開始後の原子炉水位の回復が早くなり，原子炉水位の維持操作の開始が早くなるが，原子炉減圧から水位回復までの原子炉水位を継続監視している期間の流量調整操作であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 2.7.5）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／m に対して最確条件は約 33kW／m～41kW／m であり，最確条件とした場合は燃料被覆管温度の上昇が緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。ただし，炉心部の冠水が維持される本事故シーケンスでは，この影
響は小さい。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件で設定した燃焼度 33GWd／t に対して最確条件は燃焼度 33GWd／t 以下であり，最確条件とした場合は解析条件で設定している崩壊熱と同等以下となる。燃焼度 33GWd／t の場合は，解析条件と最確条件は同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。また，33GWd／t 未満の場合は，原子炉からサプレッション・プールに流出する蒸気量が減少することで，原子炉水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。ただし，炉心部の冠水が維持される本事故シーケンスでは，この影響は小さい。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位及び炉心流量は，ゆらぎにより解析条件
に対して変動を与えうるが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項
12／41

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＩＳＬＯＣＡ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
パラメータに与える影響は小さい。

事故条件の外部電源の有無については，事象進展を厳しくする観点から，給復水系による給水がなくなり，原子炉水位の低下が早くなる外部電源がない状態を設定している。なお，外部電源がある場合は，給復水系による原子炉圧力容器への給水機能は維持されるため，事象進展が緩和されることから，評価項目となるパラメー
タに対する余裕は大きくなる。
機器条件の原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復が早くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

b. 操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操
作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から 15 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，破断箇所の隔離操作の失敗の認知により原子炉減圧の操作開始時間は変動する可能性があるが，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉注水により，炉心は冠水維持されるため，原子炉水位維持の点では問題とならない。

操作条件の高圧炉心注水系の破断箇所隔離操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から 3 時間を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，隔離

東海第二発電所

備考目となるパラメータに与える影響は小さい。
事故条件の起因事象については，ＩＳＬＯＣＡ発生時の系統加圧状態を考慮した構造健全性評価により系統に破損が発生しないことを確認したことから，加圧範囲のうち最も大きいシール構造である残留熱除去系熱交換器フランジ部
に対して，ガスケットに期待しない場合にフランジ部に生じる間隙の面積を破断面積として設定している。構造健全性評価において，許容値に対する裕度が最も低い残留熱除去系熱交換器バイパス弁の弁耐圧部の接合部における漏えいを想定する場合，漏えい場所は同じ熱交換器室となり，破断面積は熱交換器フランジ部と比較して小さくなることから，事象進展は熱交換器フランジ部に漏えいを想定した場合に包含され，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
事故条件の外部電源の有無については，給復水系が停止することで，原子炉水位の低下を厳しくする条件として外部電源なしを想定するとともに，原子炉
スクラム及び再循環系ポンプトリップについては，外部電源がある場合を包含する条件を設定している。外部電源がある場合には，給復水系による原子炉注
水が維持され，事象進展が緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
機器条件の低圧炉心スプレイ系及び低圧代替注水系（常設）は，最確条件とした場合，おおむね注水開始後の原子炉水位の回復が早くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
（添付資料 2.7.5）
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員
等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価する。
評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（低圧炉心スプレイ系による原子炉注水操作）は，解析上の操作開始時間として事象発生から 15 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，認知時間及び操作所要時間は，余裕時間を含めて設定していることから，実態の操作開始時間は解析上の設定よりも若干早まる可能性があるが，状況判断から
原子炉減圧操作までは一連の操作として実施し，同一の運転員による並列操作はないことから，影響はない。
操作条件の現場における残留熱除去系の注入弁の閉止操作は，解析上の操作
開始時間として事象発生から 5 時間後を設定している。運転員等操作時間に与13／41

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＩＳＬＯＣＡ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機操作を実施すべき弁を容易に認知でき，現場での操作場所は漏えい箇所と異なる場
所にあり，漏えいの影響を受けにくいため，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間が早まった場合，原子炉減圧時点の崩壊熱が大きくなるが，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の原子炉注水により，炉心は冠水維持されるため，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

操作条件の高圧炉心注水系の破断箇所隔離操作は，運転員等操作時間に与える影響として，隔離操作の有無に関わらず，健全側の高圧炉心注水系の原子炉注水継続により，炉心は冠水維持されるため，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

東海第二発電所

備

考える影響として，認知時間及び移動・操作所要時間は，余裕時間を含めて設定
していることから，実態の操作開始時間は解析上の設定よりも若干早まる可能性があるが，異なる運転員による対応が可能であることから，この他の操作に与える影響はない。
（添付資料 2.7.5）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（低圧炉心スプレイ系による原子炉注水操作）は，運転員等操作時間に与える影響
として，実態の操作開始時間は解析上の操作開始時間よりも早くなる可能性があり，この場合，原子炉減圧時点の崩壊熱が高くなるが，原子炉隔離時冷却系，
低圧炉心スプレイ系及び常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の原子炉注水により炉心の冠水状態は維持されることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作条件の現場における残留熱除去系の注入弁の閉止操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の操作開始時間よりも早くなる可能性があるが，閉止操作の有無に関わらず，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の原子炉注水により炉心の冠水状態は維持されることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
（添付資料 2.7.5）(3) 操作時間余裕の把握(3) 操作時間余裕の把握
操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラ
操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対
メータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，そして，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以の結果を以下に示す。
下に示す。
操作条件の逃がし安全弁による手動原子炉減圧操作については，原子炉隔離時冷操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（低圧炉
却系及び高圧炉心注水系の原子炉注水により，炉心は冠水維持されることから，時心スプレイ系による原子炉注水操作）は，操作が遅れた場合でも原子炉隔離時冷却間余裕がある。
系の原子炉注水により，炉心の冠水状態は維持されることから，時間余裕がある。
操作条件の高圧炉心注水系の破断箇所隔離操作は，隔離操作の有無に関わらず，
操作条件の現場における残留熱除去系の注入弁の閉止操作は，閉止操作の有無に健全側の高圧炉心注水系の原子炉注水継続により，炉心は冠水維持されることから，関わらず，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の原子炉注
時間余裕がある。
水により，炉心の冠水状態は維持されることから，時間余裕がある。
（添付資料 2.7.5）(4) まとめ(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認しに与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影た。この結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内に
この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内に
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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＩＳＬＯＣＡ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
おいて，操作時間には時間余裕がある。

東海第二発電所

備

考おいて，操作時間には時間余裕がある。

2.7.4 必要な要員及び資源の評価
7.1.7.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価(1) 必要な要員の評価
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）」の重大事故等対策
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）」に必要な災害対策要員（初動）は，「2.7.1(3） 炉心損傷防止対策」に示すとおり
において，6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策時における必要な要員は，12 名である。
「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している災「7.1.7.1(3) 炉心損傷防止対策」に示すとおり 20 名である。
「7.5.2 重大事故等対害対策要員（初動）の 39 名で対処可能である。
策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員，緊急時対策要員等の 72 名で対処可能である。
(2) 必要な資源の評価(2) 必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）」
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）」において，必要なにおいて，必要な水源，燃料及び電源は，「7.5.1(2) 資源の評価条件」の条件にて
水源，燃料及び電源は，「6.1(2) 資源の評価条件」にて評価を行い，以下のとおり評価を行い，その結果を以下に示す。
である。
a. 水源
ａ．水
源
インターフェイスシステム LOCA 発生後の隔離までの各号炉における流出量は，
常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
336 号及び 7 号炉の同時被災を考慮すると，流出量は合計約 200m と約 100m となる。
については，7 日間の対応を考慮すると，合計約 490m３の水が必要となる。
なり，流出量分の注水が必要となる。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約 1,700m3
水源として，代替淡水貯槽に 4,300m３の水を保有していることから，水源が枯及び淡水貯水池に約18,000m3 の水を保有している。
インターフェイスシステムLOCA
渇することはなく，7 日間の対応が可能である。
により復水貯蔵槽が使用できない場合においても，各号炉のサプレッション・チェ
原子炉隔離時冷却系による原子炉注水操作，低圧炉心スプレイ系による原子炉
ンバに約 3,600m3 の水を保有しており，高圧炉心注水系による原子炉注水は，サプ
注水操作及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除レッション・チェンバのプール水を水源として注水することから，水源が枯渇する
熱操作については，サプレッション・チェンバを水源とすることから，水源が枯ことはない。これにより 6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮しても，必要な水量が確
渇することはなく，7 日間の対応が可能である。
保可能であり，7 日間の注水継続実施が可能である。
（添付資料 2.7.6）
b. 燃料
非常用ディーゼル発電機による電源供給については，事象発生後 7 日間最大負荷で運転した場合，号炉あたり約 753kL の軽油が必要となる。5 号炉原子炉建屋内緊
急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に合計約 13kLの軽油が必要となる（6 号及び 7 号炉合計約 1,519kL）。
6 号及び 7 号炉の各軽油タンクにて約 1,020kL（6 号及び 7 号炉合計約 2,040kL）の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備による電源供給及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給について，7 日間の継続が可能である。

ｂ．燃料
外部電源喪失を想定した場合，事象発生直後から 7 日間の非常用ディーゼル発
電機，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機及び常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）の運転を想定すると，非常用ディーゼル発電機については ・柏崎刈羽は，以下の観点からモニタ
約 484.0kL，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機については約 130.3kL，常設代
リングポストを記載しているもの
替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）については約 141.2kL，合計でと推察する。
755.5kL の軽油が必要となる。軽油貯蔵タンクには約 800kL の軽油を保有してい・燃料評価について，燃料は設備ることから，非常用ディーゼル発電機，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機及間で共用しており，緊対の燃料
び常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）による 7 日間の電源供給消費量がプラント側の有効性評の継続が可能である。
価に影響があるとして記載
緊急時対策所用発電機による電源供給について，事象発生直後から 7 日間の緊・電源評価について，電源供給能
急時対策所用発電機の運転を想定すると，約 70.0kL の軽油が必要となる。緊急時
力は直接影響はないが，燃料評対策所用発電機燃料油貯蔵タンクに約 75kL の軽油を保有していることから，緊急価を記載しているため合わせて
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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＩＳＬＯＣＡ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所時対策所用発電機による 7 日間の電源供給の継続が可能である。
（添付資料 2.7.7）

c. 電源
外部電源は使用できないものと仮定し，各号炉の非常用ディーゼル発電機によって給電を行うものとする。6 号及び 7 号炉において重大事故等対策時に必要な負荷は，各号炉の非常用ディーゼル発電機負荷に含まれることから，非常用ディーゼル
発電機による電源供給が可能である。
また，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポ
スト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。

ｃ．電源
外部電源喪失を想定した場合，重大事故等対策時に必要な負荷のうち，非常用
ディーゼル発電機等からの電源供給を考慮する負荷については，非常用ディーゼ
ル発電機等の容量内に収まることから，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
常設代替交流電源設備からの電源供給を考慮する負荷については約 1,128kW であるが，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）の連続定格容量は2,208kW であることから，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
緊急時対策所用発電機については，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
（添付資料 2.7.8）

備

考

記載
東海第二のモニタリングポストは，
非常用ディーゼル発電機又は常設代替高圧電源装置から電気を供給可能な設計であり，個別で資源を消費す
る設備はないことから記載していな
い。

2.7.5 結 論
7.1.7.5 結論」
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）」では，ＩＳＬＯＣ
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）
では，原子炉冷却材圧力バウンダリと接続された系統で，高圧設計部分と低圧設計Ａの発生により原子炉冷却材が流出し，原子炉水位の低下が継続し，炉心損傷に至る部分のインターフェイスとなる配管のうち，隔離弁の隔離失敗等により低圧設計部
ことが特徴である。事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）」
分が過圧され破断することで，原子炉格納容器外へ原子炉冷却材が流出することで， に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策として原子炉隔離時冷却系，低圧炉
原子炉水位の低下により炉心が露出して炉心損傷に至ることが特徴である。事故シ心スプレイ系及び常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）によるーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）」に対す
原子炉注水手段，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧による漏える炉心損傷防止対策としては，初期の対策として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心い抑制手段並びに隔離弁閉止による漏えい箇所の隔離手段を整備し，安定状態に向け
注水系による原子炉注水手段，逃がし安全弁による原子炉減圧手段及び運転員の破た対策として，逃がし安全弁（自動減圧機能）を開維持することで低圧炉心スプレイ
断箇所隔離による漏えい停止手段，安定状態に向けた対策として残留熱除去系（サ系による炉心冷却を継続する。また，格納容器の健全性を維持するため，安定状態にプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）による原子炉格納容器除熱手段を向けた対策として残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除整備している。
熱手段を整備している。
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）」
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）」の重要事故シーケの重要事故シーケンス「インターフェイスシステム LOCA」について有効性評価を行ンス「ＩＳＬＯＣＡ」について有効性評価を行った。
った。
上記の場合においても，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉注
上記の場合においても，原子炉隔離時冷却系，低圧炉心スプレイ系及び常設低圧代
水，残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）による原子替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，逃がし安全弁（自炉格納容器除熱を実施することにより，炉心損傷することはない。
動減圧機能）の手動による原子炉減圧による漏えい抑制手段，隔離弁閉止による漏えい箇所の隔離手段並びに残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱を実施することで炉心の著しい損傷を防止することができる。
その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧
その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力
力，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。 並びに格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。また，また，安定状態を維持できる。
安定状態を維持することができる。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に
解析コード及び解析条件の不確かさの影響について確認した結果，運転員等操作時
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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＩＳＬＯＣＡ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。

間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策に必要な要員は，災害対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。

以上のことから，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系による原子炉注水，逃がし安全弁による原子炉急速減圧，運転員の破断箇所隔離による漏えい停止，残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）による原子炉格納容器除熱等の炉心損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効である
ことが確認でき，事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイス
システム LOCA）」に対して有効である。

以上のことから，事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）」
において，原子炉隔離時冷却系，低圧炉心スプレイ系及び常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧による漏えい抑制手段，隔離弁閉止による漏えい箇所の隔離手段並びに残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱手段の炉心損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）」に対して有効である。

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

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

比較表（ＩＳＬＯＣＡ）
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

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

比較表（ＩＳＬＯＣＡ）
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

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

比較表（ＩＳＬＯＣＡ）
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（ＩＳＬＯＣＡ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

備

考

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（ＩＳＬＯＣＡ）
東海第二発電所

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

備

考

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（ＩＳＬＯＣＡ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

備

考

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（ＩＳＬＯＣＡ）
東海第二発電所

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

備

考

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重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（ＩＳＬＯＣＡ）
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

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

比較表（ＩＳＬＯＣＡ）
東海第二発電所

備

考・KK67 においては再冠水過程を示すた
めにシュラウド内のみの水位を示しているが，東海第二ではシュラウド内外水
位で再冠水過程を十分確認できるためシュラウド内のみの図は不要と判断し
た。

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重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（ＩＳＬＯＣＡ）
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

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

比較表（ＩＳＬＯＣＡ）
東海第二発電所

備

考

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

比較表（ＩＳＬＯＣＡ）
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

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

比較表（ＩＳＬＯＣＡ）
東海第二発電所

備

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

比較表（ＩＳＬＯＣＡ）
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重大事故等対策の有効性評価
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

比較表（ＩＳＬＯＣＡ）
東海第二発電所

備

考

32／41

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

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

比較表（ＩＳＬＯＣＡ）
東海第二発電所

備考前ページと同じ

33／41

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

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

比較表（ＩＳＬＯＣＡ）
東海第二発電所

備

考

34／41

東海第二発電所

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

比較表（ＩＳＬＯＣＡ）
東海第二発電所

備考前ページと同じ

35／41

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

比較表（ＩＳＬＯＣＡ）
東海第二発電所

備

考

36／41

東海第二発電所

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

比較表（ＩＳＬＯＣＡ）
東海第二発電所

備

考

37／41

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

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

比較表（ＩＳＬＯＣＡ）
東海第二発電所

備

考

38／41

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

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

比較表（ＩＳＬＯＣＡ）
東海第二発電所

備考前ページと同じ

39／41

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

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

比較表（ＩＳＬＯＣＡ）
東海第二発電所

備考前ページと同じ

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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

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

比較表（ＩＳＬＯＣＡ）
東海第二発電所

備考41／41