東海第二発電所 審査資料
資料番号
PS-C-2 改 6
提出年月日
平成 29 年 5 月 12 日

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
補足説明資料

平成 29 年 5 月
日本原子力発電株式会社
本資料のうち，は商業機密又は核物質防護上の観点から公開できません。

下線部：今回提出資料
目

1．

次

設備概要

1.1

代替制御棒挿入機能

1.2

代替原子炉再循環ポンプトリップ機能

1.3

過渡時自動減圧機能

1.4

低圧代替注水系（常設，可搬型）

1.5

緊急用海水系

1.6

耐圧強化ベント系

1.7

格納容器圧力逃がし装置

1.8

代替循環冷却系

1.9

常設代替交流電源設備，可搬型代替交流電源設備

1.10

常設代替直流電源設備，可搬型代替直流電源設備

2．

可搬型設備保管場所及びアクセスルートについて

3．

現場操作機器配置図（建屋内）

4．

重大事故等対策の有効性評価における作業毎の成立性確認について

5．

重要事故シーケンス等の選定

6．

判断に用いるグラフ

7．

原子炉水位及びインターロックの概要

8．

炉心損傷前の原子炉の減圧操作について

9．

運転操作手順書における重大事故等への対応について

10．

重要事故シーケンスの起因とする過渡事象の選定について

11．

原子炉停止機能喪失時の運転点について

12．

原子炉停止機能喪失時の運転員の事故対応について
目-1

13．

内部事象ＰＲＡにおける主要なカットセットとＦＶ重要度に照らした重大事故等防止対策の有効性について

14．

地震ＰＲＡ及び津波ＰＲＡから抽出される事故シーケンスと対策の有効性について

15．

事象発生時の状況判断について

16．

安定状態の考え方について

17．

サプレッション・プール等水位上昇時の計装設備への影響について18．

原子炉隔離時冷却系の運転継続及び原子炉減圧の判断について

19．

原子炉冷却材再循環ポンプからのリークについて

20．

非常用ガス処理系による系外放出を考慮した被ばく評価について

21．

有効性評価における解析条件の変更等について

22．

平均出力燃料集合体での燃料被覆管最高温度の代表性について

23．

サプレッション・プールの水位上昇に係る構造的な耐性について

24．

非常用ディーゼル発電機が起動した場合の影響について（崩壊熱除去能喪失（取水機能が喪失した場合））

25．

原子炉満水操作の概要について

26．

外部水源温度の条件設定の根拠について

27．

格納容器ベント操作について

28．

ほう酸水注入系のほう酸濃度，貯蔵量， １０ Ｂの比率等の初期条件

29．

ほう酸水注入系起動後の炉心状態（冷却材保有量等）について

30．

中性子束振動の判断について

31．

給水ポンプトリップ条件を復水器ホットウェル枯渇とした場合の評価結果への影響

32．

原子炉停止機能喪失時の原子炉低温低圧状態まで導く手順概要について

目-2

33．

全制御棒挿入失敗の想定が部分制御棒挿入失敗により出力に偏りが生じた場合を包含しているかについて

34．

ＡＤＳ自動起動阻止操作失敗による評価結果への影響

35．

給水流量をランアウト流量（68％）で評価することの妥当性

36．

評価におけるブローアウトパネルの位置付けについて37．

インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の低圧配管破断検知について38．

非常用炉心冷却系等における系統圧力上昇時の対応操作について

39．

不確かさの影響評価の考え方について40．

常設重大事故等対処設備を可搬型設備に置き換えた場合の成立性

41．

逃がし安全弁出口温度による炉心損傷の検知性について

42．

サプレッション・チェンバのスクラビングによるエアロゾル捕集効果

43．

重大事故等対策における深層防護の考え方について

44．

逃がし安全弁の耐環境性能の確認実績について45．

米国等の知見に照らした原子炉停止機能喪失事象の解析条件の妥当性

46．

原子炉停止機能喪失時における給水流量低下操作の考え方と給水ランバックの自動化を今後の課題とする理由

47．

同時被災時における必要な要員及び資源について

48．

ＴＢＰ及びＴＢＵの対応手順について

49．

崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）における取水機能喪失の想定内容について

50．

Ｇ値について51．

格納容器内における気体のミキシングについて

52．

水素の燃焼条件について

53．

原子炉圧力容器高圧破損防止のための原子炉手動減圧について

54．

ペデスタル（ドライウェル部）注水手順及び注水確認手段について
目-3

55．

格納容器頂部注水について

56．

放射線防護具類着用の判断について

57．

放射線環境下における作業の成立性

58．

ペデスタル（ドライウェル部）に落下する溶融デブリ評価条件と落下後の蓄積に関する考慮

59．

「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱（ＤＣＨ）」，「原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用（ＦＣＩ）」，「溶融炉心・コンクリート相互作用（ＭＣＣＩ）」と「高圧・低圧注水機能喪失（ＴＱＵＶ）」との対応及び要員数の比較

60．

炉心損傷後及び原子炉圧力容器破損後の注水及び除熱の考え方

61．

希ガス保持による減衰効果について62．

エントレインメントの影響について63．

常設低圧代替注水系ポンプの機能確保の妥当性について

64．

デブリが炉外へ放出される場合と炉内に留まる場合の格納容器内の気体組成と水素燃焼リスクへの影響について

65．

原子炉水位不明時の対応について

66．

有効性評価「水素燃焼」における，ドライウェル及びサプレッション・チェンバの気体組成の推移について

67．

事故後長期にわたる格納容器の健全性について

68．

原子炉冷却材バウンダリを減圧するための代替設備

69．

格納容器内の水素濃度及び酸素濃度の監視設備について70．

格納容器ｐＨ調整の効果について

71．

原子炉停止機能喪失の 300 秒以降の燃料被覆管温度挙動について

72．

燃料被覆管の破裂により格納容器雰囲気放射線モニタ線量率にて炉心損傷と判断する場合の被ばく評価について
目-4

73．

使用済燃料プール監視設備の仕様等について

74．

使用済燃料プールの監視について

75．

使用済燃料プール（ＳＦＰ）ゲートについて

76．

想定事故２においてサイフォン現象を想定している理由について

77．

反応度誤投入における炉心状態の不確かさの感度解析について

78．

重大事故等発生時における使用済燃料乾式貯蔵設備の影響について

79．

敷地境界外での実効線量評価に対する指針との対比について

80．

サプレッション・プール初期水位について

81．

燃料被覆管の酸化量の評価について

82．

運転員等の操作時間に対する仮定

83．

運転員等操作の判断基準について

84．

プラント仕様の違いが解析コードの妥当性確認に与える影響について

85．

原子炉停止機能喪失の解析条件設定の考え方

86．

外圧支配事象における燃料被覆管の健全性について

87．

ＩＳＬＯＣＡ時の格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度に対する設計基準事故の代表性について

88．

使用済燃料プール水温の管理について目-5

(2)高圧注水・減圧機能喪失
項目

解析コード

東海第二

柏崎刈羽６，７号炉

SAFER／MAAP

SAFER／MAAP

理由

相違点はない。

事故条件

外部電源

外部電源ありただし，運転員等操作の観点では，外部電源なしを考慮外部電源あり相違点はない。
東海第二では，運転員等操作の観点では外部電源がない場合も考慮している。

機器条件

逃がし安全弁（原子炉圧力制御時）

安全弁機能

逃がし弁機能逃がし弁機能の駆動用窒素を供給する不活性ガス系は重大事故等対処設備には位置づけないため，東海第二においては，原子炉圧力制御時は駆動に窒素を必要としない安全弁機能に期待している。

残留熱除去系（低圧注水系）3 台及び低圧炉心スプレイ系

低圧注水系 1 台

東海第二においては，高圧注水・減圧機能喪失時の機能喪失状態を考慮し，自動起動する低圧ＥＣＣＳ全台による原子炉注水を設定している。
なお，残留熱除去系（低圧注水系）１台による原子炉注水を想定した場合の感度解析を実施し，この場合にも評価項目を満足することを確認している。

低圧ＥＣＣＳの台数

補足 21-13
補足２１
関連個所抜粋

1

(10)インターフェイスシステムＬＯＣＡ項

事故条件

補足 21-18

機器条件

目理

由

東海第二

柏崎刈羽６，７号炉

SAFER

SAFER

起因事象

残留熱除去系Ｂ系熱交換器フランジの破断
破断面積は約 21cm ２

高圧炉心注水系の吸込配管の破断
破断面積は約 127cm２

東海第二においては，ＩＳＬＯＣＡ発生時の構造健全性評価の結果を踏まえ設定している。

安全機能の喪失に対する過程インターフェイスシステムＬＯＣＡの発生を想定する残留熱除去系Ｂ系並びに同じ原子炉建屋西側区画に設置されている高圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系Ｃ系の機能喪失

インターフェイスシステムＬ
ＯＣＡが発生した側の高圧炉心注水系の機能喪失

東海第二においては，保守的に原子炉建屋への原子炉冷却材漏えいにより同じ原子炉建屋西側区画に設置されている系統（高圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系Ｃ系）は機能喪失する設定としている。

外部電源

外部電源ありただし，運転員等操作の観点では，外部電源なしを考慮し，保守的に給水流量の全喪失を想定

外部電源なし外部電源はありとしているが，運転員等操作の観点では外部電源がない場合も考慮し，保守的に給水流量の全喪失の発生を想定していることから，実態として相違点はない。

逃がし安全弁（原子炉圧力制御時）

安全弁機能

逃がし弁機能逃がし弁機能の駆動用窒素を供給する不活性ガス系は重大事故等対処
設備には位置づけないため，東海第二においては，原子炉圧力制御時は駆動に窒素を必要としない安全弁機能に期待している。

実耐力評価：破損は発生しない

実耐力評価：
漏えい面積 1cm２ 以下
漏えい面積：10cm２
隔離時間：事象発生 5.5 時間

東海第二においては，ＩＳＬＯＣＡ発生時の構造健全性評価の結果を踏まえ保守的に 21cm ２ の漏えい面積を想定しインターフェイスシステ
ムＬＯＣＡ時の現場環境評価を行い，作業の成立性及び設備の機能維持を確認している。

現場環境評価時の想定漏えい面積：21cm２隔離時間：事象発生 5 時間

相違点はない。

2コメント No.163-09 に対する回答

22.

平均出力燃料集合体での燃料被覆管最高温度の代表性について

1.

燃料集合体初期出力の燃料被覆管最高温度への影響の整理
事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」及び「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」において，平均出力燃料集合体で燃料被覆管最高温度が発生する理由は，以下のように整理できる。

・注水設備の観点からは，これらの事故シーケンスでは事象発生後，早期に低圧代替注水系（常設）を用いた原子炉注水を行うため，原子炉水位の低下により平均出力燃料集合体及び高出力燃料集合体は一部露出するものの高出力燃料集合体が過度に露出することはない。平均出力燃料集合体と高出力燃料集合体は，上下プレナム間差圧が均等になるよう集合体入口流量が分配されるため，初期の燃料集合体出力が高く，発生するボイドの割合が大きい高出力燃料集合体では，二相水位としては高めとなり，燃料被覆管温度が最大となる位置においても炉心の露出時間が長期間とならないことから，燃料被覆管温度の上昇が抑制される。
・崩壊熱の観点からは，設計基準事故のＬＯＣＡ解析と比較して，これらの事故シーケンスは事故後時間が経過しているため崩壊熱が十分低下しており，平均出力燃料集合体と高出力燃料集合体の燃料棒1本当たりの出力の差（絶対値）は，事故直後に比べて小さくなり，温度上昇率の差が小さくなる。このため，二相水位が低いことにより炉心露出期間が長くなる平均出力燃料集合体における燃料被覆管温度が高くなる傾向となる。

2.

燃料集合体初期出力に対する燃料被覆管最高温度の感度解析
燃料集合体初期出力の燃料被覆管最高温度への影響を確認するため，第 1
表に示すとおり，代表的な事故シーケンスについて，高出力燃料集合体の初補足 22-1

3

期出力を変化させた場合の燃料被覆管最高温度に関する感度解析を実施した。
第 1 図に，燃料集合体初期出力と燃料被覆管最高温度の関係を示す。高圧
注水・減圧機能喪失では，申請解析条件での高出力燃料集合体初期出力の場合において燃料被覆管最高温度が最も高くなり，高圧・低圧注水機能喪失及びＬＯＣＡ時注水機能喪失では，いずれの高出力燃料集合体初期出力の場合においても，ほぼ同等の燃料被覆管最高温度となっている。
以上から，高圧・低圧注水機能喪失及びＬＯＣＡ時注水機能喪失において，平均出力燃料集合体の燃料被覆管最高温度を代表としても問題とならない。

補足 22-24

第 1表

高出力燃料集合体初期出力と燃料被覆管最高温度の関係

事故シーケンス
高 圧・低 圧 注 水 機
能喪失

約 8. 7M W
約 6. 0M W

高 圧 注 水・減 圧 機
能喪失

約 4. 3M W
約 8. 7M W
約 6. 0M W

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

約 4. 3M W
約 8. 7M W
約 6. 0M W

高出力燃料集合体初期出力
申請解析条件
申請解析と平均出力燃料集合体初期出力の中間
平均出力燃料集合体初期出力と同等
申請解析条件
申請解析と平均出力燃料集合体初期出力の中間
平均出力燃料集合体初期出力と同等
申請解析条件
申請解析と平均出力燃料集合体初期出力の中間
平均出力燃料集合体初期出力と同等

約 4. 3M W

燃料被覆管最高温度（℃）

1000
申請解析条件900800高圧・低圧注水機能喪失（高出力燃料集合体）
高圧注水・減圧機能喪失（高出力燃料集合体）
ＬＯＣＡ時注水機能喪失（高出力燃料集合体）
高圧・低圧注水機能喪失（平均出力燃料集合体）
ＬＯＣＡ時注水機能喪失（平均出力燃料集合体）

700
600
500
400300200
1000456789

燃料集合体初期出力（MW）

第 1図

燃料集合体初期出力に対する燃料被覆管最高温度（ＰＣＴ）の感度解析結果

補足 22-35

83．運転員等操作の判断基準について
運転員等操作の判断基準及び設定の考え方について，以下に示す。
運転員等操作
原子炉減圧

判断基準

考え方

高圧・低圧注水機能喪失，注水 機能の優先順位を考慮 した上

高圧代替注水系起動失敗かで，注水機能喪失による原子炉水位つ低圧代替注水系（常設）

低下時には低圧で注水可能な系統のの準備完了

準備が完了した時点で速やかに原子炉減圧を実施し，低圧の注水機能により原子炉注水を実施する

サプレッション・プール水

原子炉減圧に伴うサプレッション・

温度；サプレッション・プ

プール水温度の上昇を考慮しても，ール熱容量制限

サプレッション・チェンバの最高使用温度（104℃）を超えない領域としてサプレッション・プール熱量量制
限を設定

サプレッション・

サプレッション・プール水保安規定の運転上の制限を踏まえて

プール冷却

温度；32℃

設定

代替格納容器スプ

サプレッション・チェンバ

炉心損傷前の格納容器ベント実施の

レイ開始

圧力；279kPa[gage](0.9Pd)

判断基準（310kPa[gage](1Pd)）に対（炉心損傷前）して余裕を考慮して設定

代替格納容器スプ

サプレッション・チェンバ

格納容器圧力が高いほど格納容器ス

レイ停止

圧力；217kPa[gage](0.7Pd)

プレイによる圧力抑制効果が高まる（炉心損傷前）ことから，スプレイ開始基準から一定の操作幅を考慮して設定
サプレッション・プール水

サプレッション・チェンバ側のベン位；通常水位＋6.5mトライン高さに対して余裕を考慮して設定

格納容器ベント準

サプレッション・プール水

外部水源による格納容器スプレイ停

備位；通常水位＋5.5m

止基準（＋6.5m）に対して余裕時間を考慮して設定

格納容器ベント

サプレッション・チェンバ

格納容器最高使用圧力を踏まえて設

圧力；310kPa[gage]定

補足83-16

運転員等操作判断基準

考え方

ほう酸水注入系のサプレッション・プール水

ほう 酸水注入系は原子炉ス クラム

起動

温度；49℃（自動及び手動）のバックアップ機能であることを踏まえ，サプレッション・プール水温度の手動スクラム実施基準（49℃）以上で，かつ，なるべく早いタイミングとして設定

原子炉隔離時冷却

サプレッション・プール水

原子炉隔離時冷却系の高温耐性系の停止

温度；106℃（116℃）に余裕を考慮して設定

補足83-27

87 ．

ＩＳＬＯＣＡ時の格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度に対する設計基準事故の代表性について

イ ン タ ー フ ェ イ ス シ ス テ ム Ｌ Ｏ Ｃ Ａ（ 以 下「 Ｉ Ｓ Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 」と い う 。）
時の格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，設計基準事故「原子 炉 格 納 容 器 内 圧 力 ，雰 囲 気 等 の 異 常 な 変 化 」の「 原 子 炉 冷 却 材 喪 失 」の 解 析 結 果 を 参 考 に 評 価 項 目 で あ る 最 高 使 用 圧 力 の2 倍（ 0.62MPa[gage]） 及 び 200℃ を 下 回 る と し て お り ， 以 下 の と お り 代 表性を確認している。

（１）格納容器内に蓄積する熱量について
格 納 容 器 内 に 蓄 積 す る 熱 量（ Ｑ Ｐ ＣＶ ）は ，崩 壊 熱（ Ｑ ｄ ），格 納 容器 内 の 液 相 部 の 初 期 熱 量（ Ｑ ｗ ）及 び 格 納 容 器 気 相 部 の 初 期 熱 量（ Ｑｇ）の 合 計 の 熱 量 か ら 残 留 熱 除 去 系 に よ る 格 納 容 器 か ら の 除 熱 量（ ＱＲＨＲ）及び格納容器外に流出する熱量（Ｑｅ）を引いた熱量となる。

熱移行の概要図を第 1 図に示す。
よって，ＩＳＬＯＣＡ及び原子炉冷却材喪失における格納容器内に蓄積する熱量ＱＰＣＶは，それぞれ以下のとおり表される。
・ＩＳＬＯＣＡ；ＱＰＣＶ＝Ｑｄ＋Ｑｗ＋Ｑｇ−ＱＲＨＲ−Ｑｅ
・原子炉冷却材喪失（ＤＢＡ）；ＱＰＣＶ＝Ｑｄ＋Ｑｗ＋Ｑｇ−ＱＲＨＲ（２）ＩＳＬＯＣＡと原子炉冷却材喪失（ＤＢＡ）の熱量比較
ＩＳＬＯＣＡと原子炉冷却材喪失（ＤＢＡ）の解析条件等を比較することで，（１）で設定した各熱量の大小関係を比較し，原子炉冷却材喪失（ＤＢＡ）の格納容器圧力及び雰囲気温度の評価が，Ｉ
補足 87-18ＳＬＯＣＡの評価を包含することを示す。ＩＳＬＯＣＡと原子炉冷却材喪失（ＤＢＡ）の解析条件を表１に示す。
【入熱量】①崩壊熱（Ｑｄ）
原 子 炉 冷 却 材 喪 失（ Ｄ Ｂ Ａ ）で は ，原 子 炉 熱 出 力 と し て 105％ 出力を想定しており，また崩壊熱評価には保守的なＭａｙ−Ｗｉｔ
ｔ の 式 を 使 用 し て い る こ と か ら ，Ｑ ｄ は 原 子 炉 冷 却 材 喪 失（ Ｄ Ｂ Ａ ）の方が大きくなる。
②格納容器内の液相部及び気相部の初期熱量（Ｑｗ及びＱｇ）
ドライウェル雰囲気温度の初期条件はＩＳＬＯＣＡ及び原子炉冷却材喪失（ＤＢＡ）で同じである。サプレッション・プール水
温度は原子炉冷却材喪失（ＤＢＡ）の方が若干高めの設定となっている。よって，Ｑｗ及びＱｇの合計値は原子炉冷却材喪失（ＤＢＡ）の方が若干大きくなる。
【除熱量】③格納容器外に流出する熱量（Ｑｅ）
ＩＳＬＯＣＡ時に格納容器外に流出する熱量は，原子炉減圧操
作 を 実 施 す る 事 象 発 生 の 15 分 後 ま で に 格 納 容 器 外 へ 流 出 す る 冷 却材 量 （ 50m ３ ； Ｓ Ａ Ｆ Ｅ Ｒ 解 析 結 果 よ り ） 及 び 冷 却 材 温 度 （ 288℃ ）か ら 概 算 す る と 約 60GJ と な る 。
④残留熱除去系による格納容器からの除熱量（ＱＲＨＲ）
原 子 炉 冷 却 材 喪 失 （ Ｄ Ｂ Ａ ） で は ， 事 象 発 生 の 15 分 後 か ら 残 留
熱除去系による格納容器除熱に期待している。仮に格納容器除熱の 開 始 が 10 分 遅 れ る こ と を 想 定 す る 場 合 ， そ の 間 の 除 熱 量 の 減 少は 約 26GJ と な る 。（ 保 守 的 に 除 熱 量 が 大 き く な る よ う に ， サ プ レ
補足 87-2

9

ッ シ ョ ン・プ ー ル 水 温 度 100℃ に お け る 残 留 熱 除 去 系 の 除 熱 量 43MWを想定）

（３）まとめ
原子炉冷却材喪失（ＤＢＡ）における格納容器への入熱量はＩＳ
ＬＯＣＡと比較して大きく，また除熱量については，仮にＩＳＬＯ
ＣＡにおける残留熱除去系による格納容器除熱の開始が原子炉冷却材 喪 失 （ Ｄ Ｂ Ａ ） で 設 定 し て い る 15 分 か ら 10 分 程 度 遅 れ た 場 合 でも ，Ｉ Ｓ Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 時 の 格 納 容 器 外 に 流 出 す る 熱 量 の 方 が 大 き く な る 。
以上により，原子炉冷却材喪失（ＤＢＡ）における格納容器への熱負荷はＩＳＬＯＣＡより大きく，ＩＳＬＯＣＡ時の格納容器圧力及び雰囲気温度は原子炉冷却材喪失（ＤＢＡ）の評価結果に包含されるものと考えられる。

補足 87-310

【ＩＳＬＯＣＡ】

崩壊熱Ｑｄ

格納容器外に流出する熱量Ｑｅ

格納容器気相部の初期熱量Ｑｇ

残留熱除去系による格納容器からの除熱量Ｑｒ

サプレッション・プ
格ー納ル容 器 内 の 液 相 部 の初期熱量Ｑｗ【「 原 子 炉 冷 却 材 喪 失 」】

崩壊熱Ｑｄ
格納容器気相部の初期熱量Ｑｇ

残留熱除去系による格納容器からの除熱量Ｑｒ

サプレッション・プ
格ー納ル容 器 内 の 液 相 部 の初期熱量Ｑｗ

第 1図

熱移行の概要図

補足 87-4

11

第 1表
項

ＩＳＬＯＣＡと原子炉冷却材喪失（ＤＢＡ）の解析条件の比較
目

原子炉熱出力原子炉停止後の崩壊熱

初期条件

格納容器圧力ドライウェル雰囲気温度
格納容器体積（ドライウェル）
格納容器体積（ウェットウェル）サプレッション・プール水位
サ プ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル 水 温 度操作条件

補足 87-5

格納容器除熱ＩＳＬＯＣＡ
3,293MWt（ 100％ ）ANSI-ANS-5.1-1979（ 燃 焼 度 33GWd／ t）
5kPa[gage]
57℃
5,700m３
空 間 部 ： 4,100m３
液 相 部 ： 3,300m３
6.983m（ 通 常 水 位 − 4.7cm）
32℃−「原子炉冷却材喪失」
3,440MWt（ 約 105％ ）May-Witt の 式
約 5kPa[gage]（ 0.05kg／ cm２ g）
57℃
5,700m３
空 間 部 ： 4,100m３
液 相 部 ： 3,300m３
通常運転水位
35℃
事 象 発 生 15 分 後 に
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による格納容器除熱開始

12