東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（運転停止時

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

崩壊熱除去機能喪失）

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

東海第二発電所

備

考

5 運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故
7.4 運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故
本発電用原子炉施設において選定された事故シーケンスグループごとに選定した
重要事故シーケンスについて，その発生原因と当該事故に対処するために必要な対策について説明し，運転停止中の原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価を行い，その結果について説明する。
5.1 崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）
7.4.1 崩壊熱除去機能喪失
5.1.1 事故シーケンスグループの特徴，燃料損傷防止対策
7.4.1.1 事故シーケンスグループの特徴，燃料損傷防止対策(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス
・柏崎はＰＲＡにおいて原子炉冷事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時
却材浄化系等の残留熱除去系以冷却機能喪失）」に含まれる事故シーケンスとしては，「1.2 評価対象の整理及び評価
冷却機能喪失）」に含まれる事故シーケンスは，「6.2 評価対象の整理及び評価項目の外の崩壊熱除去機能を緩和設備
項目の設定」に示すとおり，①「残留熱除去系の故障（ＲＨＲ喪失）＋崩壊熱除去・設定」に示すとおり，①「崩壊熱除去機能喪失（RHR 機能喪失[フロントライン]）＋として期待しているため，崩壊熱
炉心冷却失敗」，②「残留熱除去系の故障（ＲＨＲＳ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失崩壊熱除去・注水系失敗」,②「崩壊熱除去機能喪失（代替除熱機能喪失[フロントラ
除去機能喪失（代替除熱機能喪失※1
敗」及び③「外部電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」である。
イン] ）＋崩壊熱除去・注水系失敗」,③「崩壊熱除去機能喪失（補機冷却系機能喪[フロントライン]＋崩壊熱除去・失）＋崩壊熱除去・注水系失敗」及び④「外部電源喪失＋崩壊熱除去・注水系失敗」
注水系失敗）が抽出されている。
である。
※1 原子炉冷却材浄化系等の残留熱除去系以外の崩壊熱除去機能の喪失(2) 事故シーケンスグループの特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時
冷却機能喪失）」では，原子炉の運転停止中に残留熱除去系の故障により，崩壊熱除去
機能が喪失することを想定する。このため，燃料の崩壊熱により原子炉冷却材が蒸発することから，緩和措置がとられない場合には，原子炉水位の低下により燃料が露出し燃料損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，崩壊熱除去機能を喪失したことによって燃料損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，運転停止中の原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価には，崩壊熱除去機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
したがって，本事故シーケンスグループでは，運転員が異常を認知して，待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を行うことによって，燃料損傷の防止を図る。また，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転による最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことにより，原子炉を除熱する。

(2) 事故シーケンスグループの特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時
冷却機能喪失）」は，原子炉の運転停止中に残留熱除去系の故障により，崩壊熱除去機
能が喪失することを想定する。このため，燃料の崩壊熱により原子炉冷却材が蒸発し，保有水量が減少することで原子炉水位が低下することから，緩和措置がとられない場
合には，原子炉水位の低下が継続し，燃料が露出することで燃料損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，崩壊熱除去機能が喪失したことによって燃料損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故等対処設備の有効性評価としては，崩壊熱除去機能に対する設備に期待することが考えられる。

(3) 燃料損傷防止対策
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時
冷却機能喪失）」における機能喪失に対して，燃料が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，待機中の残留熱除去系（低圧注水モード及び原子炉停止時冷却モード）による原子炉注水手段及び除熱手段を整備する。また，原子炉(3) 燃料損傷防止対策
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時
冷却機能喪失）」において，燃料が著しい損傷に至ることなく，かつ十分な冷却を可能とするため，待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水手段を整備する。
また，安定状態に向けた対策として，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原

以上により，本事故シーケンスグループでは，原子炉注水機能を用いて燃料損傷の防止を図るとともに，最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことによって原子炉除
熱を行う。

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（運転停止時

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
補機冷却機能喪失により残留熱除去機能が喪失した場合については「7.4.2 全交流動
力電源喪失」にて燃料損傷防止対策の有効性を確認する。これらの対策の概略系統図
を第 7.4.1－1 図及び第 7.4.1－2 図に，手順の概要を第 7.4.1－3 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を第 7.4.1－1 表に示す。
本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，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 14 名である。その内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員は，
当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2 名，運転操作対応を行う運転員 6名である。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 名である。
必要な要員と作業項目について第 7.4.1－4 図に示す。
なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を重要事故
シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，14 名で対処可能である。
a. 残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）の故障に伴う崩壊熱除去機能喪失確認
原子炉の運転停止中に残留熱除去系の故障により，崩壊熱除去機能が喪失する。これにより，原子炉水温が上昇し 100℃に到達する。運転員は原子炉水温の上昇等を確認し，崩壊熱除去機能喪失を確認する。
残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）の故障に伴う崩壊熱除去機能喪失を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系熱交換器出口温度等である。

b. 逃がし安全弁による原子炉の低圧状態維持
崩壊熱除去機能喪失により原子炉水温が 100℃に到達し，原子炉圧力が上昇することから，原子炉を低圧状態に維持するため，中央制御室からの遠隔操作により逃がし
安全弁 1 個を開操作する。
逃がし安全弁による原子炉の低圧状態維持を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力等である。
c. 残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水
崩壊熱除去機能喪失により原子炉冷却材が蒸発し，原子炉水位が低下するため，中央制御室からの遠隔操作により待機していた残留熱除去系（低圧注水モード）運転による原子炉注水を開始し，原子炉水位を回復する。

崩壊熱除去機能喪失）
東海第二発電所

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

備考

子炉除熱手段を整備する。残留熱除去系海水系の喪失により崩壊熱除去機能が喪失した場合については，「5.2 全交流動力電源喪失」にて燃料損傷防止対策の有効性を確認する。対策の概略系統図を第 5.1－1 図に，対応手順の概要を第 5.1－2 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における手順と設備の関係を第 5.1－1 表に示す。
本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて必要な要員は，災 ・プラント基数，設備設計及び運用の違いにより必要要員数は異な害対策要員（初動）11 名である。
るが，タイムチャートにより要員
災害対策要員（初動）の内訳は，当直発電長 1 名，当直副発電長 1 名，運転操作対の充足性は確認される。
応を行うための当直運転員 3 名，指揮，通報連絡を行うための災害対策要員（指揮者等）4 名及び現場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 5.1－3 図に示す。
なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を重要事故
シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，災害対策要員（初動）11 名で対処可能である。
ａ．運転中の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の停止確認
1 時間毎の中央制御室の巡視により，崩壊熱除去機能が喪失していることを確認 ・柏崎は，1 時間毎の巡視により崩壊熱除去機能喪失を確認するこする。
とを，フローチャートに記載。
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の故障に伴う崩壊熱除去機能喪失を判断するために必要な計装設備は，残留熱除去系熱交換器入口温度等である。
（添付資料 5.1.1）
・東海第二では，解析上考慮しない
ｂ．作業員への退避指示操作も含め，手順に従い必ず実施
当直発電長は，崩壊熱除去機能喪失を確認後，中央制御室から送受話器（ページする操作を記載ング）により現場作業員への退避指示を行う。
（添付資料 5.1.2）
ｃ．崩壊熱除去機能の確保操作
崩壊熱除去機能の確保操作を実施する。
ｄ．逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉の低圧状態維持
崩壊熱除去機能の喪失により原子炉水温が 100℃に到達した場合は，原子炉圧力が上昇する。原子炉を低圧状態に維持するため，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁（自動減圧機能）1 個を開操作する。
逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉の低圧状態維持を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力等である。
ｅ．待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作
崩壊熱除去機能喪失により原子炉冷却材が蒸発し原子炉水位が低下するため，中央制御室からの遠隔操作により待機中の残留熱除去系（低圧注水系）を起動して原子炉注水を開始し，原子炉水位を回復する。
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（運転停止時

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
残留熱除去系（低圧注水モード）運転による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系系統流量等である。

d. 残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転による崩壊熱除去機能回復
残留熱除去系（低圧注水モード）運転による原子炉水位回復後，中央制御室にて残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）へ切替えを行い，崩壊熱除去機能を回復する。
残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転による崩壊熱除去機能回復を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系熱交換器入口温度等である。
崩壊熱除去機能回復後，逃がし安全弁を全閉とし，原子炉低圧状態の維持を停止する。

崩壊熱除去機能喪失）

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

東海第二発電所

備

考

残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水を確認するために必要な計装設備
は，残留熱除去系系統流量等である。
ｆ．原子炉保護系母線の受電操作
・東海第二は，残留熱除去系（原子非常用ディーゼル発電機による非常用母線の受電操作の完了後，非常用母線を介炉停止時冷却系）の格納容器隔離して原子炉保護系母線を受電する。原子炉保護系母線の受電後，格納容器隔離信号弁を開にするに当たって，原子炉をリセットする。
保護系母線の受電が必要
ｇ．残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱操作
待機中の残留熱除去系（低圧注水系）運転による原子炉水位回復後，中央制御室
及び現場 ※にて残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）への切替操作を実施し，崩壊 ・東海第二は，残留熱除去系（原子
熱除去機能を回復する。
炉停止時冷却系）の系統構成に現
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱を確認するために必要な場操作が必要計装設備は，残留熱除去系熱交換器入口温度等である。
崩壊熱除去機能回復後，逃がし安全弁（自動減圧機能）を全閉とし，原子炉低圧状態の維持を停止する。
※ 残留熱除去系の系統加圧ラインの手動弁を閉状態にする。

ｈ．使用済燃料プールの冷却操作
代替燃料プール冷却系等を用いて使用済燃料プールへの注水及び冷却を実施する。
以降，原子炉除熱は残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）により継続的に実施する。
5.1.2 燃料損傷防止対策の有効性評価
7.4.1.2 燃料損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「1.2
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「6.2
評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「崩壊熱除去機能喪失（RHR 機
評価対象事象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，運転中の残留熱除去系の機能喪失[フロントライン]）＋崩壊熱除去・注水系失敗」である。
能喪失を起因事象とし，崩壊熱除去機能が喪失する「残留熱除去系の故障（ＲＨＲ喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」である。
本重要事故シーケンスにおいて想定するプラント状態は，崩壊熱，原子炉冷却材の本重要事故シーケンスは，運転停止中のいずれのプラント状態（以下「ＰＯＳ」という。
）においても起こり得るため，崩壊熱，原子炉冷却材の保有水量及び注水手段の保有水量及び注水手段の多様性の観点から，「POS A PCV/RPV 開放及び原子炉ウェル
多様性の観点から，「ＰＯＳ－Ａ ＰＣＶ／ＲＰＶ開放及び原子炉ウェル満水への移行
満水への移行状態」が有効燃料棒頂部の冠水，放射線の遮蔽が維持される水位の確保状態」を代表として，評価項目である燃料有効長頂部の冠水，放射線の遮蔽が維持さ及び未臨界の確保に対して，最も厳しい想定である。したがって，当該プラント状態
れる水位の確保及び未臨界の確保を満足することを確認する。また，他のＰＯＳも考を基本とし，他のプラント状態も考慮した想定において評価項目を満足することを確慮した想定においてもこれらの評価項目を満足することを確認する。
認することにより，運転停止中の他のプラント状態においても，評価項目を満足できる。
また，評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故シーケンスにお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。

また，評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作
時間余裕を評価する。
（添付資料 5.1.3）
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（運転停止時

崩壊熱除去機能喪失）

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

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な評価条件を第 7.4.1－2 表に示す。また，主要な評価条件について，本重要事故シーケンス特有の評価条件を以下に示す。
a. 初期条件(a) 原子炉圧力容器の状態
原子炉圧力容器の未開放時について評価する。原子炉圧力容器の開放時について
は，燃料の崩壊熱及び保有水量の観点から，未開放時の評価に包絡される。

(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な評価条件を第 5.1－2 表に示す。また，主要な評価条件について，本重要事故シーケンス特有の評価条件を以下に示す。
ａ．初期条件(b) 崩壊熱
原子炉停止後の崩壊熱は，ANSI/ANS-5.1-1979 の式に基づくものとし，また，崩壊熱を厳しく見積もるために，原子炉停止 1 日後の崩壊熱を用いる。このときの崩壊熱は約 22MW である。
なお，崩壊熱に相当する原子炉冷却材の蒸発量は約 37m3/h である。

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

(d) 原子炉圧力原子炉の初期圧力は大気圧が維持されているものとする。また，事象発生後において，水位低下量を厳しく見積もるために，原子炉圧力は大気圧に維持されているものとする ※2。
※2 実操作では低圧注水系の注水準備が完了した後で原子炉減圧を実施することとなり，残留熱除去系の注水特性に応じて大気圧より高い圧力で注水が開始されることとなる。大気圧より高い圧力下での原子炉冷却材の蒸発量は大気圧下と比べ小さくなるため，原子炉圧力が大気圧に維持されているとした評価は保守的な条件となる。

備

考

(a)

原子炉圧力容器及び格納容器の状態
評価対象としたＰＯＳ－Ａにおける原子炉圧力容器の状態は，未開放状態又は開放状態であるが，原子炉が通常運転水位であり，遮蔽維持水位到達までの時間余裕の観点で厳しい，未開放状態を評価条件とする。また，格納容器の状態は開放状態とし，格納容器蓋等の構造物による放射線の遮蔽には期待しない評価条件とする。
(b) 崩壊熱
原子炉停止後の崩壊熱は，ＡＮＳＩ／ＡＮＳ－５．１－１９７９の式に基づくものとする。また，評価対象としたＰＯＳ－Ａは原子炉停止 1 日後～2 日後であるが，崩壊熱が高く，遮蔽維持水位到達までの時間余裕の観点で厳しい，原子炉停止 1 日後の崩壊熱を評価条件とする。このときの崩壊熱は約 18.8MW である。
なお，このときの崩壊熱による原子炉冷却材の蒸発を補うために必要な冷却材（32℃）の注水量は約 27m３／h である。
（添付資料 5.1.4，5.1.5）(c) 原子炉初期水位及び原子炉初期水温評価対象としたＰＯＳ－Ａにおける原子炉水位は，通常運転水位（燃料有効長
頂部から約 5.1m 上）から原子炉ウェル満水（燃料有効長頂部から約 16.7m 上）までの範囲であるが，遮蔽維持水位到達までの時間余裕の観点で厳しい，通常運転
水位を評価条件とする。また，原子炉初期水温は残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の設計温度である 52℃を評価条件とする。
(d) 原子炉初期圧力
評価対象としたＰＯＳ－Ａにおける原子炉の圧力は大気圧であるため原子炉の初期圧力は大気圧とする。また，解析上，原子炉の水位低下量を厳しく見積もる
ために，逃がし安全弁（自動減圧機能）の開操作によって原子炉圧力が大気圧に維持されているものとする ※。
※ 実操作では待機中の残留熱除去系（低圧注水系）の起動準備が完了した時点で原子炉減圧を実施する。原子炉圧力が大気圧より高い場合での原子炉冷却材の蒸発量は大気圧下と比べて小さくなるため，原子炉圧力が大気圧で維持されているとした評価は保守的な評価となる。

(e) 残留熱除去系の初期運転状態
残留熱除去系の初期運転状態は，以下の状態とする。
・残留熱除去系（Ａ）：原子炉停止時冷却系の状態で運転中・残留熱除去系（Ｂ）：低圧注水系の状態で待機中
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（運転停止時

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

崩壊熱除去機能喪失）

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

東海第二発電所

備

考・残留熱除去系（Ｃ）：点検に伴い待機除外中
b. 事故条件(a) 起因事象
起因事象として，運転中の残留熱除去系の故障によって，崩壊熱除去機能を喪失す
るものとする。
(b) 安全機能喪失に対する仮定
起因事象の想定により，運転中の残留熱除去系の機能が喪失するものとする。
(c) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。
外部電源が使用できない場合においても，非常用ディーゼル発電機にて残留熱除去
系による原子炉注水が可能であり，外部電源がある場合と事象進展は同等となるが，資源の評価の観点で厳しい評価条件となる外部電源が使用できない場合を想定する。

ｂ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，運転中の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の故障によって，崩壊熱除去機能が喪失するものとする。
(b) 安全機能の喪失に対する仮定
起因事象の想定により，運転中の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の崩壊
熱除去機能が喪失するものとする。
(c) 外部電源・東海第二は，認知と運転員操作に
外部電源は事象発生 1 時間後に喪失するものと仮定する。
要する時間の観点から，事象発生
ここで，事象発生と同時に外部電源が喪失することを想定した場合，運転中の
1 時間後に外部電源喪失が発生す
残留熱除去系ポンプが停止するとともに，原子炉保護系電源の喪失により格納容るとしている。
器隔離信号が発信することで残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）のポンプ吸込
ラインの格納容器隔離弁が自動閉となる。その後，非常用ディーゼル発電機が起動し非常用母線の電源が回復した場合でも，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）のポンプ吸込ラインの格納容器隔離弁が閉の状態ではインターロックにより残留熱除去系ポンプを残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）として起動することはできないため，運転員は事象発生後速やかに崩壊熱除去機能の喪失を認知することができる。このため，本評価においては，運転員による対応操作を厳しく評価する観点から，事象発生 1 時間後（1 時間毎の中央制御室の巡視により事象を認知する時刻）までは，外部電源がある場合を想定する。
事象発生 1 時間以降は，外部電源の有無によらず事象進展は同様であるが，格納容器隔離信号をリセットするために必要な原子炉保護系母線の受電操作，及び資源の評価の観点から厳しくなる，外部電源がない場合を想定する。
（添付資料 1.3.2，5.1.8）

c. 重大事故等対策に関連する機器条件(a) 残留熱除去系（低圧注水モード）
残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水流量は 954m3/h とする。
(b) 残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）
伝熱容量は，熱交換器 1 基あたり約 8MW（原子炉冷却材温度 52℃，海水温度 30℃において）とする。

ｃ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水流量・設備設計の違い
残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水流量は 1,605m３／h とする。
(b) 残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の伝熱容量
伝熱容量は，熱交換器の設計性能に基づき 1 基当たり約 43MW（原子炉冷却材温 ・設備設計の違い
度 100℃，海水温度 32℃において）とする。

d. 重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「6.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。

d. 重大事故等対策に関連する操作条件
運運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 崩壊熱除去機能喪失は，事象発生から 1 時間後の中央制御室の巡視において認
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（運転停止時

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機(a) 残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水は，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）故障に伴う崩壊熱除去機能喪失確認を考慮し，事象発生から 2 時
間後に実施するものとする。

崩壊熱除去機能喪失）

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

東海第二発電所

備考知するものとする。なお，運転中の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）が故障した場合は，警報等により速やかに事象発生を認知できるが，運転員による対応
操作の時間余裕を厳しく評価する観点から，本評価では警報による認知には期待せず，1 時間毎の中央制御室の巡視により残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）が停止していることを認知するものとしている。
(b) 待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水は，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の停止の認知及び操作の時間を元に，更に時間余裕を考慮して，事象発生から 2 時間後に実施するものとする。
(c) 残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転は，原子炉保護系母線の受電操作の完了後に残留熱除去系の起動操作に要する時間を考慮して，事象発生から 4 時
間 40 分後に実施する。

(3) 有効性評価の結果(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉水位の推移を第 7.4.1－5 図に，原子炉水位
本重要事故シーケンスの原子炉水位の推移を第 5.1－4 図に，原子炉水位と線量率のと線量率の関係を第 7.4.1－6 図に示す。
関係を第 5.1－5 図に示す。
a. 事象進展
ａ．事象進展事象発生後，残留熱除去系の故障に伴い崩壊熱除去機能が喪失することにより原子
事象発生後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の故障に伴い崩壊熱除去機能
炉水温が上昇し，約 1 時間後に沸騰，蒸発することにより原子炉水位は低下し始める。
が喪失することにより原子炉水温が上昇し，約 1.1 時間後に沸騰，蒸発することに残留熱除去系の機能喪失に伴う原子炉水温の上昇により異常を認知し，事象発生から
より原子炉水位は低下し始める。1 時間毎の中央制御室の巡視により，崩壊熱除去
約 2 時間後に待機中の残留熱除去系ポンプを起動し，残留熱除去系（低圧注水モー機能が喪失していることを確認し，事象発生から 2 時間後に，待機中の残留熱除去ド）による注水を行う。
系（低圧注水系）を起動し，原子炉注水を行う。
原子炉水位回復から約 90 分後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）へ切り
事象発生から 4 時間 40 分後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）への切替操作※3
替え，除熱を開始することによって，原子炉水温は低下する 。
を実施し，崩壊熱除去機能を回復することによって，原子炉水温は低下する。
※3 原子炉冷却材の温度が 100℃の場合における残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）1 台での除熱能力は，燃料の崩壊熱を上回るため，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）への切替えを実施することで原子炉水温は低下する。
実操作では低圧注水系の準備が完了した後で原子炉減圧を実施することとな
り，残留熱除去系の注水特性に応じて大気圧より高い圧力で注水が開始されることとなる。そのため，原子炉圧力が大気圧で維持されているとした評価は保守的な条件となる。
b. 評価項目等
原子炉水位は，第 7.4.1－5 図に示すとおり，有効燃料棒頂部の約 3.3m 上まで低下するに留まり，燃料は冠水維持される。
原子炉圧力容器は未開放であり，第 7.4.1－6 図に示すとおり，必要な遮蔽 ※4 が維持される水位である有効燃料棒頂部の約 2.0m 上を下回ることがないため，放射線の遮蔽は維持される。なお，線量率の評価点は原子炉建屋オペレーティングフロアの床付近としている。また，全制御棒全挿入状態が維持されているため，未臨界は確保

ｂ．評価項目等
原子炉水位は，第 5.1－4 図に示すとおり，燃料有効長頂部の約 4.2m 上まで低下
するに留まり，燃料の冠水は維持される。
原子炉圧力容器は未開放であり，第 5.1－5 図に示すとおり，必要な遮蔽が維持できる水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h※が維持される水位）である燃料有効長頂部の約 1.7m 上まで低下することはないため，放射線の遮蔽は維持される。なお，線量率の評価点は燃料取替機床上としている。また，全制御棒全挿入状態が維
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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（運転停止時

崩壊熱除去機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
されている。
原子炉水位回復後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）による除熱を継続することで，長期的に安定状態を維持できる。
本評価では，「6.2.4.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
※4 必要な遮蔽の目安とした線量率は 10mSv/h とする。崩壊熱除去機能喪失における原子炉建屋オペレーティングフロアでの作業時間及び作業員の退避は 1 時
間以内であり，作業員の被ばく量は最大でも 10mSv となるため，緊急作業時における被ばく限度の 100mSv に対して余裕がある。
本事故に応じた燃料損傷防止対策において原子炉建屋オペレーティングフロ
アでの操作を必ず必要な作業としていないが，燃料プール代替注水系（可搬型
スプレイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水について仮に考慮し，可搬型スプレイヘッダ及びホースの設置にかかる作業時間を想定した。
必要な遮蔽の目安とした線量率 10mSv/h は，定期検査作業時での原子炉建屋オ
ペレーティングフロアにおける線量率を考慮した値である。
この線量率となる水位は有効燃料棒頂部の約 2.0m 上（通常水位から約 2.4m 下）の位置である。

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

東海第二発電所

備考持されるため，未臨界は確保されている。
原子炉水位回復後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による除熱を継続することで，長期的に安定状態を維持できる。
以上により，本評価では，「1.2.4.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
※ 本事故シーケンスグループにおける必要な遮蔽の目安とした線量率は，原子炉建屋原子炉棟 6 階での操作時間から 10mSv／h と設定した。原子炉建屋原子炉棟 6 階での操作は，使用済燃料プールの同時被災時における重大事故等対応要員による使用済燃料プールス
プレイの準備操作（可搬型スプレイノズルの設置及びホース敷設等）を想定しており，原子炉建屋原子炉棟 6 階を含め，原子炉建屋内に滞在する時間は 2.2 時間以内である。そのため，重大事故等対応要員の被ばく量は最大でも 22mSv であり，緊急作業時における被ば
く限度の 100mSv に対して余裕がある。
また，作業員等が事象発生時に原子炉建屋原子炉棟 6 階に滞在していた場合でも，事象発生後速やかに管理区域外へ退避するため，原子炉建屋原子炉棟 6 階での被ばく量は限定的である。

（添付資料 5.1.6，5.1.7）

7.4.1.3 評価条件の不確かさの影響評価
5.1.3 評価条件の不確かさの影響評価
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評
評価条件の不確かさの影響評価の範囲としては，運転員等操作時間に与える影響，評
価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するものとする。
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。
本重要事故シーケンスは，原子炉の運転停止中に残留熱除去系の故障により，崩壊
本重要事故シーケンスでは，原子炉の運転停止中に，運転中の残留熱除去系（原子炉
熱除去機能を喪失することが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等
停止時冷却系）の故障により，崩壊熱除去機能を喪失することが特徴である。よって，
操作は，待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水操作とする。
不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作とする。
(1) 評価条件の不確かさの影響評価(1) 評価条件の不確かさの影響評価
a. 初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 7.4.1－2 表に
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 5.1－2 表に示示すとおりであり，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
すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，評価条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕する。また，評価条件の設定に当たっては，設計値を用いるか又は評価項目となる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パラメータに対する余裕が小さくなるよう保守的な設定をしていることから，その考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。
中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 22.4MW に対して最確条件は約 22MW 以
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 18.8MW に対して最確条件は約 18.8MW
以下であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件で設下であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定し定している燃料の崩壊熱と同等以下となる。約 18.8MW の場合は，評価条件と最確ている燃料の崩壊熱より小さくなるため，原子炉水温の上昇及び原子炉水位の低下は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。また，約緩和されるが，注水操作は崩壊熱に応じた対応をとるものではなく，崩壊熱除去機能
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（運転停止時

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

崩壊熱除去機能喪失）

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

東海第二発電所喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉水温は，評価条件の 52℃に対して最確条件は約 40℃～約 53℃であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，事故事象ごとに異なる。
原子炉水温が 100℃かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱を用いて原子炉注
水までの時間余裕を評価すると，必要な遮蔽が維持される水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv/h※4が維持される水位）である有効燃料棒頂部の約 2.0m 上の高さに到達するまでの時間は約 2 時間となることから，評価条件である原子炉水温が 52℃，原子炉停止から 1 日後の燃料の崩壊熱の場合の評価より時間余裕は短くなるが，注水
操作は原子炉水温に応じた対応をとるものではなく，崩壊熱除去機能喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉水位は，評価条件の通常運転水位に対して最確条件は通常運転水位以上であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している原子炉水位より高くなるため，原子炉水位が有効燃料棒頂部まで低下する
時間は長くなるが，注水操作は原子炉水位に応じた対応をとるものではなく，崩壊熱除去機能喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条件も大気圧であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。仮に，原子炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始時間は遅くなり，原子炉水位の低下は緩和されるが，注水操作は原子炉圧力に応じた対応をとるものではなく，崩壊熱除去機
能喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容器の未開放に対して最確条件は事故事象ごとに異なるものであり，本評価条件の不確かさとして，原子炉
圧力容器の未開放時は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。原子炉圧力容器の開放時は，原子炉減圧操作が不要となるが，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

18.8MW 未満の場合は，原子炉水温上昇及び原子炉水位低下速度は緩やかになるが，原子炉への注水操作は崩壊熱に応じた対応をとるものではなく，崩壊熱除去
機能喪失の認知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉初期水温は，評価条件の 52℃に対して最確条件は約 47℃～約58℃である。この原子炉水温は過去の原子炉停止 1 日後の温度の実績値であるが，原子炉停止操作の進捗状況の差異によるものである。本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件で設定している原子炉初期水温より高くなる
場合があり，原子炉水位が燃料有効長頂部まで低下するまでの時間余裕は短くなる場合があるものの，原子炉への注水操作は原子炉水温に応じた対応をとるもの
ではなく，崩壊熱除去機能喪失の認知を起点とするものであるため，運転員等操
作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉初期水位は，評価条件の通常運転水位（燃料有効長頂部から約 5.1m 上）に対して最確条件は通常運転水位に対してゆらぎ（通常運転水位±
10cm 程度）がある。本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条
件で設定している原子炉初期水位より低くなる場合があり，燃料有効長頂部まで水位が低下する時間は短くなる場合があるものの，原子炉への注水操作は原子炉水位に応じた対応をとるものではなく，崩壊熱除去機能喪失の認知を起点とする
ものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉初期圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条件も大気圧であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。
仮に，原子炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始時間が遅くなり，水位低下
速度は緩やかになるが，原子炉への注水操作は原子炉初期圧力に応じた対応をとるものではなく，崩壊熱除去機能喪失の認知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容器未開放に対して最確条件は事故事象毎に異なるものであり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，原子炉圧力容器未開放の場合は評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。また，原子炉圧力容器開放の場合は原子炉減圧操作が不要となるが，事象進展に与える影
響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 22.4MW に対して最確条件は約 22MW 以下であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，原子炉水温の上昇及び原子炉水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。仮に，原(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 18.8MW に対して最確条件は約 18.8MW
以下であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件で設定している燃料の崩壊熱と同等以下となる。約 18.8MW の場合は，評価条件と最確条件は同等であることからパラメータに与える影響はない。また，約 18.8MW 未満

備

考

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比較表（運転停止時

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
子炉停止後の時間が短く，燃料の崩壊熱が大きい場合は，注水までの時間余裕が短くなることから，評価項目に対する余裕は小さくなる。原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱を用いて原子炉注水までの時間余裕を評価すると，必要な遮蔽が維持される水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv/h※4が維持される水位）である有効燃料棒頂部の約 2.0m 上の高さに到達するまでの時間は約 2 時間，有効燃料棒頂部到達まで約3 時間となることから，評価条件である原子炉停止 1 日後の評価より時間余裕は短くなる。ただし，必要な放射線の遮蔽は維持され，原子炉注水までの時間余裕も十分な時間が確保されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期条件の原子炉水温は，評価条件の 52℃に対して最確条件は約 40℃～約 53℃であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，事故事象ごとに異なる。
原子炉水温が 100℃かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱を用いて原子炉注
水までの時間余裕を評価すると，必要な遮蔽が維持される水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv/h※4が維持される水位）である有効燃料棒頂部の約 2.0m 上の高さに到達するまでの時間は約 2 時間となることから，評価条件である原子炉水温が 52℃かつ原子炉停止から 1 日後の燃料の崩壊熱の場合の評価より時間余裕は短くなる。ただし，必要な放射線の遮蔽は維持され，原子炉注水までの時間余裕も十分な時間が確保されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期条件の原子炉水位は，評価条件の通常運転水位に対して最確条件は通常運転水位以上であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している原子炉水位より高くなるため，原子炉水位が有効燃料棒頂部まで水位が低下する時間は長くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条件も大気圧であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
仮に，原子炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始時間が遅くなり，原子炉水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる ※5。
初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容器の未開放に対して最確条件は事故事象ごとに異なるものであり，本評価条件の不確かさとして，原子炉
圧力容器の未開放時は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。原子炉圧力容器の開放時は，原子炉減圧操作が不要となるが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
※5 原子炉圧力上昇による原子炉冷却材蒸発の抑制効果を考慮した評価。

崩壊熱除去機能喪失）

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

東海第二発電所

備考の場合は，原子炉水温上昇及び原子炉水位低下速度は緩やかになることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。また，原子炉停止後の時間が短く，燃料の崩壊熱が大きい場合は燃料有効長頂部が露出するまでの時間余裕が短くなる。原子炉水温が 100℃かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱の場合でも，必要な遮蔽が維持できる水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h が維
持できる水位）である燃料有効長頂部の約 1.7m 上の高さに到達するまでの時間は
約 2.8 時間，燃料有効長頂部までの時間は約 4.2 時間であり，必要な放射線の遮蔽は維持され，原子炉への注水操作に対して十分な時間余裕が確保されているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期条件の原子炉初期水温は，評価条件の 52℃に対して最確条件は約 47℃～約58℃である。本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している原子炉初期水温より高くなる場合があり，原子炉水位が燃料有効長
頂部まで低下するまでの時間余裕は短くなる。原子炉水温が 100℃かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱の場合でも，必要な遮蔽が維持できる水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h が維持できる水位）である燃料有効長頂部の約 1.7m
上の高さに到達するまでの時間余裕は約 2.8 時間，燃料有効長頂部までの時間余
裕は約 4.2 時間であり，必要な放射線の遮蔽は維持され，原子炉への注水操作に対して十分な時間余裕が確保されているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期条件の原子炉初期水位は，評価条件の通常運転水位（燃料有効長頂部から約 5.1m 上）に対して最確条件は通常運転水位に対してゆらぎ（通常運転水位±
10cm 程度）がある。本評価条件の不確かさとして最確条件とした場合，評価条件で設定している原子炉初期水位より低くなる場合があるものの，原子炉初期水位のゆらぎによる変動量は，事象発生後の水位低下量に対して十分小さいことから，評価項目となるパラメータに対する影響は小さい。
初期条件の原子炉初期圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条件も大気圧であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件と同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。仮に，原子炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始時間が遅くなり，原子炉水位の低下速度は緩やかになることから，評価項目となるパラメータの判断基準に対する余裕が大きくなる。
初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容器未開放に対して最確条件は事故事象毎であり，本評価条件の不確かさとして最確条件とした場
合，原子炉圧力容器未開放の場合は評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。原子炉圧力容器が開放の場合は原子炉減圧操作が不要となるが，事象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（運転停止時

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b. 操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操
作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）の注水操作は，評価上の操作開始時間として，事象発生から 2 時間後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，崩壊熱除去機能喪失による異常の認知により原子炉注水の必要性を確認
し操作を実施することは容易であり，評価では事象発生から 2 時間後の注水操作開始を設定しているが，実態の注水操作開始時間は早く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。

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

(2) 操作時間余裕の把握
操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）の注水操作について，通常運転水位から放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は約 3 時間，原
子炉水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間が約 5 時間であり，事故を認知して注水

崩壊熱除去機能喪失）

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

東海第二発電所

備考ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価した。評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作は，評価上の操作開始時間として，事象発生から 2 時間を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，崩壊熱除去機能喪失の認知により原子炉注水の必要性を認知し操作を実施することは容易であり，評価では事象発生から 2 時間後の注水操作開始を設定しているが，実際の注水操作開始時間は早くなる場合が考えられ，原子炉水位の回復が早くなる。また，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。
操作条件の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱操作は，評価上の操作開始時間として，事象発生から 4 時間 40 分後に完了する。運転員等操
作時間に与える影響として，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉
除熱操作は，原子炉保護系母線の受電操作後に実施するため，受電操作の完了時
刻の影響を受けるが，実態の操作時間が評価上の操作開始時間とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作は，運転員等操作時間に与える影響として，注水開始が早くなる場合は原子炉水位の低下が抑制され，評価項目となるパラメータの判断基準に対する余裕が大きくなる。
なお，運転中の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）が故障した場合は，警報に ・東海第二は，警報によるＲＨＲのより事象発生を認知可能であり，待機中の残留熱除去系を原子炉停止時冷却系と故障の認知に期待した場合につして速やかに起動することで崩壊熱除去機能を回復することができるため，評価いても記載。
項目となるパラメータの判断基準に対する余裕が大きくなるが，本評価ではこれに期待しないこととする。
(2) 操作時間余裕の把握
操作遅れによる影響を把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作については，
通常運転水位から放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するまでの時間は約 4.5
時間，燃料有効長頂部まで原子炉水位が低下するまでの時間は約 6.3 時間であり，こ10／25

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（運転停止時

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

崩壊熱除去機能喪失）

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

東海第二発電所を開始するまでの時間は 2 時間であるため，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。

れに対して，事故を認知して注水を開始するまでの時間は 2 時間であることから，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。

(3) まとめ
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評
価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，評価
条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

(3) ま と め
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評
価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。この結果，評価
条件等の不確かさを考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影
響は小さい。この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。
（添付資料 5.1.8）

備考

7.4.1.4 必要な要員及び資源の評価
5.1.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価(1) 必要な要員の評価
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時
冷却機能喪失）」の重大事故等対策時における必要な災害対策要員（初動）は，「5.1.3(3)
冷却機能喪失）」において，6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策時における必要な要
燃料損傷防止対策」に示すとおり 11 名である。
「6.2 重大事故等対策時に必要な要員
員は，「7.4.1.1(3)燃料損傷防止対策」に示すとおり 14 名である。
「7.5.2 重大事故の評価結果」で説明している災害対策要員（初動）の 37 名で対処可能である。
等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員，緊急時対策要員等の 64 名で対処可能である。
(2) 必要な資源の評価(2) 必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時
冷却機能喪失）」において，必要な水源，燃料及び電源の資源は，「6.1(2) 資源の評
冷却機能喪失）」において，水源，燃料及び電源の資源は，「7.5.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価している。その結果を以下に示す。
価条件」の条件にて評価をしている。その結果を以下に示す。
a. 水源
ａ．水
源
残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水については，必要な注水量が少
待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作については，必要ななく，また，サプレッション・チェンバのプール水を水源とすることから，水源が枯
注水量が少なく，また，サプレッション・チェンバを水源とすることから，水源が渇することはないため，7 日間の継続実施が可能である。
枯渇することはなく，7 日間の対応が可能である。
なお，外部電源喪失を想定した場合でも同様である。
b. 燃料
ｂ．燃
料
外部電源喪失を想定した場合，事象発生直後から 7 日間の非常用ディーゼル発電 ・設備の違い。
非常用ディーゼル発電機による電源供給については，事象発生後 7 日間最大負荷で機，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機及び常設代替交流電源設備（常設代替高
運転した場合，号炉あたり約 753kL の軽油が必要となる。
圧電源装置 2 台）の運転を想定すると，非常用ディーゼル発電機については約
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
484.0kL，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機については約 130.3kL，常設代替交
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 日間の運流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）については約 141.2kL，合計で約 755.5kL
転継続に合計約 13kL の軽油が必要となる。
（6 号及び 7 号炉合計約 1,519kL）の軽油が必要となる。軽油貯蔵タンクには約 800kL の軽油を保有していることから，
6 号及び 7 号炉の各軽油タンクにて約 1,020kL（6 号及び 7 号炉合計約 2,040kL）の非常用ディーゼル発電機，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機及び常設代替交流軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，非常用ディーゼル発電機
電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）による 7 日間の電源供給の継続が可能であによる電源供給，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備による電源供給
る。
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
緊急時対策所用発電機による電源供給について，事象発生直後から 7 日間の緊急
ある。
11／25

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号機

比較表（運転停止時

崩壊熱除去機能喪失）

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

東海第二発電所備

考時対策所用発電機の運転を想定すると，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約 75kL の軽油を保有していることから，緊急時対策
所用発電機による 7 日間の電源供給の継続が可能である。
（添付資料 5.1.9）
c. 電源
ｃ．電
源
外部電源は使用できないものと仮定し，非常用ディーゼル発電機によって給電を行
外部電源喪失を想定した場合，重大事故等対策時に必要な負荷のうち，非常用デうものとする。6 号及び 7 号炉において重大事故等対策時に必要な負荷は，各号炉のィーゼル発電機等からの電源供給を考慮する負荷については，非常用ディーゼル発
非常用ディーゼル発電機負荷に含まれることから，非常用ディーゼル発電機による電電機等の容量内に収まることから，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
源供給が可能である。
常設代替交流電源設備からの電源供給を考慮する負荷については約 938kW 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
が，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）の連続定格容量は 2,208kW
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。
であることから，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
緊急時対策所用発電機については，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
（添付資料 5.1.10）
5.1.5 結論
7.4.1.5 結論
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷
冷却機能喪失）」では，原子炉の運転停止中に残留熱除去系の故障により，崩壊熱除去
却機能喪失）」では，原子炉の運転停止中に残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の故障
機能を喪失することが特徴である。事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残により，崩壊熱除去機能を喪失することが特徴である。事故シーケンスグループ「崩壊留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）」に対する燃料損傷防止対策としては， 熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）」に対する燃料損傷防残留熱除去系による原子炉注水手段及び除熱手段を整備している。
止対策としては，待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水手段を整備している。また，安定状態の維持に向けた対策として，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱手段を整備している。
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷
冷却機能喪失）」の重要事故シーケンス「崩壊熱除去機能喪失（RHR 機能喪失[フロン
却機能喪失）」の重要事故シーケンス「残留熱除去系の故障（ＲＨＲ喪失）＋崩壊熱除去・トライン]）＋崩壊熱除去・注水系失敗」について有効性評価を行った。
炉心冷却失敗」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，残留熱除去系による原子炉注水及び原子炉除熱を実施する
上記の場合においても，待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水，及ことにより，燃料損傷することはない。
び残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による除熱を実施することにより，燃料損傷す
ることはない。
その結果，有効燃料棒頂部の冠水，放射線遮蔽の維持及び未臨界の確保ができるこ
その結果，燃料有効長頂部の冠水，放射線遮蔽の維持及び未臨界の確保ができることから，評価項目を満足している。また，安定状態を維持することができる。
とから，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
評価条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価
評価条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評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
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る。
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
水源，燃料及び電源を供給可能である。
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，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故
以上のことから，残留熱除去系による原子炉注水，原子炉除熱等の燃料損傷防止対
障による停止時冷却機能喪失）」において，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケ
水及び残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による除熱の燃料損傷防止対策は，選定しンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪
12／25

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号機

失）」に対して有効である。

比較表（運転停止時

崩壊熱除去機能喪失）

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

東海第二発電所

備

考た重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）」に対して有効であ
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
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

比較表（運転停止時

崩壊熱除去機能喪失）
東海第二発電所

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

備

考

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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号機

比較表（運転停止時

崩壊熱除去機能喪失）
東海第二発電所

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

備

考

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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号機

比較表（運転停止時

崩壊熱除去機能喪失）
東海第二発電所

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

備

考

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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号機

比較表（運転停止時

崩壊熱除去機能喪失）
東海第二発電所

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

備

考

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重大事故等対策の有効性評価
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比較表（運転停止時

崩壊熱除去機能喪失）
東海第二発電所

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

備

考

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重大事故等対策の有効性評価
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比較表（運転停止時

崩壊熱除去機能喪失）
東海第二発電所

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

備

考

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（運転停止時

崩壊熱除去機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

備考

20／25

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（運転停止時
東海第二発電所

崩壊熱除去機能喪失）

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

備考

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（運転停止時

崩壊熱除去機能喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

備考

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（運転停止時
東海第二発電所

崩壊熱除去機能喪失）

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

備考

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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号機

比較表（運転停止時

崩壊熱除去機能喪失）
東海第二発電所

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

備

考

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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号機

比較表（運転停止時

崩壊熱除去機能喪失）
東海第二発電所

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

備

考

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（運転停止時

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

全交流動力電源喪失）

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

東海第二発電所

備

考

5.2 全交流動力電源喪失
7.4.2 全交流動力電源喪失
5.2.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策
7.4.2.1 事故シーケンスグループの特徴，燃料損傷防止対策(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」に含まれる事故シーケンスとして事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」に含まれる事故シーケンスは，「6.2
は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「外部電源喪失＋
評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「外部電源喪失＋直流電源喪
交流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」及び②「外部電源喪失＋直流電源失敗＋失＋崩壊熱除去・注水系失敗」及び②「外部電源喪失＋交流電源喪失＋崩壊熱除去・
崩壊熱除去・炉心冷却失敗」である。
注水系失敗」である。
(2) 事故シーケンスグループの特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方(2) 事故シーケンスグループの特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」は，原子炉の運転停止中に全交流
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」では，原子炉の運転停止中に全交
動力電源が喪失することにより，原子炉注水機能及び崩壊熱除去機能が喪失すること
流動力電源が喪失することにより，原子炉の注水機能及び除熱機能が喪失することをを想定する。このため，燃料の崩壊熱により原子炉冷却材が蒸発し，保有水量が減少想定する。このため，燃料の崩壊熱により原子炉冷却材が蒸発することから，緩和措することで原子炉水位が低下することから，緩和措置が取られない場合には，原子炉置がとられない場合には，原子炉水位の低下により燃料が露出し，燃料損傷に至る。
水位の低下が継続し，燃料が露出することで燃料損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，全交流動力電源が喪失したことによって燃料損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，運転停止中の原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価には，全交流動力電源に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
したがって，本事故シーケンスグループでは，運転員が異常を認知して，常設代替
交流電源設備による電源供給，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を行うこと
によって，燃料損傷の防止を図る。また，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去
系（原子炉停止時冷却モード）による最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことにより，原子炉を除熱する。

本事故シーケンスグループは，全交流動力電源が喪失したことによって燃料損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故等対処設備の有効性評価には，交流動力電源の供給機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
以上により，本事故シーケンスグループでは，代替の交流動力電源供給機能からの受電により原子炉注水機能を確保し，原子炉へ注水することにより，燃料損傷の防止を図る。また，代替交流電源設備により交流動力電源を復旧し，最終的な熱の逃がし場への熱輸送を行うことによって原子炉除熱を行う。なお，残留熱除去系海水系が喪失している場合には，代替の手段により最終的な熱の逃がし場への熱輸送を行うことによって原子炉除熱を行う。

(3) 燃料損傷防止対策(3) 燃料損傷防止対策
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」における機能喪失に対して，燃料事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」において，燃料が著しい損傷に至が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，初期の対策としることなく，かつ十分な冷却を可能とするため，常設代替高圧電源装置による受電手て常設代替交流電源設備による給電手段，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水段及び常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段を整備する。また，安定状態に向けた対策として，緊急用海水系を用いた残留熱手段を整備する。また，安定状態に向けた対策として代替原子炉補機冷却系を介した除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱手段を整備する。対策の概略系統図
残留熱除去系による原子炉除熱手段を整備する。これらの対策の概略系統図を第を第 5.2－1 図に，対応手順の概要を第 5.2－2 図に示すとともに，重大事故等対策の7.4.2－1 図及び第 7.4.2－2 図に，手順の概要を第 7.4.2－3 図に示すとともに，重
概要を以下に示す。また，重大事故対策における手順と設備との関係を第 5.2－1 表に大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と操作手順の示す。
関係を第 7.4.2－1 表に示す。
本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて必要な要員は，災 ・プラント基数，設備設計及び運用
本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，事象発生 10 時
害対策要員（初動）19 名である。
の違いにより必要要員数は異な間までの 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
災害対策要員（初動）の内訳は，当直発電長 1 名，当直副発電長 1 名，運転操作対るが，タイムチャートにより要員
員及び緊急時対策要員で構成され，合計 16 名である。その内訳は次のとおりである。
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，運転操応を行うための当直運転員 3 名，指揮，通報連絡を行うための災害対策要員（指揮者の充足性は確認される。
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（運転停止時

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
作対応を行う運転員 6 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は 5 名，緊急時対策要員（現場）は 2 名である。
また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員は代替原子炉補機冷却系作業を行
うための参集要員 26 名である。必要な要員と作業項目について第 7.4.2－4 図に示す。
なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を重要事故
シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，16 名で対処可能である。

a. 全交流動力電源喪失による残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）停止確認
原子炉の運転停止中に全交流動力電源が喪失し，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転停止による崩壊熱除去機能が喪失する。

全交流動力電源喪失）

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

東海第二発電所

備考等）4 名及び現場操作を行うための重大事故等対応要員 10 名である。
必要な要員と作業項目について第 5.2－3 図に示す。

なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を重要事故
シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，災害対策要員（初動）19 名で対処可能である。
ａ．全交流動力電源喪失の確認
原子炉の運転停止中に，外部電源が喪失するとともに，非常用ディーゼル発電機
等が全て機能喪失することで，全交流動力電源喪失となり，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転停止により崩壊熱除去機能が喪失する。

残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転停止による崩壊熱除去機能喪失を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系系統流量である。

b. 早期の電源回復不能判断及び対応準備
中央制御室からの操作により外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動ができず，非常用高圧母線（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不能と判断する。これにより，常設代替交流電源設備，代替原子炉補機冷却系，低圧代替注
水系（常設）の準備を開始する。

・東海第二では，解析上考慮しない
ｂ．作業員への退避指示
当直発電長は，全交流動力電源喪失を確認後，中央制御室から送受話器（ページ操作も含め，手順に従い必ず実施ング）により現場作業員への退避指示を行う。
する操作を記載（添付資料 5.1.2）
ｃ．常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作
全交流動力電源喪失の確認後，中央制御室からの遠隔操作により外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動ができず，非常用母線の電源回復ができない場合，早期の電源回復不能と判断する。これにより，中央制御室からの遠隔操作によって，常設代替高圧電源装置 2 台から緊急用母線を受電する。
常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作に必要な計装設備は，緊急用
Ｍ／Ｃ電圧等である。
ｄ．電源確保操作対応
全交流動力電源喪失の確認後，非常用ディーゼル発電機等の機能回復操作及び外部電源の機能回復操作を実施する。
・東海第二は，中央制御室から常設
ｅ．常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動操作
代替高圧電源装置を起動できる
緊急用母線の受電操作の完了後，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注ため，早期に低圧代替注水系（常水系（常設）による原子炉注水の系統構成を実施する。
ｆ．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
設）の起動準備操作が可能
全交流動力電源喪失に伴う低圧注水機能喪失の確認後，可搬型代替注水中型ポン
プ準備，ホース敷設等を実施する。
ｇ．常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電準備操作
早期の電源回復不能の確認後，中央制御室及び現場にて常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電準備操作を実施する。
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（運転停止時

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
c. 逃がし安全弁による原子炉の低圧状態維持
残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転停止により原子炉水温が 100℃に到達し，原子炉圧力が上昇することから，原子炉圧力を低圧状態に維持するため，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁 1 個を開操作する。
残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転停止による原子炉水温の上昇を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力容器温度である。
逃がし安全弁による原子炉の低圧状態維持を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力等である。
d. 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
常設代替交流電源設備による交流電源供給を確認後，中央制御室からの遠隔操作により復水移送ポンプ 1 台を手動起動し，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始する。これにより，原子炉水位が回復する。
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）等である。

e. 残留熱除去系(原子炉停止時冷却モード)運転による崩壊熱除去機能回復
代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系の準備が完了後，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転を再開する。
残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転の再開を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系熱交換器入口温度等である。

崩壊熱除去機能回復後，逃がし安全弁を全閉とし，原子炉低圧状態の維持を停止する。

全交流動力電源喪失）

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

東海第二発電所

備

考ｈ．逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉の低圧状態維持
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転停止により原子炉水温が 100℃に到達した場合は，原子炉圧力が上昇する。原子炉圧力を低圧状態に維持するため，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁（自動減圧機能）1 個を開操作する。

逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉の低圧状態維持を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力等である。
ｉ．原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（常設））
常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）により崩壊熱による
原子炉冷却材の蒸発を補うために必要な冷却材を原子炉へ注水し，原子炉水位を通 ・東海第二は，原子炉水温が 100℃
常運転水位付近で維持する。
に到達して水位が低下する前に
原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（常設））に必要な計装設備は，原子炉水低圧代替注水系（常設）の起動準位（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等である。
備操作を完了できるため，原子炉
ｊ．常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作
水位を通常運転水位付近で維持
常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作及び非常用母線の受電準備操できる。
作の完了後，中央制御室からの遠隔操作により常設代替高圧電源装置 3 台を追加起動し，常設代替高圧電源装置 5 台から緊急用母線を介して非常用母線を受電する。
常設代替高圧電源装置による非常用母線受電操作に必要な計装設備は，Ｍ／Ｃ
２Ｃ（２Ｄ）電圧である。
ｋ．原子炉保護系母線の受電操作
・東海第二は，残留熱除去系（原子常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作の完了後，非常用母線を介し
炉停止時冷却系）の格納容器隔離て原子炉保護系母線を受電する。原子炉保護系母線の受電後，格納容器隔離信号を弁を開にするに当たって，原子炉
リセットする。
保護系母線の受電が必要。
ｌ．緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）復旧後の原子炉除熱
操作
常設代替高圧電源装置による非常用母線及び原子炉保護系母線の受電操作の完了
後，中央制御室からの遠隔操作により緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転を開始する。なお，残留熱除去系ポンプの軸封部等は，緊急用海水系により冷却される。緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転開始を確認するために必要な計装は，残留熱除去系熱交換器入口温度等である。
崩壊熱除去機能回復後，逃がし安全弁（自動減圧機能）を全閉とし，原子炉低圧状態の維持を停止する。
ｍ．使用済燃料プールの冷却操作
代替燃料プール冷却系等を用いて使用済燃料プールへの注水及び冷却を実施す
る。

3／27

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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号機

比較表（運転停止時

全交流動力電源喪失）

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

東海第二発電所

備

考以降，原子炉除熱は緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）により継続的に実施する。
7.4.2.2 燃料損傷防止対策の有効性評価
5.2.2 燃料損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「6.2
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「1.2
評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「外部電源喪失＋交流電源喪失
評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，外部電源喪失を起因事象とし，＋崩壊熱除去・注水系失敗」である。
非常用ディーゼル発電機等が機能喪失することで原子炉注水機能及び崩壊熱除去機能が喪失する「外部電源喪失＋交流電源喪失＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」である。
なお，「7.4.1 崩壊熱除去機能喪失」で考慮している事故シーケンス（「崩壊熱除去なお，本事故シーケンスにおいては，崩壊熱除去機能喪失の事故シーケンスグルー ・柏崎はＰＲＡにおいて原子炉冷機能喪失（補機冷却系機能喪失[フロントライン]）＋崩壊熱除去・注水系失敗」及び
プに含まれる事故シーケンス「残留熱除去系の故障（ＲＨＲＳ喪失）＋崩壊熱除去・却材浄化系等の残留熱除去系以「崩壊熱除去機能喪失（代替除熱機能喪失[フロントライン]）＋崩壊熱除去・注水系
炉心冷却失敗」の燃料損傷防止対策の有効性を確認するため，残留熱除去系海水系の外の崩壊熱除去機能を緩和設備
失敗」）は，事象進展が同様なので併せて本重要事故シーケンスにおいて燃料損傷防機能喪失を仮定する。
として期待しているため，崩壊熱止対策の有効性を確認する。
除去機能喪失（代替除熱機能喪失
本重要事故シーケンスは，運転停止中のいずれのプラント状態（以下「ＰＯＳ」と本評価で想定するプラント状態においては，崩壊熱，原子炉冷却材及び注水手段の[フロントライン]＋崩壊熱除去・いう。
）においても起こり得るため，崩壊熱，原子炉冷却材の保有水量及び注水手段の多様性の観点から，「POS A PCV/RPV 開放及び原子炉ウェル満水への移行状態」が有
注水系失敗）が抽出されている
多様性の観点から，「ＰＯＳ－Ａ ＰＣＶ／ＲＰＶ開放及び原子炉ウェル満水への移行
効燃料棒頂部の冠水，放射線の遮蔽が維持される水位の確保及び未臨界の確保に対し状態」を代表として，評価項目である燃料有効長頂部の冠水，放射線の遮蔽が維持さて，最も厳しい想定である。したがって，当該プラント状態を基本とし，他のプラン
れる水位の確保及び未臨界の確保を満足することを確認する。また，他のＰＯＳも考
ト状態も考慮した想定において評価項目を満足することを確認することにより，運転慮した想定においてもこれらの評価項目を満足することを確認する。
停止中の他のプラント状態においても，評価項目を満足できる。
また，評価条件の不確かさの影響評価として，本重要事故シーケンスにおける運転
また，評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故シーケンスにおけ
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
裕を評価する。
時間余裕を評価する。
（添付資料 5.1.3）(2) 有効性評価の条件(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な評価条件を第 7.4.2－2 表
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な評価条件を第 5.2－2 表にに示す。また，主要な評価条件について，本重要事故シーケンス特有の評価条件を以示す。また，主要な評価条件について，本重要事故シーケンス特有の評価条件を以下
下に示す。
に示す。
a. 初期条件
ａ．初期条件(a) 原子炉圧力容器及び格納容器の状態(a) 原子炉圧力容器の状態
評価対象としたＰＯＳ－Ａにおける原子炉圧力容器の状態は，未開放状態又は原子炉圧力容器の未開放時について評価する。原子炉圧力容器の開放時について
開放状態であるが，原子炉が通常運転水位であり，遮蔽維持水位到達までの時間
は，燃料の崩壊熱及び保有水量の観点から，未開放時の評価に包絡される。
余裕の観点で厳しい，未開放状態を評価条件とする。また，格納容器の状態は開放状態とし，格納容器蓋等の構造物による放射線の遮蔽には期待しない評価条件とする。
(b) 崩壊熱(b) 崩壊熱
原子炉停止後の崩壊熱は，ＡＮＳＩ／ＡＮＳ－５．１－１９７９の式に基づく
原子炉停止後の崩壊熱は，ANSI/ANS-5.1-1979 の式に基づくものとし，また，崩壊ものとする。また，評価対象としたＰＯＳ－Ａは原子炉停止 1 日後～2 日後であ熱を厳しく見積もるために，原子炉停止 1 日後の崩壊熱を用いる。このときの崩壊熱
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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（運転停止時

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
は約 22MW である。
なお，崩壊熱に相当する原子炉冷却材の蒸発量は約 37m3/h である。

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

(d) 原子炉圧力原子炉の初期圧力は大気圧が維持されているものとする。また，事象発生後において，水位低下量を厳しく見積もるために，原子炉圧力は大気圧に維持されているものとする ※1。
※1 実操作では低圧注水系の注水準備が完了した後で原子炉減圧を実施することとなり，低圧代替注水系（常設）の注水特性に応じて大気圧より高い圧力で注水が開始されることとなる。大気圧より高い圧力下での原子炉冷却材の蒸発量は大気圧下と比べ小さくなるため，原子炉圧力が大気圧に維持されているとした評価は保守的な条件となる。

全交流動力電源喪失）

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

東海第二発電所備

考るが，崩壊熱が高く，遮蔽維持水位到達までの時間余裕の観点で厳しい，原子炉停止 1 日後の崩壊熱を評価条件とする。このときの崩壊熱は約 18.8MW である。
なお，このときの崩壊熱による原子炉冷却材の蒸発を補うために必要な冷却材（35℃）の注水量は約 27m３／h である。
（添付資料 5.1.4，5.1.5）(c) 原子炉初期水位及び初期水温評価対象としたＰＯＳ－Ａにおける原子炉水位は，通常運転水位（燃料有効長
頂部から約 5.1m 上）から原子炉ウェル満水水位（燃料有効長頂部から約 16.7m 上）までの範囲であるが，遮蔽維持水位到達までの時間余裕の観点で厳しい，通常運転水位を評価条件とする。また，原子炉初期水温は残留熱除去系（原子炉停止時
冷却系）の設計温度である 52℃を評価条件とする。
(d) 原子炉圧力評価対象としたＰＯＳ－Ａにおける原子炉の圧力は大気圧であるため原子炉の初期圧力は大気圧とする。また，解析上，水位低下量を厳しく見積もるために，逃がし安全弁（自動減圧機能）の開操作によって原子炉圧力が大気圧に維持されているものとする ※。
※ 実操作では常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動操作が完了した時点で原子炉減圧を実施する。原子炉圧力が大気圧より高い場合での原子炉
冷却材の蒸発量は大気圧下と比べて小さくなるため，原子炉圧力が大気圧で維持されているとした評価は保守的な評価となる。

(e) 残留熱除去系の初期運転状態
残留熱除去系の初期運転状態は，以下の状態とする。
・残留熱除去系（Ａ）：原子炉停止時冷却系の状態で運転中・残留熱除去系（Ｂ）：低圧注水系の状態で待機中
・残留熱除去系（Ｃ）：点検に伴う待機除外中
b. 事故条件(a) 起因事象
起因事象として，送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源を喪失するものとする。
(b) 安全機能の喪失に対する仮定
全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定し，全交流動力電源を喪失するものとする。

(c) 外部電源ｂ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，送電系統の故障等によって，外部電源が喪失するものとする。
(b) 安全機能の喪失に対する仮定
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。また，崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）の事故シーケンスグループに含まれる「残留熱除去系の故障（ＲＨＲＳ
喪失）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」の事故シーケンスの燃料損傷防止対策の有効性を確認するため，残留熱除去系海水系の機能喪失を重畳させるものとする。
(c) 外部電源
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（運転停止時

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
外部電源は使用できないものと仮定する。起因事象として，外部電源を喪失するものとしている。
c. 重大事故等対策に関連する機器条件(a) 低圧代替注水系（常設）
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水流量は 150m3/h とする。

(b) 代替原子炉補機冷却系
伝熱容量は約 23MW（原子炉冷却材温度 100℃，海水温度 30℃において）とする。
(c) 残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）
伝熱容量は，熱交換器 1 基あたり約 8MW（原子炉冷却材温度 52℃，海水温度 30℃
において）とする。
d. 重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「6.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 事象発生 145 分までに常設代替交流電源設備によって交流電源の供給を開始する。
(b) 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，事象発生 145 分後から開始する。

(c) 残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）は軸受等の冷却が必要となるため，代替
原子炉補機冷却系の準備が完了する事象発生 20 時間後から開始する。

全交流動力電源喪失）

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

東海第二発電所備

考起因事象として，外部電源が喪失することを想定している。
ｃ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水流量
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 ・東海第二は，原子炉水位が低下す
流量は，崩壊熱による原子炉冷却材の蒸散を補うために必要な注水流量として，る前に低圧代替注水（常設）の準
３27m ／h を設定するものとする。
備操作を完了できるため，原子炉水位の低下開始後に，崩壊熱による蒸発量分の注水を実施するこ(b) 緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）とで，原子炉水位を維持する。
残留熱除去系海水系への海水通水時の伝熱容量は，熱交換器の設計性能に基づ
き 1 基当たり約 24MW（原子炉冷却材温度 100℃，海水温度 32℃において）とする。 ・設備の違い。
ｄ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動操作は，常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作の完了後，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動操作に要する時間を考慮して事象発生 25 分後に完了する。また，事象発生約 1.1 時間後に原子炉水位の低下を確認し，注水を開始する。
(b) 緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）復旧後の原子炉除熱操作は，非常用母線及び原子炉保護系母線の受電操作の完了後に残留熱除去
系の起動操作に要する時間を考慮して，事象発生から 4 時間 55 分後に実施する。

(3) 有効性評価の結果(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉水位の推移を第 7.4.2－5 図に，原子炉水位
本重要事故シーケンスの原子炉水位の推移を第 5.2－4 図に，原子炉水位と線量率のと線量率の関係を第 7.4.2－6 図に示す。
関係を第 5.2－5 図に示す。
a. 事象進展
ａ．事象進展事象発生後，全交流動力電源喪失に伴い崩壊熱除去機能が喪失することにより原子
事象発生後，全交流動力電源喪失に伴い崩壊熱除去機能が喪失することにより，
炉水温が上昇し，約 1 時間後に沸騰，蒸発することにより原子炉水位は低下し始め
原子炉水温が上昇し，約 1.1 時間後に沸騰，蒸発することで原子炉水位は低下し始る。常設代替交流電源設備による交流電源の供給を開始し，事象発生から 145 分経過
めるが，事象発生後速やかに全交流動力電源喪失を判断し，中央制御室からの遠隔した時点で，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を行うことによって，原子炉操作により常設代替高圧電源装置による交流電源の供給を開始し，事象発生から 25分経過した時点で常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起水位は有効燃料棒頂部の約 2.9m 上まで低下するにとどまる。原子炉水位回復後は，動操作を完了し，原子炉冷却材の蒸発量を補うために必要な注水流量で原子炉注水
蒸発量に応じた注水を実施することによって，原子炉水位を適切に維持することがでを実施することによって，原子炉水位を通常運転水位付近で維持することができる。
きる。
事象発生から 4 時間 55 分経過した時点で，緊急用海水系を用いた残留熱除去系
事象発生から 20 時間経過した時点で，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（運転停止時

全交流動力電源喪失）

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系による原子炉除熱を開始することによって，原子炉水温は低下する。

b. 評価項目等
原子炉水位は，第 7.4.2－5 図に示すとおり，有効燃料棒頂部の約 2.9m 上まで低下するに留まり，燃料は冠水を維持する。
原子炉圧力容器は未開放であり，第 7.4.2－6 図に示すとおり，必要な遮蔽 ※2 を確保できる水位である有効燃料棒頂部の約 2.0m 上を下回ることがないため，放射線の遮蔽は維持される。なお，線量率の評価点は原子炉建屋オペレーティングフロアの床付近としている。また，全制御棒全挿入状態が維持されているため，未臨界は確保されている。
なお，事象発生前に現場にいた作業員の退避における放射線影響については現場環境が悪化する前に退避が可能であるため，影響はない。
事象発生 145 分後から，常設代替交流電源設備により電源を供給された低圧代替
注水系（常設）の安定した原子炉注水を継続することから，長期的に原子炉圧力容器
及び原子炉格納容器の安定状態を継続できる。
本評価では，「6.2.4.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
※2 必要な遮蔽の目安とした線量率は 10mSv/h とする。全交流動力電源喪失における原子炉建屋オペレーティングフロアでの作業時間及び作業員の退避は 1 時
間以内であり，作業員の被ばく量は最大でも 10mSv となるため，緊急作業時における被ばく限度の 100mSv に対して余裕がある。
本事故に応じた燃料損傷防止対策において原子炉建屋オペレーティングフロ
アでの操作を必要な作業としていないが，燃料プール代替注水系（可搬型スプ
レイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水について仮に考慮し，可搬型スプレイヘッダ及びホースの設置にかかる作業時間を想定した。
必要な遮蔽の目安とした線量率 10mSv/h は，定期検査作業時での原子炉建屋オ
ペレーティングフロアにおける線量率を考慮した値である。
この線量率となる水位は有効燃料棒頂部の約 2.0m 上（通常水位から約 2.4m 下）の位置である。

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

東海第二発電所

備

考（原子炉停止時冷却系）復旧後の原子炉除熱を開始することによって，原子炉水温は低下する。
ｂ．評価項目等
原子炉水位は，第 5.2－4 図に示すとおり，蒸発量に応じた注水により通常運転水位付近で維持でき，燃料は冠水を維持する。
原子炉圧力容器は未開放であり，第 5.2－5 図に示すとおり，必要な遮蔽を確保できる水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h※が確保される水位）である燃料有効長頂部の約 1.7m 上まで低下することがないため，放射線の遮蔽は維持される（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h を下回る）。なお，線量率の評価点は燃料取替機床上としている。また，全制御棒全挿入状態が維持されているため，未臨界は確保されている。
なお，事象発生前に現場にいた作業員の退避における放射線影響については，現場環境が悪化する前に退避が可能であるため，影響はない。
事象発生から 4 時間 55 分経過した時点で，緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）復旧後の原子炉除熱を開始することにより，長期的に安定状態を維持できる。
以上により，本評価では，「1.2.4.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
※ 本事故シーケンスグループにおける必要な遮蔽の目安とした線量率は，原子炉建屋原子炉棟 6 階での操作時間から 10mSv／h と設定した。原子炉建屋原子炉棟 6 階での操作は，使用済燃料プールの同時被災時における重大事故等対応要員による使用済燃料プールス
プレイの準備操作（可搬型スプレイノズルの設置及びホース敷設等）を想定しており，原子炉建屋原子炉棟 6 階を含め，原子炉建屋内に滞在する時間は 2.2 時間以内である。そのため，重大事故等対応要員の被ばく量は最大でも 22mSv であり，緊急作業時における被ば
く限度の 100mSv に対して余裕がある。
また，作業員等が事象発生時に原子炉建屋原子炉棟 6 階に滞在していた場合でも，事象発生後速やかに管理区域外へ退避するため，原子炉建屋原子炉棟 6 階での被ばく量は限定的である。

（添付資料 5.1.7，5.2.1）

7.4.2.3 評価条件の不確かさの影響評価
5.2.3 不確かさの影響評価
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評
評価条件の不確かさの影響評価の範囲としては，運転員等操作時間に与える影響，評
価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するものとする。
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。
本重要事故シーケンスは，原子炉の運転停止中に全交流動力電源が喪失し，残留熱
本重要事故シーケンスでは，原子炉の運転停止中に全交流動力電源が喪失し，残留熱除去系等による崩壊熱除去機能を喪失することが特徴である。
除去系（原子炉停止時冷却系）による崩壊熱除去機能が喪失することが特徴である。よまた，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，常設代替交流電源設備による受って，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象進展に有意な影響を与えると考7／27

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（運転停止時

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電及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作とする。

全交流動力電源喪失）

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

東海第二発電所

備

考えられる操作として，常設代替高圧電源装置による受電操作，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動操作とする。

(1) 評価条件の不確かさの影響評価
a. 初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 7.4.2－2 表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，評価条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定があることから,その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。

(1) 評価条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 5.2－2 表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，評価条件の設定に当たっては，設計値を用いるか又は評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるよう保守的な設定をしていることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 22.4MW に対して最確条件は約 22MW 以下
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 18.8MW に対して最確条件は約 18.8MW
以下であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件で設であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定して定している燃料の崩壊熱と同等以下となる。約 18.8MW の場合は，評価条件と最確いる燃料の崩壊熱より小さくなるため，原子炉水温の上昇及び原子炉水位の低下は緩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。また，約和されるが，注水操作や給電操作は崩壊熱に応じた対応をとるものではなく，全交流
18.8MW 未満の場合は，原子炉水温上昇及び原子炉水位低下速度は緩やかになる
動力電源の喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時が，原子炉への注水操作や受電操作は崩壊熱に応じた対応をとるものではなく，間に与える影響はない。
全交流動力電源の喪失の認知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉初期水温は，評価条件の 52℃に対して最確条件は約 47℃～約
初期条件の原子炉水温は，評価条件の 52℃に対して最確条件は約 40℃～約 53℃であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，事故事象ごとに異なる。
58℃である。この原子炉水温は過去の原子炉停止 1 日後の温度の実績値であるが，原子炉水温が 100℃かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱を用いて原子炉注
原子炉停止操作の進捗状況の差異によるものである。本評価条件の不確かさとし
水までの時間余裕を評価すると，必要な遮蔽が維持される水位（必要な遮蔽の目安とて，最確条件とした場合，評価条件で設定している原子炉初期水温より高くなる※2
した 10mSv/h が維持される水位）である有効燃料棒頂部の約 2.0m 上の高さに到達す場合があり，原子炉水位が燃料有効長頂部まで低下するまでの時間余裕は短くなるまでの時間は約 2 時間となることから，評価条件である原子炉水温が 52℃，原子炉る場合があるものの，原子炉への注水操作や受電操作は原子炉水温に応じた対応
停止から 1 日後の燃料の崩壊熱の場合の評価より時間余裕は短くなるが，注水操作やをとるものではなく，全交流動力電源の喪失の認知を起点とするものであるため，給電操作は原子炉水温に応じた対応をとるものではなく，全交流動力電源の喪失によ
運転員等操作時間に与える影響はない。
る異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉初期水位は，評価条件の通常運転水位（燃料有効長頂部から初期条件の原子炉水位は，評価条件の通常運転水位に対して最確条件は通常運転水約 5.1m 上）に対して最確条件は通常運転水位に対してゆらぎ（通常運転水位±位以上であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設10cm 程度）がある。本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条定している原子炉水位より高くなるため，原子炉水位が有効燃料棒頂部まで低下する
件で設定している原子炉初期水位より低くなる場合があり，燃料有効長頂部まで時間は長くなるが，注水操作や給電操作は原子炉水位に応じた対応をとるものではな
水位が低下する時間は短くなる場合があるものの，原子炉への注水操作は原子炉
く，全交流動力電源の喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転水位に応じた対応をとるものではなく，全交流動力電源喪失の認知を起点とする
員等操作時間に与える影響はない。
ものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉初期圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条件も大気圧で初期条件の原子炉圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条件も大気圧であり，評8／27

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（運転停止時

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

全交流動力電源喪失）

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

東海第二発電所

価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。仮に，原子炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始時間は遅くなり，原子炉水位の低下は緩和されるが，注水操作や給電操作は原子炉圧力に応じた対応をとるものではなく，全交流動力電源の喪失による異常の認知を起点とするものであることから，運転員等操
作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容器の未開放に対して最確条件は事故事象ごとに異なるものであり，評価条件の不確かさとして，原子炉圧
力容器の未開放時は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。原子炉圧力容器の開放時は，原子炉減圧操作が不要となるが，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

あり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。
仮に，原子炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始時間が遅くなり，水位低下
速度は緩やかになるが，原子炉への注水操作や受電操作は原子炉初期圧力に応じた対応をとるものではなく，全交流動力電源の喪失の認知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容器未開放に対して最確条件は事故事象毎に異なるものであり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，原子炉圧力容器未開放の場合は評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。また，原子炉圧力容器開放の場合は原子炉減圧操作が不要となるが，事象進展に与える影
響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 22.4MW に対して最確条件は約 22MW 以下であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している燃料の崩壊熱より小さくなるため，原子炉水温の上昇及び原子炉水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。仮に，原子炉停止後の時間が短く，燃料の崩壊熱が大きい場合は，注水までの時間余裕が短くなることから，評価項目に対する余裕は小さくなる。原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱を用いて原子炉注水までの時間余裕を評価すると，必要な遮蔽を確保できる水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv/h※2が確保される水位）である有効燃料棒頂部の約 2.0m 上の高さに到達するまでの時間は約 2 時間，有効燃料棒頂部到達まで約3 時間となることから，評価条件である原子炉停止 1 日後の評価より時間余裕は短くなる。ただし，本時間に対して作業員が現場から退避するまでの時間及び原子炉注水までの時間は確保されているため放射線の遮蔽は維持され，原子炉水位が有効燃料棒
頂部を下回ることはないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期条件の原子炉水温は，評価条件の 52℃に対して最確条件は約 40℃～約 53℃であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，事故事象ごとに異なる。
原子炉水温が 100℃かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱を用いて原子炉注
水までの時間余裕を評価すると，必要な遮蔽が維持される水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv/h※2が維持される水位）である有効燃料棒頂部の約 2.0m 上の高さに到達するまでの時間は約 2 時間となることから，評価条件である原子炉水温が 52℃かつ原子炉停止から 1 日後の燃料の崩壊熱の場合の評価より時間余裕は短くなる。
ただし，必要な放射線の遮蔽は維持され，原子炉注水までの時間余裕も十分な時間が確保されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料の崩壊熱は，評価条件の約 18.8MW に対して最確条件は約 18.8MW
以下であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件で設定している燃料の崩壊熱と同等以下となる。約 18.8MW の場合は，評価条件と最確条件は同等であることからパラメータに与える影響はない。また，約 18.8MW 未満の場合は，原子炉水温上昇及び原子炉水位低下速度は緩やかになることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。また，原子炉停止後の時間が短く，燃料の崩壊熱が大きい場合は注水までの時間余裕が短くなる。原子炉水温が 100℃かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱の場合でも，必要な遮蔽が維持できる水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h が維持できる水位）である
燃料有効長頂部の約 1.7m 上の高さに到達するまでの時間は約 2.8 時間，燃料有効長頂部までの時間は約 4.2 時間であり，必要な放射線の遮蔽は維持され，原子炉への注水操作に対して十分な時間余裕が確保されているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

備考

初期条件の原子炉初期水温は，評価条件の 52℃に対して最確条件は約 47℃～約58℃である。本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している原子炉初期水温より高くなる場合があり，原子炉水位が燃料有効長
頂部まで低下するまでの時間余裕は短くなる。原子炉水温が 100℃かつ原子炉停止から 12 時間後の燃料の崩壊熱の場合でも，必要な遮蔽が維持できる水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h が維持できる水位）である燃料有効長頂部の約 1.7m
上の高さに到達するまでの時間余裕は約 2.8 時間，燃料有効長頂部までの時間余
裕は約 4.2 時間であり，必要な放射線の遮蔽は維持され，原子炉への注水操作に対して十分な時間余裕が確保されているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（運転停止時

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
初期条件の原子炉水位は，評価条件の通常運転水位に対して最確条件は通常運転水位以上であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している原子炉水位より高くなるため，原子炉水位が有効燃料棒頂部まで低下する
時間は長くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

初期条件の原子炉圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条件も大気圧であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はな
い。仮に，原子炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始時間は遅くなり，原子炉水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる ※3。
初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容器の未開放に対して最確条件は事故事象ごとに異なるものであり，本評価条件の不確かさとして，原子炉
圧力容器の未開放時は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。原子炉圧力容器の開放時は，原子炉減圧操作が不要となるが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
※3 原子炉圧力上昇による原子炉冷却材蒸発の抑制効果を考慮した評価。
b. 操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操
作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電及び低圧代替注水系（常設）による原
子炉注水操作は，評価上の操作開始時間として，事象発生から 145 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，常設代替交流電源設備からの受電操作については 2 系列の非常用高圧母線の電源回復を想定しているが，低圧代替注水系(常設)は非常用高圧母線 D 系の電源回復後に運転可能であり，原子炉注水操作開始の時間が早まり，原子炉水位の回復が早まる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，復水移送ポンプの起動操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 系の電源回復後に運転可能であり，原子炉注水操作開始の時間が早まり，原子炉水位の回復が早まる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。

全交流動力電源喪失）

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

東海第二発電所

備

考初期条件の原子炉初期水位は，評価条件の通常運転水位（燃料有効長頂部から約 5.1m 上）に対して最確条件は通常運転水位に対してゆらぎ（通常運転水位±
10cm 程度）がある。本評価条件の不確かさとして最確条件とした場合，評価条件で設定している原子炉初期水位より低くなる場合があるものの，原子炉初期水位のゆらぎによる変動量は，事象発生後の水位低下量に対して十分小さいことから，評価項目となるパラメータに対する影響は小さい。
初期条件の原子炉初期圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条件も大気圧であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件と同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。仮に，原子炉圧力が大気圧より高い場合は，沸騰開始時間が遅くなり，原子炉水位の低下速度は緩やかになることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容器未開放に対して最確条件は事故事象毎であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした
場合，原子炉圧力容器未開放の場合は，評価条件と同様であるため，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。原子炉圧力容器開放の場合は，原子炉減圧操作が不要となるが，事象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
・東海第二は，原子炉圧力上昇による原子炉冷却材蒸発の抑制効果
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」， を考慮しない評価で，評価項目を「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，満足することを確認している。
これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価した。評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動
操作は，評価上の操作開始時間として，事象発生から 25 分後に完了する。運転員
等操作時間に与える影響として，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注
水系（常設）の起動操作は，常設代替交流電源装置の受電操作後に実施するため，受電操作の完了時刻の影響を受けるが，実態の操作時間が評価上の操作開始時間とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。
操作条件の緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）復旧後の原子炉除熱操作は，評価上の操作開始時間として，事象発生から 4 時間 55 分後に完了する。運転員等操作時間に与える影響として，緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）復旧後の原子炉除熱操作は，原子炉保護系母線の受電操作後に実施するため，受電操作の完了時刻の影響を受けるが，実態の操作時間が評価上の操作開始時間とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は10／27

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比較表（運転停止時

全交流動力電源喪失）

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

東海第二発電所備

考小さい。
操作条件の代替原子炉補機冷却系の運転操作は，評価上の操作開始時間として，事象発生から 20 時間後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，代替
原子炉補機冷却系の準備は，緊急時対策要員の参集に 10 時間，その後の作業に 10 時間の合計 20 時間を想定しているが，準備操作が想定より短い時間で完了することで操作開始時間が早まる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響(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）による原操作条件の常設代替高圧電源装置からの受電操作，及び常設低圧代替注水系ポ
子炉注水操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間が早ま
ンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動操作は，運転員操作時間に与える影
り，原子炉水位の低下を緩和する可能性があることから，評価項目となるパラメータ
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，評価に対する余裕は大きくなる。
項目となるパラメータに与える影響は小さい。
操作条件の代替原子炉補機冷却系の運転操作は，運転員等操作時間に与える影響として，操作開始時間は評価上の想定より早まる可能性があるが，原子炉への注水をすでに実施していることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
(2) 操作時間余裕の把握(2) 操作時間余裕の把握
操作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て，対策の有効性が確認できる範囲での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示ータに対して，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，その結す。
果を以下に示す。
操作条件の常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動操作
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）による原の時間余裕については，原子炉水位が通常水位から放射線の遮蔽が維持される最低水
子炉注水操作は，通常運転水位から放射線の遮蔽が維持される最低水位に到達するま位に到達するまでの時間は事象発生から約 4.5 時間，通常水位から燃料有効長頂部までの時間は事象発生から約 3 時間，原子炉水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間はで低下するまでの時間余裕は約 6.3 時間であり，事象発生から 25 分で原子炉注水準約 5 時間であり，事故を認知して注水を開始するまでの時間が 145 分であるため，準備が完了するため，十分な時間余裕を確保できる。
備時間が確保できることから，時間余裕がある。操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，事象発生約 20 時間後の操作であるため，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。仮に，操作が遅れる場合は，低圧代替注水系（常設）による原子炉への注水は継続する。
(3) まとめ(3) ま と め
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評
価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。この結果，評価
価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，評価
条件等の不確かさ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
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，評価はない。この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範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。
この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内に（添付資料 5.2.2，5.2.3）
おいて，操作時間には時間余裕がある。
5.2.4 必要な要員及び資源の評価
7.4.2.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価(1) 必要な要員の評価
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」の重大事故等対策における必要な
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」において，6 号及び 7 号炉同時の
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比較表（運転停止時

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

備考

重大事故等対策時における事象発生 10 時間までの必要な要員は，「7.4.2.1(3)燃料損
災害対策要員（初動）は，「5.2.1(3) 燃料損傷防止対策」に示すとおり 19 名である。
傷防止対策」に示すとおり 16 名である。
「7.5.2 重大事故等対策時に必要な要員の評「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している災害対策要員（初価結果」で説明している運転員，緊急時対策要員等の 64 名で対処可能である。
動）の 37 名で対処可能である。
また，事象発生 10 時間以降に必要な参集要員は 26 名であり，発電所構外から 10
時間以内に参集可能な要員の 106 名で確保可能である。
(2) 必要な資源の評価(2) 必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」において，水源，燃料及び電源は，事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」において，必要な水源，燃料及び「7.5.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価している。
電源は，「7.5.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価している。その結果を以下に示
その結果を以下に示す。
す。
a. 水源
ａ．水
源
・東海第二は，常設の機器で原子炉
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水については，7 日間の対応を考慮すると，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操除熱を行う対策としているため，
3
３号炉あたり約 700m 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，合作については，7 日間の対応を考慮すると，合計約 110m の水が必要となる。
事象発生から原子炉除熱開始ま33３
計約 1,400m の水が必要である。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約 1,700m 及び淡水源として，代替淡水貯槽に 4,300m の水を保有していることから，水源が枯渇での時間が短い。このため，必要
3
水貯水池に約 18,000m の水量を保有している。これにより，6 号及び 7 号炉の同時被することはなく，7 日間の対応が可能である。
となる原子炉への注水量が少な災を考慮しても，注水によって復水貯蔵槽を枯渇させることなく，必要な水量が確保（添付資料 5.2.4）
い。
可能であり，7 日間の継続実施が可能である。
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常設代替交流電源設備による電源供給について，事象発生直後から 7 日間の常設 ・設備の違い。
転を想定すると，7 日間の運転継続に 6 号及び 7 号炉において合計約 504kL の軽油が代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 5 台）の運転を想定すると，約 352.8kL必要となる。代替原子炉補機冷却系専用の電源車については，保守的に事象発生直後の軽油が必要となる。軽油貯蔵タンクには約 800kL の軽油を保有していることから，からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に号炉あたり約 37kL の軽油が必要とな
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 7 日間の電源供給の継る。代替原子炉補機冷却系用の大容量送水車（熱交換器ユニット用）については，保続が可能である。
守的に事象発生直後からの大容量送水車（熱交換器ユニット用）の運転を想定すると，緊急時対策所用発電機による電源供給について，事象発生直後から 7 日間の緊急
7 日間の運転継続に号炉あたり約 11kL の軽油が必要となる。5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用発電機の運転を想定すると，約 70.0kL の軽油が必要となる。緊急時対策時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給につい
所用発電機燃料油貯蔵タンクに約 75kL の軽油を保有していることから，緊急時対策ては，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
所用発電機による 7 日間の電源供給の継続が可能である。
が必要となる。
（6 号及び 7 号炉合計約 613kL)（添付資料 5.2.5）
6 号及び 7 号炉の各軽油タンク（約 1,020kL）及びガスタービン発電機用燃料タン
ク（約 100kL）にて合計約 2,140kL の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，常設代替交流電源設備による電源供給，代替原子炉補機冷却系の運転，
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備による電源供給及びモニタリン
グ・ポスト用発電機による電源供給について，7 日間の継続が可能である。
c. 電源
ｃ．電
源
重大事故等対策時に必要な負荷は約 3,263kW であるが，常設代替交流電源設備（常 ・設備の違い。
常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故対策等に必要な負荷とし設代替高圧電源装置 5 台）の連続定格容量は 5,520kW であることから，必要負荷にて，6 号炉で約 1,594kW，7 号炉で約 1,560kW 必要となるが，常設代替交流電源設備
対しての電源供給が可能である。
は連続定格容量が 1 台あたり 2,950kW であり，必要負荷に対しての電源供給が可能
緊急時対策所用発電機については，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
である。
（添付資料 5.2.6）
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
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違な

東海第二発電所備

考

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。
蓄電池の容量については，交流電源が復旧しない場合を想定しても，不要な直流負荷の切り離し等を行うことにより，24 時間の直流電源供給が可能である。
5.2.5 結論
7.4.2.5 結論
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」では，原子炉の運転停止中に全交事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」では，原子炉の運転停止中に全交流
流動力電源が喪失し，残留熱除去系等による崩壊熱除去機能を喪失することが特徴で動力電源が喪失し，原子炉注水機能及び崩壊熱除去機能を喪失することが特徴である。
ある。事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」に対する燃料損傷防止対策と事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」に対する燃料損傷防止対策としては，しては，初期の対策として，常設代替交流電源設備による交流電源供給手段，低圧代
常設代替高圧電源装置による受電手段，及び常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代
替注水系（常設）による原子炉注水手段，安定状態に向けた対策として，代替原子炉
替注水系（常設）による原子炉注水手段を整備している。また，安定状態に向けた対策
補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉除熱手段を整備している。
として，緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱手段を整備している。
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」の重要事故シーケンス「外部電源事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」の重要事故シーケンス「外部電源喪喪失＋交流電源喪失＋崩壊熱除去・注水系失敗」について有効性評価を行った。
失＋交流電源失敗＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，常設代替高圧電源装置による受電，常設低圧代替注水系ポン
上記の場合においても，常設代替交流電源設備による交流電源供給，低圧代替注水プを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び緊急用海水系を用いた残留熱系（常設）による原子炉注水及び代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による除去系（原子炉停止時冷却系）復旧後の原子炉除熱を実施することにより，燃料損傷す
原子炉除熱を実施することにより，燃料損傷することはない。
ることはない。
その結果，燃料有効長頂部の冠水，放射線遮蔽の維持及び未臨界の確保ができること
その結果，有効燃料棒頂部の冠水，放射線遮蔽の維持及び未臨界の確保ができるこから，評価項目を満足している。また，安定状態を維持することができる。
とから，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
評価条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間及び評価項目となる
評価条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間及び評価項目となるパ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， 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。
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
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，必要なる。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替原子炉補機冷以上のことから，事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」において，常設代
却系を介した残留熱除去系による原子炉除熱等の燃料損傷防止対策は，選定した重要替高圧電源装置からの受電による常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系
事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「全交（常設）による原子炉注水及び常設代替高圧電源装置からの受電による緊急用海水系を用いた残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱等の燃料損傷防止対策は，
流動力電源喪失」に対して有効である。
選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグル
ープ「全交流動力電源喪失」に対して有効である。

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

備

考

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

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黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

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

備

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

備考

21／27

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（運転停止時
東海第二発電所

全交流動力電源喪失）

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

備考

22／27

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（運転停止時

全交流動力電源喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

備考

23／27

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（運転停止時

全交流動力電源喪失）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

備考

24／27

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（運転停止時
東海第二発電所

全交流動力電源喪失）

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

備考

25／27

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号機

比較表（運転停止時

全交流動力電源喪失）
東海第二発電所

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

備

考

26／27

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号機

比較表（運転停止時

全交流動力電源喪失）
東海第二発電所

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

備

考

27／27

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（運転停止時

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

原子炉冷却材の流出）

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

東海第二発電所

備考7.4.3 原子炉冷却材の流出
5.3 原子炉冷却材の流出
7.4.3.1 事故シーケンスグループの特徴，燃料損傷防止対策
5.3.1 事故シーケンスグループの特徴，燃料損傷防止対策(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」に含まれる事故シーケンスは，「6.2
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」に含まれる事故シーケンスとして評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「原子炉冷却材流出（CRD 点
は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「原子炉冷却材の検（交換）時の作業誤り）＋崩壊熱除去・注水系失敗」，②「原子炉冷却材流出（LPRM
流出（ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」，②「原子炉冷却材の点検（交換）時の作業誤り）＋崩壊熱除去・注水系失敗」，③「原子炉冷却材流出（RIP
流出（ＣＵＷブロー時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」，③「原子炉冷却材 ・ＲＩＰ点検はＡＢＷＲ特有の事
象
点検時の作業誤り）＋崩壊熱除去・注水系失敗」，④「原子炉冷却材流出（CUW ブローの流出（ＣＲＤ点検時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」及び④「原子炉冷時の操作誤り）＋崩壊熱除去・注水系失敗」及び⑤「原子炉冷却材流出（RHR 系統切却材の流出（ＬＰＲＭ点検時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」である。
替え時のミニマムフロー弁操作誤り）＋崩壊熱除去・注水系失敗」である。
(2) 事故シーケンスグループの特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」では，原子炉の運転停止中に原子
炉冷却材圧力バウンダリに接続された系統から，運転員の誤操作等により系外への原子炉冷却材の流出が発生し，崩壊熱除去機能が喪失することを想定する。このため，原子炉冷却材の流出及び燃料の崩壊熱による蒸発に伴い原子炉冷却材が減少することから，緩和措置がとられない場合には，原子炉水位の低下により燃料が露出し，燃料損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，原子炉冷却材の流出によって燃料損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，運転停止中の原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価には，注水機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
したがって，本事故シーケンスグループでは，原子炉圧力容器からの原子炉冷却材流出の停止や，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を行うことで必要量の原子炉冷却材を確保することによって，燃料損傷の防止を図る。また，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転による最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行う
ことにより，原子炉を除熱する。
(3) 燃料損傷防止対策
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」における機能喪失に対して，燃料が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，運転員による原
子炉冷却材流出の停止及び残留熱除去系による原子炉注水手段を整備する。これらの対策の概略系統図を第 7.4.3－1 図及び第 7.4.3－2 図に，手順の概要を第 7.4.3－3
図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を第 7.4.3－1 表に示す。

(2) 事故シーケンスグループの特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」は，運転停止中に原子炉冷却材圧
力バウンダリに接続された系統から，運転員の誤操作等により系外への原子炉冷却材の流出が発生することを想定する。このため，原子炉冷却材の流出に伴い，保有水量が減少することから，緩和措置がとられない場合には，原子炉水位の低下が継続し，燃料損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，原子炉冷却材の流出によって燃料損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故等対処設備の有効性評価としては，注
水機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
以上により，本事故シーケンスグループでは，原子炉注水機能を用いて燃料損傷の防止を図るとともに，最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことによって原子炉除熱を行う。

(3) 燃料損傷防止対策
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」において，燃料が著しい損傷に至ることなく，かつ十分な冷却を可能とするため，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水手段及び運転員による原子炉冷却材流出の停止手段を整備する。また，安定状態に向けた対策として，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱手段を整備する。対策の概略系統図を第 5.3－1 図に，対応手順の概要を第 5.3－2 図に示すとともに，対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における手順と設備の関係を第 5.3－1 表に示す。
本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，6 号及び 7 号
本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて必要な要員は，災 ・プラント基数，設備設計及び運用
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害対策要員（初動）9 名である。
の違いにより必要要員数は異な構成され，合計 14 名である。その内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員は，災害対策要員（初動）の内訳は，当直発電長 1 名，当直副発電長 1 名，運転操作対るが，タイムチャートにより要員
1／23

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（運転停止時

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2 名，運転操作対応を行う運転員 6名である。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 名である。
必要な要員と作業項目について第 7.4.3－4 図に示す。
なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を重要事故
シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，14 名で対処可能である。
a. 原子炉冷却材圧力バウンダリ外への原子炉冷却材流出確認
原子炉の運転停止中に原子炉冷却材圧力バウンダリに接続された系統から，運転員の誤操作等により系外への原子炉冷却材の流出が発生する。原子炉冷却材の流出が長時間継続した場合，原子炉水位が低下し残留熱除去系の運転が継続できなくなることから崩壊熱除去機能喪失に至る。
原子炉冷却材圧力バウンダリ外への原子炉冷却材流出を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位である。
b. 原子炉冷却材圧力バウンダリ外への原子炉冷却材流出停止確認
原子炉冷却材圧力バウンダリに接続された系統から漏えいしている箇所の隔離を行うことで，原子炉冷却材流出が停止することを確認する。
隔離操作完了により，正常な原子炉停止時冷却モードの運転となる。
原子炉冷却材圧力バウンダリ外への原子炉冷却材流出停止を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位である。

c. 残留熱除去系（低圧注水モード）運転による原子炉注水
原子炉冷却材流出により低下した原子炉水位を回復するため，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系（低圧注水モード）運転による原子炉注水を開始し，原子炉水位を回復する。
残留熱除去系（低圧注水モード）運転による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系系統流量等である。

原子炉冷却材の流出）

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

東海第二発電所応を行うための当直運転員 3 名及び指揮，通報連絡を行うための災害対策要員（指揮者等）4 名である。

備考の充足性は確認される。

必要な要員と作業項目について第 5.3－3 図に示す。
なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を重要事故
シーケンスと比較し，必要な要員を確認した結果，災害対策要員（初動）9 名で対処可能である。
ａ．原子炉冷却材流出の確認
原子炉水位の低下及びサプレッション・プールの水位の上昇を，1 時間毎の中央制御室の巡視により確認する。
原子炉冷却材圧力バウンダリ外への原子炉冷却材の流出を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域）等である。
（添付資料 5.1.1）

ｂ．作業員への退避指示
・東海第二では，解析上考慮しない
当直発電長は，原子炉冷却材流出を確認後，中央制御室から送受話器（ページン
操作も含め，手順に従い必ず実施グ）により現場作業員への退避指示を行う。
する操作を記載（添付資料 5.1.2）
ｃ．待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作
原子炉冷却材の流出により低下した原子炉水位を回復するため，中央制御室からの遠隔操作により待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水を実施する。これにより，原子炉水位は回復する。
残留熱除去系（低圧注水系）の起動確認に必要な計装設備は，残留熱除去系系統
流量等である。
ｄ．原子炉冷却材流出箇所の隔離操作
・東海第二は，注水による原子炉水原子炉冷却材圧力バウンダリに接続された系統から原子炉冷却材が流出している
位の回復後，流出箇所の隔離を実箇所の隔離を行うことで，原子炉冷却材の流出が停止することを確認する。
施する手順となっている。
原子炉冷却材流出箇所の隔離を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域）及び原子炉水位（燃料域）等である。
ｅ．残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱操作
待機中の残留熱除去系（低圧注水系）運転による原子炉水位回復後，中央制御室
2／23

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（運転停止時

原子炉冷却材の流出）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

東海第二発電所

備

考※及び現場 にて残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）への切替操作を実施し，原子炉除熱を行う。
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系熱交換器入口温度等である。
※ 残留熱除去系の系統加圧ラインの手動弁を閉状態にする。

以降，原子炉除熱は残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）により継続的に実施する。
7.4.3.2 燃料損傷防止対策の有効性評価
5.3.2 燃料損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「6.2
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「1.2
評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，事象認知までに要する時間（点評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，原子炉冷却材の流出を起因事象
検作業に伴う原子炉冷却材の流出事象は検知が容易）及び原子炉冷却材の流出量の観とする「原子炉冷却材の流出（ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失点から，「原子炉冷却材流出（RHR 系統切替え時のミニマムフロー弁操作誤り）＋崩壊
敗」である ※。
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）は通常，2 系統あるうち 1 系統を用いて崩壊熱除去・注水系失敗」である ※1。
残留熱除去系は通常，3 系統あるうち 1 系統又は 2 系統を用いて，崩壊熱除去を
熱除去を実施しており，プラント状態（以下「ＰＯＳ」という。
）－ＡからＰＯＳ－Ｄ
実施しており，作業や点検等に伴い系統切替えを実施する場合がある。系統切替えにの期間において，作業や点検等に伴い運転号機の切替を実施する場合がある。運転号
当たって，原子炉冷却材が系外に流出しないように系統構成を十分に確認して行う機の切替に当たって，原子炉冷却材が系外に流出しないように系統構成を十分に確認が，操作の誤り等によって原子炉冷却材が系外に流出する事象を想定している。
して行うが，操作の誤り等によって原子炉冷却材が系外に流出する事象を想定してい「RHR 系統切替え時のミニマムフロー弁操作誤り」は原子炉冷却材流出事象発生時る。
の検知が他の作業等よりも困難な事象であり，原子炉圧力容器の上蓋が開放されてい「ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ」は原子炉冷却材流出事象発生時の認知が他の作業等よる「POS B 原子炉ウェル満水状態」が検知性及び放射線遮蔽の考慮の観点で最も厳しりも困難な事象であり，原子炉水位が通常運転水位であるＰＯＳを想定することによ ・東海第二は，原子炉水位を燃料がい想定である。なお，有効燃料棒頂部まで原子炉水位が低下するまでの時間余裕といり，時間余裕の観点においても最も厳しい想定となる。なお，原子炉水位が通常運転露出するまでの余裕時間の観点
う観点では原子炉未開放状態が厳しくなるが，その場合であっても 2 時間以上の時水位の場合は原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域）等による警報や緩和設備ので厳しい通常運転水位とし，更※2間余裕 があり，かつ，原子炉水位計による警報発生，緩和設備の起動等に期待でき自動起動に期待できることも考えられるが，評価上これらに期待しない場合でも評価に，警報や緩和設備の自動起動にるため，原子炉開放時と比べて速やかな検知と注水が可能であり，評価項目を満足で
項目を満足することを確認することにより，運転停止中の他のＰＯＳにおいても評価期待しない保守的な想定としてきる。したがって，当該プラント状態を基本とし，他のプラント状態も考慮した想定
項目を満足できる。
いるにおいて評価項目を満足することを確認することにより，運転停止中の他のプラント状態においても，評価項目を満足できる。
本重要事故シーケンスでは，操作の誤り等による原子炉冷却材の系外流出により原
本重要事故シーケンスでは，操作の誤り等による原子炉冷却材の系外流出により原子炉水位が低下するが，有効燃料棒頂部の冠水及び未臨界を維持できることを評価す
子炉水位が低下するが，燃料有効長頂部の冠水及び未臨界を維持できることを評価する。さらに，原子炉水位が放射線の遮蔽が維持される水位を確保できることを評価する。さらに，原子炉水位が放射線の遮蔽が維持される水位を確保できることを評価する。
る。
また，評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故シーケンスにおけまた，評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作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。
時間余裕を評価する。
※ ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡによる流出は他の原子炉冷却材流出事象と比べて燃料損傷までの※1 RHR 系統切替え時のミニマムフロー弁操作誤りによる流出量は他の原子炉冷時間余裕が短い
却材流出事象と比べて流出量が大きい
3／23

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（運転停止時

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機※2 流出により通常運転水位から残留熱除去系の吸込配管の高さまで水位が低下
後，蒸発により水位が有効燃料棒頂部まで低下するまでの時間（停止 1 日後の崩壊熱を想定）原子炉冷却材の流出）

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

東海第二発電所

備

考（添付資料 5.3.1，5.3.2）(2) 有効性評価の条件(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な評価条件を第 7.4.3－2 表
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な評価条件を第 5.3－2 表にに示す。また，主要な評価条件について，本重要事故シーケンス特有の評価条件を以示す。また，主要な評価条件について，本重要事故シーケンス特有の評価条件を以下
下に示す。
に示す。
a. 初期条件
ａ．初期条件(a) 原子炉圧力容器の状態(a) 原子炉圧力容器及び格納容器の状態
原子炉圧力容器の開放時について評価する。原子炉未開放時においては原子炉水位
運転停止中における原子炉圧力容器の状態は，未開放状態又は開放状態である計による警報発生，緩和設備の起動等に期待できる。また，残留熱除去系（原子炉停が，遮蔽維持水位到達までの時間余裕の観点で厳しい未開放状態を評価条件とす
止時冷却モード）の吸込配管が有効燃料棒頂部より高い位置にあるため，有効燃料棒
る。また，格納容器の状態は開放状態とし，格納容器蓋等の構造物による放射線の遮蔽には期待しない評価条件とする。なお，原子炉未開放時においては原子炉 ・東海第二は，ＲＨＲ系の吸込配管頂部が露出する前に流出が停止する。
の下端位置が，燃料有効長頂部よ水位による警報発生や緩和設備の自動起動等に期待できる場合があるが，本評価
り低い位置にあるため，ＲＨＲ切
ではこれらに期待しないこととする。
替時のＬＯＣＡの発生時に注水(b) 原子炉初期水位及び原子炉初期水温(b) 原子炉初期水位及び原子炉初期水温に失敗すると，原子炉水位は燃料運転停止中における原子炉水位は，通常運転水位（燃料有効長頂部から約 5.1m
事象発生前の原子炉の初期水位は，原子炉ウェル満水の水位とし，保有水量を厳し
有効長頂部以下の高さまで低下
上）から原子炉ウェル満水（燃料有効長頂部から約 16.7m 上）までの範囲である
く見積もるため，使用済燃料プールと原子炉ウェルの間に設置されているプールゲーする。
が，遮蔽維持水位到達までの時間余裕の観点で厳しい通常運転水位を評価条件とトは閉を仮定する。また，原子炉初期水温は 52℃とする。

b. 事故条件(a) 起因事象
起因事象として，残留熱除去系の系統切替え時に原子炉冷却材が流出するものとする。具体的には，ミニマムフロー弁の閉操作忘れの人的過誤による原子炉冷却材のサ
プレッション・チェンバへの流出を想定し，流出量は約 87m3/h とする。

する。なお，原子炉初期水位が原子炉ウェル満水の場合は，原子炉圧力容器蓋による遮蔽に期待できなくなるものの，保有水量が多く，遮蔽維持水位到達までの余裕時間は通常運転水位の場合よりも長くなることから，通常運転水位の場合に評価項目を満足することを確認することにより，原子炉ウェル満水の場合においても評価項目を満足できることを確認できる。
また，原子炉初期水温は残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の設計温度である 52℃を評価条件とする。
(c) 残留熱除去系の初期運転状態
残留熱除去系の初期運転状態は以下の状態とし，残留熱除去系の運転号機を残留熱除去系（Ａ）から残留熱除去系（Ｂ）へ切り替えるものとする。
・残留熱除去系（Ａ）：原子炉停止時冷却系の状態で運転中・残留熱除去系（Ｂ）：低圧注水系の状態で待機中
・残留熱除去系（Ｃ）：点検に伴う待機除外中
ｂ．事故条件(a) 原子炉冷却材のサプレッション・チェンバへの流出流量
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転号機の切替時の原子炉冷却材の流出を想定する。具体的には，切替後に運転する残留熱除去系の系統構成の際，原子炉停止時冷却系流量調整弁の開操作が不十分な状態で残留熱除去系ポンプを起4／23

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（運転停止時

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機(b) 崩壊熱による原子炉水温の上昇及び蒸発
本想定事象では崩壊熱除去機能喪失を仮定した場合も，事象発生から安定状態に至る時間に対して，原子炉水温が 100℃に到達するまでの時間が事象発生から 5 時間以上と長いため，崩壊熱による原子炉水温の上昇及び蒸発については，考慮しない。

(c) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定し，非常用ディーゼル発電機によって給電を行うものとする。

c. 重大事故等対策に関連する機器条件(a) 残留熱除去系（低圧注水モード）
残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水流量は 954m3/h とする。

d. 重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「6.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転中の残留熱除去系ポンプミニマム
フロー弁閉止及び待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水は，原子炉水位低下確認後，原因調査を開始し，事象発生から 2 時間後に実施するものとする。
なお，本評価事象においては漏えい箇所の隔離が容易であるため，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水操作は残留熱除去系ポンプミニマムフロー
弁閉止操作完了後に実施するものとしている。ただし，両操作とも水位低下を認知して実施する操作であり, 事象によっては原子炉注水操作を残留熱除去系ポンプミニマムフロー弁閉止操作完了前に実施することもある。

原子炉冷却材の流出）

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

東海第二発電所

備

考動することにより，残留熱除去系ポンプミニマムフロー弁がインターロックにより自動開となり，開固着することによって原子炉冷却材がサプレッション・チェ
・東海第二は，残留熱除去系ポンプ
ンバへ流出することを想定し，流出流量は 45m３／h とする。
ミニマムフロー弁の電源を入と(b) 崩壊熱による原子炉水温の上昇及び蒸発についてした状態で，残留熱除去系（原子本評価事象では原子炉冷却材の流出流量を厳しく評価するため，残留熱除去系
炉停止時冷却系）を起動する手順（原子炉停止時冷却系）は運転状態を想定しており，崩壊熱除去機能は維持されていることから，崩壊熱による原子炉水温の上昇及び蒸発については考慮しない。 としているため，左記のような想定としている。
なお，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の吸込み配管の高さは燃料有効長頂部以下にあるため，本事故シーケンスの水位低下量を踏まえても崩壊熱除去機能は維持される。
(c) 外部電源
外部電源はあるものとする。
外部電源がない場合は，原子炉保護系電源の喪失により残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）のポンプ吸込ラインの格納容器隔離弁が閉となり，原子炉冷却材 ・東海第二の設備状態を考慮して外部電源の有無を設定している。
流出が停止することから，外部電源はあるものとする。
ｃ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水流量
残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水流量は 1,605m３／h を設定するも ・設備設計の違いのとする。
(b) 残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の伝熱容量
伝熱容量は，熱交換器の設計性能に基づき 1 基当たり約 43MW（原子炉冷却材温度 100℃，海水温度 32℃において）とする。
ｄ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 原子炉冷却材の流出は，事象発生から 1 時間後の中央制御室の巡視において認知するものとする。なお，原子炉未開放時においては原子炉水位による警報発生や緩和設備の自動起動等に期待できる場合があるが，本評価ではこれらに期待しないこととする。
(b) 残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作は，原子炉水位低下確認後，事象発生から 2 時間後に実施するものとする。また，運転中の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）からの原子炉冷却材流出箇所の隔離操作は，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉水位の回復後に実施するものとする。
(c) 残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転は，原子炉冷却材流出箇所の隔離操作後に実施するものとする。

(3) 有効性評価の結果(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスの原子炉水位の推移を第 5.3－4 図に，原子炉水位と線量率の本重要事故シーケンスにおける原子炉水位の推移を第 7.4.3－5 図に，原子炉水位
5／23

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（運転停止時

原子炉冷却材の流出）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機と線量率の関係を第 7.4.3－6 図に示す。
a. 事象進展
事象発生後，原子炉冷却材が流出することにより，原子炉水位は低下し始めるが，原子炉水位の低下により異常事象を認知し，事象発生から 2 時間経過した時点で，残留熱除去系ポンプミニマムフロー弁閉止操作完了後，待機中の残留熱除去系ポンプを起動し，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を行う。
その後は，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転により崩壊熱除去機能を回復する。
線量率の評価点は原子炉建屋オペレーティングフロアの床付近としており，有効燃
料棒頂部の約 15m 上の水位での線量率は 1.0×10-3mSv/h 以下であり，この水位において放射線の遮蔽は維持されている。
b. 評価項目等
原子炉水位は，第 7.4.3－5 図に示すとおり，有効燃料棒頂部の約 15m 上まで低下
するに留まり，燃料は冠水維持される。
第 7.4.3－6 図に示すとおり，必要な遮蔽 ※3 が維持できる水位である有効燃料棒
頂部の約 3.0m 上を下回ることがないため，放射線の遮蔽は維持される。なお，線量率の評価点は原子炉建屋オペレーティングフロアの床付近としている。
また，全制御棒全挿入状態が維持されているため，未臨界は確保されている。

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

東海第二発電所

備

考関係を第 5.3－5 図に示す。
ａ．事象進展事象発生後，原子炉冷却材が流出することにより，原子炉水位は低下し始めるが，原子炉水位の低下により異常事象を認知し，事象発生から 2 時間経過した時点で，待機中の残留熱除去系ポンプを起動し，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉
注水を行う。
その後は原子炉冷却材の流出箇所を隔離することによって流出を止め，また，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転により原子炉除熱を行う。

ｂ．評価項目等
原子炉水位は，第 5.3－4 図に示すとおり，燃料有効長頂部の約 2.1m 上まで低下するにとどまり，燃料は冠水維持される。
原子炉圧力容器は未開放であり，必要な遮蔽が維持できる水位（必要な遮蔽の目安とした 10mSv／h※が維持される水位）である燃料有効長頂部の約 1.7m 上を下回ることがないため，放射線の遮蔽は維持される。なお，線量率の評価点は燃料取替機
床上としている。また，全制御棒全挿入状態が維持されているため，未臨界は確保されている。
原子炉水位回復後，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転による原子炉除熱を行うことで，安定状態を維持できる。
以上により，本評価では，「1.2.4.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。

原子炉水位回復後，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を停止し，残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）運転による原子炉圧力容器除熱を行うこと
で，安定状態を維持できる。
本評価では，「6.2.4.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)※ 本事故シーケンスグループにおける必要な遮蔽の目安とした線量率は，原子炉建屋原子の評価項目について，対策の有効性を確認した。
炉棟 6 階での操作時間から 10mSv／h と設定した。原子炉建屋原子炉棟 6 階での操作は，※3 必要な遮蔽の目安とした線量率は 10mSv/h とする。原子炉冷却材流出におけ
使用済燃料プールの同時被災時における重大事故等対応要員による使用済燃料プールス
る原子炉建屋オペレーティングフロアでの作業時間及び作業員の退避は 1 時
プレイの準備操作（可搬型スプレイノズルの設置及びホース敷設等）を想定しており，原間以内であり，作業員の被ばく量は最大でも 10mSv となるため，緊急作業時に子炉建屋原子炉棟 6 階を含め，原子炉建屋内に滞在する時間は 2.2 時間以内である。そのおける被ばく限度の 100mSv に対して余裕がある。
ため，重大事故等対応要員の被ばく量は最大でも 22mSv であり，緊急作業時における被ば本事故に応じた燃料損傷防止対策において原子炉建屋オペレーティングフロ
く限度の 100mSv に対して余裕がある。
アでの操作を必要な作業としていないが，燃料プール代替注水系（可搬型スプ
また，作業員等が事象発生時に原子炉建屋原子炉棟 6 階に滞在していた場合でも，事象発レイヘッダ）を使用した使用済燃料プールへの注水について仮に考慮し，可搬
生後速やかに管理区域外へ退避するため，原子炉建屋原子炉棟 6 階での被ばく量は限定型スプレイヘッダ及びホースの設置にかかる作業時間を想定した。
的である。
必要な遮蔽の目安とした線量率 10mSv/h は，定期検査作業時での原子炉建屋（添付資料 5.1.7，5.3.3）
オペレーティングフロアにおける線量率を考慮した値である。
この線量率となる水位は有効燃料棒頂部の約 3.0m 上（原子炉ウェル満水から約 14m 下）の位置である。
5.3.3 評価条件の不確かさの影響評価
7.4.3.3 評価条件の不確かさの影響評価
評価条件の不確かさの影響評価の範囲としては，運転員等操作時間に与える影響，評
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（運転停止時

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するものとする。
本重要事故シーケンスは，事象進展が緩やかであり，運転員等操作である待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）により，水位を回復させることが特徴である。また，
不確かさの影響を確認する運転員等操作は，待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）
による原子炉注水操作とする。
(1) 評価条件の不確かさの影響評価
a. 初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 7.4.3－2 表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を確認する。また，評価条件の設定に当たっては，評価項目に対する余裕が小さくなるような設定があることから,その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の原子炉水温は評価条件の 52℃に対して最確条件は約 37℃～約 48℃であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している
原子炉水温より低くなり，沸騰開始時間は遅くなるため，原子炉水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間は長くなり，原子炉冷却材流出の停止及び注水操作は原子炉冷却材流出の認知を起点とするものであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉水位は，評価条件の原子炉ウェル満水に対して最確条件とした場合は，事故事象ごとに異なり，原子炉ウェル水張り実施中においては，評価条件よりも原子炉初期水位は低くなるが，既に原子炉注水を実施しており，また原子炉冷却材流出の停止のための隔離操作は，原子炉冷却材流出の認知を起点とする操作であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件のプールゲートの状態は評価条件のプールゲート閉に対して最確条件はプールゲート開であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している保有水量より多くなるため，原子炉水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間は長くなるが，原子炉冷却材流出の停止及び注水操作は原子炉冷却材流出の認知を起点とする操作であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力容器の状態は，評価条件の原子炉圧力容器の開放に対して最確条件は事故事象ごとに異なる。原子炉圧力容器の未開放時は，原子炉水位計による警報発生，緩和設備の起動等により原子炉冷却材流出の認知が早まるため，運転員等
操作時間が早くなり，原子炉圧力容器の開放時は，評価条件と同様となるが，原子炉冷却材流出の停止及び注水操作は原子炉冷却材流出の認知を起点とする操作である
ことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

原子炉冷却材の流出）

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

東海第二発電所

備考

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。
本重要事故シーケンスでは，事象進展が緩やかであり，運転員等操作である待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水で，水位を回復させることが特徴である。
よって，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作とする。
(1) 評価条件の不確かさの影響評価
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 5.3-2 表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を確認する。また，評価条件の設定に当たっては，設計値を用いるか又は評価項目に対する余裕が小さくなるよう保守的な設定をしていることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる事象発生前の原子炉初期水位及び原子炉圧力容器の状態，並びに原子炉初期圧力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

初期条件の原子炉初期水位及び原子炉圧力容器の状態については，評価条件として設定した通常運転水位かつ原子炉圧力容器が閉鎖状態に対し，最確条件は事
故事象毎に異なる。原子炉圧力容器が開放状態で，原子炉ウェル満水期間又は原子炉ウェル満水への移行期間，かつプールゲートが閉状態の場合については，評価条件よりも原子炉初期水位が高くなるため時間余裕が長くなるが，残留熱除去
系（低圧注水系）による原子炉注水操作及び原子炉冷却材流出箇所の隔離操作は
原子炉冷却材流出の認知を起点とする操作であるため，運転員等操作時間に与える影響はない。また，プールゲートが開状態の場合は更に時間余裕が長くなるが，同様の理由により運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉初期圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条件も大気圧であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件と同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

・東海第二は，事象発生後も残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）が運転を継続することより，原子炉
水温は評価に与える影響がない
ため，初期水温について記載していない。
・東海第二は，原子炉水位を通常運転水位とし，更に，警報や緩和設
備の自動起動に期待しない保守的な想定としている。

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（運転停止時

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

原子炉冷却材の流出）

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

東海第二発電所(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の原子炉水温について，評価条件の 52℃に対して最確条件は約 37℃～約48℃であり，評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している原子炉初期水温より低くなり，沸騰開始時間は遅くなるため，原子炉水位が有
効燃料棒頂部まで低下する時間は長くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉水位及び原子炉圧力容器の状態について，評価条件の原子炉圧力容器の開放及び原子炉ウェル満水に対して最確条件は事故事象ごとに異なる。原子炉
圧力容器の開放時は，原子炉ウェルの水張りを実施しているため初期水位が原子炉ウ
ェル満水と高い位置となるが，原子炉圧力容器等の遮蔽に期待できず，また原子炉水位計の警報による運転員の認知に期待できないため，速やかな認知が困難である。一方，原子炉圧力容器の未開放時は,原子炉圧力容器の開放時と比べて，初期水位が低い位置であるが，原子炉圧力容器等の遮蔽に期待でき，かつ，原子炉水位計による警報発生，緩和設備の起動等により原子炉冷却材流出の認知が早まり，さらに放射線の遮蔽を維持できる有効燃料棒頂部の約 2.0m 上に到達するまでの時間（約 1 時間）は認知の時間に比べて十分長い。このため，現場作業員の退避時の被ばくを考慮した際も必要な放射線の遮蔽は維持されることから，評価項目となるパラメータに与える影
響は小さい。また，原子炉水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間（停止１日後）は
2 時間以上と長く，認知後すぐに隔離による原子炉冷却材流出の停止操作及び原子炉注水操作を行えるため，操作時間が十分あることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期条件のプールゲートの状態において評価条件のプールゲート閉に対して，最確条件はプールゲート開であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，評価条件で設定している保有水量より多くなるため，原子炉水位が有効燃料棒頂部まで低下する時間は長くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響

b. 操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操
作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。

ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要員が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価した。評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作は，評価上の操作開始条件として，事象発生から 2 時間後を設定している。運転員等操
作時間に与える影響として，原子炉水位の低下を確認した際に原子炉注水の必要性を認知することは容易であり，評価では事象発生から 2 時間後の原子炉注水操(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の原子炉冷却材流出の停止操作は，評価上の操作開始時間として，事象発
生から 2 時間後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，実態の運転操作においては，運転員の残留熱除去系系統切替え時のプラント状態確認による早期の認知に期待できるため,評価の想定と比べ，早く事象を認知できる可能性があり，

備

考

初期条件の原子炉初期水位及び原子炉圧力容器の状態については，評価条件として設定した通常運転水位及び原子炉圧力容器未開放に対し，最確条件は事故事
象毎に異なる。原子炉圧力容器が開放状態で，原子炉初期水位が原子炉ウェル満
水又は原子炉ウェル満水への移行期間，かつプールゲートが閉状態の場合においては，評価条件よりも原子炉初期水位が高くなるため，ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡにより遮蔽が維持される水位まで原子炉水位が低下するまでの時間は約 18.4 時間となり，評価条件に比べて時間余裕が長くなる。また，プールゲートが開状態の場合は更に時間余裕が長くなることから，評価項目となるパラメータに与える余裕は更に大きくなる。
初期条件の原子炉初期圧力は，評価条件の大気圧に対して最確条件も大気圧であり，本評価条件の不確かさとして，最確条件とした場合，評価条件と同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はな
い。

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（運転停止時

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

原子炉冷却材の流出）

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

東海第二発電所

評価上の操作開始時間に対し，実態の原子炉冷却材流出の停止操作が早くなることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）の注水操作は，評価上の操作開始時間として，原子炉水位の低下に伴う異常の認知及び現場操作の時間を考慮し，事象発生から 2 時間後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，原子炉水位低下時に原子炉注水の必要性を認知することは容易であり，評価では事象発生
から 2 時間後の原子炉注水操作開始を設定しているが，実態は運転員の残留熱除去
系系統切替え時のプラント状態確認による早期の認知に期待でき，速やかに原子炉注水操作を実施するため，その開始時間は早くなることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。

作開始を設定しているが，実際は運転員の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の運転号機の切替時のプラント状態確認による早期の認知に期待でき，その後速やかに原子炉注水操作を実施するため，その開始時刻は早くなると考えられる。
また，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。
操作条件の原子炉冷却材流出箇所の隔離操作は，操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作の開始時間が早くなることに伴い，当操作の開始時間が早くなる場合が考えられる。また，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。
操作条件の残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱操作は，操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作の開始時間が早くなることに伴い，当操作の開始時間が早くなる場合が考えられる。また，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。

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

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水系）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，原子炉注水の開始が早くなる場合は原子炉
水位低下が抑制され，評価項目となるパラメータに与える余裕は大きくなる。
操作条件の原子炉冷却材流出箇所の隔離操作は，運転員等操作時間に与える影響として，原子炉冷却材流出の停止操作が早くなる場合は原子炉水位の低下が抑制され，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

(2) 操作時間余裕の把握
操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の原子炉冷却材流出の停止操作について，必要な遮蔽が確保される最低水位に到達するまで約 13 時間であり，事故を認知して原子炉注水を開始するまでの時
間は 2 時間であることから，時間余裕がある。
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水モード）の注水操作について，必要な遮蔽が確保される最低水位に到達するまで約 13 時間であり，事故を認知して原子炉注水を開始するまでの時間は 2 時間であることから，時間余裕がある。

(2) 操作時間余裕の把握
操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内で操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作について，
当該操作に対する時間余裕は，必要な遮蔽が確保される最低水位に到達するまでに約
2.3 時間あり，これに対して，事故を認知して原子炉注水を開始するまでの時間は 2 時間であることから，時間余裕がある。
操作条件の原子炉冷却材流出箇所の隔離操作について，残留熱除去系（低圧注水系）
による原子炉注水操作で原子炉水位を回復させた後に実施する操作であるため，十分な時間余裕がある。

(3) まとめ
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評(3) ま と め
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評

備

考

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（運転停止時

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，評価
条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

原子炉冷却材の流出）

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

東海第二発電所

備考

価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。この結果，評価
条件等の不確かさを考慮した場合においても評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。
（添付資料 5.3.4）

7.4.3.4 必要な要員及び資源の評価
5.3.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価(1) 必要な要員の評価
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」において，6 号及び 7 号炉同時の事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」の重大事故等対策時における必要
重大事故等対策時における必要な要員は，「7.4.3.1(3)燃料損傷防止対策」に示すとな災害対策要員（初動）は，「5.3.1(3) 燃料損傷防止対策」に示すとおり 9 名である。
おり 14 名である。
「7.5.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明してい「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している災害対策要員（初る運転員，緊急時対策要員等の 64 名で対処可能である。
動）の 37 名で対処可能である。
(2) 必要な資源の評価(2) 必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」において，必要な水源，燃料及び事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」において，必要な水源，燃料及び電源は，「7.5.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価している。その結果を以下に示
電源は，「7.5.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価している。その結果を以下に示
す。
す。
a. 水源
ａ．水
源
待機中の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作については，必要な残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水については，必要な注水量が少
注水量が少なく，また，サプレッション・チェンバ水を水源とすることから，水源なく，また，サプレッション・チェンバのプール水を水源とすることから，枯渇するが枯渇することはなく，7 日間の対応が可能である。
ことはないため，7 日間の継続実施が可能である。
b. 燃料
非常用ディーゼル発電機による電源供給については，事象発生後 7 日間最大負荷で運転した場合，号炉あたり約 753kL の軽油が必要となる。
5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運
転継続に合計約 13kL の軽油が必要となる。
（6 号及び 7 号炉合計約 1,519kL）
6 号及び 7 号炉の各軽油タンクにて約 1,020kL（6 号及び 7 号炉合計約 2,040kL）の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，非常用ディーゼル発電
機による電源供給，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備による電源供給及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給について，7 日間の継続が可能
である。
c. 電源
外部電源は使用できないものと仮定し，非常用ディーゼル発電機によって給電を行うものとする。6 号及び 7 号炉において重大事故等対策時に必要な負荷は，各号炉の非常用ディーゼル発電機負荷に含まれることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給が可能である。

ｂ．燃料
本重要事故シーケンスは，外部電源がある場合を想定した事象であるため，軽油 ・設備の違い。
貯蔵タンクに保有する軽油の使用は想定していない。
緊急時対策所用発電機による電源供給について，事象発生直後から 7 日間の緊急時対策所用発電機の運転を想定すると，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約 75kL の軽油を保有していることから，緊急時対策
所用発電機による 7 日間の電源供給の継続が可能である。

ｃ．電源
本重要事故シーケンスは，外部電源がある場合を想定した事象であるため，非常用ディーゼル発電機等からの電源供給は想定していない。
緊急時対策所用発電機については，必要負荷に対しての電源供給が可能である。

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（運転停止時

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

原子炉冷却材の流出）

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

東海第二発電所

備考また，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。
7.4.3.5 結論
5.3.5 結論
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」では，系統切替え操作の誤り等に
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」では，残留熱除去系の運転号機の切よって原子炉冷却材が系外に流出することで原子炉圧力容器内の保有水量が減少し，替時の操作誤り等によって原子炉冷却材が系外に流出することで原子炉圧力容器内の保燃料損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」
有水量が減少し，燃料損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ「原子炉に対する燃料損傷防止対策としては，残留熱除去系による原子炉注水手段を整備して冷却材の流出」に対する炉心損傷防止対策としては，残留熱除去系（低圧注水系）によいる。
る原子炉注水手段及び運転員による原子炉冷却材流出の停止手段を整備している。また，安定状態に向けた対策として，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱手段を整備している。
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」の重要事故シーケンス「残留熱除事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」の重要事故シーケンス「原子炉冷却去系の系統切替え時に操作の誤り等によって原子炉冷却材が系外へ流出する事故」に材の流出（ＲＨＲ切替時のＬＯＣＡ）＋崩壊熱除去・炉心冷却失敗」について，有効性ついて有効性評価を実施した。
評価を実施した。
上記の場合においても，残留熱除去系による原子炉注水を行うことにより，燃料は
上記の場合においても，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水を行うことに露出することなく有効燃料棒頂部は冠水しているため，燃料損傷することはない。
より，燃料は露出することなく燃料有効長頂部は冠水しているため，燃料損傷することはない。
その結果，燃料有効長頂部の冠水，放射線の遮蔽の維持及び未臨界の確保ができるこ
その結果，有効燃料棒頂部の冠水，放射線の遮蔽の維持及び制御棒の全挿入状態がとから，評価項目を満足している。また，安定状態を維持することができる。
維持されており未臨界の確保ができることから，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
評価条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評
価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，残留熱除去系による原子炉注水等の燃料損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」に対して有効である。

評価条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，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，事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」において，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水，運転員による原子炉冷却材流出の停止手段，
残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）による原子炉除熱の燃料損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」に対して有効である。

11／23

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号機

比較表（運転停止時

原子炉冷却材の流出）
東海第二発電所

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

備

考

12／23

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号機

比較表（運転停止時

原子炉冷却材の流出）
東海第二発電所

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

備

考

13／23

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号機

比較表（運転停止時

原子炉冷却材の流出）
東海第二発電所

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

備

考

14／23

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号機

比較表（運転停止時

原子炉冷却材の流出）
東海第二発電所

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

備

考

15／23

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号機

比較表（運転停止時

原子炉冷却材の流出）
東海第二発電所

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

備

考

16／23

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号機

比較表（運転停止時

原子炉冷却材の流出）
東海第二発電所

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

備

考

17／23

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（運転停止時

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

原子炉冷却材の流出）
備考

18／23

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（運転停止時

東海第二発電所

原子炉冷却材の流出）
備考

19／23

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（運転停止時

原子炉冷却材の流出）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

備考

20／23

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（運転停止時
東海第二発電所

原子炉冷却材の流出）

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

備考

21／23

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号機

比較表（運転停止時

原子炉冷却材の流出）
東海第二発電所

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

備

考

22／23

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号機

比較表（運転停止時

原子炉冷却材の流出）
東海第二発電所

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

備

考

23／23

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号機

比較表（運転停止時

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

反応度の誤投入）
東海第二発電所備

考5.4 反応度の誤投入
7.4.4 反応度の誤投入
5.4.1 事故シーケンスグループの特徴，燃料損傷防止対策
7.4.4.1 事故シーケンスグループの特徴，燃料損傷防止対策(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」に含まれる事故シーケンスとしては，
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」に含まれる事故シーケンスは，「6.2 評「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「反応度の誤投入」であ
価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「反応度の誤投入」である。
る。
(2) 事故シーケンスグループの特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方(2) 事故シーケンスグループの特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」は，運転停止中に制御棒の誤引き抜き
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」では，原子炉の運転停止中に制御棒の等によって，燃料に反応度が投入されることを想定する。このため，緩和措置がとら
誤引き抜き等によって，燃料に反応度が投入されることを想定する。このため，緩和れない場合には原子炉は臨界に達し，急激な反応度投入に伴う出力上昇により燃料損措置がとられない場合には，原子炉は臨界に達し，急激な反応度投入に伴う出力上昇
傷に至る。
により燃料損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，臨界又は臨界近傍の炉心において反応度の誤投入に本事故シーケンスグループは，臨界又は臨界近傍の炉心において反応度の誤投入に
より，原子炉出力が上昇することによって，燃料損傷に至る事故シーケンスグループ
より，原子炉出力が上昇することによって，燃料損傷に至る事故シーケンスグループ
である。このため，重大事故等対処設備の有効性評価としては，原子炉停止機能に対である。このため，運転停止中の原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価には，安全保護機能及び原子炉停止機能に対する設備に期待することが考えられる。
する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
したがって，本事故シーケンスグループでは，異常な反応度の投入に対して制御棒
以上により，本事故シーケンスグループでは，異常な反応度の投入に対してスクラ ・東海第二は保守的に制御棒引き
抜きの制限（原子炉出力ペリオド
引き抜きの制限及びスクラムによる負の反応度の投入により，未臨界を確保し，燃料ムによる負の反応度の投入により，未臨界を確保し，燃料損傷の防止を図る。
短（20 秒）信号）に期待していな損傷の防止を図る。
い(3) 燃料損傷防止対策(3) 燃料損傷防止対策
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」に対して，燃料が著しい損傷に至るこ
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」に対しては，燃料が著しい損傷に至るとなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，制御棒引抜阻止機能により制御棒の引ことなく，かつ十分な冷却を可能とするため，原子炉停止機能により原子炉をスクラき抜きを阻止し，出力の異常上昇を未然に防止するとともに，原子炉停止機能によりムし，未臨界とする。対応手順の概要を第 5.4－1 図に示すとともに，重大事故等対策
原子炉をスクラムし，未臨界とする。手順の概要を第 7.4.4－1 図に示すとともに，の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における手順と設備との関係を第 5.4－1
重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と操作手順表に示す。
の関係を第 7.4.4－1 表に示す。
本事故シーケンスにおいては，重大事故等対策はすべて自動で作動するため，対応
本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいては，重大事故等対に必要な要員は不要である。
策は全て自動で作動するため，中央制御室の当直運転員による確認のみであり，対応操作に係る要員は不要である。
なお，スクラム動作後の原子炉の状態確認において, 中央制御室の運転員１名で実なお，スクラム動作後の原子炉の状態確認については，中央制御室の当直運転員 1
施可能である。
名で実施可能である。
a. 誤操作による反応度誤投入
ａ．誤操作による反応度誤投入
運転停止中に制御棒の誤引き抜き等によって，燃料に反応度が投入される。
運転停止中に，制御棒の誤引き抜き等によって，燃料に反応度が投入される。
制御棒の誤引き抜き等による反応度の誤投入を確認するために必要な計装設備は，原子炉の臨界を確認するために必要な計装設備は，起動領域計装である。
起動領域モニタである。
ｂ．反応度誤投入後の原子炉スクラムの確認
b. 反応度誤投入後のスクラム
制御棒の誤引き抜きによる反応度の投入により，原子炉出力ペリオド短短（10 秒）
制御棒の誤操作による反応度の投入により，原子炉周期短（原子炉周期 20 秒）に信号が発生することで原子炉はスクラムし，制御棒が全挿入となり，原子炉は未臨
よる制御棒引抜阻止信号が発生し，制御棒の引き抜きは阻止される。さらに，原子炉界状態となる。
周期短（原子炉周期 10 秒）による原子炉スクラム信号が発生し，原子炉はスクラム
1／16

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（運転停止時

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機する。制御棒が全挿入し，原子炉は未臨界状態となる。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，起動領域モニタである。

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

反応度の誤投入）
東海第二発電所

備

考

原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，起動領域計装である。

7.4.4.2 燃料損傷防止対策の有効性評価
5.4.2 燃料損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「6.2
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「1.2
評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「停止中に実施される試験等に評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「停止中に実施される検査等によより，最大反応度価値を有する制御棒 1 本が全引抜されている状態から，他の 1 本
り，最大反応度価値を有する制御棒 1 本が全引き抜きされている状態から，他の 1 本の制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によって引き抜かれ，異常な反応度の投の制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によって引き抜かれ，異常な反応度の投入を認知できずに燃料の損傷に至る事故」である。
入を認知できずに燃料の損傷に至る事故」である。
運転停止中の原子炉においては，不用意な臨界の発生を防止するため，停止余裕（最なお，事故の発生を想定した検査は，原子炉圧力容器蓋が未開放状態であり，原子
大反応度価値を有する同一水圧制御ユニットに属する 1 組又は 1 本の制御棒が引き
炉水位が通常運転水位のプラント状態で実施される。
抜かれても炉心を未臨界に維持できること）を確保できるように燃料を配置するとと運転停止中の原子炉においては，不用意な臨界の発生を防止するため，停止余裕（最 ・設備設計の違い
もに，通常は原子炉モードスイッチを燃料取替位置として，同一水圧制御ユニットに
大反応度価値を有する 1 本の制御棒が引き抜かれても炉心を未臨界に維持できるこ属する 1 組又は 1 本を超える制御棒の引き抜きを防止するインターロックを維持しと）を確保できるように燃料を配置するとともに，通常は原子炉モード・スイッチをた状態で必要な制御棒の操作が実施される。
「燃料交換」位置として，1 本を超える制御棒の引き抜きを防止するインターロックを維持した状態で必要な制御棒の操作が実施される。
しかしながら，運転停止中の原子炉においても，検査等の実施に伴い原子炉モード
しかしながら，運転停止中の原子炉においても，検査等の実施に伴い，原子炉モースイッチを起動位置として複数の制御棒の引き抜きを実施する場合がある。このよう
ド・スイッチを「起動」位置として複数の制御棒の引き抜きを実施する場合がある。
な場合，制御棒の引き抜きは原則としてノッチ又はステップ操作とし，中性子束の監
このような場合，制御棒の引き抜きは原則として 1 ノッチずつ操作を行い，起動領域視を行いながら実施している。
計装により中性子束の監視を行いながら実施している。
本重要事故シーケンスでは，誤操作によって制御棒の引き抜きが行なわれることに
本重要事故シーケンスでは，誤操作によって制御棒が過剰に引き抜かれることによより異常な反応度が投入されるため，炉心における核分裂出力，出力分布変化，反応
り臨界に至る反応度が投入されるため，炉心における核分裂出力，出力分布変化，反度フィードバック効果，制御棒反応度効果，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，応度フィードバック効果，制御棒反応度効果，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達
沸騰遷移が重要現象となる。
及び沸騰遷移が重要現象となる。
よって，この現象を適切に評価することが可能である反応度投入事象解析コード
よって，この現象を適切に評価することが可能である反応度投入事象解析コードＡ
APEX により炉心平均中性子束の過渡応答を求める。
ＰＥＸ及び単チャンネル熱水力解析コードＳＣＡＴ（ＲＩＡ用）により炉心平均中性 ・東海第二は，投入される反応度が
子束及び燃料エンタルピの過渡応答を求める。
1ドルを超えるため，
ＳＣＡＴ（Ｒ
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故シ
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故シ
ＩＡ用）を用いて燃料エンタルピ
ーケンスにおける評価項目となるパラメータに与える影響を評価する。
ーケンスにおける評価項目となるパラメータに与える影響を評価する。
を評価し，しきい値に達しないこ
さらに，解析コード及び解析条件の不確かさのうち，評価項目となるパラメータにさらに，解析コード及び解析条件の不確かさのうち，評価項目となるパラメータにとを確認している。
与える影響があるものについては，「7.4.4.3(3) 感度解析」において，それらの不確与える影響があるものについては，「5.4.3(3) 感度解析」において，それらの不確か
かさを考慮した影響評価を実施する。
さの重畳を考慮した影響評価を実施する。
(2) 有効性評価の条件(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第 7.4.4－2 表
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第 5.4－2 表にに示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下
下に示す。
に示す。
2／16

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（運転停止時

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
a. 初期条件(a) 炉心状態
燃料交換後における余剰反応度の大きな炉心での事象発生を想定して，評価する炉心状態は，平衡炉心のサイクル初期とする。
(b) 実効増倍率
事象発生前の炉心の実効増倍率は 1.0 とする。
(c) 原子炉出力，原子炉圧力，燃料被覆管表面温度及び原子炉冷却材温度
事象発生前の原子炉出力は定格値の 10-8 ， 原子炉圧力は 0.0MPa[gage]，燃料被覆
管表面温度及び原子炉冷却材の温度は 20℃とする。また，燃料エンタルピの初期値は8kJ/kgUO2 とする。
b. 事故条件(a) 起因事象
起因事象として，運転停止中の原子炉において，制御棒 1 本が全引抜されている状
態から，他の 1 本の制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によって連続的に引き抜かれる事象を想定する。
(b) 誤引き抜きされる制御棒
誤引き抜きされる制御棒は，投入される反応度を厳しく評価するため，最大反応度
価値を有する制御棒の斜め隣接の制御棒とする。
誤引き抜きされる制御棒 1 本の反応度価値は約 1.04%Δk である。引抜制御棒反応度曲線を第 7.4.4－2 図に示す。
なお，通常，制御棒 1 本が全引抜されている状態の未臨界度は深く，また，仮に他の 1 本の制御棒が操作量の制限を超えた場合でも，臨界近接で引き抜かれる制御棒の反応度価値が核的制限値を超えないように管理 ※1している。これらを踏まえ，本評価においては，誤引き抜きされる制御棒の反応度価値が，管理値を超える事象を想定した。
※1 臨界近接時における制御棒の最大反応度価値は 1.0%Δk 以下となるように管理。また，制御棒価値ミニマイザによる停止余裕試験モードでの面隣接制御棒
選択時の引抜阻止のインターロック，停止時冷温臨界試験での引抜制御棒価値の管理等を実施。
(c) 外部電源
制御棒の引き抜き操作には，外部電源が必要となる。外部電源が失われた状態では反応度誤投入事象が想定できないことも踏まえ，外部電源は使用できるものとする。
c. 重大事故等対策に関連する機器条件(a) 制御棒の引抜速度
制御棒は，引抜速度の上限値 33mm/s にて連続で引き抜かれ ※2，起動領域モニタの原子炉周期短（原子炉周期 20 秒）による制御棒引抜阻止信号で引き抜きを阻止されるものとする。引抜制御棒反応度曲線を第 7.4.4－2 図に示す。なお，制御棒引抜阻

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

反応度の誤投入）
東海第二発電所

備考ａ．初期条件(a) 炉心状態
燃料交換後における余剰反応度の大きな炉心での事象発生を想定して，評価する炉心状態は，９×９燃料（Ａ型）平衡炉心のサイクル初期とする。
(b) 実効増倍率
事象発生前の炉心の実効増倍率は 1.0 とする。
(c) 原子炉初期出力，原子炉初期圧力，燃料被覆管表面温度及び原子炉冷却材温度
事 象 発 生 前 の 原 子 炉 初 期 出 力 は 定 格 値 の 10 － ８ ， 原 子 炉 初 期 圧 力 は0.0MPa[gage]，燃料被覆管表面温度及び原子炉冷却材温度は 20℃とする。また，
燃料エンタルピの初期値は 8kJ／kgＵＯ２とする。
ｂ．事故条件(a) 起因事象
運転停止中の原子炉において，最大反応度価値を有する制御棒 1 本が全引き抜きされている状態から，他の 1 本の制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によって連続的に引き抜かれる事象を想定する。
(b) 誤引き抜きされる制御棒
誤引き抜きされる制御棒は，運転停止中に実施する複数の制御棒を引き抜く検査において引き抜きの対象となる制御棒であり，投入される反応度を厳しく評価する観点で，最大反応度価値を有する制御棒の対角隣接の制御棒のうち，最大反 ・設備設計の違い
応度価値を有する制御棒とする。誤引き抜きされる制御棒 1 本の反応度価値は約1.71％Δk である。引抜制御棒反応度曲線を第 5.4－2 図に示す。
なお，通常，制御棒 1 本が全引き抜きされている状態の未臨界度は深く，また，
停止余裕検査時において，連続的に制御棒を引き抜くことはないため，上記の想定は保守的である。原子炉停止中の臨界近傍におけるその他の制御棒の引き抜きとしては冷温臨界検査があるが，冷温臨界検査においては，臨界近傍における制御棒の反応度価値を 1.0％Δk 以下となるよう管理しており，臨界状態からの誤引
き抜きにより反応度価値約 1.71％Δk が加わる上記の評価に包含される。

(c) 外部電源
制御棒の引き抜き操作には外部電源が必要である。外部電源がない状態では反応度誤投入事象が想定できないことも踏まえ，外部電源はあるものとする。
ｃ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 制御棒の引抜速度
制御棒は，引抜速度の上限値 9.1cm／s にて連続で引き抜かれるものとする ※。 ・設備設計の違い
引抜制御棒反応度曲線を第 5.4－2 図に示す。
※ あらかじめ停止余裕が確認されている場合，一本目の制御棒の全挿入状態からの全引き

3／16

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（運転停止時

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
止信号の発生を想定する際の起動領域モニタのバイパス状態は，A,B,C グループとも
引抜制御棒に最も近い検出器が 1 個ずつバイパス状態にあるとする。
※2 複数の制御棒を引き抜く試験において，対象制御棒が想定以上に引き抜かれた際も未臨界を維持できる,又は臨界を超えて大きな反応度が投入されないと判断される場合にのみ，制御棒の連続引き抜きの実施が可能な手順としている。
そのため，ここでは人的過誤等によって連続引き抜きされることを想定する。
(b) 原子炉スクラム信号
起動領域モニタの原子炉周期短（原子炉周期 10 秒）による原子炉スクラム信号は
原子炉出力が中間領域に到達することで発生する。
スクラム反応度曲線を第 7.4.4－3 図に示す。なお，原子炉スクラム信号の発生を想定する際の起動領域モニタのバイパス状態は，A,B,C グループとも引抜制御棒に最も近い検出器が 1 個ずつバイパス状態にあるとする。
d. 重大事故等対策に関連する操作条件
運転員操作に関する条件はない。
(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける炉心平均中性子束の推移を第 7.4.4－4 図に示す。
a. 事象進展制御棒の引き抜き開始から約 30 秒後に起動領域モニタの原子炉周期短（原子炉周期 20 秒）による制御棒引抜阻止信号が発生し，制御棒の引き抜きが阻止される。この時，投入される反応度は約 0.55 ドル（投入反応度最大値:0.33%Δk）である。反応度投入事象には至らず，燃料エンタルピ増加に伴う燃料の破損は生じない。
また，制御棒の引き抜き開始から約 58 秒後に起動領域モニタの原子炉周期短（原子炉周期 10 秒）による原子炉スクラム信号が発生して，原子炉がスクラムし，原子
炉出力は定格値の約 1.0×10-4 まで上昇するにとどまる。

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

反応度の誤投入）
東海第二発電所

備

考抜き操作，及び反応度価値の小さい制御棒位置（30Pos.）以降の制御棒引き抜き操作については，連続引き抜きが実施可能な手順としている。そのため，ここでは人的過誤等によって連続引き抜きされることを想定する。

(b) 原子炉スクラム信号
原子炉スクラムは，起動領域計装の原子炉出力ペリオド短短（10 秒）信号によるものとする。スクラム反応度曲線を第 5.4－3 図に示す。なお，スクラム信号の発生時の起動領域計装は，Ａ，Ｂチャンネルとも引抜制御棒に最も近い検出器が・設備設計の違い
1 個ずつバイパス状態にあるとする。
ｄ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員操作に関する条件はない。
(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスの対応手順の概要を第 5.4－1 図に，炉心平均中性子束の推移
を第 5.4－4 図に示す。
ａ．事象進展制御棒の引き抜き開始から約 10 秒後に起動領域計装の原子炉出力ペリオド短短（10 秒）信号が発生し，原子炉はスクラムする。このとき，投入される反応度は約1.13 ドル ※（投入反応度最大値：0.68％Δk※）であるが，原子炉出力は定格出力の約 15％まで上昇するにとどまる。また，燃料エンタルピは最大で約 85kJ／kgＵＯ２ ・東海第二は，投入される反応度が1 ドルを超えるため，燃料エンタ
であり，「発電用軽水型原子炉施設の反応度投入事象評価指針」に示された燃料の許容設計限界の最低値である 272kJ／kgＵＯ２（65cal／gＵＯ２）を超えることはない。 ルピがしきい値に達しないことを記載
燃料エンタルピ増分の最大値は約 77kJ／kgＵＯ２であり，「発電用軽水型原子炉施設の反応度投入事象における燃焼の進んだ燃料の取扱いについて」に示された燃料ペレット燃焼度 65,000MWd／t 以上の燃料に対するペレット－被覆管機械的相互作用を原因とする破損を生じるしきい値の目安である，ピーク出力部燃料エンタルピの増分で 167kJ／kgＵＯ２（40cal／gＵＯ２）を用いた場合においても，これを超えることはなく燃料の健全性は維持される。
※ ドップラ反応度フィードバックを考慮しない投入反応度の最大値

b. 評価項目等
制御棒の引き抜きによる反応度の投入に伴い一時的に臨界に至るものの，原子炉ス
クラムにより未臨界は確保される。なお，原子炉水位に有意な変動はないため，有効
燃料棒頂部は冠水を維持しており，放射線の遮蔽は維持される。

ｂ．評価項目等
制御棒の引き抜きによる反応度の投入に伴い一時的に臨界に至るものの，原子炉スクラムにより未臨界は確保される。なお，原子炉水位に有意な変動はないため，
燃料有効長頂部は冠水を維持しており，放射線の遮蔽は維持される。
4／16

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（運転停止時

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
本評価では，「6.2.4.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。

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

反応度の誤投入）
東海第二発電所

備

考以上により，本評価では，「1.2.4.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
（添付資料 5.4.1）

7.4.4.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
5.4.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作に与える与える影響，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影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するものとする。
のとする。
本重要事故シーケンスでは，自動作動する原子炉緊急停止系により，自動的に原子炉をスクラムさせることで，プラントを安定状態に導くことが特徴である。このため，運本重要事故シーケンスは，自動作動する安全保護系及び原子炉緊急停止系により，転員等操作はなく，操作時間が与える影響等はない。
自動的に制御棒の引き抜きを阻止し，原子炉をスクラムすることで，プラントを安定 (1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
状態に導くことが特徴である。このため，運転員等操作はなく，操作時間が与える影
本重要事故シーケンスにおける不確かさの影響評価を行う重要現象は，「1.7 解析
響等は不要である。
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(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
かさの影響評価は以下のとおりである。
本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「6.7 解ａ．運転員等操作時間に与える影響
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，それらの不本重要事故シーケンスは，「5.4.2(2) 有効性評価の条件」に示すとおり，運転員
確かさの影響評価は以下のとおりである。
等操作には期待しないため，運転員等操作時間に与える影響はない。
a. 運転員等操作時間に与える影響
本重要事故シーケンスは，「7.4.4.2(2) 有効性評価の条件」に示すとおり，運転員
ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
ドップラ反応度フィードバックの不確かさは，実験結果と解析コードの評価結果
等操作には期待しないことから，運転員操作時間に与える影響はない。
との比較から 7～9％と評価されていることから，これを踏まえて解析を行う必要が
b. 評価項目となるパラメータに与える影響ある。また，実効遅発中性子割合の不確かさは，臨界試験の結果と解析コードの評
ドップラ反応度フィードバックの不確かさとして,実験により解析コードは 7～9%
価結果との比較から約 4％と評価されていることから，これを踏まえて解析を行うと評価されていることから，これを踏まえ解析を行う必要がある。また，臨界試験と必要がある。この不確かさを考慮した感度解析を「(3) 感度解析」にて実施する。
の比較により,実効遅発中性子の不確かさは約 4%と評価されていることから，これを踏まえて解析を行う必要がある。この不確かさを考慮した感度解析を「(3) 感度解析」
制御棒反応度の不確かさは，実験結果と解析コードの評価結果との比較から約にて実施する。
9％と評価されていることから，これを踏まえて解析を行う必要がある。また，実効制御棒反応度の不確かさは約 9%と評価されていることから，これを踏まえ解析を
遅発中性子割合の不確かさは臨界試験の結果と解析コードの評価結果との比較によ行う必要がある。また，臨界試験との比較により,実効遅発中性子の不確かさは約 4%
り約 4％と評価されていることから，これを踏まえて解析を行う必要がある。このと評価されていることから，これを踏まえて解析を行う必要がある。この不確かさを
不確かさを考慮した感度解析を「(3) 感度解析」にて実施する。
考慮した感度解析を「(3)感度解析」にて実施する。
（添付資料 5.4.2）(2) 解析条件の不確かさの影響評価
a. 初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 7.4.4－2 表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を確認する。また，解析条件の設定に当たっては，評価項目に対する余裕が小さくなるような設定があることから,その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響の結果を以下に示す。

(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 5.4－2 表に示すとおりであり，これらの条件設定を設計値等の最確条件とした場合の影響を評価する。解析条件の設定に当たっては，設計値を用いるか又は評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるよう保守的な設定をしていることから，この中で事象進展に有意な影響を与える可能性がある項目について，評価結果を以下に示す。
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（運転停止時

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機(a) 運転員等操作時間に与える影響
本重要事故シーケンスは，「7.4.4.2(2) 有効性評価の条件」に示すとおり，運転員
等操作には期待しないため，運転員操作時間に与える影響はない。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
炉心状態においては装荷炉心ごとに制御棒反応度価値やスクラム反応度等の特性が変化するため，投入反応度が大きくなるおそれがある。そのため，評価項目に対す
る余裕は小さくなるが，「(5) 解析条件の不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響評価」にて，投入される反応度について確認している。
実効増倍率が 0.99 の場合は，臨界到達までにかかる時間が追加で必要となり，また投入される反応度も 0.07 ドルと小さくなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

初期出力は炉心状態ごとに異なり，評価項目となるパラメータに影響を与えるため，その不確かさが与える影響を評価した。初期出力の不確かさにより評価項目に対する余裕が変化するが，「(5) 解析条件の不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響評価」において，初期出力の不確かさの影響を確認している。
初期燃料温度は炉心状態ごとに異なり，評価項目となるパラメータに影響を与えるため，その不確かさが与える影響を評価した。初期燃料温度の不確かさにより評価項
目に対する余裕が変化するが，「(5) 解析条件の不確かさが評価項目となるパラメー
タに与える影響評価」において，初期燃料温度の不確かさの影響を確認している。
制御棒引抜阻止及びスクラム信号について原子炉核計装トリップ選択スイッチが初装荷の場合は計数率高信号による制御棒引抜阻止機能及び計数率高高信号によるスクラム機能に期待できる。計数率高高信号によるスクラム機能に期待した場合のス
クラムまでの時間は約 57 秒後となることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
b. 操作条件
本重要事故シーケンスは，「7.4.4.2(2) 有効性評価の条件」に示すとおり，運転員
等操作には期待しないため，運転員操作に関する条件はない。
(3) 感度解析
解析コードの不確かさによりドップラ反応度フィードバック効果と制御棒反応度
効果は評価項目となるパラメータに影響を与えることから本重要事故シーケンスに

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

反応度の誤投入）
東海第二発電所

備考(a) 運転員等操作時間に与える影響
本重要事故シーケンスは，「5.4.2(2) 有効性評価の条件」に示すとおり，運転員等操作には期待しないため，運転員操作時間に与える影響はない。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
炉心状態においては装荷炉心毎に制御棒反応度価値やスクラム反応度等の特性が変化するため，投入反応度が大きくなるおそれがある。そのため，評価項目に対する余裕は小さくなる場合があるが，「(5) 解析条件の不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響評価」にて，投入される反応度について確認しており，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
実効増倍率について，実際の炉心設計では，設計上の余裕を見込み，最大反応度価値を持つ制御棒 1 本が完全に引き抜かれた状態でも，炉心の実効増倍率の計
算値は，常に 0.99 未満となるよう設計する。実効増倍率が 0.99 の場合は，臨界到達までにかかる時間が追加で必要となり，また投入される反応度も 0.96 ドル（燃料エンタルピ最大値：約 10kJ／kgＵＯ２，増分の最大値：約 1kJ／kgＵＯ２）と小さくなり，即発臨界に至らないこととなるため，評価項目となるパラメータに対する余裕が大きくなる。
原子炉初期出力は炉心状態毎に異なり，評価項目となるパラメータに影響を与えるため，その不確かさが与える影響を評価した。原子炉初期出力の不確かさに
より評価項目に対する余裕が変化するが，「(5) 解析条件の不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響評価」において，原子炉初期出力の不確かさの影
響を確認しており，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
初期燃料温度は炉心状態毎に異なり，評価項目となるパラメータに影響を与えるため，その不確かさが与える影響を評価した。初期燃料温度の不確かさにより評価項目に対する余裕が変化するが，「(5) 解析条件の不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響評価」において，初期燃料温度の不確かさの影響を確認しており，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
制御棒引抜阻止は，本評価において期待していないが，これに期待した場合，運転員が事象を認知して速やかに制御棒を挿入し，事象が収束するため，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

ｂ．操作条件
本重要事故シーケンスは，「5.4.2(2) 有効性評価の条件」に示すとおり，運転員
等操作には期待しないため，運転員等操作に関する条件はない。
（添付資料 5.4.2）(3) 感度解析
解析コードの不確かさによりドップラ反応度フィードバック効果，制御棒反応度効
果及び実効遅発中性子割合は評価項目となるパラメータに影響を与えることから，本6／16

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重大事故等対策の有効性評価

比較表（運転停止時

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
おいて感度解析を行う。
ドップラ反応度又はスクラム反応度を±10%とした場合において投入される反応度は 0.55 ドルとベースケースと比べて殆ど差異がない結果である。また引抜制御棒反応度を±10%とした場合において投入される反応度は 0.56 ドル(+10%),0.53 ドル(10%)，実効遅発中性子割合を±10%とした場合において投入される反応度は 0.53 ドル(+10%),0.56 ドル(-10%)となる。以上より，これらの不確かさを考慮しても反応度
投入事象には至らず，燃料エンタルピ増加に伴う燃料の破損は生じないことから，評価項目を満足する。

(4) 操作時間余裕の把握
本重要事故シーケンスは，「7.4.4.2(2) 有効性評価の条件」に示すとおり，運転員
等操作には期待しないことから，操作時間余裕に関する影響はない。
(5) 解析条件の不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響評価
解析条件の不確かさにより投入される反応度が大きくなることも考えられ，評価項目となるパラメータに影響を与えることから，炉心状態の変動による評価項目となるパラメータに与える影響について確認した。
以下の 2 つの保守的な想定をした評価においても，投入される反応度は約 0.7 ド
ル以下にとどまることから，不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
a. 過渡解析「原子炉起動時における制御棒の異常な引き抜き」に示すように 3.5%
Δk の価値を有する制御棒グループが引き抜かれる場合
b. サイクル初期及びサイクル末期の炉心状態において，9×9 燃料（B 型）平衡炉
心の反応度印加率を包絡する引抜制御棒反応度曲線を用いた場合初期出力は
炉心状態ごとに異なり，評価項目となるパラメータに影響を与えるため，その不確かさが与える影響を評価した。
定格の 10-8 の 10 倍及び 1/10 倍とした場合の感度解析を行い，有効性評価
での結果（0.55 ドル）と大きく差異がなく，0.55 ドル（10 倍）及び 0.54 ドル（1/10 倍）であることから，初期出力の不確かさが与える影響は小さい。
初期燃料温度は炉心状態ごとに異なり，評価項目となるパラメータに影響を与えるため，その不確かさが与える影響を評価した。初期燃料温度を 60℃とした場合の感度解析を実施し，有効性評価での結果（0.55 ドル）と大きく差異がない，0.57 ドルであることから，初期燃料温度の不確かさが与える影響は小さい。

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

反応度の誤投入）
東海第二発電所

備

考

重要事故シーケンスにおいて感度解析を実施する。
ドップラ反応度フィードバック効果を＋10％とした場合の燃料エンタルピ最大値は
約 80kJ／kgＵＯ２（増分の最大値：約 72kJ／kgＵＯ２），－10％とした場合の燃料エン
タルピ最大値は約 92kJ／kgＵＯ２（増分の最大値：約 83kJ／kgＵＯ２），スクラム反応度を＋10％とした場合に投入される反応度は 1.13 ドル，－10％とした場合に投入される反応度は 1.13 ドル（燃料エンタルピ最大値：約 89kJ／kgＵＯ２，増分の最大値：約81kJ／kgＵＯ２），
引抜制御棒反応度を＋10％とした場合に投入される反応度は 1.15 ドル（燃料エンタルピ最大値：約 102kJ／kgＵＯ２，増分の最大値：約 94kJ／kgＵＯ２），－10％とした場合に投入される反応度は 1.12 ドル，実効遅発中性子割合を＋10％とした場合に投入される反応度は 1.11 ドル，－10％とした場合に投入される反応度は 1.16ドル（燃料エンタルピ最大値：約 90kJ／kgＵＯ２，増分の最大値：約 82kJ／kgＵＯ２）となる。以上より，これらの不確かさを考慮しても燃料エンタルピ増加に伴う燃料の破損は生じないことから，評価項目を満足する。
（添付資料 5.4.2）(4) 操作時間余裕の把握
本重要事故シーケンスは，「5.4.2(2) 有効性評価の条件」に示すとおり，運転員等
操作には期待しないため，操作時間余裕に関する影響はない。
(5) 解析条件の不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響評価
解析条件の不確かさにより投入される反応度が大きくなることも考えられ，評価項目となるパラメータに影響を与えることから，炉心状態の変動による評価項目となるパラメータに与える影響について確認した。サイクル初期及びサイクル末期の炉心状態においてＢ型平衡炉心の反応度印加率を包含する引抜制御棒反応度曲線を用いた評価においても，投入される反応度は 1.16 ドル（燃料エンタルピ最大値：約 80kJ／kg
ＵＯ２，燃料エンタルピの増分の最大値：約 72kJ／kgＵＯ２）に留まることから，不確
かさが評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
原子炉初期出力は炉心状態毎に異なり，評価項目となるパラメータに影響を与えるため，その不確かさが与える影響を評価した。定格出力の 10－８の 10 倍及び 1／10 倍とした場合の感度解析を行い，有効性評価での結果（1.13 ドル）と大きく差異がない，
1.09 ドル（10 倍）及び 1.17 ドル（燃料エンタルピ最大値：約 124kJ／kgＵＯ２，増分の最大値：約 115kJ／kgＵＯ２）（1／10 倍）であることから，初期出力の不確かさが与える影響は小さい。

初期燃料温度は炉心状態毎に異なり，評価項目となるパラメータに影響を与えるため，その不確かさ ※が与える影響を評価した。初期燃料温度を残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）の設計温度（52℃）を考慮して 60℃とした場合の感度解析を実施し，
1.13 ドル（燃料エンタルピ最大値：約 96kJ／kgＵＯ２，増分の最大値：約 80kJ／kgＵ
Ｏ２）であった。有効性評価での結果（1.13 ドル，燃料エンタルピ最大値：約 85kJ／
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比較表（運転停止時

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

反応度の誤投入）
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備考kgＵＯ２，増分の最大値：約 77kJ／kgＵＯ２）と大きな差異がないことから，初期燃料
温度の不確かさが与える影響は小さい。
※ 本評価で評価対象とした９×９燃料では，初期の燃料被覆管表面温度及び冷却材温度を高く設定した場合に，Ｇｄの燃焼やＰｕの蓄積により，結果が厳しくなる場合がある。

（添付資料 5.4.2，5.4.4，5.4.5）(6) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。
その結果，解析条件の不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

(6) ま と め
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。
この結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

7.4.4.4 必要な要員及び資源の評価
5.4.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価(1) 必要な要員の評価
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」の重大事故等対策は自動で作動するた
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」において，重大事故等対策は自動で作め，対応に係る要員の確保は不要である。
動するため，対応に必要な要員はいない。
なお，スクラム動作後の原子炉の状態確認における必要な中央制御室の当直運転員
は 1 名であり，災害対策要員（初動）の当直要員 5 名で対処可能である。
(2) 必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」において，必要な水源，燃料及び電源の評価結果は以下のとおりである。
a. 水源
本重要事故シーケンスの評価では，原子炉注水は想定していない。
b. 燃料
本重要事故シーケンスの評価では，燃料の使用は想定していない。
c. 電源
本重要事故シーケンスの評価では，外部電源喪失は想定していない。

(2) 必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」において，必要な水源，燃料及び電源の評価結果は以下のとおりである。
ａ．水源
本重要事故シーケンスの評価では，原子炉注水は想定していない。
ｂ．燃料
本重要事故シーケンスの評価では，燃料の使用は想定していない。
ｃ．電源
本重要事故シーケンスの評価では，外部電源喪失は想定していない。

7.4.4.5 結論
5.4.5 結論
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」では，誤操作により過剰な制御棒の引事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」では，誤操作により制御棒の過剰な引きき抜きが行われ，臨界に至る反応度が投入されることで，原子炉が臨界に達し燃料損抜きが行われ，臨界に至る反応度が投入されることで，原子炉が臨界に達し燃料損傷に傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」に対する燃至ることが特徴である。事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」に対する燃料損傷
料損傷防止対策としては，原子炉停止機能を整備している。
防止対策としては，原子炉停止機能を整備している。
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」の重要事故シーケンス「停止中に実施
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」の重要事故シーケンス「停止中に実施さされる試験等により，最大反応度価値を有する制御棒 1 本が全引抜されている状態
れる検査等により，最大反応度価値を有する制御棒 1 本が全引き抜きされている状態か
ら，他の 1 本の制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によって引き抜かれ，異常なから，他の 1 本の制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によって引き抜かれ，異反応度の投入を認知できずに燃料の損傷に至る事故」について有効性評価を行った。
常な反応度の投入を認知できずに燃料の損傷に至る事故」について有効性評価を行った。
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重大事故等対策の有効性評価

比較表（運転停止時

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
上記の場合においても，原子炉停止機能により，燃料が損傷することはなく，未臨界を維持することが可能である。
その結果，有効燃料棒頂部の冠水，放射線遮蔽の維持及び未臨界の確保ができることから，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
解析条件の不確かさについて確認した結果，評価項目となるパラメータに与える影
響は小さい。
本事故シーケンスグループにおける 6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策は自動で作動するため，対応に必要な要員はいない。スクラム動作後の原子炉の状態確認において，中央制御室の運転員 1 名で実施可能である。
以上のことから，原子炉停止機能の燃料損傷防止対策は，選定した重要事故シーケ
ンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」
に対して有効である。

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

反応度の誤投入）
東海第二発電所

備考上記の場合においても，原子炉停止機能により，燃料が損傷することはなく，未臨界を維持することができる。
その結果，燃料有効長頂部の冠水，放射線遮蔽の維持及び未臨界の確保ができることから，評価項目を満足している。また，安定状態を維持することができる。
解析条件の不確かさについて確認した結果，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
本事故シーケンスグループにおける重大事故等対策は自動で作動するため，対応に係る要員の確保は不要である。また，スクラム動作後の原子炉の状態確認については，中央制御室の当直運転員 1 名で実施可能である。
以上のことから，事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」において，原子炉停止
機能の燃料損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」に対して有効である。

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比較表（運転停止時

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

反応度の誤投入）
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備

考

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比較表（運転停止時

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

反応度の誤投入）
東海第二発電所

備

考

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比較表（運転停止時

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

反応度の誤投入）
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備

考

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

反応度の誤投入）
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備

考

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比較表（運転停止時

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

反応度の誤投入）
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備

考

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

反応度の誤投入）
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備

考

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

反応度の誤投入）
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