第１５回ＷＴ資料改訂版（論点No.98,100,101反映）

東海第二発電所
重大事故等に対する安全対策の手順及び有効性評価について（改訂版）

2022年2月21日
日本原子力発電株式会社
本資料のうち，は営業秘密又は防護上の観点から公開できません。

手順・有効性-1

1目

次

１．重大事故等対策の手順の概要 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 4
２．重大事故等対策の有効性評価 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 7
３．体系的・網羅的な事故シーケンスの抽出 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 8
４．事故シーケンスの選定 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 9
５．有効性評価の具体例 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 14
６．水蒸気爆発の発生を仮定した場合の影響評価 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 58
７．まとめ ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 60
補足説明資料 重大事故等に対する安全対策の手順及び有効性評価について

手順・有効性-2

2

本資料の内容
１．重大事故等対策の手順の概要
２．重大事故等対策の有効性評価
３．体系的・網羅的な事故シーケンスの抽出
４．事故シーケンスの選定
５．有効性評価の具体例(1) 全交流動力電源喪失（逃がし安全弁開固着）(2) 津波浸水による最終ヒートシンク喪失(3) 使用済燃料プール水の漏えい(4) 原子炉冷却材喪失時の雰囲気圧力・温度による静的負荷(5) 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱(6) 大気中へのCs-137放出量評価
６．水蒸気爆発の発生を仮定した場合の影響評価＊設計変更，設計進捗等に伴う，設備設計，評価内容の見直しを今後適宜反映する。

手順・有効性-33１．重大事故等対策の手順の概要（１／３）
重大事故等対処設備を運転するために必要な判断基準，操作手順を整備する。
発電長及び運転員並びに災害対策要員（重大事故等対応要員）は，定められた手順に基づき，事故収束に係る対応を行う。
【操作の一例】低圧代替注水系（可搬型）による原子炉への注水（全交流動力電源が喪失している場合）操作を実施する体制と役割【当 直】

発電長(当直発電長)

操作盤

操作の
指示

【中央制御室操作】

運転員(当直運転員)
操作の
報告

操作の
指示

当直の操作
を支援

・中央制御室での操作の実行
・中央制御室での監視【現場操作】

運転員(当直運転員)【現場操作】

運転員(災害対策本部 運転班員)

・現場での操作の実行
・現場での監視・当直の操作の助勢
・現場での操作の実行
・現場での監視(災害対策本部 保修班員)

応援を要請

・可搬型設備を用いた
現場での操作の実行
・現場での監視＜現場（原子炉建屋）＞
注入弁(遠隔操作使用不可)

原子炉へ

系統より 当直運転員(3名)
手動弁運転班員(3名)

当直を支援

操作の
報告

重大事故等対応要員

当直発電長＜緊急時対策所＞（災害対策本部）

災害対策本部長代理

・当直の操作を支援(東海第二の統括)
操作の操作の【現場操作】
指示
報告

操作の 当直運転員
（2名）
報告

操 作の
指示

【緊急時対策所 操作指揮】

操作の
指示

操作の報告

応援を
要請

＜中央制御室＞

・操作の指揮操作の指示【中央制御室 操作指揮】
操作の
報告

要員の配置

災害対策本部長代理【災害対策本部】＜現場（屋外）＞接続口

保修班員(8名)

水源

可搬型代替
注水中型ポンプ

手順の操作にあたっては，教育・訓練等を通じて実効性が備わっていることが確認された
力量を有する要員にて体制を構築する。
各操作場所に必要な要員を配置して操作を実施する。
手順・有効性-4体制の構築に係る要員配置補足説明資料（３．初動対応に当たる要員の配置 ）を参照
要員の非常召集の詳細については補足説明資料（ ４．災害対策要員の非常招集 ）を参照

4

１．重大事故等対策の手順の概要（２／３）
【操作の一例】低圧代替注水系（可搬型）による原子炉への注水（全交流動力電源が喪失している場合）
操作の流れ（タイムチャート）
要員

人数

発電長

1

運転員(中操)2

運転員(現場)

3

運転員等

3

重大事故等
対応要員

①発電長⇒災害対策本部長代理：依頼（応援の要請）（判断基準に基づき）『低圧代替注水系の接続口への低圧代替
注水系（可搬型）の接続』

経過時間
操作の着手を判断

運転操作指揮，中央制御室監視
運転操作，中央制御室監視準備，系統構成

6

8

指揮命令，対応手順

準備
ホース積込み，移動，ホース荷卸し
水槽蓋開放，ポンプ設置，
ホース敷設
ホース敷設
ホース接続
送水準備，注水開始操作

災害対策本
部長代理

1

重大事故等対応要員に操作を指示

操作は，発電長の指揮のもとに実施する。なお，重大事故等対応要員が行う可搬型設備に係る操作等は，災害対策本部長代理の指揮のもとに実施する。
作業環境を考慮し，アクセス性，操作性，連絡手段を確保することで，操作の成立性を確保する。

（※ 別途，災害対策本部長代理の指示の下，重大事故等対応要員による可搬型代替注水中型ポンプの接続作業の手順が進行 ）②発電長⇒運転員等：指示『低圧代替注水系（可搬型）による原子炉への注水準備開始』③運転員等⇒発電長：報告『原子炉への注水の監視に必要な計器の電源の確保を確認』の後，『監視可能であること』④発電長⇒運転員等：指示『原子炉圧力が下がっていることを確認』の後，『低圧代替注水系（可搬型）による注水の系統構成』⑤運転員等⇒発電長：報告
原子炉建屋にて『原子炉への注水に必要な系統構成を実施』した後，『系統構成が完了したこと』⑥発電長⇒災害対策本部長代理：報告（連絡）『原子炉へ注水するための系統構成（原子炉建屋内）が完了したこと』⑦災害対策本部長代理⇒発電長：報告（支援活動）『可搬型代替注水中型ポンプによる送水を開始すること』
災害対策本部長代理⇒重大事故等対応要員：指示『可搬型代替注水中型ポンプの起動』⑧重大事故等対応要員⇒災害対策本部長代理：報告『可搬型代替注水中型ポンプを起動及び弁の開放を実施』した後，『送水を開始したこと』⑨発電長⇒運転員等：指示『原子炉への注水の確認』⑩運転員等⇒発電長：報告
中央制御室にて『注水開始及び原子炉水位上昇を確認』した後，『原子炉への注水が開始されたこと』⑪発電長⇒災害対策本部長代理：報告（連絡）（支援活動）『原子炉への注水が開始されたこと』

手順・有効性-55１．重大事故等対策の手順の概要（３／３）
整備した手順は有効性評価において考慮
炉心損傷や格納容器破損等の防止に対して有効なものであることを確認。
【有効性評価と手順等の関係】

●

●

●

●

●

●

１９

※５

※５

通信連絡に関する手順等●

１８

緊急時対策所
居住性等に関する手順等●

１７

監視測定等に関する手順等●

１６

原子炉制御室の居住性等に関する手順等

１５

事故時の計装に関する手順等●

電源の確保に関する手順等

重大事故等の収束に必要となる水の供給手順等

●

１４

※５

※５

●
●

●

●

●
●

●

１３

※５

ＳＦＰ燃料損傷防止※３
停止中の燃料損傷防止※４

１２

発電所外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等●

１１

使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等●

１０

水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等●

９

水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等●

８

原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するための手順等●

７

原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等●

６

原子炉格納容器内の冷却等のための手順等

５

最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等

格納容器破損防止※２●

４

原子炉冷却材圧力バウンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等

炉心損傷防止※１

３

原子炉冷却材圧力バウンダリを減圧するための手順等

評価事項

２

原子炉冷却材圧力バウンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等

１

緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等

手順等

●

●

●

※１ 炉心損傷防止（事故シーケンス：１１ケース）：運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故が発生後，注水機能・減圧機能が喪失する事故及び全交流電源が喪失する事故等※２ 格納容器破損防止（事故シーケンス：６ケース）：原子炉冷却材の喪失が発生した際の高圧・低圧の注水機能が喪失した事故及び原子炉出力運転中の過渡事象の発生と注水機能が全喪失する事故等※３ SFP燃料損傷防止（事故シーケンス：２ケース）：プールの冷却機能又は注水機能が喪失による水温の上昇，蒸発により水位の低下する事故及びプール内の水の小規模な漏えいにより水位の低下する事故※４ 停止中の燃料損傷防止（事故シーケンス：４ケース） ：運転停止中の残留熱除去系の故障及び全交流電源の喪失による崩壊熱除去機能が喪失する事故等※５ これらの手順等は，各事故シーケンスグループの有効性評価とは直接関わらない手順等である。事故状況に応じ，整備した手順を用いて対応していく。

手順・有効性-6

事故シーケンスグループと手順との関連については補足説明資料（ １．手順の構成）を参照

6

２．重大事故等対策の有効性評価【有効性評価の目的】
新たな安全対策として整備する設備・手順・体制が重大事故等の対策として有効であり，炉心損傷や格納容器破損等を防止することで周辺環境・公衆への影響を抑制できることを，計算シミュレーション等により確認【有効性評価の方法】
発電所で起こり得るシビアアクシデントに至る恐れのある事象を網羅的に想定し，評価の代表となる事象を選定選定した事象に対して，整備する設備・手順・体制を考慮した計算シミュレーション等を行い，以下の評価ポイントを確認
評価ポイント計算結果が，炉心・格納容器・燃料体等が健全であると判断される基準を満足していること
例）炉心損傷防止：燃料被覆管の最高温度＜1200℃，
格納容器破損防止 ：格納容器圧力＜0.62MPa[gage]， 等※
設備容量・手順が，事象緩和に対して有効なものであること

重大事故等対策の有効性や実現
可能性を，総合
的に評価

水源・燃料油・電源の容量が，事象緩和に必要な量確保されていること
要員・体制が，事象緩和対策を行う上で有効に構成されていること※判断基準の詳細については，補足説明資料（５．有効性評価における判断基準）を参照

手順・有効性-77３．体系的・網羅的な事故シーケンスの抽出【事故シーケンス選定の考え方】●確率論的リスク評価（ＰＲＡ）の手法を用いて，炉心損傷に至る事故シーケンスの分析やグループ化を
体系的・網羅的に実施し，重要な事故シーケンスを抽出• 起因事象※とそれに対する安全系統の成否の組み合わせにより，炉心損傷に至るパターン（事故シーケンス）は多数存在※起因事象：重大事故等に至る可能性のある，事故の発端となる事象（過渡事象，外部電源喪失，ＬＯＣＡ，等）• 異常事象の特徴，喪失する安全系統等に着目し，同様の事象進展となる事故シーケンスをグループ化（事故シーケンスグループ）• 各グループに含まれる事故シーケンスは，基本的に同様の安全機能が喪失していることから，その喪失機能を代替する対策を講じることで，同じグループ内の複数の事故シーケンスに対して網羅的な事故対策を講じることが可能【ＰＲＡ手法の活用】
ＰＲＡでは，下記の方法により重大事故等の発生頻度や発電所全体のリスクを推定• 起因事象の発生頻度を統計データから推定• 安全系統の成否とその組み合わせによる事故進展結果（炉心損傷防止の成否等）を樹形図で整理（イベントツリー法）• 発電所を構成する系統を機器レベルまで分解
し，統計データ（故障確率等）に基づき系統の信頼性を評価（安全系統の信頼性解析）• 重大事故等に至る故障の組み合せを考慮し，その発生頻度を定量的に評価

イベントツリー法による網羅的な事故シーケンスの分析（次頁参照）

レベル１ＰＲＡ
炉心損傷の発生を仮定しても格納容器破損を防止できるよう，レベル１．５までを考慮

レベル１．５ＰＲＡ
手順・有効性-8

起因事象の検討
炉心損傷に至る事故
シーケンスの分析

安全系統の
信頼性解析

炉心損傷頻度の算出
格納容器破損に至る
破損モードの分析
格納容器破損頻度の算出

事故進展解析
物理化学現象による格納容器破損
確率の評価

ＰＲＡ手法の流れ

8

４．事故シーケンスの選定（１／５）
有効性評価の対象とする事故シーケンスの選定ステップは次のとおり【ＰＲＡ※１の手法を用いた事故シーケンスの分析，事故シーケンスグループの抽出】• 起因事象ごとにイベントツリー※２を展開し，炉心損傷に至る事故シーケンスを抽出• 抽出される事故シーケンスを，各緩和機能の成否等，事故の特徴に着目した事故シーケンスグループに分類【炉心損傷イベントツリー（起因事象が過渡事象の場合の例）】
起因事象
過渡事象

炉心損傷を防止するために必要な緩和機能
原子炉停止

圧力バウンダリ
健全性

高圧炉心冷却

原子炉減圧

低圧炉心冷却抽出される事故シーケンスのグループ化
崩壊熱除去
成功

成功
失敗
成功

成功
成功
成功
失敗

成功

失敗
失敗

事故シーケンス

炉心損傷なし過渡事象＋崩壊熱除去失敗
炉心損傷なし過渡事象＋崩壊熱除去失敗

事故シーケンスグループ
炉心損傷なし崩壊熱除去機能喪失
炉心損傷なし崩壊熱除去機能喪失

過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉
高圧・低圧注水機能喪失
心冷却失敗
過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉
高圧注水・減圧機能喪失
減圧失敗

失敗
成功
成功
失敗
失敗
成功
成功
失敗
失敗
失敗

失敗

炉心損傷なし過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋
崩壊熱除去失敗
炉心損傷なし過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋
崩壊熱除去失敗

炉心損傷なし崩壊熱除去機能喪失
炉心損傷なし崩壊熱除去機能喪失

過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋
高圧・低圧注水機能喪失
高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗
過渡事象＋原子炉停止失敗

原子炉停止機能喪失※１ プラント内部で起きる機器故障や人的ミスなどを起因と する内部事象及び地震，津波を起因とする外部事象のＰＲ Ａ手法を考慮※２ イ ベントツ リー法は，炉心損傷を防止するために必要な緩和機能の成否を分岐として設定し ，炉心損傷に至る事故シーケンスを網羅的に展開するための手法

手順・有効性-99４．事故シーケンスの選定（２／５）
【格納容器破損イベントツリー】• 事故シーケンスグループを炉心損傷の時期，原子炉の圧力状態等をもとにプラント損傷状態として分類• 分類したプラント損傷状態ごとに格納容器イベントツリーを展開し，格納容器破損に至る破損モードを抽出• 原子炉圧力容器破損前及び破損後，並びに事故後期に生じ得る物理現象等をもとにイベントツリーを作成＜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

格納容器
隔離

原子炉圧力容器
破損前
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
破損直後
格納容器破損モード

原子炉
圧力容器
破損

ＦＣＩ

ＤＣＨ

後続事象
原子炉圧力
容器破損

（

ＦＣＩ

格納容器注水） ペデスタル ドライウェル

デブリ冷却

ＦＣＩ

ペデスタル

デブリ冷却

成功

無

（格納容器内で事故収束）

無

後続事象（原子炉圧力容器健全）へ

成功
無

成功

成功

無

成功

失敗

失敗

後続事象（原子炉圧力容器破損）へ

有

有
有

成功

無

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

無

有

成功

ＦＣＩ

失敗
有

失敗

失敗

後続事象（原子炉圧力容器破損）へ

有

ＦＣＩ
無

格納容器隔離失敗

成功

失敗
有
成功
無

失敗

失敗

事故後期
有

格納容器破損モード

後続事象（原子炉圧力容器健全）（格納容器内で事故収束）
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

有

ＤＣＨ

成功
失敗

格納容器過圧・過温破損

無
失敗

無

ＭＣＣＩ

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

格納容器注水成功（原子炉圧力容器内で事故収束）

ＦＣＩ：原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用

ＤＣＨ ：高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
失敗

格納容器過圧・過温破損

ＭＣＣＩ ：溶融炉心・コンクリート相互作用

手順・有効性-1010４．事故シーケンスの選定（３／５）
【炉心損傷に至る事故シーケンスグループの整理】
高圧・低圧注水機能喪失

全交流動力
電源喪失
3.6％
津波浸水による
最終ヒート
シンク喪失
5.3％

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

崩壊熱除去
機能喪失
87.6％

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

全炉心損傷頻度に対する事故シーケンス
グループ毎の寄与割合
格納容器
過温破損
0.1％

ＦＣＩ
ＤＣＨ
＜0.1％ ＜0.1％

格納容器
ＭＣＣＩ
隔離失敗等
＜0.1％
＜0.1％

【格納容器破損モードの整理】
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（ＤＣＨ）
原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用（ＦＣＩ）
水素燃焼
溶融炉心・コンクリート相互作用（ＭＣＣＩ）

格納容器
過圧破損
99.8％

全格納容器破損頻度に対する格納容器
破損モード毎の寄与割合

手順・有効性-1111

４．事故シーケンスの選定（４／５）
【代表的な事故シーケンスの選定（炉心損傷防止対策）】• 各事故シーケンスグループの中から，以下の着眼点に基づき有効性評価を実施する事故シーケンスを選定（着眼点）
ａ．共通原因等によって複数の設備が機能喪失し炉心損傷に至る（＝起因事象において機能喪失する設備が多い）
ｂ．炉心損傷防止対策の実施に対する余裕時間が短い（＝事象進展が早い）
ｃ．炉心損傷防止に必要な設備容量（ポンプ流量や逃がし弁容量等）が大きい
ｄ．グループ内の事故シーケンスの特徴を代表している（＝相対的に発生確率が高い）

新しく整備する設備・手順の有効性を厳しく（包絡的に）評価する観点からは，ｂ．やｃ．の着眼点が重要となる。
• ｂ．：事象発生後早期に対応する必要があり，対応操作が輻輳し必要な要員数が多くなる• ｃ．：炉心損傷の防止に対して，より性能の高い設備対策が求められる⇒ｂ．とｃ．の着眼点を特に重視し，各事故シーケンスグル―プについて包絡性の観点等から代表となる事故
シーケンスを選定して評価することで，同一グループ内の他の事故シーケンスについても網羅的に有効性を確認することができる。
a

着眼点
b
c

d

◎ ①過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

低

高

高

高

－ ②過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

低

高

中

低

－ ③手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

中

低

低

低

－ ④手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

中

低

低

低

－ ⑤サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

中

中

高

低

－ ⑥サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗

中

中

中

低

◎ ①過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

低

高

高

高

－ ②手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

中

低

低

低

中

中

中

低

事故シーケンスグループ

高圧・低圧注水
機能喪失

高圧注水・減圧機能喪失

事故シーケンス・・・－ ③サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗

有効性評価を実施する事故シーケンス

手順・有効性-1212

４．事故シーケンスの選定（５／５）
【代表的な事故シーケンスの選定（格納容器破損防止対策）】• 各格納容器破損モードに至る事故シーケンスの中から，炉心損傷防止対策と同様に，以下の観点
で最も厳しい（包絡的な）事象となる事故シーケンスを選定
対策の実施に対する時間余裕の短かさ（＝事象進展の早さ）
・・・事象発生後早期に対応する必要があり，対応操作が輻輳し必要な要員数が多くなる
格納容器破損防止に必要な設備容量（ポンプ流量や逃がし弁容量等）の大きさ
・・・格納容器破損の防止に対して，より性能の高い設備対策が求められる• 選定された事故シーケンスについて格納容器破損防止対策の有効性を評価することで，同一格納容器破損モード内の他の事故シーケンスについても網羅的に有効性を確認することができる。
【代表的な事故シーケンスの選定（使用済燃料プール・運転停止中原子炉の燃料損傷防止対策）】• 使用済燃料プールや運転停止中原子炉における燃料損傷防止対策についても同様に，有効性評
価の対象とする代表的な事故シーケンスを選定
各事故シーケンスグループや格納容器破損モードにおける事故シーケンスの選定結果については補足説明資料（ ６．事故シーケンスの選定結果）を参照
有効性評価結果については補足説明資料（７．有効性評価の概要）を参照

手順・有効性-1313５．有効性評価の具体例(1) 全交流動力電源喪失（逃がし安全弁開固着）（１／６）
【事故シーケンスグループの特徴】●全交流動力電源喪失の発生後，逃がし安全弁の開固着により原子炉圧力が低下し，駆動蒸気圧が確保できず
原子炉隔離時冷却系が停止する。
●全ての原子炉注水手段が喪失することで，原子炉水位が低下し炉心損傷に至る。
(1)

(2)

全交流動力電源喪失

対策前

１弁が開固着し，原子炉圧力の低下が継続
逃がし安全弁（自動減圧機能）

外部電源

タービンへ

原子炉圧力容器

耐圧強化
ベント系

非常用ディーゼル発電機

Ｇ

非常用ディーゼル
発電機用海水ポンプ等

ドライウェル→サプレッション・
チェンバ

残留熱除去系
海水ポンプ（Ａ），（Ｃ）※3※3

原子炉注水手段の喪失により，水位が低下し炉心損傷に至る

サプレッション
・プール→(5)，(6)

※1

→
→
※2

→

→
残留熱除去系
ポンプ(Ｂ)※1 海へ

残留熱除去系
海水ポンプ（Ｂ），（Ｄ）

海←
残留熱除去系ポンプ(Ａ)←
低圧炉心スプレイ系ポンプ→
残留熱除去系ポンプ(Ｃ)→←(3)，(4)

海へ ※2

高圧炉心
スプレイ系ポンプ

原子炉隔離時冷却系ポンプ

自動起動するが，原子炉圧力の低下により停止

復水貯蔵タンク

手順・有効性-14※ ( )内の数字は事象進展の流れを示す（次頁参照）

14

５．有効性評価の具体例(1) 全交流動力電源喪失（逃がし安全弁開固着）（２／６）
【有効性評価の実施】●事象発生後24時間は，代替電源を含めた交流電源には期待しない厳しい想定。
●可搬型代替注水中型ポンプによる原子炉注水や格納容器スプレイ等により，炉心損傷を防止できることを確認。
従来の対策における事象進展

新たな対策を考慮した事象進展(1)

全交流動力電源喪失の発生①

全交流動力電源喪失の発生(2)

逃がし安全弁の開固着②

逃がし安全弁の開固着(3) 原子炉隔離時冷却系の自動起動③

原子炉隔離時冷却系の自動起動(4) 原子炉圧力低下に伴う原子炉隔離時
冷却系の停止（事象発生後約1.3時間）④ 原子炉圧力低下に伴う原子炉隔離時
冷却系の停止（事象発生後約1.3時間）(5)

原子炉水位の低下

(6)

炉心損傷

⑤ 逃がし安全弁による原子炉減圧及び可搬型代替注水中型ポンプによる原子炉注水（事象発生後約3時間）

備考●高圧代替注水系による原子炉注水も可能●可搬型代替注水中型ポンプは必要容量×２セットあり，故障時は他方のポンプを使用可能●状況によっては可搬型代替注水大型ポン
プによる注水も可能⑥ 可搬型代替注水中型ポンプによる格納
容器スプレイ（事象発生後約14時間）⑦

常設代替高圧電源装置からの給電（事象発生後24時間は期待しない想定）⑧残留熱除去系海水系及び残留熱除去系
による格納容器除熱
安定状態●実力的には約20分で給電可能だが，事象発生後24時間は期待しない想定●常設低圧代替注水系ポンプによる原子炉
注水や格納容器スプレイも可能●代替循環冷却系，格納容器ベント（フィルタベント設備，耐圧強化ベント）による格納容器除熱も可能

手順・有効性-1515５．有効性評価の具体例(1) 全交流動力電源喪失（逃がし安全弁開固着）（３／６）
【必要な操作時間及び要員数の積み上げ】●事象発生2時間までに必要な初動要員は24名，2時間以降に必要な参集要員は6名●発電所に常駐する初動要員39名及び2時間以内に参集可能な要員72名で対応可能であることを確認
操作項目

実施箇所・必要人数【 】は他の作業後移動してきた要員

原子炉水位の調整③ （原子炉隔離時冷却系）

原子炉減圧

11人
c～m

【1人】
B
【2人】
C，D

参集2人

⑥ 可搬型代替注水中型ポン

【1人】
E

【3人】
k，l，m

⑥ 格納容器スプレイの調整

【1人】
E

参集2人

【1人】
E

【1人】
k

プによる格納容器スプレイ⑦ 常設代替高圧電源装置による受電

残留熱除去系海水系及び⑧ 残留熱除去系による格納
容器除熱

【1人】
B

20

24

170分

適宜流量調整
175分

手順４

手順６
適宜流量調整125分

手順６
17分 手順１４手順１４

6分 手順５，６
2人（a，b）
＋参集2人

2人

28

手順４

【1人】
B

その他（電源回復，燃料給油，等）必要要員合計16

1分 手順３⑤ 原子炉水位の調整（可搬型代替注水中型ポンプ）

12

約1.3時間で停止 手順２
3人
C，D，E

可搬型代替注水中型ポン

8

10分

【1人】
A

⑤ プによる原子炉注水⑤ 逃がし安全弁による

4

当直運転員 当直運転員 重大事故等対（中央制御室）（現場）
応要員（現場）

2人
A，B

状況判断

経過時間（時間）

3人

適宜実施

13人＋
参集6人

この他，当直発電長1名，当直副発電長1名及び通報連絡等を行う4名の初動要員が必要
体制の構築に係る要員配置は補足説明資料（３．初動対応に当たる要員の配置）を参照
要員の非常召集の詳細は補足説明資料（４．災害対策要員の非常招集）を参照※可搬型代替注水中型ポンプの移動・接続や電源接続の訓練等により，時間内に操作可能なことを確認
手順・有効性-1616５．有効性評価の具体例(1) 全交流動力電源喪失（逃がし安全弁開固着）（４／６）

接続口の位置と可搬型設備により供給できる手段は
補足説明資料（１４．接続口の位置と可搬型設備により供給できる手段）参照

屋内外作業における要員等の動線図
手順・有効性-1717５．有効性評価の具体例(1) 全交流動力電源喪失（逃がし安全弁開固着）（５／６）
【対策実施後の概略系統図】②

7日間の消費燃料：約12.0kL
可搬型設備用軽油タンク：約210kL

1弁が開固着

7日間の消費燃料：約352.8kL
軽油貯蔵タンク ：約800kL

⑤
⑦
⑤⑥
⑥
⑤

7日間の使用量：2,160m3
保有水量：4,300m3⑧
新規配備

非常用ディーゼル
発電機用海水ポンプ等→

残留熱除去系
海水ポンプ（Ａ），（Ｃ）

③

→

※1

→

緊急用海水
ポンプ（Ａ）→※2→

原子炉圧力の低下に伴い停止①

残留熱除去系
海水ポンプ（Ｂ），（Ｄ）

全交流動力電源喪失

⑧
※1

→
→

※2
緊急用海水
ポンプ（Ｂ）④
海

手順・有効性-1818５．有効性評価の具体例(1) 全交流動力電源喪失（逃がし安全弁開固着）（６／６）
【有効性評価の結果】
原子炉隔離時冷却系の自動起動により原子炉水位が回復（③）
1200

20

燃料被覆管最高温度（約 746℃，約 3.5 時間）

1000

15

原子炉減圧時の二相水位の上昇に伴う一時的な温度の低下

レベル 8
レベル 3

炉心が露出する領域

レベル 2

シュラウド内

10

レベル 1
燃料有効
長頂部

シュラウド外

燃料有効
長底部

5

(m)

原子炉減圧時の減圧沸騰により二相水位が一時上昇
炉心下部プレナム
可搬型代替注水中型ポンプによる注水開始後徐々に水位が回復

800

燃 料 被覆 管 温 度

原子炉水位（シュラウド内外水位）

原子炉隔離時冷却系が停止し，原子炉水位が低下（④）

原子炉水位が低下，炉心が露出し，燃料被覆管温度が上昇

600

400

炉心再冠水により飽和温度まで低下

(℃)
200

0

0
0

1

2

3

4

5

事故後の時間(h)（h）
事故後の時間（ｈ）

1

2

3

4

5

事故後の時間（h）
事故後の時間（ｈ）

可搬型代替注水中型ポンプによる原子炉注水により原子炉水位は回復（⑤）
シュラウド内0

可搬型代替注水中型ポンプによる原子炉注水により原子炉水位が回復し，温度が低下

シュラウド外評価結果
炉心下部プレナム●燃料被覆管温度は約746℃以下となり，炉心損傷に至らない●交流動力電源復旧後は，残留熱除去系海水系及び残留熱除去系による格納容器除熱を実施し，安定状態へ移行

手順・有効性-1919５．有効性評価の具体例(2) 津波浸水による最終ヒートシンク喪失（１／９）
【事故シーケンスグループの特徴】●敷地に遡上する津波により最終ヒートシンク（非常用海水ポンプの機能）が喪失し，全交流動力電源喪失となる。
●建屋内に津波が浸水することで，原子炉隔離時冷却系※も機能喪失となる。
●全ての原子炉注水手段が喪失することで，原子炉水位が低下し炉心損傷に至る。
※原子炉隔離時冷却系：原子炉の主蒸気により駆動し，原子炉高圧時に注水可能。運転には直流電源が必要。

対策前※

外部電源

原子炉建屋

※：重大事故等対策の実施前
防潮堤（T.P.+20m）
原子炉隔離時冷却系ポンプ

非常用
海水ポンプ
津波

海水ポンプ室（T.P.+3m）

電気室

敷地高さ
（T.P.+8m）

津波浸水により機能喪失

建屋内への津波浸水により，複数機器の安全機能喪失が発生

手順・有効性-2020５．有効性評価の具体例(2) 津波浸水による最終ヒートシンク喪失（２／９）
【事故シーケンスグループの特徴】●敷地に遡上する津波により最終ヒートシンク（非常用海水ポンプの機能）が喪失し，全交流動力電源喪失となる。
●建屋内に津波が浸水することで，原子炉隔離時冷却系も機能喪失となる。
●全ての原子炉注水手段が喪失することで，原子炉水位が低下し炉心損傷に至る。

対策前

建屋
全交流動力電源喪失(3)

逃がし安全弁（自動減圧機能）

外部電源

タービンへ

非常用ディーゼル発電機

Ｇ

津波浸水により
機能喪失

非常用ディーゼル
発電機用海水ポンプ等

ドライウェル→サプレッション・
チェンバ(1)，(2)耐圧強化
ベント系

原子炉圧力容器

冷却機能喪失により使用不可残留熱除去系
海水ポンプ（Ａ），（Ｃ）※3※3

サプレッション
・プール→

原子炉注水手段の喪失により，水位が低下し炉心損傷に至る

※1

→
→
※2

→
残留熱除去系
海水ポンプ（Ｂ），（Ｄ）→
残留熱除去系
ポンプ(Ｂ)←
低圧炉心スプレイ系ポンプ(1)→

津波浸水により被水又は蓄電池が故障し機能喪失(4)，(5)，(6)海へ ※2

残留熱除去系ポンプ(Ｃ)←原子炉隔離時冷却系ポンプ海※ ( )内の数字は事象進展の流れを示す（次頁参照）

※1 海へ

←
残留熱除去系ポンプ(Ａ)→
高圧炉心
スプレイ系ポンプ

復水貯蔵タンクへ

復水貯蔵タンク

手順・有効性-2121５．有効性評価の具体例(2) 津波浸水による最終ヒートシンク喪失（３／９）
【有効性評価の実施】●事象発生後24時間は，代替電源を含めた交流電源には期待しない厳しい想定。
●可搬型代替注水中型ポンプによる原子炉注水や格納容器スプレイ等により炉心損傷を防止できることを確認。
従来の対策における事象進展

新たな対策を考慮した事象進展(1) 津波の発生（地震等により外電喪失）① 津波の発生（地震等により外電喪失）(2)

非常用海水ポンプの機能喪失②

非常用海水ポンプの機能喪失(3)

全交流動力電源喪失③

全交流動力電源喪失(4)

津波浸水による
注水機能の喪失④

原子炉隔離時冷却系による原子炉注水（事象発生後約8時間まで）(5)

原子炉水位の低下

(6)

炉心損傷

⑤ 逃がし安全弁による原子炉減圧及び可搬型代替注水中型ポンプによる原子炉注水（事象発生後約8時間）

備考●建屋の水密化や蓄電池の増強により，原
子炉隔離時冷却系の機能を確保●高圧代替注水系による原子炉注水も可能●可搬型代替注水中型ポンプは必要容量×２セットあり，故障時は他方のポンプを使用可能●状況によっては可搬型代替注水大型ポン
プによる注水も可能⑥ 可搬型代替注水中型ポンプによる格納
容器スプレイ（事象発生後約13時間）⑦

常設代替高圧電源装置からの給電（事象発生後24時間は期待しない想定）⑧ 緊急用海水系及び残留熱除去系による格納容器除熱安定状態●実力的には約20分で給電可能だが，事象発生後24時間は期待しない想定●常設低圧代替注水系ポンプによる原子炉
注水や格納容器スプレイも可能●代替循環冷却系，格納容器ベント（フィルタベント設備，耐圧強化ベント）による格納容器除熱も可能

手順・有効性-2222５．有効性評価の具体例(2) 津波浸水による最終ヒートシンク喪失（４／９）
【必要な操作時間及び要員数の積み上げ】●事象発生2時間までに必要な初動要員は24名，2時間以降に必要な参集要員は6名●発電所に常駐する初動要員39名及び2時間以内に参集可能な要員72名で対応可能であることを確認
操作項目

状況判断
原子炉水位の調整（原子炉④ 隔離時冷却系）

実施箇所・必要人数【 】は他の作業後移動してきた要員
当直運転員 当直運転員 重大事故等対（中央制御室）（現場）
応要員（現場）

2人
A，B
【1人】
A

⑥ 可搬型代替注水中型ポン
プによる格納容器スプレイ⑥ 格納容器スプレイの調整⑦ 常設代替高圧電源装置に【1人】
B

緊急用海水系及び残留熱

【1人】
B

よる受電

⑧ 除去系による格納容器除熱

約8時間まで

2人

8

12

16

20

24

28

170分

原子炉隔離時冷却系で注水し ている
8時間以内に準備。約3時間で準備可能であり，十分な時間余裕がある。

手順２

手順４
1分 手順３

【2人】
C，D
【1人】
E
【1人】
E
【1人】
E

参集2人

適宜流量調整

【3人】
k，l，m

175分

手順６
適宜流量調整

参集2人
【1人】
k

125分

手順４

手順６
17分 手順１４

手順１４
手順５，６

その他（電源回復，燃料給油，等）必要要員合計

11人
c～m

【1人】
B

⑤ 原子炉水位の調整（可搬型
代替注水中型ポンプ）

4

10分

3人
C，D，E

可搬型代替注水中型ポン⑤ プによる原子炉注水⑤ 逃がし安全弁による原子炉
減圧

経過時間（時間）

3人

2人（a，b）
＋参集2人
13人＋
参集6人

22分

適宜実施

この他，当直発電長1名，当直副発電長1名及び通報連絡等を行う4名の初動要員が必要
体制の構築に係る要員配置は補足説明資料（３．初動対応に当たる要員の配置）を参照
要員の非常召集の詳細は補足説明資料（４．災害対策要員の非常招集）を参照※可搬型代替注水中型ポンプの移動・接続や電源接続の訓練等により，時間内に操作可能なことを確認
手順・有効性-2323５．有効性評価の具体例(2) 津波浸水による最終ヒートシンク喪失（５／９）

接続口の位置と可搬型設備により供給できる手段は
補足説明資料（１４．接続口の位置と可搬型設備により供給できる手段）参照

屋内外作業における要員等の動線図
手順・有効性-2424５．有効性評価の具体例(2) 津波浸水による最終ヒートシンク喪失（６／９）
【敷地に遡上する津波に対する防護】●建屋等の水密化や高台への配備により，敷地に遡上する津波が生じた場合でも重大事故等対処設備を防護。

原子炉建屋：浸水防護重点化範囲（水密化等）
防潮堤（T.P.+20m）

電気室

海水ポンプ室（T.P.+3m）

津波浸水により
機能喪失

緊急時
対策所

原子炉隔離時冷却系ポンプ

非常用
海水ポンプ
津波

可搬型重大事故等対処設備保管場所（西側，南側）

敷地高さ（T.P.+11m）
敷地高さ（T.P.+8m）

常設低圧代替 格納容器圧力緊急用海水
注水系格納槽 逃がし装置格納槽 ポンプピット

常設代替高圧電源
装置用カルバート

常設代替高圧電源
装置置場，
西側淡水貯水設備，等

敷地に遡上する津波による敷地の浸水と建屋断面図
手順・有効性-2525５．有効性評価の具体例(2) 津波浸水による最終ヒートシンク喪失（７／９）

津波高さ T.P.＋22m以上で年超過確率は10－６を下回り，T.P.＋24m津波では約3×10－７まで低下する。

平均津波ハザード曲線
基準津波を超え敷地に遡上する津波の高さとしては，
年超過確率が十分小さくなるT.P.＋24m（防潮堤前面）までの津波高さを想定し，津波遡上解析を実施した。

防潮堤前面の津波高さ(T.P.ｍ)

30

Ａ点
↓

Ｂ点
↓

Ｃ点
↓

Ｄ点
↓

23.45

25
20
15
10
5
0
0

200

400

600

800
距離(ｍ)

1000

1200

1400

防潮堤前面における敷地遡上津波の高さ

敷地に遡上する津波による敷地の最大浸水深分布※津波高さ（T.P.＋24m）は，仮想的に防潮堤位置に無限鉛直壁を設定した場合の防潮堤前面の最高水位（駆け上がり高さ）を示す

手順・有効性-2626５．有効性評価の具体例(2) 津波浸水による最終ヒートシンク喪失（８／９）
【対策実施後の概略系統図】

7日間の消費燃料：約12.0kL
可搬型設備用軽油タンク：約210kL

建屋（水密化）7日間の消費燃料：約352.8kL
軽油貯蔵タンク ：約800kL

⑤

⑦
⑤⑥
⑥

⑤

7日間の使用量：2,130m3
保有水量：4,300m3

⑧
高台に配備
新規配備

④

①，②

建屋（水密化）

津波浸水により機能喪失

復水貯蔵タンクへ⑧

建屋の水密化により機能維持③

全交流動力電源喪失

手順・有効性-2727５．有効性評価の具体例(2) 津波浸水による最終ヒートシンク喪失（９／９）
【有効性評価の結果】
全交流動力電源喪失の発生後，原子炉隔離時冷却系
により原子炉へ注水し，原子炉水位を維持（④）

炉心露出時間はごく短い

原子炉減圧時に原子炉水位は一時的に低下するが，可搬型代替
注水中型ポンプによる原子炉注水により原子炉水位は回復（⑤）

評価結果●燃料被覆管温度は初期値（約309℃)以下となり，炉心損傷に至らない●交流動力電源復旧後は，緊急用海水系及び残留熱除去系による格納容器除熱を実施し，安定状態へ移行

手順・有効性-2828５．有効性評価の具体例(3) 使用済燃料プール水の漏えい（１／６）
【想定事故の特徴】●配管破断に伴うサイフォン現象等により，使用済燃料プール水の漏えいが発生する。
●さらに，注水機能及び冷却機能の喪失を想定すると，プール水位の低下が継続し，燃料が露出して損傷に至る。
スキマ
サージタンク(1)

対策前

真空破壊弁の閉固着
真空破壊弁

通常水位

真空破壊弁

漏えい継続による水位の低下(2)，(3)
復水移送ポンプ(A)，(B)

使用済燃料●真空破壊弁：サイフォン現象発生時，真空破壊弁が開となり，サイフォン現象が停止（評価上は閉固着を想定）

使用済燃料プール
Hx
代替燃料プール
冷却系ポンプ

燃料が露出し，燃料損傷に至る

代替燃料プール
冷却系熱交換器

(4)

Hx
復水貯蔵
タンク

Hx
残留熱除去系
ポンプ (A)，(B)

残留熱除去系
熱交換器 (A)，(B)

破断想定箇所Hx※ ( )内の数字は事象進展の流れを示す（次頁参照）

Hx
燃料プール冷却浄化 燃料プール冷却浄化
系ポンプ (A)，(B)系熱交換器 (A)，(B)

手順・有効性-2929５．有効性評価の具体例(3) 使用済燃料プール水の漏えい（２／６）
【有効性評価の実施】●配管破断に伴う漏えいに加え，注水機能及び冷却機能の喪失も想定。
●サイフォンブレーク用配管による漏えい停止，可搬型代替注水中型ポンプによる注水により燃料損傷を防止できることを確認。
従来の対策における事象進展

新たな対策を考慮した事象進展

サイフォン現象による漏えい発生（注水機能・冷却機能の喪失を想定）

サイフォン現象による漏えい発生（注水機能・冷却機能の喪失を想定）(1)

真空破壊弁閉固着を想定①(2)

プール水の漏えい継続② サイフォンブレーク用配管による漏えい停止(3) 使用済燃料プール水位の低下
(4)

燃料損傷

備考

真空破壊弁閉固着を想定③

プール水の沸騰④

使用済燃料プール水位の低下⑤ 常設代替高圧電源装置からの給電による注水ラインの系統構成⑥ 可搬型代替注水中型ポンプによる使用済燃料プールへの注水（事象発生後約8時間）
使用済燃料プール水位の回復
破断個所の隔離●外部電源喪失時のみ必要な操作（使用済燃料プールへの注水で使用する弁に給電が必要なため）●可搬型代替注水中型ポンプは必要容量×２セットあり，故障時は他方のポンプを使用可能●常設低圧代替注水系ポンプによる注水も可能●可搬型代替注水大型ポンプによる注水も
可能

安定状態

手順・有効性-3030５．有効性評価の具体例(3) 使用済燃料プール水の漏えい（３／６）
【必要な操作時間及び要員数の積み上げ】●事象発生2時間までに必要な初動要員は17名，2時間以降に必要な参集要員は2名●発電所に常駐する初動要員37名及び2時間以内に参集可能な要員72名で対応可能であることを確認
操作項目

状況判断

⑤ 常設代替高圧電源装置による受電
可搬型代替注水中型ポン⑥ プによる使用済燃料プー
ルへの注水

実施箇所・必要人数【 】は他の作業後移動してきた要員
当直運転員 当直運転員 重大事故等対（中央制御室）（現場）
応要員（現場）

1人
A
【1人】
A

2

4

6

8

10分

【1人】
A

8人
a～h

10

170分

1人

2人
B，C

参集2人

2人

8人＋
参集2人

14

手順１１

【2人】
a，b

その他（注水機能回復，
燃料給油，等）12

評価上は8時間で注水開始の想定としているが，約3時間で準備可能であり，十分な時間余裕がある。

4分 手順１４⑥ 注水流量の調整（可搬型
代替注水中型ポンプ）

必要要員合計

経過時間（時間）

適宜流量調整手順１１

適宜実施

この他，当直発電長1名，当直副発電長1名及び通報連絡等を行う4名の初動要員が必要
体制の構築に係る要員配置は補足説明資料（３．初動対応に当たる要員の配置）を参照
要員の非常召集の詳細は補足説明資料（４．災害対策要員の非常招集）を参照※可搬型代替注水中型ポンプの移動・接続や電源接続の訓練等により，時間内に操作可能なことを確認

手順・有効性-3131５．有効性評価の具体例(3) 使用済燃料プール水の漏えい（４／６）

接続口の位置と可搬型設備により供給できる手段は
補足説明資料（１４．接続口の位置と可搬型設備により供給できる手段）参照

屋外作業における要員等の動線図
手順・有効性-3232

５．有効性評価の具体例(3) 使用済燃料プール水の漏えい（５／６）
【対策実施後の概略系統図】
常設スプレイヘッダ
スキマ
サージタンク

注水ライン① 真空破壊弁（閉固着）

可搬型スプレイノズル ⑥②サイフォン
ブレーク用配管

通常水位

③
④

真空破壊弁

●真空破壊弁：サイフォン現象発生時，真空破壊弁が開となり，サイフォン現象が停止（評価上は閉固着を想定）●サイフォンブレーク用配管：プール水位の低下によりサイフォンブレーク用配管下端が気中に露出すると，配管内に空気が流入し，サ
イフォン現象が停止

プール水の沸騰
水位の低下

復水移送
ポンプ
(A)，(B)

サイフォン
ブレーク用配管

使用済燃料

可搬型代替注水
大型ポンプ

使用済燃料プール
Hx
代替燃料プール
冷却系ポンプ

7日間の消費燃料：約755.5kL
軽油貯蔵タンク ：約800kL

Hx
復水貯蔵
タンク

Hx
残留熱除去系
ポンプ (A)，(B)

残留熱除去系
熱交換器 (A)，(B)

代替淡水貯槽

常設低圧代替注水系
ポンプ (A)，(B)代替燃料プール
冷却系熱交換器

破断想定箇所⑥ 可搬型代替注水⑤ 常設代替高圧電源装置 非常用

中型ポンプ

ディーゼル
発電機

Ｇ

Hx
Hx
燃料プール冷却浄化 燃料プール冷却浄化
系ポンプ (A)，(B)系熱交換器 (A)，(B)

新規配備

手順・有効性-33

7日間の消費燃料：約12.0kL
可搬型設備用軽油タンク：約210kL

7日間の使用量：2,120m3
保有水量：4,300m333

５．有効性評価の具体例(3) 使用済燃料プール水の漏えい（６／６）
【有効性評価の結果】

サイフォンブレーク用配管による漏えい停止（②）
通常水位

燃料有効長頂部からの水位

事象発生から約9.3時間後に水位回復
水位回復後は，蒸発量に応じた注水により水位維持事象発生から約5.0時間後
プール水温が100℃に到達し，沸騰によりプール水位が低下

事象発生から8時間後に可搬型代替注水
中型ポンプによりプールへの注水を開始，
プール水位は回復し燃料の冠水を維持（⑥）（m）

事故後の時間（h）

評価結果●8時間後に注水開始することで，燃料の冠水を維持し，水位は回復する●蒸発分の注水を継続することで水位が維持される（安定状態）

手順・有効性-3434５．有効性評価の具体例(4) 原子炉冷却材喪失時の雰囲気圧力・温度による静的負荷【格納容器破損モードの特徴】●大破断ＬＯＣＡ時にＥＣＣＳ等の安全機能が喪失し，炉心損傷に至る。
●格納容器内を冷却・除熱する安全機能が喪失し，格納容器内が過圧・過温状態となり破損する。
ＬＯＣＡ：原子炉冷却材喪失事故
ＥＣＣＳ：非常用炉心冷却系
(4)

(3)

フランジ部，配管貫通部，ハッチ部等の圧力・温度に弱い部分が破損

対策前

(2)

格納容器内の冷却・除熱手段の喪失
により，内部は過圧・過温状態となる

原子炉注水手段の喪失により，水位が低下し炉心損傷に至る

逃がし安全弁（自動減圧機能）

タービンへ

原子炉圧力容器

耐圧強化
ベント系

(1)
大破断ＬＯＣＡが発生し，高温・高圧の蒸気が流出→
ドライウェル

非常用ディーゼル
発電機用海水ポンプ等

ハッチ類

ぺデ
スタル

原子炉再循環
系ポンプ

※3

→

※3
サプレッション・
チェンバ

残留熱除去系
海水ポンプ（Ａ），（Ｃ）

サプレッション・
プール

→
※1

→
→
※2

→
残留熱除去系
海水ポンプ（Ｂ），（Ｄ）

海

※1 海へ

←

→

残留熱除去系ポンプ(Ａ)

残留熱除去系
ポンプ(Ｂ)←
低圧炉心スプレイ系ポンプ

海へ ※2

→
残留熱除去系ポンプ(Ｃ)

→

←

高圧炉心
スプレイ系ポンプ

原子炉隔離時冷却系ポンプ

復水貯蔵タンク

手順・有効性-35※ ( )内の数字は事象進展の流れを示す（次頁参照）

35

５．有効性評価の具体例 (4) 原子炉冷却材喪失時の雰囲気圧力・温度による静的負荷（代替循環冷却系を使用する場合）（１／７）
【有効性評価の実施】●必要な要員・資源等を厳しく評価するために，全交流動力電源喪失の重畳についても考慮。
●常設低圧代替注水系ポンプによる原子炉注水や格納容器スプレイ，代替循環冷却系による格納容器除熱等により格納容器破損を防止できることを確認。
従来の対策における事象進展

新たな対策を考慮した事象進展(1)大破断LOCA，ECCS等喪失の発生①

大破断LOCA，ECCS等喪失の発生(2) 原子炉水位の低下，炉心損傷②

原子炉水位の低下，炉心損傷(3)

格納容器圧力・温度の上昇③(4)

格納容器破損

常設低圧代替注水系ポンプによる原子炉注水及び格納容器スプレイ（事象発生後25分）

備考●全交流動力電源喪失についても考慮●原子炉注水により原子炉圧力容器の破損を回避可能●LOCA破断口からの蒸気流出に伴う格納容器圧力・温度の上昇を抑制④緊急用海水系及び代替循環冷却系による格納容器除熱（事象発生後90分）⑤ 可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入（事象発生後約84時間）⑥フィルタベント設備による格納容器ベント（事象発生後約40日※）●格納容器内の酸素濃度の上昇を抑制し，水素燃焼の発生を防止●可搬型窒素供給装置は必要容量×２セッ
トあり，故障時は他方の装置を使用可能●長期的には，格納容器内の水素及び酸素の排出のために格納容器ベントを実施

安定状態※ 水の放射線分解速度の不確かさ（水素及び酸素の発生量が多い場合）を考慮すると，格納容器ベントは事象発生から約5日後

手順・有効性-3636５．有効性評価の具体例 (4) 原子炉冷却材喪失時の雰囲気圧力・温度による静的負荷（代替循環冷却系を使用する場合）（２／７）
【必要な操作時間及び要員数の積み上げ】●事象発生2時間までに必要な初動要員は20名，2時間以降に必要な参集要員は2名●発電所に常駐する初動要員39名及び2時間以内に参集可能な要員72名で対応可能であることを確認
操作項目

状況判断
常設代替高圧電源装置による受電（緊急用母線）
常設低圧代替注水系ポン③ プによる原子炉注水及び格納容器スプレイ
緊急用海水系及び代替循

④ 環冷却系による格納容器

除熱
常設代替高圧電源装置による受電（非常用母線）
可搬型窒素供給装置によ⑤ る格納容器への窒素注入実施箇所・必要人数【 】は他の作業後移動してきた要員
当直運転員 当直運転員 重大事故等対（中央制御室）（現場）
応要員（現場）

2人
A，B
【1人】
B

9分

【1人】
A

2人

1

1.5

2

60

80

100

6分 手順１４

【2人】
A，B

【1人】
B

0.5

10分

手順４，６
65分

2人
C，D

その他（電源回復，燃料給油，等）必要要員合計

経過時間（時間）

2人

88分
6人
a～f
4人（g～j）
＋参集2人
10人＋
参集2人

手順７
手順１４
手順９

180分

窒素注入の
開始・継続

適宜実施

この他，当直発電長1名，当直副発電長1名及び通報連絡等を行う4名の初動要員が必要
体制の構築に係る要員配置は補足説明資料（３．初動対応に当たる要員の配置）を参照
要員の非常召集の詳細は補足説明資料（４．災害対策要員の非常招集）を参照※制御盤操作や可搬型窒素供給装置の運搬・接続の訓練等により，時間内に操作可能なことを確認

手順・有効性-3737５．有効性評価の具体例 (4) 原子炉冷却材喪失時の雰囲気圧力・温度による静的負荷（代替循環冷却系を使用する場合）（３／７）

接続口の位置と可搬型設備により供給できる手段は
補足説明資料（１４．接続口の位置と可搬型設備により供給できる手段）参照

屋内外作業における要員等の動線図
手順・有効性-3838５．有効性評価の具体例 (4) 原子炉冷却材喪失時の雰囲気圧力・温度による静的負荷（代替循環冷却系を使用する場合）（４／７）
【対策実施後の概略系統図】②

安全機能の喪失により炉心損傷に至るとともに格納容器内の圧力・温度が上昇

7日間の消費燃料：約352.8kL
軽油貯蔵タンク ：約800kL①
大破断ＬＯＣＡの発生

非常用ディーゼル発電機

Ｇ

⑥

⑤

7日間の消費燃料：約18.5kL
可搬型設備用軽油タンク：約210kL④③

残留熱除去系
海水ポンプ（Ａ），（Ｃ）

→
※1

→
※2

→
残留熱除去系
海水ポンプ（Ｂ），（Ｄ）

7日間の使用量：400m3
保有水量：4,300m3④
緊急用海水ポンプ（Ａ）

→

→

※1

→

※2
緊急用海水
ポンプ（Ｂ）

海

手順・有効性-3939５．有効性評価の具体例 (4) 原子炉冷却材喪失時の雰囲気圧力・温度による静的負荷（代替循環冷却系を使用する場合）（５／７）●格納容器破損の防止のため，下記いずれかの基準に達した場合にフィルタベントの実施を判断する
炉心状態
炉心損傷前

炉心損傷後

実施の判断基準目的

サプレッション・プール水位が通常水位＋6.5mに到達後，格納容器圧力が1Pd到達時※１，※２

格納容器の過圧破損防止

サプレッション・プール水位が通常水位＋6.5mに到達時※１，※３

格納容器の過圧破損防止

格納容器内酸素濃度が4.3vol％（ドライ条件）に到達時※４

格納容器内での水素燃焼防止

1Pd＝最高使用圧力0.31MPa[gage] ， 2Pd＝限界圧力0.62MPa[gage]※１：格納容器ベントラインが水没することを防止するため，外部水源によるスプレイはサプレッション・プール水位が通常水位＋6.5mに到達時に停止（右図参照）※２：炉心損傷前の外部水源によるスプレイは，格納容器圧力を0.7Pd～0.9Pdの範囲内に維持するよう制御。スプレイ停止後は，限界
圧力2Pdまでの余裕を考慮し，1Pd到達時点でベント実施を判断。
※３：炉心損傷後の外部水源によるスプレイは，格納容器圧力を1.3Pd～1.5Pdの範囲内に維持するよう制御。スプレイ停止後は，限界
圧力2Pdまでの余裕を考慮し，速やかにベント実施を判断。
※４：水素燃焼が生じる酸素濃度の可燃限界（5vol％以上）に対し，格納容器内酸素濃度計の測定誤差と余裕を考慮し設定。

ドライウェル
ベントライン
通常水位＋8.14m（底部から＋15.17m）
外部水源制限水位
通常水位＋6.5m（底部から＋13.53m）

サプレッション・プール

サプレッション・プール
通常水位（底部から＋7.03m）

上記の他，重大事故等対処設備や格納容器の機能喪失が疑われる下記のような場合にも，フィルタベントの実施を判断する。
・全ての格納容器スプレイ機能が喪失した場合
・格納容器内温度が200℃を超えて上昇を続ける場合
・原子炉建屋内水素濃度が2vol％を超えた場合 ・モニタリングポストや原子炉建屋内放射線モニタの指示値が急上昇した場合

手順・有効性-4040５．有効性評価の具体例 (4) 原子炉冷却材喪失時の雰囲気圧力・温度による静的負荷（代替循環冷却系を使用する場合）（６／７）
【有効性評価の結果】

0.6

大破断LOCA発生時，格納容器雰囲気温度
300
は最大約202℃となるが，事象を通しての格納容器壁面温度の最大値は約139℃

ドライウェル

格納容器圧力

格納容器雰囲気温度

格納容器内への窒素注入（⑤）により格納容器
0.8
圧力が上昇するが，0.31MPa[gage]到達後に窒素注入を停止することで，圧力上昇は停止

サプレッション・チェンバ

0.62MPa[gage]
可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入停止（約164時間）

代替循環冷却系による格納容器除熱に伴う格納容器圧力の上昇抑制

0.4

可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入開始（約84時間）

ドライウェルサプレッション・チェンバ

200

200℃

格納容器内への窒素注入開始
による格納容器圧力変動に伴う雰囲気温度の変動（約84時間）

100

0.2

(℃)

(MPa[gage])
0.0
0

24

48

72
事故後の時間(h)

96

0

120
144
168
常設低圧代替注水系ポンプによる原子炉注水・格納
024
48
容器スプレイや代替循環冷却系による格納容器除熱により，圧力及び温度上昇を抑制（③）

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)代替循環冷却系による格納容器除熱を継続（④）

ドライウェル気相濃度

評価結果

可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入停止（約164時間）

事象発生から約40日後にフィルタベント設備
による格納容器ベント（可燃性ガスの排出）を実施し，水素・酸素濃度は低下（⑥）(vol％)●格納容器圧力の最高値は約0.31MPa[gage]であり，限界圧力（0.62MPa[gage]）を下回るため，格納容器破損に至らない●格納容器壁面温度の最高値は約139℃であり，限界温度（200℃）を下回るため，格納容器破損に至らない●大気中へのCs-137の放出量は約7.5TBq（7日間）であり，判断基準である100TBqを下回る●代替循環冷却系による格納容器除熱等を継続し，安定状態へ移行

手順・有効性-4141５．有効性評価の具体例 (4) 原子炉冷却材喪失時の雰囲気圧力・温度による静的負荷（代替循環冷却系を使用する場合）（７／７）●水の放射線分解により，格納容器内の酸素濃度は徐々に上昇●代替循環冷却系を使用できる場合でも，長期的には可燃性ガスの排出のための格納容器ベントが必要⇒酸素濃度を監視し，可燃限界である5vol％到達前に格納容器
ベントを実施する手順を整備●水の放射線分解による酸素の発生速度には不確かさがあるため，想定される不確かさの範囲内で最も発生速度が速い場合の感度解析を実施【水の放射線分解のイメージ】

H2

O2

放射線

H2O

約5日後に格納容器ベントを行い可燃性ガスを排出することで，酸素濃度を可燃限界未満に維持できる
100

0.8

サプレッション・チェンバ

格納容器圧力0.6

格納容器圧力0.465MPa[gage]
到達により窒素注入を停止

0.62MPa[gage]

可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入開始

0.4(MPa[gage])

ドライウェル気相濃度

ドライウェル(vol％)

0.2

格納容器圧力0.31MPa[gage]到達により，窒素注入を一旦停止
その後，酸素濃度上昇により窒素注入を再開
24

48

72

96

80

窒素

70
60

格納容器内への窒素注入により窒素濃度が上昇，水素濃度が低下

50
40
30

水素

20
酸素
10

0.0
0

90

120

144

168

酸素可燃限界(5vol%)00

事故後の時間(h)

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)格納容器内への窒素注入により酸素濃度の上昇を抑制（格納容器圧力は上昇）

フィルタベント設備による格納容器ベント（事象発生から約5日後）により，可燃性ガスを排出手順・有効性-42

格納容器ベント実施の判断基準については，
本文（1-2-40）を参照

42

５．有効性評価の具体例 (4) 原子炉冷却材喪失時の雰囲気圧力・温度による静的負荷（代替循環冷却系を使用できない場合）（１／６）
【有効性評価の実施】●必要な要員・資源等を厳しく評価するために，全交流動力電源喪失の重畳についても考慮。
●代替循環冷却系を使用できないと仮定※した場合にも，常設低圧代替注水系ポンプによる原子炉注水や格納容器
スプレイ，フィルタベント設備による格納容器ベントにより格納容器破損を防止できることを確認。
※：東海第二では代替循環冷却系を自主的に多重化し信頼性向上を図っているが，フィルタベント設備による対策の有効性を評価する観点から，本仮定をおいた評価を実施。
従来の対策における事象進展

新たな対策を考慮した事象進展

備考●全交流動力電源喪失についても考慮(1)大破断LOCA，ECCS等喪失の発生① 大破断LOCA，ECCS等喪失の発生(2) 原子炉水位の低下，炉心損傷②

原子炉水位の低下，炉心損傷(3)

格納容器圧力・温度の上昇③(4)

格納容器破損

常設低圧代替注水系ポンプによる原子炉注水及び格納容器スプレイ（事象発生後25分）●原子炉注水により原子炉圧力容器の破損を回避可能●LOCA破断口からの蒸気流出に伴う格納容器圧力・温度の上昇を抑制④フィルタベント設備による格納容器ベント（事象発生後約19時間）●格納容器ベントにより格納容器内を減圧・除熱するとともに，可燃性ガスを排出

安定状態

手順・有効性-4343５．有効性評価の具体例 (4) 原子炉冷却材喪失時の雰囲気圧力・温度による静的負荷（代替循環冷却系を使用できない場合）（２／６）
【必要な操作時間及び要員数の積み上げ】●事象発生2時間までに必要な初動要員は20名，2時間以降に必要な参集要員は5名●発電所に常駐する初動要員39名及び2時間以内に参集可能な要員72名で対応可能であることを確認
操作項目

状況判断
常設代替高圧電源装置による受電（緊急用母線）
常設低圧代替注水系ポン③ プによる原子炉注水及び格納容器スプレイ③ 原子炉注水・格納容器ス
プレイの流量調整
常設代替高圧電源装置による受電（非常用母線）④ フィルタベント設備による格納容器ベント

実施箇所・必要人数【 】は他の作業後移動してきた要員
当直運転員 当直運転員 重大事故等対（中央制御室）（現場）
応要員（現場）

2人
A，B
【1人】
B

2人

1

1.5

2

16

20

24

6分 手順１４

【2人】
A，B
【1人】
A
【1人】
B
【2人】
A，B

0.5

10分

9分

手順４，６
適宜流量調整2人
C，D【2人】＋1人
C，D，E

その他（電源回復，水源補給，燃料給油，等）
必要要員合計

経過時間（時間）

3人

88分

手順４，６

手順１４
約4時間

参集3人
10人（a～j）
＋参集2人
10人＋
参集5人

手順７

適宜実施

この他，当直発電長1名，当直副発電長1名及び通報連絡等を行う4名の初動要員が必要
体制の構築に係る要員配置は補足説明資料（３．初動対応に当たる要員の配置）を参照
要員の非常召集の詳細は補足説明資料（４．災害対策要員の非常招集）を参照※制御盤操作や格納容器ベントのための現場移動・弁操作の訓練等
により，時間内に操作可能なことを確認

手順・有効性-4444５．有効性評価の具体例 (4) 原子炉冷却材喪失時の雰囲気圧力・温度による静的負荷（代替循環冷却系を使用できない場合）（３／６）

接続口の位置と可搬型設備により供給できる手段は
補足説明資料（１４．接続口の位置と可搬型設備により供給できる手段）参照

屋内外作業における要員等の動線図
手順・有効性-4545５．有効性評価の具体例 (4) 原子炉冷却材喪失時の雰囲気圧力・温度による静的負荷（代替循環冷却系を使用できない場合）（４／６）
【対策実施後の概略系統図】②

安全機能の喪失により炉心損傷に至るとともに格納容器内の圧力・温度が上昇

7日間の消費燃料：約352.8kL
軽油貯蔵タンク ：約800kL①
大破断ＬＯＣＡの発生

非常用ディーゼル発電機

Ｇ

④

③

7日間の消費燃料：約6.0kL
可搬型設備用軽油タンク：約210kL
残留熱除去系
海水ポンプ（Ａ），（Ｃ）

→
※1

→

緊急用海水
ポンプ（Ａ）→※2→
残留熱除去系
海水ポンプ（Ｂ），（Ｄ）

7日間の使用量：5,490m3
保有水量：8,600m3

→

※1

→

※2
緊急用海水
ポンプ（Ｂ）

海

手順・有効性-4646５．有効性評価の具体例 (4) 原子炉冷却材喪失時の雰囲気圧力・温度による静的負荷（代替循環冷却系を使用できない場合）（５／６）●格納容器破損の防止のため，下記いずれかの基準に達した場合にフィルタベントの実施を判断する
炉心状態
炉心損傷前

炉心損傷後

実施の判断基準目的

サプレッション・プール水位が通常水位＋6.5mに到達後，格納容器圧力が1Pd到達時※１，※２

格納容器の過圧破損防止

サプレッション・プール水位が通常水位＋6.5mに到達時※１，※３

格納容器の過圧破損防止

格納容器内酸素濃度が4.3vol％（ドライ条件）に到達時※４

格納容器内での水素燃焼防止

1Pd＝最高使用圧力0.31MPa[gage] ， 2Pd＝限界圧力0.62MPa[gage]※１：格納容器ベントラインが水没することを防止するため，外部水源によるスプレイはサプレッション・プール水位が通常水位＋6.5mに到達時に停止（右図参照）※２：炉心損傷前の外部水源によるスプレイは，格納容器圧力を0.7Pd～0.9Pdの範囲内に維持するよう制御。スプレイ停止後は，限界
圧力2Pdまでの余裕を考慮し，1Pd到達時点でベント実施を判断。
※３：炉心損傷後の外部水源によるスプレイは，格納容器圧力を1.3Pd～1.5Pdの範囲内に維持するよう制御。スプレイ停止後は，限界
圧力2Pdまでの余裕を考慮し，速やかにベント実施を判断。
※４：水素燃焼が生じる酸素濃度の可燃限界（5vol％以上）に対し，格納容器内酸素濃度計の測定誤差と余裕を考慮し設定。

ドライウェル
ベントライン
通常水位＋8.14m（底部から＋15.17m）
外部水源制限水位
通常水位＋6.5m（底部から＋13.53m）

サプレッション・プール

サプレッション・プール
通常水位（底部から＋7.03m）

上記の他，重大事故等対処設備や格納容器の機能喪失が疑われる下記のような場合にも，フィルタベントの実施を判断する。
・全ての格納容器スプレイ機能が喪失した場合
・格納容器内温度が200℃を超えて上昇を続ける場合
・原子炉建屋内水素濃度が2vol％を超えた場合 ・モニタリングポストや原子炉建屋内放射線モニタの指示値が急上昇した場合

手順・有効性-4747５．有効性評価の具体例 (4) 原子炉冷却材喪失時の雰囲気圧力・温度による静的負荷（代替循環冷却系を使用できない場合）（６／６）
【有効性評価の結果】
大破断LOCA発生時，格納容器雰囲気温度は最大約202℃となるが，事象を通しての300
格納容器壁面温度の最大値は約139℃

ドライウェルサプレッション・チェンバ0.6

格納容器圧力

0.62MPa[gage]

フィルタベント設備による格納容器
ベント（事象発生から約19時間後）により，格納容器圧力が低下（④）

0.4

格納容器雰囲気温度

常設低圧代替注水系ポンプ
による格納容器スプレイにより，圧力上昇を抑制（③）

0.8

ドライウェルサプレッション・チェンバ

200

200℃

100

0.2

(MPa[gage])

(℃)

0.0
0

24

48

72

96

120

144

168

0
0

24

事故後の時間(h)

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)フィルタベント設備による格納容器除熱を継続（④）

通常水位＋6.5m到達により，常設低圧代替注水系
ポンプによる格納容器スプレイを停止し，フィルタ
ベント設備による格納容器ベントを実施（④）

20

48

サプレッション・
プール水位

評価結果
ベントライン（約15m）

15通常水位＋6.5m（約13.5m）
通常水位＋5.5m（約12.5m）
10

常設低圧代替注水系ポンプによる原子炉注水及び格納容器スプレイ
により，プール水位が上昇

5

(m)
0
0

24

48

72

96

120

144

168

●格納容器圧力の最高値は約0.47MPa[gage]であり，限界圧力（0.62MPa[gage]）を下回るため，格納容器破損に至らない●格納容器壁面温度の最高値は約157℃であり，限界温度（200℃）を下回るため，格納容器破損に至らない●大気中へのCs-137の放出量は約16TBq（7日間）であり，判断基準である100TBqを下回る●フィルタベント設備による格納容器除熱を継続し，安定状態へ移行事故後の時間(h)手順・有効性-4848

５．有効性評価の具体例 (4) 原子炉冷却材喪失時の雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器ベント時間について）
代替循環冷却系を使用する場合

代替循環冷却系を使用できない場合

・代替循環冷却系により格納容器の減圧・除熱が可能なため，格納容器の減圧・除熱のための格納容器ベントは不要
・放射線水分解等により発生する水素及び酸素の蓄積により，いずれは格納容器内での水素爆発の恐れあり
・格納容器の減圧・除熱のために格納容器ベントが必要⇒水素爆発を防止するため，可燃限界（水素濃度4vol％かつ酸素濃度5vol％）到達前に格納容器ベントを実施し，格納容
器内の水素及び酸素を排出

炉心損傷後の条件での実験に基づく放射線水分解速度の場合⇒格納容器ベントの実施は約40日後⇒格納容器ベントの実施は約19時間後

水の放射線分解現象の不確かさを考慮し，この速度が早い想定をした場合⇒格納容器ベントの実施は約5日後

・東海第二発電所では，代替循環冷却系を使用できずに事故後短期で格納容器ベントの実施に至ることがないよう，自主的に代替循環冷却系を多重化し信頼性の向上を図っている。

手順・有効性-4949５．有効性評価の具体例(5) 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱（１／７）
【格納容器破損モードの特徴】●過渡事象時にECCS等の安全機能が喪失し，炉心損傷及び原子炉圧力容器破損に至る。
●原子炉圧力容器からの溶融炉心の噴出（ＤＣＨ），溶融炉心とペデスタル内冷却水との接触に伴う急激な蒸気発生（ＦＣＩ），溶融炉心によるコンクリートの侵食（ＭＣＣＩ）等により，格納容器の破損に至る。
ＤＣＨ：格納容器雰囲気直接加熱， ＦＣＩ：溶融燃料－冷却材相互作用， ＭＣＣＩ：溶融炉心・コンクリート相互作用

対策前(1) ◆過渡事象（原子炉への給水喪失等）の発生(2)後，すべての原子炉注水手段や格納容器
冷却・除熱手段が喪失した状態を想定

原子炉注水手段の喪失により水位が低下し，炉心損傷・炉心溶融に至る(4)，(5)
原子炉圧力容器が高い圧力の状況で破損すると，溶融炉心が噴出し，格納容器内が急激に加熱（ＤＣＨ）される(3)
溶融炉心が原子炉圧力容器の下部に落下・堆積し貫通することで，原子炉圧力容器破損に至る(4)，(5)
溶融炉心が冷却水と接触すると，急激な蒸気発生に伴う圧力上昇（ＦＣＩ）が生じる(4)，(5)
溶融炉心がコンクリートを侵食（ＭＣＣＩ）し，格納容器の支持構造の機能喪失が生じる※ ( )内の数字は事象進展の流れを示す（次頁参照）

手順・有効性-5050５．有効性評価の具体例(5) 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱（２／７）
【有効性評価の実施】●逃がし安全弁の手動開操作による原子炉減圧，常設低圧代替注水系ポンプによる格納容器スプレイやペデスタル
注水，代替循環冷却系による格納容器除熱等により格納容器破損を防止できることを確認。
従来の対策における事象進展

新たな対策を考慮した事象進展(1) 過渡事象，ECCS等喪失の発生①

過渡事象，ECCS等喪失の発生(2) 原子炉水位の低下，炉心損傷②

原子炉水位の低下，炉心損傷③

逃がし安全弁の手動開操作による原子炉減圧（事象発生後約38分）

備考●全交流動力電源喪失についても考慮●高圧代替注水系による原子炉注水も可能だが，ここでは考慮せず，原子炉圧力容器破損に至ることを想定●原子炉減圧によるＤＣＨ回避●中央制御室からの遠隔操作により実施④ 緊急用海水系及び代替循環冷却系による格納容器除熱（事象発生後90分）(3)

原子炉圧力容器の破損⑤

原子炉圧力容器の破損(4)

溶融炉心の噴出／
格納容器圧力の上昇／
ペデスタルコンクリートの侵食⑥

常設低圧代替注水系ポンプによる格納容器スプレイ及びペデスタル注水（事象発生後約4.6時間）(5)

格納容器破損⑦ 可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入（事象発生後約167時間）⑧ フィルタベント設備による格納容器ベント（事象発生後約53日）●原子炉圧力容器破損までは，常設低圧代
替注水系ポンプや代替循環冷却系ポンプ
による原子炉注水を考慮せず，原子炉圧
力容器破損に至ることを想定●ペデスタルでの急激な水蒸気発生にともなう格納容器圧力の上昇を抑制●コリウムシールドの設置と相まって，コンク
リートの侵食を抑制●格納容器内の酸素濃度の上昇を抑制し，水素燃焼の発生を防止●可搬型窒素供給装置は必要容量×２セッ
トあり，故障時は他方の装置を使用可能●長期的には，可燃性ガスの排出のために格納容器ベントを実施

安定状態

手順・有効性-5151

５．有効性評価の具体例(5) 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱（３／７）
【必要な操作時間及び要員数の積み上げ】●事象発生2時間までに必要な初動要員は20名，2時間以降に必要な参集要員は2名●発電所に常駐する初動要員39名及び2時間以内に参集可能な要員72名で対応可能であることを確認
操作項目

状況判断
常設代替高圧電源装置による受電（緊急用母線）
常設低圧代替注水系ポン
プの起動操作
逃がし安全弁の手動開操③ 作による原子炉減圧
緊急用海水系及び代替循
④ 環冷却系による格納容器
除熱
常設代替高圧電源装置による受電（非常用母線）⑤ 原子炉圧力容器破損の判断
常設低圧代替注水系ポン⑥ プによる格納容器スプレ
イ及びペデスタル注水

実施箇所・必要人数【 】は他の作業後移動してきた要員
当直運転員 当直運転員 重大事故等対（中央制御室）（現場）
応要員（現場）

2人
A，B
【1人】
B
【2人】
A，B
【1人】
B

1

1.5

5

120

180

4分 手順６，８
1分 手順３
65分
2人
C，D

88分

原子炉圧力容器破損：
事象発生後約4.5時間

手順７
手順１４

5分

【1人】
A

窒素注入の
開始・継続

2分 手順６，８

可搬型窒素供給装置によその他（電源回復，燃料
給油，等）

2人

4.5

6分 手順１４

【1人】
A
【1人】
B
【1人】
A

0.5

10分

⑦ る格納容器への窒素注入

必要要員合計

経過時間（時間）

2人

6人
a～f
4人（g～j）
＋参集2人
10人＋
参集2人

手順９

180分

適宜実施

この他，当直発電長1名，当直副発電長1名及び通報連絡等を行う4名の初動要員が必要
体制の構築に係る要員配置は補足説明資料（３．初動対応に当たる要員の配置）を参照
要員の非常召集の詳細は補足説明資料（ ４．災害対策要員の非常招集）を参照※制御盤操作や可搬型窒素供給装置の運搬・接続の訓練等により，時間内に操作可能なことを確認
手順・有効性-5252５．有効性評価の具体例(5) 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱（４／７）

接続口の位置と可搬型設備により供給できる手段は
補足説明資料（１４．接続口の位置と可搬型設備により供給できる手段）参照

屋内外作業における要員等の動線図
手順・有効性-5353

５．有効性評価の具体例(5) 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱（５／７）
【対策実施後の概略系統図】①，② 原子炉への給水喪失等が発生し，③

7日間の消費燃料：約352.8kL
軽油貯蔵タンク ：約800kL

安全機能の喪失により炉心損傷や原子炉圧力容器の破損が発生

非常用ディーゼル発電機

⑤

④

Ｇ

⑧

⑦

コリウム
シールド

7日間の消費燃料：約18.5kL
可搬型設備用軽油タンク：約210kL⑥
残留熱除去系
海水ポンプ（Ａ），（Ｃ）

→
※1

→
※2

→
残留熱除去系
海水ポンプ（Ｂ），（Ｄ）

7日間の使用量：400m3
保有水量：4,300m3④
緊急用海水ポンプ（Ａ）

→

→

※1

→

※2
緊急用海水
ポンプ（Ｂ）

海

手順・有効性-5454

５．有効性評価の具体例(5) 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱（６／７）●格納容器破損の防止のため，下記いずれかの基準に達した場合にフィルタベントの実施を判断する
炉心状態
炉心損傷前

炉心損傷後

実施の判断基準目的

サプレッション・プール水位が通常水位＋6.5mに到達後，格納容器圧力が1Pd到達時※１，※２

格納容器の過圧破損防止

サプレッション・プール水位が通常水位＋6.5mに到達時※１，※３

格納容器の過圧破損防止

格納容器内酸素濃度が4.3vol％（ドライ条件）に到達時※４

格納容器内での水素燃焼防止

1Pd＝最高使用圧力0.31MPa[gage] ， 2Pd＝限界圧力0.62MPa[gage]※１：格納容器ベントラインが水没することを防止するため，外部水源によるスプレイはサプレッション・プール水位が通常水位＋6.5mに到達時に停止（右図参照）※２：炉心損傷前の外部水源によるスプレイは，格納容器圧力を0.7Pd～0.9Pdの範囲内に維持するよう制御。スプレイ停止後は，限界
圧力2Pdまでの余裕を考慮し，1Pd到達時点でベント実施を判断。
※３：炉心損傷後の外部水源によるスプレイは，格納容器圧力を1.3Pd～1.5Pdの範囲内に維持するよう制御。スプレイ停止後は，限界
圧力2Pdまでの余裕を考慮し，速やかにベント実施を判断。
※４：水素燃焼が生じる酸素濃度の可燃限界（5vol％以上）に対し，格納容器内酸素濃度計の測定誤差と余裕を考慮し設定。

ドライウェル
ベントライン
通常水位＋8.14m（底部から＋15.17m）
外部水源制限水位
通常水位＋6.5m（底部から＋13.53m）

サプレッション・プール

サプレッション・プール
通常水位（底部から＋7.03m）

上記の他，重大事故等対処設備や格納容器の機能喪失が疑われる下記のような場合にも，フィルタベントの実施を判断する。
・格納容器内のスプレイ冷却が実施できない場合 ・格納容器内温度が200℃を超えて上昇を続ける場合，・原子炉建屋内水素濃度が2vol％を超えた場合・モニタリングポストや原子炉建屋内放射線モニタの指示値が急上昇した場合

手順・有効性-5555５．有効性評価の具体例(5) 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱（７／７）
【有効性評価の結果】
代替循環冷却系による格納容器除熱（④）や0.8
常設低圧代替注水系ポンプによる格納容器
スプレイ（⑥）により，圧力上昇を抑制

逃がし安全弁の手動開操作
により原子炉を減圧（③）

10ドライウェルサプレッション・チェンバ80.6

溶融炉心の下部プレナムへの移行に伴う一時的な圧力上昇

4(MPa[gage])

格納容器圧力原子炉圧力

6

原子炉圧力容器破損（⑤）
時の圧力は約0.3MPa[gage]
2.0MPa[gage]

2

1

2

3

4

5

6

7

0.4
)

格納容器内への窒素注入開始（⑦）
0.2(MPa[gage])

00

0.62MPa[gage]

8

0.0
0

24

事故後の時間(hr)

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(hr)

代替循環冷却系による格納容器除熱を継続（④）
ドライウェル気相濃度

評価結果

可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入開始（約167時間）

事象発生から約53日後にフィルタベント設備
による格納容器ベント（可燃性ガスの排出）を実施し，水素・酸素濃度は低下（⑧）(vol％)●原子炉圧力容器破時の原子炉圧力は約0.3MPa[gage]であり，2.0MPa[gage]以下となる（DCHは生じない）●格納容器圧力の最高値は約0.47MPa[gage]であり，限界圧力（0.62MPa[gage]）を下回るため，格納容器破損に至らない●コリウムシールド及びペデスタル注水により，溶融炉
心によるコンクリート侵食は生じない●大気中へのCs-137の放出量は約0.032TBq（7日間）であり，判断基準である100TBqを下回る●代替循環冷却系による格納容器除熱等を継続し，安定状態へ移行

手順・有効性-5656

５．有効性評価の具体例(6) 大気中へのCs-137放出量評価●大気中へのCs-137の放出量は，判断基準（100TBq）を下回ることを確認●代替循環冷却系を使用する場合は，使用できない場合に比べて放出量を半分以下に抑制可能【Csの放出経路のイメージ】【評価結果】
評価事象

Cs-137放出量

ベント開始
時間

【ケース1】静的負荷（代替循環冷却系を使用する場合）約7.5TBq※１（放出ルート：①＋③）

事象発生
約40日後

排気筒からの放出（原子炉建屋ガス処理系起動後）
原子炉建屋からの漏えい（原子炉建屋ガス処理系起動前）

格納容器ベント
による放出

漏えい

原子炉建屋

③

格納容器から
原子炉建屋への漏えい分

漏えい

② D/W

③

ベント

原子炉建屋ガス処理系（起動後）

格納容器
① S/C
ベント

代替循環
冷却系

フィルタ
ベント設備
D/W：ドライウェル
S/C：サプレッション・チェンバ

緊急用海水系による海水との熱交換●S/Cベントの場合，サプレッション・プール水中を通過した気体が排出されるため，水中で放射性物質が多く捕集され，D/Wベントに比べて放出量が少なくなる。⇒S/Cベントを優先的に実施

S/Cベント時：約16TBq※１【ケース2】静的負荷（放出ルート：①＋③）（代替循環冷却系をD/Wベント時：約17TBq※１
使用できない場合）（放出ルート：②＋③）

事象発生
約19時間後【ケース3】高圧溶融物放出／格納容器
雰囲気直接加熱

約0.039TBq※１（放出ルート：①＋③）

事象発生
約53日後

【参考】
福島第一原子力発電所の事故時※２

約1.5×10４TBq－※１放出量の増加が極めて小さくなるまでの期間として，事象発生時点から100日間の放出量を評価。
放出ルート①・②についてはベント開始時点から，放出ルート③については事象発生時点からの放出量を評価。
※２「原子力安全に関するIAEA閣僚会議に対する日本国政府の報告書-東京電力福島原子力発電所の事故について-」（平成23年6月原子力災害対策本部）【ケース3】では，【ケース1，2】に比べてサプレッション・プールでCsが多く捕集され，放出量が少なくなる。（LOCA事象でないため，逃がし安全弁を介してｻﾌﾟﾚｯｼｮﾝ・ﾌﾟｰﾙへCsが移行）

手順・有効性-57

57

６．水蒸気爆発の発生を仮定した場合の影響評価（１／２）●溶融炉心の冷却水中への落下に伴い急激な水蒸気発生・圧力上昇等が生じる現象を，溶融燃料－冷却材相互作用（ＦＣＩ）と呼び，このうち衝撃波を伴うものを水蒸気爆発（ＳＥ）と呼ぶ。
●実機で想定される条件においてはＳＥの発生する可能性は極めて小さいと考えられるが，ペデスタ
ルでのＳＥ発生を仮定した場合の格納容器への影響を保守的な条件で評価し，格納容器の健全性が維持されることを確認した。
【評価方法】【ペデスタルでのＳＥ発生時のイメージ】①事故進展解析コード（MAAP）
・シビアアクシデント時のプラント応答を評価
溶融炉心が短時間で大量に落下する保守的な条件

ＳＥの発生

原子炉圧力
容器
ペデスタル
（水深：1m）

溶融炉心の放出挙動等②水蒸気爆発解析コード（JASMINE）
・水蒸気爆発発生時の発生エネルギー等を評価
発生エネルギーが最も大きくなるタイミングでの爆発を仮定

圧力伝播，構造物の応力・ひずみ発生

発生エネルギー等③構造応答解析コード（LS-DYNA）
・水蒸気爆発発生時の周辺構造物への影響を評価
JASMINEで評価したエネル
ギー等を上回る条件を入力

格納容器の構造健全性を評価【評価結果】
・ペデスタル構造に生じる変形は増大しない・発生する応力やひずみは判断基準を満足する

格納容器の構造健全性は維持される
手順・有効性-5858

６．水蒸気爆発の発生を仮定した場合の影響評価（２／２）
【主な評価条件】【JASMINE評価結果】
発生運動エネルギー：最大約3.3MJ
爆発源の圧力：最大約40MPa

10.0

項目

評価条件・考え方

原子炉圧力容器
破損口径

制御棒駆動機構ハウジング直径を上回る口径（爆発規模が大きくなる設定）

ペデスタル水深

1m （手順上定めている水深）

ＳＥ発生タイミング

発生エネルギーが最も大きくなるタイミング

ＳＥによる発生
エネルギー・圧力

JASMINE解析結果を上回るエネルギー・圧力となる爆発源を設定

LS-DYNA

運動エネルギ(MJ)

JASMINE

9.0【評価結果】
評価項目

側
壁
部

床
部

運動エネルギー （MJ）

解析コード

8.0
7.0
6.0

約3.3MJ

5.0
4.0
3.0
2.0
1.0
0.0
0

判断基準※

0.01

0.02

0.03

0.04

0.05

時間(sec)
時間
（sec）

解析結果

評価
【LS-DYNA評価部位】

変位

変位が増大せず，構造の変形が進まない

変位は増大しない○

圧縮ひずみ

機能に影響を及ぼす
範囲の圧壊が生じない

圧壊は生じない○

面外せん断

3.09N／mm２

約0.93N／mm２

○

引張ひずみ

5,000μ

約184μ

○

変位

変位が増大せず，構造の変形が進まない

変位は増大しない○

圧縮ひずみ

機能に影響を及ぼす
範囲の圧壊が生じない

圧壊は表面付近の僅かな範囲に留まる

○

面外せん断

4.33N／mm２

約3.7N／mm２

○

引張ひずみ

5,000μ約364μ○※日本機械学会「コンクリート製原子炉格納容器規格」等を基に設定

手順・有効性-59

側
壁
部

側
壁
部

床部

：圧縮ひずみ， ：面外せん断
変位は構造全体，引張ひずみは鉄筋
全体を確認

59

７．まとめ○想定される事故シーケンスに対して炉心損傷や格納容器破損等を防止するため，既存の設備や重大事故等対処設備等を用いて対応操作を行えるよう手順を整備○確率論的リスク評価の手法等を用いて，考慮すべき事故シーケンスを網羅的に抽出し，事象進展の早さや必要な設備容量の大きさ等に着目し，事故
シーケンスグループを代表する事故シーケンスを選定○選定した事故シーケンスに対して，新たな設備・手順等の安全対策の有効性を評価し，炉心損傷や格納容器破損等を防止できることを確認○上記の対策に必要な資源や要員が確保されていること，対応要員による操作が想定する時間内で可能であることを確認○炉心損傷を防止できないことを前提とした場合でも，格納容器内の冷却状態を維持し，大気中へのCs-137の放出量は判断基準（100TBq）を下回ることを確認
新たな安全対策が重大事故等の対策として有効であり，周辺環境・公衆への影響を抑制できることを確認

手順・有効性-6060

（補足説明資料 重大事故等に対する安全対策の手順及び有効性評価について）

手順・有効性-61

61

補足説明資料

目 次

１．手順の構成 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 64
２．有効性評価における事故シーケンスと手順の関連 ・・・・・・・・・・・・・・・・・ 73
３．初動対応に当たる要員の配置 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 75
４．災害対策要員の非常招集 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 79
５．有効性評価における判断基準 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 82
６．事故シーケンスの選定結果 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 83
７．有効性評価の概要 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 87
８．原子炉圧力容器の破損判断 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 96
９．ペデスタルにおける設備対策 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 97
１０．大気中へのCs-137放出量評価の内訳 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 99
１１．有効性評価 LOCA時注水機能喪失 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 100
１２．サプレッション・プール水ｐＨ制御装置 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 104
１３．同一設備を用いた複数箇所への注水 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 105
手順・有効性-6262

補足説明資料目 次

１４．接続口の位置と可搬型設備により供給できる手段 ・・・・・・・・・・・・・・・ 107
１５．アクセス性の成立性 ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・ 108
１６．全電源喪失時の原子炉隔離時冷却系（ＲＣＩＣ）の操作等 ・・・・・・・・・・ 120

手順・有効性-63

63

１．手順の構成（１／９）
手順

１ 緊急停止失敗時に発電用原子炉を未臨界にするための手順等

手順の目的・使用する設備○運転時の異常な過渡変化時に，発電用原子炉の運転を
緊急に停止させるための機能喪失した場合を想定し，炉心の著しい損傷を防止するための手順等を整備◆制御棒の緊急挿入◆原子炉出力の抑制◆原子炉出力急上昇防止◆原子炉冷却材圧力バウンダリ及び原子炉格納容器の健
全性維持・手動スクラム・スイッチ・制御棒及び制御棒駆動機構
・制御棒駆動系水圧制御ユニット
・選択制御棒挿入機構
・ＡＴＷＳ緩和設備（代替制御棒挿入機能）
・ＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環ポンプト
リップ機能）
・ほう酸水注入ポンプ
等○自動での原子炉緊急停止及び手動による原子炉緊急停止ができない場合を想定し，原子炉出力の抑制，未臨界に移行するための手順等を整備◆ほう酸水注入による未臨界への移行

２ 原子炉冷却材圧力バウ
ンダリ高圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等○原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態において，発電用原子炉の冷却機能が喪失した場合を想定し，炉心の著しい損傷を防止するための手順を整備◆高圧代替注水系による原子炉圧力容器への注水◆原子炉隔離時冷却系の現場操作による注水により冷却・原子炉隔離時冷却系ポンプ
・高圧炉心スプレイ系ポンプ
・常設高圧代替注水系ポンプ・逃がし安全弁
等○発電用原子炉を冷却するため，原子炉水位を監視及び制御する手順等を整備◆原子炉水位の監視及び制御○重大事故等の進展を抑制するため，ほう酸水注入系による注水の手順等を整備◆ほう酸水注入系による注水

手順・有効性-64

64

１．手順の構成（２／９）
手

順

手順の目的
○原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧の状態において，発電用原子炉の減圧機能が喪失した場合を想定し，炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を防止するための手順等を整備◆手動操作による原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧◆自動減圧による原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧

３ 原子炉冷却材圧力バウ
ンダリを減圧するための手順等使用する設備・逃がし安全弁（自動減圧機能）・逃がし安全弁機能用アキュムレータ
・逃がし安全弁用可搬型蓄電池
・非常用窒素供給系高圧窒素ボンベ等○炉心損傷時に原子炉冷却材圧力バウンダリが高圧状態である場合を想定し，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱を防止するための手順等を整備◆原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧○インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時において，炉心の著しい損傷を防止するための手順等を整備◆原子炉冷却材圧力バウンダリの減圧

４ 原子炉冷却材圧力バウ
ンダリ低圧時に発電用原子炉を冷却するための手順等○原子炉冷却材圧力バウンダリが低圧の状態において，設計基準事故対処設備が有する発電用原子炉の冷却機能が喪失した場合を想定し，炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損を防止するための手順等を整備◆低圧代替注水系による発電用原子炉の冷却○炉心が溶融し，原子炉圧力容器の破損に至った場合で，溶融炉心が原子炉圧力容器内に残存した場合を想定し，原子炉格納容器の破損を防止する手順等を整備◆低圧代替注水系による残存溶融炉心の冷却・残留熱除去系ポンプ
・低圧炉心スプレイ系ポンプ
・常設低圧代替注水系ポンプ
・可搬型代替注水中型ポンプ
・可搬型代替注水大型ポンプ
・代替循環冷却系ポンプ
・緊急用海水ポンプ
・ディーゼル消火ﾎﾟﾝﾌﾟ・復水移送ポンプ・代替淡水貯槽等

手順・有効性-65

65

１．手順の構成（３／９）
手順

５ 最終ヒートシンクへ熱を輸送するための手順等

６ 原子炉格納容器内の冷却等のための手順等

手順の目的使用する設備○最終ヒートシンクへ熱を輸送する機能が喪失した場合を想定し，炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損（炉心の著しい損傷が発生する前に限る。）を防止するための手順等を整備◆格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧◆耐圧強化ベント系による原子炉格納容器内の減圧及び除熱◆緊急用海水系による原子炉格納容器内の除熱による最終
ヒートシンクへの熱輸送

・残留熱除去系ポンプ
・残留熱除去系熱交換器
・残留熱除去系海水系ポンプ
・格納容器圧力逃がし装置
・耐圧強化ベント系隔離弁
・緊急用海水ポンプ
等○原子炉格納容器内の冷却機能が喪失した場合を想定し，炉心の著しい損傷を防止するための手順等を整備◆代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器内の圧力及び温度の低下

・残留熱除去系ポンプ
・残留熱除去系熱交換器
・残留熱除去系海水系ポンプ
・常設低圧代替注水系ポンプ
・可搬型代替注水中型ポンプ
・可搬型代替注水大型ポンプ
・代替循環冷却系ポンプ
・緊急用海水ポンプ
・ディーゼル消火ﾎﾟﾝﾌﾟ・復水移送ポンプ・代替淡水貯槽等○炉心の著しい損傷が発生した場合を想定し，原子炉格納容器の破損を防止するための手順等を整備◆代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器内の圧力及び温度並びに放射性物質の濃度の低下

手順・有効性-66

66

１．手順の構成（４／９）
手順

７ 原子炉格納容器の過圧破損を防止するための手順等

８ 原子炉格納容器下部の溶融炉心を冷却するた
めの手順等

手順の目的

使用する設備○炉心の著しい損傷が発生した場合を想定し，原子炉格納容器の破損を防止するための手順等を整備◆格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の圧力及び温度の低下◆代替循環冷却系による原子炉格納容器内の圧力及び温度の低下

・代替循環冷却系ポンプ
・残留熱除去系熱交換器
・残留熱除去系海水系ポンプ
・緊急用海水ポンプ
・格納容器圧力逃がし装置
・耐圧強化ベント系隔離弁・可搬型窒素供給装置
・不活性ガス系
等○炉心の著しい損傷が発生した場合を想定し，原子炉格納容器の下部に落下した溶融炉心を冷却することにより原
子炉格納容器の破損を防止するための手順等を整備◆格納容器下部注水系による溶融炉心・コンクリート相互作
用（ＭＣＣＩ）を抑制◆溶融炉心の拡がりによる原子炉格納容器バウンダリへの接触の防止

・常設低圧代替注水系ポンプ
・代替淡水貯槽・代替循環冷却系ポンプ
・常設高圧代替注水系ポンプ
・ほう酸水注入ポンプ
・格納容器下部注水系
・可搬型代替注水中型ポンプ
・可搬型代替注水大型ポンプ
・西側淡水貯水設備
等○溶融炉心の原子炉格納容器の下部への落下遅延又は防止するための手順等を整備◆（落下遅延又は防止するための）原子炉圧力容器へ注水

手順・有効性-67

67

１．手順の構成（５／９）
手順

９ 水素爆発による原子炉格
納容器の破損を防止す
るための手順等

１０ 水素爆発による原子炉
建屋等の損傷を防止す
るための手順等

手順の目的使用する設備○炉心の著しい損傷の発生に伴い，発生した水素及び酸素が，原子炉格納容器内に放出された場合を想定し，水素爆発による原子炉格納容器の破損を防止するための手順等を整備◆必要な原子炉格納容器内の不活性化◆格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の水素及び酸素の排出◆原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視・可搬型窒素供給装置
・不活性ガス系
・格納容器圧力逃がし装置
・格納容器内水素濃度（SA）
・格納容器内酸素濃度（SA）○炉心の著しい損傷が発生に伴い，発生した水素が原子炉
建屋原子炉棟に漏えいした場合を想定し，水素爆発による原子炉建屋等の損傷を防止するための手順等を整備◆静的触媒式水素再結合器による水素濃度抑制◆原子炉建屋ガス処理系による水素排出◆原子炉建屋原子炉棟内の水素濃度監視

・静的触媒式水素再結合器
・原子炉建屋水素濃度・非常用ガス処理系排風機
・非常用ガス再循環系排風機
・原子炉建屋外側ブローアウトパネル 等

等

手順・有効性-68

68

１．手順の構成（６／９）
手順

１１ 使用済燃料貯蔵槽の冷却等のための手順等

１２ 発電所外への放射性物質の拡散を抑制するた
めの手順等

手順の目的
○使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失又はプールの水位が低下した場合を想定し，プール内の燃料体等の冷却，放射線の遮蔽及び臨界を防止するための手順等を整備◆燃料プールの代替注水，◆燃料プールの漏えい抑制◆燃料プールの監視○プールの水位が異常に低下した場合を想定し，プール内の燃料体等の著しい損傷の緩和，臨界を防止し，放射性物質の放出を低減するための手順等を整備◆燃料プールへのスプレイ◆大気への拡散抑制◆プールの監視○炉心の著しい損傷及び原子炉格納容器の破損等の場合を想定し，発電所外への放射性物質の拡散を抑制するための手順等を整備◆大気への放射性物質の拡散抑制◆海洋への放射性物質の拡散抑制○原子炉建屋周辺で航空機衝突による火災が発生した場合を想定し，火災に対応するための手順等を整備◆泡消火による消火

使用する設備・常設低圧代替注水系ポンプ
・代替淡水貯槽・代替燃料プール注水系
・常設スプレイヘッダ
・可搬型スプレイノズル
・可搬型代替注水中型ポンプ
・可搬型代替注水大型ポンプ
・西側淡水貯水設備
・放水砲等

・可搬型代替注水大型ポンプ（放水用）
・放水砲
・ホース
・ＳＡ用海水ピット
・汚濁防止膜・放射性物質吸着材
・泡消火薬剤容器
・泡混合器
等

手順・有効性-69

69

１．手順の構成（７／９）
手順

１３ 重大事故等の収束に必要となる水の供給手順
等

１４ 電源の確保に関する手
順等

手順の目的

使用する設備○設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備に対して，重大事故等の収束に必要となる十分な量の水を供給するための手順等を整備◆代替淡水貯槽を水源とした対応手段◆サプレッション・チェンバを水源とした対応手段◆西側淡水貯水設備を水源とした対応手段◆海を水源とした対応手段◆ほう酸水貯蔵タンクを水源とした対応手段◆代替淡水貯槽及び西側淡水貯水設備等への水の補給・可搬型代替注水中型ポンプ
・可搬型代替注水大型ポンプ
・代替淡水貯槽・西側淡水貯水設備 等○電源が喪失した場合を想定し，重大事故等対処設備の運用に必要な電力を確保するための手順等を整備◆常設代替交流電源設備による電力供給◆可搬型代替交流電源設備による電力供給◆所内常設直流電源設備による電力供給◆常設代替直流電源設備による電力供給◆可搬型代替直流電源設備による電力供給◆代替所内電気設備による電力供給

・２C，２Ｄ非常用ディーゼル発電機
・高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機
・常設代替高圧電源装置
・緊急用Ｍ／Ｃ，Ｐ／Ｃ，ＭＣＣ
・可搬型代替低圧電源車
・可搬型整流器
・125V系蓄電池
・緊急用125V蓄電池
・燃料給油設備
・可搬型設備用軽油タンク
・タンクローリ
等○設備を継続運転させるための燃料補給の手順等を整備◆燃料給油設備による給油

手順・有効性-7070

１．手順の構成（８／９）
手順

１５ 事故時の計装に関する手順等

１６ 原子炉制御室の居住性等に関する手順等

手順の目的

使用する設備○計測機器の故障等により必要なパラメータを計測することが困難となった場合を想定し，有効な情報を把握するための手順等の整備◆計器故障時の対応，◆計器の計測範囲を超えた場合への対応，◆計器電源喪失時の対応，◆計測結果の記録

・主要パラメータの他のチャンネルの重要
計器
・重要代替計器
・可搬型計測器
・常用代替交流電源設備
・可搬型代替交流電源設備
・所内常設直流電源設備
・常用代替直流電源設備
・可搬型代替直流電源設備 等○重大事故等が発生した場合を想定し，運転員等が中央制
御室にとどまるために必要な設備及び資機材を活用した
居住性の確保のための手順等を整備◆中央制御室の居住性の確保◆汚染の持ち込み防止

・中央制御室・中央制御室待避室
・中央制御室待避室 空気ボンベユニット
・中央制御室換気系
・可搬型照明・データ表示装置
・衛星電話設備 等

手順・有効性-71

71

１．手順の構成（９／９）
手順

１７ 監視測定等に関する手順等

１８ 緊急時対策所の居住性等に関する手順等

１９ 通信連絡に関する手順
等

手順の目的

使用する設備○発電所及びその周辺において，発電用原子炉施設から放出される放射性物質の濃度及び放射線量を監視及び測定，発電所の気象条件の測定，記録するための手順等の整備◆放射性物質の濃度及び放射線量の測定◆発電所の風向，風速その他の気象条件の測定及び記録・モニタリング・ポスト
・放射能観測車
・気象観測装置 等○緊急時対策所が発電所災害対策本部としての機能を維持するための手順等の整備◆必要な居住性の確保◆必要な指示及び通信連絡の確保◆必要な数の要員の収容◆代替交流電源設備からの給電

・緊急時対策所・緊急時対策所非常用フィルタ装置
・緊急時対策所非常用送風機
・緊急時対策所加圧設備・衛星電話設備（固定型，携帯型）
・緊急時対策所用発電機 等○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の手順等の整備◆発電所内の通信連絡設備（発電所内），◆発電所外（社内外）との通信連絡設備（発電所外）

・衛星電話設備（固定型，携帯型）
・携行型有線通話装置
・無線連絡設備（携帯型）
・安全パラメータ表示システム（SPDS）
・統合原子力防災ネットワークに接続する通信設備 等

手順・有効性-7272２．有効性評価における事故シーケンスと手順の関連（１／２）

手順・有効性-7373２．有効性評価における事故シーケンスと手順の関連（２／２）

手順・有効性-74

74

３．初動対応に当たる要員の配置 （１／４）
夜間及び休日（平日の勤務時間以外）においては，初動対応を担う要員が発電所構内に常駐する体制を整備
有効性評価の事故シーケンスグループ等の事象発生初期に必要となる対応操作を行う要員を，災害対策要員（初動）として発電所構内に常駐
災害対策要員（初動）以外の災害対策要員は，非常招集により参集して初動体制に加わることで，災害対策本部の体制は初動体制（３９人）から全体体制（１１１人）に移行
東日本大震災時の対応経験を踏まえ，情報班員を中央制御室に待機させ，事象発生初期から継続的にプラント
状況や中央制御室の状況が随時災害対策本部に報告されるように体制を強化
災害対策本部（全体体制）

災害対策本部（初動体制）
災害対策要員（初動）：３９人

災害対策要員：１１１人
本部長（所長）（原子力防災管理者）：１人

統括待機当番者（副原子力防災管理者）：１人
現場統括待機者：１人

本部長代理（副原子力防災管理者）：１人
情報班：５人※発電用原子炉主任技術者：１人
本部長代理（副原子力防災管理者）：１人
広報班：４人※ 中央制御室に常駐する情報班員を含む

通報連絡要員（情報班）：１人

庶務班：１７人

通報連絡要員（情報班）（中央制御室に常駐）：１人

消防班：２人自衛消防隊員（消防班）：１１人

オフサイトセンター派遣：８人

自衛消防隊員：１１人

重大事故等対応要員（保修班）：１２人

保修班：３７人

重大事故等対応要員（放射線管理班）：２人

放射線管理班：７人

重大事故等対応要員（運転班）：３人

技術班：３人

当直（運転員）：７人

運転班：６人
当直（運転員）：７人

手順・有効性-75

75

３．初動対応に当たる要員の配置 （２／４）
初動対応に最も多くの要員を必要とする事故シーケンスについても，対応可能な初動体制の要員を確保（初動体制の要員（３９人）を発電所構内に常駐）
事故シーケンスグループ等のうち全交流電源喪失（TBP※１）は，炉心損傷防止のため，事象発生後 ２時間までに必要となる要員数が最も多く（２４人），かつ事象発生３時間後までの早期に可搬型代替注水中型ポンプを用いた対応が必要な代表的な事故シーケンス※１ TBP：全交流動力電源喪失＋逃がし安全弁１弁開固着
初動体制の要員

要員数※２

役

割

当直要員

７人

運転操作

災害対策要員（指揮者等）（統括待機当番者，
現場統括待機，情報班員）

３人

状況把握，通報連絡，対応指示

災害対策要員（指揮者等）（情報班員）

１人

通報連絡（中央制御室に常駐）

重大事故等対応要員（運転操作対応）

３人

運転操作（原子炉注水系統構成）

重大事故等対応要員（アクセスルート確保）

２人

がれき撤去（アクセスルート確保の対応がある場合に出動）

重大事故等対応要員（給水確保）

８人

可搬型代替注水中型ポンプを用いた送水対応

重大事故等対応要員（電源確保）

２人

電源車を用いた電源復旧対応

重大事故等対応要員（放射線測定）

２人

放射線管理対応（緊急時対策所エリア
モニタ設置，可搬型モニタリングポスト
設置の対応がある場合に出動）

自衛消防隊

１１人

消火活動がある場合に備え待機※２ 有効性評価では，表中の枠囲みの要員を全交流電源喪失(TBP)の直接的な事故対応に必要な要員として評価。その他の要員は事象の状況により各々の役割の活動を行う。

初動体制の要員（３９人）で，がれき撤去や消火活動等が必要となる場合でも対応可能
発電所構外より参集する災害対策要員に期待する操作は，最も早いものでも事象発生３時間後以降（給油対応）
非常招集から２時間以内に災害対策要員が参集するため，給油
対応（早くて事象発生３時間後以降）を行う要員は確保可能
手順・有効性-76

76

３．初動対応に当たる要員の配置 （３／４）
有効性評価（全交流電源喪失（TBP※））の事故シーケンスで評価した事故収束に係る対応と必要な要員数は以下のとおり。事象発生３時間後までに初動体制の要員（３９人）のみで可搬型ポンプによる原子炉注水が開始できるこ※ TBP：全交流動力電源喪失＋逃がし安全弁１弁開固着とを確認
全交流動力電源喪失（ＴＢＰ） （事象発生～１８０分までの状況）
０

時 間（分）
進展状況

７８

１０

１２０ １２５ １３０

事象発生
原子炉圧力1.04MPa到達
系統構成完了（全交流動力電源喪失＋（原子炉隔離時冷却系停止）
災害対策本部確立
逃がし安全弁１弁開固着）

１５２

１７０ １８０

原子炉水位
原子炉減圧操作・原子炉注水開始
燃料有効長頂部到達
可搬型代替注水中型ポンプ設置完了

災害対策要員の非常招集
発電所構内の災害対策要員数
３９人

要

員
１１人
７人

当

非常招集により参集した要員数

直

１１１人
１８人

２４人

１２人

１８人

有効性評価上で必要とされる要員数

原子炉の 中央制御室での対応（４人［指揮（１人），補佐（１人），操作（２人）］）
原子炉の
運転状況
運転状態
監視（７人） 判断（７人）

原子炉注水の系統構成（３人）

要員の役割と要員数

運転班員

原子炉注水の系統構成（３人）
原子炉注水の流量調整（２人）
原子炉注水のための可搬型代替注水中型ポンプの設置（８人）

給水確保要員電源確保要員
本部要員

可搬型代替注水中型ポンプの操作（２人）電源回復操作（２人）
災害対策本部の初動対応（４人［統括（１人），現場指揮（１人），通報連絡（１人），通報連絡（中央制御室）（１人）］）
燃料補給（２人）

参集要員

原子炉注水の流量調整（２人）

手順・有効性-77

77

３．初動対応に当たる要員の配置 （４／４）
災害対策要員（初動）の待機場所は，地震等の自然災害及び重大事故等を考慮し，発電所構内に分散して複数設置【災害対策要員の待機場所】
平日の勤務時間中は，事務本館等で執務する災害対策要員が緊急時対策所に参集し災害対策本部が確立
夜間及び休日（平日の勤務時間以外）は，災害対策要員（初動）が免震機能を持つ
建物や耐震を考慮した建物に待機し，招集の連絡を受け，速やかに緊急時対策所に参集し災害対策本部（初動体制）が確立
災害対策要員のうち，運転班の要員は，
原則中央制御室に参集
地震等の自然現象及び重大事故等による影響を考慮し，災害対策要員（初動）が待機する場所を発電所構内に分散して複数設置
待機に当たっては，災害対策要員（初動）の各々の役割分担も考慮し，待機場
所を分散
発電所構内の災害対策要員（初動）の待機場所

手順・有効性-78

78

４．災害対策要員の非常招集 （１／３）
夜間及び休日（平日の勤務時間帯以外）においても，非常招集後２時間以内に参集し災害対策本部を確立できる体制を整備
災害対策本部を構成する要員は，夜間及び休日においても，一斉通報システムによる非常招集後２時間以内に緊
急時対策所に参集し，災害対策本部を確立
非常招集により発電所構外から参集する要員７２人については，拘束当番として確保
拘束当番者のうち，特に特定の力量を有する参集要員は，あらかじめ発電所近傍に待機させ参集の確実性を向上
一斉通報システムの概要
通報連絡要員（当直発電長）音声
入力

一斉通報装置
事故事象，
緊急招集等の
音声情報

各災害対策
要員
携帯
電話

＜一斉通報システムによる災害対策要員の招集＞通報連絡要員（又は当直発電長）は，一斉通報装置に事故
故障の内容及び招集情報を音声入力し，各災害対策要員に発信する。
居住地別の発電所員数
居住地

半径5km圏

半径5～10km圏

半径10km圏外

居住割合

５２％

２３％

２５％
（平成28年7月時点）

発電所外から参集する要員は，参集訓練実績（徒歩移動速度：
4km/h）及び各種ハザードを考慮した参集条件を保守的に設定し，事象発生後２時間以内に参集できると評価

手順・有効性-79

79

４．災害対策要員の非常招集 （２／３）
発電所構外より参集する災害対策要員の参集ルートは，地震及び津波の影響を考慮して設定
発電所が立地する東海村は比較的平坦な土地であり，通行に支障となる地形的な要因の影響は少ないことから，通行可能な道路を状況に応じて選択して参集することが可能
参集ルートは，津波による浸水を受けない高所を通行するルートを主な参集ルートとして設定
大津波警報発生時は，津波の浸水が想定された道路は参集ルートとして使用しない

手順・有効性-80

80

４．災害対策要員の非常招集 （３／３）
発電所構内への参集ルートは，敷地の特性を踏まえ，複数の参集ルートを設定することで，参集の確からしさを向上

発電所の参集には必ず国道245号線を通過するため，
同国道の交通状態及び道路状態によりアクセス性に影響を受けないよう，通行距離を短くするとともに，各参集ルートの進入場所を離して複数設定
敷地入口近傍にある送電鉄塔の倒壊による障害を想定
し，鉄塔が倒壊しても影響を受けない参集ルートを設定
敷地高さを踏まえ，津波による影響を受けずに緊急時対策所に参集できるルートを設定
上記の考え方に基づき，以下の参集ルートを設定し，各参集ルートの状況を踏まえて安全に通行できるルートを選定する。
参集ルート
正門ルート
代替正門ルート

発電所構内への複数の参集ルート設定

特徴

通常，発電所に参集するルート
敷地入口の送電鉄塔が倒壊した場合の迂回ルート

北側ルート

敷地入口が通行できない場合の代替ルート

南側ルート

敷地入口及び北側ルートが通行できない場合に，隣接する他機関の敷地内を通行する代替ルート

西側ルート

津波の影響により他ルートが通行できない場合に，隣接する他機関の敷地内を通行する代替ルート①

南西側ルート

津波の影響により他ルートが通行できない場合に，隣接する他機関の敷地内を通行する代替ルート②

隣接する他機関とは，通行に係る運用及び参集ルートに影響する障害物の撤去等に係る運用について取り決めの締結を合意
手順・有効性-8181５．有効性評価における判断基準
項目

判断基準

炉心損傷防止対策

・燃料被覆管の最高温度＜1,200℃
・燃料被覆管の酸化量＜15％・原子炉圧力＜10.34MPa[gage]
・格納容器圧力＜0.62MPa[gage]
・格納容器温度＜200℃
・敷地境界での実効線量＜5mSv

格納容器破損防止対策

・格納容器圧力＜0.62MPa[gage]
・格納容器温度＜200℃
・Cs-137放出量＜100TBq
・原子炉圧力容器破損時の原子炉圧力＜2.0MPa[gage]・ＦＣＩによる荷重によって格納容器バウンダリの機能が喪失しないこと
・格納容器内酸素濃度＜5vol％・溶融炉心による侵食によって格納容器支持機能が喪失しないこと

使用済燃料プールにおける燃料損傷防止対策

・燃料有効長頂部が冠水していること
・放射線の遮蔽が維持される水位が確保されていること
・未臨界が維持されていること

運転停止中原子炉における燃料損傷防止対策

・燃料有効長頂部が冠水していること
・放射線の遮蔽が維持される水位が確保されていること
・未臨界を確保すること （ただし，通常の運転操作における臨界や，燃料の健全性に影響を与えない一時的かつ僅かな出力上昇を伴う臨界は除く）

手順・有効性-82

82

６．事故シーケンスの選定結果（１／４）
炉心損傷防止対策の有効性評価の対象とする事故シーケンスの選定結果（1/2）
事故シーケンスグループ

有効性評価の対象とする
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）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＋逃がし
安全弁再閉鎖失敗

原子炉隔離時冷却系（RCIC）
低圧代替注水系（可搬）

崩壊熱除去機能喪失

過渡事象＋崩壊熱除去失敗【RHR故障時】フィルタベント設備又は耐圧強化ベント
系【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

代替再循環ポンプ停止機能
ほう酸水注入系

全交流動力電源喪失

D/G ：ディーゼル発電機
HPCS ：高圧炉心スプレイ系
RCIC ：原子炉隔離時冷却系
RHR ：残留熱除去系

手順・有効性-83

83

６．事故シーケンスの選定結果（２／４）
炉心損傷防止対策の有効性評価の対象とする事故シーケンスの選定結果（2/2）
事故シーケンスグループ

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）

津波浸水による最終ヒートシン
ク喪失

有効性評価の対象とする
事故シーケンス

主な炉心損傷防止対策

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）
フィルタベント設備又は耐圧強化ベント系

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）
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬）常設代替交流電源設備
緊急用海水系

手順・有効性-84

84

６．事故シーケンスの選定結果（３／４）
格納容器破損防止対策の有効性評価の対象とする事故シーケンスの選定結果
格納容器破損モード

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）

水素燃焼

有効性評価の対象とする
事故シーケンス

大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋
低圧炉心冷却失敗－

高圧溶融物放出／格納容器
雰囲気直接加熱（ＤＣＨ）
原子炉圧力容器外の溶融燃料－
冷却材相互作用（ＦＣＩ）

主な格納容器破損防止対策
低圧代替注水系（常設）
代替循環冷却系
緊急用海水系
フィルタベント設備
可搬型窒素供給装置
窒素置換による格納容器雰囲気の不活性化
原子炉手動減圧

過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧
炉心冷却失敗溶融炉心・コンクリート相互作用（ＭＣＣＩ）

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
格納容器下部注水系（常設）

手順・有効性-8585

６．事故シーケンスの選定結果（４／４）
使用済燃料プールにおける燃料損傷防止対策の有効性評価の対象とする事故シーケンスの選定結果
想定事故

事故シーケンス

主な燃料損傷防止対策

想定事故１

使用済燃料プール注水機能及び冷却機能の喪失

低圧代替注水系（常設）
低圧代替注水系（可搬）想定事故２

使用済燃料プールの漏えい（使用済燃料プール注水機能及び冷却機能の喪失を想定）

静的サイフォンブレーク用配管
低圧代替注水系（常設）
低圧代替注水系（可搬）

運転停止中の原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価の対象とする事故シーケンスの選定
結果
有効性評価の対象とする
事故シーケンス

主な燃料損傷防止対策

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ＬＯＣ
Ａ）＋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）

反応度の誤投入

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

事故シーケンスグループ

手順・有効性-8686７．有効性評価の概要 （炉心損傷防止対策 １／５）
事故シーケンスグループ毎に選定した重要事故シーケンスに対して，整備したシビアアクシデント対策設備が有効であることを確認

事故シーケ
ンスグルー
プ
高圧・低圧注水機能喪失（※１）

安全機能の喪失に対する仮定

評価結果（判断基準）
重大事故等対策①燃料被覆管温度（＜1,200℃）②格納容器圧力（＜0.62MPa[gage]）③格納容器雰囲気温度（＜200℃）

高圧炉心スプレイ系

低圧代替注水系（常設）①338℃

原子炉隔離時冷却系逃がし安全弁（手動減圧）②0.31MPa[gage]

低圧炉心スプレイ系

代替格納容器スプレイ冷却系(常設）③143℃

残留熱除去系

フィルタベント設備
耐圧強化ベント系

高圧注水・減
圧機能喪失

高圧炉心スプレイ系

低圧炉心スプレイ系①711℃

原子炉隔離時冷却系

残留熱除去系②0.04MPa[gage]

自動減圧系

過渡時自動減圧機能（自動減圧）

③90℃

（※１）
評価上期待していないが，残留熱除去系による崩壊熱除去機能喪失時の重大事故等対策として整備した代替循環冷却系も有効である。（以下，残留熱除去系が機能喪失する事故シーケンスグループにおいて同様）

手順・有効性-8787７．有効性評価の概要 （炉心損傷防止対策 ２／５）
事故シー
ケンスグ
ループ
全交流動力
電源喪失
（長期ＴＢ）

安全機能の喪失に対する仮定
全交流動力電源喪失評価結果（判断基準）
重大事故等対策①燃料被覆管温度（＜1,200℃）②格納容器圧力（＜0.62MPa[gage]）③格納容器雰囲気温度（＜200℃）

原子炉隔離時冷却系①初期値（約309℃)以下

低圧代替注水系（可搬型）②0.28MPa[gage]

逃がし安全弁（手動減圧）③141℃

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）
残留熱除去系／残留熱除去系海水系
常設代替高圧電源装置
所内常設直流電源設備（増容量）
全交流動力
電源喪失
（ＴＢＤ・ＴＢ
Ｕ）

全交流動力電源喪失

高圧代替注水系①初期値（約309℃)以下

所内常設直流電源設備

低圧代替注水系（可搬型）②0.28MPa[gage]

原子炉隔離時冷却系逃がし安全弁（手動減圧）③141℃

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）
残留熱除去系／残留熱除去系海水系
常設代替高圧電源装置
常設代替直流電源設備
手順・有効性-8888７．有効性評価の概要 （炉心損傷防止対策 ３／５）
事故シー
ケンスグ
ループ
全交流動力
電源喪失
（ＴＢＰ）

安全機能の喪失に対する仮定

評価結果（判断基準）
重大事故等対策①燃料被覆管温度（＜1,200℃）②格納容器圧力（＜0.62MPa[gage]）③格納容器雰囲気温度（＜200℃）

全交流動力電源喪失

原子炉隔離時冷却系①746℃

逃がし安全弁開固着

低圧代替注水系（可搬型）②0.28MPa[gage]

逃がし安全弁（手動減圧）③141℃

代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）
残留熱除去系／残留熱除去系海水系
常設代替高圧電源装置
所内常設直流電源設備（増容量）
崩壊熱除去
機能喪失
（取水機能
が喪失した
場合）

海水取水機能原子炉隔離時冷却系①初期値（約309℃)以下（ＤＧ取水機能喪失に伴う全交流動力電源喪失）低圧代替注水系（常設）②0.28MPa[gage]

逃がし安全弁（手動減圧）③141℃

残留熱除去系／緊急用海水系
常設代替高圧電源装置
所内常設直流電源設備（増容量）手順・有効性-8989７．有効性評価の概要 （炉心損傷防止対策 ４／５）
事故シーケ
ンスグルー
プ
崩壊熱除去
機能喪失（残留熱除去系が故障した場合）

安全機能の喪失に対する仮定
残留熱除去系

評価結果（判断基準）
重大事故等対策①燃料被覆管温度（＜1,200℃）②格納容器圧力（＜0.62MPa[gage]）③格納容器雰囲気温度（＜200℃）

原子炉隔離時冷却系①初期値（約309℃)以下

高圧炉心スプレイ系②0.31MPa[gage]

低圧代替注水系（常設）③143℃

逃がし安全弁（手動減圧）
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
フィルタベント設備
耐圧強化ベント系
原子炉停止
機能喪失
（※１）

原子炉スクラム

ＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環ポ
ンプトリップ機能）
ほう酸水注入系①872℃②0.20MPa[gage]③115℃

原子炉隔離時冷却系
高圧炉心スプレイ系
残留熱除去系／残留熱除去系海水系（※１）
評価上期待していないが，原子炉停止機能喪失時の重大事故等対策として整備した代替制御棒挿入機能も有効である。
手順・有効性-9090７．有効性評価の概要 （炉心損傷防止対策 ５／５）
事故シー
ケンスグ
ループ
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）

安全機能の喪失に対する仮定

評価結果（判断基準）
重大事故等対策①燃料被覆管温度（＜1,200℃）②格納容器圧力（＜0.62MPa[gage]）③格納容器雰囲気温度（＜200℃）

高圧炉心スプレイ系

低圧代替注水系（常設）①616℃

原子炉隔離時冷却系逃がし安全弁（手動減圧）②0.31MPa[gage]

低圧炉心スプレイ系

代替格納容器スプレイ冷却系(常設）③143℃

残留熱除去系

フィルタベント設備

自動減圧系

耐圧強化ベント系

残留熱除去系（Ｂ）

原子炉隔離時冷却系①初期値（約309℃)以下

残留熱除去系（Ｃ）

低圧炉心スプレイ系②設計基準事故の範囲

高圧炉心スプレイ系

低圧代替注水系（常設）③設計基準事故の範囲

逃がし安全弁（手動減圧）
残留熱除去系／残留熱除去系海水
系
津波浸水に
よる最終
ヒートシンク
喪失

津波浸水（全交流動力電源喪失と同様）

津波対策及び緊急用海水系を除き全交流動力電源喪失と同様

全交流動力電源喪失と同様

手順・有効性-9191７．有効性評価の概要 （格納容器破損防止対策 １／２）
格納容器
破損
モード
雰囲気圧
力・温度に
よる静的負
荷（代替循
環冷却系を
使用する場
合）

評価結果（判断基準）
安全機能の喪失に対する仮定

重大事故等対策①格納容器圧力（＜0.62MPa[gage]）②格納容器温度（＜200℃）③Cs-137放出量（＜100TBq）④格納容器内酸素濃度（＜5vol％）高圧炉心スプレイ系

常設代替高圧電源装置①0.31MPa[gage]

原子炉隔離時冷却系

低圧代替注水系（常設）②139℃（壁面温度）

低圧炉心スプレイ系

代替格納容器スプレイ冷却系(常設）③7.5TBq（7日間）

残留熱除去系

緊急用海水系④4.0vol％

全交流動力電源喪失

代替循環冷却系
可搬型窒素供給装置
フィルタベント設備

雰囲気圧
力・温度に
よる静的負
荷（代替循
環冷却系を
使用できな
い場合）

高圧炉心スプレイ系

常設代替高圧電源装置①0.47MPa[gage]

原子炉隔離時冷却系

低圧代替注水系（常設）②157℃（壁面温度）

低圧炉心スプレイ系

代替格納容器スプレイ冷却系(常設）③16TBq（7日間）

残留熱除去系

フィルタベント設備④2.6vol％

全交流動力電源喪失

手順・有効性-9292７．有効性評価の概要 （格納容器破損防止対策 ２／２）
評価結果（判断基準）
格納容器
破損
モード

高圧溶融物
放出／格納
容器雰囲気
直接加熱
・
溶融燃料－
冷却材相互
作用
・
溶融炉心・
コンクリート相互作用

安全機能の喪失に対する仮定

重大事故等対策①格納容器圧力（＜0.62MPa[gage]）②格納容器温度（＜200℃）③Cs-137放出量（＜100TBq）④原子炉圧力容器破損時の原子炉
圧力（＜2.0MPa[gage]）⑤格納容器内酸素濃度（＜5vol％）⑥コンクリート侵食量（格納容器支持機能が喪失しないこと）

高圧炉心スプレイ系

常設代替高圧電源装置①0.47MPa[gage]

原子炉隔離時冷却系

代替格納容器スプレイ冷却系(常設）②151℃（雰囲気温度）

低圧炉心スプレイ系

格納容器下部注水系（常設）③0.032TBq（7日間）

残留熱除去系

コリウムシールド④0.3MPa[gage]

全交流動力電源喪失

緊急用海水系⑤4.0vol％

代替循環冷却系⑥0cm

可搬型窒素供給装置
フィルタベント設備

手順・有効性-9393７．有効性評価の概要（使用済燃料プールにおける燃料損傷防止対策）
使用済燃料プールにおける重大事故に至る恐れがある事故に対して，整備したシビアアクシデント対策設備が有効性であることを確認

想定事故

想定事故１

安全機能の喪失に対する仮定
使用済燃料プール冷却機能
使用済燃料プール注水機能評価結果（判断基準）
重大事故等対策①燃料有効長頂部の冠水②放射線の遮蔽が維持される水位の確保③未臨界の確保

可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水①通常水位から約0.38m下（燃料有効長
頂部は通常水位から約7.26m下）②確保可（放射線の遮蔽が維持される水位は通常水位から約0.86m下）
③確保可

想定事故２

使用済燃料プール冷却機能
使用済燃料プール注水機能

可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水①通常水位から約0.62m下（燃料有効長
頂部は通常水位から約7.26m下）

サイフォンブレーク用配管③確保可②確保可（放射線の遮蔽が維持される水位は通常水位から約0.86m下）

手順・有効性-9494７．有効性評価の概要（運転停止中原子炉における燃料損傷防止対策）
事故シーケンスグループ毎に選定した重要事故シーケンスに対して，整備したシビアアクシデント対策設備が有効性であることを確認

評価結果（判断基準）
事故シー
ケンスグ
ループ

安全機能の喪失に
対する仮定

崩壊熱除去
機能喪失

運転中の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）

重大事故等対策

残留熱除去系（低圧注水系）①燃料有効長頂部の冠水②放射線の遮蔽が維持される水位の確保③未臨界の確保（通常の運転操作における臨界，又は燃料の健全性に影響を与えない一時的かつ僅かな出力上昇を伴う臨界は除く）①燃料有効長頂部から約4.2m上②確保可（放射線の遮蔽が維持される水位は燃料有効長頂部から約1.7m上）
③確保可

全交流動力
電源喪失

全交流動力電源喪失

低圧代替注水系（常設）①通常運転水位を維持

残留熱除去系海水系

常設代替高圧電源装置②確保可（放射線の遮蔽が維持される水位は燃料有効長頂部から約1.7m上）

所内常設直流電源設備

③確保可
原子炉冷却
材の流出

－

残留熱除去系（低圧注水系）①燃料有効長頂部から約2.1m上②確保可（放射線の遮蔽が維持される水位は燃料有効長頂部から約1.7m上）
③確保可

反応度の誤
投入

－

原子炉緊急停止系①，②通常運転水位を維持③燃料の健全性に影響を与えない一時的かつ僅かな出力上昇を伴う臨界のみ

手順・有効性-9595

８．原子炉圧力容器の破損判断●下記パラメータを監視することにより，原子炉圧力容器（ＲＰＶ）の破損前の徴候を把握するとともに，原子炉圧力容器破損時の判断を確実に行い，対応操作を実施する
パラメータ

破損徴候
パラメータ

考え方

原子炉水位の「低下（喪失）」原子炉水位の低下・喪失により炉心の露出を検知し，ＲＰＶ破損前における事象進展を把握

制御棒位置指示の「喪失数増加」溶融デブリがＲＰＶ下部プレナムに落下し，制御棒位置指
示用ケーブルに接触した際の検知

ＲＰＶ下鏡部温度の 溶融デブリがＲＰＶ下鏡部に堆積し，下鏡部温度が上昇「300℃到達」
することで，ＲＰＶ破損の可能性が高いことを検知
破損判断
パラメータ

格納容器下部水温の「上昇」又は「指示値喪失」

溶融デブリがＲＰＶを貫通しペデスタルへ落下した際に，ペデスタル内の水温計の指示値上昇や，溶融デブリの接触により指示値喪失により，ＲＰＶ破損を判断

事象進展
ＲＰＶ内冷却水喪失物理現象
破損徴候の検知のタイミング

原子炉水位の低下（喪失）

リロケーション

適宜監視（事象進展の把握）

：水位計
：水温計

制御棒位置の指示値の喪失
ＲＰＶ下鏡部温度の 300℃到達

常時監視

ＲＰＶ破損

手順・有効性-96

96

９．ペデスタルにおける設備対策（１／２）
【溶融炉心対策のためのペデスタルの形状変更（コリウムシールドの設置等）】① コリウムシールド設置
溶融炉心によるペデスタル床侵食防止のため，耐侵食性に優れたジルコニア（ZrO2）製コリウムシールドを設置② 床スラブ平坦化
溶融炉心の熱負荷を平準化させるため，すべてのサンプをコンクリートで埋め戻して床スラブを平坦化し，その上部に鋼製の床・機器ドレンサンプを設置③ 溶融炉心凝固のための排水流路形状変更
溶融炉心のサプレッショ・プールへの流下防止のため，サンプの排水流路を熱容量の大きい鋼材でスリット形状に変更し，溶融炉心を流路の途中で冷却・凝固させる。

炉 心
床ドレン
サンプ

機器ドレン
サンプ

原子炉
圧力容器

床ドレン
サンプ
機器ドレン
排水口

床ドレン
排水口

溶融炉心の
落下を想定
油ドレン
サンプ

ペデスタル

機器ドレン
サンプ
①コリウム
シールド

③縦スリットサプレッション・プール

鉄筋
コンクリート

通常水位1mに管理
床ドレン
サンプ

③鋼材

③横スリット（長さ約4m）

排水配管

既設排水配管形状変更前（現状）

形状変更後（対策後）

機器ドレン
サンプ
②コンクリート
埋め戻しで
床スラブを
平坦化

手順・有効性-9797

９．ペデスタルにおける設備対策（２／２）
【水蒸気爆発影響抑制のためのペデスタル水位管理対策】①スワンネックの設置
溶融炉心落下時の水蒸気爆発の抑制及び溶融炉心冷却性確保のため，ペデスタルからの排水経路に
高さ1mのスワンネックを設置し，通常時のペデスタル水位を1mで管理＊ペデスタル水位がより高いと水蒸気爆発の影響が増大し，水位がより低いと溶融炉心の冷却性が低下することから，両者が成立する水位1mに設定②異物防止柵の設置，スワンネックの多重化
スワンネック周囲に異物防止柵を設置するとともに，スワンネックを多重化し，排水機能の信頼性を向上③ペデスタルへの流入制限弁，ペデスタルからの排水弁の設置・事故発生時，早期に流入制限弁を閉止し，意図せぬペデスタル水位上昇を防止
・ペデスタル水位を1mに調整後，排水弁を閉止し，溶融炉心落下時には確実に1mの水位を確保④水位計，温度計を設置
・ペデスタル内に複数の水位計を設置し，ペデスタルの水位監視や水位調整に利用
・ペデスタル内に複数の温度計を設置し，溶融炉心落下後，速やかにペデスタル注水開始を判断②異物防止柵の設置③流入制限弁の閉止①スワンネック設置（多重化）
1m④水位計，温度計の配置
ペデスタル床面からの高さ105cm×2個
95cm×2個
50cm×2個
20cm×5個：水位計
0cm×5個：温度計③排水弁の閉止手順・有効性-9898

１０．大気中へのCs-137放出量評価の内訳●大気中へのCs-137の放出量は，格納容器から原子炉建屋へ漏えいした量と，フィルタベント設備により放出される量を合計して評価している。それぞれの放出量の内訳は下表のとおり。
Cs-137放出量
評価事象

格納容器ベント（放出ルート①又は②）

原子炉建屋への漏えい（放出ルート③）

合計

≒0TBq

約7.5TBq

約7.5TBq

S/Cベント≒0TBq

約16TBq

約16TBqD/Wベント

約1TBq

約16TBq

約17TBq≒0TBq

約0.039TBq

約0.039TBq【ケース1】静的負荷（代替循環冷却系を使用する場合）【ケース2】静的負荷（代替循環冷却系を使用できない場合）（参考）
ベント開始時間【ケース3】高圧溶融物放出／
格納容器雰囲気直接加熱
D/W：ドライウェル，S/C：サプレッション・チェンバ

事象発生
約40日後
事象発生
約19時間後事象発生
約53日後

排気筒からの放出（原子炉建屋ガス処理系起動後）●放出量の増加が極めて小さくなるまでの期間として，事象発生時点から100日間の放出量を評価。
●放出ルート①・②についてはベント開始時点から，放出ルート③について
は事象発生時点からの放出量を評価。

原子炉建屋からの漏えい（原子炉建屋ガス処理系起動前）
漏えい

原子炉建屋

●S/Cベントの場合，サプレッション・プール水による除染効果が働くため，
フィルタベント設備の除染効果と相まって，放出量は非常に小さくなる。
●原子炉建屋への漏えい分については，格納容器の漏えい孔での除染効
果や，原子炉建屋内での除染効果を保守的に考慮していないため，比較的大きな数値となっている。これらの除染効果を考慮すると放出量はより小さくなる。
●【ケース3】では，【ケース1，2】に比べてサプレッション・プールでCsが多く捕集され，放出量が少なくなる（LOCA事象でないため，逃がし安全弁を介してサプレッション・プールへCsが移行）

手順・有効性-99

格納容器ベントによる放出③

格納容器から
原子炉建屋への漏えい分

漏えい

② D/W

③

ベント

原子炉建屋ガス処理系（起動後）
代替循環
冷却系

格納容器
① S/C
ベント

フィルタ
ベント設備

99

１１．有効性評価 ＬＯＣＡ時注水機能喪失（１／４）
【事故シーケンスグループの特徴】●中小破断ＬＯＣＡの発生後，ＥＣＣＳ等の機能の喪失を想定していることが特徴であり，常設低圧代替注水系ポンプ
による原子炉注水や格納容器スプレイ並びにフィルタベント設備による格納容器ベントにより炉心損傷を防止できることを確認した。
従来の対策における事象進展
中小破断LOCA，ECCS等喪失の発生
原子炉水位の低下
炉心損傷

新たな対策を考慮した事象進展

備考① 中小破断LOCA，ECCS等喪失の発生②

原子炉水位の低下●高圧代替注水系による原子炉注水も可能③ 逃がし安全弁による原子炉減圧及び常設
低圧代替注水系ポンプによる原子炉注水（事象発生から約25分）○所要時間：約4分（遠隔操作）※④ 常設低圧代替注水系ポンプによる格納
容器スプレイ（事象発生から約16時間）●代替循環冷却系による格納容器除熱も可
能●可搬型代替注水中型ポンプによる格納容器スプレイも可能⑤ 常設低圧代替注水系ポンプによる格納容器スプレイ停止（事象発生から約27時間）⑥ フィルタベント設備による格納容器ベント（事象発生から約28時間）○所要時間：約5分（遠隔操作）※●耐圧強化ベント系による格納容器除熱も可能

安定状態※制御盤操作の訓練等により，時間内に操作可能なことを確認

LOCA：原子炉冷却材喪失事故
ECCS：非常用炉心冷却系

手順・有効性-100100１１．有効性評価 ＬＯＣＡ時注水機能喪失（２／４）
概略系統図
③

④⑤
③
⑥

①

①
①
①

7日間の消費燃料：約6.0kL
軽油貯蔵タンク ：約210kL

③④⑤

①
①

7日間の使用量：5,320m3
保有水量：4,300m3

手順・有効性-101

保有水量：4,300m3

保有水量合計8,600m3101

１１．有効性評価 ＬＯＣＡ時注水機能喪失（３／４）
破断箇所からの漏洩及び逃がし安全弁からの蒸気流出により原子炉水位は低下（②）

炉心が露出する領域

原子炉減圧時に原子炉水位は一時的に低下するが，常設低圧代替注水系ポンプによる原子炉注水により原子炉水位は回復（③）
評価結果●燃料被覆管温度は約616℃（初期値：約309℃)となり，炉心損傷に至らない●外部水源を用いた常設低圧代替注水系ポンプによる格納容器スプレイに伴いサプレッション・プール水位が上昇することから，制限水位到達にて格納容器スプレイを停止し，フィル
タベント設備による格納容器除熱を実施することで，安定状態へ移行

手順・有効性-102102

１１．有効性評価 ＬＯＣＡ時注水機能喪失（４／４）●格納容器ベント時の敷地境界での実効線量を判断基準（＜5mSv）に対して十分に低い値に抑制できることを確認●評価上期待していない代替循環冷却系に期待する場合は，格納容器ベントを実施せずに安定状態が達成可能【放出経路のイメージ】【評価結果】③耐圧強化ベント系を用いた排気筒放出

評価対象

敷地境界での
実効線量

フィルタベント設備

約0.41mSv（放出ルート：①＋②）

耐圧強化ベント系

約0.62mSv（放出ルート：①＋③）②フィルタベント設備を用いた放出

原子炉建屋

原子炉建屋
ガス処理系

① D/W
ベント

●フィルタベント設備は放射性物質の除染機能をもつため，耐圧強化ベント系よりも優先的に使用

格納容器
代替循環
冷却系

海水との熱交換※代替循環冷却系は評価上期待し ていない。

S/C
ベント●S/Cベントの場合，サプレッション・プール水による除染効果が働くため，D/Wベントより放射性物質の放出量が小さくなる。⇒S/Cベントを優先的に使用フィルタベント
設備※格納容器からの漏えいによる線量は，格納容器ベントによる線量と 比較して無視できるほど小さいことから考慮し ていない。

手順・有効性-103103

１２．サプレッション・プール水ｐＨ制御装置●サプレッション・プール水をアルカリ性に保持し，サプレッション・プール水中によう素を捕獲しよう素の放出量を低減することを目的として，サプレッション・プール水ｐＨ制御装
置を自主対策設備として設置する。

【系統概要図】
・薬品タンクを窒素ガスボンベにより加圧し，残留熱除去系配管からサプ
レッション・チェンバに薬液（NaOH）を注入
・サプレッション・プール水をアルカリ性に保持することで，水中に溶解したよう素の気相部への移行を抑制

原子炉格納容器

加圧
原子炉
圧力
容器

薬液タンク
窒素ガスボンベ

ドライウェル

注入

残留熱除去系より

サプレッション・チェンバ

格納容器からの漏えい時やフィルタ
ベント設備使用時における放射性よう素の放出量を低減

手順・有効性-104104１３．同一設備を用いた複数箇所への注水（１／２）
有効性評価における常設低圧代替注水系ポンプを用いた同時注水ケース

①

原子炉
圧力容器

原子炉
格納容器

230m３/h

130m３/h
300m３/h②③

50m３/hペデスタル

備考
原子炉水位の回復，格納容器スプレイによる圧力・温度抑制 （合計360m３/h）
原子炉圧力容器破損後の格納容器スプレイ，
ペデスタルの溶融炉心冷却 （合計380m３/h）

80m３/h130m３/h

タービンへ

使用済
燃料プール

原子炉水位回復後の水位維持，格納容器スプレイによる圧力・温度抑制，使用済燃料プールへの注水 （合計294m３/h）

114m３/h

使用済燃料プール

原子炉圧力容器

常設低圧代替注水系ポンプの容量：
約400m３/h（約200m３/h×2台）

必要量の注水が可能
ドライウェルぺデ
スタル

サプレッション・
チェンバ←←

サプレッション・
プール

常設低圧代替注水系ポンプ（Ａ），（Ｂ）

代替淡水貯槽手順・有効性-105

105１３．同一設備を用いた複数箇所への注水（２／２）
有効性評価における可搬型代替注水中型ポンプ又は大型ポンプを用いた同時注水ケース
原子炉
圧力容器

原子炉
格納容器

①

50m３/h130m３/h②

50m３/h130m３/h

ペデスタル

使用済
燃料プール

備考
原子炉水位回復後の水位維持，格納容器スプレイによる圧力・温度抑制 （合計180m３/h）

16m３/h

原子炉水位回復後の水位維持，格納容器スプレイによる圧力・温度抑制，使用済燃料プールへの注水 （合計196m３/h）

可搬型代替注水中型ポンプの容量：約210m３/h
可搬型代替注水大型ポンプの容量：約1320m３/h

必要量の注水が可能

手順・有効性-106106

１４．接続口の位置と可搬型設備により供給できる手段
可搬型設備により供給できる手段

接続口
設置高さ
11m
盤

8m
盤

注

水

冷 却

設置
場所

低圧代
替注水

代替格
納容器
スプレイ
冷却

代替燃
料プー
ル注水
系

格納容
器下部
注水系

格納容
器頂部
注水

高所東側
接続口

○

○

○

○

○

高所西側
接続口

○

○

○

○

○

原子炉建屋
東側接続口

○

○

○

○

原子炉建屋
西側接続口

○

○

○

○

可搬型設備

可搬型代替注水中型ポンプ
可搬型代替注水大型ポンプ

窒 素

電 源

代替燃
料プー
ル冷却
系
(海水系)

代替残
留熱除
去系海
水系

可搬型
代替低
圧電源
車

可搬型
整流器

格納容
器窒素
ガス供
給系
(Ｄ/Ｗ)

格納容
器窒素
ガス供
給系
(Ｓ/Ｃ)

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

○

可搬型代替注水
大型ポンプ

可搬型代替
低圧電源車・
可搬型整流器

格納容
器窒素
ガス供
給系
(ＦＣＶＳ)○

可搬型窒素供給装置【高所接続口（11m盤）の設置】○全交流電源喪失時の事象進展緩和のためには，可搬型設備を活用した速やかな
原子炉注水や，格納容器冷却及び使用済燃料プールへの注水等が必要。
高所接続口を活用することで，可搬型設備による迅速な注水対応が可能。
○高所接続口は敷地遡上津波の浸水範囲外にあり，津波襲来中でも可搬型設備の移動及び接続に支障はない。

【原子炉建屋接続口（8m盤）の設置】○原子炉建屋側の接続口は，上記の注水手段等に加えて，冷却用海水送水，電源供
給及び窒素ガス供給手段を設置。これらは事象発生後，比較的時間余裕がある対応として必要となるもの。
○敷地遡上津波時等に使用する場合，敷地浸水が排水後，ホイールローダにより障害物を除去し，接続口にアクセスする。（高所接続口を優先的に使用するため事故対応上支障はない）
接続口の位置と可搬型設備等の移動経路図

手順・有効性-107107

１５．アクセスルートの成立性について（1／4）
屋内アクセスルートは，地震，津波及びその他の自然現象による影響又は人為事象による影響を考慮し，外部からの衝撃による損傷の防止が図られた建屋に，各設備の操作場所までのアクセス
ルートを複数設定する。
屋内での各階層におけるアクセスルートを選定する場合，地震随伴火災のおそれがある油内包
機器又は水素内包機器，地震随伴内部溢水を考慮しても移動可能なアクセスルートをあらかじめ設定する。
建屋屋上にアクセスする際は，地震津波以外の自然現象を考慮し，気象状況をあらかじめ確認
し必要な措置を講じる。
原子炉建屋原子炉棟
原子炉建屋付属棟
６Ｆ

現場で手動弁を操作しての系統構成

中央制御室

屋内アクセスルートの選定の考え方

５Ｆ

中央制御室から原子炉棟，付属棟（廃棄物処理棟）へ移動するルートは，原子炉建屋内に設定されるアクセス
ルートを優先して使用することを基本とする。
火災発生時に優先ルートのアクセス性が阻害された場
合は，迂回路を使用する。

４Ｆ

建屋外より
建屋に入域

原子炉棟，付属棟（廃棄物処理棟）の各階層を移動する
ルートは，地震，火災等の被害により，アクセス性が阻害された場合は，影響の小さいルートを使用し操作場所
までアクセスする。
地震随伴内部溢水については，アクセスルートの最大溢水水位を評価した上で影響を受ける可能性があることを想定し，必要な措置を講じる。

原子炉建屋付属棟(廃棄物処理棟)

４Ｆ

３Ｆ

３Ｆ

２Ｆ

２Ｆ
１Ｆ

１Ｆ

Ｂ１Ｆ
Ｂ１Ｆ
Ｂ２Ｆ
Ｂ２Ｆ

２Ｆ
１Ｆ
Ｂ１Ｆ

現場で遮断器を操作しての電源操作屋内アクセスルートの一例（全交流電源喪失（長期ＴＢ）における屋内アクセスルートを用いた災害対策要員の移動経路）

手順・有効性-108108

１５．アクセスルートの成立性について（2／4）
屋内アクセスルートは，想定される影響を評価し，現場操作場所までのアクセスが可能であることを確認している。
屋内アクセスルートについては，重大事故等時に必要となる屋内での現場操作場所までのアクセス性について，地震，地震随伴火災及び地震による内部溢水を評価し，アクセス可能であることを確認
外部起因事象として想定される津波のうち基準津波については，防潮堤が設置されているため，
屋内アクセスルートは影響を受けない。
敷地遡上津波については，屋内アクセスルートが設定されている原子炉建屋が水密化され，影響を受けない。
地震津波以外の自然現象については，屋内アクセスルートの一部のルートは建屋屋上を通行することから，建屋屋上にアクセスする際は気象状況等をあらかじめ確認し必要な措置を講じる。
地震随伴火災の影響評価

地震による内部溢水の影響評価

屋内アクセスルート近傍の油内包又は水素内包
機器について，地震により機器が転倒し，火災源とならないことを確認

屋内アクセスルートがある建屋のフロアについて，
地震により溢水源となるタンク等の損壊に伴い，各フロアにおける最大溢水水位で歩行可能な溢水高さであることを確認

また，アクセスルート近傍のケーブルトレイ及び電源盤は，「設置許可基準規則」第8条「火災による損傷の防止」における火災防護対策を適用し，火災発生時は自動起動又は中央制御室からの手動操作による固定式消火設備を設置することから，消火は可能と考えられるが，速やかなアクセスが困難な場合は，迂回路を優先して使用する。

手順・有効性-109109

１５．アクセスルートの成立性について（3／4）
設定したアクセスルートを用いた重大事故等時における対応操作に要する所要時間が，有効性評価
における想定時間内に作業が実施できることを確認
有効性評価における重要事故シーケンスで評価している屋内の現場作業について，有効性評価
における想定時間内に作業が実施できることを確認
経路上の溢水を考慮し，仮に移動時間を1.5 倍とした場合であっても，有効性評価における事象
発生からの作業開始想定時間及びそれ以前の作業の状況を確認した結果，有効性評価想定時
間内に作業が実施可能であることを確認した。
重大事故等時において期待する手順についても，地震随伴火災，地震随伴内部溢水を考慮しても屋内に設定したアクセスルートを通行できることを確認
原子炉建屋原子炉棟
技術的能力における対応手段で期待する主な屋内現場操作
主な対応手段

現場操作
原子炉建屋付属棟

高圧代替注水系の現場操作による起動 ＜別紙1参照＞

原子炉建屋

非常用逃がし安全弁駆動系による原子炉減圧 ＜別紙2参照＞

原子炉建屋

６Ｆ

原子炉建屋付属棟(廃棄物処理棟)

５Ｆ
中央制御室

残留熱除去系による原子炉の徐熱

原子炉建屋

４Ｆ

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉の徐熱

原子炉建屋

３Ｆ

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器の冷却

原子炉建屋

２Ｆ
１Ｆ

全交流動力電源喪失時の格納容器圧力逃がし装置による格納容器の減圧及び徐熱（現場操作） ＜別紙3参照＞

廃棄物処理棟
格納容器圧力逃がし
装置建屋

４Ｆ
３Ｆ
２Ｆ

３Ｆ
２Ｆ
１Ｆ
B１Ｆ

１Ｆ
B１Ｆ

B１Ｆ

B２Ｆ

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉への注水

原子炉建屋

B２Ｆ

可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系を使用し た使用済燃料プールへのスプレイ

原子炉建屋

運転員及び災害対策要員が現場操作場所に向かう屋内アクセスルート

代替交流・直流電源設備による給電

原子炉建屋付属棟

手順・有効性-110110

１５．アクセスルートの成立性について（4／4）
重大事故等時における対応操作は，有効性評価における重要事故シーケンスを踏まえ，あらかじめ定
めた手順書に従い，設定したアクセスルートを用いて現場での対応操作を実施していくため，現場での動線が錯綜することはない。
現場において操作を行う災害対策要員は，要員の役割，操作の場所，操作の順番等が明確であることから，要員の対応操作が重複することや操作指揮が錯綜する等の状況は発生しない。
対応操作に係る手順書には，有効性評価の重大事故シーケンス等を踏まえた操作に係る判断基
準を定め，優先順位を明確にして対応操作を行うことから，対応操作に混乱は生じない。
操作現場に向かう災害対策要員及び中央制御室又は緊急時対策所で操作指揮を行う指揮者は，教育・訓練を通じて対応操作の習熟を深め，混乱を生じさせない。
要員とその役割

現場での対応操作
原子炉建屋▲階での手動弁の操作

指揮者

対応操作Aの要員

現場操作
の実行を
指示

対応操作Bの要員

原子炉建屋●階での手動弁の操作

原子炉建屋付属棟◆階での電源の操作

対応操作A
に合流し
操作を応援

※ 有効性評価における重要事故シーケンス
等を踏まえた手順及び要員の配置を行う
ことから，要員の役割は明確であり混乱は生じない

対応操作Cの要員※ 対応する要員は一連の操作手順，操作場所及び動線（アクセスルート）を教育・訓練を通じて習熟要員の役割と現場での対応操作のイメージ

手順・有効性-111

111

＜別紙1＞ 現場手動操作による高圧代替注水系の起動（1／2）
〇給水・復水系による原子炉圧力容器への注水ができず，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系が故障により使用できない場合で，中央制御室からの操作により高圧代替注水系を起動できない場合〇現場での人力による弁の操作により高圧代替注水系を起動し，サプレッション・チェンバを水源として原子炉圧力容器へ注水
・④※１ 原子炉隔離時冷却系トリップ・スロットル弁の閉を確認
・④※２ 高圧代替注水系注入弁及び④※３ 原子炉隔離時冷却系原子炉注入弁を全開操作
・⑥ 高圧代替注水系タービン止め弁を全開操作 ⇒ 注水開始
原子炉建屋原子炉棟
６Ｆ
原子炉建屋付属棟
中央制御室
４Ｆ
３Ｆ

原子炉建屋付属棟(廃棄物処理棟)

５Ｆ
４Ｆ

３Ｆ

３Ｆ
２Ｆ

２Ｆ

原子炉建屋
原子炉棟4F

１Ｆ
B１Ｆ

２Ｆ
１Ｆ

１Ｆ

操作・確認対象弁

B１Ｆ
B１Ｆ

B２Ｆ

B２Ｆ

原子炉建屋原子炉棟B1F， B2F
運転員及び災害対策要員が現場操作場所に向かう屋内アクセスルート

操作手順
④※１
④※２
④※３
⑥

注水の流れ
駆動用蒸気の流れ

弁名称
原子炉隔離時冷却系トリップ・スロットル弁
高圧代替注水系注入弁
原子炉隔離時冷却系原子炉注入弁
高圧代替注水系タービン止め弁

記載例◯：操作手順番号を示す。①～③，⑤は操作指示とプラント状態確認等◯※１～：同一操作手順番号内に複数の操作又は手順・有効性-112 確認を要する対象弁がある場合，その実施順を示す。

112

＜別紙1＞ 現場手動操作による高圧代替注水系の起動（2／2）
〇中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）4名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから現場手動操作による高圧代
替注水系起動での原子炉圧力容器への注水開始まで約1時間（58分以内）で可能である。

現場手動操作による高圧代替注水系起動 タイムチャート
手順・有効性-113

113

＜別紙2＞ 逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁機能回復（1／2）
〇常設直流電源系統喪失により逃がし安全弁の作動に必要な直流電源が喪失し，発電用原子炉の減圧ができない場合は，中央制御室内で逃がし安全弁用可搬型蓄電池を接続し，逃がし
安全弁（自動減圧機能）の機能を回復させて発電用原子炉を減圧する手段がある。
中央制御室

蓄電池からの電流の流れ
安全弁駆動用窒素の流れ

逃がし安全弁用
可搬型蓄電池逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁（自動減圧機能）開放 概要図
手順・有効性-114

114

＜別紙2＞ 逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁機能回復（2／2）
〇逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁機能回復の操作は，中央制御室対応を運転
員等（当直運転員）1名にて実施した場合，作業開始を判断してから逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁（自動減圧機能）開放まで55分以内で可能である。

逃がし安全弁用可搬型蓄電池による逃がし安全弁（自動減圧機能）開放タイムチャート

原子炉建屋原子炉棟

原子炉建屋付属棟

６Ｆ

原子炉建屋付属棟(廃棄物処理棟)

５Ｆ
中央制御室

・逃がし安全弁要可搬型蓄電池の接続・逃がし安全弁（自動減圧機能）開放（中央制御室）

４Ｆ
３Ｆ

４Ｆ
３Ｆ
２Ｆ

３Ｆ
２Ｆ
１Ｆ
B１Ｆ

２Ｆ
１Ｆ

運転員及び災害対策要員が現場操作場所に向かう屋内アクセスルート

手順・有効性-115

１Ｆ
B１Ｆ

B１Ｆ

B２Ｆ

B２Ｆ

115

＜別紙3＞格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）（1／4）
〇格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱を実施し，原子炉格納容器の過圧破損を防止する。
全交流動力電源喪失等により中央制御室から弁操作ができない場合は，現場操作を行う。
〇運転員等は原子炉建屋廃棄物処理棟にて，フィルタ装置入口第一弁（Ｓ／Ｃ側）を遠隔人力操作機構による操作で全開とする。
フィルタ装置入口第一弁（Ｓ／Ｃ側）が開できない場合は，フィルタ装置入口第一弁（Ｄ／Ｗ側）を遠隔人力操作機構で全開とする。
〇重大事故等対応要員はにて，フィルタ装置入口第二弁を遠隔人力操作機構にて全開とし，を正圧化する。（次頁参照）
格納容器ベントを開始する。 ＊第二弁操作に先立ち，プルームによる被ばく抑制のため
S/C：サプレッション・チェンバ
D/W：ドライウェル

操作・確認対象弁放出蒸気等の流れ

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）概要図
手順・有効性-116

116

＜別紙3＞格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）（2／4）
〇重大事故等対応要員はにて，空気ボンベユニット空気元弁を全開とし，正圧化を開始する。
操作・確認対象弁正圧化用空気の流れ

空気ボンベユニット空気元弁

操作室内を正圧化操作時の要員の被ばくを抑制
空気ボンベユニット（空気ボンベ）の正圧化 概要図
手順・有効性-117

117

＜別紙3＞格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）（3／4）

【現場操作による格納容器ベント】〇サプレッション・プール水位指示値が通常水位＋5.0mに到達した場合，格納容器ベントの手順着手を判断する。フィルタ装置入口第一弁操作を現場にて実施した場合，130分以内で可能である。また，サプレッション・
プール水位指示値が通常水位＋6.5mに到達後，フィルタ装置入口第二弁操作を現場にて実施した場合，30分以内で可能である。 （総要員数：運転員等3名，重大事故等対応要員3名，総所要時間：160分以内）

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）タイムチャート
手順・有効性-118

118

＜別紙3＞格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）（4／4）
【現場操作によるの正圧化】〇格納容器圧力逃がし装置を使用する際に，空気ボンベユニットにより加圧し，をの居住性を確保する。

〇上記の現場対応を重大事故等対応要員3名にて実施した場合，作業開始を判断してから空気ボンベユニットによるの正圧化準備完了まで能である。
〇の正圧化基準到達から正圧化開始操作までで可で可能である。

格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器内の減圧及び除熱（現場操作）タイムチャート
手順・有効性-119119

１６．現場手動操作による原子炉隔離時冷却系の起動（1／4）
全交流動力電源喪失及び常設直流電源系統喪失により，中央制御室からの操作により原子炉隔離
時冷却系（RCIC）及び高圧炉心スプレイ系による原子炉圧力容器への注水ができず，かつ中央制御室からの操作及び現場での人力による弁の操作により高圧代替注水系を起動できない場合，又は高圧代替注水系により原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（ﾚﾍﾞﾙ３）以上に維持できない場合
このような場合には，現場での手動操作によりRCICを起動し，原子炉への注水を行う。
全交流電源喪失及び常設
直流電源系統喪失により，中央制御室からの操作で起動が行えない場合【中央制御室】

原子炉建屋地下2階にて，原子炉
隔離時冷却系（RCIC)の駆動用蒸気の蒸気供給弁を「開」し，ポンプの駆動用蒸気を供給

原子炉建屋内で原子炉隔離時冷却系を起動する際は，操作する要員は防護具（自給式呼吸用保護具及び耐火服）を確実に装着
照明及び通信連絡設備を整備し，操作を確実に行える環境の確保及び指示が確実に伝達される体制を整備
原子炉隔離時冷却系ポンプ室の室温は，通常運転時と同程度と評価され，同室への入室は可能

現場操作での起動不可
原子炉へ注水原子炉隔離時冷却系ポンプ室への入室はポンプ起動時のみで，その後速やかに退室する手順
主蒸気系

原子炉隔離時冷却系の起動操作

ポンプ
駆動用
蒸気

中央制御室操作での起動不可原子炉隔離時冷却系ポンプ

駆動用蒸気の排気
サプレッション・チェンバ

高圧炉心スプレイ系

高圧代替注水系

原子炉圧力容器内の水位を原子炉水位低（ﾚﾍﾞﾙ３）から原子炉水位高（ﾚﾍﾞﾙ８）の間で維持するように原子炉水位計及び可搬型計測器により監視
直流電源喪失時においても，原子炉隔離時冷却系ポン
プ潤滑油の冷却水通水を確保することで，ポンプの継続的な運転が可能崩壊熱の減少に伴い原子炉圧力が低下し，RCICタービ
ン駆動蒸気圧が低下し運転継続が困難になる前に，
ディーゼル駆動の可搬型代替注水中型ポンプ等により注水を継続可能

手順・有効性-120

120

１６．現場手動操作による原子炉隔離時冷却系の起動（2／4）
〇現場での人力による弁の操作によりRCICを起動し，サプレッション・
チェンバを水源とした原子炉圧力容器への注水を実施
・⑤ 原子炉隔離時冷却系真空タンク点検口の開放操作及び原子炉隔離時冷却系潤滑油クーラ冷却水供給弁の全開操作⇒冷却水の確保※１・⑥ 原子炉隔離時冷却系トリップ・スロットル弁の全開を確認
・⑥※２ 原子炉隔離時冷却系ポンプ出口弁及び⑥※３ 原子炉隔離時冷却系原子炉注入弁の全開操作
・⑧ 原子炉隔離時冷却系蒸気供給弁を徐々に開操作することにより
RCICを起動 ⇒ 注水開始
・⑨ 原子炉隔離時冷却系ＳＡ蒸気止め弁を現場手動操作 ⇒ 原子炉水位調整**中央制御室又は現場にて可搬型計測器の接続等により原子炉水位を計測
原子炉建屋原子炉棟

原子炉建屋付属棟

６Ｆ

原子炉建屋付属棟(廃棄物処理棟)

５Ｆ
中央制御室
４Ｆ
３Ｆ

４Ｆ

注水の流れ
駆動用蒸気の流れ

３Ｆ

３Ｆ
２Ｆ

操作・確認対象弁

２Ｆ
１Ｆ
B１Ｆ

原子炉建屋
原子炉棟4F

２Ｆ
１Ｆ

操作手順
⑤
⑥※１
⑥※２
⑥※３
⑧
⑨

１Ｆ
B１Ｆ

B１Ｆ

B２Ｆ

B２Ｆ

原子炉建屋原子炉棟B2F
運転員及び災害対策要員が現場操作場所に向かう屋内アクセスルート

弁名称
原子炉隔離時冷却系潤滑油クーラ冷却水供給弁
原子炉隔離時冷却系トリップ・スロットル弁
原子炉隔離時冷却系ポンプ出口弁
原子炉隔離時冷却系原子炉注入弁
原子炉隔離時冷却系蒸気供給弁
原子炉隔離時冷却系ＳＡ蒸気止め弁

記載例◯：操作手順番号を示す。①～④，⑦は操作指示とプラント状態確認等◯※１～：同一操作手順番号内に複数の操作又は手順・有効性-121 確認を要する対象弁がある場合，その実施順を示す。

121

１６．現場手動操作による原子炉隔離時冷却系の起動（3／4）
〇現場手動操作により原子炉隔離時冷却系を起動した場合は，潤滑油冷却器の冷却水を確保する
ため，真空タンク点検口を開放することにより，原子炉隔離時冷却系ポンプ室に排水が滞留する。
〇重大事故等対応要員は，発電機，電源ケーブル，水中ポンプ及びホースを設置し， RCICの冷却水の排水を床ドレンサンプに送水する。

現場手動操作による原子炉隔離時冷却系の起動（排水処理） 概要図
手順・有効性-122122

１６．現場手動操作による原子炉隔離時冷却系の起動（4／4）
〇本操作は，中央制御室対応を運転員等（当直運転員）1名，現場対応を運転員等（当直運転員及び重大事故等対応要員）8名にて作業を実施した場合，作業開始を判断してから原子炉隔離時冷却系による原子炉圧力容器への注水開始まで125分以内，重大事故等対応要員による潤滑油冷却器冷却水の排水処理開始まで300分以内で可能である。

現場手動操作による原子炉隔離時冷却系の起動 タイムチャート
手順・有効性-123123