（解 析上 の 時刻 ）凡例
：操 作・ 確 認（ 運転 員）（0 秒 ）

敷地 に遡 上する津波到達
全交流動 力電源喪失発生 ※ １：プ ラン ト 状態
：判 断
： 操作 及び 判断：解 析上 考 慮し ない 操作
主蒸 気隔 離 弁閉 止及 び
逃がし安全 弁（ 安全 弁機 能 ）に よる
原子 炉圧 力 制御 の確 認

原子 炉ス クラム，タービン 停止の確認 ※ ２ ， ３

再循環系ポ ンプ 停止 の確 認

：重 大事 故 等対 応要 員（ 現 場） のみ の作 業
：運 転員 と 重大 事故 等対 応 要員 （現 場）の共 同作 業回 復 は解 析 上 考慮
せず

交流 電源 駆 動ポ ンプ によ る
原子 炉注 水 機能 喪失 を確 認

（約 4 分 ）原子炉水位 異常 低下 （レ ベ ル２）高圧注 水機 能作 動値 に 到達

早期 の電 源回復 不能 の確 認 ※ ６

原子 炉隔 離時冷却系の自動起動 の確認 ※ ４

可搬 型代 替 注水 中型 ポン プ を用いた 低圧 代 替注 水系 （可 搬 型）の起 動準 備 操作 ※ ７No

原子 炉隔 離 時冷 却系によ る原 子炉注水確認
Yes（約 3 時 間）

サプレッシ ョン ・プ ール 水 温度
65℃ 到達（約 8 時 間）

逃が し安 全弁（自動減圧機 能）7個による 原子炉急速減圧操 作 ※ ８ ， ９（約 8.1 時 間）

（約 8.6 時間）（約 8.7 時間）（1 時間）（8 時 間）高圧代替注 水系 によ る
原子炉注 水は解析上考慮 せず

電源 確保 操 作対 応
回復 は 解 析上 考 慮せず

直流 電源 の負荷切離操作（現 場）

Ⅰ

低圧 代替 注 水系 （可 搬型 ） によ る
原子 炉注 水開始

原子炉水位が燃料有効長頂部に到達※ １ ０

原子炉水位が燃料有効長頂部以上に回復

炉心損傷な しの 継続 確認 ※１１

水位 不明

原子炉水位 不明
でな いこ と の確 認

常設 代替 交 流電 源設 備に よ る
緊急 用母 線 の受 電操 作

炉心損傷が確認された場
合は，炉心損傷後の対応
手順 に移 行 する

常設代替交 流電 源設 備に よ る
非常 用母 線 の受 電準 備操 作 ※ １ ４（24 時 間）
常設 代替 交 流電 源設 備に よ る
非常 用母 線 の受 電操 作

水位不明で はな い
原子 炉水 位の調整操作（低圧代替 注水 系（ 可搬 型）） ※１３（約 13 時間 ）直流 電源 の負荷切離操作 （中 央制御室）

タン クロ ーリによる燃 料給 油操作
高圧 代替 注 水系 によ る
原子 炉注 水操作

原子 炉水 位の調整操作（原 子炉 隔 離時 冷却 系） ※５

使用 済燃 料プールの除熱操 作原子 炉満 水 操作 ※１２

格納容器圧力0.279MPa［gage］到達

可搬 型代 替 注水 中型 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 るドライウェルスプレイ開始（約 24 時間 ）緊急 用海 水系を用いた残留 熱除去系（ 低
圧注 水系 ）による原子炉注 水操作並び に
残留熱除去 系（ 格納 容器 ス プレ イ冷 却系） によ る格納容器除熱操 作又は残留 熱除去系（サ プレ ッシ ョン ・ プー ル冷 却系） によ るサプレッション ・プール冷 却
操作 ※ １ ５

緊急用海水系を用いた残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水を継続することで，原子炉水位を維持し，緊急用海水系を用いた残留熱除去系（格納容器スプレイ
冷却系）による格納容器除熱又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プー
ル冷却を継続する。また，原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系を起動し，機能喪失している設備の復旧に努めるとともに，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）に切り 替え ，冷 温停 止 状態 とす る 。

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 並び に 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 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 スプ レイ 操作

Ⅱ【有 効性 評価の 対象 とし ていないが他 に 取り 得る 手 段】
Ⅰ
高圧代替注 水系 によ る原子 炉注 水も 可 能である。
Ⅱ
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 スプ レ イも 実施 可能 である。

※１

敷地に 遡上 する 津 波の到達 に伴 い 循環 水 ポンプが 停 止し 復 水器が使 用不 能 とな るこ とで給 水 流量 の全 喪失 が 発生 す る。 また ，重 要 事 故シ ーケ ンス に おい ては，「 外部 電 源 喪失 ＋ＤＧ失 敗 ＋Ｈ ＰＣ Ｓ 失敗 （ 蓄電池枯 渇後
ＲＣ Ｉ Ｃ 停止 ）」と の 従 属性 を 考慮 し て ，外 部 電源 喪 失 を想 定 し， か つ ，全 て の非 常用 デ ィー ゼ ル 発電 機 等 から の 受電 に 失 敗 する こ と によ り ，全 て の 所内 高 圧系 統 （6.9kV）が 使 用不 能 と なっ た 場合 ， 全 交流 動 力 電源
喪失 が発 生 する。。
※２ 重 大 事故 等発 生を 通 信連 絡設 備に より 確認 し た現 場作 業員 は 退避 を実 施す る。
※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。 なお ，原 子 炉ス クラ ムは ， 解析 上， 原子 炉水 位低 下 を厳 しく する 観 点で 原子 炉水 位低 （レ ベ ル３ ）信 号に よ るも のと する 。
※４ 中 央 制御 室に て， 機 器ラ ンプ 表示 ，警 報， タ ービ ン回 転速 度 ，系 統流 量等 にて 確認 す る。
※５ 原 子 炉隔 離時 冷却 系 によ り， 原子 炉水 位を 原 子炉 水位 低（ レ ベル ３） から 原子 炉水 位 高（ レベ ル８ ） の間 に維 持す る。
※６ 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。
※ ７ 全 交 流動 力 電源 喪 失 に伴 う 低 圧注 水 機能 喪 失 を確 認 した 場 合 は， 速 やか に 可 搬型 代 替注 水 中 型ポ ン プを 用 い た低 圧 代 替注 水 系（ 可 搬 型） に よる 原 子 炉注 水 の準 備 を 開始 す る。 な お ，可 搬 型 代替 注 水中 型 ポ ンプ を 用いた低 圧代 替 注水 系（ 可搬 型）及び代替 格 納容 器ス プ レイ 冷却 系（ 可搬型）には 同 じ可 搬型 代 替注 水中 型ポ ンプを用いる 。
※８ サプレ ッシ ョン ・ プール水 温度 が サプ レ ッション ・ プー ル 熱容量制 限（ 原 子炉 が高 圧の場 合 は65℃） に到 達 又は 超 過し た場 合は ， 低 圧で 原子 炉注 水 可能 な系統又 は 低圧 代 替注水系1系 統 以上 起動 で きた 後 に原子炉 減圧操作 を 実 施す る 。 また ， 実際 の 操 作で は ，原 子 炉 圧力 が 低下 し 可 搬型 代 替注 水 中 型ポ ン プ を用 い た低 圧 代 替注 水 系（ 可 搬 型） に よる 原 子 炉注 水 が開 始 さ れた 後 に原 子 炉 隔離 時 冷 却系 が 停止 す る が， 評 価上 は 可 搬型 代
替注 水中 型 ポン プを 用い た低圧代替注 水 系（ 可搬 型 ）の みに よる 水位回復性能 を 確認 する 観 点で ，原 子炉 減圧開始と同 時 に原 子炉 隔 離時 冷却 系は 停止する想定 と して いる 。
※ ９ 原 子 炉減 圧 時に は 原 子炉 水 位 計凝 縮 槽内 の 原 子炉 冷 却材 の 減 圧沸 騰 によ り 原 子炉 水 位の 指 示 値の 信 頼性 が 損 なわ れ る おそ れ があ る た め， 原 子炉 水 位 不明 で ない こ と を確 認 する 。 原 子炉 水 位 不明 は ，以 下 の いず れ かにより 判断 す る。
・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・原 子炉 水 位の 計装 電源 が 喪失 した 場合・原 子炉 水 位の 指示 値の 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※１ ０ 原 子炉 水位 が燃 料 有効 長頂 部以 下と なっ た 場合 は， 格納 容 器雰 囲気 監視 系等 によ り 格納 容器 内の 水 素・ 酸素 濃度 を確 認す る 。
※１ １ 炉 心損 傷は ，以 下 によ り判 断す る（ 炉心 損 傷が 確認 され た 場合 は炉 心損 傷後 の手 順 に移 行）。
・ド ライ ウ ェル 又は サプ レッション・ チ ェン バ内 の ガン マ線 線量 率が設計基準 事 故相 当の ガ ンマ 線線 量率 の 10 倍 以上とな った 場合
なお，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。
※１ ２ 原 子炉 水位 不明 の 場合 は， 原子 炉圧 力容 器 を満 水と し， 原 子炉 圧力 とサ プレ ッシ ョ ン・ チェ ンバ 圧 力の 差圧 を確 認す るこ と で， 原子 炉水 位 が燃 料有 効長 頂部 以上 で ある こと を確 認 する 。
※１ ３ 可 搬型 代替 注水 中 型ポ ンプ を用 いた 低圧 代 替注 水系 （可 搬 型） によ り， 原子 炉水 位 を原 子炉 水位 低 （レ ベル ３） から 原子 炉 水位 高（ レベ ル ８） の間 に維 持す る。
※１ ４ 復 電時 に不 要な 負 荷が 起動 する のを 防止 す るた めの 負荷 切 離し を含 む。
※ １５ 残 留熱 除 去系 は ， 原子 炉 水 位低 （ レベ ル ３ ）に て 残留 熱 除 去系 （ 低圧 注 水 系） に 切り 替 え ，原 子 炉水 位 高 （レ ベ ル ８） に て残 留 熱 除去 系 （格 納 容 器ス プ レイ 冷 却 系） 又 は残 留 熱 除去 系 （ サプ レ ッシ ョ ン ・プ ー ル冷却系 ）に 切 り替 える 。

第 2.8－3 図

津波浸水による最終ヒートシンク喪失の対応手順の概要
2.8-18

第 2.8－1 表
操作及び確認
全交流動力電源喪失及び原子炉スクラム確認
原子炉隔離時冷却系による原子炉注水

直流電源負荷切離し

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水準備

逃がし安全弁による原子炉急速減圧

津波浸水による最終ヒートシンク喪失における重大事故等対策について（1／3）
手順

外部電源喪失及び非常用ディーゼル発電機等が全て機能喪失し全交流動力電源喪失となり，原子炉がスクラムしたことを確認する。
原子炉水位異常低下（レベル２）信号により原子炉隔離時冷却系が自動起動し原子炉注水を開始する。これにより原子炉水位は回復
し，以降原子炉水位低（レベル３）から原子炉水位高（レベル８）の間で維持する。
原子炉隔離時冷却系で使用している直流電源の枯渇を防止するため，蓄電池の不要な負荷の切離しを実施し 24 時間にわたって直流電源の供給を行う。
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水準備として，系統構成並びに可搬型代替注水
中型ポンプの準備及びホース敷設を実施する。また，可搬型代替注水中型ポンプへの燃
料給油準備を実施する。
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水の準備完了後，逃がし安全弁（自動減圧機
能）7 個による原子炉急速減圧を実施する。
※

常設設備
125V 系蓄電池Ａ系
125V 系蓄電池Ｂ系
原子炉隔離時冷却系＊
サプレッション・
チェンバ ＊
125V 系蓄電池Ａ系
125V 系蓄電池Ａ系
125V 系蓄電池Ｂ系

可搬型設備用軽油
タンク

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 ＊－－原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）
原子炉水位（広帯域） ＊原子炉水位（燃料域） ＊原子炉隔離時冷却系系統流量 ＊－－可搬型代替注水中型ポンプ
タンクローリ－

125V 系蓄電池Ａ系
原子炉圧力（ＳＡ）
125V 系蓄電池Ｂ系
原子炉圧力 ＊－
逃がし安全弁（自動減圧機能） ＊既許可の対象となっている設備を重大事故等対処設備に位置付けるもの

1
2
8
.
2

第 2.8－1 表
操作及び確認

津波浸水による最終ヒートシンク喪失における重大事故等対策について（2／3）
手

順

常設設備
西側淡水貯水設備
可搬型設備用軽油
タンク

重大事故等対処設備
可搬型設備
計装設備
可搬型代替注 原子炉圧力（ＳＡ）
水中型ポンプ 原子炉圧力 ＊
タンクローリ 原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）
原子炉水位（広帯域） ＊原子炉水位（燃料域） ＊低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用）
可搬型代替注 ドライウェル圧力
水中型ポンプ サプレッション・チェンバ圧力タンクローリ 原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）
原子炉水位（広帯域） ＊原子炉水位（燃料域） ＊低圧代替注水系格納容器スプレイ
流量（常設ライン用）
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用）
原子炉圧力（ＳＡ）
原子炉圧力 ＊
原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）－
原子炉水位（広帯域） ＊原子炉水位（燃料域） ＊残留熱除去系系統流量 ＊低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水

原子炉急速減圧操作後に，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水を実施する。

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

格納容器圧力が 0.279MPa［gage］に到達した
場合，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）により格納容器冷却を実施する。また．
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水を継続する。

西側淡水貯水設備
可搬型設備用軽油
タンク

緊急用海水系を用いた残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水

常設代替交流電源設備による交流電源供給
後，緊急用海水系を用いた残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水を実施する。

常設代替交流電源設備
残留熱除去系（低圧注水系） ＊
緊急用海水系
サプレッション・
チェンバ ＊
軽油貯蔵タンク
既許可の対象となっている設備を重大事故等対処設備に位置付けるもの

＊

2
2
8
.
2

第 2.8－1 表
操作及び確認
緊急用海水系を用いた残留熱除去系（格納容器ス
プレイ冷却系）による格納容器除熱

津波浸水による最終ヒートシンク喪失における重大事故等対策について（3／3）
手順

残留熱除去系（低圧注水系）により原子炉水位高（レベル８）まで原子炉水位が回復した
後，緊急用海水系を用いた残留熱除去系（格
納容器スプレイ冷却系）による格納容器除熱を実施する。

＊

重大事故等対処設備
可搬型設備
計装設備
ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力
ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ雰囲気－
温度
サプレッション・プール水温度
残留熱除去系系統流量 ＊

常設設備
常設代替交流電源設備
残留熱除去系（格
納容器スプレイ冷却系） ＊緊急用海水系
サプレッション・
チェンバ ＊
軽油貯蔵タンク
既許可の対象となっている設備を重大事故等対処設備に位置付けるもの

3
2
8
.
2

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

7.2.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）

3. 運転中の原子炉における重大事故

7.2.1.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策

3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）(1) 格納容器破損モード内のプラント損傷状態

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

備考

青：前回比較表提出後，5/31 補正までに修正した部分
黄：5/31 補正以降に修正した部分

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）」 (1) 格納容器破損モード内のプラント損傷状態に至る可能性のあるプラント損傷状態は，「6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，TQUV，TQUX，LOCA，長期 TB，TBU，TBP 及び TBD 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，ＬＯＣＡ，長期ＴＢ，ＴＢＵ，ＴＢ
Ｐ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(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）」

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・過温破では，発電用原子炉の運転中に運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失事故（LOCA）

損）」では，発電用原子炉の運転中に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するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が事故（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，原子炉格納容器内へ流出した高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－

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，原子炉格納容器内の雰囲気

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

圧力・温度が徐々に上昇し，原子炉格納容器の過圧・過温により原子炉格納容器の破損て，格納容器内の雰囲気圧力・温度が徐々に上昇し，格納容器の過圧・過温によりに至る。
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低圧代替注水系（常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，損傷炉心の冷却のための低圧代替注水設）による原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷系（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

却，また，代替循環冷却系又は格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱によ

器冷却，また，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って原子炉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

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。

る。また，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
内へ窒素を注入することによって，格納容器内における水素燃焼による格納容器の破損を防止する。

本格納容器破損モードは，原子炉格納容器バウンダリに対する過圧・過温の観点で厳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・温度等の挙動が異い事象であり，代替循環冷却系を使用する場合を想定し，期待する格納容器破損防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止対策の有効性評価を行う。また，代替循環冷却系は多重化設計とした上で，さらついて，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

なる後段の対策として格納容器圧力逃がし装置を整備するため，重大事故時の事象には，格納容器圧力逃がし装置よりも優先して使用する。

発生後短期に格納容器圧力逃がし装置を使用することは実質的には考えられないが，本格納容器破損モードで想定される事故シーケンスに対して代替循環冷却系が使用できない場合についても，格納容器圧力逃がし装置の有効性を評価する観点か
ら格納容器破損防止対策の有効性評価を行う。

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

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

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については，「7.2.2 高圧溶融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については，「3.2

物放出／格納容器雰囲気直接加熱」,「7.2.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相

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－互作用」及び「7.2.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」にて確認する。

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。
1／25

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

7.2.1.2 代替循環冷却系を使用する場合

3.1.2 代替循環冷却系を使用する場合

7.2.1.2.1 格納容器破損防止対策

3.1.2.1 格納容器破損防止対策

備

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）」

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，原子炉格納容器の破損を防止し，かつ，放射性）」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，初期の対策として低圧代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，初期の対策として低圧

替注水系（常設）による原子炉注水手段を整備する。また，安定状態に向けた対策とし代替注水系（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）て代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却手段及び代替循環冷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格納容器除熱手段を整備する。

却系による格納容器除熱手段及び可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注

考入手段を整備する。
本格納容器破損モードの重大事故等対策の概略系統図を第 7.2.1.2－1 図から第本格納容器破損モードの重大事故等対策の概略系統図を第 3.1.2－1 図に，対応手

7.2.1.2－4 図に，対応手順の概要を第 7.2.1.2－5 図に示すとともに，重大事故等対策

順の概要を第 3.1.2－2 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。まの概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と手順の関係を第 7.2.1.2－1

た，重大事故等対策における設備と手順の関係を第 3.1.2－1 表に示す。

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，事象発生 10 時間まで

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，事象発生 2 時間までの 6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 28 名※1 である。その内訳は次のとおりである。中央制の重大事故等対策に必要な要員は，災害対策要員（初動）20 名である。その内訳は次御室の運転員は，当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2 名，運転操作対応を

転操作対応を行う当直運転員 4 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通行う運転員 12 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は 5 名，緊急時対策要員（現場）は 8 名※1 である。

報連絡等を行う要員は 4 名，現場操作を行う重大事故等対応要員は 10 名である。

のとおりである。中央制御室の運転員は，当直発電長 1 名，当直副発電長 1 名及び運

また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員は，代替原子炉補機冷却系作業等をまた，事象発生 2 時間以降に追加で必要な参集要員は，タンクローリによる燃料給行うための参集要員 36 名である。必要な要員と作業項目について第 7.2.1.2－6 図に

油操作を行うための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示す。

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，28 名で対処可能である。

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，20 名で対処可能である。

※1 有効性評価で考慮しない作業（原子炉ウェル注水）に必要な要員 4 名を含めると，
緊急時対策要員（現場）が 12 名，合計が 32 名になる。
a. 原子炉スクラム確認及び非常用炉心冷却系機能喪失確認
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。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等である。

ａ．原子炉スクラム，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。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域計装等である。
ＬＯＣＡ発生を確認する。
ＬＯＣＡ発生を確認するために必要な計装設備は，ドライウェル圧力等であ【比較のため「b.」の一部を記載】る。

外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機が機能喪失する。これ

外部電源が喪失するとともに，非常用ディーゼル発電機等が機能喪失する。こ

により所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となり，全交流動力電源喪失に至る。

れにより所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となり，全交流動力電源喪失【ここまで】に至ることから，全交流動力電源喪失を確認する。また，全交流動力電源喪失に2／25

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所備

考より非常用炉心冷却系の安全機能の喪失を想定する。
非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失を確認する。
非常用炉心冷却系の機能喪失を確認するために必要な計装設備は，各系統の流量指示

全交流動力電源喪失を確認するために必要な計装設備は，Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧等
である。

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

なお，対応操作は，原子炉水位，格納容器圧力等の兆候に応じて行うため，破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応する操作手順に変更はない。

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を確認するために必要な計装設備は，原子炉隔離時冷【比較のため「c.」記載】
c. 炉心損傷確認

却系系統流量である。
ｃ．炉心損傷確認

大破断 LOCA 時に非常用炉心冷却系の機能及び全交流動力電源が喪失するため，原子大破断ＬＯＣＡ時に非常用炉心冷却系の機能及び全交流動力電源が喪失する

炉水位は急激に低下し，炉心が露出することで炉心損傷に至る。炉心損傷の判断は，ドため，原子炉水位は急激に低下し，炉心が露出することで炉心損傷に至る。炉心ライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が設計基準事故相当のガ損傷の判断は，ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率

ンマ線線量率の 10 倍を超えた場合とする。

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。

炉心損傷を確認するために必要な計装設備は，格納容器内雰囲気放射線レベルである。

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）及び格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）である。
また，炉心損傷判断後は，格納容器内のｐＨ制御のため薬品注入の準備を行う

また，炉心損傷判断後は，原子炉格納容器内の pH 制御のため薬品注入の準備を行う。

。サプレッション・チェンバのプール水のｐＨを 7 以上に制御することで，分子サプレッション・チェンバのプール水の pH を 7 以上に制御することで，分子状無機よ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。

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，有効性評価におなお，有効性評価においては，ｐＨ制御には期待しない。

いては，pH 制御には期待しない。

（添付資料 3.1.3.2）【ここまで】
b. 全交流動力電源喪失及び早期の電源回復不能判断並びに対応準備

ｄ．早期の電源回復不能判断及び対応準備

外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機が機能喪失する。これ

中央制御室からの操作により外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機等のにより所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となり，全交流動力電源喪失に至る。

起動ができず，非常用高圧母線（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電中央制御室からの操作により外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動がで源回復不能と判断する。これにより，常設代替交流電源設備，代替格納容器スプきず，非常用高圧母線（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判

レイ冷却系（常設）及び低圧代替注水系（常設）の準備を開始する。

断する。これにより，常設代替交流電源設備，代替原子炉補機冷却系及び低圧代替注水系（常設）の準備を開始する。
c. 炉心損傷確認
大破断 LOCA 時に非常用炉心冷却系の機能及び全交流動力電源が喪失するため，原子炉水位は急激に低下し，炉心が露出することで炉心損傷に至る。炉心損傷の判断は，ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が設計基準事故相当のガ
3／25

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所備

考

ンマ線線量率の 10 倍を超えた場合とする。
炉心損傷を確認するために必要な計装設備は，格納容器内雰囲気放射線レベルである。
また，炉心損傷判断後は，原子炉格納容器内の pH 制御のため薬品注入の準備を行う。
サプレッション・チェンバのプール水の pH を 7 以上に制御することで，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。
d. 水素濃度監視
炉心損傷が発生すれば，ジルコニウム－水反応等により水素ガスが発生することから，原子炉格納容器内の水素濃度を確認する。
原子炉格納容器内の水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)である。
e. 常設代替交流電源設備による交流電源供給及び低圧代替注水系（常設）による原子ｅ．常設代替交流電源設備による緊急用母線の受電並びに代替格納容器スプレイ冷

炉注水

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

常設代替交流電源設備による交流電源供給を開始し，低圧代替注水系（常設）による

水
中央制御室からの遠隔操作により常設代替交流電源設備による交流電源供給

原子炉注水を開始する。これにより，原子炉圧力容器破損に至ることなく，原子炉水位を開始し，原子炉冷却材浄化系吸込弁の閉止操作，代替格納容器スプレイ冷却系が回復し，炉心は冠水する。

（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
納容器冷却及び原子炉注水を実施する。
(a) 常設代替交流電源設備による緊急用母線の受電
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交
流電源設備から緊急用母線を受電する。
常設代替交流電源設備による緊急用母線の受電を確認するために必要な計装設備は，緊急用Ｍ／Ｃ電圧である。
(b) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却
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，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開始する。
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確認する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（常設ライン用）等である。
(c) 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始することで，原子炉圧力容4／25

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東海第二発電所備

考

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。
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，復水
補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）等である。
なお，大破断 LOCA により格納容器温度が上昇し，ドライウェル雰囲気温度計の指示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。

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（常設ライン用）等である。
なお，大破断ＬＯＣＡにより格納容器雰囲気温度が上昇し，ドライウェル雰
囲気温度計の指示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，原子炉圧力及びドライウェル雰囲気温度である。

水位不明判断に必要な計装設備は，原子炉圧力，原子炉圧力（ＳＡ）及びドライウェル雰囲気温度である。

水位不明と判断した場合，原子炉水位は，崩壊熱及び原子炉注水流量から推定して把水位不明と判断した場合，原子炉水位は，崩壊熱及び原子炉注水流量から推握することができる。具体的には，直前まで把握していた原子炉水位を起点とし，原子定して把握することができる。具体的には，原子炉底部から原子炉水位Ｌ０ま

炉注水流量と崩壊熱除去に必要な水量の差を算出し，その差分を原子炉圧力容器水量レ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，原子ベル換算から原子炉水位変化量を求めることにより，推定することができる。

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。
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，原子炉水位Ｌ０まで冠水した後は，代替循環冷却系による格納容器除熱を開始後に，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を停止する。
（添付資料 3.1.2.2，3.1.3.3）

f. 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却
原子炉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
容器圧力及び温度が徐々に上昇する。崩壊熱及び原子炉注水流量による原子炉水位推定
により炉心の冠水を確認した後，ドライウェル雰囲気温度計を用いて格納容器温度が190℃超過を確認した場合又は格納容器内圧力を用いて格納容器圧力が 0.465MPa[gage]
到達を確認した場合は，中央制御室からの遠隔操作により復水移送ポンプ 2 台を使用した代替格納容器スプレイ冷却系（常設）により原子炉格納容器冷却を実施する。また，
格 納 容 器 圧 力 0.465MPa[gage] 到 達 に よ っ て 開 始 し た 場 合 は 格 納 容 器 圧 力 が0.39MPa[gage]以下となった時点で停止する。
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力，復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）等である。
また，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却と同時に原子炉格納容器内の pH 制御のため薬品注入を実施する。
炉心を冠水維持できる範囲（原子炉水位低（レベル 1）から破断口高さ）を，崩壊熱及び原子炉注水流量からの推定手段により確認し，原子炉注水と格納容器スプレイの切替えを繰り返し行う。

5／25

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g. 代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱

東海第二発電所

代替原子炉補機冷却系の準備が完了した後，代替循環冷却系の運転準備のため，低圧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

代替注水系（常設）の最大流量にて原子炉注水を実施し水位を回復する。崩壊熱及び原（常設）による原子炉注水を開始後，中央制御室からの遠隔操作により緊急用海

子炉注水流量からの原子炉水位推定により破断口高さまで水位回復後，格納容器スプレ

水ポンプを起動し，緊急用海水系に海水を通水する。

イに切り替え，最大流量にてスプレイを行うことで原子炉格納容器冷却を実施する。
崩壊熱及び原子炉注水流量からの原子炉水位推定により原子炉水位低（レベル 1）に到達した時点で，復水移送ポンプを停止し，代替循環冷却系の運転準備を実施する。復水移送ポンプを停止している期間は可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による原子炉への注水を実施し，水位の回復を図る。

緊急用海水系による冷却水（海水）の確保を確認するために必要な計装設備はｇ．代替循環冷却系による格納容器除熱
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，代替循環冷却系による格納容器除熱を開始する

代替循環冷却系の運転準備が完了した後，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による原。代替循環冷却系の循環流量は，代替循環冷却系原子炉注水流量及び代替循環冷
却系格納容器スプレイ流量を用いて，原子炉注入弁と格納容器スプレイ弁を中央

器除熱を開始する。代替循環冷却系の循環流量は，復水補給水系流量計（RHR A 系代替

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

注水流量）及び復水補給水系流量計（RHR B 系代替注水流量）を用いて，原子炉注入弁

連続で原子炉注水及び格納容器スプレイを実施する。

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，復水補給水系
流量（RHR A 系代替注水流量）等であり，原子炉格納容器除熱を確認するために必要な考，緊急用海水系流量（残留熱除去系熱交換器）である。

子炉注水を停止し，代替原子炉補機冷却系を用いた代替循環冷却系による原子炉格納容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

備ｆ．緊急用海水系による冷却水（海水）の確保

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，ドライウェル圧力及びサプレッション・チェンバ圧力，サプレッション・プール水温度等である。

計装設備は，復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量），格納容器内圧力，サプレッ
ション・チェンバ・プール水温度等である。

【比較のため「d.」の一部を記載】
d. 水素濃度監視
炉心損傷が発生すれば，ジルコニウム－水反応等により水素ガスが発生することか

ｈ．水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動
炉心損傷が発生すれば，ジルコニウム－水反応等により水素が発生し，水の放ら，原子炉格納容器内の水素濃度を確認する。

射線分解により水素及び酸素が発生することから，中央制御室からの遠隔操作に【ここまで】

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

また，水の放射線分解により水素ガス及び酸素ガスが発生することから，原子炉格納度を確認する。

容器内の水素濃度及び酸素濃度を確認する。
原子炉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，格納容器内酸素濃度等である。

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，格納容器内酸素濃度（ＳＡ）等である。
ｉ．可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入
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注入することで，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による格納容器内への窒素注入を確認するために必要な計装設備は，格納容器内酸素濃度（ＳＡ）である。
ｊ．タンクローリによる燃料給油操作
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給油を実施する。

6／25

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

7.2.1.2.2 格納容器破損防止対策の有効性評価

3.1.2.2 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(1) 有効性評価の方法

備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，「6.2 評価対

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

象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過圧及び過温への対策の有効性を総合的

価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過圧及び過温への対策の有効性に評価する観点から，プラント損傷状態を LOCA に全交流動力電源喪失事象を加えた状を総合的に評価する観点から，プラント損傷状態をＬＯＣＡとし，中小破断ＬＯＣ

態とし，中小破断 LOCA 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

Ａ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

圧力及び温度上昇の観点で厳しい大破断 LOCA を起因とする，「大破断 LOCA＋ECCS 注水

度上昇の観点で厳しい大破断ＬＯＣＡを起因とする，「大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心機能喪失+全交流動力電源喪失」である。

冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」である。

考

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

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）
・

面熱伝達，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化及び気液分離（

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

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，

達及び原子炉圧力容器内ＦＰ挙動，格納容器における格納容器各領域間の流動，サ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

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，気液界面の熱伝達の原子炉格納容器における原子炉格納容器内 FP 挙動が重要現象となる。

及びスプレイ冷却並びに炉心損傷後の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原

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子炉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

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ＭＡ

原子炉水位，燃料最高温度，格納容器圧力，格納容器温度等の過渡応答を求める。

ＡＰ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

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

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

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

響及び操作時間余裕を評価する。

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(2) 有効性評価の条件

本評価事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第 7.2.1.2－2 表

本評価事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第 3.1.2－2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に示す。

を以下に示す。

a. 事故条件

ａ．事故条件(a) 起因事象(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，残留熱除去系の吸込配管とする。

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し，かつ，格納容器内の圧力上昇及び温度上昇の観点で厳しい設定として，再循環系配管（出口ノズル）とする。
（添付資料 1.5.2）
7／25

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉(b) 安全機能の喪失に対する仮定
全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定し，全交流動力電源が喪失するものとする。さらに非常用炉心冷却系が機能喪失するものとする。
(c) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。
送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定する。
(d) 水素ガスの発生

東海第二発電所備

非常用ディーゼル発電機等の機能喪失を想定し，全交流動力電源が喪失するものとする。さらに非常用炉心冷却系等が機能喪失するものとする。
(c) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。
送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源が喪失するとともに，非常用ディーゼル発電機等の機能喪失を想定する。
(d) 水素の発生

水素ガスの発生については，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

析コード MAAP の評価結果では水の放射線分解等による水素ガス発生は考慮していない，解析コードＭＡＡＰの評価結果では水の放射線分解等による水素発生は考慮ため，「(4) 有効性評価の結果」にてその影響を評価する。

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

ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号(a) 原子炉スクラム信号

原子炉スクラムは，事象の発生と同時に発生するものとする。

考(b) 安全機能の喪失に対する仮定

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) 再循環系ポンプ
再循環系ポンプは，事象発生と同時に停止するものとする。

(b) 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
最大 300m3/h にて原子炉注水し，その後は炉心を冠水維持するように注水する。なお，(d) 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
230m３／h にて原子炉注水するものとする。なお，低圧代替注水系（常設）

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水は，格納容器スプレイと同じ復水移送ポンプ

による原子炉注水は，格納容器スプレイと同じ常設低圧代替注水系ポンプを用を用いて弁の切替えにて実施する。

いて流量分配することで実施する。
（添付資料 3.1.2.3）(c) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却(e) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却

格納容器圧力及び温度上昇の抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，140m3/h にて原子格納容器圧力及び温度上昇の抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，130m３／h

炉格納容器内にスプレイする。なお，格納容器スプレイは，原子炉注水と同じ復水移送にて格納容器内にスプレイする。なお，格納容器スプレイは，原子炉注水と同ポンプを用いて弁の切替えにて実施する。

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）(d) 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による原子炉注水
代替循環冷却系の運転準備において復水移送ポンプを停止する期間に，90m3/h の流量
で原子炉注水を行う。
(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，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）水位の確保操作についても考慮しない。

8／25

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉(e) 代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱
代替循環冷却系の循環流量は，全体で約 190m3/h とし，原子炉注水へ約 90m3/h，格納
3

容器スプレイへ約 100m /h にて流量分配し，それぞれ連続注水及び連続スプレイを実施する。

東海第二発電所備考(g) 代替循環冷却系による格納容器除熱
代替循環冷却系の循環流量は，全体で 250m３／h とし，原子炉注水へ 100m３／h，格納容器スプレイへ 150m３／h にて流量分配し，それぞれ連続注水及び連続スプレイを実施する。
(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，熱交換器の設計性能に基
づき約 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による格納容器内窒素注入は，ガス温度 30℃，
純度 99vol％にて 200m３／h（窒素 198m３／h 及び酸素 2m３／h）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，「6.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示

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」

す分類に従って以下のとおり設定する。

に示す分類に従って以下のとおり設定する。

(a) 交流電源は，常設代替交流電源設備によって供給を開始し，低圧代替注水系（常設）(a) 交流電源は，常設代替交流電源設備によって供給を開始し，代替格納容器スによる原子炉注水操作は，事象発生 70 分後から開始する。なお，原子炉注水は，代プレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作及び低圧代替注水系（常設）

替循環冷却系の運転準備時に停止する。

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，格納容器
スプレイ及び原子炉注水は，代替循環冷却系の運転開始後に停止する。

(b) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作は，原子炉水(b) 緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作及び代替循環冷却系による格位が破断口高さまで水位回復後，格納容器温度が 190℃に到達した場合に開始する。

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なお，格納容器スプレイは，代替循環冷却系の運転準備時に停止する。

，事象発生 90 分後から開始する。

(c) 代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱操作は，代替原子炉補機冷却系の準備時(c) 可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入操作は，格納容器内酸素間等を考慮し，事象発生約 22.5 時間後から開始する。なお，代替原子炉補機冷却系

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・チェンバの運転操作は事象発生 20 時間後から開始する。

内へ窒素注入を開始する。なお，可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入は格納容器圧力 0.31MPa［gage］到達により停止する。

(3) 有効性評価（Cs-137 の放出量評価）の条件(3) 有効性評価（Ｃｓ－137 の放出量評価）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

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50,000 時間とする。

を考え，最高 50,000 時間とする。

(b) 代替循環冷却系を用いた場合の環境中への総放出量の評価においては，原子炉内に

ｂ．代替循環冷却系を用いた場合の環境中への総放出量の評価においては，原子炉内蔵されている核分裂生成物が事象進展に応じた割合で，原子炉格納容器内に放出※2
されるものとする。

内に内蔵されている核分裂生成物が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。

※2 セシウムの原子炉格納容器内への放出割合については，本評価事故シーケンスに※ セシウムの格納容器内への放出割合については，本評価事故シーケンス

おいては解析コード MAAP の評価結果の方が NUREG-1465 より大きく算出する。

においては解析コードＭＡＡＰの評価結果の方が代表的なソースターム
に関する報告書であるＮＵＲＥＧ－1465 より大きく算出する。

9／25

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉(c) 原子炉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・チェンバのプール水でのスクラビングによる除去効果を考慮する。
(d) 原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいについて考慮する。漏えい量の評価
条件は以下のとおりとする。
a) 原子炉格納容器からの漏えい量は，格納容器圧力に応じた設計漏えい率をもとに評価する。

東海第二発電所

備

考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・チェンバのプール水でのスクラビング等による除去効果を考慮する。
ｄ．原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいについて考慮する。漏えい量の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量は，格納容器圧力に応じた設計漏えい率を基に評価する。

b) 原子炉建屋から大気中に漏えいする放射性物質を保守的に見積もるため，非常用ガ(b) 原子炉建屋から大気中に漏えいする放射性物質を保守的に見積もるため，原ス処理系により原子炉建屋の設計負圧が達成されるまでの期間は，原子炉建屋内の放子炉建屋ガス処理系により原子炉建屋原子炉棟内の負圧が達成されるまで射性物質の保持機能に期待しないものとする。

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。

非常用ガス処理系により設計負圧を達成した後は設計換気率 0.5 回/日相当を考慮

原子炉建屋ガス処理系により負圧を達成した後は非常用ガス処理系の設計する。なお，非常用ガス処理系フィルタ装置による放射性物質の除去効果については，

換気率 1 回／d 相当を考慮する。なお，非常用ガス処理系フィルタトレイン

期待しないものとする。

及び非常用ガス再循環系フィルタトレインによる放射性物質の除去効果については，期待しないものとする。

非常用ガス処理系は，事象発生 30 分後から，常設代替交流電源設備からの交流電源の原子炉建屋ガス処理系は，事象発生 115 分後から，常設代替交流電源設備か供給を受け自動起動し，起動後 10 分間で設計負圧が達成されることを想定する。

らの交流電源の供給を受け中央制御室からの遠隔操作により起動し，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は考慮せず，また，原子炉建屋内での粒子状物
質の除去効果は保守的に考慮しない。

(4) 有効性評価の結果(c) 原子炉建屋内での放射能の時間減衰は考慮せず，また，原子炉建屋内での粒子状物質の除去効果は保守的に考慮しない。
（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

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），注水流量及子炉圧力容器内の保有水量の推移を第 7.2.1.2－7 図から第 7.2.1.2－9 図に，燃料最高

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，燃料温度の推移を第 7.2.1.2－10 図に，格納容器圧力，格納容器温度，サプレッション・チ

最高温度及び燃料被覆管最高温度の推移を第 3.1.2－9 図及び第 3.1.2-10 図に，格ェンバ・プール水位及び水温の推移を第 7.2.1.2－11 図から第 7.2.1.2－14 図に示す。

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 3.1.2－11 図から第 3.1.2－17 図に示す。

a. 事象進展

ａ．事象進展

大破断 LOCA 時に非常用炉心冷却系の機能及び全交流動力電源が喪失するため，原子大破断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，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 0.3 時間後に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

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

管の最高温度は事象発生から約 0.4 時間後に 1,200℃に到達し，また，事象発生から約る。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，

0.7 時間後に燃料温度は 2,500K（約 2,227℃）に到達する。事象発生から 70 分後，常設

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

代替交流電源設備による交流電源の供給を開始し，復水移送ポンプ 2 台を用いた低圧代

生から 25 分後，常設代替交流電源設備による交流電源の供給を開始し，常設低替注水系（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圧代替注水系ポンプ 2 台を用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開ることなく，原子炉水位は回復し，炉心は再冠水する。

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Ｌ０以上まで原子炉水位は回復し，炉心は冠水する。
（添付資料 3.1.2.6）

10／25

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備

原子炉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

容器圧力及び温度は徐々に上昇する。そのため，格納容器スプレイを間欠的に実施する

容器圧力及び雰囲気温度は上昇する。そのため，原子炉注水と同時に格納容器ス

ことによって，格納容器圧力及び温度の上昇を抑制する。

プレイ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を抑制する

考。
事象発生から約 22.5 時間経過した時点で，代替循環冷却系による原子炉格納容器除事象発生から 90 分経過した時点で，代替循環冷却系による格納容器除熱を開熱を開始する。代替循環冷却系により，原子炉圧力容器は破断口より原子炉冷却材が流始する。代替循環冷却系により，原子炉圧力容器は破断口より原子炉冷却材が流出することで溢水状態となり，原子炉格納容器は除熱効果により格納容器圧力及び温度出することで溢水状態となり，格納容器は除熱効果により格納容器圧力及び温度の上昇が抑制され，その後，徐々に低下する。

の上昇が抑制され，その後，徐々に低下する。
また，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）に到達した時点で，可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入操作を実施するため格納容器圧力は上昇するが，事象発生から約 164 時間後に格納容器圧力が 0.31MPa［gage］に到達した時点で窒素注入を停止するため，一時的な圧力の上昇である。この窒素注入により格納容器圧力は一時的に上昇するが，代替循環冷却系による格納容器減圧及び除熱操作を継続することから，格納容器内の安定した減圧及び除熱への影響はない。

b. 評価項目等

ｂ．評価項目等

格納容器圧力は，第 7.2.1.2－11 図に示すとおり，原子炉格納容器内に崩壊熱等の熱

格納容器圧力は，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，代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却及び代替循環冷却系による原子炉格納容器除よって発生した水蒸気等が放出されるため上昇するが，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

熱を行うことによって,圧力上昇は抑制される。その結果，原子炉格納容器バウンダリ

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にかかる圧力の最大値は約 0.60MPa[gage] となり，原子炉格納容器の限界圧力

圧力の最大値は約 0.31MPa［gage］となり，格納容器の限界圧力 0.62MPa［gage］

0.62MPa[gage]を超えない。なお，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力が最大となを超えない。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 164

る事象発生約 12 時間後において，水の放射線分解によって発生する水素ガス及び酸素
ガスは，原子炉格納容器内の非凝縮ガスに占める割合の 1%以下※3 であるため，その影響

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は無視し得る程度である。

度である。

※3 格納容器圧力が最大値の約 0.60MPa[gage]を示す事象発生から約 12 時間後の原※ 格納容器圧力が最大値の約 0.31MPa［gage］を示す事象発生から約 164 時

子炉格納容器内の非凝縮性ガス（水素ガス，酸素ガス及び窒素ガス）の物質量は約間後の格納容器内の非凝縮性ガス（水素，酸素及び窒素）の物質量は約 1.3

8×105mol であり，水の放射線分解によって発生する水素ガス及び酸素ガスの物質

×10６mol であり，水の放射線分解によって発生する水素及び酸素の物質量

量の和は約 8×103mol 以下である。これが仮にドライウェルよりも体積の小さいサの和は約 3.5×10４mol 以下である。これが仮にドライウェルよりも体積の小

プレッション・チェンバの気相部に集中するものとしても，そのサプレッション・

さいサプレッション・チェンバの気相部に集中するものとしても，そのサプ

チェンバでの分圧は 0.01MPa[abs]未満であることから，水の放射線分解によって発レッション・チェンバでの分圧は 0.01MPa［abs］未満であることから，水の生する水素ガス及び酸素ガスが格納容器圧力に与える影響は無視し得る程度と考

放射線分解によって発生する水素及び酸素が格納容器圧力に与える影響はえられる。

無視し得る程度と考えられる。
（添付資料 3.1.2.7）

格納容器温度は，第 7.2.1.2－12 図に示すとおり，原子炉格納容器内に崩壊熱等の熱格納容器雰囲気温度は，第 3.1.2－12 図に示すとおり，格納容器内に崩壊熱等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し，代替格納容器スプレイ冷却の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため上昇し，代替格納容器スプレイ

系（常設）による原子炉格納容器冷却及び代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱を冷却系（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行うことによって，温度上昇は抑制される。その結果，原子炉格納容器バウンダリにかうことによって，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
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備

かる温度（壁面温度）の最高値は約 165℃となり，原子炉格納容器の限界温度 200℃をる温度（壁面温度）の最高値は約 139℃となり，格納容器の限界温度 200℃を超超えない。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えない。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温度は約 207℃となるが，この時の原子炉格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）

容器雰囲気温度は約 202℃となるが，このときの格納容器バウンダリにかかる温は約 144℃であり，原子炉格納容器の限界温度 200℃を超えない。

度（壁面温度）は約 137℃であり，格納容器の限界温度 200℃を超えない。

考（添付資料 3.1.2.8）
第 7.2.1.2－7 図に示すとおり，低圧代替注水系（常設）による注水継続により炉心第 3.1.2－4 図及び第 3.1.2－6 図に示すとおり，低圧代替注水系（常設）によが冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，第 7.2.1.2－11 図及び第 7.2.1.2－12

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

図に示すとおり，約 22.5 時間後に開始する代替循環冷却系の運転により，原子炉格納－11 図及び第 3.1.2－12 図に示すとおり，90 分後に開始する代替循環冷却系の容器除熱に成功し，格納容器圧力及び温度の上昇を抑制することで安定状態が確立し，運転により，格納容器除熱に成功し，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇を抑制

また，安定状態を維持できる。事象を通じて原子炉格納容器の限界圧力に到達せず，格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。事象を通じて格納

納容器圧力逃がし装置を使用することなく，原子炉格納容器が過圧・過温破損に至らな容器の限界圧力に到達せず，格納容器圧力逃がし装置を使用することなく，格納いことを確認した。

容器が過圧・過温破損に至らないことを確認した。なお，第 3.1.2-17 図に示すとおり，格納容器内の酸素濃度上昇により，長期的には格納容器圧力逃がし装置
を用いて可燃性ガスを排出する。

本評価では，「6.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)，(2)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，原子炉格納容器が過圧・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，「7.2.4 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。
なお，原子炉格納容器が健全であるため，原子炉格納容器から原子炉建屋への放射性

なお，格納容器が健全であるため，格納容器から原子炉建屋への放射性物質の物質の漏えい量は制限され，また，大気中へはほとんど放出されないものと考えられる。

漏えい量は制限され，また，大気中へはほとんど放出されないものと考えられる

これは，原子炉建屋内に漏えいした放射性物質は，原子炉建屋内で時間減衰し，また，。これは，原子炉建屋内に漏えいした放射性物質は，原子炉建屋内で時間減衰し粒子状放射性物質は，原子炉建屋内での重力沈降や水蒸気の凝縮に伴い，原子炉建屋内，また，粒子状放射性物質は，原子炉建屋内での重力沈降や水蒸気の凝縮に伴いに沈着すると考えられるためである。原子炉建屋内での放射性物質の時間減衰及び粒子，原子炉建屋内に沈着すると考えられるためである。原子炉建屋内での放射性物

状放射性物質の除去効果等を保守的に考慮せず，原子炉建屋から大気中への放射性物質

質の時間減衰及び粒子状放射性物質の除去効果等を保守的に考慮せず，原子炉建の漏えいを想定した場合，漏えい量は約 15TBq（7 日間）となり，100TBq を下回る。

屋から大気中への放射性物質の漏えいを想定した場合，漏えい量は約 7.5TBq（7日間）となり，100TBq を下回る。

事象発生からの 7 日間以降，Cs-137 の漏えいが継続した場合の影響評価を行ったところ，約 15TBq(30 日間)及び約 15TBq(100 日間)であり，100TBq を下回る。

事象発生からの 7 日間以降，Ｃｓ－137 の漏えいが継続した場合の影響評価を行ったところ，約 7.5TBq（30 日間）及び約 7.5TBq（100 日間）であり，100TBqを下回る。

【比較のため柏崎刈羽の該当部分を記載】（添付資料 3.1.2.4，3.1.2.5）

本評価では，「6.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)，(2)及本評価では，「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

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

慮しても，原子炉格納容器が過圧・過温破損に至らないことをもって，その影響につい

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
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉て確認した。

東海第二発電所

また，(7)の評価項目のうち，可燃性ガスの燃焼については，「7.2.4 水素燃焼」におまた，(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」

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

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を確認している。

じないことを確認している。

【ここまで】
7.2.1.2.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価

備考って，その影響について確認した。

（添付資料 3.1.2.7，3.1.2.9，3.1.2.10，3.1.3.13）
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

する。

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）」

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，原子炉格納容器内へ流出した高温の原子炉冷）」（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。

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 時間程度までのまた，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象進展に有意な影響を与える

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，常と考えられる操作として，常設代替交流電源設備による緊急用母線の受電操作並びに設代替交流電源設備からの受電操作，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作，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（

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作，代替原子炉補機
冷却系運転操作及び代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱操作とする。

常設）による原子炉注水操作，緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作及び代替循環冷却系による格納容器除熱操作，可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入操作とする。

(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価

本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，「6.7 解析

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

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，それらさの影響評価は以下のとおりである。

の不確かさの影響評価は以下のとおりである。

a. 運転員等操作時間に与える影響

ａ．運転員等操作時間に与える影響

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

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

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

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

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

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

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）では小さいことを確認している。原子炉注水操作については，非常用炉心冷却系による原は，炉心溶融開始時間に与える影響は小さいことを確認している。原子炉注水操

子炉への注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに低圧代替注水系（常設）による作については，ＬＯＣＡが発生し，高圧・低圧注水機能の喪失により炉心損傷し原子炉注水（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たと判断した場合，速やかに代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容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

器冷却に併せ，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（電源の確保含む）をい。また，格納容器スプレイ操作については，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ことから，運転員等操作時間に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，可搬型窒素与える影響は小さい。

供給装置による格納容器内への窒素注入操作については，炉心ヒートアップの感度解析では，格納容器圧力及び雰囲気温度への影響は小さいことを確認している
13／25

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備考ことから，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

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のモデルが精緻である解析コード SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析

炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コードＳＡＦＥＲの評価結果との比較

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により水位低下幅は解析コードＭＡＡＰの評価結果の方が大きく，解析コードＳ

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ＡＦＥＲに対して保守的であり，注水操作による燃料有効長頂部までの水位回復

炉注水操作については，非常用炉心冷却系による原子炉への注水機能が喪失したと判断

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。

した場合，速やかに低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（電源の確保含む）を行

原子炉注水操作については，ＬＯＣＡが発生し，高圧・低圧注水機能の喪失によ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

り炉心損傷したと判断した場合，速やかに代替格納容器スプレイ冷却系（常設）から，運転員等操作時間に与える影響はない。

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（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。

原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導

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），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

は HDR 実験解析では区画によって格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度ル）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

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さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できていることから，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格
納容器スプレイ冷却系（常設）に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。また，

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雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，格納容器圧力を操作開始の起点としている可搬型窒素供給装置に係る運転員等操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，

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

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

達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，ＣＳＴＦ実験解析により格納容器雰囲ることを確認しており，その差異は小さいことから，格納容器圧力及び温度を操作開始

気温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しておの起点としている代替格納容器スプレイ冷却系（常設）に係る運転員等操作時間に与えり，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可搬る影響は小さい。

型窒素供給装置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

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。本評の不確かさとして，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

価事故シーケンスでは，炉心の損傷状態を起点に操作開始する運転員等操作はないことしている。本評価事故シーケンスでは，炉心の損傷状態を起点に操作開始する運から，運転員等操作時間に与える影響はない。

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，

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

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

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，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

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

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

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放出を間に与える影響はない。

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。
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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東海第二発電所

備

炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉格納容器内 FP 挙動の不確かさとして，

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

核分裂生成物（FP）挙動モデルは ABCOVE 実験解析により原子炉格納容器内のエアロゾ生成物（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損傷後の原子炉格納容器内 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，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とから，運転員等操作時間に与える影響はない。

ないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

考（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

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

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

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

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

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

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は，格納容器圧力及び雰囲気温度への影響は小さいことを確認していることから小さい。

，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

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のモデルが精緻である解析コード SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析

炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コードＳＡＦＥＲの評価結果との比較

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により水位低下幅は解析コードＭＡＡＰの評価結果の方が大きく，解析コードＳ

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。

ＡＦＥＲに対して保守的であり，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。

原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導

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），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

は HDR 実験解析では区画によって格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度ル）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

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

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，全体とに再現できていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，しては格納容器圧力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，評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，

価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動

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，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より格納容器雰囲気温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致する

る影響は小さい。

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

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，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

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

溶融開始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ラメータに与える影響はない。

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，

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
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備

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

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，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

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

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は小さくなると推定される。

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

考される。
炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉格納容器内 FP 挙動の不確かさとして，

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

核分裂生成物（FP）挙動モデルは ABCOVE 実験解析により原子炉格納容器内のエアロゾ生成物（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

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，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，評価項目ータに与える影響はない。

となるパラメータに与える影響はない。
（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(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件

初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 7.2.1.2－2 表に

初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 3.1.2－2

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

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れる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。

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(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 に対応したものとし

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd／t に対応しており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かさとして，たものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 31GWd／t であり，解析条

最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生す

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

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，格納容よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，それに伴う原子炉冷却器圧力及び温度の上昇が遅くなるが，操作手順（原子炉水位が破断口高さまで水位回復
後に原子炉注水から格納容器スプレイへ切り替えること）に変わりはないことから，運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（格納容器圧力 0.31MPa［gage］到達後に窒素注入を停止する

転員等操作時間に与える影響はない。

こと）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の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

空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力及び格納容ョン・チェンバ）の空間部及び液相部，サプレッション・プール水位，格納容

器温度は，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

器圧力並びに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。

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，Excessive LOCA を考慮した場合，事故条件の起因事象は，解析条件の不確かさとして，Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ Ｌ

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

ＯＣＡ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（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与開始等が早くなるが，操作手順（速やかに格納容器冷却手段を準備すること）

える影響はない。

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16／25

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備

解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる。冠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

水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であるこ復は早くなる。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とから，運転員等操作時間に与える影響はない。

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。

考

機器条件の可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）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，実際の注水量が多い場合（注水特性（設計値）の保守性），格納容器圧力及び温度上昇の抑制効果は大解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），格納容器圧力及び雰囲気

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。

温度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，解析条件で設定している海水温度と同等以下となる。32℃の場合は，解析条件と最確条件は同等であることから運転員等操作時間に与える影響はない。32℃未満の場合は，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が，操作手順（格納容器圧力 0.31MPa［gage］
到達後に窒素注入を停止すること）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。
機器条件の可搬型窒素供給装置は，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。30℃より高い場合は，格納容器雰囲気温度が上昇する可能性があるが，本評価事故シーケンスでは，格納容器雰囲気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。30℃未満の場合は，注入される窒素の密度が大きくなり窒素注入
開始後の格納容器圧力の上昇が速くなるが，操作手順（格納容器圧力 0.31MPa［gage］到達後に窒素注入を停止すること）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小さい。
（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(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 に対応したものとし

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd／t に対応しており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かさとして，たものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 31GWd／t であり，解析条

最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生す

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

る蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩も少なくなることから，格納容器圧力及び温度の上昇が遅くなるが，格納容器圧力及び和され，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

温度の上昇は格納容器スプレイ及び代替循環冷却により抑制されることから，評価項目

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となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

納容器スプレイ及び代替循環冷却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，格納容器容積（ウェットウェル）の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

空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力及び格納容ョン・チェンバ）の空間部及び液相部，サプレッション・プール水位，格納容

器温度は，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

器圧力並びに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
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備が，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

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は小さい。

ら，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

考

事故条件の起因事象は，解析条件の不確かさとして，Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ Ｌ
事故条件の起因事象は，解析条件の不確かさとして，Excessive LOCA を考慮した場合，

ＯＣＡ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

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，原子炉格納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

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 7.2.1.2－15 図及と同程度であり，第 3.1.2－18 図及び第 3.1.2－19 図に示すとおり，格納容器

び第 7.2.1.2－16 図に示すとおり，格納容器圧力は 0.62MPa[gage]を下回っていること

圧力は 0.62MPa［gage］，格納容器バウンダリにかかる温度は 200℃を下回ってから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

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

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

納容器圧力及び温度上昇の抑制効果は大きくなるが，格納容器圧力及び温度の上昇に有復は早くなり，格納容器圧力及び雰囲気温度上昇の抑制効果は大きくなるが，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。

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。

機器条件の可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）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，格納容器圧力及び温度上昇の抑制効果は大きくなるが，格納容器圧力及び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，実際の注水量が多い場合，原子炉水位の回復は早くなり，格納容器圧力及び温度上昇の抑制効果は大き解析より多い場合，格納容器圧力及び雰囲気温度上昇の抑制効果は大きくなる

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。

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，解析条件で設定している海水温度と同等以下となる。32℃の場合は，解析条件と最確条件は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ない。32℃未満の場合は，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。
機器条件の可搬型窒素供給装置は，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。30℃より高い場合は，格納容器雰囲気温度が上昇する可能性があるが，窒素注入は事象発生から約 84 時間後に開始するため，代替循環冷却系による格納容器減圧及び除熱操作によって格納容器雰
囲気は除熱されており，窒素温度は格納容器雰囲気温度よりも低いことから，窒素注入によって格納容器雰囲気温度が上昇することはなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。30℃未満の場合は，注入される窒素の密度が大きくなり窒素注入開始後の格納容器圧力の上昇が速くなるが，操作手順（格
納容器圧力 0.31MPa［gage］到達後に窒素注入を停止すること）に変わりはないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
（添付資料 3.1.2.11，3.1.2.12）
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b. 操作条件

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備考ｂ．操作条件

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

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

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「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，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。

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(a) 運転員等操作時間に与える影響(a) 運転員等操作時間に与える影響

果を以下に示す。
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電及び低圧代替注水系（常設）による原子操作条件の常設代替交流電源設備による緊急用母線の受電並びに代替格納

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 70 分後を設定している。運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（常転員等操作時間に与える影響として，常設代替交流電源設備からの受電操作について実設）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

態の運転操作時間に基づき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，状況判断から原間に与える影響はない。

子炉注水操作までは一連の操作として実施し，同一の運転員による並列操作はなく，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。

なお，有効性評価では 2 系列の非常用高圧母線の電源回復を想定しているが，低圧代替注水系(常設)は非常用高圧母線 D 系の電源回復後に実施可能であり，この場合も原子
炉注水の開始時間が早くなる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，復水移送ポン
プの起動操作が常設代替交流電源設備からの受電操作の影響を受けるが，低圧代替注水系(常設)は非常用高圧母線 D 系の電源回復後に実施可能であり，この場合も原子炉注水の開始時間が早くなる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作は，解析上の操作開始時間として原子炉水位が破断口高さまで水位回復後，格納容器温度が190℃超過を確認した時点を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，解析結果は原子炉水位が破断口高さまで水位回復前に既に格納容器温度は 190℃を超えており，実態の操作も原子炉水位が破断口高さまで水位回復後に低圧代替注水系（常設）から代替格納容器スプレイへ切り替えることとしており，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。代替格納容器スプレイへの切り替え後，原子炉水位が原子炉水位低（レベル 1）まで低下した場合，
低圧代替注水系(常設)へ切り替えを行う。当該操作開始時間は，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。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。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，解析上の操作開始時間として事象発生
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考から 20 時間後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，代替原子炉補機冷却系の準備は，緊急時対策要員の参集に 10 時間，その後の作業に 10 時間の合計 20時間を想定しているが，準備操作が想定より短い時間で完了する可能性があるため，操作開始時間が早まる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。
操作条件の代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱操作は，解析上の操作開始時間

操作条件の緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作及び代替循環冷却として事象発生から 22.5 時間後を設定している。運転員等操作時間に与える影響とし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て，代替循環冷却系の運転は事象発生約 22.5 時間後に開始することとしているが，時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

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の運転は事象発生 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，本操作の操作開始時間

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

は，代替原子炉補機冷却系の準備期間を考慮して設定したものであり，代替原子炉補機

から，運転員等操作時間に与える影響も小さい。また，本操作の操作開始時間

冷却系の操作開始時間が早まれば，本操作の操作開始時間も早まる可能性があり，代替

は，操作所要時間を踏まえて解析上の想定時間を設定したものであり，緊急用

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

海水系の操作開始時間が早まれば，代替循環冷却系による格納容器除熱操作のなる。

操作開始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
が，その他の操作と並列して実施する場合でも，順次実施し所定の時間までに操作を完了できることから影響はない。
操作条件の可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から約 84 時間後を想定している。運転員等
操作時間に与える影響として，格納容器内への窒素注入の実施基準である格納容器内酸素濃度 4.0vol％（ドライ条件）到達は事象発生から約 84 時間後であるのに対し，可搬型窒素供給装置の移動及びホース敷設等は格納容器内酸素濃度が 3.5vol％（ドライ条件）到達時（事象発生から約 62 時間後）に開始し約3 時間で準備完了するため，十分な時間余裕があることから，操作開始時間に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
（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(b) 評価項目となるパラメータに与える影響

操作条件の常設代替交流電源設備からの受電及び低圧代替注水系（常設）による原子操作条件の常設代替交流電源設備による緊急用母線の受電並びに代替格納

炉注水操作は，運転員等操作時間に与える影響として，常設代替交流電源設備からの受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（常電操作について，解析上の原子炉注水開始時間(70 分後)は準備操作に時間余裕を含めて設）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，解析条設定されており，原子炉水位の回復は早くなる可能性があるが，ジルコニウム－水反応

件は操作所要時間に余裕を含めて設定されており，原子炉水位の回復は早くな

量により発熱量が増加する等の影響があるため，格納容器圧力及び温度の上昇に大きなる可能性があるが，ジルコニウム－水反応量により発熱量が増加する等の影響差異はない。また，原子炉注水操作は，代替格納容器スプレイとの切替え操作であり，があるため，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇に大きな差異はない。また，

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。

代替格納容器スプレイ操作と原子炉注水操作は，流量分配により同時に実施する操作であり，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
タに与える影響は小さい。

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備

考

操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作は，運転員等操作時間に与える影響として，代替格納容器スプレイの操作開始は原子炉水位
が破断口高さまで水位回復後，格納容器温度が 190℃に到達時となり，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ない。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，運転員等操作時間に与える影響として，準備操作が想定より短い時間で完了する可能性があり，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。
操作条件の代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱操作は，運転員等操作時間に与操作条件の緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作及び代替循環冷却

える影響として，代替原子炉補機冷却系の操作開始時間が早まった場合には，本操作も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，緊急用

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

海水系の操作開始時間が早まった場合には，代替循環冷却系による格納容器除ら，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

熱操作も早まる可能性があり，格納容器圧力及び雰囲気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。
操作条件の可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から約 84 時間後を想定している。運転員等
操作時間に与える影響として，格納容器内への窒素注入の実施基準である格納容器内酸素濃度 4.0vol％（ドライ条件）到達は事象発生から約 84 時間後であるのに対し，可搬型窒素供給装置の移動及びホース敷設等は格納容器内酸素濃度が 3.5vol％（ドライ条件）到達時（事象発生から約 62 時間後）に開始し約3 時間で準備完了するため，十分な時間余裕があることから，操作開始時間に与える影響は小さく，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 3.1.2.11）(3) 操作時間余裕の把握(3) 操作時間余裕の把握

操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメー

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

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，そ以下に示す。

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及び低圧代替注水系（常設）による操作条件の常設代替交流電源設備による緊急用母線の受電操作並びに代替格納

原子炉注水操作については，第 7.2.1.3－14 図から第 7.2.1.3－16 図に示すとおり，事

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）

象発生から 90 分後（操作開始時間 20 分程度の遅れ）までに常設代替交流電源設備から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 図に示すとおの受電操作を行い低圧代替注水系（常設）による原子炉注水が開始できれば，損傷炉心り，事象発生から 50 分後（操作開始時間の 25 分の遅れ）までに常設代替交流電源

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。

設備からの受電操作を行い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。

操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作については，事象発生から 90 分後（操作開始時間 20 分程度の遅れ）に低圧代替注水系（常21／25

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備考設）による原子炉注水を開始した場合の解析では，格納容器スプレイ開始のタイミング
は約 2.3 時間後であるため，現行の 2 時間に対して約 20 分程度の準備時間を確保できることから，時間余裕がある。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作及び代替循環冷却系による原子炉格納容

操作条件の緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作及び代替循環冷却系に器除熱操作については，代替原子炉補機冷却系運転開始までの時間は，事象発生から 20よる格納容器除熱操作については，本操作開始までの時間は操作所要時間を踏まえ時間あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。なお，本操作が大幅に遅れるて解析上の想定時間を設定したものであり，時間余裕がある。なお，本操作が大幅ような事態になった場合でも，原子炉格納容器の限界圧力に到達しないよう継続して低に遅れるような事態になった場合でも，格納容器圧力が限界圧力 0.62MPa［gage］

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る格納容器スプレイを行うこととなる。代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格から，時間余裕がある。

納容器スプレイは，ベントラインの水没防止のために，格納容器ベントに伴うサプレッ
ション・チェンバ・プール水位の上昇を考慮しても，サプレッション・チェンバ・プー
ル水位がベントライン-1m を超えないように格納容器スプレイを停止する。原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa［gage］に至るまでの時間は，事象発生から約 38 時間あり，約15 時間以上の余裕があることから，時間余裕がある。
操作条件の可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入操作については，格納容器内への窒素注入の実施基準である格納容器内酸素濃度 4.0vol％（ドライ条件）到達は事象発生から約 84 時間後であるのに対し，可搬型窒素供給装置の移動及びホース敷設等は格納容器内酸素濃度が 3.5vol％（ドライ条件）到達時（事象発
生から約 62 時間後）に開始し約 3 時間で準備完了するため，十分な準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
（添付資料 3.1.2.11，3.1.3.8）(4) まとめ(4) ま と め

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与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

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。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

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には時間余裕がある。

いて，操作時間には時間余裕がある。

7.2.1.2.4 必要な要員及び資源の評価

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

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)」

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・過温破において，6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策時における事象発生 10 時間までの必要損）」において，重大事故等対策時における事象発生 2 時間までに必要な要員は，

な要員は，「7.2.1.2.1 格納容器破損防止対策」に示すとおり 28 名である。
「7.5.2 重大「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 重大事故等対事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員及び緊急時対策要員等の策時に必要な要員の評価結果」で説明している災害対策要員（初動）の 39 名で対72 名で対処可能である。有効性評価で考慮しない作業（原子炉ウェル注水）に必要な要処可能である。

員を 4 名含めた場合でも対処可能である。
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また，事象発生 10 時間以降に必要な参集要員は 36 名であり，発電所構外から 10 時
間以内に参集可能な要員の 106 名で確保可能である。
(2) 必要な資源の評価

東海第二発電所

備

間以内に参集可能な要員の 72 名で確保可能である。
(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）」

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・過温破において，必要な水源，燃料及び電源は，「7.5.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価

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」の条件を行い，その結果を以下に示す。

にて評価を行い，その結果を以下に示す。

a. 水源

ａ．水

低圧代替注水系（常設）又は可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による原子炉注水及び考

また，事象発生 2 時間以降に必要な参集要員は 2 名であり，発電所構外から 2 時

源

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は，7 日間の対応を考慮

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）による格納容器スプレイは，7 日間の対応を考慮すると，合計約 400m３のすると，号炉あたり約 2,900m3 の水が必要となる。6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮す

水が必要である。水源として，代替淡水貯槽に約 4,300m３の水を保有している。

ると，合計約 5,800m3 の水が必要である。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約 1,700m3

これにより，必要な水源は確保可能である。

及び淡水貯水池に約 18,000m3 の水を保有している。これにより，6 号及び 7 号炉の同時

代替循環冷却系による格納容器除熱については，サプレッション・チェンバの被災を考慮しても，必要な水源は確保可能である。また，事象発生 12 時間以降に淡水

プール水を水源として注水することから，水源が枯渇することはないため，7 日

貯水池の水を，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）により復水貯蔵槽へ給水することで，間の注水継続実施が可能である。
（添付資料 3.1.2.13）

復水貯蔵槽を枯渇させることなく復水貯蔵槽を水源とした7 日間の注水継続実施が可能である。ここで，復水貯蔵槽への補給の開始を事象発生 12 時間後としているが，これは，可搬型設備を事象発生から 12 時間以内に使用できなかった場合においても，その他の設備にて重大事故等に対応できるよう設定しているものである。
b. 燃料

ｂ．燃

料

常設代替交流電源設備による電源供給については，保守的に事象発生直後からの運転

常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 5 台）による電源供給についてを想定すると，7 日間の運転継続に 6 号及び 7 号炉において合計約 504kL の軽油が必要

は，保守的に事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に合計約となる。可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への給水については，保守

352.8kL の軽油が必要となる。軽油貯蔵タンクにて約 800kL の軽油を保有してお的に事象発生直後からの可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の運転を想定すると，7 日間り，この使用が可能であることから，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源の運転継続に号炉あたり約 15kL の軽油が必要となる。代替原子炉補機冷却系用の電源装置 5 台）による電源供給について，7 日間の継続が可能である。

車については，保守的に事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に号

可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入については，保守的に事象

炉あたり約 37kL の軽油が必要となる。代替原子炉補機冷却系用の大容量送水車（熱交発生直後からの可搬型窒素供給装置の運転を想定すると，7 日間の運転継続に約

換器ユニット用）については，保守的に事象発生直後からの大容量送水車（熱交換器ユ18.5kL の軽油が必要となる。可搬型設備用軽油タンクにて約 210kL の軽油を保有

ニット用）の運転を想定すると，7 日間の運転継続に号炉あたり約 11kL の軽油が必要としており，この使用が可能であることから，可搬型窒素供給装置による格納容器なる。5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポスト用内への窒素注入について，7 日間の継続が可能である。

発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運
転継続に合計約 13kL の軽油が必要となる。
（6 号及び 7 号炉合計約 643kL）

緊急時対策所用発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に約 70.0kL の軽油が必要となる。緊急時対策所用

6 号及び 7 号炉の各軽油タンク（約 1,020kL）及びガスタービン発電機用燃料タンク

発電機燃料油貯蔵タンクにて約 75kL の軽油を保有しており，この使用が可能で（約 100kL）にて合計約 2,140kL の軽油を保有しており，これらの使用が可能であるこあることから，緊急時対策所用発電機による電源供給について，7 日間の継続がとから，常設代替交流電源設備による電源供給，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）によ可能である。

る復水貯蔵槽への給水，代替原子炉補機冷却系の運転，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策（添付資料 3.1.2.14）

所用可搬型電源設備による電源供給及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給
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備考について，7 日間の継続が可能である。
c. 電源

ｃ．電

源

常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故等対策に必要な負荷として，常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故等対策に必要な負荷と6 号炉で約 1,104kW，7 号炉で約 1,071kW 必要となるが，常設代替交流電源設備は連続定して，約 2,426kW 必要となるが，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置

格容量が 1 台あたり 2,950kW であり，必要負荷に対しての電源供給が可能である。

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

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

また，緊急時対策所用発電機及び可搬型窒素供給装置の窒素供給装置用電源車
についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
（添付資料 3.1.2.15）

7.2.1.2.5 結論

3.1.2.5 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）」

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，原子炉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

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することによって，格納容器内雰囲気圧力・温度が徐々に上昇し，原子炉格納容器の過ることによって，格納容器内雰囲気圧力・温度が徐々に上昇し，格納容器の過圧・過圧・過温により原子炉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

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，初期の対策として低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段，安力・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，初期の対策として低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段及び代定状態に向けた対策として代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器

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，安定状態に向けた対策

冷却手段及び代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱手段等を整備している。

として代替循環冷却系による格納容器除熱手段及び可搬型窒素供給装置による格納
容器内への窒素注入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）」

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＋ECCS 注水機能喪失＋全交流動力電源喪失」につ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。

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，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納容器ス

上記の場合においても，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納容器

プレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却，代替循環冷却系による原子炉格納容

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格納容器除熱及器除熱を実施することにより，原子炉格納容器冷却及び除熱が可能である。

び可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入を実施することにより，格納容
器内酸素濃度の上昇を抑制しつつ，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，事象を通じて原子炉格納容器の限界

その結果，格納容器圧力逃がし装置を使用せず，事象を通じて格納容器の限界圧力

圧力に到達することはなく，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に到達することはなく，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

場合においても原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足し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ている。また，安定状態を維持できる。

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

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

一定の余裕がある。

合でも一定の余裕がある。

重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。

重大事故等対策時に必要な要員は，災害対策要員にて確保可能である。また，必要
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉
また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。

東海第二発電所

備考な水源，燃料及び電源を供給可能である。

以上のことから，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納容器スプレイ

以上のことから，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

冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却，代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱イ冷却系（常設）による格納容器冷却，代替循環冷却系による格納容器除熱，可搬型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窒素供給装置による格納容器内への窒素注入等の格納容器破損防止対策は，選定した確認でき，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「雰囲温破損）」に対して有効である。

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。

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

比較表（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））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

青：前回比較表提出後，5/31 補正までに修正した部分
黄：5/31 補正以降に修正した部分

備考

図 1／10東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

比較表（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））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

青：前回比較表提出後，5/31 補正までに修正した部分
黄：5/31 補正以降に修正した部分

備考

図 2／10東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

比較表（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））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

青：前回比較表提出後，5/31 補正までに修正した部分
黄：5/31 補正以降に修正した部分

備考

図 3／10東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

比較表（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））

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所備考

図 4／10東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

比較表（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））
柏崎刈羽発電所６／７号炉

備考

図 5／10東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用する場合））
東海第二発電所備考

図 6／10東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用する場合））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

備考
図 7／10東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用する場合））
東海第二発電所備考
図 8／10東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用する場合））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

備考
図 9／10東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用する場合））
東海第二発電所備考
図 10／10

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

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用する場合））
東海第二発電所

備

考

解析結果 1／9

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

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用する場合））
東海第二発電所

備

考

該当図なし

該当図なし

解析結果 2／9

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

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用する場合））
東海第二発電所

備

考

解析結果 3／9

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

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用する場合））
東海第二発電所

備

考

解析結果 4／9

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

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用する場合））
東海第二発電所

備

考

解析結果 5／9

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

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用する場合））
東海第二発電所

備

考

該当図なし

該当図なし

解析結果 6／9

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

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用する場合））
東海第二発電所

備

考

解析結果 7／9

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

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用する場合））
東海第二発電所

備

考

該当図なし

解析結果 8／9

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

比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用する場合））
東海第二発電所

備

考

解析結果 9／9

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

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

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備
考

表 1／7

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

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

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

青：前回比較表提出後，5/31 補正までに修正した部分
黄：5/31 補正以降に修正した部分

備
考

表 2／7

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

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

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

前ページと同じ

青：前回比較表提出後，5/31 補正までに修正した部分
黄：5/31 補正以降に修正した部分

備
考

表 3／7

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

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

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所①条件設定は同じだが，設定プロセスが異なり，許認可炉心が 13 ヶ月運転であること及び実機では調整運転期間が約 1 ヶ月あることを踏まえた燃焼度として設定。
②東海第二では，S/P での圧力抑制効果を厳しくする観点で，S/P 水位及び格納容器体積（サプレッション・チェンバ）の解析条件として通常運転時の S/P 水位の下限値に基づき設定（35℃の外部水源に比べて水温が 32℃と低い S/P 水を少なくなるよう設定）。
③東海第二では，S/P での圧力抑制効果を厳しくする観点で，S/P 水位及び格納容器体積（サプレッション・チェンバ）の解析条件として通常運転時の S/P 水位の下限値を設定（35℃の外部水源に比べて水温が 32℃
備と低い S/P 水を少なくなるよう設定）。

考④条件設定は同じだが，ドライウェル内ガス冷却装置の設計温度を設定していることを明確化。
⑤東海第二では，格納容器スプレイ時の圧力抑制効果が小さくなる厳しい条件として，年間の気象条件変化を包含する高めの水温を設定。
⑥東海第二の実機の運転状態とは異なるが，評価結果を厳しくするよう条件を設定（東海第二固有の条件設定）
。

表 4／7

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

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

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備
考

表 5／7

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

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

崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備
考

表 6／7

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価

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

柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備
考

表 7／7

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

7.2.1.3 代替循環冷却系を使用しない場合

3.1.3 代替循環冷却系を使用できない場合

7.2.1.3.1 格納容器破損防止対策

3.1.3.1 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）」

備

考

青：前回比較表提出後，5/31 補正までに修正した部分「3.1.2 代替循環冷却系を使用する場合」では，格納容器破損モード「雰囲気圧力・ 黄：5/31 補正以降に修正した部分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。

して，代替循環冷却系を使用する場合を想定し，期待する格納容器破損防止対策の有効性を評価している。代替循環冷却系は多重化設計とした上で，さらなる後段の対策として格納容器圧力逃がし装置を整備するため，重大事故時の事象発生後短期に格納
容器圧力逃がし装置を使用することは実質的には考えられないが，本格納容器破損モード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できない場合を想定し，格納容器圧力逃がし装置の有効性を評価する観点から，格納容器破損防止対策の有効性を評価する。
（添付資料 3.1.3.1）

本格納容器破損モードの重大事故等対策の概略系統図を第 7.2.1.3－1 図から第本格納容器破損モードの重大事故等対策の概略系統図を第 3.1.3－1 図に，対応手

7.2.1.3－3 図に，対応手順の概要を第 7.2.1.3－4 図に示すとともに，重大事故等対策

順の概要を第 3.1.3－2 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。まの概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と手順の関係を第 7.2.1.3－1

た，重大事故等対策における設備と手順の関係を第 3.1.3－1 表に示す。

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，事象発生 10 時間まで

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，事象発生 2 時間までの 6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 28 名※1 である。その内訳は次のとおりである。中央制の重大事故等対策に必要な要員は，災害対策要員（初動）20 名である。その内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員は，当直発電長 1 名，当直副発電長 1 名及び運御室の運転員は，当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2 名，運転操作対応を

転操作対応を行う当直運転員 4 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通行う運転員 12 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊報連絡等を行う要員は 4 名，現場操作を行う重大事故等対応要員は 10 名である。

急時対策本部要員は 5 名，緊急時対策要員（現場）は 8 名※1 である。

また，事象発生 2 時間以降に追加で必要な参集要員は，タンクローリによる燃料給また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員は，フィルタ装置薬液補給作業を行

油操作を行うための重大事故等対応要員 2 名及び格納容器圧力逃がし装置による格納

うための参集要員 20 名である。必要な要員と作業項目について第 7.2.1.3－5 図に示

容器除熱操作を行うための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す。

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，28 名で対処可能である。

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，20 名で対処可能である。

※1 有効性評価で考慮しない作業（原子炉ウェル注水）に必要な要員 4 名を含めると，
緊急時対策要員（現場）が 12 名，合計が 32 名になる。
a. 原子炉スクラム確認及び非常用炉心冷却系機能喪失確認
原子炉スクラム確認及び非常用炉心冷却系機能喪失確認については，「7.2.1.2.1 a.
原子炉スクラム確認及び非常用炉心冷却系機能喪失確認」と同じ。

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【比較のため，「c.」を記載】
c. 炉心損傷確認

能喪失の確認」と同じ。
ｃ．炉心損傷確認
1／20

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉
炉心損傷確認については，「7.2.1.2.1 c. 炉心損傷確認」と同じ。

東海第二発電所【ここまで】
b. 全交流動力電源喪失及び早期の電源回復不能判断並びに対応準備
全交流動力電源喪失及び早期の電源回復不能判断並びに対応準備については，「7.2.1.2.1 b. 全交流動力電源喪失及び早期の電源回復不能判断並びに対応準備」と備

考

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 3.1.3.2）
ｄ．早期の電源回復不能判断及び対応準備
早期の電源回復不能判断及び対応準備については，「3.1.2.1 ｄ．早期の電源回復不能判断及び対応準備」と同じ。

同じ。
c. 炉心損傷確認
炉心損傷確認については，「7.2.1.2.1 c. 炉心損傷確認」と同じ。
d. 水素濃度監視
水素濃度監視については，「7.2.1.2.1 d. 水素濃度監視」と同じ。
e. 常設代替交流電源設備による交流電源供給及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水

ｅ．常設代替交流電源設備による緊急用母線の受電並びに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

常設代替交流電源設備による交流電源供給及び低圧代替注水系（常設）による原子炉

常設代替交流電源設備による緊急用母線の受電並びに代替格納容器スプレイ

注水については，「7.2.1.2.1 e. 常設代替交流電源設備による交流電源供給及び低圧代冷却系（常設）による格納容器冷却及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注替注水系（常設）による原子炉注水」と同じ。

水については，「3.1.2.1 ｅ．常設代替交流電源設備による緊急用母線の受電並びに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」と同じ。
なお，代替循環冷却系が使用できない場合の評価であることから，原子炉水位
Ｌ０まで冠水した後は，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し，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停止する。
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用）等である。
（添付資料 3.1.2.2，3.1.3.3）

f. 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却については，「7.2.1.2.1 f. 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却」とｆ．水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動
水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動については，「3.1.2.1 ｈ．水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動」と同じ。

同じ。

【「静的負荷（代替循環冷却系を使用する場合）の「f.」」の記載より引用】

ｇ．代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却

原子炉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

容器圧力及び温度が徐々に上昇する。崩壊熱及び原子炉注水流量による原子炉水位推定

容器圧力及び雰囲気温度が徐々に上昇する。ドライウェル圧力を用いて格納容器

により炉心の冠水を確認した後，ドライウェル雰囲気温度計を用いて格納容器温度が

圧力が 0.465MPa［gage］到達を確認した場合は，中央制御室からの遠隔操作によ

190℃超過を確認した場合又は格納容器内圧力を用いて格納容器圧力が 0.465MPa[gage]

り常設低圧代替注水系ポンプ2 台を使用した代替格納容器スプレイ冷却系（常設）到達を確認した場合は，中央制御室からの遠隔操作により復水移送ポンプ 2 台を使用しにより格納容器冷却を実施し，格納容器圧力を 0.400MPa［gage］から 0.465MPa

た代替格納容器スプレイ冷却系（常設）により原子炉格納容器冷却を実施する。また，［gage］の範囲で制御する。

格 納 容 器 圧 力 0.465MPa[gage] 到 達 に よ っ て 開 始 し た 場 合 は 格 納 容 器 圧 力 が
2／20

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備

考0.39MPa[gage]以下となった時点で停止する。
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却を確認するために必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確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力，復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）等であ

要な計装設備は，低圧代替注水系格納容器スプレイ流量（常設ライン用）等である。

る。

【ここまで】
格納容器スプレイを継続することによりサプレッション・チェンバ・プール水位が上

格納容器スプレイを継続することによりサプレッション・プール水位が上昇す昇するため，格納容器ベントに伴うサプレッション・チェンバ・プール水位の上昇を考るため，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 1.3m）を

慮（約 2m）し，サプレッション・チェンバ・プール水位がベントライン-1m を超えない考慮し，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ように格納容器スプレイを停止する。

格納容器スプレイを停止する。

格納容器スプレイの停止を確認するために必要な計装設備は，サプレッション・チェ
ンバ・プール水位である。
g. 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱の準備として，原子炉格納容器二次隔離弁を中央制御室からの遠隔操作により開する。

格納容器スプレイの停止を確認するために必要な計装設備は，サプレッション・プール水位である。
ｈ．格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱
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，第一弁を中央制御室からの遠隔操作により開する。

格納容器圧力が原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa[gage]に接近した場合又はサプレ

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，代替格納容器

ッション・チェンバ・プール水位が格納容器真空破壊弁高さに到達した場合，原子炉格

スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却の停止後，第二弁を中央制御室から

納容器一次隔離弁を原子炉建屋内の原子炉区域外からの人力操作によって全開するこの遠隔操作によって全開することで，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除とで，格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を実施する。
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を確認するために必要な計装設熱を実施する。
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，格納容器内圧力等である。

備は，サプレッション・チェンバ圧力等である。

サプレッション・チェンバ側からの格納容器圧力逃がし装置のベントラインが水没しサプレッション・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ないことを確認するために必要な計装設備は，サプレッション・チェンバ・プール水位

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

等である。

位である。

以降，損傷炉心の冷却は，低圧代替注水系（常設）による注水により継続的に行い，また，原子炉格納容器除熱は，格納容器圧力逃がし装置により継続的に行う。

以降，損傷炉心の冷却は，低圧代替注水系（常設）による注水により継続的に行い，また，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。

7.2.1.3.2 格納容器破損防止対策の有効性評価

3.1.3.2 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(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，「6.2 評価対

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

象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過圧及び過温への対策の有効性を総合的

価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過圧及び過温への対策の有効性に評価する観点から，プラント損傷状態を LOCA に全交流動力電源喪失事象を加えた状を総合的に評価する観点から，プラント損傷状態をＬＯＣＡとし，中小破断ＬＯＣ

態とし，中小破断 LOCA 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

Ａ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

圧力及び温度上昇の観点で厳しい大破断 LOCA を起因とする，「大破断 LOCA＋ECCS 注水

度上昇の観点で厳しい大破断ＬＯＣＡを起因とする，「大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心機能喪失＋全交流動力電源喪失」である。

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
3／20

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備

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）
・

面熱伝達，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水対向流，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，構造材との熱伝達動，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及び原子炉圧力容器内ＦＰ挙動，格納容器における格納容器各領域間の流動，構造

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，スプレイ冷却及び格納容器ベン

容器における原子炉格納容器内 FP 挙動が重要現象となる。

ト並びに炉心損傷後の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原

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子炉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

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ＭＡ

原子炉水位，燃料最高温度，格納容器圧力，格納容器温度等の過渡応答を求める。

ＡＰ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考渡応答を求める。
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

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

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

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

響及び操作時間余裕を評価する。

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(2) 有効性評価の条件

本評価事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第 7.2.1.3－2 表

本評価事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第 3.1.3－2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。

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．事故条件(a) 起因事象(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，残留熱除去系の吸込配管とする。

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し，かつ，格納容器内の圧力上昇及び温度上昇の観点で厳しい設定として，再循環系配管（出口ノズル）とする。
（添付資料 1.5.2）(b) 安全機能の喪失に対する仮定(b) 安全機能の喪失に対する仮定

全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定し，全交流動力電源が喪失するもの

非常用ディーゼル発電機等の機能喪失を想定し，全交流動力電源が喪失するとする。さらに非常用炉心冷却系が機能喪失するものとする。なお，代替循環冷却系はものとする。さらに非常用炉心冷却系等が機能喪失するものとする。なお，代使用しないものとする。

替循環冷却系は使用できないものとする。

(c) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。
送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定する。
(d) 水素ガスの発生(c) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。
送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源が喪失するとともに，非常用ディーゼル発電機等の機能喪失を想定する。
(d) 水素の発生

水素ガスの発生については，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，

析コード MAAP の評価結果では水の放射線分解等による水素ガス発生は考慮していない

解析コードＭＡＡＰの評価結果では水の放射線分解等による水素発生は考慮ため，「(4)有効性評価の結果」にてその影響を評価する。

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。

4／20

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

b. 重大事故等対策に関連する機器条件

ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号(a) 原子炉スクラム信号

原子炉スクラムは，事象の発生と同時に発生するものとする。

備考

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) 再循環系ポンプ
再循環系ポンプは，事象発生と同時に停止するものとする。

(b) 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
最大 300m3/h にて原子炉注水し，その後は炉心を冠水維持するように注水する。なお，(d) 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
230m３／h にて原子炉注水し，原子炉水位Ｌ０まで回復後は，崩壊熱による低圧代替注水系（常設）による原子炉注水は，格納容器スプレイと同じ復水移送ポンプ

蒸発量相当の注水流量（最大 50m３／h）で注水する。なお，低圧代替注水系（常を用いて弁の切替えにて実施する。

設）による原子炉注水は，格納容器スプレイ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）(c) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却(e) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却

格納容器圧力及び温度上昇の抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，140m3/h にて原子

事象初期の原子炉注水実施時の格納容器スプレイ流量は，格納容器圧力及び炉格納容器内にスプレイする。なお，格納容器スプレイは，原子炉注水と同じ復水移送

雰囲気温度上昇の抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，130 m３／h にて格納容ポンプを用いて弁の切替えにて実施する。

器内にスプレイする。また，0.465MPa［gage］到達時の格納容器スプレイは，運転手順における調整範囲の上限である 130m３／h にて格納容器内にスプレイする。なお，格納容器スプレイは，原子炉注水と同じ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，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）水位の確保操作についても考慮しない。

(d) 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱(g) 格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱

格納容器圧力 0.62MPa[gage]における最大排出流量 31.6kg/s に対して，原子炉格納格納容器圧力 0.31MPa［gage］における排気流量 13.4kg／s に対して，第二容器二次隔離弁の中央制御室からの遠隔操作による中間開操作（流路面積 50%開）にて弁の中央制御室からの遠隔操作による全開操作にて格納容器除熱を実施する。

原子炉格納容器除熱を実施する。
c. 重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「6.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示

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」

す分類に従って以下のとおり設定する。

に示す分類に従って以下のとおり設定する。

(a) 交流電源は，常設代替交流電源設備によって供給を開始し，低圧代替注水系（常設）(a) 交流電源は，常設代替交流電源設備によって供給を開始し，代替格納容器スによる原子炉注水操作は，事象発生 70 分後から開始する。

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。また，代替循環
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所備

考

冷却系による格納容器除熱操作ができないことから，原子炉水位Ｌ０まで回復したことを確認した場合，原子炉注水流量を崩壊熱相当に調整し，格納容器冷却を停止する。
(b) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作は，原子炉(b) 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

水位が破断口高さまで水位回復後，格納容器温度が 190℃に到達した場合に開始する。

圧力が 0.465MPa［gage］に到達した場合に開始し，0.400MPa［gage］に到達

なお，格納容器ベントに伴うサプレッション・チェンバ・プール水位の上昇（約 2m）

した場合は停止する。なお，格納容器ベントに伴うサプレッション・プール

を考慮し，サプレッション・チェンバ・プール水位がベントライン-1m を超えないよ

水位の上昇（約 1.3m）を考慮し，サプレッション・プール水位が通常水位＋うに格納容器スプレイを停止する。
(c) 格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱操作は，格納容器圧力が0.62MPa[gage]に接近した場合に実施する。
(3) 有効性評価（Cs-137 の放出量評価）の条件

6.5m に到達した以降は格納容器スプレイを停止する。
(c) 格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作は，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 の放出量評価）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。

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

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50,000 時間とする。

を考え，最高 50,000 時間とする。

b. 格納容器圧力逃がし装置を用いた場合の環境中への総放出量の評価においては，原ｂ．格納容器圧力逃がし装置を用いた場合の環境中への総放出量の評価において

子炉内に内蔵されている核分裂生成物が事象進展に応じた割合で，原子炉格納容器内

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

に放出※2 され，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に至るものとする。
格納容器圧力逃がし装置に到達した核分裂生成物は，格納容器圧力逃がし装置内のフィルタによって除去された後，格納容器圧力逃がし装置排気管から放出される。

格納容器圧力逃がし装置に到達した核分裂生成物は，格納容器圧力逃がし装
置内のフィルタによって除去された後，格納容器圧力逃がし装置出口配管から放出される。

※2 セシウムの原子炉格納容器内への放出割合については，本評価事故シーケンスにおいては解析コード MAAP の評価結果の方が NUREG-1465 より大きく算出する。

※ セシウムの格納容器内への放出割合については，本評価事故シーケンスにおいては解析コードＭＡＡＰの評価結果の方が代表的なソースターム
に関する報告書であるＮＵＲＥＧ－1465 より大きく算出する。

c. 格納容器圧力逃がし装置を用いた場合の Cs-137 放出量は，以下の式で計算される。

ｃ．格納容器圧力逃がし装置を用いた場合のＣｓ－137 放出量は，以下の式で計算される。

Cs-137 の放出量（Bq） = f_Cs × Bq_Cs-137 ×（1/DF）

Ｃｓ－137 の放出量（Bq）＝f_Cs×Bq_Cs-137×（1／DF）

f_Cs = f_CsOH + （M_I / M_Cs） × （W_Cs / W_I） × （f_CsI - f_CsOH）

f_Cs＝f_CsOH＋（M_I／M_Cs）×（W_Cs／W_I）×（f_CsI－f_CsOH）

f_Cs：原子炉格納容器からのセシウムの放出割合

f_Cs：格納容器からのセシウムの放出割合

f_CsI：原子炉格納容器からの CsI の放出割合

f_CsI：格納容器からのＣｓＩの放出割合（MAAP コードでの評価値）
f_CsOH：原子炉格納容器からの CsOH の放出割合（MAAP コードでの評価値）（ＭＡＡＰコードでの評価値）
f_CsOH：格納容器からのＣｓＯＨの放出割合（ＭＡＡＰコードでの評価値）

M_I：よう素の初期重量（kg）

M_I：よう素の初期重量（kg）

M_Cs：セシウムの初期重量（kg）

M_Cs：セシウムの初期重量（kg）

W_I：よう素の分子量（kg/kmol）

W_I：よう素の分子量（kg／kmol）

W_Cs：セシウムの分子量（kg/kmol）

W_Cs：セシウムの分子量（kg／kmol）
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Bq_Cs-137：Cs-137 の炉内内蔵量（Bq）
DF：格納容器圧力逃がし装置の除染係数
d. 原子炉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・チェンバのプール水でのスクラビングによる除去効果を考慮する。
e. 格納容器圧力逃がし装置による粒子状放射性物質に対する除染係数は 1,000 とする。

東海第二発電所

備考

Bq_Cs-137：Ｃｓ－137 の炉内内蔵量（Bq）
DF：格納容器圧力逃がし装置の除染係数
ｄ．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・チェンバのプール水でのスクラビング等による除去効果を考慮する。
ｅ．格納容器圧力逃がし装置を介し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。
(a) 格納容器内から原子炉建屋への漏えいはないものとする。
(b) 格納容器圧力逃がし装置による粒子状放射性物質に対する除染係数は 1,000とする。

f. 原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいについても考慮する。漏えい量の評
価条件は以下のとおりとする。
(a) 原子炉格納容器からの漏えい量は，格納容器圧力に応じた設計漏えい率をもとに評価する。

ｆ．原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいについても考慮する。漏えい量の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量は，格納容器圧力に応じた設計漏えい率を基に評価する。

(b) 原子炉建屋から大気中に漏えいする放射性物質を保守的に見積もるため，非常用ガ(b) 原子炉建屋から大気中に漏えいする放射性物質を保守的に見積もるため，原ス処理系により原子炉建屋の設計負圧が達成されるまでの期間は，原子炉建屋内の放子炉建屋ガス処理系により原子炉建屋原子炉棟内の負圧が達成されるまで射性物質の保持機能に期待しないものとする。

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。

非常用ガス処理系により設計負圧を達成した後は設計換気率 0.5 回/日相当を考慮す

原子炉建屋ガス処理系により負圧を達成した後は非常用ガス処理系の設計る。なお，非常用ガス処理系フィルタ装置による放射性物質の除去効果については，
期待しないものとする。

換気率 1 回／d 相当を考慮する。なお，非常用ガス処理系フィルタトレイン
及び非常用ガス再循環系フィルタトレインによる放射性物質の除去効果については，期待しないものとする。

非常用ガス処理系は，事象発生 30 分後から，常設代替交流電源設備からの交流電原子炉建屋ガス処理系は，事象発生 115 分後から，常設代替交流電源設備か源の供給を受け自動起動し，起動後 10 分間で設計負圧が達成されることを想定する。

らの交流電源の供給を受け中央制御室からの遠隔操作により起動し，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は考慮せず，また，原子炉建屋内での粒子状物質の除去効果は保守的に考慮しない。

(c) 原子炉建屋内での放射能の時間減衰は考慮せず，また，原子炉建屋内での粒子状物質の除去効果は保守的に考慮しない。
（添付資料 3.1.3.4，3.1.3.5，3.1.3.6）(4) 有効性評価の結果(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

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），注水流量及子炉圧力容器内の保有水量の推移を第 7.2.1.3－6 図から第 7.2.1.3－8 図に，燃料最高

び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，燃料温度の推移を第 7.2.1.3－9 図に，格納容器圧力，格納容器温度，サプレッション・チ

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，サプレェンバ・プール水位及び水温の推移を第 7.2.1.3－10 図から第 7.2.1.3－13 図に示す。

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

ａ．事象進展

大破断 LOCA 時に非常用炉心冷却系の機能及び全交流動力電源が喪失するため，原子大破断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，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 0.3 時間後に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

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

管の最高温度は事象発生から約 0.4 時間後に 1,200℃に到達し，また，事象発生から約る。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，
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東海第二発電所備

0.7 時間後に燃料温度は 2,500K（約 2,227℃）に到達する。事象発生から 70 分後，常設

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

代替交流電源設備による交流電源の供給を開始し，復水移送ポンプ 2 台を用いた低圧代

生から 25 分後，常設代替交流電源設備による交流電源の供給を開始し，常設低替注水系（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圧代替注水系ポンプ 2 台を用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開ることなく，原子炉水位は回復し，炉心は再冠水する。

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Ｌ０以上

考まで原子炉水位は回復し，炉心は冠水する。
（添付資料 3.1.2.6）
原子炉格納容器内に崩壊熱が蒸気として放出されるため，格納容器圧力及び温度は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，格納徐々に上昇する。そのため，格納容器スプレイを間欠的に実施することによって，格納

容器圧力及び雰囲気温度は上昇する。そのため，原子炉注水と同時に格納容器ス

容器圧力及び温度の上昇を抑制する。

プレイ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を抑制する。
原子炉水位が原子炉水位Ｌ０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，原子炉注水を崩壊熱による蒸発量相当の注水流量とし，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，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，格納容器ベントに伴うサプレッション・チェン
バ・プール水位の上昇（約 2m）を考慮し，サプレッション・チェンバ・プール水位がベ

ベントラインの水没防止のために，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 1.3m）を考慮し，サプレッション・プール水位がベントライ

ントライン-1m を超えないように格納容器スプレイを停止することから，格納容器圧力ン下端を超えないように，事象発生から約 19 時間後にサプレッション・プール

は上昇し，事象発生から約 38 時間経過した時点で原子炉格納容器の限界圧力に接近す

水位が通常水位＋6.5m に到達した時点で，格納容器スプレイを停止する。

る。
原子炉格納容器の限界圧力接近時点で，格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を実施し，格納容器圧力及び温度を低下させる。

格納容器スプレイを停止後，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。

格納容器温度は，格納容器ベントによる格納容器温度低下後，溶融炉心からの放熱に格納容器雰囲気温度は，格納容器ベントによる格納容器雰囲気温度低下後，溶よって数時間は上昇傾向となるが，崩壊熱の減少に伴い低下傾向に転じて，その後は融炉心からの放熱によって数十時間は上昇傾向となるが，崩壊熱の減少に伴い低徐々に低下する。格納容器圧力については格納容器ベントによる格納容器圧力低下後，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ベ徐々に低下する。

ントによる格納容器圧力低下後，サプレッション・プールの減圧沸騰により数十
時間は圧力が上昇傾向となるが，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。

b. 評価項目等

ｂ．評価項目等

格納容器圧力は，第 7.2.1.3－10 図に示すとおり，原子炉格納容器内に崩壊熱が蒸気

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として放出されるため徐々に上昇するが，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるよって発生した水蒸気等が放出されるため上昇するが，代替格納容器スプレイ冷原子炉格納容器冷却及び原子炉格納容器の限界圧力に接近した場合に格納容器圧力逃却系（常設）による格納容器冷却及びサプレッション・プール水位が通常水位＋がし装置による原子炉格納容器除熱を行うことによって,原子炉格納容器バウンダリに

6.5m に到達し代替格納容器スプレイを停止した場合に格納容器圧力逃がし装置

かかる圧力の最大値は，原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa[gage]を超えない。なお，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原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力が最大となる事象開始約 38 時間後において，大値は，格納容器の限界圧力 0.62MPa［gage］を超えない。なお，格納容器バウ

水の放射線分解によって発生する水素ガス及び酸素ガスは，原子炉格納容器内の非凝縮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
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ガスに占める割合の 2%以下であるため，その影響は無視し得る程度である。

東海第二発電所

備考する時間）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 2％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）

格納容器温度は，第 7.2.1.3－11 図に示すとおり，原子炉格納容器内に崩壊熱が蒸気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として放出されるため徐々に上昇するが，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によるの熱によって発生した水蒸気等が放出されるため上昇するが，代替格納容器スプ

原子炉格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を行うこレイ冷却系（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とによって，原子炉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 165℃

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温度（壁面温度）のとなり，原子炉格納容器の限界温度 200℃を超えない。なお，事象開始直後，破断口か

最高値は約 157℃となり，格納容器の限界温度 200℃を超えない。なお，事象発ら流出する過熱蒸気により一時的に格納容器温度は約 207℃となるが，この時の原子炉

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

格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）は約 144℃であり，原子炉格納容器の限202℃となるが，このときの格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）は約

界温度 200℃を超えない。

137℃であり，格納容器の限界温度 200℃を超えない。

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 の総放出量は約 1.4×10-3TBq（7 日間）であり，100TBq を下

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 の総放出量は約 1.2×10－４TBq（7 日間）であ回る。

り，100TBq を下回る。

（添付資料 3.1.2.8）

ドライウェル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 の総放出量は約 2.0TBq（7 日間）であり，100TBq を下回る。

ドライウェル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 の総放出量は約 3.7TBq（7 日間）であり，100TBq を下回る。

なお，原子炉格納容器が健全であるため，原子炉格納容器から原子炉建屋への放射性

なお，格納容器が健全であるため，格納容器から原子炉建屋への放射性物質の物質の漏えい量は制限され，また，大気中へはほとんど放出されないものと考えられる。

漏えい量は制限され，また，大気中へはほとんど放出されないものと考えられる。

これは，原子炉建屋内に漏えいした放射性物質は，原子炉建屋内で時間減衰し，また，

これは，原子炉建屋内に漏えいした放射性物質は，原子炉建屋内で時間減衰し，粒子状放射性物質は，原子炉建屋内での重力沈降や水蒸気の凝縮に伴い，原子炉建屋内

また，粒子状放射性物質は，原子炉建屋内での重力沈降や水蒸気の凝縮に伴い，に沈着すると考えられるためである。原子炉建屋内での放射性物質の時間減衰及び粒子

原子炉建屋内に沈着すると考えられるためである。原子炉建屋内での放射性物質

状放射性物質の除去効果等を保守的に考慮せず，原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいを想定した場合，漏えい量は約 14TBq（7 日間）となる。原子炉建屋から大気の時間減衰及び粒子状放射性物質の除去効果等を保守的に考慮せず，原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいを想定した場合，漏えい量は約 14.3TBq（7中への Cs-137 の漏えい量に，ドライウェルのベントラインを経由した格納容器圧力逃日間）となる。原子炉建屋から大気中へのＣｓ－137 の漏えい量に，ドライウェ

がし装置による Cs-137 の放出量を加えた場合でも，約 16TBq（7 日間）であり，100TBq

ルのベントラインを経由した格納容器圧力逃がし装置によるＣｓ－137 の放出量を下回る。

を加えた場合でも，約 18TBq（7 日間）であり，100TBq を下回る。

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影響評価を行ったとこ

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影響評価を行ろ，サプレッション・チェンバのベントラインを経由した格納容器圧力逃がし装置による総放出量は，約 4.0×10-3TBq(30 日間)及び約 8.5×10-3TBq(100 日間)である。ドライったところ，サプレッション・チェンバのベントラインを経由した格納容器圧力逃がし装置による総放出量は，約 1.3×10－４TBq（30 日間）及び約 1.5×10－４TBq

ウェルのベントラインを経由した場合には，約 3.1TBq(30 日間)及び約 3.2TBq(100 日（100 日間）である。ドライウェルのベントラインを経由した場合には，約 4.1TBq間)である。原子炉建屋から大気中への Cs-137 の漏えい量にドライウェルのベントライ（30 日間）及び約 4.1TBq（100 日間）である。原子炉建屋から大気中へのＣｓ－

ンを経由した格納容器圧力逃がし装置による Cs-137 の放出量を加えた場合でも，約137 の漏えい量にドライウェルのベントラインを経由した格納容器圧力逃がし装

18TBq（30 日間）及び約 18TBq（100 日間）であり，100TBq を下回る。

置によるＣｓ－137 の放出量を加えた場合でも，約 19TBq（30 日間）及び約 20TBq（100 日間）であり，100TBq を下回る。
（添付資料 3.1.3.4，3.1.3.5，3.1.3.6）
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東海第二発電所

備

第 7.2.1.3－6 図に示すとおり，低圧代替注水系（常設）による注水継続により炉心第 3.1.3－4 図及び第 3.1.3－6 図に示すとおり，低圧代替注水系（常設）によが冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，第 7.2.1.3－10 図に示すとおり，原子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 3.1.3

炉格納容器の限界圧力接近時点で，約 38 時間後に格納容器圧力逃がし装置による原子－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＋炉格納容器除熱を開始することで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。

6.5m に到達した時点で，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷考

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，「6.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)，(2)及び(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。

本評価では，「1.2.2.2 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。
（添付資料 3.1.3.7）

7.2.1.3.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価

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，運転員等操作時間に与解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間にえる影響，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

する。

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）」

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，原子炉格納容器内へ流出した高温の原子炉（代替循環冷却系を使用できない場合）では，格納容器内へ流出した高温の原子炉冷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，事象進展に有意な影響を与える

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，常と考えられる操作として，常設代替交流電源設備による緊急用母線の受電操作並びに設代替交流電源設備からの受電操作，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作，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（常代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作及び格納容器圧力設）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。

逃がし装置による原子炉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(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，「6.7 解析

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

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，それらの不確かの不確かさの影響評価は以下のとおりである。

さの影響評価は以下のとおりである。

ａ．運転員等操作時間に与える影響

a. 運転員等操作時間に与える影響

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

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

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，炉心溶融開始時間に与える影響は小さいことを確認している。原子炉注水操

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，非常用炉心冷却系による原作については，ＬＯＣＡが発生し，高圧・低圧注水機能の喪失により炉心損傷し子炉への注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに低圧代替注水系（常設）によるたと判断した場合，速やかに代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容

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

器冷却に併せ，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

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

い。また，格納容器スプレイ操作については，炉心ヒートアップの感度解析では，格納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，格納容器圧
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
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東海第二発電所

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，運転員等操作時間に力が 0.465MPa［gage］に到達した場合の格納容器スプレイ操作については，炉心与える影響は小さい。

ヒートアップの感度解析では，格納容器圧力及び雰囲気温度への影響は小さいこ

備考とを確認していることから，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

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のモデルが精緻である解析コード SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析

炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コードＳＡＦＥＲの評価結果との比較

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により水位低下幅は解析コードＭＡＡＰの評価結果の方が大きく，解析コードＳ

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ＡＦＥＲに対して保守的であり，注水操作による燃料有効長頂部までの水位回復

炉注水操作については，非常用炉心冷却系による原子炉への注水機能が喪失したと判断

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。

した場合，速やかに低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（電源の確保含む）を行

原子炉注水操作については，ＬＯＣＡが発生し，高圧・低圧注水機能の喪失によ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

り炉心損傷したと判断した場合，速やかに代替格納容器スプレイ冷却系（常設）から，運転員等操作時間に与える影響はない。

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（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。

原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，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）

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は HDR 実験解析では区画によって格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度

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

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，全体に再現できていることから，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格

としては格納容器圧力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，

納容器スプレイ冷却系（常設）及び格納容器圧力逃がし装置に係る運転員等操作時間に

格納容器圧力を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイ冷却系（常設）

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，

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

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実験解析によは測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいことから，格納容

り格納容器雰囲気温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致するこ器圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及びとを確認しており，その差異は小さいことから，格納容器圧力を操作開始の起点

格納容器圧力逃がし装置に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。

としている代替格納容器スプレイ冷却系（常設）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

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。本評の不確かさとして，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

価事故シーケンスでは，炉心の損傷状態を起点に操作開始する運転員等操作はないことしている。本評価事故シーケンスでは，炉心の損傷状態を起点に操作開始する運から，運転員等操作時間に与える影響はない。

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，

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

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

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，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

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

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
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備

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放出を間に与える影響はない。

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考える影響はない。
炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉格納容器内 FP 挙動の不確かさとして，

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

核分裂生成物（FP）挙動モデルは ABCOVE 実験解析により原子炉格納容器内のエアロゾ生成物（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損傷後の原子炉格納容器内 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

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とから，運転員等操作時間に与える影響はない。

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 3.1.3.8）

b. 評価項目となるパラメータに与える影響

ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響

炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管

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

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

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

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

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は，格納容器圧力及び雰囲気温度への影響は小さいことを確認していることか小さい。

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

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 SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析さとして，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ＳＡＦＥＲの評価結果との比較

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により水位低下幅は解析コードＭＡＡＰの評価結果の方が大きく，解析コードＳ

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

ＡＦＥＲに対して保守的であり，注水操作による燃料有効長頂部までの水位回復から，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

時刻は解析コード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。

原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，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）

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は HDR 実験解析では区画によって格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度

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

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，全体に再現できていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，としては格納容器圧力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，

格納容器各領域間の流動，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，

評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流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

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により格納容器雰囲気温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致す

る影響は小さい。

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

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，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

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
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備

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

溶融開始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ラメータに与える影響はない。

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，

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

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

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，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

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

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は小さくなると推定される。

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

考される。
炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉格納容器内 FP 挙動の不確かさとして，

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

核分裂生成物（FP）挙動モデルは ABCOVE 実験解析により原子炉格納容器内のエアロゾ生成物（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。したがって，
大気中への Cs-137 のル沈着挙動を適正に評価できることを確認している。したがって，大気中へのＣ

総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

ｓ－137 の総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。なーケンスにおける格納容器圧力逃がし装置による大気中への Cs-137 の総放出量は，評

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大気中へのＣ

価項目（100TBq を下回っていること）に対して，サプレッション・チェンバのベントラ，ドライウェルのベントラインを経由
インを経由した場合は約 1.4×10-3TBq（7 日間）

ｓ－137 の総放出量は，評価項目（100TBq を下回っていること）に対して，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は約 1.2×10－４TBq（7 日した場合は約 2.0TBq（7 日間）であり，評価項目に対して余裕がある。

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，評価項目に対して余裕がある。
（添付資料 3.1.3.8）(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(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件

初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 7.2.1.3－2 表に

初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 3.1.3－2

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

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

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れる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。

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(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 に対応したものとし

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd／t に対応しており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かさとして，たものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 31GWd／t であり，解析条

最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生す

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

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，格納容よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，それに伴う原子炉冷却器圧力及び温度の上昇が遅くなるが，操作手順(原子炉水位が破断口高さまで水位回復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

後に原子炉注水から格納容器スプレイへ切り替えること及び格納容器圧力に応じて格るが，操作手順（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納容器ベントを実施すること)に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影

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）に変わりはな

響はない。

いことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の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

空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力及び格納容ョン・チェンバ）の空間部及び液相部，サプレッション・プール水位，格納容
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備

器温度は，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

器圧力並びに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。

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考ら，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，Excessive LOCA を考慮した場合，事故条件の起因事象は，解析条件の不確かさとして，Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ Ｌ

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

ＯＣＡ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（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与開始等が早くなるが，操作手順（速やかに格納容器冷却手段を準備すること）

える影響はない。

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，実際の解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる。冠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

水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であるこ復は早くなる。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とから，運転員等操作時間に与える影響はない。

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。
機器条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）は，解析条件で設定したス
プレイ流量（130m３／h 一定）に対して，最確条件は運転手順における流量調
整の範囲（102m３／h～130m３／h）となる。最確条件とした場合，サプレッション・プール水位の上昇が緩和されることから，サプレッション・プール水位を操作開始の起点とする格納容器圧力逃がし装置を用いた格納容器除熱操作の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，実際の流量が解開始時間が遅くなり，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。
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，実際の析より多い場合，格納容器圧力及び温度上昇の抑制効果は大きくなるが，操作手順に変流量が解析より多い場合，格納容器圧力及び雰囲気温度上昇の抑制効果は大き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。

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 3.1.2.12，3.1.3.8）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響(b) 評価項目となるパラメータに与える影響

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応したものとし

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd／t に対応しており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かさとして，たものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 31GWd／t であり，解析条

最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生す

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

る蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩も少なくなることから，格納容器圧力及び温度の上昇が遅くなるが，格納容器圧力及び和され，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

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

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目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

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，格納容器容積（ウェットウェル）の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

空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力及び格納容ョン・チェンバ）の空間部及び液相部，サプレッション・プール水位，格納容

器温度は，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

器圧力並びに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

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は小さい。

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，Excessive LOCA を考慮した場合，事故条件の起因事象は，解析条件の不確かさとして，Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ Ｌ
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備

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，原子炉格納ＯＣＡ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

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 7.2.1.2－15 図及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

び第 7.2.1.2－16 図に示すとおり，格納容器圧力は 0.62MPa[gage]を下回っていることと同程度であり，第 3.1.2－18 図及び第 3.1.2－19 図に示すとおり，格納容器から，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

圧力は 0.62MPa［gage］，格納容器バウンダリにかかる温度は 200℃を下回って考いることから，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

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

納容器圧力及び温度上昇の抑制効果は大きくなるが，格納容器圧力及び温度の上昇に有復は早くなり，格納容器圧力及び雰囲気温度上昇の抑制効果は大きくなるが，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。

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。
機器条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）は，解析条件で設定したス
プレイ流量（130m３／h 一定）に対して，最確条件は運転手順における流量調
整の範囲（102m３／h～130m３／h）となる。最確条件とした場合でも，格納容器
圧力を 0.400MPa［gage］から 0.465MPa［gage］の範囲内に維持することに変わりはないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

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，実際の流量が解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，実際の析より多い場合，格納容器圧力及び温度上昇の抑制効果は大きくなるが，格納容器圧力流量が解析より多い場合，格納容器圧力及び雰囲気温度上昇の抑制効果は大き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。

くなるが，格納容器圧力の最大値は代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却時の操作開始圧力であり，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作時のピーク圧力は格納容器圧力の最大値を下回ることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
（添付資料 3.1.2.12，3.1.3.8）

b. 操作条件ｂ．操作条件

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

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

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「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，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

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。

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(a) 運転員等操作時間に与える影響(a) 運転員等操作時間に与える影響を以下に示す。
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電及び低圧代替注水系（常設）による原子操作条件の常設代替交流電源設備による緊急用母線の受電並びに代替格納

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 70 分後を設定している。運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（常転員等操作時間に与える影響として，常設代替交流電源設備からの受電操作について，

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

実態の運転操作時間に基づき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

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，状況判断から原時間に与える影響はない。

子炉注水操作までは一連の操作として実施し，同一の運転員による並列操作はなく，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，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，代替格納容器スプレ
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所備考

イ冷却系（常設）による格納容器スプレイを停止する。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，解析上の想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，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もない
ことから，他の操作に与える影響はない。
なお，有効性評価では 2 系列の非常用高圧母線の電源回復を想定しているが，低圧代替注水系(常設)は非常用高圧母線 D 系の電源回復後に実施可能であり，この場合も原子
炉注水の開始時間が早くなる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，復水移送ポン
プの起動操作が常設代替交流電源設備からの受電操作の影響を受けるが，低圧代替注水系(常設)は非常用高圧母線 D 系の電源回復後に実施可能であり，この場合も原子炉注水の開始時間が早くなる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作は，操作条件の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，解析上の操作開始時間として原子炉水位が破断口高さまで水位回復後，格納容器温度が解析上の操作開始時間として格納容器圧力 0.465MPa［gage］到達時を設定して190℃超過を確認した時点を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，解いる。運転員等操作時間に与える影響として，格納容器圧力の上昇は緩慢であ析結果は原子炉水位が破断口高さまで水位回復前に既に格納容器温度は 190℃を超えてり，継続監視していることから，操作開始の起点である格納容器圧力 0.465MPa

おり，実態の操作も原子炉水位が破断口高さまで水位回復後に低圧代替注水系（常設）から代替格納容器スプレイへ切り替えることとしており，実態の操作開始時間は，解析［gage］到達時点で速やかに操作を実施可能であり，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，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

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

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いことから，他の操作に与える影響はない。

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。代替格納容器スプレイへの切替え後，原子炉水位が原子炉水位低（レベル 1）まで低下した場合，
低圧代替注水系(常設)へ切り替えを行う。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。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱操作は，解析上の操作

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，解析上の操開始時間として格納容器圧力 0.62MPa[gage]接近時を設定している。運転員等操作時間

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に与える影響として，格納容器圧力が 0.62MPa[gage]に接近するのは，事象発生から約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，サプレッショ

38 時間後である。また，格納容器ベントの準備操作は格納容器圧力の上昇傾向を監視しン・プール水位が通常水位＋6.5m に到達するのは，事象発生から約 19 時間後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り，格納容器圧力 0.62MPa[gage]に至るまでに確実に原子炉格納容器除熱操作をするこ

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

は解析上の設定とほぼ同等であり，サプレッション・プール水位が通常水位＋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6.5m 到達時に速やかに格納容器除熱操作をすることが可能であるため，操作開確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室の運転員とは別に現場

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
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東海第二発電所

備

操作を行う運転員（現場）を配置しており，他の操作との重複もないことから，他の操

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

作に与える影響はない。

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，他の考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 3.1.3.8）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響(b) 評価項目となるパラメータに与える影響

操作条件の常設代替交流電源設備からの受電及び低圧代替注水系（常設）による原子操作条件の常設代替交流電源設備による緊急用母線の受電並びに代替格納

炉注水操作は，運転員等操作時間に与える影響として，常設代替交流電源設備からの受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（常電操作について，解析上の原子炉注水開始時間(70 分後)は準備操作に時間余裕を含めて設）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，解析条設定されており，原子炉水位の回復は早くなる可能性があるが，ジルコニウム－水反応

件は操作所要時間に時間余裕を含めて設定されており，原子炉水位の回復は早量により発熱量が増加する等の影響があるため，格納容器圧力及び温度の上昇に大きなくなる可能性があるが，ジルコニウム－水反応量により発熱量が増加する等の差異はない。また，原子炉注水操作は，代替格納容器スプレイとの切替え操作であり，影響があるため，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇に大きな差異はない。ま

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。

た，代替格納容器スプレイ操作と原子炉注水操作は，流量分配により同時に実施する操作であり，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小さい。

操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作は，操作条件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は，運転員等操作時間に与える影響として，代替格納容器スプレイの操作開始は原子炉水位

運転員等操作時間に与える影響として，格納容器圧力の上昇は緩慢であり，継が破断口高さまで水位回復後，格納容器温度が 190℃に到達時となり，実態の操作開始

続監視していることから，操作開始の起点である格納容器圧力 0.465MPa［gage］

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。

到達時点で速やかに操作を実施可能であり，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原子炉格納容器除熱操作は，運転員等操作

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

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

ら，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

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 3.1.3.8）(3) 操作時間余裕の把握(3) 操作時間余裕の把握

操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメー

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

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，そ以下に示す。

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及び低圧代替注水系（常設）による操作条件の常設代替交流電源設備による緊急用母線の受電操作並びに代替格納

原子炉注水操作については，第 7.2.1.3－14 図から第 7.2.1.3－16 図に示すとおり，事

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）

象発生から 90 分後（操作開始時間 20 分程度の遅れ）までに常設代替交流電源設備から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 図に示すとおの受電操作を行い低圧代替注水系（常設）による原子炉注水が開始できれば，損傷炉心り，事象発生から 50 分後（操作開始時間 25 分の遅れ）までに常設代替交流電源設

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。

備からの受電操作を行い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。

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17／20

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東海第二発電所

備

考さい。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作につ

操作条件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についいては，事象発生から 90 分後（操作開始時間 20 分程度の遅れ）に低圧代替注水系（常ては，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設）による原子炉注水を開始した場合の解析では，格納容器スプレイ開始のタイミング

ため，時間余裕がある。なお，本操作が大幅に遅れるような場合でも，格納容器圧は約 2.3 時間後であるため，現行の 2 時間に対して約 20 分程度の準備時間を確保でき力が限界圧力 0.62MPa［gage］に到達するまでの時間は事象発生後約 14 時間後であることから，時間余裕がある。

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原子炉格納容器除熱操作については，格納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

容器ベント開始までの時間は事象発生から約 38 時間後の操作であり，準備時間が確保

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，準備時間が確できるため，時間余裕がある。

保できるため，時間余裕がある。
（添付資料 3.1.3.8，3.1.3.9）(4) まとめ(4) ま と め

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与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

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。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影

た場合においても，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

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

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には時間余裕がある。

囲内において，操作時間には時間余裕がある。

7.2.1.3.4 必要な要員及び資源の評価

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

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）」

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・過温破において，6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策時における事象発生 10 時間までに必要損）」において，重大事故等対策時における事象発生 2 時間までに必要な要員は，

な要員は，「7.2.1.3.1 格納容器破損防止対策」に示すとおり 28 名である。
「7.5.2 重大「3.1.3.1 格納容器破損防止対策」に示すとおり 20 名である。
「6.2 重大事故等対事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員及び緊急時対策要員等の策時に必要な要員の評価結果」で説明している災害対策要員（初動）の 39 名で対72 名で対処可能である。有効性評価で考慮しない作業（原子炉ウェル注水）に必要な要処可能である。

員を 4 名含めた場合でも対処可能である。
また，事象発生 10 時間以降に必要な参集要員は 20 名であり，発電所構外から 10 時

また，事象発生 2 時間以降に必要な参集要員は 5 名であり，発電所構外から 2 時
間以内に参集可能な要員の 72 名で確保可能である。

間以内に参集可能な要員の 106 名で確保可能である。
(2) 必要な資源の評価(2) 必要な資源の評価

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）」

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・過温破において，必要な水源，燃料及び電源は，「7.5.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価

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」の条件を行い，その結果を以下に示す。

にて評価を行い，その結果を以下に示す。

a. 水源

ａ．水

源

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）

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（常による格納容器スプレイは，7 日間の対応を考慮すると，号炉あたり約 7,400m3 の水が必要となる。6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮すると，合計約 14,800m3 の水が必要であ設）による格納容器スプレイは，7 日間の対応を考慮すると，合計約 5,490m３の水が必要である。水源として，代替淡水貯槽に約 4,300m３及び西側淡水貯水設備に
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉
る。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約 1,700m3 及び淡水貯水池に約 18,000m3 の水を東海第二発電所備保有している。これにより，6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮しても，必要な水源は確

約 4,300m３の水を保有している。これにより，必要な水源は確保可能である。また，西側淡水貯水設備の水を可搬型代替注水中型ポンプにより代替淡水貯槽へ給保可能である。また，事象発生 12 時間以降に淡水貯水池の水を，可搬型代替注水ポン

水することで，代替淡水貯槽を枯渇させることなく代替淡水貯槽を水源とした 7プ（A-2 級）により復水貯蔵槽へ給水することで，復水貯蔵槽を枯渇させることなく復日間の注水継続実施が可能である。

水貯蔵槽を水源とした 7 日間の注水継続実施が可能である。ここで，復水貯蔵槽への補考（添付資料 3.1.3.10）給の開始を事象発生 12 時間後としているが，これは，可搬型設備を事象発生から 12 時
間以内に使用できなかった場合においても，その他の設備にて重大事故等に対応できるよう設定しているものである。
b. 燃料

ｂ．燃

料

常設代替交流電源設備による電源供給については，保守的に事象発生直後からの運転

常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 5 台）による電源供給についてを想定すると，7 日間の運転継続に 6 号及び 7 号炉において合計約 504kL の軽油が必要

は，保守的に事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に合計約となる。可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への給水については，保守

352.8kL の軽油が必要となる。軽油貯蔵タンクにて約 800kL の軽油を保有してお的に事象発生直後からの可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の運転を想定すると，7 日間り，この使用が可能であることから，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源の運転継続に号炉あたり約 15kL の軽油が必要となる。5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所

装置 5 台）による電源供給について，7 日間の継続が可能である。

用可搬型電源設備及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給については，事象

可搬型代替注水中型ポンプ（1 台）による代替淡水貯槽への給水については，

発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に合計約 13kL の軽油が必要とな

保守的に事象発生直後からの可搬型代替注水中型ポンプ（1 台）の運転を想定する。
（6 号及び 7 号炉合計約 547kL）6 号及び 7 号炉の各軽油タンク（約 1,020kL）及びガスタービン発電機用燃料タンク（約 100kL）にて合計約 2,140kL の軽油を保有しておると，7 日間の運転継続に約 6.0kL の軽油が必要となる。可搬型設備用軽油タン
クにて約 210kL の軽油を保有しており，この使用が可能であることから，可搬型

り，これらの使用が可能であることから，常設代替交流電源設備による電源供給，可搬

代替注水中型ポンプ（1 台）による代替淡水貯槽への給水について，7 日間の継型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への給水，5 号炉原子炉建屋内緊急時対続が可能である。

策所用可搬型電源設備による電源供給及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給について，7 日間の継続が可能である。

緊急時対策所用発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に約 70.0kL の軽油が必要となる。緊急時対策所用
発電機燃料油貯蔵タンクにて約 75kL の軽油を保有しており，この使用が可能であることから，緊急時対策所用発電機による電源供給について，7 日間の継続が可能である。
（添付資料 3.1.3.11）

c. 電源

ｃ．電

源

常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故等対策に必要な負荷として，常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故等対策に必要な負荷と6 号炉で約 1,104kW，7 号炉で約 1,071kW 必要となるが，常設代替交流電源設備は連続定して，約 2,666kW 必要となるが，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置

格容量が 1 台あたり 2,950kW であり，必要負荷に対しての電源供給が可能である。

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

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

また，緊急時対策所用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
（添付資料 3.1.3.12）

7.2.1.3.5 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）」

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）」
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

では，原子炉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

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することによって，格納容器内雰囲気圧力・温度が徐々に上昇し，原子炉格納容器の過ることによって，格納容器内雰囲気圧力・温度が徐々に上昇し，格納容器の過圧・過圧・過温により原子炉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

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止対策としては，初期の対策として低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段，安策としては，初期の対策として低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段及び代定状態に向けた対策として代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器

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，安定状態に向けた対策

冷却手段及び格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱手段を整備している。

として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

備

考

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）」

格納容器圧力逃がし装置は，多重化設計とする代替循環冷却系のさらなる後段の対の評価事故シーケンス「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失＋全交流動力電源喪失」につ策であり，重大事故時に事象発生後短期に格納容器圧力逃がし装置を使用することはいて，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

実質的には考えられないが，格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷場合の有効性評価を行った。

（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できない場合を想定し，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，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納容器ス

上記の場合においても，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納容器

プレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置による原子スプレイ冷却系（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

炉格納容器除熱を実施することにより，原子炉格納容器雰囲気の冷却及び除熱が可能である。

容器除熱を実施することにより，格納容器雰囲気の冷却及び除熱が可能である。

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原子炉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

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，評価項目をを満足している。また，安定状態を維持できる。

満足している。また，安定状態を維持できる。

解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。
また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。

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，災害対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。

以上のことから，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

以上のことから，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

冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納イ冷却系（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

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

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

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・過圧・過温破損）」に対して有効である。

過温破損）」に対して有効である。

20／20

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用できない場合））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備
考

図 1／9

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用できない場合））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備
考

図 2／9

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用できない場合））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備
考

図 3／9

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用できない場合））
柏崎刈羽発電所６／７号炉

備

考

図 4／9

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用できない場合））
東海第二発電所

備

考

図 5／9

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用できない場合））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

備
考
図 6／9

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用できない場合））
東海第二発電所備考
図 7／9

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

備
考
図 8／9

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用できない場合））
東海第二発電所備考
図 9／9

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用できない場合））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備

考

解析結果 1／8

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

東海第二発電所

備

考

該当図なし

該当図なし

解析結果 2／8

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

東海第二発電所

備

考

解析結果 3／8

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

東海第二発電所

備

考

解析結果 4／8

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

東海第二発電所

備

考

該当図なし

該当図なし

解析結果 5／8

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

東海第二発電所

備

考

解析結果 6／8

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

東海第二発電所

備

考

解析結果 7／8

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

東海第二発電所

備

考

解析結果 8／8

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

東海第二発電所

備
考

表 1／7

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用できない場合））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

青：前回比較表提出後，5/31 補正までに修正した部分
黄：5/31 補正以降に修正した部分

備
考

表 2／7

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用できない場合））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

前ページと同じ

備
考

表 3／7

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用できない場合））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備
考

表 4／7

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用できない場合））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備
考

表 5／7

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用できない場合））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備
考

表 6／7

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用できない場合））
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

青：前回比較表提出後，5/31 補正までに修正した部分
黄：5/31 補正以降に修正した部分

備
考

表 7／7

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

7.2.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱

3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱

7.2.2.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策

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(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

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，「6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すと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。

備考

青：前回比較表提出後，5/31 補正までに修正した部分
黄：5/31 補正以降に修正した部分

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(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原子炉の運転中に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，緩和措置がともに，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況で原子炉圧力容器が損傷し，溶融炉心，とられない場合には，原子炉圧力が高い状況で原子炉圧力容器が損傷し，溶融炉心，水蒸気，水素ガス等が急速に放出され，原子炉格納容器雰囲気が直接加熱されるこ

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，とにより，急速に格納容器圧力が上昇する等，原子炉格納容器に熱的・機械的な負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荷が発生して原子炉格納容器の破損に至る。

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，水蒸気及び水素ガスの急速したがって，本格納容器破損モードでは，溶融炉心，水蒸気及び水素の急速な放な放出に伴い原子炉格納容器に熱的・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

め，原子炉圧力容器破損までに逃がし安全弁の手動開操作により原子炉減圧を実施

圧力容器破損までに逃がし安全弁の手動開操作により原子炉減圧を実施することすることによって，原子炉格納容器の破損を防止する。

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，格納容器下部注水

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，格納容器下部注水系（常設）によって原子炉格納容器下部に溶融炉心の冷却に十分な水位及び水量を系（常設）によってペデスタル（ドライウェル部）に溶融炉心の冷却に必要な水位確保するとともに，溶融炉心が落下するまで，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び水量を確保するとともに，代替循環冷却系による格納容器除熱を実施する。溶による原子炉格納容器冷却を実施する。溶融炉心の落下後は，格納容器下部注水系

融炉心の落下後は，代替循環冷却系による格納容器除熱を継続し，コリウムシール（常設）によって溶融炉心を冷却するとともに，代替格納容器スプレイ冷却系（常ド及び格納容器下部注水系（常設）によって溶融炉心を冷却するとともに，代替格設）による原子炉格納容器冷却を実施する。その後，代替循環冷却系又は格納容器

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。その後，代替循環

圧力逃がし装置によって原子炉格納容器の圧力及び温度を低下させる。

冷却系又は格納容器圧力逃がし装置によって格納容器の圧力及び温度を低下させる。
さらに，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
内へ窒素を注入することによって，格納容器内における水素燃焼による格納容器の破損を防止する。

なお，本格納容器破損モードの有効性評価を実施する上では，重大事故等対処設

なお，本格納容器破損モードの有効性評価を実施する上では，原子炉圧力容器破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し，原子炉圧力容器破損に至るものとする。

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使用できないものと仮定し，原子炉圧力容器破損に至るものとする。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。
1／27

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉(3) 格納容器破損防止対策

東海第二発電所備考(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，溶融

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，溶融

炉心，水蒸気，水素ガス等が急速に放出され，原子炉格納容器に熱的・機械的な負炉心，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す

荷が発生することに対して，原子炉減圧を可能とするため，逃がし安全弁の手動開ることに対して，原子炉減圧を可能とするため，逃がし安全弁（自動減圧機能）の操作による原子炉減圧手段を整備する。
また，原子炉圧力容器破損前における格納容器温度の上昇を抑制し，逃がし安全

手動開操作による原子炉減圧手段を整備する。
また，原子炉圧力容器破損前における格納容器雰囲気温度の上昇を抑制し，逃が弁の環境条件を緩和する観点から代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子し安全弁（自動減圧機能）の環境条件を緩和する観点から緊急用海水系による冷却炉格納容器冷却手段を整備し，原子炉圧力容器破損後の格納容器圧力及び温度の上

水（海水）の確保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し，原子昇を抑制する観点から，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容

炉圧力容器破損後の格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇を抑制する観点から，代替器冷却手段及び代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱手段並びに格納容器圧

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冷力逃がし装置による原子炉格納容器除熱手段を整備する。

却水（海水）の確保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。
さらに，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による格納容器内への窒素注入手段を整備する。

なお，これらの原子炉圧力容器破損以降の格納容器過圧・過温に対応する手順及び重大事故等対策は「7.2.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」と同じである。
本格納容器破損モードの防止及びそれ以降の一連の対応も含めた重大事故等対本格納容器破損モードの防止及びそれ以降の一連の対応も含めた重大事故等対策の概要を以下の a.から j.に示すとともに，a.から j.の重大事故等対策における策の概要を以下のａ．からｑ．に示すとともに，ａ．からｑ．の重大事故等対策に設備と手順の関係を第 7.2.2－1 表に示す。このうち，本格納容器破損モードに対おける設備と手順の関係を第 3.2－1 表に示す。このうち，本格納容器破損モード

する重大事故等対策は以下の a.から f.及び h.である。

に対する重大事故等対策は以下のａ．からｈ．
，ｊ．及びｋ．である。

本格納容器破損モードの防止及びそれ以降の一連の対応も含めた重大事故等対本格納容器破損モードの防止及びそれ以降の一連の対応も含めた重大事故等対策の概略系統図を第 7.2.2－1 図から第 7.2.2－4 図に，対応手順の概要を第 7.2.2

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。このうち，－5 図に示す。このうち，本格納容器破損モードの重大事故等対策の概略系統図は

本格納容器破損モードの重大事故等対策の概略系統図は第 3.2－1 図（1／5）及び第 7.2.2－1 図及び第 7.2.2－3 図である。

第 3.2－1 図（2／5）である。

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，事象発生 10 時間

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，事象発生 2 時間ままでの 6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員での重大事故等対策に必要な要員は，災害対策要員（初動）20 名である。その内訳

及び緊急時対策要員で構成され，合計 28 名である。その内訳は次のとおりである。

は次のとおりである。中央制御室の運転員は，当直発電長 1 名，当直副発電長 1 名

中央制御室の運転員は，当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2 名，運転操作を行う運転員 12 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡及び運転操作対応を行う当直運転員 4 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う要員は 4 名，現場操作を行う重大事故等対応要員は 10 名等を行う緊急時対策本部要員は 5 名，緊急時対策要員（現場）は 8 名である。

である。

また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員は，代替原子炉補機冷却系作業

また，事象発生 2 時間以降に追加で必要な参集要員は，タンクローリによる燃料等を行うための参集要員 26 名※1 である。必要な要員と作業項目について第 7.2.2－6 図に示す。

給油操作を行うための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

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，28 名で対処可能である。

故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，20 名で対処可能である。
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所備

考※1 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは取水機能の喪失を伴うものではないが，必要な要員の評価においては，保守的に代替原子炉補機冷却系の使用を想定。
a. 原子炉スクラム確認

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

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。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等ムしたことを確認する。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域計装等で

である。

ある。
全交流動力電源喪失を確認する。
全交流動力電源喪失を確認するために必要な計装設備は，Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧等である。

b. 高圧・低圧注水機能喪失確認
原子炉スクラム後，原子炉水位は低下し続け，原子炉水位低で非常用炉心冷却系の自動起動信号が発生するが，全ての非常用炉心冷却系が機能喪失※2 していることを確認する。

ｂ．原子炉への注水機能喪失確認
原子炉スクラム後，原子炉水位は低下し続け，原子炉水位異常低下（レベル２）で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。
原子炉隔離冷却系の自動起動に失敗したことを確認後，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。

非常用炉心冷却系の機能喪失を確認するために必要な計装設備は，各系統の流量指示等である。

原子炉への注水機能喪失を確認するため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。

※2 非常用炉心冷却系による注水が出来ない状態。高圧炉心注水系及び低圧注水系の機能喪失が重畳する場合や高圧炉心注水系及び自動減圧系の機能喪失に伴い低圧注水系による原子炉注水ができない場合を想定。
ｃ．早期の電源回復不能判断及び対応準備
中央制御室からの操作により外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機等の起動ができず，非常用高圧母線（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不能と判断する。これにより，常設代替交流電源設備による緊急用母線の受電準備を開始する。
ｄ．常設代替交流電源設備による緊急用母線の受電
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交流
電源設備から緊急用母線を受電する。
常設代替交流電源設備による緊急用母線の受電を確認するために必要な計装設
備は，緊急用Ｍ／Ｃ電圧である。
ｅ．緊急用海水系による冷却水（海水）の確保
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，中央制御室からの遠隔操作により緊急用海水ポンプを起動し，緊急用海水系に海水を通水する。
緊急用海水系による冷却水（海水）の確保を確認するため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。
3／27

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備

考ｆ．代替循環冷却系による格納容器除熱
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，代替循環冷却系による格納容器除熱※を開始する。
代替循環冷却系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，代替
循環冷却系格納容器スプレイ流量，ドライウェル圧力及びサプレッション・チェ
ンバ圧力である。
※ 格納容器内の温度を低下させ，逃がし安全弁の環境条件を緩和する目的で実施する操作。
c. 炉心損傷確認

ｇ．炉心損傷確認

原子炉水位が更に低下し，炉心が露出し，炉心損傷したことを確認する。炉心

原子炉水位が更に低下し，炉心が露出し，炉心損傷したことを確認する。炉心損傷の判断は，ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率

損傷の判断は，ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合とする。

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。

炉心損傷を確認するために必要な計装設備は，格納容器内雰囲気放射線レベルである。

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）及び格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）である。

また，炉心損傷判断後は，原子炉格納容器内の pH 制御のため薬品注入の準備

また，炉心損傷判断後は，格納容器内のｐＨ制御のため薬品注入の準備を行う。

を行う。サプレッション・チェンバのプール水の pH を 7 以上に制御することで，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サプレッション・チェンバのプール水のｐＨを 7 以上に制御することで，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。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。なる。なお，有効性評価においては，pH 制御には期待しない。

お，有効性評価においては，ｐＨ制御には期待しない。

d. 水素濃度監視
炉心損傷が発生すれば，ジルコニウム－水反応等により水素ガスが発生することから，原子炉格納容器内の水素濃度を確認する。
原子炉格納容器内の水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)である。
e. 逃がし安全弁による原子炉急速減圧

ｈ．逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉急速減圧

原子炉水位の低下が継続し，有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の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％上の位置に位置に到達した時点で，原子炉注水の手段が全くない場合でも，中央制御室から到達した時点で，原子炉注水の手段が全くない場合でも，中央制御室からの遠隔の遠隔操作によって逃がし安全弁 2 個を手動で開放し，原子炉を急速減圧する。

操作によって逃がし安全弁（自動減圧機能）2 個を手動で開放し，原子炉を急速減圧する。

原子炉急速減圧を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び原子炉圧力である。

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），
原子炉圧力等である。

原子炉急速減圧後は，逃がし安全弁の開状態を保持し，原子炉圧力を低圧状態

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，原子に維持する。
f. 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却

炉圧力を低圧状態に維持する。
（添付資料 3.2.1）

原子炉圧力容器下鏡部温度 300℃到達により溶融炉心の炉心下部プレナムへの移行を確認した場合，格納容器圧力 0.465MPa[gage]到達を確認した場合又は格納
容器温度 190℃到達を確認した場合は，中央制御室からの遠隔操作により復水移
4／27

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備

考

送ポンプ 2 台を使用した代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却※3 を実施する。また，格納容器圧力 0.465MPa[gage]到達によって開始した場合は格納容器圧力が 0.39MPa[gage]以下となった時点で停止する。
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却を確認するために必要な計装設備は，ドライウェル雰囲気温度，復水補給水系流量（RHR B 系
代替注水流量）等である。
また，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却と同時に原子炉格納容器内の pH 制御のため薬品注入を実施する。
※3 原子炉格納容器内の温度を低下させ，逃がし安全弁の環境条件を緩和する目的で実施する操作。なお，本操作に期待しない場合であっても，評価上，原子炉圧
力容器底部が破損に至るまでの間，逃がし安全弁は原子炉減圧機能を維持できる。
g. 原子炉格納容器下部への注水
原子炉への注水手段がないため，炉心が溶融して炉心下部プレナムへ溶融炉心が移行する。
炉心下部プレナムへの溶融炉心移行を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力容器下鏡部温度である。

ｉ．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）水位の確保（解析上考慮しない操作）
代替循環冷却系による格納容器除熱を開始後，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って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）の水位調整を行う。

原子炉圧力容器下鏡部温度 300℃到達により炉心下部プレナムへの溶融炉心移行を確認した場合，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って格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水を実施する。
この場合の注水は，原子炉格納容器下部への水張りが目的であるため，原子炉格
納容器下部の水位が 2m（注水量 180m3 相当）に到達していることを確認した後，原子炉格納容器下部への注水を停止する。
原子炉格納容器下部への注水を確認するために必要な計装設備は，復水補給水系流量（格納容器下部注水流量）及び格納容器下部水位である。
また，原子炉格納容器下部への注水と同時に原子炉格納容器内の pH 制御のた
め薬品注入を実施する。

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）水位の確保を確認する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，格納容器下部水位等である。
なお，有効性評価の解析条件としては，ペデスタル（ドライウェル部）には事象初期から約 1m の水位を形成していることから，本操作を考慮しないものとする。

【比較のため「d.」を記載】
d. 水素濃度監視
炉心損傷が発生すれば，ジルコニウム－水反応等により水素ガスが発生することから，原子炉格納容器内の水素濃度を確認する。

ｊ．水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動
炉心損傷が発生すれば，ジルコニウム－水反応等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，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）水位の確保を実施後，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。

原子炉格納容器内の水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)である。

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）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）である。

【ここまで】
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h. 原子炉圧力容器破損確認
原子炉圧力容器破損を直接確認する計装設備はないため，複数のパラメータの変化傾向により判断する。

東海第二発電所

備

ｋ．原子炉圧力容器破損確認
原子炉圧力容器破損の兆候として，原子炉水位の低下，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）の 300℃到達といったパラメータの

原子炉圧力容器破損の徴候として，原子炉水位の低下，制御棒位置の指示値喪変化を確認する。原子炉圧力容器温度（下鏡部）が 300℃に到達した場合には，失数増加，原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加といったパラメータの

原子炉圧力容器の破損を速やかに判断するために格納容器下部水温を継続監視

変化が生じる。また，原子炉圧力の急激な低下，ドライウェルの圧力の急激な上する。

昇，原子炉格納容器下部の雰囲気温度の急激な上昇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。

これらにより原子炉圧力容器破損を判断した後は，原子炉圧力とドライウェル

原子炉圧力容器の破損判断に必要な計装設備は，格納容器下部水温等である。

の圧力の差圧が 0.10MPa[gage]以下であること及び原子炉格納容器下部の雰囲気
温度が飽和温度以上であることで原子炉圧力容器破損を再確認する。

考（添付資料 3.2.2）
ｌ．代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却（原子炉圧力容器破損後）
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開始する。
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却（原子炉圧力容器破損後）を確認する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（常設ライン用）等である。

i. 溶融炉心への注水

ｍ．溶融炉心への注水

溶融炉心の冷却を維持するため，原子炉圧力容器が破損し，溶融炉心が原子炉

溶融炉心の冷却を維持するため，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器下部に落下した後は，格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容

格納容器スプレイ冷却（原子炉圧力容器破損後）を実施後，中央制御室からの遠器下部への注水を崩壊熱相当の流量にて継続して行う。

隔操作により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）
注水を水位 2.75m まで実施する。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・プール水位の上昇を抑制し，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱の遅延を図り，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。

格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部注水を確認するために必要な計装設備は，復水補給水系流量（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）によるペデスタル（ドライウェル部）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

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，復水補給水系流量（格納容器下部注水流量）のほか，格納容器下部水位計とは，低圧代替注水系格納容器下部注水流量のほか，格納容器下部水位によってによっても確認することができるが，原子炉圧力容器破損時の影響により，格納容器下部水位計による監視ができない場合であっても，以下の条件の一部又は全も確認することができる。
（添付資料 3.2.3）てから総合的に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。
・原子炉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
・ドライウェルの雰囲気温度が飽和温度程度で推移していること
・原子炉格納容器内の水素濃度の上昇が停止すること
これらは，短時間ではなく数時間の推移を確認する。
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備

考

溶融炉心の冷却維持は，主に格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部
注水によって実施するが，サプレッション・チェンバ・プール水位がリターンラ
イン高さ（通常運転水位+約 1.5m）を超える場合には，リターンラインを通じた
サプレッション・チェンバのプール水の原子炉格納容器下部への流入による溶融
炉心の冷却に期待でき，サプレッション・チェンバ・プール水位計によってこれを推定することができる。
j. 代替循環冷却系による溶融炉心冷却及び原子炉格納容器除熱※4
代替原子炉補機冷却系の準備が完了した後，復水移送ポンプを停止し，代替循

ｎ．代替循環冷却系による格納容器除熱（原子炉圧力容器破損後）
原子炉圧力容器破損後，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器

環冷却系の運転の準備を実施する。代替循環冷却系の運転の準備が完了した後，冷却（原子炉圧力容器破損後）により格納容器圧力が低下することを確認した後

代替原子炉補機冷却系を用いた代替循環冷却系の運転による溶融炉心冷却及びは，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原子炉格納容器除熱を開始する。代替循環冷却系の循環流量は，復水補給水系流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

量計（格納容器下部注水流量）及び復水補給水系流量計（RHR B 系代替注水流量）する。

を用いて格納容器下部注水弁と格納容器スプレイ弁を中央制御室から遠隔操作

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，代替循することで，格納容器下部注水と格納容器スプレイに分配し，それぞれ連続で格

環冷却系原子炉注水流量であり，格納容器除熱を確認するために必要な計装設備

納容器下部注水及び格納容器スプレイを実施する。

は，代替循環冷却系格納容器スプレイ流量，ドライウェル圧力及びサプレッショ

代替循環冷却系による溶融炉心冷却を確認するために必要な計装設備は，復水

ン・チェンバ圧力，サプレッション・プール水温度等である。

補給水系流量（格納容器下部注水流量）等であり，原子炉格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）,格納
容器内圧力，サプレッション・チェンバ・プール水温度等である。
※4 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは取水機能の喪失を伴うものではないが，代替循環冷却系による除熱量の評価においては，保守的に代替原子炉
補機冷却系の設計値を用いる。
ｏ．代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却（格納容器圧力制御）
代替循環冷却系による格納容器除熱（原子炉圧力容器破損後）を実施後，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。
格納容器圧力が 0.465MPa［gage］に到達した場合，中央制御室からの遠隔操作により代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を再開し，格納容器圧力を 0.400MPa［gage］から 0.465MPa［gage］の範囲で制御する。
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確認する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（常設ライン用）等である。
ｐ．可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入
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注入することで，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による格納容器内への窒素注入を確認するために必要な計装設備は，格納容器内酸素濃度（ＳＡ）である。
ｑ．タンクローリによる燃料給油操作
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備

考

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給油を実施する。
7.2.2.2 格納容器破損防止対策の有効性評価

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(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，「6.2 評

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，事象進展が早く炉心損傷までの時間余裕の観点で厳しい過渡事象を起因事象とし，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，事象進展が早く炉心損傷までの時間余裕の観点で厳しい過渡事象を起因事象と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＋高圧注水失敗＋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

原子炉減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗（＋DCH 発生）」である。

却失敗＋原子炉減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗（＋ＤＣＨ）」である。

本評価事故シーケンスは「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の格納容

本評価事故シーケンスは「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を評価するためのシーケンスであることから，炉心損傷ま器破損防止対策の有効性を評価するためのシーケンスであることから，炉心損傷までは事象を進展させる前提での評価となる。このため，前提とする事故条件として，では事象を進展させる前提での評価となる。このため，前提とする事故条件として，

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）のみならず，重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

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使用できないものと仮定した。また，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の発生防止冷却系）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使用できないものと仮定した※。また，高圧溶融物放出／格納容器雰を確認する観点から，原子炉圧力容器破損に至る前提とした。

囲気直接加熱の発生防止を確認する観点から，原子炉圧力容器破損に至る前提とした。
※ 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。

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

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原子炉格納容器下部への落下量の抑制等，事象進展の緩和に期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展の緩和の不確かさを包絡する保守的な条件である。

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，「7.2.1 雰囲気圧力・温度になお，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・温度によよる静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」にて示したとおり，LOCA をプラント損

る静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」にて示したとおり，ＬＯＣＡをプラント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ＬＯ

よるドライウェルへの蒸気の放出及び原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ＣＡによるドライウェルへの蒸気の放出及び原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，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。

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

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

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。

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の評価事故シーケンスに示される，炉心損傷前に原子炉減本格納容器破損モードの評価事故シーケンスに示される，炉心損傷前に原子炉減
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東海第二発電所

圧に失敗し，炉心損傷後に再度原子炉減圧を試みる状況としては，炉心損傷前の段圧に失敗し，炉心損傷後に再度原子炉減圧を試みる状況としては，炉心損傷前の段

階で非常用炉心冷却系である低圧注水系のみならず，重大事故等対処設備である低階で非常用炉心冷却系である残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉心スプレイ系

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「7.1.2 高圧
注水・減圧機能喪失」に示した代替自動減圧ロジックが作動せず，全ての低圧注水のみならず，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損傷に至る状

減圧機能が作動せず，全ての低圧注水機能が失われている場合の手順に従って原子況が考えられる。

炉減圧しないまま炉心損傷に至る状況が考えられる。

手順上，全ての低圧注水機能が失われている状況では，原子炉水位が有効燃料棒
底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達する時点までは原子炉を減圧しな

手順上，全ての低圧注水機能が失われている状況では，原子炉水位が燃料有効長
底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達する時点までは原子炉を減圧しない。

い。この原子炉減圧のタイミングは，原子炉水位が有効燃料棒頂部以下となった場

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，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

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

コニウム－水反応等が著しくなる前に原子炉を減圧することで水素ガスの発生量

ウム－水反応等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を抑えられることを考慮して設定したものである。また，代替自動減圧ロジックはれることを考慮して設定したものである。また，過渡時自動減圧機能は低圧注水機

低圧注水系の起動が作動条件の一つであるため，低圧注水系が失われている状況で能の起動が作動条件の一つであるため，低圧注水機能が失われている状況では作動は作動しない。

しない。

これを考慮し，本評価では評価事故シーケンスに加えて全ての低圧注水機能も失われている状況を想定した。

備

考

これを考慮し，本評価では評価事故シーケンスに加えて全ての低圧注水機能も失われている状況を想定した。

なお，この評価事故シーケンスへの対応及び事象進展は，「7.2.3 原子炉圧力容

なお，この評価事故シーケンスへの対応及び事象進展は，「3.3 原子炉圧力容器

器外の溶融燃料－冷却材相互作用」及び「7.2.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」

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」のの評価事故シーケンスへの対応及び事象進展と同じものとなる。

評価事故シーケンスへの対応及び事象進展と同じものとなる。

本格納容器破損モードではプラント損傷状態を TQUX とし，「7.2.3 原子炉圧力容

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 原子炉圧力器外の溶融燃料－冷却材相互作用」及び「7.2.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」

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，異なるプラント状態を選定している。

ではプラント損傷状態をＴＱＵＶとしており，異なるプラント状態を選定していTQUX と TQUV では喪失する設計基準事故対処設備が異なり，原子炉減圧について，る。ＴＱＵＸとＴＱＵＶでは喪失する設計基準事故対処設備が異なり，原子炉減圧

TQUV では設計基準事故対処設備である逃がし安全弁の機能に期待し，TQUX では重について，ＴＱＵＶでは設計基準事故対処設備である逃がし安全弁（自動減圧機能）

大事故等対処設備としての逃がし安全弁の機能に期待する点が異なる。手順に従うの機能に期待し，ＴＱＵＸでは重大事故等対処設備としての逃がし安全弁（自動減場合，TQUV では原子炉減圧機能は維持されているが低圧注水機能を喪失しているた

圧機能）の機能に期待する点が異なる。手順に従う場合，ＴＱＵＶでは原子炉減圧め，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した機能は維持されているが低圧注水機能を喪失しているため，原子炉水位が燃料有効時点で逃がし安全弁の手動開操作によって原子炉を減圧することとなる。また，

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

TQUX は高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱に進展し得るとして選定したプ

能）の手動開操作によって原子炉を減圧することとなる。また，ＴＱＵＸは高圧溶

ラント損傷状態であるが，重大事故等対処設備としての逃がし安全弁に期待し，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点で融物放出／格納容器雰囲気直接加熱に進展し得るとして選定したプラント損傷状態であるが，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）に期待し，逃がし安全弁の手動開操作によって原子炉を減圧することにより，高圧溶融物放出

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／格納容器雰囲気直接加熱の発生防止を図る。

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することにより，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，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

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
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ードを，定められた一連の手順に従って防止することとなる。このことから，格納東海第二発電所

備

考ードを，定められた一連の手順に従って防止することとなる。このことから，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」，「原子炉圧力容器外容器破損モード「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，同様のシーケンスへの一連の対応の中で各格納容器破損モードに対する格納容は，同様のシーケンスへの一連の対応の中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。

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

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

面熱伝達，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化及び気液分離（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）並びに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

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

細粒化），原子炉圧力容器内 FCI（デブリ粒子熱伝達），構造材との熱伝達，下部プ（溶融炉心細粒化），原子炉圧力容器内ＦＣＩ（デブリ粒子熱伝達），構造材との熱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。

伝達，下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達及び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

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原子炉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

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

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ＭＡ

ド MAAP により原子炉圧力等の過渡応答を求める。

ＡＰ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

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。

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(2) 有効性評価の条件

本評価事故シーケンス対する初期条件も含めた主要な解析条件を第 7.2.2－2 表

本評価事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第 3.2－2 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。

以下に示す。

a. 事故条件

ａ．事故条件(a) 起因事象(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) 安全機能等の喪失に対する仮定

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) 安全機能等の喪失に対する仮定

高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の機能喪失を，

高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系の機能喪

低圧注水機能として低圧注水系の機能喪失を想定する。さらに重大事故等対処
設備による原子炉注水にも期待しない※5 ものとする。これは，炉心損傷前には原子炉を減圧できない状況を想定するためである。

失を，低圧注水機能として残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉心スプレイ※5 代替原子炉注水弁（残留熱除去系注入弁）制御不能による低圧代替注水系機能喪失を想定。格納容器下部注水系等，復水移送ポンプを用いた原子炉注水以外の緩和

さらに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にも期待しない※ものとする。これは，原子炉を減圧できない状況を想定するた機能には期待する。

めである。

系の機能喪失を想定する。また，非常用ディーゼル発電機等の機能喪失を想定し，全交流動力電源喪失の重畳を考慮するものとする。

※ 原子炉圧力容器破損前における低圧代替注水系（常設）及び代替循環冷却系による原子炉注水の機能喪失を想定する。格納容器下部注水系（常設）等，原子炉注水以外の緩和機能には期待する。なお，原子炉圧力容器破損
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備

考後は，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。
(c) 外部電源(c) 外部電源

外部電源は使用できないものと仮定する。

外部電源は使用できないものと仮定する。

本評価事故シーケンスへの事故対応に用いる設備は非常用高圧母線に接続

送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源が喪失するとともされており，非常用ディーゼル発電機からの電源供給が可能であるため，外部に，非常用ディーゼル発電機等の機能喪失を想定する。

電源の有無は事象進展に影響を与えないが，非常用ディーゼル発電機に期待する場合の方が資源の観点で厳しいことを踏まえ，外部電源なしとして設定する。
(d) 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
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。

(d) 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
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）(e) 水素ガス及び酸素ガスの発生(e) 水素及び酸素の発生

水素ガスの発生については，ジルコニウム－水反応及び溶融炉心・コンクリ

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

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

水の放射線分解による水素ガス及び酸素ガスの発生を考慮していない。このた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

め，水の放射線分解による水素ガス及び酸素ガスの発生量は「7.2.4 水素燃焼」

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ものとし

ドＭＡＡＰで得られる崩壊熱を基に評価する。

「7.2.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」にてその影響を確認する。
b. 重大事故等対策に関連する機器条件

ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号(a) 原子炉スクラム信号

原子炉スクラムは，事象の発生と同時に発生するものとする。

原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル３）信号によるものとする。
(b) 主蒸気隔離弁
主蒸気隔離弁は，事象発生と同時に閉止するものとする。
(c) 再循環系ポンプ
再循環系ポンプは，事象発生と同時に停止するものとする。

(b) 逃がし安全弁(d) 逃がし安全弁

逃がし安全弁の逃がし弁機能にて，原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧逃がし安全弁（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えるものとする。また，原子炉減圧には自動減圧機能付き逃がし安全弁（2 個）を使用するものとし，容量として，1 個あたり定格主蒸気流量の力上昇を抑えるものとする。また，原子炉減圧には逃がし安全弁（自動減圧機
能）2 個を使用するものとし，容量として，1 個当たり定格主蒸気流量の約 6％

約 5%を処理するものとする。

を処理するものとする。

(c) 格納容器下部注水系（常設）
原子炉圧力容器破損前に，格納容器下部注水系（常設）により 90m3/h で原子炉格納容器下部に注水し，水位が 2m に到達するまで水張りを実施するものとする。

(e) 格納容器下部注水系（常設）
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，80m３／h にてペデスタ
ル（ドライウェル部）に注水を行うものとする。

原子炉圧力容器が破損して溶融炉心が原子炉格納容器下部に落下した後は，
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所備

考

格納容器下部注水系（常設）により崩壊熱相当の注水を行うものとする。
(d) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）(f) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）

原子炉圧力容器破損前に，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）により 70m3/h
で原子炉格納容器内にスプレイする。
原子炉圧力容器破損後は，格納容器圧力及び温度上昇の抑制に必要なスプレ
イ流量を考慮し，130m3/h 以上で原子炉格納容器内にスプレイする。

原子炉圧力容器破損後は，格納容器圧力及び雰囲気温度上昇の抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，300m３／h にて格納容器内にスプレイする。格納容器
圧力の低下を確認した後は，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 0.465MPa［gage］に到達した場合は，格納容器
圧力及び雰囲気温度上昇の抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，130m３／h にて格納容器内にスプレイする。

(e) 代替循環冷却系※6(g) 代替循環冷却系

代替循環冷却系の循環流量は，全体で約 190m3/h とし，ドライウェルへ約

代替循環冷却系の循環流量は，全体で 250m３／h とし，ドライウェルへ 250m

140m3/h，原子炉格納容器下部へ約 50m3/h にて流量分配し，それぞれ連続スプ

３

レイ及び連続注水を実施する。

下を確認した後は，ドライウェルへ 150m３／h，原子炉へ 100m３／h にて流量分※6 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは原子炉補機冷却系の機能喪失を伴うものではないが，代替循環冷却系による除熱量の評価においては，保守的に代
替原子炉補機冷却系の設計値を用いる。

／h で連続スプレイを実施する。原子炉圧力容器破損後に格納容器圧力の低配し，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，熱交換器の設計性能に基
づき約 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による格納容器内窒素注入は，ガス温度 30℃，純度99vol％にて 200m３／h（窒素 198m３／h 及び酸素 2m３／h）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
材料は，コンクリートの侵食を抑制する観点から，ジルコニア耐熱材を設定する。侵食開始温度は，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）

c. 重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「6.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」

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。

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(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）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，原子炉水位が有

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効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点で開始す

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％上の位置る。

に到達した時点で開始する。

【比較のため(f)を記載】(f) 代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱操作※7 は，代替循環冷却系への切(b) 緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作及び代替循環冷却系による格替えの準備時間等を考慮し，格納容器スプレイ停止から 0.5 時間後の，事象発

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

生から 20.5 時間後から開始するものとする。

し，事象発生 90 分後から開始するものとする。
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東海第二発電所※7 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは原子炉補機冷却系の機能喪

原子炉圧力容器破損後は，格納容器圧力が低下に転じて 30 分後に，ドライ

失を伴うものではないが，代替循環冷却系による除熱は保守的に代替原子炉補

ウェルと原子炉へ流量分配し，それぞれ連続スプレイ及び連続注水を実施す

機冷却系を用いて実施するものとし，除熱操作の開始は，代替原子炉補機冷却るものとする。

備

考系の準備に要する時間を設定する。

【ここまで】(b) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）は，原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達したことを確認して開始し，原子炉圧力容器破損を確認した場合に停止する。

(c) 格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水操作（原子炉圧力容器破損前の先行水張り）は，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達したことを確認して開始し，原子炉格納容器下部の水位が 2m（注水量 180m3相当）に到達したことを確認した場合に停止する。
(d) 格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水操作（原子炉圧力容器破損後の注水）は，原子炉圧力容器破損を確認した場合に開始する。
(e) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作（原子(c) 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（原子炉圧力炉圧力容器破損後の原子炉格納容器冷却）は，格納容器圧力が 0.465MPa[gage]

容器破損後）は，原子炉圧力容器破損の判断に必要な時間等を考慮し，原子又は格納容器温度が 190℃に到達した場合に開始する。なお，格納容器スプレ

炉圧力容器破損の 6 分後に開始する。また，格納容器冷却による格納容器圧

イは，代替原子炉補機冷却系の準備時間を考慮し，事象発生から約 20 時間後力の低下から 30 分後に停止するものとする。その後，格納容器圧力がに停止するものとする。

0.465MPa［gage］に到達した場合に再開し，格納容器圧力が 0.400MPa［gage］【比較のため(d)を記載】まで低下した場合に停止するものとする。

(d) 格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水操作（原子(d) 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

炉圧力容器破損後の注水）は，原子炉圧力容器破損を確認した場合に開始する。

は，操作実施に必要な時間を考慮し，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）【ここまで】

による格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損後）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 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ことで水位を維持する。
(e) 可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入操作は，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・チェンバ内へ窒素注入を開始するものとする。
※7(f) 代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱操作

は，代替循環冷却系への切替えの準備時間等を考慮し，格納容器スプレイ停止から 0.5 時間後の，事象発
生から 20.5 時間後から開始するものとする。
※7 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは原子炉補機冷却系の機能喪失を伴うものではないが，代替循環冷却系による除熱は保守的に代替原子炉補機冷
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備考却系を用いて実施するものとし，除熱操作の開始は，代替原子炉補機冷却系の準備に要する時間を設定する。
(3) 有効性評価（Cs-137 の放出量評価）の条件(3) 有効性評価（Ｃｓ－137 の放出量評価）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，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

最高 50,000 時間とする。
b. 代替循環冷却系を用いた場合の環境中への総放出量の評価においては，原子炉を考え，最高 50,000 時間とする。
ｂ．代替循環冷却系を用いた場合の環境中への総放出量の評価においては，原子炉内に内蔵されている核分裂生成物が事象進展に応じた割合で，原子炉格納容器内

内に内蔵されている核分裂生成物が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。

に放出※8 されるものとする。
※8 セシウムの原子炉格納容器内への放出割合については，本評価事故シーケンスに※ セシウムの格納容器内への放出割合については，本評価事故シーケンス

おいては解析コード MAAP の評価結果の方が NUREG-1465 より大きく算出する。

においては解析コードＭＡＡＰの評価結果の方が代表的なソースターム
に関する報告書であるＮＵＲＥＧ－1465 より大きく算出する。

c. 原子炉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

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

レッション・チェンバのプール水でのスクラビングによる除去効果を考慮する。

ション・チェンバのプール水でのスクラビング等による除去効果を考慮する。

d. 原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいについて考慮する。漏えい量のｄ．原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいについて考慮する。漏えい量の評価条件は以下のとおりとする。
a) 原子炉格納容器からの漏えい量は，格納容器圧力に応じた設計漏えい率をもとに評価する。

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量は，格納容器圧力に応じた設計漏えい率を基に評価する。

b) 非常用ガス処理系による原子炉建屋の設計負圧が維持されていることを想定(b) 原子炉建屋ガス処理系による原子炉建屋原子炉棟内の負圧が維持されていし，設計換気率 0.5 回/日相当を考慮する。なお，非常用ガス処理系フィルタ

ることを想定し，非常用ガス処理系の設計換気率 1 回／d 相当を考慮する。

装置による放射性物質の除去効果については，期待しないものとする。

なお，非常用ガス処理系フィルタトレイン及び非常用ガス再循環系フィルタ
トレインによる放射性物質の除去効果については，期待しないものとする。

c ) 原子炉建屋内での放射能の時間減衰は考慮せず，また，原子炉建屋内での粒子状物質の除去効果は保守的に考慮しない。

(c) 原子炉建屋内での放射能の時間減衰は考慮せず，また，原子炉建屋内での粒子状物質の除去効果は保守的に考慮しない。
（添付資料 3.2.5）(4) 有効性評価の結果(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），

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）

格納容器圧力，格納容器温度，サプレッション・チェンバ・プール水位及び注水流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，格納量の推移を第 7.2.2－7 図から第 7.2.2－12 図に示す。

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，サプレッション・
プール水温度及び注水流量の推移を第 3.2－7 図から第 3.2－16 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 3.2－17 図から第 3.2－27 図に示す。

a. 事象進展

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）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14／27

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東海第二発電所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

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，原子炉水位は急速より炉心が露出し，事象発生から約 1.0 時間後に炉心損傷に至る。原子炉水位がに低下する。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

有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点（事象発生に至る。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から約 1.4 時間後）で，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁 2 個を時点（事象発生から約 38 分後）で，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安手動で開放することで，原子炉急速減圧を実施する。原子炉減圧後の低圧代替注

全弁（自動減圧機能）2 個を手動で開放することで，原子炉急速減圧を実施する。

水系（常設）による原子炉注水は実施しないものと仮定するため，事象発生から原子炉減圧後の低圧代替注水系（常設）及び代替循環冷却系による原子炉注水は

約 7.0 時間後に原子炉圧力容器破損に至る。

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。

事象発生から約 3.7 時間後，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時
点で，格納容器下部注水系（常設）による原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容備考

事象発生から 90 分後，代替循環冷却系による格納容器除熱を行うことにより格納容器雰囲気温度の上昇を抑制する。

器下部への水張りを開始すると同時に，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却を行うことにより格納容器温度の上昇を抑制する。格納容器下部注水系（常設）による注水流量を約 90m3/h とし，水位が 2m に到達するまで約 2 時間の注水を実施することで原子炉格納容器下部に2m の水位を確保
し，事象発生から約 5.7 時間後に原子炉格納容器下部への水張りを停止する。
原子炉圧力容器が破損し，溶融炉心が原子炉格納容器下部の水位約 2m の水中

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）の水位約に落下する際に，溶融炉心から原子炉冷却材への伝熱が起こり，水蒸気が発生す

1m 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）プール水ることに伴う圧力上昇が生じる。

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。

溶融炉心が原子炉格納容器下部に落下した後は，格納容器下部注水系（常設）

溶融炉心がペデスタル（ドライウェル部）に落下した後は，格納容器下部注水により原子炉格納容器下部に崩壊熱相当の注水を継続的に行い，溶融炉心を冷却系（常設）によりペデスタル（ドライウェル部）に 80m３／h の注水を行い，溶融炉心を冠水維持し，冷却する。

する。
崩壊熱が原子炉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

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に上昇する。格納容器圧力が 0.465MPa[gage]に到達した時点で代替格納容器スプする。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により 250m３

レイ冷却系（常設）の流量を 130m3/h 以上にすることにより，格納容器圧力及び／h の格納容器スプレイを実施すること，原子炉圧力容器破損を判断した時点で，温度の上昇は抑制される。

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却（原子炉圧力容器破損後）により 300m３／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。

事象発生から 20.5 時間が経過した時点で，代替原子炉補機冷却系による代替

格納容器圧力の低下を確認した時点で，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）

循環冷却系の運転を開始する。代替循環冷却系により，格納容器圧力及び温度のによる格納容器冷却（原子炉圧力容器破損後）を停止するとともに，代替循環冷

上昇は抑制され，その後，徐々に低下するとともに，原子炉格納容器下部の溶融

却系の循環流量を調整し，格納容器スプレイ 150m３／h，原子炉注水 100m３／h に

炉心は安定的に冷却される。

分配する。その後，格納容器圧力が 0.465MPa［gage］に到達した時点で，代替格
納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却（130m３／h の格納容器スプレイ）を再開する。これらによって，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇は抑制され，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による格納容器内への窒素注入を実施することで，格納容器内酸素濃度の上昇が抑制される。窒素注入により格納容器圧力は上昇するが，格納容
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考

器圧力 0.31MPa［gage］到達時点で窒素注入操作を停止する手順としているため，一時的な圧力上昇であり，代替循環冷却系による格納容器除熱を継続することか
ら，格納容器内の安定した減圧及び除熱への影響はない。
なお，事象発生から約 7.0 時間後の原子炉圧力容器破損までは，逃がし安全弁

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

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（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

傷後の原子炉圧力容器から逃がし安全弁を通ってサプレッション・チェンバへ放要となるが，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，逃がし安全弁は確
実に開状態を維持することが可能である。

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雰囲気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
原子炉圧力容器破損直前の原子炉圧力は約 0.3MPa[gage]であり，2.0MPa[gage]
以下に低減されている。

ｂ．評価項目等
原子炉圧力容器破損直前の原子炉圧力は約 0.3MPa［gage］
であり，2.0MPa［gage］
以下に低減されている。
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，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 0.47MPa［gage］となり，格納容器の限界
圧力 0.62MPa［gage］を超えない。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，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 1％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，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の最高値は約 151℃となり，格納容器の限界温度 200℃を超えない。
格納容器内の水素濃度は，第 3.2－26 図及び第 3.2－27 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％（ドライ条件）を上回るが，第 3.2－24 図及び第 3.2－25 図に示すとおり，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
による格納容器内への窒素注入を行うことによって，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，可燃限界である 5vol％（ドライ条件）を下回る。なお，コリウムシールド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及びその他の非凝縮性ガスは発生しない。
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東海第二発電所備考第 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，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，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，格納容器圧力及び雰囲気温度は低下し，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。事象を通じて格納容器の限界圧力に到達せず，格納容器圧力逃がし装置を使用することなく，格納容器が過圧・過温破損に至らないことを確認した。なお，第 3.2-28 図に示すとおり，格納容器内の酸素濃度上昇に【比較のため柏崎刈羽の該当部分を記載】

より，長期的には格納容器圧力逃がし装置を用いて可燃性ガスを排出する。

ここで，「6.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(3)の評価「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(3)の評価項目につ項目については，原子炉格納容器が健全であるため，原子炉格納容器から原子炉

いては，格納容器が健全であるため，格納容器から原子炉建屋への放射性物質の建屋への放射性物質の漏えい量は制限され，また，大気中へはほとんど放出され漏えい量は制限され，また，大気中へはほとんど放出されないものと考えられる。

ないものと考えられる。これは，原子炉建屋内に漏えいした放射性物質は，原子

これは，原子炉建屋内に漏えいした放射性物質は，原子炉建屋内で時間減衰し，炉建屋内で時間減衰し，また，粒子状放射性物質は，原子炉建屋内での重力沈降

また，粒子状放射性物質は，原子炉建屋内での重力沈降や水蒸気の凝縮に伴い，や水蒸気の凝縮に伴い，原子炉建屋内に沈着すると考えられるためである。原子原子炉建屋内に沈着すると考えられるためである。原子炉建屋内での放射性物質

炉建屋内での放射性物質の時間減衰及び粒子状放射性物質の除去効果等を保守の時間減衰及び粒子状放射性物質の除去効果等を保守的に考慮せず，原子炉建屋

的に考慮せず，原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいを想定した場合，から大気中への放射性物質の漏えいを想定した場合，漏えい量は約 3.2× 10－２

漏えい量は約 2.5TBq（7 日間）となり，100TBq を下回る。

TBq（7 日間）となり，100TBq を下回る。

事象発生からの 7 日間以降，Cs-137 の漏えいが継続した場合の影響評価を行

事象発生からの 7 日間以降，Ｃｓ－137 の漏えいが継続した場合の影響評価をったところ，約 2.6TBq(30 日間)及び約 2.6TBq(100 日間) であり，100TBq を下行ったところ，約 3.4×10－２TBq（30 日間）及び約 3.9×10－２TBq（100 日間）で回る。

あり，100TBq を下回る。

【ここまで】（添付資料 3.2.5，3.2.8）

本評価では，「6.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(4)の本評価では，「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

評価項目について，原子炉圧力をパラメータとして対策の有効性を確認した。なら(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

お，「6.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(5)及び(8)の評

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。な

価項目については「7.2.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」及び

お，「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)及び(8)の評「7.2.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」にて評価項目を満足することを確認

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」及びしている。また，原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心及び原子炉格納容器の「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」にて評価項目を満足することを確認し安定状態維持については「7.2.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」にて確認し

ている。

ている。
なお，
「6.2.2.2 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)の評価項目については「7.2.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において，選定された評価事故シーケンスに対して対策の有効性を確認しているが，溶融炉心が原子炉格納容器下部に落下した場合については， 本
評価において，「6.2.2.2 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)の評価項目について対策の有効性を確認できる。
ここで，「6.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(3)の評価
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所備

考項目については，原子炉格納容器が健全であるため，原子炉格納容器から原子炉建屋への放射性物質の漏えい量は制限され，また，大気中へはほとんど放出されないものと考えられる。これは，原子炉建屋内に漏えいした放射性物質は，原子炉建屋内で時間減衰し，また，粒子状放射性物質は，原子炉建屋内での重力沈降や水蒸気の凝縮に伴い，原子炉建屋内に沈着すると考えられるためである。原子
炉建屋内での放射性物質の時間減衰及び粒子状放射性物質の除去効果等を保守的に考慮せず，原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいを想定した場合，漏えい量は約 2.5TBq（7 日間）となり，100TBq を下回る。
事象発生からの 7 日間以降，Cs-137 の漏えいが継続した場合の影響評価を行ったところ，約 2.6TBq(30 日間)及び約 2.6TBq(100 日間) であり，100TBq を下回る。
7.2.2.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価

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

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するも与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するも

のとする。

のとする。

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

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）のみならず，重大事故等対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

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，事象進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並びに緊急用して，原子炉急速減圧操作及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格

海水系による冷却水（海水）の確保操作及び代替循環冷却系による格納容器除熱操作

納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）とする。

とする。

本評価事故シーケンスの有効性評価における現象の不確かさとしては，溶融炉心落

本評価事故シーケンスの有効性評価における現象の不確かさとしては，溶融炉心落下流量，溶融ジェット径，溶融炉心粒子化割合，冷却材とデブリ粒子の伝熱，炉心ヒ

下流量，溶融ジェット径，溶融炉心粒子化割合，冷却材とデブリ粒子の伝熱，炉心ヒートアップ，炉心崩壊挙動，溶融炉心と上面水プールとの伝熱，溶融炉心と原子炉圧

ートアップ，炉心崩壊挙動，溶融炉心と上面水プールとの伝熱，溶融炉心と原子炉圧力容器間の熱伝達，原子炉圧力容器破損判定が挙げられる。

力容器間の熱伝達，原子炉圧力容器破損判定が挙げられる。

これらの不確かさに対して，燃料ペレットが崩壊する時間及び温度，溶融ジェット

これらの不確かさに対して，燃料ペレットが崩壊する時間及び温度，溶融ジェット

径，エントレインメント係数，デブリ粒子径，ジルコニウム－水反応速度，限界熱流径，エントレインメント係数，デブリ粒子径，ジルコニウム－水反応速度，限界熱流束に係る係数，下部プレナムギャップ除熱量に係る係数，溶接部破損時の最大ひずみを変化させた場合の本格納容器破損モードに対する影響は小さいことを確認してい束に係る係数，下部プレナムギャップ除熱量に係る係数，溶接部破損時の最大ひずみを変化させた場合の本格納容器破損モードに対する影響は小さいことを確認している。

る。

また，原子炉水位を監視し，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さのまた，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

10%上の位置に達した時点で原子炉減圧を行うといった，徴候を捉えた対応を図るこの位置に到達した時点で原子炉減圧を行うといった，兆候を捉えた対応を図ることにとに 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］

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。

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。

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価

東海第二発電所備考(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，「6.7

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

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。

の不確かさの影響評価は以下のとおりである。

a. 運転員等操作時間に与える影響

ａ．運転員等操作時間に与える影響

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

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

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，

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

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，炉心溶融開始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

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を想定

ンスでは，原子炉圧力容器破損までは重大事故等対処設備を含む全ての原子炉へしており，最初に実施すべき操作は原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の注水機能に期待しないことで原子炉圧力容器破損に至ることを想定しており，の長さの 10%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

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，燃料被覆管温度等を操作

作時間に与える影響はない。また，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達し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た時点で代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作（原影響はない。

子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）を実施するが，炉心下部プレナムへの溶融炉心移行の開始時間の不確かさは小さく，炉心下部プレナムへ溶融炉心が移行した際の原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇は急峻であることから，原子炉圧
力容器下鏡部温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）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

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

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 SAFER の評価結果との比較によ

炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コードＳＡＦＥＲの評価結果との比較

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により水位低下幅は解析コードＭＡＡＰの評価結果の方が大きく，解析コードＳいる。このため，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上のＡＦＥＲに対して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ることから，

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運転員等操作時間に与える影響は小さい。

あるが，数分程度の差異であることから，運転員等操作時間に与える影響は小さ

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

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。リロケーションの

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。本評価事故シー影響を受ける可能性がある操作としては，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃にケンスでは，原子炉圧力容器温度（下鏡部）を操作開始の起点としている運転員

到達した時点での代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷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。

却操作（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）があるが，炉心下部プレ
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備

考

ナムへの溶融炉心移行の開始時間の不確かさは小さく，炉心下部プレナムへ溶融
炉心が移行した際の原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇は急峻であることから，原
子炉圧力容器下鏡部温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイ冷
却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損前の原子炉格
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原子炉圧力容器内 FCI（溶融炉心細粒化）

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

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，

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

運転員等操作時間に与える影響はない。

とから，運転員等操作時間に与える影響はない。

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

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。炉心下部プ

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

レナムでの溶融炉心の熱伝達の不確かさの影響を受ける可能性がある操作とし

故シーケンスでは，原子炉圧力容器温度（下鏡部）を操作開始の起点としているては，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点での代替格納容器スプ

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。

レイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損前の原

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，

子炉格納容器冷却）があるが，炉心下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達の不確か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）にさは小さいことから，原子炉圧力容器下鏡部温度を操作開始の起点としている代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

替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力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

容器破損前の原子炉格納容器冷却）に係る運転員等操作時間に与える影響は小さ

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い。

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，（添付資料 3.2.9）

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運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
b. 評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料

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

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

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

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，

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

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

は，炉心溶融開始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，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

原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時

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
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備

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]

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

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。

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

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

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 SAFER 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

炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コードＳＡＦＥＲの評価結果との比較
により水位低下幅は解析コードＭＡＡＰの評価結果の方が大きく，解析コードＳいる。このため，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上のＡＦＥＲに対して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

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ータに与える影響は小さい。

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

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，溶融開始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

原子炉圧力容器が破損する前に，十分な時間余裕をもって手動減圧により原子炉

では，原子炉圧力容器が破損する前に，十分な時間余裕をもって手動減圧により圧力を 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

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与える影響はない。

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）

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

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

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

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

子炉圧力容器が破損する前に，十分な時間余裕をもって手動減圧により原子炉圧

は，原子炉圧力容器が破損する前に，十分な時間余裕をもって手動減圧により原力を 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

える影響はない。

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

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ことから，評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ことから，

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，

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が早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 7 時間後）に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）

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に対して早まる時間は僅かであることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

影響は小さい。

考（添付資料 3.2.9）
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉(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

東海第二発電所備考(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件

初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 7.2.2－2

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

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

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

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 に対応した

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd／t に対応しものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりたものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 31GWd／t であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊も小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和さ

熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下はれるが，操作手順（原子炉水位に応じて急速減圧を実施すること）に変わりは緩和されるが，操作手順（原子炉水位に応じて急速減圧を実施すること）に変ないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，原子炉圧力容器

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。

破損に至るまでの事象進展は緩和されるが，操作手順（原子炉圧力容器下鏡部
温度に応じて原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）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

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。

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(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 に対応した

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd／t に対応しものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりたものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 31GWd／t であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊も小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和さ

熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下はれ，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，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

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目となるパラメータに与える影響はない。

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

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。

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ｂ．操作条件

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

操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，22／27

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所備

これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作

これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果

時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。

を以下に示す。

(a) 運転員等操作時間に与える影響(a) 運転員等操作時間に与える影響

操作条件の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有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

効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達時（事象発生から約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

1.4 時間後）を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達するまでに後）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事象発生から事象発生から約 1.4 時間の時間余裕があり，また，原子炉急速減圧操作は原子約 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

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

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，

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

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

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，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

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，他の操作にから，他の操作に与える影響はない。

与える影響はない。

操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作条件の緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作及び代替循環冷却

操作（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）は，解析上の操作開始時

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間として原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達したことを確認しての開始

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，原子炉圧力容器下鏡

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

部温度が 300℃に到達するまでに事象発生から約 3.7 時間の時間余裕がある。

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

また，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作はら，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，

原子炉圧力容器下鏡部温度を監視しながらあらかじめ準備が可能であり，実態操作所要時間を踏まえて解析上の想定時間を設定したものであり，実態の操作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

開始時間が早まる可能性があるが，状況判断から代替循環冷却系運転までは一

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，連の操作として実施し，同一の運転員による並列操作はなく，運転員等操作時

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間に与える影響も小さい。

遅れる可能性があるが，中央制御室で行う作業であり，また，他の並列操作を考（添付資料 3.2.9）

加味して操作の所要時間を算定していることから，他の操作に与える影響はな
い。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響(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，

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。

実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作条件の緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作及び代替循環冷却

操作（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）は，運転員等操作時間に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

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，格納容器圧力及びから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

雰囲気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）
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉(3) 操作時間余裕の把握

東海第二発電所

備考(3) 操作時間余裕の把握

操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラ

操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，そメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。

の結果を以下に示す。

操作条件の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

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 7.0 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。

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，操作開始時間（事象発生から約 38 分後）に対して余裕があるため，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。

操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作

操作条件の緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作及び代替循環冷却系に（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）については，原子炉圧力容器下鏡

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操作所要時間を

部温度が 300℃に到達後，速やかに実施することが望ましいが，原子炉圧力容器破踏まえて解析上の想定時間を設定したものであり時間余裕があるが，本操作が大幅損前は，本操作が実施できないと仮定しても，格納容器圧力及び温度が原子炉格納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

容器の限界圧力及び限界温度に到達することはなく，逃がし安全弁による原子炉減象発生から約 4.5 時間であり，約 3 時間の余裕があることから，時間余裕がある。

圧機能維持も可能であることから，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。格納容器圧力の推移を第 3.2－29 図，格納容器雰囲
気温度の推移を第 3.2－30 図に示す。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）(4) まとめ(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

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認しに与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影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

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

囲内において，操作時間には時間余裕がある。

。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。

7.2.2.4 必要な要員及び資源の評価

3.2.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価(1) 必要な要員の評価
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所備

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，6 号

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，重及び 7 号炉同時の重大事故等対策時における事象発生 10 時間までに必要な要員

大事故等対策時における事象発生 2 時間までに必要な要員は，「3.2.1(3) 格納容器

は，
「7.2.2.1(3) 格納容器破損防止対策」に示すとおり 28 名である。
「7.5.2 重大破損防止対策」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事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員及び緊急時対策要員評価結果」で説明している災害対策要員（初動）の 39 名で対処可能である。

考等の 72 名で対処可能である。
また，事象発生 10 時間以降に必要な参集要員は 26 名であり，発電所構外から10 時間以内に参集可能な要員の 106 名で確保可能である。
(2) 必要な資源の評価

また，事象発生 2 時間以降に必要な参集要員は 2 名であり，発電所構外から 2 時
間以内に参集可能な要員の 72 名で確保可能である。
(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

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，「7.5.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価している。

要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価している。

その結果を以下に示す。

その結果を以下に示す。

a. 水源

ａ．水

源

低圧代替注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水及び代替格納容器

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）注水及び代スプレイ冷却系（常設）による格納容器スプレイは，7 日間の対応を考慮すると，号炉あたり約 2,700m3 の水が必要となる。6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮する

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は，7 日間の対応を考慮すると，合計約 380m３の水が必要である。水源として，代替淡水貯槽に約と，合計約 5,400m3 の水が必要である。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約4,300m３の水を保有している。これにより，必要な水源は確保可能である。

3

31,700m 及び淡水貯水池に約 18,000m の水を保有している。これにより，6 号及代替循環冷却系による格納容器除熱については，サプレッション・チェンバのび 7 号炉の同時被災を考慮しても，必要な水源は確保可能である。また，事象発

プール水を水源として注水することから，水源が枯渇することはないため，7 日

生 12 時間以降に淡水貯水池の水を，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）により復水間の注水継続実施が可能である。

貯蔵槽へ給水することで，復水貯蔵槽を枯渇させることなく復水貯蔵槽を水源と（添付資料 3.2.11）

した 7 日間の注水継続実施が可能となる。ここで，復水貯蔵槽への補給の開始を事象発生 12 時間後としているが，これは，可搬型設備を事象発生から 12 時間以内に使用できなかった場合においても，その他の設備にて重大事故等に対応できるよう設定しているものである。
b. 燃料

ｂ．燃

料

非常用ディーゼル発電機による電源供給については，事象発生後 7 日間最大負常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 5 台）による電源供給について荷で運転した場合，号炉あたり約 753kL の軽油が必要となる。可搬型代替注水ポは，保守的に事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に合計約ンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への給水については，保守的に事象発生直後か

352.8kL の軽油が必要となる。軽油貯蔵タンクにて約 800kL の軽油を保有しておらの可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の運転を想定すると，7 日間の運転継続にり，この使用が可能であることから，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源号炉あたり約 15kL の軽油が必要となる。本評価事故シーケンスでは取水機能の喪失は想定していないが，仮に取水機能が喪失して代替原子炉補機冷却系による装置 5 台）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内への窒素注入については，保守的に事象

原子炉格納容器除熱を想定し，事象発生後 7 日間代替原子炉補機冷却系専用の電発生直後からの可搬型窒素供給装置の運転を想定すると，7 日間の運転継続に約源車を運転した場合，号炉あたり約 37kL の軽油が必要となる。代替原子炉補機

18.5kL の軽油が必要となる。可搬型設備用軽油タンクにて約 210kL の軽油を保有

冷却系用の大容量送水車（熱交換器ユニット用）については，保守的に事象発生しており，この使用が可能であることから，可搬型窒素供給装置による格納容器

直後からの大容量送水車（熱交換器ユニット用）の運転を想定すると，7 日間の内への窒素注入について，7 日間の継続が可能である。

運転継続に号炉あたり約 11kL の軽油が必要となる。5 号炉原子炉建屋内緊急時

緊急時対策所用発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給につ想定すると，7 日間の運転継続に約 70.0kL の軽油が必要となる。緊急時対策所用
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉

東海第二発電所

備

いては，事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に合計約 13kL

発電機燃料油貯蔵タンクにて約 75kL の軽油を保有しており，この使用が可能での軽油が必要となる（6 号及び 7 号炉合計約 1,645kL）。

あることから，緊急時対策所用発電機による電源供給について，7 日間の継続が6 号及び 7 号炉の各軽油タンク（約 1,020kL）にて合計約 2,040kL の軽油を保考可能である。

有しており，これらの使用が可能であることから，可搬型代替注水ポンプ（A-2（添付資料 3.2.12）

級）による復水貯蔵槽への給水，非常用ディーゼル発電機による電源供給，代替
原子炉補機冷却系の運転，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備による電源供給及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給について，7 日間の継続が可能である。
c. 電源

ｃ．電

源

外部電源は使用できないものと仮定し，各号炉の非常用ディーゼル発電機によ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って給電を行うものとする。6 号及び 7 号炉において重大事故等対策時に必要なとして，約 2,769kW 必要となるが，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装

負荷は，各号炉の非常用ディーゼル発電機負荷に含まれることから，非常用ディ

置 5 台）の連続定格容量は約 5,520kW であり，必要負荷に対しての電源供給が可ーゼル発電機による電源供給が可能である。

能である。

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

また，緊急時対策所用発電機及び可搬型窒素供給装置の窒素供給装置用電源車
についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
（添付資料 3.2.13）

7.2.2.5 結論

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，原子炉圧力容器が高い圧力の状況で損傷し，安全機能の喪失が重畳する。このため，原子炉圧力容器が高い圧力の状況で損傷し，溶融炉心，水蒸気及び水素ガスが急速に放出され，原子炉格納容器に熱的・機械的な溶融炉心，水蒸気及び水素が急速に放出され，格納容器に熱的・機械的な負荷が発生

負荷が発生して原子炉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

して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「高圧溶融物放出「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／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

は，逃がし安全弁による原子炉減圧手段を整備している。

（自動減圧機能）の手動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

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＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗

ケンス「過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧失（＋DCH 発生）」について，有効性評価を行った。

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，逃がし安全弁の手動開操作による原子炉減圧により，原子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

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

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］以下に低減するこた，安定状態を維持できる。

とが可能である。また，格納容器バウンダリにかかる圧力，格納容器バウンダリにかかる温度，放射性物質の総放出量，水素の爆轟及び可燃性ガスの蓄積，燃焼の観点でも評価項目を満足することから，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

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。

合でも一定の余裕がある。

重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能であ

重大事故等対策時に必要な要員は，災害対策要員にて確保可能である。また，必要
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号炉
る。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。

東海第二発電所

備考な水源，燃料及び電源を供給可能である。

以上のことから，逃がし安全弁の手動開操作による原子炉減圧の格納容器破損防止

以上のことから，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

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。

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。

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東海第二発電所

青：前回比較表提出後，5/31 補正までに修正した部分
黄：5/31 補正以降に修正した部分

備考

図 1／11

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
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東海第二発電所備考

図 2／11

東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
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東海第二発電所備考

図 3／11

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東海第二発電所

青：前回比較表提出後，5/31 補正までに修正した部分
黄：5/31 補正以降に修正した部分

備考

図 4／11

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東海第二発電所

青：前回比較表提出後，5/31 補正までに修正した部分
黄：5/31 補正以降に修正した部分

備考

図 5／11

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備考

図 6／11

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東海第二発電所備考

図 7／11

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備考
図 8／11

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東海第二発電所備考
図 9／11

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備考
図 10／11

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備考
図 11／11