資料1-1-2
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KK67-0034 改27

柏崎刈羽原子力発電所 6号及び7号炉重大事故等対策の有効性評価について

平成27年10月
東京電力株式会社

目 次
1. 重大事故等への対処に係る措置の有効性評価の基本的考え方
1.1 概 要1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定
1.3 評価にあたって考慮する事項
1.4 有効性評価に使用する計算プログラム
1.5 有効性評価における解析の条件設定の方針
1.6 解析の実施方針
1.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針
1.8 必要な要員及び資源の評価方 2 針
1.9 参考文献
付録１ 事故シーケンスグループ及び重要事故シーケンス等の選定について
付録２ 原子炉格納容器限界温度・限界圧力に関する評価結果
付録３ 重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コードについて
2. 運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故
2.1 高圧・低圧注水機能喪失
2.2 高圧注水・減圧機能喪失
2.3 全交流動力電源喪失(長期 TB, TBU, TBD, TBP)
2.4 崩壊熱除去機能喪失(取水機能が喪失した場合，残留熱除去系が故障した場合)
2.5 原子炉停止機能喪失
2.6 ＬＯＣＡ時注水機能喪失
2.7 格納容器バイパス(インターフェイスシステムＬＯＣＡ)
3. 重大事故
3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)(代替循環冷却を使用する場合，代替循環冷却を使用しない場合)
3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用
3.4 水素燃焼
3.5 格納容器直接接触(シェルアタック)
3.6 溶融炉心・コンクリート相互作用

目次 1

1

今回のご説明範囲
4. 使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故
4.1 想定事故１4.2 想定事故２
5. 運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故
5.1 崩壊熱除去機能喪失
5.2 全交流動力電源喪失
5.3 原子炉冷却材の流出
5.4 反応度の誤投入
6 必要な要員及び資源の評価
6.1 必要な要員及び資源の評価条件
6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果
6.3 重大事故等対策時に必要な水源，燃料及び電源の評価結果

目次 2

2

添付資料 目次
添付資料 2.1.1

安定状態について添付資料 2.1.2

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について(高圧・低圧注水機能喪失)

添付資料 2.1.3

減圧・注水操作が遅れる場合の影響について

添付資料 2.1.4

7 日間における水源の対応について(高圧・低圧注水機能喪失)

添付資料 2.1.5

7 日間における燃料の対応について(高圧・低圧注水機能喪失)

添付資料 2.2.1

安定状態について添付資料 2.2.2

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について(高圧注水・減圧機能喪失)

添付資料 2.2.3

7 日間における燃料の対応について(高圧注水・減圧機能喪失)

添付資料 2.3.2.1

敷地境界外での実効線量評価について

添付資料 2.3.2.2

蓄電池による給電時間評価結果について添付資料 2.3.2.3

全交流動力電源喪失時における RCIC の 24 時間継続運転が可能であることの妥当性について

添付資料 2.3.2.4

安定状態について添付資料 2.3.2.5

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について(全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失))添付資料 2.3.2.6

7 日間における水源の対応について(全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失))添付資料 2.3.2.7

7 日間における燃料の対応について(全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失))添付資料 2.3.2.8

常設代替交流電源設備の負荷(全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失))添付資料 2.3.3.1

全交流動力電源喪失時において高圧代替注水系の 24 時間運転継続に期待することの妥当性について

添付資料 2.3.3.2

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について(全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋RCIC 失敗)

添付資料 2.3.5.1 「全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗」への対応に
おいて，24 時間以内の交流動力電源復旧に期待する場合の対応可能性
添付資料 2.3.5.1-1 7 日間における水源の対応について(全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗)
添付資料 2.3.5.1-2 7 日間における燃料の対応について(全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗)

目次 3

3

添付資料 2.3.5.1-3 常設代替交流電源設備の負荷(全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗)
添付資料 2.4.1.1

安定状態について添付資料 2.4.1.2

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について(崩壊熱除去機能喪失(取水機能が喪失した場合))

添付資料 2.4.1.3

7 日間における水源の対応について(崩壊熱除去機能喪失(取水機能が喪失した場合))

添付資料 2.4.1.4

7 日間における燃料の対応について(崩壊熱除去機能喪失(取水機能が喪失した場合))

添付資料 2.4.1.5

常設代替交流電源設備の負荷(崩壊熱除去機能喪失(取水機能が喪失した場合))

添付資料 2.4.2.1

安定状態について添付資料 2.4.2.2

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について(崩壊熱除去機能喪失(残留熱除去系が故障した場合))

添付資料 2.4.2.3

7 日間における水源の対応について(崩壊熱除去機能喪失(残留熱除去系が故障した場合))

添付資料 2.4.2.4

7 日間における燃料の対応について(崩壊熱除去機能喪失(残留熱除去系が故障した場合))

添付資料 2.5.1

評価対象の炉心を平衡炉心のサイクル末期とすることの妥当性

添付資料 2.5.2

自動減圧系の自動起動阻止操作の考慮について添付資料 2.5.3

安定状態について添付資料 2.5.4

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について(原子炉停止機能喪失)

添付資料 2.5.5

初期炉心流量の相違による評価結果への影響

添付資料 2.5.6

原子炉への注水に使用する水源とその水温の影響

添付資料 2.5.7

高圧炉心注水系及び原子炉隔離時冷却系の運転可能性に関する水源の水
温の影響

添付資料 2.5.8

外部電源の有無による評価結果への影響

添付資料 2.6.1

安定状態について添付資料 2.6.2

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について(LOCA 時注水機能喪失)

添付資料 2.6.3

LOCA 事象の破断面積に係る感度解析について添付資料 2.6.4

7 日間における水源の対応について(LOCA 時注水機能喪失)

目次 4

4

添付資料 2.6.5

7 日間における燃料の対応について(LOCA 時注水機能喪失)

添付資料 2.7.1

インターフェイスシステム LOCA 発生時の現場環境について

添付資料 2.7.2

インターフェイスシステム LOCA 発生時における破断箇所の隔離ができない場合の現場環境等について添付資料 2.7.3

安定状態について添付資料 2.7.4

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について(インターフェイスシステム LOCA)

添付資料 2.7.5 7 日間における燃料の対応について(インターフェイスシステム LOCA)
添付資料 3.1.2.1 格納容器気相部の温度が格納容器の健全性に与える影響について(雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損))
添付資料 3.1.2.2 雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)における炉心の損傷状態及び損傷炉心の位置について
添付資料 3.1.2.3 安定状態について（代替循環冷却を使用する場合）
添付資料 3.1.2.4 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について(雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損(代替循環冷却を使用する場合)))
添付資料 3.1.2.5 操作が遅れる場合の影響について
添付資料 3.1.2.6 7 日間における水源の対応について(雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)：代替循環冷却を使用する場合)
添付資料 3.1.2.7 7 日間における燃料の対応について(雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)：代替循環冷却を使用する場合)
添付資料 3.1.2.8 常設代替交流電源設備の負荷(雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)：代替循環冷却を使用する場合)
添付資料 3.1.3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)時において代替循環冷却を使用しない場合における Cs-137 放出量評価について
添付資料 3.1.3.2 安定状態について（代替循環冷却を使用しない場合）
添付資料 3.1.3.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について(雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損(代替循
環冷却を使用しない場合)))
添付資料 3.1.3.4 7 日間における水源の対応について(雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)：代替循
環冷却を使用しない場合)
添付資料 3.1.3.5 7 日間における燃料の対応について(雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)：代替循

目次 5

5

環冷却を使用しない場合)
添付資料 3.1.3.6 常設代替交流電源設備の負荷(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
環冷却を使用しない場合)
添付資料 3.2.1 解析コード及び解析条件の不確かさの影響について(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)
添付資料 3.2.2 7 日間における燃料の対応について(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)
添付資料 3.3.1 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用(炉外 FCI)に関する知見の整理
添付資料 3.3.2 解析コード及び解析条件の不確かさの影響について(原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用
添付資料 3.3.3 7 日間における燃料の対応について(原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用)
添付資料 3.4.1 水の放射性分解の評価について
添付資料 3.4.2 安定状態について
添付資料 3.4.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響について（水素燃焼）
添付資料 3.6.1 溶融炉心－コンクリートの相互作用の評価に関わる条件の考え方について
添付資料 3.6.2 解析コード及び解析条件の不確かさの影響について(溶融炉心・コンクリート相互作用
添付資料 3.6.3 7 日間における燃料の対応について(溶融炉心・コンクリート相互作用)
添付資料 4.1.1 使用済燃料貯蔵プールの水位低下と遮へい水位に関する評価について
添付資料 4.1.2 ｢水遮へい厚に対する貯蔵中の使用済燃料からの線量率｣の算出について
添付資料 4.1.3 安定状態について
添付資料 4.1.4 評価条件の不確かさの影響評価について(想定事故 1)
添付資料 4.1.5 7 日間における水源の対応について(想定事故 1)
添付資料 4.1.6 7 日間における燃料の対応について(想定事故 1)
添付資料 4.2.1 使用済燃料貯蔵プールの水位低下と遮へい水位に関する評価について
添付資料 4.2.2 想定事故 2 において微開固着及びクラック破断を想定している理由
今回のご説明範囲
目次 66

今回のご説明範囲
添付資料 4.2.3 安定状態について
添付資料 4.2.4 評価条件の不確かさの影響評価について(想定事故 2)添付資料 4.2.5 7 日間における水源の対応について(想定事故 2)添付資料 4.2.6 7 日間における燃料の対応(想定事故 2）添付資料 5.1.1 運転停止中の崩壊熱除去機能喪失および全交流動力電源喪失における基準水位到達までの余裕時間と必要な注水量の計算方法について
添付資料 5.1.2 重要事故シーケンスの選定結果を踏まえた有効性評価の条件設定
添付資料 5.1.3 崩壊熱除去機能喪失および全交流動力電源喪失評価における崩壊熱設定の考え方
添付資料 5.1.4 安定状態について
添付資料 5.1.5 評価条件の不確かさの影響評価について(運転停止中 崩壊熱除去機能喪失)
添付資料 5.1.6 7 日間における燃料対応について(運転停止中 崩壊熱除去機能喪失)
添付資料 5.2.1 安定状態について
添付資料 5.2.2 評価条件の不確かさの影響評価について(運転停止中 全交流動力電源喪失)
添付資料 5.2.3 7 日間における水源の対応について(運転停止中 全交流動力電源喪失)
添付資料 5.2.4 7 日間における燃料の対応(運転停止中 全交流動力電源喪失)
添付資料 5.2.5 常設代替交流電源設備の負荷
添付資料 5.3.1 停止時の線量率評価について
添付資料 5.3.2 原子炉冷却材流出評価における POS 選定の考え方
添付資料 5.3.3 安定状態について
添付資料 5.3.4 評価条件の不確かさの影響評価について(運転停止中 原子炉冷却材の流出)
添付資料 5.3.5 7 日間における燃料の対応(運転停止中 原子炉冷却材の流出)
添付資料 5.4.1 反応度の誤投入における燃料エンタルピ
添付資料 5.4.2 安定状態について
添付資料 5.4.3 解析コードおよび解析条件の不確かさの影響評価について(運転停止中 反応度誤投入)
添付資料 5.4.4 反応度誤投入の代表性について

目次 7

7

4. 使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故
4.1 想定事故 1
4.1.1 想定事故 1 の特徴，燃料損傷防止対策(1)想定する事故「使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故」において，使用済燃料プールにおける燃料損傷防止対策の有効性を確認するために想定する事故の一つには，「1.2
評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，想定事故 1 として｢使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失することにより，使用済燃料プール内の水の温度が上昇し，蒸発により水位が低下する事故｣がある。
(2) 想定事故 1 の特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方
想定事故 1 では，使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失により，使用済燃料プール内の水の温度が徐々に上昇し，やがて沸騰して蒸発することによって使用済燃料プー
ル水位が緩慢に低下する。このため，緩和措置が取られない場合には，やがて燃料は露出し，損傷に至る。
したがって，想定事故 1 では，使用済燃料プールへの注水の確保を行うことによって，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を確保すること及び未臨界が維持されていることが必要となる。
(3) 燃料損傷防止対策
想定事故 1 における機能喪失に対して，使用済燃料プール内の燃料が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とし，使用済燃料プール水位が放射線の遮蔽が維持される水位を確保するため，燃料プール代替注水系（可搬型）※1 による使用済燃料プールへの注
水手段を整備する。これらの対策の概略系統図を図 4.1.1 に，手順の概要を図 4.1.2 に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と手順の関係を表 4.1.1 に示す。
※1 燃料プール代替注水系（可搬型）として常設のスプレイヘッダ及び一部常設の注水配管を用いた手段によって対応する。なお，常設のスプレイヘッダ及び一部常設の注水配管を用いた手段が使用出来ない場合においては可搬の注水口及び可搬の注水配管のみを用いる手段による対応も可能である。

想定事故1における事象発生10時間までの6/7号炉同時の重大事故等対策に必要な要員
は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計28名である。その内訳は次の通りである。中央制御室の運転員は，中央監視・指示を行う当直長1名(6/7号炉兼任)，
当直副長2名※2，運転操作対応を行う運転員7名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は4名，緊急時対策要員(現場)14名である。
※2 停止中のプラントを含む体制は，必ず「当直副長2名」ではなくケースによっては「当直副長1名，運転員１名」の場合もある。

4.1-1

8

また，使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故（想定事故1）の対応として事象発生10時間以降に追加で必要な要員は0名である。6号炉及び7号炉同時の重大事故等時においては，必要な要員及び資源の観点からより厳しくなるように，一方の号炉で使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故「想定事故1」を想定し,もう一方の号炉で運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故「全交流動力
電源喪失」を想定しているため，両号炉で事象発生後10時間以降に追加で必要な要員は代替原子炉補機冷却系作業を行うための参集要員13名である。必要な要員と作業項目について，図4.1.3に示す。
a. 使用済燃料プールの冷却系機能喪失確認
外部電源喪失により，使用済燃料プールの冷却系が停止する。非常用ディーゼル発電機が起動するが，使用済燃料プールの冷却系の起動に失敗し、使用済燃料プールの冷却系機能の喪失を確認する。使用済燃料プールの冷却系機能喪失により，使用済燃料プー
ル水温は，「約 4℃/ｈ」で上昇し，事象発生から約 8 時間後に「100℃」に到達する。
使用済燃料プールの冷却系の機能喪失を確認するために必要な計装設備は，使用済燃料プール水温度計等である。
b. 使用済燃料プールの補給水系機能喪失確認
使用済燃料プールの冷却系機能喪失を確認し，補給水系による使用済燃料プールへの補給準備を行う。しかし，外部電源喪失により停止した復水移送ポンプの起動に失敗するため，使用済燃料プールの補給水系が機能喪失したことを確認し，燃料プール代替注
水系(可搬型)の準備を開始する。
使用済燃料プールの補給水系の機能喪失を確認するために必要な計装設備は，使用済
燃料プール水位計等である。
c. 燃料プール代替注水系(可搬型)による使用済燃料プールへの補給
燃料プール代替注水系(可搬型)の準備が完了したところで，燃料プール代替注水系(可搬型)を用いた注水により使用済燃料プールの水位を回復する。その後は，使用済燃料プールの冷却系を復旧しつつ，蒸発量に応じた水量を補給することで，使用済燃料プール水位を維持する。
燃料プール代替注水系(可搬型)による使用済燃料プールへの補給を確認するために必要な計装設備は，使用済燃料プール水位計等である。

4.1.2 燃料損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
想定する事故は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，想定事故 1として，｢使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失することにより，使用済燃料プ

4.1-2

9

ール内の水の温度が上昇し，蒸発により水位が低下する事故｣である。
想定事故 1 では，使用済燃料プールの冷却機能および注水機能の喪失に伴い使用済燃料
プール水温が上昇し，沸騰・蒸発により使用済燃料プール水位は低下するが，使用済燃料プールへの注水により，使用済燃料プール水位が放射線の遮蔽が維持される水位を確保できることを評価する。なお，使用済燃料プール水位が放射線の遮蔽が維持される水位を確保できることで，燃料有効長頂部は冠水し，未臨界を維持することができる。
また，評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，想定事故 1 における運転員等操作時間に与える影響，操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
(添付資料 4.1.1，4.1.2)(2) 有効性評価の条件
想定事故１に対する初期条件も含めた主要な解析条件を表4.1.2に示す。また，主要な解析条件について，想定事故1特有の解析条件を以下に示す。
a. 初期条件(a) 使用済燃料プールの初期水位及び初期水温
使用済燃料プールの初期水位は通常運転水位とし，保有水量を厳しく見積もるため，使用済燃料プールと原子炉ウェルの間に設置されているプールゲートは閉を仮定する。
また，使用済燃料プールの初期水温は，運転上許容される上限の 65℃とする。
(b) 崩壊熱
使用済燃料プールには貯蔵燃料の他に，原子炉停止後に最短時間(原子炉停止後 10日)で取り出された全炉心分の燃料が一時保管されていることとする。このときの使用済燃料の崩壊熱は約 11MW である。
b．事故条件(a) 安全機能の喪失に対する仮定
使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能として燃料プール冷却浄化系，残留熱除去系，復水補給水系，圧力抑制プール水浄化系等の機能喪失を想定する。
(b) 外部電源
外部電源はないものとする。
外部電源がない場合においても，可搬型代替注水ポンプによる使用済燃料プールへの注水は可能であり，外部電源がある場合と事象進展は同じであることから，資源の評価の観点から厳しくなる外部電源がない場合を想定する。
c．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 使用済燃料プールへの注水流量

4.1-3

10

使用済燃料プールへの注水は，可搬型代替注水ポンプ 1 台を使用するものとする。使
用済燃料プールへの注水流量は，使用済燃料の崩壊熱による使用済燃料プール水の蒸発量を上回り燃料損傷防止が可能な流量として，80m3/h※を設定するものとする。
※ 常設のスプレイヘッダ及び一部常設の注水配管を用いた燃料プール代替注水系（可搬型）の注水流量を示す。可搬の注水口及び可搬の注水配管のみを用いた燃料プール代替注水系（可搬型）でも崩壊熱による蒸発量を上回り燃料損傷防止が可能な45 m3/hを設定するものとする。

d．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 燃料プール代替注水系(可搬型)による使用済燃料プールへの補給は，緊急時対応要員の移動，注水準備に必要な時間等を考慮して，事象発生12時間後から開始するものとする。
(3) 有効性評価の結果
使用済燃料プール水位の変化を図4.1.4に，使用済燃料プール水位と線量率の評価結果
を図4.1.5に示す。
a. 事象進展使用済燃料プールの冷却系の機能喪失後，使用済燃料プールの水温は約 4℃/h で上昇し，事象発生から約 8 時間後に 100℃に到達することとなる。その後，蒸発により使用済燃料プ
ール水位は低下し始めるが，事象発生から 12 時間経過した時点で可搬型代替注水ポンプ 1台を用いた燃料プール代替注水系(可搬型)による使用済燃料プールへの注水を開始することによって，水位は回復する。
その後は，使用済燃料プールの冷却系を復旧しつつ，蒸発量に応じた水量を可搬型代替注
水ポンプ 1 台を用いた燃料プール代替注水系(可搬型)により使用済燃料プールに補給する。
使用済燃料プールの冷却系の運転停止，又は使用済燃料プールの水温上昇により異常事
象を認知し，冷却系の状態を確認して復旧を試みるとともに，短期での復旧の見通しが得られない場合，補給水系による使用済燃料プールへの補給準備を行い，補給水系が使用不可能
な場合，燃料プール代替注水系(可搬型)による注水の準備を行う。この間，使用済燃料プー
ル水温を指示計により継続的に監視するとともに，使用済燃料プール水の沸騰により水位低下した後は，燃料プール代替注水系(可搬型)の準備が完了した時点で，燃料プール代替注
水系(可搬型)を用いた注水により，使用済燃料プールの水位を回復・維持する。
b. 評価項目等
使用済燃料プール水位の時間変化を図 4.1.4 に示す。水位は通常運転水位から約 0.4ｍ下

4.1-4

11

まで低下するにとどまり，燃料有効長頂部は冠水を維持する。また，温度は約 8 時間で沸騰し，その後 100℃付近で維持される。
また，使用済燃料プール水位と線量率についての評価結果を図 4.1.5 に示す。評価点は原子炉建屋最上階の床付近としている。通常運転水位から約 0.4ｍ下の水位での線量率は約1.0×10-3mSv/h 以下であり，この水位において放射線の遮蔽は維持されている。
なお，使用済燃料プールは燃料が冠水状態の場合，臨界未満とする設計であることから，
未臨界は維持される。
事象発生 12 時間後から燃料プール代替注水系（可搬型）による注水を行うことで，崩壊熱相当以上の注水が実施され,使用済燃料プール水位を回復させ維持できることから，水位及び水温は安定し，安定状態に到達する。その後も，燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水を行うことで安定状態を維持できる。
(添付資料4.1.3)
4.1.3 評価条件の不確かさの影響評価
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作
時間余裕を評価するものとする。
想定事故1は，燃料プール代替注水系(可搬型)による注水操作により，使用済燃料プー
ルの水位低下を抑制することが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操
作は，燃料プール代替注水系(可搬型)による注水操作とする。
(1) 評価条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，表4.1.2に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。
また，評価条件の設定に当たっては，柏崎刈羽原子力発電所7号炉を代表として原則，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定としていることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる燃料の崩壊熱，事象発生前の使用済燃料プール水温（初期水温）及び水位（初期水位）並びにプールゲートの状態の結果を以下に示す。
(a)運転員等操作時間へ与える影響
崩壊熱，初期水位及び初期水温等の変動を考慮した場合，使用済燃料プール内の水温上昇及び水位低下時間が変動するが，燃料プール代替注水系（可搬型）による
使用済燃料プールへの注水操作は，これらの状態に応じた対応をとるものではな
く，冷却機能喪失による異常の認知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。

4.1-5

12

(b)評価項目となるパラメータに与える影響
使用済燃料の崩壊熱の変動を考慮し，最確条件の崩壊熱を用いた場合，評価条件として設定している使用済燃料プール崩壊熱より小さくなることが考えられるため，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
初期水温の変動を考慮した場合，評価条件として設定している初期水温より，低くなることが考えられるが，その場合には使用済燃料プールの水位低下が遅くなる
ことから，評価項目に対する余裕が大きくなり，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
初期水位の変動を考慮した場合，評価条件として設定している初期水位より低くなり，燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は短くなるが，「（3）評価
条件の不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響評価」において，水位が低下するまでの時間を確認しており，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
プールゲートの状態の変動を考慮した場合,プールゲート開放時は原子炉ウェル，D/Sピット，及びキャスクピットの保有水を考慮すると水量は多くなることから，評価項目に対する余裕が大きくなり，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の６要因に分類し，これらの要因が解析上の操作開始時間に与える影響を評価する。また，操作の不確かさが操作開始時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評
価し，評価結果を以下に示す。
(a) 操作の不確かさが操作開始時間に与える影響
燃料プール代替注水系(可搬型)による使用済燃料プールへの注水操作は評価上の操作開始時間は12時間後を設定しているが，他の操作はないため，使用済燃料プー
ルの冷却機能又は注水機能の喪失を認知した時点で注水準備に着手可能であり，評価上の操作開始時間に対し，実際の操作開始時間が早くなる場合が考えられる。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
燃料プール代替注水系(可搬型)による注水操作については，評価上の操作開始時間に対して，運用として実際に見込まれる操作開始時間が早くなることが考えられる。この場合，放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間余裕は大きくなるが，その時間は 1 日以上(10mSv/h の場合 6/7 号炉 約 1.4 日)と長時間を要することから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
(添付資料4.1.4)

4.1-6

13

(2) 操作時間余裕の把握
操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認する。
燃料プール代替注水系(可搬型)による使用済燃料プールへの注水操作の実施時間に対する時間余裕については，「4.1.2(3) 有効性評価の結果」に示すとおり，放射線の遮蔽が維持できる最低水位まで低下する時間が1日以上(10mSv/hの場合 6/7号炉 約1.4日)であり，操作に対して十分な時間余裕を確保できる。
(添付資料4.1.4)(3) 評価条件の不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響評価
評価条件の不確かさにより，使用済燃料プールの水位低下が早くなり，評価項目となるパラメータに影響を与えることから，初期水位の評価項目となるパラメータに与える影響評価を実施した。
初期水位の変動を考慮した場合，燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は短くなるが，仮に初期水位を水位低警報レベルとした場合であっても，放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は1日以上（10mSv/hの場合 6/7号炉 約1.4日），燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は3日以上（6号炉 約3.7日，7号炉 約3.9日）と長時間を要し，12時間後までに燃料プール代替注水系（可搬型）による注水が可能であるため影響はない。
また,初期に地震起因のスロッシングが発生していた場合において，最大で約3m程度の水位の低下が発生する（内部溢水の影響評価参照：6号690m3, 7号710m3）。この場合､オペ
レーティングフロアでの作業は困難となる（1.0×103mSv/h程度）。そのため，可搬の注水口及び可搬の注水ラインのみを用いる燃料プール代替注水系（可搬型）での注水操作は出来ない。ただし，常設のスプレイヘッダ及び一部常設の注水ラインを用いる燃料プール代
替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水操作は屋外からであるため,作業現場での放射線の影響は問題なく，また,水位が燃料有効長頂部まで低下するまでの時間は2日以上（6号炉約2.2日，７号炉約2.3日）あるため注水操作への影響も小さい。
(添付資料4.1.4)(4) まとめ
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作
時間余裕を確認した。その結果，評価条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，緊急時対応要員による可搬型代替注水ポンプによる使用済燃料プールへの注水により，使用済燃料プール水位を確保することで，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

4.1-7

14

この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間に対して一定の時間余裕がある。また，要員の配置による他の操作に与える影響はない。
4.1.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価
想定事故1において，6号炉及び7号炉同時の重大事故等対策時において事象発生10時間までの必要要員は，「4.1.1(3)燃料損傷防止対策」に示すとおり28名であり，当直長，当直副長，運転員及び緊急時対策要員の47名で対処可能である。
また，事象発生10時間以降に必要な参集要員は13名である。
なお，今回評価した原子炉停止中ではなく，原子炉運転中を想定した場合，原子炉における重大事故の対応と使用済燃料プールにおける重大事故の対応が重畳することも考えられる。しかし，使用済燃料プールに貯蔵されている燃料の崩壊熱が低いため，時間余裕が十分長く（運転開始直後を考慮しても使用済燃料プール水が100℃に到達するまで最低でも1.5日以上），原子炉側の事故対応が収束に向かっている状態での対応となるため，緊急時対策要員や参集要員により対応可能である。
(2) 必要な資源の評価
想定事故1において，必要な水源，燃料及び電源は「6.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価を行い，その結果を以下に示す。
ａ．水源
可搬型代替注水ポンプによる使用済燃料プールへの注水については，7日間の対応を考慮すると，合計約3,100m3必要となる。防火水槽及び淡水貯水池で合計約18,100m3の水量を保有しており，12時間以降に淡水貯水池から防火水槽への給水を行うことで，防火水槽を枯渇させることなく防火水槽を水源とした注水が可能となることから，7日間の継続実施が可能である。なお，防火水槽への補給の開始を12時間としているが，これは，可搬型設
備を12時間以内に使用できなかった場合においても，その他の設備にて重大事故等に対応できるよう設定しているものである。
(添付資料4.1.5)
ｂ．燃料
非常用ディーゼル発電機による電源供給については，保守的に事象発生直後からの運転を想定して，7日間の運転継続に約750,960Lの軽油が必要となり，可搬型代替注水ポンプによる使用済燃料プールへの注水については，保守的に事象発生直後からの運転を想定して，7日間の運転継続に約6,048Lの軽油が必要となる。(合計 約757,008L)
6 号炉および 7 号炉の各軽油タンクで軽油約 1,020,000L(発電所内で軽油約 5,344,000L)

4.1-8

15

の使用が可能であることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給，可搬型代替注水ポンプによる使用済燃料プールへの注水について，7 日間の継続が可能である。
(添付資料4.1.6)
ｃ．電源
可搬型代替注水ポンプによる注水は，電源を必要としない。
なお，非常用ディーゼル発電機の電源負荷については，設計基準事故に想定している工学
的安全施設作動信号により作動する負荷を上回る設計としており，重大事故等対策時に必要な負荷は，設計基準事故時に想定している計測制御用電源設備等の負荷に含まれることから，非常用ディーゼル発電機により電源供給が可能である。
4.1.5 結論
想定事故1｢使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失することにより，使用済燃料プールの水温が上昇し，蒸発により水位が低下する事故｣では，使用済燃料プールの冷却系が故障し，復旧が行われない場合，使用済燃料プール水温が上昇し，やがて沸騰を開始して，蒸発により使用済燃料プールの水量が減少することが特徴である。想定事故1に対する燃料損傷防止対策としては，短期対策及び長期対策として，燃料プール代替注水系(可搬型)を用いた使用済燃料プールへの注水を整備している。
想定事故1について有効性評価を実施した。
上記の場合においても，運転員操作による燃料プール代替注水系(可搬型)による使用済
燃料プールへの注水により，使用済燃料プールの水位を回復させ維持することができる。
その結果，燃料有効長頂部の冠水，放射線の遮蔽が維持される水位の確保及び未臨界を維持できることから評価項目を満足するとともに，長期的には安定状態を維持できる。評
価条件の不確かさについて，操作への影響を含めて確認した結果，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，当直長，当直副長，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源については，外部電源喪失時においても供給可能である。
以上のことから，燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水等の燃料損傷防止対策は，想定事故1「使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失することにより，使用済燃料プール内の水の温度が上昇し，蒸発により水位が低下する事故」に対して有効である。

4.1-9

16

4.1-1017通常水位（T.M.S.L約31.4m）

圧力抑制プール水
浄化系より

原子炉補機冷却系

燃料プール冷却浄化系
熱交換器

燃料有効長頂部（T.M.S.L約24.0m）

使用済燃料

スプレイノズル

スプレイヘッダ

スキマサージ
タンク

Gen

非常用ディーゼル
発電機（使用済燃料プール注水）

図 4.1.1 想定事故 1 の重要事故等対策の概略系統図

残留熱除去系ポンプ

原子炉建屋大物搬入扉
または
外部接続口

復水補給水系より（可搬の注水口及び可搬ホースを用いる手段）

燃料プール冷却浄化ポンプ

原子炉補機冷却系

残留熱除去系
熱交換器

ろ過脱塩装置

スキマせき

原子炉建屋

②燃料プール代替注水系（可搬型）（常設のスプレイヘッダ及び常設のスプレイ配管を用いる手段）①燃料プール代替注水系（可搬型）

外部電源

消防車

接続口

可搬の箇所

常設の箇所

防火水槽

消防車

淡水貯水池

凡例

プラント前提条件
・プラント停止後１０日目
・全燃料取り出し＆プールゲート「閉」
・非常用ディーゼル発電機（Ｂ）点検中
・残留熱除去系（Ａ）最大熱負荷モード運転中・残留熱除去系（Ｂ）点検中
・残留熱除去系（Ｃ）原子炉停止時冷却モード待機中（原子炉圧力容器水抜き準備）
・燃料プール冷却浄化系運転中：操作・確認（運転員のみの作業）：緊急時対策要員（現場）
のみの作業

※１
残留熱除去系（Ａ）最大熱負荷モード再起動、残留熱除去系（Ｃ）最大熱負荷モード起動及び燃料プール冷却浄化系（Ａ）再起動操作を実施する。

：プラント状態：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業※２
復水移送ポンプ（Ａ，Ｃ）起動。

：判断（解析上の時刻）（０分）※３
中央制御室にて機器ランプ表示、機器故障警報、系統流量指示計等にて機能喪失を確認する。

：シナリオ上考慮しない操作・判断結果

外部電源喪失※４
使用済燃料貯蔵プール水温度計により「100℃」を確認する。
残留熱除去系停止、および燃料プール冷却浄化系停止確認（機器作動状況、系統流量による確認）※５
使用済燃料プールへの補給は「使用済燃料プールスプレイライン」を使用する。
常設スプレイ設備が使用できない場合、可搬型スプレイ設備による使用済燃料プールへの補給を実施する。

非常用ディーゼル発電機（Ａ，Ｃ）自動起動確認
非常用高圧系統（6.9kV）Ｃ，Ｅ復旧確認※６
事故１２時間後の使用済燃料プール水位は「通常水位約－0.4ｍ」となる

非常用ディーゼル発電機運転状態確認Ⅰ※１（約１０分後）崩壊熱除去機能復旧操作（約６０分後）※３
崩壊熱除去機能喪失確認（機器作動状況、系統流量による確認）

補給水注水機能復旧操作※２

復水移送ポンプ以外による使用済燃料プール注水・圧力抑制プール水浄化系による注水・消火ポンプによる代替注水
復水移送ポンプによる使用済燃料プール注水と同等の流量確保または注水開始不可※３
補給水注水機能喪失確認（機器作動状況、系統流量による確認）

回復は解析上
考慮せず※７
使用済燃料貯蔵プール水位計にて確認する。

回復は解析上
考慮せず

燃料プール代替注水系（可搬型） ※５
による使用済燃料プール注水準備（約８時間後）使用済燃料プール水温度「100℃」到達※４

Ⅱ

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（大湊側防火水槽への補給準備）

Ⅲ
淡水タンクから防火水槽への補給

スプレイライン以外による使用済燃料プール注水・復水補給水ラインを使用した注水（約1２時間後）（約1２時間後）大湊側防火水槽への補給準備が完了

燃料プール代替注水系（可搬型）の準備完了（適宜実施）（約１２時間後）

燃料プール代替注水系（可搬型）による
使用済燃料プール注水開始<注水が実施出来なかった場合>

燃料供給準備（タンクローリー給油準備）（約１２時間後）タンクローリーによる給油準備完了（適宜実施）

大湊側防火水槽への補給

可搬設備への燃料補給※６【有効性評価の対象とはしていないが、他に取り得る手段】
Ⅰ
圧力抑制プール水浄化系（ＳＰＣＵ）により「非常時補給モード」で使用済燃料プールへの注水も実施できる。水源は復水貯蔵槽またはサプレッションプールになる。
消火系を代替注水系として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する。
消火系を復水補給水系タイラインによりスキマサージタンクへ注水することで使用済燃料プールへ注水することも可能である。

使用済燃料プール水位維持の為
注水継続（約1.4日後）
使用済燃料プール水位
2.1ｍ低下（10mSv/h）

代替注水系による使用済燃料プールへの注水を継続し、機能喪失している
設備の復旧に努める。復旧後は、補給水系統によりスキマサージタンクへの補給を確保し崩壊熱除去系による冷却を実施する。

※７

Ⅱ
燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プール注水は「使用済燃料プールスプレイライン」以外に、復水補給水系と接続しスキマサージタンクから注水することも可能である。
燃料プール代替注水系（可搬型）の水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である。
Ⅲ「淡水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。ただし、補給可能流量が少なく、貯水池に比べ容量が少ないため貯水池からの補給を優先して実施する。

図 4.1.2 想定事故 1 の対応手順の概要

4.1-1118

4.1-1219－

消防車による防火水槽から使用済燃料プールへの補給（常設スプレイライン使用）

４人
Ｃ,Ｄ,Ｅ,Ｆ

２人
Ａ,Ｂ

必要人員数（６号炉） 合計

８人(その他参集１３人）

６人

２人(号機共通)

２人(号機共通)

－

－

２人

－

－

－

－

緊急時対策要員（現場）
操作の内容

自動起動確認＊号機共通要員含めず＊6号炉は原子炉運転中の「全交流動力電源喪失」事象想定

・消防車への給油

・軽油タンクからタンクローリーへの補給

・淡水貯水池から防火水槽への補給・現場移動・淡水貯水池～防火水槽への系統構成，ホース水張り

・消防車を用いた使用済燃料プール補給・現場移動・消防車を用いた使用済燃料プール補給準備（消防車移動、ホース敷設（防火水槽から消防車，消防車から建屋内ホース），ホース接続）

・現場移動
・消防車を用いた使用済燃料プール補給準備（建屋内ホース接続）

・現場移動
・消防車を用いた使用済燃料プール補給準備（建屋内ホース敷設、可搬型スプレイノズル設置）

・消防車を用いた使用済燃料プール補給・現場移動・消防車を用いた使用済燃料プール補給準備（消防車移動、ホース敷設（防火水槽から消防車，消防車から接続口），ホース接続）

・使用済燃料プール補給水系 機能回復
（復水補給水系）・使用済燃料プール冷却系 機能回復
（燃料プール冷却浄化系ポンプ、残留熱除去系ポン
プ）・使用済燃料プール水位、温度監視

・非常用ディーゼル発電機

２

４

５

６

8

適宜実施

9
約８時間

約４時間 使用済燃料プール水温６５℃到達

７

経過時間（時間）

11

12

90分

90分

60分

１3

１4

適宜実施

適宜実施

適宜実施

約1２時間 補給開始

使用済燃料プール水温100℃到達

10

タンクローリー残量に応じて適宜軽油タンクから補給

常設スプレイライン使用不可の場合要員を確保して対応する

対応可能な要員により、対応する。

対応可能な要員により、対応する。

備考

図 4.1.3 想定事故 1 の作業と所要時間

原子炉運転中における使用済燃料プールでの事故を想定した場合，原子炉における重大事故の対応と使用済燃料プールにおける重大事故の対応が重畳することも考えられる。しかし，使用済燃料プールに貯蔵されている燃料の崩壊熱が低いことから時間余裕が十分長く（運転開始直後を考慮しても燃料プールの保有水が100℃に到達するまで 1.5日以上），原子炉側の事故対応が収束に向かっている状態での対応となるため，緊急時対策要員や参集要員
により対応可能である。

10分

３

約60分 崩壊熱除去機能、補給水注水機能 喪失確認

プラント状況確認

事象発生

１（燃料プールの冷却系及び補給水系の故障）

・使用済燃料プール冷却系停止確認（燃料プール冷却浄化系ポンプ、残留熱除去系ポン
プ）

・外部電源喪失確認（ ）内の数字は他の作業終了後、移動して対応する人員数。

－

０人

－

燃料給油作業－

１人a－

燃料供給準備

－

－

－

－

－

－

－

－

７号

運転員
（現場）

実施箇所・必要人員数

必要人員数（７号炉） 合計－

淡水貯水池から大湊側防火水槽への補給への補給（可搬ホース及び可搬スプレイノズ
ル使用）（解析上考慮せず）－－

消防車による防火水槽から使用済燃料プール－

使用済燃料プール補給水系復旧作業（解析上考慮せず）

（１人）
a

１人
a

運転員
（中操）

使用済燃料プール冷却系復旧作業（解析上考慮せず）

状況判断

操作項目

事故想定
７号炉にて本事象発生
６号炉は運転中であり、「全交流動力電源喪失」事象発生

想定事故1

プール水温 100℃到達（約 8 時間後）可搬型代替注水ポンプによる注水開始※(12 時間後 水位－0.4m)
プール水位回復後，蒸発量に応じた注水により水位維持※グラフは常設のスプレイヘッダ及び一部常設の注水ラインを用いる
燃料プール代替注水系(可搬型)の注水流量の場合を示す。なお，可搬の注水口及び可搬の注水ラインのみを用いた場合,水位の回復速度以外は同様の結果となる。

図 4.1.4 想定事故 1 における使用済燃料プール水位の変化の推移

使用済燃料を線源とした線量率が支配的な水位使用済制御棒の露出開始想定事故 1
での水位の
低下
（通常運転
水位から約
0.4m）
使用済制御棒を線源とした線量率が支配的な水位図 4.1.5 使用済燃料プール水位と線量率（想定事故１）4.1-1320

4.1-1421

給（可搬型スプレイ設備）

による使用済燃料プールへの補

燃料プール代替注水系(可搬型)給による使用済燃料プールへの補

燃料プール代替注水系(可搬型)

送ポンプの起動に失敗するため，使用済燃料プールの補給水系が機能喪失

機能喪失確認応じた水量を補給することで，使用済燃料プール水位を維持する。

【ＳＡ】

可搬型代替注水ポンプ【ＳＡ】

回復する。その後は，使用済燃料プールの冷却系を復旧しつつ，蒸発量に可搬型スプレイ設備

プール代替注水系(可搬型)を用いた注水により使用済燃料プールの水位を【ＳＡ】

可搬型代替注水ポンプ－

常設スプレイヘッダが使用できない場合，可搬型スプレイ設備による燃料－【ＳＡ】

その後は，使用済燃料プールの冷却系を復旧しつつ，蒸発量に応じた水量を補給することで，使用済燃料プール水位を維持する。

常設スプレイヘッダ－

注水系(可搬型)を用いた注水により，使用済燃料プール水位を回復する。

燃料プール代替注水系(可搬型)の準備が完了した時点で，燃料プール代替することを確認し，燃料プール代替注水系(可搬型)の準備を開始する。

プールへの補給準備を行う。しかし，外部電源喪失により停止した復水移

使用済燃料プールの冷却系機能喪失を確認し，補給水系による使用済燃料【ＳＡ】：重大事故等対処設備
有効性評価上考慮しない操作

使用済燃料プール監視カメラ【ＳＡ】

燃料取替エリア放射線モニタ【ＳＡ】

使用済燃料プール水温度計【ＳＡ】

使用済燃料プール水位計【ＳＡ】

使用済燃料プール監視カメラ【ＳＡ】

燃料取替エリア放射線モニタ【ＳＡ】

使用済燃料プール水温度計【ＳＡ】

使用済燃料プール水位計【ＳＡ】

使用済燃料プール監視カメラ【ＳＡ】

燃料取替エリア放射線モニタ【ＳＡ】

使用済燃料プール水温度計【ＳＡ】

使用済燃料プール水位計【ＳＡ】

使用済燃料プール監視カメラ【ＳＡ】

使用済燃料プール水位計【ＳＡ】

能喪失することを確認する。

－

計装設備

使用済燃料プール水温度計【ＳＡ】－

可搬設備

ーゼル発電機が起動するが，使用済燃料プールの冷却系が起動に失敗し機

常設設備

有効性評価上期待する事故対処設備

外部電源喪失により，使用済燃料プールの冷却系が停止する。非常用ディ操作

使用済燃料プールの補給水系の能喪失確認

使用済燃料プールの冷却系の機判断及び操作

表 4.1.1 想定事故 1 における重大事故等対策について

初期条件

22

4.1-15
使用済燃料プールの冷却機能及び注水
機能喪失

外部電源なし安全機能の喪失に対する仮定

外部電源

燃料崩壊熱

65℃

使用済燃料プールの水温
約 11MW【使用済燃料】
取出時平均燃焼度：・貯蔵燃料 50 GWd/t
・炉心燃料 33 GWd/t

オーバーフロー水位

使用済燃料プールの水位※1

約 2,214m3

主要解析条件

使用済燃料プールの保有水量項目

条件設定の考え方

外部電源の有無は事象進展に影響しないことか
ら，資源の観点で厳しい外部電源なしを設定

使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能として
燃料プール冷却浄化系，残留熱除去系，復水補給
水系，圧力抑制プール水浄化系等の機能喪失を設
定原子炉停止後に最短時間(原子炉停止後 10 日※2)で取り出された全炉心分の燃料が，過去に取り出された貯蔵燃料と合わせて使用済燃料ラックに最大数保管されていることを想定し，ORIGEN 2 を用いて算出

保安規定の運転上の制限値

通常運転水位を設定

保有水を厳しく見積もるためにプールゲート閉の状況を想定

表 4.1.2 主要解析条件(想定事故 1)(1/2)※1 記載の値は 7 号炉の値である。6 号炉の使用済燃料プールの保有水量は 7 号炉とほぼ同様であるため，評価は 7 号炉の値を使用する。
※2 柏崎刈羽原子力発電所 1 号炉から７号炉までの定期検査における実績を確認し,解列後の制御棒全挿入から原子炉開放までの最短時間である約 3 日および全燃料取り出しの最短時間約 7 日を考慮して原子炉停止後 10 日を設定。

事故条件

重大事故等対策に関連する機器条件

4.1-16

燃料プール代替注水系(可搬型)による使用済燃料プールへの補給

使用済燃料プールへの注水流量

項目

事象発生から 12 時間後

80m3/h（１台）※

主要解析条件

条件設定の考え方

当社の可搬型設備に対するフェーズドアプローチの考え方（事故発生後の対策を事故発生からの経過時間をフェーズに分類し，各フェーズで用いる
人員，資機材に課する要件について，時間余裕や代替可能性の観点から具体的な対応を設定しておく方針）に基づき設定
異常の認知遅れ（警報発生等がなく異常に気づきにくい事象）等を考慮しても人員，設備に期待できる時間として設定

設備の設計を踏まえて設定

表 4.1.2 主要解析条件(想定事故 1)(2/2)※常設のスプレイヘッダ及び一部常設の注水ラインを用いる方法の注水流量を示す。なお,可搬の注水口及び可搬の注水ラインのみを用いた場合の注水流量は 45m3/h（１台）となる。

重大事故等対策に関連する操作条件

23添付資料 4.1.1
使用済燃料貯蔵プールの水位低下と遮へい水位に関する評価について
1.使用済燃料プールの概要
図1に使用済燃料プールの平面図を示す。
定期検査時において，多くの場合はプールゲートが開放され，使用済燃料プールは原子炉ウェル，D/Sピット,キャスクピットと繋がっているが，有効性評価においては，プールゲートを閉鎖している場合を想定し，原子炉ウェル，D/Sピット,キャスクピットの保有水量は考慮しない。

Ｄ／Ｓピット原子炉ウェル

キャスク
ピット

使用済燃料

約14m

使用済
制御棒

使用済燃料
貯蔵プール

約18m

図1 使用済燃料プールの平面図

2.放射線の遮へいの維持に必要な水位について
図2に放射線の遮へいの維持に必要な水位について示す。
放射線の遮へいの維持のために必要な水位は，その状況(必要となる現場及び操作する時間)によって異なる。重大事故であることを考慮し，例えば10mSv/hの場合は，通常運転水位から約2.1m※下の位置より高い遮へい水位が必要である。
※：放射線の遮へいの維持のために必要な水位の算出方法については添付資料4.1.2に示す。

約2.1m

約3.4m

約4.3m

放射線の遮へいが維持される
最低水位（10mSv/hの場合）
使用済
制御棒

約7.0m

燃料有効長頂部
使用済燃料

約3.8m

約4.5m

図2 放射線の遮へいに必要な水位について

24

添 4.1.1-1

2.燃料プールの高さと断面積について
図3に燃料プールの高さを示す。

約2.1m

約7.0m

使用済
制御棒

約4.7m

①

②

放射線の遮へいが維持される
最低水位（10mSv/hの場合）
燃料有効長頂部冠水部*

使用済燃料

約3.8m

図3

約4.6m

③

* 有効性評価では保守的に燃料ハンドル上部（燃料有効長頂部より 0.1m 程度高い位置）を燃料有効長頂部冠水部とする

K6，K7の燃料プールの高さ○燃料プール断面積
項目

6 号炉断面積[m2]6 号炉保有水の容積[m3]7 号炉断面積[m2]7 号炉保有水の容積[m3]

①

約 232

約 481

約 243

約 501

②

約 232

約 1116約 243

約 1171

③

約 104

約 488

約 116

約 543

合計

約 2085

約 2215

各領域の保有水の容積は，プール容積から機器の容積を除くことで算出し,保有水が存在する高さ毎の断面積については,求めた各領域の容積から高さを除して求めた。なお，断面積については各領域での平均的な値を示しているが,プール内に設置されている機器のは②，③の底部であるため,保有水量に対する水位の低下という観点で保守的な評価となっている。

添 4.1.1-2

25

3.想定事故１における時間余裕
使用済燃料プールの冷却機能喪失により，崩壊熱による使用済燃料プール水位の低下について，以下の式を用いて計算を行った。事象を厳しく評価するため，使用済燃料プールの初期水温は，運転上許容される65℃とする。また，発生する崩壊熱は全て水温上昇及び蒸発に寄与するものとし，使用済燃料プールの水面及び壁面などからの放熱は考慮しない。
さらに,注水時においては顕熱を考慮せず注水流量から崩壊熱相当の蒸発量を差し引いた分の水が注水されることを想定した。
○算定方法，算定条件①冷却機能停止から沸騰までの時間
沸騰までの時間[h] ＝(100[℃]-65[℃])×プール保有水の比熱[kJ/kg/℃] *1×燃料プールの保有水[m3]×プール保有水密度[kg/m3]*2
使用済燃料の崩壊熱[MW]×１０ 3 ×３６００②沸騰による蒸発量と沸騰開始から燃料有効長頂部冠水部まで水位が低下するのにかかる時間
１時間あたりの沸騰による蒸発量[m3／ｈ] ＝使用済燃料の崩壊熱[MW]×１０ 3 ×３６００
プール保有水密度[kg/m3]*2×蒸発潜熱[kJ/kg]*3

水位低下時間[h] ＝
通常運転水位から燃料有効長頂部冠水部までの保有水量[m3]×プール保有水密度[kg/m3]*2×蒸発潜熱[kJ/kg]*3
使用済燃料の崩壊熱[MW]×１０ 3 ×３６００③沸騰による水位の低下平均速度
水位低下速度[m/h] ＝

通常運転水位から燃料有効長頂部冠水部までの高低差[m]
通常運転水位から燃料有効長頂部冠水部まで水位低下にかかる時間[h]燃料プールの下部は機器等が設置されており保有水が少ないため，燃料プールの下部では水位低下速度は早く，燃料プールの上部では水位低下速度は遅い。燃料有効長頂部に水位が到達するまでの時間評価では，保守的に一律の水位低下速度を想定する。

○算定に使用する値
プール保有水の比熱[kJ/kg/℃]*14.185

蒸発潜熱[kJ/kg]*3
2256.47

燃料プールの保有水[m3]

プール保有水密度[kg/m3]*2

使用済燃料の崩壊熱[MW]

6号炉：2085.14
7号炉：2215958

10.899NWLから燃料有効長頂部冠水部までの保有水量[m3]*4

NWLから燃料有効長頂部冠水部までの高低差[m]NWLから2.1ｍ下までの保有水量[m3]6号炉：1597.63
7号炉：1673

6号炉：6.975
7号炉：7.017

6号炉：481
7号炉：501*1 65℃から100℃までの飽和水の比熱のうち，最小となる65℃の値を採用。（1999 年蒸気表より）*2 65℃から100℃までの飽和水の密度のうち，最小となる100℃の値を採用。（1999 年蒸気表より）*3 100 ℃ の飽和水のエンタルピと100℃の飽和蒸気のエンタルピの差より算出。（1999 年蒸気表より）*4: 保有水量の算出では燃料有効長頂部冠水部として燃料ハンドル上部（燃料有効長頂部より0.1m程度高い位置）を設定
なお，①～③の算出については以下の保守的な仮定と非保守的な仮定の元の評価であるが，総合的に使用済燃料プールの水面や壁面からの放熱を考慮していないことの影響が大きく，保守的な評価となっていると考えられる。
＜保守的な仮定＞
・温度変化に対する比熱及び密度の計算にてもっとも厳しくなる値を想定している。

26

添 4.1.1-3

・使用済燃料プールの水面や壁面からの放熱を考慮していない。
＜非保守的な仮定＞
・簡易的な評価とするためにプールの温度を全て均一の温度とし，プール全体が100℃に到達した時間を沸騰開始としている。
なお,注水等の操作に対する時間余裕は充分に大きいことからこれらの評価の仮定による影響は無視できる程度だと考える。

○算定結果
項目

6 号炉

7 号炉

水温 100℃到達までの時間[h]

7.5

7.9

崩壊熱による保有水の蒸散量[m3/h]

19

19

ＮＷＬから 2.1m まで水位が低下する時間[h]燃料有効長頂部冠水部まで水位が低下するのにかか
る時間[h]
水位低下速度[m/h]

33

34

89

93

0.08

0.08

使用済燃料プールの冷却機能が喪失した場合，使用済燃料の崩壊熱により使用済燃料プー
ル温度が上昇し，６号炉では約7.5時間，７号炉では約7.9時間後に沸騰を開始して，蒸発により水位低下が始まる。この時の蒸発量は，約19m3/hである。
よって，使用済燃料プールの水位が放射線の遮へいに必要な通常運転水位より2.1m（10mSv/hの場合）下の位置まで低下するのは，6号炉では約33時間後，7号炉では約34時間
後あり，どちらの号炉とも，重大事故等対策として期待する可搬型代替注水ポンプを用いた燃料プール代替注水系(可搬型)による注水操作の時間余裕は十分にある。

＜参考＞
有効性評価では崩壊熱が厳しい定検中に全炉心燃料が取り出される想定であり，通常運
転中の想定は以下の通りとなる。
使用済燃料プールの冷却機能が喪失した場合，使用済燃料の崩壊熱により使用済燃料プール温度が上昇，約1.5日後に沸騰が開始され，その後使用済燃料プールの水位が放射線の遮へいに必要な通常運転水位より2.1m（10mSv/hの場合）下の位置まで低下するのは，約4.7
日後となる。このように原子炉運転中の使用済燃料プールは，原子炉停止中の使用済燃料プールに比べてさらに長い時間余裕がある。
項目

6 号炉

7 号炉

使用済燃料の崩壊熱[MW]

3.8

3.8

水温 100℃到達までの時間[day]

1.5

1.6

3

崩壊熱による保有水の蒸散量[m /h]

6.3

6.3

ＮＷＬから 2.1m まで水位が低下する時間[day]燃料有効長頂部冠水部まで水位が低下するのにかかる時間[day]
水位低下速度[m/h]

4.7

4.9

15.4

16.2

0.02

0.02

添 4.1.1-4

27

28

添 4.1.1-5

50

208
872

１０日
10.020

9.341

0.312

0.167

0.112

0.088

崩壊熱
[MW]

３５ヶ月

１×(１４ヶ月＋７０日)＋３５ヶ月

２×(１４ヶ月＋７０日)＋３５ヶ月

528

528

476

50

50

50

柏崎刈羽 1,3,5 号炉から発生分
取り出し平
燃料
冷却期間
均燃焼度
数
[GWd/t]

崩壊熱:10.899 MW (燃料体数 3,236 体)

33

50

50

208

208

３×(１４ヶ月＋７０日)
＋１０日

50

２×(１４ヶ月＋７０日)＋１０日
１×(１４ヶ月＋７０日)
＋１０日

208

４×(１４ヶ月＋７０日)＋１０日

柏崎刈羽７号炉から発生分
取り出し平
冷却期間
燃料数[本]
均燃焼度[GWd/t]

注１：柏崎刈羽 7 号炉の使用済燃料プールの燃料保管容量は 3,444 体（6 号炉は 3,410 体），1 取替分(208 体)の新燃料のスペースを考慮して使用済燃料の体数は 3,236 体である。6 号炉と比較して貯蔵体数が多いため，評価では７号炉の燃料の崩壊熱を使用する。
注２：崩壊熱は号炉間の燃料輸送を想定した設定とする。
注３：炉心燃料の取り出しにかかる期間（冷却期間）は過去の実績より最も短い原子炉停止後１０日を採用する。

崩壊熱合計

小計

２サイクル
冷却済燃料
１サイクル
冷却済燃料
定期検査時
取出燃料

３サイクル
冷却済燃料

４サイクル
冷却済燃料

5 サイクル
冷却済燃料

取出燃料

4.燃料取出スキーム

0.879

0.404

0.277

0.198

崩壊熱
（MW）

添付資料 4.1.2｢水遮へい厚に対する貯蔵中の使用済燃料からの線量率｣の算出について
1.使用済燃料の計算条件
使用済燃料プール内のラックに燃料が全て満たされた状態を仮定し，その時の燃料を線源とする。
計算条件を以下に示す。
○線源形状：使用済燃料プール内のラックの全てに燃料が満たされた状態○線量材質：燃料及び水を考慮(密度/cm3)○ガンマ線エネルギ：計算に使用するガンマ線は，エネルギ 18 群(ORIGEN 群構造)とする。
○線源強度は，以下の条件で ORIGEN2 コードを使用して算出した。
・燃料照射期間：1915 日(燃焼度 50GWd/t 相当の値)
・燃料組成：STEPⅢ 9×9A 型 (低 Gd)
・濃縮度：(wt.%)
・U 重量：燃料一体あたり(kg)
・停止後の期間：停止 10 日(実績を考慮して設定した値を設定)○計算モデル：直方体線源
線量率計算は QAD-CGGP2R コードを用いておりその評価モデルを図 1 に示す。また，計算により求めた線源強度を表１に示す。

図 1 使用済燃料の線量率計算モデル

添 4.1.2-1

29

表 1 使用済燃料の線源強度30

添 4.1.2-2

2.使用済制御棒の計算条件
使用済燃料プール内の使用済制御棒を線源とする計算条件を以下に示す。
○線源形状：使用済制御棒貯蔵ハンガの全てに使用済制御棒が満たされた状態○線源材料：水(密度 0.958g/cm3)
65℃から 100℃までの飽和水の密度のうち，最小となる 100℃の値を採用○ガンマ線エネルギ：計算に使用するガンマ線はエネルギ 18 群(ORIGEN 群構造)とする。
○線源強度は，使用済制御棒を高さ方向に 3 領域に分割し，使用済制御棒上部は上部ローラを，使用済制御棒中間部はアブソーバ管やタイロッド等を，使用済制御棒下部は下部ローラを代表としてモデル化している。使用済制御棒中間部は制御棒を挿入時(照射期間 426 日)にのみ，使用済制御棒上部と下部は挿入時と引き抜き時(照射期間 1278 日)の間，炉心下部の出力ピーキングに応じた中性子が照射されるものとする。
また，使用済燃料プールには，タイプ別でかつ，冷却期間の異なる使用済制御棒が混在して貯蔵されていることを想定し，貯蔵使用済制御棒全体の放射能を保存して平均した線源強度を式(1)により算出した。
・平均線源強度

制御棒タイプ・冷却期

間別の線源強度

制御棒タイプ・冷却期

全貯蔵本数

間別の保管本数・・・・・・・ (1)

制御棒のタイプは Hf，B4C の 2 タイプ，冷却期間は 0～10 サイクルの 11 種類，全貯蔵本数
は 204 本とした。
○計算モデル：直方体線源
線量率計算は QAD-CGGP2R コードを用いておりその評価モデルを図 2 に示す。また，計算により求めた線源強度を表 2 に示す。

図２ 使用済制御棒の線量率計算モデル

添 4.1.2-3

31

表 2 使用済制御棒の線源強度

32

添 4.1.2-4

○使用済制御棒の冠水時及び露出時の線量率計算モデルについて使用済制御棒は次に示すようにステンレスの使用済制御棒ハンガにハンドル部を通して格納されている。評価ではこの構造材を含めた使用済制御棒設置箇所を直方体の線源としてモデル化している。
遮蔽計算をする際，線源材にも密度を設定することで自己遮へい等の計算を行う。本評
価ではこちらの設定を制御棒が冠水時（①），一部露出時（②）， 露出時（③）のいずれにおいても 遮蔽性能の低い水として計算している。
こちらは露出時（③）において,制御棒間等は気中とあるが，制御棒は水より密度の大きいス
テンレスや炭化ホウ素（またはハフニウム）等で構成されていること，線源以外にも使用済制御棒
ハンガのような構造材があることから充分保守的なモデルとなっている。
冠水時（①），一部露出時（②）の状態においては使用済制御棒等の遮蔽効果に加えて,制御棒間の隙間など，気中であった箇所に水が入る為、遮蔽効果はさらに高まるが,評価においては露出時（③）と同様, 水と設定して評価をすることでさらに保守的なモデルとなっている。
評価結果において，水位低下により使用済制御棒露出が開始した際の現場の線量率と,完全に露出した後の現場の線量率にあまり差異がないことは，評価で上記に示す通り冠水時（①）と露出時（③）を等しく,線源が水として計算しているためである。
＜参考＞
一例として Co60 を線源とした時の１／１０価層は水であると約 70cm であるのに対して,鉄(密度：7.87kg/cm3)であると約 7.4cm となり，これらの遮蔽性能が水と比べて大きいことが分かる。

評価点
事故時に操作の可能性がある作業箇所と線源との最短距離と等しい距離を線
源の真上に置いたもの

使用済燃料プール
水位の低下

使用済
制御棒
使用済燃料

水位低下時での使用済制御棒の線源モデル方法について以降に詳細に示す

添 4.1.2-5

33

①冠水時
平面図

評価点
制御棒上部
（ハンドル等）

ハンガ部

ハンガ部
・・・・

モデル化

制御棒中間部（ブレード）

遮蔽の効果は水などの触媒の通過距離等を,散乱線
は触媒の材質によるビル
ドアップ係数でその影響を考慮する。

・線源モデルの形状：
直方体
・自己遮蔽等の遮蔽計算に用いる密度：
水と同等（密度:0.958g/cm3）

制御棒下部（下部ブレード等）

使用済制御棒の側面図

制御棒の線源モデル(冠水時)②一部露出時評価点

制御棒上部（ハンドル等）

ハンガ部

・・・・

モデル化

制御棒中間部（ブレード）

・線源モデルの形状：
直方体
・自己遮蔽等の遮蔽計算に用いる密度：
水と同等（密度:0.958g/cm3）

制御棒下部（下部ブレード等）

制御棒の線源モデル(一部露出時)使用済制御棒の側面図

評価点

③露出時
制御棒上部
（ハンドル等）ハンガ部

・・・・
制御棒中間部（ブレード）

モデル化

・線源モデルの形状：
直方体
・自己遮蔽等の遮蔽計算に用いる密度：
水と同等（密度:0.958g/cm3）

制御棒下部（下部ブレード等）

使用済制御棒の側面図

34

添 4.1.2-6

制御棒の線源モデル(露出時)３.線量率の評価
線量率は，QAD-CGGP2R コードを用いて計算している。
一般的に点減衰核積分法では，線源領域を細分化し点線源で近似を行い，各点線源から計算点までの媒質の通過距離から非散乱ガンマ線束を求める。これにビルドアップ係数をかけ，線源領
域全空間で積分した後，線量率換算係数を掛けることで計算点での線量率を求める。
QAD-CGGP2R コードでは，式(2)を用い，線量率を計算している。図 3 に QAD-CGGP2R コードの計算体系を示す。
Dj

Fj

Sij

(

μ jk t k )ke
Bij・・・・・・・(2)24 π Riｊ：エネルギ群番号（18 群）
i ：線源点番号
k ：領域番号(遮へい領域)
Fj ：線量率換算係数
Sij ：i 番目の線源点で代表される領域の体積で重みづけされたエネルギ j 群の点線源強度
Ri ：i 番目の線源点と計算点の距離
Bij ：ビルドアップ係数
μjk ：領域 k におけるエネルギ j 群のガンマ線に対する線吸収係数
tk ：領域 k をガンマ線が透過する距離i

これにより求まったエネルギ第 j 群の線量率 Dj から，全ての線源エネルギ群について加えることによって全線量率を計算している。

図３ QAD-CGGP2R コードの計算体系

図３ QAD-CGGP2R コードの計算体系
4. 線量率を求める際の評価点と放射線遮へいが維持される水位について（１）線量率を求める際の評価点
線源からの線量率を求める際に設定する評価点は，使用済燃料プールの近接にある燃料プー
ル冷却浄化系の手動弁の設置箇所（想定事故１では操作しない）を考慮して，原子炉建屋最上階の床付近とした。なお，評価では図１および図２の線量率計算モデルに示すようにプール筐体による遮へいは考慮せず，線源から評価点までの距離を入力として評価している。

添 4.1.2-7

35

（２）放射線の遮へいが維持される水位想定事故１では原子炉建屋最上階での作業は不要であるため，被ばくの評価で照射時間を想定することは困難であるが，仮に使用済燃料プールの近接にある燃料プール冷却浄化系の手動弁の操作であっても長時間の作業とならない。そこで想定事故１の線量率は，緊急作業時の被ばく限度(100mSv)から十分余裕のある10mSv/hとした。
必要な遮へい水位は下の図より柏崎刈羽原子力発電所6,7号炉において約4.9mとなり，開始水位から約2.1mが低下した水位である。

使用済制御棒の自己遮へいのモデルは露出後も露出前と同様の水として評価をしているため,ほぼ同等の値となっている（露出前の評価は大きな保守性を持っている）。

約 4.9m

約 2.1m図４ 放射線の遮へいが維持される水位36

添 4.1.2-8

添付資料 4.1.3
安定停止状態について
想定事故 1（使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能の喪失）の安定停止状態については
以下のとおり。
水位及び温度が安定した状態：
使用済燃料プールへの注水により水位が回復，維持することで，燃料の冠水，放射線遮へい，未臨界が維持され，保有水の温度が安定した状態

使用済燃料プールの水位，温度安定状態への確立について
図 4.1.4 に示すとおり，冷却機能喪失により事象発生から約 8 時間後に沸騰を開始する
が，12 時間後に燃料プール代替注水系（可搬型）を用いることで，水位の回復，維持ができるため，その状態を安定した状態とした。
長期的な安定状態への確立について
燃料プール代替注水系（可搬型）による注水を継続し，残留熱除去系や燃料プール冷却浄化系等の復旧に努める。復旧後は，補給水系統によりスキマサージタンクへの補給を実施
し，使用済燃料プールの保有水をこれらの除熱系で冷却することで保有水の温度が低下
し，注水を実施しなくても安定状態が維持される。

添 4.1.3-1

37

38

初
期
条
件

添 4.1.4-1

事象発生
前の使用
済燃料プ
ールの水
位

事象発生
前使用済
燃料プー
ル水温

燃料崩壊
熱

項目

通常運転
水位

65℃

通常運転水位付近

取り替え燃料毎(65℃以下)評価条件（初期，事故及び機器条件）の不確かさ
評価条件
最確条件
約 11MW
取り替え燃料毎(約 11MW 以下)

設計値を設定。

原子炉の運転停止後に取り出された全炉心分の燃料とそれ以前に取り出された燃料を合わせて，
使用済燃料プールの貯蔵ラックの容量の最大数となるように保管した状態を設定。
炉心燃料の冷却期間については
過去の実績より取出期間が最も短い 10 日を想定。
崩壊熱の計算に当たっては，
ORIGEN2 を用いて算出。
保安規定の設定値である 65℃を設定。

評価設定の考え方
燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水操
作は，崩壊熱や燃料プール水の初期
水温，初期水位，プールゲートの状態に応じた対応をとるものではな
く，冷却機能喪失による異常の認知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。

運転員等操作時間に与える影響

評価条件での初期水位は通常運転水位を設定しているため，その変動を考慮した場合，燃料有効長頂部に低下するまでの時間は短くなるが，仮に初期水位を水位低警報レベル（通常運転水位から 0.3ｍ程度低下した位置）とした場合であっても放射線の遮へいが維持される最低水位に到達するまでの時間は 1 日以上(10mSv/h の場合 6/7 号炉 約 1.4 日)，水位が燃料
有効長頂部まで低下するまでの時間は３日以上（6 号炉約 3.7 日，７号炉約 3.9 日）あり，
12 時間後までに燃料プール代替注水系（可搬型）による注水が可能であるため影響はない。
また, 初期に地震起因のスロッシングが発生していた場合において，最大で約 3m 程度の水位の低下が発生する（内部溢水の影響評価参照：6 号炉 690m3, 7 号炉 710m3）。この場合､オペレーティングフロアでの作業は困難となる（1.0×103mSv/h 程度）。そのため，可搬の注
水口及び可搬の注水ラインのみを用いる燃料プール代替注水系（可搬型）での注水操作は出来ない。
ただし，常設のスプレイヘッダ及び一部常設の注水ラインを用いる燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水操作は屋外からであるため,作業現場での放射線の影響は問題なく，また,水位が燃料有効長頂部まで低下するまでの時間は 2 日以上（6 号
炉約 2.2 日，７号炉約 2.3 日）あるため注水操作への影響も小さい。

最確条件では評価条件で設定している使用済燃料プールの水温より低くなることが考えられ，さらに時間余裕が長くなることが考えられるが，放射線の遮へいが維持される最低水位に到達するまでの時間は 1 日以上(10mSv/h の場合 6/7 号炉 約 1.4 日)，燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は３日以上（6 号炉約 3.8 日，7 号炉約 4.0 日）あるため影響は小さい。
なお，自然蒸発による水位低下も考えられるが，沸騰による水位低下と比べて僅かであり，また，評価で保有水の密度は 100℃の値を用いている。仮に事象発生直後から沸騰による水位低下が開始すると想定した場合であっても，放射線の遮へいが維持される最低水位に到達するまでの時間は 1 日以上(10mSv/h の場合 6/7 号炉 約 1.1 日)，有効燃料棒頂部まで水位が低下するまでの時間は 3 日以上(6 号炉 約 3.5 日，7 号炉 約 3.7 日)あり，12 時間後までに燃料プール代替注水系(可搬型)による注水が可能であるため影響はない。

最確条件では評価条件で設定している崩壊熱より小さな値となることが考えられ，その場合は使用済燃料プール内の水の温度上昇は緩やかになるが，放射線の遮へいが維持される最低水位に到達するまでの時間は 1 日以上(10mSv/h の場合 6/7 号炉 約 1.4 日)，燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は３日以上（6 号炉約 3.8 日，7 号炉約 4.0 日）とあることから，崩壊熱の変動が評価項目となるパラメータに与える影響はない。

評価項目パラメータに与える影響

表 1 評価条件を最確条件とした場合の運転員操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（１／２）

評価条件の不確かさの影響評価について（想定事故１）添付資料 4.1.4

添 4.1.4-2

39

外部電源

安全機能
の喪失に
対する仮
定

使用済燃料
プール冷却
機能喪失及
び注水機能
喪失
外部電源な
し

使用済燃料
プール冷却
機能喪失及
び注水機能
喪失
事故毎に変
化

評価条件（初期，事故及び機器条件）の不確かさ
評価条件
最確条件
プールゲー
プールゲー
ト閉鎖
ト開放
（原子炉ウ
（原子炉ウ
ェル及びＤ
ェル及びＤ
／Ｓピッ
／Ｓピッ
ト，キャス
ト，キャス
クピットの
クピットの
保有水量を
保有水量を
考慮しな
考慮）
い）

外部電源がない場合と外部電源がある場合では，事象進展は同じであるが，資源の評価の観点で厳しくなる外部電源がない場合を想定する。
可搬型代替注水ポンプの設計
流量を基に設定。

使用済燃料プールの冷却機能及び補給水機能が喪失しているものとして設定。

全炉心燃料取出直後であるため，プールゲートは開放されていることが想定されるが，保守的に原子炉ウェル及びＤ／Ｓ
ピット，キャスクピットの保有水量を考慮しない状態を想定。

評価設定の考え方

外部電源がない場合と外部電源がある場合では，外部電源がある場合と事象進展は同じであることから，運転員
等操作時間に与える影響はない。

評価条件と最確条件が同様であることから，事象進展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水操作は，崩壊熱や燃料プール水の初期水温，初期水位，プールゲートの状態に応じた対応をとるものではなく，冷却機能喪失による異常の認知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。

運転員等操作時間に与える影響

外部電源がない場合と外部電源がある場合では，事象進展は同じであることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

評価条件と最確条件が同様であることから，事象進展に影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

プールゲートの開放を想定した場合，保有水量はプールゲート閉鎖時と比べ２倍程度となり，保有水量温度上昇や蒸発による水位の低下速度は緩和される。
なお，現在のプールゲートが閉鎖された想定であっても放射線の遮へいが維持される最低水位に到達するまでの時間は 1 日以上(10mSv/h の場合 6/7 号炉 約 1.4 日)，水位が燃料有効長頂部まで低下するまでの時間は３日以上（6 号炉約 3.8 日，７号炉約 4.0 日）あることから，プールゲート開放を想定した場合出会っても，パラメータに与える影響はない。

評価項目パラメータに与える影響

燃料プー
最大 80m3/h
80m3/h
燃料プール代替注水系（可搬型）によ
評価条件で設定している燃料プール代替注水系（可搬型）※2 による注水流量は崩壊熱に相当
ル代替注
以上※1
る注水操作は，注水流量を起点に開始
する保有水の蒸発速度（最大 19m3/h）より大きく，注水操作開始以降の流量であることから，
機水系（可搬する操作ではないことから，運転員等
評価項目となるパラメータに与える影響はない。
器型）による操作時間に与える影響はない。
条
使用済燃
件
料プール
への注水
流量
※1 常設のスプレイヘッダ及び一部常設の注水ラインを用いる方法の注水流量を示す。可搬の注水口及び可搬の注水ラインを用いた場合の注水流量は 45m3/h（１台）となる。
※2 常設のスプレイヘッダ及び一部常設の注水ラインを用いる手段による注水量を示す。なお，常設のスプレイヘッダ及び一部常設の注水ラインが使用出来ない場合においては,可搬の注水口及び可搬の注水ラインを用いる手段も可能であり，その場合であっても崩壊熱相当の蒸発量を上回る注水が可能である。

事
故
条
件

初
期
条
件

プールゲ
ートの状
態

項目

表 1 評価条件を最確条件とした場合の運転員操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（２／２）

40

添 4.1.4-3

操
作
条
件

項目

燃料プール代
替注水系（可搬型）による
使用済燃料プールへの注水操作

事象発生から 12 時間後

当社の可搬型設備に対するフェーズドアプロ
ーチの考え方（事故発生後の対策を事故発生からの経過時間をフェーズに分類し，各フェーズで用いる人員，資機材に関する要件について，時
間余裕や代替可能性の観点から具体的な対応を設定しておく方針）に基づき設定。

評価上の操作開始時間
評価上の操
評価設定の考え方
作開始時間

評価条件（操作条件）の不確かさ
操作の不確かさが操作開始時間に与える影響

評価上の操作開始時間は 12時間後を設定しているが，他の操作はないため，使用済燃料プールの冷却機能又は注
水機能の喪失を認知した時
点で注水準備に着手可能であり，評価上の操作開始時間
に対し，実際の操作開始時間が早くなる場合が考えられる。

操作の不確かさ要因【認知】
燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料
プールへの注水操作の開始は事象発生から 12 時間後であり，それまでに外部電源喪失等による使用済
燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失を認知できる時間がある。
【要員配置】
当該操作は専任の緊急時対策要員が配置されており，操作開始時間に与える影響はなし。
【移動】燃料プール代替注水系（可搬型）に用いる消防車は，
荒浜側高台から大湊側ヤードまで事象発生後に移動することを想定している。仮に地震等の外部事象
が起因事象の場合に，アクセスルートの被害があっても，ホイールローダー等にて必要なアクセスルー
トを仮復旧できる体制としており，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作所要時間】
燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料
プールへの注水準備は，消防車の配置，ホース敷設，ポンプ起動及びホース接続口の弁の開操作である。
移動時間を含め，これら準備操作に想定どおり１時間を要する。なお，評価上の操作開始時間を 12 時
間後と設定しているが，他の操作はないため，使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失を認知した時点で準備が可能である。なお，その場合は実際の操作開始時間は早くなる場合が考えられる。
【他の並列操作有無】
燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料
プールへの注水操作時に，他の並列操作はなく，操作時間に与える影響なし。
【操作の確実さ】
現場操作は，操作の信頼性向上や要員の安全のため２人１組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。
評価上の操作開始時間に対し，実際の操作開始時間が早くなる場合が考えられ，この場合，放射線の遮へいが維持される最低水位に到達するまでの時間余裕は大きくなる
が，その時間は 1 日以上(10mSv/h の場合 6/7 号炉 約
1.4 日)あることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

評価項目となるパラメータに与える影響

当該操作に対する時間余裕は，放射線の遮へいが維持される最低水位に到達するまでの時間が 1 日以
上 (10mSv/h の 場 合 6/7号炉 約 1.4 日)，燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間が３日以上（6 号炉約 3.8 日，7 号炉
約 4.0 日）であり，事故を検知して注水を開始するまでの 12 時間以内は十分な時間余裕を確保できる時間である。

操作時間余裕表 2 操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（1/2）

添 4.1.4-4

41

操
作
条
件

項目

消防車への給油

防火水槽への補給

評価上の操作開始時間
評価上の操
評価設定の考え方
作開始時間
防火水槽への補給は，評価条件ではないが，評価で想定している操作の成立や継続に必要
事象発生か
な作業
ら 12 時間後
燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水
開始時間を踏まえ設定
消防車への給油は，解析
条件ではないが，解析で事象発生か想定している操作の成ら 12 時間後
立や継続に必要な操作・以降，適宜作業
消防車による注水開始
時間を踏まえ設定

評価条件（操作条件）の不確かさ

消防車への給油開始の時間は，事象発生から約 12
時間あり時間余裕がある

防火水槽への補給までの時間は，事象発生から約 12
時間あり時間余裕がある

操作の不確かさ要因－－

操作の不確かさが操作開始時間に与える影響－－

評価項目となるパラメータに
与える影響

－

－

操作時間余裕表 2 操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（2/2）

42

添 4.1.5 -1

事故後 12 時間後からプール水位が回復する 15.0 時間までは 45ｍ3/h で注水を行い，その後崩壊熱相当（19m3/h）で注水を実施するため，7 日間では合計約 3,100m3 の水量が必要となるが，十分な水量を確保しているため対応可能である。
（約 45m3/h×(15.0h-12.0h)+19m3/h×(168h-15.0h)≒3,100m3）※評価は常設のスプレイヘッダ及び一部常設の注水ラインを用いる燃料プール代替注水系（可搬型）での注水を想定している。
なお，可搬の注水口及び可搬の注水ラインを用いる燃料プール代替注水系（可搬型）を用いた場合であっても必要な水量は同様である。

○水源評価結果
事故後 12 時間後からプール水位回復する 13.3 時間までは 80ｍ3/h で注水を行い，その後崩壊熱相当（19m3/h）で注水を実施するため，
7 日間では合計約 3,100m3 の水量が必要となり，十分に水量を確保しているため対応可能である※。
（約 80m3/h×(13.3h-12.0h)+19m3/h×(168h-13.3h)≒3,100m3）○時間評価
淡水貯水池から防火水槽への移送は可搬型代替注水ポンプによる注水量を上回る移送が出来るため，注水継続に必要な防火水槽の水を維持できる。

○水使用パターン①可搬型代替注水ポンプでの使用済燃料プールへの注水
最大流量 80ｍ3/h で事故発生後 12 時間以降運転する。
使用済燃料プール水位回復後，水位を維持出来るよう崩壊熱相当（最大 19m3/h）の注水を実施する。
②淡水貯水池から防火水槽への移送
12 時間後から，淡水貯水池から防火水槽へつながる配管の弁を操作することで必要な水量を防火水槽へと補給ができる。

○水源
防火水槽：約 100m3
淡水貯水池：約 18,000m3

7 日間における水源の対応について(想定事故 1)

添付資料 4.1.5

添 4.1.6 -1

空冷式ガスタービン発電機 3 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,705L/h×24h×7 日×3 台＝859,320L

代替熱交換器車用 電源車 2 台起動。
（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
110L/h×24h×7 日×2 台＝36,960L

使用済燃料プール注水用 可搬型代替注水ポンプ（Ａ－2 級）
2 台起動。※４
18L/h×24h×7 日×2 台＝6,048L

時系列

免震棟ガスタービン発電機 1 台起動。（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
395L/h×24h×7 日＝66,360L
モニタリングポスト用仮設発電機 3 台起動。（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
9L/h×24h×7 日×3 台＝4,536L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※3（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※3（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※3（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※3（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※3（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

復水貯蔵槽給水用 可搬型代替注水ポンプ（Ａ－2 級）
2 台起動。
18L/h×24h×7 日×2 台＝6,048L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 3 台起動。 ※1（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,490L/h×24h×7 日×3 台＝750,960L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

7 日間の
軽油消費量
約 70,896L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 902,328L

7 日間の
軽油消費量
約 757,008L

合計

1～7 号炉軽油タンク
及び地下軽油タンクの残容量（合計）は
約 527,944L であり，
7 日間対応可能。

5 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

4 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

3 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

2 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

1 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

6 号炉軽油タンク
及び地下軽油タンクの容量（合計）は
約 1,164,000L であり，
7 日間対応可能。

7 号炉軽油タンク容量は
約 1,020,000L であり，
7 日間対応可能。

判定※1 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は 2 台で足りるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 3 台を起動させて評価した。
※4 事故収束に必要な可搬型代替注水ポンプは 1 台で足りるが,保守的に２台とした※2 事故収束に必要な空冷式ガスタービン発電機は 1 台で足りるが，保守的に空冷式ガスタービン発電機 3 台を起動させて評価した。
※3 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は 1 台で足りるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 2 台を起動させて評価した。

その他

5 号炉

4 号炉

3 号炉

2 号炉

1 号炉

6 号炉

7 号炉

号炉

プラント状況：6 号炉運転中。 1～5，7 号炉停止中。
事象：想定事故 1 は 7 号炉を想定。保守的に全ての設備が，事象発生直後から燃料を消費するものとして評価する。
なお，全プラントで外部電源喪失が発生することとし，免震棟等，プラントに関連しない設備も対象とするが，6 号炉のみ非常用ディーゼル発電機起動失敗による全交流動力電源喪失を想定する。

7 日間における燃料の対応について（想定事故 1）

添付資料 4.1.6

43

4.2 想定事故 2
4.2.1 想定事故 2 の特徴，燃料損傷防止対策(1)想定する事故「使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故」において，使用済燃料プールにおける燃料損傷防止対策の有効性を確認するために想定する事故の一つには，「1.2
評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，想定事故 2 として「サイフォン現象等
により使用済燃料プール内の水の小規模な喪失が発生し，使用済燃料プールの水位が低下する事故」がある。
(2) 想定事故 2 の特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方
使用済燃料プールからの水の漏えいを防止するため，使用済燃料プールには排水口を設けない設計としており，また，燃料プール冷却浄化系はスキマせきを越えてスキマサージタ
ンクに流出する水を循環させる設計とするとともに，使用済燃料プールに入る配管には逆止弁を設け，配管からの漏えいがあってもサイフォン現象による使用済燃料プール水の流出を防止する設計としている。
使用済燃料プールに入る配管の逆止弁は動力を必要としない設計であり，信頼性は十分高いと考えられるが，想定事故 2 では，使用済燃料プール冷却系の配管破断によるサイフォ
ン現象等により使用済燃料プール内の水の小規模な漏えいが発生するとともに，使用済燃料プール注水機能の喪失が重畳する。このため，緩和措置がとられない場合には，やがて燃料は露出し，損傷に至る。
したがって，想定事故 2 では，使用済燃料プールからの保有水漏えいの停止や使用済燃料
プールへの注水の確保を行うことによって，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を確保すること及び未臨界が維持されていることが必要となる。
(3) 燃料損傷防止対策
想定事故 2 における機能喪失に対して，使用済燃料プール内の燃料が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とし，使用済燃料プール水位が放射線の遮蔽が維持される水位を確保するため，運転員による使用済燃料プールからのサイフォン現象による漏えいを停止する手段及びサイフォンブレーク孔による漏えいの停止手段，並びに燃料プール
代替注水系（可搬型）※による使用済燃料プールへの注水手段を整備する。これらの対策の概略系統図を図 4.2.1 に，手順の概要を図 4.2.2 に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と手順の関係を表 4.2.1 に示す。
※ 燃料プール代替注水系（可搬型）として常設のスプレイヘッダ及び一部常設の注水ラインを用いる手段によって対応する。なお，常設のスプレイヘッダ及び一部常設の注水ラインが使用出来ない場合においては可搬の注
水口及び可搬の注水ラインのみを用いる手段による対応も可能である。

4.2-1

44

想定事故2における事象発生10時間までの6/7号炉同時の重大事故等対策に必要な要員
は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計30名である。その内訳は次の通りである。中央制御室の運転員は，中央監視・指示を行う当直長1名(6号炉及び7号炉
兼任)，当直副長2名※，運転操作対応を行う運転員9名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は4名，緊急時対策要員(現場)14名である。
※ 停止中のプラントを含む体制は，必ず「当直副長2名」ではなくケースによっては「当直副長1名，運転員１名」の場合もある。

また，使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故（想定事故2）の対応として事象発生10時間以降に追加で必要な要員は0名である。6号炉及び7号炉同時の重大事故等時においては，必要な要員及び資源の観点からより厳しくなるように，一方の号炉で使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故「想定事故2」を想定し,もう一方の号炉で運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故「全交流動力電源喪失」を想定しているため，両号炉で事象発生10時間以降に追加で必要な要員は代替原
子炉補機冷却系作業を行うための参集要員13名である。必要な要員と作業項目について図4.1.3に示す。
a. 使用済燃料プール水位低下確認
外部電源喪失により，使用済燃料プールの冷却系が停止する。同時に残留熱除去系配管破断が発生し，サイフォン現象により使用済燃料プール水位が低下することを確認する。
使用済燃料プールの水位低下を確認するために必要な計装設備は，使用済燃料プール
水位計等である。
使用済燃料プールからのオーバーフローが無くなるため，スキマサージタンク水位が低下し使用済燃料プールの冷却系の再起動が不可能になる。
b. 使用済燃料プール漏えい隔離
使用済燃料プール及びスキマサージタンク水位低下に伴い発生する警報により漏えいを認知し，原因調査を開始する。原因調査の結果，サイフォン現象による漏えいであることを判断し，使用済燃料プールの冷却系配管の手動弁を閉止することで隔離が完了する。
c. 使用済燃料プールの補給水系機能喪失確認
使用済燃料プール水の水位低下分を補給するため，補給水系による使用済燃料プールへの補給準備を行う。外部電源喪失により停止した復水移送ポンプの起動に失敗するた
め，使用済燃料プールの補給水系が機能喪失したことを確認し，燃料プール代替注水系(可搬型)の準備を開始する。
使用済燃料プールの補給水系機能喪失を確認するために必要な計装設備は、使用済燃

4.2-2

45

料プール水位計等である。
使用済燃料プールへの注水が開始するまで，使用済燃料プール水温度は「約 5℃/ｈ」
で上昇し，事象発生から約 7 時間後に「100℃」に到達する。
d. 燃料プール代替注水系(可搬型)による使用済燃料プールへの補給
燃料プール代替注水系(可搬型)の準備が完了したところで，燃料プール代替注水系(可搬型)を用いた注水により使用済燃料プールの水位を回復する。その後は，使用済燃料プールの冷却系を復旧しつつ，蒸発量に応じた水量を補給することで，使用済燃料プール水位を維持する。
4.2.2 燃料損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
想定する事故は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，想定事故 2として「サイフォン現象等により使用済燃料プール内の水の小規模な喪失が発生し，使用済
燃料プールの水位が低下する事故」である。
想定事故 2 では，残留熱除去系配管の貫通クラック形成後，サイフォン現象によって，使用済燃料プールの水は漏えいし，使用済燃料プール水温上昇，沸騰及び蒸発により，使用済
燃料プール水位が放射線の遮蔽が維持される水位を確保できることを評価する。
なお，使用済燃料プール水位が放射線の遮蔽が維持される水位を確保できることで，燃料有効長頂部は冠水し，未臨界を維持することができる。
また，評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，想定事故 2 における運転員等操作時間に与える影響，操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
(添付資料 4.2.1)(2) 有効性評価の条件
想定事故 2 に対する初期条件も含めた主要な解析条件を表 4.2.2 に示す。また，主要な解析条件について，想定事故 2 特有の解析条件を以下に示す。
ａ．初期条件(a) 使用済燃料プールの初期水位及び初期水温
使用済燃料プールの初期水位は通常運転水位とし，保有水量を厳しく見積もるため，使用済燃料プールと原子炉ウェルの間に設置されているプールゲートは閉を仮定する。また，使用済燃料プールの初期水温は，運転上許容される上限の 65℃とする。
(b) 崩壊熱
使用済燃料プールには貯蔵燃料の他に，原子炉停止後に最短時間(原子炉停止後 10日)で取り出された全炉心分の燃料が一時保管されていることとする。このときの使

4.2-3

46

用済燃料の崩壊熱は約 11MW である。
b．事故条件(a) 安全機能の喪失に対する仮定
使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能として燃料プール冷却浄化系，残留熱除去系，復水補給水系，圧力抑制プール水浄化系等の機能喪失を想定する。
(b) 配管破断の想定
使用済燃料プールの水位が最も低下する可能性のあるサイフォン現象として，原子炉建屋地下階の残留熱除去系配管※の貫通クラックを想定する。当該配管は低圧設計の配管であることから，配管内径の 1/2 の長さと配管肉厚の 1/2 の幅を有する貫通クラックを想定する。
※使用済燃料プールに入る配管でサイフォン現象による漏えい発生の可能性のあるものは，燃料プール冷却
浄化系のディフューザ配管以外になく，よって当該配管に接続される系統のうち，配管内径や破断時の高さ等の漏えい発生時の影響を考慮して設定(c) サイフォン現象による漏えい量
燃料プール冷却浄化系及び残留熱除去系配管に設置されている逆止弁については，
燃料プール冷却浄化系の配管で想定される異物の弁への噛み込みにより固着し，逆止弁の機能が十分に働かない状態を仮定する。このときの使用済燃料プールからのサイフォン現象による漏えい量は約 70ｍ3/ｈとなる。
なお,評価においてはディフューザ配管に施工されているサイフォンブレーク孔の漏えい停止効果に期待しない。
(添付資料 4.2.2)(d) 外部電源
外部電源はないものとする。
外部電源がない場合においても，可搬型代替注水ポンプによる使用済燃料プールへの注水は可能であり，外部電源がある場合と事象進展は同じであることから，資源の評価の観点から厳しくなる外部電源がない場合を想定する。

c．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 使用済燃料プールへの注水流量
使用済燃料プールへの注水は，可搬型代替注水ポンプ 1 台を使用するものとする。使
用済燃料プールへの注水流量は，使用済燃料プール崩壊熱による使用済燃料プール水の蒸散率に対して燃料損傷防止が可能な流量として，80m3/h※を設定するものとする。
※ 常設のスプレイヘッダ及び一部常設の注水ラインを用いる方法の注水流量を示す。可搬の注水口及び可搬の

4.2-4

47

注水ラインによる燃料プール代替注水系（可搬型）でも崩壊熱による蒸発量を上回り燃料損傷防止が可能な
45 m3/hを設定するものとする。

d．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 使用済燃料プール漏えい隔離は，事象発生から150分後に完了するものとする。
(b) 燃料プール代替注水系(可搬型)による使用済燃料プールへの補給は，緊急時対応要員の移動，注水準備に必要な時間等を考慮して，事象発生12時間後から開始するものとする。
なお，サイフォンブレーク孔の効果に期待した場合においては約90分後に漏えいが停止するため, 運転員による漏えい停止操作での対応に比べて,その後の事象進展や評価項目となるパラメータが緩やかになることから本評価では運転員による漏えい停止操作による対応を示す。
(3) 有効性評価の結果
使用済燃料プール水位の変化を図 4.2.4 に，使用済燃料プール水位と線量率の評価結果
を図 4.2.5 に示す。
a. 事象進展残留熱除去系配管の貫通クラック形成後，サイフォン現象によって，使用済燃料プールの水は漏えいし，使用済燃料プールの水位は低下する。スキマせきを越える水がなくなるため
スキマサージタンクの水位低下又は使用済燃料プールの水位低下に伴い発生する警報により異常を認知し，原子炉建屋 2 階にある燃料プール冷却浄化系配管の手動弁を閉止することにより，事象発生から 150 分後に漏えい箇所が隔離され，サイフォン現象による漏えいは停止する。一方，使用済燃料プールの水位低下分を補給するため，補給水系による水の補給準備を行い，補給水系が使用不可能な場合，燃料プール代替注水系(可搬型)による注水の準備を行う。
使用済燃料プールへの注水が開始されるまで，使用済燃料プールの水温は約 5℃/ｈで上昇し，事象発生から約 7 時間後に 100℃に達することとなる。その後，蒸発により使用済燃料プールの水位は低下し始めるが，事象発生から 12 時間経過した時点で可搬型代替注水ポンプ 1 台を用いた燃料プール代替注水系(可搬型)による使用済燃料プールへの注水を開始することによって，水位は回復する。
その後は，使用済燃料プールの冷却系を復旧しつつ蒸発量に応じた水量を可搬型代替注
水ポンプ 1 台を用いた燃料プール代替注水系(可搬型)により使用済燃料プールに補給する。

4.2-5

48

b. 評価項目等
使用済燃料プール水位の時間変化を図 4.2.4 に示すが，水位は通常運転水位から約 1.1ｍまで低下するにとどまり，燃料有効長頂部は冠水している。保有水の温度については約 7 時
間で沸騰し，その後 100℃付近で維持される。
また，
図 4.2.5 に示すとおり，
通常運転水位から約 1.1ｍ下の水位での線量率は約 1.0×101

mSv/ｈ以下であり，この水位において放射線の遮蔽は維持される。
なお，使用済燃料プールは燃料が冠水状態の場合，臨界未満とする設計であることから，

未臨界は維持される。
事象発生 12 時間後から燃料プール代替注水系（可搬型）による注水を行うことで，崩壊熱相当の注水が実施され，使用済燃料プール水位を回復させ維持できることから，水位及び水温は安定し，安定状態に到達する。その後も，燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水を行うことで安定状態を維持できる。
(添付資料 4.1.2，4.2.3)
4.2.3 評価条件の不確かさの影響評価
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作
時間余裕を評価するものとする。
想定事故2は，漏えい箇所の隔離及び燃料プール代替注水系(可搬型)による注水操作により，使用済燃料プールの水位回復及び水位低下の抑制を行うことが特徴である。また，
不確かさの影響を確認する運転員等操作は，漏えい箇所の隔離及び燃料プール代替注水系(可搬型)による注水操作とする。
(1) 評価条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，表4.2.2に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。
また，評価条件の設定に当たっては，柏崎刈羽原子力発電所7号炉を代表として原則，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定としていることから,その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる燃料の崩壊熱，事象発生前の使用済燃料プール水温（初期水温）及び水位（初期水位），プールゲートの状
態, 並びに破断個所・状態の想定及び逆流防止用の逆止弁の状態の影響評価の結果を以下に示す。
(a)運転員等操作時間へ与える影響
崩壊熱，初期水位及び初期水温等の変動を考慮した場合，使用済燃料プール内の

4.2-6

49

水温上昇及び水位低下時間が変動するが，燃料プール代替注水系（可搬型）による
使用済燃料プールへの注水操作や漏えい箇所の隔離操作は，これらの状態に応じた対応をとるものではなく，冷却機能喪失や水位低下による異常の認知を起点とする
ものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
(b)評価項目となるパラメータに与える影響
使用済燃料プール崩壊熱の変動を考慮し，最確条件の崩壊熱を用いた場合，評価条件として設定している使用済燃料プール崩壊熱より小さくなることから，評価項
目に対する余裕が大きくなり，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
初期水温の変動を考慮した場合，評価条件として設定している初期水温より，低くなることが考えられるが，初期水温が低くなる場合には，使用済燃料プールの水位低下が遅くなることから，評価項目に対する余裕が大きくなり，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
初期水位の変動を考慮した場合，評価条件として設定している初期水位より低くなり，燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は短くなるが，「（3）評価
条件の不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響評価」において，水位が低下するまでの時間を確認しており，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
プールゲートの状態の変動を考慮した場合,プールゲート開放時は原子炉ウェル，D/Sピット，及びキャスクピットの保有水を考慮すると水量は多くなることから，評価項目に対する余裕が大きくなり，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
破断個所・状態の想定及び逆流防止用の逆止弁の状態の変動を考慮した場合，配管全周破断，逆止弁全開固着と想定した場合は漏えい量が多くなり，漏えい箇所隔離操作までの時間余裕が短くなる。ただし，サイフォン現象の継続防止用のサイフォンブレーク孔による漏えい停止を考慮した場合は事象進展に影響はなく，漏えい
量が少なくなることから評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の６要因に分類し，これらの要因が解析上の操作開始時間に与える影響を評価する。また，操作の不確かさが操作開始時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評
価し，評価結果を以下に示す。
(a) 操作の不確かさが操作開始時間に与える影響
燃料プール代替注水系(可搬型)による使用済燃料プールへの注水操作は評価上の操作開始時間は12時間後を設定しているが，他の操作はないため，使用済燃料プー

4.2-7

50

ルの冷却機能又は注水機能の喪失を認知した時点で注水準備に着手可能であり，評価上の操作開始時間に対し，実際の操作開始時間が早くなる場合が考えられる。
漏えい箇所の隔離操作について，評価上は事象発生約150分後を完了することを設定しているが，実際には燃料プール水位計の警報確認等により早く認知ができ，隔離操作完了が早まる場合が考えられる。また，サイフォンブレーク孔の効果に期待した場合，使用済燃料プールの水位がサイフォンブレーク孔の高さ以下へと低下することで,サイフォン現象による漏えいが停止する。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
漏えい箇所の隔離操作や燃料プール代替注水系(可搬型)による注水操作は，評価上の操作開始時間に対して，実際に見込まれる操作開始時間が早くなる場合が考えられる。この場合，放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間余裕
は，漏えい箇所の隔離操作に対して7時間程度(10mSv/hの場合 6号炉 約7.1時間，7号炉 約7.4時間)，注水操作に対して1日以上(10mSv/hの場合 6/7号炉 約1.0日)と操作に対して十分な時間余裕をもつことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
(添付資料4.2.4)(2) 操作時間余裕の把握
操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認する。
燃料プール代替注水系(可搬型)による使用済燃料プールへの注水操作の実施時間に対する時間余裕については，「4.1.2（3）有効性評価の結果」に示すとおり，使用済燃料プー
ル水位が放射線の遮蔽が維持できる最低水位まで低下する時間は1日程度（10mSv/hの場合
6/7号炉 約1.0日），燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は3日以上（6号炉 約
3.4日，7号炉 約3.6日）であり，操作に対して十分な余裕を確保できる。
また，配管の全周破断，逆止弁全開固着と想定した場合は水位の低下は早くなるが，サイフォンブレーク孔による漏えいの停止に期待することで放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は1日以上(10mSv/hの場合

6号炉 約27時間，7号炉 約28時

間)，燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は3日以上(6号炉 約3.6日，7号炉 約3.7日)となり，操作に対して十分な時間余裕を確保できる。
(添付資料4.2.4)(3) 評価条件の不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響評価
評価条件の不確かさにより，使用済燃料プール水位低下が早くなり，評価項目となるパラメータに影響を与えることから，水位低下の評価項目となるパラメータに与える影響評価を実施した。
初期水位の変動を考慮した場合，燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は短く

4.2-8

51

なるが，仮に初期水位を水位低警報レベルとした場合であっても，放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は20時間以上（10mSv/hの場合 6/7号炉 約21時間），
燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は3日以上（6号炉 約3.3日，7号炉 約3.5日）と長時間を要し，12時間後までに燃料プール代替注水系（可搬型）による注水が可能であるため影響はない。
また,初期に地震起因のスロッシングが発生していた場合において，最大で約3m程度の水位の低下が発生する（内部溢水の影響評価参照：6号690m3, 7号710m3）。この場合､オペ
レーティングフロアでの作業は困難となる（1.0×103mSv/h程度）。そのため，可搬の注水口及び可搬の注水ラインのみを用いる燃料プール代替注水系（可搬型）での注水操作は出来ない。ただし，燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水操作
は屋外からであるため,作業現場での放射線の影響は問題なく，また,水位が燃料有効長頂部まで低下するまでの時間は2日以上（6号炉約2.2日，７号炉約2.3日）あるため注水操作への影響も小さい。
また,初期に地震起因のスロッシングが発生していた場合において，最大で約3m程度の水位の低下が発生する（内部溢水の影響評価参照：6号炉 690m3,7号炉 710m3）。この場合､
オペレーティングフロアでの作業は困難となり，オペレーティングフロアでの隔離操作が必要な場合においては現場操作弁による漏えい停止や可搬の注水口及び可搬の注水ラインのみを用いる燃料プール代替注水系（可搬型）での注水操作は実施できない。
ただし,このような水位低下に対してもサイフォンブレーク孔により漏えいの停止やオ
ペレーティングフロア以外での漏えいの隔離操作，屋外から常設のスプレイヘッダ及び一部常設の注水ラインを用いる燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水操作が実施可能であり,また水位が燃料有効長頂部まで低下するまでの時間は2日以上（6号炉約2.2日，７号炉約2.3日）あるため操作への影響も小さい。
(添付資料4.2.4)(4) まとめ
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作
時間余裕を確認した。その結果，評価条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響などを考慮した場合においても，緊急時対応要員による燃料プール代替注水系(可搬型)による使用済燃料プールへの注水により，使用済燃料プール水位を確保することで，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間に対して一定の時間余裕がある。また，要員の配置による他の操作に与える影響はない。
4.2.4 必要な要員及び資源の評価

4.2-9

52

(1) 必要な要員の評価
想定事故2において6号炉及び7号炉同時の重大事故等対策時に必要な要員は，「4.2.1(3)燃料損傷防止対策」に示すとおり30名であり，当直長，当直副長，運転員及び緊急時対策要員の47名で対処可能である。
また，事象発生10時間以降に必要な参集要員は13名である。
なお，今回評価した原子炉停止中ではなく，原子炉運転中を想定した場合，原子炉における重大事故の対応と使用済燃料プールにおける重大事故の対応が重畳することも考えられる。しかし，使用済燃料プールに貯蔵されている燃料の崩壊熱が低いため，時間余裕が十分長く（運転開始直後を考慮しても燃料プールの保有水が100℃に到達するまで最低でも1.5日以上），原子炉側の事故対応が収束に向かっている状態での対応となるため，緊急時対策要員や参集要員により対応可能である。
(2) 必要な資源の評価
想定事故2において，必要な水源，燃料及び電源は「6.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価を行い，その結果を以下に示す。
ａ．水源
燃料プール代替注水系(可搬型)による使用済燃料プール注水については，7日間の対応を考慮すると，合計約3,300m3必要となる。防火水槽及び淡水貯水池で合計約18,100m3の水量を保有しており，12時間以降に淡水貯水池から防火水槽への給水を行うことで，防火水槽を枯渇させることなく防火水槽を水源とした注水が可能となることから，7日間の継続実施が可能である。なお，防火水槽への補給の開始を12時間としているが，これは，可搬型設備を12時間以内に使用できなかった場合においても，その他の設備にて重大事故等に対応できるよう設定しているものである。
(添付資料4.2.5)
ｂ．燃料
非常用ディーゼル発電機による電源供給については，保守的に事象発生直後からの運転を想定して，7日間の運転継続に約750,960Lの軽油が必要となり，燃料プール代替注水系(可搬型)による使用済燃料プールへの注水については，保守的に事象発生直後からの運転を想定して，7日間の運転継続に約6,048Lの軽油が必要となる。(合計 約757,008L)
軽油タンクで軽油約 1,020,000L(発電所内で軽油約 5,344,000L)の使用が可能であることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給，燃料プール代替注水系(可搬型)による使用済燃料プールへの注水について，7 日間の継続が可能である。
(添付資料4.2.6)
ｃ．電源
可搬型代替注水ポンプによる注水は，電源を必要としない。

4.2-1053

なお，非常用ディーゼル発電機の電源負荷については，設計基準事故に想定している工学
的安全施設作動信号により作動する負荷を上回る設計としており，重大事故等対策時に必要な負荷は，設計基準事故に想定している計測制御用電源設備等の負荷に含まれることか
ら，非常用ディーゼル発電機により電源供給が可能である。
4.2.5 結論
想定事故 2「サイフォン現象等により使用済燃料プール内の水の小規模な喪失が発生し，使用済燃料プールの水位が低下する事故」では，使用済燃料プールに入る配管からの漏えいが発生した際に逆止弁の機能が十分に働かず，サイフォン現象による使用済燃料プール水の小規模な喪失が発生し，かつ，使用済燃料プール水の補給にも失敗して使用済燃料プールの水位が低下することが特徴である。想定事故 2 に対する燃料損傷防止対策としては，短期対策及び長期対策として，燃料プール代替注水系(可搬型)を用いた使用済燃料プールへの注水を整備している。
想定事故2について有効性評価を実施した。
上記の場合においても，運転員操作による燃料プール代替注水系(可搬型)による使用済
燃料プールへの注水により，使用済燃料プールの水位を回復させ維持することができ，燃料損傷することはない。
その結果，燃料有効長頂部の冠水，放射線の遮蔽が維持される水位の確保及び未臨界を維持できることから評価項目を満足するとともに，長期的には安定状態を維持できる。
重大事故等対策時に必要な要員は，当直長，当直副長，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源については，外部電源喪失時においても供給可能である。
以上のことから，燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水等の燃料損傷防止対策は，想定事故2「サイフォン現象等により使用済燃料プール内の水の小規模な喪失が発生し，使用済燃料プールの水位が低下する事故」に対して有効である。

4.2-1154

4-2-1255

スプレイノズル

燃料有効長頂部（T.M.S.L約24.0m）

固着を想定
する逆止弁

圧力抑制プール水
浄化系より

原子炉補機冷却系

燃料プール冷却浄化系
熱交換器

復水補給水系より

スキマサージ
タンク

Gen

非常用ディーゼル
発電機（使用済燃料プール注水）

図 4.2.1 想定事故 2 の重大事故対策の概略系統図

残留熱除去系ポンプ

破断箇所(T.M.S.L約-5.7m)

原子炉建屋大物搬入扉
または
外部接続口

復水補給水系より（可搬の注水口及び可搬ホースを用いる手段）

燃料プール冷却浄化ポンプ

残留熱除去系
熱交換器

ろ過脱塩装置スキマせき

原子炉補機冷却系

使用済燃料

サイフォンブレーク孔位置(T.M.S.L約31.0m)

隔離操作を想定する弁
7号炉：T.M.S.L約21.0m（代表値）※6号炉：T.M.S.L約18.7m

通常水位（T.M.S.L約31.4m）

スプレイヘッダ

固着を想定
する逆止弁

原子炉建屋

②燃料プール代替注水系（可搬型）（常設のスプレイヘッダ及び常設のスプレイ配管を用いる手段）①燃料プール代替注水系（可搬型）

外部電源

消防車

接続口

可搬の箇所

常設の箇所

防火水槽

消防車

淡水貯水池

※１
実際は、使用済燃料プール側の水頭圧により漏洩量が抑制されることも考えられる。

凡例

プラント前提条件
・プラント停止後１０日目
・全燃料取り出し＆プールゲート「閉」
・非常用ディーゼル発電機（Ｂ）点検中
・残留熱除去系（Ａ）最大熱負荷モード運転中・残留熱除去系（Ｂ）点検中
・残留熱除去系（Ｃ）原子炉停止時冷却モード待機中（原子炉圧力容器水抜き準備）
・燃料プール冷却浄化系運転中：操作・確認（運転員のみの作業）：緊急時対策要員（現場）のみの作業：プラント状態：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業※２
サイフォンブレーカ位置は「ＮＷＬ－約４０ｃｍ」※３
復水移送ポンプ（Ａ，Ｃ）起動確認または起動操作：判断（解析上の時刻）※９
使用済燃料プール及び燃料プール冷却浄化系からの漏えいの形跡が無いこと、サイフォンブレー
カの露出水位付近で使用済燃料プール水位が安定していることから、サイフォン効果により使用済
燃料プール水が漏えいしていたと判断する。
（実際は、要因調査の際に「最大熱負荷モード」で運転していた残留熱除去系も確認するため、その時点でサイフォン効果による漏えいと判断できる）※４
サイフォンブレーカ機能によりサイフォン現象の漏えいは停止し、ＳＦＰ水位はサイフォンブレーカの露出水位付近で安定する。

：シナリオ上考慮しない操作・判断結果

外部電源喪失（約０分）※８
使用済燃料プール及び燃料プール冷却浄化系からの漏えいが無いことにより、サイフォン現象により使用済燃料プール水が漏えいしていると判断する。
（実際は、要因調査の際に「最大熱負荷モード」で運転していた残留熱除去系も確認するため、その時点でサイフォン現象による漏えいと判断できる）※５
中央制御室にて機器ランプ表示、機器故障警報、系統流量指示計等にて機能喪失を確認する。
残留熱除去系停止、および燃料プール冷却浄化系停止確認（機器作動状況、系統流量による確認）

非常用ディーゼル発電機（Ａ，Ｃ）自動起動確認
非常用高圧系統（6.9kV）Ｃ，Ｅ復旧確認

非常用ディーゼル発電機運転状態確認

使用済燃料プール水の漏えい発生（漏えい想定箇所：残留熱除去系配管）※１０
サイフォンブレーカにより使用済燃料プールからの漏えいは停止しているが、破断箇所を系統から隔離するため弁により隔離操作を実施する。

※６
下記により要因調査を実施する。
・「燃料プールライナドレン漏えい大」警報発生有無＊現場のライナードレン目視箱も確認する。
・「ＦＰＣゲート／ＲＰＶ・ＰＣＶ間漏えい大」警報発生有無＊現場の流量指示計及びファンネルへの流入も確認する。
・燃料プール冷却浄化系まわりの確認※１１
使用済燃料プールへの補給は「使用済燃料プールスプレイライン」を使用する。
常設スプレイ設備が使用できない場合、可搬型スプレイ設備による使用済燃料プールへの補給を
実施する。
※１２
使用済燃料貯蔵プール水温度計により「100℃」を確認する。
※１３
事故１２時間後の使用済燃料プール水位は「通常水位－1.1ｍ」となる。

※１
漏えい開始によりスキマサージタンク水位低下開始

漏えい開始により使用済燃料プール水位低下開始

補給水注水機能復旧操作（約５分後）

Ⅰ※３※１４
事故１２時間後の使用済燃料プール水位は「通常水位－0.9ｍ」となる。
※１５
使用済燃料貯蔵プール水位計にて確認する。

「燃料プール水位低」警報発生
復水移送ポンプ以外による使用済燃料プール注水・消火ポンプによる代替注水（約６０分後）使用済燃料プール水位低下継続確認※５
補給水注水機能喪失確認（機器作動状況、系統流量による確認）Ⅱ※６

使用済燃料プール水位低下要因調査

崩壊熱除去機能喪失確認（補給水注水機能喪失により確認）（約９０分後）復水移送ポンプによる使用済燃料プール注水と同等の流量確保不可
回復は解析上考慮せず※７

回復は解析上考慮せず※２

サイフォンブレーカ露出（サイフォンブレーカによりサイフォン効果が停止する場合）※１１
淡水貯水池から防火水槽への補給準備（大湊側防火水槽への補給準備）

燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プール注水準備※４
使用済燃料プール水位がサイフォンブレーカ位置付近にて安定確認

使用済燃料プール廻り漏えいなし確認

使用済燃料プール廻り漏えいなし確認（約1２時間後）（約1２時間後）※８※９

サイフォン現象による
使用済燃料プール水漏えい判断

弁閉止による隔離準備

弁閉止による隔離操作

サイフォン現象漏えい箇所
弁閉止による隔離操作

スキマサージタンク出口ライン隔離

使用済燃料プール水温度「100℃」到達※１５

使用済燃料プール水位
2.1ｍ低下（10mSv/h）

Ａ（約24時間後）※１３
燃料プール代替注水系（可搬型）による
使用済燃料プール水注水開始

使用済燃料露出約7ｍ低下※１５

可搬設備への燃料補給

スキマサージタンク出口ライン隔離

復水移送ポンプによるスキマサージタンク補給開始※１２（約7時間後）（適宜実施）

大湊側防火水槽への補給

復水移送ポンプによるスキマサージタンク補給開始※１２
スキマサージタンクオーバーフローにより使用済燃料プールへ注水

タンクローリーによる給油準備完了ⅢⅢ（約１２時間後）（適宜実施）

Ａ

弁閉止による隔離準備（サイフォン現象を停止できない場合）（約１２時間後）大湊側防火水槽への補給準備が完了

燃料プール代替注水系（可搬型）
の準備完了

※１０

（約７時間後）燃料供給準備（タンクローリー給油準備）

淡水タンクから防火水槽への補給

スプレイライン以外による使用済燃料プール注水・復水補給水ラインを使用した注水

サイフォン現象による
使用済燃料プール水漏えい判断

ⅤⅣ

スキマサージタンクオーバーフローにより使用済燃料プールへ注水

使用済燃料プール水温度「100℃」到達

【有効性評価の対象とはしていないが、他に取り得る手段】
Ⅰ
消火系を代替注水系として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する。
消火系を復水補給水系タイラインによりスキマサージタンクへ注水することで使用済燃料プールへ注水することも可能である。
Ⅱ「床漏えい検出器」により漏えいエリアを特定できる場合もある。
Ⅲ
復水移送ポンプによりスキマサージタンクへ注水することで使用済燃料プールへ注水することも可能である。

Ａ

Ⅳ
燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プール注水は「使用済燃料プールスプレイライン」以外に、復水補給水系と接続しスキマサージタンクから注水することも可能である。
可搬型燃料プール代替注水系の水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である。

※１４
燃料プール代替注水系（可搬型）による
使用済燃料プール水注水開始（使用済燃料プールへの補給ができない場合）

Ⅴ（約1.1日後）
使用済燃料プール水位※１５2.1ｍ低下（10mSv/h）
使用済燃料プール水位維持の為注水継続

使用済燃料プール水位維持の為
注水継続

代替注水系による使用済燃料プールへの注水を継続し、機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後は、補給水系統によりスキマサージ
タンクへの補給を確保し漏えい箇所隔離状態で運転可能な系統により冷却を実施する。

代替注水系による使用済燃料プールへの注水を継続し、機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後は、補給水系統によりスキマサージ
タンクへの補給を確保し漏えい箇所隔離状態で運転可能な系統により冷却を実施する。

「淡水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。ただし、補給可能流量が少なく、貯水池に比べ容量が少ないため貯水池からの補給を優先して実施する。

（約3.6日後）
使用済燃料露出 ※１５
約7ｍ低下

図 4.2.2 想定事故 2 の対応手順の概要

4.2-1356

4.2-14

57

c,d
４人

a
２人

（

２人

Ｃ, Ｄ, Ｅ, Ｆ

１人

）内の数字は他の作業終了後、移動して対応する人員数。

(その他参集１３人）

８人

６人（号機共通）

２人

２人（号機共通）

弁室での弁操作機能回復＊号機共通要員含めず＊６号炉は「全交流動力電源喪失」事象想定

・消防車への給油

・軽油タンクからタンクローリーへの補給

・淡水貯水池から防火水槽への補給

・淡水貯水池～防火水槽への系統構成，ホース水張り・現場移動

・消防車を用いた使用済燃料プール補給防車から建屋内ホース），ホース接続）

・現場移動
・消防車を用いた使用済燃料プール補給準備（消防車移動、ホース敷設（防火水槽から消防車，消・現場移動・消防車を用いた使用済燃料プール補給準備（建屋内ホース接続）

・消防車を用いた使用済燃料プール補給準備（建屋内ホース敷設、可搬型スプレイノズル設置）

・現場移動

・消防車を用いた使用済燃料プール補給（消防車移動、ホース敷設（防火水槽から消防車，消防車から接続口），ホース接続）

・現場移動
・消防車を用いた使用済燃料プール補給準備

・現場移動
・原子炉建屋２階

・電動弁の隔離

・現場移動
・現場確認

・警報確認

（復水補給水系）・使用済燃料プール補給水系

・使用済燃料プール水位、温度監視

・使用済燃料プール水位低下確認

・スキマサージタンク水位低下確認

・非常用ディーゼル発電機自動起動確認（燃料プール冷却浄化系ポンプ、残留熱除去系ポン
プ）・使用済燃料プール冷却系停止確認

・外部電源喪失確認

操作の内容

10分

90

120

５分

60分

約60分

10分

30分

／
３

４

約150分

喪失確認

５

６

適宜実施

サイフォン現象による漏えい停止

喪失確認、崩壊熱除去機能

150

補給水注水機能「燃料プール水位低」警報発生

60

経過時間（分）プラント状況判断

約５分

事象発生

30

７
約７時間

８

10

11

90分

90分

60分

12

経過時間（時間）

使用済燃料プール水温100℃到達

９

適宜実施

適宜実施

図 4.2.3 想定事故 2 の作業と所要時間

備考

油タンクから補給

タンクローリー残量に応じて適宜軽常設スプレイライン使用不可の場合要員を確保して対応する

対応可能な要員により、対応する。

補給開始

適宜実施

約1２時間

13

原子炉運転中における使用済燃料プールでの事故を想定した場合，原子炉における重大事故の対応と使用済燃料プールにおける重大事故の対応が重畳することも考えられる。しかし，使用済燃料プールに貯蔵されている燃料の崩壊熱が低いことから時間余裕が十分長く（運転開始直後を考慮しても燃料プールの保有水が100℃に到達するまで1.5日以上），原子炉側の事故対応が収束に向かっている状態での対応となるため，緊急時対策要員や参集要員により対応可能である。

合計

必要人員数（６号炉）

Ａ, Ｂ

合計

必要人員数（７号炉）－－

燃料給油作業－－

燃料供給準備

－

－

－

－

－

２人

－

－

－

－

－

－

－

（現場）

緊急時対策要員

－

－

－

－

（２人）
c,d

－

－

２人
c,d

－

－

（１人）
a

（１人）
a

－

－

－

－

a

（１人）

１人
a

７号

運転員

（現場）

運転員

（中操）

実施箇所・必要人員数

淡水貯水池から防火水槽への補給（解析上考慮せず）

消防車による防火水槽から使用済燃料プールへの補給（可搬ホース及び可搬スプレイノズル使用）

消防車による防火水槽から使用済燃料プールへの補給

サイフォン現象等による使用済燃料プール水流出防止

使用済燃料プール水位低下要因調査（解析上考慮せず）

使用済燃料プール補給水系復旧作業

状況判断

操作項目

７号炉にて本事象発生
６号炉は運転中であり、「全交流動力電源喪失」事象発生

事故想定

想定事故２（サイフォン現象等によるプール水の小規模な喪失）

弁閉止による破断箇所の隔離操作実施
可搬型代替注水ポンプによ（150 分後）
る注水開始※(12 時間後 水位－1.1m)

プール水位回復後，蒸発量に応じた注水により水位維持

プール水温 100℃到達（約７時間後）※グラフは常設のスプレイヘッダ及び一部常設の注水ラインを用いる
燃料プール代替注水系(可搬型)の注水流量の場合を示す。なお，可搬の注水口及び可搬の注水ラインのみを用いた場合,水位の回復速度以外は同様の結果となる。

図 4.2.4 想定事故 2 における使用済燃料プール水位の変化の推移

使用済燃料を線源とした線量率が支配的な水位使用済制御棒の露出開始想定事故 2
での水位の
低下
（通常運転
水位から約
1.1m）

使用済制御棒を線源とした線量率が支配的な水位図 4.2.5 使用済燃料プール水位と線量率（想定事故 2）

4.2-1558

4.2-1659の水位を回復する。その後は，使用済燃料プールの冷却系を復旧しつ

つ，蒸発量に応じた水量を補給することで，使用済燃料プール水位をによる使用済燃料プールへの補給（可搬型スプレイ設備）維持する。

燃料プール代替注水系(可搬型)を用いた注水により使用済燃料プール

常設スプレイヘッダが使用できない場合，可搬型スプレイ設備によるに応じた水量を補給することで，使用済燃料プール水位を維持する。

－

使用済燃料プール監視カメラ【ＳＡ】【ＳＡ】：重大事故等対処設備
有効性評価上考慮しない操作

燃料取替エリア放射線モニタ【ＳＡ】【ＳＡ】

使用済燃料プール水温度計【ＳＡ】

使用済燃料プール水位計【ＳＡ】
可搬型代替注水ポンプ【ＳＡ】

可搬型スプレイ設備

使用済燃料プール監視カメラ【ＳＡ】

燃料取替エリア放射線モニタ【ＳＡ】

使用済燃料プール水温度計【ＳＡ】【ＳＡ】

回復する。その後は，使用済燃料プールの冷却系を復旧しつつ，蒸発量【ＳＡ】

使用済燃料プール水位計【ＳＡ】

使用済燃料プール監視カメラ【ＳＡ】

燃料取替エリア放射線モニタ【ＳＡ】

使用済燃料プール水温度計【ＳＡ】

常設スプレイヘッダ

可搬型代替注水ポンプ－

ル代替注水系(可搬型)を用いた注水により使用済燃料プールの水位を－使用済燃料プール水位計【ＳＡ】

使用済燃料プール監視カメラ【ＳＡ】

燃料プール代替注水系(可搬型)の準備が完了したところで，燃料プー手動弁を閉止することで隔離が完了する。

よる漏えいであることを判断し，使用済燃料プールの冷却系の配管の済燃料プール本体からの漏えいでは無いことから，サイフォン現象に報により漏えいを認知し，原因調査を開始する。原因調査の結果，使用使用済燃料プール又はスキマサージタンク水位低下に伴い発生する警確認する。

用済燃料プールの冷却系の再起動が不可能となり機能喪失することを失することにより，スキマサージタンクへの補給ができないため，使

使用済燃料プール水位計【ＳＡ】

使用済燃料プール監視カメラ【ＳＡ】

使用済燃料プール水位計【ＳＡ】

計装設備

使用済燃料プール水温度計【ＳＡ】
－

－

可搬設備

ルの補給水系が機能喪失する。使用済燃料プールの補給水系が機能喪

－

－

常設設備

有効性評価上期待する事故対処設備

源喪失により停止した復水移送ポンプの起動に失敗し使用済燃料プー

給水系による使用済燃料プールへの補給準備を行う。しかし，外部電

使用済燃料プール又はスキマサージタンクの水位が低下するため，補象により使用済燃料プール水位は低下することを確認する。

使用済燃料プールの冷却系配管からの漏えいが発生し，サイフォン現外部電源喪失により，使用済燃料プールの冷却系が停止すると同時に，

操作

燃料プール代替注水系(可搬型)給による使用済燃料プールへの補

燃料プール代替注水系(可搬型)

使用済燃料プール漏えい隔離

使用済燃料プールの補給水系機能喪失及び冷却系機能喪失確認

使用済燃料プール水位低下確認

判断及び操作

表 4.2.1 想定事故 2 における重大事故等対策について

60

4.2-17

燃料崩壊熱

65℃

使用済燃料プールの水温
約 11MW【使用済燃料】
取出時平均燃焼度：・貯蔵燃料 50 GWd/t
・炉心燃料 33 GWd/t

オーバーフロー水位

約 2,214m3 ※1

主要解析条件

使用済燃料プールの水位

使用済燃料プールの保有水量項目

条件設定の考え方

原子炉停止後に最短時間(原子炉停止後 10 日※2)で取り出された全炉心分の燃料が，過去に取り出された貯蔵燃料と合わせて使用済燃料ラックに最大数保管されていることを想定し，ORIGEN 2 を用いて算出

保安規定の運転上の制限値

通常運転水位を設定

保有水を厳しく見積もるためにプールゲート閉の状況を想定

表 4.2.2 主要解析条件(想定事故 2)(1/2)※1 記載の値は 7 号炉の値である。6 号炉の使用済燃料プールの保有水量は 7 号炉とほぼ同様であるため，評価は 7 号炉の値を使用する。
※2 柏崎刈羽原子力発電所 1 号炉から７号炉までの定期検査における実績を確認し,解列後の制御棒全挿入から原子炉開放までの最短時間である約 3 日および全燃料取り出しの最短時間約 7 日を考慮して原子炉停止後 10 日を設定。

初期条件

事故条件

重大事故等対策に関連する
機器条件

4.2-1880ｍ3/ｈ（１台）※

事象発生から 150 分後

事象発生から 12 時間後

使用済燃料プール漏えい隔離

燃料プール代替注水系(可搬型)による使用済燃料プールへの補給

当社の可搬型設備に対するフェーズドアプローチの考え方（事故発生後の対策を事故発生からの経過時間をフェーズに分類
し，各フェーズで用いる人員，資機材に課する要件について，
時間余裕や代替可能性の観点から具体的な対応を設定しておく方針）に基づき設定
異常の認知遅れ（警報発生等がなく異常に気づきにくい事象）等を考慮しても設備，人員に期待できる時間として設定認知までの時間や隔離箇所を考慮して設定

設備の設計を踏まえて設定

表 4.2.2 主要解析条件(想定事故 2)(2/2)
主要解析条件
条件設定の考え方
使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能として燃料プール冷
使用済燃料プールの冷却機能及び注
却浄化系，残留熱除去系，復水補給水系，圧力抑制プール水浄
水機能喪失
化系等の機能喪失を設定
残留熱除去系配管の配管内径の 1/2の長さと配管肉厚の 1/2 の幅を有す
原子炉建屋地下階の残留熱除去系配管の貫通クラックを想定
る貫通クラック
燃料プール冷却浄化系の配管で想定される異物の弁への噛み込
みにより固着し，逆止弁の機能が十分に働かない状態を想定
3
約 70ｍ /ｈ
し，設定
サイフォンによる漏洩を停止させる配管の孔（サイフォンブレーク孔）によるサイフォンブレークに期待しないものとする
外部電源の有無は事象進展に影響しないことから，資源の観点
外部電源なしで厳しい外部電源なしを設定

使用済燃料プールへの注水流量

外部電源

サイフォン現象による漏えい量

配管破断の想定

安全機能の喪失に対する仮定

項目※常設のスプレイヘッダ及び一部常設の注水ラインを用いる方法の注水流量を示す。なお,可搬の注水口及び可搬の注水ラインのみを用いた場合の注水流量は 45m3/h（１台）となる。

重大事故等対策に関連する操作条件

61添付資料 4.2.1
使用済燃料貯蔵プールの水位低下と遮へい水位に関する評価について
1.使用済燃料プールの概要
添付資料4.1.1と同様である。
2.放射線の遮へいの維持に必要な水位について
添付資料4.1.1と同様である。
3.想定事故2における時間余裕
固着を想定
する逆止弁Ａ

図1に示すように逆止弁の異物噛み混みによる固着と配管の貫通クラックによる破断を想定すると下の表の条件より漏えい速度は 68 m3/hとなる。
なお，想定する異物として燃料プール冷却浄化系の使用済燃料

ろ過脱塩器の出口ストレーナのエレメント24×110メッ
シュ（通過粒子径約0.15mm）より十分大きな粒子径
残留熱除去系熱交換器

2.5mmを想定し，それが最も大きな開口面積となるよ

想定する
配管破損
箇所

うな噛み混みを想定した。また，水位の低下に伴い水頭圧が減少し，漏えい量が小さくなることが考えられるが，残留熱除去ポンプ固着を想定する逆止弁Ｂ

破断直後の漏えい速度が継続する想定とした。
図1 想定事故2の想定
固着を想定
する逆止弁
逆止弁Ａ及びＢ

逆止弁の開口面積
Ａ：42.3[cm2]
Ｂ：15.6[cm2]

貫通クラックの破断面積*1
12.3[cm2]*1:配管の1/4×配管内径×肉厚の破断を想定
配管破断が発生し，サイフォン効果で保有水が漏えいした場合，漏えい箇所を隔離するまでの150分間に保有水が約170m3漏えいする。崩壊熱除去機能の喪失に伴い，事象発生から６号炉では約6.9時間，７号炉では約7.3時間後に沸騰の開始により水位が低下する。
プールの水位が放射線の遮へいに必要な2.1mまで低下するのは事象発生から６号炉では約23時
間，７号炉では約24時間後であり，重大事故等対策として期待している可搬型代替注水ポンプを用いた燃料プール代替注水系(可搬型)による注水操作の時間余裕は十分ある。
6 号炉

7 号炉

6.9

7.3

68

68

170

170

崩壊熱による保有水の蒸散量[m /h]

1919

ＮＷＬから 2.1m まで水位が低下する時間[h]2324

水温 100℃到達までの時間[h]3

サイフォン効果による漏えい量[m /h]
3

漏えい箇所隔離までに漏えいする水量[m ]3

添 4.2.1-1

62添付資料 4.2.2
想定事故２において微開固着及びクラック破断を想定している理由
想定事故２の「サイフォン現象等により使用済燃料プール内の水の小規模な喪失」
として，燃料プール冷却浄化系（ＦＰＣ系）及び残留熱除去系（ＲＨＲ系）のサイフォン等の発生防止用に設置している逆止弁の異物噛み混みによる開固着と燃料プールの冷却に用いている
ＲＨＲ系の配管の貫通クラックを想定している。
想定の根拠は以下の通りである。
○逆止弁の閉失敗について
ＦＰＣ系の逆止弁は通常はポンプからの注水が停止し，サイフォン現象による逆流が発生すると閉止する。このときに開状態で固着が発生し，プールの通常運転水位より低い位置
で配管の破断等が発生することで漏えいする。
逆止弁は逆流による機械的な力でパッシブに作動する機器であるため十分に信頼性の高
いものである。逆止弁の閉失敗の国内一般故障率（２１カ年データ）は 2.2×10-5（デマンド）である。過去に「1997 年 03 月 柏崎刈羽発電所 2 号 残留熱除去系（Ｂ）逆止弁不具合に伴う原子炉手動停止について」において保全不良によりこの事象が発生しているが，アクチュエータを持つ当該特有の事象であり，ＦＰＣ系の逆止弁では同様の事象が起こらない。
以上のように逆止弁は十分に信頼性のあるものであるため，異物の噛み混みによる固着を想定した。
○ 配管の破断について
ＦＰＣ系は低圧の配管（最高圧力 1.57MPa）であり，また取り扱う系統水の温度や放射線量が高い環境ではないため，全周破断のような大きな破断は想定しにくい。
そこで有効性評価の想定事故２では，貫通クラックによる破断を想定した。
以上のように逆止弁の全開固着や配管の全周破断は非常に起こる可能性が小さいと考えられることから，逆止弁の微開固着及び配管のクラック破断を想定した。
なお，「配管の全周破断及び逆止弁全開固着」を想定した場合の評価については補足説明
資料｢18.配管の全周破断及び逆止弁の全開固着を想定した場合について｣にて示す。

添 4.2.2-1

63

添付資料 4.2.3
安定停止状態について
想定事故 2（サイフォン現象等による使用済燃料プールの冷却水の喪失）の安定停止状態については以下のとおり。
水位及び温度が安定した状態：
注水や漏えい箇所の隔離により水位が回復・維持され，燃料の冠水，放射線遮へい及び未臨界が維持され，保有水の温度が安定した状態
使用済燃料プールの水位，温度安定状態への確立について
図 4.2.4 に示すとおり，事象開始直後に保有水の漏えいによる水位低下，事象発生 7 時間
後に除熱機能喪失による沸騰が開始されるが，事象発生から 150 分後に弁閉止による漏えいの隔離，また，12 時間後に燃料プール代替注水系（可搬型）を用いた注水を実施することで水位の回復，維持ができるため，その状態を水位及び温度が安定した状態とした。
長期的な安定状態への確立について
燃料プール代替注水系（可搬型）による注水を継続し，残留熱除去系や燃料プール冷却浄化
系の復旧に努める。復旧後は，補給水系統によりスキマサージタンクへの補給を実施し，使用済燃料プールの保有水をこれらの除熱系で冷却することで保有水の温度が低下し，注水を実施しなくても安定状態が維持される。

添 4.2.3-1

64

添 4.2.4-1

水位

位

ールの水

済燃料プ

通常運転

水位付近

燃料プール代替注水系(可搬型)による注水が可能であるため影響はない。

件

前の使用

るまでの時間は 3 日以上(6 号炉 約 3.1 日，7 号炉 約 3.3 日)と長時間を要し，12 時間後までに事象発生

以上(10mSv/h の場合

条

評価条件での初期水位は通常運転水位を設定しているため，その変動を考慮した場合，燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は短くなるが，仮に初期水位を水位低警報レベルだとした
場合であっても放射線の遮へいを維持できる水位まで水位が低下する時間は 20 時間以上
(10mSv/h の場合 6,7 号炉 約 21 時間)，燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は 3 日以上(6 号炉 約 3.3 日，7 号炉 約 3.5 日)と長時間を要し，12 時間後までに燃料プール代替注水系（可搬型）による注水が可能であるため影響はない。
また,初期に地震起因のスロッシングが発生していた場合において，最大で約3m程度の水位の低下が発生する（内部溢水の影響評価参照：6号炉 690m3,7号炉 710m3）。この場合､オペレーティングフロアでの作業は困難となり，オペレーティングフロアでの隔離操作が必要な場合においては現場操作弁による漏えい停止や可搬の注水口及び可搬の注水ラインのみを用いる燃料プール
代替注水系（可搬型）での注水操作は実施できない。
ただし,このような水位低下に対してもサイフォンブレーク孔により漏えいの停止やオペレー
ティングフロア以外での漏えいの隔離操作，屋外から常設のスプレイヘッダ及び一部常設の注水
ラインを用いる燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水操作が実施可能であり,また水位が燃料有効長頂部まで低下するまでの時間は2日以上（6号炉約2.2日，７号炉
約2.3日）あるため操作への影響も小さい。

6 号炉 約 16 時間，7 号炉約 17 時間)，燃料有効長頂部まで水位が低下す定した場合であっても，放射線の遮へいが維持される最低水位に到達するまでの時間は 16 時間

期

水の密度は 100℃の値を用いている。仮に事象発生直後から沸騰による水位低下が開始すると想発による水位低下も考えられるが，沸騰による水位低下と比べて僅かであり，また，評価で保有

6/7 号炉 約 1.0 日)，燃料有効長頂部まで水位が低下す

らに時間余裕が長くなることが考えられるが，放射線の遮へいが維持される最低水位に到達する最確条件では評価条件で設定している使用済燃料プールの水温より低くなることが考えられ，さ

初

設計値を設定。

め，運転員等操作時間に与える影響はない。

るまでの時間は３日以上（6 号炉約 3.4 日，7 号炉約 3.6 日）あるため影響はない。なお，自然蒸通常運転に与える影響はない。

とるものではなく，冷却機能喪失や水位低下までの時間は 1 日程度(10mSv/h の場合定。

保安規定の設定値である 65℃を設

上（6 号炉約 3.4 日，7 号炉約 3.6 日）あることから，崩壊熱の変動が評価項目となるパラメータによる異常の認知を起点とするものであるた(10mSv/h の場合

期水位，プールゲートの状態に応じた対応を

6/7 号炉 約 1.0 日)，燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は３日以

度上昇は緩やかになるが，放射線の遮へいを維持できる水位まで水位が低下する時間は 1 日程度

操作は，崩壊熱や燃料プール水の初期水温，初最確条件では評価条件で設定している崩壊熱より小さくなるため，使用済燃料プール内の水の温

燃料プールへの注水操作や漏えい箇所の隔離

燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済

評価項目パラメータに与える影響

ル水温

燃料毎

ORIGEN2 を用いて算出。

崩壊熱の計算に当たっては，

原子炉の運転停止後に取り出された全炉心分の燃料とそれ以前に取り出された燃料を合わせて，使用済
燃料プールの貯蔵ラックの容量の最大数となるように保管した状態を設定。
炉心燃料の冷却期間については過去の実績より取出期間が最も短い
10 日を想定。

運転員等操作時間に与える影響

燃料プー

前使用済

取り替え

事象発生

65℃

最確条件

取り替え

燃料毎

約 11MW

評価条件

の不確かさ

及機器条件）

評価設定の考え方

表 1 評価条件を最確条件とした場合の運転員操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（１／３）

評価条件（初期，事故

熱

燃料崩壊

項目

評価条件の不確かさの影響評価について（想定事故 2）添付資料 4.2.4

65

66

添 4.2.4-2

ピット，キャス

クピットの保有水量を考慮）ピット，キャス

クピットの保有水量を考慮

件条

故事

逆止弁の微開弁の状態（補足説明資料 17,18）

く，漏えい量が少なくなることから評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（補足説明資料 17,18）

与える影響はない。

た対応をとるものではなく，冷却機能喪失や水位低下による異常の認知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。

の考慮

プールへの注水操作は漏えいの停止時間等に応じ燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料所隔離操作が不要となる。

影響はない。

象進展に影響はなく，漏えい量が少なくなることから評価項目となるパラメータに与える

サイフォンブレーク孔を考慮した場合は漏えい箇所隔離操作が不要となり，それ以外の事

ただし，サイフォンブレーク孔による漏えい停止を考慮した場合は事象進展に影響はな

起点とするものであるため，運転員等操作時間にサイフォンブレーク孔を考慮した場合は漏えい箇

到達まで約 2 時間の時間余裕となり，漏えい箇所の隔離時間までの 150 分より短くなる。

く，冷却機能喪失や水位低下による異常の認知を

配管の全周破断及び逆止弁の全開固着が発生して漏えいが継続した場合，燃料有効長頂部短くなる。

作は，漏えい量に応じた対応をとるものではな

済燃料プールへの注水操作や漏えい箇所の隔離操が，燃料プール代替注水系（可搬型）による使用

弁の開口面積が大きくなると漏えい量が多くなり，漏えい箇所隔離操作までの時間余裕がく，漏えい量が少なくなることから評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

い。
弁の開口面積が大きくなると漏えい量が多くる

ただし，サイフォンブレーク孔による漏えい停止を考慮した場合は事象進展に影響はな

到達まで約 2 時間の時間余裕となり，漏えい箇所の隔離時間までの 150 分より短くなる。

配管の全周破断及び逆止弁の全開固着が発生して漏えいが継続した場合，燃料有効長頂部なる。

破断面積が大きくなると漏えい量が多くなり，漏えい箇所隔離操作までの時間余裕が短く

日，7 号炉約 3.6 日）あることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

であるため，運転員等操作時間に与える影響はな

レーク孔

いと設定。

用のサイ

6/7

号炉 約 1.0 日)，燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は３日以上（6 号炉約 3.4線の遮へいが維持される最低水位に到達するまでの時間は 1 日程度(10mSv/h の場合

量温度上昇や蒸発による水位の低下速度は緩和される。なお，現在の想定であっても放射プールゲートが開放されている場合を想定した場合，保有水量は２倍程度となり，保有水評価項目パラメータに与える影響

失や水位低下による異常の認知を起点とするもの

い量に応じた対応をとるものではなく，冷却機能喪ールへの注水操作や漏えい箇所の隔離操作は，漏え料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プ

破断面積が大きくなると漏えい量が多くなるが，燃響はない。

するものであるため，運転員等操作時間に与える影

却機能喪失や水位低下による異常の認知を起点とゲートの状態に応じた対応をとるものではなく，冷壊熱や燃料プール水の初期水温，初期水位，プール

プールへの注水操作や漏えい箇所の隔離操作は，崩燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料

運転員等操作時間に与える影響

フォンブて考えていたため，考慮しな

逆止弁によるサイフォン現

継続防止

考慮する

象の発生の防止を設計とし考慮しない（添付資料 4.2.2）

みによる微開固着を想定。

づらいと考え，ごみの噛み混逆止弁の全開固着が起こり（添付資料 4.2.2）

ン現象の

サイフォ

た箇所までの用の逆止固着破断を想定し逆流防止

事故毎に変化

破断を想定。

ック形成による破断

え，貫通クラック形成による管の貫通クラの想定断の発生は考えづらいと考の地下階の配低圧配管であるため，全周破残留熱除去系

所・状態

事故毎に変化い状態を想定。

ットの保有水量を考慮しなびＤ／Ｓピット，キャスクピ

が，保守的に原子炉ウェル及れていることが想定されるため，プールゲートは開放さ

全炉心燃料取出直後である

評価設定の考え方

破 断 箇

しない）

ル及びＤ／Ｓ

ル及びＤ／Ｓ

条件（原子炉ウェ

（原子炉ウェ

態

開放

閉鎖

ートの状

期

最確条件

プールゲート

プールゲート

プールゲ

評価条件

の不確かさ

条件）

評価条件（初期，事故及び機器

初

項目

表 1 評価条件を最確条件とした場合の運転員操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（２／３）

添 4.2.4-3

67

事
故
条
件

及び注水機能喪失ール冷却機能喪失及び注水機能喪失

る仮定

80m3/h 以上※1

最大 80m3/h

燃料プール
代替注水系
（可搬型）に
よる燃料プ
ールへの注
水流量

運転員等操作時間に与える影響はない。

同じであることから，資源の評源がない場合を想定する。
可搬型代替注水ポンプの設計
流量を基に設定
燃料プール代替注水系（可搬型）による注水操作や漏えい箇所の隔離操作は，注水流量を起点に開始する操作ではないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

合では，事象進展は同じであることから，価の観点で厳しくなる外部電

外部電源がない場合と外部電源がある場

源がある場合では，事象進展は時間に与える影響はない。

ら，事象進展に影響はなく，運転員等操作評価条件と最確条件が同様であることか

外部電源がない場合と外部電るものとして設定。

及び補給水機能が喪失してい使用済燃料プールの冷却機能

運転員等操作時間に与える影響

評価条件で設定している燃料プール代替注水系（可搬型）※2 による注水流量は崩壊熱に相当する保有水の蒸発速度（最大 19m3/h）より大きく，注水操作開始以降の流量であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

目となるパラメータに与える影響はない。

外部電源がない場合と外部電源がある場合では，事象進展は同じであることから，評価項ータに与える影響はない。

評価条件と最確条件が同様であることから事象進展に影響はなく，評価項目となるパラメ

評価項目パラメータに与える影響※1 常設のスプレイヘッダ及び一部常設の注水ラインを用いる方法の注水流量を示す。可搬の注水口及び可搬の注水ラインを用いた場合の注水流量は 45m3/h（１台）となる。
※2 常設のスプレイヘッダ及び一部常設の注水ラインを用いる手段による注水量を示す。なお，常設のスプレイヘッダ及び一部常設の注水ラインが使用出来ない場合においては,可搬の注水口及び可搬の注水ラインを用いる手段も可能であり，その場合であっても崩壊熱相当の蒸発量を上回る注水が可能である。

事故毎に変化

外部電源なし外部電源

ル冷却機能喪失

使用済燃料プ

喪失に対す

使用済燃料プー件）の不確かさ評価条件
最確条件

評価設定の考え方

表 1 評価条件を最確条件とした場合の運転員操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（３／３）

評価条件（初期，事故及び機器条

安全機能の

項目

68

添 4.2.4-4

操作
条件

漏えい箇所の
隔離操作

項目

事象発生か
ら 150 分後事象の認知や現場時間を基に、さらに時間余裕を考慮して設定。
漏えい箇所の隔離操作についての作業時間は
中央操作室からの遠隔操作ではなく、現場弁での手動閉操作を想定。

評価条件（操作条件）の不確かさ
評価上の操作開始時間
評価上の操
評価設定の考え方
作開始時間
操作の不確かさが操作開始時間に与える影響「燃料プール水位低」警報について，評価上の警報確認の時間に対し，実際の警報確認の時間が早くなる場合が考えられる。
この場合，燃料プール水位低を認知した時点で使用済燃料プール
水位低下要因調査及び漏えいの隔離操作に着手可能であり，評価上の操作開始時間に対し，実際の操作開始時間が早くなる場合が考えられる。

操作の不確かさ要因【認知】想定している約 70m3/h の漏えい量であれば，事象発生から約 5分後に「燃料プール水位低」警報が発生するが，評価上はこの
警報確認の開始時間を，余裕を含めて 1 時間後と設定している。よって，評価上の警報確認の時間に対し，実際の警報確認の時間が早くなる場合が考えられる。
【要員配置】
使用済燃料プール水位低下要因調査及び漏えいの隔離操作は運転員が実施する。運転員は，中央制御室に常駐していることから，操作時間に与える影響はなし。
【移動】
アクセスルート上に溢水による滞留があった場合は，堰高さ以下の水位であればアクセス可能と考える。また，原子炉建屋管理区域の現場までのルートとしては，通路及び階段室を通り、必要に応じて個々の区画へアクセスすることとなるが，通路はハッチ等の開口から排水されるため，滞留水位としては堰高さ程度に抑えられ，アクセス性に影響はない。
【操作所要時間】
使用済燃料プール水位低下要因調査は，現場確認のための移動及び漏えい箇所の特定に 1 時間を想定している。また，漏えいの隔離操作に 30 分を操作時間として想定している。評価上は，残留熱除去系配管破断を想定しているが，隔離操作は口径 250Aの配管に設置されている手動弁を１弁の閉操作であり，余裕時
間を含め 30 分で隔離可能である。
【他の並列操作有無】
使用済燃料プール水位低下要因調査時及び漏えい箇所の隔離操作時に，当該操作に対応する運転員に他の並列操作はなく，操作時間に与える影響はない。
【操作の確実さ】
漏えい隔離操作等の現場操作は，操作の信頼性向上や要員の安全のため２人１組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。
評価上の操作開始時間
に対し、実際の操作開始時間が早くなる場合が考えられる。この場
合、注水操作の時間余
裕は大きくなるが、放射線の遮へいが維持される最低水位に到達するまでの時間は 7 時間
以 上 (10mSv/h の 場 合
6 号炉 約 7.1 時間，7 号
炉 約 7.4 時間)と操作に対して十分な時間余裕をもつことから、評価項目となるパラメー
タに与える影響は小さい。

評価項目となるパラメータに与える影響

当該操作に対する時間余裕について、放射線の遮へいが維持される最低水位に到達するまでの時間は 7 時間以上
(10mSv/h の場合 6 号炉 約
7.1 時間，7 号炉 約 7.4 時間)、
燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は１日程度（6,7 号機 約 1.0 日）であり、事故を検知して注水を開始するまでの 150 分に対して十分な時間余裕を確保できる時間である。

操作時間余裕表 2 操作条件が要員の配置による他の操作に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（１／３）

添 4.2.4-5

69

操
作
条
件

項目

燃料プール代
替注水系（可搬型）による
使用済燃料プールへの注水操作

事象発生から 12 時間後

当社の可搬型設備に対するフェーズドアプロ
ーチの考え方（事故発生後の対策を事故発生からの経過時間をフェーズに分類し，各フェーズで用いる人員，資機材に関する要件について，時
間余裕や代替可能性の観点から具体的な対応を設定しておく方針）に基づき設定。

評価条件（操作条件）の不確かさ
評価上の操作開始時間
評価上の操
評価設定の考え方
作開始時間
操作の不確かさが操作開始時間に与える影響

評価上の操作開始時間は 12時間後を設定しているが，他の操作はないため，使用済燃料プールの冷却機能又は注
水機能の喪失を認知した時
点で注水準備に着手可能であり，評価上の操作開始時間
に対し，実際の操作開始時間が早くなる場合が考えられる。

操作の不確かさ要因【認知】
使用済燃料プールの水位低下を認知し，漏えいを隔離した後であり，使用済燃料プールへの注水の必要性を認知できる。
【要員配置】
当該操作は専任の緊急時対策要員が配置されており，操作開始時間に与える影響はなし。
【移動】燃料プール代替注水系（可搬型）に用いる消防車は，
荒浜側高台から大湊側ヤードまで事象発生後に移動することを想定している。仮に地震等の外部事象
が起因事象の場合に，アクセスルートの被害があっても，ホイールローダー等にて必要なアクセスルー
トを仮復旧できる体制としており，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作所要時間】
燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料
プールへの注水準備は，消防車の配置，ホース敷設，ポンプ起動及びホース接続口の弁の開操作である。
移動時間を含め，これら準備操作に想定どおり１時間を要する。なお，評価上の操作開始時間を 12 時
間後と設定しているが，他の操作はないため，使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能の喪失を認知した時点で準備が可能である。なお，その場合は実際の操作開始時間は早くなる場合が考えられる。
【他の並列操作有無】
燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料
プールへの注水操作時に，他の並列操作はなく，操作時間に与える影響なし。
【操作の確実さ】
現場操作は，操作の信頼性向上や要員の安全のため２人１組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。
評価上の操作開始時間に対し，実際の操作開始時間が早くなる場合が考えられ，この場合，放射線の遮へいが維持される最低水位に到達するまでの時間余裕は大きくなる
が，その時間は 1 日以上(10mSv/h の場合 6/7 号炉 約
1.4 日)あることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

評価項目となるパラメータに与える影響

当該操作に対する時間余裕は，放射線の遮へいが維持される最低水位に到達するまでの時間が 1 日以
上 (10mSv/h の 場 合 6/7号炉 約 1.4 日)，燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間が３日以上（6 号炉約 3.8 日，7 号炉
約 4.0 日）であり，事故を検知して注水を開始するまでの 12 時間以内は十分な時間余裕を確保できる時間である。

操作時間余裕表 2 操作条件が要員の配置による他の操作に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（２／３）

70

添 4.2.4-6

操
作
条
件

項目

消防車への給油

防火水槽への補給評価条件（操作条件）の不確かさ
評価上の操作開始時間
評価上の操
評価設定の考え方
作開始時間
防火水槽への補給は，評価条件ではないが，評価で想定している操作の成立や継続に必要
事象発生か
な作業
ら 12 時間後
燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水
開始時間を踏まえ設定
消防車への給油は，解析
条件ではないが，解析で事象発生か想定している操作の成ら 12 時間後
立や継続に必要な操作・以降，適宜作業
消防車による注水開始
時間を踏まえ設定
消防車への給油開始の時間は，事象発生から約 12
時間あり時間余裕がある

防火水槽への補給までの時間は，事象発生から約 12
時間あり時間余裕がある

操作の不確かさ要因－－

操作の不確かさが操作開始時間に与える影響－－

評価項目となるパラメータに
与える影響

－

－

操作時間余裕表 2 操作条件が要員の配置による他の操作に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（３／３）

添 4.2.5-1

事故後 12 時間後からプール水位が回復する 22.2 時間までは 45ｍ3/h で注水を行い，その後崩壊熱相当（19m3/h）で注水を実施するため，7 日間では合計約 3,300m3 の水量が必要となるが，十分な水量を確保しているため対応可能である。
（約 45m3/h×(22.2h-12.0h)+19m3/h×(168h-22.2h)≒3,300m3）○水源評価結果
事故後 12 時間後からプール水位回復する 16.3 時間までは 80ｍ3/ｈで注水を行い，その後 19m3/h で注水を実施するため，7 日間では合計
約 3,300m3 の水量が必要となり，十分に水量を確保しているため対応可能である。
（約 80m3/h×(16.3h-12h)+19m3/h×(168h-16.3h)≒3,300m3）※評価は常設のスプレイヘッダ及び一部常設の注水ラインを用いる燃料プール代替注水系（可搬型）での注水を想定している。
なお，可搬の注水口及び可搬の注水ラインを用いる燃料プール代替注水系（可搬型）を用いた場合であっても必要な水量は同様である。

○時間評価
淡水貯水池から防火水槽への移送は可搬型代替注水ポンプによる注水量を上回る移送出来るため，注水継続に必要な防火水槽の水を維持できる。

○水使用パターン①可搬型代替注水ポンプでの使用済燃料プールの注水
最大流量 80ｍ3/ｈで事故発生後 12 時間以降運転する。
プール水位回復後，水位を維持出来るよう崩壊熱相当（最大 19m3/h）の注水を実施する。
②淡水貯水池から防火水槽への移送
12 時間後から，淡水貯水池から防火水槽へつながる配管の弁を操作することで必要な水量を防火水槽へと補給ができる。

○水源
防火水槽：約 100m3
淡水貯水池：約 18,000m3

7 日間における水源の対応について(想定事故 2)添付資料 4.2.5

71

7 日間における燃料の対応（想定事故 2）72

添 4.2.6-1

空冷式ガスタービン発電機 3 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,705L/h×24h×7 日×3 台＝859,320L

使用済燃料プール注水用 可搬型代替注水ポン
プ（Ａ－2 級）
2 台起動。※４
18L/h×24h×7 日×2 台＝6,048L

時系列

免震棟ガスタービン発電機 1 台起動。（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
395L/h×24h×7 日＝66,360L
モニタリングポスト用仮設発電機 3 台起動。（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
9L/h×24h×7 日×3 台＝4,536L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※3（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※3（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※3（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※3（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※3（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

復水貯蔵槽給水用 可搬型代替注水ポンプ（Ａ－2 級）
2 台起動。
18L/h×24h×7 日×2 台＝6,048L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 3 台起動。 ※1（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,490L/h×24h×7 日×3 台＝750,960L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

代替熱交換器車用 電源車 2 台起動。
（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
110L/h×24h×7 日×2 台＝36,960L

7 日間の
軽油消費量
約 70,896L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 902,328L

7 日間の
軽油消費量
約 757,008L

合計

1～7 号炉軽油タンク
及び地下軽油タンクの残容量（合計）は
約 527,944L であり，
7 日間対応可能。

5 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

4 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

3 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

2 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

1 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

6 号炉軽油タンク
及び地下軽油タンクの容量（合計）は
約 1,164,000L であり，
7 日間対応可能。

7 号炉軽油タンク容量は
約 1,020,000L であり，
7 日間対応可能。

判定※1 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は 2 台で足りるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 3 台を起動させて評価した。 ※4 事故収束に必要な可搬型代替注水ポンプは 1 台で足りるが,保守的に２台とした。
※2 事故収束に必要な空冷式ガスタービン発電機は 1 台で足りるが，保守的に空冷式ガスタービン発電機 3 台を起動させて評価した。
※3 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は 1 台で足りるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 2 台を起動させて評価した。

その他

5 号炉

4 号炉

3 号炉

2 号炉

1 号炉

6 号炉

7 号炉

号炉

プラント状況：6 号炉運転中。 1～5，7 号炉停止中。
事象：想定事故 2 は 7 号炉を想定。保守的に全ての設備が，事象発生直後から燃料を消費するものとして評価する。
なお，全プラントで外部電源喪失が発生することとし，免震棟等，プラントに関連しない設備も対象とするが，6 号炉のみ非常用ディーゼル発電機起動失敗による全交流動力電源喪失を想定する。

添付資料 4.2.6

5. 運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故
5.1 崩壊熱除去機能喪失
5.1.1 事故シーケンスグループの特徴，燃料損傷防止対策(1)事故シーケンスグループ内の事故シーケンス
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機
能喪失）」において燃料損傷防止対策の有効性を確認する事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「崩壊熱除去機能喪失（RHR 機能喪失[フロントライン]）＋崩壊熱除去・注水系失敗」,②「崩壊熱除去機能喪失（代替除熱機能喪失[フロントライン]）＋崩壊熱除去・注水系失敗」,③「崩壊熱除去機能喪失（補機冷却系機能喪失）＋崩壊熱除去・注水系失敗」及び ④「外部電源喪失＋崩壊熱除去・注水系失敗」である。
(2) 事故シーケンスグループの特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機
能喪失）」では，原子炉の運転中に残留熱除去系の故障により，崩壊熱除去機能が喪失する。
このため，緩和措置が取られない場合には，炉心の崩壊熱による原子炉水の蒸発に伴い原子炉内の冷却材が減少し，燃料損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，崩壊熱除去機能喪失によって燃料損傷に至る事故シーケ
ンスグループである。このため，運転停止中原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価
としては，崩壊熱除去機能を持つ設備の有効性評価が考えられる。
したがって，本事故シーケンスグループでは，運転員が異常を認知して，原子炉への注水を行い，燃料損傷を防止する。長期的には，最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことにより除熱を行う。
(3) 燃料損傷防止対策
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機
能喪失）」における機能喪失に対して，燃料体が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，待機中の残留熱除去系を用いた原子炉停止時冷却モードを用いた原子炉への注水及び崩壊熱除去の手段を整備する。また，原子炉補機冷却機能喪失により残留熱除去機能が喪失した場合は「5.2 全交流動力電源喪失」で設備する燃料損傷防止対策にて対応する。これらの対策の概略系統図を図 5.1.1 から図 5.1.2 に，手順の概要を図 5.1.3に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と手順の関係を表 5.1.1 に示す。
本事故シーケンスグループにおける事象発生 10 時間までの 6/7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，
中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 28 名である。
その内訳は次の通りである。中央制御室の運転員は，中央監視・指示を行う当直長 1 名(6/7
5-1-1

73

号炉兼任)，当直副長 2 名※，運転操作対応を行う運転員 9 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は 4 名，緊急時対策要員(現場)12名である。
※

停止中のプラントを含む体制は，必ず「当直副長2名」ではなくケースによっては「当直副長1名，運転員１名」の場合もある。

また，「崩壊熱除去機能喪失」の対応として事象発生10時間以降に必要な参集要員は0名である。6号炉及び7号炉同時の重大事故等時においては，必要な要員及び資源の観点からより厳しくなるように，一方の号炉で運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故「崩壊熱除去機能喪失」を想定し, もう一方の号炉で運転中の原子炉における重大事故に至るおそれの事故「全交流動力電源喪失」を想定しているため，両号炉で事象発生10時間以降に追加で必要な要員は代替原子炉補機冷却系作業を行うための13名である。必要な要員と作業項目について図5.1.4に示す。
a. 原子炉停止時冷却系停止確認及び再起動
外部電源喪失により，運転中の残留熱除去系ポンプによる原子炉停止時冷却モード運転が停止する。非常用ディーゼル発電機が起動し，非常用高圧系統が復旧する。停止した残留熱除去系ポンプを再起動し原子炉停止時冷却モード運転を再開する。
原子炉停止時冷却モード運転再開を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系
系統流量計等である。
b. 原子炉停止時冷却系故障による崩壊熱除去機能喪失
残留熱除去系ポンプを再起動し，原子炉停止時冷却モード運転を再開するが，熱交換器出口弁が故障し開動作不能となる。また，運転員による開操作も失念するため熱交換器での除熱ができず，崩壊熱除去機能喪失となる。これにより，原子炉水温度が上昇し，事象発生約１時間後に「100℃」に到達する。
原子炉停止時冷却系故障による崩壊熱除去機能喪失を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系熱交換器入口温度計等である。
c. 逃がし安全弁による原子炉大気圧維持
崩壊熱除去機能喪失により原子炉水温度が「100℃」に到達することから，原子炉を大気圧に維持するため逃がし安全弁を開操作する。
逃がし安全弁による原子炉大気圧維持を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力計等である。
d. 低圧注水モード運転による原子炉注水
1 時間毎の中央制御室監視により原子炉水温度上昇を確認し，原子炉停止時冷却系故障による崩壊熱除去機能喪失を認知する。原子炉圧力が上昇するため，逃がし安全弁を開にして大気圧を維持する。原子炉水の蒸発により原子炉水位が低下するため，待機し
5-1-2

74

ていた残留熱除去系による低圧注水モード運転で原子炉注水を実施する。
低圧注水モード運転による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系系統流量計等である。
e. 原子炉停止時冷却モード運転による崩壊熱除去機能回復
低圧注水モード運転により原子炉水位回復後，原子炉停止時冷却モードへ切替を行い，崩壊熱除去機能を回復する。
原子炉停止時冷却モード運転による崩壊熱除去機能回復を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系熱交換器入口温度計等である。
5.1.2 燃料損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
重要事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「運転中の残留熱除去系の故障による，崩壊熱除去機能が喪失する事故」である。
本評価で想定するプラント状態においては，崩壊熱および原子炉冷却材，注水手段の多様性の観点から，「POS A

PCV/RPV 開放及び原子炉ウェル満水への移行状態」が燃料有効長頂部の冠水，放射線の遮蔽が維持される水位の確保及び未臨界の確保に対して，最も厳しい想定であり，当該プラントの状態において評価項目を満足することを確認することにより，運転停止中の他のプラント状態においても，すべての評価項目を満足できる。
本重要事故シーケンスでは，崩壊熱除去機能の喪失による原子炉水の蒸発により原子炉水位が低下するが，燃料有効長頂部の冠水を維持し，未臨界を維持できることを評価する。
なお，放射線の遮へいについては原子炉が未開放であることから考慮は不要である。
また，評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故シーケンスにおける運転
員等操作時間に与える影響，操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
(添付資料 5.1.1，5.1.2)(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を表5.1.2に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
ａ．初期条件(a) 原子炉圧力容器の状態
原子炉圧力容器が未開放時について評価する。原子炉圧力容器の開放時については，
燃料の崩壊熱及び保有水量の観点から，未開放時の評価に包絡される。
(b) 崩壊熱
原子炉停止後の崩壊熱は，ANSI/ANS-5.1-1979 の式に基づくものとし，また，崩壊熱を厳しく見積もるために，原子炉停止 1 日後の崩壊熱を用いる。このときの崩壊熱は
5-1-3

75

約 22MW である。
(添付資料 5.1.3)(c) 原子炉初期水位及び初期水温
事象発生前の原子炉の水位は通常運転水位とし，また，水温は 52℃とする。
(d) 原子炉圧力
水位低下量を厳しく見積もるために，減圧操作によって大気圧が維持されているものとする。
b．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，運転中の残留熱除去系の故障によって，崩壊熱除去機能を喪失するものとする。
(b) 外部電源
外部電源はないものとする。
外部電源がない場合においても，非常用ディーゼル発電機にて残留熱除去系による炉心注水が可能であり，外部電源がある場合と事象進展は同等となるが，資源の確保の観点で厳しくなる外部電源がない場合を想定する。
ｃ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 残留熱除去系の低圧注水モードによる原子炉への注水流量
残留熱除去系の低圧注水モードによる原子炉への注水流量は954ｍ3/ｈを設定するものとする。
ｄ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 低圧注水モードによる原子炉注水は，原子炉停止時冷却系故障認知から1時間を考慮し，事象発生から2時間後に実施するものとする。
(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスの事象進展を図5.1.3に，原子炉水位の変化を図5.1.5に示す。
a. 事象進展
事象発生後，残留熱除去系に伴い崩壊熱除去機能が喪失することにより，原子炉冷却材温度が上昇し，約 1 時間後に沸騰，蒸発することにより原子炉水位は低下し始めるが，燃料有
効長頂部まで低下するのは事象発生から約 5 時間である。残留熱除去系の機能喪失又は原
子炉冷却材温度の上昇により異常事象を認知し，事象発生から 2 時間後に待機中の残留熱除去系ポンプを起動し，低圧注水モードによる注水を行う。
原子炉水位回復から約 30 分後，残留熱除去系の原子炉停止時冷却モードへ切替を行い，崩壊熱除去機能を回復する。
5-1-4

76

b．評価項目等
原子炉水位は，図 5.1.5 に示すとおり，燃料有効長頂部の約 3.3ｍ上まで低下するに留まり，燃料は冠水維持される。
原子炉圧力容器は未開放であり，放射線の遮蔽は維持される。また，全制御棒全挿入状態が維持されているため，未臨界は確保されている。
原子炉水位回復後，残留熱除去系の安定した除熱を継続することから，長期的に原子炉格
納容器の安定停止状態を維持できる。
(添付資料 5.1.4)
5.1.3 解析条件の不確かさの影響評価
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作
時間余裕を評価するものとする。
本重要事故シーケンスは，事象進展が緩やかであり，運転員等操作である待機中の残留熱除去系を用いた低圧注水モードにより，水位を回復させることが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，待機中の残留熱除去系を用いた低圧注水モード
による注水操作とする。
(1) 評価条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，表5.1.2に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。
また，評価条件の設定に当たっては，原則，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定としていることから,その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる燃料の崩壊熱，事象発生前の原子炉冷却材の温度（初期水温）及び原子炉水位（初期水位），原子炉圧力容器の状態に関する影響評価の結果を以下に示す。
（a）運転員等操作時間に与える影響
崩壊熱，初期水位，初期水温及び初期圧力を考慮した場合，停止後の時間等によってそれらの値は変化するが，注水操作の開始は崩壊熱に応じた対応をとるものではな
く，崩壊熱除去機能喪失による異常の認知を起点とするものであるため，運転員等操
作時間に与える影響はない。
原子炉圧力容器の状態において原子炉開放時は減圧操作が不要であるが，当該操作以外の事象進展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。
（b）評価項目となるパラメータに与える影響
崩壊熱の想定は，崩壊熱が小さな場合は注水までの時間余裕が長くなり，評価項目
5-1-5

77

となるパラメータに対する余裕は大きくなる。通常運転水位から燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は約5時間と注水操作に対して十分な時間が確保されている
ため，影響はない。
原子炉水温が低い場合，原子炉初期水位が高い場合，原子炉初期圧力が高い場合について，崩壊熱が小さな場合と同様にパラメータに対する余裕時間は大きくなるが，
通常運転水位から燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は約5時間と注水操作に対して十分な時間が確保されているため，影響はない。
原子炉圧力容器の状態においては評価上，大気圧に維持されることを想定している
ため，原子炉開放状態を想定した場合であっても，評価項目となるパラメータに対す
る影響はない。
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の６要因に分類し，これらの要因が解析上の操作開始時間に与える影響を評価する。また，操作の不確かさが操作開始時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評
価し，評価結果を以下に示す。
(a) 操作の不確かさが操作開始時間に与える影響
図5.1.4に示すとおり，待機中の残留熱除去系を用いた低圧注水モードでの注水操作を実施する要員は，前後に他の操作がないことから，要員の配置による他の操作に与える影響はない。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
注水開始が早くなる場合は冷却材の水位低下が抑制され，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなるが，通常運転水位から燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は約5時間と注水操作に対して十分な時間が確保されているため，影響はない。
（添付資料5.1.5）(2) 操作時間余裕の把握
操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認する。
炉心注水の操作時間余裕としては，図5.1.4に示すとおり，通常運転水位から燃料有効
長頂部まで水位が低下するまでの時間は約5時間であり，事故を検知して注水を開始するまでの2時間は十分な時間余裕を確保できる時間である。
（添付資料5.1.5）(3) まとめ
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時
5-1-6

78

間余裕を確認した。その結果，評価条件等の不確かさを考慮しても操作時間に対する十分な
余裕時間を確保でき，評価項目となるパラメータに与える影響は小さいことが分かった。
この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，
操作時間に対して一定の時間余裕がある。また，要員の配置による他の操作に与える影響はない。
5.1.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）」において，6号炉及び7号炉同時の重大事故等対策時において必要要員は，「5.1.1(3)燃料損傷防止対策」に示すとおり28名であり，当直長，当直副長，運転員及び緊急時対策要員の47名で対処可能である。
(2) 必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）」において，水源，燃料及び電源の資源について以下のとおりである。
「6.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価を行い，その結果を以下に示す。
ａ．水源
低圧注水系による注水については，必要な注水量が少なく，またサプレッション・チェ
ンバを水源とすることから，枯渇することがなく注水が可能である。
ｂ．燃料
非常用ディーゼル発電機による電源供給については，保守的に事象発生直後からの運転を想定して，7日間の運転継続に約750,960Lの軽油が必要となる。
軽油タンクで軽油約 1,020,000L(発電所内で軽油約 5,344,000L)の使用が可能であることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給について，7 日間の継続が可能である。
(添付資料 5.1.6)
ｃ．電源
外部電源は事象発生と同時に喪失するが，非常用ディーゼル発電機によって給電を行う
ものとする。
非常用ディーゼル発電機の電源負荷については，設計基準事故時に想定している工学的
安全施設作動信号により作動する負荷を上回る設計としており，重大事故等対策時に必要な負荷は工学的安全施設作動信号により作動する負荷に対して包絡されることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給が可能である。

5-1-7

79

5.1.5 結論
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）」では，運転中の残留熱除去系の故障に伴い崩壊熱除去機能が喪失する。事故シー
ケンスグループ｢崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）｣に対する燃料損傷防止対策としては，短期対策及び長期対策として，残留熱除去系を用いた原
子炉への注水及び除熱を整備している。
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）」の重要事故シーケンス「運転中の残留熱除去系の故障による，崩壊熱除去機
能が喪失する事故」について有効性評価を実施した。
上記の事故が発生した場合においても，残留熱除去系を用いた原子炉への注水及び除熱を実施することにより，燃料損傷することはない。
その結果，燃料有効長頂部の冠水，放射線遮へいの維持及び未臨界の確保ができることから，評価項目を満足するとともに，長期的には安定状態を維持できる。
重大事故等対策時に必要な要員は，当直長，当直副長，運転員及び緊急時対策要員にて対処可能である。また，必要な水源，燃料及び電源については，外部電源喪失時においても供給可能である。
以上のことから，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）」において，燃料損傷防止対策は，選定した重要事故シーケ
ンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）」に対して有効である。

5-1-8

80

非常用ディーゼル発
電機

外部電源

Gen

原子炉格納容器（Ａ，Ｃのみ）逃がし安全弁主タービン系へ

給水系より

故障想定

原子炉圧力容器ＣＡ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ

図 5.1.1 崩壊熱除去機能喪失時の重大事故等対策の概略系統図(1/2)（原子炉停止時冷却失敗及び原子炉減圧及び原子炉注水）

非常用ディーゼル発
電機

外部電源

Gen

原子炉格納容器（Ａ，Ｃのみ）逃がし安全弁主タービン系へ

給水系より

故障想定

原子炉圧力容器ＣＡ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ

図 5.1.2 崩壊熱除去機能喪失時の重大事故等対策の概略系統図(2/2)（原子炉停止時冷却）

5-1-9

81

プラント前提条件
・プラント停止後１日目
・原子炉圧力容器閉鎖中
・原子炉格納容器閉鎖中・主蒸気隔離弁全閉・非常用ディーゼル発電機（Ｂ）点検中
・残留熱除去系（Ａ）原子炉停止時冷却モード運転中・残留熱除去系（Ｂ）停止中
・残留熱除去系（Ｃ）低圧注水モード待機中
・原子炉水位「Ｎ．Ｗ．Ｌ」（通常は＋1550mm以上）

凡例：操作・確認（運転員のみの作業）：緊急時対策要員（現場）のみの作業：プラント状態：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：判断：シナリオ上考慮しない操作・判断結果
外部電源喪失残留熱除去系停止確認（機器作動状況、系統流量による確認）

非常用ディーゼル発電機（Ａ，Ｃ）自動起動確認
非常用高圧系統（6.9kV）Ｃ，Ｅ復旧確認

非常用ディーゼル発電機運転状態確認（解析上の時刻）（０分）

残留熱除去系原子炉停止時冷却モード
※１
再起動操作

※２
約１時間後に原子炉水温が「100℃」に到達する。

原子炉停止時冷却モード再起動時 のプラント状態確認にて「崩壊熱除去機能喪失」を確認（約６０分後）原子炉水温100℃到達※１
崩壊熱除去機能喪失を模擬するため「熱交換器出口弁開操作忘れ」及び「熱交換器出口弁開操
作不能」を解析条件とする。実際は、原子炉停止時冷却モード停止時の原子炉水最高温度を確認する。再起動後から原子炉水温度を継続監視するため、早期に崩壊熱除去機能喪失は確認することができる。

※３
１時間毎の中央制御室監視により原子炉水温度の上昇、及び崩壊熱除去機能喪失を認知する。

解析上考慮せず※４
解析上、原子炉を大気圧状態に維持するため逃がし安全弁を「開」する。
※５
注水前の原子炉最低水位は「有効燃料棒頂部（TAF）＋3.3ｍ（約「レベル３－500mm」）」となる。

※２※６
低圧注水モードで注水後、原子炉停止時冷却モードへ切り替える。

運転中の残留熱除去系故障確認※７
原子炉水位計（広帯域）にて原子炉水位の回復を確認する。

※３

運転していた残留熱除去系
復旧操作
逃がし安全弁による手動減圧操作（約１２０分後）回復は解析上考慮せず※４

待機していた残留熱除去系を用いた
低圧注水モードので注水※５

原子炉水位回復確認※７

待機していた残留熱除去系を用いた原子炉停止時冷却モードにより崩壊熱除去機能復旧※６

原子炉停止時冷却モードにより冷却を継続し、機能喪失している設備の復旧に努める。

図 5.1.3 崩壊熱除去機能喪失時の対応手順の概要
5-1-1082

5-1-11

83

合計

合計

必要人員数（７号炉）

必要人員数（６号炉）

残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運
転

（

４人

Ｃ, Ｄ, Ｅ, Ｆ

２人

Ａ, Ｂ

(その他参集13人）

１２人

０人

－

－

－

－

－

－

－

－

－

（現場）

緊急時対策要員

機能回復＊6号炉は「全交流動力電源喪失」事象想定

原子炉停止時冷却モード 起動操作

・残留熱除去系（待機側）

・残留熱除去系（待機側）
現場移動、現場ラインアップ

・残留熱除去系（待機側）
原子炉停止時冷却モードへラインナップ

・残留熱除去系

・残留熱除去系（待機側）
低圧注水モード 起動／停止操作

・逃がし安全弁１弁による手動減圧操作

・原子炉水位、温度監視

・残留熱除去系（運転側）
原子炉停止時冷却モード 再起動操作

・残留熱除去系（運転側）
原子炉停止時冷却モード 停止確認

・非常用ディーゼル発電機起動確認

・外部電源喪失確認

操作の内容

０
事象発生

0.5

５分

1
2

2.5

3

経過時間（時間）

約60分

3.5

4

90分

90分

５分

通常原子炉水位（ＮＷＬ）まで回復後停止

適宜監視

約120分 注水開始

原子炉水温100℃到達

プラント状況確認（残留熱除去系故障認知）

1.5

図 5.1.4 崩壊熱除去機能喪失時の作業と所要時間）内の数字は他の作業終了後、移動して対応する人員数。

２人
c,d

－

１人
a

a

（１人）

－

－

（１人）
a

２人
c,d

－

－

－

（１人）
a

原子炉水位回復作業

残留熱除去系復旧操作

－

－

（１人）
a

（１人）
a

－

－

（１人）
a

１人
a

（現場）

（中操）

７号

運転員

運転員

実施箇所・必要人員数

原子炉減圧操作

状況判断

操作項目

７号炉にて本事象発生
６号炉は運転中であり、「全交流動力電源喪失」事象発生

事故想定

停止中の崩壊熱除去機能喪失

4.5

5

5.5

残留熱除去系ポンプ（Ｃ）

残留熱除去系ポンプ（Ｃ）

残留熱除去系ポンプ（Ｃ）

対応可能な要員により、対応
する

残留熱除去系ポンプ（Ｃ）

残留熱除去系ポンプ（Ａ）

残留熱除去系ポンプ（Ａ）

備考

原子炉の水温 100℃到達
水位回復後は崩壊熱相当の注水を実施し，その後停止時冷却モードによる崩壊熱除去を実施

低圧注水モードによる注水開始

図 5.1.5 原子炉水位の推移

5-1-1284

5-1-1385

崩壊熱除去機能喪失により原子炉水温度が「100℃」に到達することから，原子炉を大気圧に維持するため逃がし安全弁を開操作する。

逃がし安全弁による原子炉大気

圧維持

低圧注水モード運転により原子炉水位回復後，原子炉停止時冷却モードへ切替を行い，崩壊熱除去機能を回復する。

よる崩壊熱除去機能回復る。

待機中の残留熱除去系による低圧注水モード運転で原子炉へ注水す

原子炉停止時冷却モード運転に

炉注水

崩壊熱除去機能喪失により，原子炉水が蒸発し原子炉水位が低下する。

作失念により熱交換器での除熱ができず崩壊熱除去機能喪失となる。

低圧注水モード運転による原子再起動した残留熱除去系熱交換器出口弁の故障及び運転員による開操

崩壊熱除去機能喪失確認

開する。

した残留熱除去系ポンプを再起動し原子炉停止時冷却モード運転を再用ディーゼル発電機が起動するため，非常用高圧系統が復旧する。停止

外部電源喪失により運転中の残留熱除去系ポンプが停止するが，非常手順

原子炉停止時冷却系故障による原子炉停止時冷却モード再起動

判断及び操作残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ

逃がし安全弁－残留熱除去系ポンプ

常設設備

－

－

―

－

－

可搬設備

計装設備

【ＳＡ】：重大事故等対処設備

残留熱除去系熱交換器入口温度計

残留熱除去系系統流量計

原子炉水位計（広帯域）【ＳＡ】

残留熱除去系系統流量計

原子炉水位計（広帯域）【ＳＡ】

残留熱除去系熱交換器入口温度計

原子炉圧力計【ＳＡ】

残留熱除去系熱交換器入口温度計

残留熱除去系系統流量計

残留熱除去系熱交換器入口温度計

残留熱除去系系統流量計

有効性評価上期待する事故対処設備

表 5.1.1 崩壊熱除去機能喪失時における重大事故等対策について

初期条件

86

事故条件

5-1-14大気圧

残留熱除去系機能喪失

原子炉初期圧力起因事象

外部電源なし52℃

原子炉初期温度

外部電源

通常運転水位

１日後）（9×9 燃料(A 型)，原子炉停止

約 22.4MW

原子炉圧力容器未開放

主要解析条件

原子炉初期水位

崩壊熱

原子炉圧力容器の状態

項目

条件設定の考え方ら，資源の観点で厳しい外部電源なしを設定

外部電源の有無は事象進展に影響しないことか

運転中の残留熱除去系の故障を想定

停止後 1 日の実績による値

側の設定温度

残留熱除去系の原子炉停止時冷却モードでの炉水停止後 1 日の水位から保守性を持たせた値

ANSI/ANS-5.1-1979 にて算出した値

平衡炉心燃料の平均燃焼度 33GWd/t を基に炉心の崩壊熱及び保有水量の観点から，設定

表 5.1.2 主要解析条件(崩壊熱除去機能喪失)(1／2)

重大事故等対策に関連する

重大事故等対策に機器条件関連する操作条件

5-1-1587

よる原子炉への注水

残留熱除去系の低圧注水モードによる原子炉への注水流量

残留熱除去系の低圧注水モードに項目

事象発生から 2 時間後

954ｍ3/ｈにて注水

主要解析条件

条件設定の考え方

余裕を考慮して設定

事象の認知や現場操作の時間を基に，さらに時間

低圧注水系の設計値として設定

表 5.1.2 主要解析条件(崩壊熱除去機能喪失)(2／2)

添付資料5.1.1
運転停止中の崩壊熱除去機能喪失および全交流動力電源喪失における基準水位到達までの余裕時間と必要な注水量の計算方法について
運転停止中の崩壊熱除去機能喪失および全交流動力電源喪失により，基準水位到達までの余裕時間と必要な注水量について，以下の式を用いて計算を行った。なお，事象を厳しく評価するため，発生する崩壊熱は全て水温上昇及び蒸発に寄与するものとし，原子炉圧力容器や水面からの放熱は考慮しない。
(1) 100℃に至るまでの時間
100℃に至るまでの時間は次の式で求める
t1 ＝ ( h100 － h52 ) × Vc × ρ52 ／ ( Q × 3600 ) ＝ 約1.02[h]t1 ：100℃に至るまでの時間[h]h100 ：100℃の飽和水の比エンタルピ[kJ/kg]＝419.10
h52 ：52℃の飽和水の比エンタルピ[kJ/kg]＝217.70
Vc ：保有水の体積[m ] ＝3

ρ52 ：52℃の水密度[kg/m ] ＝ 987
3

Q ：崩壊熱[kW] = 2.24×104(2) 基準水位（燃料有効長頂部または放射線の遮へいが維持される水位）に至るまでの時
間崩壊熱(蒸発)によって基準水位に至るまでの時間は次の式で求める
t = t1 + t2 ＝5.38[h]t2 ＝ ( hs － h100 ) × Vu × ρ52 ／ ( Q × 3600 ) ＝4.36[h]t ：基準水位に至るまでの時間[h]t2 ：100℃到達から基準水位に至るまでの時間[h]h100 ：100℃の飽和水の比エンタルピ[kJ/kg]＝419.10
hs ：飽和蒸気の比エンタルピ[kJ/kg] ＝ 2675.57
Vu ：基準水位までの保有水の体積[m ] ＝3

ρ52 ：52℃の水密度[kg/m ] ＝ 987
3

Q ：崩壊熱[kW] ＝ 2.24×104

88

添 5.1.1-1

(3) 必要な注水量
崩壊熱によって喪失する冷却材を補うために必要な注水量は次の式で求める
f ＝ ( Q × 3600 ) ／ (( hs － hf ) × ρf) ＝約33.1[m /h]3

f ：必要な注水量[m /h]3

ρf ：注水(飽和水)の密度[kg/m ] ＝ 988
3

hs ：飽和蒸気の比エンタルピ[kJ/kg] ＝ 2675.57
hf ：注水(飽和水)の比エンタルピ[kJ/kg] ＝209.34
Q ：崩壊熱[kW] ＝ 2.24×104(4) 注水中の蒸発量注入された水を100℃に上昇させる熱を崩壊熱から差し引いた熱が蒸発に使われるため，次の式で求める
Q × 3600 ＝ F × ρf × ( h100 － hf ) ＋ S × ρf × ( hs － h100 )S ＝ ( Q × 3600 － F × ρf × ( h100 － hf )) ／ ( ρf × ( hs － h100 )) ＝約
33.1[m /h]3

F ：注水量[m /h]
3

S ：注水中の蒸発量[m /h] (ただし，S≧0)3

ρf ：注水(飽和水)の密度[kg/m ] ＝ 988
3

hs ：飽和蒸気の比エンタルピ[kJ/kg] ＝ 2675.57
h100 ：100℃の飽和水の比エンタルピ[kJ/kg]＝419.10
hf ：注水(飽和水)の比エンタルピ[kJ/kg] ＝209.34
Q ：崩壊熱[kW] ＝ 2.24×104

添 5.1.1-2

89添付資料 5.1.2

重要事故シーケンスの選定結果を踏まえた有効性評価の条件設定
1. 「崩壊熱除去機能喪失」の重要事故シーケンスの選定
運転停止中原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価，「崩壊熱除去機能喪失」の重要事故シーケンスの選定にあたっては，他の殆どの重要事故シーケンス等の選定と同様に，PRA の結果から抽出された事故シーケンスグループからガイドに示された着眼点を考慮し，重要事故シーケンスを選定している。
崩壊熱除去機能喪失の重要事故シーケンスとしては，ガイドに示された着眼点に加えて事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」における評価内容との差別化を図ることを考慮し，次の事故シーケンスを選定した。
・崩壊熱除去機能喪失(RHR 機能喪失[フロントライン])+崩壊熱除去・注水系失敗
2. 重要事故シーケンスに対する燃料損傷防止対策の選定
有効性評価では，設計基準相当の設備の機能喪失を受けて炉心損傷に至る重要事故シー
ケンスに対し，重大事故等対処設備を用いて炉心損傷を防止できることを確認している。
この観点では，全ての崩壊熱除去機能及び注水機能の喪失を受け，重大事故等対処設備を用いて炉心損傷を防止するという評価も考えられるが，この場合，事故シーケンスグルー
プ「全交流動力電源喪失」で選定される重要事故シーケンスと同じ評価を実施することとなる。このため，「崩壊熱除去機能喪失」の重要事故シーケンスの有効性評価では，ガイドの対策例を参照し，待機中の残留熱除去系によって崩壊熱除去機能を確保し，炉心損傷を防止可能であることを確認している。
3. プラント状態(POS)の選定
重要事故シーケンスの選定プロセスでは，POS については選定していないため，有効性評価の評価条件を設定する際に決定している。崩壊熱除去機能の喪失事象が発生した場
合，代替の崩壊熱除去機能や炉心への注水機能を用いて炉心損傷を防止することとなる。
このため，POS を選定する上では崩壊熱が高く，原子炉圧力容器内の冷却材が少ないた
め，事象発生から炉心損傷までの時間余裕が厳しい POS を選定することが適切と考える。崩壊熱の観点で最も厳しい POS は「S」であり，「S」は冷温停止への移行状態として定義される状態である。冷温停止に移行する前の高温停止の状態は，崩壊熱除去機能及び注水機能に対する待機要求が運転時とほぼ同等であり，この状態の評価は運転時の崩壊熱除去機能喪失の評価に包絡されるものと考える。
なお，原子炉圧力容器蓋閉時は圧力の上昇が考えられるが，トップベントから減圧ができること，急激に圧力が上昇するようなものではないこと，圧力上昇しても SRV で減圧できることから低圧注水系が使用できるとしている。また，格納容器閉時においても同様の考え方である。

90

添 5.1.2-1

このため，本評価における POS は，崩壊熱が高く，原子炉圧力容器内の冷却材が少ないことに加え，冷温停止状態となることで崩壊熱除去機能及び注水機能に対する待機要求が変化する「A」を選定している。停止時レベル 1PRA における POS の分類及び定期検査
工程を図 1 に，POS の選定方法及び圧力容器の開閉状態を表 1 に示す。
4. 他の燃料損傷防止対策を想定した場合の影響
本評価で確認している，待機中の残留熱除去系による崩壊熱除去機能確保とは別の燃料損傷防止対策としては，復水補給水系による注水が考えられるが，これについては「全交流動力電源喪失」で選定される重要事故シーケンスにおいて，本評価と同じ POS「A」でその有効性を確認している。

添 5.1.2-2

91

92

添 5.1.2-3
図 1 停止時レベル 1PRA における POS の分類及び定期検査工程

添 5.1.2-4

93

PCV／RPVの閉鎖及び起動準備への移行状態

D 起動準備状態

C2C1POS Aに包絡される・非常用炉心冷却系（ＬＰＬＦ，ＨＰＣＦ）
・低圧代替注水系（常設）・低圧代替注水系（可搬型）・常設代替交流電源設備

・非常用炉心冷却系（ＬＰＬＦ，ＨＰＣＦ）
・低圧代替注水系（常設）・低圧代替注水系（可搬型）・常設代替交流電源設備

・非常用炉心冷却系（ＬＰＬＦ，ＨＰＣＦ）「全交流動力電源喪失
・低圧代替注水系（常設）(POS A)」の評価に包絡・低圧代替注水系（可搬型）
される・常設代替交流電源設備

POS-Aに比べ，「崩壊熱」が小さい，「緩和系」に差がない，「保有水量」に差がない，「余裕時間」が長いことから，燃焼損傷防止対策の有効性評価はPOS-Aに包絡される

POS-Sに比べ，「崩壊熱」が小さく，「保有水量」に差がない。また，「余裕時間」が長いものの，「緩和系」も少ないことから，「崩壊熱除去機能喪失（POS-A）」には包絡されない。しかしながら，「崩壊熱」
及び「緩和系」の観点からより厳しい「全交流動力電源喪失（POSA）」に包絡される

POS-Sに比べ，崩壊熱が小さく，また保有水量が多いことから余裕時間が長いものの，点検等により緩和系が少なくなることが考えられる
ただし，常設代替交流電源設備及び低圧代替注水系（常設）や燃料
プール代替注水系（可搬）を用いることで炉心損傷を回避できること
から崩壊熱の観点から厳しい「全交流動力電源喪失(POS A)」，及び「使用済燃料プール 想定事故１」に包絡される有効性評価にて評価項目を満足することを確認している・非常用炉心冷却系（ＬＰＬＦ，ＨＰＣＦ）
・低圧代替注水系（常設）・低圧代替注水系（可搬型）・常設代替交流電源設備

・非常用炉心冷却系（ＬＰＬＦ，ＨＰＣＦ）
・低圧代替注水系（常設）・低圧代替注水系（可搬型）「全交流動力電源喪失 ・常設代替交流電源設備(POS A)」，及び「使用済 ・燃料プール代替注水系（常設）
燃料プール 想定事故 ・燃料プール代替注水系（可搬）１」に包絡※-POS-Aに比べ，期待できる緩和系が多く，有効性評価においては
POS S と同等の崩壊熱や保有水量を使用していることからPOS-A
を想定した有効性評価の条件に包絡される

燃料有効長頂部の冠水・非常用炉心冷却系（ＬＰＬＦ，ＨＰＣＦ）
・低圧代替注水系（常設）・低圧代替注水系（可搬型）・常設代替交流電源設備

重大事故等対処設備等

・非常用炉心冷却系（ＬＰＬＦ）
原子炉ウェル満水状態（原 ※ＰＯＳ Ｂ３においては・低圧代替注水系（可搬型）
B2 子炉ウェル水抜き開始まで） RHRが待機していないた
・常設代替交流電源設備
め,「残留熱除去機能喪 ・燃料プール代替注水系（可搬）
失(POS A)」には包絡されないが，「全交流動力
・非常用炉心冷却系（ＲＨＲ）
電源喪失(POS A)」の評
B3
・低圧代替注水系（常設）価に代表される。
・低圧代替注水系（可搬型）・常設代替交流電源設備
・燃料プール代替注水系（常設）B4
・燃料プール代替注水系（可搬）B1

PCV／RPVの開放及び原子炉ウェル満水への移行状態

POS-Aを想定した有効性評価の条件に包絡（崩壊熱や保有水量を
POS S と同等のものを使用している為）

原子炉冷温停止への移行
S
状態

A

包絡事象

プラント状態（POS）

閉鎖

閉鎖

閉鎖

開放

閉鎖

開放

閉鎖

閉鎖

原子炉圧力容器蓋の開閉状態

未臨界の確保原子炉が未開放であることから，遮へいは確保される プラント状態POS-Aに同じ

水位低下の速いシナリオである「原子炉冷却材の流出」にて評価し，評価項目を満足することを確認してい プラント状態POS-Aに同じる
燃料の取出・装荷に係わる作業は※使用済燃料プールにおける放射線の遮へい確保は 「反応度誤投入」に包絡「使用済燃料プール 想定事故１」に包絡される有効性評価にて評価項目を満足する
有効性評価にて評価項目を満足することを確認してい ことを確認しているる
制御棒引き抜きに係わる試験は「反応度誤投入」に包絡原子炉が未開放であることから，遮へいは確保される プラント状態POS-Aに同じ

放射線の遮へいが維持できる水位の確保

運転停止中の評価項目

表 1 各プラント状態における評価項目に対する影響（崩壊熱除去系喪失）

添付資料 5.1.3

崩壊熱除去機能喪失および全交流動力電源喪失評価における崩壊熱設定の考え方

1. 本評価における崩壊熱の設定
運転停止中原子炉における燃料防止対策の有効性評価，「崩壊熱除去機能喪失」および「全交流動力電源喪失」の重要事故シーケンスの有効性評価では，スクラムによる原子炉停止から 1 日後の崩壊熱を用いて原子炉冷却材の温度上昇及び蒸発による原子炉水位の低下を評価している。
一般に定検期間が数十日であることを考慮すると，原子炉停止から 1 日(24 時間)後の崩壊熱を用いることは定検期間から見ると保守的な設定であると考えるが，仮に原子炉停止
からの時間がより短い時点での崩壊熱を用いれば，より厳しい評価条件となる。
2. より厳しい崩壊熱を設定した場合の時間余裕への影響
プラント停止時を復水器真空破壊からと考えると，通常，復水器真空破壊のタイミング
は通常のプラント停止操作における全制御棒挿入完了から 12 時間以上後である。仮に，スクラムによる原子炉停止から 12 時間後の崩壊熱によって原子炉注水までの時間余裕を評価すると，燃料有効長頂部到達まで約 4.5 時間となる。原子炉停止から 1 日(24 時間)後の原子炉注水までの時間余裕が約 5.4 時間であることから，時間余裕の観点では約 1 時間
短くなるが，本重要事故シーケンスにおける「崩壊熱除去機能喪失」および「全交流動力
電源喪失」の事象発生から注水開始までの対応は約 2 時間であることから十分対応可能な範囲である。
この様に，崩壊熱の設定によっては原子炉注水の余裕時間に変動が生じるが，スクラムによる原子炉停止とし，13 ヶ月運転に対して燃焼度を 10%増加させた場合の崩壊熱を用いていること及び原子炉注水までの時間余裕の評価では崩壊熱の減衰を考慮していないこと等，様々な保守性を含めた評価としていることから，本重要事故シーケンスにおいて，原子炉注水が間に合わず，炉心損傷に至る状況は想定し難いものと考える。
以94

添 5.1.3-1

上添付資料 5.1.4
安定停止状態について
運転停止中 崩壊熱除去機能喪失の安定停止状態については以下のとおり。
原子炉安定停止状態：
冷却材の注水や崩壊熱除去により，燃料の冠水，放射線遮へい，未臨界が維持され，冷却水の温度が安定した状態

原子炉安定状態の確立について
図 5.1.5 に示すとおり，崩壊熱除去機能喪失により冷却材の温度が上昇し，事象開始 60
分後に沸騰開始による水位の低下が始まるが，待機していた残留熱除去系の低圧注水モードにより，水位は回復する。
その後，残留熱除去系を原子炉停止時冷却モードに切り替え，崩壊熱除去を実施すること
で水位及び温度が安定した状態となる。

添 5.1.4-1

95

96

初
期
条
件

添 5.1.5-1

通常運転水位

大気圧

原子炉圧力容器未開放

原子炉初期圧力

原子炉圧力容器の状態

52℃

原子炉停止後 1 日
約 22.4MW(ANSI/ANS-5.1-1979)

原子炉開放に向けて水位を上昇している場合は，注水までの時間余裕が長くな
り，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。しかし，通常運転水位から燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は約 5 時間と注水操作に対して十分な時間が確保されているため，影響はない。
圧力が高い場合は飽和水のエンタルピが大きくなるため，評価項目となるパラメータに対する余裕時間は大きくなる。
しかし，通常運転水位から燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は約 5
時間と注水操作に対して十分な時間が確保されているため，影響はない。
評価上，原子炉の圧力は大気圧に維持されることを想定しているため，原子炉開放状態を想定した場合であっても，評価項目となるパラメータに対する影響はない。

残留熱除去系の原子炉停止時冷却モードで冷却されているため，通常 50℃以下になるように冷却されている。水温が 52℃より低い場合は注水までの時間余裕が長くなるが，注水操作の開始は原子炉初期温度に応じた対応をとるものではなく，崩壊熱除去機能喪失による異常の認知を起点とするものである
ため，運転員等操作時間に与える影響はない。
原子炉開放に向けて水位を上昇していることも考えられるが，注水操作の開始は 原 子 炉水 位 に 応じ た 対応 で はな
く，崩壊熱除去機能喪失による異常の認知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
注水操作準備の開始は原子炉圧力に応じた対応ではなく，崩壊熱除去機能喪失による異常の認知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
また，圧力が高く注水前に減圧が必要な場合であっても操作に必要な時間は十分あるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
原子炉開放時においては減圧操作が不要である。
減圧以外の事象進展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

残留熱除去系の原子炉停止時冷却モードでの炉水側の設定温度を想定。

原子炉停止初期の通常運転水位付近にある状態を想定。

設計値を設定。

通常運転水位以上

事故事象毎
原子炉停止後初期及び耐圧試験を除き大気圧

事故事象毎

事故事象毎
原子炉停止後初期を除き50℃以下を目標に冷却を実施

炉心の崩壊熱及び保有水量の観点から設定。

残留熱除去系の原子炉停止時冷却モードで冷却する場合は通常 50℃以下になるように冷却され，水温が 52℃より低い
場合も考えられる。その場合はパラメータに対する余裕時間は大きくなるが，通常運転水位から燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は約 5 時間と注水操作に対して十分な時間が確保されているため，影響はない。

停止後の時間が長い場合は崩壊熱が小さくなり，注水までの時間余裕が長くなるが，注水操作の開始は崩壊熱に応じた対応をとるものではなく，崩壊熱除去機能喪失による異常の認知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。

平衡炉心燃料についてサイクル末期の燃焼度に 10%の保守性を考慮した値を想定し算出。
停止後の時間については，停止後の時間が短くなるように 1 日後の状態を想
定。

事故事象毎
装荷炉心毎

評価項目パラメータに与える影響
崩壊熱が小さい場合は注水までの時間余裕が長くなり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。逆に原子炉停止後の時間が短く，崩壊熱が大きい場合は注水までの時間余裕が短くなる。スクラムによる原子炉停止から 12
時間後の崩壊熱によって原子炉注水までの時間余裕を評価すると，燃料有効長
頂部到達まで約 4.5 時間となり，評価条
件での時間余裕約 5.4 時間より短くなるが，注水操作に対して十分な時間が確保されているため，影響はない。

運転員等操作時間に与える影響

評価設定の考え方

評価条件(初期，事故及び機器条件)の不確かさ
評価条件
最確条件

原子炉初期水位

原子炉初期温度

崩壊熱

項目

表 1 評価条件を最確条件とした場合の運転員操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(1/2)

評価条件の不確かさの影響評価について（運転停止中 崩壊熱除去機能喪失）

添付資料 5.1.5

添 5.1.5-297

待機中の残留熱除去系を用いた

低圧注水モードへ

の注水流量

器

条

件

外部電源

起因事象

機

件

条

故

事

項目

機能喪失

機能喪失

954m3/h

954m3/h

事故毎に変化

運転中の残留熱除去系の運 転中 の 残 留 熱除 去 系の

外部電源なし最確条件

評価条件

評価条件(初期，事故及び機器条件)の不確かさ

操作時間に与える影響はない。

故障等による機能喪失するものとしてから，運転員等操作時間に与える影響はない。

から，資源の評価の観点で厳しくなる
外部電源がない場合を想定。

低圧注水系の設計値として設定。

場合では，事象進展は同じであること

場合では，事象進展は同じであること

操作時間に与える影響はない。

から，事象進展に影響はなく，運転員等

解析条件と最確条件が同様であること

外部電源がない場合と外部電源がある

外部電源がない場合と外部電源がある設定。

から，事象進展に影響はなく，運転員等

解析条件と最確条件が同様であること

運転員等操作時間に与える影響

去を実施中に，残留熱除去系ポンプの時冷却モードによる原子炉の崩壊熱除

残留熱除去系ポンプ 1 台で原子炉停止

評価設定の考え方い。

とな る パ ラメ ー タ に対 す る影 響 はな

から，事象進展に影響はなく，評価項目

解析条件と最確条件が同様であること

える影響はない。

から，評価項目となるパラメータに与場合では，事象進展は同じであること

外部電源がない場合と外部電源があるい。

とな る パ ラメ ー タ に対 す る影 響 はな

から，事象進展に影響はなく，評価項目

解析条件と最確条件が同様であること

評価項目パラメータに与える影響

表 1 評価条件を最確条件とした場合の運転員操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(2/2)

添 5.1.5-3

98

件

条

作

操

水操作

モードへの注

いた低圧注水ら 120 分間余裕を考慮して設定。

の時間を基に，さらに時早くなる場合が考えられる。

制御盤の操作スイッチによる操作のため，簡易な操作で誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

る簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため

中央制御室における操作は，制御盤の操作スイッチによ【操作の確実さ】

開始時間に与える影響はなし。

圧注水モードの注水操作時に他の並列操作はなく，操作当該操作を実施する運転員は，残留熱除去系を用いた低【他の並列操作有無】

低下に対して操作に要する時間は短い。

ある。操作時間は特に設定していないが，原子炉水位の

実際の注水操作開始時間は操作開始を設定しているが，象発生から 120 分後の注水とは容易であり，評価では事注水の必要性を認知するこなる。

ータに対する余裕は大きくれ，評価項目となるパラメ

冷却材の水位低下が抑制さ

注水開始が早くなる場合はに与える影響時間に与える影響

原子炉水位低下時に原子炉評価項目となるパラメータ

操作の不確かさが操作開始

残留熱除去系のポンプ起動操作及び注入弁の開操作は，【操作所要時間】る影響なし

中央制御室内での操作のみであり，操作開始時間に与え常駐していることから，操作開始時間に与える影響なし

中央制御室での操作のみであり，運転員は中央制御室に【要員配置】られる。

に対し，実際の注水操作開始時間が早くなる場合が考えことは容易である。よって，評価上の注水操作開始時間

時間を設定しているが，原子炉注水の必要性を認知する

始まで，主蒸気逃がし安全弁の手動減圧操作等を含め 2

障発生から低圧注水モードによる原子炉注水操作の開評価では残留熱除去系の原子炉停止時冷却モードの故【認知】

熱除去系を用事象の認知や現場操作

評価設定の考え方

操作の不確かさ要因

【移動】

事象発生か

作開始時間

評価上の操

評価上の操作開始時間

待機中の残留項目

評価条件（操作条件）の不確かさ間である。

な時間余裕を確保できる時

始するまでの 120 分は十分

り，事故を検知して注水を開までの時間は約 5 時間であ長頂部まで水位が低下する

通常運転水位から燃料有効までの水位低下である。

については，燃料有効長頂部

当該操作に対する時間余裕

操作時間余裕表 2 操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（1/2）

添 5.1.5-4

99

件

条

作

操

ら 3.5 時間

後

ドによる崩壊旧

熱除去機能復事象発生か止時冷却モー

作開始時間

評価上の操

て設定。

運転手順書等を踏まえ評価設定の考え方

評価上の操作開始時間

いた原子炉停熱除去系を用待機中の残留項目

評価条件（操作条件）の不確かさ

る崩壊熱除去機能復旧には時間余裕がある。

を実施していることから，原子炉停止時冷却モードによ残留熱除去系の低圧注水モードにより原子炉への注水操作の不確かさ要因－に与える影響時間に与える影響－

評価項目となるパラメータ

操作の不確かさが操作開始－

操作時間余裕表 2 操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（2/2）

100

添 5.1.6-1

空冷式ガスタービン発電機 ３台起動。 ※２（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,705L/h×24h×7 日×3 台＝859,320L

時系列

免震棟ガスタービン発電機 １台起動。（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
395L/h×24h×7 日＝66,360L
モニタリングポスト用仮設発電機 ３台起動。（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
9L/h×24h×7 日×3 台＝4,536L

事象発生直後～事象発生後７日間非常用ディーゼル発電機 ２台起動。 ※３（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

事象発生直後～事象発生後７日間非常用ディーゼル発電機 ２台起動。 ※３（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

事象発生直後～事象発生後７日間非常用ディーゼル発電機 ２台起動。 ※３（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

事象発生直後～事象発生後７日間非常用ディーゼル発電機 ２台起動。 ※３（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

事象発生直後～事象発生後７日間非常用ディーゼル発電機 ２台起動。 ※３（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

事象発生直後～事象発生後７日間

復水貯蔵槽給水用 可搬型代替注水ポンプ（Ａ－２級）
２台起動。
18L/h×24h×7 日×2 台＝6,048L

事象発生直後～事象発生後７日間非常用ディーゼル発電機 ３台起動。 ※１（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,490L/h×24h×7 日×3 台＝750,960L

事象発生直後～事象発生後７日間

代替熱交換器車用 電源車 ２台起動。
（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
110L/h×24h×7 日×2 台＝36,960L※１ 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は２台で足りるが，保守的に非常用ディーゼル発電機３台を起動させて評価した。
※２ 事故収束に必要な空冷式ガスタービン発電機は１台で足りるが，保守的に空冷式ガスタービン発電機３台を起動させて評価した。
※３ 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は１台で足りるが，保守的に非常用ディーゼル発電機２台を起動させて評価した。

その他

５号炉

４号炉

３号炉

２号炉

１号炉

６号炉

７号炉

号炉

７日間の
軽油消費量
約 70,896L

７日間の
軽油消費量
約 631,344L

７日間の
軽油消費量
約 631,344L

７日間の
軽油消費量
約 631,344L

７日間の
軽油消費量
約 631,344L

７日間の
軽油消費量
約 631,344L

７日間の
軽油消費量
約 902,328L

７日間の
軽油消費量
約 750,960L

合計

判定

１～７号炉軽油タンク
及び地下軽油タンクの残容量（合計）は
約 533,992L であり，７日間対応可能。

５号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，７日間対応可能。

４号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，７日間対応可能。

３号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，７日間対応可能。

２号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，７日間対応可能。

１号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，７日間対応可能。

６号炉軽油タンク及び地下軽油タンクの容量（合計）は
約 1,164,000L であり，７日間対応可能。

７号炉軽油タンク容量は
約 1,020,000L であり，７日間対応可能。

プラント状況：６号炉運転中。１～５，７号炉停止中。
事象：崩壊熱除去機能喪失は７号炉を想定。保守的に全ての設備が，事象発生直後から燃料を消費するものとして評価する。
なお，全プラントで外部電源喪失が発生することとし，免震棟等，プラントに関連しない設備も対象とするが，６号炉のみ非常用ディーゼル発電機起動失敗による全交流動力電源喪失を想定する。

7 日間における燃料対応について(運転停止中 崩壊熱除去機能喪失)

添付資料 5.1.6

5.2 全交流動力電源喪失
5.2.1 事故シーケンスグループの特徴，燃料損傷防止対策(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」において燃料損傷防止対策の有効性を確認する事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「外部電源喪失＋直流電源喪失＋崩壊熱除去・注水系失敗」及び②「外部電源喪失＋交流電源喪失＋崩壊熱除去・注水系失敗」である。
(2) 事故シーケンスグループの特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」では，全交流動力電源が喪失し，残留熱除去系等による崩壊熱除去機能が喪失することを想定する。このため，緩和措置が取られない場合には，崩壊熱による原子炉水の蒸発に伴い，原子炉内の冷却材が減少することで炉心が露出し，燃料損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，全交流動力電源喪失によって燃料損傷に至る事故シーケ
ンスグループである。このため，重大事故等対処設備の有効性評価としては，全交流動力電源に対する重大事故等対処設備の有効性評価が考えられる。
したがって，本事故シーケンスグループでは，運転員が異常を認知して，原子炉への注水を行い，燃料損損傷を防止する。長期的には，最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことにより除熱を行う。
(3) 燃料損傷防止対策
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」における機能喪失に対して，燃料体が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，常設代替交流電源設備による電源供給，低圧代替注水系(常設)を用いた原子炉への注水及び代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系による除熱手段を整備する。これらの対策の概略系統図を図 5.2.1 から図 5.2.2 に，手順の概要を図 5.2.3 に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と手順の関係を表 5.2.1 に示す。
本事故シーケンスグループにおける事象発生 10 時間までの 6/7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，
中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 34 名である。
その内訳は次の通りである。中央制御室の運転員は，中央監視・指示を行う当直長 1 名(6/7号炉兼任)，当直副長 2 名※，運転操作対応を行う運転員 9 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は 4 名，緊急時対策要員(現場)18名である。
※

停止中のプラントを含む体制は，必ず「当直副長2名」ではなくケースによっては「当直副長1名，運転員１名」の場合もある。

5-2-1

101

また，「全交流動力電源喪失」の対応として事象発生10時間以降に必要な参集要員は1号炉あたり13名である。6号炉及び7号炉同時の重大事故等時においては，必要な要員及び資源の観点からより厳しくなるように，一方の号炉で運転停止中の原子炉における重大事
故に至るおそれがある事故「全交流動力電源喪失」を想定し, もう一方の号炉で運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故「全交流動力電源喪失」を想定している
ため，両号炉で事象発生10時間以降に追加で必要な要員は代替原子炉補機冷却系作業を行
うための26名である。必要な要員と作業項目について図5.2.4に示す。
a. 全交流動力電源喪失による原子炉停止時冷却モード停止確認
外部電源喪失により，運転中の残留熱除去系ポンプによる原子炉停止時冷却モード運転が停止する。さらに，全ての非常用ディーゼル発電機が機能喪失し，これにより所内
高圧系統(6.9ｋＶ)の母線が使用不能となり，全交流動力電源喪失と判断する。
b. 早期の電源回復不能判断及び対応準備
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動ができず，非常用高圧系統(6.9ｋＶ)の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断する。これにより，常設代替交流電源設備，代替原子炉補機冷却系，低圧代替注水系(常設)の準備を開始する。
原子炉停止時冷却モード運転停止により，原子炉水温度が上昇し，事象発生約１時間
後に「100℃」に到達する。原子炉圧力が上昇するため，逃がし安全弁を開し大気圧を維持する。原子炉水の蒸発により原子炉水位が低下する。
c. 逃がし安全弁による原子炉大気圧維持
原子炉停止時冷却モード運転停止により原子炉水温度が「100℃」に到達することから，原子炉を大気圧に維持するため逃がし安全弁を開操作する。
逃がし安全弁による原子炉大気圧維持を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力計等である。
d. 常設代替交流電源設備による交流電源供給及び低圧代替注水系(常設)による原子炉
注水
事象発生から 70 分経過した時点で，常設代替交流電源設備による交流電源供給を開始し，低圧代替注水系(常設)による原子炉注水を開始する。これにより，原子炉水位は回復する。
低圧代替注水系(常設)による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，復水補給水系流量計等である
e. 代替原子炉補機冷却系を用いた原子炉停止時冷却モード運転
事象発生から 20 時間経過した時点で，代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系
ポンプによる原子炉停止時冷却モード運転を再開する。
原子炉停止時冷却モード運転の再開を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去

5-2-2

102

系熱交換器入口温度等である。
5.2.2 燃料損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
重要事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「全交
流動力電源が喪失し，残留熱除去系等による崩壊熱除去機能が喪失する事故」である。
なお，5.1「崩壊熱除去機能喪失」で考慮している事故シーケンス（「崩壊熱除去機能喪失（補機冷却系機能喪失[フロントライン]）＋崩壊熱除去・注水系失敗」及び「崩壊熱除去機
能喪失（代替除熱機能喪失[フロントライン]）＋崩壊熱除去・注水系失敗」）は，事象進展が同様なので合わせて本想定事象において燃料損傷防止対策の有効性を確認する。
本評価で想定するプラント状態においては，崩壊熱および原子炉冷却材，注水手段の多様性の観点から，「POS A

PCV/RPV 開放及び原子炉ウェル満水への移行状態」が燃料有効長頂部の冠水，放射線の遮蔽が維持される水位の確保及び未臨界の確保に対して，最も厳しい想定であり，当該プラントの状態において評価項目を満足することを確認することにより，運転停止中の他のプラント状態においても，すべての評価項目を満足できる。
本重要事故シーケンスでは，崩壊熱除去機能の喪失による原子炉水の蒸発により原子炉水位が低下するが，燃料有効長頂部の冠水を維持し，未臨界を維持できることを評価する。
なお，放射線の遮へいについては原子炉が未開放であることから考慮は不要である。
また，評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故シーケンスにおける運転
員等操作時間に与える影響，操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
(添付資料 5.1.1)(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンス対する初期条件も含めた主要な解析条件を表 5.2.2 に示す。
また，
主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
ａ．初期条件(a) 原子炉圧力容器の状態
原子炉圧力容器の未開放時について評価する。原子炉圧力容器の開放時については，
燃料の崩壊熱及び保有水量の観点から，未開放時の評価に包絡される。
(b) 崩壊熱
原子炉停止後の崩壊熱は，ANSI/ANS-5.1-1979 の式に基づくものとし，また，崩壊熱を厳しく見積もるために，原子炉停止 1 日後の崩壊熱を用いる。このときの崩壊熱は
約 22MW である。
(c) 原子炉初期水位及び初期水温

5-2-3

103

事象発生前の原子炉の水位は通常運転水位とし，また，水温は 52℃とする。
(d) 原子炉圧力
水位低下量を厳しく見積もるために，減圧操作によって大気圧が維持されているものとする。
(添付資料 5.1.2, 5.1.3)
b．事故条件(a) 起因事象
送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源が喪失するものとする。
(b) 安全機能の喪失に対する仮定
非常用ディーゼル発電機の機能が喪失し，全交流動力電源が喪失するものとする。
(c) 外部電源
外部電源はないものとする。
起因事象として，外部電源が喪失するものとしている。
ｃ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 低圧代替注水(常設)による原子炉への注水流量
低圧代替注水(常設)による原子炉への注水流量は 150ｍ3/ｈとする。
(b) 代替原子炉補機冷却系
伝熱容量は約 23MW とする(海水温度 30℃において)ｄ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 事象発生70分までに常設代替交流電源設備によって交流電源の供給を開始する。
(b) 低圧代替注水系(常設)による原子炉注水操作は，事象発生70分後から開始する。
(c) 代替原子炉補機冷却系による原子炉停止時冷却モード運転は，事象発生20時間後から開始する。
(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスの事象進展を図5.2.3に，原子炉水位の変化を図5.2.5に示す。
a. 事象進展
事象発生後，全交流動力電源喪失に伴い崩壊熱除去機能が喪失することにより，原子炉水温は上昇し，約 1 時間後に沸騰，蒸発することにより原子炉水位は低下し始めるが，水位が燃料有効長頂部まで低下するのは事象発生から約 5 時間である。事象発生から 70 分経過した時点で，常設代替交流電源設備による電源供給を開始し，低圧代替注水系(常設)による注

5-2-4

104

水を行うことによって，水位は燃料有効長頂部の約 4.2ｍ上まで低下するにとどまる。水位回復後についても，蒸発量に応じた注水を実施することによって，水位を適切に維持することができる。
事象発生から 20 時間経過した時点で，代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系による除熱を開始することによって，原子炉水温は低下する。
b．評価項目等
原子炉水位は，図 5.2.5 に示すとおり水位は燃料有効長頂部の約 4.2ｍ上まで低下するにとどまり，炉心は冠水を維持する。
原子炉圧力容器は未開放であり，放射線の遮蔽は維持されている。また，全制御棒全挿入
状態が維持されているため，未臨界は確保されている。
事象発生 70 分後から，常設代替交流電源設備により電源を供給された低圧代替注水系(常設)の安定した除熱を継続することから，長期的に原子炉及び原子炉格納容器の安定状態を継続できる。
(添付資料 5.2.1)
5.2.3 解析条件の不確かさの影響評価
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作
時間余裕を評価するものとする。
本重要事故シーケンスは，事象進展が緩やかであり，常設代替交流電源設備による電源供給を開始し，低圧代替注水系(常設)を用いた注水により水位を回復させ，その後，代替
原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系ポンプによる原子炉停止時冷却モード運転による除熱を行うことが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，常設代
替交流電源設備による受電および低圧代替注水系(常設)を用いた注水操作とする。
(1) 評価条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，表5.2.2に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。
また，評価条件の設定に当たっては，原則，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定としていることから,その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる燃料の崩壊熱，事象発生前の原子炉冷却材の温度（初期水温）及び原子炉水位（初期水位），原子炉圧力容器の状態に関する影響評価の結果を以下に示す。
(a)運転員等操作時間に与える影響

5-2-5

105

崩壊熱，初期水位，初期水温及び初期圧力を考慮した場合，喪失後の時間等によってそれらの値は変化するが，注水操作は全交流動力電源の喪失に伴う異常の認知を起因とする操作であるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
(b)評価項目となるパラメータに与える影響
崩壊熱の想定は，崩壊熱が小さな場合は注水までの時間余裕が長くなり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。通常運転水位から燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は約5時間と注水操作に対して十分な時間が確保されているため，影響はない。
原子炉水温が低い場合，原子炉初期水位が高い場合，原子炉初期圧力が高い場
合について，崩壊熱が小さな場合と同様にパラメータに対する余裕時間は大きくなるが，通常運転水位から燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は約5時間と注水操作に対して十分な時間が確保されているため，影響はない。
原子炉圧力容器の状態においては評価上，大気圧に維持されることを想定しているため，原子炉開放状態を想定した場合であっても，評価項目となるパラメータに対する影響はない。
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の６要因に分類し，これらの要因が解析上の操作開始時間に与える影響を評価する。また，操作の不確かさが操作開始時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評
価し，評価結果を以下に示す。
(a) 操作の不確かさが操作開始時間に与える影響
常設代替交流電源設備からの受電および低圧代替注水(常設)による原子炉への注水操作は中央制御室及び現場で行う操作であるが，それぞれ別の運転員による操作を想定していることから，要員の配置による他の操作に与える影響はない。
代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系による原子炉停止時冷却モード運転の操作を実施する要員は，前後に他の操作がないことから，要員の配置による他の操作に与える影響はない。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
低圧代替注水(常設)による原子炉への注水操作について，注水開始が早くなる場
合は冷却材の水位低下が抑制され，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。しかし，通常運転水位から燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間
は約5時間と注水操作に対して十分な時間が確保されているため，影響はない。
代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系による原子炉停止時冷却モード運転の操作については注水による燃料有効長頂部の冠水は維持されているため，評価項目となるパラメータに対する影響はない。

5-2-6

106

(添付資料5.2.2)(2) 操作時間余裕の把握
操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認する。
受電操作および注水操作に対する時間余裕としては，図5.2.4 に示すとおり，通常運転
水位から燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は約5時間であり，事故を検知して注水を開始するまでの70分は十分な時間余裕を確保できる。
代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系による原子炉停止時冷却モード運転の操作については注水による燃料有効長頂部の冠水は維持されているため，操作に対する時間余裕は不要である。
(添付資料5.2.2)(3) まとめ
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時
間余裕を確認した。その結果，評価条件等の不確かさを考慮しても操作時間に対する十分な
余裕時間を確保でき，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，
操作時間に対して一定の時間余裕がある。また，要員の配置による他の操作に与える影響はない。
5.2.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」において，6号炉及び7号炉同時の重大事故等対策時において事象発生10時間までの必要要員は，「5.2.1(3)燃料損傷防止対策」に示すとおり34名であり，当直長，当直副長，運転員及び緊急時対策要員の47名で対処可能である。
また，事象発生10時間以降に必要な参集要員は26名である。
(2) 必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」において，水源，燃料及び電源の資源について以下のとおりである。「6.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価を行い，その結果を以下に示す。
ａ．水源
低圧代替注水系(常設)による炉心注水については，7日間の対応を考慮すると，合計
約610m3の水量が必要となる。復水貯蔵槽は約1,700m3の水を保有しており，復水貯蔵槽を

5-2-7

107

枯渇させることなく復水貯蔵槽を水源とした注水が可能となることから，7日間の注水継続実施が可能である。
(添付資料 5.2.3)
ｂ．燃料
常設代替交流電源設備による電源供給については，保守的に事象発生直後からの運転を想定して，7日間の運転継続に約859,320Lの軽油が必要となり，代替原子炉補機冷却設備
専用の電源車については，保守的に事象発生直後からの運転を想定して，7日間の運転継
続に約36,960Lの軽油が必要となる。(合計 約896,280L)
軽油タンク及び地下軽油タンクで軽油約 1,164,000L(発電所内で軽油約 5,344,000L)の使用が可能であることから，常設代替交流電源設備による電源供給，代替原子炉補機冷却設備の運転について，7 日間の継続が可能である。
(添付資料 5.2.4)
ｃ．電源
常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故対策等に必要な負荷として，6号炉で約1,011kW，7号炉で約1039kW必要となるが，常設代替交流電源設備は連続定格容量が2,950kWであり，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
また，蓄電池の容量については，交流電源が復旧しない場合を想定しても，不要直流負荷の切り離し等を行うことにより，24時間の直流電源供給が可能である。
(添付資料5.2.5)
5.2.5 結論
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」では，全交流動力電源が喪失し，残留熱除去系等による崩壊熱除去機能が喪失することが特徴である。事故シーケンスグループ｢全交流動力電源喪失｣に対する燃料損傷防止対策としては，短期対策として，常設代替交流電源設備による電源供給，低圧代替注水系(常設)を用いた原子炉への注水，長期対策として，
代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系による除熱を整備している。
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」の重要事故シーケンス「全交流動力電源が喪失し，残留熱除去系等による崩壊熱除去機能が喪失する事故」について有効性評価を実施した。
上記の事故が発生した場合においても，常設代替交流電源設備による電源供給，低圧代
替注水系(常設)を用いた原子炉への注水及び代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系
による除熱を実施することにより，燃料損傷することはない。
その結果，燃料有効長頂部の冠水，放射線遮へいの維持及び未臨界の確保ができることから，評価項目を満足するとともに，長期的には安定状態を維持できる。
重大事故等対策時に必要な要員は，当直長，当直副長，運転員及び緊急時対策要員にて対処可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。

5-2-8

108

以上のことから，事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」において，燃料損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シー
ケンスグループ「全交流動力電源喪失」に対して有効である。

5-2-9

109

非常用ディーゼル発電機

原子炉格納容器

外部電源

Gen
逃がし安全弁主タービン系
へ

給水系
より

低圧代替注水系（常設）

常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）

原子炉圧力容器

復水移送
ポンプ

復水貯蔵槽

Ａ

Ａ

Ｂ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ

図 5.2.1 全交流動力電源喪失時の重大事故等対策の概略系統図(1/2)（原子炉減圧及び原子炉注水）

非常用ディーゼル発電機

原子炉格納容器

外部電源

Gen

逃がし安全弁主タービン系へ

給水系
より

低圧代替注水系（常設）
可搬型代替交流電源設備（電源車）

原子炉圧力容器

復水移送
ポンプ

復水貯蔵槽

Ｂ

残留熱除去系ポンプ

Ａ

代替原子炉補機
冷却系

Ａ

残留熱除去系ポンプ
常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）

図 5.2.2 全交流動力電源喪失時の重大事故等対策の概略系統図(2/2)（原子炉停止時冷却及び原子炉注水）

5-2-10110

プラント前提条件
・プラント停止後１日目
・原子炉圧力容器閉鎖中
・原子炉格納容器閉鎖中・主蒸気隔離弁全閉・非常用ディーゼル発電機（Ｂ）点検中
・残留熱除去系（Ａ）原子炉停止時冷却モード運転中・残留熱除去系（Ｂ）停止中
・残留熱除去系（Ｃ）低圧注水モード待機中
・原子炉水位「Ｎ．Ｗ．Ｌ」（通常は＋1550mm以上）

凡例：操作・確認（運転員のみの作業）：緊急時対策要員（現場）のみの作業：プラント状態：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

：判断

（０分）

（約１０分後）全交流電源喪失発生※２

早期の電源回復不能と判断※４
解析上、原子炉を大気圧状態に維持 するため逃が し安全弁を「開」する。

Ⅰ
消火系を代替注水として使用する場合があるた め運転状態について確認 する。
恒設設備による原子炉への注水が 実施できな い場合、低圧 代替注水系（可搬型）による注水を実施する。

※１

回復は解析上考慮せず※２
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の 起動が実施できず、 非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合、早期の電源回復不可と判断する。
※３
約１時間後に原子炉水温が「100℃」に到達する。

：シナリオ上考慮しない操作・判断結果（解析上の時刻）※１
外部電源が喪失し、かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗 することにより、全て の所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となった場合。

Ⅱ
緊急用Ｍ／Ｃが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電を実施 する。
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用 Ｍ／Ｃ を受電 する。
（いずれの場合も電源容量により使用で きる設 備が限られる）※５
注水前の原子炉最低水位は「有効燃料棒頂部（TAF）＋4.2ｍ（約「レベル３＋400mm」）」となる。
※６
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む。
※７
原子炉水位計（広帯域）にて水位回復 を確認する。

非常用ディーゼル発電機または外部電源による
交流電源回復操作を実施

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備（約６０分後）原子炉水温100℃到達※３

Ⅰ

復水移送ポンプ以外による原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプによる代替注水※６
常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）の準備

常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作※４

代替原子炉補機冷却系
準備

燃料供給準備（タンクローリー給油準備）

ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃ受電
・可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可
逃がし安全弁による手動減圧操作

Ⅱ

ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備が完了（約７０分後）復水移送ポンプ１台を用いた ※５
低圧代替注水（常設）による注水（約２０時間後）

原子炉水位回復（約２０時間後）

代替原子炉補機冷却系
準備が完了
原子炉水位回復後は蒸発量に応じた注水を実施（適宜実施）
残留熱除去系準備（約２０時間後）タンクローリーによる給油準備完了可搬設備への燃料補給

残留熱除去系による崩壊熱除去機能回復

代替原子炉補機冷却系を使用した原 子炉停止時冷 却モードにより冷却を継続し、機能喪失している設備の復旧に努 める。

図 5.2.3 全交流動力電源喪失時の対応手順の概要
5-2-11111

5-2-12

112

運転

準備操作

（

回復

機能回復

受電

受電

受電確認

運転状態監視起動

起動準備

運転状態監視＊号機共通要員含めず＊6号炉は「全交流動力電源喪失」事象想定

・電源車への給油

・軽油タンクからタンクローリーへの補給

・原子炉停止時冷却モード

・原子炉停止時冷却モード

・代替原子炉補機冷却系

統水張り

・資機材配置及びホース布設、起動及び系

・現場移動

プ

現場ラインアッ注入弁操作

・代替原子炉補機冷却系

・現場移動・残留熱除去系

・復水移送ポンプ起動／運転確認
・低圧代替注水系（常設） ラインアップ

・ＭＣＣ

・Ｍ／Ｃ

・Ｍ／Ｃ

・ガスタービン発電機

・緊急用M/C遮断器投入

・ガスタービン発電機起動

・ガスタービン発電機給電準備
・緊急用M/C給電準備

・緊急用M/C健全性確認

・ガスタービン発電機健全性確認

・現場移動（負荷の切り離しを含む）

・現場移動
・受電前準備（現場）・受電前準備（中操）（負荷の切り離しを含む）

・逃がし安全弁 １弁による手動減圧操作

・外部電源

・非常用ディーゼル発電機

・全交流電源喪失確認

操作の内容

60

20
分

20分

20
分

10分

50分

10分

５分

10分

10分

５分

約70分

約60分

約60分

90

経過時間（分）プラント状況確認

事象発生

30

／

13

14

注水開始

適時実施

16

17

経過時間（時間）

15

300分

10時間

原子炉水位回復後、蒸発量に応じた注水

ガスタービン発電機による給電開始

原子炉水温100℃到達

120

図 5.2.4 全交流動力電源喪失時の作業と所要時間(その他参集１３人）

１０人

８人（その他参集13人）（号機共通）

２人

－

－

（３人）

（参集）

13人

－

－

－

－

－

（２人）

（号機共通））内の数字は他の作業終了後、移動して対応する人員数。

４人

Ｃ,Ｄ, Ｅ, Ｆ

２人

Ａ,Ｂ

合計

必要人員数（６号炉）

２人
c,d

１人
a

合計

必要人員数（７号炉）－－

燃料給油作業

－

－

－

－

－

c,d

（２人）

－

－

c,d

（２人）

－

－

－

（１人）
a

a

（１人）

－

－

－

a

（１人）

（１人）
a

－

（１人）
a

－

－

２人
c,d

－

６人

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

（現場）

緊急時対策要員

（１人）
a

a

（１人）

－

－

a

１人

７号

運転員

（現場）

運転員

（中操）

実施箇所・必要人員数

燃料供給準備起動操作

残留熱除去系

運転

起動準備

代替原子炉補機冷却系

残留熱除去系

準備操作

注水操作

低圧代替注水系（常設）

代替原子炉補機冷却系

準備操作

低圧代替注水系（常設）

常設代替交流電源設備からの受電

常設代替交流電源設備

常設代替交流電源設備

原子炉減圧操作（解析上考慮せず）

交流電源回復操作

状況判断

操作項目

６号炉は運転中であり、「全交流動力電源喪失」事象発生

７号炉にて本事象発生

事故想定

停止中の全交流動力電源喪失

約20時間

18

20

90分

５分

適宜実施

５分

適宜実施

崩壊熱除去機能回復

19

油タンクから補給

タンクローリー残量に応じて適宜軽対応可能な要員により、対応する

備考

原子炉の水温 100℃到達
以降除熱機能が復旧する２０時間迄崩壊熱相当の注水継続

低圧代替注水系（常設）による注水開始

図 5.2.5 原子炉水位の推移

5-2-13113

5-2-14114

ド起動

原子炉停止時冷却モーによる原子炉注水

低圧代替注水系(常設)

子炉大気圧維持

逃がし安全弁による原

ド停止確認

原子炉停止時冷却モー

判断及び操作子炉停止時冷却モード運転を再開する。

子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系ポンプによる原常設代替交流電源設備による交流電源供給及び代替原

注水系(常設)による原子炉注水を開始する。

常設代替交流電源設備による交流電源供給後，低圧代替するため逃がし安全弁を開操作する。

が「100℃」に到達することから，原子炉を大気圧に維持

原子炉停止時冷却モード運転停止により原子炉水温度るため，全交流動力電源喪失となる。

止する。さらに，非常用ディーゼル発電機が機能喪失す外部電源喪失により運転中の残留熱除去系ポンプが停手順

残留熱除去系ポンプ

常設代替交流電源設備【ＳＡ】

復水移送ポンプ【ＳＡ】

常設代替交流電源設備【ＳＡ】

逃がし安全弁

－常設設備

代替原子炉補機冷却系【ＳＡ】

－

－

－

可搬設備

計装設備

【ＳＡ】
：重大事故等対処設備

残留熱除去系熱交換器入口温度計

残留熱除去系系統流量計

復水補給水系統流量計(原子炉圧力容器) 【ＳＡ】

原子炉水位計（狭帯域）

原子炉水位計（広帯域）【ＳＡ】

原子炉圧力容器温度計【ＳＡ】

原子炉圧力計【ＳＡ】

残留熱除去系系統流量計

有効性評価上期待する事故対処設備

表 5.2.1 全交流動力電源喪失時における重大事故等対策について

初期条件

115

事故条件

5-2-15
外部電源喪失起因事象

外部電源なし50℃

外部水源の温度

外部電源

大気圧

原子炉初期圧力全交流動力電源喪失

52℃

原子炉初期温度

安全機能の喪失に対する仮定

通常運転水位

１日後）（9×9 燃料(A 型)，原子炉停止

約 22.4MW

原子炉圧力容器の未開放

主要解析条件

原子炉初期水位

崩壊熱

原子炉圧力容器の状態

項目

条件設定の考え方

定

起因事象として，外部電源が喪失するものとして設し，設定全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定

部電源が喪失するものとして設定

送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外復水移送ポンプ吐出温度を参考に設定

停止後 1 日の実績による値の設定温度

残留熱除去系の原子炉停止時冷却モードでの炉水側停止後 1 日の水位から保守性を持たせた値

5.1-1979 にて算出した値

平衡炉心燃料の平均燃焼度 33GWd/t を基に ANSI/ANS-

燃料の崩壊熱及び保有水量の観点から，設定

表 5.2.2 主要解析条件(全交流動力電源喪失)(1／2)

重大事故等対策に関連する機器条件

重大事故等対策に関連する操作条件

5-2-16116

時冷却モード運転

残留熱除去系による原子炉停止

代替原子炉補機冷却系を用いた

低圧代替注水系(常設)起動操作

電

常設代替交流電源設備からの受代替原子炉補機冷却系

炉への注水流量低圧代替注水(常設)による原子項目

事象発生 20 時間後

事象発生 70 分後事象発生 70 分まで(海水温度 30℃において)

約 23MW

150ｍ3/ｈ

主要解析条件

条件設定の考え方

運転操作手順書，訓練実績を踏まえて設定

運転操作手順書，訓練実績を踏まえて設定

運転操作手順書，訓練実績を踏まえて設定

代替原子炉補機冷却系の設計値として設定

設計値に注入配管の流路抵抗を考慮した値を設定

表 5.2.2 主要解析条件(全交流動力電源喪失)(2／2)

添付資料 5.2.1
安定停止状態について
運転停止中 全交流動力電源喪失の安定停止状態については以下のとおり。
原子炉安定停止状態：
冷却材の注水や崩壊熱除去により，燃料の冠水，放射線遮へい，未臨界が維持され，冷却水の温度が安定した状態

原子炉安定状態の確立について
図 5.2.5 に示すとおり，崩壊熱除去機能喪失により冷却材の温度が上昇し，事象開始 60 分
後に蒸発による水位の低下が始まるが，70 分後に常設代替交流動力電源設備により電源の供給を受けた低圧代替注水系（常設）の注水により，水位は回復し，水位及び温度が安定した状態となる。
その後，事象開始から 20 時間後に代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系の原子炉停止時冷却モードにより崩壊熱除去を実施することで，注水を実施しなくても安定状態が維持される。

添 5.2.1-1

117

されているため，影響はない。

通常運転水位

大気圧

原子炉圧力容器未開

放原子炉初期水位

添 5.2.2-1

原子炉初期圧力

原子炉圧力容器の

状態

事故事象毎

気圧

び耐圧試験を除き大原子炉停止後初期及

事故事象毎

から設定。

炉心の崩壊熱及び保有水量の観点

設計値を設定。

近にある状態を想定。

与える影響はない。

減圧以外の事象進展に影響はなく，運転員等操作時間に原子炉開放時においては減圧操作が不要である。

与える影響はない。

操作に必要な時間は十分あるため，運転員等操作時間にまた，圧力が高く注水前に減圧が必要な場合であってもに与える影響はない。

の認知を起因とする操作であるため，運転員等操作時間

ものではなく，全交流動力電源の喪失に伴うによる異常注水操作や給電操作の開始は圧力に応じた対応をとる

作時間に与える影響はない。

る異常の認知を起因とする操作であるため，運転員等操をとるものではなく，全交流動力電源の喪失に伴うによ響はない。

であっても，評価項目となるパラメータに対する影

想定しているため，原子炉開放状態を想定した場合

評価上，原子炉の圧力は大気圧に維持されることをるため，影響はない。

間と注水操作に対して十分な時間が確保されてい効長頂部まで水位が低下するまでの時間は約 5 時

間は大きくなる。しかし，通常運転水位から燃料有るため，評価項目となるパラメータに対する余裕時

圧力が高い場合は飽和水のエンタルピが大きくな間が確保されているため，影響はない。

での時間は約 5 時間と注水操作に対して十分な時

転水位から燃料有効長頂部まで水位が低下するまメータに対する余裕は大きくなる。しかし，通常運水までの時間余裕が長くなり，評価項目となるパラ原子炉開放に向けて水位を上昇している場合は，注は約 5 時間と注水操作に対して十分な時間が確保であるため，運転員等操作時間に与える影響はない。

ら燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間

が 52℃より低い場合も考えられる。通常運転水位かる場合は通常 50℃以下になるように冷却され，水温残留熱除去系の原子炉停止時冷却モードで冷却すない。

に対して十分な時間が確保されているため，影響はでの時間余裕約 5.4 時間より短くなるが，注水操作

料有効長頂部到達まで約 4.5 時間となり，評価条件

よって原子炉注水までの時間余裕を評価すると，燃クラムによる原子炉停止から 12 時間後の崩壊熱にが大きい場合は注水までの時間余裕が短くなる。ス

きくなる。逆に原子炉停止後の時間が短く，崩壊熱なり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大

崩壊熱が小さい場合は注水までの時間余裕が長く

評価項目パラメータに与える影響

電源の喪失に伴うによる異常の認知を起因とする操作

始は水温に応じた対応をとるものではなく，全交流動力

より低い場合も考えられるが，注水操作や給電操作の開合は通常 50℃以下になるように冷却され，水温が 52℃

残留熱除去系の原子炉停止時冷却モードで冷却する場

時間に与える影響はない。

れるが，注水操作や給電操作の開始は水位に応じた対応

原子炉停止初期の通常運転水位付定。

モードでの炉水側の設定温度を想

残留熱除去系の原子炉停止時冷却態を想定。

異常の認知を起因とする操作であるため，運転員等操作とるものではなく，全交流動力電源の喪失に伴うによるが，注水操作や給電操作の開始は崩壊熱に応じた対応を

崩壊熱が小さな場合は注水までの時間余裕が長くなる

運転員等操作時間に与える影響件

通常運転水位以上に冷却を実施除き 50℃以下を目標

原子炉停止後初期を

事故事象毎

停止後の時間については，停止後の装荷炉心毎時間が短くなるように 1 日後の状た値を想定し算出。

期の燃焼度に 10%の保守性を考慮し平衡炉心燃料についてサイクル末

評価設定の考え方

事故事象毎

最確条件

原子炉開放に向けて水位を上昇していることも考えら

52℃(ANSI/ANS-5.1-1979)

約 22.4MW

原子炉停止後 1 日

評価条件

条

期

初

原子炉初期温度

崩壊熱

項目

評価条件(初期，事故及び機器条件)の不確かさ

表 1 評価条件を最確条件とした場合の運転員操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(1/2)

評価条件の不確かさの影響評価について（運転停止中 全交流動力電源喪失）

添付資料 5.2.2

118

119

添 5.2.2-2

事象毎

件

条

器

機

件

条

故

事

への注水流量設)による原子炉

低圧代替注水(常150m3/h

外部電源なし150m3/h

事故毎に変化

喪失

喪失

外部電源

原子炉補機冷却機能

原子炉補機冷却機能

対する仮定

常用交流電源喪失

常用交流電源喪失

外部電源喪失時に非外部電源喪失時に非安全機能の喪失に

外部電源喪失外部電源喪失応をとるものではなく，全交流動力電源の喪失に伴うに注水操作や給電操作の開始は注水源の温度に応じた対考慮した値。

設計値に注入配管の流路抵抗等を影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件が同様であることから，事象進展に響はない。

しくなる外部電源がない場合を想定。

展は同じであることから，運転員等操作時間に与える影

外部電源がない場合と外部電源がある場合では，事象進影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件が同様であることから，事象進展にることから，資源の評価の観点で厳ある場合では，事象進展は同じであ

外部電源がない場合と外部電源がが喪失するものとして設定。

ル発電機及び原子炉補機冷却機能

外部電源喪失時に非常用ディーゼ

生するものとして設定。

起因事象として，外部電源喪失が発設定。

復水移送ポンプ吐出温度を参考に

運転員等操作時間に与える影響

操作時間に与える影響はない。

20～50℃程度

評価設定の考え方

件

50℃

最確条件

よる異常の認知を起因とする操作であるため，運転員等

起因事象

外部水源の温度

評価条件

条

期

初

項目

る影響はない。

展に影響はなく，評価項目となるパラメータに対す

解析条件と最確条件が同様であることから，事象進

メータに与える影響はない。

象進展は同じであることから，評価項目となるパラ外部電源がない場合と外部電源がある場合では，事る影響はない。

展に影響はなく，評価項目となるパラメータに対す

解析条件と最確条件が同様であることから，事象進ータに対する影響はない。

っているものであるため, 評価項目となるパラメ

る原子炉への注水流量は必要な注水量を十分上回

量が少なくなる。しかし，低圧代替注水(常設)によ

注水源の温度が低い場合は崩壊熱相当の必要注水

評価項目パラメータに与える影響

表 1 評価条件を最確条件とした場合の運転員操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(2/2)

評価条件(初期，事故及び機器条件)の不確かさ

表 2 操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（1/3）

項目

解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
解析上の操作開始時
条件設定の考え方
間

操作条
件

常設代替交
流電源設備
からの受電

事象発生 70 分後

運転操作手順書等を踏まえて設定

操作の不確かさ要因

操作の不確かさが操作開始時間に与える影響【認知】中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の非常用高圧系統の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断し，これにより常設代替交流電源設備の準備を開始する手順としている。また，緊急時対策要員
は，中央制御室から連絡を受け，直ちに常設代替交流電源設備の起動操作に着手する手順としている。この認知及び連絡に係る時間として 10 分間を想定している。そのため，認知遅れ等により操作時間に与える影響はなし。
【要員配置】
常設代替交流電源設備からの受電操作のために，中央制御室及び現場にて常設代替交流電源設備からの受電準備を行う運転員と，常設代替交流電源設備の起動操作等を行う専任の緊急時対策要員が配置されている。現場運転員は，
常設代替交流電源設備からの受電準備ための負荷切り離し操作を行っている期間，他の操作を担っていない。また，
本緊急時対策要員は，事象発生直後から活動可能なよう宿直体制をとる。このため，要員配置が操作開始時間に与える影響はなし。
【移動】現場運転員は，中央制御室から操作現場である原子炉建屋地下 1 階まで通常 5 分間程度で移動可能であるが，移動時間としては余裕を含めて 10 分間を想定している。緊急時対策要員は，事務所より高台へ車にて移動するが，移動時間としては徒歩の所要時間に余裕を加味し 10 分間を想定している。このため，移動が操作開始時間に与える影響はない。
【操作所要時間】
緊急時対策要員は，常設代替交流電源設備の起動操作を担う緊急時対策要員（GTG）と緊急用交流高圧母線の遮断器操作を担う緊急時対策要員（緊急 M/C）に分かれて操作する。緊急時対策要員（GTG），緊急時対策要員（緊急実態の操作開始M/C），運転員（現場）及び運転員（中央制御室）の操作内容及び操作所要時間は以下のとおり。これらの作業は並
時間は，左欄の行して行うため，操作所要時間は最長で 50 分間となる。
とおり，認知：10［緊急時対策要員（GTG）：操作所要時間；合計 40 分間］
分間，移動：10 分
常設代替交流電源設備の起動前の油漏れ，配電盤等の健全性確認の所要時間に 10 分間を想定。
間，操作所要時
燃料バルブの開操作，給・排気扉開操作等の常設代替交流電源設備の起動準備の所要時間に 10 分間を想定。
間：50 分間の合
常設代替交流電源設備の起動，起動後の運転確認及び常設代替交流電源設備側の遮断操作の所要時間に 20 分間
計の 70 分間であを想定。
り，解析上の想［緊急時対策要員（緊急 M/C）：操作所要時間；合計 40 分間］
定とほぼ同等で緊急用交流高圧母線の配電盤，保護継電器等の使用前の健全性確認の所要時間に 10 分間を想定。
ある。
外部電源切り離し，不要電路遮断，母線連絡投入等の緊急用交流高圧母線の電路構成の所要時間に 10 分間を想定。
常設代替交流電源設備の起動後の緊急用交流高圧母線の遮断器の操作の所要時間に 20 分間を想定。
［運転員（現場）：操作所要時間；合計 50 分間］
常設代替交流電源設備からの受電前準備として，負荷抑制のための切り離し操作を行う。操作対象が 20 個程度であり，１個あたりの操作時間に移動時間含めて 2 分間程度を想定し，操作の所要時間は 40 分間を想定。
常設代替交流電源設備の起動及び緊急用交流高圧母線の遮断器の投入後の非常用交流高圧電源母線の受電操作の所要時間に 10 分間を想定。
［運転員（中央制御室）：操作所要時間；合計 30 分間］
常設代替交流電源設備からの受電前準備として，負荷抑制のための切り離し操作を行う。切り離しのための，操作スイッチの引き保持等の操作の所要時間に 20 分間を想定。
非常用交流高圧電源母線の受電操作後に，中央制御室での受電確認及び低圧代替注水系（常設）の注水準備操
作の所要時間に 10 分間を想定。
【他の並列操作有無】
上述のとおり，緊急時対策要員と現場運転員の並列操作はあるが，それを加味して操作の所要時間を算定しているため，操作開始時間に与える影響はない。
【操作の確実さ】
緊急時対策要員の現場操作は，操作の信頼性の向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操
作は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

添 5.2.2-3

評価項目となるパラ
メータに与える影響

操作時間余裕実態の操作開始時間
は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない

当該操作に対する時間余裕については，通常
運転水位から燃料有効
長頂部まで水位が低下するまでの時間は約 5時間であり，事故を検知して注水を開始するまでの 70 分は十分な時
間余裕を確保できる時
間である。

120

表 2 操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（2/3）
項目

解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
解析上の操作開始時
条件設定の考え方
間

操作条
件

低圧代替注
水系（常設） 事象発生 70 分後
起動操作

代替原子炉
補機冷却系
運転操作

121

事象発生 20 時間後

運転 操作手順書 等を踏まえて設定代替原子炉補機冷却系の準備期間を考慮して設定操作の不確かさ要因

操作の不確かさが操作開始時間に与える影響【認知】中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の非常用高圧系統の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断し，これにより低圧代替注水系（常設）の準備を開始する手順としている。そのため，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
【要員配置】
中央制御室での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始
時間に与える影響はなし。
本操作は，常設代替交流電【移動】源設備からの受電操作と同中央制御室内での操作のみであり，操作開始時間に与える影響はなし。
時に実施するため，その影【操作所要時間】
響を受けるが，本操作，常原子炉注水準備の操作は，復水補給水系の隔離弁（１弁）の閉操作による系統構成，低圧 設代替交流電源設備からの代替注水系（常設）の追加起動であり，何れも制御盤の操作スイッチによる操作のため， 受電操作ともに，実態の操１操作に１分間を想定し，合計 2 分間であり，それに余裕時間を含めて操作時間 5 分を想 作開始時間は，解析上の想定している。
定とほぼ同等である。
【他の並列操作有無】
本操作は，常設代替交流電源設備からの受電における非常用母線への受電操作と同時に実施する。
【操作の確実さ】
中央制御室内の制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。
【認知】中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の非常用高圧系統の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断し，これにより代替原子炉補機冷却系の準備を開始する手順としている。そのため，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
【要員配置】
代替原子炉補機冷却系の準備操作は，現場にて原子炉補機冷却水系の系統構成を行う運転
員と，代替原子炉補機冷却系の移動，付設を行う専任の緊急時対策要員（事故後 10 時間以降の参集要員）が配置されている。現場運転員は，代替原子炉補機冷却系運転のための系
統構成を行っている期間，他の操作を担っていない。よって，操作開始時間に与える影響
はなし。
【移動】
代替原子炉補機冷却系の準代替原子炉補機冷却系に用いる代替熱交換器車，電源車等は車両であり，牽引または自走
備は，緊急時対策要員の参にて作業現場へ移動することを想定している。仮に地震等の外部事象が起因事象の場合に，集に 10 時間，その後の作業
アクセルルートの被害があっても，ホイールローダー等にて必要なアクセスルートを仮復に 10 時間の合計 20 時間を旧できる宿直の体制としており，操作開始時間に与える影響はなし。
想定しているが，準備操作【操作所要時間】が想定より短い時間で完了
緊急時対策要員の代替原子炉補機冷却系の準備操作は，各機器の設置作業及び弁・スイッ
する可能性があることか
チ類の操作に移動時間を含めて 10 時間の作業時間を想定しているが，訓練実績を踏まえる
ら，操作開始時間は解析上と，より早期に準備操作が完了する見込みである。また，運転員の行う現場系統構成は，の想定より早まる可能性が
操作対象が 20 弁程度であり，操作場所は原子炉建屋及びタービン建屋海水熱交換器エリアある。
の現場全域となるが，１弁あたりの操作時間に移動時間含めて 10 分程度を想定しており，これに余裕を含めて 5 時間の操作時間を想定している。作業途中の格納容器ベント実施に伴う一時退避（想定約 30 分間）を踏まえても，解析上の想定より操作開始時間は早まる可能性がある。
【他の並列操作有無】
緊急時対策要員による代替原子炉補機冷却系の準備操作及び現場運転員の系統構成は並列操作可能なため，両者の操作が干渉して操作開始時間が遅くなることはない。よって，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作の確実さ】
現場操作は，操作の信頼性向上や要員の安全のため２人１組で実施することとしており，
誤操作は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

添 5.2.2-4

評価項目となるパラメータに与える影響操作時間余裕実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等である
ことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

当該操作に対する時間余裕については，通常運転
水位から燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は約 5 時間であり，事故を検知して注水を開始するまでの 70 分
は十分な時間余裕を確保できる時間である。

操作開始時間は解析上の想定より早まる可能性があるが，原子炉への注水をすでに実施しているため，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

事象発生後約 20 時間後の操作であり時間余裕がある。仮に操作が遅れる
場合は，原子炉への注水は継続する

表 2 操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（3/3）
項目

操作条
件

代替原子炉
補機冷却系
を用いた残
留熱除去系
（原子炉停
止時冷却モ
ード）運転
操作

電源車への
給油

解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間

操作の不確かさ要因

操作の不確かさが操作開始時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響操作時間余裕運転操作手順書等を踏まえて設定代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転操作までの時間は，事象発生から約 20 時間あり時間余裕がある。

－

－

－

電源車への給油は，
解析条件ではない
が，解析で想定している操作の成立や継続に必要な操作・作業。代替原子炉補機
冷却系の運転開始時間を踏まえ設定

電源車への給油開始の時間は，事象発生から約 12 時間あり時間余裕がある。

－

－

－

解析上の操作開始時
間

条件設定の考え方

事象発生から 20 時間
後

事象発生から 20 時間
後以降，適宜添 5.2.2-5

122

添 5.2.3-1

1500

2000

0

500

1000

0

5

10

低圧代替注水（常設）による
注水の開始

15

20
time [hr]2530

復水貯蔵槽への補給がない場合

35

代替原子炉補機冷却系を用いた冷却開始

3

復水貯蔵槽への補給がある場合 （130m /h）

40

能である。

却系を用いた崩壊熱除去機能復旧により注水が不要になるまでに合計約 610m3 の水量が必要となるが，復水貯蔵槽に十分な水量を確保しているため対応可

事故後 70 分後から原子炉水位が回復する約 72 分後までは 150ｍ3/ｈで注水を行い，その後，約 32m3/h で注水を実施する。20 時間後に代替原子炉補機冷○水源評価結果

壊熱に相当する水量（最大 32m3/h）の注水を実施する。

原子炉水位が通常水位まで回復後，水位を維持出来るよう崩最大流量 150ｍ3/ｈで事象発生 70 分後以降に運転する。

①低圧代替注水系(常設)による原子炉注水○水使用パターン淡水貯水池：約 18,000m3

復水貯蔵槽保有水量：約 1,700m3

○水源

2500

水 量 ［ton］

7 日間における水源の対応について(運転停止中 全交流動力電源喪失)

添付資料 5.2.3

123

124

添 5.2.4-1

復水貯蔵槽給水用 可搬型代替注水ポンプ（Ａ－2 級）
2 台起動。
18L/h×24h×7 日×2 台＝6,048L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

代替熱交換器車用 電源車 2 台起動。
（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
110L/h×24h×7 日×2 台＝36,960L

時系列

免震棟ガスタービン発電機 1 台起動。（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
395L/h×24h×7 日＝66,360L
モニタリングポスト用仮設発電機 3 台起動。（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
9L/h×24h×7 日×3 台＝4,536L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

空冷式ガスタービン発電機 3 台起動。 ※1（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,705L/h×24h×7 日×3 台＝859,320L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

代替熱交換器車用 電源車 2 台起動。
（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
110L/h×24h×7 日×2 台＝36,960L※1 事故収束に必要な空冷式ガスタービン発電機は 1 台で足りるが，保守的に空冷式ガスタービン発電機 3 台を起動させて評価した。
※2 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は 1 台で足りるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 2 台を起動させて評価した。

その他

5 号炉

4 号炉

3 号炉

2 号炉

1 号炉

6 号炉

7 号炉

号炉

7 日間の
軽油消費量
約 70,896L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 939,288L

合計

プラント状況：6 号炉運転中。 1～5，7 号炉停止中。
事象：7 号炉は運転停止中の全交流動力電源喪失を想定、6 号炉は運転中の全交流電源喪失を想定する。保守的に全ての設備が，事象発生直後から燃料を消費するものとして評価する。
なお，全プラントで外部電源喪失が発生することとし，免震棟等，プラントに関連しない設備も対象とする。

7 日間における燃料の対応（運転停止中 全交流動力電源喪失）

1～7 号炉軽油タンク
及び地下軽油タンクの残容量（合計）は
約 1,247,992L であり，
7 日間対応可能。

5 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

4 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

3 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

2 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

1 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

6，7 号炉軽油タンク
及び地下軽油タンクの容量（合計）は
約 2,184,000L であり，
7 日間対応可能。

判定添付資料 5.2.4

非常用照明

その他機器

（１０）

（１１）

合計

計器類，自動減圧系

大容量可搬型空調機

（６）

（９）

交流120V中央制御室計測用主母線盤6A（５）

残留熱除去系ポンプ

直流125V充電器盤6B

（４）

（８）

AM用直流125V充電器盤（３）

復水移送ポンプ（1台）

直流125V充電器盤6A-2

（２）

（７）

直流125V充電器盤6A

主要機器名称（１）＜6 号炉＞

常設代替交流電源設備の負荷

添 5.2.5-1
540kW

55kW

3kW

約50kW

約98kW

約41kW

約56kW

約94kW

約1011kW

約50kW

約24kW

（１）～（５）に含む

容量

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

2

4

6

8

10

12

約471kW

順次起動
・各充電器
・交流120V中央制御室計測用分電盤6A
・大容量可搬型空調機
・復水移送ポンプ（１台）
・非常用照明・その他機器

負荷容量（ｋW）

16

18

20

負荷積算イメージ14

最大容量約1444kW

22

約1011kW24

26

経過時間（h）
28【原子炉停止時冷却モード】
・残留熱除去系ポンプ起動

ガスタービン発電車の連続定格容量2950kW

ガスタービン発電車の最大容量3600kW

30

添付資料 5.2.5

125

126

添 5.2.5-2

計器類，自動減圧系

非常用照明

その他機器

（９）

（１０）

（１１）

合計

残留熱除去系ポンプ（８）

交流120V中央制御室計測用主母線盤7A（５）

復水移送ポンプ（１台）

直流125V充電器盤7B

（４）

（７）

AM用直流125V充電器盤（３）

大容量可搬型空調機

直流125V充電器盤7A-2

（２）

（６）

直流125V充電器盤7A

主要機器名称（１）＜7 号炉＞

常設代替交流電源設備の負荷

540kW

55kW

3kW

約75kW

約98kW

約41kW

約56kW

約94kW

約1039kW

50kW

27kW

（１）～（５）に含む

容量

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

2

4

6

8

10

12

約499kW

ガスタービン発電車の最大容量3600kW

16

18

20

負荷積算イメージ

14

最大容量約1533kW

22

約1039kW24

26

経過時間（h）
28【原子炉停止時冷却モード】
・残留熱除去系ポンプ起動

ガスタービン発電車の連続定格容量2950kW

順次起動
・各充電器
・交流120V中央制御室計測用主母線盤7A・大容量可搬型空調機
・復水移送ポンプ（１台）
・非常用照明・その他機器

負荷容量（ｋW）

30

5.3 原子炉冷却材の流出
5.3.1 事故シーケンスグループの特徴，燃料損傷防止対策(1)事故シーケンスグループ内の事故シーケンス
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」において，燃料損傷防止対策の有効性を確認する事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「原子炉冷却材流出(CRD 点検（交換）時の作業誤り)＋崩壊熱除去・注水系失敗」，②「原子炉冷却材流出(LPRM 点検（交換）時の作業誤り)＋崩壊熱除去・注水系失敗」，③「原子炉冷
却材流出(RIP 点検時の作業誤り)＋崩壊熱除去・注水系失敗」，④「原子炉冷却材流出(CUW
ブロー時の操作誤り)＋崩壊熱除去・注水系失敗」及び⑤「原子炉冷却材流出(RHR 切り替え時のミニマムフロー弁操作誤り)＋崩壊熱除去・注水系失敗」である。
(2) 事故シーケンスグループの特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」では，原子炉の運転停止中に原子炉冷却材圧力バウンダリに接続された系統から，運転員の誤操作等により系外への冷却材の漏えいが発生し，崩壊熱除去機能が喪失する。このため，緩和措置が取られない場合には，冷却材の流出及び炉心崩壊熱による原子炉保有水量が減少し，燃料損傷に至る。
したがって，本事故シーケンスグループでは，原子炉からの冷却材流出の停止や原子炉への注水を行うことで必要量の原子炉冷却材を確保し，燃料損傷を防止する。長期的には，最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことにより除熱を行う。
(3) 燃料損傷防止対策
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」における機能喪失に対して，燃料が著し
い損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，運転員による残留熱除去系の最小流量バイパス弁（以下，ミニマムフロー弁とする）の閉操作での原子炉冷却材流出の停止手段及び残留熱除去系を用いた原子炉への注水手段を整備する。これらの対策の概略系
統図を図 5.3.1 から図 5.3.2 に，対応手順の概要を図 5.3.3 に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と手順の関係を表 5.3.1 に示す。
本事故シーケンスグループにおける事象発生 10 時間までの 6/7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，
中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 28 名である。
その内訳は次の通りである。中央制御室の運転員は，中央監視・指示を行う当直長 1 名(6/7号炉兼任)，当直副長 2 名※，運転操作対応を行う運転員 9 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は 4 名，緊急時対策要員(現場)12名である。
※ 停止中のプラントを含む体制は，必ず「当直副長2名」ではなくケースによっては「当直副長1名，運転員１名」の場合もある

5-3-1

127

また，「原子炉冷却材の流出」の対応として事象発生10時間以降に必要な参集要員は0名である。6号炉及び7号炉同時の重大事故等時においては，必要な要員及び資源の観点からより厳しくなるように，一方の号炉で運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故「原子炉冷却材の流出」を想定し,もう一方の号炉で運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故「全交流動力電源喪失」を想定しているため，両号炉で事象発生10時間以降に追加で必要な要員は代替原子炉補機冷却系作業を行うための13名である。必要な要員と作業項目について図5.3.4に示す。
a. 原子炉停止時冷却系停止確認及び再起動
外部電源喪失により，運転中の残留熱除去系ポンプによる原子炉停止時冷却モード運転が停止する。非常用ディーゼル発電機が起動し，非常用高圧系統が復旧する。停止した残留熱除去系ポンプを再起動し原子炉停止時冷却モード運転を再開する。
原子炉停止時冷却モード運転再開を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系
系統流量計等である。
b. 原子炉停止時冷却モード運転号機切替
原子炉停止時冷却モードで運転する残留熱除去系ポンプ切替を実施する。低圧注水モードで待機していた残留熱除去系ポンプを，原子炉停止時冷却モードに系統構成を切り替える。その際，ミニマムフロー弁を全閉操作した後に電源を切るところ，全開のまま電源を切ることを想定する。
c. サプレッション･チェンバへの原子炉冷却材流出確認
新たに原子炉停止時冷却モードで運転を開始した残留熱除去系ポンプは，ミニマムフ
ロー弁が全開のまま運転しているため，原子炉冷却材がサプレッション･チェンバへ流出する。原子炉冷却材流出により原子炉ウェル水位が低下する。1 時間毎の中央制御室
監視により原子炉ウェル水位低下及びサプレッション・チェンバ水位上昇を確認し，原因調査を開始する。
サプレッション･チェンバへの原子炉冷却材流出を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位計等である。
d. 残留熱除去ポンプミニマムフロー弁全閉操作による原子炉冷却材流出停止確認
原子炉ウェル水位低下調査により，原子炉停止時冷却モードで運転中の残留熱除去ポ
ンプミニマムフロー弁が全開であることを確認し，全閉操作を実施することで，原子炉冷却材流出が停止することを確認する。
残留熱除去ポンプミニマムフロー弁全閉操作による原子炉冷却材流出停止を確認す
るために必要な計装設備は原子炉水位計等である。
e. 低圧注水モード運転による原子炉注水
原子炉冷却材流出により低下した原子炉ウェル水位を回復するため，低圧注水モード
で待機中の残留熱除去ポンプを起動し，原子炉注水を実施する。これにより，原子炉ウ

5-3-2

128

ェル水位は回復する。
5.3.2 燃料損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
重要事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，事象認知までに要する時間（点検作業に伴う冷却材の流出事象は検知が容易）や冷却材の流出量の観点から，「残留熱除去系の系統切り替え時に操作の誤り等によって原子炉冷却材が系外へ流出する事象」とした。
残留熱除去系は通常，3 系統あるうち 1 系統又は 2 系統を用いて，崩壊熱除去を実施しており，作業や点検等に伴い系統切替を実施する場合がある。系統切替にあたって，原子炉冷却材が系外に流出しないように系統構成を十分に確認して行うが操作の誤り等によって原
子炉冷却材が系外に流出する事象を想定している。
「残留熱除去切替時のミニマムフロー弁操作誤り」は冷却材流出事象発生時の検知が他の作業等よりも困難な事象であり，原子炉圧力容器の上蓋が開放されている「POS B 原子炉ウェル満水状態」が検知性及び放射線の遮蔽の考慮の観点で最も厳しい想定である。なお，燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間余裕という観点では原子炉未開放状態
が厳しくなるが， その場合であっても 2 時間以上の時間余裕※があり，かつ原子炉水位計による警報発生や緩和設備の自動起動などに期待できるため，原子炉開放時と比べて速やかな検知と注水が可能であり，評価項目を満足できる。そのため，当該プラント状態において評価項目を満足することを確認することにより，運転停止中の他のプラント状態においても，すべての評価項目を満足できる。
本重要事故シーケンスでは，操作の誤り等による原子炉冷却材の系外流出により原子炉水位が低下するが，燃料有効長頂部の冠水及び未臨界が維持されることを評価する。また，
原子炉水位が放射線の遮へいが維持される水位を確保できることを評価する。
また，評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故シーケンスにおける運転
員等操作時間に与える影響，操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
※

流出により通常運転水位から残留熱除去系の吸い込み配管の高さまで水位が低下後，蒸発により水位が燃料有効長頂部まで低下するまでの時間（停止 1 日後想定））(添付資料 5.3.1, 5.3.2)(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を表5.3.2に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。

5-3-3

129

ａ．初期条件(a) 原子炉圧力容器の状態
原子炉圧力容器の開放時について評価を行う。なお，原子炉未開放時においては原子炉水位計による警報発生や緩和設備の自動起動などに期待できる。また，残留熱除去
系の停止時冷却モードの吸込配管が燃料有効長頂部より高い位置にあるため，燃料有
効長頂部が露出する前に流出が停止する。
(b) 原子炉の初期水位及び水温
原子炉の初期水位は，ウェル満水の水位とする。保有水量を厳しく見積もるため，燃料プールと原子炉ウェルの間に設置されているプールゲートは閉を仮定する。また，
水温は 52℃とする。
ｂ．事故条件(a) 原子炉冷却材のサプレッション・チェンバへの流出量
残留熱除去系の系統切替時の原子炉冷却材流出を想定する。具体的には，ミニマムフ
ロー弁の閉操作忘れの人的過誤による原子炉冷却材のサプレッション・チェンバへの流出を想定し，流出量は約 87ｍ3/h とする。
(b) 崩壊熱による原子炉水の温度上昇及び蒸発について
本想定事象では崩壊熱除去機能喪失を仮定した場合においても，事象発生から収束までの時間に対して，原子炉水温が 100℃に到達するまでの時間が長いため，崩壊熱による原子炉水の温度上昇及び蒸発については，考慮しない。
(c) 外部電源
外部電源はないものとする。
外部電源がない場合においても，非常用ディーゼル発電機にて残留熱除去系ポンプ
による炉心注水が可能であり，外部電源がある場合と事象進展は同等となるが，資源の確保の観点で厳しくなる外部電源がない場合を想定する。
ｃ．重大事故等対策に関連する機器条件(a)残留熱除去系の低圧注水モードによる原子炉への注水流量
残留熱除去系の低圧注水モードによる原子炉への注水流量は 954ｍ3/h を設定するものとする。
ｄ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 停止時冷却モード運転中の残留熱除去ポンプミニマムフロー弁閉止及び待機中の残留熱除去系の低圧注水モードの注水は，原子炉ウェル水位低下確認後，原因調査を

5-3-4

130

開始し，事象発生2時間後に実施するものとする。
(添付資料 5.3.2)(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスの事象進展を図5.3.3に，冷却材流出における原子炉水位の変化を図5.3.5に，原子炉水位と線量率の変化を図5.3.6に示す。
a. 事象進展残留熱除去系の系統切り替え時の原子炉冷却材流出により，原子炉水位は低下し始めるが，原子炉水位の低下により異常事象を認知し，事象発生から 2 時間経過した時点で，待機中の残留熱除去系ポンプを起動し，低圧注水モードによる注水を行う。
その後は，冷却材流出口を隔離することによって流出を止め，また，残留熱除去系の原子
炉停止時冷却モード運転により崩壊熱除去機能を回復する。
線量率の評価点は原子炉建屋最上階の床付近としており，燃料有効長頂部の約 15ｍ上の水位での線量率は 1.0×10－3mSv/h 以下であり，この水位において放射線の遮蔽は維持されている。
b．評価項目等
原子炉水位は図 5.3.5 に示すとおり，水位は燃料有効長頂部の約 15ｍ上まで低下するにとどまり，炉心は冠水を維持する。
燃料有効長頂部の約 15ｍ上の水位での線量率は 1.0×10－3mSv/ｈ以下であり，放射線の遮蔽は維持されている。
また，全制御棒全挿入状態が維持されているため，未臨界は確保されている。
原子炉水位回復後，残留熱除去系による除熱を行うことで，安定停止状態を維持できる。
(添付資料 5.3.3)
5.3.3 評価条件の不確かさの影響評価
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作
時間余裕を評価するものとする。
本重要事故シーケンスは，事象進展が緩やかであり，運転員等操作である待機中の残留熱除去系を用いた低圧注水モードにより，水位を回復させることが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，待機中の残留熱除去系を用いた低圧注水モード
による注水操作とする。

5-3-5

131

(1) 評価条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，表5.3.2に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を確認する。
また，評価条件の設定に当たっては，原則，評価項目に対する余裕が小さくなるような設定としていることから,その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる事
象発生前の原子炉冷却材の温度（初期水温），原子炉水位（初期水位）及び原子炉圧
力容器の状態，プールゲートの状態に関する影響評価の結果を以下に示す。
（a）運転員等操作時間に与える影響
初期水温，プールゲートの状態を考慮した場合，停止後の時間等によってそれらの値は変化するが，冷却材流出の停止および注水操作は原子炉冷却材流出の認知を起因とする操作であるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期水位及び原子炉圧力容器の状態について，原子炉未開放時で原子炉水位が低い
常運転水位付近である場合，原子炉水位計による警報発生や緩和設備の自動起動などに期待できるため，その場合は運転員等操作時間が早くなる。
（b）評価項目となるパラメータに与える影響
原子炉初期温度について，保有水量が多く，100℃に到達するまでの時間は約38時間(停止１日後の崩壊熱)と長いため，原子炉水温の上昇及び冷却材の蒸発は考慮しておらず，評価項目となるパラメータに対する影響はない。
原子炉初期水位及び原子炉圧力容器の状態について，原子炉圧力容器が未開放で原子炉初期水位が通常運転水位付近である場合は保有水量が少ないため，水位の低下が早くなることから，評価項目に対する余裕は小さくなることが考えられるが，「（3）評
価条件の不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響評価」において，燃料有効長頂部まで低下するまでの時間を確認しており，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
プールゲートの状態においてプールゲートが開の状態では保有水量が多くなるため，
燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間余裕は長くなり，事象進展に影響はな
く，評価項目となるパラメータに対する影響はない。
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の６要因に分類し，これらの要因が解析上の操作開始時間に与える影響を評価する。また，操作の不確かさが操作開始時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評
価し，評価結果を以下に示す。

5-3-6

132

(a) 操作の不確かさが操作開始時間に与える影響
図5.3.4に示すとおり，原子炉冷却材流出の停止および待機中の残留熱除去系を用いた低圧注水モードでの注水操作を実施する要員は，前後に他の操作がないことから，要員の配置による他の操作に与える影響はない。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
原子炉冷却材流出の停止や注水開始が早くなる場合は冷却材の水位低下が抑制され，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。通常運転水位から燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は約54時間と注水操作に対して十分な時間が確保されているため，影響はない。
（添付資料5.3.4）(2) 操作時間余裕の把握
操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認する。
注水操作に対する時間余裕については，通常運転水位から燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は約54時間であり，事故を検知して注水を開始するまでの２時間は十分
な時間余裕を確保できる時間である。
（添付資料5.3.4）（3）評価条件の不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響評価
評価条件の不確かさにより，原子炉保有水量の水位低下が早くなり，評価項目となるパラメータに影響を与えることから，原子炉初期水位及び原子炉圧力容器の開放状態の変動による評価項目となるパラメータに与える影響評価を実施した。
原子炉圧力容器が未開放で原子炉初期水位が通常運転水位付近である場合は保有水量が少ないため，水位の低下は早いが，残留熱除去系の吸い込み配管の高さは燃料有効長頂部
より高い位置にあり，流出は停止する。その後崩壊熱除去機能の喪失により冷却材が沸騰
し，水位が低下を開始するが，燃料有効長頂部まで低下するまでの時間は2時間以上（流出により通常運転水位から残留熱除去系の吸い込み配管の高さまで水位が低下後，蒸発により水位が燃料有効長頂部まで低下するまでの時間（停止1日後想定））となる。以上のように流出の隔離や注水操作までの時間余裕を十分確保できるため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料5.3.4）(3) まとめ
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時
間余裕を確認した。その結果，評価条件等の不確かさを考慮しても操作時間に対する十分な
余裕時間を確保でき，評価項目となるパラメータに与える影響は小さいことが分かった。
この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，

5-3-7

133

操作時間に対して一定の時間余裕がある。また，要因の配置による他の操作に与える影響はない。
5.3.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」において，6号炉及び7号炉同時の重大事故等対策時において必要要員は，「5.3.1(3)燃料損傷防止対策」に示すとおり28名であり，当直長，当直副長，運転員及び緊急時対策要員の47名で対処可能である。
(2) 必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価を行い，その結果を以下に示す。
ａ．水源
低圧注水系による注水については，必要な注水量が少なく，また，サプレッション・チ
ェンバを水源とすることから，枯渇することがなく注水が可能である。
ｂ．燃料
非常用ディーゼル発電機による電源供給については，保守的に事象発生直後からの運転を想定して，7日間の運転継続に約750,960Lの軽油が必要となる。
軽油タンクで軽油約 1,020,000L(発電所内で軽油約 5,344,000L)の使用が可能であることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給について，7 日間の継続が可能である。
(添付資料 5.3.5)
ｃ．電源
外部電源は，事象発生と同時に喪失するが，非常用ディーゼル発電機によって給電を行う
ものとする。
非常用ディーゼル発電機の電源負荷については，設計基準事故時に想定している工学的
安全施設作動信号により作動する負荷を上回る設計としており，重大事故等対策時に必要な負荷は工学的安全施設作動信号により作動する負荷に対して包絡されることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給が可能である。
5.3.5 結論
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」では，系統切り替え操作の誤り等によって原子炉冷却材が系外に流出することが特徴である。事故シーケンスグループ｢原子炉
冷却材の流出｣に対する炉心損傷防止対策としては，短期対策及び長期対策として，残留熱除去系を用いた原子炉への注水を整備している。

5-3-8

134

事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」の重要事故シーケンス「残留熱除去系の系統切り替え時に操作の誤り等によって原子炉冷却材が系外へ流出する事故」について有効性評価を実施した。
上記の事故が発生した場合においても，運転員等操作による残留熱除去系による炉心注
水を行うことにより，炉心が露出することなく燃料有効長頂部は冠水しているため，燃料損傷することはない。
その結果，燃料有効長頂部の冠水，放射線の遮蔽の維持及び制御棒の全挿入状態が維持されており未臨界の確保ができることから，評価項目を満足するとともに，長期的には安定状態を維持できる。
評価条件の不確かさについて，操作への影響を含めて確認した結果，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，当直長，当直副長，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源については，外部電源喪失時においても供給可能である。
以上のことから，残留熱除去系による炉心注水等の燃料損傷防止対策は，重要事故シー
ケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」に対して有効である。

5-3-9

135

非常用ディーゼル発電機

外部電源

Gen
原子炉ウェル（Ａ，Ｃのみ）主タービン系へ

給水系より

原子炉格納容器原子炉圧力容器

原子炉ウェルからの冷
却材流出

Ａ

Ｃ
残留熱除去系ポンプミニマムフロー弁

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ

図 5.3.1 原子炉冷却材の流出時の重大事故等対策の概略系統図(1/2)（原子炉停止時冷却系統構成失敗）

非常用ディーゼル発電機

外部電源

Gen
原子炉ウェル（Ａ，Ｃのみ）主タービン系へ

給水系より

原子炉格納容器原子炉圧力容器Ａ

Ｃ
残留熱除去系ポンプミニマムフロー弁

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ

図 5.3.2 原子炉冷却材の流出時の重大事故等対策の概略系統図(2/2)（原子炉注水及び原子炉停止時冷却）5-3-10136

5-3-11137（約２時間後）（約６０分後）（０分）（解析上の時刻）

解析上考慮せず

解析上考慮せず※９
原子炉ウェル水位計にて原子炉水位の回復を確認する※８
隔離成功時の原子炉ウェル最低水位は「有効燃料棒頂部（TAF）＋15m（原子炉ウェル
オーバーフローレベル－1m）」となる。
なお、サプレッション・チェンバの水位上昇は「約＋30cm」となる。

※７
原子炉ウェル水位低下及びサプレッション・チェンバ水位上昇により、サプレッション・チェ
ンバとのバウンダリ喪失を判断し、隔離操作を実施する。

※６
１時間毎の中央制御室監視により、原子炉ウェル水位低下を検知する。
実際は、原子炉停止時冷却モード切替時にプラント状態（原子炉ウェル水位、原子炉水温度等）を確認する。そのため、早期に冷却材流出は確認することができる。

※５
流出量は「約87m3/h」。原子炉ウェル水位低下速度は「約534mm/h」※４
原子炉停止時冷却モード切替準備完了時に原子炉圧力容器からの水頭圧によりサプ
レッション・チェンバへの流出は始まり、プラント状態（原子炉ウェル水位、原子炉水温度等）確認により冷却材流出が確認できるが、解析上考慮しない。

※３
人的過誤のため、全閉操作後に電源を切る最小流量バイパス弁を、全開のまま電源を切る。

※２
作業予定等による原子炉停止時冷却モード運転号機の切替を想定※１
外部電源喪失により停止した側の残留熱除去系を原子炉停止時冷却モードで再起動する。

図 5.3.3 原子炉冷却材の流出時の対応手順の概要

原子炉停止時冷却モードにより冷却を継続し、機能喪失して いる設備の復旧に努める。

最小流量バイパス弁を全閉とした
原子炉停止時冷却モード運転号機にて除熱継続

原子炉ウェル水位回復※９※８サプレッション・チェンバへの冷却材流出停止
原子炉ウェル水位低下停止

低圧注水機能待機号機を起動し原子炉ウェル注水開始※７※６

残留熱除去系最小流量バイパス弁「開」確認隔離操作実施

原子炉ウェル水位低下調査開始

原子炉ウェル水位の低下を確認

原子炉停止時冷却モード切替時のプラント状態確認にて「原子炉ウェル水位低下」 を確認

サプレッション・チェンバへの冷却材流出による※５
原子炉ウェル水位低下開始

原子炉停止時冷却モード
運転号機切替※４
原子炉停止時冷却モード切替時のプラント状態確認にて「原子炉ウェル水位低下」 を確認※４
原子炉ウェルの水頭圧により冷却材流出開始

原子炉停止時冷却モード停止号機を
低圧注水機能待機へ切替※３

残留熱除去系最小流量バイパス弁「開」のまま電動弁電源「切」

解析上考慮せず※２

低圧注水機能待機号機を
原子炉停止時冷却モードへ切替準備

低圧注水機能待機号機の原子炉停止時冷却モード切替準備完了

非常用ディーゼル発電機運転状態確認※１

残留熱除去系原子炉停止時冷却モード
再起動操作：シナリオ上考慮しない操作・判断結果：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：プラント状態：判断：緊急時対策要員（現場）のみの作業：操作・確認（運転員のみの作業）

非常用ディーゼル発電機（Ａ，Ｃ）自動起動確認
非常用高圧系統（6.9kV）Ｃ，Ｅ復旧確認

外部電源喪失凡例

残留熱除去系停止確認（機器作動状況、系統流量による確認）

プラント前提条件
・原子炉ウェル満水
・全燃料装荷＆プールゲート「閉」
・非常用ディーゼル発電機（Ｂ）点検中
・残留熱除去系（Ａ）原子炉停止時冷却モード運転中・残留熱除去系（Ｂ）点検中
・残留熱除去系（Ｃ）低圧注水モード待機中5-3-12

138

２人
c,d

－

－

（２人）
c,d

－

－

（１人）
a

－

－

２人
c,d

４人
Ｃ, Ｄ, Ｅ,Ｆ

（１人）
a

１人
a

２人
Ａ, Ｂ

必要人員数（７号炉） 合計

必要人員数（６号炉） 合計＊6号炉は「全交流動力電源喪失」事象想定

・残留熱除去系（停止側）
低圧注水モード 起動／停止操作

・原子炉ウェル水位低下調査／隔離操作

・原子炉ウェル水位低下調査／隔離操作

・原子炉水位、温度監視

・残留熱除去系（運転側）
低圧注水モード待機状態へ

・残留熱除去系（運転側）
停止操作／低圧注水モード待機状態へ

・残留熱除去系（待機側）
原子炉停止時冷却モード 起動操作

・残留熱除去系（待機側）
現場ラインアップ・残留熱除去系（待機側）
原子炉停止時冷却モードへラインナップ

・残留熱除去系（運転側）
原子炉停止時冷却モード 起動操作

・非常用ディーゼル発電機起動確認

・残留熱除去系（運転側）
原子炉停止時冷却モード 停止確認

・外部電源喪失確認

操作の内容

90分

90分

５分

１０分

0.5

60分

60分

事象発生

５分

０
１

２

2.5

原子炉ウェル水位回復後停止

適宜監視

3.5

４

4.5

サプレッションチェンバへの冷却材流出停止

３

約２時間 注水開始

約２時間

約60分 原子炉ウェル水位低下検知

1.5

経過時間（時間）

図 5.3.4 原子炉冷却材の流出時の作業と所要時間）内の数字は他の作業終了後、移動して対応する人員数。

１２人(その他参集１３人）

０人

－

－

－

（２人）
c,d

－

－

－

－

（１人）
a

－

－

－

（１人）
a

（１人）
a

－

－

（１人）
a
－

－

１人
a
－

（現場）

緊急時対策要員

－

（

（現場）

（中操）

７号

運転員

実施箇所・必要人員数

運転員

（１人）
a

原子炉水位回復

状況判断

原子炉停止時冷却モード運転切替

残留熱除去系 再起動

状況判断

操作項目

６号炉は運転中であり、「全交流動力電源喪失」事象発生

事故想定
７号炉にて本事象発生

停止中の原子炉冷却材流出

５

残留熱除去系ポンプ（Ａ）

残留熱除去系ポンプ（Ａ）

残留熱除去系ポンプ（Ａ）

残留熱除去系ポンプ（Ｃ）

残留熱除去系ポンプ（Ｃ）

残留熱除去系ポンプ（Ｃ）最小流量バイパス弁「開」で電源切を想定

残留熱除去系ポンプ（Ａ）

残留熱除去系ポンプ（Ａ）

備考流出箇所隔離および注水開始（約 2 時間後 燃料有効長頂部から約 15m）

図 5.3.5 冷却材流出における原子炉水位の変化

5-3-13139

燃料が放射線源として支配
的な水位

上部格子板が放射線源として支配的な水位
水位の低下

(燃料有効
長頂部から
約 15m)

図 5.3.6 原子炉水位と線量率

5-3-14140

141

5-3-15低圧注水モード運転
による原子炉注水

残留熱除去系ポンプ
ミニマムフロー弁全
閉操作による原子炉
冷却材流出停止確認

サプレッション・チェ
ンバへの原子炉冷却材流出確認

原子炉停止時冷却モード再起動

判断及び操作
常設設備

原子炉冷却材流出により低下した原子炉ウェ
ル水位を回復するため，待機していた残留熱除去系による低圧注水モード運転で原子炉へ注水する。

原子炉停止時冷却モード運転の切替後，新たに運転開始した残留熱除去系ポンプミニマム
フロー弁が全開しているため，原子炉冷却材がサプレッション・チェンバへ流出する。1 時
間毎の中央制御室監視により原子炉ウェル水位低下及びサプレッション・チェンバ水位上昇を確認する。
原子炉ウェル水位低下調査により，運転中の残留熱除去系ポンプミニマムフロー弁が全開であることを確認し，全閉操作をすることで，原子炉冷却材流出が停止することを確認す
る。

残留熱除去系ポンプ－－

外部電源喪失により運転中の残留熱除去系ポンプが停止するが，非常用ディーゼル発電機が起動するため，非常用高圧系統が復旧する。 残留熱除去系ポンプ停止した残留熱除去系ポンプを再起動し原子炉停止時冷却モード運転を再開する。

手順

－

－

－

－

可搬設備

【ＳＡ】
：重大事故等対処設備

原子炉水位計（定検時水張用）
原子炉水位計（広帯域）【ＳＡ】
残留熱除去系系統流量計

原子炉水位計（定検時水張用）
原子炉水位計（広帯域）【ＳＡ】
サプレッション・チェンバ・プール水位計【ＳＡ】

原子炉水位計（定検時水張用）
原子炉水位計（広帯域）【ＳＡ】
サプレッション・チェンバ・プール水位計【ＳＡ】

残留熱除去系系統流量計
残留熱除去系熱交換器入口温度計

計装設備

有効性評価上期待する事故対処設備

表 5.3.1 原子炉冷却材の流出時における重大事故等対策について

初期条件

事故条件

5-3-16142

閉

約 87ｍ3/ｈ

プールゲート原子炉冷却材のサプレッション・チ
ェンバへの流出量

外部電源なし大気圧

原子炉初期圧力外部電源

52℃

原子炉初期温度

崩壊熱による原子炉水の温度上昇及び蒸発については，考慮せず

ウェル満水

原子炉の初期水位

崩壊熱による原子炉水の温度上昇
及び蒸発

原子炉圧力容器の開放

主要解析条件

原子炉圧力容器の状態

項目

条件設定の考え方

外部電源の有無は事象進展に影響しないことから，資源の観点で厳しい外部電源なしを設定

原子炉水温が 100℃に到達するまでの時間が長く，事象進展に影響しないことから設定

残留熱除去系の系統切り替え時の原子炉冷却材流出を想定した値

保有水が少ないプールゲート閉を想定

原子炉圧力容器開放を想定

残留熱除去系の原子炉停止時冷却モードでの炉水側の設定温度

原子炉圧力容器が開放状態での水位を想定

線量率の影響を確認するため，原子炉圧力容器が開放状態を想定

表 5.3.2 主要解析条件(原子炉冷却材の流出)(1／2)

重大事故等対策に関連する機器条件

143

5-3-17

重大事故等対策に関連する操作条件

原子炉冷却材流出の停止

による原子炉への注水

残留熱除去系の低圧注水モード

による原子炉への注水流量

残留熱除去系の低圧注水モード

項目

事象発生から 2 時間後事象発生から 2 時間後

954ｍ3/ｈにて注水

主要解析条件

条件設定の考え方

考慮して設定事象の認知や現場操作の時間を基に，時間余裕を考慮して設定事象の認知や現場操作の時間を基に，時間余裕を低圧注水系の設計値として設定

表 5.3.2 主要解析条件(原子炉冷却材の流出)(2／2)

添付資料 5.3.1

停止時の線量率評価について
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では「放射線遮へいが維持される水位を確保すること」との基準が定められている。
「崩壊熱除去機能喪失」，「全交流電源喪失事象」の重要事故シーケンスにおいて原子炉未開放時を評価しており，原子炉上部での作業は不要であるのに加え，炉内構造物や原子炉圧力容器の上蓋により放射線は十分減衰されるため，操作に影響するものではないと考えられる。
「冷却材流出」の事故シーケンスでは崩壊熱除去機能喪失に比べて保有水量の減少が大きく，点検などに係わる冷却材流出事故は原子炉開放状態にて実施されるため，原子炉開放状態について評価しており，ここでは，そのときの線量率の評価を行う。
（１） 炉心燃料・炉内構造物の線源強度
放射線源として燃料及び上部格子板をモデル化した。気水分離器や蒸気乾燥器についてはＤ／Ｓピ
ットへと取り出しており，保有水量を厳しく想定するために原子炉ウェルのみ考慮していることからモデル化していない。
a. 炉心燃料計算条件を以下に示す。
○ 線源形状：燃料集合体の全てに燃料がある状態○ 燃料有効長（mm）:○ ガンマ線エネルギ:計算に使用するガンマ線は，エネルギ18 群(ORIGEN 群構造)とする。
○ 線源材質:燃料及び水 (密度g/cm3)○ 線源強度は，以下の条件で ORIGEN2 コードを使用して算出した。
・燃料照射期間：1264 日(燃焼度 33GWd/t 相当の値)
・燃料組成：STEPⅢ 9×9A 型 (低 Gd)
・濃縮度：(wt.%)
・U 重量：燃料一体あたり(kg)
・停止後の期間：停止 3 日(実績を考慮して設定した値を設定)○ 計算モデル：円柱線源
線量率計算モデルを図 1 に示す。また，計算により求めた線源強度を表１に示す。

図 1 燃料の線量率計算モデル

添 5.3.1-1

144

表 1 燃料の線源強度

b. 上部格子板
計算条件を以下に示す。
○ 線源形状：円柱線源としてモデル化○ 線源の高さ（mm）：○ ガンマ線エネルギ：計算に使用するガンマ線は，主要核種 60Co を想定して1.5MeVとする。
○ 線源材質： 水と同等(密度0.958g/cm3)○ 線源強度は，機器表面の実測値（
Sv/h）より 2.1×109(Bq/cm3)と算出した。
線量率計算モデルを図 2 に示す。

図 2 上部格子板の線量率計算モデル

145

添 5.3.1-2

（２） 線量率
線量率は，「添付資料 4.1.2｢水遮へい厚に対する貯蔵中の使用済燃料からの線量率｣の算出について」と同様に QAD-CGGP2R コードを用いて計算している。
評価点については保守的に燃料交換機床とした。

添 5.3.1-3

146

添付資料 5.3.2

原子炉冷却材流出評価における POS 選定の考え方

1. 本評価における POS の決定
運転停止中原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価，「原子炉冷却材の流出」(以下，「原子炉
冷却材流出」という。)の重要事故シーケンスの評価では，次節に示す通り，定期検査中に実施する作業等を確認し，原子炉冷却材の流出が生じうる作業を抽出した後，各々の作業を比較して重要事故シーケンスとする作業を選定した。定期検査中に各作業等が実施される時期は概ね決まっているため，
POS については，選び得る POS を比較して決定した
2. 原子炉冷却材流出評価の対象とした作業等
重要事故シーケンスの選定にあたり，定検停止中に原子炉冷却材流出が想定され得るとして抽出した作業等は次の 5 つである。この 5 つの作業等から，本評価では「RHR 切り替え時のミニマムフロー
弁操作誤り」を選定した。選定の理由は，発生時に想定される冷却材流出速度が大きいこと，CUW ブ
ローは原子炉水位の変化に特に注目する作業であること，他の 3 事象は点検であり，発生時の検知の可能性が本事象よりも高いと考えたことによるものである。
・CRD 点検(交換)時の作業誤り
・LPRM 点検(交換)時の作業誤り
・RIP 点検時の作業誤り
・CUW ブロー時の操作誤り
・RHR 切り替え時のミニマムフロー弁操作誤り
3. POS を選定する上で考慮した点
定検中に RHR 切り替えを実施する時期としては，RHR の運転や待機の系統を変化させる場合があり，この作業は定検停止中のほぼ全域で生じ得る。このため，POS についてはいずれの場合も選び得る。
その上で，本評価では POS の選定において以下の点を考慮した。
(1) 崩壊熱による原子炉水の温度上昇及び蒸発
崩壊熱による冷却材の減少を厳しく評価する観点では，原子炉停止後の時間が短い POS の方が適切である。但し，POS「S」の崩壊熱で評価しても，流出による冷却材の減少に対して崩壊熱による冷却材の減少の速度は小さい。
(2) 冷却材保有水量
冷却材保有水量の観点では，ウェル満水の状態が最も余裕があり，原子炉圧力容器が通常水位(NWL)に近いほど厳しい条件となる。但し，RHR の吸込口は燃料有効長頂部(TAF)から約 1.7 m
上にあるため，RHR の吸込口を下回った後の水位低下は崩壊熱による減少となる。このため，(1)にも示した通り，ある程度，注水までの時間余裕を確保できる。例えば，原子炉停止から 1 日
後の崩壊熱を仮定すると，約 2 時間の時間余裕がある。

147

添 5.3.2-1

(3) 発生時の検知性
発生時の検知性の観点では，原子炉圧力容器の上蓋が閉止されている場合，原子炉水位を受けた警報発生や緩和設備の自動起動などに期待できるが，原子炉圧力容器の上蓋が開放されている
場合，これらの機能には期待できない。
(4) 水位低下時の作業環境
水位低下時の作業環境への影響の観点では，原子炉圧力容器の上蓋が閉止されている場合，原子炉水位が低下しても十分に遮蔽されるため作業環境には影響が生じないが，原子炉圧力容器の上蓋が開放されている場合，水位が大きく低下すると十分な遮蔽効果が期待できなくなり，作業
環境への影響が表れる。
4. POS の選定結果と考察「RHR 切り替え時のミニマムフロー弁操作誤り」は冷却材流出事象発生時の検知が他の作業等よりも困難な事象である。このため，3 節の(1)～(4)の点のうち，(3)の検知性の観点で厳しい POS を選定することが適切と考える。この観点では，原子炉圧力容器の上蓋が開放されている，POS「B」,「C」が選定される。POS「C」は CUW ブローによる原子炉ウェルの水位低下から始まり，途中で原子炉圧力容器の上蓋が閉止される POS であり，原子炉圧力容器の上蓋が開放されている状態での原子炉水位について，特に注意が払われる POS であることから，本重要事故シーケンスでは，POS「B」を代表として選定することが適切と考える。
なお，燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間余裕という観点では原子炉が未開放であるＰ
ＯＳ「Ａ」
，
「Ｃ」
，
「Ｄ」の「RHR 切り替え時のミニマムフロー弁操作誤り」が厳しくなるが，その場合であっても 2 時間以上の時間余裕※があり，かつ原子炉水位計による警報発生や緩和設備の自動起動などに期待できるため，原子炉開放時と比べて速やかな検知と注水が可能である。
※流出により通常運転水位から残留熱除去系の吸い込み配管の高さまで水位が低下後，蒸発により水位が燃料有効長頂部まで低下するまでの時間（停止 1 日後想定））以

添 5.3.2-2

上148

添付資料 5.3.3
安定停止状態について
運転停止中 原子炉冷却材の流出の安定停止状態については以下のとおり。
原子炉安定停止状態：
冷却材の流出が停止し，冷却材の注水や崩壊熱除去により，燃料の冠水，放射線遮へい，
未臨界が維持され，冷却水の温度が安定した状態

原子炉安定状態の確立について
図 5.3.5 に示すとおり，事象発生直後から冷却材の流出により水位が低下するが，約 2 時間
後に冷却材の流出を停止させ，残留熱除去系の低圧注水モードによる注水を行うことで水位が回復する。その後，残留熱除去系を原子炉停止時冷却モードに切り替えて冷却することで，水位及び温度が安定した状態となる。

149

添 5.3.3-1

初
期
条
件

添 5.3.4-1

閉プールゲートの状態

大気圧

原子炉初期圧力

原子炉圧力容器の開放

ウェル満水

原子炉初期水位

原子炉圧力容器の
状態

52℃

開

事故事象毎

大気圧

事故事象毎

事故事象毎
原子炉停止後初期，原子炉起動時を除き 50℃以下を目標に冷却を実施

評価条件(初期，事故及び機器条件)の不確かさ
評価条件
最確条件

原子炉初期温度項目

保有水が少ないプールゲート閉を想定。

線量率の影響の観点を確認するため，開放状態を想定

プールゲートが開の状態では保有水量が多くなるため，燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間余裕は長くなり，事象進展に影響はなく，運転員
等操作時間に与える影響はない。

原子炉未開放時においては原子炉水位計による警報発生や緩和設備の自動起動などに期待できるため，その場合は運転員等操作時間が早くなる。

解析条件と最確条件が同様であることから，事象進展に影響はなく，運転員
等操作時間に与える影響はない。

冷却材流出の認知を起因とする操作であるため，運転員等操作時間に与える影響はない。

原子炉圧力容器が開放状態での水位を想定。

原子炉圧力容器の開放を想定。

冷却材流出の停止および注水操作は冷却材流出の認知を起因とする操作であるため，運転員等操作時間に与える影響はない。

運転員等操作時間に与える影響

残留熱除去系の原子炉停止時冷却モードでの炉水側の設定温度を想定。

評価設定の考え方
保有水量が多く，100℃に到達するまでの時間は約 38 時間(停止１日後の崩壊熱)と長いため，原子炉水温の上昇
及び冷却材の蒸発は考慮しておらず，
評価項目となるパラメータに対する影
響はない。
原子炉ウェルの水張り実施中においては注水が実施されているため，水位の低下は起こらず，またこれらの期間に通常，残留熱除去系の切り替えは実施
しないことから事象進展に影響はな
く，評価項目となるパラメータに対す
る影響はない。
解析条件と最確条件が同様であることから，事象進展に影響はなく，評価項目となるパラメータに対する影響はない。
原子炉圧力容器が未開放の場合は原子炉圧力容器等の遮へいに期待できるため，放射線遮へいを維持できる水位の考慮が不要となり，燃料有効長頂部の冠水維持（未臨界維持）が評価項目となる。
未開放時には，初期の保有水量が少な
いが，残留熱除去系の吸い込み配管の高さは燃料有効長頂部より高い位置にあり，流出は停止する。その後崩壊熱除去機能の喪失により冷却材が沸騰
し,水位が低下を開始するが，燃料有
効長頂部まで低下するまでの時間は 2
時間以上（流出により通常運転水位から残留熱除去系の吸い込み配管の高さまで水位が低下後，蒸発により水位が燃料有効長頂部まで低下するまでの時
間（停止 1 日後想定））となる。
以上のように流出の隔離や注水操作までの時間余裕を十分確保できるため,評価項目となるパラメータに対する影響はない。
プールゲートが開の状態では保有水量が多くなるため，燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間余裕は長くなり，事象進展に影響はなく，評価項目となるパラメータに対する影響はない。

評価項目パラメータに与える影響

表 1 評価条件を最確条件とした場合の運転員操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(1/2)

評価条件の不確かさの影響評価について（運転停止中 原子炉冷却材の流出）

添付資料 5.3.4

150

151

添 5.3.4-2

機
器
条
件

事
故
条
件

954m /h

3

外部電源なし

外部電源

残留熱除去系を用いた低圧注水モードへの注水流量考慮しない

87m3/h

原子炉冷却材のサ
プレッション・チ
ェンバへの流出量

崩壊熱による原子炉水の温度上昇及び蒸発

外部電源喪失954m /h3

事故毎に変化考慮しない

87m3/h 以下

外部電源喪失評価条件(初期，事故及び機器条件)の不確かさ
評価条件
最確条件

起因事象

項目

低圧注水系の設計値として設定。

外部電源がない場合と外部電源がある
場合では，事象進展は同じであることから，資源の評価の観点で厳しくなる
外部電源がない場合を想定。

崩壊熱による原子炉水の温度上昇及び蒸発は事象進展に影響しないため，考慮しない。

ミニフローラインに残留熱除去系ポン
プ出口圧力が掛かった場合の最大流出量。

起因事象として，外部電源喪失が発生するものとして設定。

評価設定の考え方

解析条件と最確条件が同様であることから，事象進展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない

外部電源がない場合と外部電源がある
場合では，事象進展は同じであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件が同様であることから，事象進展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

運転員等操作時間に与える影響

解析条件と最確条件が同様であることから，事象進展に影響はなく，評価項目とな る パ ラメ ー タ に対 す る影 響 はな
い。

外部電源がない場合と外部電源がある
場合では，事象進展は同じであることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

解析条件と最確条件が同様であることから，事象進展に影響はなく，評価項目とな る パ ラメ ー タ に対 す る影 響 はない。

評価項目パラメータに与える影響

表 1 評価条件を最確条件とした場合の運転員操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(2/2)

添 5.3.4-3

152

流出の停止

条

件

原子炉冷却材

作

操

項目

ら 2 時間後

事象発生か

作開始時間

評価上の操

えて設定。

運転操作手順等を踏ま評価設定の考え方

評価上の操作開始時間

評価条件（操作条件）の不確かさ

は大きくなる。

考えられる。

1 時間を想定している。漏えい箇所の隔離は，現場におけるミニマ

誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

ため２人１組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，

漏えい隔離操作等の現場操作は，操作の信頼性向上や要員の安全のである。１弁のみの操作であり，操作開始時間に与える影響はない。
【他の並列操作有無】
原子炉ウェル水位低下調査における漏えい箇所の特定及び隔離操作に対応する運転員に他の並列操作はなく，操作時間に与える影響はない。
【操作の確実さ】

ムフロー弁の電源復旧と中央制御室における当該弁の遠隔閉操作

るパラメータに対する余裕が抑制され，評価項目となる場合は冷却材の水位低下

作および注水開始が早くな

停止操作が早くなる場合が実際の原子炉冷却材流出の価上の操作開始時間に対し，認知できる可能性があり，評

原子炉冷却材流出の停止操に与える影響時間に与える影響評価の想定より早く事象を評価項目となるパラメータ

操作の不確かさが操作開始

原子炉ウェル水位低下調査における，漏えい箇所の特定及び隔離に【操作所要時間】

設備はなく，操作開始時間に与える影響はない。

原子炉建屋の現場までのアクセスルート上にアクセスを阻害する現場において当該弁の電源を復旧する必要がある。中央制御室から漏えい隔離のためのミニマムフロー弁の閉操作には，原子炉建屋の【移動】ことから，操作開始時間に与える影響なし。

運転員による操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐している【要員配置】

認により，早期に原子炉冷却材流出を認知できる可能性がある。

ド切替時にプラント状態（原子炉ウェル水位，原子炉水温度等）確

下を検知することを想定している。実際は，原子炉停止時冷却モー評価では，１時間毎の中央制御室監視により，原子炉ウェル水位低【認知】

操作の不確かさ要因

きる時間である。

は十分な時間余裕を確保で水を開始するまでの 2 時間間であり，事故を検知して注まで水位が低下する約 15 時については，燃料有効長頂部

当該操作に対する時間余裕

操作時間余裕表 2 操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（1/2）

153

添 5.3.4-4

件

条

作

操

水操作

モードへの注

いた低圧注水ら 120 分事象発生か

中央制御室内での操作のみであり，操作開始時間に与える影響な【移動】ることから，操作開始時間に与える影響なし。

中央制御室での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐してい【要員配置】

作開始時間は早くなる可能性がある。

であり，よって，評価上の注水操作開始時間に対し，実際の注水操

間余裕を考慮して設定。

の時間を基に，さらに時早くなる場合が考えられる。

短い。

間が長くなる可能性は低い。

作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時

中央制御室における操作は，制御盤の操作スイッチによる簡易な操【操作の確実さ】

はなし。

ドの注水操作時に他の並列操作はなく，操作開始時間に与える影響

当該操作を実施する運転員は，残留熱除去系を用いた低圧注水モー【他の並列操作有無】

実際の注水操作開始時間は操作開始を設定しているが，象発生から 120 分後の注水とは容易であり，評価では事注水の必要性を認知するこなる。

ータに対する余裕は大きくれ，評価項目となるパラメ

冷却材の水位低下が抑制さ

注水開始が早くなる場合はに与える影響時間に与える影響

原子炉水位低下時に原子炉評価項目となるパラメータ

操作の不確かさが操作開始設定していないが，原子炉水位の低下に対して操作に要する時間は作スイッチによる操作のため，簡易な操作である。操作時間は特に残留熱除去系のポンプ起動操作及び注入弁の開操作は，制御盤の操【操作所要時間】事象の認知や現場操作

操作の不確かさ要因

原子炉冷却材流出時に原子炉注水の必要性を認知することは容易【認知】

熱除去系を用

評価設定の考え方

し。

作開始時間

評価上の操

評価上の操作開始時間

待機中の残留項目

評価条件（操作条件）の不確かさきる時間である。

は十分な時間余裕を確保で水を開始するまでの 2 時間間であり，事故を検知して注まで水位が低下する約 15 時については，燃料有効長頂部

当該操作に対する時間余裕

操作時間余裕表 2 操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（2/2）

添 5.3.5-1

空冷式ガスタービン発電機 3 台起動。 ※2(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,705L/h×24h×7 日×3 台＝859,320L

事象発生直後～事象発生後 7 日間
免震棟ガスタービン発電機 1 台起動。(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
395L/h×24h×7 日＝66,360L
モニタリングポスト用仮設発電機 3 台起動。(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
9L/h×24h×7 日×3 台＝4,536L

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※3(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※3(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※3(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※3(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※3(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

事象発生直後～事象発生後 7 日間

復水貯蔵槽給水用 可搬型代替注水ポンプ(Ａ－2 級)
2 台起動。
18L/h×24h×7 日×2 台＝6,048L

代替熱交換器車用 電源車 2 台起動。
(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
110L/h×24h×7 日×2 台＝36,960L※1 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機 は 2 台で足りるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 3 台を起動させて評価した。
※2 事故収束に必要な空冷式ガスタービン発電機は 1 台で足りるが，保守的に空冷式ガスタービン発電機 3 台を起動させて評価した。
※3 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機 は 1 台で足りるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 2 台を起動させて評価した。

その他

5 号炉

4 号炉

3 号炉

2 号炉

1 号炉

6 号炉

事象発生直後～事象発生後 7 日間

7 日間の
軽油消費量
約 70,896L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 902,328L

1～7 号炉軽油タンク
及び地下軽油タンクの残容量(合計)は
約 533,992L であり，
7 日間対応可能。

5 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

4 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

3 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

2 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

1 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

6 号炉軽油タンク
及び地下軽油タンクの容量(合計)は
約 1,164,000L であり，
7 日間対応可能。

プラント状況：6 号炉運転中。 1～5，7 号炉停止中。
事象：原子炉冷却材の流出は 7 号炉を想定。保守的に全ての設備が，事象発生直後から燃料を消費するものとして評価する。
なお，全プラントで外部電源喪失が発生することとし，免震棟等，プラントに関連しない設備も対象とするが，6 号炉のみ非常用ディーゼル発電機起動失敗による全交流動力電源喪失を想定する。
号炉
時系列
合計
判定
事象発生直後～事象発生後 7 日間
7 日間の
7 号炉軽油タンク容量は
7 号炉 非常用ディーゼル発電機 3 台起動。 ※1
軽油消費量
約 1,020,000L であり，
(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
約 750,960L
7 日間対応可能。
1,490L/h×24h×7 日×3 台＝750,960L

7 日間における燃料の対応(運転停止中 原子炉冷却材の流出)

添付資料 5.3.5

154

5.4 反応度の誤投入
5.4.1 事故シーケンスグループの特徴，燃料損傷防止対策(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」において，燃料損傷防止対策の有効性を確認する事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「反応度の誤投入」である。
(2) 事故シーケンスグループの特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」では，原子炉運転停止中に制御棒の誤引き抜
き等によって，燃料に反応度が投入されることにより，臨界に達し燃料損傷に至る。
したがって，本事故シーケンスグループでは，異常な反応度の投入に対して制御棒引き抜きの制限及びスクラムによる負の反応度の投入により，未臨界を確保し，燃料の損傷を防止する。
(3) 燃料損傷防止対策
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」に対しては，燃料が著しい損傷に至ることな
く，かつ，十分な冷却を可能とするため，制御棒引き抜き阻止機能及び原子炉停止機能による対応を整備する。対応手順の概要を図 5.4.1 に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と手順の関係を表 5.4.1 に示す。
本事故シーケンスグループにおける 6 号炉及び 7 号炉同時の重大事故等対策は自動で作動するため，対応に必要な要員はいない。
a. 原子炉停止余裕検査
原子炉停止系は，最大反応度価値の制御棒が 1 本挿入できない状態でも，原子炉を常に冷温で臨界未満にできることを定めている。これを確認するため，原子炉の起動前に原子炉停止余裕検査を行い，これを確認する。
この検査の際は，複数の制御棒を操作するため，原子炉モードスイッチを「起動」位置に切り替える。最大反応度価値の制御棒(以下，ＣＲ－1 とする)を「ノッチ操作」で全引抜とし，同一水圧制御ユニットに属する制御棒(以下，ＣＲ－2 とする)も同様に「ノッチ操作」で全引抜とする。更に反応度補正のための制御棒(以下，ＣＲ－3 とする)を「ノッチ操作」で必要な反応度分引き抜き，原子炉が臨界未満であることを確認する。
b. 誤操作による反応度誤投入
ＣＲ－1 及びＣＲ－2 を全引き抜きとした後，ＣＲ－3 を引く抜く際には，ＣＲ－1 を
中間位置まで挿入することと手順で定めているが，本評価では全引き抜き位置のままＣ
Ｒ－3 の引き抜きを開始する。さらに，引き抜きは「ノッチ操作」で実施することと手順で定めているが，本評価では「連続引き抜き」を実施する。
また起動領域モニタによる原子炉停止信号も，ＮＭＳトリップ選択スイッチを手順で

5-4-1

155

定められた「初装荷」ではなく「通常」とすることで計数率スクラム回路が除外された状態を評価で想定する。
c. 反応度誤投入後のスクラム
ＣＲ－3 の連続引き抜きにより，約 30 秒後に「原子炉周期短（原子炉周期 20 秒）」信号が発生し，制御棒の引き抜き阻止がかかる。さらに，約 58 秒後に「原子炉周期短（原子炉周期 10 秒）」信号が発生し，原子炉スクラム信号が出力され，ＣＲ－1～3 がスクラム動作し全挿入になる。これにより，原子炉は未臨界状態となる。
5.4.2 燃料損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
重要事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，原子炉停止時に最大反応度価値を有する同一水圧制御ユニットに属する 1 組又は 1 本の制御棒が全引き抜きされている状態から，その隣接制御棒の同一水圧制御ユニットに属する 1 組
又は 1 本の制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によって引き抜かれ，臨界に至る事故である。
運転停止中の原子炉においては，不用意な臨界の発生を防止するため，停止余裕（最大反応度価値を有する同一水圧制御ユニットに属する 1 組又は 1 本の制御棒が引き抜かれても炉心を未臨界に維持できること）を確保できるように燃料を配置するとともに，通常は原子炉モードスイッチを「燃料交換」位置として，同一水圧制御ユニットに属する 1 本又は 1 組
を超える制御棒の引き抜きを防止するインターロックを維持した状態で必要な制御棒の操作が実施される。
しかしながら，運転停止中の原子炉においても，検査等の実施に伴い原子炉モードスイッ
チを「起動」位置として複数の制御棒の引き抜きを実施する場合がある。このような場合，
制御棒の引き抜きは原則としてノッチ操作とし，中性子束の監視を行いながら実施している。
本重要事故シーケンスでは，誤操作によって過剰な制御棒の引き抜きが行なわれることにより臨界に至る反応度が投入される事象であり，核分裂出力，反応度フィードバック効果，
制御棒反応度効果，出力分布変化，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移，沸騰・ボイド率変化，圧力損失が重要な現象となる。よって，この現象を適切に評価することが可能である反応度投入事象解析コードＡＰＥＸにより炉心平均中性子束の過渡応答を求める。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故シーケンスにおける評価項目となるパラメータに与える影響を評価する。
さらに，解析コード及び解析条件の不確かさのうち，評価項目となるパラメータに与える影響があるものについては，「5.4.3(3) 感度解析」において，それらの不確かさの重畳を考慮した影響評価を実施する。

5-4-2

156

(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を表5.4.2に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
ａ．初期条件(a) 炉心状態
燃料交換後における余剰反応度の大きな炉心での事象発生を想定して，評価する炉心状態は，平衡炉心のサイクル初期とする。
(b) 実効増倍率
制御棒引き抜き前の炉心の実効増倍率は 1.0 とする。
(c) 原子炉の出力，圧力，燃料被覆管表面温度及び冷却材の温度
事象発生前の原子炉の出力は定格値の 10-8，原子炉圧力は 0.0MPa[gage]，燃料被覆
管表面温度及び冷却材の温度は 20℃とする。また，燃料エンタルピの初期値は8kJ/kgUO2 とする。
ｂ．事故条件(a) 誤引き抜きされる制御棒
運転停止中の原子炉において，制御棒１本が全引き抜きされている状態から，他の１本の制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によって連続的に引き抜かれる事象を想定する。
なお，通常，制御棒１本が全引き抜きされている状態の未臨界度は深く，また，
仮に他の１本の制御棒が操作量の制限を超えた場合でも，臨界近接で引き抜かれる
制御棒の反応度価値が核的制限値を超えないよう管理※している。これらを踏まえ，本評価においては，誤引き抜きされる制御棒の反応度価値が，管理値を超える事象を想定した。
※：臨界近接時における制御棒の最大反応度価値は 1.0%Δk 以下であること(b) 誤引き抜きされる制御棒
誤引き抜きされる制御棒は，事象を厳しく評価するため，最大反応度価値を有する制
御棒の隣接制御棒とするが，制御棒価値ミニマイザによる停止余裕試験モードでの面
隣接制御棒選択時の引き抜き不許可のインターロックや停止時冷温臨界試験での引き抜き制御棒価値の管理を考慮し，斜め隣接の制御棒とする。なお，誤引き抜きされる制御棒１本の反応度価値は約 1.04%Δk である。
引抜制御棒反応度曲線を図 5.4.2 に
示す。

5-4-3

157

(c) 外部電源
制御棒の引き抜き操作には，外部電源が必要となる。外部電源が失われた状態では反応度誤投入事象が想定できないことも踏まえ，外部電源は使用できると仮定する。
ｃ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 制御棒の引抜速度
制御棒は，引抜速度の上限値33mm/ｓで引き抜かれ，起動領域モニタの原子炉周期短信号(原子炉周期20秒)で引き抜きを阻止されるものとする。
(b) スクラム信号
起動領域モニタの原子炉周期短信号(原子炉周期 10 秒)でスクラムされるものとする。
スクラム反応度曲線を図 5.4.3 に示す。
ｄ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員操作に関する条件はない。
(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスの対応手順の概要を図5.4.1に，燃料エンタルピ及び炉心平均中性子束の変化を図5.4.4に示す。
a. 事象進展制御棒の引き抜き開始から約 30 秒後に起動領域モニタの原子炉周期短信号(原子炉周期20 秒)が発生し，制御棒の引き抜きが阻止される。この時，投入される反応度は約 0.55 ドル(投入反応度最大値:0.34%Δk)である。反応度投入事象には至らず，燃料エンタルピ増加に伴う燃料の破損は生じない。
また，制御棒の引き抜き開始から約 58 秒後に起動領域モニタの原子炉周期短信号(原子炉周期 10 秒)が発生して，原子炉はスクラムされ，原子炉出力は定格値の約 1.0×10-4 まで上昇するにとどまる。
(添付資料 5.4.1)
b．評価項目等
制御棒の引き抜きによる反応度の投入に伴い一時的に臨界に至るものの，スクラムにより未臨界は確保される。なお，原子炉水位に有意な変動はないため，燃料有効長頂部は冠水を維持しており，放射線の遮へいは維持される。
(添付資料 5.4.2)
5.4.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項

5-4-4

158

目となるパラメータに与える影響，要員の配置による他の操作に与える影響及び操作時間余裕を評価するものとする。
本重要事故シーケンスは，自動作動する安全保護系及び原子炉停止系により，自動的に制御棒の引き抜きを阻止，原子炉をスクラムすることで，プラントを安定状態に導くことが特徴である。このため，運転員等操作はなく，操作時間が与える影響等は不要である。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
本重要事故シーケンスは，「5.4.2(2) 有効性評価の条件」に示すとおり，運転員等操作には期待しないため，運転員操作時間に与える影響はない。
ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
ドップラ反応度フィーバックの不確かさは, 実験にて7～9% と評価されていることから，これを踏まえ解析を行う必要がある。また，臨界試験との比較により,実効遅発中性子の不確かさは約4%と評価されていることから，これを踏まえて解析を行う必要がある。この不確かさを考慮した感度解析を「（３）感度解析」にて実施する。
制御棒反応度の不確かさは約9% と評価されていることから，これを踏まえ解析を行う必要がある。また，臨界試験との比較により,実効遅発中性子の不確かさは約4%と評価されていることから，これを踏まえて解析を行う必要がある。この不確かさを考慮した感度解析を「（３）感度解析」にて実施する。
(添付資料 5.4.3)(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，表5.4.2に示すとおりである。その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる炉心状態，実効増倍率，燃料被覆管表面温度及び冷却材温度，引き抜きされる制御棒，制御棒引
き抜き速度，制御棒引き抜き阻止，スクラム信号に関する影響の結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
本重要事故シーケンスは，「5.4.2(2) 有効性評価の条件」に示すとおり，運転員等操作には期待しないため，運転員操作時間に与える影響はない。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響

5-4-5

159

炉心状態においては装荷炉心毎に制御棒反応度価値やスクラム反応度等の特性が変化するため，投入反応度が大きくなる恐れはある。そのため，評価項目に対する余裕は小さくなることが考えられるが，「（5）評価条件の不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響評価」にて，投入される反応度について確認
しており，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
実効増倍率について0.99の場合は，臨界到達までにかかる時間が追加で必要となり，また投入される反応度も0.07ドルと小さくなるため，この評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期出力は炉心状態毎に異なり，評価項目となるパラメータに影響を与えるため，その不確かさが与える影響を評価した。初期出力の不確かさにより評価項目に対する余裕が変化するが，「（5）評価条件の不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響評価」において，初期出力の不確かさの影響を確認しており，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期燃料温度は炉心状態毎に異なり，評価項目となるパラメータに影響を与えるため，その不確かさが与える影響を評価した。初期燃料温度の不確かさにより評価項目に対する余裕が変化するが，「（5）評価条件の不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響評価」において，初期燃料温度の不確かさの影響を確認しており，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
制御棒引き抜き阻止およびスクラム信号についてＮＭＳトリップ選択スイッチ
が「初装荷」の場合は計数率高信号による制御棒引抜阻止機能，計数率高高信号によるスクラム機能に期待出来る。こちらに期待した場合のスクラムまでの時間は約46秒後となり，この評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
ｂ．操作条件
本重要事故シーケンスは，「5.4.2(2) 有効性評価の条件」に示すとおり，運転員等操作には期待しないため，運転員操作に関する条件はない。
(添付資料 5.4.3)(3) 感度解析
解析コードの不確かさによりドップラ反応度フィードバック効果と制御棒反応度
効果は評価項目となるパラメータに影響を与えることから本重要事故シーケンスにおいて感度解析を実施する。
ドップラ反応度フィードバック効果を±10%とした場合においても投入される反応度は0.55ドルとベースケースと比べて殆ど差異なく，また制御棒反応度を±10%とした場合においても投入される反応度は0.53ドル,0.56ドルであり，これらの不確かさを考慮しても燃料の健全性に影響がない。
(添付資料 5.4.3)

5-4-6

160

(4) 操作時間余裕の把握
本重要事故シーケンスは，「5.4.2(2) 有効性評価の条件」に示すとおり，運転員等操作には期待しないため，操作時間余裕に関する影響はない。
(5) 評価条件の不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響評価
評価条件の不確かさにより投入される反応度が大きくなることも考えられ，評価項目となるパラメータに影響を与えることから，炉心状態の変動による評価項目となるパラメータに与える影響について確認した。以下の２つの保守的な想定をした評価においても，投入される反応度は約0.7ドル以下にとどまることから，不確かさが評価項目パラメータに与える影響は小さい。
・過渡解析「原子炉起動時における制御棒の異常な引き抜き」に示すように3.5%Δkの価値を有する制御棒グループが引き抜かれる場合・サイクル初期及びサイクル末期の炉心状態においてＢ型平衡炉心の反応度印加率を包含する引抜制御棒反応度曲線を用いた場合（補足説明資料98「反応度誤投入における炉心の状態等の不確かさについて」参照）
初期出力は炉心状態毎に異なり，評価項目となるパラメータに影響を与えるため，その不確かさが与える影響を評価した。定格の10-8の10倍及び1/10倍とした場
合の感度解析を行い，有効性評価での結果(0.55ドル)と大きく差異がない，0.55ド
ル（10倍）及び0.54ドル（1/10倍）であることから，初期出力の不確かさが与える影響は小さい。
初期燃料温度は炉心状態毎に異なり，評価項目となるパラメータに影響を与えるため，その不確かさが与える影響を評価した。初期燃料温度を60℃とした場合の感度解析を実施し，有効性評価での結果(0.55ドル)と大きく差異がない，0.57ドルであることから，初期燃料温度の不確かさが与える影響は小さい。
(添付資料 5.4.3)(6) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響，操作の不確かさが操作開始時間に与える影響及び操作時間余裕を確認した。感度解析結果より，不確かさの重畳を考慮した場合でも評価項目となるパラメータを満足できる。その結果，解析
コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，自動作動する安全保護系及び原子炉停止系により，自動的に制御棒の引き抜きを阻止，原子炉をスクラムすることで，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

5-4-7

161

5.4.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価
本事故シーケンスグループにおける6/7号炉同時の重大事故等対策は自動で作動するため，対応に必要な要員はいない。
(2) 必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」において，必要な水源，燃料及び電源の評
価結果は以下のとおりである。
ａ．水源
本事故シーケンスの評価では，原子炉への注水は想定していない。
ｂ．燃料
本事故シーケンスの評価では，燃料の使用は想定していない。
ｃ．電源
本事故シーケンスの評価では，外部電源喪失は想定していない。
5.4.5 結論
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」では，誤操作により過剰な制御棒の引き抜きが行われ，臨界に至る反応度が投入される事象を想定した。事故シーケンスグループ｢反応度の誤投入｣としては，原子炉停止機能によって原子炉内燃料の著しい損傷が防止できる。
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」の重要事故シーケンス「最大反応度価値を有する同一水圧制御ユニットに属する1組又は1本の制御棒が全引き抜きされている状態か
ら，その隣接制御棒の同一水圧制御ユニットに属する1組又は1本の制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によって引き抜かれ，臨界に至る事故」について有効性評価を実施した。
上記の事故が発生した場合においても，原子炉停止機能により，炉心が損傷することはなく，未臨界を維持することが出来る。
その結果，燃料有効長頂部の冠水，放射線遮蔽の維持及び未臨界の確保ができることから，評価項目を満足するとともに，長期的には安定状態を維持できる。
評価条件の不確かさについて，操作への影響を含めて確認した結果，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
本事故シーケンスグループにおける6/7号炉同時の重大事故等対策は自動で作動するた

5-4-8

162

め，対応に必要な要員はいない。
以上のことから，選定した重要事故シーケンスに対して燃料損傷防止対策は有効である
ことが確認でき，これをもって事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」に対して燃料損傷防止対策が有効であることを確認した。

5-4-9

163

プラント前提条件
・原子炉停止余裕検査時
・起動領域モニタのＮＭＳトリップ選択スイッチ「通常」位置
・原子炉モードＳＷ「起動」位置

凡例

制御棒
ＣＲ－１：最大反応度価値制御棒
ＣＲ－２：ＣＲ－１と同一の水圧制御ユニットに属する制御棒
ＣＲ－３：ＣＲ－１に対角隣接する制御棒：操作・確認（運転員のみの作業）：緊急時対策要員（現場）のみの作業：プラント状態：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同
作業：判断：シナリオ上考慮しない操作・判断結果※１
解析上はCR-2を考慮しても引抜制御棒反応度にほぼ差がないことから考慮していない。

原子炉停止余裕検査開始※２
人的過誤としてＣＲ－１の挿入操作忘れを想定する。

ＣＲ－１「全引き抜き」※３
人的過誤としてＣＲ－３の連続引き抜きを想定する。
ＣＲ－２「全引き抜き」 ※１※４
原子炉周期（ペリオド）「２０秒」にて発生する。
※５
原子炉周期（ペリオド）「１０秒」にて発生する。

原子炉未臨界確認＊正規の検査手順

ＣＲ－１「中間位置」まで挿入

ＣＲ－１挿入操作忘れ ※２

ＣＲ－３引き抜き操作開始＊正規の検査手順（解析上の時刻）（０秒）

ＣＲ－３「連続引き抜き」※３

ＣＲ－３「ノッチ」で引き抜き＊計数率高及び高高の場合（約３０秒後）「ＳＲＮＭペリオド短」信号発生 ※４（約３４秒後）ＣＲ-３引き抜き阻止（約５８秒後）「ＳＲＮＭ高」信号発生

ＣＲ-３引き抜き阻止「ＳＲＮＭペリオド短短」信号発生※５（約４６秒後）「ＳＲＮＭ高高」信号発生

原子炉スクラム
原子炉スクラム
全制御棒全挿入により未臨界達成

全制御棒全挿入により未臨界達成

図 5.4.1 反応度の誤投入時の対応手順の概要
5-4-10164

図 5.4.2 反応度の誤投入における引抜制御棒反応度曲線

図 5.4.3 反応度の誤投入におけるスクラム反応度曲線

5-4-11165

原子炉スクラム（制御棒引き抜き開始から
約 58 秒後）による出力降下
反応度投入による出力上昇

約 1.1×10-2 %

制御棒引き抜き開始
から約 30 秒後
制御棒引き抜き阻止

図 5.4.4 反応度の誤投入における事象変化

5-4-12166

5-4-13167とを確認する試験中に，誤操作により反応度を誤投入する。

誤操作による反応度誤投入

ラム確認

原子炉周期短信号によるスク

最大反応度価値制御棒が全引き抜き状態においても臨界未満であるこ原子炉停止余裕検査におけるる。

スクラム信号により，全制御棒が全挿入され，原子炉は未臨界状態とな秒)でスクラム信号が出力される。

期 20 秒)で制御棒引き抜き阻止，及び原子炉周期短信号(原子炉周期 10

誤操作により反応度が誤投入された結果，原子炉周期短信号(原子炉周手順

判断及び操作

－

－

常設設備

－

－

可搬設備

－

計装設備

【ＳＡ】：重大事故等対処設備

起動領域モニタ【ＳＡ】

有効性評価上期待する事故対処設備

表 5.4.1 反応度の誤投入時における重大事故等対策について

168
20℃

燃料被覆管表面温度及び冷却材の温度

5-4-14※：臨界近接時における制御棒の最大反応度価値は 1.0%Δk 以下であること

制御棒の誤引き抜き

き抜かれる事象を想定する。

件

誤引き抜きされる制御棒

量の制限を超える誤った操作によって連続的に引条が，管理値を超える事象を想定した。

においては，誤引き抜きされる制御棒の反応度価値ないよう管理※している。これらを踏まえ，本評価抜かれる制御棒の反応度価値が核的制限値を超えが操作量の制限を超えた場合でも，臨界近接で引き態の未臨界度は深く，また，仮に他の１本の制御棒

なお，通常，制御棒１本が全引き抜きされている状

抜きされている状態から，他の１本の制御棒が操作

故

冷却材温度 20℃における燃料エンタルピを想定

り，反応度の観点からは保守的な値として設定

冷却材温度の下限値として運用している値であ

停止余裕検査時での圧力を想定

原子炉は臨界状態にあるものとして設定

原子炉は臨界状態にあるものとして設定

燃料交換後の余剰反応度の大きな炉心を想定－

条件設定の考え方

運転停止中の原子炉において，制御棒１本が全引き

8kJ/kgUO2

0.0MPa[gage]

初期原子炉圧力

初期燃料エンタルピ

定格出力の 10-8

1.0

実効増倍率

初期出力

平衡炉心のサイクル初期

APEX

主要解析条件

炉心状態

解析コード

項目

表 5.4.2 主要解析条件(反応度の誤投入)(1/3)

事

初期条件

事故条件

5-4-15169

外部電源

誤引き抜きされる制御棒

項目

外部電源ありる（誤引き抜きされる制御棒１本の反応度価値はその斜め隣接の制御棒

め，外部電源ありを想定

制御棒引き抜き操作には外部電源が必要となるたのとおり

約 1.04%Δk）。引抜制御棒反応度曲線は図 5.4.2

御棒価値の管理を考慮し，斜め隣接の制御棒とす

ターロックや停止時冷温臨界試験での引き抜き制

での面隣接制御棒選択時の引き抜き不許可のイン

制御棒価値ミニマイザによる停止余裕試験モード

条件設定の考え方

及び最大反応度価値制御棒

主要解析条件表 5.4.2 主要解析条件(反応度の誤投入)(2/3)

重大事故等対策に関連する機器条件

170

5-4-16
原子炉周期短信号(原子炉周期 20 秒)

原子炉周期短信号(原子炉周期 10 秒)

スクラム信号

A,B,C グループそれぞれ 1 個ずつ

33mm/ｓ主要解析条件

制御棒引き抜き阻止条件

起動領域モニタのバイパス状態

制御棒の引抜速度

項目

条件設定の考え方

合のＳＲＮＭのスクラム機能により設定

ＮＭＳトリップ選択スイッチを「通常」とした場

ＳＲＮＭの制御棒引抜き阻止機能により設定

が 1 個ずつバイパス状態にあるとする

A,B,C グループとも引抜制御棒に最も近い検出器

引抜速度の上限値として設定

表 5.4.2 主要解析条件(反応度の誤投入)(3/3)

添付資料 5.4.1

反応度の誤投入における燃料エンタルピ
ABWR では起動領域モニタのペリオド短信号による制御棒引き抜き阻止機能と FMCRD の遅い制御棒引抜速度により反応度の投入量が従来型 BWR より小さく，即発臨界に至ることはないため，燃料エンタルピの上昇も小さい。以下に反応度投入事象解析コード APEX 及び単チャンネル熱水力解析コード SCAT(RIA 用)により炉心平均中性子束及び燃料エンタルピの過渡応答を参考に示す。
燃料エンタルピは最大で約 9.43kJ/kgUO2 (約 2.25cal/g UO2) ，ピーク出力部燃料エンタ
ルピは最大で約 9.88kJ/kgUO2 (約 2.36cal/gUO2)まで上昇するにとどまり，「反応度投入事
象に関する評価指針」で示される燃料の許容設計限界の燃料エンタルピ（燃料棒内圧上昇を考慮しても 65 cal/gUO2）を超えないことから燃料の健全性は維持される。
また，制御棒の引き抜き開始から約 58 秒後に起動領域モニタの原子炉周期短信号(原子炉周期 10 秒)が発生して，原子炉はスクラムされ，原子炉出力は定格値の約 1.0×10-4 まで上昇するにとどまる。

9.43kJ/kgUO2

制御棒引抜による出力上昇及びそれに伴う燃料エンタルピの増加

図 1 反応度の誤投入における燃料エンタルピ及び炉心平均中性子束の変化

添 5.4.1-1

171添付資料 5.4.2
安定停止状態について
運転停止中 反応度の誤投入の安定停止状態については以下のとおり。
原子炉安定停止状態：
制御棒引き抜き阻止及びスクラムにより，反応度の投入が停止し，原子炉が臨界未満で維持された状態

原子炉安定停止状態への確立について
制御棒の誤引き抜きにより反応度が投入されるが，制御棒の引き抜き阻止及びスクラムにより未臨界が維持される。
制御棒が全挿入されており，燃料に破損も生じないことから，冷態停止状態を維持することで安定状態が維持される。

172

添 5.4.2-1

炉心
（燃料）

炉心
（核）

分類

考慮しない

考慮しない

考慮しない

・三次元拡散モデル
・動特性計算では外部入力

・熱伝導モデル・燃料ペレット-被覆管ギャップ熱伝
達モデル

・単相強制対流： Dittus -Boelterの式
・核沸騰状態：Jens -Lottes の式
・膜沸騰状態(低温時):NSRR の実測データに基づいて導出された熱伝達相
関式

低温時：Rohsenow –Griffith の式及び Kutateladze の式

燃料棒内温
度変化

燃料棒表面
熱伝達

沸騰遷移

・制御棒反応度:9%・実効遅発中性子割合：
4%・ドップラ反応度フィー
バク効果:7～9%・実効遅発中性子割合：
4%

制御棒反応
度効果

・ドップラ反応度フィーバク効果は出力分布依存で考慮
・熱的現象は断熱，ボイド反応度フィードバック効果は考慮しない

考慮しない

・RZ 二次元拡散モデル
・エンタルピステップの進行に伴う相対出力分布変化を考慮

出力分布変
化

反応度フィ
ードバック
効果

考慮しない

・一点近似動特性モデル(炉出力)・出力分布は二次元拡散モデル
・核定数は三次元体系の炉心を空間効
果を考慮し二次元体系に縮約

核分裂出力

不確かさ

解析モデル

重要現象

停止時の制御棒の誤引き抜きは,起動領域モニタの原子炉周期短信号の発生により，自動的に制御棒の引き抜き阻止及びスクラムされ,事象は未臨界となり収束することから，運転員の操作を介しない。
従って,解析コードの不確かさは，運転操作に影響を与えない。

運転員等操作時間に与える影響

添 5.4.3-1

事象を通じての表面熱流束は限界熱流束に対して充分小さくなっていることから，沸騰遷移の判定式の不確かさが燃料エンタルピの最大値に与える影響はほとんどない。

「反応度の誤投入」事象は挙動が緩やかであるために出力上昇も小さく,事象発生後はスクラム反応度印加により速やかに収束するため，除熱量に不確かさがあるとしても，燃料エンタルピの最大値に対する影響はほとんどない。

解析では制御棒引抜に伴う反応度印加曲線を厳しく設定し，さらに局所出力ピーキング係数は対象領域にある燃料の燃焼寿命を考慮した最大値（燃焼度 0GWd/t での値）を用いるといった保守的なモデルを適用していることから出力分布変化の不確かさは考慮しない。
実験によるとドップラ反応度フィーバックの不確かさ
は 7～9% と評価されていることから，これを踏まえ解析を行う必要がある。
また，臨界試験との比較により,実効遅発中性子の不確
かさは約 4%と評価されていることから，これを踏まえて解析を行う必要がある。
制御棒反応度の不確かさは約 9% と評価されていることから，これを踏まえ解析を行う必要がある。
また，臨界試験との比較により,実効遅発中性子の不確
かさは約 4%と評価されていることから，これを踏まえて解析を行う必要がある。
「反応度投入事象評価指針」において燃料棒内メッシュの「制御棒落下」解析結果への影響は 0%と報告されており,類似の事象である本事故シーケンスについても，影響はほとんど生じない。

ドップラ反応度フィードバック,及び制御棒反応度効果の不確かさに含められる。

評価項目パラメータに与える影響

表 1 解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（運転停止中 反応度誤投入）

添付資料 5.4.3

173

174

添 5.4.3-2

事
故
条
件

初
期
条
件

最大反応度価値制御棒及びその斜め隣接制御棒

20℃

燃料被覆管表面
温度及び冷却材温度

引き抜きされる
制御棒

定格出力の 10-8 程度

定格出力の 10-8

初期出力

最大反応度価値制御棒
及びその斜め隣接制御
棒

事故事象毎
20℃以上

0.99（設計目標値）以下

装荷炉心毎，燃焼度毎に
変化する

1.0

平衡炉心のサイクル初期

解析条件(初期，事故及び機器条件)の不確かさ
解析条件
最確条件

誤引き抜きされる制御棒は，事象を厳しくするため，最大反応度価値を有す
る制御棒の隣接制御棒とするが，制御棒価値ミニマイザによる監視機能を考慮し，斜め隣接の制御棒とする（添付資料 5.4.4）

冷却材温度の下限値として運用している値であり，反応度の観点からは保守的な値として設定

原子炉は臨界状態にあるものとして設
定

原子炉は臨界状態にあるものとして設定

装荷炉心については平衡炉心を代表として設定
燃料交換後の余剰反応度の大きな炉心としてサイクル初期を想定

解析設定の考え方

停止時の制御棒の誤引き抜きは,
起動領域モニタの原子炉周期短信号の発生により，自動的に制御
棒の引き抜き阻止及びスクラム
され,事象は未臨界となり収束することから，運転員の操作を介しない。
従って,解析条件の不確かさは，
運転操作に影響を与えない。

運転員等操作時間に与える影響

解析条件と同様であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

実炉心においては装荷炉心毎，燃焼度毎に制御棒
反応度価値やスクラム反応度等の特性が変化する。
これらの影響については以下の２つの保守的な想定をした評価においても，投入される反応度は
約 0.7 ドル以下にとどまることから，不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
・過渡解析「原子炉起動時における制御棒の異常な引き抜き」に示すように 3.5%Δk の価値を有す
る制御棒グループが引き抜かれる場合・サイクル初期及びサイクル末期の炉心状態においてＢ型平衡炉心の反応度印加率を包含する引抜制御棒反応度曲線を用いた場合（補足説明資料
98「反応度誤投入における炉心の状態等の不確かさについて」参照）
実効増倍率が 0.99 の場合は，臨界到達までにかかる時間が追加で必要となり，また投入される反応度も 0.07 ドルと小さくなるため，この評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期出力は炉心状態毎に異なり，評価項目となるパラメータに影響を与えるため，その不確かさが与える影響を評価した。
定格の 10-8 の 10 倍及び 1/10 倍とした場合の感度解析を行い，有効性評価での結果(0.55 ドル)と大きく差異がない 0.55 ドル（10 倍）及び 0.54 ドル（1/10 倍）であることから，初期出力の不確かさが与える影響は小さい。
初期燃料温度は炉心状態毎に異なり，評価項目となるパラメータに影響を与えるため，その不確かさが与える影響を評価した。
初期燃料温度を 60℃とした場合の感度解析を実施し，有効性評価での結果(0.55 ドル)と大きく差異がない 0.57 ドルであることから，初期燃料温度の不確かさが与える影響は小さい。

評価項目パラメータに与える影響

表２ 解析条件を最確条件とした場合の運転員操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(1/2)

実効増倍率

炉心状態

項目

添 5.4.3-3

175

※

件

条

器

機

1

SRNM 計数率高高※1

周期 10 秒)荷」の場合は計数率制御棒引き抜き阻

ムまでの時間は約４６秒後となり，こにより設定

余裕は大きくなる。

の評価項目となるパラメータに対する来る。こちらに期待した場合のスクラ

止機能，計数率スクラム機能に期待出

ＮＭＳトリップ選択スイッチが「初装

要である。

ない。

項目となるパラメータに与える影響ははなく，操作時間が与える影響等は不特徴である。このため，運転員等操作

解析条件と同様であることから，評価とした場合のＳＲＮＭのスクラム機能

ＮＭＳトリップ選択スイッチを「通常」

り設定

で，プラントを安定状態に導くことがきを阻止，原子炉をスクラムすること

止系により，自動的に制御棒の引き抜

ＳＲＮＭの制御棒引抜き阻止機能によ抜き阻止の応答が早くなり，投入反応あるとする。

度が低くなる。

バイパス状態がない場合は制御棒引き
自動作動する安全保護系及び原子炉停ない。

項目となるパラメータに与える影響は解析条件と同様であることから，評価

評価項目パラメータに与える影響

近い検出器が 1 個ずつバイパス状態に

運転員等操作時間に与える影響

A,B,C グループとも引抜制御棒に最も引抜速度の上限値として設定

解析設定の考え方

SRNM に期待する場合は原子炉周期短信号(原子炉周期 10 秒)より早くスクラム信号が投入される。

事故事象毎

炉周期 20 秒）

原子炉周期短信号（原子事故事象毎

バイパスなし33mm/s

最確条件

原子炉周期短信号(原子炉

周期 20 秒）阻止

スクラム信号

原子炉周期短信号（原子炉個ずつのバイパス状態

制御棒引き抜きA,B,C グループそれぞれ 1

33mm/s

解析条件

解析条件(初期，事故及び機器条件)の不確かさ

起動領域モニタ

速度制御棒引き抜き項目

表２ 解析条件を最確条件とした場合の運転員操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(2/2)

添付資料 5.4.4

反応度誤投入事象の代表性について
有効性評価では反応度の誤投入事象として，「原子炉停止時に最大反応度価値を有する 1本の制御棒が全引き抜きされている状態から，その隣接制御棒の 1 本が操作量の制限を超える誤った操作によって引き抜かれ，臨界に至る事故」を想定している。これは，停止時に実施する停止時冷温臨界試験や停止余裕検査を考慮した想定であり，その試験の制御棒誤引き抜き事象の代表性について以下に示す。
１

停止時において，制御棒を複数引き抜く試験
運転停止中の通常の原子炉においては，停止余裕(最大反応度価値を有する同一水圧制御ユニットに属する 1 組又は 1 本の制御棒が引き抜かれても炉心を未臨界に維持できること)を確保した燃料配置に加え，原子炉モードスイッチを「燃料交換」位置にすることで同一水圧制御ユニットに属する 1 組又は 1 本を超える制御棒の引き抜きを阻止するインターロッ
クを維持し，不用意な臨界の発生を防止している。しかし，「原子炉停止余裕検査」と「停止時冷温臨界試験」の実施時においては，原子炉モードスイッチを「起動」位置として複数の制御棒の引き抜きを実施する。そのため，これらの試験中に人的過誤が発生すると，想定を超える反応度が投入される可能性がある。
それぞれの試験の概要や対象となる制御棒等は以下の通り。
a.停止時冷温臨界試験
試験の目的：臨界予測精度の維持・向上のためのデータベースの蓄積
試験内容 ：あらかじめ定めた制御棒操作手順に則り，順番に対象となる制御棒引き抜きを実施し，臨界状態確認後に，制御棒パターン，炉水温度，ペリオドなどのデータを採取する。
なお，臨界近傍での制御棒の引き抜きに際しては，
1 ノッチまたは 1 ステップ引き抜き毎に検査担当者で未臨界を確認している。
対象制御棒：評価ケースにより異なる。臨界状態が確認されるまで，複数本の制御棒の引き抜きを実施。
臨界近傍で引き抜く制御棒の価値は小さいものを取り扱う。
事故防止対策：制御棒操作監視系による制御棒選択
b.停止余裕検査試験の目的：停止余裕（挿入可能な制御棒のうち最大反応度価値制御棒（最大価値を有する制御棒と同一の水圧制御ユニットに属する制御棒）1 組又は１本が挿入されない場合でも，原子炉を常に冷温で臨界未満にできること）の確認
試験内容 ：①最大価値を有する制御棒（CR-1）の全引き抜き②最大価値を有する制御棒（CR-1）と同一の水圧制御ユニットに属する
制御棒(CR-2)の全引き抜き②最大価値を有する制御棒（CR-1）を補正位置Ｎまで挿入③最大価値を有する制御棒（CR-1）の斜め隣接の制御棒(CR-3)を補正位
置Ｎまで引き抜き④最大価値を有する制御棒（CR-1）を再度全引き抜き
この状態の炉心が臨界未満であることを確認する。なお，制御棒の引き抜きに際しては，
１ノッチ引き抜き毎に検査担当者で未臨界を確認している。
対象制御棒：最大反応度価値制御棒 1 組又は１本最大価値を有する制御棒の斜め隣接の制御棒１本引き抜かれる制御棒は斜め隣接の制御棒のうち反応度の補正に必要な価値を有していて印加反応度が大きすぎないように選択

176

添 5.4.4-1

事故防止対策：ロッドワースミニマイザの制御棒選択パターン規制（または制御棒を操作する運転員以外の運転員による監視）
なお，ロッドワースミニマイザの機能により，最大反応度価値制御棒以外の制御棒を引き抜く場合，面隣接の制御棒を選択すると制御棒引き抜
き許可信号がリセットされる。
２

想定する人的過誤
想定を超えた反応度が投入されるおそれのある人的過誤として下の，炉心の誤装荷，制御棒の選択誤り，制御棒の連続引き抜きについて検討した。
2-1.単一の人的過誤
a. 燃料の誤装荷
燃料の誤装荷は誤配置や燃料・制御棒の装荷順序の誤りにより，想定以上の反応度が投入されることが考えられる。これらは燃料交換が燃料取替機(FHM)により自動で装荷位置まで移動され，かつ作業員による配置の確認や燃料移動監視装置による確認や運転員による出力の監視も行われる。そのため，この事象が発生しても適切に認知されるため，反応度の連続投入や急激な反応度の投入は考えられない。
b. 制御棒の選択誤り操作する制御棒の選択を誤るとその反応度価値は変化する。停止時冷温臨界試験や停止余裕検査の試験では事前に対象となる制御棒の価値が臨界近傍で大きくならないように評価により対象を選定しており，その制御棒パターンは制御棒操作監視系（停止時冷温
臨界試験），ロッドワースミニマイザ（停止余裕検査）や運転員，検査員により監視されているため，これらのパターンを外れた制御棒が選択されることは考えづらい。また，選択誤りが発生した場合においても臨界付近での制御棒引き抜き操作は１ノッチずつであるため，反応度の急激な投入は考えられない。
c. 制御棒の連続引き抜き
運転員，検査員による制御棒や起動領域モニタの確認を実施しており，人的過誤発生時も認知が容易である。しかし，これらの検知は運転員や検査員に期待しているため，有効性評価ではこれらの認知に期待せず，制御棒が連続引き抜きされることを想定する。
2-2.人的過誤の重畳
人的過誤として抽出した「a.燃料の誤装荷」，「b.制御棒の選択誤り」，「c.制御棒の連続引き抜き」の重畳事象の発生について検討した。反応度の投入速度等の理由*から，検討するべき人的過誤の重畳は「b.制御棒の選択誤り」+「c.制御棒の連続引き抜き」のみであると考えられる。そのため以下に「b.制御棒の選択誤り」+「c.制御棒の連続引き抜き」の評価を示す。
評価の結果，人的過誤の重畳は発生の可能性が低く，また発生した場合であっても必ず臨界に至るとは限らず，即発臨界に至るような事象はさらに起こりにくいと考えられることから，有効性評価では単一の人的過誤である「制御棒の連続引き抜き」について検討する。
＊「c.制御棒の連続引き抜き」を含まない人的過誤が重畳した場合は，反応度の投入速度が遅く，即発臨界に至らない。また，「a.燃料の誤装荷」については燃料取替交換機により機械的に自動で選択されるため，運転員等の作業時の誤りにより間違った配置になることはなく，またデータの入力についても複数のグループによるチェックを多重に実施していることから，誤装荷単一の過誤の発生確率でも十分低いと考えられ，他の過誤との重畳事象は考慮不要であると考えられる。

・「b.制御棒の選択誤り」+「c.制御棒の連続引き抜き」の重畳
人的過誤の重畳を考慮すべき試験は「１ 停止時において，制御棒を複数引き抜く試

添 5.4.4-2

177

験」に示す様に原子炉停止余裕検査と停止時冷温臨界試験である。通常，試験では機械的に制御棒の選択の誤りを防止している＊。そのため，この機能を使用している場合においては,人的過誤による制御棒の選択の誤りは発生しないので，人的過誤の重畳の考慮は不要である。これらの機能に期待しないで試験を実施することもあるため，その場合における人的過誤の重畳を検討した。なお, RWM 等の機械的な誤操作の防止機能に期待しない場合においては，操作する運転員以外の運転員が 1 名以上監視にあたること
で人的過誤の発生を防止しているため，これらについてもモデル化する。
図１に「c.制御棒の連続引き抜き」，図２に「b.制御棒の選択誤り」+「c.制御棒の連続引き抜き」の重畳（人的過誤に従属性を考えた場合）における HRA ツリー及び人的過誤の確率を示す。
その結果，「c.制御棒の連続引き抜き」の単一の人的過誤に比べて「b.制御棒の選択
誤り」+「c.制御棒の連続引き抜き」の重畳を考慮すると，発生確率が小さくなっていることが分かる。なお,ここでの評価は同一の操作者・指示者による「b.制御棒の選択誤り」と「c.制御棒の連続引き抜き」の人的過誤の従属性については，NUREG/CR-6883の SPAR-H 手法における従属性レベルの選定フロー（表１）に基づき,高従属と設定した。
同一の操作者・指示者による「b.制御棒の選択誤り」と「c.制御棒の連続引き抜き」の過誤の従属性は，作業内容の差異やステップ毎に実施していることから独立事象として考えることもでき,その場合についても併せて評価した（図３）。
以上のように人的過誤が発生する確率は低く，また，これらの人的過誤が重畳しても必ず臨界に至るとは限らず（対象の制御棒価値が大きくない等），即発臨界に至るような事象はさらに起こりにくいと考えられる。
＊原子炉停止余裕検査時の RWM による隣接制御棒の引き抜き防止，停止時冷温臨界試験時のRWM 及び制御棒操作監視系(RC＆IS)による対象制御棒の自動選択
F1
検査員指示による制御棒の連続引き抜き
F12「誤選択の過誤回復」
F2
運転員による
制御棒の連続引き抜き

失敗

成功
人的過誤の内容

失敗

備考
NUREG/CR-1278 手順書を用いる時のオミッションエラー
[チェック表が正しく用いられている場合の長い操作（10項目以上）]特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

過誤確率値（中央値）

EF

F11

検査員の指示誤りによる制御棒の連続引き抜き3.0E-03

3

F12

操作する運転員や監視している運転員による過誤回復

5.3E-02

3

NUREG/CR-6883(SPAR-H)の[低従属]F11の操作に対して、時間的な間隔、作業者の相違があるた
め、低従属とする
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F2操作する運転員による制御棒の連続引き抜き

3.0E-03

3

NUREG/CR-1278 手順書を用いる時のオミッションエラー
[チェック表が正しく用いられている場合の長い操作（10項目以上）]特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定*操作する運転員による制御棒の連続引き抜きにおける過誤回復については十分期待できるものである（数十秒程度）が投入される反応度の不確かさがあるため、期待しない
人的過誤（平均値）
4.0E-03

ＥＦ

図 1 「c.制御棒の連続引き抜き」のＨＲＡツリー及び人的過誤確率

178

添 5.4.4-3

2

F11
検査員指示による制御棒の選択誤り
F12「誤選択の過誤回復」
F13
検査員指示による制御棒の連続引き抜き

F31
運転員による
制御棒の選択誤り

成功（単一の人的過誤）

F21
運転員による
制御棒の連続引き抜き

F32「誤選択の過誤回復」
F33
検査員指示による制御棒の連続引き抜き
成功（人的過誤無し、または単一の人的過誤）
成功（単一の人的過誤）

F41
運転員による
制御棒の連続引き抜き

失敗（人的過誤の重畳）

失敗（人的過誤の重畳）

失敗（人的過誤の重畳）

失敗（人的過誤の重畳）

人的過誤の内容

過誤確率値（中央値）

EF

備考
NUREG/CR-1278 手順書を用いる時のオミッションエラー
[チェック表が正しく用いられている場合の長い操作（10項目以上）]
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F11

検査員指示による制御棒の選択
誤り

3.0E-03

3

F12

操作する運転員や監視している運転員による過誤回復

5.3E-02

3

NUREG/CR-6883(SPAR-H)の[低従属]F11の操作に対して、時間的な間隔、作業者の相違があるため、低従属とする
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F13

検査員指示による制御棒の連続
引き抜き

5.0E-01

2

NUREG/CR-6883(SPAR-H)の[高従属]F11の操作と作業内容が異なるが、操作者、操作場所は同一であるため、高従属する
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定（過誤回復には期待しない）

F21

操作する運転員による制御棒の連続引き抜き5.3E-02

3

NUREG/CR-6883(SPAR-H)の[低従属]F11の操作と作業内容が異なり、操作と時間的な間隔、作業者の相違がある
ため、低従属とする
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F31

操作する運転員による制御棒の選択誤り

3.0E-03

3

NUREG/CR-1278 手順書を用いる時のオミッションエラー
[チェック表が正しく用いられている場合の長い操作（10項目以上）]
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F32

検査員や監視している運転員による制御棒の選択誤りに対する過誤回復

5.3E-02

3

NUREG/CR-6883(SPAR-H)の[低従属]F21の操作に対して、時間的な間隔、作業者の相違があるため、低従属とする
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F33

検査員の指示誤りによる制御棒の連続引き抜き5.3E-02

3

NUREG/CR-6883(SPAR-H)の[低従属]F31の操作と作業内容が異なり、操作と時間的な間隔、作業者の相違がある
ため、低従属とする
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F41

操作する運転員による制御棒の連続引き抜き2

NUREG/CR-6883(SPAR-H)の[高従属]F11の操作と作業内容が異なるが、操作者、操作場所は同一であるため、高従属する
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定（過誤回復には期待しない）

5.0E-01*制御棒の連続引き抜きにおける過誤回復については十分期待できるものであるが投入される反応度の不確かさがあるため、期待しない*HRAツリー及び人的過誤の確率は複数の制御棒を引き抜き冷温臨界試験を想定して評価する
人的過誤（平均値）
2.9E-04

ＥＦ
4

図 2 「b.制御棒の選択誤り」+「c.制御棒の連続引き抜き」（人的過誤に従属性を考えた場合）のＨＲＡツリー及び人的過誤確率

添 5.4.4-4

179

F11
検査員指示による制御棒の選択誤り
F12「誤選択の過誤回復」
F13
検査員指示による制御棒の連続引き抜き
F14「連続引き抜きの過誤回復」
F31
運転員による
制御棒の選択誤りF21
運転員による
制御棒の連続引き抜き

成功（単一の人的過誤）

F32「誤選択の過誤回復」
F33
検査員指示による制御棒の連続引き抜き

失敗（人的過誤の重畳）

失敗（人的過誤の重畳）

F34「連続引き抜きの過誤回復」

成功（人的過誤無し、または単一の人的過誤）
成功（単一の人的過誤）

F41
運転員による
制御棒の連続引き抜き

失敗（人的過誤の重畳）

失敗（人的過誤の重畳）
人的過誤の内容

過誤確率値（中央値）

EF

備考
NUREG/CR-1278 手順書を用いる時のオミッションエラー
3 [チェック表が正しく用いられている場合の長い操作（10項目以上）]
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F11

検査員指示による制御棒の選択
誤り

3.0E-03

F12

操作する運転員や監視している運転員による過誤回復

5.3E-02

NUREG/CR-6883(SPAR-H)の[低従属]3 F11の操作に対して、時間的な間隔、作業者の相違があるため、低従属とする
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F13

検査員指示による制御棒の連続
引き抜き

3.0E-03

NUREG/CR-1278 手順書を用いる時のオミッションエラー
[チェック表が正しく用いられている場合の長い操作（10項目以上）]
3 特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定＊制御棒の選択誤りとの従属性は作業内容が異なり、操作は試験要領に則りス
テップごとに実施していることから完全独立とする

F14

操作する運転員や監視している運転員による過誤回復

5.3E-02

NUREG/CR-6883(SPAR-H)の[低従属]3 F13の操作に対して、時間的な間隔、作業者の相違があるため、低従属とする
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F21

操作する運転員による制御棒の連続引き抜き3.0E-03

NUREG/CR-1278 手順書を用いる時のオミッションエラー
[チェック表が正しく用いられている場合の長い操作（10項目以上）]
3 特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定＊制御棒の選択誤りとの従属性は作業内容が異なり、操作は試験要領に則りス
テップごとに実施していることから完全独立とする

F31

操作する運転員による制御棒の選択誤り

3.0E-03

NUREG/CR-1278 手順書を用いる時のオミッションエラー
3 [チェック表が正しく用いられている場合の長い操作（10項目以上）]
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F32

検査員や監視している運転員による制御棒の選択誤りに対する過誤回復

5.3E-02

NUREG/CR-6883(SPAR-H)の[低従属]3 F31の操作に対して、時間的な間隔、作業者の相違があるため、低従属とする
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F33

検査員の指示誤りによる制御棒の連続引き抜き3.0E-03

NUREG/CR-1278 手順書を用いる時のオミッションエラー
[チェック表が正しく用いられている場合の長い操作（10項目以上）]
3 特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定＊制御棒の選択誤りとの従属性は作業内容が異なり、操作は試験要領に則りス
テップごとに実施していることから完全独立とする

F34

操作する運転員や監視している運転員による過誤回復

5.3E-02

NUREG/CR-6883(SPAR-H)の[低従属]3 F13の操作に対して、時間的な間隔、作業者の相違があるため、低従属とする
特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定

F41

操作する運転員による制御棒の連続引き抜き3.0E-03

NUREG/CR-1278 手順書を用いる時のオミッションエラー
[チェック表が正しく用いられている場合の長い操作（10項目以上）]
3 特に高いストレスとはならないため、ストレスファクタは１を設定＊制御棒の選択誤りとの従属性は作業内容が異なり、操作は試験要領に則りス
テップごとに実施していることから完全独立とする*操作する運転員による制御棒の連続引き抜きにおける過誤回復については十分期待できるものである（数十秒程度）が投入される反応度の不確かさがあるため、期待しない*制御棒の選択誤りと連続引き抜きの従属性については、時間的な間隔(ステップごとに操作を確認)、作業内容が異なることから完全独立（従属性なし）とする*HRAツリー及び人的過誤の確率は複数の制御棒を引き抜きを実施する冷温臨界試験を想定して評価する
人的過誤（平均値）
2.3E-06

ＥＦ
4

図 3 「b.制御棒の選択誤り」+「c.制御棒の連続引き抜き」（それぞれの人的過誤を独立事象とした場合）のＨＲＡツリー及び人的過誤確率

180

添 5.4.4-5

表 1 SPAR-H 手法における従属性レベルの選定フロー（NUREG/CR-6883 から抜粋）

３

過去に発生した反応度投入事象例
過去に発生した反応度投入事例は以下のものがある。
H11 年 志賀原子力発電所１号機 原子炉緊急停止事故は制御棒駆動機構が異なり，物理的に発生の可能性がないため有効性評価で想定する反応度誤投入事象として選定不要と考える。
また，KK６号機 FMCRD 試運転時 CR 引き抜き事象についても制御盤改造及び試験時特有の事象であること，下に記載の再発防止策が取られていること， 仮に発生したとしても停止余裕に対して投入される反応度は大きくなく，また監視・安全系が機能しているため，過渡事象等で考慮されている状態より過酷とならないと考えられることから選定不要と考える。
・H11年 志賀原子力発電所１号機 原子炉緊急停止事故（北陸）
原子炉停止機能強化工事の機能確認試験時にアイソレ誤り及び弁のシートパスにより制御棒が引き抜かれ，アキュームレータに圧力が充填されていなかったことで，ただちに制御棒が挿入されず，臨界に至った。
この事象は当社のKK6, 7号炉の制御棒駆動機構が異なるため，発生しない（FMCRDのHCUでは物理的に引き抜けが起こらない）。また，仮に同様の事象が起きた場合についての炉心挙動解析が実施されており，即発臨界に至る可能性はあるものの，炉心は損傷しないことが確認されている（参考文献 日本原子力学会誌 Vol.49,No.10(2007) 671-675
北陸電力(株)志賀原子力発電所１号機で発生した臨界時の炉心挙動解析）。
・H8年 KK６号機 FMCRD試運転時CR引き抜き事象（当社）
6号機試運転中（建設段階）FMCRD制御盤改造及び試験の準備のため，FMCRDの安全処置(アイソレ)による隔離を実施し，シミュレータにて制御棒位置を模擬的に引き抜きする試験を実施。この時，アイソレミスにより一部の電源アイソレが実施されておらず，実際の4本の制御棒が128ステップの位置まで引き抜かれた（この間，未臨界であることは確認されている）。
制御盤改造及び試験時特有の事象であること，再発防止策（制御棒の駆動電源ＯＦＦと制御電源ＯＦＦの安全処置の多重化）が実施されていることから対策済みであると考える。また，この事象では核計装系により監視・安全系が機能していることから炉心損
傷には至らない。
４

重要事故シーケンスの想定
有効性評価では１～３章を踏まえ，停止時冷温臨界試験や停止余裕検査の検査時に人的過誤により制御棒を連続的に引き抜かれる事象を想定した。

添 5.4.4-6

181

この時，引き抜かれる制御棒は，以下の点を考慮して「最大反応度価値を有する 1 本の制御棒が全引き抜きされている状態での隣接制御棒の 1 本の引き抜き」を反応度誤投入の代表性のあるものとして選定した。
・引き抜かれる制御棒の反応度価値が管理値*を超えるもの
・停止時冷温臨界試験や停止余裕検査での試験対象や事故防止の対策
・一般的に臨界近傍まで複数の制御棒を引き抜いていくと，１本あたりの制御棒価値は相対的に低下していく傾向にあること・設計により挿入可能な制御棒のうち最大反応度価値制御棒１組又は１本が引き抜かれた状態であっても臨界未満が維持されていること
以上より，反応度の誤投入事象として，「原子炉停止時に最大反応度価値を有する 1 本の制御棒が全引き抜きされている状態から，その隣接制御棒の 1 本が操作量の制限を超える
誤った操作によって引き抜かれ，臨界に至る事故」を代表性のあるシナリオとしている。
＊ 核的制限値を超えないよう設定している管理値：臨界近接時における制御棒の最大反応度価値は 1.0%
Δk 以下

182

添 5.4.4-7