資料番号：PS-6-2-1 改0

H29.7.19 日本原子力発電株式会社 東海第二発電所
重大事故等対策の有効性評価 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱

比較表

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

3.重大事故 3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 6 月 20 日版）

東海第二発電所

3.2 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

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

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」に至る可能性のあるプラン

格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に至る可能性のあるプラント

ト損傷状態は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，TQUX，長期 TB，TBU 及

損傷状態は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，ＴＱＵＸ，長期ＴＢ，Ｔ

び TBD である。

ＢＤ及びＴＢＵ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

備考(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

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

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

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，格納容器雰囲気が直接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加熱されることにより，急速に格納容器圧力が上昇する等，格納容器に熱的・機械的な負荷が発生的・機械的な負荷が発生して原子炉格納容器の破損に至る。

して格納容器破損に至る。

したがって，本格納容器破損モードでは，溶融炉心，水蒸気及び水素ガスの急速な放出に伴いしたがって，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格

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

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安全弁（自動減圧機能）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，格納容器の破損損を防止する。

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，常設低圧代替注水系ポンプを用い

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十分な心が落下するまで，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。

水位及び水量を確保するとともに，代替循環冷却系ポンプを用いた代替循環冷却系による格納容器

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，代替除熱を実施する。溶融炉心の落下後は，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，代替循環冷却設）によって溶融炉心を冷却するとともに，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプ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。

レイ冷却系（常設）による格納容器冷却を実施し，原子炉圧力容器破損後の短期的な格納容器の圧・設備，運用の違い

力上昇を抑制する。その後，代替循環冷却系ポンプを用いた代替循環冷却系又は格納容器圧力逃がし装置によって格納容器の圧力及び温度を低下させる。
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。

なお，本格納容器破損モードの有効性評価を実施する上では，原子炉圧力容器破損までは重大事 ・東海第二では，シナリオの想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，原子炉圧力容器の破損定としてＲＰＶ破損まではに至るものとする。

原子炉注水しないが，ＲＰＶ
破損後はＲＰＶ内を冷却す(3) 格納容器破損防止対策(3) 格納容器破損防止対策るための原子炉注水を実施

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

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する手順とするため，ＲＰＶ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，水素ガス等が急破損後は代替循環冷却系にが急速に放出され，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

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に対して，原子炉減圧を可能とするよる原子炉注水を実施するを可能とするため，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。

ため，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動開操作による原子炉減圧手段を整備する。

想定としている。

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

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1

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

3.重大事故 3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
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柏崎 ６／７号（2017 年 6 月 20 日版）

東海第二発電所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緩和する観点から代替循環冷却系ポンプを用いた代替循環冷却系による格納容器冷却手段を整備し，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

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，常設低圧代替注水

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

系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却手段及び代替循環冷却

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。なお，これ系ポンプを用いた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らの原子炉圧力容器破損以降の格納容器過圧・過温に対応する手順及び重大事故等対策は「3.1 雰

格納容器除熱手段を整備する。

備考

囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」と同じである。
本格納容器破損モードの防止及びそれ以降の一連の対応も含めた重大事故等対策の概要を以下

本格納容器破損モードの防止及びそれ以降の一連の対応も含めた重大事故等対策の概要を以下の a からｊに示すとともに，a からｊの重大事故等対策における設備と手順の関係を第 3.2.1 表のａからｗに示すとともに，ａからｗの重大事故等対策における設備と手順の関係を第 3.2-1 表にに示す。このうち，本格納容器破損モードに対する重大事故等対策は以下の a からｆ及びｈであ示す。このうち，本格納容器破損モードに対する重大事故等対策は以下のａからｍ及びｐである。

・運用の違い

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

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 3.2.1 図から第 3.2.4 図に，対応手順の概要を第 3.2.5 図に示す。このうち，本格納容器破を第 3.2-1 図に，対応手順の概要を第 3.2-2 図に示す。このうち，本格納容器破損モードの重大事
故等対策の概略系統図は第 3.2.1 図（1／4）から（3／4）である。

損モードの重大事故等対策の概略系統図は第 3.2.1 図及び第 3.2.3 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，事象発生 10 時間までの 6 号及び本格納容器破損モードにおける評価事故シーケンスにおいて，必要な要員は初動対応要員 18 名

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及び事象発生から 2 時間以降に期待する招集要員 2 名である。初動対応要員の内訳は，発電長 1

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

名，副発電長 1 名，運転操作対応を行う運転員 4 名，通報連絡等を行う災害対策要員 2 名，現場操及び 7 号炉兼任），当直副長 2 名，運転操作を行う運転員 12 名である。発電所構内に常駐してい作を行う重大事故等対応要員 10 名である。招集要員の内訳は，燃料補給作業を行う重大事故等対 ・参集要員（招集要員）に期待る要員のうち，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 名で応要員 2 名である。必要な要員と作業項目について第 3.1.3-3 図に示す。

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・必要要員数の違いする作業の違い

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，初動対応要員 18 名及び招集要員 2 名で対処可能である。

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 3.2.6 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。
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するとともに，再循環ポンプがトリップしたことを確認する。
原子炉のスクラム及び全交流動力電源喪失の確認を確認するために必要な計装設備は，平均出力領域計装，原子炉圧力計等である。
ｂ．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。

2

・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赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

3.重大事故 3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
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柏崎 ６／７号（2017 年 6 月 20 日版）

東海第二発電所

備考

ｃ．常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作
早期の電源回復不能の確認後，中央制御室からの遠隔操作により常設代替高圧電源装置から緊急用母線を受電する。
常設代替高圧電源装置による緊急母線受電操作に必要な計装設備は，緊急用Ｍ／Ｃ電圧である。
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ｄ．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）設定点に到達したが，原子炉隔離時冷却系が自動起動していないことを確認し，中央制御室からの遠隔操作によりこれらの系統の手動起動を試みるがこれにも失敗したことを確認する。

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。
ｅ．常設高圧代替注水ポンプを用いた高圧代替注水系の起動操作

・記載方針の違い

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し，原子炉注水を開始することで原子炉水位が回復することを確認する。
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等である。
ｆ．高圧注水機能の回復操作

・記載方針の違い

対応可能な要員にて高圧注水機能の回復操作を実施する。
ｇ．交流電源の回復操作

・記載方針の違い

早期の電源回復不能の確認後，対応可能な要員により非常用ディーゼル発電機等の機能回復操作及び外部電源の機能回復操作を実施する。
ｈ．常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電操作
常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電後，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

・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を想定電源装置から緊急用母線を介して非常用母線を受電する。
常設代替高圧電源装置による非常用母線受電操作に必要な計装設備は，Ｍ／Ｃ ２Ｃ（２Ｄ）
電圧である。
ｉ．原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系の起動操作

・記載方針の違い

常設代替高圧電源装置による非常用母線の受電後，中央制御室からの遠隔操作により原子炉建
屋ガス処理系及び中央制御室換気系を起動する。
ｊ．緊急用海水ポンプを用いた緊急用海水系による海水通水操作
常設低圧代替注水ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水機能喪失を確認した後，中央制御室からの遠隔操作により緊急用海水系及び代替循環冷却系の準備操作を実施し，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。

3・運用の違い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）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

3.重大事故 3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
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柏崎 ６／７号（2017 年 6 月 20 日版）

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備考

緊急用海水ポンプを用いた緊急用海水系による海水通水操作に必要な計装設備は，緊急用海水系流量計（残留熱除去系熱交換器）等である。
ｋ．代替循環冷却系ポンプを用いた代替循環冷却系による格納容器除熱操作

・運用の違い緊急用海水ポンプにより緊急用海水系に海水を通水した後，中央制御室からの遠隔操作により代替循環冷却系ポンプを起動することで，代替格納容器スプレイを実施し，格納容器除熱を実施する。
代替循環冷却系ポンプを用いた代替循環冷却系による格納容器除熱操作に必要な計装設備は，代替循環冷却系格納容器スプレイ流量計等である。
ｅ．逃がし安全弁による原子炉急速減圧

ｌ．逃がし安全弁（自動減圧機能）2 弁による原子炉急速減圧操作

原子炉水位の低下が継続し，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

原子炉水位の低下が継続し，燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達した時点

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（自弁 2 個を手動で開放し，原子炉を急速減圧する。

動減圧機能）2 弁を手動で開放し，原子炉を急速減圧する。

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

原子炉急速減圧を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位計（燃料域）等である。

原子炉急速減圧後は，逃がし安全弁の開状態を保持し，原子炉圧力を低圧状態に維持する。

原子炉急速減圧後は，逃がし安全弁（自動減圧機能）の開状態を保持し，原子炉圧力を低圧状・運用の違い態に維持する。
（添付資料 3.3.1）

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。

ｍ．炉心損傷確認
原子炉水位の低下による炉心の露出に伴い，炉心損傷したことを確認する。炉心損傷の判断は，格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）及び（Ｓ／Ｃ）の指示値が設計基準事故相当のガンマ線線量率の 10 倍以上の場合とする。
炉心損傷を確認するために必要な計装設備は，格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）等であ

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。サプレッる。

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・運用の違い

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。
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。

また，炉心損傷が発生すれば，ジルコニウム−水反応及び水の放射線分解により水素及び酸素が発生することから，格納容器内の水素及び酸素濃度を確認する。
格納容器内の水素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計（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度計（ＳＡ）である。
ｎ．常設低圧代替注水ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部水位確保操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

作

温度である。

代替循環冷却系ポンプを用いた代替循環冷却系による格納容器除熱操作を実施後，原子炉圧力

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

容器破損に備えて，中央制御室からの遠隔操作によって常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納4・設備，運用の違い

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）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

3.重大事故 3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
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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）

容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）注水を実施する。この場合の注水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は，ペデスタル（ドライウェル部）水位を約 1.0m に調整することが目的であるため，ペデスタ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）に到達しているこル（ドライウェル部）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）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。

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

備考

れ，ペデスタル（ドライウェル部）水位は約 1.0m に調整される。
常設低圧代替注水ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部水位確保操器下部注水流量）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

作のために必要な計装設備は，低圧代替注水系格納容器下部注水流量計及び格納容器下部水位計
等である。

する。

ｏ．サプレッション・プールｐＨ制御装置による薬液注入操作

・運用の違い常設低圧代替注水ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部水位確保操作を実施後，中央制御室からの遠隔操作によって格納容器内のｐＨ制御のための薬液注入を行う。サプレッション・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。

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。
（添付資料 3.2.1）
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ｐ．原子炉圧力容器破損の判断・設備，運用の違い

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

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

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喪失数増加，原力の急激な低下，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

子炉圧力容器下鏡部温度の 300℃到達といったパラメータの変化を検知した後は，原子炉圧力容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。

器破損判断の迅速性向上のため，格納容器下部水温計を継続監視することとする。

5・運用の違い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）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

3.重大事故 3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 6 月 20 日版）

東海第二発電所

備考（添付資料 3.2.2）

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。

・運用の違いｑ．常設低圧代替注水ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操
作
原子炉圧力容器破損に伴う格納容器の圧力及び温度上昇を抑制するため，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って常設低圧代替注水ポンプを用いた代替格納容器ス
プレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を実施する。その後，格納容器圧力挙動が低下傾向に転じれば，格納容器外からの注水によるサプレッション・プール水位の上昇抑制のため，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を停止する。
常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却ｉ．溶融炉心への注水操作をのために必要な計装設備は，低圧代替注水系格納容器スプレイ流量計等である。

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

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

原子炉圧力容器破損の判断後に，高さ 0.2m 位置の格納容器下部水温計のオーバースケール又流量にて継続して行う。

はダウンスケールにより高さ 0.2m までの溶融炉心堆積を検知した場合，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）注水を水位 2.75mまで実施する。その後，水位 2.25m 到達にてペデスタル（ドライウェル部）注水を実施し，2.75m
到達により停止する間欠注水を行う。なお，高さ 0.2m までの溶融炉心堆積が検知されない場合
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）によるペデスタル（ドライ

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。

ウェル部）注水を水位 0.5m 到達にて実施し，1m 到達により停止する間欠注水を行う。
常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による溶融炉心への注水操作を確認するために必要な計装設備は，低圧代替注水系格納容器下部注水流量計及び格納容器下部

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

水温計等である。

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

格納容器下部注水系（常設）により溶融炉心の冷却が継続して行われていることは，格納容器

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下部水位計によって確認することができる。高さ 0.2m までの溶融炉心堆積を検知した場合は，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冷却が継続して行われていることを

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

把握することができる。

（2.25m 及び 2.75m 位置にそれぞれ複数設置）によってペデスタル（ドライウェル部）水位を監

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視し，溶融炉心が冠水維持されていることを確認できる。また，高さ 0.2m までの溶融炉心堆積

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が検知されない場合は，格納容器下部水位計（0.5m 及び 1m 位置にそれぞれ複数設置）によって，原子炉格納容器内の水素濃度の上昇が停止すること

溶融炉心が冠水維持されていることを確認できる。なお，格納容器下部雰囲気温度計により原子

これらは，短時間ではなく数時間の推移を確認する。

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を確認することによっても，溶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融炉心の冷却が継続して行われていることを把握することができる。
（添付資料 3.2.3）

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6・設備，運用の違い

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）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

3.重大事故 3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 6 月 20 日版）

東海第二発電所

備考

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。

・設備，運用の違い

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

ｓ．代替循環冷却系ポンプを用いた代替循環冷却系による原子炉注水及び格納容器除熱操作の準備を実施する。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「ｋ．代替循環冷却系ポンプを用いた代替循環冷却系による代替格納容器除熱操作」以降，代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

替循環冷却系による格納容器スプレイを継続し，原子炉圧力容器破損後の格納容器圧力が低下傾の循環流量は，復水補給水流量計（格納容器下部注水流量）及び復水補給水系流量計（RHR B 系

向に転じた後は，原子炉圧力容器内の冷却及び格納容器の除熱のため，中央制御室からの遠隔操

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

作によって代替循環冷却系の注水先を原子炉注水と格納容器スプレイに分配し，それぞれ連続でることで，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

原子炉注水と格納容器スプレイを実施する。サプレッション・プールを水源として原子炉注水及び格納容器スプレイを実施する。

び格納容器スプレイを実施し，緊急用海水系により格納容器内の熱を海に逃がすことで，格納容

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，復水補給水流量（格器外からの注水によるサプレッション・プール水位の上昇抑制を図る。

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

代替循環冷却系ポンプを用いた代替循環冷却系による溶融炉心冷却及び格納容器除熱に必要補給水流量（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・プール水温な計装設備は，代替循環冷却系原子炉注水流量計及び代替循環冷却系格納容器スプレイ流量計等

度等である。

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。
・運用の違いｔ．常設低圧代替注水ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器圧力及び温度制御操作
原子炉圧力容器破損後の格納容器圧力挙動が低下傾向に転じた後は，代替循環冷却系ポンプを用いて代替循環冷却系により格納容器除熱を実施するが，格納容器圧力が 0.465MPa[gage]に到達した場合又はドライウェル雰囲気温度が 171℃に到達した場合は，中央制御室からの遠隔操作によって常設低圧代替注水ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器
スプレイを実施し，格納容器圧力及び温度を制御する。

・記載方針の違い

ｕ．使用済燃料プールの冷却操作対応可能な要員にて使用済燃料プールの冷却操作を実施する。

・記載方針の違い

ｖ．可搬型代替注水大型ポンプによる水源補給操作
可搬型代替注水大型ポンプにより北側淡水池又は高所淡水池から代替淡水貯槽へ水源補給操作を実施する。
ｗ．タンクローリによる燃料補給操作
タンクローリにより可搬型設備用軽油タンクから可搬型代替注水大型ポンプに燃料補給を実施する。

7・記載方針の違い

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）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

3.重大事故 3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
比較表
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3.2.2 格納容器破損防止対策の有効性評価

3.2.2 格納容器破損防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法

備考

本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，プラント損傷状態を TQUX とし，事象進展が早く炉心損傷まで

び評価項目の設定」に示すとおり，プラント損傷状態をＴＱＵＸとし，事象進展が早く炉心損傷まの時間余裕の観点で厳しい過渡事象を起因事象とし，逃がし安全弁再閉失敗を含まず高圧状態が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＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗（＋DCH

維持される「過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋手動減圧失敗＋炉心損傷後の手動減圧失敗＋ＤＣＨ」

発生）
」である。

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」の格納容器破損防止対

本評価事故シーケンスは「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の格納容器破損防止対策

策の有効性を評価するためのシーケンスであることから，炉心損傷までは事象を進展させる前提の有効性を評価するためのシーケンスであることから，炉心損傷までは事象を進展させる前提でのでの評価となる。このため，前提とする事故条件として，設計基準事故対処設備による原子炉注評価となる。このため，前提とする事故条件として，設計基準事故対処設備による原子炉注水機能

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（非常用炉心冷却系等）のみならず，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 ・東海第二では，シナリオの想の原子炉注水機能が使用できないものと仮定した。また，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接注水機能を含む全ての原子炉注水機能が使用できないものと仮定した。また，高圧溶融物放出／格定としてＲＰＶ破損までは加熱の発生防止を確認する観点から，原子炉圧力容器破損に至る前提とした。

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

原子炉注水しないが，ＲＰＶ（添付資料 3.2.4）

破損後はＲＰＶ内を冷却す

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るための原子炉注水を実施

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，れやペデスタル（ドライウェル部）への落下量の抑制等，事象進展の緩和に期待できると考えられする手順とするため，ＲＰＶ

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

破損後は代替循環冷却系に条件である。

的な条件である。

よる原子炉注水を実施する

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

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

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

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

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。

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

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，

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

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。

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，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炉心スプレイ系及び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）

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」に示した代替自動減圧ロジックが等を含む全ての低圧注水機能が失われることで「2.2 高圧注水・減圧機能喪失」に示した過渡時自作動せず，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

動減圧回路が作動せず，全ての低圧注水機能が失われている場合の手順にしたがって原子炉減圧し傷に至る状況が考えられる。

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

手順上，全ての低圧注水機能が失われている状況では，原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有

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

効長の 20％上の位置に到達する時点までは原子炉を減圧しない。この原子炉減圧のタイミングは，

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

原子炉水位が燃料有効長頂部以下となった場合，原子炉減圧を遅らせた方が，原子炉圧力容器内の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

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

8想定としている。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

3.重大事故 3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
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柏崎 ６／７号（2017 年 6 月 20 日版）

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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

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ガスの発生量を抑え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られることを考慮して設定したものである。また，過渡時自動減圧回路は低圧炉心スプレイ系又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。

低圧注水系の起動が作動条件の 1 つであるため，低圧炉心スプレイ系及び低圧注水系が失われてい備考

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。

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，「3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料−

なお，この評価事故シーケンスへの対応及び事故進展は，「3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料−

冷却材相互作用」及び「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」の評価事故シーケンスへの対応

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及び事象進展と同じものとなる。

び事故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，「3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料

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−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

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ＴＱ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

ＵＶとしており，異なるプラント損傷状態を選定している。ＴＱＵＸとＴＱＵＶでは喪失する設計

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

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。手し安全弁（自動減圧機能）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

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，

弁（自動減圧機能）の機能に期待する点が異なる。手順にしたがう場合，ＴＱＵＶでは原子炉減圧

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機能は維持されているが低圧注水機能を喪失しているため，原子炉水位が燃料有効長底部から燃料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

有効長の 20％上の位置に到達した時点で逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動開操作によって原 ・運用の違い

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%上の位得るとして選定したプラント損傷状態であるが，重大事故等対処設備としての逃がし安全弁（自動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，高圧溶融減圧機能）に期待し，原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達した時

物放出／格納容器雰囲気直接加熱の発生防止を図る。

点で逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動開操作によって原子炉を減圧することにより，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

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

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の挙動にしたが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したが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納容器破損防止対策の有効性を評価する。

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

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

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

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

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），

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

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。

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

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，格納容器内の熱9・運用の違い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）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

3.重大事故 3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
比較表
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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。

備考

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裕を評価する。

評価する。

(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 3.2.2 表に示す。また，主（２）有効性評価の条件
本評価事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を第 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。

要な解析条件について，本評価事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。

ａ．事故条件ａ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，給水流量の全喪失が発生するものとする。
(b) 安全機能等の喪失に対する仮定(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

高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系の機能喪失を，低圧注水機

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能として低圧炉心スプレイ系及び低圧注水系の機能喪失を想定する。さらに，原子炉圧力容器

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破損までは重大事故等対処設備による原子炉注水にも期待しない※１ものとする。これは，原ためである。

子炉への注水機能の喪失に伴い原子炉圧力容器破損に至る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※１

常設低圧代替注水系ポンプを用いた原子炉注水以外の緩和機能となる代替格納容器想定。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

スプレイ冷却系（常設）及び格納容器下部注水系（常設）には期待する。また，原子は期待する。

炉圧力容器破損後は，原子炉圧力容器内の冷却を考慮し，代替循環冷却系ポンプを用いた代替循環冷却系による原子炉注水を行うものとする。

(c) 外部電源(c) 外部電源

外部電源は使用できないものと仮定する。

外部電源は使用できないものと仮定する。

本評価事故シーケンスへの事故対応に用いる設備は非常用高圧母線に接続されており，非送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源が喪失するとともに，全ての非常 ・マネジメントの観点でＳＢＯ

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

用ディーゼル発電機等の機能喪失を想定する。

を想定。資源の観点では常設を与えないが，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

代替高圧電源装置 5 台が事象

まえ，外部電源なしとして設定する。

発生から 7 日間継続起動した(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(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) 水素及び酸素の発生

水素ガスの発生については，ジルコニウム−水反応及び溶融炉心・コンクリート相互作用

水素の発生については，ジルコニウム−水反応及び溶融炉心・コンクリート相互作用を考慮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するものとする。なお，解析コードＭＡＡＰの評価結果では水の放射線分解による水素及び酸

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の発生を考慮していない。このため，水の放射線分解による水素及び酸素の発生量は「3.4 水

素ガスの発生量は「3.4 水素燃焼」と同様に，解析コード MAAP で得られる崩壊熱をもとに評

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「3.5 溶

10

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ている。

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

3.重大事故 3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
比較表
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価するものとし「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」にてその影響を確認する。
ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号

東海第二発電所

備考

融炉心・コンクリート相互作用」にてその影響を確認する。
ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号
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。

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。

・解析における原子炉水位低下を厳し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(b) 逃がし安全弁(b) 逃がし安全弁としている。

逃がし安全弁（安全弁機能）にて，原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を抑える ・東海第二では，原子炉圧力が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）を使用するものと高めに維持され，また，原子のとし，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。

し，容量として 1 弁あたり定格主蒸気流量の約 6％を処理するものとする。

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(c) 格納容器下部注水系（常設）(c) 格納容器下部注水系（常設）
常設低圧代替注水系ポンプを 2 台使用するものとし，原子炉圧力容器の破損前に，常設低圧

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。

なる安全弁機能に期待して
３

代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）により 80m ／h でペデスタル（ドラいる。
・設備，運用の違い

イウェル部）に注水し，水位が 1m を超えて上昇するまで水張りを実施するものとする。
原子炉圧力容器が破損して溶融炉心がペデスタル（ドライウェル部）に落下した後は，常設

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。

・運用の違い低圧代替注水系ポンプ 2 台により 80m３／h でペデスタル（ドライウェル部）に注水し，水位が 2.75m に到達した時点で注水を停止し，水位が 2.25m 以下となった時点で注水を開始するものとする。

(d) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）(d) 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
常設低圧代替注水系ポンプを 2 台使用するものとし，原子炉圧力容器の破損の判断後に，格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・運用の違い３

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

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，300m ／h にて格納容器内に 東海第二ではＲＰＶ破損後の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。

スプレイするものとする。格納容器圧力が低下傾向となれば，一旦格納容器スプレイを停止す

溶融炉心クエンチまでの発生

３

るが，再度格納容器圧力が上昇し，格納容器圧力 465kPa[gage]に到達した以降は，130m ／h 蒸気抑制のためスプレイ流量
にて格納容器内にスプレイする。
(e) 代替循環冷却系※6(e) 代替循環冷却系
代替循環冷却系ポンプは 1 台使用するものとし，代替循環冷却系の循環流量は，全体で 250m

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

３る。

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※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／h とし，原子炉圧力容器破損前及び圧力容器破損後の格納容器圧力が低下傾向となるまで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。

原子炉補機冷却系の設計値を用いる。

11を増加させるマネジメントとしている。
・運用の違い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）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

3.重大事故 3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 6 月 20 日版）

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は，「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。

東海第二発電所

備考

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」に示す分類にしたが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）(a) 原子炉急速減圧操作は，設計基準事故対処設備による原子炉注水機能（非常用炉心冷却系及

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

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の原子炉注水機能が喪失している場合の運転手順にしたがい，原子炉水位が燃料有効長底部

10%上の位置に到達した時点で開始する。

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。

・運用の違い(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(b) 代替循環冷却系ポンプを用いた代替循環冷却系による格納容器除熱操作は，緊急用海水系及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

び代替循環冷却系の準備時間等を考慮して，原子炉圧力容器破損前の事象発生 90 分後から

東海第二では，緊急用海水系及認して開始し，原子炉圧力容器破損を確認した場合に停止する。

開始するものとする。その後，原子炉圧力容器破損後に格納容器圧力が低下傾向に転じて

び代替循環冷却系による格納

30 分後に，ドライウェルと原子炉へ流量配分し，それぞれ連続スプレイ及び連続注水を実容器除熱を実施・運用の違い施することで，代替循環冷却系ポンプを用いた代替循環冷却系による溶融炉心冷却及び格納容器除熱を実施するものとする。
(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(c) 常設低圧代替注水ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部水位確保

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操作（原子炉圧力容器破損前）は，炉心損傷後に代替循環冷却系ポンプを用いた代替循環冷 ・運用の違い

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

却系による格納容器除熱操作を実施した後に開始し，ペデスタル（ドライウェル部）水位が合に停止する。

1m を超えて上昇したことを確認した場合に停止するものとする。

(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(d) 常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷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℃

却操作は，原子炉圧力容器破損を判断した場合に開始するものとする。また，原子炉圧力容

東海第二では溶融炉心クエン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

器破損後に格納容器圧力が低下傾向に転じて 30 分後に停止するものとする。その後，常設

チまでの発生蒸気抑制のため間を考慮し，事象発生から約 20 時間後に停止するものとする。

低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器圧力及び温度制

原子炉圧力容器破損時点で格御操作は，格納容器圧力が 0.465MPa[gage]又はドライウェル雰囲気温度が 171℃に到達した

納容器スプレイを実施する。

・運用の違い場合に開始し，格納容器圧力が 0.400MPa[gage]又はドライウェル雰囲気温度が 151℃に到達した場合に停止する間欠注水を行うものとする。
(d) 格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水操作（原子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) 常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による溶融炉心への注水操
作（原子炉圧力容器破損後の注水）は，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器ス(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の準備時

プレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作の後に開始するものとし，ペデスタル（ドラ間等を考慮し，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 時間後から開イウェル部）水位が 2.25m 到達にて注水を実施し，2.75m に到達により停止する間欠注水を始するものとする。

行うものとする。

※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。

12・運用の違い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）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

3.重大事故 3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 6 月 20 日版）

東海第二発電所

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

する。

する。

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

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・※２ セシウムの格納容器内への放出割合については，本評価事故シーケンスにおいては解析
コードＭＡＡＰの評価結果の方がＮＵＲＥＧ−1465 より大きく算出する。
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による除去効果を考慮する。

チェンバのプール水でのスクラビングによる除去効果を考慮する。
d. 原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいについて考慮する。漏えい量の評価条件は

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。

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（ａ) 格納容器からの漏えい量は，格納容器圧力に応じた設計漏えい率をもとに評価する。
・運用の違いする。
(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（ｂ） 原子炉建屋から大気中に漏えいする放射性物質を保守的に見積もるため，原子炉建屋ガ東海第二では，準備時間等を考ス処理系（非常用ガス再循環系及び非常用ガス処理系で構成）により原子炉建屋の設計負 慮して，事象発生 2 時間後から

換気率 0.5 回/日相当を考慮する。

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 原子炉建屋ガス処理系の効果する。原子炉建屋ガス処理系により設計負圧を達成した後は設計換気率 1 回／日相当を考 に期待しており，起動前後で評慮する。

価方法を変更している。

原子炉建屋ガス処理系は，事象発生 115 分後から，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起動し，起動後 5 分間で設計負圧が達成されることを想定する。
(c) 原子炉建屋内での放射能の時間減衰は考慮せず，また，原子炉建屋内での粒子状物質（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。

の除去効果は保守的に考慮しない。

（添付資料 3.2.5）（添付資料 3.2.2）(4) 有効性評価の結果(4) 有効性評価の結果

本評価事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内外水位），格納容器圧力，

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 3.2.7 図から第格納容器雰囲気温度，サプレッション・プール水位及び注水流量の推移を第 3.2-4 図から第 3.2-9

3.2.12 図に示す。

図に示す。

ａ．事象進展ａ．事象進展事象発生後，全ての設計基準事故対処設備による原子炉注水機能（非常用炉心冷却系）が機

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

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

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13

・運用による違い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）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

3.重大事故 3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 6 月 20 日版）

東海第二発電所

備考

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

象発生から約●分後に，原子炉水位が燃料有効長底部より燃料有効長の 20％上の位置に到達し・事象進展の違いに到達した時点（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た時点で，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁（自動減圧機能）2 弁を手動で開放す東海第二では炉心損傷前に原

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ることで，原子炉急速減圧を実施する。その後，事象発生から約●時間後に炉心損傷に至る。

子炉急速減圧の実施基準に到系（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 時間後に達する。

原子炉圧力容器破損に至る。

・設備，運用による違い

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，格納容事象発生から 90 分後に代替循環冷却系ポンプを用いた代替循環冷却系による格納容器除熱を器下部注水系（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行うことにより格納容器温度の上昇を抑制する。原子炉減圧後の低圧代替注水系（常設）又は代ると同時に，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●時間後に原 運用（手順）による違い

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 と子炉圧力容器破損に至る。

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。

代替循環冷却系ポンプを用いた代替循環冷却系による格納容器除熱操作を実施後，常設低圧代
替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部水位確保操作を実施し，ペデスタル（ドライウェル部）水位を約 1.0m に調整する。

原子炉圧力容器が破損し，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

原子炉圧力容器が破損し，溶融炉心がペデスタル（ドライウェル部）の水位約 1.0m の水中にに，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じる。

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

溶融炉心がペデスタル（ドライウェル部）に落下した後は，常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によりペデスタル（ドライウェル部）に 80m３／h の注水を行い，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。

溶融炉心を冠水維持することで，継続的に溶融炉心の冷却を実施する。
崩壊熱が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。

崩壊熱が格納容器内に蒸気として放出されるため，格納容器圧力は急激に上昇する。原子炉圧

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

力容器破損前から代替循環冷却系ポンプを用いた代替循環冷却系による格納容器除熱操作によを 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。

り 250m３／h の格納容器スプレイを実施していること，原子炉圧力容器破損を判断した時点で，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操
作により 300m３／h の格納容器スプレイを実施することにより，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇は抑制される。

事象発生から 20.5 時間が経過した時点で，代替原子炉補機冷却系による代替循環冷却系の運格納容器圧力が低下傾向となった時点で，常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器冷却を転を開始する。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，徐々停止するとともに，代替循環冷却系の循環流量をドライウェルへ 150m３／h，原子炉へ 100m３／hに低下するとともに，原子炉格納容器下部の溶融炉心は安定的に冷却される。

に分配する。その後，格納容器圧力が 465kPa[gage]に到達した場合には，常設低圧代替注水系
ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による 130m３／h の格納容器スプレイを実施する。これらによって，格納容器圧力及び雰囲気圧力及び温度の上昇は抑制され，その後，徐々に低下するとともに，ペデスタル（ドライウェル部）の溶融炉心は安定的に冷却される。

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

なお，事象発生から約●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）

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。

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（添付資料 3.2.1）

態を維持することが可能である。
（添付資料 3.2.6）

14

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

3.重大事故 3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 6 月 20 日版）

東海第二発電所

備考

ｂ．評価項目等

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

原子炉圧力容器の破損直前の原子炉圧力は約●MPa[gage]であり，2.0MPa［gage］以下に低減されている。

れている。
本評価では，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(4)の評価項目につ

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(4)の評価項目についいて，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，「1.2.2.2 有効性を確認て，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，「1.2.2.2 有効性を確認す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「3.3 原子炉圧力容器外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「3.3 原子炉圧力容器外の溶の溶融燃料−冷却材相互作用」及び「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」にて評価項目を

融燃料−冷却材相互作用」及び「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」にて評価項目を満足す

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ることを確認している。また，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

容器の安定状態維持については「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」にて確認している。

の安定状態維持については「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」にて確認している。

なお，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目につ

なお，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目については「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）」において，選定さいては，「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

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，溶融炉心がペデスタル（ドラ下部に落下した場合については，本評価において，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目

イウェル部）に落下した場合については，本評価において，「1.2.2.2 有効性を確認するためのの設定」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。

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，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(3)の評価項目について

ここで，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(3)の評価項目については，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

格納容器が健全であるため，格納容器から原子炉建屋への放射性物質の漏えい量は制限され，まい量は制限され，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

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，

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

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

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

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●×10−３TBq（7 日間）となり， ・事象進展の違い

2.5TBq（7 日間）となり，100TBq を下回る。

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。

事象発生から 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●TBq(30 日間)及び約●TBq（100 日間）であり，100TBq を下回る。
（添付資料 3.5.1，3.2.4，3.2.5）（添付資料 3.5.1，3.2.2，3.2.3）
3.2.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，
評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するものとする。

3.2.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評
価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するものとする。

格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」では，設計基準事故対処設

格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」では，設計基準事故対処設備に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

よる原子炉注水機能（非常用炉心冷却系及び原子炉隔離冷却系）のみならず，重大事故等対処設備に水機能を含む全ての原子炉注水機能が喪失して炉心損傷に至り，原子炉圧力容器が破損する前による原子炉注水機能を含む全ての原子炉注水機能が喪失して炉心損傷に至り，原子炉圧力容器が破損

手動操作により原子炉減圧を行うことが特徴である。

する前に手動操作により原子炉減圧を行うことが特徴である。

また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象発生から 12 時間程度までの短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，原子炉急速減圧操作及また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象発生から 12 時間程度までの短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，原子炉急速減圧操作及び代替 ・東海第二ではＲＰＶ破損前か

15

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

3.重大事故 3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 6 月 20 日版）
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操作（原子炉圧力容器破損前

東海第二発電所
循環冷却系ポンプを用いた代替循環冷却系による格納容器除熱操作とする。

本評価事故シーケンスの有効性評価における不確かさとしては，リロケーション（炉心溶融開本評価事故シーケンスの有効性評価における不確かさとしては，リロケーション（炉心溶融開始後始後の溶融炉心の移動）が挙げられる。これに対しては，原子炉水位を監視し，原子炉水位が有の溶融炉心の移動）が挙げられる。これに対しては，原子炉水位を監視し，原子炉水位が燃料有効長

効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に達した時点で原子炉急速減圧を行うといっ

底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達した時点で原子炉急速減圧を行うといった，徴候を捉えた，徴候を捉えた対応を図ることによって，炉心下部プレナムへの溶融炉心移行が発生する前にた対応を図ることによって，炉心下部プレナムへの溶融炉心移行が発生する前に速やかに速やかに 2.0MPa[gage]を十分下回る圧力まで原子炉を減圧可能であることを確認している。

2.0MPa[gage]を十分下回る圧力まで原子炉を減圧可能であることを確認している。

冷却系による格納容器除熱を実施する。
・運用の違い(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 解析コード及び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 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

解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。

のとおりである。

ａ．運転員等操作時間に与える影響

ら格納容器圧力及び雰囲気
温度緩和のための代替循環の原子炉格納容器冷却）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

備考

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

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

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，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

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，最初に実スでは，重大事故等対処設備を含む全ての原子炉への注水機能が喪失することで原子炉圧力容器

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

有効長の 20％上の位置に到達した時点の原子炉減圧操作であり，また，燃料被覆管温度及び原はないことから，
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℃

子炉圧力容器下鏡部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

操作時間に与える影響はない。

・運用の違い

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

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

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

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，運転有効長の 20％上の位置に到達する時間が早まる可能性があるが，数分程度の差違であることか ・運用の違い

員等操作時間に与える影響は小さい。

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

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

16

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

3.重大事故 3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 6 月 20 日版）

東海第二発電所

備考て，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

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 ・運用の違い

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。

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。
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

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

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

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

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。

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

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

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

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

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さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達を操ある操作としては，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

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。

・運用の違いイ冷却系（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

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

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

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 ・運用の違い

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，運転ンスでは，原子炉圧力容器破損を操作開始の起点としている操作として常設低圧代替注水ポンプ員等操作時間に与える影響はない。

を用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作があるが，原子炉圧力容（添付資料 3.2.4）

器破損（事象発生から約 4.5 時間後）に対して早まる時間はわずかであり，また，原子炉圧力容
器下鏡部温度が 300℃に到達したこと等をもって破損兆候を検知し，原子炉圧力容器の破損判断
パラメータである格納容器下部水温計の指示を継続監視することで，迅速に原子炉圧力容器破損の判断を可能であることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
（添付資料 3.2.7）

ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形の不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17赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

3.重大事故 3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 6 月 20 日版）

東海第二発電所

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

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

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は，原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20%上の位置に到達した時点での運転員等操作による原子炉急速減圧によって速やかに原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に低減し，原子炉圧力

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，原子炉圧容器破損時の原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に維持しているため，運転員等操作時間に与える影

力容器破損時の原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に維持しているため，運転員等操作時間に与え

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。

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。

備考

・運用の違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

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

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

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り，原子炉急速減

有効長の 20％上の位置に到達する時間が早まる可能性があるが，数分程度の差異であり，原子 ・運用の違い

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

炉急速減圧操作後に原子炉圧力は速やかに低下することから，評価項目となるパラメータに与え小さい。

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

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，炉心ノード崩のパラメータを低下させた感度解析により炉心溶融時間に与える影響は小さいことを確認してい壊のパラメータを低下させた感度解析より炉心溶融時間に与える影響は小さいことを確認してる。本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器が破損する前に，十分な時間余裕をもって手動いる。本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器破損が発生する前に，十分な時間余裕をもっ減圧により原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に維持していることから，評価項目となるパラメータて手動減圧により原子炉圧力を 2.0MP[gage]以下に維持していることから，評価項目となるパラに与える影響はない。

メータに与える影響はない。

炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内 FCI（溶融炉心細粒化）及び原子炉圧

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

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

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前に，十分な時間余裕をもって手動ている。本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器破損が発生する前に，十分な時間余裕をも減圧により原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に維持していることから，評価項目となるパラメータって手動減圧により原子炉圧力を 2.0MP[gage]以下に維持していることから，評価項目となるパ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

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

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

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

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。

さいことを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

炉心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

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

ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）に対する感度解析により最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損が早まることを確認しているが，原子炉圧力容器破損

みを低下させた場合に原子炉圧力容器破損が早まることを確認しているが，原子炉圧力容器破損（事象発生から約 7 時間後）に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（事象発生から約 4.5 時間後）に対して早まる時間はわずかであることから，評価項目となるパメータに与える影響は小さい。

ラメータに与える影響は小さい。

18

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

3.重大事故 3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 6 月 20 日版）

東海第二発電所

備考（添付資料 3.2.7）（添付資料 3.2.4）(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

ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件

ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 3.2.2 表に示すとおりであ

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

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。

示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対して最確条件は平均的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 ・炉心設計の違い

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／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る崩壊熱よりもおおむね小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和されるが，操作手順（原子炉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（原展は緩和されるが，操作手順（崩壊熱除去機能の喪失に伴い代替循環冷却系ポンプを用いた代

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

替循環冷却系による格納容器除熱を実施すること）に変わりはないことから，運転員等操作時

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。

操作時間に与える影響は小さい。

・設備，運用の違い（添付資料 3.2.7）（添付資料 3.2.4）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対して最確条件は平均的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

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／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る崩壊熱よりもおおむね小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，原子炉急速減圧操作の開始が遅くなるが，原子炉圧力容器破損も遅くなり，原子炉緩和され，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。

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

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。

となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料 3.2.7）（添付資料 3.2.4）
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

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

19

・炉心設計の違い

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）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

3.重大事故 3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 6 月 20 日版）

東海第二発電所

備考

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

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

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ラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。

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(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操作条件の原子炉急速減圧操作は，解析上の操作時間として原子炉水位が燃料有効長底部から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。

ら燃料有効長の 20％上の位置に到達時（事象発生から約●分後）を設定している。運転員等 ・運用の違い

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

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，原子炉急速減に到達するまでには事象発生から約●分の時間余裕があり，また，原子炉急速減圧操作は原子

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

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

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

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

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，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。

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（原子炉圧操作条件の代替循環冷却系ポンプを用いた代替循環冷却系による格納容器除熱操作は，解析

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

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

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，代替循環冷却系ポンプを用いた代替循環冷却系運転は事象発生 90 分後に開始する響として，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える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。また，本操作の操作開

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

始時間は，緊急用海水ポンプを用いた緊急用海水系の準備期間を考慮して設定したものであ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

り，緊急用海水ポンプを用いた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）

早まる可能性があり，代替循環冷却系ポンプを用いた代替循環冷却系の運転開始時間も早まる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，ことから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。

・運用の違い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（添付資料 3.2.7）

い。
（添付資料 3.2.4）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の原子炉急速減圧操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始

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

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。

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（原子炉圧操作条件の代替循環冷却系ポンプを用いた代替循環冷却系による格納容器除熱操作は，運転

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

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

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があり，格納容器圧力及び温度を早期に低下させる可能性があることから，評価項目となるパは小さい。

ラメータに対する余裕は大きくなる。
（添付資料 3.2.7）（添付資料 3.2.4）

20・設備の違い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）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

3.重大事故 3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 6 月 20 日版）

東海第二発電所

備考(3) 操作時間余裕の把握(3) 操作時間余裕の把握
操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，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。

操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。

操作条件の原子炉急速減圧操作については，原子炉圧力容器破損までに完了する必要がある

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，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

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，とから，時間余裕がある。

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（原子炉圧操作条件の代替循環冷却系ポンプを用いた代替循環冷却系による格納容器除熱操作については， ・運用の違い

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

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の時間は事象発生から約 4.5 時間であり，約 3 時間以上の余裕があることから，時間余裕がある。
（添付資料 3.2.7）

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。
（添付資料 3.2.4）(4) まとめ(4) まとめ

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

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，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

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，

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

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

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。

の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

3.2.4 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 号及び 7 号炉

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」における必要な初動対応要員

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，「3.2.1(3) 格納容器破損

は，「3.1.2.1 格納容器破損防止対策」と同様 18 名である。このため，「6.2

重大事故等対策時に防止対策」に示すとおり 28 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

必要な要員の評価結果」で示す運転員及び災害対策要員の 39 名で対処可能である。また，必要な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。

招集要員は 2 名であり，発電所構外から 2 時間以内に招集可能な要員の 71 名で対処可能である。

・体制の違い・東海第二では，事象初期に参また，事象発生 10 時間以降に必要な参集要員は 26 名であり，発電所構外から 10 時間以内に参集要員に期待する操作はな

集可能な要員の 106 名で確保可能である。

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(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，燃料料及び電源は，「6.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価している。その結果を以下に示す。

及び電源は，「6.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価している。その結果を以下に示す。

ａ．水源

ａ．水源

低圧代替注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水及び代替格納容器スプレイ冷却

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 の及び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

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。

ウェル部）への注水は，7 日間の対応を考慮すると，合計約●m３の水が必要となる。水源として，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 の水を保有してい代替淡水貯槽に約 4,300m３，北側淡水池に約 2,500m３及び高所淡水池に約 2,500m３を保有してい21

・設備，運用の違い

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）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

3.重大事故 3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 6 月 20 日版）

東海第二発電所

備考る。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。まる。これにより，必要な水源は確保可能である。なお，北側淡水池又は高所淡水池からの補給をた，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）により復水貯考慮しない場合でも代替淡水貯槽の水源により 7 日間の注水継続が可能である。
（添付資料 3.2.8）

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。
（添付資料 3.2.5）

ｂ．燃料
常設代替交流電源装置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，7ｂ．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）による復水日間の運転継続に約 352.8kL の軽油が必要となる。軽油貯蔵タンクに約 800kL の軽油を保有して ・東海第二では全交流動力電源いることから，常設代替交流電源装置による電源供給について，7 日間の継続が可能である。

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）の可搬型代替注水大型ポンプによる代替淡水貯槽への給水については，事象発生からの運転を想運転を想定すると，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

定すると，7 日間の運転継続に約 36.6kL の軽油が必要となる。
可搬型設備用軽油タンクに約 210kL

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の軽油を保有していることから，可搬型代替注水大型ポンプによる給水について，7 日間の継続

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が可能である。

の喪失を仮定車を運転した場合，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（添付資料 3.2.9）

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 1020kL）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。
（添付資料 3.2.6）

ｃ．電源
常設代替交流電源装置の電源負荷については，重大事故等対策時に必要な負荷として約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

2,339kW 必要となるが，常設代替交流電源装置の連続運転許容負荷容量は 5,520kW であり，必要・東海第二では全交流動力電源

負荷に対しての電源供給が可能である。
（添付資料 3.2.10）

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。

3.2.5 結論
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」では，運転時の異常な過渡変化

3.2.5 結論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

22の喪失を仮定赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
青字：記載箇所又は記載内容の相違（記載方針の相違）
緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
黄色ハッチ：ヒアリングコメント対応

3.重大事故 3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 6 月 20 日版）

東海第二発電所

備考

格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」では，運転時の異常な過渡のため，原子炉圧力容器が高い圧力の状況で損傷し，溶融炉心，水蒸気及び水素が急速に放出され，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格納容器に熱的・機械的な負荷が発生して格納容器破損に至ることが特徴である。格納容器破損モーする。このため，原子炉圧力容器が高い圧力の状況で損傷し，溶融炉心，水蒸気及び水素ガスがド「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に対する格納容器破損防止対策としては，逃がし安急速に放出され，原子炉格納容器に熱的・機械的な負荷が発生して原子炉格納容器の破損に至る

全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧手段を整備している。

ことが特徴である。格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に対する
格納容器破損防止対策としては，逃がし安全弁による原子炉減圧手段を整備している。
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の評価事故シーケンス「過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗（＋DCH 発生）」について，

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」の評価事故シーケンス「過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋手動減圧失敗＋炉心損傷後の手動減圧失敗＋ＤＣＨ」について，有効性評価を行った。
上記の場合においても，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動開操作による原子炉減圧により，原
子炉圧力容器破損時の原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に低減することが可能である。また，安定状

有効性評価を行った。
上記の場合においても，逃がし安全弁の手動開操作による原子炉減圧により，原子炉圧力容器

態を維持できる。
（添付資料 3.5.1）

破損時の原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に低減することが可能である。また，安定状態を維持で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きる。
（添付資料 3.5.1）
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，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策は，選価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，
操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び災害対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源については，外部支援を考慮しないとしても，7 日間以上の供給が可能である。
以上のことから，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動開操作による原子炉減圧の格納容器破損防止対策は，選定した評価事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に対して有効である。

定した評価事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に対して有効である。

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