東海第二発電所 審査資料
資料番号
PS-C-1 改 39
提出年月日
平成 29 年 8 月 24 日

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

平成 29 年 8 月
日本原子力発電株式会社
本資料のうち，は商業機密又は核物質防護上の観点から公開できません。

下線部：今回提出資料
目

1.

次

重大事故等への対処に係る措置の有効性評価の基本的考え方
1.1

概

1.2

評価対象の整理及び評価項目の設定

1.3

評価に当たって考慮する事項

1.4

有効性評価に使用する計算プログラム

1.5

有効性評価における解析の条件設定の方針

1.6

解析の実施方針

1.7

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針

1.8

必要な要員及び資源の評価方針

付録１

要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

付録２

原子炉格納容器の限界温度・圧力

付録３

重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コード
について

2.

運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故
2.1

高圧・低圧注水機能喪失

2.2

高圧注水・減圧機能喪失

2.3

全交流動力電源喪失

2.3.1

全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）

2.3.2

全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）

2.3.3

全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）
目-1

2.4

3.

2.4.1

取水機能が喪失した場合

2.4.2

残留熱除去系が故障した場合

2.5

原子炉停止機能喪失

2.6

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

2.7

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

2.8

津波浸水による注水機能喪失

重大事故
3.1

4.

5.

崩壊熱除去機能喪失

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）

3.1.1

格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策

3.1.2

代替循環冷却系を使用する場合

3.1.3

代替循環冷却系を使用しない場合

3.2

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱

3.3

原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用

3.4

水素燃焼

3.5

溶融炉心・コンクリート相互作用

使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故
4.1

想定事故１

4.2

想定事故２

運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故
5.1

崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）

5.2

全交流動力電源喪失
目-2

6.

5.3

原子炉冷却材の流出

5.4

反応度の誤投入

必要な要員及び資源の評価
6.1

必要な要員及び資源の評価条件

6.2

重大事故等対策時に必要な要員の評価結果

6.3

重大事故等対策時に必要な水源，燃料及び電源の評価結果

目-3

添付資料

添付資料 1.2.1

目次

格納容器破損防止対策の有効性評価における機能喪失の仮定について

添付資料1.2.2

格納容器破損防止対策の各評価事故シーケンスにおける評価
項目について

添付資料1.2.3

定期検査工程の概要

添付資料1.3.1

重大事故等対策の有効性評価における作業毎の成立性確認結果について

添付資料1.3.2

運転員等の操作時間に対する仮定

添付資料1.4.1

有効性評価に使用している解析コード／評価手法の開発に係る当社の関与について

添付資料1.5.1

東海第二発電所の重大事故等対策の有効性評価の一般データ

添付資料1.5.2

有効性評価におけるＬＯＣＡ時の破断位置及び口径設定の考え方について

添付資料1.5.3

サプレッション・プール初期水位について

添付資料1.5.4

外部水源温度の条件設定の根拠について

添付資料1.5.5

給水流量をランアウト流量（68％）で評価することの妥当性

添付資料1.5.6

原子炉停止機能喪失の解析条件設定の考え方について

添付資料1.5.7

使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故（想定事故１及び２）の有効性評価における共通評価条件について

添付資料1.7.1

解析コード及び解析条件の不確かさ影響評価フロー

添付資料2.1.1

平均出力燃料集合体での燃料被覆管最高温度の代表性につい目-4

て
添付資料2.1.2

安定状態について（高圧・低圧注水機能喪失）

添付資料2.1.3

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

添付資料2.1.4

7日間における水源の対応について（高圧・低圧注水機能喪失）

添付資料2.1.5

7日間における燃料の対応について（高圧・低圧注水機能喪失）

添付資料2.1.6

常設代替交流電源設備の負荷（高圧・低圧注水機能喪失）

添付資料2.2.1

安定状態について（高圧注水・減圧機能喪失）

添付資料2.2.2

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

添付資料2.2.3

高圧注水・減圧機能喪失時における低圧非常用炉心冷却系の作動台数の考え方

添付資料2.2.4

7日間における燃料の対応について（高圧注水・減圧機能喪失）

添付資料2.3.1.1

原子炉再循環ポンプからのリークについて

添付資料2.3.1.2

全交流動力電源喪失時における原子炉隔離時冷却系の8時間継続運転が可能であることの妥当性について

添付資料2.3.1.3

蓄電池による給電時間評価結果について

添付資料2.3.1.4

安定状態について（全交流動力電源喪失（長期ＴＢ））

添 付 資料2.3.1.5

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（全交流動力電源喪失（長期ＴＢ））

添付資料2.3.1.6

逃がし安全弁作動用の窒素の供給について

添付資料2.3.1.7

7日間における水源の対応について（全交流動力電源喪失（長期ＴＢ））
目-5添付資料2.3.1.8

7日間における燃料の対応について（全交流動力電源喪失（長期ＴＢ））

添付資料2.3.1.9

常設代替交流電源設備の負荷（全交流動力電源喪失（長期ＴＢ））

添付資料2.3.2.1

全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）時における高圧代
替注水系の8時間継続運転が可能であることの妥当性について

添付資料2.3.2.2

蓄電池による給電時間評価結果について

添付資料2.3.2.3

安定状態について（全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ））

添 付 資料2.3.2.4

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ））

添付資料2.3.2.5

7日間における水源の対応について（全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ））

添付資料2.3.2.6

7日間における燃料の対応について（全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ））

添付資料2.3.2.7

常設代替交流電源設備の負荷（全交流動力電源喪失（ＴＢ
Ｄ，ＴＢＵ））

添付資料2.3.3.1

安定状態について（全交流動力電源喪失（ＴＢＰ））

添 付 資料2.3.3.2

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（全交流動力電源喪失（ＴＢＰ））

添付資料2.3.3.3

減圧・注水開始の時間余裕について

添付資料2.3.3.4

7日間における水源の対応について（全交流動力電源喪失（ＴＢＰ））
目-6添付資料2.3.3.5

7日間における燃料の対応について（全交流動力電源喪失（ＴＢＰ））

添付資料2.3.3.6

常設代替交流電源設備の負荷（全交流動力電源喪失（ＴＢＰ））

添付資料2.4.1.1

安定状態について（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））

添 付 資料2.4.1.2

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

添付資料2.4.1.3

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

添付資料2.4.1.4

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

添付資料2.4.1.5

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

添付資料2.4.1.6

常設代替交流電源設備の負荷（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））

添付資料2.4.2.1

安定状態について（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））添 付 資料2.4.2.2

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

添付資料2.4.2.3

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

添付資料2.4.2.4

7日間における燃料の対応について（崩壊熱除去機能喪失
目-7

（残留熱除去系が故障した場合））
添付資料2.4.2.5

常設代替交流電源設備の負荷（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））

添付資料2.5.1

プラント動特性評価における評価対象炉心の選定について

添付資料2.5.2

自動減圧系の自動起動阻止操作の考慮について

添付資料2.5.3

外圧事象における燃料被覆管の健全性について

添付資料2.5.4

安定状態について（原子炉停止機能喪失）

添付資料2.5.5

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（原子炉停止機能喪失）

添付資料2.5.6

リウェットを考慮しない場合の燃料被覆管温度への影響

添付資料2.5.7

原子炉への注水に使用する水源とその水温の影響

添付資料2.5.8

高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系の運転可能性に関する水源温度の影響

添付資料2.5.9

外部電源の有無による評価結果への影響

添付資料2.5.10

ほう酸水注入系を手動起動としていることについての整理

添付資料2.5.11

原子炉水位が低めに維持される条件設定とした場合の影響添付資料2.6.1「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」の事故条件の設定について

添付資料2.6.2

敷地境界外での実効線量評価について

添付資料2.6.3

敷地境界外での実効線量評価に対する指針との対比について

添付資料2.6.4

非常用ガス処理系による系外放出を考慮した被ばく評価について

添付資料2.6.5

安定状態について（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）

添付資料2.6.6

解析コード条件及び解析条件の不確かさの影響評価について目-8

（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）
添付資料2.6.7

原子炉注水開始が遅れた場合の影響について

添付資料2.6.8

7日間における水源の対応について（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）

添付資料2.6.9

7日間における燃料の対応について（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）

添付資料2.6.10

常設代替交流電源設備の負荷（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）

添付資料2.7.1

インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の破断面積及び現場環境等について添付資料2.7.2

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

添付資料2.7.3

安定状態について（格納容器バイパス（インターフェイスシ
ステムＬＯＣＡ））

添付資料2.7.4

解析コード条件及び解析条件の不確かさの影響評価について（格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ））

添付資料2.7.5

7日間における水源の対応について（格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ））

添付資料2.7.6

7日間における燃料の対応について（格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ））

添付資料2.7.7

常設代替交流電源設備の負荷（格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ））

添付資料2.8.1

基準津波を超え敷地に遡上する津波への対応について添付資料2.8.2

基準津波を超え敷地に遡上する津波に対する基準適合のための基本方針及び施設の防護方針について

添付資料2.8.3

地震発生と同時に津波が到達するとした評価上の想定の妥当目-9

性について
添付資料2.8.4

7日間における水源の対応について（津波浸水による注水機能喪失）

添付資料2.8.5

7日間における燃料の対応について（津波浸水による注水機能喪失）

添付資料2.8.6

常設代替交流電源設備の負荷（津波浸水による注水機能喪失）

添付資料3.1.2.1

炉心損傷及び原子炉圧力容器破損後の注水及び除熱の考え方について

添付資料3.1.2.2

原子炉水位不明時の対応について添付資料3.1.2.3

常設低圧代替注水ポンプの機能確保の妥当性について

添付資料3.1.2.4

原子炉建屋から大気中へ漏えいするＣｓ−137の漏えい量評価について

添付資料3.1.2.5

格納容器漏えい率の設定について

添付資料3.1.2.6

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）における炉心の損傷状態及び損傷炉心の位置について

添付資料3.1.2.7

水の放射線分解を考慮した場合の格納容器過圧に対する影響について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器
過圧・過温破損））

添付資料3.1.2.8

格納容器雰囲気温度が格納容器の健全性に与える影響について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

添付資料3.1.2.9

安定状態について（代替循環冷却系を使用する場合）

添付資料3.1.2.10 格納容器内に存在するアルミニウム／亜鉛の反応により発生する水素の影響について目-10

添 付 資 料3.1.2.11 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用する場合））
添付資料3.1.2.12 大破断ＬＯＣＡを上回る規模のＬＯＣＡに対する格納容器
破損防止対策の有効性について
添付資料3.1.2.13 7日間における水源の対応について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用する場合））
添付資料3.1.2.14 7日間における燃料の対応について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用する場合））
添付資料3.1.2.15 常設代替交流電源設備の負荷（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用する場合））
添付資料3.1.2.16 格納容器内の酸素濃度上昇抑制のための対応操作について

添付資料3.1.3.1

炉心損傷の判断基準及び炉心損傷判断前後の運転操作の差異について

添付資料3.1.3.2

崩壊熱による蒸発量相当の注水量について

添付資料3.1.3.3

格納容器圧力逃がし装置を用いて大気中へ放出されるＣｓ−137の放出量評価

添付資料3.1.3.4

原子炉建屋から大気中へ漏えいするＣｓ−137の漏えい量評
価等について

添付資料3.1.3.5

格納容器内での除去効果について

添付資料3.1.3.6

安定状態について（代替循環冷却を使用しない場合）
目-11添 付 資料3.1.3.7

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用しない場合））

添付資料3.1.3.8

注水操作が遅れる場合の影響について

添付資料3.1.3.9

7日間における水源の対応について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用しない場合））

添付資料3.1.3.10 7日間における燃料の対応について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用しない場合））
添付資料3.1.3.11 常設代替交流電源設備の負荷（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用しない場合））添付資料3.1.3.12 非凝縮性ガスの影響について
添付資料3.1.3.13 サプレッション・プール水位上昇による真空破壊弁への影
響について

添付資料3.2.1

原子炉圧力容器高圧破損防止のための原子炉手動減圧について

添付資料3.2.2

原子炉圧力容器の破損判断について

添付資料3.2.3

ペデスタル（ドライウェル部）内の水位管理方法について

添付資料3.2.4

高温ガスによる原子炉冷却材圧力バウンダリからの漏えい可能性と事象進展等に与える影響について

添付資料3.2.5

原子炉建屋から大気中へ漏えいするＣｓ−137の漏えい量評価
について
目-12

添付資料3.2.6

高温環境下での逃がし安全弁の開保持機能維持について

添付資料3.2.7

水の放射線分解を考慮した場合の格納容器過圧に対する影響について（高圧溶融物放出／格納容器直接加熱）

添付資料3.2.8

安定状態について

添付資料3.2.9

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）

添付資料3.2.10 代替循環冷却系による原子炉注水を考慮しない場合の影響評
価について
添付資料3.2.11 7日間における水源の対応について（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接接触）添付資料3.2.12 7日間における燃料の対応について（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接接触）添付資料3.2.13 常設代替交流電源設備の負荷（高圧溶融物放出／格納容器雰
囲気直接接触）添付資料3.2.14 原子炉圧力容器破損時の溶融炉心の冠水評価について
添付資料3.2.15 コリウムシールド材料の選定について
添付資料3.2.16 コリウムシールド厚さ，高さの設定について
添付資料3.2.17 原子炉圧力容器の破損位置について

添付資料3.3.1

原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用（炉外ＦＣＩ）に関する知見の整理について

添付資料3.3.2

ＪＡＳＭＩＮＥ解析について

添付資料3.3.3

水蒸気爆発評価の解析モデルについて

添付資料3.3.4

水蒸気爆発の発生を想定した場合の格納容器の健全性への影
響評価
目-13

添付資料3.3.5

水蒸気爆発発生時のコリウムシールドへの影響

添付資料3.3.6

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用）

添付資料3.3.7

エントレインメント係数の圧力スパイクに対する影響

添付資料3.3.8

プラント損傷状態をＬＯＣＡとした場合の圧力スパイクへの影響

添付資料3.4.1

水の放射線分解の評価について

添付資料3.4.2

シビアアクシデント条件下で用いるＧ値の設定について

添付資料3.4.3

解析コード及び解析条件の不確かさの影響について

添付資料3.4.4

Ｇ値を設計基準事故ベースとした場合の評価結果への影響について

添付資料3.4.5

原子炉注水開始時間の評価結果への影響について

添付資料3.4.6

格納容器内における気体のミキシングについて

添付資料3.5.1

コリウムシールドを考慮した溶融炉心・コンクリート相互作
用による侵食量評価について

添付資料3.5.2

既往実験の知見を考慮したコリウムシールドの侵食量評価について

添付資料3.5.3

溶融炉心による熱影響評価について

添付資料3.5.4

溶融炉心の排水流路内での凝固停止評価について

添付資料3.5.5

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（溶融炉心・コンクリート相互作用）

添付資料4.1.1

使用済燃料プールの水位低下と遮蔽水位に関する評価につい目-14

て
添付資料4.1.2

水遮蔽厚に対する貯蔵中の使用済燃料からの線量率の算出について

添付資料4.1.3

安定状態について

添付資料4.1.4

使用済燃料プール水沸騰・喪失時の未臨界性評価

添付資料4.1.5

評価条件の不確かさの影響評価について（想定事故１）添付資料4.1.6

7日間における水源の対応について（想定事故１）添付資料4.1.7

7日間における燃料の対応について（想定事故１）添付資料4.2.1

使用済燃料プールの水位低下と遮蔽水位に関する評価について添付資料4.2.2

使用済燃料プールサイフォンブレーカについて

添付資料4.2.3

安定状態について

添付資料4.2.4

評価条件の不確かさの影響評価について（想定事故２）添付資料4.2.5

7日間における水源の対応について（想定事故２）添付資料4.2.6

7日間における燃料の対応について（想定事故２）添付資料5.1.1

運転停止中の原子炉の事故時における現場作業員の退避について

添付資料5.1.2

運転停止中の崩壊熱除去機能喪失及び全交流動力電源喪失における基準水位到達までの時間余裕と必要な注水量の計算方法について

添付資料5.1.3

重要事故シーケンスの選定結果を踏まえた有効性評価の条件
設定

添付資料5.1.4

崩壊熱除去機能喪失及び全交流動力電源喪失における崩壊熱
目-15

設定の考え方添付資料5.1.5

安定停止状態について（運転停止中

添付資料5.1.6

原子炉停止中崩壊熱除去機能喪失）

崩壊熱除去機能喪失及び全交流動力電源喪失時における放射線の遮蔽維持について
添付資料5.1.7

評価条件の不確かさの影響評価について（運転停止中

崩壊

熱除去機能喪失）添付資料5.1.8

7日間における燃料の対応について（運転停止中

崩壊熱除去

機能喪失）

添付資料5.2.1

安定停止状態について（運転停止中

全交流動力電源喪失）

添付資料5.2.2

評価条件の不確かさの影響評価について（運転停止中

全交

流動力電源喪失）添付資料5.2.3

7日間における水源の対応について（運転停止中

全交流動力

電源喪失）
添付資料5.2.4

7日間における燃料の対応について（運転停止中

全交流動力

電源喪失）
添付資料5.2.5

常設代替交流電源設備の負荷（運転停止中

全交流動力電源喪失）

添付資料5.3.1

原子炉圧力容器開放時における運転停止中の線量評価について添付資料5.3.2「原子炉冷却材の流出」におけるプラント状態選定の考え方

添付資料5.3.3

安定停止状態について（運転停止中

添付資料5.3.4

評価条件の不確かさの影響評価について（運転停止中
炉冷却材の流出）目-16

原子炉冷却材の流出）
原子添付資料5.3.5

7日間における燃料の対応について（運転停止中

原子炉冷却

材の流出）

添付資料5.4.1

安定停止状態について（運転停止中

添付資料5.4.2

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（運転停止中

反応度の誤投入）

反応度の誤投入）

添付資料5.4.3

反応度誤投入事象の代表性について

添付資料5.4.4

原子炉初期出力に係る感度解析の評価条件について添付資料5.4.5

反応度誤投入における炉心状態の不確かさの感度解析について

添付資料6.1.1

同時被災時における必要な要員及び資源について

添付資料6.2.1

重大事故等対策の要員の確保及び所要時間について

添付資料6.2.2

重要事故（評価事故）シーケンス以外の事故シーケンスの要員の評価について

添付資料6.3.1

水源，燃料，電源負荷評価結果について

目-17

3.

重大事故

3.1

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）

3.1.1

格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策(1)

格納容器破損モード内のプラント損傷状態
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」に至る可能性のあるプラント損傷状態は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，ＴＱＵＶ，ＴＱＵＸ，長期Ｔ
Ｂ，ＴＢＵ，ＴＢＰ，ＴＢＤ及びＬＯＣＡである。

(2)

格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」では，発電用原子炉の運転中に異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失事故（ＬＯＣＡ）又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，緩和措置がとられない場合には，格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却材や溶融炉
心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，ジルコニウム−水反応等によって発生した非凝縮性ガス等の蓄積によって，格納容器圧力及び温度が徐々に上昇し，格納容器の過圧・過温により格納容器破損に至る。
したがって，本格納容器破損モードでは，損傷炉心の冷却のための常設
低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）及び代替循環冷却系による原子炉注水，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器ス
プレイ冷却系（常設）による格納容器冷却並びに代替循環冷却系又は格納
容器圧力逃がし装置による格納容器除熱によって格納容器の破損及び放射性物質の異常な水準での敷地外への放出を防止する。
また，格納容器内における水素燃焼を防止するため，格納容器内の水素3.1.1-11濃度及び酸素濃度が可燃領域に至るまでに，格納容器内へ窒素供給することによって，格納容器の破損を防止する。
本格納容器破損モードは，格納容器バウンダリに対する過圧・過温の観点で厳しい事象であり，代替循環冷却系の使用可否により，格納容器圧
力・雰囲気温度等の挙動が異なることが想定されるため，代替循環冷却系を使用する場合と使用しない場合の両者について，格納容器破損防止対策の有効性評価を行う。代替循環冷却系が使用できる場合には，格納容器圧
力逃がし装置よりも優先して使用する。
なお，本格納容器破損モードの評価では重大事故等対処設備による原子炉注水機能に期待しており，原子炉圧力容器破損に至ることはないが，重大事故等対処設備による原子炉注水機能に期待せず原子炉圧力容器破損に至る場合の本格納容器破損モードに対する評価については，「3.2 高圧溶
融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」，「3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用」及び「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」にて確認する。

3.1.1-22

3.1.2
3.1.2.1

代替循環冷却系を使用する場合
格納容器破損防止対策

格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」で想定される事故シーケンスに対して，格納容器の破損を防止
し，かつ，放射性物質が異常な水準で敷地外へ放出されることを防止するため，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）による原子炉注水手段及び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を整備する。また，安定状態に向けた対策として代替循
環冷却系による原子炉注水手段及び格納容器除熱手段，長期的な格納容器内
酸素濃度の上昇を抑制する観点から，可搬型窒素供給装置を用いた格納容器
内への窒素供給手段を整備する。対策の概略系統図を第 3.1.2-1 図に，対応手順の概要を第 3.1.2-2 図に，対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策の手順と設備との関係を第 3.1.2-1 表に示す。
（添付資料 3.1.2.1）
本格納容器破損モードにおける評価事故シーケンスにおいて，必要な要員
は初動対応要員 20 名及び事象発生から 2 時間以降に期待する招集要員 2 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 4 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 12 名である。
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 名である。
必要な要員と作業項目について第 3.1.2-3 図に示す。
なお，評価事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を評価事故シーケンスと比較し必要な要員数を確認した結果，代替循環冷却系を使用しない場合の初動対応要員 21 名及び招集要員 5 名で対処可能である。
3.1.2-1

3

ａ．原子炉スクラム，ＬＯＣＡ発生及び全交流動力電源喪失の確認
運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失事故（ＬＯＣＡ）又は全交流動力電源喪失が発生して原子炉がスクラムしたことを確認する。また，主蒸気隔離弁の閉止，再循環ポンプの停止及びＬＯＣＡが発生した
ことを確認する。
原子炉スクラム，ＬＯＣＡ発生及び全交流動力電源喪失の確認に必要な計装設備は，平均出力領域計装等である。
なお，対応操作は，原子炉水位，格納容器圧力等の徴候に応じて行う
ため，破断面積や破断位置が今回の想定と異なる場合や，破断位置が特定できない場合においても，対応する操作手順に変更はない。
ｂ.原子炉への注水機能喪失の確認
原子炉水位が原子炉水位異常低下（レベル２）設定点に到達後，原子炉隔離時冷却系が自動起動に失敗したことを確認する。
原子炉への注水機能喪失の確認に必要な計装設備は，原子炉隔離時冷却系系統流量である。
ｃ．炉心損傷確認
原子炉水位の低下による炉心の露出に伴い，炉心損傷したことを確認する。炉心損傷の判断は，格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）又は（Ｓ／Ｃ）の指示値が設計基準事故相当のγ線線量率の 10 倍以上となった場合とする。
炉心損傷を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）等である。
（添付資料 3.1.3.1，3.1.3.2）
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
3.1.2-24

電源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緊急用母線の受電準備操作を開始する。
ｅ．常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作並びに常設低圧代
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
格納容器冷却操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作
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による緊急用
母線への交流電源供給を開始し，原子炉冷却材浄化系吸込弁の閉止操作，
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低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始する。具体的には，格納容器スプレイ弁と原子炉注水弁を用いて中央制御室からの遠隔操作により格納容器スプレイと原子炉注水に分配し，それぞれ連続で格納容器スプレイ及び原子炉注水を実施する。
(a)

常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作
早期の電源回復不能の確認後，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の受電操作に必要な計装設
備は，緊急用Ｍ／Ｃ電圧である。
(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）による格納容器冷却操作
原子炉注水に伴い炉心部で発生する過熱蒸気により，格納容器圧力及び雰囲気温度が急激に上昇する。格納容器圧力及び雰囲気温度上昇を抑制する観点から，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。
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（
3.1.2-35

常設）による格納容器冷却操作のために必要な計装設備は，低圧代替
注水系格納容器スプレイ流量等である。
(c)

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）による原子炉注水を開始することで，原子炉圧力容器破損に至ることなく，
ジェットポンプ上端（以下「原子炉水位Ｌ０」という。）以上まで原子炉水位が回復し，炉心は冠水する。
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確認するために必要な計装設備は，低圧代替注水系原子炉注水流量等である。
なお，ＬＯＣＡにより格納容器雰囲気温度が上昇し，ドライウェル
雰囲気温度が原子炉圧力の飽和温度を超えている場合は，水位不明と判断する。
水位不明判断に必要な計装設備は，原子炉圧力等である。
水位不明と判断した場合，原子炉水位Ｌ０以上まで冠水させるために必要な水量を注水する。具体的には，原子炉底部から原子炉水位Ｌ０以上まで冠水させるために必要な原子炉注水量及び崩壊熱分の注水量を考慮し，原子炉注水流量に応じた必要注水時間の原子炉注水を実施する。
原子炉水位Ｌ０以上まで冠水した後は，代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱を開始後に，サプレッション・プール水位の上昇抑制により格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作の遅延を図り，可能な限り外部への影響を軽減する観点から，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3.1.2-46

び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。なお，代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱ができない場合は，サプレッション・プール水位の上昇を抑制する観点から，
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
子炉注水の流量を崩壊熱相当に調整するとともに，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。
（添付資料 3.1.2.2，3.1.3.2）
ｆ．電源確保操作対応
早期の電源回復不能の確認後，対応可能な要員により非常用ディーゼ
ル発電機等の機能回復操作及び外部電源の機能回復操作を実施する。
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
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
水大型ポンプ準備及びホース敷設等を実施する。
ｈ．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の受電操作完了後，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し，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。

ⅰ．原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系の起動操作
常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作完了後，中央制御室からの遠隔操作により原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系を
3.1.2-5

7

起動する。
ｊ．ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作
常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作完了後，中央制御室からの遠隔操作によりほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作を実施する。なお，有効性評価においては，ほう酸水注入
系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作には期待しない。
ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作に必要な計装設備は，ほう酸水注入ポンプ吐出圧力である。
ｋ．緊急用海水系による海水通水操作
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低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始後，中央制御室にて非常用母線の負荷となっている緊急用海水系及び代替循環冷却系の弁を対象に，緊急用母線から電源が供給されるよう電源切り替え操作を実施する。また，中央制御室からの遠隔操作により緊急用海水系ポンプを起動し，緊急用海水系に海水を通水する。
緊急用海水系による海水通水操作に必要な計装設備は，緊急用海水系流量（残留熱除去系熱交換器）である。
ｌ．代替循環冷却系による原子炉注水操作及び格納容器除熱操作
緊急用海水系に海水を通水した後，中央制御室からの遠隔操作により代替循環冷却系ポンプを起動することで原子炉注水及び格納容器除熱を実施する。具体的には，原子炉注水弁と格納容器スプレイ弁を中央制御室からの遠隔操作により原子炉注水と格納容器スプレイに分配し，それぞれ連続で原子炉注水及び格納容器スプレイを実施する。
代替循環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，代替循環冷却系原子炉注水流量等であり，格納容器除熱を確認するため
3.1.2-68

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。
ｍ．常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部水位確保操作
代替循環冷却系による格納容器除熱操作を実施後，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格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水操作を実施する。
この場合の注水は，格納容器下部水位 を約 1.0m に調整することが目的であるため，格納容器下部水位が 1m を超えて上昇したことを確認後，ペデスタル（ドライウェル部）への注水を停止する。その後，ペデスタ
ル（ドライウェル部）水はサプレッション・プールに排水され，格納容器下部水位は約 1.0m に調整される。
常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部水位確保操作のために必要な計装設備は，低圧代替注水
系格納容器下部注水流量等である。
ｎ．水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作
炉心損傷が発生すれば，ジルコニウム−水反応により水素が発生し，水の放射線分解により水素及び酸素が発生することから，常設低圧代替
注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部
水位確保操作の実施後は，中央制御室からの遠隔操作により水素濃度及び酸素濃度監視設備を起動し，格納容器内の水素濃度及び酸素濃度を確認する。
水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作に必要な計装設備は，格納容器内水素濃度（ＳＡ）等である。
ｏ．サプレッション・プールｐＨ制御装置による薬液注入操作
水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作を実施後，中央制御室から3.1.2-79

の遠隔操作により格納容器内のｐＨ制御のための薬液注入を行う。サプ
レッション・プール水のｐＨを 7 以上に制御することで，サプレッション・プール水中での分子状無機よう素の生成が抑制され，その結果，有機よう素の生成についても抑制される。これにより，環境中への有機よ
う素の放出量を低減させることができる。なお，有効性評価においては，ｐＨ制御には期待しない。
ｐ．使用済燃料プールの冷却操作対応可能な要員にて使用済燃料プールの冷却操作を実施する。
ｑ．可搬型窒素供給装置を用いた格納容器内窒素供給操作
格納容器内酸素濃度が 4.0vol％（ドライ条件）に到達した場合，可搬型窒素供給装置を用いて格納容器内へ窒素を供給することで，格納容器内酸素濃度の上昇を抑制する。
可搬型窒素供給装置を用いた格納容器内窒素供給操作に必要な計装設
備は，格納容器内酸素濃度（ＳＡ）等である。
ｒ．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窒素供給装置に燃料補給を実施する。

3.1.2.2(1)

格納容器破損防止対策の有効性評価

有効性評価の方法
本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，中小破断ＬＯ
ＣＡに比べて破断口径が大きいことから事象進展が早く，格納容器圧力及び雰囲気温度上昇の観点で厳しい大破断ＬＯＣＡに加えて，ＥＣＣＳ注水機能が喪失する「大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」
3.1.2-810である。
なお，本評価事故シーケンスにおいては，電源の復旧，注水機能の確保等，必要となる事故対処設備が多く，格納容器への注水・除熱を実施するまでの対応時間を厳しく評価する観点から，全交流動力電源喪失の重畳を考慮する。
本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，
燃料棒表面熱伝達，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，原子炉圧力容器におけるＥＣＣＳ注
水（給水系・代替注水設備含む），炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション，構造材との熱伝達，原子炉圧力容器内ＦＰ挙動，原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，サプレッション・プール冷却，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷却並びに炉心損傷後の原子炉格納容器における格納容器内ＦＰ挙動が重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価することが可能であり，原子炉
圧力容器内及び格納容器内の熱水力モデルを備え，かつ，炉心損傷後のシビアアクシデント特有の溶融炉心挙動に関するモデルを有するシビアアク
シデント総合解析コードＭＡＡＰにより原子炉水位，燃料最高温度，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。
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，本評価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
本評価事故シーケンスに対する主要な解析条件を第 3.1.2-2 表に示す。
また，主要な解析条件について，本評価事故シーケンス特有の解析条件を
3.1.2-911以下に示す。
ａ．事故条件(a)

起因事象
起因事象として，大破断ＬＯＣＡが発生するものとする。破断箇所
は，原子炉圧力容器から格納容器への冷却材流出を大きく見積もる厳しい設定として，再循環系の吸込配管とする。
（添付資料 1.5.2）(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し，さらに全交流動力電源喪失の重畳を考慮するものとする。

(c)

外部電源
外部電源は使用できないものとする。
安全機能の喪失に対する仮定に基づき，外部電源なしを想定する。

(d)

水素の発生
水素の発生については，ジルコニウム−水反応を考慮するものとする。なお，解析コードＭＡＡＰの評価結果では水の放射線分解による水素及び酸素の発生は考慮していないため，「(4) 有効性評価の結果」
にてその影響を評価する。

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。
3.1.2-1012(b)主蒸気隔離弁
主蒸気隔離弁は，事象発生と同時に閉止するものとする。

(c)

再循環ポンプ
再循環ポンプは，事象発生と同時に停止するものとする。

(d)

低圧代替注水系（常設）
原子炉注水は 230m ３ ／h（一定）を用いるものとする。なお，低圧
代替注水系（常設）による原子炉注水は，格納容器冷却と同じ常設低圧代替注水系ポンプを用いて流量分配することで実施する。
（添付資料 3.1.2.3）(e)

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
格納容器冷却は，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，130m ３ ／h（一定）を用いるものとする。なお，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，原子炉注水と同じ常設低圧代替注水系ポンプを用いて流量分配することで実施する。
（添付資料 3.1.2.3）(f)

格納容器下部注水系（常設）
格納容器雰囲気温度の挙動を厳しく評価するため，初期条件としてペデスタル（ドライウェル部）のプール水を考慮していないことから，
常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部水位確保操作についても考慮しない。

(g)

代替循環冷却系
代替循環冷却系の循環流量は，炉心冷却の維持に必要な流量，格納
容器圧力及び雰囲気温度の抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，全体
で 250m ３ ／h とし，ドライウェルへ 150m３ ／h，原子炉へ 100m３ ／h に
3.1.2-1113

て流量分配し，それぞれ連続スプレイ及び連続注水を実施する。
(h)

緊急用海水系
代替循環冷却系から緊急用海水系への伝熱容量は，約 14MW（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。

(i)

可搬型窒素供給装置
可搬型窒素供給装置は，窒素 198m ３ ／h 及び酸素 2m３ ／h の流量で格納容器内に注入するものとする。

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，「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)

交流電源は，常設代替高圧電源装置によって供給を開始し，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操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉
注水操作は，事象発生 25 分後から開始する。なお，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
格納容器冷却及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水は，代替循環冷却系の起動により停止する。

(b)

緊急用海水系及び代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱操作は，緊急用海水系及び代替循環冷却系の準備時間等を考慮して，事象発生 90 分後から開始するものとする。

(c)

可搬型窒素供給装置を用いた格納容器内への窒素供給操作は，格納容器内酸素濃度が 4.0vol%（ドライ条件）に到達した場合にサプレ
ッション・チェンバ内へ窒素供給を開始する。なお，可搬型窒素供給装置を用いた格納容器内への窒素供給は格納容器圧力3.1.2-1214

310kPa[gage]到達により停止する。

(3)

有効性評価（Ｃｓ−137 放出量評価）の条件(a)

事象発生直前まで，定格出力の 100％で長時間にわたって運転されていたものとする。その運転時間は，燃料を約 1／4 ずつ取り替えていく場合の平衡炉心を考え，最高 50,000 時間とする。

(b)

原子炉内に内蔵されている核分裂生成物は，事象進展に応じた割合
で，格納容器内に放出されるものとする。

(c)

格納容器内に放出されたＣｓ−137 は，格納容器スプレイやサプレ
ッション・プールでのスクラビング等による除去効果を受けるもの
とする。

(d)

原子炉建屋から大気中へ漏えいするＣｓ−137 の漏えい量評価条件
は以下のとおりとする。

a)

格納容器からの漏えい率は，設計漏えい率及びＡＥＣの式等に基づき設定した漏えい率を基に格納容器圧力に応じて変動するもの
とする。

b)

漏えい量を保守的に見積もるため，原子炉建屋ガス処理系（非常用ガス処理系及び非常用ガス再循環系で構成）により原子炉建屋の負圧が達成されるまでの期間は，原子炉建屋内の放射性物質の保持機能に期待しないものとする。また，原子炉建屋ガス処理系
により負圧を達成した後は，大気への放出率を 1 回／日（設計値）とする。
なお，原子炉建屋ガス処理系は，常設代替高圧電源装置からの交
流電源の供給を受けて中央制御室からの遠隔操作により事象発生
115 分後に起動し，起動後 5 分間で負圧が達成されることを想定
3.1.2-13

15

する。
c)

原子炉建屋内での放射能の時間減衰及び除去効果は考慮しないものとする。
（添付資料 3.1.2.4，3.1.2.5）(4)

有効性評価の結果
本評価事故シーケンスにおける原子炉水位（シュラウド内外水位），注
水 流量 及び 原子炉 圧 力容器 内の 保有水 量 の推移 を第 3.1.2-4 図か ら第3.1.2-8 図に，燃料最高温度の推移を第 3.1.2-9 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 3.1.2-10 図から第 3.1.2-15 図に示す

ａ．事象進展大破断ＬＯＣＡ時に高圧・低圧注水機能及び全交流動力電源が喪失するため，原子炉水位は急速に低下する。水位低下により炉心は露出し，事象発生から約 4 分後に燃料被覆管の最高温度は 1,000K（約 727℃）に到達し，炉心損傷が開始する。燃料被覆管の最高温度は事象発生から約9 分後に 1,200℃に到達し，また，事象発生から約 27 分後に燃料温度は2,500K（約 2,227℃）に到達する。事象発生から 25 分後，常設代替高圧電源装置による交流電源の供給を開始し，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）による原子炉注水を開始することによって，原子炉圧力容器破損に至ることなく，原子炉水位は回復し，炉心は冠水する。
（添付資料 3.1.2.6）
格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるた
3.1.2-1416

め，格納容器圧力及び雰囲気温度が徐々に上昇する。このため，原子炉注水と同時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実施することによって，格納容器
圧力及び雰囲気温度の上昇は抑制される。
事象発生から 90 分経過した時点で，代替循環冷却系による原子炉注
水及び格納容器除熱を開始する。代替循環冷却系による原子炉注水により，冷却材の一部は破断口から流出するが，溶融炉心は原子炉水位Ｌ０位置相当で冠水維持される。また，格納容器除熱により，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇は抑制され，その後，徐々に低下する。
事象発生から約 84 時間後に格納容器内酸素濃度が 4.0vol％（ドライ条件）に到達し，可搬型窒素供給装置を用いたサプレッション・チェン
バへの窒素供給を実施するため格納容器圧力が徐々に上昇するが，事象発生から約 163 時間後に格納容器圧力が 310kPa[gage]に到達し窒素供給を停止するため，格納容器圧力の上昇は停止する。

ｂ．評価項目等
格納容器圧力は，第 3.1.2-10 図に示すとおり，格納容器内に崩壊熱
等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため徐々に上昇するが，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代替循環冷却系による格納容器除熱を行うこと
によって，圧力上昇は抑制される。その結果，格納容器バウンダリにかかる圧力の最大値は約 0.31MPa[gage]となり，評価項目となるパラメー
タである最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa[gage]）を下回る。なお，格納容器バウンダリにかかる圧力が最大となる事象発生約 163 時間後において，水の放射線分解によって発生する水素及び酸素は，格納容器内の非3.1.2-1517凝縮性ガスに占める割合の 3％未満であるため，その影響は無視し得る程度である。
（添付資料 3.1.2.7）

格納容器雰囲気温度は，第 3.1.2-11 図に示すとおり，格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため徐々に上昇す
るが，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代替循環冷却系による格納容器除熱を行うことによって，温度上昇は抑制される。その結果，格納容器バウン
ダリにかかる温度（壁面温度）の最高値は約 139℃となり，評価項目である 200℃を下回る。なお，事象発生直後，破断口から流出する過熱蒸気により一時的に格納容器雰囲気温度は約 202℃となるが，この時の格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）は約 137℃であり，評価項目である 200℃を下回る。
（添付資料 3.1.2.8）
第 3.1.2-4 図及び第 3.1.2-6 図に示すとおり，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，第 3.1.2-10 図及び第 3.1.211 図に示すとおり，90 分後に開始する代替循環冷却系の運転により，格納容器除熱を行うことによって，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇を抑制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。
大気中へのＣｓ−137 放出量は約 7.5TBq（事象発生 7 日間）であり，評価項目である 100TBq を下回る。また，事象発生からの 7 日間以降，
Ｃｓ−137 の放出が継続した場合の放出量評価を行った結果，約 7.5TBq（30 日間）及び約 7.5TBq（100 日間） であり，いずれの場合も 100TBq
3.1.2-16

18

を下回る。なお，放出量評価においては，原子炉建屋内での放射性物質の時間減衰及び除去効果を保守的に考慮しておらず，これらの効果を考慮した場合，放出量は小さくなると考える。
（添付資料 3.1.2.4，3.1.2.5）
本評価では，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)及び(7)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
(7)の評価項目のうち，可燃性ガスの蓄積については，ジルコニウム−
水反応等によって発生した可燃性ガスの蓄積を考慮しても，格納容器が過圧・過温破損に至らないことをもって，その影響について確認した。
また，(7)の評価項目のうち，可燃性ガスの燃焼については，「3.4 水
素燃焼」において，酸素濃度が可燃限界に至らないことをもって，可燃性ガスの燃焼が生じないことを確認している。
（添付資料 3.1.2.7，3.1.2.9，3.1.2.10，3.1.3.12）

3.1.2.3

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。
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」（代替循環冷却系を使用する場合）では，格納容器内へ流出した
高温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，ジ
ルコニウム−水反応等によって発生した非凝縮性ガス等が蓄積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ると考え
3.1.2-1719

られる操作として，常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作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低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作，緊急用海水系による海水通水操作及び代替循環冷却系による原子炉注水操作及び格納容器除熱操作とする。

(1)

解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本評価事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデ
ルは，ＴＭＩ事故についての再現性及びＣＯＲＡ実験についての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム−水反応
速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間に与える影響は小さいことを確認している。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）による原子炉注水操作については，高圧・低圧注水機能が喪失したと判断した場合，速やか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（電源の確保含む）を行う
手順となっており，燃料被覆管温度等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。また，
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による格納容器冷却操作については，炉心ヒートアップの感度解析では，格納容器圧力及び温度への影響は小さいことを確認しており，格納容器圧力3.1.2-1820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。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コードＳＡＦ
ＥＲの評価結果との比較により水位低下幅は解析コードＭＡＡＰの評価
結果の方が保守的であり，注水操作による有効燃料棒頂部までの水位回
復時刻は解析コードＳＡＦＥＲの評価結果との差異は小さいことを確認している。原子炉注水操作については，高圧・低圧注水機能が喪失したと判断した場合，速やか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（電源の確保含む）を行う手順となっており，原子炉水位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。
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された不確
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おり，本評価事故シーケンスでは，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。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
3.1.2-19

21

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。本評価事
故シーケンスでは，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。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルはＴＭＩ事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により原子炉圧力容器破損時間に与える影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，リロケーションを起点に操作開始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。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内ＦＰ挙動の不確かさとして，核分裂生成物（ＦＰ）挙動モデルはＰＨＥＢＵＳ―ＦＰ
実験解析により原子炉圧力容器内へのＦＰ放出の開始時間を適切に再現できることを確認している。ＰＨＥＢＵＳ―ＦＰ実験解析では，燃料被覆管破裂後のＦＰ放出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると推定される。本評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の原子炉圧力容器内ＦＰ放出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。
炉心損傷後の格納容器における格納容器内ＦＰ挙動の不確かさとして，核分裂生成物（ＦＰ）挙動モデルはＡＢＣＯＶＥ実験解析により格納容器内のエアロゾル沈着挙動を適正に評価できることを確認している。本
評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の格納容器内ＦＰ挙動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3.1.2-20

22

える影響はない。
（添付資料 3.1.2.11）
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内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデ
ルは，ＴＭＩ事故についての再現性及びＣＯＲＡ実験についての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム−水反応
速度の係数についての感度解析）では，格納容器圧力及び温度への影響は小さい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。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コードＳＡＦ
ＥＲの評価結果との比較により水位低下幅は解析コードＭＡＡＰの評価
結果の方が保守的であり，注水操作による有効燃料棒頂部までの水位回
復時刻は解析コードＳＡＦＥＲの評価結果との差異は小さい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。
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された不確
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，評価項目となるパ
3.1.2-2123

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
ることを確認しており，その差異は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルはＴＭＩ事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により炉心溶融時間に与える影響は小さいことを確認しており，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ない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内ＦＰ挙動の不確かさとして，核分裂生成物（ＦＰ）挙動モデルはＰＨＥＢＵＳ-ＦＰ
実験解析により原子炉圧力容器内へのＦＰ放出の開始時間を適切に再現できることを確認している。ＰＨＥＢＵＳ-ＦＰ実験解析では，燃料被覆管破裂後のＦＰ放出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると推定される。本評価事故シーケンスでは，代替循環冷却系の運転により格納容器ベントを回避できることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
炉心損傷後の格納容器における格納容器内ＦＰ挙動の不確かさとして，核分裂生成物（ＦＰ）挙動モデルはＡＢＣＯＶＥ実験解析により格納容器内のエアロゾル沈着挙動を適正に評価できることを確認している。本
評価事故シーケンスでは，代替循環冷却系の運転により格納容器ベントを回避できることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
3.1.2-2224

（添付資料 3.1.2.11）(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3.1.2-2 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，
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
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
に対して最確条件は燃焼度約 33GWd／t 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，解析条件で設定している崩壊熱よりもおおむね小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，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。本評価事故シーケンスでは，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。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器体積（サプレッション・チェンバ）の気相部及び液相部，サプレッション・プ
ール水位及び格納容器雰囲気温度は，解析条件の不確かさとして，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。
事故条件の起因事象は，解析条件の不確かさとして，Ｅｘｃｅｓｓ
3.1.2-23

25

ｉｖｅ ＬＯＣＡを考慮した場合，原子炉冷却材の流出量が増加する
ことにより炉心損傷開始等が早くなるが，操作手順（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
容器冷却操作を実施すること）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。
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），
原子炉水位の回復は早くなる。本評価事故シーケンスでは，原子炉水位を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。
機器条件の代替循環冷却系は，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）の保守性），格納容
器圧力及び雰囲気温度の上昇の抑制効果は大きくなるが, 操作手順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。
機器条件の緊急用海水系は，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合には，海水温度がおおむね低めとなり除熱性能が向上する
ため，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇の抑制効果は大きくなる。
本評価事故シーケンスでは，格納容器圧力及び温度を起点としている
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 3.1.2.11）(b)

評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd／t
に対して最確条件は燃焼度約 33GWd／t 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，解析条件で設定している崩壊熱よりもおおむね小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子3.1.2-2426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，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇が遅くなるが，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇は代替格納容器スプレイ冷却系及び代替循環冷却系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，格納容器体積（サプレッション・チェンバ）の気相部及び液相部，サプレッション・プ
ール水位及び格納容器雰囲気温度は，解析条件の不確かさとして，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。
事故条件の起因事象は，解析条件の不確かさとして，Ｅｘｃｅｓｓ
ｉｖｅ ＬＯＣＡを考慮した場合，原子炉冷却材の流出量が増加する
ことにより炉心損傷開始等が早くなるが，格納容器へ放出されるエネ
ルギは大破断ＬＯＣＡの場合と同程度であり，第 3.1.2-16 図及び第3.1.2-17 図に示すとおり，格納容器圧力及び温度は，それぞれ評価
項目である最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa[gage]）及び 200℃を下回っていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
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），
原子炉水位の回復は早くなり，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇の抑制効果は大きくなるが，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇に有意な影響を与えないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
機器条件の代替循環冷却系は，解析条件の不確かさとして，実際の3.1.2-2527

注水量が解析より多い場合，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇の抑制効果は大きくなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
機器条件の緊急用海水系 は，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合には，海水温度がおおむね低めとなり除熱性能が向上するため，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇の抑制効果は大きくことから，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 3.1.2.11，3.1.2.12）
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，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
操作条件の常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作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低圧代替注水系（常設）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 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，常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作については認知に 10 分間，操作
所要時間に 6 分間，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）による原子炉注水操作については操作所要時間に 9 分間，合計 25 分間を想定しており，解析上の3.1.2-26

28

操作開始時間と同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。
操作条件の緊急用海水系による海水通水操作及び代替循環冷却系による原子炉注水操作及び格納容器除熱操作は，解析上の運転開始時間
として事象発生から 90 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，代替循環冷却系運転は事象発生 90 分後に開始することとしているが，時間余裕を含めて設定されているため運転員等操
作時間に与える影響は小さい。また，本操作の操作開始時間は，緊急用海水系の準備期間を考慮して設定したものであり，緊急用海水系の操作開始時間が早まれば，本操作の操作時間も早まる可能性があり，
代替循環冷却系の運転開始時間も早まることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。
（添付資料 3.1.2.11）(b)

評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作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低圧代替注水系（常設）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，実際の操作開始
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。
操作条件の緊急用海水系による海水通水操作及び代替循環冷却系による原子炉注水操作及び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，緊急用海水系の操作開始時間が早まった場合には，本操作も早まる可能性があり，この場合，格納容器圧力及び雰囲気温度等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。
3.1.2-27

29

（添付資料 3.1.2.11）(3)

操作時間余裕の把握操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
第 3.1.3-16 図から第 3.1.3-18 図に示すとおり，操作条件の常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作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低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，事象発生から50 分後（操作開始時間の 25 分程度の遅れ）までに常設代替高圧電源装置
からの受電操作を行い，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操作及び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できれば，損傷炉心は炉心位置に保持され，評価項目を満足する結果となり，時間余裕がある。
操作条件の緊急用海水系による海水通水操作及び代替循環冷却系による原子炉注水操作及び格納容器除熱操作については，緊急用海水系による海水通水操作及び代替循環冷却系による格納容器除熱操作開始までの時間は事象発生から 90 分であり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。
なお，本操作が大幅に遅れるような事態になった場合でも，格納容器圧力が評価項目となるパラメータである最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa[gage]）に到達するまでの時間は事象発生約 14 時間後であり，約 12 時間の余裕があることから，時間余裕がある。
（添付資料 3.1.2.11，3.1.3.7）
3.1.2-28

30

(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。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。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において，操作時間には時間余裕がある。

3.1.2.4(1)

必要な要員及び資源の評価

必要な要員の評価
格納容器破損モード「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 ， 重 大 事 故 等 対 策 に 必 要 な 初 動 対 応 要 員 は ，「3.1.2.1 格納容器破損防止対策」に示すとおり 20 名である。「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の39 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 2 名であり，発電所構外から 2 時間以内に招集可能な要員の 71 名で対応可能である。

(2)

必要な資源の評価
格納容器破損モード「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，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
3.1.2-29

31

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 日間の対応を考慮すると，合計約 400m ３ の水が必要となる。水源として，代替淡水貯槽に約 4,300m３ の水量を保有していることから，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 3.1.2.13）
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。
可搬型窒素供給装置による格納容器への窒素供給については，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 18.5kL 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，可搬型窒素供給装置による格納容器への窒素供給について，7日間の継続が可能である。
（添付資料 3.1.2.14）
ｃ．電源
常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故等対策時に必要な負荷として約 1,996kW 必要となるが，常設代替交流電源設備の連続運転許容負荷容量は 5,520kW であり，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
（添付資料 3.1.2.15）

3.1.2.5

結論
3.1.2-3032

格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」では，格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，ジルコニウム−水反応等によって発生した非凝縮性ガス等が蓄積することによって，格納容器圧力及び雰囲気温度が徐々に上昇し，格納容器の過圧・過温により格納容器の破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格
納容器過圧・過温破損）」に対する格納容器破損防止対策としては，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）による原子炉注水手段及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器
冷却手段を整備している。また，安定状態に向けた対策として代替循環冷却系による原子炉注水手段及び格納容器除熱手段，長期的な格納容器内酸素濃度の上昇を抑制する観点から，可搬型窒素供給装置を用いた格納容器内への窒素供給手段を整備している。
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の評価事故シーケンス「大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋
低圧炉心冷却失敗」について，代替循環冷却系を使用する場合の有効性評価を行った。
上記の場合においても，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代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却，並びに代替循環冷却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，格納容器冷却及び除熱が可能である。
その結果，格納容器圧力逃がし装置を使用せず，ジルコニウム−水反応等
により可燃性ガスの蓄積が生じた場合においても，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。
3.1.2-3133

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，格納容器破損モード「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，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代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却，代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱，可搬型窒素供給装置を用いた格納容器内への窒素供給手段等の格
納容器破損防止対策は，選定した評価事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格
納容器過圧・過温破損）」に対して有効である。

3.1.2-32

34

第 3.1.2-1 表「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の重大事故等対策について（代替循環冷却系を使用する場合）（1／5）

3.1.2-33

操作及び確認手順

原子炉スクラム，Ｌ
ＯＣＡ発生及び全交
流動力電源喪失の確認・運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失又は全交流動力電源喪失が発生して原子炉がスクラムしたことを確認する。
・主蒸気隔離弁が自動閉止するとともに，再循環ポン
プが停止したことを確認する。
・格納容器圧力が 13.7kPa[gage]に到達したことによりＬＯＣＡが発生したことを確認する。

原子炉への注水機能喪失の確認

・原子炉水位が原子炉水位異常低下（レベル２）設定点に到達後，原子炉隔離時冷却系が自動起動に失敗したことを確認する。
・原子炉水位の低下による炉心の露出に伴い，炉心損
傷したことを確認する。炉心損傷の判断は，格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）又は（Ｓ／Ｃ）の指示値が設計基準事故相当のγ線線量率の 10 倍以上の場合とする。

炉心損傷確認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を試みるが，失敗したことを確認する。
・中央制御室からの遠隔操作により非常用ディーゼル
発電機等の起動を試みるが，失敗したことを確認する。
・以上により，早期の電源回復不能を確認する。

常設設備
所内常設直流電源
設備【主蒸気隔離弁】−

重大事故等対処設備
可搬型設備
計装設備
−
平均出力領域計装
起動領域計装原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
緊急用Ｍ／Ｃ電圧
ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力−【原子炉隔離時冷却系系統流量】

所内常設直流電源
設備−

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ
（Ｓ／Ｃ）

−

−

−

【

】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）
有効性評価上考慮しない操作35

第 3.1.2-1 表「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の重大事故等対策について（代替循環冷却系を使用する場合）（2／5）

3.1.2-34

操作及び確認手順

常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作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
納容器冷却操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注
水操作

・早期の電源回復不能の確認後，常設代替高圧電源
装置から緊急用母線を受電する。
・緊急用母線の受電を確認後，原子炉冷却材浄化系
吸込弁の閉止操作を実施し，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低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始する。
・原子炉冷却材喪失により，ドライウェル雰囲気温度の指示が原子炉圧力の飽和温度を超える場合は水位不明と判断し，原子炉底部から原子炉水位Ｌ０以上まで冠水させるために必要な注水量及び崩壊熱分の注水量を考慮し，原子炉注水流量に応じた必要注水時間の原子炉注水を実施する。
・非常用ディーゼル発電機等の回復操作を実施する。
・外部電源の回復操作を実施する。

電源確保操作対応

常設設備
常設低圧代替注水系ポンプ
代替淡水貯槽
常設代替高圧電源装置
軽油貯蔵タンク

重大事故等対処設備
可搬型設備
計装設備
−
緊急用Ｍ／Ｃ電圧
低圧代替注水系格納容器スプレイ流量
低圧代替注水系原子炉注水流量
原子炉水位（広帯域，燃料域）
原 子 炉 水 位（ Ｓ Ａ 広 帯 域， Ｓ Ａ 燃 料域）
原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）
ドライウェル雰囲気温度
ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力
代替淡水貯槽水位

−

−

−

可搬型代替
注水大型ポ
ンプ
ホイールロ
ーダ
−

代替淡水貯槽水位

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準備及びホース敷設等を実施する。

代替淡水貯槽

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の受電後，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。
・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２Ｃ及び２Ｄを受電する。

常設代替高圧電源装置
軽油貯蔵タンク

【

Ｍ／Ｃ
Ｍ／Ｃ

２Ｃ電圧
２Ｄ電圧

】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）
有効性評価上考慮しない操作

36

第 3.1.2-1 表「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の重大事故等対策について（代替循環冷却系を使用する場合）（3／5）

3.1.2-35

操作及び確認手順

原子炉建屋ガス処理
系及び中央制御室換
気系の起動操作・常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電後，原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系を起動する。

ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作
緊急用海水系による
海水通水操作・常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電後，ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作を実施する。
・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）による格納容器冷却及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始
後，非常用母線の負荷となっている緊急用海水系及び代替循環冷却系の弁を対象に，緊急用母線から電源が供給されるよう電源切り替え操作を実施する。
・緊急用海水系ポンプを起動し，緊急用海水系に海水を通水する。

常設設備
中央制御室換気系（空気調和機ファン，フィルタ系ファン，高性能粒子
フィルタ，チャコールフィルタ）
非常用ガス処理系（排風機，フィル
タトレイン）
非常用ガス再循環系（排風機，フィルタトレイン）
ほう酸注水系

緊急用海水ポンプ
常設代替高圧電源装置
軽油貯蔵タンク

重大事故等対処設備
可搬型設備
−
−

計装設備

−

ほう酸水注入ポンプ吐出圧力−

緊急用海水系流量（残留熱除去系熱交換器）【】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）
有効性評価上考慮しない操作37

第 3.1.2-1 表「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の重大事故等対策について（代替循環冷却系を使用する場合）（4／5）

3.1.2-36

操作及び確認手順

代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱操作・緊急用海水系に海水を通水した後，代替循環冷却系ポンプを起動することで，原子炉注水及び格納容器除熱を実施する。

常設低圧代替注水系
ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器
下部水位確保操作
水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作
サプレッション・プ
ールｐＨ制御装置による薬液注入操作

・代替循環冷却系による格納容器除熱操作を実施後，常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水を実施する。
・常設低圧代替注水ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部水位確保操作を実施後，水素濃度及び酸素濃度監視設備を起動する。
・水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作を実施後，格納容器内のｐＨ制御のための薬液注入を行う。

常設設備
代替循環冷却系ポンプ
常設代替高圧電源装置
軽油貯蔵タンク

常設低圧代替注水系ポンプ
常設代替高圧電源装置
軽油貯蔵タンク
常設代替高圧電源装置
軽油貯蔵タンク−【

重大事故等対処設備
可搬型設備
計装設備
−
代替循環冷却系原子炉注水流量
代替循環冷却系格納容器スプレ
イ流量
原子炉水位計（広帯域，燃料域）
原子炉水位計（ＳＡ広帯域，ＳＡ燃料域）
サプレッション・チェンバ圧力
ドライウェル圧力−
低圧代替注水系格納容器下部注水流量
格納容器下部水位
代替淡水貯槽水位−

格納容器内水素濃度（ＳＡ）
格納容器内酸素濃度（ＳＡ）−−】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）
有効性評価上考慮しない操作38

第 3.1.2-1 表
操作及び確認「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の重大事故等対策について（代替循環冷却系を使用する場合）（5／5）
手順

常設設備

重大事故等対処設備
可搬型設備
−
−

計装設備

使用済燃料プールの冷却操作

・使用済燃料プールの冷却操作を実施する。

−

可搬型窒素供給装置を用いた格納容器内
窒素供給操作・格納容器内酸素濃度が 4.0vol％（ドライ条件）に到達した場合，可搬型窒素供給装置を用いて格納容器内へ窒素を供給することで，格納容器内酸素濃度の上昇を抑制する。
・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窒素供給装置に燃料補給を実施する。

−

可搬型窒素供給装置

格納容器内酸素濃度（ＳＡ）

可搬型設備用軽油
タンク

タンクローリ−

タンクローリによる燃料補給操作【
3.1.2-37】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）
有効性評価上考慮しない操作39

第 3.1.2-2 表

主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却系を使用する場合）（1／5）

項目

主要解析条件

解析コード

ＭＡＡＰ

本評価事故シーケンスの重要現象を評価できる解析コード

3,293MW

定格熱出力を設定

6.93MPa[gage]

定格圧力を設定

原子炉熱出力原子炉圧力（圧力容器ドーム部）

初期条件

3.1.2-38

原子炉水位

通常運転水位（セパレータ
スカート下端から＋126cm）

炉心流量48,300t／h

燃料

原子炉停止後の崩壊熱

格納容器圧力
格納容器雰囲気温度

条件設定の考え方

通常運転水位を設定
定格流量を設定

９×９燃料（Ａ型）

９×９燃料（Ａ型）と９×９燃料（Ｂ型）は，熱水力的な特性はほぼ同等であることから，代表的に９×９燃料（Ａ型）を設定

ANSI／ANS-5.1-1979（燃焼度 33GWd／t）

崩壊熱が大きい方が原子炉水位低下及び格納容器圧力上昇の観点で厳しい設定となるため，崩壊熱が大きくなる燃焼度の高い条件として，1 サイクルの運転期間（13 ヶ月）に調整運転期間（約 1 ヶ月）を考慮した運転期間に対応する燃焼度を設定

5kPa[gage]

格納容器圧力の観点で厳しい高めの設定として，通常運転時の圧力を包含す
る値を設定

57℃

格納容器体積（ドライウェル）

5,700m３

格納容器体積（サプレッション・チェンバ）空間部：4,100m３
液相部：3,300m３

ドライウェル内ガス冷却装置の設計温度を設定
設計値を設定サプレッション・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，保安規定の運転上の制限における下限値を設定

40

第 3.1.2-2 表

主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却系を使用する場合）（2／5）

初期条件

項目

主要解析条件

条件設定の考え方

サプレッション・プール水位

6.983m（通常水位−4.7cm）

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を設定

サプレッション・プール水温度

32℃

サプレッション・プールでの圧力抑制効果が厳しくなる高めの水温として，保安規定の運転上の制限における上限値を設定

ベント管真空破壊装置作動差圧

3.45kPa（ドライウェル−サプレッション・チェンバ間差圧）

3.1.2-39

外部水源の温度

ペデスタル（ドライウェル部）のプール水

設計値を設定35℃

格納容器スプレイによる圧力抑制効果の観点で厳しい高めの水温として，代替淡水貯槽及び水源補給に用いる淡水貯水池の年間の気象条件変化を包含す
る高めの水温を設定

考慮しない

ペデスタル（ドライウェル部）には通常運転時からプール水が存在するが，格納容器の熱容量に寄与することから，格納容器雰囲気温度の挙動を厳しく評価する設定として，ペデスタル（ドライウェル部）のプール水を考慮しない41

第 3.1.2-2 表
項目

主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却系を使用する場合）（3／5）
主要解析条件

条件設定の考え方

大破断ＬＯＣＡ
再循環系の吸込配管の破断

原子炉圧力容器から格納容器への冷却材流出を大きく見積もる厳しい設定として，原子炉圧力容器バウンダリに接続する配管のうち，口径が最大である再循環系の吸込配管における両端破断を設定

高圧注水機能喪失
低圧注水機能喪失
全交流動力電源喪失

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）の機能喪失を設定
全交流動力電源喪失の重畳を考慮し設定

外部電源

外部電源なし安全機能の喪失に対する仮定に基づき設定
ただし，原子炉スクラムについては，外部電源ありの場合を包括する条件として，機器条件に示すとおり設定

水素の発生

ジルコニウム−水反応を考慮

水の放射線分解等による水素発生については，格納容器圧力及び雰囲気
温度に与える影響が軽微であることから考慮していない

起因事象

3.1.2-40

事故条件

安全機能の喪失に対する仮定

42

第 3.1.2-2 表

主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却系を使用する場合）（4／5）

項目

原子炉スクラム

主要解析条件

原子炉水位低（レベル３）信号

条件設定の考え方
短時間であるが原子炉熱出力が維持される厳しい設定として，外部電源喪失時のタービン蒸気加減弁急閉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）信号にてスクラムするものとして設定

重大事故等対策に関連する機器条件

3.1.2-41

短時間であるが主蒸気が格納容器内に維持される厳しい設定として，原子炉保護系電源喪失及び原子炉水位異常低下（レベル２）信号による主蒸気隔離弁閉止については保守的に考慮せず，事象発生と同時に主蒸気隔離弁が閉止するものとして設定
事象進展に与える影響は軽微であることから，全交流動力電源喪失によるポンプ停止を踏まえて設定

主蒸気隔離弁事象発生と同時に閉止

再循環ポンプ

事象発生と同時に停止

低圧代替注水系（常設）

注水流量：230m３／h（一定）

炉心冷却の維持に必要な流量として設定

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）

スプレイ流量：130m３／h（一定）

格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇を抑制可能な流量として，運転手順に基づき設定

解析上考慮しない

格納容器雰囲気温度の挙動を厳しく評価するため，初期条件としてペデスタル（ドライウェル部）のプール水を考慮していないことから，常設
低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納
容器下部水位確保操作についても考慮しない。

格納容器下部注水系（常設）

代替循環冷却系

緊急用海水系

可搬型窒素供給装置

循環流量は，全体で 250m３／h とし，原子炉へ 150m３／h，格納容器
スプレイへ 100m３／h に流量を分配
代替循環冷却系から緊急用海水系への伝熱容量：約 14MW
（サプレッション・プール水温度
100℃，海水温度 32℃において）
窒素 198m３／h 及び酸素 2m３／h の流量で窒素供給

炉心冷却の維持に必要な流量，格納容器圧力及び雰囲気温度の抑制に必
要なスプレイ流量を考慮して設定
代替循環冷却系及び緊急用海水系の系統流量を考慮し設定
代替循環冷却系の除熱性能を厳しくする観点で，過去の実績を包含する高めの海水温度を設定
格納容器内の酸素濃度上昇抑制に必要な流量として設定

43

第 3.1.2-2 表
項目

主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却系を使用する場合）（5／5）
主要解析条件

条件設定の考え方

重大事故等対策に関連する操作条件

3.1.2-42

常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作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低圧代替注水系（
常設）による原子炉注水操作

事故発生から 25 分後

常設代替高圧電源装置，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）及び低圧代替注水系（常設）の準備に要する時間を考慮して設定

緊急用海水系及び代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱操作

事象発生から 90 分後

緊急用海水系及び代替循環冷却系の準備期間を考慮して設定

可搬型窒素供給装置による格
納容器内窒素供給操作

格納容器内酸素濃度が 4.0％（ドライ条件）に到達時

格納容器内酸素濃度がベント基準である 4.3％（ドライ条件）到達を防止する観点で設定

44

凡

例
：機能喪失箇所

非常用ディーゼル発電機等：大破断ＬＯＣＡ及び全交流動力電源喪失等

逃がし安全弁（自動減圧機能）

外部電源

により従属的に使用不可となる箇所

Ｇ
常設代替高圧電源装置

原子炉ウェル
タービンへ

耐圧強化
ベント系

原子炉圧力容器Ｇ
軽油貯蔵タンク→
ドライウェル

3.1.2-43

代替
循環
冷却系
ポンプ

ぺデ
スタル

再循環ポンプ

格納容器
圧力逃がし装置※3※3
サプレッション・
チェンバ

可搬型窒素供給装置↑
サプレッション・
プール

残留熱除去系
海水系ポンプＡ，Ｃ→←→

残留熱除去系
ポンプＡ

残留熱除去系
ポンプＢ

※1

→
→
※2

→
残留熱除去系
海水系ポンプ
Ｂ，Ｄ

緊急用海水系
ポンプ

→

※1 海へ

←

※1

低圧炉心スプレイ系ポンプ※2

タンクローリ
常設低圧代替注水系
ポンプＡ及びＢ→
残留熱除去系ポンプＣ

←

↑
海へ ※2

可搬型設備用軽油タンク→
高圧炉心
スプレイ系ポンプ

原子炉隔離時冷却系ポンプ

海

復水貯蔵タンク↑

代替淡水貯槽北側淡水池又は
高所淡水池←
常設高圧代替注水系ポンプ

第 3.1.2-1 図 「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の重大事故等対策の概略系統図（代替循環冷却系を使用する場合）（1／3）（低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却段階）

45

凡

例
：機能喪失箇所

非常用ディーゼル発電機等：大破断ＬＯＣＡ及び全交流動力電源喪失等

逃がし安全弁（自動減圧機能）

外部電源

により従属的に使用不可となる箇所

Ｇ
常設代替高圧電源装置

原子炉ウェル
タービンへ

耐圧強化
ベント系

原子炉圧力容器Ｇ
軽油貯蔵タンク→
ドライウェル

3.1.2-44

代替
循環
冷却系
ポンプ

ぺデ
スタル

再循環ポンプ

格納容器
圧力逃がし装置※3※3
サプレッション・
チェンバ

可搬型窒素供給装置↑
サプレッション・
プール

残留熱除去系
海水系ポンプＡ，Ｃ→←→

残留熱除去系
ポンプＡ

残留熱除去系
ポンプＢ

※1

→
→
※2

→
残留熱除去系
海水系ポンプ
Ｂ，Ｄ

緊急用海水系
ポンプ

→

※1 海へ

←

※1

低圧炉心スプレイ系ポンプ※2

タンクローリ
常設低圧代替注水系
ポンプＡ及びＢ

→

↑

↑

海へ ※2

可搬型設備用軽油タンク

残留熱除去系ポンプＣ

→

←

高圧炉心
スプレイ系ポンプ

原子炉隔離時冷却系ポンプ

海

復水貯蔵タンク

代替淡水貯槽←常設高圧代替注水系ポンプ

第 3.1.2-1 図 「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の重大事故等対策の概略系統図（代替循環冷却系を使用する場合）（2／3）（代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱段階）

北側淡水池又は
高所淡水池

46

凡

例
：機能喪失箇所

非常用ディーゼル発電機等：大破断ＬＯＣＡ及び全交流動力電源喪失等

逃がし安全弁（自動減圧機能）

外部電源

により従属的に使用不可となる箇所

Ｇ
常設代替高圧電源装置

原子炉ウェル
タービンへ

耐圧強化
ベント系

原子炉圧力容器Ｇ
軽油貯蔵タンク→
ドライウェル

3.1.2-45

代替
循環
冷却系
ポンプ

ぺデ
スタル

再循環ポンプ

格納容器
圧力逃がし装置※3※3
サプレッション・
チェンバ

可搬型窒素供給装置↑
サプレッション・
プール

残留熱除去系
海水系ポンプＡ，Ｃ→←→

残留熱除去系
ポンプＡ

残留熱除去系
ポンプＢ

※1

→
→
※2

→
残留熱除去系
海水系ポンプ
Ｂ，Ｄ

緊急用海水系
ポンプ

→

※1 海へ

←

※1

低圧炉心スプレイ系ポンプ※2

タンクローリ
常設低圧代替注水系
ポンプＡ及びＢ→
残留熱除去系ポンプＣ

←

↑
海へ ※2

可搬型設備用軽油タンク→
高圧炉心
スプレイ系ポンプ

原子炉隔離時冷却系ポンプ

海

復水貯蔵タンク↑

代替淡水貯槽北側淡水池又は
高所淡水池←
常設高圧代替注水系ポンプ

第 3.1.2-1 図 「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の重大事故等対策の概略系統図（代替循環冷却系を使用する場合）（3／3）（代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱並びに可搬型窒素供給装置を用いた格納容器内窒素供給段階）

47

（解析上の時刻）
（0 秒）

凡 例
原子炉冷却材喪失（ＬＯＣＡ）
全交流動力電源喪失

対応操作は原子炉水位・格納容器圧力等の徴候に応じて対応を行うため，
今回想定している破断規模・破断位置が異なる場合及び破断位置が特定できない場合においても，対応する操作手順に変更はない

原子炉水位低（レベル３）
設定点到達※１原子炉水位異常低下：操作・確認（運転員）：解析上考慮しない操作：プラント状態（解析）：重大事故等対応要員（現場）の作業：判断：運転員と重大事故等対応要員（現場）：操作及び判断

原子炉水位異常低下（レベル１）設定点
及びドライウェル圧力 13.7kPa[gage]
到達※２

の共同作業

※１：外部電源喪失に伴い，原子炉スクラム，主蒸気隔離弁閉止及び再循環ポン
プ停止となるが，解析上は原子炉水位低（レベル３）設定点到達にて原子炉スクラム信号が発信するものとする。主蒸気隔離弁閉止及び再循環ポン
プ停止については，外部電源喪失時とする。

原子炉スクラム※３，ＬＯＣＡ発生※４及び全交流動力電源喪失の確認※２：原子炉水位異常低下（レベル１）設定点及びドライウェル圧力
13.7kPa[gage]到達により，床ドレン制限弁，機器ドレン制限弁及び原子炉
補機冷却水制限弁が自動閉止することを確認する。
原子炉への注水機能喪失の確認※５（約 4 分）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

使用済燃料プールの冷却操作※３：原子炉スクラムは，中央制御室にて平均出力領域計装等により確認する。
※４：ＬＯＣＡ発生は，以下により判断する。
・格納容器圧力が 13.7kPa[gage]に到達

炉心損傷開始（燃料被覆管温度
1,000K（約 727℃）到達）※５：非常用炉心冷却系の機能喪失により原子炉への注水機能が喪失する。
※６：原子炉水位の低下による炉心の露出に伴い，炉心損傷したことを確認する。炉心損傷の判断は，格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）又は（Ｓ／Ｃ）の指示値が設計基準事故相当のγ線線量率の 10 倍以上となった場合とする。格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）及び（Ｓ／Ｃ）による炉心損傷発生の判断ができない場合は，原子炉圧力容器温度により判断する。

炉心損傷確認※６（約 9 分）燃料被覆管温度 1,200℃到達※７：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。

早期の電源回復不能の確認※７※８：原子炉冷却材浄化系吸込弁の閉止操作を実施する。
常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作

電源確保操作対応※９：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）及び低圧代替注水系（常設）の起動準備操作は，以下により判断する。
・ＬＯＣＡ発生の確認
・炉心損傷確認Ⅰ
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）及び低圧代替注水系（常設）の起動準備操作※８，９（25 分）（約 27 分）

（65 分）

可搬型代替低圧電源車
による受電操作

原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系の起動操作

ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作※11：原子炉水位不明は，以下の場合に判断する。
・原子炉水位計の電源が喪失した場合
・原子炉水位計のばらつきが大きく燃料有効長頂部以上であることが判断できない場合・ドライウェル雰囲気温度と原子炉圧力の関係が原子炉水位不明領域に入った場合※12：原子炉水位Ｌ０以上（水位不明判断時は原子炉水Ｌ０以上まで冠水させるために必要な水量を注水した場合）により，損傷炉心冷却成功を判断す
る。

Ⅱ

緊急用海水系及び代替循環冷却系の準備操作（電源切替え操作）

炉心溶融開始（燃料温度2,500K（約 2,227℃）到達）

Ⅲ

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）以外による格納容器冷却・消火系（ディーゼル駆動）による格納容器冷却・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）による格納用容器冷却・復水補給水系による格納容器冷却

緊急用海水系による海水通水操作

低圧代替注水系（常設）以外による原子炉注水・消火系（ディーゼル駆動）による原子炉注水・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
・ほう酸水注入系による原子炉注水・復水補給水系による原子炉注水・制御棒駆動水圧系による原子炉注水

代替循環冷却系の準備操作

原子炉水位Ｌ０（ジェットポンプ上端）到達

Ａ
Ⅳ
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）による崩壊熱相当の原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却の継続

代替残留熱除去系海水系による
海水通水操作原子炉水位Ｌ０以上判断※１２
代替循環冷却系
運転可能※１３

Yes（90 分）※10：格納容器スプレイ流量は 130m３／h とし，原子炉注水流量は 230m３／h とする。なお，原子炉注水に伴い炉心部における蒸気発生により格納容器温度が上昇することを考慮し，格納容器スプレイを優先する。

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）による格納容器冷却操作
及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作※１０

原子炉圧力−ドライウェル温度による「水位不明判断曲線」で水位不明を判断する※１１（約 43 分）

常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作

NoＡ

サプレッション・プール
通常水位＋6.5m 到達

代替循環冷却系による原子炉注水操作及び格納容器除熱操作※１４
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の停止操作

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）による原子炉注水停止操作※１５※13：残留熱除去系熱交換器への海水通水並びに代替循環冷却系の系統構成及び起動が問題なく行われたことをもって，代替循環冷却系の運転可能を判断する。
※14：原子炉注水流量は 100m３／h とし，格納容器スプレイ流量は 150m３／h とする。
※15：原子炉水位Ｌ０以上を判断し，代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱を開始した後は，常設低圧代替注水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代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却の停止操作を実施する。
※16：ペデスタル（ドライウェル部）内床ドレンサンプの 1m 水位維持機能を使用した追加注水により水位を確保する。
水位確保操作は，非常用母線からの負荷切替え操作，注水開始操作，水位上昇及び注水停止操作を考慮した時間（約 19 分）で実施する。その後，サプレッション・チェンバへの排水により水位が約 1m となった時点で，床ドレン排水弁及び機器ドレン排水弁は自動閉止する。
※17：炉心損傷を確認した場合,水素濃度及び酸素濃度監視設備を起動し,他のパラメータ同様,格納容器内水素濃度及び酸素濃度を継続して監視する。
※18：サプレッション・プール pH 制御装置（自主対策設備）による薬液注入操作
は格納容器下部水位確保後から実施する。
※19：格納容器内酸素濃度 4.0vol％到達により可搬型窒素供給装置を用いた格納容器内窒素供給操作を開始し，格納容器圧力 310kPa[gage]到達により窒素供給を停止する。なお，可搬型窒素供給装置を用いた格納容器内窒素供給
装置の起動準備操作は，格納容器内酸素濃度が 3.5vol％に到達した時点で実施する。

Ⅶ
格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作（サプレッション・チェンバ側）

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停止操作※１５

Ⅴ
格納容器雰囲気温度・圧力下降

常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部水位確保操作※１６

ドライウェル内ガス冷却装置
による格納容器除熱操作

Ⅵ（約 84 時間）

格納容器内酸素濃度 4.0 Vol％
（ドライ条件）到達

水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動※１７

可搬型窒素供給装置を用いた格納容器内窒素供給操作※１９

サプレッション・プール pH 制御
装置による薬液注入操作※１８

常設低圧代替注水ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）以外によるペデスタル（ドライウェル部）注水・消火系（ディーゼル駆動）によるペデスタル（ドライウェル部）注水・可搬型代替注水大型ポンプを用いた格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）注水

タンクローリによる燃料補給操作【有効性評価の対象としていないが他に取り得る手段】
Ⅰ
電源容量により使用できる設備が限られるが，常設代替高圧電源装置が使用できない場合は可搬型代替低圧電源車により P/C を受電する。

以上の対応手順により，代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱を継続することで，損傷炉心冷却を維持し格納容器を破損させることなく安定状態を維持する。また, 格納容器内酸素濃度の監視を継続するとともに，格納容器
内酸素濃度 4.3Vol％（ドライ条件）に到達する場合には,格納容器圧力逃がし装置により格納容器内の可燃性ガスを排出することで，格納容器内水素燃焼を防止する。さらに，機能喪失している設備の復旧に努め，残留熱除去系及び可燃性
ガス濃度制御系の復旧後は，可搬型窒素供給装置による格納容器内窒素供給，残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱並びに可燃性ガス濃度制御系による水素濃度制御を実施することで，安定状態を維持する。

Ⅱ
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）と同等の流量は確保できないが，消火系（ディーゼル駆動）による格納容器冷却も実施可能である。
注水開始時間は遅くなるが，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も実施可能である。
また，非常用母線の受電後は，復水補給水系による格納容器冷却も実施可能である。
Ⅲ
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）と同等の流量は確保できないが，消火系（ディーゼル駆動）による原子炉注水も実施可能である。
注水開始時間は遅くなるが，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）による原子炉注水も実施可能である。
また，非常用母線の受電後は，ほう酸水注入系，復水補給水系及び制御棒駆動水圧系による原子炉注水も実施可能である。
Ⅳ
代替残留熱除去系海水系による海水通水も可能である。
Ⅴ
非常用母線の受電後，原子炉補器冷却系が起動可能な場合には，ドライウェル内ガス冷却装置を起動する。
Ⅵ
常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）注水と同等の流量は確保できないが，消火系（ディーゼル駆動）による格納容器スプレイも実施可能である。
注水開始時間は遅くなるが，可搬型代替注水大型ポンプを用いた格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）注水も実施可能である。
Ⅶ
サプレッション・チェンバ側からの格納容器ベントを優先するが，ドライウェル側からの格納容器ベントによる格納容器除熱も実施可能である。

第 3.1.2-2 図「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の対応手順の概要（代替循環冷却系を使用する場合）

3.1.2-46

48

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用する場合）

経過時間（分）10

実施箇所・必要要員数

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

150

備考

約4分 炉心損傷開始（燃料被覆管温度1,000K到達）

責任者

発電長

1人

中央監視
運転操作指揮

補佐

副発電長

1人

運転操作指揮補佐

通報連絡者

災害対策要
員

2人

災害対策本部連絡
発電所外部連絡約9分 燃料被覆管温度1,200℃到達
プラント状況判断

操作項目

運転員
（現場）

30

原子炉スクラム【 】は他作業後に移動してきた要員

運転員(中央制御室)20

25分 格納容器冷却及び原子炉注水開始

操作の内容

65分 原子炉水位Ｌ０以上判断

2 時間
原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系の起動

約27分 炉心溶融開始（燃料温度2,500K到達）

重大事故等対応要員（現場）●原子炉スクラムの確認●タービン停止の確認●外部電源喪失の確認

状況判断

2人
A,B

−

−

●非常用ディーゼル発電機等の自動起動失敗の確認●原子炉への注水機能喪失の確認

10 分●ＬＯＣＡ発生の確認●原子炉水位異常低下（レベル１）設定点到達の確認●炉心損傷確認
【1 人】
A
【1 人】
B

−

−

●高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機の手動起動操作（失敗）

1分

−

−

●非常用ディーゼル発電機の手動起動操作（失敗）

2分

−

−

2人
a,b

●電源回復操作

常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作

【1 人】
B

−

−

●常設代替高圧電源装置 2 台起動及び緊急用母線の受電操作

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）及び低圧代替注水系（常設）の準備操作

【1 人】
B

−

−

早期の電源回復不能の確認

電源確保操作対応

適宜実施●原子炉注水及び格納容器スプレイに必要な負荷の電源切替操作

4分
4分
2分

●原子炉冷却材浄化系吸込弁の閉操作−●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低圧代替注水系（常設）による原子炉注水 系統構成

3分

−

−

●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操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作

6分

【1 人】
A

−

−

【1 人】
A

−

【1 人】
A

−

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操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作

【1 人】
A

緊急用海水系による海水通水操作

代替循環冷却系による原子炉注
水操作及び格納容器除熱操作●緊急用海水系に必要な負荷の電源切替操作●緊急用海水系による海水通水

系統構成及び起動

原子炉注水及び格納容器冷却開始後，適宜状態監視

4分
20 分

海水通水開始後，適宜状態監視
6分●代替循環冷却系起動に必要な負荷の電源切替操作−●代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱 系統構成
及び起動

常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部水位確
保操作

【1 人】
A

−

水素濃度及び酸素濃度監視設
備の起動操作

【1 人】
A

−

−

●水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作

サプレッション・プールpH制御装置による薬液注入操作

【1 人】
A
【1 人】
B

−

−

●サプレッション・プール pH 制御装置による薬液注入操作−−●非常用母線の受電準備

−

2人
C,D

−

●非常用母線の受電準備

常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作

【1 人】
B

−

−

原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系の起動操作

【1 人】
B

−

ほう酸水注入系の起動操作【1人】
B

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

35 分

−

格納容器除熱開始後，適宜状態監視4分●非常用母線からの負荷切替操作

解析上考慮しない●常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル水位の調整操作

20 分

水位調整後，適宜状態監視
8分

適宜,格納容器内酸素及水素濃度の監視

15 分

代替交流電源設備により緊急用
母線受電後，暖気が自動的に開始される
解析上考慮しない

35 分
解析上考慮しない

70 分
8分●常設代替高圧電源装置3台追加起動

解析上考慮しない●非常用母線の受電

−

5分
15 分

●原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系の起動操作−解析上考慮しない

解析上考慮しない

ほう酸水全量注入完了まで適宜状態監視●ほう酸水注入系の注入状態監視

第 3.1.2-3 図

起動操作実施後，適宜状態監視
2分●ほう酸水注入系起動操作−

解析上考慮しない「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の作業と所要時間（代替循環冷却系を使用する場合）（1／2）

3.1.2-47

49

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用する場合）

経過時間（時間）
12

24

36

48

60

72

84

96

備考
108

120

132

144

156

168

170

約62時間
格納容器酸素濃度3.5vol%（ドライ条件）到達
実施個所・必要要員数【 】は他作業後移動してきた要員

操作項目

運転員（中央制御室）

運転員
（現場）

約84時間
格納容器酸素濃度4.0vol%（ドライ条件）到達

操作の内容

約163時間
格納容器圧力310kPa[gage]到達

重大事故等対応要員（現場）
解析上考慮しない

使用済燃料プールの冷却操作

【1 人】
A

−

−

●常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水操作

可搬型窒素供給装置を用いた格納容器
内窒素供給操作

解析上考慮しない

15 分

25時間までに実施するアクセスルート復旧時間含む

−

−

10人
c〜l

−

【4 人】
e〜h

●可搬型代替注水大型ポンプ準備，ホース敷設等

炉心損傷により屋外放射線量が高い

170 分

場合は屋内に待機し，モニタ指示を確認しながら作業を行う

−

2人
（招集）

タンクローリによる燃料補給操作

必要要員合計場合は代替燃料プール冷却系の起動までに実施する●代替燃料プール冷却系起動操作
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
子炉注水準備

スロッシングによる水位低下がある

適宜実施

2人
A,B

2人
C,D

第 3.1.2-3 図

115 分●可搬型窒素供給装置起動準備操作

可搬型窒素供給装置起動後，適宜状態監視
90 分●可搬型設備用軽油タンクからタンクローリへの補給

タンクローリ残量に応じて適宜軽油

適宜実施●可搬型窒素供給装置への給油タンクから補給12人 a〜l及び招集2人「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の作業と所要時間（代替循環冷却系を使用する場合）（2／2）

3.1.2-48

50

20
ＬＯＣＡにより低下したシュラウド内の原子炉水位が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）による原子炉注水操作（25 分）により回復
代替循環冷却系による原子炉注水操作（90 分）により水位維持15

可搬型窒素供給装置を用いた格納容器内窒素供給
操作（約 84 時間）による格納容器圧力及び原子炉圧力の変動に伴う水位の変動

（

原
子
炉
水
位

）

シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
外
水
位

炉心が一部溶融することで原子
炉水位Ｌ０以上に損傷炉心はな
いため損傷炉心は冠水維持

10

燃料有効長頂部
シュラウド内（二相水位）
原子炉水位Ｌ０5

燃料有効長底部
シュラウド外（コラプスト水位）

(m)

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H68003

第 3.1.2-4 図

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

400

350
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）による原子炉注水操作（230m ３ ／h）（25 分）

300

250
注
水
流
量
(m3／h)

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操作（130m ３ ／h）（25 分）

200
代替循環冷却系による格納容器除熱操作（150m ３ ／h）（90 分）

150
代替循環冷却系による原子炉注水操作（100m ３ ／h）（90 分）

100

50

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H68003

第 3.1.2-5 図

注水流量の推移

3.1.2-4951

20

水位回復後，低温の外部水源によって冷却材温度が低下し，気相水位が低下してコラプスト水位相当で推移

15

（

原
子
炉
水
位

ＬＯＣＡにより低下したシュラウド内の原子炉水位が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）による原子炉注水操作（25 分）により回復

）

シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
外
水
位

代替循環冷却系（常設）による
原 子 炉 注 水 操 作 (90 分 )に よ っ て
冷却材温度が上昇し，二相水位を形成
シュラウド内（二相水位）

10

原子炉水位Ｌ０5

燃料有効長底部
シュラウド外（コラプスト水位）

(m)

0
0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H68003

第 3.1.2-6 図

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移（短期挙動）400
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）による原子炉注水操作（230m ３ ／h）（25 分）

350

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操作（130m ３ ／h）（25 分）

300

250
注
水
流
量
(m３／h)

代替循環冷却系による格納容器除熱操作（150m ３ ／h）（90 分）

200

150

100
代替循環冷却系による原子炉注水操作（100m ３ ／h）（90 分）

50
0
0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H68003

第 3.1.2-7 図

注水流量の推移（短期挙動）
3.1.2-50

52

400
ＬＯ Ｃ Ａ に よ り 低 下 し た 保 有 水 量 が 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）による原子炉注水操作（25 分）により回復

350
原
子
炉
圧
力
容
器
内
保
有
水
量

300

代 替循環冷 却系 による 原 子 炉 注 水 操 作 （ 90 分 ） と Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 破 断 口 か ら の 保 有 水 の流出により原子炉水位Ｌ０相当の保有水量で推移

250
可搬型窒素供給装置を用いた格納容器内窒素供給操作開始（約84 時 間 ） に よ る 格 納 容 器 圧 力 及 び 原 子 炉 圧 力 の 変 動 に 伴 う 保 有
水量の変動

200

150

100
(t)
50

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H68003

第 3.1.2-8 図

原子炉圧力容器内の保有水量の推移

4000

3500
炉心の露出により燃料温度が上昇

3000
燃
料
最
高
温
度
(℃)

2500
溶 融燃料 プー ルが形 成 ・ 維持 さ れ る た め， 燃 料 の 溶融 温 度 （ 約 2,800℃ ） に
て推移

2000

1500

1000

500

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H68003

第 3.1.2-9 図

燃料最高温度の推移
3.1.2-5153

0.8

ＬＯＣＡ破断口からの蒸気流出に伴い格納容器圧力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
スプ レイ冷 却系（ 常設 ）によ る 格 納 容 器 冷 却 操 作 （25 分 ）を実施し格納容器圧力の上昇を抑制

ドライウェルサプレッション・チェンバ

0.62MPa[gage]

0.6
格
納
容
器
圧
力

格 納 容 器 圧 力 310kPa[gage]到 達 に て 可 搬 型 窒 素供給装置による窒素供給停止（約 163 時間）
代替 循環 冷 却系 による 格納 容 器 除 熱 操 作 （ 90 分 ）に伴う格納容器圧力の上昇抑制

0.4(MPa[gage])
格納 容器 酸素 濃 度（ ドラ イ条 件） 4.0%到 達に て可 搬 型
窒素供給装置による格納容器への窒素供給操作開始（約 84 時間）0.2

最大圧力 約 0.31MPa（約 163 時間）

0.0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H68003

第 3.1.2-10 図

格納容器圧力の推移

300
最高温度 約 202℃（壁面温度 約 137℃）（約 0.7 時間）
壁面最高温度 約 139℃（約 0.9 時間）

ドライウェルサプレッション・チェンバ

格納容器雰囲気温度

200℃

格
納
容
器
温
度

200

（℃）

100

代 替 循 環 冷 却 系 に よ る 格 納 容 器 除 熱 操 作 （ 90分）に伴う格納容器雰囲気温度の上昇抑制

可搬型窒素供給装置を用いた格納容器内窒素供給操作開始による格納容器圧力の変動に伴う格納容器雰囲気温度の変動（約 84 時間）

Ｌ ＯＣＡ 破断口から の蒸 気 流 出に 伴 い 格納 容 器 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 スプ レ イ 冷却 系 （ 常設 ） に よる 格 納 容器 冷 却 操
作（25 分）を実施し格納容器雰囲気温度の上昇を抑制する

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H68003

第 3.1.2-11 図

格納容器雰囲気温度の推移
3.1.2-5254

0.8
ＬＯＣＡ破断口からの蒸気流出に伴い格納容器圧力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
スプ レイ冷 却系（ 常設 ）によ る 格 納 容 器 冷 却 操 作 （25 分 ）を実施し格納容器圧力の上昇を抑制

ドライウェルサプレッション・チェンバ

0.62MPa[gage]

0.6
格
納
容
器
圧
力

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
水操 作（25 分） に よ っ て 原 子 炉 水 位 が回復する過程で過熱蒸気が発生し，破断口からの流出することで格納容器圧
力が上昇

0.4

(MPa[gage])

代替循環冷却系による格納容器除熱操作(90 分 )を 実 施 し ， 原 子 炉 注 水 量 が 減 少 することで発生蒸気量が増え，ドライウェ
ルの圧力が上昇

0.2

0.0
0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H68003

第 3.1.2-12 図

格納容器圧力の推移（短期挙動）

300
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 操 作 （ 25 分 ） に よ っ て 原 子 炉 水 位 が 回 復 す る
過程で過 熱蒸 気が発生 し，破断 口か らの 流出 する こと で格 納 容
器温度が上昇ドライウェルサプレッション・チェンバ

格納容器雰囲気温度

200℃

格
納
容
器
温
度

200

（℃）

100

代 替 循 環 冷 却 系 に よ る 格 納 容 器 除 熱 操 作 (90分)によって格納容器温度の上昇を抑制

Ｌ ＯＣＡ 破断口から の蒸 気 流 出に 伴 い 格納 容 器 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 スプ レ イ 冷却 系 （ 常設 ） に よる 格 納 容器 冷 却 操
作（25 分）を実施し格納容器雰囲気温度の上昇を抑制する

0
0

1

2

3

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H68003

第 3.1.2-13 図

格納容器雰囲気温度の推移（短期挙動）
3.1.2-5355

20
ＬＯＣＡ破断口から の蒸気 流出 ，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 水操 作お よび代替 格納 容器ス プレイ 冷却 系（ 常設）による格納容器冷却操作（25 分）により水位が上昇

ベントライン(約 15m)
15通常水位＋6.5m(約 13.5m)
通常 水位 ＋5.5m(約 12.5m)

代替循環冷却系による格納容器除熱 操作（90 分）の開始に伴う水位上昇の停止

10

ー

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
プ

ル
水
位

5

可搬型窒素供給装置を用いた格納容器内窒素供給操作による格納容器圧力の変動に伴うサプレッション・プ
ール水位の変動（約 84 時間）

(m)

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H68003

第 3.1.2-14 図

サプレッション・プール水位の推移

300

200
代替 循環 冷却 系 に よ る 格 納 容 器 除 熱 操 作 （ 90 分 ） に 伴 う
サプレッション ・ プー ル水 温 上昇 抑 制

ー

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
プ
ル
水
温

100
ＬＯＣＡ破 断口か ら 流 出 し た 蒸 気 が サ プ レ ッ シ ョ ン ・ チ ェ ン バ
へ流入し，水温上昇

(℃)

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H68003

第 3.1.2-15 図

サプレッション・プール水温の推移

3.1.2-54

56

0.8
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操作開始 （25 分 ）代替循環冷却系による格納容器除 熱 操作 （90 分）

ドライウェルサプレッション・チェンバ

0.62MPa[gage]
0.6
格
納
容
器
圧
力

約 1.3 時間後に原子炉支持板 が破 損 し， 約 2.6 時間 後に 原 子炉 圧 力容 器が 破 損する が ，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 代 替 循 環 冷 却 系 に よ る 格 納 容 器 除 熱 操 作 に よ り ，
評価項目である最高使用圧力の 2 倍 （0.62MPa[gage]）以 下 に維 持で き る。

0.4
格納容器内酸素濃度（ ド ラ イ 条 件 ） 4.0Vol％ 到 達 に て 可
搬型窒素供給装置により格納容器内へのサプレッショ
ン・チェンバへの窒素 供給 操 作（ 約 64 時 間）(MPa[gage])

サ プ レ ッ シ ョ ン ・ プ ー ル 水 位 通 常 水 位 ＋ 6.5
到 達 に て 格 納 容 器圧 力 逃 が し 装 置 に よ る 格 納
容器 除熱 操 作（ 約 162 時間 ）0.2
常設低圧代替 注水系ポ ンプを用 い た 格 納 容 器 下 部 注 水 系（常設）によ るペデス タル（ド ラ イ ウ ェ ル 部 ） へ の 注 水
操作（間欠）により,ドライウ ェ ル圧 力 が 変動 する 。

格納 容器 圧 力 310kPa[gage]に て可 搬型 窒 素供
給装 置に よ る窒 素 供給 停止 （約 114 時間 ）

0.0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H89000

第 3.1.2-16 図

格納容器圧力の推移（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡの発生を考慮した場合）

300
事 象 発 生 初 期 の ド ラ イ ウ ェ ル 雰 囲 気 最 高 温 度 は 約 241℃ ま で上昇し，約 1.3 時間後に原子炉支持板が破損し,再度雰囲気温度が上昇する。ただし,ドライウ ェ ル壁 面温 度の 最高 温度 は 約
153℃（約 6.4 時間後）となるため，評価項目となる 200℃を
超えない。

格
納
容
器
温
度

200

（℃）

100

ドライウェルサプレッション・チェンバ

200℃
約 2.6 時間後に原子炉圧力容破損に至るが，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 却操 作
及び代替循環冷却系による格納容器除熱操作により，評価項目である
200℃以下に維持できる。

常設低圧代 替注水系ポ ンプ を 用 いた 格 納容 器 下 部
注水系（常 設）による ペデ ス タ ル（ ド ライ ウ ェ ル部）への注 水操作（ 間欠） により,ドライウェル
雰囲気温度が変動する。

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H89000

第 3.1.2-17 図

格納容器雰囲気温度の推移（Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡの発生を考慮した場合）

3.1.2-55

57

添付資料 3.1.2.1
炉心損傷及び原子炉圧力容器破損後の注水及び除熱の考え方について

炉心損傷後における重大事故等対処設備による注水や除熱の考え方を以下に示す。

1.

期待する重大事故等対処設備について
非常用炉心冷却系等の注水機能が喪失し炉心損傷に至った場合，
重 大 事 故 等 対 処 設 備 で あ る 低 圧 代 替 注 水 系（ 常 設 ），代 替 格 納 容 器 ス
プ レ イ 冷 却 系（ 常 設 ），格 納 容 器 下 部 注 水 系（ 常 設 ）及 び 代 替 循 環 冷
却系の機能に期待し，炉心損傷の進展防止及び格納容器破損防止を図る手順としている。これらの系統の主な特徴を第 1 表に示す。

第 1表

注水及び除熱手段の特徴（重大事故等対処設備）系統
低圧代替注水系（常設）
代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）格納容器下部注水系
（常設）

注水先

ドライウェルペデスタル（ドライウェル部）
原子炉圧力容器

代替循環冷却系

ポンプ

水源

常設低圧代替
注水系ポンプ

代替淡水貯槽

代替循環冷却系ポンプ

サ プ レ ッ シ ョン・プール

原子炉圧力容器

ドライウェルサプレッション・プール

常 設 低 圧 代 替 注 水 系 ポ ン プ を 用 い た 系 統 は ,補 機 系 を 持 た な い 独
立した系統であり事故後早期に使用可能であるが，代替淡水貯槽を水源としており格納容器内へ外部から水を持ち込むため，継続して使用するとサプレッション・プール水位が上昇し，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱の実施時期を早めることとなる※。
一方，代替循環冷却系は補機系の起動を要するため，常設低圧代

添付 3.1.2.1-158

替注水系ポンプを用いた系統に比べて起動に時間を要するが，サプ
レッション・プールを水源としており外部からの水の持ち込みは生じない。
上 記 の 特 徴 を 踏 ま え ，事 象 発 生 初 期 の 原 子 炉 へ の 注 水 は 常 設 低 圧 代
替 注 水 系 ポ ン プ を 用 い た 系 統 を 使 用 す る こ と と し ,そ の 後 ，外 部 か らの水の持ち込みを抑制し，サプレッション・プール水位の上昇抑制
による格納容器ベントの遅延を図り，可能な限り外部への影響を軽減するため，代替循環冷却系が使用可能となった段階で代替循環冷
却系に切り替える手順とする。ただし，代替循環冷却系の運転時において，格納容器圧力・温度の上昇により追加の格納容器の冷却が必要な場合には，一時的に常設低圧代替注水系ポンプを用いた系統を使用する手順とする。
※：格納容器圧力逃がし装置におけるサプレッション・チェンバ側のベント配管の水没を防止する観点から，サプレッショ
ン ・ プ ー ル 水 位 が 通 常 水 位 ＋ 6.5m に 到 達 し た 時 点 で ， 外 部 水
源による水の持ち込みを制限した上で，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手順としている。

2.
(1)

炉心損傷及び原子炉圧力容器破損前後の注水及び除熱の考え方
常設低圧代替注水系ポンプを用いた系統
ａ．炉心損傷後の対応について
炉心損傷を判断した後は，補機系が不要であり短時間で注水が可能な低圧代替注水系（常設）により原子炉へ注水する手順としている。また，原子炉注水ができない場合においても，注
水手段の確保に努めることとしている。したがって，炉心損傷
添付 3.1.2.1-259

前後ともに原子炉注水を実施する対応方針に違いはないが，事象進展の違いによって以下の異なる手順となる。

①ＬＯＣＡ時に炉心が損傷した場合は，ヒートアップした炉心へ原子炉注水を実施することにより，炉内で発生する過熱蒸気がドライウェルに直接放出されドライウェル圧力及び雰囲
気温度が急上昇する。そこで，格納容器の健全性を確保する
た め に ， Ｌ Ｏ Ｃ Ａ の 判 断 （ ド ラ イ ウ ェ ル 圧 力 13.7kPa[gage]以上）及び炉心損傷の判断（設計基準事故における原子炉冷却 材 喪 失 時 の 追 加 放 出 量 に 相 当 す る 指 示 値 の 10 倍 以 上 ）に より，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作と代替格
納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を同時に実施する。この場合，原子炉
注水により過熱蒸気が発生することから，先行して常設低圧
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操作（ドライウェルスプレイ）を実施し，その後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）による原子炉注水操作を実施することで，ドラ
イウェルスプレイを実施している状態で原子炉へ注水する手順とする。
②ＬＯＣＡ時に炉心が損傷し原子炉注水が実施できない場合は，
いずれはリロケーションに伴う溶融炉心と原子炉圧力容器下部プレナム水との接触による発生蒸気がドライウェルに放出
され，ドライウェル圧力及び雰囲気温度が急上昇することを踏まえて，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器
添付 3.1.2.1-360

スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を実施する手順とする。ただし，実際の操作としては，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操作（ドライウェルスプレイ）を実施後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）による原子炉注水操作を実施することから，炉心損傷の判断後にドライウェルスプレイをする
手順は①と同様である。
ｂ．原子炉圧力容器破損前の対応について③ 通 常 運 転 時 か ら ペ デ ス タ ル （ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ） 水 位 を 1m に 維
持 す る 構 造 と し て い る が ，炉 心 損 傷 判 断 後 は ，原 子 炉 圧 力 容 器
破 損 時 の 溶 融 炉 心 の 冷 却 を 考 慮 し ，格 納 容 器 下 部 水 位 を 確 実 に
1m 確 保 す る た め に 常 設 低 圧 代 替 注 水 系 ポ ン プ を 用 い た 格 納 容
器 下 部 注 水 系（ 常 設 ）に よ る 格 納 容 器 下 部 水 位 確 保 操 作 を 実 施する手順とする。
ｃ．原子炉圧力容器破損後短期の対応について④原子炉圧力容器破損を検知した後は，溶融炉心とペデスタル（ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ）に 存 在 す る 水 と の 相 互 作 用 に よ り ，ド ラ イ
ウ ェ ル 圧 力 及 び 雰 囲 気 温 度 が 急 上 昇 す る た め ，原 子 炉 圧 力 容 器
破 損 を 判 断 し た 場 合 は ，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 操 作（ ドライウェルスプレイ）を実施する手順とする。
⑤ ド ラ イ ウ ェ ル ス プ レ イ を 開 始 し た 後 は ，ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ
ェ ル 部 ）に 落 下 し た 溶 融 炉 心 の 冷 却 維 持 の た め ，常 設 低 圧 代 替
注 水 系 ポ ン プ を 用 い た 格 納 容 器 下 部 注 水 系（ 常 設 ）に よ る ペ デ
添付 3.1.2.1-4

61

スタル（ドライウェル部）注水操作を実施する手順とする。
ｄ．本系統の停止及び一時的な運転について⑥ 本 系 統 は 外 部 水 源 を 用 い た 手 段 で あ り ，本 系 統 の 運 転 継 続 に より サ プ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル 水 位 が 上 昇 す る 。そ こ で ，格 納 容 器
圧力逃がし装置による格納容器除熱操作を遅延させる観点から ，本 系 統 に よ る 原 子 炉 注 水 操 作 や 格 納 容 器 冷 却 操 作（ ド ラ イ
ウ ェ ル ス プ レ イ ）を 停 止 し ，代 替 循 環 冷 却 系 に よ る 原 子 炉 注 水操 作 や 格 納 容 器 除 熱 操 作（ ド ラ イ ウ ェ ル ス プ レ イ ）を 実 施 す る 。
⑦ た だ し ，代 替 循 環 冷 却 系 に よ る 原 子 炉 注 水 操 作 や 格 納 容 器 除 熱操 作（ ド ラ イ ウ ェ ル ス プ レ イ ）を 実 施 す る 状 態 に お い て 格 納 容
器 圧 力 及 び 雰 囲 気 温 度 が 上 昇 す る 場 合 に は ，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 操 作（ ド ラ イ ウ ェ ル ス プ レ イ ）を 一 時 的 に 実 施 す
る手順とする。
(2)

代替循環冷却系⑧代替循環冷却系は残留熱除去系海水系又は緊急用海水系等の補機系の起動後に期待できる系統であり運転開始までに一定の 時 間 を 要 す る が ，内 部 水 源 で あ る た め 本 系 統 の 運 転 継 続 に より サ プ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル 水 位 は 上 昇 し な い 。し た が っ て ，起動 が 可 能 と な っ た 時 点 で 本 系 統 を 運 転 開 始 す る 手 順 と し ，サ プ
レ ッ シ ョ ン・プ ー ル 水 位 の 上 昇 を 抑 制 し つ つ ，原 子 炉 注 水 操 作や 格 納 容 器 除 熱 操 作（ ド ラ イ ウ ェ ル ス プ レ イ ）を 実 施 す る こ とで ，損 傷 炉 心 の 冷 却 や 格 納 容 器 の 冷 却 及 び 除 熱 を 実 施 す る こ ととする。

添付 3.1.2.1-5

62

3.

各事象の対応の流れについて
炉心損傷に至る事象としては，起因事象がＬＯＣＡの場合と過渡事象の場合で事象進展が異なることが考えられる。また，初期に原子炉注水に成功する場合と成功しない場合においても，事象進展が異なることが考えられる。以上の事象進展の違いを踏まえ，事故対応の流れを第 1 図に示す。

添付 3.1.2.1-6

63

事象発生

ＬＯＣＡ

格納容器圧力が 13.7kPa[gage]に到達

格納容器圧力が 13.7kPa[gage]未満

過渡事象

成功

無

原子炉注水

炉心損傷
有

失敗

炉心損傷判断後
常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ・ＲＰＶ注水炉心損傷防止対策の

炉心損傷防止対策の2.(1)ａ．①
2.(1)ａ．②

有効性評価にて確認

有効性評価にて確認【中小ＬＯＣＡ】【中小ＬＯＣＡ以外】

炉心損傷

失敗
評価対象となる格納容器破損モード
3.1

雰囲気圧力・温度による静的負荷
成功（格納容器過圧・過温破損）
3.4

評価対象となる格納容器破損モード

原子炉注水

水素燃焼

代替循環冷却系の代替循環冷却系の代替循環による

代替循環による・Ｄ／Ｗスプレイ・ＲＰＶ注水

運転可能時

運転可能時

運転可能時

2.(2)

⑧

2.(1)ｄ．⑥

2.(2)代替循環による・Ｄ／Ｗスプレイ⑧

2.(1)ｄ．⑥

代替循環冷却系の

2.(2)

3.2

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱

3.3

原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用

3.5

溶融炉心・コンクリート相互作用⑧

・Ｄ／Ｗスプレイ

常設低圧による

常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ停止

・Ｄ／Ｗスプレイ停止

上記操作完了後
常設低圧による・ペデスタル（ドライウェル部）

上記操作完了後

上記操作完了後

常設低圧による

常設低圧による・ペデスタル（ドライウェル部）

2.(1)ｂ．③
2.(1)ｂ．③

・ペデスタル（ドライウェル部） 2.(1)ｂ．③
への注水

への注水

への注水

リロケーション時

格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇時
常設低圧による

常設低圧による
2.(1)ｄ．⑦

2.(1)ｄ．⑦

・Ｄ／Ｗスプレイ（一時的）・Ｄ／Ｗスプレイ（一時的)

ＲＰＶ破損

ＲＰＶ破損

ＲＰＶ破損判断後

ＲＰＶ破損判断後

常設低圧による

常設低圧による

2.(1)ｃ．④

・Ｄ／Ｗスプレイ・Ｄ／Ｗスプレイ

2.(1)ｃ．④

2.(1)ｃ．⑤・ペデスタル（ドライウェル部）

・ペデスタル（ドライウェル部）

2.(1)ｃ．⑤

への注水

への注水

ドライウェル圧力及び雰囲気温
ドライウェル圧力及び雰囲気温度が下降傾向に転じた場合

度が下降傾向に転じた場合
代替循環による・Ｄ／Ｗスプレイ2.(2)⑧2.(1)ｄ．⑥

・ＲＰＶ注水※代替循環による・Ｄ／Ｗスプレイ・ＲＰＶ注水※2.(2)⑧2.(1)ｄ．⑥

常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ停止

常設低圧による※
原子炉注水に失敗するシーケンスである

・Ｄ／Ｗスプレイ停止

が，ＲＰＶ破損後に原子炉注水が可能な状【凡例】

格納容器圧力及び格納容器圧力及び態であれば，ＲＰＶ内の放射性物質による

常設低圧：常設低圧代替注水系ポンプ

雰囲気温度の上昇時

雰囲気温度の上昇時加熱等を防止する観点から原子炉注水を代替循環：代替循環冷却系ポンプ「2.(1)ａ．①」等は，前頁までの章番号に対応

常設低圧による
2.(1)ｄ．⑦

・Ｄ／Ｗスプレイ・Ｄ／Ｗスプレイ

（一時的）

（一時的）

第1図

行う

常設低圧による
2.(1)ｄ．⑦

事故対応の流れ添付 3.1.2.1-7

64

別紙１
中央制御室での運転員操作について

1.

ＳＡ監視操作盤に持たせる機能
中央制御室には，運転員が重大事故等の対処に必要な操作を行うため，ＳＡ監視操作盤を設置している。ＳＡ
監視操作盤では，以下の主な新設設備の操作及び重要監
視パラメータの監視が可能である。
・低圧代替注水系（常設）・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）・格納容器下部注水系（常設）
・代替燃料プール注水系
・緊急用海水系・代替循環冷却系
・格納容器圧力逃がし装置
・耐圧強化ベント系
・水素濃度及び酸素濃度監視設備
・サプレッション・プールｐＨ制御装置

2.

中央制御室操作を行う運転員の操作分担について
格納容器破損防止対策の有効性評価では，中央制御室

で の 操 作 は 運 転 員 2 名 に よ っ て 行 う 。2 名 の 運 転 員 の う ち
1 名（ 運 転 員 Ａ ）に つ い て は ，複 数 の 機 器 操 作 及 び パ ラ メータが監視可能なＳＡ監視操作盤で専従して操作を行う
こ と で ，操 作 の 確 実 性 を 確 保 し て い る 。ま た ，も う 1 名（ 運添付 3.1.2.1-8

65

転 員 Ｂ ）に つ い て は ，Ｓ Ａ 監 視 操 作 盤 以 外 の 既 設 制 御 盤 の操作を行うことで必要な操作を分担する。

添付 3.1.2.1-9

66

別紙 2
並行操作の対応について

1.

はじめに
炉心 損傷 後 のマネジ メン ト について は， 炉 心損傷の進
展緩和 のた めの 低圧代 替注 水系 （常設 ）に よる 原子炉 注
水操作 ，格 納容 器圧力 及び 雰囲 気温度 の抑 制の ための 代
替格納 容器 スプ レイ冷 却系 （常 設）に よる 格納 容器冷 却
操作， 落下 後の 溶融炉 心を 冷却 するた めの 格納 容器下 部
注水系 （常 設） による 溶融 炉心 への注 水操 作な ど，複 数の操作 を並 行し て実施 する 必要 がある 。操 作の 成立性 の観点から，並行して実施する操作について整理する。

2.

操作の整理

2.1

考え方
主 な重 大 事故等対 処設 備 の操作に つい て は，中央制
御室 に設 置し た ＳＡ 監視 操作 盤 によ って 操作 を 行う。
ＳＡ 監視 操作 盤 で実 施す る操 作 につ いて は， 代 替循環
冷却 系に よる 原 子炉 注水 操作 の よう に一 定の 流 量で操作開始 しそ の後 の状態 監視 を継 続的に 実施 する ものと，
格 納 容 器 圧 力 が 465kPa[gage]到 達 時 点 で 実 施 す る 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
系に よる 格納 容 器冷 却操 作の よ うに ，あ る制 御 範囲に
おい て間 欠的 に 操作 を実 施す る もの （間 欠操 作 ）がある。
添付 3.1.2.1-1067

状 態監 視 を継続的 に実 施 している 際に は ，２画面あるＳ Ａ監 視操 作 盤の １画 面で 状 態を 監視 し， も う１画
面で 操作 を行 う こと によ り， 並 行操 作が 必要 な 場合にも容 易に 対応 可 能で ある 。し か し， 間欠 的な 操 作を実
施中 に並 行操 作 の必 要が 生じ た 場合 ，時 間余 裕 のない
操作 が含 まれ て いる とプ ラン ト に対 して 悪影 響 が出る
可 能 性 が あ る こ と か ら ，間 欠 的 な 操 作 を 整 理 し た 上 で ，その 際に 並行 操 作と なり 得る 操 作に つい て成 立 性を確
認する。

2.2

並行操作の整理
炉 心損 傷 後の対応 操作 と して，並 行操 作 となるものを以下に示す。

・「 3 . 1 雰 囲 気 圧 力 温 度 に よ る 静 的 負 荷 （ 格 納 容 器 過 圧 ・
過温破損）

3.1.3

代替循環冷却系を使用しない場合」

運転員Ａによる以下の①の間欠操作の期間において，運転員Ａによるその他の操作として，

常設低圧代替注

水 系 ポ ン プ を 用 い た 格 納 容 器 下 部 注 水 系（ 常 設 ）に よ る
格納容器下部水位確保操作，

監視 設 備 の 起 動 操 作

サ プ レ ッ シ ョ ン ・ プ ー ル

pH 制 御 装 置及 び

水素濃度及び酸素濃度

が 存 在 す る （ ケ ー ス Ａ ）。

ま た ，運 転 員 Ａ に よ る 以 下 の ① ② の 間 欠 操 作 に つ い て
重 な る 期 間 が 存 在 す る 。ま た ，こ の 重 な る 期 間 に お い て ，
運転員Ａによるその他の操作として，がし 装 置 に よ る 格 納 容 器 除 熱 準 備

格納容器圧力逃の う ち

格 納 容 器

添付 3.1.2.1-11

68

ベント準備（系統構成）が 存 在 す る 。（ ケ ー ス Ｂ ）① 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 操 作（ 崩 壊 熱相 当 への流量調整）② 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 操 作（ 400kPa〜 465kPa で の 格 納 容 器 内 の 圧 力 制 御 ）・「 3 . 2

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」

以 下 の ③ の 操 作 が 長 期 間 必 要 で ，運 転 員 Ａ の 負 荷 が 大
き い ケ ー ス（ 原 子 炉 圧 力 容 器 破 損 後 も 原 子 炉 注 水 を 考 慮
し な い 場 合 。 添 付 資 料 3 . 2 . 1 0 参 照 。） を 対 象 と す る 。 この 場 合 ，運 転 員 Ａ に よ る 以 下 の ② ③ の 間 欠 操 作 に つ い て ，重 な る 期 間 が 存 在 す る 。ま た ，こ の 重 な る 期 間 に お い て ，
運転員Ａによるその他の操作は存在しない。
（ケ ー ス Ｃ ）② 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 圧力 制 御
操 作（ 4 0 0 k P a 〜 4 6 5 k P a で の 格 納 容 器 内 の 圧 力 制 御 ）③ 常設 低 圧代替注 水系 ポ ンプを用 いた 格 納容器下部
注 水 系 に よ る 溶 融 炉 心 へ の 注 水 操 作（ 2 . 2 5 m 〜 2 . 7 5 m
でのペデスタル水位制御）

2.3

並行操作と影響の整理
2.2 で ま と め た 各 並 行 操 作 の 影 響 に つ い て 以 下 に 示す。

ケースＡ
添付 3.1.2.1-12

69

添 付 資 料 3 . 1 . 3 . 2 に 示 す と お り ① の 操 作 は ，事 象 発 生
後 1 2 時 間 ま で は 6 時 間 間 隔 ，事 象 発 生 後 1 2 時 間 以 降 は
12 時 間 間 隔 と す る 。 こ の た め ，

常設低圧代替注水系

ポ ン プ を 用 い た 格 納 容 器 下 部 注 水 系（ 常 設 ）に よ る 格 納容器下部水位確保操作，

設備の起動操作サ プ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル ｐ Ｈ 制

御装 置

及び

水素濃度及び酸素濃度監視

は ① の 操 作 と 異 な る タ イ ミ ン グ で の 操 作 と なり，操作の成立性に問題はない。
ケースＢ
上 記 の と お り ， ① の 操 作 は ， 事 象 発 生 後 12 時 間 ま では 6 時 間 間 隔 ，事 象 発 生 後 1 2 時 間 以 降 は 1 2 時 間 間 隔 とす る た め ，② の 操 作 及 び成）

格 納 容 器 ベ ン ト 準 備（ 系 統 構と 並 行 す る こ と は 考 え に く い 。仮 に 全 て の 操 作 が並 行 し た 場 合 ，操 作 の タ イ ミ ン グ が 遅 く な っ て も プ ラ ン
ト挙 動 に 及 ぼ す 影 響 が 小 さ い ① の 操 作 及 び
ベ ン ト 準 備（ 系 統 構 成 ）格 納 容 器の 優 先 度 を 下 げ ，② の 操 作 から順次実施することで，操作の成立性に問題はない。
ケースＣ
以 下 の と お り ，片 方 の 操 作 を 実 施 す る ま で の 間 ，他 方の 操 作 が 遅 れ た 場 合 で も ，プ ラ ン ト 挙 動 に 及 ぼ す 影 響 は
小 さ い 又 は 時 間 余 裕 が あ る 。し た が っ て ，最 初 に 操 作 の基 準 に 到 達 し た 操 作 を 優 先 し て 実 施 し ，引 き 続 き 他 方 の操作を実施することで，操作の成立性に問題はない。
・ 格 納 容 器 圧 力 が 400kPa[gage]に 到 達 し た 後 ， 格 納 容 器
冷 却 の 停 止 操 作 の タ イ ミ ン グ が 遅 れ た 場 合 で も ，格 納添付 3.1.2.1-13

70

容 器 圧 力 が 400kPa[gage]未 満 に 低 下 す る の み で あ り ，
注 水 停 止 タ イ ミ ン グ が 遅 く な る こ と に よ る プ ラ ン ト
挙動に及ぼす影響は小さい。
・ 格 納 容 器 圧 力 が 465kPa[gage]に 到 達 し た 後 ， 格 納 容 器
冷 却 の 開 始 操 作 の タ イ ミ ン グ が 遅 れ た 場 合 で も ，格 納
容 器 最 高 使 用 圧 力 の 2倍 （ 0.62MPa [gage]） に 到 達 す
る ま で に は 30分 程 度 の 時 間 余 裕 が あ る 。
・ 格 納 容 器 下 部 水 位 が 2 . 7 5 m（ 上 限 水 位 ）に 到 達 し た 後 ，
溶 融 炉 心 へ の 注 水 停 止 操 作 の タ イ ミ ン グ が 遅 れ た 場
合 で も ，格 納 容 器 下 部 水 位 は 2.75m以 上 に は 上 昇 せ ず ，
余 分 な 水 は ド ラ イ ウ ェ ル を 介 し て サ プ レ ッ シ ョ ン・プ
ー ル に 移 行 す る の み で あ り ，注 水 停 止 タ イ ミ ン グ が 遅
く な る こ と に よ る プ ラ ン ト 挙 動 に 及 ぼ す 影 響 は 小 さい。
・ 格 納 容 器 下 部 水 位 が 2 . 2 5 m（ 下 限 水 位 ）に 到 達 し た 後 ，
溶 融 炉 心 へ の 注 水 開 始 操 作 の タ イ ミ ン グ が 遅 れ た 場
合 で も ，全 量 の 溶 融 炉 心 が ペ デ ス タ ル（ ド ラ イ ウ ェ ル部 ） に 落 下 し た 場 合 の 堆 積 高 さ は 1.9m未 満 で あ り （ 添付 資 料 3.2.13参 照 ） ， 溶 融 炉 心 の 露 出 ま で に 0.3m以 上の 余 裕 が あ る 。事 象 進 展 の 早 い 大 破 断 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 時 の 原子炉圧 力容器 破 損直後 の崩壊 熱 を想定 した場 合 でも，格 納 容 器 下 部 水 位 が 0.3m低 下 す る ま で に は 10 分 程 度の時間余裕がある。

添付 3.1.2.1-14

71

3.

まとめ
炉心 損傷 後 の操作に つい て ，並行操 作と な り得る操作につい て整 理し その影 響を 評価 した。 その 結果 ，いず れのケー スに おい ても， 操作 の成 立性に 問題 はな いこと を確認した。

添付 3.1.2.1-15

72

添付資料 3.1.2.2
原子炉水位不明時の対応について

1.

概

要

重大事故等対処設備とする原子炉水位計は，原子炉水位（ＳＡ広帯域）及び原子炉水位（ＳＡ燃料域）があり，それぞれの計測範囲で原子炉圧力容器
内の水位を確認する。

2.

水位不明判断条件
以下の場合，原子炉水位不明と判断する。
ａ．原子炉水位指示計の電源が喪失した場合
ｂ．原子炉水位計の指示に「バラツキ」があり，原子炉水位が燃料有効長
頂部以上であることが判定できない場合
ｃ．ドライウェル雰囲気温度が，原子炉圧力に対する飽和温度に達した場
合（不測事態「水位不明（Ｃ３）」の中で定める水位不明判断曲線で
水位不明領域に入った場合）

ドライウェル雰囲気温度
(℃)

第１図

水位不明判断曲線

添付 3.1.2.2-1

73

3.

有効性評価「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」における水位不明時の対応について
有効性評価の格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格
納容器過圧・過温破損）」の評価事故シーケンスでは，原子炉冷却材喪失（大破断ＬＯＣＡ）により，第１図に示す水位不明領域となるため，運転員は水位不明を判断する。
水位不明と判断した場合，原子炉水位Ｌ０以上まで冠水させるために必要な水量を注水する。具体的には，原子炉底部から原子炉水位Ｌ０以上まで冠水させるために必要な原子炉注水量及び崩壊熱分の注水量を考慮し，原子炉注水流量に応じた必要注水時間の原子炉注水を実施する。

4.

炉心損傷後における水位不明判断時の対応手順について
上記のとおり，炉心損傷後の対応手順として，ＬＯＣＡ時に水位不明を判断し外部水源に期待した原子炉注水を実施する場合には，手順に従い，第１表に示す原子炉水位Ｌ０まで水位回復させるために必要な注水時間を230m３／h以上で継続して注水する。原子炉水位Ｌ０到達後に崩壊熱相当以上の注水を実施する場合には，原子炉に持ち込んだ水がＬＯＣＡ破断口から格納容器へ流出しサプレッション・プール水位の上昇につながるため，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱の開始時間が早まる。そのため，原子炉水位
Ｌ０到達までに必要な注水時間の注水を実施後は，格納容器圧力逃がし装置
による格納容器除熱を可能な限り遅延させ環境への影響を低減させるため，崩壊熱相当の注水とする。
なお，サプレッション・プールを水源とした原子炉注水に切り替える場合には，崩壊熱相当の注水流量には変更せず，所定の流量での注水を継続する。
第１表に示す必要注水時間は，原子炉底部から原子炉水位Ｌ０まで冠水さ
添付 3.1.2.2-274

せるために必要な注水量に加え，注水開始時点での崩壊熱除去に必要な注水量を考慮し設定した。

第１表

水位不明時に必要注水時間（ＬＯＣＡ）

原子炉水位Ｌ０到達までに必要な注水時間（注水流量230m ３ ／h以上）
原子炉注水開始時間
注水時間（原子炉停止後の経過時間）

5.

5分〜

55分

10分〜

50分

15分〜

45分

25分〜

40分

1時間〜

35分

12時間〜

30分

水位不明判断時の原子炉水位の推定手段について
上記のとおり，水位不明と判断した場合，原子炉水位Ｌ０位置まで水位回復したことを原子炉注水流量及び必要な注水時間により判断することとする。
さらには，崩壊熱による蒸発量相当の注水量以上で原子炉へ注水していること，格納容器下部水位及び格納容器下部水温の上昇がないことにより損傷炉
心の冷却維持を判断することとする。しかしながら，原子炉圧力容器下部に破断口が生じている場合には，上記の手順では原子炉水位が確実に原子炉水位Ｌ０位置まで水位回復できていない可能性があり，格納容器下部水位，格納容器下部水温及びペデスタル（ドライウェル部）に設置されているドライ
ウェル雰囲気温度のパラメータが上昇することが考えられる。したがって，
格納容器下部水位，格納容器下部水温及びドライウェル雰囲気温度のパラメータ変化により，原子炉圧力容器下部からペデスタル（ドライウェル部）へ添付 3.1.2.2-375

の漏えいの有無を確認するとともに，原子炉圧力容器温度（下鏡部）が300℃に到達した場合には，損傷炉心の冷却に失敗したことを判断する。その後，
原子炉圧力容器破損に備え，格納容器下部水温を連続監視し，原子炉圧力容器破損後には，外部水源の使用を制限しつつ，ペデスタル（ドライウェル部）に落下した溶融炉心を冷却維持するため，ペデスタル（ドライウェル部）への注水流量を調整し格納容器下部水位を一定の範囲に維持する手順とする。

添付 3.1.2.2-476添付資料 3.1.2.4
原子炉建屋から大気中へ漏えいするＣｓ−137 の漏えい量評価について

本資料では，「原子炉建屋から大気中へ漏えいするＣｓ−137」の放出量評
価について示す。
なお，本評価では，原子炉建屋ガス処理系（非常用ガス処理系及び非常用
ガス再循環系で構成）が起動するまでの間，格納容器から原子炉建屋に漏えいした放射性物質は，即座に原子炉建屋から大気中へ漏えいするものとして，放出量を保守的に評価しているが，下記のとおり，格納容器の健全性が維持されており，原子炉建屋の換気空調系が停止している場合は，格納容器から
原子炉建屋に漏えいした放射性物質の一部は，原子炉建屋内で沈着又は時間減衰するため，大気中への放出量は本評価結果より少なくなると考えられる。
・格納容器が健全な場合，格納容器内の放射性物質は，格納容器圧力に応じて原子炉建屋へ漏えいする。漏えいした放射性物質の一部は，原子炉建屋
内での重力沈降等に伴い，原子炉建屋内に沈着すると考えられる。
・原子炉建屋内の換気空調系が停止している場合，原子炉建屋内外における圧力差が生じにくく，原子炉建屋内外での空気のやりとりは多くないと考えられるため，漏えいした放射性物質の一部は原子炉建屋内に滞留し，時間減衰すると考えられる。

1.

評価条件
放出量評価条件を第 1 表，大気中への放出過程及び概略図を第 1 図及び第2 図に示す。

添付 3.1.2.4-1

77

第1表
項

放出量評価条件（1／2）

目

評価条件

選定理由

評価事象

「大破断Ｌ ＯＣＡ＋高圧炉心冷却 失敗＋
低圧炉心冷却失敗」（代替循環冷却系を使用する場合）（全交流動力電源喪失の重畳
を考慮）

―

炉心熱出力

3,293MW

定格熱出力

運転時間

1 サイクル当たり
10,000 時間（416 日）

1 サイクル 13 ヶ月（395日）を考慮して設定

取替炉心の燃料装荷割合1 サイクル：0.229
2 サイクル：0.229
3 サイクル：0.229
4 サイクル：0.229
5 サイクル：0.084

取替炉心の燃料装荷割合に基づき設定

炉心内蔵量（Ｃｓ-137）

約4.36×10１７ Bq「単位熱出力当たりの炉心内蔵量（Bq／MW）」
×「3,293MW（定格 熱出力）」（単位熱出力当たりの炉心内蔵量（Bq／MW）は，ＢＷＲ共通条件として，
東海第二と同じ装荷燃料（９×９燃料（Ａ型）），
運転時間（10,000 時間）で算出したＡＢＷＲのサイクル末期の値を使用）

放出開始時間格納容器漏えい：事象発生直後

ＭＡＡＰ解析結果

格納容器内への放出割合（Ｃｓ-137）0.49

ＭＡＡＰ解析結果

格納容器内での除去効果

ＭＡＡＰ解析に基づく（沈着，サプレッション・プールでのスクラビング及びドライ
ウェルスプレイ）

ＭＡＡＰのＦＰ挙動モ
デル

考慮しない

サプレッション・プール
水ｐＨ制御設備は，重大事故等対処設備に位置付けていないため，保守的に設定

格納容器内ｐＨ
制御の効果

添付 3.1.2.4-2

78

第1表
項

目

放出量評価条件（2／2）
評価条件

選定理由

格納容器から原子炉建屋への漏えい率

1Pd以下：0.9Pdで0.5％／日
1Pd超過：2Pdで1.3％／日

ＭＡＡＰ解析にて格納
容器の開口面積を設定
し格納容器圧力に応じ漏えい率が変化するものとし，格納容器の設計
漏えい率（0.9Pd で 0.5％／日）及びＡＥＣの式等に基づき設定（添付資料
3.1.2.5 参照）

格納容器から原子炉建屋への漏えい割合

ＣｓＩ類 ：約2.41×10 −５ＣｓＯＨ類：約1.66×10 −５

ＭＡＡＰ解析結果

無限大／日（地上放出）（格納容器から原子炉建屋へ漏えいした
放射性物質は，即座に大気へ漏えいするものとして評価）保守的に設定1 回／日（排気筒放出）

設計値に基づき設定（非常用ガス処理系のファン容量）

非常用ガス処理系及び非常用ガス再循環系の起動時間

事象発生から 2 時間後起動操作時間（115 分）＋負圧達成時間（5 分）（起動に伴い原子炉建
屋内は負圧になるが，保守的に負圧達成時間として 5 分を想定）

非常用ガス処理系及び非常用ガス再循環系のフィルタ除去効率

考慮しない

保守的に設定閉状態

原子炉建屋の急激な圧力上昇等によるブロー
アウトパネルの開放がないため（別紙参照）

原子炉建屋から大気への漏えい率（非常用ガス処理系及び非常用ガス再循環系の起動前）
原子炉建屋から大気への放出率(非常用ガス処
理系及び非常用
ガス再循環系の起動後）

ブローアウトパ
ネルの開閉状態

添付 3.1.2.4-3

79

Ｃｓ-137 の炉心内蔵量

格納容器内への放出割合：ＭＡＡＰ解析に基づく

格納容器内での除去効果：ＭＡＡＰ解析に基づく（ドライウェルスプレイ等）

格納容器から原子炉建屋への漏えい率：
1Pd 以下：0.9Pd で 0.5％／日
1Pd 超過：2Pd で 1.3％／日

原子炉建屋への流入割合：ＭＡＡＰ解析に基づく

原子炉建屋から大気中への漏えい率：無限大／日

非常用ガス処理系から大気へ放出
放出率：1 回／日
除去効率：考慮しない

原子炉建屋から漏えい又は非常用ガス処理系排気筒から放出

第1図

Ｃｓ-137 の大気放出過程

添付 3.1.2.4-480非常用ガス処理系
排気筒から放出（2 時間〜）
放出率：1 回／日
除去効率：考慮しない

原子炉建屋

格納容器内での除去効果
Ｃｓ-137：スプレイ等
原子炉建屋から大気中への漏えい（〜2 時間）漏えい率：無限大／日
原子炉建屋への漏えい ※１

原子炉建屋への漏えい ※１

格納容器

※1

格納容器から原子炉建屋への漏えい率
1Pd 以下：0.9Pd で 0.5％／日，1Pd 超過：2Pd で 1.3％／日
大気への放出経路

0h

▼2h※２

▼19h

168h▼

原子炉建屋から大気中への漏えい
非常用ガス処理系排気筒から放出※2 非常用ガス処理系の起動により原子炉建屋内は負圧となるため，事象発生 2 時間以降は原子炉建屋から大気中への漏えいはなくなる。

第2図

大気放出過程概略図（イメージ）添付 3.1.2.4-5

81

2.

評価結果
原子炉建屋から大気中へのＣｓ-137 の漏えい量を第 2 表に示す。
原子炉建屋から大気中へのＣｓ-137 の漏えい量は，約 7.5TBq（事象発生 7日間）であり，評価項目の 100TBq を下回っている。
また，事象発生 7 日間以降の影響を確認するため評価した，事象発生 30
日間，100 日間における大気中へのＣｓ-137 の漏えい量は，ともに約 7.5TBq
であり，いずれの場合においても 100TBq を下回っている。
なお，事象発生 7 日以降の長期解析においては，事象発生約 40 日後に格納
容器内水素燃焼防止の観点で格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントを実施し，事象発生 100 日まで格納容器ベント継続しているが，格納容器の除熱機能，格納容器への窒素供給機能及び格納容器内の可燃性ガスの濃度制
御系機能が確保できた場合には，格納容器ベントを停止する運用とする。

第2表

大気中へのＣｓ-137 の漏えい量

事象発生 7 日間事象発生 30 日間事象発生 100 日間

約 7.5TBq

約 7.5TBq

約 7.5TBq※※格納容器圧力逃がし装置から大気中への放出量を含む（事象発生約 40 日後〜事象発生 100 日まで格納容器ベント実施）

添付 3.1.2.4-6

82

別紙
ブローアウトパネルの重大事故等対策としての機能について

1.

はじめに
ブローアウトパネルは，主蒸気管破断のようにプラント運転中に格納容器
外で配管が破断した場合等に，高圧の蒸気が原子炉建屋内に漏えい・浸入す
ることにより生じる建屋内の圧力上昇によって建屋内の天井・外壁等が破損することを防止するために，建屋内に損傷箇所（圧力開放箇所）を限定して発生させる目的で，原子炉建屋オペレーティングフロア等に設置している。
ブローアウトパネルは，二次格納施設の一部として放射性物質の閉じ込め機能を有しており，本機能は重大事故等対策として整理する。なお，従来よりブローアウトパネルは，放射性物質の閉じ込め機能の当該系として閉機能がＭＳ−１とされ，開機能は安全機能ではないと整理されてきている（JEAG4612「安全機能を有する電気・機械装置の重要度分類指針」）。

2.
(1)

重大事故等対策としての機能の整理
放射性物質の閉じ込め機能
ブローアウトパネルの放射性物質の閉じ込め機能は，原子炉建屋ガス処
理系（非常用ガス処理系及び非常用ガス再循環系で構成）により原子炉建
屋内の放射性物質を排気筒から放出するとともに，原子炉建屋内の負圧達成に必要な機能となる。そのため，「第五十九条原子炉制御室」における居住性評価の条件として必要な機能となることから，重大事故等対策として必要な機能として整理する。

添付 3.1.2.4-7

83

(2)

差圧による開放機能
差圧による開放機能は，インターフェイスシステムＬＯＣＡ（以下，「Ｉ
Ｓ−ＬＯＣＡ」という。）が発生した場合に原子炉建屋内に漏えいした水蒸気等を排出し，ＩＳ−ＬＯＣＡによる破断箇所の隔離のための現場操作時の環境条件（温度，圧力等）を緩和する機能を有している。ただし，東海
第二発電所においては，「第三十七条

重大事項等の拡大の防止等」で実施している炉心損傷防止対策の有効性評価において，ブローアウトパネルが開放した場合，閉維持した場合の両ケースについて現場での隔離操作の成立性を確認していることから，当該機能が重大事故等対策として必要な機能とはならないものと整理する。

3.

まとめ
ブローアウトパネルが有する機能と重大事故等対策としての位置づけについて第 1 表及び第 2 表に示す。ブローアウトパネルについては，放射性物質の閉じ込め機能を重大事故等対策としての機能と整理し，シビアアクシデン
ト時の環境条件等を考慮しても機能維持可能な設計とする方針である。なお，設計基準としてのブローアウトパネルの位置付けは変更が生じるものではな
く，放射性物質の閉じ込め機能の当該系として整理されると考える。

添付 3.1.2.4-8

84

第1表

重大事故等対策としての機能

放射性物質の閉じ込め機能
重大事故等対策

有としての機能（第五十九条）差圧による開放機能

無第2表

ブローアウトパネルの設置位置

設置個所
閉維持機能
設置高さ

台数

境界

8
EL45680EL38800

東西南北

原子炉建屋

○

各2台

オペレーシングフロア

4

⇔

東西南北

外気

○

原子炉建屋

−※

各1台
EL20300

3

主蒸気管トンネル室
EL14000

3⇔−※

原子炉建屋内通路※ 当該パネルの境界は原子炉建屋間となっているため，開閉状態によって原子炉建屋ガス処理系運転時の負圧達成に与える影響はない。

添付 3.1.2.4-985添付資料 3.1.2.16
格納容器内の酸素濃度上昇抑制のための対応操作について

1.

概

要

炉心損傷後は水の放射線分解により格納容器内で酸素が発生するため，水素燃焼を防止する観点から,酸素濃度4.3vol%（ドライ条件）到達で格納容器
圧力逃がし装置による格納容器除熱操作（以下「格納容器ベント」という）を実施することで，可燃性ガスを排出する手順としている。一方で，環境への影響を考慮すると，格納容器ベントを可能な限り遅延する必要があるため，格納容器ベントの実施基準である酸素濃度4.3vol%の到達時間を遅らせる目
的から，可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素供給（以下「窒素供給」）を実施することにしている。ここでは，有効性評価の事象進展を参照
し，窒素供給操作及び格納容器ベントに係る判断基準の妥当性について示す。

2.

窒素供給操作の判断基準と作業時間について
窒素供給操作に係る判断基準は以下のとおり設定している。
ａ．可搬窒素供給装置の起動準備操作の開始基準：酸素濃度 3.5vol%ｂ．窒素供給操作の開始基準：酸素濃度 4.0vol%「3.4 水素燃焼」において，水の放射線分解における水素及び酸素のＧ値を設計基準事故対処設備である可燃性ガス濃度制御系の性能を評価する際に用いている値により感度解析を実施しており，水素及び酸素濃度の上昇が早い感度解析においても，第 1 表のとおり，可搬型窒素供給装置の起動準備時
間が 6 時間確保できるため，起動準備時間の 115 分（約 2 時間）に対して十分余裕があることが確認できる。

添付 3.1.2.16-1

86

第1表

設計基準事故のＧ値を用いた場合の評価結果

酸素濃度

到達時間

3.5vol%約15時間

4.0vol%

約21時間

窒素供給準備の余裕時間

約6時間

3.

窒素供給操作及び格納容器除熱操作の実施基準について
窒素供給操作及び格納容器ベント操作に係る実施基準，実施基準の設定根拠を第2表に示す。操作時間や水素濃度及び酸素濃度監視設備の計装誤差（約0.6vol%）を考慮しても，可燃限界領域（酸素濃度5.0vol%以上）に到達することなく，窒素供給操作及び格納容器ベント操作が実施可能である。

第2表

窒素供給操作及び格納容器除熱操作の実施基準について

操作実施基準（計装誤差）

実施基準の設定根拠

可搬型窒素供給装置の起動準備の開始基準酸素濃度3.5vol%（2.9vol%〜4.1vol%）

可搬型窒素供給装置の起動準備時間を考慮して設定

窒素供給開始基準酸素濃度4.0vol%（3.4vol%〜4.6vol%）格納容器ベント開始基準

酸素濃度4.3vol%（3.7vol%〜4.9vol%）添付 3.1.2.16-2

格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作の開始基準の到達前を設定計装誤差を踏まえても可燃限界
領域到達前に格納容器ベントが可能な基準を設定

87

3.1.33.1.3.1

代替循環冷却系を使用しない場合
格納容器破損防止対策

格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」で想定される事故シーケンスに対して，代替循環冷却系を使用しない場合を想定し，代替循環冷却系以外の設備による格納容器破損防止対策の有効性を評価する。
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」で想定される事故シーケンスにおいて，格納容器の破損を防止
し，かつ，放射性物質が異常な水準で敷地外へ放出されることを防止するため，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）による原子炉注水手段及び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を整備する。また，安定状態に向けた対策として常設
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。対策の概略系統図を第 3.1.3-1 図に，対応手順の概要を第 3.1.3-2
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 3.1.3-1 表に示す。
（添付資料 3.1.2.1）
本格納容器破損モードにおける評価事故シーケンスにおいて，必要な要員
は初動対応要員 21 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。
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 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 12 名である。
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，現場手
3.1.3-1

88

動による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ついて第 3.1.3-3 図に示す。
なお，評価事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を評価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
21 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，ＬＯＣＡ発生及び全交流動力電源喪失の確認
原子炉スクラム，ＬＯＣＡ発生及び全交流動力電源喪失の確認については，「3.1.2.1 ａ．原子炉スクラム，ＬＯＣＡ発生及び全交流動力電
源喪失の確認」と同じ。
ｂ．原子炉への注水機能喪失の確認
原子炉への注水機能喪失の確認については，「3.1.2.1 ｂ．原子炉への注水機能喪失の確認」と同じ。
ｃ．炉心損傷確認
炉心損傷確認については，「3.1.2.1 ｃ．炉心損傷確認」と同じ。
（添付資料 3.1.3.1）
ｄ．早期の電源回復不能の確認
早期の電源回復不能の確認については，「3.1.2.1 ｄ．早期の電源回
復不能の確認」と同じ。
ｅ．常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作並びに常設低圧代
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
格納容器冷却操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作
常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作並びに常設低圧代
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
納容器冷却操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，「3.1.2.1 ｅ．常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電
3.1.3-289

操作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操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作」と同じ。
（添付資料 3.1.2.2，3.1.3.2）
ｆ．電源確保操作対応
電源確保操作対応については，「3.1.2.1 ｆ．電源確保操作対応」と同じ。
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
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）の起動準備操作については，「3.1.2.1 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」と同じ。
ｈ．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非常用母線の受電操作については，「3.1.2.1 ｈ．常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作」と同じ。
ⅰ．原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系の起動操作
原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系の起動操作については，「3.1.2.1 ｉ．原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系の起動操作」と同じ。
ｊ．ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作「3.1.2.1 ｊ．ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作」と同じ。
ｋ．常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部水位確保操作
3.1.3-390

常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部水位確保操作については，「3.1.2.1 ｍ．常設低圧代替
注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部
水位確保操作」と同じ。
ｌ．水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作
水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作については，「3.1.2.1

ｎ．

水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作」と同じ。
ｍ．サプレッション・プールｐＨ制御装置による薬液注入操作
サプレッション・プールｐＨ制御装置による薬液注入操作については，「3.1.2.1 ｏ．サプレッション・プールｐＨ制御装置による薬液注入操作」と同じ。
ｎ．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操作
格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるた
め，格納容器圧力及び雰囲気温度が徐々に上昇する。格納容器圧力が465kPa[gage]に到達した場合は，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し，格納容器圧力が 400kPa[gage]到達により格納容器冷却を停止する。以降，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）の運転により，格納容器圧力を400kPa[gage]から 465kPa[gage]の範囲で制御する。これは，格納容器
圧力を 400kPa[gage]から 465kPa[gage]の高い領域で維持することでス
プレイ効果を高め，サプレッション・プール水位の上昇抑制により格納
容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作の遅延を図り，可能な限り
外部への影響を軽減するための運用として設定している。
3.1.3-491

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に必要な計装設備は，低圧代替注水系格納容器
スプレイ流量等である。
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に伴い，サプレッション・プール水位は徐々に上昇する。格納容器ベントに伴うサプレッション・プール水位の上昇（約 2m）を考慮しても，サプレッション・プール水位がベントライン
下端位置を超えないようにサプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m で格納容器冷却を停止する。
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）による格納容器冷却の停止を確認するため必要な計装設備はサプレッション・プール水位である。
ｏ．格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作（サプレッション・
チェンバ側）
サプレッション・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＋6.5m に到達した
場合，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の停止後，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
ンバ側から格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱を実施する。
格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，サプレッション・チェンバ圧力等である。
3.1.3-592

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。
以降，損傷炉心の冷却は，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行い，また，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行う。
ｐ．使用済燃料プールの冷却操作
使用済燃料プールの冷却操作については，「3.1.2.1 ｐ．使用済燃料
プールの冷却操作」と同じ。
ｑ．可搬型代替注水大型ポンプによる水源補給操作
アクセスルートの復旧，可搬型代替注水大型ポンプ準備及びホース敷設等の実施後，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。
ｒ．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。

3.1.3.2(1)

格納容器破損防止対策の有効性評価

有効性評価の方法
本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，中小破断ＬＯ
ＣＡに比べて破断口径が大きいことから事象進展が早く，格納容器圧力及3.1.3-693

び雰囲気温度上昇の観点で厳しい大破断ＬＯＣＡに加えて，ＥＣＣＳ注水機能が喪失する「大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」
である。
なお，本評価事故シーケンスにおいては，電源の復旧，注水機能の確保等，必要となる事故対処設備が多く，格納容器への注水・除熱を実施するまでの対応時間を厳しく評価する観点から，全交流動力電源喪失の重畳を考慮する。
本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，
燃料棒表面熱伝達，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，原子炉圧力容器におけるＥＣＣＳ注
水（給水系・代替注水設備含む），炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション，構造材との熱伝達，原子炉圧力容器内ＦＰ挙動並びに原
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，格納容器ベント並びに炉心損傷後の原子炉格納容器における格納容器内ＦＰ挙動が重要現象となる。
よって，これらの現象を適切に評価することが可能であり，原子炉圧力容
器内及び格納容器内の熱水力モデルを備え，かつ，炉心損傷後のシビアア
クシデント特有の溶融炉心挙動に関するモデルを有するシビアアクシデン
ト総合解析コードＭＡＡＰにより原子炉水位，燃料最高温度，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。
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，本評価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
3.1.3-794

本評価事故シーケンスに対する主要な解析条件を第 3.1.3-2 表に示す。
また，主要な解析条件について，本評価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，大破断ＬＯＣＡが発生するものとする。破断箇所
は，原子炉圧力容器内の保有水量を厳しく評価するため，再循環系の吸込配管とする。
（添付資料 1.5.2）(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し，さらに全交流動力電源喪失の重畳を考慮するものとする。なお，代替循環冷却系は使用しないものとする。

(c)

外部電源
外部電源は使用できないものとする。
安全機能の喪失に対する仮定に基づき，外部電源なしを想定する。

(d)

水素の発生
水素の発生については，ジルコニウム−水反応を考慮するものとする。なお，解析コードＭＡＡＰの評価結果では水の放射線分解による水素及び酸素の発生は考慮していないため，「(4) 有効性評価の結果」
にてその影響を評価する。

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3.1.3-895

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，事象発生と同時に閉止するものとする。

(c)

再循環ポンプ
再循環ポンプは，事象発生と同時に停止するものとする。

(d)

低圧代替注水系（常設）
原子炉注水は 230m ３ ／h（一定）を用いるものとし，原子炉水位Ｌ０以上まで回復後は，崩壊熱による蒸発量相当の注水流量で注水するものとする。なお，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水は，格納容器冷却と同じ常設低圧代替注水系ポンプを用いて流量配分することで実施する。
（添付資料 3.1.2.3）(e)

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
格納容器冷却は，格納容器圧力及び雰囲気温度上昇抑制に必要なス
プレイ流量を考慮し，130m ３ ／h（一定）を用いるものとする。なお，
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，原子炉注水と同じ常設低圧代替注水系ポンプを用いて流量分配することで実施する。
（添付資料 3.1.2.3）(f)

格納容器下部注水系（常設）
格納容器雰囲気温度の挙動を厳しく評価するため，初期条件としてペデスタル（ドライウェル部）のプール水を考慮していないことから，
常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部水位確保操作についても考慮しない。
3.1.3-996

(g)

格納容器圧力逃がし装置
サプレッション・チェンバ圧力が 310kPa[gage]において，13.4 kg／s の排気流量にて格納容器除熱を実施するものとする。

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，「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)

交流電源は，常設代替高圧電源装置によって供給を開始し，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操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉
注水操作は，事象発生 25 分後から開始する。なお，代替循環冷却系による格納容器除熱ができないこと及び原子炉水位Ｌ０以上まで回復したことを確認し，原子炉注水流量を崩壊熱相当に調整するとともに，格納容器冷却を停止する。

(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 格 納 容 器 冷 却 操 作 は ， 格 納 容 器 圧 力 が 465kPa[gage]に到達した場合に開始し，400kPa[gage]に到達した場合は停止する。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 に到達した場合に格納容器冷却を停止する。

(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・プール水位が通常水位＋6.5m 到達から 5 分後に実施する。

(3)

有効性評価（Ｃｓ−137 放出量評価）の条件(a)

事象発生直前まで，定格出力 100％で長期間にわたって運転されていたものとする。その運転時間は，燃料を約 1／4 ずつ取り替えて
3.1.3-1097

いく場合の平衡炉心を考え，最高 50,000 時間とする。
(b)

原子炉内に内蔵されている核分裂生成物は，事象進展に応じた割合
で，格納容器内に放出されるものとする。

(c)

格納容器内に放出されたＣｓ−137 は，格納容器スプレイやサプレ
ッション・プールでのスクラビング等による除去効果を受けるも
のとする。

(d)

格納容器圧力逃がし装置を用いて大気中へ放出されるＣｓ−137 の放出量評価条件は以下のとおりとする。

ⅰ)

サプレッション・チェンバ又はドライウェルのベントラインを通じて格納容器圧力逃がし装置を介して大気中に放出するもの
とする。

ⅱ)

格納容器内から原子炉建屋への漏えいは無いものとする。

ⅲ)

格納容器圧 力 逃がし装置の フィル タによる除去 係数は ，1,000（設計値）とする。

(e)

原子炉建屋から大気中へ漏えいするＣｓ−137 の漏えい量評価条件
は以下のとおりとする。

ⅰ)

格納容器からの漏えい率は，設計漏えい率及びＡＥＣの式等に基づき設定した漏えい率を基に格納容器圧力に応じて変動するもの
とする。

ⅱ)

漏えい量を保守的に見積もるため，原子炉建屋ガス処理系（非常用ガス処理系及び非常用ガス再循環系で構成）により原子炉建屋の負圧が達成されるまでの期間は，原子炉建屋内の放射性物質の保持機能に期待しないものとする。また，原子炉建屋ガス処理系
により負圧を達成した後は，大気への放出率を 1 回／日（設計値）とする。
3.1.3-1198

なお，原子炉建屋ガス処理系は，常設代替高圧電源装置からの交
流電源の供給を受けて中央制御室からの遠隔操作により事象発生
115 分後に起動し，起動後 5 分間で負圧が達成されることを想定する。
ⅲ)

原子炉建屋内での放射能の時間減衰及び除去効果は考慮しないものとする。
（添付資料 3.1.3.3，3.1.3.4，3.1.3.5）(4)

有効性評価の結果
本評価事故シーケンスにおける原子炉水位（シュラウド内外水位），注
水 流 量 ， 原 子 炉 圧 力 容 器 内 の 保 有 水 量 の 推 移 を 第 3.1.3-4 図 か ら 第3.1.3-8 図に，燃料最高温度の推移を第 3.1.3-9 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 3.1.3-10 図から第 3.1.3-15 図に示す。

ａ．事象進展大破断ＬＯＣＡ時に高圧・低圧注水機能及び全交流動力電源が喪失するため，原子炉水位は急速に低下する。水位低下により炉心は露出し，事象発生から約 4 分後に燃料被覆管の最高温度は 1,000K（約 727℃）に到達し，炉心損傷が開始する。燃料被覆管の最高温度は事象発生から約9 分後に 1,200℃に到達し，また，事象発生から約 27 分後に燃料温度は
約 2,500K（約 2,227℃）に到達する。事象発生から 25 分後，常設代替
高圧電源装置による交流電源の供給を開始し，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）による原子炉注水を開始することによって，原子炉圧力容器破損に至ることなく，原子炉水位は回復し，炉3.1.3-1299

心は冠水する。
（添付資料 3.1.2.6）
格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるた
め，格納容器圧力及び雰囲気温度が徐々に上昇する。このため，原子炉注水と同時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実施することによって，格納容器の圧力及び雰囲気温度の上昇は抑制される。
原子炉水位が原子炉水位Ｌ０以上に回復後，サプレッション・プール
水位の上昇を抑制するため，崩壊熱による蒸発量相当の原子炉注水流量とすることで原子炉水位Ｌ０以上を維持するとともに，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一時停止する。
その後，崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等の格納容器内への放出により，格納容器圧力及び雰囲気温度は徐々に上昇する。そのため，再度，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によって，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇は抑制される。
ベントラインの水没防止のために，格納容器圧力逃がし装置による格
納容器除熱操作に伴うサプレッション・プール水位の上昇（約 2m）を考慮し，サプレッション・プール水位がベントライン下端を超えないよ
うに，サプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m 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）による格納容器冷却を停止する。事象発生から約 19 時間経過した時点でサプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m に到達にするため，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系
3.1.3-13100

（常設）による格納容器冷却を停止後，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱を実施し，格納容器圧力及び雰囲気温度を低下させる。格
納容器雰囲気温度は，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱を実施後，溶融炉心からの放熱によって上昇傾向となる期間が生じるが，崩壊熱の減少に伴い低下傾向に転じて，その後は徐々に低下する。格納容器圧力については格納容器除熱操作の実施により低下する。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
格納容器圧力は，第 3.1.3-10 図に示すとおり，格納容器内に崩壊熱
等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため徐々に上昇するが，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を行うことによって，格納容器バウンダリにかかる圧力の最大値は約0.47MPa[gage]となり，評価項目となるパラメータである最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa[gage]）を下回る。なお，格納容器バウンダリにかかる圧力が最大となる事象発生約 18 時間後（最も遅く最大値に到達する
時間）において，水の放射線分解によって発生する水素及び酸素は，格納容器内の非凝縮性ガスに占める割合の約 2％であるため，その影響は無視し得る程度である。
格納容器雰囲気温度は，第 3.1.3-11 図に示すとおり，格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため徐々に上昇す
るが，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
3.1.3-14101

器除熱を行うことによって，格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）の最高値は約 157℃となり，評価項目である 200℃を下回る。なお，
事象開始直後，破断口から流出する過熱蒸気により一時的に格納容器雰
囲気温度は約 202℃となるが，この時の格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）は約 137℃であり，評価項目である 200℃を下回る。
（添付資料 3.1.2.8）
大気中へのＣｓ−137 放出量について，ベントラインへの移行量においては保守的に格納容器からの漏えいがない場合を想定し評価しており，
サプレッション・チェンバのベントラインを経由した場合の格納容器圧
力逃がし装置による大気中へのＣｓ−137 の放出量は約 1.2×10 − ４ TBq（事象発生 7 日間）であり，評価項目である 100TBq を下回る。また，
ドライウェルのベントラインを経由した場合の放出量は約 3.7TBq（事象発生 7 日間）であり，評価項目である 100TBq を下回る。
原子炉建屋から大気中へ漏えいするＣｓ−137 の漏えい量については，
約 14.3TBq （事象発生 7 日間）であり，格納容器からの漏えいがない
場合の評価におけるサプレッション・チェンバのベントラインを経由した場合の格納容器圧力逃がし装置による大気へのＣｓ−137 の放出量を加えた場合でも，約 15TBq（事象発生 7 日間）であり，評価項目である
100TBq を下回る。なお，ドライウェルのベントラインを経由した場合の放出 量を 加えた 場 合でも ，約 18TBq（ 事象発 生 7 日間 ） であり ，100TBq を下回る。
事象発生 7 日間以降，Ｃｓ−137 の放出が継続した場合の放出量評価を行った結果，サプレッション・チェンバのベントラインを経由した場
合の格納容器逃がし装置による放出量は，約 1.2×10 −４ TBq（30 日間）
及び 1.4×10 −４ TBq（100 日間）であり，原子炉建屋から大気中へのＣ
3.1.3-15102ｓ− 137 の 漏 えい 量 を加 え た場 合 でも ， 約 15TBq（30 日間 ）及 び 約
15TBq（100 日間）であり，いずれの場合も 100TBq を下回る。
（添付資料 3.1.3.3，3.1.3.4，3.1.3.5）
第 3.1.3-4 図及び第 3.1.3-7 図に示すとおり，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）による原子炉注水の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，第 3.1.3-14 図に示すとおり，約 19 時間後にサプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m 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）による格納容器冷却を停止し，格納容器圧
力逃がし装置による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，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」のうち，(1)から(3)及び(7)の評価項目について対策の有効性を確認した。
（添付資料 3.1.3.6）

3.1.3.3

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価

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るものとする。
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」（代替循環冷却系を使用しない場合）では，格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，
ジルコニウム−水反応等によって発生した非凝縮性ガス等が蓄積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，事象発生から 12 時間
3.1.3-16103

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ると考えられる操作として，常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作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低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作，格
納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作とする。

(1)

解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本評価事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデ
ルは，ＴＭＩ事故についての再現性及びＣＯＲＡ実験についての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム−水反応
速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間に与える影響は小さいことを確認している。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）による原子炉注水操作については，高圧・低圧注水機能が喪失したと判断した場合，速やか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（電源の確保含む）を行う
手順となっており，燃料被覆管温度等のパラメータ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。また，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
イ冷却系による格納容器冷却操作については，炉心ヒートアップの感度解析では，格納容器圧力及び温度への影響は小さいことを確認している
3.1.3-17104

ことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コードＳＡＦ
ＥＲの評価結果との比較により水位低下幅は解析コードＭＡＡＰの評価
結果の方が保守的であり，注水操作による燃料有効長頂部までの水位回
復時刻は解析コードＳＡＦＥＲの評価結果との差異は小さいことを確認している。原子炉注水操作については，高圧・低圧注水機能が喪失したと判断した場合，速やか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（電源の確保含む）を行う手順となっており，原子炉水位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。
格納容器における格納容器各領域間の流動，気液界面の熱伝達並びに構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさとして，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不確かさが小さくなるものと推定さる。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，格納容器圧力を操作開始の起点としてい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よく一致することを確認しており，
3.1.3-18

105

その差異は小さいことから，格納容器圧力を操作開始の起点としている
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に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルはＴＭＩ事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により原子炉圧力容器破損時間に与える影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，リロケーションを起点に操作開始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。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内ＦＰ挙動の不確かさとして，核分裂生成物（ＦＰ）挙動モデルはＰＨＥＢＵＳ−ＦＰ
実験解析により原子炉圧力容器内へのＦＰ放出の開始時間を適切に再現できることを確認している。ＰＨＥＢＵＳ−ＦＰ実験解析では燃料被覆
管破裂後のＦＰ放出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因を推測され，実機の大規模な体系
においてこの種の不確かさは小さくなると推定される。本評価事故シー
ケンスでは，炉心損傷後の原子炉圧力容器内ＦＰ放出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。炉心損傷後の格納容器における格納容器内ＦＰ挙動の不確かさとして，核分裂生成物（ＦＰ）挙動モデルはＡＢＣＯＶＥ実験解析により，格納容器内のエアロゾル沈着挙動を適正に評価できることを確認している。本評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の格納容器内ＦＰ挙動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。
3.1.3-19106

（添付資料 3.1.3.7）
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内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデ
ルは，ＴＭＩ事故についての再現性及びＣＯＲＡ実験についての再現性が確認されている。また，炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム−水反応速度の係数についての感度解析）では，格納容器圧力及び温度への影響は小さい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。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）では，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コードＳＡ
ＦＥＲの評価結果との比較により，水位低下幅は解析コードＭＡＡＰの評価結果の方が保守的であり，注水操作による有効燃料棒頂部までの水位回復時刻は解析コードＳＡＦＥＲの評価結果との差異は小さい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。
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実験解析では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不確かさが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，評価項目となるパラメータに与え3.1.3-20

107

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濃度の挙動は測定データとよ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，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルはＴＭＩ事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により炉心溶融時間に与える影響は小さいことを確認しており，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ない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内ＦＰ挙動及び炉心損傷後の格納容器内ＦＰ挙動の不確かさとして，核分裂生成物（ＦＰ）挙動モデルは，ＰＨＥＢＵＳ−ＦＰ実験解析により，原子炉圧力容
器内へのＦＰ放出の開始時間を適切に再現できることを確認している。
ＰＨＥＢＵＳ−ＦＰ実験解析では，燃料被覆管破裂後のＦＰ放出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると推定される。炉心損傷後の格納容器における格納容器内
ＦＰ挙動の不確かさとして，核分裂生成物（ＦＰ）挙動モデルは，ＡＢ
ＣＯＶＥ実験解析により格納容器内のエアロゾル沈着挙動を適正に評価できることが確認されている。したがって，大気中へのＣｓ−137 の放出量の観点で評価項目となるパラメータに与える影響はない。なお，本評価事故シーケンスにおける格納容器圧力逃がし装置によるＣｓ−137の放出量は，評価項目（100TBq を下回っていること）に対して，サプ
3.1.3-21108

レッション・チェンバのベントラインを経由した場合は約 1.2×10 − ４
TBq（7 日間），ドライウェルのベントラインを経由した場合は約 3.7TBq（7 日間）であり，評価項目である 100TBq に対して余裕がある。
（添付資料 3.1.3.7）(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3.1.3-2 表に示すとおりであり，そ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。また，解析条件の設定に当たっては，
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
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
に対して最確条件は 33GWd／t 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，解析条件で設定している崩壊熱よりもおおむね小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇が遅くなるが，操作手順（常設低圧代替注水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操作及び格
納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント操作を実施すること）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，格納容器体積（サ3.1.3-22109

プレッション・チェンバ）の気相部及び液相部，サプレッション・プ
ール水位及びドライウェル雰囲気温度は，解析条件の不確かさとして，
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。
事故条件の起因事象は，解析条件の不確かさとして，Ｅｘｃｅｓｓ
ｉｖｅ ＬＯＣＡを考慮した場合，原子炉冷却材の流出量が増加する
ことにより炉心損傷開始等が早くなるが，操作手順（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
容器冷却操作を実施すること）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。
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可能性がある。溶融炉心の冠水後の操作として崩壊熱による蒸発を補う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。
機器条件の格納容器圧力逃がし装置は，解析条件の不確かさとして，実際の流量が解析より多い場合，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇の抑制効果は大きくなるが，操作手順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。
（添付資料 3.1.2.12，3.1.3.7）(b)

評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd／t
に対して最確条件は 33GWd／t 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，解析条件で設定している崩壊熱がおおむ
ね小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下
3.1.3-23

110

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，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇が遅くなるが，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇は格納容器スプレイ及び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，格納容器体積（サプレッション・チェンバ）の気相部及び液相部，サプレッション・プ
ール水位及びドライウェル雰囲気温度は，解析条件の不確かさとして，
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。
事故条件の起因事象は，解析条件の不確かさとして，Ｅｘｃｅｓｓ
ｉｖｅ ＬＯＣＡを考慮した場合，原子炉冷却材の流出量が増加する
ことにより炉心損傷開始等が早くなるが，格納容器へ放出されるエネ
ルギは大破断ＬＯＣＡの場合と同程度であり，第 3.1.2-16 図及び第3.1.2-17 図に示すとおり，格納容器圧力及び温度は，それぞれ評価
項目である最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa[gage]）及び 200℃を下回っていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
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）は
原子炉水位の回復は早くなり，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇の抑制効果は大きくなるが，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇に有意な影響を与えないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
機器条件の格納容器圧力逃がし装置は，解析条件の不確かさとして，
3.1.3-24

111

実際の流量が解析より多い場合，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇の抑制効果は大きくなるが，格納容器圧力の最大値は格納容器ベント時のピーク圧力であり，ベント後の格納容器圧力挙動への影響はほとんどないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
（添付資料 3.1.2.12，3.1.3.7）
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，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
操作条件の代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作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低圧代替注水系（常設）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 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，操作所要時間を踏まえて解析上の想定時間を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。また，原子炉注水によって原子炉水位が原子炉水位
Ｌ０まで回復した場合，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）による原子炉注水流量を崩壊熱による蒸発を補う流量に変更するとともに，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。当該操作
開始時間は，解析上の想定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える
3.1.3-25112

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。また，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。
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操作は，格納容器圧力465kPa[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による格納容器除熱操作は，解析上の操作開始時間として，サプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m 到達から 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，炉心損傷後の格納容器ベントの実施基準（サプレッション・プール水位通常水位＋6.5m）に到達するのは，事象発生の約 19
時間後である。また，格納容器ベントの準備操作はサプレッション・
プール水位の上昇傾向を監視しながらあらかじめ操作が可能であり，格納容器ベント操作の操作所要時間は時間余裕を含めて設定されていることから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，
サプレッション・プール水位通常水位＋6.5m 到達時に速やかに格納
容器除熱をすることが可能であるため，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3.1.3-26

113

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。
（添付資料 3.1.3.7）(b)

評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作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低圧代替注水系（常設）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操作は，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冷却操作の開始は原子炉水位Ｌ０以上まで水位回復し格納容器冷却を一時停止させた後，格納容器圧力 465kPa[gage]到達時点となり，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。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置による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。
（添付資料 3.1.3.7）(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3.1.3-27

114

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。
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電操作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）による原子炉注水操作については，第 3.1.3-16 図から第 3.1.3-18 図に示すとおり，事象発生から 50 分後（操作開始時間の 25 分程度の遅れ）までに常設代替高圧電源装置からの受電操作を行い，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できれば，損傷炉心は炉心位置に保持され，評価項目を満足する結果となることから，時間余裕がある。
なお，格納容器ベント時におけるＣｓ放出量は炉心損傷の程度の影響を受けるが，格納容器ベント開始時間はほぼ同等であることから，放出量に与える影響は小さい。
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操作については，代替格納容器スプレイ
冷却系による格納容器冷却操作開始までの時間は，事象発生から約 3.9 時間あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。
なお，操作が大幅に遅れるような場合でも，格納容器圧力が評価項目となるパラメータである最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa[gage]）に到達するまでの時間は事象発生後約 14 時間後であり，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 19 時間後の操作であり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。
3.1.3-28

115

（添付資料 3.1.3.7，3.1.3.8）

(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。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。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において，操作時間には時間余裕がある。

3.1.3.4(1)

必要な要員及び資源の評価

必要な要員の評価
格納容器破損モード「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 ， 重 大 事 故 等 対 策 に 必 要 な 初 動 対 応 要 員 は ，「3.1.3.1 格納容器破損防止対策」に示すとおり 21 名である。「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の39 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
格納容器破損モード「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，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。
3.1.3-29

116

ａ．水源
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 日間の対応を考慮すると，合計約 5,490m ３ の水が必要とな る 。 水 源 と し て ， 代 替 淡 水 貯 槽 に 約 4,300m ３ ， 北 側 淡 水 池 に 約2,500m ３ 及び高所淡水池に約 2,500m ３ 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 日間の注水継続が可能である。
（添付資料 3.1.3.9）
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代替淡水貯槽への給水については，
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給水について，7 日間の継続が可能である。
（添付資料 3.1.3.10）
ｃ．電源
常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故等対策時に必要な負荷として約 2,186kW 必要となるが，常設代替交流電源設備の連続運転許容負荷容量は 5,520kW であり，必要負荷に対しての電源供給が可
3.1.3-30

117

能である。
（添付資料 3.1.3.11）

3.1.3.5

結論

格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」では，格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，ジルコニウム−水反応等によって発生した非凝縮性ガス等が蓄積することによって，格納容器圧力及び温度が徐々に上昇し，格納容器の過圧・過温により格納容器の破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容
器過圧・過温破損）」に対する格納容器破損防止対策としては，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）による原
子炉注水手段及び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を整備している。また，安定状態に向けた対策として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。
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の評価事故シーケンス「大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋
低圧炉心冷却失敗」について，代替循環冷却系を使用しない場合を想定し，格納容器圧力逃がし装置を使用する場合の有効性評価を行った。
上記の場合においても，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し，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を実施することで，格納容器冷却及び除熱が可能である。
3.1.3-31

118

その結果，ジルコニウム−水反応等により可燃性ガスの蓄積が生じた場合においても格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度，放射性物質の総放出量は，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，格納容器破損モード「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，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代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱等の格納容器破損防止対策は，選定した評価事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」に対して有効である。

3.1.3-32

119

第 3.1.3-1 表「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の重大事故等対策について（代替循環冷却系を使用しない場合）（1／4）

3.1.3-33

操作及び確認手順

原子炉スクラム，Ｌ
ＯＣＡ発生及び全交
流動力電源喪失の確認・運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失又は全交流動力電源喪失が発生して原子炉がスクラムしたことを確認する。
・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。
・格納容器圧力が 13.7kPa[gage]に到達したことによりＬＯＣＡが発生したことを確認する。

原子炉への注水機能喪失の確認

・原子炉水位が原子炉水位異常低下（レベル２）設定点に到達後，原子炉隔離時冷却系が自動起動に失敗したことを確認する。
・原子炉水位の低下による炉心の露出に伴い，炉心損
傷したことを確認する。炉心損傷の判断は，格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）又は（Ｓ／Ｃ）の指示値が設計基準事故相当のγ線線量率の 10 倍以上の場合とする。
・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を試みるが，失敗したことを確認する。
・中央制御室からの遠隔操作により非常用ディーゼル
発電機等の起動を試みるが，失敗したことを確認する。
・以上より，早期の電源回復不能を確認する。

炉心損傷確認早期の電源回復不能の確認

常設設備
所内常設直流電源
設備【主蒸気隔離弁】−

重大事故等対処設備
可搬設備
計装設備
−
平均出力領域計装
起動領域計装原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
緊急用Ｍ／Ｃ電圧
ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力−【原子炉隔離時冷却系系統流
量】

所内常設直流電源
設備−

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ
（Ｓ／Ｃ）

−

−

−

【

】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）
有効性評価上考慮しない操作

120

第 3.1.3-1 表「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の重大事故等対策について（代替循環冷却系を使用しない場合）（2／4）

3.1.3-34

操作及び確認手順

常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作並びに常設低圧代替注水ポン
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操作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注
水操作

・早期の電源回復不能の確認後，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。
・緊急用母線の受電を確認後，原子炉冷却材浄化系吸込
み弁の閉止操作を実施し，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
格納容器冷却及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始する。
・原子炉冷却材喪失により，ドライウェル雰囲気温度の指示が原子炉圧力の飽和温度を超える場合は水位不明と判断し，原子炉底部から原子炉水位レベル０以上まで冠水させるために必要な注水量及び崩壊熱分の注水量を考慮し，原子炉注水流量に応じた必要注水時間の
原子炉注水を実施する。
・非常用ディーゼル発電機等の回復操作を実施する。
・外部電源の回復操作を実施する。

電源確保操作対応
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
常設代替高圧電源装置による非常用母線
の受電操作

常設設備
常設低圧代替注
水系ポンプ
代替淡水貯槽
常設代替高圧電源装置
軽油貯蔵タンク

重大事故等対処設備
可搬設備
計装設備
−
緊急用Ｍ／Ｃ電圧
低圧代替注水系格納容器スプレ
イ流量
低圧代替注水系原子炉注水流量
原子炉水位（広帯域，燃料域）
原子炉水位（ＳＡ広帯域，ＳＡ
燃料域）
原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）
ドライウェル雰囲気温度
ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力
代替淡水貯槽水位−−−・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準備及びホース敷設等を実施する。

代替淡水貯槽

代替淡水貯槽水位・常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電後，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。
・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２Ｃ及び２Ｄを受電する。

常設代替高圧電源装置
軽油貯蔵タンク

可搬型代替注
水大型ポンプ
ホイールロー
ダ
−

【

Ｍ／Ｃ
Ｍ／Ｃ

２Ｃ電圧
２Ｄ電圧

】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）
有効性評価上考慮しない操作121

第 3.1.3-1 表「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の重大事故等対策について（代替循環冷却系を使用しない場合）（3／4）

3.1.3-35

操作及び確認手順

原子炉建屋ガス処理
系及び中央制御室換
気系の起動操作・常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電後，中央制御室からの遠隔操作により原子炉建屋ガス処理系
及び中央制御室換気系を起動する。

ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作
常設低圧代替注水系
ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器
下部水位確保操作
水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操
作・常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電後，ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入
操作を実施する。
・代替循環冷却系による格納容器除熱操作を実施後，常設低圧代替注水系ポンプからペデスタル（ドライウェ
ル部）への注水を実施する。

・常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部水位確保操作を実施
後，水素濃度及び酸素濃度監視設備を起動する。

重大事故等対処設備
常設設備
可搬設備
中央制御室換気系（空気調 −−和機ファン，フィルタ系ファ ン， 高 性 能 粒 子 フ ィルタ，チャコールフィルタ）
非 常用 ガ ス 処 理 系 （ 排風機，フィルタトレイン）
非常用ガス再循環系（排風機，フィルタトレイン）
ほう酸水注入系−−

計装設備

常設低圧代替注水系ポンプ
代替淡水貯槽
常設代替高圧電源装置
軽油貯蔵タンク−

低圧代替注水系格納容器下部注水流量格納容器下部水位
代替淡水貯槽水位

常設代替高圧電源装置
軽油貯蔵タンク−

格納容器内水素濃度（ＳＡ）
格納容器内酸素濃度（ＳＡ）【】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）
有効性評価上考慮しない操作122

第 3.1.3-1 表「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の重大事故等対策について（代替循環冷却系を使用しない場合）（4／4）
重大事故等対処設備
可搬設備
計装設備
−
−

手順

サプレッション・プ
ールｐＨ制御装置による薬液注入操作

・水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作を実施後，格納容器内のｐＨ制御のための薬液注入を行う。

−

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
格納容器冷却操作

・格納容器圧力が 465kPa[gage]に到達したことを確認した
場合，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。
・格納容器圧力を 465kPa[gage]と 400kPa[gage]の間で制御する。
・格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作に伴うサプレッション・プール水位上昇を考慮しても，サプレッション・プール水位がベントライン下端を超えないように格
納容器スプレイを停止する。
・サプレッション・プール水位が通常水位＋5.5m に到達
後，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱の準備を開始する。
・サプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m に到達
後，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱を開始する。
・使用済燃料プールの冷却操作を実施する。

常設低圧代替注
水系ポンプ
代替淡水貯槽
常設代替高圧電源装置
軽油貯蔵タンク−

サプレッション・プール水位
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
代替淡水貯槽水位

格納容器圧力逃がし装置
常設代替高圧電源装置
軽油貯蔵タンク−−−

サプレッション・プール水位
ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧
力
フィルタ装置出口放射線モニタ（高レンジ・低レンジ）−

・可搬型代替注水大型ポンプにより淡水貯水池から代替淡水貯槽へ水源補給操作を実施する。

代替淡水貯槽・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。

可搬型設備用軽
油タンク

可搬型代替
注水大型ポ
ンプ
タンクロー
リ

3.1.3-36

操作及び確認

格納容器圧力逃がし装置による格納容器
除熱操作

使用済燃料プールの冷却操作
可搬型代替注水大型
ポンプを用いた水源
補給操作
タンクローリによる燃料補給操作常設設備【

代替淡水貯槽水位−】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）
有効性評価上考慮しない操作123

第 3.1.3-2 表

主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却系を使用しない場合）（1／5）

項目

主要解析条件

解析コード

ＭＡＡＰ

本評価事故シーケンスの重要現象を評価できる解析コード

3,293MW

定格熱出力を設定

6.93MPa[gage]

定格圧力を設定

原子炉熱出力原子炉圧力（圧力容器ドーム部）

3.1.3-37

原子炉水位

通常運転水位（セパレータ
スカート下端から＋126cm）

炉心流量48,300t／h

初期条件

燃

料

原子炉停止後の崩壊熱

格納容器圧力
格納容器雰囲気温度

９×９燃料（Ａ型）

ANSI／ANS-5.1-1979（燃焼度 33GWd／t）
5kPa[gage]
57℃

格納容器体積（ドライウェル）

5,700m３

格納容器体積（ウェットウェル）

空間部：4,100m３
液相部：3,300m３

条件設定の考え方

通常運転水位を設定
定格流量を設定
９×９燃料（Ａ型）と９×９燃料（Ｂ型）は，熱水力的な特性はほぼ同等であることから，代表的に９×９燃料（Ａ型）を設定
崩壊熱が大きい方が原子炉水位低下及び格納容器圧力上昇の観点で厳しい設定となるため，崩壊熱が大きくなる燃焼度の高い条件として，1 サイクルの運転期間（13 ヶ月）に調整運転期間（約 1 ヶ月）を考慮した運転期間に対応する燃焼度を設定
格納容器圧力の観点で厳しい高めの設定として，通常運転時の圧力を包含す
る値を設定
ドライウェル内ガス冷却装置の設計温度を設定
設計値を設定サプレッション・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，保安規定の運転上の制限における下限値を設定

124

第 3.1.3-2 表

主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却系を使用しない場合）（2／5）

初期条件

3.1.3-38

項目

主要解析条件

サプレッション・プール水位

6.983m（通常水位−4.7cm）

サプレッション・プール水温度

32℃

ベント管真空破壊装置作動差圧

3.45kPa（ドライウェル−サプレッション・チェンバ間差圧）

外部水源の温度

ペデスタル（ドライウェル部）のプール水

条件設定の考え方
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を設定
サプレッション・プールでの圧力抑制効果が厳しくなる高めの水温として，保安規定の運転上の制限における上限値を設定

設計値を設定35℃

格納容器スプレイによる圧力抑制効果の観点で厳しい高めの水温として，代替淡水貯槽及び水源補給に用いる淡水貯水池の年間の気象条件変化を包含する高めの水温を設定

考慮しない

ペデスタル（ドライウェル部）には通常運転時からプール水が存在する
が，格納容器の熱容量に寄与することから，格納容器雰囲気温度の挙動を厳しく評価する設定として，ペデスタル（ドライウェル部）のプール水を
考慮しない

125

第 3.1.3-2 表
項目

主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却系を使用しない場合）（3／5）
主要解析条件

条件設定の考え方

大破断ＬＯＣＡ
再循環系の吸込配管の破断

原子炉圧力容器から格納容器への冷却材流出を大きく見積もる厳しい設定として，原子炉圧力容器バウンダリに接続する配管のうち，口径が最大である再循環系の吸込配管における両端破断を設定

高圧注水機能喪失
低圧注水機能喪失
全交流動力電源喪失

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）の機能喪失を設定
全交流動力電源喪失の重畳を考慮し設定

外部電源

外部電源なし安全機能の喪失に対する仮定に基づき設定
ただし，原子炉スクラムについては，外部電源ありの場合を包括する条件として，機器条件に示すとおり設定

水素の発生

ジルコニウム−水反応を考慮

水の放射線分解等による水素発生については，格納容器圧力及び雰囲気
温度に対する影響が軽微であることから考慮していない

起因事象

3.1.3-39

事故条件

安全機能の喪失に対する仮定

126

第 3.1.3-2 表

主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却系を使用しない場合）（4／5）

項目

主要解析条件

条件設定の考え方

原子炉水位低（レベル３）信号

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）信号による原子炉スクラムを設定

主蒸気隔離弁事象発生と同時に閉止

短時間であるが主蒸気が格納容器内に維持される厳しい設定として，原子炉保護系電源喪失及び原子炉水位異常低下（レベル２）信号による主蒸気隔離弁閉止については保守的に考慮せず，事象発生と同時に主蒸気隔離弁が閉止するものとして設定

再循環ポンプ

事象発生と同時に停止

事象進展に与える影響は軽微であることから，全交流動力
電源喪失によるポンプ停止を踏まえて設定

低圧代替注水系（常設）

注水流量：230m３／h（一定）

炉心冷却の維持に必要な流量として設定

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）

スプレイ流量：130m３／h（一定）

格納容器圧力及び雰囲気温度上昇を抑制可能な流量として，設定

格納容器下部注水系（常設）

解析上考慮しない

格納容器雰囲気温度の挙動を厳しく評価するため，初期条件としてペデスタル（ドライウェル部）のプール水を考慮していないことから，常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部水位確保操作についても考慮しない。

格納容器圧力逃がし装置

排 気 特 性 ： 13.4kg ／ s （ 格 納 容 器 圧 力
310kPa[gage]において）

格納容器減圧特性の観点で厳しい設定として，機器設計上の最低要求値である最少流量特性を設定

原子炉スクラム

重大事故等対策に関連する機器条件

3.1.3-40

127

第 3.1.3-2 表
項目

主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却系を使用しない場合）（5／5）
主要解析条件

条件設定の考え方

重大事故等対策に関連する操作条件

3.1.3-41

常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作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 及び低 圧 代替 注水系（常設）による原子炉注水操作

事故発生から 25 分後

常設代替高圧電源装置，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）及び低圧代替注水系（常設）の準備に要する時間を考慮して設定

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作

格納容器圧力 465kPa[gage]到達時

運転手順に基づき評価項目である最高使用圧力の 2 倍（620kPa[gage]）に対する余裕を考慮して設定

格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作

サプ レ ッショ ン ・プ ール 水位 が通 常 水位 ＋6.5m 到達から 5 分後

評価項目である最高使用圧力の 2 倍（620kPa [gage]）への到達防止を踏まえて設定

128

凡

例
：機能喪失箇所

非常用ディーゼル発電機等：大破断ＬＯＣＡ及び全交流動力電源喪失等

逃がし安全弁（自動減圧機能）

外部電源

により従属的に使用不可となる箇所

Ｇ
常設代替高圧電源装置

原子炉ウェル
タービンへ

耐圧強化
ベント系

原子炉圧力容器Ｇ
軽油貯蔵タンク→
ドライウェル

3.1.3-42

代替
循環
冷却系
ポンプ

ぺデ
スタル

再循環ポンプ

格納容器
圧力逃がし装置※3※3
サプレッション・
チェンバ

可搬型窒素供給装置↑
サプレッション・
プール

残留熱除去系
海水系ポンプＡ，Ｃ→←→

残留熱除去系
ポンプＡ

残留熱除去系
ポンプＢ

※1

→
→
※2

→
残留熱除去系
海水系ポンプ
Ｂ，Ｄ

緊急用海水系
ポンプ

→

※1 海へ

←

※1

低圧炉心スプレイ系ポンプ※2

タンクローリ
常設低圧代替注水系
ポンプＡ及びＢ→
残留熱除去系ポンプＣ

←

↑
海へ ※2

可搬型代替注水大型ポンプ

海

復水貯蔵タンク

可搬型設備用軽油タンク→
高圧炉心
スプレイ系ポンプ

原子炉隔離時冷却系ポンプ↑

北側淡水池又は
高所淡水池
代替淡水貯槽←常設高圧代替注水系ポンプ

第 3.1.3-1 図 「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の重大事故等対策の概略系統図（代替循環冷却系を使用しない場合）（1／2）（低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却段階）

129

凡

例
：機能喪失箇所

非常用ディーゼル発電機等：大破断ＬＯＣＡ及び全交流動力電源喪失等

逃がし安全弁（自動減圧機能）

外部電源

により従属的に使用不可となる箇所

Ｇ
常設代替高圧電源装置

原子炉ウェル
タービンへ

耐圧強化
ベント系

原子炉圧力容器Ｇ
軽油貯蔵タンク→
ドライウェル

3.1.3-43

代替
循環
冷却系
ポンプ

ぺデ
スタル

格納容器
圧力逃がし装置

再循環ポンプ※3※3
サプレッション・
チェンバ

可搬型窒素供給装置↑
サプレッション・
プール

残留熱除去系
海水系ポンプＡ，Ｃ→←→

残留熱除去系
ポンプＡ

残留熱除去系
ポンプＢ

※1

→
→
※2

→
残留熱除去系
海水系ポンプ
Ｂ，Ｄ

緊急用海水系
ポンプ

→

※1 海へ

←

※1

低圧炉心スプレイ系ポンプ※2

タンクローリ
常設低圧代替注水系
ポンプＡ及びＢ→
残留熱除去系ポンプＣ

←

↑
海へ ※2

↑
可搬型代替注水大型ポンプ→
高圧炉心
スプレイ系ポンプ

原子炉隔離時冷却系ポンプ

海

復水貯蔵タンク

可搬型設備用軽油タンク

北側淡水池又は
高所淡水池
代替淡水貯槽←常設高圧代替注水系ポンプ

第 3.1.3-1 図 「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の重大事故等対策の概略系統図（代替循環冷却系を使用しない場合）（2／2）（低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱段階）

130

凡 例

（解析上の時刻）
原子炉冷却材喪失（ＬＯＣＡ）
全交流動力電源喪失（0 秒）

対応操作は原子炉水位・格納容器圧力等の徴候に応じて対応を行うため，
今回想定している破断規模・破断位置が異なる場合及び破断位置が特定できない場合においても，対応する操作手順に変更はない

原子炉水位低（レベル３）
設定点到達※１：操作・確認（運転員）：解析上考慮しない操作：プラント状態（解析）：重大事故等対応要員（現場）の作業：判断：運転員と重大事故等対応要員（現場）：操作及び判断の共同作業※１：外部電源喪失に伴い，原子炉スクラム，主蒸気隔離弁閉止及び再循
環ポンプ停止となるが，解析上は原子炉水位低（レベル３）設定点
到達にて原子炉スクラム信号が発信するものとする。主蒸気隔離弁
閉止及び再循環ポンプ停止については，外部電源喪失時とする。

原子炉水位異常低下（レベル１）設定点到達及びドライウェル圧力 13.7kPa[gage]※２※２：原子炉水位異常低下（レベル１）設定点及びドライウェル圧力
13.7kPa[gage]到達により，床ドレン制限弁，機器ドレン制限弁及び原子炉補機冷却水制限弁が自動閉止することを確認する。

原子炉スクラム※３，ＬＯＣＡ発生※４及び全交流動力電源喪失の確認※３：原子炉スクラムは，中央制御室にて平均出力領域計装等により確認する。
※５

原子炉への注水機能喪失の確認（約 4 分）

使用済燃料プールの冷却操作

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※４：ＬＯＣＡ発生は，以下により判断する。
・格納容器圧力が 13.7kPa[gage]に到達※５：非常用炉心冷却系の機能喪失により原子炉への注水機能が喪失する。

炉心損傷開始（燃料被覆管温度
1,000K（約 727℃）到達）※６：原子炉水位の低下による炉心の露出に伴い，炉心損傷したことを確認する。炉心損傷の判断は，格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）又は（Ｓ／Ｃ）の指示値が設計基準事故相当のγ線線量率の 10倍以上となった場合とする。格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）及び（Ｓ／Ｃ）による炉心損傷発生の判断ができない場合は，
原子炉圧力容器温度により判断する。

炉心損傷確認※６（約 9 分）燃料被覆管温度 1,200℃到達※７：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。

早期の電源回復不能の確認※７※８：原子炉冷却材浄化系吸込弁の閉止操作を実施する。
常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作

電源確保操作対応※９：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）及び低圧代替注水系（常設）の起動準備操作は，以下により判断する。
・ＬＯＣＡ発生の確認
・炉心損傷確認Ⅰ
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）及び低圧代替注水系（常設）の起動準備操作※８，※９（約 25 分）

常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作

可搬型代替低圧電源車
による受電操作

原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系の起動操作

ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作※10：格納容器スプレイ流量は 130m３／h とし，原子炉注水流量は 230m３／h とする。なお，原子炉注水に伴い炉心部における蒸気発生により格納容器温度が上昇することを考慮し，格納容器スプレイを優先する。
※11：原子炉水位不明は，以下の場合に判断する。
・原子炉水位計の電源が喪失した場合
・原子炉水位計のばらつきが大きく燃料有効長頂部以上であることが判断できない場合・ドライウェル雰囲気温度と原子炉圧力の関係が原子炉水位不明領域に入った場合

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操作及び低圧代替注
水系（常設）による原子炉注水操作※１０※12：原子炉水位Ｌ０以上（水位不明判断時は原子炉水Ｌ０以上まで冠水させるために必要な水量を注水した場合）により，損傷炉心冷却成
功を判断する。

ⅢⅡ（約 27 分）炉心溶融開始（燃料温度2,500K（約 2,227℃）到達）

原子炉圧力−ドライウェル温度による「水位不明判断曲線」で水位不明を判断する※１１

緊急用海水系及び代替循環冷却系の準備操作（電源切替え操作）

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）以外による格納容器冷却・消火系（ディーゼル駆動）による格納容器冷却・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）による格納用容器冷却・復水補給水系による格納容器冷却

緊急用海水系による
海水通水操作

低圧代替注水系（常設）以外による原子炉注水・消火系（ディーゼル駆動）による原子炉注水・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
・ほう酸水注入系による原子炉注水・復水補給水系による原子炉注水・制御棒駆動水圧系による原子炉注水

Ⅳ（約 43 分）原子炉水位Ｌ０（ジェットポンプ上端）到達（65 分）

原子炉水位Ｌ０以上判断※１２

代替循環冷却系の準備操作

Yes※16：炉心損傷を確認した場合,水素濃度及び酸素濃度監視設備を起動し,他のパラメータ同様,格納容器内水素濃度及び酸素濃度を継続して
監視する。

No
代替循環冷却系による原子炉注水操作及び格納容器除熱操作

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）による原子炉注水流量調整操作※１３

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停止操作※１３（約 3.9 時間）

ドライウェル圧力 465kPa[gage]到達

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操作※１８（約 16 時間）

※17：サプレッション・プールｐＨ制御装置（自主対策設備）による薬液注入操作は格納容器下部水位確保後から実施する。
※18：格納容器圧力が 465kPa[gage]に到達した場合に実施し，これ以降
は，格納容器圧力を 400kPa[gage]から 465kPa[gage]の範囲に維持する。なお，実手順としては，多数回の格納容器スプレイ弁の開閉による当該弁の故障のリスク回避等の観点から，可能な限り上記の圧力範囲内で格納容器圧力を維持するよう格納容器スプレイ流量を調整する運用とする。

Ⅴ
常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部水位確保操作※１５

ドライウェル内ガス冷却装置
による格納容器除熱操作

Ⅵ
水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動※１６

サプレッション・プール
通常水位＋5.5m 到達
サプレッション・プールｐＨ制御装置による薬液注入操作※１７※14：残留熱除去系熱交換器への海水通水並びに代替循環冷却系の系統構
成及び起動が問題なく行われたことをもって，代替循環冷却系の運転可能を判断する。
※15：ペデスタル（ドライウェル部）内床ドレンサンプの 1m 水位維持機能を使用した追加注水により水位を確保する。
水位確保操作は，非常用母線からの負荷切替え操作，注水開始操作，水位上昇及び注水停止操作を考慮した時間（約 19 分）で実施する。その後，サプレッション・チェンバへの排水により水位が約1m となった時点で，床ドレン排水弁及び機器ドレン排水弁は自動閉止する。

代替残留熱除去系海水系による
海水通水操作代替循環冷却系
運転可能※１４※13:原子炉水位Ｌ０以上の判断後，代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱ができない場合は，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）による原子炉注水流量を崩壊熱相当に調整するとともに，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。

常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）以外によるペデスタル（ドライウェル部）注水・消火系（ディーゼル駆動）によるペデスタル（ドライウェル部）注水・可搬型代替注水大型ポンプを用いた格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）注水

格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱準備※１９※19：サプレッション・プール水位が通常水位＋5.5m に到達した場合は，格納容器ベント準備のため，中央制御室にて機器ランプ表示により系統構成を確認するとともに，格納容器圧力逃がし装置の第一弁を全開とする。第一弁の開操作は，「サプレッション・チェンバ側」
を優先して実施し，中央制御室からの遠隔操作及び現場での手動操作に失敗した場合は，「ドライウェル側」の開操作を実施する。
※20：中央制御室待避室の準備操作は，以下を実施する。
・中央制御室待避室内の正圧化準備操作
・可搬照明の設置・データ表示装置（待避室）の起動操作
・衛星電話の設置
なお，中央制御室退避室内の正圧化は，サプレッション・プール水
位が通常水位＋6.4m に到達することにより開始する。
※21 格納容器圧力逃がし装置の第二弁の現場操作場所への移動完了後，正圧化を実施する。
※22：サプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m に到達することにより判断する。

（約 19 時間）

サプレッション・プール
通常水位＋6.5m 到達

中央制御室待避室の準備※２０

格納容器圧力逃がし装置の第二弁の現場操作場所の正圧化※２１

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
格納容器冷却停止操作※２２※23：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の停止操作を実施後，本操作を実施する。
※24：格納容器ベント操作実施後，発電長，運転員 A 及び運転員 B は，中央制御室待避室へ退避する。その後，中央制御室待避室外の雰囲気
線量率が低下したことを確認し，中央制御室待避室から退室する。

格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作（サプレッション・チェンバ側）※２３

Ⅶ
格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱（ドライウェル側）【有効性評価の対象としていないが他に取り得る手段】
Ⅰ
電源容量により使用できる設備が限られるが，常設代替高圧電源装置が使用できない場合は可搬型代替低圧電源車により P/C を受電する。
Ⅱ
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）と同等の流量は確保できないが，消火系（ディーゼル駆動）による格納容器冷却も実施可能である。
注水開始時間は遅くなるが，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も実施可能である。

中央制御室待避室への退避※２４

また，非常用母線の受電後は，復水補給水系による格納容器冷却も実施可能である。
Ⅲ
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）と同等の流量は確保できないが，消火系（ディーゼル駆動）による原子炉注水も実施可能である。
注水開始時間は遅くなるが，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）による原子炉注水も実施可能である。

可搬型代替注水大型ポンプによる水源補給操作

また，非常用母線の受電後は，ほう酸水注入系，復水補給水系及び制御棒駆動水圧系による原子炉注水も実施可能である。
Ⅳ
タンクローリによる燃料補給操作

代替残留熱除去系海水系による海水通水も可能である。
Ⅴ
非常用母線の受電後，原子炉補器冷却系が起動可能な場合には，ドライウェル内ガス冷却装置を起動する。

以上の対応手順により，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，損傷炉心冷却を維持し格納容器を破損させることなく安定状態を維持する。また，機能喪失している設備の復旧に努めるとともに，残留熱除去系又は代替循環冷却系及び可燃性
ガス濃度制御系の復旧後は，可搬型窒素供給装置による格納容器内窒素供給，残留熱除去系又は代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱並びに可燃性ガス濃度制御系による水素濃度制御を実施するとともに，格納容器ベントを停止し，安定状態を維持する。

Ⅵ
常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）注水と同等の流量は確保できないが，消火系（ディーゼル駆動）による格納容器スプレイも実施可能である。
注水開始時間は遅くなるが，可搬型代替注水大型ポンプを用いた格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）注水も実施可能である。
Ⅶ
サプレッション・チェンバ側からの格納容器ベントを優先するが，ドライウェル側からの格納容器ベントによる格納容器除熱も実施可能である。

第 3.1.3-2 図「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の対応手順の概要（代替循環冷却系を使用しない場合）

131

3.1.3-44

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用しない場合）

経過時間（分）
10

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

150

備考

原子炉スクラム【 】は他作業後に移動してきた要員
責任者

発電長

1人

中央監視
運転操作指揮

補佐

副発電長

1人

運転操作指揮補佐

通報連絡者

災害対策要員2人

災害対策本部連絡
発電所外部連絡約 4 分 炉心損傷開始（燃料被覆管温度 1,000K 到達）
約 9 分 燃料被覆管温度 1,200℃到達

操作の内容

操作項目

運転員
（現場）

30

事象発生

実施箇所・必要要員数

運転員(中央制御室)20

プラント状況判断
25 分 格納容器冷却及び原子炉注水開始

重大事故等対応要員
（現場）

2 時間
原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系の起動

65 分 原子炉水位レベル０以上判断

約 27 分 炉心溶融開始（燃料温度 2,500K 到達）●原子炉スクラム確認●タービン停止の確認●外部電源喪失の確認

状況判断

2人
A,B

●非常用ディーゼル発電機等の自動起動失敗の確認
−

−

10 分

●原子炉への注水機能喪失の確認●ＬＯＣＡ発生の確認●原子炉水位異常低下（レベル１）設定点到達の確認●炉心損傷確認

【1 人】
A

−

【1 人】
B

−

●高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機の手動起動操作（失敗）

1分

−

−

●非常用ディーゼル発電機の手動起動操作（失敗）

2分

−

−

2人
a,b

●電源回復操作

【1 人】
B

−

−

●常設代替高圧電源装置 2 台起動及び緊急用母線の受電操作

早期の電源回復不能の確認

電源確保操作対応
常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作

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）及び低圧代替注水系（常設）の準備操作

【1 人】
B

適宜実施

●原子炉注水及び格納容器スプレイに必要な負荷の電源切替操作
−

−

4分
2分

●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低圧代替注水系（常設）による原子炉注水 系統構成
●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低圧代替注水系（常設）による原
子炉注水操作

【1 人】
A

−

−

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
操 作 及 び低 圧代 替 注水 系 （ 常設）による原子炉注水操作

【1 人】
A

−

−

常設低圧代替注水系ポンプを用い た 格 納容 器下 部 注水 系 （ 常設）による格納容器下部水位確
保操作

【1 人】
A

−

水素濃度及び酸素濃度監視設備
の起動操作

【1 人】
A

−

−

●水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作

サプレッション・プールpH制御装置による薬液注入操作

【1 人】
A

3分
6分

原子炉注水及び格納容器冷却開始後，適宜状態監視●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）による原子炉注水流量調整操作

6分●非常用母線からの負荷切替操作

4分

−

−

●サプレッション・プール pH 制御装置による薬液注入操作−−●非常用母線の受電準備

−

2人
C,D

−

●非常用母線の受電準備

常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作

【1 人】
B

−

−

原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系の起動操作

【1 人】
B

−

−

ほう酸水注入系の起動操作

【1人】
B

−

−

流量調整後（崩壊熱相当），適宜状態監視

解析上考慮しない●常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部水位の調整操作

【1 人】
B

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

4分●原子炉冷却材浄化系吸込弁の閉操作−

解析上考慮しない

15 分

水位調整後，適宜状態監視
8分

適宜,格納容器内酸素及水素濃度の監視
15 分

代替交流電源設備により緊
急用母線受電後，暖気が自動的に開始される解析上考慮しない

35 分
解析上考慮しない

70 分
8分●常設代替高圧電源装置 3 台追加起動

解析上考慮しない●非常用母線の受電

5分
15 分●原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系の起動操作

起動操作実施後，適宜状態監視

解析上考慮しない

2分●ほう酸水注入系起動操作

解析上考慮しない
ほう酸水全量注入完了まで適宜状態監視●ほう酸水注入系の注入状態監視

第 3.1.3-3 図 「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の作業と所要時間（代替循環冷却系を使用しない場合）（1／2）

3.1.3-45132

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用しない場合）

経過時間（時間）
4

8

12

16

約 3.9 時間

操作項目

24

28

40

44

46

50

備考

約 16 時間 サプレッション・プール水位
通常水位＋5.5m 到達実施箇所・必要要員数【 】は他作業後移動してきた要員

20

格納容器圧力 465kPa[gage]到達

操作の内容

約 42.5 時間

代替淡水貯槽残量 1000m３到達

約 19 時間 サプレッション・プール水位
通常水位＋6.5m 到達

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）による原子炉注水操作
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操作

格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱準備

中央制御室待避室の準備

運転員(中央制御室)運転員（現場）

重大事故等対応要員
（現場）

【1 人】
A

−

−

●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）による原子炉注水流量調整操作

【1 人】
A

−

−

●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操作

【1 人】
A

−

−

●格納容器ベント準備（系統構成）

5分−【2 人】＋1 人
C,D,E−●現場移動（第一弁）●格納容器ベント準備（系統構成）

125 分

1人
副発電長

【3 人】
C,D,E

−

●緊急時対策所への退避

−

−

3人
（招集）

●現場移動（第二弁）

45 分●中央制御室待避室内の正圧化準備操作

20 分●可搬照明の設置

15 分

【1 人】
B

−

流量調整後（崩壊熱相当），適宜状態監視

間欠スプレイにより格納容器圧力を 400kPa から 465kPa の間に維持

−

15 分

●データ表示装置（待避室）の起動操作−

第一弁操作完了後緊急時対策所に退避する

35 分

5分●衛星電話の設置【1 人】
A

解析上考慮しない−●代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器スプレ
イ停止操作

3分

●格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント操作

2分
格納容器ベント実施後，適宜状態監視●ベント状態監視
格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作（サプレッション・チェンバ側）

−

−

【3 人】
（招集）

●格納容器フィルタベント系第二弁の現場操作場所の正圧化

10 分●現場手動による格納容器ベント操作

30 分

サプレッション・プール水位指示
値が通常水位＋6.4mに到達時に待180 分●格納容器フィルタベント系第二弁の現場操作場所への退避

避室の加圧操作を行う。

45 分●緊急時対策所への帰還
【1 人】
B

−

−

●中央制御室待避室内の正圧化操作

1 人＋【2 人】
発電長,A,B−−●中央制御室待避室内への退避

5分

サプレッション・プール水位指示
値が通常水位＋6.4mに到達時に待避室の加圧操作を行う。

300 分

解析上考慮しない●常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水操作
使用済燃料プールの冷却操作

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）による原子炉注水準備

【1 人】
A

−

スロッシングによる水位低下があ

適宜実施

る場合は代替燃料プール冷却系の起動までに実施する−●緊急用海水系の起動操作

20 分●代替燃料プール冷却系起動操作

15 分

解析上考慮しない
25時間までに実施するアクセスルート復旧時間含む

−

−

10人
c〜l

●可搬型代替注水大型ポンプ準備，ホース敷設等

−

−

【8人】
e〜l

●可搬型代替注水大型ポンプ準備，ホース敷設等

−

−

【2人】
c,d

●ポンプ起動及び水源補給操作

−

−

2人
（招集）

炉心損傷により屋外放射線量が高170 分

い場合は屋内に待機し，モニタ指示を確認しながら作業を行う

可搬型代替注水大型ポンプによる水源補給操作220 分
水源枯渇までは十分余裕がある。

適宜実施
90 分

●可搬型設備用軽油タンクからタンクローリーへの補給
タンクローリによる燃料補給操作

タンクローリ残量に応じて適宜軽

適宜実施●可搬型代替注水大型ポンプへの給油
2人
A,B

3人
C,D,E

油タンクから補給12 人 a〜l
及び招集 5 人

第 3.1.3-3 図 「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の作業と所要時間（代替循環冷却系を使用しない場合）（2／2）
3.1.3-46133

20
ＬＯＣＡにより低下したシュラウド内水位が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）による原子炉注水操作（25 分）により回復
格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作（約 19 時間）の実施に伴い，原子炉圧力が低下しシュラウド内水位が上昇

15

︵

原
子
炉
水
位

︶

シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
外
水
位

シュラウド内（二相水位）10
燃料有効長頂部
原子炉水位Ｌ０5

燃料有効長底部

シュラウド外（コラプスト水位）

(m)

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3GBU007

第 3.1.3-4 図

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

400

350

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）による原子炉注水操作（230m３ ／h）（25 分）

300

注
水
流
量
(m3／h)

250

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操作（130m３ ／h）（25 分）

200

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操作（130m３ ／h）（約 3.9 時間）

150

100

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）による原子炉注水操作（崩壊熱相当で流量調整）（約 71 分）

50

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3GBU007

第 3.1.3-5 図

注水流量の推移

3.1.3-47

134

20
ＬＯＣＡにより低下したシュラウド内の原子炉水位が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）による原子炉注水操作（25 分）により回復
水位回復後，低温の外部水源によって冷却材温度が低下し，気相水位が低下してコラプスト水位相当で推移

15

（

原
子
炉
水
位

）

シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
外
水
位

原子炉水位Ｌ０到達後，注水量を崩壊熱による蒸発を補う量に調整するため，冷却材温度が上昇し二相水位を形成
シュラウド内（二相水位）10

燃料有効長頂部
原子炉水位Ｌ０5

燃料有効長底部
シュラウド外（コラプスト水位）

(m)

0
0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3GBU007

第 3.1.3-6 図

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移（短期挙動）

400
350

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）による原子炉注水操作（230m ３ ／ h）（25 分）

300

注
水
流
量
(m３／h)

原子炉水位Ｌ０到達判断により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崩壊熱による蒸発量相当の注水流量
に調整

250

200

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操作（130m ３ ／ h）（25 分）

150

原子炉水位Ｌ０到達判断により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

100

50
0
0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3GBU007

第 3.1.3-7 図

注水流量の推移（短期挙動）

3.1.3-48

135

400
ＬＯＣＡにより低下した保有水量が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）による原子炉注水操作（25 分）により回復

350
原
子
炉
圧
力
容
器
内
保
有
水
量

300

250
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）による原子炉注水操作（崩壊熱相で流量調整）（約 1.2 時間）を実施し，原子炉水位Ｌ０相当の保有水量で推移

200

150

100
(t)
格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作（約 19 時間）の実施に伴う原子炉圧力の変動による保有水量の変動

50

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3GBU007

第 3.1.3-8 図

原子炉圧力容器内の保有水量の推移

4000

3500

炉心の露出により燃料温度が上昇

3000
燃
料
最
高
温
度
(℃)

2500

溶融燃料プールが形成・維持されるため，燃料の溶融温度（約 2,800℃）にて推移

2000

1500

1000

500

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3GBU007

第 3.1.3-9 図

燃料最高温度の推移

3.1.3-49

136

0.8

Ｌ Ｏ ＣＡ 破 断 口 か ら の 蒸気 流 出 に 伴 い 格 納 容 器 圧 力 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 ス プ レ イ
冷却系（常設 ）による格納容 器冷 却 操作 （ 25 分 ）を 実 施し 格 納
容器圧力の上昇を抑制

0.6
格
納
容
器
圧
力

ドライウェルサプレッション・チェンバ
0.62MPa[gage]

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操作（約 3.9 時間）に伴う圧力変化
最大圧力 約 0.47MPa[gage]（約 3.9 時間）

格 納 容器 圧 力 逃 が し 装 置 に よ る 格 納 容 器 除 熱 操 作 （ 約
19 時間）の実施に伴う格納容器圧力の低下

0.4(MPa[gage])

0.2

0.0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3GBU007

第 3.1.3-10 図

格納容器圧力の推移

300
最高温度 約 202℃（壁面温度 約 137℃）（約 0.7 時間）
壁面最高温度 約 157℃（約 3.9 時間）

ドライウェルサプレッション・チェンバ

格納容器雰囲気温度

200℃

格
納
容
器
温
度

200

（℃）

100

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操作（約 3.9 時間）に伴う温度低下

格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作（約 19 時間）
その後、崩壊熱の低下とともに徐々に格納容器雰囲気温度低下
ＬＯ ＣＡ破 断 口から の蒸 気 流 出 に 伴 い 格 納 容 器 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 器ス プレ イ冷却 系（ 常設 ）に よる格 納容 器冷 却操作 （25 分）を 実施
し格納容器雰囲気温度の上昇を抑制する

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3GBU007

第 3.1.3-11 図

格納容器雰囲気温度の推移

3.1.3-50

137

0.8
Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 破 断 口 か ら の 蒸気 流 出 に 伴 い 格 納 容 器 圧 力 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 ス プ レ イ
冷却系（常設 ）による格納容 器冷 却 操作 （ 25 分 ）を 実 施し 格 納
容器圧力の上昇を抑制
0.6
格
納
容
器
圧
力
(MPa[gage])

サプレッション・チェンバ
0.62MPa[gage]

原子炉水位Ｌ０到達により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とで格納容器圧力が上昇

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 操 作 （ 25 分 ） に
よって原子炉水位が回復する過程で過熱蒸気が発生し，破断口からの流出することで格納容器
圧力が上昇

0.4

ドライウェル

0.2

0.0
0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3GBU007

第 3.1.3-12 図

格納容器圧力の推移（短期挙動）

300

格納容器雰囲気温度

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 操 作 （ 25 分 ） に よ っ て 原 子 炉 水 位 が 回 復 す る
過程で過 熱蒸 気が発生 し，破断 口か らの 流出 する こと で格 納 容
器温度が上昇

格
納
容
器
温
度

200

（℃）

100

ドライウェルサプレッション・チェンバ

200℃

原子炉水位Ｌ０到達により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とで格納容器温度が上昇

ＬＯ ＣＡ破 断 口から の蒸 気 流 出 に 伴 い 格 納 容 器 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 器ス プレ イ冷却 系（ 常設 ）に よる格 納容 器冷 却操作 （25 分）を 実施
し格納容器雰囲気温度の上昇を抑制する

0
0

1

2

3

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3GBU007

第 3.1.3-13 図

格納容器雰囲気温度の推移（短期挙動）
3.1.3-51

138

20
格納 容 器圧 力 逃 が し 装 置 に よ る 格 納 容 器 除 熱 操 作 （ 約 19時間）の実施に伴い 格納容器圧力が 低下することによりサプレッション・プール水位が上昇

ル
水位

ベントライン(約 15m)

15通常水位＋6.5m(約 13.5m)
通常水位＋5.5m(約 12.5m)
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
納容器冷却操作（約 3.9 時間）を開始するため，水位上昇率が増加

10

ー

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
プ

事象発生から約 1.2 時間で原子炉水位は原子炉水位Ｌ０に到達し，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 流量 を崩 壊熱相当に変更し，代替格納容 器スプ レイ 冷却 系（常設 ）に よる格 納容器 冷却 を一 旦停止する
ため，水位上昇率が減少
ＬＯＣＡ破断口から の蒸気 流出 ，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 水操 作及 び代替格 納容 器スプ レイ冷 却系 （常 設）による
格納容器冷却操作（25 分）により水位が上昇

5

(m)

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3GBU007

第 3.1.3-14 図

サプレッション・プール水位の推移

300

ＬＯＣＡ破断口から流出 した蒸気が サプレッション・チェン バへ流入し ，
水温上昇

200

ー

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
プ
ル
水
温

100
格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作（約 19 時間）に伴うサプレッション・プール水温上昇の抑制

(℃)

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3GBU007

第 3.1.3-15 図

サプレッション・プール水温の推移
3.1.3-52

139

20
Ｌ Ｏ ＣＡ によ り 低 下し た シ ュ ラ ウ ド 内 水 位 が 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）による原子炉注水操作（50 分）により回復

格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作（約 21 時間）の実施に伴い，原子炉圧力が低下しシュラウド内水位が上昇

15

（

原
子
炉
水
位

）

シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
外
水
位

シュラウド内（二相水位）10

燃料有効長頂部
原子炉水位Ｌ０

5

シュラウド外（コラプスト水位）

燃料有効長底部

(m)

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H7W000

第 3.1.3-16 図

操作開始時間 25 分遅れのケースにおける原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

0.8

ＬＯ ＣＡ破 断口か らの 蒸気流 出 に 伴 い 格 納 容 器 圧 力 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 ス プ レ イ
冷却系（常設）による格納容器冷却操作（50 分）を実施し格納
容器圧力の上昇を抑制

ドライウェルサプレッション・チェンバ

0.62MPa[gage]

0.6
格
納
容
器
圧
力

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操作（約 5.1 時間）に伴う圧力変化
最大圧力 約 0.47MPa[gage] （約 5.1 時間）

0.4

格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作（約 21 時間）の実施に伴う格納容器圧力の低下(MPa[gage])

0.2

0.0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H7W000

第 3.1.3-17 図

操作開始時間 25 分遅れのケースにおける格納容器圧力の推移
3.1.3-53140

300
最高温度 約 217℃（壁面温度 約 143℃）（約 1.2 時間）
壁面最高温度 約 165℃（約 5.1 時間）

ドライウェル

格納容器雰 囲気温 度

サプレッション・チェンバ

格
納
容
器
温
度

200

（℃）

100

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操作（約 5.1 時間）に伴う温度低下

200℃

格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作（約 21 時間）
その後、崩壊熱の低下とともに徐々に格納容器雰囲気温度低下
ＬＯ ＣＡ破 断 口から の蒸 気 流 出 に 伴 い 格 納 容 器 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 器ス プレ イ冷却 系（ 常設 ）に よる格 納容 器冷 却操作 （25 分）を 実施
し格 納容器 雰 囲気温 度の 上 昇 を 抑 制 す る 。 そ の 後 ， 格 納 容 器 冷 却 を 一 旦 停 止 す る た め 再 び 格 納
容器雰囲気温度が上昇する。

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H7W000

第 3.1.3-18 図

操作開始時間 25 分遅れのケースにおける格納容器雰囲気温度の推移

3.1.3-54

141

添付資料 3.1.3.2
崩壊熱による蒸発量相当の注水量について

外部水源を用いた原子炉注水を実施する場合，炉心冷却を継続する目的から崩壊熱による蒸発量以上の注水量で原子炉注水を実施する必要があるが，崩壊熱による蒸発量を大きく上回る注水量とする場合はサプレッション・プール水
位の上昇により格納容器ベント配管を水没させる恐れがあるため，崩壊熱による蒸発量相当の注水量に調整する手順を設定する。
崩壊熱は運転時間やスクラム後の経過時間にも影響を受けることから，事前にスクラム後の崩壊熱の推移を把握し，崩壊熱による蒸発量に相当する注水量を手順に反映する。具体的には，運転手順に第１図のような崩壊熱による蒸発量相当の注水量を示すことで，必要な注水量を把握することとする。
第 1 図に示すとおり，事象発生 12 時間までは崩壊熱の変化が大きいため，6
時間間隔で注水量を変更するが，12 時間以降においては，12 時間以上の時間間隔で流量調整を実施することとする。ただし，格納容器ベント実施により一時的に中央制御室待避室に退避する場合には，直前にその時点での崩壊熱による蒸発量に相当する注水量に調整することで退避中の注水量の調整操作を不要とする。

添付 3.1.3.2-1

142

80

崩壊熱による蒸発量相当の注水量70

運転手順に示す注水量

60
50

注
水 40
流
量
30
20
10
0
0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

120

132

144

156

168

事故後の時間（h）

第１図

崩壊熱による蒸発量相当の注水量

添付 3.1.3.2-2

143

3.2

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱

3.2.1

格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策(1)

格納容器破損モード内のプラント損傷状態
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に至る可能性のあるプラント損傷状態は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，ＴＱＵＸ，長期ＴＢ，ＴＢＵ及びＴＢＤである。

(2)

格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」では，発電用原子炉の運転中に異常な過渡変化又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，緩和措置がとられない場合には，原子炉圧力が高い状態で原子炉圧力容器が破損し，溶融炉心，水蒸気，水素等が急速に放出され，格納容器雰囲気が直接加熱されることにより，急速に格納容器圧力が上昇する等，格納容器に熱的・機械的な負荷が発生して格納容器の破損に至る。
したがって，本格納容器破損モードでは，溶融炉心，水蒸気，水素等の急速な放出に伴い格納容器に熱的・機械的な負荷が加えられることを防止するため，原子炉圧力容器破損までに原子炉を減圧することによって，格納容器の破損を防止する。
また，原子炉圧力容器の下部から溶融炉心が落下するまでに，ペデスタ
ル（ドライウェル部）に溶融炉心の冷却に十分な水位及び水量を確保するとともに，長期的には，最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことにより，格納容器の破損を防止する。
さらに，格納容器内における水素燃焼を防止するため，格納容器内の水素濃度及び酸素濃度が可燃領域に至るまでに，格納容器内へ窒素供給する
3.2-1

144

ことによって，格納容器の破損を防止する。
本格納容器破損モードに対する有効性を評価するためには，原子炉圧力容器が破損した時点及びその後のプラント状態を評価する必要があることから，原子炉圧力容器破損までは原子炉への注水を考慮しないものとする。
一方，本格納容器破損モードに対しては，原子炉圧力容器破損後の格納容器破損防止のための重大事故等対策の有効性についても評価するため，原
子炉圧力容器破損後は重大事故等対策に係る手順に基づきプラント状態を評価することとする。したがって，本評価では原子炉圧力容器破損後も原
子炉圧力容器内に残存する放射性物質の冷却のために原子炉に注水する対策及び手順を整備することから，これを考慮した有効性評価を実施することとする。また，原子炉圧力容器破損後の原子炉注水を考慮しない場合の影響について評価することとする。

(3)

格納容器破損防止対策
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」で想定される事故シーケンスに対して，原子炉圧力が高い状況で原子炉圧力容器が損傷し，格納容器雰囲気が直接加熱されることを防止するため，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動開操作による原子炉減圧手段を整備する。
また，原子炉圧力容器の下部から落下する溶融炉心の冷却の観点から，
常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による溶融炉心への注水手段を整備する。
さらに，原子炉圧力容器破損前における格納容器からの除熱のため，緊急用海水系による海水通水手段及び代替循環冷却系による格納容器除熱手段を整備する。なお，この格納容器除熱手段には逃がし安全弁の環境条件を緩和する効果がある。原子炉圧力容器破損後の格納容器圧力及び温度の
3.2-2

145

上昇を抑制する観点から，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手段，緊急用海水系による
海水通水手段及び代替循環冷却系による格納容器除熱手段並びに格納容器
圧力逃がし装置による格納容器除熱手段を整備する。
また，長期的な格納容器内酸素濃度の上昇を抑制する観点から，可搬型
窒素供給装置を用いた格納容器内への窒素供給手段を整備する。
本格納容器破損モードの防止及びその他の対応を含めた一連の重大事故等対策の概要を以下に示す。対策の概略系統図を第 3.2-1 図に，対応手順の概要を第 3.2-2 図に示す。また，重大事故等対策の手順と設備との関係を第 3.2-1 表に示す。
本格納容器破損モードにおける評価事故シーケンスにおいて，必要な要員は初動対応要員 20 名及び事象発生から 2 時間以降に期待する招集要員
2 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 4 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 12 名である。
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 名である。
必要な要員と作業項目について第 3.2-3 図に示す。
なお，評価事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を評価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 20 名及び招集要員 2 名で対処可能である。
ａ．原子炉スクラム及び全交流動力電源喪失の確認
運転時の異常な過渡変化又は全交流動力電源喪失が発生して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。
3.2-3

146

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，
平均出力領域計装等である。
ｂ．原子炉への注水機能喪失の確認
原子炉水位が原子炉水位異常低下（レベル２）設定点に到達後，原子炉隔離時冷却系が自動起動に失敗したことを確認する。
原子炉への注水機能喪失の確認に必要な計装設備は，原子炉隔離時冷却系系統流量である。
ｃ．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緊急用母線の受電準備操作を開始する。
ｄ．常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作
早期の電源回復不能の確認後，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。
ｅ．電源確保操作対応
早期の電源回復不能の確認後，対応可能な要員により非常用ディーゼ
ル発電機等の機能回復操作及び外部電源の機能回復操作を実施する。
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
水大型ポンプ準備及びホース敷設等を実施する。
ｇ．高圧注水機能喪失の確認
3.2-4

147

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）設定点に到達した後，中央制御室からの遠隔操作により原子炉隔離時冷却系の手動起動を試みるが失敗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，原子炉隔離時冷却系系
統流量等である。
ｈ．常設高圧代替注水系ポンプを用いた高圧代替注水系の起動操作
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動する。なお，有効性評価においては，高圧代替注水系による原子炉注水操作には期待しない。
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
系系統流量である。
ｉ．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の受電操作完了後，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し，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。

ｊ．原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系の起動操作
常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作完了後，中央制御室からの遠隔操作により原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系を起動する。
ｋ．ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作
常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作完了後，中央制御室からの遠隔操作によりほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう
3.2-5

148

酸水注入操作を実施する。なお，有効性評価においては，ほう酸水注入
系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作には期待しない。
ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作に必要な計装設備は，ほう酸水注入ポンプ吐出圧力である。
ｌ．緊急用海水系による海水通水操作
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
子炉注水機能喪失を確認した後，中央制御室にて，非常用母線の負荷となっている緊急用海水系及び代替循環冷却系の弁を対象に，緊急用母線
から電源が供給されるよう電源切り替え操作を実施する。また，中央制
御室からの遠隔操作により緊急用海水系ポンプを起動し，緊急用海水系に海水を通水する。
緊急用海水系による海水通水操作に必要な計装設備は，緊急用海水系流量（残留熱除去系熱交換器）である。
ｍ．代替循環冷却系による格納容器除熱操作
緊急用海水系に海水を通水した後，中央制御室からの遠隔操作により代替循環冷却系ポンプを起動することで，代替格納容器スプレイを実施
し，格納容器除熱を実施する。
代替循環冷却系による格納容器除熱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。
ｎ．炉心損傷確認
原子炉水位の低下による炉心の露出に伴い，炉心損傷したことを確認する。炉心損傷の判断は，格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）又は（Ｓ／Ｃ）の指示値が設計基準事故相当のγ線線量率の 10 倍以上となった場合とする。
炉心損傷を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
3.2-6

149

モニタ（Ｄ／Ｗ）等である。
ｏ．逃がし安全弁（自動減圧機能）2 弁による原子炉急速減圧操作
原子炉水位の低下が継続し，燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達した時点で，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）2 弁を手動で開放し，原子炉を急速減圧する。なお，この原子炉減圧のタイミングは，原子炉水位が燃料有効長頂部以下となった場合，原子炉減圧を遅らせた方が，原子炉圧力容器内の原子炉
冷却材の量を多く維持できるため，原子炉圧力容器破損に至る時間を遅らせることができる一方で，ジルコニウム−水反応が著しくなる前に原子炉を減圧することで水素の発生量を抑えられることを考慮して設定したものである。
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（燃料域）等である。
原子炉急速減圧後は，逃がし安全弁（自動減圧機能）の開状態を保持
し，原子炉圧力を低圧状態に維持する。
（添付資料 3.2.1）
ｐ．常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部水位確保操作
代替循環冷却系による格納容器除熱操作を実施後，原子炉圧力容器破損に備えて，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格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェ
ル部）への注水操作を実施する。この場合の注水は，水蒸気爆発の発生を仮定した場合の影響を抑制しつつ溶融炉心・コンクリートの影響を緩和する観点から格納容器下部水位を約 1.0m に調整することが目的であるため，格納容器下部水位が 1.0m を超えて上昇したことを確認後，ペ
3.2-7

150

デスタル（ドライウェル部）への注水を停止する。その後，ペデスタル（ドライウェル部）水はサプレッション・プールに排水され，格納容器
下部水位は約 1.0m に調整される。
常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部水位確保操作に必要な計装設備は，格納容器下部水位等である。
ｑ．水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作
炉心損傷が発生すれば，ジルコニウム−水反応により水素が発生し，水の放射線分解により水素及び酸素が発生することから，常設低圧代替
注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部
水位確保操作を実施後，中央制御室からの遠隔操作により水素濃度及び酸素濃度監視設備を起動し，格納容器内の水素濃度及び酸素濃度を確認する。
格納容器内の水素濃度及び酸素濃度を確認するために必要な計装設備
は，格納容器内水素濃度（ＳＡ）等である。
ｒ．サプレッション・プールｐＨ制御装置による薬液注入操作
水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作を実施後，中央制御室からの遠隔操作により格納容器内のｐＨ制御のための薬液注入を行う。サプ
レッション・プール水のｐＨを 7 以上に制御することで，サプレッション・プール水中での分子状無機よう素の生成が抑制され，その結果，有機よう素の生成についても抑制される。これにより，環境中への有機よ
う素の放出量を低減させることができる。なお，有効性評価においては，ｐＨ制御には期待しない。
ｓ．格納容器下部水温の継続監視
原子炉圧力容器破損の徴候として，原子炉水位の低下，制御棒位置の
3.2-8

151

指示値の喪失数増加，原子炉圧力容器温度（下鏡部）の 300℃到達といったパラメータの変化を確認する。原子炉圧力容器温度（下鏡部）が300℃に到達した場合には，迅速な原子炉圧力容器の破損判断のために
格納容器下部水温を継続監視する。
格納容器下部水温の継続監視の開始に必要な計装設備は，原子炉圧力容器温度等である。
ｔ．原子炉圧力容器破損の判断
原子炉圧力容器の破損を直接確認する計装設備である格納容器下部水
温の指示上昇又はダウンスケールといったパラメータの変化によって，原子炉圧力容器破損を判断する。
原子炉圧力容器の破損判断に必要な計装設備は，格納容器下部水温である。
（添付資料 3.2.2）
ｕ．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操作
原子炉圧力容器破損の判断後，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。
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操作のために必要な計装設備は，低圧代替注水
系格納容器スプレイ流量等である。
ｖ．常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による溶融炉心への注水操作
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操作を実施後，中央制御室からの遠隔操作によ
3.2-9

152

り常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）により格納容器下部水位 2.75m までペデスタル（ドライウェル部）注水を実施する。以降は，ペデスタル（ドライウェル部）満水付近で溶融炉心の冠水状態を維持するとともに，サプレッション・プール水位の上昇抑制
により格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作の遅延を図り，可能な限り外部への影響を軽減する観点から，2.25m から 2.75m の範囲に水位を維持する。ただし，高さ 0.2m までの溶融炉心堆積が検知されない場合は，断続的に溶融炉心が落下した際の水蒸気爆発の発生を仮定した場合の影響を抑制する観点から，0.5m から 1.0m の範囲に水位を維持する。
常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による溶融炉心への注水操作に必要な計装設備は，低圧代替注水系格納容器
下部注水流量等である。
格納容器下部注水系（常設）により溶融炉心の冷却が継続して行われていることは，格納容器下部水位計によって確認することができる。高さ 0.2m までの溶融炉心堆積を検知した場合は，原子炉圧力容器破損時の影響を受けないペデスタル外側のボックス内の格納容器下部水位計（2.25m 及び 2.75m 位置にそれぞれ複数設置）によってペデスタル（ドライウェル部）水位を監視し，溶融炉心が冠水維持されていることを確認できる。また，高さ 0.2m までの溶融炉心堆積が検知されない場合は，格納容器下部水位計（0.5m 及び 1.0m 位置にそれぞれ複数設置）によって，溶融炉心が冠水維持されていることを確認できる。なお，格納容器
下部雰囲気温度により格納容器下部の雰囲気温度が飽和温度程度で推移
していることを確認することによっても，溶融炉心の冷却が継続して行われていることを把握することができる。
3.2-10153

（添付資料 3.2.3）
ｗ．代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱操作「ｍ．代替循環冷却系による格納容器除熱操作」以降，代替循環冷却系による格納容器除熱を継続するが，原子炉圧力容器破損後に格納容器圧力が低下傾向に転じた後は，原子炉圧力容器内の冷却及び格納容器の除熱のため，中央制御室からの遠隔操作により代替循環冷却系の注水先を原子炉注水と格納容器スプレイに分配し，それぞれ連続で原子炉注水と格納容器スプレイを実施する。サプレッション・プールを水源として
原子炉注水及び格納容器スプレイを実施し，緊急用海水系により格納容器内の熱を海に逃がすことで，格納容器外からの注水によるサプレッション・プール水位の上昇抑制を図る。
代替循環冷却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，代替循環冷却系原子炉注水流量等である。
ｘ．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）による格納容器圧力制御操作
代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱操作を実施後，サプレッション・プール水位の上昇を抑制する観点から，「ｓ．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
格納容器冷却操作」を一旦停止し，格納容器への水の持ち込みを制限する。ただし，格納容器圧力が 465kPa[gage]に到達した場合は，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代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器スプレイを実施し，格納容器圧力が 400kPa[gage]到達により格納容器冷却を停止する。以降，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）の運転により，格納容器圧力を 400kPa[gage]から 465kPa[gage]の範囲
3.2-11154

で制御する。これは，格納容器圧力を 400kPa[gage]から 465kPa[gage]の高い領域で維持することでスプレイ効果を高め，サプレッション・プ
ール水位の上昇を抑制するための運用として設定している。
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）による格納容器圧力制御操作に必要な計装設備は，低圧代替注水系
格納容器スプレイ流量等である。
ｙ．使用済燃料プールの冷却操作
使用済燃料プールの冷却操作を実施する。
ｚ．可搬型窒素供給装置を用いた格納容器内窒素供給操作
格納容器内酸素濃度が 4.0vol％（ドライ条件）に到達した場合，可搬型窒素供給装置を用いて格納容器内へ窒素を供給することで，格納容器内酸素濃度の上昇を抑制する。
可搬型窒素供給装置を用いた格納容器内窒素供給操作に必要な計装設
備は，格納容器内酸素濃度（ＳＡ）である。
ａａ．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窒素供給装置に燃料補給を実施する。

3.2.2

格納容器破損防止対策の有効性評価(1)

有効性評価の方法
本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，プラント損傷
状態をＴＱＵＸとし，逃がし安全弁再閉失敗を含まず高圧状態が維持される「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」である。
3.2-12

155

本評価事故シーケンスでは「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の格納容器破損防止対策の有効性評価として，原子炉圧力容器破損時の原
子炉冷却材圧力を確認する観点より，原子炉圧力容器破損までは事象を進展させることを前提とする必要があり，原子炉への注水失敗により原子炉
圧力容器破損に至る状況を仮定する。具体的には，炉心損傷前の段階で設計基準事故対処設備の非常用炉心冷却系である高圧炉心スプレイ系，低圧炉心スプレイ系及び低圧注水系並びに原子炉隔離時冷却系のみならず，重大事故等対処設備である低圧代替注水系（常設）等を含む全ての低圧注水機能が失われることで「2.2 高圧注水・減圧機能喪失」に示した過渡時自動減圧回路が作動せず，低圧注水機能を含む全ての注水機能が失われている場合の手順に従って原子炉減圧しないまま炉心が損傷し，その後，原子炉圧力容器破損に至る状況を仮定する。
仮に炉心損傷後の原子炉注水に期待できる場合には，原子炉圧力容器が破損するまでの時間の遅れやペデスタル（ドライウェル部）への落下量の抑制等，事象進展の緩和に期待できると考えられるが，本評価の前提とする事故条件は原子炉注水による事象進展の緩和の不確かさを包絡する保守的な条件である。
さらに，本評価事故シーケンスにおいては，電源の復旧，注水機能の確保等，必要となる事故対処設備が多く，格納容器への注水・除熱を実施するまでの対応時間を厳しく評価する観点から，全交流動力電源喪失の重畳を考慮する。
なお，格納容器過圧・過温破損の観点については，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」にて示したとおり，Ｌ
ＯＣＡをプラント損傷状態とする評価事故シーケンスで確認している。これは，過圧の観点ではＬＯＣＡによるドライウェルへの蒸気の放出及び原
3.2-13156

子炉注水による蒸気の発生が重畳する事故シーケンスへの対応が最も厳しいためであり，過温の観点では，事象初期に炉心が露出し過熱状態に至る
事故シーケンスへの対応が最も厳しいためである。また，本格納容器破損
モードを評価する上では，原子炉圧力容器が高圧の状態で破損に至る事故
シーケンスを選定する必要があることから，ＬＯＣＡをプラント損傷状態とする事故シーケンスは，本格納容器破損モードの評価事故シーケンスには適さない。
本格納容器破損モードではプラント損傷状態をＴＱＵＸとし，「3.3 原
子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用」及び「3.5 溶融炉心・コン
クリート相互作用」ではプラント損傷状態をＴＱＵＶとしており，異なる
プラント損傷状態を選定している。
ＴＱＵＶでは，安全機能の喪失に対する仮定として，減圧機能は喪失していないが，低圧注水機能が喪失していることから原子炉注水ができない
ため，原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達した時点で逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動開操作によって原子炉を減圧し，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の発生防止を図る。
ＴＱＵＸでは，安全機能の喪失に対する仮定として，減圧機能が喪失しているため，原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達した時点で，重大事故等対処設備としての逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動開操作によって原子炉を減圧し，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の発生防止を図る。
以上のとおり，どちらのプラント損傷状態であっても事象発生から原子炉減圧までの対応は同じとなり，運転員等操作時間やパラメータの変化も同じとなる。また，原子炉減圧以降も，溶融炉心の挙動に従って一連の流れで生じる各格納容器破損モードを，定められた一連の手順に従って防止
3.2-14157

することとなる。このことから，本評価事故シーケンスへの対応及び事故
進展は，「3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用」及び「3.5
溶融炉心・コンクリート相互作用」の評価事故シーケンスへの対応及び事故進展と同じものとなる。よって，格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」,「原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用」及び「溶融炉心・コンクリート相互作用」については，同じシー
ケンスで各格納容器破損モードに対する格納容器破損防止対策の有効性を評価する。
本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，
燃料棒表面熱伝達，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，原子炉圧力容器における冷却材放出（臨界流・差圧流），炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーショ
ン，原子炉圧力容器内ＦＣＩ（溶融炉心細粒化），原子炉圧力容器内ＦＣ
Ｉ（デブリ粒子熱伝達），構造材との熱伝達，下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達並びに原子炉圧力容器破損が重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価することが可能であり，原子炉圧力容器内及び格納容器
内の熱水力モデルを備え，かつ，炉心損傷後のシビアアクシデント特有の溶融炉心挙動に関するモデルを有する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，本評価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
本評価事故シーケンスに対する主要な解析条件を第 3.2-2 表に示す。ま
3.2-15158

た，主要な解析条件について，本評価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し，さらに全交流動力電源喪失の重畳を考慮するものとする。

(c)

重大事故等対処設備による原子炉注水に対する仮定
原子炉圧力容器破損までは重大事故等対処設備による原子炉への注水を考慮しない ※１ ものとする。
また，原子炉圧力容器破損後の原子炉注水を考慮しない場合の影響を「3.2.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価」において考慮するものとする。
※１

常設低圧代替注水系ポンプを用いた原子炉注水以外の緩和機
能となる代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び格納容器
下部注水系（常設）には期待する。また，原子炉圧力容器破損後は，原子炉圧力容器内の冷却を考慮し，代替循環冷却系
による原子炉注水を行うものとする。

(d)

外部電源
外部電源は使用できないものとする。
安全機能の喪失に対する仮定に基づき，外部電源なしを想定する。

(e)

高温ガスによる配管等のクリープ破損や漏えい等による影響
3.2-16159

原子炉圧力を厳しく評価するため，高温ガスによる配管等のクリー
プ破損や漏えい等は，考慮しないものとする。
（添付資料 3.2.4）(f)

水素及び酸素の発生
水素の発生については，ジルコニウム−水反応及び溶融炉心・コン
クリート相互作用を考慮するものとする。なお，解析コードＭＡＡＰの評価結果では水の放射線分解による水素及び酸素の発生を考慮していない。このため，水の放射線分解による水素及び酸素の発生量は「
3.4 水素燃焼」と同様に，解析コードＭＡＡＰで得られる崩壊熱をもとに評価する。初期条件の初期酸素濃度並びに事故条件の水素及び酸素の発生については，「3.4 水素燃焼」と同じである。

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，事象発生と同時に閉止するものとする。

(c)

再循環ポンプ
再循環ポンプは，事象発生と同時に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）2 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。
3.2-17160

(e)代替循環冷却系
代替循環冷却系の循環流量は，炉心冷却の維持に必要な流量，格納
容器圧力及び雰囲気温度の抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，全体
で 250m ３ ／h とし，原子炉圧力容器破損前及び原子炉圧力容器破損後の格納容器圧力が低下傾向となるまではドライウェルへ 250m ３ ／h で連続スプレイを実施する。原子炉圧力容器破損後の格納容器圧力が低下傾向に転じた後は，ドライウェルへ 150m３ ／h，原子炉へ 100m３ ／h
にて流量配分し，それぞれ連続スプレイ及び連続注水を実施する。

(f)

緊急用海水系
代替循環冷却系から緊急用海水系への伝熱容量は，約 14MW（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)

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
原子炉圧力容器破損の判断後に，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，300m ３ ／h にて格納容器内にスプレイするものとする。格納容器圧力が低下傾向となれば，一旦格納容器ス
プレイを停止するが，再度格納容器圧力が上昇し，格納容器圧力465kPa[gage]に到達した場合は，130m ３ ／h にて格納容器内にスプレイするものとする。

(h)

格納容器下部注水系（常設）
原子炉圧力容器破損前に，常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）により 80m ３ ／h でペデスタル（ドライウェ
ル部）に注水し，水位が 1m を超えて上昇するまで水張りを実施する
ものとする。
原子炉圧力容器が破損して溶融炉心がペデスタル（ドライウェル部）に落下した後は，溶融炉心の冠水継続が可能な流量を考慮し，80m ３
3.2-18161

／h にてペデスタル（ドライウェル部）に注水するものとする。
(i)

可搬型窒素供給装置
可搬型窒素供給装置は，窒素 198m ３ ／h 及び酸素 2m３ ／h の流量で格納容器内に注入するものとする。

(j)

コリウムシールド耐熱材の種類
コンクリートの侵食を防止する観点から，ジルコニア耐熱材を設定
する。

(k)

コリウムシールド耐熱材の侵食開始温度
ジルコニア耐熱材の侵食試験結果に基づき，2,100℃を設定する。
（添付資料 3.5.1）(l)ペデスタル（ドライウェル部）床面積
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ことから，コリウムシールドを考慮した床面積を設定する。

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)

原子炉急速減圧操作は，設計基準事故対処設備による原子炉注水機能（非常用炉心冷却系及び原子炉隔離時冷却系）のみならず，重大事故等対処設備による原子炉注水機能を含む全ての原子炉注水機能が喪失している場合の運転手順に従い，原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達した時点で開始するもの
とする。

(b)

代替循環冷却系による格納容器除熱操作は，緊急用海水系及び代替
3.2-19162

循環冷却系の準備時間等を考慮し，事象発生 90 分後から開始するものとする。その後，原子炉圧力容器破損後に格納容器圧力が低下傾向に転じて 30 分後に，ドライウェルと原子炉へ流量配分し，それぞれ連続スプレイ及び連続注水を実施することで，代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱を実施するものとする。
(c)

常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部水位確保操作は，炉心損傷後に代替循環冷却系ポンプを用いた代替循環冷却系による格納容器除熱操作を実施した後に開始し，ペデスタル（ドライウェル部）水位が 1.0m を超えて上昇したことを確認した場合に停止するものとする。

(d)

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操作は，原子炉圧力容器破損の判断及び操作実施に必要な時間を考慮し，原子炉圧力容器破損の 6 分後に開始するものとする。また，原子炉圧力容器破損後に格納容器圧力が低下傾向に転じて 30 分後に停止するものとする。その後，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）による格納容器圧力制御操作は，格納容器圧力が 465kPa[gage]に到達した場合に開始し，格納容器圧力が 400kPa[gage]まで低下した場合に停止する間欠注水を行うものとする。

(e)

常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による溶融炉心への注水操作は，操作実施に必要な時間を考慮し，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操作の 1 分後に開始するものとする。また，
ペデスタル（ドライウェル部）水位が 2.75m に到達した場合に停止するものとする。その後は，ペデスタル（ドライウェル部）水位が3.2-20163

2.25m まで低下した場合に注水を開始し，2.75m に到達した場合に停止する間欠注水を行うものとする。
(f)

可搬型窒素供給装置を用いた格納容器内への窒素供給操作は，格納容器内酸素濃度が 4.0vol％（ドライ条件）に到達した場合にサプ
レッション・チェンバ内へ窒素供給を開始するものとする。

(3)

有効性評価（Ｃｓ−137 放出量評価）の条件(a)

事象発生直前まで，定格出力の 100％で長期間にわたって運転されていたものとする。その運転時間は，燃料を約 1／4 ずつ取り替えていく場合の平衡炉心を考え，最高 50,000 時間とする。

(b)

原子炉内に内蔵されている核分裂生成物は，事象進展に応じた割合で，格納容器内に放出されるものとする。

(c)

格納容器内に放出されたＣｓ−137 については，格納容器スプレイ
やサプレッション・プール水でのスクラビング等による除去効果を受けるものする。

(d)

原子炉建屋から大気中へ漏えいするＣｓ−137 の漏えい量評価条件
は以下のとおりとする。
a)

格納容器からの漏えい率は，設計漏えい率及びＡＥＣの式等に基づき設定した漏えい率を基に格納容器圧力に応じて変動するものとする。

b)

漏えい量を保守的に見積もるため，原子炉建屋ガス処理系（非常用ガス再循環系及び非常用ガス処理系で構成）により原子炉建屋の負圧が達成されるまでの期間は，原子炉建屋内の放射性物質の保持機能に期待しないものとする。また，原子炉建屋ガス処理系
により負圧を達成した後は，大気への放出率を 1 回／日（設計値）
3.2-21164

とする。
なお，原子炉建屋ガス処理系は，常設代替高圧電源装置からの交
流電源の供給を受けて中央制御室からの遠隔操作により事象発生
115 分後に起動し，起動後 5 分間で負圧が達成されることを想定する。
c)

原子炉建屋内での放射能の時間減衰及び除去効果は考慮しないものとする。
（添付資料 3.2.5）(4)

有効性評価の結果
本評価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）及び原子炉圧力容器下部ヘッド温度の推移を第 3.2-4 図から第3.2-6 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
ル水位及び注水流量の推移を第 3.2-7 図から第 3.2-14 図に，ペデスタル（ドライウェル部）の水位，ペデスタル（ドライウェル部）の壁面及び床面のコンクリート侵食量並びにドライウェル及びサプレッション・チェン
バの気相濃度（ウェット条件，ドライ条件）の推移を第 3.2-15 図から第3.2-25 図にそれぞれ示す。
ａ．事象進展事象発生後，全ての設計基準事故対処設備による原子炉注水機能（非常用炉心冷却系及び原子炉隔離時冷却系）が機能喪失し，重大事故等対処設備による原子炉注水機能についても使用できないものと仮定することから，原子炉水位は急速に低下する。水位低下により炉心が露出し，事象発生から約 35 分後に炉心損傷が開始する。原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達した時点（事象発生から
3.2-22165

約 38 分後）で，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）2 弁を手動で開放することで，原子炉急速減圧を実施する。
事象発生から 90 分後に代替循環冷却系による格納容器除熱を行う。
また，代替循環冷却系による格納容器除熱操作を実施後，常設低圧代
替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部水位確保操作を実施し，ペデスタル（ドライウェル部）水位を約
1.0m に調整する。
原子炉減圧後の低圧代替注水系（常設）又は代替循環冷却系による原子炉注水は実施しないものと仮定するため，事象発生から約 4.5 時間後に原子炉圧力容器破損に至る。
原子炉圧力容器が破損し，溶融炉心がペデスタル（ドライウェル部）の水位約 1.0m の水中に落下する際に，溶融炉心からペデスタル（ドライウェル部）プール水への伝熱が起こり，水蒸気が発生することに伴う圧力上昇が生じる。
溶融炉心がペデスタル（ドライウェル部）に落下した後は，常設低圧
代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によりペデスタ
ル（ドライウェル部）に 80m ３ ／h の注水を行い，溶融炉心を冠水維持することで，継続的に溶融炉心の冷却を実施する。
崩壊熱が格納容器内に蒸気として放出されるため，格納容器圧力は急激に上昇する。原子炉圧力容器破損前から代替循環冷却系による格納容器除熱操作により 250m３ ／h の格納容器スプレイを実施していること，
原子炉圧力容器破損を判断した時点で，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）による格納容器冷却操作により 300m ３ ／h の格納容器スプレイ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。
3.2-23166

格納容器圧力が低下傾向となった時点で，常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器冷却を停止するとともに，代替循環冷却系の循環流量をドライウェルへ 150m３ ／h，原子炉へ 100m３ ／h に分配する。その後，
格納容器圧力が 465kPa[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）による 130m ３ ／hの格納容器スプレイを実施する。これらによって，格納容器圧力及び雰
囲気圧力及び温度の上昇は抑制され，その後，徐々に低下するとともに，ペデスタル（ドライウェル部）の溶融炉心は安定的に冷却される。
また，格納容器内酸素濃度が 4.0vol％（ドライ条件）に到達した時
点で，可搬型窒素供給装置を用いた格納容器（サプレッション・チェン
バ）内への窒素供給操作を実施することで，格納容器内酸素濃度の上昇が抑制される。
なお，事象発生から約 4.5 時間後の原子炉圧力容器破損までは，逃がし安全弁（自動減圧機能）によって原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に維持することが必要となるが，炉心損傷後の原子炉圧力容器から逃がし
安全弁（自動減圧機能）を通ってサプレッション・チェンバへ放出される高温流体や格納容器温度等の熱的影響を考慮しても，逃がし安全弁（自動減圧機能）は確実に開状態を維持することが可能である。
（添付資料 3.2.6）
ｂ．評価項目等
格納容器圧力は，第 3.2.-7 図及び第 3.2-9 図に示すとおり，格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため徐々に上昇するが，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代替循環冷却系による格納容器
除熱を行うことによって，圧力上昇は抑制される。事象発生の約 7.4 時
3.2-24167

間後に最高値の約 0.47MPa[gage]となるが，以降は低下傾向となること
から，格納容器バウンダリにかかる圧力は，評価項目となるパラメータである最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa[gage]）を下回る。なお，格納容器バウンダリにかかる圧力が最大となる事象発生約 7.4 時間後においても，水の放射線分解によって発生する水素及び酸素は，格納容器内の非凝縮性ガスに占める割合の 3％未満であるため，その影響は無視し得る程度である。
（添付資料 3.2.7）
格納容器雰囲気温度は，第 3.2-8 図及び第 3.2-10 図に示すとおり，
格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため徐々に上昇するが，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代替循環冷却系による格納容器除熱を行うことによって，温度上昇は抑制される。事象発生の約7.4 時間後に最高値の約 151℃となるが，以降は低下傾向となることから，評価項目となるパラメータである 200℃を下回る。
原子炉圧力は，第 3.2-4 図に示すとおり，原子炉圧力容器の破損直前で約 0.2MPa[gage]であり，原子炉圧力容器の破損までに 2.0MPa[gage]
以下に低減される。
格納容器内の水素濃度は，第 3.2-24 図及び第 3.2-25 図に示すとおり，
ジルコニウム−水反応等により発生した水素が格納容器へ放出されることで 13Vol％を上回るが，第 3.2-20 図及び第 3.2-21 図に示すとおり，
格納容器内酸素濃度が 4.0％（ドライ条件）に到達した時点で可搬型窒
素供給装置を用いた格納容器内への窒素供給を行うことによって，ドライ条件における酸素濃度の最高値は約 4.0Vol％（ドライ条件）にとどまることから，可燃限界の 5Vol％を下回る。なお，コリウムシールド
3.2-25168

によってペデスタル（ドライウェル部）の壁面及び床面のコンクリートの侵食は抑制されることから，溶融炉心・コンクリート相互作用による
可燃性ガスは発生しない。
第 3.2-9 図及び第 3.2-10 図に示すとおり，事象発生から約 4.5 時間後に溶融炉心がペデスタル（ドライウェル部）へ落下するが，常設低圧
代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替
格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却並びに代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱を行うことで，第 3.2-7 図及び第 3.2-8 図に示すとおり，格納容器圧力及び格納容器雰囲気温度は低下傾向を示し，ペデスタル（ドライウェル部）に落下した溶融炉心及び格納容器雰囲気は安定して除熱される。
事象発生から 7 日までの大気中へのＣｓ−137 放出量は，約 3.2×10−２

TBq であり，評価項目である 100TBq を下回る。また，事象発生から7 日間以降，Ｃｓ−137 の放出が継続した場合の放出量評価を行ったところ，約 3.4×10 −２ TBq（事象発生 30 日間）及び約 3.9×10−２ TBq（事象発生 100 日間）であり，いずれの場合も 100TBq を下回る。
（添付資料 3.2.5，3.2.8）
本評価では，「1.2.2.2 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)，(6)及び(7)の評価項目並びにペデスタル（ドライウ
ェル部）に落下した溶融炉心及び格納容器の安定状態の維持について，対策の有効性を確認した。
「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(5)の評
価項目については，「3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用」において確認している。また，(8)の評価項目については，「3.5 溶
3.2-26169融炉心・コンクリート相互作用」において確認している。

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。
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」では，設計基準事故対処設備による原子炉注水機能（非常用炉心冷却系及び原子炉
隔離冷却系）のみならず，重大事故等対処設備による原子炉注水機能を含む
全ての原子炉注水機能が喪失して炉心損傷に至り，原子炉圧力容器が破損する前に手動操作により原子炉減圧を行うことが特徴である。
また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，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展に有意な影響を与えると考えられる操作として，原子炉急速減圧操作，緊急用海水系による海水通水操作及び代替循環冷却系による格納容器除熱操作とする。
本評価事故シーケンスの有効性評価における不確かさとしては，リロケーション（炉心溶融開始後の溶融炉心の移動）が挙げられる。これに対しては，原子炉水位を監視し，原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達した時点で原子炉急速減圧を行うといった，徴候を捉えた対応を図ることによって，炉心下部プレナムへの溶融炉心移行が発生する前に速やかに 2.0MPa[gage]を十分下回る圧力まで原子炉を減圧可能であることを確認している。

(1)

解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本格納容器破損モードにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，
3.2-27170

「1.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデ
ルは，ＴＭＩ事故についての再現性及びＣＯＲＡ実験についての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム−水反応
速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間及び炉心下部プレ
ナムへの溶融炉心移行の開始時間に対する感度は数分程度であり，影響
は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，重大事故等対処設備を含む全ての原子炉への注水機能が喪失することで原子炉圧力容器破損に至ることを想定しており，最初に実施すべき操作は原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達した時点の原子炉減圧操作であり，また，燃料被覆管温度及び原子炉圧力容器温度等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。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コードＳＡＦ
ＥＲの評価結果との比較により水位低下幅は解析コードＭＡＡＰの評価
結果の方が保守的であることを確認している。このため，原子炉水位が
燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達する時間が早まる可能性があるが，数分程度の差違であることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との3.2-28171

熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルはＴＭＩ事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により原子炉圧力容器破損時間に与える影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，リロケーション及び構造材との熱伝達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。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内ＦＣＩ（溶融
炉心細粒化）及び原子炉圧力容器内ＦＣＩ（デブリ粒子熱伝達）の不確かさとして，下部プレナムでの溶融炉心の挙動に関する感度解析により，
原子炉圧力容器破損時の原子炉圧力に与える影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器内ＦＣＩ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。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における炉心下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルはＴＭＩ事故についての再現性を確認している。また，炉心下部プレナムと溶融炉心の熱伝達に関する感度解析により原子炉圧力容器破損時間に与える影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達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。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器破損の不確かさ
として，制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）に関する感度解析により最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損時間が早まることを確認している。本評価事故シー
ケンスでは，原子炉圧力容器破損を操作開始の起点としている操作とし
3.2-29172

て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操作があるが，原子炉圧力容器破損（事象発生から約 4.5 時間後）に対して早まる時間はわずかであり，また，原子炉
圧力容器温度（下鏡部）が 300℃に到達したこと等をもって破損兆候を検知し，原子炉圧力容器の破損判断パラメータである格納容器下部水温計の指示を継続監視することで，迅速に原子炉圧力容器破損の判断を可能であることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
（添付資料 3.2.9）
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内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデ
ルは，ＴＭＩ事故についての再現性及びＣＯＲＡ実験についての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム−水反応
速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間及び炉心下部プレ
ナムへの溶融炉心移行の開始時間への感度は数分程度であり，影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉水位が燃
料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達した時点での運転員等操作による原子炉急速減圧によって速やかに原子炉圧力を2.0MPa[gage] 以 下 に 低 減 し ， 原 子 炉 圧 力 容 器 破 損 時 の 原 子 炉 圧 力 を2.0MPa[gage]以下に維持しているため，運転員等操作時間に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コードＳＡＦ
ＥＲの評価結果との比較により水位低下幅は解析コードＭＡＡＰの評価
3.2-30173

結果の方が保守的であることを確認している。このため，原子炉水位が
燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達する時間が早まる可能性があるが，数分程度の差異であり，原子炉急速減圧操作後に原子炉圧力は速やかに低下することから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルはＴＭＩ事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析より炉心溶融時間に与える影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器破損が発生する前に，十分な時間余裕をもって手動減圧により原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以
下に維持していることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内ＦＣＩ（溶融
炉心細粒化）及び原子炉圧力容器内ＦＣＩ（デブリ粒子熱伝達）の不確かさとして，下部プレナムでの溶融炉心の挙動に関する感度解析により，
原子炉圧力容器破損時の原子炉圧力に与える影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器破損が発生する前に，十分な時間余裕をもって手動減圧により原子炉圧力を2.0MPa[gage]以下に維持していることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における炉心下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルはＴＭＩ事故についての再現性を確認している。また，炉心下部プレナムと溶融炉心の熱伝達に関する感度解析により原子炉圧力容器破損時間に与える影響は小さ
3.2-31

174

い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。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器破損の不確かさ
として，制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）に対する感度解析により最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損が早まることを確認しているが，原子炉圧力容器破損（事象発生から約 4.5 時間後）に対して早まる時間はわずかであることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料 3.2.9）(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3.2-2 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
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
に対して最確条件は 33GWd／t 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，解析条件で設定している崩壊熱よりもおおむね小さくなるため，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るが，操作手順（原子炉急速減圧操作を実施すること）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。ま
3.2-32175

た，原子炉圧力容器破損に至るまでの事象進展は緩和されるが，操作手順（緊急用海水系ポンプを用いた緊急用海水系による海水通水操作及び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操作を実施すること）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，原子炉水位及び炉心流量は，解析条件の不確かさとして，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。
（添付資料 3.2.9）(b)

評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd／t
に対して最確条件は 33GWd／t 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，解析条件で設定している崩壊熱よりもおおむね小さくなるため，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，原子炉急速減圧操作の開始が遅くなるが，原子炉圧
力容器破損も遅くなり，原子炉急速減圧操作開始後に原子炉圧力は速やかに低下することから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位及び炉心流量は，解析条件の不確かさとして，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。
（添付資料 3.2.9）

ｂ．操作条件3.2-33176

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，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
操作条件の原子炉急速減圧操作は，解析上の操作時間として原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達時（事象発生から約 38 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，原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達するまでには事象発生から約 38 分の時間余裕があり，また，原子炉急速減圧操作は原子炉水位の低下傾向を監視しながらあらかじめ準備が可能であり，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，中央制御室で行う作業であり，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。
操作条件の緊急用海水系による海水通水操作及び代替循環冷却系による格納容器除熱操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から90 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，代替循環冷却系運転は事象発生 90 分後に開始することとしているが，時間余裕を含めて設定されているため操作の不確かさ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は小さい。また，本操作の操作開始時間は，緊急用海水系の準備期間を考
3.2-34177

慮して設定したものであり，緊急用海水系の操作開始時間が早まれば，本操作の操作時間も早まる可能性があり，代替循環冷却系の運転開始
時間も早まることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。
（添付資料 3.2.9）(b)

評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の原子炉急速減圧操作は，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。
操作条件の緊急用海水系による海水通水操作及び代替循環冷却系による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，操作開始時間が早まった場合には，本操作も早まる可能性があり，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。
（添付資料 3.2.9）(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。
操作条件の原子炉急速減圧操作については，原子炉圧力容器破損までに完了する必要があるが，原子炉圧力容器破損までの時間は事象発生から約4.5 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。
操作条件の緊急用海水系による海水通水操作及び代替循環冷却系による格納容器除熱操作については，格納容器除熱開始までの時間は事象発生から 90 分あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。なお，本操
3.2-35178

作が大幅に遅れるような事態になった場合でも，原子炉圧力容器破損に至るまでの時間は事象発生から約 4.5 時間であり，約 3 時間以上の余裕があることから，時間余裕がある。
（添付資料 3.2.9）(4)

原子炉圧力容器破損後の原子炉注水を考慮しない場合の影響評価
重大事故等対処設備による原子炉注水に対する仮定として，原子炉圧力容器破損までは重大事故等対処設備による原子炉への注水を考慮しないものとしているが，故障により原子炉注水ができない状態であった場合，故障要因を除去できないまま，原子炉圧力容器破損後も原子炉へ注水できな
いことも考えられる。この影響を考慮した感度解析を実施した。その結果，
原子炉圧力容器破損後に原子炉へ注水できない場合においても，格納容器
圧力及び格納容器雰囲気温度の観点では大きな影響はないことから，評価項目となるパラメータに対する影響は小さい。
（添付資料 3.2.10）

(5)

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。また，原子炉圧力容器破損後も原子炉へ注水できない場合の感度解析を実施した。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において，操作時間には時間余裕がある。
3.2-36179

3.2.4

必要な要員及び資源の評価(1)

必要な要員の評価
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」において，重大事故等対策に必要な初動対応要員は，「3.1.2.1 格納容器破損防止対策」と同様 20 名である。「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の 39 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 2 名であり，発電所構外から 2 時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
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」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

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下部注水系（常設）による溶融炉
心への注水については，7 日間の対応を考慮すると，合計約 380m３ の水が必要となる。水源として，代替淡水貯槽に約 4,300m ３ の水量を保有していることから，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 3.2.11）
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
3.2-37180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。
可搬型窒素供給装置による格納容器への窒素供給については，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 18.5kL 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，可搬型窒素供給装置による格納容器への窒素供給について，7日間の継続が可能である。
（添付資料 3.2.12）
ｃ．電

源

常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故等対策時に必要な負荷として約 2,339kW 必要となるが，常設代替交流電源設備の連続運転許容負荷容量は 5,520kW であり，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
（添付資料 3.2.13）

3.2.5

結

論

格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」では，運転時の異常な過渡変化又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，原子炉圧力が高い状態で原子炉圧力容器が損傷し，溶融炉心，水蒸気，水素等が急速に放出され，格納容器に熱的・機械的な負荷が発生して格納容器破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」
に対する格納容器破損防止対策としては，逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧手段を整備している。
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の評価
事故シーケンス「過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋手動減圧失敗＋炉心損傷後
3.2-38181

の手動減圧失敗＋ＤＣＨ」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動開操作による原子炉減圧により，原子炉圧力容器破損時の原子炉圧力を 2.0MPa[gage]
以下に低減することが可能である。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，格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」において，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動開操作による原子炉減圧の格納容器破損防止対策は，選定した評価事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に対して有効である。

3.2-39182

第 3.2-1 表

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱における重大事故等対策について（1／6）
重大事故等対処設備
可搬型設備
計装設備
−
平均出力領域計装
起動領域計装原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧
緊急用Ｍ／Ｃ電圧

3.2-40

操作及び確認手順

原子炉スクラム及び全交流動力電源喪失の確認

・運転時の異常な過渡変化又は全交流動力電源喪失が発生して原子炉がスクラムしたことを確認する。
・主蒸気隔離弁が自動閉止するとともに，再循環ポンプが停止したことを確認する。

原子炉への注水機能喪失の確認

・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
後，原子炉隔離時冷却系が自動起動に失敗したことを確認す
る。

−

−

【原子炉隔離時冷却
系系統流量】

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を試みるが，失敗したことを確認する。
・中央制御室からの遠隔操作により非常用ディーゼル発電機等の起動を試みるが，失敗したことを確認する。
・以上により，早期の電源回復不能を確認する。

−

−

−

常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作

・早期の電源回復不能の確認後，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
軽油貯蔵タンク−

緊急用Ｍ／Ｃ電圧

電源確保操作対応

・非常用ディーゼル発電機等の回復操作を実施する。
・外部電源の回復操作を実施する。

−

−

−

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準備及びホース敷設等を実施する。

代替淡水貯槽

可搬型代替注水
大型ポンプ
ホイールローダ

代替淡水貯槽水位

常設設備
逃がし安全弁（安全弁機能）
所内常設直流電源
設備【主蒸気隔離弁】【】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）
有効性評価上考慮しない操作

183

第 3.2-1 表

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱における重大事故等対策について（2／6）
重大事故等対処設備
可搬型設備
計装設備
−
原子炉水位（広帯域，燃料域）
原子炉水位（ＳＡ広帯域，ＳＡ燃料域）【原子炉隔離時冷却系
系統流量】
原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）−
高圧代替注水系系統流量3.2-41

操作及び確認手順

高圧注水機能喪失の確
認・原子炉水位が原子炉水位異常低下（レベル２）設定点に到達したことを確認する。
・原子炉隔離時冷却系の手動起動に失敗したことを確認する。

−

常設高圧代替注水系ポンプを用いた高圧代替
注水系の起動操作
常設代替高圧電源装置
による非常用母線の受
電操作

・高圧注水機能喪失の確認後，高圧代替注水系を起動する。

高圧代替注水系

常設代替高圧電源装置
軽油貯蔵タンク

−

Ｍ／Ｃ
Ｍ／Ｃ

原子炉建屋ガス処理系
及び中央制御室換気系の起動操作

・常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電後，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。
・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２Ｃ及び２Ｄを受電する。
・常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電後，原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系を起動
する。

−

−

ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作・常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電後，ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作を実施する。

中央制御室換気系（空気調和
機 ファ ン，フィル タ系 ファン，高性能粒子フィルタ，チャコールフィルタ）非常用ガス処理系（排風機，フィルタトレイン）
非常用ガス再循環系（排風機，フィルタトレイン）
ほう酸水注入系−

ほう酸水注入ポンプ吐
出圧力

常設設備

【

２Ｃ電圧
２Ｄ電圧

】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）
有効性評価上考慮しない操作184

第 3.2-1 表

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱における重大事故等対策について（3／6）
重大事故等対処設備
可搬型設備
計装設備
−
緊急用海水系流量（残留熱除去系熱交換器）

3.2-42

操作及び確認手順

緊急用海水系による海水通水操作

・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）による原子炉注水機能喪失を確認した後，非常用母線の負荷となっている緊急用海水系及び代替循環冷却系の弁を対象に，緊急用母線から電源が供給されるよう電源切り替え操作を実施する。
・緊急用海水系ポンプを起動し，緊急用海水系に海水を通水する。

代替循環冷却系による格納容器除熱操作

・緊急用海水系に海水を通水した後，代替循環冷却系ポンプを起動することで，格納容器除熱を実施する。

代替循環冷却系ポンプ
常設代替高圧電源装置
軽油貯蔵タンク−

代替循環冷却系格納容器
スプレイ流量サプレッション・チェン
バ圧力
ドライウェル圧力

炉心損傷確認・原子炉水位の低下による炉心の露出に伴い，炉心損傷したことを確認する。炉心損傷の判断は，格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）又は（Ｓ／Ｃ）の指示値が設計基準事故相当のγ線線量率の 10 倍以上となった場合とする。

所内常設直流電源
設備−

格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モ
ニタ（Ｓ／Ｃ）

逃がし安全弁（自動減圧機能）2 弁による原子炉急速減圧操作

・原子炉水位の低下が継続し，燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達した時点で，逃がし安全弁（自動減圧機能）2 弁を手動で開放し，原子炉を急速減圧する。
・原子炉急速減圧後は，逃がし安全弁（自動減圧機能）の開状態を保持し，原子炉圧力を低圧状態に維持する。

逃がし安全弁（自動減圧機能）
所内常設直流電源設備−

原子炉水位（燃料域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）
原子炉圧力
原子炉圧力（ＳＡ）
サプレッション・プール
水温度

常設設備
緊急用海水系ポンプ
常設代替高圧電源装置
軽油貯蔵タンク【】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）
有効性評価上考慮しない操作

185

第 3.2-1 表

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱における重大事故等対策について（4／6）
重大事故等対処設備
可搬型設備
計装設備
−
低圧代替注水系格納容器
下部注水流量
格納容器下部水位

3.2-43

操作及び確認手順

常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器
下部注水系（常設）による格納容器下部水位確保操作

・代替循環冷却系による格納容器除熱操作を実施後，常設低圧
代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水を実施する。

水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作

・常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部水位確保操作を実施後，水素濃度及び酸素濃度監視設備を起動する。

常設代替高圧電源装置
軽油貯蔵タンク−

格納容器内水素濃度（ＳＡ）
格納容器内酸素濃度（ＳＡ）

サプレッション・プー
ルｐＨ制御装置による薬液注入操作・水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作を実施後，格納容器内のｐＨ制御のための薬液注入を行う。

−

−

−

格納容器下部水温の継続監視・原子炉圧力容器温度（下鏡部）が 300℃に到達した場合には，迅速な原子炉圧力容器の破損判断のために格納容器下部水温を継続監視する。

−−

原子炉圧力容器温度
格納容器下部水温

原子炉圧力容器破損の判断

・原子炉圧力容器の破損を直接確認する計装設備である格納容器下部水温計の指示上昇又はダウンスケールといったパラメ
ータの変化によって，原子炉圧力容器破損を判断する。

−−

格納容器下部水温

常設設備
常設低圧代替注水系ポンプ
常設代替高圧電源装置
軽油貯蔵タンク【】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）
有効性評価上考慮しない操作186

第 3.2-1 表

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱における重大事故等対策について（5／6）
重大事故等対処設備
可搬型設備
計装設備
−
低圧代替注水系格納容器
スプレイ流量サプレッション・チェン
バ圧力
ドライウェル圧力手順

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
器冷却操作

・原子炉圧力容器破損の判断後，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。

常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器
下部注水系（常設）による溶融炉心への注水
操作

・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操作を実施後，常設低圧代
替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）により格納容器下部水位 2.75m までペデスタル（ドライウェル部）
注水を実施する。以降は，2.25m から 2.75m の範囲に水位を維持する。
・高さ 0.2m までの溶融炉心堆積が検知されない場合は，0.5m から 1m の範囲に水位を維持する。

常設低圧代替注水系ポンプ
常設代替高圧電源装置
軽油貯蔵タンク−

低圧代替注水系格納容器
下部注水流量
格納容器下部水温

代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱操作

・原子炉圧力容器破損後に格納容器圧力が低下傾向に転じた後は，代替循環冷却系の注水先を原子炉注水と格納容器スプレ
イに分配し，それぞれ連続で原子炉注水と格納容器スプレイを実施する。

代替循環冷却系ポンプ
常設代替高圧電源装置
軽油貯蔵タンク−

代替循環冷却系原子炉注水流量
代替循環冷却系格納容器
スプレイ流量サプレッション・チェン
バ圧力
ドライウェル圧力

3.2-44

操作及び確認

常設設備
常設低圧代替注水系ポンプ
常設代替高圧電源装置
軽油貯蔵タンク【】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）
有効性評価上考慮しない操作187

第 3.2-1 表

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱における重大事故等対策について（6／6）

3.2-45

常設設備
常設低圧代替注水系ポンプ
常設代替高圧電源装置
軽油貯蔵タンク

重大事故等対処設備
可搬型設備
計装設備
−
低圧代替注水系格納容器
スプレイ流量サプレッション・チェン
バ圧力
ドライウェル圧力・使用済燃料プールの冷却操作を実施する。

−

−

−

可搬型窒素供給装置を用いた格納容器内窒素
供給操作

・格納容器内酸素濃度が 4.0vol％（ドライ条件）に到達した場
合，可搬型窒素供給装置を用いて格納容器内へ窒素を供給することで，格納容器内酸素濃度の上昇を抑制する。

−

可搬型窒素供給装置

格納容器内酸素濃度（ＳＡ）

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窒素供給装置に燃料補給を実施する。

可搬型設備用軽油
タンク

タンクローリ−操作及び確認手順

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）による格納容器圧力制御操作・代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱操作を実施後，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。
・格納容器圧力が 465kPa[gage]に到達した場合は，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）による格納容器スプレイを実施し，格納容器圧力の上昇を抑制する。

使用済燃料プールの冷却操作【】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）
有効性評価上考慮しない操作

188

第 3.2-2 表

主要解析条件（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）（1／7）

項目

主要解析条件

解析コード

ＭＡＡＰ

本評価事故シーケンスの重要現象を評価できる解析コード

3,293MW

定格熱出力を設定

6.93MPa[gage]

定格圧力を設定

原子炉熱出力原子炉圧力（圧力容器ドーム部）

3.2-46

原子炉水位

通常運転水位（セパレータ
スカート下端から＋126cm）

炉心流量48,300t／h

初期条件

燃料

原子炉停止後の崩壊熱

格納容器圧力
格納容器雰囲気温度

条件設定の考え方

通常運転水位を設定
定格流量を設定

９×９燃料（Ａ型）

９×９燃料（Ａ型）と９×９燃料（Ｂ型）は，熱水力的な特性はほぼ同等であることから，代表的に９×９燃料（Ａ型）を設定

ANSI／ANS-5.1-1979（燃焼度 33GWd／t）

崩壊熱が大きい方が原子炉水位低下及び格納容器圧力上昇の観点で厳しい設定となるため，崩壊熱が大きくなる燃焼度の高い条件として，1 サイクルの運転期間（13 ヶ月）に調整運転期間（約 1 ヶ月）を考慮した運転期間に対応する燃焼度を設定

5kPa[gage]

格納容器圧力の観点で厳しい高めの設定として，通常運転時の圧力を包含す
る値を設定

57℃

格納容器体積（ドライウェル）

5,700m３

格納容器体積（ウェットウェル）

空間部：4,100m３
液相部：3,300m３

ドライウェル内ガス冷却装置の設計温度を設定
設計値を設定サプレッション・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，保安規定の運転上の制限における下限値を設定

189

第 3.2-2 表

主要解析条件（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）（2／7）

項目

主要解析条件

サプレッション・プール水位

6.983m（通常水位−4.7cm）

サプレッション・プール水温度

32℃

ベント管真空破壊装置作動差圧

3.45kPa（ドライウェル−サプレッション・チェンバ間差圧）

外部水源の温度

初期条件

3.2-47

溶融炉心からプール水への熱流束
コンクリートの種類

35℃

800kW／m２相当（圧力依存あり）
玄武岩系コンクリート

条件設定の考え方
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を設定
サプレッション・プールでの圧力抑制効果が厳しくなる高めの水温として，保安規定の運転上の制限における上限値を設定
設計値を設定格納容器スプレイによる圧力抑制効果の観点で厳しい高めの水温として，代替淡水貯槽及び水源補給に用いる淡水貯水池の年間の気象条件変化を包含する高めの水温を設定
過去の知見に基づき事前水張りの効果を考慮して設定
使用している骨材の種類から設定

ペデスタル（ドライウェル部）
水張り水位

ペデスタル（ドライウェル部）
床面から 1m「原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用」に伴う水蒸気爆発の発生を仮定した場合の影響を抑制しつつ，「溶融炉心・コンクリート相互作用」の緩和効果に期待できる深さを考慮して設定（添付資料 3.2.3）

原子炉圧力容器下部及びペデスタル（ドライウェル部）内構造
物の扱い

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

発熱密度を下げないよう保守的に設定

コンクリート以外の構造材の扱い

鉄筋は考慮しない

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190

第 3.2-2 表
項目

主要解析条件（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）（3／7）
主要解析条件

条件設定の考え方

事故条件

3.2-48

起因事象

給水流量の全喪失

原子炉水位低下の観点で厳しい事象を設定

安全機能の喪失に対する仮定

高圧注水機能喪失
低圧注水機能喪失
全交流動力電源喪失

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）の機能喪失を設定
全交流動力電源喪失の重畳を考慮し設定

重大事故等対処設備による
原子炉注水に対する仮定

原子炉圧力容器破損前の重大事故等対処設備
による原子炉注水機能の喪失

原子炉圧力容器が破損する条件として，原子炉注水を考慮しない
設定

外部電源

外部電源なし安全機能の喪失に対する仮定に基づき設定
ただし，原子炉スクラムについては，外部電源ありの場合を包括する条件として，機器条件に示すとおり設定

高温ガスによる配管等のクリープ破損や漏えい等考慮しない

原子炉圧力を厳しく評価するものとして設定

191

第 3.2-2 表
項目

主要解析条件（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）（4／7）
主要解析条件

条件設定の考え方

重大事故等対策に関連する機器条件

3.2-49原子炉水位低（レベル３）信号

原子炉水位低下を厳しくする観点で，外部電源喪失時に伴うタービン蒸気加減弁急閉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）信号にてスクラムするものとして設定

主蒸気隔離弁事象発生と同時に閉止

短時間であるが主蒸気が格納容器内に維持される厳しい設定として，原子炉保護系電源喪失及び原子炉水位異常低下（レベル２）信号による主蒸気隔離弁閉止については保守的に考慮せず，事象発生と同時に主蒸気隔離弁が閉止するものとして設定

再循環ポンプ

事象発生と同時に停止

事象進展に与える影響は軽微であることから，全交流動力電源喪失によるポンプ停止を踏まえて設定

原子炉スクラム

192

第 3.2-2 表

主要解析条件（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）（5／7）

重大事故等対策に関連する機器条件

3.2-50項目

主要解析条件

条件設定の考え方

逃がし安全弁（原子炉圧力制御時）
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（原子炉減圧操作時）
逃がし安全弁（自動減圧機能）2 弁の開放による原子炉急速減圧＜原子炉圧力と逃がし安全弁蒸気量の関係＞

設計値を設定なお,安全弁機能は逃がし弁機能に比べて原子炉圧力が高めに維持され,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での時間が遅くなるため,評価項目に対して厳しい条件となる

2500
（7弁）

2000

逃がし安全弁の設計値に基づく原子炉圧力と蒸気流量の関係から設定

蒸
気

1500

流
量

1000

（t/h）

（2弁）
500

0
0

2

4

6

8

10

原 子 炉 圧 力（MPa[abs]）

代替循環冷却系

緊急用海水系

総循環流量：250m３／h
・250m３／h の流量で格納容器へスプレイ
・150m３／h の流量で格納容器へスプレイ及び100m３／h の流量で原子炉へ注水
代替循環冷却系から緊急用海水系への伝熱容量：約 14MW（サプレッション・プール水温度 100℃，海水
温度 32℃において）格納容器圧力及び雰囲気温度抑制に必要なスプレイ流量及び溶融炉心の冷却に必要な注水量を考慮して設定
代替循環冷却系及び緊急用海水系の系統流量を考慮し設定
代替循環冷却系の除熱性能を厳しくする観点で，過去の実績を包含する高めの海水温度を設定

193

第 3.2-2 表
項目

主要解析条件（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）（6／7）
主要解析条件

条件設定の考え方

重大事故等対策に関連する機器条件

3.2-51

原子炉圧力容器破損判断後：
300m３／h にて格納容器へスプレイ

格納容器圧力及び雰囲気温度抑制に必要なスプレイ流量を考慮して設定

格納容器圧力制御：
130m３／h にて格納容器へスプレイ

格納容器圧力抑制に必要なスプレイ流量を考慮して設定

格納容器下部注水系（常設）

80m３／h にてペデスタル（ドライウェル部）へ
注水

溶融炉心の冠水継続が可能な流量として設定

可搬型窒素供給装置

窒素 198m３／h 及び酸素 2m３／h の流量で窒素供給

格納容器内の酸素濃度上昇抑制に必要な流量として設定

コリウムシールド耐熱材の種類

ジルコニア耐熱材

コンクリートの侵食を防止する観点から設定（添付資料 3.2.15，3.2.16）

コリウムシールド耐熱材の侵食開始温度

2,100℃

ペデスタル（ドライウ
ェル部）床面積

コリウムシールドを考慮

代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）ジルコニア耐熱材の侵食試験結果に基づき設定（添付資料 3.5.1）
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設定

194

第 3.2-2 表
項目

主要解析条件（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）（7／7）

重大事故等対策に関連する操作条件

3.2-52

主要解析条件

条件設定の考え方

原子炉急速減圧操作

原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％高い位置に到達した時点

炉心損傷後の酸化反応の影響緩和を考慮して設定（添付資料 3.2.1）

緊急用海水系による海水通水及び代替循環冷却系による格納容器除熱操作

事象発生から 90 分後

緊急用海水系及び代替循環冷却系の準備時間等を考慮して設定

常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部水位確保操作

代替循環冷却系による格納容器除熱開始から 24 分後操作準備に必要な時間を考慮して設定

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操作

原子炉圧力容器破損 6 分後に開始し，格納容器圧力が低下傾向に転じてから 30 分後に停止

原子炉圧力容器破損の判断及び操作実施に必要な時間を考慮して設定

常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系による溶融
炉心への注水操作

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
容器冷却開始から 1 分後に開始し，ペデスタル（ドライウェル）水位 2.75m に到達した時点で停止その後は，2.25m まで低下した時点で開始
し，2.75m に到達した時点で停止操作実施に必要な時間を考慮して設定
炉心損傷後の原子炉圧力容器の破損による溶融炉心・コンクリ
ート相互作用の影響緩和を考慮し設定

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）による格納容器圧力制御
操作

格納容器圧力 465kPa[gage]に到達した場合に開始し，格納容器圧力 400kPa[gage]まで低下した時点で停止

格納容器圧力の抑制効果を踏まえて設定

可搬型窒素供給装置を用いた格納容器内窒素供給操作

格納容器内酸素濃度が 4.0vol％（ドライ条件）に到達した場合に開始

格納容器内酸素濃度がベント基準である 4.3％（ドライ条件）到達を防止する観点で設定

195

凡

例
：機能喪失箇所

非常用ディーゼル発電機等

逃がし安全弁（自動減圧機能）

外部電源

Ｇ
常設代替高圧電源装置

原子炉ウェル
タービンへ

耐圧強化
ベント系

原子炉圧力容器Ｇ
軽油貯蔵タンク

ドライウェルぺデ
スタル

3.2-53

代替
循環
冷却系
ポンプ
（注）

格納容器
圧力逃がし装置※3※3
サプレッション・
チェンバ

可搬型窒素供給装置↑
サプレッション・
プール

残留熱除去系
海水系ポンプＡ，Ｃ

→
→
→
※2

→
残留熱除去系
海水系ポンプ
Ｂ，Ｄ

緊急用海水系
ポンプ→→

残留熱除去系
ポンプＡ

残留熱除去系
ポンプＢ

※1 海へ

←

※1

低圧炉心スプレイ系ポンプ※2

常設低圧代替注水系
ポンプＡ及びＢ（注）

←

※1

→
残留熱除去系ポンプＣ

←

↑

海

復水貯蔵タンク↑

海へ ※2（注）原子炉圧力容器破損前は原子炉注水機能について評価上考慮しない→
高圧炉心
スプレイ系ポンプ

原子炉隔離時冷却系ポンプ

タンクローリ代替淡水貯槽

可搬型設備用軽油タンク

可搬型代替注水大型ポンプ←
常設高圧代替注水系ポンプ

第 3.2-1 図

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱時の重大事故等対処設備の概略系統図（1／5）（原子炉圧力容器破損前の逃がし安全弁による原子炉減圧段階）

北側淡水池又は
高所淡水池

196

凡

例
：機能喪失箇所

非常用ディーゼル発電機等

逃がし安全弁（自動減圧機能）

外部電源

Ｇ
常設代替高圧電源装置

原子炉ウェル
タービンへ

耐圧強化
ベント系

原子炉圧力容器Ｇ
軽油貯蔵タンク

ドライウェルぺデ
スタル

3.2-54

代替
循環
冷却系
ポンプ
（注）

格納容器
圧力逃がし装置※3※3
サプレッション・
チェンバ

可搬型窒素供給装置↑
サプレッション・
プール

残留熱除去系
海水系ポンプＡ，Ｃ

→
→
→
※2

→
残留熱除去系
海水系ポンプ
Ｂ，Ｄ

緊急用海水系
ポンプ→→

残留熱除去系
ポンプＡ

残留熱除去系
ポンプＢ

※1 海へ

←

※1

低圧炉心スプレイ系ポンプ※2

常設低圧代替注水系
ポンプＡ及びＢ（注）

←

※1

→
残留熱除去系ポンプＣ

←

↑

海

復水貯蔵タンク↑

海へ ※2（注）原子炉圧力容器破損前は原子炉注水機能について評価上考慮しない→
高圧炉心
スプレイ系ポンプ

原子炉隔離時冷却系ポンプ

タンクローリ

可搬型設備用軽油タンク

代替淡水貯槽
可搬型代替注水大型ポンプ←
常設高圧代替注水系ポンプ

第 3.2-1 図

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱時の重大事故等対処設備の概略系統図（2／5）（原子炉圧力容器破損前の代替循環冷却系による格納容器除熱及び格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部水位確保段階）

北側淡水池又は
高所淡水池

197

凡

例
：機能喪失箇所

非常用ディーゼル発電機等

逃がし安全弁（自動減圧機能）

外部電源

Ｇ
常設代替高圧電源装置

原子炉ウェル
タービンへ

耐圧強化
ベント系

原子炉圧力容器Ｇ
軽油貯蔵タンク

ドライウェルぺデ
スタル

3.2-55

代替
循環
冷却系
ポンプ
（注）

※3
サプレッション・
チェンバ
可搬型窒素供給装置↑
サプレッション・
プール

残留熱除去系
海水系ポンプＡ，Ｃ

→
→
※2

→
残留熱除去系
海水系ポンプ
Ｂ，Ｄ

緊急用海水系
ポンプ→→

残留熱除去系
ポンプＡ

残留熱除去系
ポンプＢ

※1 海へ

←

※1

低圧炉心スプレイ系ポンプ※2

常設低圧代替注水系
ポンプＡ及びＢ（注）

←

※1

→

格納容器
圧力逃がし装置※3→
残留熱除去系ポンプＣ

←

↑

海

復水貯蔵タンク↑

海へ ※2（注）原子炉圧力容器破損前は原子炉注水機能について評価上考慮しない→
高圧炉心
スプレイ系ポンプ

原子炉隔離時冷却系ポンプ

タンクローリ

可搬型設備用軽油タンク

代替淡水貯槽
可搬型代替注水大型ポンプ←
常設高圧代替注水系ポンプ（評価上考慮しない）

北側淡水池又は
高所淡水池

第 3.2-1 図 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱時の重大事故等対処設備の概略系統図（3／5）（原子炉圧力容器破損後の代替循環冷却系による格納容器除熱，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下部注水系（常設）による溶融炉心への注水段階）

198

凡

例
：機能喪失箇所

非常用ディーゼル発電機等

逃がし安全弁（自動減圧機能）

外部電源

Ｇ
常設代替高圧電源装置

原子炉ウェル
タービンへ

耐圧強化
ベント系

原子炉圧力容器Ｇ
軽油貯蔵タンク

ドライウェルぺデ
スタル

3.2-56

代替
循環
冷却系
ポンプ

格納容器
圧力逃がし装置※3※3
サプレッション・
チェンバ

可搬型窒素供給装置↑
サプレッション・
プール

残留熱除去系
海水系ポンプＡ，Ｃ

→
→
→
※2

→
残留熱除去系
海水系ポンプ
Ｂ，Ｄ

緊急用海水系
ポンプ→→

残留熱除去系
ポンプＡ

残留熱除去系
ポンプＢ

※1 海へ

←

※1

低圧炉心スプレイ系ポンプ※2

常設低圧代替注水系
ポンプＡ及びＢ←※1→
残留熱除去系ポンプＣ←↑

タンクローリ↑

海へ ※2
可搬型設備用軽油タンク→
高圧炉心
スプレイ系ポンプ

原子炉隔離時冷却系ポンプ

海

復水貯蔵タンク

代替淡水貯槽
可搬型代替注水大型ポンプ←
常設高圧代替注水系ポンプ

第 3.2-1 図 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱時の重大事故等対処設備の概略系統図(4／5)（原子炉圧力容器破損後の代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器圧力制御段階）

北側淡水池又は
高所淡水池

199

凡

例
：機能喪失箇所

非常用ディーゼル発電機等

逃がし安全弁（自動減圧機能）

外部電源

Ｇ
常設代替高圧電源装置

原子炉ウェル
タービンへ

耐圧強化
ベント系

原子炉圧力容器Ｇ
軽油貯蔵タンク

ドライウェルぺデ
スタル

3.2-57

代替
循環
冷却系
ポンプ

格納容器
圧力逃がし装置※3※3
サプレッション・
チェンバ

可搬型窒素供給装置↑
サプレッション・
プール

残留熱除去系
海水系ポンプＡ，Ｃ

→
→
→
※2

→
残留熱除去系
海水系ポンプ
Ｂ，Ｄ

緊急用海水系
ポンプ→→

残留熱除去系
ポンプＡ

残留熱除去系
ポンプＢ

※1 海へ

←

※1

低圧炉心スプレイ系ポンプ※2

常設低圧代替注水系
ポンプＡ及びＢ←※1→
残留熱除去系ポンプＣ←↑

タンクローリ↑

海へ ※2
可搬型設備用軽油タンク→
高圧炉心
スプレイ系ポンプ

原子炉隔離時冷却系ポンプ

海

復水貯蔵タンク

代替淡水貯槽
可搬型代替注水大型ポンプ←
常設高圧代替注水系ポンプ

第 3.2-1 図 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱時の重大事故等対処設備の概略系統図(5／5)（原子炉圧力容器破損後の代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱，可搬型窒素供給装置を用いた格納容器内窒素供給段階）

北側淡水池又は高所淡水池

200

（解析上の 時刻 ）（0 秒）

凡給水 流 量の 全喪 失
注 水機 能喪 失
全交 流 動力 電源 喪 失

原 子炉 水位 低 （レ ベ ル３ ）設定 点 到達 ※ １：操 作 ・確 認（ 運 転 員）

： 解析 上考 慮 しな い 操作

：プ ラ ント 状態 （ 解 析）

： 重大 事故 等 対応 要 員（ 現 場 ） の作 業

：判 断

： 運転 員 と重 大 事 故 等 対 応要 員（現 場 ）：操 作 及び 判断の共 同 作業※１：外部電源喪失に伴い，原子炉スクラム，主蒸気隔離弁閉止及び再循環ポン
プ停止となるが，解析上は原子炉水位低（レベル３）設定点到達にて原子炉スクラム信号が発信するものとする。主蒸気隔離弁閉止及び再循環ポン
プ 停止 につ い ては ， 外部 電 源 喪 失時 とす る 。

原子 炉 スク ラム ※ ２ 及び全 交流 動力 電 源喪 失 の確 認

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

原子 炉 水位 異常 低 下（ レベ ル２ ） 設定 点 到達

原子 炉 への 注水 機 能 喪失の 確 認

例※ ２： 原子 炉 スク ラ ムは ， 中 央 制御 室に て 平均 出 力 領域計 装 等 により 確 認 す る 。

使用 済 燃料 プー ルの冷 却 操作※３：全交流動力電源喪失及び原子炉隔離時冷却系の自動起動失敗により原子炉へ の注 水機 能 が喪 失 する 。

※３

※４：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 。

早期 の 電源 回復 不 能 の 確認 ※ ４※５：中央制御室にて，機器ランプ表示，警報，ポンプ吐出圧力計，系統流量計 ，原 子炉 水 位計 ， 原子 炉 圧 力 計等 にて 確 認 する 。
※ ６： 原子 炉 冷却 材 浄化 系 吸 込 弁の 閉止 操 作を 実 施 する。

常設 代 替高 圧電 源 装 置によ る
緊急 用 母線 の受 電 操 作

高圧 注 水機 能喪 失 の 確 認 ※ ５

電 源確 保操 作 対応

常設 高 圧代 替注 水 系 ポンプ を 用いた 高 圧代 替注 水 系 の起動 操 作※７：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 は， 以下 に より 判 断す る 。
・Ｌ Ｏ ＣＡ 発 生の 確 認 な し・高 圧 ・低 圧 注水 機 能 喪 失

ほ う酸 水注 入 系に よ る原 子 炉
圧力 容 器へ のほ う 酸 水注入 操 作※８：格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の有効性評価を実施する上で，原子炉圧力容器破損までは重大事故等対処設備に
よ る原 子炉 注 水機 能 につ い て も 考慮 しな い も のと 仮 定す る。

Ⅰ
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 ※ ６ ， ※ ７ ， ※ ８

常 設代 替高 圧 電源 装 置に よ る
非常 用 母線 の受 電 操 作

可 搬型 代替 低 圧電 源 車によ る 受電 操作※９：原子炉水位の低下による炉心の露出に伴い，炉心損傷したことを確認する。炉心損傷の判断は，格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）又は（Ｓ／ Ｃ） の指 示 値が 設 計基 準 事 故 相当 のガ ン マ 線線 量 率の 10 倍 以上 とな っ た
場合とする。格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）及び（Ｓ／Ｃ）による炉心損傷発生の判断ができない場合は，原子炉圧力容器温度により判断
す る。

原 子炉 建屋 ガ ス処 理 系及 び
中 央制 御室 換 気系 の 起動 操 作
Ⅱ（約 35 分）炉心 損 傷開 始（ 燃 料 被覆管 温 度
1,000K（約 727℃） 到達 ）低圧代替注水系（常設）以外 に よる 原 子炉 注水・ 消火 系（ デ ィー ゼ ル駆 動 ） に よる 原子 炉 注水・ 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・ ほう 酸水 注 入系 に よる 原 子 炉 注水・ 復水 補給 水 系に よ る原 子 炉 注 水・ 制御 棒駆 動 水圧 系 によ る 原 子 炉注 水

緊 急用 海水 系 及び代替 循 環冷 却系 の 準 備 操作
（電 源 切替 え操 作 ）炉 心損 傷確 認 ※９（約 38 分）原 子炉 水位 が 燃料 有 効長 底 部 か ら燃 料
有 効長 の 20％ 高 い位 置 に到 達 ※ １ ０※ 10： 原 子 炉 注 水 の 手 段 が 全 く な い 場 合 ， 原 子 炉 水 位 が 燃 料 有 効 長 底 部 か ら 燃 料
有 効長 の 20％ 高い 位 置に 到 達し た 時点 で ，原 子 炉 急速 減 圧 操 作の 実 施を 判
断 する 。
「 燃料 有 効長 底部 か ら 燃料 有 効長 の 20％ 高い 位 置 」と は ， 原 子炉 水 位（ 燃料 域） で− 2966mm を 示 す。

緊急 用 海水 系に よ る
海水 通 水操 作※ 11 ： 原 子 炉 水 位 異 常 低 下 （ レ ベ ル １ ） 設 定 点 及 び ド ラ イ ウ ェ ル 圧 力 13.7kPa[gage]到 達 に よ り ， 床 ド レ ン 制 限 弁 ， 機 器 ド レ ン 制 限 弁 及 び 原 子 炉 補 器 冷却 水制 限弁 が 自動 閉 止す る こ と を確 認す る 。
※ 12： 残 留 熱 除 去 系 熱 交 換 器 へ の 海 水 通 水 並 び に 代 替 循 環 冷 却 系 の 系 統 構 成 及 び
起動が問題なく行われたことをもって，代替循環冷却系の運転可能を判断す る。

Ⅲ
逃が し 安全 弁（ 自 動 減 圧機 能 ）2弁に よる 原 子炉 急 速減 圧操 作

（約 40 分）原子 炉 水位 異常 低 下 （ レベ ル １）
設定 点 及び ドラ イ ウ ェル圧 力
13.7kPa[gage]到 達 ※ １ １（約 52 分）燃料 被 覆管 温度 1,200℃ 到 達（約 70 分）炉 心溶 融開 始 （燃 料 温度
2,500K（約 2,227℃ ）到 達 ）（90 分）

代替 循 環冷 却系 に よ る
格納 容 器除 熱操 作 ※ １ ３

代替 残 留熱 除去 系 海 水 系に よ る
海 水通 水操 作

代替 循 環冷 却系 の 準 備 操作

代替 循 環冷 却系
運転 可 能 ※ １ ２※ 13： 炉 心 損 傷 し て い る こ と 及 び 原 子 炉 注 水 機 能 が 喪 失 し て い る こ と に よ り 代 替
循 環冷 却系 に よる 格 納容 器 除 熱 操作 を実 施 す る。
格 納容 器ス プ レイ 流 量は 250m ３ ／h で開 始 する 。
※ 14： ペデ ス タル （ ドラ イ ウ ェ ル部 ）内 床 ドレ ン サ ンプの 1m 水位 維持 機 能を 使 用し た追 加注 水 によ り 水位 を 確 保 する 。
水位確保操作は，非常用母線からの負荷切替え操作，注水開始操作，水位上 昇及 び注 水 停止 操 作を 考 慮 し た時 間（ 約 19 分 ） で実 施す る 。そ の 後， サ
プ レッ ショ ン ・チ ェ ンバ へ の 排 水に より 水 位 が 約 1m と なっ た 後， 床 ドレ ン
排 水弁 及び 機 器ド レ ン排 水 弁 は 自動 閉止 す る 。

No

Yes

Ａ

※ 15： 炉 心 損 傷 を 確 認 し た 場 合 ， 水 素 濃 度 及 び 酸 素 濃 度 監 視 設 備 を 起 動 し ， 他 のパ ラメ ータ 同 様， 格 納容 器 内 水 素濃 度及 び 酸 素濃 度 を継 続し て 監視 す る 。
※ 16： サ プ レ ッ シ ョ ン ・ プ ー ル ｐ Ｈ 制 御 装 置 （ 自 主 対 策 設 備 ） に よ る 薬 液 注 入 操
作 は， 格納 容 器下 部 水位 確 保 後 から 実施 す る 。
※ 17： 原 子 炉 圧 力 容 器 温 度 （ 下 鏡 部 ） が 300℃ に 到 達 し た こ と に よ り 原 子 炉 圧 力
容器の破損徴候を確認し，迅速な原子炉圧力容器の破損判断のために格納
容 器下 部水 温 を継 続 監視 す る 。
原 子炉 圧力 容 器の 破 損徴 候 判 断 パラ メー タ は 以下 の とお り。
・原 子炉 水 位の 「 低下 （ 喪 失 ）」・制 御棒 位 置の 指 示値 の 「 喪 失数 増加 」
・原 子炉 圧 力容 器 温度 （ 下 鏡 部） が「 300℃到 達 」

Ⅳ(約 2.7 時間)

原子 炉 圧力 容器 温 度 （下鏡 部 ）300℃ 到達

常設 低 圧代 替注 水 系 ポ ンプ を 用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部水位確保操作 ※１４

ドラ イ ウェ ル内 ガ ス 冷却装 置に よる 格納 容 器除 熱 操作Ⅴ

格納 容 器下 部水 温 の 継 続監 視 ※ １ ７（約 4.5 時間）

原子 炉 圧力 容器 破 損

水素 濃 度及 び酸 素 濃 度
監視 設 備の 起動 ※ １ ５

原子 炉 圧力 容器 破 損 時
原子 炉 圧力 2.0MPa[gage]以下

サプ レ ッシ ョン ・ プ ー ル pH 制 御装 置に よる 薬 液注 入 操作 ※ １ ６

格納 容 器下 部注 水 系 （ 常設 ） 以外 に よる ペ デス タ ル（ ドライウ ェ ル部 ）注 水・消 火 系（ ディ ー ゼ ル 駆動 ） によ る ペデ ス タル （ ドラ イウ
ェル 部 ）注 水・可 搬 型代 替注 水 大 型 ポン プ を用 い た格 納 容器 下 部注 水系（可 搬 型） によ る ペ デスタ ル （ ドラ イウ ェ ル部 ） 注水

※ 18： 原子 炉 圧力 容 器破 損 の 判 断は ，以 下 の破 損 判 断パラ メ ー タによ り 行 う 。
・格 納 容器 下部 水 温 の 「上 昇 」又 は 「喪 失 」
併 せて ，格 納 容器 下 部 水温 （20cm 位置 ） の 指示変 化 （ オ ー バ ース ケ ール やダ ウン スケ ー ル） に より 溶 融 炉 心の 多量 落 下 を判 断 する 。
※ 19： 原 子 炉 圧 力 容 器 が 破 損 し た こ と に よ り ， 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操作を実施する。
格 納 容 器 ス プ レ イ 流 量 は 300m ３ ／ h で 開 始 し ， 格 納 容 器 圧 力 が 低 下 傾 向 に転 じた 後， ス プレ イ を停 止 す る 。

溶融 炉 心落 下

水蒸 気 発生 に伴 う 格 納 容器 圧 力上 昇
（溶 融 燃料 −冷 却 材 相互作 用 ）Ａ
原子 炉 圧力 容器 破 損 の判断 ※ １ ８
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 操 作

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 操作 ※ １ ９

サプ レ ッシ ョン ・ プ ー ル
通 常水 位＋ 6.5m 到達

常 設低 圧代 替 注水 系 ポン プ を 用 いた
格 納容 器下 部 注水 系 （常 設 ） に よる
溶 融炉 心へ の 注水 操 作 ※ ２ ０
Ⅴ（約 4.6 時間）

格納 容 器雰 囲気 温 度 ・圧力 低 下

代替 循 環冷 却系 に よ る 原子 炉 注水及 び格 納容 器 除熱 操 作 ※ ２ １

格納容器下部注水系（常設）以外 に よる ペデスタル（ドライウェル部）注水
・ 消火 系（ デ ィー ゼ ル駆 動 ） に よる ペデ ス タル （ ドラ イウ
ェル 部 ）注 水・ 可搬 型代 替 注水 大 型ポ ン プ を 用い た格 納 容器 下 部注 水系（可 搬 型） によ る ペ デ スタ ル （ド ラ イウ ェ ル部 ） 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 イ冷 却 系 （ 常設 ）によ る 格納 容器 冷 却 停 止Ⅵ
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）

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 停止操 作（約 6.7 時間）※ 20： 溶 融 炉 心 の 多 量 落 下 に 伴 い ， 常 設 低 圧 代 替 注 水 系 ポ ン プ を 用 い た 格 納 容 器
下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）注水操作を実施
す る。
ペ デス タル （ ドラ イ ウェ ル 部 ） 注水 流量 は 80m ３ ／h で 開 始し ，格 納 容器 下部 水位 が 2.75m に 到 達後 ， 注水 を 停止 す る。 そ の 後は 格 納 容 器下 部 水位 を
2.25〜 2.75m の 範 囲 に 制 御 す る 。 な お ， 実 手 順 と し て は ， 多 数 回 の ペ デ スタル（ドライウェル部）への注水弁の開閉による当該弁の故障のリスク回避等の観点から，全炉心の崩壊熱による蒸発量相当の注水量で注水を実施する。ただし，全炉心の崩壊熱による蒸発量相当の注水量が格納容器下部
注水系（常設）の最低流量を下回る場合は，最低流量にて注水する運用とす る。
※ 21： 原 子 炉 圧 力 容 器 の 破 損 後 に 格 納 容 器 圧 力 が 低 下 傾 向 に 転 じ た 後 ， 代 替 循 環
冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱操作を実施するとともに，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 却操 作 を停 止 す る 。
代 替 循 環 冷 却 系 に よ る 原 子 炉 注 水流 量 は 100m ３ ／ h と し ， 格 納 容 器 ス プ レ
イ 流量 は 150m ３ ／h とす る 。
※ 22： 格 納容 器圧 力 が 465kPa[gage]に 到 達し た 場 合 に実 施し ，これ 以 降 は ， 格納
容 器圧 力を 400kPa[gage]か ら 465kPa[gage]の 範 囲 に維 持す る 。な お ，実 手
順としては，多数回の格納容器スプレイ弁の開閉による当該弁の故障のリ
スク回避等の観点から，可能な限り上記の圧力範囲内で格納容器圧力を維持 する よう 格 納容 器 スプ レ イ 流 量を 調整 す る 運用 と する 。
※ 23： 格 納容 器内 酸 素濃 度 が 4.0vol％ に 到達 し た 時点で ， 可 搬型 窒 素供 給 装置 を用いた格納容器内窒素供給操作を開始する。なお，可搬型窒素供給装置を用いた格納容器内窒素供給装置の起動準備操作は，格納容器内酸素濃度が3.5vol％に 到 達し た 時点 で 実 施 する 。

ドラ イ ウェ ル圧 力 465kPa[gage]到 達【有 効 性評 価の 対 象 として い な いが 他に 取 り得 る 手段 】
Ⅰ
電 源容 量に よ り使 用 でき る 設 備 が限 られ る が ，常 設 代替 高圧 電 源装 置 が 使 用 で きな い 場合 は 可搬 型 代替 低圧 電 源車 によ り P/C を 受電 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 格納 容器 圧 力 制 御操 作 ※ ２ ２Ⅱ（約 167 時間）

格納 容 器内 酸素 濃 度 4.0Vol％（ド ラ イ条 件） 到 達

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） と 同等 の 流 量 は 確 保で き ない が ，消 火 系（ ディ ー ゼル 駆動 ） によ る 原子 炉
注水 も 実施 可能 で あ る。
注 水開 始時 間 は遅 く なる 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 も実 施可 能 であ る 。
ま た， 非常 用 母線 の 受電 後 は ， ほう 酸水 注 入 系及 び 制御 棒駆 動 水圧 系 に よ る 原 子炉 注 水も 実 施可 能 であ る。

可搬 型 窒素 供給 装 置 を用い た
格 納容 器内 窒 素供 給 操作 ※ ２ ３Ⅲ
代 替残 留熱 除 去系 海 水系 に よ る 海水 通水 も 可 能で あ る。
Ⅳ

タ ンク ロー リ によ る
燃料 補 給操 作

非 常用 母線 の 受電 後 ，原 子 炉 補 機冷 却系 が 起 動可 能 な場 合に は ，ド ラ イ ウ ェ ル 内ガ ス 冷却 装 置を 起 動す る。
Ⅴ代 替循 環冷 却 系に よ る原 子 炉 注 水及 び格 納 容器 除 熱 ，常設 低 圧 代替注 水 系 ポ ン プを 用 いた 格 納容 器 下部 注水 系
（ 常設 ）に よ るペ デ スタ ル （ ド ライ ウェ ル 部） へ の 注水を 継 続 し，機 能 喪 失 し てい る 設備 の 復旧 に 努め る。
ま た， 格納 容 器内 酸 素濃 度 の 監 視を 継続 す ると と も に，可 搬 型 窒素供 給 装 置 を 用い た 格納 容 器内 窒 素供 給は ，格 納容 器圧 力 が 310kPa[gage]到 達 にて 停 止し ， その 後， 格 納容 器内 酸 素濃 度 4.3Vol％ （ド ライ 条 件） 到達 にて ，格 納容 器 圧力 逃 がし 装 置 に より 格納 容 器内 の 可 燃性ガ ス を 排出す る こ と で ，格 納 容器 内 での 水 素燃 焼を 防止 する 。
可 燃性 ガス 濃 度制 御 系の 復 旧 後 は， 可搬 型 窒素 供 給 装置に よ る 格納容 器 内 窒 素 供給 ， 代替 循 環冷 却 系に よる 原子 炉注 水及 び 格納 容 器除 熱 並 び に可 燃性 ガ ス濃 度 制 御系に よ る 水素濃 度 制 御 を 実施 す ると と もに ， 格納 容器 ベ
ン トを 停止 す る。

第 3.2-2 図常 設低 圧代 替 注水 系 ポン プ を 用 いた 格納 容 器 下部 注 水系 （常 設 ）以 外 に よ る ペ デス タ ル（ ド ライ ウ ェル 部） 注 水と 同等 の 流量 は 確保 で
きな い が， 消火 系 （ ディー ゼ ル 駆動 ）に よ る格 納 容器 スプ レ イも 実施 可 能で あ る。
注 水開 始時 間 は遅 く なる が ， 可 搬型 代替 注 水 大型 ポ ンプ を用 い た格 納 容 器 下 部 注水 系 （可 搬 型） に よる ペデ ス タル （ド ラ イウ ェ ル部 ）注水 も 実施 可能 で あ る。
Ⅵ
サ プレ ッシ ョ ン・ チ ェン バ 側 か らの 格納 容 器 ベン ト を優 先す る が， ド ラ イ ウ ェ ル側 か らの 格 納容 器 ベン トに よ る格 納容 器 除熱 も 実施 可能で あ る。

「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の対応手順の概要

201

3.2-58高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱

経過時間（分）
10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

150

160

170

180

190

200

備考

実施箇所・必要要員数【 】は他作業後移動してきた要員

約35分
炉心損傷開始（燃料被覆管温度 1,000K 到達）

事象発生

責任者

発電長

1人

中央監視
運転操作指揮

補佐

副発電長

1人

運転操作指揮補佐

約52分
燃料被覆管温度 1,200℃到達

原子炉スクラム

操作項目

操作の内容

通報連絡者

災害対策要員運転員(中央制御室)

運転員
(現場)

2人

2 時間
原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系の起動

約70分
炉心溶融開始（燃料被覆管温度 2,500K 到達）

プラント状況判断
災害対策本部連絡
発電所外部連絡約 38 分
原子炉水位が燃料有効長底部から
燃料有効長の 20％高い位置に到達

重大事故等対応要員(現場)●原子炉スクラムの確認●タービン停止の確認

状況判断

2人
A，B

●外部電源喪失の確認
−

10 分

−
●非常用ディーゼル発電機等の自動起動失敗の確認●原子炉隔離時冷却系の自動起動失敗の確認●原子炉への注水機能喪失の確認

早期の電源回復不能の確認

電源確保操作対応

【1人】
A

−

−

●高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機の手動起動操作（失敗）

1分

【1人】
B

−

−

●非常用ディーゼル発電機の手動起動操作（失敗）

2分

−

2人
a，b

●電源回復操作−適宜実施

常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作

【1人】
B

−

−

●常設代替高圧電源装置 2 台起動及び緊急用母線の受電操作

4分

高圧注水機能喪失の確認

【1人】
A

−

−

●原子炉隔離時冷却系の手動起動操作（失敗）2分

常設高圧代替注水系ポンプを用いた高圧代替注水系の起動操作

【1人】
A

−

−

●常設高圧代替注水系ポンプを用いた高圧代替注水系の起動操
作

【1人】
B

−

−

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）準備操作【1人】
A

緊急用海水系による海水通水操作

【1人】
A

−

−

−

2分

●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 系統構成

3分

●緊急用海水系及び代替循環冷却系起動に必要な負荷の電源
切替操作●緊急用海水系による海水通水

4分
20 分

常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部水位確保操作

【1人】
A

−

水素濃度及び酸素濃度監視設備の
起動操作

【1人】
A

−

−

●水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作

サプレッション・プールpH制御装置による薬液注入操作

【1人】
A

−

−

●サプレッション・プールpH制御装置による薬液注入操作

炉心損傷確認

【1人】
B

−

−

●炉心損傷確認

逃がし安全弁（自動減圧機能）2弁による原子炉急速減圧操作【1人】
B

海水通水開始後，適宜状態監視
6分●代替循環冷却系起動に必要な負荷の電源切替操作
−

−

35 分

●代替循環冷却系による格納容器除熱操作 系統構成及び起動

原子炉注水は解析上考慮
しない

解析上考慮しない●常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル水位の調整操作

20 分

水位調整後，適宜状態監視
8分

適宜，格納容器内水素濃度及び酸素濃度の監視
15 分

代替交流電源設備により緊急用母線受電後，暖気が自動的に開始される
解析上考慮しない

2分−−●逃がし安全弁（自動減圧機能）2弁による原子炉急速減圧操作−−●非常用母線受電準備

−

2人
C，D

−

●非常用母線受電準備

常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作

【1人】
B

−

−

原子炉建屋ガス処理系及び中央制
御室換気系の起動操作

【1人】
B

−

1分
35 分
解析上考慮しない

70 分
8分●常設代替高圧電源装置3台追加起動

解析上考慮しない●非常用母線受電

−

5分
15 分

●原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系の起動操作●ほう酸水注入系起動操作−

格納容器除熱開始後，適宜状態監視4分●非常用母線からの負荷切替え操作
−

【1人】
B

【1人】
B

原子炉注水は解析上考慮しない

系統構成及び起動【1人】
A

ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作

解析上考慮しない●原子炉冷却材浄化系吸込弁の閉操作

代替循環冷却系による格納容器除熱操作

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

4分
4分●原子炉注水，原子炉減圧に必要な負荷の電源切替操作−

解析上考慮しない

起動操作実施後，適宜状態監視

解析上考慮しない

2分−

解析上考慮しない

ほう酸水全量注入完了まで適宜状態監視●ほう酸水注入系の注入状態監視

第 3.2-3 図

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の作業と所要時間（1／2）

3.2-59202

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱

経過時間（時間）
1

2

3

4

5

25

124

備考

167

約 2.7 時間
原子炉圧力容器温度（下鏡部）
が 300℃到達
約 4.5 時間
原子炉圧力容器破損

実施個所・必要要員数【 】は他作業後移動してきた要員

操作項目

約 124 時間
格納容器内酸素濃度 3.5vol％（ドライ条件）到達

操作の内容

格納容器圧力低下から 30 分後

運転員(中央制御室)運転員(現場)

緊急時対策要員(現場)

原子炉圧力容器破損の判断

【1人】
A

−

−

●原子炉圧力容器破損の判断●溶融炉心の堆積量確認

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操作

【1人】
A

−

−

●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操作（原子炉圧力容器破損後）1分

常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による溶融炉心への注水操作

【1人】
A

−

−

●常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）注水・水位制御操作

1分

代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱操作

【1人】
A

−

−

●代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱操作

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）による格納容器圧力制御
操作

【1人】
A

−

−

●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）による格納容器圧力制御操作

破損判断パラメータ（格納容器下部水温）
の継続監視

【1 人】
A

−

5分

適宜状態監視適宜実施−

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

−

−

10人
c〜l

●可搬型代替注水大型ポンプ準備，ホース敷設等

可搬型窒素供給装置による格納容器
内窒素供給操作

−

−

【4人】
e〜h

●可搬型窒素供給装置起動操作

−

2人
(招集)

解析上考慮しない
アクセスルート復旧時間含む
炉心損傷により屋外放射線量が高い場合は屋内に待機し，モニタ指示を確認しながら作
業を行う

170 分

115 分

2人
A,B

2人
C,D

可搬型窒素供給装置起動後，
適宜状態監視90 分
タンクローリ残量に応じて適宜軽油タンクから補給

適宜実施●可搬型窒素供給装置への給油

必要要員合計

解析上考慮しない
事象発生後約25時間までに実
施する

15 分

●可搬型設備用軽油タンクからタンクローリへの補給−

解析上考慮しない
スロッシングによる水位低下がある場合は代替燃料プール
冷却系の起動までに実施する

適宜実施●代替燃料プール冷却系起動操作

タンクローリによる燃料補給操作

注水開始後，水位制御を継続

流量調整及び原子炉注水開始後，適宜状態監視●常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水操作
使用済燃料プールの冷却操作

約 167 時間
格納容器内酸素濃度 4.0vol％（ドライ条件）到達

12人 a〜l及び招集2人

第 3.2-3 図

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の作業と所要時間（2／2）

3.2-60203

10
逃がし安全弁（安全弁機能）による原子炉圧力制御（最大圧力：約 8.3MPa[gage]）

8

原
子
炉
圧
力

逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉急速減圧（約 38 分）

6
下部プレナムへの溶融炉心移行に伴う圧力上昇
約 2.5MPa[gage]（約 2.5 時間）

4(MPa[gage])

原子炉圧力容器破損直前
約 0.2MPa[gage]（約 4.5 時間）
2.0MPa[gage]

2

0
0

1

2

3

4

5

6

7

8

事故後の時間(h)
事故後の時間(hr)JOB No.MA47BNT2TQUV3H7I008

第 3.2-4 図

原子炉圧力の推移

20
逃がし安全弁からの蒸気放出による水位の低下
シュラウド内（二相水位）

15

逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉
急速減圧（約 38 分）に伴い水位が低下

（

原
子
炉
水
位

）

シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
外
水
位

原子炉圧力容器破損（約 4.5 時間）に伴い下部プレナム内の全溶融炉心がペデスタル（ドライウェル部）へ落下
代替循環冷却系による原子炉
注水開始（約 5.1 時間）に伴う水位上昇

下部プレナムへの溶融炉心の移行（約 2.5 時間）に伴い下部プレナ
ム水が蒸発し，水位が低下

10

燃料有効長頂部
原子炉水位Ｌ０

シュラウド外（コラプスト水位）

落下した溶融炉心による
見かけ上の水位上昇

燃料有効長底部

5(m)
下部プレナム（二相水位）

0
0

1

2

3

4

5

6

7

8

事故後の時間(h)
事故後の時間(hr)JOB No.MA47BNT2TQUV3H7I008

第 3.2-5 図

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

3.2-61204

2000
RPV下部ヘッド構造材温度(ノード１)※
原
子
炉
圧
力
容
器
下
部
ヘ
ッ
ド
構
造
材
温
度
(℃)

1800

RPV下部ヘッド構造材温度(ノード２)
RPV下部ヘッド構造材温度(ノード３)

1600

RPV下部ヘッド構造材温度(ノード４)

原子炉圧力容器の破損（約 4.5 時間）

RPV下部ヘッド構造材温度(ノード５)

1400
1200
1000

下部ヘッド温度が 300℃
到達（約 2.7 時間）

800
下部プレナムへの
溶融炉心の移行（約 2.5 時間）

600
400
200
0
0

1

2

3

4

5
事故後の時間(h)
事故後の時間(hr)

第 3.2-6 図

6

7

8

9

10

※軸方向の中心から外周に向かい，ノードが１から５に区分される
JOB No.MA47BNT2TQUV3H7I008

原子炉圧力容器下部ヘッド温度の推移

3.2-62205

0.8
ドライウェルサプレッション・チェンバ
0.62MPa[gage]

0.6
格
納
容
器
圧
力

格納容器スプレイ等による格納容器圧力抑制
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）による格納容器圧力制御開始までの最大圧力 約 0.47MPa[gage]（約 7.4 時間）

0.4

代替循環冷却系による格納容器除熱による圧力低下(MPa[gage])

原子炉圧力容器破損及びペデスタル（ドライウェル部）への溶融炉心落下（約 4.5 時間）に伴う圧力上昇

0.2

サプレッション・チェンバ内への窒素供給開始（約 167 時間）

逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉急速減圧（約 38 分）に伴う圧力上昇

0.0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)
事故後の時間(hr)JOB No.MA47BNT2TQUV3H7I008

第 3.2-7 図

格納容器圧力の推移

300
ドライウェルサプレッション・チェンバ(気相)サプレッション・チェンバ(液相)格納容器スプレイ等による格納容器温度抑制

格
納
容
器
温
度

200℃

200
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）による格納容器圧力制御開始までの最高温度 約 151℃（約 7.4 時間）
代替循環冷却系による格納容器除熱による温度低下（℃）
100

原子炉圧力容器破損及びペデスタル（ドライウェル部）
への溶融炉心落下（約 4.5 時間）に伴う温度上昇
逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉急速減圧（約 38 分）に伴う温度上昇

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)
事故後の時間(hr)JOB No.MA47BNT2TQUV3H7I008

第 3.2-8 図

格納容器雰囲気温度の推移

3.2-63206

0.8
ドライウェル

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）による格納容器圧力制御開始

0.6
格
納
容
器
圧
力

サプレッション・チェンバ
0.62MPa[gage]

逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉
急速減圧（約 38 分）に伴う圧力上昇
原子炉圧力容器破損及びペデスタル（ドライウェル部）への溶融炉心落下（約 4.5 時間）に伴う圧力上昇
約 0.22MPa[gage]

0.4

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
格納容器冷却開始（約 4.6 時間）(MPa[gage])
代替循環冷却系による格納容器除熱開始（90 分）

0.2

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）による格納容器圧力制御停止

下部プレナムへの溶融炉心の移行（約 2.5 時間）

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停止及び代替循環冷却系流量分配（約 5.1 時間）

0.0
0

1

2

3

4

5

6

7

8

事故後の時間(h)
事故後の時間(hr)JOB No.MA47BNT2TQUV3H7I008

第 3.2-9 図

格納容器圧力の推移（〜8 時間）

300
ドライウェル
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）による格納容器圧力制御開始

格
納
容
器
温
度

サプレッション・チェンバ(気相)サプレッション・チェンバ(液相)
200℃

200
原子炉圧力容器破損及びペデスタル（ドライウェル部）への溶融炉心落下（約 4.5 時間）に伴う温度上昇
約 118℃（℃）

代替循環冷却系による格納容器除熱開始（90 分）

100

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停止及び代替循環冷
却系流量分配（約 5.1 時間）

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
格納容器冷却開始（約 4.6 時間）

0
0

1

2

3

4

5

6

7

8

事故後の時間(h)
事故後の時間(hr)JOB No.MA47BNT2TQUV3H7I008

第 3.2-10 図

格納容器雰囲気温度の推移（〜8 時間）

3.2-64207

20

ベントライン（約 15m）

15通常水位＋6.5m（約 13.5m）
通常水位＋5.5m（約 12.5m）
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停止に伴う水位上昇の停止

10

ー

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
プ

ル
水
位

原子炉圧力容器からの蒸気流入，格納容器
スプレイ水流入に伴う水位上昇

5

(m)

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2TQUV3H7I008

第 3.2-11 図

サプレッション・プール水位の推移

20

ベントライン（約 15m）

15通常水位＋6.5m（約 13.5m）

原子炉圧力容器の破損（約 4.5 時間）

10

通常水位＋5.5m（約 12.5m）
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
格納容器冷却停止（約 5.1 時間）

ー

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
プ
ル
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）による格納容器圧力制御開始

下部プレナムへの溶融炉心の移行（約 2.5 時間）

5(m)

逃がし安全弁を通じた原子炉圧力容器からの蒸気流入に伴う水位上昇

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
格納容器冷却開始（約 4.6 時間）

0
0

1

2

3

4

5

6

7

8

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2TQUV3H7I008

第 3.2-12 図

サプレッション・プール水位の推移（〜8 時間）

3.2-65

208

400

350

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（300m３／h）

300

代替循環冷却系による格納容器除熱（250m３／h）

250
注
水
流
量
(m3/h)

代替循環冷却系による格納容器除熱（150m３／h）

200

150
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）による格納容器圧力制御（130m３／h）

100
代替循環冷却系による原子炉注水（100m３／h）

50
常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）注水（80m３／h）

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(hr)
事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2TQUV3H7I008

第 3.2-13 図

注水流量の推移400
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（300m３／h）

350

代替循環冷却系による格納容器除熱（150m３／h）

代替循環冷却系による格納容器除熱（250m３／h）

300

250
注
水
流
量
(m3/h)

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）による格納容器圧力制御（130m３／h）

代替循環冷却系による原子炉注水（100m３／h）

200

150
常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタ
ル（ドライウェル部）注水（80m３／h）

100

50

0
0

1

2

3

4

5

6

7

8

事故後の時間(hr)
事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2TQUV3H7I008

第 3.2-14 図

注水流量の推移（〜8 時間）

3.2-66

209

10

8

（

ペ
デ
ス
タ
ル

）

ド
ラ
イ
ウ
ェ
ル
部

ペデスタル（ドライウェル部）への間欠注水による水位制御

6

4

水
位
(m)

2

原子炉圧力容器破損に伴うペデスタル（ドライウェル部）への溶融炉心落下による水位上昇（約 4.5 時間）

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(hr)
事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2TQUV3H7I008

第 3.2-15 図

ペデスタル（ドライウェル部）の水位の推移

10

（

ペ
デ
ス
タ
ル

8

6

2.75m 水位到達によるペデスタル（ドライウェル部）注水停止

5
4

水
位

3

(m)

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）による格納容器圧力制御による格納容器圧力低下に伴いペデスタル（ドライウェル部）内の水の蒸発量が増加し，一時的に
水位が低下

7

）

ド
ラ
イ
ウ
ェ
ル
部

※代替循環冷却系により原子炉へ注水された水が原子炉圧力容器破断口からペデスタル（ドライウェル部）内へ落下し，水位が維持される

9

常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器
下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）注水開始（約 4.6 時間）※

原子炉圧力容器破損に伴うペデスタル（ドライウェル部）への溶融炉心落下による水位上昇（約 4.5 時間）

2※

2.25m 水位到達によるペデスタル（ドライウェル部）注水再開

1
0
0

1

2

3

4

5

6

7

8

事故後の時間(h)
事故後の時間(hr)JOB No.MA47BNT2TQUV3H7I008

第 3.2-16 図

ペデスタル（ドライウェル部）の水位の推移（〜8 時間）

3.2-67

210

1.0
0.9
ペデスタル（ドライウェル部）壁面
0.8
ペデスタル（ドライウェル部）床面
0.7
0.6
0.5

ー

溶
融
炉
心
に
よ
る
コ
ン
ク
リ
ト
の
侵
食
量

(cm)

0.4
0.3
0.2

ペデスタル（ドライウェル部）壁面及び床面の侵食量（0cm）

0.1
0.0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(hr)
事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2TQUV3H7I008

第 3.2-17 図 ペデスタル（ドライウェル部）の壁面及び床面のコンクリート侵食量の推移

3.2-68

211

100
水素
酸素
窒素
水蒸気
一酸化炭素,二酸化炭素
可燃限界
可燃限界

90
代替循環冷却系による格納容器除熱に伴う水蒸気濃度の低下及び窒素，水素，酸素
濃度の上昇

80
ド
ラ
イ
ウ
ェ
ル
の
気
相
濃
度

70
60

窒素
50
40
水素
30

（vol％）

20

水蒸気

一酸化炭素,二酸化炭素

酸素

10

酸素可燃限界(5vol%)

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)
事故後の時間(hr)JOB NO. MA47BNT2TQUV3H７I008

第 3.2-18 図

ドライウェルの気相濃度の推移（ウェット条件）

100

水素
酸素

90
サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
の
気
相
濃
度
（vol％）

窒素
水蒸気

水の放射線分解に伴う水素，酸素濃度の上昇及び窒素，水蒸気濃度の低下

80

一酸化炭素,二酸化炭素
可燃限界
可燃限界

70
60
窒素

50
40

水素
30
20

一酸化炭素,二酸化炭素
水蒸気

サプレッション・チェンバ内への窒素供給開始（約 167 時間）による窒素濃度の上昇
及び水素，酸素，水蒸気濃度の低下
酸素10

酸素可燃限界(5vol%)

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)
事故後の時間(hr)JOB NO. MA47BNT2TQUV3H７I008

第 3.2-19 図

サプレッション・チェンバの気相濃度の推移（ウェット条件）

3.2-69

212

100
水素
90
80
ド
ラ
イ
ウ
ェ
ル
の
気
相
濃
度
（vol％）

酸素
窒素

ドライウェル圧力の低下によりベント管真空破壊装置が開放し，サプレッション・チェンバの気体がドライウェルへ流入

一酸化炭素,二酸化炭素
可燃限界
可燃限界

70
窒素
60
水の放射線分解に伴う水素，酸素濃度の上昇及び窒素濃度の低下

50
40
水素
30
20
一酸化炭素,二酸化炭素

酸素

10

酸素可燃限界(5vol%)

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)
事故後の時間(hr)JOB NO. MA47BNT2TQUV3H７I008

第 3.2-20 図

ドライウェルの気相濃度の推移（ドライ条件）

100
水素
酸素
窒素
一酸化炭素,二酸化炭素
可燃限界
可燃限界

90
サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
の
気
相
濃
度

水の放射線分解に伴う水素，酸素濃度の上昇及び窒素濃度の低下

80
70
60

窒素

50
40

水素
サプレッション・チェンバ内への窒素供給開始（約 167 時間）による窒素濃度の上昇
及び水素，酸素濃度の低下

3020

一酸化炭素,二酸化炭素酸素（vol％）

10

酸素可燃限界(5vol%)

0
0

24

48

72

96

事故後の時間(hr)
事故後の時間(h)

120

144

168

酸素濃度の最大値
JOB NO. MA47BNT2TQUV3H７I008
約 4.0vol％（約 167 時間）

第 3.2-21 図

サプレッション・チェンバの気相濃度の推移（ドライ条件）

3.2-70

213

100
90
窒素

80
ド
ラ
イ
ウ
ェ
ル
の
気
相
濃
度

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（約 4.6〜5.1 時間）

水蒸気

水素
酸素
窒素
水蒸気
可燃限界
一酸化炭素,二酸化炭素
可燃限界

70
60
50
40
30

（vol％）

酸素

一酸化炭素,二酸化炭素20

水素

酸素可燃限界(5vol%)
10
0
0

1

2

3

4

5

6

7

8

事故後の時間(h)原子炉圧力容器内での水蒸気発生及びジルコニウム−
水反応に伴う水素発生

第 3.2-22 図

下部プレナムへの
溶融炉心の移行（約 2.5 時間）

常設低圧代替注水系ポンプを用いた
JOB NO. MA47BNT2TQUV3H７I008
原子炉圧力容器の代替格納 容器ス プレイ 冷却系 （常破損（約 4.5 時間）
設）による格納容器圧力制御

ドライウェルの気相濃度の推移（ウェット条件）（〜8 時間）

100

水素
酸素
窒素
水蒸気
可燃限界
一酸化炭素,二酸化炭素
可燃限界

90
サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
の
気
相
濃
度
（vol％）

ドライウェル圧力の上昇によりベント管を通じてドライウェルの気体がサプレッ
ション・チェンバへ流入

80
70
60

水素

50
40

窒素

30
20

一酸化炭素,二酸化炭素

酸素
水蒸気

10

酸素可燃限界(5vol%)

0
0

1

2

3

4

5

6

7

8

事故後の時間(h)原子炉圧力容器内での水蒸気発生及びジルコニウム−
水反応に伴う水素発生

第 3.2-23 図

下部プレナムへの
溶融炉心の移行（約 2.5 時間）

JOB NO. MA47BNT2TQUV3H７I008
原子炉圧力容器の破損（約 4.5 時間）

サプレッション・チェンバの気相濃度の推移（ウェット条件）（〜8 時間）

3.2-71

214

100
90
80
ド
ラ
イ
ウ
ェ
ル
の
気
相
濃
度
（vol％）

水素
酸素
窒素
可燃限界
一酸化炭素,二酸化炭素
可燃限界

70
60

窒素

ドライウェル圧力の低下によりベント管真空破壊装置が開放し，サプレッション・チェンバの気
体がドライウェルへ流入

50
40

水素

30
20

一酸化炭素,二酸化炭素
酸素

10

酸素可燃限界(5vol%)

0
0

1

2

3

4

5

6

7

8

事故後の時間(h)下部プレナムへの
溶融炉心の移行（約 2.5 時間）

原子炉圧力容器内での水蒸気発生及びジルコニウム−
水反応に伴う水素発生

第 3.2-24 図

JOB NO. MA47BNT2TQUV3H７I008
原子炉圧力容器の破損（約 4.5 時間）

ドライウェルの気相濃度の推移（ドライ条件）（〜8 時間）

100
水素
酸素
窒素
一酸化炭素,二酸化炭素
可燃限界
可燃限界

90
サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
の
気
相
濃
度
（vol％）

ドライウェル圧力の上昇によりベント管を通じてドライウェルの気体がサプレッ
ション・チェンバへ流入

80
70

水素
60
50
窒素

40
30
20

一酸化炭素,二酸化炭素
酸素

10

酸素可燃限界(5vol%)

0
0

1

2

3

4

5

6

7

8

事故後の時間(h)原子炉圧力容器内での水蒸気発生及びジルコニウム−
水反応に伴う水素発生

第 3.2-25 図

下部プレナムへの
溶融炉心の移行（約 2.5 時間）

JOB NO. MA47BNT2TQUV3H７I008

原子炉圧力容器の破損（約 4.5 時間）

サプレッション・チェンバの気相濃度の推移（ドライ条件）（〜8 時間）

3.2-72215

0.8
ドライウェルサプレッション・チェンバ
格納容器スプレイ等による格納容器圧力抑制

0.62MPa[gage]

0.6
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）による格納容器圧力制御開始までの最高圧力 約 0.47MPa[gage]（約 7.5 時間）

格
納
容
器
圧
力

代替循環冷却系による格納容器除熱による圧力低下

格納容器内酸素濃度（ドライ条件）
4.0vol％到達にて可搬型窒素供給装置によりサプレッション・チェンバ内への窒素供給開始（約 133 時間）

0.4
ペデスタル（ドライウェル部）への間欠注水によるドライウェル圧力の変動(MPa[gage])0.2
原子炉圧力容器破損及びペデスタル（ドライウェル部）への溶融炉心落下（約 4.5 時間）に伴う圧力上昇
逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉急速減圧（約 38 分）に伴う圧力上昇

0.0
0

24

48

72

96

事故後の時間(h)第 3.2-26 図

120

144

168

格納容器圧力 310kPa[gage]到達後，可搬型
JOB No.MA47BNT2TQUVGH84003
窒素供給装置による窒素供給を停止することで格納容器圧力は平衡状態となる。

原子炉圧力容器破損後に原子炉注水しない場合の格納容器圧力の推移

300
ドライウェルサプレッション・チェンバ
格納容器スプレイ等による格納容器温度抑制

格
納
容
器
温
度

200

（℃）

100

200℃
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）による格納容器圧力制御開始までの最高温度 約 150℃（約 7.4 時間）
代替循環冷却系による格納容器除熱による圧力低下

ペデスタル（ドライウェル部）への間欠注水によるドライウェル雰囲気温度の変動

原子炉圧力容器破損及びペデスタル（ドライウェル部）
への溶融炉心落下（約 4.5 時間）に伴う温度上昇
逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉急速減圧（約 38 分）に伴う温度上昇

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2TQUVGH84003

第 3.2-27 図

原子炉圧力容器破損後に原子炉注水しない場合の格納容器雰囲気温度の推移

3.2-73216

添付資料 3.2.3
ペデスタル（ドライウェル部）内の水位管理方法について

東海第二発電所における，溶融燃料−冷却材相互作用及び溶融炉心・コンク
リート相互作用の影響抑制を考慮したペデスタル（ドライウェル部）（以下「ペデスタル」という。）内の水位管理対策の内容を以下に示す。

1.

ペデスタルの構造及び設備概要
東海第二発電所のペデスタルの概要図を第 1 図(a)及び(b)に示す。
ペデスタル内の底面及び側面には，原子炉圧力容器（以下「ＲＰＶ」という。）が破損し溶融炉心（以下「デブリ」という。）が落下した際のペデス
タル構造健全性確保のため，ＺｒＯ ２ 製のコリウムシールドを設置する。また，コリウムシールド内は床ドレンサンプとして用いるために，コリウムシールド表面にＳＵＳ製のライナを敷設し通常運転中の水密性を確保するとともに，その内側に機器ドレンサンプを設置する。
ドライウェルにて生じる床ドレン及び機器ドレン並びに機器ドレンサンプを冷却するための冷却水は，第 1 図(a)及び(b)のようにペデスタル側壁の貫通孔を通る配管により各ドレンサンプへ導かれる。これらの配管はコリウムシールドの側壁部より高い位置からペデスタル内へ接続し，コリウムシール
ド内に堆積したデブリが配管へ流入しない設計とする。
床ドレンサンプ内に流入した水は，1m に立ち上げたスワンネックから流出させ，スリット及び配管を通じて原子炉建屋原子炉棟床ドレンサンプ設備へ排水する。また，排水配管を分岐させベント管へ接続することで，事故時においてペデスタルからサプレッション・チェンバへ排水する経路を設ける。
ペデスタルの側壁は鋼製スカートを介してＲＰＶを支持しており，ＲＰＶ
下部プレナムの中心付近には原子炉冷却材浄化系のボトムドレン配管が接続
添付 3.2.3-1

217

されているとともに，ペデスタル内には制御棒駆動水圧系配管が敷設されている。

添付 3.2.3-2218

弁の閉止タイミング※１(図中 ○)：
格納容器隔離信号発信時※２(図中○)：
格納容器圧力高信号及び原子炉水位異常低下（L1）
信号発信時※３(図中 ○)：
炉心損傷後のペデスタル
水の排水完了時

添付 3.2.3-3

機器ドレンサンプ
流入配管・弁(※２)

原子炉冷却材
再循環系配管

ドライウェル

鋼製スカート（ＲＰＶ支持）原子炉圧力容器
ボトムドレン配管

制御棒駆動機構ハウジング

原子炉冷却材
浄化系へ

制御棒駆動
水圧系配管

格納容器下部
注水配管

人通用開口部

原子炉補機冷却水配管・弁(※２)（機器ドレンサンプ入口／出口）

ダイアフラムフロア

機器ドレンサンプ
スワンネック
コリウムシールド（ライナ付）
床ドレンサンプ

機器ドレン排水弁(※３)

床ドレン排水弁(※３)

床ドレン配管・ドライウェルからペデスタル床ドレンサンプへの水の流入を制限する制限弁(※２)

格納容器外側隔離弁(※１)
格納容器外側隔離弁(※１)

スリット

機器ドレン用
流量計

ベント管

機器ドレン
排水配管

床ドレン
排水配管

サプレッション・チェンバ
原子炉建屋原子炉棟
機器ドレンサンプ設備へ

サプレッション・プール

第 1 図 (a) ペデスタル概要図（断面図）

床ドレン用
流量計

原子炉建屋原子炉棟
床ドレンサンプ設備へ

219

添付 3.2.3-4

220

2.

水位管理方法
通常運転時及び事故時におけるペデスタル内水位の管理方法を以下に示す。

(1)

通常運転時
ペデスタル床ドレンサンプの機能として，排水配管から 1m の水深を超えた流入水を原子炉建屋原子炉棟の床ドレンサンプ設備へ排水し，ペデスタ
ル内水位を 1m に維持する。

(2)

事故発生からＲＰＶ破損まで
格納容器圧力高信号及び原子炉水位異常低下（L1）信号により，ペデス
タル内へ流入する配管（床ドレン配管，機器ドレン配管及び原子炉補機冷却水配管）に対してペデスタル外側に設置した制限弁を自動閉止し，ペデ
スタルへの流入水を制限する。
制限弁閉止前の流入水等により水位が 1m を超えた場合には，ベント管に接続された床ドレン排水配管及び床ドレン排水弁を経由してサプレッション・プールへ排水され，ＲＰＶ破損までにペデスタル内水位は 1m まで低下する。
事故が発生し炉心が損傷した場合，格納容器下部注水配管から水位 1mを超過するまで注水を実施し，その後排水することにより，ＲＰＶ破損時に確実に水位 1m を確保する運用とする。これに要する時間は 20 分程度（注水開始操作に要する時間（約 6 分），水位 10cm 分の注水に要する時間（約3 分），注水停止操作に要する時間（約 4 分）及び 5cm 分の排水に要する時間（約 5 分）に余裕を加味した時間）と想定され，炉心損傷後のペデス
タル注水開始からＲＰＶ破損までの約 2.5 時間（事象進展の速い大破断Ｌ
ＯＣＡ時の例）の間に余裕をもって実施可能である。
添付 3.2.3-5

221なお，床ドレンサンプの水位をＲＰＶ破損までに 1m とする排水の過程において，水位が 1.2m 以上であるときには床ドレン排水配管及び床ドレン排水弁を経路とした排水に加えて，ベント管に接続された機器ドレンサンプ
排水配管及び排水弁を経由してサンプレッション・プールに排水することが可能である。
ベント管に接続する床ドレン排水弁及び機器ドレン排水弁はＲＰＶ破損前に閉とし，ＲＰＶ破損後のペデスタル水のサプレッション・プールへの流出を防止する。
(3)

ＲＰＶ破損後ＲＰＶ破損及びデブリ落下後，ペデスタル内にて 0.2m 以上のデブリ堆積を検知後に，80m ３ ／h でペデスタル満水相当まで水位を上昇させるとともに，その後は満水近傍にて水位を維持する（別添 1）。

また，上記(1)〜(3)の水位管理を実現するための設備対策について別添 2 に，ペデスタル内に設置する計器類について別添 3 にそれぞれ示す。

添付 3.2.3-6

222

別添 1
ペデスタル注水開始後の水蒸気爆発発生の可能性及び水蒸気爆発発生抑制の考え方について

1.

はじめに
東海第二発電所では，水蒸気爆発（以下「ＳＥ」という。）によるペデスタル構造への影響抑制のため，ＲＰＶ破損時のペデスタル水位を 1m と設定し，ＳＥ影響評価を実施している。しかし，ＲＰＶの破損を判断した場合には，格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル注水を実施する手順としており，注水開始後には 1m を超える水位がペデスタル内に形成されることとなり，ＳＥ影響評価の想定を上回る規模のＳＥが発生する可能性がある。
これに対して，ＲＰＶ破損及びペデスタル注水開始後のペデスタル内の状況を推定し，ＳＥの発生可能性及びこれを考慮した水位管理について検討した。以下に検討の内容を示す。

2.

ＲＰＶ破損時のデブリ落下挙動
ＲＰＶが破損するような状況においては原子炉注水機能が喪失している可能性が高く，ＲＰＶ破損時にはデブリの大部分が下部プレナムに堆積することで，これらのデブリの重量及び熱的影響により制御棒駆動機構ハウジング
等のＲＰＶ貫通部溶接箇所が破損し，デブリが落下し始めると考えられる。
その後も，制御棒駆動機構ハウジングはペデスタル内において外部サポート
により支持されているため逸出が生じることは考えにくく，アブレーションによる破損口の拡大を伴いながら下部プレナムに堆積したデブリが継続的にペデスタルへ落下するものと考えられる。
なお，有効性評価においては，溶融燃料−冷却材相互作用や溶融炉心・コ
添付 3.2.3-7

223

ンクリート相互作用による格納容器への負荷を厳しく評価する観点から，ＲＰＶの破損形態として制御棒駆動機構ハウジングの逸出を想定しており，ＲＰＶ破損口はアブレーションにより拡大しながら，ＲＰＶの内圧及びデブリの堆積ヘッドにより，約 300ton の溶融デブリが約 30 秒間でペデスタルへ全量落下する結果となっている。

3.

ＲＰＶ破損後のペデスタル内の水の状態とＳＥ発生抑制の考え方
ペデスタル内の初期水量及びペデスタル注水量と，ＲＰＶから落下するデブリの保有熱の関係より，ペデスタル内の水が飽和温度に到達する条件を評価し，その結果よりＳＥの発生可能性について検討した。第 1 表及び第 2 表に，評価条件を示す。
まず，ＲＰＶ破損時にペデスタル内に存在する水量（水深 1m）はであり，この水量を飽和温度まで昇温させるデブリ量は，約 11ton と評価される。これは，デブリ全体に対して 4％未満の落下量である。また，ペデス
タルを満水（水深）とする水量は約 81m３ であり，この水量を飽和温度まで昇温させるデブリ量は，約 31ton と評価される。このデブリ量がペデ
スタル内に堆積した場合，その堆積高さは約 0.15m となる。よって，これに余裕を考慮し，0.2m までのデブリ堆積を検知後に満水までの注水を行うこと
で，ペデスタル内を満水とした場合でも水の飽和状態は維持される。
また，ＲＰＶ破損後のペデスタル注水は 80m ３ ／h にて実施するが，デブリからペデスタル水への伝熱速度の観点からは，熱流束を 800kW／m ２ 一定 ※ ，伝熱面積をデブリ拡がり面積であるとすると，180m ３ ／h 以上の水を飽和温度まで昇温する熱移行率となる。
※：ＭＡＡＰコードを用いた有効性評価においてデブリから上面水への限界熱流束として小さめに設定している値。
添付 3.2.3-8

224

以上より，ＲＰＶ破損後にはペデスタル内の水は速やかに飽和状態に至るとともに，0.2m までのデブリ堆積を検知後にペデスタル満水相当（水位 2.75m）までの注水を開始することにより，その後の注水過程でもペデスタル内の水は飽和状態に維持されるため，ＳＥの発生は抑制されると考えられる。
ペデスタル満水相当（水位 2.75m）まで注水を実施した後は，2.25m 及び2.75m 高さの水位計を用いて水位 2.25m 未満を検知した場合に水位 2.75m までペデスタルへ注水する間欠注水を実施することで，サブクール度を小さく
保ちＳＥの発生を抑制しながら，デブリの冷却を継続する。
また，ＲＰＶ破損後にＲＰＶ内の残存デブリ冷却のための注水を実施した
場合，注水の一部がＲＰＶの破損口からペデスタルへ落下しペデスタル内が常に満水状態となることが考えられるが，以下の理由によりＳＥの発生は抑制されると考えられる。
・ＲＰＶからペデスタルへの落下水はＲＰＶ内に残存するデブリにより加熱され，また，ペデスタル内の水はペデスタルに落下したデブリにより加熱されているため，ペデスタル内の水は飽和状態を維持する
・ＲＰＶからペデスタルへの流入水のサブクール度が大きい場合，ＲＰＶ
内の残存デブリは冷却されており，ペデスタルへ落下する可能性は低い
ただし，ペデスタル注水手順は，先述のＲＰＶ破損口の拡大が生じない場
合のような，デブリが少量ずつペデスタルへ落下してくる可能性を考慮しても，ＳＥの発生を抑制できるよう整備する（別紙参照）。

添付 3.2.3-9

225

第1表
項目

デブリの評価条件値

備考

３

デブリ密度（kg／m ）ＭＡＡＰ計算結果（ＲＰＶ破損時の値）

デブリ比熱（J／kgK）

を，デブリ保有熱が小さくなるように丸

デブリ溶融潜熱（J／kg）

めた値

デブリ初期温度（℃）
デブリ冷却後温度（℃）

500

第2表
項目

ら，高めに設定

ペデスタル水の評価条件
値３

ペデスタル水密度（kg／m ）1,000

ペデスタル水比熱（J／kgK）

4,180

ペデスタル水初期温度（℃）

35

ペデスタル水飽和温度（℃）

135

ペデスタル水半径（m）

デブリ保有熱を小さめに評価する観点か

備考
概略値を使用外部水源温度
ＲＰＶ破損時のドライウェル圧力の包絡値（0.3MPa）における飽和温度
コリウムシールド厚さをとした場合の，コリウムシールド内半径

添付 3.2.3-10

226

別紙
デブリ少量落下時のＳＥ発生可能性を考慮したペデスタル注水管理について

原子炉注水機能が喪失しＲＰＶ破損に至るような状況においては，デブリが継続的に落下することによりペデスタル内の水は飽和状態となりＳＥの発生は抑制されると考えられることから，ＲＰＶ破損の検知後には，確実なデブリ冠
水及び冷却のため，ペデスタル満水相当まで連続して注水を行うとともに，その後もデブリの冷却に必要な量の注水を継続することとしている。その手順は以下のとおりである。
(a)

ＲＰＶ破損前ペデスタルへの事前注水及び排水配管からの排水により，水位は 1m に維
持される。

(b)

ＲＰＶ破損後ＲＰＶ破損を判断した場合には，ペデスタル満水相当の水位 2.75m まで注水を実施する。その後は，2.25m 及び 2.75m 高さの水位計を用いて水位
2.25m 未満を検知した場合に水位 2.75m までペデスタルへ注水する間欠注水を実施し，サブクール度を小さく保ちＳＥの発生を抑制する。

一方，ＲＰＶ破損前に原子炉注水機能が復旧した場合等に，少量のデブリがペデスタルに落下し残りの大部分がＲＰＶ内に残存する可能性や，デブリがごく少量ずつ継続して落下する可能性も考えられ，デブリ落下挙動には不確かさが存在する。したがって，このような場合において，ペデスタル注水により水深が深く，サブクール度の大きい水プールが形成され，その後ＲＰＶ内に残存したデブリが落下した際に万が一ＳＥが発生する可能性についても考慮し，上記(a)及び(b)の手順に加え，以下(c)の手順によりペデスタルへの注水を管理す
添付 3.2.3-11

227

ることとする。
(c)

ＲＰＶ破損後（デブリの落下量が少量の場合）
ペデスタル満水（水深，約 81ton）の水を飽和温度に到達させるデブリ量は約 31ton（全体の約 11％）であり，その堆積高さは約 0.15m となる。これより，ペデスタル底面から 0.2m 高さにデブリ検知器を設置し，ＲＰＶ破損判断後においても 0.2m 高さまでのデブリ堆積が検知されない
場合には，0.5m 及び約 1m 高さの水位計を用いて，水位 0.5m 未満を検知した場合に水位約 1m までペデスタルへ注水する間欠注水を行うことにより，深い水プールの形成を防止しＳＥの発生を抑制する。
第 1 図に示す重大事故等対処設備の計装設備を用いた水位管理により，
上記のとおりデブリの冠水状態は維持・監視可能であるが，デブリの冠水状態が維持されていることを別のパラメータにより参考情報として得られるよう，自主設備として 1m より上部に気相部温度計を設置し，気相部温度が格納容器圧力に対する飽和温度相当であることを確認する。気相部温度計は蒸気密度が高い水面付近（ペデスタル底面から約 1.1m）に設置するとともに，気相部温度計の上部に輻射熱抑制板を設置することにより，人通用開口部下端（ペデスタル底面から約 2.8m 高さ）付近に設置されているターンテーブル等のペデスタル上部にデブリが付着した際の輻射熱の影響を抑制し，飽和状態の雰囲気温度を計測可能な設計とする。

添付 3.2.3-12

228

ペデスタル底面（コリウムシールド上表面）からの高さ：水位計（SA 設備）：水温計（SA 設備）：気相部温度計（自主設備）

2.75m
2.25m
輻射熱抑制板

1.1m
1m
0.5m
0.2m
0m

(a)ＲＰＶ破損前

第1図(b)ＲＰＶ破損後(c)ＲＰＶ破損後（デブリ少量落下時）

ペデスタル水位管理の概念図

添付 3.2.3-13

229

別添 2
ペデスタル排水設備対策について1．

はじめに
通常運転中，事故発生からＲＰＶ破損まで及びＲＰＶ破損後について，
水位管理に必要な排水設備対策の方針を各々記載する。

１）通常運転時①ペデスタル内床ドレンサンプ
・ドライウェル内ガス冷却装置から発生する凝縮水，漏えい位置を特定できない格納容器内の漏えい水（以下「漏えい水」という。）が流入する設計とする。（第 1 図）・サンプの水位は，サンプから排水する排水配管の入口（スワンネック）
高さを床面から 1m に設定することで，常時 1m の水位を保つことが可能な設計とする。（第 1 図）・サンプへの流入水は，高さ 1m に設置する排水配管の入口（スワンネック）
から，排水配管内を通じてサプレッション・チェンバを経由し．格納容器外の原子炉建屋原子炉棟床ドレンサンプ設備へ全量排水される設計とする。（第 1 図）・漏えい水は，運転中に生じるドライウェル内ガス冷却装置からの凝縮水の流入によってサンプ水位は常時 1m に維持されているため，サンプに流入する全量が排水され，原子炉建屋原子炉棟床ドレンサンプ設備に至る
過程で，床ドレン用流量計により 0.23m３ ／h を検出することが可能な設計とする。（第 1 図）
・排水配管水平部の勾配は，通常運転中の排水性を確保する観点及びＲＰ
Ｖ破損後にスリット内でデブリが凝固するための必要な距離（スリット添付 3.2.3-14

230

全長は

）を短くする観点から，スリットの勾配をに制限した設計とする。（第 1 図） なお，ＲＰＶ破損までの排水性に対しては，スリットの勾配は影響しない。

ダイアフラムフロアからの流入（位置を特定できない漏えい水及び凝縮水）
位置を特定できない漏えい水（原子炉下部の制御棒駆動装置，配管等）
ペデスタル流入水の制限弁（開）

人通用開口部
ペデスタル流入水の制限弁（開）
ドライウェル内ガス冷却装置
原子炉格納容器

スワンネック（水位維持用）

80A

80A

1m
凝縮水

80A

排水配管

格納容器外側隔離弁
80A
スリット（勾配）

サプレッション・チェンバ

コリウムシールド
ライナー付

床ドレン用
流量計
原子炉建屋原子炉棟
床ドレンサンプ設備
へ

0°
床ドレン
流入配管
(80A)

270°
90°

床ドレン
流入配管
(80A)

180°
床ドレン排水配管(80A)（原子炉建屋原子炉棟床ドレンサンプ設備へ）

第1図

ペデスタル床ドレンサンプの通常運転時流入水及び排水経路図

添付 3.2.3-15

231

②ペデスタル内機器ドレンサンプ
・原子炉再循環ポンプグランド部からの排水，機器からのリーク水及び機器点検時のドレン水が流入する設計とする。（第 2 図）・ドレン水は，サンプ内で冷却（原子炉補機冷却水配管により）され，原
子炉建屋原子炉棟機器ドレンサンプへ全量排出される設計とする。（第2 図）・原子炉補機冷却水配管をサンプ内部に通し，高温のドレン水を冷却することができる設計とする。（第 2 図）・サンプからの排水は，原子炉建屋原子炉棟機器ドレンサンプ設備に至る過程で，機器ドレン用流量計により排水量を計測し，5.70m ３ ／h の排水（漏えい量）を検出することが可能な設計とする。（第 2 図）・排水配管水平部の勾配は，通常運転中の排水性を確保する観点及びＲＰ
Ｖ破損後にスリット内でデブリが凝固するため必要な距離（スリット全長は）を短くする観点から，スリットの勾配をに制限した設計とする。（第 2 図）・サンプには複数のドレン水が流入するため，排水性確保の観点からベント管を設置する設計とする。

添付 3.2.3-16232機器からの流入水

原子炉再循環ポンプ

原子炉補機冷却水
機器ドレンサンプ
スワンネック1m

80A
格納容器外側隔離弁

80A

機器ドレン用
流量計

ベント管

スリット（勾配
口径：

排水配管

）

原子炉建屋原子炉棟
機器ドレンサンプ設備へ④⑤

0°

格納容器下部注水配管(100A)③⑥
床ドレン流入配管(80A)

270°
90°

①

床ドレン流入配管(80A)

180°

②

機器ドレン排水配管（原子炉建屋原子炉棟機器ドレンサンプ設備へ）

NO.

流入元

運転中の状態①

原子炉再循環ポンプ(A)グランド部排水，機器からのリーク水 (*1)，機器点検時のドレン水(50A)(*2)

常時排水有

②

原子炉再循環ポンプ(A)点検時のドレン(50A)(*2)

常時排水なし③

原子炉再循環ポンプ(B)グランド部排水，機器からのリーク水 (*1)，機器点検時のドレン水(50A)(*2)

常時排水有

④

機器点検時のドレン水(80A)(*2)

常時排水なし⑤

原子炉再循環ポンプ(B)点検時のドレン(50A)(*2)

常時排水なし⑥

原子炉補機冷却水配管(50A)

常時流入*1：弁ｸﾞﾗﾝﾄﾞ部からのﾘｰｸ水（運転中）*2：通常閉の弁を開にし排水（定検時のみ）
第2図

ペデスタル機器ドレンサンプの運転中流入水及び排水概要図
添付 3.2.3-17233２）事故発生からＲＰＶ破損前まで①ＲＰＶ破損前までに達成すべき条件
・デブリ落下までの間，ペデスタル床ドレンサンプの水位を 1m に維持すること。
②条件を達成するための設備対策
a．ドライウェルからの流入水の遮断
・ペデスタル床ドレンサンプへの流入水を遮断するため，格納容器圧力
高信号及び原子炉水位異常低下（L1）信号により，ペデスタル流入水の制限弁（床ドレン）を閉にする設計とする。（第 3 図(a)(c)）
・制限弁を閉にすることにより，格納容器スプレイ水等のペデスタルへ流入する可能性のある水は，ベント管を介してサプレッション・プー
ルへ排水される設計とする。（第 3 図(a)(c)(d)）
b．ペデスタルへの流入水の排出・事故発生により格納容器外側隔離弁は開から閉状態となり，ペデスタ
ル床ドレンサンプへの流入水の格納容器外への排水は遮断されるが，通常運転中から床ドレン排水弁を開の状態にしておくことで，ベント管を介してサプレッション・プールへ自然排水される設計とする。
（第3 図(a) (c)(d)）
・事故時のペデスタル床ドレンサンプへの流入水により，ペデスタル床
ドレンサンプの水位は上昇するが，ＲＰＶ破損までの間に，ペデスタ
ル床ドレンサンプの水位が，1m まで排水可能な設計とする。（別紙）・以下を考慮し，床ドレン排水配管のベント管への接続高さをペデスタ
ル床のコンクリート表面より下の位置に設置する設計とする。

（第 3 図(a)）
床ドレン排水配管のベント管への接続高さは，サンプへの流入水の添付 3.2.3-18234

排水流量を確保する観点からは低い方が望ましいが，スリット内部
でのデブリ凝固の確実性向上の観点からは，スリット内に水を保有させるためスリットより高くする必要がある。このため，床ドレン
排水配管のベント管への接続高さは，床ドレン排水配管の下端位置
がスリット高さ方向の流路（10mm）の上端の位置になるように設置する設計とする。（第 3 図(a)）
スリットの設置高さを低くする場合，スリット内でデブリが凝固した際に，床スラブ鉄筋コンクリートの温度上昇による強度低下が懸念される。そこで，コリウムシールド無しの条件において温度による強度低下を考慮しても床スラブの健全性が確保されるスリット高さ（ペデスタル床のコンクリート表面から下）にスリットを設置する。（第 3 図(a)）
・床ドレン排水配管を接続するベント管については，真空破壊弁作動時のベント管内のサプレッション・チェンバからドライウェルへの上昇流が排水に影響することがないよう，真空破壊弁が設置されていない
ベント管を対象とする設計とする。（第 3 図(d)）
・ベント管に接続する床ドレン排水弁は，ＲＰＶ破損前のペデスタル注
水により水位が上昇し 1m を超える高さの水位計が水位を検出した後，ベント管を通じた排水により水位が低下し同水位計にて水位が検出されなくなった場合に，一定の時間遅れ（当該水位計高さから 1m 高さまでの排水に必要な時間を考慮）で自動閉止する設計とする。これにより，ＲＰＶ破損後のペデスタル水のサプレッション・プールへの流出を防止する。なお，地震によるスロッシング等により万一排水弁が意図せず閉止した場合には，運転員操作により早期に排水弁を開放する
手順とする。
添付 3.2.3-19

235

・機器ドレン排水配管及び排水弁による排水経路から，ＲＰＶ破損後のペデスタル水がサプレッション・プールへ流出することを防ぐため，
床ドレン排水弁と同時に自動閉止する設計とする。また，機器ドレン
排水配管のベント管への接続高さ及び接続位置（真空破壊弁が設置されていないベント管に設置する）は，床ドレン排水配管と同じ設計とする。（第 3 図(d)(e)）

原子炉圧力容器
格納容器スプレイ水

機器ドレン水の制限弁(閉)

ボトムドレン配管
床ドレン水の制限弁（閉）

格納容器下部
注水配管

ダイアフラムフロア

スプレイ水
床ドレン排水弁(開→閉)
1m

ベント管
格納容器外側隔離弁(閉)流量計
原子炉建屋原子炉棟
床ドレンサンプ設備へ
ペデスタルに流入した水はベント管（真空破壊弁が設置されていないもの）を介してサプレッション・
プールへ排水される。ベント管は，格納容器スプレイ水等の流入も考えられるが，ベント管は個数が 108本あり，約 0.6m の直径を有していることから，ベント管の単位面積あたり流れる格納容器スプレイ水等の流量はわずかであり，ペデスタルへの流入水の排水性に影響はないと考えられる。
サプレッション・チェンバからの格納容器ベント用の配管下端は，ペデスタル床のコンクリート表面より
下であり，排水配管のベント管への接続高さよりも高い位置に設置されている。ただし，格納容器ベント中のサプレッション・プール水の最高水位は，ペデスタル床のコンクリート表面より約 0.62m
下であり，床ドレン排水配管のベント管への接続高さよりも低い位置となるため，格納容器ベント中でも床ドレン排水配管が水没することは無い。（第 3 図 (b)）
【参考】最も高い位置の真空破壊弁はペデスタル床のコンクリート表面より約 0.47m 下であり，床ドレン
排水配管のベント管への接続高さよりも高い位置であるが，その他の真空破壊弁はペデスタル床のコンクリート表面より約 1.36m 下であり，床ドレン排水配管のベント管への接続高さよりも低い位置に設置されている。

第 3 図 (a) ペデスタル床ドレンサンプの水位 1m 維持対策概要
添付 3.2.3-20236

人通用開口部

ダイアフラムフロア

ベント管

ペデスタル床第 3 図 (b) ペデスタル床ドレンサンプの水位 1m 維持対策概要

0°

原子炉補機冷却水の制限弁(閉)機器ドレン水の制限弁(閉)床ドレン水の制限弁(閉)格納容器下部注水配管

270°

床ドレン水の制限弁(閉)90°

機器ドレン水の制限弁(閉)180°

第 3 図 (c) ペデスタル床ドレンサンプの水位 1m 維持対策概要

添付 3.2.3-21

237

機器ドレン排水配管(80A)（原子炉建屋原子炉棟機器ドレンサンプ設備へ）
床ドレン排水配管(80A)（原子炉建屋原子炉棟床ドレンサンプ設備へ）
ベント管 ペデスタル床ドレンの排水経路となるもの（真空破壊弁なし 1 か所）
ベント管 ペデスタル機器ドレンの排水経路となるもの（真空破壊弁なし 1 か所）
ベント管 真空破壊弁付き（11 か所）
ベント管 真空破壊弁なし（95 か所）

第 3 図 (d) ペデスタル床ドレンサンプの水位 1m 維持対策概要

機器ドレン水の制限弁(閉)
ダイアフラムフロア

原子炉補機冷却水の制限弁(閉)

原子炉再循環ポンプ

機器ドレン水の制限弁(閉)

機器ドレン排水弁(開→閉)

床ドレン水の制限弁（閉）
格納容器外側隔離弁(閉)

流量計

ベント管

原子炉建屋原子炉棟
機器ドレンサンプ設備へ

第 3 図 (e) ペデスタル床ドレンサンプの水位 1m 維持対策概要
添付 3.2.3-22

238３）ＲＰＶ破損後①ＲＰＶ破損後に達成すべき条件
・ペデスタル床ドレンサンプへ落下したデブリを冷却するために，注水できること。
・ペデスタル床ドレンサンプの水位を管理できること。
②条件を達成するための設備対策
・ＲＰＶ破損後，デブリが機器ドレン配管及び原子炉補機冷却水配管を溶融することにより，当該配管からペデスタル内へ内包水が流入することを防止するため，格納容器圧力高信号及び原子炉水位異常低下（L1）
信号により，ペデスタル流入水の制限弁（機器ドレン及び原子炉補機冷却水）を閉にする設計とする。（第 4 図）・ＲＰＶ破損後のデブリ落下後に，格納容器下部注水系から注水を行う設計とする。（第 4 図）

添付 3.2.3-23239

格納容器スプレイ
原子炉圧力容器

ボトムドレン配管

格納容器下部注水
配管(100A)

注水
床ドレン排水弁

格納容器外側隔離弁
スリット
排水配管
流量計
ベント管

0°

機器ドレン水の制限弁

床ドレン水の制限弁

原子炉建屋原子炉棟
床ドレンサンプ設備へ

格納容器下部注水配管(100A)
原子炉補機冷却水の制限弁
原子炉補機冷却水の制限弁

270°

床ドレン水の制限弁

90°
機器ドレン水の制限弁

180°

第4図

ペデスタル床ドレンサンプ注水概要図

添付 3.2.3-24

240

別紙
事故発生からＲＰＶ破損までのペデスタル流入水の排水評価について

ＲＰＶが破損しデブリがペデスタルへ落下する際には，ＳＥの影響を抑制するためペデスタル内水位を 1m とすることとしている。これに対して，事故発生後にペデスタル内への水の流入があった場合でも，ＲＰＶ破損までにペデスタ
ル内水位が 1m まで排水されることを確認した。以下にその内容を示す。

1.

評価において想定する事象
東海第二発電所のペデスタル内構造（添付資料 3.2.3 本文第 1 図参照）をもとに，事故発生からＲＰＶ破損までの間にペデスタル内へ水が流入し得る事象を選定し，それぞれに対して排水評価の要否を検討する。

(1)

大破断ＬＯＣＡ
ＲＰＶ破損する場合の有効性評価の評価事故シーケンスとしては，過渡事象時に注水機能が喪失する事象（以下「過渡事象」という）を選定しているが，過渡事象ではドライウェル内に水が流出することはなく，ＲＰＶ
破損までに格納容器スプレイを実施することはない。一方で，大破断ＬＯ
ＣＡ時に注水機能が喪失する事象（以下「ＬＯＣＡ事象」という）では，
ドライウェル内への水の流出やＲＰＶ破損までの格納容器スプレイの実施により，ペデスタル内への水の流入が生じるため，排水評価の対象とする。

(2)

ボトムドレンＬＯＣＡ
ＲＰＶ破損を想定する評価事故シーケンスのうち，ペデスタル内におけるボトムドレンＬＯＣＡが生じた場合，ＲＰＶからペデスタルへ多量の原
子炉冷却材が流入する。しかし，この流入水は飽和状態であるため，水深が深い場合でもＳＥの発生可能性は極めて低く，万一ＳＥが発生した場合
添付 3.2.3-25

241

の発生エネルギーも小さいと考えられることから，排水評価の対象事象とする必要はないと考える。ただし，排水性能の保守性を確認する観点から参考として排水可能性を評価する（参考 1）。
(3)

その他のペデスタル内への流入事象
ペデスタル内において制御棒駆動水圧系配管が破断した場合，ＲＰＶ及び制御棒駆動水圧系からペデスタル内に漏えい水が流入する。しかし，事象確認後に制御棒駆動水ポンプを停止することで，制御棒駆動水圧系からペデスタルへの流入は停止する。また，第 1 図のとおり，当該配管は 1 イ
ンチ以下の細さであることに加えＲＰＶからの漏えいは制御棒駆動機構のシール部を介するため，その漏えい量はごく少量であり，ＲＰＶ破損に至ることは考えにくく，排水評価の対象外とする。
また，ペデスタル内において機器ドレン配管や原子炉補器冷却水配管が破断した場合にもペデスタル内へ冷却水が流入するが，上記と同様にこれらの事象に起因してＲＰＶ破損に至ることは考えにくく，排水評価の対象外とする。

以上より，排水評価において想定する事象としてＬＯＣＡ事象を選定する。

添付 3.2.3-26

242

挿入ライン破断時の漏えい経路
引抜ライン破断時の漏えい経路

第1図

2.

制御棒駆動水圧系配管破断時のＲＰＶからの漏えい経路

評価条件
・ＬＯＣＡ事象発生時，格納容器圧力高信号及び原子炉水位異常低下（L1）
信号によりペデスタル流入水の制限弁は事象発生後すぐに閉止することか
ら，格納容器スプレイ水等によるドライウェルからの流入水は制限されるが，ここでは事故発生後 5 分間においてペデスタルへの流入が継続すると仮定する。また，ドライウェルからの流入量を多く評価する観点から，ダイアフラムフロア上に溜まる水の水位は，物理上最も高くなるベント管高さとする。このとき，ドライウェルからペデスタルへの流入量は，以下のように計算され，これをＲＰＶ破損までの必要排水量とする。
V＝vin×A×t＝(2gh)１／２ ×A×t
V：必要排水量［m ３ ］，vin：流入速度［m／s］，
A：流入口面積［約 8.6×10 −３ m ２ ］
添付 3.2.3-27

243

（床ドレン配管内径 73.9mm×2 本分），t：流入継続時間［5min＝300s］，g：重力加速度［9.8m／s ２ ］，
h：流入水水頭［約 0.36m］（ベント管上端高さ−流入配管高さ）・設備対策より配置されるコリウムシールド等の構造物については，評価上その体積を除外することで必要排水量を増やし，保守的な評価とする。
・機器ドレン排水配管及び排水弁を経由したサプレッション・プールへの排水が期待できるが，この排水経路からの排水は評価から除外する。
・排水配管はドライウェル気相部に接続され圧力差はないため，排水量を評価する上で，ドライウェル及びサプレッション・プール内圧は考慮しない。
・排水配管の長さ，内径，エルボや弁等に相当する長さ等考慮し，下記式によりある排水流量を想定した場合の排水流路の圧力損失を算出する。本評
価では，まず任意の流量（22m ３ ／h：ボトムドレンＬＯＣＡ時の平均必要
排水流量）の場合の圧力損失（1.8m）を算出し，その際に求まる圧損係数（K）を基に，以降の流量と圧力損失の関係を算出している。圧力損失はペデスタル水位と排水口の水頭差に等しいことから，排水開始する初期水位時の排水口との水頭差及び圧損係数（K）を基に初期排水流量を算出し，初期排水流量である時間ステップ幅だけ排水された場合の水位及び当該水位での排水流量を算出し，これを繰り返すことによって水位 1m までの排出時間を算出している。また，下式に示す圧損 H は，エルボの数を 2 倍程度見込む等，保守的な値としている。
圧損損失計算式（出典：日本機械学会編，機械工学便覧）
H＝λ×(L／D)×(v ２ ／2g)＋Σλ×(L’／D)×(v２ ／2g)＝K×Q ２
H：配管圧損［m］，L：配管長さ［m］，D：配管内径［m］，
L’：エルボや弁等に相当する長さ［m］，v：流速［m／s］，
添付 3.2.3-28244

g：重力加速度［m／s ２ ］，λ：管摩擦係数［-］，K：圧損係数［-］，
Q：流量［m 3/h］
第1表
単位
配管内径：Ｄ

圧力損失計算要素

スワンネック入口〜出口(*1)

スリット入口〜出口(*2)

スリット下流配管(*3)

m

流量 *4

m３ ／h

流速

m／s

管摩擦係数：λ−配管長m

配管 L／D−

90°ショートエルボ *5（L’／D＝ ）個

弁 *5（L’／D＝個）

管入口 *5（λ・(L’／D)＝）

開放端 *5（λ・(L’／D)＝）

個個（補足）上記計算要素の具体的な数値等は設計進捗により，妥当性を損なわない範囲で変更があるものとする。
*1：スワンネック部は，90°ショートエルボ( 個)，直管相当とし，管
入口と管出口(開放端)の係数を考慮。
*2：スリット部は，断面積が等しい円管，90°ショートエルボ( 個)とし，管入口と管出口(開放端)の係数を考慮。圧損は円管のとする。
*3：スリット下流配管は，配管長，90°ショートエルボ( 個)，弁( 個)
と想定し，
を考慮。
とした。表 1 は流量をとした場合の例を記載。
*4：流量は*5：CRANE 社「FLOW OF FLUIDS THROUGH VALVES, FITTINGS, AND PIPE TechnicalPaper No.410,1988」

上表を基に，圧力損失を計算した結果を以下に示す。
H1＝

添付 3.2.3-29

245

K＝
における配管圧損は，K×Q ２ ＝

（流量

評価結果
評価結果は第 2 表及び第 2 図のとおりであり，ＲＰＶ破損までの時間が短い大破断ＬＯＣＡ（事象発生からＲＰＶ破損まで約 3 時間）を想定しても，水位 1m まで排水可能である。

第2表項

必要排水量と排水時間

目

評価結果

必要排水量

約 7m ３

排水時間

約 0.3 時間

1.3

水位（m）

3.

）

1.2

1.1

1.0
0

5

10

15

20

排水時間（分）第2図

ペデスタル水位 1.23m から水位 1m までの排水時間

添付 3.2.3-30

246

4.

評価結果に対する裕度・必要排水量
必要排水量はコリウムシールド等の構造物を考慮していないことから，
必要排水量は内部構造物の体積分保守的な評価としている。
・排水時間
排水時間については，排水に伴って低下する水位並びに流路の形状及び長さ等（圧力損失）を保守的に考慮して算出している。（第 2 図）
・排水流量計算過程で使用する圧力損失は，配管長さやエルボの数等に余裕を持たせており，平均排水流量

5.

時の圧力損失は合計である。

異物による影響
ペデスタル内に設ける排水の流入口は，スワンネック構造とする。スワン
ネックは，逆Ｕ字形の形状をしているため，水面付近の浮遊物は排水口から流入し難い構造上の利点がある。空気孔は，逆Ｕ字形部からの排水性を確実にするために設ける設計とする。排水口の高さ方向の位置は，水面の浮遊物
や床面の異物を持ち込ませないために適切な位置で設定する設計とする。また，異物落下に対して破損等がないよう，サポート等で固定する。このスワンネックの構造を考慮した上で，スワンネック構造への落下物の影響，ペデ
スタル内に流入する異物による排水性への影響を評価する。なお，スワンネック構造を流入口とする排水流路は，ＲＰＶ破損前にペデスタル内の水位 1mを達成した時点で排水弁を閉止し，その後は用いないことから，排水機能の要求期間はＲＰＶ破損前までであり，ＲＰＶ破損前までに想定される落下物及び異物を対象として評価する。
事故時に発生する落下物によりスワンネック構造が損傷しないこと，異物添付 3.2.3-31

247

がペデスタル床ドレンサンプに流入したと仮定し評価しても，異物により排水性に悪影響が生じる可能性が低いことを第 3 表に示す。
落下物により，スワンネック構造が影響を受けないことを確実にするため，
スワンネック構造の周囲に柵を設置する設計とする。
この柵は，異物がスワンネック及び排水配管の排水性に対して悪影響を及
ぼさないこと及び想定されない異物が排水性に悪影響を及ぼさないことをより確実にするため，異物混入防止機能を有した設計とする。柵は，スリットの短辺よりも小さい開口径を有し，開口が重ならないよう 2 重に配置した設計とする。仮に，スリット部で固着し堆積する可能性がある線状の異物を想定しても，柵の 2 重部分で流入を防ぐ構造の設計とする。（第 3 図）
なお，機器ドレンサンプについても，排水経路として利用することから，異物落下に対して破損等がないよう，十分な強度を有する設計とし，スワンネックの異物混入防止及び損傷防止については，床ドレン排水用のスワンネックと同様の対策を行うことで，悪影響を防止する。

第3表
想定異物
核計装用及び照明用等のケーブル（管路含む）

想定異物と影響評価

異物による排水性への影響【発生源】ペデスタル内【スワンネックへの落下／床ドレンへの流入】
落下あり／流入あり
ペデスタル上部には，ケーブルが設置されており，落下の可能性がある。
【影響評価】
・落下による影響
スワンネックは鋼製でサポートに固定されているため破損・転倒する恐れはない。また，周囲に鋼製の柵を設置することから，スワンネックに直接接触することもない。機器ドレンサンプについては，
サンプ自体を十分な強度を有する設計とするため，破損する恐れはない。

添付 3.2.3-32

248

保温材

塗料片

・流入による影響
ケーブルは床に沈降することから，排水性に影響はない。また，何らかの要因で被覆片が生じたとしても、機器ドレンサンプと床ドレンサンプ各々のス
ワンネックは対向して配置され、かつ前述の通り
各々の周囲を柵（第 3 図参照）にて囲うため，共通要因による排水性への影響はない。
【発生源】ペデスタル外【スワンネックへの落下／床ドレンへの流入】
落下なし／流入あり
ペデスタル床ドレンサンプ内に保温材はない。
重大事故時にドライウェルから格納容器スプレ
イ水等によって床ドレンの流入経路から持ち込まれる可能性がある。
【影響評価】
床ドレン流入経路の弁を事故後早期に閉に流入を制限することから，排水経路を閉塞させる等，排水性への影響はない。
【発生源】ペデスタル内・外【スワンネックへの落下／床ドレンへの流入】
落下あり／流入あり
ペデスタル内・外の構造物には塗装が施されていることからスワンネックへの落下，床ドレンへ流入する可能性がある。
【影響評価】
・落下による影響
スワンネックを損傷する程の重量はなくスワンネックが破損・転倒する恐れはない。また，同様に
機器ドレンサンプへの影響もない。
・流入による影響
塗料片は，底に堆積若しくは水面に浮遊することが考えられるが，スワンネックの排水口を水位 1mの中間位置に設定するため，これらの異物がスワン
ネックの排水口に流入するとは考え難い。また，重大事故時は格納容器スプレイ水等によってペデス
タル外から床ドレンの流入経路を通じて塗料片が多く持ち込まれる可能性があるが，床ドレン流入経路の弁を事故後早期に閉にし，流入を制限することから，排水経路を閉塞させる等，排水性への影響はない。

添付 3.2.3-33

249

スラッジ（鉄錆）

サポート

照明

【発生源】ペデスタル外【スワンネックへの落下／床ドレンへの流入】
落下なし／流入あり
スラッジ（鉄錆）は，床ドレン水によって床ドレンサンプ内に流入し底に堆積する可能性がある。
【影響評価】
スワンネックの排水口を水位 1m の中間位置に設定するため，底に堆積した異物が積極的に排水経路に流入するとは考え難い。また，重大事故時は格納容器スプレイ水等によってペデスタル外から床ドレンの流入経路を通じてスラッジが多く持ち込まれる可能性があるが，床ドレン流入経路の弁を事故後早期に閉にし，流入を制限することから，排水経路を閉塞させる等，排水性への影響はない。
【発生源】ペデスタル内【スワンネックへの落下／床ドレンへの流入】
落下なし／流入なし
ペデスタル内にはサポートが設置されているが，十分な耐震性を有する設計とすることから，落下しない。
【影響評価】
排水性への影響はない。
【発生源】ペデスタル内【スワンネックへの落下／床ドレンへの流入】
落下あり／流入あり
ペデスタル内には照明が設置されているため，落下の可能性がある。
【影響評価】
・落下による影響
スワンネックは鋼製でサポートに固定されているため破損・転倒する恐れはない。また，周囲に鋼製の柵を設置することから，スワンネックに直接接触することもない。機器ドレンサンプについても，十分な強度を有する設計とすることから，破損する恐れはない。
・流入による影響
照明は，床に沈降することから，排水性に影響はない。

添付 3.2.3-34

250異物混入防止穴()※異物の流入方向（直線的）に穴が重ならない設計とする。

空気孔

排水口
ステンレス製
板厚は以上で 2 重構造にする
ことで照明・ケーブル等の異物落下にも耐える構造とする。
コリウム
シールド

配管（80A）はペデスタル内壁よりサポート
により支持し剛構造とする。

スリット構造（流路径：高さ方向）の流路に排水配管を接続する。ペデスタ
ル床からコンクリート部への流路（水平方向のスリット部まで）は，スリット構造（流路径：）の設計とする。

空気孔
スワンネック（1 か所）
口径：80A，ステンレス製
縦方向スリット
流路，
ステンレス製

空気孔

水の流れ
横方向スリット
流路，
ステンレス製

第3図

排水配管に対する異物対策概要

添付 3.2.3-35

251

参考 1
ボトムドレンＬＯＣＡを想定した場合の排水評価

ボトムドレンＬＯＣＡ時にＲＰＶからペデスタルへ流入する水は飽和状態であることから，ＲＰＶ破損及びデブリ落下時のＳＥの発生可能性は極めて低く，また，万が一ＳＥが発生した場合の発生エネルギーも小さいと考えられる。
しかし，排水性能の保守性を確認する観点から，ペデスタル内の水位が最も高くなる事象であるボトムドレンＬＯＣＡを想定した場合についても，参考として排水可能性を実施する。

1.

評価条件
・ペデスタル内におけるボトムドレンＬＯＣＡ時には，ペデスタル床ドレン
サンプに上部から漏えい水が流入し，著しく水位が上昇するため，水位は
人通用開口部まで達することが想定される。

・排水評価は人通用開口部下端から水位 1m までの水量（必要排水量）とする。
また，設備対策より配置されるコリウムシールド等の構造物については，
評価上その体積を除外することで必要排水量を増やし，保守的な評価とする。
・排水配管はドライウェル気相部に接続され圧力差はないため，排水量を評価する上で，ドライウェル及びサプレッション・プール内圧は考慮しない。
・排水配管の長さ，内径，エルボや弁等に相当する長さ等考慮し，下記式によりある排水流量を想定した場合の排水流路の圧力損失を算出する。本評
価では，まず任意の流量（22m ３ ／h：ボトムドレンＬＯＣＡ時の平均必要
排水流量）の場合の圧力損失（1.8m）を算出し，その際に求まる圧損係数（K）を基に，以降の流量と圧力損失の関係を算出している。圧力損失はペ
添付 3.2.3-36

252

デスタル水位と排水口の水頭差に等しいことから，排水開始する初期水位時の排水口との水頭差及び圧損係数（K）を基に初期排水流量を算出し，初期排水流量である時間ステップ幅だけ排水された場合の水位及び当該水位での排水流量を算出し，これを繰り返すことによって水位 1m までの排出時間を算出している。また，下式に示す圧損 H は，エルボの数を 2 倍程度見込む等，保守的な値としている。
圧損損失計算式（出典：日本機械学会編，機械工学便覧）
H＝λ×(L／D)×(v ２ ／2g)＋Σλ×(L’／D)×(v２ ／2g)＝K×Q ２
H：配管圧損［m］，L：配管長さ［m］，D：配管内径［m］，
L’：エルボや弁等に相当する長さ［m］，v：流速［m／s］，
g：重力加速度［m／s ２ ］，λ：管摩擦係数［-］，K：圧損係数［-］，
Q：流量［m ３ ／h］
第1表
単位
配管内径：Ｄ

圧力損失計算要素

スワンネック入口〜出口(*1)

スリット入口〜出口(*2)

スリット下流配管(*3)

22

22

22

m

流量 *4

m３ ／h

流速

m／s

管摩擦係数：λ−配管長m

配管 L／D−

90°ショートエルボ *5（L’／D＝ ）個

弁 *5（L’／D＝個）

管入口 *5（λ・(L’／D)＝）

開放端 *5（λ・(L’／D)＝）

個
個

添付 3.2.3-37

253

（補足）上記計算要素の具体的な数値等は設計進捗により，妥当性を損なわない範囲で変更があるものとする。
*1：スワンネック部は，90°ショートエルボ( 個)，直管相当とし，管
入口と管出口(開放端)の係数を考慮。
*2：スリット部は，断面積が等しい円管，90°ショートエルボ( 個)とし，管入口と管出口(開放端)の係数を考慮。圧損は円管のとする。
*3：スリット下流配管は，配管長，90°ショートエルボ( 個)，弁( 個)
と想定し，
を考慮。
３
*4：必要排水量約 59m を約 2.7 時間で排出した場合の流量 22m ３ ／h とした。
*5：CRANE 社「FLOW OF FLUIDS THROUGH VALVES, FITTINGS, AND PIPE TechnicalPaper No.410,1988」

上表を基に，圧力損失を計算した結果を以下に示す。
H1＝

K＝
（流量

2.

における配管圧損は，K×Q ２ ＝）

評価結果
評価結果は第 2 表及び第 1 図のとおりであり，ペデスタル内のボトムドレ
ン配管破断時に流入した水を，ＲＰＶからペデスタルへの流入停止（事象発
生後約 0.3 時間）からＲＰＶ破損（事象発生後約 3 時間）までの約 2.7 時間以内に，水位 1m まで排水可能である。

添付 3.2.3-38

254

第2表
項

必要排水量と排水時間

目

評価結果

必要排水量

約 59m ３ ※排水時間

約 2.3 時間※：必要排水範囲の水量（内径，高さの水の体積）

3.0

水位（m）

2.5

2.0

1.5

1.0
0

0.5

1

1.5

2

排水時間（時間）
第1図

3.

ペデスタル水位満水から水位 1m までの排水時間評価結果に対する裕度・必要排水量
必要排水量はコリウムシールド等の構造物を考慮していないことから，
必要排水量は内部構造物の体積分保守的な評価としている。
・排水時間
排水時間については，排水に伴って低下する水位並びに流路の形状及び長さ等（圧力損失）を保守的に考慮して算出している。
・排水流量
必要排水流量は，評価上の容量約 59m3 に対して約 2.7 時間で排水する
添付 3.2.3-39

255

必要があることから，全量排水する場合には平均約 22m３ ／h の流量が必要である。これに対して，排水時の水位による圧力損失を考慮した平均
排水流量はであり，必要排水量を上回っている。

なお，このとき計算過程で使用する圧力損失は，配管長さやエルボの数等に余裕を持たせており，平均排水流量時の圧力損失は合計

である。

4.

機器ドレン排水配管及び排水弁の経路を併用した評価
機器ドレンサンプには排水性を確保するために必要な空気ベント用のス
ワンネックを有し，床ドレンサンプの排水入口水位 1ｍよりも 0.2m 高い位置に設置する設計としている。床ドレンサンプの水位が 1.2m よりも高い水
位までは，床ドレンの排水経路に加え機器ドレンの排水経路が期待できることから，実際の排水時間に対して更に裕度を有している。以下に機器ド
レン排水経路を併用した評価を示す。
・機器ドレン排水経路の圧力損失
機器ドレンの排水経路は床ドレンの排水経路と比較してほぼ同じ長さの経路であるが，機器ドレンサンプ内を経由する経路となることが相違している。しかし，排水評価に当たっては，機器ドレンサンプの圧力損失は機器ドレン排水配管に対してその流路面積が十分大きいため考慮せず，機器
ドレンサンプ出入口部の形状による圧力損失のみ考慮し，他は床ドレン排水経路の圧力損失と同等として評価を行う。（第 3 表）

添付 3.2.3-40

256

第3表

単位

配管内径：Ｄ

圧力損失計算要素

スワンネック入口〜出口(*1)
機器ドレンサンプ 入 口 〜 出 口（*1）

スリット入口〜出口(*2)

スリット下流配管(*3)

22

22

22

m

流量 *4

m３ ／h

流速

m／s

管摩擦係数：λ−配管長m

配管 L／D−

90°ショートエルボ *5（L’／D＝ ）個

弁 *5（L’／D＝個）

管入口 *5（λ・(L’／D)＝）

開放端 *5（λ・(L’／D)＝）

個個（補足）上記計算要素の具体的な数値等は設計進捗により，妥当性を損なわない範囲で変更があるものとする。
*1：スワンネック部は，90°ショートエルボ( 個)，直管相当とし，管
入口と管出口(開放端)の係数を考慮。
機器ドレンサンプ入口と出口について係数を考慮。
*2：スリット部は，断面積が等しい円管，90°ショートエルボ( 個)とし，管入口と管出口(開放端)の係数を考慮。圧損は円管のとする。
*3：スリット下流配管は，配管長，90°ショートエルボ( 個)，弁( 個)
と想定し，
を考慮。
３
*4：必要排水量約 59m を約 2.7 時間で排出した場合の流量 22m ３ ／h とした。
*5：CRANE 社「FLOW OF FLUIDS THROUGH VALVES, FITTINGS, AND PIPE TechnicalPaper No.410,1988」

上表を基に，圧力損失を計算した結果を以下に示す。
H1＝

添付 3.2.3-41

257

K＝
における配管圧損は，K×Q ２ ＝（流量）・床ドレン排水経路と機器ドレン排水経路を併用した排水評価結果
評価結果は第 4 表及び第 2 図のとおりであり，ペデスタル内のボトムドレ
ン配管破断時に流入した水を，ＲＰＶからペデスタルへの流入停止（事象発
生後約 0.3 時間）からＲＰＶ破損（事象発生後約 3 時間）までの約 2.7 時間以内に，水位 1m まで排水可能である。
第4表項

必要排水量と排水時間

目

評価結果

必要排水量

約 59m ３ ※排水時間

約 1.3 時間※：必要排水範囲の水量（内径，高さの水の体積）

3.0
床ドレン排水経路＋機器
ドレン排水経路での評価（59m３ ）

2.5

水位（m）

2.0
約 2.3 時間（床ドレン排水経路のみの場合）

1.5
1.2

1.0
排水完了水位：1.0m

0.5

高さ 1.2m まで
約 1.0 時間

約 1.3 時間

0.0
0

1

2

3

4

排水時間（時間）
第2図

ペデスタル水位満水から水位 1m までの排水時間
添付 3.2.3-42

258

参考 2
ペデスタル床ドレンサンプ改造に伴う，位置を特定できない漏えい水の検知性について

改造前のペデスタル床ドレンサンプは，ペデスタル床下に設置されており，
水深の深さ及び水面の表面積がのサンプである。改造後は，ペデス

タル床ドレンサンプの水深は 1m，かつ，表面積はであり，漏えい水によるペデスタル床ドレンサンプの水位は上昇しにくい構造となる。しかし，通常運転中はドライウェル冷却装置のクーラー部より凝縮水が発生するため，常時ペデスタル床ドレンサンプには少量の流入水があり，水位は満水の 1m を常時維持することから，ペデスタルへの流入水は速やかに全量計測することが可能
である。

凝縮水

ドライウェル
冷却装置

床ドレンサンプ

格納容器外側隔離弁

流量計
原子炉建屋原子炉棟
床ドレンサンプ設備へ

第1図

床ドレンサンプ概要図（改造前）

添付 3.2.3-43

259

別添 3
ペデスタル内に設置する計器について

ペデスタル内の水位管理のために設置する計器について，概要及び設置位置
を第 1 表及び第 1 図に示す。また，各計器の設置目的等を以下に示す。

(1) ＲＰＶ破損前までの水位管理①格納容器下部水位計（1m 超）ペデスタル底面から 1m 超の水位を検知できるよう，測定誤差を考慮した高さに水位計を設置し，炉心損傷後は当該水位計設置高さまで事前注水を実施する。注水停止後は，排水配管等によりＲＰＶ破損までに 1m 水位まで排水される。
約 180°間隔で計 2 個（予備 1 個含む）設置し，1 個以上がこの高さ以上の水位を検知した場合に水張り完了及び注水停止を判断する。
なお，高さ 1m 超水位計高さまで排水されたことを検知した後，水位 1m まで排水される時間遅れを考慮して，排水弁は自動閉止することとする。

(2) ＲＰＶ破損及びデブリ落下・堆積検知（第 2 表）
②格納容器下部水温計（0m）
ペデスタル底部に温度計を設置し，指示値の上昇又は喪失によりＲＰＶ破損検知に用いる。測温抵抗体式温度計を採用することで，ペデスタルにデブリが落下した際の水温上昇や高温のデブリに接触した際に指示値がダウンス
ケールとなる特性を利用し，ＲＰＶからのデブリ落下検知が可能である。
デブリの落下，堆積挙動の不確かさを考慮して等間隔で計 5 個（予備 1 個含む）設置し，ＲＰＶ破損の早期判断の観点から，2 個以上が上昇傾向（デ添付 3.2.3-44

260

ブリの落下による水温上昇）又はダウンスケール（温度計の溶融による短絡又は導通）となった場合に，ＲＰＶ破損を判断する。
③格納容器下部水温計（0.2m）
ペデスタル底面から 0.2m の高さに測温抵抗体式温度計を設置し，0.2m 以
上のデブリ堆積有無を検知し，ペデスタル満水までの注水可否を判断する。
また，指示値の上昇又は喪失により，ＲＰＶ破損検知に用いる。
デブリの落下，堆積挙動の不確かさを考慮して等間隔で計 5 個（予備 1 個含む）設置し，十分な量のデブリ堆積検知の観点から，3 個以上がオーバースケール（デブリの接触による温度上昇）又はダウンスケール（温度計の溶融による短絡又は導通）した場合にペデスタル満水までの注水を判断する。
また，ＲＰＶ破損の早期判断の観点から，2 個以上が上昇傾向（デブリの落下による水温上昇）又はダウンスケール（温度計の溶融による短絡又は導通）となった場合に，ＲＰＶ破損を判断する。

(3) ＲＰＶ破損後の水位管理（デブリ堆積高さ≧0.2m の場合）
④格納容器下部水位計（2.25m，2.75m）
ペデスタル底面から 2.25m 及び 2.75m の高さに水位計を設置し，デブリの多量落下時（堆積高さ 0.2m 以上）においてペデスタル水位を 2.25m〜2.75mの範囲に維持するため，各高さにおける水位の有無を検知しペデスタル注水開始及び停止を判断する。
ペデスタル側壁の貫通孔を通じたペデスタル外側のボックス内に，2.25m
及び 2.75m の各高さに 2 個の水位計（予備 1 個含む）を設置し，1 個以上が2.25m 未満を検知した場合にペデスタル注水開始，2.75m 到達を検知した場合にペデスタル注水停止を判断する。

添付 3.2.3-45

261

(4) ＲＰＶ破損後の水位管理（デブリ堆積高さ＜0.2m の場合）
⑤格納容器下部水位計（0.5m）
ペデスタル底面から 0.5m の高さに水位計を設置し，デブリの少量落下時（堆積高さ 0.2m 未満）においてペデスタル水位を 0.5m〜1m の範囲に維持するため，水位 0.5m 未満を検知しペデスタル注水開始を判断する。
約 180°間隔で計 2 個（予備 1 個含む）設置し，1 個以上が水位 0.5m 未満を検知した場合に注水開始を判断する。
⑥格納容器下部水位計（1m 未満）
ペデスタル底面より 1m の高さから測定誤差を差し引いた高さに水位計を設置し，デブリの少量落下時（堆積高さ 0.2m 未満）においてペデスタル水位を 0.5m〜1m の範囲に維持するため，水位 1m 到達を検知しペデスタル注水停止を判断する。
約 180°間隔で計 2 個（予備 1 個含む）設置し，1 個以上が水位 1m 到達を検知した場合に注水停止を判断する。
⑦格納容器下部雰囲気温度計
自主設備としてペデスタル底面から 1.1m の高さに温度計を設置し，デブリの少量落下時にペデスタル水位を 0.5m〜1m の範囲に管理している間において，デブリが冠水されていることを確認する。
約 180°間隔で計 2 個設置し，1 個以上が露出したデブリからの輻射熱等により上昇した場合に注水を判断する。

各計器の検出部の仕様等を第 3 表に，測定原理を第 2 図及び第 3 図にそれぞれ示す。また，各計器の構造図及び設置概略図を第 4 図に示す。ペデスタル内に設置する各計器の検出部及びケーブル（MI ケーブル）は耐熱性の高い無機物で構成し，ペデスタル外に取り出したケーブル（MI ケーブル）をペネトレーシ
添付 3.2.3-46

262

ョンボックス内にてペネトレーションのケーブルと直ジョイントで接続する。
これらは重大事故等時の環境下において耐性を有する設計とする。

添付 3.2.3-47

263

第1表

ペデスタル内計器の概要

設置高さ ※１

設置数

計器種別

各高さに 5 個

測温抵抗体式
温度計

各高さに 2 個

電極式
水位計

0m

格納容器下部
水温計

0.2m
0.5m
1m−測定誤差

格納容器下部
水位計

1m＋測定誤差
2.25m
2.75m

※１：ペデスタル底面（コリウムシールド上表面）からの高さ

第2表

ＲＰＶ破損及びデブリ落下・堆積検知の概念

デブリの堆積状態

格納容器下部水温計0m 位置0.2m 位置

判断

上昇

上昇

ＲＰＶ破損，
デブリ少量落下

上昇／喪失

上昇

ＲＰＶ破損，
デブリ少量落下

上昇／喪失

上昇／喪失

ＲＰＶ破損，
デブリ多量落下

添付 3.2.3-48

2642.75m 水位計
2.25m 水位計

1.1m 雰囲気温度計
1m 超 水位計
1m 未満 水位計
0.5m 水位計
0.2m 水温計
0m 水温計

水位計（2.75m 高さ）
貫通孔（内径約 15cm）
水位計（2.25m 高さ）

第1図

ペデスタル内の計器設置図

添付 3.2.3-49

265

第3表
計器種別

検出部の仕様等

測定レンジ

測定誤差

測温抵抗体式
温度計-200℃〜500℃±(0.3＋0.005¦t¦)t：測定温度

電極式
水位計−(レベルスイッチ)

±10mm

耐環境性
温度：短期 230℃，
長期 200℃
圧力：620kPa[gage]
放射線：− ※２
温度：短期 230℃，
長期 200℃
圧力：620kPa[gage]
放射線：− ※２

※２：検出部は無機物で構成しており，放射線による影響はない

検知
回路

検知
回路

水中では電極間抵抗が低下する。電極間抵抗の低下を検知することで，水中と判断する。

導通

電極

気中：電極間抵抗大

第2図

水中：電極間抵抗小電極式水位計の動作原理

添付 3.2.3-50

266

抵抗値

測定
回路

温度
金属の電気抵抗が温度に比例する性質を利用し，抵抗素子の抵抗値をもとに温度測定を行う。

導線
（Ｎｉ）

抵抗素子
（Ｐｔ）

絶縁材
（ＭｇＯ）

シース管
（インコネル）

高温のデブリが接触すると，温度指示値は急上昇
しオーバースケールとなる。
また，以下の過程の中で導線間の絶縁性が失われ短絡又は導通すると，抵抗値が低下し温度指示値
がダウンスケールとなる。
・シース管の溶融，水及びデブリの浸入
・水との反応による絶縁材の膨張，剥離・デブリとの反応に伴う絶縁材の溶融，蒸発
測温抵抗体構成材料の融点
材質
融点
インコネル
1,370℃〜
シース管(NCF600)
1,425℃
導線
Ｎｉ
1,455℃
抵抗素子
Ｐｔ
1,768℃
絶縁材
ＭｇＯ ※約 2,800℃※デブリ中のＺｒ等により還元されると，融点約 650℃，
沸点約 1,100℃のＭｇとなり，溶融又は蒸発する。

第3図

測温抵抗体式温度計の動作原理

添付 3.2.3-51

267

268

別紙 1
格納容器下部水温計の測定原理とデブリ検知性について

ペデスタル内に設置する格納容器下部水温計によるデブリ検知性ついて，熱電対式とした場合と測温抵抗体式とした場合で比較し検討を行った。
熱電対の構造図，仕様，構成材料の融点を以下に示す。
熱電対仕様

絶縁物(MgO)

仕様

No.

項目

１

計測範囲

-40〜350℃-40〜1200℃

２

誤差±1.0℃(-40〜133℃)
0.75%(133〜350℃)±2.5℃(-40〜333℃)
0.75%(333〜1200℃)

シース(NCF600)

Tタイプ

Kタイプ

熱電対構成材料の融点
芯線（銅，コンスタンタン） or （アルメル，クロメル）

熱電対構造図

No.

材質

融点

タイプ

１

NCF6001370〜1425℃

−

２

銅

1085℃

Tタイプ

３

コンスタンタン

1225〜1330℃

Tタイプ

４

アルメル

1315〜1390℃

Kタイプ

５

クロメル

1420℃

Kタイプ

６

MgO

約2800℃−（１）耐環境性
熱電対式及び測温抵抗体式の検出器は耐熱性の高い無機物により構成されており，いずれも重大事故等時の格納容器雰囲気下において，十分な耐性を有する。

（２）デブリと水温計の接触により発生する現象
熱電対式及び測温抵抗体式の検出器がデブリと接触した場合に発生する現象を①〜②に示す。

添付 3.2.3-53

269

①

デブリが検出器外郭（シース）に接触，シースは溶融し，絶縁材が露
出する。
熱電対

絶 縁材に水 ，デブ リが 浸入し， 絶縁材 は
膨 張，剥離 ，熔融 等
により絶縁低下する。

測温抵抗体

絶縁低下し，指示値はダウンスケールする。

絶縁低下するが熱起電力を発生。

②

デブリが検出素子に接触し，熔融する。
熱電対

検 出素子が 溶融し ，素線同士が接触する。

素線同士が接触した場合，熱起電力を発生。

添付 3.2.3-54

測温抵抗体

素線同士が接触した場合，ダウンスケールする。

270

熱電対

検 出素子が 溶融し ，素 線同士が 水分（ ある いはシー ス）を 介して導通する。

素線同士が検出器内部の水分（あるいはシース）を介して導通した場合，熱起電
力を発生。

測温抵抗体

素線同士が検出器内部の水分（あるいはシース）を介して導通した場合，ダウン
スケールする。

以上より，検出器とデブリが接触すると，測温抵抗体式の場合はダウンスケール，熱電対式の場合は指示値の急変及び発生する熱起電力による不確実な指示値を示すこととなる。

（３）測定回路が故障した際の可搬型計測による測定
測定回路は熱電対式の場合は電圧値を，測温抵抗体式は抵抗値を測定することにより温度測定を行っている。可搬型計測器は電圧測定及び抵抗値測定が可能であり，測定回路故障時には可搬型計測器を水温計ケーブル端に接続することで熱電対式，測温抵抗体式のいずれの場合においても温度測定が可能である。

（４）まとめ熱電対式，測温抵抗体式のいずれの検出器とした場合も，耐環境性を有し，デブリと接触した場合には特徴的な指示傾向を示し，測定回路が故障した際には可搬型計測器による測定が可能である。ただし，熱電対式の場
添付 3.2.3-55

271

合には，指示値の急変及び不確実な指示値によりデブリとの接触を判断す
ることとなるが，デブリとの接触後においても不確実な指示値が出力されることから，仮にデブリ接触前に近い指示値となった場合は，デブリとの接触の判断に迷う可能性がある。一方で，測温抵抗体式の場合にはオーバースケールやダウンスケールの有無で判断が可能であり，デブリとの接触の判断に迷う可能性はない。したがって，採用にあたっては上記の観点か
ら測温抵抗体式が望ましいと考える。

添付 3.2.3-56

272

別紙 2
ペデスタル内計器の設置方法について

ペデスタル内の水位管理のために設置する計器について，設置概念を第 1 図に示す。
第 1 図のとおり，計器はペデスタル側壁のコンクリートに埋め込むアンカボ
ルト，型鋼，トレイにより固定することとしている。
ここで，計器の下部にデブリが堆積した場合，コリウムシールド表面のライナを介してアンカボルト，型鋼，トレイ及び計器に熱が移行することが考えられる。しかし，ライナとアンカボルトの間はＺｒＯ ２ 耐熱材と同成分のモルタ
ルで埋めるため熱が選択的に移行することはないこと，デブリを冠水維持する
ことでデブリ上部の計器は水没していることを考慮すると，デブリからの熱移
行により計器の健全性が損なわれることはないと考えられる。

第1図

ペデスタル内計器の設置概念図

添付 3.2.3-57

273

添付資料 3.5.1
コリウムシールドを考慮した溶融炉心・コンクリート相互作用による侵食量評価について

東海第二発電所の特徴を考慮した，格納容器破損モード「溶融炉心・コンク
リート相互作用」（以下「ＭＣＣＩ」という。）への重大事故等対処設備であるコリウムシールドを考慮したコンクリート侵食量評価の取扱いについて示す。

1.

コリウムシールドを考慮した場合の重要現象「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」（以下「解析コード審査資料」という。）では，適用される格納容器
破損防止対策の格納容器破損モードについて，具体的な事故シーケンス並びにその事象推移，運転操作及び評価指標を踏まえ，コンクリート製のペデス
タルを対象として，格納容器（炉心損傷後）において以下の物理現象を考慮している。
・格納容器下部での溶融炉心の拡がり
・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）・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
東海第二発電所においてコリウムシールドを考慮した場合においても，原子炉圧力容器破損後に溶融炉心がペデスタル（ドライウェル部）に落下し，ペデスタル（ドライウェル部）のプール水による除熱とペデスタル（ドライウェル部）床面及び壁面への熱伝達の関係によってペデスタル（ドライウェ
添付 3.5.1-1274ル部）の侵食量を評価する観点ではコンクリート製ペデスタルと同様の事象推移となることから，コリウムシールドを考慮することによって新たに抽出される物理現象はなく，物理現象の抽出の観点でもコンクリート製ペデスタ
ルと同じものとなる。表 1 にコリウムシールドを考慮した場合のＭＣＣＩ重要現象を示す。

2.

評価モデル

(1)

コリウムシールドを考慮したコンクリート侵食量評価モデル
ＭＡＡＰコードにおけるコンクリート侵食量評価モデルを第 1 図に示す。

ＭＡＡＰコードによる侵食量評価では，解析コード審査資料に示されるＭＣＣＩ評価モデルのうち，コンクリートの物性値として設定されている以下のパラメータについて，ＺｒＯ ２ の物性値を設定し，コリウムシールドを模擬している。
・侵食開始温度
・密度
・比熱
・熱伝導率
・溶融潜熱
侵食開始温度については，化学反応等による侵食開始温度低下を考慮した
保守的な設定としている（別添 1）。また，落下した溶融炉心とコリウムシールド間の接触面温度は侵食開始温度未満であることから，コリウムシール
ドの侵食は発生しない。その他のパラメータについては，ＺｒＯ ２ の物性値
を入力値として与えている。なお，解析上はコリウムシールドの厚さを考慮し，コリウムシールド裏面にはコンクリートが配置されたモデルとして評価を実施しているが，コンクリート−コリウムシールド間の伝熱において接触
添付 3.5.1-2275熱抵抗は考慮していない。
以上のとおり，ＭＡＡＰにおいてコリウムシールドを適切に模擬している。

(2)

溶融炉心−コリウムシールド間の伝熱モデル
溶融炉心−コリウムシールド間の伝熱モデルは，以下の溶融炉心−コンクリート間の伝熱モデルと同様のモデルを用いている。溶融プールからクラス
ト，クラストから構造材への伝熱は，側壁及び床の材質に依存しないモデルとなっているため，コリウムシールドにも適用可能である。

床方向の熱流束,1
壁方向の熱流束,1
ここで，， ： 床方向及び側面方向の熱流束[W/m2 ]

， ： 溶融プールからクラスト層への対流熱伝達係数，： 溶融プールが完全な液相の場合の対流熱伝達係数

：

固化割合

：

固化効果項の指数[−]：

溶融プールの温度[K],[W/m2 -K]

：

：
，

[−]

デブリ融点
体積発熱率
：

[W/m2 -K]

[K]
[W/m3]

床面及び壁面のクラスト厚さ

添付 3.5.1-3

[m]

276

3.

ＭＣＣＩ評価における不確かさの整理
コリウムシールドを考慮した場合のＭＣＣＩ過程毎に不確かさ要因を整理する。ＭＣＣＩは以下の過程で段階的に推移するが，コリウムシールドを設置した場合もこの過程に変わりはない。
・原子炉圧力容器下部ヘッド破損過程
・溶融物の落下・堆積過程
・ＭＣＣＩ進行と注水によるデブリ冷却過程

第 2 図にＭＣＣＩにおける不確かさの流れ図を示す。また，第 2 表にＭＣ
ＣＩ評価の不確かさに関する評価結果を示す。コリウムシールドを考慮した
不確かさの影響を確認するため，次の感度解析を実施する。

(1)

コリウムシールド物性値の温度依存性を考慮した感度解析
ＭＡＡＰにおけるコリウムシールドを考慮したコンクリート侵食量評価

モデルでは，一定のの温度条件における物性値を設定する入力モデルとなっているが，コリウムシールドの熱伝達に関する物性値（熱伝導率，比熱）には温度依存性があることから，コリウムシールド裏面のコンクリート侵
食への影響を確認する観点で，物性値の温度依存性を考慮できる解析コー
ドを用いて感度解析を行う。

(2)

溶融炉心からプール水への熱流束についての感度解析
溶融炉心・コンクリート相互作用への影響の観点で，エントレインメン

ト係数，上面熱流束及び溶融プールからクラストへの熱伝達係数をパラメータとした感度解析を踏まえ，ＭＡＡＰコードによりコンクリート侵食量について支配的な溶融炉心からプール水への熱流束対象に感度解析を行う。
添付 3.5.1-4

277

4.

感度解析

(1)

コリウムシールド物性値の温度依存性を考慮した感度解析

ａ．解析モデル及び解析条件
コリウムシールドの温度依存性を考慮可能なコードである汎用有限解析
コードＡＢＡＱＵＳを用いて，コリウムシールド裏面のコンクリートへの影響を確認する。コリウムシールドの温度依存性については，既往の共同研究に基づく値を設定する。また，ＲＰＶが破損し溶融炉心がペデスタルへ落下する事故シーケンスのＭＡＡＰ解析結果を包絡する保守的な温度条件を適用する。（添付資料 3.5.3 別添 1 参照）

ｂ．解析結果第 3 図にペデスタル側壁の温度を示す。解析結果が最も厳しいペデスタ
ル側壁部の温度は約であり，コンクリートの侵食開始温度である

1230℃に対して十分な余裕がある。このため，コリウムシールドの物性値の温度依存性の不確かさの影響は小さい。

(2)

溶融炉心からプール水への熱流束についての感度解析

ａ．解析条件解析条件を第 3 表に示す。溶融炉心から水プールへの熱流束ついては，
上面熱流束の不確かさを考慮した 800kW／m ２ （一定）とする。また，評価対象シーケンスは，事象進展が早く，崩壊熱が大きくなり，侵食に対して厳しくする観点で「大破断ＬＯＣＡ時に損傷炉心冷却に失敗し，原子炉圧力容器が破損するシーケンス」を対象とする。

添付 3.5.1-5278

ｂ．解析結果
評価結果を第 4 表に示す。ペデスタルのプール水中に落下した溶融炉心とコリウムシールドの接触面温度は 2,100℃未満であり，コリウムシールドを設置することにより，溶融炉心・コンクリート相互作用によるコンクリートの侵食が生じない。このため，原子炉圧力容器の支持機能を維持できる。

添付 3.5.1-6

279

第1表
分類

ＭＡＡＰコードで考慮される物理現象

コリウムシールドを設置した場合のＭＣＣＩ重要現象

ＭＣＣＩ重要現象（評価指標：コンクリート侵食）

コリウムシールドを考慮した場合の影響

格納容器（ 炉心損 傷後）添付 3.5.1-7

コリウム
シールドなし ※コリウム
シールド考慮

格納容器下部床面での溶融炉心の拡がり○（Ｈ）○

溶融炉心の体積状態が，落下後の溶融炉心の体積高さ，水プールへの伝熱面積に影響を与えることは，コリウムシールドを設置した場合おいても同様である。

内部構造物の溶融，破損

―
（Ｌ）

―

溶融炉心の落下時の溶融炉心との接触によって溶融，破損する構造物は限定的であり，内部構造物の溶融，破損の影響が小さいことは，コリウムシールルドを設置した場合においても同様である。

原子炉圧力容器外ＦＣＩ(溶融炉心細粒化)

○
（Ｈ）

○

原子炉圧力容器外ＦＣＩ(デブリ粒子熱伝達)

○
（Ｈ）

○

格納容器直接接触―（Ｉ）―

溶融炉心と格納容器下部プール
水の伝熱

○
（Ｈ）

○

溶融炉心とコンクリートの伝熱

○
（Ｈ）

○

コンクリート分解
及び非凝縮性ガス発生

○
（Ｈ）

○

溶融炉心の再臨界―（Ｉ）―

格納容器内ＦＰ挙動

○
（Ｌ）

○

※括弧内は物理現象のランクを示す。
Ｈ：評価指標及び運転操作に対する影響が大きいと考えられる現象
Ｌ：評価指標及び運転操作に対する影響が小さいと考えられる現象
Ｉ：評価指標及び運転操作に対し影響を与えないか，又は重要でない現象

格納容器下部における溶融炉心から水への熱伝達及び溶融炉心の形態が格納容器下部における溶融
炉心の冷却性に影響を与える可能性があることは，コリウムシールドを設置した場合においても同様である。

格納容器バウンダリが溶融炉心と直接接触することがない構造であることは，コリウムシールドを設置した場合においても同様である。

格納容器下部に落下した溶融炉心が床面に堆積し，格納容器下部のコンクリートを加熱することで，コンクリートの熱分解が起こり，水蒸気と二酸化炭素が発生する。発生した水蒸気，二酸化炭素と溶融炉心内の未酸化金属成分が反応して水素や一酸化炭素の非凝縮性ガスが発生する。さらに，コンクリートが侵食開始温度に到達すると侵食が生じる。この挙動はコリウムシールドを設置した場
合のペデスタルのコンクリートにおいても同様である。なお，コリウムシールドが加熱された場合，ガス等は発生しないが，侵食開始温度に到達すると侵食が生じることとなる。
格納容器下部に放出される溶融炉心が，炉心形状を維持しておらず，落下時において，制御棒等の中性子吸材も取り込んでおり，再臨界は発生しないと考えられることは，コリウムシールドを設置した場合においても同様である。
格納容器内のＦＰ挙動がコンクリート侵食量への影響が小さいことは，コリウムシールドを設置した場合においても同様である。

280

第2表

コリウムシールドを考慮した場合のＭＣＣＩ評価の不確かさに関する整理結果

ＭＣＣＩ現象への影響因子

不確かさ要因有効性評価の取扱い

下部ヘッド破損モード

破損部位
破損口侵食拡大

下部ヘッド貫通部の中で最も大口径の制御棒駆動機構ハウジングの瞬時破損を想定し，破損口径の拡大を考慮

溶融炉心落下量

原子炉圧力容器内
溶融進展

全炉心相当を想定

全炉心相当の最も厳しい落下量を想定しているため，感度解析不要

同左

プール水深

ペデスタルの注水開始条件及び注水流量について，手順書規定に準じた操作を想定

解析モデルパラメータではないため，
感度解析不要同左

エントレインメント
係数

実験解析を元に，粒子化割合を少ない側に評価する値を使用

溶融炉心ジェット径

破損口径に対応した径を考慮

溶融炉心の粒子化

解析コード安全審査資料における感度解析の要否
下部ヘッド貫通部の中で最も大口径の貫通部の破損を想定し，破損口径の拡大も考慮しているため，感度解析不要

添付 3.5.1-8

エントレインメント係数に不確かさがあるため，ＭＡＡＰコードの不確かさ
範 囲 内 (Ｆ Ａ Ｒ Ｏ 実 験 解 析 に 基 づ く )で感度解析を実施最も大きい径を想定して，粒子化割合を小さくし，水に落下した際のデブリ
クエンチ量を小さくして厳しい側の扱いをしているため，感度解析不要

溶融炉心の拡がり

水による拡がり抑制

拡がりの知見から，全面に拡がることを想定し，均一堆積モデルを使用

溶融炉心の拡がりを抑制した場合を想定し，水張深さ等の個別プラントの状
況を踏まえた感度解析等の取扱いを行うことが必要デブリから水への熱伝達

デブリ上面の性状

粒子状ベッドの熱流束として，現実的な範囲内で保守側の想定をして，大気圧状態で 800kW/m 2 として圧力依存性を考慮

粒径やポロシティの不確かさを考慮して，下限の熱流束に対して感度解析を実施

コリウムシールドを介した熱伝達コリウムシールド
物性値の温度依存性

コリウムシールド侵食開始温度における物性値を考慮―

コンクリート種類
玄武岩系コンクリートの侵食の異方性

壁方向と床方向の熱分配

溶融プールが完全な液相の場合の対流
熱伝達係数として，床方向クラストへ
は，壁方向クラストへはを使用

床方 向 と 壁 方 向 の 侵 食 の 異 方 性 の 影 響を見るため，CCI-3 実験で確認された熱分配比率を想定した感度解析を実施

コリウムシールドを考慮した
東海第二発電所における取扱い
同左

同左（感度解析結果を踏まえコリウムシールド侵食への影響を確認）

同左
拡がりが抑制され ない均一体積 形状 の場合，溶融炉心 落下時点における溶融炉心と コリウムシー ルド 接触面温度はコリ ウムシール
ドの侵食開始温度 を下回ってお り， また，注水により 溶融炉心は継続的に冷却され ることから， 侵食 への影響はなく， 感度解析不要
同左
コリウムシールド の物性値には 温度 依存性があること から，コリ
ウムシールド裏面 のコンクリー ト侵 食への影響を考慮 し，温度依存性を考慮できる評価モデルにより感度解析を実施
溶融炉心・コンク リート相互作 用へ の影響の観点で， エントレイ
ンメント係数，上 面熱流束及び 溶融 プールからクラス トへの熱伝達係数をパラメー タとした感度 解析 を踏まえ，コンク リート侵食量について支配的 な溶融炉心か らプ ール水への熱流束 についての感度解析を実施281

第3表

侵食量評価条件項目

ベースケース

感度ケース

対象シーケンス

過渡事象時に損傷炉心冷却に失敗し，原子炉圧力容器が破損するシーケンス

大破断ＬＯＣＡ時に損傷炉
心冷却に失敗し，原子炉圧力容器が破損するシーケンス

溶融炉心から水プールへの限界熱流束

800kW／m２（圧力依存性あり）

800kW／m２（一定 ※１ ）ペデスタル初期水位

1m

ペデスタル注水

ＲＰＶ破損 7 分後から 80m３ ／h

コリウムシールド厚さ
コリウムシールド侵食
開始温度2,100℃ ※２

ＲＰＶ破損時の溶融炉心温度ＭＡＡＰ解析結果に基づく※１※２

侵食の不均一性等の影響を考慮して設定
ＺｒＯ ２ 耐熱材の 100mol％Ｚｒによる侵食試験結果に基づき設定（別添 1）

第4表

侵食量評価結果

項目

ベースケース

感度ケース

コリウムシールド侵食量
（側面）

0cm

0cm

コリウムシールド侵食量
（床面）

0cm

0cm

添付 3.5.1-9

282

※

※
※

※コリウムシ ールドに相 当する厚さ 部分に対してＺ ｒＯ２の物性値を 設定し ，コリウムシールドを模擬

第1図

ＭＡＡＰコードにおけるコンクリート侵食量評価モデル

添付 3.5.1-10

283

ＭＣＣＩに至る過程

ＭＣＣＩ現象の影響因子
下部ヘッド破損モード

感度解析パラメータ（下部ヘッド貫通部の最大口径の破損を想定しており感度解析不要）

下部ヘッド破損過程
溶融炉心落下量（全炉心相当を想定しており，
感度解析不要）

溶融炉心の粒子化
添付 3.5.1-11

溶 融 物 の 落 下 ・ 堆積過程

溶融炉心ジェット径

エントレインメント係数

プール水深

デブリ上面性状
ＭＣＣＩ進行と注水によるデブリ冷却過程

上面熱流束係数（F chf）

水への熱伝達溶融炉心の拡がり

溶融炉心の拡がり

コリウムシールド
物性値の温度依存性

コリウムシールドを介した熱伝達
コンクリートへの熱伝達
コンクリート種類
第2図

溶融プール−クラスト間の熱伝達係数（床/壁への熱分配の不確かさ）

コリウムシールドを考慮した場合のＭＣＣＩにおける不確かさに関する流れ図

284

温度（℃）

ペデスタル内壁面

ペデスタル外壁面

ＲＰＶ破損後の時間（h）

第3図

ペデスタル側壁の温度変化

添付 3.5.1-12

285

別添 1
ＺｒＯ ２ 耐熱材の侵食開始温度の設定について

ＺｒＯ２耐熱材の侵食量評価においては，耐熱材の侵食開始温度として2,100℃を設定している。その設定の考え方を以下に示す。
ＺｒＯ ２ 単体での融点は約 2,700℃であるが，溶融炉心に含まれるＺｒ等の金属との化学反応により，ＺｒＯ ２ 耐熱材の侵食開始温度は 2,700℃より低下する。
これに対して，化学反応による耐熱材の侵食影響を確認するため，ＺｒＯ ２
試験片の各種溶融金属への浸透試験が実施されており，溶融金属中のＺｒの割合が大きいほど耐熱材の侵食量が大きくなる傾向が確認されている。
第 1 図 ※ に，極めて耐熱材の侵食が大きくなる 100mol％Ｚｒの条件で実施された侵食試験後のＺｒＯ ２ 耐熱材試験片の断面写真を示す。試験結果より，
2,150℃以上の条件では数分で耐熱材試験片が大きく侵食されているのに対し，2,100℃では 30 分保持した場合でもほとんど侵食されていない。
なお，本試験は 100mol％Ｚｒという極めて厳しい条件で実施されているが，実機における溶融炉心では，ＵＯ ２ ，ＳＵＳ及び金属−水反応で生成されたＺ
ｒＯ ２ 等が含まれるため，100mol％Ｚｒという条件は考え難く，ＺｒＯ ２ 耐熱材は試験条件より侵食されにくくなると考えられる。
以上より，ＺｒＯ ２ 耐熱材の侵食量評価においては，極めて厳しい試験条件
でも侵食量がわずかであった 2,100℃を侵食開始温度として設定した。

添付 3.5.1-13

286

第1図

試験後の断面写真※本図は，中部電力(株)，東北電力(株)，東京電力ホールディングス(株)，北陸電力(株)，中国電力(株)，日本原子力発電(株)，電源開発(株)，(一財)エネルギー総合工学研究所，(株)東芝，日立 GE ニュークリア・エナジー(株)が実施した共同研究の成果の一部である。

添付 3.5.1-14

287

添付資料 3.5.2
既往実験の知見を考慮したコリウムシールドの侵食量評価について

ＭＡＡＰコードによる侵食量評価では，溶融炉心中のＺｒによるＺｒＯ ２
耐熱材の還元反応を考慮し，耐熱材侵食試験結果に基づき侵食開始温度を保守的に 2,100℃と設定した上で，溶融炉心によるコリウムシールドの侵食が生じないことを確認している。しかし，溶融炉心中には少量ながらその他の金属酸化物も含まれており，これらに起因してＺｒＯ ２ 耐熱材の侵食が生じる不確かさも考えられるため，関連する既往実験の知見を参照し，コリウムシールドの有効性について検討する。

1.

ＣＩＴ実験について
模擬溶融炉心によるＺｒＯ ２ 耐熱材の侵食挙動に係る実験として，欧州委
員会のプロジェクトとして実施されたＣＩＴ実験 [1][2]がある。
ＣＩＴ実験では，第 1 図に示すような試験装置によって，模擬溶融炉心とＺｒＯ ２ 耐熱材を最長 10 時間程度接触させ，模擬溶融炉心の表面温度（ＺｒＯ ２ 耐熱材との界面温度）と侵食深さの推移が測定された。そのうち，CIT-9
及び CIT-11 では実機の条件に近い組成のＺｒＯ ２ 耐熱材が用いられている。
CIT-9 における入力エネルギー及び模擬溶融炉心表面温度とＺｒＯ ２ 耐熱材の侵食深さの推移を第 2 図及び第 3 図に示す。耐熱材の最終的な侵食深さ
は 22.5mm，最大の侵食速度は 0.18mm／min と報告されている。実験において，模擬溶融炉心は誘導加熱により 2,080℃から 2,474℃まで段階的に昇温されたが，出力を一定に維持し模擬溶融炉心の昇温を停止すると，耐熱材の侵食は一定の深さまで進んだ後に停止する挙動が確認されている。
また，CIT-11 における模擬溶融炉心表面温度とＺｒＯ ２ 耐熱材の侵食深さの推移を第 4 図に示す。最終的な侵食深さは 39.5mm，最大の侵食速度は 0.28mm
添付 3.5.2-1

288

／min と報告されており，CIT-9 と同様に出力を一定に維持すると侵食が停止する挙動が確認されている。

第1図

第2図

ＣＩＴ実験装置

CIT-9 における入力エネルギー

添付 3.5.2-2289

(2474℃)(2395℃)(2238℃)(2080℃)( )内：各 stage における
模擬溶融炉心表面温度

2.

第3図

CIT-9 における模擬溶融炉心表面温度と耐熱材侵食深さの推移

第4図

CIT-11 における模擬溶融炉心表面温度と耐熱材侵食深さの推移

実験条件と実機条件の比較
CIT-9 及び CIT-11 実験にて用いられたＺｒＯ ２ 耐熱材の組成を第 1 表に示す。主成分であるＺｒＯ ２ の純度は 94.7wt％であり，東海第二発電所においてコリウムシールドとして用いるＺｒＯ ２ 耐熱材と同等であることから，耐熱材の特性は実験条件と実機条件で大きな差はないと考えられる。
次に，CIT-9 及び CIT-11 実験における模擬溶融炉心の組成を第 2 表に示す。
実験で用いられた模擬溶融炉心は，酸化鉄（ＦｅＯやＦｅ ３ Ｏ ４ ）の割合が大きく，ＣＩＴ実験においては，これらの酸化鉄とＺｒＯ ２ の共晶反応により，添付 3.5.2-3

290

ＺｒＯ ２ 耐熱材が溶融，侵食されたものと考えられる。
一方，実機での溶融炉心中に含まれる酸化鉄の割合は 3％程度 ※１ と想定され，溶融炉心に混入し得るペデスタル内構造物 4m３ を全量酸化鉄 ※２ として加えた場合でも酸化鉄割合は約 13％となることから，ＣＩＴ実験の条件は，ともに実機条件に比べて共晶反応による耐熱材侵食が生じやすい条件と考えられる。
※１：原子炉圧力容器破損時点での溶融炉心中の酸化鉄割合（ＭＡＡＰ計算結果より）※２：ペデスタル内構造物は主にＳＵＳ材であり，鉄以外の物質も含まれるが，ここでは保守的に全量を酸化鉄として計算

第1表

第2表

CIT-9 及び CIT-11 実験におけるＺｒＯ ２ 耐熱材組成
成分

割合 wt％

ＳｉＯ ２

1.4

ＣａＯ

0.2

ＭｇＯ

2.5

Ｆｅ ２ Ｏ ３

0.2

Ａｌ ２ Ｏ ３

0.8

ＴｉＯ ２

0.2

ＺｒＯ ２

94.7

CIT-9 及び CIT-11 実験における模擬溶融炉心組成

組成 wt％

CIT-9

CIT-1149.1 ＵＯ ２
20.4 ＺｒＯ ２
30.5 ＦｅＯ

19.0 ＺｒＯ ２
81.0 Ｆｅ ３ Ｏ ４（共晶組成）

添付 3.5.2-4

291

3.

実機におけるＺｒＯ ２ 耐熱材と金属酸化物との共晶反応による侵食
CIT-9 及び CIT-11 実験は，ともに実機の酸化鉄の割合を大きく上回っているが，ここでは実機の酸化鉄の割合により近い CIT-9 実験に基づきＺｒＯ ２耐熱材の共晶反応による侵食量について考察する。
実機のＭＡＡＰ解析結果によれば，溶融炉心とコリウムシールドの接触面の最高温度は約 2,000℃となっている。CIT-9 実験では，これを上回る 2,080℃
において約 4mm の侵食が見られているが，その侵食量は時間とともに増加する傾向にはない結果となっている。ただし，この挙動は実験容器が外部から冷却されていたことに起因することが示唆されており，外部冷却がない場合には侵食が継続的に生じる可能性がある。
仮に実機において共晶反応による侵食が継続的に生じる可能性を考慮し，ＲＰＶ破損時点から溶融炉心とコリウムシールドの接触面温度が 1,800℃ ※３を下回るまでの約 3 時間，CIT-9 実験で確認された最大侵食速度である 0.18mm／min で侵食が進んだと仮定した場合でも，侵食量は約 33mm となる。
※３：酸化鉄との共晶反応による侵食がより生じやすい条件と考えられ
る CIT-11 実験にて，ＺｒＯ ２ 耐熱材の侵食が開始している温度（第 4 図より）したがって，万一溶融炉心中の酸化鉄が局所的に存在し耐熱材が侵食されたとしても，侵食量はコリウムシールド厚さを十分下回る。また，第 5

図に示すおとり，コリウムシールドが侵食しない場合のペデスタルコンクリ
ート温度は 300 未満であり，コンクリートの侵食開始温度である約 1,230
よりも十分に低いことから，コリウムシールドが約 33mm 侵食した場合においても，ペデスタルのコンクリートは侵食されないものと考えられる。

添付 3.5.2-5

292

400
ペデスタルコンクリート温度(床面)ペデスタルコンクリート温度(壁面)
300

温
度

200

(℃)

100

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2TQUV3H7I008

第5図

4.

ペデスタルコンクリート温度（コリウムシールドが侵食しない場合）

まとめ
溶融炉心には，少量ながらＵＯ ２ ，ＺｒＯ ２ 及びＺｒ以外の金属酸化物も含まれるが，ＺｒＯ ２ 耐熱材が金属酸化物との共晶反応により侵食される可能性を考慮しても，その侵食量は限定的であると考えられる。
よって，コリウムシールドの設置は溶融炉心・コンクリート相互作用によるペデスタル側壁及び床面への影響を抑制する対策として有効であると考え
られる。

参考文献
[1] D.Lopukh et al.， New Experimental Results On The Interaction Of Molten
Corium With Core Catcher Material[2] J.M.Seiler，K.Froment，，ICONE-8179，(2000)．

Material Effects On Multiphase Phenomena In
添付 3.5.2-6293Late Phases Of Severe Accidents Of Nuclear Reactors，Multiphase

Science and technology，Vol.12，No.2，pp.117-257，(2000)．

添付 3.5.2-7294添付資料 3.1.3.4
原子炉建屋から大気中へ漏えいするＣｓ－137 の漏えい量評価等について

本資料では，「原子炉建屋から大気中へ漏えいするＣｓ－137」の放出量評価
及び「格納容器圧力逃がし装置を用いて大気中へ放出されるＣｓ－137」の放出量評価結果（添付資料 3.1.3.3 参照）を合計した結果について示す。
なお，本評価では，原子炉建屋ガス処理系（非常用ガス処理系及び非常用ガス再循環系で構成）が起動するまでの間，格納容器から原子炉建屋に漏えいした放射性物質は，即座に原子炉建屋から大気中へ漏えいするものとして，放出量を保守的に評価しているが，下記のとおり，格納容器の健全性が維持されており，原子炉建屋の換気空調系が停止している場合は，格納容器から原子炉建屋に漏えいした放射性物質の一部は，原子炉建屋内で沈着又は時間減衰するため，大気中への放出量は本評価結果より少なくなると考えられる。
・格納容器が健全な場合，格納容器内の放射性物質は，格納容器圧力に応じて原子炉建屋へ漏えいする。漏えいした放射性物質の一部は，原子炉建屋内での重力沈降等に伴い，原子炉建屋内に沈着すると考えられる。
・原子炉建屋内の換気空調系が停止している場合，原子炉建屋内外における圧力差が生じにくく，原子炉建屋内外での空気のやりとりは多くないと考えられるため，漏えいした放射性物質の一部は原子炉建屋内に滞留し，時間減衰すると考えられる。

1.

評価条件
放出量評価条件を第 1 表に示す。
（大気中への放出過程及び概略図は，添付資料 3.1.3.3 の第 1 図及び第 2 図参照）

添付 3.1.3.4-1

第1表
項

目

放出量評価条件（1／2）
評価条件

選定理由

評価事象

「大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧
炉心冷却失敗」（代替循環冷却系を使用しない場合）（全交流動力電源喪失の重畳を考慮）

―

炉心熱出力

3,293MW

定格熱出力

運転時間

1 サイクル当たり
10,000 時間（416 日）

1 サイクル 13 ヶ月（395 日）を考慮して
設定

取替炉心の
燃料装荷割合1 サイクル：0.229
2 サイクル：0.229
3 サイクル：0.229
4 サイクル：0.229
5 サイクル：0.084

取替炉心の燃料装荷
割合に基づき設定

炉心内蔵量（Ｃｓ-137）

約4.36×10１７ Bq「単位熱出力当たりの炉心内蔵量（Bq／MW）」×「3,293MW（定格熱出力）」（単位熱出力当たりの炉心内蔵量（Bq／MW）は，ＢＷＲ共通条件として，東海第二と同じ装荷燃料（９×９燃料（Ａ型）），運転時間（10,000 時間）で算出したＡＢＷＲのサ
イクル末期の値を使用）

放出開始時間格納容器漏えい：事象発生直後
格納容器ベント：事象発生から約 20 時間後 ※ＭＡＡＰ解析結果

格納容器内への放出割合（Ｃｓ-137）0.37

ＭＡＡＰ解析結果

格納容器内での除去効果

ＭＡＡＰ解析に基づく（沈着，サプレッション・プールでのスクラビング及びドライウェ
ルスプレイ）

格納容器内ｐＨ
制御の効果

考慮しない

ＭＡＡＰのＦＰ挙動モデル（添付資料
3.1.3.5参照）
サプレッション・プ
ール水ｐＨ制御設備
は，重大事故等対処
設備と位置付けていないため，保守的に設定

添付 3.1.3.4-2

第1表
項

目

放出量評価条件（2／2）
評価条件

選定理由

1Pd以下：0.9Pdで0.5％／日
1Pd超過：2Pdで1.3％／日

ＭＡＡＰ解析にて格
納容器の開口面積を設定し格納容器圧力に応じ漏えい率が変化するものとし，格納容器の設計漏えい率（0.9Pd で 0.5％／日）及びＡＥＣの式等に基づき設定（添付資料 3.1.2.5 参照）

ＣｓＩ類 ：約6.15×10 －５ＣｓＯＨ類：約3.05×10 －５

ＭＡＡＰ解析結果

無限大／日（地上放出）（格納容器から原子炉建屋へ漏えいした放射性物質は，即座に大気へ漏えいするものとして評価）

保守的に設定1 回／日（排気筒放出）

設計値に基づき設定（非常用ガス処理系のファン容量）

非常用ガス処理系及び非常用ガス再循環系の起動時間

事象発生から 2 時間後

起 動 操 作 時 間 （ 115分）＋負圧達成時間（5 分）（起動に伴い原子炉建屋内は負圧になるが，保守的に
負圧達成時間として5 分を想定）非常用ガス処理系及び非常用ガス再循環系のフィルタ除去効率

考慮しない

保守的に設定閉状態

原子炉建屋の急減な圧力上昇等によるブローアウトパネルの開放がないため格納容器から原子炉建屋への漏えい率

格納容器から原子炉建屋への漏
えい割合
原子炉建屋から大気への漏えい率（非常用ガス処理系及び非常用ガス再循環系の起動前）
原子炉建屋から大気への放出率(非常用ガス処
理系及び非常用
ガス再循環系の起動後）

ブローアウトパ
ネルの開閉状態※格納容器から原子炉建屋への漏えいを考慮しない「格納容器圧力逃がし装置を用いて大気中へ放出されるＣｓ－137 の放出量評価」と比べて，原子炉建屋へ漏えいする分格納
容器圧力の上昇が抑制され，結果として格納容器ベント開始タイミングが遅くなる。
（格
納容器圧力逃がし装置を用いて大気中へ放出されるＣｓ－137 の放出量評価における格納容器ベント開始タイミング：約 19 時間後）添付 3.1.3.4-3

2.

評価結果（原子炉建屋から大気中へ漏えいするＣｓ－137）
原子炉建屋から大気中へのＣｓ-137 の漏えい量は，約 14.3TBq（事象発生7 日間）である。なお，添付資料 3.1.2.4 に示す「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において代替循環冷却系を使用する場
合のＣｓ－137 の漏えい量（約 7.5TBq）より 2 倍程度大きい結果となっているが，これは格納容器ベント実施（約 19 時間）までの格納容器圧力（格納容器から原子炉建屋への漏えい率に寄与）の違いによる影響が大きい（下記参照）。
・代替循環冷却系を使用する場合
代 替 循 環 冷 却 系 に よ る 除 熱 操 作 に よ り 圧 力 抑 制 さ れ る た め ， 0.31
MPa[gage]（約 1Pd）以下で推移（第 3.1.2-10 図参照）
・代替循環冷却系を使用しない場合
0.465MPa[gage]到達後（約 3.9 時間），格納容器ベント実施（約 19 時間）まで格納容器圧力を 0.4MPa～0.465MPa[gage]の範囲で維持（第 3.1.3-10
図参照）
また，事象発生 7 日間以降の影響を確認するために評価した，事象発生 30
日間，100 日間における原子炉建屋から大気中へのＣｓ-137 の漏えい量は，
約 14.4TBq（事象発生 30 日間）及び約 14.4TBq（事象発生 100 日間）である。
なお，事象発生 7 日以降の長期解析においては，放射性物質の放出抑制のため事象発生 30 日後に格納容器ベント第一弁閉止し，その後，可燃性ガス濃度の上昇抑制のために格納容器内に供給する窒素により，格納容器圧力が310kPa[gage]に到達するため事象発生約 35 日後に格納容器パージ（格納容器
ベント第一弁開）を実施し，事象発生 100 日まで格納容器ベント継続しているが，格納容器の除熱機能，格納容器への窒素供給機能及び格納容器内の可燃性ガスの濃度制御系機能が確保できた場合には，格納容器ベントを停止す
添付 3.1.3.4-4

る運用とする。

3.

Ｃｓ－137 の放出量
「格納容器圧力逃がし装置を用いて大気中へ放出されるＣｓ－137」及び「原子炉建屋から大気中へ漏えいするＣｓ－137」の放出量評価結果を第 2表に示す。
原子炉建屋から大気中へのＣｓ-137 の漏えい量（約 14.3TBq）にサプレッ
ション・チェンバのラインを経由した場合の格納容器圧力逃がし装置から大気への放出量（約 1.2×10 －４ TBq）を加えた場合の放出量は約 15Bq であり，評価項目である 100TBq を下回っている。なお，ドライウェルのラインを経由した場合の格納容器圧力逃がし装置から大気への放出量（約 3.7TBq）を加えた場合でも約 18TBq であり，100TBq を下回っている。
また，事象発生 7 日間以降の影響について，原子炉建屋から大気中へのＣ
ｓ－137 の漏えい量に，サプレッション・チェンバのラインを経由した場合の格納容器圧力逃がし装置から大気への放出量を加えた場合の放出量は，事象発生 30 日間，100 日間ともに約 15TBq であり，いずれの場合においても100TBq を下回っている。

第2表

建屋漏えい
ベント放出 ※１
合計

※1
※2
※3

大気中へのＣｓ－137 の放出量

事象発生 7 日間事象発生 30 日間事象発生 100 日間

約 14.3TBq

約 14.4TBq

約 14.4TBq

約 1.2×10－４ TBq※ ２

約 1.4×10－４ TBq※ ２

約 15TBq※２

約 15TBq※２

約 1.2×10－４ TBq※ ２（約 3.7TBq※３ ）約 15 TBq※２（約 18TBq※３ ）ベント放出量においては，保守的に格納容器からの漏えいをしない場合のＭＡＡＰ解析により算出している。
サプレッション・チェンバのラインを経由した場合の評価結果
ドライウェルのラインを経由した場合の評価結果

添付 3.1.3.4-5