東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 崩壊熱除去機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

7.4.1 崩壊熱除去機能喪失

5.1 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）

7.4.1.1 事故シーケンスグループの特徴，燃料損傷防止対策

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

備考(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス(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

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）」に含まれる事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項

時冷却機能喪失）」に含まれる事故シーケンスは，「6.2 評価対象の整理及び評価項

目の設定」に示すとおり，①「残留熱除去系の故障（ＲＨＲ喪失）＋崩壊熱除去・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

炉心冷却失敗」，②「残留熱除去系の故障（ＲＨＲＳ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」及び③「外部電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」である。

トライン]※1）＋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。
※1 原子炉冷却材浄化系等の残留熱除去系以外の崩壊熱除去機能の喪失(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(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

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，原子炉の運転停止中に残留熱除去系の故障により，崩壊熱時冷却機能喪失）」では，原子炉の運転停止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とを想定する。このため，燃料の崩壊熱により原子炉冷却材除去機能が喪失することを想定する。このため，燃料の崩壊熱により原子炉冷却材が蒸発することから，緩和措置がとられない場合には，原子炉水位の低下により燃が蒸発することから，緩和措置がとられない場合には，原子炉水位の低下により燃料が露出し燃料損傷に至る。

料が露出し燃料損傷に至る。

本事故シーケンスグループは，崩壊熱除去機能を喪失したことによって燃料損傷

本事故シーケンスグループは，崩壊熱除去機能を喪失したこと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，運転停止中の原子炉における燃に至る事故シーケンスグループである。このため，運転停止中の原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価には，崩壊熱除去機能に対する重大事故等対処設備に

料損傷防止対策の有効性評価には，崩壊熱除去機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。

期待することが考えられる。

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，待機中したがって，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，待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を行うことによって，燃料損の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水を行うことによって，燃料損傷の傷の防止を図る。また，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転による最終防止を図る。また，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）運転による最終的な熱の的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことにより，原子炉を除熱する。

逃がし場へ熱の輸送を行うことにより，原子炉を除熱する。

(3) 燃料損傷防止対策(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

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（低圧注水モード及び時冷却機能喪失）」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，待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉停止時冷却モード）による原子炉注水手段及び除熱手段を整備する。また，

原子炉注水手段及び残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱手段を

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については「7.4.2

整備する。また，残留熱除去系海水系機能喪失により崩壊熱除去機能が喪失した場

全交流動力電源喪失」にて燃料損傷防止対策の有効性を確認する。これらの対策の合については「5.2 全交流動力電源喪失」にて燃料損傷防止対策の有効性を確認す

概略系統図を第 7.4.1－1 図及び第 7.4.1－2 図に，手順の概要を第 7.4.1－3 図に示る。これらの対策の概略系統図を第 5.1－1 図に，手順の概要を第 5.1－2 図に示す

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設備と操作手順の関係を第 7.4.1－1 表に示す。

備と操作手順の関係を第 5.1－1 表に示す。
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 崩壊熱除去機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，6 号及び 7 号炉

東海第二発電所備

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本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，重大事故等対策に必要な要員は，災害対策要員（初動）12 名である。その内訳は次のとおりであ構成され，合計 14 名である。その内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員は，る。中央制御室の運転員は，当直発電長 1 名，当直副発電長 1 名及び運転操作対応

当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2 名，運転操作対応を行う運転員 6 名を行う当直運転員 3 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を行う要員は 4 名及び現場操作を行う重大事故等対応要員は 3 名である。必要な要要員は 5 名である。必要な要員と作業項目について第 7.4.1－4 図に示す。

員と作業項目について第 5.1－3 図に示す。

なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を重要事
故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，14 名で対処可能である。

なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を重要事
故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，12 名で対処可能である。

a. 残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）の故障に伴う崩壊熱除去機能喪失確

ａ．残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の故障に伴う崩壊熱除去機能喪失確認

考認
原子炉の運転停止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。

原子炉の運転停止中に残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の故障により，崩これにより，原子炉水温が上昇し 100℃に到達する。運転員は原子炉水温の上昇等

壊熱除去機能が喪失する。これにより，原子炉水温が上昇し 100℃に到達する。運を確認し，崩壊熱除去機能喪失を確認する。

転員は原子炉水温の上昇等を確認し，崩壊熱除去機能喪失を確認する。

残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）の故障に伴う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出口温度等である。

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の故障に伴う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出口温度等である。
（添付資料 5.1.1）

b. 逃がし安全弁による原子炉の低圧状態維持

ｂ．逃がし安全弁による原子炉の低圧状態維持

崩壊熱除去機能喪失により原子炉水温が 100℃に到達し，原子炉圧力が上昇する

崩壊熱除去機能喪失により原子炉水温が 100℃に到達し，原子炉圧力が上昇する

ことから，原子炉を低圧状態に維持するため，中央制御室からの遠隔操作によりことから，原子炉を低圧状態に維持するため，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁 1 個を開操作する。

逃がし安全弁（自動減圧機能）1 個を開操作する。

逃がし安全弁による原子炉の低圧状態維持を確認するために必要な計装設備
は，原子炉圧力等である。
c. 残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉の低圧状態維持を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力等である。
ｃ．残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水

崩壊熱除去機能喪失により原子炉冷却材が蒸発し，原子炉水位が低下するため，崩壊熱除去機能喪失により原子炉冷却材が蒸発し，原子炉水位が低下するため，

中央制御室からの遠隔操作により待機していた残留熱除去系（低圧注水モード）

中央制御室からの遠隔操作により待機していた残留熱除去系（低圧注水系）運転運転による原子炉注水を開始し，原子炉水位を回復する。

による原子炉注水を開始し，原子炉水位を回復する。

残留熱除去系（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等である。
d. 残留熱除去系（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

残留熱除去系（低圧注水系）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等である。
ｄ．残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）運転による崩壊熱除去機能回復

残留熱除去系（低圧注水モード）運転による原子炉水位回復後，中央制御室に残留熱除去系（低圧注水系）運転による原子炉水位回復後，中央制御室及び現て残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）へ切替えを行い，崩壊熱除去機能を回復する。

場にて残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）へ切替えを行い，崩壊熱除去機能を回復する。

残留熱除去系（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

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）運転による崩壊熱除去機能回復を確認す

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等である。
崩壊熱除去機能回復後，逃がし安全弁を全閉とし，原子炉低圧状態の維持を停止する。
7.4.1.2 燃料損傷防止対策の有効性評価

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等である。
崩壊熱除去機能回復後，逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉の低圧状態維持を停止するため，逃がし安全弁（自動減圧機能）を全閉とする。
5.1.2 燃料損傷防止対策の有効性評価
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所(1) 有効性評価の方法

備考(1) 有効性評価の方法

本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「6.2

本事故シーケンスグループを評価する上で選定した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，「崩壊熱除去機能喪失（RHR 機

評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「残留熱除去系の故障（ＲＨＲ

能喪失[フロントライン]）＋崩壊熱除去・注水系失敗」である。

喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」である。

本重要事故シーケンスにおいて想定するプラント状態は，崩壊熱，原子炉冷却材

本重要事故シーケンスにおいて想定するプラント状態は，崩壊熱，原子炉冷却材の保有水量及び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の保有水量及び注水手段の多様性の観点から，「ＰＯＳ－Ａ ＰＣＶ／ＲＰＶ開放及ル満水への移行状態」が有効燃料棒頂部の冠水，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る。したがって，当該プラン

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る。したがって，

ト状態を基本とし，他のプラント状態も考慮した想定において評価項目を満足する

当該プラント状態を基本とし，他のプラント状態も考慮した想定において評価項目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，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，を満足できる。

評価項目を満足できる。

また，評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故シーケンスにおまた，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，評価項目となるパラメータに与える影響及びける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及び操作時間余裕を評価する。

操作時間余裕を評価する。
（添付資料 5.1.2）(2) 有効性評価の条件(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評価条件を第 7.4.1－2 表

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評価条件を第 5.1－2 表にに示す。また，主要な評価条件について，本重要事故シーケンス特有の評価条件を示す。また，主要な評価条件について，本重要事故シーケンス特有の評価条件を以以下に示す。

下に示す。

a. 初期条件

ａ．初期条件(a) 原子炉圧力容器の状態(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。

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，(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きの崩壊熱は約 22MW である。

る。このときの崩壊熱は約 19MW である。
3

なお，崩壊熱に相当する原子炉冷却材の蒸発量は約 37m /h である。

なお，崩壊熱に相当する原子炉冷却材の蒸発量は約 32m３／h である。
（添付資料 5.1.3，5.1.4）(c) 原子炉初期水位及び原子炉初期水温
事象発生前の原子炉水位は通常運転水位とし，また，原子炉初期水温は 52℃とする。
(d) 原子炉圧力(c) 原子炉水位及び原子炉水温
事象発生前の原子炉水位は通常運転水位とし，また，原子炉水温は 52℃とする。
(d) 原子炉圧力原子炉の初期圧力は大気圧が維持されているものとする。また，事象発生後原子炉の初期圧力は大気圧が維持されているものとする。また，事象発生後において，水位低下量を厳しく見積もるために，原子炉圧力は大気圧に維持さにおいて，水位低下量を厳しく見積もるために，原子炉圧力は大気圧に維持されているものとする※2。

れているものとする※。

※2 実操作では低圧注水系の注水準備が完了した後で原子炉減圧を実施する※ 実操作では残留熱除去系（低圧注水系）の注水準備が完了した後で原子
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所備こととなり，残留熱除去系の注水特性に応じて大気圧より高い圧力で注炉減圧を実施することとなり，残留熱除去系（低圧注水系）の注水特性

水が開始されることとなる。大気圧より高い圧力下での原子炉冷却材のに応じて大気圧より高い圧力で注水が開始されることとなる。大気圧よ蒸発量は大気圧下と比べ小さくなるため，原子炉圧力が大気圧に維持さり高い圧力下での原子炉冷却材の蒸発量は大気圧下と比べ小さくなるた

れているとした評価は保守的な条件となる。

め，原子炉圧力が大気圧に維持されているとした評価は保守的な条件と考なる。
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) 安全機能喪失に対する仮定
起因事象の想定により，運転中の残留熱除去系の機能が喪失するものとする。

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（原子炉停止時冷却系）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) 安全機能喪失に対する仮定
起因事象の想定により，運転中の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の機能が喪失するものとする。

(c) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。

(c) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。

外部電源が使用できない場合においても，非常用ディーゼル発電機にて残留

外部電源が使用でき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原子炉注水が可能であり，外部電源がある場合と事象進展は同熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水が可能であり，外部電源がある場合等となるが，資源の評価の観点で厳しい評価条件となる外部電源が使用できなと事象進展は同等となるが，資源の評価の観点で厳しい評価条件となる外部電い場合を想定する。

源が使用できない場合を想定する。
（添付資料 1.3.3，5.1.8）

c. 重大事故等対策に関連する機器条件

ｃ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 残留熱除去系（低圧注水モード）(a) 残留熱除去系（低圧注水系）

残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水流量は 954m3/h とする。
(b) 残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）

残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水流量は 1,605m３／h とする。
(b) 残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）

伝熱容量は，熱交換器 1 基あたり約 8MW（原子炉冷却材温度 52℃，海水温度
30℃において）とする。
d. 重大事故等対策に関連する操作条件

伝熱容量は，熱交換器 1 基当たり約 43MW（原子炉冷却材温度 100℃，海水温
度 32℃において）とする。
ｄ．重大事故等対策に関連する操作条件

運転員等操作に関する条件として，「6.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」

運転員等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) 残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水は，残留熱除去系（原子炉に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水は，残留熱除去系（原子炉停停止時冷却モード）故障に伴う崩壊熱除去機能喪失確認を考慮し，事象発生か止時冷却系）故障に伴う崩壊熱除去機能喪失確認を考慮し，事象発生から 2 時

ら 2 時間後に実施するものとする。

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における原子炉水位の推移を第 7.4.1－5 図に，原子炉水位と線量率の関係を第 7.4.1－6 図に示す。

(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉水位の推移を第 5.1－4 図に，原子炉水位と線量率の関係を第 5.1－5 図に示す。
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉
a. 事象進展東海第二発電所
事象発生後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の故障に伴い崩壊熱除去機

原子炉水温が上昇し，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能が喪失することにより原子炉水温が上昇し，約 1.1 時間後に沸騰，蒸発するこし始める。残留熱除去系の機能喪失に伴う原子炉水温の上昇により異常を認知し，とにより原子炉水位は低下し始める。残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の機

事象発生から約 2 時間後に待機中の残留熱除去系ポンプを起動し，残留熱除去系

能喪失に伴う原子炉水温の上昇により異常を認知し，事象発生から約 2 時間後に（低圧注水モード）による注水を行う。

待機中の残留熱除去系ポンプを起動し，残留熱除去系（低圧注水系）による注水

り替え，除熱を開始することによって，原子炉水温は低下する※3。

を行う。
原子炉水位回復から約 1 時間 45 分後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）へ切り替え，除熱を開始することによって，原子炉水温は低下する※１。

※3 原子炉冷却材の温度が 100℃の場合における残留熱除去系（原子炉停止時冷※1 原子炉冷却材の温度が 100℃の場合における残留熱除去系（原子炉停止時

却モード）1 台での除熱能力は，燃料の崩壊熱を上回るため，残留熱除去系

冷却系）1 系統での除熱能力は，燃料の崩壊熱を上回るため，残留熱除去（原子炉停止時冷却モード）への切替えを実施することで原子炉水温は低系（原子炉停止時冷却系）への切替えを実施することで原子炉水温は低下

下する。

する。

実操作では低圧注水系の準備が完了した後で原子炉減圧を実施することと実操作では残留熱除去系（低圧注水系）の準備が完了した後で原子炉減圧なり，残留熱除去系の注水特性に応じて大気圧より高い圧力で注水が開始を実施することとなり，残留熱除去系（低圧注水系）の注水特性に応じてされることとなる。そのため，原子炉圧力が大気圧で維持されているとし

大気圧より高い圧力で注水が開始されることとなる。そのため，原子炉圧

た評価は保守的な条件となる。

力が大気圧で維持されているとした評価は保守的な条件となる。

b. 評価項目等
原子炉水位は，第 7.4.1－5 図に示すとおり，有効燃料棒頂部の約 3.3m 上まで低下するに留まり，燃料は冠水維持される。

ｂ．評価項目等
原子炉水位は，第 5.1－4 図に示すとおり，燃料有効長頂部の約 4.2m 上まで低下するにとどまり，燃料は冠水維持される。

原子炉圧力容器は未開放であり，第 7.4.1－6 図に示すとおり，必要な遮蔽※4 が維持される水位である有効燃料棒頂部の約 2.0m 上を下回ることがないため，放射持される水位である燃料有効長頂部の約 1.7m 上を下回ることがないため，放射線線の遮蔽は維持される。なお，線量率の評価点は原子炉建屋オペレーティングフの遮蔽は維持される。なお，線量率の評価点は原子炉建屋原子炉棟 6 階の床付近

ロアの床付近としている。また，全制御棒全挿入状態が維持されているため，未としている。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

臨界は確保されている。

れている。

原子炉水位回復後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）による除熱を継続することで，長期的に安定状態を維持できる。
本評価では，「6.2.4.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。

考

ａ．事象進展事象発生後，残留熱除去系の故障に伴い崩壊熱除去機能が喪失することにより原子炉水位回復から約 90 分後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）へ切

備

原子炉圧力容器は未開放であり，第 5.1－5 図に示すとおり，必要な遮蔽※２が維

原子炉水位回復後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による除熱を継続することで，長期的に安定状態を維持できる。
本評価では，「1.2.4.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。

※4 必要な遮蔽の目安とした線量率は 10mSv/h とする。崩壊熱除去機能喪失における原子炉建屋オペレーティングフロアでの作業時間及び作業員の退避※2 必要な遮蔽の目安とした線量率は 10mSv／h とする。崩壊熱除去機能喪失
における原子炉建屋原子炉棟 6 階での作業時間及び作業員の退避は 2.2 時

は 1 時間以内であり，作業員の被ばく量は最大でも 10mSv となるため，緊間以内であり，作業員の被ばく量は最大でも 22mSv となるため，緊急作業

急作業時における被ばく限度の 100mSv に対して余裕がある。

時における被ばく限度の 100mSv に対して余裕がある。

本事故に応じた燃料損傷防止対策において原子炉建屋オペレーティングフ

本事故に応じた燃料損傷防止対策において原子炉建屋原子炉棟 6 階での操

ロアでの操作を必ず必要な作業としていないが，燃料プール代替注水系（可作を必ず必要な作業としていないが，可搬型代替注水大型ポンプによる代搬型スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水について仮に

替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プー考慮し，可搬型スプレイヘッダ及びホースの設置にかかる作業時間を想定

ルスプレイの準備操作について仮に考慮し，可搬型スプレイノズル及びホ5／11

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 崩壊熱除去機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備した。

ースの設置にかかる作業時間を想定した。

必要な遮蔽の目安とした線量率 10mSv/h は，定期検査作業時での原子炉建必要な遮蔽の目安とした線量率 10mSv／h は，施設定期検査作業時での原屋オペレーティングフロアにおける線量率を考慮した値である。

子炉建屋原子炉棟 6 階における線量率を考慮した値である。

この線量率となる水位は有効燃料棒頂部の約 2.0m 上（通常水位から約 2.4m

この線量率となる水位は燃料有効長頂部の約 1.7m 上（通常水位から約 3.5m下）の位置である。

下）の位置である。

考（添付資料 5.1.5，5.1.6，5.1.7）
7.4.1.3 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，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。

5.1.3 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，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，原子炉の運転停止中に残留熱除去系の故障により，崩壊

本重要事故シーケンスは，原子炉の運転停止中に残留熱除去系の故障により，崩壊熱除去機能を喪失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

熱除去機能を喪失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，待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水操作とする。

操作は，待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作とする。

(1) 評価条件の不確かさの影響評価(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

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，第 7.4.1－2 表

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，第 5.1－2 表に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を評価する。また，評価条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに評価する。また，評価条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対対する余裕が小さくなるような設定があることから，その中で事象進展に有意なする余裕が小さくなるような設定があることから，その中で事象進展に有意な影影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。

響を与えると考えられる項目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(a) 運転員等操作時間に与える影響

初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 22.4MW に対して最確条件は約 22MW

初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 18.8MW に対して最確条件は約以下であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件

18.8MW 未満であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，原子炉水温の上昇及び原子価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，原子炉水温の上昇及

炉水位の低下は緩和されるが，注水操作は崩壊熱に応じた対応をとるものでは

び原子炉水位の低下は緩和されるが，注水操作は崩壊熱に応じた対応をとるもなく，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ことから，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こ

運転員等操作時間に与える影響はない。

とから，運転員等操作時間に与える影響はない。

初期条件の原子炉水温は，評価条件の 52℃に対して最確条件は約 40℃～約

初期条件の原子炉水温は，評価条件の 52℃に対して最確条件は約 47℃～約53℃であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，事故事象

58℃であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，事故事象ごとに異なる。原子炉水温が 100℃かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊

ごとに異なる。原子炉水温が 100℃かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱を用いて原子炉注水までの時間余裕を評価すると，必要な遮蔽が維持される水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv/h※4 が維持される水位）である有効燃料棒

熱を用いて原子炉注水までの時間余裕を評価すると，必要な遮蔽が維持される水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h が維持される水位）である燃料有効長

頂部の約 2.0m 上の高さに到達するまでの時間は約 2 時間となることから，評価

頂部の約 1.7m 上の高さに到達するまでの時間は約 2.8 時間となることから，評条件である原子炉水温が 52℃，原子炉停止から 1 日後の燃料の崩壊熱の場合の価条件である原子炉水温が 52℃，原子炉停止から 1 日後の燃料の崩壊熱の場合

評価より時間余裕は短くなるが，注水操作は原子炉水温に応じた対応をとるもの評価より時間余裕は短くなるが，注水操作は原子炉水温に応じた対応をとるのではなく，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こ

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とから，運転員等操作時間に与える影響はない。

ことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉水位は，評価条件の通常運転水位に対して最確条件は通常
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 崩壊熱除去機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

初期条件の原子炉水位は，評価条件の通常運転水位に対して最確条件は通常運転水位に対してゆらぎがあり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とし運転水位以上であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，

た場合は，評価条件で設定している原子炉水位より低くなる場合があるため，評価条件で設定している原子炉水位より高くなるため，原子炉水位が有効燃料

原子炉水位が燃料有効長頂部まで低下する時間は短くなる場合があるが，注水

棒頂部まで低下する時間は長くなるが，注水操作は原子炉水位に応じた対応を

操作は原子炉水位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る異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影あることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

響は小さい。

初期条件の原子炉圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条件も大気圧であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件と同様であ初期条件の原子炉圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条件も大気圧であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影るため，事象進展に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。仮に，原子炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始時間は遅くな響はない。仮に，原子炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始時間は遅くなり，原子炉水位の低下は緩和されるが，注水操作は原子炉圧力に応じた対応をり，原子炉水位の低下は緩和されるが，注水操作は原子炉圧力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ことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

あることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容器の未開放に

初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容器の未開放に対して最確条件は事故事象ごとに異なるものであり，本評価条件の不確かさと対して最確条件は事故事象ごとに異なるものであり，本評価条件の不確かさとして，原子炉圧力容器の未開放時は，評価条件と同様であるため，事象進展にして，原子炉圧力容器の未開放時は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。原子炉圧

与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。原子炉圧

力容器の開放時は，原子炉減圧操作が不要となるが，事象進展に与える影響は

力容器の開放時は，原子炉減圧操作が不要となるが，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響

備考

小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響

初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 22.4MW に対して最確条件は約 22MW

初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 18.8MW に対して最確条件は約以下であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件

18.8MW 未満であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，原子炉水温の上昇及び原子価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，原子炉水温の上昇及

炉水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕

び原子炉水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対すは大きくなる。仮に，原子炉停止後の時間が短く，燃料の崩壊熱が大きい場合

る余裕は大きくなる。仮に，原子炉停止後の時間が短く，燃料の崩壊熱が大きは，注水までの時間余裕が短くなることから，評価項目に対する余裕は小さく

い場合は，注水までの時間余裕が短くなることから，評価項目に対する余裕はなる。原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱を用いて原子炉注水までの時間小さくなる。原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱を用いて原子炉注水まで余裕を評価すると，必要な遮蔽が維持される水位（必要な遮蔽の目安とした
10mSv/h※4 が維持される水位）である有効燃料棒頂部の約 2.0m 上の高さに到達の時間余裕を評価すると，必要な遮蔽が維持される水位（必要な遮蔽の目安とするまでの時間は約 2 時間，有効燃料棒頂部到達まで約 3 時間となることから，

到達するまでの時間は約 2.8 時間，燃料有効長頂部到達まで約 4.2 時間となる

評価条件である原子炉停止 1 日後の評価より時間余裕は短くなる。ただし，必要な放射線の遮蔽は維持され，原子炉注水までの時間余裕も十分な時間が確保ことから，評価条件である原子炉停止 1 日後の評価より時間余裕は短くなる。
ただし，必要な放射線の遮蔽は維持され，原子炉注水までの時間余裕も十分なされていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

時間が確保されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小した 10mSv／h が維持される水位）である燃料有効長頂部の約 1.7m 上の高さにさい。
初期条件の原子炉水温は，評価条件の 52℃に対して最確条件は約 40℃～約

初期条件の原子炉水温は，評価条件の 52℃に対して最確条件は約 47℃～約53℃であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，事故事象

58℃であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，事故事象ごとに異なる。原子炉水温が 100℃かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊

ごとに異なる。原子炉水温が 100℃かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱を用いて原子炉注水までの時間余裕を評価すると，必要な遮蔽が維持される熱を用いて原子炉注水までの時間余裕を評価すると，必要な遮蔽が維持される
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所※4

水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv/h が維持される水位）である有効燃料棒

水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h が維持される水位）である燃料有効長

頂部の約 2.0m 上の高さに到達するまでの時間は約 2 時間となることから，評価

頂部の約 1.7m 上の高さに到達するまでの時間は約 2.8 時間となることから，評条件である原子炉水温が 52℃かつ原子炉停止から 1 日後の燃料の崩壊熱の場合

価条件である原子炉水温が 52℃かつ原子炉停止から 1 日後の燃料の崩壊熱の場の評価より時間余裕は短くなる。ただし，必要な放射線の遮蔽は維持され，原合の評価より時間余裕は短くなる。ただし，必要な放射線の遮蔽は維持され，子炉注水までの時間余裕も十分な時間が確保されていることから，評価項目と原子炉注水までの時間余裕も十分な時間が確保されていることから，評価項目なるパラメータに与える影響は小さい。

となるパラメータに与える影響は小さい。

初期条件の原子炉水位は，評価条件の通常運転水位に対して最確条件は通常
運転水位以上であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評初期条件の原子炉水位は，評価条件の通常運転水位に対して最確条件は通常運転水位に対してゆらぎがあり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした価条件で設定している原子炉水位より高くなるため，原子炉水位が有効燃料棒

場合は，評価条件で設定している原子炉水位より低くなる場合があるが，原子頂部まで水位が低下する時間は長くなることから，評価項目となるパラメータ

炉水位のゆらぎによる変動量は，事象発生後の水位低下量に対して十分小さいに対する余裕は大きくなる。

ことから，評価項目となるパラメータに対する影響は小さい。

初期条件の原子炉圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条件も大気圧であ初期条件の原子炉圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条件も大気圧であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件と同様であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータにるため，事象進展に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。仮に，原子炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始時間

与える影響はない。仮に，原子炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始時間が遅くなり，原子炉水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる※5。

が遅くなり，原子炉水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる※。

初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容器の未開放に

初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容器の未開放に対して最確条件は事故事象ごとに異なるものであり，本評価条件の不確かさと対して最確条件は事故事象ごとに異なるものであり，本評価条件の不確かさとして，原子炉圧力容器の未開放時は，評価条件と同様であるため，事象進展にして，原子炉圧力容器の未開放時は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

原子炉圧力容器の開放時は，原子炉減圧操作が不要となるが，事象進展に与え原子炉圧力容器の開放時は，原子炉減圧操作が不要となるが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

る影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

※5 原子炉圧力上昇による原子炉冷却材蒸発の抑制効果を考慮した評価。

※ 原子炉圧力上昇による原子炉冷却材蒸発の抑制効果を考慮した評価。

b. 操作条件

備考ｂ．操作条件

操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，

操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「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，「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，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作

これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作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

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) 運転員等操作時間に与える影響を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響

操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）の注水操作は，評価上操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による注水操作は，評価上の操作開始時間として，事象発生から 2 時間後を設定している。運転員等操作の操作開始時間として，事象発生から約 2 時間後を設定している。運転員等操時間に与える影響として，崩壊熱除去機能喪失による異常の認知により原子炉

作時間に与える影響として，崩壊熱除去機能喪失による異常の認知により原子注水の必要性を確認し操作を実施することは容易であり，評価では事象発生か

炉注水の必要性を確認し操作を実施することは容易であり，評価では事象発生

ら 2 時間後の注水操作開始を設定しているが，実態の注水操作開始時間は早くから約 2 時間後の注水操作開始を設定しているが，実態の注水操作開始時間はなる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。

早くなる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 崩壊熱除去機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉(b) 評価項目となるパラメータに与える影響

東海第二発電所備(b) 評価項目となるパラメータに与える影響

操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）の注水操作は，運転員操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による注水操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間が早まり，原子炉水位の等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間が早まり，原子炉水位の低下を緩和する可能性があることから，評価項目となるパラメータに対する余低下を緩和する可能性があることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

裕は大きくなる。

(2) 操作時間余裕の把握
操作開始時間の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(2) 操作時間余裕の把握
操作開始時間の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し，そメータに対して，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し，その結果を以下に示す。

の結果を以下に示す。

操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）の注水操作について，通常

操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による注水操作について，通常

運転水位から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約 3 時間，

運転水位から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約 4.5 時

原子炉水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間が約 5 時間であり，事故を認知して間，原子炉水位が燃料有効長頂部まで低下する時間が約 6.3 時間であり，事故を認注水を開始するまでの時間は 2 時間であるため，準備時間が確保できることから，知して注水を開始するまでの時間は 2 時間であるため，準備時間が確保できること

時間余裕がある。

から，時間余裕がある。

(3) まとめ(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，

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，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

も，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，操作時間には時間余裕がある。

考

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，操作時間には時間余裕がある。
（添付資料 5.1.8）

7.4.1.4 必要な要員及び資源の評価

5.1.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価(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

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 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策時における必要時冷却機能喪失）」において，重大事故等対策時における必要な要員は，「5.1.1(3)な要員は，「7.4.1.1(3)燃料損傷防止対策」に示すとおり 14 名である。
「7.5.2 重大

燃料損傷防止対策」に示すとおり 12 名である。
「6.2 重大事故等対策時に必要な要事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員，緊急時対策要員等の 64 名で対処可能である。

員の評価結果」で説明している災害対策要員（初動）の 37 名で対処可能である。

(2) 必要な資源の評価(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

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は，「7.5.1(2)資源の評価

時冷却機能喪失）」において，水源，燃料及び電源の資源は，「6.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価している。その結果を以下に示す。

条件」の条件にて評価している。その結果を以下に示す。

a. 水源

ａ．水

源
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備

残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水については，必要な注水量

残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水については，必要な注水量が少が少なく，また，サプレッション・チェンバのプール水を水源とすることから，なく，また，サプレッション・チェンバのプール水を水源とすることから，水源

水源が枯渇することはないため，7 日間の継続実施が可能である。

が枯渇することはないため，7 日間の継続実施が可能である。

b. 燃料

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，事象発生後 7 日間最大負非常用ディーゼル発電機等及び常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2荷で運転した場合，号炉あたり約 753kL の軽油が必要となる。5 号炉原子炉建屋内
緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供台）による電源供給については，事象発生後 7 日間最大負荷で運転した場合，約755.5kL の軽油が必要となる。

給については，事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に合計約13kL の軽油が必要となる。
（6 号及び 7 号炉合計約 1,519kL）
6 号及び 7 号炉の各軽油タンクにて約 1,020kL（6 号及び 7 号炉合計約 2,040kL）

考

軽油貯蔵タンクにて約 800kL の軽油を保有しており，この使用が可能であることから，非常用ディーゼル発電機等及び常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）による電源供給について，7 日間の継続が可能である。

の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，非常用ディーゼル

緊急時対策所用発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を発電機による電源供給，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備による想定すると，7 日間の運転継続に約 70.0kL の軽油が必要となる。緊急時対策所用

電源供給及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給について，7 日間の継発電機燃料油貯蔵タンクにて約 75kL の軽油を保有しており，この使用が可能であ続が可能である。

ることから，緊急時対策所用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 5.1.9）

c. 電源

ｃ．電

源

外部電源は使用できないものと仮定し，非常用ディーゼル発電機によって給電

外部電源は使用できないものと仮定し，非常用ディーゼル発電機等及び常設代を行うものとする。6 号及び 7 号炉において重大事故等対策時に必要な負荷は，各替交流電源設備によって給電を行うものとする。重大事故等対策時に必要な負荷号炉の非常用ディーゼル発電機負荷に含まれることから，非常用ディーゼル発電

は，非常用ディーゼル発電機等の負荷に含まれることから，非常用ディーゼル発機による電源供給が可能である。

電機等による電源供給が可能である。常設代替交流電源設備の電源負荷について
は，重大事故等対策に必要な負荷として，約 951kW 必要となるが，常設代替交流
電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）の連続定格容量は約 2,208kW であり，必要負荷に対しての電源供給が可能である。

また，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポ
スト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。

また，緊急時対策所用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
（添付資料 5.1.10）

7.4.1.5 結論
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
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，原子炉の運転停止中に残留熱除去系の故障により，崩壊熱除去
冷却機能喪失）」では，原子炉の運転停止中に残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の機能を喪失することが特徴である。事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残故障により，崩壊熱除去機能を喪失することが特徴である。事故シーケンスグループ

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，「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）」に対する燃残留熱除去系による原子炉注水手段及び除熱手段を整備している。

料損傷防止対策としては，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水手段及び残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱手段を整備している。

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

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
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

冷却機能喪失）」の重要事故シーケンス「崩壊熱除去機能喪失（RHR 機能喪失[フロント

冷却機能喪失）」の重要事故シーケンス「残留熱除去系の故障（ＲＨＲ喪失）＋崩壊熱ライン]）＋崩壊熱除去・注水系失敗」について有効性評価を行った。

除去・炉心冷却失敗」について有効性評価を行った。

上記の場合においても，残留熱除去系による原子炉注水及び原子炉除熱を実施する
ことにより，燃料損傷することはない。

備考

上記の場合においても，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水及び残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉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，有効燃料棒頂部の冠水，放射線遮蔽の維持及び未臨界の確保ができるこ

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，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
評価条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評とから，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
評価条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評

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。

裕がある。

重大事故等対策時に必要な要員は，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，燃料及び電源を供給可能である。

重大事故等対策時に必要な要員は，災害対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。

以上のことから，残留熱除去系による原子炉注水，原子炉除熱等の燃料損傷防止対以上のことから，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水及び残留熱除去系

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（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱等の燃料損傷防止対策は，選定した重要事

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）」

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「崩壊熱に対して有効である。

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。

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備
考

表 1／3

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備
考

表 2／3

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備
考

表 3／3

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備
考

図 1／6

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備
考

図 2／6

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柏崎刈羽発電所６／７号炉

備
考

図 3／6

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東海第二発電所

備
考

図 4／6

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 崩壊熱除去機能喪失）
柏崎刈羽発電所６／７号炉

備
考

図 5／6

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 崩壊熱除去機能喪失）
東海第二発電所

備
考

図 6／6

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 崩壊熱除去機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所備考

解析図 1／2

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 崩壊熱除去機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所備考

解析図 2／2

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 全交流動力電源喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

7.4.2 全交流動力電源喪失

5.2 全交流動力電源喪失

7.4.2.1 事故シーケンスグループの特徴，燃料損傷防止対策

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(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」に含まれる事故シーケンスは，

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」に含まれる事故シーケンスは，「6.2 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「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＋交流電源喪失＋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＋崩流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」及び②「外部電源喪失＋直流電源失敗＋

壊熱除去・注水系失敗」である。

崩壊熱除去・炉心冷却失敗」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

考(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，原子炉の運転停止中に全事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」では，原子炉の運転停止中に全交流動力電源が喪失することにより，原子炉の注水機能及び除熱機能が喪失するこ

交流動力電源が喪失することにより，原子炉の注水機能及び除熱機能が喪失することを想定する。このため，燃料の崩壊熱により原子炉冷却材が蒸発することから，とを想定する。このため，燃料の崩壊熱により原子炉冷却材が蒸発することから，緩和措置がとられない場合には，原子炉水位の低下により燃料が露出し，燃料損傷緩和措置がとられない場合には，原子炉水位の低下により燃料が露出し，燃料損傷

に至る。

に至る。

本事故シーケンスグループは，全交流動力電源が喪失したことによって燃料損傷

本事故シーケンスグループは，全交流動力電源が喪失したこと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，運転停止中の原子炉における燃に至る事故シーケンスグループである。このため，運転停止中の原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価には，全交流動力電源に対する重大事故等対処設備に

料損傷防止対策の有効性評価には，全交流動力電源に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。

期待することが考えられる。

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，常設代したがって，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，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）による原子炉注水を行う

替交流電源設備による電源供給，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を行う

ことによって，燃料損傷の防止を図る。また，代替原子炉補機冷却系を介した残留ことによって，燃料損傷の防止を図る。また，緊急用海水系を用いた残留熱除去系

熱除去系（原子炉停止時冷却モード）による最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行（原子炉停止時冷却系）による最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことにより，うことにより，原子炉を除熱する。

原子炉を除熱する。

(3) 燃料損傷防止対策

備(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，初期の対策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，初期の対策として常設代替交流電源設備による給電手段，低圧代替注水系（常設）による原子として常設代替交流電源設備による給電手段，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段を整備する。また，安定状態に向けた対策として代替原子炉補機冷却系

炉注水手段を整備する。また，安定状態に向けた対策として緊急用海水系を用いたを介した残留熱除去系による原子炉除熱手段を整備する。これらの対策の概略系統

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱手段を整備する。これらの図を第 7.4.2－1 図及び第 7.4.2－2 図に，手順の概要を第 7.4.2－3 図に示すとともに，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対策の概略系統図を第 5.2－1 図に，手順の概要を第 5.2－2 図に示すとともに，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操作手順

操作手順の関係を第 7.4.2－1 表に示す。

の関係を第 5.2－1 表に示す。

本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，事象発生 10 時

本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，重大事故等対間までの 6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転策に必要な要員は，災害対策要員（初動）19 名である。その内訳は次のとおりであ

員及び緊急時対策要員で構成され，合計 16 名である。その内訳は次のとおりである。

る。中央制御室の運転員は，当直発電長 1 名，当直副発電長 1 名及び運転操作対応

中央制御室の運転員は，当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2 名，運転を行う当直運転員 3 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等操作対応を行う運転員 6 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連を行う要員は 4 名及び現場操作を行う重大事故等対応要員は 10 名である。
1／12

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 全交流動力電源喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉絡等を行う緊急時対策本部要員は 5 名，緊急時対策要員（現場）は 2 名である。
また，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 26 名である。必要な要員と作業項目について第 7.4.2－4 図に示

東海第二発電所

備

考必要な要員と作業項目について第 5.2－3 図に示す。
なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を重要事
故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，19 名で対処可能である。

す。
なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を重要事
故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，16 名で対処可能である。
a. 全交流動力電源喪失による残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）停止確認
原子炉の運転停止中に全交流動力電源が喪失し，残留熱除去系（原子炉停止時
冷却モード）運転停止による崩壊熱除去機能が喪失する。
残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転停止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，残留熱除去系系統流量である。
b. 早期の電源回復不能判断及び対応準備

ａ．全交流動力電源喪失による残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）停止確認
原子炉の運転停止中に全交流動力電源が喪失し，残留熱除去系（原子炉停止時
冷却系）運転停止による崩壊熱除去機能が喪失する。
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）運転停止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，残留熱除去系系統流量である。
ｂ．早期の電源回復不能判断及び対応準備

中央制御室からの操作により外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動

中央制御室からの操作により外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機等の起ができず，非常用高圧母線（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復

動ができず，非常用高圧母線（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源回不能と判断する。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，復不能と判断する。これにより，常設代替交流電源設備及び低圧代替注水系（常低圧代替注水系（常設）の準備を開始する。

設）の準備を開始する。

c. 逃がし安全弁による原子炉の低圧状態維持

ｃ．逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉の低圧状態維持

残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転停止により原子炉水温が 100℃に残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）運転停止により原子炉水温が 100℃に到達到達し，原子炉圧力が上昇することから，原子炉圧力を低圧状態に維持するため，し，原子炉圧力が上昇することから，原子炉圧力を低圧状態に維持するため，中中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁 1 個を開操作する。

央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁（自動減圧機能）1 個を開操作する。

残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転停止による原子炉水温の上昇を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力容器温度である。
逃がし安全弁による原子炉の低圧状態維持を確認するために必要な計装設備
は，原子炉圧力等である。
d. 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水

残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）運転停止による原子炉水温の上昇を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力容器温度である。
逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉の低圧状態維持を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力等である。
ｄ．低圧代替注水系（常設）による原子炉注水

常設代替交流電源設備による交流電源供給を確認後，中央制御室からの遠隔操中央制御室からの遠隔操作により常設代替交流電源設備による緊急用母線への作により復水移送ポンプ 1 台を手動起動し，低圧代替注水系（常設）による原子交流電源供給を開始する。また，常設低圧代替注水系ポンプ 1 台を手動起動し，炉注水を開始する。これにより，原子炉水位が回復する。

原子炉水位の低下時は低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を実施する。これにより，原子炉水位を通常運転水位付近に維持する。

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，原子炉水位及び復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）等である。

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，原子炉水位（広帯域）及び低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン狭帯域用）
等である。

e. 残留熱除去系(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
代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系の準備が完了後，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転を再開する。

ｅ．残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）運転による崩壊熱除去機能回復
常設代替交流電源設備から非常用高圧母線への交流電源供給の準備が完了後，中央制御室からの遠隔操作により緊急用海水ポンプ 1 台を起動後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）運転を再開する。

残留熱除去系（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残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）運転の再開を確認するために必要な計装
2／12

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 全交流動力電源喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉
計装設備は，残留熱除去系熱交換器入口温度等である。
崩壊熱除去機能回復後，逃がし安全弁を全閉とし，原子炉低圧状態の維持を停止する。

東海第二発電所

備

考

設備は，残留熱除去系熱交換器入口温度等である。
崩壊熱除去機能回復後，逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉の低圧状態維持を停止するため，逃がし安全弁（自動減圧機能）を全閉とする。

7.4.2.2 燃料損傷防止対策の有効性評価

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(1) 有効性評価の方法

本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「6.2
評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「外部電源喪失＋交流電源喪失

本事故シーケンスグループを評価する上で選定した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，「外部電源喪失＋交流電源失敗＋崩壊熱除去・注水系失敗」である。

＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」である。

なお，「7.4.1 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

なお，
「5.1.1 崩壊熱除去機能喪失」で考慮している事故シーケンス（残留熱除去機能喪失（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」

去系の故障（ＲＨＲＳ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗）は，事象進展が同様な及び「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・ので併せて本重要事故シーケンスにおいて燃料損傷防止対策の有効性を確認する。

注水系失敗」）は，事象進展が同様なので併せて本重要事故シーケンス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，原子炉冷却材及び注水手段

本評価で想定するプラント状態においては，崩壊熱，原子炉冷却材及び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有効燃料棒頂部の冠水，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対して，最も厳しい想定である。したがって，当該プラント状態を基本とし，他の臨界の確保に対して，最も厳しい想定である。したがって，当該プラント状態を基

プラント状態も考慮した想定において評価項目を満足することを確認することによ本とし，他のプラント状態も考慮した想定において評価項目を満足することを確認

り，運転停止中の他のプラント状態においても，評価項目を満足できる。

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，評価項目を満足できる。

また，評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故シーケンスにおまた，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，評価項目となるパラメータに与える影響及びける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及び操作時間余裕を評価する。

操作時間余裕を評価する。
（添付資料 5.1.2）(2) 有効性評価の条件(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評価条件を第 7.4.2－2 表

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評価条件を第 5.2－2 表にに示す。また，主要な評価条件について，本重要事故シーケンス特有の評価条件を示す。また，主要な評価条件について，本重要事故シーケンス特有の評価条件を以以下に示す。

下に示す。

a. 初期条件

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(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。

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。

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，(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きの崩壊熱は約 22MW である。

る。このときの崩壊熱は約 19MW である。

(b) 崩壊熱

なお，崩壊熱に相当する原子炉冷却材の蒸発量は約 37m3/h である。

なお，崩壊熱に相当する原子炉冷却材の蒸発量は約 32m３／h である。
3／12

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 全交流動力電源喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備

考（添付資料 5.1.3，5.1.4）(c) 原子炉初期水位及び原子炉初期水温(c) 原子炉水位及び原子炉水温

事象発生前の原子炉水位は通常運転水位とし，また，原子炉初期水温は 52℃とする。

事象発生前の原子炉水位は通常運転水位とし，また，原子炉水温は 52℃とする。

(d) 原子炉圧力(d) 原子炉圧力原子炉の初期圧力は大気圧が維持されているものとする。また，事象発生後原子炉の初期圧力は大気圧が維持されているものとする。また，事象発生後において，水位低下量を厳しく見積もるために，原子炉圧力は大気圧に維持されているものとする※1。

において，水位低下量を厳しく見積もるために，原子炉圧力は大気圧に維持されているものとする※。

※1 実操作では低圧注水系の注水準備が完了した後で原子炉減圧を実施する※ 実操作では低圧代替注水系（常設）の注水準備が完了した後で原子炉減こととなり，低圧代替注水系（常設）の注水特性に応じて大気圧より高圧を実施することとなり，低圧代替注水系（常設）の注水特性に応じてい圧力で注水が開始されることとなる。大気圧より高い圧力下での原子大気圧より高い圧力で注水が開始されることとなる。大気圧より高い圧炉冷却材の蒸発量は大気圧下と比べ小さくなるため，原子炉圧力が大気力下での原子炉冷却材の蒸発量は大気圧下と比べ小さくなるため，原子圧に維持されているとした評価は保守的な条件となる。

炉圧力が大気圧に維持されているとした評価は保守的な条件となる。

b. 事故条件

ｂ．事故条件(a) 起因事象(a) 起因事象

起因事象として，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

起因事象として，送電系統の故障等によって，外部電源を喪失するものとする。

を喪失するものとする。

(b) 安全機能の喪失に対する仮定(b) 安全機能の喪失に対する仮定
全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定し，全交流動力電源を喪失

全ての非常用ディーゼル発電機等の機能喪失を想定し，全交流動力電源を喪失するものとする。また，残留熱除去系海水系の機能喪失を重畳させるものとするものとする。

する。
(c) 外部電源(c) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。起因事象として，外部電源を喪失

外部電源は使用できないものと仮定する。起因事象として，外部電源を喪失するものとしている。

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

c. 重大事故等対策に関連する機器条件(a) 低圧代替注水系（常設）(a) 低圧代替注水系（常設）3

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水流量は 150m /h とする。
(b) 代替原子炉補機冷却系
伝熱容量は約 23MW（原子炉冷却材温度 100℃，海水温度 30℃において）とする。

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水流量は，蒸発量に応じた注水流量として 27m３／h とする。
(b) 緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）
伝熱容量は熱交換器 1 基当たり約 24MW（原子炉冷却材温度 100℃，海水温度
32℃において）とする。

(c) 残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）
伝熱容量は，熱交換器 1 基あたり約 8MW（原子炉冷却材温度 52℃，海水温度
30℃において）とする。
d. 重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「6.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」

ｄ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等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」
4／12

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 全交流動力電源喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所に示す分類に従って以下のとおり設定する。

に示す分類に従って以下のとおり設定する。

(a) 事象発生 145 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(a) 事象発生 21 分までに中央制御室からの遠隔操作により常設代替交流電源設備する。
(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 145 分後から開
始する。

備

考

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）による原子炉注水準備操作は事象発生 25 分までに完了するが，原子炉注水操作は原子炉水位が低下し始める約 1.1 時間後から開始する。

(c) 残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）は軸受等の冷却が必要となるため，
代替原子炉補機冷却系の準備が完了する事象発生 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における原子炉水位の推移を第 7.4.2－5 図に，原子炉水位(c) 残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）は軸受等の冷却が必要となるため，緊急用海水系の準備が完了する事象発生 4 時間 10 分後から開始する。
(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉水位の推移を第 5.2－4 図に，原子炉水位とと線量率の関係を第 7.4.2－6 図に示す。

線量率の関係を第 5.2－5 図に示す。

a. 事象進展

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

原子炉水温が上昇し，約 1.1 時間後に沸騰，蒸発することにより原子炉水位は低し始める。常設代替交流電源設備による交流電源の供給を開始し，事象発生から下し始める。常設代替交流電源設備による交流電源の供給を開始し，事象発生か

145 分経過した時点で，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を行うことによら約 1.1 時間後以降は，低圧代替注水系（常設）により蒸発量に応じた注水を実って，原子炉水位は有効燃料棒頂部の約 2.9m 上まで低下するにとどまる。原子炉
水位回復後は，蒸発量に応じた注水を実施することによって，原子炉水位を適切施することによって，原子炉水位を通常運転水位付近に維持することができる。
事象発生から 4 時間 10 分経過した時点で，緊急用海水系を用いた残留熱除去系に維持することができる。

（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱を開始することによって，原子炉水温

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介した残留熱除は低下する。

去系による原子炉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，第 7.4.2－5 図に示すとおり，有効燃料棒頂部の約 2.9m 上まで低下するに留まり，燃料は冠水を維持する。

ｂ．評価項目等
原子炉水位は，第 5.2－4 図に示すとおり，蒸発量に応じた注水を実施すること
によって原子炉水位を通常運転水位付近に維持することができ，燃料は冠水を維持する。

原子炉圧力容器は未開放であり，第 7.4.2－6 図に示すとおり，必要な遮蔽※2 を確保できる水位である有効燃料棒頂部の約 2.0m 上を下回ることがないため，放射原子炉圧力容器は未開放であり，第 5.2－5 図に示すとおり，必要な遮蔽※が維持される水位である燃料有効長頂部の約 1.7m 上を下回ることがないため，放射線線の遮蔽は維持される。なお，線量率の評価点は原子炉建屋オペレーティングフの遮蔽は維持される。なお，線量率の評価点は原子炉建屋原子炉棟 6 階の床付近

ロアの床付近としている。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。

としている。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。

なお，事象発生前に現場にいた作業員の退避における放射線影響については現

なお，事象発生前に現場にいた作業員の退避における放射線影響については現場環境が悪化する前に退避が可能であるため，影響はない。

場環境が悪化する前に退避が可能であるため，影響はない。

事象発生 145 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事象発生 25 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替注水系（常設）の安定した原子炉注水を継続することから，長期的に原子炉圧

注水系（常設）の安定した原子炉注水を継続することから，長期的に原子炉圧力力容器及び原子炉格納容器の安定状態を継続できる。

容器及び格納容器の安定状態を継続できる。

本評価では，「6.2.4.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)か

本評価では，「1.2.4.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)か5／12

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 全交流動力電源喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉
ら(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。

東海第二発電所

備

考ら(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。

※2 必要な遮蔽の目安とした線量率は 10mSv/h とする。全交流動力電源喪失に※ 必要な遮蔽の目安とした線量率は 10mSv／h とする。全交流動力電源喪失における原子炉建屋オペレーティングフロアでの作業時間及び作業員の退避

おける原子炉建屋原子炉棟 6 階での作業時間及び作業員の退避は 2.2 時間

は 1 時間以内であり，作業員の被ばく量は最大でも 10mSv となるため，緊以内であり，作業員の被ばく量は最大でも 22mSv となるため，緊急作業時

急作業時における被ばく限度の 100mSv に対して余裕がある。

における被ばく限度の 100mSv に対して余裕がある。

本事故に応じた燃料損傷防止対策において原子炉建屋オペレーティングフ

本事故に応じた燃料損傷防止対策において原子炉建屋原子炉棟 6 階での操

ロアでの操作を必要な作業としていないが，燃料プール代替注水系（可搬型スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水について仮に考作を必要な作業としていないが，可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールス

慮し，可搬型スプレイヘッダ及びホースの設置にかかる作業時間を想定しプレイの準備操作について仮に考慮し，可搬型スプレイノズル及びホースた。

の設置にかかる作業時間を想定した。

必要な遮蔽の目安とした線量率 10mSv/h は，定期検査作業時での原子炉建必要な遮蔽の目安とした線量率 10mSv／h は，施設定期検査作業時での原子屋オペレーティングフロアにおける線量率を考慮した値である。

炉建屋原子炉棟 6 階における線量率を考慮した値である。

この線量率となる水位は有効燃料棒頂部の約 2.0m 上（通常水位から約 2.4m

この線量率となる水位は燃料有効長頂部の約 1.7m 上（通常水位から約 3.5m下）の位置である。

下）の位置である。
（添付資料 5.1.5，5.1.7，5.2.1）

7.4.2.3 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，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。

5.2.3 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，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，原子炉の運転停止中に全交流動力電源が喪失し，残留熱

本重要事故シーケンスは，原子炉の運転停止中に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を喪失することが特徴である。また，不確かさの影響除去系（原子炉停止時冷却系）等による崩壊熱除去機能を喪失することが特徴である。

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及び低圧代替注水系（常また，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設）による原子炉注水操作とする。

及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作とする。

(1) 評価条件の不確かさの影響評価(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

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，第 7.4.2－2 表

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，第 5.2－2 表に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を評価する。また，評価条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに評価する。また，評価条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対対する余裕が小さくなるような設定があることから,その中で事象進展に有意なする余裕が小さくなるような設定があることから，その中で事象進展に有意な影影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。

響を与えると考えられる項目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
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 22.4MW に対して最確条件は約(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 18.8MW に対して最確条件は約22MW 以下であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価18.8MW 未満であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，原子炉水温の上昇及び価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，原子炉水温の上昇及原子炉水位の低下は緩和されるが，注水操作や給電操作は崩壊熱に応じた対応

び原子炉水位の低下は緩和されるが，注水操作や給電操作は崩壊熱に応じた対をとるものではなく，全交流動力電源の喪失による異常の認知を起点とするも応をとるものではなく，全交流動力電源の喪失による異常の認知を起点とするのであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

ものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

初期条件の原子炉水温は，評価条件の 52℃に対して最確条件は約 40℃～約

初期条件の原子炉水温は，評価条件の 52℃に対して最確条件は約 47℃～約
6／12

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

53℃であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，事故事象

58℃であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，事故事象ごとに異なる。原子炉水温が 100℃かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊

ごとに異なる。原子炉水温が 100℃かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱を用いて原子炉注水までの時間余裕を評価すると，必要な遮蔽が維持される熱を用いて原子炉注水までの時間余裕を評価すると，必要な遮蔽が維持される水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv/h※2 が維持される水位）である有効燃料棒

水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h が維持される水位）である燃料有効長

頂部の約 2.0m 上の高さに到達するまでの時間は約 2 時間となることから，評価

頂部の約 1.7m 上の高さに到達するまでの時間は約 2.8 時間となることから，評条件である原子炉水温が 52℃，原子炉停止から 1 日後の燃料の崩壊熱の場合の価条件である原子炉水温が 52℃，原子炉停止から 1 日後の燃料の崩壊熱の場合

評価より時間余裕は短くなるが，注水操作や給電操作は原子炉水温に応じた対応をとるものではなく，全交流動力電源の喪失による異常の認知を起点とするの評価より時間余裕は短くなるが，注水操作や給電操作は原子炉水温に応じた対応をとるものではなく，全交流動力電源の喪失による異常の認知を起点とすものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

るものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

初期条件の原子炉水位は，評価条件の通常運転水位に対して最確条件は通常

初期条件の原子炉水位は，評価条件の通常運転水位に対して最確条件は通常

運転水位以上であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，運転水位に対してゆらぎがあり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とし評価条件で設定している原子炉水位より高くなるため，原子炉水位が有効燃料た場合は，評価条件で設定している原子炉水位より低くなる場合があるため，棒頂部まで低下する時間は長くなるが，注水操作や給電操作は原子炉水位に応

原子炉水位が燃料有効長頂部まで低下する時間は短くなる場合があるが，注水じた対応をとるものではなく，全交流動力電源の喪失による異常の認知を起点

操作や給電操作は原子炉水位に応じた対応をとるものではなく，全交流動力電とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

源の喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時

備考間に与える影響は小さい。
初期条件の原子炉圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条件も大気圧であ初期条件の原子炉圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条件も大気圧であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件と同様であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影るため，事象進展に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。仮に，原子炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始時間は遅くな響はない。仮に，原子炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始時間は遅くなり，原子炉水位の低下は緩和されるが，注水操作や給電操作は原子炉圧力に応り，原子炉水位の低下は緩和されるが，注水操作や給電操作は原子炉圧力に応じた対応をとるものではなく，全交流動力電源の喪失による異常の認知を起点じた対応をとるものではなく，全交流動力電源の喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容器の未開放に

初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容器の未開放に対して最確条件は事故事象ごとに異なるものであり，評価条件の不確かさとし対して最確条件は事故事象ごとに異なるものであり，評価条件の不確かさとして，原子炉圧力容器の未開放時は，評価条件と同様であるため，事象進展に与て，原子炉圧力容器の未開放時は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。原子炉圧力える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。原子炉圧力容器の開放時は，原子炉減圧操作が不要となるが，事象進展に与える影響は小容器の開放時は，原子炉減圧操作が不要となるが，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響

さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響

初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 22.4MW に対して最確条件は約22MW 以下であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 18.8MW に対して最確条件は約18.8MW 未満であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，原子炉水温の上昇及び価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，原子炉水温の上昇及原子炉水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対するび原子炉水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対す

余裕は大きくなる。仮に，原子炉停止後の時間が短く，燃料の崩壊熱が大きい

る余裕は大きくなる。仮に，原子炉停止後の時間が短く，燃料の崩壊熱が大き場合は，注水までの時間余裕が短くなることから，評価項目に対する余裕は小い場合は，注水までの時間余裕が短くなることから，評価項目に対する余裕はさくなる。原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱を用いて原子炉注水までの小さくなる。原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱を用いて原子炉注水まで時間余裕を評価すると，必要な遮蔽を確保できる水位（必要な遮蔽の目安としの時間余裕を評価すると，必要な遮蔽が維持される水位（必要な遮蔽の目安と7／12

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉※2

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た 10mSv/h が確保される水位）である有効燃料棒頂部の約 2.0m 上の高さに到した 10mSv／h が維持される水位）である燃料有効長頂部の約 1.7m 上の高さに達するまでの時間は約 2 時間，有効燃料棒頂部到達まで約 3 時間となることか

到達するまでの時間は約 2.8 時間，燃料有効長頂部到達まで約 4.2 時間となるら，評価条件である原子炉停止 1 日後の評価より時間余裕は短くなる。ただし，ことから，評価条件である原子炉停止 1 日後の評価より時間余裕は短くなる。

本時間に対して作業員が現場から退避するまでの時間及び原子炉注水までの時

ただし，本時間に対して作業員が現場から退避するまでの時間及び原子炉注水間は確保されているため放射線の遮蔽は維持され，原子炉水位が有効燃料棒頂までの時間は確保されているため放射線の遮蔽は維持され，原子炉水位が燃料部を下回ることはないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小有効長頂部を下回ることはないことから，評価項目となるパラメータに与える

さい。
初期条件の原子炉水温は，評価条件の 52℃に対して最確条件は約 40℃～約

影響は小さい。
初期条件の原子炉水温は，評価条件の 52℃に対して最確条件は約 47℃～約53℃であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，事故事象

58℃であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，事故事象ごとに異なる。原子炉水温が 100℃かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊

ごとに異なる。原子炉水温が 100℃かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱を用いて原子炉注水までの時間余裕を評価すると，必要な遮蔽が維持される水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv/h※2 が維持される水位）である有効燃料棒

熱を用いて原子炉注水までの時間余裕を評価すると，必要な遮蔽が維持される

頂部の約 2.0m 上の高さに到達するまでの時間は約 2 時間となることから，評価

頂部の約 1.7m 上の高さに到達するまでの時間は約 2.8 時間となることから，評条件である原子炉水温が 52℃かつ原子炉停止から 1 日後の燃料の崩壊熱の場合

価条件である原子炉水温が 52℃かつ原子炉停止から 1 日後の燃料の崩壊熱の場の評価より時間余裕は短くなる。

合の評価より時間余裕は短くなる。ただし，必要な放射線の遮蔽は維持され，

ただし，必要な放射線の遮蔽は維持され，原子炉注水までの時間余裕も十分な時間が確保されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は備考

水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h が維持される水位）である燃料有効長

原子炉注水までの時間余裕も十分な時間が確保されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

小さい。
初期条件の原子炉水位は，評価条件の通常運転水位に対して最確条件は通常

初期条件の原子炉水位は，評価条件の通常運転水位に対して最確条件は通常

運転水位以上であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，運転水位に対してゆらぎがあり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とし評価条件で設定している原子炉水位より高くなるため，原子炉水位が有効燃料た場合は，評価条件で設定している原子炉水位より低くなる場合があるが，原棒頂部まで低下する時間は長くなることから，評価項目となるパラメータに対子炉水位のゆらぎによる変動量は，事象発生後の水位低下量に対して十分小さする余裕は大きくなる。

いことから，評価項目となるパラメータに対する影響は小さい。

初期条件の原子炉圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条件も大気圧であ初期条件の原子炉圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条件も大気圧であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件と同様でり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータあるため，事象進展に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。仮に，原子炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始時に与える影響はない。仮に，原子炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始時

間は遅くなり，原子炉水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる※3。

間は遅くなり，原子炉水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる※。

初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容器の未開放に

初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容器の未開放に対して最確条件は事故事象ごとに異なるものであり，本評価条件の不確かさとして，原子炉圧力容器の未開放時は，評価条件と同様であるため，事象進展に対して最確条件は事故事象ごとに異なるものであり，本評価条件の不確かさとして，原子炉圧力容器の未開放時は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

原子炉圧力容器の開放時は，原子炉減圧操作が不要となるが，事象進展に与え原子炉圧力容器の開放時は，原子炉減圧操作が不要となるが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

る影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

※3 原子炉圧力上昇による原子炉冷却材蒸発の抑制効果を考慮した評価。

※ 原子炉圧力上昇による原子炉冷却材蒸発の抑制効果を考慮した評価。

b. 操作条件ｂ．操作条件
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東海第二発電所

操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，

操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「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，「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，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作

これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作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

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。

を以下に示す。

(a) 運転員等操作時間に与える影響(a) 運転員等操作時間に与える影響

操作条件の常設代替交流電源設備からの受電及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，評価上の操作開始時間として，事象発生から 145 分後操作条件の常設代替交流電源設備からの受電及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水準備操作は，評価上の操作開始時間として，事象発生から 25 分を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，常設代替交流電源設

後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，常設代替交流電源

備からの受電操作については 2 系列の非常用高圧母線の電源回復を想定してい設備からの受電操作については実態の操作時間が評価上の操作開始時間とほぼるが，低圧代替注水系(常設)は非常用高圧母線 D 系の電源回復後に運転可能で同等であることから，運転員等操作開始時間に与える影響は小さい。

備考あり，原子炉注水操作開始の時間が早まり，原子炉水位の回復が早まる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，復水移送ポンプの起動操

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，原子炉水位が低下し始め

作が常設代替交流電源設備からの受電操作の影響を受けるが，低圧代替注水系る事象発生から約 1.1 時間後に開始する。運転員等操作時間に与える影響とし（常設）は非常用高圧母線 D 系の電源回復後に運転可能であり，原子炉注水操て，実態の運転操作においては，原子炉水位を監視しながら原子炉注水操作を

作開始の時間が早まり，原子炉水位の回復が早まる可能性があることから，運実施するため，原子炉水温の上昇が放熱等の影響により緩やかとなり，沸騰に転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。

よる原子炉水位低下の開始時間が遅れた場合には原子炉注水開始時間が遅れる
が，他の並列操作はないことから，他の操作に与える影響はない。

操作条件の代替原子炉補機冷却系の運転操作は，評価上の操作開始時間とし操作条件の緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）によて，事象発生から 20 時間後を設定している。運転員等操作時間に与える影響とる原子炉除熱操作は，評価上の操作開始時間として，事象発生から 4 時間 10 分して，代替原子炉補機冷却系の準備は，緊急時対策要員の参集に 10 時間，その後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，準備操作が想定よ後の作業に 10 時間の合計 20 時間を想定しているが，準備操作が想定より短い

り短い時間で完了することで操作開始時間が早まる可能性があることから，運時間で完了することで操作開始時間が早まる可能性があることから，運転員等

転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。

操作時間に対する余裕は大きくなる。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響(b) 評価項目となるパラメータに与える影響

操作条件の常設代替交流電源設備からの受電及び低圧代替注水系（常設）に操作条件の常設代替交流電源設備からの受電並びに低圧代替注水系（常設）よる原子炉注水操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開による原子炉注水準備操作及び原子炉注水操作は，運転員等操作時間に与える

始時間が早まり，原子炉水位の低下を緩和する可能性があることから，評価項

影響として，実態の操作時間は評価上の設定とほぼ同等であることから，評価目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

項目となるパラメータに与える影響は小さい。

操作条件の代替原子炉補機冷却系の運転操作は，運転員等操作時間に与える影響として，操作開始時間は評価上の想定より早まる可能性があるが，原子炉操作条件の緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱操作は，運転員等操作時間に与える影響として，操作開始時間はへの注水をすでに実施していることから，評価項目となるパラメータに与える

評価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影響はない。

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。

(2) 操作時間余裕の把握(2) 操作時間余裕の把握

操作開始時間の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

操作開始時間の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し，そメータに対して，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し，そ9／12

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所の結果を以下に示す。

備

考の結果を以下に示す。

操作条件の常設代替交流電源設備からの受電及び低圧代替注水系（常設）による操作条件の常設代替交流電源設備からの受電及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，通常運転水位から放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達す

原子炉注水操作は，通常運転水位から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事象発生から約 3 時間，原子炉水位が有効燃料棒頂部まで低下する

るまでの時間は事象発生から約 4.5 時間，原子炉水位が燃料有効長頂部まで低下す

時間は約 5 時間であり，事故を認知して注水を開始するまでの時間が 145 分である

る時間は約 6.3 時間であり，事故を認知して注水を開始するまでの時間が約 1.1 時ため，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。

間であるため，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。

操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，事象発生約 20 時間後の操作である
ため，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。仮に，操作が遅れる場合

操作条件の緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）運転による原子炉除熱操作は，事象発生 4 時間 10 分後の操作であるため，準備時間が確保では，低圧代替注水系（常設）による原子炉への注水は継続する。

きることから，時間余裕がある。仮に，操作が遅れる場合は，低圧代替注水系（常設）による原子炉への注水は継続する。
(3) ま と め(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，

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，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

も，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

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，操作時間には時間余裕がある。

において，操作時間には時間余裕がある。

（添付資料 5.2.2，5.2.3）
7.4.2.4 必要な要員及び資源の評価

5.2.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価(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 号及び 7 号炉同時の事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」において，重大事故等対策時に重大事故等対策時における事象発生 10 時間までの必要な要員は，「7.4.2.1(3)燃料おける必要な要員は，「5.2.1(3) 燃料損傷防止対策」に示すとおり 19 名である。
「6.2

損傷防止対策」に示すとおり 16 名である。
「7.5.2 重大事故等対策時に必要な要員の重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している災害対策要員（初動）

評価結果」で説明している運転員，緊急時対策要員等の 64 名で対処可能である。

の 37 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 名であり，発電所構外から 10
時間以内に参集可能な要員の 106 名で確保可能である。
(2) 必要な資源の評価(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，燃料及び電源は，「7.5.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価している。その結果を以下に示す。
a. 水源
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水については，7 日間の対応を考慮すると，号炉あたり約 700m3 の水が必要となる。6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮する
3

3

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，燃料及び電源は，「6.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価している。その結果を以下に示す。
ａ．水源
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水については，7 日間の対応を考慮すると，合計約 90m３の水が必要である。水源として，代替淡水貯槽に約 4,300m３の水水源として，
各号炉の復水貯蔵槽に約 1,700mと，
合計約 1,400m の水が必要である。

量を保有している。これにより，注水によって代替淡水貯槽を枯渇させることな及び淡水貯水池に約 18,000m3 の水量を保有している。これにより，6 号及び 7 号炉

く，必要な水量が確保可能であり，7 日間の継続実施が可能である。

の同時被災を考慮しても，注水によって復水貯蔵槽を枯渇させることなく，必要（添付資料 5.2.4）

な水量が確保可能であり，7 日間の継続実施が可能である。
10／12

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉
b. 燃料

東海第二発電所
ｂ．燃

備

考

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常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 5 台）による電源供給についての運転を想定すると，7 日間の運転継続に 6 号及び 7 号炉において合計約 504kL のは，保守的に事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に合計約軽油が必要となる。代替原子炉補機冷却系専用の電源車については，保守的に事352.8kL の軽油が必要となる。
軽油貯蔵タンクにて約800kL の軽油を保有しており，

象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に号炉あたり約 37kL の軽この使用が可能であることから，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 5油が必要となる。代替原子炉補機冷却系用の大容量送水車（熱交換器ユニット用）

台）による電源供給について，7 日間の継続が可能である。緊急時対策所用発電機については，保守的に事象発生直後からの大容量送水車（熱交換器ユニット用）の運転を想定すると，7 日間の運転継続に号炉あたり約 11kL の軽油が必要となる。

による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に約 70.0kL の軽油が必要となる。緊急時対策所用発電機燃料油貯蔵タンクに5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポスト用発て約 75kL の軽油を保有しており，この使用が可能であることから，緊急時対策所

電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の用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。

運転継続に合計約 13kL の軽油が必要となる。
（6 号及び 7 号炉合計約 613kL)（添付資料 5.2.5）

6 号及び 7 号炉の各軽油タンク（約 1,020kL）及びガスタービン発電機用燃料タンク（約 100kL）にて合計約 2,140kL の軽油を保有しており，これら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系の運転，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備による電源供給及びモ
ニタリング・ポスト用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。
c. 電源

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常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故等対策に必要な負荷として，6 号炉で約 1,594kW，7 号炉で約 1,560kW 必要となるが，常設代替交流電源

して，約 3,276kW 必要となるが，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 5

設備は連続定格容量が 1 台あたり 2,950kW であり，必要負荷に対しての電源供給

台）の連続定格容量は約 5,520kW であり，必要負荷に対しての電源供給が可能でが可能である。

ある。

また，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポ
スト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。

また，緊急時対策所用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。

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，不要な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。

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，不要な直流負荷の切離しを行うことにより，24 時間の直流電源供給が可能である。
（添付資料 5.2.6）

7.4.2.5 結論

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，原子炉の運転停止中に全交事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」では，原子炉の運転停止中に全交

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を喪失することが特徴で

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を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，初期の対策として，常設代替交流電源設備による交流電源供給手段，低圧代ある。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，初期の対策として，常設代替交流電源設備による交流電源供給手段，低圧代

替注水系（常設）による原子炉注水手段，安定状態に向けた対策として，代替原子炉

替注水系（常設）による原子炉注水手段，安定状態に向けた対策として，緊急用海水補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉除熱手段を整備している。

系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱手段を整備している。

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「外部電源喪失＋交流電源喪失＋崩壊熱除去・注水系失敗」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，常設代替交流電源設備による交流電源供給，低圧代替注水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「外部電源喪失＋交流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，常設代替交流電源設備による交流電源供給，低圧代替注水
11／12

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 全交流動力電源喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

系（常設）による原子炉注水及び代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による系（常設）による原子炉注水及び緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時

原子炉除熱を実施することにより，燃料損傷することはない。

冷却系）による原子炉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，有効燃料棒頂部の冠水，放射線遮蔽の維持及び未臨界の確保ができることから，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。

備

考

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，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。

評価条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間及び評価項目となる

評価条件の不確かさについて確認した結果，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，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，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。

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，災害対策要員にて確保可能である。また，必要

また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。

な水源，燃料及び電源を供給可能である。

以上のことから，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替原子炉補機冷以上のことから，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び緊急用海水系を用

却系を介した残留熱除去系による原子炉除熱等の燃料損傷防止対策は，選定した重要いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱等の燃料損傷防止対策は，

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

流動力電源喪失」に対して有効である。

ループ「全交流動力電源喪失」に対して有効である。

12／12

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備
考

表 1／3

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 全交流動力電源喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備
考

表 2／3

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 全交流動力電源喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備
考

表 3／3

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 全交流動力電源喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備
考

図 1／8

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 全交流動力電源喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備
考

図 2／8

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 全交流動力電源喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

備
考
図 3／8

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 全交流動力電源喪失）
東海第二発電所備考
図 4／8

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 全交流動力電源喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

備
考
図 5／8

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 全交流動力電源喪失）
東海第二発電所備考
図 6／8

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 全交流動力電源喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

備
考
図 7／8

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 全交流動力電源喪失）
東海第二発電所
2 ページ前と同じ

備
考
図 8／8

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 全交流動力電源喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所備考

解析図 1／2

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 全交流動力電源喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所備考

解析図 2／2

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 原子炉冷却材の流出）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

7.4.3 原子炉冷却材の流出

5.3 原子炉冷却材の流出

7.4.3.1 事故シーケンスグループの特徴，燃料損傷防止対策

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(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」に含まれる事故シーケンスは，

事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」に含まれる事故シーケンスは，「6.2 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「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「原子炉冷却材の流出（ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」，②「原子炉冷却

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「原子炉冷却材材の流出（ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」，③「原子炉
冷却材の流出（ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」及び④「原流出（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

子炉冷却材の流出（ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」であ流出（RHR 系統切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」

る。

備

考

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(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原子炉冷却材の流出が発生し，崩壊熱除去機能が喪失することを想定する。このた

原子炉冷却材の流出が発生することを想定する。このため，原子炉冷却材の流出に伴め，原子炉冷却材の流出及び燃料の崩壊熱による蒸発に伴い原子炉冷却材が減少すい原子炉冷却材が減少することから，緩和措置がとられない場合には，原子炉水位のることから，緩和措置がとられない場合には，原子炉水位の低下により燃料が露出低下により燃料が露出し，燃料損傷に至る。

し，燃料損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，原子炉冷却材の流出によって燃料損傷に至る事故

本事故シーケンスグループは，原子炉冷却材の流出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，運転停止中の原子炉における燃料損傷防止対シーケンスグループである。このため，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には，注水機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考え策の有効性評価には，注水機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考え

られる。

られる。

したがって，本事故シーケンスグループでは，原子炉圧力容器からの原子炉冷却材

したがって，本事故シーケンスグループでは，残留熱除去系（低圧注水系）による流出の停止や，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を行うことで必要

原子炉注水を行うことで必要量の原子炉冷却材を確保することによって，燃料損傷

量の原子炉冷却材を確保することによって，燃料損傷の防止を図る。また，残留熱除の防止を図る。また，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）運転による最終的な熱の去系（原子炉停止時冷却モード）運転による最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行う

逃がし場へ熱の輸送を行うことにより，原子炉を除熱する。

ことにより，原子炉を除熱する。
(3) 燃料損傷防止対策(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，運転員による原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，残留熱除去系（低子炉冷却材流出の停止及び残留熱除去系による原子炉注水手段を整備する。これら

圧注水系）による原子炉注水手段を整備する。これらの対策の概略系統図を第 5.3－の対策の概略系統図を第 7.4.3－1 図及び第 7.4.3－2 図に，手順の概要を第 7.4.3－

1 図に，手順の概要を第 5.3－2 図に示すとともに，対策の概要を以下に示す。また，

3 図に示すとともに，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

重大事故等対策における設備と操作手順の関係を第 5.3－1 表に示す。

と操作手順の関係を第 7.4.3－1 表に示す。
本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，6 号及び 7 号炉本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，重大事故等対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策に必要な要員は，災害対策要員（初動）9 名である。その内訳は次のとおりである。
1／10

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 原子炉冷却材の流出）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉構成され，合計 14 名である。その内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員は，

東海第二発電所備

中央制御室の運転員は，当直発電長 1 名，当直副発電長 1 名及び運転操作対応を行

当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2 名，運転操作対応を行う運転員 6 名

う当直運転員 3 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要員は 4 名である。必要な要員と作業項目について第 5.3－3 図に示す。

員は 5 名である。必要な要員と作業項目について第 7.4.3－4 図に示す。
なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を重要事故

考なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を重要事故
シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，9 名で対処可能である。

シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，14 名で対処可能である。
a. 原子炉冷却材圧力バウンダリ外への原子炉冷却材流出確認
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ａ．原子炉冷却材圧力バウンダリ外への原子炉冷却材流出確認
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原子炉冷却材の流出が発生する。原子炉冷却材の転員の誤操作等により系外への原子炉冷却材の流出が発生する。なお，残留熱除去

流出が長時間継続した場合，原子炉水位が低下し残留熱除去系の運転が継続でき系（原子炉停止時冷却系）の吸込み配管の高さは燃料有効長頂部以下にあるため，なくなることから崩壊熱除去機能喪失に至る。

本事故シーケンスの水位低下量においては崩壊熱除去機能は維持される。

原子炉冷却材圧力バウンダリ外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，原子炉水位である。

原子炉冷却材圧力バウンダリ外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（広帯域）である。
（添付資料 5.1.1）

b. 原子炉冷却材圧力バウンダリ外への原子炉冷却材流出停止確認
原子炉冷却材圧力バウンダリに接続された系統から漏えいしている箇所の隔離を行うことで，原子炉冷却材流出が停止することを確認する。
隔離操作完了により，正常な原子炉停止時冷却モードの運転となる。
原子炉冷却材圧力バウンダリ外への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，原子炉水位である。

ｂ．残留熱除去系（低圧注水系）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水位を回復するため，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水を開始し，原子炉水位を回復する。
残留熱除去系（低圧注水系）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等である。

c. 残留熱除去系（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水位を回復するため，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系（低圧注水モード）運転による原子炉注水を開始
し，原子炉水位を回復する。
残留熱除去系（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等である。
7.4.3.2 燃料損傷防止対策の有効性評価

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(1) 有効性評価の方法

本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「6.2

本事故シーケンスグループを評価する上で選定した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（点検作業に伴う原子炉冷却材の流出事象は検知が容易）及び原子炉冷却材の流出量の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（点検作業に伴う原子炉冷却材の流出事象は検知が容易）及び原子炉冷却材の流出量の観点から，「原子炉冷却材の流出（ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉観点から，「原子炉冷却材流出（RHR 系統切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※1。

心冷却失敗」である※１。

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，崩壊熱除去を実残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）は通常，2 系統あるうち 1 系統を用いて，崩施しており，作業や点検等に伴い系統切替えを実施する場合がある。系統切替えに当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

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，切替に当たって，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。

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2／10

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 原子炉冷却材の流出）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備「RHR 系統切替え時のミニマムフロー弁操作誤り」は原子炉冷却材流出事象発生時

る。
「ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡ」は原子炉冷却材流出事象発生時の検知が他の作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

いる「POS B 原子炉ウェル満水状態」が検知性及び放射線遮蔽の考慮の観点で最も原子炉ウェル満水状態」が検知性及び放射線遮蔽の考慮の観点で最も厳しい想定で厳しい想定である。なお，有効燃料棒頂部まで原子炉水位が低下するまでの時間余裕ある。なお，燃料有効長頂部まで原子炉水位が低下するまでの時間余裕という観点で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

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約 3.5 時間の時間余裕※２※2の時間余裕 があり，かつ，原子炉水位計による警報発生，緩和設備の起動等に期待できるため，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，評価項目を満があり，かつ，原子炉水位（広帯域）による警報発生，緩和設備の起動等に期待できるため，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，評価項目を満足で足できる。したがって，当該プラント状態を基本とし，他のプラント状態も考慮した

きる。したがって，当該プラント状態を基本とし，他のプラント状態も考慮した想定

想定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

ラント状態においても，評価項目を満足できる。

ト状態においても，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，有効燃料棒頂部の冠水及び未臨界を維持できることを評

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を維持できることを評価する。さらに，原子炉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。さらに，原子炉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。

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，評価項目となるパラメータに与える影響及び操る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及び操作時間余裕を評価する。

作時間余裕を評価する。
※1 ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡは他の原子炉冷却材流出事象と比べて事象検※1 RHR 系統切替え時のミニマムフロー弁操作誤りによる流出量は他の原子炉冷却材流出事象と比べて流出量が大きい※2 流出により通常運転水位から残留熱除去系の吸込配管の高さまで水位が低下
後，蒸発により水位が有効燃料棒頂部まで低下するまでの時間（停止 1 日後の知の観点で厳しい。
※2 原子炉冷却材の流出により原子炉水位が通常運転水位から燃料有効長頂部まで低下するまでの時間（添付資料 5.3.1，5.3.2）

崩壊熱を想定）(2) 有効性評価の条件(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評価条件を第 7.4.3－2 表

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評価条件を第 5.3－2 表にに示す。また，主要な評価条件について，本重要事故シーケンス特有の評価条件を以示す。また，主要な評価条件について，本重要事故シーケンス特有の評価条件を以下

下に示す。

に示す。

a. 初期条件

ａ．初期条件(a) 原子炉圧力容器の状態(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する。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，緩和設備の起動等に期待できる。また，残留熱除去系

考

原子炉圧力容器の開放時について評価する。原子炉未開放時においては原子
炉水位（広帯域）による警報発生，緩和設備の起動等に期待できる。

（原子炉停止時冷却モード）の吸込配管が有効燃料棒頂部より高い位置にあるため，有効燃料棒頂部が露出する前に流出が停止する。
(b) 原子炉初期水位及び原子炉初期水温(b) 原子炉水位及び原子炉水温

事象発生前の原子炉の初期水位は，原子炉ウェル満水の水位とし，保有水量を事象発生前の原子炉の初期水位は，原子炉ウェル満水の水位とし，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，原子炉初期水温は 52℃とする。

プールゲートは閉を仮定する。また，原子炉水温は 52℃とする。
3／10

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 原子炉冷却材の流出）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

b. 事故条件

ｂ．事故条件(a) 起因事象(a) 起因事象

起因事象として，残留熱除去系の系統切替え時に原子炉冷却材が流出するものとする。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

起因事象として，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の系統切替時に原子炉冷却材が流出するものとする。具体的には，系統構成の際，残留熱除去系停止時

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

冷却注入弁の開操作が不十分な状態で残留熱除去系ポンプを起動することによる。

り，残留熱除去系ポンプミニマムフロー弁がインターロックにより自動開となり，開固着すること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備考想定し，流出量は約 47m３／h とする。
(b) 崩壊熱による原子炉水温の上昇及び蒸発(b) 崩壊熱による原子炉水温の上昇及び蒸発

本想定事象では崩壊熱除去機能喪失を仮定した場合も，事象発生から安定状

本想定事象では崩壊熱除去機能喪失を仮定した場合も，事象発生から安定状態に至る時間に対して，原子炉水温が 100℃に到達するまでの時間が事象発生か態に至る時間に対して，原子炉水温が 100℃に到達するまでの時間が事象発生から 5 時間以上と長いため，崩壊熱による原子炉水温の上昇及び蒸発については，ら約 3.7 時間と長いため，崩壊熱による原子炉水温の上昇及び蒸発については，考慮しない。
(c) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定し，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。

考慮しない。
(c) 外部電源
外部電源はあるものとする。
外部電源がない場合は，原子炉保護系電源の喪失により残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）のポンプ吸込ラインの格納容器隔離弁が閉となり，原子炉冷却材流出が停止することとなる。このため，原子炉冷却材流出が継続する厳しい想定となるよう，外部電源はあるものとする。

c. 重大事故等対策に関連する機器条件

ｃ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 残留熱除去系（低圧注水モード）(a) 残留熱除去系（低圧注水系）

残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水流量は 954m3/h とする。
d. 重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「6.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」

残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水流量は 1,605m３／h とする。
ｄ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等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。

に示す分類に従って以下のとおり設定する。

(a) 残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転中の残留熱除去系ポンプミニマ(a) 待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水は，原子炉水位低下確

ムフロー弁閉止及び待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水

認後，事象発生から 2 時間後に実施するものとする。

は，原子炉水位低下確認後，原因調査を開始し，事象発生から 2 時間後に実施するものとする。
なお，本評価事象においては漏えい箇所の隔離が容易であるため，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水操作は残留熱除去系ポンプミニマムフロ
ー弁閉止操作完了後に実施するものとしている。ただし，両操作とも水位低下を認知して実施する操作であり,事象によっては原子炉注水操作を残留熱除去系
ポンプミニマムフロー弁閉止操作完了前に実施することもある。

4／10

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 原子炉冷却材の流出）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉水位の推移を第 7.4.3－5 図に，原子炉水位と線量率の関係を第 7.4.3－6 図に示す。
a. 事象進展東海第二発電所
本重要事故シーケンスにおける原子炉水位の推移を第 5.3－4 図に，原子炉水位と線量率の関係を第 5.3－5 図に示す。
ａ．事象進展事象発生後，原子炉冷却材が流出することにより，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，事象発生から約 2 時間経過した時点で，残留熱除去系ポンプミニマムフロー弁閉止操作完了後，待機中の残留熱除去系ポンプを起動し，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を行う。

点で，待機中の残留熱除去系ポンプを起動し，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水を行う。
その後は，漏えい箇所の隔離操作を行い，運転中の残留熱除去系（低圧注水系）を回復する。

を残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）に切り替えて原子炉除熱を行う。

線量率の評価点は原子炉建屋オペレーティングフロアの床付近としており，有効燃料棒頂部の約 15m 上の水位での線量率は 1.0×10-3mSv/h 以下であり，この水線量率の評価点は原子炉建屋原子炉棟 6 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，この水位におい位において放射線の遮蔽は維持されている。

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，第 7.4.3－5 図に示すとおり，有効燃料棒頂部の約 15m 上まで低下するに留まり，燃料は冠水維持される。

ｂ．評価項目等
原子炉水位は，第 5.3－4 図に示すとおり，燃料有効長頂部の約 15m 上まで低下するにとどまり，燃料は冠水維持される。

第 7.4.3－6 図に示すとおり，必要な遮蔽※3 が維持できる水位である有効燃料棒

第 5.3－5 図に示すとおり，必要な遮蔽※が維持できる水位である燃料有効長頂頂部の約 3.0m 上を下回ることがないため，放射線の遮蔽は維持される。なお，線部の約 2.6m 上を下回ることがないため，放射線の遮蔽は維持される。なお，線量量率の評価点は原子炉建屋オペレーティングフロアの床付近としている。

率の評価点は原子炉建屋原子炉棟 6 階の床付近としている。

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（低圧注水モード）による原子炉注水を停止

考(3) 有効性評価の結果

事象発生後，原子炉冷却材が流出することにより，原子炉水位は低下し始める

その後は，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転により崩壊熱除去機能

備また，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おり，安定状態を維持できる。

し，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転による原子炉圧力容器除熱を行うことで，安定状態を維持できる。
本評価では，「6.2.4.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。

本評価では，「1.2.4.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。

※3 必要な遮蔽の目安とした線量率は 10mSv/h とする。原子炉冷却材流出にお※ 必要な遮蔽の目安とした線量率は 10mSv／h とする。原子炉冷却材流出における原子炉建屋オペレーティングフロアでの作業時間及び作業員の退避はける原子炉建屋原子炉棟 6 階での作業時間及び作業員の退避は 2.2 時間以

1 時間以内であり，作業員の被ばく量は最大でも 10mSv となるため，緊急作

内であり，作業員の被ばく量は最大でも 22mSv となるため，緊急作業時にお業時における被ばく限度の 100mSv に対して余裕がある。

ける被ばく限度の 100mSv に対して余裕がある。

本事故に応じた燃料損傷防止対策において原子炉建屋オペレーティングフ
ロアでの操作を必要な作業としていないが，燃料プール代替注水系（可搬型

本事故に応じた燃料損傷防止対策において原子炉建屋原子炉棟 6 階での操作を必要な作業としていないが，可搬型代替注水大型ポンプによる代替燃

スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水について仮に考慮

料プール注水系（可搬型スプレイノズル）を使用した使用済燃料プールスプ

し，可搬型スプレイヘッダ及びホースの設置にかかる作業時間を想定した。

レイの準備操作について仮に考慮し，可搬型スプレイノズル及びホースの必要な遮蔽の目安とした線量率 10mSv/h は，定期検査作業時での原子炉建設置にかかる作業時間を想定した。

屋オペレーティングフロアにおける線量率を考慮した値である。

必要な遮蔽の目安とした線量率 10mSv／h は，施設定期検査作業時での原子

この線量率となる水位は有効燃料棒頂部の約 3.0m 上（原子炉ウェル満水か

炉建屋原子炉棟 6 階における線量率を考慮した値である。

ら約 14m 下）の位置である。

この線量率となる水位は燃料有効長頂部の約 2.6m 上（原子炉ウェル満水か
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東海第二発電所

備

考ら約 14m 下）の位置である。
（添付資料 5.1.5，5.3.1，5.3.3）
7.4.3.3 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，評価

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，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。

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（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（低圧注水系）により，水位を回復させることが特徴である。また，不確か

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（低圧注水モード）に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（低圧注水系）による原子よる原子炉注水操作とする。
(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

炉注水操作とする。
(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，第 7.4.3－2 表

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，第 5.3－2 表に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確認する。また，評価条件の設定に当たっては，評価項目に対する余裕が小さくな認する。また，評価条件の設定に当たっては，評価項目に対する余裕が小さくなる

るような設定があることから,その中で事象進展に有意な影響を与えると考えらような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられれる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。

る項目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(a) 運転員等操作時間に与える影響

初期条件の原子炉水温は評価条件の52℃に対して最確条件は約37℃～約48℃であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している原子炉水温より低くなり，沸騰開始時間は遅くなるため，原子炉水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間は長くなり，原子炉冷却材流出の停止及び注水操作は原子炉冷却材流出の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉水位は，評価条件の原子炉ウェル満水に対して最確条件と初期条件の原子炉水位は，評価条件の原子炉ウェル満水に対して最確条件とした場合は，事故事象ごとに異なり，原子炉ウェル水張り実施中においては，評した場合は，事故事象ごとに異なり，原子炉ウェル水張り実施中においては，評価条件よりも原子炉初期水位は低くなるが，既に原子炉注水を実施しており，ま価条件よりも原子炉初期水位は低くなるが，既に原子炉注水を実施しており，運た原子炉冷却材流出の停止のための隔離操作は，原子炉冷却材流出の認知を起転員等操作時間に与える影響はない。

点とする操作であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件のプールゲートの状態は評価条件のプールゲート閉に対して最確条

初期条件のプールゲートの状態は評価条件のプールゲート閉に対して最確条

件はプールゲート開であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している保有水量より多くなるため，原子炉水位が有効燃料

件はプールゲート開であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している保有水量より多くなるため，原子炉水位が燃料有効棒頂部まで低下する時間は長くなるが，原子炉冷却材流出の停止及び注水操作

長頂部まで低下する時間は長くなるが，原子炉注水操作は原子炉冷却材流出のは原子炉冷却材流出の認知を起点とする操作であることから，運転員等操作時

認知を起点とする操作であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容器の開放に対初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容器の開放に対して最確条件は事故事象ごとに異なる。原子炉圧力容器の未開放時は，原子炉水して最確条件は事故事象ごとに異なる。原子炉圧力容器の未開放時は，原子炉水位計による警報発生，緩和設備の起動等により原子炉冷却材流出の認知が早ま位（広帯域）による警報発生，緩和設備の起動等により原子炉冷却材流出の認知
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るため，運転員等操作時間が早くなり，原子炉圧力容器の開放時は，評価条件とが早まるため，運転員等操作時間が早くなり，原子炉圧力容器の開放時は，評価同様となるが，原子炉冷却材流出の停止及び注水操作は原子炉冷却材流出の認条件と同様となるが，原子炉注水操作は原子炉冷却材流出の認知を起点とする

知を起点とする操作であることから，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備

考操作であることから，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

初期条件の原子炉水温について，評価条件の 52℃に対して最確条件は約 37℃～約 48℃であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している原子炉初期水温より低くなり，沸騰開始時間は遅くなるため，原子炉水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間は長くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉水位及び原子炉圧力容器の状態について，評価条件の原子

初期条件の原子炉水位及び原子炉圧力容器の状態について，評価条件の原子

炉圧力容器の開放及び原子炉ウェル満水に対して最確条件は事故事象ごとに異炉圧力容器の開放及び原子炉ウェル満水に対して最確条件は事故事象ごとに異なる。原子炉圧力容器の開放時は，原子炉ウェルの水張りを実施しているため初なる。原子炉圧力容器の開放時は，原子炉ウェルの水張りを実施しているため初期水位が原子炉ウェル満水と高い位置となるが，原子炉圧力容器等の遮蔽に期期水位が原子炉ウェル満水と高い位置となるが，原子炉圧力容器等の遮蔽に期待待できず，また原子炉水位計の警報による運転員の認知に期待できないため，速できず，また原子炉水位（広帯域）の警報による運転員の認知に期待できないた

やかな認知が困難である。一方，原子炉圧力容器の未開放時は,原子炉圧力容器

め，速やかな認知が困難である。一方，原子炉圧力容器の未開放時は,原子炉圧の開放時と比べて，初期水位が低い位置であるが，原子炉圧力容器等の遮蔽に期

力容器の開放時と比べて，初期水位が低い位置であるが，原子炉圧力容器等の遮待でき，かつ，原子炉水位計による警報発生，緩和設備の起動等により原子炉冷蔽に期待でき，かつ，原子炉水位（広帯域）による警報発生，緩和設備の起動等却材流出の認知が早まり，さらに放射線の遮蔽を維持できる有効燃料棒頂部のにより原子炉冷却材流出の認知が早まり，さらに放射線の遮蔽を維持できる燃約 2.0m 上に到達するまでの時間（約 1 時間）は認知の時間に比べて十分長い。

料有効長頂部の約 1.7m 上に到達するまでの時間（約 2.3 時間）は認知の時間にこのため，現場作業員の退避時の被ばくを考慮した際も必要な放射線の遮蔽は比べて十分長い。このため，現場作業員の退避時の被ばくを考慮した際も必要な維持されることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，

放射線の遮蔽は維持されることから，評価項目となるパラメータに与える影響

原子炉水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間（停止１日後）は 2 時間以上とは小さい。また，原子炉水位が燃料有効長頂部まで低下する時間は約 3.5 時間と長く，認知後すぐに隔離による原子炉冷却材流出の停止操作及び原子炉注水操長く，認知後すぐに原子炉注水操作を行えるため，操作時間が十分あることか作を行えるため，操作時間が十分あることから，評価項目となるパラメータに与ら，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

える影響は小さい。
初期条件のプールゲートの状態において評価条件のプールゲート閉に対し初期条件のプールゲートの状態において評価条件のプールゲート閉に対して，最確条件はプールゲート開であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件て，最確条件はプールゲート開であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している保有水量より多くなるため，原子炉水位とした場合は，評価条件で設定している保有水量より多くなるため，原子炉水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間は長くなることから，評価項目となるパラが燃料有効長頂部まで低下する時間は長くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

メータに対する余裕は大きくなる。

b. 操作条件ｂ．操作条件

操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，

操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「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，「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，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時

これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作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。

以下に示す。

(a) 運転員等操作時間に与える影響(a) 運転員等操作時間に与える影響
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備

考

操作条件の原子炉冷却材流出の停止操作は，評価上の操作開始時間として，事象発生から 2 時間後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，実態の運転操作においては，運転員の残留熱除去系系統切替え時のプラント状
態確認による早期の認知に期待できるため,評価の想定と比べ，早く事象を認知できる可能性があり，評価上の操作開始時間に対し，実態の原子炉冷却材流出の停止操作が早くなることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）の注水操作は，評価上の操作開始時間として，原子炉水位の低下に伴う異常の認知及び現場操作の時間

操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による注水操作は，評価上の操作開始時間として，原子炉水位の低下に伴う異常の認知を考慮し，事象発生かを考慮し，事象発生から 2 時間後を設定している。運転員等操作時間に与えるら約 2 時間後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，原子炉水影響として，原子炉水位低下時に原子炉注水の必要性を認知することは容易で位低下時に原子炉注水の必要性を認知することは容易であり，評価では事象発あり，評価では事象発生から 2 時間後の原子炉注水操作開始を設定しているが，生から約 2 時間後の原子炉注水操作開始を設定しているが，実態は運転員の残実態は運転員の残留熱除去系系統切替え時のプラント状態確認による早期の認

留熱除去系（原子炉停止時冷却系）系統切替時のプラント状態確認による早期の知に期待でき，速やかに原子炉注水操作を実施するため，その開始時間は早くな認知に期待でき，速やかに原子炉注水操作を実施するため，その開始時間は早くることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。

なることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響(b) 評価項目となるパラメータに与える影響

操作条件の原子炉冷却材流出の停止操作は，運転員等操作時間に与える影響

操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による注水操作は，運転員等として，実態の操作開始時間が早まり，原子炉水位の低下を緩和する可能性があ

操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間が早まり，原子炉水位の低下ることから，評価項目となるパラメータに与える余裕は大きくなる。

を緩和する可能性があることから，評価項目となるパラメータに与える余裕は操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）の注水操作は，運転員等

大きくなる。

操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間が早まり，原子炉水位の低下を緩和する可能性があることから，評価項目となるパラメータに与える余裕は大きくなる。
(2) 操作時間余裕の把握(2) 操作時間余裕の把握

操作開始時間の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

操作開始時間の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し，そのメータに対して，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し，その結果を以下に示す。

結果を以下に示す。

操作条件の原子炉冷却材流出の停止操作について，必要な遮蔽が確保される最低水位に到達するまで約 13 時間であり，事故を認知して原子炉注水を開始するまでの
時間は 2 時間であることから，時間余裕がある。
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）の注水操作について，必要な操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水系）の注水操作について，必要な遮蔽

遮蔽が確保される最低水位に到達するまで約 13 時間であり，事故を認知して原子炉が維持される最低水位に到達するまで約 20 時間であり，事故を認知して原子炉注水

注水を開始するまでの時間は 2 時間であることから，時間余裕がある。

を開始するまでの時間は 2 時間であることから，時間余裕がある。

(3) まとめ(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，評

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

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
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備

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，評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，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

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，操作時間には時間余裕がある。

考

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，操作時間には時間余裕がある。
（添付資料 5.3.4）

7.4.3.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価

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 号及び 7 号炉同時の事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」において，重大事故等対策時にお重大事故等対策時における必要な要員は，「7.4.3.1(3)燃料損傷防止対策」に示すとける必要な要員は，「5.3.1(3) 燃料損傷防止対策」に示すとおり 9 名である。
「6.2

おり 14 名である。
「7.5.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明して重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している災害対策要員（初動）のいる運転員，緊急時対策要員等の 64 名で対処可能である。
(2) 必要な資源の評価

37 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，「7.5.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価している。その結果を以下に示

電源は，「6.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価している。その結果を以下に示

す。

す。

a. 水源

ａ．水

源

残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水については，必要な注水量が残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水については，必要な注水量が少な

少なく，また，サプレッション・チェンバのプール水を水源とすることから，枯渇

く，また，サプレッション・チェンバのプール水を水源とすることから，枯渇するすることはないため，7 日間の継続実施が可能である。

ことはないため，7 日間の継続実施が可能である。

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，事象発生後 7 日間最大負荷で運転した場合，号炉あたり約 753kL の軽油が必要となる。5 号炉原子炉建屋内

ｂ．燃

料

本重要事故シーケンスは，外部電源がある場合を想定した事象であるため，軽油貯蔵タンクに保有する軽油の使用は想定していない。

緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に合計約13kL の軽油が必要となる。
（6 号及び 7 号炉合計約 1,519kL）
6 号及び 7 号炉の各軽油タンクにて約 1,020kL（6 号及び 7 号炉合計約 2,040kL）の軽油を保有しており，これら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，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備による電源供給及びモニタリング・ポスト用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。
c. 電源
外部電源は使用できないものと仮定し，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。6 号及び 7 号炉において重大事故等対策時に必要な負荷は，各ｃ．電源

本重要事故シーケンスは，外部電源がある場合を想定した事象であるため，非常用ディーゼル発電機等からの電源供給は想定していない。

号炉の非常用ディーゼル発電機負荷に含まれることから，非常用ディーゼル発電
機による電源供給が可能である。
また，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポ
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備

考

スト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
7.4.3.5 結論

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，系統切替え操作の誤り等によ事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」では，系統切替操作の誤り等によっって原子炉冷却材が系外に流出することで原子炉圧力容器内の保有水量が減少し，燃て原子炉冷却材が系外に流出することで原子炉圧力容器内の保有水量が減少し，燃料料損傷に至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」に対損傷に至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」に対すする燃料損傷防止対策としては，残留熱除去系による原子炉注水手段を整備している。

る燃料損傷防止対策としては，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水手段を整備している。

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

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「原子炉冷却材の流出（ＲＨＲ系統切替時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」について有効

いて有効性評価を実施した。

性評価を実施した。

上記の場合においても，残留熱除去系による原子炉注水を行うことにより，燃料は露出することなく有効燃料棒頂部は冠水しているため，燃料損傷することはない。

上記の場合においても，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水を行うことにより，燃料は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，有効燃料棒頂部の冠水，放射線の遮蔽の維持及び制御棒の全挿入状態が維

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，評価項目を満足している。また，安定状持されており未臨界の確保ができることから，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。

態を維持できる。

評価条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評

評価条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評

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

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。

ある。

重大事故等対策時に必要な要員は，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，燃料及び電源を供給可能である。

重大事故等対策時に必要な要員は，災害対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。

以上のことから，残留熱除去系による原子炉注水等の燃料損傷防止対策は，選定した以上のことから，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水等の燃料損傷防止対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

子炉冷却材の流出」に対して有効である。

スグループ「原子炉冷却材の流出」に対して有効である。

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 原子炉冷却材の流出）
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東海第二発電所

備
考

表 1／3

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備
考

表 2／3

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 原子炉冷却材の流出）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備
考

表 3／3

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 原子炉冷却材の流出）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備
考

図 1／6

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 原子炉冷却材の流出）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備
考

図 2／6

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 原子炉冷却材の流出）
柏崎刈羽発電所６／７号炉

備

考

図 3／6

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 原子炉冷却材の流出）
東海第二発電所

備

考

図 4／6

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 原子炉冷却材の流出）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

備
考
図 5／6

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 原子炉冷却材の流出）
東海第二発電所備考
図 6／6

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 原子炉冷却材の流出）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所備考

解析図 1／2

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 原子炉冷却材の流出）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所備考

解析図 2／2

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 反応度の誤投入）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

7.4.4 反応度の誤投入

5.4 反応度の誤投入

7.4.4.1 事故シーケンスグループの特徴，燃料損傷防止対策

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(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」に含まれる事故シーケンスは，「6.2 評備

事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」に含まれる事故シーケンスは，「1.2

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。

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，原子炉の運転停止中に制御棒(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，原子炉の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を想定する。このため，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を想定する。このため，緩和措置がとられない場合には，原子炉は臨界に達し，急激な反応度投入に伴う出緩和措置がとられない場合には，原子炉は臨界に達し，急激な反応度投入に伴う出力上昇により燃料損傷に至る。

力上昇により燃料損傷に至る。

本事故シーケンスグループは，臨界又は臨界近傍の炉心において反応度の誤投入

本事故シーケンスグループは，臨界又は臨界近傍の炉心において反応度の誤投入により，原子炉出力が上昇することによって，燃料損傷に至る事故シーケンスグル

により，原子炉出力が上昇することによって，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，運転停止中の原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評ープである。このため，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

価には，安全保護機能及び原子炉停止機能に対する設備に期待することが考えられ

価には，安全保護機能及び原子炉停止機能に対する設備に期待することが考えられる。

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，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，燃料損傷の防止を図る。

燃料損傷の防止を図る。
(3) 燃料損傷防止対策

考（添付資料 5.4.1）(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，燃料が著しい損傷に至る

事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」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，制御棒引抜阻止機能により制御棒ことなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，原子炉停止機能により原子炉をスの引き抜きを阻止し，出力の異常上昇を未然に防止するとともに，原子炉停止機能

クラムし，未臨界とする。手順の概要を第 5.4－1 図に示すとともに，重大事故等対により原子炉をスクラムし，未臨界とする。手順の概要を第 7.4.4－1 図に示すとと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操作手順の関係を第もに，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

5.4－1 表に示す。

操作手順の関係を第 7.4.4－1 表に示す。
本事故シーケンスにおいては，重大事故等対策はすべて自動で作動するため，対応に必要な要員は不要である。
なお，スクラム動作後の原子炉の状態確認において,中央制御室の運転員１名で実施可能である。
a. 誤操作による反応度誤投入
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。
制御棒の誤引き抜き等による反応度の誤投入を確認するために必要な計装設備
は，起動領域モニタである。
b. 反応度誤投入後のスクラム本事故シーケンスにおいては，重大事故等対策は全て自動で作動するため，対応に必要な要員は不要である。
なお，スクラム動作後の原子炉の状態確認において，中央制御室の当直運転員 1名で実施可能である。
ａ．誤操作による反応度誤投入
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。
制御棒の誤引き抜き等による反応度の誤投入を確認するために必要な計装設備
は，起動領域計装である。

制御棒の誤操作による反応度の投入により，原子炉周期短（原子炉周期 20 秒）

ｂ．反応度誤投入後のスクラム
制御棒の誤操作による反応度の投入により，原子炉出力ペリオド短（10 秒）にによる制御棒引抜阻止信号が発生し，制御棒の引き抜きは阻止される。さらに，

よる原子炉スクラム信号が発生し，原子炉はスクラムする。制御棒が全挿入し，1／9

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 反応度の誤投入）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉
原子炉周期短（原子炉周期 10 秒）による原子炉スクラム信号が発生し，原子炉はスクラムする。制御棒が全挿入し，原子炉は未臨界状態となる。

東海第二発電所備考

原子炉は未臨界状態となる。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，起動領域計装である。

原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，起動領域モニタである。
7.4.4.2 燃料損傷防止対策の有効性評価

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
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「6.2(1) 有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した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，「停止中に実施される試験等に評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「停止中に実施される検査等により，最大反応度価値を有する制御棒 1 本が全引抜されている状態から，他の 1 本より，最大反応度価値を有する制御棒 1 本が全引き抜きされている状態から，他の 1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，異常な反応度の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，異常な反応度

投入を認知できずに燃料の損傷に至る事故」である。

の投入を認知できずに燃料の損傷に至る事故」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

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（最大反応度価値を有する 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

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

るとともに，通常は原子炉モードスイッチを燃料取替位置として，同一水圧制御ユッチを燃料取替位置として，1 本を超える制御棒の引き抜きを防止するインターロッ

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防止するインターロック

クを維持した状態で必要な制御棒の操作が実施される。

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

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。こような場合，制御棒の引き抜きは原則としてノッチ又はステップ操作とし，中性子のような場合，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

束の監視を行いながら実施している。

行いながら実施している。

本重要事故シーケンスでは，誤操作によって制御棒の引き抜きが行なわれること

本重要事故シーケンスでは，誤操作によって制御棒の引き抜きが行われることににより異常な反応度が投入されるため，炉心における核分裂出力，出力分布変化，

より異常な反応度が投入されるため，炉心における核分裂出力，出力分布変化，反反応度フィードバック効果，制御棒反応度効果，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱

応度フィードバック効果，制御棒反応度効果，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝伝達，沸騰遷移が重要現象となる。

達及び沸騰遷移が重要現象となる。

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。

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

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

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，「7.4.4.3(3) 感度解析」において，それらの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，それらの不不確かさを考慮した影響評価を実施する。

確かさを考慮した影響評価を実施する。

(2) 有効性評価の条件(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第 7.4.4－2 表

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第 5.4－2 表にに示す。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2／9

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 反応度の誤投入）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

以下に示す。

下に示す。

a. 初期条件

ａ．初期条件(a) 炉心状態(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。

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(b) 実効増倍率

事象発生前の炉心の実効増倍率は 1.0 とする。
(c) 原子炉出力，原子炉圧力，燃料被覆管表面温度及び原子炉冷却材温度
事象発生前の原子炉出力は定格値の 10-8，原子炉圧力は 0.0MPa[gage]，燃料

事象発生前の炉心の実効増倍率は 1.0 とする。
(c) 原子炉出力，原子炉圧力，燃料被覆管表面温度及び原子炉冷却材温度
事象発生前の原子炉出力は定格値の 10－８，原子炉圧力は 0.0MPa［gage］，燃料

被覆管表面温度及び原子炉冷却材の温度は 20℃とする。また，燃料エンタルピ

被覆管表面温度及び原子炉冷却材温度は 20℃とする。また，燃料エンタルピのの初期値は 8kJ/kgUO2 とする。

初期値は 8kJ／kgＵＯ２とする。

b. 事故条件

ｂ．事故条件(a) 起因事象(a) 起因事象

起因事象として，運転停止中の原子炉において，制御棒 1 本が全引抜されて起因事象として，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

連続的に引き抜かれる事象を想定する。

って連続的に引き抜かれる事象を想定する。

誤引き抜きされる制御棒は，投入される反応度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斜め隣接の制御棒とする。
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
反応度曲線を第 7.4.4－2 図に示す。

(b) 誤引き抜きされる制御棒
誤引き抜きされる制御棒は，投入される反応度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対角隣接の制御棒とする。
誤引き抜きされる制御棒 1 本の反応度価値は約 1.71％Δk である。引抜制御棒反応度曲線を第 5.4－2 図に示す。

なお，通常，制御棒 1 本が全引抜されている状態の未臨界度は深く，また，

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に管理※1 している。これ

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に管理※１している。

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，理値を超える事象を想定した。

管理値を超える事象を想定した。

※1 臨界近接時における制御棒の最大反応度価値は 1.0%Δk 以下となるように※1 原子炉起動時及び冷温臨界検査時は，臨界近接時における制御棒の最大管理。また，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

反応度価値が 1.0％Δk 以下となるように管理。また，制御棒価値ミニ

制御棒選択時の引抜阻止のインターロック，停止時冷温臨界試験での引抜

マイザ又は複数の運転員による制御棒の引き抜き手順の監視を実施。な

制御棒価値の管理等を実施。
(c) 外部電源考する炉心状態は，平衡炉心のサイクル初期とする。

(b) 実効増倍率(b) 誤引き抜きされる制御棒

備

お，停止余裕検査においても同様の監視を実施。
(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

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

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

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もものとする。

のとする。

c. 重大事故等対策に関連する機器条件

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(a) 制御棒の引抜速度
3／9

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所※2

制御棒は，引抜速度の上限値 33mm/s にて連続で引き抜かれ ，起動領域モニタの原子炉周期短（原子炉周期 20 秒）による制御棒引抜阻止信号で引き抜きを

備

考

※２

制御棒は，
引抜速度の上限値 9.1cm／s にて連続で引き抜かれるものとする
引抜制御棒反応度曲線を第 5.4－2 図に示す。

。

阻止されるものとする。引抜制御棒反応度曲線を第 7.4.4－2 図に示す。なお，
制御棒引抜阻止信号の発生を想定する際の起動領域モニタのバイパス状態は，
A,B,C グループとも引抜制御棒に最も近い検出器が1 個ずつバイパス状態にあるとする。
※2 複数の制御棒を引き抜く試験において，対象制御棒が想定以上に引き抜かれた際も未臨界を維持できる,又は臨界を超えて大きな反応度が投入され※2 複数の制御棒を引き抜く検査において，対象制御棒が想定以上に引き抜かれた際も未臨界を維持できる，又は臨界を超えて大きな反応度が投入ないと判断される場合にのみ，制御棒の連続引き抜きの実施が可能な手順

されないと判断される場合にのみ，制御棒の連続引き抜きの実施が可能としている。そのため，ここでは人的過誤等によって連続引き抜きされるな手順としている。そのため，ここでは人的過誤等によって連続引き抜ことを想定する。

きされることを想定する。

(b) 原子炉スクラム信号
起動領域モニタの原子炉周期短（原子炉周期 10 秒）による原子炉スクラム信号は原子炉出力が中間領域に到達することで発生する。

(b) 原子炉スクラム信号
起動領域計装の原子炉出力ペリオド短（10 秒）による原子炉スクラム信号は
原子炉出力が中間領域に到達することで発生する。

スクラム反応度曲線を第 7.4.4－3 図に示す。なお，原子炉スクラム信号の発

スクラム反応度曲線を第 5.4－3 図に示す。なお，原子炉スクラム信号の発生生を想定する際の起動領域モニタのバイパス状態は，A,B,C グループとも引抜制を想定する際の起動領域計装のバイパス状態は，Ａ，Ｂチャンネルとも引抜制

御棒に最も近い検出器が 1 個ずつバイパス状態にあるとする。

御棒に最も近い検出器が 1 個ずつバイパス状態にあるとする。

d. 重大事故等対策に関連する操作条件

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。

運転員等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における炉心平均中性子束の推移を第 7.4.4－4 図に示す。

(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける燃料エンタルピ及び炉心平均中性子束の推移を第5.4－4 図に示す。

a. 事象進展

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（原子炉

制御棒の引き抜き開始から約 10 秒後に起動領域計装の原子炉出力ペリオド短周期 20 秒）による制御棒引抜阻止信号が発生し，制御棒の引き抜きが阻止される。

（10 秒）による原子炉スクラム信号が発生して，原子炉がスクラムする。このとこの時，投入される反応度は約 0.55 ドル（投入反応度最大値:0.33%Δk）である。

き，投入される反応度は約 1.13 ドル（投入反応度最大値：約 0.68％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（原が，原子炉出力は定格値の約 15％まで上昇する。また，燃料エンタルピは最大で「発電用軽水型原子炉施設の反応度投入事象評価指針」
約 85kJ／kgＵＯ２であり，子炉周期 10 秒）による原子炉スクラム信号が発生して，原子炉がスクラムし，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。

に示されている燃料棒の内圧と原子炉冷却材圧力の差に応じた許容設計限界のう
ち最も厳しいしきい値である 272kJ／kgＵＯ２（65cal／gＵＯ２）を超えることはな「発電用軽水型原い。燃料エンタルピの増分の最大値は約 77kJ／kgＵＯ２であり，子炉施設の反応度投入事象における燃焼の進んだ燃料の取扱いについて」に示された燃料ペレット燃焼度 65,000MWd／t 以上の燃料に対するペレット－被覆管機械的相互作用を原因とする破損を生じるしきい値の目安である，ピーク出力部燃料
エンタルピの増分で 167kJ／kgＵＯ２（40cal／gＵＯ２）を用いた場合においても，これを超えることはなく燃料の健全性は維持される。
4／9

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉
b. 評価項目等

東海第二発電所備

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，原子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，原子炉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

炉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，有効燃料棒頂部は冠水を維持しており，放射線の遮蔽は維持される。

め，燃料有効長頂部は冠水を維持しており，放射線の遮蔽は維持される。

本評価では，「6.2.4.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。

考

本評価では，「1.2.4.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
（添付資料 5.4.2）

7.4.4.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価

5.4.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価

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

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及び操作時間余裕を評価するも与える影響，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。

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緊急停止系により，本重要事故シーケンスは，安全保護系及び原子炉緊急停止系により，原子炉をスク

自動的に制御棒の引き抜きを阻止し，原子炉をスクラムすることで，プラントを安定ラムすることで，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操作はなく，操作時間が与える影響等は不要である。

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(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，「6.7 解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

不確かさの影響評価は以下のとおりである。

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

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，「7.4.4.2(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ことから，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

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ことから，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

ドップラ反応度フィードバックの不確かさとして,実験により解析コードは 7～

ドップラ反応度フィードバックの不確かさとして,実験により解析コードは 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試験との比較により,実効遅発中性子割合の不確かさは約 4％と評価されているこら，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「(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

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,実効遅発中性子割合の不確か

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

確かさを考慮した感度解析を「(3)感度解析」にて実施する。

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(2) 解析条件の不確かさの影響評価
5／9

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉
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

東海第二発電所
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，第 5.4－2 表に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を確認する。また，解析条件の設定に当たっては，評価項目に対する余裕が小さ確認する。また，解析条件の設定に当たっては，評価項目に対する余裕が小さくくなるような設定があることから,その中で事象進展に有意な影響を与えると考なるような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考ええられる項目に関する影響の結果を以下に示す。

られる項目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，「7.4.4.2(2) 有効性評価の条件」に示すとおり，(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。

考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，第 7.4.4－2 表(b) 評価項目となるパラメータに与える影響

備

転員等操作には期待しないため，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

炉心状態においては装荷炉心ごとに制御棒反応度価値やスクラム反応度等の炉心状態においては装荷炉心ごと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おそれがある。そのため，評価特性が変化するため，投入反応度が大きくなるおそれがある。そのため，評価項目に対する余裕は小さくなるが，「(5) 解析条件の不確かさが評価項目となる

項目に対する余裕は小さくなるが，「(5) 解析条件の不確かさが評価項目とな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いる。

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いる。

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，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 ドルと小さくなることから，評価項目となるパラ

また投入される反応度も約 0.96 ドル（燃料エンタルピ最大値：約 10kJ／kgＵＯ
２，燃料エンタルピの増分の最大値：約 1kJ／kgＵＯ２）と小さくなることから，

メータに対する余裕は大きくなる。

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ごとに異なり，評価項目となるパラメータに影響を与え初期出力は炉心状態ごとに異なり，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) 解析条件の不確かさが評価項目となる

価項目に対する余裕が変化するが，「(5) 解析条件の不確かさが評価項目とな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

ている。

している。

初期燃料温度は炉心状態ごとに異なり，評価項目となるパラメータに影響を初期燃料温度は炉心状態ごとに異なり，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) 解析条件の不確かさが評価項

により評価項目に対する余裕が変化するが，「(5) 解析条件の不確かさが評価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

影響を確認している。

の影響を確認している。

制御棒引抜阻止及びスクラム信号について原子炉核計装トリップ選択スイッ

制御棒引抜阻止は，本評価において期待していないが，これに期待した場合，

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及び計数率高高信号によるスクラム機能に期待できる。計数率高高信号によるスクラム機能に期

原子炉出力ペリオド短信号（20 秒）が発信すると制御棒引抜が阻止される。ただし，本評価では制御棒の誤引き抜きにより反応度が急激に投入されるため，待した場合のスクラムまでの時間は約 57 秒後となることから，評価項目となる

原子炉出力ペリオド短（20 秒）による制御棒引抜阻止信号と原子炉出力ペリオ

パラメータに対する余裕は大きくなる。

ド短（10 秒）による原子炉スクラム信号がほぼ同時に発信することから，制御
棒引抜阻止に期待した場合でも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ｂ．操作条件
6／9

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉
本重要事故シーケンスは，「7.4.4.2(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。

東海第二発電所備

考

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，運転員等操作に関する条件はない。
（添付資料 5.4.3）(3) 感度解析(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

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行う。

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行う。

ドップラ反応度又はスクラム反応度を±10%とした場合において投入される反応

ドップラ反応度を＋10％とした場合において投入される反応度は約 1.13 ドル（燃度は 0.55 ドルとベースケースと比べて殆ど差異がない結果である。また引抜制御棒

料エンタルピ最大値：約 80kJ／kgＵＯ２，燃料エンタルピの増分の最大値：約 72kJ，－10％とした場合において投入される反応度は約 1.13 ドル（燃料エン／kgＵＯ２）

反応度を±10%とした場合において投入される反応度は 0.56 ドル(+10%),0.53 ドル(-10%)，実効遅発中性子割合を±10%とした場合において投入される反応度は 0.53

タルピ最大値：約 92kJ／kgＵＯ２，燃料エンタルピの増分の最大値：約 83kJ／kgＵ

ドル(+10%),0.56 ドル(-10%)となる。以上より，これらの不確かさを考慮しても反応，スクラム反応度を＋10％とした場合において投入される反応度は約 1.13 ドル
Ｏ２）

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ことから，（燃料エンタルピ最大値：約 82kJ／kgＵＯ２，燃料エンタルピの増分の最大値：約

評価項目を満足する。

，－10％とした場合に投入される反応度は約 1.13 ドル（燃料エンタ
74kJ／kgＵＯ２），
ルピ最大値：約 89kJ／kgＵＯ２，燃料エンタルピの増分の最大値：約 81kJ／kgＵＯ２）
引抜制御棒反応度を＋10％とした場合において投入される反応度は約 1.15 ドル（燃料エンタルピ最大値：約 102kJ／kgＵＯ２，燃料エンタルピの増分の最大値：約 94kJ，－10％とした場合において投入される反応度は約 1.12 ドル，実効遅発／kgＵＯ２）
中性子割合を＋10％とした場合において投入される反応度は約 1.11 ドル，－10％とした場合において投入される反応度は約 1.16 ドル（燃料エンタルピ最大値：約 90kJ
／kgＵＯ２，燃料エンタルピの増分の最大値：約 82kJ／kgＵＯ２）となる。以上より，
これらの不確かさを考慮しても燃料エンタルピ増加に伴う燃料の破損は生じないことから，評価項目を満足する。
（添付資料 5.4.3）(4) 操作時間余裕の把握
本重要事故シーケンスは，「7.4.4.2(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ことから，操作時間余裕に関する影響はない。

(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ことから，操作時間余裕に関する影響はない。

(5) 解析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
解析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(5) 解析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
解析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。

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

以下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 1.16 ドル（燃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

料エンタルピ最大値：約 80kJ／kgＵＯ２，燃料エンタルピの増分の最大値：約 72kJ
／kgＵＯ２）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小さい。

響は小さい。
7／9

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 反応度の誤投入）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備

考・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，9×9 燃料（B 型）平衡炉心の反応度印加率を包絡する引抜制御棒反応度曲線を用いた場合
初期出力は炉心状態ごとに異なり，評価項目となるパラメータに影響を与えるた・サイクル初期及びサイクル末期の炉心状態において，９×９燃料（Ｂ型）平衡炉
心の反応度印加率を包絡する引抜制御棒反応度曲線を用いた場合

め，その不確かさが与える影響を評価した。定格の 10 の 10 倍及び 1/10 倍とした

初期出力は炉心状態ごとに異なり，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）と大きく差異がなく，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場合の感度解析を行い，有効性評価での結果（約 1.13 ドル）と大きく差異がなく，
約 1.09 ドル（10 倍）及び約 1.17 ドル（燃料エンタルピ最大値：約 124kJ／kgＵＯ２，

える影響は小さい。

（1／10 倍）であることから，
燃料エンタルピの増分の最大値：約 115kJ／kgＵＯ２）-8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ごとに異なり，評価項目となるパラメータに影響を与え

初期燃料温度は炉心状態ごとに異なり，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

感度解析を実施し，有効性評価での結果（約 1.13 ドル，燃料エンタルピ最大値：約ルであることから，初期燃料温度の不確かさが与える影響は小さい。

85kJ／kgＵＯ２，燃料エンタルピの増分の最大値：約 77kJ／kgＵＯ２）と大きく差異がない，約 1.13 ドル（燃料エンタルピ最大値：約 96kJ／kgＵＯ２，燃料エンタルピの増分の最大値：約 80kJ／kgＵＯ２）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 5.4.3，5.4.4，5.4.5）(6) まとめ(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

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及び操作時間余裕を確認しに与える影響，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，解析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は小た。その結果，解析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は小

さい。

さい。

7.4.4.4 必要な要員及び資源の評価

5.4.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価(1) 必要な要員の評価

事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」において，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，燃料及び電事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」において，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。

源の評価結果は以下のとおりである。

a. 水源

ａ．水

本重要事故シーケンスの評価では，原子炉注水は想定していない。
b. 燃料
本重要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。

源

本重要事故シーケンスの評価では，原子炉注水は想定していない。
ｂ．燃料

本重要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。
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 反応度の誤投入）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉
c. 電源
本重要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。
7.4.4.5 結論

東海第二発電所
ｃ．電

備

考

源

本重要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ことで，原子炉が臨界に達し燃料損
傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」に対する燃き抜きが行われ，臨界に至る反応度が投入されることで，原子炉が臨界に達し燃料損
傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」に対する燃料損傷防止対策としては，原子炉停止機能を整備している。

料損傷防止対策としては，原子炉停止機能を整備している。

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「停止中に実施

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「停止中に実施される試験等により，最大反応度価値を有する制御棒 1 本が全引抜されている状態かされる検査等により，最大反応度価値を有する制御棒 1 本が全引き抜きされている状

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引き抜かれ，異常態から，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引き抜かれ，な反応度の投入を認知できずに燃料の損傷に至る事故」について有効性評価を行った。

異常な反応度の投入を認知できずに燃料の損傷に至る事故」について有効性評価を行った。

上記の場合においても，原子炉停止機能により，燃料が損傷することはなく，未臨界を維持することが可能である。
その結果，有効燃料棒頂部の冠水，放射線遮蔽の維持及び未臨界の確保ができることから，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
解析条件の不確かさについて確認した結果，評価項目となるパラメータに与える影
響は小さい。

上記の場合においても，原子炉停止機能により，燃料が損傷することはなく，未臨界を維持することが可能である。
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，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
解析条件の不確かさについて確認した結果，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 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策は自動で本事故シーケンスグループにおける重大事故等対策は自動で作動するため，対応に作動するため，対応に必要な要員はいない。スクラム動作後の原子炉の状態確認にお必要な要員はいない。スクラム動作後の原子炉の状態確認において，中央制御室の当いて，中央制御室の運転員 1 名で実施可能である。

直運転員 1 名で実施可能である。

以上のことから，原子炉停止機能の燃料損傷防止対策は，選定した重要事故シーケ

以上のことから，原子炉停止機能の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「反応度の誤投入」

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「反応度の誤投入」

に対して有効である。

に対して有効である。

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 反応度の誤投入）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備
考

表 1／4

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 反応度の誤投入）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備
考

表 2／4

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 反応度の誤投入）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備
考

表 3／4

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 反応度の誤投入）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備
考

表 4／4

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 反応度の誤投入）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

備
考
図 1／2

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 反応度の誤投入）
東海第二発電所備考
図 2／2

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 反応度の誤投入）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所備考

解析図 1／2

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（運転停止時 反応度の誤投入）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所備考

解析図 2／2