（補足説明資料 特別点検，劣化状況評価及び保守管理に関する方針について）

高経年化-109

補足説明資料 目次
１．特別点検１．１ 原子炉圧力容器及び原子炉格納容器 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・112
１．２ コンクリート構造物 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 128
１．３ 共通事項 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 136
２．劣化状況評価
２．１ 劣化状況評価の概要 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 139
２．２ 低サイクル疲労評価 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・145
２．３ 中性子照射脆化 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 153
２．４ 照射誘起型応力腐食割れ ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 186
２．５ ２相ステンレス鋼の熱時効 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 199
２．６ コンクリートの強度及び遮蔽能力低下 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 212
２．７ 電気・計装設備の絶縁低下について ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 215
２．８ ６事象以外の劣化事象について ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 241
２．９ 耐震・耐津波安全性評価 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 245
２．１０ 東海第二発電所の特有の評価 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 264
２．１１ 過去に発生したトラブルと高経年化との関係 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 269
２．１２ シュラウドサポートのひび割れを考慮した耐震安全性評価 ・・・・・・・・・・・・・・・・292
２．１３ 排気筒基礎ボルトの耐震安全性評価 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 307
２．１４ 耐震安全性評価上考慮する劣化事象，評価裕度及び配管の扱い ・・・・・・・・・ 330
高経年化-110補足説明資料 目次
３．保守管理に関する方針 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 356
４．その他の経年劣化関連事項 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 367

高経年化-111１．１ 特別点検 原子炉圧力容器及び原子炉格納容器−原子炉格納容器 直接目視試験が困難な部位の評価（1／2）➢狭隘部，高所等でアクセス困難な部位の評価と点検対応
・原子炉格納容器内に設置されている干渉物等により，構造的に直接の目視試験が困難な狭隘部等については，その周辺の同雰囲気中にある塗膜等の状況を確認し，健全性＊を評価した。
・通常時において，既存設備の床面や機器点検架台からの目視試験により確認できる範囲は限定されることから，特別点検では仮設足場を各所に設定して高所等の点検部位に近付ける状況を確保し，目視試験を実施
・原子炉格納容器内鋼板のすべての目視試験部位に対して，これらの対応で点検・評価を実施＊目視試験による健全性の判定基準としては，「原子炉格納容器の構造健全性または気密性に影響を与える恐れのある
塗膜の劣化や腐食がないことを確認する」と設定している。

高経年化-112１．１ 特別点検 原子炉圧力容器及び原子炉格納容器−原子炉格納容器 直接目視試験が困難な部位の評価（2／2）➢アクセス困難な部位の評価の妥当性
・アクセス困難な部位の代表として，サプレッション・チェンバ外面上部に位置する気相部外面の傾斜部が挙げられる。
点検はサンドクッション上に仮設足場を設けて実施したが，上部空間は徐々に狭まりアクセスが出来ない。さらに上部は，鋼板部と躯体との隙間が約5 ㎝の狭隘な構造である。このため，直接目視試験ができないことから，上記のとおり，周辺の確認可能な部位の点検を行った。この扱いの妥当性は以下のとおり。
【腐食・劣化に影響する空間雰囲気共通性】
・当該傾斜部は，サンドクッション部上部の入域・点検可能な範囲と繋がった空間であり，空間雰囲気は共通
・また，当該部の配管貫通部は躯体と配管との間に隙間がある。これにより当該傾
斜部は原子炉建屋内とも繋がっており，建屋内の雰囲気温度及び湿度の空気との換気が発生【周辺の点検部位の代表性】
周辺の点検部位として，以下の点検を行う
ことにより，当該傾斜部の環境条件等を包含して代表性があると判断
・トップヘッド外面 （約144℃＊１）

トップヘッド外面（点検実施）

（炭素鋼）

気相部外面
傾斜部
約5 cm隙間（破線部）
原子炉建屋躯体（生体遮蔽）
サプレッション
・チェンバ外面（点検実施）
サンドクッション

配管と躯体の隙間より
建屋内雰囲気と接続⇒原子炉圧力容器に近いことで比較的温度が高く，塗膜の劣化の観点で厳しい。

・サプレッション・チェンバ外面 （約13℃＊２）⇒サプレッション・チェンバの保有水があることで比較的温度が低く，湿分上昇・結露等による塗膜の劣化・発錆等の観点で厳しい。
：配管貫通部（例）＊１

東北地方太平洋沖地震時の格納容器頂部の到達温度＊２ 至近の運転サイクルのサプレッション・プール水最低温度

高経年化-113

１．１ 特別点検 原子炉圧力容器及び原子炉格納容器−原子炉圧力容器の遠隔目視試験に使用した試験装置（1／2）➢制御棒駆動機構スタブチューブ他目視試験
点検対象部位や形状に合わせた試験装置を適用したことにより，点検が不可能な部位はなかった。

高経年化-114

１．１ 特別点検 原子炉圧力容器及び原子炉格納容器−原子炉圧力容器の遠隔目視試験に使用した試験装置（2／2）➢ドレンノズル目視試験
点検対象部位に合わせた試験装置を適用したことにより，点検が不可能な部位はなかった。

高経年化-115

１．１ 特別点検 原子炉圧力容器及び原子炉格納容器−特別点検の結果における「有意な欠陥」の定義（1/2）○東海第二発電所の特別点検の各点検部位・点検項目における「有意な欠陥」の定義については，各部位・点検項目の特徴に応じて適用される規程・指針等に基づき設定しており，下表のとおり。
No.
１

点検部位
母材及び溶接部（炉心領域）

点検項目

有意な欠陥

超音波探傷試験（UT）

機器の製造時の記録等を総合的に判断し，検出されたエコーに供用中における欠陥の発生，進展によって生じた変化が認められる場合を指す。
⇒JEAC4207-2008「軽水炉原子炉用機器の供用期
間中検査における超音波探傷試験規程」に基づき設定した。

２

３

給水ノズルコーナー部
全数6箇所（最も疲労累積係数が高い部位）

渦電流探傷試験（ECT）

渦電流探傷試験は，振幅，位相角などの情報をもとに，探傷面開口欠陥と判定した場合を指す。
⇒JEAG4217-2010 「原子力発電所用機器における渦電流探傷試験指針」に基づき設定した。

制御棒駆動機構スタブチューブ， 目視試験（MVT-1）
制御棒駆動機構ハウジング，
渦電流探傷試験
中性子束計測ハウジング及び（ECT）
差圧検出・ほう酸水注入ノズル

目視試験は，機器表面について摩耗，き裂，腐食，浸食等の異常を検出した場合を指す。
⇒JSME S NA1-2008「発電用原子力設備規格 維持規格」に基づき設定した。
渦電流探傷試験は，振幅，位相角などの情報をもとに，探傷面開口欠陥と判定した場合を指す。
⇒JEAG4217-2010 「原子力発電所用機器における渦電流探傷試験指針」に基づき設定した。

注 JEAC／JEAG
JSME

高経年化-116：日本電気協会 電気技術規程／電気技術指針：日本機械学会

１．１ 特別点検 原子炉圧力容器及び原子炉格納容器−特別点検の結果における「有意な欠陥」の定義（2/2）
No.
４

点検部位
ドレンノズル

点検項目

有意な欠陥＊

目視試験（VT-1）

目視試験は，機器表面について摩耗，き裂，腐食，浸食等の異常を検出した場合を指す。
⇒JSME S NA1-2008「発電用原子力設備規格 維持規格」に基づき設定した。

５

基礎ボルト

超音波探傷試験（UT）

機器の製造時の記録等を総合的に判断し，検出されたエコーに供用中における欠陥の発生，進展によって生じた変化が認められる場合を指す。
⇒JEAC4207-2008「軽水炉原子炉用機器の供用期
間中検査における超音波探傷試験規程」に基づき設定した。

６

原子炉格納容器（圧力抑制室を含む。）鋼板（接近できる点検可
能範囲の全て）目視試験（VT-4）による塗膜状態の確認

塗膜の割れ，欠け，剥がれ，膨れが認められ，下塗りが健全でなく，母材へ影響を及ぼす腐食を指す。
⇒JSME S NA1-2008「発電用原子力設備規格 維
持規格」及び「実用発電用原子炉の運転期間延長認可申請に係る運用ガイド」（原子力規制委員会）に基づき設定した。

＊ 原子炉格納容器にあっては，「有意な塗膜の劣化や腐食」について定義する。
注 JEAC／JEAG
JSME

高経年化-117：日本電気協会 電気技術規程／電気技術指針：日本機械学会

参考No.1 母材及び溶接部（炉心領域） 超音波探傷試験（UT） 検査要領書抜粋

高経年化-118

参考No.1 母材及び溶接部（炉心領域） 超音波探傷試験（UT） 検査要領書抜粋

高経年化-119参考No.2 給水ノズルコーナー部 渦電流探傷試験（ECT） 検査要領書抜粋

高経年化-120

参考No.2 給水ノズルコーナー部 渦電流探傷試験（ECT） 検査要領書抜粋

高経年化-121

参考No.3 制御棒駆動機構スタブチューブ，制御棒駆動機構ハウジング，
中性子束計測ハウジング及び差圧検出・ほう酸水注入ノズル
目視試験（MVT-1），渦電流探傷試験（ECT） 検査要領書抜粋
No.4 ドレンノズル 目視試験（VT-1） 検査要領書抜粋

高経年化-122

参考No.3 制御棒駆動機構スタブチューブ，制御棒駆動機構ハウジング，
中性子束計測ハウジング及び差圧検出・ほう酸水注入ノズル
目視試験（MVT-1），渦電流探傷試験（ECT） 検査要領書抜粋
No.4 ドレンノズル 目視試験（VT-1） 検査要領書抜粋

高経年化-123

参考No.5 基礎ボルト 超音波探傷試験（UT） 検査要領書抜粋

高経年化-124

参考No.5 基礎ボルト 超音波探傷試験（UT） 検査要領書抜粋

高経年化-125

参考No.6 原子炉格納容器鋼板 目視試験（VT-4） 検査要領書抜粋

高経年化-126

参考No.6 原子炉格納容器鋼板 目視試験（VT-4） 検査要領書抜粋

高経年化-127１．２ 特別点検 コンクリート構造物−アルカリ骨材反応の事例
実体顕微鏡観察結果は，アルカリ骨材反応の進行状況や発生の程度を的確に観察，分類し，実構
造物の状況やコアサンプル全体の目視観察等を踏まえ，コンクリートの健全性に影響を与えるような反応が生じているかという観点で「反応性なし」，「反応性あり」を判定

実体顕微鏡観察での膨張ひび割れの確認事例＊１

実構造物における膨張ひび割れ（亀甲状）の事例＊２＊１ ： 株式会社太平洋コンサルタントHP（http://www.taiheiyo-c.co.jp/business/business05/business0507/）＊２ ： アルカリ骨材反応による劣化を受けた道路橋の橋脚・橋台躯体に関する補修・補強ガイドライン（案）（平成20年3月 ASRに関する対策検討委員会）

高経年化-128１．２ 特別点検 コンクリート構造物−強度用コアサンプリング箇所
劣化要因
対象構造物

対象の部位

選定した点検箇所

熱

放射線
照射

中性化

塩分
浸透

アルカリ骨
材反応

機械
振動

凍結
融解

外壁

○

○

○

○

○

−

−

塩分浸透の点検箇所(塩分浸透とアルカリ骨材反応の点検箇所は同一)

内壁及び床

○

○

○

−

○

−

−

中性化深さの点検箇所

原子炉圧力容器ペデスタル又はこれに準ずる
部位

○

○

○

−

○

−

−

熱及び放射線照射の評価箇所

一次遮蔽壁

○

○

○

−

○

−

−

中性化深さの点検箇所

−

−

○

−

○

−

−

格納容器底部外基礎マットで代替評価

−

−

○

−

○

−

−

アルカリ骨材反応の点検箇所

○

○

○

−

○

−

−

中性化深さの点検箇所

○

○

○

−

○

−

−

原子炉圧力容器ペデスタルで代替評価

外壁

○

○

○

○

○

−

−

塩分浸透の点検箇所(塩分浸透とアルカリ骨材反応の点検箇所は同一)

内壁及び床

○

○

○

−

○

−

−

中性化深さの点検箇所

基礎マット

−

−

○

−

○

−

−

アルカリ骨材反応の点検箇所

海中帯

−

−

○

○

○

−

−

アルカリ骨材反応の点検箇所

干満帯

−

−

○

○

○

−

−

塩分浸透の点検箇所(塩分浸透とアルカリ骨材反応の点検箇所は同一)

気中帯

−

−

○

○

○

−

−

中性化深さの点検箇所

タービン架台

○

○

○

−

○

○

−

機械振動の評価箇所

使用済燃料乾式貯蔵建屋

○

○

○

−

○

−

−

遮蔽能力の点検箇所

排気筒基礎

−

−

○

○

○

−

−

アルカリ骨材反応の点検箇所

原子炉建屋等

格納容器底部
基礎マット
格納容器底部外
基礎マット
使用済み燃料プール
ダイヤフラムフロア

タービン建屋取水槽○：影響有，−：影響無：主要な劣化要因

高経年化-129１．２ 特別点検 コンクリート構造物−強度の標準偏差○強度用コア採取箇所の選定については，熱，中性化，塩分浸透などの劣化要因の影響が大きい場所を選定し，保守的な技術評価を行っている。なお，コア採取部位は健全であり，損傷や欠陥がない状態を確認している。
○コア採取はボーリングマシンで削孔し，切断加工するために損傷が生じやすく，物性値にばらつきが生じる可能性がある。強度のばらつきは下表のとおりであり，個々の圧縮強度試験結果を別紙1に示す。
〇そのため，国内の基準では「コア供試体を３個程度採取して圧縮強度試験を実施し，その平均値を評価することが望ましい」とされている＊１。また，米国の基準では，「３個のコア供試体の試験結果の平均値が設計基準強度の85%以上
で，かつ各試験結果が設計基準強度の75%以上であること」とされている＊２。
〇これらのことから，コア採取による圧縮強度の評価は，平均値で評価することは妥当であると考える。
＊1 日本建築学会「原子力施設における建築物の維持管理指針・同解説」より＊2 Code requirements for nuclear safety-related concrete structures ACI349-06
対象構造物

圧縮強度（N/mm2）

標準偏差（N/mm2）

外壁

51.1

1.190

内壁及び床

50.0

8.132

原子炉圧力容器ペデスタル又はこれに準ずる部位

39.3

4.455

一次遮蔽壁

50.5

0.741

格納容器底部外基礎マット

44.6

1.686

使用済み燃料プール

49.7

1.893

外壁（屋内面）

48.2

2.510

内壁及び床

33.9

2.855

基礎マット

32.0

1.485

タービン架台

37.0

2.061

海中帯

29.1

2.485

干満帯

34.6

0.544

気中帯

35.7

2.553

使用済燃料乾式貯蔵建屋

24.8

1.283

24.0

排気筒基礎

24.9

0.903

22.1

原子炉建屋等

タービン建屋取水槽

対象の部位

高経年化-130

設計基準強度（N/mm2）

22.1

22.1

20.6

１．２ 特別点検 コンクリート構造物−現状の中性化深さ○鉄筋が腐食し始める時の中性化深さは，一般に屋外の雨掛かりの部分では鉄筋のかぶり厚さまで達したとき，屋内の部分では鉄筋のかぶり厚さから２ｃｍ奥まで達したときとされている。
（日本建築学会「鉄筋コンクリート造建築物の耐久設計施工指針・同解説」）〇特別点検にて確認した中性化深さは，下表のとおり最も進行したタービン建屋の外壁（屋内面）で39.6mmとなっており，閾値（60mm）に達していない。
対象の構造物

対象の部位

中性化深さ（mm）（特別点検時＊）閾値（mm）

設計最小かぶり厚さ（mm)

60

40

60

40

64

64

外壁（屋内面）

28.4

内壁及び床

15.3

原子炉圧力容器ペデスタル又はこれに準ずる部位

1.7

一次遮蔽壁

31.9

格納容器底部外基礎マット

1.1

使用済み燃料プール

3.6

外壁（屋内面）

39.6

内壁及び床

24.8

基礎マット

1.7

タービン架台

2.8

海中帯

1.5

干満帯

0.0

気中帯

10.3

使用済燃料乾式貯蔵建屋

20.9

70

50

排気筒基礎

7.5

92

92

原子炉建屋等

タービン建屋

取水槽＊特別点検実施時（平成29年10月）

高経年化-131１．２ 特別点検 コンクリート構造物−運転開始後60年経過時点の中性化深さ推定値○調査時点及び運転開始後60年経過時点の中性化深さの推定値及び結果を以下に示す。運転開始後60年経過時点の中性化深さの推定値についても閾値に達していない。
1．推定式（別紙2参照）
以下の中性化深さを推定する速度式を用いて評価を実施
・岸谷式（日本建築学会「高耐久性鉄筋コンクリート造設計施工指針（案）・同解説(1991)」）

・森永式（森永繁「鉄筋の腐食速度に基づいた鉄筋コンクリート建築物の寿命予測に関する研究−東京大学学位論文（1986）」）

・中性化深さの実測値に基づく√t式（土木学会「コンクリート標準示方書 維持管理編(2013)」）

2．結果
運転開始後60年経過時点の中性化深さの推定値が，鉄筋が腐食し始める時点の中性化深さを下回っていることを確認した。なお，屋外と屋内の部位では評価上の閾値が異なるため，それぞれの代表部位での中性化深さを評価した結果を以下に示す。
中性化深さ
推定値

閾値
（鉄筋が腐食し始める
時点の中性化深さ）

測定値（調査時点の運転開始後の経過年）

調査時点 ※1（推定式）

運転開始後60年経過時点の中性化深さ※2（推定式）

タービン建屋外壁（屋内面）

40mm（39.6mm）
（38年）

29mm
（岸谷式）

50 mm
（√t式）

＜

60mm

取水構造物（気中帯）

10mm（10.3mm）
（36年）

12mm
（岸谷式）

16mm
（岸谷式）

＜

64mm

※1：岸谷式，森永式による評価結果のうち最大値を記載※2：岸谷式，森永式及び中性化深さの実測値に基づく√t式による評価結果のうち最大値を記載

高経年化-132

＜別紙1＞ 強度の標準偏差(1/2)
対象構造物

対象の部位

圧縮強度
（N/mm2）

平均圧縮強度（N/mm2）

標準偏差（N/mm2）

外壁

51.1

1.190

内壁及び床

50.0

8.132

原子炉圧力容器ペデスタル又はこれに準
ずる部位

39.3

4.455

原子炉建屋等

設計基準強度（N/mm2）

22.1
一次遮蔽壁

50.5

0.741

格納容器底部外基礎マット

44.6

1.686

使用済燃料プール

49.7

1.893

外壁（屋内面）

48.2

2.510

内壁及び床

33.9

2.855

タービン建屋

22.1
基礎マット

32.0

1.485

タービン架台

37.0

2.061

高経年化-133

＜別紙1＞ 強度の標準偏差（2/2）
対象構造物

平均圧縮強度（N/mm2）

標準偏差（N/mm2）

海中帯

29.1

2.485

干満帯

34.6

0.544

気中帯

35.7

2.553

使用済燃料乾式貯蔵建屋

24.8

1.283

24.0

排気筒基礎

24.9

0.903

22.1

取水槽

対象の部位

圧縮強度
（N/mm2）

高経年化-134

設計基準強度（N/mm2）

20.6

＜別紙2＞ 中性化速度式について
岸谷式

𝑡=

7.2
·𝑥
𝑅 · (4.6 · 𝑤 − 1.76)

t：深さxまで中性化する期間(年)x：中性化深さ（cm）
w：水セメント比（比）R：中性化比率（R＝α×β×γ）
α：劣化外力の区分による係数
β：仕上げ材による係数
γ：セメントによる係数（日本建築学会「高耐久性鉄筋コンクリート造設計施工指針（案）・同解説(1991)」）

森永式

𝑥=

𝐶
· 2.44 · 𝑅 · (1.391 − 0.017 · 𝑅𝐻 + 0.022 · 𝑇) · (4.6 · 𝑤/𝑐/100 − 1.76) · 𝑡
5x ：中性化深さ（mm）
R ：中性化比率
w/c：水セメント比（％）
t ：材齢（日）C ：炭酸ガス濃度（％）
RH：湿度（％）
T ：温度（℃）（森永繁「鉄筋の腐食速度に基づいた鉄筋コンクリート建築物の寿命予測に関する研究−東京大学学位論文（1986）」）√ｔ式

𝑥 =𝐴· 𝑡x：中性化深さ（mm）
t：中性化期間（年）A：中性化速度係数（中性化実測深さと中性化期間により算出）（土木学会「コンクリート標準示方書 維持管理編(2013)」）

高経年化-135１．３ 特別点検 共通事項−客観的な信頼性の確保（1/3）○特別点検の実施にあたっては，民間規格に基づく点検方法の適用，日本工業規格等で定めた資格を有す
る試験員を適用することで客観的な信頼性を確保している。
〇一部民間規格を準用した点検については，第三者である電力中央研究所により点検方法の妥当性を確認しており，客観的な信頼性を確保している。
〇また，運転期間延長認可申請に伴う原子力規制委員会の審査において，点検方法，点検結果等について，
有識者による点検記録の詳細な確認，現地調査を経て審査会合に諮り，客観的に妥当性が確認されている。
原子力規制委員会「実用発電用原子炉の運転期間延長認
可申請に係る運用
ガイド」に基づき，点検対象の機器・構造
物，対象部位，点検
方法を決定

点検方法の
具体化
⇒民間規格に基づく点検方
法を適用し
客観的な信
頼性を確保

試験員の
力量確保
⇒点検方法毎
に求められ
る資格を有
する要員を
適用

・日本電気協会 規程，
指針(JEAC,JEAG)，
日本機械学会(JSME)規格の適用・一部民間規格を準用した点検について，電力中央研究所にて点検方法の妥当性を確認

日本工業規格等で定めた資格を有する試
験員を適用

高経年化-136

点検実施

原子力規制委員会
にて，点検方法，点検結果等について妥当性を審査測定機器は，国際または国家標
準にトレーサブルな計量標準に照らして校正が行われている機器を適用

原子力規制委員
会の有識者により，点検記録の詳細
な確認，現地調査を経て審査会
合に諮り，妥当性を審査

１．３ 特別点検 共通事項−客観的な信頼性の確保（2/3）
東海第二発電所 特別点検実施に係る適用規格，試験資格等（1/2）№ 点検部位

点検項目

点検方法

試験員

１

母材及び
溶接部
（炉心領域）

超音波
探傷試験
（UT）

JEAC4207-2008「軽水炉原子炉用機器の供用期間中検査における超音波探傷試験規程」

十分な知識，技能，経験を有している者
JIS Z 2305-2001「非破壊検査技術者の資格及び認証」
AMERICAN SOCIETY FORNONDESTRUCTIVETESTING SNT-TC-1A

２

給水ノズル
コーナー部
全数6箇所
（最も疲労
累積係数が
高い部位）

渦電流
探傷試験
（ECT）

十分な知識，技能，経験を有
JEAG4217-2010 「原子力発電所用機器における渦電流探傷試している者
験指針」準用JIS Z 2305-2001「非破壊検給水ノズルコーナー部は低合金鋼（磁性体）であり，一般的には査技術者の資格及び認証」
磁性体は磁気的特性のバラつきが大きく，非磁性体の場合と比較すると磁気ノイズによりSN比が低下し亀裂の検出が困難となることが知られている。そのため，給水ノズルコーナー部におけるECTの欠陥検出性を確認するために，実機と同材質（基礎試験は同等品）の試験体を用いて基礎試験及び実機適用試験を実施した。また，実機適用試験では実機給水ノズル形状試験体に付与した人工きずの欠陥検出性確認を実施した。この実機適用試験の成果を踏まえ，試験要領及び欠陥判定方法を設定した。
点検方法は，実機適用試験について，試験計画の内容確認，試＊電力中央研究所
原子力発電所設備に係る非破壊験データの確認，試験結果の評価，及び実機適用にあたっての検査に精通しており，中立的かつ試験手順，判定基準について，電力中央研究所＊に立会いを依専門性の高い評価を得ることがで頼し，評価を頂き妥当であることが確認されている。
きる組織

高経年化-137

１．３ 特別点検 共通事項−客観的な信頼性の確保（3/3）
東海第二発電所 特別点検実施に係る適用規格，試験資格等（2/2）
№

点検部位

点検項目

点検方法

試験員

３

制御棒駆動機構スタ
ブチューブ，制御棒駆動機構ハウジング，
中性子束計測ハウジ
ング及び差圧検出・ほう酸水注入ノズル

目視試験（MVT-1）渦電流探傷試験（ECT）JSME S NA1-2008「発電用原子力設
備規格 維持規格」
JEAG4217-2010 「原子力発電所用機器における渦電流探傷試験指針」

十分な視力，知識，技能，経験を有している者
AMERICAN SOCIETY FORNONDESTRUCTIVE TESTING
SNT-TC-1A

４

ドレンノズル

目視試験（VT-1）

JSME S NA1-2008「発電用原子力設
備規格 維持規格」

十分な視力，知識，技能，経験を有している者
AMERICAN SOCIETY FORNONDESTRUCTIVE TESTING
SNT-TC-1A

５

基礎ボルト

超音波探傷試験（UT）

JEAC4207-2008「軽水炉原子炉用機器の供用期間中検査における超音波探傷試験規程」
JANTI-SANE-G2「地震後の機器健
全性評価ガイドライン［検査手法−配管・基礎ボルト等］

十分な知識，技能，経験を有している者
JIS Z 2305-2001「非破壊検査
技術者の資格及び認証」

６

原子炉格納容器（圧力抑制室を含む。）鋼板（接近できる点検可
能範囲の全て）目視試験（VT-4）による塗膜状態の確認

JSME S NA1-2008「発電用原子力設
備規格 維持規格」

十分な視力，知識，技能，経験を有している者
AMERICAN SOCIETY FORNONDESTRUCTIVE TESTING
SNT-TC-1A

高経年化-138

２．１ 劣化状況評価の概要−冷温停止維持を前提とした評価
今回の評価では，断続的な運転（プラント運転，点検のための停止を繰り返すもの）と冷温停止維持を前提とした２つの評価を実施した。冷温停止維持を前提とした評価において，断続的な運転を前提とした評価より経年劣化等が進む事象として下表に示す事象が抽出されたが，適切に保全を行うことで，健全性の維持は可能であると判断した。
対象機器

経年劣化事象評価

ポンプ，ポンプモータ等

摺動部の摩耗

熱交換器

伝熱管摩耗及び高サイク
ル疲労割れ

流量調整弁

弁体，弁座の腐食（エロージョン）

ポンプモータ

固定子コイル及び口出線・接続部品の絶縁特性低下

原子炉格納容器内の炭素鋼，低合金鋼製機器

腐食（全面腐食）残留熱除去系（海水系を含む）の機器については，プラント停止状態が継続すると，燃料を冷やすために運転時間が長くなるため，これらの経年劣化が進む可能性がある。これに対しては長期停止を考慮した特別な保全計画を策定しており，分解点検等で検知可能であるため，健全性の維持は可能であると判断した。

プラント停止中は原子炉格納容器内が窒素雰囲気から空気雰囲気となり，炭素鋼や低合金鋼製の機器に腐食が発生する可能性がある。これに対してはパトロール等の目視点検により検知可能であることから，健全性の維持は可能であると判断した。

冷温停止維持を前提とした評価で，追加保全策が必要となる事象は抽出されなかった。
高経年化-139２．１ 劣化状況評価の概要−断続的運転・冷温停止の継続の特徴○発電所の「長期間停止状態維持※１」とは，発電所を長期的に停止した状態（概ね1年間以上）で維持し，この間も必要な保守点検を行うことをいう。また「断続的運転」とは，プラントを一定期間運転した
後に停止して燃料交換と設備の保守等を行うことを1サイクルとして，これを繰り返すことをいう。
○長期間停止状態維持と断続的運転でのプラント状態の主な違いとしては，温度・圧力・媒質・中性子照射等の環境条件が異なることと，それぞれのプラント状態で機能を要求される機器が異なることが挙げられる。
※１：長期間停止状態維持は，劣化状況評価において「冷温停止状態維持」という。

プラント長期間停止状態維持※１

・・・・照射済み燃料は主に使用済燃料プール内で保管，崩壊熱量に応じて残留熱除去系による継続的な海水熱交換冷却を行う。
・長期間停止状態維持では，給復水系，主タービン/主発電機設備等は機能を要求されない。
・長期間停止状態維持期間は運転中に比べて全域が低温，低圧，低放射線環境であり，原子炉格納容器内は空気環境に暴露
・長期間停止状態維持の間も，特別な保全計画に基づき必要な保守点検を実施

発電所の長期間停止状態維持のイメージ
プラント運転停止※2

プラント運転停止※2

プラント運転・・・

原子炉停止 原子炉起動
原子炉停止 原子炉起動
・原子炉運転中の燃料は給復水系からの給水の蒸発熱で冷却，原子炉冷却材はタービン・復水器・給復水系を経由して循環・運転中は高温，高圧，高放射線環境，原子炉格納容器内は窒素雰囲気で保持。
・原子炉の起動・停止及び運転中のプラント過渡等による疲労が生じる。
・主に停止時の定期事業者検査で設備の保守点検を実施。
※2 停止期間中に燃料交換及び設備の保守等を行い、所定の機能・性能が維持されていることを確認。

発電所の断続的運転のイメージ
高経年化-140

２．１ 劣化状況評価の概要−劣化状況評価の手順○冷温停止を前提とした評価では，断続的な運転を前提とした評価の知見に基づき，冷温停止状態の維持に必要な機器を抽出した上で，冷温停止状態の維持により生じる経年劣化事象の抽出を行い，長期停止の影響を評価する。
断続的運転評価書＊【冷温停止を前提とした評価】
右図に冷温停止を前提とした技術評価フローを示す。
なお，冷温停止を前提とした評価においては，

冷温停止状態維持に必要な機器の抽出

・運転を前提とした評価の知見を活用し，冷温停止状態維持に係る経年劣化事象の抽出・冷温停止で特に評価が必要となる事象を抽出し，・それらの条件を加味した評価

高経年化対策上着目すべき経年劣化事象の抽出を実施した。＊

経年劣化事象の評価
・技術評価※1（健全性評価・現状保全→総合評価）
・高経年化への対応※2＜代表機器以外の機器への展開＞
・機器の現状保全内容
・高経年化対応の水平展開

耐震安全性評価，
耐津波安全性評価
・経年劣化を考慮した評価
・保全対策に反映すべき項
目の抽出

・高経年化技術評価書の作成
・長期保守管理方針の策定※1：系統レベルの機能確認を含む。
※2：高経年化対応としての保全のあり方，技術開発課題を検討する。

＊「実用発電用原子炉施設における高経年化対策実施ガイド」（原子力規制委員会），「原子力発電所の高経年化対策実施基準」（日本原子力学会標準）等に基づき実施

高経年化対応事項の抽出

高経年化-141２．１ 劣化状況評価の概要−冷温停止における評価結果①（着目すべき経年劣化事象（主要６事象））
機種（機器名：例）

部位等

長期停止中に劣化が厳しくなると想定される要因

長期停止中の劣化の進展が想定されない理由

低サイクル疲労・容器・弁・配管（炭素鋼，ステンレス鋼）

ノズル等
弁箱
給水系配管等無し

評価対象となる機器は優位な熱や圧力等の過渡（=
原子炉起動・停止，トラブル）を受けないため。

中性子照射脆化

・容器

原子炉圧力容器無し

評価対象となる機器は原子炉が冷温停止であり燃料からの中性子照射を受けないため。

照射誘起型応力腐
食割れ

・容器

原子炉圧力容器無し

評価対象となる機器は原子炉が冷温停止であり燃料からの中性子照射を受けないため。

２相ステンレス鋼の
熱時効

・ポンプ
・弁

二層ｽﾃﾝﾚｽ鋼を使用している部位無し

評価対象となる機器は原子炉が冷温停止であり熱時効が進展する温度以上の環境にならないため。

電気・計装品の絶縁特性低下・ポンプモータ
・ケーブル他

ケーブル

運転（通電）時間の増加

長期停止中に劣化が厳しくなると想定されるため，
特別な保全計画(次頁※1)を策定
絶縁抵抗測定，絶縁診断試験

無し

評価対象となるコンクリ―トの曝露環境は変わらないこと。また熱及び放射線照射については原子炉が冷温停止であり熱及び燃料からの中性子，ガンマ線照射を受けないため。

無し

評価対象となる機器は原子炉が冷温停止でありガ
ンマ線照射を受けないため。

コンクリート

劣化事象（主要６事象）強度低下
コンクリート構造物
遮蔽能力低下

コンクリート○電気・計装品のうち高圧ポンプモータの絶縁特性低下については，断続運転を想定した場合より，冷温停止の継続を想定した方が，劣化の進展が厳しくなると整理された。
・絶縁特性低下に対する冷温停止期間中に機能が要求される機器の追加的な点検
機器の点検周期は，長期停止（設備稼働状態・時間や環境変化）を考慮した特別な保全計画を策定し、運用する。（別紙）
点検内容（絶縁抵抗測定，絶縁診断試験，目視確認及び清掃）を適切に実施（劣化状況の把握，機能の維持が可能）➡必要に応じてより詳細な点検を実施し，万一，有意な絶縁特性の低下が確認された場合は，取替えまたは補修を適切に実施（機能の回復が可能）。

高経年化-142２．１ 劣化状況評価の概要−冷温停止における評価結果②（着目すべき経年劣化事象ではない事象（主要６事象以外））
劣化事象（主要６事象以外）

機種（機器名：例）

部位等

長期停止中に劣化が厳しくなると想定される要因

長期停止中の点検内容，項目

摩耗

ポンプ，ポンプモータ（残留熱除去系ポンプ他）

・主軸
・水中軸受

燃料の冷却＝運転（摺動）
時間の増加

特別な保全計画(※1)を策定
分解点検（目視点検，寸法測定）

摩耗及び高サイク
ル疲労割れ

熱交換器
（残留熱除去系熱交換器）

・伝熱管

燃料の冷却＝運転（摺動）
時間の増加

特別な保全計画(※1)を策定
開放点検（渦流探傷検査，漏えい確認）腐食（エロ―ジョン）弁（残留熱除去系熱交換器海水出口流量調整弁）

・弁体
・弁座

燃料の冷却＝運転（通水）
時間の増加

特別な保全計画(※1)を策定
分解点検（目視点検）腐食（全面腐食）

原子炉格納容器内の機器

・炭素鋼製
・低合金鋼製環境変化（窒素⇒空気）＝曝露状態

特別な保全計画(※1)を策定
目視点検○上記の４つの主要６事象以外の事象については，断続運転を想定した場合より，冷温停止の継続を想定した方が，劣化の進展が厳しくなると整理された。
・ ４つの主要６事象に対する冷温停止期間中に機能が要求される機器の追加的な点検
点検周期は，長期停止（設備稼働状態・時間や環境変化）を考慮した特別な保全計画を策定し、運用する。（別紙）
点検内容（上記の表に記事象以外の載の点検項目等）を適切に実施（劣化状況の把握，機能の維持が可能）➡必要に応じてより詳細な点検を実施し，万一，有意な摩耗，腐食等が確認された場合は，取替えまたは補修を適切に実施（機能の回復が可能）。
※1：特別な保全計画は，地震･事故等により原子炉が停止し，停止期間が概ね1年以上となることが予想される場合には，特別な措置として，あらかじめ原子炉施設の状態に応じた保全方法及び実施時期を定める。
具体的には以下を策定し，運用する。
①長期保管計画として機器動作試験（定期試験含む），保管措置②追加点検計画（停止，運転に係わらず常時使用する設備については点検間隔を考慮）〇これらの抽出した事象に対応した機器に対して，特別な保全計画に基づき，追加的な点検・補修等を行っていくことで，長期停止により冷温停止が継続した機器の健全性維持が可能，これまでに設備の不具合件数の増加等は生じていない。
＊なお，運転開始40年以上が経過し，既に製造を中止した補修品等への対応としては，同等の仕様を満足するものについて国内や海外の市場調査を行い，その使用可能性を検討した上で，機器の更新等を行っている。また，製造中止となった電子部品等については，部品を含む盤一式の交換を行い，その際に建設当初リレー形式であったようなものはＩＣ化等の新設計の機器に更新していく。

高経年化-143

＜別紙＞ 特別な保全計画の策定と点検実績
2011年度

2012年度

2013年度

2014年度

2015年度

2016年度

2017年度

2018年度

2019年度

地震後の健全性確認▼5/21 定検開始
当初の保全計画に基づく保全
全燃料取り出し，原子炉等点検
PCV全体漏えい率検査（自主）タービン等，分解点検で地震の影響が確認された施設の修理
必要な時期
まで継続＊

特別な保全計画に基づく保管と追加的な点検▼特別な保全計画制定

点検完了後の健全性確認，腐食防止の観点で行う保管

追加的な点検建物・構築物点検＊今後，発電所の運転を再開する場合は，新設の設備も含めて必要なすべての点検・検査を実施する。

高経年化-144

２．２ 低サイクル疲労評価−評価手法及び評価条件
評価手法：大気中の疲労累積係数を「設計・建設規格*1」で評価し，接液環境にあるものは，
環境（水中の溶存酸素，温度，不純物）の影響を「環境疲労評価手法*2」で評価したうえで，許容値１を下回ることを確認
評価条件：過渡回数についてはこれまでの実績に１．５倍の裕度を考慮して推定
評価用過渡回数
今後の過渡回数の予測は実績のPLM40評価条件
１．５倍以上となるよう設定（基本となる過渡回数）
運転条件

2020年8月末まで冷温停止とした推定過渡回数

1

ボルト締付け

48

2

耐圧試験

132

3

起動（昇温）110

4

起動（タービン起動）

1105

夜間低出力運転(出力75％)120

6

週末低出力運転(出力50％)165

7

制御棒パターン変更

176

8

1

10

給水加熱機能喪失（発電機トリップ）
給水加熱機能喪失（給水加熱器部分
バイパス）
スクラム（タービントリップ）

22

11

スクラム（原子炉給水ポンプ停止）

612

スクラム（その他のスクラム）

24

13

停止

111

14

ボルト取外し49

91

図2.2-2 過渡回数の裕度*1：日本機械学会 発電用原子力設備規格 設計・建設規格（2005/2007）*2：日本機械学会規格 発電用原子力設備規格 環境疲労評価手法（2009）

高経年化-145

２．２ 低サイクル疲労評価−代表機器の選定
評価対象（原子炉圧力容器）
原子炉圧力容器を評価するにあたって，構造不連続部，拘束部及び温度変化部の観点から，給水ノズル，スタッドボルト，下鏡，支持スカート及び主フランジを代表として疲労評価を実施した。
A部詳細*1：非接液部*2：接液部（下鏡はクラッドにより非接液部となるが，保守的に接液部として評価を実施した)

A部

主フランジ*1

スタッドボルト*1

B部
C部詳細
B部詳細
下鏡*2

給水ノズル*2

支持スカート*1

C部

原子炉圧力容器の評価対象部位
高経年化-146

２．２ 低サイクル疲労評価−代表機器の選定
評価対象（配管）
原子炉冷却材圧力バウンダリ配管を評価するにあたって，運転状態（常時流れの有無）及び最高使用圧力より代表を選定した。
・蒸気環境の代表：原子炉系（主蒸気系）
・水環境の代表：原子炉再循環系
加えて，水環境の代表として，プラント停止時の温度変化の大きい給水系も選定した。
環境（内部流体）
蒸気

純水

①
運転
状態

②
最高使用
圧力（MPa）

最高使用
温度（℃）

選定

原子炉系（主蒸気系）

連続

8.62

302

○

原子炉隔離時冷却系

一時

8.62

302

原子炉再循環系

連続

11.38

302

○

原子炉系（給水系）

連続

8.62

302

○*

原子炉冷却材浄化系

連続

8.62

302

残留熱除去系

一時

10.69

302

高圧炉心スプレイ系

一時

8.62

302

低圧炉心スプレイ系

一時

8.62

302

原子炉隔離時冷却系

一時

8.62

302

当該系統

*：原子炉冷却材浄化系に比して，プラント停止時の温度変化の大きい給水系を選定
高経年化-147

選定理由①常時流れがある①常時流れがある②最高使用圧力２．２ 低サイクル疲労評価−他設備の評価結果
原子炉圧力容器以外の評価対象機器・部位においても，全て疲労累積係数が１を下回ることを確認した。結果を下記に示す。
評価対象機器・部位
原子炉再循環ポンプ
ステンレス鋼配管
配管

炭素鋼配管

弁

炉内構造物
容器 機械ペネトレーション

ケーシング入口ノズル-配管との溶接部

運転実績回数に基づく疲労解析（運転開始後60年時点）*1
大気中での環境を考慮した疲労
疲労累積係数
累積係数（接液部）
0.00000.0000

原子炉再循環系配管

0.00670.1182原子炉系配管 (純水部)

0.14230.5799原子炉系配管 (蒸気部)

0.0853― *2

原子炉給水止め弁（弁箱)0.05870.5373

原子炉再循環ポンプ出口弁（弁箱) *3

0.00150.0338

原子炉給水逆止弁（弁箱)0.08620.8848

原子炉再循環ポンプ流量制御弁（弁箱)0.00330.0738主蒸気隔離弁（弁箱)0.2278― *2

炉心シュラウド

0.00140.0351

シュラウドサポート

0.02300.0647主蒸気系配管貫通部

0.0071― *2

給水系配管貫通部

0.0064― *2*1：設計・建設規格によるUｆ，環境疲労評価手法によるUenともに部位毎の最大値を示す*2：非接液部*3：取替を実施したため，9年間の過渡回数を基に算出した
高経年化-148

２．２ 低サイクル疲労評価−運転時の異常な過渡変化と事故の考慮【低サイクル疲労評価手法】〇プラント運転中に，運転時の異常な過渡変化や事故等のプラント過渡事象が発生した場合には，原子炉スクラム等に伴う冷却材の温度・圧力及び流量の変化により，材料内部で繰り返し応力が蓄積し，系統に低サイクル疲労が発生する。
〇低サイクル疲労評価では，学会標準に基づき，通常の発電所の起動・停止による過渡に加え，ト
ラブル事象等によるプラント過渡についても過渡条件及び過渡回数を設定した上で，疲労評価を行っている。
Ｎｏ．

STEP

適用規格等

資料

１

過渡条件及び過渡回数を設定する。

社団法人日本原子力学会標準原子力発電所の高経年化対策実施基準：2008（以下，「実施基準」という）の規定により実施

別紙

２

疲労累積係数（Ｕｆ）を算出し，許容値１を下回ることを確認する。

実施基準及び社団法人日本機械学会発電用
原子力設備規格設計・建設規格(JSME S
NC1-2005 (2007年追補版を含む) (以下，「設計・ 建設規格」という）の規定により実施−

３

原子炉冷却材に接液する部位について
は，環境疲労評価手法に基づく環境を考慮した疲労累積係数（Uen)を算出し，許容値１を下回ることを確認する。

実施基準及び社団法人日本機械学会発電用
原子力設備規格環境疲労評価手法(JSME S
NF1-2009） (以下，「環境疲労評価手法」という）の規定により実施−：本資料説明範囲

高経年化-149

＜別紙＞〇運転（過渡）条件の設定
・評価期間は，延長しようとする期間を踏まえて60年時点の評価を実施する。
・疲労評価で用いる過渡条件は下表に示すとおり，発電所の様々な運転条件による過渡事象をカウントする。
No.
1

ボルト締付け

2

耐圧試験

3
4

起動（昇温）
起動（タービン起動）

5

夜間低出力運転(出力75％)

6

週末低出力運転(出力50％)7

制御棒パターン変更

8

10
11
12

給水加熱機能喪失（発電機トリップ）
給水加熱機能喪失（給水加熱器部分バイパス）スクラム（タービントリップ）
スクラム（原子炉給水ポンプ停止）
スクラム（その他スクラム）

13

停止

14

ボルト取外し9

運転条件

内容
原子炉圧力容器復旧（上蓋閉止）作業をカウントする。
施設定期検査（トラブル含む）の原子炉圧力容器，耐圧試験をカウントする。
ホットエントリーを含めた一連操作をカウントする。
タービン起動から定格出力までの一連操作をカウントする。
制御棒パターン変更，及びそれ以外の事象で出力75％以上
での出力低下・復旧をカウントする。
制御棒パターン変更，及びそれ以外の事象で出力50％以上
での出力低下・復旧をカウントする。
制御棒パターン変更のうち，出力変動（出力調整分）をカウントする。保守的に当該作業時の出力変動に応じて，上記5.又は6. もカウントする。

スクラムの事象毎に整理しカウントする。

施設定期検査に伴う停止，計画停止，スクラム停止をカウントする。
原子炉圧力容器開放（上蓋開放）作業をカウントする。
：運転時の異常な過渡変化等を考慮した運転条件

高経年化-150

＜別紙＞〇過渡回数の策定方針
・各過渡条件の繰り返し回数は，以下に示す「①実績過渡回数策定方針」と「②推定過渡回数策定方針」に基づき算出し，今後の運転期間に対して余裕を考慮した設定としている。疲労評価に用いた過渡回数を添付に示す。
①実績過渡回数策定方針
No.
1

2

項目

内容

試運転時の実績過渡回数

試運転時特有のものであり，実績過渡発生頻度には含めない。

取替機器の実績過渡回数

取替後の実績過渡回数を用いる。
・スタッドボルトは第16回定期検査(1997年度)に取替 を実施
・原子炉再循環ポンプ出口弁は第24回定期検査（2009年度)にて取替実施②推定過渡回数策定方針
・過渡回数の想定に当たっては，下表に示す推定過渡回数策定方針に基づき設定し，今後の運転期間に対して発生回数に余裕を考慮した設定を行っている。
No.

項目

1

未経験過渡回数2

今後の過渡回数設定の考え方

3

取替機器の実績過渡発生頻度

内容
運転実績で未経験過渡事象に対しては，推定過渡回数算出において1回と仮定し，発生頻度を求める。
実績過渡発生頻度に1.5を乗じて，これに試運転時及び運転開始後の過渡回数を加算する。
未取替機器と同様に算出する。
高経年化-151

＜添付＞〇疲労評価に用いた過渡回数を以下に示す。（運転時の異常な過渡変化等を考慮した運転条件を“➡”で示す。）
回数
120
（設計）
110
（想定）
65
（実績）
↑
↑ ↑
60年 運転年数
評価時 ↑
設計
40年
過渡回数設定方法（例：起動（昇温））【定義】
設計過渡回数：建設・設計時に運転年数40年を考慮して設計
実績過渡回数：評価時点までの発電所の運転実績から積上げ
推定過渡回数：評価時点以降の運用（前述
した推定過渡回数策定方針を含む）を考慮し推定する。

評価時点（※１）
までの実績過渡回数

運転開始後60年時点までの推定
過渡回数（参考）
設計過渡回数

ボルト締付け

26

48

123

耐圧試験

72

132 ※2

起動（昇温）

65

110

120

起動（タービン起動）
夜間低出力運転（出力75 %）
週末低出力運転（出力50 %）
制御棒パターン変更➡給水加熱機能喪失（発電機トリップ）➡給水加熱機能喪失（給水加熱器部分バイパス）➡スクラム（タービントリップ）➡スクラム（原子炉給水ポンプ停止）➡スクラム（その他）

65

110

120

67

120

10000

115

165

2000

96

176

400

0

1※３

10

0

1※３

70

16

22

40

運転条件

＞

130

3
6
10
【保守管理に関する方針書】
今後の発電所の運転においては「疲労評価
20
24
140
における実績過渡回数の確認を継続的に実
停止
65
111
111
施し，運転開始後60年時点の推定過渡回数を上回らないことを確認する。」
ボルト取外し26
49
123※1 ：評価時点は2016年11月を評価時点に設定※2 ：耐圧試験では設計過渡回数を上回っているが，この推定過渡回数を用い疲労評価しても，十分許容値内にあることを確認済
原子炉圧力容器中で最も厳しい給水ノズル部の※3 ：発生実績がない場合（未経験過渡）は1回と仮定

高経年化-152

環境を考慮した疲労累積係数（接液部） 0.6146 ＜ 1（許容値）

２．３ 中性子照射脆化−①最低使用温度の評価（評価手法及び評価条件）
評価手法：JEAC4201*に基づき，国内脆化予測法により関連温度移行量を算定し，余裕を見込んで，最低使用温度を評価したうえで，設定可能であるかを判断する。
評価条件：これまで実施した監視試験により評価した関連温度移行量が，国内脆化予測法による予測の範囲内にあることを確認する。
*：日本電気協会 原子炉構造材の監視試験方法（2007／2013）

原子炉圧力容器胴部（炉心領域部）の中性子照射脆化に対する監視試験結果
監視試験

取出時期
（年月）

中性子照射量(×1021 n/m2）［E>1MeV］

母 材

溶接金属

熱影響部

母 材

溶接金属

熱影響部

初期値

-

0

-

-

-

-25*2

-25*2

-25*2

第1回
(加速)

1981年9月

5.30(29.9EFPY*1)

4

2

11

-21

-23

-14

第2回
(炉壁1)

1986年2月

1.12(7.42EFPY*1)

3

-1

9

-22

-26

-16

第3回
(炉壁2)

1998年1月

2.64(21.4EFPY*1)

7

0

20

-18

-25

-5

第4回
(炉壁3)

2014年2月

2.88(26.2EFPY*1)

15

-2

-5

-10

-27

-30

関連温度移行量（℃）

関連温度（℃）*1：監視試験片位置の中性子束から，設備利用率を80 %として原子炉圧力容器内表面に換算した場合の照射年数*2：JEAC4206附属書E-5000に基づき算出した関連温度初期値のうち母材，溶接金属及び熱影響部の中での最高値を適用

高経年化-153

２．３ 中性子照射脆化−①最低使用温度の評価（評価条件）
・国内脆化予測法による予測と，第1回加速試験を除く第2回から第4回監視試験結果の関係を下図に示す。
・関連温度移行量の予測値と監視試験結果から，当該部位の中性子照射脆化は，国内脆化予測法による予測の範囲内であることを確認した。
・６０年時点での関連温度移行量の予測値は下図より約３６℃となる。
母材

約36℃

15℃
3℃

7℃

関連温度移行量の国内脆化予測式による予測と監視試験結果の関係（母材の例）
高経年化-154

２．３ 中性子照射脆化−①最低使用温度の評価（評価結果）
国内脆化予測法による運転開始後60年時点での関連温度予測値は，最大値11 ℃となり，余裕（26℃）を見込んだ結果，胴の最低使用温度は最大値37 ℃となった。
関連温度＝関連温度初期値＋関連温度移行量（予測値）＝（−２５℃）＋３６℃＝１１℃
最低使用温度＝関連温度＋余裕＝１１℃＋２６℃＝３７℃
原子炉圧力容器胴部（炉心領域部）の中性子照射脆化に対する関連温度の予測値
評価時期

2016年
11月時点

運転開始後
60年時点

材料

関連温度
初期値（℃）

関連温度
移行量*1（℃）

関連温度（℃）

母材

-25*2

30

5

溶接金属

-25*2

27

2

熱影響部

-25*2

30

5

母材

-25*2

36

11

溶接金属

-25*2

31

6

熱影響部

-25*2

36

11

余裕
（T-RTNDT）（℃）

胴の最低
使用温度（℃）

3126
37*1：原子炉圧力容器内表面から板厚tの1/4深さ位置での予測値*2：JEAC4206附属書E-5000に基づき算出した関連温度初期値のうち母材，溶接金属及び熱影響部の中での最高値を適用（当該の部材については母材及び熱影響部は-32℃，溶接金属は-43℃）

高経年化-155

２．３ 中性子照射脆化−①最低使用温度の評価（追加評価）
これまでの最低使用温度の評価は監視試験片を取り出した部位でおこなってきたが，劣化状
況評価では炉心領域の部位ごとに評価することとした。その結果，監視試験に基づく結果（最大値11 ℃）よりも関連温度が高い部位（最大値27 ℃）が抽出された。
原子炉圧力容器胴部（炉心領域部）の部材ごとの関連温度の予測値
部位
原子炉圧力容器胴（炉心領域3）
原子炉圧力容器胴（炉心領域4）低圧注水ノズル（コーナー部）部位
原子炉圧力
容器胴（炉心領域3，4）
低圧注水
ノズル

3-2
3-3
4-4
4-1
4-2
4-3
A
B，C

母材
識別番号
7C298-1-2
7C330-1-2
7C788-1-2
7C204-1-2
7C234-1-2
7C247-1-2
10596-1-3
11035-1-3*2

溶接金属
識別番号①
D51852
D53040
D57310
D57310D53040D60468

識別番号②2X23-02205
1810-02205
2X23-02205
3330-02205
3818-02205
3818-02205

関連温度
初期値（℃）
-32
-32
-25
-32
-32
-32
-28
-28

関連温度
移行量*1（℃）
51
36
42
40
56
55
52
55

関連温度
初期値（℃）

関連温度
移行量*1（℃）

関連温度（℃）

-43
-43
-43
-43
-28
-28

52
54
31
42
36
36

9
11
-12
-1
8
8

関連温度（℃）
19
4
17
8
24
23
24
27

*1：原子炉圧力容器内表面から板厚tの1/4深さ位置での予測値，ただし低圧注水ノズルについては板厚tの1/16深さ位置での予測値*2：Bノズル及びCノズルは同じ材料であり，Bノズルを代表として実施

高経年化-156

２．３ 中性子照射脆化−①最低使用温度の評価（運用について）
・原子炉圧力容器胴部の温度が低い状態で，圧力を上げる操作として，プラント停止時における，漏えい試験（原子炉圧力を定格（6.93MPa）まで上げた状態で，漏えいのないことを確認する試験）があげられる。
・６０年時点での最低使用温度を考慮しても，下図に示す制限曲線を超えないように漏えい試験を実施することで，脆性破壊を防止することが可能となる。

10

低圧注水ノズルの線形破壊力学に基づく制限曲線

内圧（MPa）

6.93MPa

定格圧力6.93MPaの時に53℃で運用した場合，制限曲線を超えないため，脆性破壊に至らない。
漏えい試験では温水を用いるため，炉心領域を５３℃以上に保つことは可能と判断する。

5

JEAC 4206に基づく
運転条件の制限
起動―定格出力運転―停止時の飽和圧力―温度線図

2.155 MPa*

53℃
0
0

17 ℃

34 ℃

50

100

150

200

250

金属温度（℃ ）*：供用前の耐圧試験圧力の20 %を示す（（最高使用圧力8.62 MPa）×（供用前耐圧1.25）×（20 %）＝2.155 MPa）

原子炉圧力容器の圧力・温度制限曲線（60年時点）（低圧注水ノズル，漏えい試験時）
高経年化-157

２．３ 中性子照射脆化−②上部棚吸収エネルギー＜上部棚吸収エネルギー評価＞
・監視試験片において，未照射時のシャルピー衝撃試験によるエネルギー初期値を評価するとともに，各回の監視試験においてもエネルギー実測値を評価している。
・６０年時点の予測では国内予測式を適用しており，第4回までのエネルギー実測値の多くが初期値を上回っているため，保守的評価としてマージンに標準偏差の２倍を適用している。
監視試験結果（上部棚吸収エネルギー）
回数

取出時期

上部棚吸収エネルギー（J）

中性子照射量(×1021 n/m2)［E>1 MeV］

母材

溶接金属

熱影響部

初期値

−

0

202

188

205

第1回
（加速）

1981年9月

5.30

220

212

218

第2回
（炉壁1）

1986年2月

1.12

202

197

200

第3回
（炉壁2）

1998年1月

2.64

199

174

191

第4回
（炉壁3）

2014年2月

2.88

220

215

240

高経年化-158

２．３ 中性子照射脆化−追加保全策（監視試験片）○東海第二発電所の原子炉圧力容器は日立製作所製であり，中性子照射脆化の状況を確認するための監視試験片は，発電所建設時に原子炉圧力容器内面に４カプセル（加速照射試験片1カプセル含む）装荷している。 ＊＊「発電用原子力設備に関する構造等の技術基準（昭和45年9月3日，通商産業省告示501号）」に基づき実施

配置場所
上部格子板（④）①
炉壁②③
高経年化-159

取出時期
1981年9月
1986年2月
1998年1月
2014年2月

２．３ 中性子照射脆化−監視試験結果○原子炉圧力容器内面に装荷した監視試験片を使用して，JEAC4201等の規程に従い，
これまで計4回の監視試験を実施している。監視試験結果を以下に示す。
原子炉圧力容器胴部の中性子照射脆化に対する監視試験結果
関連温度及び関連温度移行量（℃）
回数

取出
時期

中性子照射量(×1021 n/m2)［E>1 MeV］

母材
関連温度
移行量

溶接金属
関連
温度

関連温度
移行量

関連
温度

上部棚吸収エネルギー（J）

熱影響部
関連温度
移行量

関連
温度

母材

溶接
金属

熱影
響部

202

188

205

関連温度
初期値

−

0

第1回
（加速）

1981.95.30(29.9EFPY*1)

4

-21

2

-23

11

-14

220

212

218

第2回
（炉壁1）

1986.2

1.12(7.42EFPY*1)

3

-22

-1

-26

9

-16

202

197

200

第3回
（炉壁2）

1998.1

2.64(21.4EFPY*1)

7

-18

0

-25

20

-5

199

174

191

第4回
（炉壁3）

2014.2

2.88(26.2EFPY*1)

15

-10

-2

-27

-5

-30

220

215

240

-25*2

-25*2

-25*2

*1：監視試験片位置の中性子束から，設備利用率を80 %として原子炉圧力容器内表面に換算した場合の照射年数*2：建設時にRTNDTを計測していないため，JEAC4206 E-5000に基づき推定した母材，溶接金属及び熱影響部の関連温度初期値の中での最高値を適用

高経年化-160

２．３ 中性子照射脆化−シャルピー衝撃試験結果○一般に，中性子照射量が多くなるにつれて原子炉圧力容器の中性子照射脆化が進み，
関連温度＊１の移行量＊２が増加するなどして関連温度が上昇し，遷移曲線が右側に移行する。 また，高温側での上部棚吸収エネルギー＊３が低下するとされている。
○一方で，東海第二発電所の監視試験片によるシャルピー衝撃試験結果より，関連温度の上昇傾向及び上部棚吸収エネルギーの有意な減少は見られず，顕著な中性子照射
脆化の傾向は認められない結果が得られている。
＊１ 関連温度（遷移温度）：低温側から高温側の間で吸収エネルギーが変化する領域の代表点であり，金属破壊の挙動が延性から脆性に遷移する温度＊２ 関連温度の移行量：未照射材と照射材の関連温度（遷移温度）の差＊３ 上部棚吸収エネルギー ：高温側での吸収エネルギー試験の際の吸収エネルギー

高温側での吸収エネルギーが低下＝中性子照射脆化が進行

第１回試験 第２回試験 第３回試験 第４回試験（S61.2）（H10.1）（H26.2）（S56.9）東海第二での実測結果

イメージ図

実測結果より関連温度の上昇
傾向や吸収エネルギーの有意な減少は見られない。
＝顕著な中性子照射脆化の傾向は認められない。
関連温度が上昇（遷移曲線が右側に移行）＝中性子照射脆化が進行
脆い

鉄の性質の変化点

粘り強い

温度

関連温度

中性子照射に伴う関連温度と粘り強さ，吸収エネルギーの関係
高経年化-161

監視試験片の実測結果※（母材）※溶接金属及び熱影響部については別紙1参照

２．３ 中性子照射脆化−国内脆化予測法による予測と監視試験結果の関係（1／3）○監視試験結果と関連温度予測値の結果から，原子炉圧力容器の各部位（母材，溶接金
属，熱影響部）について，中性子照射脆化は国内脆化予測法による予測の範囲内であることを確認している。

60年時点

監視試験結果は国内脆化予測式の値を下回っている

60年時点

JEAC4201の国内脆化予測法による予測と監視試験結果の関係（母材）
高経年化-162

２．３ 中性子照射脆化−国内脆化予測法による予測と監視試験結果の関係（2／3）

60年時点

監視試験結果は国内脆化予測式の値を下回っている

60年時点

炉壁1の中性子照射量：1.12×1017 n/cm2
炉壁3の中性子照射量：2.88×1017 n/cm2

JEAC4201の国内脆化予測法による予測と監視試験結果の関係（溶接金属）
高経年化-163

２．３ 中性子照射脆化−国内脆化予測法による予測と監視試験結果の関係（3／3）

60年時点

監視試験結果は国内脆化予測式の値を下回っている

60年時点

炉壁3の中性子照射量：2.88×1017 n/cm2

JEAC4201の国内脆化予測法による予測と監視試験結果の関係（熱影響部）
高経年化-164２．３ 中性子照射脆化−監視試験結果に基づく60年時点における胴の最低使用温度〇前頁に示した監視試験結果と国内脆化予測法の関係より，試験結果を包含する国内脆化予測法を用いて原子炉圧力容器胴部の最低使用温度を算出する。（別紙2参照）○原子炉圧力容器の胴の関連温度は，2016年11月時点で約5℃，運転開始後60年時点で約11℃。これにより，胴の最低使用温度は，破壊力学的検討により求めたマージンとして
余裕26℃を考慮して，2016年11月時点で31℃，運転開始後60年時点で37℃となった。
監視試験結果に基づく原子炉圧力容器胴の最低使用温度の評価結果（国内脆化予測法）
A
関連温度
初期値（℃）

B
関連温度
移行量（℃）※

C=A+B
関連温度（℃）

母材

-25

30

5

溶接金属

-25

27

2

熱影響部

-25

30

5

母材

-25

36

11

溶接金属

-25

31

6

熱影響部

-25

36

11

部位

2016年
11月時点

運転開始後
60年時点

D
余裕*
T-RTNDT
（℃）

C+D
胴の最低
使用温度
（℃）

26

31

26

37

＊：保守的にき裂が発生したことを仮定した場合の温度。なお，特別点検やこれまでの点検ではき裂は認められていない。
※関連温度移行量については，保守的に小数点以下を切り上げて評価している。
＜2016年11月時点＞
母材：30.0 ℃，溶接金属：26.6 ℃，熱影響部：29.6 ℃＜運転開始後60年時点＞母材：35.7 ℃ ，溶接金属：31.0 ℃，熱影響部：35.3 ℃

高経年化-165

２．３ 中性子照射脆化−60年時点の最低使用温度評価○監視試験片は原子炉圧力容器胴の胴板及び溶接金属と同じものを適用しているが，原子炉圧力容器や溶接金属の部位ごとに関連温度移行量に影響する化学成分量は異なるため，部位ごとの関連
温度移行量を規格*に基づき算出し，最低使用温度を評価する。
*：日本電気協会 原子炉構造材の監視試験方法（JEAC4201-2007／2013），
日本電気協会 原子力発電所用機器に対する破壊靭性の確認試験方法（JEAC4206-2007）

監視試験片を取り出した部位＜母材＞
部位
原子炉圧力容器胴（炉心領域3）
原子炉圧力容器胴（炉心領域4）低圧注水ノズル*1

3-2
3-3
4-4
4-1
4-2
4-3
A
B，C

識別番号
7C298-1-2
7C330-1-2
7C788-1-2
7C204-1-2
7C234-1-2
7C247-1-2
10596-1-3
11035-1-3*2

270° 7C330-1-2

11035-1-3

7C298-1-2

180°

0°

7C788-1-2

炉心領域311035-1-3
AA

10596-1-3
90°*1：ノズルコーナー部は1.0×1021 n/m2未満*2：Bノズル及びCノズルは同じ材料であり，Bノズルを代表として実施

A-A＜溶接金属＞
部位

原子炉
圧力容器胴
低圧注水
ノズル

溶接金属
識別番号①

識別番号②

D51852
D53040
D57310
D57310D53040D60468

2X23-02205
1810-02205
2X23-02205
3330-02205
3818-02205
3818-02205

B

B

中性子照射量が1.0×1021 n/m2を
超える範囲

270°

7C204-1-2

7C247-1-2

180°

0°

炉心領域4
90°

B-B

高経年化-166

7C234-1-2

２．３ 中性子照射脆化−各部位の材料成分○各部位の材料成分は以下のとおりであり，最低使用温度の評価に適用している。
原子炉圧力容器を構成する材料の材料成分（母材）
部位

チャージNo

原子炉圧力容器胴（炉心領域3）

原子炉圧力容器胴（炉心領域4）低圧注水ノズル

3-2

7C298-1-2

3-3

7C330-1-2

4-4

7C788-1-2

4-1

7C204-1-2

4-2

7C234-1-2

4-3

7C247-1-2

A

10596-1-3

B,C11035-1-3

Cu

化学成分（mass%）＊Ni
P*1：Bノズル及びCノズルは同一チャージであり，Bノズルを代表として実施

原子炉圧力容器を構成する材料の材料成分（溶接金属）
部位

原子炉圧力
容器胴

低圧注水ノズル

溶接材料
Y-204
YF-200D51852
2X23-02205
D530401810-02205

D57310

2X23-02205

D573103330-02205

D530403818-02205

D604683818-02205

Cu

化学成分（mass%）＊
Ni
P

Si

Si

監視試験片を取り出した部位（関連温度の評価は全ての部位で実施。）※原子炉圧力容器を構成する材料の材料
成分は，比較的不純物が少ない。
JISによる化学成分は以下のとおり。
Cu

Ni

P

Si

SS400*2
SQV1A*3*2：一般構造用圧延鋼材(JIS G 3101(2015)）

高経年化-167*3：圧力容器用調質型マンガンモリブデン鋼及びマンガンモリブデンニッケル鋼鋼板（JIS G 3120(2014))

２．３ 中性子照射脆化−60年時点の関連温度の算出○評価手法：炉心領域にある全ての部位について60年時点の関連温度を算出した。
○評価結果：低圧注水ノズル（コーナー部）が最も高い部位（最高値27 ℃）として抽出された。
原子炉圧力容器胴部（炉心領域部）の部材ごとの関連温度の予測値
部位
原子炉圧力容器胴（炉心領域3）
原子炉圧力容器胴（炉心領域4）低圧注水ノズル（コーナー部）部位
原子炉圧力
容器胴（炉心領域3，4）
低圧注水
ノズル

3-2
3-3
4-4
4-1
4-2
4-3
A
B，C

母材
識別番号
7C298-1-2
7C330-1-2
7C788-1-2
7C204-1-2
7C234-1-2
7C247-1-2
10596-1-3
11035-1-3*2

溶接金属
識別番号①
D51852
D53040
D57310
D57310D53040D60468

識別番号②2X23-02205
1810-02205
2X23-02205
3330-02205
3818-02205
3818-02205

関連温度
初期値（℃）
-32
-32
-25
-32
-32
-32
-28
-28

関連温度
移行量*1（℃）
51
36
42
40
56
55
52
55

関連温度
初期値（℃）

関連温度
移行量*1（℃）

関連温度（℃）

-43
-43
-43
-43
-28
-28

52
54
31
42
36
36

9
11*3
-12
-1
8
8

関連温度（℃）
19
4
17
8
24*3
23
24
27*3

*1：原子炉圧力容器内表面から板厚tの1/4深さ位置での予測値，ただし低圧注水ノズルについては板厚tの1/16深さ位置での予測値（JEAC4201- 2007／2013，JEAC4206-2007 ）*2：Bノズル及びCノズルは同じ材料であり，Bノズルを代表として実施*3：部位ごとに最も高い関連温度を用いて最低使用温度を評価する。

高経年化-168２．３ 中性子照射脆化−60年時点の評価結果まとめ○評価手法：炉心領域にある全ての部位*について最低使用温度を算出した。
○評価結果：下表に示す通り，60年時点での最低使用温度は低圧注水ノズルが一番高く53℃と算出された。
○保守性 ：監視試験の結果を包含する国内脆化予測法を用いて，材料成分の異なる各部位ごとに関連温度を評価し，最も高い最低使用温度を算定するとともに，特別点検において炉心領域部に有意な欠陥は認められなかったものの，き裂が発生したことを仮定した評価を行っていることから，評価には保守性を有する。
*：中性子照射量が最も大きい圧力容器胴と，中性子照射量は小さいものの構造不連続部であり応力が大きい低圧注水ノズルについて実施

部位ごとの原子炉圧力容器の最低使用温度の評価結果（まとめ）
部位

母材
溶接
金属
熱影
響部

原子炉圧力
容器胴

A
B
関連温度
関連温度
初期値（℃） 移行量（℃）

識別番号

C=A+B
関連温度
（℃）

D
余裕*
T-RTNDT
（℃）

C+D
胴の最低
使用温度
（℃）

4-2

7C234-1-2

-32

56

24

26

50

低圧注水ノズル B，C11035-1-3

-28

55

27

26

53

原子炉圧力容器胴（炉心領域3，4）

Y-204:D53040
YF-200:1810-02205

-43

54

11

26

37

4-2

7C234-1-2

-32

56

24

26

50

低圧注水ノズル B，C11035-1-3

-28

55

27

26

53

原子炉圧力
容器胴

＊：保守的にき裂が発生したことを仮定した場合の温度。なお，特別点検やこれまでの点検ではき裂は認められていない。

高経年化-169２．３ 中性子照射脆化−最低使用温度の選定と運転管理への反映○（1）の監視試験結果に基づく原子炉圧力容器胴部の評価結果と，（2）の監視試験の代表性及び保守性の比較により， 運転開始後60年時点の最低使用温度は，（2）の部位ごとの評価結果に基づく53℃が最も高いことを確認した。
○本結果に基づき，原子炉圧力容器等の最低使用温度を53℃と決定している。
○今後の発電所の運転管理において，プラントの起動時・停止時等で原子炉圧力容器温度が低温かつ原子炉圧力の昇圧前又は降圧後において* ，この最低使用温度（53℃）
を上回る温度管理は十分に可能であることを確認している。 （次頁参照）*原子炉圧力が高圧の運転期間中は冷却材温度が100℃を上回り，原子炉圧力容器温度は最低使用温度を十分上回る。

60年時点の原子炉圧力容器の最低使用温度の監視試験結果に基づく評価結果と部位ごとの評価結果の比較

監視試験結果に基づく評価結果

関連温度
初期値（℃）

関連温度
移行量（℃）

関連温度（℃）

余裕 T-RTNDT（℃）

最低使用温度
（℃）

-25

36

11

26

37

-28

55

27

26

53

（母材，熱影響部）

部位ごとの評価結果
低圧注水ノズル（コーナー部）

高経年化-170

２．３ 中性子照射脆化−プラントの起動時における最低使用温度管理について○東海第二発電所はＢＷＲであり，原子炉水の温度上昇に伴い昇圧することから，最低使用温度が100℃未満であれば管理可能であるが，原子炉起動時は原子炉圧力容器（原子炉水）の加温に長時間を要する場合が想定される。
○至近の運転サイクルの起動曲線実績より，原子炉水温度の実績は60年時点の最低使用温度53℃を上回る約58℃〜約60℃に上昇できていることから，今後最低使用温度53℃を設定しても運用上問題ないと判断する。

高経年化-171２．３ 中性子照射脆化−5回目の監視試験を行う場合の対応方針○今後の50年目の高経年化技術評価の実施にあたり，5回目の監視試験については，試験済みの監視試験片を再生して実施＊する。
＊日本電気協会電気技術規程「ＪＥＡＣ４２０１−２００７ 原子炉構造材の監視試験方法」に基づき実施○5回目の監視試験の実施時期については，保守管理に関する方針に基づき，今後の原子炉の運転サイクル・中性子照射量を勘案して実施する計画とする。
○なお，最も照射を受けた4回目の監視試験結果より，母材の方が熱影響部よりも関連温度が高いことを確認しており，全体の脆化傾向として母材で代表できるものと考える。
最も照射を受けた4回目の監視試験結果等より，母材，溶接金属及び熱影響部の評価については母材の評価で代表することが妥当と判断している。
○（1）に示した監視試験結果のとおり，関連温度移行量は，4回目（炉壁3）の溶接金属及び熱影響部について負の値であり，脆化の影響を受けていない。
○（1）に示した60年時点の関連温度評価より，熱影響部の関連温度移行量が母材より小さいことを確認していることから，熱影響部の破壊靭性は母材と同等以上と考えられる。
〇熱影響部の監視試験結果は、ばらつく傾向もあるが、他プラントのデータからも母材の監視試験結果にて包絡される傾向が得られている。
○関連温度及び最低使用温度の評価には保守性（別紙4）を見込んでおりプラントの管理上問題はない。
機器名
保守管理に関する方針
原子炉圧力容器原子炉圧力容器胴の中性子照射脆化については，今後の原子炉の運転サイクル・中性子照射量を勘案して第5回監視試験を実施する。
高経年化-172２．３ 中性子照射脆化−燃料有効長頂部位置データ不整合の影響（原子炉圧力容器内の中性照射量分布（軸方向）と評価上の扱い）○原子炉圧力容器内表面における中性子束（中性子照射量）は，監視試験片の照射量実測値に基づく解析
評価により，監視試験片が取り付けてある圧力容器胴（炉心領域３）において最大となる。
○圧力容器胴の中性子照射量の評価では燃料有効長頂部位置データを用いておらず，また保守的に圧力容
器胴（炉心領域３）の最大値を一律適用していることから，軸方向の燃料有効長頂部位置データの不整合が評価に影響することはない。
圧力容器胴（炉心領域３，４）溶接線

炉心領域３

Ｔ
圧力容器胴
（炉心領域４）圧力容器胴（炉心領域３）

溶接線

中性子照射量が1.0×1021 n/m2を
超える範囲

B

1.314E+08(=1.0×1021 [n/m2])

炉心領域４

Ｔ

B

原子炉圧力容器内表面における中性子束（E＞1 MeV）の上下方向分布（運転開始後60年時点で1.0×1021 n/m2を超える範囲）

高経年化-173

２．３ 中性子照射脆化−燃料有効長頂部位置データ不整合の影響（原子炉圧力容器内の中性照射量分布（円周方向）及びまとめ）○原子炉圧力容器内面の円周方向の中性子束分布は、燃料集合体が原子炉圧力容器・シュラウドに近い位置では中性子束は高くなり、遠い位置では低くなる。
○燃料集合体上下方向の燃料有効長範囲では燃料集合体の形状及び配置は同じであるため、燃料集合体位置と中性子束分布の相対的な大小関係は、炉心中央部及び炉心上部で傾向として変わることはない。これにより，円周方向の中性子照射量についても，当該データの不整合が評価に影響することはない。
以上のとおり，中性子照射量評価では燃料有効長頂部位置データを用いておらず，保守的に軸方向最大値を適用しており，円周方向の照射量への影響もないことから，燃料有効長頂部位置デー
タの不整合に伴う監視試験の代表性への影響はない。

原子炉圧力容器内面における周方向の中性子束計算値（相対分布）

R-θ計算用の炉心チャンネル毎の相対線源強度

高経年化-174

別紙1：原子炉圧力容器胴部の中性子照射脆化 −シャルピー衝撃試験結果−○ 監視試験片の実測結果

初期条件 第１回試験 第２回試験 第３回試験 第４回試験
確認試験 （S56.9）（S61.2）（H10.1）（H26.2）

初期条件 第１回試験 第２回試験 第３回試験 第４回試験
確認試験 （S56.9）（S61.2）（H10.1）（H26.2）〇- - -〇- - -

300

300

第１回加速第２回炉壁第３回炉壁第４回炉壁照射試験 照射試験 照射試験 照射試験
△
◇
□
●

初期条件
確認試験
○

250

250

200

200

吸収エネルギー (Ｊ)吸収エネルギー (Ｊ)

初期条件
確認試験
○

150

100

150

100

68J

50

68J
50

41J

41J

0

0

-250

第１回加速第２回炉壁第３回炉壁第４回炉壁照射試験 照射試験 照射試験 照射試験
△
◇
□
●

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

-250

-200

-150

-100

図

2

-50

0

50

試 験 温 度 (℃)

試 験 温 度 (℃)

シャルピー衝撃試験結果

図 3a(溶接金属の吸収エネルギー)

シャルピー衝撃試験結果(熱影響部の吸収エネルギー)

実測結果（熱影響部）

実測結果（溶接金属）

高経年化-175

100

150

別紙2：原子炉圧力容器胴の最低使用温度算出の流れ〇規格*1には，供用期間中の原子炉圧力容器材料の破壊靭性の要求について関連温度を基準として規定されているとともに，関連温度予測値の算出方法についても規定されている。
〇圧力容器胴の最低使用温度算出にあたっては，60年時点の関連温度を算出した上で，供用期間中の圧力容器胴の破壊靭性要求を満足する温度（最低使用温度）を算出する。流れを以下に示す。
*：日本電気協会 原子炉構造材の監視試験方法 （JEAC4201-2007／2013），
日本電気協会 原子力発電所用機器に対する破壊靭性の確認試験方法（JEAC4206-2007）① 圧力容器胴の60年時点の関連温度を算出（JEAC4201-2007/2013）・・・（C＝A＋B）
60年時点の関連温度（C） ＝ 関連温度初期値（A）＊２＋60年時点の関連温度移行量予測値（B）＊３*2：JEAC4206-2007附属書Eに基づき算出*3：JEAC4201-2007/2013附属書Bに基づき算出② 圧力容器胴に仮想的に欠陥を想定した際の破壊靭性に対する要求温度を算出・・・（D）(1 )関連温度を基準にした温度の関数として，破壊靭性値KICが規定されている。
KIC＝36.48＋22.78exp［0.036（Ｔ−ＲＴＮＤＴ）］(2) 最大仮想欠陥の深さとして「板厚ｔの1/4」を想定した際の，応力拡大係数KIを算出する。
(3) 想定欠陥による脆性破壊が生じないためには，(2)で得た応力拡大係数KIと破壊靭性値KIC の関係は，
KI ≦ KIC を満足する必要がある。(1)の式を変形してKI ≦ KIC を満足する余裕（Ｔ−ＲＴＮＤＴ）として算出する。
Ｔ−ＲＴＮＤＴ ≧ 1／0.036×ｌｎ（ （ KI−36.48）／22.78）③ 胴の最低使用温度を算出・・・（C＋D）
最低使用温度として，①で得た圧力容器胴の60年時点の関連温度と，②で得た圧力容器胴の破壊靭性に対する要求温度を足し合わせる。
高経年化-176

別紙3：関連温度移行量の算出について（1/2）
〇規格*に基づき，中性子照射による関連温度移行量の予測方法が以下のとおり規定されている。
*：日本電気協会 原子炉構造材の監視試験方法 （JEAC4201-2007／2013）

１．関連温度移行量の予測値＝△RTNDT計算値＋MR
２．△RTNDT計算値を，附属書表B-2100-2（沸騰水型原子炉圧力容器に対する△RTNDT計算値）を用いて、以下手順で求める。
①計算に使用する中性子束Φcに最も近い中性子束Φa ，Φb （Φa≦Φ c≦Φ b）の表を選定。
②両表に対して、計算に使用するＥＦＰＹcに最も近いＥＦＰＹ1 ，EFPY2 （EFPY1≦EFPY c≦EFPY 2）における△RTNDT計算値を計算。銅及びニッケルの含有量に対しては比例法で補完して計算。
③ＥＦＰＹ1，ＥＦＰＹ2における中性子束Φ cに対する△RTNDT計算値（ △RTNDT1,c，△RTNDT2,c）を求める。
△RTNDT i,c ＝ △RTNDT i,a ＋△RTNDT i,b− △RTNDT i,alogΦb− logΦa（logΦc− logΦa ）④ＥＦＰＹcに対する△RTNDT計算値（ △RTNDT c）を求める。
△RTNDT 2,c− △RTNDT 1,c△RTNDT c ＝ △RTNDT 1,c ＋（log EFPYc − log EFPY1）
Log EFPY2− log EFPY1
３．求めた△RTNDT計算値（ △RTNDT c）に＋MRを足し合わせる。 （規格に基づき，MR ＝ ２２℃）
次ページに，一例として，運転開始後60年時点における原子炉圧力容器胴（炉心領域4：部位4-2）の関連温度移行量の算出過程を示す。
高経年化-177

別紙3：関連温度移行量の算出について（2/2）
評価条件及び附属書表B-2100-2の「EFPY」「Cu」読み値並びに「Ni」を比例補間した値は以下のとおり。
・EFPY：38.94
・化学成分：Cu…
%，Ni…
%，・関連温度初期値：-32 ℃
・板厚t：t＝mm
・板厚t の1/4深さ位置a：mm・板厚t の1/4深さ位置での中性子束：φc＝3.18×108 n/cm2/s

JEAC4201［2013年追補版］の脆化予測評価表（対応する中性子束 n/cm2/s）
附属書表
B-2100-2（3/14）

2×108
（φa）

附属書表
B-2100-2（4/14）

4×108
（φb）

Ni（mass%）
EFPY△RTNDT（℃）△RTNDT（℃）△RTNDT（℃）

32（EFPY1）40（EFPY2）32（EFPY1）40（EFPY2）

ＥＦＰＹ1，ＥＦＰＹ2における中性子束Φ cに対する△RTNDT計算値（ △RTNDT1,c，△RTNDT2,c）を算出。
△RTNDT 1,c ＝ △RTNDT 1,a ＋△RTNDT 1,c ＝＋△RTNDT 1,b− △RTNDT 1,alog Φb− log Φalog (4×108) − log( 2×108)

同様に△RTNDT 2,c を計算。 △RTNDT 2,c ＝※△RTNDT c ＝ △RTNDT 1,c ＋＝＋（log Φc− log Φa ）℃

△RTNDT 2,c− △RTNDT 1,cLog EFPY2− log EFPY1
log 40 − log 32（log(3.18×108) − log(2×108 ）)＝（log EFPYc − log EFPY1）（log 38.94− log 32） ＝≒ ３４ ℃

よって，関連温度移行量の予測値＝△RTNDT計算値（△RTNDT c）＋MR ＝３４＋２２＝５６ ℃
高経年化-178℃

別紙4：監視試験の保守性の整理について○評価部位の選定⇒JEAC4201より監視試験の対象は中性子照射量が1.0×1021n/m2を超える範囲とされている。今回，そのしきい値未満の部位（低圧注水ノズル）も評価対象に加えている。
＜本文「60年時点の最低資料温度評価」参照＞○脆化予測式の値の採用⇒監視試験の結果を包含する国内脆化予測法を用いて関連温度を評価している。この時，実際に行った監視試験結果より厳しい国内脆化予測式に基づく値を採用している。

○関連温度の評価＜本文「国内脆化予測法による予測と監視試験結果の関係」 参照＞⇒材料成分の異なる各部位ごとに関連温度を評価し，最も高くなる部位を抽出した。この部位は低圧注水ノズルであり，実際には中性子照射量が1.0×1021n/m2未満である。

○最低使用温度の評価 ＜本文「60年時点の最低使用温度評価」〜 「60年時点の評価結果まとめ」参照＞⇒き裂（板厚の1/4（低圧注水ノズルは1/16)の深さの欠陥）が発生したことを仮定した場合の温度（余裕T-RTNDT）を算定し，これを関連温度に加え原子炉圧力容器の最低使用温度を評価した。なお，特別点検を実施し溶接金属，熱影響部を含めた炉心領域部に有意な欠陥は認められなかったことを確認している。
＜本文「60年時点の関連温度の算出」， 「60年時点の評価結果まとめ」，別紙2 参照＞【補 足】
実際に原子炉圧力容器内面から取り出した監視試験片の試験結果のばらつきについては，第4回の監視試験片の中性子照射量が比較的小さいことが要因の一つとして考えられる。中でも熱影響部は溶接により組織が複雑に変化していることが考えられ，試験結果のばらつきの傾向が高まることが考えられる。
高経年化-179

＜参考＞中性子照射脆化のメカニズム
鉄は，中性子を受けると粘り強さが低下（脆化）することがわかっています。これは，鉄を原子レベルで見てみると，鉄原子は粘り強い状態では規則正しく並んでいますが，中性子を受けると，鉄原子がはじき出されて隙間ができたり，不純物の塊ができたりすることにより，規則正
しさが乱れるためです。これを｢中性子照射脆化｣といいます。

高経年化-180

出典：説明及び図は九州電力㈱HPより転記

＜参考＞シャルピー衝撃試験と吸収エネルギーについて
鉄などの金属は，ある温度以下になると粘り強さが低くなる性質があり，この性質が変わる
温度を「脆性遷移温度」といいます。試験片を使ってこの温度を調べることで粘り強さの変化を確認できます。
具体的には，取り出した試験片の温度を様々に変え，衝撃を加えて壊す試験※を行い，試験片を壊すのに必要なエネルギーの量を測定することで確認できます。

高経年化-181

出典：説明及び図は九州電力㈱HPより転記

＜参考＞監視試験片の再生について（1／4）○日本電気協会電気技術規程「ＪＥＡＣ４２０１−２００７ 原子炉構造材の監視試験方法」にて，監視試験片の再生が導入されている。再生例は以下のとおり。

※出典：ＪＥＡＣ４２０１-２００７の記述に基づき図示化

高経年化-182

＜参考＞監視試験片の再生について（2／4）○第5回目の監視試験について第5回目の監視試験は，第3回の監視試験片の残材を再生して実施予定
第3回の試験後の母材，溶接金属，熱影響部の監視試験片から，母材，溶接金属，熱影響部の監視試験片をそれぞれ再生可能
母材試験片

母材
溶接金属

溶接熱影響部試験片
熱影響部

溶接金属試験片板
厚方
向

溶接ルート部
試験片採取イメージ図

 第5回目の監視試験は，第4回の監視試験結果がJEAC4201-2007（2013追補）の以下の規定に適合することから，母材のみで実施する予定であり，溶接金属及び熱影響部の試験が必要とは考えていない。
SA-2240 監視試験片の再生(2) SA-2363に定める長期監視試験計画において再生試験片を用いる場合の監視試験は，引張試験は除外し，衝撃試験を対象とする。なお，以下の条件を満たす場合には，溶接金属，溶接熱影響部の試験片を除外し，母材の試験片で代表しても良い。
a.

溶接熱影響部：監視試験の衝撃試験の吸収エネルギー41Jに対応する温度が母材に比べて溶接熱影響部の方が低い場合。

b.

溶接金属：監視試験のRTNDT調整値が母材に比べて溶接金属の方が低い場合。
注：JEAC記載の「溶接熱影響部」は本資料中の「熱影響部」に相当する。

高経年化-183

＜参考＞監視試験片の再生について（3／4）○監視試験について母材で代表できることに関する知見
 JEAC4201-2007では，以下のとおりとしている。
（解説-SA-1130-1）溶接熱影響部試験片
一般に，溶接熱影響部は溶接時に加熱・急冷され，その後の溶接後熱処理により再加熱されるため，材料の焼入れ・焼戻しと同様の熱履歴が付与されることから，母材より良好な破壊靭性を示す傾向にある。
現在までに得られている国内軽水炉原子炉圧力容器の監視試験データの実績においても，溶接熱影響部の照射前の破壊靭性は，母材と比較して同等以上となっており，また中性子照射による遷移温度の移行量
も母材とほぼ同等であることから，溶接熱影響部は母材で評価を代表できるので，附属書BのB-2000 の国
内脆化予測法では溶接熱影響部の脆化予測法は規定していない。
注1：JEAC記載の「溶接熱影響部」は本資料中の「熱影響部」に相当する。
注2：当社にて一部を朱書き

 国内プラントの監視試験
データの実績
熱影響部の遷移温度（Tr30）は基本的に母材の遷移温度よりも低く，
熱影響部の照射脆化は母材の照射脆化により代表できると考えられる。

熱影響部遷移温度（初期）

熱影響部遷移温度（照射後）

熱影響部遷移温度は母材と比べて低い傾向

熱影響部遷移温度は母材と比べて低い傾向

母材遷移温度（初期）＜グラフ出典＞「軽水炉圧力容器鋼材の照射脆化予測法の式化に関する研究-照射脆化予測法の開発- 研究報告：
Q06019」 （平成19年4月 財団法人 電力中央研究所）【凡例】：マージン（2σ）(JEAC4201より)：標準偏差（σ）（母材12℃）

母材遷移温度（照射後）

注：当社にてグラフに記載追加

高経年化-184

＜参考＞監視試験片の再生について（4／4）○監視試験について母材で代表できることに関する知見
 米国等海外プラントの動向
ASTM＊1 E185などにおいても，熱影響部の監視試験片は不要とされている。
（米国では，米国プラントの監視試験データにおいて熱影響部が母材に比べ高靭性であり，また，熱影響部材料は不均一な性質であるため，熱影響部のシャルピー試験データに有意なばらつきがあることを考慮し，熱影響部の試験を除外し母材で代表する方向で規格改訂され，NRC ＊2にエンドースされている。）＊1ASTM規格：国際標準の工業規格＊2NRC：NUCLEAR REGULATORY COMMISSION（原子力規制委員会）
Final Rule Publication Date: 12/15/2020

ASTM E185 - 1982
Beltline Base, Weld and HAZ

ASTM E185 - 1993
Beltline Base, Weld

NRC: Planned Rulemaking Activities- Reactor Vessel Material Surveillance Program Requirements (Appendix H)

Approved【NRC結論（本文）】The heat-affected zone has been shown to exhibit superior fracture
toughness compared to the base metal. In addition, test results fromsurveillance specimens have shown significant scatter of the heat-affectedzone Charpy test data because of the inhomogeneous nature of the heataffected zone material. This was the basis for eliminating the requirement forheat-affected zone specimens after the 1994 edition of ASTM E 185; thus, it
is no longer prudent to require

高経年化-185

２．４ 照射誘起型応力腐食割れ−評価対象
以下のとおり，部位ごとに割れの可能性について評価した結果，炉心シュラウドH4周溶接
継手の内面については，可能性を否定できないことから，詳細に評価することとした。

炉内構造物の照射誘起型応力腐食割れ発生の可能性評価結果
炉内構造物
照射誘起型応力腐食割れ発生の可能性評価
炉心シュラウド 中間胴
H4周溶接継手（熱影響部含む）内面しきい照射量を超えるものの，内面には水素注入に対して触媒効果のある貴金属をコーティングして，局部的に腐食環境の改善効果を向上させているため，照射誘起型応力腐食割れが発生する可能性は小さいものの，
将来にわたって発生することが否定できない。

炉心シュラウド 中間胴
H4周溶接継手（熱影響部含む）外面しきい照射量を超えるものの，外面にはウォータージェットピーニング施工による残留応力の改善を行っていることから，照射誘起型応力腐食割れが発生する可能性はないと評価する。

炉心シュラウド中間胴の母材部

しきい照射量を超えるものの，溶接による残留引張応力はなく，運転中の差圧，熱，自重等に起因する引張応力成分が低いことから，照射誘起型応力腐食割れが発生する可能性はないと評価する。

上部格子板のグリッドプレート

しきい照射量を超えるものの，溶接部がないため溶接による残留引張応
力はなく，運転中の差圧，熱，自重等に起因する引張応力成分は低いことから，照射誘起型応力腐食割れが発生する可能性はないと評価する。

高経年化-186

２．４ 照射誘起型応力腐食割れ−評価手法及び評価条件
評価手法：これまでの点検で割れを確認していないが，割れが発生したことを仮定して，応力拡大係数を算出し，破壊靭性値を下回ることを確認する。
評価条件：維持規格*に基づき，適切な破壊靭性値を設定するため，共同研究の成果である破壊靭性評価式を適用した。
*：日本機械学会 発電用原子力設備規格 維持規格（2008）

1. 国内外より，軽水炉環境（中性子照射，温度），材料（SUS304系，SUS316系）を考慮し試験データを収集

注）NUREG/CR: US Nuclear Regulatory Commission Regulation

3. モデル式に基づき，試験データの全データの下限値を包絡する破壊靭性評価式を策定

維持規格 添付E-14に示される
破壊靭性値データ**：発電設備技術検査協会「原子力プラント長寿命化技術開発に関する調査報告書（平成3年度）」

中性子照射量に応じた破壊靭性値の算出が可能

共同研究における破壊靭性評価式の策定方法
高経年化-187

収集された破壊靭性値の試験データ群

２．４ 照射誘起型応力腐食割れ−評価条件
下図のとおり，国内外から集めたデータの下限包絡線を破壊靭性評価式とした。評価式より
６０年時点の破壊靭性値は75MPa√m と評価した。
現時点の中性子照射量：約9.8×1024n/m2⇒破壊靭性値：158MPa√m

運転開始後60年時点の中性子照射量：約1.6×1025n/m2⇒破壊靭性値：75MPa√m：維持規格に示される値：破壊靭性評価式■ ：全データ点

維持規格 添付E-14で示すクライテリア
中性子照射量＞8×1024n/m2は，43.2MPa√mを用いてもよいとしている

維持規格 添付E-14に示される
破壊靭性値（43.2MPa√m）データ

破壊靭性評価式
高経年化-188

２．４ 照射誘起型応力腐食割れ−評価結果
溶接残留応力を考慮すると，応力拡大係数は板厚中央近傍でゼロとなる見込みであるが，表面は大きな値となり，周方向の亀裂進展が想定されること及び周方向に複数の応力腐食割れの発生を想定し，内表面全周亀裂を想定した評価を実施する。

Ｄi＜応力拡大係数の算出＞
維持規格（2012）の添付-5に基づく式を用いて応力拡大係数を算出

ａ ：亀裂深さ［m］
ｔ ：炉心シュラウドの板厚σ0〜σp ：板厚方向の応力分布を四次多項式（板厚で規格化）で与えたときの係数
ただし，σpは円筒内表面の欠陥に作用する膜応力
Ｇ0〜Ｇ4：管厚比（内半径/板厚）及び欠陥深さ（亀裂深さ／板厚）から決定される補正係数ｔａａ ： 亀裂深さｔ ： 炉心シュラウドの板厚
Ｄi ： 炉心シュラウドの内径

炉心シュラウドH4周溶接継手の内表面全周に初期亀裂を想定 深さａ0＝1.0 [mm]

亀裂想定位置及び評価モデル
応力拡大係数（73.8MPa√m）は，安全率を考慮した場合でも運転開始後６０年時点の破壊靭性値（75MPa√m）を下回ることを確認した。
高経年化-189

２．４ 照射誘起型応力腐食割れ−現状保全 （1／5）① 点検状況（炉心シュラウド）表１ 維持規格に基づく点検内容
点検対象
炉心シュラウド
周溶接継手H4

点検方法

点検頻度

内面

MVT-1

運転時間で5〜15年

外面

MVT-1

運転時間で5〜15年

VT-3

10年

炉心シュラウド

至近の点検実績
第24回定期検査（2009年）
第25回施設定期検査（2015年）
第25回施設定期検査（2015年）

点検結果
良
良
良

表２ 維持規格に基づく点検に加えて実施する点検内容
点検対象

点検方法

点検頻度

至近の点検実績

点検結果

炉心シュラウド周溶接
継手H4内面MVT-1

4定期検査毎第24回定期検査（2009年）

良＜判定基準＞
MVT-1：表面について，摩耗，き裂，腐食，浸食等の異常がないこと。
VT-3 ：過度の変形，心合わせ不良，傾き，部品の破損及び脱落がないこと。

高経年化-190

２．４ 照射誘起型応力腐食割れ−現状保全 （2／5）① 点検状況（炉心シュラウド）（続き）

図 炉心シュラウド展開図と点検範囲
高経年化-191

２．４ 照射誘起型応力腐食割れ−現状保全 （3／5）② 応力腐食割れに対する予防保全対策
発生因子

炉心シュラウド応力

 ウォータージェットピーニング施工による溶接残留応力の改善(1999年)
（外面）

材料

 低炭素ステンレス鋼SUS304Lを使用（全体）環境 水素注入による腐食電位の低減(1997年1月〜)（全体）
 貴金属コーティング施工による腐食環境の改善(1999年)（内面）

高経年化-192

２．４ 照射誘起型応力腐食割れ−現状保全 （4／5） WJP施工について
ウォータージェットピーニング施工（ＷＪＰ）とは，高圧水を水中でノズルから噴射することにより，発生させたキャビ
テーションを含むジェットで，機器表面をピーニングすることにより，材料表面の引張残留応力を圧縮側に改善する方法である。

ＷＪＰによる引張残留応力改善の原理**：日本原子力技術協会 予防保全工法ガイドライン［ピーニング工法］より

高経年化-193

ＷＪＰの現場施工の概要

２．４ 照射誘起型応力腐食割れ−現状保全 （5／5）② 応力腐食割れに対する予防保全対策（続き）

しきい照射量 約5×1024 n/m2 ［E＞1MeV］の照射量を超える範囲

図 炉心シュラウド 応力・環境改善箇所概要図（1999年第17回定期検査）

高経年化-194２．４ 照射誘起型応力腐食割れ−制御棒の評価 （1／4）① 中性子照射量と照射誘起型応力腐食割れの感受性の関係
・制御棒に使用されているオーステナイト系ステンレス鋼は，しきい照射量 （SUS304：
約 5×1024 n/m2 ，SUS316：約 1×1025 n/m2 ）以上の中性子照射量を受けた場合に照射誘起型応力腐食割れの感受性が現れると考えられている。
②高い照射量を受ける制御棒上部の使用材料は，一部を除きステンレス鋼である。
（東海第二の制御棒は，ボロン・カーバイド型）
部位

A社製

制御材被覆管SUS304相当

シース

SUS304相当

B社製
SUS304相当
SUS304L相当
SUS316L

タイロッド

SUS304相当

SUS316L

ピン

コバルト基合金

ステンレス鋼上部ハンドル

SUS304相当

SUS316L

高経年化-195２．４ 照射誘起型応力腐食割れ−制御棒の評価 （2／4）③制御棒の照射誘起型応力腐食割れ発生の可能性評価• 制御棒は，核的寿命に対して保守的に定めた運用基準（取替基準：2.0×1025 n/m2（熱中性子），取替目標値：1.5×1025 n/m2（熱中性子））に基づき取替を実施している。

➡照射量の観点から，照射誘起型応力腐食割れが発生する可能性は否定できない。
• 制御材被覆管，シース，タイロッド，ピン，上部ハンドルは溶接熱影響部に引張残留応力が存在する。また，制御材被覆管には，制御材の熱中性子捕獲による10B（n，α）7Li
反応によるHe発生に伴う内圧上昇，並びに制御材の体積膨張によって引張応力が作用する。

➡応力の観点から，照射誘起型応力腐食割れの発生する可能性は否定できない。
• 制御材被覆管に照射誘起型応力腐食割れが発生した場合，内部のボロン・カーバイドの流出によって原子炉水のトリチウム濃度が上昇する。

➡定期的にトリチウム濃度の測定（３か月に１度）を実施。トリチウム濃度の急上昇はなく，制御材被覆管に照射誘起型応力腐食割れによるボロン・カーバイドの流出がないことを確認している。

高経年化-196２．４ 照射誘起型応力腐食割れ−制御棒の評価 （3／4）（２）現状保全①点検状況• 定期検査毎に実施している原子炉停止余裕検査，制御棒駆動水圧系機能検査及び制御棒駆動機構機能検査により，制御棒の制御能力及び動作性に問題が生じていないことを確認している。
②応力腐食割れに対する予防保全対策
発生因子

対 策

応力

 溶接部の残留応力低減（取替品）
 製造時の不純物管理， 上部
ハンドルガイドローラのピン穴に通水溝（取替品）（右図）

材料

 低炭素ステンレス鋼SUS316L，
SUS304Lを使用（取替品）環境 水素注入による腐食電位の低減 (1997年1月〜)

高経年化-197

図 上部ハンドルガイドローラのピン穴長穴構造化

２．４ 照射誘起型応力腐食割れ−制御棒の評価 （4／4）（３）総合評価• 制御棒は，照射量及び応力の観点から，ステンレス鋼を使用している上部に位置する部位について照射誘起型応力腐食割れが発生する可能性は否定できない。
• しかしながら，運用基準に基づく制御棒の取替，定期検査毎の原子炉停止余裕検査，制御棒駆動水圧系機能検査及び制御棒駆動機構機能検査を実施していくことで，機能上の観点から健全性の確認は可能と判断する。
• また，定期的なトリチウム濃度の測定によって，制御材被覆管の照射誘起型応力腐食割れによるボロン・カーバイドの流出がないことを確認している。
• したがって，照射誘起型応力腐食割れの発生及び進展を前提としても，これらの運用を継続することで，技術基準規則第36条及び第59条に定める制御棒の機能は維持できることから，技術基準規則に定める基準に適合するものと判断する。
• なお，新制御棒については，製造時の不純物管理を徹底するとともに，応力腐食割れ対策品とすることで，照射誘起型応力腐食割れが発生する可能性を低減できると考える。
（４）高経年化への対応• 制御棒の照射誘起型応力腐食割れに対しては，高経年化対策の観点から現状保全の内容に追加すべき項目はない。
高経年化-198

２．５ ２相ステンレス鋼の熱時効−評価対象の選定 （1／3）
評価対象は以下のとおりとした。
○使用温度が250 ℃以上○使用材料が2相ステンレス鋼（ステンレ
ス鋼鋳鋼）
以下について定量評価を行うこととした。
○亀裂の原因となる経年劣化事象の発生が想定される

評価対象部位（ステンレス鋼鋳鋼で最高使用温度250℃以上）

NO
使用温度が250℃以上

YES

評価対象外

亀裂の原因となる経年劣化事象が想定されるか

無有フローにすると右図のようになるが，低サイ
クル疲労を想定する部位であっても疲労累積
係数は1以下であり，その他亀裂の原因となる経年劣化事象がないため，定量評価の対象となる部位は抽出されなかった。

有

このため，保守的に低サイクル疲労を想定する部位について評価を行うこととした。

疲労割れ*以外の亀裂の原因となる
経年劣化事象が想定されるか

無*：低サイクル疲労割れ

NO
疲労累積係数が1を超えるか

YES

点検により確認ができない

NO

YES

同一機種の最大値を抽出

次ページに全評価対象と評価要否を示す。
定量評価

高経年化-199

定量評価対象外２．５ ２相ステンレス鋼の熱時効−評価対象の選定 （2／3）
全評価対象
機種分類

機器名称
原子炉冷却材浄化系循環ポンプ

ポンプ
原子炉再循環ポンプ

原子炉再循環ポンプ入口弁（代表機器以外）

原子炉再循環ポンプ出口弁（代表機器）

残留熱除去系シャットダウンライン隔離弁（代表機器以外）

残留熱除去系停止時冷却ライン手動弁（代表機器以外）
仕切弁

原子炉隔離時冷却系注入弁（代表機器以外）

原子炉冷却材浄化系隔離弁（代表機器以外）

原子炉冷却材浄化系吸込弁（代表機器以外）

原子炉圧力容器底部ドレン弁（代表機器以外）

玉型弁

逆止弁

安全弁
ボール弁

原子炉冷却材浄化系再生熱交換器 管側入口弁（代表機器以外）
残留熱除去系ヘッドスプレイ隔離弁
残留熱除去系シャットダウン注入弁
原子炉冷却材浄化系原子炉戻り弁
原子炉冷却材浄化吸込弁
原子炉圧力容器底部ドレンバイパス弁
原子炉冷却材浄化系再生熱交換器バイパス弁
ほう酸水注入系テスト逆止弁
残留熱除去系ヘッドスプレイライン逆止弁
残留熱除去系停止時冷却ラインテスト逆止弁
原子炉隔離時冷却系外側テスト逆止弁
原子炉戻り配管逆止弁
残留熱除去系停止時冷却入口ライン安全弁
排ガス復水器胴側安全弁
原子炉再循環ポンプ流量制御弁
制御棒

機械設備

炉内構造物

*1：図1の熱時効スクリーニングフローによるスクリーニング結果を記載している。
*2：劣化状況評価書にて，高経年化対策上着目すべき経年劣化事象としている部位を示している。

制御棒駆動機構

対象部位
ケーシング
ケーシングカバー
ケーシング
ケーシングカバー
ケーシングリング
羽根車
水中軸受

*1

定量評価対象外定量評価対象外定量評価対象外定量評価対象外定量評価対象外定量評価対象外定量評価対象外最高使用温度
【℃】

使用温度
【℃】

亀裂の原因となる
経年劣化事象 *2

疲労累積係数

302
302
302
302
302
302
302

285
285
285
285
285
285
285

―
―
疲労割れ
―
―
―
―

―
―
1以下
―
―
―
―

弁箱

定量評価対象外

302

285

疲労割れ

―

弁ふた，弁体

定量評価対象外

302

285

―

―

弁箱

定量評価対象外

302

285

疲労割れ

1以下

弁ふた，弁体

定量評価対象外

302

285

―

―

弁箱

定量評価対象外

302

285

疲労割れ

―

弁ふた，弁体

定量評価対象外

302

285

―

―

弁箱

定量評価対象外

302

285

疲労割れ

―

弁ふた，弁体

定量評価対象外

302

285

―

―

弁箱

定量評価対象外

302

285

疲労割れ

―

弁ふた，弁体

定量評価対象外

302

285

―

―

弁箱

定量評価対象外

302

285

疲労割れ

―

弁ふた，弁体

定量評価対象外

302

285

―

―

弁箱

定量評価対象外

302

285

疲労割れ

―

弁ふた，弁体

定量評価対象外

302

285

―

―

弁箱

定量評価対象外

302

285

疲労割れ

―

弁ふた，弁体

定量評価対象外

302

285

―

―

備考

疲労割れを評価し，許容値を満たすことを確認

代表機器と比較して条件が同等であるため，疲労割れ発生の可能性は小さい

代表機器として，疲労割れを評価し，許容値を満たすことを確認

代表機器と比較して条件が同等であるため，疲労割れ発生の可能性は小さい

代表機器と比較して条件が同等であるため，疲労割れ発生の可能性は小さい

代表機器と比較して条件が同等であるため，疲労割れ発生の可能性は小さい

代表機器と比較して条件が同等であるため，疲労割れ発生の可能性は小さい

代表機器と比較して条件が同等であるため，疲労割れ発生の可能性は小さい

代表機器と比較して条件が同等であるため，疲労割れ発生の可能性は小さい

弁箱

定量評価対象外

302

285

疲労割れ

―

弁箱，弁ふた弁箱，弁ふた弁箱，弁ふた弁箱，弁ふた弁箱，弁ふた弁箱，弁ふた弁箱，アーム弁箱，アーム弁箱，アーム弁箱，アーム弁箱弁箱弁箱弁箱弁ふた，ボールシャフト
落下速度リミッタ
コレットピストン，
コレットリティナチューブ

定量評価対象外定量評価対象外定量評価対象外定量評価対象外定量評価対象外定量評価対象外定量評価対象外定量評価対象外定量評価対象外定量評価対象外定量評価対象外
評価対象外
評価対象外
定量評価対象外定量評価対象外定量評価対象外

302
302
302
302
302
302
302
302
302
302
302
302
538
302
302
302

285
285
285
285
285
285
285
285
285
285
285
250℃未満250℃未満
285
285
285

―
―
―
―
―
―
―
―
―
―
―
―
―
疲労割れ
―
―

―
―
―
―
―
―
―
―
―
―
―
―
―
1以下
―
―

評価対象外

302

250℃未満――冷却流路に設置されているため，使用温度は250℃未満

評価対象外

250℃以上250℃以上――運転時間（時効時間）が短いため

定量評価対象外定量評価対象外定量評価対象外定量評価対象外定量評価対象外定量評価対象外

302
302
302
302
302
302

285
285
285
285
285
285

―
―
―
―
―
―

―
―
―
―
―
―

ディーゼル機関本体

過給機ノズル

燃料支持金具（中央，周辺）
制御棒案内管
炉心スプレイ配管・スパージャ

中央燃料支持金具
ベース
ノズル
インレットミキサ
ディフューザリストレーナブラケット

ジェットポンプ

評価結果

高経年化-200

代表機器と比較して条件が同等であるため，疲労割れ発生の可能性は小さい

運用上，使用温度が250℃未満
熱流動解析の結果，使用温度が250℃未満
疲労割れを評価し，許容値を満たすことを確認

２．５ ２相ステンレス鋼の熱時効−評価対象の選定 （3／3）
代表の選定
機種分類

ポンプ

仕切弁

ボール弁

対象機器

対象部位

原子炉再循環ポンプ

ケーシング

原子炉再循環ポンプ
入口弁

弁箱

原子炉再循環ポンプ
出口弁

弁箱

残留熱除去系シャット
ダウンライン隔離弁

弁箱

重大事故
等時の
機能要求

選定
結果

198.5
190.7
146.7
142.6
119.4
128.4
65.2
67.2
39.9
41.6
63.5

無し

○

285

111.0

有り

約13.8
約14.3
約13.1
約14.1

285
285
285
285

158.3
195.9
126.8
115.1

無し

機器
番号

フェライト量
[％]

使用温度
[℃]

発生応力
[MPa]

C001A
C001B
F023A
F023B
F067A
F067B
F008
F009
F090A
F090B
F091

約21.1
約19.6
約24.3
約20.1
約19.3
約22.6
約12.9
約11.6
約14.7
約13.0
約8.5

285
285
285
285
285
285
285
285
285
285
285

F013

約12.6

F001
F004
F100
F106

無し
無し
無し
無し
無し
有り
有り
有り

残留熱除去系
停止時冷却ライン
手動弁

弁箱

原子炉隔離時冷却系
注入弁

弁箱

原子炉冷却材浄化系
隔離弁

弁箱

原子炉冷却材浄化系
吸込弁

弁箱

原子炉圧力容器底部
ドレン弁

弁箱

F101

約12.0

285

146.9

無し

原子炉冷却材浄化系
再生熱交換器管側
入口弁

弁箱

F105

約8.4

285

―

無し

原子炉再循環ポンプ
流量制御弁

弁箱

F060A
F060B

約23.1
約15.9

285
285

140.1
155.8

無し

高経年化-201

有り
有り

無し
無し
無し

無し

○

２．５ ２相ステンレス鋼の熱時効−①脆化予測，②-１想定亀裂①評価対象期間の脆化予測
脆化予測モデル（「Proceeding of ASME PVP 2005-71528」で公開されたH3Tモデル*1）を用いて，熱時効後のステンレス鋼鋳鋼の亀裂進展抵抗(破壊靭性値)を予測した。
亀裂進展抵抗（破壊靭性値：JIC，J6）評価結果
対象機器・部位

JIC[kJ/m2]

J6[kJ/m2]

原子炉再循環ポンプのケーシング

64.2

234.3

原子炉再循環ポンプ入口弁の弁箱

47.4

178.1

*1：H3Tモデルは，熱時効により低下する亀裂進展抵抗（破壊靭性値）を予測するために開発されたものであり，複数の鋼種や製造方法の材料により取得された材料データに基づき，フェライト量から熱時効後の材料の亀裂進展抵抗を予測するものである。本評価では保守的にばらつきの下限線（−2S）を用いて，運転開始後60年時点における亀裂進展抵抗を予測している。

②-1想定亀裂の評価（1/3）
初期欠陥は，社団法人 日本電気協会「原子力発電所配管破損防護設計技術指針（JEAG
4613-1998）」及び原子炉安全基準専門部会報告書の『配管の破断に伴う「内部発生飛来物に対する設計上の考慮」について』を参考に設定している。

初期欠陥の形状

高経年化-202２．５ ２相ステンレス鋼の熱時効−②-１想定亀裂②-1想定亀裂の評価（2/3）
ポンプケーシング内面及び弁箱内面に仮定した初期欠陥がプラント運転時に生じる応力サイクルにより運転開始後60年時点までに進展する量を算出した。

da/dN：疲労亀裂進展速度[m/cycle]：負荷上昇時間[s]trtr = 1(tr<1の場合)
tr = 1000(tr が定義できない場合)

ΔＫ
R
Ｋmax，Ｋmin：応力拡大係数の変動範囲[MPa√m]：応力比[Kmin/Kmax]：最大及び最小応力拡大係数[MPa√m]

疲労亀裂進展速度は，BWR環境中を考慮した式であり，保守的な評価となる社団法人
日本機械学会「発電用原子力設備規格 維持規格（2008年版）」に規定されているオーステ
ナイト系ステンレス鋼のBWR環境中の疲労亀裂進展速度を用いて算出している。
応力サイクルは，実績過渡回数に基づいて，運転開始後60年時点までを想定したものであるが，2020年9月以降の期間は実績より保守的*な過渡回数を想定した。
応力拡大係数は，供用状態A，B及び地震荷重を考慮した内圧・熱応力・曲げモーメント
荷重を用いて算出している。
*：評価条件として，2011年3月から2020年8月末まで冷温停止状態，2020年9月以降の発生頻度は実績の1.5倍以上を想定。

高経年化-203２．５ ２相ステンレス鋼の熱時効−②-１想定亀裂②-1想定亀裂の評価（3/3）
疲労亀裂進展解析の結果は下表のとおりであり，運転開始後60年時点までの進展を想定しても貫通に至らない。
疲労亀裂進展解析結果
原子炉再循環ポンプのケーシング（吸込側ノズル部）[板厚*1 ：t＝33.4 mm]
亀裂深さ[mm]

亀裂長さ[mm]備考

初期a0 = 6.7

2c0 = 33.4

−

60年
想定時

a = 9.82c = 35.6⊿a*2 = 3.1 mm
2⊿c*2 = 2.2 mm

評価用初期欠陥a0 = 0.2t
2c0 = 1.0t

原子炉再循環ポンプ入口弁の弁箱（入口側）[板厚*1 ：t＝37.0 mm]

初期
60年
想定時

亀裂深さ[mm]

亀裂長さ[mm]

備考

a0 = 7.4

2c0 = 37.0−

2c = 38.2⊿a*2 = 1.7 mm2⊿c*2 = 1.2 mm

a = 9.1

疲労亀裂進展解析
a = a0 + ⊿a*22c = 2(c0 + ⊿c*2)*1：初期亀裂長さ（2c0）である板厚（t）は，評価に用いる応力を保守的に評価するため，評価対象部位の公称板厚及び実測値のうち，最小板厚部（断面積が小さい）の値を用いている。
*2：⊿a，⊿cは供用期間中の疲労亀裂進展量

高経年化-204２．５ ２相ステンレス鋼の熱時効−②-2評価用想定亀裂②-2評価用想定亀裂評価では，安全側に評価するため，４.（２）項で算出した疲労亀裂を貫通亀裂に置き換える。

（貫通亀裂）

亀裂安定性評価用想定亀裂
対象機器・部位

亀裂長さ[mm]

板厚[mm]

原子炉再循環ポンプのケーシング

2c = 35.6

t = 33.4

原子炉再循環ポンプ
入口弁の弁箱2c = 38.2

t = 37.0

高経年化-205

２．５ ２相ステンレス鋼の熱時効−③亀裂進展力（Japp）③亀裂進展力（Japp） の評価（1/2）
亀裂進展力を評価する際に想定する発生応力は，破壊に寄与する荷重である一次応力（内圧，自重，地震（Ss））に，安全側に二次応力の熱膨張荷重を加えたものである。評価に用いた発生応力の詳細を以下に示す。
発生応力の詳細
対象機器・部位

原子炉再循環ポンプのケーシング

原子炉再循環ポンプ
入口弁の弁箱

一次応力

応力分類

二次応力の
熱膨張荷重

合計

自重

内圧

地震（Ss）

膜応力[MPa]

―

34.0

―

―

34.0
（43.2）*1

曲げ応力[MPa]

4.7

―

133.3

26.5

164.5
(207.3) *1

膜応力[MPa]

―

42.4

―

―

42.4
（45.0）*1

曲げ応力[MPa]

6.5

―

70.1

27.7

104.3
(109.6) *1＊1：表中の（ ）内は，最小板厚部での発生応力を示している。

高経年化-206

２．５ ２相ステンレス鋼の熱時効−③亀裂進展力（Japp）（４）亀裂進展力（Japp） の評価（2/2）
亀裂進展力は，評価部位の応力と亀裂長さが板厚の1倍，3倍，5倍及び亀裂進展解析結果（60年想定亀裂）の亀裂安定性評価用想定亀裂を用いて，「DUCTILE FRACTURE
HANDBOOK」 EPRI NP-6301-D(1989) のvolume1の1章2項2.1〜2.3節にあるJ積分の解析
解により算出する。
亀裂進展力の評価結果
初期欠陥 60年想定亀裂 亀裂想定
亀裂想定
(板厚の1倍) 進展解析結果 (板厚の3倍) (板厚の5倍)

対象機器・部位

原子炉再循環ポンプのケーシング

原子炉再循環ポンプ
入口弁の弁箱亀裂長さ
2c[mm]

33.4

35.6

100.2

167.0

亀裂進展力
Japp[kJ/m2]

44

47

172

398

亀裂長さ
2c[mm]

37.0

38.2

111.0

185.0

亀裂進展力
Japp[kJ/m2]

7

8

25

53

高経年化-207２．５ ２相ステンレス鋼の熱時効−フェライトの算出方法○フェライト量は，下表に示す製造時の材料成分を用いて，「Standard
Practice for Steel Casting, Austenitic Alloy, Estimating Ferrite
Content Thereof (ASTM A800/A800M-14)」に示される線図（図１）より決定した。
表 ミルシートによる材料成分
化学成分（溶鋼分析）[％]対象機器・部位

材質

Cre/NieC

原子炉再循環ポンプのケーシング
原子炉再循環ポ
ンプ入口弁の弁
箱

Si

Mn

Cr

Ni

Mo

Nb*

N*

中央値
上限値
Cre/Nie=1.45
Cre/Nie=1.41
Cre/Nie=1.41
下限値

フェライト
量
F[％]
約21.1 %

ASME
SA351
CF8M

―

―

約1.41

約21.1

ASTM
A351
CF8M

―

―

約1.45

約24.3

*：Nb，Nの化学成分は規格上の規定値がなく，製造時のミルシートに記載がないため，当該化学成分値を0 %として評価している。
（参考）Nb , Nの化学成分による影響は，文献値や他プラントの材料データを用いて試算するとフェライト量が少なくなることを確認。➡ 保守的な評価を目的としてフェライト量が多くなる0 %に設定。

約21.1%
約24.3 %

図１ フェライト量導出図○：原子炉再循環ポンプケーシング●：原子炉再循環ポンプ入口弁

平均値下限側として平均値-2S（Sは標準偏差）を設定○図１のとおり，フェライト量は上・下限値がありばらつきが発生し得る。
Δ A-JⅠc

これを踏まえ，各フェライト量毎の靭性値（熱時効時間無限大時）係数の算出に際しては，図２のとおり各材料データに基づく係数の平均値（実線）-2S（Sは標準偏差）の下限値（破線）を用い評価を行うことで，保守性を確保している。

（別紙 H3Tモデルの定数参照)･平均値（実線）：Predicted Ave.Value･下限値（破線）：Lower bound(-2S)

高経年化-208

図2 靭性値（熱時効時間無限大時）

２．５ ２相ステンレス鋼の熱時効−フェライトの算出結果○フェライトの算出結果は下表のとおりとなり，フェライト量が最も多いのは「原子炉再循環ポンプ入口弁」となり，また，発生応力が最も大きいのは「原子炉再循環ポンプケーシング」となった。
熱時効の代表評価対象部位の選定表
機器番号フェライト量
[％]

使用温度
[℃]

発生応力
[MPa]

重大事故
等時の
機能要求

C001A
C001B
F023A
F023B
F067A
F067B
F008
F009
F090A
F090B
F091

約21.1
約19.6
約24.3
約20.1
約19.3
約22.6
約12.9
約11.6
約14.7
約13.0
約8.5

285
285
285
285
285
285
285
285
285
285
285

198.5
190.7
146.7
142.6
119.4
128.4
65.2
67.2
39.9
41.6
63.5

無し
無し
無し
無し
無し
無し
有り
有り
有り
有り
有り

F013

約12.6

285

111.0

有り

F001
F004
F100
F106

約13.8
約14.3
約13.1
約14.1

285
285
285
285

158.3
195.9
126.8
115.1

無し
無し
無し
無し

弁箱

F101

約12.0

285

146.9

無し

原子炉冷却材浄化系
再生熱交換器管側
入口弁

弁箱

F105

約8.4

285

―

無し

原子炉再循環ポンプ
流量制御弁

弁箱

F060A
F060B

約23.1
約15.9

285
285

140.1
155.8

無し
無し

機種分類

対象機器

対象部位

ポンプ

原子炉再循環ポンプ

ケーシング

原子炉再循環ポンプ
入口弁

弁箱

原子炉再循環ポンプ
出口弁

弁箱

残留熱除去系シャット
ダウンライン隔離弁

弁箱

残留熱除去系
停止時冷却ライン
手動弁

弁箱

原子炉隔離時冷却系
注入弁

弁箱

原子炉冷却材浄化系
隔離弁

弁箱

原子炉冷却材浄化系
吸込弁

弁箱

原子炉圧力容器底部
ドレン弁

仕切弁

ボール弁

選定
結果
○
○

○上記に基づく評価対象部位の選定の結果，フェライト量が最も多い原子炉再循環ポンプ入口弁の弁箱をフェライト量の代表評価対象部位として選定した。
○また，発生応力が最も大きい原子炉再循環ポンプのケーシングを発生応力の代表評価対象部位として選定した。
高経年化-209２．５ ２相ステンレス鋼の熱時効−フェライト量による靭性への影響〇フェライトとは，酸化鉄（Fe2O3）を主成分とする磁性酸化物であり，溶接時の高温割れ防止のため金属組織中に含有させる。一般に，フェライト含有量が多い材料は，温度が上昇すると硬くなり，粘り強さが低下する。これを靭性が低下するという。
○フェライト含有量による靭性への影響
・図3のとおり，靭性への影響はグラフの凡例記載のF23 > F15 > F8の順。F8は靭性の顕著な低下が認められない。
→フェライト含有量が 高い＝靭性の感受性が高く，機械的性質（シャルピー衝撃値）が低下する。
ただし，靭性低下単体の劣化では，材料に亀裂の発生・進展がなければ問題とはならない。
⇒設備の保全にて，亀裂の有無を確認していく。
F8（フェライト含有量が少ない）の靭性低下“小”フェライト量
多い⇒
中間⇒
少ない⇒

F23 （フェライト含有量が多い）の靭性低下“大”＊凡例のF23はﾌｪﾗｲﾄ量23％を示す。

図3 時効時間によるシャルピー衝撃値の変化
出典：「２相ステンレス鋼の熱時効機構に関する研究」 山田 卓洋，根岸 和生，工藤 大介，桑野 寿＜抜粋＞

高経年化-210

２．５ ２相ステンレス鋼の熱時効−フェライト量による脆性予測モデルへの影響○フェライト含有量による脆性予測モデルへの影響
・熱時効評価は「図4 熱時効評価の流れ」により実施する。
・破壊靭性値の評価においてフェライト量が支配的に影響するのは「亀裂進展抵抗」の算出が該当。（図4の赤枠部）→亀裂進展抵抗の予測式（H3Tモデル）にて，フェライト量は
破壊靭性値を低下させる定数として考慮されている。

H3Tモデルの定数＊１（JⅠCの箇所＜抜粋＞）

S：標準偏差亀裂進展抵抗（破壊靭性値）の予測式（H3Tモデル）
出典：「S.Kawaguchi et al.,”PREDICTION METHOD OF TENSILE PROPERTIES AND FRACTURE TOUGHNESS OF THERMALLY AGED CASTDUPLEX STAINLESS STEEL PIPING”,ASME PVP 2005-71528」

高経年化-211２．６ コンクリートの強度及び遮蔽能力低下−評価対象（鉄骨構造物含む）
経年劣化事象に対する劣化要因毎の評価対象部位
構造種別

コンクリート構造物

経年劣化事象

劣化要因

放射線照射

原子炉建屋
（非常用ディーゼ
原子炉圧力
原子炉圧力
ル発電機海水系
容器
容器
配管トレンチ，廃ペデスタル，
ペデスタル
棄物処理棟及び一次遮蔽壁○
廃棄物処理建屋
○
含む）
代表構造物

タービン建屋取水口構造物

機械設備
（鉄骨部）

強度低下

強度低下

遮蔽能力 耐火能力
低下
低下

強度低下

熱

鉄骨構造物

中性化

塩分
浸透

アルカリ
骨材反応

凍結
融解

機械
振動

熱

火災など
の熱

腐食

風などに
よる疲労

○

○

△

▲

○

ガンマ線
遮蔽壁
○

▲

△

▲

タービン
発電機
架台
○

▲

△

▲

外壁
（屋内面）
○

○

△

▲

気中帯
○

気中帯
干満帯
海中帯
○

△

▲

風などに
よる疲労

▲

主排気筒

△

非常用ガス処理
系排気筒△○ ： 高経年化対策上着目すべき経年劣化事象△ ： 高経年化対策上着目すべき経年劣化事象ではない事象（日常劣化管理事象）▲：（同 上）（日常劣化管理事象以外）

高経年化-212：評価対象部位

２．６ コンクリートの強度及び遮蔽能力低下−審査基準の要求事項（1/2）
構造物の経年劣化事象，劣化要因に対して審査基準の要求事項を下表に示す。
審査基準

要求事項

実用発電用原子炉の運転の期間の延長の審査基準(1) コンクリートの強度低下① 熱○評価対象部位のコンクリートの温度が制限値（貫通部は90 ℃，その他の部位は65 ℃）を超えたことがある場合は，耐力評価を行い，その結果，当該部位を構成する部材又は構造体の耐力が設計荷重を上回ること。
② 放射線照射○評価対象部位の累積放射線照射量が，コンクリート強度に影響を及ぼす可能性のある値を超えている又は超える可能性が認められる場合は，耐力評価を行い，その結果，当該部位を構成する部材又は構造体の耐力が設計荷重を上回ること。
③ 中性化○評価対象部位の中性化深さが，鉄筋が腐食し始める深さまで進行しているか又は進行する可能性が認められる場合は，耐力評価を行い，その結果，当該部位を構成する部材又は構造体の耐力が設計荷重を上回ること。
④ 塩分浸透○評価対象部位に塩分浸透による鉄筋腐食により有意なひび割れが発生しているか又は発生する可能性が認められる場合は，耐力評価を行い，その結果，当該部位を構成する部材又は構造体の耐力が設計荷重を上回ること。
⑤ アルカリ骨材反応○評価対象部位にアルカリ骨材反応による有意なひび割れが発生している場合は，耐力評価を行い，その結果，当該部位を構成する部材又は構造体の耐力が設計荷重を上回ること。

高経年化-213２．６ コンクリートの強度及び遮蔽能力低下−審査基準の要求事項（2/2）

審査基準

要求事項
⑥ 機械振動○評価対象機器のコンクリート基礎への定着部周辺コンクリート表面に機械振動による有意なひび割れが発生している場合は，耐力評価を行い，その結果，当該部位を構成する部材又は構造体の耐力が設計荷重を上回ること。
⑦ 凍結融解○評価対象部位に凍結融解による有意なひび割れが発生している場合は，耐力評価を行い，その結果，当該部位を構成する部材又は構造体の耐力が設計荷重を上回ること。

実用発電用原子炉の運転の期間の延長の審査基準(2) コンクリートの遮蔽能力低下① 熱○中性子遮蔽のコンクリートの温度が88 ℃又はガンマ線遮蔽のコンクリートの温度が177 ℃を超えたことがある場合は，評価を行い，その結果，当該部位を構成する部材又は構造体の遮蔽能力が原子炉設置（変更）許可における遮蔽能力を下回らないこと。
(3) 鉄骨の強度低下① 腐食○評価対象部位に腐食による断面欠損が生じている場合は，耐力評価を行い，その結果，当該部位を構成する部材又は構造体の耐力が設計荷重を上回ること。
② 風などによる疲労○評価対象部位に風などの繰り返し荷重による疲労破壊が発生している又は発生する可能性が認められる場合は，耐力評価を行い，その結果，当該部位を構成する部材又は構造体の耐力が設計荷重を上回ること。
高経年化-214２．７ 電気・計装設備の絶縁低下について
１．電気・計装設備の絶縁低下についての要求事項
審査基準

要求事項

○点検検査結果による健全性評価の結果，評価対象の電気・計装設備に有意な絶縁低下が生じないこと。
実用発電用原子炉の運転の○環境認定試験による健全性評価の結果，設計基準事故環境下で機能が期間の延長の審査基準要求される電気・計装設備及び重大事故等環境下で機能が要求される
電気・計装設備に有意な絶縁低下が生じないこと。

高経年化-215

２．７ 電気・計装設備の絶縁低下について
２．低圧ケーブルの長期健全性評価試験結果
長期健全性評価試験の実施にあたっては，設計基準事故時は電気学会推奨案及びACAガイドにもとづき，重大事故等時は電気学会推奨案をもとに実施した。
（１）電気学会推奨案による評価
１）CVケーブル
試験条件

東海第二における60年間の通常運転時
及び設計基準事故時，重大事故等時条件

加速熱劣化

135℃×149時間

60年間の通常運転期間相当の熱劣化

放射線（通常時＋事故時）

760 kGy

設計基準事故時 約7.1 kGy（通常時 約80 Gy 事故時約7.0 kGy）
重大事故等時 約101 kGy（通常時 約80 Gy 事故時約100 kGy）

判定試験
（耐電圧試験）良
蒸気曝露試験（温度）171 ℃（最高温度）

設計基準事故時／重大事故等時 100 ℃（最高温度）

蒸気曝露試験（圧力）0.427 MPa（最高圧力）

設計基準事故時 0.001744 MPa（最高圧力）
重大事故等時 0.0069 MPa（最高圧力）

２）難燃CVケーブル
試験条件

東海第二における60年間の通常運転時
及び設計基準事故時，重大事故等時条件

加速熱劣化

121℃×168時間

60年間の通常運転期間相当の熱劣化

放射線（通常時＋事故時）

500 kGy

設計基準事故時 約7.1 kGy（通常時 約80 Gy 事故時約7.0 kGy）
重大事故等時 約101 kGy（通常時 約80 Gy 事故時約100 kGy）

判定試験
（耐電圧試験）良
蒸気曝露試験（温度）171 ℃（最高温度）

設計基準事故時／重大事故等時 100 ℃（最高温度）

蒸気曝露試験（圧力）0.427 MPa（最高圧力）

設計基準事故時 0.001744 MPa（最高圧力）
重大事故等時 0.0069 MPa（最高圧力）

高経年化-216

２．７ 電気・計装設備の絶縁低下について
３）KGBケーブル
試験条件

東海第二における60年間の通常運転時
及び設計基準事故時

加速熱劣化

121℃×168時間

60年間の通常運転期間相当の熱劣化

放射線（通常時＋事故時）

760 kGy

約530 kGy（通常時 約270 kGy 事故時260 kGy）

判定試験
（耐電圧試験）良
蒸気曝露試験（温度）171 ℃（最高温度）

171 ℃（最高温度）

蒸気曝露試験（圧力）0.427 MPa（最高圧力）

0.31 MPa（最高圧力）

４）難燃PNケーブル
試験条件

東海第二における15年，30年間の通常運転時及び重大事故等時条件

加速熱劣化

121℃×126時間*1
121℃×251時間*2

電力用，制御用は15年間，計測用，温度計測用は30年間の通常運転期間相当の熱劣化

放射線（通常時＋事故時）

988 kGy*1
1,175 kGy*2

約673 kGy（通常時 約33 kGy 事故時640 kGy）
約706 kGy（通常時 約66 kGy 事故時640 kGy）

判定試験
（耐電圧試験）良
蒸気曝露試験（温度）235 ℃（最高温度）

235 ℃（最高温度）

蒸気曝露試験（圧力）0.62 MPa（最高圧力）

0.62 MPa（最高圧力）*1：電力用，制御用*2：計測用，温度計測用

高経年化-217２．７ 電気・計装設備の絶縁低下について（２）ACAガイドによる評価
１）CVケーブル
東海第二における60年間の通常運転時
及び設計基準事故時条件

試験条件

熱・放射線同時劣化

100℃-89.3 Gy/h-805 時間

60年間の通常運転期間相当の熱・放射線劣化

放射線（事故時）

260 kGy

約7.0 kGy

判定試験（耐電圧試験）良
蒸気曝露試験（温度）171 ℃（最高温度）

100 ℃（最高温度）

蒸気曝露試験（圧力）0.427 MPa（最高圧力）

0.001744 MPa（最高圧力）

２）難燃CVケーブル
東海第二における60年間の通常運転時
及び設計基準事故時条件

試験条件
熱・放射線同時劣化

100℃-99.3 Gy/h-2,500 時間

60年間の通常運転期間相当の熱・放射線劣化

放射線（通常時＋事故時）

100 kGy

約7.0 kGy

判定試験（耐電圧試験）良
蒸気曝露試験（温度）171 ℃（最高温度）

100 ℃（最高温度）

蒸気曝露試験（圧力）0.177 MPa（最高圧力）

0.001744 MPa（最高圧力）

高経年化-218２．７ 電気・計装設備の絶縁低下について
３）KGBケーブル
東海第二における60年間の通常運転時
及び設計基準事故時条件

試験条件

熱・放射線同時劣化

100℃-99.7 Gy/h-6,241 時間

60年間の通常運転期間相当の熱・放射線劣化

放射線（事故時）

500 kGy

約260 kGy

判定試験（耐電圧試験）良
蒸気曝露試験（温度）171 ℃（最高温度）

171 ℃（最高温度）

蒸気曝露試験（圧力）0.427 MPa（最高圧力）

0.31 MPa（最高圧力）

４）難燃PNケーブル
東海第二における28年間の通常運転時
及び設計基準事故時条件

試験条件

熱・放射線同時劣化

100℃-94.7 Gy/h-6,990 時間

28年間の通常運転期間相当の熱・放射線劣化

放射線（通常時＋事故時）

500 kGy

約260 kGy

判定試験（耐電圧試験）良
蒸気曝露試験（温度）171 ℃（最高温度）

171 ℃（最高温度）

蒸気曝露試験（圧力）0.427 MPa（最高圧力）

0.31 MPa（最高圧力）

高経年化-219

２．７ 電気・計装設備の絶縁低下について
３．格納容器内環境測定（１）格納容器内環境測定状況
格納容器内設置の電気・計装設備の健全性評価にあたっては，「原子炉格納容器内の安全機能を有するケーブルの布設環境等の調査実施について」（平成19年10月30日付け，平成19・07・
30原院第5号）を受けて実施した格納容器内布設環境調査結果を用いている。

放射線量測定器

格納容器内1階〜6階（１００箇所測定）

高経年化-220

温度検出器

測定点（電線管）

２．７ 電気・計装設備の絶縁低下について（２） 格納容器内通常運転時温度測定結果
１）設計温度内
温度測定期間：平成22年3月30日から平成23年3月11日（中間停止期間中は除く）

実測値が設計温度（65.6 ℃）以下の場合は，保守的に設計温度を用いて健全性を評価
設計温度（65.6 ℃）
中間停止
通常運転

通常運転

２）設計温度超過
実測値が設計温度（65.6 ℃）を超過している場合は，実測値を用いて健全性を評価
設計温度（65.6 ℃）
中間停止
通常運転

通常運転

高経年化-221２．７ 電気・計装設備の絶縁低下について（３）東北地方太平洋地震時の格納容器内温度測定結果
停止時に設計温度（65.6 ℃）を超過している間の平均温度にて評価した結果，超過時間は短時間であり，健全性評価にて得られた結果に影響を与えるものではなかった。

ノイズ

３．１１プラント停止操作時の温度上昇
測定箇所 EL.36.0 m 平均温度83.1 ℃
設計温度（65.6 ℃）

停止操作時の格納容器内温度上昇（例）

高経年化-222

２．７ 電気・計装設備の絶縁低下について−健全性評価結果（1/7）
４．健全性評価結果
電気・計装設備の長期健全性試験による評価結果は下記のとおり。
設計設備

高圧ポンプモータ

評価対象機器・残留熱除去系海水系ポンプ
モータ
・高圧炉心スプレイ系ポンプ
モータ
・低圧炉心スプレイ系ポンプ
モータ
・残留熱除去系ポンプモータ
・緊急用海水ポンプモータ

・残留熱除去系シャットダウン
ライン隔離弁（内側）駆動部

・残留熱除去系注入弁駆動部
電動弁用駆動部・残留熱除去系シャットダウン
ライン隔離弁（外側）駆動部

部位

健全性評価

現状保全

総合評価

高経年化への対応

長期健全性試験の結果，固定子コイル及び口出線・接続部
品の絶縁物は，60年の通常運
転期間，設計基準事故時及び重大事故等時雰囲気において絶縁を維持できると評価。

点検時に絶縁抵抗測定及び絶縁診断試験（直流吸収試
験，交流電流試験，誘電正接試験及び部分放電試験）を実施し，有意な絶縁の変化が認められた場合は，洗浄，乾燥及び絶縁補修（絶縁物にワニス注入）又は固定子コイル及び口出線・接続部品の取替を実施。

固定子コイル及び口出線・接続部品の有意な絶縁低下の可能性は小さく，また，現状保全にて絶縁低下は把握可能。
絶縁抵抗測定，絶縁診断試
験，目視確認及び清掃を実施することで，異常の有無を把握可能であり，現状の保全は点検手法として適切であると判断。

固定子コイル及び口出線・接続部品の絶縁低下に対しては，高経年化対策の観点から現状の保全内容に追加すべき項目はない。
今後も点検時に絶縁抵抗測定，絶縁診断試験，目視確認及び清掃を実施していくとともに，必要に応じて洗浄，乾燥及び絶縁補修（絶縁物にワニスを注入）又は固定子コイル及び口出線・接続部品の取替を実施する。

固定子コイル
口出線・接続部品

新品の電動弁モータを供試体に，長期健全性試験を実施した結果，固定子コイル，口出線・接続部品及び電磁ブレー
キコイルの絶縁物は，60年間の通常運転期間，設計基準事
故時及び重大事故等時雰囲気
において絶縁を維持できると評価。

固定子コイル，回転子コイル， 固定子コイル，回転子コイル， 固定子コイル，回転子コイ
口出線・接続部品及び電磁口出線・接続部品及び電磁 ル，口出線・接続部品及びブレーキコイルの絶縁低下に ブレーキコイルの有意な絶電磁ブレーキコイルの絶縁
対しては，点検時に絶縁抵抗 縁低下の可能性は小さく，ま 低下に対しては，高経年化
測定及び動作試験を実施し， た，現状保全にて絶縁低下 対策の観点から現状の保有意な絶縁低下が認められ は把握可能。
全内容に対して追加すべきた場合には，モータの補修又 絶縁抵抗測定，動作試験を 項目はない。
は取替を実施。
実施することで，異常の有無 今後も点検時に絶縁抵抗
固定子コイルを把握可能であり，現状の保 測定，動作試験を実施する
口出線・接続部品
全は点検手法としては適切 ことにより絶縁低下を監視
新品の電動弁モータを供試体
電磁ブレーキコイルであると判断。
していくとともに，必要に応に，長期健全性試験を実施しじて補修又は取替を実施た結果，固定子コイル，口出
主蒸気トンネル室に設置して する。
線・接続部品及び電磁ブレー
いる事故時動作要求のある
キコイルの絶縁物は，50年間
電動弁モータについては，今の通常運転期間，設計基準事停止期間中に原子炉格納容
故時及び重大事故等時雰囲気
器内仕様の電動弁モータへにおいて絶縁を維持できると評取替を行う計画としており，価。
長期健全性試験で確認のと38年間使用した実機モータをれている50年間を加えると，供試体に，22年の劣化付与を60年間の通常運転期間，設行い，60年を想定した長期健計基準事故時及び重大事故
全性試験を実施した結果，固等時雰囲気において絶縁機
固定子コイル
定子コイル，回転子コイル，口能を維持できると評価。
回転子コイル
出線・接続部品及び電磁ブ
口出線・接続部品
レーキコイルの絶縁物は，60
電磁ブレーキコイル 年間の通常運転期間，設計基準事故時及び重大事故等時雰
囲気において絶縁を維持できると評価。

高経年化-223

２．７ 電気・計装設備の絶縁低下について−健全性評価結果（2/7）
評価対象設備電気ペネトレーション

高圧ケーブル

評価対象機器・核計装用電気ペネトレーション
・制御用電気ペネトレーション
・計測用電気ペネトレーション
・制御棒位置指示用電気ペネト
レーション
・低圧動力用電気ペネトレーション
・高圧動力用電気ペネトレーション

・高圧難燃CVケーブル

部位

健全性評価

現状保全

総合評価

高経年化への対応

長期健全性試験の結果，60年間の通常運転期間，設計基準事故時及び重大事故等時において絶縁を維持できると評価。

シール部及び電線の絶縁低下に対しては，点検時に絶縁測定及び機器の動作試験を実施し，点検で有意な絶縁低下が認められた場合は，補修等を実施。

シール部及び電線の絶縁特性低下の可能性は低く，現状
保全にて絶縁の低下は把握可能。
点検時に絶縁抵抗測定，機器の動作試験及び原子炉格
納容器漏えい率検査を実施することで，異常の有無は把握可能であり，点検手法としては適切であると判断。

絶縁低下に対しては，高経年化対策の観点から現状の保全内容に追加すべき項目はない。今後も，点検時に絶縁抵抗測定，機器の動作試験
及び原子炉格納容器漏えい
率検査を実施することにより絶縁低下を監視していくとともに，必要に応じて補修等を行うこととする。

電気学会推奨案に基づく長期健全性試験の結果，60年の通常運転期間，設計基準事
故時及び重大事故等時雰囲気において絶縁を維持できると評価。

絶縁体の絶縁低下に対して，
電動機用ケーブルについては
点検時に絶縁抵抗測定及び絶縁診断試験，その他負荷用ケーブルについては絶縁抵
抗測定を行い許容範囲に収まっていることの確認を行うとともに，系統機器の点検時に実施する動作試験においてケーブルの絶縁の健全性を確認し，点検で有意な絶縁低下が認められた場合には，ケーブルの取替を実施。

絶縁体の有意な絶縁低下の可能性は低く，また，現状保全にて絶縁の低下は把握可能。
絶縁抵抗測定，絶縁診断試
験及び系統機器の動作試験を実施することで，絶縁低下は把握可能であり，現状の保全は点検手法としては適切であると判断。

絶縁体の絶縁低下に対しては，高経年化対策の観点から
現状の保全内容に対して追加すべき項目はない。
今後も点検時の絶縁抵抗測定，絶縁診断試験及び系統
機器の動作試験を実施することにより，絶縁低下を監視していくとともに，必要に応じて取替を実施する。

シール部
電線

絶縁体

高経年化-224２．７ 電気・計装設備の絶縁低下について−健全性評価結果（3/7）
評価対象設備

評価対象機器部位

・難燃一重同軸ケーブル（絶縁体材料が架橋ポリエチ
レン）（原子炉格納容器内）

同軸ケーブル

絶縁体

健全性評価

現状保全

総合評価

高経年化への対応

電気学会推奨案に基づく長期健全性試験の結果，60年間の通常
運転期間，設計基準事故時及び重大事故等時雰囲気において絶縁を維持できると評価。
また，ACAガイドに従った評価を実施し，30年間の通常運転とその後の設計基準事故後において絶縁を維持できると評価。

絶縁体の絶縁低下に対して，点検時に絶縁抵抗測定及び系統機器の点検時に実施す
る動作試験においてケーブルの絶縁の健全性を確認し，点検で有意な絶縁低下が認められた場合には，ケーブルの取替を実施。

絶縁体の急激な絶縁低下の可能性は小さく，また，現状保全にて絶縁の低下は把握可能。
系統機器点検時の絶縁抵抗測定及び系統機器の動作試
験を実施することで，異常の有無は把握可能であり，点検手法としては適切であると判断。

絶縁体の絶縁低下に対しては，高経年化対策の観点か
ら現状の保全内容に対して追加すべき項目はない。
今後も系統機器点検時の絶縁抵抗測定及び系統機器の動作試験を実施し，絶縁低下を監視していくとともに，必要に応じて取替を実施する。

電気学会推奨案に基づく長期健全性試験の結果，41年間の通常
運転期間，設計基準事故時及び重大事故等時雰囲気において絶縁を維持できると評価。
また，ACAガイドに従った評価を実機相当品（架橋ポリエチレンの絶縁体を有する難燃一重同軸ケーブル）により実施し，30年間の通常運転とその後の設計基準
事故後において絶縁を維持できると評価。

・難燃六重同軸ケーブル（原子炉格納容器内）

難燃一重同軸ケーブル（絶縁体材料が架橋ポリエチレン）
は，運転開始後31年に取替えており，長期健全性試験で確認のとれている30年間を加えると，運転開始後60年間の通常運転期間及び設計基
準事故時雰囲気において絶縁を維持できると評価。

絶縁体の絶縁低下に対しては，今後も系統機器点検時の絶縁抵抗測定及び系統機器の動作試験を実施し，絶縁低下を監視していくとともに，必要に応じて取替を行う。
なお，難燃六重同軸ケーブ
ル（原子炉格納容器内）につ
難燃六重同軸ケーブルは，運転開始後21年に取替えて いては，追加保全項目として，おり，長期健全性試験で確認 健全性評価から得られた評のとれている30年間を加える 価期間に至る前に取替を実施する。
と，運転開始後51年時点において絶縁を維持できると評価。運転開始後51年を迎える前に難燃六重同軸ケーブルを取替えることで，60年間の通常運転期間及び設計基準
事故時雰囲気において絶縁を維持できると評価。

：60年を迎える前に取替が必要となる機器

高経年化-225２．７ 電気・計装設備の絶縁低下について−健全性評価結果（4/7）
評価対象設備

評価対象機器部位

・難燃一重同軸ケーブル（絶縁体材料が架橋ポリオレ
フィン）

同軸ケーブル

絶縁体
・難燃三重同軸ケーブル

・難燃一重同軸ケーブル（絶縁体材料が架橋ポリエチ
レン）（原子炉格納容器外）
・難燃六重同軸ケーブル（原子炉格納 容器外）
・難燃二重同軸ケーブル

健全性評価

現状保全

総合評価

高経年化への対応

電気学会推奨案に基づく長期健全性試験の結果，60年間の通常運転期間，設計基準事故時及び重大事故等時雰囲気において絶縁を維持できると評価。
また，37年間実機環境下で使用した実機同等品よる
ACAガイドに従った長期健全性試験で，23年間の健全性が確認できていることから運転開始後60年間の通常運転
期間，設計基準事故時及び重大事故等時雰囲気において絶縁を維持できると評価。

絶縁体の絶縁低下に対して，点検時に絶縁抵抗測定及び系統機器の点検時に実施す
る動作試験においてケーブルの絶縁の健全性を確認し，点検で有意な絶縁低下が認められた場合には，ケーブルの取替を実施。

絶縁体の急激な絶縁低下の可能性は小さく，また，現状保全にて絶縁の低下は把握可能。
系統機器点検時の絶縁抵抗測定及び系統機器の動作試
験を実施することで，異常の有無は把握可能であり，点検手法としては適切であると判断。

絶縁体の絶縁低下に対しては，高経年化対策の観点か
ら現状の保全内容に対して追加すべき項目はない。
今後も系統機器点検時の絶縁抵抗測定及び系統機器の動作試験を実施し，絶縁低下を監視していくとともに，必要に応じて取替を実施する。

電気学会推奨案に基づく長期健全性試験の結果，60年の通常運転期間，設計基準
事故時及び重大事故等時雰
囲気において絶縁を維持できると評価。
また，37年間実機環境下で使用した実機相当品（架橋ポリオレフィンの絶縁体を有す
る難燃一重同軸ケーブル）によるACAガイドに従った長期健全性試験で，23年間の健全性が確認できていることから運転開始後60年間の通常
運転期間，設計基準事故時及び重大事故等時雰囲気において絶縁を維持できると評価。

電気学会推奨案に基づく長期健全性試験の結果，60年間の通常運転期間，設計基準事故時及び重大事故等時雰囲気において絶縁を維持できると評価。
また，ACAガイドに従った評価を実施し，60年間の通常運
転とその後の設計基準事故後において絶縁を維持できると評価。

高経年化-226

２．７ 電気・計装設備の絶縁低下について−健全性評価結果（5/7）
評価対象設備

評価対象機器部位

・端子台接続（原子炉格納容
器内）

ケーブル接続部

絶縁部

・電動弁コネクタ接続（原子炉
格納容器内）

・同軸コネクタ接続（中性子束計測用）（原子炉格納容器
内）

健全性評価

現状保全

総合評価

高経年化への対応

端子台接続（原子炉格納容
器内）は，38年間使用した端子台に設計基準事故時を想定した長期健全性試験を実施した結果，38年時点において絶縁を維持できると評価。
また，重大事故等時条件は，長期健全性試験条件に包絡されていることから重大事故
等時雰囲気においても絶縁を維持できると評価。

絶縁部の絶縁低下に対しては，点検時に絶縁抵抗測定
及び点検時に実施する動作
試験において絶縁の健全性を確認し，点検で有意な絶縁低下が認められた場合は，取替を実施。

絶縁部の絶縁低下の可能性は否定できないが，現状保全
にて絶縁の低下は把握可能。
点検時に絶縁抵抗測定及び機器の動作試験を実施することで，異常の有無は把握可能であり，点検手法としては適切であると判断。
原子炉格納容器内に設置している事故時動作要求のある端子台接続については，今停止期間中に取替を行う計画としており，長期健全性試
験で確認の取れている38年間を加えると，60年間の通常
運転期間，設計基準事故時及び重大事故等時雰囲気において絶縁機能を維持できると評価。

端子台接続（原子炉格納容
器内）の絶縁低下に対しては，
高経年化対策の観点から現状の保全内容に追加すべき項目はない。今後も，点検時に絶縁抵抗測定及び機器の動作試験を実施することにより絶縁低下を監視していくとともに，必要に応じて取替を行うこととする。
なお，事故時動作要求のある
端子台接続（原子炉格納容
器内）は，今停止期間中に全数の取替を行う計画としている。

絶縁部の絶縁低下の可能性は否定できないが，現状保全
にて絶縁の低下は把握可能。
点検時に絶縁抵抗測定及び機器の動作試験を実施することで，異常の有無は把握可能であり，点検手法としては適切であると判断。

絶縁低下に対しては，高経年化対策の観点から現状の保全内容に追加すべき項目はない。今後も，点検時に絶縁抵抗測定及び機器の動作試
験を実施することにより絶縁低下を監視していくとともに，必要に応じ取替を行うこととする。

長期健全性試験の結果，45
年間の通常運転期間及び設計基準事故時において絶縁を維持できると評価。
電動弁コネクタ接続（原子炉
格納容器内）は，運転開始18年目に設置しており，長期健全性試験で確認のとれている
45年間を加えると，電動弁コ
ネクタ接続（原子炉格納容器内）は，運転開始後60年間の通常運転期間及び設計基準
事故時雰囲気において絶縁を維持できると評価。
長期健全性試験の結果，60年間の通常運転期間，設計基準事故時及び重大事故等
時雰囲気において絶縁を維持できると評価。

高経年化-227

２．７ 電気・計装設備の絶縁低下について−健全性評価結果（6/7）
評価対象設備

評価対象機器部位

・スプライス接続（原子炉格納
容器内）

現状保全

総合評価

高経年化への対応

長期健全性試験の結果，60年間の通常運転期間，設計基準事故時及び重大事故等
時雰囲気において絶縁を維持できると評価。

絶縁部の絶縁低下に対しては，点検時に絶縁抵抗測定
及び点検時に実施する動作
試験において絶縁の健全性を確認し，点検で有意な絶縁低下が認められた場合は，取替を実施。

絶縁部の絶縁低下の可能性は否定できないが，現状保全
にて絶縁の低下は把握可能。
点検時に絶縁抵抗測定及び機器の動作試験を実施することで，異常の有無は把握可能であり，点検手法としては適切であると判断。

絶縁低下に対しては，高経年化対策の観点から現状の保全内容に追加すべき項目はない。今後も，点検時に絶縁抵抗測定及び機器の動作試
験を実施することにより絶縁低下を監視していくとともに，必要に応じ取替を行うこととする。

端子台接続（原子炉格納容
器外）は，12年間使用した端子台に48年分の劣化付与を行い，設計基準事故時を想定した長期健全性試験を実施した結果，60年時点において絶縁を維持できると評価。

・端子台接続（原子炉格納容
器外）

ケーブル接続部

健全性評価

絶縁部

・電動弁コネクタ接続（原子炉
格納容器外）

・同軸コネクタ接続（中性子束計測用）（放射線計測用）（原子炉格納容器外）

長期健全性試験の結果，60年間の通常運転期間及び設計基準事故時において絶縁を維持できると評価。

長期健全性試験の結果，60年間の通常運転期間及び設計基準事故時において絶縁を維持できると評価。

高経年化-228２．７ 電気・計装設備の絶縁低下について−健全性評価結果（7/7）
評価対象設備

評価対象機器

部位

健全性評価

現状保全

総合評価

高経年化への対応

長期健全性試験の結果，6年間の通常運転期間，設計基準事故時及び重大事故等時において絶縁を維持できると評価。

絶縁部の絶縁低下に対しては，点検時に絶縁抵抗測定
及び点検時に実施する動作
試験において絶縁の健全性を確認し，点検で有意な絶縁低下が認められた場合は，取替を実施。

絶縁部の絶縁低下の可能性は否定できないが，現状保全
にて絶縁の低下は把握可能。
点検時に絶縁抵抗測定及び機器の動作試験を実施することで，異常の有無は把握可能であり，点検手法としては適切であると判断。
同軸コネクタ接続（放射線計測用）（原子炉格納容器外）
は，評価期間を迎える前に同軸コネクタを取替えることで60年間の通常運転期間，設計基準事故時及び重大事故等
時雰囲気において絶縁機能を維持できると評価。

今後も，点検時に絶縁抵抗測定及び機器の動作試験を実施することにより絶縁低下を監視していくとともに，必要に応じ取替を行うこととする。
なお，追加保全項目として，長期健全性評価結果から得られた評価期間に至る前に取替を行うことを継続していくこととする。

絶縁部の絶縁低下の可能性は否定できないが，現状保全
にて絶縁の低下は把握可能。
点検時に絶縁抵抗測定及び機器の動作試験を実施することで，異常の有無は把握可能であり，点検手法としては適切であると判断。

絶縁低下に対しては，高経年化対策の観点から現状の保全内容に追加すべき項目はない。今後も，点検時に絶縁抵抗測定及び機器の動作試
験を実施することにより絶縁低下を監視していくとともに，必要に応じ取替を行うこととする。

・同軸コネクタ接続（放射線計測用）（原子炉格納容器外）

ケーブル接続部

絶縁部

・同軸コネクタ接続（中性子束計測用）（原子炉格納容器内）

長期健全性試験の結果，60年間の通常運転期間，設計基準事故時及び重大事故等時において絶縁を維持できると評価。

・同軸コネクタ接続（中性子束計測用）（原子炉格納容器外）

・スプライス接続（原子炉格納容器外）：60年を迎える前に取替が必要となる機器

高経年化-229

２．７ 電気・計装設備の絶縁低下について
５．長期健全性試験方法等の出典先について
電気・計装設備の長期健全性試験の実施にあたり用いたガイド等は以下のとおり。
評価対象設備ガイド名称

低圧ケーブル・IEEE Std.323-1974「IEEE Standard for Qualifying Class 1E Equipment for Nuclear Power Generating Stations」
・IEEE Std.383-1974「IEEE Standard for Type Test of Class 1E Electric Cables, Field Splices, and Connections for Nuclear Power Generating Stations」
・原子力発電所電線ケーブルの環境試験方法ならびに耐延焼性試験方法に関する推奨案（電気学会技術報告 第Ⅱ−139号 1982年11月）
・原子力発電所のケーブル経年劣化評価ガイド(JNES-RE-2013-2049)

高圧ケーブル・IEEE Std.323-1974「IEEE Standard for Qualifying Class 1E Equipment for Nuclear Power Generating Stations」
・IEEE Std.383-1974「IEEE Standard for Type Test of Class 1E Electric Cables, Field Splices, and Connections for Nuclear Power Generating Stations」
・原子力発電所電線ケーブルの環境試験方法ならびに耐延焼性試験方法に関する推奨案（電気学会技術報告 第Ⅱ−139号 1982年11月）

同軸ケーブル・IEEE Std.323-1974「IEEE Standard for Qualifying Class 1E Equipment for Nuclear Power Generating Stations」
・IEEE Std.383-1974「IEEE Standard for Type Test of Class 1E Electric Cables, Field Splices, and Connections for Nuclear Power Generating Stations」
・原子力発電所電線ケーブルの環境試験方法ならびに耐延焼性試験方法に関する推奨案（電気学会技術報告 第Ⅱ−139号 1982年11月）
・原子力発電所のケーブル経年劣化評価ガイド(JNES-RE-2013-2049)

ケーブル接続部【端子台接続】・IEEE Std.323-2003「IEEE Standard for Qualifying Class 1E Equipment for Nuclear Power Generating Stations」
・IEEE Std. 572-1985「IEEE Standard for Qualification of Class 1E Connection Assemblies for Nuclear Power Generating Stations」
・IEEE Std.382-1996「IEEE Standard for Qualification of Actuators for Power-operated Valve Assemblies With Safety-Related Functions for Nuclear
Power plants」【電動弁コネクタ】
・IEEE Std.382-1980「IEEE Standard for Qualification of Safety-Related Valve Acutuator」【同軸コネクタ，スプライス接続】
・IEEE Std.323-1974「IEEE Standard for Qualifying Class 1E Equipment for Nuclear Power Generating Stations」

電動弁用駆動部・IEEE Std.382-1996「IEEE Standard for Qualification of Actuators for Power-operated Valve Assemblies With Safety-Related Functions for Nuclear
Power plants」

電気ペネトレーション

・IEEE Std.323-1974「IEEE Standard for Qualifying Class 1E Equipment for Nuclear Power Generating Stations」
・IEEE Std.317-1976「IEEE Standard for Electric Penetration Assemblies in Containment Structures for Nuclear Power Generating Stations 」

高圧ポンプモータ・長期健全性試験の実施内容等については，製造メーカと協議の上決定

高経年化-230２．７ 電気・計装設備の絶縁低下について−実機サンプルを用いた加速試験方法の保守性（1／4）
【電気学会推奨案にもとづく実機ケーブルの評価】 *：格納容器内より搬出のためシースを撤去した絶縁体のみのケーブル*
原子炉格納容器内にて，27年使用した高圧ケーブル を電気学会推奨案にもとづき60年相当となる劣化を追加付与し，事故時蒸気曝露試験後の耐電圧試験にて絶縁性能を維持できることを確認する。
【電気学会推奨案にもとづく環境試験の条件について】
約27年使用した原子炉格納容器内の実機ケーブルの環境試験条件設定にあたっては，熱，放射線
とも実測値を包絡する東海第二発電所の環境条件（設計値）を保守的に設定している。
温度環境条件

放射線環境条件

60年運転時線量

事故時線量

設計値*1

実測値*2

設計値*3

実測値*4

設計値

実測値

設計値*5

60年運転時線量＋事故時線量

環境試験
照射総線量

72 ℃

71 ℃

0.25 Gy/h

0.018 Gy/h

132 kGy

9.5 kGy

260 kGy

392 kGy（設計値）
269.5 kGy（実測値）

1005.8 kGy*1：東海第二発電所の通常運転時における格納容器内環境温度66℃（設計値）にケーブル通電時の温度上昇分を加えた値*2：東海第二発電所の通常運転時における当該ケーブル敷設箇所付近の実測温度65℃にケーブル通電時の温度上昇分を加えた値*3：東海第二発電所の通常運転時における格納容器内の放射線量（設計値）*4：東海第二発電所の通常運転時における当該ケーブル敷設箇所付近の実測放射線量*5：電気学会推奨案のBWRプラント用ケーブルの設計基準事故時における放射線照射線量

実機ケーブルに熱及び放射線の劣化条件を付与して環境試験を実施した。
評価対象
高圧架橋ポリエチレン絶縁
クロロプレンゴムシース
ケーブル（27年使用）

追加劣化
付与期間

熱加速劣化条件

放射線劣化条件

加速温度*1

加速時間*260年運転時放射線量*3

事故時
放射線量*4

環境試験
照射総線量*5

121 ℃

381 hr745.8 kGy

260 kGy

1005.8 kGy

３３年*1：電気学会推奨案提示の加速温度*2：アレニウス法（加速温度 121℃，環境温度 72℃(設計値)及び架橋ポリエチレンの活性化エネルギー）を用いて算出した加速時間*3：電気学会推奨案のBWRプラント用ケーブルの60年相当の放射線量（750 kGy）から実機ケーブルの使用期間（27年）分の線量（4.2kGy）を引いた値*4：電気学会推奨案のBWRプラント用ケーブルの設計基準事故時における放射線量*5：環境試験で照射した総線量

高経年化-231２．７ 電気・計装設備の絶縁低下について−実機サンプルを用いた加速試験方法の保守性（2／4）
【実機ケーブルの絶縁性能の確認方法】
絶縁体の絶縁性能確認は，事故時蒸気曝露試験後に屈曲浸水耐電圧試験により確認する。
屈曲浸水耐電圧試験は，供試体を一旦，真直ぐに伸ばした後，，マンドレルに巻付け水中に浸した
曲率の高い厳しい条件で規定電圧を印加する。
マンドレル

ケーブル

屈曲浸水耐電圧試験状況【実機ケーブルの絶縁性能確認結果】
高圧ケーブルは，60年の通常運転期間，設計基準事故時雰囲気において絶縁性能を維持できると
評価する。
項目
屈曲浸水
耐電圧試験*

試験手順

判定基準① 直線状に試料を伸ばした後，試料外径（28.0㎜）の約40倍のマンドレルに巻きつける。
② ①の両端部以外を常温の水中に浸し１時間以上放置する。
絶縁破壊しないこと③ ②の状態で，公称絶縁体厚さに対し交流電圧3.2kV/㎜を5分間印加する。

結果
良*：「原子力発電所電線ケーブルの環境試験方法ならびに耐延焼性試験方法に関する推奨案」にもとづく試験（上記劣化付与＋蒸気曝露試験後に実施）

高経年化-232２．７ 電気・計装設備の絶縁低下について−実機サンプルを用いた加速試験方法の保守性（3／4）＊１【ACA研究 の成果による実機ケーブルの評価】
東海第二発電所の原子炉格納容器内にて23.7年使用した低圧ケーブルの絶縁体伸び値の測定結果
より，ACA研究で得られた架橋ポリエチレン絶縁ケーブル（新品）の絶縁体引張試験に基づくマスター
カーブをもとに評価した結果，実機環境条件（57.8℃-0.0341Gy/h）にて，絶縁機能を維持できる期間として約73年の評価となった。
*1：原子力プラントのケーブル経年変化評価技術調査研究（独立行政法人 原子力安全基盤機構）
架橋ポリエチレン絶縁ケーブルの耐電圧試験結果

JIS耐電圧試験
AC 1500V/1分*２

IEEE耐電圧試験
AC 2600V/5分*３

屈曲浸水
耐電圧試験*４良良良*2：JIS C3605-2000（原子力発電所のケーブル経年劣化評価試験ガイドの試験条件（JNES-RE-2013-2049））*3：IEEE Std.383-2003 IEEE Standard for Qualifying Class 1E Electric Cables and Field
Splices for Nuclear Power Generating Stations*4：電気学会推奨案による耐電圧試験方法① マスターカーブ② 23.7年＊５の劣化カーブ（57.8℃-0.0341Gy/h）② 実機伸び値データの劣化カーブ（57.8℃-0.0341Gy/h）

440％＊5：マスターカーブの作成方法については，
別紙１「架橋ポリエチレン 絶縁ケーブルの劣化カーブについて」参照①

ケーブル絶縁体引張試験値

寿命判定基準 90％＊６

ACA研究で実施した蒸気暴露試験に合格したケーブルの事前劣化条件における破断時の伸び値

約 73年
約10％

寿命判定基準＊６

ケーブル絶縁体引張試験の破断時伸びに対してばらつきを考慮して約10％大きい値を設定

ケーブル絶縁体引張試験値 76％＊6 出典：原子力プラントのケーブル経年変化評価技術調査研究に関する最終報告書(原子力安全基盤機構)

架橋ポリエチレンケーブルの絶縁体劣化カーブ

高経年化-233

２．７ 電気・計装設備の絶縁低下について−実機サンプルを用いた加速試験方法の保守性（4／4）
【環境試験の保守性について】➣ 環境試験の加速劣化条件の設定にあたっては，実環境条件よりも厳しい，東海第二発電所の環境条件設計値（温度，放射線）を保守的に用いて評価している。
【実機を用いた環境試験について】➣ 実環境下において27年使用した実機ケーブルを用いた環境試験の結果，実環境条件よりも厳しい設計環境条件を追加付与しても，運転開始から合計60年間に渡りケーブルの絶縁性能が維持できることが確認されたことから、十分な保守性はあると評価する。
➣ ケーブルの他に電動弁モータ，端子台は実機品による環境試験を行い，絶縁性能に問題ないことを確認している。
➣ より実環境下に近いかたちで評価を行うため，電気・計装設備の実環境データ（温度，放射線）の収集，実機品による環境試験を計画していく。
➣ 東海発電所の実機品を用いた環境試験の実施については，設置されている機器の仕様，環境条件等が違うため反映できる知見等はない。
【ケーブルの保全対応】➣ ・安全機能を有する機器に使用している非難燃ケーブルについては，防火対応のため，今停止期
間中に，難燃ケーブルに取替えることとしているが，ケーブル取替えに伴い安全上の課題が生じる箇所（トレイ中,下段）については，トレイに難燃シートを巻く防火対策を行うこととしている。
・安全上の課題が生じない，トレイ最上段敷設（高圧ケーブル），電線管敷設，コンクリートピット内
敷設のケーブルは，今停止期間中に難燃ケーブルへの取替を実施する予定。
➣ 低圧ケーブルの絶縁性能の傾向管理に係る非破壊劣化診断技術については，実機適用性に関する調査等を研究中であり，今後，技術開発の動向を見定めながら導入を検討していく。
高経年化-234

２．７ 電気・計装設備の絶縁低下について−電気ペネトレーション気密試験方法及び試験結果【試験方法】
電気ペネトレーションの気密試験は， IEEE Std.317-1976*等をもとに通常運転期間相当の熱及び放射線を加え加速劣化させ，その後事故時雰囲気環境下に曝したモジュールを気密試験装置に収め，
リークモニタ空間部を真空引きし，圧力境界部からのヘリウムガスリーク量が判定基準値内であることを確認する。長期健全性評価試験の条件については，別紙2「長期健全性評価試験の条件について」を参照。
*： IEEE Standard for Electric Penetration Assemblies in Containment Structures for Nuclear Power Generating Stations
ﾘｰｸﾓﾆﾀ空間

真空ﾎﾟﾝﾌﾟ

ｼｰﾙ部(ｴﾎﾟｷｼ樹脂)← ﾍﾘｳﾑｶﾞｽ

ﾍﾘｳﾑﾘｰｸ
検出器

標準 ﾘｰｸ電線
リーク発生時のガス経路（例）O ﾘﾝｸﾞ(ｴﾁﾚﾝﾌﾟﾛﾋﾟﾚﾝｺﾞﾑ)

ﾓｼﾞｭｰﾙ
原子炉格納容器内

原子炉建屋内モジュール構造図

試験ﾀﾝｸ：リークルート：圧力境界部

ヘリウムリーク 試験装置構成図【試験結果】
リーク量の試験結果は判定基準を十分下回る結果が得られた。これより電気ペネトレーションは重大
事故環境を経験しても気密性を確保できることを確認した。
判定基準＊

測定値

判定

備考

1.0×10-6 cc/sec

6.8×10-9 cc/sec

良最大検出感度
6.8×10-9 cc/sec

高経年化-235*：判定基準はIEEE Std.317-1976に基づく

２．７ 電気・計装設備の絶縁低下について−敷設済みの電気ケーブル等に係る現状の劣化状況（1／3）
【電気ケーブル等に係る現状の劣化状況】○ 電気学会推奨案，ACA研究結果をもとに経年劣化評価を行い， 60年の通常運転期間，設計基準事故時雰囲気において絶縁性能を維持できることを確認
一部の電気ケーブル等は，評価期間を迎える前に取替えることで60年の通常運転期間，設計基準事故時雰囲気において絶縁性能を維持できることを確認○ 電気ケーブル等の絶縁特性低下事象に対しては，点検時に絶縁抵抗測定及び系統機器の動作試験にて確認しており，絶縁特性低下事象が確認された場合，点検・清掃，補修により絶縁の回復作業を行い絶縁性能を維持している。
高圧ケーブル等については，点検時に絶縁抵抗測定及び系統機器の動作試験に加え，絶縁診断により絶縁の状態を傾向管理している。
○ 東海第二発電所建設時の電気ケーブル敷設作業時に生じた，ケーブルの損傷事象に対しては，損傷程度に応じて適切な処置（取替又は補修）を施しており，絶縁低下特性への影響はない。
（「ケーブル敷設時の損傷事象について」参照）

高経年化-236

２．７ 電気・計装設備の絶縁低下について−敷設済みの電気ケーブル等に係る現状の劣化状況（2／3）
【高経年化に係る評価上の考慮】○ 環境試験（加速劣化）の試験条件設定にあたっては，東海第二発電所の環境条件（設計値）を保守的に設定し，算出した評価期間から電気ケーブル等の保全計画（引替え計画等）を立案○ 通常運転時の原子炉格納容器内環境測定結果で，原子炉格納容器内設計温度の66℃を上回る箇所に敷設された電気ケーブル等については，実測値による個別評価を実施し，算出した評価期間から電気ケーブル等の保全計画（引替え計画等）を立案○ 東北地方太平洋沖地震発生に伴う発電所停止操作の過程で，原子炉格納容器内設計温度の66℃を上回る箇所に敷設された電気ケーブル等については，実測値による個別評価を実施し，算出した評価期間から電気ケーブル等の保全計画（引替え計画等）を立案○ ケーブルの高経年化評価にあたっては，電気学会推奨案をもとにした評価に加え，最新知見であるACA研究の成果をもとにケーブルの評価を実施し，算出した評価期間から電気ケーブルの保全計画（引替え計画）を立案○ ケーブルの劣化評価研究において，発電所内のケーブル敷設（ケーブルの曲げ敷設，段積敷設）状態を模擬した環境試験を実施し，絶縁特性低下に影響しないことを確認○ 複合体（ケーブル及びケーブルトレイを防火シートで覆ったもの）の形成が，ケーブル通電機能及び絶縁機能へ影響しないこと，高経年化評価結果に影響を及ぼさないことを確認○ 格納容器外電動弁モータ，格納容器内・外端子台については，実機品を用いた環境試験（加速劣化）を実施し，絶縁特性に問題ないことを確認
高経年化-237

２．７ 電気・計装設備の絶縁低下について−敷設済みの電気ケーブル等に係る現状の劣化状況（3／3）
ビニル溶着法【ケーブル敷設時の損傷事象について】〇東海第二発電所建設時のケーブル敷設作業時に生じたケーブルの損傷事象に対しては，下記の対策を実施しており，絶縁特性低下への影響はない。
［損傷ケーブルの補修状況］
・ 絶縁体が損傷したものは，新ケーブルと取替
・ シースのみが損傷したものは，シース片を加熱溶着しテープ補強 [ビニル溶着法]
・ 布テープまたはシールドテープが損傷したものは，損傷部を補修の後，シース片を加熱溶着し，補修部をテープにて補強 [ビニル溶着+ハイボンテープ法＊]＊：ケーブルの絶縁機能は，絶縁体が健全であれば維持されるが，念のため熱による劣化を付与し，耐電圧試験により，絶縁が維持されていることを確認

高経年化-238

ビニル溶着＋ハイボンテープ法＜別紙1＞ 架橋ポリエチレン絶縁ケーブルの劣化カーブについて① マスターカーブの劣化カーブ（57.8℃-0.0341Gy/h）・ACA研究にて東海第二発電所で使用している架橋ポリエチレン絶縁ケーブル（新品）に数種類の熱，放射線*を加えたケーブルの絶縁体引張試験を行い，結果を「時間依存データの重ね合わせ手法 」を用いて重ね合
わせのマスターカーブを作成する。
・マスターカーブの劣化カーブ（57.8℃-0.0341Gy/h）は，重ね合わせマスターカーブに実機ケーブルの環境条件を加え算出した劣化カーブ。
*：数種類の異なる温度と線量率の条件で得られた劣化特性を1つの劣化特性に重ね合わせる手法（IEC1244-2,IAEA-TECDOC-1188で提案されている手法）

架橋ポリエチレン絶縁体の時間依存データ
重ね合わせのマスターカーブ

架橋ポリエチレン絶縁体の熱・放射線同時劣化特性② 実機伸び値データの劣化カーブ（57.8℃-0.0341Gy/h）・原子炉格納容器内よりサンプリングしたケーブル（5本）の中で，一番環境条件が厳しいケーブルの使用条件を重ね合わせのマスターカーブを用いて算出したカーブ
高経年化-239

＜別紙2＞ 長期健全性評価試験の条件について長期健全性評価試験の条件は，東海第二発電所における60年間の通常運転時及び設計基準
事故時の条件を包絡している。
長期健全性評価
試験条件

東海第二発電所における60年間の通常運転時及び設計基準事故時条件（設計値）

加速熱劣化

121 ℃×７日間

60年間の通常運転期間相当の熱劣化

熱サイクル

120 回

110 回

放射線（通常時＋事故時）

800 kGy

281 kGy （通常時：21 kGy 事故時：260 kGy）

蒸気曝露試験（温度）171 ℃（最高温度）

171 ℃（最高温度）

蒸気曝露試験（圧力）0.43 MPa（最高圧力）

0.31 MPa（最高圧力）

1.36 G（20G）＊

9.69 G

試験項目

加振*：想定される最大応答加速度9.69 Gに対しては、同等の電気ペネトレーションによる加速度20 Gの加振試験にて健全性を確認している。

【電気ペネトレーションの保全について】
低圧，高圧電気ペネトレーションは，保全計画に従い，今停止期間中に取替を行う計画としている。

高経年化-240２．８ ６事象以外の劣化事象について
１．６事象以外の劣化事象
６事象以外の劣化事象抽出フローに従い，高経年化対策上着目すべき経年劣化事象の抽出を行った結果，気密性の低下事象が抽出された。
主要6事象を除く経年劣化事象

劣化傾向が把握され保全活動によらず設備の健全性維持が可能なもの

YES

高経年化対策上着目すべき
経年劣化事象ではない事象（▲：日常劣化管理事象以外）

NO

適切な保全活動により設備の健全性維持が可能なもの

YES

高経年化対策上着目すべき
経年劣化事象ではない事象（△：日常劣化管理事象）

NO

高経年化対策上着目すべき経年劣化事象（気密性の低下） ＊＊気密性の低下が対象となる設備は，電気ペネトレーションのみ

６事象以外の劣化事象抽出フロー

２．６事象以外の劣化事象についての要求事項
審査基準
実用発電用原子炉の運転の期間の延長の審査基準

要求事項○劣化傾向監視等劣化管理がなされていない事象について，当該事象が発生又は進展している若しくはその可能性が認められる場合は， その発生及び進展を前提とした健全性評価を行い，その結果，技術基準規則に定める基準に適合すること。

高経年化-241２．８ ６事象以外の劣化事象について− 電気ペネトレーション −３．電気ペネトレーションの使用材料，使用条件
低圧，高圧用電気ペネトレーションの使用条件

原子炉格納容器内

原子炉格納容器外

⑦ ④

⑧

②

通常運転時

設計基準事故時＊1

重大事故等時＊2

周囲温度65.6 ℃
(最高)

171 ℃
(最高)

235 ℃
(最高)

最高圧力

0.0138 MPa

0.31 MPa

0.62 MPa

放射線0.040 Gy/h
（最大）260 kGy(最大積算値)

640 kGy(最大積算値)⑥①*1：設計基準事故時における原子炉格納容器内の環境条件設計値*2：重大事故等時における原子炉格納容器内の環境条件解析値

低圧用電気ペネトレーション主要部位の使用材料

③
No.

⑨

⑤
低圧用電気ペネトレーション構造図
⑤ ⑥

④

部位

材料

No.

部位

材料

①

電線

銅，架橋ポリエチレン

⑥

モジュール

ステンレス鋼

②

接続部

銅

⑦

アダプタ

炭素鋼

③

シール部

エポキシ樹脂

⑧

スリーブ

炭素鋼

④

ヘッダ

ステンレス鋼⑨

Oリング

エチレンプロピレンゴム

⑤

取付ボルト

ステンレス鋼

高圧用電気ペネトレーション主要部位の使用材料
No.

原子炉格納容器内

原子炉格納容器外

⑦

① ③

②

⑧

部位

材料

No.

部位

材料

①

電線

銅，エチレンプロピレンゴム

⑤

アダプタ

炭素鋼

②

接続スリーブ

銅⑥

ヘッダ

ステンレス鋼③

シール部

エチレンプロピレンゴム⑦

パイプ

ステンレス鋼

④

スリーブ

炭素鋼

⑧

導体

銅

高圧用電気ペネトレーション構造図

高経年化-242

２．８ ６事象以外の劣化事象について
４．電気ペネトレーションの温度解析による健全性評価（重大事故等時）
温度解析は，低圧用電気ペネトレーションの構造体の解析モデルを作成し，各部位の物理特性値（熱伝導率，比熱，密度，表面放散熱抵抗）を用いて重大事故等時の解析入力条件に対する評価部位の温度を解析により算出する。

×

原子炉格納容器内

原子炉格納容器外
×：評価部位(シール部)

番号

項目

番号

項目

番号

項目

番号

項目

①

銅

③

エポキシ

⑤

空気

⑦

ベークライト②

ポリエチレン

④

ステンレス

⑥

鉄

⑧

コンクリート

高経年化-243２．８ ６事象以外の劣化事象について
５．温度解析による健全性評価（重大事故等時）
ａ．解析条件
原子炉格納容器破損防止対策の有効性評価で想定した重大事故等時条件を包絡する重大事故等時の解析入力条件は以下のとおり。

重大事故等時条件 3

重大事故等時条件 1【重大事故等時条件 1 解析入力条件】
時間[h]原子炉格納容器内温度[℃]
原子炉格納容器外の温度は， 〜

時間の間

℃

【重大事故等時条件 2 解析入力条件】
時間[h]原子炉格納容器内温度[℃]
原子炉格納容器外の温度は， 〜
大LOCA+循環冷却(DW)

時間の間 ℃【重大事故等時条件 3 解析入力条件】
時間[h]重大事故等時条件 2原子炉格納容器内温度[℃]
原子炉格納容器外の温度は， 時間〜 時間は

高経年化-244℃， 時間から時間は℃

２．９ 耐震・耐津波安全性評価−審査基準の要求事項○耐震安全性評価
審査基準

要求事項○経年劣化事象を考慮した機器・構造物について地震時に発生する応力及び疲れ累積係数を評価した結果，耐震設計上の許容限界を下回ること。

実用発電用原子炉の運転の期間の延長の審査基準○経年劣化事象を考慮した機器・構造物について地震時に発生する応力，亀裂進展力及び応力拡大係数を評価した結果，想定亀裂（欠陥）に対する破壊力学評価上の許容限界を下回ること。
○経年劣化事象を考慮した，地震時に動的機能が要求される機器・構造物の地震時の応答加速度を評価した結果，機能確認済加速度以下であること。
○経年劣化事象を考慮した，地震時の燃料集合体の変位を評価した結果，機能確認済
相対変位以下であるか又は，同様に制御棒挿入時間を評価した結果，安全評価上の規定時間以下であること。

○耐津波安全性評価
審査基準

要求事項

実用発電用原子炉の運転の期間の延長の審査基準○経年劣化事象を考慮した機器・構造物について，津波時に発生する応力等を評価した
結果，許容限界を下回ること。

高経年化-245

２．９ 耐震安全性評価−評価対象
評価対象機器は，安全機能を有する機器より抽出※し，以下の種別に分類する。
機器・構造物

対象機器・構造物名称

ポンプ

原子炉再循環ポンプ，留熱除去系ポンプ 他

熱交換器

残留熱除去系熱交換器，給水加熱器 他

ポンプモータ容器
配管

残留熱除去系ポンプ 他
原子炉圧力容器，原子炉格納容器 他
原子炉再循環系配管，給水配管 他

弁

主蒸気隔離弁，主蒸気逃し安全弁 他

炉内構造物

炉心シュラウド，ジェットポンプ 他

ケーブル

低圧CV ケーブル 他

タービン設備

主タービン，原子炉隔離時冷却系タービン 他

コンクリート構造物
及び鉄骨構造物

原子炉建屋，取水構造物 他

計測制御設備原子炉圧力計測装置 他

空調設備

原子炉建屋ガス処理系 他

機械設備

制御棒，非常用ディーゼル機関 他

電源設備

主発電機，主変圧器 他※：クラス１，２及び最高使用温度が９５℃を超える，又は最高使用圧力が１，９００ｋＰａを超える環境下にある原子炉格納容器
外の重要度クラス３の機器（浸水防護施設を含む），並びに常設重大事故等対処設備に属する機器・構造物とする。

高経年化-246

２．９ 耐震安全性評価−低サイクル疲労評価（評価対象の抽出）
評価対象：低サイクル疲労評価と同様に，原子炉冷却材圧力バウンダリ内機器について，
代表機器を抽出（原子炉圧力容器，炉心支持構造物，原子炉再循環ポンプ，配管，弁）
原子炉格納容器運転に伴う熱膨張により原子炉冷却材圧力バウン
ダリ内の機器が熱膨張配管，弁，貫通部
蒸気環境の代表として主蒸気系

配管，弁，ポンプ，貫通部
水環境の代表として原子炉再循環系，加えてプラン
ト停止時の温度変化の大き
い給水系

評価対象
高経年化-247

原子炉圧力容器・主フランジ・スタッドボルト・給水ノズル・下鏡・支持スカート
炉心支持構造物・シュラウド・シュラウドサポート

２．９ 耐震安全性評価−低サイクル疲労評価（代表以外の機器の評価）
評価対象機器・部位について，全て許容値１を下回ることを確認した。
６０年時点の疲労
累積係数

地震動による疲労累積係数（基準地震動SS）

合計（許容値：1以下）

ケーシング入口ノズル−配管との溶接部

0.00000.00330.0033

主フランジ

0.01770.00000.0177

スタッドボルト

0.25260.00000.2526給水ノズル

0.6146*0.00020.6148下鏡

0.4475*0.00020.4477

支持スカート0.56910.00020.5693

評価対象機器・部位
原子炉再循環ポンプ

原子炉圧力容器
容器

配管

機械ペネトレーショ 主蒸気系配管貫通部
ン
給水系配管貫通部

0.00710.00010.00720.00640.00010.0065ステンレス鋼配管

原子炉再循環系配管

0.1182*0.14550.2637原子炉系（蒸気部)配管

0.08530.65580.7411

原子炉系（純水部)配管

0.5799*0.02590.6058

原子炉給水止め弁（弁箱)0.5373*0.00000.5373

原子炉再循環ポンプ出口弁（弁箱)0.0338*0.00010.0339原子炉給水逆止弁（弁箱)0.8848*0.00000.8848

原子炉再循環ポンプ流量制御弁（弁箱)0.0738*0.00010.0739主蒸気隔離弁（弁箱)0.22780.00000.2278

炉心シュラウド

0.03510.00070.0358シュラウドサポート

0.06470.00000.0647

炭素鋼配管

弁

炉内構造物
*：環境を考慮

高経年化-248

２．９ 耐震安全性評価−腐食（全面腐食）評価○６０年時点の腐食代（０．３ｍｍ）の設定について
東海第二発電所に隣接し，環境条件が同じである東海発電所のプラント建設当初から使用（３４年使用）している基礎ボルトについて，以下３つの環境区分毎に調査した。
①屋外埋設部（屋外の基礎コンクリート埋設部）②屋内埋設部（地面に接している最下階のコンクリート埋設部）③屋内埋設部（最下階以外のコンクリート埋設部）
調査の結果，最も腐食代が大きい屋外設
置機器で最大０．２２２ｍｍ（実績値）であった。
この値は，右図※の炭素鋼の大気腐食量として想定される３０年時点の０．２３７ｍｍを下回ることから，この外挿により６０年時点の腐食代は０．３ｍｍを下回ると推定できる。

0.237

東海発電所
最大腐食代
34年間で0.222mm※：（社）腐食防食協会主催「材料と環境2002」発表に一部加筆

以上より，保守的に６０年時点の腐食代を０．３ｍｍと設定した。
30

炭素鋼の大気腐食による腐食量
高経年化-249

２．９ 耐震安全性評価−機械設備の応力腐食割れ評価（1/2）＜機械設備の応力腐食割れ＞
応力腐食割れが想定される機械設備（廃棄物処理設備）について，最も長く（建設時から）設置・使用されている設備（濃縮廃液・廃液中和スラッジ系設備）のうち，最高使用圧力が廃
液濃縮器復水器（0.07MPa）より大きい廃液濃縮器蒸発缶（0.34MPa）を代表として評価する。
廃棄物処理設備

設置・使用期間

濃縮廃液・廃液中和
スラッジ系設備

約４４年

機器ドレン系設備

減容固化系設備

雑固体焼却系設備

雑固体減容処理設備

約３６年

約３６年

約３６年

約１６年

機器

部位

廃液濃縮器蒸発缶

胴板

廃液濃縮器復水器

胴板

クラッドスラリ濃縮器加熱器

伝熱管，管板等

クラッドスラリ濃縮器

胴板

クラッドスラリ濃縮器復水器

伝熱管，管板等

クラッドスラリ濃縮器デミスタ

胴板

溶解タンク

上板，胴板

ミストセパレータ

上板，胴板

デミスタ

上板，胴板

乾燥機復水器

胴板

焼却灰取出ボックス

ケーシング

排ガスフィルタ

胴板

高周波溶融炉

外殻

溶融炉排ガスフィルタ

胴板

溶融炉排ガス脱硝塔
高経年化-250

胴板

２．９ 耐震安全性評価−機械設備の応力腐食割れ評価（2/2）＜機械設備の応力腐食割れ＞（ａ）評価内容
規格※1に基づき，６０年時点のき裂として半周の貫通き裂を仮定して，地震時の発生応力を算出し，許容応力を下回ることを確認する。

胴板※1：日本電気協会 原子力発電所配管破損防護設計技術指針（JEAG 4613-1998）

き裂想定箇所支持脚（ｂ）評価結果
評価対象

発生応力（MPa）

廃液濃縮器蒸発缶胴板

31＜

許容値（MPa）
65
廃液濃縮器蒸発缶構造図

地震時の発生応力が許容値を下回ることから，耐震安全性評価上問題ないと評価した。

高経年化-251２．９ 耐震安全性評価−腐食（流れ加速型腐食）評価○プラントの運転状態
プラントの運転状態はⅠ〜Ⅳがあり，数字が大きくなるほど影響が大きい。
運転状態Ⅲ

原子炉施設の故障，異常な作動等により原子炉の運転停止が緊急に必要な運転状態（過渡事象であって比較的影響が小さい事象（制御棒引抜き等））

運転状態Ⅳ

原子炉施設の安全性を評価する観点から異常な状態を想定した運転状態（事故であって比較的影響が大きい事象（ＬＯＣＡ等））○許容応力状態ⅢＡＳ及びⅣＡＳについて
配管（機器）の許容応力状態ⅢＡＳ及びⅣＡＳは，プラントの運転状態Ⅲ，Ⅳに対応する原子炉圧力容器の温度，圧力の変動による荷重（許容応力状態Ⅲ，Ⅳ）と，地震により生ずる応
力を組み合わせた状態をいう。
許容応力状態ⅢＡＳ

運転状態Ⅲに対応する原子炉圧力容器の温度，圧力の変動による荷重（許容応力状態ⅢA）＋地震（Ｓd）により生ずる応力

許容応力状態ⅣＡＳ

運転状態Ⅳに対応する原子炉圧力容器の温度，圧力の変動による荷重（許容応力状態ⅣA）＋地震（Ｓｓ）※により生ずる応力※：地震（ Sd）及び静的地震も考慮している

高経年化-252

２．９ 耐震安全性評価−腐食（流れ加速型腐食）評価（1/5）
全ての評価対象について，地震時の発生応力，又は疲労累積係数が許容値を下回ることから，耐震安全性上問題ないことを確認した。

高経年化-253２．９ 耐震安全性評価−腐食（流れ加速型腐食）評価（2/5）
全ての評価対象について，地震時の発生応力，又は疲労累積係数が許容値を下回ることから，耐震安全性上問題ないことを確認した。

高経年化-254

２．９ 耐震安全性評価−腐食（流れ加速型腐食）評価（3/5）
全ての評価対象について，地震時の発生応力，又は疲労累積係数が許容値を下回ることから，耐震安全性上問題ないことを確認した。

高経年化-255

２．９ 耐震安全性評価−腐食（流れ加速型腐食）評価（4/5）
全ての評価対象について，地震時の発生応力，又は疲労累積係数が許容値を下回ることから，耐震安全性上問題ないことを確認した。

高経年化-256２．９ 耐震安全性評価−腐食（流れ加速型腐食）評価（5/5）
全ての評価対象について，地震時の発生応力，又は疲労累積係数が許容値を下回ることから，耐震安全性上問題ないことを確認した。

高経年化-257

２．９ 耐震安全性評価−動的機能維持評価（1/2）
評価対象機器について，地震時の動的機能が維持されることを確認した。
＜流れ加速型腐食＞接続する配管のＦＡＣの耐震評価範囲のうち動的機能が要求される弁について，以下のとおり地震時の応答加速度を評価した結果，機能確認済加速度以下であることを確認した。
原子炉給水逆止弁
地震力

Ss

振動数
(Hz)

水平

応答加速度
(×9.8m/s2)

機能確認済
加速度
(×9.8m/s2)

応答加速度(×9.8m/s2)

機能確認済
加速度
(×9.8m/s2)

4.90

＜

6.0

7.65

＜

10.0

3.27

＜

6.0

5.51

＜

6.2

50
鉛直

主蒸気逃がし安全弁
地震力

Ss

主蒸気隔離弁

振動数
(Hz)

水平

応答加速度
(×9.8m/s2)

原子炉冷却材浄化系内側隔離弁

機能確認済
加速度
(×9.8m/s2)

応答加速度(×9.8m/s2)

機能確認済
加速度
(×9.8m/s2)

6.53

＜

9.6

4.70

＜

6.0

2.04

＜

6.1

1.33

＜

6.0

50
鉛直

高経年化-258

２．９ 耐震安全性評価−動的機能維持評価（2/2）
評価対象機器について，地震時の動的機能が維持されることを確認した。
機器想定される経年劣化事象に対する評価

弁＜低サイクル疲労＞「２．９ 耐震安全性評価−低サイクル疲労評価（代表以外の機器の評価）」に示すとおり，全て許容値1を下回り，低サイ
クル疲労割れが発生しないため，地震時の動的機能が維持されることを確認した。

＜基礎ボルトの腐食（全面腐食）＞
基礎ボルトの腐食（全面腐食）による減肉を仮定した耐震安
弁以外（ポンプ，タービン設備，計 全性評価の結果，地震時の発生応力が許容応力を下回り，測制御設備，空調設備， 支持する機器の支持機能への影響がないことから振動応答
特性への影響はなく，地震時の動的機能は維持されることを機械設備，電源設備）確認した。

高経年化-259

２．９ 耐震安全性評価−制御棒挿入性評価（1/2）
評価対象機器における経年劣化事象を抽出し影響について評価した結果，制御棒挿入性に影響を及ぼす可能性のある経年劣化事象はないことを確認した。
評価対象
機器

経年劣化事象ローラ，ピンの摩耗

制御棒

制御棒挿入性への影響評価

制御棒挿入性に対する影響有無

耐摩耗性の高いコバルト基合金，ニッケル基合金を使用されていること，且つ定期検査毎に制御棒駆動水圧系機
能検査，制御棒駆動機構機能検査により動作不良が認められていないことから，制御棒の挿入性に与える影響はない。

無制御材被覆管，シース，タイロッド，ピン， 制御棒の動作性に問題が生じていないことを，定期検査
上部ハンドルの靭性低下，照射誘起型応 毎に制御棒駆動水圧系機能検査，制御棒駆動機構機能検査により確認しているため，制御棒の挿入性に与える
力腐食割れ
制御材被覆管，シース，タイロッド，ソケッ 影響はない。
ト，ピン，上部ハンドルの粒界型応力腐食
割れ
炉心シュラウド，シュラウドサポートの疲
現状目視点検で割れが確認されておらず，また60年時
労割れ
点での疲労評価にて疲労累積係数が1より小さいことを確認し，疲労破壊を起こさないため，炉心支持機能に与える影響はない。

炉内構造物

無

無

無

炉心シュラウド，シュラウドサポート，上部 現状確認されているひびを保守的に拡大し健全性を評
格子板，炉心支持板，燃料支持金具，制 価した結果，60年時点で破壊に至らないことを確認して御棒案内管の粒界型応力腐食割れ
おり，また，ひびの方向性が縦方向のみで変位影響を及
ぼさないことから，炉心支持機能に与える影響はない。

無上部格子板，炉心支持板，燃料支持金具，制御棒案内
管現状目視点検で割れが確認されておらず，維持規格に基づき計画的に点検を実施するため，炉心支持機能に与える影響はない。

無

高経年化-260２．９ 耐震安全性評価−制御棒挿入性評価（2/2）
評価対象機器における経年劣化事象を抽出し影響について評価した結果，制御棒挿入性に影響を及ぼす可能性のある経年劣化事象はないことを確認した。
評価対象
機器

炉内構造物

経年劣化事象制御棒挿入性への影響評価

炉心シュラウド，上部格子板，炉心支持
現状目視点検で割れが確認されておらず，しきい照射量
板，燃料支持金具，制御棒案内管の照射 を超える炉心シュラウドと上部格子板のうち，炉心シュラ
誘起型応力腐食割れ
ウドは60年時点で破壊に至らないことを確認しており炉心支持機能に与える影響はない。また，上部格子板は溶接部がないため溶接による残留引張応力はなく，運転中の差圧，熱，自重等に起因する引張応力成分は低く，照射誘起型応力腐食割れが発生する可能性はないため，
炉心支持機能に与える影響はない。
その他の機器はしきい照射量に達せず，照射誘起型応力腐食割れが発生しない。
炉心シュラウド，上部格子板，炉心支持
炉心支持機能に与える影響はない。
板，燃料支持金具，制御棒案内管の照射
スウェリング，照射下クリープ

燃料集合体

燃料支持金具（中央），制御棒案内管の
熱時効

現状目視点検で割れが確認されておらず，亀裂の原因となる経年劣化事象がなく，熱時効による破壊に至らな
いため，炉心支持機能に与える影響はない。

燃料集合体の腐食減肉

燃料集合体の外周にチャンネルボックスが取付けられており，燃料集合体は制御棒と接触しないため，燃料集合体の照射による腐食減肉は制御棒挿入性に影響を与えない。

高経年化-261

制御棒挿入性に対する影響有無

無

無

無

無

２．９ 耐津波安全性評価−評価対象
評価対象である浸水防護施設は以下のとおり。
浸水防護施設弁

コンクリート
構造物及び
鉄骨構造
物

逆止弁
コンクリート構造物

鉄骨構造物

浸水防護施設系統逆止弁

計測制御
設備

計測装置

評価対象
／対象外
の区別

浸水防止設備対象

防潮堤（鉄筋コンクリート防潮壁及び鋼管杭鉄筋コンクリート防潮壁），
原子炉建屋
津波防護施設
防潮堤（鋼製防護壁），防潮扉，放水路ゲート，構内排水路逆流防止
設備，貯留堰
浸水防止蓋，水密扉

操作制御盤

浸水防護施設の区分

浸水防止設備津波監視設備

潮位計測装置*：基準津波の影響を受ける位置に設置されないため，耐津波安全性評価対象外とする

高経年化-262

対象
対象
対象外*

潮位監視盤，津波・構内監視設備
取水ピット水位計測装置

対象

対象
対象

２．９ 耐津波安全性評価−防潮堤（鋼製防護壁）アンカーボルト設置位置
防潮堤（鋼製防護壁）アンカーボルトは，鋼製防護壁と地中連続壁基礎の接合部に設置
され，全てコンクリート埋設となることから，腐食（全面腐食）は想定されないものと評価。

アンカーボルト

STEP 1：地中連続壁基礎上部へのアンカーボルト設置

STEP 2：コンクリート施工後，鋼製防護壁（支柱部ブロック)架設

高経年化-263

STEP 3：鋼製防護壁（支柱部ブロック）
架設後，アンカーボルト埋設

２．１０ 東海第二発電所の特有の評価−震災影響評価（津波による影響）
・津波による影響（1／3）
評価書

機器名称
非常用ディーゼル発電機海水ポンプ（2C）
非常用ディーゼル発電機海水ポンプ（2C）
残留熱除去系海水ポンプ（A，C）
残留熱除去系海水ポンプ（A，C）
補機冷却系海水ポンプ（A，C）

ポンプ

補機冷却系海水ポンプ（A，C）
洗浄水ポンプ

ポンプ
モータ

部位
主軸，羽根車，ケーシングリ
ング，すべり軸受
主軸
主軸，羽根車，ケーシングリ
ング，すべり軸受
主軸
主軸，羽根車，ケーシングリ
ング，すべり軸受
主軸
主軸，羽根車，ケーシングリ
ング，すべり軸受

代表
機器

劣化事象

健全性評価

結果

代表

アブレシブ摩耗

補修

良代表

孔食，隙間腐食補修

良代表

アブレシブ摩耗

補修

良代表

孔食，隙間腐食補修

良代表

アブレシブ摩耗

補修

良

代表
代表
以外
代表
以外
代表
以外
代表
以外

孔食，隙間腐食補修

良アブレシブ摩耗

補修

良孔食，隙間腐食補修

良アブレシブ摩耗

補修

良孔食，隙間腐食補修

良洗浄水ポンプ主軸

海水電解装置ポンプ

主軸，羽根車，ケーシングリ
ング，すべり軸受

海水電解装置ポンプ

主軸

非常用ディーゼル発電機海水ポンプ電動機
（２Ｃ）

絶縁体

代表

絶縁特性低下補修

良非常用ディーゼル発電機海水ポンプ電動機（2C）

取付ボルト，固定子コア，回転子コア，フレーム，エンドブ
ラケット，端子箱,主軸

代表

全面腐食

補修

良

残留熱除去系海水ポンプ・電動機（A，C）

絶縁体

代表
以外

絶縁特性低下補修

良残留熱除去系海水ポンプ・電動機（A，C）

取付ボルト，固定子コア，回転子コア，フレーム，エンドブ
ラケット，端子箱,主軸

代表
以外

全面腐食

補修

良

高経年化-264２．１０ 東海第二発電所の特有の評価−震災影響評価（津波による影響）
・津波による影響（2／3）
評価書

ポンプ
モータ

機器名称

部位

代表
機器
代表
以外

劣化事象

健全性評価

結果

絶縁特性低下補修

良補機冷却系海水ポンプ・電動機（A，C）

絶縁体

補機冷却系海水ポンプ電動機（A，C）

取付ボルト，固定子コア，回転子コア，フレーム，エンドブ
ラケット，端子箱,主軸

代表
以外

全面腐食

補修

良

洗浄水ポンプ・電動機

絶縁体

代表
以外

絶縁特性低下補修

良

洗浄水ポンプ・電動機

取付ボルト，固定子コア，回転子コア，フレーム，エンドブ
ラケット，端子箱,主軸

代表
以外

全面腐食

補修

良

海水電解装置ポンプ・電動機

絶縁体

代表
以外

絶縁特性低下

補修

良

代表
以外

全面腐食

補修

良

代表
以外

全面腐食

補修

良

絶縁特性低下補修

良絶縁特性低下取替

良

絶縁特性低下

取替

良

全面腐食

取替

良

海水電解装置ポンプ・電動機

トラベリングスクリーン・電動機

取付ボルト，固定子コア，回転子コア，フレーム，エンドブ
ラケット，端子箱,主軸取付ボルト，固定子コア，回転子コア，フレーム，エンドブ
ラケット，端子箱,主軸

トラベリングスクリーン・電動機

絶縁体

高圧難燃CVケーブル

絶縁体

ケーブ
難燃CVケーブルル
ケーブルトレイ，電線管，サポート等

絶縁体
鋼材

高経年化-265

代表
以外
代表
以外
代表
以外
代表
以外

２．１０ 東海第二発電所の特有の評価−震災影響評価（津波による影響）
・津波による影響（3／3）
評価書

機器名称

部位

代表
機器

劣化事象

健全性評価

結果

端子台接続

絶縁体

代表
以外

絶縁特性低下

取替

良

端子接続

絶縁体

代表
以外

絶縁特性低下取替

良

電源及 PC（2B-4）
び電気設備
MCC（2B-4-1，2,3）

絶縁体

代表
以外

絶縁特性低下

取替

良

絶縁体

代表
以外

絶縁特性低下取替

良海水電解装置現場制御盤

絶縁体

代表
以外

絶縁特性低下取替

良循環水ポンプ潤滑水流量監視盤

絶縁体

代表
以外

絶縁特性低下取替

良循環水ポンプ補助リレー盤

絶縁体

代表
以外

絶縁特性低下

取替

良

絶縁体

代表
以外

絶縁特性低下取替

良

圧力計測装置

圧力伝送器

代表
以外

特性変化

洗浄・目視
確認

良

計器架台

サポート，ベースプレート，
取付ボルト，ナット

代表
以外

全面腐食

洗浄・目視
確認

良

取付ボルト

取付ボルト

代表
以外

全面腐食

洗浄・目視
確認

良

ケーブ
ル

計測制
除塵装置制御盤
御設備

高経年化-266

２．１０ 東海第二発電所の特有の評価−震災影響評価（地震による影響）
・地震による影響

出典：茨城県原子力安全対策委員会 安全性検討ワーキングチーム（第6回）資料
東海第二発電所 施設の健全性より抜粋

高経年化-267

２．１０ 東海第二発電所の特有の評価−シュラウドサポート耐震評価手法○崩壊荷重について
構造物に作用する荷重が徐々に増大すると，構造物内に発生する応力は増加するため，最終的に構造物は荷重に耐えられず変形する。そのときの荷重を崩壊荷重という。
○２倍勾配法について
崩壊荷重を決定する手法として，規格※に２倍勾配法が規定されている。
①当該構造物の温度での縦弾性係数，荷重−変位量曲線を設定②有限要素法による弾塑性解析により荷重Ｐとたわみ角度θの関係を求める③荷重−変位量曲線において，弾性範囲の荷重軸に対する２倍の勾配直線を求め，直線と曲線の交点を定める。この交点を崩壊荷重Pcと定義する。
※：日本機械学会 発電用原子力設備規格 維持規格（2012）

上記の崩壊荷重（Ｐｃ）に対して，安全率（ＳＦ）を 考慮した許容荷重（Pa）が下回ることを確認する。

①荷重−変位量曲線を設定③交点（崩壊荷重）を定める
Ｐc＞Ｐa×ＳＦ を確認

Ｐc＞Ｐa×ＳＦ②荷重Ｐ，たわみ角度θの関係を求める

高経年化-268

２倍勾配法による崩壊荷重の求め方

２．１１ 過去に発生したトラブルと高経年化との関係−30年目技術評価以降のトラブル等の高経年化対策への反映（1／3）●東海第二発電所の３０年目技術評価以降に発生したトラブル等を以下に従い抽出 ＜表１参照＞
１）情報収集２）対象発電所
３）収集期間４）情報区分５）事象の種別：NUCIA（原子力情報公開ライブラリー）：東海第二発電所：３０年目技術評価以降〜４０年目評価まで：「トラブル」及び「保全品質」に区分されるものを対象：「時間依存性あり」，「保守不良」（経年劣化事象によるもの）を抽出●この結果，経年劣化に関する保全が有効でなかったため生じたトラブル事例として８件を抽出【抽出結果8件】① 原子炉隔離時冷却系タービン排気ライン逆止弁損傷に伴う運転上の制限逸脱について② 屋外硫酸貯槽タンク堰内での漏えい事象について③ 主油タンク油面変動等に伴う機器点検のための原子炉手動停止について④ 蒸気乾燥器に確認されたひび割れについて⑤ シュラウドサポート溶接継手のひび状の指示模様について⑥ 残留熱除去系海水配管の減肉について⑦ 高圧炉心スプレー系ディーゼル発電機の運転上の制限からの逸脱について⑧ 蒸気乾燥器のひび調査結果について(上記⑥の水平展開結果）●上記８件の事例の詳細検討として，３０年目技術評価の考察を実施し，劣化状況評価への反映要否を検討し，①，③〜⑥，⑧の事例について劣化状況評価に反映し，今後，保全計画に基づき保守を実施 ＊＜別紙参照＞＊②及び⑦の事例については，劣化状況評価対象設備若しくは部位に該当しないこと。 他機器への水平展開も不要である
ことから，劣化状況評価への反映は不要と判断

高経年化-269

２．１１ 過去に発生したトラブルと高経年化との関係−30年目技術評価以降のトラブル等の高経年化対策への反映（2／3）

表1 30年目技術評価以降に発生したトラブル等の一覧表（1／2）
原因分析
結果

経年劣化に関する保全が有効でなかったため生じたと考えられるもの

保全品質 高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機 定期試験中における運転上の制限からの逸脱について

2

−

2

保全品質 協力会社における入所時の保安教育に係る不適合について

2

−

3

トラブル

1

※

4

保全品質 残留熱除去系(A)定期試験に伴う低圧注水系の運転上の制限の逸脱について

5

−

5

保全品質 原子炉隔離時冷却系の運転上の制限逸脱について

1

−

6

保全品質 管理区域における一時立入者の個人線量計の未着用について

2

−

7

保全品質 東海第二発電所洗濯廃液に係る保安規定違反の原因及び再発防止対策の報告について

2

−

8

保全品質 雑固体減容処理設備冷却室内における溶融金属等の飛散に伴う発煙について

4

−

9

保全品質 ② 屋外硫酸貯蔵タンク堰内での漏えい事象について

7

○

10

保全品質 産業廃棄物処理施設における当社名等が表示されたドラム缶発見について

8

−

11

保全品質 管理区域における作業員の個人線量計（EPD）の着用不備について

2

−

12

保全品質 可燃性ガス濃度制御系（B）の運転上の制限からの逸脱について

8

−

13

保全品質 物品搬入時における管理区域内への不適切な立ち入り事象について

2

−

14

トラブル

③ 主油タンク油面変動等に伴う機器点検のための原子炉手動停止について

1

※

15

保全品質 起動領域モニタチャンネル「D」指示不良による運転上の制限の逸脱及び解除について

8

−

16

保全品質 残留熱除去系（A）の運転上の制限の逸脱について

5

−

17

保全品質 低圧炉心スプレイ系定期試験前に確認すべき事項の未実施について

2

−

18

保全品質 ④ 蒸気乾燥器に確認されたひび割れについて

7

○

19

保全品質 ➄ シュラウドサポート溶接継手のひび状の指示模様について

7

○

20

保全品質 所内電源操作中における電源盤損傷の発生について

4

−

21

保全品質 東海第二発電所 制御棒駆動機構分解点検工事におけるごく微量の放射性物質の内部取り込みについて

2

−

22

保全品質 洗濯廃液放出に係る保安規定違反事象について

2

−

23

トラブル

7

○

24

保全品質 給水加熱器保管庫への個人線量計未着用での立ち入りについて

2

−

No.

情報区分

1

件名

① 原子炉隔離時冷却系タービン排気ライン逆止弁損傷に伴う運転上の制限逸脱について⑥ 残留熱除去系海水系配管の減肉について○：時間依存性ありで抽出※：保守不良で抽出。原因の確認の結果，経年劣化事象が起因であるため抽出。

高経年化-270

原因分析結果1：施工・保守不良に起因する事例 5：偶発的故障に起因する事例
2：ヒューマンエラーに起因する事例 6：自然現象に起因する事例
3：設計上の問題に起因する事例 7：経年劣化事象に起因する事例
4：製作上の問題に起因する事例 8：その他の事例

２．１１ 過去に発生したトラブルと高経年化との関係−30年目技術評価以降のトラブル等の高経年化対策への反映（3／3）

表1 30年目技術評価以降に発生したトラブル等の一覧表（2／2）
原因分析
結果

経年劣化に関する保全が有効でなかったため生じたと考えられるもの

非常用ガス処理系（A）の予防保全を目的とした保全作業の実施について

4

−

保全品質

非常用ガス処理系（B）の予防保全を目的とした保全作業の実施について

4

−

27

トラブル

残留熱除去系海水系（B）系機器点検のための原子炉手動停止について

3

−

28

保全品質

⑦ 高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機の運転上の制限からの逸脱について

7

○

29

保全品質

【東日本大震災】 東海第二発電所 使用済燃料プール水飛散

6

−

30

トラブル

【東日本大震災関連】非常用ディーゼル発電機2C用海水ポンプの自動停止について

6

−

31

トラブル

【東日本大震災関連】125V蓄電池2B室における溢水について

8

−

32

保全品質

廃棄物処理建屋3階における火災について

5

−

33

保全品質

東海第二発電所における計画線量超過について

2

−

34

保全品質

非常用ディーゼル発電機2Cの運転上の制限からの逸脱について

1

−

35

保全品質

主蒸気逃し安全弁（D）内部部品の脱落について

1

−

36

保全品質

原子炉圧力容器下部制御棒駆動機構フランジからの漏水について

2

−

37

保全品質

取水口エリア北側ポンプ槽での火災について

1

−

38

保全品質

残留熱除去系（C）低圧注水系注入弁差圧検出配管溶接部近傍での水の滴下について

8

−

39

保全品質

原子炉建屋屋上における原子炉建屋ベントライン設置工事中の誤開孔事象について

1

−

40

保全品質

⑧ 蒸気乾燥器のひび調査結果について

7

○

41

トラブル

東海第二発電所 管理区域外での洗浄廃液の漏えいについて

3

−

42

保全品質

東海第二発電所における燃料集合体チャンネルボックス上部（クリップ）の一部欠損について

4

−

43

保全品質

可搬型設備保管場所（非管理区域）における油の漏えい

8

−

44

保全品質

制御棒ハンドル部ガイドローラの状況について

4

−

45

保全品質

1

−

46

トラブル

3

−

47

保全品質

廃棄物処理建屋 送風機室（B）内での溶接作業時における火災の発生について
廃棄物処理棟中地下1階タンクベント処理装置室内における液体の漏えいに伴う 立入制限区域の設定について使用済燃料貯蔵プール水導電率の上昇について

3

−

No.

情報区分

25

保全品質

26

件名

○：時間依存性ありで抽出※：保守不良で抽出。原因の確認の結果，経年劣化事象が起因であるため抽出。

高経年化-271

原因分析結果1：施工・保守不良に起因する事例 5：偶発的故障に起因する事例
2：ヒューマンエラーに起因する事例 6：自然現象に起因する事例
3：設計上の問題に起因する事例 7：経年劣化事象に起因する事例
4：製作上の問題に起因する事例 8：その他の事例

２．１１ 過去に発生したトラブルと高経年化との関係−東日本大震災による影響と高経年化対策への反映（1／3）［評価方針］
東海第二発電所は，平成23年3月11日に発生した東北地方太平洋沖地震の影響（地震・津波）を受けたプラントであるため，震災の状況と復旧状況を踏まえ，震災による通常環境からの乖離で進展が考えられる経年劣化事象について検討した。
［震災の状況(概要)］
震災影響の種別状況①津波による影響

取水口ポンプ室内の一部及び同ポンプ室外の設備が水没し機能喪失に至った。

②地震による影響

当時の基準地震動SSに耐震設計上重要な設備の固有周期を含むほとんどの周期帯で包絡されており，Sクラ
ス設備について影響のないことを確認した。更に耐震壁の応答評価,耐震安全上重要な施設の地震時における構造強度評価及び動的機能維持評価を実施した。評価結果の概要は,原子炉建屋の耐震壁評価及び機器・配管系の構造評価の結果は弾性範囲以下であった。また,制御棒の地震時挿入性動的機能維持評価結果は，試験により挿入性が確認された相対変位以下であった。

③その他の影響

原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水，主蒸気逃がし安全弁による原子炉圧力容器の圧力制御を継続するため，サプレッション・プールの冷却を継続した｡このため，原子炉格納容器内の温度は最高使用温度以内であった。
☆震災時の原子炉格納容器内の圧力・温度の概要を下表に示す。
ドライウェル圧力
震災前

約3 kPa

震災時

約12 kPa

設計値

310 kPa

ドライウェル温度
約45 ℃（コンクリート周り）
約40 ℃※1（格納容器上部）
約62 ℃（コンクリート周り）
約100 ℃※1（格納容器上部）
約144 ℃※2（格納容器頂部）
171 ℃

高経年化-272

サプレッション・
プール温度
約22 ℃
約55 ℃
104.5 ℃

※1：電線管温度※2：圧力容器ベローシール部
周辺温度

２．１１ 過去に発生したトラブルと高経年化との関係−東日本大震災による影響と高経年化対策への反映（2／3）●東日本大震災による影響［震災復旧状況-健全性確認※］【健全性確認の方法】
・地震及び津波襲来後，プラントのウォークダウン等により震
災影響の状況を確認し，必要に応じ詳細点検（分解・開放点検）等を行い健全性の確認を実施した。

【津波による影響】
・被水した設備については，計画的に点検，補修及び取替を実施し，設備の健全性を確認している。
【地震による影響】
・耐震Sクラス機器について地震による機器への影
響がないことを確認している。
・また耐震B・Cクラス機器については一部損傷を確認したが，補修を実施し健全性を確認している。
【その他の影響（原子炉格納容器内温度上昇）】
・コンクリート構造物及び電気・計装品について，温度上昇による影響評価を実施し，温度上昇時間は短時間であり，健全性評価にて得られた結果に影響を与えるものではないと判断した。

※健全性確認の詳細については，「東海第二発電所 施設の健全性」にて説明する。

高経年化-273

２．１１ 過去に発生したトラブルと高経年化との関係−東日本大震災による影響と高経年化対策への反映（3／3）［震災影響評価］
・震災による通常環境からの乖離で進展が考えられる事象
震災により，従前の使用環境から乖離し，経年劣化事象が発生・進展が厳しくなるもの（発生状況に影響するもの及び経年劣化の進展が考えられるもの）については，一連の健全性評価は完了しているが，今後も特別な保全計画及び通常の保全活動にて健全性を確認していく。
震災影響の
種別

震災による通常環境からの乖
離で進展が考えられる事象

津波による
影響

･機器の腐食，動的機器のアブレ
シブ摩耗･電気・計装品の絶縁特性低下･コンクリート構造物の強度低下･機器の分解点検，必要に応じて補修，洗浄，取替

地震による
影響

･地震による荷重の作用により損
傷･地震による荷重の作用，疲労の蓄積･一部損傷を確認した耐震B，Cクラスの機器については補修により健全性を確認。
･耐震Sクラス設備については，当時の基準地震動SSに耐震設計上重要な設備の固有周期を含むほとんどの周期帯で包絡されており，影響のないことを確認。
･原子炉建屋耐震壁の応答評価，耐震安全上重要な施設の地震時における構造強度評価及び動的機能維持評価を実施，以下の結果が得られた。
➡構造評価の結果は，弾性範囲以下であることを確認。
➡動的機能維持評価結果は，制御棒の地震時挿入性が確認された相対変位以下であることを確認。
➡耐震安全性評価（地震による疲労の影響）の結果，疲れ累積係数の地震影響も含めた合計は許容値の1以下を確認｡

その他の影
響（原子炉格
納容器内温度上昇）

温度上昇による影 響・コンクリート構造物の強度低下，遮へい能力低下
・電気・計装品の絶縁特性低下

震災影響評価（概略）・点検（絶縁測定），必要に応じて取替・コンクリートのコアサンプルによる評価

健全性を確認。

・コンクリート構造物：原子炉格納容器頂部最高温度：約144℃にて評価した結果➡設計値を満足。温度制限値を超える期間は短時間。健全性評価にて得られた結果に影響を与えるものではないと判断した。
・電気・計装品の絶縁低下影響：温度83.1℃／継続時間約30時間にて評価➡震災時の温度上昇時間は短時間。健全性評価にて得られた結果に影響を与える
ものではなかった。

高経年化-274２．１１ 過去に発生したトラブルと高経年化との関係−これまでのトラブル事象と高経年化との関連（1／3）

【原子力発電所の高経年化対策】〇原子力発電所では機器や設備について，法律で定められた定期的な検査や点検（通常の保全活動）を実施。これにより劣化（機能や性能の低下）の状況を的確に検知し，必要に応じ新材料や新技術を取り込んだ適切な補修や取替えを実施し，安全性を確保〇高経年化対策は，長期間供用状態にある発電所の機器等に対し，上記のような安全確保活動を適切に行うため，起こりうる劣化等の特徴を最新知見・運転経験に基づき把握した上で，通常の保全活動に加えて新たな保全策（追加保全）を策定し，保守管理を確実に実施することが重要〇「通常の保全活動」と「高経年化に対応した追加保全」を行うことで，高経年化に伴い発生するトラブ
ルに対しても対処が可能である。これまでの運転経験等を確認しても，トラブル事象の増加はなく，高経年化による影響は認められない。

高経年化-275２．１１ 過去に発生したトラブルと高経年化との関係−これまでのトラブル事象と高経年化との関連（2／3）○東海第二発電所 トラブル情報等及び計画外停止回数の推移
・過去４０年を遡った時点までの経年劣化を起因としたトラブル情報等及び計画外停止件数の推移からは，供用期間の長期化（高経年化）によるトラブル事象等の増加傾向はなく，計画外停止件数の間に有意な相関も認められない。
（件数）
25
↦
▼（※）

・経年劣化に関する保全が有効でなかったため生じたトラブル事例
は，約２件／年で推移し有意な増加傾向にはない。
・計画外停止については，約０．７回／年で推移し有意な増加傾向にはない。上記のトラブル事象との相関も認められない。

20

15

40年目高経年化技術評価↤▼東北地方太平洋沖地震（長期冷温停止）
表1に示した経年劣化に関する保全が有効でなかったため生じたトラブル事例8件

10

5

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

高経年化-276

2005

計画外停止

2004

NUCIA件数

2003

保守管理不良（経年劣化）

2002

整理方法

2001

2000

1999

1998

時間依存性あり1997【経年劣化に関する保全が有効でなかったため生じたトラブル事例】

1996

1995

1994

1993

1992

1991

1990

1989

1988

1987

1986

1985

1984

1983

1982

1981

1980

1979

1978

0

ＮＵＣＩＡの原因分類を活用し，経年劣化事象を抽出
原因分類
設備不備
保守不備（のうち経年劣化によるものを抽出）
ﾋｭｰﾏﾝｴﾗｰ等
…（省略）

事象の種別
■時間依存性のある劣化□火災の有無※「時間依存性のある劣化」
による抽出を取込み

２．１１ 過去に発生したトラブルと高経年化との関係−これまでのトラブル事象と高経年化との関連（3／3）○東海第二発電所 発電電力量・設備利用率の年度推移
・トラブル事象及び計画外停止等が反映された発電所の総合的なパフォーマンスを示す指標として，発電電力
量及び設備利用率の推移を確認した。
・１９９９年に中性子計測ハウジング取替，２００９年に給水加熱器取替他熱交換器点検のため長期停止したが，発電所供用期間の長期化に伴い発電電力量・設備利用率が低下する明確な傾向は認められない。

原子炉再循環ポンプ
出口弁修理等

当社説明資料（必要枚数分）高経年化-277

＜別紙＞
抽出したトラブル事例8件について，劣化状況評価への反映内容を以下のプロセスで検討した。
① 原子炉隔離時冷却系タービン排気ライン逆止弁損傷に伴う運転上の制限逸脱について（1/2）
【当該弁 弁体ねじ部点検状況】(1)事象の概要
第23回定期検査時の調整運転中のところ，原子炉隔離時冷却系（以下「RCIC」という）の定期試験を実施後，原子炉格納容器の圧力が低下傾向にあることを確認した。
原因調査を実施した結果，格納容器に封入している窒素ガスがRCICタービン排気ライ
ンから漏えいしている可能性が高いと判断した。排気ラインの隔離弁を閉止したところ，
圧力低下は止まった。
漏えいは，RCICタービン排気ラインに設置されている逆止弁のシートリークによるものと考え，分解点検を実施したところ，アームから弁体が脱落していることを確認した。
脱落の原因は，RCICタービン低速回転時に，タービン排気蒸気の凝縮により背圧が変動し，弁体が頻繁に開閉動作を行い,アームがストッパーと衝突を繰り返し，弁体とアームとを連結している弁体ネジ部に疲
労割れが生じた。
赤字：事象
緑字：原因
青字：詳細原因【通常：閉状態】

窒素ガス
漏えいルートRCICタービン排気ラインからの漏えいは，格納容器とRCICタービンの圧力が均圧し続けるまで継続
する。

（次頁へ）

※グランド部は附属装置（復水器に接続）に導かれる

高経年化-278

＜別紙＞① 原子炉隔離時冷却系タービン排気ライン逆止弁損傷に伴う運転上の制限逸脱について（2/2）(1)事象の概要（前頁より）(2)30年目技術評価の考察＜抜粋＞
RCICタービン低速時に弁体が開閉動作を行い，アームとストッパーが衝突を繰り返すが，弁体ネジ部（弁体とアームを連結）に疲労限を超える応力が発生した。疲労割れに至る事象を想定しておらず，当該弁の点検計画に反映されなかったため，疲労き裂の発生を発見することができなかった。

(3) 劣化状況評価への反映事項＜抜粋＞
以下の内容を劣化状況評価書へ記載する。
弁体ネジ部（弁体とアームを連結）の疲労割れを経年劣化事象（着目すべき経年劣化事象ではない事象）として新たに抽出する。

【劣化状況評価書への反映内容及び今後の保全計画に基づく保守の実施】
タービン排気側に設置されている逆止弁は，タービン背圧の変動により開閉動作を繰り返し，弁体とアームを連結するねじ部に疲労割れを起こす可能性がある。当該逆止弁は，2008年の定期試験時において，弁体（ねじ部）の疲労割れによる弁体の脱落事象が発生した。対策として，衝撃緩和機構付の弁に交換するとともに，分解点検時の目視点検に加え弁体（ねじ部）の浸透探傷検査を実施しており，必要に応じて補修又は取替を行うことにより，機能を維持することとしている。

高経年化-279

＜別紙＞② 屋外硫酸貯蔵タンク堰内での漏えい事象について(1)事象の概要
屋外硫酸貯蔵タンクサンプリン
グ配管の保温材から糸状に堰内に硫酸が漏れているのを発見した。
当該サンプリングラインには電熱ヒータが設置されており，その加熱部位にピンホールが生じていた。
ピンホール発生原因はヒータ加熱（設定温度65 ℃）により滞留液体の温度がその他の部位より常時高い温度に保持されたことにより，濃硫酸の硫酸鉄に対する溶解度が上昇することで電池効果により減肉が進行したものと推察する。

詳細

加温用ヒータ（配管加熱源）(2)30年目技術評価の考察
当該配管は，安全機能を有していないため，高経年化評価の対象とはならない。
当該サンプリングラインは，これまでに使用実績がないことから，切断部位を溶接により施栓補修を実施しており，さらに電熱ヒータも使用しないことを再発防止対策としており，今後同様な化学腐食（濃硫酸を高温環境下で使用する際の電池効果による減肉）の発生の可能性はないと考える。
【劣化状況評価書への反映内容及び水平展開検討】
劣化状況評価書への反映及び水平展開不要

高経年化-280(3) 劣化状況評価への反映事項
濃硫酸を扱っている設
備についてヒータ等で常時加温しているものはな
いことを確認しており，評価に反映するべき事
象ではない。

＜別紙＞③ 主油タンク油面変動等に伴う機器点検のための原子炉手動停止について（1/2）
タービン油系統図(1)事象の概要
主タービン潤滑油タンク（以下「主油タンク」という）の油面異常を示す警報が発報し，その後，主油タンクの油面が徐々に低下し油面調
整操作の頻度が増加し油面維持が困難となったこと，これ以上悪化すると関連機器への影響が懸念されたことから，原子炉を停止した。
主タービン油系の点検の結果，主油冷却器（B）伝熱管に摩耗が認められた。
主油冷却器の伝熱管から漏えいを生じた原因
は，潤滑油が伝熱管のU字部分に流れ込む構造のために，潤滑油の流動によってU字管に僅かな振動が発生，長期間の使用によって摩耗・減肉が進行して，最終的に貫通孔が生じたものと考えられる。

（次頁へ）
主油タンク油面低下事象が発生する以前にパラメーターの変動が確認されていた。（異常兆候）

貫通孔
当該の主油冷却器点検結果（伝熱管漏えい
発生メカニズムを含む）はp.166,172-16参照

高経年化-281

＜別紙＞③ 主油タンク油面変動等に伴う機器点検のための原子炉手動停止について（2/2）(1)事象の概要（前頁より）(2)30年目技術評価の考察
伝熱管が管支持板を貫通する部位に流体振動による摩耗を想定していなかった。

(3) 劣化状況評価への反映事項
主油冷却器の伝熱管の摩耗については，着目すべき経年劣化事象ではない事象とし，技術評価を実施した。主油冷却器の伝熱管のバッフル貫通部についても摩耗に着目した
外観点検（最外周部伝熱管）及び伝熱管の渦流探傷検査を定期的に実施する。

【劣化状況評価書への反映内容及び今後の保全計画に基づく保守の実施】
伝熱管は管支持板により適切なスパンで支持することで振動を抑制しているが，内部流体の流れによりわずかな伝熱管の振動が発生し，伝熱管と管支持板が接触することにより，伝熱管拘束点において伝熱管外表面に摩耗が発生する可能性がある。
さらに，伝熱管拘束点において伝熱管外面から疲労割れが発生する可能性がある。
油冷却器は，2009年の定格熱出力一定運転中に，伝熱管の摩耗による伝熱管漏えい事象が発生した。
対策として，当該伝熱管に施栓を実施するとともに，分解点検時に管支持板貫通部における伝熱管の摩耗に着目した目視点検に加え，伝熱管の渦流探傷検査を実施しており，必要に応じて補修又は取替を行うことにより，機能を維持することとしている。

高経年化-282

＜別紙＞
当該の主油冷却器点検結果（伝熱管漏えい発生メカニズムを含む）

高経年化-283

＜別紙＞④ 蒸気乾燥器に確認されたひび割れについて⑧ 蒸気乾燥器のひび調査結果について(1)事象の概要
蒸気乾燥器の外観点検において，プレナム
パーテーションとフードの溶接部に3箇所（右図①②③），リフティングアイ（右図④）の回り止め
溶接部に1箇所のひび割れが確認された。
ひび割れは，ひび割れの形状や応力集中しやすさから流動振動等による疲労割れである可能性が高い。調査結果，国内外の損傷事例か
ら粒界型応力腐食割れを想定。
(2)30年目技術評価の考察
プレナムパーテーションとフードの溶接部及びリフティングアイの回り止め溶接部のひび割れについては，想定される経年劣化事象としては抽出していなかった。

①

②

④

③

(3) 劣化状況評価への反映事項
プレナムパーテーションとフードの溶接部及びリフティングア
イの回り止め溶接部のひび割れについて，現状保全にて検知できていることから，着目すべき経年劣化事象ではない事
象として抽出し，技術評価に反映。

【劣化状況評価書への反映内容及び今後の保全計画に基づく保守の実施】
炉内構造物は炉心流による流体振動を受けるため，高サイクル疲労割れの発生が想定される。流体振動による高サ
イクル疲労は，設計段階において考慮しており，発生する可能性は小さい。また国内外の損傷事例から粒界型応力
腐食割れも想定も必要。
プレナムパーテーション溶接部（3箇所）及びリフティングアイ廻り止め溶接部（1箇所）に高サイクル疲労割れ若しくは
粒界型応力腐食割れと推定されるひびを確認，補修溶接等を実施し，発生応力の低減を図っている。
また，維持規格等に基づき計画的に水中テレビカメラによる点検を実施することとしており，これまで上記以外の有意な欠陥は認められていない。
高経年化-284

＜別紙＞➄ シュラウドサポート溶接継手のひび状の指示模様について（1/2）(1)事象の概要
第24回定期検査中の炉内構造物検査（定期事
業者検査）において，シュラウドサポート溶接継手に合計40箇所の欠陥指示を確認した。
この結果を用いて維持規格等に基づき，構造健全性評価を実施した結果，十分な裕度を有していることから，確認されたひび割れ及び仮定した周方向のひび割れが構造健全性に影響を及ぼすものではないことを確認した(2)30年目技術評価の考察
炉心シュラウド等は粒界型応力腐食割れを想定される経年劣化事象として抽出し，適切に評価されている。
炉心シュラウド等のうち，シュラウドサポートのシリンダ縦溶接部については，21回定期検査にて粒界型応力腐食
割れと思われるひびが見つかっており，計画的な目視点検を実施することとしており，長期保守管理方針及び保全計画に定め，計画に基づき点検を実施してきている。
シュラウドサポートのシリンダ縦溶接部を除き，粒界型応力腐食割れと推定される欠陥は確認されていないと評価しているが，現状保全に基づき，シリンダ縦溶接部以外にも類似のひび割れを検知した。このため構造健全性評
価による解析の結果十分な裕度を有していることを確認した。解析により確認されたひび割れ及び仮定した周方
向のひび割れが構造健全性に影響を及ぼすものではないことから,現状保全は適切であったと考える。

高経年化-285

＜別紙＞➄ シュラウドサポート溶接継手のひび状の指示模様について（2/2）
前頁を参照(1)事象の概要（略）(2)30年目技術評価の考察（略）(3) 劣化状況評価への反映事項
30年目技術評価と同様，炉心シュラウド等に粒界型応力腐食割れを想定し，現状保全にて検知できていることから，着目すべき経年劣化事象ではない事象（日常劣化管理事象）として抽出し，技術評価を行う。

【劣化状況評価書への反映内容及び今後の保全計画に基づく保守の実施】
シュラウドサポートは，ステンレス鋼及高ニッケル合金であり高温の純水環境中にあることから，国内外の損傷事
例から粒界型応力腐食割れが想定される。
炉心シュラウド−シュラウドサポートの周方向溶接部（H7）及びシュラウドサポートのシリンダ縦溶接部（V8）については，高温純水中の高ニッケル合金であり，粒界型応力腐食割れと思われるひび割れが確認されているが，維持規格等を用いて評価し運転開始後60年時点で技術基準に適合しており，今後もひび割れに対する継続検査として，計画的に目視点検を実施することとしている。
さらに，ステンレス鋼又は高ニッケル合金の粒界型応力腐食割れは，材料の感受性，腐食環境及び引張応力の3つの因子が同時に存在する条件下で発生するが，東海第二発電所の炉内構造物については，水素注入による腐食環境改善や残留応力低減対策等を実施している。

高経年化-286

＜別紙＞⑥ 残留熱除去系海水系配管の減肉について(1/2）(1)事象の概要
残留熱除去系海水系（以下「RHRS」という）ラ
イニング配管修繕工事において工場搬出中の配管外面の一部に錆を伴った局所的な窪みを確認
し，超音波厚さ計を用い肉厚測定を実施した。
その結果，技術基準における必要な厚さ（以下「必要最小厚さ」という）を下回る部分が1箇所ある
ことを確認した。
調査の結果，屋外ハッチ開口部から，雨水がアン
カーサポートを伝わって配管外面に滴下し，さらに建屋壁貫通部の封止処理に用いていたモルタ
ルがはみ出していたため，錆び止め塗装のみの配管外面との隙間を形成し，雨水が浸み込み長期間湿潤環境となり，配管外面が著しく腐食し必
要最小厚さを下回ったと推定される。
【劣化状況評価書への反映内容】
当該配管の必要最小厚さを下回っていた箇所については，減肉部分の配管を撤去し復旧した。
また，充填したモルタルを壁面と平坦に仕上げるとともに当該配管のアンカーサポート内の配管外
表面状況について目視点検が可能となるような構造とした。

残留熱除去系海水系配管減肉の原因調査結果概要

事象発生
部位

(2)30年目技術評価の考察
配管の外面腐食（全面腐食）について，着目すべき経年劣化事象として抽出しており，評価されていたが，屋外
配管（トレンチ内含む）の目視が困難な部位における外面腐食に着目した保守管理に不足があった。
高経年化-287

＜別紙＞➄ シュラウドサポート溶接継手のひび状の指示模様について（2/2）
前頁を参照(1)事象の概要（略）(2)30年目技術評価の考察（略）(3) 劣化状況評価への反映事項
配管の外面腐食（全面腐食）について，着目すべき経年劣化事象
ではない事象として抽出し，技術評価を行う。
配管の外面減肉については，本不具合及び平成20年10月24日付
けNISA文書「原子力発電所の定期事業者検査に関する解釈（内規）の制定について」を受け，社内規程「配管肉厚管理マニュアル」を改訂し，管理対象・点検計画を定め，点検を実施している。

【劣化状況評価書への反映内容及び今後の保全計画に基づく保守の実施】
屋外に設置されている残留熱除去海水系配管の建屋貫通部のサポート取付箇所において，雨水がサポート架構上を経て，建屋貫通部のモルタルと配管表面との隙間にたまり，長期間湿潤環境になったことで，腐食（隙間腐食）が発生した。
このため，雨水が浸入しない対策を講じると共に，建屋貫通部，サポート取付部等の直接目視が困難な箇所に対する点検方法を社内規程「配管肉厚管理マニュアル」に反映し，これに基づき点検を実施しており，必要に応じ補修を行うことで，健全性を維持している。

高経年化-288

＜別紙＞⑦ 高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機の運転上の制限からの逸脱について(1/2）(1)事象の概要
定期試験である高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機（以下「HPCS-DG」という）負荷運転のデータ採取を実施していたところ，シリンダ排気温度の一つが約250 ℃から約290 ℃間で指示値がランダムに変化していた。（図１）
その後，HPCS-DGの健全性確認運転を開始し，
中央制御室制御盤の自動電圧調整装置用電圧設定器操作スイッチ（以下「当該AVR操作スイッ
チ」という）が「増（RAISE）」方向に操作できない（図２）ことを発電長が確認し，発電機を解列，機関を停止した。

（原因１）
温度検知器〜排気温度指示計までのケーブルの外部被覆がない（被覆を剥いた）箇所がケーブル中継箱のフレキシブ
ル電線管接続部に接触していた。運転中の振動によりケー
ブル絶縁体が損傷したものと推定（原因２）
経年劣化により，スイッチの接点ブロック内の摺動抵抗が増加し固渋したと推定

図２ AVR操作スイッチ「増（RAIZE）方向操作不可

図１ DGシリンダ排気温度のふらつき

シリンダ排気温度の一つが約250 〜約290 ℃
でふらつき

接点ブロック内の摺動抵抗が増加高経年化-289

＜別紙＞⑦ 高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機の運転上の制限からの逸脱について(2/2）
前頁を参照(1)事象の概要（略）(2)30年目技術評価の考察
・ケーブルは，30年目の評価時点において，絶縁体の絶縁特性低下が想定される経年劣化事象として抽出し，熱及び放射線による絶縁体の物性変化を絶縁特性低下の要因としてとらえ適切に評価している。
本事象の原因は，ケーブルの外部被覆がない（被覆を剥いた）箇所が中継箱のフレキシブル電線管接続部に接触し，運転中の振動によりケーブル絶縁体が損傷したもので，敷設時の損傷防止に対する施工上の問題であり，施工不良に起因した絶縁体の絶縁特性低下は，評価対象外としている。
再発防止としては，中継端子箱の形状変更（ケーブル外部被覆の処理部を中継端子箱内部に収め，フレキシブ
ル電線管との干渉防止並びにDG機関の振動の影響を受けにくい場所へ移設した。（2C,2Dディーゼル発電機についても点検を行い同様の再発防止対策を実施 ）・操作スイッチについては，30年目の評価時点において，高経年化対策上着目すべき経年劣化事象ではない事
象として導通不良を想定しており，操作スイッチの固渋については想定していないが，操作スイッチは定期的に取替を行っている。
(3) 劣化状況評価への反映事項
・ケーブルの絶縁体損傷は，ケーブル敷設時の施工上の問題で発生した特異な事象であり，発生原因の究明，対策は完了しているため，高経年化対策として反映する事項はない。
・中央制御室，現場盤等に設置されている操作スイッチについては，定期取替品のため，評価対象外。
【劣化状況評価書への反映内容】

反映不要（通常の保守により対応可能）
高経年化-290

＜別紙＞
東海第二発電所における経年劣化に関するトラブル事象の比較

経年劣化に関する
トラブル発生頻度

30年目技術評価以前

30年目技術評価以降

18件/30年間（10年平均≒17件）※

8件/10年間（10年平均≒8件）

比較・10年平均での発生件数は低減している。
・運転期間と発生頻度に相関はなく，これまでの保全の充実が寄与している。
※抽出した18件は，1997年7月〜2008年1月の約10年6ケ月であるため，これを用いて算出

8070

トラブルの分類（件数）（30年目技術評価以前の30年間）

73

トラブルの分類（件数）（30年目技術評価以降の10年間）

60
50

48

40

34

30

23
18

20

10
10

12

5

8

12

0
設備不良

保守不良（経年劣化を除く）

ヒューマンエラー等

経年劣化

その他

⇒30年目技術評価以降の経年劣化によるトラブルの発生頻度は低減。運転期間の長期化とは相関なし。今後も継続的な経年劣化に係る管理を続け，予防処置を含めた保全の充実により，経年劣化に関するトラブルの低減に努めていく。
高経年化-291

２．１２ シュラウドサポートのひび割れを考慮した耐震安全性評価（１）シュラウドサポートのひび割れの確認から現在までの対応実績①第21回定期検査（2005年度）
 シュラウドサポートシリンダ縦溶接継手（以下，「V8溶接継手」という）にひび割れ（3箇所）を確認②第24回定期検査（2009年度）
 上記①で確認されたV8溶接継手の継続検査を実施したところ，V8溶接継手内面及び炉心シュラウドとシュラウドサポートシリンダの水平溶接継手（以下，「H7溶接継手」という）内面に新たなひび割れを確認したため，範囲を拡大して検査した結果，合計40箇所のひび割れを確認
 電気事業法第55条第3項（現炉規制法*1第43条の3の16第4項）に該当する設備に発見された，技術基準*2に適合しなくなるおそれのある部分の措置に該当するため，電気事業法施行規則第94条（現実用炉則*3第58条第1項）に基づき，確認されたひび割れを包絡する仮想亀裂を想定した解析モデルを用いて，技術基準に適合しなくなると見込まれる時期を評価し，評価時点（運転開始後30年）から45年後であることを，2010年3月に当時の経済産業省 原子力安全・保安院に法令に基づく報告を実施*1：核原料物質，核燃料物質及び原子炉の規制に関する法律*2：実用発電用原子炉及びその附属施設の技術基準に関する規則*3：実用発電用原子炉の設置，運転等に関する規則
高経年化-292

２．１２ シュラウドサポートのひび割れを考慮した耐震安全性評価（１）シュラウドサポートのひび割れの確認から現在までの対応実績③第25回定期検査（2011年度）
 上記②の継続検査を実施し，新たなひび割れを認めたものの，②の評価にて予測した範囲内であること（評価に用いた解析モデルの想定亀裂の範囲内であること）を確認し，2011年12月に当時の経済産業省 原子力安全・保安院に情報提供を実施
 第24回定期検査時に確認したひび割れ（V8溶接継手内面並びにH7溶接継手内面（インコネル溶金部））について，ウォータージェットピーニングによる残留応力低減対策を実施④第25回定期検査（2019年度）
 設置許可基準規則*4に適合した基準地震動が新たに設定され，第24回定期検査時に報告した評価結果を見直す必要があること，現状では今後の補修等の措置は実施しない計画であることから，高経年化技術評価として60年時点での健全性に対する評価を実施し，健全性に問題のないことを確認⑤第25回定期検査（2020年度）
 技術基準規則*4に適合しなくなると見込まれる時期の見通しとして，第24回定期検査までの運転開始後約30年の時点から約44年後＊5となることを評価*4：実用発電用原子炉及びその附属施設の位置，構造及び設備の基準に関する規則*5：44年はプラント連続運転を仮定した評価。日数は設備利用率80％で換算すると55年となる。

高経年化-293２．１２ シュラウドサポートのひび割れを考慮した耐震安全性評価（１）シュラウドサポートのひび割れの確認から現在までの対応実績

炉心シュラウド（下部胴）(ステンレス材)

シュラウドサポート
シリンダ

約7 m

(ニッケルクロム鉄合金)

シュラウドサポートレグ

約2 m(ニッケルクロム鉄合金)

シュラウドサポート
プレート(ニッケルクロム鉄合金)：ひび割れの確認された溶接継手

約5 m

図-1 シュラウドサポート概略図

図-2 解析モデル及び亀裂の想定箇所
高経年化-294

２．１２ シュラウドサポートのひび割れを考慮した耐震安全性評価（２）シュラウドサポートの粒界型応力腐食割れを考慮した耐震安全性評価①評価内容
 実機で確認された亀裂を包絡する亀裂を考慮した亀裂（←裕度） ※1を仮定したＦＥＭ解析モデルを用い，地震動による劣化を算出するために使用している機器の据付高さ（床面高さ）に応じた床応
答曲線に1.5倍の裕度（←裕度）を考慮した「設備評価用床応答曲線」を用いて応力評価※2を行い，維持規格※3に基づく安全率1.5(←裕度）を考慮した設計荷重が崩壊荷重を下回ることを確認する。
※1：第24回定検における構造健全性評価及び第25回施設定検で実施したシュラウドサポートの検査結果（H7については点検不可範囲があるため，算出式を用いた想定箇所数）を考慮した。（表-1参照）※2：地震荷重を考慮した変位曲線と，材料の2倍の弾性勾配直線の交点が崩壊荷重となる2倍勾配法を適用。
【別紙，「特別点検，劣化状況評価及び保守管理に関する方針について」補足説明資料参照】※3：日本機械学会 発電用原子力設備規格 維持規格（2008）

表-1 確認された亀裂数と評価モデルに設定した亀裂数の比較（図-3参照）
継手

H7
V8

亀裂方向

実機で確認された亀裂数

評価で想定する亀裂数

第24回定期検査

第25回定期検査

解析モデル注軸方向

33*1（126*2）

59*1（91*2）

356*4

周方向

0

0

1*5

−

8*3

8*3

4*6

注：解析モデルでは，確認された亀裂数・寸法を大幅に上回る軸方向亀裂及び確認されていないが耐震評価上厳しくなる周方向の全周亀裂を想定*1 ： 検査範囲拡大（47%→65.2%）に伴う亀裂確認数の増加であり，1運転サイクルでひび割れが有意に増えたり進展していることはない。
*2 ： 点検不可範囲があるため，日本原子力技術協会「BWR炉内構造物点検評価ガイドライン［シュラウドサポート］（第3版）」の「未点検範囲の想定範囲」に基づき全周の亀裂数を算出*3 ： 内面5箇所，外面3箇所。ほう酸水注入配管サポートの周方向亀裂を含む。 *4 ： 1°ピッチの貫通スリットを想定*5 ： 全周に幅2mm，深さ6mmの亀裂を想定（亀裂進展評価による60年運転に相当するひび割れ深さを考慮）*6 ： *3の確認された亀裂を包絡する，90°ピッチで幅40mmの貫通を想定

高経年化-295

２．１２ シュラウドサポートのひび割れを考慮した耐震安全性評価（２）シュラウドサポートの粒界型応力腐食割れを考慮した耐震安全性評価

凡例：目視検査及び超音波探傷検査で確認されたひび割れ（注3）：超音波探傷検査のみで確認されたひび割れ（注4）

検査で確認
された亀裂

：評価モデルに設定した亀裂 （注1：確認されたひび割れをモデル化した貫通スリット）：評価モデルに設定した亀裂（1°ピッチの貫通スリットを想定） （注2：構造健全性評価用に想定した貫通スリット）：評価モデルに設定した亀裂（幅2mm，深さ6mmの全周亀裂を想定）

評価モデルに設定した亀裂：評価モデルに設定した亀裂（90°ピッチで幅40mmの貫通亀裂を想定（注3のうち内面5箇所，外面3箇所，ほう酸水注入配管サポートの周方向亀裂を包絡） ）（注2：構造健全性評価用に想定した貫通スリット）

図-3 確認された亀裂と評価モデルに設定した亀裂の比較（0°〜90°）
高経年化-296

２．１２ シュラウドサポートのひび割れを考慮した耐震安全性評価（２）シュラウドサポートの粒界型応力腐食割れを考慮した耐震安全性評価

凡例：目視検査及び超音波探傷検査で確認されたひび割れ（注3）：超音波探傷検査のみで確認されたひび割れ（注4）

検査で確認
された亀裂

：評価モデルに設定した亀裂（注1：確認されたひび割れをモデル化した貫通スリット）：評価モデルに設定した亀裂（1°ピッチの貫通スリットを想定） （注2：構造健全性評価用に想定した貫通スリット）：評価モデルに設定した亀裂（幅2mm，深さ6mmの全周亀裂を想定）

評価モデルに設定した亀裂：評価モデルに設定した亀裂（90°ピッチで幅40mmの貫通亀裂を想定（注3のうち内面5箇所，外面3箇所，ほう酸水注入配管サポートの周方向亀裂を包絡） ）（注2：構造健全性評価用に想定した貫通スリット）

図-3 確認された亀裂と評価モデルに設定した亀裂の比較（90°〜180°）
高経年化-297

２．１２ シュラウドサポートのひび割れを考慮した耐震安全性評価（２）シュラウドサポートの粒界型応力腐食割れを考慮した耐震安全性評価

凡例：目視検査及び超音波探傷検査で確認されたひび割れ（注3）：超音波探傷検査のみで確認されたひび割れ（注4）

検査で確認
された亀裂

：評価モデルに設定した亀裂（注1：確認されたひび割れをモデル化した貫通スリット）：評価モデルに設定した亀裂（1°ピッチの貫通スリットを想定） （注2：構造健全性評価用に想定した貫通スリット）：評価モデルに設定した亀裂（幅2mm，深さ6mmの全周亀裂を想定）

評価モデルに設定した亀裂：評価モデルに設定した亀裂（90°ピッチで幅40mmの貫通亀裂を想定（注3のうち内面5箇所，外面3箇所，ほう酸水注入配管サポートの周方向亀裂を包絡） ）（注2：構造健全性評価用に想定した貫通スリット）（注5：モデル化した貫通スリット内に⑦，⑧，⑨のひび割れを含む。）

図-3 確認された亀裂と評価モデルに設定した亀裂の比較（180°〜270°）
高経年化-298

２．１２ シュラウドサポートのひび割れを考慮した耐震安全性評価（２）シュラウドサポートの粒界型応力腐食割れを考慮した耐震安全性評価

凡例：目視検査及び超音波探傷検査で確認されたひび割れ（注3）：超音波探傷検査のみで確認されたひび割れ（注4）

検査で確認
された亀裂

：評価モデルに設定した亀裂（注1：確認されたひび割れをモデル化した貫通スリット）：評価モデルに設定した亀裂（1°ピッチの貫通スリットを想定） （注2：構造健全性評価用に想定した貫通スリット）：評価モデルに設定した亀裂（幅2mm，深さ6mmの全周亀裂を想定）

評価モデルに設定した亀裂：評価モデルに設定した亀裂（90°ピッチで幅40mmの貫通亀裂を想定（注3のうち内面5箇所，外面3箇所，ほう酸水注入配管サポートの周方向亀裂を包絡） ）（注2：構造健全性評価用に想定した貫通スリット）

図-3 確認された亀裂と評価モデルに設定した亀裂の比較（270°〜360°）
高経年化-299

２．１２ シュラウドサポートのひび割れを考慮した耐震安全性評価（２）シュラウドサポートの粒界型応力腐食割れを考慮した耐震安全性評価② 評価結果 第24回定検の構造安全性評価における地震荷重Ss（最大加速度600gal，以下「Ss（24）」という。）
での荷重条件と，高経年化技術評価時の基準地震動Ss（最大加速度1,009gal，以下「Ss（新）」という。） の設備評価用床応答曲線による荷重条件を比較した結果，全ての地震時の荷重が大きく増加したことから，荷重条件を用いて算出した極限解析の裕度は第24回定検の7.239から今回の2.356と小さくなった。 ＜極限解析による崩壊荷重評価手法及び評価条件について別紙参照＞
 Ss（新）の設備評価用床応答曲線の結果，裕度は2倍以上を有しており，耐震安全上の問題にはならない。Ss（24）の極限解析結果を図-4に， Ss（新）の極限解析結果を図-5に示す。

崩壊荷重
崩壊荷重

設計荷重×安全率1.5

設計荷重×安全率1.5

図-4 Ss（24）での極限解析結果

図-5 Ss（新）での極限解析結果
高経年化-300*Ss（新）では地震荷重が大きくなることにより，同荷重・同変位に対する縦軸の値は相対的に小さくなる。

２．１２ シュラウドサポートのひび割れを考慮した耐震安全性評価（３）技術基準に適合しなくなると見込まれる時期の評価
 運転期間延長認可の取得以降に，基準地震動SSを用いた耐震安全評価を行い，運転開始後60年を超えて技術基準規則に適合しなくなると見込まれる時期を評価した。
 亀裂進展評価*1 による60年運転に相当するひび割れ深さ（6mm）と，更にひび割れを進展させた条件（35mm）による極限解析結果2点の内挿により，維持規格に基づき必要とされる安全裕度1.5倍に相当するひび割れ深さは28.3mmと求められた。このひび割れ深さの進展は運転開始後約30年の時点から約44年後*2の運転年数に相当する。
 これより，技術基準規則に適合しなくなると見込まれる時期は運転開始後約30年の時点から約44年後*2となった。
*1：日本機械学会 発電用原子力設備規格 維持規格（2008）に基づく評価*2：約44年はプラント連続運転を仮定した評価。日数は設備利用率80％で換算すると55年となる。
ひび割れ深さに応じた極限解析結果
運転年数相当 ひび割れ深さ
安全裕度
（年）
（mm）
（崩壊荷重/設計上の地震荷重）
60
6
2.356
30＋44
1.5
28.3 注（30＋55）−351.247
注：線形補間で求めた値
ひび割れ深さ6mm

維持規格に基づき必要とされる
安全裕度1.5倍

ひび割れ深さ35mm
プラント連続運転年数（年）EFPY①第24回定期事業者検査 ②運転開始後60年時点（運転開始後約30年）（①より30年間の連続運転を仮定）

亀裂進展評価によるひび割れ深さと運転年数の関係

高経年化-301

崩壊荷重/設計上の地震荷重SSとひび割れ深さの関係

２．１２ シュラウドサポートのひび割れを考慮した耐震安全性評価（４）シュラウドサポートの耐震安全性評価における保守性（まとめ）①評価に用いた解析モデルへのひび割れ箇所の保守的な設定
実機で確認された亀裂を包絡（確認されている亀裂数・寸法を大幅に上回る軸方向亀裂、確認されていないが耐震評価上厳しくなる周方向の全周亀裂を想定）するとともに耐震評価上亀裂を考慮した解析モデルにより評価を行うことにより，保守性を持たせている。
②地震荷重の保守的な設定（1）の保守性を持たせた評価モデルを用いた極限解析により算出される崩壊荷重は，評価用地震動（基準地震動Ss8波＊1）を包絡した地震荷重に基づき設定した「設備評価用
床応答曲線＊2」により応力評価しているため，保守的な設定となっている。
＊1 Ss-D1，Ss-11〜14，Ss-21〜22，Ss-31＊2 機器の据え付け高さ（床面高さ）に応じた床応答曲線に1.5倍の裕度を考慮③維持規格に基づく安全率の考慮
シュラウドサポートの健全性評価については，維持規格に基づき実施しており，崩壊荷
重が地震荷重等を考慮して算出した設計荷重に安全率1.5を掛け合せた値以上であることを確認する様規定されているため，保守的な評価となっている。
以上の①〜③より，評価モデル，地震荷重（設計荷重）及び評価時の安全率それぞれに裕度のある評価により健全性を確認しており，評価結果には十分な保守性があると考える。
なお，運転期間延長認可の取得以降に，運転期間60年以降で技術基準規則に適合しなくなると見込まれる時期を評価し，運転開始後約30年の時点から約44年後＊3となる評価結果を得ている。＊3 44年はプラント連続運転を仮定した評価。日数は設備利用率80％で換算すると55年となる。
高経年化-302

２．１２ シュラウドサポートのひび割れを考慮した耐震安全性評価（４）今後の対応予定
・今後，シュラウドサポート当該部に対して補修等の措置を実施しない場合は，亀裂の解釈＊4に定められた点検頻度を適切に点検計画に反映して点検を実施するとともに，点検の結果，当初の健全性評価における予測を超えるような亀裂等の進展が見られた場
合には，構造強度に影響を与える再評価を実施する。
・これまでの検査によるひび割れの確認結果と亀裂進展評価により，運転開始後約30年の時点から約44年後＊5までシュラウドサポートの健全性が確保できる見込みが得られている。このことから，亀裂の解釈＊4の点検に関する規定＊6に基づき，具体的な点検頻度は定期事業者検査2回毎に1回の頻度でシュラウドサポートの検査を実施する方針で進めていく。
＊4 実用発電用原子炉及びその附属施設における破壊を引き起こす亀裂その他の欠陥の解釈＊5 44年はプラント連続運転を仮定した評価。日数は設備利用率80％で換算すると55年となる。
＊6 「健全性評価の結果，将来は進展が止まると予測された亀裂等については，至近の定期検査において点検した後は，隔回毎の定期検査に移行して差し支えない」

高経年化-303

＜別紙＞ 解析に用いた諸条件（1／2）① 解析モデル
評価対象が炉心シュラウドとシュラウドサポートの水平溶接継手（H7溶接継手）及びシュラウドサポートシリンダ
縦溶接継手（V8溶接継手）近傍であることからシュラウドサポートから炉心シュラウド下部胴までを模擬② ひび割れ（亀裂）の付与位置
・V8長手方向溶接継手：全4箇所（0°，90°，180°，270°）にシュラウドサポートシリンダの頂部からシュラウド
サポートレグ接続部まで全長貫通亀裂（幅40 ㎜の短形開口）を設定
・ほう酸注入配管サポート溶接部：上部に水平長さmmの周方向貫通亀裂（スリット）を設定
・H7周方向溶接継手：軸方向貫通亀裂（スリット）を1°間隔で設定するとともに，溶接熱影響部の全周に周方向
亀裂（内表面に深さ6 ㎜，幅2 ㎜）を設定。なお，耐震安全性評価上，周方向溶接継手に周方向の亀裂を想定することが厳しい扱いとなるが，軸方向の亀裂は周方向溶接継手の健全性に与える影響が軽微なため評価結果への寄与が小さい。
③ 物性値
解析に用いた物性値を表1に示す。
表1 解析に用いた物性値
温度Sm
弾完全塑性体の縦弾性係数 加工硬化係数
材質
(℃)
(MPa)
降伏点(MPa)
E(MPa)（MPa）
S1*：1.5Sm＝145

SUS304L（シュラウド下部胴）

302

96.8

S2：2.3Sm＝222（注1）0.7Su＝253

NCF600-P（シュラウドサポート）

302

164

S1*：1.5Sm＝246

（注2）

（注2）

（注1）：2.3Smと0.7Suのいずれか小さい方を用いる。
（注2）：加工硬化係数は，応力−塑性ひずみ曲線の傾きとして定義される係数である。弾完全塑性体を用いる極限解析において，解析応力が降伏応力を超えると，荷重とひずみのバランスが不安定となり解析の収束が難しくなるため，極めて小さな加工硬化係数（＝E/1000）を与えることにより，降伏後の解析の収束性を上げている。

高経年化-304

＜別紙＞ 解析に用いた諸条件（2／2）④ 荷重条件
供用状態A,Bの荷重（死荷重及び差圧）を負荷後，地震荷重を比例負荷し，設計上の地震に対する負荷荷重の比率（荷重倍率）と変位の関係を求め，2倍勾配法により崩壊時の荷重倍率を求めている。
水平荷重の負荷方向は，90°ピッチで同じひび割れがある場合，180°付近のほう酸注入配管サポート溶接部の上部にmmの周方向貫通亀裂（が中心）を加えているため，荷重負荷方向をからの方向 とした場合が，周方向のひび割れをもっとも開口し易い地震荷重負荷方向となることから，構造健全性評価
における地震荷重負荷はからの方向に設定している。
第24回定期検査時の構造健全性評価に用いた荷重条件（Ss（24））を表2に，耐震安全性評価に用いた荷重条件（Ss（新））を表3に示す。
表2 第24回定期検査時の構造健全性評価に用いた荷重条件（Ss（24））
荷重

種類

供用状態A,Bの荷
重

死荷重

地震時の荷重

鉛直力V
（kN）

差圧

−

水平力H
（kN）

モーメントM（kN・m）

圧力P
（MPa）

−

−

−

−

−

地震荷重Sｓ

−

表3 耐震安全性評価に用いた荷重条件（Ｓｓ（新））荷重

種類

供用状態A,Bの荷
重

死荷重

地震時の荷重

鉛直力V
（kN）

差圧

−

基準地震動SS*1：SS-21による算出結果*2：SS-22による算出結果
高経年化-305

水平力H
（kN）

モーメントM（kN・m）

圧力P
（MPa）

−

−

−

−

−
−

＜参考＞ 地震荷重S2による評価結果〇第24回定検の構造安全性評価における地震荷重SS（Ss（24））での荷重条件とともに，当時の設計用地震動である地震荷重S2（S2（24））での評価も実施し，健全性に問題のないことを確認している。

崩壊荷重

設計荷重×安全率1.5

第24回定検の構造健全性評価で用いた荷重条件
荷重

種類

供 用 状
態 A,B の
荷重

死荷重

地 震 時
の荷重

差圧
地震荷重S2

S2（24）での極限解析結果

高経年化-306

鉛直力V
（kN）

−

水平力H
（kN）

モーメントM（kN・m）

圧力P
（MPa）

−

−

−

−

−
−

排気筒基礎ボルトの耐震安全性評価（1） 高経年化を考慮した耐震安全性評価手法 （1／2）
〇高経年化を考慮した基礎ボルトの耐震安全性評価：評価対象
・「機器付基礎ボルト」は，設置される機器の床面（コンクリート）に埋設して設置されることから，機器が一旦設置されると，定期的に交換することは困難である。一方，配管やケーブルトレイを固定する際に使用される「後打ちアンカ」は機器付基礎ボルトに比して交換は容易である。
・このため，機器付基礎ボルトについては，60年時点を想定した腐食による耐震安全性評価が必要となる。以下に，機器付基礎ボルトの評価対象を整理している。
機器種別

機器付基礎ボルトの評価対象例

ポンプ

高圧炉心スプレイ系ポンプ，残留熱除去系ポンプ 他

熱交換器

残留熱除去系熱交換器，給水加熱器 他

ポンプモータ

残留熱除去系ポンプ 他

容器

ほう酸水注入系貯蔵タンク，原子炉冷却材浄化系フィルタ脱塩器 他

タービン設備

主タービン，原子炉隔離時冷却系タービン 他

計測制御設備地震加速度計測装置

空調設備

非常用ガス再循環系排風機，中央制御室換気系フィルタユニット 他

機械設備

非常用ディーゼル機関，主排気筒，使用済燃料乾式貯蔵容器 他

電源設備

非常用ディーゼル発電機，原子炉保護系MGセット

上記の評価対象に対して，耐震安全性評価＊を実施している。次頁より，評価結果（発生応力と許容応力の比）が最も厳しい主排気筒を代表として説明する。
＊対象設備に応じて耐震補強工事も前提としている。

高経年化-307排気筒基礎ボルトの耐震安全性評価（1） 高経年化を考慮した耐震安全性評価手法 （2／2）○高経年化に伴う基礎ボルト等の減肉を考慮した耐震評価の流れ
・高経年化に伴う施設・設備の支持構造部位の減肉量はわずかであり（基礎ボルトの場合で0.3mm），
地震に対する応答（固有振動数等）に影響するようなものではないため，一般に，地震応答解析まで
は工事計画認可申請書と同様に減肉を考慮しない評価を行っている。
・これに続く耐震評価の計算は，設計時のものと同様に静的な評価式に基づき，基礎ボルト等の支持構造部位の応力計算において，腐食による減肉影響を有効断面積の減少等で反映している。
・例として，主排気筒の基礎ボルトの減肉を考慮した耐震評価の流れを以下に示す。

①基準地震動の入力地震動評価 ・・・基準地震動Ｓｓ等（E.L.‐370mで定義）に基づき，地盤を経由して主排気筒の基礎部（EL.4.5m）に至るまでの入力地震動を評価，設定 ＜別紙1-1参照＞②主排気筒の地震応答解析③基礎ボルトの応力計算④計算結果と許容応力の比較

・・・主排気筒の地震応答解析モデル（質点系）を用いて時刻歴応答解析を実施し，主排気筒に生じる各荷重条件を算定＜別紙1-2参照＞
・・・②の荷重条件最大値を用いて各基礎ボルトに生じる応力を算定。この計算で基礎ボルト有効断面積に減肉（0.3mm）を反映
・・・③で得られた引張応力及びせん断応力の各計算結果（発生値）と各許容応力を比較➄判断基準を満足することを確認 ・・・主排気筒の基礎ボルト減肉を想定しても基準地
震動Ｓｓ等に対する耐震安全性を確認
高経年化-308＜別紙1-3参照＞

排気筒基礎ボルトの耐震安全性評価（2） 排気筒基礎ボルトの耐震評価に係る裕度の確認 （1／2）○従来実施している標準的な耐震評価手法としては，評価部材の許容応力と地震により評価部材に作用する発生応力を比較し，発生応力が許容応力を下回ることを確認している。
○本評価では，主排気筒の基礎ボルトについて，発生応力が許容応力を上回る際のボルトの呼び径を算出し，想定している腐食量（0.3mm）と比較して裕度のあることを確認するものである。
（１）劣化状況評価時の評価結果
排気筒基礎ボルト（筒身脚部，鉄塔脚部，補助鉄塔脚部）の耐震評価結果を表-1に示す
表-1 排気筒基礎ボルト（筒身脚部，鉄塔脚部，補助鉄塔脚部）の耐震評価結果
応力種
別

発生応力
（MPa）

許容応力
（MPa）

応力比

引張

257

324

0.80

せん断

12

187

0.07

鉄塔脚部基礎ボルト

引張

92

236

0.39

補助鉄塔脚部基礎ボルト

引張

164

490

0.34

評価部位

筒身脚部基礎ボルト

想定腐食量（0.3mm）

想定腐食量（0.3mm）
ボルト有効径（44.752mm）計算を実施するにあたり，JIS規格に規定される使用ボルト（M48）に基づき，ボルト径は有効径（44.752mm）としている。

高経年化-309

排気筒基礎ボルト（M48）イメージ排気筒基礎ボルトの耐震安全性評価（2） 排気筒基礎ボルトの耐震評価に係る裕度の確認 （2／2）（２）排気筒の基礎ボルトにおける発生応力が許容応力を上回る際のボルト径の算出
表-1のうち，応力比の大きい排気筒基礎ボルト（筒身脚部）の引張荷重が作用した際に，許容応力を上回るボルト径を算出する。
算出にあたっては，劣化状況評価における発生応力の算出に使用した算出式に許容応力
σt＝324MPaとしてボルト径d2を算出する。

𝜎 =

𝑇
𝐴

𝐴 =
𝜋
𝐴 = d
4
𝑑 =

367.9
324 =
𝐴
. ×

𝜎 ：引張応力 = 324MPa
𝑇：ボルト引抜力 = 367.9 𝑘𝑁
𝐴 ：有効断面積 = 1135𝑚𝑚2= 1.135493・・・ × 10 = 1135𝑚𝑚2
想定腐食量（0.3mm）

𝜋
1135 = d4

許容応力に相当
するボルト径（約38.0mm）

想定腐食量（0.3mm）

ボルト有効径（44.752mm）

4 × 1135= 38.014 ⋯𝜋

計算結果より，ボルト径が約38.0mmを下回ると，発生応力が許容応力を上回り，ボルトが折損する可能性があるが，ボルトの有効径（44.752mm） 排気筒基礎ボルト（M48）と想定腐食量（0.3mm）の関係から，腐食量には10倍以上の裕度があるこ 許容応力限界イメージとを確認した。
高経年化-310

＜別紙1＞ 主排気筒の耐震安全性評価について
主排気筒の耐震クラスはCクラスに分類されるが，耐震Sクラスである非常用ガス処理系
排気筒を支持していることから，主排気筒の筒身，鉄塔及び基礎部は設計基準対処施設
において， 「Sクラスの施設の間接支持構造物」に分類され，設置変更許可の基準地震動により定まる地震力での機能維持が求められる。
そのため，高経年化技術評価を行うにあたり，各機器の耐震重要度に応じて以下のとおり
選定している。
耐震重要度
Sクラス
Bクラス
Cクラス

評価用地震力基準地震動SSにより定まる地震力（以下，SS地震力という）弾性設計用地震動Sdにより定まる地震力とSクラスの機器に適用される静的地震力のいずれか大きい方（以下，「弾性設計用地震力」という）
Bクラスの機器に適用される静的地震力
Cクラスの機器に適用される静的地震力

耐震Bクラスについては，支持構造物の振動と共振のおそれのあるもの（柔の設備である
もの）については，静的地震力の他に弾性設計用地震動Sdによる地震力の1/2についても考慮している。
主排気筒の各基礎ボルトについて，評価結果を示す。
高経年化-311

＜別紙1＞主排気筒基礎ボルト耐震評価（評価結果）【評価結果】
引張，せん断ともに発生応力は許容応力を下回る結果となった。
（計算過程は別紙１−１〜３に示す。）
評価部位

発生応力（MPa）

許容応力（MPa）

引張

257

＜

324

せん断

12

＜

187

②鉄塔脚部基礎ボルト

引張

92

＜

236

③補助鉄塔脚部基礎ボルト

引張

164

＜

490

①筒身脚部基礎ボルト

高経年化-312別紙１−１：主排気筒への入力地震動の評価・設定○主排気筒の上部構造物への入力地震動は，基準地震動Ｓｓ及びＳｄ（EL.-370m）をもとに，一次元波動論による等価線形解析により，地盤の各高さの物性値を用いて，主排気筒の基礎下端（EL.4.5m）への露頭波として求め，上部構造物への入力地震動として設定する。
○この解析では，主排気筒の構造等は考慮していない。

主排気筒上部構造物への入力地震動の評価の概要
高経年化-313

別紙１−２：主排気筒の地震応答解析○主排気筒の地震応答解析は，主排気筒の筒身及び鉄塔を軸変形（曲げ変形とせん断変形）をする質点系としてモデル化する。＊○主排気筒の時刻歴応答解析による動的解析として，解析モデルに入力地震動の時々刻々の加速度を与えて地震期間中の主排気筒の応答を計算し，主排気筒各部位に加わる最大の引き抜き力，曲げモーメント，水平力等を評価する。
○本解析では主排気筒の基礎部を含めてモデル化しているが，基礎ボルトのベースプレートとの隙間部の減肉を想定しても，固定状態及び固有振動数に影響を与えることはなく，基礎ボルトの減肉は解析上考慮していない。
（別紙3参照）＊解析モデルは，主排気筒の構造について，主排気筒の各高さに応じて，質点重量，せん断断面積，断面二次モーメント等をモデル化して評価を行う。
・入力地震動の入力部には，杭−地盤系との相互作用を表す
地盤ばねを基礎下端位置に配置する。
・筒身及び鉄塔については，それぞれを連結するオイルダン
パに減衰係数，弾塑性ダンパに弾塑性係数を考慮している。

高経年化-314

主排気筒の地震応答解析モデル（水平方向）

別紙１−３：①筒身補強脚部基礎ボルト評価
筒身補強脚部基礎ボルトの評価手法及び評価結果は，以下のとおり。
１．荷重条件工事計画の「主排気筒の耐震性についての計算書」における機能維持検討時に発生する部材力の各成分の最大値を適用する。
引抜き力
曲げモーメント水平力

𝑁 = 17000 kN
荷重ケース：SS波設計用荷重
𝑀=5812 kN･m
荷重ケース：SS波設計用荷重𝐻=1089 kN
荷重ケース：SS波設計用荷重

２．算出過程a. 筒身補強脚部基礎ボルトの水平力に対する検討
・ボルト1本に作用するせん断力
ボルト本数
𝑛 = 64本
ボルトせん断力𝐻 1089𝑄= == 17.01562 ⋯ → 17.0 kN𝑛64
高経年化-315別紙１−３： ①筒身補強脚部基礎ボルト評価

筒身補強脚部概略図
高経年化-316

別紙１−３： ①筒身補強脚部基礎ボルト評価
・基礎ボルトの諸元
サイズ：M48，材質：490材相当
有効断面積
𝐴 = 1433 mm（JIS B 1082：2009 ねじの有効断面積及び座面の負荷面積，JIS B 0205-4：2001 一般用
メートルねじ第4部：基準寸法より
𝜋 𝑑 +𝑑𝐴 =2
444.752 − 0.6 + 41.26531
𝜋
= ×
2
4
= 1432.59262 ⋯ → 1433 mm
𝐻
0.866025 × 5※
𝑑 = 𝑑 − = 42.587 − 0.6 −66= 41.26531 ⋯ mm
※想定腐食量0.3mm×2＝0.6mm （直径）
設計基準強度𝐹 = 324.5 N/mm
（基準強度×1.1倍（建設省告示第2464号第3より））許容せん断応力（機能維持）
𝐹
324.5
𝑓 =
=
3
3
= 187.35016 ⋯ → 187 N/mm （MPa）
高経年化-317

別紙１−３： ①筒身補強脚部基礎ボルト評価
・ボルトに作用するせん断応力度

Q 17.0 × 10=
1433
𝐴
→ 12 N/mm （MPa）
τ== 11.86322 ⋯b. 筒身補強脚部基礎ボルトの引張力に対する検討
・ボルト1本に作用する引抜力
補強脚部は十分剛とし，ボルトは鉛直力を等負担させるものとする。

𝑛 = 64本
𝑁
17000
𝑇 =
=
= 265.625 → 265.6 kN
𝑛64
曲げモーメントによる引抜は，外側ボルト群からなる有効断面より算出する。
ボルト本数

Z = 8.141 × 10 mm
𝑀・𝐴
5812 × 1433
𝑇 ==× 10 = 102.30433 ⋯ → 102.3 kN
𝑍
8.141 × 10
ボルト引抜力𝑇 = 𝑇 + 𝑇 = 265.6 + 102.3 = 367.9 kN
有効断面係数高経年化-318

別紙１−３： ①筒身補強脚部基礎ボルト評価
・基礎ボルトの諸元
M48
サイズ
ボルト本数
𝑛 = 64本
材質
490材相当有効断面積
𝐴 = 1433 mm
設計基準強度𝑓 = 𝐹 = 324.5 N/mm
（基準強度×1.1倍（建設省告示第2464号第3より））許容引張応力度（機能維持）

𝑓 = 𝑚𝑖𝑛 𝑓 ，1.4𝑓 − 1.6𝜏= 𝑚𝑖𝑛 324.5，1.4 × 324.5 − 1.6 × 12
= 324.5 → 324 N/mm （MPa）
・ボルトに発生する引張応力度= 256.73412 ⋯𝑇
367.9 × 10
𝜎 =
=
1433
𝐴
→ 𝟐𝟓𝟕 𝐍/𝒎𝒎𝟐 （MPa）

高経年化-319

別紙１−３： ②鉄塔脚部基礎ボルト評価
１．荷重条件
工事計画認可の「主排気筒の耐震性についての計算書」より，電算アウトプットの支点反力
を座標変換して，鉄塔脚部垂直反力の向きと主柱脚部の軸方向とを一致させ，座標変換後の垂直反力と水平反力の最大値により脚部の検討を行う。なお，水平力は刃型プレートで受けるため，引抜に対してのみ評価する。
最大引張力
𝑁 = 4807 kN
SS波設計用荷重 斜め方向
２．算出過程ａ．鉄塔脚部基礎ボルトの引張力に対する検討
・基礎ボルト諸元
M64
サイズ
ボルト本数
𝑛 = 20本
材質
SS400
有効断面積
𝐴 = 2621 mm（JIS B 1082：2009 ねじの有効断面積及び座面の負荷面積，JIS B 0205-4：2001 一般用メートルねじ
第4部：基準寸法より）𝐴 =𝜋 𝑑 +𝑑2
460.103 − 0.6※ + 56.03897
𝜋
= ×
2
4
= 2621.26228 ⋯ → 2621 mm
高経年化-320※想定腐食量0.3mm×2＝0.6mm （直径）

別紙１−３： ②鉄塔脚部基礎ボルト評価

𝐻
0.866025 × 6※
𝑑 = 𝑑 − = 57.505 − 0.6 −66= 56.03897 ⋯ mm

※想定腐食量0.3mm×2＝0.6mm （直径）

設計基準強度𝐹 = 236.5 N/mm
（基準強度×1.1倍（建設省告示第2464号第3より））許容引張応力度（機能維持）
𝑓 = 𝐹 = 236.5 → 236 N/mm （MPa）
・ボルトの引張に対する検討
ボルト1本に作用する引抜力
主柱引抜力
ボルト引抜力T=
ボルトに作用する引張応力度

𝑁 = 4807 kN== 240.35 → 240.4 kN

𝑇
240.4
𝜎 =
=
× 10
𝐴
2621
= 91.72071 ⋯ → 92 N/mm （MPa）

高経年化-321

別紙１−３： ②鉄塔脚部概略図
Φ1,016mm

座金プレート20mm×180mm□
リブプレート
14×285

リブプレート14mm×400mm

2,720mm

450mm

24mm

300mm

ベースプレート

570

350mm

400mm

38 51
20 51

36mm

フランジプレート

1,616mm

刃形プレート
16mm×410mm×50mm

2,000mm

1,316mm

φ65mm×20本

33mm

鉄塔脚部基礎ボルト

150mm

アンカー
フレーム

鉄塔脚部概略図
高経年化-322

別紙１−３： ②主柱の座標変換について
下図のように主柱脚部の軸方向と全体座標系のZ方向は一致していないため，主柱1の電算反力をZ軸周りにθ=45°，新しいY軸（yʼ）周りにφ=10.3416°回転する。

Z

zʼ

Y

xʼ
主柱4

主柱3

yʼ

Y
yʼ

31.0 m31.0 mAtan（5.6569/31.0） 5.6569m

xʼ

Y

xʼ
筒身

θ
X

主柱1

主柱2

X
y

Y

x

z

X

Z

X,Y,Z ： 全体座標系
x,y,z ： 脚部照査用座標系
回転行列

電算反力

高経年化-323

照査用反力別紙１−３： ③補助鉄塔脚部基礎ボルト評価
１．荷重条件
工事計画認可の「主排気筒の耐震性についての計算書」における機能維持検討時に発生する部材力の各成分の最大値を用いて検討を行う。設計荷重は，以下に示す荷重により，補助鉄塔脚部の検討を行う。なお，水平力は刃型プレートで受けるため，引抜に対してのみ評
価する。
最大引張力

𝑁 = 7525 kN

SS波設計用荷重 斜め方向 算出過程

２．算出過程a. 補助鉄塔脚部基礎ボルトの引抜きに対する検討
・基礎ボルトの諸元
𝑀64
サイズ
ボルト本数
𝑛 = 20本
材質
700材相当有効断面積
𝐴 = 2621mm
設計基準強度𝐹 = 490.0N/mm
許容引張応力度（機能維持）
𝑓 = 𝐹 = 490.0N/mm （MPa）
ボルト偏心距離ℓ = 50mm

高経年化-324

別紙１−３： ③補助鉄塔脚部基礎ボルト評価
・ボルトの引張に対する検討
ボルト1本に作用する引抜力
𝑁 = 7525 kN
鉛直力
𝑁
7525
𝑇 =
=
= 376.25 → 376.3 kN𝑛20
ボルト孔ピッチ円中心と部材軸の偏心から生じる曲げによる引抜は，ボルト群からなる有効断面より算出する。
有効断面係数
Z = 1.857 × 10 mm
𝑁 ・ℓ・𝐴
𝑇 =𝑍
7525 × 0.05 × 2621=
× 10
1.857 × 10
= 53.10453 ⋯ → 53.1 kN
ボルト引抜力𝑇 = 𝑇 +𝑇 = 376.3 + 53.1 = 429.4 kN
ボルトに作用する引張応力度
𝑇
429.4
𝜎 =
=
× 10
𝐴
2621
= 163.83059 ⋯ → 164 N/mm （MPa）
高経年化-325

別紙１−３： ③補助鉄塔脚部概略図

補助鉄塔脚部概略図
高経年化-326

別紙２： 主排気筒構造概要

東海第二発電所の主排気筒は，中央の内径4.5m，高さ140mの筒身にかかる水平力を周囲の根開き28m，高さ104.205m（EL.112.205m）の鋼管トラスの4脚鉄塔を補強して支える構造であり，工事計画における耐震評価に伴う以下の耐震補強を予定している。
a. 鉄塔補強高さの嵩上げ（主柱の延伸）
b. 鉄塔補強（脚数の増加。高さ104.205m以下において8脚増加。）
c. 基礎梁の増強，鋼管杭の増設

高経年化-327

別紙２： 工事計画による耐震補強概要図【鉄塔部】
工事計画による耐震補強概要図【鉄塔部】
E.L.148000
非常用ガス処理系排気筒
φ428.6（内径）オイルダンパ

22457

主排気筒

オイルダンパ２平面

鉄塔追加範囲13338

E.L.125543（支持点位置）弾塑性ダンパ
３平面

3

16773

E.L.112205（支持点位置）弾塑性ダンパ

140000b.鉄塔補強（脚数の増加）
弾塑性ダンパ５平面
E.L.75444（支持点位置）

5

22826

鉄塔補強範

117543

４平面

4

19988

E.L.95432（支持点位置）

６平面

囲

13618

E.L.52618（支持点位置）

6

6-7

6-７平面

12743

E.L.39000

7

500

17757

E.L.26257（支持点位置）E.L.8500
E.L.8000

補助鉄塔脚部基礎ﾎﾞﾙﾄ

７平面
φ4500（内径）28000(E.L.8000)

50
00
0
50
0

鉄塔脚部基礎ボルト
塔身脚部基礎ボルト

a.鉄塔補強高さの嵩上げ

2

E.L.8500

高経年化-328

別紙２： 工事計画による耐震補強概要図【基礎部】
工事計画認可による耐震補強概要図【基礎部】
c.鉄塔補強高さの嵩上げ

高経年化-329

２．１４ 耐震安全上考慮する経年劣化事象，評価裕度及び配管の扱い（1）高経年化技術評価における耐震健全性評価の概要①耐震評価の概要
地震が発生した際，発電所内に設置された機器には建屋の床・壁を通じて揺れが生じ，揺れによる力（発生応力）がかかる。
地震動が大きい程，機器に生じる揺れ（発生応力）が大きくなり，機器が持つ耐力（許容応力）を超過すると，機器が損傷する可能性がある。
このため，実際の地震時の揺れ（地震力）の伝わり方を考慮して，機器の設置される階層ごとに機器の重要度に応じて設定される地震力（考慮する地震の揺れについては，実際と同様に鉛直及び水平方向の揺れを想定）に対して耐え得る構造であることを設計段階で確認している。
建屋の揺れが支持構造物
等を通じて機器に伝わるため，支持点及び機器本
体に力が加わる。

地震による建物の揺れ（水平（NS）方向）
地震による建物の揺れ（水平（EW）方向）
地震による建物の揺れ（鉛直方向）

地震による機器の揺れ（水平（NS）方向）
地震による機器の揺れ（水平（EW）方向）
地震による機器の揺れ（鉛直方向）

高経年化-330２．１４ 耐震安全上考慮する経年劣化事象，評価裕度及び配管の扱い（1）高経年化技術評価における耐震健全性評価の概要②経年劣化事象を考慮した耐震評価
設計段階での耐震評価から，各機器に想定される経年劣化事象のうち，定期的な点検・補修等通常の保全活動における状態維持が困難な経年劣化事象で，耐震評価を行うにあたって発生応力が上昇し，評価結果が厳しくなる（許容応力との差が小さくなる）と選定された事象について，運転開始
後60年時点の経年劣化を考慮した状態でも健全性が確保されることを確認する。
日常保全を通じて塗膜を維持しており，腐食減肉は生じない

配管内流体の流れが変化すると流れが乱れて，配管表面にある酸化被膜の溶解が促進され，配管内表面が腐食（減肉）する

塗装が施されず日常保全で確認できないため，腐食減肉を想定

ベースプレート

配管の肉厚が薄くなり，
配管表面かかる力（発生応力）が増加する・
コンクリート
直上部

ボルトの径が細くなり，
ボルトにかかる力（発生応力）が増加する

経年劣化を考慮した耐震評価が必要な事象例（２）【配管の腐食（全面腐食）】
コンクリート埋設されており空気と接触しな
いため，腐食減肉は生じない付着物（スラッジ等）

基礎ボルト：塗装の施されている部位

配管：腐食（全面腐食）の想定部位

伝熱管の質量に比べて付着物の質量が十分に小さく，配管振動時の固有振動数への影響が軽微である
経年劣化を考慮した耐震評価が必要な事象例（１）【基礎ボルトの腐食（全面腐食）】

経年劣化を考慮した耐震評価が不要な事象例【伝熱管の異物付着】

高経年化-331２．１４ 耐震安全上考慮する経年劣化事象，評価裕度及び配管の扱い（2）耐震安全性評価の手順（評価対象となる経年劣化事象の抽出）●耐震安全上考慮する必要のある経年劣化事象の抽出フロー
耐震安全性評価の対象となる経年劣化事象は，以下のフローに基づき抽出を実施し，「軽微もしくは無視」できると判断された事象以外の経年劣化事象は，耐震安全上考慮することとする。
【凡例】○：評価対象として抽出−：評価対象から除外「劣化状況評価」で想定される経年劣化事象

ステップ１

NO（▲事象）○又は△事象に該当するか

YES

○事象

ステップ２

現在発生しているか，
又は将来にわたって起ることが否定できないものか

YES（○）YES（○）■：振動応答特性上，又は構造・強度上「軽微もしくは無視」
できる事象として評価対象から除外 ＜別紙1＞◎：耐震安全上考慮する必要のある経年劣化事象として抽出

△事象

NO（×）

＜経年劣化事象の凡例＞
現在発生しているか，
又は将来にわたって起こることが否定できないものか

NO（−）

ステップ３

振動応答特性上，又は構造・強度上「軽微もしくは無視」できない事象かNO（■）

YES（◎）
耐震安全上考慮する必要のある
経年劣化事象として抽出

×：現在発生しておらず，今後も発生の可能性がないもの，
又は小さいものとして評価対象から除外

経年劣化を考慮した耐震安全性
耐震安全性評価対象外
評価の対象外○事象：【高経年化対策上着目すべき経年劣化事象】△事象：【高経年化対策上着目すべき経年劣化事象ではない
事象（日常劣化管理事象）】想定した劣化傾向と実際の劣化傾向が想定した劣化傾向の乖離が考え難い経年劣化事象であって，劣化傾向等に基づき適切な保全活動を行っているもの▲事象：【高経年化対策上着目すべき経年劣化事象ではない
事象（日常劣化管理事象以外）】
現在までの運転経験や使用条件から得られた材料試験データとの比較等により，今後も経年劣化の進展が考えられない，又は進展傾向が極めて小さいと考えられる経年劣化事象

経年劣化を考慮した耐震安全性評価を実施

図1 耐震安全上考慮する必要のある経年劣化事象の抽出フロー
高経年化-332

２．１４ 耐震安全上考慮する経年劣化事象，評価裕度及び配管の扱い（2）耐震安全性評価の手順（評価対象となる経年劣化事象の抽出）
下表のとおり，前項のフローに基づき抽出された，耐震安全上考慮する必要のある各経年劣化事象に対応した個別の機器・構造物を同定する。
耐震安全上考慮する必要のある経年劣化事象
機器・構造物
低サイクル疲労

中性子照射脆化

腐食

照射誘起型応力
腐食割れ*1

熱時効

応力腐食割れ流れ加速型腐食

全面腐食

ポンプ

◎

−

−

◎

−

−

◎*3

熱交換器

−

−

−

−

−

◎

◎*2,*3ポンプモータ

−

−

−

−

−

−

−

容器

◎

◎

−

−

−

−

◎*3

配管

◎

−

−

−

−

◎

◎*3

弁

◎

−

−

◎

−

−

−

炉内構造物

◎

−

◎

−

◎

−

−

ケーブル

−

−

−

−

−

−

◎*3

タービン設備

−

−

−

−

−

−

◎*3

コンクリート構造物及び鉄骨構造物

−

−

−

−

−

−

−

計測制御設備

−

−

−

−

−

−

◎*3

空調設備

−

−

−

−

−

−

◎*3

機械設備

−

−

−

−

◎

◎

◎*3

電源設備

−

−

−

−

−

−

◎*3

*1：中性子照射による靭性低下も考慮している*2：胴，伝熱管の腐食*3：基礎ボルト【凡例】◎：振動応答特性上，又は構造・強度上「軽微もしくは無視」できない事象−：日常劣化管理事象のうち，現在発生しておらず，今後も発生の可能性がないもの，又は小さい事象*4：高経年化対策上着目すべき経年劣化事象（○事象）のうち，図1の耐震安全上考慮する必要のある経年劣化事象の抽出フローにて，耐震安全上考慮不要となる経年劣化事象(a) 技術評価の結果，現在発生しているか，又は将来にわたって起こることが否定できない事象ではない事象
a. 上部格子板等の照射誘起型応力腐食割れ
b. コンクリート構造物の熱，放射線照射，中性化，塩分浸透及び機械振動による強度低下並びに熱による遮へい能力低下(b) 振動応答特性上，又は構造・強度上「軽微もしくは無視」できない事象ではない事象
c. 絶縁特性低下，計測制御設備等の特性変化，導通不良
d. シール部，Oリング（電気ペネトレーション）の気密性の低下

高経年化-333

２．１４ 耐震安全上考慮する経年劣化事象，評価裕度及び配管の扱い（3）振動応答特性・構造強度で「軽微もしくは無視」できない事象判断の具体例●耐震安全上考慮する必要のある経年劣化事象について判断した具体例（1／2）
抽出フローに基づき，明らかに「軽微もしくは無視」できると判断＊された事象以外の経年劣化事象
は，耐震安全上考慮する必要のある経年劣化事象として抽出＊高経年化に係る国内外の知見や東海第二発電所の過去の高経年化技術評価等に基づき判断① 高経年化対策上考慮すべき経年劣化事象（〇事象） ◎振動応答特性上，又は構造強度上「軽微もしくは無視」できない事象と機器の具体例
経年劣化事象（【】内は機器・部位を示す）

判断根拠

・低サイクル熱疲労 ＜別紙2＞【熱過渡を受ける機器（原子炉圧力容器，炉内構造物，ポンプ，配管，弁，原子炉格納容器のうち機械
ペネトレーション】
・中性子照射脆化 ＜別紙3＞【原子炉圧力容器胴板】
・照射誘起型応力腐食割れ ＜別紙4＞【炉心シュラウド】
・熱時効 ＜別紙5＞【高温となる箇所で２相ステンレス鋼を使用している機器（ポンプ，弁）】材料の持つ強度の変化や延性の低下を伴うと判断している。なお，
中性子照射脆化は金属材料が中性子の照射を受けると靭性（破壊に対する抵抗）の低下を生じる事象をいい，その際，金属材料
は硬化し強度は上昇する。

 ■振動応答特性上，又は構造強度上「軽微もしくは無視」できる事象と機器の具体例
経年劣化事象（【】内は機器・部位を示す）

判断根拠

・絶縁特性低下，計測制御設備等の特性変化，導通
不良

質量等に変動を及ぼさないことから，発生する部位によらず機器の振動応答特性又は構造・強度への影響が「軽微もしくは無視」
できると判断している。

高経年化-334

２．１４ 耐震安全上考慮する経年劣化事象，評価裕度及び配管の扱い（3）振動応答特性・構造強度で「軽微もしくは無視」できない事象判断の具体例●耐震安全上考慮する必要のある経年劣化事象について判断した具体例（2／2）
抽出フローに基づき，明らかに「軽微もしくは無視」できると判断＊された事象以外の経年劣化事象
は，耐震安全上考慮する必要のある経年劣化事象として抽出＊高経年化に係る国内外の知見や東海第二発電所の過去の高経年化技術評価等に基づき判断② 高経年化対策上着目すべき経年劣化事象ではない事象（日常劣化管理事象） （△事象） ◎振動応答特性上，又は構造強度上「軽微もしくは無視」できない事象と機器の具体例
経年劣化事象（【 】内は機器・部位を示す）

判断根拠

・流れ加速型腐食【炭素鋼配管，熱交換器伝熱管（内面）】部材の断面減少による固有振動数の変化を伴う経年劣化事象

・全面腐食 ＜別紙6＞【基礎ボルト】
・応力腐食割れ ＜別紙7＞【炉内構造物，機械設備】

部材の断面減少による強度低下を伴う経年劣化事象

 ■振動応答特性上，又は構造強度上「軽微もしくは無視」できる事象と機器の主な具体例
経年劣化事象（【 】内は機器・部位を示す）

判断根拠

・異物付着
【熱交換器伝熱管】

経年劣化による質量変動分が機器本体の質量に比較して十分小さく，剛性の変動がほとんどないと判断している。

・摩耗 【減速機歯車等】
・全面腐食 【減速機歯車，弁体・弁座等】 ＜別紙1＞

内部構成品の一部に想定される減肉事象で，地震時に機器構成部品が一体となって挙動するため当該部品にはほとんど相対変位が発生しないと判断している。

・腐食 【ポンプケーシング，弁座等】 ＜別紙1＞・摩耗 【ポンプ主軸，弁体・弁座等】 ＜別紙1＞

十分な剛性を有している部位に対しての減肉であり，厚肉のため剛性の変動がほとんどないと判断している。

・シール部，Oリング【電気ペネトレーション】の気密性の低下

シール部，Oリングは，構造・強度部材ではないことから耐震性への影響はないと判断している。

高経年化-335

２．１４ 耐震安全上考慮する経年劣化事象，評価裕度及び配管の扱い（4）耐震安全上考慮すべき経年劣化事象における耐震評価時の裕度●耐震安全性評価及び耐震健全性評価で考慮している裕度として，過渡事象の回数を多めに見積もる，運転期間中の稼働率を高めに見積もる，現状で発生のない割れを考慮する，1.5倍の裕度を考慮した地震時床応答加速度を用いる等，各種の裕度を考慮している。一覧を下表に示す。
経年劣化事象

健全性評価時の裕度（各経年劣化事象の説明より抜粋）

低サイクル疲労（ポンプ，容器，配管，弁，炉内構造物）

・運転期間延長認可後から60年時点まで疲労累積係数を「実績×1.5倍」の過渡回数を見込んで算出
・実績のない過渡回数については1と設定

中性子照射脆化

運転期間延長認可後から60年時点までの稼働率を保守的に算出。また，現状発生していない割れを考慮して算出

照射誘起型応力腐食割れ（炉内構造物）

運転期間延長認可後から60年時点までの稼働率を保守的に算出。また，現状発生していない割れ（全周き裂）を考慮して算出

熱時効（ポンプ，弁）運転期間延長認可後から60年時点までの稼働率を保守的に算出。また，現状発生していない割れ（貫通き裂）を考慮して算出

応力腐食割れ（炉内構造物，機械設備）

現状発生していない割れを考慮して算出。
シュラウドサポートについては，ひび割れの確認された箇所に保守性を見込んだ箇所数を考慮して算出

腐食（流れ加速型腐食）（配管，熱交換器，機械設備，弁（地震時動的機能要求対象））

必要最小板厚（１部配管では60年時点での板厚）を適用しており発生応力を算出

腐食（全面腐食）（熱交換器，基礎ボルト）

運転開始後60年時点での腐食減肉量を保守的に適用して発生応力を算出

高経年化-336

耐震安全性評価時の裕度
地震動による劣化を算出するために使用している機器の据付高さ（床面高さ）に応じた床応答曲線に1.5倍の裕度を考慮した「設備評価用床応答曲線」を用いる
ことにより，評価値を算出（次頁参照）

２．１４ 耐震安全上考慮する経年劣化事象，評価裕度及び配管の扱い（4）耐震安全上考慮すべき経年劣化事象における耐震評価時の裕度●耐震安全性評価時の裕度
地震動による劣化を算出するため使用している機器の据付高さ（床面高さ）に応じた床応答曲線に1.5倍の裕度を考慮した「設備評価用床応答曲線」を用いることにより，評価値を算出している。＜別紙8＞
プラント名：東海第二発電所
構造物名 ：ペデスタル方向：水平方向
波形名 ：Sd-D1，Sd-11，Sd-12， Sd-13，Sd-14，Sd-21，Sd-22及びSd-31
標高：EL19.856m
減衰：2.0（％）

 地震の持つ周期と，機器が据え付けられている建物の持つ固有周期及び建物に振動が伝わる際に地震力が減少する減衰率を用いて解析により算出した各固有周期での揺れの強さ（震度）を
床応答曲線という。
 建物の評価高さや揺れの方向（水平・鉛直）により揺れの強さ（震度）が異なるため，建物の床面高さ毎に方向を考慮した床応
答曲線を，機器の耐震評価に用いている。
 今回の新規制基準に対応した工事計画認可申請及び運転期間延長認可申請では，裕度を見込んで上記の床応答曲線の震度を1.5倍とした「設備評価用床応答曲線」を用いて耐震評価を実施している「設備評価用床応答曲線」の例
高経年化-337

２．１４ 耐震安全上考慮する経年劣化事象，評価裕度及び配管の扱い（5）配管における耐震安全上考慮すべき経年劣化事象の抽出●配管系について，各配管材質（ステンレス鋼，炭素鋼及び低合金鋼）における全ての経年劣化事象を対象として＜別紙9＞ ，耐震安全上考慮する必要のある経年劣化事象の抽出フローに基づき抽出した結果，以下の2事象が抽出された。
＊配管系における「高経年化対策上着目すべき経年劣化事象」，「高経年化対策上着目すべきではない経年劣化事象」の区分は（2），（3）を参照①配管（溶接部を含む。）の疲労割れ
・ステンレス鋼配管系
・炭素鋼配管系②配管（溶接部を含む。）の腐食（流れ加速型腐食）
・炭素鋼配管系
なお，耐震安全性評価を行うにあたっては，・経年劣化事象の抽出時に選定した代表機器（系統）・非代表機器（系統）のうち，規格・運転経験等に基づいて選定した機器（系統）を対象として評価を実施した。

高経年化-338

２．１４ 耐震安全上考慮する経年劣化事象，評価裕度及び配管の扱い（5）配管における耐震安全上考慮すべき経年劣化事象の抽出①配管（溶接部を含む。）の疲労割れの評価
・ステンレス鋼配管系
・炭素鋼配管系○配管系に対して，耐震安全性について経年使用により評価結果（疲労）が足し合わされる劣化事象
として，疲労割れ（低サイクル疲労）を抽出している。
○東北地方太平洋沖地震を踏まえた影響評価として，基準地震動ＳＳによる疲労累積係数の一番大きい系統に対して，運転実績と今後の運転期間による過渡回数に地震動の影響を足し合わせた結果，
疲労累積係数の和は許容値1以下であり，配管の疲労割れは耐震安全性に問題のないことを確認している。
原子炉系（蒸気系）配管の低サイクル疲労評価（地震影響含む）①経年使用による過渡回数での疲労累積係数②地震動（基準地震動ＳＳ）による疲労累積係数③東北地方太平洋沖地震の地震動を用いて算出した疲労累積係数

疲労累積係数の和
0.741 ＜ 1（許容値）＊耐震評価方法及び裕度の考え方の詳細は「＜別紙2＞耐震安全性評価−低サイクル疲労割れ」参照

高経年化-339

２．１４ 耐震安全上考慮する経年劣化事象，評価裕度及び配管の扱い（5）配管における耐震安全上考慮すべき経年劣化事象の抽出②配管（溶接部を含む。）の腐食（流れ加速型腐食）
・炭素鋼配管系○配管系に対して，耐震安全性について経年使用により部材断面減少等の影響が生じ得る劣化事象
として，配管中の水・蒸気等の流体による流れ加速型腐食を抽出している。
○流れ加速型腐食が想定される部位について，運転実績と今後の運転期間等を考慮した過渡回数と配管減肉を考慮した解析モデルで地震動の影響を評価した結果，発生応力及び疲労累積係数は許容値以下であり，配管の流れ加速型腐食は耐震安全性に問題のないことを確認している。
 発生応力算出時の考え方＊耐震評価の詳細は次頁以降を参照＜評価条件の保守性と裕度＞
・炭素鋼配管系のうち，流れ加速型腐食が想定される系統の部位について，配管減肉（必要最小板厚又は60年時点想定板厚）を考慮した解析モデルにて評価（←肉厚測定及び余寿命評価を行い，必要最小板厚または60年時点想
定板厚到達前に交換を行うため裕度を有した評価となっている）
・地震動による劣化を算出するために使用している機器の据付高さ（床面高さ）に応じた床応
答曲線に1.5倍の裕度を考慮した「設備評価用
床応答曲線」を用いて応力拡大係数を算出（←裕度）

配管減肉を考慮した解析モデル例（流れ加速型腐食）
高経年化-340２．１４ 耐震安全上考慮する経年劣化事象，評価裕度及び配管の扱い（5）配管における耐震安全上考慮すべき経年劣化事象の抽出 評価結果（流れ加速型腐食を考慮した耐震評価）（発生応力と許容応力の比が最大かつ疲労累積係数が最大の箇所をもつ原子炉系配管を例示）
評価対象

区分

耐震
重要度

評価
地震力

Sｓ
原子炉系
（蒸気部）
[ドレン配
管]

クラス
1

許容応力
状態※1

ⅣAS

①発生応力（MPa）
60年時点肉厚
一次応力※2291

一次応力+
二次応力※3831（③疲労累積係数：0.3256）

一次応力※2225

一次応力+
二次応力※3556（③疲労累積係数：0.3132）

S

Sd

ⅢAS

②許容応力
（MPa）

応力種別

＜

364

366
（疲労累積係数許容値
：1以下）
＜
＜

274

366
（疲労累積係数許容値：1以下）＜※1：許容応力状態については下表による。
許容応力状態ⅢＡＳ

運転状態Ⅲ＊１に対応する原子炉圧力容器の温度，圧力の変動による荷重（許容応力状態ⅢA）＋地震（Sd）により生ずる応力

許容応力状態ⅣＡＳ

運転状態Ⅳ＊２に対応する原子炉圧力容器の温度，圧力の変動による荷重（許容応力状態ⅣA）＋地震（Sｓ）により生ずる応力＊１：原子炉施設の故障，誤作動等により原子炉の運転の停止が緊急に必要とされる状態＊２：原子炉施設の安全設計上想定される異常な事態が生じている状態※2：内圧等により配管の内壁に一様に加わる荷重によって発生する応力（曲げ応力，膜応力）及び地震荷重による応力※3：配管の熱膨張の際に，支持金具で拘束されることで生じる応力（熱応力）

高経年化-341

２．１４ 耐震安全上考慮する経年劣化事象，評価裕度及び配管の扱い（5）配管における耐震安全上考慮すべき経年劣化事象の抽出
経年劣化
事象

腐食（流れ加速型腐食）

想定部位

配管（エルボ部，分岐部，レジューサ部等（原子炉系（蒸気部）ドレン配管））

耐震安全性
評価内容

保全活動の範囲内で発生する可能性のある減肉を考慮して地震時の発生応力，又は疲労累積係数を算出し，許容値を下回ることを確認する。

耐震安全性
評価結果

・「発生応力 ＜ 許容応力」であること。
・「許容応力 ＜ 発生応力」である場合，疲労解析を行い，疲労累積係数が許容値1以下であること。*1
を確認し，耐震安全性に問題のないことを確認している。

*1：原子力発電所耐震設計技術指針
重要度分類・許容応力編より偏流発生部位及びその下流側に必要最小肉厚まで一様に減肉を想定した評価の結果，許容値を満足するかYes

耐震安全性評価上問題ないと評価No

必要最小肉厚に到達するまでの年数を算出した結果，運転開始から60年時点以前か

Yes

サポート改造等の設
備対策を行い，これを反映した耐震安全性評価を再度実施する

No

60年時点での残存肉厚まで一様に減肉を想定した評価の結果，許容値を満足するか

No

Yes

耐震安全性評価上問題ないと評価

腐食（流れ加速型腐食）（配管）の耐震安全性評価フロー
高経年化-342

＜別紙1＞振動応答特性等の「軽微若しくは無視できない」事象判断の具体例
 振動応答特性上，又は構造強度上「軽微若しくは無視」できる事象とした具体例

腐食・摩耗想定箇所：ケーシング
：主軸
：軸受

：弁体
：弁座
弁体，弁座は内部流体に接液しており，また弁開閉時の接触のため腐食や摩耗が発生するが，表面のみで全体質量に影響のない程度であること，厚肉で剛性の大きい部位の表面腐食であること及び部材と同一に振動するため相対変位を生じない。
弁の全面腐食（弁体・弁座等），摩耗（弁体・弁座等）

ケーシングは内面・外面が内部流体に接液しており，またポ
ンプ運転時に主軸と軸受が接触して摩耗が発生するが，全体質量に影響のない程度であること，厚肉で剛性の大きい部位の表面腐食・摩耗である。
ポンプの腐食（ケーシング等），摩耗（主軸）

高経年化-343

＜別紙2＞耐震安全性評価−低サイクル疲労評価
 60年時点の推定過渡回数算出時の考え方*2 実績のない運転過渡については1回を想定（←裕度）
評価時点までの実績過渡回数

運転開始後60年時点
までの推定過渡回数

ボルト締付け

26

48

耐圧試験

72

132

起動（昇温）

65

110

起動（タービン起動）
夜間低出力運転（出力75 %）

65
67

110
120

週末低出力運転（出力50 %）
制御棒パターン変更

115
96

165
176

給水加熱機能喪失（発電機トリップ）*201

給水加熱機能喪失（給水加熱器部分バイパス）*2

0

1

スクラム（その他）

16
3
20

22
6
24

停止

65

111

ボルト取外し

26

49

回数

運転条件

110（想定）*1

65（実績）↑
運転開始↑↑
2011.3
60年
評価時

運転年数

*1＝実績回数から得られた1年あたりの回数
×残りの年数×1.5倍（←裕度）

60年時点の推定過渡回数算出イメージ

スクラム（タービントリップ）
スクラム（原子炉給水ポンプ停止）

 評価結果（地震動の影響が最も大きい原子炉系（蒸気部）配管を例示）
低サイクル疲労評価
機器
原子炉系（蒸気部）配管

地震動の影響を考慮した評価②地震動による疲労累積係数（基準地震動Ss）①60年時点の疲労累積係数＋

0.0853*1，*2の裕度を考慮した数値

0.6558①＋②
合計値＝

0.7411許容値＜

1

地震動による劣化を算出するために使用している機器の据付高さ（床面高さ）に応じた床応答曲線に1.5倍の裕度を考慮した「設備評価用床応答曲線」を用いて疲労累積係数を算出（←裕度）

裕度を考慮した疲労累積係数に「設備評価用床応答曲線」から算出した地震動による疲労累積係数を足し合わせた合計値が許容値1を下回るため，耐震安全性上問題ないと評価した。
高経年化-344

＜別紙3＞耐震安全性評価−中性子照射脆化評価
 応力拡大係数（ KⅠ ）算出時の考え方

ｹｰｽ1，2

KⅠC下限包絡曲線（許容限界，60年運転を考慮）
KⅠがKⅠCの右側にあることを確認

地震動による劣化を算出するために使用している機器の据付高さ（床面高さ）に応じた床応答曲線に1.5倍の裕度を考慮した「設備評価用床応答曲線」を用いて応力拡大係数を算出（←
裕度）

ｹｰｽ4
ｹｰｽ3

飽和圧力-温度線図によるKⅠ（き裂を拡大させる力）

KⅠC下限包絡曲線とKⅠ曲線（原子炉圧力容器胴：炉心臨界時）

・日本電気協会「原子力発電所用機器に対する破壊靭性の確認試験方法」に基づき，評価対象機器の点検で確認されていない*1板厚の1/4深さの仮想欠陥を想定（←裕度）
・KⅠ曲線の入力条件である運転期間延長認可後の設備利用率を，これまでの実績の70%程度を包含する
80%で設定（←裕度）*1：特別点検を実施し溶接金属，熱影響部を含めた炉心領域部に有意な欠陥は認められなかった。
 評価結果裕度を考慮したKⅠに「設備評価用床応答曲線」から算出した地震荷重を足し合わせたKⅠ線
曲線がKⅠC下限包絡曲線を下回るため，耐震安全性上問題ないと評価した。
高経年化-345

＜別紙4＞耐震安全性評価−照射誘起型応力腐食割れ
 応力拡大係数算出時の考え方

Ｄi

地震動による劣化を算出するために使用している機器の据付高さ（床面高さ）に応じた
床応答曲線に1.5倍の裕度を考慮した「設備評価用床応答曲線」を用いて応力拡大係数を算出（←裕度）

ｔａａ0 ： 亀裂深さ（＝1.0［mm］）
ｔ ： 炉心シュラウドの板厚
Ｄi ： 炉心シュラウドの内径・運転期間延長認可後の設備利用率をこれまでの実績の70%程度を包含する80%として応力拡大係数を算出（←裕度）
・溶接残留応力を考慮すると，応力拡大係数は板厚中央近傍でゼロとなる見込みであるが，表面は大きな値となり，周方向の亀裂進展が想定されること及び周方向に複数の応力腐食
割れの発生を想定し，点検で確認されていない内表面全周亀裂を想定した評価を実施した。（←裕度）＜亀裂想定位置及び評価モデル＞

 評価結果・日本機械学会 発電用原子力設備規格 維持規格（2008）（以下，「維持規格」という。）に基づく解析により算出した応力拡大係数（73.8MPa√m）と，維持規格に基づき運転開始後６０年時点の照射量に応じて算出した破壊靭性値（75MPa√m）と比較した結果，応力拡大係数は破壊靭性値を下回るため，不安定破壊に至らず，耐震安全上問題ないと評価した。
高経年化-346

＜別紙5＞耐震安全性評価−熱時効 脆化を考慮した亀裂進展抵抗（Jmat）と，地震を考慮した応力により生ずる亀裂進展力（Japp）算出時の考え方①運転期間延長認可後の設備利用率をこれまでの実績の70%程度を包含する80%とした評価対象期間（←裕度）における脆化予測
Jmatを脆化予測モデル（H3Tモデル）を用いて予測

200

Jmat(lower)③亀裂進展力の評価
地震動による劣化を算出するために使用している機器の据付高さ（床面高さ）に応じた床応答曲線に1.5倍の裕度を考慮した「設備評価用床応答曲線」
を考慮し，JappをJ積分の解析解により算出

Ｊ積分②評価用想定亀裂の設定
点検で確認されていない初期欠陥を設定し，疲労により60年時点での亀裂進展を評価。さらに保守的な亀裂形状を設定（←裕度）(kJ/m2)150

100

JⅠC(lower)

Japp

64.2

JmatとJappが交差し， Jmatの右側にJappがあることを確認

50

0
0

20

40

60

80

亀裂半長 c (mm)

亀裂安定性評価結果（例）④亀裂安定性評価①〜③で得られたJmat とJappがグラフ上交差する，
すなわち亀裂進展力に対して亀裂進展抵抗が上回ることで，不安定破壊しないことを確認する。
 評価結果亀裂進展抵抗が亀裂進展力と交差し，亀裂進展抵抗が亀裂進展力を上回ること及び亀裂進展抵抗と亀裂進展力の交点で亀裂進展抵抗の傾きが亀裂進展力の傾きを上回ることから，不安定破壊することはなく，耐震安全上問題ないと評価した。
高経年化-347

＜別紙6＞耐震安全性評価−腐食（全面腐食）
 発生応力算出時の考え方
ベースプレート

・機器を確実に固定している基礎ボルトに腐食（全面腐食）
腐食減肉想定箇所
・

コンクリート直上部による減肉が発生した場合，地震発生時に機器を固定できず機器の損傷に至る可能性がある。そのため，他プラン
トにて実施した基礎ボルト腐食量調査結果より設定した腐食量（0.3mm←裕度）を基礎ボルトに仮定する。
・地震動による劣化を算出するために使用している機器の据付高さ（床面高さ）に応じた床応答曲線に1.5倍の裕度を考慮した「設備評価用床応答曲線」を用いて応力拡大係数を算出（←裕度）

基礎ボルト：塗装の施されている部位＜基礎ボルト概要図＞
 評価結果（排気筒の耐震評価結果を例示）
評価部位

発生応力（MPa）

許容応力（MPa）

引張

257

＜

324

せん断

12

＜

187

②鉄塔脚部基礎ボルト

引張

92

＜

236

③補助鉄塔脚部基礎ボルト

引張

164

＜

490

①筒身脚部基礎ボルト

裕度を考慮した地震時の発生応力が許容応力を下回ることから，耐震安全上問題ないと評価した。

高経年化-348

＜別紙7＞耐震安全性評価−応力腐食割れ
 発生応力算出時の考え方
・日本電気協会 原子力発電所配管破損防護設計技術指針（JEAG
4613-1998）に基づき，点検で確認されていない６０年時点のき裂として半周の貫通き裂を仮定して，地震時の発生応力を算出した。
（←裕度）
・地震動による劣化を算出するために使用している機器の据付高さ（床面高さ）に応じた床応答曲線に1.5倍の裕度を考慮した「設備評
価用床応答曲線」を用いて応力拡大係数を算出（←裕度）

胴板
き裂想定箇所
支持脚

廃液濃縮器蒸発缶構造図
 評価結果評価対象

発生応力（MPa）

廃液濃縮器蒸発缶胴板

31

許容応力（MPa）＜

65

裕度を考慮した地震時の発生応力が許容応力を下回ることから，耐震安全上問題ないと評価した。

高経年化-349

＜別紙8＞動的地震力の設定（建屋からの応答波）（1）基準地震動から床応答スペクトル（曲線）までの流れ（イメージ）
床応答スペクトル（曲線）① 基準地震動Ss8波等に対して，地盤モデルを用いて，解放基盤表面から建屋基礎下端までの岩盤中の地震波の伝播を計算し，これを入力とした建屋モデルにより建屋全体の応答を計算し，各階床面における応答波を求める。

基準地震動Ｓｓ又は弾性設計用地震動Ｓｄ

各階床面の応答波（加速度時刻歴）② ①で求めたそれぞれの各階床面の応答波ごとに，短周期から長周期までの種々の固有周期に対して得られる最大応答加速度を求め，基準地震動Ss8波等の各応答を包含するように結んだ床応答スペクトル（曲線）を作成する。
（別図参照）
高経年化-350

＜別紙8＞動的地震力の設定（設計用床応答スペクトルと設備評価用床応答曲線）（2）設計用床応答スペクトル（曲線）と設備評価用床応答曲線（イメージ）
床応答スペクトル（曲線）

設計用床応答スペクトル
応答加速度︵Ｇ ︶③ ②で作成した床応答スペクトル（曲線）に
変動因子による影響＊を踏まえて周期軸方向に対して±10％拡幅することで，設計用床応答スペクトル（曲線）とする。
＊以下の変動因子を考慮
・地盤物性， 建屋剛性
・地盤ばね定数の算出式及び減衰定数
・模擬地震波の位相特性，機器の固有周期のずれ 等±10％拡幅

床応答スペクトル

固有周期（Ｓ）

設計用床応答スペクトル（曲線）

設備評価用床応答曲線

応答加速度
1.5倍
応答加速度︵Ｇ ︶④ 設計用床応答スペクトル（曲線）に裕度として応答加速度（震度）に1.5倍を見込み，
設備評価用床応答曲線を作成する。

設備評価用床応答曲線

高経年化-351

固有周期（Ｓ）

設計用床応答スペクトル＜別紙8＞動的地震力の設定（床応答スペクトル（曲線）の算定内容）

別図
最大応答加速度 ：α

応答加速度︵Ｇ︶α

質量 ：m
減衰係数：ck：ばね定数１自由度系振動モデル

各階床面の応答波（加速度時刻歴）

減衰定数 h（＝c/2√mk）

α(T1)

T1
固有周期（Ｓ）

T① 質量（ｍ）とばね定数（ｋ）の関係から１自由度系振動モデルの固有周期（Ｔ１）を定める。
② １自由度系振動モデルの応答解析により固有周期（Ｔ１）における最大応答加速度（α（Ｔ１））
を算出する。
③ 固有周期の一定の幅（例：0.05s〜1.0s）に対して，①〜②を繰り返して行う。
④ 必要な減衰定数（例：ｈ＝0.5％〜5.0％）に対して，①〜③を繰返して行う。
高経年化-352

＜別紙9＞配管における高経年化対策上考慮すべき経年劣化事象〇高経年化技術評価において，着目すべき，若しくは着目すべきではない経年劣化事象として抽出した経年劣化事
象を以下のとおり配管材質ごとに整理している。
なお，溶接部について考慮すべき経年劣化事象については，配管同等として評価を行っている。

①ステンレス鋼配管の経年劣化事象
高経年化対策上着目すべき
経年劣化事象

配管の疲労割れ＊

高経年化対策上着目すべき
経年劣化事象ではない事象

温度計ウェルの高サイクル疲労割れ
オリフィスの異物付着埋込金物（コンクリート埋設部）の腐食
基礎ボルトの樹脂の劣化（後打ちケミカルアンカ）
基礎ボルトの腐食（全面腐食）
配管の貫粒型応力腐食割れ
フランジボルト・ナットの腐食（全面腐食）
オイルスナッバ，ハンガ及びレストレイントの腐食（全面腐食）
埋込金物（大気接触部）の腐食（全面腐食）
サポート取付ボルト・ナットの腐食（全面腐食）
配管及び温度計ウェルの粒界型応力腐食割れ
配管の腐食（全面腐食）
オイルスナッバ及びハンガの機能低下
ラグ及びレストレイントの疲労割れ＊耐震安全上考慮する必要のある経年劣化事象として抽出

高経年化-353

＜別紙9＞配管における高経年化対策上考慮すべき経年劣化事象②炭素鋼配管の経年劣化事象
高経年化対策上着目すべき
経年劣化事象

配管の疲労割れ＊

高経年化対策上着目すべき
経年劣化事象ではない事象

オリフィス及びフローノズルの異物付着埋込金物（コンクリート埋設部）の腐食
基礎ボルトの樹脂の劣化（後打ちケミカルアンカ）
基礎ボルトの腐食（全面腐食）
配管の腐食（流れ加速型腐食）＊
配管及びクローザージョイントの外面及び内面腐食（全面腐食）
配管の外面腐食（隙間腐食）
二重管の外面及び内面腐食（全面腐食）
埋込金物（大気接触部）の腐食（全面腐食）
ラグ，レストレイント，オイルスナッバ，メカニカルスナッバ，ばね防振器及びハンガの腐食（全面腐食）
フランジボルト・ナットの腐食（全面腐食）
サポート取付ボルト・ナットの腐食（全面腐食）
オイルスナッバ，メカニカルスナッバ，ばね防振器及びハンガの機能低下
配管の内面腐食（全面腐食）
ラグ及びレストレイントの疲労割れ＊耐震安全上考慮する必要のある経年劣化事象として抽出

高経年化-354

＜別紙9＞配管における高経年化対策上考慮すべき経年劣化事象③低合金鋼配管の経年劣化事象
高経年化対策上着目すべき経年劣化事象ではない事
象

配管の高サイクル疲労割れ
配管のクリープ
埋込金物（コンクリート埋設部）の腐食
基礎ボルトの樹脂の劣化（後打ちケミカルアンカ）
基礎ボルトの腐食（全面腐食）
配管の腐食（液滴衝撃エロージョン）
サポート取付ボルト・ナットの腐食（全面腐食）
埋込金物（大気接触部）の腐食（全面腐食）
オイルスナッバ，ハンガ，ラグ及びレストレイントの腐食（全面腐食）
配管の腐食（流れ加速型腐食）
オイルスナッバ及びハンガの機能低下
ラグ及びレストレイントの疲労割れ

高経年化-355

３. 保守管理に関する方針−長期保守管理方針の有効性評価（1/11）
長期保守管理方針

実施状況及び評価結果

1. 原子炉再循環系ポンプ等の疲労割れについては，実過渡回数に基づく疲労評価を実施する。

実過渡回数に基づく60 年時点での過渡回数を用いて，日本機械学会「発電用原子力設備規格 設計・建設規格 JSME S NC1-2005（2007 年追補版を含む）」や日本機械学会「発電用原子力設備規格 環境疲労評価手法JSME S NF1-2009」に基づく疲労評価等を実施し，健全性を確認した。

2014 年度に取り出した監視試験片の試験結果を踏まえ，「原子炉構造材の監視試
験方法」（JEAC4201-2007[2013 年追補版]）の脆化予測式により，40 年時点，60 年
時点の中性子照射量を用いて評価を実施した。その結果，最低使用温度，上部棚吸2. 原子炉圧力容器の照射脆化については，「原子炉構造材
収エネルギーとも管理値に対して問題のないことを確認した。
の監視試験方法」（JEAC4201-2007）の脆化予測式による評
また，使用済試験片の再生技術の適用による追加試験の実施時期を評価し，取り出価を実施する。
また，その結果を踏まえ，確立した使用済試験片の再生技術 し計画を策定した。
低圧注水ノズルについて再度中性子照射量を評価した結果，運転開始後60 年時点の適用による追加試験の実施の要否を判断し，要の場合はそ
において，0.87×1017 n/cm2（＞1MeV）程度と評価されたが，保守的な評価として中性れを反映した取り出し計画を策定する。
低圧注水ノズルについては，再度照射量を評価し，健全性評 子照射脆化に対する健全性評価は，低圧注水ノズルを代表として再評価を実施した。
価の要否を判断し，要の場合は再評価を実施する。なお，再なお，Cu の含有量については，第24 回定期検査（2009 年度）及び第25 回施設定評価にあたっては，Cu の含有量の実測を行う。
期検査（2011 年度）に2 回にわたり実測をしていることから，健全性評価にあたっては実測値を適用し評価した。その結果，監視試験結果に対して最低使用温度が高くなったが，管理可能な値であり問題のないことを確認した。
第25 回施設定期検査（2012 年度及び2015 年度）に日本機械学会「発電用原子力設備規格 維持規格JSME S NA1-2008 (2008 年版)」及び「実用発電用原子炉及びそ3. 炉内構造物の中性子照射による靭性低下については，火の附属施設における破壊を引き起こす亀裂その他の欠陥の解釈の制定について（平力原子力発電技術協会「BWR 炉内構造物点検評価ガイドライ
成26 年8 月6 日 原規技発第1408063 号 原子力規制委員会決定）」に基づき炉内構ン」，日本機械学会「発電用原子力設備規格 維持規格 JSME
造物供用期間中検査及び炉内構造物検査としてシュラウド，上部格子板，炉心支持S NA1-2004」又は原子力安全・保安院指示文書「発電用原子板，周辺燃料支持金具，制御棒案内管を対象に点検を実施し問題のないことを確認し力設備における破壊を引き起こすき裂その他の欠陥の解釈にた（上部格子板，周辺燃料支持金具，制御棒案内管については日本原子力技術協会
ついて（内規）」（平成20 年7 月11 日付け平成20・07・04 原院「BWR 炉内構造物点検評価ガイドライン」に基づく点検を包含している）。
第1 号）に基づく点検を実施する。また，点検結果及びオース
また，炉心シュラウド，炉心支持板については第25 回施設定期検査（2012 年度）にテナイトステンレス鋼の中性子照射による靭性低下に関する
日本原子力技術協会「BWR 炉内構造物点検評価ガイドライン」に基づき炉内構造物
安全基盤研究の成果が得られた場合には，保全への反映の供用期間中検査及び炉内構造物検査として点検を実施し問題のないことを確認した。
要否を判断し，要の場合は実施計画を策定する。
安全基盤研究の成果に基づき，保全への適用の要否について検討した結果，今後の保全計画に反映すべきものがないことを確認した。

高経年化-356

３. 保守管理に関する方針−長期保守管理方針の有効性評価（2/11）
長期保守管理方針

5. 排ガス復水器胴及びドレンタンクの応力腐食割れについては，内部の目視点検又は超音波探傷検査による点検を実施する。

実施状況及び評価結果
原子炉圧力容器等の粒界型応力腐食割れについては，火力原子力発電技術協会「BWR炉内構
造物点検評価ガイドライン」，日本機械学会 JSME S NA1-2008「発電用原子力設備規格 維持規格」又は「発電用原子力設備における破壊を引き起こすき裂その他の欠陥の解釈について（内規）NISA-325c-09-1，NISA-163c-09-2（平成21年2月27日付け平成21･02･18原院第2号）」又は「実用発電用原子炉及びその附属施設における破壊を引き起こす亀裂その他の欠陥の解釈の制定について（平成26年8月6日 原規技発第1408063号 原子力規制委員会決定）」に基づき点検を実施した｡
炉内構造物については，第24回定期検査（2009年度）において，炉内構造物検査を実施し，また，第25回施設定期検査（2011年度，2015年度）においては，炉内構造物供用期間中検査及び炉内構造物検査を実施し，問題のないことを確認している。なお，シュラウドサポートについては，ひび割れが確認されたが，健全性評価を実施し問題のないことを確認している。これらについては，日本原子力技術協会「BWR炉内構造物点検評価ガイドライン」に基づく点検を包含している。
原子炉圧力容器については，第24回定期検査（2009年度）において，クラス1機器供用期間中検査及び炉内構造物供用期間中検査を実施し，問題のないことを確認している。
原子炉再循環系配管（原子炉冷却材浄化系配管）については，第24回定期検査（2009年度）において，クラス1機器供用期間中検査を実施し，問題のないことを確認している。安全基盤研究の成果に基づき，保全への適用の要否について検討した結果，今後の保全計画に反映すべきものがない
ことを確認した。
第25回施設定期検査（2013年度）にて排ガス復水器胴及びドレンタンクの応力腐食割れについて，
排ガス復水器胴を代表部位として超音波探傷検査による点検を実施し，有意な欠陥がないことを確認した。

6. 炉内構造物の照射誘起型応力腐食割れについては，火力原子力発電技術協会「BWR炉内構造物点検評価ガイドライン」，日本機械学会「発電用原子力設備規格 維持規格 JSME S NA1-2004」
又は原子力安全・保安院指示文書「発電用原子力設備における破壊を引き起こすき裂その他の欠陥の解釈について（内規）」（平成20年7月11日付
け平成20・07・04原院第1号）に基づく点検を実施する。また，点検結果及び照射誘起型応力腐食割れ発生に関する安全基盤研究の成果が得られた
場合には，保全への反映の要否を判断し，要の場
合は実施計画を策定する。炉内構造物の上部格
子板の照射誘起型応力腐食割れについては，
MVT-1による目視点検を実施する。

第25回施設定期検査（2014年度）に最も中性子照射量が高い炉内構造物である上部格子板を代表にMVT-1による目視点検を実施し問題のないことを確認した。今後は，保守管理の実施に関する計画に基づく点検計画にしたがって定期的にMVT-1による目視点検を実施し，健全性を確認することとしている。なお，第25回施設定期検査（2015年度）に日本機械学会 JSME S NA1-2008「発電用原子力設備規格 維持規格(2008年版)」及び「実用発電用原子炉及びその附属施設における破壊を引き起こす亀裂その他の欠陥の解釈の制定について（平成26年8月6日 原規技発第1408063号 原子力規制委員会決定）」に基づき炉内構造物供用期間中検査として炉心シュラウド，上部格子板，
炉心支持板，周辺燃料支持金具，制御棒案内管を対象に点検を実施し問題のないことを確認した（上部格子板，周辺燃料支持金具，制御棒案内管については日本原子力技術協会「BWR炉内構造物点検評価ガイドライン」に基づく点検を包含している）。また，炉心シュラウド，炉心支持板については第25回施設定期検査（2012，2014年度）に日本原子力技術協会「BWR炉内構造物点検評価ガ
イドライン」に基づき炉内構造物供用期間中検査及び炉内構造物検査として点検を実施し問題のないことを確認した。安全基盤研究の成果に基づき，保全への適用の要否について検討した結果，今後の保全計画に反映すべきものがないことを確認した。

4. 原子炉圧力容器等の粒界型応力腐食割れについては，火力原子力発電技術協会「BWR炉内構
造物点検評価ガイドライン」，日本機械学会「発電用原子力設備規格 維持規格 JSME S NA12004」又は原子力安全・保安院指示文書「発電用原子力設備における破壊を引き起こすき裂その他の欠陥の解釈について（内規）」（平成20年7月11日付け平成20・07・04原院第1号 ）に基づく点検を実施する。また，点検結果及び粒界型応力腐食割れに関する安全基盤研究の成果が得られた場合には，保全への反映の要否を判断し，要の場合は実施計画を策定する。

高経年化-357

３. 保守管理に関する方針−長期保守管理方針の有効性評価（3/11）
長期保守管理方針

実施状況及び評価結果

第25回施設定期検査（2012年度）にて原子炉給水ポンプ駆動用タービンの翼・車軸
7. 原子炉給水ポンプ駆動用タービンの翼・車軸接合部の応力
接合部の応力腐食割れについて，超音波探傷検査による点検を実施し，有意な欠陥
腐食割れについては，超音波探傷検査による点検を実施する。
がないことを確認した。

8. ジェットポンプ計測管締付部の締付力低下については，目視点検を実施する。

第24回定期検査（2009年度）に日本機械学会 JSME S NA1-2008「発電用原子力設
備規格維持規格（2008年版）」及び「発電用原子力設備における破壊を引き起こすき裂その他の欠陥の解釈について（内規）NISA-325c-09-1，NISA-163c-09-2（平成21年2月27日付け 平成21･02･18原院第2号）」に基づき炉内構造物供用期間中検査としてJP11，12を定点に目視点検を実施し問題のないことを確認した。

9. 原子炉格納容器のドライウェルスプレイヘッダ及びサプレッ
ションチェンバスプレイヘッダの腐食については，内面の目視点検を実施する。

第24回定期検査（2009年度）にドライウェルスプレイヘッダ内面及びサプレッション
チェンバスプレイヘッダ内面の目視点検を実施し機能・性能に影響を及ぼす有意な変形，割れ，腐食等がないことを確認した。

10. 原子炉補機冷却水系炭素鋼配管等*の外面腐食について
は，保温材に覆われた範囲について点検要領を定め，外表面の目視点検を実施する。

社内規程「配管肉厚管理マニュアル」に点検要領を定めた上で，第25回施設定期検査（2012年度及び2015年度）に保温材に覆われた範囲について，代表部位の配管外面について塗装の劣化（剥離，膨れ，変色）がないことを以て配管外面に腐食がないことを確認した。

社内規程「配管肉厚管理マニュアル」に点検要領を定めた上で，第25回施設定期検査（2015年度）にて，埋設炭素鋼配管（OG系）の外表面の目視点検を実施し，有意な11. 埋設炭素鋼配管の外面腐食については，点検要領を定め，腐食がないことを確認した。
代表部位の目視点検を実施する。
なお，同じく埋設炭素鋼配管である二重管について内面からの肉厚測定を実施し，有意な腐食がないことを確認した。
12. グランド蒸気蒸発器ドレンタンク等の腐食については，肉厚測定を実施する。

第24回定期検査（2009年）に，グランド蒸気蒸発器ドレンタンク，可燃性ガス濃度制御系設備（気水分離器，配管），蒸気式空気抽出器（胴を代表部とした）の代表部位の超音波探傷試験（肉厚測定）を実施し，有意な腐食がないことを確認した。

高経年化-358

３. 保守管理に関する方針−長期保守管理方針の有効性評価（4/11）
長期保守管理方針

実施状況及び評価結果

原子炉冷却材浄化系再生熱交換器及び原子炉冷却材浄化系非再生熱交換器は，
2009年度に支持脚スライド部の目視点検を実施し，機能・性能に影響を及ぼす有意な腐食がないことを確認した。
残留熱除去系熱交換器は，2011年度にA号機，2013年度にB号機の支持脚スライド
部の目視点検を実施し，機能・性能に影響を及ぼす有意な腐食がないことを確認した。
13. 支持脚スライド部の腐食については，目視点検を実施する。 第6給水加熱器は，第25回施設定期検査（2013年度）に支持脚スライド部の目視点検を実施し，機能・性能に影響を及ぼす有意な腐食がないことを確認した。
排ガス予熱器及び排ガス復水器は，2013年度に支持脚スライド部の目視点検を実施し，機能・性能に影響を及ぼす有意な腐食がないことを確認した。
蒸気式空気抽出器は，2009年度に支持脚スライド部の目視点検を実施し，機能・性能に影響を及ぼす有意な腐食がないことを確認した。
第24回定期検査（2009年度）に火力原子力発電技術協会 BWR炉内構造物点検評
価ガイドラインに基づき炉内構造物検査として主蒸気ノズル，給水ノズル，炉心スプレ
イノズル，低圧注入ノズル，上鏡スプレイノズル，ベントノズル，制御棒駆動水ノズル，
14. 主蒸気ノズル等の腐食については，目視点検を実施する。
上鏡内面を対象に点検を実施し有意な腐食がないことを確認した。
第25回施設定期検査（2011年度）に日本原子力技術協会 JANTI-VIP-06「炉内構造物等点検評価ガイドラインについて(第3版)」に基づき炉内構造物検査としてドレンノズ
ルを対象に点検を実施し有意な腐食がないことを確認した。

15. ディーゼル発電機海水系のレストレイント，埋込金物の腐食については，補修塗装を実施する。

第24回定期検査（2009年度）に，ディーゼル発電機海水系（2C，HPCS）及び第25回
施設定期検査（2014年度）に，ディーゼル発電機海水系（2C，2D，HPCS）のレストレイ
ント，埋込金物の補修塗装を実施した。
また，第25回施設定期検査（2016年度）に外観点検を実施し，問題がないことを確認した。

16. 排気筒の腐食については，詳細な部位毎に点検要領を定め，点検を実施する。

点検計画に実施部位（主排気筒筒身，サンプリング配管，フランジボルト・ナット，管台，非常用ガス処理系排気筒筒身，主排気筒鉄搭）と実施内容（目視点検）を定め，
2013年度に計画的な点検を実施し，問題のないことを確認した。
また，排気筒補強工事により，新たに設置されたオイルダンパ及び弾塑性ダンパについて適切に点検計画に反映され，計画的な点検が行われることを確認した。

高経年化-359

３. 保守管理に関する方針−長期保守管理方針の有効性評価（5/11）
長期保守管理方針

実施状況及び評価結果

17. 炭素鋼配管の内面の流れ加速型腐食，ステンレス鋼配管，炭素鋼配管及び低合金鋼配管の内面の液滴衝撃エロージョ
ンについては，日本機械学会「発電用原子力設備規格 沸騰
社内規程「配管肉厚管理マニュアル」は，日本機械学会「発電用原子力設備規格
水型原子力発電所 配管減肉管理に関する技術規格 JSME
沸騰水型原子力発電所 配管減肉管理に関する技術規格 JSME S NH1-2006」に定S NH1-2006」を踏まえつつ，安全基盤研究の成果が得られた
められた内容に従い，対象系統及び部位や実施時期等の考え方を反映している。
場合には，保全への反映の要否を判断し，要の場合は｢配管第24回定期検査（2009年），第25回施設定期検査（2011年〜）に実施した肉厚測定よ肉厚管理マニュアル｣を改定する。
り得られた実測データ及び基準地震動Ss等により定まる地震力を用いて炭素鋼配管
また，肉厚測定による実測データに基づき耐震安全性評価の耐震安全性評価を実施し，60年時点における耐震安全性を確認した。
を実施した炭素鋼配管（給水系，主蒸気系，給水加熱器ドレン
なお，安全基盤研究の成果に基づき，保全への適用の要否について検討した結果，系）は，今後の減肉進展の実測データを反映した耐震安全性
今後の保全計画に反映すべきものがないことを確認した。
の再評価を実施する。
なお，配管の減肉を想定した耐震安全性評価手法に関する安全基盤研究の成果が得られた場合には，保全への反映の要否を判断し，要の場合は実施計画を策定する。

18. 後打ちケミカルアンカの樹脂の劣化については，類似環境下にある機器の取替が行われる場合に，調査を実施する。

2013年度に約37年使用した屋外機器の取替に合わせ，基礎ボルトの調査を実施したところ，軽微な発錆は認められたものの，手入れをした結果，有意な腐食は認められなかった。
2017年度に運開後，約39年経過したMSトンネル室空調装置（撤去済み）後打ちケミ
カルアンカについて，機器撤去後は未使用状態であったため，腐食・付着力の観点から，引き抜き試験を実施し，樹脂の劣化状況を確認した。後打ちケミカルアンカの直上部は軽微な腐食は認められたものの，手入れをした結果，有意な腐食は認められなかった。また樹脂（埋設）部は，有意な腐食はなく，引き抜き試験の結果からも許容引張応力を上回る荷重でコーン状破懐に至っていることから，樹脂の健全性を確認する
ことが出来た。

高経年化-360

３. 保守管理に関する方針−長期保守管理方針の有効性評価（6/11）
長期保守管理方針

実施状況及び評価結果

基礎ボルト（機器付基礎ボルト，後打ちメカニカルアンカ，後打ちケミカルアンカ）については，第24回定期検査（2009年度）に屋内設置のケミカルアンカの直上部の目視点
検，第25回施設定期検査（2013年度）に屋外設置の基礎ボルトの直上部の目視点検を実施し，有意な腐食のないことを確認している。
なお，メカニカルアンカのコンクリート埋設部については，機器の取替が行われなかったため，調査は実施していない。
19. 機器付基礎ボルト等の腐食については，機器取替の場合， 2012年度に約33年間使用した主要変圧器の取替を行っており，取替に合わせて既設変圧器のタンク，底板ビームの腐食状況について確認を実施した。底板ビームの腐調査を実施する。
食量を測定した結果，許容腐食量内にあることを確認した。
また，タンク底板については，目視による腐食状況の確認を行った結果，タンク底板に部分的に錆は見受けられたが，塗装の大部分は残存しており，健全な状態であることを確認した。
なお，所内，起動，予備の各変圧器の基礎ボルト等は，今後計画されている取替時に合わせて確認を行う。

高経年化-361

３. 保守管理に関する方針−長期保守管理方針の有効性評価（7/11）
長期保守管理方針

実施状況及び評価結果① 低圧CNケーブル，低圧CVケーブル及び低圧KGBケーブル
低圧CNケーブル，低圧CVケーブル及び低圧KGBケーブルは，『電気学会技術報告（Ⅱ部）第139号「原子力発電所電線ケーブルの環境試験方法ならびに耐延焼性試験
方法に関する推奨案」』（以下「電気学会推奨案」という）並びに原子力安全基盤機構
による安全研究「原子力プラントのケーブル経年変化評価技術調査研究」（以下「ACA研究」という）の成果を踏まえて取りまとめられた「原子力発電所のケーブル経年劣化
評価ガイド」（以下「ACAガイド」という）に基づき健全性を評価した結果，東海第二発電所における敷設環境において「低圧CNケーブルは約4年」，「低圧CVケーブルは60年以上」，「低圧KGBケーブルは60年以上」の健全性を維持できることを確認した。「低圧CNケーブル」は，今停止期間中に防火対策として「難燃PNケーブル」へ更新することと20. 低圧CNケーブル等の絶縁体の絶縁特性低下については， している。
② 難燃一重同軸ケーブル
実機相当品の60年間の運転期間における劣化を想定した長難燃一重同軸ケーブル（架橋ポリエチレン）は，ACAガイドに取りまとめられている経期健全性試験を実施し，健全性の評価を行う。
評価にあたっては，原子力安全基盤機構による安全研究「原 年劣化手法にて評価を行い，設計基準事故を想定した東海第二発電所における敷設
子力プラントのケーブル経年変化評価技術調査研究」の成果 環境において60年間の健全性を維持できることを確認した。
難燃一重同軸ケーブル（耐放射線性架橋ポリオレフィン）は，東海第二発電所においに基づき，長期健全性評価への反映の要否を判断し，要の場て31年間使用したケーブルを供試体に設計基準事故時雰囲気を想定した健全性評価
合は健全性評価へ反映する。
試験を実施し，東海第二発電所における敷設環境において31年の健全性を維持できることを確認した。
なお，当該ケーブルは2009年（運転開始後31年）に難燃一重同軸ケーブル（架橋ポ
リエチレン）に取替を実施しており，ACAガイドに基づき，東海第二発電所における敷設環境において30年の健全性を維持できることを確認した。
よって，東海第二発電所における敷設環境において当該ケーブルは60年の健全性を維持できることを確認した。
難燃一重同軸ケーブル（難燃性架橋ポリオレフィン）は，東海第二発電所において37年間使用したケーブルを供試体に用いて，ACAガイドに基づき23年分の劣化付与並
びに設計基準事故時雰囲気を想定した健全性評価試験を実施し，東海第二発電所における敷設環境において60年の健全性を維持できることを確認した。

高経年化-362

３. 保守管理に関する方針−長期保守管理方針の有効性評価（8/11）
長期保守管理方針

実施状況及び評価結果

21. 難燃六重同軸ケーブルの絶縁特性低下については，60年間の運転期間における劣化を想定した長期健全性試験を実施し，健全性の評価を行う。
評価にあたっては，原子力安全基盤機構による安全研究「原子力プラントのケーブル経年変化評価技術調査研究」の成果に基づき，長期健全性評価への反映の要否を判断し，要の場
合は健全性評価へ反映する。

原子力安全基盤機構によるACAガイドに基づき，30年間の運転期間及び事故時雰囲気を想定した健全性評価を行い，東海第二発電所における敷設環境において健全性を維持できることを確認した。なお，難燃六重同軸ケーブルは1999年（運転開始後21年）に取替を実施しており，これを考慮すると運転開始から約51年間の絶縁性能を維持できることを確認した。

22. 難燃三重同軸ケーブルの絶縁特性低下については，① 系統機器の点検に合わせ絶縁抵抗測定を実施する。
② また，原子力安全基盤機構による安全研究「原子力プラン
トのケーブル経年変化評価技術調査研究」の成果に基づき，長期健全性評価への反映の要否を判断し，要の場合は健全性評価を実施する。

第24回定期検査（2008年度），第25回施設定期検査（2011年度）にて，難燃三重同軸ケーブルの絶縁抵抗測定を実施した。
難燃三重同軸ケーブルは，東海第二発電所で37年間使用した絶縁体仕様が類似するケーブルを供試体として，ACAガイドに取りまとめられている経年劣化手法にて，23
年間の健全性の確認を行った。これを考慮すると運転開始から60年間の絶縁性能を維持できることを確認した。

高経年化-363

３. 保守管理に関する方針−長期保守管理方針の有効性評価（9/11）
長期保守管理方針

実施状況及び評価結果① 端子台
IEEE Std.382-1996｢IEEE Standard for Qualification of Actuators for PowerOperated Valve Assemblies With Safety-Related Functions for Nuclear Power
Plants」に規定された長期健全性評価試験条件をもとに原子炉格納容器外用端子台
は，原子炉建屋において12年間使用した端子台を供試体に48年相当の劣化付与を行い，設計基準事故時雰囲気を想定した蒸気曝露試験を行うことで60年の健全性が維持できることを確認した。
原子炉格納容器内用端子台は，原子炉格納容器内において38年間設置使用した端子台を供試体に設計基準事故時雰囲気を想定した蒸気曝露試験を行うことで，38年間の健全性が維持できることを確認した。
なお，原子炉格納容器内用端子台については，今停止期間中に取替えを行うことで，60年の運転を想定した期間，健全性を維持できる。
② 同軸コネクタ
23. 端子台等の絶縁特性低下については，事故時環境内で機
日本電気協会｢原子力発電所の安全系電気・計装品の耐環境性能の検証に関する能要求がある場合，60年間の運転期間及び事故時雰囲気に指針」に規定された長期健全性評価試験条件をもとに東海第二発電所において使用よる劣化を想定した健全性の評価を実施する。
している新品同軸コネクタに37年分の劣化付与を行い，事故時雰囲気を想定した健全評価にあたっては，日本電気協会｢原子力発電所の安全系性評価試験を実施し，健全性が維持できることを確認した。
電気・計装品の耐環境性能の検証に関する指針（仮称）」が制
当該コネクタは，2001年（運転開始後23年）に取替を実施しており，これを考慮すると定された時点で長期健全性評価への反映の要否を判断し，要運転開始から60年間の健全性を維持できることを確認した。
の場合は健全性評価へ反映する。
③ 計測装置のうち回転数検出器（電磁ピックアップ式）
日本電気協会｢原子力発電所の安全系電気・計装品の耐環境性能の検証に関する指針」に規定された長期健全性評価試験条件をもとに原子力安全基盤機構による「電気・計装設備の健全性評価技術調査研究（JNES-RE-2012-0016 平成24年11月）」の成果を反映し，東海第二発電所において使用している回転数検出器の60年間の運転期間及び事故時雰囲気を想定した健全性評価試験を実施していたところ，検出器出力信号に特性不良が発生し，良好な結果を得ることができなかった。したがって，回転数検出器については，60年の健全性は維持できないと判断した。プラントメーカがIEEE
Std.323-1974「IEEE Standard for Qualifying Class 1E Equipment for Nuclear Power
Generating Stations」に準拠して行った，回転数検出器の長期健全性評価試験の結果をもとに，当該検出器の40 年間の運転期間における健全性を確認した。当該検出器
は運転開始後14 年に設置以降25 年間使用しており，点検計画（定期取替品に設定）に反映することとし，設置後40 年を迎える前に取替えることにより，運転開始から60年間の健全性を維持することができる。

高経年化-364

３. 保守管理に関する方針−長期保守管理方針の有効性評価（10/11）
長期保守管理方針

実施状況及び評価結果① 圧力伝送器／差圧伝送器（ダイヤフラム式）
日本電気協会｢原子力発電所の安全系電気・計装品の耐環境性能の検証に関する指針」に規定された長期健全性評価試験条件をもとに東海第二発電所において使用している伝送器の20年間の運転期間及び設計基準事故時雰囲気を想定した健全性
24. 計測装置のうち圧力伝送器／差圧伝送器（ダイヤフラム
評価試験並びに9年間の運転期間及び重大事故等時雰囲気を想定した健全性評価式）等の特性変化については，事故時環境内で機能要求があ試験を実施し，健全性が維持できることを確認した。
る場合，60年間の運転期間及び事故時雰囲気による劣化を② SRNM前置増幅器想定した健全性の評価を実施する。
日本電気協会｢原子力発電所の安全系電気・計装品の耐環境性能の検証に関する評価にあたっては，日本電気協会｢原子力発電所の安全系指針」に規定された長期健全性評価試験条件をもとに東海第二発電所において使用
電気・計装品の耐環境性能の検証に関する指針（仮称）」が制しているSRNM前置増幅器の14年間の運転期間及び事故時雰囲気を想定した健全性
定された時点で長期健全性評価への反映の要否を判断し，要評価試験を実施し，健全性が維持できることを確認した。
の場合は健全性評価へ反映する。
③ 放射線検出器（イオンチェンバ式）
日本電気協会｢原子力発電所の安全系電気・計装品の耐環境性能の検証に関する指針」に規定された長期健全性評価試験条件をもとに東海第二発電所において使用している放射線検出器の60年間の運転期間及び事故時雰囲気を想定した健全性評
価試験を実施し，健全性が維持できることを確認した。

25. 計測装置のうち温度検出器（熱電対式，測温抵抗体式）の絶縁特性低下については，事故時環境内で機能要求がある
場合，25年毎に実施する取替計画を策定する。
また，日本電気協会｢原子力発電所の安全系電気・計装品の耐環境性能の検証に関する指針（仮称）」が制定された時点で長期健全性評価への反映の要否を判断し，要の場合は健全性評価を実施する。

事故時環境内で機能要求がある温度検出器（熱電対式，測温抵抗体式）について，取替計画を点検計画に反映した。
また，日本電気協会｢原子力発電所の安全系電気・計装品の耐環境性能の検証に関する指針」に規定された長期健全性評価試験条件をもとに原子力安全基盤機構による「電気・計装設備の健全性評価技術調査研究（JNES-RE-2012-0016 平成24年11月）」の成果を反映し，東海第二発電所において使用している熱電対式温度検出器は25年間の運転期間及び事故時雰囲気を想定した健全性評価試験を実施し，健全性が維持できることを確認した。
一方，測温抵抗体式温度検出器は30年間の運転期間及び事故時雰囲気を想定した健全性評価試験を実施していたところ，シール部に不良が発生し，良好な結果を得る
ことができなかった。したがって，測温抵抗体式温度検出器については，60年の健全性は維持できないと判断した。測温抵抗体式温度検出器は，既設測温抵抗体式温度検出器の試験を行い，健全性が確認できなかったことから，シール部の改良により15年間の健全性が確認されている測温抵抗体式温度検出器へ更新するとともに，設置後15 年を迎える前に取替えることを点検計画（定期取替品の周期見直し）に反映することで健全性を維持できる。

高経年化-365

３. 保守管理に関する方針−長期保守管理方針の有効性評価（11/11）
長期保守管理方針

実施状況及び評価結果

26. 原子炉格納容器内の電動（交流）弁用駆動部及び原子炉
格納容器外の電動（交流・直流）弁用駆動部の絶縁特性低下については，事故時環境内で機能要求がある場合，60年間の運転期間及び事故時雰囲気による劣化を想定した健全性の評価を実施する。
評価にあたっては，日本電気協会｢原子力発電所の安全系
電気・計装品の耐環境性能の検証に関する指針（仮称）」が制定された時点で長期健全性評価への反映の要否を判断し，要の場合は健全性評価へ反映する。

日本電気協会｢原子力発電所の安全系電気・計装品の耐環境性能の検証に関する指針」及びIEEE Std.382-1996｢IEEE Standard for Qualification of Actuators forPower-Operated Valve Assemblies With Safety-Related Functions for Nuclear Power
plants」に規定された長期健全性評価試験条件をもとに原子炉格納容器外で38年間設置使用された弁用駆動部に22年相当の劣化付与を行い，設計基準事故時雰囲気を想定した蒸気曝露試験を行うことで60年の健全性が維持できることを確認した。
また，原子炉格納容器内に設置された弁用駆動部の評価にあたっては，新製の弁用駆動部に60年相当の劣化付与を行い，設計基準事故時雰囲気を想定した蒸気曝露試験を行うことで60年の健全性が維持できることを確認した。

27. 電気ペネトレーション（モジュール型）の絶縁特性低下及び気密性低下については，60年間の運転期間及び事故時雰囲気による劣化を想定した健全性の評価を実施する。評価にあたっては，日本電気協会｢原子力発電所の安全系電気・計装品の耐環境性能の検証に関する指針（仮称）」が制定された時点で長期健全性評価への反映の要否を判断し，要の場合は健全性評価へ反映する。

日本電気協会｢原子力発電所の安全系電気・計装品の耐環境性能の検証に関する指針」及びIEEE Std.317-1976「IEEE Standard for Electric Penetration Assemblies in
Containment Structures for Nuclear Power Generating Stations」に規定された長期健全性試験条件をもとに原子力安全基盤機構による「電気・計装設備の健全性評価技
術調査研究（JNES-RE-2012-0016 平成24年11月）」の成果を反映し，東海第二発電所において33年間設置使用された海外製低圧電気ペネトレーションに27年相当の劣化付与を行い60年の運転期間を想定した試験を実施していたところ，シール部に不良が発生し，良好な結果を得ることができなかった。
また，海外製高圧電気ペネトレーションのシール部に使用している材料は，低圧電気
ペネトレーションのシール部に使用されている材料と同じであることから，同様にシール材の耐性は低下している可能性が高いと考えられる。
したがって，海外製低圧，高圧電気ペネトレーションについては，60年の健全性は維持できないと判断した。今停止期間中に60 年の健全性が確認されている国内製低圧，
高圧電気ペネトレーションへ更新を行う。海外製電気ペネトレーションについては，通常運転期間相当，設計基準事故時及び重大事故等時条件において健全性が確認された国内製電気ペネトレーションへ取替えることで，60 年の運転を想定した期間，健全性は維持できる。

高経年化-366

４．その他の経年劣化関連事項−中央制御室換気系ダクトの腐食事象
他プラント 中央制御室換気系ダクト腐食部位（概要）

当該箇所 拡大

東海第二 中央制御室換気系ダクト腐食部位（概要）

法令・技術基準等への適合判断
実用炉規則の安全重要な機器等※１
該当

当該箇所

当該箇所
拡大

該当

系統に要求される必要な機能※2開孔サイズ：100cm×30cm

満足しない

満足している

開孔サイズ：9mm×4mm※1：実用炉規則第82 条第１項の規定に基づく安全上重要な機器等を定める告示（平成15 年経済産業省告示第327 号）における「上欄：（十）安全上特に重要な関連機能 ２換気設備（中央制御室換気空調設備に限る。）」が該当。
※2：事故発生時には，事故が収束するまでの間，中央制御室に運転員がとどまって監視や操作が行えるように，外気の取り入れを遮断し，空気フィルタを介して内部循環させる機能。

高経年化-367

４．その他の経年劣化関連事項−中央制御室換気系ダクトの腐食事象
中央制御室換気系ダクト腐食部位等の比較結果
比較項目

他プラント

東海第二

腐食発生部位外気取入ライン（ローポイント部）

同左

開孔サイズ

①約100ｃｍ×約30cm①約9mm×約4mm②約4mm×約6mm

使用材料

亜鉛めっき鋼板ダクト（一部ステンレス鋼板）

亜鉛めっき鋼板ダクト

保温施工の有無有無

外観点検の可否否（保温取外しが必要）

可

原因

ダクト内部で発生した結露ならびに外気とともに取込まれた水分および海塩粒子が，ダクト内の構造物や気流の方向が変わる箇所でダクト内面に付着し，腐食を発生（※）

外気とともに取り込まれた水分及び塩分が付着したことによるもの（※）

再発防止対策①点検頻度見直し（内部点検口の追加）②ダクト仕様見直し③外気処理装置の運用を常時使用に見直し④ダクト形状・構造見直し①同左②無し③無し（外気処理装置は未設置のため）④無し⑤発錆，腐食等確認時の迅速な補修塗装対応※他プラントとの比較
開孔（腐食）サイズの違いについては，他プラントと東海第二発電所で比べると系統設計風量（外気取入れ量）に大きな差異があり，そのため開孔サイズに違いがあると推定

高経年化-368

４．その他の経年劣化関連事項−中央制御室換気系ダクトの腐食事象
中央制御室換気系ダクト点検の変遷とダクト開孔事象の是正処置について（1/2）● ダクトの保全内容①従来の点検方法
中央制御室換気系ダクトについては，これまでの自・他プラントでの不具合事象を受け，設備の重要性を認識し，適切に保全を実施している。
＜別紙＞
１） 定期的な点検(目視点検)については，他プラントの不具合事象を受け，保全内容の見直しを実施している。
・点検周期：１回／１０年→１回／５年 ＜点検頻度を増加＞
・点検内容：機器の取替・点検時に合わせたダクト内面及び外面の目視点検＜点検範囲を拡大＞
２） その他の点検等については，上記の点検の実施結果を踏まえた補修や他プラントの不具合事象の原因を踏まえた点検を適切な時期に実施している｡②他プラント及び東海第二の開口事象の比較
１）他プラントの開口事象
・腐食孔サイズ：100cm×30cm他
・部位：外気取入れ口から再循環ライン合流部

・材質：亜鉛めっき鋼板，一部ステンレス鋼
・腐食の形態：内面からの腐食

２）東海第二の開口事象
・腐食孔サイズ：①9mm×4mm ②4mm×6mm
・材質：亜鉛めっき鋼板
・部位：外気取入れライン（水平ダクトローポイント部） ・腐食の形態：内面からの腐食
３）開口事象の共通事項として，事象発生の部位，材質，腐食の形態は同様であった。
差異としては，開孔サイズに大きな違いが確認された。
高経年化-369

４．その他の経年劣化関連事項−中央制御室換気系ダクトの腐食事象
中央制御室換気系ダクト点検の変遷とダクト開孔事象の是正処置について（2/2）③是正処置（見直し項目）①従来の点検方法と，②自他プラントにおける開口事象を踏まえ，以下の３項目を是正処理として保全内容に反映する。
１）ダクト点検計画を全数点検（外面及び内面）／３ヵ年(※)に見直しした。
点検結果を踏まえた保全の有効性評価を実施し，適時改善する｡
２）腐食により開口した部位は，ダクトの新製交換（同仕様・同材質）にする。
またダクトのローポイント部は点検範囲の拡充のため，点検口を追加する。
３）発錆，腐食等が確認されたら速やかに補修塗装を計画する。

これらの是正処置を保全内容に反映し今後適切にダクトの点検等を展開していくことにより，中央制御室換気系のダクトは，腐食の早期検知が可能となり，健全性が維持されることから，中央制御室換気系ダクトに要求されるバウンダリｰ機能は維持可能と判断している｡※今回のダクト開孔事象は，東海第二発電所営業運転開始後，ダクトの交換の交換履歴がないことから，約39年間の供用期
間を経て開孔しており，腐食の進展速度は早いものではない｡
今回ダクトは同仕様で新製交換するため，約39年間の健全性が確保できると考えるが，今後の環境変化(＝腐食の進展速度アップ)の可能性及び安全上重要な系統のダクトであることを鑑み，従前の点検頻度に余裕を持たせた設定とした｡

高経年化-370

＜別紙＞
中央制御室換気系ダクト点検の変遷とダクト開孔事象の是正処置について
保全実績・内容

ダクト内面

空気調和機〜中央制御室の範囲（目視点検）

全ての範囲（目視点検）

ダンパ取替に合わ
せ近傍を点検（目視点検）

点検周期・内容の見直し結果を点検計画に反映

ダクト不具合事例

2006

2007

2008

全ての範囲
（目視点検）（点検計画に基づく点検）
他プラント外気
取り入れダクト【内面腐食】▼

敦1外気取り入れ
ダクト【内面腐食】▼

他プラント不具合▼

2005

ダンパ点検に合わせ近傍を点検（目視点検）

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

東海２外気取り入れダクト
【内面腐食】▼

2017

保全実績・内容

ダクト外面▲
他プラント不具合
点検周期・内容の見直し結果を点検計画に反映

全ての範囲（目視点検）（点検計画に基づく点検）

空気調和機〜中央制御室の範囲（目視点検）

ダンパ取替に合わ
せ近傍を点検（目視点検）

点検ダンパ近傍（目視点検）※ ◆ダクト開口事象の是正処置◆
１．ダクト点検計画の見直し⇒全数点検（外面及び内面）／３ヵ年に見直し
２．ダクト修繕及び改造⇒ダクト交換（一部点検口の追設（ローポイント部点検拡充））
３．日常点検結果への迅速な対応 ⇒発錆，腐食等が確認されたら速やかに補修塗装

高経年化-371

全ての範囲（目視点検）

2018

※

2019

４．その他の経年劣化関連事項−使用済燃料乾式貯蔵施設の経年劣化評価（使用済燃料乾式貯蔵容器に想定される経年劣化事象の整理（1/4））○使用済燃料乾式貯蔵施設で想定される経年劣化事象と対応方針
・使用済燃料乾式貯蔵施設に求められる安全機能と各機能を担う設備，各設備で想定される経年劣化事象とその対応を以下のとおり検討，整理した。
安全機能
機

能

想定される経年劣化事象

主な対応設備対応・評価

貯蔵建屋（自然対流）

−＊

−＊

伝熱フィン

炭素鋼，低合金鋼の腐食（全面腐食）

フィン取付部はレジンが充填されており，腐食発生なし

閉じ込め機能金属容器，二重蓋，金属ガスケット①炭素鋼，低合金鋼の腐食（全面腐食）②ステンレス鋼の貫粒型応力腐食割れ③金属ガスケットの密封性能低下

遮蔽機能

ステンレス鋼，鉛，レジン（合成樹脂），建屋
遮蔽壁

臨界防止機能バスケット（中性子吸
収材設置）

除熱機能

①外面塗装及び点検，補修②同 上③供用期間中の密封維持評
価，常時監視及びガスケット
交換対応

・中性子遮へい材（レジン）の性能低下

・酸化反応，熱分解反応の抑制，放射線照射による減損等は無視できる程度

・バスケットの性能低下

・クリープ発生の抑制，放射線照射による減損等は無視できる程度，腐食発生無し＊経年劣化により自然対流冷却が失われるような建屋形状の変化は考え難い。

＜経年劣化事象の検討・整理結果＞
計画的な保全や監視等で対処可能であり，高経年化対策上着目すべき経年劣化事
象には該当しないと判断している。以降に詳細を示す。
高経年化-372

４．その他の経年劣化関連事項−使用済燃料乾式貯蔵施設の経年劣化評価（使用済燃料乾式貯蔵容器に想定される経年劣化事象の整理（2/4））

使用済燃料乾式貯蔵容器に想定される経年劣化事象について，以下の検討結果より，計画的な保全や監視等で対処可能であり，高経年化対策上着目すべき経年劣化事象には該当しないと判断した。
 炭素鋼，低合金鋼の腐食（全面腐食）
・大気との接触における腐食が想定される部位には塗装を施している。
・目視点検で塗膜状態を確認し必要に応じて補修塗装を施す。
 ステンレス鋼の貫粒型応力腐食割れ
・大気中の海塩粒子に含まれる塩化物イオンによる応力腐食割れが想定される部位（残留応力が存在する溶接部近傍を含む）には塗装（吊搬作業で使用するトラニ
オンはグリス塗布）を施しており，海塩粒子が付着する可能性は小さい。
・目視点検で塗膜状態を確認し必要に応じて補修塗装（グリス塗布）を施す。
 金属ガスケットの密封性能低下
・寸法変化や反力低下による性能低下：
規格※により使用環境における供用期間中の密封機能維持が確認されている。
・二重蓋内部はヘリウムガスで加圧され，密封圧力監視系で常時圧力を監視しており，圧力が低下した場合は，中央制御室の警報装置が作動する構造となっている。
なお，金属ガスケットは使用済燃料プールへ再度移送することで交換可能である。
※：「日本原子力学会標準使用済燃料中間貯蔵施設用金属キャスクの安全設計及び検査基準：2010」（社団法人 日本原子力学会）

高経年化-373

４．その他の経年劣化関連事項−使用済燃料乾式貯蔵施設の経年劣化評価（使用済燃料乾式貯蔵容器に想定される経年劣化事象の整理（3/4））

 中性子遮へい材の性能低下
中性子遮へい材であるレジンについては，大気との接触による酸化反応，高温下での熱分解反応，放射線分解及び中性子吸収材の減損による性能低下が想定される。これ
らの検討結果は以下のとおり。
・酸化反応：レジンは外筒と中間胴（胴）の間に充填され大気と接触しない。
・熱分解反応：ヘリウムガスは内胴内部，胴内部及び一次蓋〜二次蓋間に封入され金属
ガスケットで密封された状態で保持されており，ガスの量に増減がなく伝熱フィンが設けられ，使用済燃料から発生する崩壊熱を外側に放出する設計となっている。
・放射線分解及び中性子吸収材の減損：
設計評価期間（40年）内に受ける中性子照射量は設計値以下であり，中性子吸収材の減損については文献＊によると，レジンに対する設計吸収線量に対して中性子吸収材の減損が無視できる程度に小さいことが確認されている。
＊出典：「平成15年度

金属キャスク貯蔵技術確証試験報告書 最終報告」（平成16年6月 独立行政法人 原子力安全基盤機構）

高経年化-374

４．その他の経年劣化関連事項−使用済燃料乾式貯蔵施設の経年劣化評価（使用済燃料乾式貯蔵容器に想定される経年劣化事象の整理（4/4））

 バスケットの性能低下
高温下でのクリープ等による形状，強度変化，中性子照射及び中性子吸収材の減損，腐食による性能低下の発生が想定される。これらの検討結果は以下のとおり。
・クリープ等による形状，強度変化：バスケットの材料に対する設計温度よりも実際の使用温度は低く，設計温度を超えるような温度変化はない。
・中性子照射：設計評価期間内のアルミニウム合金が受ける中性子照射量は設計値以下である。
・中性子吸収材の減損：供用期間中における中性子吸収材の減損量を考慮した未臨界評
価を行っており，評価結果の減損量は無視できる程度に小さい。
・腐食：ヘリウムガス雰囲気内にあることから腐食による性能低下は発生しない。

高経年化-375

＜別紙＞使用済燃料乾式貯蔵容器の主な仕様及び構造（1/2）
東海第二発電所の使用済燃料乾式貯蔵容器は，内部を乾燥させ，ヘリウムガスを封入し，使用済燃料を収納する容器であり，事業所内運
搬及び貯蔵を兼用している。
使用済燃料乾式貯蔵容器の主な仕様
種類

重要
度*1

密封監視
機能付縦 PS-2
置円筒型

使用条件
号機*2

最高使用圧
力（MPa）

1〜15,
23*3,24*3
16,17
18〜21*31.0

最高使用温度（℃）
160（容器）210（バスケット）
170（容器）260（バスケット）
160（容器）230（バスケット）*1：当該機器に要求される重要度クラスのうち，最上位の重要度クラスを示す*2：22号機は欠番*3：新規に設置される機器

使用済燃料乾式貯蔵容器構造図（1〜15,23,24号機）
高経年化-376

＜別紙＞使用済燃料乾式貯蔵容器の主な仕様及び構造（2/2）

使用済燃料乾式貯蔵容器構造図（16,17号機）
使用済燃料乾式貯蔵容器構造図（18〜21号機）
高経年化-377

＜別紙＞使用済燃料乾式貯蔵容器主要部位の使用材料
使用済燃料乾式貯蔵容器主要部位の使用材料
部位

1〜15, 23, 24号機
ステンレス鋼ステンレス鋼ステンレス鋼

内胴，胴底板
一次蓋，二次蓋
蓋締付ボルト（一次，低合金鋼
二次）
金属ガスケット
アルミニウム合金，インコネル
中間胴
ガンマ線遮へい体
中性子遮へい体
外筒
中性子遮へいカバー
バスケット

材料
16, 17号機
炭素鋼
炭素鋼
炭素鋼

炭素鋼
炭素鋼
炭素鋼

低合金鋼

低合金鋼

アルミニウム合金，ニッケル合金 アルミニウム，インコネル

ステンレス鋼，炭素鋼
−*1
鉛
−*2
レジン
レジン
ステンレス鋼，炭素鋼
炭素鋼
ステンレス鋼
炭素鋼
アルミニウム合金，ボロン添加 ステンレス鋼，ボロン添加ステン
アルミニウム合金
レス鋼
銅
炭素鋼，銅
ステンレス鋼ステンレス鋼
炭素鋼
炭素鋼
ステンレス鋼ステンレス鋼

伝熱フィン
トラニオン
リブ，支持台座
トラニオン固定金具
容器押え，金具トラニ
低合金鋼
オン固定ボルト
基礎ボルト
低合金鋼

18〜21号機

−*1
−*2
レジン
炭素鋼
炭素鋼
ステンレス鋼，ボロン添加ス
テンレス鋼
銅ステンレス鋼
炭素鋼
低合金鋼

低合金鋼

低合金鋼

低合金鋼

低合金鋼

*1：16 ，17，18〜21号機に中間胴はない*2：16 ，17，18〜21号機のガンマ線遮へい体に相当するものは胴，外筒及び底板

高経年化-378

４．その他の経年劣化関連事項−鋼管杭鉄筋コンクリート防潮壁止水シート経年劣化（止水ジョイント概要）• 止水ジョイントは，地震時における防潮堤の構造上の境界部及び構造物間に生じる相対変位に対して追随し，かつ
津波時の波圧に対応できる仕様であり，防潮堤内への津波の有意な漏えいを生じさせない構造としている。
 止水ジョイントは，遮水シートと土木シートを折り畳み，その両側を遮光シートで保護した多層構造である。
 遮水シートは塩ビシートであり，止水機能を担う。
 土木シートはポリエステル繊維であり， ２重とし，強度を担う。
 遮光シートは塩ビシートであり，紫外線による劣化から保護する。遮水シートと土木シートのそれぞれの外側を構成
する。

防潮堤

（ポリエステル繊維，2重）

止水ジョイント

高経年化-379

４．その他の経年劣化関連事項−鋼管杭鉄筋コンクリート防潮壁止水シート経年劣化（止水ジョイント概要）• 止水ジョイントは，防潮堤の堤内側及び堤外側の２か所に設置する。 ２か所に設置することから交換作業時においても津波防護機能を保持することができる。
両端部をアンカーボルトを用いて固定する。

止水ジョイント

遮水シート
遮光シート
＋土木シート（２重） 保護シート

防潮堤
アンカーボルト

高経年化-380

４．その他の経年劣化関連事項−鋼管杭鉄筋コンクリート防潮壁止水シート経年劣化
止水ジョイントの設計評価（1／6）
【止水ジョイントの試験概要】
 地震によって生じる相対変位に対し，シートが展開し，その余長によって変位に追従することを確認する。（①引張試験）
 津波時＋余震時に相対変位と波力に対して，シートが展開し，所定のシート強度を確保できるだけ撓むことにより，止水機能を保持することを確認する。（②耐圧試験）
 土木シートを遮水シートに包んだ状態で促進耐候試験機に入れ，15年相当の試験期間放置後の土木シートの引張強度を確認する。
（③耐候性試験）

地震時

津波時+余震時耐候性試験装置
紫外線

試
験
目
的

遮水シート

土木シート
地震によって生じる相対変位に対し，シートが展開し，その余長によって変位に追従する
ことを確認。

相対変位と波力に対して，
シートが展開し，所定のシー
ト強度を確保できるだけ撓む
ことにより，止水機能を保持することを確認。

土木シートを遮水シートに包んだ状態で促進耐候試験機に入れ，15年相当の試験期間放置後の土木シートの引張強度を確認。

変位追従性の確認

①引張試験

̶

̶

止水性の確認

̶

②耐圧試験

̶

耐久年数の確認

̶̶

③耐候性試験

高経年化-381

４．その他の経年劣化関連事項−鋼管杭鉄筋コンクリート防潮壁止水シート経年劣化
止水ジョイントの設計評価（2／6）
【止水ジョイントの許容限界】• 防潮堤の構造上の境界部および構造物間の相対変位量を解析により算定• 算定した最大相対変位量は止水ジョイントの許容限界以下であることを確認した。
評価項目

許容限界

止水ジョイント（遮水シート，土木シート）

相対変位：2ｍ【試験条件】
試験水圧• 津波の最大遡上高さと設置地盤高さの差の1/2を浸水深として朝倉式から基準津波時および敷地に遡上する津波時の波圧を算定• 算定結果を用いて保守的に試験時の水圧を設定
基準津波時：0.26MPa

敷地に遡上する津波時：0.55MPa

引張荷重• 作用する引張力が最大となるのは，敷地に遡上する津波時の防潮堤天端部のシートジョイントの開きが許容限界 （2m）に達した時である。
• その際の引張力を算定し，試験時の引張荷重は188.18kN/m（56.45kN/30cm）とする。

シートジョイントの引張荷重の算定概要

高経年化-382

４．その他の経年劣化関連事項−鋼管杭鉄筋コンクリート防潮壁止水シート経年劣化
止水ジョイントの設計評価（3／6）
【試験方法および結果】①引張試験• 防潮堤の構造上および構造物間の最大相対変位は止水ジョイントの許容限界以下であり，津波時に想定される最大波圧が作用時に最大張力が作用する。
• 止水ジョイントの両端の固定部は，ボルト径，設置間隔の実際の設置状態を模擬している。
• 試験は，最大張力荷重（56.45kN/30cm）を10回繰り返し載荷と10回繰り返し載荷後同荷重を10分間継続して載荷することで行った。
• 載荷後，供試体に有意な漏えいを生じない変形に留まることを確認した。
引張荷重（kN/30cm）

載荷方法

変形

判定

56.45

10回繰り返し載荷

無

良

56.45

10回繰り返し載荷後10分間継続して載荷

無

良

②耐圧試験
• 直径300mmの筒状の止水ジョイント（遮水シートを内側，土木シートを外側）を円筒状鋼管に取り付け，両端部を固定した状態で，鋼管と止水ジョイントの間に水圧を負荷する。
• 水圧は基準津波時（0.26MPa）および敷地に遡上する津波時の波圧（0.55MPa）とする。
• 加圧中および10分以上加圧後において止水ジョイントからの有意な漏えいがないことを確認した。
負荷水圧（MPa）

加圧保持時間

漏えい

判定

0.26

10分以上

無

良

0.55

10分以上

無

良

高経年化-383

４．その他の経年劣化関連事項−鋼管杭鉄筋コンクリート防潮壁止水シート経年劣化
止水ジョイントの設計評価（4／6）③耐候性試験
（試験の目的）・防潮堤に設置される止水ジョイントの経過に対して，各々の部材の劣化状況を確認し，耐用年数について検討
・止水ジョイントの耐用年数に基づき，維持管理方針を設定（試験方法）・止水ジョイントの耐候性試験は，紫外線及び降雨に露出される遮光シートと津波の波圧に対して強度を発揮する
土木シートに対して行う。
・試験体は，遮光シートによって土木シート（ポリエステル繊維，2重）を包んだ（19cm×20cm×厚さ2cm）もの・試験体に紫外線を照射することにより劣化程度を評価する促進耐候性試験と，促進耐候性試験実施後の土木シートの強度変化を測定する引張強さ試験を実施
・促進耐候性試験時間は，特殊光源ランプによる照射時間と屋外暴露経過時間との関係から求めた試験時間に安全率1.5を乗じることにより設定
・促進耐候性試験は「膜材料の品質及び性能試験方法」（㈳ 日本膜構造協会）に準じて実施
・引張強さ試験はJIS L 1096に準じて実施
促進耐候性試験諸元

引張強さ試験諸元

使用機種

スーパーUVテスター

放射照度1500 （W/m2）

ブラックパネル温度63±3 （℃）

槽内湿土

50±5 （％）

水スプレー

120分中18分間降雨

試験時間（15年経過相当）

540 （hr）

高経年化-384

試料名

土木シート
（♯800，2重）

試験試料幅

30 （mm）

引張速度200（mm/min）

標線間

200 （mm）

試験供試体

3個

４．その他の経年劣化関連事項−鋼管杭鉄筋コンクリート防潮壁止水シート経年劣化
止水ジョイントの設計評価（5／6）①促進耐候性試験
特殊光源ランプにて紫外線を試験体に照射するとともに，降雨状態を考慮して一定時間間隔で水分を噴霧

特殊光源ランプ部断面
特殊反射板

特殊光源ランプ①促進耐候性試験

冷却水

水冷ジャケット

促進耐候性試験概念図

試験体
試料台

促進耐候性試験機（スーパーUVテスター，光源装置）

特殊フィルター促進耐候性試験の試験体（土木シートを遮光シートで包んでる状態）②引強さ試験 （①試験実施後の土木シート試験体を使用）促進耐候試験後の土木シートをタテ，ヨコ方向に引張り，強さを計測

土木シート引張試験供試体（タテ，ヨコ）作成前

引張強度試験実施

高経年化-385

４．その他の経年劣化関連事項−鋼管杭鉄筋コンクリート防潮壁止水シート経年劣化
止水ジョイントの設計評価（6／6）
止水ジョイントの耐候性試験試験結果
促進耐候性
試験時間

供試体数（個）➀促進耐候性試験結果（遮光シート）②引張強さ試験結果（土木シート）
平均値（N/3cm）

オリジナル
（新品）

タテ

3

̶

18,652ヨコ

3

̶17,307

540時間（15年相当）

タテ

3

破損無

18,904

ヨコ

3

破損無19,392⇒促進耐候性試験（540時間，15年相当）は，劣化等による破損は無かった。
⇒促進耐候性試験後の土木シートのタテ及びヨコの引張強さは，オリジナル（新品）の平均値と比較して低下は見られなかった。

止水ジョイント（シートジョイント）は，紫外線及び降雨を考慮した耐候性試験（15年相当）の結果，破損も無く，オリジナル（新品）の平均値と比較して低下は見られなかったことから保守的に耐用年数は15年と設定した。

高経年化-386

４．その他の経年劣化関連事項−鋼管杭鉄筋コンクリート防潮壁止水シート経年劣化（止水シート（シートジョイント）交換等メンテナンス）
 止水ジョイントの耐候性試験結果，15年経過しても健全であることが確認できた。
 この試験結果を基に，止水ジョイントの維持管理方針は以下の通りとする。

【止水ジョイントの維持管理方針】
・耐用年数を15年と設定したことから交換は15年に1回を基本
・しかし，定期的に目視により点検を実施＊止水ジョイントは防潮堤の堤外側と堤内側の両面に設置している。交換時は片面を残した状態
での作業を行うことから，万が一，津波が襲来しても，津波が敷地内に浸入することはない。
＊止水ジョイントの交換は，防潮壁のアンカーボルトに取り付けたナットを外してシートを取り替える作業であり，この作業で防潮壁の躯体に影響を与えることはない。

高経年化-387

４．その他の経年劣化関連事項−運転終了後の発電所の健全性確保（原子力発電所の運転段階と廃止措置段階の違い）○原子力発電所の運転段階と廃止措置段階の主な違いとして，廃止措置段階では原子炉を運転することがなく，廃止措置の進捗に伴い放射性物質の総量＊が減少していくことが挙げられる。
＊事故時のリスクに関係① 運転中と比べて放射性物質の量は大幅に減少② 使用済燃料プールからの使用済燃料等の搬出により放射性物質は更に減少。燃料
搬出後は核燃料による事故の危険性が消失③ 廃止措置のプロセスが進むに従い，周辺設備や原子炉などの解体により放射性物
質の量は段階的に低減し，最終的な放射性物質の量は自然界と同化①②③

出典：経済産業省資源エネルギー庁ＨＰ 「原子力発電所の「廃炉」、決まったらどんなことをするの？」抜粋，一部加筆

高経年化-388

４．その他の経年劣化関連事項−運転終了後の発電所の健全性確保（原子力発電所の廃止措置の実施手順）○原子力発電所の廃止措置の基本的な実施手順は以下のとおりであり，概ね20年〜30年程度をかけて段階的に実施していく流れとしている。
＜原子力発電所の廃止措置の基本的な手順＞① 使用済燃料等の冷却を維持しながら，順次，施設外に搬出② 安全貯蔵期間を確保して放射性物質の量を減衰。配管内等に付着した 廃止措置工程：
放射性物質の除去。放射性物質の少ない周辺設備の解体
概ね20年〜
30年程度③ 安全貯蔵期間後，放射性物質の量が多い原子炉等の解体
汚染を取り除いてから建屋等全体を解体

燃料の搬出，安全貯蔵，汚染の除去，周辺設備の解体

放射性物質の量が多い
原子炉などの解体
高経年化-389

有意な汚染を取り除いた後，建屋などの解体
出典：電気事業連合会ＨＰ「原子力発電所の廃止措置」
抜粋，一部加筆

４．その他の経年劣化関連事項−運転終了後の発電所の健全性確保（東海第二発電所の廃止措置期間中の施設・運用管理の維持）○東海第二発電所は，廃止措置実施方針に基づき，所外の周辺公衆及び所内の放射線業務従事者の被ばく低減を目的として，廃止措置期間中の各段階に応じて必要な安全措置を図っていく。
・施設の維持管理（①）
・運用管理の実施（②）：放射性物質の閉じ込め，使用済燃料の冷却，放射線の監視等：発電所の安全対策（①の担保及び核物質防護）○廃止措置の実施に先立ち，予め廃止措置中の平常時被ばく線量を評価する。
①東海第二発電所で廃止措置中も維持管理を行う主な対象施設
発電所の施設，設備

具体的な設備例

廃止措置中に維持管理する機能・性能

放射性物質を内包する系統・設備を収納する建屋

原子炉圧力容器原子炉建屋

・放射性物質の漏えい防止
・放射線の遮蔽

使用済燃料貯蔵施設
核燃料物質取扱設備

使用済燃料プール
燃料プール冷却浄化系
燃料取扱装置・使用済燃料の臨界防止・遮蔽・使用済燃料の浄化・冷却・使用済燃料の落下防止

放射線管理施設

各種放射線モニタ
モニタリングポスト

・所内の放射線監視及び放射線管理
・環境への放射性物質の放出管理

非常用電源設備

非常用ディーゼル発電機

・使用済燃料貯蔵施設等への電源供給②東海第二発電所で廃止措置中も安全対策として実施する主な運用管理
項

目

運用管理

放射線被ばく管理・管理区域の区分，立入制限等，保安のために必要な措置

放射線監視，管理・廃止措置対象施設からの放出管理モニタリング及び周辺環境モニタリング

核物質防護，妨害破壊行為対策

・廃止措置対象施設への第三者の不法な接近を防止する措置

高経年化-390

４．その他の経年劣化関連事項−運転終了後の発電所の健全性確保（東海第二発電所の廃止措置期間中の事故発生時の影響評価）【事故時の発電所外への影響抑制の確認】○東海第二発電所の廃止措置過程においては，前項に示した廃止措置期間中の平常時被ばく
評価に加えて，放射性物質が環境に放出され得るような事故を想定した場合でも，発電所外の周辺公衆に著しい放射線被ばくを与えないことを確認しておく。
〇将来，廃止措置の断面で，具体的な事故の想定，影響評価等を実施していく。

① 原子力発電所の廃止措置段階において，作業中の過失や機器の故障，自然災害等による事故を想定
・廃止措置作業中の過失，機械又は装置の故障
・地震，火災その他の災害② 事故の影響評価に当たっては，廃止措置の進捗に伴い解体対象施設の状況，解体工法及び内包する放射性物質量に応じて想定される事故は変わり得るため，その内容を反映した評価を実施③ 想定事故について，放射性物質の放出量と被ばく影響評価を行い，廃止措置が発電所外の周辺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を示す。
高経年化-391

４．その他の経年劣化関連事項−運転終了後の発電所の健全性確保（廃止措置期間中の発電所施設の維持管理・保全計画）【施設・設備の機能維持方針】○前項までに示した，廃止措置期間中も維持管理を行う発電所施設・設備については，それぞれの各廃止措置段階で必要な期間中にわたり，必要な機能及び性能を維持管理していく。
・保全による設備の健全性維持として，廃止措置期間中の経年劣化を考慮した場合の，これらの維持管理対象設備の機能及び性能の担保については，各設備に対して保全の計画を定め，適切な頻度で定期的な点検・補修等を行うことにより，健全性を確認・維持していく。
・発電所の運用ルールとして，これらの維持管理対象設備の扱いについては，廃止措
置段階の発電所の保安規定で管理方法を定め，これに基づき実施していく。

これらの方針に基づき廃止措置を実施することで，発電所の運転期間終了後も，廃止措置期間中にわたり発電所の安全性を適切に確保することが可能となる。

高経年化-392

４．その他の経年劣化関連事項−運転終了後の発電所の健全性確保（参考）【東海発電所における廃止措置の実施状況】○東海第二発電所に隣接する東海発電所は，国内発の商業用原子力発電所であり，
1998年に営業運転を終了し，現在，当社が廃止措置を行っている。
・すべての使用済燃料について発電所外への搬出を完了済み
・放射能を含まない／比較的少ない周辺設備から解体撤去を実施中：作業完了

・原子炉領域は安全貯蔵中：作業中

燃料取替機等機器の撤去完了

燃料取扱建屋領域機器の撤去一旦終了：計画中（2004年度〜2005年度）（2004年度〜2010年度）

熱交換器等の撤去（工事中）タービン・発電機等の機器撤去完了（2003年度）（2006年度〜 ）
原子炉
領域

東海発電所

使用済燃料冷却池内機器の撤去及び冷却池の排水・洗浄完了

給水ポンプ等 機器の撤去完了（2001年度〜2003年度）（2004年度）○東海発電所では，これまでの約20年間に渡る廃止措置期間中においても，発電所の安全性を適切に確保しながら，解体撤去作業を継続している。
高経年化-393

資料２−６茨城県原子力安全対策委員会
東海第二発電所
安全性検討ワーキングチーム（第１１回）
ご説明資料

東海第二発電所

茨城県原子力安全対策委員会
東海第二発電所
安全性検討ワーキングチーム（第２３回）
敦賀発電所2号機審査資料の不適切事案による東海第二発電所への影響確認
により一部修正（2023年3月29日）

事故対応基盤について（通信連絡設備への対応）

平成30年11月19日
日本原子力発電株式会社
本資料のうち，

2-6-1

は営業秘密又は防護上の観点から公開できません。

目次

１．福島第一原子力発電所事故の教訓 ・・・・・・・・・・・・・・・・ 2-6- 3
２．通信連絡設備の主要な変更 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 2-6- 4
３．通信連絡設備の概要 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 2-6- 5
４．新たな安全対策 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 2-6- 7
５．まとめ ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 2-6-11
補足説明資料 事故対応基盤について（通信連絡設備への対応）

2-6-2

１．福島第一原子力発電所事故の教訓【事故の推移】【事故の教訓】【対応方針】

電源喪失により通信連絡設備が使用できなくなり、現場との情報連絡が困難な状況となった。

① 代替電源（交流、直流）の確保

統合原子力防災ネット
ワークの通信機器の電源喪失及び通信回線※の故障によりプラントデータの伝送が停止した。

② 衛星系回線の整備

地震の発生
外部電源の喪失
大津波の襲来
全電源の喪失（浸水による多重故障及び共通要因故障）

原子炉の冷却機能の喪失
炉心の損傷
格納容器の破損，原子炉建屋への放射性物質，水素の漏えい※ 事故当時、統合原子力防災ネットワークの通信回線は地上系（有線系）のみであった。

原子炉建屋の水素爆発

環境への大規模な放射性物質の放出
2-6-3

２．通信連絡設備の主要な変更
対応方針
①

②

従来の対策

新たな対策

備考

代替電源
（交流、直
流）の確保

非常用所内電源又は無停電電源（蓄電池を含む）から電源供給

重大事故等対処設備には，常設代替高圧電源装置，可搬型代替低圧電源車，緊急時対策所用発電機，充電池又は乾電池による給電を追加

2-6-7
2-6-8

衛星系回
線の整備

統合原子力防災ネットワークの通信回
線は地上系（有線系）のみ

統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備について，地上系に加えて衛星系回線を整備し多様性を
確保

2-6-7
2-6-8

2-6-4

新規

新規

３．通信連絡設備の概要（１／２）
通常時及び重大事故等発生時の発電所の内外の通信連絡設備として、以下の設備を設置又は保管する。
①警報装置：事故等が発生した場合に、発電所内の建屋内外の者への避難の指示を行う。
②通信設備（発電所内）：中央制御室、緊急時対策所から建屋内外の者への操作、作業又は退避の指示等の連絡を行う。
③ＳＰＤＳ：中央制御室から緊急時対策所へ事故状態等の把握に必要なデータを伝送する。
④通信設備（発電所外）：発電所内から発電所外の必要箇所への事故の発生等に係る連絡を行う。
⑤データ伝送設備：発電所内から発電所外の緊急時対策支援システム（ＥＲＳＳ）等へ必要なデータを伝送する。

社内

社外

所内
現場（屋外）

現場（屋内）

中央制御室

緊急時対策所本店（東京）

所外国

地方公共団体②通信設備（発電所内）①警報装置
送受話器（ページング）【有線】
無線連絡設備（固定型、携帯型）【無線】
携行型有線通話装置【有線】④通信設備（発電所外）
電力保安通信用電話設備（FAX）【有線、無線】
電力保安通信用電話設備（固定電話機、PHS端末）【有線、無線】
衛星電話設備（固定型、携帯型）【衛星】
加入電話設備（加入電話機・FAX）【有線、衛星】、加入電話設備（PHS端末）
テレビ会議システム（社内）【有線、衛星】

新設

統合原子力防災ネットワーク（テレビ会議ｼｽﾃﾑ、IP電話、IP-FAX）【有線、衛星】
専用電話設備（ホットライン）【有線】③SPDS
安全ﾊﾟﾗﾒｰﾀ表示ｼｽﾃﾑ(SPDS)【有線､無線】

新設⑤データ伝送設備
緊急時対策支援システム(ERSS)【有線、衛星】

2-6-5：設計基準対象施設及び重大事故等対処設備として使用する設備

３．通信連絡設備の概要（２／２）
発電所の内外の通信連絡設備の配備数は以下のとおり。
①警報装置

必要台数※２約280台―

無線連絡設備
（固定型）

3台

―

無線連絡設備（携帯型）

19台（予備1台）

5台

15台（予備2台）

12台

固定電話機

約180台

―

ＰＨＳ端末

約300台

―

ＦＡＸ

2台

―

衛星電話設備（固定型）

8台

4台

衛星電話設備（携帯型）

11台（予備1台）

2台

加入電話機

10台

―

加入ＦＡＸ

2台

―

2台

―

ＩＰ電話

6台

6台

ＩＰ−ＦＡＸ

3台

3台

テレビ会議システム

1台

1台

専用電話設備（ホットライン）（地方公共団体向）

1台―

SPDSデータ表示装置

1台（予備1台）

1台

送受話器（ページング）

無線連絡設備②通信設備（発電所内）

発電所内の配備数※１

携行型有線通話装置
電力保安通信用
電話設備

衛星電話設備④通信設備（発電所外）

加入電話設備テレビ会議システム（社内）
統合原子力
防災ネットワーク
専用電話設備③SPDS⑤データ伝送設備

安全ﾊﾟﾗﾒｰﾀ表示ｼｽﾃﾑ（SPDS）
緊急時対策支援ｼｽﾃﾑ（ERSS）※１台数については､今後､訓練等をとおして見直しを行う可能性がある。
※２設計基準対象施設及び重大事故等対処設備として使用する設備（ ）に対し､重大事故等対処時の人員配置等を踏まえて設定

2-6-6

４．新たな安全対策 ①電源供給の多様化 （1／2）○中央制御室で重大事故等対処設備として使用する通信連絡設備には、代替電源設備からの電源供給を確保することで通信連絡設備の信頼性を向上 （新規）
外部電源

現場
蓄電池

外部電源喪失充電器

非常用ディーゼル発電機等使用できない場合の備え常設代替高圧電源装置

可搬型代替低圧電源車
交流

交流電源喪失

充電池
乾電池

携行型有線通話装置④通信設備（発電所外）
電力保安通信用電話設備
（FAX）

充電池

電力保安通信用電話設備（固定電話機）
電力保安通信用電話設備（PHS端末）

充電池

衛星電話設備（固定型）
衛星電話設備（携帯型）

無停電
電源

：新規設置

緊対

社外
所外

②通信設備（発電所内）①警報装置
送受話器（ページング）
無線連絡設備（固定型）
無線連絡設備（携帯型）

無停電
電源

更なるバック アップ

現場
中央制御室

充電池

加入電話設備(加入電話機・FAX)
加入電話設備（PHS端末）

直流⑤ 125V系蓄電池
A系及びB系③SPDS
安全ﾊﾟﾗﾒｰﾀ表示ｼｽﾃﾑ(SPDS)

緊急用
125V系蓄電池：設計基準対象施設及び重大事故等対処設備として使用する設備

更なるバック アップ⑦ 可搬型代替低圧電源車＋可搬型整流器
：既設強化

：新規設置

2-6-7

４．新たな安全対策 ①電源供給の多様化 （２／2）○緊急時対策所で重大事故等対処設備として使用する通信連絡設備には、緊急時対策所用発電機等の代替電源設備からの電源供給を確保することで通信連絡設備の信頼性を向上 （新規）
現場
現場

外部電源
蓄電池

外部電源喪失充電器

使用できない場合 の備え
非常用ディーゼル発電機等使用できない場合の備え使用できない場合 の備え

緊急時対策所用発電機

交流

可搬型代替低圧電源車
可搬型代替低圧電源車(自主)充電池

無線連絡設備（固定型）
無線連絡設備（携帯型）

乾電池

携行型有線通話装置④通信設備（発電所外）
電力保安通信用電話設備
（FAX）

充電池

電力保安通信用電話設備（固定電話機）
電力保安通信用電話設備（PHS端末）

充電池

衛星電話設備（固定型）
衛星電話設備（携帯型）

無停電
電源

交流電源喪失：新規設置

加入電話設備（加入電話機・FAX）
加入電話設備（PHS端末）

充電池

直流

テレビ会議ｼｽﾃﾑ（社内）⑤ 125V系蓄電池
A系及びB系

統合原子力防災ﾈｯﾄﾜｰｸ

緊急用
125V系蓄電池

専用電話設備(ﾎｯﾄﾗｲﾝ)③SPDS

更なるバック アップ：新規設置

安全ﾊﾟﾗﾒｰﾀ表示ｼｽﾃﾑ(SPDS)⑤データ伝送設備⑦ 可搬型代替低圧電源車＋可搬型整流器：既設強化

緊急時対策所②通信設備（発電所内）①警報装置
送受話器（ページング）

無停電
電源

更なるバック アップ
④

中央

社外
所外

2-6-8

緊急時対策支援ｼｽﾃﾑ(ERSS)：設計基準対象施設及び重大事故等対処設備として使用する設備

４．新たな安全対策 ②通信回線の多様化（１／２）○統合原子力防災ネットワークの通信回線に衛星系回線を追加

新設︵

東海第二発電所
緊急時対策所

︵

統
合
原
子通
力信
衛防事
星災業
系ネ者
ッ 回
ト 線
ワ

【通信の流れ】：通常：バック アップ

ＩＰ電話︶

国（原子力規制委員会等）

ー

テレビ会議システム

通信
機器

︶

ク

ＩＰ−ＦＡＸ

ＩＰ電話
通信
機器

テレビ会議システム
ＩＰ−ＦＡＸ︵本店（即応センター等）

︶

通信
機器

ー

ク

︶

ＩＰ−ＦＡＸ

地方公共団体（茨城県等）
ＩＰ電話

︵

ＩＰ電話
テレビ会議システム

統
合
原
子通
力信
有防事
線災業
系ネ者
ッ 回
ト 線
ワ

2-6-9

通信
機器

テレビ会議システム
ＩＰ−ＦＡＸ

４．新たな安全対策 ②通信回線の多様化（２／２）○統合原子力防災ネットワークの通信回線に衛星系回線を追加

新設

2-6-10５．まとめ
常設代替高圧電源装置，可搬型代替低圧電源車，緊急時対策所用発電機等の新設により電源を多様化し，外部電源喪失及び非常用ディーゼル発電機等が使用できない場合においても，発電所内外との通信連絡機能を確保することにより，通信連絡設備の信頼性を向上
統合原子力防災ネットワークを用いた通信連絡設備について，地上系に加えて衛星系回線を整備し多様性を確保することにより，通信連絡設備の信
頼性を向上
これらの対策により、重大事故等が発生した場合においても、発電所内外の必要箇所との通信連絡が確実に行えることを確認している。

2-6-11

（補足説明資料 事故対応基盤について（通信連絡設備への対応））

2-6-12

補足説明資料 目次

１．通信連絡設備に係る基準適合方針 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 2-6-14

2-6-13

１．通信連絡設備に係る基準適合方針（１／８）
設置許可基準規則 第三十五条（通信連絡設備）

適合方針（通信連絡設備）第三十五条 工場等には，設計基準事故が発生した場合において工場等内の人に対し必要な指示ができるよう，警報装置（安全施設に属するものに限る。）及び多様性を確保した通信連絡設備（安全施設に属するものに限る。）を設けなければならない。
【解釈】
１ 第１項に規定する「通信連絡設備」とは，原子炉制御室等から人が立ち入る可能性のある原
子炉建屋，タービン建屋等の建屋内外各所の者への操作，作業又は退避の指示等の連絡を，ブザー鳴動等により行うことができる装置及び音声により行うことができる設備をいう。

中央制御室等から人が立ち入る可能性のある建屋内外各所の者への操作，作業又は退避の指示等の連絡を行うことができる設備として，警報装置及び多様性を確保した通信設備（発電所内）を設置又は保管する設計とする。
緊急時対策所へ事故状態等の把握に必要なデータを伝送できる設備として，安全パラメータ表示システム（ＳＰＤＳ）を設置する設計とする。

発電所内

通信設備（発電所内）の多様性
主要設備

送受話器
（ページング）（警報装置を
含む。）

機能

送受話器
（ページン
グ）（警報装置を含む。）

電話

有線系回線

・緊急時対策所―中央制御室
・中央制御室−現場（屋内）・中央制御室−現場（屋外）・緊急時対策所−現場（屋内）・緊急時対策所−現場（屋外）・現場（屋内）−現場（屋内）・現場（屋外）−現場（屋外）

固定電話機

電話

有線系回線

・緊急時対策所―中央制御室
・中央制御室−現場（屋内）・緊急時対策所−現場（屋内）・現場（屋内）−現場（屋内）

ＰＨＳ端末

電話

有線系／
無線系回線

ＦＡＸ

ＦＡＸ

有線系回線

・緊急時対策所―中央制御室

衛星電話設
備

衛星電話設
備（固定型），
衛星電話設
備（携帯型）

電話

衛星系回線

・緊急時対策所―中央制御室
・緊急時対策所−現場（屋内）・中央制御室−現場（屋外）・現場（屋外）−現場（屋外）

無線連絡設
備

無線連絡設
備（固定型），
無線連絡設
備（携帯型）

電話

無線系回線

・緊急時対策所―中央制御室
・緊急時対策所−現場（屋内）・中央制御室−現場（屋外）・現場（屋外）−現場（屋外）

携行型有線
通話装置

携行型有線
通話装置

電話

有線系回線

・中央制御室−現場（屋内）・緊急時対策所※２※1：現場（屋内）：原子炉建屋，タービン建屋等※2：緊急時対策所内で通信連絡を行う。

2-6-14

通信連絡の場所※１

・緊急時対策所―中央制御室
・中央制御室−現場（屋内）・中央制御室−現場（屋外）・緊急時対策所−現場（屋内）・緊急時対策所−現場（屋外）・現場（屋内）−現場（屋内）・現場（屋外）−現場（屋外）

電力保安通
信用電話設
備

通信設備（発電所内）の概要

通信回線種別１．通信連絡設備に係る基準適合方針（２／８）
設置許可基準規則 第三十五条（通信連絡設備）

適合方針

２ 工場等には，設計基準事故が発生した場合において発電用原子炉施設外の通信連絡をする必要がある場所と通信連絡ができるよう，多様性を確保した専用通信回線を設けなければならない。
【解釈】
２ 第２項に規定する「通信連絡する必要がある場所と通信連絡ができる」とは，所外必要箇所への事故の発生等に係る連絡を音声により行うことができる通信連絡設備，及び所内（原子炉制御室等）か
ら所外の緊急時対策支援システム（ERSS）等へ必要なデータを伝送できる設備を常時使用できることをいう。
３ 第２項に規定する「多様性を確保した専用通信回線」とは，衛星専用IP 電話等，又は発電用原子炉
設置者が独自に構築する専用の通信回線若しくは電気通信事業者が提供する特定顧客専用の通信回線等，輻輳等による制限を受けることなく使用できるとともに，通信方式の多様性（ケーブル及び無線等）を備えた構成の回線をいう

設計基準事故が発生した場合において，発電所外の本店，国，地方公共団体，その他関係機関等の必要箇所へ事故の発生等に係る連絡を音声等により行うことができる設備として，通信設備（発電所外）を設置又は保管する設計とする。
通信設備（発電所外）及びデータ伝送設備については，
有線系，無線系又は衛星系回線による通信方式の多様性を備えた構成の専用通信回線に接続し，輻輳等による制限を受けることなく常時使用できる設計とする。

多様性を確保した音声による通信回線
通信回線種別電力保安通信用回線

無線系（マイクロ波無線）
及び有線系回線

電力保安通信用
電話設備※１

有線系回線（災害時優先契約あり）
加入電話設備有線系回線（災害時優先契約なし）
通信事業者回線

有線系回線
衛星系回線
有線系回線

テレビ会議システム（社内）
衛星電話設備
専用電話設備有線系回線（光ファイバ）
通信事業者回線（統合原子力防災
ネットワーク）

統合原子力防災
ネットワークに接続する通信連絡設備
衛星系回線

主要設備

機能

専用

通信の制限※１

固定電話機，ＰＨＳ端末

電話

○

◎

ＦＡＸ

ＦＡＸ

○

◎

加入電話

電話

―

○

加入ＦＡＸ

ＦＡＸ

―

○

加入電話

電話

―

×

加入ＦＡＸ

ＦＡＸ

―

×

○

◎

○

◎

テレビ会議システム（社内）

テレビ会議

衛星電話設備（固定型）

電話

―

○

衛星電話設備（携帯型）

電話

―

○

専用電話（ホットライン）（地方公共団体向）

電話

○

◎

ＩＰ電話

電話

○

◎

ＩＰ−ＦＡＸ

ＦＡＸ○◎

テレビ会議システム

テレビ会議

○

◎

ＩＰ電話

電話

○

◎

ＩＰ−ＦＡＸ

ＦＡＸ

○

◎

テレビ会議

○

◎

テレビ会議システム※1：加入電話設備にも接続されており，発電所外への連絡も可能※2：通信の制限とは，輻輳のほか，災害発生時の通信事業者による通信規制を想定【凡例】・専用 ○：専用回線（帯域専有を含む） −：非専用回線
・通信の制限 ◎：制限なし ○：制限のおそれが少ない ×：制限のおそれがある

2-6-15

１．通信連絡設備に係る基準適合方針（３／８）
発電所外（社内関係個所）
本店（東京）（即応センター等）

東海第二発電所︵

緊急時対策所︵

衛星電話設備（固定型）

衛
通
星
信
無
衛
事
線
星
業
通
系
者
信
回
回
線
線

衛星
制御
装置

︶

テレビ会議
システム（社内）
電力保安通信用電話設備（固定電話機）

︶

通信
機器

通信
機器

テレビ会議
システム（社内）︵（固定電話機）衛星電話設備（固定）

通信
機器

通信
機器

（ＰＨＳ端末）
（ＦＡＸ）

衛星
制御
装置

電
話
交
換
機

電
無
力
線
保
系
安
及
通
び
信
有
用
線
回
系
線

通
信
機
器

電力保安通信用電話設備
電話
交換機（固定電話機）（ＰＨＳ端末）

︶

中央制御室

通
信
機
器

（ＦＡＸ）

衛星電話設備（固定型）
電力保安通信用電話設備（固定電話機）

︵

通
信
有事
線業
系者
回
線

（固定電話機）︶（ＰＨＳ端末）（ＦＡＸ）（固定電話機）2-6-16【通信の流れ】：通常：バック アップ１．通信連絡設備に係る基準適合方針（４／８）
発電所外（社外関係個所）

衛星電話設備（固定型）
電力保安通信用電話設備（固定電話機）（ＰＨＳ端末）【通信の流れ】：通常：バック アップ国（原子力規制委員会等）

︶

（ＦＡＸ）

︶

電
話
交
換
機

衛
通
星
信
無
衛
事
線
星
業
通
系
者
信
回
回
線
線
︵

衛星
制御
装置

︵

東海第二発電所

固定電話機

加入電話設備
ＦＡＸ（加入電話）（加入ＦＡＸ）
専用電話（ホットライン）（地方公共団体向）本店（即応センター等）
衛星
制御
装置

衛星電話設備（固定型）（ＰＨＳ端末）
（ＦＡＸ）

電
話
交
換
機

専用電話
（ホットライン）（地方公共団体向）︶（固定電話機）

通
信
有事
線業
系者
回
線
︵

電力保安通信用電話設備

地方公共団体（茨城県、東海村等）

固定電話機

ＦＡＸ

加入電話設備（加入電話）（加入ＦＡＸ）

2-6-17

１．通信連絡設備に係る基準適合方針（５／８）
発電所外（統合原子力防災ネットワーク）[2-6-9再掲]

新設︵

東海第二発電所
緊急時対策所

︵

統
合
原
子通
力信
衛防事
星災業
系ネ者
ッ 回
ト 線
ワ

【通信の流れ】：通常：バック アップ

ＩＰ電話︶

国（原子力規制委員会等）

ー

テレビ会議システム

通信
機器

︶

ク

ＩＰ−ＦＡＸ

ＩＰ電話
通信
機器

テレビ会議システム

ＩＰ−ＦＡＸ︵本店（即応センター等）

︶

通信
機器

ー

ク

︶

ＩＰ−ＦＡＸ

地方公共団体（茨城県等）
ＩＰ電話

︵

ＩＰ電話
テレビ会議システム

統
合
原
子通
力信
有防事
線災業
系ネ者
ッ 回
ト 線
ワ

2-6-18

通信機器

テレビ会議システム

ＩＰ−ＦＡＸ

１．通信連絡設備に係る基準適合方針（６／８）
設置許可基準規則 第三十五条（通信連絡設備）

適合方針

２ 工場等には，設計基準事故が発生した場合において発電用原子炉施設外の通信連絡をする必要がある場所と通信連絡ができるよう，多様性を確保した専用通信回線を設けなければならない。
【解釈】
２ 第２項に規定する「通信連絡する必要がある場所と通信連絡ができる」とは，所外必要箇所への事故の発生等に係る連絡を音声により行うことができる通信連絡設備，及び所内（原子炉制御室等）か
ら所外の緊急時対策支援システム（ERSS）等へ必要なデータを伝送できる設備を常時使用できることをいう。
３ 第２項に規定する「多様性を確保した専用通信回線」とは，衛星専用IP 電話等，又は発電用原子炉
設置者が独自に構築する専用の通信回線若しくは電気通信事業者が提供する特定顧客専用の通信回線等，輻輳等による制限を受けることなく使用できるとともに，通信方式の多様性（ケーブル及び無線等）を備えた構成の回線をいう

発電所内から発電所外の緊急時対策支援システム（ＥＲＳＳ）へ必要なデータを伝送できる設備として，データ伝送設備を設置する設計とする。
通信設備（発電所外）及びデータ伝送設備については，
有線系，無線系又は衛星系回線による通信方式の多様性を備えた構成の専用通信回線に接続し，輻輳等による制限を受けることなく常時使用できる設計とする。

多様性を確保した必要なデータを伝送できる通信回線
通信回線種別通信事業者回線（統合原子力防災ネットワーク）

主要設備
有線系回線（光ファイバ）
衛星系回線

データ伝送設備

緊急時対策支援システム
伝送装置

新設

機能

専用

通信の制限※１

データ伝送

○

◎

【凡例】
・専用 ○：専用回線（帯域専有を含む）−：非専用回線・通信の制限 ◎：制限なし○：制限のおそれが少ない
×：制限のおそれがある※1：通信の制限とは，輻輳のほか，災害発生時の通信事業者による通信規制を想定

多様性を確保した必要なデータを伝送できる設備概要[2-6-10再掲]

2-6-19

１．通信連絡設備に係る基準適合方針（７／８）
設置許可基準規則 第三十五条（通信連絡設備）

適合方針

【解釈】
４ 第３５条において，通信連絡設備等については，非常用所内電源系又は無停電電源に接続し，外部電源が期待できない場
合でも動作可能でなければならない。

通信連絡設備については，非常用所内電源及び無停電電源（蓄電池を含む。）に接続し，外部電源が期待できない場合でも動作可能な設計とする

設置許可基準規則 第六十二条（通信連絡を行うために必要な設備）

適合方針（通信連絡を行うために必要な設備）
第六十二条 発電用原子炉施設には，重大事故等が発生した場合において当該発電用原子炉施設の内外の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行うために必要な設備を設けなければならない。
【解釈】
１ 第６２条に規定する「発電用原子炉施設の内外の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行うために必要な設備」とは，以下に掲げる措置又はこれと同等以上の効果を有する措置を行うための設備をいう。
ａ）通信連絡設備は，代替電源設備（電池等の予備電源設備を含む。）からの給電を可能とすること。

通信連絡設備（重大事故等対処設備）の電源は，全交流動力電源喪失時にも，代替電源設備である常設代替高圧電源装置，可搬型
代替低圧電源車，緊急時対策所用発電機，充電池又は乾電池から給電できる設計とする。

中央制御室における通信連絡設備の電源構成 [2-6-7再掲]

2-6-20１．通信連絡設備に係る基準適合方針（８／８)
設置許可基準規則 第三十五条（通信連絡設備）

適合方針

【解釈】
４ 第３５条において，通信連絡設備等については，非常用所内電源系又は無停電電源に接続し，外部電源が期待できない場
合でも動作可能でなければならない。

通信連絡設備については，非常用所内電源及び無停電電源（蓄電池を含む。）に接続し，外部電源が期待できない場合でも動作可能な設計とする

設置許可基準規則 第六十二条（通信連絡を行うために必要な設備）

適合方針（通信連絡を行うために必要な設備）
第六十二条 発電用原子炉施設には，重大事故等が発生した場合において当該発電用原子炉施設の内外の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行うために必要な設備を設けなければならない。
【解釈】
１ 第６２条に規定する「発電用原子炉施設の内外の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行うために必要な設備」とは，以下に掲げる措置又はこれと同等以上の効果を有する措置を行うための設備をいう。
ａ）通信連絡設備は，代替電源設備（電池等の予備電源設備を含む。）からの給電を可能とすること。

通信連絡設備（重大事故等対処設備）の電源は，全交流動力電源喪失時にも，代替電源設備である常設代替高圧電源装置，可搬型
代替低圧電源車，緊急時対策所用発電機，充電池又は乾電池から給電できる設計とする。

緊急時対策所における通信連絡設備の電源構成 [2-6-8再掲]

2-6-21

資料２−７茨城県原子力安全対策委員会
東海第二発電所
安全性検討ワーキングチーム（第１１回）
ご説明資料
茨城県原子力安全対策委員会
東海第二発電所
安全性検討ワーキングチーム（第２３回）
敦賀発電所2号機審査資料の不適切事案による東海第二発電所への影響確認
により一部修正（2023年3月29日）

東海第二発電所

事故対応基盤について（放射線防護具類等への対応）

平成30年11月19日
日本原子力発電株式会社
本資料のうち，

2-7-1

は営業秘密又は防護上の観点から公開できません。

目次

１．福島第一原子力発電所事故の教訓 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 2-7- 3
２．福島第一原子力発電所事故の教訓に対する新たな対策 ・・・・ 2-7- 4
３．災害対策要員の現場作業における放射線防護具類 ・・・・・・・・ 2-7- 5
４．火災発生時における防護具 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 2-7-10
５．薬品影響時における防護具の装備 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 2-7-11
６．まとめ ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 2-7-12
補足説明資料 事故対応基盤について（放射線防護具類等への対応）

2-7-2

１．福島第一原子力発電所事故の教訓【事故の推移】【事故の教訓】【対応方針】
緊急時対応資機材（放射線防護具類等）
の対応方針

地震の発生
外部電源の喪失
大津波の襲来
全電源の喪失（浸水による多重故障及び共通要因故障）

原子炉の冷却機能の喪失
炉心の損傷
格納容器の破損，原子炉建屋への放射性物質，水素の漏えい

原子炉建屋の水素爆発

防護服，マスク，ＡＰＤ（警報付ポケット線量計）等の様々な装備品を適切な場
所に余裕をもって配備していなかった。
大津波の影響でＡＰＤ，チャ
コールフィルタ付全面マス
ク等の保安に係る装備品が不足し，適切な装備の着用ができなかった。
個人被ばく線量を適切に管理できずに，線量限度超えが発生した。
道路の破壊に伴い，発電所
外からの資材調達が困難となった。

環境への大規模な放射性物質の放出
2-7-3

防護具の保管数量増加による事故対応可能
期間の拡充

①

防護具の適切な保管場所を確保し，確実に使用できるよう手順（着用基準等）を整備②

事象想定の拡充とそれに対応した防護具の配備③

２．福島第一原子力発電所事故の教訓に対する新たな対策
福島第一原子力発電所事故で得られた教訓に対する新たな対策として，下表に示すとおり外部からの支援なしに事故発生後7日間の活動に必要な放射線防護具類等を緊急時対策所建屋等に配備する。
対応方針

新たな対策

備考

外部支援が暫く受けられないことを前提に，事故発生後も７日間継続して事故対応を支障なく実施できるよう必要な数量をあらかじめ発電所構内に確保する。

強化② 防護具の適切な保管場所を確保 事故対応時に要員の活動
し，確実に使用で の拠点となる建物で防護具
きるよう手順（着を保管用基準等）を整備

地震，津波，その他の自然現象による影響を受け難く居住性の確保された保管場所（緊急時対策所建屋，中央制御室等）に配備する。また，着用基準の設定及び定期的な着用訓練
により，事故発生時に適切な防護具が確実に使えるようにする。

強化・火災発生時の消火活動等に備えた防護具の配備
・放射性物質による汚染に備えた防護具の配備

アクセスルート周辺等における薬品タンクからの薬品漏えい
事象も想定し，新たにこれに対応した防護具を配備する。また，火災防護具については数量を増強している。

強化／
新規① 防護具の保管数
量増加による事
故対応可能期間の拡充③ 事象想定の拡充とそれに対応した
防護具の配備

従来の対策

放射線防護具類の配備

2-7-4

３．災害対策要員の現場作業における放射線防護具類【強化】 （1／5）
放射線防護具類の種類と数量を増やし，外部からの支援なしに事故発生後7日間の活動に必要な数を地震，津波，その他の自然現象による影響を受け難く居住性の確保された緊急時対策所建屋等に配備する。
名称（ ）内は防災業務
計画の名称
電子式個人線量計
タイベック（汚染防護用装備）
靴下
帽子
綿手袋
ゴム手袋
全面マスク
（ダスト・マスク）
チャコールフィルタ
アノラック（ＰＶＡスーツ）
長靴
胴長靴
高線量対応防護具服
セルフ・エアー・セット
自給式呼吸用保護具※1※2

従来から備えている放射線防護具類（防災業務計画に定める
防災用資機材及び防災関連資機材）今後備えることとしている放射線防護具
配備数※１

配備数

保管場所

緊急時対策所建屋

中央制御室

57台

緊急時対策室建屋

333台

33台

57組

緊急時対策室建屋

1,166着

17着

―※2
―※2
―※2
―※2

―
―
―
―

2,332足1,166個
1,166双2,332双

34足
17個
17双
34双

57個

緊急時対策室建屋

333個

17個

114個

緊急時対策室建屋

2,332個

34個

57組

緊急時対策室建屋

462着

17着

―※2
―※2
10着
4台
―

―
―
緊急時対策室建屋
サービス建屋
―

132足
12足
15着
―
―

9足
9足
―
―
9式

保管場所の配置

今後，必要に応じて訓練等で見直しを行う。
防災用資機材として位置付けてはいなかったが、通常時より配備している装備を適宜使用することとしていた。

従前の考え方

今後の考え方

防護具の数量

原子力災害対策特別措置法を基に，必要な数量の算出。
事故対応の要員数に対し，凡そ３日以上の数量を確保。

事象発生後７日間は外部からの支援を受けなくても，継続して事故収束の対応に当
たれる数量を確保する。

防護具の
保管場所

事故対応の要員の活動拠点となる場所に保管し，迅速な活動に支障を及ぼさないよう考慮。

従前の考え方に加えて，地震及び津波等の自然災害並びに重大事故等の影響を受け難い場所を保管場所とする。

2-7-5

３．災害対策要員の現場作業における放射線防護具類【強化】 （2／5）
自給式呼吸用保護具の新規配備
長い作業時間が必要な事故対応が発生した場合でも確実に事故対応を行うことができるように，従来より配備しているセルフ・エアー・セットより使用可能時間の長い自給式呼吸用保護具を新規配備する。

使用可能時間構造

セルフ・エアー・セット

自給式呼吸用保護具

約31分

約240分

・高圧空気容器(空気ボンベ)の圧縮空気を着用者に供給

・高圧酸素容器(酸素ボンベ)の圧縮酸素を着用者に供給・着用者の呼気中の二酸化炭素は清浄缶に吸収され，酸素は呼吸袋に戻り，再使用される。

放射線防護具類のメンテナンス
放射線防護具類は，定期的に点検（員数確認，外観検査）及び試験（全面マスクの漏えい試験）を実施し，事故発生時に確実に使えるようにする。

2-7-6

３．災害対策要員の現場作業における放射線防護具類【強化】 （3／5）
重大事故等時，現場では作業環境が悪化していることが予想され，災害対策要員は環境に応じた放射線防護具を着用する必要がある。災害対策要員は，下記に定める着用基準に従い，これらの放射線防護具の中から必要なものを装備し，作業を実施する。
有効性評価では，防護具を着用基準に従って装備し現場作業を実施することとしている。例えば，「格納容器バイパス（インターフェイスシステムLOCA）」の場合，高湿度環境下での現場作業が想定されることから「高湿度環境下で着用する防護具」を装備し，作業を実施する。
「火災発生時における防護具」及び「薬品影響時における防護具」で示す防護具は，装備が必要となる状況は限定されるものの，状況に応じて「事故対応時に原則着用する防護具」と併せて装備する。
※１：以下のいずれかの事項となった場合を示す① 格納容器雰囲気放射線モニタでドライウェル又はサプレッション
・チェンバ内のガンマ線線量率が，設計基準事故相当のガンマ線線量率の10倍以上となった場合，又は格納容器雰囲気放射線モニタが使用できない場合に原子炉圧力容器温度計で300℃以上を確認した場合② モニタリング・ポスト ≧ 5μSv/h③ 敷地境界5μSv/h相当の排気筒濃度検出④ 災害対策本部からの情報

事故発生
災害対策要員（現場作業を行う要員）参集
個人線量計の着用※２：炉心損傷の進展防止及び格納容器破損防止のための以下の操作を実施する場合に限り，全面マスク，綿手袋及びゴム手袋のみ着用し操作を行う。
① 原子炉への注水操作② 格納容器スプレイ操作及びペデスタル（ドライウェル部）への注水操作

炉心損傷の兆候※１
があるかNo

アクセス及び作業場所
で身体汚染の可能性が
あるか

Yes

No

Yes
全面マスク，綿手袋，
ゴム手袋，タイベックを携行

No
緊急を要する作業※２か

全面マスク，綿手袋，
ゴム手袋，タイベックを着用

Yes
全面マスク，綿手袋，ゴム手袋を着用

2-7-7

・いずれの場合でも湿潤状況下で作業を行う場合は，長靴又は胴長靴及びアノラック
を追加で着用するとともに，高湿度環境下で作業を行う場合は，全面マスクの代わりに自給式呼吸用保護具等を着用する。
・作業後は，放射線管理班長の指示に従って，脱衣，汚染検査及び必要に応じて除染を実施する。
・ 高線量対応防護具服（遮蔽ベスト）は，移動を伴わない高線量作業時に着用する。

３．災害対策要員の現場作業における放射線防護具類【強化】 （4／5）
全ての事象において着用する防護具

事故対応時に原則着用する防護具

湿潤状況下または高湿度環境下で着用する防護具

長靴

全面マスク

自給式呼吸用
保護具※１

個人線量計
・綿手袋
・ゴム手袋

タイベック

アノラック
胴長靴

有効性評価の事故
シーケンス
グループ等

高線量状況時に着用する防護具【カテゴリー１】※４【カテゴリー２】※５・高圧注水・減圧機能喪失
・原子炉停止機能喪失
・反応度誤投入【カテゴリー１】及び【カテゴリー３】以外の事
故シーケンスグループ
等※１ 高湿度環境下で作業を行う場合は，全面マスクの代わりに自給式呼吸用保護具を着用する。

高線量対応
防護具服
（遮蔽ベスト）※２※２ 高線量対応防護具服（
遮蔽ベスト）は，移動を伴わない高線量作業時に着用する。

【カテゴリー３】
・全交流電源喪失 （長期ＴＢ/ＴＢＤ，ＴＢＵ/ＴＢＰ）
・格納容器バイパス （インターフェイスシステムLOCA）
・津波浸水による最終ヒートシンク喪失
・雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用できない場合）

防 護 具※３

・崩壊熱除去機能喪失 （残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）

事故対応時に原則着用する防護具-○○

湿潤状況下又は高湿度環境下で着用する防護具

-

-

○

※３ 「火災発生時における防護具」及び「薬品影響時における防護具」で示す防護具は，装備が必要となる状況は限定されるものの，状況に応じて「事故対応時に原則着用する防護具」と併せて装備する。
※４ カテゴリ−１では中央制御室での操作のみを想定していることから，現場操作がなく，防護具の着用は想定していない。
※５ カテゴリー２では屋外のみ現場操作を想定していることから，建屋内の湿潤状況下または高湿度環境下での現場操作はなく，湿潤状況下または高湿度環境下で着用する防護具の着用は想定していない。

2-7-8

３．災害対策要員の現場作業における放射線防護具類【強化】 （5／5）
放射線防護具類の着用訓練事故が発生した場合に速やかに放射線防護具類を着用できるように定期的に着用訓練を行う。
なお，全面マスクの着用訓練では，正しく着用できていることの確認として，フィッティングテスターを用いた漏れ率測定を行っており，漏れ率（フィルタ透過率を含む）2％※以下を満足することとしている。
※中央制御室の居住性に係る被ばく評価で用いたマスクによる防護係数（DF50）を担保する値として設定。

フィッティングテスター（着用訓練風景）
2-7-9

４．火災発生時における防護具【強化】火災発生時における初期消火活動を行う自衛消防隊は，下記に示す防護具を装備して火災現場に向かい消火活動を実施する。
消防服等の防護具は，火災発生時に即応できるよう自衛消防隊の定数を所定の場所に用意してある。
従前より，自衛消防隊の消火活動のため，公設消防が使用する防護具と同等の防護具類を発電所構内に配備している。自衛消防隊は，これらの防護具類を装備することで支障なく初期消火活動を行える。
装 備 品

性

能

配備場所

消防服
（ヘルメット、グローブ、上着、ズボン、ブーツ）（35セット配備（震災以前20セット））【耐火性】
消防服 ： １８０℃×５分

・緊急時対策所建屋
・中央制御室・監視所
・廃棄物処理棟制御室
・車両積載

防煙メガネ

【防煙性】
密着構造により煙の侵入を防ぐ

空気呼吸器（18セット配備（震災以前11セット））【使用可能時間】
空気呼吸器（ボンベ※） ： 約３０分

・緊急時対策所建屋
・監視所
・チェックポイント
・車両積載※ ボンベは交換可能であり，ボンベを交換することにより継続して活動することが可能。

ヘルメット

消防服

防煙メガネ 2-7-10

グローブ

空気呼吸器

５．薬品影響時における防護具の装備【新規】
地震による屋内外での薬品タンクからの薬品漏えい時に，アクセスルート周辺等における薬品及び薬品の滞留によるガスの発生に対する人体への影響防止の観点から，新たに薬品等に対応した防護具を配備し，現場作業時においては必要に応じて防護具を装備する。
装備品

耐薬品性

配備場所

化学防護服
化学防護手袋

薬品全般
・中央制御室・緊急時対策所建屋

化学防護長靴
防毒マスク
吸収缶（塩素，塩化水素，アンモニア等）
自給式呼吸用保護具

飛沫からの防護，揮発性の薬品に対応
揮発性の薬品に対応

・中央制御室

防毒マスク

化学防護服

化学防護手袋

化学防護長靴2-7-11吸収缶

自給式呼吸用保護具

６．まとめ
重大事故等発生時に対応要員が装備する放射線防護具類は，外部からの支援が暫く受けられないことを前提に，事故発生後も７日間継続して事故対応を支障なく実施できるよう必要な数量をあらかじめ発電所構内に確保する。また，
放射線防護具類は，定期的に点検等を実施し，事故発生時に確実に使えるよ
うにする。
放射線防護具類は，地震，津波，その他の自然現象等に対し，緊急時対策所
建屋等の頑健性を高めた場所に保管すること並びに，重大事故等対応のための防護具の着用基準の設定及び定期的な着用訓練により，要員を確実に防護できるようにする。
放射性物質による汚染時の放射線障害防止に係る防護具，火災発生時の消火活動用の防護具に加えて，新たに薬品類の漏えいにも対応した防護具を配備し，作業現場での環境悪化が事故収束活動に影響を及ぼさないようにする。
これらの対策により，対応要員は防護具を着用することで，重大事故等の対応
時の放射線障害等を防止し，事故収束活動に従事できる。

2-7-12

（補足説明資料 事故対応基盤について（放射線防護具類等への対応）

2-7-13

補足説明資料 目次

１．可燃物施設及び薬品施設の設置箇所 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 2-7-15
２．可燃物施設及び薬品施設の被害想定及び対応 ・・・・・・・・・・・・・・ 2-7-16
３．放射線防護具類の数量の考え方 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 2-7-17
４．事故シーケンスグループ等ごとの放射線防護具類の使用状況整理
・・・・ 2-7-18

2-7-14

１．可燃物施設及び薬品施設の設置箇所
発電所敷地内可燃物施設及び薬品タンク等配置図

2-7-15

２．可燃物施設及び薬品施設の被害想定及び対応
地震起因による可燃物施設及び薬品施設の被害想定では，内容物や容量を確認の上，アクセスルート
からの距離も踏まえて評価した。
【可燃物施設評価例】
名称

内容物

ディーゼル発電機用
燃料タンク（東海発電所）
変圧器用屋外消火
ポンプ用燃料タンク（東海発電所）

容量

被害想定

対応内容

地震によりタンク又は付属配管が破損し，漏えいした可燃物による火災発生のおそれがある。

・火災が発生した場合でも，アクセ
スルートからの離隔距離が確保されており，アクセスルートへの影
響はない。
・万一，消火活動が必要となった場
合でも，自衛消防隊による早期の消火活動が可能である。

被害想定

対応内容

970L
軽油
700L

【薬品タンク評価例】
名称

内容物

容量
（濃度）

硫酸貯蔵タンク

硫酸

50ｋL
（95％）

苛性ソーダ貯蔵
タンク

苛性
ソーダ

50ｋL
（25％）

・地震によりタンク等が破損し， ・路面勾配による路肩への流下，送水ホースを薬品防護するため，影漏えいする。
響は小さい。
・人体への影響として，腐食性，・薬品タンクは，アクセスルートから
灼熱感，重度の皮膚熱傷等
10m以上離れているため，漏えいがある。
した薬品がタンク周辺に滞留していた場合でも，漏えいによる影響
・地震によりタンク等が破損し，は小さい。
漏えいする。
・防護具の着用，送水ホース等の保・人体への影響として，皮膚表護を行うことから，人体への影響
面の組織を侵す。
はない。
2-7-16

３．放射線防護具類の数量の考え方
放射線防護具類の数量は以下の考え方に基づきに配備する。
配備数※１

品 名
考え方

緊急時対策所建屋

中央制御室

考え方※2

電子式個人線量計

333台

111名（要員数）×2台（交替時用）×1.5倍=333台

33台

11名（中央制御室要員数）×2台（交替時用）×1.5
倍=33台

タイベック

1,166着111名（要員数）×7日×1.5倍＝1,165.5着→1,166着

17着

11名(中央制御室要員数)×1.5倍=16.5→17着

靴下2,332足111名（要員数）×7日×2倍（2足を1セットで使用）
×1.5倍＝2,331足→2,332足

34足

11名(中央制御室要員数)×2倍（2足を1セットで使用）×1.5倍=33足→34足

帽子

1,166個

111名（要員数）×7日×1.5倍＝1,165.5個→1,166個

17個

11名(中央制御室要員数)×1.5倍=16.5→17個

綿手袋

1,166双111名（要員数）×7日×1.5倍＝1,165.5双→1,166双17双11名(中央制御室要員数)×1.5倍=16.5→17双

ゴム手袋

2,332双111名（要員数）×7日×2倍（2双を1セットで使用）
×1.5倍＝2,331双→2,332双

34双11名(中央制御室要員数)×2倍（2双を1セットで使用）×1.5倍=33双→34双

全面マスク

333個

111名（要員数）×2日（3日目以降は除染にて対応）
×1.5倍＝333個

17個

11名(中央制御室要員数)×1.5倍=16.5→17個

チャコールフィルタ

2,332個

111名（要員数）×7日×2倍(2個を1セットで使用)×1.5倍＝2,331個→2,332個

34個

11名(中央制御室要員数)×2倍（2個を1セットで使用）×1.5倍=33個→34個

アノラック

462着

44名（現場の災害対策要員から自衛消防隊員を除いた数）×7日×1.5倍＝462着

17着

11名(中央制御室要員数)×1.5倍=16.5→17着

長靴

132足

44名（現場の災害対策要員から自衛消防隊員を除いた数）×2倍（現場での交替を考慮）×1.5倍（基本再使用，必要により除染）=132足

9足6名（当直（運転員）（現場）3名＋重大事故対応要員3名：屋内現場対応）×1.5倍=9足

胴長靴

12足

4名（重大事故等対応要員4名：放水砲対応）×2倍（現場での交替を考慮）×1.5倍（基本再使用，必要により除染）=12足9足6名（当直（運転員）（現場）3名＋重大事故対応要員3名：屋内現場対応）×1.5倍=9足

高線量対応防護具服（遮蔽ベスト）15着

10名（重大事故等対応要員10名：放水砲，アクセス
ルート確保，電源確保，水源確保対応））×1.5倍（基本再使用，必要により除染）=15着―

自給式呼吸用保護具

―

―

9式

―
6名（当直（運転員）（現場）3名＋重大事故対応要員3名：屋内現場対応）×1.5倍=9式

44名（現場の災害対策要員から自衛消防隊員を除
11名(中央制御室要員数)×1.5倍=16.5→17個
17個いた数）×1.5倍＝66個※1 今後，必要に応じて訓練等で見直しを行う。
※2 当直（運転員）等は交替のために中央制御室に向かう際に，緊急時対策所建屋より防護具類を持参する。

バックパック66個

2-7-17

４．事故シーケンスグループ等ごとの放射線防護具類の使用状況整理
事故シーケンスグループ等

湿潤状況下
または高湿度環境下で着用
する防護具

使用

―※２
―※１

高圧注水・減圧機能喪失

使用

使用

全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）

使用

使用

全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）

使用

使用

崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）

使用

―※２

崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）

使用

―※２

使用済燃料貯蔵槽内の燃料破損の防止

炉心の著しい損傷の防止

全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）

原子炉格納容器の破損の防止高圧・低圧注水機能喪失

事故対応
時に原則
着用する
防護具

―※１

原子炉停止機能喪失

使用―※２

格納容器バイパス（インターフェイスシステムLOCA）

使用

使用

津波浸水による最終ヒートシンク喪失

使用

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用する場合）

使用

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用できない場合）

使用

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱

使用

使用
―※２

運転停止中原子炉内の燃料損傷の防止

原子炉格納容器の破損の防止

LOCA時注水機能喪失

事故シーケンスグループ等

事故対応
時に原則
着用する
防護具

湿潤状況下
または高湿度環境下で着用する防護具

原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用

使用

―※２

水素燃焼

使用

―※２

溶融炉心・コンクリート相互作用

使用

―※２

想定事故１
（使用済燃料プール冷却機能又は注
水機能喪失）

使用

―※２

想定事故２
（プール水の小規模な喪失）

使用

―※２

崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）

使用

使用

全交流動力電源喪失

使用―※２

原子炉冷却材の流出

使用―※２

反応度の誤投入―※１

使用※１ 該当シーケンスでは中央制御室での操作のみを想定していることから，現場操作がなく，防護具の着用は想定していない。

―※２※２ 該当シーケンスでの現場操作は屋外のみを想定していることから，建屋内の湿潤状況下
または高湿度環境下での現場操作はなく，湿潤状況下または高湿度環境下で着用する防護具の着用は想定していない。

2-7-18

資料２−８茨城県原子力安全対策委員会
東海第二発電所
安全性検討ワーキングチーム（第１１回）
ご説明資料
茨城県原子力安全対策委員会
東海第二発電所
安全性検討ワーキングチーム（第２３回）
敦賀発電所2号機審査資料の不適切事案による東海第二発電所への影響確認
により一部修正（2023年3月29日）

東海第二発電所

事故対応基盤について（緊急時対応資機材への対応）

平成30年11月19日
日本原子力発電株式会社
本資料のうち，

2-8-1

は営業秘密又は防護上の観点から公開できません。

目次

１．福島第一原子力発電所事故の教訓 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 2-8- 3
２．福島第一原子力発電所事故の教訓に対する新たな対策 ・・・・・・・・・・ 2-8- 4
３．緊急時対応資機材の概要 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 2-8- 5① 電源対策 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 2-8- 7② 原子炉，格納容器及びSFPの冷却対策 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 2-8- 9③ 格納容器水素爆発対策 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 2-8-11④ 拡散抑制・航空機燃料火災対策 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 2-8-12
アクセスルート確保 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 2-8-14⑥ 燃料補給 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 2-8-17⑦ 重要設備の復旧に係る予備品の確保 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 2-8-19⑧ 放射能測定 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 2-8-21⑨ 通信連絡・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・2-8-23⑩ 放射線防護 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 2-8-24⑪ 発電所被災状況確認 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 2-8-25
４．緊急時対応資機材の保管場所 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 2-8-26
５．まとめ ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 2-8-27
2-8-2

１．福島第一原子力発電所事故の教訓【事故の推移】【事故の教訓】【対応方針】

地震の発生

全ての電源が喪失した場合の代替手段が十分に用意されていなかった

電源対策

①

外部電源の喪失

全ての電源が喪失した場合の注水，水源確保が十分に準備されていなかった

原子炉，格納容器及びSFP
の冷却対策

②

格納容器水素爆発対策③

拡散抑制・航空機燃料火災対策④

大津波の襲来
全電源の喪失炉心損傷後の影響緩和手段（格納容器損傷防止，水素抑制，溶融炉心落下対策，環境への放射性物質の大量放出防止等）が整備されていな
かった（浸水による多重故障及び共通要因故障）

原子炉の冷却機能の喪失
炉心の損傷
格納容器の破損，原子炉建屋への放射性物質，水素の漏えい

原子炉建屋の水素爆発

環境への大規模な放射性物質の放出がれき等の散乱による現場のアクセ
ス性，作業性低下等，著しい作業環
境の悪化が事故の対応を困難にしていた
地震・津波による道路被害，放射性物質による汚染，避難区域設定により発電所への資機材供給が困難になった
電源確保・崩壊熱除去に用いる非常用海水系の機器が津波浸水で機能喪失し復旧に時間を要した
電源喪失に伴い放射能測定機能が喪失したため，連続的な監視ができず，人の手による代替測定のみで対応する必要があった
上記の対応には通信連絡を行なえる必要があった

2-8-3

アクセスルート確保
燃料補給⑥

重要設備の復旧に係る予備
品の確保

⑦

放射能測定

⑧

通信連絡

⑨

放射線防護

⑩

発電所被災状況確認⑪２．福島第一原子力発電所事故の教訓に対する新たな対策○福島第一原子力発電所事故で得られた教訓に対する新たな対策として，重大事故等の緊急時において，事故影響に対する緩和対策又はそれらの支援対策等として活用される，常設・固定式でない
可搬型／車両型の設備や資機材（以下「緊急時対応資機材」という。）について，以下に示す。
対応方針

従来の対策

①電源対策
②原子炉，格納容器及びSFP＊２の冷却対策③格納容器
水素爆発対策⑥燃料補給

想定している状況

備考

重大事故等時に常設の電源設備（非常用ＤＧ＊１，常設代替高圧電
可搬型の交流電源装置及び源装置）が津波等による海水系機能喪失や機器本体の故障等で−（可搬の設備無）直流電源装置使用不可時のバックアップとして配備
重大事故等時に常設の注水設備（非常用炉心冷却系，低圧代替
可搬型の冷却用注水設備及注水系等）が津波等による海水系機能喪失や機器本体の故障等−（可搬の設備無）び海水送水設備で使用不可時のバックアップとして配備
可搬型の格納容器内への窒 重大事故等時に格納容器内の水素・酸素濃度が上昇し水素燃焼・
素供給設備
爆発のリスクが生じた場合の抑制対応として配備
原子炉格納容器破損時の放射性物質の漏えい・拡散抑制，使用可搬型の高揚程・大容量の済燃料プールへの外部注水，航空機落下による航空機燃料火災
消防自動車
放水設備
の消火対応として配備
地震等で可搬型設備のアクセスルートに通行の障害（瓦礫・土砂−（可搬の設備無） 土木作業用の重機等）が生じた際の道路復旧用として配備
電源用や注水用の可搬型設備等を長期間継続使用する場合の7−（可搬の設備無） 燃料移送・補給用の車両
日間分の燃料補給用として配備−（可搬の設備無）④拡散抑制・航空機燃料火災対策
アクセスルート確保

新たな対策⑦重要設備の復旧に係
重要設備の予備品及び−（予備品配備無）る予備品の確保
取替用の重機

津波等で非常用ＤＧ＊１の海水冷却用ポンプの電動機等が損傷・機能喪失した際の復旧作業用として配備
重大事故等時に発電所から放出される放射能等の測定が行える
可搬型モニタリング・ポスト及よう可搬型モニタリング・ポスト等を配備するとともに，海上での測⑧放射能等の測定
放射能観測車び小型船舶等定が行えるように小型船舶を配備
重大事故等時に発電所の内外の通信連絡を行う必要のある場所
事故後7日分の数量確保
衛星電話設備地震・津波等に耐性ある保 と通信連絡を行うことにより継続的な事故収束対応作業に従事す⑨通信連絡（携帯型）等の配備るために配備
管場所に配備
事故後7日分の数量確保
重大事故等時に汚染・被ばくを抑制しながら継続的な事故収束対
放射線防護具類
地震・津波等に耐性ある保⑨放射線防護応作業に従事するために配備の配備管場所に配備
カメラ付き・飛行型で遠隔操 地震・津波等発生時の被災状況確認用として常設の津波・構内監⑩発電所被災状況確認 −（可搬の設備無）縦式の監視設備
視カメラとは多様性を有する手段として配備＊１ 非常用ＤＧ：非常用ディーゼル発電機

2-8-4

新規

新規
新規
新規
新規
新規
新規
強化

強化

強化
新規

＊２ SFP：使用済燃料プール

３．緊急時対応資機材の概要 （1／2）○機能ごとの緊急時対応資機材の種別を以下に示す。資機材の機能は大きく２つに区分される。
１．原子炉及び使用済燃料プールの燃料冷却や，原子炉施設が被災した際の大規模火災の消火，
放射性物質の拡散抑制等，事故影響に対する直接的な緩和機能を有する資機材 【表1参照】
２．アクセスルートの復旧・確保や各設備への燃料の補給等，１．の緩和機能を果たす際の実効性の確保や信頼性の向上を図るためのサポート機能等を有する資機材 【表2参照】
表1 原子炉及び使用済燃料プールの燃料冷却，原子炉施設被災時等の事故影響の緩和機能を有する資機材
No.

機

能

① 電源対策主な資機材の内容

途・可搬型代替低圧電源車

低圧電源設備用の交流電源供給

・可搬型整流器

計装・制御用の直流電源供給

原子炉，格納 ・可搬型代替注水大型ポンプ
容器及びSFP② ＊・可搬型代替注水中型ポンプの冷却対策
・可搬型スプレイノズル③

用

原子炉注水/格納容器ｽﾌﾟﾚｲ/SFP注水等
熱交換器等の冷却用海水送水（自主）
原子炉注水/格納容器ｽﾌﾟﾚｲ/SFP注水等
SFPへのｽﾌﾟﾚｲ散水

備

考

第8回ＷＴ
資料2-2参照
第8回ＷＴ
資料2-3参照
第9回ＷＴ
資料3-2参照

炉心損傷後の格納容器内への窒素供給に 第9回ＷＴ
格納容器
・可搬型窒素供給装置
資料3-2参照
水素爆発対策 （窒素供給装置及び窒素供給装置用電源車） よる水素濃度・酸素濃度の上昇抑制

・可搬型代替注水大型ポンプ及び放水砲
・泡混合器及び泡消火薬剤容器（大型ポ ・炉心損傷及び格納容器破損時等に建屋開口部等への放水による放射性物質のンプ用）
拡散抑制・航 ・化学消防自動車，水槽付消防ポンプ自 拡散の抑制
次回以降に④ 空機燃料火災 動車及び泡消火薬剤容器（消防車用） ・航空機落下時の航空機燃料火災の消火
説明予定
対策
（自主）
・汚濁防止膜放射性物質含む汚染水の海洋拡散の抑制
・放射性物質吸着材（自主）＊SFP：使用済燃料プール
2-8-5

３．緊急時対応資機材の概要 （2／2）○これらの資機材は，必要な機能に応じて，十分な容量，数量及び冗長性確保，位置的分散の考慮，使用環境条件の耐性確保，共通要因による常設設備との同時機能喪失の回避等に配慮したものとする。
○これらの資機材を適切に組み合わせて活用することで，既存の安全設備（設計基準対象施設）による安全対策，新たに設置する常設型の重大事故等対処設備による安全対策に加えて，可搬型である資機材の特徴を生かした柔軟な安全対策の実施を可能としている。
表2 表1の各緩和機能の実効性確保・信頼性向上のためのサポート機能等を有する資機材
No.

機

能

アクセスルート確保⑥ 燃料補給重要設備の復⑦ 旧に係る予備品の確保⑧ 放射能等測定⑨ 通信連絡
⑩ 放射線防護⑪

発電所被災状況確認

主な資機材の内容
用 途
備 考・ホイールローダ
外部事象等でｱｸｾｽﾙｰﾄに生じる障害を排除し本資料で・油圧ショベル（自主）（瓦礫を撤去，土砂を整地等），ｱｸｾｽﾙｰﾄを復説明・ブルドーザ（自主）旧することで車両型の資機材の通行性を確保
・可搬型設備用軽油タンク
電源供給，注水等の安全対策を継続的に実施 本資料で・タンクローリするために必要な燃料を補給
説明・残留熱除去系海水系ﾎﾟﾝﾌﾟ用電動機
・非常用ＤＧ＊用海水ﾎﾟﾝﾌﾟ用電動機 安全上特に重要で取替え可能な海水ポンプ用
本資料で・補機冷却用海水ﾎﾟﾝﾌﾟ用電動機（自主）
電動機の予備品と取替作業用重機を発電所内
説明
・予備電動機運搬用トレーラーに保管。故障時には復旧作業により機能回復
・予備電動機交換用クレーン
重大事故等時に，大気中，土壌中，海上及び 第11回ＷＴ
・可搬型モニタリング・ポスト等
海水の放射線量及び放射性物質濃度を測定 資料2-5参照
重大事故等時に，発電所の内外の通信連絡を 第11回WT・衛星電話設備（携帯型）等行う必要のある場所と通信連絡を行う
資料2-6参照
・放射線防護具類
重大事故等時に，発電所内で汚染・被ばくを抑 第11回ＷＴ（個人線量計，全面マスク，タイベッ
制しつつ継続的に事故収束対応に従事
資料2-7参照ク，綿手袋，ゴム手袋等）
発電所に影響を及ぼすような自然現象・外部 第5回ＷＴ・ドローン（自主）事象発生時の発電所構内の被災状況の確認 資料3-1参照＊非常用ＤＧ：非常用ディーゼル発電機
2-8-6

①電源対策（1／2）
重大事故等時に常設の電源設備（非常用ディーゼル発電機，常設代替高圧電源装置）が津波等による海水系機能喪失や機器本体の故障等による使用不可時においても，電源を供給する手段
として，可搬型代替交流電源設備（可搬型代替低圧電源車）及び可搬型代替直流電源設備（可搬型代替低圧電源車，可搬型整流器）を配備する。
可搬型代替低圧電源車

可搬型整流器配備目的

可搬型代替交流電源設備として，低圧電源設備（燃料プール冷却系ポンプ，代替循
環冷却系ポンプ，監視計器類（交流）等）に電源供給する。
可搬型代替直流電源設備として，可搬型
整流器に電源供給する。

直流電源設備（原子炉隔離時冷却系，
高圧代替注水系，逃がし安全弁，監
視計器類（直流）等）に電源供給する。

配備数等

配備数：5台（予備1台を含む）
容量：約500kVA/台
電圧：440V

配備数：9台（予備1台を含む）
容量：約100A/台
最大直流電圧：150V

外観

2-8-7

① 電源対策 （2／2）
【可搬型代替低圧電源車及び可搬型整流器の電源供給】
可搬型代替低圧電源車（２台１セット）は，可搬型代替低圧電源車接続盤を介し，各P/C※1に交流電源を供給する。
可搬型整流器（４台１セット）は，常設する整流器が使用不可能となった場合に，可搬型代替低圧電源車からの給電により，可搬型代替低圧電源車接続盤を介し直流電源を供給する。
可搬型代替低圧電源車による給電は，燃料補給を行うことで，７日間の運転継続が可能である。
外部電源
より非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ
発電機2C

代替電源

非常用

常設代替高圧
電源装置

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ
発電機2D
非常用

緊急用M/CM/C 2C（※1）

M/C 2D
可搬型代替低圧
電源車接続盤※２

P/C 2C

緊急用P/CMCC 2C

交流
直流

・燃料プール
冷却系ポンプ

可搬型代替低圧電源車
P/C 2D・代替循環冷却系ポンプ

MCC 2D

緊急用MCC▼▼・代替燃料ﾌﾟｰﾙ
冷却系 ﾎﾟﾝﾌﾟ
・監視計器類（交流）接続口イメージ

緊急用125V系蓄電池

・原子炉隔離時冷却系
・逃がし安全弁・監視計器類（直流）▼・燃料プール
冷却系ポンプ

可搬型整流器125Ⅴ系蓄電池B系

125Ⅴ系蓄電池A系

直流125V主母線盤2A

外部電源
より

緊急用直流125V主母線盤

直流125V主母線盤2B・高圧代替注水系
・監視計器類（直流）※1：M/C（ﾒﾀﾙｸﾗｯﾄﾞ開閉装置），P/C(ﾊﾟﾜｰｾﾝﾀｰ)，
MCC（ﾓｰﾀｺﾝﾄﾛｰﾙｾﾝﾀ）とは，発電機や外部電源等の電力を設備へ供給する配電盤をいう。

・逃がし安全弁・監視計器類（直流）※2: 可搬型代替低圧電源車接続盤は，可搬型代替低圧電源車と各Ｐ／Ｃを接続する。また，可搬型整流器と接続することで直流電源を供給する。

2-8-8：直流充電を示す：交流充電を示す

② 原子炉，格納容器及びＳＦＰの冷却対策 （1／2）
重大事故等の緊急時において，原子炉圧力容器や格納容器等の冷却，使用済燃料プールの冷却に必要な水を供給するため，可搬型代替注水大型ポンプ，可搬型代替注水中型ポンプ，及び可搬型スプレイノズルを配備。
可搬型代替注水大型ポンプ

配備目的

・原子炉注水，冷却・格納容器スプレイ，冷却・格納容器下部注水，冷却・使用済燃料プール注水，冷却・残留熱除去系熱交換器への冷却用海水送水（自主対策設備）

配備数等

容量：約1,320m３／h／台
全揚程：約140m
配備数：2台（予備1台）

可搬型代替注水中型ポンプ

・原子炉注水，冷却・格納容器スプレイ注水，冷却・格納容器下部注水，冷却・使用済燃料プール注水，冷却容量：約210m３／h／台
全揚程：約100m
配備数：4台（予備1台）

外観

2-8-9

可搬型スプレイノズル

・使用済燃料プールスプレイ，
冷却

配備数：6個（予備1個）

② 原子炉，格納容器及びＳＦＰの冷却対策 （2／2）
【資機材の活用例（使用済燃料プールへの注水・冷却）】
使用済燃料プールへの注水機能の喪失や，使用済燃料プールからの水の漏えいその他の要因によりプール水位が低下する場合に備え，注水できる手段を強化。
可搬型代替注水大型ポンプを使用し，代替淡水貯槽等の水を使用済燃料プールへ注水可能。
可搬型代替注水中型ポンプを使用し，西側淡水貯水設備の水を使用済燃料プールへ注水可能。
可搬型スプレイノズルは，使用済燃料プール全面にスプレイできるようノズル角度を設定し配置。
可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプより可搬型スプレイノズル
配備数：6個（予備1個）

可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプより
西側淡水
貯水設備

接続口

常設代替交流電源設備

接続口
ホース

可搬型代替注水中型ポンプ
容量：約210m３／h／台
全揚程：約100m
配備数：4台（予備1台）

ホース

残留熱除去系
ポンプより
燃料プール冷却浄化系ポンプより
常設低圧代替注水
代替淡水貯槽系ポンプ

新たに強化した設備
水
電気

従来の対策
（残留熱除去設備，
燃料プール冷却設備）

可搬型代替注水大型ポンプ
容量：約1,320m３／h／台
全揚程：約140m
配備数：2台（予備1台）

バックアップ

更なるバックアップ（常設低圧代替注水設備）（資機材の活用）

2-8-10③ 格納容器水素爆発対策
炉心損傷後の，格納容器内の水素濃度・酸素濃度上昇を抑制するため，可搬型窒素供給装置より格納容器内に窒素を供給し，窒素分圧を高める。
可搬型窒素供給装置は，窒素供給装置及び窒素供給装置用電源車で構成される。
窒素供給装置は，フィルタベント設備作動による排出開始前まで，格納容器内の水素・酸素濃度を可燃限界未満に抑制できる容量を有する。
静的触媒式水素再結合器（ＰＡＲ）

TE
TE 温度検出器

TE

H2E

H2E

水蒸気

水蒸気

TE

原子炉建屋６階

水素・酸素

水素・酸素

格納容器

H2E

水素
濃度計

O2E

酸素
濃度計

MO

H2E

原子炉
圧力
容器

MO
MO

窒素供給装置
容量：約200Nm３／h／台
配備数：2台（予備2台）

圧縮機
H2E

窒素供給
H2E

サプレッション・チェンバ

窒素供給

窒素供給装置用電源車

2-8-11

容量：約500kVA
電圧：440V
配備数：1台（予備1台）

④ 拡散抑制・航空機燃料火災対策 （1／2）
炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損のおそれがある場合，又は使用済燃料プール内の燃料体等の著しい損傷のおそれがある場合は，可搬型代替注水大型ポンプ及び放水砲により，大気への放射性物質の拡散抑制を行う。
上記の対応により放射性物質を含む汚染水が発生する場合は，汚濁防止膜及び放射性物質吸着材により，海洋への放射性物質の拡散抑制を行う。

（地上高約56m）（原子炉建屋）

可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）（重大事故等対処設備）
容量：約1,380m３／h
全揚程：約135m
配備数：1台（予備1台）

放水砲（重大事故等対処設備）
最高使用圧力：1.0MPa［gage］
配備数：1台（予備1台）（仰角65°以上）

汚濁防止膜（重大事故等対処設備）
配備数：24個（予備24個）

放射性物質吸着材（自主対策設備）
配備数：16,200kg（8,100kgずつ分散保管）（原子炉建屋中心から約80m以内）

放射性物質拡散抑制措置の概要
2-8-12

④ 拡散抑制・航空機燃料火災対策 （2／2）
原子炉建屋周辺における航空機燃料火災が発生した場合，可搬型代替注水大型ポンプ（放水用），
放水砲，泡混合器及び泡消火薬剤※容器（大型ポンプ用）により，航空機燃料火災への泡消火を行う。
※ 泡消火薬剤は，国際民間航空機関発行の空港業務マニュアルに規定される最大の泡消火薬剤の保有量（放射量672m３／hで3分の消火活動を2回分）に余裕を考慮し，放射量約1,380m３／hで約20分の消火活動が可能となる容量を確保

上記に加えて，自主対策として，火災発生時に早期の消火活動が可能な化学消防自動車，水槽付消防ポンプ自動車及び泡消火薬剤容器（消防車用）（自主対策設備）を使用し，上記の放水砲等のアクセスルート確保及び建屋への延焼拡大防止等を行う。

放水砲等を使用した航空機燃料火災対応の概要

泡消火薬剤容器（大型ポンプ用）
容量：1m３
配備数：5個（予備5個）

化学消防自動車

水槽付消防ポンプ自動車

水槽：1,500
泡原液槽：300

水槽：2,000

放水性能：0.85MPa，0.28m３／min以上

ｱｸｾｽﾙｰﾄ等

配備数：各2台（監視所付近及び西側・南側保管場所に分散配備）

化学消防自動車等を使用した早期火災対応の概要
2-8-13

泡消火薬剤容器（消防車用）：
1,500 ／1組として2組配備

⑤ アクセスルート確保 （1／3）
重大事故等が発生した場合において，可搬型重大事故等対処設備等の車両型資機材を運搬するためのアクセスルートを複数確保する必要がある。
地震，竜巻等の外部事象で発生し得る障害（瓦礫，土砂等）により，アクセスルートの確保が困難となった場合は，ホイールローダ等の重機による復旧を行い，車両型資機材の通行性を確保する。
ホイールローダ（重大事故等対処設備）※ バケット容量：2m３
けん引力：86kN
配備数：2台（予備3台）

ブルドーザ（自主対策設備）※ けん引力：284.4kN
配備数：1台

油圧ショベル（自主対策設備）※ バケット容量：0.16m３
最大掘削力：39kN
配備数：1台瓦礫撤去用重機の配備

アクセスルート複数確保
2-8-14⑤ アクセスルート確保 （2／3）
アクセスルート上に堆積した瓦礫や土砂について，ホイールローダ等の重機を用いてルート外への撤去や整地を行うことにより，車両型資機材の通行性を確保する。
瓦礫及び土砂の撤去・整地に係るホイールローダ等の重機の取扱いについては，
災害対策要員に定期的に教育・訓練を実施することにより必要な力量を確保する。
模擬瓦礫

模擬ルート

土砂

重機により土砂を撤去

ルート上に瓦礫を配置し，重機によりルート外に撤去
模擬瓦礫
重機

開始

終了

模擬ルート

瓦礫撤去訓練の概要

土砂撤去訓練の概要
2-8-15⑤ アクセスルート確保 （3／3）
アクセスルート上に堆積することが想定される瓦礫や土砂に対し，ホイールローダが十分な性能を有していることを机上評価及び検証試験により確認している。
さらに，津波漂流物撤去時の作業性向上を目的として，ブルドーザ，油圧ショベルを自主対策設
備として配備する。
文献名

被害事例等の確認
・東北地方太平洋沖地震時の被害等，
過去の被害事例から，瓦礫による被害状況を確認・斜面崩壊時の土砂到達距離を土砂災害に関連する文献を用いて確認

原子力発電所の基礎地盤及び周辺斜面の安定性評価技術

斜面高×1.4倍

土質工学ハンドブック

斜面高×1.4倍

土木工学ハンドブック

斜面高×0.55倍〜0.79倍

土砂災害防止法

斜面高×2.0倍

宅地防災マニュアルの解説

斜面高×2.0倍

瓦礫は建屋周辺に堆積

妥当性確認（検証試験）
・評価で得られた重機の撤去能力が妥当であることを検証試験にて確認
・重機が最大けん引力で押出し可能であることを検証試験にて確認

土砂は斜面高×0.55倍〜2.0倍まで到達被害の評価条件（保守的に設定）

撤去能力 評価結果（重機仕様等から評価）

撤去能力 試験結果（検証試験により確認）

瓦礫

建屋から建屋高さ分の範囲に堆積約 1.4 km／h

約 2.3 km／h
（最小値）

土砂

斜面高さ×2.0倍の範囲に堆積約 66 m3／h

約 78 m3／h（最小値）

撤去能力評価（机上評価）
・被害事例等の確認結果を踏まえて
瓦礫や土砂の堆積による被害を想定し，保守的な評価条件を設定
・保守的に設定した条件で重機による瓦礫等の撤去能力を机上にて評価

土砂到達距離被害事例等の確認結果を踏まえて保守的な条件を設定した上で，重機仕様等から評価した撤去能力が妥当であることを検証試験により確認している。
検証試験では，重機が最大けん引力で押し出す能力があることを約７ｔの模擬瓦礫を用いて確認している。
2-8-16

模擬瓦礫（約7t）【最大けん引力の確認試験】

⑥ 燃料補給 (1／2)
電源供給，冷却等に用いる可搬型設備等を長期間継続使用するための燃料の補給手段として，可搬型設備用軽油タンクを設置し，燃料移送・補給用のタンクローリを配備する。
可搬型設備用軽油タンクは，西側及び南側の可搬型重大事故等対処設備保管場所の地下に合計8基（予備1基含む）を設置し，210kL（30kL×7 基）の軽油を貯蔵する。なお，常設・固定式の非常用ディーゼル発電機等及び常設代替高圧電源装置用の軽油貯蔵タンクと独立・離隔して設置する。
可搬型設備用軽油タンクは，可搬型重大事故等対処設備（低圧電源車，注水ポンプ等）が7日間連続運転した場合の必要量（約170kL）に余裕を見込んだ210kLの軽油を確保する。
非常用ディーゼル発電機等
設置場所（原子炉建屋内）
可搬型設備用軽油タンク（西側）・120kL（30kL×4 基）（地下式）

常設代替高圧電源装置置場

可搬型設備用軽油タンク（南側）・90kL（30kL×3基，予備1基）（地下式）

可搬型設備用軽油タンク等の概要図
2-8-17

軽油貯蔵タンク設置場所（常設代替高圧電源装置置場地下）
・800kL（400kL×2基）

⑥ 燃料補給 (2／2)
燃料移送・補給用のタンクローリは，可搬型設備用軽油タンクから可搬型重大事故等対処設備へ燃料を移送するため，西側及び南側保管場所に各々1台，合計2台（予備3台）を配備する。
タンクローリのタンク容量（4kL/1台）は，可搬型重大事故等対処設備への燃料補給2回分（3.44kL）
以上の容量を確保している。また，燃料消費が最大時の給油シナリオにおいても必要な給油頻度以内（最短で1回/132分）で燃料補給が可能であることを確認している（準備，片付け時間含む） 。
可搬型設備用
軽油タンクまで
移動

西側，南側保管場所
・タンクローリ保管

可搬型設備用軽油タンクから
タンクローリへの給油作業

給油作業繰り返し

ホースの展開可搬型設備用
軽油タンクへのホース挿入ホースの接続

タンクローリに
燃料給油

燃料補給対象
設備配置場所に移動

燃料補給対象設備

燃料補給

燃料補給

可搬型重大事故等対処設備
・可搬型代替低圧電源車
・可搬型代替注水大型ポンプ
・可搬型代替注水中型ポンプ
・窒素供給装置用電源車
可搬型代替低圧電源車

可搬型代替注水大型ポンプ

タンクローリによる燃料補給作業の流れ
2-8-18

作業終了

⑦重要設備の復旧に係る予備品の確保（1／2）
事故収束させるために，津波等で機能喪失した安全上特に重要な設備の機能回復を図る
ことが有効な手段であるため，取替え可能な残留熱除去系海水系ポンプ及び非常用ＤＧ＊
用海水ポンプの電動機の予備品注と取替作業用の重機をあらかじめ発電所内に保管し，復旧を早期に実施する。
安全系海水ポンプ室
予備電動機交換用
クレーン

(2台)

予備電動機運搬用
トレーラー

残留熱除去系海水系
ポンプ用電動機
非常用ＤＧ用海水
ポンプ用電動機

予備品及び取替用重機保管場所，海水ポンプ設置場所

注 これらの予備品の他，自主対策として使用済燃料プールの冷却等に用いられる補機冷却用海水ポンプ用電動機についても予備品を確保する。

2-8-19＊

非常用ＤＧ：非常用ディーゼル発電機

⑦重要設備の復旧に係る予備品の確保（2／2）
予備品の選定海水ポンプ室に設置している残留熱除去系海水系，非常用ＤＧ用海水系は，津波浸水で機能喪失の可能性があるため対象機器として選定し，予備品を保有することで復旧までの時間が短縮でき，機能回復することで崩壊熱除去や電源確保ができる機器であることから予備品として確保する。
保管場所の選定
予備品等（重機を含む。）については，地震による周辺斜面の崩落，敷地下斜面のすべり，津波（敷地に遡上する津波を含む。）による浸水等の外部事象の影響を受けにくい場所に当該海水ポンプとの位置的分散を考慮した西側・南側保管場所に保管する。
予備品の仕様等
名称

仕様

数量

保管場所

残留熱除去系海水系
ポンプ用電動機

三相誘導電動機2台

南側保管場所（T.P.＋25m）

非常用ＤＧ用海水
ポンプ用電動機

三相誘導電動機1台

南側保管場所（T.P.＋25m）

数量

保管場所

予備品取替用重機の仕様等
名称

仕様

予備電動機交換用
クレーン
予備電動機運搬用
トレーラー

最大吊り上げ荷重
220t
積載荷重
20t

2-8-201台
1台

西側保管場所（T.P.＋23m）
西側保管場所（T.P.＋23m）

⑧ 放射能測定 （資料2-5参照） (1／2）
可搬型モニタリング・ポストによりモニタリング・ポストが機能喪失した場合の代替測定を行うとともに，モニタリング・ポストの設置されていない海側等に可搬型モニタリング・ポストを設置し，放射線量を測定する。
可搬型モニタリング・ポストの主な仕様
項目

内容

検出器の種類ＮａＩ（ＴＩ）ｼﾝﾁﾚｰｼｮﾝ式検出器
半導体式検出器

計測範囲

B.G.〜10９ nG／h

可搬型モニタリング・ポスト

β線サーベイ・メータ等の可搬型放射能測定装置により，放射能観測車が機能喪失した場合の空気中の放射性物質の濃度の代替測定を行うとともに、土壌中や水中の放射性物質の濃度を測定する。
配備する可搬型放射能測定装置
・可搬型ﾀﾞｽﾄ・よう素ｻﾝﾌﾟﾗ ・ＮａＩｼﾝﾁﾚｰｼｮﾝｻｰﾍﾞｲ・ﾒｰﾀ・β線ｻｰﾍﾞｲ・ﾒｰﾀ・ＺｎＳｼﾝﾁﾚｰｼｮﾝｻｰﾍﾞｲ・ﾒｰﾀ
可搬型気象観測設備により気象観測設備が機能喪失した場合の代替測定を行う。
可搬型気象観測設備の主な仕様
項目
観測項目

内容
・風向・風速・日射量・放射収支量・雨量

2-8-21

可搬型気象観測設備

⑧ 放射能測定 （資料2-5参照） (2／2）
放射能観測車は，周辺監視区域境界付近の放射線量及び空気中の放射性物質濃度を迅速に測定するために，放射線量率を監視し，及び測定し，並びに記録する装置，空気中の放射性物質（粒子状物質，よう素）を採取し，及び測定する装置等を搭載した放射能観測車を1台配備する。
放射能観測車の仕様
測定器の名称

検出器の種類ＮａＩ（Ｔｌ）シンチレーション

空間ガンマ
線測定装置

計測範囲
B.G.〜10８ nGy／h

半導体
プラスチックシンチレーション

ダスト
モニタ

B.G.〜10５ s−１
ＺｎＳ（Ａｇ）シンチレーション

よう素
測定装置

ＮａＩ（Ｔｌ）シンチレーション

B.G.〜10５ s−１

放射能観測車

小型船舶は，重大事故等が発生した場合に，発電所の周辺海域へ気体状又は液体状の放射性物質が放出された場合，小型船舶により，周辺海域の放射線量率を電離箱サーベイ・メータで測定し，その結果を記録するとともに，空気中の放射性物質及び海水のサンプリングを行う。
小型船舶の仕様項目内容

最大積載重量350kg以上（要員2名＋資機材を想定）

モニタリング時に持ち込む重大事
故等対処設備等

電離箱サーベイ・メータ：1台
可搬型ダスト・よう素サンプラ ：1台
採取用資機材：1式

移動方法

保管場所から船舶運搬車両等を用いて岸壁まで運搬する。

2-8-22小型船舶

⑨ 通信連絡 （資料2-6参照）
重大事故等が発生した場合において，発電所の内外の通信連絡をする必要のある場所と通信連絡を行うため，無線連絡設備（携帯型），携行型有線通話装置及び衛星電話設備（携帯型）を配備。
①警報装置

必要台数※２約280台―

無線連絡設備
（固定型）

3台

―

無線連絡設備（携帯型）

19台（予備1台）

5台

15台（予備2台）

12台

固定電話機

約180台

―

ＰＨＳ端末

約300台

―

ＦＡＸ

2台

―

衛星電話設備（固定型）

8台

4台

衛星電話設備（携帯型）

11台（予備1台）

2台

加入電話機

10台

―

加入ＦＡＸ

2台

―

2台

―

ＩＰ電話

6台

6台

ＩＰ−ＦＡＸ

3台

3台

テレビ会議システム

1台

1台

専用電話（ホットライン）（地方公共団体向）

1台―

SPDSデータ表示装置

1台（予備1台）

1台

送受話器（ページング）

無線連絡設備②通信設備（発電所内）

発電所内の配備数※１

携行型有線通話装置
電力保安通信用
電話設備

衛星電話設備④通信設備（発電所外）

加入電話設備テレビ会議システム（社内）
統合原子力
防災ネットワーク
専用電話設備③SPDS⑤データ伝送設備

安全ﾊﾟﾗﾒｰﾀ表示ｼｽﾃﾑ（SPDS）
緊急時対策支援ｼｽﾃﾑ（ERSS）※１台数については､今後､訓練等をとおして見直しを行う可能性がある。
※２設計基準対象施設及び重大事故等対処設備として使用する設備（ ）に対し､重大事故等対処時の人員配置等を踏まえて設定

2-8-23

⑩ 放射線防護 （資料2-7参照）
放射線防護具類の種類と数量を増やし，外部からの支援なしに事故発生後7日間の活動に必要な数を地震，津波，その他の自然現象による影響を受け難く居住性の確保された緊急時対策所建屋等に配備する。
名称（ ）内は防災業務
計画の名称

従来から備えている放射線防護具類（防災業務計画に定める
防災用資機材及び防災関連資機材）
配備数

保管場所

今後備えることとしている放射線防護具
配備数※１
緊急時対策所建屋

中央制御室

電子式個人線量計
57台
緊急時対策室建屋
333台
33台
タイベック
57組
緊急時対策室建屋
1,166着17着（汚染防護用装備）
靴下―※2―2,332足34足帽子―※2―
1,166個
17個
※2
綿手袋
―
―
1,166双
17双
ゴム手袋
―※2
―
2,332双
34双
全面マスク
57個
緊急時対策室建屋
333個
17個（ダスト・マスク）
チャコールフィルタ114個
緊急時対策室建屋
2,332個
34個
アノラック
57組
緊急時対策室建屋
462着
17着（ＰＶＡスーツ）
長靴
―※2
―
132足
9足
胴長靴
―※2
―
12足
9足
高線量対応防護服
10着
緊急時対策室建屋
15着―
セルフ・エアー・セット
4台―
サービス建屋
―自給式呼吸用保護具―――
9式※1 今後，必要に応じて訓練等で見直しを行う。
※2 防災用資機材として位置付けてはいなかったが，通常時より配備している装備を適宜使用することとしていた。

保管場所の配置

従前の考え方

今後の考え方

防護具の数量

原子力災害対策特別措置法を基に，必要な数量の算出。
事故対応の要員数に対し，凡そ３日以上の数量を確保。

事象発生後７日間は外部からの支援を受けなくても，継続して事故収束の対応に当
たれる数量を確保する。

防護具の
保管場所

事故対応の要員の活動拠点となる場所に保管し，迅速な活動に支障を及ぼさないよう考慮。

従前の考え方に加えて，地震及び津波等の自然災害並びに重大事故等の影響受け難い場所を保管場所とする。

2-8-24

⑪ 発電所被災状況確認
発電所に影響を及ぼすような，自然現象や外部事象が発生した際の発電所の被災状況を確認するための手段として，津波・構内監視カメラを導入することとしている。
・津波・構内監視カメラとして，原子炉建屋の屋上及び防潮堤の上部に，耐震性を有するカメラ（赤外線式）を設置する。

津波・構内監視カメラの主な仕様

・発電所内及び発電所外を含め広範な範囲で，津波等の自然現象・外部事象の兆候を昼夜にわたり中央制御室の運転員が定期的な巡視点検により監視可能となる。
更に，東海第二発電所では，本ワーキングチームにおける指摘を踏まえ，自主的な対策としてカメラを搭載したドローン（自主対策）を配備する方針とする。
・発電所が自然現象等で被災した後，屋外作業を実施するに当たって，災害対策本部は発電所構内やアクセスルートの被災状況等を把握するため，津波・構内監視カメラの監視映像の確認や，目視による直接確認を行い，構内の被災状況を把握する。
・この確認手段の多様性を確保
ドローンの仕様の例
する観点から，カメラを搭載し項 目
仕 様
たドローンを飛行させて発電所
対角寸法
約35㎝
構内の状況を確認する手段の重量約1.5㎏
導入を検討する。
最高時速70㎞/h
・東海第二発電所のロケーショ
ンを踏まえ，今後，具体的なドローンの機種選定，運用方法等を検討していく。

ドローンの機種の例

2-8-25

飛行時間

約28分

最大転送距離約3㎞（障害物なし）

積載物

可視カメラ

４．緊急時対応資機材の保管場所
緊急時対応資機材は概ね西側保管場所又は南側保管場所に保管する。このうち可搬型重大事故等対処設備は西側及び南側に分散して保管し，バックアップは予備機置場に保管する。このうち重大事故等対応で特に重要となる原子炉建屋の外から水又は電力を供給する設備については，必要な容量を賄うことのできる設備を２セット以上確保した上で分散して保管する。
緊急時対応資機材のうち，事故収束対応で従事者が装備する衛星電話設備等や放射線防護具類，小型で建屋内収納できる
可搬型ﾓﾆﾀﾘﾝｸﾞﾎﾟｽﾄ等は，地震や津波等自然現象の影響を受け難い中央制御室又は緊急時対策所建屋に保管する。

2-8-26

５．まとめ （1／2）○緊急時対応資機材として，重大事故等の緊急時において事故影響に対する緩和対策又はその支援対策等として活用される，常設・固定式でない可搬型／車両型の設備や資機材を導入する。
○緊急時対応資機材は，原子炉及び使用済燃料プールの燃料冷却や，大規模火災の消火，放射性物
質の拡散抑制等，事故影響に対する直接的な緩和機能を有する資機材と，アクセスルートの復旧・確保や各設備への燃料の補給等，事故影響の緩和機能の実効性確保や信頼性向上を図るためのサポート機能等を有する資機材の両方を導入する。
○これらの資機材を適切に組み合わせて活用することで，既存の安全設備による安全対策，新設の常設型の重大事故等対処設備による安全対策に加えて，可搬型である資機材の特徴を生かした柔軟な安全対策の実施を可能としている。
○各緊急時対応資機材の安全対策上の効果は以下のとおり。
【事故影響の直接的な緩和機能を有する緊急時対応資機材】①電源対策：低圧電源車及び可搬型の整流器により，交流及び直流の電源供給が可能②原子炉，格納容器 及びSFP冷却対策：可搬型のポンプ等により，原子炉注水，格納容器スプレイ，使用済燃料プールへの 注水，熱交換器等の冷却用海水送水等が可能③格納容器水素爆発対策：可搬型の窒素供給装置等により，格納容器内の水素濃度・酸素濃度の上昇抑制が可能④拡散抑制・航空機燃料火災対策：可搬型の大型ポンプ，放水砲，汚濁防止膜等により，大気及び海洋への放射性物質の拡散の抑制，航空機落下火災等の大規模火災の消火が可能
2-8-27

５．まとめ （2／2）
【サポート機能等を有する緊急時対応資機材】
アクセスルート確保対策：ホイールローダ等により，アクセスルートを復旧して車両型の資機材の通行性を確保可能⑥燃料補給：タンクローリにより，電源供給や冷却等の安全対策を継続的に実施するための燃料補給が可能⑦重要設備の復旧に係る予備品の確保：海水ポンプ用電動機予備品と取替作業用重機により，故障時には復旧作業により機能回復が可能⑧放射能測定：可搬型モニタリング・ポスト，放射能観測車及び小型船舶により，陸上及び海上の放射線量及び放射性物質濃度を測定可能⑨通信連絡設備：衛星電話設備（携帯型）等により，発電所の内外の通信連絡を行う必要のある場所と通信連絡を行うことにより継続的な事故収束対応作業への従事が可能⑩放射線防護：放射線防護具類により，汚染・被ばくを抑制しつつ継続的な事故収束対応作業への従事が可能⑪発電所被災状況確認：ドローンにより，自然現象・外部事象発生時の発電所構内の被災状況の確認が可能

2-8-28

第14回ＷＴ資料の再掲
資料１−２ 補足説明
茨城県原子力安全対策委員会
東海第二発電所
安全性検討ワーキングチーム（第１５回）
ご説明資料
茨城県原子力安全対策委員会
東海第二発電所
安全性検討ワーキングチーム（第２３回）
敦賀発電所2号機審査資料の不適切事案による東海第二発電所への影響確認
により一部修正（2023年3月29日）

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価に係る確率論的リスク評価等を踏まえた重要事故シーケンスの選定について
2019年6月26日
日本原子力発電株式会社
本資料のうち，

1-2 補足-1

は営業秘密又は防護上の観点から公開できません。

目次

１．はじめに
２．東海第二発電所のプラント構成について
３．レベル1ＰＲＡ
３．１ 内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡ
３．２ 地震レベル１ＰＲＡ
３．３ 津波レベル１ＰＲＡ
３．４ 内部事象停止時レベル１ＰＲＡ

４．レベル１．５ＰＲＡ
４．１ 内部事象出力運転時レベル１．５ＰＲＡ

５．事故シーケンスグループ（事故想定）の抽出及び重要事故シーケンスの選定
５．１ 炉心損傷防止対策の有効性評価に係る事故シーケンス選定
５．２ 停止中における燃料損傷防止対策の有効性評価に係る事故シーケンス選定
５．３ 格納容器破損防止対策の有効性評価に係る評価シーケンス選定

1-2 補足-2１．はじめに（1/2）■実施内容及び目的
確率論的リスク評価「実用発電用原子炉及びその附属施設の位置，構造及び設備の基準に関する規則の解釈」第３７条に基づき，事故シーケンスグループ（事故想定）及
び格納容器破損モードの抽出に活用するために，個別プラントの確率論的リスク評価（以下「ＰＲＡ」という。）を実施した。
なお，今回実施したＰＲＡの評価手順
は，日本原子力学会標準に準拠している。
事故シーケンス選定「実用発電用原子炉に係る炉心損傷防止対策及び格納容器破損防止対策の有効性評価に関する審査ガイド」等に基づき，事故シーケンスグループ（事故想定）及び格納容器破損モード
ごとに，有効性評価の対象とする重要事故シーケンスを選定した。

必ず想定する事故シーケンス
グループ（事故想定）（ＢＷＲ）
・高圧・低圧注水機能喪失
・高圧注水・減圧機能喪失
・全交流動力電源喪失
・崩壊熱除去機能喪失
・原子炉停止機能喪失
・ＬＯＣＡ時注水機能喪失
・格納容器バイパス（インターフェイ
スシステムＬＯＣＡ）

個別プラントの内部事象ＰＲＡ及び外部事象ＰＲＡ（適用可能なもの）等で抽出した有意な頻度又は影響をもたらす事
故シーケンスグループ（事故想定）

想定する事故シーケンスグループ（事故想定）○以下を着眼点として，重要事故シーケンスを選定する
a. 同時に機能喪失する設備の数
b. 余裕時間の長短
c. 炉心損傷防止に必要な設備容量の程度
d. 当該事故シーケンスグループ（事故想定）内の特徴を代表している

グループ毎に重要事故シーケンスを選定

重要事故シーケンスへの対策の有効性評価例） 炉心損傷防止対策の有効性評価の流れ
1-2 補足-3１．はじめに（2/2）■ＰＲＡの評価対象とするプラント状態
今回実施したＰＲＡの目的は，設計基準
事象を超えた重大事故等に対する有効性評価を行うための事故シーケンスグ
ループ（事故想定）及び格納容器破損
モードの抽出であることから，設計基準
事故対処設備による対応を基本とし，これまで整備してきたアクシデントマネジメ
ント策（以下「ＡＭ策」という。）には期待しないことを前提に評価を行う。
ＰＲＡの評価対象は右表のとおり。なお，「ECCS手動起動」，「原子炉手動減圧」，「残留熱除去系の起動」，「高圧炉心スプ
レイ系及び原子炉隔離時冷却系の水源切替」等，設計基準事故対処設備の機能を作動させるための手動操作は考慮。

対象緩和設備設計基準事故対処設備
ＡＭ要請（H4）以前から整備しているＡＭ策

今回のＰＲＡでの取り扱い考慮する• 代替注水手段（給水系，制御棒駆動水圧系，復水 考慮しない
補給水系及び消火系による原子炉への注水手段）
ＡＭ要請（H4）以降に整備したＡＭ策• 代替反応度制御（代替原子炉再循環ポンプトリップ
及び代替制御棒挿入機能）• 代替注水手段（復水補給水系，消火系による原子炉・格納容器への注水手段）
考慮しない• 原子炉減圧の自動化• 格納容器からの除熱手段（耐圧強化ベント）• 電源の融通（高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機からの6.9kV／480V融通）

緊急安全対策
• 電源車• 消防車，消防ポンプ• 非常用発電機代替設備• 代替海水ポンプ

考慮しない• 代替注水車• 建屋の水密扉の強化• 海水ポンプモータ予備品

重大事故等対処設備

1-2 補足-4

考慮しない２．東海第二発電所のプラント構成について（1/2）
炉心冷却機能及び格納容器除熱機能を有する系統
ＥＣＣＳ（非常用炉心冷却施設）は３区分で構成されており，そのうち２区分は格納容器除熱機能を有している（ＢＷＲ−５プラントの特徴）＜ＥＣＣＳ等の区分＞

格納容器

自動減圧系／
逃がし安全弁

区分Ⅲ
原
子
炉
圧
力
容
器

タービンへ

高圧炉心スプレイ系

サプレッション・プール

区分Ⅰ

区分Ⅱ

低圧炉心スプレイ系
残留熱除去系Ａ（低圧注水系Ａ）

残留熱除去系Ｂ（低圧注水系Ｂ）
残留熱除去系C（低圧注水系C）

原子炉隔離時冷却系

高圧炉心
スプレイ系ポンプ

残留熱除去系
熱交換器A

復水貯蔵
タンク

原子炉隔離時冷却系ポンプ
残留熱除去系（低圧注水系）
ポンプA

低圧炉心
スプレイ系ポンプ

残留熱除去系（低圧注水系）
ポンプＣ
残留熱除去系 残留熱除去系（低圧注水系） 熱交換器B
ポンプB

1-2 補足-5自動減圧系

２．東海第二発電所のプラント構成について（2/2）
圧力抑制形の鋼製格納容器（Ｍａｒｋ-Ⅱ型）
格納容器雰囲気は，通常運転時においては窒素置換
ドライウェル下部にサプレッション・チェンバを配置

1-2 補足-6３．レベル１ＰＲＡ

３．１ 内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡ

1-2 補足-7

（１）内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡの評価フロー
日本原子力学会標準「原子力発電所の出力運転状態を対象とした確率論的安全評価に関する実施基準（レベル１PSA編）：2008」に準拠し，以下の手順で内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡを実施
プラント構成・特性の調査

・プラントの設計・運用管理に係る情報を収集

起因事象の選定と発生頻度の評価

・炉心損傷に至る可能性のある事象を起因事象として選定し，その発生頻度を評価

成功基準の設定・炉心損傷の防止に必要な緩和設備の組合せを成功基準として設定

事故シーケンスの分析・選定した起因事象に対して，成功基準を踏まえて事故シーケ
ンスをイベントツリーにより展開し，炉心損傷に至る事故シー
ケンスグループ（事故想定）を抽出システム信頼性解析

・各緩和設備（システム）の機能喪失要因をフォールトツリーにより展開し，システムの非信頼度を算出

パラメータの作成

・システム信頼性解析で使用する機器故障率等のパラメータを作成

人間信頼性解析・事象発生前後の人的過誤を同定し，人的過誤確率を評価

フィードバック，
整合性確認

事故シーケンスの定量化

・炉心損傷に至る事故シーケンスを定量化
1-2 補足-8（２）プラントの構成・特性
内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡで考慮する代表的設備
機能及び系統名※１

系統の概要

※２

原子炉停止機能スクラム系（原子炉緊急停止系，スクラム排出 原子炉水位低（レベル３）等の信号により異常を検知して，急速かつ自動的に制御棒を炉心に挿入し，原子炉
容器，制御棒駆動水圧系）を停止させる。信号を発する原子炉緊急停止系，スクラム排出容器及び制御棒駆動水圧系から構成される。
炉心冷却機能※３
高圧炉心スプレイ系（HPCS）

原子炉水位異常低下（レベル２）又はドライウェル圧力高の信号で自動起動し，電動駆動のポンプにより，高圧〜低圧状態の原子炉に注水する。

原子炉隔離時冷却系（RCIC）

原子炉水位異常低下（レベル２）の信号で自動起動し，蒸気タービン駆動のポンプにより，原子炉に注水する。

低圧炉心スプレイ系（LPCS）
低圧注水系（LPCI）（残留熱除去系（RHR））
自動減圧系（ADS）

原子炉水位異常低下（レベル１）又はドライウェル圧力高の信号で自動起動し，電動駆動のポンプにより，低圧状態の原子炉に注水する。
LPCIはRHRの機能の１つであり，原子炉水位異常低下（L1）又はドライウェル圧力高の信号で自動起動し，電動駆動のポンプにより，低圧状態の原子炉に注水する。
原子炉水位異常低下（L1）及びドライウェル圧力高の信号により，ADS機能を有する逃がし安全弁（S／R弁）を自動開放して原子炉圧力を低下させる。

格納容器除熱機能
残留熱除去系（RHR）（格納容器スプレイ冷却モード/サプレッション・プール冷却モード）

格納容器スプレイ冷却モードはRHRの機能の１つであり，サプレッション・プール水をRHRの熱交換器で冷却し，ドライウェル内及びサプレッション・チェンバ内にスプレイすることで格納容器内の温度，圧力を低減させる。
サプレッション・プール冷却モードはRHRの機能の１つであり，サプレッション・プール水をRHRの熱交換器で冷却し，再びサプレッション・プールへ戻すことによりサプレッション・プールの温度を低減させる。

安全機能のサポート機能
残留熱除去系海水系（RHRS）
非常用ディーゼル発電機海水系（DGSW）
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系（HPCS-DGSW）
非常用ディーゼル発電機（DG）
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機（HPCS-DG）

直接海水を供給することで，各々の補機を冷却する。
RHRS：LPCS，RHR 等
DGSW：DG-2C/2D
HPCS-DGSW：HPCS，HPCS-DG

直流電源（DC）

RCICやディーゼル発電機の起動，逃がし安全弁の電磁弁や遮断器の開閉等の非常用機器の制御に用いる。

外部電源の喪失等を受けて自動起動し，非常用機器に給電する。

※１：外部電源が喪失した場合の復旧及び故障した機器の復旧は考慮していない※２：全制御棒挿入失敗時のほう酸水注入系については，ＡＭ操作を伴うことから原子炉停止機能として考慮していない※３：給復水系による注入機能及び除熱機能には期待していない

1-2 補足-9（３）起因事象の選定
選定した起因事象とその発生頻度及びその評価方法
評価対象とする起因事象は，既往のPRA及び東海第二発電所の特性を考慮して選定。
起因事象発生頻度は，国内BWRプラントにおける過去の実績や文献値等により算出。
起因事象

発生頻度
（回/炉年）

非隔離事象（タービントリップ等）

1.7E-01

隔離事象（主蒸気隔離弁閉等）2.7E-02

全給水喪失

1.0E-02

水位低下事象（給水ポンプトリップ等）

2.7E-02

原子炉緊急停止系誤動作等

5.5E-02

逃がし安全弁誤開放

1.0E-03

外部電源喪失4.2E-03

計画外停止

4.3E-02

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅰ）7.2E-04

残留熱除去系海水系故障（区分Ⅱ）7.2E-04

交流電源故障（区分Ⅰ）1.5E-04サポート系喪失（自動停止）

交流電源故障（区分Ⅱ）

1.5E-04

タービン・サポート系故障

7.2E-04サポート系喪失(直流電源故障)

直流電源故障（区分Ⅰ）2.8E-04

直流電源故障（区分Ⅱ）2.8E-04

大破断LOCA

2.0E-05

中破断LOCA

2.0E-04

小破断LOCA

3.0E-04

インターフェイスシステムLOCA （ISLOCA）

4.8E-10

過渡事象

外部電源喪失手動停止／サポート系喪失（手動停止）

原子炉冷却材喪失（LOCA）
格納容器バイパス

1-2 補足-10

（４）事故シーケンスの分析（1/2）
事故シーケンスの分類選定した起因事象に対して，成功基準を踏まえて事故シーケンスをイベントツリーにより展開＜過渡事象のイベントツリー＞＜手動停止／サポート系喪失（手動停止）のイベントツリー＞＜外部電源喪失のイベントツリー＞＜大破断ＬＯＣＡのイベントツリー＞

1-2 補足-11

（４）事故シーケンスの分析（2/2）
事故シーケンスの分類
炉心損傷に至る事故シーケンスの最終状態を，安全機能に着目した，事故シーケンスグループ（事故想定）に分類
事故シーケンスグループ（事故想定）

事故シーケンスの特徴

高圧・低圧注水機能喪失

ＴＱＵＶ

事象発生後，高圧系及び低圧系による炉心冷却に失敗

高圧注水・減圧機能喪失

ＴＱＵＸ

事象発生後，高圧系による炉心冷却に失敗し，かつ原子炉の減圧に失敗

ＴＢ

全交流動力電源喪失
ＴＢＵ

ＤＧ2台機能喪失，ＨＰＣＳ機能喪失及びＲＣＩＣ機能喪失

ＴＢＰ

ＤＧ2台機能喪失，ＨＰＣＳ機能喪失及びＳ／Ｒ再閉失敗によるＲＣＩＣ機能喪失

ＴＢＤ

直流電源の故障によるＤＧ2台の起動失敗，ＨＰＣＳ機能喪失及びＲＣＩＣ機能喪失

長期ＴＢ

非常用ディーゼル発電機2台機能喪失，ＨＰＣＳ機能喪失及び蓄電池枯渇に伴うＲＣＩＣ機能喪失全交流動力電源喪失

原子炉停止機能喪失
崩壊熱除去機能喪失

ＴＣ

事象発生後，原子炉停止（未臨界確保）に失敗

ＴＷ

事象発生後，原子炉格納容器からの崩壊熱除去に失敗

ＴＢＷ

全交流動力電源喪失，ＨＰＣＳによる炉心冷却は継続しているが，格納容器からの崩壊熱除去に失敗

ＬＯＣＡ
ＬＯＣＡ時注水機能喪失

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

原子炉冷却材喪失の場合において原子炉への注水に失敗
ＡＥ

大ＬＯＣＡ後の炉心冷却失敗

Ｓ１Ｅ

中ＬＯＣＡ後の炉心冷却失敗

Ｓ２Ｅ

小ＬＯＣＡ後の炉心冷却失敗

ＩＳＬＯＣＡ

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

1-2 補足-12

（５）事故シーケンスの定量化
事故シーケンスグループ（事故想定）別の炉心損傷頻度「崩壊熱除去機能喪失（TW，TBW）」の寄与割合が約100％を占め支配的⇒崩壊熱除去に係る重大事故等対処設備（緊急用海水系，代替循環冷却系，格納容器ベント（格納容器圧力逃がし装置，耐圧強化ベント））等により，炉心損傷頻度の低減が可能
事故シーケンスグループ（事故想定）

炉心損傷頻度（／炉年）（点推定値）

寄与割合（％）

高圧・低圧注水機能喪失

ＴＱＵＶ

3.5E-09＜0.1

高圧注水・減圧機能喪失

ＴＱＵＸ

2.0E-08

＜0.1

長期ＴＢ

7.7E-08

0.1

ＴＢＵ

2.1E-08＜0.1

ＴＢＰ

5.3E-10＜0.1

ＴＢＤ

6.0E-12＜0.1

ＴＷ

5.6E-05

91.9

ＴＢＷ

4.8E-06

7.9

ＴＣ

2.5E-08＜0.1

ＡＥ

1.4E-12＜0.1

Ｓ１Ｅ

2.0E-11＜0.1

Ｓ２Ｅ

1.6E-13＜0.1

ＩＳＬＯＣＡ

4.8E-10＜0.1

6.1E-05

100.0

高圧注水・
高圧・低圧
原子炉停止
インターフェイス
減圧機能喪失 注水機能喪失
機能喪失
システムＬＯＣＡ
＜0.1%
＜0.1%
＜0.1%
＜0.1%
全交流動力
ＬＯＣＡ時注水
電源喪失
機能喪失
0.2%
＜0.1%

全交流動力電源喪失

崩壊熱除去機能喪失
原子炉停止機能喪失

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）
合計

1-2 補足-13

崩壊熱除去
機能喪失
99.8%

３．レベル１ＰＲＡ

３．２ 地震レベル１ＰＲＡ

1-2 補足-14

（１）評価の流れ■地震レベル１ＰＲＡの評価フロー
以下に示す評価フローに基づき，地震ＰＲＡを実施
１．評価対象プラントと事故シナリオ(1) 対象とするプラントの説明(2) 炉心損傷に至る事故シナリオと分析

・プラント関連情報の収集・分析

・事故シナリオの概括的な分析・設定
・起因事象の選定
・建屋・機器リストの作成

・プラントウォークダウンの実施

２．確率論的地震ハザード
評価

３．建屋・機器フラジリティ
評価

４．事故シーケンス評価
フォールトツリー

年
超
過
頻
度

イベントツリー損
傷
確率
最大地動加速度最大地動加速度

1-2 補足-15

（１）確率論的地震ハザード評価■地震ハザード曲線■一様ハザードスペクトル

システム評価に用いた平均地震ハザード
曲線（水平方向）

フラジリティ評価に用いた年超過確率10−５の一様ハザードスペクトル1-2 補足-16

（２）建屋・機器フラジリティ評価■機器のフラジリティの例
評価対象：残留熱除去系熱交換器
損傷モードと部位：最も耐震裕度の低いアンカボルトの構造損傷（引張＋せん断）
評価方法：耐力係数と応答係数による方法（安全係数法）

安全係数評価結果

中央値

ＦＲＳ

ＦＲＥ

Ｆ２

Ｆ３

合計

ＦＳ

Ｆμ

ＦＳＡ

ＦＤ

ＦＭ

ＦＭＣ

Ｆ１

1.22

1.00

1.24

1.30

1.00

1.03

1.00

1.00

2.03

不確

βＲ

0.00

0.00

0.00

0.08

0.00

0.13

0.00

0.20

0.25

実さ

βＵ

0.07

0.00

0.07

0.08

0.15

0.00

0.00

0.15

0.25

ＦＣ＝ＦＳ・ＦμＦＳ ：強度係数
Ｆμ ：塑性エネルギ吸収係数
ＦＲＥ＝ＦＳＡ・ＦＤ・ＦＭ・ＦＭＣ
ＦＳＡ ：スペクトル形状係数
ＦＤ ：減衰係数
ＦＭ ：モデル化係数
ＦＭＣ ：モード合成係数
ＦＲＳ＝Ｆ１・Ｆ２・Ｆ３
Ｆ１ ：解放基盤表面の地震動に関する係数
Ｆ２ ：建屋への入力地震動に関する係数
Ｆ３ ：建屋の地震応答に関する係数

1.0
0.9
0.8
0.7

損傷確率

ＦＣ

・損傷加速度中央値 Ａｍ ： 3.27G・偶然的不確実さ βＲ ： 0.25
・認識論的不確実さ βＵ ： 0.25
・ＨＣＬＰＦ ： 1.43G

1-2 補足-17

0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0.0
0

500

1000

1500

2000

最大地動加速度（Gal）（水平）フラジリティ曲線

2500

3000

（３）事故シーケンスの分析（1/2）■事故シーケンス評価
イベントツリーを用いて炉心損傷に至る事象進展を系統的に整理
内部事象ＰＲＡで用いているイベントツリーをベースに，地震による施設・設備の損傷に起因して発生する地震時特有の事象進展をイベントツリーに反映■地震ＰＲＡ階層イベントツリー
地震

地震加速度大

原子炉建屋

格納容器

原子炉
圧力容器

格納容器
バイパス

ＥＬＯＣＡ

計装・制御

直流電源

交流電源

外部電源

発生なし

発生する起因事象

−
健全
健全
健全
健全
発生なし
発生なし
健全
健全
健全

発生

喪失
喪失

喪失

外部電源喪失交流電源喪失RHR̲A̲ST̲2MD̲

喪失
発生

過渡事象

直流電源喪失計装・制御系喪失

RHR̲A̲CH̲2MD.

発生

ＥＬＯＣＡ
格納容器バイパス

LPCI̲B̲TRAN.f RHR̲A̲ST̲2MD.

損傷
損傷

LPCS̲TRAN.ft LPCI̲B̲TRAN.ft

損傷

RHR̲A̲ST̲2MD.

1-2 補足-18

原子炉圧力容器損傷
格納容器損傷
原子炉建屋損傷

（３）事故シーケンス評価（2/2）■過渡事象イベントツリー
過渡事象

原子炉停止

主蒸気
逃がし安全
弁開放

圧力
バウンダリ
健全性

高圧炉心
冷却

■外部電源喪失イベントツリー

低圧炉心
冷却

原子炉減圧

崩壊熱除去

成功
成功
1.60E-01

失敗
成功

成功
成功
成功

失敗

原子炉停止

主蒸気
逃がし安全弁
開放

直流電源

交流電源

圧力
バウンダリ
健全性

高圧炉心冷却成功

炉心損傷なし崩壊熱除去機能喪失

成功
成功

炉心損傷なしRHR̲A̲ST̲2MD

成功
失敗

P1

成功
成功
失敗

成功
HPCS̲SORV.ft

成功
成功

失敗

失敗
失敗

成功

高圧注水・減圧機能喪失

成功
失敗

炉心損傷なし失敗

崩壊熱除去機能喪失

失敗

炉心損傷なし全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）
崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）
全交流動力電源喪失（ＴＢＵ）

失敗
成功

崩壊熱除去機能喪失

事故シーケンスグループ

過渡事象へ

成功

高圧・低圧注水機能喪失

失敗

失敗

外部電源喪失失敗

失敗
成功

事故シーケンスグループ

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）
全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）
崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）
全交流動力電源喪失（ＴＢＤ）
ＥＬＯＣＡ

失敗

原子炉停止機能喪失

崩壊熱除去機能喪失
高圧・低圧注水機能喪失

失敗

ＥＬＯＣＡ

失敗

原子炉停止機能喪失■交流電源喪失イベントツリー
交流電源喪 失原子炉 停止

主蒸気逃 がし
安全弁 開放圧力バ ウンダリ
健 全性

高圧 炉心冷却
成功

成功
失敗
成功
成功
成功

失敗
失敗
失敗

失敗

■直流電源喪失イベントツリー
事故シー ケンスグルー プ

直流電源喪失原子炉停止

主蒸気逃がし
安全弁開放

成功
失敗

全 交流動力電 源喪失（Ｔ ＢＵ）

成功
成功
成功

失敗
失敗

全 交流動力電 源喪失（Ｔ ＢＰ）
失敗

ＥＬＯＣＡ
原子 炉停止機能 喪失

1-2 補足-19

高圧炉心冷却成功

崩 壊熱除去機 能喪失（Ｔ ＢＷ）
全交流動力 電源喪失（ 長期ＴＢ）

崩 壊熱除去機 能喪失（Ｔ ＢＷ）

圧力バウンダリ
健全性

失敗

事故シーケンスグループ

崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）
全交流動力電源喪失（ＴＢＤ）
崩壊熱除去機能喪失（ＴＢＷ）
全交流動力電源喪失（ＴＢＤ）
ＥＬＯＣＡ
原子炉停止機能喪失

（４）事故シーケンスの定量化■炉心損傷頻度評価結果（事故シーケンスグループ（事故想定）別）「崩壊熱除去機能喪失（ＴＷ）」の炉心損傷頻度が最も高く約53％を占め，次いで「全交流動力
電源喪失（ＴＢＤ）」が約21％を占め支配的⇒重大事故等対策の耐震性確保により，炉心損傷頻度の低減が可能「原子炉建屋損傷」等，直接炉心損傷に至る地震特有の事象の寄与は小さいことを確認

1-2 補足-20

３．レベル１ＰＲＡ

３．３ 津波レベル１ＰＲＡ

1-2 補足-21

（１）評価の流れ■津波レベル１ＰＲＡの評価フロー
以下に示す評価フローに基づき，津波ＰＲＡを実施
１．評価対象プラントと事故シナリオ(1) 対象とするプラントの説明(2) 炉心損傷に至る事故シナリオと分析
・事故シナリオの広範な分析・選定及び事故シナ
リオのスクリーニング
・事故シナリオの明確化及び起因事象の分析
・建屋・機器リストの作成

・プラント関連情報の収集・分析
・プラントウォークダウンの実施

２．確率論的津波ハザード
評価
年
超
過
確
率
（/年）

３．建屋・機器フラジリティ
評価
機
1.0
能
喪
失
確
率 0

津波高さ（m）

４．事故シーケンス評価
フォールトツリー
イベントツリー

機器等の許容津波高さ
津波高さ（m）

1-2 補足-22

（２）評価対象プラントと事故シナリオ■津波高さ区分
津波ＰＲＡでは，防潮堤を超える領域における炉心損傷頻度を評価

プラントの設備配置の概略図（津波浸水イメージ）
1-2 補足-23

（３）確率論的津波ハザード評価（４）建屋・機器フラジリティ評価■津波ハザード曲線■建屋・機器のフラジリティ

システム評価に用いた平均津波ハザード曲線（防潮堤位置）

津波が評価対象設備の損傷高さ又設置高さに達した時点で，当該設備が確率1.0で損傷すると仮定し，フラジリティ曲線はス
テップ状と設定

1.0
機
能
喪
失
確
率

機器等の許容津波高さ

0
津波高さ（m）

非常用海水ポンプは，津波が防潮堤高さ（T.P.＋20m）を超えた時点で機能喪失
原子炉建屋内機器は，津波がT.P.＋22mを超えた時点で建屋内浸水が生じ，機能喪失

津波ハザード曲線の評価位置
1-2 補足-24

（５）事故シーケンスの分析■事故シーケンス評価
階層イベントツリーの各ヘディング及び分岐構造に関する考え方は以下のとおり
原子炉建屋内浸水••

防潮堤を越流した津波による原子炉建屋への浸水の有無を分岐として設定
津波が原子炉建屋１階床面に到達した時点で建屋内への浸水が発生し，建屋内の全緩
和機能が機能喪失すると仮定しているため，原子炉建屋内浸水後のヘディングの分岐は設けず，直接炉心損傷に至るものと設定

最終ヒートシンク喪失•

防潮堤を越流した津波による非常用海水ポンプの機能喪失の有無を分岐として設定■階層イベントツリー
津波（津波高さ）

防潮堤損傷（T.P.＋24m〜）

原子炉建屋内浸水（T.P.＋22m〜24m）

最終ヒートシンク喪失（T.P.＋20m〜22m）

発生する起因事象

発生なし

−

発生なし
発生なし

発生

最終ヒートシンク喪失（T.P.＋20m〜22m）

発生

原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（T.P.＋22m〜24m）
※

発生

※

防潮堤損傷
（T.P.＋24m〜）

炉心損傷直結のためイベントツリーは展開しない。

■最終ヒートシンク喪失のイベントツリー
最 終 ヒー ト シン ク喪 失圧 力 バウ ンダ リ健全 性

高圧 炉心 冷 却

成功

事 故 シー ケ ンス

最 終 ヒー トシ ン ク喪 失 （Ｒ Ｃ ＩＣ 成 功）

成功
失敗

失敗

最 終 ヒー トシ ン ク喪 失 ＋高 圧 炉心 冷 却失 敗

最 終 ヒー トシ ン ク喪 失 ＋逃 が し安 全 弁再 閉 鎖失 敗

1-2 補足-25※

（６）事故シーケンスの定量化■炉心損傷頻度評価結果（事故シーケンスグループ（事故想定）別）「外部電源喪失＋最終ヒートシンク喪失（蓄電池枯渇後RCIC停止）」の寄与割合が約74％と最も大きく，次いで「原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失」の寄与割合が約18％と大きい⇒炉心損傷防止に必要な重大事故等対処設備等を津波から防護することにより，炉心損傷頻度の低減が可能

最終ヒートシンク喪失（蓄電池枯渇後RCIC停止）
73.9%

1-2 補足-26

３．レベル１ＰＲＡ

３．４ 内部事象停止時レベル１ＰＲＡ

1-2 補足-27

（１）プラントの構成・特性（1/2）
東海第二発電所における主要設備
プラント停止中は，残留熱除去系により原子炉の除熱を行う

HPCS
使用済燃料プール
F/D

原子炉ウェル

ドライヤ／
セパレーター
ピット

Hx

LPCS

FPC
RHR-C

原子炉
圧力容器
F/D

CST-A

Hx

CUW
CST-B

RHR ：残留熱除去系
HPCS ：高圧炉心スプレイ系
LPCS ：低圧炉心スプレイ系
CST ：復水移送系
CUW ：原子炉冷却材浄化系
FPC ：使用済燃料プール冷却浄化系
Hx：熱交換器
F/D ：ろ過脱塩装置
注：本ＰＲＡでは，FPC及びＣＵＷによる除熱には期待していない。

Hx
RHR-A
Hx
RHR-B

1-2 補足-28（１）プラントの構成・特性（2/2）
内部事象停止時レベル１ＰＲＡの考慮する代表的設備
機能及び系統名※

系統の説明

炉心冷却機能残留熱除去系（RHR）（原子炉停止時冷却系）

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）はRHRの機能の１つであり，電動駆動のポンプを手動起動し，原子炉冷却材中の保有熱を除去して原子炉の除熱を行う。

高圧炉心スプレイ系（HPCS）

電動駆動のポンプを手動起動し，高圧〜低圧状態の炉心に注水する。

低圧炉心スプレイ系（LPCS）

電動駆動のポンプを手動起動し，低圧状態の炉心に注水する。

低圧注水系（LPCI）（残留熱除去系（RHR））

電動駆動のポンプを手動起動し，低圧状態の炉心に注水する。

復水移送系（CST）

電動駆動のポンプを手動起動し，低圧状態の炉心に注水する。

安全機能のサポート機能
残留熱除去系海水系（RHRS）
非常用ディーゼル発電機海水系（DGSW）
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系（HPCS-DGSW）

直接海水を供給することで，各々の補機を冷却する。
RHRS：LPCS，RHR
DGSW：DG-2C/2D
HPCS-DGSW：HPCS，HPCS-DG

非常用ディーゼル発電機（DG）
HPCSディーゼル発電機（HPCS-DG）

外部電源の喪失を受けて自動起動し，非常用機器に給電する。

直流電源（DC）

DGの起動等に用いる。

※：外部電源が喪失した場合の復旧及び故障した機器の復旧は考慮していない

1-2 補足-29

（２）停止中のプラント状態の分類（1/2）
プラント状態（POS）の推移
ＲＰＶ／ＰＣＶの状態，原子炉水位，及び緩和設備の待機状態を考慮し，PＯＳを分類
出力

PRAの評価対象

1500

300

冷却材温度

原子炉圧力

原子炉内インベントリ

1000

運転時

10

出力

停 止 時

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

RPV漏えい検査(約6.9MPa)(約6.9MPa)

200

5
[MPa]

[℃]

500

RPV満水

100

通常水位
(約50℃)

[m3 ]
0

(大気圧)

0

0

プラント状態(POS)−

解列
復水器真空破壊

S A

B

RPV開放

C

RPV閉鎖

ＰＯＳ
事象区分Ｓ

原子炉冷温停止への移行状態

事象区分Ａ

ＲＰＶ／ＰＣＶ開放への移行状態

事象区分B

原子炉ウェル満水状態

事象区分Ｃ

ＲＰＶ／ＰＣＶ閉鎖への移行状態

事象区分Ｄ

起動準備状態

1-2 補足-30

D

起動準備
CR引き抜き開始−

並列

（２）停止中のプラント状態の分類（2/2）
評価対象工程の選定及びプラント状態（POS）の分類
過去の定期検査のうち，特殊工程を含まない標準的な工程である第19回定期検査工程を選定
POS-B，Cは使用可能な緩和設備の状態を考慮し，細分化
POS

S

A

B1

B2

B3

B4

B5

B6

C1

C2

D

日数

1

2

5

3

14

8

12

13

8

9

7

代表水位

通常水位

原子炉ウェル満水

通常水位

ＣＲＤ点検
ＬＰＲＭ点検
ＲＨＲ−Ａ
除熱系

※2

POS

期間（日）

S

1

A

2

B

55

C

17

D

7

ＲＨＲ−Ｂ
※1

ＣＳＴ−Ａ
ＣＳＴ−Ｂ
ＨＰＣＳ
注水系

ＬＰＣＳ
ＬＰＣＩ−Ａ※2

ＬＰＣＩ−Ｂ
ＬＰＣＩ−ＣＲＨＲＳ−Ａ
補機冷却系
ＲＨＲＳ−Ｂ
ＤＧ−２Ｃ
電源系

ＤＧ−２Ｄ
ＨＰＣＳ−ＤＧ※3※1：RHR蒸気凝縮配管撤去のため，RHR-B待機除外※2：RHR-A系統圧力上昇による点検のため，RHR-A待機除外※3：HPCS-DGの潤滑油プライミングポンプの点検のため，HPCS-DG待機除外
：運転

：待機

：待機除外

1-2 補足-31

CRD ：制御棒駆動系
CUW ：原子炉冷却材浄化系
RHR ：残留熱除去系
CST ：復水移送系
HPCS：高圧炉心スプレイ系
LPCS ：低圧炉心スプレイ系
LPCI ：低圧注水系
RHRS：残留熱除去系海水系
DG ：ディーゼル発電機
LPRM：局部出力領域モニタ

（３）起因事象の選定
起因事象の選定結果及び発生頻度
国内BWRプラントの実績データ又は人間信頼性解析により起因事象発生頻度を算出

1-2 補足-32

（４）事故シーケンスの分析(1/2)
イベントツリー各起因事象に対して，緩和設備又は緩和操作を検討し，炉心損傷に至る事故シーケンスを展開＜残留熱除去系の故障に対するイベントツリー＞
残留熱除去系の故障

崩壊熱除去・炉心冷却成功

事故シーケンスグループ
燃料損傷なし失敗

崩壊熱除去機能喪失＜外部電源喪失に対するイベントツリー＞
直流電源※

外部電源喪失崩壊熱除去・
炉心冷却

交流電源※
成功
成功
失敗

成功
成功

失敗
失敗
成功

失敗
失敗

事故シーケンスグループ
燃料損傷なし崩壊熱除去機能喪失
燃料損傷なし全交流動力電源喪失
燃料損傷なし全交流動力電源喪失※ 交流電源及び直流電源は区分Ⅰ，Ⅱ電源のことを意味し，区分Ⅲ電源は含めない＜原子炉冷却材の流出に対するイベントツリー＞
原子炉冷却材の流出

崩壊熱除去・炉心冷却成功

事故シーケンスグループ
燃料損傷なし失敗

原子炉冷却材の流出

1-2 補足-33

（４）事故シーケンスの分析(2/2)■事故シーケンスの分類
炉心損傷に至る事故シーケンスの最終状態を起因事象や緩和設備の作動状況から，下表の事故シーケンスグループ（事故想定）へ類型化
事故シーケンスグループ（事故想定）

事故シーケンスの特徴
残留熱除去系の故障後，崩壊熱除去及び炉心冷却に失敗し炉心損傷

崩壊熱除去機能喪失

外部電源喪失後，非常用ＤＧによる交流電源の確保に成功したが，崩壊熱除去及び炉心冷却に失敗し炉心損傷
外部電源喪失後，非常用ＤＧによる交流電源の確保に失敗し，後段のＨＰＣＳによる崩壊熱除去及び炉心冷却にも失敗し炉心損傷

全交流動力電源喪失
外部電源喪失後，直流電源の確保に失敗し，後段のＨＰＣＳによる崩壊熱除去・炉心冷却にも失敗し炉心損傷
原子炉冷却材の流出

原子炉冷却材の流出後，崩壊熱除去・炉心冷却に失敗し炉心損傷

1-2 補足-34

（５）事故シーケンスの定量化（1/2）
事故シーケンスグループ（事故想定）別の炉心損傷頻度「全交流動力電源喪失」の寄与割合が約71％を占め，次いで「崩壊熱除去機能喪失」の寄与割合が約29％を占め支配的⇒重大事故等対処設備（代替交流電源設備，低圧代替注水系（常設）等）により，炉心損傷頻度の低減が可能1-2 補足-35

（５）事故シーケンスの定量化（2/2）
プラント状態（ＰＯＳ）別の炉心損傷頻度
原子炉ウェルが満水となり，点検等で待機除外となる系統が多いＰＯＳ-Ｂ１，Ｂ２，Ｂ３の３つのPOSで約99％と支配的※⇒点検による緩和設備の待機除外を分散させること等により，当該期間の炉心損傷頻度を低減可能※ POS-Bはウェル満水状態のため，異常事象発生時の炉心損傷までの余裕時間が長いが，本評価では故障機器の復旧に期待していない，保守的な評価としている
ＰＯＳ

炉心損傷頻度(/定期検査)（点推定値）

寄与割合

ＰＯＳ−Ｂ4
＜0.1％

ＰＯＳ−Ｄ
＜0.1％
ＰＯＳ−Ａ
＜0.1％

ＰＯＳ−Ｂ50.1％

S

原子炉冷温停止への移行状態

3.7E-10＜0.1%

A

ＲＰＶ／ＰＣＶ開放への移行状態

7.3E-10＜0.1%

B1

原子炉ウェル満水状態１

1.0E-0621.1%

B2

原子炉ウェル満水状態２

9.4E-0718.9%

B3

原子炉ウェル満水状態３

2.9E-0658.8%

B4

原子炉ウェル満水状態４

3.0E-09＜0.1%

B5

原子炉ウェル満水状態５

5.1E-090.1%

B6

原子炉ウェル満水状態６

4.7E-09＜0.1%

C1

ＲＰＶ／ＰＣＶ閉鎖への移行状態１

3.0E-09＜0.1%

C2

ＲＰＶ／ＰＣＶ閉鎖への移行状態２

3.8E-08

0.8%

D

起動準備状態

2.6E-09＜0.1%

5.0E-06

100%

合計

ＰＯＳ−Ｃ1ＰＯＳ−Ｂ6＜0.1％＜0.1％

1-2 補足-36

ＰＯＳ−Ｃ2
0.8％

ＰＯＳ−Ｓ
＜0.1％

ＰＯＳ−Ｂ2
18.9％

ＰＯＳ−Ｂ358.8％
ＰＯＳ−Ｂ1
21.1％

４．レベル１．５ＰＲＡ

４．１ 内部事象出力運転時レベル１．５ＰＲＡ

1-2 補足-37

（１）プラントの構成・特性
燃料及びデブリの移動経路（イメージ図）■ Ｍａｒｋ−Ⅱ型格納容器の特徴
ドライウェル下部にサプレッション・チェンバを配置しているため，ペデスタル（ドライウェル部）床面に落下したデブリの冷却が不十分な事故シーケンスに対しても，ペデスタル（ドライウェル部）床破損後に，サプレッション・プール水により，デブリを冷却する後備手段を有している。

溶融物の高圧噴出（格納容器雰囲気直接加熱）

炉心の溶融
格納容器への負荷（過圧・過温破損）

原子炉圧力容器内での溶融物保持

溶融燃料−冷却材相互作用（ＦＣＩ）

溶融炉心・コンクリート
相互作用（MCCI）■ 格納容器直接接触（シェルアタック）
原子炉圧力容器から落下した溶融炉心は原子炉格納容器バウンダリに直接接することはない構造であり，評価対象外としている。

※ 赤字は格納容器の負荷となる事象を示す。

格納容器の形状及び溶融デブリの移動経路の概略
1-2 補足-38

（２）損傷状態の分類
プラント損傷状態別の発生頻度
レベル１ＰＲＡの炉心損傷シーケンス別の炉心損傷頻度を基に，プラント損傷状態別の発生頻度を定量化
炉心損傷シーケンス別の炉心損傷頻度

プラント損傷状態別の発生頻度

炉心損傷シーケンス

炉心損傷頻度（／炉年）

プラント損傷状態

発生頻度
（／炉年）

ＴＱＵＶ

3.5E-09

ＴＱＵＶ

3.5E-09

ＴＱＵＸ

2.0E-08

ＴＱＵＸ

2.0E-08

長期ＴＢ

7.7E-08

長期ＴＢ

7.7E-08

ＴＢＵ

2.1E-08

ＴＢＵ

2.1E-08

ＴＢＰ

5.3E-10ＴＢＰ

5.3E-10ＴＢＤ

6.0E-12ＴＢＤ

6.0E-12ＴＷ

5.6E-05
ＴＷ／ＴＢＷ

6.0E-05

ＴＢＷ

4.8E-06

ＴＣ

2.5E-08

ＴＣ

2.5E-08

ＡＥ

1.4E-12Ｓ１Ｅ

2.0E-11ＬＯＣＡ

2.2E-11Ｓ２Ｅ

1.6E-13

ＩＳＬＯＣＡ

4.8E-10

ＩＳＬＯＣＡ

4.8E-10

合計

6.1E-05

合計

6.1E-05

1-2 補足-39

（３）格納容器破損モードの設定（1/2）
格納容器破損モード分類の考え方
原子炉圧力容器の破損の有無に注目し，3つの事故進展フェーズ（原子炉圧力容器破損前（Ｔ１）， 原子炉圧力容器破損直後（Ｔ２），事故後期（Ｔ３））を設定
各事故進展フェーズで発生する物理化学現象及び事故の緩和手段の分析を踏まえて格納容器破損モードを抽出
格納容器
隔離失敗
ＴＱＵＶ
ＴＱＵＸ
ＴＢＵ
ＴＢＰ
ＴＢＤ
長期ＴＢ
ＬＯＣＡ

過温破損

原子炉圧力
容器下部への
溶融物落下

炉心
損傷

原子炉圧力
容器内部でのデブリ保持に成功

原子炉
圧力容器
破損

ＴＷ
ＴＢＷ

水蒸気等に
よる過圧

過圧破損
（崩壊熱除去失敗）

炉心
損傷

水蒸気に
よる過圧

過圧破損
（長期冷却失敗）

格納容器
雰囲気過温

過温破損

溶融燃料−冷却材
相互作用
（ＦＣＩ）

溶融燃料−冷却材
相互作用
（ＦＣＩ）

格納容器雰囲気
直接加熱（ＤＣＨ）

格納容器雰囲気
直接加熱
（ＤＣＨ）

格納容器
雰囲気過温

過温破損

水蒸気等に
よる過圧

過圧破損
（長期冷却失敗）＜凡例＞：プラント損傷状態：物理化学現象：格納容器破損モード

ＴＣ

ＩＳＬＯＣＡ

水蒸気等による過圧

インターフェイス
システムＬＯＣＡ

早期過圧破損（未臨界確保失敗）

原子炉建屋への流出継続

非凝縮性
ガス発生

炉心
損傷

溶融炉心・コンク
リート相互作用継続

サプレッション・
プールへの
デブリ落下

溶融燃料−冷却材
相互作用
（ＦＣＩ）

溶融燃料−冷却材
相互作用
（ＦＣＩ）

格納容器
雰囲気過温

過温破損

水蒸気等に
よる過圧

崩壊熱除去失敗時の過圧破損（炉心損傷後）

非凝縮性
ガス発生

炉心損傷発生前（レベル1ＰＲＡ）

炉心損傷発生から 原子炉圧力容器
原子炉圧力容器破損直後の破損に至るまでの 状態（Ｔ２）
状態（Ｔ１）

ペデスタル（ドライウェル部）への溶融炉心落下後の状態（Ｔ３）

サプレッション・プール
への溶融炉心落下後の状態（Ｔ３）

溶融炉心・コンク
リート相互作用継続

崩壊熱除去失敗時の過圧破損（炉心損傷後）• Mark−Ⅱ型格納容器では，ドライウェル下部にサプレッション・プールを配置している構造上の特徴から，デブリのペデスタル床貫通
後にサプレッション・プールにおける事故進展が想定される

1-2 補足-40（３）格納容器破損モードの設定（2/2）
抽出した格納容器破損モード
格納容器の状態

格納容器破損モード

格納容器破損モードの概要

格納容器バイパス

インターフェイスシステムLOCA

インターフェイスシステムLOCA後の格納容器バイパス

格納容器隔離失敗

格納容器隔離失敗

事故後に格納容器の隔離に失敗

早期過圧破損（未臨界確保失敗）

未臨界確保に失敗し，水蒸気発生に伴う過圧による格納容器先
行破損

過圧破損（崩壊熱除去失敗）

崩壊熱除去に失敗し，水蒸気発生に伴う過圧による格納容器先
行破損

過圧破損（長期冷却失敗）

水蒸気・非凝縮性ガス蓄積に伴う過圧による格納容器破損

過温破損

格納容器貫通部等が過温により破損

格納容器雰囲気直接加熱（ＤＣＨ）

格納容器雰囲気直接加熱による格納容器破損

水蒸気爆発（ＦＣＩ）

水蒸気爆発による格納容器破損

溶融炉心・コンクリート相互作用（ＭＣＣＩ）

溶融炉心・コンクリート相互作用が継続し，原子炉圧力容器支持機能の喪失による格納容器破損

格納容器
先行破損

格納容器
物理的破損
炉心損傷後の格納容器破損

1-2 補足-41

（４）事故シーケンスの分析
格納容器イベントツリー
原子炉圧力容器前及び破損後，事故後期（原子炉圧力容器健全），並びに事故後期（原子炉圧力容器破損）の格納容器イベントツリーを作成し，格納容器破損に至る事故シーケンスを展開＜原子炉圧力容器破損前及び破損後のイベントツリー＞
プラント
損傷状態

原子炉圧力容器
破損前

格納容器
隔離

原子炉
減圧

原子炉
圧力容器
注水

＜事故後期（原子炉圧力容器破損）のイベントツリー＞
事故後期

原子炉圧力容器
破損後

後続事象
原子炉圧力
容器破損

格納容器破損モード

原子炉
圧力容器
破損

ＦＣＩ

ＤＣＨ

格納容器注水
ペデスタル

ＦＣＩ

デブリ冷却

ペデスタル

ドライウェル

ＦＣＩ

デブリ冷却

成功
事故後期（原子炉圧力容器破損）

無無

後続事象（原子炉圧力容器健全）へ

成功
無

成功

成功

無

失敗

失敗

後続事象（原子炉圧力容器破損）へ

有

有

成功
有

成功

無

無

成功
無

有

失敗

ＦＣＩ

失敗

失敗
無
失敗

有

無
失敗

格納容器隔離失敗
有
成功
無
失敗

事故後期
後続事象
原子炉圧力
容器健全

格納容器注水

成功

失敗

失敗
有

格納容器破損モード（原子炉圧力容器内で事故収束）

格納容器過圧・過温破損

1-2 補足-42（格納容器内で事故収束）
MCCI
FCI

失敗

＜事故後期（原子炉圧力容器健全）のイベントツリー＞

MCCI

FCI
成功

ＤＣＨ
成功

失敗

格納容器過圧・過温破損

FCI

過温破損
後続事象（原子炉圧力容器破損）へ
有

有

MCCI

格納容器過圧・過温破損

後続事象（原子炉圧力容器破損）へ失敗（格納容器内で事故収束）

FCI

成功

成功

（格納容器内で事故収束）

FCI

有

ＦＣＩ

格納容器破損モード

サプレッション・プール

格納容器過圧・過温破損
MCCI
FCI

（５）格納容器破損頻度の定量化
格納容器破損モード別の格納容器破損頻度
格納容器破損モード別の格納容器破損頻度は， 「ＴＷ／ＴＢＷ」による格納容器破損モードである「過圧破損（崩壊熱除去失敗）」の寄与割合が約99.8％を占め支配的
格納容器破損モード別の格納容器破損頻度

格納容器破損モード

格納容器
破損頻度
（／炉年）

寄与割合

格納容器雰囲気
直接加熱

水蒸気爆発（サプレッション・プール）

＜0.1％

＜0.1％

インターフェイスシステムLOCA

4.8E-10＜0.1

格納容器隔離失敗

6.1E-10

＜0.1

＜0.1％
早期過圧破損（未臨界確保失敗）＜0.1％

過圧破損（未臨界確保失敗）

2.5E-08＜0.1

過圧破損（崩壊熱除去失敗）

6.0E-0599.8

過圧破損（長期冷却失敗）

2.0E-08＜0.1

過温破損（RPV高圧破損）

7.9E-080.1

過温破損（RPV低圧破損）

4.9E-10＜0.1

格納容器雰囲気直接加熱（DCH）

8.5E-09＜0.1

水蒸気爆発（ペデスタル（ドライウェル部））

2.2E-14＜0.1

水蒸気爆発（サプレッション・プール）

2.5E-09＜0.1

溶融炉心・コンクリート相互作用

1.3E-10＜0.1

全格納容器破損頻度

6.1E-05100.0

格納容器隔離失敗

＜0.1％

＜0.1％
インターフェイスシステ
ムＬＯＣＡ

過圧破損
（長期冷却失敗）＜0.1％
溶融炉心・コンクリート
相互作用

＜0.1％
水蒸気爆発
（ペデスタル（ドライウェル
部））
＜0.1％

過温破損
（ＲＰＶ高圧破損）
0.1％

1-2 補足-43

過温破損（ＲＰＶ低圧破損）

過圧破損（崩壊熱除去失敗）
99.8％

５． 事故シーケンスグループ（事故想定）の抽出
及び重要事故シーケンスの選定

５．１ 炉心損傷防止対策の有効性評価に係る事故シーケンス選定

1-2 補足-44

（１）事故シーケンス選定のプロセス
ＰＲＡから事故シーケンスグループ（事故想定）を抽出する<(2)抽出した事故シーケンスの整理><(1)事故シーケンスの抽出>
個別プラント評価により抽出するもの（解釈1-1(b)のシーケンスグループ）

必ず想定する事故シーケンスグループ（解釈1-1(a)のシーケンスグループ）＜個別プラントの確率論的リスク評価(ＰＲＡ)＞
・内部事象
・外部事象（適用可能なもの）⇒地震，津波（原子炉格納容器の機能に期待できるもの）

解釈1-2(a)を適用するもの＜ＰＲＡに代わる方法による評価＞
・その他の外部事象（火災，溢水，洪水，
風(台風)，竜巻，凍結，降水，積雪 等）⇒これらの外部事象により誘発される起因事象について検討＜事故シーケンスグループ抽出・炉心損傷頻度算出結果＞
事故シ−ケンス

過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

事故シ−ケンス別ＣＤＦ（／炉年）
シ−ケンスNo. 内部事象
津波
地震
合計
(1)

過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗(2)2.7E-10

5.8E-07

1.8E-10

3.1E-09−

5.8E-07

全ＣＤＦに対 グループ別Ｃする割合
ＤＦに対する
（％）
割合（％）
0.7
＜0.1

0.6

(16)

3.5E-10−−

3.5E-10

＜0.1

＜0.1

(17)

3.7E-11−−

3.7E-11

＜0.1

＜0.1

(21)

2.2E-09

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

(22)

＜0.1

−

−

2.2E-09

2.6E-11−−

2.6E-11

＜0.1

＜0.1

過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋手動減圧失敗(3)5.2E-09

8.1E-07−

8.1E-071.0

99.2

手動停止／サポ−ト系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋手動減圧失敗(18)

1.4E-09−−

1.4E-09＜0.1

0.2

サポ−ト系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋手動減圧失敗(23)

5.0E-09−−

5.0E-09＜0.1

0.6

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（ＲＣＩＣ成功）(7)

5.7E-08

5.4E-09−

6.2E-08

＜0.1

1.9

(27)

1.9E-08−−

1.9E-08＜0.1

0.6

外部電源喪失＋直流電源失敗＋高圧炉心冷却失敗

5.7E-12

2.5E-06(9)

3.0E-10

サポ−ト系喪失（直流電源故障）＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗

(29)

(10)

−

2.5E-06

3.1

3.0E-09−

3.3E-09＜0.1

2.1E-10−−

2.1E-10

外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗(8)2.0E-10

5.7E-07−

サポ−ト系喪失（直流電源故障）＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗(28)

1.9E-08

−

−

78.9
0.1

＜0.1

＜0.1

5.7E-070.7

17.9

1.9E-08＜0.1

0.6

過渡事象＋ＲＨＲ失敗(4)

2.5E-05

3.5E-06−

2.8E-05

34.7

69.5

過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗(5)

2.1E-07

1.8E-08−

2.3E-07

0.3

0.6

手動停止／サポ−ト系喪失（手動停止）＋ＲＨＲ失敗(19)

6.7E-06

手動停止／サポ−ト系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗(20)

5.5E-08

サポ−ト系喪失（自動停止）＋ＲＨＲ失敗(24)

5.4E-06

サポ−ト系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗(25)

7.6E-09

ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗

(32)

−

−

6.7E-06

8.2−−

5.5E-08

＜0.1

0.1

−

5.4E-06

6.6−

7.6E-09

＜0.1

−

−

4.3E-08

＜0.1

0.1

(6)

2.5E-08

1.7E-07−

1.9E-07

0.2

100.0

(26)

3.8E-11−−

3.8E-11

＜0.1

＜0.1

(33)

5.6E-11−−

5.6E-11

＜0.1

＜0.1

(34)

1.5E-11−−

1.5E-11

＜0.1

79.4

ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗(35)

4.0E-12−−4.0E-12

＜0.1

20.6

インタ−フェイスシステムＬＯＣＡ(36)

4.1E-10

(43)

−

(44)

−

(45)

−

最終ヒートシンク喪失＋逃がし安全弁再閉鎖失敗

(46)

−

−

−

4.1E-10＜0.1−

1.1E-05

1.1E-05

14.0−

2.4E-05

2.4E-05

29.2−

8.1E-08

8.1E-08＜0.1−

1.3E-07

1.3E-07

0.2

解釈1-2
との対応

0.7

(a)

ＴＱＵＸ

高圧注水・減圧機能喪失

8.2E-071.0(a)

全交流動力電源喪失

3.2E-06

3.9(a)

ＴＷ，ＴＢＷ

崩壊熱除去機能喪失

4.1E-05

49.9

(b)

ＴＣ

原子炉停止機能喪失

1.9E-070.2(b)ＡＥ，Ｓ１Ｅ，
Ｓ２Ｅ

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

1.9E-11＜0.1(a)

ＩＳＬＯＣＡ

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

4.1E-10＜0.1(b)

津波による注水機能喪失

3.5E-05

43.5

(a)

長期ＴＢ

100.0
32.2
67.2
0.2
0.4

ＴＢＵ
ＴＷ

−

2.4E-07−

2.4E-07

0.3

100.0

原子炉建屋損傷

2.4E-070.3−

6.9E-09−

6.9E-09

＜0.1

100.0

格納容器損傷6.9E-09

＜0.1

(39)
(40)

原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ−ＬＯＣＡ）

(41)
(42)

合計

−

3.0E-07−3.0E-070.4

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

解釈1-2(a)を適用するもの
最終ヒートシンク喪失
・津波浸水による注水機能喪失

格納容器破損防止対策の
有効性評価

ＴＱＵＶ

(37)
(38)

計装・制御系喪失

解釈1-1(a)以外の事故シーケンス（原子炉格納容器の機能に期待できるもの）

原子炉建屋損傷
原子炉圧力容器損傷

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

炉心損傷防止対策の
有効性評価

ＴＢＤ
ＴＢＰ

格納容器損傷格納容器バイパス

・・・

審査ガイドに従い，事故シーケン
スグループごとに重要事故シーケ
ンスを選定

ＴＢＵ

13.3

ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗

最終ヒートシンク喪失（ＲＣＩＣ成功）

全ＣＤＦ
に対する
割合
（％）

5.9E-07＜0.1

ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

最終ヒートシンク喪失＋高圧炉心冷却失敗

グル−プ別
ＣＤＦ
（／炉年）

高圧・低圧注水機能喪失

16.4

−
−

4.3E-08

過渡事象＋原子炉停止失敗
サポ−ト系喪失（自動停止）＋原子炉停止失敗

原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失（全交流動力電源喪失＋最終ヒートシンク喪失）

事故シ−ケンスグル−プ

ＴＱＵＶ

解釈1-2(b)を適用するもの(原子炉格納容器の機能に期待することが困難なもの)

0.4

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

ＰＲＡにおける
分類結果

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

99.0

3.2E-09

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

−

・
・
・
・

<(3)重要事故シーケンスの選定>

100.0

原子炉圧力容器損傷−

3.3E-08−

3.3E-08

＜0.1

100.0

格納容器バイパス−

4.8E-10−

4.8E-10

＜0.1

100.0

Ｅ−ＬＯＣＡ−

6.5E-10−

6.5E-10

＜0.1

100.0

計装・制御系喪失

3.7E-05

8.7E-06

3.5E-05

8.1E-05

100.0

−

−

−

3.0E-07
3.3E-08
4.8E-10−ハッチング：解釈に基づき想定する事故シ−ケンスグル−プと直接対応せず，全炉心損傷頻度への寄与及び影響度の観点から他の事故シ−ケンスグル−プと比較し，新たな事故シ−ケンスグル−プとしての追加は不要と判断したもの

0.4
＜0.1

−

＜0.1

6.5E-10＜0.1

8.1E-05100.0−

・原子炉建屋損傷
・格納容器損傷
・原子炉圧力容器損傷
・格納容器バイパス・原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ−ＬＯＣＡ
・計装・制御系喪失＜プラント個別に追加すべき事故シーケンスグループの確認＞「解釈1-1(a)の事故シーケンスグループと炉心損傷頻度又は影響度の観点から同程度であるか等から総合的に判断」
全炉心損傷頻度への寄与及び影響度の観点から他の事故シーケンスグループと比較し，新たな事故シーケンスグループとしての追加は不要と判断1-2 補足-45

（２）ＰＲＡより抽出した事故シーケンスの整理
ＰＲＡより抽出した事故シーケンスの整理「必ず想定する事故シーケンスグループ（事故想定）」として，次の事故シーケンスグループ（事故想定）を抽出
高圧・低圧注水機能喪失
高圧注水・減圧機能喪失
全交流動力電源喪失
崩壊熱除去機能喪失
原子炉停止機能喪失
LOCA時注水機能喪失
格納容器バイパス(インターフェイスシステムLOCA）

津波特有の対策が必要であり，有意な頻度を持つという観点で，「津波浸水による最終ヒートシンク喪失」を新たに追加する事故
シーケンスグループ（事故想定）として抽出
次の事故シーケンスについては，頻度及び影響の観点から，有効性評価の対象とする事故シーケンスから除外
原子炉建屋損傷
格納容器損傷原子炉圧力容器損傷
格納容器バイパス
原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失（Excessive LOCA）
計装・制御系喪失
防潮堤損傷
1-2 補足-46

全炉心損傷頻度に対する各事故シーケ
ンスグループ（事故想定）の炉心損傷頻度の割合

（３）重要事故シーケンスの選定（1/2）
重要事故シーケンス選定の考え方
審査ガイドに記載の着眼点を踏まえ，事故シーケンスグループ（事故想定）ごとに炉心損傷防止対策の有効性評
価の重要事故シーケンスを選定【審査ガイドに記載の着眼点】
ａ．共通原因故障又は系統間の機能の依存性によって複数の設備が機能喪失し、炉心の著しい損傷に至る。
ｂ．炉心損傷防止対策の実施に対する余裕時間が短い。
ｃ．炉心損傷防止に必要な設備容量（流量又は逃がし弁容量等）が大きい。
ｄ．事故シーケンスグループ（事故想定）内のシーケンスの特徴を代表している。

重要事故シーケンス選定結果
事故シーケンスグループ（事故想定）

重要事故シーケンス

主な炉心損傷防止対策

高圧・低圧注水機能喪失

過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

低圧代替注水系（常設）

高圧注水・減圧機能喪失

過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉手動減圧失敗

過渡時自動減圧機能

外部電源喪失＋非常用D/G失敗＋HPCS失敗（RCIC成功）

原子炉隔離時冷却系（RCIC）
低圧代替注水系（可搬型）

外部電源喪失＋直流電源失敗＋高圧炉心冷却失敗

高圧代替注水系
常設代替直流電源設備

外部電源喪失＋非常用D/G失敗＋S/R弁再閉鎖失敗

原子炉隔離時冷却系（RCIC）
低圧代替注水系（可搬型）

全交流動力電源喪失

1-2 補足-47

（３）重要事故シーケンスの選定（2/2）
重要事故シーケンス選定結果（つづき）
事故シーケンスグループ（事故想定）

重要事故シーケンス

主な炉心損傷防止対策

崩壊熱除去機能喪失

過渡事象＋RHR失敗【RHR故障時】
格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント【取水機能喪失時】
緊急用海水系

原子炉停止機能喪失

過渡事象＋原子炉停止失敗

代替原子炉再循環ポンプトリップ
ほう酸水注入系

LOCA時注水機能喪失

中小破断LOCA＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

低圧代替注水系（常設）
格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント

格納容器バイパス（インターフェ
イスシステムLOCA）

インターフェイスシステムLOCA

破損系統を除く原子炉注水機能
破損系統の隔離
原子炉注水

原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失

津波防護対策
原子炉隔離時冷却系（RCIC）
低圧代替注水系（可搬型）
緊急用海水系
常設代替交流電源装置

津波浸水による最終ヒートシンク
喪失

上記の事故シーケンスグループ（事故想定）／重要事故シーケンスを対象に，対策の有効性評価を実施する。

1-2 補足-48

５． 事故シーケンスグループ（事故想定）の抽出
及び重要事故シーケンスの選定

５．２ 停止中における燃料損傷防止対策の有効性評価に係る事故シーケンス選定

1-2 補足-49

（１）事故シーケンス選定のプロセス
ＰＲＡから事故シーケンスグループ（事故想定）を抽出する<(2)抽出した事故シーケンスの整理><(1)事故シーケンスの抽出>必ず想定する事故シーケンスグループ（解釈4-1(a)のシーケンスグループ）

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

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

9.9E-07

21.3

78.0

②残留熱除去系の故障（ＲＨＲＳ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

1.2E-072.7

9.4③外部電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

1.6E-073.3

12.6①外部電源喪失＋交流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

3.4E-06

72.7

100.0

②外部電源喪失＋直流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

1.3E-10

<0.1

<0.1%

①原子炉冷却材の流出（ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

6.4E-11

<0.1

56.1

②原子炉冷却材の流出（ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

3.9E-11

<0.1

34.2

③原子炉冷却材の流出（ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

1.1E-11<0.1

9.6

2.6E-14

<0.1

<0.1%

4.7E-06

100.0−

事故シーケンスグループ

崩壊熱除去機能喪失

事故シーケンス

全交流動力電源喪失

原子炉冷却材の流出④原子炉冷却材の流出（ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

合計

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

1.3E-06

27.3

3.4E-06

72.7

1.1E-10<0.1

4.7E-06

100.0%

・

崩壊熱除去機能喪失<(3)重要事故シーケンスの選定>

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

・・・

全交流動力電源喪失
原子炉冷却材の流出
反応度の誤投入 ※※：停止時ＰＲＡでは評価対象外

1-2 補足-50

燃料損傷防止対策の有効性評価

（２）ＰＲＡより抽出した事故シーケンスの整理
ＰＲＡより抽出した事故シーケンスの整理「事故シーケンスグループ（事故想定）」として，次の事故シーケンスグループ（事故想定）を抽出
崩壊熱除去機能喪失
全交流動力電源喪失
原子炉冷却材の流出
反応度の誤投入（PRAでは評価対象外）「新たに追加する事故シーケンスグループ（事故想定）」は抽出されなかった

1-2 補足-51

（３）重要事故シーケンスの選定
重要事故シーケンス選定の考え方
審査ガイドに記載の着眼点を踏まえ，事故シーケンスグループ（事故想定）ごとに燃料損傷防止対策の有効性評
価の重要事故シーケンスを選定【審査ガイドに記載の着眼点】
ａ．燃料損傷防止対策の実施に対する余裕時間が短い。
ｂ．燃料損傷防止に必要な設備容量（流量又は逃がし弁容量等）が大きい。
ｃ．事故シーケンスグループ（事故想定）内のシーケンスの特徴を代表している。

重要事故シーケンス選定結果
事故シーケンスグループ（事故想定）

重要事故シーケンス

主な炉心損傷防止対策

崩壊熱除去機能喪失

残留熱除去系の故障＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

待機中のECCS（残留熱除去系（低圧注水系）等）

全交流動力電源喪失

外部電源喪失＋交流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗

低圧代替注水系（常設）
常設代替高圧電源装置

原子炉冷却材の流出

原子炉冷却材の流出（RHR切替時のLOCA）＋崩壊熱除去・炉
心冷却失敗

待機中のECCS（残留熱除去系（低圧注水系）等）制御棒の誤引抜き

安全保護系（原子炉出力ペリオド短短（10秒）信号による原子炉スクラ
ム）

反応度の誤投入

上記の事故シーケンスグループ（事故想定）／重要事故シーケンスを対象に，対策の有効性評価を実施する。
1-2 補足-52

５． 事故シーケンスグループ（事故想定）の抽出
及び重要事故シーケンスの選定

５．３ 格納容器破損防止対策の有効性評価に係る評価シーケンス選定

1-2 補足-53

（１）評価シーケンス選定のプロセス
個別プラント評価により抽出するもの（解釈２−１(ｂ)の格納容器破損モード）＜個別プラントの確率論的リスク評価（ＰＲＡ）＞
・内部事象

必ず想定する格納容器破損モード（解釈２−１(ａ)の格納容器破損モード）

解釈２−１(ａ)を適用するもの＜ＰＲＡに代わる方法による評価＞
・外部事象⇒現段階で適用可能ではないと判断

・雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）
・高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
・原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用
・水素燃焼※
・溶融炉心・コンクリート相互作用＜格納容器破損モード別の破損頻度結果＞※ 通常時の不活性化運用により可燃限界に至る可能性が※ ＰＲＡでは定性的な判断により評価対象外とした。
低いため，ＰＲＡでは評価対象外としている。

レベル１．５ＰＲＡから抽出した
格納容器破損モード

格納容器
破損頻度
（／炉年）

寄与割合
（％）

解釈 2-1（a）の必ず想定する
格納容器破損モード

未臨界確保失敗時の過圧破損(炉心損傷前）2.5E-08<0.1

なし

崩壊熱除去失敗時の過圧破損（炉心損傷前）3.7E-0599.7

なし

格納容器バイパス（インターフェイスシステム
ＬＯＣＡ）

4.1E-10<0.1

なし

格納容器バイパス（格納容器隔離失敗）

5.5E-10<0.1

なし

1.1E-09<0.1

雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧/過温破損)

崩壊熱除去失敗時の過圧破損（炉心損傷後，サプレッション・
プールへの溶融物落下なし）
過温破損（炉心損傷後，サプレッション・
プールへの溶融物落下なし）
高圧溶融物放出／格納容器雰囲気
直接加熱

7.2E-080.2

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

<0.1

高圧溶融物放出／
格納容器雰囲気直接加熱

−

<0.1

圧力容器外での溶融燃料−冷却材相互作用−

1.7E-08<0.1

4.5E-10<0.1

2.4E-09<0.1

溶融炉心・コンクリート
相互作用

1.3E-10<0.1

合計

3.7E-05100

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

−

注：ハッチングは，格納容器破損防止対策の有効性評価で考慮しないことを示す。

解釈２−１(ａ)の適用を除外したもの

・格納容器直接接触（シェルアタック）⇒格納容器の構造上，対象外と判断

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

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

−

8.3E-09
1.5E-14

溶融燃料−冷却材相互作用（ペデスタル）
崩壊熱除去失敗時の過圧破損（炉心損傷後，サプレッション・
プールへの溶融物落下あり）
過温破損（炉心損傷後，サプレッション・
プールへの溶融物落下あり）
溶融燃料−冷却材相互作用（サプレッション・プール）<(3)評価シーケンスの選定※><(2)抽出した格納容器破損モードの整理><(1)格納容器破損モードの抽出>−

解釈２−１(ａ)以外の格納容器破損モード

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

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

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

1-2 補足-54

（２）ＰＲＡより抽出した格納容器破損モードの整理
ＰＲＡより抽出した格納容器破損モード（事故想定）の整理「格納容器破損モード（事故想定） 」として，次の格納容器破損モード（事故想定）を抽出
雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）
高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用
水素燃焼（PRAでは評価対象外）
溶融炉心・コンクリート相互作用「新たに追加する格納容器破損モード（事故想定） 」は抽出されなかった

1-2 補足-55

（３）評価事故シーケンスの選定
評価シーケンス選定の考え方
審査ガイドの各格納容器破損モード（事故想定）に記載の着眼点を踏まえ，格納容器破損モード（事故想定）ごとに格納容器破損防止対策の有効性評価の評価シーケンスを選定

重要事故シーケンス選定結果
格納容器破損モード（事故想定）

評価シーケンス

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧破損）

大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗＋損
傷炉心冷却失敗＋（デブリ冷却成功）＋格納容器注水（ドライウェル）失敗雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過温破損）

大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗＋損
傷炉心冷却失敗＋格納容器注水（ドライウェル）失敗

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱（ＤＣＨ）

過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋手動減圧失敗＋炉心損傷後の手動減圧失敗＋ＤＣＨ

原子炉手動減圧

原子炉圧力容器外の溶融
燃料−冷却材相互作用（ＦＣＩ）

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

ペデスタル（ドライウェル部）の水位を約1ｍに維持する手段

溶融炉心・コンクリート相互作用（ＭＣＣＩ）

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

格納容器下部注水系（常設）

水素燃焼

−

主な格納容器破損防止対策

低圧代替注水系(常設)
代替格納容器スプレイ冷却系(常設)
格納容器圧力逃がし装置
代替循環冷却系

窒素置換による格納容器雰囲気の不活性化

上記の格納容器破損モード（事故想定） ／評価シーケンスを対象に，対策の有効性評価を実施する。
1-2 補足-56