本資料のうち，枠囲みの内容

東海第二発 電所

は営業秘密又は防護上の観点

資 料 番 号から公開で きませ ん 。

提出年月日

工事 計画審査資 料
補足-190改0

平成 30 年○月○日

工事計画に係る補足説明資料
補足-190【原子炉冷却系統施設】

平成 30 年 10 月
日本原子力発電株式会社

添付書類に係る補足説明資料「原子炉冷却系統施設の説明書」に係る添付書類の記載内容を補足するための説明資料を以下に示す。
工認添付書類

補足説明資料Ⅴ-1-4-2
流体振動又は温度変化による損傷の防補足-190-1

止に関する説明書
Ⅴ-1-4-3 非常用炉心冷却設備その他
原子炉注水設備のポンプの有効吸込水

流体振動又は温度変動による損傷の防止に関する説明書に係る補足説明資料
非常用炉心冷却設備その他原子炉注水設備

補足-190-3のポンプの有効吸込水頭に関する説明書に頭に関する説明書

係る補足説明資料

Ⅴ-1-1-5

クラス１機器及び炉心支持構造物の応力腐

クラス 1 機器及び炉心支持構造物の応補足-190-5

力腐食割れ対策に関する説明書

食割れ対策に関する説明書に係る補足説明
資料

Ⅴ-1-4-1
原子炉格納容器内の原子炉冷却材の漏えいを監視する装置の構成に関する説
明書並びに計測範囲及び警報動作範囲に関する説明書

補足-190-6

原子炉格納容器内の原子炉冷却材漏えい監視の評価時間について

補足-190-1【流体振動又は温度変動による損傷の防止に関する説
明書に係る補足説明資料】

補足説明資料目次
1. 概要

1

2. 原子炉冷却材圧力バウンダリと報告書評価範囲の比較

1

3. まとめ14. 添付資料

1

1.

概要
本資料は，
「Ⅴ-1-4-2 流体振動又は温度変動による損傷の防止に関する説明書」（以下「説明書」という。
）の「2.評価範囲」に示す実用発電用原子炉及びその附属施設の位置、構造、及び設備の基準に関する規則第 17 条に基づき拡大した原子炉冷却材圧力バウンダリの範囲と経済産業
省原子力安全・保安院による指示文書の別紙 1「新省令第 6 条及び第 8 条の 2 第 2 項における流体振動による損傷の防止に関する当面の措置について」（平成 17・12・22 原院第 6 号）に基づき保安院に提出した「東海第二発電所における配管内円柱状構造物の流体振動による損傷の防止に関する報告書の提出について」（平成 18 年 6 月 9 日付け発室発第 122 号）及び指示文書の別紙 2「新省令第 6 条における高サイクル熱疲労による損傷の防止に関する当面の措置について」並びに「高サイクル熱疲労に係る評価及び検査に対する要求事項について」（平成 19・02・15 原院第2 号）に基づき提出した「東海第二発電所における高サイクル熱疲労による損傷の防止に関する報告書の提出について」（平成 20 年 7 月 29 日付け発室発第 235 号）（以下「報告書」という。）にて評価した範囲との関係を詳細に示すものである。なお，技術基準規則第 19 条解釈に示された配管内円柱状構造物の流力振動及び配管の高サイクル熱疲労の評価が必要となる一次冷却材が循環する施設は参考資料に示すとおり，省令 62 号から変更はない。よって改めて検討する範囲は今回拡大した原子炉冷却材圧力バウンダリ範囲で十分である。
原子炉冷却材圧力バウンダリと報告書評価範囲の比較

2.

各報告書に添付されている概略系統図に今回拡大した原子炉冷却材圧力バウンダリの範囲を表したものを第 1-1 図，第 1-2 図に示す。また，原子炉冷却材圧力バウンダリ拡大の対象となる残留熱除去系について当該拡大範囲と報告書の評価範囲の対応を第 1-3 図，第 1-4 図に示す。
3.

まとめ
第 1-3 図，第 1-4 図より，今回の原子炉冷却材圧力バウンダリ拡大範囲は全て報告書の評価範
囲に含まれており，流体振動又は温度変動による損傷が懸念され新たに評価が必要となる部位は無い。また，保安院に提出した報告書を添付 1，添付 2 に示す。これにより，技術基準第 19 条に示されたとおり，配管内円柱状構造物の流力振動については「配管内円柱状構造物の流力振動評
価指針」（JSME S012），高サイクル熱疲労については「配管の高サイクル熱疲労に関する評価指針」（JSME S017）に規定された手法により評価しており，問題があると評価された部位については対策をとり，結果を定期事業者検査で確認している。
添付資料

4.

添付 1−流体振動による配管内円柱構造物の損傷防止に関する評価結果について
別添 1−配管内円柱状構造物の構造健全性評価の確認について
添付 2−高サイクル熱疲労による損傷の防止に関する評価結果について【参考資料】
技術基準規則の新旧比較について1

第 1-1 図 流体振動による配管内円柱構造物の損傷防止に関する評価報告書系統概要図2

第 1-2 図 高サイクル熱疲労による損傷の防止に関する評価報告書系統概略図3

第 1-3 図 原子炉冷却材圧力バウンダリ拡大範囲（残留熱除去系Ａ系）
4

第 1-4 図 原子炉冷却材圧力バウンダリ拡大範囲（残留熱除去系Ｂ系）
5

添付 1

流体振動による配管内円柱状構造物の損傷防止に関する評価結果について

添付 1-1

【平成 17 年 12 月 27 日付け「発電用原子力設備に関する技術基準を定める省令の改正に伴う電気事業法に基づく定期事業者検査の実施について」及び当該文書の別紙 1「新省令第 6 条及び第 8 条の 2 第 2 項における流体振動による損傷の防止に関する当面の措置について」（平成
17・12・22 原院第 6 号）の指示に基づき提出した「東海第二発電所 流体振動による配管内
円柱状構造物の損傷防止に関する評価結果及び措置計画等の報告について（平成 18 年 6 月 9
日付け発室発第 122 号）」】

東海第二発電所
流体振動による配管内円柱状構造物の損傷防止に関する評価結果及び措置計画等の報告について

平成 18 年 6 月
日本原子力発電株式会社

添付 1-2

１．目的
平成 17 年 12 月 27 日付け「発電用原子力設備に関する技術基準を定める省令の改正に伴う電気事業法に基づく定期事業者検査の実施について」及び当該文書の別紙１「新省令第 6 条及び第 8 条の 2 第 2 項における流体振動による損傷の防止に関する当面の措置について」（平成 17・12・22 原院第 6 号）の指示に基づき，東海第二発電所の配管
内円柱状構造物の流体振動による損傷の防止に関する評価結果と措置計画について報告書を提出したところであるが（発室発第 698 号 平成 18 年 3 月 31 日付け）
，添付資料のとおり内容を一部見直したのでその結果を報告する。
なお，見直しに際し，誤記が認められたため，誤記について修正するとともに誤記に対する対策について，別添資料にてまとめた。
２．配管内円柱状構造物の損傷評価
配管内円柱状構造物について，発電用原子力設備に関する技術基準を定める省令（以下，「省令 62 号」という。
）の解釈第 6 条第 1 項及び第 3 項並びに第 8 条の 2 第 3 項に基づき評価を実施した。
（１）対象系統
対象系統として，省令 62 号より以下の系統を選定している。
・一次冷却材の循環系統（主蒸気，給復水系を含む）
・原子炉冷却材浄化系
・残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）
・非常用炉心冷却設備（原子炉隔離時冷却系を含む）（２）対象設備
片持ち梁状の構造物（温度計ウェル，サンプリングノズル）を対象とする。
なお，容器等流れを有しない管以外の部位に設置される円柱状構造物は対象設備より除く。
（３）評価手法
日本機械学会「配管内円柱状構造物の流体振動評価指針」（JSME S012）（以下，JSME という。
）に基づき評価を実施する。（添付資料−１）
なお，評価にあたっては，下記の作業ステップによりスクリーニングを行い，評価作業の効率化を図ることとしている。
ステップ①
系統平均流速の条件にて JSME 評価式に基づいた換算流速 Vr を算出し，Vr＜１，
すなわち共振が回避できることを確認する。併せて，定常抗力及び流れの乱れを考添付 1-3

慮した振動応力を算出し，許容応力以下であることを確認する。
ステップ②
実機の運転モード（ランアウト運転，バイパス運転等）を考慮して，系統平均流速を２倍した流速にて評価を実施する。
ステップ③
ステップ②にて損傷の可能性があると評価されたものについて，実機の運転モードを考慮した詳細評価を実施する。評価にあたっては，系統試運転等で実施した系
統流速をオーバーした試験実績，系統のバイパス運転による局部的な流速の増加を
考慮する。
ステップ④
ステップ③で損傷の可能性がないと評価されたもののうち，エルボ近傍に位置す
るものについて，ステップ③で考慮した流速に対して，以下に示す流速係数を乗じて評価を実施する。
流速係数
１．５ （ｘ／D≦３）
１．２５（３＜ｘ／D≦５）

備考
ｘ：偏流発生源から円柱状構造物までの距離
D：配管内径３．JSME 評価結果
２．配管内円柱状構造物の損傷評価にて損傷の可能性が否定できない箇所について抽出を行った。その結果を添付資料−２に示す。
（１）耐圧機能を有するものについて
万が一，プラント運転中に折損した場合に，温度の変化や内包水の漏えいにより検知が可能である耐圧機能を有するもの（温度計ウェル）について評価した結果を添付資料−３に示す。
（２）耐圧機能を有しないものについて
万が一，プラント運転中に折損した場合に，検知が不可能である耐圧機能を有しないもの（サンプリングノズル）について評価した結果を添付資料−４に示す。

添付 1-4

４．プラント機器への影響評価

JSME による評価により折損の可能性を否定できないものについて折損部の移動先を評価した結果，安全上重要な機器である非常用炉心冷却系のポンプ及び弁や原子炉格
納容器隔離弁等の機器に対して影響のないことを確認した。
（添付資料−５）
なお，主な系統について評価した概略結果を以下に示す。
（１）主蒸気系折損の可能性を否定できない主蒸気系の円柱状構造物（温度計ウェル：１２箇所）
は，各々が設置されている場所から流れに沿って主タービン，復水系等に移動する可能性がある。しかし，移動中に干渉する安全性に関係のないスクリーン等で移動を阻害され，滞留すると評価されることから，安全上の問題となるものではない。
（２）原子炉再循環系
折損の可能性を否定できない原子炉再循環系の円柱状構造物（温度計ウェル：６箇所）は，各々が設置されている場所から流れに沿って移動するが，その移動過程
において通過する機器（再循環流量制御弁，ジェットポンプ等）に対して，影響を及ぼすことなく通過し，安全上の問題とならないストレーナに留まると評価される。
（３）原子炉隔離時冷却系折損の可能性を否定できない原子炉隔離時冷却系の円柱状構造物（温度計ウェ
ル：１箇所）は，設置されている場所から流れに沿って移動し，原子炉隔離時冷却系，原子炉，原子炉冷却材浄化系，原子炉再循環系，残留熱除去系，主蒸気系で滞留，通過する可能性があるが，何れも影響を及ぼすことなく，安全上の問題とならないものと評価される。

添付 1-5

５．今後の計画
今回の評価の結果，損傷の可能性が否定できないものの今後の計画を以下に記す。

No.
１
２
３
４
５
６
７

温度計ウェル名称
PLR 入口温度
TE-N023A,B
2 箇所
PLR 入口温度
TE-N028A,B
2 箇所
PLR 入口温度
TE-N035A,B
2 箇所
原子炉出口主蒸気温度
TE-N029,N030,N040
3 箇所
主蒸気止め弁入口温度
TE-1-4A〜D
4 箇所
タービンバイパス弁出口温度
TX-1-304A〜E
5 箇所
RCIC ポンプ出口温度
TI-R005
1 箇所

合

計

実施時期
第 22 回定検
第 23 回定検
検査

短尺化

検査

撤去

検査

短尺化

備 考

撤去
検査

短尺化

検査

撤去

短尺化

4 箇所＊

15 箇所＊＊箇所数は，撤去または短尺化をいう。
６．耐圧機能を有するもののうち抽気系試験用温度計ウェル２箇所の扱いについて
プラントの試験運転に用いられた高圧タービンからの抽気ラインに設置されている
温度計ウェル２箇所は，図面確認では形状の特定が出来ていないが，次回定検時に極力撤去する。
なお，当該温度計ウェルの折損を想定すると，各々が設置されている場所から流れに沿って復水器等の復水系に移動する可能性があるが，形状を最も小さく考えた場合でも移動中に復水脱塩器のスクリーンで移動を阻害されると考えられることから，安全上の問題となるものではない。

添付 1-6

７．添付資料
添付資料−１

配管内円柱状構造物の流力振動評価フロー（JSME）

添付資料−２

JSME 評価結果 対策必要箇所一覧表

添付資料−３

耐圧機能を有するものの JSME 評価結果

添付資料−４

耐圧機能を有しないものの JSME 評価結果

添付資料−５

折損時プラント機器への影響評価

８．参考資料
参考資料

配管内円柱状構造物設置系統図

９．別添資料
別添資料

東海第二発電所

配管内円柱状構造物の流体振動による損傷防止に関する評価結果の報告書における誤記等について

以上

添付 1-7

添付資料−１*1*1

配管内円柱状構造物の流力振動評価フロー（JSME）*1：固有振動数および換算減衰率の算出にあたっては，耐圧機能を有しないもの（サンプリングノズル）の内包水を考慮する。

添付 1-8

添付資料−２
JSME 評価結果 対策必要箇所一覧表
評価の結果，損傷の可能性が否定できない箇所として，以下の耐圧機能を有するもの（温度計ウェル）が抽出された。

No.

系統

Tag No.

1

PLR

TE-N023A

PLR ポンプ A 入口温度2

PLR

TE-N023B

PLR ポンプ B 入口温度3

PLR

TE-N028A

PLR ポンプ A 入口温度

4

PLR

TE-N028B

PLR ポンプ B 入口温度

5

PLR

TE-N035A

PLR ポンプ A 入口温度

6

PLR

TE-N035B

PLR ポンプ B 入口温度

7MS

TE-N029

原子炉出口温度

8MS

TE-N030

原子炉出口温度

9MS

TE-N040

原子炉出口温度

10MS

TE-1-4A

主蒸気止め弁 A 入口温度

11MS

TE-1-4B

主蒸気止め弁 B 入口温度

12MS

TE-1-4C

主蒸気止め弁 C 入口温度

13MS

TE-1-4D

主蒸気止め弁 D 入口温度

14MS

TX-1-304A

タービンバイパス弁出口温度

15MS

TX-1-304B

タービンバイパス弁出口温度

16MS

TX-1-304C

タービンバイパス弁出口温度

17MS

TX-1-304D

タービンバイパス弁出口温度

18MS

TX-1-304E

タービンバイパス弁出口温度

19

RCIC

TI-R005

RCIC ポンプ出口温度

計測点名称

添付 1-9

添付 1-10

添付 1-11

添付 1-12

添付 1-13

添付 1-14

添付 1-15

添付 1-16

添付 1-17

添付 1-18

添付 1-19

添付資料−５（１／７）

折損時プラント機器への影響評価

添付 1-20

添付 1-21

添付 1-22

添付 1-23

添付 1-24

添付 1-25

添付 1-26

添付 1-27

添付 1-28

添付 1-29

添付 1-30

別添 1

配管内円柱状構造物の構造健全性の確認について
技術基準第 19 条解釈では，流れの乱れ，渦，気泡等に起因する高サイクル疲労による損傷の発生防止が要求されている。流体振動による損傷防止に関して，評価対象として抽出された配管内円柱状構造物について，「配管内円柱状構造物の流力振動評価指針（ＪＳＭＥ Ｓ０１２）」（以下，「Ｊ
ＳＭＥ指針」という。
）に基づき構造健全性を確認した結果を以下に示す。
1.評価確認対象
添付 1 にて抽出した以下の系統について，健全性を確認した。
・一次冷却材の循環系統（主蒸気，給復水系を含む）
・原子炉冷却材浄化系
・残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）
・非常用炉心冷却設備（原子炉隔離時冷却系を含む）
2.評価確認方法
ＪＳＭＥ指針に基づき実施された構造健全性の確認を実施した。
確認にあたっては，以下の作業ステップにて行った。
作業ステップ○ステップ 1
添付 1 の添付資料-1「配管内円柱状構造物の流力振動評価フロー（ＪＳＭＥ）」に沿って，ＪＳ
ＭＥ指針に基づく評価結果を確認する。
○ステップ 2ステップ 1 にて損傷の可能性があると確認されたもの（19 箇所）について，その後の処置について確認する。
3.確認結果確認結果を表 1 に示す。なお，短尺化を行った箇所についてはＪＳＭＥ指針に基づく評価を行い強度上問題無い事を確認した。また，添付 1 にて形状の特定ができていなかった抽気系試験用
温度計ウェル 2 箇所については，撤去済であることを確認した。
これらの結果から，いずれも問題はないことを確認した。よって，技術基準第 19 条に適合している。

表 1 損傷の可能性のある箇所の処置リスト
No.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19

系統
PLR
PLR
PLR
PLR
PLR
PLR
MS
MS
MS
MS
MS
MS
MS
MS
MS
MS
MS
MS
RCIC

Tag No.
TE-N023A
TE-N023B
TE-N028A
TE-N028B
TE-N035A
TE-N035B
TE-N029
TE-N030
TE-N040TE-1-4A
TE-1-4B
TE-1-4C
TE-1-4D
TX-1-304A
TX-1-304B
TX-1-304C
TX-1-304D
TX-1-304E
TI-R005

計測点名称
PLR ポンプ A 入口温度
PLR ポンプ B 入口温度
PLR ポンプ A 入口温度
PLR ポンプ B 入口温度
PLR ポンプ A 入口温度
PLR ポンプ B 入口温度
原子炉出口温度原子炉出口温度原子炉出口温度
主蒸気止め弁 A 入口温度
主蒸気止め弁 B 入口温度
主蒸気止め弁 C 入口温度
主蒸気止め弁 D 入口温度
タービンバイパス弁出口温度
タービンバイパス弁出口温度
タービンバイパス弁出口温度
タービンバイパス弁出口温度
タービンバイパス弁出口温度
RCIC ポンプ出口温度

処置内容
短尺化
短尺化
撤去
撤去
短尺化
短尺化
撤去
撤去
撤去
短尺化
短尺化
短尺化
短尺化
撤去
撤去
撤去
撤去
撤去
短尺化

添付 2高サイクル熱疲労による損傷の防止に関する評価結果について

【平成 17 年 12 月 27 日付け「発電用原子力設備に関する技術基準を定める省令の改正に伴う電気事業法に基づく定期事業者検査の実施について」（平成 17・12・22 原院第 6 号）の別紙 2
並びに平成 19 年 2 月 16 日付け「高サイクル熱疲労に係る評価及び検査に対する要求事項について」（平成 19・02・15 原院第 2 号）の指示に基づき提出した「東海第二発電所 高サイ
クル熱疲労による損傷の防止に関する報告書（平成 20 年 7 月 29 日付け発室発第 235 号）」】

東海第二発電所

高サイクル熱疲労による損傷の防止に関する報告書

平成２０年７月
日本原子力発電株式会社

添付 2-1

１．目的
平成 17 年 12 月 27 日付け「発電用原子力設備に関する技術基準を定める省令の改正に伴う電気事業法に基づく定期事業者検査の実施について」および「別紙 2 新省令第 6 条における高サ
イクル熱疲労による損傷の防止に関する当面の措置について」（平成 17･12･22 原院第 6 号）並びに平成 19 年 2 月 16 日付け「高サイクル熱疲労に係る評価及び検査に対する要求事項について」（平成 19･02･15 原院第 2 号）の指示に基づき，東海第二発電所において通常運転時に高サイクル
熱疲労割れが発生する可能性が高い部位について評価を行った結果と損傷の防止に関する措置について報告する。
２．高サイクル熱疲労割れに関する評価の実施
高サイクル熱疲労割れが発生する可能性が高い部位について，発電用原子力設備に関する技術基準を定める省令（以下，「省令 62 号」という。）第 6 条および解釈第 6 条第 2 項および第 3 項に基づき評価を行い，部位を以下のとおり特定した。
（１）対象施設
対象施設は，省令 62 号第 6 条および解釈第 6 条第 3 項により，以下のとおりである。
・一次冷却材の循環系統（主蒸気，給復水系を含む）
・原子炉冷却材浄化系
・残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）（２）評価対象とする高サイクル熱疲労現象
評価対象とする高サイクル熱疲労現象は，日本機械学会「配管の高サイクル熱疲労に関する評価指針」（JSME S017）（以下，「JSME 指針」という。）により，以下のとおりである。
・高低温水合流型
・キャビティフロー型熱成層（３）高サイクル熱疲労割れの評価対象部位の抽出結果
高低温水合流型およびキャビティフロー型熱成層について，以下のとおり評価対象部位を抽出した。
ａ．高低温水合流型（別紙１）①原子炉冷却材再循環系配管と残留熱除去系配管との合流部②残留熱除去系熱交換器出口配管とバイパス配管の合流部
ｂ．キャビティフロー型熱成層（別紙２）

対象部位なし。

添付 2-2

（４）高サイクル熱疲労割れに関する評価結果
上記（３）で抽出した評価対象部位について，JSME 指針に基づき評価を行った。
ａ．高低温水合流型（別紙３）

評価の結果，①については，高サイクル熱疲労割れの可能性はないことを確認した。また，②については熱疲労割れが発生する可能性は否定できないことを確認した。
ｂ．キャビティフロー型熱成層
対象部位なし。
３．高サイクル熱疲労割れが発生する可能性のある部位の特定結果
上記２．で評価した結果，高サイクル熱疲労割れが発生する可能性がある部位は以下のとおりである。
（１）高低温水合流型
残留熱除去系熱交換器出口配管とバイパス配管の合流部（Ａ系）（２）キャビティフロー型熱成層
対象部位なし。
４．損傷の防止に関する措置（高サイクル熱疲労割れに関する検査）
高サイクル熱疲労割れが発生する可能性がある残留熱除去系熱交換器出口配管とバイパス配管の合流部（Ａ系）については，非破壊検査の対象とし，｢発電用原子力設備における破壊を引き起
こすき裂その他の欠陥の解釈について」（平成 18 年 3 月 23 日付け平成 18･03･20 原院第 2 号）の別紙 1 の方法により超音波探傷検査（UT）を行った。なお、母材部における超音波探傷検査は360°全方位を網羅する探傷を行なった。
（１）検査範囲
検査対象部位である残留熱除去系熱交換器出口配管とバイパス配管との合流部の熱応力が疲労限未満となる合流部下流側 6D※までを検査範囲とした。

（別紙４）※：Ｄは配管内径を示す。
（２）検査時期
平成 20 年 4 月 29 日〜平成 20 年 6 月 5 日（３）検査結果
検査の結果，異常がないことを確認した。

（別紙５）

なお，当該検査は，独立行政法人原子力安全基盤機構による電気事業法第 54 条第 1 項の定期検査として受検した。
以上

添付 2-3

別紙１

高低温水合流型による高サイクル熱疲労に係る評価対象部位の抽出について
高低温水合流型による高サイクル熱疲労の評価対象部位を以下のとおり抽出した。
１．対象施設対象施設は，省令 62 号第 6 条および解釈第 6 条第 3 項により，以下のとおりである。
・一次冷却材の循環系統（主蒸気，給復水系を含む）
・原子炉冷却材浄化系
・残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）
２．評価対象部位の抽出
高低温水合流型は，高温水と低温水が混合する箇所において，温度変動による熱応力の変動が繰り返され熱疲労が発生する現象であり，評価対象部位については，以下のとおり抽出した。
なお，原子炉給水ノズル部のサーマルスリーブ構造及び原子炉冷却材浄化系配管と給水系配管との合流部のリコンビネーションティー構造は，熱疲労割れ対策として有効に機能していると認められることから，評価対象部位から除外する。
（１）高温水が流れる配管の抽出
１．の対象施設について，通常運転時に高温水が流れる配管を抽出した結果，以下のとおりである。
ａ．一次冷却材の循環系統（主蒸気，給復水系を含む）
原子炉冷却材再循環系配管
給復水系配管
ｂ．原子炉冷却材浄化系
原子炉冷却材浄化系配管
ｃ．残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）
残留熱除去系配管（２）高低温水が合流する配管の抽出
通常運転時に高低温水が合流する部位を有する配管として，（１）で抽出された配管から高温水を取り出して冷却する配管および（１）で抽出された配管に低温水を注入する配管を抽出した結果，以下のとおりである。
ａ．高温水を取り出して冷却する配管（ａ）原子炉冷却材浄化系
原子炉冷却材浄化系配管（ｂ）残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）

添付 2-4

残留熱除去系配管
ｂ．低温水を注入する配管（ａ）一次冷却材の循環系統（主蒸気，給復水系を含む）
給水系配管（ｂ）残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）
残留熱除去系配管（３）高低温水が合流する部位の抽出（２）で抽出された配管において，高低温水の流体が合流する部位を抽出した結果，以下のとおりである。
①原子炉冷却材再循環系配管と残留熱除去系配管との合流部②残留熱除去系熱交換器出口配管とバイパス配管の合流部
３．評価対象部位（添付資料−１）

上記２．より，高低温水合流型による高サイクル熱疲労に係る評価対象部位として，以下を抽出した。
①原子炉冷却材再循環系配管と残留熱除去系配管との合流部 （２箇所）②残留熱除去系熱交換器出口配管とバイパス配管の合流部

添付 2-5（２箇所）

添付資料−１

添付 2-6

別紙２

キャビティフロー型熱成層による高サイクル熱疲労に係る評価対象部位の抽出について
キャビティフロｰ型熱成層による高サイクル熱疲労の評価対象部位を以下のとおり抽出した。
１．対象施設対象施設は，省令 62 号第 6 条および解釈第 6 条第 3 項により，以下のとおりである。
・一次冷却材の循環系統（主蒸気，給復水系を含む）
・原子炉冷却材浄化系
・残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）
２． 評価対象部位の抽出
キャビティフロー型熱成層は，高温流体に接続されている閉塞配管に高温水が流入すること（キャビティフロー）により閉塞配管に熱成層が発生し，熱成層境界面の変動で温度変動が繰り返され熱疲労が生じる現象であり，評価対象部位については，以下のとおり抽出した。
（１）高温水が流れる配管の抽出
１．の対象施設について，通常運転時に高温水が流れる配管を抽出した結果，以下のとおりである。
ａ．一次冷却材の循環系統（主蒸気，給復水系を含む）
原子炉冷却材再循環系配管
給復水系配管
ｂ．原子炉冷却材浄化系
原子炉冷却材浄化系配管
ｃ．残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）
残留熱除去系配管（２）高温流体に接続されている閉塞配管の抽出（１）で抽出された配管に接続されている閉塞配管であって，高温流体が流れる主管との分岐形態（注１）から対象を抽出した結果，以下のとおりである。
注１：JSME 指針においては，・高温流体を内包する配管側から見て，下向きから水平に移行する部位を対象とする。滞留配管の水平管が，当該配管以上の高さにあり，かつ，その位置で閉塞している場合には自然対流により熱成層は生じないため対象外としている。
・分岐管口径は，50A〜300A を対象とする。
・主管と分岐管の口径比（分岐管内径／主管内径）は，0.5 以下までを対象とする。
・高温流体が適用範囲以下の低流速（5m/s）の場合は，熱成層現象は生じるが，渦侵入のドライビングフォースとなる慣性力が小さく，分岐部上部でセル状渦の形成区間が短くなり，渦侵入深さは極めて小さくなるため適用範囲外としている。

ａ．原子炉冷却材再循環系配管
対象なし

添付 2-7

ｂ．給復水系配管
対象なし
ｃ．原子炉冷却材浄化系配管
対象なし
ｄ．残留熱除去系配管
対象なし
３． 評価対象部位
以上より，キャビティフロー型熱成層による高サイクル熱疲労に係る評価対象部位はないことを確認した。

添付 2-8

別紙３

高低温水合流型による高サイクル熱疲労に係る構造健全性評価結果について
高低温水合流型による高サイクル熱疲労の可能性が高い部位を特定するため，JSME 指針に基づき構造健全性評価を実施した。
１．評価対象以下の部位を対象に評価を実施する。
①原子炉冷却材再循環系配管と残留熱除去系配管との合流部 （２箇所）②残留熱除去系熱交換器出口配管とバイパス配管の合流部（２箇所）

２．評価方法（添付資料−１）

JSME 指針の評価手順により，高低温水合流部における温度ゆらぎに対する構造健全性評価を実施した。
３．評価結果

（添付資料−２）（１）原子炉冷却材再循環系配管と残留熱除去系配管との合流部 （Ａ系）
構造健全性評価の結果，JSME 指針におけるステップ１評価（流体温度差評価）にて問題なく，
高サイクル熱疲労割れが発生する可能性はない。
（２）原子炉冷却材再循環系配管と残留熱除去系配管との合流部 （Ｂ系）
当該合流部の評価は発電所停止操作時の条件であり，（Ａ系）を使用する運用であることから（Ｂ系）の評価は不要である。
（３）残留熱除去系熱交換器出口配管とバイパス配管の合流部（Ａ系）
構造健全性評価の結果，JSME 指針におけるステップ４評価（疲労評価）にて疲れ累積係数が１以上となるため，高サイクル熱疲労割れが発生する可能性は否定できない。
（４）残留熱除去系熱交換器出口配管とバイパス配管の合流部（Ｂ系）
当該合流部の評価は発電所停止操作時の条件であり，（Ａ系）を使用する運用であることから（Ｂ系）の評価は不要である。
以上

添付 2-9

添付資料−１
高低温水合流部における温度揺らぎに対する評価フロー（ＪＳＭＥ Ｓ０１７）

添付 2-10

添付資料−２添付 2-11

別紙４

高低温水合流型による高サイクル熱疲労に関する検査範囲

添付 2-12

添付 2-13

添付 2-14

添付 2-15

添付 2-16

添付 2-17

添付 2-18

添付 2-19

添付 2-20

添付 2-21

添付 2-22

添付 2-23

添付 2-24

添付 2-25

添付 2-26

【参考資料】

技術基準規則の新旧比較について

発電用原子力設備に関する技術基準を定める省令（平成 25 年 6 月 28 日）と実用発電用原子炉及びその附属施設の技術基準に関する規則（平成 29 年 9 月 11 日）との比較について以下の表に示す。
表

技術基準規則の新旧比較表

実用発電用原子炉及びその附属施設の技術基準に関する規則（平成29 年 9 月 11 日）（流体振動等による損傷の防止）（流体振動等による損傷の防止）
第六条
第十九条
燃料体及び反射材並びにこれらを支
燃料体及び反射材並びに炉心支持する構造物，熱遮へい材並びに一次 持構造物，熱遮蔽材並びに一次冷冷却系統に係る施設に属する容器，管， 却系統に係る容器，管，ポンプ及ポンプ及び弁は，一次冷却材若しくは び弁は，一次冷却材又は二次冷却二次冷却材の循環，沸騰等により生ず 材の循環，沸騰その他一次冷却材
る流体振動又は温度差のある流体の混 又は二次冷却材の挙動により生ず
合等により生ずる温度変動により損傷 る流体振動又は温度差のある流体を受けないように施設しなければなら の混合その他の一次冷却材又は二ない。
次冷却材の挙動により生ずる温度変動により損傷を受けないように施設しなければならない。
解釈
解釈
1 「流体振動により損傷を受けないよ 1 「流体振動により損傷を受けな
うに施設しなければならない」とはいように施設しなければならな
流れの乱れ，渦，気泡等に起因する
い」とは流れの乱れ，渦，気泡
高サイクル疲労による損傷の発生防等に起因する高サイクル疲労に止を規定するものであり，以下の措よる損傷の発生防止を規定する置を講じること。
ものであり，以下の措置を講じ・蒸気発生器伝熱管群の曲げ部につること。
いては，日本機械学会「設計・建設
・蒸気発生器伝熱管群の曲げ部については，日本機械学会「発規格」(JSME S NC1-2005)PVB-3600
電用原子力設備規格 設計・に規定する手法を適用すること。
建設規格(2005 年版)(JSME S・管に設置された円柱状構造物で耐NC1-2005)」(以下「「設計・建圧機能を有するものについては，日
設規格 2005」」とい
本機械学会「配管内円柱状構造物のう。)PVB-3600 又は「設計・流力振動評価指針」(JSME S012)規定
建設規格 2012」PVB-3600 に規する手法を適用すること。なお，耐圧機能を有しないものについては第定する手法を適応すること。
・管に設置された円柱状構造物
8 条の 2 第 2 項によること。(日本機で耐圧機能を有するものにつ械学会「発電用原子力設備規格 設
いては，日本機械学会「配管計建設規格(JSME S NC1)」(2005 年
内円柱状構造物の流力振動評改訂版)並びに流力振動及び高サイ
発電用原子力設備に関する技術基準を定める省令（平成 25 年 6 月 28 日）

備考

追加要求なし追加要求なしクル熱疲労に関する評価指針の技術評価書)

価指針」(JSME S012)規定する
手法を適用すること。
(「日本機械学会「発電用原子力設備規格 設計建設規格(JSME S NC1)」(2005 年改訂版)並びに流力振動及び高サ
イクル熱疲労に関する評価指針の技術評価書」(平成 17 年
12 月原子力安全・保安院，原子力安全基盤機構取りまとめ)及び「設計・建設規格 2012
技術評価書」)

2「温度差のある流体の混合等により生ずる温度変動により損傷を受けないように施設しなければならない」とは，日本機械学会「配管の高サイクル熱疲労に関する評価指針」(JSME S017)に規定する手法を適用し，損傷の発生防止措置を講じること。なお，供用開始後における運転管理等の運用上の対応を考慮して施設することができる。(日本機械学会「発電用原子力設備規格 設計・
建設規格(JSME S NC1)」(2005 年改訂版)並びに流力振動及び高サイク
ル熱疲労に関する評価指針の技術評
価書)

2 「温度差のある流体の混合等により生ずる温度変動により損傷を受けないように施設しなければならない」とは，日本機械学会「配管の高サイクル熱疲労に関する評価指針」(JSME S017)に規定する手法を適用し，損傷の発生防止措置を講じること。
(「日本機械学会「発電用原子力設備規格 設計・建設規格(JSME S NC1)」(2005 年改訂版)並びに流力振動及び高サ
イクル熱疲労に関する評価指針の技術評価書」(平成 17 年
12 月原子力安全基盤機構取り
まとめ))

3

配管内円柱状構造物の流力振動及び配管の高サイクル熱疲労については，一次冷却材が循環する施設として，原子炉冷却材
浄化系，残留熱除去系(原子炉停止時冷却モード)(BWR)及び科学
体積制御系，余熱除去系(PWR)
を含めて措置を講じること。

3 配管内円柱状構造物の流力振動及び配管の高サイクル熱疲労については，一次冷却材が循環する施設として，原子炉冷却材
浄化系，残留熱除去系(原子炉停止時冷却モード)(BWR)及び科学
体積制御系，余熱除去系(PWR)
を含めて措置を講じること。

工事計画添付書類に係る補足説明資料
補足-190-3【非常用炉心冷却設備その他原子炉注水設備のポンプの有効吸込水頭に関する説明書に係る補足説明資料】

目 次
補足 1 非常用炉心冷却設備その他原子炉注水設備のポンプの有効吸込水頭について

補足 1-1

補足 2 原子炉隔離時冷却系ポンプ及び常設高圧代替注水系ポンプの有効吸込水頭の評価における原子炉格納容器の背圧の考慮について
補足 3 原子炉隔離時冷却系ストレーナの圧損評価について

補足 2-1
補足 3-1

補足 1

1. 非常用炉心冷却設備その他原子炉注水設備のポンプの有効吸込水頭について(1) 原子炉隔離時冷却系ポンプの有効吸込水頭に関する補足説明
原子炉隔離時冷却系ポンプ（評価流量：142 m3/h）
記載内容
項目
Ha：吸込み液面に作用する絶対
圧力

根拠

値

原子炉隔離時冷却系ポンプ運転中の有効 NPSH 評価上厳しい条件となる，サプレッション・チェンバ圧力（
み液面に作用する絶対圧力は
静水頭は，以下の差分●水源の E.L.：

Hs：吸込揚程kPa[gage]）に加えて，大気圧 101.325kPa を考慮し，吸込

m としている。

m としている。
m（サプレッション・プールの最低水位）

水源の E.L.としては，サプレッション・プールの低水位管理値を保守的に丸めた値とした。
●ポンプの吸込み口高さ：E.L.：m

配管及び弁類圧損は，水源となるサプレッション・プールからポンプ入口までの配管及び弁類圧損とする。
サプレッション・プールから原子炉隔離時冷却系ポンプまでの配管及び弁類圧損は，原子炉隔離時冷却系ポンプが以下の流量＊で運転することを想定する。
この場合，サプレッション・プールから原子炉隔離時冷却系ポンプまでの配管及び弁類圧損の合計値は，
H1：ポンプ吸込配管中の圧力損
失水頭m となる。

●原子炉隔離時冷却系ポンプ：142 m3/h×1 台
ポンプ吸込配管中の圧力損失水頭は，圧損合計値よりm に設定する。

注記＊：サプレッション・プールから原子炉隔離時冷却系ポンプの吸込配管は，単独取水する配管構成となっているため，他の非常用炉心冷却設備のポンプの運転流量を圧損計算上で考慮する必要はない。
H2：異物付着なしの状態におけるストレーナ圧力損失水

異物付着なしの状態におけるストレーナ圧損を，以下に示す。
●ストレーナ（ティー及びペネ含む）圧損：m

頭
hs：ポンプ吸込口における飽和
蒸気圧水頭

原子炉隔離時冷却系ポンプ運転中のサプレッション・プール水最高運転温度が約 100 ℃であるため，これを上回る温度として 100 ℃における飽和蒸気圧力

mと

している。
有効 NPSH は，以下の計算式により算出している。

有効 NPSH

有効 NPSH＝Ha＋Hs－H1－H2－hs(Ha+Hs－H1－H2－hs)＝＝m

原子炉隔離時冷却系ポンプ運転流量 142 m3/h における必要 NPSH としてポンプ性能より設定している。
必要 NPSH以上の計算結果より，有効 NPSH と必要 NPSH との関係は以下のとおりとなり，必要 NPSH が確保されることからポンプ運転状態として問題ない結果となる。
有効 NPSH：m＞必要 NPSH：

m

補足 1-1

(2) 常設高圧代替注水系ポンプの有効吸込水頭に関する補足説明
常設高圧代替注水系ポンプ（評価流量：136.7 m3/h）
記載内容
項目
Ha：吸込み液面に作用する絶対
圧力

根拠

値

常設高圧代替注水系ポンプ運転中の有効 NPSH 評価上厳しい条件となる，サプレッション・チェンバ圧力（
み液面に作用する絶対圧力は
静水頭は，以下の差分●水源の E.L.：

Hs：吸込揚程kPa[gage]）に加えて，大気圧 101.325kPa を考慮し，吸込

m としている。

m としている。
m（サプレッション・プールの最低水位）

水源の E.L.としては，サプレッション・プールの異常低水位（ポンプ運転下限水位とする）とした。
●ポンプの吸込み口高さ：m

配管及び弁類圧損は，水源となるサプレッション・プールからポンプ入口までの配管及び弁類圧損とする。
サプレッション・プールから常設高圧代替注水系ポンプまでの配管及び弁類圧損は，常設高圧代替注水系ポンプが以下の最大流量＊で運転することを想定する。
この場合，サプレッション・プールから常設高圧代替注水系ポンプまでの配管及び弁類圧損の合計値は，評価上，H1：ポンプ吸込配管中の圧力損
失水頭m となる。

3/●原子炉隔離時冷却系ポンプ：136.7 m h×1 台
ポンプ吸込配管中の圧力損失水頭は，圧損合計値よりm に設定する。

注記＊：サプレッション・プールから常設高圧代替注水系ポンプの吸込配管は，単独取水する配管構成となっているため，他の非常用炉心冷却設備のポンプの運転流量を圧損計算上で考慮する必要はない。
H2：異物付着なしの状態におけ

異物付着なしの状態におけるストレーナ圧損を，以下に示す。
m＊るストレーナ圧力損失水●異物付着なしの状態におけるストレーナ圧力損失水頭：頭＊兼用している高圧炉心スプレイ系ストレーナの異物付着なしの状態における圧力損失水頭を示す。

hs：ポンプ吸込口における飽和
蒸気圧水頭

原子炉隔離時冷却系ポンプ運転中のサプレッション・プール水最高運転温度が約 100 ℃であるため，これを上回る温度として 100 ℃における飽和蒸気圧力

mと

している。
有効 NPSH は，以下の計算式により算出している。

有効 NPSH

有効 NPSH＝Ha＋Hs－H1－H2－hs(Ha+Hs－H1－H2－hs)＝＝m

常設高圧代替注水系ポンプ運転流量 136.7 m3/h における必要 NPSH としてポンプ性能より設定している。
必要 NPSH以上の計算結果より，有効 NPSH と必要 NPSH との関係は以下のとおりとなり，必要 NPSH が確保されることからポンプ運転状態として問題ない結果となる。
有効 NPSH：m＞必要 NPSH：

m

補足 1-2

補足 2

原子炉隔離時冷却系ポンプ及び常設高圧代替注水系ポンプの有効吸込水頭の評価における原子炉格納容器の背圧の考慮について
重大事故等時，格納容器圧力及びサプレッション・プール水温度は時間経過とともに変化す
るが，格納容器圧力は常にサプレッション・プール水温度に対応する飽和蒸気圧力を超えている。したがって，原子炉隔離時冷却系ポンプ及び常設高圧代替注水系ポンプの有効吸込水頭の評価に当たっては，格納容器圧力よりサプレッション・プール水温度に対応する飽和蒸気圧力を差し引いた圧力である，原子炉格納容器の背圧を見込むことができる。原子炉格納容器の背圧を考慮する場合には，有効吸込水頭（以下，「有効 NPSH」という。
）の評価を保守的にするため，原子炉格納容器の背圧を小さく評価する必要がある。このため，原子炉格納容器圧力及びサプレッション・プール水温度に影響する評価条件を設定した解析を行い，保守的な原子炉格
納容器の背圧を考慮した場合の有効 NPSH が，ポンプの必要吸込水頭（以下，「必要 NPSH」という。）を上回ることを確認する。
１．評価事象の選定（１）評価事象評価の対象とする事象は，原子炉隔離時冷却系ポンプ又は常設高圧代替注水系ポンプに期待する炉心損傷防止対策の有効性評価における重要事故シーケンスの中から，原子炉格納容器の背圧が最も小さくなる重要事故シーケンスを選定する。
第 1 表に有効 NPSH 評価事象の整理を示す。原子炉隔離時冷却系ポンプの評価については，
全交流動力電源喪失（長期 TB）を対象とする。また，常設高圧代替注水系ポンプの評価については，全交流動力電源喪失（TBD，TBU）を対象とする。
なお，有効性評価解析においては，低圧代替注水系の有効性を確認する観点より，逃がし
安全弁（自動減圧機能）による急速減圧開始と同時に，原子炉隔離時冷却系ポンプ又は常設
高圧代替注水系ポンプによる原子炉注水を停止する扱いとしている。
（２）評価事象の包絡性
原子炉停止機能喪失及び逃がし安全弁再閉鎖失敗を想定する事故シーケンス以外の事故シーケンスでは，崩壊熱とのバランスで逃がし安全弁（安全弁機能）2 個によって原子炉圧力が制御されるため，その排気によりサプレッション・プール水温度が上昇し，原子炉格納容器の背圧が小さくなっていく。このため，原子炉圧力制御時間が長く，ポンプの運転時間が長くなる事故シーケンスほど原子炉格納容器の背圧条件が厳しくなる。
ここで，全交流動力電源喪失（長期 TB）及び全交流動力電源喪失（TBD，TBU）の重要事故
シーケンスは，事象発生直後より逃がし安全弁（安全弁機能）による原子炉圧力制御が開始される事故シーケンスであり，また，低圧代替注水系の注水準備が整い，急速減圧を開始す
る約 8 時間までポンプの運転を継続する事故シーケンスであることから，原子炉格納容器の背圧条件としては最も厳しくなる。なお，実際には 8 時間よりも早く低圧代替注水系の準備
補足 2-1

を整えることが可能であることから，ポンプの運転時間が 8 時間より長くなることはない。
原子炉停止機能喪失は格納容器圧力の上昇が早い事象であるため，ポンプ運転中の原子炉
格納容器の背圧は大きめに推移する。また，逃がし安全弁再閉鎖失敗を想定する事故シーケ
ンスでは，原子炉圧力の減少が早く，ポンプ運転時間が短くなるため，ポンプ運転停止時の原子炉格納容器の背圧は大きくなる。
以上のことより，原子炉隔離時冷却系ポンプ及び常設高圧代替注水系ポンプの有効 NPSH 評
価に当たっては，ポンプの運転時間が長くなる全交流動力電源喪失（長期 TB）及び全交流動
力電源喪失（TBD，TBU）の重要事故シーケンスを対象に評価することで，保守的な原子炉格
納容器の背圧条件を設定することができる。
２．解析条件
保守的に原子炉格納容器の背圧を小さくする観点より，添付書類十で示した有効性評価解
析の条件よりも，格納容器圧力を低めに評価する解析条件を設定する。また，サプレッション・プール水位及びサプレッション・プール水温度については，有効性評価解析において，
サプレッション・プール水温度を高めに評価する条件を設定しており，本評価においても同一の条件を設定する。第 2 表に解析条件を示す。
３．評価結果
第 3 表及び第 4 表に有効 NPSH 算定結果を，
第 5 表及び第 6 表に有効 NPSH 評価結果を示す。
また，第 1 図から第 6 図に，格納容器圧力の推移，サプレッション・プール水温度の推移，
有効 NPSH の推移を示す。
ポンプの運転期間中において，原子炉格納容器の背圧が最も厳しくなるポンプ停止時点（約8 時間）での有効 NPSH を第 5 表に示す。なお，ポンプ吸込口における飽和蒸気圧水頭については，保守的に解析結果を包絡する 100 ℃の飽和蒸気圧に基づき算定した値を設定している。
第 6 表に示すとおり，保守的な原子炉格納容器の背圧を考慮した場合においても，原子炉隔離時冷却系ポンプ及び常設高圧代替注水系ポンプによる原子炉注水に期待する期間の有効
NPSH は，それぞれのポンプの必要 NPSH を上回る。

補足 2-2

第 1 表 有効 NPSH 評価事象の整理重要事故シーケンス

ポンプ＊１

減圧時間＊２ポンプに期待する期間の原子炉格納容器の背圧条件

評価事象

炉心損傷防止対策有効性評価

補足 2-32.1

高圧･低圧注水機能喪失－

約 25 分RCIC 及び AHPI に期待していない。

2.2

高圧注水･減圧機能喪失－

約 31 分RCIC 及び AHPI に期待していない。

2.3.1 全交流動力電源喪失（長期 TB）

RCIC

約 8 時間他の重要事故シーケンスに比べて，RCIC 運転時間が長いことから，RCIC 停止時のサプレッション･プール水温が高めになり，原子炉格納容器の背圧が小さくなる。

RCIC◎

2.3.2 全交流動力電源喪失（TBD，TBU）

AHPI

約 8 時間AHPI 運転時間が長く，サプレッション･プール水温が高めになり，原子炉格納容器の背圧が小さくなる。

AHPI◎

2.3.3 全交流動力電源喪失（TBP）

RCIC

事象発生
直後

長期 TB に比べて，減圧タイミングが早く，RCIC 運転時間が短くなることから，RCIC 停止時のサプレッション･プール水
温度が低めになり，原子炉格納容器の背圧が大きくなる。

2.4.1 崩壊熱除去機能喪失（取水機能喪失）

RCIC

約 2 時間同上

2.4.2 崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系故障）

RCIC

約 2 時間同上

2.5

原子炉停止機能喪失

RCIC

－

2.6

LOCA 時注水機能喪失（中破断 LOCA）－

約 25 分RCIC 及び AHPI に期待していない。

2.7

格納容器バイパス（ISLOCA）

RCIC

約 15 分

長期 TB に比べて，減圧タイミングが早く，RCIC 運転時間が短くなることから，RCIC 停止時のサプレッション･プール水
温度が低めになり，原子炉格納容器の背圧が大きくなる。

2.8

津波浸水による最終ヒートシンク喪失

長期 TB に比べて，サプレッション･プール水温度は高めになるが，格納容器圧力の上昇が早いことから，長期 TB より
も RCIC 停止時の原子炉格納容器の背圧が大きくなる。

2.3.1 全交流動力電源喪失（長期 TB）と同じ＊１：添付書類十の有効性評価解析において期待しているポンプ（RCIC：原子炉隔離時冷却系ポンプ，AHPI：常設高圧代替注水系ポンプ）＊２：添付書類十の有効性評価解析における逃がし安全弁による原子炉減圧の開始時間（事象発生からの時間）

第 2 表 解析条件
有効 NPSH 評価
項目

有効性評価解析（参考）

解析条件

条件選定理由格納容器圧力大気圧

実機条件に対して低めの値として設定。
初期圧力が低い方が，ポンプ停止時の格納容器圧力が低くなり，原子炉格納容器の背圧が小さくなる。

5 kPa［gage］

格納容器雰囲気温度

10 ℃

実機条件に対して低めの値として設定。
初期温度が低い方が，ポンプ停止時の格納容器圧力が低くなり，原子炉格納容器の背圧が小さくなる。

57 ℃

補足 2-4

格納容器体積（ドライウェル）

5,700 m３

格納容器体積（ウェットウェル）

空間部：4,100 m３
液相部：3,300 m３

サプレッション・プール水位の運用下限値に基づき設定。
液相部が小さい方が，ポンプ停止時のサプレッション・プール水温度が高くなり，原子炉格納容器の背圧が小さくなる。

空間部：4,100 m３
液相部：3,300 m３

サプレッション・プール水位

6.983 m（E.L. 2.983 m）

サプレッション・プール水位の運用下限値に基づき設定。
水位が低い方が，ポンプ停止時のサプレッション・プール水温度が高くなり，原子炉格納容器の背圧が小さくなる。

6.983 m（E.L. 2.983 m）

サプレッション・プール水温度

32 ℃

サプレッション・プール水温度の運用上限値を設定。
初期の温度が高い方が，ポンプ停止時のサプレッション・プール水温度が高くなり，原子炉格納容器の背圧が小さくなる。

32 ℃

設計値を設定。

5,700 m３

第 3 表 原子炉隔離時冷却系ポンプの有効 NPSH 算定結果
（単位：m）
重大事故等時
Ha：吸込み液面に作用する絶対圧力
Hs：吸込揚程
H1：ポンプ吸込配管圧損
H2：異物付着なしの状態におけるストレーナ圧損＊１
hs：ポンプ吸込口における飽和蒸気圧水頭
有効 NPSH（Ha＋Hs－H1－H2－hs）＊１：原子炉隔離時冷却系ポンプは LOCA 事象において使用しないため。
＊２：ティー及びペネ部を含む。
＊３：解析結果を包絡する 100 ℃の飽和蒸気圧に基づき算定した値。

第 4 表 常設高圧代替注水系ポンプの有効 NPSH 算定結果
（単位：m）
重大事故等時
Ha：吸込み液面に作用する絶対圧力
Hs：吸込揚程
H1：ポンプ吸込配管圧損
H2：異物付着なしの状態におけるストレーナ圧損＊１
hs：ポンプ吸込口における飽和蒸気圧水頭
有効 NPSH（Ha＋Hs－H1－H2－hs）＊１：常設高圧代替注水系ポンプは LOCA 事象において使用しないため。
＊２：常設高圧代替注水系ポンプの流量は，ストレーナを兼用する高圧炉心スプレイ系ポンプの流量に比べて小さく，ストレーナ圧損は低減するが，有効 NPSH 評価上保守的な評価となるように，高圧炉心スプレイ系ポンプ運転時のストレーナ圧損を使用するものとし，設備の変更がないため，
高圧炉心スプレイ系ストレーナの着工事計画添付書類の算定値と同じとする。
＊３：解析結果を包絡する 100 ℃の飽和蒸気圧に基づき算定した値。

補足 2-5

第 5 表 原子炉隔離時冷却系ポンプの有効 NPSH 評価結果
（単位：m）
必要 NPSH

有効 NPSH
重大事故等時

原子炉隔離時冷却系ポンプ

第 6 表 常設高圧代替注水系ポンプの有効 NPSH 評価結果
（単位：m）
必要 NPSH
常設高圧代替注水系ポンプ

補足 2-6

有効 NPSH
重大事故等時0.20
有効NPSH評価解析
有効性評価解析0.16
格納容器圧力0.12

0.08（MPa［gage］）

0.04
原子炉隔離時冷却系ポンプ停止時の格納容器圧力 約 57 kPa（約 8 時間）

0.00
0

2

4
6
事故後の時間（h）

810

第 1 図 格納容器圧力の推移［全交流動力電源喪失（長期 TB）］

サプレッションプール水温度

150
有効NPSH評価解析
有効性評価解析100

原子炉隔離時冷却系ポンプ停止時のサプレッション・プール水温度
約 98 ℃（約 8 時間）

50

（℃）

0
0

2

4
6
事故後の時間（h）

第 2 図 サプレッション・プール水温度の推移［全交流動力電源喪失（長期 TB）］

補足 2-7810

18
有効性評価解析有効NPSH評価解析
有効NPSH評価解析
有効性評価解析

15
有
効
N
P
S
H

＊１

12

原子炉隔離時冷却系ポンプ停止時の有効 NPSH 算定値 11.0 m＊２

原子炉隔離時冷却系ポンプ停止（約 8 時間）（NPSH 評価点）

9（m）

原子炉隔離時冷却系ポンプ必要 NPSH6.0 m

63＊1 格納容器圧力及びサプレッション・プール水温度の推移に基づき算出＊2 保守的にサプレッション・プール水温度 100 ℃の条件で算定した値

0
0

2

4
6
事故後の時間（h）

810

第 3 図 原子炉隔離時冷却系ポンプ有効 NPSH の推移［全交流動力電源喪失（長期 TB）］

0.20
有効NPSH評価解析
有効性評価解析0.16
格納容器圧力0.12

0.08（MPa［gage］）

0.04
常設高圧代替注水系ポンプ停止時の格納容器圧力 約 57 kPa（約 8 時間）

0.00
0

2

4
6
事故後の時間（h）

第 4 図 格納容器圧力の推移［全交流動力電源喪失（TBD，TBU）］

補足 2-8810

150
サプレッションプール水温

有効NPSH評価解析
有効性評価解析100

常設高圧代替注水系ポンプ停止時のサプレッション・プール水温度
約 98 ℃（約 8 時間）

50
（℃）

0
0

2

4
6
事故後の時間（h）

810

第 5 図 サプレッション・プール水温度の推移［全交流動力電源喪失（TBD，TBU）］

18
有効NPSH評価解析
＊１

有
効
N
P
S
H

有効性評価解析1512
常設高圧代替注水系ポンプ停止時の有効 NPSH 算定値 10.6 m＊２

9常設高圧代替注水系ポンプ必要 NPSH7.0 m（m）
6

常設高圧代替注水系ポンプ停止（約 8 時間）（NPSH 評価点）

3
＊1 格納容器圧力及びサプレッション・プール水温度の推移に基づき算出＊2 保守的にサプレッション・プール水温度 100 ℃の条件で算定した値

0
0

2

4
6
事故後の時間（h）

第 6 図 常設高圧代替注水系ポンプ有効 NPSH の推移［全交流動力電源喪失（TBD，TBU）］

補足 2-9

8

10

補足 3

原子炉隔離時冷却系ストレーナ圧損について

補足 3-1

1. はじめに
本書は，原子炉隔離時冷却系ポンプストレーナ（ティー部及びペネ部含む）の圧損を評価したものである。

ストレーナ
ティー部

ペネ部（格納容器貫通部）

図 1－1 ストレーナ（ティー部及びペネ部）圧損評価部位

補足 3-2

2. ストレーナ圧損
ストレーナ圧損は，設計上ストレーナ表面積の％が閉塞した場合のクリーン時圧失として求める。
2.1 仕様
表 2-１にポンプの定格流量を示す。
表 2-１ 原子炉隔離時冷却系ポンプの定格流量
定格流量Ｑ

ポンプ名称

（m3/hr）

原子炉隔離時冷却系

142

ポンプ系

2.2 圧力損失に関する検討
2.2.1 ストレーナ近傍の平均流速

tsRi(1) ストレーナの寸法
Ｄｉ＝

mm

Ｒｉ＝

mm

ｔｓ＝ mmh2

Ｄｏ＝Ｄｉ＋2・ｔｓ＝
Ｒｏ＝Ｒｉ＋ｔｓ＝
ｈ＝

Di Do

Ro

＋2× ＝
＋ ＝

h1
h

mm

mm

mm

h2＝Ｒo－2Ｒo -ｈ1＝ｈ－ｈ2＝

Ｄo
2

2

＝

－ (

＝

mm

－

Ｓ1＝π・Ｄｏ・ｈ1＝π××

Ｓ2＝2・π・Ｒｏ・ｈ2＝2×π×
Ｓ＝Ｓ1＋Ｓ2＝

＋

＝

2

)2 -

mm

m2

＝
×

＝

2

＝

m2

m2 （ストレーナ表面積の％が閉塞した場合の圧力損失を確認するため、ストレーナ 1 個の表面積を用いて圧損を評価する。
)

補足 3-3

(2) ストレーナ近傍の平均流速m2

ストレーナの表面積：S＝

平均流速：Ｖ＝

Ｑ
602

Ｓ

1

＝

602

＝

m/s

2.2.2 圧損評価式(1) ストレーナ面積比
下図に示すような正三角形モデルとすると、
π 2
π
d
4
4
ストレーナ面積比：f＝
＝
3 2
3
p
2
2

2
2

＝

ここで、ｐ：ピッチ（mm)ｄ：ストレーナ穴径（mm)(2) ストレーナ通過時のレイノルズ数① ストレーナ通過時の平均流速：ｖ0＝

ｖ
m/s
ｆ

② 動粘性係数：ν＝7.636×10-7 m2/s （at 32℃）
サプレッションプール内水温 32℃の水の密度及び粘性係数は、下記に示す水の物性
値 *1 を直線内挿して算出した。
注記*1：引用文献 [1] “Cameron Hydraulic Data, 16th Edition, 1984”page4-4
lists the following property for water

補足 3-4

(a) 32.2℃：0.9950 g/cm3

密度（ρ)

動粘性係数（ν) ：0.76 cSt(b) 29.4℃：0.9959 g/cm3

密度（ρ)

動粘性係数（ν) ：0.81 cSt(c) 32℃の水の密度及び粘性係数は、密度（ρ)＝0.9959＋(0.9950－0.9959)×(32-29.4)＝0.99506g/cm3(32.2-29.4)＝995.06 kg/m3
動粘性係数（ν）＝0.81＋(0.76-0.81)×(32-29.4)＝0.7636 cSt(32.2-29.4)＝7.636×10-7 m2/s

③ 等価直径（流路断面が円形の場合 dh＝円形断面の直径）
4 f0

dh＝

Π0

4
＝

π
d 2
4 h

π dh

＝dh（m）

ここで、ｆ0：ストレーナの 1 つの穴の面積（m2）Π0：ストレーナの 1 つの穴の周長（m）④ ストレーナ通過時のレイノルズ数
Ｖ

ⅴ 0 dh f d h
Ｒe＝
＝
＝
＝
ν
ν
7.636×10-7(3) 縮流係数
縮流係数は下式により得られる。

補足 3-5

ζRe ＝①

ζ+ε0Re ζ1qu2f
ζφ は、Diagram 8-5 *1 の下表の数値を用いて直線内挿して算出した。

注記*1：引用文献 [2] ”HANDBOOK of HYDRAULIC RESISTANCE 3rd Edition”(a) Re＝

, f＝

にて

ζφ＝

(b) Re＝

＝

, f＝

にて

ζφ＝
(c) Re＝

＝
, f＝

にて

ζφ＝
②

＝

ε0Ｒｅ は、Diagram 8-5 *2 の上表の数値を用いて直線内挿して算出した。
注記*2：引用文献 [2] ”HANDBOOK of HYDRAULIC RESISTANCE 3rd Edition”
Re＝

にて

ε0Ｒｅ＝

③

＝

ζ1qu は、Diagram 4-15 *3 に基づいて算出した。
注記*3：引用文献 [2] ”HANDBOOK of HYDRAULIC RESISTANCE 3rd Edition”

ζ1qu = 0.5 (1-f)0.75 +τ (1-f)1.375 +(1-f)2 +λ

1
dh

＝

＝
(a) τ＝(2.4－ )・10- ( ) ＝＝
補足 3-6

f

2

(b)

＝ ＝
dh

＝

は、Diagram 4-15 *4 の式を用いて算出した。

(c)

注記*4：引用文献 (2) ”HANDBOOK of HYDRAULIC RESISTANCE 3rd Edition”＝0.25＋0.535× ( )0.05 + ( )-8 ＝0.25＋0.535×{ -8/(0.05＋ -8)}＝(d) 管摩擦係数：λ＝

64

Ｒe

64
λ＝ ＝
Ｒe

64

：引用文献[3] ムーディー線図＝④ 縮流係数の計算

ζRe ＝

ζ
f

2

+ε0Re ζ1qu＝

1＝(4) ストレーナ部圧力損失
縮流係数を用いてストレーナ部圧力損失を計算する。
ΔＨ＝ζRe
2.3 結

Ｖ

2

＝

2 ｇ

＝

→

m

論

以上の計算結果から、ストレーナ片側が閉塞した場合のストレーナの圧力損失は、m となる。
ストレーナ名称

定格圧力損失（m）

原子炉隔離時冷却系
ストレーナ

引用文献
[1]“Cameron Hydraulic Data, 16th Edition, 1984”page4-4 lists the following
property for water[2] HANDBOOK of HYDRAULIC RESISTANCE 3rd Edition[3] ムーディー線図
補足 3-7

3. ティー部の配管圧損
図 3－1 にティー部を示す。ティー部の配管圧損はティー継手及び段差の圧損を合計したものである。

Ｄ1

Ｄ2

Ｑ

ｒ

ストレーナ

段差
ティー継手
図 3－1 ティー部概要図

記号

部

位

原子炉隔離時
冷却系

3Ｑ

系統流量（m /h）

Ｄ1

ストレーナフランジ内径（m）

Ｄ2

ティー継手内径（m）

ｒ

すみの丸み（m）(1) ティー部圧損評価一般式
ティー部の圧損は，以下の式で求められる。
2

ｖ
ｈ＝ζ
2ｇ
ここで，
ｈ：圧損（m）
ζ：損失係数（-）
ｖ：ティー内の合流後の流速（m/s）
ｇ：重力加速度（m/s2）(2) 流速(a) ティー継手
補足 3-8

ティー継手内の合流後の流速は，系統流量とティー継手内の流路面積から求めら
れる。

v=

Q
At

=

0.0394

→

=

(m/s）

ここで，
Ｑ：流量（m3/s）⇒系統流量 142（m3/h）を m3/s の単位に変換
142（m3/h）÷3600=0.03944→0.0394（m3/s）
Ａｔ：流路面積（m2）⇒外径(m)，板厚2→π／4×d =π／4 ×(m)から算出，d=
2

-

×2=

(m)

2

=

（m )

(3) 損失係数(a) ティー継手における合流による損失係数 ζ１
合流による損失係数は，引用文献[1]を用いて求める。
引用文献[1]の図 4・95 から，合流時の損失係数は，合流前／合流後の流量比とｒ/ｄ（ティー継手合流部の丸み／内径）を用いて求める。図 3－2 にｒ及びｄ寸法につ
いて示す。

ｄ

ｒ

図 3－2 ｒ及びｄ寸法の図示
合流前／合流後の流量比は 0.5 であり，ｒ/ｄは以下となる。
ｒ/ｄ＝

/

＝

ここで，
ｒ：ティー継手合流部の丸み（m）⇒

m であるが，保守的に

ｄ：ティー継手内径（m）⇒m
補足 3-9m とする。

よって，引用文献[1]図 4・95 から求めた損失係数 ζ１は以下となる。
ζ １＝(b) 段差による損失係数 ζ２ストレーナフランジ内径とティー継手内径が相違する場合の影響を考慮した損失係数を求める。図 3－3 に模式図を示す。

Ｄ２

Ｄ１

図 3－3 フランジ内径とティー継手内径の段差の模式図
段差による影響は，引用文献[2]を用いて評価する。
ここで，流路が狭くなる前の断面積Ａ１（＝ストレーナフランジ内径Ｄ１：から求めた断面積）と狭くなった後の断面積Ａ２（＝ティー継手内径Ｄ２：m
mか

ら求めた断面積）は以下となる。
Ａ１＝

（m2）

Ａ ２＝

（m2）

以上より，断面積比Ａ２/Ａ１＝となり，引用文献[2]の図 161 から読み取った損

失係数 ζ２は以下となる。
２＝(c) 圧損計算(a)～(b)項より，圧損を計算すると以下の圧損値が求められる。
・ζ１による圧損
v2
h1 ＝ζ1 2g ＝

＝

→

(m)

・ζ２による圧損
h2 ＝2×ζ2

vi 2

2g

=2×ζ2

v 2
2 ＝

2g

補足 3-10

＝

→

(m)

ここで，
vi：合流前の流速 （m/s）⇒ここでは保守的に vi=v/2 とする。*
注記＊：
厳密には vi=v/2 とならず，
vi ＝

Q/2 0.0394/2
＝
＝
A2

→

(m/s)

このとき，
h2 ＝2×ζ2

vi 2
＝
2g

＝

(m)

・合計圧損
h＝h1＋h2＝

＋

＝

（m）

(4) 結果のまとめ
表 3－1 にティー部圧損のまとめを示す。
表 3－1 ティー部圧損のまとめ
ティー部系統

ζ１による ζ２による圧損合計

圧損（m） 圧損（m）(m）

原子炉隔離時冷却系
引用文献[1] 技術資料 管路・ダクトの流体抵抗（日本機械学会 管路・ダクトの流体抵抗出版分
科会 編）[2] 機械工学便覧 基礎編 Ａ５ 流体工学（日本機械学会 編）

補足 3-11

4. ペネ部の圧損（１）ペネ部の圧損評価方法
ペネ部の圧損Ｈは，以下に示す式に基づき算出する。
Ｈ＝λ･(L／D)･(v２／2g)
ここで

Ｈ：ペネ部圧損（m）
Ｌ：ペネ部直管長（m）
Ｄ：ペネ部内径（m）
ｖ：流速（m/s）
ｇ：重力加速度（m/s2）
λ：管摩擦係数＊

注記＊：管摩擦係数λは，レイノルズ数と相対粗さの関数で表され，λに関する実験結果から，ムーディによって実用性の高い線図が提案されており，グラフからλを読み取る。
（２）ペネ部の圧損
表 4-1 ペネ部の圧損評価データ
単位
ペネ部外径

ｍｍ

ペネ部厚さ

ｍｍ

ペネ部内径：Ｄ

ｍ

流量

ｍ３／ｈ

流速：ｖ

ｍ／ｓ

管摩擦係数：λ－ペネ部長さ：Ｌｍ

ペネ部Ｌ／Ｄ

－

ペネ部

以上より，
H＝

＝

m

5. ストレーナ（ティー部及びペネ部含む）圧損
ストレーナ圧損

m，ティー部圧損

ーナ圧損（ティー部及びペネ部含む）は0m を上回るm 及びペネ部圧損

m より，ストレm となる。なお，有効吸込水頭評価上は

m をストレーナ圧損（ティー部及びペネ部含む）として使用する。

補足 3-12

補足-190-5【クラス１機器及び炉心支持構造物の応力腐食割れ対策に関する説明書に係る補足説明資料】

1.

概要
本資料は，新たに原子炉冷却材圧力バウンダリ範囲となった箇所の系統構成及び材料を説明するものである。また，取替となる弁の対象について，説明をするものである。

2.

原子炉冷却材圧力バウンダリ拡大範囲の系統構成について
原子炉冷却材圧力バウンダリの範囲については，「実用発電用原子炉及びその附属施設の位
置，構造及び設備の基準に関する規則の解釈」に基づき，通常時又は事故時に開となるおそれがある通常時閉及び事故時閉となる弁を有するものに対し，従来の原子炉から見て第 1 隔離弁を含むまでの範囲が，第 2 隔離弁を含むまでの範囲に拡大された。
この変更に伴い，原子炉冷却材圧力バウンダリの範囲が拡大される可能性があるものとして以下のものが抽出された。
・弁 E12-F009 から弁 E12-F008 まで（残留熱除去系原子炉停止時冷却系供給ライン）・弁 E12-F053A，B から弁 E12-F050A，B まで（残留熱除去系原子炉停止時冷却系戻りライン）
原子炉冷却材圧力バウンダリ拡大範囲概念図を図 1 に示す。

従来のバウンダリの範囲

原子炉
再循環系
配管

新たにバウンダリとなった範囲

Ｍ

Ｍ
残留熱除去系ポンプ

供給ライン
第１隔離弁
(E12-F009）

供給ライン
第２隔離弁
(E12-F008）

弁 E12-F009 から弁 E12-F008 まで（残留熱除去系停止時冷却系供給ライン）

新たにバウンダリとなった範囲

従来のバウンダリの範囲

Ｍ

Ｎ

戻りライン
第２隔離弁
(E12-F053A,B）

戻りライン
第１隔離弁
(E12-F050A,B）

残留熱除去系ポンプ

原子炉
再循環系
配管

弁 E12-F053A，B から弁 E12-F050A，B まで（残留熱除去系停止時冷却系戻りライン）
図 1 原子炉冷却材圧力バウンダリ拡大概念図

1

3.

原子炉冷却材圧力バウンダリ拡大範囲の材料について
原子炉冷却材圧力バウンダリ拡大範囲について，使用材料を表 1〜表 4，系統概要図を図 2〜
図 3 に示す。
表 1 残留熱除去系停止時冷却系供給ラインの配管の仕様

第 1 隔離弁上流（供給ライン）

最高使用圧力最高使用温度

8.62 MPa[gage]

302 ℃

8.62 MPa[gage]

302 ℃

508 mm／32.5 mm

第 1 隔離弁から第 2 隔離弁間

外径／厚さ508 mm／32.5 mm（供給ライン）

材料
SUS304TP

SUS304TP

表 2 残留熱除去系停止時冷却系供給ラインの弁の仕様

第 1 隔離弁（供給ライン）
第 2 隔離弁（供給ライン）

材料

最高使用

主要寸法

温度

（呼び径）

弁箱

弁ふた

8.62 MPa[gage]

302 ℃

500A

SCS14

SCS14

8.62 MPa[gage]

302 ℃

500A

SCS14

SCS14

最高使用圧力原子炉冷却材圧力バウンダリ拡大範囲①配管②弁③配管溶接部④支持構造物取付溶接継手

図 2 残留熱除去系停止時冷却系供給ラインの系統概要図2

表 3 残留熱除去系停止時冷却系戻りラインの配管の仕様

第 1 隔離弁下流（戻りライン）

最高使用圧力最高使用温度

10.7 MPa[gage]

302 ℃

10.7 MPa[gage]

302 ℃

318.5 mm／25.4 mm

第 1 隔離弁から第 2 隔離弁間

外径／厚さ（戻りライン）

材料
SUS304TP SUSF316

318.5 mm／

SUS316TP SUSF316

25.4 mm

SUS304TP

表 4 残留熱除去系停止時冷却系戻りラインの弁の仕様
最高使用

主要寸法

温度

（呼び径）

10.69 MPa[gage]

302 ℃

300A

10.69 MPa[gage]

302 ℃

300A

最高使用圧力第 1 隔離弁（戻りライン）
第 2 隔離弁（戻りライン）

材料
弁箱

弁ふた

SCS16ASUSF316L

SCS14

SUS316

SCS14

SCS14

原子炉冷却材圧力バウンダリ拡大範囲

3

①配管
②弁
③配管溶接部④支持構造物取付溶接継手

図 3 残留熱除去系停止時冷却系戻りライン

4

4.

弁取替となる対象について
弁取替となる対象について，表 5 に示す。
表 5 弁取替となる対象
ＲＣＰＢ拡大範囲以外

材料（SCC 対策品は，太字）

弁 No.

弁名称

取替内容

弁箱

弁ふた

E12-F041A

残留熱除去系Ａ系注入
ラインテスト逆止弁

弁体のみ

SF490A 相当(ASTM A105-71)

E12-F041B

残留熱除去系Ｂ系注入
ラインテスト逆止弁

弁体のみ

SF490A 相当(ASTM A105-71)

E12-F041C

残留熱除去系Ｃ系注入
ラインテスト逆止弁

弁体のみ

SF490A 相当(ASTM A105-71)

E12-F050A

残留熱除去系Ａ系停止
時冷却ラインテスト逆
止弁

弁体のみ

SUSF316L

E12-F050B

残留熱除去系Ｂ系停止
時冷却ラインテスト逆止弁

弁体及び弁箱SCS14

E21-F005

低圧炉心スプレイ系注
入弁

弁一式

SCPL1

E21-F006

低圧炉心スプレイ系テスタブル逆止弁

弁体のみ

SF440A 相当(ASTM A105-71)

E22-F005

高圧炉心スプレイ系テスタブル逆止弁

弁体のみ

SF490A 相当(ASTM A105-71)

E51-F064

原子炉隔離時冷却系蒸
気ライン外側隔離弁

弁一式

E51-F065

原子炉隔離時冷却系注入ライン外側テスト逆
止弁

弁体のみ

SCPL1

弁体

SUS316L

SCPL1

SCPL1

SCPL1

SCPL1

SUS316

ＲＣＰＢ拡大範囲

材料（SCC 対策品は，太字）

弁 No.

弁名称

取替内容

弁箱

弁ふた

弁体

E12-F053A

残留熱除去系Ａ系シャットダウン注入弁

弁一式

SCS14

SCS14

SUSF316

E12-F053B

残留熱除去系Ｂ系停止
時冷却ラインテスト逆
止弁

弁一式

SCS14

SCS14

SUSF3165

工事計画に係る補足説明資料
工事計画に係る説明書（原子炉冷却系統施設）のうち原子炉格納容器内の原子炉冷却材の漏えいを監視する装置の構成に関する説明書並びに計測範囲及び警報動作範囲に関する説明書
補足-190-6【原子炉格納容器内の原子炉冷却材漏えい監視の評価時間について】

目次
1.

格納容器床ドレンサンプ流量計の検出時間について・・・・・・・・・・・・・・・・・・・1

2.

ドライウェル内ガス冷却装置による漏えい検出の評価時間の保守性について・・・・・・・・23.

凝縮液量が平衡状態に達する時間に関する妥当性について・・・・・・・・・・・・・・・・54.

ドレン管移送時間の算出について・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・85.

漏えい検出設備の検出時間評価に使用する配管及び床面の粗度係数について・・・・・・・10

6.

漏えい水（液体分）の漏えい検出の評価時間の保守性について・・・・・・・・・・・・・11

7.

原子炉格納容器内の原子炉冷却材の漏えい検出方法について・・・・・・・・・・・・・・14

7.1 格納容器下部の形状変更について・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・14
7.1.1 格納容器床ドレンサンプ形状変更・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・14
7.1.2 格納容器床ドレンサンプ配管の一部変更・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・15
7.2 格納容器床ドレンサンプのオーバーフロー水位の維持について・・・・・・・・・・・・15
7.3 格納容器床ドレンサンプへの水張りについて・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・16
7.3.1 格納容器床ドレンサンプへの水張りの停止判断・・・・・・・・・・・・・・・・・17
7.4 格納容器床ドレン流量計監視不能時の対応について・・・・・・・・・・・・・・・・・18

1.

格納容器床ドレンサンプ流量計の検出時間について
格納容器床ドレン流量計は，容積式流量検出器からのパルス信号を，演算装置にて流量に変換し監視する。なお，容積式流量検出器においては 0.23 m3/h（1 gpm）のような低流量域においても計測できるよう，適切な容量を有するバケット（容量：250 mL）を選定している。
警報動作範囲は 0〜0.6 m3/h で設定可能であり，0.23 m3/h（1 gpm）の流量を検出した場合に格納容器床ドレンサンプ流量高の警報を中央制御室に発信する。なお，警報動作流量以上の流量では，警報動作状態を継続する。
（「図 1-1 格納容器床ドレン流量計の概略構成図」参照）
演算装置の出力は 1 分間のパルス信号積算値出力を次の 1 分間の出力まで保持する設計としているため，格納容器床ドレン流量計の検出遅れ時間として 2 分に設定する。
（「図 1-2 格納容器
床ドレン流量計の検出時間の考え方」参照）

図 1-1 格納容器床ドレン流量計の概略構成図

図 1-2 格納容器床ドレン流量計の検出時間の考え方

1

2.

ドライウェル内ガス冷却装置による漏えい検出の評価時間の保守性について
ドライウェル内ガス冷却装置による漏えい検知時間（Ｔ１〜Ｔ４の合計で 36 分）には，以下の通り保守性を見込んでおり，格納容器床ドレンサンプから格納容器床ドレン流量計までの検出時
間（Ｔ８〜Ｔ９）及び格納容器床ドレン流量計の検出時間（Ｔ１０）の合計 8 分を加えても 60 分を超えないため，問題なく 1 時間以内に 0.23 m3/h の漏えい量（蒸気分）を検知可能である。
(1) ドライウェル内ガス冷却装置までの蒸気到達時間：Ｔ１＝2 分における保守性漏えいした蒸気がドライウェル内ガス冷却装置の冷却コイルに達し，冷却が開始されるま
での時間Ｔ１を評価する際には，ドライウェル内ガス冷却装置に蒸気が到達するまでの時間に(2)で述べる原子炉格納容器内に漏えいした蒸気が徐々に充満し平衡状態となる過程も一部で始まっているが，そのことは考慮せず保守的に評価している。
また，ＲＣＰＢ配管から漏えいした蒸気がドライウェル内ガス冷却装置の冷却コイルに達する最長経路は，漏えい蒸気を含む原子炉格納容器内の空気が冷却ファンにより一巡する時間をＴ１とすることで保守的に評価している。
(2) 凝縮液量が平衡に到達する時間：Ｔ２＝31 分における保守性
漏えい蒸気が凝縮に要する時間は，ドライウェル内ガス冷却装置における凝縮液量が，蒸気分の漏えい量と平衡となる時間として評価している。ここで，本評価に対しては確実に漏
えい蒸気分の検知を可能とするために，格納容器床ドレン流量計の警報設定値を漏えい蒸気分の 95 %とすることで対応する。
凝縮液量と経過時間の関係は図 2-1 のグラフの関係であり，凝縮液量が蒸気分の漏えい量の 95 %に達する時間は約 30.3 分である。これを保守的に 31 分と評価している。
また，平衡に達する時間の妥当性については，3.で示す。

図 2-1 凝縮液量が平衡に達する時間2(3) 凝縮液ドレン管移送時間：Ｔ３＝2 分における保守性
凝縮液ドレン管には垂直部と水平部（1／100 こう配）があるが，凝縮液ドレン管移送時間を評価する際には，保守的に垂直部を含む全体を水平部と同じ 1／100 こう配と仮定し，さらに評価用長さを配管の設計長さに 1.5 倍を乗じて評価している。垂直配管の流速は水平部より早くなることから，実際の検出時間は評価時間よりも短くなると考えられる。
なお，凝縮液ドレン管の一部はＵシール構造となっていることから，水封されているドレ
ン管長さについては評価時間に考慮していない。

ダイヤフラム・フロア

図 2-2 凝縮液ドレン管移送時間における概略図

3

(4) 床ドレン管移送時間：Ｔ４＝1 分及びＴ７＝1 分における保守性
床ドレン管には垂直部と水平部（1／100 こう配）があるが，床ドレン管移送時間を評価する際には，保守的に垂直部を含む全体を水平部と同じ 1／100 こう配と仮定し，さらに評価用長さを配管の設計長さに 1.5 倍を乗じて評価している。垂直配管の流速は水平部より早くなることから，実際の検出時間は評価時間よりも短くなると考えられる。

ダイヤフラム・フロア

図 2-3 床ドレン管移送時間における概略図

43.

凝縮液量が平衡状態に達する時間に関する妥当性について(1) ドライウェル内ガス冷却装置は，通常運転時において，ドライウェル内ガス冷却装置ファンによる強制循環によって，原子炉格納容器内の機器，配管等からの発熱を除去するために設置している。
冷却装置の容量は，通常運転時における原子炉格納容器内の環境維持のための必要冷却量を基に設定し，原子炉格納容器内の平均温度を 57.2 ℃以下に維持するために必要な容量と
している。

5

(2) ドライウェル内ガス冷却装置の構造・機能について
a. ドライウェル内ガス冷却装置の構成について
ＲＣＰＢ配管から原子炉格納容器内へ漏えいが生じたときに，蒸気分については原子炉格納容器に配置される「ドライウェル内ガス冷却装置」にて冷却される。ドライウェル内
ガス冷却装置は原子炉格納容器内に 5 台設置されており，通常運転時は 3 台運転とし，他の 2 台は予備機としている。また，通常運転時に運転している 3 台の冷却装置のうち，1台には原子炉格納容器除湿用としてドライウェル除湿設備より冷水を供給し，原子炉格納容器雰囲気を低湿度に維持する設計としている。
冷却ユニットは，ユニット構成部材（骨組鋼材，外板等）で風路を形成し，冷却コイルを鋼材に取付け，その設置面をガスケットでシールし，ファンにより吸込口から取り込まれた空気がバイパスすることなく冷却コイルを通過する構造とする。冷却ユニットの概略
図を下記の図 3-1 に示す。

ドライウェル内ガス冷却装置：3 基（5 基）

図 3-1 ドライウェル内ガス冷却装置の概略図

6

b. ドライウェル内ガス冷却装置の冷却能力について
ドライウェル内ガス冷却装置は，通常運転時において，原子炉格納容器内の機器，配管等からの発熱を除去するため，また，原子炉格納容器内配管の大気腐食防止対策として，原子炉格納容器雰囲気を低湿度に保つために設置している。
プラント通常運転時，原子炉格納容器内に設置されている各機器からの放熱及びサプレッション・プール，格納容器床ドレンサンプからの蒸発分の凝縮による熱負荷は 1.293 MW程度である。一方，ドライウェル内ガス冷却装置の交換熱量（合計）は 1.372 MW であることから，原子炉格納容器内雰囲気を平衡状態に維持することができる。
c. 蒸気漏えい時
蒸気漏えいが発生した場合には，ドライウェル内ガス冷却装置の熱負荷に凝縮潜熱分の除熱能力が追加される。原子炉冷却材の漏えい量 0.23 m3/h（1 gpm）に相当する蒸気 1.5
kg/min を凝縮するために必要な除熱量は 0.056 MW であり，次式で求められる。
1.5 kg/min÷60×（2.676×106 J/kg−0.419×106 J/kg）＝0.056 MW
漏えい量Ｑ１：1.5 kg/min（蒸気分）

大気圧での蒸気のエンタルピ：2.676×106 J/kg

大気圧での水のエンタルピ：0.419×106 J/kg

以上より，1 gpm の漏えいにより蒸気漏えいが発生した際のドライウェル内ガス冷却装置
は，凝縮潜熱分 0.056 MW の除熱能力が追加されるものの，ドライウェル内ガス冷却装置の交換熱量（合計）は 1.372 MW であることから，十分な除熱能力を有している。したがって，
漏えい蒸気は，ドライウェル内ガス冷却装置にて問題なく凝縮するものと考える。

74.

ドレン管移送時間の算出について(1) ドレン管移送時の流速の算出
ドレン管移送時間（Ｔ３，Ｔ４，Ｔ６，Ｔ７，Ｔ８，Ｔ９）の算出において，ドレンの流速ｖを求めるときに解が複数存在する場合があるため，この時の算出条件について，以下に示す。
ｖはｍの関数，さらにｍはＡとＬつまりθの関数になる。一方，ＱはＡとθの関数となる。
ガンギェ・クッタの経験式は開渠（上蓋のされていない水路）に適応される経験式である
ため，水密状態に近い範囲（180≦θ≦360）は適応範囲外となる。
角度θと水量Ｑ，流速ｖの関係を図 4-1 に示す。
（算出式）
ｖ＝Ｃ ｍ・ｉ ・・・・・・・・・・・・・・・・・・
（4.1）

Ｃ＝

23＋ 1／ｎ ＋ 0.00155／ｉ

・・・・・・・・（4.2）

1＋ 23＋ 0.00155／ｉ ｎ／ ｍ

ｖ：平均流速（m/s）
Ｃ：流速係数ｍ：流体平均深さ（m）

断面積：Ａ（m2）

ｉ：こう配

流量：ＱＤ＝ｖ・Ａ・3600（m3/h）

ｎ：粗度係数＊平均深さ ：ｍ＝Ａ／Ｌ（m）

注記 ＊：管路の材質によって変わる係数

ぬれ縁長さ：Ｌ（m）

実際の算出においては，平均流速ｖ，断面積Ａ及びぬれ縁長さＬを求める必要がある。ここで，流体平均深さｍをある値と仮定することで断面積Ａを算出し，流量と断面積の関係から算出した流速と，上記（4.1）式及び（4.2）式により算出した流速が同値となるまで収束計算を行うことで算出する。

8

図 4-1 流量と流速と配管断面（角度）の関係

9

5.

漏えい検出設備の検出時間評価に使用する配管及び床面の粗度係数について(1) ドレン管の粗度係数
ドライウェル内ガス冷却装置にて凝縮した凝縮液を床ドレン受口に移送するドレン配管，
床ドレン受口から格納容器床ドレンサンプに移送するドレン配管及び格納容器床ドレンサン
プから格納容器床ドレン流量計に移送するドレン配管内を流れる漏えい水の流速は，シェジー形の公式及びガンギェ・クッタの経験式を基に算出しており，この際に配管の内面粗さを表すパラメータとして粗度係数を使用している。
本評価で使用する粗度係数は，「機械工学便覧」に記載されている黄銅管の粗度係数（0.009〜0.013）を参考に 0.01 としている。
なお，粗度係数は以下に示す Manning-Strickler の式を用いて評価することも可能であり，実機におけるステンレス鋼管の粗度係数は 0.01 以下となることも考慮し，本評価で用いる粗度係数は 0.01 としている。
ｎ＝ｎ ：粗度係数ｋｓ1/6
ｇ7.66×√

ｋｓ：相当粗度（＝配管内面粗さ）
ｇ ：重力加速度（＝9.80665 m/s2）
表 5-1 ステンレス鋼管の粗度係数
ステンレス鋼管

相当粗度 ｋｓ

5×10-5 m＊

粗度係数 ｎ0.008

注記 ＊：メーカ標準値(2) 床面の粗度係数
漏えい水が床ドレン受口まで床面を移動する際の流速は，シェジー形の公式及びガンギェ・クッタの経験式を基に算出しており，この際に床面の粗さを表すパラメータとして粗度係数を使用している。
本評価で使用する粗度係数は，「機械工学便覧」に記載されている純セメント平滑面の粗度
係数（0.009〜0.013）を参考にしており，発電所における床面は塗装により滑らかであるが，本評価では 0.013 とし，保守的な評価としている。

10

6.

漏えい水（液体分）の漏えい検出の評価時間の保守性について(1) 保温材から漏れ出るまでの時間：Ｔ５＝39 分における保守性
原子炉冷却材配管は保温材（金属保温）を設置しており，保温材から漏えい水が漏れ出るまでの時間Ｔ５は，保守的に保温材の一部が損傷したことを仮定し，漏えい水が 2 分割の一部の保温材及び保温材と原子炉冷却材配管のすき間の 2 分割部分に滞留後に接合部から漏れ出ると仮定し算出している。保温材は円周方向に一体構造のものではなく，独立に 2 分割された金属保温を止め合わせて取り付けていることから漏えい水は保温材内に入り込むとは考えにくいが安全側の評価をしている。
なお，本評価では保守的に今回の拡大範囲を含む原子炉冷却材配管のうち最も保温材内容
積の大きい箇所にて評価している。

図 6-1 保温材から漏れ出るまでの時間における概略図

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(2) 床ドレン受口までの到達時間：Ｔ６＝8 分における保守性
保温材からの漏えい水は原子炉格納容器内の床面に落下するが，床面には床ドレン受口があり，この床ドレン受口に向かってこう配（1／100 こう配）を設ける設計である。本評価における落下位置はＴ５にて評価した配管の真下ではなく，原子炉格納容器内において床ドレン受口から最も離れている箇所から評価することで保守的な評価としている。

図 6-2 床ドレン受口までの到達時間における概略図

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(3) サンプ移送配管移送時間：Ｔ８＝2 分及びＴ９＝4 分における保守性
サンプ移送配管には垂直部と水平部（1／100 こう配）があるが，サンプ移送配管移送時間を評価する際には，保守的に垂直部を含む全体を水平部と同じ 1／100 こう配と仮定し，さらに評価用長さを配管の設計長さに 1.5 倍を乗じて評価している。垂直配管の流速は水平部より早くなることから，実際の検出時間は評価時間よりも短くなると考えられる。
なお，サンプ移送配管の一部はＵシール構造となっていることから，水封されているドレ
ン管長さについては評価時間に考慮していない。

図 6-3 サンプ移送配管移送時間における概略図

13

7.

原子炉格納容器内の原子炉冷却材の漏えい検出方法について
原子炉格納容器内の原子炉冷却材の漏えい監視は，格納容器床ドレン流量計にて行う。
格納容器床ドレン流量計は，格納容器床ドレンサンプから原子炉建屋原子炉棟床ドレンサンプ
へのドレン配管に設置している。
原子炉冷却材圧力バウンダリからの原子炉冷却材の漏えいは，格納容器床ドレンサンプへ流入
した後，導入管からオーバーフローし，原子炉建屋原子炉棟床ドレンサンプへのドレン配管を通ることにより，格納容器床ドレン流量計にて検出する。

7.1 格納容器下部の形状変更について
溶融炉心・コンクリート相互作用の影響対策として格納容器下部を改造する。この内，原子炉格納容器内の原子炉冷却材の漏えい監視に係わる改造については「図 7.1-1 原子炉冷却材
圧力バウンダリからの原子炉冷却材の漏えい監視装置の改造前後」参照。

導入管

導入管

図 7.1-1 原子炉冷却材圧力バウンダリからの原子炉冷却材の漏えい監視装置の改造前後
7.1.1 格納容器床ドレンサンプ形状変更
格納容器下部の底面に上部を蓋で覆われたサンプより，格納容器下部全体を格納容器床
ドレンサンプとし上部には蓋等のない構造に変更する。格納容器床ドレンサンプ上部の開口面積の増加により，水面からの蒸発量が増加することが考えられる。
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7.1.2 格納容器床ドレンサンプ配管の一部変更
格納容器床ドレンサンプ配管の一部をスリットに変更する。配管より流路の幅が広がる
ため，配管とは別に評価する必要があるが，評価方法に変更は無い。
7.2 格納容器床ドレンサンプのオーバーフロー水位の維持について
原子炉格納容器内の雰囲気はドライウェル内ガス冷却装置により湿度（露点温度）を一定に保つ設計としており，原子炉格納容器内の蒸発量とドライウェル内ガス冷却装置による凝縮水
量はバランスしている。この凝縮水が格納容器床ドレンサンプに流入することにより，格納容器床ドレンサンプの水位は，オーバーフロー高さに維持される。
改造前の格納容器床ドレンサンプは開口面積も小さく，蓋もあることから，蒸発量はサプレ
ッション・プールからの蒸発水が支配的であり，常にサプレッション・プールの蒸発水を供給されることにより，オーバーフロー水位を維持していた。
改造後は，開口面積の増加した格納容器床ドレンサンプからの蒸発量が増加する。蒸発量が増加しても，蒸発量と凝縮水の量はバランスするが，格納容器床ドレンサンプから直接蒸発するため，原子炉起動時のように原子炉格納容器内の温度が上昇し湿度が低下する場合，格納容器床ドレンサンプからの蒸発量を凝縮水量が上回るまでの時間はオーバーフロー水位を下回る
時間がある。
このため，原子炉起動時並びに格納容器床ドレン流量計及びドライウェルエアークーラード
レン流量の監視において水位が低下していると想定される期間は格納容器床ドレンサンプに水張りを行い，格納容器床ドレン流量計の指示が増加することにより，オーバーフロー水位に維持されていることを確認する。

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7.3 格納容器床ドレンサンプへの水張りについて
格納容器床ドレンサンプへの水張りは，格納容器下部注水配管に接続される小口径配管より行う。水張りに使用する小口径配管については，接続先の格納容器下部注水配管が重大事故等
クラス２管であることを考慮し，同等の強度を有する設計とする。また，水張り時以外は 2 重の隔離弁を閉とした上で補給水系より切り離すこと及び，格納容器下部注水系からの逆流を防止するための逆止弁を設置することにより，格納容器下部注水系への悪影響を防止する設計とする。
（「図 7.3-2 格納容器床ドレンサンプ水張系統概略図」参照。
）

MO

MO
格納容器下部注水系よりドライウェルサプレッション
・プール
格納容器
下部

補給水系より流量計

図 7.3-2 格納容器床ドレンサンプ水張系統概略図

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接続口

7.3.1 格納容器床ドレンサンプへの水張りの停止判断
水張り停止判断は水張りによる格納容器床ドレン流量計指示値に加えて，凝縮水による指示値が確認できることとする。
通常運転時（漏えい位置が特定できない漏えいがない状態）のドライウェル内ガス冷却装置からの凝縮水量は約 0.2〜6.8 L/h あることから低流量での水張りを行い，格納容器床
ドレン流量計の流量指示値が，水張りによる流量指示値にドライウェルエアークーラード
レン流量計の指示値を加えた値となることを確認する。
（「図 7.3.1-3 原子炉格納容器内の湿分バランスと流量指示」参照。
）＜通常運転時＞
原子炉格納容器内の湿度は G1+G2=G3 の関係でバランスする。
床ドレンサンプからも蒸発するが，蒸発量よりも多い凝縮水が戻ってくる。
格納容器床ドレン流量の指示は F1=F3-G2 の関
係となる。

冷却
装置

G3=F3

F2

G1
G2

F1

G1：サプレッション・プールからの蒸発量
G2：格納容器床ドレンサンプからの蒸発量
G3：ドライウェル内ガス冷却装置による凝縮水量
F1：格納容器床ドレン流量
F2：水張りラインからの注水流量
F3：ドライウェルエアークーラードレン流量＜原子炉格納容器内の湿度が低下した状態＞
湿度がバランスするまでの間 G1+G2＞G3 とな
り格納容器床ドレンサンプの水位は低下する。
湿度がバランスした後には G1 により水位は回復するが，復旧するまでの時間が不明のため外部から水張りを行う。水張りラインから注水した時，F1=F3-G2+F2 の関係となる。
＜流量指示の関係＞
通 常：F1=F3-G2
水張時：F1=F3-G2+F2
F1=0（水位低下）
F1=F2（水位１ｍ維持）
F1>F2（水張停止可）

図 7.3.1-3 原子炉格納容器内の湿分バランスと流量指示177.4 格納容器床ドレン流量計監視不能時の対応について
漏えい位置を特定できない原子炉格納容器内の原子炉冷却材の漏えいを監視する装置として格納容器床ドレン流量計を使用するが，当該計器の故障により監視不能となった場合には，当該計器の復旧に努めるとともに，ドライウェルエアークーラードレン流量計による原子炉冷却材漏えい時の格納容器内ガス冷却装置の蒸気凝縮量の増加，及び核分裂生成物モニタ粒子放射線モニタによる原子炉冷却材漏えい時の核分裂生成物放出量の増加を検知することにより，原
子炉冷却材の漏えいが発生していることを検知する。
なお，格納容器床ドレン流量計の故障判断については，通常運転時における当該流量計の監視及び点検の結果により行う。

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