東海第二発電所 審査資料
資料番号
PS-C-9 改 6
提出年月日
平成 30 年 1 月 22 日

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価
比較表

平成 30 年 1 月
日本原子力発電株式会社
本資料のうち，は商業機密又は核物質防護上の観点から公開できません。

下線部：今回提出範囲
目

次

重大事故等対策の有効性評価

1.

重大事故等への対処に係る措置の有効性評価の基本的考え方

2.

運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故
2.1

高圧・低圧注水機能喪失

2.2

高圧注水・減圧機能喪失

2.3

全交流動力電源喪失

2.3.1

全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）

2.3.2

全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）

2.3.3

全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）

2.4

3.

崩壊熱除去機能喪失

2.4.1

取水機能が喪失した場合

2.4.2

残留熱除去系が故障した場合

2.5

原子炉停止機能喪失

2.6

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

2.7

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

重大事故
3.1

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）

3.1.1

格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策

3.1.2

代替循環冷却系を使用する場合
目-1

3.1.34.

5.

6.

代替循環冷却系を使用できない場合

3.2

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱

3.3

原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用

3.4

水素燃焼

3.5

溶融炉心・コンクリート相互作用

使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故
4.1

想定事故１

4.2

想定事故２

運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故
5.1

崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）

5.2

全交流動力電源喪失

5.3

原子炉冷却材の流出

5.4

反応度の誤投入

必要な要員及び資源の評価

付録１

事故シーケンスグループの抽出及び重要事故シーケンスの選定について目-2

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

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

東海第二発電所

備考7.2.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
7.2.2.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策
3.2.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策(1) 格納容器破損モード内のプラント損傷状態(1) 格納容器破損モード内のプラント損傷状態
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に至る可能性のあ
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に至る可能性
るプラント損傷状態は，「6.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，TQUX，のあるプラント損傷状態は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すと
長期 TB，TBU 及び TBD である。
おり，ＴＱＵＸ，長期ＴＢ，ＴＢＵ及びＴＢＤである。
(2) 格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」では，発電用原子炉の運転中に運転時の異常な過渡変化又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，緩和措置がとられない場合には，原子炉圧力が高い状況で原子炉圧力容器が損傷し，溶融炉心，水蒸気，水素ガス等が急速に放出され，原子炉格納容器雰囲気が直接加熱されることにより，急速に格納
容器圧力が上昇する等，原子炉格納容器に熱的・機械的な負荷が発生して原子炉格納容器の破損に至る。
したがって，本格納容器破損モードでは，溶融炉心，水蒸気及び水素ガスの急速な放出に伴い原子炉格納容器に熱的・機械的な負荷が加えられることを防止するため，原子炉圧力容器破損までに逃がし安全弁の手動開操作により原子炉減圧を実施することによって，原子炉格納容器の破損を防止する。
また，原子炉圧力容器の下部から溶融炉心が落下するまでに，格納容器下部注水系（常設）によって原子炉格納容器下部に溶融炉心の冷却に十分な水位及び水量を確保するとともに，溶融炉心が落下するまで，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉
格納容器冷却を実施する。溶融炉心の落下後は，格納容器下部注水系（常設）によって溶融炉心を冷却するとともに，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却を実施する。その後，代替循環冷却系又は格納容器圧力逃がし装置によって原
子炉格納容器の圧力及び温度を低下させる。

なお，本格納容器破損モードの有効性評価を実施する上では，重大事故等対処設備による原子炉注水機能についても使用できないものと仮定し，原子炉圧力容器破損に至るものとする。

(2) 格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」では，発電用原子炉の運転中に異常な過渡変化又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，緩和措置がとられない
場合には，原子炉圧力が高い状態で原子炉圧力容器が破損し，溶融炉心，水蒸気，水素等が急速に放出され，格納容器雰囲気が直接加熱されることにより，急速に格 水素等：ＦＰや酸素といったその他の
納容器圧力が上昇する等，格納容器に熱的・機械的な負荷が発生して格納容器の破 流体を含む損に至る。
したがって，本格納容器破損モードでは，溶融炉心，水蒸気，水素等の急速な放出に伴い格納容器に熱的・機械的な負荷が加えられることを防止するため，原子炉
圧力容器破損までに逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動開操作により原子炉を減 柏崎の記載を踏まえて追加
圧することによって，格納容器の破損を防止する。
また，原子炉圧力容器の下部から溶融炉心が落下するまでに，常設低圧代替注水 柏崎の記載を踏まえて追加
系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によってペデスタル（ドライウェル部）に溶融炉心の冷却に必要な水位及び水量を確保するとともに，長期的には，代 柏崎の記載を踏まえて追加
替循環冷却系又は格納容器圧力逃がし装置によって最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことにより，格納容器の破損を防止する。
さらに，格納容器内における水素燃焼を防止するため，格納容器内の水素濃度及 東海第二では，ベント開始時間を遅延
び酸素濃度が可燃領域に至るまでに，格納容器内へ窒素を注入することによって， するため格納容器内への窒素供給を格納容器の破損を防止する。
実施
本格納容器破損モードに対する有効性を評価するためには，原子炉圧力容器が破 東海第二では，シナリオの想定として損した時点及びその後のプラント状態を評価する必要があることから，原子炉圧力 ＲＰＶ破損までは原子炉注水しない
容器破損までは原子炉への注水を考慮しないものとする。一方，本格納容器破損モ が，ＲＰＶ破損後はＲＰＶ内を冷却すードに対しては，原子炉圧力容器破損後の格納容器破損防止のための重大事故等対 るための原子炉注水を実施する手順
策の有効性についても評価するため，原子炉圧力容器破損後は重大事故等対策に係 とするため，ＲＰＶ破損後は代替循環る手順に基づきプラント状態を評価することとする。したがって，本評価では原子 冷却系による原子炉注水を実施する
炉圧力容器破損後も原子炉圧力容器内に残存する放射性物質の冷却のために原子 想定としている。
炉に注水する対策及び手順を整備することから，これを考慮した有効性評価を実施 東海第二では，原子炉注水を考慮しなすることとする。また，原子炉圧力容器破損後の原子炉注水を考慮しない場合の影 い場合の感度解析を実施
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

備考

響について評価することとする。
(3) 格納容器破損防止対策
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」で想定される事故
シーケンスに対して，原子炉圧力が高い状況で原子炉圧力容器が損傷し，溶融炉心，水蒸気，水素ガス等が急速に放出され，原子炉格納容器に熱的・機械的な負荷が発生することに対して，原子炉減圧を可能とするため，逃がし安全弁の手動開操作による原子炉
減圧手段を整備する。
また，原子炉圧力容器破損前における格納容器温度の上昇を抑制し，逃がし安全弁の環境条件を緩和する観点から代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却手段を整備し，原子炉圧力容器破損後の格納容器圧力及び温度の上昇を抑制する観点から，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却手段及び代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱手段並びに格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱手段を整備する。

(3) 格納容器破損防止対策
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」で想定される
事故シーケンスに対して，原子炉圧力が高い状況で原子炉圧力容器が損傷し，溶融 柏崎の記載を踏まえ修正
炉心，水蒸気，水素等が急速に放出され，格納容器に熱的・機械的な負荷が発生することを防止するため，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧手段を整備する。
また，原子炉圧力容器の下部から落下する溶融炉心の冷却の観点から，常設低圧 柏崎では逃がし安全弁の環境条件緩代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライ 和の観点としてスプレイを実施してウェル部）への注水手段を整備する。
いるが，東海第二では直接的な対策でさらに，原子炉圧力容器破損前における格納容器からの除熱のため，緊急用海水 はなく，代替循環冷却系によって格納系による冷却水（海水）の確保手段及び代替循環冷却系による格納容器除熱手段を 容器内を除熱した結果として，逃がし整備する。なお，この格納容器除熱手段には逃がし安全弁の環境条件を緩和する効 安全弁の環境条件についても緩和さ果がある。原子炉圧力容器破損後の格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇を抑制する れるという記載にしている。
観点から，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却手段，緊急用海水系による冷却水（海水）の確保手段及び代替
循環冷却系による格納容器除熱手段並びに格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱手段を整備する。
東海第二では，ベント開始時間を遅延
また，長期的な格納容器内酸素濃度の上昇を抑制する観点から，可搬型窒素供給 するため格納容器内への窒素供給を装置による格納容器内への窒素注入手段を整備する。
実施
東海第二では原子炉圧力容器破損後
なお，これらの原子炉圧力容器破損以降の格納容器過圧・過温に対応する手順及び重のスプレイマネジメント等，特有の手大事故等対策は「7.2.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」
順がある。
と同じである。
本格納容器破損モードの防止及びそれ以降の一連の対応も含めた重大事故等対策の本格納容器破損モードの防止及びその他の対応を含めた一連の重大事故等対策
概要を以下の a.から j.に示すとともに，a.から j.の重大事故等対策における設備と手の概要を以下に示す。対策の概略系統図を第 3.2－1 図に，対応手順の概要を第 3.2
順の関係を第 7.2.2－1 表に示す。このうち，本格納容器破損モードに対する重大事故－2 図に示す。また，重大事故等対策の手順と設備との関係を第 3.2－1 表に示す。
等対策は以下の a.から f.及び h.である。
本格納容器破損モードの防止及びそれ以降の一連の対応も含めた重大事故等対策の概略系統図を第 7.2.2－1 図から第 7.2.2－4 図に，対応手順の概要を第 7.2.2－5 図に
示す。
このうち，
本格納容器破損モードの重大事故等対策の概略系統図は第 7.2.2－1 図及び第 7.2.2－3 図である。
本格納容器破損モードにおける評価事故シーケンスにおいて，必要な要員は災害 プラント基数，設備設計及び運用の相本格納容器破損モードにおける評価事故シーケンスにおいて，事象発生 10 時間まで
対策要員
（初動）
20 名及び事象発生から 2 時間以降に期待する参集要員 2 名である。 違により必要要員数は異なるが，タイの 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 ムチャートに要員の充足性を確認し時対策要員で構成され，合計 28 名である。
対応を行う当直運転員 4 名，指揮，通報連絡を行う災害対策要員（指揮者等）4 名 ている。
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
及び現場操作を行う重大事故等対応要員 10 名である。
炉兼任），当直副長 2 名，運転操作を行う運転員 12 名である。発電所構内に常駐してい東海第二では招集要員は 2 時間以降に参集要員の内訳は，燃料給油操作を行う重大事故等対応要員 2 名である。
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）
期待する評価としている。
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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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 26 名※1 である。必要な要員と作業項目について第 7.2.2－6 図に示す。
なお，評価事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を評価事故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，28 名で対処可能である。
※1 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは取水機能の喪失を伴うものではないが，必要な要員の評価においては，保守的に代替原子炉補機冷却系の使用を想定。

必要な要員と作業項目について第 3.2－3 図に示す。
なお，評価事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を評価事
故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，災害対策要員（初動）20 名
及び参集要員 2 名で対処可能である。

a. 原子炉スクラム確認
運転時の異常な過渡変化又は全交流動力電源喪失が発生して原子炉がスクラムしたことを確認する。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等である。

ａ．原子炉スクラム及び全交流動力電源喪失の確認
運転時の異常な過渡変化又は全交流動力電源喪失が発生して原子炉がスクラムしたことを確認する。また，主蒸気隔離弁が閉止し，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
領域計装等である。
ｂ．原子炉への注水機能喪失の確認
原子炉水位が原子炉水位異常低下（レベル２）設定点に到達後，原子炉隔離時
冷却系が自動起動に失敗したことを確認する。
原子炉への注水機能喪失の確認に必要な計装設備は，原子炉隔離時冷却系系統
流量である。
ｃ．早期の電源回復不能の確認
全交流動力電源喪失の確認後，中央制御室からの遠隔操作により外部電源受電
及び非常用ディーゼル発電機等の起動ができず，非常用母線の電源回復ができない場合，早期の電源回復不能と判断する。これにより，常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電準備操作を開始する。
ｄ．常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作
早期の電源回復不能の確認後，中央制御室からの遠隔操作により常設代替高圧
電源装置から緊急用母線を受電する。
常設代替高圧電源装置による緊急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。
ｅ．電源確保操作対応
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
ンプ準備及びホース敷設等を実施する。

b. 高圧・低圧注水機能喪失確認
原子炉スクラム後，原子炉水位は低下し続け，原子炉水位低で非常用炉心冷却系の自動起動信号が発生するが，全ての非常用炉心冷却系が機能喪失※2 していることを確認する。
非常用炉心冷却系の機能喪失を確認するために必要な計装設備は，各系統の流量指示等である。
※2 非常用炉心冷却系による注水が出来ない状態。高圧炉心注水系及び低圧注水系の機能喪失が重畳する場合や高圧炉心注水系及び自動減圧系の機能喪失に伴い低圧注水系による原子炉注水ができない場合を想定。

備考

東海第二では緊急用海水系に期待した評価としている。

東海第二では，運転員の対応を厳しく評価する観点から，ＳＢＯを想定

平均出力領域計装等：【スクラム】平均出力領域計装，起動
領域計装【主蒸気隔離弁閉止】原子炉圧力，原子炉圧力（ＳＡ）【ＳＢＯ】Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧，Ｍ／Ｃ
２Ｄ電圧，緊急用Ｍ／Ｃ電圧
東海第二では，解析上考慮しない操作も含め，手順に従い必ず実施する操作を記載

可搬型代替注水中型ポンプ準備及びホース敷設等：移動，ポンプ設置，ホース敷設・接続，送水準備を含む
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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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ｇ．高圧注水機能喪失の確認
原子炉スクラム後，原子炉水位の低下が継続し，原子炉水位異常低下（レベル２）設定点に到達した後，中央制御室からの遠隔操作により原子炉隔離時冷却系の手動起動を試みるが失敗したことを確認する。
高圧注水機能喪失の確認に必要な計装設備は，原子炉隔離時冷却系系統流量等である。
ｈ．高圧代替注水系の起動操作
高圧注水機能喪失の確認後，中央制御室からの遠隔操作により高圧代替注水系を起動する。なお，有効性評価においては，高圧代替注水系による原子炉注水操
作には期待しない。
高圧代替注水系による原子炉注水に必要な計装設備は，高圧代替注水系系統流量である。
ｉ．常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作
常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作完了後，中央制御室及び現場にて常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電準備操作を実施し，中央制
御室からの遠隔操作により常設代替高圧電源装置から緊急用母線を介して非常用母線を受電する。
常設代替高圧電源装置による非常用母線受電操作に必要な計装設備は，Ｍ／Ｃ
２Ｃ電圧及びＭ／Ｃ ２Ｄ電圧である。
ｊ．原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系の起動操作
常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作完了後，中央制御室からの遠隔操作により原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系を起動する。
ｋ．ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作
常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作完了後，中央制御室からの遠隔操作によりほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作を実施する。なお，有効性評価においては，ほう酸水注入系による原子炉圧力容器
へのほう酸水注入操作には期待しない。
ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作に必要な計装設
備は，ほう酸水注入ポンプ吐出圧力である。
ｌ．緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作
常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水機能喪失を確認した後，中央制御室にて，非常用母線の負荷となっている緊急用
海水系及び代替循環冷却系の弁を対象に，緊急用母線から電源が供給されるよう電源切り替え操作を実施する。また，中央制御室からの遠隔操作により緊急用海水ポンプを起動し，緊急用海水系に海水を通水する。
緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作に必要な計装設備は，緊急用海水系流量（残留熱除去系熱交換器）である。
ｍ．代替循環冷却系による格納容器除熱操作

備

考

原子炉隔離時冷却系系統流量等：原子
炉水位（広帯域），原子炉水位（燃料域），原子炉水位（ＳＡ広帯域），原子
炉水位（ＳＡ燃料域），原子炉各理事
冷却系系統流量，原子炉圧力，原子炉
圧力（ＳＡ）

東海第二では，運転員の対応を厳しく評価する観点から，ＳＢＯを想定

東海第二では事象発生 90 分後から代替循環冷却系による格納容器除熱を
実施する。

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c. 炉心損傷確認
原子炉水位が更に低下し，炉心が露出し，炉心損傷したことを確認する。炉心損傷の判断は，ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のガンマ線線量率が設計基準事
故相当のガンマ線線量率の 10 倍を超えた場合とする。
炉心損傷を確認するために必要な計装設備は，格納容器内雰囲気放射線レベルである。
また，炉心損傷判断後は，原子炉格納容器内の pH 制御のため薬品注入の準備を行う。
サプレッション・チェンバのプール水の pH を 7 以上に制御することで，分子状無機よう素の生成が抑制され，その結果，有機よう素の生成についても抑制される。これにより，環境中への有機よう素の放出量を低減させることができる。なお，有効性評価においては，pH 制御には期待しない。
d. 水素濃度監視
炉心損傷が発生すれば，ジルコニウム－水反応等により水素ガスが発生することから，原子炉格納容器内の水素濃度を確認する。
原子炉格納容器内の水素濃度を確認するために必要な計装設備は，格納容器内水素濃度(SA)である。
e. 逃がし安全弁による原子炉急速減圧
原子炉水位の低下が継続し，有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点で，原子炉注水の手段が全くない場合でも，中央制御室からの遠隔操作によって逃がし安全弁 2 個を手動で開放し，原子炉を急速減圧する。
原子炉急速減圧を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び原子炉圧力である。
原子炉急速減圧後は，逃がし安全弁の開状態を保持し，原子炉圧力を低圧状態に維持する。

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

備考

緊急用海水系に海水を通水した後，中央制御室からの遠隔操作により代替循環
冷却系ポンプを起動することで，格納容器スプレイを実施し，格納容器除熱を実施する。
代替循環冷却系による格納容器除熱操作に必要な計装設備は，代替循環冷却系 代替循環冷却系格納容器スプレイ流
格納容器スプレイ流量等である。
量等：代替循環冷却系格納容器スプレ
イ流量，ドライウェル圧力，サプレッ
ｎ．炉心損傷の確認
ション・チェンバ圧力
原子炉水位の低下による炉心の露出に伴い，炉心損傷したことを確認する。炉
心損傷の判断は，格納容器雰囲気放射線モニタガンマ線線量率が設計基準事故（原子炉冷却材喪失）相当の 10 倍以上となった場合とする。
炉心損傷を確認するために必要な計装設備は，格納容器雰囲気放射線モニタ 格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）等：格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）等である。
（Ｄ／Ｗ），格納容器雰囲気放射線モ
ニタ（Ｓ／Ｃ）
記載箇所の相違

記載箇所の相違ｏ．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
原子炉水位の低下が継続し，燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に 東海第二では，BAF+20%で実施（詳細
到達した時点で，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁（自動減圧機能） は添付資料 3.2.1）
2 弁を手動で開放し，原子炉を急速減圧する。なお，この原子炉減圧のタイミン
グは，原子炉水位が燃料有効長頂部以下となった場合，原子炉減圧を遅らせた方 東海第二では，原子炉減圧タイミング
が，原子炉圧力容器内の原子炉冷却材の量を多く維持できるため，原子炉圧力容 の考え方について記載
器破損に至る時間を遅らせることができる一方で，ジルコニウム－水反応が著しくなる前に原子炉を減圧することで水素の発生量を抑えられることを考慮して設定したものである。
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 原子炉水位（燃料域）等：原子炉水位）
は，原子炉水位（燃料域）等である。
燃料域），原子炉水位（ＳＡ燃料域），
原子炉減圧後は，逃がし安全弁（自動減圧機能）の開状態を保持し，原子炉圧 原子炉圧力，原子炉圧力（ＳＡ），サ
力を低圧状態に維持する。
プレッション・プール水温度（添付資料 3.2.1）
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f. 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却
原子炉圧力容器下鏡部温度 300℃到達により溶融炉心の炉心下部プレナムへの移行を確認した場合，格納容器圧力 0.465MPa[gage]到達を確認した場合又は格納容器温度
190℃到達を確認した場合は，中央制御室からの遠隔操作により復水移送ポンプ 2 台を使用した代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却※3 を実施する。また，格納容器圧力 0.465MPa[gage]到達によって開始した場合は格納容器圧力が 0.39MPa[gage]以下となった時点で停止する。
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却を確認するために必要な計装設備は，ドライウェル雰囲気温度，復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）等である。
また，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却と同時に原子炉格納容器内の pH 制御のため薬品注入を実施する。
※3 原子炉格納容器内の温度を低下させ，逃がし安全弁の環境条件を緩和する目的で実施する操作。なお，本操作に期待しない場合であっても，評価上，原子炉圧
力容器底部が破損に至るまでの間，逃がし安全弁は原子炉減圧機能を維持できる。
g. 原子炉格納容器下部への注水
原子炉への注水手段がないため，炉心が溶融して炉心下部プレナムへ溶融炉心が移行する。
炉心下部プレナムへの溶融炉心移行を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力容器下鏡部温度である。
原子炉圧力容器下鏡部温度 300℃到達により炉心下部プレナムへの溶融炉心移行を確認した場合，原子炉圧力容器破損に備えて中央制御室からの遠隔操作によって格納容器
下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水を実施する。この場合の注水は，原子炉格納容器下部への水張りが目的であるため，原子炉格納容器下部の水位が 2m（注水量 180m3 相当）に到達していることを確認した後，原子炉格納容器下部への注水を停止する。
原子炉格納容器下部への注水を確認するために必要な計装設備は，復水補給水系流量（格納容器下部注水流量）及び格納容器下部水位である。
また，原子炉格納容器下部への注水と同時に原子炉格納容器内の pH 制御のため薬品注入を実施する。

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）

備考東海第二では代替循環冷却系によって格納容器内除熱が継続されていることから，格納容器圧力は上昇せず，
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作の実施基準（465kPa[gage]）に到達しない。

東海第二では通常時からペデスタル
内に水位約 1m の水張りをしている。
事故時には，デブリ冷却の観点から水位を確実に 1m 付近とするため，一旦ペデスタル（ドライウェル部）注水し，水位が 1m を超えた時点で注水を停止，その後，自動排水によって水位は 1mに戻ることで，デブリ落下時に確実に1m 付近に水位を維持する
なお，ＭＡＡＰ解析上は，デブリ落下
まではペデスタル水位は 1m に維持されていることから，水位の確保操作については模擬していない。
格納容器下部水位等：低圧代替注水系
格納容器下部注水流量，格納容器下部
水位，代替淡水貯槽水位

ｐ．常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）水位の確保操作
代替循環冷却系による格納容器除熱操作を実施後，中央制御室からの遠隔操作により常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水操作を実施する。この場合の注水は，水蒸
気爆発の発生を仮定した場合の影響を抑制しつつ溶融炉心・コンクリートの影響を緩和する観点から格納容器下部水位を 1m に調整することが目的であるため，格納容器下部水位が 1m を超えて上昇したことを確認後，ペデスタル（ドライウ
ェル部）への注水を停止する。その後，ペデスタル（ドライウェル部）水はサプ
レッション・プールに排水され，格納容器下部水位は 1m に調整される。
常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）水位の確保操作に必要な計装設備は，格納容器下部水位等である。
ｑ．水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作
炉心損傷が発生すれば，ジルコニウム－水反応により水素が発生し，水の放射線分解により水素及び酸素が発生することから，常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）水位の確保操作を実施後，中央制御室からの遠隔操作により水素濃度及び酸素濃度監視設
備を起動し，格納容器内の水素濃度及び酸素濃度を確認する。
格納容器内水素濃度（ＳＡ）等：格納
格納容器内の水素濃度及び酸素濃度を確認するために必要な計装設備は，格納 容器内水素濃度（ＳＡ），格納容器内
容器内水素濃度（ＳＡ）等である。
酸素濃度（ＳＡ）
ｒ．サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入操作
水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作を実施後，中央制御室からの遠隔操

6／63

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柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

h. 原子炉圧力容器破損確認
原子炉圧力容器破損を直接確認する計装設備はないため，複数のパラメータの変化傾向により判断する。
原子炉圧力容器破損の徴候として，原子炉水位の低下，制御棒位置の指示値喪失数増
加，原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加といったパラメータの変化が生じる。また，原子炉圧力の急激な低下，ドライウェルの圧力の急激な上昇，原子炉格納容器下部の雰囲気温度の急激な上昇といったパラメータの変化によって原子炉圧力容器破損を判断する。
これらにより原子炉圧力容器破損を判断した後は，原子炉圧力とドライウェルの圧力の差圧が 0.10MPa[gage]以下であること及び原子炉格納容器下部の雰囲気温度が飽和温度以上であることで原子炉圧力容器破損を再確認する。

i. 溶融炉心への注水
溶融炉心の冷却を維持するため，原子炉圧力容器が破損し，溶融炉心が原子炉格納容器下部に落下した後は，格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注
水を崩壊熱相当の流量にて継続して行う。
格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部注水を確認するために必要な計装設
備は，復水補給水系流量（格納容器下部注水流量）等である。
格納容器下部注水系（常設）により溶融炉心の冷却が継続して行われていることは，
復水補給水系流量（格納容器下部注水流量）のほか，格納容器下部水位計によっても確認することができるが，原子炉圧力容器破損時の影響により，格納容器下部水位計による監視ができない場合であっても，以下の条件の一部又は全てから総合的に溶融炉心の東海第二発電所

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）

備考作によりサプレッション・プール水ｐＨ制御装置（自主対策設備）による薬液注入を行う。サプレッション・プール水のｐＨを 7 以上に制御することで，サプレッション・プール水中での分子状無機よう素の生成が抑制され，その結果，有機よう素の生成についても抑制される。これにより，環境中への有機よう素の放出量を低減させることができる。なお，有効性評価においては，ｐＨ制御には期待しない。
ｓ．格納容器下部水温の継続監視
東海第二では，ＲＰＶ破損後速やかに
原子炉圧力容器破損の徴候として，原子炉水位の低下，制御棒位置の指示値の 代替格納容器スプレイ及び格納容器
喪失数増加，原子炉圧力容器温度（下鏡部）の 300℃到達といったパラメータの 下部注水を実施するため，ＲＰＶ破損変化を確認する。原子炉圧力容器温度（下鏡部）が 300℃に到達した場合には， を確実に検知するための対応として，
原子炉圧力容器の破損を速やかに判断するために格納容器下部水温を継続監視 ＲＰＶ下鏡部温度が 300℃に到達した
時点で，ＲＰＶ破損の兆候ととらえ，する。
格納容器下部水温の継続監視の開始に必要な計装設備は，原子炉圧力容器温度 格納容器下部水温の継続監視を行う
原子炉圧力容器温度等：原子炉圧力容等である。
器温度，格納容器下部水温ｔ．原子炉圧力容器破損の判断
格納容器下部水温の指示上昇又はダウンスケールといったパラメータの変化 デブリがペデスタルに落下し，水温計がデブリと接触することで機能喪失によって，原子炉圧力容器破損を判断する。
することでＲＰＶ破損を判断する。
原子炉圧力容器の破損判断に必要な計装設備は，格納容器下部水温である。
（添付資料 3.2.2） （詳細は添付資料 3.2.2）
ｕ．常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損後）
代替循環冷却系が運転中であるが，デ原子炉圧力容器破損の判断後，中央制御室からの遠隔操作により常設低圧代替 ブリがペデスタル（ドライウェル部）
注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却 のプール水に落下した際に発生するを実施する。
蒸気量が多く，十分な格納容器冷却が常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によ できないため，代替格納容器スプレイ
る格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損後）のために必要な計装設備は，低圧 冷却系を追加起動する。
代替注水系格納容器スプレイ流量等である。
低圧代替注水系格納容器スプレイ流
ｖ．常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデス 量等：低圧代替注水系格納容器スプレ
タル（ドライウェル部）注水操作
イ流量，ドライウェル圧力，サプレッ
常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によ ション・チェンバ圧力，代替淡水貯槽
る格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損後）を実施後，中央制御室からの遠隔 水位操作により常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）により格納容器下部水位 2.75m までペデスタル（ドライウェル部）注水を実施する。 デブリの落下により低下した水位を以降は，ペデスタル（ドライウェル部）満水付近で溶融炉心の冠水状態を維持す 補いデブリの冠水を維持するために，るとともに，サプレッション・プール水位の上昇抑制により格納容器圧力逃がし 格納容器下部注水系（常設）によるペ装置による格納容器減圧及び除熱操作の遅延を図り，可能な限り外部への影響を デスタル（ドライウェル部）注水を行軽減する観点から，約 2.25m から約 2.75m の範囲に水位を維持する。ただし，高 う。水位回復後は，Ｓ／Ｐ水位上昇をさ 0.2m までの溶融炉心堆積が検知されない場合は，断続的に溶融炉心が落下し 極力抑えるために，ペデスタル（ドラ7／63

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冷却が継続して行われていることを把握することができる。
原子炉格納容器下部の雰囲気温度が飽和温度程度で推移していること
ドライウェルの雰囲気温度が飽和温度程度で推移していること
原子炉格納容器内の水素濃度の上昇が停止すること
これらは，短時間ではなく数時間の推移を確認する。
溶融炉心の冷却維持は，主に格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部注水によって実施するが，サプレッション・チェンバ・プール水位がリターンライン高さ（通常
運転水位+約 1.5m）を超える場合には，リターンラインを通じたサプレッション・チェ
ンバのプール水の原子炉格納容器下部への流入による溶融炉心の冷却に期待でき，サプ
レッション・チェンバ・プール水位計によってこれを推定することができる。

j. 代替循環冷却系による溶融炉心冷却及び原子炉格納容器除熱※4
代替原子炉補機冷却系の準備が完了した後，復水移送ポンプを停止し，代替循環冷却系の運転の準備を実施する。代替循環冷却系の運転の準備が完了した後，代替原子炉補機冷却系を用いた代替循環冷却系の運転による溶融炉心冷却及び原子炉格納容器除熱を開始する。代替循環冷却系の循環流量は，復水補給水系流量計（格納容器下部注水流量）及び復水補給水系流量計（RHR B 系代替注水流量）を用いて格納容器下部注水弁と格納容器スプレイ弁を中央制御室から遠隔操作することで，格納容器下部注水と格納容器スプレイに分配し，それぞれ連続で格納容器下部注水及び格納容器スプレイを実施する。
代替循環冷却系による溶融炉心冷却を確認するために必要な計装設備は，復水補給水系流量（格納容器下部注水流量）等であり，原子炉格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，復水補給水系流量（RHR B 系代替注水流量）,格納容器内圧力，サプレッション・チェンバ・プール水温度等である。
※4 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは取水機能の喪失を伴うものではないが，代替循環冷却系による除熱量の評価においては，保守的に代替原子炉補機冷却系の設計値を用いる。

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）

備考た際の水蒸気爆発の発生を仮定した場合の影響を抑制する観点から，約 0.5m か イウェル部）内の水位を一定の範囲に
ら約 1m の範囲に水位を維持する。
制御する。
常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）注水操作に必要な計装設備は，低圧代替注水系格納容器 低圧代替注水系格納容器下部注水流
下部注水流量等である。
量等：低圧代替注水系格納容器下部注
格納容器下部注水系（常設）により溶融炉心が冠水可能な水位に維持されてい 水流量，格納容器下部水温，格納容器ることは，格納容器下部水位計によって確認することができる。高さ 0.2m まで 下部水位，代替淡水貯槽水位の溶融炉心堆積を検知した場合は，原子炉圧力容器破損時の影響を受けないペデ
スタル外側のボックス内の格納容器下部水位計（2.25m 及び 2.75m 位置にそれぞ デブリの落下量が少量で、プール水がれ複数設置）によって格納容器下部水位を監視し，溶融炉心が冠水可能な水位に 十分にサブクール度が低い状態にな維持されていることを確認できる。また，高さ 0.2m までの溶融炉心堆積が検知 っていない場合には水蒸気爆発発生
されない場合は，格納容器下部水位計（0.5m 及び約 1m 位置にそれぞれ複数設置） 時の影響が大きくなるため，プール水によって，溶融炉心が冠水可能な水位に維持されていることを確認できる。なお， のサブクール度が小さくなるために格納容器下部雰囲気温度により格納容器下部の雰囲気温度が飽和温度程度で推 必要なデブリが十分落下するまで（高移していることを確認することによっても，溶融炉心の冷却が継続して行われて さ 0.2m まで堆積）は，ペデスタル（ドいることを把握することができる。
ライウェル部）水位を 0.5m から 1m の（添付資料 3.2.3） 範囲で制御する。
ｗ．代替循環冷却系による原子炉注水操作及び格納容器除熱操作「ｍ．代替循環冷却系による格納容器除熱操作」以降，代替循環冷却系による 外部水源の持ち込みを制限し，Ｓ／Ｐ
格納容器除熱を継続するが，原子炉圧力容器破損後に格納容器圧力が低下傾向に 水位+6.5m 到達による格納容器ベント
転じた後は，原子炉圧力容器内の冷却及び格納容器の除熱のため，中央制御室か を回避するため，内部水源である代替らの遠隔操作により代替循環冷却系の注水先を原子炉注水と格納容器スプレイ 循環冷却系による原子炉注水及び格に分配し，それぞれ連続で原子炉注水と格納容器スプレイを実施する。サプレッ 納容器除熱を行う。原子炉注水した水
ション・プールを水源として原子炉注水及び格納容器スプレイを実施し，緊急用 は，ＰＲＶ下部の破損口から落下して海水系により格納容器内の熱を海に逃がすことで，格納容器外からの注水による ペデスタル（ドライウェル部）内に注水される。
サプレッション・プール水位の上昇抑制を図る。
代替循環冷却系による原子炉注水操作及び格納容器除熱操作に必要な計装設 代替循環冷却系原子炉注水流量等：代
備は，代替循環冷却系原子炉注水流量等である。
替循環冷却系原子炉注水流量，大チア
ｘ．常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によ 循環冷却系格納容器スプレイ流量，ドる格納容器冷却操作
ライウェル圧力，サプレッション・チ
代替循環冷却系による原子炉注水操作及び格納容器除熱操作を実施後，サプレ ェンバ圧力
ッション・プール水位の上昇抑制により格納容器圧力逃がし装置による格納容器
減圧及び除熱操作の遅延を図り，可能な限り外部への影響を軽減する観点から， 外部水源持ち込みを制限するため代「ｕ．常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設） 替格納容器スプレイを一旦停止するによる格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損後）」を一旦停止し，格納容器へ が，一時的に格納容器圧力が再上昇すの水の持ち込みを制限する。ただし，格納容器圧力が上昇し，465kPa［gage］に るため，465kPa[gage]到達時点で再度到達した場合は，中央制御室からの遠隔操作により常設低圧代替注水系ポンプを スプレイを実施する。
用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作を実施し，
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青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所備

考

格納容器圧力が 400kPa［gage］到達により格納容器冷却を停止する。以降，常設
低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）の運転により，格納容器圧力を 400kPa［gage］から 465kPa［gage］の範囲で制御する。これは，格納容器圧力を 400kPa［gage］から 465kPa［gage］の高い領域で維持することでスプレイ効果を高め，サプレッション・プール水位の上昇抑制により格
納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作の遅延を図り，可能な限り外部への影響を軽減するための運用として設定している。
常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作に必要な計装設備は，低圧代替注水系格納容器スプレイ流量 低圧代替注水系格納容器スプレイ流
量等：低圧代替注水系格納容器スプレ等である。
イ流量，ドライウェル圧力，サプレッｙ．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 ション・チェンバ圧力，代替淡水貯槽
水位する。
ｚ．可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入操作
格納容器内酸素濃度が 4.0vol％（ドライ条件）に到達した場合，可搬型窒素供給装置を用いて格納容器内へ窒素を注入することで，格納容器内酸素濃度の上昇を抑制する。
可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入操作に必要な計装設備は，格納容器内酸素濃度（ＳＡ）である。
ａａ．タンクローリによる燃料給油操作
タンクローリにより可搬型設備用軽油タンクから可搬型窒素供給装置に燃料給油を実施する。
3.2.2 格納容器破損防止対策の有効性評価
7.2.2.2 格納容器破損防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法
本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「6.2 評価対
本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「1.2 評
象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，プラント損傷状態を TQUX とし，事象進
価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，プラント損傷状態をＴＱＵＸと展が早く炉心損傷までの時間余裕の観点で厳しい過渡事象を起因事象とし，逃がし安全
し，ＴＱＵＸに属する事故シーケンスの内，事象進展が早く，時間余裕及び設備容
弁再閉失敗を含まず高圧状態が維持される「過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
量の観点で厳しい「過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋手動減圧失敗＋炉心損傷後の手＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗（＋DCH 発生）」である。
動減圧失敗＋ＤＣＨ」である。
本評価事故シーケンスは「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の格納容器破本評価事故シーケンスでは「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の格納損防止対策の有効性を評価するためのシーケンスであることから，炉心損傷までは事象
容器破損防止対策の有効性評価として，原子炉圧力容器破損時の原子炉冷却材圧力を進展させる前提での評価となる。このため，前提とする事故条件として，設計基準事を確認する観点より，原子炉圧力容器破損までは事象を進展させることを前提とす
故対処設備による原子炉注水機能（非常用炉心冷却系）のみならず，重大事故等対処設る必要があり，原子炉への注水失敗により原子炉圧力容器破損に至る状況を仮定す
備による原子炉注水機能を含む全ての原子炉注水機能が使用できないものと仮定した。
る。具体的には，炉心損傷前の段階で設計基準事故対処設備の非常用炉心冷却系でまた，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の発生防止を確認する観点から，原子ある高圧炉心スプレイ系，低圧炉心スプレイ系及び低圧注水系並びに原子炉隔離時
炉圧力容器破損に至る前提とした。
冷却系のみならず，重大事故等対処設備である低圧代替注水系（常設）等を含む全ての低圧注水機能が失われることで「2.2 高圧注水・減圧機能喪失」に示した過渡東海第二では，シナリオの想定として
ＲＰＶ破損までは原子炉注水しないが，実際の手順としては，ＲＰＶ破損
後はＲＰＶ内を冷却するため原子炉注水を実施することとしており，手順に従いＲＰＶ破損後は代替循環冷却系による原子炉注水を実施する想定としている。
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仮に炉心損傷後の原子炉注水に期待できる場合には，原子炉圧力容器が破損するまでの時間の遅れや原子炉格納容器下部への落下量の抑制等，事象進展の緩和に期待できると考えられるが，本評価の前提とする事故条件は原子炉注水による事象進展の緩和の不確かさを包絡する保守的な条件である。

なお，格納容器過圧・過温破損の観点については，「7.2.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」にて示したとおり，LOCA をプラント損傷状態とする評価事故シーケンスで確認している。これは，過圧の観点では LOCA によるドライ
ウェルへの蒸気の放出及び原子炉注水による蒸気の発生が重畳する事故シーケンスへの対応が最も厳しいためであり，過温の観点では，事象初期に炉心が露出し過熱状態に至る事故シーケンスへの対応が最も厳しいためである。また，本格納容器破損モードを評価する上では，原子炉圧力容器が高圧の状態で破損に至る事故シーケンスを選定する必要があることから，LOCA をプラント損傷状態とする事故シーケンスは，本格納容器
破損モードの評価事故シーケンスには適さない。
本格納容器破損モードの評価事故シーケンスに示される，炉心損傷前に原子炉減圧に失敗し，炉心損傷後に再度原子炉減圧を試みる状況としては，炉心損傷前の段階で非常用炉心冷却系である低圧注水系のみならず，重大事故等対処設備である低圧代替注水系（常設）等を含む全ての低圧注水機能が失われることで「7.1.2 高圧注水・減圧機能喪失」に示した代替自動減圧ロジックが作動せず，全ての低圧注水機能が失われている場
合の手順に従って原子炉減圧しないまま炉心損傷に至る状況が考えられる。
手順上，全ての低圧注水機能が失われている状況では，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達する時点までは原子炉を減圧しない。この
原子炉減圧のタイミングは，原子炉水位が有効燃料棒頂部以下となった場合，原子炉減圧を遅らせた方が，原子炉圧力容器内の原子炉冷却材の量を多く維持できるため，原子炉圧力容器破損に至る時間を遅らせることができる一方で，ジルコニウム－水反応等が著しくなる前に原子炉を減圧することで水素ガスの発生量を抑えられることを考慮して設定したものである。また，代替自動減圧ロジックは低圧注水系の起動が作動条件の一つであるため，低圧注水系が失われている状況では作動しない。
これを考慮し，本評価では評価事故シーケンスに加えて全ての低圧注水機能も失われている状況を想定した。
なお，この評価事故シーケンスへの対応及び事象進展は，「7.2.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」及び「7.2.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」の評価

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

考時自動減圧回路が作動せず，低圧注水機能を含む全ての注水機能が失われている場
合の手順に従って原子炉減圧しないまま炉心が損傷し，その後，原子炉圧力容器破損に至る状況を仮定する。
仮に炉心損傷後の原子炉注水に期待できる場合には，原子炉圧力容器が破損する 落下量の抑制等：溶融炉心落下後のＰまでの時間の遅れやペデスタル（ドライウェル部）への落下量の抑制等，事象進展 ＣＶ圧力・温度上昇の緩和，コリウムの緩和に期待できると考えられるが，本評価の前提とする事故条件は原子炉注水に シールドやコンクリートへの影響緩
よる事象進展の緩和の不確かさを包絡する保守的な条件である。
和を含む
さらに，本評価事故シーケンスにおいては，電源の復旧，注水機能の確保等，必 東海第二では，運転員の対応を厳しく要となる事故対処設備が多く，格納容器への注水・除熱を実施するまでの対応時間 評価する観点から，ＳＢＯを想定。
を厳しく評価する観点から，全交流動力電源喪失の重畳を考慮する。
なお，格納容器過圧・過温破損の観点については，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」にて示したとおり，ＬＯＣＡをプラント損傷状態とする評価事故シーケンスで確認している。これは，過圧の観点ではＬＯ
ＣＡによるドライウェルへの蒸気の放出及び原子炉注水による蒸気の発生が重畳する事故シーケンスへの対応が最も厳しいためであり，過温の観点では，事象初期に炉心が露出し過熱状態に至る事故シーケンスへの対応が最も厳しいためである。
また，本格納容器破損モードを評価する上では，原子炉圧力容器が高圧の状態で破損に至る事故シーケンスを選定する必要があることから，ＬＯＣＡをプラント損傷状態とする事故シーケンスは，本格納容器破損モードの評価事故シーケンスには適さない。
東海第二では，「ｏ．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」において減圧タイミングの考え方を記載している。

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事故シーケンスへの対応及び事象進展と同じものとなる。
本格納容器破損モードではプラント損傷状態を TQUX とし，「7.2.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」及び「7.2.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」ではプ
ラント損傷状態を TQUV としており，異なるプラント状態を選定している。TQUX と TQUV
では喪失する設計基準事故対処設備が異なり，原子炉減圧について，TQUV では設計基
準事故対処設備である逃がし安全弁の機能に期待し，TQUX では重大事故等対処設備としての逃がし安全弁の機能に期待する点が異なる。手順に従う場合，TQUV では原子炉減
圧機能は維持されているが低圧注水機能を喪失しているため，原子炉水位が有効燃料棒
底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点で逃がし安全弁の手動開操作
によって原子炉を減圧することとなる。また，TQUX は高圧溶融物放出／格納容器雰囲
気直接加熱に進展し得るとして選定したプラント損傷状態であるが，重大事故等対処設備としての逃がし安全弁に期待し，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点で逃がし安全弁の手動開操作によって原子炉を減圧することにより，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の発生防止を図る。
以上のとおり，どちらのプラント損傷状態であっても事象発生から原子炉減圧までの対応は同じとなり，運転員等操作時間やパラメータの変化も同じとなる。また，原子炉減圧以降も，溶融炉心の挙動に従って一連の流れで生じる各格納容器破損モードを，定められた一連の手順に従って防止することとなる。このことから，格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」，「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」及び「溶融炉心・コンクリート相互作用」については，同様のシーケンスへの一連の対応の中で各格納容器破損モードに対する格納容器破損防止対策の有効性を評価する。

本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
対向流，原子炉圧力容器における冷却材放出（臨界流・差圧流），炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション，原子炉圧力容器内 FCI（溶融炉心細粒化），原子炉圧
力容器内 FCI（デブリ粒子熱伝達），構造材との熱伝達，下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達並びに原子炉圧力容器破損が重要現象となる。
よって，これらの現象を適切に評価することが可能であり，原子炉圧力容器内及び原子炉格納容器内の熱水力モデルを備え，かつ，炉心損傷後のシビアアクシデント特有の溶融炉心挙動に関するモデルを有するシビアアクシデント総合解析コード MAAP により
原子炉圧力等の過渡応答を求める。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本評価事故シー
ケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影
響及び操作時間余裕を評価する。

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）

備考本格納容器破損モードではプラント損傷状態をＴＱＵＸとし，「3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」及び「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」
ではプラント損傷状態をＴＱＵＶとしており，異なるプラント損傷状態を選定している。
ＴＱＵＶでは，安全機能の喪失に対する仮定として，減圧機能は喪失していない 表現の相違はあるが内容は同じ（ヒアが，低圧注水機能が喪失していることから原子炉注水ができないため，原子炉水位 リングコメントをうけ表現を最適化
が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達した時点で逃がし安全弁 している）（自動減圧機能）の手動操作によって原子炉を減圧し，高圧溶融物放出／格納容器
雰囲気直接加熱の発生防止を図る。
ＴＱＵＸでは，安全機能の喪失に対する仮定として，減圧機能が喪失しているため，原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達した時点
で，重大事故等対処設備としての逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作によって原子炉を減圧し，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の発生防止を図る。
以上のとおり，どちらのプラント損傷状態であっても事象発生から原子炉減圧までの対応は同じとなり，運転員等操作時間やパラメータの変化も同じとなる。また，
原子炉減圧以降も，溶融炉心の挙動に従って一連の流れで生じる各格納容器破損モードを，定められた一連の手順に従って防止することとなる。このことから，本評 表現の相違はあるが内容は同じ
価事故シーケンスへの対応及び事象進展は，「3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－
冷却材相互作用」及び「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」の評価事故シーケ
ンスへの対応及び事象進展と同じものとなる。よって，格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」,「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」及び「溶融炉心・コンクリート相互作用」については，同じシーケンス
で各格納容器破損モードに対する格納容器破損防止対策の有効性を評価する。
本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，原子炉圧力容器における冷却材放出（臨界流・差圧流），炉心損
傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション，原子炉圧力容器内ＦＣＩ（溶融炉
心細粒化），原子炉圧力容器内ＦＣＩ（デブリ粒子熱伝達），構造材との熱伝達，下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達並びに原子炉圧力容器破損が重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価することが可能であり，原子炉圧力容器内及び格納容器内の熱水力モデルを備え，かつ炉心損傷後のシビアアクシデント特有の溶融炉心挙動に関するモデルを有するシビアアクシデント総合解析コードＭＡＡＰにより原子炉圧力等の過渡応答を求める。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本評価事故
シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）

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

柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

東海第二発電所(2) 有効性評価の条件
本評価事故シーケンス対する初期条件も含めた主要な解析条件を第 7.2.2－2 表に示す。また，主要な解析条件について，本評価事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
a. 事故条件(a) 起因事象
起因事象として，給水流量の全喪失が発生するものとする。

(2) 有効性評価の条件
本評価事故シーケンスに対する主要な解析条件を第 3.2－2 表に示す。また，主要な解析条件について，本評価事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。

(b) 安全機能等の喪失に対する仮定
高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の機能喪失を，低圧注水機能として低圧注水系の機能喪失を想定する。
さらに重大事故等対処設備による原子炉注水にも期待しない※5 ものとする。これは，炉心損傷前には原子炉を減圧できない状況を想定するためである。
※5 代替原子炉注水弁（残留熱除去系注入弁）制御不能による低圧代替注水系機能喪失を想定。格納容器下部注水系等，復水移送ポンプを用いた原子炉注水以外の緩和
機能には期待する。

(c) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。
本評価事故シーケンスへの事故対応に用いる設備は非常用高圧母線に接続されており，非常用ディーゼル発電機からの電源供給が可能であるため，外部電源の有無は事象進展に影響を与えないが，非常用ディーゼル発電機に期待する場合の方が資源の観点で厳しいことを踏まえ，外部電源なしとして設定する。
(d) 高温ガスによる配管等のクリープ破損や漏えい等による影響
原子炉圧力を厳しく評価するため，高温ガスによる配管等のクリープ破損や漏えい等は，考慮しないものとする。
(e) 水素ガス及び酸素ガスの発生
水素ガスの発生については，ジルコニウム－水反応及び溶融炉心・コンクリート相互作用を考慮するものとする。なお，解析コード MAAP の評価結果では水の放射線分解による水素ガス及び酸素ガスの発生を考慮していない。このため，水の放射線分解による水素ガス及び酸素ガスの発生量は「7.2.4 水素燃焼」と同様に，解析コード MAAP で得られる崩壊熱をもとに評価するものとし「7.2.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」に

備

考

ａ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，給水流量の全喪失が発生するものとする。
(b) 安全機能の喪失に対する仮定
高圧注水機能として高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系，低圧注水機能として低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）が機能喪失するものとし，さらに，全ての非常用ディーゼル発電機等の機能喪失を想定し， 東海第二では，運転員の対応を厳しく
全交流動力電源喪失の重畳を考慮するものとする。
評価する観点から，ＳＢＯを想定(c) 重大事故等対処設備による原子炉注水に対する仮定
原子炉圧力容器破損までは重大事故等対処設備による原子炉への注水を考慮しないものとする。なお，常設低圧代替注水系ポンプを用いた原子炉注水以外の緩和機能となる代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び格納容器下部注
水系（常設）は考慮する。原子炉圧力容器破損後は，原子炉圧力容器内の冷却 柏崎では事象を通じて原子炉注水をを考慮し，代替循環冷却系による原子炉注水を行うものとする。
実施していないが，東海第二ではベー
また，原子炉圧力容器破損後の原子炉注水を考慮しない場合の影響を「3.2.3 スケースにおいてＲＰＶ破損後に原解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価」において評価するものとす 子炉注水を実施しているため，感度解る。
析としてＲＰＶ破損後に原子炉注水(d) 外部電源に期待しない場合の解析を実施
外部電源は使用できないものとする。
安全機能の喪失に対する仮定に基づき，外部電源なしを想定する。
資源の観点では常設代替高圧電源装
置 5 台が事象発生から 7 日間継続起動
した場合でも軽油貯蔵タンクの容量以下の消費であることを別途評価し(e) 高温ガスによる配管等のクリープ破損や漏えい等による影響ている。
原子炉圧力を厳しく評価するため，高温ガスによる配管等のクリープ破損や漏えい等は，考慮しないものとする。
（添付資料 3.2.4）
柏崎ではコンクリート侵食によるガ(f) 水素及び酸素の発生
水素の発生については，ジルコニウム－水反応及び溶融炉心・コンクリート ス発生を踏まえ「ＭＣＣＩ」において相互作用を考慮するものとする。なお，解析コードＭＡＡＰの評価結果では水 水素及び酸素の影響を確認しているの放射線分解による水素及び酸素の発生を考慮していない。このため，水の放 が，東海第二ではコンクリートは侵食
射線分解による水素及び酸素の発生量は 「3.4 水素燃焼」と同様に，解析コ しないため「ＤＣＨ」において水素及ードＭＡＡＰで得られる崩壊熱をもとに評価する。初期条件の初期酸素濃度並 び酸素の発生の影響を確認している
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機てその影響を確認する。
b. 重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号
原子炉スクラムは，事象の発生と同時に発生するものとする。

(b) 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。

(c) 格納容器下部注水系（常設）
原子炉圧力容器破損前に，格納容器下部注水系（常設）により 90m3/h で原子炉格納容器下部に注水し，水位が 2m に到達するまで水張りを実施するものとする。
原子炉圧力容器が破損して溶融炉心が原子炉格納容器下部に落下した後は，格納容器
下部注水系（常設）により崩壊熱相当の注水を行うものとする。
(d) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
原子炉圧力容器破損前に，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）により 70m3/h で原子炉格納容器内にスプレイする。原子炉圧力容器破損後は，格納容器圧力及び温度上昇の抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，130m3/h 以上で原子炉格納容器内にスプレイする。
(e) 代替循環冷却系※6
代替循環冷却系の循環流量は，全体で約 190m3/h とし，ドライウェルへ約 140m3/h，
原子炉格納容器下部へ約 50m3/h にて流量分配し，それぞれ連続スプレイ及び連続注水を実施する。
※6 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは原子炉補機冷却系の機能喪失を伴うものではないが，代替循環冷却系による除熱量の評価においては，保守的に代
替原子炉補機冷却系の設計値を用いる。

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

東海第二発電所備

考びに事故条件の水素及び酸素の発生については，「3.4 水素燃焼」と同じである。
ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム
解析における原子炉水位低下を厳し
原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル３）信号によるものとする。
く見積もる観点から，原子炉水位低（レベル３）信号によりスクラムするものとしている。
(b) 主蒸気隔離弁
主蒸気隔離弁は，事象発生と同時に閉止するものとする。
(c) 再循環ポンプ
再循環ポンプは，事象発生と同時に停止するものとする。
(d) 逃がし安全弁
逃がし安全弁（安全弁機能）にて原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を抑制するものとする。また，原子炉減圧には，逃がし安全弁（自動減圧機能）
2 弁を使用するものとし，容量として，
1 弁当たり定格主蒸気流量の約 6％を処理するものとする。

東海第二ではヒアリングでの議論を踏まえ記載

東海第二では，原子炉圧力が高めに維持され，また，原子炉減圧時に原子炉圧力が所定の圧力に到達するまでの時間が遅くなることで，評価項目に対して厳しい条件となる安全弁機能に期待した評価としている。

(e) 代替循環冷却系
代替循環冷却系の循環流量は，炉心冷却の維持に必要な流量，格納容器圧力及び雰囲気温度の抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，全体で 250m３／h とし，
原子炉圧力容器破損前及び原子炉圧力容器破損後の格納容器圧力が低下傾向となるまではドライウェルへ 250m３／h で連続スプレイを実施する。原子炉圧
力容器破損後の格納容器圧力が低下傾向に転じた後は，ドライウェルへ 150m３／h，原子炉へ 100m３／h にて流量配分し，それぞれ連続スプレイ及び連続注水を実施する。
(f) 緊急用海水系
代替循環冷却系から緊急用海水系への伝熱容量は，熱交換器の設計性能に基
づき約 14MW（サプレッション・プール水温度 100℃，海水温度 32℃において）とする。
(g) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
原子炉圧力容器破損の判断後に，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇を抑制
可能な流量を考慮し，300m３／h にて格納容器内にスプレイするものとする。 代替循環冷却系が運転中であるが，デ格納容器圧力が低下傾向となれば，一旦格納容器スプレイを停止するが，再度 ブリがペデスタル（ドライウェル部）
格納容器圧力が上昇し，格納容器圧力 465kPa［gage］に到達した場合は，運転 のプール水に落下した際に発生する員の操作頻度を厳しめに高くする観点から，130m３／h にて格納容器内にスプ 蒸気量が多く，十分な格納容器冷却がレイするものとする。
できないため，代替格納容器スプレイ
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

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

東海第二発電所(h) 格納容器下部注水系（常設）
原子炉圧力容器破損の判断後に，溶融炉心の冠水継続が可能な流量を考慮
し，80m３／h にてペデスタル（ドライウェル部）に注水するものとする。
(i) 可搬型窒素供給装置
可搬型窒素供給装置による格納容器内窒素注入は，純度 99vol％にて 200m３／h（窒素 198m３／h 及び酸素 2m３／h）の流量で格納容器内に注入するものとする。
(j) コリウムシールド耐熱材の種類
コンクリートの侵食を防止する観点から，ジルコニア耐熱材を設定する。
(k) コリウムシールド耐熱材の侵食開始温度
ジルコニア耐熱材の侵食試験結果に基づき，2,100℃を設定する。
（添付資料 3.5.1）(l) ペデスタル（ドライウェル部）床面積
溶融炉心の拡がり面積が狭いことにより，コンクリート侵食量の観点で厳しくなることから，コリウムシールドを考慮した床面積を設定する。

c. 重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「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) 原子炉急速減圧操作は，設計基準事故対処設備による原子炉注水機能（非常用炉心冷却系）のみならず，重大事故等対処設備による原子炉注水機能を含む全ての原子炉
注水機能が喪失している場合の運転手順に従い，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点で開始する。
(b) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）は，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達したことを確認して開始し，原子炉圧力容器破損を確認した場合に停止する。
(c) 格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水操作（原子炉圧力容器破損前の先行水張り）は，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達したことを確認して開始し，原子炉格納容器下部の水位が 2m（注水量 180m3 相当）に到達したことを確認した場合に停止する。
(d) 格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水操作（原子炉圧力容器破損後の注水）は，原子炉圧力容器破損を確認した場合に開始する。
(e) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損後の原子炉格納容器冷却）は，格納容器圧力が 0.465MPa[gage]又は格納容器
温度が 190℃に到達した場合に開始する。なお，格納容器スプレイは，代替原子炉補機冷却系の準備時間を考慮し，事象発生から約 20 時間後に停止するものとする。
(f) 代替循環冷却系による原子炉格納容器除熱操作※7 は，代替循環冷却系への切替え

備考

冷却系を追加起動する。
詳細は「ｖ．常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）注水操作」に記載
空気を吸って窒素を供給するため，総供給量 200m3/h に対し，装置の効率99%
を加味し，窒素 198m3/h，酸素 2m3/h
として評価している
コンクリートの侵食はないことから「防止」に変更
融点は国プロに基づき設定（添付資料
3.5.1）

東海第二ではコリウムシールドを全面に敷設することから，床面積についてはコリウムシールド設置後の床面
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」 積を設定している。
に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作は，設計基準事
故対処設備による原子炉注水機能（非常用炉心冷却系及び原子炉隔離時冷却系）のみならず，重大事故等対処設備による原子炉注水機能を含む全ての原
子炉注水機能が喪失している場合の運転手順に従い，原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達した時点で開始するものとする。
(b) 代替循環冷却系による格納容器除熱操作は，緊急用海水系及び代替循環冷却系の準備時間等を考慮し，事象発生 90 分後から開始するものとする。その 東海第二では，緊急用海水系及び代替
後，原子炉圧力容器破損後に格納容器圧力が低下傾向に転じて 30 分後に， 循環冷却系による格納容器除熱を実ドライウェルと原子炉へ流量配分し，それぞれ連続スプレイ及び連続注水を 施実施することで，代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱を実施するものとする。
(c) 常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）水位の確保操作は，炉心損傷後に代替循環冷却系
による格納容器除熱操作を実施した後に開始し，格納容器下部水位が 1m を超えて上昇したことを確認した場合に停止するが，ペデスタル（ドライウェ
ル部）には事象初期から約 1m の水位を形成していることから，有効性評価
上は本操作を考慮しないものとする。
(d) 常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）に
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機の準備時間等を考慮し，格納容器スプレイ停止から 0.5 時間後の，事象発生から 20.5
時間後から開始するものとする。
※7 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは原子炉補機冷却系の機能喪失を伴うものではないが，代替循環冷却系による除熱は保守的に代替原子炉補機冷却系を用いて実施するものとし，除熱操作の開始は，代替原子炉補機冷却系の準備に要する時間を設定する。

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

東海第二発電所

備

考よる格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損後）は，原子炉圧力容器破損の判断及び操作実施に必要な時間を考慮し，原子炉圧力容器破損の 6 分後に開 代替循環冷却系が運転中であるが，デ始するものとする。また，原子炉圧力容器破損後に格納容器圧力が低下傾向 ブリがペデスタル（ドライウェル部）に転じて 30 分後に停止するものとする。その後，常設低圧代替注水系ポン のプール水に落下した際に発生するプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作は， 蒸気量が多く，十分な格納容器冷却が
格納容器圧力が 465kPa［gage］に到達した場合に開始し，格納容器圧力が できないため，代替格納容器スプレイ
400kPa［gage］まで低下した場合に停止する間欠注水を行うものとする。
冷却系を追加起動する。
(e) 常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）注水操作は，操作実施に必要な時間を考慮し，常 詳細は「ｖ．常設低圧代替注水系ポン
設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によ プを用いた格納容器下部注水系（常る格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損後）の 1 分後に開始するものとす 設）によるペデスタル（ドライウェル
る。また，格納容器下部水位が 2.75m に到達した場合に停止するものとする。 部）注水操作」に記載
その後は，格納容器下部水位が 2.25m まで低下した場合に注水を開始し，2.75m に到達した場合に停止する間欠注水を行うものとする。
(f) 可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入操作は，格納容器内酸素濃度が 4.0vol％（ドライ条件）に到達した場合にサプレッション・チェンバ内へ窒素注入を開始するものとする。

(3) 有効性評価（Ｃｓ－137 放出量評価）の条件(3) 有効性評価（Cs-137 の放出量評価）の条件
ａ．事象発生直前まで，定格出力の 100％で長期間にわたって運転されていたもの
a. 事象発生直前まで，定格出力の 100%で長時間にわたって運転されていたものとする。
とする。その運転時間は，燃料を約 1／4 ずつ取り替えていく場合の平衡炉心
その運転時間は，燃料を約 1/4 ずつ取り替えていく場合の平衡炉心を考え，最高を考え，最高 50,000 時間とする。
50,000 時間とする。
ｂ．原子炉内に内蔵されている核分裂生成物は，事象進展に応じた割合で，格納容b. 代替循環冷却系を用いた場合の環境中への総放出量の評価においては，原子炉内に器内に放出されるものとする。
内蔵されている核分裂生成物が事象進展に応じた割合で，原子炉格納容器内に放出※
8 されるものとする。
※8 セシウムの原子炉格納容器内への放出割合については，本評価事故シーケンスにおいては解析コード MAAP の評価結果の方が NUREG-1465 より大きく算出する。
c. 原子炉格納容器内に放出された Cs-137 については，格納容器スプレイやサプレッション・チェンバのプール水でのスクラビングによる除去効果を考慮する。

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

d. 原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいについて考慮する。
漏えい量の評価条件は以下のとおりとする。
a) 原子炉格納容器からの漏えい量は，格納容器圧力に応じた設計漏えい率をもとに評価する。
b) 非常用ガス処理系による原子炉建屋の設計負圧が維持されていることを想定し，設計換気率 0.5 回/日相当を考慮する。なお，非常用ガス処理系フィルタ装置による放射性物質の除去効果については，期待しないものとする。

ｄ．原子炉建屋から大気中へ漏えいするＣｓ－137 の漏えい量評価条件は以下のとおりとする。
(a) 格納容器からの漏えい率は，設計漏えい率及びＡＥＣの式等に基づき設定した漏えい率を基に格納容器圧力に応じて変動するものとする。
(b) 漏えい量を保守的に見積もるため，原子炉建屋ガス処理系により原子炉建屋の負圧が達成されるまでの期間は，原子炉建屋内の放射性物質の保持機能に期待しないものとする。また，原子炉建屋ガス処理系により負圧を達成した

ＡＥＣの式等：ＡＥＣの式，ＧＥの式，
定常流の式の全てを包絡するよう設定している（添付資料 3.1.2.5）
東海第二では，準備時間等を考慮して，事象発生 2 時間後から原子炉建屋
ガス処理系の効果に期待している
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機

c ) 原子炉建屋内での放射能の時間減衰は考慮せず，また，原子炉建屋内での粒子状物質の除去効果は保守的に考慮しない。
(4) 有効性評価の結果
本評価事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内外水位），格
納容器圧力，格納容器温度，サプレッション・チェンバ・プール水位及び注水流量の推移を第 7.2.2－7 図から第 7.2.2－12 図に示す。

a. 事象進展
事象発生後，全ての設計基準事故対処設備による原子炉注水機能（非常用炉心冷却系）
が機能喪失し，重大事故等対処設備による原子炉注水機能についても使用できないものと仮定することから，原子炉水位は急速に低下する。水位低下により炉心が露出し，事象発生から約 1.0 時間後に炉心損傷に至る。原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点（事象発生から約 1.4 時間後）で，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁 2 個を手動で開放することで，原子炉急速減圧を実施する。原子炉減圧後の低圧代替注水系（常設）による原子炉注水は実施しないものと仮定するため，事象発生から約 7.0 時間後に原子炉圧力容器破損に至る。
事象発生から約 3.7 時間後，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点で，格納容器下部注水系（常設）による原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器下部への水張りを開始すると同時に，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却を行うことにより格納容器温度の上昇を抑制する。格納容器下部注水系（常設）による注水流量を約 90m3/h とし，水位が 2m に到達するまで約 2 時間の注水を実施することで原子炉格納容器下部に 2m の水位を確保し，事象発生から約 5.7 時間後に原子炉格納容器下部への水張りを停止する。
原子炉圧力容器が破損し，溶融炉心が原子炉格納容器下部の水位約 2m の水中に落下する際に，溶融炉心から原子炉冷却材への伝熱が起こり，水蒸気が発生することに伴う圧力上昇が生じる。
溶融炉心が原子炉格納容器下部に落下した後は，格納容器下部注水系（常設）により原子炉格納容器下部に崩壊熱相当の注水を継続的に行い，溶融炉心を冷却する。

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

東海第二発電所

備

考後は，大気への放出率を 1 回／日（設計値）とする。なお，原子炉建屋ガス処理系のフィルタ装置による放射性物質の除去効果については，期待しないものとする。
原子炉建屋ガス処理系は，常設代替高圧電源装置からの交流電源の供給を受けて中央制御室からの遠隔操作により事象発生 115 分後に起動し，起動後 5分間で負圧が達成されることを想定する。
(c) 原子炉建屋内での放射能の時間減衰及び除去効果は考慮しないものとする。
（添付資料 3.2.5）(4) 有効性評価の結果
本評価事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内外水位）
及び原子炉圧力容器下部ヘッド温度の推移を第 3.2－4 図から第 3.2－6 図に，格納 東海第二では，ＲＰＶ破損シーケンス
容器圧力，格納容器雰囲気温度，サプレッション・プール水位，サプレッション・ の過圧・過温に対する影響などは全て
プール水温度及び注水流量の推移を第 3.2－7 図から第 3.2－16 図に，ペデスタル 「ＤＣＨ」で確認することとしている（ドライウェル部）の水位，ペデスタル（ドライウェル部）の壁面及び床面のコン ため，気相濃度，コンクリート侵食量
クリート侵食量並びにドライウェル及びサプレッション・チェンバの気相濃度（ウ を含めたすべての評価結果を記載しェット条件，ドライ条件）の推移を第 3.2－17 図から第 3.2－27 図にそれぞれ示す。 ている
ａ．事象進展事象発生後，全ての設計基準事故対処設備による原子炉注水機能（非常用炉心冷却系及び原子炉隔離時冷却系）が機能喪失し，重大事故等対処設備による原子炉注水機能についても使用できないものと仮定することから，原子炉水位は急速に低下する。水位低下により炉心が露出し，事象発生から約 35 分後に炉心損傷が開始する。原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達した時点（事象発生から約 38 分後）で，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁（自動減圧機能）2 弁を手動で開放することで，原子炉急速減圧を実施する。
事象発生から 90 分後に代替循環冷却系による格納容器除熱を行う。また，代替循環冷却系による格納容器除熱操作を実施後，常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）水位の確保操作を実施し，格納容器下部水位を 1m に調整する。
原子炉減圧後の低圧代替注水系（常設）又は代替循環冷却系による原子炉注水は実施しないものと仮定するため，事象発生から約 4.5 時間後に原子炉圧力容器破損に至る。
原子炉圧力容器が破損し，溶融炉心がペデスタル（ドライウェル部）の水位 1mの水中に落下する際に，溶融炉心からペデスタル（ドライウェル部）プール水への伝熱が起こり，水蒸気が発生することに伴う圧力上昇が生じる。
溶融炉心がペデスタル（ドライウェル部）に落下した後は，常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によりペデスタル（ドライウェル

東海第二ではフローチャートと記載
を統一
運用の相違

東海第二では循環冷却系によって格
納容器除熱を行う。
代替循環冷却による除熱開始後，ＲＰＶ破損までに水位確保操作を実施。

ＭＣＣＩによる侵食を防止しつつ，水蒸気爆発の影響を小さくする水位と
して設定

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

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

東海第二発電所備考３

崩壊熱が原子炉格納容器内に蒸気として放出されるため，格納容器圧力は急激に上昇する。格納容器圧力が 0.465MPa[gage]に到達した時点で代替格納容器スプレイ冷却系（常設）の流量を 130m3/h 以上にすることにより，格納容器圧力及び温度の上昇は抑制される。

事象発生から 20.5 時間が経過した時点で，代替原子炉補機冷却系による代替循環冷却系の運転を開始する。代替循環冷却系により，格納容器圧力及び温度の上昇は抑制され，その後，徐々に低下するとともに，原子炉格納容器下部の溶融炉心は安定的に冷却される。

なお，事象発生から約 7.0 時間後の原子炉圧力容器破損までは，逃がし安全弁によって原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に維持することが必要となるが，炉心損傷後の原子炉
圧力容器から逃がし安全弁を通ってサプレッション・チェンバへ放出される高温流体や格納容器温度等の熱的影響を考慮しても，逃がし安全弁は確実に開状態を維持することが可能である。

b. 評価項目等
原子炉圧力容器破損直前の原子炉圧力は約 0.3MPa[gage]であり，2.0MPa[gage]以下に低減されている。
本評価では，「6.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(4)の評価項
目について，原子炉圧力をパラメータとして対策の有効性を確認した。なお，「6.2.2.2
有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(5)及び(8)の評価項目については「7.2.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」及び「7.2.5 溶融炉心・コン
クリート相互作用」にて評価項目を満足することを確認している。また，原子炉格納容器下部に落下した溶融炉心及び原子炉格納容器の安定状態維持については「7.2.5 溶融
炉心・コンクリート相互作用」にて確認している。
なお，「6.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価

部）に 80m ／h の注水を行い，溶融炉心を冠水維持することで，継続的に溶融炉 溶融デブリが十分冷却されるまでは心の冷却を実施する。
蒸発量も多く，冠水維持の観点で 80m
崩壊熱が格納容器内に蒸気として放出されるため，格納容器圧力は急激に上昇 ３／h の注水を実施。溶融デブリが十分する。原子炉圧力容器破損前から代替循環冷却系による格納容器除熱操作により 冷却された後は，蒸気発生量が低下し250m３／h の格納容器スプレイを実施していること，原子炉圧力容器破損を判断 格納容器圧力も低下傾向になるため，した時点で，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系 ペデスタルへの注水は代替循環冷却（常設）による格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損後）により 300m３／h の 系による原子炉注水への崩壊熱相当
格納容器スプレイを実施することにより，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇は の注水がＲＰＶ下部の破損口からペ抑制される。
デスタルに流入することで溶融デブ
格納容器圧力が低下傾向となった時点で，常設低圧代替注水系ポンプを用いた リを冷却する。
格納容器冷却を停止するとともに，代替循環冷却系の循環流量を調整し，ドライ
ウェルへ 150m３／h，原子炉へ 100m３／h に分配する。その後，格納容器圧力が 解析上，代替格納容器スプレイ冷却系
465kPa［gage］に到達した時点で，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納 を停止し代替循環冷却系を起動した
容器スプレイ冷却系（常設）による 130m３／h の格納容器スプレイを実施する。 時点では代替循環冷却系の除熱量でこれらによって，格納容器圧力及び雰囲気圧力及び温度の上昇は抑制され，その は格納容器圧力の上昇を抑えきれず
後，徐々に低下するとともに，ペデスタル（ドライウェル部）の溶融炉心は安定 若干上昇するため，465kPa[gage]到達
的に冷却される。
時点で代替格納容器スプレイ冷却系
また，格納容器内酸素濃度が 4.0vol％（ドライ条件）に到達した時点で，可搬 （常設）を再度起動する。その後、型窒素供給装置による格納容器（サプレッション・チェンバ）内への窒素注入操 400kPa[gage]到達により代替格納容作を実施することで，格納容器内酸素濃度の上昇が抑制される。
器スプレイ冷却系（常設）を停止する。
なお，事象発生から約 4.5 時間後の原子炉圧力容器破損までは，逃がし安全弁（自動減圧機能）によって原子炉圧力を 2.0MPa［gage］以下に維持することが必要となるが，炉心損傷後の原子炉圧力容器から逃がし安全弁（自動減圧機能）を通ってサプレッション・チェンバへ放出される高温流体や格納容器温度等の熱的影響を考慮しても，逃がし安全弁（自動減圧機能）は確実に開状態を維持することが可能である。
（添付資料 3.2.6）
ｂ．評価項目等
格納容器圧力は，第 3.2－7 図及び第 3.2－9 図に示すとおり，格納容器内に崩 東海第二では，ＲＰＶ破損シーケンス
壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため徐々に上昇するが，常設 の過圧・過温に対する影響などは全て
低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納 「ＤＣＨ」で確認することとしている
容器冷却及び代替循環冷却系による格納容器除熱を行うことによって，圧力上昇 ため，気相濃度，コンクリート侵食量は抑制される。事象発生の約 7.4 時間後に最高値の約 0.47MPa［gage］となるが， を含めたすべての評価結果を記載し以降は低下傾向となることから，格納容器バウンダリにかかる圧力は，評価項目 ているである最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa［gage］）を下回る。なお，格納容器バウン
ダリにかかる圧力が最大となる事象発生約 7.4 時間後においても，水の放射線分解によって発生する水素及び酸素は，格納容器内の非凝縮性ガスに占める割合の1％未満であるため，その影響は無視し得る程度である。
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
項目については「7.2.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において，選定された評価事故シーケンスに対して対策の有効性を確認しているが，溶融炉心が原子炉格納容器下部に落下した場合については， 本評価において，「6.2.2.2
有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について対策の有効性を確認できる。

ここで，「6.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(3)の評価項目については，原子炉格納容器が健全であるため，原子炉格納容器から原子炉建屋への放射性物質の漏えい量は制限され，また，大気中へはほとんど放出されないものと考えられる。これは，原子炉建屋内に漏えいした放射性物質は，原子炉建屋内で時間減衰し，また，粒子状放射性物質は，原子炉建屋内での重力沈降や水蒸気の凝縮に伴い，原子炉建
屋内に沈着すると考えられるためである。原子炉建屋内での放射性物質の時間減衰及び粒子状放射性物質の除去効果等を保守的に考慮せず，原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいを想定した場合，漏えい量は約 2.5TBq（7 日間）となり，100TBq を下回る。
事象発生からの 7 日間以降，Cs-137 の漏えいが継続した場合の影響評価を行ったところ，約 2.6TBq(30 日間)及び約 2.6TBq(100 日間) であり，100TBq を下回る。

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

東海第二発電所

備

考（添付資料 3.2.7） 東海第二では，ＲＰＶ破損シーケンス
格納容器雰囲気温度は，第 3.2－8 図及び第 3.2－10 図に示すとおり，格納容 の過圧・過温に対する影響などは全て器内に崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため徐々に上昇す 「ＤＣＨ」で確認することとしている
るが，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設） ため，気相濃度，コンクリート侵食量による格納容器冷却及び代替循環冷却系による格納容器除熱を行うことによっ を含めたすべての評価結果を記載して，温度上昇は抑制される。事象発生の約 7.4 時間後に最高値の約 151℃となる ているが，以降は低下傾向となることから，評価項目である 200℃を下回る。
原子炉圧力は，第 3.2－4 図に示すとおり，原子炉圧力容器の破損直前で約0.3MPa［gage］であり，原子炉圧力容器の破損までに 2.0MPa［gage］以下に低減される。
格納容器内の水素濃度は，第 3.2－26 図及び第 3.2－27 図に示すとおり，ジル
コニウム－水反応等により発生した水素が格納容器へ放出されることで 13vol％を上回るが，第 3.2－24 図及び第 3.2－25 図に示すとおり，格納容器内酸素濃度が 4.0vol％（ドライ条件）に到達した時点で可搬型窒素供給装置による格納容器
内への窒素注入を行うことによって，酸素濃度の最高値は約 4.0vol％（ドライ条件）にとどまることから，可燃限界である 5vol％を下回る。なお，コリウムシー
ルドによってペデスタル（ドライウェル部）の壁面及び床面のコンクリートの侵食は抑制されることから，溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガスは発生しない。
第 3.2－9 図及び第 3.2－10 図に示すとおり，事象発生から約 4.5 時間後に溶融炉心がペデスタル（ドライウェル部）へ落下するが，常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却並びに代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱を行うことで，第 3.2－7 図及び第 3.2－8 図に示すとおり，格納容器圧力及び格納容器雰囲気温度は低下傾向を示し，ペデスタル（ドライウェル部）に落下した
溶融炉心及び格納容器雰囲気は安定して除熱される。
今後柏崎に合わせて記載

事象発生から 7 日までの大気中へのＣｓ－137 放出量は，約 3.2× 10－２TBq
であり，評価項目である 100TBq を下回る。また，事象発生から 7 日間以降，Ｃ
ｓ－137 の放出が継続した場合の放出量評価を行ったところ，約 3.4×10－２TBq（事象発生 30 日間）及び約 3.9×10－２TBq（事象発生 100 日間）であり，いずれの場合も 100TBq を下回る。
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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）

東海第二発電所（添付資料 3.2.5，3.2.8）
本評価では，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)，(6)及び(7)の評価項目並びにペデスタル（ドライウェル部）に落下した
溶融炉心及び格納容器の安定状態の維持について，対策の有効性を確認した。
「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(5)の評価項目については，「3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」において確認している。また，(8)の評価項目については，「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」において確認している。

備考

東海第二では，ＲＰＶ破損シーケンスの過圧・過温に対する影響などは全て「ＤＣＨ」で確認することとしている
ため，気相濃度，コンクリート侵食量を含めたすべての評価結果を記載している

7.2.2.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
3.2.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間にえる影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するものと与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するも
する。
のとする。
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」では，設計基準事
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」では，設計基準
故対処設備による原子炉注水機能（非常用炉心冷却系）のみならず，重大事故等対処設
事故対処設備による原子炉注水機能（非常用炉心冷却系及び原子炉隔離冷却系）のみ
備による原子炉注水機能を含む全ての原子炉注水機能が喪失して炉心損傷に至り，原子ならず，重大事故等対処設備による原子炉注水機能を含む全ての原子炉注水機能が喪
炉圧力容器が破損する前に手動操作により原子炉減圧を行うことが特徴である。
失して炉心損傷に至り，原子炉圧力容器が破損する前に手動操作により原子炉減圧をまた，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象発生から 12 時間程度までの行うことが特徴である。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
短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，原手動による原子炉減圧操作，緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作及び代替 東海第二ではＳＲＶの環境緩和につ子炉急速減圧操作及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却
循環冷却系による格納容器除熱操作とする。
いて代替循環冷却系による除熱に伴操作（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）とする。
うと記載している。
本評価事故シーケンスの有効性評価における現象の不確かさとしては，溶融炉心落
本評価事故シーケンスの有効性評価における現象の不確かさとしては，溶融炉心落下
下流量，溶融ジェット径，溶融炉心粒子化割合，冷却材とデブリ粒子の伝熱，炉心ヒ流量，溶融ジェット径，溶融炉心粒子化割合，冷却材とデブリ粒子の伝熱，炉心ヒート
アップ，炉心崩壊挙動，溶融炉心と上面水プールとの伝熱，溶融炉心と原子炉圧力容器
ートアップ，炉心崩壊挙動，溶融炉心と上面水プールとの伝熱，溶融炉心と原子炉圧間の熱伝達，原子炉圧力容器破損判定が挙げられる。
力容器間の熱伝達，原子炉圧力容器破損判定が挙げられる。
これらの不確かさに対して，燃料ペレットが崩壊する時間及び温度，溶融ジェット径，
これらの不確かさに対して，燃料ペレットが崩壊する時間及び温度，溶融ジェット
エントレインメント係数，デブリ粒子径，ジルコニウム－水反応速度，限界熱流束に係径，エントレインメント係数，デブリ粒子径，ジルコニウム－水反応速度，限界熱流る係数，下部プレナムギャップ除熱量に係る係数，溶接部破損時の最大ひずみを変化さ束に係る係数，下部プレナムギャップ除熱量に係る係数，溶接部破損時の最大ひずみ
せた場合の本格納容器破損モードに対する影響は小さいことを確認している。
を変化させた場合の本格納容器破損モードに対する影響は小さいことを確認している。
また，
原子炉水位を監視し，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%
また，原子炉水位を監視し，原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上上の位置に達した時点で原子炉急速減圧を行うといった，徴候を捉えた対応を図ることの位置に到達した時点で原子炉急速減圧を行うといった，兆候を捉えた対応を図るこによって，炉心下部プレナムへの溶融炉心移行が発生する前に速やかに 2.0MPa[gage]とによって，炉心下部プレナムへの溶融炉心移行が発生する前に速やかに 2.0MPa
を十分下回る圧力まで原子炉を減圧可能であることを確認している。
［gage］を十分下回る圧力まで原子炉を減圧可能であることを確認している。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本格納容器破損モードにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7
本格納容器破損モードにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「6.7 解析
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
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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。
a. 運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管
変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間及び炉心下部
プレナムへの溶融炉心移行の開始時間に対する感度は数分程度であり，影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，重大事故等対処設備を含む全ての原子炉への注水機能が喪失することを想定しており，最初に実施すべき操作は原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点の原子炉減圧操作であり，また，燃料被覆管温度等を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点で代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）を実施するが，炉心下部プレナムへの溶融炉心移行の開始時間の不確かさは小さく，炉心下部プレナムへ溶融炉心が移行した
際の原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇は急峻であることから，原子炉圧力容器下鏡部温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析
コード MAAP の評価結果の方が保守的であることを確認している。このため，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達する時間が早まる可能性があるが，数分程度の差異であることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，
溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。
また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により原子炉圧力容器破損時間に与える影響は小さいことを確認している。リロケーションの影響を受ける可能性がある
操作としては，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点での代替格納容器ス
プレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損前の原子炉
格納容器冷却）があるが，炉心下部プレナムへの溶融炉心移行の開始時間の不確かさは小さく，炉心下部プレナムへ溶融炉心が移行した際の原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇は急峻であることから，原子炉圧力容器下鏡部温度を操作開始の起点としている代替格
納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。

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

東海第二発電所

備考の不確かさの影響評価は以下のとおりである。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，ＴＭＩ事故についての再現性及びＣＯＲＡ実験についての再現性を確認している。炉心ヒー
トアップの感度解析（ジルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間及び炉心下部プレナムへの溶融炉心移行の開始時間に対する感度は数分程度であり，影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンス
では，原子炉圧力容器破損までは重大事故等対処設備を含む全ての原子炉への注水機能に期待しないことで原子炉圧力容器破損に至ることを想定しており，最初に実施すべき操作は原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達した時点の逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作であり，また，燃料被覆管温度及び原子炉圧力容器温度等を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

東海第二ではＲＰＶ破損後に原子炉注水を実施することから，ＲＰＶ破損
までは原子炉注水に期待しない評価としている。
燃料被覆管温度等：被覆管酸化割合を含む
東海第二ではＲＰＶ下鏡部温度を操
作開始の起点としている運転員等操作はない（監視強化は行うが具体的な操作が伴うものではないため）炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コードＳＡＦＥＲの評価結果との比較
により水位低下幅は解析コードＭＡＡＰの評価結果の方が保守的であることを確認している。このため，原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達する時間が早まる可能性があるが，数分程度の差異であることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルはＴＭＩ事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により原子
炉圧力容器破損時間に与える影響は小さいことを確認している。本評価事故シー
ケンスでは，リロケーション及び構造材との熱伝達を操作開始の起点としている 東海第二では格納容器下部水温計に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。
より原子炉圧力容器の破損を判断する手順としており，原子炉圧力容器内の重要現象の不確かさの影響はない。

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東海第二発電所 重大事故等対策の有効性評価 比較表（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内 FCI（溶融炉心細粒化）及び原
子炉圧力容器内 FCI（デブリ粒子熱伝達）の不確かさとして，下部プレナムでの溶融炉
心の挙動に関する感度解析により，原子炉圧力容器破損時の原子炉圧力に与える影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器内 FCI を操作
開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における炉心下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。また，炉心下部プレナムと溶融炉心の熱伝達に関する感度解析により原子炉圧力容器破損
時間に与える影響は小さいことを確認している。炉心下部プレナムでの溶融炉心の熱伝
達の不確かさの影響を受ける可能性がある操作としては，原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達した時点での代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器
冷却操作（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）があるが，炉心下部プレナム
での溶融炉心の熱伝達の不確かさは小さいことから，原子炉圧力容器下鏡部温度を操作
開始の起点としている代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器破損の不確かさとして，制御棒
駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）に関する感度解析により最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損時間が早まることを確認している。
本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器破損を操作開始の起点としている運転員
等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

b. 評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管
変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間及び炉心下部
プレナムへの溶融炉心移行の開始時間への感度は数分程度であり，影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点での運転員等操作による原子炉急速減圧によって速やかに原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に低減し，原子炉圧力容器破損時の原子炉圧

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

炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内ＦＣＩ（溶融炉心細粒化）及び原子炉圧力容器内ＦＣＩ（デブリ粒子熱伝達）の不確かさとして，下部
プレナムでの溶融炉心の挙動に関する感度解析により，原子炉圧力容器破損時の原子炉圧力に与える影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器内ＦＣＩを操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における炉心下部プレナムでの溶融炉心の熱伝
達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルはＴＭＩ事故についての再現性を確認している。また，炉心下部プレナムと溶融炉心の熱伝達に関する感度解析により原子炉圧力容器破損時間に与える影響は小さいことを確認している。本評価事 東海第二では格納容器下部水温計に
故シーケンスでは，下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達を操作開始の起点として より原子炉圧力容器の破損を判断する手順としており，原子炉圧力容器内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。
の重要現象の不確かさの影響はない。

炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器破損の不確かさとして，制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）に関する感度解析により最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損時間が早まることを確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器破損 東海第二では格納容器下部水温計にを操作開始の起点としている操作として常設低圧代替注水系ポンプを用いた代 より原子炉圧力容器の破損を判断す
替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破 る手順としており，原子炉圧力容器内損後）があるが，原子炉圧力容器破損（事象発生から約 4.5 時間後）に対して早 の重要現象の不確かさの影響はない。
まる時間はわずかであり，また，原子炉圧力容器温度（下鏡部）が 300℃に到達したこと等をもって破損兆候を検知し，原子炉圧力容器の破損判断パラメータで 原子炉圧力容器温度（下鏡部）が 300℃
ある格納容器下部水温計の指示を継続監視することで，原子炉圧力容器破損を速 に到達したこと等：原子炉水位の低下（喪失），制御棒位置の指示値の喪失
やかに判断可能であることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
（添付資料 3.2.9） 数増加を含む（添付資料 3.2.2）
ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，ＴＭＩ事故についての再現性及びＣＯＲＡ実験についての再現性を確認している。炉心ヒー
トアップの感度解析（ジルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間及び炉心下部プレナムへの溶融炉心移行の開始時間への感度は数分程度であり，影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，
原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達した時点での逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作によって速やかに
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

備

考

力を 2.0MPa[gage]以下に維持しているため，運転員等操作時間に与える影響はないこと
から，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

原子炉圧力を 2.0MPa［gage］以下に低減し，原子炉圧力容器破損までに原子炉圧力を 2.0MPa［gage］以下に維持しているため，運転員等操作時間に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとし
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かて，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内さとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子のモデルが精緻である解析コード SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析
炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コードＳＡＦＥＲの評価結果との比較
コード MAAP の評価結果の方が保守的であることを確認している。このため，原子炉水により水位低下幅は解析コードＭＡＡＰの評価結果の方が保守的であることを位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達する時間が早まる可能
確認している。このため，原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上性があるが，数分程度の差異であり，原子炉急速減圧操作後に原子炉圧力は速やかに低の位置に到達する時間が早まる可能性があるが，数分程度の差異であり，原子炉下することから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
急速減圧操作後に原子炉圧力は速やかに低下することから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達かさとして，
溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。
また，の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルはＴＭＩ事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により炉心
炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により炉心溶融時間に与える影響
溶融時間に与える影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器が破損する
は，原子炉圧力容器破損が発生する前に，十分な時間余裕をもって手動減圧によ
前に， 十分な時間余裕をもって手動減圧により原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に維持
り原子炉圧力を 2.0MPa［gage］以下に維持していることから，評価項目となるパ
していることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
ラメータに与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内ＦＣＩ（溶融炉心細粒
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内 FCI（溶融炉心細粒化）及び化）及び原子炉圧力容器内ＦＣＩ（デブリ粒子熱伝達）の不確かさとして，下部
原子炉圧力容器内 FCI（デブリ粒子熱伝達）の不確かさとして，下部プレナムでの溶融
プレナムでの溶融炉心の挙動に関する感度解析により，原子炉圧力容器破損時の炉心の挙動に関する感度解析により，原子炉圧力容器破損時の原子炉圧力に与える影響
原子炉圧力に与える影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器が破損する
は，原子炉圧力容器破損が発生する前に，十分な時間余裕をもって手動減圧によ
前に， 十分な時間余裕をもって手動減圧により原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に維持
り原子炉圧力を低下させ，2.0MPa［gage］以下に維持していることから，評価項
していることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
目となるパラメータに与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における炉心下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達の不炉心損傷後の原子炉圧力容器における炉心下部プレナムでの溶融炉心の熱伝
確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。ま達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルはＴＭＩ事故についての再現性を確た，炉心下部プレナムと溶融炉心の熱伝達に関する感度解析により原子炉圧力容器破損認している。また，炉心下部プレナムと溶融炉心の熱伝達に関する感度解析によ時間に与える影響は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメータにり原子炉圧力容器破損時間に与える影響は小さいことを確認していることから，与える影響は小さい。
評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器破損の不確かさとして，制御棒
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器破損の不確かさとして，駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）に関する感度解制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）に関する感度解析により最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損が早析により最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損が早まることを確認してまることを確認しているが，原子炉圧力容器破損（事象発生から約 4.5 時間後）いるが，原子炉圧力容器破損（事象発生から約 7 時間後）に対して早まる時間はわずかに対して早まる時間はわずかであることから，評価項目となるパラメータに与えであることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
る影響は小さい。
（添付資料 3.2.9）(2) 解析条件の不確かさの影響評価(2) 解析条件の不確かさの影響評価
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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

東海第二発電所

a. 初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 7.2.2－2 表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。
また，解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。

ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 3.2－2 表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。

(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対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るが，操作手順（原子炉水位に応じて急速減圧を実施すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，原子炉圧力容器破損に至るまでの事象進展は緩和されるが，操作手順（原子炉圧力容器下鏡部温度に応じて原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）を実施すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位及び炉心流量は，解析条件の不確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd／t に対して最確条件は 33GWd／t 以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりもおおむね小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和されるが，操作手順（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。

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対応したものとしており，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，原子炉急速減圧操作の開始が遅くなるが，原子炉圧力容器破損も遅くなり，原子炉急速減圧操作開始後に原子炉圧力は速やかに低下することから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位及び炉心流量は，解析条件の不確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

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。

備考

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位及び炉心流量は，解析条件の不確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影
響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
（添付資料 3.2.9）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd／t に対して最確条件は 33GWd／t 以下であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりもおおむね小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，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の開始が遅くなるが，原子炉圧力容器破損も遅くなり，原子炉減圧操作開始後に原子炉圧力は速やかに低下することから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位及び炉心流量は，解析条件の不確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影
響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料 3.2.9）
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が，運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転
員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，
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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
操作条件の原子炉急速減圧操作は，解析上の操作時間として原子炉水位が有効燃料棒
底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達時（事象発生から約 1.4 時間後）を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，原子炉水位が有効燃料棒底部から
有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達するまでに事象発生から約 1.4 時間の時間余裕があり，また，原子炉急速減圧操作は原子炉水位の低下傾向を監視しながらあらかじめ準備が可能であり，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であるため，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。当該
操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う作業であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）は，解析上の操作開始時間として原子炉圧
力容器下鏡部温度が 300℃に到達したことを確認しての開始を設定している。運転員等
操作時間に与える影響として，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達するまでに事象発生から約 3.7 時間の時間余裕がある。また，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作は原子炉圧力容器下鏡部温度を監視しながらあらかじめ準備が可能であり，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であるため，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。当
該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う作業であり，また，他の並列操作を加味して操作の所要時間を算定していることから，他の操作に与える影響はない。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の原子炉急速減圧操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）は，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。

(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

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

東海第二発電所

備

考評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作は，解析上の操作時間として原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達時（事象発生から約 38 分後）を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達するまでには事象発生から約 38 分の時間余裕があり，また，
原子炉減圧操作は原子炉水位の低下傾向を監視しながらあらかじめ準備が可能であり，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であるため，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅くなる可能性があるが，中央制御室で行う作業であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
操作条件の緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作及び代替循環冷却系による格納容器除熱操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から 90
分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，代替循環冷却系
運転は事象発生 90 分後に開始することとしているが，時間余裕を含めて設定されているため操作の不確かさが操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。また，本操作の操作開始時間は，緊急用海水系の準備期間を考慮して設定したものであり，緊急用海水系の操作
開始時間が早まれば，本操作の操作時間も早まる可能性があり，代替循環冷却系の運転開始時間も早まるが，その他の操作と並列して実施する場合でも，順次実施し所定の時間までに操作を完了できることから影響はない。
（添付資料 3.2.9）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
操作条件の緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作及び代替循環冷却系による格納容器除熱操作は，運転員等操作時間に与える影響として，操作開始時間が早まった場合には，本操作も早まる可能性があり，格納容器圧力及び雰囲気温度を早期に低下させる可能性があることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
（添付資料 3.2.9）(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24／63

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以下に示す。
操作条件の原子炉急速減圧操作については，原子炉圧力容器破損までに完了する必要があるが，原子炉圧力容器破損までの時間は事象発生から約 7.0 時間あり，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損前の原子炉格納容器冷却）については，原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達後，速やかに実施することが望ましいが，原子炉圧力容器破損前は，本操作が実施できないと仮定しても，格納容器圧力及び温度が原子炉格納容器の限界圧力及び限界温度に到達することはなく，逃がし安全弁による原子炉減圧機能維持も可能であることから，時間余裕がある。

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

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

東海第二発電所

備

考の結果を以下に示す。
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について
は，原子炉圧力容器破損までに完了する必要があるが，原子炉圧力容器破損までの時間は事象発生から約 4.5 時間あり，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
操作条件の緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作及び代替循環冷却系による格納容器除熱操作については，格納容器除熱開始までの時間は事象発生から 90
分あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。なお，本操作が大幅に遅れるような事態になった場合でも，原子炉圧力容器破損に至るまでの時間は事象発生から約 4.5 時間であり，約 3 時間の余裕があることから，時間余裕がある。
（添付資料 3.2.9）
東海第二では，ベースケースにおいて(4) 原子炉圧力容器破損後の原子炉注水を考慮しない場合の影響評価
重大事故等対処設備による原子炉注水に対する仮定として，原子炉圧力容器破損 ＲＰＶ破損後の原子炉注水を考慮しまでは重大事故等対処設備による原子炉への注水を考慮しないものとしているが， た解析を実施しているため，感度解析
故障により原子炉注水ができない状態であった場合，故障要因を除去できないま として原子炉注水を考慮しない場合
ま，原子炉圧力容器破損後も原子炉へ注水できないことも考えられる。この影響を の解析を実施考慮した感度解析を実施した。格納容器圧力の推移を第 3.2－28 図，格納容器雰囲
気温度の推移を第 3.2－29 図に示す。原子炉圧力容器破損後に原子炉へ注水できな
い場合においても，格納容器圧力及び格納容器雰囲気温度の観点では大きな影響はないことから，評価項目となるパラメータに対する影響は小さい。
（添付資料 3.2.10）(5) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。また，原子炉圧力容器破損後も原子炉へ注水できない場合の感度解析を実施した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。このほか，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

7.2.2.4 必要な要員及び資源の評価
3.2.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価(1) 必要な要員の評価
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」において，6 号及格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の重大事故等対策に必要な災害対策要員（初動）は，「3.2.1(3) 格納容器破損防止対策」に示す 体制の相違
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，
とおり 20 名であり，災害対策要員（初動）の 39 名で対処可能である。
「7.2.2.1(3) 格納容器破損防止対策」に示すとおり 28 名である。
「7.5.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員及び緊急時対策要員等の 72 名で対処可能である。
また，事象発生 10 時間以降に必要な参集要員は 26 名であり，発電所構外から 10 時

また，事象発生 2 時間以降に必要な参集要員は 2 名であり，発電所外から 2 時間 東海第二では，事象初期に参集要員に
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柏崎刈羽原子力発電所６／７号機
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
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」において，必要な水源，燃料及び電源は，「7.5.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価している。その結果を以下に示す。
a. 水源
低圧代替注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水及び代替格納容器スプレ
イ冷却系（常設）による格納容器スプレイは，7 日間の対応を考慮すると，号炉あたり
約 2,700m3 の水が必要となる。6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮すると，合計約 5,400m3の水が必要である。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約 1,700m3 及び淡水貯水池に約18,000m3 の水を保有している。これにより，6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮しても，必要な水源は確保可能である。また，事象発生 12 時間以降に淡水貯水池の水を，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）により復水貯蔵槽へ給水することで，復水貯蔵槽を枯渇させることなく復水貯蔵槽を水源とした 7 日間の注水継続実施が可能となる。ここで，復水貯蔵槽への補給の開始を事象発生 12 時間後としているが，これは，可搬型設備を事
象発生から 12 時間以内に使用できなかった場合においても，その他の設備にて重大事
故等に対応できるよう設定しているものである。

b. 燃料
非常用ディーゼル発電機による電源供給については，事象発生後 7 日間最大負荷で運転した場合，号炉あたり約 753kL の軽油が必要となる。
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。本評価事故シーケンスでは取水機能の喪失は想定していないが，仮に取水機能が喪失して代替原子炉補機冷却系による原子炉
格納容器除熱を想定し，事象発生後 7 日間代替原子炉補機冷却系専用の電源車を運転した場合，号炉あたり約 37kL の軽油が必要となる。代替原子炉補機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
1,645kL）。
6 号及び 7 号炉の各軽油タンク（約 1,020kL）にて合計約 2,040kL の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）による復水貯蔵槽への給水，非常用ディーゼル発電機による電源供給，代替原子炉補機冷却系の東海第二発電所以内に参集可能な要員の 71 名で対処可能である。

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

備考期待する操作はない。

(2) 必要な資源の評価
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価を行い，以下のとおりである。
ａ．水 源
常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）によ 設備，運用の相違
る格納容器冷却及び格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェ
ル部）注水については，7 日間の対応を考慮すると，合計約 380m３の水が必要となる。
水源として，代替淡水貯槽に 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。
代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱については，サプレッション・プールを水源とすることから，水源が枯渇することはなく，7 日間の対応が可能である。
（添付資料 3.2.11）

ｂ．燃 料
常設代替交流電源設備による電源供給について，事象発生直後から 7 日間の常 東海第二では全交流動力電源の喪失
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 を仮定
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。
可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入について，事象発生直後か
ら 7 日間の可搬型窒素供給装置の運転を想定すると，約 18.5kL 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
搬型窒素供給装置による 7 日間の格納容器内への窒素注入の継続が可能である。
（添付資料 3.2.12）

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

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

東海第二発電所

備

考

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
外部電源は使用できないものと仮定し，各号炉の非常用ディーゼル発電機によって給電を行うものとする。6 号及び 7 号炉において重大事故等対策時に必要な負荷は，各号
炉の非常用ディーゼル発電機負荷に含まれることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給が可能である。
また，5 号炉原子炉建屋内緊急時対策所用可搬型電源設備及びモニタリング・ポスト
用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。

ｃ．電 源
重大事故等対策時に必要な負荷は約 2,756kW 必要であるが，常設代替交流電源 東海第二では全交流動力電源の喪失
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， を仮定
必要負荷に対しての電源供給が可能である。
（添付資料 3.2.13）

7.2.2.5 結論
3.2.5 結 論
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」では，運転時の異格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」では，運転時の常な過渡変化又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全
異常な過渡変化又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の機能の喪失が重畳する。このため，原子炉圧力容器が高い圧力の状況で損傷し，溶融炉
安全機能の喪失が重畳する。このため，原子炉圧力が高い状態で原子炉圧力容器が損
心，水蒸気及び水素ガスが急速に放出され，原子炉格納容器に熱的・機械的な負荷が発傷し，溶融炉心，水蒸気，水素等が急速に放出され，格納容器に熱的・機械的な負荷
生して原子炉格納容器の破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「高圧溶融が発生して格納容器破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「高圧溶融物
物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に対する格納容器破損防止対策としては，逃がし安放出／格納容器雰囲気直接加熱」に対する格納容器破損防止対策としては，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧手段を整備している。
全弁による原子炉減圧手段を整備している。
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の評価事故シー
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の評価事故シーケ
ケンス「過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋手動減圧失敗＋炉心損傷後の手動減圧失敗＋ンス「過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗（＋DCH
ＤＣＨ」について有効性評価を行った。
発生）」について，有効性評価を行った。
上記の場合においても，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操上記の場合においても，逃がし安全弁の手動開操作による原子炉減圧により，原子炉
圧力容器破損時の原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に低減することが可能である。また， 作により，原子炉圧力容器破損までに原子炉圧力を 2.0MPa［gage］以下に低減するこ安定状態を維持できる。
とが可能である。また，安定状態を維持できる。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与え解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与る影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
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
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
果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。
重大事故等対策時に必要な要員は，災害対策要員にて確保可能である。また，必要
また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
な水源，燃料及び電源については，7 日間以上の供給が可能である。
以上のことから，逃がし安全弁の手動開操作による原子炉減圧の格納容器破損防止対以上のことから，格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」
において，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧手段の格納容器破策は，選定した評価事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，格納容器破損損防止対策は，選定した評価事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，格モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に対して有効である。
納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に対して有効である。

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

備

考

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

備

考

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

備

考

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

備

考

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

備

考

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

備

考

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黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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

備

考

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黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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

備

考

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

備

考

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

備

考

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

備

考

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備

考

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

備

考

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

備

考

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

備

考

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

備

考

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

備

考

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

備

考

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

備

考

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

備

考

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

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

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

備

考

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

備

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

備

考

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

備

考

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

備

考

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

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

備

考

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黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

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考

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

備

考

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黒字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）

備

考

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

備考

感度解析実施項目の相違（東海第二発電所では，原子炉圧力容器破損後に原子炉注水しない場合の感度解析を実施）63／63