H29.6.23 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 崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合） 比較表

資料番号：PS-5-4-1 改0

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
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

TW（（取水機能喪失）崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）） 比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）
2.4 崩壊熱除去機能喪失

東

二

備

考

2.4 崩壊熱除去機能喪失
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」は，崩壊熱除去機能の喪失に至る要因により「取水機能が喪失した場合」又は「残留熱除去系が故障した場合」に分類される。

2.4.1 取水機能が喪失した場合

2.4.1 取水機能が喪失した場合

2.4.1.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策

2.4.1.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策(1)事故シーケンスグループ内の事故シーケンス(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」に含まれる事故シーケンスは，「1.2 評価対象の

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」に含まれる事故シーケンスとしては，「1.2 評

整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「過渡事象＋崩壊熱除去失敗」，②「過渡事象＋SRV 再

価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，①「過渡事象＋ＲＨＲ失敗」，②「過渡事象

閉失敗＋崩壊熱除去失敗」，③「通常停止＋崩壊熱除去失敗」，④「通常停止＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗」，③「手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋ＲＨ

除去失敗」，⑤「サポート系喪失＋崩壊熱除去失敗」，⑥「サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除Ｒ失敗」，④「手動停止／サポート系喪失（手動停止）＋逃がし安全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗」，

去失敗」，⑦「小破断 LOCA＋崩壊熱除去失敗」，⑧「中破断 LOCA＋RHR 失敗」及び⑨「大破断 LOCA＋⑤「サポート系喪失（自動停止）＋ＲＨＲ失敗」，⑥「サポート系喪失（自動停止）＋逃がし安RHR 失敗」である。

全弁再閉鎖失敗＋ＲＨＲ失敗」，⑦「中小破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗」及び⑧「大破断ＬＯＣＡ＋ＲＨＲ失敗」である。

(2)事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失(取水機能が喪失した場合）」では，運転時の異常な事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）」は，運転時の異過渡変化又は設計基準事故（LOCA を除く）の発生後，炉心冷却には成功するが，取水機能の喪失に常な過渡変化又は設計基準事故の発生後，高圧注水機能等により炉心冷却には成功するが，取水より崩壊熱除去機能が喪失することを想定する。このため，原子炉冷却材温度の上昇により発生する機能の喪失により崩壊熱除去機能が喪失することを想定する。このため，炉心の崩壊熱により発蒸気が原子炉格納容器に放出され，格納容器圧力が上昇することから，緩和措置がとられない場合に生した蒸気が逃がし安全弁を介して格納容器に流入し格納容器圧力が上昇することで，緩和措置

は，炉心損傷より先に原子炉格納容器が破損する。これに伴って炉心冷却機能を喪失する場合には，が取られない場合には，炉心損傷より先に格納容器破損に至る。これに伴い炉心冷却機能を喪失

原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至る。また，取水機能の喪失を想定することから，する場合には，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至る。

・東海第二では，事象進展の観併せて非常用ディーゼル発電機も機能喪失する。ここで，対応がより厳しい事故シーケンスとする観点で厳しい外部電源ありと点から，外部電源の喪失を設定し，全交流動力電源喪失が生じるものとした。

した上で，運転員等操作にお本事故シーケンスグループは，取水機能を喪失したことによって最終的に炉心損傷に至る事故シー

本事故シーケンスグループのうち取水機能が喪失した場合については，取水機能の喪失により

いては外部電源なしを考慮

ケンスグループである。このため，重大事故等対策の有効性評価には，取水機能に対する重大事故等

崩壊熱除去機能が失われることによって最終的に炉心損傷に至る事故シーケンスグループであしているため，実態として相対処設備に期待することが考えられる。

る。このため，重大事故等対策の有効性評価には，取水機能に対する重大事故等対処設備に期待違点はない（①）

することが考えられる。
したがって，本事故シーケンスグループでは，原子炉隔離時冷却系による原子炉注水によって原子以上により，本事故シーケンスグループのうち取水機能が喪失した場合については，原子炉注 ・ここでは安全機能に着目した

炉水位を適切に維持しつつ，常設代替交流電源設備による給電及び低圧代替注水系（常設）による原

水機能を用いて原子炉へ注水することにより炉心損傷の防止を図る。また，代替の海水取水機能

子炉注水の準備が完了したところで，逃がし安全弁の手動開操作により原子炉を減圧し，減圧後に低を用いて最終的な熱の逃がし場へ熱の輸送を行うことによって除熱を行い格納容器破損の防止 ・東海第二では，代替格納容器

圧代替注水系（常設）により炉心を冷却することによって炉心損傷の防止を図る。また，代替格納容を図る。

表現としている。
スプレイ冷却系による格納器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原容器冷却及び代替原子炉補

子炉格納容器除熱を実施する。

機冷却系を用いた残留熱除去系による格納容器除熱ではなく，緊急用海水系を用いた残留熱除去系による格納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

TW（（取水機能喪失）崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）） 比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）(3)炉心損傷防止対策

東二(3) 炉心損傷防止対策

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失(取水機能が喪失した場合）」における機能喪失に対事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」のうち取水機能が喪失した場合において，炉して，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，初期の対策として原心が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，初期の対策として原子炉

子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（常設）及び逃がし安全弁による原子炉注水手段を整備する。ま

隔離時冷却系，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）及び逃がし安全弁（自た，原子炉格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として代替格納容器スプレイ冷動減圧機能）による原子炉注水手段を整備する。また，格納容器の健全性を維持するため，安定却系による原子炉格納容器冷却手段，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉格納状態に向けた対策として緊急用海水系を用いた残留熱除去系による格納容器除熱手段を整備す

容器除熱手段を整備する。これらの対策の概略系統図を図 2.4.1.1 から図 2.4.1.4 に，手順の概要

る。対策の概略系統図を第 2.4.1-1 図に，対応手順の概要を第 2.4.1-2 図に，対策の概要を以下を図 2.4.1.5 に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策におけるに示す。また，重大事故対策の手順と設備との関係を第 2.4.1-1 表に示す。

備考

容器除熱を重大事故等対策としている。（②）

設備と操作手順の関係を表 2.4.1.1 に示す。
本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，事象発生 10 時間までの 6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 30 名である。その内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員は，当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2 名，運転操作対応を行う運転員 12 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は 5 名，緊急時対策要員（現場）は 10 名であ

本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，必要な要員は初動対応要員

・必要要員数の相違

8 名である。
初動対応要員の内訳は，発電長 1 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 名である。
必要な要員と作業項目について第 2.4.1-3 図に示す。

る。
また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員は，代替原子炉補機冷却系作業を行うための参集

・東海第二では常設の重大事故

要員 26 名である。必要な要員と作業項目について図 2.4.1.6 に示す。
なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を重要事故シーケンスと比等対処設備の海水取水設備
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に期待するため，可搬型設備

較し，必要な要員数を確認した結果，30 名で対処可能である。

と比較し必要な要員数を確認した結果，初動対応要員 8 名で対処可能である。

の準備等を実施する要員は

a. 全交流動力電源喪失及び原子炉スクラム確認

ａ．原子炉スクラムの確認不要（③）

外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機が機能喪失する。これにより，所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となり，全交流動力電源喪失に至る。全交流動力電源喪失の発生により原子炉がスクラムしたことを確認する。

運転時の異常な過渡変化又は設計基準事故が発生して原子炉がスクラムしたことを確認する。
原子炉スクラムの確認に必要な計装設備は，平均出力領域計装等である。

原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等である。
b. 原子炉隔離時冷却系による原子炉注水
原子炉スクラム後，原子炉水位は低下するが，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉注水を開始することにより，原子炉水位が回復する。

ｂ．原子炉隔離時冷却系の自動起動の確認
原子炉水位が原子炉水位異常低下（レベル２）設定点に到達した時点で原子炉隔離時冷却系が自動起動したことを確認する。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。

原子炉隔離時冷却系による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び原子炉
隔離時冷却系系統流量等である。

原子炉隔離時冷却系の自動起動の確認に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域，燃料域），
原子炉隔離時冷却系系統流量等である。
ｃ．原子炉水位の調整操作（原子炉隔離時冷却系）

原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル 2）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。

原子炉隔離時冷却系の起動により原子炉水位が回復することを確認する。また，原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定
点の間で維持する。
原子炉水位の調整操作（原子炉隔離時冷却系）に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域，燃料域）等である。

2

・同上（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

TW（（取水機能喪失）崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）） 比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東

二

備

考

c. 早期の電源回復不能判断及び対応準備
中央制御室からの操作により外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動ができず，非常用高・同上（①）

圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不能と判断する。これにより，常設代
替交流電源設備，代替原子炉補機冷却系，低圧代替注水系（常設）の準備を開始する。
ｄ．取水機能喪失の確認
サプレッション・プール水温度が 32℃に到達したことを確認し，中央制御室からの遠隔操作 ・東海第二では取水機能喪失のにより残留熱除去系によるサプレッション・プール冷却操作を試みるが，残留熱除去系海水系確認のため，残留熱除系海水の起動に失敗したことを確認し，取水機能喪失を確認する。

系の起動操作を実施するた取水機能喪失の確認に必要な計装設備は，残留熱除去系海水系系統流量等である。

め記載

外部電源が喪失している場合，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。
ｅ．残留熱除去系海水系の回復操作対応可能な要員にて残留熱除去系海水系の回復操作を実施する。
ｆ．常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動準備操作
取水機能喪失の確認後，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

・東海第二では解析上考慮しない操作でも必ず実施する操作は記載する方針（コメント対応）た低圧代替注水系（常設）を起動する。
常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動準備操作に必要な計装設
備は，常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力である。
d. 逃がし安全弁による原子炉急速減圧
常設代替交流電源設備による交流電源供給を確認後，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の準備として，中央制御室からの遠隔操作により復水移送ポンプ 2 台を手動起動する。また，原子炉注

ｇ．逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作
サプレッション・プール水温度が 65℃に到達したことを確認し，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁（自動減圧機能）7 弁を手動開放し，原子炉減圧を実施する。

水に必要な電動弁（残留熱除去系注入弁及び残留熱除去系洗浄水弁）が開動作可能であることを確認する。

逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作に必要な計装設備は，原子炉圧力等である。
ｈ．原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（常設））

原子炉隔離時冷却系による原子炉注水停止を確認し，サプレッション・チェンバ・プール水熱容量

原子炉圧力が常設低圧代替注水系ポンプの吐出圧力を下回ると，原子炉注水が開始されるこ

温度制限により，中央制御室からの遠隔操作によって逃がし安全弁 2 個を手動開操作し原子炉を急速とで原子炉水位が回復することを確認する。原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低減圧する。

（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持する。また，原子炉圧力

原子炉急速減圧を確認するために必要な計測設備は，原子炉圧力である。

の低下により原子炉隔離時冷却系が停止したことを確認する。
原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（常設））に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域，燃料域）等である。

e. 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水逃がし安全弁による原子炉急速減圧により，原子炉圧力が低圧代替注水系（常設）の系統圧力を下回ると，原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復する。
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び復3・記載箇所の違い

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

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東

二

備

考

水補給水系流量（原子炉圧力容器）等である。
原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。
ｉ．緊急用海水系を用いた海水通水操作
取水機能喪失の確認後，中央制御室からの遠隔操作により緊急用海水系を起動する。
緊急用海水系を用いた海水通水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）等である。
ｊ．緊急用海水系を用いた残留熱除去系による原子炉注水及び格納容器除熱
緊急用海水系の起動後，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系を起動し，格納容器除熱を実施する。また，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）による原子炉注水を停止し，残留熱除去系による原子炉注水に切り換える。
残留熱除去系による原子炉注水及び格納容器除熱に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域），残留熱除去系系統流量，緊急用海水系流量（残留熱除去系熱交換器）等である。
以降は，残留熱除去系 1 系統を用いて原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原・記載箇所の違い

子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持しつつ，原子炉注水の停止期間中に格納容器スプレイを実施し，炉心冷却及び格納容器除熱は残留除去系により継続的に行う。
・東海第二では，格納容器スプ

f. 代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却崩壊熱除去機能を 喪失し てい るた め，格納容器圧力及び温度が上昇する。格納容 器圧力がレ イ 実 施 基 準 で あ る

0.18MPa[gage]に到達した場合又はドライウェル雰囲気温度が 171℃に接近した場合は，中央制御室か279kPa[gage] に到 達 する事らの遠隔操作により代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却を実施する。

象発生 13 時間後までに，外部電源がない場合に実施す

代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却を確認するために必要な計装設備は，格納る常設代替高圧電源装置の容器内圧力及び復水補給水系流量（原子炉格納容器）等である。
代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却時に，原子炉水位が原子炉水位低（レベル

準備も含め，緊急用海水系及

3）まで低下した場合は，中央制御室からの遠隔操作により代替格納容器スプレイ冷却系を停止し，び残留熱除去系の準備が十原子炉注水を実施する。原子炉水位高（レベル 8）まで原子炉水位が回復した後，原子炉注水を停止

分に間に合うため，これらをし，代替格納容器スプレイを再開する。

用いた格納容器除熱に期待

g. 残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運転した評価としている。

代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系の準備が完了後，中央制御室からの遠隔操作によりサプレッション・チェンバ・プール水冷却モード運転を開始する。
サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード運転を確認するために必要な計装設備は，サプレッション・チェンバ・プール水温度等である。
h. 残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水
サプレッション・チェンバ・プール水位が真空破壊装置-1m に到達後，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を停止し，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を開始する。

4

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
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

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東

二

備

考

残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は,原子炉水位及び残留熱除去系系統流量等である。
ｋ．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。
ｌ．可搬型代替注水大型ポンプによる水源補給操作
対応可能な要員にて可搬型代替注水大型ポンプにより淡水貯水池から代替淡水貯槽へ水源補給操作を実施する。
ｍ．タンクローリによる燃料補給操作
対応可能な要員にて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。
原子炉水位回復後は，原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。
原子炉水位高（レベル 8）まで原子炉水位が回復した後，原子炉注水を停止し，サプレッション・チ
ェンバ・プール水冷却モード運転を再開する。
以降，炉心冷却及び原子炉格納容器除熱は，残留熱除去系により継続的に行う。
2.4.1.2 炉心損傷防止対策の有効性評価

2.4.1.2 炉心損傷防止対策の有効性評価(1)有効性評価の方法(1) 有効性評価の方法

本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理

本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「1.2 評価対象の及び評価項目の設定」に示すとおり，過渡事象（原子炉水位の低下の観点で厳しい給水流量の全喪失）

整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過渡事象（原子炉水位の急速な低下に伴い，原子炉スを起因とし，逃がし安全弁再閉失敗を含まず高圧状態が継続される「過渡事象（給水流量の全喪失）

クラム，高圧注水機能の自動起動，主蒸気隔離弁の閉止等が発生するため，事象発生後の状況判＋崩壊熱除去失敗」である。

断における余裕時間の観点で厳しい給水流量の全喪失を選定）を起因事象とし，逃がし安全弁により原子炉圧力が高圧状態に維持される「過渡事象（給水流量の全喪失）＋ＲＨＲ失敗」である。

なお，取水機能を喪失することで，非常用ディーゼル発電機も機能喪失することから，本評価では，
より厳しい条件とする観点から外部電源の喪失も設定し，取水機能喪失に全交流動力電源喪失が重畳

また，運転員等操作においては，取水機能喪失による非常用ディーゼル発電機等の機能喪失及び外部電源喪失についても考慮する。

するものとして，取水機能喪失時の炉心損傷防止対策の有効性を確認する。
本事故シーケンスグループは，ＬＯＣＡを起因事象とする事故シーケンスも含め，高圧炉心ス ・東海第二ではＬＯＣＡ＋ＲＨ
プレイ系に期待できる場合には，炉心冷却に成功する。また，中長期的な格納容器の過圧・過温

Ｒ失敗を過渡＋ＲＨＲ失敗の観点では，崩壊熱が支配要因となりＬＯＣＡも過渡事象も同等となり，崩壊熱除去機能喪失にで代表させている理由を記

対する重大事故等対策にも違いはない。このため，代表性の観点で炉心損傷頻度の高い事故シー載

ケンスを重要事故シーケンスとしている。なお，ＬＯＣＡ時注水機能喪失及び雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）にて，ＬＯＣＡに加えて崩壊熱除去機能が喪失した
場合の重大事故等対策の有効性を確認している。
本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，気液熱非平衡，沸騰遷移，

本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移，燃料被覆管

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，三次元効

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，気液熱非平衡及果，原子炉圧力容器における沸騰・凝縮・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，冷却材放

び三次元効果，原子炉圧力容器における冷却材放出（臨界流・差圧流），沸騰・ボイド率変化，

出（臨界流・差圧流），ＥＣＣＳ注水（給水系・代替注水設備含む）並びに原子炉格納容器における気液分離（水位変化）・対向流及びＥＣＣＳ注水（給水系及び代替注水設備含む）並びに格納容5赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
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

TW（（取水機能喪失）崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）） 比較表
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東

二

格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷却，サ器における格納容器各領域間の流動，気液界面の熱伝達，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，ス

プレッション・プール冷却が重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価することが可能でプレイ冷却及びサプレッション・プール冷却が重要現象となる。よって，これらの現象を適切にある長期間熱水力過渡変化解析コード SAFER，シビアアクシデント総合解析コード MAAP により原子評価することが可能である長期間熱水力過渡変化解析コードＳＡＦＥＲ及びシビアアクシデン

炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温度，格納容器圧力，格納容器温度等の過渡応答を求める。

ト総合解析コードＭＡＡＰにより，原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆管温度，格納容器圧力，備考

格納容器雰囲気温度等の過渡応答を求める。なお，本有効性評価では，ＳＡＦＥＲコードによる ・東海第二では他のシーケンス
燃料被覆管温度の評価結果は，ベストフィット曲線の破裂判断基準に対して十分な余裕があること同様にＣＨＡＳＴＥを使とから，燃料棒やチャンネルボックスの幾何学的配置を考慮した詳細な輻射熱伝達計算を行うこ

用しない理由を記載とで燃料被覆管温度の評価結果がＳＡＦＥＲコードより低くなるＣＨＡＳＴＥコードは使用しない。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故シーケンスにおけまた，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故シーケンスに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

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する。

裕を評価する。

(2)有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を表 2.4.1.2 に示す。また，主要(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する主要な解析条件を第 2.4.1-2 表に示す。また，主要な解析条件

な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。

について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。

ａ．事故条件ａ．事故条件(a)起因事象(a) 起因事象

起因事象として，給水流量の全喪失が発生するものとする。
(b)安全機能の喪失に対する仮定
取水機能の喪失により崩壊熱除去機能が喪失するものとする。
(c)外部電源
外部電源は以下の観点により使用できないものと仮定する。
ａ)事象の進展に対する影響
外部電源がある場合，再循環ポンプは，事象発生と同時にトリップせず，原子炉水位低の信号でトリップするため，外部電源が喪失し，同時に原子炉スクラム及び再循環ポンプが全台トリップする事

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
取水機能の喪失により，崩壊熱除去機能が喪失するものとする。
(c) 外部電源
外部電源はあるものとする。
外部電源がある場合，原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル３）信号にて発生し，再循環ポンプトリップは，原子炉水位異常低下（レベル２）信号にて発生する。このため，原子炉水位の低下の観点で厳しくなる。

象に比べ，原子炉水位の低下が早く，事象初期の炉心冷却という観点では厳しくなる。なお，本評価
では，初期の炉心冠水維持は原子炉隔離時冷却系にて行うこととなるため，その後に低圧代替注水系（常設）による原子炉注水に移行する際の原子炉減圧過程では，崩壊熱は十分減衰しており外部電源の有無の影響は小さい。
ｂ)重大事故等対策に対する影響
本解析においては，取水機能の喪失を仮定しており，原子炉隔離時冷却系を除く非常用炉心冷却系
及び非常用交流電源設備は使用できない。よって，外部電源なしを仮定することにより，常設代替交
流電源設備等の更なる重大事故等対策が必要となることから要員及び資源等の観点で厳しい条件と

6・同上（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

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東

二

備

考

なる。
ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件

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

原子炉スクラムはタービン蒸気加減弁急速閉信号によるものとする。

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。

・同上（①）(b) ＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環ポンプトリップ機能）
ＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環ポンプトリップ機能）は，原子炉水位異常低下（レベル２）信号により再循環ポンプを全台トリップさせるものとする。
(b)原子炉隔離時冷却系(c) 原子炉隔離時冷却系
3

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

原子炉水位異常低下（レベル２）信号により自動起動し，136.7m３／h（原子炉圧力 1.04

・設備設計の違い〜7.86MPa[dif]において）の流量で原子炉へ注水するものとする。原子炉水位が原子炉水位 ・東海第二では解析上の原子炉高（レベル８）設定点まで回復した以降は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点

水位制御範囲と原子炉減圧から原子炉水位高（レベル８）設定点の範囲に維持する。また，原子炉減圧時の低圧代替注時の停止条件を記載

水系（常設）による原子炉水位回復性能を確認する観点で，原子炉減圧操作と同時に注水を停止する。
※：MPa[dif]…原子炉圧力容器と水源との差圧（以下同様）(d)低圧代替注水系（常設）(d) 低圧代替注水系（常設）3

原子炉減圧後に，最大 300m /h にて原子炉注水し，その後は炉心を冠水維持するように注水する。

常設低圧代替注水系ポンプを 2 台使用するものとし，原子炉注水のみを実施する場合は， ・設備設計及び運用の違い

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

炉心冷却を厳しく評価する観点で機器設計上の最小要求値である最小流量特性（注水流量：

用いて弁の切替えにて実施する。

0〜378m３／h，注水圧力：0〜2.38MPa[dif] ※）にて注水するものとする。また，原子炉水位 ・東海第二では解析上の原子炉が原子炉水位高（レベル８）設定点まで回復した以降は，原子炉水位を原子炉水位低（レベ

水位制御範囲の条件を記載

ル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の範囲に維持する。残留熱除去系の準備完了後，原子炉水位高（レベル８）設定点到達で常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代
替注水系（常設）による原子炉注水を停止する。
(h)残留熱除去系（低圧注水モード）
残留熱除去系（低圧注水モード）は，サプレッション・チェンバ・プール水位が真空破壊装置‐1m(e) 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 ・設備設計の違いに到達した時点で手動起動し，954m3/h（0.27MPa[dif]において）の流量で注水するものとする。

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）7 弁を使用するもの(c)逃がし安全弁とし，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。

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。

(f) 残留熱除去系（低圧注水系）
残留熱除去系（低圧注水系）ポンプは 1 台使用するものとし，非常用母線の受電が完了し
３

・ 東海第二では，原子炉圧力制御時に逃がし安全弁（逃た後に手動起動し，0〜1,676m ／h（0〜1.55MPa[dif]において）の流量で原子炉へ注水するがし弁機能）に駆動用窒素ものとする。

を供給する不活性ガス系を

なお，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定

SA 設備と位 置付け ないた

点の間で維持しつつ，原子炉注水の停止期間中に格納容器スプレイを実施するものとする。

め，バネ駆動の安全弁機能

7

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
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）
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東

二

備

考

に期待している。ただし，原子炉減圧時の逃がし安全
弁駆動に必要な窒素は SA 設
備である高圧窒素ガス供給
系（非常用）より供給され(e)代替格納容器スプレイ冷却系る。
3

・同上（②）

格納容器圧力及び温度抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，140m /h にて原子炉格納容器内にスプレイする。なお，代替格納容器スプレイは，原子炉注水と同じ復水移送ポンプを用いて弁の切替えにて実施する。
(g)残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）
伝熱容量は，熱交換器 1 基あたり約 8MW（サプレッション・チェンバのプール水温 52℃，海水温度
30℃において）とする。

(g) 残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）
残留熱除去系（低圧注水系）による原子炉注水を停止している期間に 1.9×10３t／h の流量で格納容器へスプレイするものとし、そのうち 95％をドライウェルへ，5％をサプレッション・チェンバへ分配するものとする。

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

ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。

(g) 緊急用海水系
伝熱容量は，約 24MW（サプレッション・プール水温度 100℃，海水温度 32℃において）と ・設備設計の違いする。

ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。

(a) 交流電源は，事象発生 70 分後に常設代替交流電源設備によって交流電源の供給を開始する。

・東海第二では，原子炉減圧操(b) 低圧代替注水系（常設）起動操作は，事象発生から 70 分後の常設代替交流電源設備からの給電作の実施は基準に到達するの直後に開始する。なお，サプレッション・チェンバ・プールの水位が真空破壊装置-1m に到達した

事象発生の約 2 時間までに場合，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を停止する。

常設代替高圧電源装置及び低圧代替注水系の準備が完了していればよく，また余裕
時間も十分あることから操作条件として記載していな
い（④）(c) 逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，事象発生約 3 時間後に開始する。

(a) 逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作（常設低圧代替注水系ポンプを用い ・東海第二では，運転手順に従た低圧代替注水系（常設）による原子炉注水）は，運転手順に基づきサプレッション・プ

い原子炉減圧操作の操作条

ール水温度が 65℃に到達した時点で実施する。

件を設定（⑤）・同上（②）(d) 代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却は，原子炉水位高（レベル 8）に到達した場合に開始する。なお，格納容器スプレイは，事象発生から約 25 時間後に停止する。
(e) 代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系によるサプレッション・チェンバ・プール水冷却モ(b) 緊急用海水系を用いた残留熱除去系による原子炉注水及び格納容器除熱は，サプレッショ ・同上（②）

8赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
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

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東

二

ード運転は，事象発生 20 時間後に開始する。

ン・チェンバ圧力が 279kPa［gage］に到達した時点で実施する。また，残留熱除去系によ(f) 代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水は,サプレッる格納容器除熱の開始後に，原子炉水位が原子炉水位高（レベル８）設定点に到達した時

ション・チェンバ・プール水位が真空破壊装置-1m に到達後に開始する。

点で常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を停止

備

考

する。
(3)有効性評価の結果(3) 有効性評価の結果

本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内及びシュラウド内外）※，

本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内外水位）※，注水流量，

注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量，原子炉圧力容器内の保有水量の推移を図 2.4.1.7 から図逃がし安全弁からの蒸気流量及び原子炉圧力容器内の保有水量の推移を第 2.4.1-4 図から第2.4.1.12 に，燃料被覆管温度，燃料被覆管の最高温度発生位置における熱伝達係数，燃料被覆管の最2.4.1-8 図に，燃料被覆管温度，燃料被覆管最高温度発生位置における熱伝達係数，燃料被覆管

高温度発生位置におけるボイド率，平均出力燃料集合体のボイド率，炉心下部プレナム部のボイド率

最高温度発生位置におけるボイド率，高出力燃料集合体のボイド率，炉心下部プレナムのボイドの推移及び燃料被覆管に破裂が発生する時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の関率の推移及び燃料被覆管破裂が発生した時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力係を図 2.4.1.13 から図 2.4.1.18 に，格納容器圧力，格納容器温度，サプレッション・チェンバ・プ

の関係を第 2.4.1-9 図から第 2.4.1-14 図に，格納容器圧力，格納容器雰囲気温度，サプレッシ

ール水位及び水温の推移を図 2.4.1.19 から図 2.4.1.22 に示す。

ョン・プール水位及びサプレッション・プール水温度の推移を第 2.4.1-15 図から第 2.4.1-18 図に示す。
※：炉心冷却の観点ではシュラウド内水位に着目し，運転員操作の観点ではシュラウド外水位・記載箇所の違いに着目するためシュラウド内外水位を合わせて示している。なお，シュラウド内は炉心部で発生するボイドを含む二相水位であることから，原子炉水位が低下する過程ではシュラ
ウド外水位と比較して高めの水位を示す。

a. 事象進展

ａ．事象進展取水機能喪失に伴う全交流動力電源喪失後，タービン蒸気加減弁急速閉信号が発生して原子炉がス

給水流量の全喪失が発生することで原子炉水位は低下し，原子炉水位低（レベル３）信号にクラムし，また，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系が自動起動して原子炉水位は維持

より，原子炉はスクラムする。その後原子炉水位が原子炉水位異常低下（レベル２）設定点まされる。再循環ポンプについては，外部電源喪失により，事象発生とともに 10 台全てがトリップすで低下すると，主蒸気隔離弁の閉止及び再循環ポンプトリップが発生するとともに，原子炉隔 ・同上（①）

る。

離時冷却系が自動起動することで，炉心の冠水が維持される。

・同上（①）

事象発生から 70 分経過した時点で，常設代替交流電源設備による交流電源の供給を開始し，その中央制御室からの遠隔操作により低圧代替注水系（常設）を起動し，事象発生の約 2 時間後・同上（①）

後，原子炉急速減圧及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始する。原子炉急速減圧は，にサプレッション・プール水温度がサプレッション・プール熱容量制限に到達した時点で，逃・同上（⑤）

中央制御室からの遠隔操作によって逃がし安全弁 2 個を手動開することで実施する。

がし安全弁（自動減圧機能）7 弁による原子炉減圧を実施する。逃がし安全弁（自動減圧機能）

原子炉急速減圧を開始すると，原子炉冷却材の流出により原子炉水位が低下し，有効燃料棒頂部を開放による蒸気流出によって原子炉水位が低下するが，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低下回るが，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水が開始されると原子炉水位が回復し，炉心は再圧代替注水系（常設）による原子炉注水が開始されることで原子炉水位は回復し，炉心の冠水 ・東海第二は燃料有効長頂部を冠水する。

は維持される。なお，原子炉隔離時冷却系は，原子炉減圧と同時に停止する想定とする。

下回らない

燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率は，原子炉減圧により，原子炉水位が低下し，炉心が露出することから上昇する。その結果，燃料被覆管は核沸騰冷却から蒸気冷却となり熱伝達係数は低下する。その後，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水が行われ，炉心が再冠水すると燃料被覆管温度は低下することから，ボイド率は低下し，熱伝達係数は上昇する。
平均出力燃料集合体及び炉心下部プレナム部のボイド率については，上記に伴い変化する。

高出力燃料集合体及び炉心下部プレナムのボイド率については，原子炉減圧により増加す ・東海第二では燃料有効長頂部9赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
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）
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東

二

備

考

を下回らない解析結果となる。
また，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する蒸気が原子

また，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で発生する蒸気が逃がし安全っており，ＰＣＴは初期温度

炉格納容器内に流入することで，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇する。そのため代替格納容器ス弁を介して格納容器内に流入することで，格納容器圧力及び雰囲気温度は徐々に上昇する。この高い高出力燃料集合体にプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却及び事象発生から 20 時間経過した時点での代替原子炉補機のため，事象発生の約 13 時間後にサプレッション・チェンバ圧力が 279kPa[gage]に到達したて発生していることから，高冷却系を介した残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を行う。

時点で，緊急用海水系を用いた残留熱除去系（格納容器スプレイ冷却系）による格納容器除熱出燃料集合体のボイド率をを開始することにより，格納容器圧力及び雰囲気温度は安定又は低下傾向となる。

記載※炉心露出から再冠水の過程を示すという観点で，シュラウド内側の水位を示した。シュラウド内側は，炉心部から発生するボイドを含んだ二相水位を示しているため，シュラウド外側の水位より，見かけ上高めの水位となる。一方，非常用炉心冷却系の自動起動信号となる原子炉水位計（広帯域）の水位及び運転員が炉心冠水状態において主に確認する原子炉水位計（広帯域・狭帯域）の水位は，シュラウド外側の水位であることから，シュラウド内外の水位を合わせて示した。なお，水位が有効燃料棒頂部付近となった場合には，原子炉水位計（燃料域）にて監視する。6 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラ
ウド内を，7 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド外を計測している。

ｂ．評価項目等

b. 評価項目等
燃料被覆管の最高温度は，図 2.4.1.13 に示すとおり，原子炉水位が回復するまでの間に炉心の上燃料被覆管の最高温度は第 2.4.1-9 図に示すとおり，炉心の冠水が維持され，初期値（約部が一時的に露出するため燃料被覆管の温度が上昇し，約 427℃に到達するが，1,200℃以下となる。

309℃）以下にとどまることから，評価項目である 1,200℃を下回る。また，燃料被覆管の酸化燃料被覆管の最高温度は，平均出力燃料集合体にて発生している。また，燃料被覆管の酸化量は酸化

量は，酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1％以下であり，評価項目である 15％を下反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1%以下であり，15%以下となる。

回る。

原子炉圧力は，図 2.4.1.7 に示すとおり，逃がし安全弁の作動により，約 7.52MPa[gage]以下に抑原子炉圧力は第 2.4.1-4 図に示すとおり，逃がし安全弁（安全弁機能）の作動により，約えられる。原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との7.79MPa[gage]以下に維持される。このため，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力は，差 （ 高 々 約 0.3MPa ） を 考 慮 し て も ， 約 7.82MPa[gage] 以 下 で あ り ， 最 高 使 用 圧 力 の 1.2 倍

原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（0.3MPa 程度）を考慮しても，約 8.09[gage]以（10.34MPa[gage]）を十分下回る。

下であり，評価項目である最高使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を下回る。

また，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する蒸気が原子

また，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する蒸気

炉格納容器内に流入することによって，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇するが，代替格納容器ス

が格納容器内に流入することにより，格納容器圧力及び雰囲気温度は徐々に上昇するが，緊急 ・同上（②）

プレイ冷却系による原子炉格納容器冷却及び代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原用海水系を用いた残留熱除去系による格納容器除熱を実施することで，格納容器バウンダリに子炉格納容器除熱を行うことによって，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度の最大値

かかる圧力及び温度の最大値は，約 0.28MPa[gage]及び約 141℃に抑えられる。このため，格は，約 0.30MPa[gage]及び約 143℃に抑えられる。原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度

納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目である限界圧力（0.62MPa[gage]）及びは，限界圧力及び限界温度を下回る。

限界温度（200℃）を下回る。

図 2.4.1.8 に示すとおり，低圧代替注水系（常設）による注水継続により約 4 時間後に炉心が冠

原子炉隔離時冷却系及び常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による

水し，炉心の冷却が維持される。その後は，20 時間後に代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去

原子炉注水を継続し，その後，約 13 時間後に緊急用海水系を用いた残留熱除去系による原子系による原子炉格納容器除熱を開始することで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。

炉注水を開始することで炉心の冠水状態が維持され，炉心の冷却が維持される。また，残留熱（添付資料 2.4.1.1）

除去系による格納容器除熱を開始することで，高温停止での安定状態が確立する。
（添付資料 2.4.1.1）
安定状態が確立した以降は，機能喪失している設備の復旧に努めるとともに，残留熱除去系

10赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
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

TW（（取水機能喪失）崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）） 比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東

二

備

考

を原子炉停止時冷却モード運転とし，冷温停止状態とする。
本評価では，「1.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
2.4.1.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，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。

以上により，本評価では，「1.2.1.2

有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
2.4.1.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲としては，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。

崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）では，炉心冷却には成功するが，取水機能の喪失

本重要事故シーケンスは，炉心冷却には成功するが，取水設備の故障により崩壊熱除去機能が喪により崩壊熱除去機能が喪失することが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作失することで格納容器圧力及び雰囲気温度が上昇するため，緊急用海水系を用いた残留熱除去系には，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よる格納容器除熱を実施することが特徴である。よって，不確かさの影響を確認する運転員等操作

えられる操作として，常設代替交流電源設備からの受電操作，低圧代替注水系（常設）による原子炉

は，事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作及び事象発生から 12 時間程度までの短時間 ・同上（①，④）

注水操作，逃がし安全弁による原子炉減圧操作，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器に期待する操作として，逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作（常設低圧代替注水

冷却操作及び代替原子炉補機冷却系運転操作とする。

系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水）及び残留熱除去系による原子炉注水及び格納容器除熱とする。

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

本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7 解析コード及び解本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要事象とは，「1.7 解析コード及び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

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以下のとりである。

おりである。

ａ．運転員等操作時間に与える影響

ａ．運転員等操作時間に与える影響

炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは実験結果の燃料被覆管温度に比べ炉心における燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移及び気液熱非平衡の不確かさとして，解析コードて 10℃〜50℃高めに評価することから，解析結果は燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価する可能性

は実験結果の燃料被覆管温度に比べて 50℃程度高めに評価することから，解析結果は燃料棒表がある。よって，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きくなり燃料被覆管温度は低くなるが，操作手順

面の熱伝達係数を小さく評価する可能性がある。よって，実際の燃料棒表面での熱伝達は大き（減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点としくなり，燃料被覆管温度は低くなるが，事象初期の原子炉注水は原子炉隔離時冷却系の自動起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。

動により確保され，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び発熱量の評価について保炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び発熱量の評価につ守的な結果を与えるため，解析結果は燃料被覆管酸化を大きく評価する可能性がある。よって，実際いて保守的な結果を与えるため，解析結果は燃料被覆管酸化を大きく評価する可能性があるの燃料被覆管温度は低くなり，原子炉水位挙動に影響を与える可能性があるが，操作手順（減圧後速が，事象初期の原子炉注水は原子炉隔離時冷却系の自動起動により確保され，燃料被覆管温度

やかに低圧注水に移行すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はな

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

熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）は HDR 実験解析では区画によ

格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導並びに気液界って格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向が確認されてい面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析

るが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においにおいて区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価てはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器する傾向が確認されているが、ＢＷＲの格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因する圧力及び温度の傾向を適切に再現できているため，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としていものと考えられ，実機体系においては不確かさが小さくなるものと推定され，全体としては格11・同上（②）

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
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緑字：記載表現，設備名称の相違等（実質的な相違なし）
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二

備

る代替格納容器スプレイに係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の納容器圧力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できているため，格納容器圧力及び雰囲気温度

流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度を操作開始の起点とする緊急用海水系を用いた残留熱除去系による原子炉注水及び格納容器

及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいため，除熱に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材

格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイに係る運転員等操作時間との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，ＣＳＴＦ実験解析により格納容器温度及びに与える影響は小さい。

非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいた（添付資料 2.4.1.2）

め，格納容器圧力及び雰囲気温度を操作開始の起点としている緊急用海水系を用いた残留熱除去系による原子炉注水及び格納容器除熱に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
（添付資料 2.4.1.2）

ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響

ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響

炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，実験解析では熱伝達モデルの保守性により燃料炉心における燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移及び気液熱非平衡の不確かさとして，解析コード

被覆管温度を高めに評価し，有効性評価解析でも燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項

は実験解析において熱伝達モデルの保守性により燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評価

目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

解析においても燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対す
る余裕は大きくなる。

炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードでは，燃料被覆管の酸化について，酸炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び発熱量の評価につ化量及び発熱量に保守的な結果を与え，燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となる

いて保守的な結果を与えるため，燃料被覆管温度を高く評価することから，実際の燃料被覆管

パラメータに対する余裕は大きくなる。

温度は低めとなり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導並びに気液界

熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）は HDR 実験解析では区画によ

面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析って格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向が確認されていにおいて区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価

るが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においする傾向が確認されているが、これらの不確かさは実験体系に起因するものと考えられ，ＢＷてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器

Ｒの格納容器内の区画とは異なる等，不確かさが小さくなるものと推定され，全体としては格

圧力及び温度の傾向を適切に再現できているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さ

納容器圧力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できているため，評価項目となるパラメータにい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF

与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認して確かさにおいては，ＣＳＴＦ実験解析により格納容器雰囲気温度及び非凝縮性ガスの挙動は測いるため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

定データと良く一致することを確認しているため，評価項目となるパラメータに与える影響は（添付資料 2.4.1.2）

小さい。
（添付資料 2.4.1.2）(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件

初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，表 2.4.1.2 に示すとおりであり，

初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第 2.4.1-2 表に示すとおり

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であり，これらの条件設定を実績値等の最確条件とした場合の影響を評価する。解析条件の設っては，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，その中で定にあたっては，設計値を用いるか又は評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなる

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。

よう保守的な設定をしていることから，この中で事象進展に有意な影響を与える可能性がある
項目について，評価結果を以下に示す。

12

考赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
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

TW（（取水機能喪失）崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）） 比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東

二

備

(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
初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確条件は約 42.0kW/m 以下であり，初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／m に対して最確条件は

本解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合，燃料被覆管温度の上昇が緩和されるが，操作手

約 33〜41kW／m であり，最確条件とした場合は燃料被覆管温度の上昇が緩和されるが，事象順（減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点と初期の原子炉注水は原子炉隔離時冷却系の自動起動により確保され，燃料被覆管温度を操作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。

開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対して最確条件は平均的燃焼度

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件で設定した燃焼度 33GWd／t に対して最確

約 30GWd/t であり，本解析条件の不確かさとして，最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも条件は 33GWd／t 以下であり，最確条件とした場合は崩壊熱が小さくなる傾向となるため，小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなることから，原子炉水位の低下が緩和され，また，炉心原子炉からサプレッション・プールに流出する蒸気量が減少することで，原子炉水位の低下

露出後の燃料被覆管温度の上昇は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，は遅くなるが，事象初期の原子炉注水は原子炉隔離時冷却系の自動起動により確保されるこ

格納容器圧力上昇が遅くなるが，操作手順（減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはなとから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，格納容器圧力及びサプレッション・ ・同上（④）

いことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

プール水温度の上昇が遅くなり，これらのパラメータを起点とする運転員等操作の開始時間は遅くなる。

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器圧力，ドライウェル雰囲気温度，相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力，格納容器温度は，ゆらぎにより解析

格納容器容積の空間部及び液相部，サプレッション・プール水位は，ゆらぎにより解析条件

条件に対して変動を与えうるが，事象進展に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響はに対して変動を与えうるが，事象進展に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影小さい。

響は小さい。

事故条件の外部電源の有無については，全交流動力電源喪失となり事象進展が厳しくなる外部電源事故条件の外部電源の有無については，起因事象発生から原子炉スクラムまでの期間の原 ・同上（①）

なしを設定している。なお，外部電源がある場合は，原子炉水位の低下が早くなるが，事象発生初期

子炉水位の低下を厳しくする条件として，外部電源ありを想定している。常設低圧代替注水

は高圧注水系にて原子炉水位が維持され，その後に低圧注水系による注水に移行する際の急速減圧過系ポンプを用いた低圧代替注水系の起動準備操作並びに緊急用海水系を用いた残留熱除去

程では崩壊熱は十分減衰していることから，事象進展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響

系による原子炉注水及び格納容器除熱の時間は，外部電源がない場合も考慮して設定していはない。

ることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

機器条件の低圧代替注水系（常設）は，本解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多機器条件の低圧代替注水系（常設）は，最確条件とした場合は実際の注水流量が解析よりい場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる可能性がある。冠水後の操作も大きくなるため，注水開始後の原子炉水位の回復が早くなり，炉心冠水後の原子炉水位のとして冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であるため，運転員等操作時間に維持操作の開始が早くなるが，原子炉減圧から水位回復までの原子炉水位を継続監視してい与える影響はない。

る期間の流量調整操作であるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 2.4.1.2）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響（添付資料 2.4.1.2）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響

初期条件の最大線出力密度は，解析条件の 44.0kW/m に対して最確条件は約 42.0kW/m 以下であり，初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／m に対して最確条件は

本解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合，燃料被覆管温度の上昇が緩和されることから，

約 33〜41kW／m であり，最確条件とした場合は燃料被覆管温度の上昇が緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd/t に対して最確条件は平均的燃焼度

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件で設定した燃焼度 33GWd／t に対して最確

約 30GWd/t であり，本解析条件の不確かさとして，最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも条件は 33GWd／t 以下であり，最確条件とした場合は崩壊熱が小さくなり，原子炉からサプ小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなることから，原子炉水位の低下が緩和され，また，炉心レッション・プールに流出する蒸気量が減少することで，原子炉水位の低下は緩和され，格露出後の燃料被覆管温度の上昇は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，

納容器圧力等の上昇は遅くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きく

格納容器圧力上昇が遅くなり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

なる。

13

考

赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
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

TW（（取水機能喪失）崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）） 比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東

二

備

考

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器圧力，ドライウェル雰囲気温度， ・東海第二では運転員等操作時
格納容器容積の空間部及び液相部，サプレッション・プール水位は，ゆらぎにより解析条件間に与える影響と同じ項目に対して変動を与えうるが，事象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパラメータにを記載

与える影響は小さい。
事故条件の外部電源の有無については，全交流動力電源喪失となり事象進展が厳しくなる外部電源事故条件の外部電源の有無については，起因事象発生から原子炉スクラムまでの期間の原 ・同上（⑤）

なしを設定している。なお，外部電源がある場合は，原子炉水位の低下が早くなるが，事象発生初期

子炉水位の低下を厳しくする条件として，外部電源ありを想定している。外部電源がない場

は高圧注水系にて原子炉水位が維持され，その後に低圧注水系による原子炉注水に移行する際の急速合は，外部電源喪失に伴い原子炉スクラム，再循環ポンプトリップ等が発生するため，外部減圧過程では崩壊熱は十分減衰していることから，事象進展に影響はなく，評価項目となるパラメー

電源がある場合と比較して原子炉水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメ

タに与える影響はない。

ータに対する余裕は大きくなる。

機器条件の低圧代替注水系（常設）は，本解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多機器条件の低圧代替注水系（常設）は，最確条件とした場合は実際の注水流量が解析よりい場合（注水特性（設計値）の保守性），燃料被覆管温度は低めの結果を与えることになるため，評も大きくなるため，注水開始後の原子炉水位の回復が早くなることで，評価項目となるパラ

価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

メータに対する余裕は大きくなる。
（添付資料 2.4.1.2）

ｂ．操作条件（添付資料 2.4.1.2）
ｂ．操作条件

操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，

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「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

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

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影響を評価し，評価結果を以下に示す。

るパラメータに与える影響を評価する。評価結果を以下に示す。

(a) 運転員等操作時間に与える影響(a) 運転員等操作時間に与える影響

操作条件の常設代替交流電源設備からの受電操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から 70

・同上（⑤）

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，実態の運転操作は，認知に 10 分間，
移動に 10 分間，操作所要時間に 50 分間の合計 70 分間であり，解析上の操作開始時間とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。
操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から約 3

操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作（常設低圧代替注水系ポ

時間後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，実態の運転操作においては，原子炉ンプを用いた低圧代替注水系による原子炉注水）は，解析上の操作開始時間としてサプレッ

水位維持を優先するため，原子炉水位高（レベル 8）到達後に原子炉隔離時冷却系から低圧代替注水

ション・プール水温度 65℃到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，系（常設）に切替えるための原子炉減圧操作を行うこととしており，原子炉隔離時冷却系による原子不確かさ要因により操作開始時間に与える影響は小さく，実態の操作開始時間は解析上の設

炉注水の状況により原子炉減圧の操作開始時間は変動する可能性があるが，原子炉水位の維持の点で定とほぼ同等となる。本操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く。）の不確かさは問題とならない。

により，操作開始時間が遅くなる可能性があるが，他の操作との重複もないことから，この・同上（④）

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による原子炉格納容器冷却操作は，解析上の操作開始時間

・同上（②）

として格納容器圧力 13.7kPa［gage］到達後の原子炉水位高（レベル 8）到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，実態の運転操作においては原子炉注水を優先するため，原子炉
水位高（レベル 8）到達後に低圧代替注水系（常設）から代替格納容器スプレイへ切替えることとし

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

TW（（取水機能喪失）崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）） 比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東

二

備

ており，原子炉注水の状況により格納容器スプレイの操作開始は格納容器圧力 13.7kPa[gage]到達後の原子炉水位高（レベル 8）到達付近となるが，操作開始時間に与える影響はない。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から 20 時間

操作条件の緊急用海水系を用いた残留熱除去系による原子炉注水及び格納容器除熱は，解後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，代替原子炉補機冷却系の準備は，緊急時

析上の操作開始時間として格納容器圧力 279kPa[gage]到達時を設定している。運転員等操作対策要員の参集に 10 時間，その後の作業に 10 時間の合計 20 時間を想定しているが，準備操作が想時間に与える影響として，操作不確かさ要因により操作開始時間に与える影響は小さいこと

定より短い時間で完了する可能性があるため，操作開始時間が早まる可能性があり，格納容器圧力及から，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等である。本操作は，解析コード及び解び温度を早期に低下させる。

析条件（操作条件を除く。）の不確かさにより，操作開始時間が遅くなる可能性があるが，（添付資料 2.4.1.2）

他の操作との重複もないことから，この他の操作に与える影響はない。

・同上（②）（添付資料 2.4.1.2）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響(b) 評価項目となるパラメータに与える影響

操作条件の常設代替交流電源設備からの受電操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態・同上（⑤）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。
操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，運転員等操作時間に与える影響として，原子炉

操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作（常設低圧代替注水系ポ

減圧時点において崩壊熱は十分減衰していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小ンプを用いた低圧代替注水系による原子炉注水）は，運転員等操作時間に与える影響として，

さい。

実態の操作開始時間は解析上の操作開始時間よりも遅くなる可能性があるが，この場合でも・同上（④）

パラメータが操作実施基準に到達した時点で開始することで同等の効果が得られ，事象進展に変わりがないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作は，運転員等操作時間に与・同上（②）える影響として，原子炉注水の状況により格納容器スプレイの操作開始は格納容器圧力13.7kPa[gage]到達後の原子炉水位高（レベル 8）到達付近となるが格納容器圧力の上昇は緩やかであり，格納容器スプレイ開始時間が早くなる場合，遅くなる場合の何れにおいても，事象進展はほぼ変
わらないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作

操作条件の緊急用海水系を用いた残留熱除去系による及び原子炉注水は，運転員等操作時

開始時間は解析上の設定から早まる可能性があり，格納容器圧力及び温度等を早期に低下させる可能間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の操作開始時間よりも遅くなる可能性性がある。

があるが，この場合でもパラメータが操作実施基準に到達した時点で開始することで同等の（添付資料 2.4.1.2）

効果が得られ，有効性評価解析における格納容器圧力の最大値に変わりがないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
（添付資料 2.4.1.2）(3) 操作時間余裕の把握
操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。

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

操作条件の常設代替交流電源設備からの受電操作については，低圧代替注水系（常設）の運転に必・同上（⑤）

要な常設代替交流電源設備からの受電は，初期の原子炉隔離時冷却系による注水可能継続時間（24 時

15考赤字：設備，運用又は体制の相違（設計方針の相違）
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

TW（（取水機能喪失）崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）） 比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東

二

備

考

間）内に実施することで炉心損傷を回避することが可能であり，事象発生から時間余裕がある。
操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作については，低圧代替注水系（常設）への移行は，操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧操作（常設低圧代替注水系ポンプ

初期の原子炉隔離時冷却系による注水可能継続時間（24 時間）内に実施することで炉心損傷を回避すを用いた低圧代替注水系による原子炉注水）は，原子炉隔離時冷却系による注水継続が可能な時ることが可能であり，事象発生から時間余裕がある。

間内に実施することで炉心損傷を回避することが可能であり，事象発生から 8 時間程度の時間余

操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作については，格納容器スプ・水源の違い・同上（②）裕がある。

レイ開始までの時間は事象発生から約 5 時間あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作については，代替原子炉補機冷却系運転開始までの時間
は，事象発生から 20 時間あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。また，操作が遅れる

操作条件の緊急用海水系を用いた残留熱除去系による原子炉注水及び格納容器除熱は，事象発生の約 13 時間後に実施するものであり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。

場合においても，格納容器限界圧力 0.62MPa［gage］に至るまでの時間は，過圧の観点で厳しい「3.1（添付資料 2.4.1.2）

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」においても事象発生約 38 時間であり，約 18 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 2.4.1.2）(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響，評

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，運転員等操作時間及び評価項目

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となるパラメータに与える影響を確認した。この結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運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

メータに与える影響は小さい。この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認で影響は小さい。この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内

きる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

において，操作時間には時間余裕がある。

2.4.1.4 必要な要員及び資源の評価

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

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失(取水機能が喪失した場合）」において，6 号及び 7

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」の取水機能が喪失した場合において重大事故

号炉同時の重大事故等対策時において事象発生 10 時間までに必要な要員は，「2.4.1.1(3)炉心損傷防等対策における必要な初動対応要員は，「2.4.1.1（3）炉心損傷防止対策」に示すとおり 8 名で止対策」に示すとおり 30 名である。
「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明していある。「6.2

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。

名で対処可能である。

・必要要員数の違い

重大事故等対策時に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
・同上（③）

また，事象発生 10 時間以降に必要な参集要員は 26 名であり，発電所構外から 10 時間以内に参集可能な要員の 106 名で確保可能である。
(2) 必要な資材の評価(2)必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失(取水機能が喪失した場合）」において，必要な水源，

事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」の取水機能が喪失した場合において，必要な燃料及び電源は，「6.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価を行い，その結果を以下に示す。

水源，燃料及び電源「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

ａ．水 源

原子炉隔離時冷却系及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系による代替格納容器スプレイについては，7 日間の対応を考慮すると，号炉あたり合計約 3,500m33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 7,000m の水が必要である。水源常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系による原子炉注水については，7 日間の ・東海第二の原子炉確時冷却系対応を考慮すると，合計約 620m３必要となる。
３

水源として，代替淡水貯槽に約 4,300m の水を保有している。これにより，水源が枯渇する

16の第一水源はサプレッション・プールとしている

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

TW（（取水機能喪失）崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）） 比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東として，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

二

備

考

ことなく注水継続が可能である。

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

（添付資料 2.4.1.3） ・東海第二では，大容量の代替

間以降に淡水貯水池の水を防火水槽に移送し，防火水槽から可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽

淡水貯槽により水源補給をへの給水を行うことで，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

実施しなくても 7 日間の水実施が可能となる。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，源が確保される

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 2.4.1.3）
ｂ．燃料

ｂ．燃 料

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

常設代替交流電源設備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，と，7 日間の運転継続に 6 号及び 7 号炉において合計約 860kL の軽油が必要となる。可搬型代替注水

7 日間の運転継続に約約 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 ・東海第二では，本事故シーケ

ポンプ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の有していることから，常設代替交流電源設備による電源供給について，７日間の継続が可能でンスにおいて可搬型設備を運転を想定すると，7 日間の運転継続に号炉あたり約 10kL の軽油が必要となる。代替原子炉補機冷却

ある。

使用しない

系専用の電源車については，保守的に事象発生直後からの電源車の運転を想定すると，7 日間の運転（添付資料 2.4.1.4） ・東海第二では，緊急用海水ポ継続に号炉あたり約 37kL の軽油が必要となる。代替原子炉補機冷却系用の可搬型大容量送水ポンプ

ンプの電源は常設代替交流については，保守的に事象発生直後からの可搬型大容量送水ポンプの運転を想定すると，7 日間の運電源装置から供給される。

転継続に号炉あたり約 30kL の軽油が必要となる。免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機

・東海第二の緊急時対策所は，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

専用の電源及び燃料を確保と，7 日間の運転継続に合計約 79kL の軽油が必要となる。（6 号及び 7 号炉合計 約 1,093kL）

している（軽油貯蔵タンクに6 号及び 7 号炉の各軽油タンク（約 1,020kL）及びガスタービン発電機用燃料タンク（約 200kL）

は期待していない）（⑥）

で合計約 2,240kL の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，常設代替交流電源設

・東海第二のモニタリングポス

備による電源供給，可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への給水，代替原子炉補機冷却系の運転，

トは，常設代替交流電源装置

免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機による電源供給及びモニタリング・ポスト用発電機からの給電が可能（⑦）

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 2.4.1.4）
ｃ．電 源

ｃ．電源
常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故等対策に必要な負荷として，6 号及び 7 号

外部電源喪失を想定した場合，重大事故等対策時に必要な負荷として常設代替交流電源設備

炉で約 2,342kW（6 号炉：約 1,159kW 7 号炉：約 1,183kW）必要となるが，常設代替交流電源設備は連から電源供給を考慮する負荷は約 2,781kW 必要となるが，常設代替交流電源設備（常設代替高

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

圧電源装置 5 台）の連続定格容量は 5,520kW であることから，必要負荷に対しての電源供給がまた，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリング・ポスト用発電機につい・同上（⑥，⑦）可能である。

ても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。

（添付資料 2.4.1.5）（添付資料 2.4.1.5）

2.4.1.5 結論
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失(取水機能が喪失した場合）」では，炉心冷却には成2.4.1.5 結 論
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」の取水機能が喪失した場合では，炉心冷却には

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

TW（（取水機能喪失）崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合）） 比較表
柏崎 ６／７号（2017 年 2 月 15 日版）

東

二

備

功するが，取水機能の喪失により崩壊熱除去機能が喪失し，炉心損傷より先に原子炉格納容器が破損成功するが，崩壊熱除去機能の喪失により炉心損傷より先に格納容器が破損し，これに伴い炉心冷し，これに伴って炉心冷却機能を喪失する場合には，原子炉水位の低下により炉心が露出して炉心損

却機能を喪失する場合には，原子炉水位が低下し炉心が露出することで炉心損傷に至ることが特徴

傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ｢崩壊熱除去機能喪失(取水機能が喪失した場である。事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」の取水機能が喪失した場合に対する炉心合）｣に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策として原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系

損傷防止対策としては，初期の対策として原子炉隔離時冷却系，常設低圧代替注水系ポンプを用い（常設）及び逃がし安全弁による原子炉注水手段，安定状態に向けた対策として代替格納容器スプレ

た低圧代替注水系及び逃がし安全弁による原子炉注水手段，安定状態に向けた対策として緊急用海 ・同上（②）

イ冷却系による原子炉格納容器冷却手段，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉

水系を用いた残留熱除去系による格納容器除熱手段を整備している。

格納容器除熱手段を整備している。
事故シーケンスグループ｢崩壊熱除去機能喪失(取水機能が喪失した場合）｣の重要事故シーケンス「過渡事象（給水流量の全喪失）＋崩壊熱除去失敗」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（常設）及び逃がし安全弁による原事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」の重要事故シーケンス「過渡事象（給水流量の全喪失）＋ＲＨＲ失敗」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，原子炉隔離時冷却系，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水

子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却，代替原子炉補機冷却系を介した系及び逃がし安全弁による原子炉注水並びに緊急用海水系を用いた残留熱除去系による格納容器 ・同上（②）

残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を実施することにより，炉心損傷することはない。

除熱を実施することにより，炉心の著しい損傷を防止することができる。

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

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

解析コード及び解析条件の不確かさ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

解析コード及び解析条件の不確かさの影響について確認した結果，運転員等操作時間に与える影

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，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

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。

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。

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，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失(取水機能が喪失した場合）」にお以上のことから，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」の取水機能が喪失した場合にいて，原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（常設）及び逃がし安全弁による原子炉注水，代替原子

おいて，緊急用海水系を用いた格納容器除熱等の炉心損傷防止対策は，選定した重要事故シーケン

炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉格納容器除熱等の炉心損傷防止対策は，選定した重スに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」の取水機

要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪能が喪失した場合に対して有効である。

失(取水機能が喪失した場合）」に対して有効である。

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考