資料2-1
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柏崎刈羽原子力発電所6号及び7号炉審査資料
資料番号
KK67-0052 改02
提出年月日
平成27年5月28日

柏崎刈羽原子力発電所 6号及び7号炉

復水補給系を用いた代替循環冷却の成立性について平成27年5月
東京電力株式会社

１．代替循環冷却による原子炉格納容器除熱機能の確保について
代替循環冷却は, 「実用発電用原子炉及びその附属施設の位置，構造及び設備の基準に関する規則の解釈」の第５０条（原子炉格納容器の過圧破損を防止するための設備）のうち，①原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させるために必要な設備であり，②格納容器ベントを実施する場合においても，ベント時間を遅延させることが可能な設備である。さら
に「ⅷ）格納容器圧力逃がし装置は，長期的にも溶融炉心及び水没の悪影響を受けない場
所に接続されていること。
」に対し，③ウェットウェルベントの長期的な継続性をより確実にするための対策となる。
重大事故等においては，サプレッション・プールを水源とした残留熱除去系が使用できないため，外部水源からの炉心冷却及び格納容器スプレイを継続し，サプレッション・プ
ール水位がウェットウェルベントラインに到達するまでに格納容器スプレイを停止し，格
納容器ベント操作を実施し，フィード・アンド・ブリード冷却を継続することとなる。
上記に対し，重大事故等において，サプレッション・プールを水源とし，格納容器除熱機能を有する代替循環冷却を用いることにより，以下について可能となる。
① 代替循環冷却の格納容器除熱機能により，格納容器圧力の上昇を抑制でき，かつ，サプレッション・プールが水源であり，その水位上昇を抑制できることから，有効性評
価の範囲においてはベント回避が可能となる② 格納容器ベントを実施する場合においても，格納容器除熱機能により格納容器圧力の上昇を低減でき，ベント時間を遅延させることができる③ ベント後もサプレッション・チェンバ水位の上昇は抑制され，スクラビング効果が継続的に得られることから, ウェットウェルベントの継続性がより確実なものとなる。
また，格納容器圧力逃がし装置が使用できない場合においても，耐圧強化ベント系及び代替循環冷却を用いることによって，ウェットウェルベントの信頼性が向上する

1２．代替循環冷却の設備概要について（１）系統構成
代替循環冷却系の系統概要は以下のとおりである。
・本系統は、サプレッション・プール水を水源とし、復水移送ポンプによる原子炉および格納容器の循環冷却を行うことができる系統である。
・系統水は、サプレッション・プールから、残留熱除去系の配管および熱交換器を通り、高圧炉心注水系の配管を経て、復水移送ポンプに供給される。復水移送ポンプ
により昇圧された系統水は、復水補給水系配管、残留熱除去系配管を通り、原子炉への注水および格納容器スプレイに使用される。
・原子炉および格納容器内に注水された系統水は、原子炉本体や格納容器内配管の破断口等から、ダイヤフラムフロア、ペデスタルを経て、連通孔からサプレッション・
プールに流出することにより、循環冷却ラインを形成する。
・なお，重大事故等における想定として，非常用炉心冷却系等の設計基準事故対処設
備に属する動的機器は，機能を喪失していることが前提条件となっていることから，本系統は，全交流動力電源喪失した場合でも，発電所構内の高台に配備した代替交
流電源設備からの給電が可能な設計としている。
・前述の通り，本系統はサプレッション・プールを水源として，再び原子炉注水及び格納容器スプレイとして使用する系統であるが，重大事故時におけるサプレッション・プール水の温度は約 100℃を超える状況が想定され，高温水を用いて原子炉圧力容器又は原子炉格納容器へ注水を行った場合，格納容器に対して更なる過圧の要因となり得る。このため，代替循環冷却を行うには，代替原子炉補機冷却系からの冷却水の供給により，残留熱除去系熱交換器を介した冷却機能を確保する。
・代替循環冷却機能を確保する際に使用する系統からの核分裂生成物の放出を防止するため，代替循環冷却による循環ラインは閉ループにて構成する。

2

原子炉格納容器①より

MO

RHR(B)系
MO

RHR(A)系

MO

MO
AO

格納容器スプレイ

代替Hx

AO
MO

MO

炉注水
MO

MO

MO

RHR洗浄水ライン
F

代替循環冷却系（既設流用部）
代替循環冷却系（新規設置部）

MO

F
MO

MO

Hｘ
（B）

ＲＨＲ
（B）

①へ

MO

MO

MO

MO

外部接続口

MO

MO

S/Cクーリングライン
SPCU
MO

MO

MO

MO

タービン建屋へ

MO

MO

復水貯蔵槽
ＭＵＷＣ
(A)

ＭＵＷＣ
(B)

MO

ＭＵＷＣ
(C)

HPCF
（B）

SPHタイライン
ＨＰＣＦ（Ｂ）
テストライン
MO

MO

S/Cへ
原子炉へ

（略語）
RHR ： 残留熱除去系
HPCF ： 高圧炉心注水系
SPCU ： サプレッションプール水浄化系
MUWC ： 復水補給水系
S/C： サプレッション・チェンバ
SPH： サプレッションプール水排水系
MO： 電動駆動弁
AO： 空気駆動弁
Hx： 熱交換器F： 流量計

廃棄物処理建屋＊上図は大 LOCA を想定しているため原子炉へ注水した水は破断口から溢れ出しサプレッション・プールに落ちる。LOCA 以外の場合は逃がし安全弁の排気管を通してサプレッション・プールに落ちることになる。

図２－１ 代替循環冷却の設備概要（７号炉の例）

3

（２）循環流量の確保について
代替循環冷却系の必要容量は、後述の「３．代替循環冷却の運用及び有効性について」で有効性が確認できている循環流量 190m3/h（原子炉注水：90m3/h、格納容器スプ
レイ：100m3/h）以上とする。よって、代替循環冷却系が循環流量 190m3/h 以上を確保可能であることを示す。評価にあたっては「①ポンプの NPSH（Net Positive Suction
Head）評価」で MUWC ポンプの必要 NPSH が系統圧力損失を考慮した有効 NPSH を満足することを確認する。次に、「②循環流量評価」で系統圧力損失を考慮して、循環流量
190m3/h が確保可能であることを確認する。また、代替循環冷却系運転時の系統閉塞による性能低下を防止するために「③系統の閉塞防止対策」で閉塞防止対策を示す。
① ポンプの NPSH 評価
ポンプがキャビテーションを起こさず正常に動作するためには、流体圧力や吸込配
管圧力損失等により求められる「有効 NPSH」が、ポンプの「必要 NPSH」と同等かそれ以上であること(有効 NPSH≧必要 NPSH)を満足する必要があり、有効 NPSH と必要 NPSHを比較する NPSH 評価により確認を行う。ここでは、代替循環冷却系において MUWC ポ
ンプが正常に動作することを NPSH 評価により確認する。本評価では、図２－１の系統構成を想定し、サプレッション・チェンバ圧力、サプレッション・プール水位と MUWC
ポンプ軸レベル間の水頭差、吸込配管圧力損失（残留熱除去系ストレーナ、残留熱除去系ポンプ、残留熱除去系熱交換器の圧力損失を含む）により求められる有効 NPSH と、
MUWC ポンプの必要 NPSH を比較することで評価する。
代替循環冷却系においては、サプレッション・チェンバ圧力が変動することが想定され、これに伴い有効 NPSH が変動することとなるため、ここでは、有効 NPSH を満足できるサプレッション・チェンバ圧力の下限を示す。評価条件を図２－２、表２－１
に示す。

PCV
格納容器スプレイ

RPV

Pb

炉注水

Pc

MUWCポンプHPv
ΔH

RHR Hx

S/C

S/C

Pa

S/P
RHRストレーナ
RHRポンプ（略語）
PCV ： 原子炉格納容器
RPV ： 原子炉圧力容器
RHR ： 残留熱除去系
MUWC ： 復水補給水系
S/C： サプレッション・チェンバ
S/P： サプレッション・プール
Hx： 熱交換器S/P

図２－２ NPSH 評価条件図

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表２－１ NPSH 評価条件
項Pa

目

S/C 圧力

6 号炉
－

7 号炉
－

設定根拠
－
（本評価では、NPSH 評価を成立させる
S/C 圧力の下限を求めるものである）

Pv

MUWC ポンプ入口温度

S/C 限界圧力 0.62MPa に対する S/P 水

での飽和蒸気圧（水頭

飽和温度 166℃を想定した場合の、代替

換算値）

循環冷却系統運転時の冷却を考慮した
MUWC ポンプ入口温度（℃と設定※）

での飽和蒸気圧とする
H

ΔH

S/P 水位と MUWC ポン

S/P 水位は通常最低水位

プ 軸 レ ベ ル 間の 水 頭(T.M.S.L.-1200)とし、MUWC ポンプ軸レ

差

ベルは T.M.S.L.

とする。

m3/h（本系統循環流量 190m3/h に余

吸込配管圧損裕を見込んだ値）
時の RHR ストレーナ～
MUWC ポンプ入口までの配管の圧損
工認記載値に、RHR 定格流量 954m3/h とRHR ストレーナ圧損

m3/h（本系統循環流量 190m3/h に余裕を見込んだ値）の二乗比を掛けて算出した圧損約

m に余裕を見込みmとする
RHR ポンプ圧損

RHR ポンプの構造を模擬して算出した圧損に余裕を見込み m とする

RHR 熱交換器圧損

RHR ポンプ定格流量時の許容圧損値にRHR 定格流量 954m3/h とm3/h（本系

統循環流量 190m3/h に余裕を見込んだ値）の二乗比を掛けて算出した値－

MUWC ポンプのポンプ定格流量時の必要 NPSH

必要 NPSH（略語）T.M.S.L.：東京湾平均海面※代替原子炉補機冷却系により残留熱除去系熱交換器を介して除熱（約 24MW）した場合の、MUWC ポン
プ入口温度評価結果に余裕を見た値としている。なお、MUWC ポンプ入口温度評価にあたっては 6 号炉を代表とし、循環流量は代替循環冷却系必要流量（190m3/h）に余裕を考慮したに評価している。

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m3/h として保守的

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表２－１の条件を元に、（有効 NPSH）≧（必要 NPSH）の式より、有効 NPSH を満足できるサプレッション・チェンバ圧力の下限を求める。
【6 号炉】（有効 NPSH）＝Pa－Pv＋H－ΔH ≧（必要 NPSH）
Pa ≧MPa[gage]

以上の評価結果より、6 号炉ではサプレッション・チェンバ圧力が「 000MPa[gage]以上」の条件において有効 NPSH を満足できることを確認した。
【7 号炉】（有効 NPSH）＝Pa－Pv＋H－ΔH ≧（必要 NPSH）
Pa ≧MPa[gage]

以上の評価結果より、7 号炉ではサプレッション・チェンバ圧力が「 000MPa[gage]以上」の条件において有効 NPSH を満足できることを確認した。
上記の結果を踏まえ、サプレッション・チェンバ圧力が 6 号炉では
号炉では

MPa 以上、7MPa 以上の状態であれば MUWC ポンプの必要 NPSH を満足することから、重大事故時において代替循環冷却は成立する。

＜代替循環冷却の運転成立条件を拡張する方法について＞
上記の評価結果にもある通り、代替循環冷却系の運転を長期継続し、事故後サプレッション・チェンバ圧力が低下し、6 号炉では

MPa 以下、7 号炉では

MPa 以下程度になると MUWC ポンプの必要 NPSH が満足できなくなる。しかしながら上記評価は、代替循環
冷却系起動初期の系統温度、系統必要流量における評価結果であり、事故後長期の条件と比べ、系統温度、流量上は保守的な評価である。これら系統の温度や流量について、事故
後長期を想定すると成立条件は緩和されるとともに、運転操作によって調整することも可
能なパラメータでもあるため、不必要なポンプの起動停止を繰り返さないためにも、代替
循環冷却系の成立条件を極力逸脱しないように運転操作を行う。
運転操作における具体的な調整パラメータを次に示す。NPSH 評価の式から、「Pa ≧ Pv
－H＋ΔH＋（必要 NPSH）」となることから、「Pv－H＋ΔH＋（必要 NPSH）」の項が小さくな
ると、それに伴い Pa（サプレッション・チェンバ圧力）も小さくなる。つまり、Pv（復水移送ポンプ入口温度での飽和蒸気圧）が低下すること、ΔH（圧力損失）が低下することにより、代替循環冷却系成立に必要なサプレッション・チェンバ圧力 Pa の下限値は低下する
ため、より運転範囲が広がる。
したがって、次の観点から、運転パラメータ監視、運転操作を行うことで、ポンプの起動停止操作を極力繰り返すことのない、長期的な運転が可能である。

6

１）復水移送ポンプ入口温度での飽和蒸気圧（Pv）の低下
継続的な冷却によりサプレッション・プール水温度が低下する。これに伴い、復水移送
ポンプ入口温度での飽和蒸気圧が低下し、サプレッション・チェンバ圧力の下限値は低下することとなる。また、事故後の崩壊熱減少に伴い代替循環冷却系統流量を低下させることも可能であり、それによって復水移送ポンプ入口温度を低下させることも可能である。
従って、系統温度を監視し、系統流量調整を行うことで、代替循環冷却系統の成立条件を極力逸脱しないような運転操作が可能となる。
２）圧力損失（ΔH）の低下
継続的な冷却により格納容器圧力・温度が低下するため、格納容器スプレイ流量を絞ることが可能となる。流量を絞った場合、圧力損失が低下し、サプレッション・チェンバ圧力の下限値が低下することとなる。従って、格納容器圧力・温度を監視し、格納容器圧力・温度の時間変化に合わせて格納容器スプレイの流量調整弁により流量を調整することで、代替循環冷却系統の成立条件を極力逸脱しないような運転操作が可能となる。
加えて、継続的な冷却により崩壊熱量は低下することから、格納容器圧力・温度を監視した上で代替原子炉補機冷却系の流量を調整することにより、サプレッション・チェンバ
圧力の低下を抑えることも可能であり、この操作を行うことで代替循環冷却系統の成立条
件を極力逸脱しないような運転操作が可能となる。
PCV
格納容器スプレイ

炉注水

RPV

Pb

Pc

１）流量調整によりPv低下
２）流量調整によりΔH低下

S/C

MUWCポンプ
H

S/P
RHRストレーナPv
ΔH

RHR HxPa

RHRポンプ
熱交換量を調整することでPa低下抑制

図２－３ 運転成立条件の拡張

7

S/C

S/P

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代替循環冷却系の運転が長期的に継続可能なことの例として、事故後長期の状態を想定した場合の「NPSH 評価の結果（サプレッション・チェンバ圧力の下限）」及び「代替循環冷
却を 30 日間運転継続した場合の評価結果例」を示す。
＜NSPH 評価＞
事故後長期の状態を想定した場合の NPSH 評価を行い、サプレッション・チェンバ圧力の下限を示す。条件を図２－２、表２－２に示す。なお、代表として 6 号炉における結果を示す。
表２－２ NPSH 評価条件（事故後長期を想定したケース）
項Pa

目

S/C 圧力

6 号炉
－

設定根拠
－
（本評価では、NPSH 評価を成立させる S/C 圧力の下限を求めるものである）

Pv

H

MUWC ポンプ入口温度

S/P 水温度 130℃※1 を想定した場合の、代替循環冷却系

での飽和蒸気圧（水頭統運転時の冷却を考慮した MUWC ポンプ入口温度（換算値）と設定※2）での飽和蒸気圧とする

S/P 水位と MUWC ポン

S/P 水位は T.M.S.L.0※1 とし、MUWC ポンプ軸レベルは

プ 軸 レ ベ ル 間の 水 頭

T.M.S.L.

℃

とする。

差
ΔH

吸込配管圧損

本系統循環流量 190m3/h 時の RHR ストレーナ～MUWC ポン
プ入口までの配管の圧損

RHR ストレーナ圧損

工認記載値に、RHR 定格流量 954m3/h と本系統循環流量
190m3/h の二乗比を掛けて算出した圧損

RHR ポンプ圧損

RHR ポンプの構造を模擬して算出した圧損に余裕を見込み m とする

RHR 熱交換器圧損

RHR ポンプ定格流量時の許容圧損値に RHR 定格流量954m3/h と本系統循環流量 190m3/h の二乗比を掛けて算出した値－

MUWC ポンプのポンプ定格流量時の必要 NPSH

必要 NPSH※１ 後述の「３．代替循環冷却の運用及び有効性について」における事故後 7 日後を想定※２ 代替原子炉補機冷却系により残留熱除去系熱交換器を介して除熱した場合の、MUWC ポンプ入口温度
評価結果に余裕を見た値としている。なお、MUWC ポンプ入口温度評価にあたっては、代替循環冷却
系必要流量 190m3/h を用いて評価している。

8

表２－２の条件を元に、（有効 NPSH）≧（必要 NPSH）の式より、有効 NPSH を満足できるサプレッション・チェンバ圧力の下限を求める。
【6 号炉】（有効 NPSH）＝Pa－Pv＋H－ΔH ≧（必要 NPSH）
Pa ≧MPa[gage]

以上の評価結果より、6 号炉ではサプレッション・チェンバ圧力が「 000MPa[gage]以上」の条件において有効 NPSH を満足できることを確認した。
以上より、事故後長期の条件を想定した場合において、サプレッション・チェン
バ圧力がMPa 以上の状態であれば MUWC ポンプの必要 NPSH を満足する。この値からも、代替循環冷却系の運転は長期的に継続可能と考えられる。

＜代替循環冷却を 30 日間運転継続した場合の評価結果例＞
後述の「３．代替循環冷却の運用及び有効性について」の「大 LOCA＋ECCS 機能喪失＋SBO」シナリオにおいて、循環流量 190 m3/h にて代替循環冷却を 30 日間運転継続した場合の格納容器圧力の推移の評価結果例を図２－４に示す。
図２－４より、事故後 30 日後のサプレッション・チェンバ圧力は 0.14MPa[gage]であるため、上記 NPSH 評価結果のMPa 以上であり、代替循環冷却の運転は継続可能である。
さらに 図２－５に示すとおり、事故後 7 日以降にサプレッション・プール水位のみで必要 NPSH が確保可能な循環流量（150m3/h）に変更した場合においても、事象を収束させることができることから、代替循環冷却系の運転は長期的に継続可能である。

90.8
ドライウェル

格納容器内圧力(ＭＰａ[gage])

サプレッション・チェンバ

0.6

0.4

0.2

0.0
0

72

144

216

288

360

432

504

576

648

720

事故後の時間(hr)

図２－４ 格納容器圧力の推移
3（循環流量 190 m /h にて代替循環冷却を 30 日間運転継続した場合）

0.8
ドライウェル

格納容器内圧力(ＭＰａ[gage])

サプレッション・チェンバ

0.6

0.4

7日後より循環流量を190m3/hから150m3/hに変更

0.2

0.0
0

72

144

216

288

360

432

504

576

648

720

事故後の時間(hr)
循環流量190m3/h時のNTUを使用しての暫定評価結果

図２－５ 格納容器圧力の推移（7 日後より循環流量を 150 m3/h に変更し、代替循環冷却を 30 日間運転継続した場合）

10② 循環流量評価
代替循環冷却系において循環流量 190m3/h 以上確保できることを確認する。
確認方法は、MUWC ポンプの「性能曲線」（揚程と流量の関係図）と図２－１の系統構成を想定した場合の「システム抵抗曲線」との交点（ポンプの動作点）が 190m3/h 以上であることを確認する。ここで想定するシナリオとして、後述の「３．代替循環冷却の運用及び有効性について」の想定シナリオである①「大 LOCA＋ECCS 機能喪失＋SBO」、②「TQUV＋ECCS 機能喪失＋SBO」の２シナリオのうち、②は①に比べ原子炉圧力が高い
ため、流量評価としては保守側となることから、ここでは②「TQUV＋ECCS 機能喪失＋SBO」のシナリオを前提とした評価を行う。
評価条件は、図２－２及び表２－１の条件に、表２－３の条件を加えたものとする。
表２－３ 循環流量評価条件（図２－２及び表２－１の追加条件）
項Pb

目

RPV 圧力

6 号炉

7 号炉

MPa[gage]MPa[gage]

設定根拠
S/C 限界圧力 0.62MPa＋SRV 開圧力
MPa※とする－

RPV 水位

MS ノズル（T.M.S.L.

MS ノズル）（T.M.S.L.

RPV 水位は、RPV 満水の状態を想定）

し、MS ノズルまで（T.M.S.L.

Pc

PCV 圧力0.62 MPa[gage]（略語）SRV：主蒸気逃がし安全弁、

0.62 MPa[gage]MS ：主蒸気※SRV 弁体の自重を押し上げるために必要な圧力

11

）とする

PCV 限界圧力 0.62MPa とする

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【6 号炉】
6 号炉の MUWC ポンプ性能曲線及び系統のシステム抵抗曲線を用いて、循環流量
190m3/h 以上（原子炉注水 90m3/h 以上かつ格納容器スプレイ 100m3/h 以上）を達成できることを確認する。本評価にあたっては、原子炉注水流量が 90m3/h 以上であることを仮定し、格納容器スプレイが 100m3/h 以上並びに、原子炉注水流量と格納
容器スプレイの合計流量が 190m3/h 以上が達成できることを確認する。なお、原子炉注水流量の仮定値については、MUWC ポンプ性能曲線と、仮定値の原子炉注水流量から評価されるシステム抵抗曲線に交点があることを以て、妥当性を確認する。
上記の考えを踏まえ、6 号炉における MUWC ポンプの「性能曲線」と「システム抵抗曲線」の関係図を図２－６に示す。
図２－６より、原子炉注水の必要流量約 90 m3/h～約 100 m3/h の範囲において、性能曲線とシステム抵抗曲線の交点は約m3/h～約m3/h となり、190 m3/h以上を示していることから、6 号炉において、必要循環流量 190 m3/h が確保可能であることを確認した。また、この範囲において格納容器スプレイ流量は約m3/h～約0m3/h となり、必要流量 100 m3/h 以上を満足している。

よって、6 号炉の代替循環冷却系は原子炉注水 90m3/h 以上、格納容器スプレイ
100m3/h 以上を同時に達成することが可能である。

図２－６ ポンプ性能曲線とシステム抵抗曲線の関係図（6 号炉）

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【7 号炉】
7 号炉の MUWC ポンプ性能曲線及び系統のシステム抵抗曲線を用いて、循環流量
190m3/h 以上（原子炉注水 90m3/h 以上かつ格納容器スプレイ 100m3/h 以上）を達成できることを確認する。本評価にあたっては、原子炉注水流量が 90m3/h 以上であることを仮定し、格納容器スプレイが 100m3/h 以上並びに、原子炉注水流量と格納
容器スプレイの合計流量が 190m3/h 以上が達成できることを確認する。なお、原子炉注水流量の仮定値については、MUWC ポンプ性能曲線と、仮定値の原子炉注水流量から評価されるシステム抵抗曲線に交点があることを以て、妥当性を確認する。
上記の考えを踏まえ 7 号炉における MUWC ポンプの「性能曲線」と「システム抵抗曲線」の関係図を図２－７に示す。
図２－７より、原子炉注水の必要流量約 90 m3/h～約 100 m3/h の範囲において、性能曲線とシステム抵抗曲線の交点は約m3/h～約m3/h となり、190 m3/h以上を示していることから、7 号炉において、必要循環流量 190 m3/h が確保可能であることを確認した。また、この範囲において格納容器スプレイ流量は約m3/h～約0m3/h となり、必要流量 100 m3/h 以上を満足している。

よって、7 号炉の代替循環冷却系は原子炉注水 90m3/h 以上、格納容器スプレイ
100m3/h 以上を同時に達成することが可能である。

図２－７ ポンプ性能曲線とシステム抵抗曲線の関係図（7 号炉）

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③ 系統の閉塞防止対策
代替循環冷却系において系統機能喪失に繋がる閉塞事象が懸念される箇所は、流路面積が小さくなる残留熱除去系吸込ストレーナ、格納容器スプレイノズル部が考えられる。格納容器スプレイノズル部については、最小流路面積部に異物が詰まることを防止するために、残留熱除去系吸込ストレーナ孔径が最小流路面積以下になるように設計している（表２－４参照）。
表２－４ 残留熱除去系ストレーナについて
プラント

PCV スプレイ最小流路サイズ

残留熱除去系ストレーナ孔径

6 号炉
7 号炉

よって、代替循環冷却系の閉塞防止に関する説明は、残留熱除去系吸込ストレーナの閉塞防止対策について纏めている。
(a)残留熱除去系吸込ストレーナの閉塞防止対策について
柏崎刈羽６号および７号炉では、残留熱除去系ストレーナの閉塞防止対策として、
多孔プレートを組み合わせた大型ストレーナを採用するとともに、格納容器内で使用する保温材には、繊維質のものを使用していないことから、薄膜効果※１による異物の捕捉が生じることはない。事故時に格納容器内において発生する可能性のある異物としては保温材（ケイ酸カルシウム等）、塗装片、スラッジが想定されるが、LOCA
時のブローダウン過程等のサプレッション・プール水の流動により粉砕され粉々になった状態でストレーナに流れ着いたとしても、繊維質の保温材がなく、薄膜効果による異物の捕捉が生じる可能性がないことから、これら粉状の異物がそれ自体によってストレーナを閉塞させることはない。また、代替循環冷却を使用開始する時
点では S/P 内の流況は十分に静定している状態であり、ストレーナメッシュの通過を阻害する程度の粒径を有する異物は S/P 底部に沈着している状態であると考えられる※２。
苛酷事故環境下では、損傷炉心を含むデブリが生じるが、仮に RPV 外に落下した
場合でも、原子炉圧力容器下部のペデスタルに蓄積することからサプレッション・
プールへの流入の可能性は低い。万が一、ペデスタルからのオーバフローや、ベント管を通じてサプレッション・プールに流入する場合であっても、金属を含むデブリが流動により巻き上がることは考えにくく※３、ストレーナを閉塞させる要因にな
ることはないと考えられる。このため、苛酷事故環境下においても残留熱除去系ス
トレーナが閉塞する可能性を考慮する必要はないと考えている。
さらに仮にストレーナ表面にデブリが付着した場合においても、ポンプの起動・

14

停止を実施することによりデブリは落下するものと考えられ※４、加えて、長期冷却に対するさらなる信頼性の確保を目的に、次項にて示すストレーナの逆洗操作が可能となるよう設計上の考慮を行っている。
※１：薄膜形成による粒子状デブリの捕捉効果について「薄膜形成による粒子状デブリの捕捉効果」とは、ストレーナの表面のメッシュ（約1～2mm）を通過するような細かな粒子状のデブリ（スラッジ等）が、繊維質デブリによる形成した膜により捕捉され圧損を上昇させるという効果を言う。よって繊維質保温材の堆積がない場合、微細なデブリは全てストレーナを通過することとなり、圧損上昇には寄与しない。
また、GSI-191 において議論されているサンプスクリーン表面における化学的相互作用による圧損上昇の知見に関して、上述のとおり繊維質保温材は使用されておらず、ストレーナ表面におけるデブリベット形成の可能性がないことから、化学的相互作用
による圧損上昇の影響はないと考えられ、代替循環冷却による長期的な冷却の信頼性に対して影響を与えることはないと考えられる。
表２－５ NUREG/CR-6224 において参照されるスラッジ粒径の例※２：代替循環冷却の使用開始は事故後約 20 時間後であり，LOCA 後のブローダウン等の事
故発生直後のサプレッション・プール内の攪拌は十分に静定しており、大部分の粒
子状異物は底部に沈着している状態であると考える。また、粒子径が 100μm 程度である場合に浮遊するために必要な流体速度は、理想的な球形状において 0.1 m/s 程度必要であり（原子力安全基盤機（H21.3）,PWR プラントの LOCA 時長期炉心冷却性に係る検討），仮にストレーナメッシュを閉塞させる程度の粒子径を有する異物がプール内に存在していた場合においても、ストレーナ表面流速は約 0.03 m/s（7 号炉の例，250m3/h の時）程度であり、底部に沈降したデブリがストレーナの吸い込みによって生じる流況によって再浮遊するとは考えられない。

15

※３：ABWR は RPV 破損後の溶融炉心の落下先は下部ペデスタルであり、代替循環冷却の水源となるサプレッション・プールへ直接落下することはない。RPV へ注水された冷却水は下部ペデスタルへ落下し、下部ペデスタル床面から約７m の位置にあるリターン
ラインを通じてサプレッション・プールへ流入することとなる（図２－８参照）。粒
子化した溶融炉心等が下部ペデスタル内に存在している場合にストレーナメッシュを閉塞させる程度の粒子径を有する異物が流動によって下部ペデスタルから巻き上げられ、さらにベント管からストレーナまで到達するとは考えにくく、溶融した炉心等によるストレーナ閉塞の可能性は極めて小さいと考えられる。
原子炉格納容器

格納容器スプレイ

炉注水

リターンライン

サプレッション・プール

MO

下部ペデスタル

図２－８ RPV 破損後の循環冷却による冷却の流れ※４：GSI-191 における検討において、サンプスクリーンを想定した試験においてポンプを停止させた際に付着したデブリは剥がれ落ちるとの結果が示されている（図２－９参照）。当該試験は PWR サンプスクリーン形状を想定しているものであるが，BWR のストレーナ形状は円筒形であり（図２－１０参照），ポンプの起動・停止によるデブリ落下の効果はさらに大きくなるものと考えられ,注水流量の低下を検知した後、ポンプの起動・停止を実施することでデブリが落下し、速やかに冷却を再開することが可能である。

16

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模擬
ストレーナ
保温材

模擬
ストレーナ

水流

保温材

ポンプ停止前ポンプ停止後

図２－９ ポンプ停止により模擬ストレーナから試験体が剥がれ落ちた試験（ April 2004,LANL,GSI-191: Experimental Studies of Loss-of-Coolant-AccidentGenerated Debris Accumulation and Head Loss with Emphasis on the Effects ofCalcium Silicate Insulation）

６号機残留熱除去系ストレーナ図

７号機残留熱除去系ストレーナ図

図２－１０ ABWR において設置されているストレーナ

図２－１１ ６号機残留熱除去系（Ｂ）ストレーナ（据付状態）

17

(b)閉塞時の逆洗操作について
前述(a)の閉塞防止対策に加えて、代替循環冷却系運転中に、仮に何らかの異物により残留熱除去系吸込ストレーナが閉塞したことを想定し、残留熱除去系吸込スト
レーナを逆洗操作できる系統構成にしている。系統構成の例を図２－１２に示しているが、MUWC 外部接続口から構成される逆洗ラインの系統構成操作を行い、可搬型
代替注水ポンプを起動することで逆洗操作が可能な設計にしている。従って、代替
循環冷却系運転継続中に流量監視し、流量傾向が異常に低下した場合は MUWC ポンプを停止し、逆洗操作を実施する。

可搬ポンプ
原子炉格納容器①より

RHR(B)系

MO

MO

MO

RHR(A)系

外部接続口

MO
AO

代替Hx

AO
MO

MO

MO

代替循環冷却系

MO

MO

RHR洗浄水
ライン
F

MO

逆洗ライン

F
MO

MO

Hｘ
（B）

ＲＨＲ
（B）

MO

①へ

MO

MO

MO

MO

MO

S/Cクーリングライン
SPCU
MO

MO

復水貯蔵槽
ＭＵＷＣ
(A)

ＭＵＷＣ
(B)

ＭＵＷＣ
(C)

MO

MO

タービン建屋へ

MO

MO

MO

HPCF
（B）

SPHタイライン
ＨＰＣＦ（Ｂ）
テストライン

MO

S/Cへ

MO

原子炉へ

（略語）
RHR ： 残留熱除去系
HPCF ： 高圧炉心注水系
SPCU ： サプレッションプール水浄化系
MUWC ： 復水補給水系
S/C： サプレッション・チェンバ
SPH： サプレッションプール水排水系
MO： 電動駆動弁
AO： 空気駆動弁
Hx： 熱交換器F： 流量計

廃棄物処理建屋

図２－１２ 残留熱除去系吸込ストレーナ逆洗操作の系統構成について

18

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（３）放射線による影響について① 耐放射線に関する設計考慮について
代替循環冷却系は、重大事故時に炉心損傷した場合の放射線影響を考慮して設計を行う。具体的には、放射線による劣化影響が懸念される有機材（シール材等）が使用されている機器について、代替循環冷却系を運転する環境における放射線影響を考慮して設計する。
代替循環冷却系を運転する際の放射線量については、簡易解析評価の結果、運転時
間 90 日とした場合に、代表的な配管表面部において積算放射線量は約Gy である

ことが目安としてある。よって、代替循環冷却ラインの運転操作に必要な機器で、放射線による劣化影響が懸念される機器（電動機、ケーブル、シール材等）については、運転環境下における当該部位の放射線量を考慮して機能確保可能な設計とする。
② 水の放射線分解による水素影響について
炉心損傷後の冷却水には，放射性物質が含まれていることにより，水の放射線分解
による水素等の可燃性ガスの発生が想定されるが，代替循環冷却運転中は配管内に流れがあり，又，冷却水が滞留する箇所がないことから，配管内に水素が大量に蓄積されることは考えにくい。
代替循環冷却運転を停止した後は、可燃性ガスの爆発防止等の対策として，系統水を入れ替えるためにフラッシングを実施することとしており，水の放射線分解による水素発生を防止することが可能となる。具体的には残留熱除去系ポンプのサプレッション・プール吸込弁を閉じ，復水補給水系からの洗浄水弁を開き，復水補給水系に可搬型代替注水系から外部水源を供給することにより、系統のフラッシングを実施する。
③ アクセス性について
代替循環冷却運転時あるいは運転後において、以下の操作ならびに作業が確実に実施できることが必要である。
（１）代替循環冷却運転継続に必要な操作、監視ができること（２）可搬型代替注水系による原子炉注水、格納容器ベント操作ができること（３）残留熱除去系の復旧作業ができること
これらの実施の際には人のアクセスが必要となるため、アクセス性への放射線の影
響について確認を行った（後述の「４．代替循環冷却運転における設備操作」に記載）。

19

（４）代替循環冷却系の電源設備について①

概要
代替循環冷却系の使用時に必要な電動機，計測制御設備，電動駆動弁を作動させる

ため，代替交流電源設備から非常用電気設備を経由して必要な電力を供給する設計としている。また，既設非常用電気設備が使用不能の場合においても，代替所内電気設
備を用いて必要な電力を供給できる設計としている。
② 電源供給負荷
代替循環冷却系の使用時に必要な負荷は図２－１３及び表２－６に示すとおりである。

①より

RHR(B)系

（k）

（l）

MO

MO

MO

RHR(A)系

MO

AO

原子炉格納容器
格納容器スプレイ

代替Hx

AO
MO

（g）
MO

炉注水

（n）
MO

（i）

MO

RHR洗浄水
ライン
F

（j）
（h）

MO

MO

代替循環冷却系（既設流用部）
代替循環冷却系（新規設置部）

（a）

F
MO

MO

（m）

MO

（b）
①へ

MO

MO

MO

MO

外部接続口

Hｘ
（B）

ＲＨＲ
（B）

MO

S/Cクーリングライン
SPCU

（p）

（q）

ＭＵＷＣ
(A)

ＭＵＷＣ
(B)

ＭＵＷＣ
(C)

MO

MO

復水貯蔵槽

（e）
（o）

（c）

MO

MO

タービン建屋へ（d）MO（ｆ） MOMO

SPHタイライン
ＨＰＣＦ（Ｂ）
テストライン

HPCF
（B）
（略語）
RHR ： 残留熱除去系
HPCF ： 高圧炉心注水系
SPCU ： サプレッションプール水浄化系
MUWC ： 復水補給水系
S/C： サプレッション・チェンバ
SPH： サプレッションプール水排水系
MO： 電動駆動弁
AO： 空気駆動弁
Hx： 熱交換器F： 流量計

廃棄物処理建屋

図２－１３ 代替循環冷却系概略図

20

MO

MO

S/Cへ
原子炉へ

表２－６ 代替循環冷却系の電源供給負荷
図番

負荷

通常時の

代替所内電気設備

電源供給元

使用時の電源供給元(a)

RHR 最小流量ﾊﾞｲﾊﾟｽ弁(B)MCC 7D-1-1

AM 用 MCC 7B ※2(b)

RHR 熱交換器出口弁(B)MCC 7D-1-1

AM 用 MCC 7B ※2(c)

新設弁（タイライン弁）

MCC 7D-1-1

AM 用 MCC 7B ※2(d)

新設弁（タイライン弁）

MCC 7D-1-1

AM 用 MCC 7B ※2(e)

SPCU CSP 側吸込弁

MCC 7C-1-1

AM 用 MCC 7B ※2(f)

MUWC T/B 負荷遮断弁

AM 用 MCC 7B ※1

AM 用 MCC 7B ※2(g)

RHR 注入ライン洗浄水止め弁(A)MCC 7C-1-1

AM 用 MCC 7B ※2(h)

RHR 注入ライン洗浄水止め弁(B)AM 用 MCC 7B ※1

AM 用 MCC 7B ※2(i)

RHR 注入弁（A）

MCC 7C-1-1

AM 用 MCC 7B ※2(j)

RHR 熱交換器出口弁(A)MCC 7C-1-1

AM 用 MCC 7B ※2(k)

RHR 格納容器冷却流量調節弁(B)MCC 7D-1-1

AM 用 MCC 7B ※2(l)

RHR 格納容器冷却ライン隔離弁(B)MCC 7D-1-1

AM 用 MCC 7B ※2(m)

RHR ポンプ S/P 水吸込隔離弁(B)MCC 7D-1-1

AM 用 MCC 7B ※2(n)

RHR ポンプ炉水吸込弁(B)MCC 7D-1-1

AM 用 MCC 7B ※2(o)

復水移送ポンプ(A)MCC 7C-1-1

AM 用 MCC 7B ※2(p)

復水移送ポンプ(B)AM 用 MCC 7B ※1

AM 用 MCC 7B ※2(q)

復水移送ポンプ(C)AM 用 MCC 7B ※1

AM 用 MCC 7B ※2－

計測制御設備※3

MCC7C-1-4

AM 用 MCC 7B ※2（略語）T/B：タービン建屋※1：P/C 7D-1 より AM 用 MCC 7B を受電する。
※2：AM 用動力変圧器より AM 用 MCC 7B を受電する。
※3：AM 用直流 125V 充電器を経由して以下のパラメータを確認する。
・復水補給水系流量
・原子炉水位
・格納容器圧力・格納容器温度・サプレッション・プール水位

21③ 単線結線図
代替循環冷却系の単線結線図は，図２－１４及び図２－１５に示す通りである。
外部電源喪失時における代替循環冷却系の電源供給元は，次の通りとして，a から b の順に優先順位を定めることとする。
a. ガスタービン発電機から非常用電気設備（M/C，P/C，MCC）を経由して，代替循環冷却系の運転に必要な設備に電源供給を行う。
（図２－１４）b. ガスタービン発電機から代替所内電気設備（動力変圧器，MCC）を経由して，代替循
環冷却系の運転に必要な設備に電源供給を行う。
（図２－１５）22

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代替交流電源設備
GTG

【凡例】

電源
車

D/G
GTG

D/G

(7A)

：遮断器

(7B)
：配線用遮断器
緊急用M/C：切替装置

M：電動切替装置：AM用直流125V
蓄電池

非常用電気設備【区分Ⅰ】

M/C 7C

非常用電気設備【区分Ⅱ】

M/C 7D

動力変圧器
P/C 7C-1

動力変圧器

代替所内電気設備

AM用動力変圧器

P/C 7D-1

M
MCC 7C-1-1

MCC 7C-1-4

MCC
7D-1-4AM用MCC 7B

MCC 7D-1-1（略語）
R/B ：原子炉建屋

(予備)

AM用直流
125V充電器

AM用直流
125V充電器

収納箱

T/B ：タービン建屋
C/B ：コントロール建屋
Rw/B：廃棄物処理建屋
新設弁（タイライン弁）

新設弁（タイライン弁）

23

ＲＨＲポンプ
炉水吸込弁（Ｂ）

ＲＨＲポンプＳ／Ｐ水
吸込隔離弁（Ｂ）

ＲＨＲ最小流量
バイパス弁（Ｂ）

ＲＨＲ格納容器冷却
ライン隔離弁（Ｂ）

ＲＨＲ格納容器冷却流量調節弁（Ｂ）

ＲＨＲ熱交換器
出口弁（Ｂ）ＭＵＷＣ Ｔ／Ｂ負荷遮断弁

ＲＨＲ注入ライン
洗浄水止め弁（Ｂ）

計測制御設備

復水移送ポンプ（Ｃ）

復水移送ポンプ（Ｂ）

復水移送ポンプ（Ａ）

ＲＨＲ注入ライン
洗浄水止め弁（Ａ）

ＲＨＲ熱交換器
出口弁（Ａ）

ＲＨＲ注入弁（Ａ）

ＳＰＣＵ ＣＳＰ側
吸込弁

図２－１４ 代替循環冷却系の単線結線図（代替交流電源設備から非常用電気設備経由で電源供給時）

D/G ：ディーゼル発電機
GTG：ガスタービン発電機
M/C ：メタルクラッド開閉装置
P/C ：パワーセンタ
MCC：モータコントロールセンタ

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代替交流電源設備
GTG

【凡例】

電源
車

D/G
GTG

D/G

(7A)

：遮断器
(7B)
：配線用遮断器

緊急用M/C：切替装置

M：電動切替装置：AM用直流125V
蓄電池

接続箱

非常用電気設備【区分Ⅰ】

M/C 7C

非常用電気設備【区分Ⅱ】

M/C 7D

動力変圧器

動力変圧器

代替所内電気設備

AM用動力変圧器

P/C 7C-1

P/C 7D-1

M
MCC 7C-1-1

MCC 7C-1-4

MCC
7D-1-4AM用MCC 7B

MCC 7D-1-1

（略語）
(予備)

AM用直流
125V充電器

AM用直流
125V充電器

収納箱

R/B ：原子炉建屋
T/B ：タービン建屋
C/B ：コントロール建屋
新設弁（タイライン弁）

新設弁（タイライン弁）

ＲＨＲポンプ
炉水吸込弁（Ｂ）

ＲＨＲポンプＳ／Ｐ水
吸込隔離弁（Ｂ）

ＲＨＲ最小流量
バイパス弁（Ｂ）

ＲＨＲ格納容器冷却
ライン隔離弁（Ｂ）

ＲＨＲ格納容器冷却流量調節弁（Ｂ）

ＲＨＲ熱交換器
出口弁（Ｂ）ＭＵＷＣ Ｔ／Ｂ負荷遮断弁

ＲＨＲ注入ライン
洗浄水止め弁（Ｂ）

計測制御設備

復水移送ポンプ（Ｃ）

復水移送ポンプ（Ｂ）

復水移送ポンプ（Ａ）

ＲＨＲ注入ライン
洗浄水止め弁（Ａ）

ＲＨＲ熱交換器
出口弁（Ａ）

ＲＨＲ注入弁（Ａ）

ＳＰＣＵ ＣＳＰ側
吸込弁

Rw/B：廃棄物処理建屋
D/G ：ディーゼル発電機
GTG：ガスタービン発電機
M/C ：メタルクラッド開閉装置
P/C ：パワーセンタ
MCC：モータコントロールセンタ

図２－１５ 代替循環冷却系の単線結線図（代替交流電源設備から代替所内電気設備経由で電源供給時）

24

３． 代替循環冷却の運用及び有効性について
３．１ 代替循環冷却の運用について
代替循環冷却は，代替原子炉補機冷却系の準備時間を考慮し，事故後 20 時間以降の運転開始を想定している。
炉心損傷前の有効性評価においてベントを実施するシナリオは，高圧・低圧注水機能喪失，全交流動力電源喪失，LOCA 時注水機能喪失等があり，20 時間後より以前にベント実施することになるため，ベントまでに代替循環冷却の運転開始をすることはできない。しかしながら，最もベント時の実効線量が高い全交流動力電源喪失の敷地境界外での実効線量の評価結果は，格納容器圧力逃がし装置を用いた場合は約 4.2×10-2mSv であるが，耐圧強化ベント系を用いた場合でも約 4.9×10-2mSv であり，敷地境界外での実効線量の 5mSv を大きく下回り，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはない。なお，
ベント後においても，代替循環冷却はサプレッション・チェンバ水位上昇の抑制を更に確実にするための有効な対策となる。
また，代替循環冷却が使用できる場合には，格納容器圧力逃がし装置よりも優先して使用するものとする。
３．２ 代替循環冷却の有効性について
３．１を踏まえ，炉心損傷後の格納容器破損防止シナリオのうち，D/W 側に蒸気が放出され，D/W 側への影響が大きい格納容器過圧・過温防止の有効性評価シナリオ（大 LOCA
＋ECCS 機能喪失＋SBO）及び十分な注水ができずに炉心損傷が発生する事象のうち，逃がし安全弁を介して蒸気が S/C 側に放出され，S/C 側への影響が大きい高圧・低圧注水機
能喪失（TQUV＋ECCS 機能喪失＋SBO）に対して，代替循環冷却ラインを用いた除熱を考慮した場合の解析を行い，当該設備による有効性について確認する。
代替循環冷却の有効性を確認するシナリオとして，炉心損傷に至る大 LOCA 及び TQUVを選択している。大 LOCA は，原子炉圧力容器バウンダリが喪失し，D/W 内へ蒸気が放出されるシナリオ（LOCA 時注水機能喪失など）を包絡できること，また，TQUV は逃がし
安全弁を介して直接 S/C へ蒸気が放出されるシナリオ（全交流動力電源喪失，崩壊熱除去
機能喪失(取水機能喪失，残留熱除去系喪失)など）を包絡できることから，このシナリオを代表としてあげている。
なお，代替循環冷却の使用可能範囲については，今後不確かさ評価において，その影響を確認していく。
３．２．１ 大 LOCA＋ECCS 機能喪失＋SBO における代替循環冷却の有効性について（１）評価条件
有効性評価における「大 LOCA＋ECCS 機能喪失＋SBO」の評価条件に加えて，事象発
生後 20 時間経過した時点で，上記２．に示した代替循環冷却をインサービスするものとす25

る。20 時間経過後の代替循環冷却ラインの循環流量は，全体で約 190m3/h とし，原子炉注
水へ約 90m3/h，格納容器スプレイへ約 100m3/h にて流量分配し，それぞれ連続注水及び連続スプレイするものとする。
（２）評価結果
本評価事象における原子炉水位(シュラウド内外)，注水流量の推移を図３－１，２に，格納容器圧力，格納容器気相部の温度，サプレッション・チェンバ水位及びプール水温の推移を図３－３から図３－６に示す。代替循環冷却を使用した場合の手順の概要を図３－７，８に，必要な要員と作業項目を図３－９，１０に示す。
事象進展は，事象開始 20 時間以前は「大 LOCA＋ECCS 機能喪失＋SBO」の事象進展と同様となり，約 23 分後に炉心損傷に至り，70 分後に原子炉注水を開始し炉心を冠水させる。
格納容器圧力は上昇を続けるため，約 2 時間後より格納容器スプレイを開始する。20 時間
経過後に代替循環冷却をインサービスした場合には，原子炉側については，原子炉は破断
口より溢水状態となり，格納容器側については，除熱効果により格納容器圧力及び格納容
器温度の上昇を抑えることが可能である。事象を通じて限界圧力に到達することなく，ベント実施を回避することが可能な結果となった。万が一，注水が遅れ，ベントを実施する
場合においても，図３－５に示すようにサプレッション・チェンバ水位の上昇は抑制されるため，ウェットウェルベントの長期的な信頼性を確保することができる。
３．２．２ TQUV＋ECCS 機能喪失＋SBO における代替循環冷却の有効性について（１）評価条件
３．２．１ の評価条件に対し，本事象では LOCA が発生せず，異常な過渡変化後に高圧・低圧注水機能喪失が発生する。その後，常設代替交流電源設備によって交流電源が供給される 70 分後に原子炉減圧及び原子炉注水，格納容器圧力 1.5Pd(465kPa)到達以降に格納容器スプレイを開始する。事象発生後 20 時間経過した時点で，上記２．に示した代替循
環冷却をインサービスするものとする。20 時間経過後の代替循環冷却ラインの循環流量は，全体で約 190m3/h とし，原子炉注水へ約 90m3/h，格納容器スプレイへ約 100m3/h にて流量分配し，それぞれ連続注水及び連続スプレイするものとする。
（２）評価結果
本評価事象における原子炉水位(シュラウド内外)，注水流量の推移を図３－１１，１２に，格納容器圧力，格納容器気相部の温度，サプレッション・チェンバ水位及びプール水温の推移を図３－１３から図３－１６に示す。代替循環冷却を使用した場合の手順の概要を図３－１７に，必要な要員と作業項目を図３－１８，１９に示す。
事象進展は，約 60 分後に炉心損傷に至り，70 分後に原子炉減圧及び原子炉注水を開始し炉心を冠水させるが，格納容器圧力は上昇を続けるため，約 18 時間後より格納容器スプレ

26

イを開始することとなる。事象開始 20 時間経過後に代替循環冷却をインサービスした場合には，原子炉側については，原子炉は満水状態となり，格納容器側については，除熱効果
により格納容器圧力及び格納容器温度の上昇を抑えることが可能である。事象を通じて限界圧力に到達することなく，ベント実施を回避することが可能な結果となった。万が一，注水が遅れ，ベントを実施する場合においても，図３－１５に示すようにサプレッション・
チェンバ水位の上昇は抑制されるため，ウェットウェルベントの長期的な信頼性を確保することができる。

27

20
シュラウド外水位
シュラウド内水位

代替循環冷却開始

原子炉水位（ｍ）

15

破断口高さ
L1
TAF

10

循環冷却時には破断口より溢水状態となる

冠水後は、原子炉注水量を 90m3/h に低減し、破断口～レベル 1 水位で炉内への間欠注水を実施
5

低圧代替注水系(常設)による炉内注水により水位回復
0
0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

120

132

144

156

168

事故後の時間（ｈ）

図３－１ 原子炉水位(シュラウド内外)の推移（大 LOCA）

300

原子炉注水開始(低圧代替注水系(常設)最大流量)

250

原子炉注水

注水流量（ｔ/ｈ）

格納容器スプレイ200

炉心冠水後は、原子炉注水量 90m3/h に低減
格納容器スプレイは原子炉注水停止時に 140m3/h 注水150

循環冷却後は、原子炉注水量 90m3/h
格納容器スプレイは 100m3/h とする
100

50

0
0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

120

132

事故後の時間（ｈ）

図３－２ 注水流量の推移（大 LOCA）

28

144

156

168

0.8
ドライウェルサプレッション・チェンバ
格納容器限界圧力（620ｋPa）
格納容器内圧力0.6

代替循環冷却開始

循環冷却開始後，格納容器圧力は徐々に低下0.4

格納容器スプレイ作動に伴う圧力変化（MPa[gage]）

0.2

残留熱除去系配管破断により炉内から流出する蒸気による格納
容器内圧力上昇
0
0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

120

132

144

156

168

事故後の時間（ｈ）

図３－３ 格納容器圧力の推移（大 LOCA）

300
ドライウェルサプレッション・チェンバ

格納容器内温度

格納容器スプレイ作動により温度上昇が抑制格納容器限界温度（200℃）

200

代替循環冷却開始（℃）
100

残留熱除去系配管破断により炉内から流出する蒸気の凝縮による上昇
0
0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

120

132

事故後の時間（ｈ）

図３－４ 格納容器気相部の温度の推移（大 LOCA）

29

144

156

168

20

サプレッション・チェンバ水位（ｍ）

ベントライン(約17ｍ)
15

代替循環冷却開始

真空破壊装置(約14ｍ）

循環冷却開始後，サプレッション・
チェンバ水位は，ほぼ一定となる

10

炉内への間欠注水により、増減を繰返す

格納容器スプレイ注水開始により水位が上昇

5

0
0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

120

132

144

156

168

156

168

事故後の時間（ｈ）

図３－５ サプレッション・チェンバ水位の推移（大 LOCA）

サプレッション・プール水温（℃）

300

減圧状態の維持により炉内蒸気が流出し、水温が
徐々に上昇

200

代替循環冷却開始

100

残留熱除去系配管破断により炉内から流出する蒸気の凝縮による水温上昇
0
0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

120

132

144

事故後の時間（ｈ）

図３－６ サプレッション・プール水温の推移（大 LOCA）

30

（解析上の時間）（約０分）

冷却材喪失（大破断）発生

格納容器圧力高「１３．７kPa[gage]」
到達

高圧給水機能喪失を確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認

全交流電源喪失

高圧注水機能喪失を確認※１

低圧注水機能喪失を確認※１【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
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）※２

原子炉への注水機能喪失を確認（約10分後）※１

早期の電源回復不能と判断※３

Ⅱ
消火系を代替注水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。
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。

回復は解析上考慮せず

Ⅲ
消火系による屋外または屋内消火栓からの復水貯蔵槽への補給も実施できる。
屋内消火栓から補給する場合は、補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である。
消火系から補給する場合の水源は「ろ過水タンク」であるが、可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である。

※４

Ⅳ「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。

Ⅳ

Ⅲ
Ⅰ

原子炉圧力－ドライウェル温度による「水位不明判断曲線」で水位不明を
ＥＯＰ
判断する。

※２１
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

炉心損傷開始（約２３分後）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

高圧／低圧注水機能
回復操作

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）

代替原子炉補機冷却系準備

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施

回復は解析上考慮せず
消火系による復水貯蔵槽への補給

回復は解析上考慮せず

淡水タンクから防火水槽への補給

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（約１２時間後）（約１２時間後）※５EOP

大湊側防火水槽への補給準備が完了

可搬型代替注水ポンプの準備が完了（適宜実施）（適宜実施）

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）準備が完了

格納容器薬品注入準備※６（約７０分後）

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

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

ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可

炉心損傷確認Ⅱ

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）準備

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

大湊側防火水槽への補給※１
中央制御室盤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。

※７
低圧代替注水系（復水移送ポンプ）による原子炉注水開始（崩壊熱と注水流量から原子炉水位の上昇率を求める）※２
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。
※３
非常用炉心冷却系の機能喪失及び、全交流電源喪失により原子炉への注水機能が喪失する。

※８

原子炉冠水確認（約２時間後）損傷炉心冷却成功確認
原子炉圧力容器健全確認（約２時間後）※４
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出来ず非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合に「早期の電源回復不能」と判断する。

（破断口からの流出をサプレッションプール水位上昇傾向変化により確認）
または（原子炉水位の上昇率から「レベル１」以上に回復していることを推定する）※５
格納容器雰囲気放射線レベル計指示と「ＳＯＰ導入条件判断図」により炉心損傷を確認する。例えば原子炉停止３０分後の場合、格納容器雰囲気放射線レベル計指示が「ドライウェル放射線レベル計：6.0E+00Sv/h」「サプレッション・チェンバ放射線レベル計：7.0E+00Sv/h」を超えた場合、炉心損傷発生と判断する。
※６
炉心損傷確認後、格納容器ｐＨ制御のため薬品（水酸化ナトリウム）注入準備を実施する。

※９
※１０

※７
低圧代替注水量から「崩壊熱除去に必要な注水量」を引いて、圧力容器の単位容量から原子炉水位の上昇率を求める。例えば、低圧代替注水流量が「300m3/h」、原子炉停止
１時間後の必要注水量が「60m3/h」であるため、圧力容器単位容量「29.34m3/m」より「8.1m/h」の上昇率になる。

格納容器温度190℃超過確認

格納容器上部雰囲気温度
１７１℃超過確認※２０

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）による原子炉注水を停止し、ドライウェルスプレイを開始する。

可搬型代替注水ポンプの準備（格納容器頂部注水系準備）※８
原子炉水位有効燃料棒底部（ＢＡＦ）を起点とした場合、レベル１までは「4310mm」。約３０分でレベル１に到達すると推定される。
※９
原子炉水位が有効燃料棒頂部（ＴＡＦ）以上（水位計監視不能時は崩壊熱除去に必要な流量以上）及び、原子炉圧力容器下鏡部温300℃未満」により損傷炉心冷却成功と判断する。
※１０
原子炉圧力容器健全確認は、圧力容器破損判断パラメータにより判断する。（補足１）※１１
原子炉注水停止後の水位低下量を崩壊熱より計算し「高圧炉心注水ノズル」を起点とし「レベル１」までの時間を推定する。

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

ドライウェル側※１５
格納容器薬品注入実施※１１
高圧炉心注水ノズル「10312mm（圧力容器基準点より）」と、原子炉水位レベル１ 「9358mm（圧力容器基準点より）」の差から容量を求め、その時の必要注水量から原子炉水位（レベル１）に到達する時間を求める。例えば、原子炉停止４時間後の必要注水量が「40m3/h」であった場合、ノズル～レベル１の容量が「約28m3」であるため「約４２分」でレベル１に到達すると推定する。
なお、 原子炉停止時冷却系出口ノズル「10921mm（圧力容器基準点より）」の場合、「約１時間８分」でレベル１に到達すると推定される。

可搬型代替注水ポンプによる格納容器頂部注水※１２「レベル１」までの推定した時間経過後、低圧代替注水系（復水移送ポンプ）によるドライウェルスプレイから原子炉注水へ切り替える※１２
原子炉注水流量は「90m3/h」とする。

※１７
フィルタ装置排水ライン水張り※１３
サプレッションプールへの薬品注入のためにサプレッションチェンバスプレイを実施する。
※１４
格納容器ベント実施を見据えて、サプレッションチェンバベント管が水没しないように外部水源からの格納容器スプレイを停止する。

※１３「レベル１」を起点とした原子炉冠水確認まで注入実施後、サプレッションチェンバスプレイに切り替える。

※１５
復水移送ポンプによるドライウェルスプレイに合わせて、復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより、ドライウェル側格納容器薬品注入を実施する。
※１６
復水移送ポンプによるサプレッションチェンバスプレイに合わせて、復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより、サプレッションチェンバ側格納容器薬品注入を実施する。

サプレッションチェンバ側※１６
格納容器薬品注入実施「レベル１」までの推定した時間経過後、低圧代替注水系（復水移送ポンプ）によるサプレッションチェンバスプレイから原子炉注水へ切り替える※１７「格納容器圧力逃がし装置」および「代替格納容器圧力逃がし装置」のフィルタ装置排水ライン水張りを実施する。

代替循環冷却運転のバックアップとして消防車による代替
注水機能を確保する。

「レベル１」を起点とした原子炉冠水確認まで注入実施後、ドライウェルスプレイに切り替える。

復水移送ポンプによる代替注水運転に影響のない部分について系統構成を実
施する。

※１８
優先順位については、代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い「優先２」へ見直しを実施する予定である。
※１９
格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には、格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し、上限水位に到達した場合にサプレッションプールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また、フィルタ装置への薬品注入を適宜実施する。

代替循環冷却運転準備（系統構成１）

可搬型代替注水系準備（代替原子炉注水）

代替原子炉補機冷却系
準備完了

※２０
格納容器スプレイにより格納容器温度は低下するが、格納容器頂部の冷却を促進させるため可搬代替注水ポンプによる格納容器頂部への注水を実施する。
※２１
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。

代替循環冷却運転による除熱実施判断代替循環冷却運転以外に除熱機能が回復しないことを最終的に確認し、代替循環冷却運転を開始する。

復水移送ポンプ停止に伴い、代替注水として消防車による代替注水を確保し、必要に応じて実施する。

復水移送ポンプを停止しないと実施できない系統構成があるため、一時復水移送ポンプを停止する。

代替循環冷却運転準備（復水移送ポンプ停止）

代替循環冷却運転準備（系統構成２）可搬型代替注水系による原子炉注水（必要に応じて実施）

復水移送ポンプ復水貯蔵槽吸込弁及びミニフロー弁を全閉にする。

代替循環冷却運転を開始しても格納容器
圧力の低下傾向が見られない場合についての対応を記載（ＴＱＵＶの場合は代替循
環冷却運転の効果がでるまで時間遅れがある）

代替循環冷却運転開始（復水移送ポンプ起動）

代替循環冷却運転失敗を想定
代替循環冷却運転開始後に格納
容器圧力低下が見られない場合でも運転は継続する。流量は系統温度を抑制するため増操作はせずに維持する

Ｎ（約３８時間後）（約３８時間後）（優先1） ※１８
「格納容器圧力逃がし装置」による「サプレッション・チェンバ側ベント」実施

代替循環冷却運転による格納容器スプレイ停止

何らかの故障により、代替循環冷却運転が実施できない場合についての対応を記載

Ｙ

補足１
事故の起因事象判定（ＬＯＣＡ事象or過渡起因事象）［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［上部ドライウェル圧力が「0.15MPａ[gage]以上」］
上記の条件が満たされる場合は「ＬＯＣＡ事象起因」と判定する。
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する。
（本シナリオでは「ＬＯＣＡ事象」を想定している）
ＬＯＣＡ事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（ＬＯＣＡ①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（ＬＯＣＡ②時と表記）

代替循環冷却運転
運転継続
可搬型代替注水系による注水

防火水槽への補給開始「耐圧強化ベント系」による「サプレッション・チェンバ側ベント」実施

Ｙ

格納容器圧力620kPa[gage]
到達時間予測【圧力容器破損判断パラメータ】
・ 「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「ＬＯＣＡ①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッションプール水温度の「急激な上昇」
・「ＬＯＣＡ②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」

格納容器圧力620kPa[gage]にて格納容器ベント実施
安定停止状態移行【圧力容器破損徴候パラメータ】
・「過渡起因事象」、「ＬＯＣＡ①，②」時
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
制御棒位置の指示値喪失数増加
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加（優先3） ※１８（優先2） ※１８
「代替格納容器圧力逃がし装置」による「サプレッション・チェンバ側ベント」実施

フィルタ装置排水操作 ※１９
フィルタ装置薬品注入操作【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「ＬＯＣＡ①、②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」 かつ サプレッションプール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］「サプレッション・チェンバ側ベント」
実施不可の場合（優先1）
フィルタ装置排水操作 ※１９
フィルタ装置薬品注入操作

防火水槽への補給停止

Ｎ

格納容器圧力620kPa[gage]にて格納容器ベント実施「格納容器圧力620ｋPa[gage]」にて格納容器ベント実施

代替循環冷却運転開始後は防火水槽を水源として使用する設備がないため停止する。

代替循環冷却運転により格納容器圧力下降

代替循環冷却運転継続

格納容器圧力620kPa[gage]
到達時間予測サプレッションプール水位外部水源注水制限にて
低圧代替注水系（復水移送ポンプ）によるドライウェルスプレイ停止※１４

復水移送ポンプ停止後は復水貯蔵槽への補給が不要になるため停止する。
復水貯蔵槽への補給
停止（優先2）「格納容器圧力逃がし装置」による「ドライウェル側ベント」実施「代替格納容器圧力逃がし装置」による「ドライウェル側ベント」実施
凡例※１９
フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作

フィルタ装置排水操作 ※１９
フィルタ装置薬品注入操作
低圧代替注水系による原子炉注水を継続し、格納容器ベントによる格納容器圧力の低下傾向を確認する。及び機能喪失している設備の復旧に努める。
機能喪失していた設備の復旧後、格納容器ベントは格納容器スプレイ冷却モード
及びサプレッションプール水冷却モードにより格納容器冷却が可能であること、及び水素濃度制御が可能であることを確認し停止する。
格納容器を格納容器スプレイ冷却モード及びサプレッションプール水冷却モード
により冷却し、格納容器が十分に冷却された後、原子炉注水を低圧代替注水から低圧注水系へ切り替える。

：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：判断：シナリオ上考慮しない操作・判断結果

図３－７ 代替循環冷却運転の手順概要（格納容器過圧・過温破損シナリオの場合）
「全体図」

31

「格納容器圧力逃がし装置」および「代替格納容器圧力逃がし装置」のフィルタ装置排水ライン水張りを実施する。

代替循環冷却運転のバックアップとして消防車による代替
注水機能を確保する。

「レベル１」を起点とした原子炉冠水確認まで注入実施後、ドライウェルスプレイに切り替える。

復水移送ポンプによる代替注水運転に影響のない部分について系統構成を実
施する。

※１８
優先順位については、代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い「優先２」へ見直しを実施する予定である。
※１９
格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には、格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し、上限水位に到達した場合にサプレッションプールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また、フィルタ装置への薬品注入を適宜実施する。

代替循環冷却運転準備（系統構成１）

可搬型代替注水系準備（代替原子炉注水）

代替原子炉補機冷却系
準備完了

※２０
格納容器スプレイにより格納容器温度は低下するが、格納容器頂部の冷却を促進させるため可搬代替注水ポンプによる格納容器頂部への注水を実施する。
※２１
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。

代替循環冷却運転による除熱実施判断代替循環冷却運転以外に除熱機能が回復しないことを最終的に確認し、代替循環冷却運転を開始する。

復水移送ポンプ停止に伴い、代替注水として消防車による代替注水を確保し、必要に応じて実施する。

復水移送ポンプを停止しないと実施できない系統構成があるため、一時復水移送ポンプを停止する。

代替循環冷却運転準備（復水移送ポンプ停止）

代替循環冷却運転準備（系統構成２）可搬型代替注水系による原子炉注水（必要に応じて実施）

復水移送ポンプ復水貯蔵槽吸込弁及びミニフロー弁を全閉にする。

代替循環冷却運転を開始しても格納容器
圧力の低下傾向が見られない場合についての対応を記載（ＴＱＵＶの場合は代替循
環冷却運転の効果がでるまで時間遅れがある）

代替循環冷却運転開始（復水移送ポンプ起動）

代替循環冷却運転失敗を想定
代替循環冷却運転開始後に格納
容器圧力低下が見られない場合でも運転は継続する。流量は系統温度を抑制するため増操作はせずに維持する

Ｎ（約３８時間後）

サプレッションプール水位外部水源注水制限にて
低圧代替注水系（復水移送ポンプ）によるドライウェルスプレイ停止※１４（優先1） ※１８
「格納容器圧力逃がし装置」による「サプレッション・チェンバ側ベント」実施

代替循環冷却運転による格納容器スプレイ停止

防火水槽への補給停止

何らかの故障により、代替循環冷却運転が実施できない場合についての対応を記載

Ｙ

補足１
事故の起因事象判定（ＬＯＣＡ事象or過渡起因事象）［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［上部ドライウェル圧力が「0.15MPａ[gage]以上」］
上記の条件が満たされる場合は「ＬＯＣＡ事象起因」と判定する。
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する。
（本シナリオでは「ＬＯＣＡ事象」を想定している）
ＬＯＣＡ事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（ＬＯＣＡ①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（ＬＯＣＡ②時と表記）

代替循環冷却運転
運転継続
可搬型代替注水系による注水

防火水槽への補給開始「耐圧強化ベント系」による「サプレッション・チェンバ側ベント」実施

Ｙ

格納容器圧力620kPa[gage]
到達時間予測【圧力容器破損判断パラメータ】
・ 「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「ＬＯＣＡ①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッションプール水温度の「急激な上昇」
・「ＬＯＣＡ②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」

格納容器圧力620kPa[gage]にて格納容器ベント実施
安定停止状態移行【圧力容器破損徴候パラメータ】
・「過渡起因事象」、「ＬＯＣＡ①，②」時
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
制御棒位置の指示値喪失数増加
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加（優先3） ※１８（優先2） ※１８
「代替格納容器圧力逃がし装置」による「サプレッション・チェンバ側ベント」実施

フィルタ装置排水操作 ※１９
フィルタ装置薬品注入操作【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「ＬＯＣＡ①、②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」 かつ サプレッションプール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］「サプレッション・チェンバ側ベント」
実施不可の場合（優先1）
フィルタ装置排水操作 ※１９
フィルタ装置薬品注入操作

代替循環冷却運転開始後は防火水槽を水源として使用する設備がないため停止する。

Ｎ

格納容器圧力620kPa[gage]にて格納容器ベント実施「格納容器圧力620ｋPa[gage]」にて格納容器ベント実施

復水貯蔵槽への補給
停止

代替循環冷却運転により格納容器圧力下降

代替循環冷却運転継続

格納容器圧力620kPa[gage]
到達時間予測（約３８時間後）

復水移送ポンプ停止後は復水貯蔵槽への補給が不要になるため停止する。

（優先2）「格納容器圧力逃がし装置」による「ドライウェル側ベント」実施「代替格納容器圧力逃がし装置」による「ドライウェル側ベント」実施
凡例

フィルタ装置排水操作 ※１９
フィルタ装置薬品注入操作※１９

フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作

低圧代替注水系による原子炉注水を継続し、格納容器ベントによる格納容器圧力の低下傾向を確認する。及び機能喪失している設備の復旧に努める。
機能喪失していた設備の復旧後、格納容器ベントは格納容器スプレイ冷却モード
及びサプレッションプール水冷却モードにより格納容器冷却が可能であること、及び水素濃度制御が可能であることを確認し停止する。
格納容器を格納容器スプレイ冷却モード及びサプレッションプール水冷却モード
により冷却し、格納容器が十分に冷却された後、原子炉注水を低圧代替注水から低圧注水系へ切り替える。

：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：判断：シナリオ上考慮しない操作・判断結果

図３－８ 代替循環冷却運転の手順概要（格納容器過圧・過温破損シナリオの場合）
「抜粋図」

32

格納容器過圧・過温破損

経過時間（分）
10

運転員
（中操）
６号
７号

運転員
（現場）
６号
７号

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

備考

事象発生

実施箇所・必要人員数
操作項目

20

緊急時対策要員
（現場）
６号
７号

操作の内容

原子炉スクラム
プラント状況判断
約24分

炉心損傷開始約70分
原子炉注水開始・冷却材喪失（大破断）確認

状況判断

・原子炉スクラム・タービン
トリップ確認

２人
Ａ,Ｂ

２人
a,b

－

－

－

－

－

－

－

非常用ディーゼル発電機 機
能回復

対応可能な要員により、対応す
る

－

－

－

－

－

－

外部電源 回復

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

－

－

－

10分

・全交流電源喪失確認
・原子炉注水機能喪失確認

交流電源回復操作（解析上考慮せず）
高圧／低圧注水機能喪失調査、復旧操作（解析上考慮せず）

－

－

（２人）
Ａ,Ｂ

（２人）
a,b
－

－

－

－

－

・給水系、原子炉隔離時冷却系、高圧炉心注水系、低圧注
水系 機能回復

－

－

－

－

・受電前準備（中操）

２人
Ｅ,Ｆ

２人
e,f

－

・現場移動
・受電前準備（現場）

－

－

・現場移動
・ガスタービン発電機健全性確認
・緊急用M/C健全性確認

常設代替交流電源設備
準備操作
－

－

50分

20分

・ガスタービン発電機給電準備
・緊急用M/C給電準備

６人
－

20分

－

10分

・ガスタービン発電機起動
・緊急用M/C遮断器投入

常設代替交流電源設備
運転

（２人）

常設代替交流電源設備からの受電操作

低圧代替注水系（常設）
準備操作

（１人）
Ｂ

（１人）
b

－

－

－

－

－

－

（２人）
Ｅ,Ｆ

（２人）
e,f

－

（１人）
Ａ

（１人）
a

－

－

－
２人
Ｃ,Ｄ

－
２人
c,d

－

－

20分

・ガスタービン発電機 運転
状態監視

適時実施

・Ｍ／Ｃ受電確認

10分－

・Ｍ／Ｃ 受電・ＭＣＣ 受電

10分－

・復水移送ポンプ起動／運転確認
・低圧代替注水系ラインアップ

－

・現場移動
・低圧代替注水系 現場ライン
アップ※復水貯蔵槽吸込ライン切替

5分

20分

図３－９ 代替循環冷却運転の作業と所要時間（０~１２０分後）「格納容器過圧・過温破損シナリオの場合」

33

経過時間（時間）2

低圧代替注水系（常設） 注水操
作
代替格納容器スプレイ操作（格納容器薬品注入を含む）

消防車による防火水槽から復水貯蔵槽への補給

運転員
（中操）
６号
７号
（１人）
（１人）
Ａ
a
（１人）
（１人）
Ａ
a

－

緊急時対策要員
（現場）
６号
７号

－

－

10

操作の内容

－

18

20

－

・低圧注水系 注入弁操作

－

－

（２人）
Ｃ,Ｄ

（２人）
c,d

－

－

・消防車による復水貯蔵槽への注水準備(ホース準備)

1８0分

２人

２人

・消防車による復水貯蔵槽への注水準備（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）

60分

30

32

34

備考

（１人）

（１人）

－

－

復水移送ポンプ停止時に、復水貯蔵槽への補給を停止する

継続実施

・消防車による復水貯蔵槽への補給

90分

２人

復水貯蔵槽への補給停止後も、代替循環冷却運転開始まで消防車による代替注水を実施する場
合があるため、防火水槽への補給は継続する

継続実施

（２人）
Ｅ,Ｆ

（２人）
e,f

－

－

－

－

－

－

13人
（参集）

13人
（参集）

・現場移動
・代替原子炉補機冷却系 現場ラインアップ
・現場移動
・資機材配置及びホース布設、起動及び系
統水張り

代替原子炉補機冷却系 運転

－

－

－

－

（３人）

（３人）

・代替原子炉補機冷却系 運転状態監視

可搬型代替注水系による
原子炉注水 準備操作

－

－

－

－

５人
（参集）

５人
（参集）

・消防車による原子炉への注水準備（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）

（１人）
Ｂ

（１人）
b

－

－

－

－

・代替循環冷却運転 中央制御室ライン
アップ

－

－

（２人）
Ｅ,Ｆ

（２人）
e,f

－

－

・現場移動
・代替循環冷却運転 現場ラインアップ（低圧代替注水に影響のない部分）

（１人）
Ｂ

（１人）
b

－

－

－

－

・復水移送ポンプ停止

５分

－

－

（２人）
Ｅ,Ｆ

（２人）
e,f

－

－

・現場移動
・代替循環冷却運転 現場ラインアップ（復水貯蔵槽吸込弁、復水移送ポンプミニ
フロー弁）

60分

代替循環冷却運転開始

（２人）
Ａ,Ｂ

（２人）
a,b

－

－

－

－

・復水移送ポンプ起動
・低圧注水系注入弁、格納容器スプレイ弁操作

代替循環冷却運転状態監視

（１人）
Ａ

（１人）
a

－

－

－

－

・代替循環冷却運転による原子炉・格納容器の状態監視

（１人）
Ａ

（１人）
a

－

－

－

－

・低圧注水系 注入弁操作

－

－

－

－

（２人）

（２人）

燃料供給準備－－－－

燃料給油作業

－

－

－

－

２人
Ａ,Ｂ

２人
a,b

４人
Ｃ,Ｄ,Ｅ,Ｆ

４人
c,d,e,f

可搬型代替注水系による原子炉への注水28

格納容器薬品注入操作は中央制
御室から操作する方針－

代替循環冷却運転 準備操作
（系統構成2）26

適宜原子炉注水と格納容器スプレイの切り替えを繰り返し実施
最初の格納容器スプレイに合わせて格納容器薬品注入を実施－

代替循環冷却運転 準備操作
（系統構成1）24

炉心冠水後は、適宜原子炉注水と格納容器スプレイの切り替えを繰り返し実施

・貯水池から防火水槽への補給

代替原子炉補機冷却系 準備操作

22

約21時間
代替循環冷却運転 開始

約２時間 炉心冠水確認

－

－

16

約70分 原子炉注水開始

－

－

14

約20時間
低圧代替注水 停止

・現場移動
・貯水池～防火水槽への系統構成，ホース
水張り

－

12

・低圧注水系 スプレイ弁操作
・スプレイに合わせた薬品注入－

貯水池から大湊側防火水槽への補給8約24分 炉心損傷開始

運転員
（現場）
６号
７号
－

6

事象発生

実施箇所・必要人員数
操作項目

4

300分

１０時間

適宜実施

この時間内に実施

60分

この時間内に実施

３0分

この時間内に実施

120分

５分

継続実施

復水移送ポンプ停止期間中の原子炉水位確保として、消防車によ 適宜実施
る原子炉注水を想定。
外部注水配管の隔離弁は屋外から操作可能であるため、原子炉注
水時のみ開する（代替循環冷却運転時のバウンダリ確保のため） 適宜実施

・消防車による原子炉への注水

タンクローリー残量に応じて適宜軽油タンクから補給

90分

・軽油タンクからタンクローリーへの補給

２人

必要人員数 合計・消防車への給油・電源車への供給

継続実施

14人（参集要員３６人）

以上が、代替循環冷却運転による格納容器ベント回避のシナリオ
以下は、代替循環冷却運転失敗による格納容器ベントに至るシナリオ（＊２時間後に代替循環冷却運転に失敗し、事故後３０時間で格納容器ベントに至ることを想定）
経過時間（時間）2

代替循環冷却運転状態監視

運転員
（中操）
６号
７号

緊急時対策要員
（現場）
６号
７号
－

（１人）
a

－

－

－

－

－

－

可搬型代替注水系による
原子炉・格納容器への注水

可搬型代替注水系による原子炉への注水

格納容器ベント準備操作

格納容器ベント操作

－

10

12

操作の内容

16

18

20

約70分 原子炉注水開始

22

24

26

28

30

約21時間
代替循環冷却運転 開始

約２時間 炉心冠水確認

・代替循環冷却運転による原子炉・格納容器の状態監視

32

34

備考

約30時間
格納容器ベント 実施

・代替循環冷却運転開始２時間後に故障等により失敗することを想定

適宜実施

60分

（２人）

－

－

－

－

・消防車による原子炉への注水

－

－

－

－

・現場移動
・防火水槽への補給再開

（２人）

14

約20時間
低圧代替注水 停止

・現場移動
・消防車再起動（２人）

貯水池から大湊側防火水槽への補給8約24分 炉心損傷開始

運転員
（現場）
６号
７号

（１人）
Ａ

6

事象発生

実施箇所・必要人員数
操作項目

4

継続実施

一
時
待
避

現場確認中断（一時待避中）

格納容器ベント前に待避準備及
び待避を実施する

継続実施

一
時
待
避

現場確認中断（一時待避中）

格納容器ベント前に待避準備及
び待避を実施する
一時待避前に防火水槽が枯渇しないように補給量を調整する

60分

（２人）

－

－

－

－

（１人）
Ａ

（１人）
a

－

－

－

－

・低圧注水系 注入弁操作

（１人）
Ａ

（１人）
a

－

－

－

－

・ベント準備３0分

この時間内に実施

－

－

２人
Ｅ,Ｆ

２人
e,f

－

－

・ベント準備60分

この時間内に実施

一時
待
避格納容器ベント前に第２待避所
へ待避準備及び待避を実施する

－

－

－

－

（２人）

（２人）

・フィルタ装置水位調整準備（排水ライン水張り）

60分

この時間内に実施

一時
待
避格納容器ベント前に待避準備及
び待避を実施する

（１人）
Ａ

（１人）
a

－

－

－

－

・格納容器ベント操作
・ベント状態監視

格納容器ベント操作後，適宜ベント状態監視

格納容器ベント操作後第１待避所へ待避し、ベント状態を監視
する。

－

－

－

－

（２人）

（２人）

・フィルタ装置水位調整

代替原子炉補機冷却系 運転

－

－

－

－

燃料供給準備－－－－

燃料給油作業－－－－・貯水池から防火水槽への補給

（３人）

（３人）

適宜実施

・代替原子炉補機冷却系 運転状態監視

・軽油タンクからタンクローリーへの補給

適宜実施

中操からの連絡を受けて現場操作を実施する

現場確認中断（一時待避中）

格納容器ベント前に待避準備及
び待避を実施する

タンクローリー残量に応じて適宜軽油タンクから補給

90分

（２人）
・消防車への給油・電源車への供給

一
時
待
避

継続実施

一
時
待
避

作業中断
（一時待避中）

図３－１０ 循環冷却運転の作業と所要時間（０~３４時間後）「格納容器過圧・過温破損シナリオの場合」

34

格納容器ベント前に待避準備及
び待避を実施する
一時待避前に燃料が枯渇しない
ように補給する

20

代替循環冷却開始

シュラウド外水位
シュラウド内水位

循環冷却時には原子炉満水状態となる

原子炉水位（ｍ）

15

冠水後は、原子炉注水量を 90m3/h に低減し、レベル 8～レベル 3 水位で炉内への間欠注水を実施

10

TAF

BAF

5

低圧代替注水系（常設）による炉内注水により水位回復
0
0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

120

132

144

156

168

事故後の時間（ｈ）

図３－１１ 原子炉水位(シュラウド内外)の推移（TQUV）

300

原子炉注水開始(低圧代替注水系(常設）最大流量)

原子炉注水

250
格納容器スプレイ

注水流量（ｔ/ｈ）

冠水後は、原子炉注水量を 90m3/h に低減し、レベル 8～レベル 3 水位で炉内への間欠注水を実施
200

格納容器スプレイは原子炉注水停止時に140m3/h 注水150

循環冷却後は、原子炉注水量 90m3/h
格納容器スプレイは 100m3/h とする
100

代替循環冷却開始

50

0
0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

120

132

144

事故後の時間（ｈ）

図３－１２ 注水流量の推移（TQUV）
35

156

168

0.8

代替循環冷却開始

ドライウェルサプレッション・チェンバ
格納容器限界圧力（620ｋPa）

格納容器内圧力（MPa[gage]）

0.6

0.4

0.2

減圧により炉内から流出する蒸気による格納容器内圧力上昇
0
0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

120

132

144

156

168

事故後の時間（ｈ）

図３－１３

格納容器圧力の推移（TQUV）

300
ドライウェルサプレッション・チェンバ

格納容器内温度（℃）

代替循環冷却開始

格納容器限界温度（200℃）

200

100

減圧により炉内から流出する
蒸気の凝縮による上昇
0
0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

120

事故後の時間（ｈ）

図３－１４ 格納容器気相部の温度の推移（TQUV）
36

132

144

156

168

サプレッション・チェンバ水位（ｍ）

20

ベントライン(約17ｍ)
15

真空破壊装置(約14ｍ）

代替循環冷却開始
循環冷却開始後，サプレッション・
チェンバ水位は，ほぼ一定となる

105

減圧により炉内から蒸気が流出するため水位が上昇

0
0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

120

132

144

156

168

事故後の時間（ｈ）

図３－１５ サプレッション・チェンバ水位の推移（TQUV）

300

サプレッション・プール水温（℃）

代替循環冷却開始

減圧状態の維持により炉内蒸気が流出し、水温が
徐々に上昇

200

100

減圧により炉内から流出する
蒸気の凝縮による水温上昇
0
0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

120

132

144

156

事故後の時間（ｈ）

図３－１６ サプレッション・プール水温の推移（TQUV）
37168

（解析上の時間）（約０分）

全交流電源喪失

主蒸気隔離弁閉
凡例

原子炉スクラム・タービントリップを確認

交流電源駆動ポンプによる原子炉への注水機能喪失を確認：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

原子炉隔離時冷却系起動失敗
原子炉への注水機能喪失を確認

全ての設備による
原子炉注水失敗を確認

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）準備

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

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）

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）（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

可搬型代替注水ポンプの準備が完了（適時実施）（適時実施）
低圧代替注水系（復水移送ポンプ）準備が完了（約６０分後）代替原子炉補機冷却系
準備

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

大湊側防火水槽への補給

炉心損傷開始炉心損傷確認（約７０分後）中央制御室での逃がし安全弁「２弁」
による原子炉急速減圧（約８２分後）低圧代替注水系（復水移送ポンプ）による原子炉注水開始

炉心再冠水確認後は
注水流量「90m3/h」でレベル３～レベル８で水位制御する。

可搬型代替注水系準備（代替原子炉注水）（約１７時間後）

格納容器圧力「465kPa[gage]」到達（約１８時間後）

原子炉注水停止時
代替格納容器スプレイ実施

原子炉水位レベル３到達後、代替原子炉注水を再開する。
（以後、本操作を繰り返す）（約１９時間後）代替循環冷却運転準備（系統構成１）

フィルタ装置排水ライン水張り

代替原子炉補機冷却系
準備完了

代替循環冷却運転による除熱実施判断代替循環冷却運転準備（復水移送ポンプ停止）

可搬型代替注水系による原子炉注水（必要に応じて実施）

代替循環冷却運転準備（系統構成２）

復水貯蔵槽への補給
停止

代替循環冷却運転開始（復水移送ポンプ起動）

代替循環冷却運転失敗を想定

Ｎ

防火水槽への補給
停止
代替循環冷却運転により格納容器圧力下降

ＹＮ

代替循環冷却運転継続

代替循環冷却運転
運転継続

可搬型代替注水系による注水
格納容器圧力620kPa[gage]
到達時間予測Ｙ

防火水槽への補給開始
格納容器圧力620kPa[gage]にて格納容器ベント実施

代替循環冷却運転による格納容器スプレイ停止（約３５時間後）

格納容器圧力620kPa[gage]
到達時間予測格納容器圧力620kPa[gage]にて格納容器ベント実施

格納容器圧力「620kPa[gage]」到達
安定停止状態移行

（優先1）

（優先2）

「格納容器圧力逃がし装置」による「サプレッション・チェンバ側ベント」実施「耐圧強化ベント系」による「サプレッション・チェンバ側ベント」実施（優先3）「代替格納容器圧力逃がし装置」による「サプレッション・チェンバ側ベント」実施「サプレッション・チェンバ側ベント」
実施不可の場合（優先1）
フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作

フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作（優先2）「格納容器圧力逃がし装置」による「ドライウェル側ベント」実施「代替格納容器圧力逃がし装置」による「ドライウェル側ベント」実施

フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作

フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作

低圧代替注水系による原子炉注水を継続し、格納容器ベントによる格納容器
圧力の低下傾向を確認する。及び機能喪失している設備の復旧に努める。
機能喪失していた設備の復旧後、格納容器ベントは格納容器スプレイ冷却モード及びサプレッションプール水冷却モードにより格納容器冷却が可能であること、及び水素濃度制御が可能であることを確認し停止する。
格納容器を格納容器スプレイ冷却モード及びサプレッションプール水冷却
モードにより冷却し、格納容器が十分に冷却された後、原子炉注水を低圧代替
注水から低圧注水系へ切り替える。

図３－１７ 代替循環冷却運転の手順概要（全交流動力電源喪失＆非常用炉心冷却系機能喪失シナリオの場合）
38

ＳＢＯ＆ＥＣＣＳ機能喪失

経過時間（分）
10

20

30

40

50

60

70

80

約１時間

炉心損傷開始90

事象発生

実施箇所・必要人員数
操作項目

運転員
（中操）
６号
７号

運転員
（現場）
６号
７号

原子炉スクラム
プラント状況判断

操作の内容

緊急時対策要員
（現場）
６号
７号

約70分

原子炉減圧開始

・全交流電源喪失確認

２人
Ａ,Ｂ

状況判断

２人
a.b

－

－

－

－

・原子炉スクラム・タービントリップ確認

10分

・全ての原子炉注水機能喪失確認

常設代替交流電源設備

（２人）
Ａ,Ｂ

（２人）
a,b

－

－

－

－

・受電前準備（中操）

－

－

２人
Ｅ,Ｆ

２人
e,f

－

－

・現場移動
・受電前準備（現場）

２０分

50分

・現場移動
・ガスタービン発電機健全性確認
・緊急用M/C健全性確認

準備操作

・ガスタービン発電機給電準備
・緊急用M/C給電準備

６人
－

－

－

20分

10分

－
・ガスタービン発電機起動
・緊急用M/C遮断器投入

常設代替交流電源設備

（２人）

運転

・ガスタービン発電機

20分

適時実施

運転状態監視

（１人）
Ｂ

（１人）
b

－

－

－

－

・Ｍ／Ｃ

受電確認

10分

－

－

（２人）
Ｅ,Ｆ

（２人）
e,f

－

－

・Ｍ／Ｃ
・ＭＣＣ

受電
受電

10分

（１人）
Ａ

（１人）
a

－

－

－

－

・復水移送ポンプ起動／運転確認
・低圧代替注水系 ラインアップ

－

－

２人
Ｃ,Ｄ

２人
c,d

－

－

・現場移動
・低圧代替注水系 現場ラインアップ※復水貯蔵槽吸込ライン切替

（１人）
Ａ

（１人）
a

－

－

－

－

・逃がし安全弁 2弁
手動開放操作

常設代替交流電源設備による受電

低圧代替注水系（常設）

原子炉急速減圧操作

５分

準備操作
2０分

５分

図３－１８ 代替循環冷却運転の作業と所要時間（０~１２０分後）「全交流動力電源喪失＆非常用炉心冷却系機能喪失シナリオの場合」シナリオの場合

39

100

110

120

備考

ＳＢＯ＆ＥＣＣＳ機能喪失

経過時間（時間）
２

４

６

８

10

12

14

16

18

20

22

備考

24

事象発生
約17時間

実施箇所・必要人員数

約１時間

操作項目

操作の内容
運転員
（中操）
６号
７号

低圧代替注水系（常設）操作

注水 （１人） （１人）
Ａa（１人） （１人）
Ａa

代替格納容器スプレイ操作

運転員
（現場）
６号
７号

－

緊急時対策要員
（現場）
６号
７号

約21時間

格納容器スプレイ実施まで「レベル３～レベル８」維持－－

・低圧注水系

注入弁操作

－

－

－

－

・低圧注水系

スプレイ弁操作－－

・消防車による復水貯蔵槽への注水準備（ホース準備）

180分

２人

２人

・消防車による復水貯蔵槽への注水準備（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）

60分

－

－

－

－

－

代替原子炉補機冷却系
作

代替原子炉補機冷却系

90分

－

－

－

－

－

－

－

（３人） （３人） ・代替原子炉補機冷却系

－

－

－

－

５人
５人
（消防車移動、ホース敷設（防火水槽（参集） （参集） から消防車，消防車から接続口），ホー

１０時間

運転状態監視適宜実施

60分

この時間内に実施

ス接続）

準備操作

（１人） （１人）
Ｂb－－（１人） （１人）
Ｂb

代替循環冷却運転（系統構成2）300分－

・消防車による原子炉への注水準備

可搬型代替注水系による
原子炉注水 準備操作

代替循環冷却運転（系統構成1）－

復水貯蔵槽への補給停止後も、代替循環冷却運転開始まで消防車による代替注水を実施する場合があるため、防火水槽への補給は継続する

適宜実施

・現場移動
・代替原子炉補機冷却系 現場ライン
アップ
・現場移動
13人
13人
・資機材配置及びホース布設、起動及び（参集） （参集） 系統水張り

－

準備操

運転

（２人） （２人）
Ｅ,Ｆ
e,f

－

－

－

（２人） （２人）
Ｅ,Ｆ
e,f
－

－

－

－

・代替循環冷却運転
アップ

－

－

・現場移動
・代替循環冷却運転 現場ラインアップ（低圧代替注水に影響のない部分）－－

・復水移送ポンプ停止

５分

－

－

・現場移動
・代替循環冷却運転 現場ラインアップ（復水貯蔵槽吸込弁、復水移送ポンプミ
ニフロー弁）

60分

準備操作
－

－

（２人） （２人）
Ｅ,Ｆ
e,f

中央制御室ライン

代替循環冷却運転開始（２人） （２人）
Ａ,Ｂ
a,b

－

－

－

－

・復水移送ポンプ起動
・低圧注水系注入弁、格納容器スプレイ
弁操作

代替循環冷却運転状態監視（１人） （１人）
Ａ
a

－

－

－

－

・代替循環冷却運転による原子炉・格納容器の状態監視（１人） （１人）
Ａ
a

－

－

－

－

・低圧注水系

可搬型代替注水系による原子炉への注水

燃料供給準備

－

－

－

－

－

－

－

－

注入弁操作

（２人） （２人） ・消防車による原子炉への注水

３0分

この時間内に実施
120分

この時間内に実施

５分

継続実施

復水移送ポンプ停止期間中の原子炉水位確保として、消防車による原子炉注水を想定。
外部注水配管の隔離弁は屋外から操作可能であるため、原子炉注
水時のみ開する（代替循環冷却運転時のバウンダリ確保のため）

適宜実施

適宜実施

90分

・軽油タンクからタンクローリーへの補給

タンクローリー残量に応じて適宜軽油タンクから補給

２人

燃料給油作業
必要人員数

開始

復水移送ポンプ停止時に、復水貯蔵槽への補給を停止
する

適宜実施

・貯水池から防火水槽への補給－

代替循環冷却運転

格納容器圧力180kPa[gage]到達後は、適宜原子炉注水と格納容器スプレイの切り替えを繰り返し実施

・現場移動
・貯水池～防火水槽への系統構成，ホース水張
り

２人

－

停止

「レベル８」到達後格納容器スプレイ切替「レベル３」到達後原子炉注水切替（１人） （１人） ・消防車による復水貯蔵槽への補給

貯水池から大湊側防火水槽への補給

低圧代替注水原子炉減圧開始－－

格納容器圧力465kPa[gage]到達
約2０時間

－

（２人） （２人）
Ｃ,Ｄc,d

消防車による防火水槽から復水貯蔵槽への補給

約70分

炉心損傷開始

合計

－

－

－

－

２人
Ａ,Ｂ

２人
a,b

４人
Ｃ,Ｄ,Ｅ,Ｆ

４人
c,d,e,f

・消防車への給油・電源車への給油

適宜実施

14人（参集要員36人）

図３－１９ 代替循環冷却運転の作業と所要時間（０~２４時間後）「全交流動力電源喪失＆非常用炉心冷却系機能喪失シナリオの場合」シナリオの場合

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４．代替循環冷却運転における設備操作
代替循環冷却運転時あるいは運転後において、以下の操作ならびに作業が確実に実施できることが必要である。

（１）代替循環冷却運転継続に必要な操作、監視ができること（２）可搬型代替注水系による原子炉注水、格納容器ベント操作ができること（３）残留熱除去系の復旧作業ができること（１）代替循環冷却運転継続に必要な操作、監視
代替循環冷却運転開始前の系統構成は、中央制御室からの電動駆動弁の遠隔操作の他、現場での手動弁の操作が必要であるが、操作は運転開始前のため、アクセス及び操作への放射線による大きな影響はない。
また、運転開始時の復水移送ポンプの起動は中央制御室から遠隔で操作が可能な設計としているため、操作への放射線による大きな影響はない。
代替循環冷却運転を開始した後は、原子炉・格納容器への注水流量を監視し、原子炉水位・格納容器圧力・格納容器温度・サプレッション・プール水位の推移を監視し、代替循環冷却運転が正常に動作していることを確認する。
これらのパラメータは中央制御室で監視が可能な設計としているため、代替循環冷却運転により配管周りの放射線量が上昇した場合においても監視が可能である。
また、代替循環冷却運転時には原子炉注水及び格納容器スプレイの流量調整をする場合は、流量調整弁の操作により行うが、中央制御室から遠隔で操作が可能な設計としているため、放射線量が上昇した場合においても操作が可能である。
（表４－１及び図４－１参照）
その他の作業としては、
代替原子炉補機冷却系の運転状態確認及び代替熱交換器の付帯設備である電源車への給油作業がある。これらは屋外作業であり格納容器ベント操作前である
ため高線量になることはなく、温度・湿度等についても問題になることはなく作業環境は維持されている。

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表４－１ 代替循環冷却系における操作対象弁・監視対象機器
対象弁・監視機器

実施時期

場所

図番

新設弁（タイライン弁）

停止時

中央制御室

(c)

新設弁（タイライン弁）

停止時

中央制御室

(d)

RHR 注入ライン洗浄水止め

運転時(流量調整時)

中央制御室

(g)

弁(A)

停止時

RHR 注入ライン洗浄水止め

運転時(流量調整時)

中央制御室

(h)

弁(B)

停止時

RHR 注入弁（A）

停止時

中央制御室

(i)

RHR 格納容器冷却流量調節

停止時

中央制御室

(k)

停止時

中央制御室

(l)

停止時

中央制御室

(m)

RHR ポンプ炉水吸込弁(B)

停止時

中央制御室

(n)

復水移送ポンプ(A)

運転開始時

中央制御室

(o)

復水移送ポンプ(B)

運転開始時

中央制御室

(p)

復水移送ポンプ(C)

運転開始時

中央制御室

(q)

計測制御設備※1

運転時

中央制御室

－

弁(B)
RHR 格納容器冷却ライン隔離弁(B)RHR ポンプ S/P 水吸込隔離弁(B)※1：以下のパラメータを監視する
・復水補給水系流量
・原子炉水位
・格納容器圧力・格納容器温度・サプレッション・プール水位

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①より

RHR(B)系

（k）

（l）

MO

MO

MO

RHR(A)系

MO

AO

原子炉格納容器
格納容器スプレイ

代替Hx

AO
MO

（h）

（g）
MO

炉注水

（n）
MO

（i）

MO

RHR洗浄水
ライン
F

（j）

MO

MO

代替循環冷却系（既設流用部）
代替循環冷却系（新規設置部）

（a）

F
MO

MO

（m）

MO

（b）
①へ

MO

MO

MO

MO

外部接続口

Hｘ
（B）

ＲＨＲ
（B）

MO

S/Cクーリングライン
SPCU

（q）

ＭＵＷＣ
(A)

ＭＵＷＣ
(B)

ＭＵＷＣ
(C)

MO

MO

（p）

（c）

MO

MO

復水貯蔵槽

（e）
（o）

（d）

MO

（ｆ） MO
タービン建屋へ

MO

SPHタイライン
ＨＰＣＦ（Ｂ）
テストライン

HPCF
（B）

MO

MO

S/Cへ
原子炉へ

（略語）
RHR ： 残留熱除去系
HPCF ： 高圧炉心注水系
SPCU ： サプレッションプール水浄化系
MUWC ： 復水補給水系
S/C： サプレッション・チェンバ
SPH： サプレッションプール水排水系
MO： 電動駆動弁
AO： 空気駆動弁
Hx： 熱交換器F： 流量計

廃棄物処理建屋図４－１ 代替循環冷却系概略図（２）可搬型代替注水系による原子炉注水、格納容器ベント操作
代替循環冷却運転開始前に、代替原子炉注水として可搬型代替注水系の準備が必要となる。
これは屋外作業であり、格納容器ベント操作前であるため作業環境は維持されている。
代替循環冷却運転開始後に機能喪失した場合の対応として、可搬型代替注水系による原子
炉注水、格納容器ベント操作が必要となる。可搬型代替注水系による原子炉注水は、代替循
環冷却運転開始前にあらかじめ系統構成をした上で、注水操作を屋外で実施することにより、建屋内放射線量が上昇した場合においても対応が可能である。
格納容器ベント操作について、操作対象弁は図４－２のとおりであり、これらの操作対象
弁と代替循環冷却系配管の主たる流路の位置関係を表４－２及び図４－３～図４－６に示す。これらの操作弁は中央制御室から遠隔操作可能な設計であるため、代替循環冷却運転後の放射線量上昇による操作への影響はない。なお、何らかの理由によりベント操作弁が中央制御室から遠隔操作不能となる場合は、放射線量上昇による影響が小さい二次格納施設外において空気作動あるいは遠隔手動操作で開閉する方法を備えている。なお、これらの操作位
置は二次格納施設外であっても、代替循環冷却により高線量となる配管との位置が比較的近い箇所もあるため、放射線量上昇によるアクセス性及び弁操作性を考慮し、必要に応じて放射線防護対策を施す。

43

主排気筒

6号炉

RE

放 射線モニタ

AO

圧 力開放 板H 2E

Ｎ 2ベント ライン

原 子炉区域・
タ ービン区域〔Ｆ．Ｃ〕
換 気空調系排風 機へ

AO

水 素濃度計
PI

7号炉

MO

圧力計

〔Ｆ．Ｃ〕

非常用ガ ス処理 系
排風機へ

MO

遠隔操作
AO

RE

放射線モ ニタ

H 2E

ボンベ

PT

圧力計

水素濃度 計原子炉区 域より
パ ージ用 排風機

〔Ｆ．Ｏ〕

ボ ンベ

AO
〔Ｆ．Ｃ〕

Ｆ ００１
AO

原 子炉区 域運転階より
Ｎ 2供給ライン〔Ｆ．Ｃ〕

・オ リフィス

Ｆ １０２
PT

差 圧計

水位計

フ ィルタ
装置

DP

ド
レ
ン
タ
ン
ク

原子炉建屋

Ｆ ０１９

ボ ンベ
MO

サ プレッ ション・
チ ェンバ

遠隔操作

AO

ボ ンベ

〔Ｆ．Ｃ〕

Ｆ ０２２

水 位計

MO

pH

MO

ｐ Ｈ計

Ｆ ５０２Ｂ

非 常用ガ ス処理系
排 風機よりド レン
移送ポン プ

Ｆ ０２０
流量計

Ｆ ２１１
二次格納施設

Ｆ ２０９

遠隔操作
遠 隔操作

〔Ｆ．Ｃ〕

LＳ

Ｆ ５０１

遠隔操作

・

LT

Ｆ ５０２Ａ

MO

Ｆ ０７０

AO

原
子
炉
圧
力
容
器

Ｎ 2ベント ライン

FE

遠隔操作

AO

よう素
フィルタ

圧力開放 板

FE

AO

〔Ｆ．Ｏ〕

〔Ｆ．Ｏ〕

ドライウ ェル

圧力計

・

・

MO
MO

MO

可 燃性ガス濃度 制御系
気水分離 器より

原子炉建屋

Ｆ ２１０

図４－２ 格納容器圧力逃がし装置系統概要図

表４－２ ベント操作に必要な操作弁と配置
6 号炉

7 号炉

F022（一次隔離弁 S/C）

弁①（図４－３）

弁①（図４－５）

F019（一次隔離弁 D/W）

弁②（図４－４）

弁②（図４－６）

F070（二次隔離弁）

弁③（図４－４）

弁③（図４－６）44

Ｎ 2供給ラ イン

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図４－３ 機器配置図（6 号炉原子炉建屋中 1 階及び地下 1 階）

図４－４ 機器配置図（6 号炉原子炉建屋 2 階及び 3 階）45

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図４－５ 機器配置図（7 号炉原子炉建屋中 1 階及び地下 1 階）

図４－６ 機器配置図（7 号炉原子炉建屋 2 階及び 4 階）

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（３）残留熱除去系の復旧作業
代替循環冷却系は、残留熱除去系による冷却機能を喪失した場合に使用する系統であり、残留熱除去系が復旧するまで運転継続することを目的としている。よって、代替循環冷却系
統運転による放射線量上昇の影響があっても、残留熱除去系復旧作業ができることを示す。
ここで詳細に示すため、原子炉注水と格納容器スプレイが可能な残留熱除去系(C)のポン
プ類の復旧を想定する。残留熱除去系(C)ポンプ類の復旧のためには、機能喪失要因にもよるが原子炉建屋地下３階の残留熱除去系(C)ポンプ室、あるいは、原子炉建屋地下２階の残留熱除去系(C)ポンプ室の上部ハッチまでアクセスすることができる必要がある。
6 号炉については、図４－７に示すとおり、代替循環冷却により高線量となる配管は、残留熱除去系(C)ポンプ室ならびに上部ハッチ付近から十分離れていることから、アクセスは可能である。
7 号炉については、図４－８に示すとおり、代替循環冷却により高線量となる配管は、残留熱除去系(C)ポンプ室から十分離れていることから、アクセスは可能である。一方、上部ハッチ付近には高線量となる配管があることから、
代替循環冷却運転時の放射線量を考慮し、必要に応じて放射線防護対策を施す。
なお、
現場操作時は放射線量を測定し適切な防護装備を装備したうえでアクセスすることとしている。

47

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図４－７ 機器配置図（6 号炉原子炉建屋地下 3 階及び地下 2 階）

図４－８ 機器配置図（7 号炉原子炉建屋地下 3 階及び地下 2 階）48

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５．意図的な航空機衝突に対する耐性について49

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図５ 航空機衝突が行われた場合の影響について50