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

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備

考

2.3 全交流動力電源喪失
7.1.3 全交流動力電源喪失
2.3.1 全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）
7.1.3.1 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）
2.3.1.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策
7.1.3.1.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策(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（長期ＴＢ）」に含まれる事故シー ・東海第二は２Ｃ／２ＤのＤＧとＨＰ
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）
」に含ま
ケンスは，
「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「外部電れる事故シーケンスは，「6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「全
ＣＳのＤＧがわかれているため表
源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（ＲＣＩＣ成功）」及び②「サポート系喪失（直流交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）（蓄電池枯渇後 RCIC 停止）」である。
現が異なるが，実態として相違はな
電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（ＲＣＩＣ成功）」である。
い。
(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方
・文章表現に多少の違いはあるが，実事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」では，
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）」は，全交流動力電源
態として相違点はない。
全交流動力電源喪失後，原子炉隔離時冷却系が自動起動し，設計基準事故対処設備と喪失後，蒸気駆動の原子炉隔離時冷却系が自動起動し設計基準事故対処設備としてして期待する期間は運転を継続するものの，その期間を超えた後に蓄電池の直流電源期待する期間は運転を継続するものの，その期間を超えた後に蓄電池の直流電源供供給能力が枯渇して原子炉隔離時冷却系に期待できなくなることを想定する。このた給能力の枯渇により機能喪失することで，原子炉へ注水する機能が喪失することをめ，逃がし安全弁による圧力制御に伴う蒸気流出により原子炉圧力容器内の保有水量想定する。このため，原子炉圧力制御に伴い原子炉圧力容器内の蒸気が流出し，保が減少し，原子炉水位が低下することから，緩和措置がとられない場合には，原子炉
有水量が減少することで原子炉水位が低下し，緩和措置が取られない場合には，原水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至る。
子炉水位の低下が継続し，炉心が露出することで炉心損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，全交流動力電源が喪失した状態において，直流電源本事故シーケンスグループは，全交流動力電源が喪失した状態において，直流電が枯渇した以降の原子炉圧力容器内への注水機能を喪失したことによって炉心損傷源の枯渇により蒸気駆動の原子炉注水機能も喪失することで炉心損傷に至る事故シ
に至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故等対策の有効性評価には，ーケンスグループである。このため，重大事故等対策の有効性評価には，直流電源
直流電源及び交流電源供給機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考え及び交流動力電源の供給機能に対する重大事故等対処設備並びに交流動力電源を必 ・東海第二では原子炉隔離時冷却系のられる。
要としない重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
水源をサプレッション・プールとししたがって，本事故シーケンスグループでは，所内蓄電式直流電源設備から電源を以上により，本事故シーケンスグループでは，一定期間の蓄電池からの給電を確ていることから，サプレッション・
給電した原子炉隔離時冷却系による原子炉注水によって事象発生 24 時間後まで炉心保し蒸気駆動の原子炉注水機能を用いた原子炉注水により原子炉水位を維持し，そプール水温上昇により原子炉隔離を冷却し，常設代替交流電源設備による給電及び残留熱除去系（低圧注水モード），の後，原子炉圧力容器を強制的に減圧し，可搬型の原子炉注水機能を用いて原子炉時冷却系の運転継続ができなくな
低圧代替注水系（常設）による注水の準備が完了したところで逃がし安全弁の手動開へ注水することによって炉心損傷の防止を図る。また，可搬型の格納容器冷却機能る前に，交流電源に依存しない可搬操作により原子炉を減圧し，原子炉減圧後に残留熱除去系（低圧注水モード）によりを用いて格納容器冷却を実施するとともに，代替交流電源設備により交流動力電源型設備による原子炉注水を実施し，炉心を冷却することによって炉心損傷の防止を図る。また，代替原子炉補機冷却系をを復旧し，最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことによって除熱を行い，格納同じポンプを用いて格納容器スプ介した残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード），格納容器圧力逃がし装置及び容器破損の防止を図る。
レイも実施する。また，可搬型設備
耐圧強化ベント系による原子炉格納容器除熱を実施する。
による格納容器スプレイを実施することから，交流電源の復旧を想定(3) 炉心損傷防止対策(3) 炉心損傷防止対策する 24 時間後まで，格納容器圧力事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）」において，炉心が著
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」におけは，格納容器ベント実施基準に到達
しい損傷に至ることなく，かつ十分な冷却を可能とするため，初期の対策として所る機能喪失に対して，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能としない。
内常設直流電源設備，原子炉隔離時冷却系，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動するため，初期の対策として原子炉隔離時冷却系による原子炉注水手段を整備し，安による原子炉減圧及び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）
定状態に向けた対策として，逃がし安全弁を開維持することで，低圧代替注水系（常による原子炉注水手段を整備し，安定状態に向けた対策として，常設代替高圧電源設）による炉心冷却を継続する。また，原子炉格納容器の健全性を維持するため，安1／55

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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（長期ＴＢ）

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定状態に向けた対策として代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（格納容器ス
プレイ冷却モード），格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱手段を整備する。これらの対策の概略系統図を第 7.1.3.1－1 図から第 7.1.3.1－4 図に，手順の概要を第 7.1.3.1－5 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を第 7.1.3.1－1 表に示す。

本事故シーケンスグループの重要事故シーケンスにおいて，事象発生 10 時間までの 6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 28 名である。その内訳は次のとおりである。中央制
御室の運転員は，当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2 名，運転操作対応を行う運転員 12 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う
緊急時対策本部要員は 5 名，緊急時対策要員（現場）は 8 名である。
また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員は，代替原子炉補機冷却系作業等を行うための参集要員 46 名である。
必要な要員と作業項目について第 7.1.3.1－6 図に示す。

a. 全交流動力電源喪失及び原子炉スクラム確認
外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機が機能喪失する。これにより所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となり，全交流動力電源喪失に至る。全交流動力電源喪失の発生により原子炉がスクラムしたことを確認する。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等である。
b. 原子炉隔離時冷却系による原子炉注水
原子炉スクラム後，原子炉水位は低下するが，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉注水を開始することにより，原子炉水位が回復する。
原子炉隔離時冷却系による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，原子炉
水位，原子炉隔離時冷却系系統流量等である。
原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル 2）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。

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備

考装置からの給電後の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水手段を整備する。
また，格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として，可搬型代
替注水中型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器
冷却手段並びに常設代替高圧電源装置からの給電後の残留熱除去系（格納容器スプ
レイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器
除熱手段を整備する。対策の概略系統図を第 2.3.1－1 図に，対応手順の概要を第2.3.1－2 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における手順と設備との関係を第 2.3.1－1 表に示す。
本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて必要な要員は， ・プラント基数，設備設計及び運用の違いにより必要要員数は異なるが，災害対策要員（初動）24 名及び参集要員 6 名である。
タイムチャートにより要員の充足
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，運転操作性は確認される。
対応を行うための当直運転員 5 名，指揮，通報連絡を行うための災害対策要員（指・東海第二では参集要員は 2 時間以内
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 13 名である。
に参集可能なことを確認している参集要員の内訳は，タンクローリによる燃料給油操作を行うための重大事故等対ことから，2 時間以降に期待する評
応要員 2 名，可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による価としている。
原子炉注水の調整操作を行うための重大事故等対応要員 2 名並びに可搬型代替注水
中型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却の系統構成操作及び流量調整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 2.3.1－3 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 （・柏崎刈羽 6，7 号炉では本事故シ
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）24 名
ーケンスグループ内の事故シーケ
及び参集要員 6 名で対処可能である。
ンスが一つのため，その他の事故シａ．原子炉スクラム及び全交流動力電源喪失の確認
ーケンスに関する記載がない）
外部電源が喪失するとともに，非常用ディーゼル発電機等が全て機能喪失することで，全交流動力電源喪失となり，原子炉がスクラムしたことを確認する。また，主蒸気隔離弁が閉止し，逃がし安全弁（安全弁機能）により原子炉圧力が制御されるとともに，再循環系ポンプが停止したことを確認する。
原子炉スクラム及び全交流動力電源喪失の確認に必要な計装設備は，平均出力
領域計装，原子炉圧力等である。
ｂ．原子炉隔離時冷却系の自動起動の確認
原子炉水位が原子炉水位異常低下（レベル２）設定点に到達した時点で原子炉隔離時冷却系が自動起動したことを確認する。
原子炉隔離時冷却系の自動起動の確認に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域），原子炉隔離時冷却系系統流量等である。
ｃ．原子炉水位の調整操作（原子炉隔離時冷却系）
原子炉隔離時冷却系の起動により原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復したことを確認する。また，原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持する。
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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（長期ＴＢ）

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

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備考

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

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

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備

考ｉ．タンクローリによる燃料給油操作
タンクローリにより可搬型設備用軽油タンクから可搬型代替注水中型ポンプに燃料給油を実施する。
ｊ．直流電源の負荷切離操作
早期の電源回復不能の確認後，中央制御室内及び現場配電盤にて所内常設直流電源設備の不要な負荷の切離しを実施することにより 24 時間後までの蓄電池に ・直流電源の枯渇防止のため，柏崎 6/7
よる直流電源供給を確保する。
号では直流電源設備の切り替え，東海第二では，直流電源の負荷切離しを実施する。
・東海第二では，不要負荷の切り離し時に RCIC の停止は不要
ｋ．可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）に ・東海第二では，運転手順に従い，格よる格納容器冷却操作
納容器圧力 279kPa[gage]到達時に全交流動力電源喪失に伴い崩壊熱除去機能を喪失しているため，格納容器圧力
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬及び雰囲気温度が上昇する。格納容器圧力が 279kPa[gage]に到達した場合又はド型）を用いた格納容器スプレイを実
ライウェル雰囲気温度がドライウェル設計温度である 171℃に近接した場合は，施する。
現場操作にて可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却操作を実施する。また，同じ可搬型代替注水中型
ポンプを用いて原子炉注水操作を継続する。
可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却操作に必要な計装設備は，ドライウェル圧力，サプレッション・
チェンバ圧力，低圧代替注水系格納容器スプレイ流量，サプレッション・プール
水位等である。
ｌ．常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作
外部電源喪失の確認後，中央制御室からの遠隔操作により常設代替高圧電源装置から緊急用母線を受電する。
常設代替高圧電源装置による緊急用母線受電操作に必要な計装設備は，緊急用
Ｍ／Ｃ電圧である。
ｍ．常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電準備操作
早期の電源回復不能の確認後，中央制御室及び現場にて常設代替高圧電源装置
による非常用母線の受電準備操作を実施する。
ｎ．常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作
常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作及び非常用母線の受電準備操作の完了後，中央制御室からの遠隔操作により常設代替高圧電源装置から緊急用母線を介して非常用母線を受電する。
常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作に必要な計装設備は，Ｍ／
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備考Ｃ ２Ｃ及びＭ／Ｃ ２Ｄ電圧である。
f. 逃がし安全弁による原子炉急速減圧
常設代替交流電源設備による交流電源供給を確認後，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水の準備として，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系ポンプ 1 台を手動起動する。代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水の準備が完了した後，中央制御室からの遠隔操作によって逃がし安全弁 2 個を手動開操作し原子炉を急速減圧する。
原子炉急速減圧を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力である。
g. 残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水逃がし安全弁による原子炉急速減圧により,原子炉圧力が残留熱除去系（低圧注水モード）の系統圧力を下回ると，原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復する。
残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を確認するために必要な計装設
備は，原子炉水位及び残留熱除去系系統流量である。
h. 残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）による原子炉格納容器除熱
原子炉水位を原子炉水位高（レベル 8）まで上昇させた後，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系を低圧注水モードから格納容器スプレイ冷却モード（ドライ
ウェル側のみ）に切り替えるとともに，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱が行われている場合は，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を停止する。
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）による原子炉格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系系統流量等である。

ｏ．残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作並びに残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱操作
常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作の完了後，残留熱除去系海水系の起動操作を実施する。その後，可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代
替注水系（可搬型）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却を停止し，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操
作並びに残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱を実施する。
残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作並びに残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱操作に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域），残留熱除去系系統
流量等である。

・東海第二では，運転手順に従い，常設代替高圧電源装置からの給電により残留熱除去系海水系を起動する。
・可搬型設備による原子炉注水及び格納容器スプレイは，RHR と配管を共有している。このため，RHR インサ
ービス前に可搬型設備による注水を停止する運用としている。

i. 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
残留熱除去系の低圧注水モードから格納容器スプレイ冷却モード（ドライウェル側のみ）への切替え後は，低圧代替注水系（常設）を用いて原子炉水位を原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位，復水補給水系流量（RHR A 系代替注水流量）等である。
ｐ．使用済燃料プールの冷却操作
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操作及び冷却操作を実施する。
以降，炉心冷却及び原子炉格納容器除熱は，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系により継続的に行う。

以降，炉心冷却は残留熱除去系（低圧注水系）を用いた原子炉注水により原子炉
水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備考で維持することで継続的に実施し，格納容器除熱は，原子炉注水の停止期間中に残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プー
ル冷却系）により実施する。また，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）に切り替 ・東海第二では残留熱除去系が機能喪失していないシーケンスグループ
え，冷温停止状態とする。
について冷温停止まで示している。
7.1.3.1.2 炉心損傷防止対策の有効性評価
2.3.1.2 炉心損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「6.2
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「1.2
評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，外部電源喪失を起因事象とし，評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，外部電源喪失を起因事象とし，全ての非常用ディーゼル発電機を喪失することで原子炉隔離時冷却系を除く注水機
全ての非常用ディーゼル発電機等が機能喪失することで原子炉隔離時冷却系を除く能を喪失する「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）（蓄電池枯渇後 RCIC 停
注水機能が喪失する「外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（ＲＣＩＣ成功）
」で
止）
」である。
ある。
本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，気液熱非平本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移，衡，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・対位変化）
・対向流，三次元効果，原子炉圧力容器における沸騰・凝縮・ボイド率変化，向流，気液熱非平衡及び三次元効果，原子炉圧力容器における冷却材放出（臨界流・気液分離（水位変化）
・対向流，冷却材放出（臨界流・差圧流），ECCS 注水（給水系・
差圧流），沸騰・凝縮・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・対向流及びＥＣＣＳ
代替注水設備含む）並びに原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材
注水（給水系及び代替注水設備含む）並びに格納容器における格納容器各領域間のとの熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷却，格納容器ベント，サ
流動，気液界面の熱伝達，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，スプレイ冷却及びサプレッション・プール冷却が重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価す
プレッション・プール冷却が重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価ることが可能である長期間熱水力過渡変化解析コード SAFER，シビアアクシデント総することが可能である長期間熱水力過渡変化解析コードＳＡＦＥＲ及びシビアアク
合解析コード MAAP により原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温度，格納容器圧力，
シデント総合解析コードＭＡＡＰにより，原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温
格納容器温度等の過渡応答を求める。
度，格納容器圧力，格納容器雰囲気温度等の過渡応答を求める。なお，本有効性評 ・東海第二では燃料被覆管温度の評価
価では，ＳＡＦＥＲコードによる燃料被覆管温度の評価結果は，ベストフィット曲
結果が破裂判断基準に対して十分線の破裂判断基準に対して十分な余裕があることから，燃料被覆管温度が高温となな余裕があることからＣＨＡＳＴ
る領域において，燃料棒やチャンネルボックスの幾何学的配置を考慮した詳細な輻
Ｅコードによる詳細評価は実施し
射熱伝達計算を行うことで燃料被覆管温度をＳＡＦＥＲコードよりも低めに評価すないことを明記しているが，本事故
るＣＨＡＳＴＥコードは使用しない。
シーケンスで使用する解析コード
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，本重要事故に違いはない。
ーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与え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る影響及び操作時間余裕を評価する。
与える影響及び操作時間余裕を評価する。
(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第 7.1.3.1－2
表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
a. 事故条件(a) 起因事象(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する主要な解析条件を第 2.3.1－2 表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
ａ．事故条件(a) 起因事象
6／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（長期ＴＢ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所起因事象として，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。

起因事象として，送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源が喪失するものとする。
(b) 安全機能の喪失に対する仮定
全ての非常用ディーゼル発電機等の機能喪失を想定し，全交流動力電源が喪失するものとする。

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

(c) 外部電源起因事象として，外部電源が喪失することを想定している。

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

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

(b) 原子炉隔離時冷却系
原子炉隔離時冷却系は，原子炉水位低（レベル 2）で自動起動し，182m3/h（8.12～1.03MPa[dif]において）の流量で注水するものとする。
(c) 逃がし安全弁
逃がし安全弁の逃がし弁機能にて，原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を抑えるものとする。また，原子炉減圧には自動減圧機能付き逃がし安全弁（2 個）を使用するものとし，容量として，1 個あたり定格主蒸気流量の約 5%を処理するものとする。

(d) 残留熱除去系（低圧注水モード）
残留熱除去系（低圧注水モード）は事象発生から 24 時間後に手動起動し，954m3/h

備考(c) 再循環系ポンプ
再循環系ポンプは，外部電源喪失により駆動電源が喪失し，全台停止するものとする。
(d) 逃がし安全弁
逃がし安全弁（安全弁機能）にて原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力 ・設備設計の違い
上昇を抑制するものとする。また，原子炉減圧には，逃がし安全弁（自動減圧 ・東海第二では，原子炉圧力が高めに維持され，原子炉減圧操作時に原子機能）7 個を使用するものとし，容量として，1 個当たり定格主蒸気流量の約 6％
炉圧力が所定の圧力に到達するまを処理するものとする。
での時間が遅くなるため，事象発生（添付資料 2.3.1.1）(e) 原子炉隔離時冷却系
初期において高圧注水機能が喪失
３
原子炉水位異常低下（レベル２）信号により自動起動し，136.7m ／h（原子し低圧注水機能を用いて原子炉注
炉圧力 1.04MPa[gage]～7.86MPa[gage]において）の流量で原子炉へ注水するも水を実施する事故シーケンスにおのとする。原子炉水位が原子炉水位高（レベル８）設定点まで回復した以降は， いては，評価項目に対して厳しい条
原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）件となる安全弁機能を設定してい設定点の範囲に維持する。また，原子炉減圧時の可搬型代替注水中型ポンプをる。
用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉水位回復性能を確認する観点で， ・設備設計の違い
原子炉減圧と同時に注水を停止する。
(f) 残留熱除去系（低圧注水系）
残留熱除去系ポンプ 1 台を使用するものとし，非常用母線の受電が完了した
7／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（長期ＴＢ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機（0.27MPa[dif]において）の流量で注水するものとする。
(e) 残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）
逃がし安全弁による原子炉減圧後，原子炉水位を原子炉水位高（レベル 8）まで上昇させた後に手動起動し，954m3/h にて原子炉格納容器内にスプレイするものとする。
また，伝熱容量は，熱交換器 1 基あたり約 8MW（サプレッション・チェンバ・プール
水温 52℃，海水温度 30℃において）とする。
(f) 低圧代替注水系（常設）
残留熱除去系の低圧注水モードから格納容器スプレイ冷却モード（ドライウェル側のみ）への切替え後に，約 90m3/h にて崩壊熱相当量で原子炉注水し，その後は炉心を冠水維持する。
(g) 格納容器圧力逃がし装置等
格納容器圧力逃がし装置等により，格納容器圧力 0.62MPa[gage]における最大排出流量 31.6kg/s に対して，原子炉格納容器二次隔離弁の中間開操作（流路面積 70%開 ※1）にて原子炉格納容器除熱を実施する。
※1 操作手順においては，原子炉格納容器除熱は原子炉格納容器二次隔離弁を流路
面積 70%相当で中間開操作するが，格納容器圧力の低下傾向を確認できない場合は，増開操作を実施する。なお，耐圧強化ベント系を用いた場合は，格納容器圧力逃がし装置を用いた場合と比較して，排出流量は大きくなり，格納容器圧力の低下傾向は大きくなることから，格納容器圧力逃がし装置を用いた場合の条件に包絡される。
(h) 代替原子炉補機冷却系
伝熱容量は約 23MW（サプレッション・チェンバ・プール水温 100℃，海水温度 30℃
において）とする。

c. 重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「6.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 交流電源は 24 時間使用できないものとし，事象発生から 24 時間後に常設代替交
流電源設備によって供給を開始する。
(b) 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，格納容器圧力が東海第二発電所
３

３

備

考

※

後に手動起動し，0m ／h～1,676m ／h（0MPa[dif] ～1.55MPa[dif]において）の流量で原子炉へ注水するものとする。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（サプレッション・プール水温度 100℃，海水温度 32℃
において）とする。なお，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持しつつ，原子炉注水の停止期間中に格納容器スプレイ又はサプレッション・プール冷却を実施するものとする。
※ MPa[dif]…原子炉圧力容器と水源との差圧（以下同様）(g) 低圧代替注水系（可搬型）
可搬型代替注水中型ポンプ 2 台を使用するものとし，注水流量は，原子炉注
水のみを実施する場合は，機器設計上の最小要求値である最小流量特性（注水
流量：0m３／h～110m３／h，注水圧力：0MPa[dif]～1.4MPa[dif]）とし，原子炉注水と格納容器スプレイを同時に実施する場合は，50m３／h（一定）を用いるものとする。また，原子炉水位が原子炉水位高（レベル８）設定点まで回復した以降は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の範囲に維持し，交流動力電源復旧後の事象発生から 24 時間 5分後に停止する。
(h) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）
低圧代替注水系（可搬型）と同じ可搬型代替注水中型ポンプ 2 台を使用するものとし，スプレイ流量は，運転手順に基づき 130m３／h（一定）を用いるものとする。また，格納容器圧力が 217kPa[gage]に到達した場合に停止し，279kPa[gage]に到達した場合に再開し，交流動力電源復旧後の事象発生から 24
時間 5 分後に停止する。
(i) 残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）
残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水を停止している期間に 1.9×10
３ ３m ／h の流量で格納容器へスプレイするものとし，そのうち 95％をドライウェ
ルへ，5％をサプレッション・チェンバへ分配するものとする。なお，格納容器
スプレイ実施中に格納容器圧力が 13.7kPa[gage]に到達した時点でサプレッション・プール冷却運転に切り替える。
伝熱容量は，熱交換器の設計性能に基づき 1 基当たり約 43MW（サプレッション・プール水温度 100℃，海水温度 32℃において）とする。
ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 交流動力電源は 24 時間使用できないものとし，事象発生から 24 時間後に常設代替高圧電源装置により非常用母線への給電を開始する。
(b) 所内常設直流電源設備は，事象発生から 1 時間経過するまでに中央制御室に8／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（長期ＴＢ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
0.31MPa[gage]に到達した場合に実施する。
(c) 逃がし安全弁による原子炉急速減圧操作は，事象発生から 24 時間後に開始する。
(d) 代替原子炉補機冷却系運転操作は，事象発生から 24 時間後に開始する。
(e) 代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）の起動操作は，事象発生から 24 時間後に開始する。
(f) 低圧代替注水系（常設）起動操作は，事象発生から 24 時間後に開始する。なお，
サプレッション・チェンバ・プール水位が真空破壊装置-1m に到達した場合，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を停止する。
(g) 代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）の起動操作は，事象発生から約 25 時間後に開始する。

(3) 有効性評価（敷地境界での実効線量評価）の条件
本重要事故シーケンスでは炉心損傷は起こらず，燃料被覆管の破裂も発生していな
いため，放射性物質の放出を評価する際は，設計基準事故時の評価手法を採用することで保守性が確保される。このため，敷地境界での実効線量評価に当たっては，発電用軽水型原子炉施設の安全評価に関する審査指針（原子力安全委員会 平成 2 年 8 月
30 日）に示されている評価手法を参照した。具体的な評価条件を以下に示す。
a. 事象発生時の原子炉冷却材中の核分裂生成物の濃度は，運転上許容される I-131 の最大濃度とし，その組成を拡散組成とする。これにより,事象発生時に原子炉冷却材中に存在するよう素は，I-131 等価量で約 1.3×1012Bq となる。
b. 原子炉圧力の低下に伴う燃料棒からの核分裂生成物の追加放出量は，I-131 について
は先行炉等での実測値の平均値に適切な余裕をみた値 ※2である 3.7×1013Bq とし，その他の核分裂生成物についてはその組成を平衡組成として求め，希ガスについてはよう素の 2 倍の放出があるものとする。これにより，原子炉圧力の低下に伴う燃料棒からの追加放出量は，希ガスについてはガンマ線実効エネルギ 0.5MeV 換算値で約 9.9×1014Bq，よう素については I-131 等価量で約 6.5×1013Bq となる。
※2 過去に実測された I-131 追加放出量から，全希ガス漏えい率（f 値）1mCi/s（3.7×107Bq/s）あたりの追加放出量を用いて算出している。全希ガス漏えい率が3.7×109Bq/s（100mCi/s）の場合，全希ガス漏えい率あたりの I-131 の追加放

東海第二発電所備

考て不要な負荷を切り離し，事象発生から 8 時間後に現場にて不要な負荷の切離しを実施する。
(c) 逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（可搬型代替注
水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作）は，余裕時間を確認する観点で事象発生の 8 時間後に可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の起動準備操作が完了するものとし，原
子炉減圧操作に要する時間を考慮して，事象発生から 8 時間 1 分後に実施する。なお，全交流動力電源喪失時において，直流電源の容量やポンプ室の温度上昇等を考慮しても，少なくとも事象発生から 8 時間後まではサプレッション・プールを水源とした原子炉隔離時冷却系による原子炉注水が継続可能であることを確認している。
(d) 可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却操作は，格納容器圧力が 279kPa[gage]に到達した場合に実施する。
(e) 残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作並びに残留熱除去系（格
納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）
による格納容器除熱操作は，常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作の完了後に残留熱除去系の起動操作に要する時間を考慮して，事象発生から 24 時間 10 分後に実施する。
・東海第二では，LOCA 時注水機能喪失において非居住区域境界及び敷地境界での実効線量評価を実施して
いる。

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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（長期ＴＢ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考12

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

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

比較表（長期ＴＢ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考（ガンマ線実効エネルギ 0.5MeV 換算値）
h. 大気拡散条件については，格納容器圧力逃がし装置を用いる場合は，格納容器圧力逃がし装置排気管からの放出，実効放出継続時間 1 時間の値として， 相対濃度（χ/Q）を 1.2×10-5（s/m3），相対線量（D/Q）を 1.9×10-19（Gy/Bq）とし，耐圧強化ベント系を用いる場合は，主排気筒放出，実効放出継続時間 1 時間の値として，相対濃度（χ/Q）は 6.2×10-6（s/m3），相対線量（D/Q）は 1.2×10-19（Gy/Bq）とする。
i. サプレッション・チェンバ内でのスクラビング等による除染係数は 10，格納容器圧
力逃がし装置による除染係数は 1,000，排気ガスに含まれるよう素を除去するためのよう素フィルタによる除染係数は 50 とする。

(4) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内及びシュラ
ウド内外）※3，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量，原子炉圧力容器内の保有水量の推移を第 7.1.3.1－7 図から第 7.1.3.1－12 図に，燃料被覆管温度，高出力燃料集合体のボイド率及び炉心下部プレナム部のボイド率の推移を第 7.1.3.1－13 図から
第 7.1.3.1－15 図に，格納容器圧力，格納容器温度，サプレッション・チェンバ・プ
ール水位及び水温の推移を第 7.1.3.1－16 図から第 7.1.3.1－19 図に示す。
※3 シュラウド内は，炉心部から発生するボイドを含んだ二相水位を示しているため，シュラウド外の水位より，見かけ上高めの水位となる。一方，非常用炉心冷却系の起動信号となる原子炉水位計（広帯域）の水位及び運転員が炉心冠水状態において主に確認する原子炉水位計（広帯域・狭帯域）の水位は，シュラウド外の水位である
ことから，シュラウド内外の水位を併せて示す。なお，水位が有効燃料棒頂部付近となった場合には，原子炉水位計（燃料域）にて監視する。6 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド内を，7 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド外を計測している。
a. 事象進展
全交流動力電源喪失後，タービン蒸気加減弁急速閉信号が発生して原子炉がスクラ
ムし，また，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系が自動起動して原子炉水位は維持される。再循環ポンプについては，外部電源喪失により，事象発生とともに 10 台全てがトリップする。
所内蓄電式直流電源設備は，負荷切離しを行わずに 8 時間，その後は不要な負荷の切離し及び直流電源切替え（蓄電池 A から蓄電池 A-2）を実施し，加えて事象発生から 19 時間経過するまで直流電源切替え（蓄電池 A-2 から AM 用直流 125V 蓄電池）を実施し，更に 16 時間の合計 24 時間にわたり，重大事故等の対応に必要な設備に電(3) 有効性評価の結果
・評価条件，運用・設備設計，事象進※
本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内外水位） ， 展等に違いに起因する記載の相違
注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量及び原子炉圧力容器内の保有水量の推移を
第 2.3.1－4 図から第 2.3.1－8 図に，燃料被覆管温度，燃料被覆管最高温度発生位
置における熱伝達係数，燃料被覆管最高温度発生位置におけるボイド率，高出力燃料集合体のボイド率，炉心下部プレナム部のボイド率の推移及び燃料被覆管破裂が発生した時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係を第 2.3.1－
9 図から第 2.3.1－14 図に，格納容器圧力，格納容器雰囲気温度，サプレッション・
プール水位及びサプレッション・プール水温度の推移を第 2.3.1－15 図から第 2.3.1－18 図に示す。
※ 炉心冷却の観点ではシュラウド内水位に着目し，運転員操作の観点ではシュ
ラウド外水位に着目するためシュラウド内外水位を合わせて示している。なお，シュラウド内は炉心部で発生するボイドを含む水位であることから，原子炉水位が低下する過程ではシュラウド外水位と比較して高めの水位を示す。

はあるが，実態として記載内容に違いはない。

ａ．事象進展全交流動力電源喪失後，原子炉スクラム，主蒸気隔離弁の閉止及び再循環系ポンプの停止が発生し，原子炉水位が原子炉水位異常低下（レベル２）設定点に到達すると，原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉への注水が開始されることで，原子炉水位は維持される。
所内常設直流電源設備は，事象発生から 1 時間経過するまでに中央制御室にて，事象発生から 8 時間後に現場にて不要な負荷の切離しを実施することにより，24
時間にわたり重大事故等の対応に必要な設備に電源を供給可能である。
（添付資料 2.3.1.2）
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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（長期ＴＢ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
源を供給する。この間，原子炉隔離時冷却系が原子炉水位低（レベル 2）での自動起動及び原子炉水位高（レベル 8）でのトリップを繰り返すことによって，原子炉水位は適切に維持される。

事象発生から 24 時間経過した時点で，常設代替交流電源設備による交流電源の供給を開始し，その後，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁 2 個を手動開することで，原子炉の急速減圧を実施し，原子炉減圧後に残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を開始する。原子炉の急速減圧を開始すると，原子炉冷却材の流出により原子炉水位は低下するが，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉
注水が開始され,原子炉水位が回復する。
崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することで，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇する。
そのため，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を行う。原子炉格納容器除熱は，事象発生から約 16 時間経過した時点で実施する。なお，原子炉格納容器除熱時のサプレッション・チェンバ・プール水位は，真空破壊装置（約 14m）及びベントライン（約 17m）に対して，十分に低く推移するため，真空破壊装置の健全性は維持される。この点と，蒸気の流入によってサプレッション・チェンバ・プール水
温が上昇することを考慮し，その確実な運転継続を確保する観点から，原子炉隔離時
冷却系の水源は復水貯蔵槽とする。常設代替交流電源設備による電源供給を開始した
後は，ベントラインを閉じて，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を行うものとする。
b. 評価項目等
燃料被覆管の最高温度は，第 7.1.3.1－13 図に示すとおり，初期値をわずかに上回
る約 311℃となるが，1,200℃以下となる。また，燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1%以下であり，15%以下となる。

原子炉圧力は，第 7.1.3.1－7 図に示すとおり，逃がし安全弁の作動により，約7.52MPa[gage]以下に抑えられる。原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力は，原
子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（高々約 0.3MPa）を考慮しても，約7.82MPa[gage]以下であり，最高使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を十分下回る。
また，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することによって，格納容器圧力及び温度は徐々に

東海第二発電所

備

考

事象発生の 8 時間後に可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の起動準備操作が完了した時点で，逃がし安全弁（自動減圧機能）7 個の手動による原子炉減圧操作を実施する。逃がし安全弁（自動減圧機能）開放による蒸気流出によって原子炉水位が一時的に低下するが，可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水が開始されることで原子炉水位は回復し，炉心の冷却は維持される。なお，原子炉隔離時冷却系は，原子炉減圧と同時に停止する想定とする。
（添付資料 2.3.1.3）
事象発生から 24 時間後に常設代替高圧電源装置による非常用母線への交流動力電源供給を開始し，その後中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系（低圧注水系）を起動し，原子炉注水を開始することで，その後も炉心の冷却は維持される。

また，全交流動力電源喪失に伴い崩壊熱除去機能が喪失しているため，原子炉
圧力容器内で発生した蒸気が逃がし安全弁を介して格納容器内に放出されること
で，格納容器圧力及び雰囲気温度は徐々に上昇する。このため，事象発生の約 13
時間後に格納容器圧力が 279kPa[gage]に到達した時点で，可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却操作を開始し，事象発生の 24 時間後に交流動力電源が復旧した時点で残留熱除去系（格
納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱操作を実施することで，格納容器圧力及び雰囲気温度は安定又は低下傾向となる。

ｂ．評価項目等
燃料被覆管温度は，第 2.3.1－9 図に示すとおり，炉心冷却が維持され，初期値（約 309℃）以下にとどまることから，評価項目である 1,200℃を下回る。燃料被覆管の最高温度は，高出力燃料集合体で発生している。また，燃料被覆管の酸化
量は，酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1％以下であり，評価項目である 15％を下回る。
原子炉圧力は，第 2.3.1－4 図に示すとおり，逃がし安全弁（安全弁機能）の作動により，約 8.16MPa[gage]以下に維持される。このため，原子炉冷却材圧力バ
ウンダリにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（0.3MPa程度）を考慮しても，約 8.46MPa[gage]以下であり，評価項目である最高使用圧
力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を下回る。
格納容器圧力は，第 2.3.1－15 図に示すとおり，全交流動力電源喪失に伴い崩12／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（長期ＴＢ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
上昇するが，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を行うことによって，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度の最大値は，約 0.31MPa[gage]
及び約 144℃に抑えられ，原子炉格納容器の限界圧力及び限界温度を下回る。第
7.1.3.1－8 図に示すとおり，原子炉隔離時冷却系による注水継続により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，約 16 時間後に格納容器圧力逃がし装置等
による原子炉格納容器除熱を開始し，さらに代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を実施することで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。

格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベント時の敷地境界での実効線量の評価
結果は約 9.9×10-3mSv であり，5mSv を下回る。また，耐圧強化ベント系による格納容器ベント時の敷地境界での実効線量の評価結果は約 4.9×10-2mSv であり，5mSv を下回る。いずれの場合も周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはない。
本評価では，「6.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目及び周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えないことについて，対策の有効性を確認した。

東海第二発電所

備

考

壊熱除去機能が喪失しているため，原子炉で発生した蒸気が格納容器内に放出されることによって，事象発生後に上昇傾向が継続するが，可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却並びに残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・
プール冷却系）による格納容器除熱により低下傾向となる。事象発生の約 13 時間
後に最高値の約 0.28MPa[gage]となるが，格納容器バウンダリにかかる圧力は，評価項目である最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa[gage]）を下回る。格納容器雰囲気
温度は，第 2.3.1－16 図に示すとおり，
事象発生の約 23 時間後に最高値の約 141℃となり，以降は低下傾向となっていることから，格納容器バウンダリにかかる温度は，評価項目である 200℃を下回る。
第 2.3.1－5 図に示すように，原子炉隔離時冷却系及び可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水を継続することで，炉心の冠水状態が維持され，炉心冷却が維持される。
また，第 2.3.1－15 図及び第 2.3.1－16 図に示すように，事象発生の約 24 時間後に，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水並びに残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去
系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱を実施することで，高温停止での安定状態が確立する。
（添付資料 2.3.1.4）

安定状態が確立した以降は，原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系を起動し，また，機能喪失している設備の復旧に努めるとともに，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）により冷温停止状態とする。
以上により，本評価では，「1.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目について，対策の有効性を確認した。

7.1.3.1.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
2.3.1.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲としては，運転員等操作時間
与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するもに与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価すのとする。
る。
本重要事故シーケンスでは，全交流動力電源の喪失後，原子炉隔離時冷却系が設計
全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）では，全交流動力電源喪失後，原子基準事故対処設備として期待する期間を超えることで蓄電池の枯渇により機能喪失
炉隔離時冷却系が自動起動し，設計基準事故対処設備として期待する期間は運転を継し原子炉注水機能が喪失する。また，全交流動力電源喪失に伴い，崩壊熱除去機能も続するものの，その期間を超えた後に蓄電池の直流電源供給能力が枯渇して原子炉隔喪失する。このため，直流電源の負荷切離しを実施すること，逃がし安全弁（自動減離時冷却系に期待できなくなることが特徴である。また，不確かさの影響を確認する
圧機能）の手動による原子炉減圧を実施すること，可搬型代替注水中型ポンプを用い運転員等操作は，事象発生から 12 時間程度までの短時間に期待する操作及び事象進13／55

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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（長期ＴＢ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考展に有意な影響を与えると考えられる操作として，所内蓄電式直流電源設備切替え操作（A→A-2），格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作，所内蓄電式直流電源設備切替え操作（A-2→AM）及び代替原子炉補機冷却系運転操作とする。

た原子炉注水及び格納容器冷却を実施すること並びに交流動力電源の復旧後に残留熱除去系による原子炉注水及び格納容器除熱を実施することが特徴である。よって，
不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，直流電源の負荷切離操作，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作），可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ
冷却系（可搬型）による格納容器冷却操作，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作並びに残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプ
レッション・プール冷却系）による格納容器除熱操作とする。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「6.7 解本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を実施する重要現象は，「1.7
析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それら確かさの影響評価は以下のとおりである。
の不確かさの影響評価を以下に示す。
a. 運転員等操作時間に与える影響
ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは炉心の冠水が炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは，炉心が冠水維持維持される実験解析において，燃料被覆管温度をほぼ同等に評価する。有効性評する場合では燃料被覆管温度は上昇しないため不確かさは小さい。操作手順（原子炉
価解析では，おおむね炉心の冠水状態が維持されており，燃料被覆管の最高温度
減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開は初期値以下にとどまることから，不確かさは小さく，また，事象初期の原子炉始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響は
注水は原子炉隔離時冷却系の自動起動により確保され，燃料被覆管温度を操作開ない。
始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸化炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸化反応
反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，燃料被覆管温度をに伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，解析結果は燃料被覆管酸化高めに評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなるが，事を大きく評価する可能性がある。
よって，実際の燃料被覆管温度は低くなり，原子炉水位挙動に影響を与える可能性
象初期の原子炉注水は原子炉隔離時冷却系の自動起動により確保され，燃料被覆があるが，操作手順（原子炉減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはな
管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間いことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
に与える影響はない。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導
導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）
並びに気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力は HDR 実験解析では区画によって格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程モデル）はＨＤＲ実験解析において区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度高めに評価する傾向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向が確認されているが，ＢＷＲの験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認した不確かさ
格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系は小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向
においては不確かさが小さくなるものと推定され，全体としては格納容器圧力及を適切に再現できていることから，格納容器圧力を操作開始の起点としている格納容
び雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，格納容器圧力及び雰囲気器圧力逃がし装置等に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
温度を操作開始の起点とする可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替格納容器ス
また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却操作に係る運転員等操作時間に与えいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データとる影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱良く一致することを確認しており，その差異は小さいことから，格納容器圧力を操作
伝導の不確かさにおいては，ＣＳＴＦ実験解析により格納容器温度及び非凝縮性14／55

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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（長期ＴＢ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

開始の起点としている格納容器圧力逃がし装置等に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。

ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいことから，格納容器圧力及び雰囲気温度を操作開始の起点としている可搬型代替
注水中型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器
冷却操作に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
（添付資料 2.3.1.5）

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

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

(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 2.3.1－2 表に示すとおりであり，これらの条件設定を設計値等の最確条件とした場合の影響を評価する。解析条件の設定に当たっては，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。

備

考

15／55

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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（長期ＴＢ）

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
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確条件は約 42kW/m
以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，操作手順（原子炉減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に
変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び温度の上昇が遅くなるが，操作手
順（格納容器圧力に応じて格納容器ベントを実施すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力及び格
納容器温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
機器条件の残留熱除去系（低圧注水モード）及び低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確条件は約 42kW/m
以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，原子炉水位は有効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心は冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値をわずかに上回る約 311℃となることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応したものと東海第二発電所

備考(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／m に対して最確条件は約 33kW／m～約 41kW／m であり，最確条件とした場合は燃料被覆管
温度の上昇が緩和されるが，事象初期の原子炉注水は原子炉隔離時冷却系の自動起動により確保され，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件で設定した燃焼度 33GWd／t に対して最確条件は燃焼度 33GWd／t 以下であり，最確条件とした場合は解析条件で設定している崩壊熱と同等以下となる。燃焼度 33GWd／t の場合は，解析条件と最確条件は同等であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，燃焼度 33GWd／t 未満の場合は，原子炉からサプレッション・プールに流出する蒸気量が減少することで，原子炉水位の低下は遅くなるが，事象初期の原子炉注水は原子炉隔離時冷却系の自動起動により確保されることから，運転員
等操作時間に与える影響はない。また，同様に格納容器圧力及び雰囲気温度並びにサプレッション・プール水位及びサプレッション・プール水温度の上昇が遅くなり，これらのパラメータを操作開始の起点とする運転員等操作の開始時間は遅くなる。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量及びドライウェル雰囲気温度
は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，事象進展に与える影響
は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
機器条件の低圧代替注水系（可搬型）及び残留熱除去系（低圧注水系）は，それぞれ注水流量 0m３／h～110m３／h（0MPa［dif］～1.4MPa［dif］）及び 0m３／
h～1,676m３／h（0MPa［dif］～1.55MPa［dif］）の場合は，解析条件と最確条件は同等であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，それぞれ注水流量 0m３／h～110m３／h 未満（0MPa［dif］～1.4MPa［dif］）及び 0m３／h～1,676m３／h 未満（0MPa［dif］～1.55MPa［dif］）の場合は，注水開始後の原子炉水位の回復が早くなり，炉心冠水後の原子炉水位の維持操作の開始が早くなるが，原子炉減圧から水位回復までの原子炉水位を継続監視している期間の流量調整操作であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 2.3.1.5）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／m に対して最確条件は約 33kW／m～約 41kW／m であり，最確条件とした場合は燃料被覆管
温度の上昇が緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。ただし，炉心部の冠水がおおむね維持される本事故シーケンスでは，この影響は小さいと考えられる。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件で設定した燃焼度 33GWd／t に
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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（長期ＴＢ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
しており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなり，格納容器圧力及び温度の上昇は遅くなるが，格納容器圧力及び温度の上昇は格納容器ベントにより抑制されることから，評価項目となるパラメー
タに与える影響はない。

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力及び格
納容器温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目に与える影響は小さい。
機器条件の残留熱除去系（低圧注水モード）及び低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復が早くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

b. 操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操
作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の所内蓄電式直流電源設備切替え操作（A→A-2）は，解析上の操作開始時
間として事象発生から 8 時間経過するまでを設定している。運転員等操作時間に与える影響として，本操作は停電切替え操作であり，負荷である原子炉隔離時冷却系の停止操作が必要となることから，原子炉水位の状況により切替え操作の操作開始時間は変動する可能性があるが，炉心は冠水維持されることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，解析上の操作開始時間として格納容器圧力 0.31MPa［gage］到達時を設定している。運転員等
操作時間に与える影響として，実態の運転操作においては，炉心損傷前の格納容器ベントの操作実施基準（格納容器圧力 0.31MPa［gage］）に到達するのは，事象発生の約

東海第二発電所備考

対して最確条件は燃焼度 33GWd／t 以下であり，最確条件とした場合は解析条件で設定している崩壊熱と同等以下となる。燃焼度 33GWd／t の場合は，解析条件と最確条件は同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。また，33GWd／t 未満の場合は，原子炉からサプレッション・プールに流出する蒸気量が減少することで，原子炉水位の低下は緩和される。また，同様に格納容器圧力及び雰囲気温度並びにサプレッション・プール水位及びサプレッション・プール水温度の上昇は遅くなることから，評価項目となるパラメー
タに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量及びドライウェル雰囲気温度
は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，事象進展に与える影響
は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
機器条件の低圧代替注水系（可搬型）及び残留熱除去系（低圧注水系）は，それぞれ注水流量 0m３／h～110m３／h（0MPa［dif］～1.4MPa［dif］）及び 0m３／
h～1,676m３／h（0MPa［dif］～1.55MPa［dif］）の場合は，解析条件と最確条件は同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。また，それぞれ注水流量 0m３／h～110m３／h 未満（0MPa［dif］～1.4MPa［dif］）及び
３
３0m ／h～1,676m ／h 未満（0MPa［dif］～1.55MPa［dif］）の場合は，注水開始
後の原子炉水位の回復が早くなることから，評価項目となるパラメータに対す
る余裕は大きくなる。
（添付資料 2.3.1.5）
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員
等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価する。
評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の直流電源の負荷切離操作（中央制御室）は，解析上の操作開始時
間として事象発生から 1 時間経過するまでを設定しており，直流電源の負荷切離操作（現場）は，解析上の操作開始時間として事象発生から 8 時間後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，認知時間及び移動・操作所
要時間は，余裕時間を含めて設定していることから，実態の操作開始時間は解
析上の操作開始時間よりも若干早まる可能性があるが，その他の操作と並列して操作を実施する場合でも，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。
操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水
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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（長期ＴＢ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

16 時間後であり，格納容器ベントの準備操作は格納容器圧力及び温度の上昇の傾向を監視しながらあらかじめ実施可能である。また，格納容器ベント操作も同様に格納容器圧力の上昇の傾向を監視しながらあらかじめ準備が可能である。よって，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。操作開始時間が遅れた場合においても，原子炉格納容器の限界圧力は 0.62MPa［gage］であることから，原子炉格納容器の健全性という点では問題とはならない。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室の運転員とは別に現場操作を行う運転員（現場）を配置しており，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
操作条件の所内蓄電式直流電源設備切替え操作（A-2→AM）は，解析上の操作開始
時間として事象発生から 19 時間経過するまでを設定している。運転員等操作時間に与える影響として，本操作は停電切替え操作であり，負荷である原子炉隔離時冷却系の停止操作が必要となることから，原子炉水位の状況により切替え操作の操作開始時
間は変動する可能性があるが，炉心は冠水維持されることから，運転員等操作時間に与える影響はない。操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，解析上の操作開始
時間として事象発生から 24 時間後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，代替原子炉補機冷却系の準備は，緊急時対策要員の参集に 10 時間，その後の作業に 10 時間の合計 20 時間を想定しているが，準備操作が想定より短い時間で完了することで操作開始時間が早まる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。

操作）は，解析上の操作開始時間として事象発生から 8 時間 1 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，認知時間及び移動・操作所要時
間は，余裕時間を含めて設定していることから，実態の操作開始時間は解析上の操作開始時間より若干早まる可能性があるが，その他の操作と並列して操作を実施する場合でも，順次実施し所定の時間までに操作を完了できることから影響はない。
操作条件の可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却操作は，解析上の操作開始時間として格納容器
圧力 279kPa[gage]到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，不確かさ要因により操作開始時間に与える影響は小さく，実態の操作開始
時間は解析上の設定とほぼ同等となる。本操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く。
）の不確かさにより，操作開始時間は遅れる可能性があるが，並列して実施する場合がある原子炉水位の調整操作とは異なる運転員による対応が可能であることから，この他の操作に与える影響はない。
操作条件の残留熱除去系による原子炉注水及び格納容器除熱操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から 24 時間 10 分後を設定している。運転員等
操作時間に与える影響として，認知時間及び移動・操作所要時間は，余裕時間を含めて設定していることから，実態の操作開始時間は解析上の操作開始時間
より若干早まる可能性がある。
（添付資料 2.3.1.5）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の所内蓄電式直流電源設備切替え操作（A→A-2）は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定から変動する可能性がある
が，直流電源設備は原子炉注水等のサポート設備であり，操作開始時間が変動しても，枯渇しなければ評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等である
ことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
操作条件の所内蓄電式直流電源設備切替え操作（A-2→AM）は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定から変動する可能性がある
が，直流電源設備は原子炉注水等のサポート設備であり，操作開始時間が変動しても，枯渇しなければ評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定から早まり，格納容器圧力及び温度を早期に低下させる可能性があることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。なお，常設代替交流電源設備からの受電を事象発生から 24 時間後に制限する(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の直流電源の負荷切離操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の操作開始時間より若干早まる可能性があるが，解析条件ではないことから，所定の時間までに実施することで，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作）は，運転員等操作時間に与える影響として，解析上の注水開始時間は余
裕時間を含めて設定されており，実態の操作開始時間は解析上の操作開始時間
より若干早まる可能性があるが，可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替
注水系（可搬型）による原子炉注水に移行するまでの期間は原子炉隔離時冷却系により原子炉注水が確保されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作条件の可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の操作開始時間よりも遅くなる可能性があるが，

備

考

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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（長期ＴＢ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
場合，代替原子炉補機冷却系運転操作開始時間のみが早まったとしても，常設代替交
流電源設備から受電する設備を運転できないため，評価項目となるパラメータに影響しない。

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備考この場合でもパラメータが操作実施基準に到達した時点で開始することで同等の効果が得られ，有効性評価解析における格納容器圧力の最高値に変わりがな
いことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作条件の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作並びに残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プー
ル冷却系）による格納容器除熱操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の操作開始時間よりも早くなる可能性があるが，この場合には，格納容器除熱の開始が早くなることで格納容器圧力及び雰囲気
温度の上昇は緩和され，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
（添付資料 2.3.1.5）(3) 操作時間余裕の把握(3) 操作時間余裕の把握
操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメ
操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラータに対して，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，そ果を以下に示す。
の結果を以下に示す。
操作条件の所内蓄電式直流電源設備切替え操作（A→A-2）については，原子炉水位
操作条件の直流電源の負荷切離操作（中央制御室）は事象発生から 1 時間経過す
高（レベル 8）到達後に原子炉隔離時冷却系が停止した際に切替え操作を実施するが，るまでに実施し，直流電源の負荷切離操作（現場）は事象発生から 8 時間後に実施
原子炉水位高（レベル 8）から有効燃料棒頂部まで原子炉水位が低下するには約 1 時するものであり，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
間以上あり，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（可搬型
操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作については，
代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作）は，格納容器ベント開始までの時間は事象発生から約 16 時間あり，準備時間が確保でき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）の準備完了後に実施ることから，時間余裕がある。また，格納容器ベント操作開始時間が遅れる場合におするものであり，評価上は余裕時間を確認する観点で事象発生の 8 時間後に準備がいても，格納容器圧力は 0.31MPa［gage］から上昇するが，格納容器圧力の上昇は緩完了するものとしており，低圧代替注水系（可搬型）の準備に要する時間は事象初やかであるため，原子炉格納容器の限界圧力 0.62MPa［gage］に至るまでの時間は，期の状況判断から 170 分程度であることから，時間余裕がある。
過圧の観点で厳しい「7.2.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温
操作条件の可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可破損）」においても事象発生約 38 時間後であり，約 20 時間以上の準備時間が確保で搬型）による格納容器冷却操作は，事象発生の約 13 時間後に実施するものであり，
きることから，時間余裕がある。
低圧代替注水系（可搬型）と同じ可搬型代替注水中型ポンプを使用し，評価上は余操作条件の所内蓄電式直流電源設備切替え操作（A-2→AM）については，原子炉水
裕時間を確認する観点で可搬型代替注水中型ポンプの準備完了を事象発生の 8 時間
位高（レベル 8）到達後に原子炉隔離時冷却系が停止した際に切替え操作を実施する後と想定しており，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
操作条件の残留熱除去系による原子炉注水及び格納容器除熱は，非常用母線の受が，原子炉水位高（レベル 8）から有効燃料棒頂部まで原子炉水位が低下するには約電後に実施するものであり，評価上は事象発生の 24 時間後に非常用母線の受電操作
1 時間以上あり，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
が完了する想定としており，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作については，事象想定として常設代替交（添付資料 2.3.1.5）
流電源設備からの受電を事象発生から 24 時間後としており，代替原子炉補機冷却系
運転開始までの時間は，事象発生から 24 時間あり，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
(4) まとめ(4) ま と め
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に
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
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。
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
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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（長期ＴＢ）

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その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。このほか，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，
操作時間には時間余裕がある。

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備考た。この結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

7.1.3.1.4 必要な要員及び資源の評価
2.3.1.4 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「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」におい事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）」の重大事故等対策にて，6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策時における事象発生 10 時間までに必要な要
必要な災害対策要員（初動）は，「2.3.1.1（3）炉心損傷防止対策」に示すとおり
員は，「7.1.3.1.1(3) 炉心損傷防止対策」に示すとおり 28 名である。
「7.5.2 重大事
24 名である。
「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している災故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員，緊急時対策要員等の 72
害対策要員（初動）の 39 名で対処可能である。
名で対処可能である。また，事象発生 10 時間以降に必要な参集要員は 46 名であり，また，必要な参集要員は，「2.3.1.1（3）炉心損傷防止対策」に示すとおり 6 名で発電所構あり，参集要員 72 名に含まれることから対処可能である。
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
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」において，必要な水源，燃料及び電源は，「7.5.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価している。その結果を以下に示す。
a. 水源
原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水については，7 日間の対応を考慮すると，号炉あたり約 1,600m3の水が必要となる。6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮すると，合計約 3,200m3の水が必要である。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約 1,700m3及び淡水貯水池に約 18,000m3の水を保有している。これにより，6号及び 7 号炉の同時被災を考慮しても，必要な水源は確保可能である。また，事象発
生 12 時間以降に淡水貯水池の水を，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）により復水貯蔵槽へ給水することで，復水貯蔵槽を枯渇させることなく復水貯蔵槽を水源とした 7 日間の注水継続実施が可能となる。ここで，復水貯蔵槽への補給の開始を事象発生 12時間後としているが，これは，可搬型設備を事象発生から 12 時間以内に使用できな
かった場合においても，その他の設備にて重大事故等に対応できるよう設定しているものである。

(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（長期ＴＢ）」において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1（2） 資源の評価条件」の条件にて評価を行い，以下のとおりである。
（添付資料 2.3.1.6）
ａ．水源
可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注
水操作及び代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却操作については，7 日間の対応を考慮すると，合計約 2,130m３の水が必要となる。
水源として，西側淡水貯水設備に 4,300m３の水を保有していることから，水源が枯渇することはなく，7 日間の対応が可能である。
原子炉隔離時冷却系及び残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作並
びに残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱操作については，サプレッション・チェ
ンバを水源とすることから，水源が枯渇することはなく，7 日間の対応が可能である。
なお，可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原
子炉注水操作の開始時間が，評価時間の 8 時間から早まった場合においても全交
流動力電源喪失（ＴＢＰ）と同等の評価結果となるため，水源が枯渇することはなく，7 日間の対応が可能である。
（添付資料 2.3.1.7）

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重大事故等対策の有効性評価

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
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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b. 燃料
常設代替交流電源設備による電源供給については，保守的に事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に 6 号及び 7 号炉において合計約 504kL の軽油が必要となる。可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への給水については，
保守的に事象発生直後からの可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の運転を想定すると，7日間の運転継続に号炉あたり約 15kL の軽油が必要となる。代替原子炉補機冷却系専用の電源車については，保守的に事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に号炉あたり約 37kL の軽油が必要となる。代替原子炉補機冷却系用の大容量送水車（熱交換器ユニット用）については，保守的に事象発生直後からの大容量送水車（熱交換器ユニット用）の運転を想定すると，7 日間の運転継続に号炉あたり約 11kLの軽油が必要となる。5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタ
リング・ポスト用発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定
すると，7 日間の運転継続に合計約 13kL の軽油が必要となる（6 号及び 7 号炉合計約643kL）。
6 号及び 7 号炉の各軽油タンク（約 1,020kL）及びガスタービン発電機用燃料タン
ク（約 100kL）にて合計約 2,140kL の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，常設代替交流電源設備による電源供給，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への給水，代替原子炉補機冷却系の運転，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備による電源供給及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給について，7 日間の継続が可能である。
c. 電源
常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故等対策に必要な負荷として，6 号炉で約 1,284kW，7 号炉で約 1,294kW 必要となるが，常設代替交流電源設備は連続定格容量が 1 台あたり 2,950kW であり，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
また，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポス
ト用発電機についても，必要負荷に対して電源供給が可能である。
蓄電池の容量については，交流電源が復旧しない場合を想定しても，不要な直流負荷の切離し，蓄電池の切替え等を行うことにより，事象発生後 24 時間の直流電源供給が可能である。

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ｂ．燃

備

考

料

常設代替交流電源設備による電源供給について，事象発生直後から 7 日間の常設代替交流電源設備（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，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続が可能である。
可搬型代替注水中型ポンプ（2 台）を用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水等について，事象発生直後から 7 日間の可搬型代替注水中型ポンプ（2台）の運転を想定すると，約 12.0kL の軽油が必要となる。可搬型設備用軽油タン
クには約 210kL の軽油を保有していることから，可搬型代替注水中型ポンプ（2台）を用いた低圧代替注水系（可搬型）による 7 日間の原子炉注水等の継続が可能である。
緊急時対策所用発電機による電源供給について，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。
（添付資料 2.3.1.8）

ｃ．電源
重大事故等対策時に必要な負荷は約 4,497kW であるが，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 5 台）の連続定格容量は 5,520kW であることから，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
なお必要な負荷には，有効性評価で期待しないが電源供給される不要な負荷も含まれている。
蓄電池の容量については，交流動力電源が復旧しない場合を想定しても，不要な負荷の切離しを行うことにより，事象発生後 24 時間の直流電源の供給が可能である。
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 2.3.1.9）

2.3.1.5 結論
7.1.3.1.5 結論
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）」では，全交流動力電事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」では，源喪失後，蒸気駆動の原子炉隔離時冷却系が自動起動し設計基準事故対処設備として
全交流動力電源喪失後，原子炉隔離時冷却系が自動起動し，設計基準事故対処設備と期待する期間は運転を継続するものの，その期間を超えた後に蓄電池の直流電源供給
して期待する期間は運転を継続するものの，その期間を超えた後に蓄電池が枯渇して能力の枯渇により機能喪失し，原子炉へ注水する機能が喪失することで，原子炉水位
原子炉隔離時冷却系が機能喪失することで，原子炉水位の低下により炉心が露出し，の低下が継続し，炉心損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ「全交炉心損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ｢全交流動力電源喪失（外21／55

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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（長期ＴＢ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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部電源喪失＋DG 喪失）｣に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策として原子炉隔離時冷却系等による原子炉注水手段，安定状態に向けた対策として残留熱除去系（低圧注水モード）及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段，代替原子炉
補機冷却系を介した残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）による原子炉格納容器除熱手段及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱手段を整備している。

流動力電源喪失（長期ＴＢ）」に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策として所内常設直流電源設備，原子炉隔離時冷却系，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧及び可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水手段を整備し，安定状態に向けた対策として，常設代替高圧電源装置からの給電後の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水手段を整備する。
また，格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として可搬型代替注
水中型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却手段並びに常設代替高圧電源装置からの給電後の残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）を用いた格納容器除熱手段を整備している。
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）」の重要事故シーケン
ス「外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋ＨＰＣＳ失敗（ＲＣＩＣ成功）」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，所内常設直流電源設備，原子炉隔離時冷却系，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧及び可搬型代替注水中型ポンプを用いた
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水を継続し，可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却及び常設代替高圧
電源装置からの給電後の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水並びに残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱を実施することで，炉心の著しい損傷を防止することができる。
その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力
並びに格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。また，安定状態を維持することができる。

事故シーケンスグループ｢全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）｣の重要事
故シーケンス「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）（蓄電池枯渇後 RCIC 停止）」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，蓄電池の容量増強に伴う原子炉隔離時冷却系の長時間運
転，残留熱除去系（低圧注水モード）及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，逃がし安全弁による原子炉減圧，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）による原子炉格納容器除熱，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施することにより，炉心損傷することはない。

その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力，
原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
なお，格納容器圧力逃がし装置等の使用による敷地境界での実効線量は，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはない。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した
結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，原子炉隔離時冷却系等による原子炉注水，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱等の炉心損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」に対して有効である。

備考

解析コード及び解析条件の不確かさの影響について確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策に必要な要員は，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「全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）」において，所内常設直流電源設備，原子炉隔離時冷却系，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧及び可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水，可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ
冷却系（可搬型）による格納容器冷却操作並びに常設代替高圧電源装置からの給電後の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水並びに残留熱除去系（格納容器スプ22／55

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

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備

考

レイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱の炉心損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）」に対して有効
である。

23／55

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

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備

考

24／55

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

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備考前ページと同じ

25／55

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

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備考前ページと同じ

26／55

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

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備考前ページと同じ

27／55

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

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備考前ページと同じ

28／55

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

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備

考

29／55

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

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

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

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備

考

31／55

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

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備考前ページと同じ

32／55

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

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備

考

33／55

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

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備考前ページと同じ

34／55

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

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備

考

35／55

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

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備

考

36／55

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

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備

考

37／55

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

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備

考

38／55

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

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備

考

39／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（長期ＴＢ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

備

考

40／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（長期ＴＢ）
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

41／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（長期ＴＢ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

備

考

42／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（長期ＴＢ）
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

43／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（長期ＴＢ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

備

考

44／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（長期ＴＢ）
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

45／55

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

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備

考

46／55

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

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備

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

47／55

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

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備

考

48／55

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

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備

考

49／55

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

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備

考

50／55

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

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備

考

51／55

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

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備

考

52／55

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

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備

考

53／55

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

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備

考

54／55

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

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

比較表（長期ＴＢ）
東海第二発電所

備

考

55／55

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

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

比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
東海第二発電所備考2.3.2 全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
7.1.3.3 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電源喪失
2.3.2.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策
7.1.3.3.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策(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（ＴＢＤ，ＴＢＵ）」に含まれる ・ＴＢＤとＴＢＵでは対策（高圧代替事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流
事故シーケンスとしては，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとお注水系，代替直流電源設備）及び事電源喪失」に含まれる事故シーケンスは，「6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」※※
り，①「外部電源喪失＋直流電源失敗 ＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＤ）
象進展が同様であるため，東二ではに示すとおり，「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電源喪失」
」
，②「外部
1
同じシーケンスグループとして整である。
電源喪失＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＵ）」及び③「サポート系喪失（直理している。
流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＵ）」である。
※1 全ての直流電源喪失により非常用ディーゼル発電機を起動できなくなることか※ 直流電源失敗により非常用ディーゼル発電機の起動ができなくなる。
ら，「外部電源喪失＋直流電源喪失」により，必然的に全交流動力電源喪失となる。
(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）」は，原子炉の電源喪失」では，全交流動力電源喪失と同時に直流電源が喪失することを想定する。
出力運転中に全交流動力電源喪失に加えて，直流電源喪失又は原子炉隔離時冷却系
このため，直流電源喪失に伴い原子炉隔離時冷却系が機能喪失して原子炉注水がでの故障が重畳することを想定する。これに伴い，電動の原子炉注水機能及び原子炉
きず，逃がし安全弁による圧力制御に伴う蒸気流出により原子炉圧力容器内の保有隔離時冷却系が機能喪失することで全ての原子炉注水機能が喪失する。このため，水量が減少し，原子炉水位が低下することから，緩和措置がとられない場合には，原子炉圧力制御に伴い原子炉圧力容器内の蒸気が流出し，保有水量が減少すること
原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至る。
で原子炉水位が低下し，緩和措置が取られない場合には，原子炉水位の低下が継続
し，炉心が露出することで炉心損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，全交流動力電源が喪失した状態において，直流電本事故シーケンスグループは，全交流動力電源喪失に加えて，直流電源喪失又は源喪失により唯一の原子炉注水手段である原子炉隔離時冷却系が機能喪失したこと
原子炉隔離時冷却系の故障が重畳することにより，原子炉隔離時冷却系を含む全て
によって炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故等対の原子炉注水機能が喪失し，炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。この策の有効性評価には，直流電源及び交流電源の電源供給機能に加えて高圧注水機能ため，重大事故等対策の有効性評価には，直流電源及び交流動力電源の供給機能にに対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
対する重大事故等対処設備並びに交流動力電源を必要としない重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
したがって，本事故シーケンスグループでは，常設代替直流電源設備から電源を以上により，本事故シーケンスグループでは，代替の直流電源供給機能及び交流給電した高圧代替注水系による原子炉注水によって 24 時間後まで炉心を冷却し，常動力電源が不要な代替の原子炉注水機能を用いた原子炉注水により原子炉水位を維設代替交流電源設備による給電及び残留熱除去系（低圧注水モード），低圧代替注水持し，その後，原子炉圧力容器を強制的に減圧し，可搬型の原子炉注水機能を用い系（常設）による注水の準備が完了したところで逃がし安全弁の手動開操作によりて原子炉へ注水することによって炉心損傷の防止を図る。また，可搬型の格納容器
冷却機能を用いて格納容器冷却を実施するとともに，代替の交流電源供給機能によ原子炉を減圧し，原子炉減圧後に残留熱除去系（低圧注水モード）により炉心を冷り交流動力電源を復旧し，最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことによって除却することによって炉心損傷の防止を図る。また，代替原子炉補機冷却系を介した熱を行い格納容器破損の防止を図る。
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード），格納容器圧力逃がし装置及び耐圧強化ベント系による原子炉格納容器除熱を実施する。

1／34

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

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

比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
東海第二発電所

備考(3) 炉心損傷防止対策
・東海第二では原子炉隔離時冷却系の(3) 炉心損傷防止対策
水源をサプレッション・プールとし
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）」において，炉ていることから，サプレッション・
電源喪失」における機能喪失に対して，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ，心が著しい損傷に至ることなく，かつ十分な冷却を可能とするため，初期の対策とプール水温上昇により原子炉隔離
十分な冷却を可能とするため，初期の対策として高圧代替注水系による原子炉注水
して常設代替直流電源設備，高圧代替注水系，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手
時冷却系の運転継続ができなくな手段を整備し，安定状態に向けた対策として，逃がし安全弁を開維持することで，動による原子炉減圧及び可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬る前に，交流電源に依存しない可搬低圧代替注水系（常設）による炉心冷却を継続する。また，原子炉格納容器の健全型）による原子炉注水手段を整備し，安定状態に向けた対策として，常設代替高圧型設備による原子炉注水を実施し，性を維持するため，安定状態に向けた対策として代替原子炉補機冷却系を介した残電源装置からの給電後の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水手段を整備
同じポンプを用いて格納容器スプ
留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード），格納容器圧力逃がし装置等による原子する。また，格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として，可レイも実施する。また，可搬型設備
炉格納容器除熱手段を整備する。
搬型代替注水中型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格による格納容器スプレイを実施す
これらの対策の概略系統図を第 7.1.3.3－1 図から第 7.1.3.3－4 図に，手順の概
納容器冷却手段並びに常設代替高圧電源装置からの給電後の残留熱除去系（格納容ることから，交流電源の復旧を想定
要を第 7.1.3.3－5 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，
器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格する 24 時間後まで，格納容器圧力重大事故等対策における設備と操作手順の関係を第 7.1.3.3－1 表に示す。
納容器除熱手段を整備する。対策の概略系統図を第 2.3.2－1 図に，対応手順の概要
は，格納容器ベント実施基準に到達を第 2.3.2－2 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大しない。
事故等対策における手順と設備との関係を第 2.3.2－1 表に示す。
本事故シーケンスグループの重要事故シーケンスにおいて，事象発生 10 時間まで
本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて必要な要員は， ・プラント基数，設備設計及び運用の違いにより必要要員数は異なるが，の 6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び災害対策要員（初動）24 名及び参集要員 6 名である。
タイムチャートにより要員の充足
緊急時対策要員で構成され，合計 28 名である。その内訳は次のとおりである。中央
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，運転操作性は確認される。
制御室の運転員は，当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2 名，運転操作対対応を行うための当直運転員 5 名，指揮，通報連絡を行うための災害対策要員（指・東海第二では参集要員は 2 時間以内
応を行う運転員 12 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を揮者等）4 名及び現場操作を行うための重大事故対応要員 13 名である。
に参集可能なことを確認している行う緊急時対策本部要員は 5 名，緊急時対策要員（現場）は 8 名である。また，事参集要員の内訳は，タンクローリによる燃料給油操作を行うための重大事故等対ことから，2 時間以降に期待する評
象発生 10 時間以降に追加で必要な要員は，代替原子炉補機冷却系作業等を行うため応要員 2 名，可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による価としている。
の参集要員 46 名である。必要な要員と作業項目について第 7.1.3.3－6 図に示す。
原子炉注水の調整操作を行うための重大事故等対応要員 2 名並びに可搬型代替注水
中型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却の系統構成操作及び流量調整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 2.3.2－3 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）24 名
及び参集要員 6 名で対処可能である。
※2a. 全交流動力電源喪失及び原子炉スクラム確認
ａ．原子炉スクラム及び全電源喪失の確認
外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機が機能喪失※3 す外部電源が喪失するとともに，直流電源喪失に伴い非常用ディーゼル発電機等る。これにより所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となり，全交流動力電源喪が全て機能喪失することで全電源喪失となり，原子炉がスクラムしたことを確認失に至る。
する ※１，２。また，早期の電源回復不能と判断する。全電源喪失に伴い原子炉隔離
全交流動力電源喪失の発生により原子炉がスクラムする。同時に直流電源が機能
時冷却系を含む全ての設計基準事故対処設備の原子炉注水機能が喪失する。
喪失し，これによって原子炉隔離時冷却系が機能喪失することで，設計基準事故対原子炉スクラム及び全電源喪失の確認に必要な計装設備は，原子炉圧力（ＳＡ），
処設備の注水機能を全て喪失する。
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧，Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧等である。
※2 直流電源喪失時には平均出力領域モニタ等による原子炉スクラムの確認はでき※1 直流電源喪失に伴い非常用ディーゼル発電機等の起動ができなくなる。
ないが，直流電源が失われることで，スクラムパイロット弁が無励磁となるた※2 直流電源喪失時には，平均出力領域計装等による原子炉スクラム確認はめ原子炉のスクラムに至る。また，原子炉スクラムに失敗している場合には逃できないが，直流電源喪失に伴いスクラムパイロット電磁弁が無励磁と2／34

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
がし安全弁によるサプレッション・チェンバへの蒸気放出が頻繁に発生するため，その動作状況から原子炉スクラム失敗を推定できるものと考える。
※3 本事故シーケンスグループの重要事故シーケンスは「7.1.3.3.2 炉心損傷防止対策の有効性評価」のとおり，「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電源喪失」であるが，全ての直流電源喪失により非常用ディーゼル発電機を起動できなくなることから，「外部電源喪失＋直流電源喪失」により，必然的に全交流動力電源喪失となる。
b. 高圧代替注水系による原子炉注水
高圧代替注水系による原子炉注水については，「7.1.3.2.1(3)b.高圧代替注水系による原子炉注水」と同じ。

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

東海第二発電所

備

考なり原子炉スクラムが発生する。また，原子炉スクラムに失敗している
場合は，炉心での蒸気発生量が多くなり圧力設定点の高い逃がし安全弁が作動し，また作動頻度も高くなることから，原子炉圧力（ＳＡ）を監視することで原子炉スクラムの成功／失敗を推定できる。

ｂ．高圧代替注水系の起動操作
全電源喪失に伴う高圧注水機能喪失の確認後，一連の操作として高圧代替注水系に必要な負荷の電源切替えを実施し，中央制御室からの遠隔操作により，高圧
代替注水系を起動する。
高圧代替注水系の起動操作に必要な計装設備は，高圧代替注水系系統流量である。
ｃ．原子炉水位の調整操作（高圧代替注水系）
高圧代替注水系の起動により，原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復した
ことを確認する。また，原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持する。
原子炉水位の調整操作（高圧代替注水系）に必要な計装設備は，原子炉水位（ＳＡ広帯域），原子炉水位（ＳＡ燃料域）及び高圧代替注水系系統流量である。
・東海第二では，解析上考慮しない操
ｄ．電源確保操作対応
作も含め，手順に従い必ず実施する
早期の電源回復不能の確認後，直流電源の機能回復操作及び外部電源の機能回操作を記載
復操作を実施する。
ｅ．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
全電源喪失に伴う低圧注水機能喪失の確認後，可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水準備を開始する。原子炉建屋内の現場操作にて原子炉注水に必要な系統構成を実施し，屋外の現場操作にて可搬型代替注水中型ポンプの準備，ホース敷設等を実施した後にポンプ起動操作を実施する。
ｆ．逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作
全電源喪失の確認後，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作に必要な負荷の電源切替えを実施する。
サプレッション・プール水温度がサプレッション・プール熱容量制限（原子炉が高圧の場合は 65℃）に到達したことを確認し，可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の起動準備操作及び逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作に必要な電源の切替え操作が完了した後に，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁（自動減圧機能）7 個を手動開放し，原3／34

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

子炉減圧を実施する。
逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作に必要な計装設備
は，原子炉圧力（ＳＡ）等である。
原子炉水位が燃料有効長頂部に到達した場合は炉心損傷がないことを継続的に確認する。

d. 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱については，「7.1.3.1.1(3)e. 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱」と同じ。

炉心損傷がないことを継続的に確認するために必要な計装設備は，格納容器雰
囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）及び格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）である。
ｇ．原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（可搬型））
逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作により，原子炉圧力が可搬型代替注水中型ポンプの吐出圧力を下回ると，原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復する。原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持する。また，原子
炉圧力の低下により高圧代替注水系が停止したことを確認する。
原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（可搬型））に必要な計装設備は，原子炉水位（ＳＡ広帯域），原子炉水位（ＳＡ燃料域），低圧代替注水系原子炉注水流量等である。
ｈ．タンクローリによる燃料給油操作
タンクローリにより可搬型設備用軽油タンクから可搬型代替注水中型ポンプに燃料給油を実施する。
ｉ．可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却操作
全電源喪失に伴い崩壊熱除去機能が喪失しているため，格納容器圧力及び雰囲
気温度が上昇する。格納容器圧力が 279kPa[gage]に到達した場合又はドライウェ
ル雰囲気温度がドライウェル設計温度である 171℃に近接した場合は，可搬型代
替注水中型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却操作を実施する。また，同じ可搬型代替注水中型ポンプを用いて原子炉注水を継続する。
可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却操作に必要な計装設備は，ドライウェル圧力，サプレッション・
チェンバ圧力，低圧代替注水系格納容器スプレイ流量，サプレッション・プール
水位等である。
ｊ．常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作
外部電源喪失の確認後，中央制御室からの遠隔操作により常設代替高圧電源装置から緊急用母線を受電する。
常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作に必要な計装設備は，緊急用Ｍ／Ｃ電圧である。
ｋ．常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電準備操作
早期の電源回復不能の確認後，中央制御室及び現場にて常設代替高圧電源装置
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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

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

残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水については，「7.1.3.1.1(3)g.
残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水」と同じ。
g. 残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）による原子炉格納容器除熱
残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）による原子炉格納容器除熱については，「7.1.3.1.1(3)h. 残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）による原子炉格納容器除熱」と同じ。
h. 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
低圧代替注水系（ 常設） による原子炉注水については，「7.1.3.1.1(3)i. 低圧
代替注水系（常設）による原子炉注水」と同じ。

ｍ．残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水並びに残留熱除去系（格納容器
スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱操作
常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作の完了後，残留熱除去系海水系の起動操作を実施する。その後，可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代
替注水系（可搬型）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却を停止し，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水並
びに残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱を実施する。
残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水並びに残留熱除去系（格納容器
スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格
納容器除熱操作に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域），残留熱除去系系統流量等である。

ｎ．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，炉心冷却は残留熱除去系（低圧注水系）を用いた原子炉注水により原子炉
水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持することで継続的に実施し，格納容器除熱は，原子炉注水の停止期間中に残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プー
ル冷却系）により実施する。また，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）に切り替
え，冷温停止状態とする。

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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所備考2.3.2.2 炉心損傷防止対策の有効性評価
7.1.3.3.2 炉心損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「1.2
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは「6.2
評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，外部電源喪失を起因事象とし，評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，外部電源喪失を起因事象とし，全ての直流電源を喪失することにより全ての非常用ディーゼル発電機及び全ての注
直流電源喪失に伴い全ての非常用ディーゼル発電機等及び全ての注水機能が喪失す
水機能を喪失する「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電源喪失」
る「外部電源喪失＋直流電源失敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＤ）」である。なお，「外である。
部電源喪失＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＵ）」及び「サポート系喪失（直流
電源故障）（＋外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＵ）」は，全交
流動力電源喪失時に原子炉隔離時冷却系の機能喪失が重畳するという点で安全機能の喪失状態が同じであり，この代替として高圧代替注水系及び常設代替直流電源設
備に期待するため重大事故等対策及び事象進展は同じとなる。
本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，気液熱非本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移，平衡，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分
燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・対離（水位変化）・対向流，三次元効果，原子炉圧力容器における沸騰・凝縮・ボイド
向流，気液熱非平衡及び三次元効果，原子炉圧力容器における冷却材放出（臨界流・・対向流及びＥＣＣＳ率変化，気液分離（水位変化）
・対向流，冷却材放出（臨界流・差圧流），ECCS 注水差圧流）,沸騰・凝縮・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
注水（給水系及び代替注水系含む）並びに格納容器における格納容器各領域間の流（給水系・代替注水設備含む）並びに原子炉格納容器における格納容器各領域間の動，気液界面の熱伝達，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，スプレイ冷却及びサプ
流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷却，格納
レッション・プール冷却が重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価す
容器ベント，サプレッション・プール冷却が重要現象となる。
ることが可能である長期間熱水力過渡変化解析コードＳＡＦＥＲ及びシビアアクシ
よって，これらの現象を適切に評価することが可能である長期間熱水力過渡変化
デント総合解析コードＭＡＡＰにより，原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温度，
解析コード SAFER，シビアアクシデント総合解析コード MAAP により原子炉圧力，原格納容器圧力，格納容器雰囲気温度等の過渡応答を求める。なお，本有効性評価で ・東海第二では燃料被覆管温度の評価
子炉水位，燃料被覆管温度，格納容器圧力，格納容器温度等の過渡応答を求める。
は，ＳＡＦＥＲコードによる燃料被覆管温度の評価結果は，ベストフィット曲線の結果が破裂判断基準に対して十分
破裂判断基準に対して十分な余裕があることから，燃料被覆管温度が高温となる領な余裕があることからＣＨＡＳＴ
域において，燃料棒やチャンネルボックスの幾何学的配置を考慮した詳細な輻射熱
Ｅコードによる詳細評価は実施し伝達計算を行うことで燃料被覆管温度をＳＡＦＥＲコードよりも低めに評価するＣないことを明記しているが，本事故
ＨＡＳＴＥコードは使用しない。
シーケンスで使用する解析コード
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故に違いはない。
シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータにシーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
与える影響及び操作時間余裕を評価する。
(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件は第 7.1.3.2－
2 表と同じ。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条
件を以下に示す。
a. 事故条件(a) 起因事象
起因事象として，送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源を喪失するものとする。

(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する主要な解析条件を第 2.3.2－2 表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
ａ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源が喪失するものとする。
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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機(b) 安全機能の喪失に対する仮定
全ての直流電源が機能喪失するものとする。これにより，全ての非常用ディーゼ
ル発電機及び直流電源を制御電源としている原子炉隔離時冷却系が機能喪失するものとする。
(c) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。起因事象として，外部電源を喪失するものとしている。
b. 重大事故等対策に関連する機器条件
重大事故等対策に関連する機器条件は，「7.1.3.2.2(2)b. 重大事故等対策に関連する機器条件」と同じ。

東海第二発電所

備考(b) 安全機能の喪失に対する仮定
125V 系蓄電池の機能喪失を想定する。また，全ての非常用ディーゼル発電機
等及び原子炉隔離時冷却系が機能喪失するものとする。
(c) 外部電源起因事象として，外部電源が喪失することを想定している。
ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム
原子炉水位低下を厳しくする観点で，外部電源喪失に伴うタービン蒸気加減
弁急閉信号及び原子炉保護系電源喪失による原子炉スクラムについては保守的に考慮せず，原子炉水位低（レベル３）信号により原子炉スクラムするものとする。
(b) 主蒸気隔離弁
主蒸気隔離弁は，外部電源喪失により制御電源である原子炉保護系電源が喪失し，閉止するものとする。
(c) 再循環系ポンプ
再循環系ポンプは，外部電源喪失により駆動電源が喪失し，全台停止するものとする。
(d) 逃がし安全弁
逃がし安全弁（安全弁機能）にて原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を抑制するものとする。また，手動による原子炉減圧には，逃がし安全弁（自動減圧機能）7 個を使用するものとし，容量として，1 個当たり定格主蒸気
流量の約 6％を処理するものとする。
(e) 高圧代替注水系
136.7m３／h（原子炉圧力 1.04MPa[gage]～7.86MPa[gage]において）の流量で原子炉へ注水するものとする。原子炉水位が原子炉水位高（レベル８）設定点まで回復した以降は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子
炉水位高（レベル８）設定点の範囲に維持する。また，原子炉減圧時の可搬型
代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉水位回復
性能を確認する観点で，原子炉減圧操作と同時に注水を停止する。
(f) 残留熱除去系（低圧注水系）
残留熱除去系ポンプ 1 台を使用するものとし，非常用母線の受電が完了した時点で手動起動し，0m３／h～1,676m３／h（0MPa[dif]※～1.55MPa[dif]において）の流量で原子炉へ注水するものとする。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（サプレッション・プール水温度 100℃，海水温度 32℃において）とする。なお，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子
炉水位高（レベル８）設定点の間で維持しつつ，原子炉注水の停止期間中に格納
容器スプレイ又はサプレッション・プール冷却を実施するものとする。
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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所備考※ MPa[dif]…原子炉圧力容器と水源との差圧（以下同様）(g) 低圧代替注水系（可搬型）
可搬型代替注水中型ポンプ 2 台を使用するものとし，注水流量は，原子炉注
水のみを実施する場合は，機器設計上の最小要求値である最小流量特性（注水
流量：0m３／h～110m３／h，注水圧力：0MPa[dif]～1.4MPa[dif]）とし，原子炉注水と格納容器スプレイを同時に実施する場合は，50m３／h（一定）を用いるものとする。また，原子炉水位が原子炉水位高（レベル８）設定点まで回復した以降は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の範囲に維持し，交流動力電源復旧後の事象発生から 24 時間 5分後に停止する。
(h) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）
低圧代替注水系（可搬型）と同じ可搬型代替注水中型ポンプ 2 台を使用するものとし，スプレイ流量は，運転手順に基づき 130m３／h（一定）を用いるものとする。また，格納容器圧力が 217kPa[gage]に到達した場合に停止し，279kPa[gage]に到達した場合に再開し，交流電源復旧後の事象発生から 24 時間
5 分後に停止する。
(i) 残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）
残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水を停止している期間に，1.9×10３m３／h の流量で格納容器へスプレイするものとし，そのうち 95％をドライウ
ェルへ，5％をサプレッション・チェンバへ分配するものとする。なお，格納容器スプレイ実施中に格納容器圧力が 13.7kPa[gage]に到達した時点でサプレッ
ション・プール冷却運転に切り替える。
伝熱容量は，熱交換器の設計性能に基づき 1 基当たり約 43MW（サプレッション・プール水温度 100℃，海水温度 32℃において）とする。
c. 重大事故等対策に関連する操作条件
重大事故等対策に関連する操作条件は，「7.1.3.2.2(2)c. 重大事故等対策に関連する操作条件」と同じ。

ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 交流動力電源は 24 時間使用できないものとし，事象発生から 24 時間後に常設代替高圧電源装置により非常用母線への給電を開始する。
(b) 高圧代替注水系の起動操作は，状況判断及び高圧代替注水系の準備に要する時間を考慮して，事象発生 25 分後に実施するものとする。
(c) 逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（可搬型代替注
水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作）は，余裕時間を確認する観点で 8 時間後に低圧代替注水系（可搬型）の起動準備操作が完了するものとし，原子炉減圧操作に要する時間を考慮して，事象発
生から 8 時間 1 分後に実施する。なお，全交流動力電源喪失時において，直 ・東海第二では，本事故シーケンスグ
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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所
流電源の容量やポンプ室の温度上昇等を考慮しても，少なくとも事象発生か
ら 8 時間後まではサプレッション・プールを水源とした高圧代替注水系による原子炉注水が継続可能であることを確認している。
(d) 可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却操作は，格納容器圧力が 279kPa[gage]に到達した場合に実施する。
(e) 残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水並びに残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱操作は，常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作の完了後に残留熱除去系の起動操作に要する時間を考慮して，事象発生から 24 時間 10 分後に実施する。

備考

ループで格納容器圧力逃がし装置を使用しない。

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

(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内外水位）※，
注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量及び原子炉圧力容器内の保有水量の推移を
第 2.3.2－4 図から第 2.3.2－8 図に，燃料被覆管温度，燃料被覆管最高温度発生位
置における熱伝達係数，燃料被覆管最高温度発生位置におけるボイド率，高出力燃料集合体のボイド率，炉心下部プレナム部のボイド率の推移及び燃料被覆管破裂が発生した時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係を第 2.3.2－
9 図から第 2.3.2－14 図に，格納容器圧力，格納容器雰囲気温度，サプレッション・
プール水位及びサプレッション・プール水温度の推移を第 2.3.2－15 図から第 2.3.2－18 図に示す。
※ 炉心冷却の観点ではシュラウド内水位に着目し，運転員操作の観点ではシュ
ラウド外水位に着目するためシュラウド内外水位を合わせて示している。なお，シュラウド内は炉心部で発生するボイドを含む水位であることから，原子炉水位が低下する過程ではシュラウド外水位と比較して高めの水位を示す。
ａ．事象進展全電源喪失後，原子炉スクラム，主蒸気隔離弁の閉止及び再循環系ポンプの停止が発生する。外部電源喪失及び直流電源喪失を確認した後，事象発生 25 分後に代替直流電源設備からの給電により高圧代替注水系を起動し，原子炉注水が開始されることで，原子炉水位は維持される。
代替直流電源設備は，負荷の切離しを行うことなく，事象発生から 24 時間にわたり重大事故等の対応に必要な設備に電源を供給可能である。
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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

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

比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
東海第二発電所

備

考（添付資料 2.3.2.1）
事象発生の 8 時間後に可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の準備が完了した時点で，逃がし安全弁（自動減圧機能）7 個の手動による原子炉減圧を実施する。逃がし安全弁（自動減圧機能）開放による蒸気流出に
よって原子炉水位が一時的に低下するが，可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水が開始されることで原子炉水位は回復
し，炉心の冷却は維持される。なお，高圧代替注水系は，原子炉減圧と同時に停止する想定とする。
（添付資料 2.3.2.2）
事象発生から 24 時間後に常設代替高圧電源装置による非常用母線への交流動力電源供給を開始し，その後中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系（低圧注水系）を起動し，原子炉注水を開始することで，その後も炉心の冷却は維持される。
また，全電源喪失に伴い崩壊熱除去機能が喪失しているため，原子炉圧力容器内で発生した蒸気が逃がし安全弁を介して格納容器内に放出されることで，格納容器圧力及び雰囲気温度は徐々に上昇する。このため，事象発生の約 13 時間後に格納容器圧力が 279kPa[gage]に到達した時点で，可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却操作を開始し，事象発生の 24 時間後に交流動力電源が復旧した時点で残留熱除去系（格納容器ス
プレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱操作を実施することで，格納容器圧力及び雰囲気温度は安定又は低下傾向となる。
ｂ．評価項目等
燃料被覆管温度は，第 2.3.2－9 図に示すとおり，炉心冷却が維持され，初期値（約 309℃）以下にとどまることから，評価項目である 1,200℃を下回る。燃料被覆管の最高温度は，高出力燃料集合体で発生している。また，燃料被覆管の酸化
量は，酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1％以下であり，評価項目である 15％を下回る。
原子炉圧力は，第 2.3.2－4 図に示すとおり，逃がし安全弁（安全弁機能）の作動により，約 8.16MPa[gage]以下に維持される。このため，原子炉冷却材圧力バ
ウンダリにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（0.3MPa程度）を考慮しても，約 8.46MPa［gage］以下であり，評価項目である最高使用
圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を下回る。
格納容器圧力は，第 2.3.2－15 図に示すとおり，全電源喪失に伴い崩壊熱除去
機能が喪失しているため，原子炉圧力容器内で発生した蒸気が格納容器内に放出されることによって，事象発生後に上昇傾向が継続するが，可搬型代替注水中型
ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却操作
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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）

比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
東海第二発電所

備

考及び残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱操作により低下傾向となる。事象発生の約 13 時間後に最高値の約 0.28MPa[gage]となるが，格納容器バウンダリにかかる
圧力は，評価項目である最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa[gage]）を下回る。格納容
器雰囲気温度は，第 2.3.2－16 図に示すとおり，事象発生の約 24 時間後に最高値の約 141℃となり，以降は低下傾向となっていることから，格納容器バウンダリにかかる温度は，評価項目である 200℃を下回る。
第 2.3.2－5 図に示すように，高圧代替注水系及び可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水を継続することで，炉心の冠
水状態が維持され，炉心冷却が維持される。また，第 2.3.2－15 図及び第 2.3.2－16 図に示すように，事象発生の約 24 時間後に，残留熱除去系（低圧注水系）
による原子炉注水並びに残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱操作を実施すること
で，高温停止での安定状態が確立する。
（添付資料 2.3.2.3）
安定状態が確立した以降は，原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系を起動し，また，機能喪失している設備の復旧に努めるとともに，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）により冷温停止状態とする。
以上により，本評価では，「1.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目について，対策の有効性を確認した。

2.3.2.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
7.1.3.3.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲としては，運転員等操作時間
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間の余裕を評価に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価すするものとする。
る。
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流本重要事故シーケンスでは，全交流動力電源の喪失に加えて，直流電源喪失に伴い電源喪失」は，全交流動力電源喪失と同時に直流電源が機能喪失することが特徴で原子炉隔離時冷却系が機能喪失し，原子炉注水機能が喪失することで原子炉水位が低あるが，対応操作が同様であることから，
不確かさの影響評価の観点では「7.1.3.2.3
下するため，高圧代替注水系及び可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価」と同じ。
（可搬型）による原子炉注水を実施すること並びに全交流動力電源喪失に伴い崩壊熱除去機能も喪失し格納容器圧力及び雰囲気温度が上昇することから，可搬型代替注水
中型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却操作を実施すること及び交流動力電源の復旧後に残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水並びに残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱操作を実施することが特徴である。よって，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，高圧代替注水系の起動操作，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可11／34

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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）

比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
東海第二発電所

備考搬型）による原子炉注水操作），可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替格納容器ス
プレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却操作，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水並びに残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱操作とする。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を実施する重要現象は，「1.7
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価を以下に示す。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは炉心の冠水が維持される実験解析において，燃料被覆管温度をほぼ同等に評価する。有効性評
価解析では，おおむね炉心の冠水状態が維持されており，燃料被覆管の最高温度は初期値以下にとどまることから，不確かさは小さく，また，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，燃料被覆管温度を高めに評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導並びに気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析において区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程
度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向が確認されているが，ＢＷＲの格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系
においては不確かさが小さくなるものと推定され，全体としては格納容器圧力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，格納容器圧力及び雰囲気
温度を操作開始の起点とする可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替格納容器ス
プレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却操作に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，ＣＳＴＦ実験解析により格納容器温度及び非凝縮性
ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいことから，格納容器圧力及び雰囲気温度を操作開始の起点としている可搬型代替
注水中型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器
冷却操作に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
（添付資料 2.3.2.4）

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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）

比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
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備考ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは炉心の冠水が維持される実験解析において，燃料被覆管温度をほぼ同等に評価する。有効性評
価解析では，おおむね炉心の冠水状態が維持されており，燃料被覆管の最高温度は初期値以下にとどまることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，燃料被覆管温度を高く評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
ただし，炉心部の冠水がおおむね維持される本事故シーケンスでは，この影響は小さいと考えられる。
格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導並びに気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析において区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程
度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向が確認されているが，ＢＷＲの格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系
においては不確かさが小さくなるものと推定され，全体としては格納容器圧力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，評価項目となるパラメー
タに与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，ＣＳＴＦ実験解析により格納容器雰囲気温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料 2.3.2.4）(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 2.3.2－2 表に示すとおりであり，これらの条件設定を設計値等の最確条件とした場合の影響を評価する。解析条件の設定に当たっては，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。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／m に対して最確条件は約 33kW／m～約 41kW／m であり，最確条件とした場合は燃料被覆管
温度の上昇が緩和されるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に
変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
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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）

比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
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備

考初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件で設定した燃焼度 33GWd／t に対して最確条件は燃焼度 33GWd／t 以下であり，最確条件とした場合は解析条件で設定している崩壊熱と同等以下となる。燃焼度 33GWd／t の場合は，解析条件と最確条件は同等であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，燃焼度 33GWd／t 未満の場合は，原子炉からサプレッション・プールに流出する蒸気量が減少することで，原子炉水位の低下は遅くなるが，操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，同様に格納容器圧力及び雰囲気温度並びにサプレッション・プール水位及びサプレッション・プール水温度の上昇が遅くなり，
これらのパラメータを操作開始の起点とする運転員等操作の開始時間は遅くなる。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量及びドライウェル雰囲気温度
は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，事象進展に与える影響
は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
機器条件の低圧代替注水系（可搬型）及び残留熱除去系（低圧注水系）は，それぞれ注水流量 0m３／h～110m３／h（0MPa［dif］～1.4MPa［dif］）及び 0m３／
h～1,676m３／h（0MPa［dif］～1.55MPa［dif］）の場合は，解析条件と最確条件は同等であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，それぞれ注水流量 0m３／h～110m３／h 未満（0MPa［dif］～1.4MPa［dif］）及び 0m３／h～1,676m３／h 未満（0MPa［dif］～1.55MPa［dif］）の場合は，注水開始後の原子炉水位の回復が早くなり，炉心冠水後の原子炉水位の維持操作の開始が早くなるが，原子炉減圧から水位回復までの原子炉水位を継続監視している期間の流量調整操作であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 2.3.2.4）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／m に対して最確条件は約 33kW／m～約 41kW／m であり，最確条件とした場合は燃料被覆管
温度の上昇が緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。ただし，炉心部の冠水がおおむね維持される本事故シーケンスでは，この影響は小さいと考えられる。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件で設定した燃焼度 33GWd／t に対して最確条件は燃焼度 33GWd／t 以下であり，最確条件とした場合は解析条件で設定している崩壊熱と同等以下となる。燃焼度 33GWd／t の場合は，解析条件と最確条件は同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。また，33GWd／t 未満の場合は，原子炉からサプレッション・プールに流出する蒸気量が減少することで，原子炉水位の低下は緩和される。また，同様に格納容器圧力及び雰囲気温度並びにサプレッション・プール水位及びサプレッション・プール水温度の上昇は遅くなることから，評価項目となるパラメー
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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）

比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
東海第二発電所備考タに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量及びドライウェル雰囲気温度
は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，事象進展に与える影響
は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
機器条件の低圧代替注水系（可搬型）及び残留熱除去系（低圧注水系）は，それぞれ注水流量 0m３／h～110m３／h（0MPa［dif］～1.4MPa［dif］）及び 0m３／
h～1,676m３／h（0MPa［dif］～1.55MPa［dif］）の場合は，解析条件と最確条件は同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。また，それぞれ注水流量 0m３／h～110m３／h 未満（0MPa［dif］～1.4MPa［dif］）及び
３
３0m ／h～1,676m ／h 未満（0MPa［dif］～1.55MPa［dif］）の場合は，注水開始
後の原子炉水位の回復が早くなることから，評価項目となるパラメータに対す
る余裕は大きくなる。
（添付資料 2.3.2.4）
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員
等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価する。
評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の高圧代替注水系の起動操作は，解析上の操作開始時間として，事象発生から 25 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，認知時間及び操作所要時間は，余裕時間を含めて設定していることから，実態の操作開始時間は解析上の設定よりも若干早まる可能性があるが，状況判断から高圧代替注水系の起動操作までは一連の操作として実施し，同一の運転員による並列操作はないことから，影響はない。
操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作）は，解析上の操作開始時間として事象発生から 8 時間 1 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，認知時間及び移動・操作所要時
間は，余裕時間を含めて設定していることから，実態の操作開始時間は解析上の操作開始時間より若干早まる可能性があるが，その他の操作と並列して操作を実施する場合でも，順次実施し所定の時間までに操作を完了できることから影響はない。
操作条件の可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却操作は，解析上の操作開始時間として格納容器
圧力 279kPa[gage]到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響とし
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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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備

考て，不確かさ要因により操作開始時間に与える影響は小さく，実態の操作開始
時間は解析上の設定とほぼ同等となる。本操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く。
）の不確かさにより，操作開始時間は遅れる可能性があるが，並列して実施する場合がある原子炉水位の調整操作とは異なる運転員による対応が可能であることから，この他の操作に与える影響はない。
操作条件の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水並びに残留熱除去
系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から24 時間 10 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，認知時間及び移動・操作所要時間は，余裕時間を含めて設定していることから，実態の操作開始時間は解析上の操作開始時間より若干早まる可能性がある。
（添付資料 2.3.2.4）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の高圧代替注水系の起動操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の操作開始時間よりも早くなる可能性があり，この場合は，原子炉への注水開始が早くなることで，原子炉水位の回復が早くなり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作）は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析
上の操作開始時間より若干早まる可能性があるが，可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水に移行するまでの期間は高圧代替注水系により原子炉注水が確保されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作条件の可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の操作開始時間よりも遅くなる可能性があるが，この場合でもパラメータが操作実施基準に到達した時点で開始することで同等の効果が得られ，有効性評価解析における格納容器圧力の最高値に変わりがな
いことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作条件の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水並びに残留熱除去
系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の操作開始時間よりも早くなる可能性があるが，この場合には，格納容器除熱操作の開始が早くなることで格納容器圧力及び雰囲
気温度の上昇は緩和され，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
（添付資料 2.3.2.4）
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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）

比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
東海第二発電所

備考(3) 操作時間余裕の把握
操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の高圧代替注水系の起動操作については，原子炉注水が実施されない場
合においても，事象発生 39 分は原子炉水位を燃料有効長頂部以上に維持されることを感度解析により確認しており，起動操作が少なくとも 14 分遅れても燃料被覆管の破裂は発生せず，評価項目を満足することから,時間余裕がある。
操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（可搬型
代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作）は，可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の準備完了後に実施するものであり，評価上は余裕時間を確認する観点で事象発生の 8 時間後に準備が完了するものとしており，低圧代替注水系（可搬型）の準備に要する時間は事象初期の状況判断から 170 分程度であることから，時間余裕がある。
操作条件の可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却操作は，事象発生の約 13 時間後に実施するものであり，
低圧代替注水系（可搬型）と同じ可搬型代替注水中型ポンプを使用し，評価上は余裕時間を確認する観点で可搬型代替注水中型ポンプの準備完了を事象発生の 8 時間後と想定しており，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
操作条件の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水並びに残留熱除去系（格
納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱操作は，非常用母線の受電後に実施するものであり，評価上は事象発生の 24 時間後に非常用母線の受電が完了する想定としており，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
（添付資料 2.3.2.4，2.3.2.5）(4) ま と め
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。この結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。
2.3.2.4 必要な要員及び資源の評価
7.1.3.3.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価(1) 必要な要員の評価
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）」の重大事故等
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流
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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
電源喪失」において，6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策時における事象発生 10時間までに必要な要員は，「7.1.3.3.1(3) 炉心損傷防止対策」に示すとおり 28 名である。
「7.5.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員，
緊急時対策要員等の 72 名で対処可能である。
また，事象発生 10 時間以降に必要な参集要員は 46 名であり，発電所構外から 10
時間以内に参集可能な要員の 106 名で確保可能である。
(2) 必要な資源の評価
必要な資源の評価結果は，「7.1.3.2.4(2) 必要な資源の評価」と同じ。

東海第二発電所備

考対策に必要な災害対策要員（初動）は，「2.3.2.1（3） 炉心損傷防止対策」に示すとおり 24 名である。
「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している災害対策要員（初動）の 39 名で対処可能である。
また，必要な参集要員は，「2.3.2.1（3） 炉心損傷防止対策」に示すとおり 6
名であり，参集要員 72 名に含まれることから対処可能である。

(2) 必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）」において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1（2） 資源の評価条件」の条件にて評価を行い，以下のとおりである。
ａ．水源
可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注
水操作及び代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却操作については，7 日間の対応を考慮すると，合計約 2,130m３の水が必要となる。
水源として，西側淡水貯水設備に 4,300m３の水を保有していることから，水源が枯渇することはなく，7 日間の対応が可能である。
高圧代替注水系及び残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作並びに残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・
プール冷却系）による格納容器除熱操作については，サプレッション・チェンバを水源とすることから，水源が枯渇することはなく，7 日間の対応が可能である。
なお，可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原
子炉注水操作の開始時間が，評価時間の 8 時間から早まった場合においても全交
流動力電源喪失（ＴＢＰ）と同等の評価結果となるため，水源が枯渇することはなく，7 日間の対応が可能である。
（添付資料 2.3.2.6）
ｂ．燃
料
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，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続が可能である。
可搬型代替注水中型ポンプ（2 台）を用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水等について，事象発生直後から 7 日間の可搬型代替注水中型ポンプ（2台）の運転を想定すると，約 12.0kL の軽油が必要となる。可搬型設備用軽油タン
クには約 210kL の軽油を保有していることから，可搬型代替注水中型ポンプ（2台）を用いた低圧代替注水系（可搬型）による 7 日間の原子炉注水等の継続が可
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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

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

比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
東海第二発電所

備

考

能である。
緊急時対策所用発電機による電源供給について，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。
（添付資料 2.3.2.7）
ｃ．電源
重大事故等対策時に必要な負荷は約 4,497W であるが，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 5 台）の連続定格容量は 5,520kW であることから，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
なお必要な負荷には，有効性評価で期待しないが電源供給される不要な負荷も含まれている。
代替の蓄電池の容量については，交流動力電源が復旧しない場合を想定しても，負荷の切離しを行うことなく，事象発生後 24 時間の直流電源の供給が可能である。
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 2.3.2.8）
2.3.2.5 結論
7.1.3.3.5 結論
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）」では，原子炉事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流の出力運転中に全交流動力電源喪失が発生し電動の原子炉注水機能が喪失するとと電源喪失」では，全交流動力電源喪失と同時に直流電源が喪失し，これにより原子もに，直流電源喪失又は原子炉隔離時冷却系の故障により蒸気駆動の原子炉隔離時冷
炉隔離時冷却系が機能喪失することで，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉却系も機能喪失し原子炉注水機能が喪失することで，原子炉水位の低下が継続し，炉心損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ｢全交流動力電源喪失（外心損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（Ｔ部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電源喪失｣に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策として高圧代替注水系による原子炉注水手段，安定状態に向けた対策として
ＢＤ，ＴＢＵ）」に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策として常設代替直残留熱除去系（低圧注水モード）及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手
流電源設備，高圧代替注水系，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減段，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）
圧及び可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注による原子炉格納容器除熱手段及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容
水手段を整備し，安定状態に向けた対策として，常設代替高圧電源装置からの給電後の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水手段を整備する。また，格納容器の器除熱手段を整備している。
健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却手段及び常設代替高圧電源装置からの給電後の残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去
系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱手段を整備している。
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）」の重要事故シ事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流」について有電源喪失」の重要事故シーケンス「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失） ーケンス「外部電源喪失＋直流電源失敗＋高圧炉心冷却失敗（ＴＢＤ）
効性評価を行った。
＋直流電源喪失」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，常設代替直流電源設備，高圧代替注水系，逃がし安全弁（自上記の場合においても，高圧代替注水系による原子炉注水，残留熱除去系（低圧
動減圧機能）の手動による原子炉減圧及び可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代
注水モード）及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，逃がし安全弁による
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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
原子炉減圧，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却モード）による原子炉格納容器除熱，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施することにより，炉心損傷することはない。

その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。
また，安定状態を維持できる。
なお，格納容器圧力逃がし装置等の使用による敷地境界での実効線量は，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはない。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，高圧代替注水系等による原子炉注水，格納容器圧力逃がし装置
等による原子炉格納容器除熱等の炉心損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「全交流動力電源
喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電源喪失」に対して有効である。

東海第二発電所

備考

替注水系（可搬型）による原子炉注水を継続し，可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却及び常設代替高圧電源装
置からの給電後の残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプ
レッション・プール冷却系）による格納容器除熱を実施することで，炉心の著しい損傷を防止することができる。
その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力
並びに格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。また，安定状態を維持することができる。

解析コード及び解析条件の不確かさの影響について確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策に必要な要員は，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「全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）」
において，常設代替直流電源設備，高圧代替注水系，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧及び可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水，可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ
冷却系（可搬型）による格納容器冷却並びに常設代替高圧電源装置からの給電後の残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール
冷却系）による格納容器除熱の炉心損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）」に対して有効である。

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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

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

比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
東海第二発電所

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

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

比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
東海第二発電所

備考前ページと同じ

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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

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

比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
東海第二発電所

備考前ページと同じ

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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

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

比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
東海第二発電所

備考前ページと同じ

24／34

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

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

比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
東海第二発電所

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

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

比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
東海第二発電所

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

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

比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
東海第二発電所

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

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

比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
東海第二発電所

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（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
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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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
東海第二発電所

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

備

考

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
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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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
東海第二発電所

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

備

考

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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
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

33／34

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
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

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

比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
東海第二発電所

備

考

1／16

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

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

比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
東海第二発電所

備

考

2／16

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

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

比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
東海第二発電所

備

考

3／16

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

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

比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
東海第二発電所

備考前ページと同じ

4／16

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

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

比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
東海第二発電所

備

考

5／16

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

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

比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
東海第二発電所

備

考

6／16

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

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

比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
東海第二発電所

備

考

7／16

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

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

比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
東海第二発電所

備

考

8／16

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

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

比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
東海第二発電所

備

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

9／16

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

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

比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
東海第二発電所

備

考

10／16

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

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

比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
東海第二発電所

備

考

11／16

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

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

比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
東海第二発電所

備

考

12／16

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

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

比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
東海第二発電所

備

考

13／16

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

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

比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
東海第二発電所

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

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

比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
東海第二発電所

備

考

15／16

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

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

比較表（ＴＢＤ，ＴＢＵ）
東海第二発電所

備

考

16／16

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＴＢＰ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

2.3.3 全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）
7.1.3.4 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗
2.3.3.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策
7.1.3.4.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策(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（ＴＢＰ）」に含まれる事故シー
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再ケンスとしては，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「外閉失敗」に含まれる事故シーケンスは，「6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」
部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗」，②「サポートに示すとおり，「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗」
系喪失（直流電源故障）（外部電源喪失）＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋である。
ＨＰＣＳ失敗」である。
(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗」では，全交流動力電源喪失と同時に逃がし安全弁 1 個が開状態のまま固着し，蒸気駆動の注水系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下することで，原子炉注水機能を喪失することを想定する。
このため，開状態のまま固着した逃がし安全弁からの蒸気流出により原子炉圧力容器内の保有水量が減少し，原子炉水位が低下することから，緩和措置がとられな
い場合には，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，全交流動力電源が喪失した状態において，逃がし
安全弁 1 個が開固着し，蒸気駆動の注水系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下することで原子炉注水機能を喪失したことによって炉心損傷に至る事故シーケンス
グループである。このため，重大事故等対策の有効性評価には，直流電源及び交流電源供給機能に加えて高圧注水機能及び低圧注水機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
したがって，本事故シーケンスグループでは，逃がし安全弁 1 個の開固着によって，蒸気駆動の注水系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下するまでの間は，所
内蓄電式直流電源設備より電源を給電した原子炉隔離時冷却系により炉心を冷却し，原子炉隔離時冷却系による注水停止後は，低圧代替注水系（可搬型）による注
水の準備が完了した後，逃がし安全弁の手動開操作により原子炉を減圧し，原子炉減圧後に低圧代替注水系（可搬型）により炉心を冷却し，常設代替交流電源設備による給電及び残留熱除去系（低圧注水モード）による注水の準備が完了した以降は残留熱除去系（低圧注水モード）により炉心を冷却することによって炉心損傷の防止を図る。
また，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却，代替
原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷
却モード），格納容器圧力逃がし装置及び耐圧強化ベント系による原子炉格納容器除熱を実施する。

備

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

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

1／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＴＢＰ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗」における機能喪失に対して，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，初期の対策として原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（可搬型）及び逃がし安全弁による原子炉注水手段を整備し，安定状態に向けた対策として，残留熱除去系（低圧注水モード）による炉心冷却を継続する。
また，原子炉格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却手段，代替原子炉
補機冷却系を介した残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード），格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱手段を整備する。
これらの対策の概略系統図を第 7.1.3.4－1 図から第 7.1.3.4－4 図に，手順の概要を第 7.1.3.4－5 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。
また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を第 7.1.3.4－1 表に示す。
本事故シーケンスグループの重要事故シーケンスにおいて，事象発生 10 時間までの 6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 32 名である。
その内訳は次のとおりである。
中央制御室の運転員は，
当直長 1 名（6 号及び 7 号
炉兼任），当直副長 2 名，運転操作対応を行う運転員 12 名である。
発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は5 名，緊急時対策要員（現場）は 12 名である。
また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員は，代替原子炉補機冷却系作業等を行うための参集要員 46 名である。必要な要員と作業項目について第 7.1.3.4－6 図に示す。

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

東海第二発電所

備考(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）」において，炉心が著し
い損傷に至ることなく，かつ十分な冷却を可能とするため，初期の対策として所内
常設直流電源設備，原子炉隔離時冷却系，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧及び可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水手段を整備し，安定状態に向けた対策として，常設代替高圧電源
装置からの給電後の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水手段を整備する。
また，格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として，可搬型代
替注水中型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器
冷却手段並びに常設代替高圧電源装置からの給電後の残留熱除去系（格納容器スプ
レイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器
除熱手段を整備する。対策の概略系統図を第 2.3.3－1 図に，対応手順の概要を第2.3.3－2 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における手順と設備との関係を第 2.3.3－1 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必要な要員は， ・プラント基数，設備設計及び運用の違いにより必要要員数は異なるが，災害対策要員（初動）24 名及び参集要員 6 名である。
タイムチャートにより要員の充足
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，運転操作性は確認される。
対応を行うための当直運転員 5 名，指揮，通報連絡を行うための災害対策要員（指・東海第二では参集要員は 2 時間以内
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 13 名である。
に参集可能なことを確認している参集要員の内訳は，タンクローリによる燃料給油操作を行うための重大事故等対ことから，2 時間以降に期待する評
応要員 2 名，可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による価としている。
原子炉注水の調整操作を行うための重大事故等対応要員 2 名並びに可搬型代替注水
中型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却の系統構成操作及び流量調整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 2.3.3－3 図に示す。
なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を重要事
故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，災害対策要員（初動）24 名
及び参集要員 6 名で対処可能である。
ａ．原子炉スクラム，全交流動力電源喪失及び逃がし安全弁開固着の確認
外部電源が喪失するとともに，非常用ディーゼル発電機等が全て機能喪失することで，全交流動力電源喪失となり，原子炉がスクラムしたことを確認する。また，主蒸気隔離弁が閉止しているにもかかわらず，原子炉圧力が低下していることにより逃がし安全弁の開固着を確認する。さらに，再循環系ポンプが停止した
ことを確認する。
原子炉スクラム，全交流動力電源喪失及び逃がし安全弁開固着の確認に必要な計装設備は，平均出力領域計装，原子炉圧力等である。

2／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＴＢＰ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
b. 原子炉隔離時冷却系による原子炉注水
原子炉スクラム後，原子炉水位は低下するが，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉注水を開始することにより，原子炉水位が回復する。
原子炉隔離時冷却系による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位，原子炉隔離時冷却系系統流量等である。
原子炉隔離時冷却系による原子炉注水は，逃がし安全弁 1 個の開固着によって，原子炉隔離時冷却系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下するまでの間継続する。

c. 早期の電源回復不能判断及び対応準備
中央制御室からの操作により外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動ができず，非常用高圧母線（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不能と判断する。これにより，常設代替交流電源設備，代替原子炉補機冷却系の準備を開始する。
また，逃がし安全弁１個の開固着により原子炉圧力が低下し，原子炉隔離時冷却系による継続した原子炉水位維持が困難となることが想定されることから，低圧代
替注水系（可搬型）の準備を開始する。
逃がし安全弁開固着による原子炉圧力低下を確認するために必要な計装設備は，
原子炉圧力である。
d. 低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水準備
低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水の準備として，建屋内操作にて原子炉注水に必要な電動弁（残留熱除去系注入弁）の手動開操作，バイパス流防止弁の閉操作及び接続口内側隔離弁の開操作を実施する。
屋外操作にて可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の建屋近傍への配置，ホース接続を実施する。また，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の燃料給油準備を実施する。

東海第二発電所

備考ｂ．原子炉隔離時冷却系の自動起動の確認
原子炉水位が原子炉水位異常低下（レベル２）設定点に到達した時点で原子炉隔離時冷却系が自動起動したことを確認する。
原子炉隔離時冷却系の自動起動の確認に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域），原子炉隔離時冷却系系統流量等である。
ｃ．原子炉水位の調整操作（原子炉隔離時冷却系）
原子炉隔離時冷却系の起動により原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復したことを確認する。また，原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持する。
原子炉水位の調整操作（原子炉隔離時冷却系）に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域）等である。
原子炉隔離時冷却系による原子炉注水は，逃がし安全弁の開固着によって，原
子炉隔離時冷却系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下するまでの間継続する。
原子炉隔離時冷却系の停止後は，逃がし安全弁を介して原子炉圧力容器内の蒸気が流出し，保有水量が減少することで原子炉水位が徐々に低下するため，燃料有効長頂部に到達したことを確認した場合は，炉心損傷がないことを継続的に確認する。
炉心損傷がないことを継続的に確認するために必要な計装設備は，格納容器雰
囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）及び格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）である。
ｄ．早期の電源回復不能の確認
全交流動力電源喪失の確認後，中央制御室からの遠隔操作により外部電源の受電及び非常用ディーゼル発電機等の起動ができず，非常用母線の電源回復ができない場合，早期の電源回復不能と判断する。これにより，常設代替高圧電源装置
による非常用母線の受電準備操作を開始する。
・東海第二では，解析上考慮しない操
ｅ．電源確保操作対応
作も含め，手順に従い必ず実施する
早期の電源回復不能の確認後，非常用ディーゼル発電機等の機能回復操作及び操作を記載
外部電源の機能回復操作を実施する。

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
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を用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水準備を開始する。原子 ・設備設計の違いにより，東海第二で炉建屋内の現場操作にて原子炉注水に必要な系統構成を実施し，屋外の現場操作
はバイパス流防止系統構成は不要。
にて可搬型代替注水中型ポンプの準備，ホース敷設等を実施後にポンプ起動操作を実施する。なお，逃がし安全弁の開固着により原子炉圧力が低下していることから，原子炉圧力が低圧代替注水系（可搬型）の吐出圧力を下回った場合は，原3／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＴＢＰ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考

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

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

g. 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却崩壊熱除去機能を喪失しているため，格納容器圧力及び温度が上昇する。格納容器圧力が 0.18MPa[gage]に到達した場合又はドライウェル雰囲気温度が 171℃に接近した場合は，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却を実施する。
建屋内操作にて原子炉格納容器冷却に必要な電動弁（残留熱除去系格納容器冷却流量調節弁，残留熱除去系格納容器冷却ライン隔離弁及び残留熱除去系注入ライン
洗浄水止め弁）の手動開操作を実施することで原子炉格納容器冷却が開始される。
なお，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水と代替格納容器スプレイ冷却
系（可搬型）による原子炉格納容器冷却は，異なる残留熱除去系の流路を使用し，同時に実施する。
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力，復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）等である。

ｇ．逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作
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）の起動準備操作が完了した後に，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁（自動減圧機能）を開固着したものを含め 7 個を手動開放し，原子炉減圧を実施する。
逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作に必要な計装設備
は，原子炉圧力等である。
ｈ．原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（可搬型））
可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の原子炉注水操
作により，原子炉水位が回復したことを確認する。原子炉水位回復後は，原子炉
水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持する。
原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（可搬型））に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域），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。
ｉ．タンクローリによる燃料給油操作
タンクローリにより可搬型設備用軽油タンクから可搬型代替注水中型ポンプに燃料給油を実施する。
ｊ．直流電源の負荷切離操作
早期の電源回復不能の確認後，中央制御室内及び現場配電盤にて所内常設直流電源設備の不要な負荷の切離しを実施することにより 24 時間後までの蓄電池による直流電源供給を確保する。
ｋ．可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却操作
全交流動力電源喪失に伴い崩壊熱除去機能を喪失しているため，格納容器圧力及び雰囲気温度が上昇する。格納容器圧力が 279kPa[gage]に到達した場合又はドライウェル雰囲気温度がドライウェル設計温度である 171℃に近接した場合は，現場操作にて可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却操作を実施する。また，同じ可搬型代替注水中型
ポンプを用いて原子炉注水を継続する。
可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却操作に必要な計装設備は，ドライウェル圧力，サプレッション・
チェンバ圧力，低圧代替注水系格納容器スプレイ流量，サプレッション・プール
水位等である。

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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＴＢＰ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

h. 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱の準備として，原子炉格納容器一次隔離弁を原子炉建屋内の原子炉区域外からの人力操作により開する。
格納容器圧力が 0.31MPa[gage]に到達した場合，原子炉格納容器二次隔離弁を原
子炉建屋内の原子炉区域外からの人力操作によって中間開操作することで，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施する。
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力等である。
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施している間に炉心損傷していないことを確認するために必要な計装設備は，格納容器内雰囲気放射線レ
ベル等である。
サプレッション・チェンバ側からの格納容器圧力逃がし装置等のベントラインが水没しないことを確認するために必要な計装設備は，サプレッション・チェンバ・
プール水位である。

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

i. 残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水
常設代替交流電源設備による交流電源供給を確認後，代替格納容器スプレイ冷却
系（可搬型）による原子炉格納容器冷却で使用した残留熱除去系の電動弁を待機状態とする。代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水の準備として，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系ポンプ 1台を手動起動する。
代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注
水の準備が完了した時点で,低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水を停止し，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を開始する。
残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は,原子炉水位，残留熱除去系系統流量等である。

ｏ．残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水並びに残留熱除去系（格納容器
スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱操作
常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作の完了後，残留熱除去系海水系の起動操作を実施する。その後，可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代
替注水系（可搬型）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却を停止し，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水並
びに残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱を実施する。
残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水並びに残留熱除去系（格納容器
スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格
納容器除熱操作に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域），残留熱除去系系統流量等である。

備考

常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作に必要な計装設備は，Ｍ／Ｃ ２Ｃ及びＭ／Ｃ ２Ｄ電圧である。

j. 残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運転
代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注
水により，原子炉水位高（レベル 8）まで原子炉水位が回復した後，原子炉注水を停止し，残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）の運転を開始する。格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱が行われている
場合は，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を停止する。
残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運転を確認するために必要な計装設備は，サプレッション・チェンバ・プール水温度等である。
残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運転時に，原子炉水位が原子炉水位低（レベル 3）まで低下した場合は，中央制御室からの遠隔
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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＴＢＰ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

備

考操作により残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運転を停止し，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を実施する。
原子炉水位高（レベル 8）まで原子炉水位が回復した後，原子炉注水を停止し，
サプレッション・チェンバ・プール水冷却を再開する。
ｐ．使用済燃料プールの冷却操作
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，炉心冷却及び原子炉格納容器除熱は，残留熱除去系により継続的に行う。

以降，炉心冷却は残留熱除去系（低圧注水系）を用いた原子炉注水により原子炉
水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持することで継続的に実施し，格納容器除熱は，原子炉注水の停止期間中に残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プー
ル冷却系）により実施する。また，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）に切り替
え，冷温停止状態とする。

2.3.3.2 炉心損傷防止対策の有効性評価
7.1.3.4.2 炉心損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「1.2
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「6.2
評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，外部電源喪失を起因事象とし，評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，外部電源喪失を起因事象とし，全ての非常用ディーゼル発電機を喪失することで原子炉隔離時冷却系を除く注水機
全ての非常用ディーゼル発電機を喪失することで原子炉隔離時冷却系を除く注水機能を喪失し，逃がし安全弁の再閉失敗により蒸気駆動の注水系が動作できない範囲
能を喪失するとともに，逃がし安全弁の再閉鎖失敗により蒸気駆動の注水系が動作に原子炉圧力が低下した後は，原子炉隔離時冷却系を喪失し，全ての注水機能を喪できない範囲に原子炉圧力が低下した後は，原子炉隔離時冷却系も停止することで，失する「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗」である。
全ての注水機能が喪失する「外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋
ＨＰＣＳ失敗」である。
本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，気液熱非本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移，平衡，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分
燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・対離（水位変化）・対向流，三次元効果，原子炉圧力容器における沸騰・凝縮・ボイド
向流，気液熱非平衡及び三次元効果，原子炉圧力容器における冷却材放出（臨界流・率変化，気液分離（水位変化）
・対向流，冷却材放出（臨界流・差圧流），ECCS 注水
差圧流）
，沸騰・凝縮・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・対向流及びＥＣＣＳ（給水系・代替注水設備含む）並びに原子炉格納容器における格納容器各領域間の注水（給水系及び代替注水設備含む）並びに格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷却，格納流動，気液界面の熱伝達，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，スプレイ冷却及びサ容器ベント，サプレッション・プール冷却が重要現象となる。
プレッション・プール冷却が重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価
よって，これらの現象を適切に評価することが可能である長期間熱水力過渡変化
することが可能である長期間熱水力過渡変化解析コードＳＡＦＥＲ及びシビアアク
解析コード SAFER，シビアアクシデント総合解析コード MAAP により原子炉圧力，原シデント総合解析コードＭＡＡＰにより，原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温
子炉水位，燃料被覆管温度，格納容器圧力，格納容器温度等の過渡応答を求める。
度，格納容器圧力，格納容器雰囲気温度等の過渡応答を求める。なお，本有効性評 ・東海第二では燃料被覆管温度の評価
価では，ＳＡＦＥＲコードによる燃料被覆管温度の評価結果は，ベストフィット曲
結果が破裂判断基準に対して十分線の破裂判断基準に対して十分な余裕があることから，燃料被覆管温度が高温となな余裕があることからＣＨＡＳＴ
る領域において，燃料棒やチャンネルボックスの幾何学的配置を考慮した詳細な輻
Ｅコードによる詳細評価は実施し
射熱伝達計算を行うことで燃料被覆管温度をＳＡＦＥＲコードよりも低めに評価すないことを明記しているが，本事故
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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＴＢＰ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故
シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第 7.1.3.4－
2 表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条
件を以下に示す。
a. 事故条件(a) 起因事象
起因事象として，送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源を喪失するものとする。
(b) 安全機能の喪失に対する仮定
全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定し，全交流動力電源を喪失するものとする。さらに，逃がし安全弁 1 個の開固着が発生するものとする。
(c) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。起因事象として，外部電源を喪失するものとしている。
b. 重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号
原子炉スクラムは，タービン蒸気加減弁急速閉信号によるものとする。

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

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

東海第二発電所
るＣＨＡＳＴＥコードは使用しない。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故
シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。

備考

シーケンスで使用する解析コードに違いはない。

(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する主要な解析条件を第 2.3.3－2 表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
ａ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源が喪失するものとする。
(b) 安全機能の喪失に対する仮定
全ての非常用ディーゼル発電機等の機能喪失を想定し，全交流動力電源を喪失するものとする。同時に，逃がし安全弁 1 個の開固着が発生するものとする。
(c) 外部電源起因事象として，外部電源が喪失することを想定している。

ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム
原子炉水位低下を厳しくする観点で，外部電源喪失に伴うタービン蒸気加減
弁急閉信号及び原子炉保護系電源喪失による原子炉スクラムについては保守的に考慮せず，原子炉水位低（レベル３）信号により原子炉スクラムするものとする。
(b) 主蒸気隔離弁
主蒸気隔離弁は，外部電源喪失により制御電源である原子炉保護系電源が喪失し，閉止するものとする。
(c) 再循環系ポンプ
再循環系ポンプは，外部電源喪失により駆動電源が喪失し，全台停止するものとする。
(d) 逃がし安全弁
逃がし安全弁（安全弁機能）にて原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力 ・東海第二では，原子炉圧力が高めに上昇を抑制するものとする。また，原子炉減圧には，再閉鎖に失敗した 1 個に維持され，原子炉減圧操作時に原子加えて逃がし安全弁（自動減圧機能）6 個を使用するものとし，容量として，1
炉圧力が所定の圧力に到達するま個当たり定格主蒸気流量の約 6％を処理するものとする。
での時間が遅くなるため，事象発生
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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＴＢＰ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所(e) 原子炉隔離時冷却系
原子炉水位異常低下（レベル２）信号により自動起動し，136.7m３／h（原子(d) 低圧代替注水系（可搬型）
逃がし安全弁による原子炉減圧後に，84m3/h で原子炉注水し，その後は炉心を冠水維持するように注水する。また，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水を代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却と併せて行う場
合は，40m3/h の流量で原子炉注水するものとする。

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

(f) 格納容器圧力逃がし装置等
格納容器圧力逃がし装置等により，格納容器圧力 0.62MPa[gage]における最大排出流量 31.6kg/s に対して，原子炉格納容器二次隔離弁の中間開操作（流路面積 70%
開※1）にて原子炉格納容器除熱を実施する。
※1 操作手順においては，原子炉格納容器除熱は原子炉格納容器二次隔離弁を流路面積 70%相当で中間開操作するが，格納容器圧力の低下傾向を確認できない場合
は，増開操作を実施する。なお，耐圧強化ベント系を用いた場合は，格納容器圧力炉圧力 1.04MPa[gage]～7.86MPa[gage]において）の流量で原子炉へ注水するものとする。原子炉水位が原子炉水位高（レベル８）設定点まで回復した以降は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）
設定点の範囲に維持する。また，運転手順の停止判断基準に余裕を考慮して，原子炉圧力が 1.04MPa[gage]まで低下した時点で停止するものとする。
(f) 残留熱除去系（低圧注水系）
残留熱除去系ポンプ 1 台を使用するものとし，非常用母線の受電が完了した
後に手動起動し，0m３／h～1,676m３／h（0MPa[dif] ※～1.55MPa[dif]において）の流量で原子炉へ注水するものとする。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（サプレッション・プール水温度 100℃，海水温度 32℃
において）とする。なお，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持しつつ，原子炉注水の停止期間中に格納容器スプレイ又はサプレッション・プール冷却を実施するものとする。
※ MPa[dif]…原子炉圧力容器と水源との差圧（以下同様）(g) 低圧代替注水系（可搬型）
可搬型代替注水中型ポンプ 2 台を使用するものとし，注水流量は，原子炉注
水のみを実施する場合は，機器設計上の最小要求値である最小流量特性（注水
流量：0m３／h～110m３／h，注水圧力：0MPa[dif]～1.4MPa[dif]）とし，原子炉注水と格納容器スプレイを同時に実施する場合は，50m３／h（一定）を用いるものとする。また，原子炉水位が原子炉水位高（レベル８）設定点まで回復した以降は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の範囲に維持し，交流動力電源復旧後の事象発生から 24 時間 5分後に停止する。
(h) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）
低圧代替注水系（可搬型）と同じ可搬型代替注水中型ポンプ 2 台を使用するものとし，スプレイ流量は，運転手順に基づき 130m３／h（一定）を用いるものとする。また，格納容器圧力が 217kPa[gage]に到達した場合に停止し，279kPa[gage]に到達した場合に再開し，交流動力電源復旧後の事象発生から 24
時間 5 分後に停止する。
(i) 残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）
残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水を停止している期間に 1.9×10
３ ３m ／h の流量で格納容器へスプレイするものとし，そのうち 95％をドライウェ
ルへ，5％をサプレッション・チェンバへ分配するものとする。なお，格納容器
スプレイ実施中に格納容器圧力が 13.7kPa[gage]に到達した時点でサプレッション・プール冷却運転に切り替える。

備考

初期において高圧注水機能が喪失
し低圧注水機能を用いて原子炉注水を実施する事故シーケンスにおいては，評価項目に対して厳しい条件となる安全弁機能を設定してい
る。

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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＴＢＰ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

逃がし装置を用いた場合と比較して，排出流量は大きくなり，格納容器圧力の低下
傾向は大きくなることから，格納容器圧力逃がし装置を用いた場合の条件に包絡される。

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（サプレッション・プール水温度 100℃，海水温度 32℃において）とする。

(g) 代替原子炉補機冷却系
伝熱容量は約 23MW（サプレッション・チェンバ・プール水温 100℃，海水温度 30℃
において）とする。

ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 交流動力電源は 24 時間使用できないものとし，事象発生から 24 時間後に常設代替高圧電源装置により非常用母線への給電を開始する。
(b) 所内常設直流電源設備は，事象発生から 1 時間経過するまでに中央制御室にて不要な負荷を切り離し，事象発生から 8 時間後に現場にて不要な負荷の切離しを実施する。
(c) 逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作）は，事象発生の 3 時間後に可搬型代替
注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の起動準備操作が完了するものとし，原子炉減圧操作に要する時間を考慮して，事象発生 3 時間 1 分
後に実施する。なお，全交流動力電源喪失時において，直流電源の容量やポンプ室の温度上昇等を考慮しても，少なくとも事象発生から 8 時間後まではサプレッション・プールを水源とした原子炉隔離時冷却系による原子炉注水が継続可能であることを確認している。
(d) 可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却操作は，格納容器圧力が 279kPa[gage]に到達した場合に実施する。
(e) 残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水並びに残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱操作は，常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作の完了後に残留熱除去系の起動操作に要する時間を考慮して，事象発生から 24 時間 10 分後に実施する。

(h) 残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）
伝熱容量は，熱交換器 1 基あたり約 8MW（サプレッション・チェンバ・プール水
温 52℃，海水温度 30℃において）とする。
(i) 残留熱除去系（低圧注水モード）
残留熱除去系（低圧注水モード）は，954m3/h（0.27MPa[dif]において）の流量で注水するものとする。
c. 重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「6.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 交流電源は 24 時間使用できないものとし，事象発生から 24 時間後に常設代替交流
電源設備によって供給を開始する。

(b) 低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作は，事象発生 4 時間後から開始する。
(c) 逃がし安全弁による原子炉急速減圧操作は，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水の準備が完了した時点で開始する。
(d) 代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却操作は，格納容器圧力が 0.18MPa[gage]に到達した場合に実施する。なお，格納容器スプレイは，
格納容器圧力が 0.31MPa[gage]に到達した後，格納容器ベント実施前に停止する。

備考(e) 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，格納容器圧力が0.31MPa[gage]に到達した場合に実施する。
(f) 代替原子炉補機冷却系運転操作は，事象発生から 24 時間後に開始する。
(g) 代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）の起動操作は，事9／55

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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＴＢＰ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所備考象発生から 25.5 時間後に開始する。
(h) 代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール
水冷却モード）の起動操作は，原子炉水位高（レベル 8）に到達した場合に開始する。
(3) 有効性評価の結果(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内外水位）※，
本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内及びシュ
ラウド内外）※2，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量，原子炉圧力容器内の保注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量及び原子炉圧力容器内の保有水量の推移を有水量の推移を第 7.1.3.4－7 図から第 7.1.3.4－12 図に，燃料被覆管温度，燃料被第 2.3.3－4 図から第 2.3.3－8 図に，燃料被覆管温度，燃料被覆管最高温度発生位
覆管の最高温度発生位置における熱伝達係数，燃料被覆管の最高温度発生位置にお置における熱伝達係数，燃料被覆管最高温度発生位置におけるボイド率，平均出力けるボイド率，高出力燃料集合体のボイド率，炉心下部プレナム部のボイド率の推
燃料集合体のボイド率，炉心下部プレナム部のボイド率の推移及び燃料被覆管破裂
移及び燃料被覆管に破裂が発生する時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向が発生した時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係を第 2.3.3の応力の関係を第 7.1.3.4－13 図から第 7.1.3.4－18 図に，格納容器圧力，格納容－9 図から第 2.3.3－14 図に，格納容器圧力，格納容器雰囲気温度，サプレッショ
器温度，サプレッション・チェンバ・プール水位及び水温の推移を第 7.1.3.4－19
ン・プール水位及びサプレッション・プール水温度の推移を第 2.3.3－15 図から第図から第 7.1.3.4－22 図に示す。
2.3.3－18 図に示す。
※2 炉心露出から再冠水の過程を示すという観点で，シュラウド内の水位を示す。
※ 炉心冷却の観点ではシュラウド内水位に着目し，運転員操作の観点ではシュシュラウド内は，炉心部から発生するボイドを含んだ二相水位を示しているため，
ラウド外水位に着目するためシュラウド内外水位を合わせて示している。な
シュラウド外の水位より，見かけ上高めの水位となる。一方，非常用炉心冷却系の
お，シュラウド内は炉心部で発生するボイドを含む水位であることから，原
起動信号となる原子炉水位計（広帯域）の水位及び運転員が炉心冠水状態において
子炉水位が低下する過程ではシュラウド外水位と比較して高めの水位を示
主に確認する原子炉水位計（広帯域・狭帯域）の水位は，シュラウド外の水位であす。
ることから，シュラウド内外の水位を併せて示す。なお，水位が有効燃料棒頂部付近となった場合には，原子炉水位計（燃料域）にて監視する。6 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド内を，7 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド外を計測している。
a. 事象進展
全交流動力電源喪失後，タービン蒸気加減弁急速閉信号が発生して原子炉がスク
ラムし，また，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系が自動起動して原子炉水位は維持される。再循環ポンプについては，外部電源喪失により，事象発生とともに 10 台全てがトリップする。
逃がし安全弁（1 個）が開固着しているため，蒸気の流出が継続し，事象発生か
ら約 1.5 時間が経過した時点で原子炉隔離時冷却系が動作できない範囲まで原子
炉圧力が低下する。このため，原子炉隔離時冷却系が停止する。低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水の準備が完了した時点で原子炉急速減圧及び低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水を開始する。原子炉急速減圧は，中央制御室からの遠隔操作によって，逃がし安全弁 2 個を手動開することで実施する。逃がし安全弁（1 個）の開固着及び原子炉急速減圧による原子炉冷却材の流出により原子炉水位

ａ．事象進展全交流動力電源喪失後，原子炉スクラム，主蒸気隔離弁の閉止及び再循環系ポンプの停止が発生し，原子炉水位が原子炉水位異常低下（レベル２）設定点に到達すると，原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉への注水が開始されることで，原子炉水位は維持される。
逃がし安全弁 1 個が開固着することで，蒸気の流出が継続し，事象発生の約 79分後に原子炉圧力が 1.04MPa[gage]まで低下し，原子炉隔離時冷却系が停止する
ことで原子炉水位は徐々に低下し，燃料有効長頂部を下回る。
事象発生の 3 時間後に可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の準備が完了した時点で，逃がし安全弁（自動減圧機能）7 個の手動による原子炉減圧を実施する。逃がし安全弁（自動減圧機能）開放による蒸気流出に
よって原子炉水位は低下するが，可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注
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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＴＢＰ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機は低下し，有効燃料棒頂部を下回るが，低圧代替注水系（可搬型）による注水が開始されると原子炉水位が回復し，炉心は再冠水する。
燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率は，原子炉減圧により，原子炉
水位が低下し，炉心が露出することから上昇する。その結果，燃料被覆管の伝熱様
式は核沸騰冷却から蒸気冷却となり熱伝達係数は低下する。その後，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水により，燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率及び熱伝達係数は増減する。炉心が再冠水すると，ボイド率が低下し，熱伝達係数が上昇することから，燃料被覆管温度は低下する。
高出力燃料集合体及び炉心下部プレナム部のボイド率については，原子炉水位及び原子炉圧力の変化に伴い変化する。

崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する
蒸気が原子炉格納容器内に流入することで，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇する。そのため，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を行う。原子炉格納容器
除熱は，事象発生から約 18 時間経過した時点で実施する。なお，原子炉格納容器
除熱時のサプレッション・チェンバ・プール水位は，真空破壊装置（約 14m）及びベントライン（約 17m）に対して，十分に低く推移するため，真空破壊装置の健全性は維持される。
常設代替交流電源設備による電源供給を開始した後は，事象発生から 25.5 時間
後に低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水から残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水に切替える。原子炉水位が維持されることを確認した後，ベントラインを閉じて，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉格
納容器除熱を行うものとする。
b. 評価項目等
燃料被覆管の最高温度は，第 7.1.3.4－13 図に示すとおり，原子炉水位が回復するまでの間に炉心が一時的に露出するため燃料被覆管の温度が上昇し，約 805℃ に到達するが，1,200℃以下となる。燃料被覆管の最高温度は，高出力燃料集合体にて発生している。また，燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管
厚さの 2%以下であり，15%以下となる。

原子炉圧力は，第 7.1.3.4－7 図に示すとおり，逃がし安全弁の作動により，約東海第二発電所

備

考

水系（可搬型）の原子炉注水が開始されると，原子炉水位は回復し炉心は再冠水する。
燃料被覆管最高温度発生位置のボイド率は，逃がし安全弁の開固着により蒸気が流出することで炉心が露出し上昇する。その後，原子炉減圧操作による減圧沸騰に伴い一時的に燃料被覆管最高温度発生位置が再冠水し，ボイド率は低下する。
熱伝達係数は，燃料被覆管最高温度発生位置が露出し，核沸騰冷却から蒸気冷却に移行することで低下する。原子炉圧力が低下し，可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水流量が増加することで炉心が再冠水すると，ボイド率は低下し，熱伝達係数が上昇することで燃料被覆管温度は低下する。平均出力燃料集合体及び炉心下部プレナムのボイド率については，
原子炉水位及び原子炉圧力の変化に伴い増減する。
事象発生から 24 時間後に常設代替高圧電源装置による非常用母線への交流動力電源供給を開始し，その後中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系（低圧注水系）を起動し，原子炉注水を開始することで，その後も炉心の冷却は維持される。
また，全交流動力電源喪失に伴い崩壊熱除去機能が喪失しているため，原子炉
圧力容器内で発生した蒸気が逃がし安全弁を介して格納容器内に放出されること
で，格納容器圧力及び雰囲気温度は徐々に上昇する。このため，事象発生の約 14
時間後に格納容器圧力が 279kPa[gage]に到達した時点で，可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却を開始
し，事象発生の 24 時間後に交流動力電源が復旧した時点で残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱を実施することで，格納容器圧力及び雰囲気温度は安定又は低下傾向となる。

ｂ．評価項目等
燃料被覆管温度は，第 2.3.3－9 図に示すとおり，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）の原子炉注水により原子炉水位が回復するまでの期間は，炉心の露出に伴い上昇し，事象発生の約 212 分後に約 746℃に到達す
るが，評価項目である 1,200℃を下回る。燃料被覆管の最高温度は，平均出力燃料集合体で発生している。また，燃料被覆管の酸化量は，酸化反応が著しくなる
前の燃料被覆管厚さの 1％以下にとどまることから，評価項目である 15％を下回る。
原子炉圧力は，第 2.3.3－4 図に示すとおり，逃がし安全弁（安全弁機能）の作
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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＴＢＰ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
7.52MPa[gage]以下に抑えられる。原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力は，原
子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（高々約 0.3MPa）を考慮しても，約7.82MPa[gage]以下であり，最高使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を十分下回る。
また，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することによって，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇するが，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器
冷却及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を行うことによって，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度の最大値は，約 0.31MPa[gage]
及び約 144℃に抑えられ，原子炉格納容器の限界圧力及び限界温度を下回る。

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

東海第二発電所

備

考動により，約 8.16MPa[gage]以下に維持される。このため，原子炉冷却材圧力バ
ウンダリにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（0.3MPa程度）を考慮しても，約 8.46MPa［gage］以下であり，評価項目である最高使用
圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を下回る。
格納容器圧力は，第 2.3.3－15 図に示すとおり，全交流動力電源喪失に伴い崩壊熱除去機能が喪失しているため，原子炉圧力容器内で発生した蒸気が格納容器内に放出されることによって，事象発生後に上昇傾向が継続するが，可搬型代替
注水中型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器
冷却並びに残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱により低下傾向となる。事象発生の約 14 時間後に最高値の約 0.28MPa[gage]となるが，格納容器バウンダリにかかる圧力は，評価項目である最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa[gage]）を下回る。格納容器雰囲気温度は，第 2.3.3－16 図に示すとおり，事象発生の約 14 時間後に最高値の約 141℃となり，以降は低下傾向となっていることから，格納容器バウンダ
リにかかる温度は，評価項目である 200℃を下回る。
第 2.3.3－5 図に示すように，可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水を継続することで，炉心の冠水状態が維持され，炉心冷却が維持される。また，第 2.3.3－15 図及び第 2.3.3－16 図に示すように，事象発生の約 24 時間後に，残留熱除去系による原子炉注水及び格納容器除熱を実施することで，高温停止での安定状態が確立する。
（添付資料 2.3.3.1）
安定状態が確立した以降は，原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系を起動し，また，機能喪失している設備の復旧に努めるとともに，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）により冷温停止状態とする。
以上により，本評価では，「1.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目について，対策の有効性を確認した。

7.1.3.4.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
2.3.3.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲としては，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価すに与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価す
るものとする。全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗では， る。
事象発生直後の原子炉隔離時冷却系による炉心冷却には成功するが，逃がし安全弁
本重要事故シーケンスでは，全交流動力電源の喪失に加えて，逃がし安全弁 1 個がの再閉失敗による原子炉圧力の低下により，原子炉隔離時冷却系の注水機能を喪失
開固着することに伴い原子炉隔離時冷却系が動作できない範囲まで原子炉圧力が低することが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象発下し，原子炉隔離時冷却系が停止することで原子炉水位が低下するため，直流電源の生から 12 時間程度までの短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響を与え
負荷切離操作を実施すること，可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系
ると考えられる操作として，逃がし安全弁による原子炉減圧操作，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水及び逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉（可搬型）による原子炉注水操作，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による減圧操作を実施すること並びに全交流動力電源喪失に伴い崩壊熱除去機能も喪失し
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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＴＢＰ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
原子炉格納容器冷却操作，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操
作及び代替原子炉補機冷却系運転操作とする。

(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「6.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。
a. 運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは実験結果の燃料
被覆管温度に比べて+50℃高めに評価することから，解析結果は燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価する可能性がある。よって，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きくなり燃料被覆管温度は低くなるが，操作手順（原子炉減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転
員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，解析結果は燃料被覆管
酸化を大きく評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなり，原子炉水位挙動に影響を与える可能性があるが，操作手順（原子炉減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影
響はない。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）は HDR 実験解析では区画によって格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認した不確かさは小さくなるものと推定される。
しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できていることから，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイ冷

東海第二発電所備

考

格納容器圧力及び雰囲気温度が上昇することから，可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却操作を実施すること及び交流動力電源の復旧後に残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水並びに残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱操作を実施することが特徴である。よって，不確かさの影
響を確認する運転員等操作は，事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作），直流電源の負荷切離操作，可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却操作，残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水並びに残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プー
ル冷却系）による格納容器除熱操作とする。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を実施する重要現象は，「1.7
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価を以下に示す。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移及び気液熱非平衡の不確かさとして，
解析コードは実験結果の燃料被覆管温度に比べて最大 50℃程度高めに評価することから，解析結果は燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価する可能性がある。よって，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きくなることで，燃料被覆管温度は低くなるが，事象初期の原子炉注水は原子炉隔離時冷却系の自動起動により確保され，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，燃料被覆管温度を高めに評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなるが，事象初期の原子炉注水は原子炉隔離時冷却系の自動起動により確保され，燃料被覆
管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導並びに気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析において区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程
度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向が確認されているが，ＢＷＲの格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系
においては不確かさが小さくなるものと推定され，全体としては格納容器圧力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，格納容器圧力及び雰囲気
温度を操作開始の起点とする可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替格納容器ス
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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＴＢＰ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所

却系（可搬型）及び格納容器圧力逃がし装置等に係る運転員等操作時間に与える影
響は小さい。
また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいことから，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）及び格
納容器圧力逃がし装置等に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。

プレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却操作に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，ＣＳＴＦ実験解析により格納容器温度及び非凝縮性
ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいことから，格納容器圧力及び雰囲気温度を操作開始の起点としている可搬型代替
注水中型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器
冷却操作に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
（添付資料 2.3.3.2）

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

ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移及び気液熱非平衡の不確かさとして，
解析コードは実験解析において熱伝達モデルの保守性により燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評価解析においても燃料被覆管温度を高めに評価することか
ら，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，燃料被覆管温度を高く評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導並びに気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析において区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程
度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向が確認されているが，ＢＷＲの格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系
においては不確かさが小さくなるものと推定され，全体としては格納容器圧力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，評価項目となるパラメー
タに与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，ＣＳＴＦ実験解析により格納容器雰囲気温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料 2.3.3.2）

炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは燃料被覆管の酸化について，酸化量及び酸化反応に伴う発熱量に保守的な結果を与え，燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）は HDR 実験解析では区画によって格納容器温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認した不確かさは小さくなるものと推定される。
しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納
容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
(2) 解析条件の不確かさの影響評価
a. 初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 7.1.3.4－2 表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。

備考(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 2.3.3－2 表に示すとおりであり，これらの条件設定を設計値等の最確条件とした場合の影響を評価する。解析条件の設定に当たっては，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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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＴＢＰ）

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
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確条件は約 42kW/m
以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，操作手順（原子炉減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はない
ことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなる
ため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，また，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び温度の上昇が遅くなるが，操作手順（格納容器圧力に応じて格納容器ベントを実施すること）に変わりはないことから，運転員等操
作時間に与える影響はない。

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力及び格納容器温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
機器条件の残留熱除去系（低圧注水モード）及び低圧代替注水系（可搬型）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確条件は約 42kW/m
以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，燃料被覆管温度の上昇は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 30GWd/t であり，解析条件の不確かさ

東海第二発電所

備考(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／m に対して最確条件は約 33kW／m～約 41kW／m であり，最確条件とした場合は燃料被覆管
温度の上昇が緩和されるが，事象初期の原子炉注水は原子炉隔離時冷却系の自動起動により確保され，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件で設定した燃焼度 33GWd／t に対して最確条件は燃焼度 33GWd／t 以下であり，最確条件とした場合は解析条件で設定している崩壊熱と同等以下となる。燃焼度 33GWd／t の場合は，解析条件と最確条件は同等であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，燃焼度 33GWd／t 未満の場合は，原子炉からサプレッション・プールに流出する蒸気量が減少することで，原子炉水位の低下は遅くなり，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇は緩和されるが，事象初期の原子炉注水は原子炉隔離時冷却系の自動起動により確保されることから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，同様に格納容器圧力及び雰囲気温度並びにサプレッション・プー
ル水位及びサプレッション・プール水温度の上昇が遅くなり，これらのパラメータを操作開始の起点とする運転員等操作の開始時間は遅くなる。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量及びドライウェル雰囲気温度
は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，事象進展に与える影響
は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
機器条件の低圧代替注水系（可搬型）及び残留熱除去系（低圧注水系）は，それぞれ注水流量 0m３／h～110m３／h（0MPa［dif］～1.4MPa［dif］）及び 0m３／
h～1,676m３／h（0MPa［dif］～1.55MPa［dif］）の場合は，解析条件と最確条件は同等であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，それぞれ注水流量 0m３／h～110m３／h 未満（0MPa［dif］～1.4MPa［dif］）及び 0m３／h～1,676m３／h 未満（0MPa［dif］～1.55MPa［dif］）の場合は，注水開始後の原子炉水位の回復が早くなり，炉心冠水後の原子炉水位の維持操作の開始が早くなるが，原子炉減圧から水位回復までの原子炉水位を継続監視している期間の流量調整操作であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 2.3.3.2）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／m に対して最確条件は約 33kW／m～約 41kW／m であり，最確条件とした場合は燃料被覆管
温度の上昇が緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件で設定した燃焼度 33GWd／t に対して最確条件は燃焼度 33GWd／t 以下であり，最確条件とした場合は解析条件
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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＴＢＰ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
として，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなる
ため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，また，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び温度の上昇は遅くなるが，格納容器圧力及び温度の上昇は格納容器ベントにより抑制されることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力及び格納容器温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目に与える影響は小さい。
機器条件の残留熱除去系（低圧注水モード）及び低圧代替注水系（可搬型）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復が早くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

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
操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から 4 時間後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

操作条件の低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から 4 時間後を設定している。運転員操作時間に与える影響
として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であるため，操作時間に与東海第二発電所

備

考で設定している崩壊熱と同等以下となる。燃焼度 33GWd／t の場合は，解析条件と最確条件は同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。また，33GWd／t 未満の場合は，原子炉からサプレッション・プールに流出する蒸気量が減少することで，原子炉水位の低下は緩和され，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇は緩和される。また，同様に格納容器圧力及び雰囲気温度並びにサプレッション・プール水位及びサプレッション・プール水温度の上昇は遅くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量及びドライウェル雰囲気温度
は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，事象進展に与える影響
は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
機器条件の低圧代替注水系（可搬型）及び残留熱除去系（低圧注水系）は，それぞれ注水流量 0m３／h～110m３／h（0MPa［dif］～1.4MPa［dif］）及び 0m３／
h～1,676m３／h（0MPa［dif］～1.55MPa［dif］）の場合は，解析条件と最確条件は同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。また，それぞれ注水流量 0m３／h～110m３／h 未満（0MPa［dif］～1.4MPa［dif］）及び
３
３0m ／h～1,676m ／h 未満（0MPa［dif］～1.55MPa［dif］）の場合は，注水開始
後の原子炉水位の回復が早くなることから，評価項目となるパラメータに対す
る余裕は大きくなる。
（添付資料 2.3.3.2）
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員
等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価する。
評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の直流電源の負荷切離操作（中央制御室）は，解析上の操作開始時
間として事象発生から 1 時間経過するまでを設定しており，直流電源の負荷切離操作（現場）は，解析上の操作開始時間として事象発生から 8 時間後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，認知時間及び移動・操作所
要時間は，余裕時間を含めて設定していることから，実態の操作開始時間は解
析上の操作開始時間より若干早まる可能性があるが，その他の操作と並列して操作を実施する場合でも，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。
操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作）は，解析上の操作開始時間として事象発生から 3 時間 1 分後を設定して16／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＴＢＰ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
える影響はない。

操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却操
作は，解析上の操作開始時間として格納容器圧力 0.18MPa[gage]到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，操作時間に与える影響はない。
当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作
開始時間は遅れる可能性があるが，運転員（現場）は，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，解析上の操作開始時間として格納容器圧力 0.31MPa[gage]到達時を設定している。運転員
等操作時間に与える影響として，実態の運転操作においては，炉心損傷前の格納容器ベントの操作実施基準（格納容器圧力 0.31MPa[gage]）に到達するのは，事象発生の約 18 時間後であり，格納容器ベントの準備操作は格納容器圧力上昇の傾向を監視しながらあらかじめ実施可能である。また，格納容器ベント操作も同様に格納容器圧力の上昇の傾向を監視しながらあらかじめ準備が可能である。よって，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さいことから，操作開始時間に与える影響も小さい。操作開始時間が遅れた場合においても，原子炉格納容器の限界圧力は 0.62MPa[gage]であることから，原子炉格納容器の健全性という点では問題とはならない。
当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作
開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室の運転員とは別に現場操作を行う運転員（現場）を配置しており，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から 24 時間後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，代替原
子炉補機冷却系の準備は，緊急時対策要員の参集に 10 時間，その後の作業に 10 時間の合計 20 時間を想定しているが，準備操作が想定より短い時間で完了することで操作開始時間が早まる可能性があることから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であるため，評価項目と東海第二発電所

備考いる。運転員等操作時間に与える影響として，認知時間及び移動・操作所要時
間は，余裕時間を含めて設定していることから，実態の操作開始時間は解析上の操作開始時間より若干早まる可能性があるが，その他の操作と並列して操作を実施する場合でも，順次実施し所定の時間までに操作を完了できることから影響はない。
操作条件の可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却操作は，解析上の操作開始時間として格納容器
圧力 279kPa[gage]到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，不確かさ要因により操作開始時間に与える影響は小さく，実態の操作開始
時間は解析上の設定とほぼ同等となる。本操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く。
）の不確かさにより，操作開始時間は遅れる可能性があるが，並列して実施する場合がある原子炉水位の調整操作とは異なる運転員による対応が可能であることから，この他の操作に与える影響はない。
操作条件の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水並びに残留熱除去
系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から24 時間 10 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，認知時間及び移動・操作所要時間は，余裕時間を含めて設定していることから，実態の操作開始時間は解析上の操作開始時間より若干早まる可能性がある。
（添付資料 2.3.3.2）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の直流電源の負荷切離操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の操作開始時間より若干早まる可能性がある
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東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＴＢＰ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
なるパラメータに与える影響は小さい。
操作条件の低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であるため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却操
作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であるため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。格納容器スプレイ開始時間が早くなる場合，遅くなる場合のいずれにおいても，事象進展はほぼ変わらないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定から早まり，格納容器圧力及び温度を早期に低下させる可能性があることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
なお，常設代替交流電源設備からの受電を事象発生から 24 時間後に制限する場
合，代替原子炉補機冷却系運転操作開始時間のみが早まったとしても，常設代替交
流電源設備から受電する設備を運転できないため，評価項目となるパラメータに影響しない。
(3) 操作時間余裕の把握
操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。

第 7.1.3.4－23 図から第 7.1.3.4－25 図に示すとおり，操作条件の逃がし安全弁
による原子炉減圧操作及び低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作については，運転員による原子炉隔離時冷却系の再起動を考慮した場合において，事象発
生から 5 時間 10 分後（操作開始時間 70 分の時間遅れ）までに逃がし安全弁による東海第二発電所

備考が，解析条件ではないことから，所定の時間までに実施することで評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作）は，運転員等操作時間に与える影響として，解析上の注水開始時間は余
裕時間を含めて設定されており，実態の操作開始時間は解析上の操作開始時間
より若干早まる可能性があり，この場合には，原子炉注水の開始が早くなることで炉心が露出する時間が短くなり，燃料被覆管温度の上昇は緩和され，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
操作条件の可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の操作開始時間よりも遅くなる可能性があるが，この場合でもパラメータが操作実施基準に到達した時点で開始することで同等の効果が得られ，有効性評価解析における格納容器圧力の最高値に変わりがな
いことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作条件の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水並びに残留熱除去
系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の操作開始時間よりも早くなる可能性があるが，この場合には，格納容器除熱操作の開始が早くなることで格納容器圧力及び雰囲
気温度の上昇は緩和され，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
（添付資料 2.3.3.2）(3) 操作時間余裕の把握
操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の直流電源の負荷切離操作（中央制御室）は事象発生から 1 時間経過するまでに実施し，直流電源の負荷切離操作（現場）は事象発生の 8 時間後に実施するものであり，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
第 2.3.3－19 図から第 2.3.3－21 図に示すとおり，操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水操作）は，運転手順に従い原子炉隔離時
冷却系の再起動を考慮し，事象発生から 3 時間 56 分（操作開始時間の 55 分の時間
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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＴＢＰ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
原子炉減圧操作を開始し低圧代替注水系（可搬型）による注水が開始できれば，燃料被覆管の最高温度は約 808℃となり 1,200℃以下となることから，炉心の著しい損
傷は発生せず，評価項目を満足することから時間余裕がある。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却操
作については，格納容器スプレイ開始までの時間は事象発生から約 9 時間あり，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作について
は，格納容器ベント開始までの時間は事象発生から約 18 時間あり，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
また，格納容器ベント操作開始時間が遅れる場合においても， 格納容器圧力は0.31MPa[gage]から上昇するが，格納容器圧力の上昇は緩やかであるため，原子炉格
納容器の限界圧力 0.62MPa[gage]に至るまでの時間は，過圧の観点で厳しい「7.2.1
雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」においても事象発生
約 38 時間後であり，約 20 時間以上の準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作については，事象想定として常設代替
交流電源設備からの受電を事象発生から 24 時間後としており，代替原子炉補機冷却系運転開始までの時間は，事象発生から 24 時間あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。

東海第二発電所

備考遅れ）までに操作を実施する場合，燃料被覆管の最高温度は約 875℃となり，燃料被覆管の破裂は発生せず，評価項目を満足することを感度解析により確認しているため，55 分程度の時間余裕は確保されている。
操作条件の可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却操作は，事象発生の約 14 時間後に実施するものであり，
低圧代替注水系（可搬型）と同じ可搬型代替注水中型ポンプを使用し，可搬型代替
注水中型ポンプの準備完了を事象発生の 3 時間後と想定しており，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
操作条件の残留熱除去系による原子炉注水及び格納容器除熱操作は，非常用母線の受電後に実施するものであり，評価上は事象発生の 24 時間後に非常用母線の受電が完了する想定としており，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
（添付資料 2.3.3.2，2.3.3.3）(4) まとめ(4) ま と め
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認しに与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影た。この結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
このほか，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内
この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内ににおいて，操作時間には時間余裕がある。
おいて，操作時間には時間余裕がある。
7.1.3.4.4 必要な要員及び資源の評価
2.3.3.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価(1) 必要な要員の評価
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）」の重大事故等対策に必再閉失敗」において，6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策時における事象発生 10
要な災害対策要員（初動）は，「2.3.3.1（3） 炉心損傷防止対策」に示すとおり
時間までに必要な要員は，「7.1.3.4.1(3) 炉心損傷防止対策」に示すとおり 32 名で24 名である。
「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している災ある。｢7.5.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果｣で説明している運転員，害対策要員（初動）の 39 名で対処可能である。
緊急時対策要員等の 72 名で対処可能である。
また，必要な参集要員は，「2.3.3.1（3） 炉心損傷防止対策」に示すとおり 6
名であり，参集要員 72 名に含まれることから対処可能である。
また，事象発生 10 時間以降に必要な参集要員は 46 名であり，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。

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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＴＢＰ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所備考(2) 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（外部電源喪失＋DG 喪失） ＋ SRV
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）」において，必要な水源，
再閉失敗」において， 必要な水源， 燃料及び電源は，「7.5.1(2) 資源の評価条件」
燃料及び電源は，「6.1（2） 資源の評価条件」の条件にて評価を行い，以下のとおの条件にて評価を行い，その結果を以下に示す。
りである。
a. 水源
ａ．水
源
原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水及び代替格納
可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注
容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器スプレイについては，7 日間の対応
水操作及び代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却操作につ3を考慮すると，号炉あたり合計約 2,100m の水が必要となる。6 号及び 7 号炉の同時
いては，7 日間の対応を考慮すると，合計約 2,160m３の水が必要となる。
被災を考慮すると，合計約 4,200m3の水が必要である。水源として，各号炉の復水貯水源として，西側淡水貯水設備に 4,300m３の水を保有していることから，水源
蔵槽に約 1,700m3及び淡水貯水池に約 18,000m3の水を保有している。これにより，6が枯渇することはなく，7 日間の対応が可能である。
号及び 7 号炉の同時被災を考慮しても，必要な水源は確保可能であり，水源を枯渇
原子炉隔離時冷却系及び残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水操作並させることなく 7 日間の注水継続実施が可能である。
びに残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱操作については，サプレッション・チェ
ンバを水源とすることから，水源が枯渇することはなく，7 日間の対応が可能である。
（添付資料 2.3.3.4）
b. 燃料
常設代替交流電源設備による電源供給については，保守的に事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に 6 号及び 7 号炉において合計約 504kL の軽油が必要となる。可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による原子炉注水及び格納容器
スプレイについては，保守的に事象発生直後からの可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）の運転を想定すると，7 日間の運転継続に号炉あたり約 21kL の軽油が必要となる。
代替原子炉補機冷却系専用の電源車については，保守的に事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に号炉あたり約 37kL の軽油が必要となる。代替原子炉補機冷却系用の大容量送水車（熱交換器ユニット用）については，保守的に事
象発生直後からの大容量送水車（熱交換器ユニット用）の運転を想定すると，7 日間の運転継続に号炉あたり約 11kL の軽油が必要となる。5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に合計約 13kL の軽油が必要となる（6 号及び 7 号炉合計約 655kL）。6 号及び 7 号炉の各軽油タンク（約1,020kL）及びガスタービン発電機用燃料タンク（約 100kL）にて合計約 2,140kL の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，常設代替交流電源設備
による電源供給，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による原子炉注水及び格納容器
スプレイ，代替原子炉補機冷却系の運転，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備による電源供給及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給について，7 日間の継続が可能である。

ｂ．燃料
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，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続が可能である。
可搬型代替注水中型ポンプ（2 台）を用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水等について，事象発生直後から 7 日間の可搬型代替注水中型ポンプ（2台）の運転を想定すると，約 12.0kL の軽油が必要となる。可搬型設備用軽油タン
クには約 210kL の軽油を保有していることから，可搬型代替注水中型ポンプ（2台）を用いた低圧代替注水系（可搬型）による 7 日間の原子炉注水等の継続が可能である。
緊急時対策所用発電機による電源供給について，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。
（添付資料 2.3.3.5）

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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＴＢＰ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
c. 電源
常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故等対策に必要な負荷として，6 号炉で約 1,174kW，7 号炉で約 1,184kW 必要となるが，常設代替交流電源設備
は連続定格容量が 1 台あたり 2,950kW であり，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
また，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポ
スト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。

東海第二発電所

備

考

ｃ．電
源
重大事故等対策時に必要な負荷は約 4,497kW であるが，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 5 台）の連続定格容量は 5,520kW であることから，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
なお必要な負荷には，有効性評価で期待しないが電源供給される不要な負荷も含まれている。
蓄電池の容量については，交流動力電源が復旧しない場合を想定しても，不要な負荷の切離しを行うことにより，事象発生後 24 時間の直流電源の供給が可能である。
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 2.3.3.6）

7.1.3.4.5 結論
2.3.3.5 結論
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）」では，原子炉の出力運事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV
転中に全交流動力電源喪失が発生し電動の原子炉注水機能が喪失するとともに，逃が再閉失敗」では，全交流動力電源喪失と同時に逃がし安全弁 1 個が開状態のまま固し安全弁再閉鎖失敗が重畳し原子炉隔離時冷却系が動作できない範囲に原子炉圧力
着し，蒸気駆動の注水系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下することで，原子が低下することに伴い原子炉隔離時冷却系も停止し原子炉注水機能が喪失すること
炉注水機能を喪失し，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至ること
で，原子炉水位の低下が継続し，炉心損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスが特徴である。
グループ「全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）」に対する炉心損傷防止対策としては，初事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV期の対策として所内常設直流電源設備，原子炉隔離時冷却系，逃がし安全弁（自動減
再閉失敗」に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策として原子炉隔離時冷圧機能）の手動による原子炉減圧及び可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注
却系，低圧代替注水系（可搬型）及び逃がし安全弁による原子炉注水手段，安定状
水系（可搬型）による原子炉注水手段を整備し，安定状態に向けた対策として，常設態に向けた対策として，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水手段，
代替高圧電源装置からの給電後の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水手段
代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却手段，代替原子を整備する。また，格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として
炉補機冷却系を介した残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱手段を整備してい可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格る。
納容器冷却手段及び常設代替高圧電源装置からの給電後の残留熱除去系（格納容器ス
プレイ冷却系）及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器
除熱手段を整備している。
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）」の重要事故シーケンス
再閉失敗」の重要事故シーケンス「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失） 「外部電源喪失＋ＤＧ失敗＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＨＰＣＳ失敗」について有効＋SRV 再閉失敗」について有効性評価を行った。
性評価を行った。
上記の場合においても，原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（可搬型）及び逃
上記の場合においても，所内常設直流電源設備，原子炉隔離時冷却系，逃がし安全
がし安全弁による原子炉注水，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水， 弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧及び可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却，代替原子炉補低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水を継続し，可搬型代替注水中型ポンプを
機冷却系を介した残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）， 用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却及び常設代替高圧
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施することにより，炉心電源装置からの給電後の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水並びに残留熱
損傷することはない。
除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱を実施することで，炉心の著しい損傷を防止することができ
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重大事故等対策の有効性評価

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

比較表（ＴＢＰ）

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。
また，安定状態を維持できる。
なお，格納容器圧力逃がし装置等の使用による敷地境界での実効線量は，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはない。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（可搬型）及び逃がし安全弁による原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による原子炉格納容器冷却，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系及び格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱等の炉心損傷防止対策は，選定した重要事故シーケ
ンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「全交流動力電
源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗」に対して有効である。

東海第二発電所

備考る。
その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力
並びに格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。また，安定状態を維持することができる。

解析コード及び解析条件の不確かさの影響について確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策に必要な要員は，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「全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）」において，所内常設直流電源設備，原子炉隔離時冷却系，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧及び可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水，可搬型代替注水中型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ
冷却系（可搬型）による格納容器冷却並びに常設代替高圧電源装置からの給電後の残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水並びに残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）又は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱の炉心損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）」に対して有効である。

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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

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

比較表（ＴＢＰ）
東海第二発電所

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

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

比較表（ＴＢＰ）
東海第二発電所

備考前ページと同じ

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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

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

比較表（ＴＢＰ）
東海第二発電所

備考前ページと同じ

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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

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

比較表（ＴＢＰ）
東海第二発電所

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

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

比較表（ＴＢＰ）
東海第二発電所

備考前ページと同じ

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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

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

比較表（ＴＢＰ）
東海第二発電所

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

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

比較表（ＴＢＰ）
東海第二発電所

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

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

比較表（ＴＢＰ）
東海第二発電所

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

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

比較表（ＴＢＰ）
東海第二発電所

備考前ページと同じ

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

比較表（ＴＢＰ）
東海第二発電所

備

考

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

比較表（ＴＢＰ）
東海第二発電所

備

考

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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）

比較表（ＴＢＰ）
東海第二発電所

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

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

比較表（ＴＢＰ）
東海第二発電所

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

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

比較表（ＴＢＰ）
東海第二発電所

備

考

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

比較表（ＴＢＰ）
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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

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

比較表（ＴＢＰ）
東海第二発電所

備

考

38／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（ＴＢＰ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

備

考

39／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（ＴＢＰ）
東海第二発電所

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

備

考

40／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（ＴＢＰ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

備

考

41／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（ＴＢＰ）
東海第二発電所

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

備

考

42／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（ＴＢＰ）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

備

考

43／55

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

比較表（ＴＢＰ）
東海第二発電所

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

備

考

44／55

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

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

比較表（ＴＢＰ）
東海第二発電所

備

考

45／55

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

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

比較表（ＴＢＰ）
東海第二発電所

備

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

46／55

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

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

比較表（ＴＢＰ）
東海第二発電所

備

考

47／55

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

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

比較表（ＴＢＰ）
東海第二発電所

備

考

48／55

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

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

比較表（ＴＢＰ）
東海第二発電所

備

考

49／55

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

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

比較表（ＴＢＰ）
東海第二発電所

備

考

50／55

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

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

比較表（ＴＢＰ）
東海第二発電所

備

考

51／55

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

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

比較表（ＴＢＰ）
東海第二発電所

備

考

52／55

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

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

比較表（ＴＢＰ）
東海第二発電所

備

考

53／55

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

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

比較表（ＴＢＰ）
東海第二発電所

備

考

54／55

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

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

比較表（ＴＢＰ）
東海第二発電所

備

考55／55