赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備考6. 重大事故等への対処に係る措置の有効性評価の基本的考え方
1. 重大事故等への対処に係る措置の有効性評価の基本的考え方
6.1 概 要1.1 概 要本発電用原子炉施設において，｢運転中の原子炉における重大事故に至るおそれが本発電用原子炉施設において，「運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故｣，「運転中の原子炉における重大事故」，「使用済燃料プールにおける重大事
ある事故」，「運転中の原子炉における重大事故」，「使用済燃料プールにおける重大事
故に至るおそれがある事故」及び「運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそ
故に至るおそれがある事故」及び「運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故」（以下「重大事故等」という。
）が発生した場合にも，炉心や燃料の著れがある事故」（以下「重大事故等」という。
）が発生した場合にも，炉心の著しい損
しい損傷の防止あるいは原子炉格納容器の破損及び敷地外への放射性物質の異常な傷の防止，燃料体又は使用済燃料（以下「燃料体等」という。
）の著しい損傷の防止，水準の放出の防止に講じることとしている措置（以下「重大事故等対策」という。
）
燃料体の著しい損傷の防止あるいは原子炉格納容器（以下「格納容器」という。
）のが有効であることを示すため，以下のとおり，評価対象とする事故シーケンスを整理
破損及び発電所外への放射性物質の異常な水準の放出の防止のために講ずることとし，対応する評価項目を設定した上で，計算プログラムを用いた解析等の結果を踏ましている措置（以下「重大事故等対策」という。
）が有効であることを示すため，以えて，設備，手順及び体制の有効性を評価する。
下のとおり，評価対象とする事故シーケンスを整理し，対応する評価項目を設定した上で，計算プログラムを用いた解析等を踏まえて，設備，手順及び体制の有効性を評価する。
（添付資料 1.1.1）
6.1.1 評価対象の整理及び評価項目の設定
本発電用原子炉施設を対象とした確率論的リスク評価（以下「PRA」という。
）の知 1.1.1 評価対象の整理及び評価項目の設定
見等を踏まえ，重大事故等に対処するための措置が基本的に同じである事故シーケン
本発電用原子炉施設を対象とした確率論的リスク評価（以下「ＰＲＡ」という。
）
スのグループ化を行い，措置の有効性を確認するための代表的な事故シーケンス（以の知見等を踏まえ，重大事故等に対処するための措置が基本的に同じである事故シー
下「重要事故シーケンス等」という。
）を選定して，対応する措置の有効性評価を行
ケンスのグループ化を行い，措置の有効性を確認するための代表的な事故シーケンスう。
（以下「重要事故シーケンス」という。
）を選定して，対応する措置の有効性評価を行う。
有効性評価に際しては，事故の様相やプラントの特徴を踏まえて有効性を確認する
有効性評価に際しては，事故の様相やプラントの特徴を踏まえて有効性を確認する
ための評価項目を設ける。
ための評価項目を設ける。
具体的には「6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」による。
具体的には「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」による。
6.1.2 評価に当たって考慮する事項
1.1.2 評価に当たって考慮する事項
有効性評価は，「5．重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措置を実施するために有効性評価は，「実用発電用原子炉に係る発電用原子炉設置者の重大事故の発生及必要な技術的能力」で講じることとしている措置のうち，「添付書類八 1.10.2 発電び拡大の防止に必要な措置を実施するために必要な措置を実施するために必要な技用原子炉設置変更許可申請（平成 25 年 9 月 27 日申請）に係る実用発電用原子炉及術的能力に係る審査基準」に係る適合性状況説明資料（以下「技術的能力に係る審査
びその附属施設の位置，構造及び設備の基準に関する規則への適合」で重大事故等対基準への適合状況説明資料」という。
）で講ずることとしている措置のうち，「重大事処設備としている設備を用いたものを対象とするが，手順及び体制としてはその他の故等対処設備について」で重大事故等対処設備としている設備を用いたものを対象と措置との関係を含めて必要となる水源，燃料及び電源の資源や要員を整理した上で，するが，手順及び体制としてはその他の措置との関係を含めて必要となる水源，燃料安全機能の喪失に対する仮定，外部電源に対する仮定，単一故障に対する仮定，運転及び電源の資源並びに要員を整理した上で，安全機能の喪失に対する仮定，外部電源員等（運転員と緊急時対策要員）の操作時間に対する仮定等を考慮して，原則としてに対する仮定，単一故障に対する仮定，運転員及び重大事故等対応要員（以下「運転事故が収束し，｢運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故｣について
員等」という。
）の操作時間に対する仮定等を考慮して，原則として事故が収束し，「運
は原子炉が安定停止状態に，「運転中の原子炉における重大事故」については原子炉
転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故」及び「運転中の原子炉にお及び原子炉格納容器が安定状態に，「使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそ
ける重大事故」については原子炉及び格納容器が安定状態に，「使用済燃料プールに
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所れがある事故」については使用済燃料プール水位が回復し，水位及び温度が安定した状態に，「運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故」について
は原子炉が安定状態（以下「原子炉等が安定停止状態等」という。
）に導かれる時点までを対象とする。
具体的には「6.3 評価に当たって考慮する事項」による。

おける重大事故に至るおそれがある事故」については使用済燃料プールの水位が回復
し，水位及び温度が安定した状態に，「運転停止中の原子炉における重大事故に至る
おそれがある事故」については原子炉が安定状態（以下「原子炉等が安定停止状態等」という。
）に導かれる時点までを対象とする。
具体的には「1.3 評価に当たって考慮する事項」による。

備考6.1.3 有効性評価に使用する計算プログラム
1.1.3 有効性評価に使用する計算プログラム
有効性評価において使用する計算プログラム（以下「解析コード」という。
）は，有効性評価において使用する計算プログラム（以下「解析コード」という。
）は，
事故シーケンスの特徴に応じて，評価項目となるパラメータに有意な影響を与える現事故シーケンスの特徴に応じて，評価項目となるパラメータに有意な影響を与える現
象や運転員等操作に有意な影響を与える現象（以下「重要現象」という。
）がモデル
象や運転員等操作に有意な影響を与える現象（以下「重要現象」という。
）がモデル化されており，実験等をもとに妥当性が確認され，適用範囲を含めてその不確かさが化されており，実験等を基に妥当性が確認され，適用範囲を含めてその不確かさが把把握されているものを選定して使用する。
握されているものを選定して使用する。
具体的には「6.4 有効性評価に使用する計算プログラム」に示す解析コードを使用
具体的には「1.4 有効性評価に使用する計算プログラム」に示す解析コードを使する。
用する。
6.1.4 有効性評価における解析の条件設定
1.1.4 有効性評価における解析の条件設定
有効性評価における解析の条件設定については，「6.3 評価に当たって考慮する事
有効性評価における解析の条件設定については，「1.3 評価に当たって考慮する事項」による仮定等を考慮するとともに，事象進展の不確かさを考慮して，設計値等の項」による仮定等を考慮するとともに，事象進展の不確かさを考慮して，設計値等の現実的な条件を基本としつつ，原則，有効性を確認するための評価項目となるパラメ
現実的な条件を用いるか又は有効性を確認するための評価項目となるパラメータにータに対して余裕が小さくなるような設定とする。また，解析コードや解析条件の不対する余裕が小さくなるよう設定する。また，解析コードや解析条件の不確かさの影
確かさが大きい場合には，影響評価において感度解析等を行うことを前提に設定す
響が大きい場合には，影響評価において感度解析等を実施することを前提に設定する。
る。
具体的には「6.5 有効性評価における解析の条件設定の方針」による。
具体的には「1.5 有効性評価における解析の条件設定の方針」による。
6.1.5 解析の実施
1.1.5 解析の実施
有効性評価における解析は，評価項目となるパラメータの推移のほか，事象進展の有効性評価における解析は，評価項目となるパラメータの推移のほか，事象進展の状況を把握する上で必要なパラメータの推移について解析を実施し，その結果を明示
状況を把握する上で必要なパラメータの推移について解析を実施し，その結果を明示する。
する。
なお，事象進展の特徴や厳しさ等を踏まえ，解析以外の方法で原子炉等が安定停止
なお，事象進展の特徴や厳しさ等を踏まえ，解析以外の方法で原子炉等が安定停止状態等に導かれ，評価項目を満足することが合理的に説明できる場合はこの限りでは状態等に導かれ，評価項目を満足することが合理的に説明できる場合はこの限りではない。
ない。
1.1.6 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
6.1.6 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は，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す
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，そる。また，これらの不確かさの影響を踏まえても，措置の実現性に問題がなく，評価
れらの影響を踏まえても，措置の実現性に問題なく，評価項目を満足することを感度
項目を満足することを感度解析等により確認する。
解析等により確認する。
具体的には「1.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」による。
具体的には「6.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」による。
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所備考1.1.7 必要な要員及び資源の評価
6.1.7 必要な要員及び資源の評価
必要な要員及び資源については，少なくとも外部支援がないものとして発電所内単必要な要員及び資源については，発電所内の発電用原子炉施設で重大事故等が同時独での措置を 7 日間継続して実施できることを確認する。
期に発生することを想定して整備することから，それぞれの観点から最も厳しい重大
具体的には「1.8 必要な要員及び資源の評価方針」による。
事故等を考慮しても，少なくとも外部支援がないものとして所内単独での措置を 7 日間継続して実施できることを確認する。
具体的には「6.8 必要な要員及び資源の評価方針」による。
1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定
6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定
重大事故等対策の有効性を確認するため，重大事故等のそれぞれについて，以下の重大事故等対策の有効性を確認するため，重大事故等のそれぞれについて，以下のとおり，事故シーケンスのグループ化，重要事故シーケンスの選定及び有効性を確認
とおり，事故シーケンスのグループ化，重要事故シーケンス等の選定及び有効性を確するための評価項目の設定を行う。
認するための評価項目の設定を行う。
炉心損傷防止対策及び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を
炉心損傷防止対策及び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を確認する事故シーケンスグループ並びに格納容器破損防止対策の有効性を確認する
確認する事故シーケンスグループ，並びに格納容器破損防止対策の有効性を確認する
格納容器破損モード（以下「事故シーケンスグループ等」という。
）の選定に当たっ
格納容器破損モード（以下「事故シーケンスグループ等」という。
）の選定に当たっては，アクシデントマネジメント策や緊急安全対策等を考慮しない仮想的なプラントては，アクシデントマネジメント策や緊急安全対策等を考慮しない仮想的なプラント状態を対象として実施したＰＲＡの結果を活用する。
状態を評価対象として実施した PRA の結果を活用する。
「運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故」に対しては，発電用「運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故」に対しては，発電用原子炉施設内部の原因によって引き起こされる事象（以下「内部事象」という。
）を
原子炉施設内部の原因によって引き起こされる事象（以下「内部事象」という。
）を対象とする内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡに加えて，ＰＲＡが適用可能な外部事対象とする内部事象運転時レベル 1PRA に加えて，PRA が適用可能な外部事象として象として地震，津波についてそれぞれ地震レベル１ＰＲＡ及び津波レベル１ＰＲＡを
地震及び津波それぞれのレベル 1PRA を活用する。
「運転中の原子炉における重大事
活用する。
「運転中の原子炉における重大事故」に対しては，内部事象出力運転時レ故」に対しては，内部事象運転時レベル 1.5PRA を活用する。
「運転停止中の原子炉にベル１．５ＰＲＡを活用する。
「運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれおける重大事故に至るおそれがある事故」に対しては，内部事象停止時レベル 1PRA をがある事故」に対しては，内部事象停止時レベル１ＰＲＡを活用する。
活用する。
-4
ＰＲＡを実施した結果，本発電用原子炉施設の運転中の炉心損傷頻度は 10−４／炉年
PRA を実施した結果，本発電用原子炉施設の運転中の炉心損傷頻度は 10 /炉年程度，格納容器破損頻度は 10-5/炉年程度，運転停止中の炉心損傷頻度は 10-8/定検程度
程度，格納容器破損頻度は 10−４／炉年程度，運転停止中の炉心損傷頻度は 10−５／施である。
設定期検査程度である。
また，現状 PRA が適用できない地震及び津波以外の外部事象については，当該外部
また，現状ＰＲＡが適用できない地震及び津波以外の外部事象については，当該外事象により誘発される起因事象について分析を実施した結果，いずれも内部事象レベ
部事象により誘発される起因事象について分析した結果，いずれも内部事象出力運転
ル 1PRA で想定する起因事象に包絡されること及び炉心損傷後の原子炉格納容器内の時レベル１ＰＲＡで想定する起因事象に包絡されること及び炉心損傷後の格納容器
事象進展は内部事象と同等であると考えられることから，新たに追加すべき事故シー
内の事象進展は内部事象と同等であると考えられることから，新たに追加すべき事故
ケンスグループ等はない。
シーケンスグループ等はない。
なお，有効性評価における重要事故シーケンスと「実用発電用原子炉に係る発電用
なお，有効性評価における重要事故シーケンスと「実用発電用原子炉に係る発電用原子炉設置者の重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措置を実施するために必要
原子炉設置者の重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措置を実施するために必要な技術的能力に係る審査基準」（以下「技術的能力審査基準」という。
），「実用発電用な技術的能力に係る審査基準（以下「技術的能力審査基準」という。
）」，「実用発電用原子炉及びその附属施設の位置、構造及び設備の基準に関する規則」（以下「設置許
原子炉及びその附属施設の位置、構造及び設備の基準に関する規則（以下「設置許可可基準規則」という。
）及び「実用発電用原子炉及びその附属施設の技術基準に関す基準規則」という。
）」及び「実用発電用原子炉及びその附属施設の技術基準に関するる規則」（以下「技術基準規則」という。
）との関連を第 6.2−1 表に示す。
規則（以下「技術基準規則」という。
）」との関連を第 1.2-1 表に示す。
3／40

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

ここで記載している事故シーケンスグループ等の選定の考え方については，「追補
２．Ⅰ 事故シーケンスグループ及び重要事故シーケンス等の選定について」に示す。

ここで記載している事故シーケンスグループ等の選定の考え方については，「付録 1
事故シーケンスグループの抽出及び重要事故シーケンスの選定について」に示す。

備考6.2.1 運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故
1.2.1 運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故
6.2.1.1 事故シーケンスのグループ化と重要事故シーケンスの選定
1.2.1.1 事故シーケンスのグループ化と重要事故シーケンスの選定「運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故」については，運転時「運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故」については，運転時の異常な過渡変化及び設計基準事故に対し，発電用原子炉施設の安全性を損なうことの異常な過渡変化及び設計基準事故に対し，発電用原子炉施設の安全性を損なうことがないよう設計することが求められる構築物，系統及び機器がその安全機能を喪失しがないよう設計することが求められる構築物，系統及び機器がその安全機能を喪失した場合であって，炉心の著しい損傷に至る可能性があると想定する事故シーケンス
た場合であって，炉心の著しい損傷に至る可能性があると想定する事故シーケンスにを，本発電用原子炉施設を対象とした PRA の結果を踏まえてグループ化し，それぞれついて本発電用原子炉施設を対象としたＰＲＡの結果を踏まえてグループ化し，それに対して重要事故シーケンスを選定し，評価を行う。
ぞれの事故シーケンスグループに対して重要事故シーケンスを選定し評価を行う。
(1) 事故シーケンスの抽出
内部事象運転時レベル 1PRA においては，各起因事象の発生から炉心損傷に至ることを防止するための緩和手段等の成功及び失敗の組合せをイベントツリーを用いて網羅的に分析し，炉心損傷に至る事故シーケンスを抽出する。第 6.2−1 図に内部事
象運転時レベル 1PRA におけるイベントツリーを示す。
地震レベル 1PRA 及び津波レベル 1PRA においては，内部事象と同様にイベントツ
リーを用いた分析を実施し，炉心損傷に至る事故シーケンスを抽出する。第 6.2−2 図に地震レベル 1PRA の階層イベントツリーを，第 6.2−3 図に地震レベル 1PRA のイベ
ントツリーを，第 6.2−4 図に津波レベル 1PRA の津波高さ別イベントツリーを，第6.2−5 図に津波レベル 1PRA のイベントツリーを示す。

地震や津波の場合，各安全機能の喪失に至るプロセスは異なるものの，喪失する安全機能が内部事象と同じであれば，炉心損傷を防止するための緩和手段も同じである
ため，事故シーケンスは内部事象と同じである。また，地震レベル 1PRA 及び津波レ
ベル 1PRA では，複数の安全機能時に損傷する事象や，建屋・構築物等の損傷の発生により直接的に炉心損傷に至る事故シーケンスも取り扱う。
具体的には，地震レベル 1PRA では，建屋の損傷や原子炉圧力容器等の大型静的機器の損傷，計測・制御機能喪失によって発電用原子炉施設が監視及び制御不能となる
事象等，緩和設備への影響範囲や影響程度等を明確にすることが困難な事象を抽出しており，これらは直接，炉心損傷に至る事象として取り扱う。

(1) 事故シーケンスの抽出
内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡにおいては，各起因事象の発生から炉心損傷に至ることを防止するための緩和設備等の成功及び失敗の組合せについてイベント
ツリーを用いて網羅的に分析し，炉心損傷に至る事故シーケンスを抽出する。第・東海第二では，地震レベル１ＰＲＡ
1.2-1 図に内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡにおけるイベントツリーを示す。
及び津波レベル１ＰＲＡの特徴に
地震レベル１ＰＲＡ及び津波レベル１ＰＲＡにおいては，地震や津波により引きついて記載（記載の充実）起こされる起因事象をプラントへ与える影響度の高い順に階層イベントツリーの形で整理することで，原子炉建屋や格納容器等の大規模な損傷が発生し，直接炉心損
傷に至る事故シーケンスや，複合的な事象発生の組合せも含めた事故シーケンスの抽出を実施している。また，緩和設備による対応に期待できる起因事象については，
内部事象出力運転時レベル１ＰＲＡと同様に各起因事象の発生から炉心損傷に至ることを防止するための緩和設備等の成功及び失敗の組合せについてイベントツリー
で分析し，事故シーケンスを抽出する。第 1.2-2 図に地震レベル１ＰＲＡの階層イ
ベントツリーを，第 1.2-3 図に地震レベル１ＰＲＡのイベントツリーを，第 1.2-4
図に津波レベル１ＰＲＡの階層イベントツリーを，第 1.2-5 図に津波レベル１ＰＲ
Ａのイベントツリーを示す。
地震や津波の場合，各安全機能の喪失に至るプロセスは異なるものの，喪失する
安全機能が内部事象と同じ場合は炉心損傷を防止するための緩和設備も同じとなる
ため，事故シーケンスは内部事象と同じとなる。また，地震レベル１ＰＲＡ及び津
波レベル１ＰＲＡでは，複数の安全機能が地震又は津波によって同時に損傷する事
象や，建屋・構築物等の損傷の発生により直接的に炉心損傷に至る事故シーケンスについても取り扱う。
具体的には，地震レベル１ＰＲＡでは，建屋の損傷や原子炉圧力容器等の大型静的機器の損傷，計測・制御機能喪失によって本発電用原子炉施設が監視及び制御不能となる事象等，緩和設備への影響範囲や影響程度等を明確にすることが困難な事
象を抽出しており，これらは直接炉心損傷に至る事象として取り扱う。
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
津波レベル 1PRA では，浸水高さに応じ，当該高さに設置されている安全機能が機能喪失する評価モデルとしており，浸水高さに応じた安全機能の喪失の状態ごとに津波特有のシーケンスとして抽出する。

なお，LOCA では，原子炉冷却材圧力バウンダリからの冷却材の流出規模によりプラント応答，成功基準等が異なるため，流出の規模に応じて以下のとおりに分類する。
a. 大破断 LOCA
原子炉冷却材圧力バウンダリを構成する配管の両端破断のように，事象初期に急激な原子炉減圧を伴うもので，自動減圧系の作動なしに低圧注水系によって冷却が可能となる規模の LOCA である。
b. 中破断 LOCA
大破断 LOCA と比較して破断口径が小さく，原子炉減圧が緩やかなもので，低圧注
水系による炉心冷却には自動減圧系の作動が必要となる規模の LOCA である。また，流出量は原子炉隔離時冷却系の容量以上であり，原子炉隔離時冷却系のみでの水位確保は不可能である。
c. 小破断 LOCA
中破断 LOCA より破断口径が小さなもので，原子炉隔離時冷却系のみでの水位確保が可能な規模の LOCA である。また，原子炉減圧が緩やかなため，低圧注水系による炉心冷却には，自動減圧系の作動が必要である。
d. Excessive LOCA
大破断 LOCA を上回る規模の LOCA であり，非常用炉心冷却系の注水の成否に関わらず炉心損傷に至る。

東海第二発電所備考

津波レベル１ＰＲＡでは，防潮堤高さを超える津波を対象に，非常用海水ポンプの被水・没水により最終ヒートシンクが喪失する事象，原子炉建屋内浸水により複数の緩和機能が喪失する事象，防潮堤損傷により屋内外の施設が広範囲にわたり機能喪失して炉心損傷に至る事象を抽出しており，これらは津波特有の事故シーケンスとして抽出する。
なお，ＬＯＣＡでは，原子炉冷却材圧力バウンダリからの原子炉冷却材の流出規模によりプラント応答，成功基準等が異なるため，流出の規模に応じて以下のとおりに分類する。
ａ．大破断ＬＯＣＡ
原子炉冷却材圧力バウンダリを構成する配管の両端破断のように，事象初期に急激な原子炉減圧を伴うもので，自動減圧系の作動なしに低圧注水系によって冷却が可能となる規模のＬＯＣＡである。
ｂ．中破断ＬＯＣＡ
大破断ＬＯＣＡと比較して破断口径が小さく，原子炉減圧が緩やかなもので，
低圧注水系による炉心冷却には自動減圧系の作動が必要となる規模のＬＯＣＡである。また，流出量は原子炉隔離時冷却系の容量以上であり，原子炉隔離時冷却系のみでの水位確保は不可能である。
ｃ．小破断ＬＯＣＡ
中破断ＬＯＣＡより破断口径が小さなもので，原子炉隔離時冷却系のみでの水位確保が可能な規模のＬＯＣＡである。また，原子炉減圧が緩やかなため，低圧
注水系による炉心冷却には，自動減圧系の作動が必要である。
ｄ．Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ
大破断ＬＯＣＡを上回る規模のＬＯＣＡであり，非常用炉心冷却系の注水の成否に関わらず炉心損傷に至る。

(2) 事故シーケンスのグループ化(2) 事故シーケンスのグループ化
PRA の知見を活用して抽出した事故シーケンスを，重大事故等に対処するための措
ＰＲＡの知見を活用して抽出した事故シーケンスを，重大事故等に対処するため
置が基本的に同じとなるよう，炉心損傷に至る主要因の観点から以下の事故シーケンの措置が基本的に同じとなるよう，炉心損傷に至る主要因の観点から以下の事故シ
スグループに分類する。なお，PRA では LOCA 時の注水機能喪失シーケンスを，破断ーケンスグループに分類する。なお，ＰＲＡではＬＯＣＡ時の注水機能喪失シーケ
口径の大きさに応じて大破断 LOCA，中破断 LOCA，小破断 LOCA に詳細化して抽出してンスを，破断口径の大きさに応じて大破断ＬＯＣＡ，中破断ＬＯＣＡ，小破断ＬＯ
いるが，いずれも LOCA 時の注水機能喪失を伴う事故シーケンスグループであるため，
ＣＡに詳細化しているが，いずれもＬＯＣＡ時の注水機能喪失を伴う事故シーケン
LOCA 時注水機能喪失に該当するものとして整理する。
スグループであるため，ＬＯＣＡ時注水機能喪失に該当するものとして整理する。
a. 高圧・低圧注水機能喪失
ａ．高圧・低圧注水機能喪失
ｂ．高圧注水・減圧機能喪失
b. 高圧注水・減圧機能喪失
ｃ．全交流動力電源喪失
c. 全交流動力電源喪失
ｄ．崩壊熱除去機能喪失
d. 崩壊熱除去機能喪失
ｅ．原子炉停止機能喪失
e. 原子炉停止機能喪失
ｆ．ＬＯＣＡ時注水機能喪失
f. LOCA 時注水機能喪失
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
g. 格納容器バイパス(インターフェイスシステム LOCA)
津波特有の事故シーケンスでは，津波高さに応じた複数の安全機能の喪失を考慮したが，これについては，その喪失により，最も早く炉心損傷に至る安全機能あるいは安全機能の組合せの事故シーケンスグループとして，上記の a.及び c.に整理した。
また，地震特有の事象で，以下に示す 5 つの事故シーケンスは，地震動に応じた詳
細な損傷の程度や影響を評価することが困難なことから，上記の事故シーケンスグル
ープと直接的に対応せず，炉心損傷に直結するものとして抽出している。
・Excessive LOCA
・計測・制御系喪失
・格納容器バイパス（地震による配管の格納容器外での破損と隔離弁の閉失敗の重畳）・原子炉圧力容器・原子炉格納容器損傷
・原子炉建屋損傷

これらの各事故シーケンスグループによる炉心損傷頻度には，必ずしも炉心損傷に直結する程の損傷に至らない場合も含んでおり，実際には地震の程度に応じ，機能を維持した設計基準事故対処設備等がある場合，これらを用いた対応に期待することにより，炉心損傷を防止できる可能性もあると考えられる。このため，過度な保守性を排除することで各事故シーケンスグループの炉心損傷頻度は，現在の値よりも更に小さくなる。また，地震後に機能を維持した設計基準事故対処設備等に期待した上で，それらのランダム故障により炉心損傷に至る場合の事故シーケンスは，内部事象運転時レベル1PRA により抽出された上記のa.からg.の事故シーケンスグループに包絡されるものと考えられること及びそれらに該当しない深刻な損傷の場合には可搬型のポンプ，電源，放水設備等を駆使した大規模損壊対策による影響緩和を図ることから，
これらの各事故シーケンスグループを有意な頻度又は影響をもたらす事故シーケン
スグループとして追加する必要はない。
(3) 重要事故シーケンスの選定
事故シーケンスグループごとに，有効性評価の対象とする重要事故シーケンスを選定する。同じ事故シーケンスグループに複数の事故シーケンスが含まれる場合には，共通原因故障又は系統間の機能の依存性，炉心損傷防止対策の実施に対する時間余裕，炉心損傷防止に必要な設備容量及び事故シーケンスグループ内の代表性の観点で，より厳しい事故シーケンスを選定する。
重要事故シーケンスの選定結果は以下のとおりである。

東海第二発電所

備

考ｇ．格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）
ｈ．津波浸水による注水機能喪失
・東海第二では，頻度及び影響の観点
津波特有の事故シーケンスについては，敷地内への浸水により内部事象起因の事から，津波特有の事故シーケンスグ
故シーケンスとは本発電用原子炉施設への影響が異なることから，津波特有の事故
ループを抽出シーケンスグループとして抽出している。
また，地震及び津波特有の事象で，以下に示す 7 つの事故シーケンスは，事象発
生時に本発電用原子炉施設に与える影響が大きな幅を有し，建屋や機器の損傷程度や組合せを特定することが困難であるため，上記の事故シーケンスグループとは直接的に対応しない事故シーケンスとして抽出している。
・東海第二では，「防潮堤損傷」を有・防潮堤損傷効性評価の対象とはしない事故シ・原子炉建屋損傷
ーケンスとして抽出
・格納容器損傷
・原子炉圧力容器損傷
・格納容器バイパス（地震による格納容器外での配管破損と隔離弁の閉失敗の重畳）
・原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ）
・計装・制御系喪失
これらの地震及び津波特有の各事故シーケンスによる炉心損傷頻度は，全炉心損
傷頻度に対して極めて小さい寄与である。また，これらの事故シーケンスは本発電用原子炉施設に及ぼす影響について大きな幅を有しており，事故シーケンスグルー
プとして単独で定義するものではなく，発生する事象の程度や組合せに応じて対応すべきものである。具体的には，影響が限定されるような小規模な事故の場合には，使用可能な炉心損傷防止対策や格納容器破損防止対策を柔軟に活用して，事故進展の緩和を図ることが可能であり，実際には炉心損傷頻度はより低減されると考えられる。また，上記に該当しないような深刻な事故の場合には，可搬型設備等を駆使した大規模損壊対策による対応を含め，臨機応変に影響緩和を図る。
以上のことから，これらの事故シーケンスを有意な頻度又は影響をもたらす事故
シーケンスグループとして追加する必要はない。

(3) 重要事故シーケンスの選定
事故シーケンスグループごとに，有効性評価の対象とする重要事故シーケンスを選定する。同じ事故シーケンスグループに複数の事故シーケンスが含まれる場合には，共通原因故障又は系統間の機能の依存性，炉心損傷防止対策の実施に対する時
間余裕，炉心損傷防止に必要な設備容量及び事故シーケンスグループ内の代表性を考慮し選定する。
重要事故シーケンスの選定結果は以下のとおりである。

6／40

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考a. 高圧・低圧注水機能喪失
起因事象発生後の事象進展が早いと考えられる過渡事象（原子炉水位低下の観点で厳しい給水流量の全喪失を選定）を起因とし，逃がし安全弁の再閉失敗を含まない，「過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗」を重要事故シーケンスとして選定する。
逃がし安全弁の再閉失敗を含まないシーケンスとした理由は，炉心損傷防止のために
重大事故等対処設備による低圧注水を実施する状況を想定した場合，事象発生時点か
ら逃がし安全弁の再閉失敗によって原子炉減圧されている場合の方が，原子炉減圧に必要な逃がし安全弁の容量が少なく，低圧注水が可能となるまでの時間が短縮でき，対応が容易になると考えられるためである。
また，本事故シーケンスグループには津波特有の事故シーケンスが含まれているが，これについてはその対策が止水対策であり，事象進展に応じた重大事故等対処設
備の有効性の確認には適さないと判断したため，重要事故シーケンスとして選定しないものとし，選定対象から除外した。

ａ．高圧・低圧注水機能喪失
時間余裕及び設備容量の観点から，原子炉が自動停止する過渡事象及びサポート系喪失（自動停止）を起因とする事故シーケンスのうち，「過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」が代表性を有しているため，この事故シーケンス ・柏崎では逃がし安全弁再閉失敗シーケンスを選定しない理由を記載しを重要事故シーケンスとして選定する。ここで，起因事象発生後の事象進展が早ているが，東二では選定した重要事
いと考えられる過渡事象として，原子炉水位低下の観点で厳しい給水流量の全喪
故シーケンスのみ記載。
失を選定する。
なお，サポート系喪失（自動停止）を起因とする事故シーケンスはサポート系 ・東海第二では，起因事象として選定した「サポート系喪失（自動停止）」
1 区分の喪失を起因としているが，他の区分は健全であるため，対応手段が著しの取り扱いについて記載
く制限される状態にない。
また，本事故シーケンスグループに含まれる各事故シーケンスは主な炉心損傷防止対策に差異がないため，起因事象発生後の事象進展が早い過渡事象を起因として選定した重要事故シーケンスは他の事故シーケンスに対して包絡性を有している。

b. 高圧注水・減圧機能喪失
起因事象発生後の事象進展が早いと考えられる過渡事象（原子炉水位低下の観点で厳しい給水流量の全喪失を選定）を起因事象とし，逃がし安全弁の再閉失敗を含まない，「過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗」を重要事故シーケンスとして選定する。逃がし安全弁の再閉失敗を含まないシーケンスとした理由は，炉心損傷防止のために重大事故等対処設備による原子炉減圧を実施する状況を想定した場合，事象発生時点から逃がし安全弁の再閉失敗によって原子炉減圧されている場合の方が，原子炉減圧に必要な逃がし安全弁の容量が少なく，低圧注水が可能となるまでの時間が短縮でき，対応が容易になると考えられるためである。

ｂ．高圧注水・減圧機能喪失
時間余裕及び設備容量の観点から，原子炉が自動停止する過渡事象及びサポート系喪失（自動停止）を起因とする事故シーケンスのうち，「過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗」が代表性を有しているため，この事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定する。ここで，起因事象発生後の事象進展が早い ・逃がし安全弁の成功基準の違い（柏崎刈羽では，原子炉減圧には逃がしと考えられる過渡事象として，原子炉水位低下の観点で厳しい給水流量の全喪失
安全弁 2 弁が必要であるため，1 弁を選定する。
再閉失敗は高圧シーケンスとなる
なお，サポート系喪失（自動停止）を起因とする事故シーケンスはサポート系
が，東海第二では逃がし安全弁 1 弁
1 区分の喪失を起因としているが，他の区分は健全であるため，対応手段が著しで原子炉は減圧する）
く制限される状態にない。
また，本事故シーケンスグループに含まれる各事故シーケンスは主な炉心損傷 ・東海第二では，起因事象として選定した「サポート系喪失（自動停止）」防止対策に差異がないため，起因事象発生後の事象進展が早い過渡事象を起因として選定した重要事故シーケンスは他の事故シーケンスに対して包絡性を有しての取り扱いについて記載いる。

c. 全交流動力電源喪失
本事故シーケンスグループからは，機能喪失の状況が異なる 4 つの事故シーケンスが抽出されたため，これらを以下の 4 つの詳細化した事故シーケンスグループとして分類し，重要事故シーケンスとして選定する。

ｃ．全交流動力電源喪失
本事故シーケンスグループからは，安全機能の喪失状況が異なる事故シーケン ・東海第二では，安全機能の喪失状態，
スが抽出されたため，原子炉圧力，時間余裕及び対応する主な炉心損傷防止対策
事象進展及び重大事故等対策が同に着目して事故シーケンスグループを以下の 3 つに細分化し，それぞれの事故シじとなるＴＢＤ及びＴＢＵは，一つーケンスグループから重要事故シーケンスを選定する。
の細分化グループとしている。（柏(a) 長期ＴＢ
崎刈羽の有効性評価においてもＴ
本事故シーケンスグループは，外部電源喪失の発生後，非常用ディーゼル発
ＢＤは，ほぼＴＢＵと同じと記載し(a) 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）
本事故シーケンスグループは，全交流動力電源喪失後，原子炉隔離時冷却系により7／40

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
炉心冷却を継続するが，蓄電池の直流電源供給能力が枯渇して，原子炉隔離時冷却系が機能喪失し炉心損傷に至るものである。

本事故シーケンスグループに係る事故シーケンスは「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）（蓄電池枯渇後 RCIC 停止）」のみであることから，これを重要事故
シーケンスとして選定する。

(b) 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗
本事故シーケンスグループは，全交流動力電源喪失と同時に原子炉隔離時冷却系が機能喪失し炉心損傷に至るものである。本事故シーケンスグループに係る事故シーケ
ンスは「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗（RCIC 本体の機能喪失）」のみであることから，これを重要事故シーケンスとして選定する。
(c) 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電源喪失
本事故シーケンスグループは，全交流動力電源と全ての直流電源が喪失し炉心損傷に至るものである。また，本事故シーケンスグループには津波特有の事故シーケンスが含まれているが，これについてはその対策が止水対策であり，事象進展に応じた重大事故等対処設備の有効性の確認には適さないと判断したため，重要事故シーケンスとして選定しないものとした。発生原因が津波特有の事故シーケンス以外には，本事
故シーケンスグループに係る事故シーケンスは「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電源喪失」のみであることから，これを重要事故シーケンスとして選定する。なお，全ての直流電源喪失により非常用ディーゼル発電機を起動できな
くなることから，「外部電源喪失＋直流電源喪失」により，全交流動力電源喪失となる。
(d) 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗
本事故シーケンスグループは，全交流動力電源喪失と同時に逃がし安全弁 1 個が開状態のまま固着することにより，原子炉隔離時冷却系も機能喪失し炉心損傷に至るものである。本事故シーケンスグループに係る事故シーケンスは「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗」のみであることから，これを重要事故
シーケンスとして選定する。

東海第二発電所
電機の故障により全交流動力電源喪失が発生するとともに，高圧炉心スプレイ
系による炉心冷却にも失敗し，原子炉隔離時冷却系による炉心冷却に成功する
が，蓄電池が枯渇することにより原子炉隔離時冷却系の運転継続が不能となり，炉心の冷却が十分に行われずに原子炉圧力が高圧状態で炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。
本事故シーケンスグループに係る事故シーケンスは，外部電源喪失を起因とするものと片区分の直流電源故障を起因とするものがあるが，共通原因故障又は系統間の機能の依存性，炉心損傷防止対策の実施に対する時間余裕並びに炉心損傷防止に必要な設備容量はいずれも同等であることから，代表性の観点か
ら「外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（ＲＣＩＣ成功）」を重要事故シーケンスとして選定する。

備考ており，実態として違いはない）(b) ＴＢＤ，ＴＢＵ
本事故シーケンスグループは，外部電源喪失の発生後，直流又は非常用ディーゼル発電機の故障により全交流動力電源喪失が発生し，高圧炉心冷却にも失敗することにより，炉心の冷却が十分に行われずに原子炉が高圧状態で炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。
本事故シーケンスグループに係る事故シーケンスは，外部電源喪失を起因とし，直流電源に失敗し高圧炉心冷却に失敗する事故シーケンス（ＴＢＤ）と，
外部電源喪失又は直流電源故障を起因とし，非常用ディーゼル発電機及び高圧
炉心冷却系に失敗する事故シーケンス（ＴＢＵ）からなるが，これらの事故シーケンスに対する炉心損傷防止対策が同じであることから，1 つの事故シーケン
スグループとして取り扱う。
また，共通原因故障又は系統間の機能の依存性，炉心損傷防止対策の実施に対する時間余裕及び炉心損傷防止に必要な設備容量はいずれも同等であることから，代表性の観点から「外部電源喪失＋直流電源失敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＤ）
」を重要事故シーケンスとして選定する。

(c) ＴＢＰ
本事故シーケンスグループは，外部電源喪失の発生後，非常用ディーゼル発電機の故障により全交流動力電源喪失が発生し，高圧炉心スプレイ系に失敗するとともに逃がし安全弁 1 弁の再閉鎖失敗により原子炉圧力が徐々に低下することで，原子炉隔離時冷却系が運転不能となることにより，炉心の冷却が十分に行われずに，原子炉が低圧状態で炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。
本事故シーケンスグループに係る事故シーケンスは，外部電源喪失を起因と8／40

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備考するものと片区分の直流電源故障を起因とするものがあるが，共通原因故障又は系統間の機能の依存性，炉心損傷防止対策の実施に対する時間余裕並びに炉心損傷防止に必要な設備容量はいずれも同等であることから，代表性の観点か
ら「外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗」を重要事故シーケンスとして選定する。
d. 崩壊熱除去機能喪失
起因事象発生後の事象進展が早いと考えられる過渡事象（原子炉水位低下の観点で厳しい給水流量の全喪失を選定）を起因とし，逃がし安全弁の再閉失敗を含まない，「過渡事象＋崩壊熱除去失敗」を選定する。逃がし安全弁の再閉失敗を含まないシー
ケンスとした理由は，逃がし安全弁の再閉失敗を含まないシーケンスと逃がし安全弁の再閉失敗を含むシーケンスを比較した場合，逃がし安全弁の再閉失敗を含まないシーケンスの方が炉心損傷頻度が高く，当該事故シーケンスグループの特徴を有するためである。
ここで，崩壊熱除去機能喪失については，残留熱除去系の機能喪失と原子炉補機冷却系の機能喪失の場合で，炉心損傷防止対策が異なることを踏まえて，「過渡事象＋
崩壊熱除去失敗（残留熱除去系の機能喪失）」及び「過渡事象＋崩壊熱除去失敗（原子炉補機冷却系の機能喪失）」を重要事故シーケンスとする。

なお，LOCA を起因とする事故シーケンスについては，崩壊熱除去機能の代替手段の有効性も含めて事故シーケンスグループ「f. LOCA 時注水機能喪失」で評価することから，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の選定対象から除外している。

e. 原子炉停止機能喪失
原子炉停止機能喪失に関連して抽出される事故シーケンス「大破断 LOCA＋原子炉停止失敗」，「中破断 LOCA＋原子炉停止失敗」，「小破断 LOCA＋原子炉停止失敗」については，反応度投入の観点では原子炉が減圧されることから「過渡事象＋原子炉停止失敗」よりも事象進展が緩やかな事象である。

ｄ．崩壊熱除去機能喪失
時間余裕及び設備容量の観点から，原子炉が自動停止する過渡事象，外部電源喪失，サポート系喪失（自動停止），サポート系喪失（直流電源故障）及びＬＯＣ
Ａを起因とする事故シーケンスのうち，「過渡事象＋ＲＨＲ失敗」が代表的な事故
シーケンスであることから，この事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定する。ここで，起因事象発生後の事象進展が早いと考えられる過渡事象として，
原子炉水位低下の観点で厳しい給水流量の全喪失を選定する。また，崩壊熱除去
機能が喪失する要因が残留熱除去系の故障の場合と取水機能が喪失する場合で炉心損傷防止対策が異なることを踏まえ，「過渡事象＋ＲＨＲ失敗（ＲＨＲ故障時）」及び「過渡事象＋ＲＨＲ失敗（取水機能喪失時）」を重要事故シーケンスとする。
なお，サポート系喪失（自動停止）を起因とする事故シーケンスはサポート系
1 区分の喪失を起因としているが，他の区分は健全であるため，対応手段が著しく制限される状態にない。また，外部電源喪失及びサポート系喪失（直流電源故障）を起因とする事故シーケンスは交流動力電源の喪失により崩壊熱除去機能が喪失する事故シーケンスであるが，代替電源により崩壊熱除去機能の回復が可能 ・東海第二では，ＬＯＣＡを起因事象とする事故シーケンスについても，であることから，対応手段が著しく制限される状態ではない。ＬＯＣＡを起因とＨＰＣＳによる炉心冷却に成功すする事故シーケンスについては，中長期的な格納容器の過圧・過温の観点では，る場合は本事故シーケンスグルー
崩壊熱が支配要因となるため，ＬＯＣＡも過渡事象も同等となり，崩壊熱除去機
プに分類
能喪失に対する重大事故等対策にも違いはない。このため，代表性の観点で炉心損傷頻度の高い，過渡事象を起因とする事故シーケンスを重要事故シーケンスとしている。
また，本事故シーケンスグループに対する主な炉心損傷防止対策の電源を代替電源とすることにより，本事故シーケンスグループに含まれる各事故シーケンス
は主な炉心損傷防止対策に差異がないため，起因事象発生後の事象進展が早い過渡事象を起因として選定した重要事故シーケンスは他の事故シーケンスに対して包絡性を有している。
ｅ．原子炉停止機能喪失
本事故シーケンスグループに含まれる各事故シーケンスは，時間余裕及び設備容量の観点からは差異がない。このため，代表性の観点から「過渡事象＋原子炉停止失敗」を重要事故シーケンスとして選定する。ここで，起因事象発生後の原子炉圧力の上昇が大きく，反応度の観点で厳しい過渡事象として，主蒸気隔離弁9／40

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

重大事故等対処設備である ATWS 緩和設備（代替制御棒挿入機能）（以下「代替制御
棒挿入機能」という。
）に期待する場合，LOCA と原子炉停止機能喪失が重畳する事故
シーケンスは，LOCA を伴う事故シーケンスグループに包絡される。また，LOCA と原
子炉停止機能喪失が重畳する事故シーケンスの炉心損傷頻度は他の事故シーケンス
グループの事故シーケンスの炉心損傷頻度と比較しても極めて小さい。これらを踏まえ，起因事象発生後の出力変化及び原子炉格納容器に与えられる蒸気負荷の観点で厳しい過渡事象（反応度投入の観点で最も厳しく，格納容器隔離によって炉心からの発
生蒸気が全て格納容器に流入する主蒸気隔離弁閉を選定）を起因とする，「過渡事象＋原子炉停止失敗」を重要事故シーケンスとして選定する。

東海第二発電所

備考

閉を起因事象として選定する。
なお，サポート系喪失（自動停止）を起因とする事故シーケンスはサポート系
1 区分の喪失を起因としているが，他の区分は健全であるため，対応手段が著しく制限される状態にない。また，ＬＯＣＡを起因とする事故シーケンスについて
は，ほう酸水注入系が有効に機能しないことも考えられるが，代替制御棒挿入機
能に期待することに対応可能であり，炉心損傷頻度も極めて小さい。

f. LOCA 時注水機能喪失
配管破断規模の大きさによる原子炉冷却材流出流量が多く水位の低下が早いため，
原子炉注水開始までの時間余裕が短い中破断 LOCA を起因とする。また，重畳する注水機能喪失のうち，低圧注水機能喪失については，原子炉減圧機能喪失による場合と，
低圧非常用炉心冷却系そのものが機能喪失する場合が考えられるが，代替となる設備に要求される設備容量の観点では，原子炉減圧機能である逃がし安全弁には十分な台数が備えられている一方，低圧非常用炉心冷却系そのものが機能喪失する場合は，代替となる注水設備の容量が低圧非常用炉心冷却系よりも少ない点で厳しい事象になると考えられること，さらに原子炉減圧機能が喪失する事故シーケンスよりも低圧非常用炉心冷却系そのものが機能喪失する事故シーケンスの方が炉心損傷頻度が高い
ことも踏まえ，低圧非常用炉心冷却系そのものの機能喪失が重畳する場合である「中破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗」を重要事故シーケンスとして選定する。
なお，上記の重要事故シーケンスは，低圧 ECCS 注水失敗が含まれており，低圧非常用炉心冷却系の機能喪失は残留熱除去系による崩壊熱除去機能にも期待できない
こととほぼ同義であることから，事故シーケンスグループ「d. 崩壊熱除去機能喪失」の LOCA を起因とする事故シーケンスを包絡する。

ｆ．ＬＯＣＡ時注水機能喪失
本事故シーケンスグループに含まれる各事故シーケンスは，共通原因故障又は ・東海第二では，他の事故シーケンス
グループの記載との整合を考慮し系統間の機能の依存性，時間余裕及び設備容量の観点からは差異がない。このたた記載としているが，実質的な違い
め，代表性の観点から「中小破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失はない。
敗」を重要事故シーケンスとして選定する。
なお，本事故シーケンスグループに含まれる各事故シーケンスは主な炉心損傷防止対策に差異がないため，選定した重要事故シーケンスは他の事故シーケンスに対して包絡性を有している。

g. 格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）
格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）に係る事故シーケンスは，「インターフェイスシステム LOCA」のみとしていることから，これを重要事故シーケンスとして選定する。なお，格納容器バイパスとしては原子炉冷却材浄化系等の高圧設計の配管の原子炉格納容器外での破断事象も想定できるが，これは PRA の検討の中で高圧設計の配管の破損頻度が低圧設計の配管の破損頻度に比べて小さい傾向にあることを理由に考慮の対象から除外している。

ｇ．格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）
本事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスは，「インターフェイスシ
ステムＬＯＣＡ」のみであることから，これを重要事故シーケンスとして選定する。なお，格納容器バイパスとしては原子炉冷却材浄化系等の高圧設計の配管が格納容器外で破断する事象も想定できるが，これはＰＲＡの検討の中で高圧設計の配管の破損頻度が低圧設計の配管の破損頻度に比べて小さい傾向にあることを理由に，考慮の対象から除外している。
10／40

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所備

考ｈ．津波浸水による注水機能喪失
・東海第二では，新たに抽出した事故
本事故シーケンスグループは，津波浸水により複数の緩和機能が失われること
シーケンスグループ及びその重要によって炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，本事故シー事故シーケンスについて記載。
ケンスグループに対しては，敷地に遡上する津波に対する防護対策を実施した重大事故等対処設備の有効性を確認することとする。
共通原因故障又は系統間の機能の依存性，時間余裕並びに設備容量の観点から，「原子炉建屋内浸水による複数の緩和機能喪失」を重要事故シーケンスとする。
なお，本事故シーケンスグループは外部電源喪失が重畳すると全交流動力電源喪失が発生するため，本事故シーケンスグループの主な炉心損傷防止対策は津波防護対策に加えて全交流動力電源喪失の事故シーケンスグループと同様となる。
また，本事故シーケンスグループに含まれる各事故シーケンスの炉心損傷防止対策に差異がないため，選定した重要事故シーケンスは他の事故シーケンスに対して包絡性を有している。
なお，国内外の先進的な対策を考慮した場合であっても，全ての状況に対応できる
ような炉心損傷防止対策を講じることが困難な事故シーケンスとしては，以下の事故
シーケンスが抽出されている。
①大破断 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗
②全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋原子炉停止失敗①については，格納容器破損防止対策により原子炉格納容器の機能に期待できることを確認しており，これを除く事故シーケンスを対象に，重要事故シーケンスの選定を実施している。
②は地震レベル 1PRA から抽出された事故シーケンスであり，炉心損傷防止対策を講じることが困難な事故シーケンスであるが，喪失する安全機能が明確であることか
ら炉心損傷に直結する事故シーケンスとはしていない。この事故シーケンスにおける原子炉停止失敗の支配的な要因は地震による炉内構造物の損傷であるが，これは地震の最大加速度が地震発生と同時に加わるという，現状の保守的な PRA のモデルによって評価されるものであり，現実的には，炉内構造物の損傷確率が高くなる加速度に到達する前に，原子炉スクラムに至ると考えられる。
以上のとおり，②の事故シーケンスの炉心損傷頻度は保守的に評価されており，現実的に想定すると，本事故シーケンスによって炉心損傷に至る頻度は十分に小さいと判断したことから，本事故シーケンスは炉心損傷防止対策又は格納容器破損防止対策の有効性を確認する事故シーケンスから除外している。

なお，国内外の先進的な対策を講じた場合であっても，全ての状況に対応できる
ような炉心損傷防止対策を講じることが困難な事故シーケンスとしては，以下の事
故シーケンスが抽出されている。
①大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗②直流電源喪失＋原子炉停止失敗③交流電源喪失＋原子炉停止失敗①の事故シーケンスについては，格納容器破損防止対策の有効性評価の対象とすることとしており，格納容器の閉じ込め機能に期待できることを確認していることから，これを除く事故シーケンスを対象に，重要事故シーケンスの選定を実施している。
②，③の事故シーケンスは地震レベル１ＰＲＡから抽出された事故シーケンスであり，炉心損傷防止対策を講じることが困難な事故シーケンスであるが，喪失する
安全機能が明確であることから炉心損傷に直結する事故シーケンスとはしていな
い。これらの事故シーケンスは，炉内構造物等の損傷による原子炉停止機能喪失と，直流電源喪失又は全交流動力電源喪失が重畳する事故シーケンスであり，代替の原
子炉停止手段であるほう酸水注入系が機能喪失することから，炉心損傷を防止することができない。これらの事故シーケンスを抽出した地震レベル１ＰＲＡでは，炉内構造物等が地震発生と同時に最大加速度を受けるものとして評価しているが，実機のスクラム信号「地震加速度大」は，最大加速度よりも十分小さな加速度で発信
し，炉内構造物等が損傷する前に制御棒の挿入が完了すると考えられる。このため，現実的にはこれらの事故シーケンスは発生し難いと考えられ，炉心損傷防止対策の有効性を確認する事故シーケンスとしては取り扱わないこととした。
11／40

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所備

考

各事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンス及び重要事故シーケンスに各事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンス及び重要事故シーケンスについて整理した結果を第 6.2−2 表に示す。
ついて整理した結果を第 1.2-2 表に示す。
6.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定
1.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定「6.2.1.1 事故シーケンスのグループ化と重要事故シーケンスの選定」に挙げた事「1.2.1.1 事故シーケンスのグループ化と重要事故シーケンスの選定」に挙げた
故シーケンスグループについては，炉心の著しい損傷を防止するための対策に対して
事故シーケンスグループについては，炉心の著しい損傷を防止するための対策に対し有効性があることを確認するため，以下の評価項目を設定する。
て有効性があることを確認するため，以下の評価項目を設定する。
(1) 炉心の著しい損傷が発生するおそれがないものであり，かつ，炉心を十分に冷却 (1) 炉心の著しい損傷が発生するおそれがないものであり，かつ，炉心を十分に冷却できるものであること。具体的には燃料被覆管の最高温度が 1,200℃以下であるできるものであること。具体的には燃料被覆管の最高温度が 1,200℃以下であるここと及び燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の被覆管厚さの 15％以と及び燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の被覆管厚さの 15％以下で下であること。
あること。
(2) 原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力が， 最高使用圧力 8.62MPa[gage]の (2) 原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力が最高使用圧力 8.62MPa［gage］の 1.2
1.2 倍の圧力 10.34MPa[gage]を下回ること。
倍である 10.34MPa［gage］を下回ること。
(3) 原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力は，限界圧力である最高使用圧力 (3) 原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力は，限界圧力を下回る圧力である最高使
0.31MPa[gage]の 2 倍の圧力 0.62MPa[gage]を下回ること。
用圧力 0.31MPa［gage］の 2 倍の圧力 0.62MPa［gage］を下回ること。
(4) 原子炉格納容器バウンダリにかかる温度が，限界温度 200℃を下回ること。
(4) 原子炉格納容器バウンダリにかかる温度は，限界温度を下回る温度である 200℃
を下回ること。
また，格納容器圧力逃がし装置等を使用する事故シーケンスグループの有効性評価
また，格納容器圧力逃がし装置等を使用する事故シーケンスグループの有効性評価
では，上記の評価項目に加えて，敷地境界での実効線量を評価し，周辺の公衆に対しでは，上記の評価項目に加えて，敷地境界外での実効線量を評価し，周辺の公衆に対て著しい放射線被ばくのリスクを与えないこととして，発生事故当たりおおむね 5mSv
して著しい放射線被ばくのリスクを与えないこととして，発生事故当たり 5mSv 以下
以下であることを確認する。
であることを確認する。
ここで，原子炉格納容器バウンダリの健全性に対する有効性を確認するための評価
ここで，格納容器バウンダリの健全性に対する有効性を確認するための評価項目の項目の上限については，漏えい経路になる可能性がある原子炉格納容器バウンダリ構
上限については，漏えい経路になる可能性がある格納容器バウンダリ構成部に対し成部に対して，規格計算又は試験にて，構造健全性及びシール部機能維持の確認を行て，規格計算又は試験にて，東海第二発電所における仕様を踏まえた構造健全性及びっており，継続的に評価条件を維持していく。
シール部機能維持の確認を行っており，継続的に評価条件を維持していく。
ここで記載している，原子炉格納容器本体，シール部等の原子炉格納容器バウンダ
ここで記載している，格納容器本体，シール部等の格納容器バウンダリ構成部の健リ構成部の健全性については，「追補２．Ⅱ 原子炉格納容器の温度及び圧力に関する全性については，「付録 2 原子炉格納容器の限界圧力・温度」にて示す。
評価」に示す。
（添付資料 1.2.1，1.2.2，1.2.3）
6.2.2 運転中の原子炉における重大事故
1.2.2 運転中の原子炉における重大事故
1.2.2.1 格納容器破損モードの選定と評価事故シーケンスの選定
6.2.2.1 格納容器破損モードの選定と評価事故シーケンスの選定「運転中の原子炉における重大事故」については，著しい炉心損傷の発生後，格納「運転中の原子炉における重大事故」については，著しい炉心損傷の発生後，原子容器が破損に至る可能性があると想定する格納容器破損モードを，本発電用原子炉施
炉格納容器が破損に至る可能性があると想定する格納容器破損モードを，本発電用原設を対象としたＰＲＡの結果を踏まえて選定し，格納容器破損モードごとに評価事故
子炉施設を対象とした PRA の結果を踏まえて選定し，格納容器破損モードごとに評価
シーケンスを選定して評価を行う。
事故シーケンスを選定して評価を行う。
(1) 格納容器破損モードの抽出
内部事象運転時レベル 1.5PRA においては，事象進展に伴い生じる原子炉格納容器の健全性に影響を与える負荷の分析から，格納容器破損モードの抽出を行う。

(1) 格納容器破損モードの抽出
内部事象出力運転時レベル１．５ＰＲＡにおいては事象進展に伴い生じる格納容器の健全性に影響を与える負荷を分析し，格納容器破損モードの抽出を行う。
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

具体的には，事象進展を炉心損傷前，原子炉圧力容器破損前，原子炉圧力容器破損
直後，原子炉圧力容器破損以降の長期の各プラント状態に分類して，それぞれの状態で発生する負荷を抽出し，事象進展中に実施される緩和手段等から第 6.2−6 図に示す格納容器イベントツリーを作成し，格納容器破損モードを抽出して整理する。

具体的には，事象進展を炉心損傷前，原子炉圧力容器破損前，原子炉圧力容器破直後，事故後期の長期の各プラント状態に分類し，それぞれの状態で発生する負荷を抽出している。また，事象進展中に実施される緩和手段等を考慮し，第 1.2-6 図に示すイベントツリーを作成し，格納容器破損に至る格納容器破損モードを整理する。

(2) 格納容器破損モードの選定
格納容器イベントツリーにより抽出した格納容器破損モードを，事象進展の類似性から以下の格納容器破損モードに分類する。ここで，水素燃焼については，本発電用原子炉施設では，運転中は原子炉格納容器内の雰囲気を窒素で置換し，酸素濃度を低く管理しているため，PRA で定量化する格納容器破損モードから除外しているが，有効性評価においては窒素置換の有効性を確認する観点で，格納容器破損モードとして挙げている。
a. 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）
b. 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
c. 原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用
d. 水素燃焼e. 溶融炉心・コンクリート相互作用
また，上記に分類されない格納容器破損モードとして，以下の格納容器破損モードを抽出している。
・原子炉未臨界確保失敗時の過圧破損
・水蒸気（崩壊熱）による過圧破損（炉心損傷前）・格納容器隔離失敗（炉心損傷の時点で何らかの要因により原子炉格納容器の隔離機能が失われている状態）
・インターフェイスシステム LOCA
・原子炉圧力容器内での水蒸気爆発
原子炉未臨界確保失敗時の過圧破損，水蒸気（崩壊熱）による過圧破損（炉心損傷前）及びインターフェイスシステム LOCA は格納容器先行破損の事故シーケンスである。原子炉未臨界確保失敗時の過圧破損及び水蒸気（崩壊熱）による過圧破損（炉心損傷前）では炉心損傷の前に水蒸気によって原子炉格納容器が過圧破損し，また，インターフェイスシステム LOCA ではインターフェイスシステム LOCA によって原子炉
格納容器の隔離機能を喪失することで，原子炉格納容器外への原子炉冷却材の流出による原子炉建屋内の環境悪化等が生じ，原子炉注水機能の維持が困難となり，炉心損
傷に至るおそれがある。格納容器先行破損の事故シーケンスは，「運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故」の評価において，各々重要事故シーケンスを選定し，重大事故等防止対策の有効性を確認していることから，新たな格納容器破損モードとして追加する必要はない。
格納容器隔離失敗（炉心損傷の時点で何らかの要因により原子炉格納容器の隔離機(2) 格納容器破損モードの選定
格納容器イベントツリーにより抽出した格納容器破損モードを，事象進展の類似性から以下の格納容器破損モードに分類する。ここで，水素燃焼については，本発
電用原子炉施設では，運転中は格納容器内雰囲気を窒素で置換し，酸素濃度を低く管理しているため，ＰＲＡで定量化する格納容器破損モードから除外しているが，有効性評価においては窒素置換の有効性を確認する観点で，格納容器破損モードとして挙げている。
ａ．雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）
ｂ．高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
ｃ．原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用
ｄ．水素燃焼ｅ．溶融炉心・コンクリート相互作用
また，上記に分類されない格納容器破損モードとして，以下の格納容器破損モードを抽出している。
・過圧破損（未臨界確保失敗）
・過圧破損（崩壊熱除去失敗）
・格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）
・格納容器バイパス（格納容器隔離失敗）

備

考・柏崎は格納容器の健全性に影響を与過圧破損（未臨界確保失敗），過圧破損（崩壊熱除去失敗）は格納容器先行破損， える負荷全般を記載しており，東海
第二の審査資料では格納容器の健格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）は炉心損傷の前に格納容全性に影響を与える負荷のうち，Ｐ器が破損している事故シーケンスであり，「運転中の原子炉における重大事故に至る
ＲＡにおいて想定した格納容器破
おそれがある事故」の評価において，各々重要事故シーケンスを選定し，重大事故
損モードのみを記載している。
等防止対策の有効性を確認していることから，新たな格納容器破損モードとして追加する必要はない。

格納容器バイパス（格納容器隔離失敗）については，炉心損傷時点で何らかの要
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所能が失われている状態）については，炉心損傷頻度の低減を図るとともに，万一の重大事故発生時に原子炉格納容器の隔離に失敗することのないよう，原子炉格納容器の漏えいに対する検知性を向上させることが有効であり，これらについては重大事故等対処設備，日常の原子炉格納容器の圧力監視等で対応すべき事象であることから，有意な頻度又は影響をもたらす格納容器破損モードとして新たに追加する必要はない。
原子炉圧力容器内での水蒸気爆発については，発生する可能性が極めて低いことか
ら，有意な頻度又は影響をもたらす格納容器破損モードとして新たに追加する必要はない。
なお，原子炉格納容器下部床とドライウェル床とが同じレベルに構成されている
BWR MARK-Ⅰ型の原子炉格納容器に特有の事象として格納容器直接接触（シェルアタック）があるが，本発電用原子炉施設は RCCV 型の原子炉格納容器であり，溶融炉心が原子炉格納容器バウンダリに直接接触することはない構造であることから，評価対象として想定する格納容器破損モードとはしていない。

因により格納容器隔離に失敗している格納容器破損モードであるが，炉心損傷の防止を図るとともに，万一の重大事故発生時に格納容器の隔離に失敗することのない
よう，格納容器の漏えいに対する検知性を向上させることが有効であり，これらについては重大事故等対処設備，日常の格納容器の圧力監視等で対応すべき事象であることから，有意な頻度又は影響をもたらす格納容器破損モードとして新たに追加する必要はない。

(3) 評価事故シーケンスの選定
格納容器破損モードごとに，有効性評価の対象とする評価事故シーケンスを選定する。具体的には，格納容器破損モードごとに，当該破損モードに至る可能性のある最も厳しいと考えられるプラント損傷状態（以下「PDS」という。
）を含む事故シーケンスの中から，当該破損モードの観点で厳しい事故シーケンスを選定する。評価事故シーケンスの選定結果は以下のとおりである。また，PDS の分類結果についての説明を
第 6.2−3 表に示す。なお，第 6.2−3 表において格納容器破損時期が炉心損傷前に分類されている崩壊熱除去機能喪失，原子炉停止機能喪失，インターフェイスシステ
ム LOCA は，格納容器先行破損の事故シーケンスであり，著しい炉心損傷の発生後，原子炉格納容器が破損に至る可能性があると想定する格納容器破損モードには該当しないことから，これらの PDS は評価事故シーケンスの選定においては考慮していない。
なお，PDS として「運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故」の事故シーケンスグループに対して以下の表記を用いる。
高圧・低圧注水機能喪失 :TQUV
高圧注水・減圧機能喪失 :TQUX
全交流動力電源喪失(外部電源喪失+DG 喪失） :長期 TB(3) 評価事故シーケンスの選定
格納容器破損モードごとに，有効性評価の対象とする評価事故シーケンスを選定する。具体的には，格納容器破損モードごとに，当該破損モードに至る可能性のある最も厳しいと考えられるプラント損傷状態（以下「ＰＤＳ」という。
）に属する事
故シーケンスの中から，当該破損モードの観点で厳しい事故シーケンスを選定する。
評価事故シーケンスの選定結果は以下のとおりである。また，ＰＤＳの分類結果についての説明を第1.2-3表に示す。

全交流動力電源喪失(外部電源喪失+DG 喪失)+RCIC 失敗 :TBU
全交流動力電源喪失(外部電源喪失+DG 喪失)+直流電源喪失 :TBD
全交流動力電源喪失(外部電源喪失+DG 喪失)+SRV 再閉失敗 :TBP
LOCA 時注水機能喪失(大破断 LOCA) :LOCA(AE)備

考

なお，ＰＤＳとして「運転中の原子炉における重大事故に至るおそれのある事故」の事故シーケンスグループに対して以下の表記を用いる。
高圧・低圧注水機能喪失：ＴＱＵＶ
高圧注水・減圧機能喪失：ＴＱＵＸ
全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋ＤＧ失敗）＋ＨＰＣＳ失敗（ＲＣＩＣ成功）：
長期ＴＢ
全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋ＤＧ失敗）＋ＨＰＣＳ失敗＋ＲＣＩＣ失敗：
ＴＢＵ
全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋直流電源失敗）＋ＨＰＣＳ失敗：ＴＢＤ
全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋ＤＧ失敗）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋Ｈ
ＰＣＳ失敗：ＴＢＰ
ＬＯＣＡ時注水機能喪失（大／中／小破断ＬＯＣＡ）
：ＬＯＣＡ
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
LOCA 時注水機能喪失(中破断 LOCA) :LOCA(S1E)
LOCA 時注水機能喪失(小破断 LOCA) :LOCA(S2E)
崩壊熱除去機能喪失 :TW
原子炉停止機能喪失 :TC

東海第二発電所

崩壊熱除去機能喪失：ＴＷ
全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋ＤＧ失敗）（ＨＰＣＳ成功）：ＴＢＷ
原子炉停止機能喪失：ＴＣ
格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）：ＩＳＬＯＣＡ

a. 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）
本格納容器破損モードに含まれる PDS のうち，LOCA は原子炉冷却材の流出を伴うことから水位低下が早く，事象進展の観点で厳しい。頻度の観点で PDS を見ると，過圧破損では，長期 TB 及び TBU を PDS とした格納容器破損頻度が全体の約 50%を占めており，過温破損では，LOCA を PDS とした格納容器破損頻度が全体の 50%以上を占めている。対策の観点では過圧破損に対しては原子炉格納容器の除熱が，過温破損に対しては損傷炉心への注水が必要となる。
以上の観点を総合的に考慮すると，LOCA に非常用炉心冷却系注水機能喪失及び全交流動力電源喪失を重畳させることで，電源の復旧，注水機能の確保等必要となる対応が多く，格納容器破損防止対策を講じるための対応時間が厳しいシナリオとなる。
よって，過圧及び過温への対策の有効性を総合的に評価するため PDS として，LOCA を選定し，これに全交流動力電源喪失の重畳を考慮するものとする。
LOCA に属する事故シーケンスのうち，破断口径が大きいことから原子炉水位の低下が早く，また，水位回復に必要な流量が多いため，対応時の時間余裕，必要な設備
容量の観点で厳しい大破断 LOCA を起因とし，炉心損傷防止が困難な事故シーケンス
として「6.2.1.1(3) 重要事故シーケンスの選定」にて挙げた事故シーケンスとの包絡関係や，格納容器破損防止対策を講じるための対応時間の厳しさの観点を踏まえて，「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失＋全交流動力電源喪失」を評価事故シーケンスとして選定する。

ａ．雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）
本格納容器破損モードに至る可能性のあるＰＤＳのうち，ＬＯＣＡは原子炉冷却材の流出を伴うことから水位低下が早く，事象進展の観点で厳しい。頻度の観点では，過圧破損についてはＴＱＵＸが全体の 100％を占め，過温破損について

b. 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
本格納容器破損モードに含まれる PDS のうち，長期 TB は炉心損傷に至る前に RCIC
による一時的な冷却に成功しており，起因事象発生から原子炉減圧までの時間余裕の観点では TQUX，TBD 及び TBU が厳しい PDS となる。高圧状態で炉心損傷に至る点では TQUX，TBD，TBU に PDS 選定上の有意な違いはないことから，これらのうち，本格
納容器破損モードを代表する PDS として，TQUX を選定する。

ｂ．高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
本格納容器破損モードに含まれるＰＤＳのうち，長期ＴＢは炉心損傷に至る前にＲＣＩＣによる一時的な冷却に成功しており，起因事象発生から原子炉減圧までの時間余裕の観点ではＴＱＵＸ，ＴＢＤ，ＴＢＵが厳しいＰＤＳとなる。高圧状態で炉心損傷に至る点ではＴＱＵＸ，ＴＢＤ，ＴＢＵにＰＤＳ選定上の有意な違いはないことから，これらのうち，本格納容器破損モードを代表するＰＤＳとして，ＴＱＵＸを選定する。
ＴＱＵＸに属する事故シーケンスの内，事象進展が早く，時間余裕及び設備容量の観点で厳しい，「過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋手動減圧失敗＋炉心損傷後の手動減圧失敗＋ＤＣＨ」を評価事故シーケンスとして選定する。

TQUX に属する事故シーケンスのうち，事象進展が早く，炉心溶融までの時間の観点で厳しい過渡事象を起因とし，逃がし安全弁の再閉失敗を含まない，「過渡事象＋
高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗（＋DCH 発生）」を評
価事故シーケンスとして選定する。

備

考・ＴＢＷは，ＢＷＲ−５特有の事故シーケンス。

は長期ＴＢが全体の約 87％を占めている。対策の観点では，過圧破損に対しては格納容器の除熱が，過温破損に対しては格納容器（損傷炉心）への注水が必要となる。
・東海第二は有効項性評価の段階で全交流動力電源喪失の重畳を考慮しており，実質的な違いはない。

ＬＯＣＡに属する事故シーケンスのうち，破断口径が大きいことから原子炉水位の低下が早く，また，水位回復に必要な流量が多いため，対応時の時間余裕，
必要な設備容量の観点で厳しい大破断ＬＯＣＡを起因とし，炉心損傷防止が困難
な事故シーケンスとして「1.2.1.1(3)重要事故シーケンスの選定」にて挙げた事
故シーケンスとの包絡関係や，格納容器破損防止対策を講じるための対応時間の厳しさの観点を踏まえて，「大破断ＬＯＣＡ＋ＥＣＣＳ注水機能喪失」を評価事故
シーケンスとして選定する。

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

逃がし安全弁の再閉失敗を含まないシーケンスとした理由は，炉心損傷防止のために重大事故等対処設備による原子炉減圧を実施する状況を想定した場合，事象発生時
点から逃がし安全弁の再閉失敗によって原子炉減圧されている場合の方が，原子炉減圧が完了し，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱を防止できる状態となるまでの時間が短縮でき，対応が容易になると考えられるためである。

・柏崎では逃がし安全弁再閉失敗シーケンスを選定しない理由を記載しているが，東二では選定した評価事
故シーケンスのみ記載。

c. 原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用
本格納容器破損モードに含まれる PDS のうち，原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用（FCI）の観点からは，原子炉格納容器下部へ落下する溶融炉心の割合が多く，原子炉圧力容器破損時の溶融炉心の保有エネルギが大きいシーケンスが厳しくなる。原子炉圧力容器が高圧で破損に至る場合，原子炉格納容器に放出される溶融炉
心が分散され易いと考えると，原子炉圧力容器が低圧で破損に至る場合の方が，原子炉格納容器下部へ一体となって落下する溶融炉心の割合が多くなると考えられる。また，本格納容器破損モードに対する事象の厳しさを考慮する上では，溶融炉心・コン
クリート相互作用の緩和対策である，原子炉格納容器下部への水張りが実施された状態を想定しているが，その一方で，原子炉圧力容器破損が想定される状況では，高圧
溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の発生を防止するため，原子炉圧力容器の減圧が実施されている。これらの状況も考慮し，原子炉圧力容器が低圧状態で破損する PDSを選定するものとし，高圧状態で破損する TQUX，TBU 及び長期 TB は選定対象から除外する。LOCA は，蒸気が急速に原子炉格納容器に流出するため，ジルコニウムの酸化割合が他の低圧破損シーケンスより小さくなり，酸化ジルコニウム質量割合が他の低圧破損シーケンスより小さくなることでデブリの内部エネルギが小さくなると考えられる。さらに，破断口から高温の冷却材が流出し原子炉格納容器下部に滞留する可能性があるが，FCI による水蒸気爆発は，低温の水に落下する場合の方が発生する可能性が高い事象であり，原子炉格納容器下部に高温の冷却材が流入する場合には発生の可能性が低減されるものと考えられることから，LOCA は選定対象から除外する。
よって，本格納容器破損モードにおいて厳しい PDS として，原子炉の水位低下が早く，
原子炉圧力容器破損までの時間が短い TQUV を選定する。
TQUV に属する事故シーケンスのうち，事象進展が早い過渡事象を起因とし，発生頻度の観点で大きいと考えられる逃がし安全弁の再閉失敗を含まない，「過渡事象＋
高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗（＋FCI 発生）」を評価事故シーケンスとして選定する。

ｃ．原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用
本格納容器破損モードに含まれるＰＤＳのうち，原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用（ＦＣＩ）の観点からは，格納容器下部へ落下する溶融炉心の割合が多く，原子炉圧力容器破損時の溶融炉心の保有エネルギーが大きいシーケ
ンスが厳しくなる。原子炉圧力容器が高圧で破損に至る場合，格納容器に放出される溶融炉心が分散され易いと考えると，原子炉圧力容器が低圧で破損に至る場
合の方が，格納容器下部へ一体となって落下する溶融炉心の割合が多くなると考えられる。また，本格納容器破損モードに対する事象の厳しさを考慮する上では，
溶融炉心・コンクリート相互作用の緩和対策である，格納容器下部への水張りが実施された状態を想定しているが，その一方で，原子炉圧力容器破損が想定される状況では，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の発生を防止するため，
原子炉圧力容器の減圧が実施されている。これらの状況も考慮し，原子炉圧力容器が低圧状態で破損するＰＤＳを選定するものとし，高圧状態で破損するＴＱＵ
Ｘ，ＴＢＵ及び長期ＴＢは選定対象から除外する。ＬＯＣＡは，蒸気が急速に格納容器に流出するため，ジルコニウムの酸化割合が他の低圧破損シーケンスより小さくなり，酸化ジルコニウム質量割合が他の低圧破損シーケンスより小さくな
ることでデブリの内部エネルギーが小さくなると考えられる。よって，本格納容 ・東海第二は，ＬＯＣＡにおける破断
口からの冷却材がペデスタルに流器破損モードにおいて厳しいＰＤＳとして，原子炉の水位低下が早く，原子炉圧入しない対策を行う。
力容器破損までの時間が短いＴＱＵＶを選定する。

d. 水素燃焼
本発電用原子炉施設では，原子炉格納容器内が窒素置換され，初期酸素濃度が低く保たれている。炉心損傷に伴い，水素濃度は容易に 13vol%を超えることから，水素燃
焼防止の観点からは酸素濃度が重要となるため，炉心損傷により放出される核分裂生成物による水の放射線分解に伴う酸素濃度の上昇に着目する。本格納容器破損モード

ｄ．水素燃焼本発電用原子炉施設では，格納容器内が窒素置換され，初期酸素濃度が低く保たれている。炉心損傷に伴い，水素濃度は容易に 13vol％を超えることから，水素燃焼防止の観点からは酸素濃度が重要となるため，炉心損傷により放出される
核分裂生成物による水の放射線分解に伴う酸素濃度の上昇に着目する。本格納容

ＴＱＵＶに属する事故シーケンスのうち，事象進展が早い過渡事象を起因とす
る，「過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗＋損傷炉心冷却失敗＋ＦＣＩ（ペデスタル）」を評価事故シーケンスとして選定する。

16／40

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

は PRA から抽出されたものではないが，評価のために PDS を格納容器先行破損の事故
シーケンス以外の PDS から選定する。酸素ガスは水の放射線分解で発生するが，酸素濃度は他の気体の存在量の影響を受けるため，炉心損傷後の原子炉格納容器内の気体組成を考える上で影響が大きいと考えられるジルコニウム−水反応による水素ガス発生に着目する。原子炉注水に期待しない場合のジルコニウム−水反応の挙動は事象発生時の原子炉圧力容器外への冷却材の放出経路から，LOCA とその他の PDS に大別できる。LOCA では事象発生と同時に原子炉圧力容器が大きく減圧され，冷却材が多量に原子炉圧力容器外に排出されることから，ジルコニウム−水反応に寄与する冷却材の量が少なくなり，水素濃度は 13vol%を上回るものの，その他の PDS に比べて水素ガス発生量が少なくなると考えられる。このため，LOCA では水の放射線分解によって増加する酸素濃度が他の PDS よりも相対的に高くなる可能性が考えられる。
さらに，原子炉圧力容器破損の有無の影響を考えると，原子炉圧力容器が破損する場
合には，原子炉格納容器下部での溶融炉心・コンクリート相互作用によって生じる非凝縮性ガスが酸素濃度を低下させる方向に寄与する可能性が考えられることから，同
じ PDS でも原子炉圧力容器破損に至らない場合を想定することが適切と考える。また，6.2.1.1(3)に示すとおり，炉心損傷を防止できない事故シーケンスのうち，格納容器破損防止対策の有効性を確認する事故シーケンスとしては，大破断 LOCA と非常用炉心冷却系注水機能の喪失が重畳する事故シーケンスのみが抽出されている。これらのことから，「a. 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において選定した評価事故シーケンス，「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失＋全交流動
力電源喪失」を本格納容器破損モードの評価事故シーケンスとして選定する。
有効性評価に当たっては，酸素濃度の上昇に着目する観点から，ジルコニウム−水反応による水素ガスの過剰な発生の抑制及び水の放射線分解に伴い発生する酸素ガスを原子炉格納容器内に保持することによる酸素濃度の上昇を考慮し，炉心損傷後に原子炉注水に成功し，格納容器ベントを実施しない場合について評価するものとする。

器破損モードはＰＲＡから抽出されたものではないが，評価のためにＰＤＳを格
納容器先行破損の事故シーケンス以外のＰＤＳから選定する。酸素ガスは水の放射線分解で発生するが，酸素濃度は他の気体の存在量の影響を受けるため，炉心損傷後の格納容器内の気体組成を考える上で影響が大きいと考えられるジルコニ
ウム−水反応による水素ガス発生に着目する。原子炉注水に期待しない場合のジルコニウム−水反応の挙動は事象発生時の原子炉圧力容器外への冷却材の放出経路から，ＬＯＣＡとその他のＰＤＳに大別できる。ＬＯＣＡでは事象発生と同時に原子炉圧力容器が大きく減圧され，冷却材が多量に原子炉圧力容器外に排出されることから，ジルコニウム−水反応に寄与する冷却材の量が少なくなり，水素濃度は 13vol％を上回るものの，その他のＰＤＳに比べて水素ガス発生量が少なくなると考えられる。このため，ＬＯＣＡでは水の放射線分解によって増加する
酸素濃度が他のＰＤＳよりも相対的に高くなる可能性が考えられる。
以上のことから，同じＰＤＳでも原子炉圧力容器破損に至らない場合を想定することが適切と考える。また，1.2.1.1(3)に示すとおり，炉心損傷を防止できない事故シーケンスのうち，格納容器破損防止対策の有効性を確認する事故シーケ
ンスとしては，大破断ＬＯＣＡと非常用炉心冷却系注水機能の喪失が重畳する事
故シーケンスのみが抽出されている。これらのことから，「(1) 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において選定した評価事故シー
ケンス，「大破断ＬＯＣＡ＋ＥＣＣＳ 注水機能喪失」を本格納容器破損モードの評価事故シーケンスとして選定する。

e. 溶融炉心・コンクリート相互作用
本格納容器破損モードに含まれる PDS のうち，溶融炉心・コンクリート相互作用の観点からは，原子炉格納容器下部に落下する溶融炉心の割合が多いシーケンスが厳しくなる。原子炉圧力容器が高圧で破損に至る場合，原子炉格納容器に放出される溶融
炉心が分散され易く，また，落下速度が大きくなることで，原子炉格納容器下部に落下した際の粒子化割合が高くなり，落下した溶融炉心が冷却され易いと考えると，原子炉圧力容器が低圧で破損に至る場合の方が，原子炉格納容器下部へ一体となって落下する溶融炉心の割合が多くなると考えられる。また，原子炉圧力容器破損が想定される状況では，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の発生を防止するため，原
子炉圧力容器の減圧が実施されている。これらの状況も考慮し，原子炉圧力容器が低圧状態で破損する PDS を選定するものとし，高圧状態で破損する TQUX，TBU 及び長ｅ．溶融炉心・コンクリート相互作用
本格納容器破損モードに含まれるＰＤＳのうち，溶融炉心・コンクリート相互作用（ＭＣＣＩ）の観点からは，格納容器下部に落下する溶融炉心の割合が多い
シーケンスが厳しくなる。原子炉圧力容器が高圧で破損に至る場合，格納容器に放出される溶融炉心が分散され易く，また，落下速度が大きくなることで，格納容器下部に落下した際の粒子化割合が高くなり，落下した溶融炉心が冷却され易いと考えると，原子炉圧力容器が低圧で破損に至る場合の方が，格納容器下部へ一体となって落下する溶融炉心の割合が多くなると考えられる。また，原子炉圧
力容器破損が想定される状況では，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の発生を防止するため，原子炉圧力容器の減圧が実施されている。これらの状況も考慮し，原子炉圧力容器が低圧状態で破損するＰＤＳを選定するものとし，高圧

備考

有効性評価に当たっては，酸素濃度の上昇に着目する観点から，ジルコニウム−水反応による水素ガスの過剰な発生の抑制及び水の放射線分解に伴い発生する酸素ガスを格納容器内に保持することによる酸素濃度の上昇を考慮し，炉心損傷
後に原子炉注水に成功し，格納容器ベントを実施しない場合について評価するも
のとする。

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
期 TB は選定対象から除外する。LOCA は原子炉格納容器下部への冷却材の流入の可能性があり，溶融炉心・コンクリート相互作用の観点で厳しい事象とはならないと考えられるため，選定対象から除外する。よって，本格納容器破損モードにおいて最も厳しい PDS として，原子炉の水位低下が早く，対策実施までの時間余裕の観点から厳し
い TQUV を選定する。

TQUV に属する事故シーケンスのうち，事象進展が早く，対応時の時間余裕の観点
で厳しい過渡事象を起因とし，発生頻度の観点で大きいと考えられる逃がし安全弁の再閉失敗を含まない，「過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗（＋デブリ冷却失敗）」を評価事故シーケンスとして選定する。
格納容器破損モード及び評価事故シーケンスについて整理した結果を第 6.2−3 表に示す。

東海第二発電所

備

考状態で破損するＴＱＵＸ，ＴＢＵ及び長期ＴＢは選定対象から除外する。ＬＯＣ ・評価対象ＰＤＳは，東海第二と柏崎同様（選定理由が異なるのみ）。
Ａは原子炉圧力容器損のタイミングが過渡事象より早いため，溶融炉心の崩壊熱
は過渡事象に比べて高いが，有効性評価における本格納容器破損モードに対しては，原子炉圧力容器破損までの原子炉注水に期待していない評価としていること，
原子炉圧力容器破損までの時間余裕は事象発生から 3 時間以上であることから，事象緩和のための対応操作の観点で大きな差異はない。また，ＦＣＩとＭＣＣＩ
は原子炉圧力容器破損後に発生する一連の物理現象であることから，ＦＣＩと同じＰＤＳを選定することにより，一連のプラント挙動を確認することができる。
以上より，ＭＣＣＩへの対応の厳しさの観点でＴＱＵＶを評価対象ＰＤＳとして選定する。
ＴＱＵＶに属する事故シーケンスのうち，時間余裕の厳しさの観点から，事象進展が早い過渡事象を起因とする，「過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷
却失敗＋損傷炉心冷却失敗＋デブリ冷却失敗（ペデスタル）」を評価事故シーケ
ンスとして選定する。
格納容器破損モード及び評価事故シーケンスについて整理した結果を第1.2-3表に示す。

6.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定
1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定「6.2.2.1 格納容器破損モードの選定と評価事故シーケンスの選定」に挙げた格納「1.2.2.1 格納容器破損モードの選定と評価事故シーケンスの選定」に挙げた格容器破損モードについては，格納容器破損防止対策に対して有効性があることを確認
納容器破損モードについては，格納容器破損防止対策に対して有効性があることを確するため，以下の評価項目を設定する。なお，格納容器直接接触（シェルアタック）
認するため，以下の評価項目を設定する。なお，格納容器直接接触（シェルアタック）については，ＢＷＲ ＭＡＲＫ-Ⅰ型の格納容器に特有の格納容器破損モードであり，については，BWR MARK-Ⅰ型の原子炉格納容器に特有の格納容器破損モードであり，
東海第二発電所のＭＡＲＫ-Ⅱ型の格納容器は溶融炉心が格納容器バウンダリに直接
RCCV 型の原子炉格納容器は溶融炉心が原子炉格納容器バウンダリに直接接触する構造ではないため，格納容器直接接触（シェルアタック）に係る評価項目「原子炉格納接触する構造ではないため，格納容器直接接触（シェルアタック）に係る評価項目「原容器の床上に落下した溶融炉心が床面を拡がり原子炉格納容器バウンダリと直接接子炉格納容器の床上に落下した溶融炉心が床面を拡がり原子炉格納容器バウンダリ
触しないこと及び溶融炉心が適切に冷却されること」については，有効性を確認すると直接接触しないこと及び溶融炉心が適切に冷却されること」については，有効性をための評価項目として設定しない。
確認するための評価項目として設定しない。
(1) 原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力が，限界圧力である最高使用圧力
0.31MPa[gage]の 2 倍の圧力 0.62MPa[gage]を下回ること。
(2) 原子炉格納容器バウンダリにかかる温度が，限界温度 200℃を下回ること。
(3) 放射性物質の総放出量は，放射性物質による環境への汚染の視点も含め，環境への影響をできるだけ小さくとどめるものであること。
(4) 原子炉圧力容器の破損までに，原子炉圧力は 2.0MPa[gage]以下に低減されていること。
(5) 急速な原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用による熱的・機械的荷重に(1) 原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力が，限界圧力を下回る圧力である最高使用圧力 0.31MPa[gage]の 2 倍の圧力 0.62MPa [gage]を下回ること。
(2) 原子炉格納容器バウンダリにかかる温度が，限界温度を下回る温度である 200℃
を下回ること。
(3) 放射性物質の総放出量は，放射性物質による環境への汚染の視点も含め，環境への影響をできるだけ小さくとどめるものであること。
(4) 原子炉圧力容器の破損までに，原子炉圧力は 2.0MPa[gage]以下に低減されていること。
(5) 急速な原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用による熱的・機械的荷重に
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
よって，原子炉格納容器バウンダリの機能が喪失しないこと。
(6) 原子炉格納容器が破損する可能性のある水素の爆轟を防止すること。具体的には，原子炉格納容器内の酸素濃度が 5vol%以下であること。
(7) 可燃性ガスの蓄積，燃焼が生じた場合においても，(1)の要件を満足すること。
(8) 溶融炉心による侵食によって，原子炉格納容器の構造部材の支持機能が喪失しな
いこと及び溶融炉心が適切に冷却されること。

東海第二発電所

備

考よって，原子炉格納容器バウンダリの機能が喪失しないこと。
(6) 原子炉格納容器が破損する可能性のある水素の爆轟を防止すること。具体的には，原子炉格納容器内の酸素濃度が 5vol％以下であること。
(7) 可燃性ガスの蓄積，燃焼が生じた場合においても，(1)の要件を満足すること。
(8) 溶融炉心による侵食によって，原子炉格納容器の構造部材の支持機能が喪失しな
いこと及び溶融炉心が適切に冷却されること。
このうち，原子炉圧力容器が健全な評価事故シーケンスについては，評価項目のう ・東二は適用される評価項目について
ち(1)から(3)，(6)及び(7）が評価対象となる。原子炉圧力容器の破損を仮定する評記載（記載の充実）。
価事故シーケンスについては，評価項目のうち(4)，(5)及び(8)が評価対象となるが，原子炉圧力容器が破損した場合においても格納容器破損防止対策の有効性を確認する観点から，評価項目のうち(1)から(3)，(6)及び(7)についても評価を行う。
（添付資料 1.2.4）

6.2.3 使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故
1.2.3 使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故
6.2.3.1 想定事故
1.2.3.1 想定事故
「使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故」については，本発「使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故」については，本発
電用原子炉施設において，使用済燃料プール内に貯蔵されている燃料の著しい損傷に
電用原子炉施設において，使用済燃料プール内に貯蔵されている燃料の著しい損傷に至る可能性があると想定する以下の事故の評価を行う。
至る可能性があると想定する以下の事故の評価を行う。
(1) 想定事故 1
使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失することにより，使用済燃料プー
ル内の水の温度が上昇し，蒸発により水位が低下する事故(1) 想定事故１
使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失することにより，使用済燃料プール内の水の温度が上昇し，蒸発により水位が低下する事故(2) 想定事故 2
サイフォン現象等により使用済燃料プール内の水の小規模な喪失が発生し，使用済
燃料プールの水位が低下する事故(2) 想定事故２
サイフォン現象等により使用済燃料プール内の水の小規模な喪失が発生し，使用済燃料プールの水位が低下する事故

6.2.3.2 有効性を確認するための評価項目の設定
1.2.3.2 有効性を確認するための評価項目「6.2.3.1 想定事故」に挙げた想定事故については，使用済燃料プールにおける燃「1.2.3.1 想定事故」に挙げた想定事故ついては，使用済燃料プールにおける燃料損傷を防止するための対策に対して有効性があることを確認するため，以下の評価
料損傷を防止するための対策に対して有効性があることを確認するため，以下の評価項目を設定する。
項目を設定する。
(1) 有効燃料棒頂部が冠水していること。
(1) 燃料有効長頂部が冠水していること。
(2) 放射線の遮蔽が維持される水位を確保すること。
(2) 放射線の遮蔽が維持される水位を確保すること。
(3) 未臨界が維持されていること。
(3) 未臨界が維持されていること。
6.2.4 運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故
1.2.4 運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故
6.2.4.1 事故シーケンスのグループ化と重要事故シーケンスの選定
1.2.4.1 事故シーケンスのグループ化と重要事故シーケンスの選定「運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故」については，復「運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故」については，復19／40

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所※備

水器真空破壊から制御棒引き抜き開始までの期間を評価対象 とし，原子炉の水位，
温度，圧力等のプラントパラメータの類似性，保守点検状況等に応じた緩和設備の使用可能性，起因事象及び成功基準に関する類似性に応じて，プラントの状態を適切に区分する。また，区分したプラント状態を考慮し，燃料の著しい損傷に至る可能性があると想定する事故シーケンスを，本発電用原子炉施設を対象とした PRA の結果を踏まえて，運転停止中事故シーケンスグループにグループ化し，運転停止中事故シーケ
ンスグループごとに，重要事故シーケンスを選定して評価を行う。
※：「実用発電用原子炉に係る運転停止中原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価に関する審査ガイド」の共通解析条件に定められている運転停止中の期間は「主発電機の解列から、原子炉起動の過程における主発電機の併列まで」となり，本評価対象と異なる。ただし,「主発電機の解列から復水器真空破壊まで」及び「制御棒引抜き開始から原子炉起動の過程における主発電機の併列まで」における低出力運転時及びプラント停止時の期間においては，給復水系を含む緩和設備の待機状態が出力運転時とほぼ同程度であり，かつ発生する起因事象もほぼ同様であることから運転時における内部事象レベル 1PRA の評価範囲と位置づけている。

水器真空破壊から制御棒引き抜き開始までの期間を評価対象 とし，原子炉の水位，
温度，圧力などのプラントパラメータの類似性，保守点検状況などに応じた緩和設備の使用可能性，起因事象，成功基準に関する類似性に応じて，プラントの状態を適切に区分する。また，区分したプラント状態を考慮し，燃料の著しい損傷に至る可能性があると想定する事故シーケンスを，本発電用原子炉施設を対象としたＰＲＡの結果を踏まえ運転停止中事故シーケンスグループにグループ化し，運転停止中事故シーケ
ンスグループごとに，重要事故シーケンスを選定して評価を行う。

(1) 運転停止中事故シーケンスの抽出
内部事象停止時レベル 1PRA においては，各起因事象の発生から燃料損傷に至ることを防止するための緩和手段の組合せ等を第 6.2−7 図に示すイベントツリーで分析し，燃料損傷に至る事故シーケンスを抽出する。

(1) 運転停止中事故シーケンスの抽出
内部事象停止時レベル１ＰＲＡにおいては，各起因事象の発生から燃料損傷に至ることを防止するための緩和手段の組合せ等を第1.2-7図に示すイベントツリーで分析し，燃料損傷に至る事故シーケンスを抽出する。

(2) 運転停止中事故シーケンスのグループ化
PRA の結果を踏まえて抽出した事故シーケンスについて，重大事故等に対処するための措置が基本的に同じとなるよう，燃料損傷に至る主要因の観点から事故シーケンスを以下のように分類する。なお，反応度の誤投入については，複数の人的過誤や機器故障が重畳しない限り反応度事故に至る可能性はなく，また万一，反応度事故に至った場合でも，局所的な事象で収束し，燃料の著しい破損又は大規模な炉心損傷に至ることは考え難いことから，内部事象停止時レベル 1PRA の起因事象から除外しているが，本事故事象に対する対策の有効性を確認する観点や「実用発電用原子炉及びその附属施設の位置、構造及び設備の基準に関する規則の解釈」にて挙げられる運転停止中事故シーケンスグループとの包含関係も踏まえて追加する。

(2) 運転停止中事故シーケンスのグループ化
ＰＲＡの結果を踏まえて抽出した事故シーケンスについて，重大事故等に対処するための措置が基本的に同じとなるよう，燃料損傷に至る主要因の観点から事故シーケンスを以下のように分類する。なお，反応度の誤投入については，複数の人的
過誤や機器故障が重畳しない限り反応度事故に至る可能性はなく，また万一，反応度事故に至った場合でも，局所的な事象で収束し，燃料の著しい破損または大規模な炉心損傷に至ることは考え難いことから，内部事象停止時レベル１ＰＲＡの起因事象から除外しているが，本事故事象に対する対策の有効性を確認する観点や，「実
用発電用原子炉及びその附属施設の位置、構造及び設備の基準に関する規則の解釈」にて挙げられる運転停止中事故シーケンスグループとの包含関係も踏まえて追加する。
ａ．崩壊熱除去機能喪失
ｂ．全交流動力電源喪失
ｃ．原子炉冷却材の流出
ｄ．反応度の誤投入

a. 崩壊熱除去機能喪失
b. 全交流動力電源喪失
c. 原子炉冷却材の流出
d. 反応度の誤投入

考※※：「実用発電用原子炉に係る運転停止中原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価に関する審査ガイド」の共通解析条件に定められている運転停止中の期間は「主発電機の解列から，原子炉起動の過程における主発電機の併列まで」となり，本評価対象と異なる。ただし,「主発電機の解列から復水器真空破壊まで」及び「制御棒引抜き開始から原子炉起動の過程における主発電機の併列まで」における低出力運転時及びプラント停止時の期間においては，給復水系を含む緩和設備の待機状態が出力運転時とほぼ同程度であり，かつ発生する起因事象もほぼ同様であることから運転時における内部事象レベル1ＰＲＡの評価範囲と位置づけている。

（添付資料 1.2.5)

20／40

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
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東海第二発電所(3) 重要事故シーケンスの選定
運転停止中事故シーケンスグループごとに，有効性評価の対象とする重要事故シーケンスを選定する。同じ運転停止中事故シーケンスグループに複数の事故シーケンスが含まれる場合には，燃料損傷防止対策の実施に対する時間余裕，燃料損傷回避に必
要な設備容量及び運転停止中事故シーケンスグループ内の代表性の観点で，より厳しいシーケンスを選定する。重要事故シーケンスの選定結果は以下のとおりである。

(3) 重要事故シーケンスの選定
運転停止中事故シーケンスグループごとに，有効性評価の対象とする重要事故シーケンスを選定する。同じ運転停止中事故シーケンスグループに複数の事故シーケ
ンスが含まれる場合には，燃料損傷までの時間余裕，燃料損傷回避に必要な設備容量及び運転停止中事故シーケンスグループ内の代表性の観点で，より厳しい事故シーケンスを選定する。重要事故シーケンスの選定結果は以下のとおりである。

a. 崩壊熱除去機能喪失
運転停止中事故シーケンスグループ内の事故シーケンスの代表性の観点から，RHR
機能喪失[フロントライン]を起因事象とする「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」を重要事故シーケンスとして選定する。
なお，原子炉補機冷却系（原子炉補機冷却海水系を含む）の故障によって崩壊熱除去機能が喪失する場合については，事象進展が同様となる全交流動力電源喪失において，燃料損傷防止対策の有効性を確認する。
b. 全交流動力電源喪失
運転停止中事故シーケンスグループ内の事故シーケンスの代表性の観点から，外部電源喪失とともに非常用ディーゼル発電機が機能喪失し，全交流動力電源喪失に至る「外部電源喪失＋交流電源喪失＋崩壊熱除去・注水系失敗」を重要事故シーケンスとして選定する。
なお，本重要事故シーケンスは，従属的に発生する「原子炉補機冷却機能喪失」の重畳を考慮したものとなっている。

備考

ａ．崩壊熱除去機能喪失
本事故シーケンスグループ内の事故シーケンスの代表性の観点から，「残留熱除
去系の故障（ＲＨＲ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」を重要事故シーケンスとして選定する。
なお，対策実施の時間余裕及び燃料損傷回避に必要な設備容量を厳しく評価す ・柏崎は，原子炉補機冷却系により非常用ＤＧとＲＨＲを冷却しているる観点から，崩壊熱が高く，原子炉冷却材の保有水量が少ない原子炉停止後 1 日ため，全交流動力電源喪失の事故シ後に，崩壊熱除去機能が喪失する事象を想定する。
ーケンスグループにおいて原子炉
補機冷却系の喪失を想定。
ｂ．全交流動力電源喪失
本事故シーケンスグループ内の事故シーケンスの代表性の観点から，「外部電源 ・東海第二は非常用ＤＧとＲＨＲの補機冷却系が独立しているため，全交
喪失＋交流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」を重要事故シーケンスとして
流動力電源喪失の事故シーケンス選定する。
グループにおいて原子炉補機冷却系の喪失は想定していない。原子炉
なお，対策実施の時間余裕及び燃料損傷回避に必要な設備容量を厳しく評価す補機冷却系の喪失は，本事故シーケる観点から，崩壊熱が高く，原子炉冷却材の保有水量が少ない原子炉停止後 1 日
ンスグループの燃料損傷防止対策
後に，崩壊熱除去機能が喪失する事象を想定する。
が有効である。

c. 原子炉冷却材の流出
事象認知までに要する時間や冷却材の流出量の観点から，「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」を重要事故
シーケンスとして選定する。
なお，内部事象停止時レベル 1PRA では，RHR の原子炉停止時冷却モードの吸込みノズルの設置位置が，有効燃料棒頂部より高い位置にあり，冷却材の流出が発生したとしても燃料露出に至らないことから，「RHR 系統切替え時のミニマムフロー弁操作
誤り」は起因事象として同定していないが，「6.2.4.2 有効性を確認するための評価
項目の設定」において設定する「(2) 放射線の遮蔽が維持される水位を確保すること」
を考慮して，あらためて起因事象として選定した。

ｃ．原子炉冷却材の流出
燃料損傷までの時間余裕が最も短く，代表性を有する事故シーケンスとして，「原子炉冷却材の流出（ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」
を重要事故シーケンスとして選定する。
なお，流出流量が比較的大きい，ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ及びＬＰＲＭ点検時 ・設備の違い。
のＬＯＣＡについては，作業・操作場所と漏えい発生個所が同一であり認知が容 ・東二は重要事故シーケンスとして選定していない事象の選定しない理易であること，及び燃料損傷防止対策となる待機中のＥＣＣＳ・常設低圧代替注
水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の設備容量が流出流量より十分大き由を記載（記載の充実）。
いことを考慮し，重要事故シーケンスとしては選定しない。また，ＣＵＷブロー
時のＬＯＣＡについては，原子炉ウェル水位を低下させる操作であるため，原子炉ウェル水位は適宜監視されており，認知が容易であることから重要事故シーケ
ンスとしては選定しない。

d. 反応度の誤投入

ｄ．反応度の誤投入
21／40

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
反応度の誤投入に係る事故シーケンスは「反応度の誤投入」のみであることから，
重要事故シーケンスとして選定する。具体的には，代表性の観点から，「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，異常な反応度の投入を認知できずに燃料の損傷に至る事故」を想定する。
各運転停止中事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンス及び重要事故シーケンスについて整理した結果を第 6.2−4 表に示す。

東海第二発電所

備考

反応度の誤投入に係る事故シーケンスは「反応度の誤投入」のみであることから，重要事故シーケンスとして選定する。具体的には，代表性の観点から，「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本が全引き抜きされている状態から，他の1本の制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によって引き抜かれ，臨界近接を認知できずに臨界に至る事故」を想定する。
各運転停止中事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンス及び重要事故シーケンスについて整理した結果を第 1.2-4 表に示す。

6.2.4.2 有効性を確認するための評価項目の設定
1.2.4.2 有効性を確認するための評価項目の設定「6.2.4.1 事故シーケンスのグループ化と重要事故シーケンスの選定」に挙げた事「1.2.4.1 事故シーケンスのグループ化と重要事故シーケンスの選定」に挙げた
故シーケンスグループについては，運転停止中の原子炉における燃料の著しい損傷を事故シーケンスグループについては，運転停止中の原子炉における燃料の著しい損傷防止するための対策に対して有効性があることを確認するため，以下の評価項目を設を防止するための対策に対して有効性があることを確認するため，以下の評価項目を
定する。
設定する。
(1) 有効燃料棒頂部が冠水していること。
(1) 燃料有効長頂部が冠水していること。
(2) 放射線の遮蔽が維持される水位を確保すること。
(2) 放射線の遮蔽が維持される水位を確保すること。
(3) 未臨界を確保すること（ただし，通常の運転操作における臨界又は燃料の健全性 (3) 未臨界を確保すること（ただし，通常の運転操作における臨界又は燃料の健全性に影響を与えない一時的かつ僅かな出力上昇を伴う臨界は除く）。
に影響を与えない一時的かつ僅かな出力上昇を伴う臨界は除く。
）。
6.3 評価に当たって考慮する事項
1.3 評価に当たって考慮する事項
6.3.1 有効性評価において考慮する措置
1.3.1 有効性評価において考慮する措置
グループ化した事故シーケンスごとに，関連する措置を「5．重大事故の発生及びグループ化した事故シーケンス毎に関連する措置を「技術的能力に係る審査基準への適合状況説明資料」及び「重大事故等対処設備について」との関係を含めて整理し拡大の防止に必要な措置を実施するために必要な技術的能力」及び「添付書類八て評価を行う。評価に当たっては，「技術的能力に係る審査基準への適合状況説明資1.10.2 発電用原子炉設置変更許可申請（平成 25 年 9 月 27 日申請）に係る実用発電料」で講じることとした措置のうち，「重大事故等対処設備について」で重大事故等
用原子炉及びその附属施設の位置，構造及び設備の基準に関する規則への適合」との関係を含めて整理して評価を行う。評価に当たっては，「5．重大事故の発生及び拡大対策として用いたものを対象とするが，手順及び体制としてはその他の措置との関係の防止に必要な措置を実施するために必要な技術的能力」で講じることとした措置のも含めて必要となる水源，燃料，電源等の資源や要員を整理し，資源及び要員の確保
うち，「添付書類八 1.10.2 発電用原子炉設置変更許可申請（平成 25 年 9 月 27 日申に関する評価を行う。
請）に係る実用発電用原子炉及びその附属施設の位置，構造及び設備の基準に関する規則への適合」で重大事故等対策として用いたものを対象とするが，手順及び体制としてはその他の措置との関係も含めて必要となる水源，燃料及び電源の資源や要員を整理し，資源及び要員の確保に関する評価を行う。
なお，「運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故」における 1 つ
なお，「運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故」及び「運転停の事故シーケンスグループにおいて複数の対策があり，それぞれで重要事故シーケン
止中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故」における 1 つの事故シーケ
ス等を選定していない場合には，代表性，包絡性を整理し解析を行う。また，「運転
ンスグループ並びに「運転中の原子炉における重大事故」における 1 つの格納容器破中の原子炉における重大事故」における 1 つの格納容器破損モードにおいて複数の対損モードにおいて複数の対策があり，それぞれで重要事故シーケンスを選定していな策がある場合には各々の対策において解析を行う。
い場合には，代表性及び包含性を整理し，解析を行う。
6.3.2 安全機能の喪失に対する仮定

1.3.2 安全機能の喪失に対する仮定
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所グループ化した事故シーケンスごとに，PRA の結果を踏まえ，起因事象の発生に加えて想定する多重故障，共通原因故障又は系統間の機能依存性を考慮した従属故障等の安全機能の喪失を考慮する。また，機能喪失の要因として故障又は待機除外を想定した設備の復旧には期待しない。

グループ化した事故シーケンス毎に，ＰＲＡの結果を踏まえ，起因事象の発生に加えて，想定する多重故障，共通原因故障又は系統間の機能依存性を考慮した従属故障
等の安全機能の喪失を考慮する。また，機能喪失の要因として故障又は待機除外を想定した設備の復旧には期待しない。
（添付資料 1.3.1）

備考

6.3.3 外部電源に対する仮定
1.3.3 外部電源に対する仮定
外部電源有無の双方について考慮するが，基本的には常用系機器の機能喪失，工学
外部電源の有無の双方について考慮するが，基本的には原子炉スクラムが原子炉水 ・東海第二では，原子炉水位低下の観的安全施設の作動遅れ及び運転員等操作への影響を考慮して外部電源がない場合を位低（レベル３）信号にて発生し，再循環ポンプトリップが原子炉水位異常低下（レ点で厳しい条件として外部電源あ想定する。ただし，外部電源を考慮した方が有効性を確認するための評価項目に対し
ベル２）信号にて発生するため，原子炉水位の低下が大きくなる厳しい条件として外りを想定するとともに，運転員等操て評価結果の余裕が小さくなるような場合は，外部電源がある場合を想定する。
部電源ありを想定し，運転員等操作においては外部電源がない場合も考慮する。ただ作の観点では外部電が無い場合をし，外部電源がない場合の方が有効性を確認するための評価項目に対する余裕が小さ考慮している。
くなるような場合には，外部電源がない場合を想定する。
6.3.4 単一故障に対する仮定
1.3.4 単一故障に対する仮定
重大事故等は，設計基準事故対処設備が多重の機能喪失を起こすことを想定してお重大事故等は設計基準事故対処設備が多重の機能喪失を起こすことを想定しており，さらに，重大事故等対処設備は，設計基準事故対処設備に対して多様性を考慮しり，さらに，重大事故等対処設備は設計基準事故対処設備に対して可能な限り多様性て設置していることから，重大事故等対処設備の単一故障は仮定しない。
を考慮して設置していることから，重大事故等対処設備の単一故障は仮定しない。
6.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定
1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定
事故に対処するために必要な運転員等の手動操作については，原則として，中央制重大事故等が発生した場合の対応は運転手順書に基づいて実施するため，有効性評
御室での警報発信又は監視パラメータが操作開始条件に達したことを起点として，確価では，事象進展に従って適宜運転員等が必要な操作を行うことを仮定しているが，実な実施のための時間余裕を含め，以下に示す時間で実施するものとして考慮する。
運転員等操作の仮定に際しては，以下のとおり操作時間余裕を考慮している。
(1) 可搬型設備に関しては，事象発生から 12 時間は，可搬型設備を使用できなかっ (1) 運転員等の操作時間余裕に関する基本設定
た場合においても，その他の設備にて重大事故等に対応できるよう，その機能に有効性評価における解析で仮定した運転員等の操作時間余裕は，以下のとおり設 ・有効性評価解析における，解析上の期待しないと仮定する。ただし，要員の確保等速やかに対応可能な体制が整備さ定している。
操作開始条件設定の考え方が異なれている場合を除く。
ａ．事象発生直後の中央制御室では 10 分間※１の状況確認を行うものとし，状況確る。
(2) 可搬型設備以外の操作については，実際の操作に要する時間の不確定性を考慮
認後に引き続いて実施する操作については，状況確認 10 分＋操作時間※２とすし，以下の考え方に基づき設定する。
る。
a. 中央制御室で警報発信等を起点として実施する操作については，事象発生後の状ｂ．操作開始条件に到達したことを起点とした操作については，操作開始条件到達
況の把握や他のパラメータの確認等を考慮して開始するものとする。
時点から操作時間※２を考慮する。
b. 上記操作に引き続き中央制御室で実施する操作については，速やかに操作を開始
ｃ．ただし，パラメータ変化が緩やかで対応操作までの時間余裕が十分確保でき，するものとし，個別の運転操作に必要な時間を考慮する。運転員は手順書に従数分の操作遅れの評価項目に与える影響が軽微な操作については，操作開始条件
い，各操作条件を満たせば順次操作を実施するものとし，有効性評価におけるに到達した時点で操作が完了するものとする。
解析の条件設定においては，各操作に必要な時間に基づき設定する。なお，事ｄ．その他，設定した時間までに時間余裕が十分ある操作については，設定時間で象発生直後の輻輳している状態においては操作を開始するまでの時間余裕を考操作完了するものとする。
慮する。
※1：原子炉スクラム確認は，事象発生後の最初の確認項目であり，スクラムに
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
c. 現場で実施する操作については，個別の現場操作に必要な時間を考慮する。なお，
有効性評価における解析の条件設定においては，操作場所までのアクセスルー
トの状況，操作場所の作業環境等を踏まえて，現場操作に必要な時間を設定する。
(3) 有効性評価における操作時間は，「5．重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措置を実施するために必要な技術的能力」で示している操作時間と同一若しくは時
間余裕を踏まえて設定する。

東海第二発電所

備考失敗している場合は直ちにスクラム失敗時の運転手順に移行し，原子炉出力の抑制操作などを実施する。このため，10分間の状況確認時間を設定すると実際の運転手順に即した有効性評価とならないことから，原子炉停止
機能喪失では，10分の状況確認時間を設定せずに，個別に状況確認時間を設定する。
※2：訓練等に基づく実移動時間や，操作等に必要な時間から保守的に設定している。
なお，運転員等は運転手順書に従い，各操作条件を満たせば順次操作を実施するが，有効性評価における解析の条件設定においては，操作場所までのアクセスルートの状
況，操作場所の作業環境を踏まえ，実現可能と考えられる操作時間の想定に基づき上記の操作時間を設定する。
(2) 操作時間の積上げについて(1)の基本設定においてａ．及びｂ．に分類される操作時間の積上げについては，
原則5分単位で切り上げた時間を設定する。ただし，以下の操作については，5分単位の切上げを行わないものとする。
① 原子炉スクラム失敗時の対応操作
原子炉スクラム失敗を確認した後に，直ちに実施する一連の操作であり，5分単位の切上げを行うことで，実際の運転手順に即した有効性評価とならないため，切上処理は行わないものとする。
② 可搬型設備による原子炉注水準備完了後の原子炉減圧操作
時間余裕を含めて設定した可搬型設備の準備操作後に，一連の操作として行う
短時間の単一操作であるため，切上処理は行わないものとする。
③ 原子炉圧力容器破損時の対応操作
原子炉圧力容器破損判断で実施する操作については，原子炉圧力容器破損前に破損の兆候を検知し，破損判断パラメータを常時監視することによって，原子炉
圧力容器破損後に時間遅れなく操作に移行できるため，切上処理は行わないものとする。
（添付資料1.3.2，1.3.3，1.3.4）

6.3.6 考慮する範囲
1.3.6 考慮する範囲
有効性評価を行うに当たっては，異常状態の発生前の状態として，通常運転範囲及有効性評価の実施に当たっては，異常状態の発生前の状態として，通常運転範囲及び運転期間の全域について考慮し，サイクル期間中の炉心燃焼度変化，燃料交換等にび運転期間の全域について考慮し，サイクル期間中の炉心燃焼度変化，燃料交換等による長期的な変動及び運転中予想される運転状態を考慮する。
よる長期的な変動及び運転中予想される運転状態を考慮する。
有効性評価においては，原則として事故が収束し，原子炉等が安定停止状態等に導また，有効性評価においては，原則として事故が収束し，原子炉等が安定停止状態
かれるまでを対象とするが，有効性評価における解析としては，原子炉等が安定停止
等に導かれるまでを対象とするが，有効性評価における解析としては，原子炉等が安状態等に導かれることが合理的に推定可能な時点までとし，外部支援がないものとし定停止状態等に導かれることが合理的に推定可能な時点までとし，外部支援がないも
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所て 7 日間の対策成立性を評価する。
燃料の種類については，代表的に 9×9 燃料（A 型）を評価対象とする。設計基準
事故においては，9×9 燃料（A 型）及び 9×9 燃料（B 型）の熱水力特性がほぼ同じであり，また，炉心全体及び局所的な核特性が混在炉心ゆえに厳しくなることはない
ため，代表的に 9×9 燃料（A 型）のみ及び 9×9 燃料（B 型）のみで構成された炉心について，解析条件を厳しく与え，評価を行っているが，燃料の種類の違いによって解析結果に大きな差異は確認されていない。これらの結果を考慮して，また，本発
電用原子炉施設の重大事故等対策（設備，手順等）の有効性を確認するという重大事
故等対策の有効性評価の目的を踏まえて，評価対象の燃料の種類は 1 つとし，代表的に 9×9 燃料（A 型）について評価を行う。

のとして 7 日間の対策成立性を評価する。
燃料の種類については，代表的に９×９燃料（Ａ型）を評価対象とする。９×９燃料（Ａ型）及び９×９燃料（Ｂ型）の熱水力特性はほぼ同じであり，また，炉心全体及び局所的な核特性が混在炉心ゆえに厳しくなることはないため，代表的に９×９燃料（Ａ型）単独炉心及び９×９燃料（Ｂ型）単独炉心について，解析条件を厳しく与え評価を行っているが，燃料型式の違いにより解析結果に大きな差異は確認されていない。これらの結果及び本発電用原子炉施設の重大事故等対策（設備，手順等）の有効性を確認するという目的を踏まえ，評価対象の燃料型式は 1 つとし，代表的に９×９燃料（Ａ型）について評価を実施する。
（添付資料 1.3.5）

備考

6.4 有効性評価に使用する計算プログラム
1.4 有効性評価に使用する計算プログラム
有効性評価に使用する解析コードは，事故シーケンスの特徴に応じて，重要現象が有効性評価に使用する解析コードは，事故シーケンスの特徴に応じて，重要現象がモデル化されており，実験等をもとに妥当性が確認され，適用範囲を含めてその不確モデル化されており，実験等を基に妥当性が確認され，適用範囲を含めてその不確か
かさが把握されているものとして，以下に示す解析コードを使用する。また，重要事さが把握されているものとして，以下に示す解析コードを使用する。また，重要事故
故シーケンス等に対して適用する解析コードについて，事故シーケンスグループ等とシーケンスに対して適用する解析コードについて，事故シーケンスグループ等との対の対応を第 6.4−1 表から第 6.4−3 表に示す。
応を第 1.4-1 表から第 1.4-3 表に示す。
ここで記載している，解析コードの妥当性確認内容や不確かさ等については，「追
ここで記載している解析コードの妥当性確認内容や不確かさ等については，「付録 3
補２．Ⅲ 重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コードについ重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コードについて」に示て」に示す。
す。
（添付資料 1.4.1）
6.4.1 SAFER
1.4.1 ＳＡＦＥＲ
6.4.1.1 概要
1.4.1.1 概 要
長期間熱水力過渡変化解析コード SAFER は長期間の原子炉内熱水力過渡変化を解
長期間熱水力過渡変化解析コードＳＡＦＥＲは，長期間の原子炉内熱水力過渡変化
析するコードである。原子炉内を 9 ノードに分割し，原子炉圧力，各ノードの水位変を解析するコードである。原子炉内を 9 ノードに分割し，原子炉圧力，各ノードの水化等を計算する。原子炉内冷却材量の評価に当たっては，上部タイプレート， 炉心位変化等を計算する。原子炉内冷却材量の評価に当たっては，上部タイプレート及び入口オリフィス等での気液対向流制限現象（CCFL）及び上部プレナムにおけるサブク
炉心入口オリフィス等での気液対向流制限現象（ＣＣＦＬ）並びに上部プレナムにおール域の局在化により冷却材が下部プレナムに落下する現象（CCFL ブレークダウン） けるサブクール域の局在化により冷却材が下部プレナムに落下する現象（ＣＣＦＬブを考慮することができる。
レークダウン）を考慮することができる。
また，本コードでは，平均出力燃料集合体及び高出力燃料集合体に対して燃料ペレ
本コードでは，平均出力燃料集合体及び高出力燃料集合体に対して燃料ペレット，
ット，燃料被覆管，チャンネルボックス等の温度計算を行う。燃料被覆管の温度計算
燃料被覆管，チャンネルボックス等の温度計算を行う。燃料被覆管の温度計算においにおいては，その冷却状態に応じた熱伝達係数，燃料棒間の輻射及び燃料棒とチャンては，その冷却状態に応じた熱伝達係数，燃料棒間の輻射及び燃料棒とチャンネルボ
ネルボックスの輻射を考慮することができる。また，燃料被覆管と冷却水又は水蒸気ックスの輻射を考慮することができる。また，燃料被覆管と冷却水又は水蒸気との化との化学反応（ジルコニウム−水反応）を Baker−Just の式によって計算し，表面の学反応（ジルコニウム−水反応）をＢａｋｅｒ−Ｊｕｓｔの式によって計算し，表面酸化量を求める。さらに，燃料棒内の圧力を計算することによって，燃料被覆管の膨の酸化量を求める。さらに，燃料棒内の圧力を計算することによって，燃料被覆管のれと破裂の有無を評価し，破裂が起きた場合には，燃料被覆管の内面に対してもジル膨れと破裂の有無を評価し，破裂が起きた場合には，燃料被覆管の内面に対してもジ
コニウム−水反応を考慮する。
ルコニウム−水反応を考慮する。
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

本コードの入力は，原子炉出力，原子炉圧力等の初期条件，原子炉の幾何学的形状
及び水力学的諸量，燃料集合体及び炉心に関するデータ，プラント過渡特性パラメー
タ，非常用炉心冷却系等の特性，想定破断の位置及び破断面積等であり，出力として，
原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管の最高温度，燃料被覆管酸化量等が求められる。

本コードの入力は，原子炉出力，原子炉圧力等の初期条件，原子炉の幾何学的形状
及び水力学的諸量，燃料集合体及び炉心に関するデータ，プラント過渡特性パラメー
タ，非常用炉心冷却系等の特性，想定破断の位置，破断面積等であり，出力として，
原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温度，燃料被覆管酸化量等が求められる。

備考6.4.1.2 重要現象のモデル化
1.4.1.2 重要現象のモデル化
事故シーケンスの特徴に応じて，炉心及び原子炉圧力容器における重要現象がモデ
事故シーケンスの特徴に応じて，炉心及び原子炉圧力容器における重要現象がモデル化されている。具体的には以下のとおりである。
ル化されている。具体的には以下のとおりである。
(1) 炉心(1) 炉 心核については，重要現象として，崩壊熱がモデル化されている。
核については，重要現象として，崩壊熱がモデル化されている。
燃料については，重要現象として，燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移，燃料被覆管酸化燃料については，重要現象として，燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移，燃料被覆管酸
及び燃料被覆管変形がモデル化されている。
化及び燃料被覆管変形がモデル化されている。
熱流動については，重要現象として，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・
熱流動については，重要現象として，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・
対向流，三次元効果及び気液熱非平衡がモデル化されている。
対向流，気液熱非平衡及び三次元効果がモデル化されている。
(2) 原子炉圧力容器(2) 原子炉圧力容器
重要現象として，冷却材放出（臨界流・差圧流），沸騰・凝縮・ボイド率変化，気重要現象として，冷却材放出（臨界流・差圧流），沸騰・凝縮・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流及び ECCS 注水（給水系・代替注水設備含む）がモデル化
液分離（水位変化）・対向流及びＥＣＣＳ注水（給水系・代替注水設備含む）がモデされている。
ル化されている。
6.4.1.3 妥当性確認及び不確かさの把握
1.4.1.3 妥当性確認及び不確かさの把握
事故シーケンスの特徴に応じた重要現象に対するモデルの妥当性確認を実施して事故シーケンスの特徴に応じた重要現象に対するモデルの妥当性確認を実施している。具体的には，TBL，ROSA−Ⅲ及び FIST−ABWR の実験解析により確認している。 いる。具体的には，ＴＢＬ，ＲＯＳＡ−Ⅲ及びＦＩＳＴ−ＡＢＷＲの実験解析によりまた，入力条件により不確かさを考慮しているものを除いて，妥当性確認により，そ確認している。また，入力条件により不確かさを考慮しているものを除いて，妥当性の不確かさを把握している。具体的には，第 6.4−4 表に示すとおりである。
確認により，その不確かさを把握している。具体的には，第 1.4-4 表に示すとおりである。
6.4.2 CHASTE
・東海第二ではＣＨＡＳＴＥコードを
6.4.2.1 概要
使用していないため記載していな
炉心ヒートアップ解析コード CHASTE は，燃料ペレット，燃料被覆管，チャンネルい。
ボックス等の温度計算を行うコードである。本コードは，燃料ペレットを半径方向に最大 9 ノードに分割し，燃料集合体内燃料棒を 1 本ごとに全て取り扱い，その熱的相互作用（輻射）を考慮している。また，ジルコニウム−水反応を Baker−Just の式によって計算し，表面の酸化量を求める。さらに，燃料棒内の圧力を計算することによって，燃料被覆管の膨れと破裂の有無を評価し，破裂が起きた場合には，燃料被覆管の内面に対してもジルコニウム−水反応を考慮する。燃料被覆管表面からの除熱に対する熱伝達係数は，SAFER で求めた値を用いる。
本コードの入力は，原子炉出力及び原子炉圧力の時間変化，炉心露出時間，再冠水
時間，炉心スプレイによる冷却開始時間等のプラント過渡特性，燃料集合体及び炉心に関するデータ並びに熱伝達係数変化であり，出力として，燃料被覆管の最高温度，
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

燃料被覆管酸化量等が求められる。
6.4.2.2 重要現象のモデル化
事故シーケンスの特徴に応じて，炉心における重要現象がモデル化されている。具体的には以下のとおりである。
(1) 炉心核については，重要現象として，崩壊熱がモデル化されている。
燃料については，重要現象として，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形がモデル化されている。
6.4.2.3 妥当性確認及び不確かさの把握
事故シーケンスの特徴に応じた重要現象に対するモデルの妥当性確認を実施している。具体的には，BWR−FLECHT 実験解析，炉心冷却実験解析及びスプレイ冷却特性
実験解析により確認している。また，入力条件により不確かさを考慮しているものを除いて，妥当性確認により，その不確かさを把握している。具体的には，第 6.4−5 表に示すとおりである。
6.4.3 REDY
1.4.2 ＲＥＤＹ
6.4.3.1 概要
1.4.2.1 概 要プラント動特性解析コード REDY は，炉心，原子炉圧力容器，原子炉圧力容器内部
プラント動特性解析コードＲＥＤＹは，炉心，原子炉圧力容器，原子炉圧力容器内
構造物，原子炉冷却材再循環系，主蒸気管，タービン系，原子炉格納容器等のプラン部構造物，原子炉冷却材再循環系，主蒸気管，タービン系，格納容器等のプラント全ト全体を模擬し，6 群の遅発中性子及び反応度フィードバックを含む炉心一点近似動体を模擬し，6 群の遅発中性子及び反応度フィードバックを含む炉心一点近似動特性，
特性，燃料棒の熱的動特性及び冷却材の熱水力挙動を計算する。
燃料棒の熱的動特性及び冷却材の熱水力挙動を計算する。
本コードの入力は，原子炉出力，炉心流量等の初期条件，原子炉，主蒸気管，原子
本コードの入力は，原子炉出力，炉心流量等の初期条件，原子炉，主蒸気管，格納炉格納容器等のデータ，核データ，燃料棒データ，各種制御系データ等であり，出力
容器等のデータ，核データ，燃料棒データ，各種制御系データ等であり，出力として，として，原子炉出力，原子炉圧力，炉心流量，原子炉水位，格納容器圧力，サプレッ
原子炉出力，原子炉圧力，炉心流量，原子炉水位，格納容器圧力，サプレッション・
ション・チェンバ・プール水温度等の時間変化が求められる。
プール水温度等の時間変化が求められる。
なお，本コードは，従来の原子炉設置変更許可申請書において適用実績のあるもの
なお，本コードは，従来の原子炉設置変更許可申請書において適用実績のあるものに，格納容器圧力，サプレッション・チェンバ・プール水温度の時間変化を求めるこに，格納容器圧力，サプレッション・プール水温度の時間変化を求めることができるとができるように，格納容器モデルを追加したものである。
ように，格納容器モデルを追加したものである。
6.4.3.2 重要現象のモデル化
1.4.2.2 重要現象のモデル化
事故シーケンスの特徴に応じて，炉心，原子炉圧力容器及び原子炉格納容器におけ
事故シーケンスの特徴に応じて，炉心，原子炉圧力容器及び格納容器における重要
る重要現象がモデル化されている。具体的には，以下のとおりである。
現象がモデル化されている。具体的には，以下のとおりである。
(1) 炉心(1) 炉 心核については，重要現象として核分裂出力，反応度フィードバック効果及び崩壊熱
核については，重要現象として核分裂出力，反応度フィードバック効果（ボイドがモデル化されている。
反応度，ドップラ反応度，ボロン反応度）及び崩壊熱がモデル化されている。
熱流動については，重要現象として，沸騰・ボイド率変化がモデル化されている。
熱流動については，重要現象として，沸騰・ボイド率変化がモデル化されている。
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所(2) 原子炉圧力容器
重要現象として，冷却材流量変化，冷却材放出（臨界流・差圧流），ECCS 注水（給水系・代替注水設備含む）及びほう酸水の拡散がモデル化されている。
(3) 原子炉格納容器
重要現象として，サプレッション・プール冷却がモデル化されている。

(2) 原子炉圧力容器
重要現象として，冷却材流量変化，冷却材放出（臨界流・差圧流），ＥＣＣＳ注水（給水系・代替注水設備含む）及びほう酸水の拡散がモデル化されている。
(3) 格納容器
重要現象として，サプレッション・プール冷却がモデル化されている。

備考6.4.3.3 妥当性確認及び不確かさの把握
1.4.2.3 妥当性確認及び不確かさの把握
事故シーケンスの特徴に応じた重要現象に対するモデルの妥当性確認を実施して事故シーケンスの特徴に応じた重要現象に対するモデルの妥当性確認を実施している。具体的には，ABWR 実機試験解析，設計解析での確認等により確認している。
いる。具体的には，ＡＢＷＲ実機試験解析，設計解析での確認等により確認している。
また，入力条件により不確かさを考慮しているものを除いて，妥当性確認により，そまた，入力条件により不確かさを考慮しているものを除いて，妥当性確認により，その不確かさを把握している。具体的には，第 6.4−6 表に示すとおりである。
の不確かさを把握している。具体的には，第 1.4-5 表に示すとおりである。
6.4.4 SCAT
1.4.3 ＳＣＡＴ
6.4.4.1 概要
1.4.3.1 概 要
単チャンネル熱水力解析コード SCAT は，単一チャンネルを模擬し，これを軸方向
単チャンネル熱水力解析コードＳＣＡＴは，単一チャンネルを模擬し，これを軸方一次元に多ノード分割する。各ノードについて，燃料棒には半径方向にのみ熱伝導方
向一次元に多ノード分割する。各ノードについて，燃料棒には半径方向にのみ熱伝導程式を適用して冷却材への熱伝達を計算し，チャンネル内冷却材には，質量及びエネ
方程式を適用して冷却材への熱伝達を計算し，チャンネル内冷却材には，質量及びエルギ保存則を適用して冷却材の熱水力挙動を計算する。
ネルギ保存則を適用して冷却材の熱水力挙動を計算する。
本コードの入力は，燃料集合体の幾何学的形状，軸方向出力分布等の炉心データ，
本コードの入力は，燃料集合体の幾何学的形状，軸方向出力分布等の炉心データ，
燃料集合体出力，チャンネル入口流量等の初期条件，REDY コードの出力から得られ燃料集合体出力，チャンネル入口流量等の初期条件，ＲＥＤＹコードの出力から得らたチャンネル入口流量等の過渡変化のデータ等であり，出力として，GEXL 相関式にれたチャンネル入口流量等の過渡変化のデータ等であり，出力として，ＧＥＸＬ相関
基づく限界出力比（CPR），各ノードでの冷却材流量，クオリティ等の時間変化が求め式に基づく限界出力比，各ノードでの冷却材流量，クオリティ等の時間変化が求めらられる。
れる。
なお，本コードは，従来の原子炉設置変更許可申請書において適用実績のあるもの
なお，本コードは，従来の原子炉設置変更許可申請書において適用実績のあるものに，沸騰遷移後の燃料被覆管温度を求めることができるように，沸騰遷移後の燃料被に，沸騰遷移後の燃料被覆管温度を求めることができるように，沸騰遷移後の燃料被覆管−冷却材間の熱伝達評価式とリウェット相関式を適用している。
覆管−冷却材間の熱伝達評価式とリウェット相関式を適用している。
6.4.4.2 重要現象のモデル化
1.4.3.2 重要現象のモデル化
事故シーケンスの特徴に応じて，炉心における重要現象がモデル化されている。具
事故シーケンスの特徴に応じて，炉心における重要現象がモデル化されている。具
体的には，以下のとおりである。
体的には，以下のとおりである。
(1) 炉心(1) 炉 心核については，重要現象として，出力分布変化がモデル化されている。
核については，重要現象として，出力分布変化がモデル化されている。
燃料については，重要現象として，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達及び沸騰
燃料については，重要現象として，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達及び沸遷移がモデル化されている。
騰遷移がモデル化されている。
熱流動については，重要現象として，気液熱非平衡がモデル化されている。
熱流動については，重要現象として，気液熱非平衡がモデル化されている。
6.4.4.3 妥当性確認及び不確かさの把握
1.4.3.3 妥当性確認及び不確かさの把握
事故シーケンスの特徴に応じた重要現象に対するモデルの妥当性確認を実施して事故シーケンスの特徴に応じた重要現象に対するモデルの妥当性確認を実施して28／40

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所いる。具体的には，ATLAS 試験，NUPEC BWR 燃料集合体熱水力試験により確認している。また，入力条件により不確かさを考慮しているものを除いて，妥当性確認により，その不確かさを把握している。具体的には，第 6.4−7 表に示すとおりである。

いる。具体的には，ＡＴＬＡＳ試験，ＮＵＰＥＣ ＢＷＲ燃料集合体熱水力試験により確認している。また，入力条件により不確かさを考慮しているものを除いて，妥当性確認により，その不確かさを把握している。具体的には，第 1.4-6 表に示すとおり
である。

備

考

6.4.5 MAAP
1.4.4 ＭＡＡＰ
6.4.5.1 概要
1.4.4.1 概 要
シビアアクシデント総合解析コード MAAP は，炉心損傷を伴う事故シーケンスにつシビアアクシデント総合解析コードＭＡＡＰは，炉心損傷を伴う事故シーケンスにいて，炉心損傷，原子炉圧力容器破損，原子炉格納容器破損，放射性物質の環境放出
ついて，炉心損傷，原子炉圧力容器破損，格納容器破損，放射性物質の環境放出に至に至るまでのプラント内の熱水力及び放射性物質挙動を解析するコードである。炉心るまでのプラント内の熱水力及び放射性物質挙動を解析するコードである。炉心損傷
損傷後の原子炉内及び原子炉格納容器内を一次系，ドライウェル，ウェットウェルに後の原子炉内及び格納容器内を一次系，ドライウェル及びウェットウェルに分割し，分割し，重大事故等時に想定される炉心のヒートアップ，燃料被覆管の酸化・破裂，重大事故等時に想定される炉心のヒートアップ，燃料被覆管の酸化・破損，炉心損傷，
炉心損傷，溶融炉心移行挙動と冷却性，水素ガスと水蒸気の生成，溶融炉心・コンク
溶融炉心移行挙動と冷却性，水素と水蒸気の生成，溶融炉心・コンクリート反応，格リート反応，格納容器圧力・温度，放射性物質の放出と移行／沈着挙動等の諸現象が納容器圧力・温度，放射性物質の放出と移行／沈着挙動等の諸現象がモデル化され，モデル化され，また，種々の注水設備や冷却設備の特性や制御系がモデル化できるた
また，種々の注水設備や冷却設備の特性や制御系がモデル化できるため，自動トリッめ，自動トリップや運転員操作等によるシステム応答を含む，重大事故等時のプラン
プや運転員操作等によるシステム応答を含む，重大事故等時のプラント挙動の評価がト挙動の評価が可能である。
可能である。
本コードの入力は，原子炉出力，原子炉圧力，格納容器圧力，格納容器温度等の初
本コードの入力は，原子炉出力，原子炉圧力，格納容器圧力，格納容器温度等の初期条件，原子炉の幾何学的形状及び水力学的諸量，燃料集合体及び炉心に関するデー
期条件，原子炉の幾何学的形状及び水力学的諸量，燃料集合体及び炉心に関するデー
タ，格納容器自由空間体積，流路面積及び流路抵抗，注水設備，原子炉減圧設備及びタ，格納容器自由空間体積，流路面積及び流路抵抗，注水設備，原子炉減圧設備及び冷却設備の特性，想定破断の位置及び破断面積等であり，出力として，原子炉圧力，冷却設備の特性，想定破断の位置及び破断面積等であり，出力として，原子炉圧力，
原子炉水位，燃料温度，溶融炉心温度，格納容器圧力，格納容器温度，コンクリート
原子炉水位，燃料温度，溶融炉心温度，格納容器圧力，格納容器温度，コンクリート
侵食量，放射性物質の原子炉格納容器内の分布等が求められる。
侵食量，放射性物質の格納容器内の分布等が求められる。
6.4.5.2 重要現象のモデル化
1.4.4.2 重要現象のモデル化
事故シーケンスの特徴に応じて，炉心，原子炉圧力容器，原子炉格納容器，原子炉
事故シーケンスの特徴に応じて，炉心，原子炉圧力容器，格納容器，原子炉圧力容
圧力容器（炉心損傷後），原子炉格納容器（炉心損傷後）における重要現象がモデル
器（炉心損傷後），格納容器（炉心損傷後）における重要現象がモデル化されている。
化されている。具体的には，以下のとおりである。
具体的には，以下のとおりである。
(1) 炉心(1) 炉 心核については，重要現象として，崩壊熱がモデル化されている。
核については，重要現象として，崩壊熱がモデル化されている。
燃料については，重要現象として，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被燃料については，重要現象として，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料
覆管変形及び燃料被覆管酸化がモデル化されている。
被覆管変形及び燃料被覆管酸化がモデル化されている。
熱流動については，重要現象として，沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・
熱流動については，重要現象として，沸騰・ボイド率変化及び気液分離（炉心水
対向流がモデル化されている。
位）
・対向流がモデル化されている。
(2) 原子炉圧力容器(2) 原子炉圧力容器
重要現象として，冷却材流出（臨界流・差圧流）及び ECCS 注水（給水系・代替注
重要現象として，冷却材流出（臨界流・差圧流）及びＥＣＣＳ 注水（給水系・代水設備含む）がモデル化されている。
替注水設備含む）がモデル化されている。
(3) 原子炉格納容器(3) 格納容器
29／40

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

重要現象として，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷却，放射線水分解等による水素ガス・酸素ガス発生並びに格納容器ベント及びサプレッション・プール冷却がモデル化されている。
(4) 原子炉圧力容器（炉心損傷後）重要現象として，リロケーション，構造材との熱伝達，原子炉圧力容器内 FCI（溶融炉心細粒化），原子炉圧力容器内 FCI（デブリ粒子熱伝達），下部プレナムでの溶融
炉心の熱伝達，原子炉圧力容器破損及び原子炉圧力容器内 FP 挙動がモデル化されている。
(5) 原子炉格納容器（炉心損傷後）重要現象として，原子炉圧力容器外 FCI（溶融炉心細粒化），原子炉圧力容器外 FCI（デブリ粒子熱伝達），格納容器下部床面での溶融炉心の拡がり，溶融炉心と格納容器下部プール水との伝熱，溶融炉心とコンクリートの伝熱，コンクリート分解及び非凝縮性ガス発生，原子炉格納容器内 FP 挙動がモデル化されている。

重要現象として，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷却，放射線水分解等による水素・酸素発生並びに格
納容器ベント及びサプレッション・プール冷却がモデル化されている。
(4) 原子炉圧力容器（炉心損傷後）重要現象として，リロケーション，構造材との熱伝達，原子炉圧力容器内ＦＣＩ（溶融炉心細粒化），原子炉圧力容器内ＦＣＩ（デブリ粒子熱伝達），下部プレナム
での溶融炉心の熱伝達，原子炉圧力容器破損及び原子炉圧力容器内ＦＰ挙動がモデル化されている。
(5) 格納容器（炉心損傷後）重要現象として，原子炉圧力容器外ＦＣＩ（溶融炉心細粒化），原子炉圧力容器外ＦＣＩ（デブリ粒子熱伝達），格納容器下部床面での溶融炉心の拡がり，溶融炉心と格納容器下部プール水との伝熱，溶融炉心とコンクリートの伝熱，コンクリート分
解及び非凝縮性ガス発生，格納容器内ＦＰ挙動がモデル化されている。

備考6.4.5.3 妥当性確認及び不確かさの把握
1.4.4.3 妥当性確認及び不確かさの把握
事故シーケンスの特徴に応じた重要現象に対するモデルの妥当性確認を実施して事故シーケンスの特徴に応じた重要現象に対するモデルの妥当性確認を実施している。具体的には，TMI 事故解析，CORA 実験解析，HDR 実験解析，CSTF 実験解析，いる。具体的には，ＴＭＩ事故解析，ＣＯＲＡ実験解析，ＨＤＲ実験解析，ＣＳＴＦ
ACE 実験解析，SURC−4 実験解析，PHEBUS−FP 実験解析，ABCOVE 実験解析，感度解
実験解析，ＡＣＥ実験解析，ＳＵＲＣ−4 実験解析，ＰＨＥＢＵＳ−ＦＰ実験解析，
析等により確認している。また，入力条件により不確かさを考慮しているものを除い
ＡＢＣＯＶＥ実験解析，感度解析等により確認している。また，入力条件により不確て，妥当性確認により，その不確かさを把握している。具体的には，第 6.4−8 表にかさを考慮しているものを除いて，妥当性確認により，その不確かさを把握している。
示すとおりである。
具体的には，第 1.4-7 表に示すとおりである。
6.4.6 APEX
1.4.5 ＡＰＥＸ
6.4.6.1 概要
1.4.5.1 概 要
反応度投入事象解析コード APEX は，熱的現象を断熱としており，炉心平均出力の反応度投入事象解析コードＡＰＥＸは，熱的現象を断熱としており，炉心平均出力
過渡変化を炉心一点近似による中性子動特性方程式で表し，出力の炉心空間分布を二の過渡変化を炉心一点近似による中性子動特性方程式で表し，出力の炉心空間分布を次元（R−Z）拡散方程式で表す。炉心各部分のエンタルピの上昇は，出力分布に比例
二次元（Ｒ−Ｚ）拡散方程式で表す。炉心各部分のエンタルピの上昇は，出力分布にするものとし，炉心平均エンタルピがある程度上昇する間（エンタルピステップ）は， 比例するものとし，炉心平均エンタルピがある程度上昇する間（エンタルピステップ）
出力分布は一定としている。
は，出力分布は一定としている。また，投入反応度としては，制御棒価値，スクラム
また，投入反応度としては，制御棒価値，スクラム反応度及びドップラ反応度を考慮
反応度及びドップラ反応度を考慮するが，このドップラ反応度は，二次元拡散計算にするが，このドップラ反応度は，二次元拡散計算による出力分布を考慮して求められよる出力分布を考慮して求められる。
る。
APEX の入力は，炉心の幾何学的形状，各種中性子断面積，拡散係数，ドップラ係
ＡＰＥＸの入力は，炉心の幾何学的形状，各種中性子断面積，拡散係数，ドップラ
数，炉心動特性パラメータ等の核データ，制御棒反応度の時間変化等であり，出力と係数，炉心動特性パラメータ等の核データ，制御棒反応度の時間変化等であり，出力として，中性子束分布，エンタルピ分布及び炉心平均出力の時間変化が求められる。
して，中性子束分布，エンタルピ分布及び炉心平均出力の時間変化が求められる。
ＡＰＥＸの出力に基づき，単チャンネル熱水力解析を行う場合には，単チャンネル
APEX の出力に基づき，単チャンネル熱水力解析を行う場合には，単チャンネル熱水
熱水力解析コードＳＣＡＴ（ＲＩＡ用）を用いる。
力解析コード SCAT（RIA 用）を用いる。
ＳＣＡＴ（ＲＩＡ用）は，燃料棒を燃料ペレット，ペレットと被覆管の間の空隙部
SCAT（RIA 用）は，燃料棒を燃料ペレット，ペレットと燃料被覆管の間の空隙部で30／40

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

あるギャップ部，燃料被覆管で構成し，ノードごとに径方向の熱伝達を計算する。燃料ペレット及び燃料被覆管には，径方向一次元の非定常熱伝導方程式を適用して燃料棒内の温度分布を計算し，チャンネル内冷却材には，質量，運動量及びエネルギ保存則を適用して冷却材の熱水力挙動を計算する。冷却材の沸騰状態に応じた熱伝達率相
関式を用いることにより，燃料棒の除熱量を求める。
SCAT（RIA 用）の入力は，APEX の出力から得られた炉心平均出力変化，炉心出力分布に加え，燃料集合体幾何条件，燃料集合体熱水力データ，燃料物性データ，ギャップ熱伝達係数，ペレット径方向出力分布，局所出力ピーキング係数等であり，出力として，非断熱燃料エンタルピの時間変化が求められる。

であるギャップ部，被覆管で構成し，ノードごとに径方向の熱伝達を計算する。燃料
ペレット及び被覆管には，径方向一次元の非定常熱伝導方程式を適用して燃料棒内の温度分布を計算し，チャンネル内冷却材には，質量，運動量及びエネルギ保存則を適用して冷却材の熱水力挙動を計算する。冷却材の沸騰状態に応じた熱伝達率相関式を用いることにより，燃料棒の除熱量を求める。
ＳＣＡＴ（ＲＩＡ用）の入力は，ＡＰＥＸの出力から得られた炉心平均出力変化，
炉心出力分布に加え，燃料集合体幾何条件，燃料集合体熱水力データ，燃料物性デー
タ，ギャップ熱伝達係数，ペレット径方向出力分布，局所出力ピーキング係数等であり，出力として，非断熱燃料エンタルピの時間変化が求められる。

備考6.4.6.2 重要現象のモデル化
1.4.5.2 重要現象のモデル化
事故シーケンスの特徴に応じて，炉心における重要現象がモデル化されている。具
事故シーケンスの特徴に応じて，炉心における重要現象がモデル化されている。具
体的には，以下のとおりである。
体的には，以下のとおりである。
(1) 炉心(1) 炉 心核については，重要現象として，核分裂出力，出力分布変化，反応度フィードバッ
核については，重要現象として，核分裂出力，出力分布変化，反応度フィードバ
ク効果及び制御棒反応度効果がモデル化されている。
ック効果及び制御棒反応度効果がモデル化されている。
燃料については，重要現象として，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達及び沸騰
燃料については，重要現象として，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達及び沸遷移がモデル化されている。
騰遷移がモデル化されている。
6.4.6.3 妥当性確認及び不確かさの把握
1.4.5.3 妥当性確認及び不確かさの把握
事故シーケンスの特徴に応じた重要現象に対するモデルの妥当性確認を実施して事故シーケンスの特徴に応じた重要現象に対するモデルの検証／妥当性確認を実いる。具体的には，SPERT−ⅢE 炉心実験，実効共鳴積分測定に関わる Hellstrand の施している。具体的には，ＳＰＥＲＴ−ⅢＥ炉心実験，実効共鳴積分測定に関わるＨ
実験式，MISTRAL 臨界試験，実機での制御棒価値測定試験により確認している。また， ｅｌｌｓｔｒａｎｄの実験式，ＭＩＳＴＲＡＬ臨界試験，実機での制御棒価値測定試
入力条件により不確かさを考慮しているものを除いて，妥当性確認により，その不確
験により確認している。また，入力条件により不確かさを考慮しているものを除いて，かさを把握している。具体的には，第 6.4−9 表に示すとおりである。
検証／妥当性確認により，その不確かさを把握している。具体的には，第 1.4-8 表に示すとおりである。
6.5 有効性評価における解析の条件設定の方針
1.5 有効性評価における解析の条件設定の方針
6.5.1 解析条件設定の考え方
1.5.1 解析条件設定の考え方
有効性評価における解析の条件設定については，事象進展の不確かさを考慮して，有効性評価における解析の条件設定については，事象進展の不確かさを考慮して，設計値等の現実的な条件を基本としつつ，原則，有効性を確認するための評価項目と設計値等の現実的な条件を基本としつつ，原則，有効性を確認するための評価項目となるパラメータに対して余裕が小さくなるような設定とする。この際，「6.4 有効性
なるパラメータに対する余裕が小さくなるよう設定する。この際，「1.4 有効性評価
評価に使用する計算プログラム」において把握した解析コードの持つ重要現象に対すに使用する計算プログラム」において把握した解析コードの持つ重要現象に対する不る不確かさや解析条件の不確かさによって，さらに本発電用原子炉施設の有効性評価
確かさや解析条件の不確かさによって，さらに本発電用原子炉施設の有効性評価の評の評価項目となるパラメータ及び運転員等操作時間に対する余裕が小さくなる可能
価項目となるパラメータ及び運転員等操作時間に対する余裕が小さくなる可能性が性がある場合は，影響評価において感度解析等を行うことを前提に設定する。ただし， ある場合は，影響評価において感度解析等を行うことを前提に設定する。ただし，「6.5.2 共通解析条件」に示す解析条件については共通の条件として設定する。
「1.5.2 共通解析条件」に示す解析条件については共通の解析条件として設定する。
なお，初期条件とは異常状態が発生する前の発電用原子炉施設の状態，事故条件となお，初期条件とは異常状態が発生する前の発電用原子炉施設の状態，事故条件と31／40

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

は重大事故等の発生原因となる機器の故障又は安全機能の喪失の状態，機器条件とは重大事故等を収束させる際に使用する重大事故等対処設備の状態，操作条件とは運転員等が重大事故等対処設備を操作可能となる状態のことをいう。
また，有効性評価においては発電所内の発電用原子炉施設で重大事故等が同時に発生することも想定していることから，6 号及び 7 号炉で異なる評価条件を設定している
場合は，両号炉の条件を記載する。

は重大事故等の発生原因となる機器の故障又は安全機能の喪失の状態，機器条件とは重大事故等を収束させる際に使用する重大事故等対処設備の状態，操作条件とは運転員等が重大事故等対処設備を操作可能となる状態のことをいう。
（添付資料 1.5.1）

備考

6.5.2 共通解析条件
1.5.2 共通解析条件
操作条件については，「6.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示すとおり個
操作条件については，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示すとおり個別に解析条件を設定するが，以下に示す解析条件は，各重要事故シーケンス等におい別に解析条件を設定するが，以下に示す解析条件は，各重要事故シーケンスにおいててその影響が大きく変わらないことから共通の条件として設定する。また，原子炉冷その影響が大きく変わらないことから，原則として共通の条件として設定する。また，却材圧力バウンダリを構成する配管の破断による LOCA を想定する場合の配管の破断
原子炉冷却材バウンダリを構成する配管の破断によるＬＯＣＡを想定する場合の配位置については，原子炉圧力容器内の保有水量，流出量等の観点から選定する。なお， 管の破断位置については，原子炉圧力バウンダリに接続する液相部配管の中で最大口解析条件の不確かさの影響については，グループ化した事故シーケンスごとに確認す径である再循環配管（出口ノズル）を選定する。なお，解析条件の不確かさの影響にる。
ついては，グループ化した事故シーケンスごとに確認する。
（添付資料 1.5.2）

6.5.2.1 運転中の原子炉における重大事故に至るおそれのある事故
1.5.2.1 運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故(1) 初期条件(1) 初期条件
a. 事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」を除く事故シーケンスグルー
ａ．事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」を除く事故シーケンスグルー
プにおいて用いる条件
プにおいて用いる条件(a) 初期運転条件(a) 初期運転条件
原子炉熱出力の初期値として，定格値（3,926MWt），原子炉圧力の初期値とし原子炉熱出力の初期値として定格値（3,293MW），原子炉圧力（圧力容器ドーて，定格値（7.07MPa[gage]）を用いるものとする。また，炉心流量の初期値とム部）の初期値として定格値（6.93MPa[gage]）及び炉心流量の初期値として定して，定格値である 100％流量(52.2×103t/h)を用いるものとする。
格値（48,300t／h（100％流量））を用いるものとする。
(b) 炉心及び燃料(b) 炉心及び燃料
炉心及び燃料に関する解析条件の設定を以下に示す。なお，炉心に関する条
炉心及び燃料に関する解析条件の設定を以下に示す。なお，炉心に関する条
件は 9×9 燃料（A 型）を装荷した平衡サイクルを想定した値，燃料ペレット，
件は９×９燃料(Ａ型)を装荷した平衡サイクルを想定した値，燃料ペレット，
燃料被覆管径等の炉心及び燃料形状に関する条件は設計値を用いるものとす
燃料被覆管径等の炉心及び燃料形状に関する条件は設計値を用いるものとする。
る。
(b-1) 原子炉停止後の崩壊熱a) 原子炉停止後の崩壊熱
原子炉停止後の崩壊熱は，「軽水型動力炉の非常用炉心冷却系の性能評価指原子炉停止後の崩壊熱は，「軽水型動力炉の非常用炉心冷却系の性能評価指針」にて使用することが妥当とされたＡＮＳＩ／ＡＮＳ-5.1-1979+2σ を最確条針」にて使用することが妥当とされた ANSI/ANS-5.1-1979+2σ を最確条件とし件としたＡＮＳＩ／ＡＮＳ-5.1-1979 の式に基づく崩壊熱曲線を使用する。また ANSI/ANS-5.1-1979 の式に基づく崩壊熱曲線を使用する。また，使用する崩た，使用する崩壊熱は，1 サイクルの運転期間(13 ヶ月)に調整運転期間(1 ヶ月)
壊熱は燃焼度が高くなるサイクル末期炉心の平均燃焼度に，サイクル末期の燃を考慮した運転期間に対応する燃焼度 33GWd／t の条件に対応したものとする。
焼度のばらつきを考慮して 10％の保守性を考慮した燃焼度 33GWd/t の条件に対崩壊熱曲線を第 1.5-1 図に示す。
応したものとする。崩壊熱曲線を第 6.5−1 図に示す。
32／40

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機b) 最大線出力密度
燃料棒の最大線出力密度は，設計限界値として，44.0kW/m を用いるものとする。
(c) 原子炉圧力容器
原子炉水位の初期値は，通常運転水位とする。
(d) 原子炉格納容器
原子炉格納容器に関する解析条件の設定を以下に示す。なお，事故シーケン
スグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステム LOCA）」では原子炉
格納容器に関する解析条件は用いない。
a) 容積
原子炉格納容器容積について，ドライウェル空間部は，内部機器，構造物体
積を除く全体積として 7,350m3，ウェットウェル空間部は，必要最小空間部体積として 5,960m3，ウェットウェル液相部は，必要最小プール水量として 3,580m3を用いるものとする。
b) 初期温度及び初期圧力
原子炉格納容器の初期温度について，ドライウェル空間部温度は 57℃，サプ
レッション・チェンバ・プール水温は 35℃を用いるものとする。また，原子炉
格納容器の初期圧力は 5.2kPa[gage]を用いるものとする。
c) サプレッション・チェンバ・プールの初期水位
サプレッション・チェンバ・プールの初期水位は，通常運転時の水位として7.05m を用いるものとする。

d) 真空破壊装置
真空破壊装置の作動条件は，設計値（3.43kPa(ドライウェル−サプレッショ
ン・チェンバ間差圧)）を用いるものとする。
(e) 外部水源の温度
外部水源の温度について，復水貯蔵槽の水温は初期温度を 50℃とし，事象発
生から 12 時間以降は 45℃，事象発生から 24 時間以降は 40℃とする。また，
淡水貯水池の水温は 40℃とする。
(f) 主要機器の形状
原子炉圧力容器，原子炉格納容器等の形状に関する条件は設計値を用いるものとする。
b. 事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」において用いる条件(a) 初期運転条件
原子炉熱出力の初期値として，定格値（3,926MWt），原子炉圧力の初期値とし東海第二発電所

備考(b-2) 最大線出力密度
燃料棒の最大線出力密度は，保安規定の運転上の制限における上限値として，44.0kW／m を用いるものとする。
(c) 原子炉圧力容器
原子炉水位の初期値は，通常運転水位とする。
(d) 格納容器
格納容器に関する解析条件の設定を以下に示す。なお，事故シーケンスグル
ープ「格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）」では，格納容器に関する解析条件は用いない。
(d-1) 容 積
格納容器容積について，ドライウェルは設計値として 5,700m３，ウェットウ
ェル空間部及び液相部は，サプレッション・プールでの圧力抑制効果が厳しく
なる少なめの水量として，サプレッション・プール水位の保安規定の運転上の制限における下限値に対応する 4,100m３（空間部）及び 3,300m３（液相部）を用いるものとする。
(d-2) 初期温度及び初期圧力
格納容器の初期温度について，ドライウェル雰囲気温度は 57℃，サプレッション・プール水温度は 32℃を用いるものとする。また，格納容器の初期圧力は5kPa[gage]を用いるものとする。
(d-3) サプレッション・プール初期水位
サプレッション・プールの初期水位は，サプレッション・プールでの圧力抑制効果が厳しくなる低めの水位として，保安規定の運転上の制限における下限値である 6.983m（サプレッション・チェンバ底部が基準）を用いるものとする。
（添付資料 1.5.3）(d-4) ベント管真空破壊装置
ベント管真空破壊装置の作動条件は，設計値（3.45kPa（ドライウェル−サプ
レッション・チェンバ間差圧））を用いるものとする。
(e) 外部水源の温度
外部水源の温度は，35℃とする。
（添付資料 1.5.4）(f) 主要機器の形状
原子炉圧力容器，原子炉冷却材圧力バウンダリを構成する配管，格納容器等の形状に関する条件は設計値を用いるものとする。
ｂ．事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」において用いる条件(a) 初期運転条件
原子炉熱出力の初期値として定格値（3,293MW），原子炉圧力（圧力容器ドー
33／40

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機て，定格値（7.07MPa[gage]）を用いるものとする。また， 炉心流量の初期値として， 定格値である 100 ％ 流量(52.2×103t/h) ， 主蒸気流量の初期値として， 定格値（7.64×103t/h）を用いるものとする。
(b) 給水温度
給水温度の初期値は 215℃とする。
(c) 燃料及び炉心
炉心及び燃料に関する解析条件の設定を以下に示す。なお，炉心に関する条
件は 9×9 燃料（A 型）を装荷した平衡サイクルを想定した値，燃料ペレット，
燃料被覆管径等の炉心及び燃料形状に関する条件は設計値を用いるものとする。
a) 最小限界出力比
燃料の最小限界出力比は，設計限界値として，1.22 を用いるものとする。
b) 最大線出力密度
燃料棒の最大線出力密度は，設計限界値として，44.0kW/m を用いるものとする。
c) 核データ
動的ボイド係数（減速材ボイド係数を遅発中性子発生割合で除した値）はサ
イクル末期の値の 1.25 倍，動的ドップラ係数（ドップラ係数を遅発中性子発生割合で除した値）はサイクル末期の値の 0.9 倍を用いるものとする。
(d) 原子炉圧力容器
原子炉水位の初期値は，通常運転水位とする。
(e) 原子炉格納容器
原子炉格納容器に関する解析条件の設定を以下に示す。
a) 容積
原子炉格納容器容積について，ドライウェル空間部は，内部機器，構造物体
積を除く全体積として 7,350m3，ウェットウェル空間部は，必要最小空間部体積として 5,960m3，ウェットウェル液相部は，必要最小プール水量として 3,580m3を用いるものとする。
b) 初期温度及び初期圧力
原子炉格納容器の初期温度について，サプレッション・チェンバ・プール水
温は 35℃を用いるものとする。
また，原子炉格納容器の初期圧力は 5.2kPa[gage]を用いるものとする。
(f) 外部水源の温度
外部水源の温度は 32℃とする。
(g) 主要機器の形状
原子炉圧力容器，原子炉格納容器等の形状に関する条件は設計値を用いるものとする。

東海第二発電所

備

考ム部）の初期値として定格値（6.93MPa[gage]），炉心流量の初期値として保安規定の運転範囲における原子炉定格出力時の下限流量（41,060t／h（85％流量））
及び主蒸気流量の初期値として，定格値（6,420t／h）を用いるものとする。
(b) 給水温度
給水温度の初期値は 216℃とする。
(c) 燃料及び炉心
炉心及び燃料に関する解析条件の設定を以下に示す。なお，炉心に関する条
件は９×９燃料(Ａ型)を装荷した平衡サイクルを想定した値，燃料ペレット，
燃料被覆管径等の炉心及び燃料形状に関する条件は設計値を用いるものとする。
(c-1) 最小限界出力比
燃料の最小限界出力比は，９×９燃料(Ａ型)のサイクル初期における保安規定の運転上の制限の下限値である 1.24 を用いるものとする。
(c-2) 最大線出力密度
燃料棒の最大線出力密度は，保安規定の運転上の制限における上限値として，44.0kW／m を用いるものとする。
(c-3) 核データ
動的ボイド係数はサイクル末期の値の 1.25 倍，動的ドップラ係数はサイクル末期の値の 0.9 倍を用いるものとする。
(d) 原子炉圧力容器
原子炉水位の初期値は，通常運転水位とする。
(e) 格納容器
格納容器に関する解析条件の設定を以下に示す。
(e-1) 容積
格納容器容積について，空間部は，設計値として 9,800m３，サプレッション・
プール水量は，保安規定の運転上の制限における下限値として 3,300m３を用いるものとする。
(e-2) 初期温度及び初期圧力
格納容器の初期温度について，サプレッション・プール水温は 32℃を用いる
ものとする。また，格納容器の初期圧力は 5kPa[gage]を用いるものとする。

(f) 主要機器の形状
原子炉圧力容器，格納容器等の形状に関する条件は設計値を用いるものとする。

・東海第二では，ＨＰＣＳ及びＲＣＩＣの水源を内部水源（Ｓ／Ｐ）とし
ている。

34／40

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考（添付資料 1.5.5）(2) 重大事故等対策に関連する機器条件
a. 安全保護系等の設定点
原子炉緊急停止系作動回路のスクラム設定点として，以下の値を用いるものとする。
原子炉水位低 (レベル 3)
セパレータスカート下端から＋62cm（有効燃料棒頂部から＋380cm）（遅れ時間 1.05 秒）
タービン蒸気加減弁急速閉制御油圧低（4.12MPa[gage]）（遅れ時間 0.08 秒）
炉心流量急減「第 3.2.1−1 図 炉心流量急減の解析上のスクラムの設定値」参照
工学的安全施設作動回路等の設定点として，以下の値を用いるものとする。
原子炉水位低（原子炉隔離時冷却系（補給水機能）起動）設定点
セパレータスカート下端から−58cm（有効燃料棒頂部から＋260cm）（レベル 2）
原子炉水位低（高圧炉心注水系起動，主蒸気隔離弁閉止）設定点
セパレータスカート下端から−203cm（有効燃料棒頂部から＋115cm）（レベル 1.5）
原子炉水位低（低圧注水系起動，自動減圧系作動）設定点
セパレータスカート下端から−287cm（有効燃料棒頂部から＋31cm）（レベル 1）
原子炉水位低（再循環ポンプ 4 台トリップ）設定点
セパレータスカート下端から＋62cm（有効燃料棒頂部から＋380cm）（レベル 3）
原子炉水位低（再循環ポンプ 6 台トリップ）設定点
セパレータスカート下端から−58cm（有効燃料棒頂部から＋260cm）（レベル 2）
原子炉水位高（原子炉隔離時冷却系（補給水機能）トリップ，高圧炉心注水系
注入隔離弁閉止）設定点
セパレータスカート下端から＋166cm（有効燃料棒頂部から＋484cm）（レベル 8）
原子炉圧力高（再循環ポンプ 4 台トリップ）設定点
原子炉圧力 7.48MPa[gage]
ドライウェル圧力高（非常用炉心冷却系起動，自動減圧系作動）設定点
ドライウェル圧力 13.7kPa[gage](2) 重大事故等対策に関連する機器条件
ａ．安全保護系等の設定点
安全保護系の原子炉スクラム設定点として，以下の値を用いるものとする。
原子炉水位低（レベル３）設定点
セパレータスカート下端から＋66cm（燃料有効長頂部から＋450cm）（遅れ時間 1.05 秒）

工学的安全施設作動回路等の設定点として，以下の値を用いるものとする。
原子炉水位異常低下（レベル２）（原子炉隔離時冷却系起動，高圧炉心スプレ
イ系起動）設定点
セパレータスカート下端から−63cm（燃料有効長頂部から＋321cm）
原子炉水位異常低下（レベル２）（再循環ポンプ全台トリップ）設定点
セパレータスカート下端から−63cm（燃料有効長頂部から＋321cm）
原子炉水位異常低下（レベル２）（主蒸気隔離弁閉止）設定点
セパレータスカート下端から−63cm（燃料有効長頂部から＋321cm）
原子炉水位異常低下（レベル１）（低圧炉心スプレイ系起動，低圧注水系起動，自動減圧系作動信号）設定点
セパレータスカート下端から−345cm（燃料有効長頂部から＋39cm）
原子炉水位高（レベル８）（原子炉隔離時冷却系等による原子炉注水停止）設
定点
セパレートスカート下端から＋175cm（燃料有効長頂部から＋559cm）
原子炉圧力高（再循環ポンプ全台トリップ）設定点
原子炉圧力 7.39MPa［gage］
ドライウェル圧力高（非常用炉心冷却系起動，自動減圧系作動信号）設定点
ドライウェル圧力 13.7kPa［gage］

35／40

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
b. 逃がし安全弁
逃がし安全弁の逃がし弁機能の吹出し圧力及び容量（吹出し圧力における値）
は，設計値として以下の値を用いるものとする。なお，アキュムレータ内の窒素を消費した場合には安全弁機能による原子炉圧力制御となるが，事象初期に作動する逃がし弁機能による原子炉圧力制御にて代表させる。
第 1 段：7.51MPa[gage]×1 個，363t/h/個
第 2 段：7.58MPa[gage]×1 個，367t/h/個
第 3 段：7.65MPa[gage]×4 個，370t/h/個
第 4 段：7.72MPa[gage]×4 個，373t/h/個
第 5 段：7.79MPa[gage]×4 個，377t/h/個
第 6 段：7.86MPa[gage]×4 個，380t/h/個

東海第二発電所

備

考ｂ．逃がし安全弁
原子炉停止機能喪失以外においては，安全弁機能（以下「逃がし安全弁（安全 ・東海第二では，原子炉圧力が高めに
弁機能）
」という。
）による原子炉圧力制御に期待することとし，原子炉停止機能維持され，原子炉減圧操作時に原子喪失においては，高圧炉心スプレイ系による原子炉注水流量が大きくなる条件と炉圧力が所定の圧力に到達するまして逃がし弁機能（以下「逃がし安全弁（逃がし弁機能）」という。
），による原子での時間が遅くなるため，事象発生
炉圧力制御に期待することとする。逃がし安全弁の吹出し圧力及び容量（吹出し
初期において高圧注水機能が喪失
圧力における値）は，設計値として以下の値を用いるものとする。
し低圧注水機能を用いて原子炉注逃がし弁機能水を実施する事故シーケンスにお7.37MPa[gage]×2 個，354.6t／h／個
いては，評価項目に対して厳しい条
7.44MPa[gage]×4 個，357.8t／h／個件となる安全弁機能を設定。
7.51MPa[gage]×4 個，361.1t／h／個
7.58MPa[gage]×4 個，364.3t／h／個
7.65MPa[gage]×4 個，367.6t／h／個
安全弁機能
7.79MPa[gage]×2 個，385.2t／h／個
8.10MPa[gage]×4 個，400.5t／h／個
8.17MPa[gage]×4 個，403.9t／h／個
8.24MPa[gage]×4 個，407.2t／h／個
8.31MPa[gage]×4 個，410.6t／h／個（添付資料 1.5.6，1.5.7，1.5.8）

6.5.2.2 運転中の原子炉における重大事故
1.5.2.2 運転中の原子炉における重大事故(1) 初期条件(1) 初期条件
a. 初期運転条件
ａ．初期運転条件
原子炉熱出力の初期値として，定格値（3,926MWt），原子炉圧力の初期値として，
原子炉熱出力の初期値として定格値（3,293MW），原子炉圧力（圧力容器ドーム
定格値（7.07MPa[gage]）を用いるものとする。また，炉心流量の初期値として，定部）の初期値として定格値（6.93MPa[gage]）及び炉心流量の初期値として定格値格値である 100％流量（52.2×103t/h)を用いるものとする。
（48,300t／h（100％流量））を用いるものとする。
b. 炉心及び燃料
ｂ．炉心及び燃料
炉心及び燃料に関する解析条件の設定を以下に示す。なお，炉心に関する条件は 9
炉心及び燃料に関する解析条件の設定を以下に示す。なお，炉心に関する条件
×9 燃料（A 型）を装荷した平衡サイクルを想定した値，燃料ペレット，燃料被覆管は９×９燃料(Ａ型)を装荷した平衡サイクルを想定した値，燃料ペレット，燃料径等の炉心及び燃料形状に関する条件は設計値を用いるものとする。
被覆管径等の炉心及び燃料形状に関する条件は設計値を用いるものとする。
(a) 原子炉停止後の崩壊熱(a) 原子炉停止後の崩壊熱
原子炉停止後の崩壊熱は，「軽水型動力炉の非常用炉心冷却系の性能評価指針」に
原子炉停止後の崩壊熱は，「軽水型動力炉の非常用炉心冷却 系の性能評価指て 使 用 す る こ と が 妥 当 と さ れ た ANSI/ANS-5.1-1979+2 σ を 最 確 条 件 と し た針」にて使用することが妥当とされたＡＮＳＩ／ＡＮＳ-5.1-1979+2σ を最確条
ANSI/ANS-5.1-1979 の式に基づく崩壊熱曲線を使用する。また，使用する崩壊熱は燃件としたＡＮＳＩ／ＡＮＳ-5.1-1979 の式に基づく崩壊熱曲線を使用する。ま
焼度が高くなるサイクル末期炉心の平均燃焼度に，サイクル末期の燃焼度のばらつき
た，使用する崩壊熱は，1 サイクルの運転期間(13 ヶ月)に調整運転期間(1 ヶ月)を考慮して 10％の保守性を考慮した燃焼度 33GWd/t の条件に対応したものとする。
を考慮した運転期間に対応する燃焼度 33GWd／t の条件に対応したものとする。
崩壊熱曲線を第 6.5−1 図に示す。
崩壊熱曲線を第 1.5-1 図に示す。
36／40

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
c. 原子炉圧力容器
原子炉水位の初期値は，通常運転水位とする。
d. 原子炉格納容器
原子炉格納容器に関する解析条件の設定を以下に示す。なお，評価事故シーケンス「雰囲気圧力・温度の静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」及び「水素燃焼」では以下のうち（e）から（i）は解析条件として用いない。
(a) 容積原子炉格納容器容積について，ドライウェル空間部は，内部機器，構造物体積を除く全体積として 7,350m3，ウェットウェル空間部は，必要最小空間部体積として5,960m3，ウェットウェル液相部は，必要最小プール水量として 3,580m3 を用いるものとする。
(b) 初期温度及び初期圧力
原子炉格納容器の初期温度について，ドライウェル空間部温度は 57℃，サプレッション・チェンバ・プール水温は 35℃を用いるものとする。また，原子炉格納容器の初期圧力は 5.2kPa[gage]を用いるものとする。
(c) サプレッション・チェンバ・プールの初期水位
サプレッション・チェンバ・プールの初期水位は，通常運転時の水位として 7.05m を用いるものとする。
(d) 真空破壊装置
真空破壊装置の作動条件は，設計値（3.43kPa(ドライウェル−サプレッション・チ
ェンバ間差圧)）を用いるものとする。
(e) 溶融炉心からプール水への熱流束
溶融炉心からプール水への熱流束は，800kW/m2 相当（圧力依存あり）とする。
(f) コンクリートの種類
コンクリートの種類は，玄武岩系コンクリートとする。
(g) コンクリート以外の構造材の扱い
内側鋼板，外側鋼板及びリブ鋼板についてはコンクリートよりも融点が高いことから保守的に考慮しないものとする。
(h) 原子炉圧力容器下部の構造物の扱い
原子炉圧力容器下部の構造物は，発熱密度を下げないよう保守的に原子炉格納容器下部に落下する溶融物とは扱わないものとする。
(i) 格納容器下部床面積
コリウムシールドで囲まれる部分が広く，溶融炉心の拡がり面積が狭いことにより，コンクリート侵食量の観点で厳しくなる 6 号炉の格納容器下部床面積を用いるものとする。
e. 外部水源の温度
外部水源の温度は初期温度を 50℃とし，事象発生から 12 時間以降は 45℃，事象発

東海第二発電所

備考ｃ．原子炉圧力容器
原子炉水位の初期値は，通常運転水位とする。
ｄ．格納容器
格納容器に関する解析条件の設定を以下に示す。なお，評価事故シーケンス「雰
囲気圧力・温度の静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」及び「水素燃焼」では以下のうち，(e)から(h)は解析条件として用いない。
(a) 容 積格納容器容積について，ドライウェルは設計値として 5,700m３，ウェットウ
ェル空間部及び液相部は，サプレッション・プールでの圧力抑制効果が厳しく
なる少なめの水量として，サプレッション・プール水位の保安規定の運転上の制限における下限値に対応する 4,100m３及び 3,300m３を用いるものとする。
(b) 初期温度及び初期圧力
格納容器の初期温度について，ドライウェル雰囲気温度は 57℃，サプレッション・プール水温度は 32℃を用いるものとする。また，格納容器の初期圧力は5kPa[gage]を用いるものとする。
(c) サプレッション・プール初期水位
サプレッション・プールの初期水位は，サプレッション・プールでの圧力抑制効果が厳しくなる低めの水位として，保安規定の運転上の制限における下限値である 6.983m を用いるものとする。
(d) ベント管真空破壊装置
ベント管真空破壊装置の作動条件は，設計値（3.45kPa（ドライウェル−サプ
レッション・チェンバ間差圧））を用いるものとする。
(e) 溶融炉心からプール水への熱流束
溶融炉心からプール水への熱流束は，800kW/m２相当（圧力依存あり）とする。
(f) コンクリートの種類
コンクリートの種類は，玄武岩コンクリートとする。
(g) コンクリート以外の構造材の扱い
鉄筋コンクリート内の鉄筋については，コンクリートよりも融点が高いことから保守的に考慮しないものとする。
(h) 原子炉圧力容器下部の構造物の扱い
原子炉圧力容器下部の構造物は，発熱密度を下げないよう保守的にペデスタ
ル（ドライウェル部）に落下する溶融物とは扱わないものとする。
・東海第二は単基プラントであり，格納容器下部床面積については，「3.5
溶融炉心−コンクリート相互作用」に記載。
ｅ．外部水源の温度
外部水源の温度は，35℃とする。
37／40

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
生から 24 時間以降は 40℃とする。
f. 主要機器の形状
原子炉圧力容器，原子炉格納容器等の形状に関する条件は設計値を用いるものとする。
(2) 重大事故等対策に関連する機器条件
a. 逃がし安全弁
逃がし安全弁の逃がし弁機能の吹出し圧力及び容量（吹出し圧力における値）は，設計値として以下の値を用いるものとする。
第 1 段：7.51MPa[gage]×1 個，363t/h/個
第 2 段：7.58MPa[gage]×1 個，367t/h/個
第 3 段：7.65MPa[gage]×4 個，370t/h/個
第 4 段：7.72MPa[gage]×4 個，373t/h/個
第 5 段：7.79MPa[gage]×4 個，377t/h/個
第 6 段：7.86MPa[gage]×4 個，380t/h/個

東海第二発電所

備

考ｆ．主要機器の形状
原子炉圧力容器，原子炉冷却材圧力バウンダリを構成する配管，格納容器等の形状に関する条件は設計値を用いるものとする。
(2) 重大事故等対策に関連する機器条件
ａ．逃がし安全弁
逃がし安全弁の吹出し圧力及び容量（吹出し圧力における値）は，設計値として以下の値を用いるものとする。
7.79MPa[gage]×2 個，385.2t／h／個
8.10MPa[gage]×4 個，400.5t／h／個
8.17MPa[gage]×4 個，403.9t／h／個
8.24MPa[gage]×4 個，407.2t／h／個
8.31MPa[gage]×4 個，410.6t／h／個

6.5.2.3 使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故
1.5.2.3 使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故(1) 初期条件(1) 初期条件
a. 崩壊熱ａ．燃料崩壊熱
使用済燃料プールには貯蔵燃料のほかに，原子炉停止後に最短時間（原子炉停止後使用済燃料プールには貯蔵燃料の他に，原子炉の停止後最短期間（原子炉停止
10 日）で取り出された全炉心分の燃料が一時保管されていることを想定して，使用後9日）で取り出された全炉心分の燃料と過去に取り出された燃料を合わせて，使済燃料プールの崩壊熱は約 11MW を用いるものとする。
用済燃料貯蔵ラックに最大数が貯蔵されていることを想定して，使用済燃料プー
ルの崩壊熱は約9.1MWを用いるものとする。
b. 使用済燃料プールの初期水位及び初期水温ｂ．使用済燃料プール水温
使用済燃料プールの初期水位は通常水位とし，この時の使用済燃料プール保有水量
使用済燃料プールの初期水温は，保安規定の運転上の制限における上限値としは，保有水量を厳しく見積もるため使用済燃料プールと隣接する原子炉ウェルの間にて，65℃を用いるものとする。
設置されているプールゲートは閉を仮定し，約 2,093m3 とする。また，使用済燃料プｃ．使用済燃料プールのプールゲートの状態
ールの初期水温は，運用上許容される上限の 65℃とする。
保有水量を厳しく見積もるため，使用済燃料プールと隣接する原子炉ウェルとの間に設置されているプールゲートは閉状態とする。

c. 主要機器の形状
使用済燃料プール等の主要機器の形状に関する条件は設計値を用いる。

6.5.2.4 運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故(1) 初期条件（事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」を除く）
a. 崩壊熱ｄ．主要機器の形状
使用済燃料プール等の主要機器の形状に関する条件は設計値を用いる。
（添付資料1.5.9）
1.5.2.4 運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故(1) 初期条件（事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」を除く）
ａ．崩壊熱
38／40

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
原子炉停止後の崩壊熱は，第 6.5−1 図に示す ANSI/ANS-5.1-1979 の式に基づく崩壊熱曲線を使用し，崩壊熱を厳しく見積もるために，原子炉停止 1 日後の崩壊熱として約 22MW を用いるものとする。
b. 原子炉初期水位及び原子炉初期水温
原子炉初期水位は通常運転水位とする。また，原子炉初期水温は 52℃とする。

c. 原子炉圧力
原子炉圧力の初期値は大気圧とし，水位低下量を厳しく見積もるために，事象発生
後も大気圧が維持されるものとする。
d. 外部水源の温度
外部水源の温度は 50℃とする。
e. 主要機器の形状
原子炉圧力容器等の形状に関する条件は設計値を用いるものとする。

東海第二発電所備考

原子炉停止後の崩壊熱は，第1.5-1図に示すＡＮＳＩ／ＡＮＳ-5.1-1979の式に基づくものとし，また，崩壊熱を厳しく見積もるために，原子炉停止1日後の崩壊熱を用いる。この時の崩壊熱は約18.8MWである。
ｂ．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，解析上，原子炉の水位低下量を厳しく見積もるために，逃がし安全弁（自動減圧機能）の開操
作によって原子炉圧力が大気圧に維持されているものとする。
ｃ．原子炉水温
原子炉水温の初期値は，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の設計温度である52℃とする。

ｄ．主要機器の形状
原子炉圧力容器等の形状に関する条件は設計値を用いるものとする。

・東二は外部水源を使用している事故
シーケンスグループは「全交流動力
電源喪失」のみであるため，共通条
件としては記載せず。

6.6 解析の実施
1.6 解析の実施方針
有効性評価における解析は，評価項目となるパラメータの推移のほか，事象進展の有効性評価における解析は，評価項目となるパラメータの推移のほか，事象進展の状況を把握する上で必要なパラメータの推移について解析を実施し，事象進展が適切状況を把握する上で必要なパラメータの推移について解析を実施し，事象進展が適切に解析されていることを確認し,その結果を明示する。
に解析されていることを確認し，その結果を明示する。
なお，事象進展の特徴，厳しさ等を踏まえ，解析以外の方法で原子炉等が安定停止
なお，事象進展の特徴や厳しさ等を踏まえ，解析以外の方法で原子炉等が安定停止状態等に導かれ，評価項目を満足することが合理的に説明できる場合はこの限りでは状態等に導かれ，評価項目を満足することが合理的に説明できる場合はこの限りではない。
ない。
6.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針
1.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針
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。
のとする。
不確かさの影響確認は，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなる場合
不確かさの影響確認は，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなる場合に感度解析等を行う。事象推移が緩やかであり，重畳する影響因子がないと考えられに感度解析等を行う。事象推移が緩やかであり，重畳する影響因子がないと考えられる等，影響が容易に把握できる場合は，選定している重要事故シーケンス等の解析結る等，影響が容易に把握できる場合は，選定している重要事故シーケンスの解析結果
果等を用いて影響を確認する。事象推移が早く，現象が複雑である等，影響が容易に等を用いて影響を確認する。事象推移が早く，現象が複雑である等，影響が容易に把把握できない場合は，事象の特徴に応じて解析条件を変更した感度解析によりその影握できない場合は，事象の特徴に応じて解析条件を変更した感度解析によりその影響
響を確認する。
を確認する。
（添付資料 1.7.1）
6.7.1 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
1.7.1 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価「6.4 有効性評価に使用する計算プログラム」においては，重要現象として評価指「1.4 有効性評価に使用する計算プログラム」においては，重要現象として評価
標及び運転操作に対する影響が大きい又は中程度と考えられる物理現象を選定して指標及び運転操作に対する影響が大きい又は中程度と考えられる物理現象を選定し39／40

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（基本的考え方）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

おり，そのうち第 6.7−1 表から第 6.7−3 表に示す物理現象を有効性評価において評価項目となるパラメータに有意な影響を与えると整理している。解析コードの不確
かさは，選定している重要事故シーケンス等における上記の物理現象に対する不確かさを考慮し，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を確認する。

ており，そのうち第 1.7-1 表から第 1.7-3 表に示す物理現象を有効性評価において評価項目となるパラメータに有意な影響を与えるものと整理している。解析コードの不確かさは，選定している重要事故シーケンス等における上記の物理現象に対する不確かさを考慮し，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を確認する。

備考6.7.2 解析条件の不確かさの影響評価
1.7.2 解析条件の不確かさの影響評価
解析条件のうち，初期条件，事故条件及び機器条件の不確かさについて，運転員等
解析条件のうち，初期条件，事故条件及び機器条件の不確かさについて，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を確認する。ま
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を確認する。また，解析条件である操作条件の不確かさとして，操作の不確かさ要因である，「認知」， た，解析条件のうち操作条件の不確かさとして，操作の不確かさ要因である，「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」「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作」及び「操作の確実さ」に起に起因して生じる運転員等操作の開始時間の変動が，操作開始時間に与える影響及び因して生じる運転員等操作の開始時間の変動が，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を確認する。
評価項目となるパラメータに与える影響を確認する。
6.7.3 操作時間余裕の把握
1.7.3 操作時間余裕の把握
解析上考慮する運転員等操作の各々について，その遅れによる影響度合いを把握す
解析上考慮する運転員等操作について，その遅れによる影響度合いを把握する観点
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
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での操作時間余裕を確認する。
作時間余裕を確認する。
6.8 必要な要員及び資源の評価方針
1.8 必要な要員及び資源の評価方針
6.8.1 必要な要員の評価
1.8.1 必要な要員の評価
発電所内の発電用原子炉施設で重大事故等が同時期に発生することを想定した最重要事故シーケンス等で実施する作業に対して，「技術的能力に係る審査基準への適も厳しい状態での重大事故等対策時において，夜間及び休日(平日の勤務時間帯以外) 合状況説明資料」で整備する体制で評価を行い，必要な作業対応が可能であることをにおける要員の確保の観点から，「5．重大事故の発生及び拡大の防止に必要な措置を 確認する。発電所外から招集される招集要員が行う作業については，事象発生 2 時間実施するために必要な技術的能力」で整備される体制にて，対処可能であることを確 後までは期待しないものとする。
認するとともに，必要な作業が所要時間内に実施できることを確認する。
6.8.2 必要な資源の評価
1.8.2 必要な資源の評価
発電所内の発電用原子炉施設で重大事故等が同時期に発生することを想定した最重大事故等対策の有効性評価における必要な資源の評価については，必要となる水も厳しい状態での重大事故等対策時において，必要となる水源，燃料及び電源の資源
源，燃料及び電源の資源の確保の観点から，必要となる水源，燃料及び電源の資源のの確保の観点から，必要水量，燃料消費量及び電源負荷を確認するとともに，7 日間確保の観点から，必要水量，燃料消費量及び電源負荷を評価し，7 日間継続してこれらの資源が供給可能であることを確認する。
継続してこれらの資源が供給可能であることを評価する。また，有効性評価において考慮されていない機器についても，使用した場合を想定して，各資源について 7 日間
継続して資源の供給が可能であることを確認する。

40／40

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備考7.1.1 高圧・低圧注水機能喪失
2.1 高圧・低圧注水機能喪失
7.1.1.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策
2.1.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策
・ＰＲＡの違いにより事故シーケンス(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス
名称に違いがあるが，実態として相事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」に含まれる事故シーケンスは，
事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」に含まれる事故シーケンスと違点はない。
「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「過渡事象＋高圧注水
しては，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「過渡事象＋
失敗＋低圧注水失敗」，②「過渡事象＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗」， 高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」，②「過渡事象＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋③「通常停止＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗」，④「通常停止＋SRV 再閉失敗＋高圧
高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」，③「手動停止／サポート系喪失（手動停止）
注水失敗＋低圧注水失敗」，⑤「サポート系喪失＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗」及＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」，④「手動停止／サポート系喪失（手動停
び⑥「サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗」である。
止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」，⑤「サポート系喪失（自動停止）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」及び⑥「サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」である。
・文章表現に多少の違いはあるが，実(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心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炉心損傷防止対策の基本的考え方
態として相違点はない。
事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」では，運転時の異常な過渡変事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」は，運転時の異常な過渡変化化又は設計基準事故（LOCA を除く）の発生後，高圧注水機能が喪失し，原子炉減圧又は設計基準事故（原子炉冷却材喪失事故を除く。
）の発生後，高圧及び低圧注水機には成功するが，低圧注水機能が喪失することを想定する。このため，逃がし安全弁能が喪失することで原子炉へ注水する機能が喪失することを想定する。このため，原による圧力制御に伴う蒸気流出により原子炉圧力容器内の保有水量が減少し，原子炉
子炉圧力制御に伴い原子炉圧力容器内の蒸気が流出し，保有水量が減少することで原水位が低下することから，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
子炉水位が低下し，緩和措置が取られない場合には，原子炉水位の低下が継続し，炉炉心が露出し，炉心損傷に至る。また，低圧注水機能喪失を想定することから，あわ心が露出することで炉心損傷に至る。また，低圧注水機能喪失を想定することから，せて残留熱除去系機能喪失に伴う崩壊熱除去機能喪失等を想定する。
併せて残留熱除去系の機能喪失に伴う崩壊熱除去機能喪失を想定する。
本事故シーケンスグループは，原子炉圧力容器内への高圧・低圧注水機能を喪失し本事故シーケンスグループは，高圧及び低圧の原子炉注水機能を喪失したことによ
たことによって炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故って炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故等対処設備
等対策の有効性評価には，高圧・低圧注水機能に対する重大事故等対処設備に期待すの有効性評価としては，高圧又は低圧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。ここで，高圧・低圧注水機能喪失が生じた際の状況を想定するることが考えられる。高圧・低圧注水機能喪失が発生した場合，重大事故等対処設備と，事象発生後，重大事故等対処設備によって高圧注水を実施して炉心損傷を防止す
により高圧の原子炉注水を実施する方が，より早期に原子炉注水を開始することが可る場合よりも，高圧注水に期待せず，原子炉を減圧し，低圧注水に移行して炉心損傷能となり，原子炉水位の低下が小さくなることで評価項目となるパラメータに対するを防止する場合の方が，原子炉の減圧により原子炉圧力容器内の保有水量が減少し，余裕は大きくなる。また，高圧の原子炉注水を実施した場合でも，中長期的にはサプ ・重大事故等対処設備の高圧注水機能に期待した場合の事象進展につい原子炉水位がより早く低下することから，事故対応として厳しいと考えられる。このレッション・プール熱容量制限に到達した時点で原子炉を減圧して低圧の原子炉注水に移行するため，事象進展は同じとなる。このため，本事故シーケンスグループに対ては，中長期的に熱容量制限で減圧ことから，本事故シーケンスグループにおいては，高圧注水機能に期待せず，原子炉
しては，代表として低圧注水機能に対する重大事故等対処設備の有効性を確認するこ
して低圧の原子炉注水に移行するの減圧後，低圧注水に移行して炉心損傷を防止する対策の有効性を評価することとすととする。
ため本事故シーケンスと同じとなる。なお，高圧・低圧注水機能喪失が生じ，重大事故等対処設備の高圧注水機能のみることを説明。なお，東海第二でもに期待する事故シーケンスとしては，全交流動力電源喪失時の原子炉隔離時冷却系喪
柏崎刈羽と同様にＴＢＵシーケン失があり，「7.1.3.2 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗」
スにおいては高圧代替注水系に期において主に高圧代替注水系の有効性を確認している。
以上により，本事故シーケンスグループでは，原子炉減圧後に低圧の注水機能を用待した評価としており，また，本事したがって，本事故シーケンスグループでは，逃がし安全弁の手動開操作により原いて原子炉へ注水することにより炉心損傷の防止を図るとともに，最終的な熱の逃が故シーケンスについては低圧注水
子炉を減圧し，原子炉減圧後に低圧代替注水系（常設）により炉心を冷却することに1／49

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
よって炉心損傷の防止を図る。また，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原
子炉格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置及び耐圧強化ベント系による原子炉格納容器除熱を実施する。

東海第二発電所
し場へ熱の輸送を行うことによって除熱を行い，格納容器破損の防止を図る。

備

考機能に対する重大事故等対処設備の有効性を確認しているという点で実態として違いはない。

(3) 炉心損傷防止対策(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」における機能喪失に対して，
事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」において，炉心が著しい損傷
炉心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低圧代として低圧代替注水系（常設）及び逃がし安全弁による原子炉注水手段を整備し，安替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）及び自動減圧機能付きの逃がし安全
定状態に向けた対策として，逃がし安全弁を開維持することで，低圧代替注水系（常弁（以下「逃がし安全弁（自動減圧機能）」という。
）による原子炉注水手段を整備す設）による炉心冷却を継続する。また，原子炉格納容器の健全性を維持するため，安る。また，格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として，常設低定状態に向けた対策として代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容
圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷器冷却手段，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱手段を整備する。
却手段及び格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱手段を整備する。対策の概略
これらの対策の概略系統図を第 7.1.1−1 図から第 7.1.1−3 図に，手順の概要を第
系統図を第 2.1-1 図に，対応手順の概要を第 2.1-2 図に示すとともに，対策の概要を
7.1.1−4 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
以下に示す。また，重大事故等対策における手順と設備との関係を第 2.1-1 表に示す。
等対策における設備と操作手順の関係を第 7.1.1−1 表に示す。
本事故シーケンスグループの重要事故シーケンスにおいて，事象発生 10 時間まで
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，必要な要員は初 ・プラント基数，設備設計及び運用の違いにより必要要員数は異なるが，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，中央制御室の運転員及び動対応要員 19 名及び事象発生から 2 時間以降に期待する招集要員 5 名である。
タイムチャートにより要員の充足
緊急時対策要員で構成され，合計 24 名である。その内訳は次のとおりである。中央
初動対応要員の内訳は，発電長 1 名，副発電長 1 名，運転操作対応を行う運転員 5
性は確認される。
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，運転操作対
名，通報連絡等を行う災害対策要員 2 名，現場操作を行う重大事故等対応要員 10 名
・東海第二では招集要員は 2 時間以内
応を行う運転員 8 名である。
である。
に参集可能なことを確認している発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は 5ことから，2 時間以降に期待する評
名，緊急時対策要員（現場）は 8 名である。
価としている。
また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員は，フィルタ装置薬液補給作業を
招集要員の内訳は，燃料補給作業を行う重大事故等対応要員 2 名，現場手動による行うための参集要員 20 名である。必要な要員と作業項目について第 7.1.1−5 図に格納容器ベント操作を行う重大事故等対応要員 3 名である。必要な要員と作業項目に ・ＦＣＶＳ設計の違いにより，東海第二では「フィルタ装置薬液補給作示す。
ついて第 2.1-3 図に示す。
業」は不要。
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
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，24 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，初動対応要員 19 名及び招集要員 5名で対処可能である。
a. 原子炉スクラム確認
ａ．原子炉スクラムの確認
運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故が発生して原子炉がスクラムしたこと
運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故（原子炉冷却材喪失事故を除く。
）が発を確認する。
生して原子炉がスクラムしたことを確認する。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等であ原子炉スクラムの確認に必要な計装設備は，平均出力領域計装等である。
る。
・東海第二では，高圧注水機能の自動
b. 高圧・低圧注水機能喪失確認
ｂ．高圧注水機能喪失の確認
起動失敗を確認した場合には，運転原子炉スクラム後，原子炉水位は低下し続け，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉
原子炉スクラム後，原子炉水位の低下が継続し，原子炉水位異常低下（レベル２）
設定点に到達したが，高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系が自動起動してい手順に従い，一連の操作として以下
隔離時冷却系，原子炉水位低（レベル 1.5）で高圧炉心注水系，原子炉水位低（レベないことを確認し，中央制御室からの遠隔操作によりこれらの系統の手動起動を試みを実施し，これら全てに失敗した場
ル 1）で残留熱除去系（低圧注水モード）の自動起動信号が発生するが全て機能喪失
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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していることを確認する。
高圧・低圧注水機能喪失を確認するために必要な計装設備は，各系統の流量指示等
である。

るが，これにも失敗したことを確認する。また，主蒸気隔離弁が閉止するとともに，再循環ポンプがトリップしたことを確認する。
高圧注水機能喪失の確認に必要な計装設備は，各系統の流量等である。

備

考合に低圧代替注水系の起動操作を実施する。
・高圧注水機能の手動起動
・高圧代替注水系の手動起動
ｃ．高圧代替注水系の起動操作
・低圧注水機能の手動起動
高圧注水機能喪失の確認後，中央制御室からの遠隔操作により高圧代替注水系を起 ・東海第二では，解析上考慮しない操
動し，原子炉注水を開始することで原子炉水位が回復することを確認する。なお，高作も含め，手順に従い必ず実施する
圧代替注水系による原子炉注水は解析上考慮しない。
操作を記載
高圧代替注水系による原子炉注水に必要な計装設備は，高圧代替注水系系統流量等である。
ｄ．低圧注水機能喪失の確認
高圧注水機能喪失の確認及び高圧代替注水系の起動操作失敗後，一連の操作として中央制御室からの遠隔操作により低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）の手動起動を試みるが，これにも失敗したことを確認する。
低圧注水機能喪失の確認に必要な計装設備は，各系統の流量等である。
ｅ．高圧・低圧注水機能の回復操作
高圧注水機能及び低圧注水機能の回復操作を実施する。

c. 逃がし安全弁による原子炉急速減圧
ｆ．常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動準備操作
高圧・低圧注水機能喪失を確認後，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の準低圧注水機能喪失の確認後，一連の操作として中央制御室からの遠隔操作により常備として，中央制御室からの遠隔操作により復水移送ポンプ 1 台を追加起動し，2 台
設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）を起動する。
運転とする。また，原子炉注水に必要な電動弁（残留熱除去系注入弁及び残留熱除去
常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動準備操作に必要
系洗浄水弁）が開動作可能であることを確認する。低圧代替注水系（常設）のバイパ
な計装設備は，常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力である。
・設備設計の違いにより，東海第二でス流防止系統構成のためにタービン建屋負荷遮断弁を全閉にする。
外部電源が喪失している場合は，中央制御室からの遠隔操作により常設代替高圧電はバイパス流防止系統構成は不要。
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の準備が完了後，中央制御室からの遠隔源装置を起動し，緊急用母線を受電する。
・東海第二では，外部電源ありを評価
操作によって逃がし安全弁 8 個を手動開操作し原子炉を急速減圧する。
条件としつつ，運転員等操作におい原子炉急速減圧を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力である。
ｇ．可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の起動準備操作ては，外部電源がない場合も考慮
低圧注水機能喪失の確認後，可搬型代替注水大型ポンプ準備，ホース敷設等を実施する。
ｈ．逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作
常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動準備操作の完了
後，中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）7 弁を手動開放
し，原子炉減圧を実施する。
逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作に必要な計装設備は，原子炉圧力等である。
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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備考

原子炉水位が燃料有効長頂部に到達した場合は炉心損傷がないことを継続的に確 ・運転手順に従い，ＴＡＦに到達した
場合は，炉心損傷がないことを確認認する。
する旨を記載炉心損傷がないことを継続的に確認するために必要な計装設備は，格納容器雰囲気
放射線モニタ（Ｄ/Ｗ，Ｓ/Ｃ）である。
d. 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
ｉ．原子炉水位の調整操作
逃がし安全弁による原子炉急速減圧により，原子炉圧力が低圧代替注水系（常設）
逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧により，原子炉圧力が常設低圧代の系統圧力を下回ると，原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復する。
替注水系ポンプの吐出圧力を下回ると，原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復し低圧代替注水系（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，原たことを確認する。
子炉水位，復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）等である。原子炉水位回復後
また，原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維
子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持する。
持する。
原子炉水位の調整操作に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域，燃料域），低圧
代替注水系原子炉注水流量等である。
ｊ．代替循環冷却系の起動操作
格納容器圧力が 245kPa[gage]に到達した場合は，中央制御室からの遠隔操作により，代替循環冷却系による格納容器除熱を実施する。なお，代替循環冷却系による格納容器除熱は解析上考慮しない。
代替循環冷却系の起動操作に必要な計装設備は，代替循環冷却系格納容器スプレイ
流量等である。
ｋ．常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格e. 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却崩壊熱除去機能を喪失しているため，格納容器圧力及び温度が上昇する。格納容器 納容器冷却崩壊熱除去機能を喪失しているため，格納容器圧力及び雰囲気温度が上昇する。格圧力が 0.18MPa[gage]に到達した場合又はドライウェル雰囲気温度が 171℃に接近した場合は，中央制御室からの遠隔操作により代替格納容器スプレイ冷却系（常設）に納容器圧力が 279kPa[gage]に到達した場合又はドライウェル雰囲気温度が 171℃に到よる原子炉格納容器冷却を実施する。代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原達した場合は，中央制御室からの遠隔操作により常設低圧代替注水系ポンプを用いた
子炉格納容器冷却を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力及び復水補給
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を実施する。また，常設低水系流量（RHR B 系代替注水流量）である。
圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を継続する。
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却時に，原子炉水位
常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格 ・東海第二の常設低圧代替注水系ポンが原子炉水位低（レベル 3）まで低下した場合は，中央制御室からの遠隔操作により納容器冷却に必要な計装設備は，ドライウェル圧力，サプレッション・チェンバ圧力， プは，原子炉注水と格納容器スプレ
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）を停止し，原子炉注水を実施する。原子炉水位
低圧代替注水系格納容器スプレイ流量，サプレッション・プール水位等である。
イとを同時に実施可能な設計とし高（レベル 8）まで原子炉水位が回復した後，原子炉注水を停止し，格納容器スプレていることから，切替操作は不要。
イを再開する。
常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格 ・東海第二では，中央制御室からの遠納容器冷却に伴い，サプレッション・プール水位は徐々に上昇する。サプレッション・
隔操作に失敗した場合の操作時間
プール水位が，通常水位＋5.5m に到達した時点で，格納容器圧力逃がし装置による格余裕も考慮して，通常水位＋5.5ｍ
納容器除熱の準備として，中央制御室からの遠隔操作により格納容器圧力逃がし装置
到達にて格納容器圧力逃がし装置
一次隔離弁の開操作を実施する。さらに，サプレッション・プール水位が，通常水位
一次隔離弁を中央制御室から開操＋6.5m に到達した場合，中央制御室からの遠隔操作により常設低圧代替注水系ポンプ
作する運用としている。
4／49

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備考を用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を停止する。
f. 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱ｌ．格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱（サプレッション・チェンバ側）
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱の準備として，原子炉格納容
常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格器一次隔離弁を原子炉建屋内の原子炉区域外からの人力操作により開する。
納容器冷却の停止後，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱に備え炉心損傷が代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却を実施しても，格発生していないことを確認する。また，格納容器ベント操作前に，原子炉満水操作と納容器圧力が 0.31MPa[gage]に到達した場合，原子炉格納容器二次隔離弁を中央制御
して，原子炉圧力容器の隔離状態を確認し，原子炉水位を可能な限り高く維持するこ室からの遠隔操作によって中間開操作することで，格納容器圧力逃がし装置等によるとで，格納容器への放熱を抑制し，格納容器圧力の上昇を緩和する。なお，原子炉満原子炉格納容器除熱を実施する。
水操作は，解析上考慮しない。
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を確認するために必要な計
格納容器圧力が 310kPa[gage]に到達した場合，中央制御室からの遠隔操作により格 ・東海第二のＦＣＶＳ2 次隔離弁は全装設備は，格納容器内圧力等である。
納容器圧力逃がし装置二次隔離弁を全開としサプレッション・チェンバ側から格納容
開運用にて設計している。
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施している間に炉心損器圧力逃がし装置による格納容器除熱を実施する。
傷していないことを確認するために必要な計装設備は，格納容器内雰囲気放射線レベ
格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱に必要な計装設備は，ドライウェル圧
ル等である。
力，サプレッション・チェンバ圧力，格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ，Ｓ／Ｃ）
サプレッション・チェンバ側からの格納容器圧力逃がし装置等のベントラインが水等である。
没しないことを確認するために必要な計装設備は，サプレッション・チェンバ・プー
また，サプレッション・チェンバ側からの格納容器圧力逃がし装置のベントライン
ル水位である。
が水没しないことを確認する。
サプレッション・チェンバ側からの格納容器圧力逃がし装置のベントラインが水没しないことを確認するために必要な計装設備は，サプレッション・プール水位等である。
ｍ．可搬型代替注水大型ポンプによる水源補給操作
水源補給のための可搬型代替注水大型ポンプ準備，ホース敷設等を実施し，代替淡水貯槽の残量に応じて，可搬型代替注水大型ポンプにより北側淡水池又は高所淡水池から代替淡水貯槽へ水源補給操作を実施する。
可搬型代替注水大型ポンプによる水源補給操作に必要な計装設備は，代替淡水貯槽水位である。
ｎ．タンクローリによる燃料補給操作
タンクローリにより可搬型設備用軽油タンクから可搬型代替注水大型ポンプに燃料補給を実施する。
ｏ．使用済燃料プールの冷却
使用済燃料プールの冷却を実施する。
以降，炉心冷却は，低圧代替注水系（常設）による注水により継続的に行い，また，
原子炉格納容器除熱は，格納容器圧力逃がし装置等により継続的に行う。

以降，炉心冷却は常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水により継続的に実施し，格納容器除熱は格納容器圧力逃がし装置により継続的に実施する。
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備考7.1.1.2 炉心損傷防止対策の有効性評価
2.1.2 炉心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，過渡事象（原子炉水位低下の観評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過渡事象（原子炉水位低下の観点で厳しい給水流量の全喪失を選定）を起因事象とし，逃がし安全弁再閉失敗を含ま点で厳しい給水流量の全喪失を選定）を起因事象とし，逃がし安全弁により原子炉圧ず高圧状態が継続される「過渡事象（給水流量の全喪失）＋高圧注水失敗＋低圧注水
力が高圧状態に制御される「過渡事象（給水流量の全喪失）＋高圧炉心冷却失敗＋低失敗」である。
圧炉心冷却失敗」である。
本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，気液熱非平本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移，衡，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・対位変化）
・対向流，三次元効果，原子炉圧力容器における沸騰・凝縮・ボイド率変化， 向流，気液熱非平衡及び三次元効果，原子炉圧力容器における冷却材放出（臨界流・気液分離（水位変化）
・対向流，冷却材放出（臨界流・差圧流），ECCS 注水（給水系・ 差圧流）
，沸騰・凝縮・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・対向流及びＥＣＣＳ注
代替注水設備含む）並びに原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材
水（給水系及び代替注水設備含む）並びに格納容器における格納容器各領域間の流動，との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷却，格納容器ベントが重気液界面の熱伝達，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，スプレイ冷却及び格納容器ベ要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価することが可能である長期間熱水ントが重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価することが可能である長力過渡変化解析コード SAFER，シビアアクシデント総合解析コード MAAP，炉心ヒート
期間熱水力過渡変化解析コードＳＡＦＥＲ及びシビアアクシデント総合解析コード
アップ解析コード CHASTE により原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温度，格納容
ＭＡＡＰにより，原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温度，格納容器圧力，格納容
器圧力，格納容器温度（以降，格納容器温度とは原子炉格納容器気相部の温度を指す。
） 器雰囲気温度等の過渡応答を求める。
等の過渡応答を求める。
本重要事故シーケンスでは，炉心露出時間が長く，燃料被覆管の最高温度が高くな
なお，本有効性評価では，ＳＡＦＥＲコードによる燃料被覆管温度の評価結果は， ・低圧代替注水系（常設）の設備仕様（注水流量）の違いに主に起因しるため，輻射による影響が詳細に考慮される CHASTE により燃料被覆管の最高温度をベストフィット曲線の破裂判断基準に対して十分な余裕があることから，燃料被覆管て，東海第二では燃料被覆管温度の詳細に評価する。
温度が高温となる領域において，燃料棒やチャンネルボックスの幾何学的配置を考慮
評価結果が破裂判断基準に対してした詳細な輻射熱伝達計算を行うことで燃料被覆管温度をＳＡＦＥＲコードよりも十分な余裕があることからＣＨＡ
低めに評価するＣＨＡＳＴＥコードは使用しない。
ＳＴＥコードによる詳細評価は実
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
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，本重要事故シ施しない。
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作時間余裕を評価する。
(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 7.1.1−2 表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
a. 事故条件(a) 起因事象
起因事象として，給水流量の全喪失が発生するものとする。
(b) 安全機能の喪失に対する仮定
高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系，低圧注水機能として
残留熱除去系（低圧注水モード）の機能が喪失するものとする。

る影響及び操作時間余裕を評価する。
(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する主要な解析条件を第 2.1-2 表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
ａ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，給水流量の全喪失が発生するものとする。
(b) 安全機能の喪失に対する仮定
高圧注水機能として高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系，低圧注水機能として低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）が機能喪失するものとする。
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備考(c) 外部電源(c) 外部電源
外部電源は使用できるものとする。
外部電源はあるものとする。
外部電源がある場合，事象発生と同時に原子炉冷却材再循環ポンプ（以下「再循環
外部電源がある場合，原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル３）信号にて発生ポンプ」という。
）がトリップしないことにより，原子炉水位低（レベル 3）による原
し，再循環ポンプトリップは，原子炉水位異常低下（レベル２）信号にて発生する。
子炉スクラムまでは原子炉出力が高く維持され，原子炉水位の低下が早いため，炉心このため，原子炉水位の低下が大きくなることで，燃料被覆管温度の観点で厳しくな
冷却上厳しくなる。
る。
b. 重大事故等対策に関連する機器条件
ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号(a) 原子炉スクラム
原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル 3）信号によるものとする。
原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル３）信号によるものとする。
(b) 主蒸気隔離弁
主蒸気隔離弁は，原子炉水位異常低下（レベル２）信号により閉止するものとする。
(b) ATWS 緩和設備（代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能）(c) ＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環ポンプトリップ機能）
ATWS 緩和設備（代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能）（以下「代替冷却材再循
ＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環ポンプトリップ機能）は，原子炉水位異常低 ・設備設計の違い
環ポンプ・トリップ機能」という。
）は，原子炉水位の低下に伴い，原子炉水位低（レ下（レベル２）信号により再循環ポンプを全台トリップさせるものとする。
ベル 3）信号により再循環ポンプ 4 台を自動停止し，原子炉水位低（レベル 2）信号により残りの再循環ポンプ 6 台を自動停止するものとする。
(c) 逃がし安全弁(d) 逃がし安全弁
逃がし安全弁の逃がし弁機能にて，原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇
逃がし安全弁（安全弁機能）にて原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を ・東海第二では，原子炉圧力が高めに維持され，原子炉減圧操作時に原子を抑えるものとする。また，原子炉減圧には自動減圧機能付き逃がし安全弁（8 個）抑制するものとする。また，原子炉減圧には，逃がし安全弁（自動減圧機能）7 弁を炉圧力が所定の圧力に到達するまを使用するものとし，容量として，1 個あたり定格主蒸気流量の約 5%を処理するもの
使用するものとし，容量として，1 弁当たり定格主蒸気流量の約 6％を処理するもの
での時間が遅くなるため，事象発生
とする。
とする。
初期において高圧注水機能が喪失
し低圧注水機能を用いて原子炉注水を実施する事故シーケンスにおいては，評価項目に対して厳しい条件となる安全弁機能を設定(d) 低圧代替注水系（常設）(e) 低圧代替注水系（常設）
逃がし安全弁による原子炉減圧後に，最大 300m3/h にて原子炉注水し，その後は炉
常設低圧代替注水系ポンプ 2 台を使用するものとし，注水流量は，原子炉注水のみ
心を冠水維持するように注水する。なお，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を実施する場合，機器設計上の最小要求値である最小流量特性（注水流量：0〜378m３ ・設備設計の違い／h，注水圧力：0〜2.38MPa[dif] ※）とし，原子炉注水と格納容器スプレイを同時には，格納容器スプレイと同じ復水移送ポンプを用いて弁の切替えにて実施する。
実施する場合，230m３／h（一定）を用いるものとする。また，原子炉水位が原子炉水位高（レベル８）設定点まで回復した以降は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）
設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の範囲に維持する。
※：MPa[dif]…原子炉圧力容器と水源との差圧（以下同様）

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備考(e) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）(f) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
格納容器圧力及び温度抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，140m3/h にて原子炉格
常設低圧代替注水系ポンプ 2 台を使用するものとし，スプレイ流量は，格納容器圧
納容器内にスプレイする。なお，格納容器スプレイは，原子炉注水と同じ復水移送ポ
力及び雰囲気温度の上昇を抑制可能な流量を考慮し，130m３／h（一定）を用いるもの ・設備設計の違い
ンプを用いて弁の切替えにて実施する。
とする。また，サプレッション・チェンバ圧力が 217kPa[gage]に到達した場合に停止
し，279kPa[gage]に到達した場合に再開する。
(f) 格納容器圧力逃がし装置等(g) 格納容器圧力逃がし装置
格納容器圧力逃がし装置等により，格納容器圧力 0.62MPa[gage]における最大排出
サプレッション・チェンバ圧力が 310kPa[gage]において，13.4kg／s の排気流量に ・設備設計の違い
流量 31.6kg/s に対して，原子炉格納容器二次隔離弁の中間開操作（流路面積 70%開て格納容器除熱を実施するものとする。
※1）にて原子炉格納容器除熱を実施する。
※1 操作手順においては，原子炉格納容器除熱は原子炉格納容器二次隔離弁を流路
面積 70%相当で中間開操作するが，格納容器圧力の低下傾向を確認できない場合
は，増開操作を実施する。なお，耐圧強化ベント系を用いた場合は，格納容器圧
力逃がし装置を用いた場合と比較して，排出流量は大きくなり，格納容器圧力の低下傾向は大きくなることから，格納容器圧力逃がし装置を用いた場合の条件に包絡される。
c. 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」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 低圧代替注水系（常設）の追加起動及び中央制御室における系統構成は，高圧・低圧注水機能喪失を確認後実施するが，事象判断の時間を考慮して，事象発生から 10 分
後に開始するものとし，操作時間は約 4 分間とする。
(b) 逃がし安全弁による原子炉急速減圧操作は，中央制御室操作における低圧代替注水系（常設）の準備時間を考慮して，事象発生から約 14 分後に開始する。

ｃ．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。
(a) 逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作（常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水）は，外部電源がない場合も考慮 ・東海第二では，外部電源がない場合も考慮して操作条件を設定
し，状況判断，高圧注水機能喪失の確認，解析上考慮しない高圧代替注水系の起動，低圧注水機能喪失の確認，常設代替高圧電源装置による緊急用母線受電，常設低圧代替注
水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動準備及び逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作に要する時間を考慮して，事象発生 25 分後に実施する。

(c) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作は，格納容器 (b) 常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による圧力が 0.18MPa[gage]に到達した場合に実施する。なお，格納容器スプレイは，格納容 格納容器冷却は，サプレッション・チェンバ圧力が 279kPa[gage]に到達した場合に実施 ・手順の違い
器圧力が 0.31MPa[gage]に到達した後，格納容器ベント実施前に停止する。
する。なお，格納容器スプレイは，サプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m に到達した場合に停止する。
(d) 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，格納容器圧力が (c) 格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱は，サプレッション・チェンバ圧力
0.31MPa[gage]に到達した場合に実施する。
が 310kPa[gage]に到達した場合に実施する。
(3) 有効性評価の結果(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圧力，原子炉水位（シュラウド内及びシュラ
本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内外水位）※，8／49

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

ウド内外）※2，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量，原子炉圧力容器内の保有
水量の推移を第 7.1.1−6 図から第 7.1.1−11 図に，燃料被覆管温度，燃料被覆管の最高温度発生位置における熱伝達係数，燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率，高出力燃料集合体のボイド率，炉心下部プレナム部のボイド率の推移及び燃料被覆管に破裂が発生する時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係を第 7.1.1−12 図から第 7.1.1−17 図に，格納容器圧力，格納容器温度，サプレッ
ション・チェンバ・プール水位及び水温の推移を第 7.1.1−18 図から第 7.1.1−21 図に示す。
※2 炉心露出から再冠水の過程を示すという観点で，シュラウド内の水位を示す。
シュラウド内は，炉心部から発生するボイドを含んだ二相水位を示しているため，シュラウド外の水位より，見かけ上高めの水位となる。一方，非常用炉心冷却系の起動信号となる原子炉水位計（広帯域）の水位及び運転員が炉心冠水状態において主に確認する原子炉水位計（広帯域・狭帯域）の水位は，シュラウド外の水位であることから，シュラウド内外の水位を併せて示す。なお，水位が有効燃料棒頂部付近となった
場合には，原子炉水位計（燃料域）にて監視する。6 号炉の原子炉水位計（燃料域）
はシュラウド内を，7 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド外を計測している。

注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量及び原子炉圧力容器内の保有水量の推移を第2.1-4 図から第 2.1-8 図に，燃料被覆管温度，燃料被覆管最高温度発生位置における熱伝達係数，燃料被覆管最高温度発生位置におけるボイド率，平均出力燃料集合体のボイド率，炉心下部プレナム部のボイド率の推移及び燃料被覆管破裂が発生した時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係を第 2.1-9 図から第 2.1-14
図に，格納容器圧力，格納容器雰囲気温度，サプレッション・プール水位及びサプレッション・プール水温度の推移を第 2.1-15 図から第 2.1-18 図に示す。

備

考※：炉心冷却の観点ではシュラウド内水位に着目し，運転員操作の観点ではシュラ
ウド外水位に着目するためシュラウド内外水位を合わせて示している。なお，シュラ
ウド内は炉心部で発生するボイドを含む水位であることから，原子炉水位が低下する
過程ではシュラウド外水位と比較して高めの水位を示す。

a. 事象進展
ａ．事象進展給水流量の全喪失後，原子炉水位は急速に低下する。原子炉水位低（レベル 3）信給水流量の全喪失が発生することで原子炉水位は低下し，原子炉水位低（レベル３） ・評価条件，運用・設備設計，事象進号が発生して原子炉がスクラムするが，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷信号により原子炉がスクラムする。原子炉水位が原子炉水位異常低下（レベル２）設
展等に違いに起因する記載の相違
却系の起動に失敗し，原子炉水位低（レベル 1.5）で高圧炉心注水系の起動に失敗し， 定点まで低下すると，主蒸気隔離弁の閉止及び再循環ポンプトリップが発生するともはあるが，実態として記載内容に違
原子炉水位低（レベル 1）で残留熱除去系（低圧注水モード）の起動に失敗する。こに，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系の自動起動信号が発信するが，機器いはない。
れにより，残留熱除去系（低圧注水モード）の吐出圧力が確保されないため，自動減
故障等により自動起動及び手動起動に失敗する。その後，一連の操作として低圧炉心
圧系についても作動しない。再循環ポンプについては，原子炉水位低（レベル 3）で
スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）の手動起動を試みるが，機器故障等によ
4 台トリップし，原子炉水位低（レベル 2）で残り 6 台がトリップする。主蒸気隔離り失敗し，低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）の吐出圧力が確保さ
弁は，原子炉水位低（レベル 1.5）で全閉する。事象発生から約 14 分後に中央制御れないため，自動減圧系についても作動しない。このため，常設低圧代替注水系ポン
室からの遠隔操作によって逃がし安全弁 8 個を手動開することで，原子炉急速減圧をプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動操作を実施し，事象発生の約 25 分後に，実施し，原子炉減圧後に低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始する。原子逃がし安全弁（自動減圧機能）7 弁による原子炉減圧を実施することで，常設低圧代
炉急速減圧を開始すると，原子炉冷却材の流出により原子炉水位は低下し，有効燃料替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始する。原子棒頂部を下回るが，低圧代替注水系（常設）による注水が開始されると原子炉水位が炉減圧を開始すると，原子炉冷却材の流出により原子炉水位は低下し，燃料有効長頂回復し，炉心は再冠水する。
部を下回るが，原子炉圧力が低下し常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水が開始されると，原子炉水位が回復し炉心は再冠水する。
燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率は，原子炉減圧により，原子炉水燃料被覆管最高温度発生位置のボイド率は，原子炉減圧操作による原子炉圧力の低位が低下し，炉心が露出することから上昇する。その結果，燃料被覆管の伝熱様式は下に伴い上昇する。熱伝達係数は，燃料被覆管最高温度発生位置が露出し，核沸騰冷
核沸騰冷却から蒸気冷却となり熱伝達係数は低下する。その後，低圧代替注水系（常却から蒸気冷却に移行することで低下する。原子炉圧力が低下し，常設低圧代替注水設）による原子炉注水により，燃料の露出と冠水を繰り返すため，燃料被覆管の最高系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水流量が増加することで炉温度発生位置におけるボイド率及び熱伝達係数は増減する。炉心が再冠水すると，ボ心が再冠水すると，ボイド率は低下し，熱伝達係数が上昇することで燃料被覆管温度
イド率が低下し，熱伝達係数が上昇することから，燃料被覆管温度は低下する。高出は低下する。平均出力燃料集合体及び炉心下部プレナムのボイド率については，原子9／49

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
力燃料集合体及び炉心下部プレナム部のボイド率については，原子炉水位及び原子炉
圧力の変化に伴い変化する。
崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することで，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇する。
そのため，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を行う。原子炉格納容器除熱は，事象発生から約 17 時間経過した時点で実施する。

なお，原子炉格納容器除熱時のサプレッション・チェンバ・プール水位は，真空破壊装置（約 14m）及びベントライン（約 17m）に対して，十分に低く推移するため，
真空破壊装置の健全性は維持される。

東海第二発電所

備

考

炉水位及び原子炉圧力の変化に伴い増減する。
また，崩壊熱除去機能が喪失しているため，原子炉圧力容器で発生した蒸気が逃がし安全弁を介して格納容器内に放出されることで，格納容器圧力及び雰囲気温度が上昇する。このため，サプレッション・チェンバ圧力が 279kPa[gage]に到達した時点で，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）の格納容器冷却を実施することにより，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇は抑制される。常設
低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を実施することでサプレッション・プール水位は徐々に上昇し，事象発生の約 27
時間後にサプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m 到達した時点でサプレッショ
ン・チェンバベントラインの機能維持のために常設低圧代替注水系ポンプを用いた代
替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を停止する。これにより格納
容器圧力及び雰囲気温度は再び上昇傾向に転じ，事象発生の約 28 時間後にサプレッ
ション・チェンバ圧力が 310kPa[gage]に到達した時点で格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱を実施することにより，格納容器圧力及び雰囲気温度は安定又は低下傾向となる。
なお，格納容器除熱実施時のサプレッション・プール水位は，ベント管真空破壊装
置及びサプレッション・チェンバ側のベントライン設置高さと比較して十分に低く推移するため，これらの設備の機能は維持される。

b. 評価項目等
ｂ．評価項目等
燃料被覆管の最高温度は，第 7.1.1−12 図に示すとおり，原子炉水位が回復するま
燃料被覆管温度は，第 2.1-9 図に示すとおり，常設低圧代替注水系ポンプを用いたでの間に炉心が一時的に露出するため燃料被覆管の温度が上昇し，約 874℃に到達す
低圧代替注水系（常設）の原子炉注水により原子炉水位が回復するまでの期間は，一るが，1,200℃以下となる。燃料被覆管の最高温度は，高出力燃料集合体にて発生し時的な炉心の露出に伴い上昇し，事象発生の約 35 分後に最高温度の約 338℃に到達すている。また，燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1%
るが，評価項目である 1,200℃を下回る。燃料被覆管の最高温度は，平均出力燃料集以下であり，15%以下となる。
合体で発生している。また，燃料被覆管の酸化量は，酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1％以下であり，評価項目である 15％を下回る。
（添付資料 2.1.1）
原子炉圧力は，第 7.1.1−6 図に示すとおり，逃がし安全弁の作動により，約
原子炉圧力は，第 2.1-4 図に示すとおり，逃がし安全弁（安全弁機能）の作動によ ・平均出力燃料集合体にてＰＣＴが発7.51MPa[gage]以下に抑えられる。原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力は，原り，約 7.79MPa[gage]以下に維持される。このため，原子炉冷却材圧力バウンダリに生することについて補足説明資料
子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（高々約 0.3MPa）を考慮しても，約かかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（0.3MPa 程度）を考慮しを添付資料として引用
7.81MPa[gage]以下であり，最高使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を十分下回る。 ても，約 8.09MPa[gage] 以下であり，評価項目である最高使用圧力の 1.2 倍
また，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生（10.34MPa[gage]）を下回る。
する蒸気が原子炉格納容器内に流入することによって，格納容器圧力及び温度は徐々
格納容器圧力は，第 2.1-15 図に示すとおり，崩壊熱除去機能が喪失しているため，に上昇するが，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却及び原子炉圧力容器で発生した蒸気が格納容器内に放出されることによって，事象発生後
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を行うことによって，原子炉格に上昇傾向が継続するが，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱により低下傾
納容器バウンダリにかかる圧力及び温度の最大値は，約 0.31MPa[gage]及び約 144℃向となる。事象発生の約 28 時間後に最高値の約 0.31MPa[gage]となるが，格納容器バに抑えられ，原子炉格納容器の限界圧力及び限界温度を下回る。
ウンダリにかかる圧力は，評価項目である最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa[gage]）を10／49

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
第 7.1.1−7 図に示すとおり，低圧代替注水系（常設）による注水継続により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，約 17 時間後に格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を開始することで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント時の敷地境界での実効線量の評
価結果は，事象発生から格納容器圧力逃がし装置等の使用までの時間が本事象より短く放射性物質の減衰効果が少ない「7.1.3.1 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG
喪失）」の実効線量の評価結果以下となり，5mSv を下回ることから，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはない。
本評価では，「6.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目及び周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えないことについて，対策の有効性を確認した。

東海第二発電所

備考下回る。格納容器雰囲気温度は，第 2.1-16 図に示すとおり，事象発生の約 28 時間後に最高値の約 143℃となり，以降は低下傾向となっていることから，格納容器バウン
ダリにかかる温度は，評価項目である 200℃を下回る。
第 2.1-5 図に示すように，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を継続することで，炉心の冠水状態が維持され，炉心冷却が維持される。また，第 2.1-15 図及び第 2.1-16 図に示すように，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱を継続することで，高温停止での安定状態が確立する。
・東海第二では，高温停止での安定状
格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱実施時の敷地境界外での実効線量は，
態及び冷温停止状態への移行にすベントタイミングに有意な差はないが，原子炉冷却材圧力バウンダリの破断箇所からいて記載
ドライウェルに放出された核分裂生成物がドライウェルベントによりサプレッション・プールでのスクラビング効果による除染を見込まずに環境へ放出される評価としているため，敷地境界外の実効線量が厳しくなる「2.6 ＬＯＣＡ時注水機能喪失」の評価結果以下となり，5mSv を下回ることから，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはない。
（添付資料 2.1.2）
安定状態が確立した以降は，残留熱除去系を復旧した後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）により冷温停止状態とする。また，代替循環冷却系又は残留熱除去系により除熱が可能であること及び水素濃度制御が可能であることを確認した後に格納容器ベントを閉止し格納容器を隔離することで，更なる除熱機能の確保及び維持が可能となる。
以上により，本評価では，「1.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目及び周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えないことについて，対策の有効性を確認した。

7.1.1.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
2.1.3 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は，運転員等操作時間
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のとする。高圧・低圧注水機能喪失では，高圧注水機能が喪失し，原子炉減圧には成る。
功するが，低圧注水機能が喪失することが特徴である。また，不確かさの影響を確認
本重要事故シーケンスでは，高圧・低圧注水機能喪失に伴い原子炉水位が低下する
する運転員等操作は，事象発生から 12 時間程度までの短時間に期待する操作及び事ため，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動後に原子炉
象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，低圧代替注水系（常設）によを減圧して原子炉注水を実施すること並びに崩壊熱除去機能喪失に伴い格納容器圧る原子炉注水操作（原子炉急速減圧操作を含む），代替格納容器スプレイ冷却系（常力及び雰囲気温度が上昇するため，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器設）による原子炉格納容器冷却操作及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を実施すること及び格納容器圧力逃がし
容器除熱操作とする。
装置による格納容器除熱を実施することが特徴である。よって，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作及び事象発
生から 12 時間程度までの短時間に期待する操作として，逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作（常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水），常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所備考

冷却系（常設）による格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱とする。
(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実施する重要現象は，「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，それらの不解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの確かさの影響評価は以下のとおりである。
不確かさの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
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは実験結果の燃料被炉心における燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移及び気液熱非平衡の不確かさとして，解覆管温度に比べて+50℃高めに評価することから，解析結果は燃料棒表面の熱伝達係
析コードは実験結果の燃料被覆管温度に比べて最大 50℃程度高めに評価することか数を小さく評価する可能性がある。よって，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きくな
ら，燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価する可能性がある。よって，実際の燃料棒
り燃料被覆管温度は低くなるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変
表面での熱伝達は大きくなることで，燃料被覆管温度は低くなるが，操作手順（速やわりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことかかに注水手段を準備すること）に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点とら，運転員等操作時間に与える影響はない。
する運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸化反応
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，解析結果は燃料被覆管酸化に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，解析結果は燃料被覆管酸化を大きく評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなり，原子炉を大きく評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなるが，操作水位挙動に影響を与える可能性があるが，操作手順（速やかに注水手段を準備するこ
手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開と）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導並び
導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル） に気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）
は HDR 実験解析では区画によって格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程
はＨＤＲ実験解析において区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器
度高めに評価する傾向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実
圧力を 1 割程度高めに評価する傾向が確認されているが，ＢＷＲの格納容器内の区画
験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認した不確かさとは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においては不確かさがは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向小さくなるものと推定され，全体としては格納容器圧力及び雰囲気温度の傾向を適切
を適切に再現できていることから，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としていに再現できていることから，格納容器圧力及び雰囲気温度を操作開始の起点とする常る代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び格納容器圧力逃がし装置等に係る運転員設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容等操作時間に与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝器冷却及び格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱に係る運転員等操作時間に達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱
凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さ
伝導の不確かさにおいては，ＣＳＴＦ実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガス
いことから，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいことかイ冷却系（常設）及び格納容器圧力逃がし装置等に係る運転員等操作時間に与える影
ら，格納容器圧力及び雰囲気温度を操作開始の起点としている常設低圧代替注水系ポ
響は小さい。
ンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び格納容器
圧力逃がし装置による格納容器除熱に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
（添付資料 2.1.3）
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
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，実験解析では熱伝達モデルの保炉心における燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移及び気液熱非平衡の不確かさとして，解12／49

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

守性により燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評価解析でも燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

析コードは実験解析において熱伝達モデルの保守性により燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評価解析においても燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，燃料被覆管温度を高く評価することから，評価項目となるパラメータ対する余裕は大きくなる。
格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導並びに気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）
はＨＤＲ実験解析において区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器
圧力を 1 割程度高めに評価する傾向が確認されているが，ＢＷＲの格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においては不確かさが小さくなるものと推定され，全体としては格納容器圧力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，
ＣＳＴＦ実験解析により格納容器雰囲気温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影
響は小さい。
（添付資料 2.1.3）

炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは燃料被覆管の酸化について，酸化量及び酸化反応に伴う発熱量に保守的な結果を与え，燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）
は HDR 実験解析では区画によって格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認した不確かさ
は小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小
さい。

備

考

(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
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 7.1.1−2 表に
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 2.1-2 表に示す示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価
とおりであり，これらの条件設定を設計値等の最確条件とした場合の影響を評価すする。また，解析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する余裕る。解析条件の設定にあたっては，設計値を用いるか又は評価項目となるパラメータ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響を与えるとに対する余裕が小さくなるよう保守的な設定をしていることから，この中で事象進展考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。
に有意な影響を与える可能性がある項目について，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(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確条件は約 42kW/m
初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／m に対して最確以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，燃料被覆管温度の条件は約 33〜41kW／m であり，最確条件とした場合は燃料被覆管温度の上昇が緩和さ
上昇は緩和されるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはなく， れるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはなく，燃料被覆管
温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与え燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等
る影響はない。
操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件で設定した燃焼度 33GWd／t に対し初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応したものとて最確条件は 33GWd／t 以下であり，最確条件とした場合は崩壊熱がおおむね小さくしており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かさとしなるため，原子炉からサプレッション・プールに流出する蒸気量が減少することで，て，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，原子炉水位の低下は遅くなるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，また，炉心露出後の燃わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，同様に格納容器
料被覆管温度の上昇は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることか
圧力及び雰囲気温度並びにサプレッション・プール水位及びサプレッション・プール
ら，格納容器圧力及び温度の上昇が遅くなるが，操作手順（速やかに注水手段を準備
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
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すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力及び格
納容器温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，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。
事故条件の外部電源の有無については，炉心冷却上厳しくする観点から，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップせず原子炉水位低の信号でトリップすることで原子炉水位の低下が早くなるように外部電源がある状態を設定している。なお，外部電源がない場合は非常用ディーゼル発電機により電源が供給されることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

東海第二発電所

備考

水温度の上昇が遅くなり，これらのパラメータを操作開始の起点とする運転員等操作の開始時間は遅くなる。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量及びドライウェル雰囲気温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，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。

事故条件の外部電源の有無については，起因事象発生から原子炉スクラムまでの期間の原子炉水位の低下を厳しくする条件として，外部電源ありを想定している。外部
電源がない場合でも，非常用母線は非常用ディーゼル発電機及び高圧炉心スプレイ系
ディーゼル発電機（以下「非常用ディーゼル発電機等」という。
）から自動的に受電され，また，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動準備
操作時間は，外部電源がない場合も考慮して設定していることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，最確条件とした場合，おおむね注水開始後が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる。 の原子炉水位の回復が早くなり，炉心冠水後の原子炉水位の維持操作の開始が早くな
冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であるが，原子炉減圧から水位回復までの原子炉水位を継続監視している期間の流量調整ることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
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。
（添付資料 2.1.3）(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
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確条件は約 42kW/m
初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／m に対して最確以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，燃料被覆管温度の条件は約 33〜41kW／m であり，最確条件とした場合は燃料被覆管温度の上昇が緩和さ
上昇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。
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。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応したものと初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件で設定した燃焼度 33GWd／t に対ししており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かさとして最確条件は 33GWd／t 以下であり，最確条件とした場合は崩壊熱がおおむね小さくて，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，
なるため，原子炉からサプレッション・プールに流出する蒸気量が減少することで，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，また，炉心露出後の燃
原子炉水位の低下は緩和され，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇は緩和される。ま
料被覆管温度の上昇は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることかた，同様に格納容器圧力及び雰囲気温度並びにサプレッション・プール水位及びサプら，格納容器圧力及び温度の上昇は遅くなるが，格納容器圧力及び温度の上昇は格納
レッション・プール水温度の上昇は遅くなることから，評価項目となるパラメータに容器ベントにより抑制されることから，評価項目となるパラメータに与える影響はな
対する余裕は大きくなる。
い。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量及びドライウェル雰囲気温度は，ゆの空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力及び格らぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，事象進展に与える影響は小さいこと
納容器温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与えるから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
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。
事故条件の外部電源の有無については，炉心冷却上厳しくする観点から，事象発生
事故条件の外部電源の有無については，起因事象発生から原子炉スクラムまでの期と同時に再循環ポンプがトリップせず原子炉水位低の信号でトリップすることで原間の原子炉水位の低下を厳しくする条件として，外部電源ありを想定している。外部
子炉水位の低下が早くなるように外部電源がある状態を設定している。仮に事象発生
電源がない場合は，外部電源喪失に伴い原子炉スクラム，再循環ポンプトリップ等がとともに外部電源喪失が発生する場合は，外部電源喪失と同時に再循環ポンプがトリ発生するため，外部電源がある場合と比較して原子炉水位の低下は緩和されることか
14／49

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
ップするため，原子炉水位の低下が遅くなり，炉心露出時間も短くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。なお，外部電源がない場合は非常用ディーゼル発電機により電源が供給される。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復が早くなる
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。
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
操作条件の低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作（原子炉急速減圧操作を含む）は，解析上の操作開始時間として事象発生から約 14 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，高圧・低圧注水機能喪失の認知に係る確認時間
及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水準備の操作時間は，時間余裕を含めて設定していることから，その後に行う原子炉急速減圧の操作開始時間は解析上の設定
よりも若干早まる可能性があり，原子炉への注水開始時間も早まることから，運転員
等操作時間に与える影響も小さい。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作は，解析上の操作開始時間として格納容器圧力 0.18MPa［gage］到達時を設定している。
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，原子炉注水を優先するため，原子炉水位高（レベル 8）到達後に低圧代替注水系（常設）から代替格
納容器スプレイ冷却系（常設）へ切り替えることとしており，原子炉注水の状況により格納容器スプレイの操作開始は格納容器圧力 0.18MPa[gage]付近となるが，操作開始時間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も小さい。
当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，原子炉注水との切替え操作であるため，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，解析上の操作開始時間として格納容器圧力 0.31MPa［gage］到達時を設定している。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，炉心損傷前の格納容器ベントの操作実施基準（格納容器圧力 0.31MPa［gage］）に到達するのは，事象発生の約
17 時間後であり，格納容器ベントの準備操作は格納容器圧力の上昇傾向を監視しながらあらかじめ実施可能である。また，格納容器ベントの操作時間は時間余裕を含めて設定していることから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操東海第二発電所

備

考ら，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

機器条件の低圧代替注水系（常設）は，最確条件とした場合，おおむね注水開始後の原子炉水位の回復が早くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
（添付資料 2.1.3）
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が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た。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
操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作（常設低圧代替注
水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水）は，解析上の操作開始時間として，事象発生から 25 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，認知時間及び操作所要時間は，余裕時間を含めて設定していることから，実態の操作開始時間は解析上の設定よりも若干早まる可能性がある。

操作条件の常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却は，解析上の操作開始時間として，サプレッション・チェン
バ圧力 279kPa[gage]到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，不確かさ要因により操作開始時間に与える影響は小さいことから，実態の操作開始時
間は解析上の設定とほぼ同等となる。本操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く。
）の不確かさにより，操作開始時間は遅くなる可能性があるが，並列して実施する場合がある原子炉水位の調整操作とは同一の制御盤による対応が可能である
ことから，この他の操作に与える影響はない。

操作条件の格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱は，解析上の操作開始時間
として，サプレッション・チェンバ圧力 310kPa[gage]到達時を設定している。運転員
等操作時間に与える影響として，不確かさ要因により操作開始時間に与える影響は小さいことから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等となる。仮に中央制御室での遠隔操作に失敗した場合は，現場操作にて対応するため，75 分程度操作開始時間が遅れる可能性がある。本操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く。
）の不確かさにより，操作開始時間は遅くなる可能性があるが，並列して実施する場合
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
作開始時間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も小さい。ただし，格納容器ベント実施時に遠隔操作に失敗した場合は，現場操作にて対応するため，20 分程度操作開始時間が遅れる可能性があるが，原子炉格納容器の限界
圧力は 0.62MPa［gage］であることから，原子炉格納容器の健全性という点では問題とはならない。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。なお，格納容器ベント実施時に遠隔操作に失敗した場合においても，現場操作にて対応することから，他の操作に与える影響はない。

東海第二発電所

備考がある原子炉水位の調整操作とは異なる運転員による対応が可能であることから，この他の操作に与える影響はない。なお，遠隔操作失敗時に現場操作にて対応する場合 ・ベント時に遠隔操作に失敗した場合にも，異なる要員により対応が可能であることから，この他の操作に与える影響はなの格納容器健全性に与える影響にい。
ついては，(b)評価項目となるパラ（添付資料 2.1.3）
メータに与える影響に記載(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
操作条件の低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作（原子炉急速減圧操作を操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作（常設低圧代替注含む）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は解析上の設
水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水）は，運転員等操作時
定よりも早くなる可能性があり，その場合には燃料被覆管温度は解析結果よりも低く間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の操作開始時間よりも早くなるなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
可能性があり，この場合は，原子炉への注水開始が早くなることで，原子炉水位の回復が早くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作は，操作条件の常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常運転員等操作時間に与える影響として，原子炉注水の状況により格納容器スプレイの設）による格納容器冷却は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始
操作開始は格納容器圧力 0.18MPa［gage］付近となるが，格納容器圧力の上昇は緩や時間は解析上の操作開始時間よりも遅くなる可能性があるが，この場合でもパラメーかであり，格納容器スプレイの開始時間が早くなる場合，遅くなる場合のいずれにおタが操作実施基準に到達した時点で開始することで同等の効果が得られ，有効性評価
いても，事象進展はほぼ変わらないことから，評価項目となるパラメータに与える影解析における格納容器圧力の最大値に変わりがないことから，評価項目となるパラメ
響は小さい。
ータに与える影響はない。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，運転員等
操作条件の格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱は，運転員等操作時間に与操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等である
える影響として，実態の操作開始時間は解析上の操作開始時間よりも遅くなる可能性
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。仮に，格納容器ベントがあるが，この場合でもパラメータが操作実施基準に到達した時点で開始することで実施時に遠隔操作に失敗した場合は，現場操作にて対応するため，約 20 分程度操作
同等の効果が得られ，有効性評価解析における格納容器圧力の最大値に変わりがない
開始時間が遅れる可能性がある。格納容器ベント操作開始時間が遅くなった場合，格ことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。仮に格納容器ベント時に納容器圧力は 0.31MPa［gage］より若干上昇するため，評価項目となるパラメータに遠隔操作に失敗した場合は，現場操作にて対応するため，75 分程度操作開始時間は遅影響を与えるが，原子炉格納容器の限界圧力は 0.62MPa［gage］であることから，原れる可能性がある。この場合，格納容器圧力は 310kPa[gage]より若干上昇し，評価項
子炉格納容器の健全性という点では問題とはならない。
目となるパラメータに影響を及ぼすが，この場合でも 620kPa[gage]を十分に下回ると考えられることから，格納容器の健全性の観点からは問題とならない。
（添付資料 2.1.3）(3) 操作時間余裕の把握(3) 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
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，その結ータに対して，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。
果を以下に示す。
第 7.1.1−22 図から第 7.1.1−24 図に示すとおり，操作条件の低圧代替注水系（常操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作（常設低圧代替注
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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設）による原子炉注水操作については，事象発生から約 19 分後（操作開始時間 5 分程度の遅れ）までに低圧代替注水系（常設）による注水が開始できれば，燃料被覆管の最高温度は約 944℃となり 1,200℃以下となることから，炉心の著しい損傷は発生
せず，評価項目を満足することから時間余裕がある。また，ウェットウェルのベント
ラインを経由した格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント時の敷地境界線量は約 4.3×10-2mSv，ドライウェルのベントラインを経由した耐圧強化ベント系による格納容器ベント時の敷地境界線量は約 1.4mSv であり，5mSv を下回る。事象発生から約 24 分後（操作開始時間 10 分程度の遅れ）では，炉心の著しい損傷は発生せず，評価項目を満足することから時間余裕がある。また，ウェットウェルのベントラインを経由した格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント時の敷地境界線量は約1.3mSv となり，また，ドライウェルのベントラインを経由した耐圧強化ベント系による格納容器ベント時の敷地境界線量は約 36mSv であり，5mSv を超える。この場合，格納容器内雰囲気放射線レベル計（CAMS）により炉心損傷の判断を行い，格納容器圧力0.62MPa［gage］に至るまでに格納容器ベントすることとなることから,重大事故での対策の範囲となる。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作については，格納容器スプレイ開始までの時間は事象発生から約 10 時間あり，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作については，格納容器ベント開始までの時間は事象発生から約 17 時間あり，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。また，遠隔操作の失敗により，格納容器ベント操作開
始時間が遅れる場合においても，格納容器圧力は 0.31MPa［gage］から上昇するが，格納容器圧力の上昇は緩やかであるため，原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa［gage］に至るまでの時間は，過圧の観点で厳しい「7.2.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」においても事象発生約 38 時間後であり，約 20 時間以
上の準備時間が確保できることから，時間余裕がある。

東海第二発電所

備

考

水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水）は，同様に高圧・低 ・東海第二では，事象進展が同様で PCT
圧注水機能が喪失し，原子炉減圧操作も 25 分であることから事象進展が同等となるの評価結果の高い LOCA 時注水機能「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」において，10 分の減圧操作開始遅れを想定した場合でも， 喪失における操作遅れ時間の感度
燃料被覆管の破裂は発生せず，評価項目を満足することから時間余裕がある。また，
解析結果を引用しており，柏崎刈羽
25 分の減圧操作遅れを想定した場合には，一部の燃料被覆管に破裂が発生するが，炉は逆に LOCA 時注水機能喪失にて心の著しい損傷は発生せず，格納容器ベント時の敷地境界外線量も約 4.4mSv となり
TQUV の感度解析を引用しているこ
5mSv を下回るが，この場合には格納容器雰囲気放射線モニタにより炉心損傷の判断をとから，実態として違いはない。
行い，炉心損傷後のマネジメントに移行するため，重大事故での対策の範囲となる。

操作条件の常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却は，事象発生の約 14 時間後に実施するものであり，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱は，事象発生の約 28 時間
後に実施するものであり，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。仮に，中央制御室からの遠隔操作に失敗し，現場操作にて格納容器圧力逃がし装置二次隔離
弁の開操作を実施する場合には，格納容器ベント操作の開始が遅れることで，格納容器圧力は 310kPa[gage]から上昇するが，過圧の観点で厳しい「3.1 雰囲気圧力・温 ・東海第二では，本事故シーケンスの度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において，スプレイを実施しない場
格納容器圧力 310kPa[gage]到達後合に格納容器圧力が 310kPa[gage]に到達してから 620kPa[gage]に到達するまで 11 時の事象進展がほぼ同等となる「3.1間程度の時間余裕があり，現場操作に要する時間は 75 分程度であることから，時間
雰囲気圧力・温度による静的負荷
余裕がある。
（格納容器過圧・過温破損）」の代（添付資料 2.1.3，2.6.6）
替循環冷却系を使用しない場合の，格納容器スプレイに失敗した場合(4) まとめ(4) まとめの不確かさの評価結果を引用して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310kPa[gage]から 620kPa[gage]ま与える影響，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。
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。
での時間余裕を評価
その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を
この結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，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， 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。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。
作時間には時間余裕がある。
7.1.1.4 必要な要員及び資源の評価

2.1.4 必要な要員及び資源の評価
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備考(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「高圧・低圧注水機能喪失」において，6 号及び 7 号炉同事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」の重大事故等対策に必要な初時の重大事故等対策時における事象発生 10 時間までに必要な要員は，「7.1.1.1(3) 炉動対応要員は，「2.1.1（3）炉心損傷防止対策」に示すとおり 19 名である。
「6.2 重心損傷防止対策」に示すとおり 24 名である。
大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で示す運転員及び災害対策要員の 39 名で「7.5.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員，緊急対処可能である。
時対策要員等の 72 名で対処可能である。
また，事象発生 2 時間以降に必要な招集要員は 5 名であり，発電所構外から 2 時間
また，事象発生 10 時間以降に必要な参集要員は 20 名であり，発電所構外から 10以内に招集可能な要員の 71 名で対処可能である。
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) 必要な資材の評価
事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」において，必要な水源，燃料事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」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
及び電源は，「6.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価を行い，以下のとおりである。
に示す。
a. 水源
ａ．水 源
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及びによる格納容器スプレイについては，7 日間の対応を考慮すると，号炉あたり合計約
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却については，7 日間の対応
5,300m3 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と，合計約 10,600m3を考慮すると，合計約 5,350m３の水が必要となる。
水源として，代替淡水貯槽に約 4,300m３，北側淡水池に約 2,500m３及び高所淡水池の水が必要である。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約 1,700m3 及び淡水貯水池にに約 2,500m３の水を保有しており，可搬型代替注水大型ポンプを用いて，北側淡水池
約 18,000m3 の水を保有している。これにより，6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮しても，必要な水源は確保可能である。また，事象発生 12 時間以降に淡水貯水池の水を， 又は高所淡水池から代替淡水貯槽への補給を行うことで，代替淡水貯槽を枯渇させることなく，7 日間の対応が可能である。
可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）により復水貯蔵槽へ給水することで，復水貯蔵槽をなお，外部電源喪失を想定した場合でも同様である。
枯渇させることなく復水貯蔵槽を水源とした 7 日間の注水継続実施が可能となる。こ
（添付資料 2.1.4）
こで，復水貯蔵槽への補給の開始を事象発生 12 時間後としているが，これは，可搬型設備を事象発生から 12 時間以内に使用できなかった場合においても，その他の設
備にて重大事故等に対応できるよう設定しているものである。
なお，外部電源喪失を想定した場合でも同様の対応である。
b. 燃料
ｂ．燃 料
可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への給水については，保守的に外部電源喪失を想定した場合，非常用ディーゼル発電機による電源供給について
事象発生直後からの可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の運転を想定すると，7 日間のは，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 484.0kL の軽油が運転継続に号炉あたり約 15kL の軽油が必要となる。本重要事故シーケンスの評価で必要となる。高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機による電源供給については，事象
は外部電源の喪失は想定していないが，仮に外部電源が喪失して非常用ディーゼル発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 130.3kL の軽油が必要とな電機による電源供給を想定し，事象発生後 7 日間非常用ディーゼル発電機を最大負荷る。常設代替交流電源設備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定すると，7 日間の運転継続に約 141.2kL の軽油が必要となる。軽油貯蔵タンクに約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800kL の軽油を保有していることから，非常用ディーゼル発電機，高圧炉心スプレイては，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
系ディーゼル発電機及び常設代替交流電源設備による電源供給について，7 日間の継が必要となる（6 号及び 7 号炉合計約 1,549kL）。6 号及び 7 号炉の各軽油タンクにて続が可能である。
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，これらの使用が可搬型代替注水大型ポンプによる代替淡水貯槽への給水については，事象発生から
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所可能であることから，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への給水，
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。

の運転を想定すると，7 日間の運転継続に約 36.6kL の軽油が必要となる。可搬型設備
用軽油タンクに約 210kL の軽油を保有していることから，可搬型代替注水大型ポンプによる給水について，7 日間の継続が可能である。
（添付資料 2.1.5）

備

考

c. 電源
ｃ．電 源
本重要事故シーケンスの評価では外部電源の喪失は想定していないが，仮に外部電
外部電源喪失を想定した場合，重大事故等対策時に必要な負荷のうち，非常用ディ源が喪失して非常用ディーゼル発電機による電源供給を想定した場合においても，6ーゼル発電機等からの電源供給を考慮する負荷については，非常用ディーゼル発電機号及び 7 号炉において重大事故等対策時に必要な負荷は，各号炉の非常用ディーゼル
等の容量内に収まることから，電源供給が可能である。
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常設代替交流電源設備からの，電源供給を考慮する負荷については約 982kW 必要とる。
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2,208kW
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
であることから，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
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。
（添付資料 2.1.6）

7.1.1.5 結論
2.1.5 結 論
事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」では，高圧注水機能が喪失し，
事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」では，高圧・低圧注水機能が
原子炉減圧には成功するが，低圧注水機能が喪失することで，原子炉水位の低下によ喪失することで，原子炉水位の低下が継続し，炉心損傷に至ることが特徴である。事り炉心が露出し，炉心損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ「高圧・ 故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」に対する炉心損傷防止対策として
低圧注水機能喪失」に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策として低圧代替
は，初期の対策として常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）及
注水系（常設）及び逃がし安全弁による原子炉注水手段，安定状態に向けた対策としび逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉注水手段を整備している。また，格納て代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却手段及び格納容器
容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として常設低圧代替注水系ポン
圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱手段を整備している。
プを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却手段及び格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱手段を整備している。
事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」の重要事故シーケンス「過渡事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」の重要事故シーケンス「過渡事象（給水流量の全喪失）＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗」について有効性評価を行
事象（給水流量の全喪失）＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」について有効性った。
評価を行った。
上記の場合においても，逃がし安全弁による原子炉減圧，低圧代替注水系（常設）
上記の場合においても，逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧，常設低による原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却， 圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を継続し，常格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施することにより，炉心損
設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容
傷することはない。その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウン
器冷却及び格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱を実施することで，炉心の著
ダリにかかる圧力，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目をしい損傷を防止することができる。
満足している。また，安定状態を維持できる。
その結果，燃料被覆管最高温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力並びに格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。
また，安定状態を維持することができる。
なお，格納容器圧力逃がし装置等の使用による敷地境界での実効線量は，周辺の公
なお，格納容器圧力逃がし装置の使用による敷地境界外での実効線量は，周辺公衆衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはない。
に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはない。
解析コード及び解析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解析コード及び解析条件の不確かさの影響について確認した結果，運転員等操作時
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

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。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。

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，燃料及び電源については，外部支援を考慮しないとしても，7 日間以上の供給が可能である。
以上のことから，事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」において，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）及び逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉注水並びに常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器
スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱の炉心損傷防止対策は，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「高圧・低圧注水機能喪失」に対して有効である。

以上のことから，低圧代替注水系（常設）及び逃がし安全弁による原子炉注水，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱等の炉心損傷防止対策は，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「高圧・低圧注水機能喪失」に対して有効である。

備

考

20／49

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

21／49

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備考前ページと同じ

22／49

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備考前ページと同じ

23／49

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備考前ページと同じ

24／49

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備考前ページと同じ

25／49

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

26／49

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

27／49

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

28／49

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備考前ページと同じ

29／49

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

30／49

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

31／49

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

32／49

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

33／49

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

34／49

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

35／49

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

36／49

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

37／49

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

38／49

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

39／49

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

40／49

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考・KK67 においては再冠水過程を示すた
めにシュラウド内のみの水位を第7.1.1-7 図においては示しているが，東海第二ではシュラウド内外水位で再冠水過程を十分確認できるためシュラウド内のみの図は不要と判断し
た。

41／49

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

42／49

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

43／49

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

44／49

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

45／49

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

46／49

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

47／49

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
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東海第二発電所

備

考

48／49

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧・低圧注水機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考東海第二においてはより燃料被覆管
最高温度が高くなる「2.6 ＬＯＣＡ時
注水機能喪失」で同様の感度解析を実施している。

49／49

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧注水・減圧機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備考7.1.2 高圧注水・減圧機能喪失
2.2 高圧注水・減圧機能喪失
7.1.2.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策
2.2.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策
・PRA の成功基準の違い(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
東海第二は逃がし安全弁 1 弁の開放
事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」に含まれる事故シーケンス
事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」に含まれる事故シーケンス（再閉鎖失敗を含む）にて原子炉減は，「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「過渡事象＋高圧
としては，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「過渡事圧に成功するため，「逃がし安全弁
注水失敗＋原子炉減圧失敗」，②「過渡事象＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉
象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗」，②「手動停止／サポート系喪失（手動停
再閉鎖失敗」を含む事故シーケンス
減圧失敗」，③「通常停止＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗」，④「通常停止＋SRV 再止）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗」及び③「サポート系喪失（自動停止）
は高圧・低圧注水機能喪失（TQUV）
閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗」，⑤「サポート系喪失＋高圧注水失敗＋原＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗」である。
の事故シーケンスグループに分類
子炉減圧失敗」及び⑥「サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗」である。
(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方
事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」では，運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故（LOCA を除く）の発生後，高圧注水機能が喪失し，かつ，原
子炉減圧機能（自動減圧機能）が喪失することを想定する。このため，原子炉注水ができず，逃がし安全弁による圧力制御（逃がし弁機能）に伴う蒸気流出により原
子炉圧力容器内の保有水量が減少し，原子炉水位が低下することから，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炉心が露出し，炉心損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，原子炉が減圧できず高圧のままで炉心損傷に至る
事故シーケンスグループである。このため，重大事故等対策の有効性評価には，高圧注水機能又は原子炉減圧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。
ここで，高圧注水・減圧機能喪失が生じた際の状況を想定すると，事象発生後，重大事故等対処設備によって高圧注水を実施して炉心損傷を防止する場合よりも，高圧注水に期待せず，設計基準事故対処設備による原子炉減圧にも失敗した後に，重大事故等対処設備によって原子炉を減圧し，低圧注水に移行して炉心損傷を防止する場合の方が，原子炉の減圧により原子炉圧力容器内の保有水量が減少し，原子炉水位がより早く低下することから，事故対応として厳しいと考えられる。このことから，本事故シーケンスグループにおいては，高圧注水機能に期待せず，原子炉減圧機能に対する対策の有効性を評価することとする。なお，高圧注水及び原子炉
減圧機能喪失が生じ，重大事故等対処設備の注水手段としては高圧注水のみに期待する事故シーケンスとして，
全交流動力電源喪失時の直流電源喪失があり，「7.1.3.3
全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電源喪失」において主に高圧
代替注水系の有効性を確認している。
したがって，本事故シーケンスグループでは，代替自動減圧ロジックを用いた逃がし安全弁による原子炉減圧を行い，原子炉減圧後に残留熱除去系（低圧注水モード）により炉心を冷却することによって炉心損傷の防止を図る。また，残留熱除去(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方
・文章表現に多少の違いはあるが，実事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」は，運転時の異常な過渡変態として相違点はない。
化又は設計基準事故（原子炉冷却材喪失事故を除く。
）の発生後，高圧注水機能が喪失するとともに，原子炉減圧機能も喪失することで原子炉へ注水する機能が喪失することを想定する。このため，原子炉圧力制御に伴い原子炉圧力容器内の蒸気が流出し，保有水量が減少することで原子炉水位が低下し，緩和措置が取られない場合には，原子炉水位の低下が継続し，炉心が露出することで炉心損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，低圧注水機能は維持されるが高圧注水機能が喪失するとともに原子炉が高圧のまま減圧できないため炉心損傷に至る事故シーケンス
グループである。このため，重大事故等対処設備の有効性評価としては，高圧注水
機能又は減圧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。
高圧注水・減圧機能喪失が発生した場合，重大事故等対処設備により高圧の原子
炉注水を実施する方が，より早期に原子炉注水を開始することが可能となり，原子炉水位の低下が小さくなることで評価項目に対する余裕は大きくなる。また，高圧 ・重大事故等対処設備の高圧注水機能の原子炉注水を実施した場合でも，中長期的にはサプレッション・プール熱容量制に期待した場合の事象進展につい限に到達した時点で原子炉を減圧して低圧の原子炉注水に移行するため，事象進展ては，中長期的に熱容量制限で減圧は同じとなる。このため，本事故シーケンスグループに対しては，代表として減圧して低圧の原子炉注水に移行する
機能に対する重大事故等対処設備の有効性を確認することとする。
ため本事故シーケンスと同じとなることを説明。なお，東海第二でも
柏崎刈羽と同様にＴＢＵシーケンスにおいては高圧代替注水系に期待した評価としており，また，本事
故シーケンスについては低圧注水
以上により，本事故シーケンスグループでは，代替の原子炉減圧機能により原子機能に対する重大事故等対処設備
炉を減圧し低圧注水機能を用いて原子炉へ注水することによって炉心損傷の防止をの有効性を確認しているという点
図るとともに，最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことによって除熱を行い格で実態として違いはない。
1／37

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧注水・減圧機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
系（原子炉停止時冷却モード及びサプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）
による原子炉圧力容器及び原子炉格納容器除熱を実施する。

東海第二発電所備

考

納容器破損の防止を図る。

(3) 炉心損傷防止対策(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」における機能喪失に対して，
事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」において，炉心が著しい損
炉心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，初期の対策として低圧炉 ・東海第二では TQUX の機能喪失状態を踏まえ，低圧 ECCS4 台に期待した策として代替自動減圧ロジックを用いた逃がし安全弁による原子炉減圧手段及び残心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水手段並びに過渡時有効性評価を実施している。なお，
留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水手段を整備し，安定状態に向けた
自動減圧回路を用いた過渡時自動減圧機能付きの逃がし安全弁（以下「逃がし安全対策として，逃がし安全弁を開維持することで，残留熱除去系（低圧注水モード）
弁（過渡時自動減圧機能）」という。
）による原子炉自動減圧手段を整備する。また， 残留熱除去系（低圧注水系）1 台のみに期待した場合の感度解析も合による炉心冷却を継続する。また，原子炉格納容器の健全性を維持するため，安定格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として，残留熱除去系（サ
わせて実施している。
状態に向けた対策として残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード及びサプレッショ
プレッション・プール水冷却系）による格納容器除熱手段を整備する。対策の概略
ン・チェンバ・プール水冷却モード）による原子炉圧力容器及び原子炉格納容器除系統図を第 2.2-1 図に，対応手順の概要を第 2.2-2 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手順と設備との関係を第 2.2-1 表に
熱手段を整備する。これらの対策の概略系統図を第 7.1.2－1 図から第 7.1.2－2 図示す。
に,手順の概要を第 7.1.2－3 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操作手順の関係を第 7.1.2－1 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，必要な要員は ・プラント基数，設備設計及び運用の本事故シーケンスグループの重要事故シーケンスにおいて，6 号及び 7 号炉同時初動対応要員 8 名である。
違いにより必要要員数は異なるが，の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成
初動対応要員の内訳は，発電長 1 名，副発電長 1 名，運転操作対応を行う運転員
タイムチャートにより要員の充足され，合計 16 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，4 名，通報連絡等を行う災害対策要員 2 名である。
性は確認される。
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 8 名
必要な要員と作業項目について第 2.2-3 図に示す。
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
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
要員は 5 名である。必要な要員と作業項目について第 7.1.2－4 図に示す。
故シーケンスと比較し必要な要員数を確認した結果，初動対応要員 8 名で対処可能
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，作業項目を重要事である。
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. 原子炉スクラム確認
運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故が発生して原子炉がスクラムしたことを確認する。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等である。
b. 高圧注水機能喪失確認
原子炉スクラム後，原子炉水位は低下し続け，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系，原子炉水位低（レベル 1.5）で高圧炉心注水系の自動起動信号が発生するが全て機能喪失していることを確認する。
高圧注水機能喪失を確認するために必要な計装設備は，各系統の流量指示等である。
原子炉水位は更に低下し，原子炉水位低（レベル 1）で残留熱除去系（低圧注水モード）が自動起動する。

ａ．原子炉スクラムの確認
運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故（原子炉冷却材喪失事故を除く。
）が発生して原子炉がスクラムしたことを確認する。
原子炉スクラムの確認に必要な計装設備は，平均出力領域計装等である。
ｂ．高圧注水機能喪失の確認
原子炉スクラム後，原子炉水位の低下が継続し，原子炉水位異常低下（レベル２）設定点に到達したが，高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系が自動起動していないことを確認し，中央制御室からの遠隔操作によりこれらの系統の手動起動を試みるが，これにも失敗したことを確認する。また，主蒸気隔離弁が閉止するとともに，再循環ポンプがトリップしたことを確認する。
高圧注水機能喪失の判断に必要な計装設備は，各系統の流量等である。

2／37

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧注水・減圧機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備考ｃ．高圧代替注水系の起動操作
・東海第二では，解析上考慮しない操
高圧注水機能喪失の確認後，中央制御室からの遠隔操作により高圧代替注水系
作も含め，手順に従い必ず実施するを起動し，原子炉注水を開始することで原子炉水位が回復することを確認する。
操作を記載
なお，高圧代替注水系による原子炉注水は解析上考慮しない。
高圧代替注水系の起動操作に必要な計装設備は，高圧代替注水系系統流量等である。
ｄ．高圧注水機能の回復操作
高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系の回復操作を実施する。
ｅ．低圧炉心スプレイ系等の自動起動の確認
原子炉水位異常低下（レベル１）信号発信により低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）3 系統が自動起動する。
低圧炉心スプレイ系等の自動起動の確認に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域，燃料域），低圧炉心スプレイ系吐出圧力等である。
外部電源が喪失している場合は，非常用ディーゼル発電機等が自動起動し，非常用母線に電源を供給する。
c. 代替自動減圧ロジック動作確認
原子炉水位低（レベル 1）到達の 10 分後及び残留熱除去系ポンプ運転時に代替自動減圧ロジックにより，逃がし安全弁 4 個が自動で開放し，原子炉が急速減圧される。
原子炉急速減圧を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び原子炉圧力である。

ｆ. 原子炉自動減圧の確認
原子炉水位異常低下（レベル１）信号発信の 10 分後，かつ，低圧炉心スプレイ
系又は残留熱除去系（低圧注水系）の吐出圧力が確立されている場合，過渡時自動減圧回路により逃がし安全弁（過渡時自動減圧機能）2 弁が自動開放すること
で原子炉が減圧される。
原子炉自動減圧の確認に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域，燃料域），原
子炉圧力等である。
原子炉水位が燃料有効長頂部に到達した場合は，炉心損傷がないことを継続的 ・運転手順に従い，ＴＡＦに到達したに確認する。
場合は，炉心損傷がないことを確認
炉心損傷がないことの継続的な確認に必要な計装設備は，格納容器雰囲気放射する旨を記載線モニタ（Ｄ/Ｗ，Ｓ/Ｃ）である。

d. 残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水
代替自動減圧ロジックを用いた逃がし安全弁による原子炉急速減圧により，原子炉圧力が残留熱除去系（低圧注水モード）の系統圧力を下回ると，原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復する。
残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び残留熱除去系系統流量等である。
原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。

ｇ．原子炉水位の調整操作
逃がし安全弁（過渡時自動減圧機能）による原子炉減圧により，原子炉圧力が低圧炉心スプレイ系又は残留熱除去系（低圧注水系）の吐出圧力を下回ると，原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復したことを確認する。
原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子
炉水位高（レベル８）設定点の間で維持する。
原子炉水位の調整操作に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域，燃料域），低
圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力，残留熱除去系ポンプ吐出圧力等である。
3／37

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧注水・減圧機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
e. 残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運転
残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉水位維持を確認後，異なる残留熱除去系によるサプレッション・チェンバ・プール水冷却モード運転を開始する。
残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）の運転を確認するために必要な計装設備は，サプレッション・チェンバ・プール水温度等である。
f. 残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転
残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）の運転により，サプレッション・チェンバ・プール水温が静定することを確認後，サプレッション・
チェンバ・プール水冷却モード運転以外の残留熱除去系を原子炉停止時冷却モード
運転に切り替える。これにより原子炉は冷温停止状態に移行する。
残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）の運転を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系熱交換器入口温度等である。

東海第二発電所

備

考

ｈ．残留熱除去系（サプレッション・プール水冷却系）によるサプレッション・プ
ール冷却
サプレッション・プール水温度が 32℃に到達し，かつ，低圧炉心スプレイ系に
より原子炉水位が維持可能であることを確認した後，残留熱除去系（低圧注水系）
を残留熱除去系（サプレッション・プール水冷却系）に機能を切り替えることでサプレッション・プール冷却を開始する。
残留熱除去系（サプレッション・プール水冷却系）によるサプレッション・プ ・東海第二では，残留熱除去系の原子
炉停止時冷却モードを使用した場
ール冷却に必要な計装設備は，サプレッション・プール水温度等である。
合の長期的な安全状態の維持に関する定量評価は，「添付資料 2.1.1（別紙１）安定状態の維持について」において提示ｉ．使用済燃料プールの冷却
使用済燃料プールの冷却を実施する。
以降，炉心冷却及び原子炉格納容器除熱は，残留熱除去系により継続的に行う。

以降，炉心冷却は低圧炉心スプレイ系を用いた原子炉注水により継続的に実施し，格納容器除熱は残留熱除去系（サプレッション・プール水冷却系）により継続的に実施する。

7.1.2.2 炉心損傷防止対策の有効性評価
2.2.2 炉心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，過渡事象（原子炉水位低下の評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過渡事象（原子炉水位低下の観点で厳しい給水流量の全喪失を選定）を起因事象とし，逃がし安全弁再閉失敗を観点で厳しい給水流量の全喪失を選定）を起因事象とする「過渡事象（給水流量の含まず高圧状態が継続される「過渡事象（給水流量の全喪失）＋高圧注水失敗＋原全喪失）＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗」である。
子炉減圧失敗」である。
本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移，
本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，気液熱非燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・対平衡，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分
向流，気液熱非平衡及び三次元効果，原子炉圧力容器における冷却材放出（臨界流・
差圧流），沸騰・凝縮・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・対向流及びＥＣＣＳ
離（水位変化）・対向流，三次元効果，原子炉圧力容器における沸騰・凝縮・ボイド
注水（給水系及び代替注水設備含む）並びに格納容器における格納容器各領域間の率変化，気液分離（水位変化）
・対向流，冷却材放出（臨界流・差圧流），ECCS 注水
流動，気液界面の熱伝達，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，サプレッション・プ（給水系・代替注水設備含む）並びに原子炉格納容器における格納容器各領域間のール冷却が重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価することが可能で
流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，サプレッション・プ
ある長期間熱水力過渡変化解析コードＳＡＦＥＲ及びシビアアクシデント総合解析
ール冷却が重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価することが可能で
コードＭＡＡＰにより，原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温度，格納容器圧力，ある長期間熱水力過渡変化解析コード SAFER，シビアアクシデント総合解析コード
格納容器雰囲気温度等の過渡応答を求める。なお，本有効性評価では，ＳＡＦＥＲ ・東海第二では燃料被覆管温度の評価
MAAP により原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温度，格納容器圧力，格納容器温4／37

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧注水・減圧機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
度等の過渡応答を求める。

また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故
シーケンスにおける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。
(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 7.1.2－2
表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
a. 事故条件(a) 起因事象
起因事象として，給水流量の全喪失が発生するものとする。
(b) 安全機能の喪失に対する仮定
高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系，原子炉減圧機能として自動減圧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るものとする。
外部電源がある場合，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップしないことにより，原子炉水位低（レベル 3）による原子炉スクラムまでは原子炉出力が高く維持され，原子炉水位の低下が早いため，炉心冷却上厳しくなる。
b. 重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号
原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル 3）信号によるものとする。

東海第二発電所
コードによる燃料被覆管温度の評価結果は，ベストフィット曲線の破裂判断基準に対して十分な余裕があることから，燃料被覆管温度が高温となる領域において，燃料棒やチャンネルボックスの幾何学的配置を考慮した詳細な輻射熱伝達計算を行う
ことで燃料被覆管温度をＳＡＦＥＲコードよりも低めに評価するＣＨＡＳＴＥコー
ドは使用しない。
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。

備

考結果が破裂判断基準に対して十分な余裕があることからＣＨＡＳＴ
Ｅコードによる詳細評価は実施しないことを明記しているが，本事故
シーケンスで使用する解析コードに違いはない。

(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する主要な解析条件を第 2.2-2 表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
ａ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，給水流量の全喪失が発生するものとする。
(b) 安全機能の喪失に対する仮定
高圧注水機能として高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系，原子炉減圧機能として自動減圧系の機能が喪失するものとする。
(c) 外部電源
外部電源はあるものとする。
外部電源がある場合，原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル３）信号にて発生し，再循環ポンプトリップは，原子炉水位異常低下（レベル２）信号にて発生する。このため，原子炉水位の低下が大きくなることで，燃料被覆管温度の観点で厳しくなる。
ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム
原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル３）信号によるものとする。
(b) 主蒸気隔離弁
主蒸気隔離弁は，原子炉水位異常低下（レベル２）信号により閉止するものとする。
・設備設計の違い(b) 代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能
原子炉水位の低下に伴い，原子炉水位低（レベル 3）信号により再循環ポンプ 4 台
を自動停止し，原子炉水位低（レベル 2）信号により残りの再循環ポンプ 6 台を自動停止するものとする。

(c) ＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環ポンプトリップ機能）
ＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環ポンプトリップ機能）は，原子炉水位
異常低下（レベル２）信号により再循環ポンプを全台トリップさせるものとす
る。

5／37

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧注水・減圧機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機(c) 原子炉減圧機能
逃がし安全弁の逃がし弁機能にて，原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を抑えるものとする。また，逃がし安全弁による原子炉手動減圧に失敗することを想定する。代替自動減圧ロジックを用いた自動減圧機能付き逃がし安全弁による原子炉減圧は，原子炉水位低（レベル 1）到達から 10 分後に開始し，自動減圧機能
付き逃がし安全弁 4 個により原子炉減圧する。容量として，1 個あたり定格主蒸気
流量の約 5%を処理するものとする。

東海第二発電所

備

考・設備設計の違い(d) 逃がし安全弁
逃がし安全弁（安全弁機能）にて原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を抑制するものとする。また，逃がし安全弁（過渡時自動減圧機能）は，原子炉水位異常低下（レベル１）設定点到達から 10 分後に作動し，逃がし安全弁（過渡時自動減圧機能）2 弁により原子炉を自動で減圧するものとし，容量として 1 弁当たり定格主蒸気流量の約 6％を処理するものとする。
・東海第二では TQUX の機能喪失状態を踏まえ，低圧 ECCS4 台に期待した(e) 低圧炉心スプレイ系
有効性評価を実施している。なお，
原子炉水位異常低下（レベル１）信号で自動起動し，逃がし安全弁（過渡時３
残留熱除去系（低圧注水系）1 台の自動減圧機能）による原子炉減圧後に，最小流量特性（注水流量：0～1,561m※／h，注水圧力 0～1.99MPa[dif] において）で原子炉へ注水するものとする。
みに期待した場合の感度解析も合
また，原子炉水位が原子炉水位高（レベル８）設定点まで回復した以降は，原わせて実施している。
子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設
定点の範囲に維持する。
※：MPa[dif]…原子炉圧力容器と水源との差圧（以下同様）(d) 残留熱除去系（低圧注水モード）
原子炉水位低（レベル 1）到達後，残留熱除去系（低圧注水モード）が自動起動
し， 逃がし安全弁による原子炉減圧後に， 954m3/h（0.27MPa[dif]において）にて
原子炉注水する。

(e) 残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード及び原子炉停止時
冷却モード）伝熱容量は，熱交換器 1 基あたり約 8MW（サプレッション・チェンバ・
プール水温又は原子炉冷却材温度 52℃，海水温度 30℃において）とする。

c. 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」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（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運転操作は，原子炉水位高（レベル 8）を確認後，開始する。

(b) 残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転操作は，原子炉圧力が 0.93MPa[gage]まで低下したことを確認後，事象発生 12 時間後に開始する。

(f) 残留熱除去系（低圧注水系）
原子炉水位異常低下（レベル１）信号で 3 系統が自動起動し，逃がし安全弁（過渡時自動減圧機能）による原子炉減圧後に，1 台当たり最小流量特性（注水流量：0～1,676m３／h，注水圧力 0～1.55MPa[dif]）で原子炉へ注水するものとする。また，原子炉水位が原子炉水位高（レベル８）設定点まで回復し，低圧
炉心スプレイ系のみにより原子炉水位の維持が可能な場合は，注水を停止する。
(g) 残留熱除去系（サプレッション・プール水冷却系）
自動起動した残留熱除去系（低圧注水系）のうち，1 系統を残留熱除去系（サプレッション・プール水冷却系）に切り替えるものとする。
・設備設計の違い
伝熱容量は，熱交換器 1 基当たり約 43MW（サプレッション・プール水温度 100℃，
海水温度 32℃において）とする。
ｃ．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。
(a) 残留熱除去系（低圧注水系）から残留熱除去系（サプレッション・プール水冷却系）への切り替え操作は，原子炉水位の制御範囲（原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点）及び切替えに要する時 ・東海第二では，Ｌ８到達後に操作に間を考慮し，原子炉水位高（レベル８）設定点到達の 5 分後に実施する。
要する時間を考慮して設定
・東海第二では，残留熱除去系の原子6／37赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧注水・減圧機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所備

考

炉停止時冷却モードを使用した場
合の長期的な安全状態の維持に関する定量評価は，「添付資料 2.1.1（別紙１）安定状態の維持について」において提示(3) 有効性評価の結果(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圧力，原子炉水位（シュラウド内及びシュ
本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内外水位）※
ラウド内外）※1，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量，原子炉圧力容器内の保，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量及び原子炉圧力容器内の保有水量の推
有水量の推移を第 7.1.2－5 図から第 7.1.2－10 図に，燃料被覆管温度，燃料被覆管
移を第 2.2-4 図から第 2.2-8 図に，燃料被覆管温度，燃料被覆管最高温度発生位置の最高温度発生位置における熱伝達係数，燃料被覆管の最高温度発生位置におけるにおける熱伝達係数，燃料被覆管最高温度発生位置におけるボイド率，高出力燃料
ボイド率，高出力燃料集合体のボイド率，炉心下部プレナム部のボイド率の推移及集合体のボイド率，炉心下部プレナム部のボイド率の推移及び燃料被覆管破裂が発
び燃料被覆管に破裂が発生する時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応生した時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係を第 2.2-9 図か力の関係を第 7.1.2－11 図から第 7.1.2－16 図に，格納容器圧力，格納容器温度，
ら第 2.2-14 図に，格納容器圧力，格納容器雰囲気温度，サプレッション・プール水
サプレッション・チェンバ・プール水位及び水温の推移を第 7.1.2－17 図から第位及びサプレッション・プール水温度の推移を第 2.2-15 図から第 2.2-18 図に示す。
※：炉心冷却の観点ではシュラウド内水位に着目し，運転員操作の観点ではシュラウド外水位
7.1.2－20 図に示す。
に着目するためシュラウド内外水位を合わせて示している。なお，シュラウド内は炉心部※1 炉心露出から再冠水の過程を示すという観点で，シュラウド内の水位を示す。
で発生するボイドを含む水位であることから，原子炉水位が低下する過程ではシュラウド
シュラウド内は，炉心部から発生するボイドを含んだ二相水位を示しているため，外水位と比較して高めの水位を示す。
シュラウド外の水位より，見かけ上高めの水位となる。一方，非常用炉心冷却系の起動信号となる原子炉水位計（広帯域）の水位及び運転員が炉心冠水状態において主に確認する原子炉水位計（広帯域・狭帯域）の水位は，シュラウド外の水位であることから，シュラウド内外の水位を併せて示す。なお，水位が有効燃料棒頂部付近となった場合には，原子炉水位計（燃料域）にて監視する。6 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド内を，7 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド外を計測している。
ａ．事象進展
・評価条件，運用・設備設計，事象進
a. 事象進展給水流量の全喪失が発生することで原子炉水位は低下し，原子炉水位低（レベ展等に違いに起因する記載の相違
給水流量の全喪失後，原子炉水位は急速に低下する。原子炉水位低（レベル 3）ル３）信号により原子炉がスクラムする。その後，原子炉水位が原子炉水位異常はあるが，実態として記載内容に違信号が発生して原子炉がスクラムするが，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離
低下（レベル２）設定点まで低下すると，主蒸気隔離弁の閉止及び再循環ポンプ
いはない。
時冷却系の起動に失敗し，原子炉水位低（レベル 1.5）で高圧炉心注水系の起動に失敗し，原子炉水位低（レベル 1）で残留熱除去系（低圧注水モード）が起動する。
トリップが発生するとともに，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系の自原子炉水位低（レベル 1）到達の 10 分後に代替自動減圧ロジックにより，逃がし安動起動信号が発信するが，機器故障等により自動起動及び手動起動に失敗する。
全弁 4 個が開き，原子炉が急速減圧される。原子炉減圧後に，残留熱除去系（低圧事象発生の約 21 分後に原子炉水位が原子炉水位異常低下（レベル１）設定点に注水モード）による原子炉注水が開始される。再循環ポンプについては，原子炉水到達すると，低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）が自動起動す位低（レベル 3）で 4 台トリップし，原子炉水位低（レベル 2）で残り 6 台がトリッるとともに，過渡時自動減圧回路の作動タイマーが作動し，この 10 分後，事象発プする。主蒸気隔離弁は，原子炉水位低（レベル 1.5）で全閉する。原子炉急速減
生の約 31 分後に過渡時自動減圧回路により逃がし安全弁（過渡時自動減圧機能）
圧を開始すると，原子炉冷却材の流出により原子炉水位は低下し，有効燃料棒頂部
2 弁が自動開放する。原子炉減圧が開始されると，逃がし安全弁（過渡時自動減を下回るが，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水が開始されると原圧機能）開放による蒸気流出によって原子炉水位は低下し，燃料有効長頂部を下子炉水位が回復し，炉心は再冠水する。
回るが,原子炉圧力が低下し低圧炉心スプレイ系等による原子炉注水が開始され燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率は，原子炉減圧により，原子
ると，原子炉水位が回復し炉心は再冠水する。
炉水位が低下し，炉心が露出することから上昇する。その結果，燃料被覆管の伝燃料被覆管最高温度発生位置のボイド率は，原子炉減圧による原子炉圧力の低熱様式は核沸騰冷却から蒸気冷却となり熱伝達係数は低下する。その後，残留熱下に伴い上昇する。熱伝達係数は，燃料被覆管最高温度発生位置が露出し，核沸除去系（低圧注水モード）による原子炉注水により，燃料の露出と冠水を繰り返
騰冷却から蒸気冷却に移行することで低下する。原子炉圧力が低下し，低圧炉心すため，燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率及び熱伝達係数は増減
スプレイ系等による原子炉注水流量が増加することで炉心が再冠水すると，ボイ
7／37

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧注水・減圧機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機する。炉心が再冠水すると，ボイド率が低下し，熱伝達係数が上昇することから，
燃料被覆管温度は低下する。
高出力燃料集合体及び炉心下部プレナム部のボイド率については，原子炉水位
及び原子炉圧力の変化に伴い変化する。また，炉心が再冠水した以降は，残留熱除去系を用いた原子炉圧力容器及び原子炉格納容器除熱手順に従い，冷温停止状態に移行することができる。
b. 評価項目等
燃料被覆管の最高温度は，第 7.1.2－11 図に示すとおり，原子炉水位が回復するまでの間に炉心が一時的に露出するため燃料被覆管の温度が上昇し，約 761℃に到達するが，1,200℃以下となる。燃料被覆管の最高温度は，高出力燃料集合体にて発生している。また，燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1%以下であり，15%以下となる。原子炉圧力は，第 7.1.2－5 図に示すとおり，
逃がし安全弁の作動により，約 7.52MPa[gage]以下に抑えられる。原子炉冷却材圧
力バウンダリにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（高々約 0.3MPa）を考慮しても，約 7.82MPa[gage]以下であり，最高使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を十分下回る。原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度の最大値は，約 0.07MPa[gage]及び約 101℃に抑えられ，原子炉格納容器の限界圧
力及び限界温度を下回る。

第 7.1.2－6 図に示すとおり，残留熱除去系（低圧注水モード）による注水継続
により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，12 時間後に残留熱除去
系による原子炉圧力容器及び原子炉格納容器除熱を開始することで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。本評価では，「6.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)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

考ド率は低下し，熱伝達係数が上昇することで燃料被覆管温度は低下する。高出力
燃料集合体及び炉心下部プレナムのボイド率については，原子炉水位及び原子炉
圧力の変化に伴い増減する。
また，炉心が再冠水した以降は，残留熱除去系による格納容器除熱を実施する
ことで，格納容器圧力及び雰囲気温度は安定又は低下傾向となる。
ｂ．評価項目等
燃料被覆管温度は，第 2.2-9 図に示すとおり，低圧炉心スプレイ系等による原子炉注水により原子炉水位が回復するまでの期間は，一時的な炉心の露出に伴い上昇し，事象発生の約 41 分後に最高温度の約 711℃に到達するが，評価項目である 1,200℃を下回る。燃料被覆管の最高温度は，高出力燃料集合体で発生している。また，燃料被覆管の酸化量は，酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの1％以下であり，評価項目である 15％を下回る。
原子炉圧力は，第 2.2-4 図に示すとおり，逃がし安全弁（安全弁機能機能）の作動により，約 7.79MPa[gage]以下に維持される。このため，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（0.3MPa程度）を考慮しても，約 8.09MPa[gage]以下であり，評価項目である最高使用圧
力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を下回る。
格納容器圧力は，第 2.2-15 図に示すとおり，原子炉圧力容器で発生した蒸気が格納容器内に放出されることによって，事象発生後に上昇傾向が継続するが，事象発生の約 41 分後にサプレッション・プール冷却を実施することにより上昇が抑制され，崩壊熱が残留熱除去系の除熱能力を下回った以降に低下傾向となる。このため，格納容器バウンダリにかかる圧力は，事象発生の約 17 時間後に最高値の
約 0.04MPa[gage]となり，評価項目である最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa[gage]）を下回る。
格納容器雰囲気温度は，第 2.2-16 図に示すとおり，事象発生の約 128 時間後に最高値の約 90℃となり，以降は低下傾向となっていることから，格納容器バウン
ダリにかかる温度は，評価項目である 200℃を下回る。
第 2.2-5 図に示すように，低圧炉心スプレイ系による原子炉注水を継続することで，炉心の冠水状態が維持され，炉心冷却が維持される。また，第 2.2-15 図及び第 2.2-16 図に示すように，残留熱除去系による格納容器除熱を実施すること
で，高温停止での安定状態が確立する。
（添付資料 2.2.1）
安定状態が確立した以降は，機能喪失している設備の復旧に努めるとともに，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）により冷温停止状態とする。
以上により，本評価では，「1.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す（1）から（4）の評価項目について，対策の有効性を確認した。

8／37

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧注水・減圧機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備考7.1.2.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
2.2.3 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
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は，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。高圧注水・減圧機能喪失では，高圧注水機能及び原子炉減圧機能がる。
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，事本重要事故シーケンスでは，高圧注水・減圧機能喪失に伴い原子炉水位が低下する
象発生から 12 時間程度までの短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響をため，低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）が自動起動した後に過渡与えると考えられる操作として，残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プー
時自動減圧回路により原子炉が自動減圧し炉心を冷却すること並びに残留熱除去系
ル水冷却モード）運転操作とする。
（サプレッション・プール水冷却系）による格納容器除熱を実施することが特徴である。よって，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作及び事象発生から 12 時間程度までの短時間に期待する操作として，残留熱除去系（サプレッション・プール水冷却系）によるサプレッション・プ
ール冷却操作とする。
(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実施する重要現象は，「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
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは実験結果の燃料
炉心における燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移及び気液熱非平衡の不確かさとして，被覆管温度に比べて+50℃高めに評価することから，解析結果は燃料棒表面の熱伝達
解析コードは実験結果の燃料被覆管温度に比べて最大 50℃程度高めに評価するこ
係数を小さく評価する可能性がある。よって，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きとから，解析結果は燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価する可能性がある。よくなり燃料被覆管温度は低くなるが，原子炉注水は代替自動減圧ロジックを用いたって，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きくなることで，燃料被覆管温度は低く逃がし安全弁による原子炉減圧及び残留熱除去系の自動起動により行われ，燃料被なるが，事象初期の原子炉注水は低圧炉心スプレイ系等の自動起動及び過渡時自覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作
動減圧回路による原子炉自動減圧により確保され，燃料被覆管温度を操作開始の時間に与える影響はない。
起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸化炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸化反反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，燃料被覆管温度を応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，解析結果は燃料被覆管高めに評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなるが，事酸化を大きく評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなり，
象初期の原子炉注水は低圧炉心スプレイ系等の自動起動及び過渡時自動減圧回路
原子炉水位挙動に影響を与える可能性があるが，操作手順（冠水後の流量調整操作）
による原子炉自動減圧により確保され，燃料被覆管温度を操作開始の起点とするに変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導
伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モ
並びに気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力デル）は HDR 実験解析では区画によって格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力モデル）はＨＤＲ実験解析において区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程
を１割程度高めに評価する傾向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向が確認されているが，ＢＷＲのなる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認
格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系した不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力においては不確かさが小さくなるものと推定され，全体としては格納容器圧力及及び温度の傾向を適切に再現できており，また，格納容器圧力及び温度を操作開始
9／37

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧注水・減圧機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さく，また，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，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
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，実験解析では熱伝達モデルの保守性により燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評価解析でも燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは燃料被覆管の酸化について，酸化量及び酸化反応に伴う発熱量に保守的な結果を与え，燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）は HDR 実験解析では区画によって格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認した不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
(2) 解析条件の不確かさの影響評価
a. 初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 7.1.2－2 表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，解析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

東海第二発電所

備考び雰囲気温度の傾向を適切に再現できており，また，格納容器圧力及び雰囲気温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，ＣＳＴＦ実験解析により格納容器温度及び非凝縮性
ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さく，格納容器圧力及び雰囲気温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 2.2.2）
ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移及び気液熱非平衡の不確かさとして，
解析コードは実験解析において熱伝達モデルの保守性により燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評価解析においても燃料被覆管温度を高めに評価することか
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。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，燃料被覆管温度を高く評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導並びに気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析において区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程
度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向が確認されているが，ＢＷＲの格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系
においては不確かさが小さくなるものと推定され，全体としては格納容器圧力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，評価項目となるパラメー
タに与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，ＣＳＴＦ実験解析により格納容器雰囲気温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料 2.2.2）(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 2.2-2 表に示すとおりであり，これらの条件設定を設計値等の最確条件とした場合の影響を評価する。解析条件の設定にあたっては，設計値を用いるか又は評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるよう保守的な設定をしていることから，この中で事象進展に有意な影響を与える可能性がある項目について，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
10／37

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧注水・減圧機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確条件は約 42kW/m
以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，原子炉注水は代替自動減圧ロジックを用いた逃がし安全弁
による原子炉減圧及び残留熱除去系の自動起動により行われ，燃料被覆管温度を操
作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなる
ため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，また，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び温度の上昇が遅くなるが，残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）への移行は冠水後の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。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力及び格納容器温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，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。事故条件の
外部電源の有無については，炉心冷却上厳しくする観点から，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップせず原子炉水位低の信号でトリップすることで原子炉水位の低下が早くなるように外部電源がある状態を設定している。なお，外部電源がない
場合は非常用ディーゼル発電機により電源が供給されることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の残留熱除去系（低圧注水モード）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整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
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確条件は約 42kW/m
以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，燃料被覆管温度の上昇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。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなる
ため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，また，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なく

東海第二発電所

備

考初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／m に対して最確条件は約 33～41kW／m であり，最確条件とした場合は燃料被覆管温度の上昇が緩和されるが，事象初期の原子炉注水は低圧炉心スプレイ系等の自動起動及び過渡時自動減圧回路による原子炉自動減圧により確保され，燃料被覆管
温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件で設定した燃焼度 33GWd／t に対して最確条件は 33GWd／t 以下であり，最確条件とした場合は崩壊熱がおおむ
ね小さくなるため，原子炉からサプレッション・プールに流出する蒸気量が減少することで，原子炉水位の低下は遅くなるが，事象初期の原子炉注水は低圧
炉心スプレイ系等の自動起動及び過渡時自動減圧回路による原子炉自動減圧により確保されることから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，同様に格納容器圧力及び雰囲気温度並びにサプレッション・プール水位及びサプレッション・プール水温度の上昇が遅くなり，これらのパラメータを操作開始の起点とする運転員等操作の開始時間は遅くなる。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量及びドライウェル雰囲気温度
は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，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。
事故条件の外部電源の有無については，起因事象発生から原子炉スクラムまでの期間の原子炉水位の低下を厳しくする条件として，外部電源ありを想定している。外部電源がない場合でも，非常用母線は非常用ディーゼル発電機等から自動的に受電されることで低圧炉心スプレイ系等の電源は確保されるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）は，最確条件とした場合は注水開始後の原子炉水位の回復が早くなることから，炉心冷却達成後に実施する残留熱除去系によるサプレッション・プール冷却操作の開始は早くなる。
（添付資料 2.2.2）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／m に対して最確条件は約 33～41kW／m であり，最確条件とした場合は燃料被覆管温度の上昇が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。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件で設定した燃焼度 33GWd／t に対して最確条件は 33GWd／t 以下であり，最確条件とした場合は崩壊熱がおおむ
ね小さくなるため，原子炉からサプレッション・プールに流出する蒸気量が減少することで，原子炉水位の低下は緩和され，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇は緩和される。また，同様に格納容器圧力及び雰囲気温度並びにサプレッ
11／37赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧注水・減圧機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
なり，格納容器圧力及び温度の上昇が遅くなることから，評価項目となるパラメー
タに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力及び格納容器温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，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。
事故条件の外部電源の有無については，炉心冷却上厳しくする観点から，事象発生と同時に再循環ポンプがトリップせず原子炉水位低の信号でトリップすることで原子炉水位の低下が早くなるように外部電源がある状態を設定している。仮に事象発生とともに外部電源喪失が発生する場合は，外部電源喪失と同時に再循環ポンプ
がトリップするため，原子炉水位の低下が遅くなり，炉心露出時間も短くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。なお，外部電源がない場合は非常用ディーゼル発電機により電源が供給される。
機器条件の残留熱除去系（低圧注水モード）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復が早くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
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
操作条件の残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運
転操作は，解析上の操作開始時間として原子炉水位高（レベル 8）到達後（事象発生から約 60 分後）を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，複数の残留熱除去系を用いて低圧注水モードによる原子炉水位維持操作とサプレッショ
ン・チェンバ・プール水冷却モードの運転操作を同じ運転員が行うことから，サプ
レッション・チェンバ・プール水冷却モードの操作開始時間は変動し得るが，その時間は短く，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間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も小さい。当該操
作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は早まる可能性があるが，中央制御室で行う操作であることから，他の操作に与える影響はない。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運
転操作は，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は解析上の東海第二発電所

備考

ション・プール水位及びサプレッション・プール水温度の上昇は遅くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量及びドライウェル雰囲気温度
は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，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。
事故条件の外部電源の有無については，起因事象発生から原子炉スクラムまでの期間の原子炉水位の低下を厳しくする条件として，外部電源ありを想定している。外部電源がない場合は，外部電源喪失に伴い原子炉スクラム，再循環
ポンプトリップ等が発生するため，外部電源がある場合と比較して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。
機器条件の低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）は，最確条件とした場合，おおむね注水開始後の原子炉水位の回復が早くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
（添付資料 2.2.2）
ｂ．操作条件「要員配置」，「移
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，
動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が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する。
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
操作条件の残留熱除去系（サプレッション・プール水冷却系）によるサプレ
ッション・プール冷却操作は，解析上の操作開始時間として原子炉水位高（レベル８）設定点到達（事象発生から約 36 分）から 5 分後を設定している。運転
員等操作時間に与える影響として，不確かさ要因により操作開始時間に与える影響はなく，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等となる。本操作は，
解析コード及び解析条件（操作条件を除く。
）の不確かさにより，操作開始時間は早くなる可能性があるが，並列して実施する場合がある原子炉水位の調整操作とは異なる運転員が実施することから，この他の操作に与える影響はない。
（添付資料 2.2.2）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の残留熱除去系（サプレッション・プール水冷却系）によるサプレ
ッション・プール冷却操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の12／37

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧注水・減圧機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

東海第二発電所

備

考操作開始時間は解析上の操作開始時間よりも早くなる可能性があるが，この場
合には，格納容器除熱の開始が早くなることで格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇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。
（添付資料 2.2.2）(3) 操作時間余裕の把握(3) 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，その結果を以下に示す。
の結果を以下に示す。
操作条件の残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運
操作条件の残留熱除去系（サプレッション・プール水冷却系）によるサプレッシ
転操作については，サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード運転開始まで
ョン・プール冷却操作開始までの時間は事象発生から約 41 分後であり，運転操作が ・東海第二では，ＲＨＲによる格納容器除熱が遅れた場合の操作時間余の時間は事象発生から約 60 分後であり，操作開始が遅れる場合においても，格納容遅れる場合においても，格納容器圧力が常設低圧代替注水ポンプを用いた代替格納
裕として，代替スプレイの実施基準
器圧力が 0.31MPa[gage]に到達するまでの時間は，事象進展が同様となる「7.1.1 高
容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却の実施基準である 279kPa［gage］
圧・低圧注水機能喪失」に示すとおり約 17 時間であり，約 16 時間以上の時間余裕に到達するまでの時間は，事象進展が同様となる「2.1 高圧・低圧注水機能喪失」 （279kPa[gage]）到達までの時間余裕を評価している。ベント実施基準がある。また，原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa［gage］に至るまでの時間は，に示すとおり事象発生から約 14 時間後であり，準備時間が確保できることから，時（310kPa[gage]）までの操作時間余過圧の観点で厳しい「7.2.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過間余裕がある。
（添付資料 2.2.2）
裕はこれより大きくなるが，いずれ
温破損）」においても事象発生約 38 時間後であり，
約 37 時間以上の時間余裕がある。
(4) まとめにしても 10 時間以上の時間余裕が(4) 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，運転員等操作時間確保されていることから，実態とし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て違いはないに与える影響，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。この結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影
た。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
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。
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
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。
おいて，操作時間には時間余裕がある。
7.1.2.4 必要な要員及び資源の評価
2.2.4 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「高圧注水・減圧機能喪失」において，6 号及び 7 号炉事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」において重大事故等対策に同時の重大事故等対策時における必要な要員は，「7.1.2.1(3)炉心損傷防止対策」に必要な初動対応要員は，「2.2.1(3) 炉心損傷防止対策」に示すとおり 8 名であり，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評価結果」で説「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で示す運転員及び災害対策要員
明している運転員，緊急時対策要員等の 72 名で対処可能である。
の 39 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「高圧注水・減圧機能喪失」において，必要な水源，燃事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」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。その結果を料及び電源は，「6.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価を行い，以下のとおりで以下に示す。
ある。
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，サプレッション・
低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水につい13／37

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧注水・減圧機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

チェンバのプール水を水源として注水することから，水源が枯渇することはないため，7 日間の注水継続実施が可能である。なお，外部電源喪失を想定した場合でも同様の対応である。

ては，サプレッション・プールを水源とすることから，水源が枯渇することはな
く，7 日間の対応が可能である。
なお，外部電源喪失を想定した場合でも同様である。

b. 燃料
本重要事故シーケンスの評価では外部電源の喪失は想定していないが，仮に外部電源が喪失して非常用ディーゼル発電機による電源供給を想定し，事象発生後 7 日間非常用ディーゼル発電機を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。

ｂ．燃 料
外部電源喪失を想定した場合，非常用ディーゼル発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に約 484.0kL の軽油が必要となる。高圧炉心スプレイ系ディーゼル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 日間の運転継続に約 130.3kL の軽油が必要となる。軽油貯蔵タンクに約 800kL の軽油を保有していることから，
非常用ディーゼル発電機及び高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機による電源供給について，7 日間の継続が可能である。
（添付資料 2.2.4）

c. 電源
本重要事故シーケンスの評価では外部電源の喪失は想定していないが，仮に外部電源が喪失して非常用ディーゼル発電機による電源供給を想定した場合においても，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
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。

ｃ．電 源
外部電源喪失を想定した場合，重大事故等対策時に必要な負荷のうち，非常用
ディーゼル発電機等からの電源供給を考慮する負荷については，非常用ディーゼ
ル発電機等の容量内に収まることから，電源供給が可能である。

備考

7.1.2.5 結論
2.2.5 結 論
事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」では，高圧注水機能及び原事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」では，高圧注水機能及び減圧
子炉減圧機能が喪失することで，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷
機能が喪失することで，原子炉水位の低下が継続し，炉心損傷に至ることが特徴であに至ることが特徴である。事故シーケンスグループ｢高圧注水・減圧機能喪失｣に対る。事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」に対する炉心損傷防止対策
する炉心損傷防止対策としては，初期の対策として代替自動減圧ロジックを用いたとしては，初期の対策として低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）に逃がし安全弁による原子炉減圧手段，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子よる原子炉注水手段並びに過渡時自動減圧回路を用いた逃がし安全弁（過渡時自動減炉注水手段，安定状態に向けた対策として残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード
圧機能）による原子炉自動減圧手段を整備している。また，格納容器の健全性を維持
及びサプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）による原子炉圧力容器及びするため，安定状態に向けた対策として，残留熱除去系による格納容器除熱手段を整
原子炉格納容器除熱手段を整備している。
備している。
事故シーケンスグループ｢高圧注水・減圧機能喪失｣の重要事故シーケンス「過渡事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」の重要事故シーケンス「過渡14／37赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧注水・減圧機能喪失）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
事象（給水流量の全喪失）＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，代替自動減圧ロジックを用いた逃がし安全弁による原子炉減圧，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード及びサプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）による原子炉圧力容器及び原子炉格納容器除熱を実施することにより，炉心損傷することはない。
その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。
また，安定状態を維持できる。
解析コード及び解析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。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，代替自動減圧ロジックを用いた逃がし安全弁による原子炉減圧，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水，残留熱除去系（原子炉停止時
冷却モード及びサプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）による原子炉圧
力容器及び原子炉格納容器除熱等の炉心損傷防止対策は，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「高圧注水・減
圧機能喪失」に対して有効である。

東海第二発電所

備

考事象（給水流量の全喪失）＋高圧炉心冷却失敗＋手動減圧失敗」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，過渡時自動減圧回路を用いた逃がし安全弁（過渡時自動減圧機能）による原子炉自動減圧，低圧炉心スプレイ系等による原子炉注水及び残留熱除去系（サプレッション・プール水冷却系）による格納容器除熱を実施することで，炉心の著しい損傷を防止することができる。
その結果，燃料被覆管最高温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力並びに格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。
また，安定状態を維持することができる。
解析コード及び解析条件の不確かさの影響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，燃料及び電源については，外部支援を考慮しないとしても，7 日間以上の供給が可能である。
以上のことから，事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」において，過渡時自動減圧回路を用いた逃がし安全弁（過渡時自動減圧機能）による原子炉自動減圧，低圧炉心スプレイ系等による原子炉注水及び残留熱除去系（サプレッション・
プール水冷却系）による格納容器除熱の炉心損傷防止対策は、選定した重要事故シー
ケンスに対して有効性であることが確認でき，事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」に対して有効である。

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考

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備考前ページと同じ

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備

考

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備

考

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備

考

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考

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考

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考

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
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備

考

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考

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黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考・KK67 においては再冠水過程を示すた
めにシュラウド内のみの水位を示しているが，東海第二ではシュラウド内
外水位で再冠水過程を十分確認できるためシュラウド内のみの図は不要と判断した。

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備

考

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備

考

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
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備

考

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考

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考

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備

考

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
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備

考

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
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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（長期ＴＢ）
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東海第二発電所備考7.1.3 全交流動力電源喪失
2.3 全交流動力電源喪失
7.1.3.1 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）
2.3.1 全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）
7.1.3.1.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策
2.3.1.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策(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（外部電源喪失＋DG 喪失）」に含ま事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）」に含まれる事故シー ・東海第二は２Ｃ／２ＤのＤＧとＨＰ
ＣＳのＤＧがわかれているため表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，「全
ケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「外部電現が異なるが，実態として相違はな
交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）（蓄電池枯渇後 RCIC 停止）」である。
源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（ＲＣＩＣ成功）」及び②「サポート系喪失（直流電源故障）＋（外部電源喪失＋）ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（ＲＣＩＣ成功）」である。 い。
(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方
・文章表現に多少の違いはあるが，実事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」では， (2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方
態として相違点はない。
全交流動力電源喪失後，原子炉隔離時冷却系が自動起動し，設計基準事故対処設備と事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）」は，全交流動力電源
して期待する期間は運転を継続するものの，その期間を超えた後に蓄電池の直流電源供給能力が枯渇して原子炉隔離時冷却系に期待できなくなることを想定する。このため，逃がし安全弁による圧力制御に伴う蒸気流出により原子炉圧力容器内の保有水量が減少し，原子炉水位が低下することから，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炉心が露出し，炉心損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，全交流動力電源が喪失した状態において，直流電源が枯渇した以降の原子炉圧力容器内への注水機能を喪失したことによって炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故等対策の有効性評価には，
直流電源及び交流電源供給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。
したがって，本事故シーケンスグループでは，所内蓄電式直流電源設備から電源を給電した原子炉隔離時冷却系による原子炉注水によって事象発生 24 時間後まで炉心を冷却し，常設代替交流電源設備による給電及び残留熱除去系（低圧注水モード），
低圧代替注水系（常設）による注水の準備が完了したところで逃がし安全弁の手動開操作により原子炉を減圧し，原子炉減圧後に残留熱除去系（低圧注水モード）により炉心を冷却することによって炉心損傷の防止を図る。また，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード），格納容器圧力逃がし装置及び耐圧強化ベント系による原子炉格納容器除熱を実施する。
(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」における機能喪失に対して，炉心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，初期の対策として原子炉隔離時冷却系による原子炉注水手段を整備し，安定状態に向けた対策として，逃がし安全弁を開維持することで，低圧代替注水系（常設）による炉心冷却を継続する。また，原子炉格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（格納容器ス

喪失後，蒸気駆動の原子炉隔離時冷却系が自動起動し設計基準事故対処設備として期待する期間は運転を継続するものの，その期間を超えた後に蓄電池の直流電源供給能力の枯渇により機能喪失することで，原子炉へ注水する機能が喪失することを想定する。このため，原子炉圧力制御に伴い原子炉圧力容器内の蒸気が流出し，保有水量が減少することで原子炉水位が低下し，緩和措置が取られない場合には，原子炉水位の低下が継続し，炉心が露出することで炉心損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，全交流動力電源が喪失した状態において，直流電源の枯渇により蒸気駆動の原子炉注水機能も喪失することで炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故等対策の有効性評価には，直流電源及び交流動力電源の供給機能に対する重大事故等対処設備並びに交流動力電源を必 ・東海第二では原子炉隔離時冷却系の水源をサプレッション・プールとし要としない重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
ていることから，サプレッション・
以上により，本事故シーケンスグループでは，一定期間の蓄電池からの給電を確
プール水温上昇により原子炉隔離
保し蒸気駆動の原子炉注水機能を用いた原子炉注水により原子炉水位を維持し，そ時冷却系の運転継続ができなくなの後，原子炉減圧を実施し可搬型の原子炉注水機能を用いて原子炉へ注水することる前に，交流電源に依存しない可搬によって炉心損傷の防止を図る。また，可搬型の格納容器冷却機能を用いて格納容型設備による原子炉注水を実施し，器冷却を実施するとともに，代替交流電源設備により交流動力電源を復旧し，最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことによって除熱を行い，格納容器破損の防止
同じポンプを用いて格納容器スプを図る。
レイも実施する。また，可搬型設備による格納容器スプレイを実施す(3) 炉心損傷防止対策ることから，交流電源の復旧を想定
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）」において，炉心が著する 24 時間後まで，格納容器圧力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
は，格納容器ベント実施基準に到達
所内常設直流電源設備，原子炉隔離時冷却系，可搬型代替注水大型ポンプを用いたしない。
低圧代替注水系（可搬型）及び逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉注水手段を整備する。また，格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として，可搬型代替注水大型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）
1／53赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（長期ＴＢ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
プレイ冷却モード），格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱手段を整備する。これらの対策の概略系統図を第 7.1.3.1－1 図から第 7.1.3.1－4 図に，手順の概要を第 7.1.3.1－5 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の関係を第 7.1.3.1－1 表に示す。
本事故シーケンスグループの重要事故シーケンスにおいて，事象発生 10 時間までの 6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 28 名である。その内訳は次のとおりである。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，運転操作対応を行う運転員 12 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う
緊急時対策本部要員は 5 名，緊急時対策要員（現場）は 8 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等を行うための参集要員 46 名である。

必要な要員と作業項目について第 7.1.3.1－6 図に示す。

東海第二発電所

備

考による格納容器冷却手段及び常設代替高圧電源装置からの給電後の残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系又はサプレッション・プール水冷却系）による格納容器
除熱手段を整備する。対策の概略系統図を第 2.3.1-1 図に，対応手順の概要を第2.3.1-2 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手順と設備との関係を第 2.3.1-1 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，必要な要員は ・プラント基数，設備設計及び運用の違いにより必要要員数は異なるが，初動対応要員 24 名及び事象発生から 2 時間以降に期待する招集要員 6 名である。
タイムチャートにより要員の充足
初動対応要員の内訳は，発電長 1 名，副発電長 1 名，運転操作対応を行う運転員
性は確認される。
5 名，通報連絡等を行う災害対策要員 2 名及び現場操作を行う重大事故等対応要員
・東海第二では招集要員は 2 時間以内
15 名である。
に参集可能なことを確認している招集要員の内訳は，燃料補給作業を行う重大事故等対応要員 2 名，可搬型代替注ことから，2 時間以降に期待する評
水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水の流量調整を行価としている。
う重大事故等対応要員 2 名並びに可搬型代替注水大型ポンプを用いた代替格納容器
スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却の現場系統構成及び流量調整を行う
重大事故等対応要員 2 名である。
必要な要員と作業項目について第 2.3.3-3 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 （・柏崎刈羽 6，7 号炉では本事故シーケンスグループ内の事故シーケ
故シーケンスと比較し必要な要員数を確認した結果，初動対応要員 24 名及び招集要ンスが一つのため，その他の事故シ
員 6 名で対処可能である。
ーケンスに関する記載がない）

a. 全交流動力電源喪失及び原子炉スクラム確認
外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機が機能喪失する。これにより所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となり，全交流動力電源喪失に至る。全交流動力電源喪失の発生により原子炉がスクラムしたことを確認する。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等である。

ａ．原子炉スクラム及び全交流動力電源喪失の確認
外部電源が喪失するとともに，非常用ディーゼル発電機等が全て機能喪失することで，全交流動力電源喪失となり，原子炉がスクラムしたことを確認する。また，主蒸気隔離弁が閉止するとともに，再循環ポンプが停止したことを確認する。
原子炉スクラム及び全交流動力電源喪失の確認に必要な計装設備は，平均出力
領域計装，原子炉圧力等である。

b. 原子炉隔離時冷却系による原子炉注水
原子炉スクラム後，原子炉水位は低下するが，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉注水を開始することにより，原子炉水位が回復する。
原子炉隔離時冷却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，原子炉
水位，原子炉隔離時冷却系系統流量等である。
原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル 2）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。

ｂ．原子炉隔離時冷却系の自動起動の確認
原子炉水位が原子炉水位異常低下（レベル２）設定点に到達した時点で原子炉隔離時冷却系が自動起動したことを確認する。
原子炉隔離時冷却系の自動起動の確認に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域，燃料域），原子炉隔離時冷却系系統流量等である。
ｃ．原子炉水位の調整操作（原子炉隔離時冷却系）
原子炉隔離時冷却系の起動により原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復したことを確認する。また，原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持する。
原子炉水位の調整操作（原子炉隔離時冷却系）に必要な計装設備は，原子炉水2／53

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（長期ＴＢ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考位（広帯域，燃料域）等である。
c. 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，低圧代替
注水系（常設）の準備を開始する。

ｄ．早期の電源回復不能の確認
全交流動力電源喪失の確認後，中央制御室からの遠隔操作により外部電源の受電及び非常用ディーゼル発電機の起動ができず，非常用母線の電源回復ができない場合，早期の電源回復不能と判断する。これにより，常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電準備操作を開始する。
ｅ．電源確保操作対応
・東海第二では，解析上考慮しない操早期の電源回復不能の確認後，非常用ディーゼル発電機等の機能回復操作及び作も含め，手順に従い必ず実施する
外部電源の機能回復操作を実施する。
操作を記載
ｆ．可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の起動準備操作
全交流動力電源喪失に伴う低圧注水機能喪失の確認後，可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水準備を開始する。原子
炉建屋内の現場操作にて原子炉注水に必要な系統構成を実施し，屋外の現場操作にて可搬型代替注水大型ポンプの準備，ホース敷設等を実施後にポンプ起動操作を実施する。
ｇ．逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作・東海第二では，運転手順に従い S/P
サプレッション・プール水温度がサプレッション・プール熱容量制限（原子炉
熱容量制限に到達し，可搬型設備のが高圧の場合は 65℃）に到達したことを確認し，可搬型代替注水大型ポンプを用準備が完了した時点で，低圧代替注
いた低圧代替注水系（可搬型）の起動準備操作が完了した後に，中央制御室から水系（可搬型）による原子炉注水にの遠隔操作により逃がし安全弁（自動減圧機能）7 弁を手動開放し，原子炉減圧移行する。
を実施する。
逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作に必要な計装設備は，原子炉圧力等である。
原子炉水位が燃料有効長頂部に到達した場合は炉心損傷がないことを継続的に確認する。
炉心損傷がないことを継続的に確認するために必要な計装設備は，格納容器雰
囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ，Ｓ／Ｃ）である。
ｈ．原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（可搬型））
逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧により，原子炉圧力が可搬型
代替注水大型ポンプの吐出圧力を下回ると，原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復したことを確認する。原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持する。また，原
子炉圧力の低下により原子炉隔離時冷却系が停止したことを確認する。
3／53

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（長期ＴＢ）
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東海第二発電所

備考

原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（可搬型））に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域，燃料域），低圧代替注水系原子炉注水流量等である。
ｉ．タンクローリによる燃料補給操作
タンクローリにより可搬型設備用軽油タンクから可搬型代替注水大型ポンプに燃料補給を実施する。

d. 直流電源切替え
原子炉隔離時冷却系で使用している直流電源の枯渇を防止するため，事象発生から8 時間経過するまでに所内蓄電式直流電源設備切替え（蓄電池 A から蓄電池 A-2 に切り替え）を実施する。事象発生から，19 時間経過するまでに所内蓄電式直流電源
設備切替え（蓄電池 A-2 から AM 用直流 125V 蓄電池に切り替え）を実施することにより 24 時間にわたって直流電源の供給を行う。なお，所内蓄電式直流電源設備の切替え操作を実施する際には，時間的裕度を確保するため，原子炉水位高（レベル 8）近傍まで原子炉水位を上昇させた後，原子炉隔離時冷却系を停止し，切替え操作を実施する。
e. 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱
崩壊熱除去機能を喪失しているため，格納容器圧力及び温度が上昇する。
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱の準備として，原子炉格納容器一次隔離弁を原子炉建屋内の原子炉区域外からの人力操作により開する。
格納容器圧力が 0.31MPa[gage]に到達した場合，原子炉格納容器二次隔離弁を原子
炉建屋内の原子炉区域外からの人力操作によって中間開操作することで，格納容器圧
力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施する。
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力等である。
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施している間に炉心損傷していないことを確認するために必要な計装設備は，格納容器内雰囲気放射線レベル等である。
サプレッション・チェンバ側からの格納容器圧力逃がし装置等のベントラインが水
没しないことを確認するために必要な計装設備は，サプレッション・チェンバ・プー
ル水位である。

ｊ．直流電源の負荷切離操作
早期の電源回復不能の確認後，中央制御室内及び現場配電盤にて所内常設直流 ・直流電源の枯渇防止のため，柏崎 6/7
電源設備の不要な負荷の切離しを実施することにより 24 時間後までの蓄電池に
号では直流電源設備の切り替え，東よる直流電源供給を確保する。
海第二では，直流電源の負荷切離しを実施する。
・東海第二では，不要負荷の切り離し時に RCIC の停止は不要

ｋ．可搬型代替注水大型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却
全交流動力電源喪失に伴い崩壊熱除去機能を喪失しているため，格納容器圧力 ・東海第二では，運転手順に従い，格
納容器圧力 279kPa[gage]到達時に及び雰囲気温度が上昇する。格納容器圧力が 279kPa[gage]に到達した場合又はド代替格納容器スプレイ冷却系（可搬ライウェル雰囲気温度が 171℃に到達した場合は，現場操作にて可搬型代替注水型）を用いた格納容器スプレイを実大型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却施する。
を実施する。また，同じ可搬型代替注水大型ポンプを用いて原子炉注水を継続する。
可搬型代替注水大型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却に必要な計装設備は，ドライウェル圧力，サプレッション・チ
ェンバ圧力，低圧代替注水系格納容器スプレイ流量，サプレッション・プール水位等である。

ｌ．常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作
外部電源喪失の確認後，中央制御室からの遠隔操作により常設代替高圧電源装置から緊急用母線を受電する。
常設代替高圧電源装置による緊急用母線受電操作に必要な計装設備は，緊急用
Ｍ／Ｃ電圧である。
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（長期ＴＢ）
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東海第二発電所備

考ｍ．常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電準備操作
早期の電源回復不能の確認後，中央制御室及び現場にて常設代替高圧電源装置
による非常用母線の受電準備操作を実施する。
ｎ．常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作
常設代替高圧電源装置による緊急用母線受電操作及び非常用母線の受電準備操作の完了後，中央制御室からの遠隔操作により常設代替高圧電源装置から緊急用
母線を介して非常用母線を受電する。
常設代替高圧電源装置による非常用母線受電操作に必要な計装設備は，Ｍ／Ｃ
２Ｃ（２Ｄ）電圧である。

f. 逃がし安全弁による原子炉急速減圧
常設代替交流電源設備による交流電源供給を確認後，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水の準備として，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系ポンプ 1 台を手動起動する。代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水の準備が完了した後，中央制御室からの遠隔操作によって逃がし安全弁 2 個を手動開操作し原子炉を急速減圧する。
原子炉急速減圧を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力である。

ｏ．残留熱除去系による原子炉注水及び格納容器除熱
常設代替高圧電源装置による非常用母線受電操作の完了後，残留熱除去系海水 ・東海第二では，運転手順に従い，常系の起動操作を実施する。その後，可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替
設代替高圧電源装置からの給電に注水系（可搬型）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）より残留熱除去系海水系を起動すによる格納容器冷却を停止し，残留熱除去系による原子炉注水及び格納容器除熱る。
を実施する。
・可搬型設備による原子炉注水及び格残留熱除去系による原子炉注水及び格納容器除熱に必要な計装設備は，原子炉
納容器スプレイは，RHR と配管を共水位（広帯域），残留熱除去系系統流量等である。
有している。このため，RHR インサ
ービス前に可搬型設備による注水を停止する運用としている。

g. 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による原子炉急速減圧により,原子炉圧力が残留熱除去系（低圧注水モード）の系統圧力を下回ると，原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復する。
残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を確認するために必要な計装設
備は，原子炉水位及び残留熱除去系系統流量である。
h. 残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）による原子炉格納容器除熱
原子炉水位を原子炉水位高（レベル 8）まで上昇させた後，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系を低圧注水モードから格納容器スプレイ冷却モード（ドライ
ウェル側のみ）に切り替えるとともに，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱が行われている場合は，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を停止する。
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）による原子炉格納容器除熱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。
i. 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（長期ＴＢ）
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東海第二発電所

備

考

残留熱除去系の低圧注水モードから格納容器スプレイ冷却モード（ドライウェル側のみ）への切替え後は，低圧代替注水系（常設）を用いて原子炉水位を原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。
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，復水補給水系流量（RHR A 系代替注水流量）等である。
ｐ．使用済燃料プールの冷却
使用済燃料プールの冷却を実施する。

以降，炉心冷却及び原子炉格納容器除熱は，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系により継続的に行う。

以降，残留熱除去系により原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持しつつ，原子炉注水の停止期間中に格納
容器除熱を実施する。

2.3.1.2 炉心損傷防止対策の有効性評価
7.1.3.1.2 炉心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，「1.2
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，「6.2
評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，外部電源喪失を起因事象とし，評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，外部電源喪失を起因事象とし，全ての非常用ディーゼル発電機等が機能喪失することで原子炉隔離時冷却系を除く全ての非常用ディーゼル発電機を喪失することで原子炉隔離時冷却系を除く注水機
注水機能が喪失する「外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（ＲＣＩＣ成功）」で能を喪失する「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）（蓄電池枯渇後 RCIC 停
ある。
止）
」である。
本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移，
本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，気液熱非平燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・対衡，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水向流，気液熱非平衡及び三次元効果，原子炉圧力容器における冷却材放出（臨界流・位変化）・対向流，三次元効果，原子炉圧力容器における沸騰・凝縮・ボイド率変化，
差圧流），沸騰・凝縮・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・対向流及びＥＣＣＳ
気液分離（水位変化）
・対向流，冷却材放出（臨界流・差圧流），ECCS 注水（給水系・注水（給水系及び代替注水設備含む）並びに格納容器における格納容器各領域間の代替注水設備含む）並びに原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材
流動，気液界面の熱伝達，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，スプレイ冷却及びサとの熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷却，格納容器ベント，サプレッション・プール冷却が重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価
プレッション・プール冷却が重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価すすることが可能である長期間熱水力過渡変化解析コードＳＡＦＥＲ及びシビアアクることが可能である長期間熱水力過渡変化解析コード SAFER，シビアアクシデント総
シデント総合解析コードＭＡＡＰにより，原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温合解析コード MAAP により原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温度，格納容器圧力，度，格納容器圧力，格納容器雰囲気温度等の過渡応答を求める。
格納容器温度等の過渡応答を求める。
なお，本有効性評価では，ＳＡＦＥＲコードによる燃料被覆管温度の評価結果は， ・東海第二では燃料被覆管温度の評価
結果が破裂判断基準に対して十分
ベストフィット曲線の破裂判断基準に対して十分な余裕があることから，燃料被覆な余裕があることからＣＨＡＳＴ
管温度が高温となる領域において，燃料棒やチャンネルボックスの幾何学的配置を
Ｅコードによる詳細評価は実施し考慮した詳細な輻射熱伝達計算を行うことで燃料被覆管温度をＳＡＦＥＲコードよないことを明記しているが，本事故
りも低めに評価するＣＨＡＳＴＥコードは使用しない。
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
シーケンスで使用する解析コード
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に違いはない。
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，本重要事故シ与える影響及び操作時間余裕を評価する。
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作時間余裕を評価する。
6／53

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（長期ＴＢ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機(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 7.1.3.1－2
表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
a. 事故条件(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，外部電源を喪失するものとする。
(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。起因事象として，外部電源を喪失するものとしている。
b. 重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号
原子炉スクラムは，タービン蒸気加減弁急速閉信号によるものとする。

東海第二発電所

備考(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する主要な解析条件を第 2.3.1-2 表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
ａ．事故条件(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，外部電源が喪失するものとする。
(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等の機能喪失を想定し，全交流動力電源が喪失するものとする。
(c) 外部電源起因事象として，外部電源が喪失することを想定している。

ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム
原子炉水位低下を厳しくする観点で，外部電源喪失に伴うタービン蒸気加減
弁急閉信号及び原子炉保護系電源喪失による原子炉スクラムについては保守的に考慮せず，原子炉水位低（レベル３）信号により原子炉スクラムするものとする。
(b) 主蒸気隔離弁
主蒸気隔離弁は，外部電源喪失により制御電源である原子炉保護系電源が喪失し，閉止するものとする。

(b) 原子炉隔離時冷却系
原子炉隔離時冷却系は，原子炉水位低（レベル 2）で自動起動し，182m3/h（8.12～1.03MPa[dif]において）の流量で注水するものとする。

(c) 再循環ポンプ
再循環ポンプは，外部電源喪失により駆動電源が喪失し，全台停止するものとする。

(c) 逃がし安全弁
逃がし安全弁の逃がし弁機能にて，原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を抑えるものとする。また，原子炉減圧には自動減圧機能付き逃がし安全弁（2 個）を使用するものとし，容量として，1 個あたり定格主蒸気流量の約 5%を処理するものとする。

(d) 逃がし安全弁
逃がし安全弁（安全弁機能）にて原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力 ・東海第二では，原子炉圧力が高めに上昇を抑制するものとする。また，原子炉減圧には，逃がし安全弁（自動減圧維持され，原子炉減圧操作時に原子炉圧力が所定の圧力に到達するま機能）7 弁を使用するものとし，容量として，1 弁当たり定格主蒸気流量の約 6％での時間が遅くなるため，事象発生を処理するものとする。
初期において高圧注水機能が喪失（添付資料 2.3.1.1）
7／53

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（長期ＴＢ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備考(e) 原子炉隔離時冷却系
原子炉水位異常低下（レベル２）信号により自動起動し，136.7m３／h（原子し低圧注水機能を用いて原子炉注水を実施する事故シーケンスにお※炉圧力 1.04～7.86MPa[dif] において）の流量で原子炉へ注水するものとする。 いては，評価項目に対して厳しい条件となる安全弁機能を設定してい原子炉水位が原子炉水位高（レベル８）設定点まで回復した以降は，原子炉水る。
位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の範囲に維持する。また，原子炉減圧時の可搬型代替注水大型ポンプを用いた低 ・設備設計の違い(d) 残留熱除去系（低圧注水モード）
残留熱除去系（低圧注水モード）は事象発生から 24 時間後に手動起動し，954m3/h（0.27MPa[dif]において）の流量で注水するものとする。

圧代替注水系（可搬型）による原子炉水位回復性能を確認する観点で，原子炉減圧操作と同時に注水を停止する。
※：MPa[dif]…原子炉圧力容器と水源との差圧（以下同様）(e) 残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）
逃がし安全弁による原子炉減圧後，原子炉水位を原子炉水位高（レベル 8）まで上昇させた後に手動起動し，954m3/h にて原子炉格納容器内にスプレイするものとする。
また，伝熱容量は，熱交換器 1 基あたり約 8MW（サプレッション・チェンバ・プール
水温 52℃，海水温度 30℃において）とする。

(f) 残留熱除去系（低圧注水系）
残留熱除去系（低圧注水系）ポンプ 1 台を使用するものとし，非常用母線の受電が完了した後に手動起動し，0～1,676m３／h（0～1.55MPa[dif]において）の流量で原子炉へ注水するものとする。なお，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持しつつ，原子炉注水の停止期間中に格納容器スプレイを実施するものとする。

(f) 低圧代替注水系（常設）
残留熱除去系の低圧注水モードから格納容器スプレイ冷却モード（ドライウェル側のみ）への切替え後に，約 90m3/h にて崩壊熱相当量で原子炉注水し，その後は炉心を冠水維持する。
(g) 格納容器圧力逃がし装置等
格納容器圧力逃がし装置等により，格納容器圧力 0.62MPa[gage]における最大排出流量 31.6kg/s に対して，原子炉格納容器二次隔離弁の中間開操作（流路面積 70%開※
1）にて原子炉格納容器除熱を実施する。
※1 操作手順においては，原子炉格納容器除熱は原子炉格納容器二次隔離弁を流路
面積 70%相当で中間開操作するが，格納容器圧力の低下傾向を確認できない場合は，増開操作を実施する。なお，耐圧強化ベント系を用いた場合は，格納容器圧力逃がし装置を用いた場合と比較して，排出流量は大きくなり，格納容器圧力の低下傾向は大きくなることから，格納容器圧力逃がし装置を用いた場合の条件に包絡される。
(h) 代替原子炉補機冷却系
伝熱容量は約 23MW（サプレッション・チェンバ・プール水温 100℃，海水温度 30℃
において）とする。

(g) 低圧代替注水系（可搬型）
可搬型代替注水大型ポンプ 1 台を使用するものとし，注水流量は，原子炉注
水のみを実施する場合は，機器設計上の最小要求値である最小流量特性（注水流量：0～110m３／h，注水圧力：0～1.4MPa[dif]）とし，原子炉注水と格納容器
スプレイを同時に実施する場合は，50m３／h（一定）を用いるものとする。また，
原子炉水位が原子炉水位高（レベル８）設定点まで回復した以降は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の範囲に維持する。
(h) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）
低圧代替注水系（可搬型）と同じ可搬型代替注水大型ポンプ 1 台を使用するものとし，スプレイ流量は，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇を抑制可能な流量を考慮し，130m３／h（一定）を用いるものとする。また，サプレッション・
チェンバ圧力が 217kPa[gage]に到達した場合に停止し，279kPa[gage]に到達した場合に再開する。
(i) 残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）
残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水を停止している期間に 1.9×10
３t／h の流量で格納容器へスプレイするものとし，そのうち 95％をドライウェ
ルへ，5％をサプレッション・チェンバへ分配するものとする。なお，格納容器
スプレイ実施中に格納容器圧力が 13.7kPa[gage]に到達した時点でサプレッシ
8／53

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（長期ＴＢ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
c. 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」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 交流電源は 24 時間使用できないものとし，事象発生から 24 時間後に常設代替交
流電源設備によって供給を開始する。
(b) 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，格納容器圧力が0.31MPa[gage]に到達した場合に実施する。

東海第二発電所

備考ョン・プール冷却運転に切り替える。
伝熱容量は，熱交換器 1 基当たり約 43MW（サプレッション・プール水温度
100℃，海水温度 32℃において）とする。
ｃ．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。
(a) 交流動力電源は 24 時間使用できないものとし，事象発生から 24 時間後に常設代替高圧電源装置により非常用母線への給電を開始する。

(c) 逃がし安全弁による原子炉急速減圧操作は，事象発生から 24 時間後に開始する。
(d) 代替原子炉補機冷却系運転操作は，事象発生から 24 時間後に開始する。
(e) 代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）の起動操作は，事象発生から 24 時間後に開始する。
(f) 低圧代替注水系（常設）起動操作は，事象発生から 24 時間後に開始する。なお，
サプレッション・チェンバ・プール水位が真空破壊装置-1m に到達した場合，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を停止する。

(b) 所内常設直流電源設備は，事象発生から 1 時間経過するまでに中央制御室にて不要な負荷を切り離し，事象発生から 8 時間後に現場にて不要な負荷の切離しを実施する。
(c) 逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作（可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水）は，余裕時間を確認する観点で事象発生の 8 時間後に可搬型代替注水大型ポンプを用いた
低圧代替注水系（可搬型）の準備が完了するものとし，原子炉減圧操作に要する時間を考慮して，事象発生から 8 時間 1 分後に実施する。

(g) 代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）の起動操作は，事象発生から約 25 時間後に開始する。

(d) 可搬型代替注水大型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却は，サプレッション・チェンバ圧力が 279kPa[gage]に到達した場合に実施する。

(3) 有効性評価（敷地境界での実効線量評価）の条件
本重要事故シーケンスでは炉心損傷は起こらず，燃料被覆管の破裂も発生していな
いため，放射性物質の放出を評価する際は，設計基準事故時の評価手法を採用することで保守性が確保される。このため，敷地境界での実効線量評価に当たっては，発電用軽水型原子炉施設の安全評価に関する審査指針（原子力安全委員会 平成 2 年 8 月
30 日）に示されている評価手法を参照した。具体的な評価条件を以下に示す。
a. 事象発生時の原子炉冷却材中の核分裂生成物の濃度は，運転上許容される I-131 の最大濃度とし，その組成を拡散組成とする。これにより,事象発生時に原子炉冷却材中に存在するよう素は，I-131 等価量で約 1.3×1012Bq となる。
b. 原子炉圧力の低下に伴う燃料棒からの核分裂生成物の追加放出量は，I-131 について
は先行炉等での実測値の平均値に適切な余裕をみた値※2 である 3.7×1013Bq とし，その他の核分裂生成物についてはその組成を平衡組成として求め，希ガスについてはよう素の 2 倍の放出があるものとする。これにより，原子炉圧力の低下に伴う燃料棒からの追加放出量は，希ガスについてはガンマ線実効エネルギ 0.5MeV 換算値で約 9.9(e) 残留熱除去系による原子炉注水及び格納容器除熱は，常設代替高圧電源装置
による非常用母線の受電操作の完了後に残留熱除去系の起動操作に要する時間を考慮して，事象発生から 24 時間 10 分後に実施する。
・東海第二では，LOCA 時注水機能喪失において敷地境界外での実効線量評価を実施している。

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（長期ＴＢ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
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東海第二発電所

備

考

13×10 Bq，よう素については I-131 等価量で約 6.5×10 Bq となる。
※2 過去に実測された I-131 追加放出量から，全希ガス漏えい率（f 値）1mCi/s（3.7×107Bq/s）あたりの追加放出量を用いて算出している。全希ガス漏えい率が3.7×109Bq/s（100mCi/s）の場合，全希ガス漏えい率あたりの I-131 の追加放出量の平均値にあたる値は 1.4×1012Bq（37Ci）であり，6 号及び 7 号炉の線量評価で用いる I-131 追加放出量は，これに余裕を見込んだ 3.7×1013Bq（1000Ci）を条件としている。
（1Ci = 3.7×1010Bq）
出典元・「沸騰水型原子力発電所 事故時の被ばく評価手法について」（TLR-032）・「沸騰水型原子力発電所 事故時の被ばく評価手法について」（HLR-021）
c. 燃料棒から追加放出されるよう素のうち有機よう素は 4%とし，残りの 96%は無機よう素とする。
d. 燃料棒から追加放出される核分裂生成物のうち，希ガスはすべて瞬時に気相部に移行するものとする。有機よう素のうち，10%は瞬時に気相部に移行するものとし，残りは分解するものとする。有機よう素から分解したよう素及び無機よう素が気相部にキャリーオーバーされる割合は 2%とする。
e. 原子炉圧力容器気相部の核分裂生成物は，逃がし安全弁等を通して崩壊熱相当の蒸気に同伴し，原子炉格納容器内に移行するものとする。
この場合，希ガス及び有機よう素は全量が，無機よう素は格納容器ベント開始までに発生する崩壊熱相当の蒸気に伴う量が移行するものとする。
f. サプレッション・チェンバの無機よう素は，スクラビング等により除去されなかったものが原子炉格納容器の気相部へ移行するものとする。希ガス及び有機よう素については，スクラビングの効果を考えない。また，核分裂生成物の自然減衰は，格納容器ベント開始までの期間について考慮する。
g. 敷地境界における実効線量は，内部被ばくによる実効線量及び外部被ばくによる実効線量の和として計算し，よう素の内部被ばくによる実効線量は，主蒸気隔離弁閉止
後のよう素の内部被ばくによる実効線量を求める以下の式（1）で，また，希ガスのガンマ線外部被ばくによる実効線量は，放射性気体廃棄物処理施設の破損時の希ガスのガンマ線外部被ばくによる実効線量を求める以下の式（2）で計算する。
（1）
HI＝R ･ H∞ ･ χ/Q ･ QＩ ・・・・・・・・・・・・
3
R ：呼吸率（m /s）
呼吸率Ｒは，事故期間が比較的短いことを考慮し，小児の呼吸率（活動時）0.31m3/h
を秒当たりに換算して用いる。
H∞ ：よう素（I-131）を 1Bq 吸入した場合の小児の実効線量（1.6×10-7Sv/Bq）
χ/Q：相対濃度（s/m3）
QI ：事故期間中のよう素の大気放出量（Bq）（I-131 等価量－小児実効線量係数換算）
Hγ＝K ･ D/Q ･ Qγ ・・・・・・・・・・・・・
（2）
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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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東海第二発電所備考K ：空気吸収線量から実効線量当量への換算係数（K＝1Sv/Gy）
D/Q ：相対線量（Gy/Bq）
Qγ ：事故期間中の希ガスの大気放出量（Bq）（ガンマ線実効エネルギ 0.5MeV 換算値）
h. 大気拡散条件については，格納容器圧力逃がし装置を用いる場合は，格納容器圧力逃がし装置排気管からの放出，実効放出継続時間 1 時間の値として， 相対濃度（χ/Q）を 1.2×10-5（s/m3），相対線量（D/Q）を 1.9×10-19（Gy/Bq）とし，耐圧強化ベント系を用いる場合は，主排気筒放出，実効放出継続時間 1 時間の値として，相対濃度，相対線量（D/Q）は 1.2×10-19（Gy/Bq）とする。
（χ/Q）は 6.2×10-6（s/m3）
i. サプレッション・チェンバ内でのスクラビング等による除染係数は 10，格納容器圧
力逃がし装置による除染係数は 1,000，排気ガスに含まれるよう素を除去するためのよう素フィルタによる除染係数は 50 とする。
(4) 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圧力，原子炉水位（シュラウド内及びシュラ
ウド内外）※3，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量，原子炉圧力容器内の保有水量の推移を第 7.1.3.1－7 図から第 7.1.3.1－12 図に，燃料被覆管温度，高出力燃料集合体のボイド率及び炉心下部プレナム部のボイド率の推移を第 7.1.3.1－13 図から
第 7.1.3.1－15 図に，格納容器圧力，格納容器温度，サプレッション・チェンバ・プ
ール水位及び水温の推移を第 7.1.3.1－16 図から第 7.1.3.1－19 図に示す。
※3 シュラウド内は，炉心部から発生するボイドを含んだ二相水位を示しているため，シュラウド外の水位より，見かけ上高めの水位となる。一方，非常用炉心冷却系の起動信号となる原子炉水位計（広帯域）の水位及び運転員が炉心冠水状態において主に確認する原子炉水位計（広帯域・狭帯域）の水位は，シュラウド外の水位である
ことから，シュラウド内外の水位を併せて示す。なお，水位が有効燃料棒頂部付近となった場合には，原子炉水位計（燃料域）にて監視する。6 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド内を，7 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド外を計測している。
a. 事象進展
全交流動力電源喪失後，タービン蒸気加減弁急速閉信号が発生して原子炉がスクラ
ムし，また，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系が自動起動して原子炉水位は維持される。再循環ポンプについては，外部電源喪失により，事象発生とともに 10 台全てがトリップする。
所内蓄電式直流電源設備は，負荷切離しを行わずに 8 時間，その後は不要な負荷の切離し及び直流電源切替え（蓄電池 A から蓄電池 A-2）を実施し，加えて事象発生か(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圧力，原子炉水位（シュラウド内外水位）※，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量及び原子炉圧力容器内の保有水量の推移を第 2.3.1-4 図から第 2.3.1-8 図に，燃料被覆管温度，燃料被覆管最高温度発生
位置における熱伝達係数，燃料被覆管最高温度発生位置におけるボイド率，高出力燃料集合体のボイド率，炉心下部プレナム部のボイド率の推移及び燃料被覆管破裂が発生した時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係を第2.3.1-9 図から第 2.3.1-14 図に，格納容器圧力，格納容器雰囲気温度，サプレッション・プール水位及びサプレッション・プール水温度の推移を第 2.3.1-15 図から第2.3.1-18 図に示す。
※：炉心冷却の観点ではシュラウド内水位に着目し，運転員操作の観点ではシュ
ラウド外水位に着目するためシュラウド内外水位を合わせて示している。なお，シュラウド内は炉心部で発生するボイドを含む水位であることから，原子炉水位が低下する過程ではシュラウド外水位と比較して高めの水位を示す。
ａ．事象進展
・評価条件，運用・設備設計，事象進
全交流動力電源喪失後，原子炉スクラム，主蒸気隔離弁の閉止及び再循環ポン
展等に違いに起因する記載の相違
プの停止が発生し，原子炉水位が原子炉水位異常低下（レベル２）設定点に到達はあるが，実態として記載内容に違
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（長期ＴＢ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
ら 19 時間経過するまで直流電源切替え（蓄電池 A-2 から AM 用直流 125V 蓄電池）を実施し，更に 16 時間の合計 24 時間にわたり，重大事故等の対応に必要な設備に電源を供給する。この間，原子炉隔離時冷却系が原子炉水位低（レベル 2）での自動起動及び原子炉水位高（レベル 8）でのトリップを繰り返すことによって，原子炉水位は適切に維持される。
事象発生から 24 時間経過した時点で，常設代替交流電源設備による交流電源の供給を開始し，その後，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁 2 個を手動開することで，原子炉の急速減圧を実施し，原子炉減圧後に残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を開始する。原子炉の急速減圧を開始すると，原子炉冷却材の流出により原子炉水位は低下するが，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉
注水が開始され,原子炉水位が回復する。
崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することで，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇する。
そのため，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を行う。原子炉格納容器除熱は，事象発生から約 16 時間経過した時点で実施する。なお，原子炉格納容器除熱時のサプレッション・チェンバ・プール水位は，真空破壊装置（約 14m）及びベントライン（約 17m）に対して，十分に低く推移するため，真空破壊装置の健全性は維持される。この点と，蒸気の流入によってサプレッション・チェンバ・プール水
温が上昇することを考慮し，その確実な運転継続を確保する観点から，原子炉隔離時
冷却系の水源は復水貯蔵槽とする。常設代替交流電源設備による電源供給を開始した
後は，ベントラインを閉じて，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を行うものとする。

b. 評価項目等
燃料被覆管の最高温度は，第 7.1.3.1－13 図に示すとおり，初期値をわずかに上回
る約 311℃となるが，1,200℃以下となる。また，燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1%以下であり，15%以下となる。
原子炉圧力は，第 7.1.3.1－7 図に示すとおり，逃がし安全弁の作動により，約7.52MPa[gage]以下に抑えられる。原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力は，原
子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（高々約 0.3MPa）を考慮しても，約7.82MPa[gage]以下であり，最高使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を十分下回る。
また，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することによって，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇するが，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を行うことによって，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度の最大値は，約 0.31MPa[gage]
及び約 144℃に抑えられ，原子炉格納容器の限界圧力及び限界温度を下回る。第東海第二発電所
すると，原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉への注水が開始されることで，原子炉水位は維持される。
所内常設直流電源設備は，事象発生から 1 時間経過するまでに中央制御室にて，事象発生から 8 時間後に現場にて不要な負荷の切離しを実施することにより，24
時間にわたり重大事故等の対応に必要な設備に電源を供給可能である。
（添付資料 2.3.1.2）
事象発生の 8 時間後に可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の準備が完了した時点で，逃がし安全弁（自動減圧機能）7 弁による原子炉減圧を実施する。逃がし安全弁（自動減圧機能）開放による蒸気流出によって原子炉水位が一時的に低下するが，可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替
注水系（可搬型）による原子炉注水が開始されることで原子炉水位は回復し，炉心の冷却は維持される。なお，原子炉隔離時冷却系は，原子炉減圧と同時に停止する想定とする。
（添付資料 2.3.1.3）
事象発生から 24 時間後に常設代替高圧電源装置による非常用母線への交流動力電源供給を開始し，その後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）を起動し，原子炉注水を開始することで，その後も炉心の冷却は維持される。
また，全交流動力電源喪失に伴い崩壊熱除去機能が喪失しているため，原子炉圧力容器内で発生した蒸気が逃がし安全弁を介して格納容器内に放出されることで，格納容器圧力及び雰囲気温度は徐々に上昇する。このため，事象発生の約 13 時間
後にサプレッション・チェンバ圧力が 279kPa[gage]に到達した時点で，可搬型代
替注水大型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却を開始し，事象発生の 24 時間後に交流動力電源が復旧した時点で残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系又はサプレッション・プール水冷却系）による格
納容器除熱を開始することで，格納容器圧力及び雰囲気温度は安定又は低下傾向
となる。

備

考

いはない。

ｂ．評価項目等
燃料被覆管温度は，第 2.3.1-9 図に示すとおり，可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水により原子炉水位が回復するまでの間に一時的に上昇するが，初期値（約 309℃）以下にとどまることから，評価項目である 1,200℃を下回る。燃料被覆管の最高温度は，高出力燃料集合体で発生している。また，燃料被覆管の酸化量は，酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1％以下であり，評価項目である 15％を下回る。
原子炉圧力は，第 2.3.1-4 図に示すとおり，逃がし安全弁（安全弁機能）の作動により，約 8.16MPa[gage]以下に維持される。このため，原子炉冷却材圧力バ
ウンダリにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（0.3MPa
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（長期ＴＢ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
7.1.3.1－8 図に示すとおり，原子炉隔離時冷却系による注水継続により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，約 16 時間後に格納容器圧力逃がし装置等
による原子炉格納容器除熱を開始し，さらに代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を実施することで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。
格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント時の敷地境界での実効線量の評価
結果は約 9.9×10-3mSv であり，5mSv を下回る。また，耐圧強化ベント系による格納容器ベント時の敷地境界での実効線量の評価結果は約 4.9×10-2mSv であり，5mSv を下回る。いずれの場合も周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはない。本評価では，「6.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目及び周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えないことについて，対策の有効性を確認した。

東海第二発電所

備考程度）を考慮しても，約 8.46MPa[gage]以下であり，評価項目である最高使用圧
力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を下回る。
格納容器圧力は，第 2.3.1-15 図に示すとおり，全交流動力電源喪失に伴い崩壊熱除去機能が喪失しているため，原子炉で発生した蒸気が格納容器内に放出されることによって，事象発生後に上昇傾向が継続するが，可搬型代替注水大型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却及び残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系又はサプレッション・プール水冷却系）による格納容器除熱により低下傾向となる。事象発生の約 13 時間後に最高値の約0.28MPa[gage]となるが，格納容器バウンダリにかかる圧力は，評価項目である最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa[gage]）を下回る。格納容器雰囲気温度は，第 2.3.1-16
図に示すとおり，事象発生の約 23 時間後に最高値の約 141℃となり，以降は低下傾向となっていることから，格納容器バウンダリにかかる温度は，評価項目である 200℃を下回る。
第 2.3.1-5 図に示すように，原子炉隔離時冷却系及び可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水を継続することで，炉心の冠水状態が維持され，炉心冷却が維持される。また，第 2.3.1-15 図及び第2.3.1-16 図に示すように，事象発生の約 24 時間後に，残留熱除去系による原子炉注水及び格納容器除熱を実施することで，高温停止での安定状態が確立する。
（添付資料 2.3.1.4）
安定状態が確立した以降は，原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系を起動し，また，機能喪失している設備の復旧に努めるとともに，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）により冷温停止状態とする。
以上により，本評価では，「1.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目について，対策の有効性を確認した。

7.1.3.1.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
2.3.1.3 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は，運転員等操作時間
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のとする。
る。
全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）では，全交流動力電源喪失後，原子本重要事故シーケンスでは，全交流動力電源の喪失後，原子炉隔離時冷却系が設計
炉隔離時冷却系が自動起動し，設計基準事故対処設備として期待する期間は運転を継基準事故対処設備として期待する期間を超えることで蓄電池の枯渇により機能喪失
続するものの，その期間を超えた後に蓄電池の直流電源供給能力が枯渇して原子炉隔し原子炉注水機能が喪失する。また，全交流動力電源喪失に伴い，崩壊熱除去機能も離時冷却系に期待できなくなることが特徴である。また，不確かさの影響を確認する
喪失する。このため，直流電源の負荷切離操作を実施すること，逃がし安全弁（自動運転員等操作は，事象発生から 12 時間程度までの短時間に期待する操作及び事象進減圧機能）による原子炉減圧を実施すること，可搬型代替注水大型ポンプを用いた原展に有意な影響を与えると考えられる操作として，所内蓄電式直流電源設備切替え操
子炉注水及び格納容器冷却を実施すること並びに交流動力電源の復旧後に残留熱除作（A→A-2），格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作，所内蓄電去系による原子炉注水及び格納容器除熱を実施することが特徴である。よって，不確式直流電源設備切替え操作（A-2→AM）及び代替原子炉補機冷却系運転操作とする。
かさの影響を確認する運転員等操作は，事象進展に有意な影響を与えると考えられる
操作及び事象発生から 12 時間程度までの短時間に期待する操作として，直流電源の13／53

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（長期ＴＢ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所備

考

負荷切離操作，逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作（可搬型代替注
水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水），可搬型代替注
水大型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却並
びに残留熱除去系による原子炉注水及び格納容器除熱とする。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「6.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。

(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実施する重要現象は，「1.7
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価を以下に示す。

a. 運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは，炉心が冠水維持する場合では燃料被覆管温度は上昇しないため不確かさは小さい。操作手順（原子炉
減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移及び気液熱非平衡の不確かさとして，
解析コードは実験結果の燃料被覆管温度に比べて最大 50℃程度高めに評価することから，解析結果は燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価する可能性がある。よって，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きくなることで，燃料被覆管温度は低くなるが，事象初期の原子炉注水は原子炉隔離時冷却系の自動起動により確保され，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，燃料被覆管温度を高めに評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなるが，事象初期の原子炉注水は原子炉隔離時冷却系の自動起動により確保され，燃料被覆管
温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導並びに気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析において区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程
度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向が確認されているが，ＢＷＲの格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系
においては不確かさが小さくなるものと推定され，全体としては格納容器圧力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，格納容器圧力及び雰囲気
温度を操作開始の起点とする可搬型代替注水大型ポンプを用いた代替格納容器ス
プレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却に係る運転員等操作時間に与える影
響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，ＣＳＴＦ実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいことから，格納容器圧力及び雰囲気温度を操作開始の起点としている可搬型代替注水
大型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却

炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，解析結果は燃料被覆管酸化を大きく評価する可能性がある。
よって，実際の燃料被覆管温度は低くなり，原子炉水位挙動に影響を与える可能性があるが，操作手順（原子炉減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）
は HDR 実験解析では区画によって格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認した不確かさ
は小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できていることから，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている格納容器圧力逃がし装置等に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいことから，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている格納容器圧力逃がし装置等に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（長期ＴＢ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所備

考に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
（添付資料 2.3.1.5）
b. 評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，炉心が冠水維持される実験解析
では燃料被覆管温度をほぼ同等に評価する。有効性評価解析においても，原子炉水位は有効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心は冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値をわずかに上回る約 311℃となることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは燃料被覆管の酸化について，酸化量及び酸化反応に伴う発熱量に保守的な結果を与え，燃料被覆管温度を高めに評価するが，原子炉水位は有効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心は冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値をわずかに上回る
約 311℃となることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。原子炉格
納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）は HDR 実
験解析では区画によって格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認した不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF
実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移及び気液熱非平衡の不確かさとして，
解析コードは実験解析において熱伝達モデルの保守性により燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評価解析においても燃料被覆管温度を高めに評価することか
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。ただし，炉心部の冠
水がおおむね維持される本事故シーケンスでは，この影響は小さいと考えられる。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，燃料被覆管温度を高く評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導並びに気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析において区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程
度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向が確認されているが，ＢＷＲの格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系
においては不確かさが小さくなるものと推定され，全体としては格納容器圧力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，評価項目となるパラメー
タに与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，ＣＳＴＦ実験解析により格納容器雰囲気温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料 2.3.1.5）(2) 解析条件の不確かさの影響評価
a. 初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 7.1.3.1－2 表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，解析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。

(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 2.3.1-2 表に示すとおりであり，これらの条件設定を設計値等の最確条件とした場合の影響を評価する。解析条件の設定にあたっては，設計値を用いるか又は評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるよう保守的な設定をしていることから，
この中で事象進展に有意な影響を与える可能性がある項目について，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
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確条件は約 42kW/m
以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，操作手順（原子炉減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／m に対して最確条件は約 33～41kW／m であり，最確条件とした場合は燃料被覆管温度の上昇が緩和されるが，事象初期の原子炉注水は原子炉隔離時冷却系の自動起動
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（長期ＴＢ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び温度の上昇が遅くなるが，操作手
順（格納容器圧力に応じて格納容器ベントを実施すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力及び格
納容器温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，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。
機器条件の残留熱除去系（低圧注水モード）及び低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整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
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確条件は約 42kW/m
以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，原子炉水位は有効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心は冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値をわずかに上回る約 311℃となることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなり，格納容器圧力及び温度の上昇は遅くなるが，格納容器圧力及び温度の上昇は格納容器ベントにより抑制されることから，評価項目となるパラメー
タに与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力及び格
納容器温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目に与える影響は小さい。
機器条件の残留熱除去系（低圧注水モード）及び低圧代替注水系（常設）は，解析

東海第二発電所

備

考により確保され，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はない
ことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件で設定した燃焼度 33GWd／t に対して最確条件は 33GWd／t 以下であり，最確条件とした場合は崩壊熱がおおむ
ね小さくなるため，原子炉からサプレッション・プールに流出する蒸気量が減少することで，原子炉水位の低下は遅くなるが，事象初期の原子炉注水は原子炉隔離時冷却系の自動起動により確保されることから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，同様に格納容器圧力及び雰囲気温度並びにサプレッション・プール水位及びサプレッション・プール水温度の上昇が遅くなり，これらのパラメータを操作開始の起点とする運転員等操作の開始時間は遅くなる。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量及びドライウェル雰囲気温度
は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，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。
機器条件の低圧代替注水系（可搬型）及び残留熱除去系（低圧注水系）は，最確条件とした場合，おおむね注水開始後の原子炉水位の回復が早くなり，炉心冠水後の原子炉水位の維持操作の開始が早くなるが，原子炉減圧から水位回復までの原子炉水位を継続監視している期間の流量調整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。
（添付資料 2.3.1.5）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／m に対して最確条件は約 33～41kW／m であり，最確条件とした場合は燃料被覆管温度の上昇が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。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件で設定した燃焼度 33GWd／t に対して最確条件は 33GWd／t 以下であり，最確条件とした場合は崩壊熱がおおむ
ね小さくなり，原子炉からサプレッション・プールに流出する蒸気量が減少することで，原子炉水位の低下は緩和される。また，同様に格納容器圧力及び雰
囲気温度並びにサプレッション・プール水位及びサプレッション・プール水温度の上昇は遅くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量及びドライウェル雰囲気温度
は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，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。
機器条件の低圧代替注水系（可搬型）及び残留熱除去系（低圧注水系）は，
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（長期ＴＢ）
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条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復が早くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

最確条件とした場合，おおむね注水開始後の原子炉水位の回復が早くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
（添付資料 2.3.1.5）

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。

ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が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する。
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
操作条件の所内蓄電式直流電源設備切替え操作（A→A-2）は，解析上の操作開始時
間として事象発生から 8 時間経過するまでを設定している。運転員等操作時間に与える影響として，本操作は停電切替え操作であり，負荷である原子炉隔離時冷却系の停止操作が必要となることから，原子炉水位の状況により切替え操作の操作開始時間は変動する可能性があるが，炉心は冠水維持されることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，解析上の操作開始時間として格納容器圧力 0.31MPa［gage］到達時を設定している。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，炉心損傷前の格納容器ベントの操作実施基準（格納容器圧力 0.31MPa［gage］）に到達するのは，事象発生の約
16 時間後であり，格納容器ベントの準備操作は格納容器圧力及び温度の上昇の傾向を監視しながらあらかじめ実施可能である。また，格納容器ベント操作も同様に格納容器圧力の上昇の傾向を監視しながらあらかじめ準備が可能である。よって，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間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も小さい。操作開始時間が遅れた場合においても，原子炉格納容器の限界圧力は 0.62MPa［gage］であることから，原子炉格納容器の健全性という点では問題とはならない。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室の運転員とは別に現場操作を行う運転員（現場）を配置しており，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
操作条件の所内蓄電式直流電源設備切替え操作（A-2→AM）は，解析上の操作開始
時間として事象発生から 19 時間経過するまでを設定している。運転員等操作時間に与える影響として，本操作は停電切替え操作であり，負荷である原子炉隔離時冷却系の停止操作が必要となることから，原子炉水位の状況により切替え操作の操作開始時
間は変動する可能性があるが，炉心は冠水維持されることから，運転員等操作時間に与える影響はない。操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，解析上の操作開始(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の直流電源の負荷切離操作（中央制御室）は，解析上の操作開始時
間として事象発生から 1 時間経過するまでを設定しており，直流電源の負荷切離操作（現場）は，解析上の操作開始時間として事象発生から 8 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，認知時間及び移動・操作所
要時間は，余裕時間を含めて設定していることから，実態の操作開始時間は解
析上の操作開始時間よりも若干早まる可能性がある。
操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作（可搬型代
替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水）は，解析上の操作開始時間として事象発生から 8 時間 1 分後を設定している。運転
員等操作時間に与える影響として，認知時間及び移動・操作所要時間は，余裕時間を含めて設定していることから，実態の操作開始時間は解析上の操作開始
時間より若干早まる可能性がある。
操作条件の可搬型代替注水大型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却は，解析上の操作開始時間としてサプレッショ
ン・チェンバ圧力 279kPa[gage]到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，不確かさ要因により操作開始時間に与える影響は小さく，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等となる。本操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く。
）の不確かさにより，操作開始時間は遅れる可能性があるが，並列して実施する場合がある原子炉水位の調整操作とは異なる運転員による対応が可能であることから，この他の操作に与える影響はない。
操作条件の残留熱除去系による原子炉注水及び格納容器除熱は，解析上の操
作開始時間として事象発生から 24 時間 10 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，認知時間及び移動・操作所要時間は，余裕時間を含めて設定していることから，実態の操作開始時間は解析上の操作開始時間より若干早まる可能性がある。
（添付資料 2.3.1.5）

備

考

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考時間として事象発生から 24 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，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
操作条件の所内蓄電式直流電源設備切替え操作（A→A-2）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は解析上の設定から変動する可能性がある
が，直流電源設備は原子炉注水等のサポート設備であり，操作開始時間が変動しても，枯渇しなければ評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，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は解析上の設定とほぼ同等である
ことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
操作条件の所内蓄電式直流電源設備切替え操作（A-2→AM）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は解析上の設定から変動する可能性がある
が，直流電源設備は原子炉注水等のサポート設備であり，操作開始時間が変動しても，枯渇しなければ評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，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は解析上の設定から早まり，格納容器圧力及び温度を早期に低下させ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。なお，常設代替交流電源設備からの受電を事象発生から 24 時間後に制限する
場合，代替原子炉補機冷却系運転操作開始時間のみが早まったとしても，常設代替交
流電源設備から受電する設備を運転できないため，評価項目となるパラメータに影響しない。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の直流電源の負荷切離操作は，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は解析上の操作開始時間より若干早まる可能性があるが，解析条件ではないことから，所定の時間までに実施することで，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作（可搬型代
替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水）は，運転員等操作時間に与える影響として，解析上の注水開始時間は余裕時間を含めて設定されており，実態の操作開始時間は解析上の操作開始時間より若干早まる可能性があるが，可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水に移行するまでの期間は原子炉隔離時冷却系により原子炉注水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ない。
操作条件の可搬型代替注水大型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却は，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は解析上の操作開始時間よりも遅くなる可能性があるが，この場合でもパラメータが操作実施基準に到達した時点で開始することで同等の効果が得られ，有効性評価解析における格納容器圧力の最大値に変わりがない
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。
操作条件の残留熱除去系による原子炉注水及び格納容器除熱は，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は解析上の操作開始時間よりも早くなる可能性があるが，この場合には，格納容器除熱の開始が早くなることで格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇は緩和され，評価項目となるパラメー
タに対する余裕は大きくなる。
（添付資料 2.3.1.5）(3) 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 (3) 操作時間余裕の把握ータに対して，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果を以下に示す。
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，そ操作条件の所内蓄電式直流電源設備切替え操作（A→A-2）については，原子炉水位の結果を以下に示す。
高（レベル 8）到達後に原子炉隔離時冷却系が停止した際に切替え操作を実施するが，操作条件の直流電源の負荷切離操作（中央制御室）は事象発生から 1 時間経過す
原子炉水位高（レベル 8）から有効燃料棒頂部まで原子炉水位が低下するには約 1 時
るまでに実施し，直流電源の負荷切離操作（現場）は事象発生から 8 時間後に実施
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（長期ＴＢ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
間以上あり，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作については，格納容器ベント開始までの時間は事象発生から約 16 時間あり，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。また，格納容器ベント操作開始時間が遅れる場合においても，格納容器圧力は 0.31MPa［gage］から上昇するが，格納容器圧力の上昇は緩やかであるため，原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa［gage］に至るまでの時間は，過圧の観点で厳しい「7.2.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温
破損）」においても事象発生約 38 時間後であり，約 20 時間以上の準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
操作条件の所内蓄電式直流電源設備切替え操作（A-2→AM）については，原子炉水位高（レベル 8）到達後に原子炉隔離時冷却系が停止した際に切替え操作を実施するが，原子炉水位高（レベル 8）から有効燃料棒頂部まで原子炉水位が低下するには約
1 時間以上あり，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については，事象想定として常設代替交
流電源設備からの受電を事象発生から 24 時間後としており，代替原子炉補機冷却系
運転開始までの時間は，事象発生から 24 時間あり，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。

東海第二発電所

備考するものであり，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作（可搬型代替注
水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水）は，可搬型代
替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の準備完了後に実施するものであり，評価上は余裕時間を確認する観点で事象発生の 8 時間後に準備が完了するものとしており，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
操作条件の可搬型代替注水大型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却は，事象発生の約 13 時間後に実施するものであり，低圧
代替注水系（可搬型）と同じ可搬型代替注水大型ポンプを使用し，評価上は余裕時間を確認する観点で可搬型代替注水大型ポンプの準備完了を事象発生の 8 時間後と想定しており，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
操作条件の残留熱除去系による原子炉注水及び格納容器除熱は，非常用母線の受電後に実施するものであり，評価上は事象発生の 24 時間後に非常用母線の受電が完了する想定としており，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
（添付資料 2.3.1.5）(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に (4) まとめ
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。
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
その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等をに与える影響，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。このほ
た。この結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影
か，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，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。
操作時間には時間余裕がある。
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。
7.1.3.1.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価
2.3.1.4 必要な要員及び資源の評価
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」におい (1) 必要な要員の評価て，6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策時における事象発生 10 時間までに必要な要事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）」の重大事故等対策に員は，「7.1.3.1.1(3) 炉心損傷防止対策」に示すとおり 28 名である。
「7.5.2 重大事
おける必要な初動対応要員は，「2.3.1（3）炉心損傷防止対策」に示すとおり 24 名
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 72であり，「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で示す運転員及び災害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 46 名であり，対策要員の 39 名で対処可能である。
発電所構
また，事象発生 2 時間以降に必要な招集要員は 6 名であり，発電所構外から 2 時
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。
間以内に招集可能な要員の 71 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「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」におい(2) 必要な資源の評価
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（長期ＴＢ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機て，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す。
a. 水源
原子炉隔離時冷却系，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 1,600m3 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と，合計約 3,200m3 の水が必要である。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約 1,700m3 及び淡水貯水池に約 18,000m3 の水を保有している。これにより，6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮しても，必要な水源は確保可能である。また，事象発生 12 時間以降に淡水貯水池の水を，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）により復水貯蔵槽へ給水することで，復水貯蔵槽を枯渇させることなく復水貯蔵槽を水源とした 7日間の注水継続実施が可能となる。ここで，復水貯蔵槽への補給の開始を事象発生 12時間後としているが，これは，可搬型設備を事象発生から 12 時間以内に使用できな
かった場合においても，その他の設備にて重大事故等に対応できるよう設定しているものである。
b. 燃料
常設代替交流電源設備による電源供給については，保守的に事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に 6 号及び 7 号炉において合計約 504kL の軽油が必要となる。可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への給水については，
保守的に事象発生直後からの可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の運転を想定すると，7日間の運転継続に号炉あたり約 15kL の軽油が必要となる。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）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。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643kL）。
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，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への給水，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
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 1,284kW，7 号炉で約 1,294kW 必要となるが，常設代替交流電源設備は

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備考

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）」において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1（2） 資源の評価条件」の条件にて評価を行い，以下のとおりである。
（添付資料 2.3.1.6）
ａ．水 源
可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注
水及び代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器スプレイについて
は，7 日間の対応を考慮すると合計約 2,130m３必要となる。
水源として，代替淡水貯槽に約 4,300m３，北側淡水池に 2,500m３及び高所淡水池に 2,500m３の水を保有している。これにより，水源が枯渇することなく，7 日間の対応が可能である。
（添付資料 2.3.1.7）

ｂ．燃 料
常設代替交流電源設備による電源供給については，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 352.8kL の軽油が必要となる。軽油貯蔵タン
クに約 800kL の軽油を保有していることから，常設代替交流電源設備による電源供給について，7 日間の継続が可能である。
可搬型代替注水大型ポンプによる原子炉注水等については，事象発生からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に約 36.6kL の軽油が必要となる。可搬型設備
用軽油タンクに約 210kL の軽油を保有していることから，可搬型代替注水大型ポンプによる原子炉注水等について，7 日間の継続が可能である。
（添付資料 2.3.1.8）

ｃ．電 源
常設代替交流電源設備の負荷については，重大事故等対策時に必要な負荷とし20／53

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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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，蓄電池の切替え等を行うことにより，事象発生後 24 時間の直流電源供給が可能である。

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備

考て約 4,165kW 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 台）の連続定格容量は 5,520kW であることから，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
また，蓄電池の容量については，交流動力電源が復旧しない場合を想定しても，不要な負荷の切離しを行うことにより，事象発生後 24 時間の直流電源の供給が可能である。
（添付資料 2.3.1.9）

7.1.3.1.5 結論
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」では， 2.3.1.5 結 論
全交流動力電源喪失後，原子炉隔離時冷却系が自動起動し，設計基準事故対処設備と事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）」では，全交流動力電
して期待する期間は運転を継続するものの，その期間を超えた後に蓄電池が枯渇して源喪失後，蒸気駆動の原子炉隔離時冷却系が自動起動し設計基準事故対処設備として原子炉隔離時冷却系が機能喪失することで，原子炉水位の低下により炉心が露出し，期待する期間は運転を継続するものの，その期間を超えた後に蓄電池の直流電源供給
炉心損傷に至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（外能力の枯渇により機能喪失し，原子炉へ注水する機能が喪失することで，原子炉水位部電源喪失＋DG 喪失）｣に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策として原子の低下が継続し，炉心損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ「全交炉隔離時冷却系等による原子炉注水手段，安定状態に向けた対策として残留熱除去系
流動力電源喪失（長期ＴＢ）」に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策とし（低圧注水モード）及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段，代替原子炉て所内常設直流電源設備，原子炉隔離時冷却系，可搬型代替注水大型ポンプを用いた補機冷却系を介した残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）による原子炉格納低圧代替注水系（可搬型）及び逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉注水手段
容器除熱手段及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱手段を整備を整備している。また，格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策としている。
して可搬型代替注水大型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）によ
事故シーケンスグループ｢全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）｣の重要事
る格納容器冷却手段及び常設代替高圧電源装置からの給電後の残留熱除去系（格納容故シーケンス「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）（蓄電池枯渇後 RCIC 停器スプレイ冷却系又はサプレッション・プール水冷却系）を用いた格納容器除熱手段
止）」について有効性評価を行った。
を整備している。
上記の場合においても，蓄電池の容量増強に伴う原子炉隔離時冷却系の長時間運事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）」の重要事故シーケン
転，残留熱除去系（低圧注水モード）及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水， ス「外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（ＲＣＩＣ成功）」について有効性評価
逃がし安全弁による原子炉減圧，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（格納を行った。
容器スプレイ冷却モード）による原子炉格納容器除熱，格納容器圧力逃がし装置等に
上記の場合においても，所内常設直流電源設備，原子炉隔離時冷却系，可搬型代替
よる原子炉格納容器除熱を実施することにより，炉心損傷することはない。
注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）及び逃がし安全弁（自動減圧機能）
その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力， による原子炉注水を継続し，可搬型代替注水大型ポンプを用いた代替格納容器スプレ
原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。また， イ冷却系（可搬型）による格納容器冷却及び常設代替高圧電源装置からの給電後の残安定状態を維持できる。
留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系又はサプレッション・プール水冷却系）を用い
なお，格納容器圧力逃がし装置等の使用による敷地境界での実効線量は，周辺の公た格納容器除熱を実施することで，炉心の著しい損傷を防止することができる。
衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはない。
その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力
解析コード及び解析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並びに格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。また，安定状態を維持することができる。
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。
解析コード及び解析条件の不確かさの影響について確認した結果，運転員等操作時
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，対策の結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
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21／53

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備考る。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
れた場合でも一定の余裕がある。
以上のことから，原子炉隔離時冷却系等による原子炉注水，格納容器圧力逃がし装重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び災害対策要員にて確保可能である。
置等による原子炉格納容器除熱等の炉心損傷防止対策は，選定した重要事故シーケン
また，必要な水源，燃料及び電源については，外部支援を考慮しないとしても，7 日スに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪間以上の供給が可能である。
失（外部電源喪失＋DG 喪失）」に対して有効である。
以上のことから，事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）」において，所内常設直流電源設備，原子炉隔離時冷却系，可搬型代替注水大型ポンプを用いた
低圧代替注水系（可搬型）及び逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉注水，可搬型代替注水大型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器
冷却並びに常設代替高圧電源装置からの給電による残留熱除去系（格納容器スプレイ冷
却系又はサプレッション・プール水冷却系）を用いた格納容器除熱の炉心損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンス
グループ「全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）」に対して有効である。

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考

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考・KK67 においては再冠水過程を示すた
めにシュラウド内のみの水位を示しているが，東海第二ではシュラウド内
外水位で再冠水過程を十分確認できるためシュラウド内のみの図は不要と判断した。

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東海第二発電所備考7.1.3.3 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電源喪失
2.3.2 全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
7.1.3.3.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策
2.3.2.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策(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（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）」に含まれる事 ・ＴＢＤとＴＢＵでは対策（高圧代替
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」
故シーケンスとしては，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり， 注水系，代替直流電源設備）及び事※に示すとおり，「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電源喪失」①「外部電源喪失＋直流電源失敗※＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＤ）」，②「外部電源象進展が同様であるため，東二では1である。
喪失＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＵ）」及び③「サポート系喪失（直流電源同じシーケンスグループとして整故障）＋（外部電源喪失＋）ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＵ）」である。
理している。
※1 全ての直流電源喪失により非常用ディーゼル発電機を起動できなくなることか※：直流電源失敗により非常用ディーゼル発電機の起動ができなくなる。
ら，「外部電源喪失＋直流電源喪失」により，必然的に全交流動力電源喪失となる。
(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心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炉心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（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）」は，原子炉の電源喪失」では，全交流動力電源喪失と同時に直流電源が喪失することを想定する。
出力運転中に全交流動力電源喪失に加えて，直流電源喪失又は原子炉隔離時冷却系
このため，直流電源喪失に伴い原子炉隔離時冷却系が機能喪失して原子炉注水がでの故障が重畳することを想定する。これに伴い，電動の原子炉注水機能及び原子炉
きず，逃がし安全弁による圧力制御に伴う蒸気流出により原子炉圧力容器内の保有隔離時冷却系が機能喪失することで全ての原子炉注水機能が喪失する。このため，水量が減少し，原子炉水位が低下することから，緩和措置がとられない場合には，原子炉圧力制御に伴い原子炉圧力容器内の蒸気が流出し，保有水量が減少すること
原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至る。
で原子炉水位が低下し，緩和措置が取られない場合には，原子炉水位の低下が継続
し，炉心が露出することで炉心損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，全交流動力電源が喪失した状態において，直流電本事故シーケンスグループは，全交流動力電源喪失に加えて，直流電源喪失又は源喪失により唯一の原子炉注水手段である原子炉隔離時冷却系が機能喪失したこと
原子炉隔離時冷却系の故障が重畳することにより，原子炉隔離時冷却系を含む全て
によって炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故等対の原子炉注水機能が喪失し，炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。この策の有効性評価には，直流電源及び交流電源の電源供給機能に加えて高圧注水機能ため，重大事故等対策の有効性評価には，直流電源及び交流動力電源の供給機能に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。
対する重大事故等対処設備並びに交流動力電源を必要としない重大事故等対処設備に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，常設代替直流電源設備から電源を以上により，本事故シーケンスグループでは，代替の直流電源供給機能及び交流給電した高圧代替注水系による原子炉注水によって 24 時間後まで炉心を冷却し，常動力電源が不要な代替の原子炉注水機能を用いた原子炉注水により原子炉水位を維設代替交流電源設備による給電及び残留熱除去系（低圧注水モード），低圧代替注水持し，その後，原子炉減圧を実施し可搬型の原子炉注水機能を用いて原子炉へ注水系（常設）による注水の準備が完了したところで逃がし安全弁の手動開操作によりすることによって炉心損傷の防止を図る。また，可搬型の格納容器冷却機能を用い原子炉を減圧し，原子炉減圧後に残留熱除去系（低圧注水モード）により炉心を冷て格納容器冷却を実施するとともに，代替の交流電源供給機能により交流動力電源
却することによって炉心損傷の防止を図る。また，代替原子炉補機冷却系を介したを復旧し，最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことによって除熱を行い格納容
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード），格納容器圧力逃がし装置及び耐圧強器破損の防止を図る。
化ベント系による原子炉格納容器除熱を実施する。
(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）」において，炉 ・東海第二では原子炉隔離時冷却系の1／32

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
電源喪失」における機能喪失に対して，炉心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，初期の対策として高圧代替注水系による原子炉注水手段を整備し，安定状態に向けた対策として，逃がし安全弁を開維持することで，低圧代替注水系（常設）による炉心冷却を継続する。また，原子炉格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード），格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱手段を整備する。
これらの対策の概略系統図を第 7.1.3.3－1 図から第 7.1.3.3－4 図に，手順の概要を第 7.1.3.3－5 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の関係を第 7.1.3.3－1 表に示す。
本事故シーケンスグループの重要事故シーケンスにおいて，事象発生 10 時間までの 6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 28 名である。その内訳は次のとおりである。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，運転操作対応を行う運転員 12 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は 5 名，緊急時対策要員（現場）は 8 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等を行うための参集要員 46 名である。必要な要員と作業項目について第 7.1.3.3－6 図に示す。

a. 全交流動力電源喪失及び原子炉スクラム確認※2
外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機が機能喪失※3 する。これにより所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となり，全交流動力電源喪
失に至る。
全交流動力電源喪失の発生により原子炉がスクラムする。同時に直流電源が機能喪失し，これによって原子炉隔離時冷却系が機能喪失することで，設計基準事故対
処設備の注水機能を全て喪失する。
※2 直流電源喪失時には平均出力領域モニタ等による原子炉スクラムの確認はできないが，直流電源が失われることで，スクラムパイロット弁が無励磁となるため原子炉のスクラムに至る。また，原子炉スクラムに失敗している場合には逃がし安全弁によるサプレッション・チェンバへの蒸気放出が頻繁に発生するため，その動作状況から原子炉スクラム失敗を推定できるものと考える。
※3 本事故シーケンスグループの重要事故シーケンスは「7.1.3.3.2 炉心損傷防止

東海第二発電所備

考心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
水源をサプレッション・プールとしとして常設代替直流電源設備，高圧代替注水系，可搬型代替注水大型ポンプを用いていることから，サプレッション・
た低圧代替注水系（可搬型）及び逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉注水
プール水温上昇により原子炉隔離手段を整備する。また，格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策
時冷却系の運転継続ができなくなとして，可搬型代替注水大型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型） る前に，交流電源に依存しない可搬による格納容器冷却手段及び常設代替高圧電源装置からの給電後の残留熱除去系型設備による原子炉注水を実施し，（格納容器スプレイ冷却系又はサプレッション・プール水冷却系）による格納容器
同じポンプを用いて格納容器スプ除熱手段を整備する。対策の概略系統図を第 2.3.2-1 図に，対応手順の概要を第レイも実施する。また，可搬型設備
2.3.2-2 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，重大事故による格納容器スプレイを実施す等対策における手順と設備との関係を第 2.3.2-1 表に示す。
ることから，交流電源の復旧を想定
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，必要な要員はする 24 時間後まで，格納容器圧力初動対応要員 24 名及び事象発生から 2 時間以降に期待する招集要員 6 名である。
は，格納容器ベント実施基準に到達
初動対応要員の内訳は，発電長 1 名，副発電長 1 名，運転操作対応を行う運転員
しない。
5 名，通報連絡等を行う災害対策要員 2 名及び現場操作を行う重大事故対応要員 15 ・プラント基数，設備設計及び運用の名である。
違いにより必要要員数は異なるが，招集要員の内訳は，燃料補給作業を行う重大事故等対応要員 2 名，可搬型代替注
タイムチャートにより要員の充足
水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水の流量調整を行性は確認される。
う重大事故等対応要員 2 名並びに可搬型代替注水大型ポンプを用いた代替格納容器 ・東海第二では招集要員は 2 時間以内
スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却の現場系統構成及び流量調整を行うに参集可能なことを確認している
重大事故等対応要員 2 名である。
ことから，2 時間以降に期待する評
必要な要員と作業項目について第 2.3.2-3 図に示す。
価としている。
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，初動対応要員 24 名及び招集要
員 6 名で対処可能である。
ａ．原子炉スクラム及び全電源喪失の確認
外部電源が喪失するとともに，直流電源喪失に伴い非常用ディーゼル発電機等が全て機能喪失する※１ことで全電源喪失となり，原子炉がスクラムしたことを確認する※２。また，早期の電源回復不能と判断する。全電源喪失に伴い原子炉隔離時冷却系を含む全ての設計基準事故対処設備の原子炉注水機能が喪失する。
原子炉スクラム及び全電源喪失の確認に必要な計装設備は，原子炉圧力（ＳＡ），
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧，Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧等である。
※１：直流電源喪失に伴い非常用ディーゼル発電機等の起動ができなくなる。
※２：直流電源喪失時には，平均出力領域計装等による原子炉スクラム確認はできないが，直流電源喪失に伴いスクラムパイロット電磁弁が無励磁となり原子炉スクラムが発生する。また，原子炉スクラムに失敗している場合は，炉心での蒸気発生量が多くなり圧力設定点の高い逃がし安全弁が作動し，また作動頻度も高くなることから，原子炉圧力（Ｓ2／32赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所対策の有効性評価」のとおり，「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電源喪失」であるが，全ての直流電源喪失により非常用ディーゼル発電機を起動できなくなることから，「外部電源喪失＋直流電源喪失」により，必然的に全交流動力電源喪失となる。

Ａ）を監視することで原子炉スクラムの成功／失敗を推定できるものと考える。

b. 高圧代替注水系による原子炉注水
高圧代替注水系による原子炉注水については，「7.1.3.2.1(3)b.高圧代替注水系による原子炉注水」と同じ。

ｂ．高圧代替注水系の起動操作
全電源喪失に伴う高圧注水機能喪失の確認後，高圧代替注水系に必要な負荷の電源切替えを実施し，中央制御室からの遠隔操作により，高圧代替注水系を起動する。
高圧代替注水系の起動操作に必要な計装設備は，高圧代替注水系系統流量である。

c. 早期の電源回復不能判断及び対応準備
直流電源喪失により各種制御電源を喪失し，中央制御室からの電源回復が困難となるため，早期の交流電源回復不可と判断する。これにより，常設代替交流電源設
備，代替原子炉補機冷却系，低圧代替注水系（常設）の準備を開始する。

備考

ｃ．原子炉水位の調整操作（高圧代替注水系）
高圧代替注水系の起動により，原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復した
ことを確認する。また，原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持する。
原子炉水位の調整操作（高圧代替注水系）に必要な計装設備は，原子炉水位（ＳＡ広帯域，ＳＡ燃料域），高圧代替注水系系統流量である。
ｄ．電源確保操作対応
・東海第二では，解析上考慮しない操早期の電源回復不能の確認後，直流電源の機能回復操作及び外部電源の機能回作も含め，手順に従い必ず実施する
復操作を実施する。
操作を記載
ｅ．可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の起動準備操作
全電源喪失に伴う低圧注水機能喪失の確認後，可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水準備を開始する。原子炉建屋内の現場操作にて原子炉注水に必要な系統構成を実施し，屋外の現場操作にて可搬型代替注水大型ポンプの準備，ホース敷設等を実施した後にポンプ起動操作を実施する。
ｆ．逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作
全電源喪失の確認後，逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作に必要な負荷の電源切替えを実施する。
サプレッション・プール水温度がサプレッション・プール熱容量制限（原子炉が高圧の場合は 65℃）に到達したことを確認し，可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の起動準備操作及び逃がし安全弁（自動減圧機能）に必要な電源の切替え操作が完了した後に，中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）7 弁を手動開放し，原子炉減圧を実施する。
3／32

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作に必要な計装設備は，原子炉圧力（ＳＡ）等である。
原子炉水位が燃料有効長頂部に到達した場合は炉心損傷がないことを継続的に確認する。
炉心損傷がないことを継続的に確認するために必要な計装設備は，格納容器雰
囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ，Ｓ／Ｃ）である。
ｇ．原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（可搬型））
逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧により，原子炉圧力が可搬型
代替注水大型ポンプの吐出圧力を下回ると，原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復する。原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持する。また，原子炉圧力の低下により高圧代替注水系が停止したことを確認する。
原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（可搬型））に必要な計装設備は，原子炉水位（ＳＡ広帯域，ＳＡ燃料域），低圧代替注水系原子炉注水流量である。
ｈ．タンクローリによる燃料補給操作
タンクローリにより可搬型設備用軽油タンクから可搬型代替注水大型ポンプに燃料補給を実施する。
d. 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱については，「7.1.3.1.1(3)e. 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱」と同じ。

ｉ．可搬型代替注水大型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却
全電源喪失に伴い崩壊熱除去機能が喪失しているため，格納容器圧力及び雰囲
気温度が上昇する。格納容器圧力が 279kPa[gage]に到達した場合又はドライウェ
ル雰囲気温度が 171℃に到達した場合は，可搬型代替注水大型ポンプを用いた代
替格納スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却を実施する。また，同じ可搬型代替注水大型ポンプを用いて原子炉注水を継続する。
可搬型代替注水大型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却に必要な計装設備は，ドライウェル圧力，サプレッション・チ
ェンバ圧力，低圧代替注水系格納容器スプレイ流量，サプレッション・プール水位等である。
ｊ．常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作
外部電源喪失の確認後，中央制御室からの遠隔操作により常設代替高圧電源装置から緊急用母線を受電する。
常設代替高圧電源装置による緊急母線受電操作に必要な計装設備は，緊急用Ｍ／Ｃ電圧である。

4／32

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所備

考ｋ．常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電準備操作
早期の電源回復不能の確認後，中央制御室及び現場にて常設代替高圧電源装置
による非常用母線の受電準備操作を実施する。
ｌ．常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作
常設代替高圧電源装置による緊急用母線受電操作及び非常用母線の受電準備操作の完了後，中央制御室からの遠隔操作により常設代替高圧電源装置から緊急用
母線を介して非常用母線を受電する。
常設代替高圧電源装置による非常用母線受電操作に必要な計装設備は，Ｍ／Ｃ
２Ｃ（２Ｄ）電圧である。
e. 逃がし安全弁による原子炉急速減圧
逃がし安全弁による原子炉急速減圧については，「7.1.3.1.1(3)f.逃がし安全弁による原子炉急速減圧」と同じ。
f. 残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水
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，「7.1.3.1.1(3)g.
残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水」と同じ。

ｍ．残留熱除去系による原子炉注水及び格納容器除熱
常設代替高圧電源装置による非常用母線受電操作の完了後，残留熱除去系海水系の起動操作を実施する。その後，可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替
注水系（可搬型）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却を停止し，残留熱除去系による原子炉注水及び格納容器除熱を実施する。
残留熱除去系による原子炉注水及び格納容器除熱に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域），残留熱除去系系統流量等である。

g. 残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）による原子炉格納容器除熱
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）による原子炉格納容器除熱については，「7.1.3.1.1(3)h. 残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）による原子炉格納容器除熱」と同じ。
h. 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
低圧代替注水系（ 常設） による原子炉注水については，「7.1.3.1.1(3)i. 低圧
代替注水系（常設）による原子炉注水」と同じ。
ｎ．使用済燃料プールの冷却
使用済燃料プールの冷却を実施する。
以降，残留熱除去系により原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持しつつ，原子炉注水の停止期間中に格納
容器除熱を実施する。

7.1.3.3.2 炉心損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法

2.3.2.2 炉心損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
5／32

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
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，外部電源喪失を起因事象とし，全ての直流電源を喪失することにより全ての非常用ディーゼル発電機及び全ての注
水機能を喪失する「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電源喪失」
である。

本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，気液熱非平衡，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分
離（水位変化）・対向流，三次元効果，原子炉圧力容器における沸騰・凝縮・ボイド
率変化，気液分離（水位変化）
・対向流，冷却材放出（臨界流・差圧流），ECCS 注水
（給水系・代替注水設備含む）並びに原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷却，格納容器ベント，サプレッション・プール冷却が重要現象となる。
よって，これらの現象を適切に評価することが可能である長期間熱水力過渡変化
解析コード SAFER，シビアアクシデント総合解析コード MAAP により原子炉圧力，原
子炉水位，燃料被覆管温度，格納容器圧力，格納容器温度等の過渡応答を求める。

また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故
シーケンスにおける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。
(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は第 7.1.3.2－
2 表と同じ。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条
件を以下に示す。
a. 事故条件(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，外部電源を喪失するものとする。
(b) 安全機能の喪失に対する仮定

東海第二発電所

備

考

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，外部電源喪失を起因事象とし，直流電源喪失に伴い全ての非常用ディーゼル発電機等及び全ての注水機能が喪失する「外部電源喪失＋直流電源失敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＤ）」である。なお，「外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＵ）」及び「サポート系喪失（直流
電源故障）（＋外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＵ）」は，全交
流動力電源喪失時に原子炉隔離時冷却系の機能喪失が重畳するという点で安全機能の喪失状態が同じであり，この代替として高圧代替注水系及び常設代替直流電源装置に期待するため重大事故等対策及び事象進展は同じとなる。
本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移，
燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・対向流，気液熱非平衡及び三次元効果，原子炉圧力容器における冷却材放出（臨界流・差圧流）,沸騰・凝縮・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・対向流及びＥＣＣＳ
注水（給水系及び代替注水系含む）並びに格納容器における格納容器各領域間の流動，気液界面の熱伝達，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，スプレイ冷却及びサプ
レッション・プール冷却が重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価することが可能である長期間熱水力過渡変化解析コードＳＡＦＥＲ及びシビアアクシ
デント総合解析コードＭＡＡＰにより，原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温度，
格納容器圧力，格納容器雰囲気温度等の過渡応答を求める。
なお，本有効性評価では，ＳＡＦＥＲコードによる燃料被覆管温度の評価結果は， ・東海第二では燃料被覆管温度の評価
ベストフィット曲線の破裂判断基準に対して十分な余裕があることから，燃料被覆結果が破裂判断基準に対して十分
管温度が高温となる領域において，燃料棒やチャンネルボックスの幾何学的配置をな余裕があることからＣＨＡＳＴ
考慮した詳細な輻射熱伝達計算を行うことで燃料被覆管温度をＳＡＦＥＲコードよ
Ｅコードによる詳細評価は実施しりも低めに評価するＣＨＡＳＴＥコードは使用しない。
ないことを明記しているが，本事故
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
シーケンスで使用する解析コード
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に違いはない。
与える影響及び操作時間余裕を評価する。
(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する主要な解析条件を第 2.3.2-2 表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
ａ．事故条件(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，外部電源が喪失するものとする。
(b) 安全機能の喪失に対する仮定
6／32

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
全ての直流電源が機能喪失するものとする。これにより，全ての非常用ディーゼ
ル発電機及び直流電源を制御電源としている原子炉隔離時冷却系が機能喪失するものとする。

東海第二発電所

備

考所内常設直流電源設備の機能喪失を想定する。これにより，全ての非常用ディーゼル発電機等及び直流電源を制御電源としている原子炉隔離時冷却系が機能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。起因事象として，外部電源を喪失するものとしている。

(c) 外部電源起因事象として，外部電源が喪失することを想定している。

b. 重大事故等対策に関連する機器条件
重大事故等対策に関連する機器条件は，「7.1.3.2.2(2)b. 重大事故等対策に関連する機器条件」と同じ。

ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム
原子炉水位低下を厳しくする観点で，外部電源喪失に伴うタービン蒸気加減
弁急閉信号及び原子炉保護系電源喪失による原子炉スクラムについては保守的に考慮せず，原子炉水位低（レベル３）信号により原子炉スクラムするものとする。
(b) 主蒸気隔離弁
主蒸気隔離弁は，外部電源喪失により制御電源である原子炉保護系電源が喪失し，閉止するものとする。
(c) 再循環ポンプ
再循環ポンプは，外部電源喪失により駆動電源が喪失し，全台停止するものとする。
(d) 逃がし安全弁
逃がし安全弁（安全弁機能）にて原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を抑制するものとする。また，原子炉減圧には，逃がし安全弁（自動減圧機能）（7 弁）を使用するものとし，容量として，1 弁当たり定格主蒸気流量の約 6％を処理するものとする。
(e) 高圧代替注水系
136.7m３／h（原子炉圧力 1.04～7.86MPa[dif] ※において）の流量で原子炉へ注水するものとする。原子炉水位が原子炉水位高（レベル８）設定点まで回復
した以降は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の範囲に維持する。また，原子炉減圧時の可搬型代替注水
大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉水位回復性能を確認する観点で，原子炉減圧操作と同時に注水を停止する。
※：MPa[dif]…原子炉圧力容器と水源との差圧（以下同様）

7／32

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
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東海第二発電所

備考(f) 残留熱除去系（低圧注水系）
残留熱除去系（低圧注水系）ポンプ 1 台を使用するものとし，非常用母線の受電が完了した時点で手動起動し，0～1,676m３／h（0～1.55MPa[dif]において）の流量で原子炉へ注水するものとする。なお，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持しつつ，原子炉注
水の停止期間中に格納容器スプレイを実施するものとする。
(g) 低圧代替注水系（可搬型）
可搬型代替注水大型ポンプ 1 台を使用するものとし，注水流量は，原子炉注
水のみを実施する場合は，機器設計上の最小要求値である最小流量特性（注水流量：0～110m３／h，注水圧力：0～1.4MPa[dif]）とし，原子炉注水と格納容器
スプレイを同時に実施する場合は，50m３／h（一定）を用いるものとする。また，
原子炉水位が原子炉水位高（レベル８）設定点まで回復した以降は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の範囲に維持する。
(h) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）
低圧代替注水系（可搬型）と同じ可搬型代替注水大型ポンプ 1 台を使用するものとし，スプレイ流量は，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇を抑制可能な流量を考慮し，130m３／h（一定）を用いるものとする。また，サプレッション・
チェンバ圧力が 217kPa[gage]に到達した場合に停止し，279kPa[gage]に到達した場合に再開する。
(i) 残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）
残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水を停止している期間に，1.9×
３
10 t／h の流量で格納容器へスプレイするものとし，そのうち 95％をドライウ
ェルへ，5％をサプレッション・チェンバへ分配するものとする。なお，格納容器スプレイ実施中に格納容器圧力が 13.7kPa[gage]に到達した時点でサプレッ
ション・プール冷却運転に切り替える。
伝熱容量は，熱交換器 1 基当たり約 43MW（サプレッション・プール水温度
100℃，海水温度 32℃において）とする。
c. 重大事故等対策に関連する操作条件
重大事故等対策に関連する操作条件は，「7.1.3.2.2(2)c. 重大事故等対策に関連する操作条件」と同じ。

ｃ．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。
(a) 交流動力電源は 24 時間使用できないものとし，事象発生から 24 時間後に常設代替高圧電源装置により非常用母線への給電を開始する。

8／32

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備考(b) 高圧代替注水系の起動操作は，状況判断及び高圧代替注水系の準備に要する時間を考慮して，事象発生 25 分後に実施するものとする。
(c) 逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作（可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水）は，余裕時間を確認する観点で 8 時間後に低圧代替注水系（可搬型）の準備が完了するものとし，原子炉減圧操作に要する時間を考慮して，事象発生から 8 時間 1 分
後に実施する。
(d) 可搬型代替注水大型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却は，サプレッション・チェンバ圧力が 279kPa[gage]に到達した場合に実施する。
(e) 残留熱除去系による原子炉注水及び格納容器除熱は，常設代替高圧電源装置
による非常用母線の受電操作の完了後に残留熱除去系の起動操作に要する時間を考慮して，事象発生から 24 時間 10 分後に実施する。
・東海第二では，本事故シーケンスグ
ループで格納容器圧力逃がし装置を使用しない。

(3) 有効性評価（敷地境界での実効線量評価）の条件
有効性評価（敷地境界での実効線量評価）の条件は，「7.1.3.1.2(3)有効性評価（敷地境界での実効線量評価）の条件」と同じ。
(4) 有効性評価の結果
有効性評価の結果は，「7.1.3.2.2(4) 有効性評価の結果」と同じ。

(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圧力，原子炉水位（シュラウド内外水位）※，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量及び原子炉圧力容器内の保有水量の推移を第 2.3.2-4 図から第 2.3.2-8 図に，燃料被覆管温度，燃料被覆管最高温度発生
位置における熱伝達係数，燃料被覆管最高温度発生位置におけるボイド率，高出力燃料集合体のボイド率，炉心下部プレナム部のボイド率の推移及び燃料被覆管破裂が発生した時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係を第2.3.2-9 図から第 2.3.2-14 図に，格納容器圧力，格納容器雰囲気温度，サプレッション・プール水位及びサプレッション・プール水温度の推移を第 2.3.2-15 図から第2.3.2-18 図に示す。
※：炉心冷却の観点ではシュラウド内水位に着目し，運転員操作の観点ではシュ
ラウド外水位に着目するためシュラウド内外水位を合わせて示している。なお，シュラウド内は炉心部で発生するボイドを含む水位であることから，原子炉水位が低下する過程ではシュラウド外水位と比較して高めの水位を示す。
ａ．事象進展9／32

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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東海第二発電所備

考

全電源喪失後，原子炉スクラム，主蒸気隔離弁の閉止及び再循環ポンプの停止が発生する。外部電源喪失及び直流電源喪失を確認した後，事象発生 25 分後に代替直流電源設備からの給電により高圧代替注水系を起動し，原子炉注水が開始されることで，原子炉水位は維持される。
代替直流電源設備は，事象発生から 24 時間にわたり重大事故等の対応に必要な設備に電源を供給可能である。
（添付資料 2.3.2.1）
事象発生の 8 時間後に可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の準備が完了した時点で，逃がし安全弁（自動減圧機能）7 弁による原子炉減圧を実施する。逃がし安全弁（自動減圧機能）開放による蒸気流出によって原子炉水位が一時的に低下するが，可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替
注水系（可搬型）による原子炉注水が開始されることで原子炉水位は回復し，炉心の冷却は維持される。なお，高圧代替注水系は，原子炉減圧と同時に停止する想定とする。
（添付資料 2.3.2.2）
事象発生から 24 時間後に常設代替高圧電源装置による非常用母線への交流動力電源供給を開始し，その後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）を起動し，原子炉注水を開始することで，その後も炉心の冷却は維持される。
また，全電源喪失に伴い崩壊熱除去機能が喪失しているため，原子炉圧力容器内で発生した蒸気が逃がし安全弁を介して格納容器内に放出されることで，格納容器圧力及び雰囲気温度は徐々に上昇する。このため，事象発生の約 13 時間後にサプレッション・チェンバ圧力が 279kPa[gage]に到達した時点で，可搬型代替注
水大型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却を開始し，事象発生の 24 時間後に交流動力電源が復旧した時点で残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系又はサプレッション・プール水冷却系）による格納容器除熱を開始することで，格納容器圧力及び雰囲気温度は安定又は低下傾向となる。
ｂ．評価項目等
燃料被覆管温度は，第 2.3.2-9 図に示すとおり，可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水により原子炉水位が回復するまでの間に一時的に上昇するが，初期値（約 309℃）以下にとどまることから，評価項目である 1,200℃を下回る。燃料被覆管の最高温度は，高出力燃料集合体で発生している。また，燃料被覆管の酸化量は，酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1％以下であり，評価項目である 15％を下回る。
原子炉圧力は，第 2.3.2-4 図に示すとおり，逃がし安全弁（安全弁機能）の作動により，約 8.16MPa[gage]以下に維持される。このため，原子炉冷却材圧力バ10／32

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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東海第二発電所備

考

ウンダリにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（0.3MPa程度）を考慮しても，約 8.46MPa［gage］以下であり，評価項目である最高使用
圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を下回る。
格納容器圧力は，第 2.3.2-15 図に示すとおり，全電源喪失に伴い崩壊熱除去機能が喪失しているため，原子炉圧力容器内で発生した蒸気が格納容器内に放出されることによって，事象発生後に上昇傾向が継続するが，可搬型代替注水大型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却及び残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系又はサプレッション・プール水冷却系）による格納容器除熱により低下傾向となる。事象発生の約 13 時間後に最高値の約0.28MPa[gage]となるが，格納容器バウンダリにかかる圧力は，評価項目である最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa[gage]）を下回る。格納容器雰囲気温度は，第 2.3.2-16
図に示すとおり，事象発生の約 24 時間後に最高値の約 141℃となり，以降は低下傾向となっていることから，格納容器バウンダリにかかる温度は，評価項目である 200℃を下回る。
第 2.3.2-5 図に示すように，高圧代替注水系及び可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水を継続することで，炉心の冠
水状態が維持され，炉心冷却が維持される。また，第 2.3.2-15 図及び第 2.3.2-16
図に示すように，事象発生の約 24 時間後に，残留熱除去系による原子炉注水及び格納容器除熱を実施することで，高温停止での安定状態が確立する。
（添付資料 2.3.2.3）
安定状態が確立した以降は，原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系を起動し，また，機能喪失している設備の復旧に努めるとともに，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）により冷温停止状態とする。
以上により，本評価では，「1.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
7.1.3.3.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
2.3.2.3 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
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は，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の余裕を評価に与える影響，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するものとする。
る。
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流本重要事故シーケンスでは，全交流動力電源の喪失に加えて，直流電源喪失に伴い電源喪失」は，全交流動力電源喪失と同時に直流電源が機能喪失することが特徴で原子炉隔離時冷却系が機能喪失し，原子炉注水機能が喪失することで原子炉水位が低あるが，対応操作が同様であることから，
不確かさの影響評価の観点では「7.1.3.2.3
下するため，高圧代替注水系及び可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価」と同じ。
（可搬型）による原子炉注水を実施すること並びに全交流動力電源喪失に伴い崩壊熱除去機能も喪失し格納容器圧力及び雰囲気温度が上昇することから，可搬型代替注水
大型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却を実施すること及び交流動力電源の復旧後に残留熱除去系による原子炉注水及び格納容器除熱を実施することが特徴である。よって，不確かさの影響を確認する運転員等操11／32

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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東海第二発電所備

考

作は，事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作及び事象発生から 12 時間程
度までの短時間に期待する操作として，高圧代替注水系の起動操作，逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作（可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注
水系（可搬型）による原子炉注水），可搬型代替注水大型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却並びに残留熱除去系による原子炉注
水及び格納容器除熱とする。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を実施する重要現象は，「1.7
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価を以下に示す。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移及び気液熱非平衡の不確かさとして，
解析コードは実験結果の燃料被覆管温度に比べて最大 50℃程度高めに評価することから，解析結果は燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価する可能性がある。よって，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きくなることで，燃料被覆管温度は低くなるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，燃料被覆管温度を高めに評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導並びに気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析において区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程
度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向が確認されているが，ＢＷＲの格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系
においては不確かさが小さくなるものと推定され，全体としては格納容器圧力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，格納容器圧力及び雰囲気
温度を操作開始の起点とする可搬型代替注水大型ポンプを用いた代替格納容器ス
プレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却に係る運転員等操作時間に与える影
響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，ＣＳＴＦ実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいことから，格納容器圧力及び雰囲気温度を操作開始の起点としている可搬型代替注水12／32

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備考

大型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
（添付資料 2.3.2.4）
ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移及び気液熱非平衡の不確かさとして，
解析コードは実験解析において熱伝達モデルの保守性により燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評価解析においても燃料被覆管温度を高めに評価することか
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。ただし，炉心部の冠
水がおおむね維持される本事故シーケンスでは，この影響は小さいと考えられる。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，燃料被覆管温度を高く評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導並びに気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析において区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程
度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向が確認されているが，ＢＷＲの格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系
においては不確かさが小さくなるものと推定され，全体としては格納容器圧力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，評価項目となるパラメー
タに与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，ＣＳＴＦ実験解析により格納容器雰囲気温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料 2.3.2.4）(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 2.3.2-2 表に示すとおりであり，これらの条件設定を設計値等の最確条件とした場合の影響を評価する。解析条件の設定にあたっては，設計値を用いるか又は評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるよう保守的な設定をしていることから，
この中で事象進展に有意な影響を与える可能性がある項目について，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
初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／m に対して最確条件は約 33～41kW／m であり，最確条件とした場合は燃料被覆管温度の上昇が緩和されるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わり
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考はなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件で設定した燃焼度 33GWd／t に対して最確条件は 33GWd／t 以下であり，最確条件とした場合は崩壊熱がおおむ
ね小さくなるため，原子炉からサプレッション・プールに流出する蒸気量が減少することで，原子炉水位の低下は遅くなるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，同様に格納容器圧力及び雰囲気温度並びにサプレッション・プー
ル水位及びサプレッション・プール水温度の上昇が遅くなり，これらのパラメータを操作開始の起点とする運転員等操作の開始時間は遅くなる。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量及びドライウェル雰囲気温度
は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，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。
機器条件の低圧代替注水系（可搬型）及び残留熱除去系（低圧注水系）は，最確条件とした場合，おおむね注水開始後の原子炉水位の回復が早くなり，炉心冠水後の原子炉水位の維持操作の開始が早くなるが，原子炉減圧から水位回復までの原子炉水位を継続監視している期間の流量調整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。
（添付資料 2.3.2.4）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／m に対して最確条件は約 33～41kW／m であり，最確条件とした場合は燃料被覆管温度の上昇が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。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件で設定した燃焼度 33GWd／t に対して最確条件は 33GWd／t 以下であり，最確条件とした場合は崩壊熱がおおむ
ね小さくなり，原子炉からサプレッション・プールに流出する蒸気量が減少することで，原子炉水位の低下は緩和される。また，同様に格納容器圧力及び雰
囲気温度並びにサプレッション・プール水位及びサプレッション・プール水温度の上昇は遅くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量及びドライウェル雰囲気温度
は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，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。
機器条件の低圧代替注水系（可搬型）及び残留熱除去系（低圧注水系）は，最確条件とした場合，おおむね注水開始後の原子炉水位の回復が早くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
（添付資料 2.3.2.4）
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備考ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が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する。
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
操作条件の高圧代替注水系の起動操作は，解析上の操作開始時間として，事象発生から 25 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，認知時間及び操作所要時間は，余裕時間を含めて設定していることから，実態の操作開始時間は解析上の設定よりも若干早まる可能性がある。
操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作（可搬型代
替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水）は，解析上の操作開始時間として事象発生から 8 時間 1 分後を設定している。運転
員等操作時間に与える影響として，認知時間及び移動・操作所要時間は，余裕時間を含めて設定していることから，実態の操作開始時間は解析上の操作開始
時間より若干早まる可能性がある。
操作条件の可搬型代替注水大型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却は，解析上の操作開始時間としてサプレッショ
ン・チェンバ圧力 279kPa[gage]到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，不確かさ要因により操作開始時間に与える影響は小さく，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等となる。本操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く。
）の不確かさにより，操作開始時間は遅れる可能性があるが，並列して実施する場合がある原子炉水位の調整操作とは異なる運転員による対応が可能であることから，この他の操作に与える影響はない。
操作条件の残留熱除去系による原子炉注水及び格納容器除熱は，解析上の操
作開始時間として事象発生から 24 時間 10 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，認知時間及び移動・操作所要時間は，余裕時間を含めて設定していることから，実態の操作開始時間は解析上の操作開始時間より若干早まる可能性がある。
（添付資料 2.3.2.4）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の高圧代替注水系の起動操作は，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は解析上の操作開始時間よりも早くなる可能性があり，この場合は，原子炉への注水開始が早くなることで，原子炉水位の回復が早くなり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作（可搬型代15／32赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
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東海第二発電所備考

替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水）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は解析上の操作開始時間より若干早まる可能性があるが，可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水に移行するまでの期間は高圧代替注
水系により原子炉注水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ない。
操作条件の可搬型代替注水大型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却は，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は解析上の操作開始時間よりも遅くなる可能性があるが，この場合でもパラメータが操作実施基準に到達した時点で開始することで同等の効果が得られ，有効性評価解析における格納容器圧力の最大値に変わりがない
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。
操作条件の残留熱除去系による原子炉注水及び格納容器除熱は，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は解析上の操作開始時間よりも早くなる可能性があるが，この場合には，格納容器除熱の開始が早くなることで格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇は緩和され，評価項目となるパラメー
タに対する余裕は大きくなる。
（添付資料 2.3.2.4）(3) 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，その結果を以下に示す。
操作条件の高圧代替注水系の起動操作については，操作開始時間が事象発生 25分後と同様であるが，高圧の注水系統により原子炉注水を実施する本事故シーケンスに比べて，原子炉減圧操作を実施し低圧の注水系統により原子炉注水を実施することから事象進展がより厳しくなる「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」において，10 分の原子炉減圧操作開始遅れを想定した場合でも，燃料被覆管の破裂は発生せず，評価項目を満足することから時間余裕がある。
操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作（可搬型代替注
水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水）は，可搬型代
替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の準備完了後に実施するものであり，評価上は余裕時間を確認する観点で事象発生の 8 時間後に準備が完了するものとしており，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
操作条件の可搬型代替注水大型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却は，事象発生の約 13 時間後に実施するものであり，低圧
代替注水系（可搬型）と同じ可搬型代替注水大型ポンプを使用し，評価上は余裕時間を確認する観点で可搬型代替注水大型ポンプの準備完了を事象発生の 8 時間後と16／32

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考想定しており，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
操作条件の残留熱除去系による原子炉注水及び格納容器除熱は，非常用母線の受電後に実施するものであり，評価上は事象発生の 24 時間後に非常用母線の受電が完了する想定としており，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
（添付資料 2.3.2.4）(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。この結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，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。
7.1.3.3.4 必要な要員及び資源の評価
2.3.2.4 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（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）」の重大事故等電源喪失」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事象発生 10対策における必要な初動対応要員は，「2.3.2.1（3） 炉心損傷防止対策」に示すと時間までに必要な要員は，「7.1.3.3.1(3) 炉心損傷防止対策」に示すとおり 28 名でおり 24 名であり，「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で示す運転員ある。
「7.5.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員，及び災害対策要員の 39 名で対処可能である。
緊急時対策要員等の 72 名で対処可能である。
また，事象発生 2 時間以降に必要な招集要員は 6 名であり，発電所構外から 2 時
また，事象発生 10 時間以降に必要な参集要員は 46 名であり，発電所構外から 10間以内に招集可能な要員の 71 名で対処可能である。
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
必要な資源の評価結果は，「7.1.3.2.4(2) 必要な資源の評価」と同じ。

(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（ＴＢＤ，ＴＢＵ）」において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1（2） 資源の評価条件」の条件にて評価を行い，以下のとおりである。
ａ．水 源
可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注
水及び代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器スプレイについて
は，7 日間の対応を考慮すると，合計約 2,130m３必要となる。
水源として，代替淡水貯槽に約 4,300m３，北側淡水池に 2,500m３及び高所淡水池に 2,500m３代替淡水貯槽の水を保有している。これにより，水源が枯渇することなく，7 日間の対応が可能である。
（添付資料 2.3.2.5）
ｂ．燃 料
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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備

考

常設代替交流電源設備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 352.8kL の軽油が必要となる。軽油貯蔵タン
クに約 800kL の軽油を保有していることから，常設代替交流電源設備による電源供給について，7 日間の継続が可能である。
可搬型代替注水大型ポンプによる原子炉注水等については，事象発生からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に約 36.6kL の軽油が必要となる。可搬型設備
用軽油タンクに約 210kL の軽油を保有していることから，可搬型代替注水大型ポンプによる原子炉注水等について，7 日間の継続が可能である。
（添付資料 2.3.2.6）
ｃ．電 源
常設代替交流電源設備の負荷については，重大事故等対策時に必要な負荷として約 4,165kW 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 台）の連続定格容量は 5,520kW であることから，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
また，代替の蓄電池の容量については，交流動力電源が復旧しない場合を想定しても，事象発生後 24 時間の直流電源の供給が可能である。
（添付資料 2.3.2.7）
7.1.3.3.5 結論
2.3.2.5 結 論
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）」では，原子炉電源喪失」では，全交流動力電源喪失と同時に直流電源が喪失し，これにより原子の出力運転中に全交流動力電源喪失が発生し電動の原子炉注水機能が喪失するとと炉隔離時冷却系が機能喪失することで，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉もに，直流電源喪失又は原子炉隔離時冷却系の故障により蒸気駆動の原子炉隔離時冷心損傷に至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（外却系も機能喪失し原子炉注水機能が喪失することで，原子炉水位の低下が継続し，炉部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電源喪失｣に対する炉心損傷防止対策としては，初期心損傷に至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（Ｔの対策として高圧代替注水系による原子炉注水手段，安定状態に向けた対策として
ＢＤ，ＴＢＵ）」に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策として常設代替直残留熱除去系（低圧注水モード）及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手
流電源設備，高圧代替注水系，可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可段，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）搬型）及び逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉注水手段を整備している。まによる原子炉格納容器除熱手段及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容
た，格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として可搬型代替注水器除熱手段を整備している。
大型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却手段
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流
及び常設代替高圧電源装置からの給電後の残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系又電源喪失」の重要事故シーケンス「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失） はサプレッション・プール水冷却系）による格納容器除熱手段を整備している。
＋直流電源喪失」について有効性評価を行った。
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）」の重要事故シ
上記の場合においても，高圧代替注水系による原子炉注水，残留熱除去系（低圧ーケンス「外部電源喪失＋直流電源失敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＤ）」について有注水モード）及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，逃がし安全弁による効性評価を行った。
原子炉減圧，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却
上記の場合においても，常設代替直流電源設備，高圧代替注水系，可搬型代替注水モード）による原子炉格納容器除熱，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）及び逃がし安全弁（自動減圧機能）に容器除熱を実施することにより，炉心損傷することはない。
よる原子炉注水を継続し，可搬型代替注水大型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備考その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。
また，安定状態を維持できる。
なお，格納容器圧力逃がし装置等の使用による敷地境界での実効線量は，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはない。
解析コード及び解析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。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。

冷却系（可搬型）による格納容器冷却及び常設代替高圧電源装置からの給電後の残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系又はサプレッション・プール水冷却系）による格
納容器除熱を実施することで，炉心の著しい損傷を防止することができる。
その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力
並びに格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。また，安定状態を維持することができる。
解析コード及び解析条件の不確かさの影響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，燃料及び電源については，外部支援を考慮しないとしても，7 日
以上のことから，高圧代替注水系等による原子炉注水，格納容器圧力逃がし装置
間以上の供給が可能である。
等による原子炉格納容器除熱等の炉心損傷防止対策は，選定した重要事故シーケン 以上のことから，事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）」
スに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「全交流動力電源 において，常設代替直流電源設備，高圧代替注水系，可搬型代替注水大型ポンプを用い喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電源喪失」に対して有効である。
た低圧代替注水系（可搬型）及び逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉注水，可搬型代替注水大型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容
器冷却並びに常設代替高圧電源装置からの給電後の残留熱除去系（格納容器スプレイ冷
却系又はサプレッション・プール水冷却系）による格納容器除熱の炉心損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグル
ープ「全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）」に対して有効である。

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考

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備考前ページと同じ

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備考前ページと同じ

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考

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黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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考

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黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（TBU 図表）
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備

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（TBU 図表）
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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（TBU 図表）
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考・KK67 においては再冠水過程を示すた
めにシュラウド内のみの水位を示しているが，東海第二ではシュラウド内
外水位で再冠水過程を十分確認できるためシュラウド内のみの図は不要と判断した。

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（TBU 図表）
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（TBU 図表）
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（TBU 図表）
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備

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（TBU 図表）
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（TBU 図表）
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備

考

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（TBU 図表）
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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＰ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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7.1.3.4 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗
2.3.3 全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）
7.1.3.4.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策
2.3.3.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策(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（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）」に含まれる事故シー閉失敗」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」
ケンスとしては，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「外に示すとおり，「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗」
部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗」，②「サポートである。
系喪失（直流電源故障）＋（外部電源喪失＋）ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗」である。
(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心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（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗」では，全交流動力電源喪失と同時に逃がし安全弁 1 個が開状態のまま固着し，蒸気駆動の注水系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下することで，原子炉注水機能を喪失することを想定する。
このため，開状態のまま固着した逃がし安全弁からの蒸気流出により原子炉圧力容器内の保有水量が減少し，原子炉水位が低下することから，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炉心が露出し，炉心損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，全交流動力電源が喪失した状態において，逃がし
安全弁 1 個が開固着し，蒸気駆動の注水系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下することで原子炉注水機能を喪失したことによって炉心損傷に至る事故シーケンス
グループである。このため，重大事故等対策の有効性評価には，直流電源及び交流電源供給機能に加えて高圧注水機能及び低圧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。
したがって，本事故シーケンスグループでは，逃がし安全弁 1 個の開固着によって，蒸気駆動の注水系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下するまでの間は，所
内蓄電式直流電源設備より電源を給電した原子炉隔離時冷却系により炉心を冷却し，原子炉隔離時冷却系による注水停止後は，低圧代替注水系（可搬型）による注
水の準備が完了した後，逃がし安全弁の手動開操作により原子炉を減圧し，原子炉減圧後に低圧代替注水系（可搬型）により炉心を冷却し，常設代替交流電源設備による給電及び残留熱除去系（低圧注水モード）による注水の準備が完了した以降は残留熱除去系（低圧注水モード）により炉心を冷却することによって炉心損傷の防止を図る。
また，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却，代替
原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷
却モード），格納容器圧力逃がし装置及び耐圧強化ベント系による原子炉格納容器除熱を実施する。

備

考・東海第二は２Ｃ／２ＤのＤＧとＨＰ
ＣＳのＤＧがわかれているため表現が異なるが，実態として相違はない。

(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心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（ＴＢＰ）」は，原子炉の出力運転 ・文章表現に多少の違いはあるが，実態として相違点はない。
中に全交流動力電源喪失により，電動の原子炉注水機能が喪失するとともに，逃がし安全弁 1 弁が開固着することで原子炉圧力が低下し，蒸気駆動の原子炉隔離時冷却系も停止することで全ての原子炉注水機能が喪失することを想定する。このため，逃がし安全弁を介して原子炉圧力容器内の蒸気が流出し，保有水量が減少すること
で原子炉水位が低下し，緩和措置が取られない場合には，原子炉水位の低下が継続
し，炉心が露出することで炉心損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，全交流動力電源が喪失した状態において，逃がし
安全弁 1 弁開固着によって，蒸気駆動の注水系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下することで原子炉注水機能が喪失し，炉心損傷に至る事故シーケンスグループ
である。このため，重大事故等対策の有効性評価には，直流電源及び交流動力電源の供給機能に対する重大事故等対処設備並びに交流動力電源を必要としない重大事
故等対処設備に期待することが考えられる。
以上により，本事故シーケンスグループでは，逃がし安全弁 1 弁開固着によって蒸気駆動の原子炉注水機能が動作できない範囲に原子炉圧力が低下するまでの間は蒸気駆動の原子炉注水機能を用いた原子炉注水により原子炉水位を維持し，その後，原子炉減圧を実施し可搬型の原子炉注水機能を用いて原子炉へ注水することによって炉心損傷の防止を図る。また，可搬型の格納容器冷却機能を用いて格納容器冷却を実施するとともに，代替交流電源設備により交流動力電源を復旧し，最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことによって除熱を行い格納容器破損の防止を図る。

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＰ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備考(3) 炉心損傷防止対策(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）」において，炉心が著し閉失敗」における機能喪失に対して，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ，十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，初期の対策として所分な冷却を可能とするため，初期の対策として原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水
内常設直流電源設備，原子炉隔離時冷却系，可搬型代替注水大型ポンプを用いた低系（可搬型）及び逃がし安全弁による原子炉注水手段を整備し，安定状態に向けた
圧代替注水系（可搬型）及び逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉注水手段
対策として，残留熱除去系（低圧注水モード）による炉心冷却を継続する。
を整備する。また，格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策とし
また，原子炉格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として代て，可搬型代替注水大型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）に替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却手段，代替原子炉
よる格納容器冷却手段及び常設代替高圧電源からの給電後の残留熱除去系（格納容
補機冷却系を介した残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モー器スプレイ冷却系又はサプレッション・プール水冷却系）による格納容器除熱手段
ド），格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱手段を整備する。
を整備する。対策の概略系統図を第 2.3.3-1 図に，対応手順の概要を第 2.3.3-2 図
これらの対策の概略系統図を第 7.1.3.4－1 図から第 7.1.3.4－4 図に，手順の概に示すとともに，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要を第 7.1.3.4－5 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。
ける手順と設備との関係を第 2.3.3-1 表に示す。
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 7.1.3.4－1 表に示す。
本事故シーケンスグループの重要事故シーケンスにおいて，事象発生 10 時間ま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，必要な要員は ・プラント基数，設備設計及び運用の違いにより必要要員数は異なるが，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，中央制御室の運転員及初動対応要員 24 名及び事象発生から 2 時間以降に期待する招集要員 6 名である。
タイムチャートにより要員の充足
び緊急時対策要員で構成され，合計 32 名である。
初動対応要員の内訳は，発電長 1 名，副発電長 1 名，運転操作対応を行う運転員
性は確認される。
その内訳は次のとおりである。
中央制御室の運転員は，
当直長 1 名（6 号及び 7 号
5 名，通報連絡等を行う災害対策要員 2 名及び現場操作を行う重大事故等対応要員
・東海第二では招集要員は 2 時間以内
炉兼任）
，当直副長 2 名，運転操作対応を行う運転員 12 名である。
15 名である。
に参集可能なことを確認している発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は招集要員の内訳は，燃料補給作業を行う重大事故等対応要員 2 名，可搬型代替注ことから，2 時間以降に期待する評
5 名，緊急時対策要員（現場）は 12 名である。
水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水の流量調整を行価としている。
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
う重大事故等対応要員 2 名並びに可搬型代替注水大型ポンプを用いた代替格納容器等を行うための参集要員 46 名である。必要な要員と作業項目について第 7.1.3.4
スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却の現場系統構成及び流量調整を行う－6 図に示す。
重大事故等対応要員 2 名である。
必要な要員と作業項目について第 2.3.3-3 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，初動対応要員 24 名及び招集要
員 6 名で対処可能である。
a. 全交流動力電源喪失及び原子炉スクラム確認
外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機が機能喪失する。
これにより，所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となり，全交流動力電源喪失に至る。全交流動力電源喪失の発生により原子炉がスクラムしたことを確認する。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等である。

ａ．原子炉スクラム，全交流動力電源喪失及び逃がし安全弁開固着の確認
外部電源が喪失するとともに，非常用ディーゼル発電機等が全て機能喪失することで，全交流動力電源喪失となり，原子炉がスクラムしたことを確認する。また，主蒸気隔離弁が閉止しているにもかかわらず，原子炉圧力が低下していることにより逃がし安全弁の開固着を確認する。さらに，再循環ポンプが停止したことを確認する。
原子炉スクラム，全交流動力電源喪失及び逃がし安全弁開固着の確認に必要な計装設備は，平均出力領域計装，原子炉圧力等である。

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＰ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備考b. 原子炉隔離時冷却系による原子炉注水
原子炉スクラム後，原子炉水位は低下するが，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉注水を開始することにより，原子炉水位が回復する。
原子炉隔離時冷却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，原子炉水位，原子炉隔離時冷却系系統流量等である。
原子炉隔離時冷却系による原子炉注水は，逃がし安全弁 1 個の開固着によって，原子炉隔離時冷却系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下するまでの間継続する。

ｂ．原子炉隔離時冷却系の自動起動の確認
原子炉水位が原子炉水位異常低下（レベル２）設定点に到達した時点で原子炉隔離時冷却系が自動起動したことを確認する。
原子炉隔離時冷却系の自動起動の確認に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域，燃料域），原子炉隔離時冷却系系統流量等である。

c. 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の準備を開始する。
また，逃がし安全弁１個の開固着により原子炉圧力が低下し，原子炉隔離時冷却系による継続した原子炉水位維持が困難となることが想定されることから，低圧代
替注水系（可搬型）の準備を開始する。
逃がし安全弁開固着による原子炉圧力低下を確認するために必要な計装設備は，
原子炉圧力である。

ｄ．早期の電源回復不能の確認
全交流動力電源喪失の確認後，中央制御室からの遠隔操作により外部電源の受電及び非常用ディーゼル発電機等の起動ができず，非常用母線の電源回復ができない場合，早期の電源回復不能と判断する。これにより，常設代替高圧電源装置
による非常用母線の受電準備操作を開始する。

d. 低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水準備
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水の準備として，建屋内操作にて原子炉注水に必要な電動弁（残留熱除去系注入弁）の手動開操作，バイパス流防止弁の閉操作及び接続口内側隔離弁の開操作を実施する。
屋外操作にて可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の建屋近傍への配置，ホース接続

ｆ．可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の起動準備操作
全交流動力電源喪失に伴う低圧注水機能喪失の確認後，可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水準備を開始する。原子 ・設備設計の違いにより，東海第二で炉建屋内の現場操作にて原子炉注水に必要な系統構成を実施し，屋外の現場操作
はバイパス流防止系統構成は不要。
にて可搬型代替注水大型ポンプの準備，ホース敷設等を実施後にポンプ起動操作

ｃ．原子炉水位の調整操作（原子炉隔離時冷却系）
原子炉隔離時冷却系の起動により原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復したことを確認する。また，原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持する。
原子炉水位の調整操作（原子炉隔離時冷却系）に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域，燃料域）等である。
原子炉隔離時冷却系による原子炉注水は，逃がし安全弁の開固着によって，原
子炉隔離時冷却系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下するまでの間継続する。
原子炉隔離時冷却系の停止後は，逃がし安全弁を介して原子炉圧力容器内の蒸気が流出し，保有水量が減少することで原子炉水位が徐々に低下するため，燃料有効長頂部に到達したことを確認した場合は，炉心損傷がないことを継続的に確認する。
炉心損傷がないことを継続的に確認するために必要な計装設備は，格納容器雰
囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ，Ｓ／Ｃ）である。

・東海第二では，解析上考慮しない操
ｅ．電源確保操作対応
作も含め，手順に従い必ず実施する
早期の電源回復不能の確認後，非常用ディーゼル発電機等の機能回復操作及び操作を記載
外部電源の機能回復操作を実施する。

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＰ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所を実施する。また，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の燃料給油準備を実施する。

を実施する。なお，逃がし安全弁の開固着により原子炉圧力が低下していることから，原子炉圧力が低圧代替注水系（可搬型）の吐出圧力を下回った場合は，原子炉注水が開始される。

e. 逃がし安全弁による原子炉急速減圧
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水の準備が完了後，中央制御室からの遠隔操作によって逃がし安全弁 2 個を手動開操作し原子炉を急速減圧する。
原子炉急速減圧を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力である。

ｇ．逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作
可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の起動準備操作が完了した後に，中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）を開固着したものを含め 7 弁を手動開放し，原子炉減圧を実施する。
逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作に必要な計装設備は，原子炉圧力等である。

f. 低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水逃がし安全弁による原子炉急速減圧により，原子炉圧力が可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の吐出圧力以下であることを確認後，建屋内操作にて電動弁（残留熱除去系注入ライン洗浄水止め弁）を手動開し，屋外操作にて接続口外側隔離弁の開操作を実施することで，原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復する。
低圧代替注水系（可搬型）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，復水補給水系流量（RHR A 系代替注水流量）等である。

ｈ．原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（可搬型））
可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の原子炉注水により，原子炉水位が回復したことを確認する。原子炉水位回復後は，原子炉水位
を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持する。
原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（可搬型））に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域，燃料域），低圧代替注水系原子炉注水流量等である。

備

考ｉ．タンクローリによる燃料補給操作
タンクローリにより可搬型設備用軽油タンクから可搬型代替注水大型ポンプに燃料補給を実施する。
ｊ．直流電源の負荷切離操作
早期の電源回復不能の確認後，中央制御室内及び現場配電盤にて所内常設直流電源設備の不要な負荷の切離しを実施することにより 24 時間後までの蓄電池による直流電源供給を確保する。
g. 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却崩壊熱除去機能を喪失しているため，格納容器圧力及び温度が上昇する。格納容器圧力が 0.18MPa[gage]に到達した場合又はドライウェル雰囲気温度が 171℃に接近した場合は，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却を実施する。
建屋内操作にて原子炉格納容器冷却に必要な電動弁（残留熱除去系格納容器冷却流量調節弁，残留熱除去系格納容器冷却ライン隔離弁及び残留熱除去系注入ライン
洗浄水止め弁）の手動開操作を実施することで原子炉格納容器冷却が開始される。
なお，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水と代替格納容器スプレイ冷却

ｋ．可搬型代替注水大型ポンプを用いた代替格納スプレイ冷却系（可搬型）による
格納容器冷却
全交流動力電源喪失に伴い崩壊熱除去機能を喪失しているため，格納容器圧力及び雰囲気温度が上昇する。格納容器圧力が 279kPa[gage]に到達した場合又はドライウェル雰囲気温度が 171℃に到達した場合は，現場操作にて可搬型代替注水
大型ポンプを用いた代替格納スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却を実施する。また，同じ可搬型代替注水大型ポンプを用いて原子炉注水を継続する。
可搬型代替注水大型ポンプを用いた代替格納スプレイ冷却系（可搬型）による
格納容器冷却に必要な計装設備は，ドライウェル圧力，サプレッション・チェン
バ圧力，低圧代替注水系格納容器スプレイ流量，サプレッション・プール水位等
4／54赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＰ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
系（可搬型）による原子炉格納容器冷却は，異なる残留熱除去系の流路を使用し，同時に実施する。
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力，復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）等である。
h. 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱の準備として，原子炉格納容器一次隔離弁を原子炉建屋内の原子炉区域外からの人力操作により開する。
格納容器圧力が 0.31MPa[gage]に到達した場合，原子炉格納容器二次隔離弁を原
子炉建屋内の原子炉区域外からの人力操作によって中間開操作することで，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施する。
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力等である。
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施している間に炉心損傷していないことを確認するために必要な計装設備は，格納容器内雰囲気放射線レ
ベル等である。
サプレッション・チェンバ側からの格納容器圧力逃がし装置等のベントラインが水没しないことを確認するために必要な計装設備は，サプレッション・チェンバ・
プール水位である。
i. 残留熱除去系（低圧注水モード）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，代替格納容器スプレイ冷却
系（可搬型）による原子炉格納容器冷却で使用した残留熱除去系の電動弁を待機状態とする。代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水の準備として，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系ポンプ 1台を手動起動する。
代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注
水の準備が完了した時点で,低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水を停止し，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を開始する。
残留熱除去系（低圧注水モード）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，残留熱除去系系統流量等である。

東海第二発電所

備考である。
ｌ．常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作
外部電源喪失の確認後，中央制御室からの遠隔操作により常設代替高圧電源装置から緊急用母線を受電する。
常設代替高圧電源装置による緊急用母線受電操作に必要な計装設備は，緊急用
Ｍ／Ｃ電圧である。
ｍ．常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電準備操作
早期の電源回復不能の確認後，中央制御室及び現場にて常設代替高圧電源装置
による非常用母線の受電準備操作を実施する。
ｎ．常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作
常設代替高圧電源装置による緊急用母線受電操作及び非常用母線の受電準備操作の完了後，中央制御室からの遠隔操作により常設代替高圧電源装置から緊急用
母線を介して非常用母線を受電する。
常設代替高圧電源装置による非常用母線受電操作に必要な計装設備は，Ｍ／Ｃ
２Ｃ（２Ｄ）電圧である。

ｏ．残留熱除去系による原子炉注水及び格納容器除熱
常設代替高圧電源装置による非常用母線受電操作の完了後，残留熱除去系海水系の起動操作を実施する。その後，可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替
注水系（可搬型）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却を停止し，残留熱除去系による原子炉注水及び格納容器除熱を実施する。
残留熱除去系による原子炉注水及び格納容器除熱に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域），残留熱除去系系統流量等である。

j. 残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運転
代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注
水により，原子炉水位高（レベル 8）まで原子炉水位が回復した後，原子炉注水を停止し，残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）の運転
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＰ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備考を開始する。格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱が行われている
場合は，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を停止する。
残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運転を確認するために必要な計装設備は，サプレッション・チェンバ・プール水温度等である。
残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運転時に，原子炉水位が原子炉水位低（レベル 3）まで低下した場合は，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運転を停止し，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を実施する。
原子炉水位高（レベル 8）まで原子炉水位が回復した後，原子炉注水を停止し，
サプレッション・チェンバ・プール水冷却を再開する。
ｐ．使用済燃料プールの冷却
使用済燃料プールの冷却を実施する。
以降，炉心冷却及び原子炉格納容器除熱は，残留熱除去系により継続的に行う。

以降，残留熱除去系により原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持しつつ，原子炉注水の停止期間中に格納
容器除熱を実施する。

7.1.3.4.2 炉心損傷防止対策の有効性評価
2.3.3.2 炉心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，外部電源喪失を起因事象とし，評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，外部電源喪失を起因事象とし，全ての非常用ディーゼル発電機を喪失することで原子炉隔離時冷却系を除く注水機
全ての非常用ディーゼル発電機を喪失することで原子炉隔離時冷却系を除く注水機能を喪失し，逃がし安全弁の再閉失敗により蒸気駆動の注水系が動作できない範囲
能を喪失するとともに，逃がし安全弁の再閉鎖失敗により蒸気駆動の注水系が動作に原子炉圧力が低下した後は，原子炉隔離時冷却系を喪失し，全ての注水機能を喪できない範囲に原子炉圧力が低下した後は，原子炉隔離時冷却系も停止することで，失する「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗」である。
全ての注水機能が喪失する「外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋
ＨＰＣＳ失敗」である。
本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，気液熱非本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移，平衡，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分
燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・対離（水位変化）・対向流，三次元効果，原子炉圧力容器における沸騰・凝縮・ボイド
向流，気液熱非平衡及び三次元効果，原子炉圧力容器における冷却材放出（臨界流・・対向流及びＥＣＣＳ率変化，気液分離（水位変化）
・対向流，冷却材放出（臨界流・差圧流），ECCS 注水
差圧流）
，沸騰・凝縮・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
注水（給水系及び代替注水設備含む）並びに格納容器における格納容器各領域間の（給水系・代替注水設備含む）並びに原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，気液界面の熱伝達，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，スプレイ冷却及びサ
流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷却，格納
プレッション・プール冷却が重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価
容器ベント，サプレッション・プール冷却が重要現象となる。
することが可能である長期間熱水力過渡変化解析コードＳＡＦＥＲ及びシビアアク
よって，これらの現象を適切に評価することが可能である長期間熱水力過渡変化
シデント総合解析コードＭＡＡＰにより，原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温
解析コード SAFER，シビアアクシデント総合解析コード MAAP により原子炉圧力，原度，格納容器圧力，格納容器雰囲気温度等の過渡応答を求める。
子炉水位，燃料被覆管温度，格納容器圧力，格納容器温度等の過渡応答を求める。
なお，本有効性評価では，ＳＡＦＥＲコードによる燃料被覆管温度の評価結果は， ・東海第二では燃料被覆管温度の評価
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＰ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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。

東海第二発電所
ベストフィット曲線の破裂判断基準に対して十分な余裕があることから，燃料被覆
管温度が高温となる領域において，燃料棒やチャンネルボックスの幾何学的配置を考慮した詳細な輻射熱伝達計算を行うことで燃料被覆管温度をＳＡＦＥＲコードよりも低めに評価するＣＨＡＳＴＥコードは使用しない。
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。

(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 7.1.3.4－
2 表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条
件を以下に示す。
a. 事故条件(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，外部電源を喪失するものとする。

(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する主要な解析条件を第 2.3.3-2 表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。

(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するものとする。さらに，逃がし安全弁 1 個の開固着が発生するものとする。

(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。同時に，逃がし安全弁 1 弁の開固着が発生するものとする。

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

(c) 外部電源起因事象として，外部電源が喪失することを想定している。

b. 重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号
原子炉スクラムは，タービン蒸気加減弁急速閉信号によるものとする。

ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム
原子炉水位低下を厳しくする観点で，外部電源喪失に伴うタービン蒸気加減
弁急閉信号及び原子炉保護系電源喪失による原子炉スクラムについては保守的に考慮せず，原子炉水位低（レベル３）信号により原子炉スクラムするものとする。

(b) 原子炉隔離時冷却系
原子炉隔離時冷却系が原子炉水位低（レベル 2）で自動起動し，182m3/h（8.12～
1.03MPa[dif]において）の流量で注水するものとする。

備

考結果が破裂判断基準に対して十分な余裕があることからＣＨＡＳＴ
Ｅコードによる詳細評価は実施しないことを明記しているが，本事故
シーケンスで使用する解析コードに違いはない。

ａ．事故条件(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，外部電源が喪失するものとする。

(b) 主蒸気隔離弁
主蒸気隔離弁は，外部電源喪失により制御電源である原子炉保護系電源が喪失し，閉止するものとする。
(c) 再循環ポンプ
再循環ポンプは，外部電源喪失により駆動電源が喪失し，全台停止するもの
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＰ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考とする。
(c) 逃がし安全弁
逃がし安全弁の逃がし弁機能にて，原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を抑えるものとする。
また，原子炉減圧には自動減圧機能付き逃がし安全弁（2 個）を使用するものとし，容量として，1 個あたり定格主蒸気流量の約 5%を処理するものとする。

(d) 逃がし安全弁
逃がし安全弁（安全弁機能）にて原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力 ・東海第二では，原子炉圧力が高めに上昇を抑制するものとする。また，原子炉減圧には，逃がし安全弁（自動減圧維持され，原子炉減圧操作時に原子機能）を開固着の 1 弁と合わせて合計 7 弁使用するものとし，容量として，1
炉圧力が所定の圧力に到達するま
弁当たり定格主蒸気流量の約 6％を処理するものとする。
での時間が遅くなるため，事象発生初期において高圧注水機能が喪失(e) 原子炉隔離時冷却系
し低圧注水機能を用いて原子炉注３
原子炉水位異常低下（レベル２）信号により自動起動し，136.7m ／h（原子水を実施する事故シーケンスにお※炉圧力 1.04～7.86MPa[dif] において）の流量で原子炉へ注水するものとする。 いては，評価項目に対して厳しい条件となる安全弁機能を設定してい原子炉水位が原子炉水位高（レベル８）設定点まで回復した以降は，原子炉水る。
位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の範囲に維持する。また，運転手順の停止判断基準に余裕を考慮して，原子炉圧力が 1.04MPa[gage]まで低下した時点で停止するものとする。
※：MPa[dif]…原子炉圧力容器と水源との差圧（以下同様）(f) 残留熱除去系（低圧注水系）
残留熱除去系（低圧注水系）ポンプ 1 台を使用するものとし，非常用母線の受電が完了した後に手動起動し，0～1,676m３／h（0～1.55MPa[dif]において）の流量で原子炉へ注水するものとする。なお，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持しつつ，原子炉注水の停止期間中に格納容器スプレイを実施するものとする。

(d) 低圧代替注水系（可搬型）
逃がし安全弁による原子炉減圧後に，84m3/h で原子炉注水し，その後は炉心を冠水維持するように注水する。また，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水を代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却と併せて行う場
合は，40m3/h の流量で原子炉注水するものとする。

(g) 低圧代替注水系（可搬型）
可搬型代替注水大型ポンプ 1 台を使用するものとし，注水流量は，原子炉注
水のみを実施する場合は，機器設計上の最小要求値である最小流量特性（注水流量：0～110m３／h，注水圧力：0～1.4MPa[dif]）とし，原子炉注水と格納容器
スプレイを同時に実施する場合は，50m３／h（一定）を用いるものとする。また，
原子炉水位が原子炉水位高（レベル８）設定点まで回復した以降は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の範囲に維持する。

(e) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）
格納容器圧力及び温度抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，80m3/h にて原子炉格
納容器内にスプレイする。

(h) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）
低圧代替注水系（可搬型）と同じ可搬型代替注水大型ポンプ 1 台を使用するものとし，スプレイ流量は，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇を抑制可能な流量を考慮し，130m３／h（一定）を用いるものとする。また，サプレッション・
チェンバ圧力が 217kPa[gage]に到達した場合に停止し，279kPa[gage]に到達し(f) 格納容器圧力逃がし装置等

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＰ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
格納容器圧力逃がし装置等により，格納容器圧力 0.62MPa[gage]における最大排出流量 31.6kg/s に対して，原子炉格納容器二次隔離弁の中間開操作（流路面積 70%
開※1）にて原子炉格納容器除熱を実施する。
※1 操作手順においては，原子炉格納容器除熱は原子炉格納容器二次隔離弁を流路面積 70%相当で中間開操作するが，格納容器圧力の低下傾向を確認できない場合
は，増開操作を実施する。なお，耐圧強化ベント系を用いた場合は，格納容器圧力逃がし装置を用いた場合と比較して，排出流量は大きくなり，格納容器圧力の低下
傾向は大きくなることから，格納容器圧力逃がし装置を用いた場合の条件に包絡される。

東海第二発電所

備

考た場合に再開する。
(i) 残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）
残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水を停止している期間に 1.9×10
３t／h の流量で格納容器へスプレイするものとし，そのうち 95％をドライウェ
ルへ，5％をサプレッション・チェンバへ分配するものとする。なお，格納容器
スプレイ実施中に格納容器圧力が 13.7kPa[gage]に到達した時点でサプレッション・プール冷却運転に切り替える。
伝熱容量は，熱交換器 1 基当たり約 43MW（サプレッション・プール水温度
100℃，海水温度 32℃において）とする。

(g) 代替原子炉補機冷却系
伝熱容量は約 23MW（サプレッション・チェンバ・プール水温 100℃，海水温度 30℃
において）とする。
(h) 残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）
伝熱容量は，熱交換器 1 基あたり約 8MW（サプレッション・チェンバ・プール水
温 52℃，海水温度 30℃において）とする。
(i) 残留熱除去系（低圧注水モード）
残留熱除去系（低圧注水モード）は，954m3/h（0.27MPa[dif]において）の流量で注水するものとする。
c. 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」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 交流電源は 24 時間使用できないものとし，事象発生から 24 時間後に常設代替交流
電源設備によって供給を開始する。

ｃ．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。
(a) 交流動力電源は 24 時間使用できないものとし，事象発生から 24 時間後に常設代替高圧電源装置により非常用母線への給電を開始する。
(b) 所内常設直流電源設備は，事象発生から 1 時間経過するまでに中央制御室にて不要な負荷を切り離し，事象発生から 8 時間後に現場にて不要な負荷の切離しを実施する。

(b) 低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作は，事象発生 4 時間後から開始する。
(c) 逃がし安全弁による原子炉急速減圧操作は，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水の準備が完了した時点で開始する。

(c) 逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作（低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水）は，状況判断，可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の準備及び原子炉減圧操作に要する時間を考慮して，事象発生 3 時間 1 分後に実施する。

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＰ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機(d) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却操作は，格納容器圧力が 0.18MPa[gage]に到達した場合に実施する。なお，格納容器スプレイは，
格納容器圧力が 0.31MPa[gage]に到達した後，格納容器ベント実施前に停止する。

東海第二発電所備考(d) 可搬型代替注水大型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却は，サプレッション・チェンバ圧力が 279kPa[gage]に到達した場合に実施する。

(e) 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，格納容器圧力が0.31MPa[gage]に到達した場合に実施する。
(f) 代替原子炉補機冷却系運転操作は，事象発生から 24 時間後に開始する。
(g) 代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）の起動操作は，事象発生から 25.5 時間後に開始する。

(e) 残留熱除去系による原子炉注水及び格納容器除熱は，常設代替高圧電源装置
による非常用母線の受電操作の完了後に残留熱除去系の起動操作に要する時間を考慮して，事象発生から 24 時間 10 分後に実施する。

(h) 代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール
水冷却モード）の起動操作は，原子炉水位高（レベル 8）に到達した場合に開始する。
(3) 有効性評価の結果(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圧力，原子炉水位（シュラウド内外水位）
本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内及びシュ※2※，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量及び原子炉圧力容器内の保有水量の推
ラウド内外） ，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量，原子炉圧力容器内の保有水量の推移を第 7.1.3.4－7 図から第 7.1.3.4－12 図に，燃料被覆管温度，燃料被移を第 2.3.3-4 図から第 2.3.3-8 図に，燃料被覆管温度，燃料被覆管最高温度発生
覆管の最高温度発生位置における熱伝達係数，燃料被覆管の最高温度発生位置にお位置における熱伝達係数，燃料被覆管最高温度発生位置におけるボイド率，平均出けるボイド率，高出力燃料集合体のボイド率，炉心下部プレナム部のボイド率の推
力燃料集合体のボイド率，炉心下部プレナム部のボイド率の推移及び燃料被覆管破移及び燃料被覆管に破裂が発生する時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向裂が発生した時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係を第の応力の関係を第 7.1.3.4－13 図から第 7.1.3.4－18 図に，格納容器圧力，格納容
2.3.3-9 図から第 2.3.3-14 図に，格納容器圧力，格納容器雰囲気温度，サプレッシ
器温度，サプレッション・チェンバ・プール水位及び水温の推移を第 7.1.3.4－19
ョン・プール水位及びサプレッション・プール水温度の推移を第 2.3.3-15 図から第図から第 7.1.3.4－22 図に示す。
2.3.3-18 図に示す。
※2 炉心露出から再冠水の過程を示すという観点で，シュラウド内の水位を示す。
※：炉心冷却の観点ではシュラウド内水位に着目し，運転員操作の観点ではシュシュラウド内は，炉心部から発生するボイドを含んだ二相水位を示しているため，
ラウド外水位に着目するためシュラウド内外水位を合わせて示している。な
シュラウド外の水位より，見かけ上高めの水位となる。一方，非常用炉心冷却系の
お，シュラウド内は炉心部で発生するボイドを含む水位であることから，原
起動信号となる原子炉水位計（広帯域）の水位及び運転員が炉心冠水状態において
子炉水位が低下する過程ではシュラウド外水位と比較して高めの水位を示
主に確認する原子炉水位計（広帯域・狭帯域）の水位は，シュラウド外の水位であす。
ることから，シュラウド内外の水位を併せて示す。なお，水位が有効燃料棒頂部付近となった場合には，原子炉水位計（燃料域）にて監視する。6 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド内を，7 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド外を計測している。
a. 事象進展
全交流動力電源喪失後，タービン蒸気加減弁急速閉信号が発生して原子炉がスク

ａ．事象進展全交流動力電源喪失後，原子炉スクラム，主蒸気隔離弁の閉止及び再循環ポン
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＰ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
ラムし，また，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系が自動起動して原子炉水位は維持される。再循環ポンプについては，外部電源喪失により，事象発生とともに 10 台全てがトリップする。
逃がし安全弁（1 個）が開固着しているため，蒸気の流出が継続し，事象発生か
ら約 1.5 時間が経過した時点で原子炉隔離時冷却系が動作できない範囲まで原子
炉圧力が低下する。このため，原子炉隔離時冷却系が停止する。低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水の準備が完了した時点で原子炉急速減圧及び低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水を開始する。原子炉急速減圧は，中央制御室からの遠隔操作によって，逃がし安全弁 2 個を手動開することで実施する。逃がし安全弁（1 個）の開固着及び原子炉急速減圧による原子炉冷却材の流出により原子炉水位は低下し，有効燃料棒頂部を下回るが，低圧代替注水系（可搬型）による注水が開始されると原子炉水位が回復し，炉心は再冠水する。
燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率は，原子炉減圧により，原子炉
水位が低下し，炉心が露出することから上昇する。その結果，燃料被覆管の伝熱様
式は核沸騰冷却から蒸気冷却となり熱伝達係数は低下する。その後，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水により，燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率及び熱伝達係数は増減する。炉心が再冠水すると，ボイド率が低下し，熱伝達係数が上昇することから，燃料被覆管温度は低下する。
高出力燃料集合体及び炉心下部プレナム部のボイド率については，原子炉水位及び原子炉圧力の変化に伴い変化する。

崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する
蒸気が原子炉格納容器内に流入することで，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇する。そのため，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を行う。原子炉格納容器
除熱は，事象発生から約 18 時間経過した時点で実施する。なお，原子炉格納容器
除熱時のサプレッション・チェンバ・プール水位は，真空破壊装置（約 14m）及びベントライン（約 17m）に対して，十分に低く推移するため，真空破壊装置の健全性は維持される。
常設代替交流電源設備による電源供給を開始した後は，事象発生から 25.5 時間
後に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水から残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水に切替える。原子炉水位が維持されることを確認した後，ベントラインを閉じて，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉格
納容器除熱を行うものとする。

東海第二発電所

備

考プの停止が発生し，原子炉水位が原子炉水位異常低下（レベル２）設定点に到達
すると，原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉への注水が開始されることで，原子炉水位は維持される。
逃がし安全弁 1 弁が開固着することで，蒸気の流出が継続し，事象発生の約 1.3
時間後に原子炉圧力が 1.04MPa[gage]まで低下し，原子炉隔離時冷却系が停止することで原子炉水位は徐々に低下し，燃料有効長頂部を下回る。
事象発生の 3 時間後に可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の準備が完了した時点で，逃がし安全弁（自動減圧機能）7 弁による原子炉減圧を実施する。逃がし安全弁（自動減圧機能）開放による蒸気流出によって原子炉水位は低下するが，可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の原子炉注水が開始されると，原子炉水位は回復し炉心は再冠水する。
燃料被覆管最高温度発生位置のボイド率は，逃がし安全弁の開固着により蒸気が流出することで炉心が露出し上昇する。その後，原子炉減圧操作による減圧沸騰に伴い一時的に燃料被覆管最高温度発生位置が再冠水し，ボイド率は低下する。
熱伝達係数は，燃料被覆管最高温度発生位置が露出し，核沸騰冷却から蒸気冷却に移行することで低下する。原子炉圧力が低下し，可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水流量が増加することで炉心が再冠水すると，ボイド率は低下し，熱伝達係数が上昇することで燃料被覆管温度は低下する。平均出力燃料集合体及び炉心下部プレナムのボイド率については，
原子炉水位及び原子炉圧力の変化に伴い増減する。
事象発生から 24 時間後に常設代替高圧電源装置による非常用母線への交流動力電源供給を開始し，その後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）を起動し，原子炉注水を開始することで，その後も炉心の冷却は維持される。
また，全交流動力電源喪失に伴い崩壊熱除去機能が喪失しているため，原子炉
圧力容器内で発生した蒸気が逃がし安全弁を介して格納容器内に放出されること
で，格納容器圧力及び雰囲気温度は徐々に上昇する。このため，事象発生の約 14
時間後にサプレッション・チェンバ圧力が 279kPa[gage]に到達した時点で，可搬型代替注水大型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格
納容器冷却を開始し，事象発生の 24 時間後に交流動力電源が復旧した時点で残留
熱除去系（格納容器スプレイ冷却系又はサプレッション・プール水冷却系）による格納容器除熱を開始することで，格納容器圧力及び雰囲気温度は安定又は低下傾向となる。

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＰ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
b. 評価項目等
燃料被覆管の最高温度は，第 7.1.3.4－13 図に示すとおり，原子炉水位が回復するまでの間に炉心が一時的に露出するため燃料被覆管の温度が上昇し，約 805℃ に到達するが，1,200℃以下となる。燃料被覆管の最高温度は，高出力燃料集合体にて発生している。また，燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管
厚さの 2%以下であり，15%以下となる。

原子炉圧力は，第 7.1.3.4－7 図に示すとおり，逃がし安全弁の作動により，約7.52MPa[gage]以下に抑えられる。原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力は，原
子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（高々約 0.3MPa）を考慮しても，約7.82MPa[gage]以下であり，最高使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を十分下回る。
また，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することによって，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇するが，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器
冷却及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を行うことによって，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度の最大値は，約 0.31MPa[gage]
及び約 144℃に抑えられ，原子炉格納容器の限界圧力及び限界温度を下回る。

第 7.1.3.4－8 図に示すとおり，低圧代替注水系（可搬型）による注水継続により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，25.5 時間後に代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉注水及び原子炉格納容器除熱を開始することで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。
格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント時の敷地境界での実効線量の評
価結果は，事象発生から格納容器圧力逃がし装置等の使用までの時間が本事象より短く放射性物質の減衰効果が少ない「7.1.3.1 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」の実効線量の評価結果以下となり，5mSv を下回ることから，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはない。
本評価では，「6.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目及び周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えないことについて，対策の有効性を確認した。

東海第二発電所

備考ｂ．評価項目等
燃料被覆管温度は，第 2.3.3-9 図に示すとおり，可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の原子炉注水により原子炉水位が回復するまでの期間は，炉心の露出に伴い上昇し，事象発生の約 212 分後に約 746℃に到達す
るが，評価項目である 1,200℃を下回る。燃料被覆管の最高温度は，平均出力燃料集合体で発生している。また，燃料被覆管の酸化量は，酸化反応が著しくなる
前の燃料被覆管厚さの 1％以下にとどまることから，評価項目である 15％を下回る。
原子炉圧力は，第 2.3.3-4 図に示すとおり，逃がし安全弁（安全弁機能）の作動により，約 8.16MPa[gage]以下に維持される。このため，原子炉冷却材圧力バ
ウンダリにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（0.3MPa程度）を考慮しても，約 8.46MPa［gage］以下であり，評価項目である最高使用
圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を下回る。
格納容器圧力は，第 2.3.3-15 図に示すとおり，全交流動力電源喪失に伴い崩壊熱除去機能が喪失しているため，原子炉圧力容器内で発生した蒸気が格納容器内に放出されることによって，事象発生後に上昇傾向が継続するが，可搬型代替注
水大型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却及び残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系又はサプレッション・プール水冷
却系）による格納容器除熱により低下傾向となる。事象発生の約 14 時間後に最高値の約 0.28MPa[gage]となるが，格納容器バウンダリにかかる圧力は，評価項目である最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa[gage]）を下回る。格納容器雰囲気温度は，第 2.3.3-16 図に示すとおり，事象発生の約 14 時間後に最高値の約 141℃となり，以降は低下傾向となっていることから，格納容器バウンダリにかかる温度は，評
価項目である 200℃を下回る。
第 2.3.3-5 図に示すように，可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水を継続することで，炉心の冠水状態が維持され，炉心冷却が維持される。また，第 2.3.3-15 図及び第 2.3.3-16 図に示すように，事象発生の約 24 時間後に，残留熱除去系による原子炉注水及び格納容器除熱を実施することで，高温停止での安定状態が確立する。
（添付資料 2.3.3.1）
安定状態が確立した以降は，原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系を起動し，また，機能喪失している設備の復旧に努めるとともに，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）により冷温停止状態とする。
以上により，本評価では，「1.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目について，対策の有効性を確認した。

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＰ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所備考7.1.3.4.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
2.3.3.3 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
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は，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。全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗では， る。
事象発生直後の原子炉隔離時冷却系による炉心冷却には成功するが，逃がし安全弁
本重要事故シーケンスでは，全交流動力電源の喪失に加えて，逃がし安全弁 1 弁がの再閉失敗による原子炉圧力の低下により，原子炉隔離時冷却系の注水機能を喪失
開固着することに伴い原子炉隔離時冷却系が動作できない範囲まで原子炉圧力が低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，事象発
下し原子炉隔離時冷却系が停止することで原子炉水位が低下するため，直流電源の負生から 12 時間程度までの短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響を与え
荷切離操作を実施すること，可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可ると考えられる操作として，逃がし安全弁による原子炉減圧操作，低圧代替注水系
搬型）による原子炉注水及び逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧を実施（可搬型）による原子炉注水操作，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）によるすること並びに全交流動力電源喪失に伴い崩壊熱除去機能も喪失し格納容器圧力及原子炉格納容器冷却操作，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操び雰囲気温度が上昇することから，可搬型代替注水大型ポンプを用いた代替格納容器
作及び代替原子炉補機冷却系運転操作とする。
スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却を実施すること及び交流動力電源の復
旧後に残留熱除去系による原子炉注水及び格納容器除熱を実施することが特徴である。よって，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作及び事象発生から 12 時間程度までの短時間に期待する操作として，逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作（可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水），直流電源の負荷切離操
作，可搬型代替注水大型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却並びに残留熱除去系による原子炉注水及び格納容器除熱とする。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「6.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。
a. 運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは実験結果の燃料
被覆管温度に比べて+50℃高めに評価することから，解析結果は燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価する可能性がある。よって，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きくなり燃料被覆管温度は低くなるが，操作手順（原子炉減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転
員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，解析結果は燃料被覆管
酸化を大きく評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなり，原子炉水位挙動に影響を与える可能性があるが，操作手順（原子炉減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

(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実施する重要現象は，「1.7
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価を以下に示す。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移及び気液熱非平衡の不確かさとして，
解析コードは実験結果の燃料被覆管温度に比べて最大 50℃程度高めに評価することから，解析結果は燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価する可能性がある。よって，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きくなることで，燃料被覆管温度は低くなるが，事象初期の原子炉注水は原子炉隔離時冷却系の自動起動により確保され，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，燃料被覆管温度を高めに評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなるが，事象初期の原子炉注水は原子炉隔離時冷却系の自動起動により確保され，燃料被覆
管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＰ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）は HDR 実験解析では区画によって格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認した不確かさは小さくなるものと推定される。
しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できていることから，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイ冷
却系（可搬型）及び格納容器圧力逃がし装置等に係る運転員等操作時間に与える影
響は小さい。
また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいことから，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）及び格
納容器圧力逃がし装置等に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。

格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導並びに気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析において区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程
度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向が確認されているが，ＢＷＲの格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系
においては不確かさが小さくなるものと推定され，全体としては格納容器圧力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，格納容器圧力及び雰囲気
温度を操作開始の起点とする可搬型代替注水大型ポンプを用いた代替格納容器ス
プレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却に係る運転員等操作時間に与える影
響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，ＣＳＴＦ実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいことから，格納容器圧力及び雰囲気温度を操作開始の起点としている可搬型代替注水
大型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
（添付資料 2.3.3.2）

b. 評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，実験解析では熱伝達モデルの保守性により燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評価解析でも燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移及び気液熱非平衡の不確かさとして，
解析コードは実験解析において熱伝達モデルの保守性により燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評価解析においても燃料被覆管温度を高めに評価することか
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。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，燃料被覆管温度を高く評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは燃料被覆管の酸化について，酸化量及び酸化反応に伴う発熱量に保守的な結果を与え，燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）は HDR 実験解析では区画によって格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認した不確かさは小さくなるものと推定される。
しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納
容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

備考

格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導並びに気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析において区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程
度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向が確認されているが，ＢＷＲの格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系
においては不確かさが小さくなるものと推定され，全体としては格納容器圧力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，評価項目となるパラメー
タに与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，ＣＳＴＦ実験解析により格納容器雰囲気温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料 2.3.3.2）
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＰ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所備考(2) 解析条件の不確かさの影響評価
a. 初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 7.1.3.4－2 表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，解析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。

(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 2.3.3-2 表に示すとおりであり，これらの条件設定を設計値等の最確条件とした場合の影響を評価する。解析条件の設定にあたっては，設計値を用いるか又は評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるよう保守的な設定をしていることから，
この中で事象進展に有意な影響を与える可能性がある項目について，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(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確条件は約 42kW/m
初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／m に対し以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，燃料被覆管温度て最確条件は約 33～41kW／m であり，最確条件とした場合は燃料被覆管温度のの上昇は緩和されるが，操作手順（原子炉減圧後速やかに低圧注水に移行すること）
上昇が緩和されるが，事象初期の原子炉注水は原子炉隔離時冷却系の自動起動に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はない
により確保され，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はない
ことから，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。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応したもの
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件で設定した燃焼度 33GWd／t に対して最確条件は 33GWd／t 以下であり，最確条件とした場合は崩壊熱がおおむとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かさ
ね小さくなるため，原子炉からサプレッション・プールに流出する蒸気量が減として，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなる
少することで，原子炉水位の低下は遅くなるが，事象初期の原子炉注水は原子ため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，また，炉心露
炉隔離時冷却系の自動起動により確保されることから，運転員等操作時間に与出後の燃料被覆管温度の上昇は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくえる影響はない。また，同様に格納容器圧力及び雰囲気温度並びにサプレッシ
なることから，格納容器圧力及び温度の上昇が遅くなるが，操作手順（格納容器圧ョン・プール水位及びサプレッション・プール水温度の上昇が遅くなり，これ力に応じて格納容器ベントを実施すること）に変わりはないことから，運転員等操らのパラメータを操作開始の起点とする運転員等操作の開始時間は遅くなる。
作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量及びドライウェル雰囲気温度
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力及びは，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，事象進展に与える影響
格納容器温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
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。
機器条件の残留熱除去系（低圧注水モード）及び低圧代替注水系（可搬型）は，機器条件の低圧代替注水系（可搬型）及び残留熱除去系（低圧注水系）は，
解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）
最確条件とした場合，おおむね注水開始後の原子炉水位の回復が早くなり，炉の保守性），原子炉水位の回復は早くなる。冠水後の操作として冠水維持可能な注水
心冠水後の原子炉水位の維持操作の開始が早くなるが，原子炉減圧から水位回量に制御するが，注水後の流量調整操作であることから，運転員等操作時間に与え復までの原子炉水位を継続監視している期間の流量調整操作であることから，る影響はない。
運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 2.3.3.2）(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
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確条件は約 42kW/m
初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／m に対し以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，燃料被覆管温度て最確条件は約 33～41kW／m であり，最確条件とした場合は燃料被覆管温度のの上昇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
上昇が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
る。
なる。
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＰ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなる
ため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，また，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び温度の上昇は遅くなるが，格納容器圧力及び温度の上昇は格納容器ベントにより抑制されることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力及び格納容器温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目に与える影響は小さい。
機器条件の残留熱除去系（低圧注水モード）及び低圧代替注水系（可搬型）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復が早くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件で設定した燃焼度 33GWd／t に対して最確条件は 33GWd／t 以下であり，最確条件とした場合は崩壊熱がおおむ
ね小さくなるため，原子炉からサプレッション・プールに流出する蒸気量が減少することで，原子炉水位の低下は緩和され，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇は緩和される。また，同様に格納容器圧力及び雰囲気温度並びにサプレッ
ション・プール水位及びサプレッション・プール水温度の上昇は遅くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

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。

ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が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する。
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
操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から 4 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，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の直流電源の負荷切離操作（中央制御室）は，解析上の操作開始時
間として事象発生から 1 時間経過するまでを設定しており，直流電源の負荷切離操作（現場）は，解析上の操作開始時間として事象発生から 8 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，認知時間及び移動・操作所
要時間は，余裕時間を含めて設定していることから，実態の操作開始時間は解
析上の操作開始時間より若干早まる可能性がある。
操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作（可搬型代
替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水）は，解析上の操作開始時間として事象発生から 3 時間 1 分後を設定している。運転
員等操作時間に与える影響として，認知時間及び移動・操作所要時間は，余裕時間を含めて設定していることから，実態の操作開始時間は解析上の操作開始
時間より若干早まる可能性がある。
操作条件の可搬型代替注水大型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系

操作条件の低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から 4 時間後を設定している。運転員操作時間に与える影響
として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であるため，操作時間に与える影響はない。

操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却操備考

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量及びドライウェル雰囲気温度
は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，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。
機器条件の低圧代替注水系（可搬型）及び残留熱除去系（低圧注水系）は，最確条件とした場合，おおむね注水開始後の原子炉水位の回復が早くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
（添付資料 2.3.3.2）

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

作は，解析上の操作開始時間として格納容器圧力 0.18MPa[gage]到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，操作時間に与える影響はない。
当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作
開始時間は遅れる可能性があるが，運転員（現場）は，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，解析上の操作開始時間として格納容器圧力 0.31MPa[gage]到達時を設定している。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，炉心損傷前の格納容器ベントの操作実施基準（格納容器圧力 0.31MPa[gage]）に到達するのは，事象発生の約 18 時間後であり，格納容器ベントの準備操作は格納容器圧力上昇の傾向を監視しながらあらかじめ実施可能である。また，格納容器ベント操作も同様に格納容器圧力の上昇の傾向を監視しながらあらかじめ準備が可能である。よって，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さいことから，操作開始時間に与える影響も小さい。操作開始時間が遅れた場合においても，原子炉格納容器の限界圧力は 0.62MPa[gage]であることから，原子炉格納容器の健全性という点では問題とはならない。
当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作
開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室の運転員とは別に現場操作を行う運転員（現場）を配置しており，他の操作との重複もないことから，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運転操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から 24 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，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，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。

（可搬型）による格納容器冷却は，解析上の操作開始時間としてサプレッショ
ン・チェンバ圧力 279kPa[gage]到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，不確かさ要因により操作開始時間に与える影響は小さく，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等となる。本操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く。
）の不確かさにより，操作開始時間は遅れる可能性があるが，並列して実施する場合がある原子炉水位の調整操作とは異なる運転員による対応が可能であることから，この他の操作に与える影響はない。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，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は解析上の設定とほぼ同等であるため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の直流電源の負荷切離操作は，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は解析上の操作開始時間より若干早まる可能性があるが，解析条件ではないことから，所定の時間までに実施することで評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作（可搬型代
替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水）は，運転員等操作時間に与える影響として，解析上の注水開始時間は余裕時間を含めて設定されており，実態の操作開始時間は解析上の操作開始時間より若干早まる可能性があり，この場合には，原子炉注水の開始が早くなることで炉心が操作条件の低圧代替注水系（可搬型）に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，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であるため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

備考

操作条件の残留熱除去系による原子炉注水及び格納容器除熱は，解析上の操
作開始時間として事象発生から 24 時間 10 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，認知時間及び移動・操作所要時間は，余裕時間を含めて設定していることから，実態の操作開始時間は解析上の操作開始時間より若干早まる可能性がある。
（添付資料 2.3.3.2）

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＰ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却操
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は解析上の設定とほぼ同等であるため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。格納容器スプレイ開始時間が早くなる場合，遅くなる場合のいずれにおいても，事象進展はほぼ変わらないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，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は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，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は解析上の設定から早まり，格納容器圧力及び温度を早期に低下させ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。
なお，常設代替交流電源設備からの受電を事象発生から 24 時間後に制限する場
合，代替原子炉補機冷却系運転操作開始時間のみが早まったとしても，常設代替交
流電源設備から受電する設備を運転できないため，評価項目となるパラメータに影響しない。

(3) 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，その結果を以下に示す。

第 7.1.3.4－23 図から第 7.1.3.4－25 図に示すとおり，操作条件の逃がし安全弁
による原子炉減圧操作及び低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作については，運転員による原子炉隔離時冷却系の再起動を考慮した場合において，事象発
生から 5 時間 10 分後（操作開始時間 70 分の時間遅れ）までに逃がし安全弁による原子炉減圧操作を開始し低圧代替注水系（可搬型）による注水が開始できれば，燃料被覆管の最高温度は約 808℃となり 1,200℃以下となることから，炉心の著しい損
傷は発生せず，評価項目を満足することから時間余裕がある。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却操
作については，格納容器スプレイ開始までの時間は事象発生から約 9 時間あり，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。

東海第二発電所

備

考

露出する時間が短くなり，燃料被覆管温度の上昇は緩和され，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
操作条件の可搬型代替注水大型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却は，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は解析上の操作開始時間よりも遅くなる可能性があるが，この場合でもパラメータが操作実施基準に到達した時点で開始することで同等の効果が得られ，有効性評価解析における格納容器圧力の最大値に変わりがない
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。

操作条件の残留熱除去系による原子炉注水及び格納容器除熱は，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は解析上の操作開始時間よりも早くなる可能性があるが，この場合には，格納容器除熱の開始が早くなることで格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇は緩和され，評価項目となるパラメー
タに対する余裕は大きくなる。
（添付資料 2.3.3.2）(3) 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，その結果を以下に示す。
操作条件の直流電源の負荷切離操作（中央制御室）は事象発生から 1 時間経過するまでに実施し，直流電源の負荷切離操作（現場）は事象発生の 8 時間後に実施するものであり，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
第 2.3.3-19 図から第 2.3.3-21 図に示すとおり，操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作（可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水）は，運転手順に従い原子炉隔離時冷却系の再起動を考慮し，事象発生から 3 時間 56 分（操作開始時間の 55 分の時間遅れ）までに操作を実施する場合，燃料被覆管の最高温度は 875℃となり，燃料被覆管の破裂は発生
せず，評価項目を満足することを感度解析により確認しているため，55 分程度の時
間余裕は確保されている。
操作条件の可搬型代替注水大型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却は，事象発生の約 14 時間後に実施するものであり，低圧
代替注水系（可搬型）と同じ可搬型代替注水大型ポンプを使用し，可搬型代替注水18／54

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＰ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作について
は，格納容器ベント開始までの時間は事象発生から約 18 時間あり，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
また，格納容器ベント操作開始時間が遅れる場合においても， 格納容器圧力は0.31MPa[gage]から上昇するが，格納容器圧力の上昇は緩やかであるため，原子炉格
納容器の限界圧力 0.62MPa[gage]に至るまでの時間は，過圧の観点で厳しい「7.2.1
雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」においても事象発生
約 38 時間後であり，約 20 時間以上の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については，事象想定として常設代替
交流電源設備からの受電を事象発生から 24 時間後としており，代替原子炉補機冷却系運転開始までの時間は，事象発生から 24 時間あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。

東海第二発電所

備考

大型ポンプの準備完了を事象発生の 3 時間後と想定しており，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。

操作条件の残留熱除去系による原子炉注水及び格納容器除熱は，非常用母線の受電後に実施するものであり，評価上は事象発生の 24 時間後に非常用母線の受電が完了する想定としており，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
（添付資料 2.3.3.2，2.3.3.3）(4) まとめ(4) 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，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影た。この結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
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。
このほか，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において，操作時間には時間余裕がある。
おいて，操作時間には時間余裕がある。
7.1.3.4.4 必要な要員及び資源の評価
2.3.3.4 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（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）」において重大事故等対再閉失敗」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事象発生 10策における必要な初動対応要員は，「2.3.3.1（3） 炉心損傷防止対策」に示すとお時間までに必要な要員は，「7.1.3.4.1(3) 炉心損傷防止対策」に示すとおり 32 名でり 24 名であり，「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で示す運転員及ある。｢7.5.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果｣で説明している運転員，び災害対策要員の 39 名で対処可能である。
緊急時対策要員等の 72 名で対処可能である。
また，事象発生 2 時間以降に必要な招集要員は 6 名であり，発電所構外から 2 時
また，事象発生 10 時間以降に必要な参集要員は 46 名であり，発電所構外から 10間以内に招集可能な要員の 71 名で対処可能である。
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（ＴＢＰ）」において，必要な水源，
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失） ＋ SRV
燃料及び電源は，「6.1（2） 資源の評価条件」の条件にて評価を行い，以下のとお
再閉失敗」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」
りである。
の条件にて評価を行い，その結果を以下に示す。
ａ．水 源
a. 水源
可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注
原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水及び代替格納19／54

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＰ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器スプレイについては，7 日間の対応を考慮すると，号炉あたり合計約 2,100m3 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と，合計約 4,200m3 の水が必要である。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約 1,700m3 及び淡水貯水池に約 18,000m3 の水を保有している。これにより，6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮しても，必要な水源は確保可能であり，水源を枯渇させることなく 7 日間の注水継続実施が可能である。

水及び代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器スプレイについて
は，7 日間の対応を考慮すると，合計約 2,160m３必要となる。
水源として，代替淡水貯槽に約 4,300m３，北側淡水池に 2,500m３及び高所淡水池に 2,500m３の水を保有している。これにより，水源が枯渇することなく，7 日間の対応が可能である。
（添付資料 2.3.3.4）

b. 燃料
常設代替交流電源設備による電源供給については，保守的に事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に 6 号及び 7 号炉において合計約 504kL の軽油が必要となる。可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による原子炉注水及び格納容器
スプレイについては，保守的に事象発生直後からの可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の運転を想定すると，7 日間の運転継続に号炉あたり約 21kL の軽油が必要となる。
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）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。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 655kL）。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，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による原子炉注水及び格納容器
スプレイ，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
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 1,174kW，7 号炉で約 1,184kW 必要となるが，常設代替交流電源設備
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。

ｂ．燃 料
常設代替交流電源設備による電源供給については，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 352.8kL の軽油が必要となる。軽油貯蔵タン
クに約 800kL の軽油を保有していることから，常設代替交流電源設備による電源供給について，7 日間の継続が可能である。
可搬型代替注水大型ポンプによる原子炉注水等については，事象発生からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に約 36.6kL の軽油が必要となる。可搬型設備
用軽油タンクに約 210kL の軽油を保有していることから，可搬型代替注水大型ポンプによる原子炉注水等について，7 日間の継続が可能である。
（添付資料 2.3.3.5）

備

考

ｃ．電 源
常設代替交流電源設備の負荷については，重大事故等対策時に必要な負荷として約 4,165kW 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 台）の連続定格容量は 5,520kW であることから，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
また，蓄電池の容量については，交流動力電源が復旧しない場合を想定しても，不要な負荷の切離しを行うことにより，事象発生後 24 時間の直流電源の供給が可能である。
（添付資料 2.3.3.6）

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＰ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所備考7.1.3.4.5 結論
2.3.3.5 結 論
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）」では，原子炉の出力運再閉失敗」では，全交流動力電源喪失と同時に逃がし安全弁 1 個が開状態のまま固転中に全交流動力電源喪失が発生し電動の原子炉注水機能が喪失するとともに，逃が着し，蒸気駆動の注水系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下することで，原子し安全弁再閉鎖失敗が重畳し原子炉隔離時冷却系が動作できない範囲に原子炉圧力
炉注水機能を喪失し，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至ることが低下することに伴い原子炉隔離時冷却系も停止し原子炉注水機能が喪失することが特徴である。
で，原子炉水位の低下が継続し，炉心損傷に至ることが特徴である。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（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV
グループ「全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）」に対する炉心損傷防止対策としては，初再閉失敗」に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策として原子炉隔離時冷期の対策として所内常設直流電源設備，原子炉隔離時冷却系，可搬型代替注水大型ポ
却系，低圧代替注水系（可搬型）及び逃がし安全弁による原子炉注水手段，安定状ンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）及び逃がし安全弁（自動減圧機能）による原態に向けた対策として，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水手段，
子炉注水手段を整備している。また，格納容器の健全性を維持するため，安定状態に
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却手段，代替原子向けた対策として可搬型代替注水大型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系
炉補機冷却系を介した残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モ（可搬型）による格納容器冷却手段及び常設代替高圧電源装置からの給電後の残留熱ード）及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱手段を整備してい除去系（格納容器スプレイ冷却系又はサプレッション・プール水冷却系）による格納る。
容器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（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）」の重要事故シーケンス
再閉失敗」の重要事故シーケンス「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失） 「外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗」について有効＋SRV 再閉失敗」について有効性評価を行った。
性評価を行った。
上記の場合においても，原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（可搬型）及び逃
上記の場合においても，所内常設直流電源設備，原子炉隔離時冷却系，可搬型代替
がし安全弁による原子炉注水，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水， 注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）及び逃がし安全弁（自動減圧機能）
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却，代替原子炉補による原子炉注水を継続し，可搬型代替注水大型ポンプを用いた代替格納容器スプレ
機冷却系を介した残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）， イ冷却系（可搬型）による格納容器冷却及び常設代替高圧電源装置からの給電後の残格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施することにより，炉心留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系又はサプレッション・プール水冷却系）による損傷することはない。
格納容器除熱を実施することで，炉心の著しい損傷を防止することができる。
その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧
その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力
力，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。 並びに格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。また，安定状態を維持することができる。
また，安定状態を維持できる。
なお，格納容器圧力逃がし装置等の使用による敷地境界での実効線量は，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはない。
解析コード及び解析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。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，原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（可搬型）及び逃がし安全弁による原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系及び格納容器圧力逃がし装

解析コード及び解析条件の不確かさの影響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，燃料及び電源については，外部支援を考慮しないとしても，7 日間以上の供給が可能である。
以上のことから，事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）」において，所内常設直流電源設備，原子炉隔離時冷却系，可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）及び逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉注水，21／54

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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置等による原子炉格納容器除熱等の炉心損傷防止対策は，選定した重要事故シーケ
ンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「全交流動力電
源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗」に対して有効である。

東海第二発電所備

考

可搬型代替注水大型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格
納容器冷却並びに常設代替高圧電源装置からの給電後の残留熱除去系（格納容器スプ
レイ冷却系又はサプレッション・プール水冷却系）による格納容器除熱の炉心損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）」に対して有効である。

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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東海第二発電所

備

考

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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東海第二発電所

備考前ページと同じ

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＰ）
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東海第二発電所

備考前ページと同じ

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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東海第二発電所

備考前ページと同じ

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＰ）
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東海第二発電所

備

考

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＰ）
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東海第二発電所

備

考

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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東海第二発電所

備

考

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＰ）
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東海第二発電所

備考前ページと同じ

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＰ）
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東海第二発電所

備

考

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＰ）
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東海第二発電所

備

考

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＰ）
柏崎刈羽発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＰ）
柏崎刈羽発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＰ）
柏崎刈羽発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＰ）
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東海第二発電所

備

考

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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＰ）
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東海第二発電所

備

考

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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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（ＴＢＰ）
柏崎刈羽発電所６／７号機

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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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（ＴＢＰ）
東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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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（ＴＢＰ）
柏崎刈羽発電所６／７号機

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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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（ＴＢＰ）
東海第二発電所

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＰ）
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備

考

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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東海第二発電所

備

考・KK67 においては再冠水過程を示すた
めにシュラウド内のみの水位を示しているが，東海第二ではシュラウド内
外水位で再冠水過程を十分確認できるためシュラウド内のみの図は不要と判断した。

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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＰ）
柏崎刈羽発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

46／54

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＰ）
柏崎刈羽発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

47／54

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＰ）
柏崎刈羽発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

48／54

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＰ）
柏崎刈羽発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

49／54

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＰ）
柏崎刈羽発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

50／54

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＰ）
柏崎刈羽発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

51／54

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＰ）
柏崎刈羽発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

52／54

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＰ）
柏崎刈羽発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

53／54

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（ＴＢＰ）
柏崎刈羽発電所６／７号機

東海第二発電所

備考54／54