東海第二発電所 審査資料
資料番号
PS-C-1 改 86
提出年月日
平成 30 年 4 月 26 日

東海第二発電所

重大事故等対策の有効性評価

平成 30 年 4 月
日本原子力発電株式会社
本資料のうち，は営業秘密又は防護上の観点から公開できません。

下線部：今回提出範囲
目

1.

次

重大事故等への対処に係る措置の有効性評価の基本的考え方
1.1

概

1.2

評価対象の整理及び評価項目の設定

1.3

評価に当たって考慮する事項

1.4

有効性評価に使用する計算プログラム

1.5

有効性評価における解析の条件設定の方針

1.6

解析の実施

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

1.8

必要な要員及び資源の評価方針

付録１

要事故シーケンスグループの抽出及び重要事故シーケンスの選定について

付録２

原子炉格納容器の温度及び圧力に関する評価

付録３

重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コード
について

2.

運転中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故
2.1

高圧・低圧注水機能喪失

2.2

高圧注水・減圧機能喪失

2.3

全交流動力電源喪失

2.3.1

全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）

2.3.2

全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）

2.3.3

全交流動力電源喪失（ＴＢＰ）
目-1

2.4

3.

2.4.1

取水機能が喪失した場合

2.4.2

残留熱除去系が故障した場合

2.5

原子炉停止機能喪失

2.6

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

2.7

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

2.8

津波浸水による最終ヒートシンク喪失

重大事故
3.1

4.

5.

崩壊熱除去機能喪失

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）

3.1.1

格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策

3.1.2

代替循環冷却系を使用する場合

3.1.3

代替循環冷却系を使用できない場合

3.2

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱

3.3

原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用

3.4

水素燃焼

3.5

溶融炉心・コンクリート相互作用

使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故
4.1

想定事故１

4.2

想定事故２

運転停止中の原子炉における重大事故に至るおそれがある事故
5.1

崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系の故障による停止時冷却機能喪失）

5.2

全交流動力電源喪失
目-2

6.

5.3

原子炉冷却材の流出

5.4

反応度の誤投入

必要な要員及び資源の評価
6.1

必要な要員及び資源の評価条件

6.2

重大事故等対策時に必要な要員の評価結果

6.3

重大事故等対策時に必要な水源，燃料及び電源の評価結果

目-3

添付資料

目次

添付資料1.1.1

重大事故等対策における深層防護の考え方について

添付資料1.2.1

外圧支配事象における燃料被覆管の健全性について

添付資料1.2.2

サプレッション・プールの水位上昇に係る構造的な耐性について

添付資料1.2.3

原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力について

添付資料1.2.4

格納容器破損防止対策の各評価事故シーケンスにおける評
価項目について

添付資料1.2.5

定期検査工程の概要

添付資料1.3.1

有効性評価における機能喪失を仮定した設備一覧について

添付資料1.3.2

格納容器破損防止対策の有効性評価における機能喪失の仮定について

添付資料1.3.3

外部電源喪失に伴う原子炉スクラム及び格納容器隔離について

添付資料1.3.4

重大事故等対策の有効性評価における作業毎の成立性確認
結果について

添付資料1.3.5

事象発生時の状況判断について

添付資料1.3.6

有効性評価における運転員等の操作余裕時間の仮定について添付資料1.3.7

安定状態の考え方について

添付資料1.4.1

有効性評価に使用している解析コード／評価手法の開発に係る当社の関与について

添付資料1.5.1

東海第二発電所の重大事故等対策の有効性評価の一般デー
タ目-4添付資料1.5.2

有効性評価におけるＬＯＣＡ時の破断位置及び破断面積設
定の考え方について

添付資料1.5.3

サプレッション・プール初期水位について

添付資料1.5.4

外部水源温度の条件設定の根拠について

添付資料1.5.5

給水流量をランアウト流量（68％）で評価することの妥当性

添付資料1.5.6

逃がし安全弁の解析条件設定について

添付資料1.5.7

原子炉停止機能喪失の解析条件設定の考え方について

添付資料1.5.8

重大事故等対処設備としての逃がし安全弁7個の十分性について

添付資料1.5.9

使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事
故（想定事故１及び２）の有効性評価における共通評価条
件について

添付資料1.7.1

解析コード及び解析条件の不確かさ影響評価フロー

添付資料2.1.1

平均出力燃料集合体での燃料被覆管最高温度の代表性について

添付資料2.1.2

安定状態について（高圧・低圧注水機能喪失）

添付資料2.1.3

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（高圧・低圧注水機能喪失）

添付資料2.1.4

7日間における水源の対応について（高圧・低圧注水機能喪失）

添付資料2.1.5

7日間における燃料の対応について（高圧・低圧注水機能喪失）

添付資料2.1.6

常設代替交流電源設備の負荷（高圧・低圧注水機能喪失）
目-5添付資料2.1.7

格納容器圧力逃がし装置の第二弁開操作を現場にて実施する場合の時間余裕

添付資料2.2.1

安定状態について（高圧注水・減圧機能喪失）

添付資料2.2.2

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（高圧注水・減圧機能喪失）

添付資料2.2.3

高圧注水・減圧機能喪失時における低圧非常用炉心冷却系の作動台数の考え方

添付資料2.2.4

7日間における燃料の対応について（高圧注水・減圧機能喪失）

添付資料2.2.5

常設代替交流電源設備の負荷（高圧注水・減圧機能喪失）

添付資料2.3.1.1

逃がし安全弁作動用の窒素の供給について

添付資料2.3.1.2

蓄電池による給電時間評価結果について

添付資料2.3.1.3

全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）時における原子炉隔離時
冷却系の8時間継続運転が可能であることの妥当性について添付資料2.3.1.4

安定状態について（全交流動力電源喪失（長期ＴＢ））

添付資料2.3.1.5

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（全交流動力電源喪失（長期ＴＢ））

添付資料2.3.1.6

7日間における水源の対応について（全交流動力電源喪失（長期ＴＢ））

添付資料2.3.1.7

7日間における燃料の対応について（全交流動力電源喪失（長期ＴＢ））

添付資料2.3.1.8

常設代替交流電源設備の負荷（全交流動力電源喪失（長期
目-6

ＴＢ））
添付資料2.3.1.9

再循環系ポンプからのリークについて

添付資料2.3.2.1

蓄電池による給電時間評価結果について

添付資料2.3.2.2

全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ）時における高圧代
替注水系の8時間継続運転が可能であることの妥当性について

添付資料2.3.2.3

安定状態について（全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢ
Ｕ））

添付資料2.3.2.4

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ））

添付資料2.3.2.5

原子炉注水開始が遅れた場合の時間余裕について

添付資料2.3.2.6

7日間における水源の対応について（全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ））

添付資料2.3.2.7

7日間における燃料の対応について（全交流動力電源喪失（ＴＢＤ，ＴＢＵ））

添付資料2.3.2.8

常設代替交流電源設備の負荷（全交流動力電源喪失（ＴＢ
Ｄ，ＴＢＵ））

添付資料2.3.3.1

安定状態について（全交流動力電源喪失（ＴＢＰ））

添付資料2.3.3.2

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（全交流動力電源喪失（ＴＢＰ））

添付資料2.3.3.3

原子炉注水開始が遅れた場合の影響について（全交流動力
電源喪失（ＴＢＰ））

添付資料2.3.3.4

7日間における水源の対応について（全交流動力電源喪失
目-7

（ＴＢＰ））
添付資料2.3.3.5

7日間における燃料の対応について（全交流動力電源喪失（ＴＢＰ））

添付資料2.3.3.6

常設代替交流電源設備の負荷（全交流動力電源喪失（ＴＢＰ））

添付資料2.4.1.1

安定状態について（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））

添付資料2.4.1.2

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））

添付資料2.4.1.3

非常用ディーゼル発電機が起動成功した場合の影響について

添付資料2.4.1.4

7日間における水源の対応について（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））

添付資料2.4.1.5

7日間における燃料の対応について（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））

添付資料2.4.1.6

常設代替交流電源設備の負荷（崩壊熱除去機能喪失（取水機能が喪失した場合））

添付資料2.4.2.1

安定状態について（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））添付資料2.4.2.2

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））

添付資料2.4.2.3

7日間における水源の対応について（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））
目-8

添付資料2.4.2.4

7日間における燃料の対応について（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））

添付資料2.4.2.5

常設代替交流電源設備の負荷（崩壊熱除去機能喪失（残留熱除去系が故障した場合））

添付資料2.5.1

プラント動特性評価における評価対象炉心の選定について

添付資料2.5.2

自動減圧系の自動起動阻止操作の考慮について

添付資料2.5.3

安定状態について（原子炉停止機能喪失）

添付資料2.5.4

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（原子炉停止機能喪失）

添付資料2.5.5

リウェットを考慮しない場合の燃料被覆管温度への影響

添付資料2.5.6

原子炉への注水に使用する水源とその水温の影響

添付資料2.5.7

外部電源の有無による評価結果への影響

添付資料2.5.8

ほう酸水注入系を手動起動としていることについての整理

添付資料2.5.9

7日間における燃料の対応について（原子炉停止機能喪失）

添付資料2.5.10

常設代替交流電源設備の負荷（原子炉停止機能喪失）

添付資料2.5.11

高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系の運転可能性
に関する水源温度の影響

添付資料2.6.1「ＬＯＣＡ時注水機能喪失」の事故条件の設定について

添付資料2.6.2

非居住区域境界及び敷地境界での実効線量評価について

添付資料2.6.3

非居住区域境界及び敷地境界での実効線量評価に対する指針との対比について

添付資料2.6.4

非常用ガス処理系による系外放出を考慮した被ばく評価について
目-9添付資料2.6.5

安定状態について（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）

添付資料2.6.6

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）

添付資料2.6.7

原子炉注水開始が遅れた場合の影響について（ＬＯＣＡ時
注水機能喪失）添付資料2.6.8

7日間における水源の対応について（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）

添付資料2.6.9

7日間における燃料の対応について（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）

添付資料2.6.10

常設代替交流電源設備の負荷（ＬＯＣＡ時注水機能喪失）

添付資料2.7.1

インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の対応操作について

添付資料2.7.2

インターフェイスシステムＬＯＣＡ発生時の破断面積及び現場環境等について

添付資料2.7.3

インターフェイスシステムＬＯＣＡ時の格納容器バウンダ
リにかかる圧力及び温度に対する設計基準事故の代表性について

添付資料2.7.4

安定状態について（格納容器バイパス（インターフェイス
システムＬＯＣＡ））

添付資料2.7.5

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ））

添付 資料2.7.6

7日間 にお ける 水源 の対 応に つい て（ 格 納容器バ イパ ス
（インターフェイスシステムＬＯＣＡ））
目-10添付 資料2.7.7

7日間 にお ける 燃料 の対 応に つい て（ 格 納容器バ イパ ス
（インターフェイスシステムＬＯＣＡ））

添付資料2.7.8

常設代替交流電源設備の負荷（格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ））

添付資料2.8.1

基準津波を超え敷地に遡上する津波への対応について添付資料2.8.2

基準津波を超え敷地に遡上する津波に対する基準適合のための基本方針及び施設の防護方針について

添付資料2.8.3

地震発生と同時に津波が到達するとした評価上の想定の妥
当性について

添付資料2.8.4

7日間における水源の対応について（津波浸水による最終
ヒートシンク喪失）

添付資料2.8.5

7日間における燃料の対応について（津波浸水による最終
ヒートシンク喪失）

添付資料2.8.6

常設代替交流電源設備の負荷（津波浸水による最終ヒート
シンク喪失）

添付資料2.8.7

全交流動力電源喪失（長期ＴＢ）との事故対応の相違点について

添付資料3.1.2.1

炉心損傷及び原子炉圧力容器破損後の注水及び除熱の考え方について

添付資料3.1.2.2

原子炉水位不明時の対応について添付資料3.1.2.3

常設低圧代替注水系ポンプの機能確保の妥当性について

添付資料3.1.2.4

原子炉建屋から大気中へ漏えいするＣｓ－137の漏えい量評価について目-11添付資料3.1.2.5

格納容器漏えい率の設定について

添付資料3.1.2.6

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）における炉心の損傷状態及び損傷炉心の位置について

添付資料3.1.2.7

水の放射線分解を考慮した場合の格納容器過圧に対する影響について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器
過圧・過温破損））

添付資料3.1.2.8

格納容器雰囲気温度が格納容器の健全性に与える影響について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

添付資料3.1.2.9

安定状態について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格
納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用する場合））

添付資料3.1.2.10

格納容器内に存在するアルミニウム／亜鉛の反応により発生する水素の影響について

添付資料3.1.2.11

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用する場合））

添付資料3.1.2.12

大破断ＬＯＣＡを上回る規模のＬＯＣＡに対する格納容器
破損防止対策の有効性について

添付資料3.1.2.13

7日間における水源の対応について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用する場合））

添付資料3.1.2.14

7日間における燃料の対応について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用する場合））

添付資料3.1.2.15

常設代替交流電源設備の負荷（雰囲気圧力・温度による静目-12的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用する場合））
添付資料3.1.2.16

格納容器内の酸素濃度上昇抑制のための対応操作について

添付資料3.1.3.1

東海第二発電所の格納容器設計の特徴を踏まえた過圧破損防止対策について

添付資料3.1.3.2

炉心損傷の判断基準及び炉心損傷判断前後の運転操作の差異について

添付資料3.1.3.3

崩壊熱による蒸発量相当の注水量について

添付資料3.1.3.4

格納容器圧力逃がし装置を用いて大気中へ放出されるＣｓ－137の放出量評価

添付資料3.1.3.5

原子炉建屋から大気中へ漏えいするＣｓ－137の漏えい量評価等について

添付資料3.1.3.6

格納容器内での除去効果について

添付資料3.1.3.7

安定状態について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格
納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用できない
場合））

添付資料3.1.3.8

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用できない場合））

添付資料3.1.3.9

注水操作が遅れる場合の影響について

添付資料3.1.3.10

7日間における水源の対応について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用できない場合））

添付資料3.1.3.11

7日間における燃料の対応について（雰囲気圧力・温度に目-13

よる静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用できない場合））
添付資料3.1.3.12

常設代替交流電源設備の負荷（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用できない場合））

添付資料3.1.3.13

非凝縮性ガスの影響について

添付資料3.1.3.14

サプレッション・プール水位上昇による真空破壊弁への影
響について

添付資料3.2.1

原子炉圧力容器高圧破損防止のための原子炉手動減圧について

添付資料3.2.2

原子炉圧力容器の破損判断について

添付資料3.2.3

ペデスタル（ドライウェル部）内の水位管理方法について

添付資料3.2.4

高温ガスによる原子炉冷却材圧力バウンダリからの漏えい可能性と事象進展等に与える影響について

添付資料3.2.5

原子炉建屋から大気中へ漏えいするＣｓ－137の漏えい量評価について

添付資料3.2.6

高温環境下での逃がし安全弁の開保持機能維持について

添付資料3.2.7

水の放射線分解を考慮した場合の格納容器過圧に対する影響について（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）

添付資料3.2.8

安定状態について（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接
加熱）

添付資料3.2.9

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）

添付資料3.2.10

代替循環冷却系による原子炉注水を考慮しない場合の影響
目-14

評価について
添付資料3.2.11

7日間における水源の対応について（高圧溶融物放出／格
納容器雰囲気直接加熱）

添付資料3.2.12

7日間における燃料の対応について（高圧溶融物放出／格
納容器雰囲気直接加熱）

添付資料3.2.13

常設代替交流電源設備の負荷（高圧溶融物放出／格納容器
雰囲気直接加熱）添付資料3.2.14

原子炉圧力容器破損時の溶融炉心の冠水評価について

添付資料3.2.15

コリウムシールド材料の選定について

添付資料3.2.16

コリウムシールド厚さ，高さの設定について

添付資料3.2.17

原子炉圧力容器の破損位置について

添付資料3.2.18

格納容器内に注入する窒素温度条件について添付資料3.3.1

原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用（炉外ＦＣＩ）に関する知見の整理について

添付資料3.3.2

水蒸気爆発の発生を想定した場合の格納容器の健全性への影響評価

添付資料3.3.3

ＪＡＳＭＩＮＥ解析について

添付資料3.3.4

水蒸気爆発評価の解析モデルについて

添付資料3.3.5

水蒸気爆発発生時のコリウムシールドへの影響

添付資料3.3.6

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用）

添付資料3.3.7

エントレインメント係数の圧力スパイクに対する影響

添付資料3.3.8

プラント損傷状態をＬＯＣＡとした場合の圧力スパイクへ
の影響
目-15

添付資料3.4.1

水の放射線分解の評価について

添付資料3.4.2

シビアアクシデント条件下で用いるＧ値の設定について

添付資料3.4.3

安定状態について（水素燃焼）

添付資料3.4.4

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（水素燃焼）

添付資料3.4.5

Ｇ値を設計基準事故ベースとした場合の評価結果への影響について

添付資料3.4.6

原子炉注水開始時間の評価結果への影響について

添付資料3.4.7

格納容器内における気体のミキシングについて

添付資料3.5.1

コリウムシールドを考慮した溶融炉心・コンクリート相互作用による侵食量評価について

添付資料3.5.2

溶融炉心による熱影響評価について

添付資料3.5.3

溶融炉心の排水流路内での凝固停止評価について

添付資料3.5.4

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（溶融炉心・コンクリート相互作用）

添付資料4.1.1

使用済燃料プールの監視について

添付資料4.1.2

使用済燃料プールの水位低下と遮蔽水位に関する評価について

添付資料4.1.3

水遮蔽厚に対する貯蔵中の使用済燃料からの線量率の算出について

添付資料4.1.4

安定状態について（想定事故１）添付資料4.1.5

使用済燃料プール水沸騰・喪失時の未臨界性評価
目-16添付資料4.1.6

使用済燃料プール水温の管理について

添付資料4.1.7

自然蒸発による水位低下速度について

添付資料4.1.8

使用済燃料プール（ＳＦＰ）ゲートについて

添付資料4.1.9

評価条件の不確かさの影響評価について（想定事故１）添付資料4.1.10

7日間における水源の対応について（想定事故１）添付資料4.1.11

7日間における燃料の対応について（想定事故１）添付資料4.1.12

常設代替交流電源設備の負荷 （想定事故１）添付資料4.1.13

使用済燃料プール水の沸騰状態継続時の鉄筋コンクリートへの熱影響について

添付資料4.2.1

使用済燃料プールの水位低下と遮蔽水位に関する評価について

添付資料4.2.2

想定事故２においてサイフォン現象を想定している理由について

添付資料4.2.3

使用済燃料プールの静的サイフォンブレーカについて

添付資料4.2.4

安定状態について（想定事故２）添付資料4.2.5

評価条件の不確かさの影響評価について（想定事故２）添付資料4.2.6

7日間における水源の対応について（想定事故２）添付資料4.2.7

7日間における燃料の対応について（想定事故２）添付資料4.2.8

常設代替交流電源設備の負荷（想定事故２）添付資料5.1.1

運転停止中における通常時のプラント監視について

添付資料5.1.2

重要事故シーケンスの選定結果を踏まえた有効性評価の条
件設定

添付資料5.1.3

運転停止中の崩壊熱除去機能喪失及び全交流動力電源喪失
目-17における基準水位到達までの時間余裕と必要な注水量の計
算方法について
添付資料5.1.4

崩壊熱除去機能喪失及び全交流動力電源喪失における崩壊熱の設定の考え方

添付資料5.1.5

運転停止中の原子炉の事故時における現場作業員の退避について

添付資料5.1.6

安定停止状態について（運転停止中

崩壊熱除去機能喪失）

添付資料5.1.7

運転停止中の崩壊熱除去機能喪失及び全交流動力電源喪失時における放射線の遮蔽維持について

添付資料5.1.8

評価条件の不確かさの影響評価について（運転停止中

崩壊熱除去機能喪失）
添付資料5.1.9

7日間における燃料の対応について（運転停止中

崩壊熱除去機能喪失）添付資料5.1.10

常設代替交流電源設備の負荷（運転停止中

崩壊熱除去機能喪失）

添付資料5.2.1

安定停止状態について（運転停止中

全交流動力電源喪失）

添付資料5.2.2

評価条件の不確かさの影響評価について（運転停止中

全交流動力電源喪失）
添付資料5.2.3

運転停止中の全交流動力電源喪失時におけるサプレッション・プール水への影響について

添付資料5.2.4

7日間における水源の対応について（運転停止中

全交流

動力電源喪失）添付資料5.2.5

7日間における燃料の対応について（運転停止中
動力電源喪失）目-18

全交流添付資料5.2.6

常設代替交流電源設備の負荷（運転停止中

全交流動力電源喪失）

添付資料5.3.1

原子炉圧力容器開放時における運転停止中の線量率評価について

添付資料5.3.2「原子炉冷却材の流出」におけるプラント状態選定の考え
方添付資料5.3.3

安定停止状態について（運転停止中

原子炉冷却材の流出）

添付資料5.3.4

評価条件の不確かさの影響評価について（運転停止中

原

子炉冷却材の流出）

添付資料5.4.1

安定停止状態について（運転停止中

添付資料5.4.2

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（運転停止中反応度の誤投入）

反応度の誤投入）

添付資料5.4.3

反応度誤投入事象の代表性について

添付資料5.4.4

原子炉初期出力に係る感度解析の評価条件について添付資料5.4.5

反応度誤投入における炉心状態の不確かさの感度解析について

添付資料6.1.1

同時被災時における必要な要員及び資源について

添付資料6.2.1

重大事故等対策の要員の確保及び所要時間について

添付資料6.2.2

重要事故シーケンス等以外の事故シーケンスの要員の評価について

添付資料6.3.1

水源，燃料，電源負荷評価結果について

目-19

3.1

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）

3.1.1

格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策(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「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」に至る可能性のあるプラント損傷状態は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，ＴＱＵＶ，ＴＱＵＸ，ＬＯＣ
Ａ，長期ＴＢ，ＴＢＵ，ＴＢＰ及びＴＢＤである。

(2)

格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」では，発電用原子炉の運転中に運転時の異常な過渡変化，
原子炉冷却材喪失事故（ＬＯＣＡ）又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，緩和措置がとられない場合には，格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却材
や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，ジルコニウム−水反応等によって発生した非凝縮性ガス等の蓄積によって，格納容器内の雰囲
気圧力・温度が徐々に上昇し，格納容器の過圧・過温により格納容器の破損に至る。
したがって，本格納容器破損モードでは，損傷炉心の冷却のための低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却，また，代替循環冷却系又は格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱によって格納容器の破損及び放射性物質の異常な水準での敷地外への放出を防止する。また，格納容器内の水素濃度及び酸素濃度が可燃領域に至るまでに，格納容器内へ窒素を注入することによって，格納容器内における水素燃焼による格納容器の破損を防止する。
3.1.1−1

本格納容器破損モードは，格納容器バウンダリに対する過圧・過温の観点で厳しい事象であり，代替循環冷却系を使用する場合を想定し，期待する格納容器破損防止対策の有効性評価を行う。また，代替循環冷却系は多重化設計とした上で，さらなる後段の対策として格納容器圧力逃がし装置を整備するため，重大事故時の事象発生後短期に格納容器圧力逃がし装置を使用することは実質的には考えられないが，本格納容器破損モードで想定される事故シーケンスに対して代替循環冷却系が使用できない場合についても，格納容器圧力逃がし装置の有効性を評価する観点から格納容器破損防止対策の有効性評価を行う。
なお，本格納容器破損モードの評価では重大事故等対処設備による原子炉注水機能に期待しており，原子炉圧力容器破損に至ることはないが，重大事故等対処設備による原子炉注水機能に期待せず原子炉圧力容器破損に至る場合については，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」，「3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用」及び「3.5 溶融炉
心・コンクリート相互作用」にて確認する。

3.1.1−2

3.1.2
3.1.2.1

代替循環冷却系を使用する場合
格納容器破損防止対策

格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」で想定される事故シーケンスに対して，格納容器の破損を防止
し，かつ，放射性物質が異常な水準で敷地外へ放出されることを防止するため，初期の対策として低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段及び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を整備する。また，安定状態に向けた対策として代替循環冷却系による格納容器除熱手段及び可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入手段を整備する。
本格納容器破損モードの重大事故等対策の概略系統図を第 3.1.2−1 図に，対応手順の概要を第 3.1.2−2 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と手順の関係を第 3.1.2−
1 表に示す。
（添付資料 3.1.2.1）
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 2時間までの重大事故等対策に必要な要員は，災害対策要員（初動）20 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，当直発電長 1
名，当直副発電長 1 名及び運転操作対応を行う当直運転員 4 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う要員は 4 名，現場操作を行う重大事故等対応要員は 10 名である。
また，事象発生 2 時間以降に追加で必要な参集要員は，タンクローリによる燃料給油操作を行うための重大事故等対応要員 2 名である。必要な要員と作業項目について第 3.1.2−3 図に示す。
なお，評価事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を評価事故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，20 名で対処
3.1.2−1

可能である。
ａ．原子炉スクラム，ＬＯＣＡ発生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，原子炉冷却材喪失事故（ＬＯＣＡ）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
計装等である。
ＬＯＣＡ発生を確認する。
ＬＯＣＡ発生を確認するために必要な計装設備は，ドライウェル圧力等である。
外部電源が喪失するとともに，非常用ディーゼル発電機等が機能喪失する。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ことから，全交流動力電源喪失を確認する。また，全交流動力電源喪失により非常用炉心冷却系の安全機能の喪失を想定する。
全交流動力電源喪失を確認するために必要な計装設備は，Ｍ／Ｃ

２Ｃ電圧等である。
なお，対応操作は，原子炉水位，格納容器圧力等の兆候に応じて行う
ため，破断面積や破断位置が今回の想定と異なる場合や，破断位置が特定できない場合においても，対応する操作手順に変更はない。
ｂ．原子炉への注水機能喪失の確認
原子炉水位が原子炉水位異常低下（レベル２）設定点に到達後，原子炉隔離時冷却系が自動起動に失敗したことを確認する。
原子炉への注水機能喪失を確認するために必要な計装設備は，原子炉隔離時冷却系系統流量である。
ｃ．炉心損傷確認
3.1.2−2

大破断ＬＯＣＡ時に非常用炉心冷却系の機能及び全交流動力電源が喪失するため，原子炉水位は急激に低下し，炉心が露出することで炉心損傷に至る。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 倍以上となった場合とする。
炉心損傷を確認するために必要な計装設備は，格納容器雰囲気放射線
モニタ（Ｄ／Ｗ）及び格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）である。
また，炉心損傷判断後は，格納容器内のｐＨ制御のため薬品注入の準備を行う。サプレッション・チェンバのプール水のｐＨを 7 以上に制御することで，分子状無機よう素の生成が抑制され，その結果，有機よう素の生成についても抑制される。これにより，環境中への有機よう素の放出量を低減させることができる。なお，有効性評価においては，ｐＨ
制御には期待しない。
（添付資料 3.1.3.2）
ｄ．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
機等の起動ができず，非常用高圧母線（6.9kV）の電源回復ができない
場合，早期の電源回復不能と判断する。これにより，常設代替交流電源
設備，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び低圧代替注水系（常設）の準備を開始する。
ｅ．常設代替交流電源設備による緊急用母線の受電並びに代替格納容器ス
プレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
中央制御室からの遠隔操作により常設代替交流電源設備による交流電源供給を開始し，原子炉冷却材浄化系吸込弁の閉止操作，代替格納容器
3.1.2−3

スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始する。具体的には，格納容器スプレイ弁と原子炉注水弁を用いて中央制御室からの遠隔操作により格納容器スプレイと原子炉注水に分配し，それぞれ連続で格納容器冷却及び原子炉注水を実
施する。
(a)

常設代替交流電源設備による緊急用母線の受電
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交流電源設備から緊急用母線を受電する。
常設代替交流電源設備による緊急用母線の受電を確認するために必要な計装設備は，緊急用Ｍ／Ｃ電圧である。

(b)

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却
原子炉注水に伴い炉心部で発生する過熱蒸気により，格納容器圧力及び雰囲気温度が急激に上昇する。格納容器圧力及び雰囲気温度上昇を抑制する観点から，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格
納容器冷却を開始する。
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スプレイ流量（
常設ライン用）等である。

(c)

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始することで，原子炉圧力容器破損に至ることなく，ジェットポンプ上端（以下「原子炉水位Ｌ０」という。）以上まで原子炉水位が回復し，炉心は冠水する。
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，低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用）等である。
3.1.2−4なお，大破断ＬＯＣＡにより格納容器雰囲気温度が上昇し，ドライ
ウェル雰囲気温度計の指示が原子炉圧力の飽和温度を超えている場合
は，水位不明と判断する。
水位不明判断に必要な計装設備は，原子炉圧力，原子炉圧力（ＳＡ）
及びドライウェル雰囲気温度である。
水位不明と判断した場合，原子炉水位は，崩壊熱及び原子炉注水流量から推定して把握することができる。具体的には，原子炉底部から
原子炉水位Ｌ０まで冠水させるために必要な原子炉注水量及び崩壊熱分の注水量を考慮し，原子炉注水流量に応じた必要注水時間の原子炉注水を実施する。
サプレッション・プール水位の上昇抑制により格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作の遅延を図り，可能な限り外部への影響を軽減する観点から，原子炉水位Ｌ０まで冠水した後は，代替循環冷却系による格納容器除熱を開始後に，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（常設）による格納容器
冷却を停止する。
（添付資料 3.1.2.2，3.1.3.3）
ｆ．緊急用海水系による冷却水（海水）の確保
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び低圧代
替注水系（常設）による原子炉注水を開始後，中央制御室からの遠隔操作により緊急用海水ポンプを起動し，緊急用海水系に海水を通水する。
緊急用海水系による冷却水（海水）の確保を確認するために必要な計装設備は，緊急用海水系流量（残留熱除去系熱交換器）である。
ｇ．代替循環冷却系による格納容器除熱
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
3.1.2−5代替循環冷却系ポンプを起動することで，代替循環冷却系による格納容器除熱を開始する。代替循環冷却系の循環流量は，代替循環冷却系原子炉注水流量及び代替循環冷却系格納容器スプレイ流量を用いて，原子炉注入弁と格納容器スプレイ弁を中央制御室からの遠隔操作により原子炉
注水と格納容器スプレイに分配し，それぞれ連続で原子炉注水及び格納
容器スプレイを実施する。
代替循環冷却系による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，代替循環冷却系原子炉注水流量等であり，格納容器除熱を確認するため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，ドライウ
ェル圧力及びサプレッション・チェンバ圧力，サプレッション・プール
水温度等である。
ｈ．水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動
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が発生し，水の放射線分解により水素及び酸素が発生することから，中央制御室からの遠隔操作により水素濃度及び酸素濃度監視設備を起動し，格納容器
内の水素濃度及び酸素濃度を確認する。
格納容器内の水素濃度及び酸素濃度を確認するために必要な計装設備
は，格納容器内酸素濃度（ＳＡ）等である。
ｉ．可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入
格納容器内酸素濃度が 4.0vol％（ドライ条件）に到達した場合，可搬型窒素供給装置を用いて格納容器内へ窒素を注入することで，格納容器内酸素濃度の上昇を抑制する。
可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入を確認するために必要な計装設備は，格納容器内酸素濃度（ＳＡ）である。

3.1.2−6

3.1.2.2(1)

格納容器破損防止対策の有効性評価

有効性評価の方法
本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過圧及び過温への対策の有効性を総合的に評価する観点から，プラント損傷状態をＬＯＣＡとし，中小破断ＬＯＣＡに比べて破断口径が大きいことから事象進展が早く，格納容器圧力及び雰囲気温度上昇の観点で厳しい大破断ＬＯＣＡを起因とする，「大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」
である。
なお，本評価事故シーケンスにおいては，電源の復旧，注水機能の確保等，必要となる事故対処設備が多く，格納容器への注水・除熱を実施するまでの対応時間を厳しく評価する観点から，全交流動力電源喪失の重畳を考慮する。
本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，
燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）・対向流，原子炉圧力容器におけるＥＣＣＳ
注水（給水系・代替注水設備含む），炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション，構造材との熱伝達及び原子炉圧力容器内ＦＰ挙動，格納容器における格納容器各領域間の流動，サプレッション・プール冷却，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達及びスプレイ冷却並
びに炉心損傷後の格納容器における格納容器内ＦＰ挙動が重要現象となる。
よって，これらの現象を適切に評価することが可能であり，原子炉圧力容器内及び格納容器内の熱水力モデルを備え，かつ，炉心損傷後のシビア
アクシデント特有の溶融炉心挙動に関するモデルを有するシビアアクシデ
ント総合解析コードＭＡＡＰにより原子炉水位，燃料最高温度，格納容器
3.1.2−7圧力，格納容器雰囲気温度等の過渡応答を求める。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本評価事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。

(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3.1.2−2 表に示す。また，主要な解析条件について，本評価事故シーケ
ンス特有の解析条件を以下に示す。
ａ．事故条件(a)

起因事象
起因事象として，大破断ＬＯＣＡが発生するものとする。破断箇所
は，原子炉圧力容器内の保有水量を厳しく評価し，かつ，格納容器内の圧力上昇及び温度上昇の観点で厳しい設定として，再循環系配管（
出口ノズル）とする。
（添付資料 1.5.2）(b)

安全機能の喪失に対する仮定
非常用ディーゼル発電機等の機能喪失を想定し，全交流動力電源が喪失するものとする。さらに非常用炉心冷却系等が機能喪失するもの
とする。

(c)

外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。
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，非常用ディーゼル発電機等の機能喪失を想定する。

(d)

水素の発生
3.1.2−8水素の発生については，ジルコニウム−水反応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等による水素発生は考慮していないため，「(4) 有効性評価の結果」にてその影響を評価する。
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。

(b)

主蒸気隔離弁
主蒸気隔離弁は，事象発生と同時に閉止するものとする。

(c)

再循環系ポンプ
再循環系ポンプは，事象発生と同時に停止するものとする。

(d)

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水230m ３ ／h にて原子炉注水するものとする。なお，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水は，格納容器スプレイと同じ常設低圧代替
注水系ポンプを用いて流量分配することで実施する。
（添付資料 3.1.2.3）(e)

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却
格納容器圧力及び温度上昇の抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，130m ３ ／h にて格納容器内にスプレイする。なお，格納容器スプレイ
は，原子炉注水と同じ常設低圧代替注水系ポンプを用いて流量分配することで実施する。
（添付資料 3.1.2.3）(f)

格納容器下部注水系（常設）
格納容器雰囲気温度の挙動を厳しく評価するため，初期条件として
3.1.2−9ペデスタル（ドライウェル部）のプール水を考慮していないことから，格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）水位の確保操作についても考慮しない。
(g)

代替循環冷却系による格納容器除熱
代替循環冷却系の循環流量は，全体で 250m３ ／h とし，原子炉注水
へ 100m ３ ／h，格納容器スプレイへ 150m ３ ／h にて流量分配し，それぞれ連続注水及び連続スプレイを実施する。

(h)

緊急用海水系
代替循環冷却系から緊急用海水系への伝熱容量は，熱交換器の設計
性能に基づき約 14MW（サプレッション・プール水温度 100℃，海水温
度 32℃において）とする。

(i)

可搬型窒素供給装置
可搬型窒素供給装置による格納容器内窒素注入は，ガス温度 30℃，
純度 99vol％にて 200m ３ ／h（窒素 198m３ ／h 及び酸素 2m３ ／h）で格
納容器内に注入するものとする。

ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「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，常設代替交流電源設備によって供給を開始し，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及び低圧代
替注水系（常設）による原子炉注水操作は，事象発生 25 分後から開始する。なお，格納容器スプレイ及び原子炉注水は，代替循環冷却系の運転開始後に停止する。

(b)

緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作及び代替循環冷却系
による格納容器除熱操作は，緊急用海水系及び代替循環冷却系の準3.1.2−10備時間等を考慮し，事象発生 90 分後から開始する。
(c)

可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入操作は，格納容器内酸素濃度が 4.0vol％（ドライ条件）に到達した場合にサプレ
ッション・チェンバ内へ窒素注入を開始する。なお，可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入は格納容器圧力 0.31MPa［gage］到達により停止する。

(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。
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 ※ されるものとする。
※

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の評価結果の方が代表的なソースタームに関する報告書である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・チェンバのプール水でのスクラビング等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以下のとおりとする。
(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。
3.1.2−11(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，原子炉建屋ガス処理系により原子炉建屋原子炉棟内の負圧が達成されるまでの期間は，原子炉建屋内の放射性物質の保持機能に期待しないものとする。
原子炉建屋ガス処理系により負圧を達成した後は非常用ガス処理系の設計換気率 1 回／日相当を考慮する。なお，非常用ガス処理系フィルタトレイン及び非常用ガス再循環系フィルタトレインによる放射性物質の除去効果については，期待しないものとする。
原子炉建屋ガス処理系は，事象発生 115 分後から，常設代替交流電源設備からの交流電源の供給を受け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
内での粒子状物質の除去効果は保守的に考慮しない。
（添付資料 3.1.2.4，3.1.2.5）(4)

有効性評価の結果
本評価事故シーケンスにおける原子炉水位（シュラウド内外水位），注
水流量及び原子炉圧力容器内の保有水量の推移を第 3.1.2−4 図から第3.1.2−8 図に，燃料最高温度及び燃料被覆管最高温度の推移を第 3.1.2−
9 図及び第 3.1.2-10 図に，格納容器圧力，格納容器雰囲気温度，サプレ
ッション・プール水位及びサプレッション・プール水温度の推移を第3.1.2−11 図から第 3.1.2−16 図に示す。
ａ．事象進展大破断ＬＯＣＡ時に高圧・低圧注水機能及び全交流動力電源が喪失するため，原子炉水位は急速に低下する。水位低下により炉心は露出し，3.1.2−12

事象発生から約 4 分後に燃料被覆管の最高温度は 1,000K（約 727℃）に到達し，炉心損傷が開始する。燃料被覆管の最高温度は事象発生から約9 分後に 1,200℃に到達し，また，事象発生から約 27 分後に燃料温度は2,500K（約 2,227℃）に到達する。事象発生から 25 分後，常設代替交
流電源設備による交流電源の供給を開始し，常設低圧代替注水系ポンプ
2 台を用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始することによって，原子炉圧力容器破損に至ることなく，原子炉水位Ｌ０以上まで原子炉水位は回復し，炉心は冠水する。
（添付資料 3.1.2.6）
格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるた
め，格納容器圧力及び雰囲気温度は上昇する。そのため，原子炉注水と同時に格納容器スプレイを実施することによって，格納容器圧力及び雰
囲気温度の上昇を抑制する。
事象発生から 90 分経過した時点で，代替循環冷却系による格納容器
除熱を開始する。代替循環冷却系により，原子炉圧力容器は破断口より
原子炉冷却材が流出することで溢水状態となり，格納容器は除熱効果により格納容器圧力及び温度の上昇が抑制され，その後，徐々に低下する。
また，事象発生から約 84 時間後に格納容器内酸素濃度が 4.0vol％（ドライ条件）に到達した時点で，可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入操作を実施するため格納容器圧力は上昇するが，事象発生から約 164 時間後に格納容器圧力が 0.31MPa［gage］に到達した時点で窒素注入を停止するため，一時的な圧力の上昇である。この窒素注入により格納容器圧力は一時的に上昇するが，代替循環冷却系による格納容器減圧及び除熱操作を継続することから，格納容器内の安定した減圧及び除熱への影響はない。
3.1.2−13

ｂ．評価項目等
格納容器圧力は，第 3.1.2−11 図に示すとおり，格納容器内に崩壊熱
等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため上昇するが，代替格
納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び代替循環冷却系
による格納容器除熱を行うことによって，圧力上昇は抑制される。その結果，格納容器バウンダリにかかる圧力の最大値は約 0.31MPa［gage］となり，格納容器の限界圧力 0.62MPa［gage］を超えない。なお，格納容器バウンダリにかかる圧力が最大となる事象発生約 164 時間後において，水の放射線分解によって発生する水素及び酸素は，格納容器内の非凝縮性ガスに占める割合の 3％未満 ※ であるため，その影響は無視し得る程度である。
※

格納容器圧力が最大値の約 0.31MPa［gage］を示す事象発生から約 164 時間後の格納容器内の非凝縮性ガス（水素，酸素及び窒素）の物質量は約 1.3×10 ６ mol であり，水の放射線分解によって発生する水素及び酸素の物質量の和は約 3.5×10 ４ mol 以下である。これが仮にドライウェルよりも体積の小さいサプレッション・チェン
バの気相部に集中するものとしても，そのサプレッション・チェン
バでの分圧は 0.01MPa［abs］未満であることから，水の放射線分解によって発生する水素及び酸素が格納容器圧力に与える影響は無視し得る程度と考えられる。
（添付資料 3.1.2.7）

格納容器雰囲気温度は，第 3.1.2−12 図に示すとおり，格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため上昇し，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び代替循環冷却系による格納容器除熱を行うことによって，温度上昇は抑制される。そ
3.1.2−14

の結果，格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）の最高値は約139℃となり，格納容器の限界温度 200℃を超えない。なお，事象発生
直後，破断口から流出する過熱蒸気により一時的に格納容器雰囲気温度
は約 202℃となるが，このときの格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）は約 137℃であり，格納容器の限界温度 200℃を超えない。
（添付資料 3.1.2.8）
第 3.1.2−4 図及び第 3.1.2−6 図に示すとおり，低圧代替注水系（常設）による注水継続により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，第 3.1.2−11 図及び第 3.1.2−12 図に示すとおり，90 分後に開始する代替循環冷却系の運転により，格納容器除熱に成功し，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇を抑制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。事象を通じて格納容器の限界圧力に到達せず，
格納容器圧力逃がし装置を使用することなく，格納容器が過圧・過温破損に至らないことを確認した。なお，第 3.1.2-17 図に示すとおり，格
納容器内の酸素濃度上昇により，長期的には格納容器圧力逃がし装置を用いて可燃性ガスを排出する。
なお，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，また，大気中へはほとんど放出されないものと考えられる。これは，原子炉建屋内に漏えいした放射性物質は，
原子炉建屋内で時間減衰し，また，粒子状放射性物質は，原子炉建屋内
での重力沈降や水蒸気の凝縮に伴い，原子炉建屋内に沈着すると考えられるためである。原子炉建屋内での放射性物質の時間減衰及び粒子状放射性物質の除去効果等を保守的に考慮せず，原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいを想定した場合，漏えい量は約 7.5TBq（7 日間）となり，100TBq を下回る。
3.1.2−15

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 7.5TBq（30 日間）及び約 7.5TBq（100 日間）
であり，100TBq を下回る。
（添付資料 3.1.2.4，3.1.2.5）
本評価では，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)及び(7)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
(7)の評価項目のうち，可燃性ガスの蓄積については，ジルコニウム−
水反応等によって発生した可燃性ガスの蓄積を考慮しても，格納容器が過圧・過温破損に至らないことをもって，その影響について確認した。
また，(7)の評価項目のうち，可燃性ガスの燃焼については，「3.4 水
素燃焼」において，酸素濃度が可燃限界に至らないことをもって，可燃性ガスの燃焼が生じないことを確認している。
（添付資料 3.1.2.7，3.1.2.9，3.1.2.10，3.1.3.13）

3.1.2.3

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「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」（代替循環冷却系を使用する場合）では，格納容器内へ流出した
高温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，ジ
ルコニウム−水反応等によって発生した非凝縮性ガス等が蓄積することが特徴である。
また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，常設代替交流電源設備による緊急用母線
3.1.2−16

の受電操作並びに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及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作，緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作及び代替循環冷却系による格納容器除熱操作，
可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入操作とする。

(1)

解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本評価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 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデ
ルは，ＴＭＩ事故についての再現性及びＣＯＲＡ実験についての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム−水反応
速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融開始時間に与える影響
は小さいことを確認している。原子炉注水操作については，ＬＯＣＡが発生し，高圧・低圧注水機能の喪失により炉心損傷したと判断した場合，速やかに代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却に併せ，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（電源の確保含む）を行
う手順となっており，燃料被覆管温度等を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入操作については，
炉心ヒートアップの感度解析では，格納容器圧力及び雰囲気温度への影
響は小さいことを確認していることから，運転員等操作時間に与える影
響は小さい。
3.1.2−17

炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コードＳＡＦ
ＥＲ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
結果の方が大きく，解析コードＳＡＦＥＲに対して保守的であり，注水操作による燃料有効長頂部までの水位回復時刻は解析コードＳＡＦＥＲの評価結果との差異は小さいことを確認している。原子炉注水操作については，ＬＯＣＡが発生し，高圧・低圧注水機能の喪失により炉心損傷したと判断した場合，速やかに代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（電源の確保含む）を行う手順となっており，原子炉水位を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析では区画によって格納容器雰囲
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を確認しているが，ＢＷＲの格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確
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圧
力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，格納容器圧力を操作開始の起点としている可搬型窒素供給装置に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，ＣＳＴＦ実験解析により格納容器雰囲気温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致
3.1.2−18

することを確認しており，その差異は小さいことから，格納容器圧力を操作開始の起点としている可搬型窒素供給装置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。本評価事故シーケンスでは，炉心の損傷状態
を起点に操作開始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。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内ＦＰ挙動の不確かさとして，核分裂生成物（ＦＰ）挙動モデルはＰＨＥＢＵＳ−ＦＰ
実験解析により原子炉圧力容器内へのＦＰ放出の開始時間を適切に再現できることを確認している。ＰＨＥＢＵＳ−ＦＰ実験解析では，燃料被覆管破裂後のＦＰ放出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると推定される。本評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の原子炉圧力容器内ＦＰ放出を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の格納容器における格納容器内ＦＰ挙動の不確かさとして，核分裂生成物（ＦＰ）挙動モデルはＡＢＣＯＶＥ実験解析により格納容器内のエアロゾル沈着挙動を適正に評価できることを確認している。本
評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の格納容器内ＦＰ挙動を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 3.1.2.11）
3.1.2−19

ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデ
ルは，ＴＭＩ事故についての再現性及びＣＯＲＡ実験についての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム−水反応
速度の係数についての感度解析）では，格納容器圧力及び雰囲気温度への影響は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメー
タに与える影響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コードＳＡＦ
ＥＲ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
結果の方が大きく，解析コードＳＡＦＥＲに対して保守的であり，注水操作による燃料有効長頂部までの水位回復時刻は解析コードＳＡＦＥＲの評価結果との差異は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析では区画によって格納容器雰囲
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を確認しているが，ＢＷＲの格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確
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圧
力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，
3.1.2−20

構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，ＣＳＴＦ実験
解析により格納容器雰囲気温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルはＴＭＩ事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により炉心溶融開始時間に与える影響は小さいことを確認しており，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ＦＰ挙動の不確かさとして，核分裂生成物（ＦＰ）挙動モデルはＰＨＥＢＵＳ−ＦＰ
実験解析により原子炉圧力容器内へのＦＰ放出の開始時間を適切に再現できることを確認している。ＰＨＥＢＵＳ−ＦＰ実験解析では，燃料被覆管破裂後のＦＰ放出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると推定される。
炉心損傷後の格納容器における格納容器内ＦＰ挙動の不確かさとして，核分裂生成物（ＦＰ）挙動モデルはＡＢＣＯＶＥ実験解析により格納容器内のエアロゾル沈着挙動を適正に評価できることを確認している。本
評価事故シーケンスでは，代替循環冷却系の運転により格納容器ベントを回避できることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
（添付資料 3.1.2.11）(2)

解析条件の不確かさの影響評価
3.1.2−21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3.1.2−2 表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては，
評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。
(a)

運転員等操作時間に与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd／tに対応したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 31GWd／
t であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇が遅くなるが，操作手順（格納容器圧力 0.31MPa［gage］到達後に窒素注入を停止すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器体積（サプレッション・チェンバ）の空間部及び液相部，サプレッション・プ
ール水位，格納容器圧力並びに格納容器雰囲気温度は，解析条件の不確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影
響は小さい。
事故条件の起因事象は，解析条件の不確かさとして，Ｅｘｃｅｓｓ
ｉｖｅ ＬＯＣＡを考慮した場合，原子炉冷却材の流出量が増加する
ことにより炉心損傷開始等が早くなるが，操作手順（速やかに格納容3.1.2−22

器冷却手段を準備すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），
原子炉水位の回復は早くなる。本評価事故シーケンスでは，原子炉水位を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。
機器条件の代替循環冷却系は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），格納容
器圧力及び雰囲気温度上昇の抑制効果は大きくなるが，操作手順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。
機器条件の緊急用海水系は，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合には，解析条件で設定している海水温度と同等以下となる。
32℃の場合は，解析条件と最確条件は同等であることから運転員等操
作時間に与える影響はない。32℃未満の場合は，除熱性能が向上する
ため，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇の抑制効果は大きくなるが，操作手順（格納容器圧力 0.31MPa［gage］到達後に窒素注入を停止すること）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。
機器条件の可搬型窒素供給装置は，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。30℃より高い場合は，格納容器雰囲気温度が上昇する可能性があるが，本評価事故シーケン
スでは，格納容器雰囲気温度を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。30℃未満の場合は，注入される窒素の密度が大きくなり窒素注入開始後の格納容器圧力の3.1.2−23上昇が速くなるが，操作手順（格納容器圧力 0.31MPa［gage］到達後に窒素注入を停止すること）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小さい。
（添付資料 3.1.2.11）(b)

評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd／tに対応したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 31GWd／
t であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇が遅くなるが，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇は格納容器スプレイ
及び代替循環冷却により抑制されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器体積（サプレッション・チェンバ）の空間部及び液相部，サプレッション・プ
ール水位，格納容器圧力並びに格納容器雰囲気温度は，解析条件の不確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
事故条件の起因事象は，解析条件の不確かさとして，Ｅｘｃｅｓｓ
ｉｖｅ ＬＯＣＡを考慮した場合，原子炉冷却材の流出量が増加する
ことにより炉心損傷開始等が早くなるが，格納容器へ放出されるエネ
ルギは大破断ＬＯＣＡの場合と同程度であり，第 3.1.2−18 図及び第3.1.2−19 図に示すとおり，格納容器圧力は 0.62MPa［gage］，格納容
3.1.2−24

器バウンダリにかかる温度は 200℃を下回っていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），
原子炉水位の回復は早くなり，格納容器圧力及び雰囲気温度上昇の抑制効果は大きくなるが，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇に有意な影響を与えないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
機器条件の代替循環冷却系は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合，格納容器圧力及び雰囲気温度上昇の抑制
効果は大きくなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
機器条件の緊急用海水系は，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合には，解析条件で設定している海水温度と同等以下となる。
32℃の場合は，解析条件と最確条件は同等であることから評価項目となるパラメータに与える影響はない。32℃未満の場合は，除熱性能が向上するため，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇の抑制効果は大きくことから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
機器条件の可搬型窒素供給装置は，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。30℃より高い場合は，格納容器雰囲気温度が上昇する可能性があるが，窒素注入は事象発生から約 84 時間後に開始するため，代替循環冷却系による格納容器減圧及び除熱操作によって格納容器雰囲気は除熱されており，窒素温度
は格納容器雰囲気温度よりも低いことから，窒素注入によって格納容
器雰囲気温度が上昇することはなく，評価項目となるパラメータに与3.1.2−25

える影響はない。30℃未満の場合は，注入される窒素の密度が大きくなり窒素注入開始後の格納容器圧力の上昇が速くなるが，操作手順（
格納容器圧力 0.31MPa［gage］到達後に窒素注入を停止すること）に
変わりはないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
（添付資料 3.1.2.11，3.1.2.12）
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a)

運転員等操作時間に与える影響
操作条件の常設代替交流電源設備による緊急用母線の受電並びに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及び低圧
代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，解析上の操作開始時間
として事象発生から 25 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，状況判断から原子炉注水操作までは一連の操作として実施し，同一の運転員による並列操作はなく，操作所要時間を踏まえて解析上の想定時間を設定していることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
操作条件の緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作及び代替
循環冷却系による格納容器除熱操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から 90 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，代替循環冷却系の運転は事象発生 90 分後に開始すること
3.1.2−26

としているが，時間余裕を含めて設定されているため操作の不確かさ
が操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。また，本操作の操作開始時間は，操作所要時間を踏まえて解析上の想定時間を設定したものであり，緊急用海水系の操作開始時間が早まれば，代替循環冷却系による格納容器除熱操作の操作開始時間も早まる可能性があり，代替循環冷却系の運転開始時間も早まるが，その他の操作と並列して実施する場合でも，順次実施し所定の時間までに操作を完了できることから影響はない。
操作条件の可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入操作
は，解析上の操作開始時間として事象発生から約 84 時間後を想定している。運転員等操作時間に与える影響として，格納容器内への窒素注入の実施基準である格納容器内酸素濃度 4.0vol％（ドライ条件）
到達は事象発生から約 84 時間後であるのに対し，可搬型窒素供給装置の移動及びホース敷設等は格納容器内酸素濃度が 3.5vol％（ドライ条件）到達時（事象発生から約 62 時間後）に開始し約 3 時間で準備完了するため，十分な時間余裕があることから，操作開始時間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小さい。
（添付資料 3.1.2.11）(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による緊急用母線の受電並びに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及び低圧
代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，運転員等操作時間に与える影響として，解析条件は操作所要時間に余裕を含めて設定されており，原子炉水位の回復は早くなる可能性があるが，ジルコニウム−
水反応量により発熱量が増加する等の影響があるため，格納容器圧力3.1.2−27

及び雰囲気温度の上昇に大きな差異はない。また，代替格納容器スプレイ操作と原子炉注水操作は，流量分配により同時に実施する操作であり，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。
操作条件の緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作及び代替
循環冷却系による格納容器除熱操作は，運転員等操作時間に与える影響として，緊急用海水系の操作開始時間が早まった場合には，代替循
環冷却系による格納容器除熱操作も早まる可能性があり，格納容器圧
力及び雰囲気温度を早期に低下させる可能性があることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
操作条件の可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入操作
は，解析上の操作開始時間として事象発生から約 84 時間後を想定している。運転員等操作時間に与える影響として，格納容器内への窒素注入の実施基準である格納容器内酸素濃度 4.0vol％（ドライ条件）
到達は事象発生から約 84 時間後であるのに対し，可搬型窒素供給装置の移動及びホース敷設等は格納容器内酸素濃度が 3.5vol％（ドライ条件）到達時（事象発生から約 62 時間後）に開始し約 3 時間で準備完了するため，十分な時間余裕があることから，操作開始時間に与える影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料 3.1.2.11）(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。
3.1.2−28操作条件の常設代替交流電源設備による緊急用母線の受電操作並びに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及び低圧代替
注水系（常設）による原子炉注水操作については，第 3.1.3−16 図から第3.1.3−18 図に示すとおり，事象発生から 50 分後（操作開始時間の 25 分の遅れ）までに常設代替交流電源設備からの受電操作を行い代替格納容器
スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水が開始できれば，損傷炉心は炉心位置に保持され，評価項目を満足する結果となることから，時間余裕がある。
操作条件の緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作及び代替循環
冷却系による格納容器除熱操作については，本操作開始までの時間は操作
所要時間を踏まえて解析上の想定時間を設定したものであり，時間余裕がある。なお，本操作が大幅に遅れるような事態になった場合でも，格納容器圧力が限界圧力 0.62MPa［gage］に到達するまでの時間は事象発生約 14
時間後であり，約 12 時間の余裕があることから，時間余裕がある。
操作条件の可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入操作については，格納容器内への窒素注入の実施基準である格納容器内酸素濃度
4.0vol％（ドライ条件）到達は事象発生から約 84 時間後であるのに対し，可搬型窒素供給装置の移動及びホース敷設等は格納容器内酸素濃度が3.5vol％（ドライ条件）到達時（事象発生から約 62 時間後）に開始し約3 時間で準備完了するため，十分な準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
（添付資料 3.1.2.11，3.1.3.8）

(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
3.1.2−29

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

3.1.2.4(1)

必要な要員及び資源の評価

必要な要員の評価
格納容器破損モード「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，重大事故等対策時における事象発生 2 時間までに必要な要員は，「3.1.2.1 格納容器破損防止対策」に示すとおり 20 名である。「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している災害対策要員（初動）の 39 名で対処可能である。
また，事象発生 2 時間以降に必要な参集要員は 2 名であり，発電所構外から 2 時間以内に参集可能な要員の 72 名で確保可能である。

(2)

必要な資源の評価
格納容器破損モード「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，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価を行い，その結果を以下に示す。
ａ．水源

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）による格納容器スプレイは，7 日間の対応を考慮すると，
合 計 約 400m ３ の 水 が 必 要 で あ る 。 水 源 と し て ， 代 替 淡 水 貯 槽 に 約
3.1.2−30

4,300m ３ の水を保有している。これにより，必要な水源は確保可能である。
代替循環冷却系による格納容器除熱については，サプレッション・チ
ェンバのプール水を水源として注水することから，水源が枯渇することはないため，7 日間の注水継続実施が可能である。
（添付資料 3.1.2.13）
ｂ．燃

料

常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 5 台）による電源供給については，保守的に事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に合計約 352.8kL の軽油が必要となる。軽油貯蔵タンクにて約800kL の軽油を保有しており，この使用が可能であることから，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 5 台）による電源供給について，7 日間の継続が可能である。
可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入については，保守的に事象発生直後からの可搬型窒素供給装置の運転を想定すると，7 日間の運転継続に約 18.5kL の軽油が必要となる。可搬型設備用軽油タン
クにて約 210kL の軽油を保有しており，この使用が可能であることから，可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入について，7 日間の継続が可能である。
緊急時対策所用発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に約 70.0kL の軽油が必要となる。緊急時対策所用発電機燃料油貯蔵タンクにて約 75kL の軽油を保有しており，この使用が可能であることから，緊急時対策所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 3.1.2.14）
3.1.2−31

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，約 2,426kW 必要となるが，常設代替交流電源設備（常設
代替高圧電源装置 5 台）の連続定格容量は約 5,520kW であり，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
また，緊急時対策所用発電機及び可搬型窒素供給装置の窒素供給装置
用電源車についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
（添付資料 3.1.2.15）

3.1.2.5

結論

格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」では，格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，ジルコニウム−水反応等によって発生した非凝縮性ガス等が蓄積することによって，格納容器内雰囲気圧力・温度が徐々に上昇し，格納容器の過圧・過温により格納容器の破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格
納容器過圧・過温破損）」に対する格納容器破損防止対策としては，初期の対策として低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段及び代替格納容器
スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却手段，安定状態に向けた対策として代替循環冷却系による格納容器除熱手段及び可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入手段を整備している。
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の評価事故シーケンス「大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋
低圧炉心冷却失敗」について，代替循環冷却系を使用する場合の有効性評価を行った。
3.1.2−32上記の場合においても，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却，代替循環冷却系による格納容器除熱及び可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入を実施することにより，格納容器内酸素濃度の上昇を抑制しつつ，格納容器冷却及び除熱が可能である。
その結果，格納容器圧力逃がし装置を使用せず，事象を通じて格納容器の限界圧力に到達することはなく，ジルコニウム−水反応等により可燃性ガスの蓄積が生じた場合においても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。
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，災害対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却，代替循環冷却系による格納容器除熱，可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入等の格納容器
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「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器
過圧・過温破損）」に対して有効である。

3.1.2−33

凡例：安全機能の喪失を仮定する設備

２Ｃ非常用ディーゼル発電機，２Ｄ
非常用ディーゼル発電機及び高圧炉
心スプレイ系ディーゼル発電機：従属的に使用不能となる設備
逃がし安全弁（自動減圧機能）

：破断箇所

外部電源

Ｇ
常設代替高圧電源装置

原子炉ウェルへ
タービンへ

耐圧強化
ベント系

原子炉圧力容器Ｇ
軽油貯蔵タンク→
ドライウェルぺデ
スタル

再循環系ポンプ

格納容器
圧力逃がし装置※33.1.2−34※3
サプレッション・
チェンバ

格納容器窒素供給
ライン西側接続口

↑

→
※1

→

サプレッション・プール

緊急用海水ポンプ（Ａ）
，
（Ｂ）

→
※2

→
残留熱除去系
海水系ポンプ
（Ｂ）
，
（Ｄ）

→

※1

→

※2

格納容器窒素供給
ライン東側接続口

代替

代替
循環
冷却系
ポンプ
（Ａ）

残留熱除去系
海水系ポンプ（Ａ）
，
（Ｃ）

↑ 循環
冷却系
ポンプ
（Ｂ）

←

→

残留熱除去系ポンプ（Ａ）

残留熱除去系
ポンプ（Ｂ）※1 海へ←
低圧炉心スプレイ系ポンプ

タンクローリ
常設低圧代替注水系ポンプ（Ａ），（Ｂ）

↑

↑

海へ ※2

→
残留熱除去系ポンプ（Ｃ）←

可搬型窒素供給装置→

高圧炉心
スプレイ系ポンプ

原子炉隔離時冷却系ポンプ

海

①

←

復水貯蔵タンク

代替淡水貯槽西側淡水貯水設備①：大破断ＬＯＣＡの発生に伴い，従属的に使用不能

常設高圧代替注水系ポンプ

第 3.1.2-1 図 「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の重大事故等対策の概略系統図（代替循環冷却系を使用する場合）（1／3）（低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却段階）

凡

Ｇ

例
：安全機能の喪失を仮定する設備

２Ｃ非常用ディーゼル発電機，２Ｄ
非常用ディーゼル発電機及び高圧炉
心スプレイ系ディーゼル発電機：従属的に使用不能となる設備

逃がし安全弁（自動減圧機能）

：破断箇所

外部電源

常設代替高圧電源装置

原子炉ウェルへ
タービンへ

耐圧強化
ベント系

原子炉圧力容器Ｇ
軽油貯蔵タンク→
ドライウェル

再循環系ポンプ
ぺデ
スタル

格納容器
圧力逃がし装置※3※33.1.2−35

サプレッション・
チェンバ

格納容器窒素供給
ライン西側接続口

代替 ↑
循環
冷却系
ポンプ
（Ａ）

残留熱除去系
海水系ポンプ（Ａ）
，
（Ｃ）

→
緊急用海水
ポンプ（Ａ）
，
（Ｂ）

→
※2

→
残留熱除去系
海水系ポンプ
（Ｂ）
，
（Ｄ）

→
→

※1

→
残留熱除去系
ポンプ（Ｂ）←
低圧炉心スプレイ系ポンプ

常設低圧代替注水系ポンプ（Ａ），（Ｂ）↑↑
可搬型設備用軽油タンク

海へ ※2

→
残留熱除去系ポンプ（Ｃ）←

タンクローリ

冷却系
ポンプ
（Ｂ）

←

※1 海へ

※2

↑ 循環

残留熱除去系ポンプ（Ａ）※1→

格納容器窒素供給
ライン東側接続口

代替

サプレッション・
プール

可搬型窒素供給装置→

高圧炉心
スプレイ系ポンプ

原子炉隔離時冷却系ポンプ

海

①

←

復水貯蔵タンク

代替淡水貯槽西側淡水貯水設備①：大破断ＬＯＣＡの発生に伴い，従属的に使用不能

常設高圧代替注水系ポンプ

第 3.1.2−1 図 「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の重大事故等対策の概略系統図（代替循環冷却系を使用する場合）（2／3）（代替循環冷却系による格納容器除熱段階）

凡

例：安全機能の喪失を仮定する設備

２Ｃ非常用ディーゼル発電機，２Ｄ
非常用ディーゼル発電機及び高圧炉
心スプレイ系ディーゼル発電機：従属的に使用不能となる設備
逃がし安全弁（自動減圧機能）

：破断箇所

外部電源

Ｇ
常設代替高圧電源装置

原子炉ウェルへ
耐圧強化
ベント系

タービンへ
原子炉圧力容器Ｇ
軽油貯蔵タンク→
ドライウェルぺデ
スタル

再循環系ポンプ

格納容器
圧力逃がし装置※33.1.2−36※3
サプレッション・
チェンバ

格納容器窒素供給
ライン西側接続口↑

残留熱除去系
海水系ポンプ（Ａ）
，
（Ｃ）

代替
循環
冷却系
ポンプ
（Ａ）

→
※1
緊急用海水
ポンプ（Ａ）
，
（Ｂ）

→
→
※2

→
残留熱除去系
海水系ポンプ
（Ｂ）
，
（Ｄ）

海

→

※1

→

※2

代替
↑ 循環
冷却系
ポンプ
（Ｂ）

サプレッション・
プール←→

残留熱除去系ポンプ（Ａ）

残留熱除去系
ポンプ（Ｂ）※1 海へ←
低圧炉心スプレイ系ポンプ

可搬型窒素供給装置

格納容器窒素供給
ライン東側接続口
タンクローリ
常設低圧代替注水系ポンプ（Ａ），（Ｂ）↑↑
可搬型設備用軽油タンク

海へ ※2

→
残留熱除去系ポンプ（Ｃ）

→

←

高圧炉心
スプレイ系ポンプ

原子炉隔離時冷却系ポンプ①←

復水貯蔵タンク

代替淡水貯槽西側淡水貯水設備①：大破断ＬＯＣＡの発生に伴い，従属的に使用不能

常設高圧代替注水系ポンプ

第 3.1.2−1 図 「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の重大事故等対策の概略系統図（代替循環冷却系を使用する場合）（3／3）（代替循環冷却系による格納容器除熱，可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入段階）

（解析上の時刻）
（0 秒）

凡 例
原子炉冷却材喪失（ＬＯＣＡ）
全交流動力電源喪失

対応操作は原子炉水位・格納容器圧力等の徴候に応じて対応を行うため，
今回想定している破断規模・破断位置が異なる場合及び破断位置が特定できない場合においても，対応する操作手順に変更はない。

原子炉水位低（レベル３）
設定点到達※１：操作・確認（運転員）：解析上考慮しない操作：プラント状態（解析）：重大事故等対応要員（現場）の作業：判断：運転員と重大事故等対応要員（現場）の共同作業

原子炉水位異常低下（レベル１）設定点
及びドライウェル圧力 13.7kPa［gage］
到達※２※１ 外部電源喪失に伴い，原子炉スクラム，主蒸気隔離弁閉止及び再循環系ポンプ停止となるが，解析上は原子炉水位低（レベル３）設定点到達にて原
子炉スクラム信号が発信するものとする。主蒸気隔離弁閉止及び再循環系
ポンプ停止については，外部電源喪失時とする。

原子炉スクラム，ＬＯＣＡ発生及び全交流動力電源喪失の確認※３，４，５※２

原子炉への注水機能喪失の確認※６（約 4 分）可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の起動準備操作

使用済燃料プールの除熱操作

原子炉水位異常低下（レベル１）設定点及びドライウェル圧力 13.7kPa［gage］到達により，床ドレン制限弁，機器ドレン制限弁及び原子炉補機
冷却水制限弁が自動閉止することを確認する。

※３ 重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は退避を実施する。

炉心損傷開始（燃料被覆管温度
1,000K（約 727℃）到達）※４ 原子炉スクラムは，中央制御室にて平均出力領域計装等により確認する。
※５ ＬＯＣＡ発生は，以下により判断する。
・格納容器圧力が 13.7kPa［gage］に到達

炉心損傷確認※７（約 9 分）※６ 非常用炉心冷却系の機能喪失により原子炉への注水機能が喪失する。
※７ 炉心損傷は，以下により判断する。
・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 倍以上
なお，格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）及び（Ｓ／Ｃ）による炉心損傷発生の判断ができない場合は，原子炉圧力容器温度により判断する。

燃料被覆管温度 1,200℃到達

早期の電源回復不能の確認※８※８ 外部電源の受電及び非常用ディーゼル発電機等の起動ができず，非常用母線の電源回復ができない場合，早期の電源回復不能と判断する。
常設代替交流電源設備による緊急用母線の受電操作

電源確保操作対応※９ 原子炉冷却材浄化系吸込弁の閉止操作を実施する。
※10 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）及び低圧代替注水系（常設）の起動操作は，以下により判断する。
・ＬＯＣＡ発生の確認，かつ，炉心損傷の確認

Ⅰ
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）及び低圧代替注水系（常設）の起動操作※９，１０（25 分）（約 27 分）（約 43 分）

（65 分）

常設代替交流電源設備による非常用母線の受電操作

可搬型代替低圧電源車
による受電操作

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

ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作※12 原子炉水位不明は，以下のいずれかにより判断する。
・ドライウェル雰囲気温度と原子炉圧力の関係が原子炉水位不明領域に入った場合
・原子炉水位計の電源が喪失した場合
・原子炉水位計のばらつきが大きく燃料有効長頂部以上であることが判断できない場合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
及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作※１１

炉心溶融開始（燃料温度2,500K（約 2,227℃）到達）※13 原子炉水位Ｌ０（水位不明判断時は原子炉水位Ｌ０以上まで冠水させるために必要な水量を注水した場合）により，損傷炉心冷却成功を判断する。

Ⅱ

緊急用海水系及び代替循環冷却系の準備操作（電源切替操作）

原子炉圧力−ドライウェル温度による「水位不明判断曲線」で水位不明を判断※１２

緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作

原子炉水位Ｌ０（ジェットポンプ上端）到達

代替循環冷却系の準備操作

Ⅲ

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）以外による格納容
器冷却・消火系（ディーゼル駆動）による格納容器冷却・補給水系による格納容器冷却・可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却・ドライウェル内ガス冷却装置による格納容器代替除熱

低圧代替注水系（常設）以外による原子炉注水・制御棒駆動水圧系による原子炉注水
・ほう酸水注入系による原子炉注水・消火系（ディーゼル駆動）による原子炉注水・補給水系による原子炉注水・可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注
水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水

原子炉水位Ｌ０到達判断※１３Yes

Ａ※15 原子炉注水流量は 100m３／h とし，格納容器スプレイ流量は 150m３／h とする。
※16 原子炉水位Ｌ０到達を判断し，代替循環冷却系による格納容器除熱を開始
した後は，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）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器
冷却の停止操作を実施する。

※18 炉心損傷を確認した場合，水素濃度及び酸素濃度監視設備を起動し，他のパラメータ同様，格納容器内水素濃度及び酸素濃度を継続して監視する。

No
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）による崩壊熱相当の原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却の継続

Ａ

代替循環冷却系による格納容器除熱操作※１５
サプレッション・プール水位
通常水位＋6.5m 到達
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）による原子炉注水停止操作※１６※19 サプレッション・プール水ｐＨ制御装置（自主対策設備）による薬液注入
操作は，ペデスタル（ドライウェル部）水位の確保後から実施する。
※20 可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入操作は，格納容器内酸素濃度が 4.0vol％に到達した時点でサプレッション・チェンバへの窒素注入を実施する。ただし，窒素注入後に格納容器内酸素濃度の上昇が継続する場合には，追加でドライウェルへの窒素注入を実施する。なお，可搬型
窒素供給装置の起動準備操作は，格納容器内酸素濃度が 3.5vol％に到達した時点で開始する。

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の停止操作

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停止操作※１６

格納容器雰囲気温度・圧力下降※14 残留熱除去系熱交換器への海水通水並びに代替循環冷却系の系統構成及び起動が問題なく行われたことをもって，代替循環冷却系の運転可能を判断する。

※17 ペデスタル（ドライウェル部）内床ドレンサンプの 1m 水位維持機能を使用した追加注水により水位を確保する。
水位確保操作は，非常用母線からの負荷切替操作，注水開始操作，水位上
昇及び注水停止操作を考慮した時間（約 24 分）で実施する。その後，サプ
レッション・チェンバへの排水により水位が約 1m となった時点で，床ドレン排水弁及び機器ドレン排水弁は自動閉止する。

Ⅳ
代替残留熱除去系海水系による冷却水（海水）の確保操作
代替循環冷却系
運転可能※１４（90 分）※11 格納容器スプレイ流量は 130m３／h とし，原子炉注水流量は 230m３／h とする。なお，原子炉注水に伴い炉心部における蒸気発生により格納容器温度が上昇することを考慮し，格納容器スプレイを優先する。

Ⅵ
格納容器圧力逃がし装置による格納容器減圧及び除熱操作（サプレッション・チェンバ側）

常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）水位の確保操作※１７Ⅴ（約 84 時間）

格納容器内酸素濃度 4.0vol％（ドライ条件）到達

水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動※１８

可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入操作※２０

サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入操作※１９

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）以外によるペデスタル（ドライウェル部）注水・消火系（ディーゼル駆動）によるペデスタル（ドライウェル部）注水・補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）注水・可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを用いた格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）注水

タンクローリによる燃料給油操作【有効性評価の対象としていないが他に取り得る手段】
Ⅰ
電源容量により使用できる設備が限られるが，常設代替高圧電源装置が使用できない場合は可搬型代替低圧電源車により受電する。
Ⅱ

以上の対応手順により，代替循環冷却系による格納容器除熱を継続することで，損傷炉心冷却を維持し格納容器を破損させることなく安定状態を維持する。また，格納容器内酸素濃度の監視を継続するとともに，格納容器内酸素濃度
4.3vol％（ドライ条件）に到達する場合には，格納容器圧力逃がし装置により格納容器内の可燃性ガスを排出すること
で，格納容器内水素燃焼を防止する。さらに，機能喪失している設備の復旧に努め，残留熱除去系及び可燃性ガス濃度制御系の復旧後は，可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入，残留熱除去系又は代替循環冷却系による格納容器除熱，可燃性ガス濃度制御系による水素濃度制御を実施することで，安定状態を維持する。

技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備となる消火系（ディーゼル駆動），補給水系及び可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格
納容器冷却も実施可能である。
また，格納容器冷却等ができない場合，ドライウェル内ガス冷却装置による格納容器圧力等の上昇の緩和も可能である。
Ⅲ
技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備となる制御棒駆動水圧系，ほう酸水注入系，消火系（ディーゼル駆動），補給水系及び可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注
水系（可搬型）による原子炉注水も実施可能である。
Ⅳ
代替残留熱除去系海水系による海水通水も可能である。
Ⅴ
技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備となる消火系（ディーゼル駆動），補給水系及び可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを用いた格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）注水も実施可能である。
Ⅵ
サプレッション・チェンバ側からの格納容器ベントを優先するが，ドライウェル側からの格納容器ベントによる格納容器除熱も実施可能である。

第 3.1.2−2 図「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の対応手順の概要（代替循環冷却系を使用する場合）

3.1.2−37

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用する場合）

経過時間（分）
10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

150

備考

実施箇所・必要要員数

事象発生【 】は他作業後移動してきた要員

原子炉スクラム

責任者

当直発電長

1人

中央監視
運転操作指揮

補佐

当直副発電長1人

運転操作指揮補佐

指揮者等

災害対策要員
（指揮者等）

4人

初動での指揮発電所内外連絡

操作項目

当直運転員
(中央制御室)

当直運転員
（現場）

約 4 分 炉心損傷開始（燃料被覆管温度 1,000K 到達）
約 9 分 燃料被覆管温度 1,200℃到達

操作の内容

プラント状況判断

25 分

重大事故等
対応要員
（現場）

格納容器冷却及び原子炉注水開始

約 27 分

65 分

2 時間
原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系の起動による負圧達成

原子炉水位Ｌ０到達判断

炉心溶融開始（燃料温度 2,500K 到達）●原子炉スクラムの確認●タービン停止の確認●外部電源喪失の確認●ＬＯＣＡ発生の確認
状況判断

2人
A，B

−

−

●再循環系ポンプ停止の確認

10 分●主蒸気隔離弁閉止及び逃がし安全弁（安全弁機能）による原子炉圧力制御の確認●非常用ディーゼル発電機等の自動起動失敗の確認●原子炉への注水機能喪失の確認●炉心損傷確認

早期の電源回復不能の確認

電源確保操作対応
常設代替交流電源設備による緊
急用母線の受電操作

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）及び低圧代替注水系（常設）の起動操作

【1 人】
A
【1 人】
B

−

−

●高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機の手動起動操作（失敗）

1分

−

−

●非常用ディーゼル発電機の手動起動操作（失敗）

2分

−

−

2人
a，b

●電源回復操作

【1 人】
B

−

−

●常設代替高圧電源装置 2 台の起動操作及び緊急用母線の受電操作−●常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却に必要な負荷の電源切替操作

【1 人】
B

−

適宜実施
4分
4分
2分

●原子炉冷却材浄化系吸込弁の閉止操作
【1 人】
A

−

−

●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及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の系統構成操作及び起動操作

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及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作

【1 人】
A

−

−

●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及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作

6分

緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作【1 人】
A●緊急用海水系による海水通水に必要な負荷の電源切替操作

4分

−

−
●緊急用海水系による海水通水の系統構成操作及び起動操作

【1 人】
A

−

常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）水位の確保操作

【1 人】
A

−

水素濃度及び酸素濃度監視設
備の起動操作

【1 人】
A

−

−

●水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作

サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入操作

【1 人】
A

−

−

サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入操作

【1 人】
B

−

−

●非常用母線の受電準備操作(中央制御室）

−

2人
C，D

−

常設代替交流電源設備による非常用母線の受電準備操作

常設代替交流電源設備による非常用母線の受電操作

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
ほう酸水注入系による原子炉
圧力容器へのほう酸水注入操
作

【1 人】
B

【1 人】
B

【1人】
B

−

−

3分

原子炉注水及び格納容器冷却開始後，適宜状態監視20 分

海水通水開始後，適宜状態監視●代替循環冷却系による格納容器除熱に必要な負荷の電源切替操作

代替循環冷却系による格納容器
除熱操作

6分

●代替循環冷却系による格納容器除熱の系統構成操作及び起動操
作●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）注水に必要な負荷の電源切替操作●常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）水位の確保操作

35 分

解析上考慮しない

20 分

適宜，格納容器内水素濃度
及び酸素濃度の監視

通常運転時は外部電源で常時暖気状態であり，交流電源喪失時は代替交流電源設備により緊急用母線受電後，暖気が自動的に
開始される

15 分

解析上考慮しない

35 分
75 分

●非常用母線の受電準備操作(現場）

8分

−

5分
起動操作実施後，適宜状態監視5分●原子炉建屋ガス処理系の起動操作−

6分●中央制御室換気系の起動操作

起動操作実施後，適宜状態監視
2分●ほう酸水注入系の起動操作−

水位確保後，適宜状態監視

8分●非常用母線の受電操作−

格納容器除熱開始後，適宜状態監視
4分●常設代替高圧電源装置 3 台の追加起動操作−

解析上考慮しない−

解析上考慮しない

ほう酸水全量注入完了まで適宜状態監視●ほう酸水注入系の注入状態監視

第 3.1.2−3 図「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の作業と所要時間（代替循環冷却系を使用する場合）（1／2）
3.1.2−38

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用する場合）

経過時間（時間）
12

24

36

48

60

実施個所・必要要員数

84

96

備考
108

120

132

144

156

使用済燃料プールの除熱操作

【1 人】
A

当直運転員
（現場）

重大事故等対応要員（現場）●常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水操作−−

可搬型代替注水中型ポンプを用いた
低圧代替注水系（可搬型）の起動準
備操作

−

−

8人
c〜j

●可搬型代替注水中型ポンプの移動，ホース敷設等の操作

可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入操作

−

−

【6 人】
c〜h

●可搬型窒素供給装置の移動，接続操作及び起動操作

タンクローリによる燃料給油操作

−

−

2人
（参集）

第 3.1.2−3 図

炉心損傷により屋外放射線量が高い場合は屋内に待機
し，モニタ指示を確認しながら作業を行う

170 分

可搬型窒素供給装置起動後，適宜状態監視

180 分
90 分

●可搬型窒素供給装置への給油操作

2人
C，D

解析上考慮しない
25時間までに実施する

15 分●可搬型設備用軽油タンクからタンクローリへの給油操作

2人
A，B

約 164 時間
格納容器圧力0.31MPa［gage］到達

解析上考慮しない
スロッシングによる水位低下がある場合は代替燃料プール冷却系の起動までに実
施する

適宜実施

●代替燃料プール冷却系の起動操作

必要要員合計180

操作の内容

約 84 時間
格納容器酸素濃度 4.0vol％（ドライ条件）到達
当直運転員（中央制御室）168

約 62 時間
格納容器酸素濃度 3.5vol％（ドライ条件）到達【 】は他作業後移動してきた要員

操作項目

72

適宜実施

10人 a〜j及び参集2人「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の作業と所要時間（代替循環冷却系を使用する場合）（2／2）

3.1.2−39

タンクローリ残量に応じて適宜軽油タンクから給油する20
ＬＯＣＡにより低下したシュラウド内の原子炉水位が低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（25 分）により回復
代替循環冷却系による格納容器除熱（90 分）により水位維持15

可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入（約 84 時間）による格納容器圧力及び原子
炉圧力の変動に伴う水位の変動

（

原
子
炉
水
位

）

シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
外
水
位

炉心が一部溶融することで原子炉水位Ｌ０以上に損傷炉心はないた
めＬ０以下の損傷炉心は冠水維持

シュラウド内（二相水位）10

燃料有効長頂部
原子炉水位Ｌ０5

燃料有効長底部
シュラウド外（コラプスト水位）

(m)

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H68003

第 3.1.2−4 図

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

400

350
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（230m ３ ／h）（25 分）

300

250
注
水
流
量
３
(m3／h)（m／h）

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却（130m ３ ／h）（25 分）

200
代替循環冷却系による格納容器除熱（格納容器スプレイ）（150m ３ ／h）（90 分）

150
代替循環冷却系による格納容器除熱（原子炉注水）（100m ３ ／h）（90 分）

100

50

0
0

24

48

72

96

120

144

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H68003

第 3.1.2−5 図

注水流量の推移

3.1.2−40168

20

水位回復後，低温の外部水源によって冷却材温度が低下し，気相水位が低下してコラプスト水位相当で推移

15

（

原
子
炉
水
位

ＬＯＣＡにより低下したシュラウド内の原子炉水位が低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（25 分）により回復

）

シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
外
水
位

代替循環冷却系による格納容器
除熱 （ 90 分 ） によ っ て 冷却 材 温度が上昇し，二相水位を形成
シュラウド内（二相水位）10

燃料有効長頂部
原子炉水位Ｌ０5

燃料有効長底部
シュラウド外（コラプスト水位）

(m)

0
0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H68003

第 3.1.2−6 図

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移（〜3 時間）400
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（230m ３ ／h）（25 分）

350

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却（130m ３ ／h）（25 分）

300

250
注
水
流
量
(m３／h)

代替循環冷却系による格納容器除熱（格納容器スプレイ）（150m ３ ／h）（90 分）

200

150

100
代替循環冷却系による格納容器除熱（原子炉注水）（100m ３ ／h）（90 分）

50
0
0

0.5

1

1.5

2

2.5

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H68003

第 3.1.2−7 図

注水流量の推移（〜3 時間）

3.1.2−413

400
ＬＯＣＡにより低下した保有水量が低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（25 分）により回復

350
原
子
炉
圧
力
容
器
内
保
有
水
量

300

代替循環冷却系による格納容器除熱（90 分）とＬＯＣＡ破断口からの保有水の流出により原子炉水位Ｌ０相当の保有水量で推移

250
可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入開始（約 84 時間） による 格納 容器圧 力 及び原 子炉圧 力の変動に伴う保有水量の変動

200

150

100
(t)
50

0
0

24

48

72

96

120

144

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H68003

第 3.1.2−8 図

原子炉圧力容器内の保有水量の推移

3.1.2−42

168

4000

3500
炉心の露出により燃料温度が上昇

3000
燃
料
最
高
温
度
(℃)

2500
溶融燃料プ ール が形 成・ 維持 される ため， 燃料 の溶 融温 度（ 約 2,800℃ ）
にて推移

2000

1500

1000

500

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H68003

第 3.1.2−9 図

燃料最高温度の推移

3000

2500

被
覆
管
最
高
温
度

2000

(℃)

1000

1500

500

被覆管最高温度 1000K(726.85℃)到達（約 4 分）

0
0

0.1

0.2

0.3

0.4

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H68003

第 3.1.2−10 図

被覆管最高温度の推移

3.1.2−43

0.5

0.8

ＬＯＣＡ破断 口からの蒸気流 出 及び 原子 炉注 水に 伴 って 発生する過熱蒸 気による格納容 器 圧力 上昇 を抑 制す る ため ，代替格納容器 スプレイ冷却系 （ 常設 ）に よる 格納 容 器冷 却
（25 分）を実施

ドライウェルサプレッション・チェンバ
格納容器の限界圧力 0.62MPa［gage］

0.6
格
納
容
器
圧
力

格 納容 器 圧 力 0.31MPa［gage］ 到 達 にて 可 搬 型窒 素供給装置による窒素注入停止（約 164 時間）
代替循 環 冷却 系 によ る 格 納 容 器 除 熱 （ 90 分 ）に伴う格納容器圧力の上昇抑制

0.4
窒素注入開始前の最大圧力
約 0.22MPa［gage］（約 5.3 時間）(MPa[gage])

格 納 容 器 酸 素 濃 度 （ ド ラ イ 条 件 ） 4.0vol％ 到 達 に て
可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入開始（約 84 時間）

0.2

最大圧力 約 0.31MPa［gage］（約 164 時間）

0.0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H68003

第 3.1.2−11 図

格納容器圧力の推移

300
最高温度 約 202℃（壁面温度 約 137℃）（約 0.7 時間）
壁面最高温度 約 139℃（約 0.9 時間）

ドライウェルサプレッション・チェンバ格 納 容 器 雰 囲 気 温度

格
納
容
器
温
度

200

（℃）

100

格納容器の限界温度 200℃
代替循環冷却系による格納容器除熱（90 分）に伴う格納容器雰囲気温度の上昇抑制

可搬型 窒素 供給 装置 によ る格納 容器 内への 窒 素
注入開 始に よる 格納 容器 圧力の 変動 に伴う 格 納
容器雰囲気温度の変動（約 84 時間）

ＬＯＣＡ破断口からの蒸気流 出に 伴 い格納 容器 雰囲 気温 度が 上昇 する た め代替 格納 容器 スプ レ イ
冷却系（常設）による格納容器冷却（25 分）を実施し，格納容器雰囲気温度の上昇を抑制

0
0

24

48

72

96

120

144

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H68003

第 3.1.2−12 図

格納容器雰囲気温度の推移

3.1.2−44168

0.8
ＬＯＣＡ破断口からの蒸気流出及び 原子炉注水に伴って発生する過熱蒸気による格納容器圧力 上昇を抑制するため，代替格納容器スプレイ冷却系（常設 ）による格納容器冷却（25 分）を実施

ドライウェルサプレッション・チェンバ
格納容器の限界圧力 0.62MPa［gage］

0.6
格
納
容
器
圧
力

低圧代替注水系（常設）による原子炉 注水（25 分 ） に よ っ て 原 子 炉 水 位が回復する過程で過熱蒸気が発生し，破断口から流出することで格納
容器圧力が上昇

0.4(MPa[gage])

代替循環冷却系による格納容器除熱（90 分）を実施し，原子炉注水量が減少することで発生蒸気量が増え，ドラ
イウェルの圧力が上昇

0.2

0.0
0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H68003

第 3.1.2−13 図

格納容器圧力の推移（〜3 時間）300
低 圧代 替 注 水系 （ 常 設 ） に よ る 原 子 炉 注 水 （ 25 分 ） に
よって原子炉水位が 回復する過 程で 過熱蒸気 が発 生し，破断口から流出することで格納容器雰囲気温度が上昇
格納容器雰囲気温度

格
納
容
器
温
度

200

（℃）

100

ドライウェルサプレッション・チェンバ代 替循 環 冷 却 系に よ る 格 納 容器 除 熱 （90 分 ）によって格納容器雰囲気温度の上昇を抑制
格納容器の限界温度 200℃
代替循環冷却系による格納容器除熱（ 90 分 ） を 実 施 し ， 原 子 炉 注 水 量 が減少することで発生蒸気量が増え，ドライウェルの温度が上昇

Ｌ ＯＣ Ａ 破 断 口 から の 蒸 気流 出に 伴 い 格 納 容器 雰 囲 気
温度が上昇

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却（25 分）を実施し，格納容器雰囲気温度の上昇を抑制

0
0

0.5

1

1.5

2

2.5

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H68003

第 3.1.2−14 図

格納容器雰囲気温度の推移（〜3 時間）

3.1.2−45

3

20
ＬＯＣＡ破断口から の蒸 気流出 ，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（常 設）に よる 格納容器冷却（25 分）により水位が上昇

ベントライン（約 15m）

15通常水位＋6.5m（約 13.5m）
通常水位＋5.5m（約 12.5m）
代替 循 環 冷却 系 に よ る格 納 容 器 除 熱 （ 90 分 ）の開始に伴う水位上昇の停止

10

ー

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
プ

ル
水
位

5

可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入による格納容器圧力の変動に伴うサプレッション・
プール水位の変動（約 84 時間）

(m)

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H68003

第 3.1.2−15 図

サプレッション・プール水位の推移

300

サ プ レ ッ シ ョ ン ・プ
ーー ル 水 温 度

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
プ
ル
水
温

200
代 替 循 環 冷 却 系 に よ る 格 納 容 器 除 熱 （ 90 分 ） に 伴 う
サプレッション・プール水温上昇抑制

100

Ｌ Ｏ ＣＡ 破断 口 か ら 流 出 し た 蒸 気 が サ プ レ ッ シ ョ ン ・
チェンバへ流入し，水温上昇

(℃)

0
0

24

48

72

96

120

144

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H68003

第 3.1.2−16 図

サプレッション・プール水温度の推移

3.1.2−46168

0.8
ドライウェルサプレッション・チェンバ
格納容器の限界圧力 0.62MPa［gage］
0.6
格
納
容
器
圧
力

格 納 容 器 圧 力 0.31MPa［ gage ］ 到 達 に て
可搬型窒素供給装置による窒素注入停止（約 164 時間）
0.4

格 納 容 器 酸 素 濃 度 （ ド ラ イ 条 件 ） 4.3vol ％ 到
達にて格納容器圧力逃がし装置による格納容
器除熱（約 46 日）の実施に伴う格納容器圧力の低下(MPa[gage])0.2
格 納 容 器 酸 素 濃 度 （ ド ラ イ 条 件 ） 4.0vol％ 到 達 に て
可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入開始（約 84 時間）
0
0

10

20

30

40

50

60

事故後の時
間(day)
事故後の時間(日)JOB No.MA47BNT2AE--3HCR000

第 3.1.2-17 図

格納容器圧力の推移（〜73 日間）

3.1.2−4770

0.8
代替格納容器スプレイ冷却系（常 設） に よる 格納 容 器冷 却（ 25 分 ）代替循環冷却系による格納容器除 熱（ 90 分）

ドライウェルサプレッション・チェンバ
格納容器の限界圧力 0.62MPa［gage］

0.6
格
納
容
器
圧
力

約 1.3 時間後に溶融炉心が炉 心下 部プ レ ナム へ移 行 し， 約 2.6 時
間後に原子炉圧力容器が破損するが，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び代替循環冷却系による格納容器除熱により，限界圧力 0.62MPa［gage］以 下に 維 持で きる 。
サ プ レ ッ シ ョ ン ・ プ ー ル水 位 通 常 水 位 ＋ 6.5m
到 達 に て 格 納 容 器圧 力 逃 が し 装 置 に よ る 格 納
容器 除熱 を 実施 （約 162 時 間 ）0.4
格 納 容 器 内 酸 素 濃 度 （ ド ラ イ 条 件 ） 4.0vol％
到達にて可搬型窒素供給装置による格納容器
内への窒素注入（約 64 時 間）(MPa[gage])

0.2
格納 容 器下 部 注 水系 （ 常設 ） に よ る ペ デ ス タ ル（ドライウェル部）への注水（間欠） により,ドライウェル圧力が変動する。

格納 容 器圧 力 0.31MPa［gage］に て 可搬 型窒 素
供給 装置 に よる 窒素 注 入停 止 （約 107 時 間）

0.0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--WH9E001

第 3.1.2−18 図

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡの発生を考慮した場合の格納容器圧力の推移

300
ドライウェル

格納容器雰囲気温度

事象発生初期のドライウェル雰囲気温 度 は最 高約 241℃ まで 上昇 し ，
約 1.3 時間後に溶 融炉心の 炉心下 部 プ レ ナ ム へ の 移 行 に よ り 再 度 雰
囲気温度が上昇する。ただ し,ドライ ウェル壁面の最高温度は 約
153℃（約 6.4 時間後）となるため ， 限界 温度 200℃ を 超え ない 。

格
納
容
器
温
度

200

（℃）

100

サプレッション・チェンバ
格納容器の限界温度 200℃

約 2.6 時間後に原子炉圧力 容 器破 損に 至 るが ，代 替 格納 容器 ス プレ イ 冷
却系（常設）による格納容 器 冷却 及び 代 替循 環冷 却 系に よ る格 納容 器 除熱により，限界温度 200℃以 下 に維 持で きる 。

格納 容 器 下部 注 水系 （ 常 設 ） に よ る ペ デ ス タ ル（ドライウェル部）への注水（間欠）により,ドライウェル雰囲気温度が変 動す る。

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--WH9E001

第 3.1.2−19 図

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡの発生を考慮した場合の格納容器雰囲気温度の推移

3.1.2−48

第 3.1.2−1 表「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の重大事故等対策について（代替循環冷却系を使用する場合）（1／3）

3.1.2−49

操作及び確認手順

原子炉スクラム，Ｌ
ＯＣＡ発生及び全交
流動力電源喪失の確認

運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失事故（ＬＯＣＡ）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。
格納容器圧力が 13.7kPa［gage］に到達したことによりＬＯＣＡが発生したことを確認する。
外部電源が喪失するとともに，非常用ディーゼル発電機等が機能喪失する。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
力電源喪失を確認する。
原子炉水位が原子炉水位異常低下（レベル２）設定点に到達後，原子炉隔離時冷却系が自動起動に失敗したことを確認する。

原子炉への注水機能喪失の確認

炉心損傷確認早期の電源回復不能
判断及び対応準備

常設設備
125V 系蓄電池Ａ系
125V 系蓄電池Ｂ系

大破断ＬＯＣＡ時に非常用炉心冷却系の機能及び全交流動力電源が喪失するため，原子炉水位は急激に低下し炉心が露出することで炉心損傷に至ることを格納容器雰囲気放射線モニタにより確認する。
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼ
ル発電機等の起動ができず，非常用高圧母線（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不能と判断する。これにより，常設代替交流
電源設備，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）及び低圧代替注水系（常設）の準備を開始する。
＊

重大事故等対処設備
可搬型設備
計装設備
平均出力領域計装＊
起動領域計装＊
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧＊
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧＊
緊急用Ｍ／Ｃ電圧−
ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力

−

−

−

−

−

−

原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）
原子炉水位（広帯域）＊
原子炉水位（燃料域）＊
原子炉隔離時冷却系系統流量＊
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ
（Ｓ／Ｃ）

−

既許可の対象となっている設備を重大事故等対処設備に位置付けるもの

第 3.1.2−1 表「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の重大事故等対策について（代替循環冷却系を使用する場合）（2／3）

操作及び確認手順

常設代替交流電源設
備による緊急用母線の受電並びに代替格
納容器スプレイ冷却系（常設）による格
納容器冷却及び低圧
代替注水系（常設）による原子炉注水

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交流電源設備から緊急用母線を受電する。
緊急用母線の受電を確認後，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。

3.1.2−50

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器
冷却を開始した後，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を実施する。
ドライウェル雰囲気温度が原子炉圧力の飽和温度を超えた場合水位不明と判断し，原子炉底部から原子炉水
位Ｌ０まで冠水させるために必要な注水量及び崩壊熱分の注水量を考慮し，原子炉注水流量に応じた必要注
水時間の原子炉注水を実施する。

常設設備
常 設 代 替 交 流 電 源設
備
軽油貯蔵タンク
常 設 低 圧 代 替 注 水系
ポンプ
代替淡水貯槽

重大事故等対処設備
可搬型設備
計装設備
緊急用Ｍ／Ｃ電圧−−

常 設 低 圧 代 替 注 水系
ポンプ
代替淡水貯槽−＊ドライウェル雰囲気温度
ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力
低圧代替注水系格納容器スプレイ
流量（常設ライン用）
代替淡水貯槽水位
原子炉圧力（ＳＡ）
原子炉圧力＊
低圧代替注水系原子炉注水流 量（常設ライン用）
原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）
原子炉水位（広帯域）＊
原子炉水位（燃料域）＊
代替淡水貯槽水位
ドライウェル雰囲気温度

既許可の対象となっている設備を重大事故等対処設備に位置付けるもの

第 3.1.2−1 表「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の重大事故等対策について（代替循環冷却系を使用する場合）（3／3）

3.1.2−51

操作及び確認手順

緊急用海水系による冷却水（海水）の確保

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始後，中央制御室にて非常用母線の負荷となっている緊急用海水系及び代替循環冷却系の弁を対象に，緊急用母線から電源が供給されるよう電源切替操作を実施する。また，中央制
御室からの遠隔操作により緊急用海水ポンプを起動し，緊急用海水系に海水を通水する。
緊急用海水系に海水を通水した後，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，代替循環冷却系による格納容器除熱を開始する。

代替循環冷却系による格納容器
除熱

水素濃度及び酸
素濃度監視設備の起動

可搬型窒素供給装置による格納
容器内への窒素注入

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が発生し，水の放射線分解により水素及び酸素が発生することから，格納容器下部注水系（常設）によるペデスタ
ル（ドライウェル部）水位の確保を実施後，中央制御室からの遠隔操作により水素濃度及び酸素濃度監視設備を起動し，格納容器内の水素濃度及び酸素濃度を確認する。
格納容器内酸素濃度が 4.0vol％（ドライ条件）に到達した
場合，可搬型窒素供給装置を用いて格納容器内へ窒素を注入することで，格納容器内酸素濃度の上昇を抑制する。
＊

常設設備
常設代替交流電源設備
緊急用海水ポンプ
軽油貯蔵タンク

重大事故等対処設備
可搬型設備
計装設備
緊急用海水系流量（残留熱除去
系熱交換器）−

常設代替交流電源設備
代替循環冷却系ポンプ
サプレッション・チェ
ンバ＊
軽油貯蔵タンク−

常設代替交流電源設備
軽油貯蔵タンク

代替循環冷却系原子炉注水流量
代替循環冷却系格納容器スプレ
イ流量
原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）
原子炉水位（広帯域）＊
原子炉水位（燃料域）＊
ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力
サプレッション・プール水温度
格納容器内水素濃度（ＳＡ）
格納容器内酸素濃度（ＳＡ）

−

−

可搬型窒素
供給装置

格納容器内酸素濃度（ＳＡ）

既許可の対象となっている設備を重大事故等対処設備に位置付けるもの

第 3.1.2−2 表
項目
解析コード
原子炉熱出力原子炉圧力（圧力容器ドーム部）
原子炉水位
炉心流量
燃
料

初期条件

3.1.2−52

原子炉停止後の崩壊熱
格納容器体積（ドライウェル）格納容器体積（サプレッション・チェンバ）真空破壊装置主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却系を使用する場合)（1／4）
主要解析条件

条件設定の考え方−

ＭＡＡＰ
3,293MW

定格原子炉熱出力として設定

6.93MPa［gage］

定格原子炉圧力として設定

通常運転水位（セパレータ
スカート下端から＋126cm）
48,300t／h
９×９燃料（Ａ型）
ANSI／ANS-5.1-1979（燃焼度 33GWd／t）
5,700m３
空間部：4,100m３
液相部：3,300m３
3.45kPa（ドライウェル−サプレ
ッション・チェンバ間差圧）

通常運転時の原子炉水位として設定
定格流量として設定−
1 サイクルの運転期間（13 ヶ月）に調整運転期間（約 1 ヶ月）を考慮した運転期間に対応する燃焼度を設定
設計値
設計値（通常運転時のサプレッション・プール水位の下限値に基づき設定）
真空破壊装置の設定値

サプレッション・プール水位

6.983m（通常運転範囲の下限値）

通常運転時のサプレッション・プール水位の下限値として設定

サプレッション・プール水温度

32℃

通常運転時のサプレッション・プール水温度の上限値として設定

格納容器圧力5kPa［gage］

格納容器雰囲気温度

57℃

外部水源の温度

35℃

ペデスタル（ドライウェル部）
のプール水

考慮しない

通常運転時の格納容器圧力を包含する値
通常運転時の格納容器雰囲気温度（ドライウェル内ガス冷却装置の設計温度）
として設定
年間の気象条件変化を包含する高めの水温を設定
ペデスタル（ドライウェル部）には通常運転時からプール水が存在するが，格納容器の熱容量に寄与することから，格納容器雰囲気温度の挙動を厳しく評価する設定として，ペデスタル（ドライウェル部）のプール水を考慮しない

第 3.1.2−2 表

主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却系を使用する場合）（2／4）

項目

主要解析条件事故条件

3.1.2−53

起因事象

大破断ＬＯＣＡ
再循環系配管（出口ノズル）の破断

安全機能の喪失に対する仮定

全交流動力電源喪失
高圧注水機能喪失及び低圧注水機能喪失

外部電源

外部電源なし水素の発生

ジルコニウム−水反応を考慮

条件設定の考え方
原子炉圧力容器から格納容器への冷却材流出を大きく見積もり，格納容
器内の圧力上昇及び温度上昇の観点から厳しい設定として，原子炉圧力容器バウンダリに接続する配管のうち，口径が最大である再循環系配管（出口ノズル）における両端破断を設定
非常用ディーゼル発電機等の機能喪失を想定し，設定
高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系，低圧
注水機能として残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉心スプレイ系の機能喪失を設定
過圧及び過温への対策の有効性を総合的に判断する観点から，プラント
損傷状態であるＬＯＣＡに全交流動力電源喪失を重畳することから，外部電源が喪失するものとして設定
ただし，原子炉スクラムについては，外部電源ありの場合を包括する条件として，機器条件に示すとおり設定
水の放射線分解等による水素発生については，格納容器圧力及び雰囲気
温度に与える影響が軽微であることから考慮していない

第 3.1.2−2 表

項目

主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却系を使用する場合）（3／4）
主要解析条件

条件設定の考え方

重大事故等対策に関連する機器条件

3.1.2−54

原子炉スクラム信号

原子炉水位低（レベル３）信号主蒸気隔離弁事象発生と同時に閉止

再循環系ポンプ

事象発生と同時に停止

低圧代替注水系（常設）
代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）

注水流量：230m３／h（一定）

短時間であるが原子炉熱出力が維持される厳しい設定として，外部電源喪失
時のタービン蒸気加減弁急閉及び原子炉保護系電源喪失による原子炉スクラ
ムについては保守的に考慮せず，原子炉水位低（レベル３）信号にてスクラムするものとして設定
短時間であるが主蒸気が格納容器内に維持される厳しい設定として，原子炉
保護系電源喪失及び原子炉水位異常低下（レベル２）信号による主蒸気隔離
弁閉止については保守的に考慮せず，事象発生と同時に主蒸気隔離弁が閉止するものとして設定
事象進展に与える影響は軽微であることから，全交流動力電源喪失によるポンプ停止を踏まえて設定
炉心冷却の維持に必要な流量として設定

スプレイ流量：130m３／h（一定）格納容器雰囲気温度及び圧力抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，設定

解析上考慮しない

格納容器雰囲気温度の挙動を厳しく評価するため，初期条件としてペデスタ
ル（ドライウェル部）のプール水を考慮していないことから，常設低圧代替
注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）水位の確保操作についても考慮しない。

格納容器下部注水系（常設）

代替循環冷却系

緊急用海水系

可搬型窒素供給装置

総循環流量：250m３／h
・格納容器スプレイ：150m３／h
・原子炉注水：100m３／h
代替循環冷却系から緊急用海水系への伝熱容量：約 14MW
（サプレッション・プール水温度 100℃，
海水温度 32℃において）
総注入流量：200m３／h
・窒素 198m３／h
・酸素 2m３／h
ガス温度：30℃

炉心冷却の維持に必要な流量，格納容器圧力及び雰囲気温度の抑制に必要なスプレイ流量を考慮して設定
熱交換器の設計性能に基づき，代替循環冷却系の除熱性能を厳しくする観点
で，過去の実績を包含する高めの海水温度を設定
総注入流量は格納容器内の酸素濃度上昇抑制に必要な流量として設定
酸素注入流量は純度 99vol％を考慮して残り全てを酸素として設定
ガス温度は気象条件を考慮して設定

第 3.1.2−2 表
項目

主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却系を使用する場合）（4／4）
主要解析条件

条件設定の考え方

重大事故等対策に関連する操作条件

3.1.2−55

常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作並びに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及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作

事象発生から 25 分後

中央制御室における常設代替高圧電源装置，代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）及び低圧代替注水系（常設）の準備時間を考慮して設定

緊急用海水系による冷却水（海水）確保操作並びに代替循
環冷却系による格納容器除熱操作

事象発生から 90 分後

中央制御室における緊急用海水系及び代替循環冷却系の準備時間を考慮して設定可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入操作

格納容器内酸素濃度が 4.0vol％（ドライ条件）に到達時

格納容器内酸素濃度がベント基準である 4.3vol％（ドライ条件）到達を防止する観点で設定

添付資料 3.1.2.1
炉心損傷及び原子炉圧力容器破損後の注水及び除熱の考え方について

炉心損傷後における重大事故等対処設備による注水や除熱の考え方を以下に示す。

1.

期待する重大事故等対処設備について
非常用炉心冷却系等の注水機能が喪失し炉心損傷に至った場合，重大事故等対処設備である低圧代替注水系（常設），代替格納容器スプレイ冷却系（常設），格納容器下部注水系（常設）及び代替循環冷却系の機能に期待し，炉心損傷の進展防止及び格納容器破損防止を図る手順としている。これらの系統の主な特徴を第 1 表に示す。

第1表

注水及び除熱手段の特徴（重大事故等対処設備）

系統

注水先

低圧代替注水系（常設）

原子炉圧力容器

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）

ドライウェル

格納容器下部注水系
（常設）

ペデスタル
（ドライウェル部）
原子炉圧力容器

代替循環冷却系

ドライウェルサプレッション・チェンバ

ポンプ

水源

常設低圧代替注
水系ポンプ

代替淡水貯槽

代替循環冷却系
ポンプ

サプレッション・
チェンバ

常設低圧代替注水系ポンプを用いた系統は，補機系を持たない独立した系
統であり事故後早期に使用可能であるが，代替淡水貯槽を水源としており格納容器内へ外部から水を持ち込むため，継続して使用するとサプレッション・プール水位が上昇し，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱（以下「格納容器ベント」という。）の実施時期を早めることとなる ※ 。
一方，代替循環冷却系は補機系の起動を要するため，常設低圧代替注水系
添付 3.1.2.1−1

ポンプを用いた系統に比べて起動に時間を要するが，サプレッション・チェ
ンバを水源としており外部からの水の持ち込みは生じない。
上記の特徴を踏まえ，事象発生初期の原子炉への注水は常設低圧代替注水系ポンプを用いた系統を使用することとし，その後，外部からの水の持ち込みを抑制し，サプレッション・プール水位の上昇抑制による格納容器ベントの遅延を図り，可能な限り外部への影響を軽減するため，代替循環冷却系が使用可能となった段階で代替循環冷却系に切り替える手順とする。ただし，代替循環冷却系の運転時において，格納容器圧力・温度の上昇により追加の格納容器の冷却が必要な場合には，一時的に常設低圧代替注水系ポンプを用いた系統を使用する手順とする。
※

格納容器圧力逃がし装置におけるサプレッション・チェンバ側のベント配管の水没を防止する観点から，サプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m に到達した時点で，外部水源による水の持ち込みを制限した上で，格納容器ベントを実施する手順としている。

2.
(1)

炉心損傷及び原子炉圧力容器破損前後の注水及び除熱の考え方
常設低圧代替注水系ポンプを用いた系統
ａ．炉心損傷後の対応について
炉心損傷を判断した後は，補機系が不要であり短時間で注水が可能な
低圧代替注水系（常設）により原子炉へ注水する手順としている。また，
原子炉注水ができない場合においても，注水手段の確保に努めることとしている。したがって，炉心損傷前後ともに原子炉注水を実施する対応
方針に違いはないが，事象進展の違いによって以下の異なる手順となる。
①ＬＯＣＡ時に炉心が損傷した場合は，ヒートアップした炉心へ原子炉注水を実施することにより，炉内で発生する過熱蒸気がドライウェル
添付 3.1.2.1−2

に直接放出されドライウェル圧力及び雰囲気温度が急上昇する。そこ
で，格納容器の健全性を確保するために，ＬＯＣＡの判断（ドライウェル圧力 13.7kPa[gage]以上）及び炉心損傷の判断（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 倍以上）により，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作と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（ドライウェルスプレイ）を同時に実施する。この場合，
原子炉注水により過熱蒸気が発生することから，先行して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（ドライウェルス
プレイ）を実施し，その後，低圧代替注水系（常設）による原子炉注
水操作を実施することで，ドライウェルスプレイを実施している状態
で原子炉へ注水する手順とする。
②ＬＯＣＡ時に炉心が損傷して原子炉注水が実施できない場合は，いず
れは溶融炉心の炉心下部プレナムへの移行に伴う原子炉圧力容器下部
プレナム水との接触による発生蒸気がドライウェルに放出され，ドラ
イウェル圧力及び雰囲気温度が急上昇することを踏まえて，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（ドライウェル
スプレイ）を実施する手順とする。ただし，実際の操作としては，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（ドライウェルスプレイ）を実施後に低圧代替注水系（常設）による原子炉注
水操作を実施することから，炉心損傷の判断後にドライウェルスプレ
イをする手順は①と同様である。
ｂ．原子炉圧力容器破損前の対応について③通常運転時からペデスタル（ドライウェル部）水位を約 1m に維持する構造としているが，炉心損傷判断後は，原子炉圧力容器破損時の溶融添付 3.1.2.1−3

炉心の冷却を考慮し，ペデスタル（ドライウェル部）水位を確実に約1m 確保するために格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）水位の確保操作を実施する手順とする。
ｃ．原子炉圧力容器破損後短期の対応について④原子炉圧力容器破損を検知した後は，溶融炉心とペデスタル（ドライウェル部）に存在する水との相互作用により，ドライウェル圧力及び雰囲気温度が急上昇するため，原子炉圧力容器破損を判断した場合は，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（ドライウェルスプレイ）を実施する手順とする。
⑤ドライウェルスプレイを開始した後は，ペデスタル（ドライウェル部）に落下した溶融炉心の冷却維持のため，格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）注水操作を実施する手順とする。
ｄ．本系統の停止及び一時的な運転について⑥本系統は外部水源を用いた手段であり，本系統の運転継続によりサプ
レッション・プール水位が上昇する。そこで，格納容器ベントを遅延させる観点から，本系統による原子炉注水操作や格納容器冷却操作（ドライウェルスプレイ）を停止し，代替循環冷却系による格納容器除熱操作を実施する。
⑦ただし，代替循環冷却系による格納容器除熱操作を実施する状態において格納容器圧力及び雰囲気温度が上昇する場合には，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（ドライウェルスプレイ）を一時的に実施する手順とする。
(2)

代替循環冷却系⑧代替循環冷却系は残留熱除去系海水系又は緊急用海水系等の補機系の起動後に期待できる系統であり，運転開始までに一定の時間を要する
添付 3.1.2.1−4

が，内部水源であるため本系統の運転継続によりサプレッション・プ
ール水位は上昇しない。したがって，起動が可能となった時点で本系
統を運転開始する手順とし，サプレッション・プール水位の上昇を抑制しつつ，原子炉注水操作や格納容器冷却操作（ドライウェルスプレ
イ）を実施することで，損傷炉心の冷却や格納容器の冷却及び除熱を実施することとする。

3.

各事象の対応の流れについて
炉心損傷に至る事象としては，起因事象がＬＯＣＡの場合と過渡事象の場
合で事象進展が異なることが考えられる。また，初期に原子炉注水に成功する場合と成功しない場合においても，事象進展が異なることが考えられる。
以上の事象進展の違いを踏まえ，事故対応の流れを第 1 図に示す。

添付 3.1.2.1−5

事象発生

ＬＯＣＡ

格納容器圧力が 13.7kPa[gage]に到達

格納容器圧力が 13.7kPa[gage]未満

過渡事象

成功

無

原子炉注水

炉心損傷
有

失敗

炉心損傷判断後
常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ・ＲＰＶ注水炉心損傷防止対策の

炉心損傷防止対策の2.(1)ａ．①
2.(1)ａ．②

有効性評価にて確認

有効性評価にて確認【中小ＬＯＣＡ】【中小ＬＯＣＡ以外】

炉心損傷

失敗
評価対象となる格納容器破損モード
3.1

雰囲気圧力・温度による静的負荷
成功（格納容器過圧・過温破損）
3.4

評価対象となる格納容器破損モード

原子炉注水

水素燃焼

代替循環冷却系の代替循環冷却系の代替循環による

代替循環による・Ｄ／Ｗスプレイ・ＲＰＶ注水2.(2)⑧2.(1)ｄ．⑥2.(2)2.(1)ｄ．⑥

常設低圧による

代替循環による・Ｄ／Ｗスプレイ⑧

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱

3.3

原子炉圧力容器外の溶融燃料−冷却材相互作用

3.5

溶融炉心・コンクリート相互作用

運転可能時

運転可能時

運転可能時

代替循環冷却系の

3.2

2.(2)

⑧

・Ｄ／Ｗスプレイ

常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ停止

・Ｄ／Ｗスプレイ停止

上記操作完了後
常設低圧による・ペデスタル（ドライウェル部）

上記操作完了後

上記操作完了後

常設低圧による

常設低圧による・ペデスタル（ドライウェル部）

2.(1)ｂ．③
2.(1)ｂ．③

・ペデスタル（ドライウェル部） 2.(1)ｂ．③
への注水

への注水

への注水

リロケーション時

格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇時
常設低圧による

常設低圧による
2.(1)ｄ．⑦

2.(1)ｄ．⑦

・Ｄ／Ｗスプレイ（一時的）・Ｄ／Ｗスプレイ（一時的)

ＲＰＶ破損

ＲＰＶ破損

ＲＰＶ破損判断後

ＲＰＶ破損判断後
常設低圧による

常設低圧による
2.(1)ｃ．④

・Ｄ／Ｗスプレイ・Ｄ／Ｗスプレイ

2.(1)ｃ．④

2.(1)ｃ．⑤・ペデスタル（ドライウェル部）

・ペデスタル（ドライウェル部）

2.(1)ｃ．⑤

への注水

への注水

ドライウェル圧力及び雰囲気温
ドライウェル圧力及び雰囲気温度が下降傾向に転じた場合

度が下降傾向に転じた場合
代替循環による・Ｄ／Ｗスプレイ2.(2)⑧2.(1)ｄ．⑥

・ＲＰＶ注水※代替循環による・Ｄ／Ｗスプレイ・ＲＰＶ注水※2.(2)⑧2.(1)ｄ．⑥

常設低圧による・Ｄ／Ｗスプレイ停止

常設低圧による※
原子炉注水に失敗するシーケンスである

・Ｄ／Ｗスプレイ停止

が，ＲＰＶ破損後に原子炉注水が可能な状【凡例】

格納容器圧力及び格納容器圧力及び態であれば，ＲＰＶ内の放射性物質による

常設低圧：常設低圧代替注水系ポンプ

雰囲気温度の上昇時

雰囲気温度の上昇時加熱等を防止する観点から原子炉注水を代替循環：代替循環冷却系ポンプ「2.(1)ａ．①」等は，前頁までの章番号に対応

常設低圧による
2.(1)ｄ．⑦

・Ｄ／Ｗスプレイ・Ｄ／Ｗスプレイ

（一時的）

（一時的）

第1図

行う

常設低圧による

事故対応の流れ添付 3.1.2.1−6

2.(1)ｄ．⑦

別紙１
中央制御室での運転員操作について

1.

はじめに
重大事故等時において，運転員は中央制御室に配置する制御盤によって，常設重大事故等対処設備の操作を実施する。以下，中央制御室の制御盤の配置等の考え方及び運転員の操作分担について示す。

2.

対応操作を踏まえた制御盤の配置と作業分担について
常設重大事故等対処設備の操作のため，中央制御室に常設代替高圧電源装
置遠隔操作盤，高圧代替注水系制御盤及びＳＡ監視操作盤を配置する。第 1
図に中央制御室における制御盤の配置図，第 1 表に制御盤の概要を示す。事
象発生からの運転員対応として以下の流れを想定しており，常設重大事故等対処設備の操作は②，③にて実施している。運転員Ａについては主に原子炉側に関連する操作，運転員Ｂについては主に電源関連，主制御盤での操作を担当する。
①事象発生直後のプラント状況の把握や非常用電源確保等の操作（運転員
Ａ，運転員Ｂ）②高圧代替注水系の起動（運転員Ａ）及び常設代替高圧電源装置の起動（運転員Ｂ）③ＳＡ監視操作盤を用いた操作・監視（運転員Ａ）及びその他の制御盤を用いた操作・監視（運転員Ｂ）②の高圧代替注水系の起動及び常設代替高圧電源装置の起動については，①により非常用電源の確保や原子炉注水の確保ができないことが確認された
場合には，炉心損傷防止のため速やかに実施する必要があることから，2 名
添付 3.1.2.1−7

の運転員がそれぞれの起動操作を互いに干渉しないよう，それぞれの盤を独立して配置している。
また，③については，②により高圧代替注水系制御盤での操作が完了（起動できなかった場合を含む）した運転員Ａが，引き続き原子炉注水操作等の原子炉側の操作を継続するために，ＳＡ監視操作盤により操作・監視を対応することとしている。ＳＡ監視操作盤は，タッチパネルから複数の系統の監視・操作を集中的に行うことが可能であり，運転員Ｂによる操作・監視と干渉しないよう独立した盤としている。③における運転員Ｂの操作については，②により常設代替高圧電源装置を起動した後，ＳＡ監視操作盤以外の盤の操作・監視を行うことを想定している。第 2 表に制御盤操作の流れを示す。

添付 3.1.2.1−8

添付 3.1.2.1−9
第 1 図

中央制御室における制御盤の配置図

第1表

制御盤の設置目的

制御盤

設置目的

常設代替高圧電源装置遠隔操作盤

高圧代替注水系制御盤

ＳＡ監視操作盤

第2表

外部電源喪失時に早期に緊急用母線への給電を実施するため，中央制御室
により常設代替高圧電源装置の遠隔起動及び監視を可能にする
原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心ス
プレイ系が起動できない場合，早急に高圧代替注水系を起動させるため，中央制御室での遠隔起動及び監視を可能にする
重大事故等時に，上記以外の常設重大事故等対処設備の監視及び操作を中央制御室で行うことを可能にする

制御盤操作の流れ

運転員Ａ

運転員Ｂ

プラント状況の把握，
非常用電源確保等の操作（主制御盤）

プラント状況の把握，
非常用電源確保等の操作（主制御盤）（移動）（移動）

高圧代替注水系の起動（高圧代替注水系制御盤）

常設代替高圧電源装置の起動（常設代替高圧電源装置遠隔操作盤）

（移動）

（移動）

ＳＡ監視操作盤を用いた
操作・監視（ＳＡ監視操作盤）

ＳＡ監視操作盤以外の制御盤を用いた操作・監視添付 3.1.2.1−10

3.
(1)

各操作盤の仕様等について
常設代替高圧電源装置遠隔操作盤
ａ．仕様
タッチパネル式の操作画面を設置しており，常設代替高圧電源装置の遠隔起動操作及び運転状態の監視が可能な設計としている。第 2 図に常設代替高圧電源装置遠隔操作盤の外観図を示す。
ｂ．操作可能な設備
・常設代替高圧電源装置
ｃ．操作方法タッチパネル式の操作画面を操作することにより，上記の設備の運転操作及び機器状態の監視を行う。

タッチパネル式の操作画面を操作することにより，運転操作及び機器状態の
監視を行う

第2図

常設代替高圧電源装置遠隔操作盤（イメージ図）

添付 3.1.2.1−11

(2)高圧代替注水系制御盤
ａ．仕様
盤前面にハードの指示計，操作器等を設置しており，高圧代替注水設
備の遠隔操作が可能な設計としている。第 3 図に高圧代替注水系制御盤のイメージ図を示す。
ｂ．操作可能な設備
・高圧代替注水設備
ｃ．操作方法ハード操作器の操作により，高圧代替注水系の運転操作を行う。指示計等をミミック表示とすることにより，系統の運転状態の把握が容易に行える設計とする

ミミック表示の指示計により，系統の運転状態を把握する

ハード操作器の操作により，高圧代替
注水設備の運転操作を行う

第3図

高圧代替注水系制御盤（イメージ図）

添付 3.1.2.1−12

(3)ＳＡ監視操作盤
ａ．仕様
事故対応時の並行操作に対し容易に操作・監視ができるように，タッ
チパネル式の監視操作画面を 2 面設置している。また，常設代替高圧電源装置及び高圧代替注水系以外の常設重大事故等対処設備の遠隔操作及び運転状態の監視が可能な設計としている。第 3 図にＳＡ監視操作盤，
第 4 図に監視操作画面のイメージ図を示す。
ｂ．主な操作可能な設備
・低圧代替注水系（常設）・代替格納容器スプレイ冷却系（常設）・格納容器下部注水系（常設）
・代替燃料プール注水系
・緊急用海水系・代替循環冷却系
・格納容器圧力逃がし装置
・耐圧強化ベント系
・水素濃度及び酸素濃度監視設備
・サプレッション・プール水ｐＨ制御装置（自主対策設備）
ｃ．操作方法2 面のタッチパネルの操作により，上記の設備の運転操作を行う。監
視用の画面を用いてプラントパラメータを監視し，操作用の画面で個別の系統を表示して操作を行う。誤操作防止等の観点から，以下を考慮した設計とする。
・2 画面で同一機器の異なった操作ができないように，1 画面の機器を操作している場合はもう 1 画面で同一機器の操作を行えない設計とする。
添付 3.1.2.1−13

・タッチ領域は枠などを表示することにより，その領域がタッチ領域であることを明確にする。
・タッチを受け付けたことを示す打ち返し表示を行う。また，打ち返し
表示は運転員の認知的特性に対して長すぎない時間内に行う。
・プラント設備の操作に係るタッチ領域には，タッチミスが発生しない
ような大きさ及び間隔を確保する。
・一貫したタッチ方式を用いる。
・タッチ操作器の呼び出しによって表示される制御器及び操作器の数は１つとする。
・画面上に予め制御器及び操作器を配置しておく場合には，タッチ領域の大きさ及びタッチ領域間の距離を考慮し，大きさ及び間隔を確保し制御器及び操作器を配置する。

監視用の画面を用いてプラ
ントパラメータを監視する

操作用の画面で個別の系統を表示して操作を行う

第4図

ＳＡ監視操作盤（イメージ図）
添付 3.1.2.1−14

第5図

監視操作画面（イメージ図）

添付 3.1.2.1−15

別紙 2
並行操作の対応について

1.

はじめに
炉心損傷後のマネジメントについては，炉心損傷の進展緩和のための低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作，格納容器圧力及び雰囲気温度の抑制のための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，
落下後の溶融炉心を冷却するための格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）注水操作など，複数の操作を並行して実施する必要がある。操作の成立性の観点から，並行して実施する操作について整理す
る。

2.

操作の整理

2.1

考え方
主な重大事故等対処設備の操作については，中央制御室に設置したＳＡ監視操作盤によって操作を行う。ＳＡ監視操作盤で実施する操作については，
代替循環冷却系による格納容器除熱操作のように一定の流量で操作開始しその後の状態監視を継続的に実施するものと，格納容器圧力が 0.465MPa[gage]
到達時点で実施する代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作のように，ある制御範囲において間欠的に操作を実施するもの（間欠操作）がある。
状態監視を継続的に実施している際には，2 画面あるＳＡ監視操作盤の 1
画面で状態を監視し，もう 1 画面で操作を行うことにより，間欠操作が必要な場合にも容易に対応可能である。しかし，間欠的な操作を実施中に並行操作の必要が生じた場合，時間余裕のない操作が含まれているとプラントに対添付 3.1.2.1−16

して悪影響が出る可能性があることから，間欠的な操作を整理した上で，その際に並行操作となり得る操作について成立性を確認する。

2.2

並行操作の整理
炉心損傷後の対応操作として，並行操作となるものを以下に示す。以下のケースにおける運転員Ａ及び運転員Ｂの作業と所要時間について，第 1 図から第 3 図に示す。

・「3.1 雰囲気圧力温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損） 3.1.3 代
替循環冷却系を使用できない場合」
運転員Ａによる以下の①の間欠操作の期間において，運転員Ａによるその他の操作として， 格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）水位の確保操作
作及び， 水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操

サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入操作が存在する（ケースＡ）。
また，運転員Ａによる以下の①②の間欠操作について重なる期間が存在する。重なる期間において，運転員Ａによるその他の操作として， 格納容
器圧力逃がし装置による格納容器除熱の準備操作の第一弁操作のうち

中央制御室でが存在する。（ケースＢ）①低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作（事象発生 12 時間まで
は崩壊熱の変化が大きいため，6 時間間隔で注水量を変更するが，12時間以降においては，12 時間以上の時間間隔で流量調整を実施する）②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（0.400MPa[gage]到達で格納容器冷却停止：②−１，0.465MPa[gage]
到達で格納容器冷却開始：②−２）
添付 3.1.2.1−17

・「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」
以下の③の操作が長期間必要であり，運転員Ａの負荷が大きいケース（原子炉圧力容器破損後も原子炉注水を考慮しない場合。添付資料 3.2.10 参照。）を対象とする。この場合，運転員Ａによる以下の②③の間欠操作について，重なる期間が存在する。また，この重なる期間において，運転員Ａによるその他の操作は存在しない。（ケースＣ）②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（0.400MPa[gage]到達で格納容器冷却停止：②−１，0.465MPa[gage]
到達で格納容器冷却開始：②−２）③格納容器下部注水系によるペデスタル（ドライウェル部）注水操作（2.25m 到達で注水開始：③−１，2.75m 到達で注水停止：③−２）

2.3

並行操作と影響の整理
2.2 で記載した各操作の優先度の考え方について以下に示す。並行操作が生じた場合には，基本的には最初に操作基準に到達した操作を優先するが，時間余裕の観点で優先度が高い③−１及び②−２の操作については操作基準の到達により警報を発報させる設計とし，警報発報時には当該操作を優先して実施することとする。
優先度最高・格納容器下部水位が 2.25m（下限水位）に到達した場合のペデスタル（ドライウェル部）注水操作（③−１）
全量の溶融炉心がペデスタル（ドライウェル部）に落下した場合の堆積高さは 1.9m 未満であり（添付資料 3.2.16 参照），溶融炉心の露出には 0.3m以上蒸発する必要があるが，時間余裕としては 10 分未満である（解析において 0.5m 水位低下するまでの最短時間が約 10 分間である）。
添付 3.1.2.1−18優先度高・格納容器圧力が 0.465MPa[gage]に到達した場合の格納容器冷却開始操作（②−２）
格納容器圧力が 0.465MPa[gage]に到達し，格納容器冷却の開始操作のタイミングが遅れた場合，格納容器最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa[gage]）に到達するまでの時間余裕は約 30 分であり，比較的時間余裕が少ない。
優先しない操作・原子炉注水操作（流量調整）（①）
流量調整操作が遅れた場合でも原子炉注水は継続されるため，操作のタイミングが遅くなることによるプラント挙動に及ぼす影響は小さい。
流量調整の変更幅は，崩壊熱の変化幅が大きい事象初期においても十数
m３ ／h であり，並行操作の実施により操作が 10 分程度（優先する操作に 5分，優先しない操作に 5 分と想定）遅れたと仮定してもサプレッション・
プール水の増加量は数 m３ となり，サプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m に到達する時間が早くなるが，130m３ ／h のスプレイに換算しても 1
分未満相当であることから，格納容器ベント時間に与える影響は小さい。
・格納容器圧力が 0.400MPa[gage]に到達した場合の格納容器冷却停止操作（②−２）
停止操作が遅れた場合でも格納容器圧力が 0.400MPa[gage]未満に低下するのみであり，操作のタイミングが遅くなることによるプラント挙動に及ぼす影響は小さい。
スプレイ流量は最大 130m３ ／h であり，並行操作の実施により操作が 10分程度（優先する操作に 5 分，優先しない操作に 5 分と想定）遅れたと仮定してもサプレッション・プール水の増加量は 30m３ 未満となり，サプレッ
ション・プール水位が通常水位＋6.5m に到達する時間が早くなるが，130
添付 3.1.2.1−19

m３ ／h のスプレイに換算しても 15 分未満相当であることから，格納容器ベント時間に与える影響は小さい。
スプレイによって格納容器圧力の低下幅が大きくなり，冷却開始基準である 0.465MPa[gage]到達が遅れることとなり，その後の冷却開始も順次遅れることから格納容器ベント時間に与える影響は小さい。
・格納容器下部水位が 2.75m（上限水位）に到達した場合のペデスタル（ドライウェル部）注水停止操作（③−２）
停止操作が遅れた場合でも格納容器下部水位は約 2.75m 以上には上昇せず，余分な水はドライウェルを介してサプレッション・チェンバに移行す
るのみであり，操作のタイミングが遅くなることによるプラント挙動に及ぼす影響は小さい。
崩壊熱相当の注水流量は，保守的に設定した燃焼度 33Gwd／t の場合においても最大で 50 m３ ／h であり，並行操作の実施により操作が 10 分程度（優先する操作に 5 分，優先しない操作に 5 分と想定）遅れたと仮定してもサプレッション・プール水の増加量は 10m ３ 未満となり，サプレッション・プ
ール水位が通常水位＋6.5m に到達する時間が早くなるが，130m３ ／h のス
プレイに換算しても 5 分未満相当であることから，格納容器ベント時間に与える影響は小さい。
・その他の操作
その他の格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェ

ル部）水位の確保操作

等の操作は，操作が必要なタイミングまで時間余裕があることから，操作のタイミングが遅くなることによるプラント挙動に及ぼす影響は小さい。

次に，2.2 でまとめた各ケースの並行操作の成立性について以下に示す。
添付 3.1.2.1−20

ケースＡ
添付資料 3.1.3.3 に示すとおり，①の操作は，事象発生後 12 時間までは
6 時間間隔，事象発生後 12 時間以降は 12 時間以上の間隔とする。このため， 格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）水位の確保操作， 水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作

レッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入操作

及び サプ

は，①の操作と異なるタイミングでの操作となり，操作の成立性に問題はない。
ケースＢ①の操作は，事象発生後 12 時間までは 6 時間間隔，事象発生後 12 時間
以降は 12 時間以上の間隔とするため，②の操作及び 格納容器除熱の準備
操作（中央制御室での第一弁操作）と並行することは考えにくい。仮に優先度高である②−２の操作を含む全ての操作が並行した場合，②−２の操作を優先し，その他の①の操作及び御室での第一弁操作）

格納容器除熱の準備操作（中央制をその後実施することで，操作の成立性に問題は

ない。
ケースＣ
格納容器下部水位が 2.25m（下限水位）に到達した場合のペデスタル（ドライウェル部）注水操作（③−１），次に格納容器圧力が 0.465MPa[gage]に到達した場合の格納容器冷却開始操作（②−２）を優先して対応し，②−１や③−２の操作の優先度を下げて対応することで，時間余裕は確保され，操作の成立性に問題はない。
なお，②の操作について，解析上の最も早い操作間隔は格納容器圧力0.400MPa[gage]到 達 に よ り 格 納 容 器 冷 却 操 作 を 停 止 し て か ら 0.465MPa[gage]到達で再開するまでの約 6 分間となるが，実運用上はスプレイ流量を調整することで可能な限り連続スプレイする手順とし，並行した操作を添付 3.1.2.1−21

極力減らすこととする。また，③の操作について，解析上の最も早い操作
間隔は格納容器下部水位 2.75m でペデスタル（ドライウェル部）注水を停止してから 2.25m 到達により再開するまでの約 10 分間となるが，実運用上では崩壊熱相当の注水量に変更することで可能な限り連続注水する手順とし，並行した操作を極力減らすこととする。

3.

まとめ
炉心損傷後の操作について，並行操作となり得る操作について整理しその影響を評価した。その結果，いずれのケースにおいても，操作の成立性に問題はないことを確認した。

添付 3.1.2.1−22経過時間（分）10

操作項目

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
及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作

30

40

50

60

25 分 格納容器冷却及び原子炉注水開始

操作の内容

操作者

運転員Ａ

20

●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及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作

6分

70

80

65 分

原子炉水位Ｌ０到達判断

水素濃度及び酸素濃度監視設備の
起動操作

運転員Ａ

●水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作

サプレッション・プール水ｐＨ制
御装置による薬液注入操作

運転員Ａ●サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入操作

110

120

130

140

備考

150

解析上では，事象発生12時間までは6時間間隔で注水量を変更し，12時間
以降においては12時間以上の間隔で流量調整を実施する

6分●格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェ
ル部）注水に必要な負荷の電源切替操作
運転員Ａ

100

原子炉注水及び格納容器冷却開始後，適宜状態監視●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）による原子炉注水の流量調整操作

常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）
水位の確保操作

90

流量調整後（崩壊熱相当），適宜状態監視
4分
解析上考慮しない●常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）水位の確保操作

第1図

20 分

水位確保後，適宜状態監視
8分

適宜，格納容器内水素濃度及び酸素濃度の監視
15 分

通常運転時は外部電源で常時暖気状態であり，交流電源喪失時は代替交流電源設備により緊急用母線受電後，暖気が自動的に開始される
解析上考慮しない

ケースＡにおける作業と所要時間（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用できない場合））

経過時間（時間）
4

操作項目

12

16

20

約 16 時間

約 3.9 時間 格納容器圧力 0.465MPa[gage]到達

操作の内容

操作者

8

24

運転員Ａ

●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）による原子炉注水の流量調整操作

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

運転員Ａ

●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

間欠スプレイにより格納容器圧力を0.400MPa[gage]から 0.465MPa[gage]の間に維持

格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱の準備操作

運転員Ａ●格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱の準備操作（中央制御室での第一弁操作）

5分

第2図

42

46

備考

50

サプレッション・プール水位 通常水位＋5.5m 到達
約 19 時間

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）による原子炉注水操作

28

サプレッション・プール水位 通常水位＋6.5m 到達
解析上では，事象発生12時間までは6時間間隔で注水量を変更し，12時間以降
においては12時間以上の間隔で流量調整を実施する

流量調整後（崩壊熱相当），適宜状態監視

解析上では，約6分以上の間隔で格納容器圧力が変動するが，実運用上ではス
プレイ流量を調整することで可能な限り連続スプレイする手順とし，並行した操作を極力減らすこととする

ケースＢにおける作業と所要時間（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用できない場合））

経過時間（時間）
1

操作項目

操作者

2

3

4

5

約 2.7 時間
原子炉圧力容器温度（下鏡部）
300℃到達操作の内容

約 4.5 時間
原子炉圧力容器破損

破損判断パラメータ（格納容器下部水温）の継続監視

原子炉圧力容器破損の判断

運転員Ａ●原子炉圧力容器破損の判断●溶融炉心の堆積量の確認

常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損後）

運転員Ａ●常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷
却系（常設）による格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損後）1分

常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェ
ル部）注水操作

運転員Ａ●常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）注水操作及び水位制
御操作

1分

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

運転員Ａ

●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

6

格納容器圧力低下から 30 分後5分

適宜状態監視注水開始後，水位制御を継続

適宜実施

第3図

備考

ケースＣにおける作業と所要時間（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）

添付 3.1.2.1−23

解析上では，約10分以上の間隔でペデスタル水位が変動するが，実運用上では崩壊熱相当の注水量に変更することで可能な限り連続注水する手順とし，並行した操作を極力減らすこととする
解析上では，約6分以上の間隔で格納容器圧力が変動するが，実運用上ではス
プレイ流量を調整することで可能な限り連続スプレイする手順とし，並行した操作を極力減らすこととする

添付資料 3.1.2.2
原子炉水位不明時の対応について

1.

概

要

重大事故等対処設備とする原子炉水位は，原子炉水位（ＳＡ広帯域）及び原子炉水位（ＳＡ燃料域）があり，それぞれの計測範囲で原子炉圧力容器内の水位を確認する。

2.

水位不明判断条件
以下のいずれかに該当する場合，原子炉水位不明と判断する。
ａ．原子炉水位の電源が喪失した場合
ｂ．原子炉水位の指示に「ばらつき」があり，原子炉水位が燃料有効長頂部以上であることが判定できない場合
ｃ．ドライウェル雰囲気温度が，原子炉圧力に対する飽和温度に達した場
合（非常時運転手順書Ⅱの中で定める水位不明判断曲線で水位不明領域に入った場合）

ドライウェル雰囲気温度
(℃)

第1図

水位不明判断曲線

添付 3.1.2.2−1

3.

格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」における水位不明時の対応について
有効性評価の格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格
納容器過圧・過温破損）」で想定される事故シーケンスでは，原子炉冷却材喪失（大破断ＬＯＣＡ発生）により，第1図に示す水位不明領域となるため，運転員は水位不明を判断する。水位不明を判断した場合，原子炉水位Ｌ０まで冠水させるために必要な水量を注水し，その後，崩壊熱による蒸発量相当の注水量に流量調整することで，損傷炉心の冷却を維持することとする。

4.

炉心損傷後における水位不明判断時の対応手順について
上記のとおり，炉心損傷後の対応手順として，水位不明を判断し外部水源に期待した原子炉注水を実施する場合には，手順に従い，第1表に示す原子炉
水位Ｌ０まで水位回復させるために必要な注水時間を230m ３ ／h以上で継続して注水する。原子炉水位Ｌ０到達後に崩壊熱による蒸発量相当の注水量よりも多い注水量で注水する場合には，原子炉に持ち込んだ水がＬＯＣＡ破断口から格納容器へ流出しサプレッション・プール水位の上昇につながるため，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱の開始時間が早まる。そのため，原子炉水位Ｌ０到達までに必要な注水時間の注水を実施した後は，格納容器
圧力逃がし装置による格納容器除熱を可能な限り遅延させ環境への影響を低減させるため，崩壊熱による蒸発量相当の注水量とする。
なお，代替循環冷却系の起動等によりサプレッション・チェンバを水源とした原子炉注水に切り替える場合には，崩壊熱による蒸発量相当の注水量には変更せず，所定の流量での注水を継続する。
第1表に示す必要注水時間は，原子炉底部から原子炉水位Ｌ０まで冠水させるために必要な注水量に加え，注水開始時点での崩壊熱除去に必要な注水量
添付 3.1.2.2−2

を考慮し設定した。

第1表

水位不明時の必要注水時間

原子炉水位Ｌ０到達までに必要な注水時間（注水流量230m ３ ／h以上）

5.

原子炉注水開始時間（原子炉停止後の経過時間）

注水時間

5分〜

55分

10分〜

50分

15分〜

45分

25分〜

40分

1時間〜

35分

12時間〜

30分

水位不明判断時の原子炉水位の推定手段について
上記のとおり，水位不明と判断した場合，原子炉注水流量及び必要な注水時間により，原子炉水位Ｌ０位置までの水位回復を判断する。
その後，原子炉水位をＬ０以上で維持するためには，崩壊熱による蒸発量相当の注水量以上での注水の継続及び原子炉圧力容器下部が健全であることが必要となる。仮に原子炉圧力容器下部からの漏えいが生じている場合には，原子炉水位Ｌ０以上を維持できない可能性があるが，漏えい水がペデスタル（ドライウェル部）へ落下することで，格納容器下部水位及び格納容器下部
水温が上昇すると考えられるため，以下のパラメータによって損傷炉心の冷却維持を判断することとする。
・崩壊熱相当の注水量以上で原子炉注水を継続していること
・格納容器下部水位又は格納容器下部水温の上昇がないこと
添付 3.1.2.2−3

代替循環冷却系等のサプレッション・チェンバを水源とした注水手段を確保できる場合には，崩壊熱相当及び漏えいを補う注水量以上で注水を継続することで，原子炉圧力容器下部からの漏えいが生じている場合でも，サプレッション・プールの水位上昇を防止しつつ損傷炉心の冷却維持を図る。
一方，代替循環冷却系が使用できない場合において，原子炉圧力容器下部からの漏えいが生じている場合等には，原子炉水位Ｌ０到達の判断後に原子炉注水を崩壊熱による蒸発量相当の注水量とすると，原子炉水位が低下し損
傷炉心の冷却維持ができない可能性がある。この場合，その後の事象進展により原子炉下部プレナムへ溶融炉心が移行することになるが，原子炉圧力容
器温度（下鏡部）が300℃に到達した時点で，損傷炉心の冷却失敗を判断し，
原子炉圧力容器破損に備えた対応を実施することとする。
上記のとおり，崩壊熱による蒸発量相当の注水量に調整した場合，損傷炉
心の冷却維持ができず，いずれは原子炉圧力容器の破損に至る可能性がある
が，崩壊熱による蒸発量相当の注水量に調整しない場合（流量低下しない場
合）においても，いずれはサプレッション・プール水位の上昇により格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作を実施することとなり，サプレッ
ション・チェンバからのベントライン水没防止のために原子炉注水を崩壊熱による蒸発量相当の注水量に減少させる必要があり，その後，原子炉圧力容器の破損に至ることになる。
そのため，格納容器下部水位及び格納容器下部水温の上昇等により，損傷
炉心の冷却失敗の兆候を確認した場合には，原子炉注水流量を増加させることはせず，原子炉水位Ｌ０到達を判断した時点で崩壊熱による蒸発量相当の注水量に変更することにより，サプレッション・プール水位上昇を抑制し，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作の実施を可能な限り遅延させることとする。したがって，破断位置等の違いによる注水手順の差異は生添付 3.1.2.2−4

じない。
上記の原子炉水位不明時における原子炉水位の推定手段について第2表に示す。なお，流量計指示が正常な状況で崩壊熱による蒸発量相当の注水が失敗している場合には，流量計下流での注水配管の破断による漏えいが考えられるが，その場合に有意な変化を示すと考えられるパラメータを第3表に示す。
格納容器スプレイの実施によりドライウェル雰囲気温度・圧力の上昇が継続しない等，状況によっては正確な判断が難しい場合が存在するが，第3表に記載の場合は注水失敗の傾向を判断することが可能と考えられる。ただし，注水が失敗している傾向を確認した場合においても崩壊熱による蒸発量相当の注水を継続し，最終的には原子炉圧力容器表面温度（下鏡部）が300℃に到達した時点で注水不可を判断することとする。

添付 3.1.2.2−5

第2表

原子炉水位不明時における原子炉水位の推定手段

推定事項

判断パラメータ

原子炉水位Ｌ０までの水位回復判断

原子炉注水流量と必要注水時間

損傷炉心の冷却維持判断（原子炉水位Ｌ０以上の水位維持）

原子炉水位Ｌ０到達判断後，以下の全てを満たす
ことで損傷炉心の冷却維持を判断する
・原子炉注水流量：崩壊熱による蒸発量相
当の注水量の確保
・格納容器下部水位 ：上昇がないこと
・格納容器下部水温 ：上昇がないこと

損傷炉心の冷却失敗判断（原子炉水位Ｌ０以下に低下，炉心損
傷の進展）

原子炉圧力容器温度（下鏡部）：300℃到達

第3表

パラメータ推移

漏えい個所

パラメータの推移

原子炉建屋内で漏えいしている場合

・原子炉建屋内の漏えい検知設備の作動により，注水系統からの漏えいを判断可能な場合がある
・原子炉圧力容器内に崩壊熱による蒸発量相当の注水ができていない場合，発生した蒸気が炉心部で過熱され，過熱蒸気として格納容器内に流出するため，格納容器スプレイを実施していない場合においては，ドライウェル雰囲気温度・圧力の上昇が継続する可能性がある
・常設低圧代替注水系ポンプの吐出圧力低下や低圧代替注水系（常設）の流量増加によって漏えいを判断可能な場合がある

格納容器内で漏えいしている場合

・原子炉へ注入する冷却水がドライウェルからベント管を通じてサプレッション・チェンバに移行することで，サプレッション・プール水位が上昇する可能性がある
・原子炉圧力容器内に崩壊熱による蒸発量相当の注水ができていない場合，発生した蒸気が炉心部で過熱され，過熱蒸気として格納容器内に流出するため，格納容器スプレイを実施していない場合においては，ドライウェル雰囲気温度・圧力の上昇が継続する可能性がある
・常設低圧代替注水系ポンプの吐出圧力低下や低圧代替注水系（常設）の流量増加によって漏えいを判断可能な場合がある

添付 3.1.2.2−6

添付資料 3.1.2.3
常設低圧代替注水系ポンプの機能確保の妥当性について

1.

常設低圧代替注水系ポンプの機能
常設低圧代替注水系ポンプは以下の 5 つの機能に期待している。
・

原子炉水位を維持し炉心損傷の防止及び炉心損傷の進展を防止するための低圧代替注水機能

・格納容器の過圧・過温破損防止のための代替格納容器スプレイ機能

・

格納容器内での溶融炉心の冷却のためのペデスタル（ドライウェル
部）注水機能・

格納容器のトップヘッドフランジ部からの漏えいを抑制するための格納容器頂部注水機能・

使用済燃料プール水位を維持し燃料損傷を防止するための代替使用
済燃料プール注水機能2.
(1)

常設低圧代替注水系ポンプの機能確保について
単一の機能に期待する場合
常設低圧代替注水系ポンプは，各注水先の最大流量を包絡する注水量を確保できる設計としている。
常設低圧代替注水系ポンプにより注水する際の系統構成は，中央制御室からの遠隔操作により行い，現場操作は不要である。また，各注水先へ注水する際の操作の相違点は，開操作する弁の違いのみであり，各弁の操作も中央制御室からの遠隔操作が可能であることから，困難な操作はない。
このように，常設低圧代替注水系ポンプの単一の機能の確保については問題ないと考えられる。

添付 3.1.2.3−1(2)複数の機能に期待する場合
常設低圧代替注水系ポンプは，複数個所への同時注水を想定したものとなっており，想定する同時注水の組合せで必要流量が確保できる設計としている。また，想定する同時注水の組合せで，重大事故等による影響の緩和が可能であることを有効性評価にて示している。
①

原子炉注水と格納容器スプレイ
大破断ＬＯＣＡが発生し，非常用炉心冷却系からの注水に失敗した場合，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水と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同時に実施する。この場合の最大流量の組合せは，原子炉注水 230m３ ／h，格納容器スプレイ 130m３ ／h であるが，この条件で炉心の冷却並びに格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇を抑制できることを有効性評価で確認するとともに，この流量が確保できる設計としている。なお，上記以外の同時注水については，原子炉へは崩壊熱相当での注水となるため，上記注水流量を超えることはない。

②

原子炉注水とペデスタル（ドライウェル部）注水
大破断ＬＯＣＡが発生し非常用炉心冷却系からの注水に失敗し，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（常設）による格納容器冷却に成功した場合，原子炉水位Ｌ０到達後に格納容器冷却を停止し，原子炉注水とペデスタル（ドライウェル部）の水張りを実施する。この場合の最大流量の組合せは，原子炉注水として崩壊熱相当の流量，ペデスタル（ドライウェル部）の水張りとして 80
m３ ／h であるが，この条件で炉心の冷却及びペデスタル（ドライウェル部）の必要水位を確保できることを有効性評価にて確認するとともに，この流量が確保できる設計としている。

③

格納容器スプレイとペデスタル（ドライウェル部）注水
添付 3.1.2.3−2原子炉注水に失敗し，原子炉圧力容器が破損する場合，格納容器スプ
レイとペデスタル（ドライウェル部）への注水を同時に実施する。この場合の最大流量の組合せは，格納容器スプレイ 300m ３ ／h，ペデスタル（ドライウェル部）注水 80m ３ ／h であるが，この条件で格納容器圧力及び雰
囲気温度の上昇の抑制並びにペデスタル（ドライウェル部）に落下した
溶融炉心の冷却等ができることを有効性評価で確認するとともに，この流量を確保できる設計としている。
④

その他注水先の組合せ
その他の組合せとして，格納容器頂部又は使用済燃料プールへの注水が重畳することも考えられる。これら注水先へは，間欠的に注水を行い一定量の水位を維持するため，①，②及び③の最大流量の注水等と異なるタイミング又は系統の余力で注水等を行うため，対応が可能である。

また，複数の注水先に注水するための操作については，各注水先へ注水するための操作に必要な時間を考慮した有効性評価により，炉心冷却や溶融炉心の冷却等ができることを確認している。
以上より，常設低圧代替注水系ポンプの複数の機能の確保についても問題ないと考えられる。

3.

常設低圧代替注水系ポンプの機能の冗長性について
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水については，原子炉隔離時冷却系，高圧代替注水系及び代替循環冷却系を用いた手段に加え，アクセスルー
トの確保を確認した後であれば低圧代替注水系（可搬型）によって機能を補うことも可能である。また，格納容器スプレイについては，代替循環冷却系
及び代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型），ペデスタル（ドライウェル部）
添付 3.1.2.3−3

注水については格納容器下部注水系（可搬型），格納容器頂部注水については格納容器頂部注水系（可搬型），使用済燃料プール注水については可搬型代替
注水大型ポンプ及び可搬型代替注水中型ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）によって機能を補うことも可能である。このように，常設低圧代替注水系ポンプの各機能については冗長性を持たせることで機能強化を図っている。機能強化のイメージを第 1 図に示す。

添付 3.1.2.3−4

格納容器注水（格納容器スプレイ） （ペデスタル注水）

原子炉注水

［第４層］
ＤＥＣ
（重大事故等対処設備）

添付 3.1.2.3−5

ＤＢＡ（設計基準事故
対処設備）

燃料プールにも注水可能

可搬型代替注水大型ポンプ※１及び可搬型代替注水中型ポンプ
代替循環冷却系ポンプ（Ａ），（Ｂ）
常設高圧代替注水系ポンプ［第３層］

格納容器頂部及び使用済み

常設低圧代替注水系ポンプ

高圧代替注水系を加えることで，原子炉注水の信頼性が向上※２

残留熱除去系ポンプ（Ａ），（Ｂ）
残留熱除去系ポンプ（Ｃ）
低圧炉心スプレイ系ポンプ
高圧炉心スプレイ系ポンプ※1

可搬型設備でありアクセスルート復旧までは期待できないが，信頼性を向上させている。

※2

ＴＱＵＶ，ＴＷ（ＬＵＨＳ，ＲＨＲ機能喪失）等の原子炉冷却材圧力バウンダリの喪失（ＬＯＣＡ等）を除く事故に対して初期炉心冠水維持が可能

第1図

第３層及び第４層にて期待する注水設備

添付資料 3.1.2.4
原子炉建屋から大気中へ漏えいするＣｓ−137 の漏えい量評価について

本資料では，「原子炉建屋から大気中へ漏えいするＣｓ−137」の放出量評価について示す。
なお，本評価では，原子炉建屋ガス処理系が起動するまでの間，格納容器から原子炉建屋に漏えいした放射性物質は，瞬時に原子炉建屋から大気中へ漏えいするものとして，放出量を保守的に評価しているが，下記のとおり，格納容器の健全性が維持されており，原子炉建屋の換気空調系が停止している場合は，格納容器から原子炉建屋に漏えいした放射性物質の一部は，原子炉建屋内で沈着又は時間減衰するため，大気中への放出量は本評価結果より少なくなると考えられる。
・格納容器が健全な場合，格納容器内の放射性物質は，格納容器圧力に応じて原子炉建屋へ漏えいするものとしている。漏えいした放射性物質の一部
は，原子炉建屋内での重力沈降等に伴い，原子炉建屋内に沈着すると考えられる。
・原子炉建屋内の換気空調系が停止している場合，原子炉建屋内外における圧力差が生じにくく，原子炉建屋内外での空気のやり取りは多くないと考えられるため，漏えいした放射性物質の一部は原子炉建屋内に滞留し，時間減衰すると考えられる。

1.

評価条件
放出量評価条件を第 1 表，大気中への放出過程及び概略図を第 1 図及び第2 図に示す。

添付 3.1.2.4−1

第1表
項

放出量評価条件（1／2）

目

評価条件

選定理由

評価事象

「大破断Ｌ ＯＣＡ＋高圧炉心冷却 失敗＋
低圧炉心冷却失敗」（代替循環冷却系を使用する場合）（全交流動力電源喪失の重畳
を考慮）

―

炉心熱出力

3,293MW

定格熱出力

運転時間

1 サイクル当たり
10,000 時間（416 日）

1 サイクル 13 ヶ月（395日）を考慮して設定

取替炉心の燃料装荷割合1 サイクル：0.229
2 サイクル：0.229
3 サイクル：0.229
4 サイクル：0.229
5 サイクル：0.084

取替炉心の燃料装荷割合に基づき設定

炉内蓄積量（Ｃｓ−137）

約4.36×10１７ Bq「単位熱出力当たりの炉内蓄積量（Bq／MW）」
×「3,293MW（定格 熱出力）」（単位熱出力当たりの炉内蓄積量（Bq／MW）は，ＢＷＲ共通条件として，
東海第二と同じ装荷燃料（９×９燃料（Ａ型）），
上記の運転時間及び取替炉心の燃料装荷割合で算出したＡＢＷＲのサイクル末期の値 ※ を使用）

放出開始時間格納容器漏えい：事象発生直後

ＭＡＡＰ解析結果

0.49

ＭＡＡＰ解析結果

考慮しない

保守的に設定ＭＡＡＰ解析に基づく（沈着，サプレッション・プールでのスクラビング及びドライ
ウェルスプレイ）

ＭＡＡＰのＦＰ挙動モ
デル

格納容器内への放出割合（Ｃｓ−137）
格納容器の漏えい孔における捕集効果
格納容器内での除去効果

サプレッション・プール
水ｐＨ制御設備は，重大格納容器内ｐＨ
考慮しない
事故等対処設備に位置制御の効果付けていないため，保守的に設定※ 東海第二発電所（ＢＷＲ５）に比べて炉心比出力が大きく，単位熱出力当たりの炉内蓄積量を保守的に評価するＡＢＷＲの値を使用。

添付 3.1.2.4−2

第1表
項

目

放出量評価条件（2／2）
評価条件

選定理由

格納容器から原子炉建屋への漏えい率

1Pd以下：0.9Pdで0.5％／日
1Pd超過：2Pdで1.3％／日

ＭＡＡＰ解析にて格納
容器の開口面積を設定
し格納容器圧力に応じ漏えい率が変化するものとし，格納容器の設計
漏えい率（0.9Pd で 0.5％／日）及びＡＥＣの式等に基づき設定（添付資料
3.1.2.5 参照）

格納容器から原子炉建屋への漏えい割合

ＣｓＩ類 ：約2.41×10 −５ＣｓＯＨ類：約1.66×10 −５

ＭＡＡＰ解析結果

無限大／日（地上放出）（格納容器から原子炉建屋へ漏えいした
放射性物質は，瞬時に大気へ漏えいするものとして評価）保守的に設定1 回／日（排気筒放出）

設計値に基づき設定（非常用ガス処理系のファン容量）

非常用ガス処理系及び非常用ガス再循環系の起動時間

事象発生から 2 時間後起動操作時間（115 分）＋負圧達成時間（5 分）（起動に伴い原子炉建
屋原子炉棟内は負圧になるが，保守的に負圧達成時間として 5 分を想定）

非常用ガス処理系及び非常用ガス再循環系のフィルタ除去効率

考慮しない

保守的に設定閉状態

原子炉建屋原子炉棟内の急激な圧力上昇等による原子炉建屋外側ブ
ローアウトパネルの開放がないため（別添参照）

原子炉建屋から大気への漏えい率（非常用ガス処理系及び非常用ガス再循環系の起動前）
非常用ガス処理系から大気への放出率（非常用
ガス処理系及び非常用ガス再循環系の起動後）原子炉建屋外側
ブローアウトパ
ネルの開閉状態

添付 3.1.2.4−3

Ｃｓ−137 の炉内蓄積量

格納容器内への放出割合：ＭＡＡＰ解析に基づく

格納容器内での除去効果：ＭＡＡＰ解析に基づく（ドライウェルスプレイ等）

格納容器から原子炉建屋への漏えい率：
1Pd 以下：0.9Pd で 0.5％／日
1Pd 超過：2Pd で 1.3％／日

原子炉建屋への流入割合：ＭＡＡＰ解析に基づく

原子炉建屋から大気中への漏えい率：無限大／日

非常用ガス処理系から大気へ放出
放出率：1 回／日
除去効率：考慮しない

原子炉建屋から漏えい又は非常用ガス処理系排気筒から放出

第1図

Ｃｓ − 137 の大気放出過程

添付 3.1.2.4−4

非常用ガス処理系
排気筒から放出（2 時間〜）
放出率：1 回／日
除去効率：考慮しない

原子炉建屋

格納容器内での除去効果
Ｃｓ−137：スプレイ等
原子炉建屋から大気中への漏えい（〜2 時間）漏えい率：無限大／日
原子炉建屋への漏えい ※１

原子炉建屋への漏えい ※１

格納容器

※1

格納容器から原子炉建屋への漏えい率
1Pd 以下：0.9Pd で 0.5％／日，1Pd 超過：2Pd で 1.3％／日
大気への放出経路

0h

▼2h※２

▼19h

168h▼

原子炉建屋から大気中への漏えい
非常用ガス処理系排気筒から放出※2 非常用ガス処理系の起動により原子炉建屋原子炉棟内は負圧となるため，事象発生 2 時間以
降は原子炉建屋から大気中への漏えいはなくなる。

第2図

大気放出過程概略図（イメージ）添付 3.1.2.4−5

2.

評価結果
原子炉建屋から大気中へのＣｓ − 137 の漏えい量を第 2 表に示す。
原子炉建屋から大気中へのＣｓ − 137 の漏えい量は，約 7.5TBq（事象発生7 日間）であり，評価項目の 100TBq を下回っている。
また，事象発生 7 日間以降の影響を確認するため評価した，事象発生 30
日間，100 日間における大気中へのＣｓ − 137 の漏えい量は，ともに約 7.5TBq
であり，いずれの場合においても 100TBq を下回っている。
なお，事象発生 7 日以降の長期解析においては，事象発生約 46 日後に格納
容器内水素燃焼防止の観点で格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱（以下「格納容器ベント」という。）を実施し，事象発生 100 日まで格納容器
ベントを継続しているが，格納容器の除熱機能，格納容器への窒素注入機能
及び格納容器内の可燃性ガスの濃度制御系機能が確保できた場合には，格納容器ベントを停止する運用とする。

第2表※

大気中へのＣｓ − 137 の漏えい量

事象発生 7 日間事象発生 30 日間事象発生 100 日間

約 7.5TBq

約 7.5TBq

約 7.5TBq※

格納容器圧力逃がし装置から大気中への放出量を含む（事象発生約 46 日
後から事象発生 100 日まで格納容器ベント実施）

添付 3.1.2.4−6

別添
ブローアウトパネルの重大事故等対処設備としての機能について

1.

はじめに
原子炉建屋外側ブローアウトパネル（以下「ブローアウトパネル」という。）
は，主蒸気管破断のようにプラント運転中に格納容器外で配管が破断した場
合等に，高圧の蒸気が原子炉建屋原子炉棟内に漏えい・浸入することにより生じる建屋内の圧力上昇によって建屋内の天井・外壁等が破損することを防止するため，建屋内に損傷箇所（圧力開放箇所）を限定して発生させる目的
で，原子炉建屋オペレーティングフロア等に設置している。

2.

ブローアウトパネルの機能要求
設計基準対象施設及び重大事故等対処設備としてのブローアウトパネルの機能要求を以下に示す（第 1 表）。

(1)

設計基準対象施設としての機能①

放射性物質の閉じ込め機能「第三十二条原子炉格納施設」において原子炉建屋ガス処理系の設置要求があり，ブローアウトパネルの閉じ込め機能は原子炉建屋ガス処理系
運転時の負圧達成に必要な機能であることから，設計基準対象施設として当該機能を有しているものと整理する。
②

差圧による開放機能「第九条

溢水による損傷の防止等」における原子炉建屋原子炉棟内環

境条件評価として，主蒸気管等の高エネルギー配管に対して大規模な破断が生じた際には速やかにブローアウトパネルの開放によって建屋外に圧力を排出することで原子炉建屋原子炉棟内の圧力が著しく上昇することはな
添付 3.1.2.4−7

いとしていることから，設計基準対象施設として当該機能を有しているものと整理する。
(2)

重大事故等対処設備としての機能①

放射性物質の閉じ込め機能
ブローアウトパネルの放射性物質の閉じ込め機能は，原子炉建屋ガス処
理系により原子炉建屋原子炉棟内の放射性物質を排気筒から放出するとともに，原子炉建屋原子炉棟内の負圧達成に必要な機能となる。そのため，「第五十九条原子炉制御室」における居住性評価の条件として必要な機能となることから，重大事故等対処設備として必要な機能として整理する。
ただし，第 2 表に示すとおり，建屋内圧力上昇等によりブローアウトパネ
ルが開放される状態で，放射性物質の閉じ込め機能として評価上の影響がない事象においては，当該機能の要求はないものとする。
②

差圧による開放機能
差圧による開放機能は，インターフェイスシステムＬＯＣＡ（以下，「Ｉ
Ｓ−ＬＯＣＡ」という。）が発生した場合に原子炉建屋原子炉棟内に漏えいした水蒸気等を排出し，ＩＳ−ＬＯＣＡによる破断箇所の隔離のための現場操作時の環境条件（温度，圧力等）を緩和する機能を有している。ただし，東海第二発電所においては，炉心損傷防止対策の有効性評価「2.7 格
納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）」において，ブロー
アウトパネルが開放した場合，閉維持した場合の両ケースについて現場での隔離操作の成立性を確認していることから，「 第四十六条

原子炉冷却材

圧力バウンダリを減圧するための設備」としては，当該機能が重大事故等対処設備として必要な機能とはならないものと整理する。
なお，高エネルギー配管の破断を想定した場合の環境条件については設計基準に包絡される。
添付 3.1.2.4−8

3.

ブローアウトパネルの機能確保のための設計条件
前項で整理した各機能を確保するための設計条件は下記のとおり。

(1)

放射性物質の閉じ込め機能閉維持又は再閉止（ブローアウトパネル閉止装置による閉止を含む）することによって，原子炉建屋ガス処理系運転時の原子炉建屋原子炉棟内の負圧を維持すること。ただし，第 2 表に示すとおり，ＩＳ−ＬＯＣＡ等の閉じ込め機能に期待しない事象を除く。

(2)

差圧による開放機能
設計差圧 6.9kPa[dif]においてブローアウトパネルが開放し，原子炉建
屋原子炉棟内の水蒸気等を外気に排出することで，原子炉建屋原子炉棟内の環境条件を設計基準事故で想定している範囲に抑えること。

4.

まとめ
ブローアウトパネルについては，設計基準事故及び重大事故等対策に必要な設備として，放射性物質の閉じ込め機能及び差圧による開放機能が維持可能な設計とする。

第1表

設計基準事故対策としての機能重大事故等対策としての機能ブローアウトパネルの機能の整理

放射性物質の閉じ込め機能

差圧による開放機能

有（第三十二条）有（第五十九条）有（第九条）

添付 3.1.2.4−9

無

第2表

ブローアウトパネルが開放する事象における閉じ込め機能の要求

事象

開放条件

閉じ込め機能インターフェイス
システムＬＯＣＡ

建屋内圧力上昇による
開放

要求なし

添付 3.1.2.4−10

主蒸気管破断等の高エネルギー配管の破断によってブローアウトパ
ネルが開放する運転時の異常な過渡変化

建屋内圧力上昇による開放

竜巻

ブローアウトパネルの設計作動圧に等しい最大気圧低下量を生じる
竜巻風速(約 89m／s）に
よる開放

地震

地震動による開放要求あり（格納容器破損防止対策において）

−

要求あり

考え方
「2.7 格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）」において，ブロー
アウトパネルが開放した場合，閉維持した場合の両ケースについて線量評価を実施
し，非居住区域境界外の線量が 5mSv 未満であることを確認していることから，当該機能が重大事故等対処設備として必要な機能とはならないものと整理する。
【設計基準】
設計基準における線量評価では原子炉建屋からの地上放出を想定しており，ブロー
アウトパネルの開閉状態の影響はない。
【重大事故等】①炉心損傷防止対策
非居住区域境界外の線量評価においては格納容器圧力逃がし装置からの放出量を元に評価しており，格納容器からの漏えい量については影響が軽微であるため考慮していない。そのため，ブローアウトパネルの開閉状態の影響はない。なお，起因事象を主蒸気管破断とした場合の非居住区域境界外の線量として，耐圧強化ベントからの放出による線量約 0.62mSv に，設計基準における評価線量約 0.18mSv を加えた場合でも，5mSv を下回る。
②格納容器破損防止対策
大破断ＬＯＣＡ以外の起因事象においては炉心損傷防止可能であることを確認しているため，主蒸気管破断においても炉心損傷に至らない。
ただし，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」「3.3 原子炉圧力容器
外の溶融燃料−冷却材相互作用」「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」評価の起因事象として主蒸気管破断を考慮した場合においても中央制御室の居住性評価を満足する条件として，ブローアウトパネル開放後にも再閉止等の設備対策によって原子炉建屋ガス処理系使用時の原子炉建屋原子炉棟内負圧達成が可能な設計とする。
設計竜巻(100m／s)による荷重に対して安全機能を維持する設計としているが，竜巻
によって外部電源喪失が発生する場合を想定する。
ブローアウトパネルの設計作動圧に等しい最大気圧低下量を生じる竜巻風速(約 89m／s）が発生する年超過確率は約 5.1×10−６ ／年である。
また，竜巻による外部電源喪失が想定されるが，外部電源喪失が発生した場合の条
件付き炉心損傷確率は，3.6×10 −４ ／年である。
以上から，竜巻によってブローアウトパネルが開放した状態で，外部電源喪失により炉心損傷する確率は十分低い値となることから，竜巻を起因事象とした重大事故等が発生し，ブローアウトパネルの機能が必要となる可能性は十分低いものと考えられる。
重大事故等対処設備として，地震時においても閉じ込め機能を有する設計とする。

添付資料 3.1.2.5
格納容器漏えい率の設定について

格納容器から原子炉建屋への漏えい率は，ＭＡＡＰ内で模擬した漏えい孔の等価漏えい面積及び格納容器の圧力に応じて設定している。
模擬する漏えい孔の等価漏えい面積は，以下に示す格納容器圧力が最高使用
圧力（310kPa[gage]（1Pd））以下の場合と最高使用圧力を超過した後の場合の2 種類を設定する。

1．格納容器圧力が最高使用圧力以下の場合
格納容器圧力が最高使用圧力以下の場合，設計漏えい率（0.9Pd で 0.5％／日）を基に算出した等価漏えい面積（約 3×10−６ m ２ ）を設定し，ＭＡＡＰ内で圧力に応じた漏えい量を評価している。

2．格納容器圧力が最高使用圧力を超過した場合
格納容器圧力が最高使用圧力を超過した場合，2Pd で漏えい率 1.3％／日となる等価漏えい面積（約 7×10 −６ m ２ ）を設定し，1.と同様にＭＡＡＰ内で圧力に応じた漏えい量を評価している。
2Pd における漏えい率 1.3％／日は，以下のＡＥＣの評価式，ＧＥの評価式
及び定常流の式によって評価した漏えい率の結果を包絡する値として設定した。これらの式は，設計基準事故の原子炉冷却材喪失時の評価において格納
容器漏えい率の評価に用いている理論式 ※ １ である。格納容器圧力が最高使用
圧力の 2 倍である 620kPa[gage]（ 2Pd）及び格納容器雰囲気温度 200℃までは，
事故後 7 日間に渡り，格納容器本体並びに開口部及び貫通部の健全性が確保されていることを確認していることから，これらの理論式を用いて格納容器
圧力（2Pd）及び雰囲気温度 200℃における漏えい率を設定することは可能と
添付 3.1.2.5−1

判断した。
◯ＡＥＣの評価式

L
L

：

L0

事故時の格納容器漏えい率（2Pd）【約 1.28％／日】

L0 ：

設計漏えい率（0.9Pd）【0.5％／日】Pt ：事故時の格納容器圧力（2Pd）【721.325kPa[abs]】

Pd ：設計圧力（0.9Pd）【380.325kPa[abs]】

Pa ：格納容器外の圧力（大気圧）【101.325kPa[abs]】

Rt ：事故時の気体定数 ※２

Rd ：空気の気体定数

Tt ：

事故時の格納容器雰囲気温度（200℃）【473.15K】

Td ：格納容器雰囲気温度(20℃)

【293.15K】【523.7J／Kg･K】【287J／Kg･K】◯ＧＥの評価式（General Electric 社の漏えいモデル式）

L

L0

1
1

L

：

事故時の格納容器漏えい率（2Pd）【約 0.51％／日】

L0 ：

設計漏えい率（0.9Pd）

Pt ：事故時の格納容器内圧力（2Pd）【721.325kPa[abs]】

Pd ：設計圧力（0.9Pd）【380.325kPa[abs]】

Pa ：格納容器外の圧力（大気圧）【101.325kPa[abs]】

添付 3.1.2.5−2【0.5％／日】◯定常流の式

L
L

：

L0

事故時の格納容器漏えい率（2Pd）【約 0.93％／日】

L０ ：

設計漏えい率（0.9Pd）【0.5％／日】ρｔ：

事故時の格納容器内気体の平均密度 ※３【2.9kg／m３ 】

ρｄ：

設計温度・圧力における格納容器内気体の平均密度 ※４【4.5kg／m３ 】

Pｔ ：事故時の格納容器内圧力（2Pd）【721.325kPa[abs]】

Pｄ ：設計圧力（0.9Pd）【380.325kPa[abs]】

Pａ ：格納容器外の圧力（大気圧）【101.325kPa[abs]】※1「沸騰水型原子力発電所
1 月）」（株式会社※2

事故時の被ばく評価手法について（平成 16 年

日立製作所）

事故時の気体定数 R ｔ は，以下の式により算出した。

R ｔ [J／kg･K]＝モル気体定数約 8.314[J／K・mol]／平均分子量Ｍ[kg／mol]ＡＥＣの評価式より，事故時の気体定数が大きくなるほど漏えい率は高くなる。また，上記計算式より，事故時の気体定数は，平均分子量が小さくなるほど大きくなる。事故時の格納容器内は水素，窒素及び水蒸気で構成されるため，分子量の小さい水素の割合が増加するほど平均分子量は小
さくなり，結果として事故時の気体定数は大きくなる。平均分子量の設定に当たり，水素，窒素及び水蒸気のガス組成を 34％：33％：33％とし，水素の割合（34％）は，有効性評価（「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格添付 3.1.2.5−3

納容器過圧・過温破損）」）における水素発生量（約 700kg（内訳：ジルコニ
ウム−水反応 約 325kg，アルミニウム／亜鉛の反応 約 246kg，水の放射線
分解 約 115kg））を包含した値であることから，保守的な設定であると考える。
※3

事故時の格納容器内気体の平均密度 ρ ｔ は，以下の式により算出した。

ρ ｔ [kg／m ３ ]＝平均分子量Ｍ[kg／mol]×物質量ｎ[mol]／格納容器体積
Ｖ[m ３ ]
定常流の式より，事故時の格納容器内気体の平均密度が小さくなるほど漏えい率は大きくなる。また，上記計算式より，事故時の格納容器内気体の平均密度は，平均分子量が小さくなるほど小さくなる。平均分子量は※2と同じであり，保守的な設定であると考える。
※4

格納容器内気体の平均密度 ρ ｄ は，以下の式により算出した。

ρ ｄ [kg／m３ ]＝1.205[kg／m３ ]×(Pｄ [Pa]／ Pａ [Pa])1.205[kg／m３ ]：乾燥空気密度（20℃）

添付 3.1.2.5−4

添付資料 3.1.2.6
雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）における炉心の損傷状態及び損傷炉心の位置について

1.

はじめに
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の評価事故シーケンスでは，事象発生約 4 分後に燃料被覆管の最高温度は 1,000K（約 727℃）に到達し，炉心損傷が開始する。燃料被覆管の最高温度は事象発生約 9 分後に 1,200℃に到達し，また，事象発生約 27 分
後に燃料温度は 2,500K（約 2,227℃）に到達する。事象発生約 25 分後からの低圧代替注水系（常設）による原子炉注水により，原子炉水位は上昇し，原子炉水位Ｌ０相当に維持される。上記により，炉心は下部プレナム部に移行することなく，原子炉圧力容器内に保持される。ここでは，本事象における炉心の損傷状態，損傷炉心の位置及びシュラウドへの熱影響について評価結果を示す。

2.
(1)

評価結果
炉心の損傷状態
第 1 図に事象発生 25 分後，事象発生約 3.5 時間後（最大状態）及び事象
発生 7 日後（終状態）の炉心損傷状態を示す。終状態以降には炉心損傷は拡大しない。

(2)

損傷炉心の位置
第 2 図に炉心位置及び下部プレナムにおける炉心重量の時間変化の推移を示す。第 2 図に示すとおり，損傷炉心は炉心位置に保持される。

(3)

シュラウドへの熱影響
終状態においても，溶融プールは炉心の外周部に至っておらず，シュラ
ウドへの熱影響はない。
添付 3.1.2.6−1

事象発生 25 分後事象発生 3.5 時間後（最大状態）

終状態

損傷状態のモデル０：空洞
１：燃料が自立した状態
２：燃料が崩壊した状態
３：流路が減少した状態
４：流路が閉塞した状態
５：溶融プール状態
第1図

炉心の損傷状態

300

炉心位置

200
炉
心
重
量

下部プレナム

(t)
100

0
0

24

48

72

96

120

144

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H68003

第2図

炉心位置及び下部プレナムにおける炉心重量の時間変化

添付 3.1.2.6−2168添付資料 3.1.2.7
水の放射線分解を考慮した場合の格納容器過圧に対する影響について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

1.

はじめに
シビアアクシデント解析コードＭＡＡＰでは，水の放射線分解を考慮するモデルとなっていないことから，水の放射線分解による水素及び酸素の発生については，解析コードＭＡＡＰに基づく溶融炉心及び核分裂生成物の崩壊熱から放射線吸収割合及びＧ値を考慮して算出している（添付資料 3.4.1 参照）。
ここでは，解析コードＭＡＡＰでは考慮していない水の放射線分解により発生する水素及び酸素が，格納容器圧力に与える影響を評価する。

2.

評価結果

2.1

代替循環冷却系を使用する場合
解析コードＭＡＡＰにより評価した結果，格納容器圧力が最大値の約0.31MPa[gage]を示す事象発生約 164 時間後の格納容器内の非凝縮ガス（水素，酸素及び窒素）の物質量は約 1.3×10６ mol である。
また，添付資料 3.4.1 に従い算出される水の放射線分解によって発生す
る水素及び酸素の物質量の和は，事象発生約 164 時間後時点で約 3.5×10 ４
mol 以下である。
以上から，解析コードＭＡＡＰで評価した非凝縮ガス（水素，酸素及び窒素）の物質量に対する，水の放射線分解によって発生する水素及び酸素の物質量の比は 3％未満 ※１ であることから，水の放射線分解によって発生す
る水素及び酸素が格納容器圧力に与える影響は 10kPa[abs]未満であり，無視し得る程度と考えられる。
添付 3.1.2.7−1

※１

水素及び酸素の総発生量（解析コードＭＡＡＰで評価した水素及び酸素発生量と水の放射線分解によって発生する水素及び酸素発生量の合計）に対する，水の放射線分解によって発生する水素及び酸素の発生量は 15％未満。

2.2

代替循環冷却系を使用できない場合
代替循環冷却系が使用できない場合においては，格納容器圧力逃がし装置により水の放射線分解で発生した水素及び酸素が排出されるため，水の放射線分解によって発生する水素及び酸素が格納容器圧力に与える影響はない。
なお，解析コードＭＡＡＰで評価した格納容器ベント実施直前の非凝縮
ガス（水素，酸素及び窒素）の物質量（約 5.5×10 ５ mol）に対する，添付資料 3.4.1 に従い算出される水の放射線分解によって発生する水素及び酸素の物質量（約 6.6×10３ mol）の比は 2％未満 ※２ であることから，水の放射線
分解によって発生する水素及び酸素が格納容器圧力に与える影響は10kPa[abs]未満であり，無視し得る程度と考えられる。
※２

水素及び酸素の総発生量（解析コードＭＡＡＰで評価した水素及び酸素発生量と水の放射線分解によって発生する水素及び酸素発生量の合計）に対する，水の放射線分解によって発生する水素及び酸素の発生量は 4％未満。

添付 3.1.2.7−2

添付資料 3.1.2.8
格納容器雰囲気温度が格納容器の健全性に与える影響について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））

1.

はじめに
格納容器破損モード「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，格納容器雰囲気温度は，一時的に 200℃を超える評価となっている。ここでは，一時的に 200℃を超えた場合の格納容器の健全性に与える影響について考察する。

2.

格納容器の健全性に与える影響について「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」における格納容器の雰囲気温度と壁面温度の推移を第 1 図に示す。
事象発生後，破断口から流出する蒸気により，格納容器雰囲気温度が上昇
し，格納容器スプレイの実施により，温度上昇は抑制されるものの，一時的に評価項目である 200℃以上に到達する評価となる。
格納容器温度によって健全性への影響を受ける可能性のある部位としては，フランジ部等に用いられているシール材であると考えられる。シール材は格
納容器壁面温度に近い雰囲気に曝されるため，第 1 図に示すとおり，雰囲気
温度が一時的に 200℃を超えたとしてもシール材温度が 200℃に到達することはない。シール材については，「付録２

原子炉格納容器の温度及び圧力に関する評価」において，格納容器内を 200℃，2Pd に模擬したシール材性能試
験にて 7 日間の格納容器の閉じ込め機能を評価しているため問題ない。

添付 3.1.2.8−1

3.

まとめ
格納容器雰囲気温度は 200℃を若干超えるものの，壁面温度は 200℃以上には到達しない。このため，格納容器の健全性に問題はない。

300
気相部温度
壁面温度

気相部最高温度 約 202℃（約 0.7 時間）
気相部最高温度時における壁面温度 約 137℃
200
温度

壁面最高温度

約 139℃（約 0.9 時間）

（℃）
100

0
0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H68003

第1図

格納容器雰囲気温度と壁面温度の推移

添付 3.1.2.8−21112添付資料 3.1.2.9
安定状態について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用する場合））「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用する場合）」時の安定状態については以下のとおり。
原子炉安定停止状態：
事象発生後，重大事故等対処設備を用いた損傷炉心冷却により，損傷炉心の冠水が維持可能であり，また，冷却のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合，安定停止状態が確立されたものとする。
格納容器安定状態：
損傷炉心を冠水させた後に，重大事故等対処設備を用いた格納容器除熱機能（代替循環冷却系又は格納容器圧力逃がし装置）により，格納容器圧力及び雰囲気温度が安定又は低下傾向に転じ，また，除熱のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合，安定状態が確立されたものとする。
【安定状態の確立について】
原子炉安定停止状態の確立について
低圧代替注水系（常設）における注水継続により損傷炉心が冠水し，損傷炉心の冷却が維持され，原子炉安定停止状態が確立される。
格納容器安定状態の確立について
炉心冷却を継続し，事象発生から 90 分後に代替循環冷却系による格納容器
除熱を開始することで，格納容器圧力及び雰囲気温度は最高使用圧力・温度以下に維持される。格納容器圧力については，格納容器内の水素燃焼の防止のた
め格納容器内への窒素注入を実施する運用としていることから，一時的に上昇する期間があるが，上記の除熱機能により最高使用圧力以下に維持され，格納容器安定状態が確立される。
また，重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
【安定状態の維持について】
上記の格納容器破損防止対策により安定状態を確立できる。
代替循環冷却系を用いて又は残留熱除去系を復旧させ，除熱を行うことにより，安定状態の維持が可能となる。安定状態の維持に関する具体的な要件は以下のとおり。
①格納容器除熱機能として代替循環冷却系の使用又は残留熱除去系復旧による冷却へ移行
②格納容器内の水素及び酸素排出を目的とした格納容器ベント（窒素注入）並
びに格納容器内の水素・酸素濃度の制御を目的とした可燃性ガス濃度制御系の復旧③上記の安全機能の維持に必要な電源（外部電源），冷却水等の確保④長期的に維持される格納容器の状態（温度・圧力）に対し，適切な地震力に対する格納容器の頑健性の確保（別紙参照）

添付 3.1.2.9−1

別紙
安定状態の維持について

1.

サプレッション・プール水温度に関する長期間解析
代替循環冷却系又は格納容器圧力逃がし装置を使用した場合の長期的なサプレッション・プール水温度の挙動を確認するため，有効性評価の対象とした事故シーケンスのうち，サプレッション・プール水温度が高く推移する重大事故として「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用する場合）」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）（代替循環冷却系を使用できない場合）」について，サプレッション・プール水温度が約 100℃に低下するまでの長期間解析を実施した。
第 1 図から第 3 図に「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用する場合）」における格納容器圧力，格納容器雰囲気温度及びサプレッション・プール水温度の解析結果を示す。同様に，第 4 図から第 6 図に「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用できない場合）」の解析結果を示す。
第 6 図に示すように，「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用できない場合）」においては，事故後 7 日時点では，サプレッション・プール水温度は最高使用温度の 104℃（格納容器設計条件を決定するための冷却材喪失事故時の解析結果での最高温度に余裕をもたせた温度）を上回っているが，事故発生 7 日間以降の 100℃に低下するまでの全期間にわたって 150℃を下回っている。トップヘッドフランジ
や機器搬入用ハッチに使用されている改良ＥＰＤＭ製シール材は一般特性として耐温度性は 150℃であることから，格納容器の放射性物質の閉じ込め機
能は維持される。
添付 3.1.2.9−2

したがって，事故発生 7 日以降にサプレッション・プール水温度が最高使
用温度を上回っていても格納容器の健全性が問題となることはない。

添付 3.1.2.9−3

0.8
ドライウェルサプレッション・チェンバ
格納容器の限界圧力 0.62MPa[gage]
0.6
格
納
容
器
圧
力

格納容器圧力 0.31MPa［gage］到達 にて
可搬型窒素供給装置による窒素注入 停止（約 164 時間）

格納容器酸素濃度（ドライ条件）4.3vol％到
達にて格納容器圧力逃がし装置によ る格納容
器除熱（約 46 日）の実施に伴う格納容器圧力
の低下

0.4

(MPa[gage])0.2
格納容器酸 素濃度（ドラ イ 条 件） 4.0vol％ 到 達 に て
可搬型窒素供 給装置 によ る 格 納容 器 内へ の 窒素 注 入
操作開始（約 84 時間）
0
0

10

20

30

40

50

60

70

事故後の時間(day)
事故後の時間(日)JOB No.MA47BNT2AE--3HCR000

第 1 図 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用する場合）における格納容器圧力の推移
300
ドライウェルサプレッション・チェンバ
格納容器雰囲気温度

格
納
容
器
温
度

200

（℃）

100

格納容器の限界温度 200℃

格納容器酸素濃度（ドライ条件）4.3vo％到達にて格納容器
圧力逃がし装置による格納容器除熱を実施（約 46 日）

0
0

10

20

30
40
事故後の時間(day)
事故後の時間(日)

50

60

70

JOB No.MA47BNT2AE--3HCR000

第 2 図 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用する場合）における格納容器雰囲気温度の推移

添付 3.1.2.9−4

300
サ プ レ ッ シ ョ ン ・ プ ー ルー
水温度

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
プ
ル
水
温

200
104℃到達時間
約 75 時間後

100

(℃)

0
0

10

20

30

40

50

60

70

事故後の時間(day)JOB No.MA47BNT2AE--3HCR000

第3図

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用する場合）におけるサプレッション・プール水温度の推移

添付 3.1.2.9−5

0.8
ドライウェルサプレッション・チェンバ
格納容器の限界圧力 0.62MPa[gage]
0.6
格
納
容
器
圧
力

0.4

(MPa[gage])

0.2

0
0

10

20

30

40

50

60

70

事故後の時間(day)JOB No.MA47BNT2AE--OHBG000

第 4 図 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用できない場合）における格納容器圧力の推移
300
ドライウェルサプレッション・チェンバ格 納 容 器 雰 囲 気 温度

格
納
容
器
温
度

200

（℃）

100

格納容器の限界温度 200℃

0
0

10

20

30

40

50

60

70

事故後の時間(day)JOB No.MA47BNT2AE--OHBG000

第 5 図 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用できない場合）における格納容器雰囲気温度の推移

添付 3.1.2.9−6

サプレッション・プール水温度

300

格
納
容
器
温
度

200

(℃)

100

0
0

10

20

30

40

50

60

70

事故後の時間(day)JOB No.MA47BNT2AE--OHBG000

第6図

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）（代替循環冷却系を使用できない場合）におけるサプレッション・プール水温度の推移

格納容器内の可燃性ガス濃度制御
重大事故時において格納容器圧力逃がし装置により格納容器除熱（以下「格納容器ベント」という。）を実施している場合は，残留熱除去系による格納容器除熱機能が使用可能な状態になり，長期にわたり格納容器の冷却が可能であること，格納容器内の可燃性ガス濃度測定が可能であり，可燃性ガス濃度制御系により格納容器内の水の放射線分解により発生する酸素／水素を可
燃限界濃度に到達することなく制御が可能であることが確認された場合に，格納容器ベントを停止することができる。
残留熱除去系による格納容器除熱は，格納容器スプレイ又はサプレッション・プール水冷却運転で実施する。しかし，長期安定停止状態における格納容器ベント停止後の格納容器除熱は，崩壊熱が低下しているためサプレッション・プール水冷却運転のみで実施可能である。
添付 3.1.2.9−7

なお，格納容器スプレイを実施するような場合においては，格納容器内の急激な蒸気凝縮により格納容器圧力が負圧になることを防止するため，格納容器圧力高スクラム設定点を格納容器スプレイ停止設定値としており，運転員は格納容器スプレイ停止操作を行う。残留熱除去系による格納容器スプレ
イは運転員の操作により実施され，自動的に動作するものではない。
格納容器ベント停止後の格納容器可燃性ガス濃度制御は，可燃性ガス濃度制御系により格納容器内の酸素／水素を再結合することにより，可燃限界濃度に到達することなく長期安定停止状態を維持することが可能である。
さらに，長期的な保管として，格納容器の不活性化を可搬型窒素供給装置
による窒素注入により実施することができる。

添付 3.1.2.9−8

添付資料 3.1.2.10
格納容器内に存在するアルミニウム／亜鉛の反応により発生する水素の影響について

1.

はじめに
格納容器内では配管の保温材等にアルミニウムを使用しており，サプレッ
ション・プール水ｐＨ制御装置により注入される水酸化ナトリウムが格納容器内に存在するアルミニウムに被水すると化学反応により水素が発生する。
また，格納容器内のグレーチングには亜鉛メッキが施されており，亜鉛も同様に水酸化ナトリウムと反応して水素が発生する。
以上の化学反応が，格納容器内の水素発生量及び格納容器圧力上昇に与える影響を評価する。なお，実際に水酸化ナトリウムと反応する金属は，格納容器スプレイの飛散範囲と考えられるが，保守的に格納容器内全ての亜鉛とアルミニウムが反応し，水素が発生するとして評価を行う。

2.
(1)

Al

＋

NaOH

＋

H2O

→

NaAlO2

＋

3／2H2

式(a)

Zn

＋

NaOH

＋

H2O

→

NaHZnO2

＋

H2

式(b)

影響評価
格納容器内アルミニウム量及び亜鉛量
格納容器内でアルミニウムを使用している構造物は配管保温材等であり，重量は約 1,027kg である。
一方，格納容器内で亜鉛を使用している構造物はグレーチングの亜鉛メッキ等であり，重量は約 4,244kg である。

(2)

アルミニウム及び亜鉛と水酸化ナトリウムの化学反応による水素発生量
添付 3.1.2.10−1

ａ．アルミニウムと水酸化ナトリウムの化学反応によって発生する水素量
式(a)より，アルミニウム 1mol に対して水素発生量は 1.5mol であり，
アルミニウムの原子量が 27，水素の原子量が 2 であるため，アルミニウ
ム 9kg に対して水素 1kg が発生する。
ｂ．亜鉛と水酸化ナトリウムの化学反応によって発生する水素量
式(b)より，亜鉛 1mol に対して水素発生量は 1mol であり，亜鉛の原子量が 65.4，水素の原子量が 2 であるため，亜鉛 32.7kg に対して水素 1kgが発生する。

以上より，格納容器内全てのアルミニウム及び亜鉛が水酸化ナトリウムと反応した場合，アルミニウムとの反応により約 115kg，亜鉛との反応により約 131kg の合計約 246kg の水素が発生する。

3.

発生する水素による圧力上昇の影響
発生する水素による格納容器圧力上昇の影響を確認するため，「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温）（代替循環冷却系を使用する場合）」シーケンスにおいて，事象初期から 246kg の水素が格納容器内に存在するものと保守的に仮定し，格納容器圧力を評価した。
第 1 図に示すとおり，格納容器スプレイによって圧力抑制することが可能である。また，90 分後に代替循環冷却系の起動によって，格納容器圧力は降下し，評価項目となるパラメータである最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa[gage]）に到達することはない。このように，事象初期における格納容器圧力の挙動
は，アルミニウム及び亜鉛の化学反応により発生する水素を考慮しない場合と大きな違いはない。これは，格納容器圧力が水蒸気の影響を大きく受けているためであると考えられる。このことから，アルミニウム及び亜鉛が水酸
添付 3.1.2.10−2

化ナトリウムと反応し発生する水素による格納容器圧力への有意な影響はな
い。また，炉心損傷前も影響は同様である。

0.8
ＬＯＣＡ 破断 口からの蒸 気流 出 及 び 原子 炉 注 水に 伴 って 発生する過 熱蒸 気による格 納容 器 圧 力 上昇 を 抑 制す る ため ，代替格納 容器 スプレイ冷 却系 （ 常 設 ）に よ る 格納 容 器冷 却
（25 分）を実施

ドライウェルサプレッション・チェンバ
格納容器の限界圧力 0.62MPa[gage]

0.6
格
納
容
器
圧
力

代替循環冷却系による格納容 器除熱 （90 分）に伴う格納容器圧力の上昇抑制

格納容器圧力 0.31MPa[gage]到達後，可搬型窒素供給装置による窒素注入を停止することで格納容器圧力は平衡状態となる。

0.4
格納容器酸素濃度（ドライ条件）4.0vol％到達
にて可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入開始(MPa[gage])

0.2

0.0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--YH6K001

第1図

4.

格納容器圧力の推移

水素燃焼への影響について
水素及び酸素の可燃限界は，水素濃度 4vol％以上かつ酸素濃度 5vol％以上である。ＢＷＲの格納容器内は窒素により不活性化されており，本反応では酸素の発生はないことから，本反応単独での水素の燃焼は発生しないものと
考える。

5.

まとめ
格納容器内に存在するアルミニウム及び亜鉛が全て反応することを想定す
ると，約 246kg の水素が発生する可能性がある。しかし，ＢＷＲの事故時における格納容器圧力は，崩壊熱により発生する蒸気の影響が大きいため，ア
添付 3.1.2.10−3

ルミニウム及び亜鉛の反応により発生する水素は，格納容器圧力に対して有意な影響はないと考えられる。
また，水素燃焼の観点においても，ＢＷＲのドライウェル内は窒素により不活性化されており，本反応では酸素の発生はないことから有意な影響はな
いと考えられる。
なお，文献 [1]においても，金属腐食反応による水素発生はジルコニウム−
水反応等による水素ガス発生に比べ反応速度が遅く，水素発生量も小さいことが述べられており，本反応による水素発生量が有意な影響を与えることはないと考えられる。

[1] 日本原子力研究所「炉心損傷に関する研究の現状と課題」JAERI-M82-039，
1982 年 5 月

添付 3.1.2.10−4

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用する場合））
第1表
分類

解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(1／2)

重要現象

崩壊熱

解析モデル

評価項目となるパラメータに与える影響

入力値に含まれる。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

TMI 事故解析における炉心ヒートアップ時の水素ガス発
生，炉心領域での溶融進展状態について，TMI 事故分析
結果と良く一致することを確認した。
CORA 実験解析における，燃料被覆管，制御棒及びチャン
ネルボックスの温度変化について，測定データと良く一致することを確認した。
炉心ヒートアップ速度の増加（被覆管酸化の促進）を想定し，仮想的な厳しい振り幅ではあるが，ジルコニウム水反応速度の係数を 2 倍とした感度解析により影響を確認した。
・TQUV，大破断 LOCA シーケンスともに炉心溶融の開始時刻への影響は小さい。
・下部プレナムへの溶融炉心移行の開始時刻は，ほぼ変化しない。

炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性
及び CORA 実験についての再現性を確認している。炉心ヒートア
ップの感度解析（ジルコニウム−水反応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融開始時間に与える影響は小さいことを確認している。
原子炉注水操作については，ＬＯＣＡが発生し，高圧・低圧注水機能の喪失により炉心損傷したと判断した場合，速やかに代替格
納容器スプレイ冷却系による格納容器冷却に併せ，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（電源の確保含む）を行う手順となっており，燃料被覆管温度等を操作開始の起点としている運転員
等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
また，可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入操作については，炉心ヒートアップの感度解析では，格納容器圧力及び雰囲気温度への影響は小さいことを確認していることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性
及び CORA 実験についての再現性が確認されている。炉心ヒート
アップの感度解析（ジルコニウム−水反応速度の係数についての感度解析）では，格納容器圧力及び雰囲気温度への影響は小さい
ことを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

炉心モデル（炉心水位計算モデル）TQUX シーケンス及び中小破断 LOCA シーケンスに対して，MAAP コードと SAFER コードの比較を行い，以下の傾向を確認した。
・MAAP コードでは SAFER コードで考慮している CCFL を取り扱っていないこと等から，水位変化に差異が生じたものの水位低下幅は MAAP コードの方が大きく，解析
コード SAFER に対して保守的であり，その後の注水操作による燃料有効長頂部までの水位回復時刻は両コードで同等である。

原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析
コード MAAP の評価結果の方が大きく，解析コード SAFER に対して保守的であり，注水操作による燃料有効長頂部までの水位回復
時刻は解析コード SAFER の評価結果との差異は小さいことを確認している。
原子炉注水操作については，ＬＯＣＡが発生し，高圧・低圧注水機能の喪失により炉心損傷したと判断した場合，速やかに代替格
納容器スプレイ冷却系による格納容器冷却及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（電源の確保を含む）を行う手順となっており，原子炉水位を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析
コード MAAP の評価結果の方が大きく，解析コード SAFER に対して保守的であり，注水操作による燃料有効長頂部までの水位回復
時刻は解析コード SAFER の評価結果との差異は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

安全系モデル（非常用炉心冷却系）
安全系モデル（代替注
水設備）

入力値に含まれる。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

燃料棒内温度変化

燃料棒表面熱伝達

添付 3.1.2.11−1

燃料被覆管酸化炉心

炉心モデル（炉心熱水力モデル）
溶融炉心の挙動モデル（炉心ヒートアップ）

燃料被覆管変形

沸騰・ボイド率変化

気液分離（水位
変化）
・対向流

原子炉
圧力容器

ECCS 注水（給水系・代替注水設
備含む）

添付資料 3.1.2.11

運転員等操作時間に与える影響

炉心モデル（原子炉出力及び崩壊熱）

不確かさ

第1表
分類

解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(2／2)

重要現象

解析モデル

不確かさ

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

格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）

HDR 実験解析では，格納容器圧力及び雰囲気温度について，温度成層化を含めて傾向を良く再現できることを確認した。格納容器雰囲気温度を十数℃程度高めに，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たが，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの種の不確かさは小さくなるものと考えられる。また，非凝縮性ガス濃度の挙動について，解析結果が測定データと良く一致することを確認した。
格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析では，格納容器温度及び非凝縮性ガス濃度の挙動について，解析結果が測定データと良く一致することを確認した。

HDR 実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程
度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確
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
容器圧力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，格納容器圧力を操作開始の起点としている可搬型窒素供給装置に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器雰囲気温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいことから，格納容器圧力を操作
開始の起点としている可搬型窒素供給装置に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。

HDR 実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程
度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向を確認しているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確
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
容器圧力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

スプレイ冷却

安全系モデル（格納容器スプレイ）
安全系モデル（代替注
水設備）

入力値に含まれる。
スプレイの水滴温度は短時間で雰囲気温度と平衡に至ることから伝熱モデルの不確かさはない。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

サプレッショ
ン・プール冷却

安全系モデル（非常用炉心冷却系）

入力値に含まれる。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

溶融炉心の挙動モデル(リロケーション)・TMI 事故解析における炉心領域での溶融進展状態について，TMI 事故分析結果と一致することを確認した。
・リロケーションの進展が早まることを想定し，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により影響を確認した。
・TQUV，大破断 LOCA シーケンスともに，炉心溶融時刻，
原子炉圧力容器破損時刻への影響が小さいことを確認した。

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。本評価事故シーケンスでは，炉心の損傷状態を起点に操作開始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。

溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により炉心溶融開始時間に与える影響は小さいことを確認しており，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ない。

核分裂生成物（FP）挙動モデル

PHEBUS-FP 実験解析により，FP 放出の開始時間をよく再現できているものの，燃料被覆管温度を高めに評価する
ことにより，急激な FP 放出を示す結果となった。ただし，
この原因は実験における小規模な炉心体系の模擬によるものであり，実機の大規模な体系においてこの種の不確
かさは小さくなると考えられる。

核分裂生成物（FP）挙動モデルは PHEBUS-FP 実験解析により原子
炉圧力容器内への FP 放出の開始時間を適切に再現できることを確認している。PHEBUS-FP 実験解析では，燃料被覆管破裂後の FP
放出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系
においてこの種の不確かさは小さくなると推定される。
本評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の原子炉圧力容器内 FP
放出を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

核分裂生成物（FP）挙動モデルは PHEBUS-FP 実験解析により原子
炉圧力容器内への FP 放出の開始時間を適切に再現できることを確認している。PHEBUS-FP 実験解析では，燃料被覆管破裂後の FP
放出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系
においてこの種の不確かさは小さくなると推定される。
本評価事故シーケンスでは，代替循環冷却系の運転により格納容器ベントを回避できることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

ABCOVE 実験解析により，格納容器内のエアロゾル沈着挙動を適正に評価できることを確認した。

核分裂生成物（FP）挙動モデルは ABCOVE 実験解析により格納容器内のエアロゾル沈着挙動を適正に評価できることを確認している。
本評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の格納容器内 FP 挙動を
操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員
等操作時間に与える影響はない。

核分裂生成物（FP）挙動モデルは ABCOVE 実験解析により格納容器内のエアロゾル沈着挙動を適正に評価できることを確認している。
本評価事故シーケンスでは，代替循環冷却系の運転により格納容器ベントを回避できることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

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格納容器
気液界面の熱伝達

添付 3.1.2.11−2

リロケーション

構造材との熱伝
達
原子炉
圧力容器
（炉心損傷
後）
原子炉圧力容器内 FP 挙動

格納容器
（炉心損傷
後）

格 納 容 器 内 FP
挙動

核分裂生成物（FP）挙
動モデル

第2表
項

目

原子炉熱出力解析条件を最確条件とした場合に運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(1／4)
解析条件（初期条件，事故条件及び機器条件）の
不確かさ
解析条件
最確条件
約 3,279MW〜
3,293MW
約 3,293MW（実績値）

条件設定の考え方

定格原子炉熱出力として設定

初期条件

添付 3.1.2.11−3

原子炉圧力(圧力容器ドーム部)

6.93MPa[gage]

約 6.91MPa[gage]〜
約 6.94MPa[gage]（実績値）

定格原子炉圧力として設定

原子炉水位

通常運転水位（セパレータスカート
下端から＋126cm）

通常運転水位約−4cm〜約＋6cm（セパレータスカート
下端から約＋122cm〜
約＋132cm）（実績値）

通常運転時の原子炉水位として
設定

炉心流量

48,300t／h（定格流量（100％））

定格流量の約 86％〜約 104％（実績値）

定格流量として設定

９×９燃料
(Ａ型)

装荷炉心ごと９×９燃料(Ａ型)と９×９燃料(Ｂ型)は，熱水力的な特性はほぼ同等であり，燃料棒最大線出力密度の保守性に包絡されることから，代表的に９×９燃料(Ａ型)を設定

原子炉停止後の崩壊熱

ANSI/ANS-5.1-1979
燃焼度 33GWd／t

ANSI/ANS-5.1-1979
平均的燃焼度約 31GWd／t（実績値）

1 サイクルの運転期間(13 ヶ月)に調整運転期間(約 1 ヶ月)を考慮した運転期間に対応する燃焼度を設定

格納容器体積（ドライウェル）5,700m３

5,700m３（設計値）

設計値

格納容器体積（サプレッション・チェンバ）

空間部：4,100m３
液相部：3,300m３

空間部：
約 4,092m３〜
約 4,058m３
液相部：
約 3,308m３〜
約 3,342m３
（実績値）

設計値
（通常運転時のサプレッション・プール水位の下限値に基づき設定）

真空破壊装置作動
差圧

3.45kPa（ドライウェル−サプ
レッション・チェンバ間差圧）

3.45kPa（ドライウェル−サプ
レッション・チェンバ
間差圧）
（設計値）

真空破壊装置の設定値

燃料

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

最確条件とした場合には，原子炉停止後の崩壊熱が緩和される。最確条件とした場合の運転員等操作時間への影響は，原子炉停止後の崩壊熱にて説明する。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，大破断 LOCA に伴い原子炉は急速に減圧されるため事象進展に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小さい。例えば，原子炉スクラム 10 分後までの崩壊熱による原子炉
水位の低下量は，高圧が維持された状態でも通常運転水位から約 3mであるのに対してゆらぎによる水位低下量は約 4cm であり非常に小さい。したがって，事象進展に及ぼす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。
炉心の反応度補償のため初期値は変化するが，事象発生後早期に原子炉はスクラムするため，初期炉心流量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。

最確条件とした場合には，原子炉停止後の崩壊熱が緩和される。最確条件とした場合の評価項目となるパラメータに与える影響は，原
子炉停止後の崩壊熱にて説明する。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，大破断 LOCA に伴い原子炉は急速に減圧されるため事象進展に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小さい。例えば，原子炉スクラム 10 分後までの崩壊熱による原子炉
水位の低下量は，高圧が維持された状態でも通常運転水位から約 3mであるのに対してゆらぎによる水位低下量は約 4cm であり非常に小さい。したがって，事象進展に及ぼす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。
炉心の反応度補償のため初期値は変化するが，事象発生後早期に原子炉はスクラムするため，初期炉心流量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。

最確条件とした場合には，９×９燃料のＡ型又はＢ型の炉心となるか，それらの混在炉心となるが，いずれの型式も燃料の熱水力特性はほぼ同等であり，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。

最確条件とした場合には，９×９燃料のＡ型又はＢ型の炉心となるか，それらの混在炉心となるが，いずれの型式も燃料の熱水力特性はほぼ同等であり，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。

最確条件とした場合には，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇が遅くなるが，操作手順（格納容器圧力 0.31MPa[gage]到達後に窒素注入を停止すること）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。

最確条件とした場合には，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇が遅くなるが，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇は格納容器スプレイ及び代替循環冷却により抑制されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
解析条件と最確条件は同様であり，事象進展に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であり，事象進展に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，ゆらぎによる格納容器体積（サプレッション・チェンバ）の液相部の変化分は通常時に対して非常に小さい。例えば，サプレ
ッション・プール水位が 6.983m の時の水量は 3,300m３であるのに対し，ゆらぎ（0.087m）による水量変化は約 42m３であり，その割合は初期保有水量の約 1.3％と非常に小さい。したがって，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。
解析条件と最確条件は同様であり，事象進展に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

最確条件とした場合には，格納容器体積（サプレッション・チェン
バ）の液相部の運転範囲において解析条件より高めの水位となるが，ゆらぎの幅は非常に小さい。例えば，サプレッション・プール
水位が 6.983m の時の水量は 3,300m３であるのに対し，ゆらぎによる
水量変化（0.087m）は約 42m３であり，その割合は初期保有水量の約1.3％と非常に小さい。したがって，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。
解析条件と最確条件は同様であり，事象進展に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

第2表
項

目

解析条件を最確条件とした場合に運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(2／4)

解析条件（初期条件，事故条件及び機器条件）の
不確かさ
解析条件

条件設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

最確条件

初期条件

添付 3.1.2.11−4

サプレッション・
プール水位

6.983m（通常運転範囲の下限
値）

約 7.000m〜
約 7.070m（実績値）

通常運転時のサプレッション・プ
ール水位の下限値として設定最確条件とした場合には，サプレッション・プール水位の運転範囲において解析条件より高めの水位となるが，ゆらぎの幅は非常に小さい。例えば，サプレッション・プール水位が 6.983m の時の水量は3,300m３であるのに対し，ゆらぎによる水量変化（0.087m）は約 42m
３であり，その割合は初期保有水量の約 1.3％と非常に小さい。したがって，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。

サプレッション・
プール水温度32℃

約 15℃〜約 32℃（実績値）

通常運転時のサプレッション・プ
ール水温度の上限値として設定最確条件とした場合には，解析条件で設定しているサプレッション・プール水温度よりも低くなるため，格納容器圧力上昇は遅くなるが，その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。

格納容器圧力5kPa[gage]

約 2.2kPa[gage]〜
約 4.7kPa[gage]（実績値）

通常運転時の格納容器圧力を包含する値

格納容器雰囲気温度

57℃

約 25℃〜約 58℃（実績値）

通常運転時の格納容器雰囲気温度（ドライウェル内ガス冷却装置の設計温度）として設定

外部水源の温度35℃

最確条件とした場合には，解析条件で設定している圧力よりも小さくなるため，格納容器圧力が低めに推移するが，その影響は小さい
ことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，格納容器雰囲気温度は格納容器スプレイにより飽和温度となり，初期温度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。

評価項目となるパラメータに与える影響
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，ゆらぎによる格納容器体積（サプレッション・チェンバ）の液相部の変化分は通常時に対して非常に小さい。例えば，サプレ
ッション・プール水位が 6.983m の時の水量は 3,300m３であるのに対し，ゆらぎ（0.087m）による水量変化は約 42m３であり，その割合は初期保有水量の約 1.3％と非常に小さい。したがって，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。
最確条件とした場合には，解析条件で設定しているサプレッション・プール水温度よりも低くなるため，格納容器の熱容量は大きくなり，格納容器雰囲気温度の上昇は遅くなるが，その影響は小さい
ことから，評価項目となるパラメータのパラメータに与える影響は小さい。
最確条件とした場合には，解析条件で設定している圧力よりも小さくなるため，格納容器圧力が低めに推移するが，その影響は小さい
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。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，格納容器雰囲気温度は格納容器スプレイにより飽和温度となり，初期温度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。
最確条件とした場合には，解析条件で設定している水温よりも低くなる可能性があり，炉心の再冠水までの挙動に影響する可能性はあるが，この顕熱分の影響は小さく，燃料被覆管温度の上昇に与える影響は小さい。また，格納容器圧力上昇に対する代替格納容器スプ
レイ冷却系（常設）による圧力及び雰囲気温度上昇の抑制効果は大きくなり，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇は遅くなるが，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

35℃以下

年間の気象条件変化を包含する
高めの水温を設定最確条件とした場合には，解析条件で設定している水温よりも低くなる可能性があり，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇に対する代
替格納容器スプレイ冷却系（常設）による圧力及び雰囲気温度上昇の抑制効果は大きくなるが，操作手順（格納容器圧力 0.31MPa[gage]
到達後に窒素注入を停止すること）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小さい。

最確条件とした場合には，格納容器の熱容量が増え，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇が緩和されるが，操作手順（格納容器圧力0.31MPa[gage]到達後に窒素注入を停止すること）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小さい。

最確条件とした場合には，格納容器の熱容量が増え，格納容器圧力及び雰囲気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。

ペデスタル（ドライウェル部）のプ
ール水

考慮しない

約 1m のプール水

ペデスタル（ドライウェル部）には通常運転時からプール水が存在するが，格納容器の熱容量に寄与することから，格納容器雰囲気
温度の挙動を厳しく評価する設定として，ペデスタル（ドライウェル部）のプール水を考慮しない

外部水源の容量

約 8,600m３

8,600m３以上（西側淡水貯水設備＋代替淡水貯槽）西側淡水貯水設備及び代替淡水貯槽の管理下限値を設定

管理値下限の容量として事象発生から 7 日後までに必要な容量を備えており，水源は枯渇しないことから運転員等操作時間に与える影
響はない。

−

燃料の容量

約 1,010kL

1,010kL 以上（軽油貯蔵タンク＋可搬型設備用軽油タン
ク）

軽油貯蔵タンク及び可搬型設備
用軽油タンクの管理下限値を設
定

管理値下限の容量として事象発生から 7 日後までに必要な容量を備えており，燃料は枯渇しないことから運転員等操作時間に与える影
響はない。

−

第2表
項

目

解析条件を最確条件とした場合に運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(3／4)

解析条件（初期条件，事故条件及び機器条件）の
不確かさ
解析条件

事故条件

添付 3.1.2.11−5

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

Excessive LOCA を考慮した場合，原子炉冷却材の流出量が増加することにより炉心損傷開始等が早くなるが，操作手順（速やかに格納容器冷却手段を準備すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 3.1.2.12）

Excessive LOCA を考慮した場合，原子炉冷却材の流出量が増加することにより炉心損傷開始等が早くなるが，格納容器へ放出されるエネルギは大破断 LOCA の場合と同程度であり，格納容器圧力は 0.62MPa[gage]，格納容器バウンダリにかかる温度は 200℃を下回っていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料 3.1.2.12）

−

−

−

過圧及び過温への対策の有効性を総合的に判断する観点から，プラント損
傷状態である LOCA に全交流動力電源
喪失を重畳することから，外部電源が喪失するものとして設定
ただし，原子炉スクラムについては，
外部電源有の場合を包括する条件として，機器条件に示すとおり設定

仮に，外部電源がある場合は，注水開始時間が早くなり，格納容
器圧力・温度の挙動は低く推移することから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。

仮に，外部電源がある場合は，注水開始時間が早くなり，格納容
器圧力・温度の挙動は低く推移することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

ジルコニウム−水反応を考慮

水の放射線分解等による水素発生については，格納容器圧力及び雰囲気温度に対する影響が軽微であることか
ら考慮していない

解析条件と最確条件は同様であり，事象進展に与える影響はない
ことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であり，事象進展に与える影響はない
ことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

タービン蒸気加減弁急
速閉信号又は原子炉保護系電源喪失短時間であるが原子炉熱出力が維持される厳しい設定として，外部電源喪失時のタービン蒸気加減弁急閉及び
原子炉保護系電源喪失による原子炉
スクラムについては保守的に考慮せず，原子炉水位低（レベル３）にてス
クラムするものとして設定最確条件とした場合には，原子炉熱出力の低下が早くなり，原子炉冷却材の放出が少なくなるため，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇が遅くなるが，操作手順（格納容器圧力 0.31MPa[gage]到達
後に窒素注入を停止すること）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小さい。

最確条件とした場合には，原子炉熱出力の低下が早くなり，原子炉冷却材の放出が少なくなるため，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇が遅くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

短時間であるが主蒸気が格納容器内に維持される厳しい設定として，原子炉保護系電源喪失及び原子炉水位異常低下（レベル２）信号による主蒸気
隔離弁閉止については保守的に考慮せず，事象発生と同時に主蒸気隔離弁
閉止するものとして設定最確条件とした場合には，逃がし安全弁を通じて格納容器内に放出される蒸気量が減少することから，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇が遅くなるが，操作手順（格納容器圧力 0.31MPa[gage]
到達後に窒素注入を停止すること）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小さい。

最確条件とした場合には，逃がし安全弁を通じて格納容器内に放出される蒸気流量が減少するため，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇が遅くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

事象進展に与える影響は軽微である
ことから，全交流動力電源喪失によるポンプ停止を踏まえて設定

解析条件と最確条件は同様であり，事象進展に与える影響はない
ことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であり，事象進展に与える影響はない
ことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

起因事象

大破断 LOCA
再循環系配管（出口ノズル）の破断−安全機能の喪失に対する仮定

全交流動力電源喪失
高圧注水機能喪失及び低圧注水機能喪失−

外部電源

外部電源なし水素の発生

ジルコニウム−水反応を考慮

原子炉スクラム信号

原子炉水位低(レベル３)信号

条件設定の考え方

最確条件

機器条件
主蒸気隔離弁事象発生と同時に閉止

原子炉保護系電源喪失
又は原子炉水位異常低下（レベル２）信号

再循環系ポンプ

事象発生と同時に停止

電源喪失によるポンプ
停止（事象発生と同時）

原子炉圧力容器から格納容器への冷却材流出を大きく見積もり，格納容器
内の圧力上昇及び温度上昇の観点か
ら厳しい設定として，原子炉圧力容器
バウンダリに接続する配管のうち，口径が最大である再循環系配管（出口ノズル）における両端破断を設定
非常用ディーゼル発電機等の機能喪失を想定し，設定
高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系，低圧注
水機能として残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉心スプレイ系の機能喪
失を設定

第2表
項

目

解析条件を最確条件とした場合に運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(4／4)

解析条件（初期条件，事故条件及び機器条件）の
不確かさ
解析条件

条件設定の考え方

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

最確条件

低圧代替注水系（常設）

230m３／h（一定）230m３／h（一定）以上

炉心冷却の維持に必要な流量として設定

実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復が早くなる可能性があるが，原子炉水位を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。

実際の注水流量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），
原子炉水位の回復は早くなる可能性があるが，格納容器圧力及び雰
囲気温度の上昇に有意な影響を与えないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

代替格納容器スプ
レイ冷却系（常設）

130m３／h（一定）130m３／h（一定）格納容器雰囲気温度及び圧力抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，設定

解析条件と最確条件は同様であり，事象進展に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であり，事象進展に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

ペデスタル（ドライウェル部）には通常運転時からプール水が存在するため，格納容器の熱容量が増え，格納容器圧力及び雰
囲気温度の上昇が緩和されるが，操作 手 順（格納容器圧力0.31MPa[gage]到達後に窒素注入を停止すること）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小さい。

ペデスタル（ドライウェル部）には通常運転時からプール水が存在するため，格納容器の熱容量が増え，格納容器圧力及び雰囲気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。

解析上考慮しない

80m ／h（一定）

代替循環冷却系

総循環流量：250m３／h
・格納容器スプレイ：
150m３／h
・原子炉注水：100m３／h

総循環流量：250m３／h
・格納容器スプレイ
150m３／h
・原子炉注水100m３／h

炉心冷却の維持に必要な流量，格納容器圧力及び雰囲気温度の抑制に必要なスプレイ流量を考慮して設定

実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），格納容器の圧力及び雰囲気温度の上昇の抑制効果は大きくなるが，操作手順（格納容器圧力 0.31MPa[gage]到達後に窒素注入を停止すること）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小さい。

実際の注水量は解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），
格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇の抑制効果は大きくなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

緊急用海水系

代替循環冷却系から緊急用海水系への伝熱容量：約 14MW（サプレッション・プ
ール水温度 100℃，海水温度 32℃において）

代替循環冷却系から緊急用海水系への伝熱容量：約 14MW 以上（サプレッション・プ
ール水温度 100℃，海水温度 32℃以下において）熱交換器の設計性能に基づき，代替循
環冷却系の除熱性能を厳しくする観点で，過去の実績を包含する高めの海
水温度を設定最確条件とした場合には，解析条件で設定している海水温度と同等以下となる。
32℃の場合は，解析条件と最確条件は同等であることから運転
員等操作時間に与える影響はない。
32℃未満の場合は，除熱性能が向上するため，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇の抑制効果は大きくなるが，操作手順（格
納容器圧力 0.31MPa[gage]到達後に窒素注入を停止すること）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小さい。

最確条件とした場合には，解析条件で設定している海水温度と同等以下となる。
32℃の場合は，解析条件と最確条件は同等であることから評価項目となるパラメータに与える影響はない。
32℃未満の場合は，除熱性能が向上するため，格納容器圧力及び雰
囲気温度の上昇の抑制効果は大きくなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕が大きくなる。

総注入流量は格納容器内の酸素濃度上昇抑制に必要な流量として設定
酸素注入流量は純度 99vol％を考慮して残り全てを酸素として設定
ガス温度は気象条件を考慮して設定

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。30℃より高い場合は，格納容器雰囲気温度が上昇する可能性があるが，本評価事故シーケンスでは，格納容器
雰囲気温度を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。30℃未満の場合は，注入される窒素の密度が大きくなり窒素注入開始後の格納容器圧力の上昇が速くなるが，操作手順（格納容器圧力 0.31MPa[gage]
到達後に窒素注入を停止すること）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小さい。

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。30℃より高い場合は，格納容器雰囲気温度が上昇する可能性があるが，窒素注入は事象発生から約 84 時間後に開始するため，代替循環冷却系による格納容器減圧及び除熱操作によって格納容器雰囲気は除熱されており，窒素温度は格納容器雰囲気温度よりも低いことから，窒素注入によって格納容器雰囲気温度が上昇する
ことはなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。30℃未満の場合は，注入される窒素の密度が大きくなり窒素注入開始後の格納容器圧力の上昇が速くなるが，操作手順（格納容器圧力0.31MPa[gage]到達後に窒素注入を停止すること）に変わりはないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

機器条件

添付 3.1.2.11−6

格納容器下部注水系（常設）

格納容器雰囲気温度の挙動を厳しく評価するため，初期条件としてペデス
タル（ドライウェル部）のプール水を考慮していないことから，常設低圧代
替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）水位の確保操作についても考慮しない

可搬型窒素供給装置

総注入流量：200m３／h
・窒素 198m３／h
・酸素 2m３／h
ガス温度：30℃

３

総注入流量：200m３／h
・窒素 198m３／h
・酸素 2m３／h
ガス温度：0〜58℃

第3表
項目

事象発生 25
分後

中央制御室
における常
設代替高圧
電源装置，
代替格納容
器スプレイ
冷却系(常
設）及び低
圧代替注水
系（常設）
の準備時間
を考慮して
設定

操作条件

添付 3.1.2.11−7

常 設 代 替高圧電
源 装 置 による緊急 用 母 線の受電
操 作 並 びに代替格 納 容 器スプレ
イ冷却系（常設）に よ る 格納容器
ス プ レ イ操作及び 低 圧 代替注水系（常設）による
原子炉注水操作

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 (1／2)

解析条件（操作条件）
の不確かさ
条件設定の
解析条件
考え方

緊 急 用 海水系に
よ る 冷 却水（海水）の確保操作及び 代 替 循環冷却
系 に よ る格納容器 減 圧 及び除熱操作

事象発生 90
分後

中央制御室
における緊
急用海水系
及び代替循
環冷却系の
準備時間を
考慮して設
定

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

操作時間余裕訓練実績等【認知】中央制御室にて，外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機等の電源回復ができない場合，早期の電源回復不能と判断し，これにより，常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作及び低圧代替注水系（常設）等の起動操作を開始する手順としている。この認知に係る時間として 10 分間を想定しているため，認知遅れにより操作時間に与える影響はなし。
【要員配置】
中央制御室での操作のみであり，当直運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与える影響はなし。
【移動】
中央制御室での操作のみであり，当直運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作所要時間】非常用ディーゼル発電機等の手動復旧操作（失敗），常設代替高圧電源装置の起動操作，緊急用母線の受電操作，低圧代替注水系（常設）等起動操作を行う当直運転員の操作内容及び操作所要時間は以下のとおり。これらの作業は一連の操作として行うため，操作所要時間は最長で 15 分間となる●非常用ディーゼル発電機等の手動起動操作（失敗）に係る時間として 2 分を想定
●常設代替高圧電源装置の起動操作及び緊急用母線の受電操作として 4 分を想定
●低圧代替注水系（常設）等の起動操作として 9 分を想定
【他の並列操作有無】
当該操作に対応する当直運転員に他の並列操作はなく，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作の確実さ】
中央制御室の制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

状況判断から原子炉注水操
作までは一連の操作として実施し，同一の運転員による並列操作はなく，操作所
要時間を踏まえて解析上の想定時間を設定していることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件は操作所要時
間に余裕を含めて設定されており，原子炉水
位の回復は早くなる可能性があるが，ジルコ
ニウム−水反応量により発熱量が増加する等の影響があるため，格
納容器圧力及び雰囲気
温度の上昇に大きな差異はない。また，代替
格納容器スプレイ操作と原子炉注水操作は，流量分配により同時に実施する操作であり，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。

事象発生から 50 分
後（操作開始時間の25 分の遅れ）までに常設代替高圧電源装
置からの受電操作を行い代替格納容器ス
プレイ冷却系（常設）による格納容器スプ
レイ操作及び低圧代
替注水系（常設）による原子炉注水が開始できれば，損傷炉心は露紙日に保持され，評価項目を満足する結果となること
から，時間余裕がある。

中央制御室における操作のため，
シミュレータ（模擬操作含む。）にて訓練実績を取得。
解析上においては，10 分間の認知時間後に操作開始し，低圧代替
注水系（常設）等の起動操作まで
15 分としている
ところ，訓練実績
では操作開始から約 15 分。
想定で意図している運転操作が実施可能なことを確認した。

【認知】中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の非常用高圧系統の電源回復ができない場合，早期の電源回復不能と判断し，これにより緊急用海水系の起動準備を開始する手順としている。そのため，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
【要員配置】
中央制御室内での操作のみであり，当直運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与える影響はなし。
【移動】
中央制御室内での操作のみであり，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作所要時間】中央制御室における操作は，ポンプ起動，系統構成にかかる時間として緊急用海水系の起動に 20 分，代替循環冷却系の起動に 35 分を想定しており，操作時間に余裕を確保している。
【他の並列操作有無】
並列操作はなく，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作の確実さ】
中央制御室の制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

代替循環冷却系の運転は事象発生 90 分後に開始することとしているが，時間余裕を含めて設定されているため操作の不確かさが操作開始時間に与える影響は小さいことから運転員等操作時間に与える影響も小さい。
また，本操作の操作開始時
間は，操作所要時間を踏まえて解析上の想定時間を設定したものであり，緊急用
海水系の操作開始時間が早まれば，代替循環冷却系による格納容器除熱操作の操
作開始時間も早まる可能性があり，代替循環冷却系の運転開始時間も早まるが，その他の操作と並列して実施する場合でも，順次実施
し所定の時間までに操作を完了できることから影響はない。

緊急用海水系の操作開始時間が早まった場合には，代替循環冷却系
による格納容器除熱操作も早まる可能性があり，格納容器圧力及び雰囲気温度を早期に低下させる可能性がある
ことから，評価項目となるパラメータに対す
る余裕は大きくなる。

本操作開始までの時
間は操作所要時間を踏まえて解析上の想
定時間を設定したものであり，時間余裕がある。
なお，本操作が大幅に遅れるような事態になった場合でも，格納容器圧力が限界
圧力 0.62MPa[gage]に到達するまでの時
間は事象発生から約
14 時間後であり，約12 時間の余裕があることから，時間余裕がある。

中央制御室における操作のため，
シミュレータ（模擬操作含む。）にて訓練実績を取得。
訓練では緊急用
海水系起動に約16 分。代替循環
冷却系起動に約27 分。
想定している範囲内で意図している運転操作が実施可能であることを確認した。

操作の不確かさ要因

第3表

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 (2／2)
操作の不確かさ要因

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

操作時間余裕

訓練実績等

格納容器内への窒素注入の実施基準である格納容器内
酸素濃度 4.0vol％（ドライ条件））到達は事象発生から約 84 時間後であるのに対し，可搬型窒
素供給装置の移動及びホース敷設等
は格納容器内酸素濃度が 3.5vol％（ドライ条件）到達時（事象発生から約
62 時間後）に開始し
約 3 時間で準備完了するため，十分な余
裕時間があることから，操作開始時間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小さい。

格納容器内への窒素注入の実施基準である格納容器内
酸素濃度 4.0vol％（ドライ条件））到達は事象発生から約 84 時間後であるのに対し，可搬型窒
素供給装置の移動及びホース敷設等
は格納容器内酸素濃度が 3.5vol％（ドライ条件）到達時（事象発生から約
62 時間後）に開始し
約 3 時間で準備完了するため，十分な余
裕時間があることから，操作開始時間に与える影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

格納容器内への窒素注入の実施基準である格納容器内酸素濃度4.0vol％（ドライ条件））到達は事象発生から約 84
時間後であるのに対し，可搬型窒
素供給装置の移動及びホース敷設等は格納容器
内酸素濃度が3.5vol％（ドライ条件）到達時（事象発生から約 62
時間後）に開始し
約 3 時間で準備完了するため，十分な準備時間が確保できることから，時間余裕がある。

格納容器内への窒素注入
は，移動も含め所要時間を180 分と想定しているところ，訓練実績等により約 176分に実施可能なことを確認した。

−

可搬型窒素供給装置への燃料給油は，想定所要時間 90分のところ，訓練実績等により約 80 分に実施可能なことを確認した解析条件（操作条件）の不確かさ
項目
解析条件

操作条件

添付 3.1.2.11−8

可 搬 型 窒素供給
装 置 に よる格納
容 器 内 への窒素注入操作

タ ン ク ローリによ る 燃 料給油操
作

条件設定の
考え方

格納容器内酸素濃度が 4.0vol％（ドライ条件）に到達時

格納容器内酸素濃度がベント基準である
4.3vol％（ドライ条件）
到達を防止する観点で設定【認知】
事故時には重要監視パラメータである格納容器内酸素濃度を継続監視しており，また，可搬型窒素供給装置の移動及びホース敷設等は，格納容器内酸素濃度が 3.5vol％（ドライ条件）に到達する事象発生から約 62 時間後に開始となるのに対 して，窒素 注入操作の 実 施基準（格納容 器内酸素濃度
4.0vol％（ドライ条件））に到達するのは事象発生約 84 時間後であり，比較的緩やかなパラメータ変化であることから，認知遅れが操作開始時間に影響を及ぼす可能性は非常に小さい。
【要員配置】
現場での操作は，中央制御室の当直運転員とは別に現場操作を行う重大事故等対応要員を配置している。これらの要員は，操作の実施期間中に他の操作を担っていないことから，要員配置が操作開始時間に与える影響はなし。
【移動】
窒素注入に用いる可搬型窒素供給装置は車両であり，自走にて作業場所へ移動することを想定している。仮に地震等の外部事象が起因事象で，アクセス
ルートに被害がある場合でも，ホイールローダ等にて必要なアクセスルートを復旧できる体制としている。重大事故等対応要員は，格納容器内酸素濃度が 3.5vol％（ドライ条件）に到達する事象発生から約 62 時間後に移動を開始するが，移動にかかる所要時間は約 1 時間であり，窒素注入開始時間の事
象発生から約 84 時間後までに余裕時間があることから，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作所要時間】
作業場所への移動完了後，可搬型窒素供給装置の準備，ホース敷設等として120 分を想定している。本操作は，作業場所への移動完了後に開始し，格納容器内酸素濃度が 4.0vol％（ドライ条件）に到達する予定時刻の約 21 時間前から実施する。よって，操作開始時間に与える影響はなし。
【他の並列操作有無】
他の並列操作はないことから操作開始時間に与える影響はなし。
【操作の確実さ】
重大事故等対応要員の現場操作は，操作の信頼性向上や要員の安全のため 2
人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作等により操作開始時間に影響を及ぼす可能性は小さい。

事象発生から 84
時間以降，適宜

可搬型窒素供給装置への燃料給油操作は，解析条件ではないが，解析で想定している操作の成立や継続に必要な作業
各機器の使用開始時間を踏まえて設定

可搬型窒素供給装置への燃料給油操作開始までの時間は，事象発生から約84 時間あり十分な時間余裕がある。

−−

添付資料 3.1.2.12
大破断ＬＯＣＡを上回る規模のＬＯＣＡに対する格納容器破損防止対策の有効性について

大破断ＬＯＣＡを上回る規模のＬＯＣＡ（以下「Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣ
Ａ」という。）が発生した場合には，原子炉冷却材の流出による原子炉水位の低下が早く，かつ，非常用炉心冷却系が使用できない場合は，早期に炉心損傷に至ることとなり，炉心損傷防止対策を講じることは困難である。
Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡは，一次冷却材圧力バウンダリとなる複数の配管が同時に破断する場合を想定するが，破断箇所により事象進展は大きく変わる。炉心や格納容器への影響の観点から，破断箇所は大きく以下の２通りに分類できる。
・注水系配管破断の有無（注水可否）
非常用炉心冷却系等による原子炉への注水が不可能となるため，原子炉
水位低下による炉心損傷後は，原子炉圧力容器破損に至ることとなる。
・燃料有効長頂部位置以下の配管破断の有無
燃料有効長頂部位置より下に設置している配管が破断した場合，液相配管破断であることから原子炉冷却材の流出量が多く，原子炉水位の低下が早くなる。また，炉心の冠水を維持するためのバウンダリが喪失することから，原子炉注水に成功した場合でも破断面積や注水流量によっては炉心冠水を維持できない可能性がある。
上記を踏まえ，事故の想定に当たり破断配管の選定を第 1 表のとおり整理した。

添付 3.1.2.12−1

第1表

破断配管の選定

燃料有効長頂部位置以下の配管破断
無有

炉心の冠水を維持するためのバウン
ダリは喪失しないためＥｘｃｅｓｓ
無ｉｖｅ ＬＯＣＡ発 生後の原子炉へ注水配管破断の注水が行われると，大破断ＬＯＣ
Ａと同等程度の事象進展になると考えられる。

炉心の冠水を維持するためのバウンダ
リは喪失するが，Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ
ＬＯＣＡ発生後の原子炉への注水を考慮すると，冠水するまでに要する時間
は左記に比べて長くなるものの，大破断ＬＯＣＡと同等程度の事象進展になると考えられる。

原子炉水位の低下は早まるが，「過渡 原子炉水位の低下は早まり，原子炉注
有

事象＋高圧炉心冷却失敗＋手動減圧 水による炉心冷却もできず，かつ炉心
失敗＋炉心損傷後の手動減圧失敗＋ の冠水を維持するためのバウンダリがＤＣＨ」と同等程度の事象進展にな 喪失するため，事象進展は極端に早くると考えられる。

なる。

第 1 表より，破断箇所は包絡的な条件である注水系配管及び燃料有効長頂部
位置以下の配管が同時に破断した場合を想定した評価を実施することとする。
なお，破断箇所が異なることで事象進展は変わると考えられるものの，原子炉
圧力容器から格納容器内へ放出されるエネルギは同程度であり，長期的な挙動は大破断ＬＯＣＡと同等と考えられるため，「 大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失
敗＋低圧炉心冷却失敗」時と同様の格納容器破損防止対策が有効に機能することで，格納容器の閉じ込め機能を維持できるものと考えられる。
ここでは，「Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」について，格納容器破損防止対策が有効に機能することを確認するた
め，保守的に以下の配管が同時に破断することを想定した解析を実施する。

添付 3.1.2.12−2

＜主な破断想定箇所＞

注水配管
燃料有効長頂部位置以上の配管

燃料有効長頂部位置以下の配管

蒸気配管
給水配管
低圧注水系配管
低圧炉心スプレイ系配管
高圧炉心スプレイ系配管
再循環系配管底部ドレン配管

Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ発生後，原子炉水位は急速に低下する。水位低下により炉心は露出し，事象発生後早期に燃料被覆管の最高温度は 1,000K（約727℃）に到達し，炉心損傷が開始する。また，事象発生から約 17 分後に燃料
温度は約 2,500K（約 2,227℃）に到達する。事象発生から 25 分後に低圧代替注
水系（常設）による原子炉注水を開始するが，注水配管が破断しているため原
子炉圧力容器へは注水されず，原子炉水位は回復することなく原子炉圧力容器破損に至る。
事象発生から 25 分後に代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器
冷却を開始し，90 分後から代替循環冷却系による格納容器除熱に切り替えることで，原子炉圧力容器破損前の格納容器圧力及び雰囲気温度上昇を抑制する。
原子炉圧力容器破損後は，代替循環冷却系による格納容器除熱に加えて，代替
格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）注水を実施することで，格納容器圧力及び雰囲気温度上昇を抑制するとともに，ペデスタル（ドライウェル部）
へ落下した溶融炉心の冷却を維持する。
格納容器圧力，格納容器雰囲気温度等の推移を第 1 図から第 7 図に示す。
第 1 図のとおり，格納容器バウンダリにかかる圧力は，評価項目となるパラメータである最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa[gage]）を超えない。また，第 2
図のとおり，格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）の最高値は約 153℃

添付 3.1.2.12−3

となり，評価項目となる 200℃を超えない。
原子炉水位の低下が早いことから事象進展が早くなり，約 1.3 時間後に炉心支持板が破損し，その後，約 2.6 時間後に原子炉圧力容器破損に至る。
原子炉圧力容器の底部ドレン配管からの流入によりペデスタル（ドライウェ
ル部）が満水となった場合でも，床ドレン及び機器ドレン排水経路による水位
1m までの排水に必要な時間は約 1.3 時間であり（添付資料 3.2.3 参照），原子炉圧力容器が破損する約 2.6 時間後までにペデスタル（ドライウェル部）の水
位は 1m まで排水可能である。
第 3 図及び第 4 図のとおり，ペデスタル（ドライウェル部）に落下した溶融
炉心は，初期水張り水及び溶融炉心落下後のペデスタル（ドライウェル部）への注水により冷却され，ペデスタル（ドライウェル部）壁面及び床面におけるコンクリートの侵食は発生しない。
格納容器内水素濃度及び酸素濃度については，第 5 図及び第 6 図のとおり，
ジルコニウム−水反応によって水素濃度は 13vol％を大きく上回るが，可搬型
窒素供給装置による格納容器内への窒素注入及び格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱により，酸素濃度は可燃限界濃度である 5vol％を下回るため，格納容器内での水素燃焼は発生しない。
サプレッション・プール水位は，第 7 図のとおり，格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）注水により徐々に上昇するが，事象発生約 162 時間後に通常水位＋6.5m に到達し，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作を実施した以降は，一時的に水位上昇がみられるものの，ベント配管位置よりも低く推移するため，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作の継続は可能となる。
以上より，Ｅｘｃｅｓｓｉｖｅ ＬＯＣＡ発生時にも格納容器の健全性は確保できる。
添付 3.1.2.12−4

0.8
代替格納容器スプレイ冷却系（常 設） に よる 格納 容 器冷 却（ 25 分 ）代替循環冷却系による格納容器除 熱（ 90 分）

ドライウェルサプレッション・チェンバ
格納容器の限界圧力 0.62MPa［gage］

0.6
格
納
容
器
圧
力

約 1.3 時間後に溶融炉心が炉 心下 部プ レ ナム へ移 行 し，約 2.6 時
間後に原子炉圧力容器が破損 する が，代 替格 納容 器 スプ レイ 冷 却系（常設）による格納容器冷 却及 び代 替 循環 冷却 系 によ る格 納 容
器除熱により，限界圧力 0.62MPa［gage］以 下に 維 持で きる 。
サ プ レ ッ シ ョ ン ・ プ ー ル 水 位 通 常 水 位 ＋ 6.5m
到達にて格納容器圧力逃がし装置による格納容器 除熱 を 実施 （約 162 時 間 ）0.4
格納容 器内 酸素 濃度 （ ド ラ イ 条 件 ） 4.0Vol％
到達に て可搬 型窒 素供 給 装 置 に よ る 格 納 容 器
内への窒素注入（約 64 時 間）(MPa[gage])

0.2
格納容器下部注水系（常設）に よる ペ デ スタ ル
（ドライウェル部）への注水（間欠）により,ドライウェル圧力が変動する。

格納 容器 圧 力 0.31MPa［gage］ に て可 搬 型窒 素
供給 装置 に よる 窒素 注 入停 止 （約 107 時 間）

0.0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--WH9E001

第1図

格納容器圧力の推移

300

格 納 容 器 雰 囲 気 温度

事象発生初期のドライウェル雰囲 気温 度 は最 高約 241℃ま で上 昇 し，
約 1.3 時間後に溶融炉心の炉心 下 部 プ レ ナ ム へ の 移 行 に よ り 再 度 雰
囲気温度が上昇する。ただし,ド ラ イ ウ ェ ル 壁 面 温 度 の 最 高 温 度 は 約
153℃（約 6.4 時間後）となるため ， 限界 温度 200℃ を 超え ない 。

ドライウェルサプレッション・チェンバ
格納容器の限界温度 200℃

格
納
容
器
温
度

200

（℃）

100

約 2.6 時間後に原子炉圧力 容 器破 損に 至 るが ，代替 格 納容 器ス プ レイ 冷
却系（常設）による格納 容器 冷 却及 び代 替 循環 冷却 系 によ る格 納 容器 除熱により，限界温度 200℃以 下 に維 持で きる 。

格納容器下部注水系（常設）に よ るペ デ スタ ル
（ドライウェル部）への注水（間欠）に より,
ドライウェル雰囲気温度が変 動す る。

0
0

24

48

72

96

120

144

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--WH9E001

第2図

格納容器雰囲気温度の推移

添付 3.1.2.12−5

168

1.0

ーリ ー ト 侵 食 量
溶融炉心によるコンク

溶
融
炉
心
に
よ
る
コ
ン
ク
リ
ト
の
侵
食
量

0.9
ペデスタル（ドライウェル部）壁面
0.8
ペデスタル（ドライウェル部）床面
0.7
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
ペデスタル（ドライウェル部）床面及び壁面におけるコンクリートの侵食はない

(cm)

0.1
0.0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--WH9E001

第3図

ペデスタル（ドライウェル部）床面及び壁面のコンクリート侵食量の推移

10

8

（

ペ
デ
ス
タ
ル

）

ド
ラ
イ
ウ
ェ
ル
部

6
約 2.6 時間後の原子炉圧力容破損の確認後，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（間欠）にて，2.25m から 2.75m に水位が維持される

4

水
位
(m)

2
約 2.6 時間後の原子炉圧力容破損に伴い，ペデスタル（ドライウェル部）水位が上昇

0
0

24

48

72

96

120

144

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--WH9E001

第4図

ペデスタル水位の推移

添付 3.1.2.12−6

168

水素

酸素

窒素

可燃限界

100
代替格納容器スプレイ冷却系（ 常 設）に よる 格納 容 器冷 却（ 25 分 ）により,ドラ イウェル 圧力が 低下 し ， サ プ レ ッ シ ョ ン ・ チ ェ ン バ と の 間のベント管真空破壊装置が開 放さ れる た め，サプ レッ シ ョン・チ ェン
バから窒素が流入し窒素濃度 が上 昇

90
80
ド
ラ
イ
ウ
ェ
ル
の
気
相
濃
度

窒素

70

格 納 容 器圧 力 0.31MPa［gage］ 到 達 に て 可 搬型
窒素 供給 装 置に よる 窒 素注 入 停止（約 107 時間 ）ドライウェル圧力の低下によりベント管真空破壊装置が開 放 し，
サプレッション・チェンバの気 体がドライウェルへ流入6050

可 搬 型窒 素 供 給 装 置に よ る 格 納 容器 内 へ の 窒素注入（約 64 時 間 ）によ り窒 素 濃度 が上 昇 し ，相対的 にそ の 他の 気相 濃 度が 減 少

40
30
水素

（vol％）

20

原子炉圧力容器破損（約 2.6 時 間）に 伴い ，
ペデスタル（ドライウェル部 ）に 落下 し た
溶融炉心によるジルコニウム−水反応により水素濃度が上昇

10

酸素
酸素可燃限界(5vol%)

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB NO. MA47BNT2AE--WH9E001

第5図

ドライウェルの気相濃度の推移（ドライ条件）
水素

酸素

窒素

可燃限界

100
90
サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
の
気
相
濃
度

80

格納 容器 圧力 0.31MPa［gage］到達
にて可搬型窒素供給装置による窒
素注 入停 止 （約 107 時 間）

窒素

70
ＬＯＣＡ後のブローダウンによって，ドライウェルに存在する 非凝縮性ガスが水蒸気とともにサプレッション・チェンバに送り 込
まれ，水蒸気がスクラビングに よっ て 凝 縮 さ れ る こ と に よ り ,サ プ
レッション・チェンバ内は非凝 縮性ガスの濃度が高い状態になる。

60
50
40

サ プ レッ シ ョ ン ・ プー ル 水 位 が 通 常水 位 ＋6.5m
到 達 にて 格 納 容 器 圧力 逃 が し 装 置に よ る 格 納容器除 熱を 実 施し（ 約 162 時 間），水素 濃 度 及び 酸
素 濃 度が 低 下 ， 格 納容 器 ベ ン ト 以降 は ， 可 搬型
窒 素 供給 装 置 に よ る窒 素 注 入 を 継続 す る た め，
窒素 雰囲 気 とな る。

30
水素
20
酸素

（vol％）

可 搬 型窒 素 供 給 装 置に よ る 格 納 容器 内 へ の 窒素注入（約 64 時 間 ）によ り窒 素 濃度 が上 昇 し ，相対的 にそ の 他の 気相 濃 度が 減 少

10

酸素 濃度
4.0vol％ に 到達

酸素可燃限界(5vol%)

0
0

24

48

72

96

120

144

事故後の時間(h)JOB NO. MA47BNT2AE--WH9E001

第6図

サプレッション・チェンバの気相濃度の推移（ドライ条件）

添付 3.1.2.12−7

168

20

ベントライン（約 15m）

15通常水位＋6.5m（約 13.5m）
通常水位＋5.5m（約 12.5m）

10
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（間欠）にて徐々に水位が上昇

ー

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
プ
ル
水
位

サプレ ッシ ョン ・プ ール 水位 通常 水 位＋6.5m 到 達に て格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱の実施（約162 時間）に伴い，格納容器圧力が低下することによりサプレッション・プール水位が上昇

約 2.6 時間後に原子炉圧力容器破損を確認後，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ことにより水位が上昇

5(m)

ＬＯＣＡ破断口か らの蒸気流 出，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（常設）による格納容器冷却（25 分）により水位が上昇

0
0

24

48

72

96

120

144

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--WH9E001

第7図

サプレッション・プール水位の推移

添付 3.1.2.12−8168添付資料 3.1.2.13
7 日間における水源の対応について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（ 代 替 循 環 冷 却 系 を 使 用 す る 場 合 ））1.

水源に関する評価①

淡水源（有効水量）・ 代 替 淡 水 貯 槽 ： 約 4,300m ３

2.
①

水使用パターン
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
事 象 発 生 25 分 後 ， 定 格 流 量 で 代 替 淡 水 貯 槽 を 水 源 と し 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実施する。
代 替 循 環 冷 却 系 に よ る 原 子 炉 注 水 が 開 始 さ れ る 事 象 発 生 約 90 分
後，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。

②

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事 象 発 生 25 分 後 か ら 炉 心 水 位 回 復 ま で ， 代 替 淡 水 貯 槽 を 水 源 とした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実施する。
代 替 循 環 冷 却 系 に よ る 格 納 容 器 除 熱 が 開 始 さ れ る 事 象 発 生 約 90分後に，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレ
イ冷却系（常設）による格納容器冷却を停止する。
添付 3.1.2.13−1

3.

時間評価
原子炉注水等によって，代替淡水貯槽の水量は減少する。
事 象 発 生 90 分 後 ま で に 代 替 循 環 冷 却 系 に よ る 格 納 容 器 除 熱 操 作 を実施し，その後，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水等を停止するため，代替淡水貯槽の水量の減少は停止する。
こ の 間 の 代 替 淡 水 貯 槽 の 使 用 水 量 は 合 計 約 400m ３ で あ る 。

8000
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）による原子炉注水開始
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開始

6000

積 算 注 水 量 (m３ )

積
算
注
水
量

4,300m３
4000
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）による原子炉注水停止
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停止

(m3)

2000

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H68003

第 1図

外部水源による積算注水量（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（ 代 替 循 環 冷 却 系 を 使 用 す る 場 合 ））4.

水源評価結果時 間 評 価 の 結 果 か ら ，7 日 間 の 対 応 に お い て 合 計 約 400m ３ の 水 が 必
要 と な る が ， 代 替 淡 水 貯 槽 に 約 4,300m ３ の 水 を 保 有 す る こ と か ら 必
要水量を確保している。このため，安定して冷却を継続することが可能である。
添付 3.1.2.13−2

添付資料 3.1.2.14
7 日間における燃料の対応について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却を使用する場合））保守的に全ての設備が，事象発生直後から 7 日間燃料を消費するものとして
評価する。
時系列

合計

判定

常設代替高圧電源装置 5 台起動（燃料消費率は保守的に定格出力運転時を想定）
420.0L／h（燃料消費率）×168h（運転時間）×5 台（運転台数）＝約 352.8kL

7 日間の
軽油消費量
約 352.8kL

軽油貯蔵タ
ンクの容量
は約 800kL
であり，7 日
間対応可能

7 日間の
軽油消費量
約 18.5kL

可搬型設備
用軽油タン
クの容量は
約 210kL であり，7 日間
対応可能

7 日間の
軽油消費量
約 70.0kL

緊急時対策
所用発電機
燃料油貯蔵
タンクの容
量 は 約 75kL
であり，7 日間の対応可
能

可搬型窒素供給装置用電源車 1 台起動（格納容器内への窒素注入）
110.0L／h（燃料消費率）×168h（運転時間）×1 台（運転台数）＝約 18.5kL

緊急時対策所用発電機 1 台起動（燃料消費率は保守的に定格出力運転時を想定）
411L／h（燃料消費率）×168h（運転時間）×1 台（運転台数）＝約 70.0kL

添付 3.1.2.14−1

添付資料 3.1.2.15
常設代替交流電源設備の負荷（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（ 代 替 循 環 冷 却 系 を 使 用 す る 場 合 ））主要負荷リスト【 電 源 設 備：常 設 代 替 高 圧 電 源 装 置 】

起動順序

負荷容量
(kW)

主要機器名称緊急用母線自動起動負荷・ 緊 急 用 直 流 125V充 電 器
・その他必要な負荷
常設低圧代替注水系ポンプ
常設低圧代替注水系ポンプ
緊急用海水ポンプ
その他必要な負荷
代替循環冷却系ポンプ
停止負荷
常 設 低 圧 代 替 注 水 系 ポ ン プ 2台
非常用母線２Ｃ自動起動負荷・ 直 流 125V充 電 器 Ａ
・非常用照明※４・ 120／ 240V計 装 用 主 母 線 盤 ２ Ａ
・その他必要な負荷
・その他不要な負荷※４
非常用母線２Ｄ自動起動負荷・ 直 流 125V充 電 器 Ｂ
・非常用照明※４・ 120／ 240V計 装 用 主 母 線 盤 ２ Ｂ
・その他不要な負荷※４
非常用ガス再循環系排風機
非常用ガス処理系排風機
その他必要な負荷
停止負荷
中央制御室空調換気系空気調和機ファン
中央制御室換気系フィルタ系ファン
その他必要な負荷
蓄電池室排気ファン
その他必 要 な 負荷
ほう酸水注入ポンプ
代替燃料プール冷却系ポンプ

①
②
③
④
⑤
⑥

⑦

⑧

⑨

⑩
⑪
⑫
⑬

負荷起動時の最
大負荷容量(kW)

定常時の連続最
大負荷容量
(kW)

約 245

約 217

約 702
約 892

約 407
約 597

約 120
約 97
約 190
約 190
約 510
約4
約 140

約 1,579

約 1,111

約 1,468

約 1,251

約 − 380―

約 871

約 1,453

約 1,440

約 1,860

約 1,855

約 2,149

約 1,961

約 2,538

約 2,197

約 79
約 108
約 134
約 14
約 234
約 60
約 86
約 134
約 135
約 55
約8
約 95
約 − 52
約 45
約8
約 183
約8
約 154
約 37
約 30

約 2,751

約 2,359

約 2,486
約 2,505

約 2,396
約 2,426

負 荷 容 量 (kW)
常 設 代 替 高 圧 電 源 装 置 5台 の 最 大 容 量 6,900kW※ １

7,000

6,000
常 設 代 替 高 圧 電 源 装 置 5台 の 連 続 定 格 容 量 5,520kW※ ２

5,000

4,000

最大負荷容量
約 2,751kW
常 設 代 替 高 圧 電 源 装 置 2台の 最 大 容 量 2,760kW※ １

3,000

⑪
⑩

常 設 代 替 高 圧 電 源 装 置 2台の 連 続 定 格 容 量 2,208kW※ ２

⑫

⑬

⑨

2,000

⑧
④

1,000

②

⑤

⑥

⑦

③

①
0

▲
常設代替高圧電源装置 2 台
起動

※1
※2
※3
※4

1

▲

2

常設代替高圧電源装置 3 台
追加起動※３25

経 過 時 間 (h)常設代替高圧電源装置の負荷積算イメージ
常 設 代 替 高 圧 電 源 装 置 定 格 出 力 運 転 時 の 容 量 （ 1,380kW×運 転 台 数 ＝ 最 大 容 量 ）常 設 代 替 高 圧 電 源 装 置 定 格 出 力 運 転 時 の 80％ の 容 量 （ 1,380kW×0.8×運 転 台 数 ＝ 連 続 定 格 容 量 ）非常用母線の負荷への給電に伴い，負荷容量が増加するため，常設代替高圧電源装置を 3 台追加起動する
有効性評価で期待していないが電源供給される不要な負荷

添付 3.1.2.15−1

添付資料 3.1.2.16
格納容器内の酸素濃度上昇抑制のための対応操作について

1.

概

要

炉心損傷後は水の放射線分解により格納容器内で酸素が発生するため，水素燃焼を防止する観点から，酸素濃度4.3vol％（ドライ条件）到達で格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作（以下「格納容器ベント」という。）
を実施することで，可燃性ガスを排出する手順としている。一方で，環境への影響を考慮すると，格納容器ベントを可能な限り遅延する必要があるため，格納容器ベントの実施基準である酸素濃度4.3vol％の到達時間を遅らせる目
的から，可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入操作（以下「窒素注入」という。）を実施することとしている。ここでは，有効性評価の事
象進展を参照し，窒素注入及び格納容器ベントに係る判断基準の妥当性につ
いて示す。

2.

窒素注入の判断基準と作業時間について
窒素注入に係る判断基準は以下のとおり設定している。
ａ．可搬型窒素供給装置の起動準備操作の開始基準：酸素濃度 3.5vol％ｂ．窒素注入の開始基準：酸素濃度 4.0vol％「3.4 水素燃焼」において，水の放射線分解における水素及び酸素のＧ値を設計基準事故対処設備である可燃性ガス濃度制御系の性能を評価する際に用いている値により感度解析を実施しており，水素及び酸素濃度の上昇が早い感度解析においても，第 1 表のとおり，可搬型窒素供給装置の起動準備時
間が約 6 時間（約 360 分）確保できるため，起動準備時間の 180 分に対して十分余裕があることが確認できる。

添付 3.1.2.16−1

第1表

設計基準事故のＧ値を用いた場合の評価結果

酸素濃度

到達時間

3.5vol％約15時間

4.0vol％

約21時間

窒素注入準備の余裕時間

約6時間

3.

窒素注入及び格納容器ベントの実施基準について
窒素注入及び格納容器ベントに係る実施基準，実施基準の設定根拠を第2表に示す。操作時間や水素濃度及び酸素濃度監視設備の計装誤差（約 0.6vol％ ）を考慮しても，可燃限界領域（酸素濃度5.0vol％以上）に到達することなく，窒素注入及び格納容器ベントが実施可能である。

第2表

窒素注入及び格納容器ベントの実施基準について

操作
可搬型窒素供給装置の起動準備の開始基準
窒素注入開始基準

格納容器ベント開始基準※

実施基準：計装の読み取り値
酸素濃度3.5vol％（2.9vol％〜
4.1vol％） ※酸素濃度4.0vol％（3.4vol％〜
4.6vol％） ※酸素濃度4.3vol％（3.7vol％〜
4.9vol％） ※実施基準の設定根拠
可搬型窒素供給装置の起動準備時間を考慮して設定
格納容器ベントの開始基準の到達前を設定
計装誤差を踏まえても可燃限界
領域到達前に格納容器ベントが可能な基準を設定

括弧内は，計装の読み取り値に対して計装誤差を考慮した範囲であり，実機の酸素濃度として想定される範囲

添付 3.1.2.16−2

3.1.33.1.3.1

代替循環冷却系を使用できない場合
格納容器破損防止対策「3.1.2 代替循環冷却系を使用する場合」では，格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」で想定される
事故シーケンスに対して，代替循環冷却系を使用する場合を想定し，期待する格納容器破損防止対策の有効性を評価している。代替循環冷却系は多重化設計とした上で，さらなる後段の対策として格納容器圧力逃がし装置を整備するため，重大事故時の事象発生後短期に格納容器圧力逃がし装置を使用す
ることは実質的には考えられないが，本格納容器破損モードで想定される事
故シーケンスに対して，代替循環冷却系を使用できない場合を想定し，格納容器圧力逃がし装置の有効性を評価する観点から，格納容器破損防止対策の有効性を評価する。
（添付資料 3.1.3.1）
本格納容器破損モードの重大事故等対策の概略系統図を第 3.1.3−1 図に，対応手順の概要を第 3.1.3−2 図に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と手順の関係を第 3.1.3−
1 表に示す。
（添付資料 3.1.2.1）
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 2時間までの重大事故等対策に必要な要員は，災害対策要員（初動）20 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，当直発電長 1
名，当直副発電長 1 名及び運転操作対応を行う当直運転員 4 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う要員は 4 名，現場操作を行う重大事故等対応要員は 10 名である。
また，事象発生 2 時間以降に追加で必要な参集要員は，タンクローリによ3.1.3−1

る燃料給油操作を行うための重大事故等対応要員 2 名及び格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作を行うための重大事故等対応要員 3 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。
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，20 名で対処可能である。
ａ．原子炉スクラム，ＬＯＣＡ発生及び全交流動力電源喪失の確認
原子炉スクラム，ＬＯＣＡ発生及び全交流動力電源喪失の確認については，「3.1.2.1 ａ．原子炉スクラム，ＬＯＣＡ発生及び全交流動力電
源喪失の確認」と同じ。
ｂ．原子炉への注水機能喪失の確認
原子炉への注水機能喪失の確認については，「3.1.2.1 ｂ．原子炉への注水機能喪失の確認」と同じ。
ｃ．炉心損傷確認
炉心損傷確認については，「3.1.2.1 ｃ．炉心損傷確認」と同じ。
（添付資料 3.1.3.2）
ｄ．早期の電源回復不能判断及び対応準備
早期の電源回復不能判断及び対応準備については，「3.1.2.1 ｄ．早期の電源回復不能判断及び対応準備」と同じ。
ｅ．常設代替交流電源設備による緊急用母線の受電並びに代替格納容器ス
プレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
常設代替交流電源設備による緊急用母線の受電並びに代替格納容器ス
プレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水については，「3.1.2.1 ｅ．常設代替交流電源設備に
3.1.3−2

よる緊急用母線の受電並びに代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水」と同じ。
なお，代替循環冷却系が使用できない場合の評価であることから，原
子炉水位Ｌ０まで冠水した後は，低圧代替注水系（常設）による原子炉
注水の流量を崩壊熱相当に調整し，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停止する。
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，低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用）等である。
（添付資料 3.1.2.2，3.1.3.3）
ｆ．水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動
水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動については，「3.1.2.1 ｈ．水
素濃度及び酸素濃度監視設備の起動」と同じ。
ｇ．代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるた
め，格納容器圧力及び雰囲気温度が徐々に上昇する。ドライウェル圧力を用いて格納容器圧力が 0.465MPa［gage］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常設低圧代替注水系ポンプ 2 台を使用した代替格納容器スプレイ冷却系（常設）により格納容器冷却を実施し，格納容器圧力を 0.400MPa［gage］から 0.465MPa［gage］の範囲で制御する。
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スプレイ流量（常設
ライン用）等である。
格納容器スプレイを継続することによりサプレッション・プール水位が上昇するため，格納容器ベントに伴うサプレッション・プール水位の3.1.3−3上昇（約 1.3m）を考慮し，サプレッション・プール水位がベントライ
ン下端位置を超えないように格納容器スプレイを停止する。
格納容器スプレイの停止を確認するために必要な計装設備は，サプレッション・プール水位である。
ｈ．格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱
格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱の準備として，第一弁を中央制御室からの遠隔操作により開する。
サプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m に到達した場合，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却の停止後，第二弁を中央制御室からの遠隔操作によって全開することで，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱を実施する。
格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，サプレッション・チェンバ圧力等である。
サプレッション・チェンバ側からの格納容器圧力逃がし装置のベント
ラインが水没しないことを確認するために必要な計装設備は，サプレッ
ション・プール水位である。
以降，損傷炉心の冷却は，低圧代替注水系（常設）による注水により継続的に行い，また，格納容器除熱は，格納容器圧力逃がし装置により継続的に行う。

3.1.3.2(1)

格納容器破損防止対策の有効性評価

有効性評価の方法
本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過圧及び過温への対策の有効性を総合的に評価する観点から，プラント損傷状態をＬＯ
3.1.3−4

ＣＡとし，中小破断ＬＯＣＡに比べて破断口径が大きいことから事象進展が早く，格納容器圧力及び雰囲気温度上昇の観点で厳しい大破断ＬＯＣＡを起因とする，「大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」
である。
なお，本評価事故シーケンスにおいては，電源の復旧，注水機能の確保等，必要となる事故対処設備が多く，格納容器への注水・除熱を実施するまでの対応時間を厳しく評価する観点から，全交流動力電源喪失の重畳を考慮する。
本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，
燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）・対向流，原子炉圧力容器におけるＥＣＣＳ
注水（給水系・代替注水設備含む），炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション，構造材との熱伝達及び原子炉圧力容器内ＦＰ挙動，格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷却及び格納容器ベント並びに炉心損傷後の格納容器における格納容器内ＦＰ挙動が重要現象となる。
よって，これらの現象を適切に評価することが可能であり，原子炉圧力容器内及び格納容器内の熱水力モデルを備え，かつ，炉心損傷後のシビア
アクシデント特有の溶融炉心挙動に関するモデルを有するシビアアクシデ
ント総合解析コードＭＡＡＰにより原子炉水位，燃料最高温度，格納容器
圧力，格納容器雰囲気温度等の過渡応答を求める。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本評価事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。

3.1.3−5

(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3.1.3−2 表に示す。また，主要な解析条件について，本評価事故シーケ
ンス特有の解析条件を以下に示す。
ａ．事故条件(a)

起因事象
起因事象として，大破断ＬＯＣＡが発生するものとする。破断箇所
は，原子炉圧力容器内の保有水量を厳しく評価し，かつ，格納容器内の圧力上昇及び温度上昇の観点で厳しい設定として，再循環系配管（出口ノズル）とする。
（添付資料 1.5.2）(b)

安全機能の喪失に対する仮定
非常用ディーゼル発電機等の機能喪失を想定し，全交流動力電源が喪失するものとする。さらに非常用炉心冷却系等が機能喪失するものとする。なお，代替循環冷却系は使用できないものとする。

(c)

外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。
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，非常用ディーゼル発電機等の機能喪失を想定する。

(d)

水素の発生
水素の発生については，ジルコニウム−水反応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等による水素発生は考慮していないため，「(4) 有効性評価の結果」にてその影響を評価する。

ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件
3.1.3−6(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。

(b)

主蒸気隔離弁
主蒸気隔離弁は，事象発生と同時に閉止するものとする。

(c)

再循環系ポンプ
再循環系ポンプは，事象発生と同時に停止するものとする。

(d)

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水230m ３ ／h にて原子炉注水し，原子炉水位Ｌ０まで回復後は，崩壊熱による蒸発量相当の注水流量（最大 50m３ ／h）で注水する。なお，
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水は，格納容器スプレイと同じ常設低圧代替注水系ポンプを用いて流量分配することで実施する。
（添付資料 3.1.2.3）(e)

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却
事象初期の原子炉注水実施時の格納容器スプレイ流量は，格納容器
圧力及び雰囲気温度上昇の抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，130
m３ ／h にて格納容器内にスプレイする。また，0.465MPa［gage］到達時の格納容器スプレイは，運転手順における調整範囲の上限である
130m ３ ／h にて格納容器内にスプレイする。なお，格納容器スプレイ
は，原子炉注水と同じ常設低圧代替注水系ポンプを用いて流量分配することで実施する。
（添付資料 3.1.2.3）(f)

格納容器下部注水系（常設）
格納容器雰囲気温度の挙動を厳しく評価するため，初期条件としてペデスタル（ドライウェル部）のプール水を考慮していないことから，
3.1.3−7

格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）水位の確保操作についても考慮しない。
(g)

格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱
格納容器圧力 0.31MPa［gage］における排気流量 13.4kg／s に対して，第二弁の中央制御室からの遠隔操作による全開操作にて格納容器除熱を実施する。

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，常設代替交流電源設備によって供給を開始し，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及び低圧代
替注水系（常設）による原子炉注水操作は，事象発生 25 分後から開始する。また，代替循環冷却系による格納容器除熱操作ができないことから，原子炉水位Ｌ０まで回復したことを確認した場合，原
子炉注水流量を崩壊熱相当に調整し，格納容器冷却を停止する。

(b)

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作は，
格 納 容 器 圧 力 が 0.465MPa ［ gage ］ に 到 達 し た 場 合 に 開 始 し ，
0.400MPa［gage］に到達した場合は停止する。なお，格納容器ベントに伴うサプレッション・プール水位の上昇（約 1.3m）を考慮し，サプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m に到達した以降は格納容器スプレイを停止する。

(c)

格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作は，サプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m 到達から 5 分後に実施する。

(3)

有効性評価（Ｃｓ−137 の放出量評価）の条件
3.1.3−8

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。
ｂ．格納容器圧力逃がし装置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 ※ され，サプレッション・チェンバ又はドライウェルのベントラインを通じて格納容器圧力逃がし装置に至るものとする。
格納容器圧力逃がし装置に到達した核分裂生成物は，格納容器圧力逃がし装置内のフィルタによって除去された後，格納容器圧力逃がし
装置出口配管から放出される。
※

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の評価結果の方が代表的なソースタームに関する報告書であるＮＵＲＥＧ−1465 より大きく算出する。

ｃ．格納容器圧力逃がし装置を用いた場合のＣｓ-137 放出量は，以下の式で計算される。
Ｃｓ−137 の放出量（Bq）＝f̲Cs×Bq̲Cs-137×（1／DF）
f̲Cs＝f̲CsOH＋（M̲I／M̲Cs）×（W̲Cs／W̲I）×（f̲CsI−f̲CsOH）
f̲Cs：格納容器からのセシウムの放出割合
f̲CsI：格納容器からのＣｓＩの放出割合（ＭＡＡＰコードでの評価値）
f̲CsOH：格納容器からのＣｓＯＨの放出割合（ＭＡＡＰコードでの評価値）
M̲I：よう素の初期重量（kg）
3.1.3−9M̲Cs：セシウムの初期重量（kg）
W̲I：よう素の分子量（kg／kmol）
W̲Cs：セシウムの分子量（kg／kmol）
Bq̲Cs-137：Ｃｓ−137 の炉内内蔵量（Bq）
DF：格納容器圧力逃がし装置の除染係数
ｄ．格納容器内に放出されたＣｓ−137 については，格納容器スプレイやサプレッション・チェンバのプール水でのスクラビング等による除去効果を考慮する。
ｅ．格納容器圧力逃がし装置を介して大気中へ放出されるＣｓ−137 の放出量評価条件は以下のとおりとする。
(a)

格納容器内から原子炉建屋への漏えいはないものとする。

(b)

格納容器圧力逃がし装置による粒子状放射性物質に対する除染係数
は 1,000 とする。

ｆ．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も考慮する。
漏えい量の評価条件は以下のとおりとする。
(a)

格納容器からの漏えい量は，格納容器圧力に応じた設計漏えい率をもとに評価する。

(b)

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，原子炉建屋ガス処理系により原子炉建屋原子炉棟内の負圧が達成されるまでの期間は，原子炉建屋内の放射性物質の保持機能に期待しないものとする。
原子炉建屋ガス処理系により負圧を達成した後は非常用ガス処理系の設計換気率 1 回／日相当を考慮する。なお，非常用ガス処理系フィルタトレイン及び非常用ガス再循環系フィルタトレインによる放射性物質の除去効果については，期待しないものとする。
3.1.3−10原子炉建屋ガス処理系は，事象発生 115 分後から，常設代替交流電源設備からの交流電源の供給を受け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
内での粒子状物質の除去効果は保守的に考慮しない。
（添付資料 3.1.3.4，3.1.3.5，3.1.3.6）(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水位（シュラウド内外水位），注
水流量及び原子炉圧力容器内の保有水量の推移を第 3.1.3−4 図から第3.1.3−8 図に，燃料最高温度の推移を第 3.1.3−9 図に，格納容器圧力，
格納容器雰囲気温度，サプレッション・プール水位及びサプレッション・
プール水温度の推移を第 3.1.3−10 図から第 3.1.3−15 図に示す。
ａ．事象進展大破断ＬＯＣＡ時に高圧・低圧注水機能及び全交流動力電源が喪失するため，原子炉水位は急速に低下する。水位低下により炉心は露出し，事象発生から約 4 分後に燃料被覆管の最高温度は 1,000K（約 727℃）に到達し，炉心損傷が開始する。燃料被覆管の最高温度は事象発生から約9 分後に 1,200℃に到達し，また，事象発生から約 27 分後に燃料温度は2,500K（約 2,227℃）に到達する。事象発生から 25 分後，常設代替交
流電源設備による交流電源の供給を開始し，常設低圧代替注水系ポンプ
2 台を用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始することによって，原子炉圧力容器破損に至ることなく，原子炉水位Ｌ０以上まで原子炉水位は回復し，炉心は冠水する。
（添付資料 3.1.2.6）
3.1.3−11

格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるた
め，格納容器圧力及び雰囲気温度は上昇する。そのため，原子炉注水と同時に格納容器スプレイを実施することによって，格納容器圧力及び雰
囲気温度の上昇を抑制する。
原子炉水位が原子炉水位Ｌ０に回復後，サプレッション・プール水位の上昇を抑制するため，原子炉注水を崩壊熱による蒸発量相当の注水流量とし，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停止する。
その後，崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等の格納容器内への放出により，格納容器圧力及び雰囲気温度は徐々に上昇する。そのため，再度，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ことによって，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇は抑制される。
ベントラインの水没防止のために，格納容器ベントに伴うサプレッション・プール水位の上昇（約 1.3m）を考慮し，サプレッション・プー
ル水位がベントライン下端を超えないように，事象発生から約 19 時間
後にサプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m に到達した時点で，格納容器スプレイを停止する。
格納容器スプレイを停止後，格納容器圧力逃がし装置による格納容器
除熱を実施し，格納容器圧力及び雰囲気温度を低下させる。
格納容器雰囲気温度は，格納容器ベントによる格納容器雰囲気温度低下後，溶融炉心からの放熱によって数十時間は上昇傾向となるが，崩壊熱の減少に伴い低下傾向に転じて，その後は徐々に低下する。格納容器
圧力については格納容器ベントによる格納容器圧力低下後，サプレッション・プールの減圧沸騰により数十時間は圧力が上昇傾向となるが，崩壊熱の減少に伴い低下傾向に転じて，その後は徐々に低下する。
3.1.3−12

ｂ．評価項目等
格納容器圧力は，第 3.1.3−10 図に示すとおり，格納容器内に崩壊熱
等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため上昇するが，代替格
納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及びサプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m に到達し代替格納容器スプレイを停止した場合に格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱を行うことによって，格納容器バウンダリにかかる圧力の最大値は，格納容器の限界
圧力 0.62MPa［gage］を超えない。なお，格納容器バウンダリにかかる圧力が最大となる事象発生約 18 時間後（最も遅く最大値に到達する時間）において，水の放射線分解によって発生する水素及び酸素は，格納容器内の非凝縮性ガスに占める割合の 2％未満であるため，その影響は無視し得る程度である。
（添付資料 3.1.2.7）
格納容器雰囲気温度は，第 3.1.3−11 図に示すとおり，格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため上昇するが，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び格納容器
圧力逃がし装置による格納容器除熱を行うことによって，格納容器バウ
ンダリにかかる温度（壁面温度）の最高値は約 157℃となり，格納容器の限界温度 200℃を超えない。なお，事象発生直後，破断口から流出す
る過熱蒸気により一時的に格納容器雰囲気温度は約 202℃となるが，このときの格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）は約 137℃であり，格納容器の限界温度 200℃を超えない。
（添付資料 3.1.2.8）
サプレッション・チェンバのベントラインを経由した場合の格納容器
圧力逃がし装置による大気中へのＣｓ−137 の総放出量は約 1.2×10−４
3.1.3−13

TBq（7 日間）であり，100TBq を下回る。
ドライウェルのベントラインを経由した場合の格納容器圧力逃がし装置による大気中へのＣｓ−137 の総放出量は約 3.7TBq（7 日間）であり，100TBq を下回る。
なお，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，また，大気中へはほとんど放出されないものと考えられる。これは，原子炉建屋内に漏えいした放射性物質は，
原子炉建屋内で時間減衰し，また，粒子状放射性物質は，原子炉建屋内
での重力沈降や水蒸気の凝縮に伴い，原子炉建屋内に沈着すると考えられるためである。原子炉建屋内での放射性物質の時間減衰及び粒子状放射性物質の除去効果等を保守的に考慮せず，原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいを想定した場合，漏えい量は約 15TBq（7 日間）となる。原子炉建屋から大気中へのＣｓ−137 の漏えい量に，ドライウェ
ルのベントラインを経由した格納容器圧力逃がし装置によるＣｓ−137の放出量を加えた場合でも，約 18TBq（7 日間）であり，100TBq を下回る。
事象発生からの 7 日間以降，Ｃｓ−137 の放出が継続した場合の影響評価を行ったところ，サプレッション・チェンバのベントラインを経由した格納容器圧力逃がし装置による総放出量は，約 1.3×10 − ４ TBq（30日間）及び約 1.5×10 − ４ TBq（100 日間）である。ドライウェルのベン
ト ラ イ ン を 経 由 し た 場 合 に は ， 約 4.1TBq（ 30 日 間 ） 及 び 約 4.1TBq（100 日間）である。原子炉建屋から大気中へのＣｓ−137 の漏えい量にドライウェルのベントラインを経由した格納容器圧力逃がし装置によるＣｓ−137 の放出量を加えた場合でも，約 19TBq（30 日間）及び約
20TBq（100 日間）であり，100TBq を下回る。
3.1.3−14

（添付資料 3.1.3.4，3.1.3.5，3.1.3.6）
第 3.1.3−4 図及び第 3.1.3−6 図に示すとおり，低圧代替注水系（常設）による注水継続により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，第 3.1.3−14 図に示すとおり，約 19 時間後にサプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m に到達した時点で，代替格納容器ス
プレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を停止し，格納容器圧力逃がし装置による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。
本評価では，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)及び(7)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
（添付資料 3.1.3.7）

3.1.3.3

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操
作時間に与える影響，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「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」（代替循環冷却系を使用できない場合）では，格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，
ジルコニウム−水反応等によって発生した非凝縮性ガス等が蓄積することが特徴である。
また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，常設代替交流電源設備による緊急用母線の受電操作並びに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及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作，格納容器圧力逃が3.1.3−15

し装置による格納容器除熱操作とする。

(1)

解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本評価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 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデ
ルは，ＴＭＩ事故についての再現性及びＣＯＲＡ実験についての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム−水反応
速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融開始時間に与える影響
は小さいことを確認している。原子炉注水操作については，ＬＯＣＡが発生し，高圧・低圧注水機能の喪失により炉心損傷したと判断した場合，速やかに代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却に併せ，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（電源の確保含む）を行
う手順となっており，燃料被覆管温度等を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，格納容器圧力が 0.465MPa［gage］に到達した場合の格納容器スプレイ操作については，炉心ヒートアップの感度解析では，格納容器圧力及び雰囲気温度への影響は小さいことを確認していることから，運転員
等操作時間に与える影響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コードＳＡＦ
3.1.3−16

ＥＲ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
結果の方が大きく，解析コードＳＡＦＥＲに対して保守的であり，注水操作による燃料有効長頂部までの水位回復時刻は解析コードＳＡＦＥＲの評価結果との差異は小さいことを確認している。原子炉注水操作については，ＬＯＣＡが発生し，高圧・低圧注水機能の喪失により炉心損傷したと判断した場合，速やかに代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（電源の確保含む）を行う手順となっており，原子炉水位を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析では区画によって格納容器雰囲
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を確認しているが，ＢＷＲの格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確
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圧
力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，格納容器圧力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）に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，ＣＳ
ＴＦ実験解析により格納容器雰囲気温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定
データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいことから，格納容器圧力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）に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
3.1.3−17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。本評価事故シーケンスでは，炉心の損傷状態
を起点に操作開始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。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内ＦＰ挙動の不確かさとして，核分裂生成物（ＦＰ）挙動モデルはＰＨＥＢＵＳ−ＦＰ
実験解析により原子炉圧力容器内へのＦＰ放出の開始時間を適切に再現できることを確認している。ＰＨＥＢＵＳ−ＦＰ実験解析では，燃料被覆管破裂後のＦＰ放出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると推定される。本評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の原子炉圧力容器内ＦＰ放出を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の格納容器における格納容器内ＦＰ挙動の不確かさとして，核分裂生成物（ＦＰ）挙動モデルはＡＢＣＯＶＥ実験解析により格納容器内のエアロゾル沈着挙動を適正に評価できることを確認している。本
評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の格納容器内ＦＰ挙動を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 3.1.3.8）
ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデ
3.1.3−18ルは，ＴＭＩ事故についての再現性及びＣＯＲＡ実験についての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム−水反応
速度の係数についての感度解析）では，格納容器圧力及び雰囲気温度への影響は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメー
タに与える影響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コードＳＡＦ
ＥＲ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
結果の方が大きく，解析コードＳＡＦＥＲに対して保守的であり，注水操作による燃料有効長頂部までの水位回復時刻は解析コードＳＡＦＥＲの評価結果との差異は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）はＨＤＲ実験解析では区画によって格納容器雰囲
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を確認しているが，ＢＷＲの格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確
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圧
力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，ＣＳＴＦ実験
解析により格納容器雰囲気温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいことから，評価項
3.1.3−19目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルはＴＭＩ事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により炉心溶融開始時間に与える影響は小さいことを確認しており，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ＦＰ挙動の不確かさとして，核分裂生成物（ＦＰ）挙動モデルはＰＨＥＢＵＳ−ＦＰ
実験解析により原子炉圧力容器内へのＦＰ放出の開始時間を適切に再現できることを確認している。ＰＨＥＢＵＳ−ＦＰ実験解析では，燃料被覆管破裂後のＦＰ放出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると推定される。
炉心損傷後の格納容器における格納容器内ＦＰ挙動の不確かさとして，核分裂生成物（ＦＰ）挙動モデルはＡＢＣＯＶＥ実験解析により格納容器内のエアロゾル沈着挙動を適正に評価できることを確認している。したがって，大気中へのＣｓ−137 の総放出量の観点で評価項目となるパラメータに与える影響はない。なお，本評価事故シーケンスにおける格
納容器圧力逃がし装置による大気中へのＣｓ−137 の総放出量は，評価
項目（100TBq を下回っていること）に対して，サプレッション・チェ
ンバのベントラインを経由した場合は約 1.2×10−４ TBq（7 日間），ドラ
イウェルのベントラインを経由した場合は約 3.7TBq（7 日間）であり，評価項目に対して余裕がある。
（添付資料 3.1.3.8）
3.1.3−20(2)解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，第3.1.3−2 表に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，解析条件の設定に当たっては，
評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。
(a)

運転員等操作時間に与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd／tに対応したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 31GWd／
t であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇が遅くなるが，操作手順（代替格
納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置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，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器体積（サプレッション・チェンバ）の空間部及び液相部，サプレッション・プ
ール水位，格納容器圧力並びに格納容器雰囲気温度は，解析条件の不確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影
響は小さい。
3.1.3−21事故条件の起因事象は，解析条件の不確かさとして，Ｅｘｃｅｓｓ
ｉｖｅ ＬＯＣＡを考慮した場合，原子炉冷却材の流出量が増加する
ことにより炉心損傷開始等が早くなるが，操作手順（速やかに格納容器冷却手段を準備すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），
原子炉水位の回復は早くなる。溶融炉心の冠水後の操作として崩壊熱による蒸発を補う注水量に制御するが，注水後の流量調整操作である
ことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）は，解析条件で設定したスプレイ流量（130m ３ ／h 一定）に対して，最確条件は運転手順における流量調整の範囲（102m ３ ／h〜130m ３ ／h）となる。最確条
件とした場合，サプレッション・プール水位の上昇が緩和されることから，サプレッション・プール水位を操作開始の起点とする格納容器
圧力逃がし装置を用いた格納容器除熱操作の開始時間が遅くなり，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。
機器条件の格納容器圧力逃がし装置は，解析条件の不確かさとして，実際の流量が解析より多い場合，格納容器圧力及び雰囲気温度上昇の抑制効果は大きくなるが，操作手順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。
（添付資料 3.1.2.12，3.1.3.8）(b)

評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd／tに対応したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 31GWd／
3.1.3−22

t であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇が遅くなるが，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇は格納容器スプレイ
及び格納容器ベントにより抑制されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器体積（サプレッション・チェンバ）の空間部及び液相部，サプレッション・プ
ール水位，格納容器圧力並びに格納容器雰囲気温度は，解析条件の不確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
事故条件の起因事象は，解析条件の不確かさとして，Ｅｘｃｅｓｓ
ｉｖｅ ＬＯＣＡを考慮した場合，原子炉冷却材の流出量が増加する
ことにより炉心損傷開始等が早くなるが，格納容器へ放出されるエネ
ルギは大破断ＬＯＣＡの場合と同程度であり，第 3.1.2−18 図及び第3.1.2−19 図に示すとおり，格納容器圧力は 0.62MPa［gage］，格納容
器バウンダリにかかる温度は 200℃を下回っていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），
原子炉水位の回復は早くなり，格納容器圧力及び雰囲気温度上昇の抑制効果は大きくなるが，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇に有意な影響を与えないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は
3.1.3−23小さい。
機器条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）は，解析条件で設定したスプレイ流量（130m ３ ／h 一定）に対して，最確条件は運転手順における流量調整の範囲（102m ３ ／h〜130m ３ ／h）となる。最確条
件とした場合でも，格納容器圧力を 0.400MPa［gage］から 0.465MPa［gage］の範囲内に維持することに変わりはないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
機器条件の格納容器圧力逃がし装置は，解析条件の不確かさとして，実際の流量が解析より多い場合，格納容器圧力及び雰囲気温度上昇の抑制効果は大きくなるが，格納容器圧力の最大値は代替格納容器スプ
レイ冷却系（常設）による格納容器冷却時の操作開始圧力であり，格
納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作時のピーク圧力は格納
容器圧力の最大値を下回ることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
（添付資料 3.1.2.12，3.1.3.8）
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a)

運転員等操作時間に与える影響
操作条件の常設代替交流電源設備による緊急用母線の受電並びに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及び低圧
代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，解析上の操作開始時間
3.1.3−24

として事象発生から 25 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，状況判断から原子炉注水操作までは一連の操作として実施し，同一の運転員による並列操作はなく，操作所要時間を踏まえて解析上の想定時間を設定していることから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，原子炉注水によって原子炉水位が原子炉水
位Ｌ０まで回復した場合，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水流量を崩壊熱による蒸発を補う流量に変更するとともに，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停止する。運転
員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は，解析上の想定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。当該操作は，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。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却 操 作 は ， 解 析 上 の 操 作 開 始 時 間 と し て 格 納 容 器 圧 力 0.465MPa［gage］到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，格納容器圧力の上昇は緩慢であり，継続監視していることから，操作開始の起点である格納容器圧力 0.465MPa［gage］到達時点で速やかに操作を実施可能であり，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。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。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作は，解析上の操作開始時間として，サプレッション・プール水位が通常水位
3.1.3−25

＋6.5m 到達から 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，サプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m に到達するのは，事象発生から約 19 時間後である。また，格納容器ベントの準備操作はサプレッション・プール水位の上昇傾向を監視しながらあらかじめ操作が可能であり，格納容器ベント操作の操作所要時間は
時間余裕を含めて設定されていることから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，サプレッション・プール水位が通常水
位＋6.5m 到達時に速やかに格納容器除熱操作をすることが可能であるため，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，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。
（添付資料 3.1.3.8）(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による緊急用母線の受電並びに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及び低圧
代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，運転員等操作時間に与える影響として，解析条件は操作所要時間に時間余裕を含めて設定されており，原子炉水位の回復は早くなる可能性があるが，ジルコニウ
ム−水反応量により発熱量が増加する等の影響があるため，格納容器
圧力及び雰囲気温度の上昇に大きな差異はない。また，代替格納容器
スプレイ操作と原子炉注水操作は，流量分配により同時に実施する操作であり，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。
3.1.3−26

操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作は，運転員等操作時間に与える影響として，格納容器圧力の上昇は緩慢であり，継続監視していることから，操作開始の起点である
格納容器圧力 0.465MPa［gage］到達時点で速やかに操作を実施可能であり，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の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。
（添付資料 3.1.3.8）(3)

操作時間余裕の把握
操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の常設代替交流電源設備による緊急用母線の受電操作並びに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及び低圧代替
注水系（常設）による原子炉注水操作については，第 3.1.3−16 図から第3.1.3−18 図に示すとおり，事象発生から 50 分後（操作開始時間 25 分の遅れ）までに常設代替交流電源設備からの受電操作を行い代替格納容器ス
プレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水が開始できれば，損傷炉心は炉心位置に保持され，評価項
目を満足する結果となることから，時間余裕がある。
なお，格納容器ベント時におけるＣｓ放出量は炉心損傷の程度の影響を
3.1.3−27受けるが，格納容器ベント開始時間はほぼ同等であることから，放出量に与える影響は小さい。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操
作については，操作開始までの時間は事象発生から約 3.9 時間あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。なお，本操作が大幅に遅れるような場合でも，格納容器圧力が限界圧力 0.62MPa［gage］に到達するまでの時間は事象発生後約 14 時間後であり，時間余裕がある。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作については，格納容器ベント開始までの時間は事象発生から約 19 時間後の操作であり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。
（添付資料 3.1.3.8，3.1.3.9）

(4)

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

3.1.3.4(1)

必要な要員及び資源の評価

必要な要員の評価
格納容器破損モード「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，重大事故等対策時における事象発生 2 時間ま3.1.3−28でに必要な要員は，「3.1.3.1 格納容器破損防止対策」に示すとおり 20 名である。「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している災害対策要員（初動）の 39 名で対処可能である。
また，事象発生 2 時間以降に必要な参集要員は 5 名であり，発電所構外から 2 時間以内に参集可能な要員の 72 名で確保可能である。

(2)

必要な資源の評価
格納容器破損モード「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，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価を行い，その結果を以下に示す。
ａ．水源

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレ
イ冷却系（常設）による格納容器スプレイは，7 日間の対応を考慮すると，合計約 5,490m３ の水が必要である。水源として，代替淡水貯槽に約4,300m ３ 及び西側淡水貯水設備に約 4,300m ３ の水を保有している。これ
により，必要な水源は確保可能である。また，西側淡水貯水設備の水を可搬型代替注水中型ポンプにより代替淡水貯槽へ給水することで，代替淡水貯槽を枯渇させることなく代替淡水貯槽を水源とした 7 日間の注水継続実施が可能である。
（添付資料 3.1.3.10）
ｂ．燃

料

常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 5 台）による電源供給については，保守的に事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に合計約 352.8kL の軽油が必要となる。軽油貯蔵タンクにて約800kL の軽油を保有しており，この使用が可能であることから，常設代
3.1.3−29

替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 5 台）による電源供給について，7 日間の継続が可能である。
可搬型代替注水中型ポンプ（1 台）による代替淡水貯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中型ポンプ（1 台）の運転を想定すると，7 日間の運転継続に約 6.0kL の軽油が必要となる。
可搬型設備用軽油タンクにて約 210kL の軽油を保有しており，この使用が可能であることから，可搬型代替注水中型ポンプ（1 台）による代替
淡水貯槽への給水について，7 日間の継続が可能である。
緊急時対策所用発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に約 70.0kL の軽油が必要となる。緊急時対策所用発電機燃料油貯蔵タンクにて約 75kL の軽油を保有しており，この使用が可能であることから，緊急時対策所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 3.1.3.11）
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，約 2,666kW 必要となるが，常設代替交流電源設備（常設
代替高圧電源装置 5 台）の連続定格容量は約 5,520kW であり，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
また，緊急時対策所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。
（添付資料 3.1.3.12）

3.1.3.5

結論

格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・3.1.3−30過温破損）」では，格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，ジルコニウム−水反応等によって発生した非凝縮性ガス等が蓄積することによって，格納容器内雰囲気圧力・温度が徐々に上昇し，格納容器の過圧・過温により格納容器の破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格
納容器過圧・過温破損）」に対する格納容器破損防止対策としては，初期の対策として低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段及び代替格納容器
スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却手段，安定状態に向けた対策として代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却手段及び格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱手段を整備している。
格納容器圧力逃がし装置は，多重化設計とする代替循環冷却系のさらなる後段の対策であり，重大事故時に事象発生後短期に格納容器圧力逃がし装置を使用することは実質的には考えられないが，格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の評価事故シーケ
ンス「大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」について，
代替循環冷却系を使用できない場合を想定し，格納容器圧力逃がし装置を使用する場合の有効性評価を行った。
上記の場合においても，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱を実施することにより，格納容器雰囲気の冷却及び除熱が可能である。
その結果，ジルコニウム−水反応等により可燃性ガスの蓄積が生じた場合においても格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度，放射性物質の総放出量は，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作
3.1.3−31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，災害対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱等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「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」に対して有効である。

3.1.3−32凡例：安全機能の喪失を仮定する設備

２Ｃ非常用ディーゼル発電機，２Ｄ
非常用ディーゼル発電機及び高圧炉
心スプレイ系ディーゼル発電機：従属的に使用不能となる設備
逃がし安全弁（自動減圧機能）

：破断箇所

外部電源

Ｇ
常設代替高圧電源装置

原子炉ウェルへ
タービンへ

耐圧強化
ベント系

原子炉圧力容器Ｇ
軽油貯蔵タンク→
ドライウェルぺデ
スタル

再循環系ポンプ

格納容器
圧力逃がし装置※3※3

3.1.3−33

格納容器窒素供給
ライン西側接続口↑

残留熱除去系
海水系ポンプ（Ａ）
，
（Ｃ）

※1
緊急用海水
ポンプ（Ａ）
，
（Ｂ）

→
※2

→
残留熱除去系
海水系ポンプ
（Ｂ）
，
（Ｄ）

→

※1

→

※2

冷却系
ポンプ
（Ｂ）

←

→

残留熱除去系ポンプ（Ａ）

残留熱除去系
ポンプ（Ｂ）※1 海へ←
低圧炉心スプレイ系ポンプ

残留熱除去系ポンプ（Ｃ）

タンクローリ
常設低圧代替注水系ポンプ（Ａ），（Ｂ）

↑
海へ ※2

→

←

格納容器窒素供給
ライン東側接続口

代替↑ 循環

サプレッション・
プール

代替
循環
冷却系
ポンプ
（Ａ）

→
→

可搬型窒素供給装置

サプレッション・
チェンバ↑
可搬型代替注水中型ポンプ

可搬型設備用軽油タンク→

高圧炉心
スプレイ系ポンプ

原子炉隔離時冷却系ポンプ

海

①

←

復水貯蔵タンク

代替淡水貯槽西側淡水貯水設備①：大破断ＬＯＣＡの発生に伴い，従属的に使用不能

常設高圧代替注水系ポンプ

第 3.1.3−1 図 「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の重大事故等対策の概略系統図（代替循環冷却系を使用できない場合）（1／2）（低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却段階）

凡

Ｇ

例
：安全機能の喪失を仮定する設備

２Ｃ非常用ディーゼル発電機，２Ｄ
非常用ディーゼル発電機及び高圧炉
心スプレイ系ディーゼル発電機：従属的に使用不能となる設備

逃がし安全弁（自動減圧機能）

：破断箇所

外部電源

常設代替高圧電源装置

原子炉ウェルへ
タービンへ

耐圧強化
ベント系

原子炉圧力容器Ｇ
軽油貯蔵タンク→
ドライウェル

ぺデ
スタル

格納容器
圧力逃がし装置

再循環系ポンプ※3※3

3.1.3−34

格納容器窒素供給
ライン西側接続口↑

残留熱除去系
海水系ポンプ
（Ａ）
，
（Ｃ）
※1
緊急用海水
ポンプ（Ａ）
，
（Ｂ）

→
※2

→

※1

→
残留熱除去系
海水系ポンプ
（Ｂ）
，
（Ｄ）

→

→
残留熱除去系
ポンプ（Ｂ）←→

常設低圧代替注水系ポンプ（Ａ），（Ｂ）

↑
海へ ※2

残留熱除去系ポンプ（Ｃ）←

タンクローリ

冷却系
ポンプ
（Ｂ）

←

低圧炉心スプレイ系ポンプ

※2

↑ 循環

残留熱除去系ポンプ（Ａ）※1 海へ

格納容器窒素供給
ライン東側接続口

代替

サプレッション・
プール

代替
循環
冷却系
ポンプ
（Ａ）

→
→

可搬型窒素供給装置

サプレッション・
チェンバ↑
可搬型代替注水中型ポンプ→

高圧炉心
スプレイ系ポンプ

原子炉隔離時冷却系ポンプ

海①

復水貯蔵タンク

代替淡水貯槽西側淡水貯水設備←
常設高圧代替注水系ポンプ①：大破断ＬＯＣＡの発生に伴い，従属的に使用不能

第 3.1.3−1 図 「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の重大事故等対策の概略系統図（代替循環冷却系を使用できない場合）（2／2）（低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱段階）

可搬型設備用軽油タンク

（解析上の時刻）
（0 秒）

凡 例

原子炉冷却材喪失（ＬＯＣＡ）
全交流動力電源喪失

対応操作は原子炉水位・格納容器圧力等の徴候に応じて対応を行うため，
今回想定している破断規模・破断位置が異なる場合及び破断位置が特定できない場合においても，対応する操作手順に変更はない。

原子炉水位低（レベル３）
設定点到達※１：解析上考慮しない操作：プラント状態（解析）：重大事故等対応要員（現場）の作業：判断：運転員と重大事故等対応要員（現場）の共同作業

原子炉水位異常低下（レベル１）設定点
及びドライウェル圧力 13.7kPa［gage］
到達※２※１ 外部電源喪失に伴い，原子炉スクラム，主蒸気隔離弁閉止及び再循環系
ポンプ停止となるが，解析上は原子炉水位低（レベル３）設定点到達にて原子炉スクラム信号が発信するものとする。主蒸気隔離弁閉止及び再循環系ポンプ停止については，外部電源喪失時とする。

原子炉スクラム，ＬＯＣＡ発生及び全交流動力電源喪失の確認※３，４，５※２ 原子炉水位異常低下（レベル１）設定点及びドライウェル圧力 13.7kPa［gage］到達により，床ドレン制限弁，機器ドレン制限弁及び原子炉補機冷却水制限弁が自動閉止することを確認する。
※３ 重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は退避を実施する。

使用済燃料プールの除熱操作

可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の起動準備操作

原子炉への注水機能喪失の確認※６（約 4 分）：操作・確認（運転員）※４

炉心損傷開始（燃料被覆管温度
1,000K（約 727℃）到達）※５ ＬＯＣＡ発生は，以下により判断する。
・格納容器圧力が 13.7kPa［gage］に到達※６ 非常用炉心冷却系の機能喪失により原子炉への注水機能が喪失する。

炉心損傷確認※７（約 9 分）※７ 炉心損傷は，以下により判断する。
・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 倍以上
なお，格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）及び（Ｓ／Ｃ）による炉心損傷発生の判断ができない場合は，原子炉圧力容器温度により判断する。

燃料被覆管温度 1,200℃到達

早期の電源回復不能の確認※８常設代替交流電源設備による緊急用母線の受電操作※８ 外部電源の受電及び非常用ディーゼル発電機等の起動ができず，非常用
母線の電源回復ができない場合，早期の電源回復不能と判断する。

電源確保操作対応※９ 原子炉冷却材浄化系吸込弁の閉止操作を実施する。

Ⅰ
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）及び低圧代替注水系（常設）の起動操作※９，１０（25 分）※10

常設代替交流電源設備による非常用母線の受電操作

可搬型代替低圧電源車
による受電操作

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

ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作※12 原子炉水位不明は，以下のいずれかにより判断する。
・ドライウェル雰囲気温度と原子炉圧力の関係が原子炉水位不明領域に入った場合
・原子炉水位計の電源が喪失した場合
・原子炉水位計のばらつきが大きく燃料有効長頂部以上であることが判断できない場合

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
及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作※１１※13 原子炉水位Ｌ０（水位不明判断時は原子炉水位Ｌ０以上まで冠水させるために必要な水量を注水した場合）により，損傷炉心冷却成功を判断す
る。

Ⅲ

原子炉圧力−ドライウェル温度による「水位不明判断曲線」で水位不明を判断※１２

原子炉水位Ｌ０（ジェットポンプ上端）到達（65 分）

原子炉水位Ｌ０到達判断※１３

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）以外による格納容
器冷却・消火系（ディーゼル駆動）による格納容器冷却・補給水系による格納容器冷却・可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却・ドライウェル内ガス冷却装置による格納容器代替除熱

緊急用海水系及び代替循環冷却系の準備操作（電源切替操作）

炉心溶融開始（燃料温度2,500K（約 2,227℃）到達）（約 43 分）緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作

低圧代替注水系（常設）以外による原子炉注水・制御棒駆動水圧系による原子炉注水
・ほう酸水注入系による原子炉注水・消火系（ディーゼル駆動）による原子炉注水・補給水系による原子炉注水・可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注
水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水

代替循環冷却系の準備操作

代替残留熱除去系海水系による冷却水（海水）の確保操作
代替循環冷却系
運転可能※１５※14 原子炉水位Ｌ０到達の判断後，代替循環冷却系による格納容器除熱ができない場合は，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）による原子炉注水流量を崩壊熱相当に調整するとともに，常設低圧
代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による
格納容器冷却を停止する。
※15 残留熱除去系熱交換器への海水通水並びに代替循環冷却系の系統構成及び起動が問題なく行われたことをもって，代替循環冷却系の運転可能を判断する。
※16 ペデスタル（ドライウェル部）内床ドレンサンプの 1m 水位維持機能を使用した追加注水により水位を確保する。
水位確保操作は，非常用母線からの負荷切替操作，注水開始操作，水位上昇及び注水停止操作を考慮した時間（約 24 分）で実施する。その後，サプレッション・チェンバへの排水により水位が約 1m となった時
点で，床ドレン排水弁及び機器ドレン排水弁は自動閉止する。

ⅣYes※17 炉心損傷を確認した場合，水素濃度及び酸素濃度監視設備を起動し，他のパラメータ同様，格納容器内水素濃度及び酸素濃度を継続して監視する。

No

代替循環冷却系による格納容器除熱操作※18 サプレッション・プール水ｐＨ制御装置（自主対策設備）による薬液注
入操作は，ペデスタル（ドライウェル部）水位の確保後から実施する。

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）による原子炉注水の流量調整操作※１４※19

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停止操作※１４（約 3.9 時間）

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は，解析上は 130m３／h 一定流量で，格納容器圧力を 0.400MPa［gage］から 0.465MPa［gage］の範囲に維持する
よう間欠運転としているが，実際には運転手順に従い格納容器圧力を0.400MPa［gage］から 0.465MPa［gage］の範囲に維持するよう 102〜
130m３／h の範囲でスプレイ流量を調整する。

※20 サプレッション・プール水位が通常水位＋5.5m に到達した場合は，格納容器ベント準備のため，中央制御室にて機器ランプ表示により系統構成を確認するとともに，格納容器圧力逃がし装置の第一弁を全開とする。
第一弁の開操作は，「サプレッション・チェンバ側」を優先して実施
し，中央制御室からの遠隔操作及び現場での手動操作に失敗した場合
は，「ドライウェル側」の開操作を実施する。

常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）水位の確保操作※１６

格納容器圧力 0.465MPa［gage］到達

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※１９Ⅴ
水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動※１７（約 16 時間）

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）及び低圧代替注水系（常設）の起動操作は，以下により判断する。
・ＬＯＣＡ発生の確認，かつ，炉心損傷の確認※11 格納容器スプレイ流量は 130m３／h とし，原子炉注水流量は 230m３／h とする。なお，原子炉注水に伴い炉心部における蒸気発生により格納容器
温度が上昇することを考慮し，格納容器スプレイを優先する。

Ⅱ（約 27 分）原子炉スクラムは，中央制御室にて平均出力領域計装等により確認する。

常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）以外によるペデスタル（ドライウェル部）注水・消火系（ディーゼル駆動）によるペデスタル（ドライウェル部）注水・補給水系によるペデスタル（ドライウェル部）注水・可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを用いた格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）注水

サプレッション・プール水位
通常水位＋5.5m 到達
サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入操作※１８※21 中央制御室待避室の準備操作は，以下を実施する。
・中央制御室待避室内の正圧化準備操作
・可搬型照明（ＳＡ）の設置
・データ表示装置（待避室）の起動操作
・衛星電話設備（可搬型）（退避室）の設置
なお，中央制御室退避室内の正圧化は，サプレッション・プール水位が通常水位＋6.4m に到達することにより開始する。
※22 格納容器圧力逃がし装置の第二弁の現場操作場所への移動完了後，正圧化を実施する。

格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱の準備操作※２０※23 サプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m に到達することにより判断する。
※24（約 19 時間）

サプレッション・プール水位
通常水位＋6.5m 到達

格納容器圧力逃がし装置の第二弁操作室の正圧化操作※２２

中央制御室待避室の準備操作※２１

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の停止操作を実施後，本操作を実施する。

※25 格納容器ベント操作実施後，発電長，運転員 A 及び運転員 B は，中央制
御室待避室へ退避する。その後，中央制御室待避室外の雰囲気線量率が低下したことを確認し，中央制御室待避室から退室する。

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
格納容器冷却の停止操作※２３※26 残留熱除去系等による除熱が可能であること，水素濃度制御が可能であること等を確認した後に格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱を停止する。格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱の停止後は，格納容器及びフィルタ装置内の窒素置換を実施する。

格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作（サプレッション・チェンバ側）※２４Ⅵ
中央制御室待避室
内への退避※２５

格納容器圧力逃がし装置
による格納容器除熱（ドライウェル側）【有効性評価の対象としていないが他に取り得る手段】
Ⅰ
電源容量により使用できる設備が限られるが，常設代替高圧電源装置が使用できない場合は可搬型代替低圧電源車により受電する。
Ⅱ

可搬型代替注水中型ポンプによる水源補給操作

タンクローリによる燃料給油操作
格納容器ベント
停止条件不成立※２６
Yes

技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備となる消火系（ディーゼル駆動），補給水系及び可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（可搬型）による格納容器冷却も実施可能である。
また，格納容器冷却等ができない場合，ドライウェル内ガス冷却装置による格納容器圧力等の上昇の緩和も可能である。
Ⅲ
技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備となる制御棒駆動水
圧系，ほう酸水注入系，消火系（ディーゼル駆動），補給水系及び可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水も実施可能である。

No

格納容器ベント停止

Ⅳ
代替残留熱除去系海水系による海水通水も可能である。

以上の対応手順により，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）による原子炉注水及び格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱を継続することで，損傷炉心冷却を維持し格納容器を破損させることな
く安定状態を維持する。また，機能喪失している設備の復旧に努めるとともに，残留熱除去系又は代替循環冷却系及び可燃性ガス濃度制御系の復旧後は，可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入，残留熱除去系又は代替循環冷却系による格納容器除熱，可燃性ガス濃度制御系による水素濃度制御を実施するとともに，格納容器ベントを停止し，安定状態を維持する。

Ⅴ
技術基準上の全ての要求事項を満たすことや全てのプラント状況において使用することは困難であるが，プラント状況によっては，事故対応に有効な設備となる消火系（ディーゼル駆動），補給水系及び可搬型代替注水中型ポンプ又は可搬型代替注水大型ポンプを用いた格納容器下部注水系（可搬型）によるペデスタル（ドライウェル部）注水も実施可能である。
Ⅵ
サプレッション・チェンバ側からの格納容器ベントを優先するが，ドライウェル側からの格納容器ベントによる格納容器除熱も実施可能である。

第 3.1.3−2 図 「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の対応手順の概要（代替循環冷却系を使用できない場合）
3.1.3−35

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用できない場合）

経過時間（分）10

20

実施箇所・必要要員数

事象発生【 】は他作業後に移動してきた要員

原子炉スクラム

30

40

50

60

70

80

90

65 分

原子炉水位Ｌ０到達判断

100

110

120

130

140

150

備考

約 4 分 炉心損傷開始（燃料被覆管温度 1,000K 到達）
責任者

当直発電長

1人

中央監視
運転操作指揮約 9 分 燃料被覆管温度 1,200℃到達
操作の内容

操作項目
補佐

当直副発電長1人

運転操作指揮補佐

指揮者等

災害対策要員
（指揮者等）

4人

初動での指揮発電所内外連絡

プラント状況判断

25 分

格納容器冷却及び原子炉注水開始

約 27 分
当直運転員(中央制御室)

当直運転員
（現場）

2 時間
原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系の起動による負圧達成

炉心溶融開始（燃料温度 2,500K 到達）

重大事故等対応要員（現場）●原子炉スクラムの確認●タービン停止の確認●外部電源喪失の確認●ＬＯＣＡ発生の確認

状況判断

2人
A，B

−

−

●再循環系ポンプ停止の確認

10 分●主蒸気隔離弁閉止及び逃がし安全弁（安全弁機能）による原子炉
圧力制御の確認●非常用ディーゼル発電機等の自動起動失敗の確認●原子炉への注水機能喪失の確認●炉心損傷確認

早期の電源回復不能の確認

電源確保操作対応
常設代替交流電源設備による緊急用母線の受電操作

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）及び低圧代替注水系（常設）の起動操作

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
作及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作

【1 人】
A

−

−

●高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機の手動起動操作（失敗）

1分

【1 人】
B

−

−

●非常用ディーゼル発電機の手動起動操作（失敗）

2分

−

−

2人
a，b

●電源回復操作

【1 人】
B

−

−

●常設代替高圧電源装置 2 台の起動操作及び緊急用母線の受電操作

【1 人】
B

−

−

●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）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格
納容器冷却に必要な負荷の電源切替操作

【1 人】
A

−

−

−

−

●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及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の系統構成操作及び起動操作●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及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作

【1 人】
A

−

−

●水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作

サプレッション・プール水ｐＨ制
御装置による薬液注入操作

【1 人】
A

−

−

●サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入操作

【1 人】
B

−

−

●非常用母線の受電準備操作(中央制御室）

−

2人
C，D

−

●非常用母線の受電準備操作(現場）

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

ほう酸水注入系による原子炉圧
力容器へのほう酸水注入操作

【1 人】
B

【1 人】
B

【1人】
B

3分
6分

原子炉注水及び格納容器冷却開始後，適宜状態監視

−

−

6分

●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）注水に必要な負荷の電源切替操作●常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）水位の確保操作

水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作

常設代替交流電源設備による非常用母線の受電操作2分●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）による原子炉注水の流量調整操作

【1 人】
A

解析上考慮しない

8分

適宜，格納容器内水素濃度及び酸素濃度の監視

15 分

通常運転時は外部電源で常時暖気状態であり，交流電源喪失時は代替交流電源設
備により緊急用母線受電
後，暖気が自動的に開始される
解析上考慮しない

35 分
75 分
8分

−

5分
5分

●原子炉建屋ガス処理系の起動操作

起動操作実施後，適宜状態監視−

6分●中央制御室換気系の起動操作

起動操作実施後，適宜状態監視
2分●ほう酸水注入系の起動操作−

水位確保後，適宜状態監視20 分●非常用母線の受電操作−

流量調整後（崩壊熱相当），適宜状態監視

解析上では，事象発生12時間までは6時間間隔で注水量を変更し，12時間以降においては12時間以上の間隔で流量調整を実施する

4分●常設代替高圧電源装置 3 台の追加起動操作−

解析上考慮しない

4分●原子炉冷却材浄化系吸込弁の閉止操作【1 人】
A

常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）水位の確保操作

常設代替交流電源設備による非常用母線の受電準備操作

適宜実施
4分

−

解析上考慮しない

ほう酸水全量注入完了まで適宜状態監視●ほう酸水注入系の注入状態監視

第 3.1.3−3 図「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の作業と所要時間（代替循環冷却系を使用できない場合）（1／2）

3.1.3−36

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用できない場合）

経過時間（時間）
4

約 3.9 時間

実施箇所・必要要員数【 】は他作業後移動してきた要員

操作項目

原子炉水位の調整操作(低圧代
替注水系（常設）)

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

格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱の準備操作

中央制御室待避室の準備操作

当直運転員
（現場）

重大事故等対応要員
（現場）

【1 人】
A

−

−

格納容器圧力 0.465MPa［gage］到達−●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

【1 人】
A

−

−

●格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱の準備操作（中央制御室での第一弁操作）−【2 人】＋1 人
C，D，E−●第一弁現場操作場所への移動●格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱の準備操作（現場での第一弁操作）

1人
副発電長

【3 人】
C，D，E

−

●緊急時対策所への退避

−

3人
（参集）

【1 人】
A

解析上では，約6分以上の間隔で格納
容器圧力が変動するが，実運用上ではスプレイ流量を調整することで可能 な限 り連 続ス プレ イす る手順 とし，並行した操作を極力減らすこととする

解析上考慮しない
第一弁操作完了後，緊急時対策所に退避する●第二弁現場操作場所への移動

45 分●中央制御室待避室内の正圧化準備操作

20 分
15 分

−

−

−

【3 人】
（参集）

−

15 分
5分

●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の停止操作●格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作（中央制御室での第二弁操作）●格納容器逃がし装置による格納容器除熱操作実施後の状態監
視3分
2分
格納容器除熱実施後，適宜状態監視
10 分●格納容器逃がし装置による格納容器除熱操作（現場での第二
弁操作）

30 分

−

●中央制御室待避室内の正圧化操作−−●中央制御室待避室内への退避

−

45 分
5分

タンクローリによる燃料給油操
作

−

−

−

−

−

−

2人
A，B

3人
C，D，E

サプレッション・プール水位指示値
が通常水位＋6.4m到達時に待避室の加圧操作を行う

300 分

解析上考慮しない
スロッシングによる水位低下がある
場合は代替燃料プール冷却系の起動までに実施する

適宜実施

−

20 分

8人
c〜j
【8人】
c〜j
【2人】
c，d
2人
（参集）

●可搬型代替注水中型ポンプの移動，ホース敷設等の操作

解析上考慮しない
25時間までに実施する

15 分●代替燃料プール冷却系の起動操作

西側淡水貯水設備を水源とした可搬型代替注水中型ポンプによる代替淡水貯槽への補給操作

サプレッション・プール水位指示値
が通常水位＋6.4m到達時に待避室の加圧操作を行う

240 分●第二弁操作室への退避−−

解析上では，事象発生12時間までは6時間間隔で注水量を変更し，12時間
以降においては12時間以上の間隔で流量調整を実施する

35 分●データ表示装置（待避室）の起動操作−

備考

サプレッション・プール水位
通常水位＋6.5m 到達

125 分●緊急用海水系による海水通水の系統構成操作及び起動操作

可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の起動準備操作50

5分●常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水操作
使用済燃料プールの除熱操作

46

サプレッション・プール水位
通常水位＋5.5m 到達●緊急時対策所への帰還【1 人】
B
1 人＋【2 人】
発電長，A，B

42

間欠スプレイにより格納容器圧力を0.400MPa［gage］から 0.465MPa［gage］の間に維持●可搬型照明（ＳＡ）の設置−

28

流量調整後（崩壊熱相当），適宜状態監視●第二弁操作室の正圧化操作−

約 16 時間

24

約 19 時間●衛星電話設備（可搬型）（待避室）の設置

格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作（サプレッション・チェンバ側）

20●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）による原子炉注水の調整操作

−

【1 人】
A

16

約 42.6 時間
代替淡水貯槽残量 1,000m３到達

【1 人】
A

【1 人】
B

12

操作の内容

当直運転員
(中央制御室)−8

炉心損傷により屋外放射線量が高い
場合は屋内に待機し，モニタ指示を確認しながら作業を行う

170 分
180 分

●可搬型代替注水中型ポンプの移動，ホース敷設等の操作

水源枯渇までは十分余裕がある

適宜実施●可搬型代替注水中型ポンプの起動操作及び水源補給操作

90 分●可搬型設備用軽油タンクからタンクローリへの給油操作

適宜実施●可搬型代替注水中型ポンプへの給油操作

10 人 a〜j
及び参集 5 人

第 3.1.3−3 図「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の作業と所要時間（代替循環冷却系を使用できない場合）（2／2）

3.1.3−37

タンクローリ残量に応じて適宜軽油タンクから給油する

20
ＬＯＣＡにより低下したシュラウド 内の原子炉水位が低圧代 替注水系
（常設）による原子炉注水（25 分）により回復
格納容器圧力 逃が し装 置に よる 格納 容器 除熱 （ 約 19 時 間） の実 施 に伴い，原子炉圧力が低下しシュラウド内水位が上昇

15

（

原
子
炉
水
位

）

シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
外
水
位

シュラウド内（二相水位）10

燃料有効長頂部
原子炉水位Ｌ０5

燃料有効長底部

シュラウド外（コラプスト水位）

(m)

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3GBU007

第 3.1.3−4 図

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

400

350

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（230m ３ ／h）（25 分）

300

注
水
流
量
３

（m
／h）
(m3／h)

250

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却（130m ３ ／h）（25 分）

200
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却（130m ３ ／h）（約 3.9 時間）

150

100

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（崩壊熱相当で流量調整）

50

0
0

24

48

72

96

120

144

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3GBU007

第 3.1.3−5 図

注水流量の推移

3.1.3−38

168

20
Ｌ Ｏ ＣＡ に より 低 下 した シ ュ ラ ウ ド 内 の 原 子 炉 水 位 が 低 圧 代 替 注 水 系（常設）による原子炉注水（25 分）により回復

水位回復後，低温の外部水源によって冷却材温度が低下し，気相水位が低下してコラプスト水位相当で推移

15

（

原
子
炉
水
位

）

シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
外
水
位

原子炉水位Ｌ０到達後，注水量を崩壊熱による蒸発を補う量に調整するため，冷却材温度が上昇し二相水位を形成
シュラウド内（二相水位）10

燃料有効長頂部
原子炉水位Ｌ０5

燃料有効長底部
シュラウド外（コラプスト水位）

(m)

0
0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3GBU007

第 3.1.3−6 図

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移（〜3 時間）

400
350

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（230m ３ ／ h）
（25 分）

300

注
水
流
量
(m３／h)

原子炉水位Ｌ０到達判断により低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を崩壊熱による蒸発量相当の注水流量に調整

250

200

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による
格納容器冷却（130m ３ ／ h）（25 分）

150
原子炉水位Ｌ０到達判断により代替格納容器スプ
レイ冷却系（常設）による格納容器冷却を停止

100

50
0
0

0.5

1

1.5

2

2.5

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3GBU007

第 3.1.3−7 図

注水流量の推移（〜3 時間）

3.1.3−393

400
ＬＯ Ｃ Ａ によ り低 下 し た保 有 水 量 が 低 圧 代 替 注 水 系 （ 常 設 ） に よ る
原子炉注水（25 分）により回復

350
原
子
炉
圧
力
容
器
内
保
有
水
量

300

250
低圧代替注水系（常設）に よる原子炉注水（崩壊熱相当で流量調整）を実施し，原子炉水位Ｌ０相当の保有水量で推移

200

150

100
(t)
格納容器圧力逃 がし 装置 によ る格 納 容器除 熱（ 約 19 時間 ） の実施に伴う原子炉圧力の変動による保有水量の変動

50

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3GBU007

第 3.1.3−8 図

原子炉圧力容器内の保有水量の推移

4000

3500
炉心の露出により燃料温度が上昇

3000
燃
料
最
高
温
度
(℃)

2500
溶融燃料 プー ルが 形成 ・維 持さ れる ため ，燃 料の 溶融 温度 （ 約 2,800℃ ）
にて推移

2000

1500

1000

500

0
0

24

48

72

96

120

144

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3GBU007

第 3.1.3−9 図

燃料最高温度の推移

3.1.3−401680.8
ＬＯＣＡ 破断 口か らの 蒸気 流出 及び 原子 炉注 水に 伴っ て発生する過 熱蒸 気に よる 格納 容器 圧力 上昇 を抑 制す るた め，
代替格納 容器 スプ レイ 冷却 系（ 常設 ）に よる 格納 容器 冷却（25 分）を実施
0.6
格
納
容
器
圧
力

ドライウェルサプレッション・チェンバ
格納容器の限界圧力 0.62MPa［gage］

代替格納容器スプレイ冷却系（常設 ）による格納容器
冷却（約 3.9 時間）に伴う格納容器圧力変化
最大圧力 約 0.47MPa［gage］（約 3.9 時間）

0.4

格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱（約 19 時間）の実施に伴う格納容器圧力の低下
格 納容 器圧 力 の 低 下 後 ， サ プ レ ッ シ ョ ン ・ プ ー ル の 沸 騰 に 伴 い ，一時的に圧力上昇するが，崩壊熱の減少により徐々に圧力低下(MPa[gage])

0.2
ベント管の水没長さ分の水頭圧によるドライ
ウェルとサプレッション・チェンバの圧力差
0.0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3GBU007

第 3.1.3−10 図

格納容器圧力の推移

300
ドライウェル

最高温度 約 202℃（壁面温度 約 137℃）（約 0.7 時間）
壁面最高温度 約 157℃（約 3.9 時間）

サプレッション・チェンバ

格納容器雰囲気温度

格納容器の限界温度 200℃

格
納
容
器
温
度

200

（℃）

100

代替 格 納容 器ス プ レ イ 冷 却 系 （ 常 設 ） に よ る 格 納 容 器 冷 却（約 3.9 時間）に伴う格納容器雰囲気温度低下

格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱（約 19 時間）
その後，崩壊熱の低下とともに徐々に格納容器雰囲気温度低下

ＬＯ ＣＡ破 断口 から の蒸 気 流 出 に 伴 い 格 納 容 器 雰 囲 気 温 度 が 上 昇 す る た め 代 替 格 納 容 器 ス プ レ イ
冷却系（常設）による格納容器冷却（25 分）を実施し，格納容器雰囲気温度の上昇を抑制
その後，格納容器冷却を一旦停止するため，再び格納容器雰囲気温度上昇

0
0

24

48

72

96

120

144

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3GBU007

第 3.1.3−11 図

格納容器雰囲気温度の推移

3.1.3−41

168

0.8
Ｌ Ｏ ＣＡ 破 断口 か ら の 蒸気 流 出 及 び 原 子 炉 注 水 に 伴 っ て 発
生 す る過 熱 蒸気 に よ る 格納 容 器 圧 力 上 昇 を 抑 制 す る た め ，
代 替 格納 容 器ス プ レ イ 冷却 系 （ 常 設 ） に よ る 格 納 容 器 冷 却（25 分）を実施

ドライウェルサプレッション・チェンバ
格納容器の限界圧力 0.62MPa［gage］

0.6
格
納
容
器
圧
力

低 圧 代 替 注水 系 （ 常 設 ） に よ る 原 子
炉注水（25 分）によって原子炉水位が回復する過程で過熱蒸気が発生
し ， 破 断 口か ら 流 出 す る こ と で 格 納
容器圧力が上昇

0.4(MPa[gage])

原子炉水位Ｌ０到達により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ことで格納容器圧力が上昇

0.2

0.0
0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3GBU007

第 3.1.3−12 図

格納容器圧力の推移（〜3 時間）

300

格納容器雰囲気温度

低圧 代 替 注 水 系 （常 設 ）に よ る 原 子 炉 注 水 （ 25 分 ） に
よって原子炉水位が回復する過 程で 過熱蒸気 が発生 し，破断口から流出することで格納容器雰囲気温度が上昇

ドライウェルサプレッション・チェンバ
格納容器の限界温度 200℃

格
納
容
器
温
度

200

（℃）

100

原子炉水位Ｌ０到達により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ことで格納容器雰囲気温度が上昇

Ｌ ＯＣ Ａ 破 断 口 か ら の 蒸 気流 出に 伴 い 格 納 容 器 雰 囲 気
温度が上昇

0
0

0.5

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却（25 分）を実施し，格納容器雰囲気温度の上昇を抑制

1

1.5

2

2.5

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3GBU007

第 3.1.3−13 図

格納容器雰囲気温度の推移（〜3 時間）

3.1.3−423

20
格納容器圧力逃がし 装置による格納 容器除熱操作（約 19 時間）の実施に伴い格納容器圧力が低下することによりサプレッション・プール水位が上昇

ベントライン（約 15m）

15通常水位＋6.5m（約 13.5m）
通常水位＋5.5m（約 12.5m）
代替格納容器ス プレイ 冷却系 （常設 ）による 格納容 器冷却 （約 3.9 時間）を開始するため，水位上昇率が増加

10

ー

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
プ
ル
水
位

事象発生から約 1.2 時間で 原子炉 水位は原 子炉水 位Ｌ０ に到達 し，低 圧代替注水系（ 常設） に よ る 原 子 炉 注 水 流 量 を 崩 壊 熱 相 当 に 変 更 し ， 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一旦停止するため，水位上昇率が減少

5
ＬＯＣＡ破断口からの蒸気流出，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（常設）による格納容器冷却（25 分）により水位が上昇

(m)

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3GBU007

第 3.1.3−14 図

サプレッション・プール水位の推移

300

サプレッション・プ
ーー ル 水 温 度

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
プ
ル
水
温

200
格 納容器圧 力 逃 が し 装 置 に よる 格 納 容 器 除 熱（ 約 19 時 間 ） に 伴 う
サプレッション・プール水温上昇抑制

100
ＬＯＣＡ破断口か ら流出 した蒸 気が サプレッ ション・
チェンバへ流入し，水温上昇

(℃)

0
0

24

48

72

96

120

144

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3GBU007

第 3.1.3−15 図

サプレッション・プール水温度の推移
3.1.3−43168

20

格納容器 圧力 逃 がし 装置 に よる 格納 容器 除熱 （ 約 21 時間 ）の 実施 に伴い，原子炉圧力が低下しシュラウド内水位が上昇

15

（

原
子
炉
水
位

Ｌ Ｏ ＣＡ によ り低 下し た シ ュ ラ ウ ド 内 の 原 子 炉 水 位 が 低 圧 代 替 注 水 系（常設）による原子炉注水（50 分）により回復
損傷炉心は炉心位置に保持（溶融炉心の下部プレナムへの移行は発生しない）

シュラウド内（二相水位）10

燃料有効長頂部
原子炉水位Ｌ０

）

シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
外
水
位

5

燃料有効長底部
シュラウド外（コラプスト水位）

(m)

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H7W000

第 3.1.3−16 図

事象発生から 50 分後に原子炉注水を開始した場合の原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

0.8
ＬＯＣ Ａ破 断口から の蒸 気流 出 に 伴 い 格 納 容 器 圧 力 が 上 昇 す る
ため代 替格 納容器ス プレ イ冷 却 系 （ 常 設 ） に よ る 格 納 容 器 冷 却（50 分）を実施し格納容器圧力の上昇を抑制

ドライウェルサプレッション・チェンバ
格納容器の限界圧力 0.62MPa［gage］

0.6
格
納
容
器
圧
力

代替格納容器スプ レイ冷却系（常設）による格納容器
冷却（約 5.1 時間）に伴う格納容器圧力変化
最大圧力 約 0.47MPa［gage］（約 5.1 時間）

格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱（約 21 時間）の実施に伴う格納容器圧力の低下
格納容器圧力低下後，サプレッション・プール水の沸騰に伴い，一時的に圧力上昇するが，崩壊熱の減少により徐々に圧力低下

0.4(MPa[gage])

0.2
ベント管の水没長さ分の水頭圧によるドライ
ウェルとサプレッション・チェンバの圧力差

0.0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H7W000

第 3.1.3−17 図

事象発生から 50 分後に原子炉注水を開始した場合の格納容器圧力の推移
3.1.3−44300
最高温度 約 217℃（壁面温度 約 143℃）（約 1.2 時間）
壁面最高温度 約 165℃（約 5.1 時間）

格
納
容
器
温
度

格納容器雰囲気温 度

200

（℃）

100

ドライウェルサプレッション・チェンバ
格納容器の限界温度 200℃

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却（約 5.1 時間）に伴う温度低下

格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱（約 21 時間）
その後，崩壊熱の低下とともに徐々に格納容器雰囲気温度低下
ＬＯ Ｃ Ａ破 断 口か らの 蒸 気 流 出 に 伴 い 格 納 容 器 雰 囲 気 温 度 が 上 昇 す る た め 代 替 格 納 容 器 ス プ レ イ
冷却系（常設 ）に よる格 納 容器 冷 却 （50 分 ） を実 施 し， 格 納 容器 雰 囲 気温 度 の上 昇 を抑 制 する 。
その後，格納容器冷却を一旦停止するため，再び格納容器雰囲気温度上昇

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H7W000

第 3.1.3−18 図

事象発生から 50 分後に原子炉注水を開始した場合の格納容器雰囲気温度の推移

3.1.3−45

第 3.1.3−1 表「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の重大事故等対策について（代替循環冷却系を使用できない場合）（1／3）

3.1.3−46

操作及び確認手順

原子炉スクラム，Ｌ
ＯＣＡ発生及び全交
流動力電源喪失の確認

運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失（ＬＯＣＡ）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。
格納容器圧力が 13.7kPa［gage］に到達したことによりＬＯＣＡが発生したことを確認する。
外部電源が喪失するとともに，非常用ディーゼル発電機等が機能喪失する。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を確認する。
原子炉水位が原子炉水位異常低下（レベル２）設定点に到達後，原子炉隔離時冷却系が自動起動に失敗したことを確認する。

原子炉への注水機能喪失の確認

炉心損傷確認早期の電源回復不能
判断及び対応準備

大破断ＬＯＣＡ時に非常用炉心冷却系の機能及び全交流
動力電源が喪失するため，原子炉水位は急激に低下し炉心が露出することで炉心損傷に至ることを格納容器雰囲
気放射線モニタにより確認する。
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電
機等の起動ができず，非常用高圧母線（6.9kV）の電源
回復ができない場合，早期の電源回復不能と判断する。
これにより，常設代替交流電源設備，代替格納容器スプ
レイ冷却系（常設）及び低圧代替注水系（常設）の準備を開始する。
＊

常設設備
125V 系蓄電池Ａ系
125V 系蓄電池Ｂ系

重大事故等対処設備
可搬型設備
計装設備
平均出力領域計装＊
起動領域計装＊
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧＊
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧＊
緊急用Ｍ／Ｃ電圧−
ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力

−

−

−

−

−

−

原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）
原子炉水位（広帯域）＊
原子炉水位（燃料域）＊
原子炉隔離時冷却系系統流量＊
格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｄ／Ｗ）
格納容器雰囲気放射線モニタ
（Ｓ／Ｃ）

−

既許可の対象となっている設備を重大事故等対処設備に位置付けるもの

第 3.1.3−1 表「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の重大事故等対策について（代替循環冷却系を使用できない場合）（2／3）

操作及び確認手順

常設代替交流電源設
備による緊急用母線の受電並びに代替格
納容器スプレイ冷却系（常設）による格
納容器冷却及び低圧
代替注水系（常設）による原子炉注水

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交流電源設備から緊急用母線を受電する。
緊急用母線の受電を確認後，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。

3.1.3−47

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開始した後，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を実施する。
ドライウェル雰囲気温度が原子炉圧力の飽和温度を超えた場合水位不明と判断し，原子炉底部から原子炉水位Ｌ０まで冠水させるために必要な注水量及び崩壊熱分の注水量を考慮し，原子炉注水流量に応じた必要注水時間の原子炉注水を実施する。

常設設備
常設代替交流電源設備
軽油貯蔵タンク
常設低圧代替注水系ポンプ
代替淡水貯槽

重大事故等対処設備
可搬型設備
計装設備
緊急用Ｍ／Ｃ電圧−−

常設低圧代替注水系ポンプ
代替淡水貯槽−＊ドライウェル雰囲気温度
ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力
低圧代替注水系格納容器スプレイ
流量（常設ライン用）
代替淡水貯槽水位
原子炉圧力（ＳＡ）
原子炉圧力＊
低圧代替注水系原子炉注水流量（常設ライン用）
原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）
原子炉水位（広帯域）＊
原子炉水位（燃料域）＊
代替淡水貯槽水位
ドライウェル雰囲気温度

既許可の対象となっている設備を重大事故等対処設備に位置付けるもの

第 3.1.3−1 表「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の重大事故等対策について（代替循環冷却系を使用できない場合）（3／3）

3.1.3−48

操作及び確認手順

水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動

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が発生し，水の放射線分解により水素及び酸素が発生することから，格納容器下部注水系（常設）によるペデスタ
ル（ドライウェル部）水位の確保を実施後，中央制御室からの遠隔操作により水素濃度及び酸素濃度監視設備を起動し，格納容器内の水素濃度及び酸素濃度を確認する。
格納容器圧力が 0.465MPa［gage］に到達した場合，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。
以降，格納容器スプレイ冷却系（常設）の運転により格納
容器圧力を 0.400MPa［gage］から 0.465MPa［gage］の範囲で制御する。
格納容器ベントに伴うサプレッション・プール水位上昇を考慮しても，サプレッション・プール水位がベントライン
下端位置を超えないように格納容器スプレイを停止する。
サプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m に到達した場合，格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器
冷却の停止後，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱を実施する。

代替格納容器スプレ
イ冷却系（常設）による冷却

格納容器圧力逃がし装置による格納容器
除熱

＊

常設設備
常設代替交流電源設備
軽油貯蔵タンク

常設代替交流電源
設備
常設低圧代替注水系ポンプ
代替淡水貯槽
軽油貯蔵タンク

重大事故等対処設備
可搬型設備
計装設備
格納容器内水素濃度（ＳＡ）
格納容器内酸素濃度（ＳＡ）−−

格納容器圧力逃がし装置−

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力
低圧代替注水系格納容器スプレイ
流量（常設ライン用）
代替淡水貯槽水位
サプレッション・プール水位

ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力
サプレッション・プール水位
フィルタ装置圧力
フィル タ装置出口放射線モニ タ（高レンジ・低レンジ）

既許可の対象となっている設備を重大事故等対処設備に位置付けるもの

第 3.1.3−2 表
項目
解析コード
原子炉熱出力原子炉圧力（圧力容器ドーム部）
原子炉水位
炉心流量
燃
料

初期条件

3.1.3−49

原子炉停止後の崩壊熱
格納容器体積（ドライウェル）格納容器体積（サプレッション・チェンバ）

主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却系を使用できない場合）（1／4）
主要解析条件ＭＡＡＰ
3,293MW

定格原子炉熱出力として設定

6.93MPa［gage］

定格原子炉圧力として設定

通常運転水位（セパレータ
スカート下端から＋126cm）
48,300t／h
９×９燃料（Ａ型）
ANSI／ANS-5.1-1979（燃焼度 33GWd／t）
5,700m３

サプレッション・プール水温度
格納容器圧力

空間部：4,100m３
液相部：3,300m３
3.45kPa（ドライウェル−サプレ
ッション・チェンバ間差圧）
6.983m（通常運転範囲の下限値）
32℃
5kPa［gage］

格納容器雰囲気温度

57℃

外部水源の温度

35℃

ペデスタル（ドライウェル部）の
プール水

考慮しない

真空破壊装置作動差圧
サプレッション・プール水位

条件設定の考え方−

通常運転時の原子炉水位として設定
定格流量として設定−
1 サイクルの運転期間（13 ヶ月）に調整運転期間（約 1 ヶ月）を考慮した運転期間に対応する燃焼度を設定
設計値
設計値（通常運転時のサプレッション・プール水位の下限値に基づき設定）
真空破壊装置の設定値
通常運転時のサプレッション・プール水位の下限値として設定
通常運転時のサプレッション・プール水温度の上限値として設定
通常運転時の格納容器圧力を包含する値
通常運転時の格納容器雰囲気温度（ドライウェル内ガス冷却装置の設計温度）
として設定
年間の気象条件変化を包含する高めの水温を設定
ペデスタル（ドライウェル部）には通常運転時からプール水が存在するが，格納容器の熱容量に寄与することから，格納容器雰囲気温度の挙動を厳しく評価する設定として，ペデスタル（ドライウェル部）のプール水を考慮しない

第 3.1.3−2 表
項目

主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却系を使用できない場合）（2／4）
主要解析条件

事故条件

起因事象

大破断ＬＯＣＡ
再循環系配管（出口ノズル）の破断

安全機能の喪失に対する仮定

全交流動力電源喪失
高圧注水機能喪失及び低圧注水機能喪失条件設定の考え方
原子炉圧力容器から格納容器への冷却材流出を大きく見積もり，格納容
器内の圧力上昇及び温度上昇の観点から厳しい設定として，原子炉圧力容器バウンダリに接続する配管のうち，口径が最大である再循環系配管（出口ノズル）における両端破断を設定
非常用ディーゼル発電機等の機能喪失を想定し，設定
高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系，低圧
注水機能として残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉心スプレイ系の機能喪失を設定

3.1.3−50

外部電源

外部電源なし過圧及び過温への対策の有効性を総合的に判断する観点から，プラント
損傷状態であるＬＯＣＡに全交流動力電源喪失を重畳することから，外部電源が喪失するものとして設定
ただし，原子炉スクラムについては，外部電源ありの場合を包括する条件として，機器条件に示すとおり設定

水素の発生

ジルコニウム−水反応を考慮

水の放射線分解等による水素発生については，格納容器圧力及び雰囲気
温度に与える影響が軽微であることから考慮していない

第 3.1.3−2 表
項目

主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却系を使用できない場合）（3／4）
主要解析条件3.1.3−51

重大事故等対策に関連する機器条件

原子炉スクラム信号

原子炉水位低（レベル３）信号主蒸気隔離弁事象発生と同時に閉止

再循環系ポンプ

事象発生と同時に停止

低圧代替注水系（常設）

代替格納容器スプレ
イ冷却系（常設）

事象初期の原子炉注水実施時：
230m３／h（一定）
原子炉水位Ｌ０到達判断後：
崩壊熱による蒸発を補う注水量（最大 50m３／h）に制御
事象初期の原子炉注水実施時：
130m３／h（一定）

条件設定の考え方
短時間であるが原子炉熱出力が維持される厳しい設定として，外部電源喪失時のタービン
蒸気加減弁急閉及び原子炉保護系電源喪失による原子炉スクラムについては保守的に考慮せず，原子炉水位低（レベル３）信号にてスクラムするものとして設定
短時間であるが主蒸気が格納容器内に維持される厳しい設定として，原子炉保護系電源喪
失及び原子炉水位異常低下（レベル２）信号による主蒸気隔離弁閉止については保守的に考慮せず，事象発生と同時に主蒸気隔離弁が閉止するものとして設定
事象進展に与える影響は軽微であることから，全交流動力電源喪失によるポンプ停止を踏まえて設定

炉心冷却の維持に必要な流量として設定

格納容器雰囲気温度及び圧力抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，設定

格納容器圧力制御：
130m３／h（一定）

サプレッション・プール水位の上昇が早くなり，格納容器圧力逃がし装置による格納容器
除熱操作までの操作時間余裕の観点で厳しい条件として，運転手順の流量調整範囲（102m３／h〜130m３／h）における上限を設定

格納容器下部注水系（常設）

解析上考慮しない

格納容器雰囲気温度の挙動を厳しく評価するため，初期条件としてペデスタル（ドライウェル部）のプール水を考慮していないことから，常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）水位の確保操作についても考慮しない

格納容器圧力逃がし装置

格納容器圧力が 0.310MPa[gage]における排出流量 13.4kg／s に対して，第二弁を全開にて格納容器除熱

格納容器圧力逃がし装置の設計値を考慮して，格納容器圧力及び雰囲気温度を低下させるのに必要な排出流量として設定

第 3.1.3−2 表
項目

主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却系を使用できない場合）（4／4）
主要解析条件

条件設定の考え方

重大事故等対策に関連する操作条件

3.1.3−52

常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作並びに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及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作

事象発生から 25 分後

中央制御室における常設代替高圧電源装置，代替格納容器スプレ
イ冷却系（常設）及び低圧代替注水系（常設）の準備時間を考慮して設定

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

格納容器圧力が 0.465MPa［gage］に到達した
場合に開始
格納容器圧力が 0.400MPa［gage］以下となった時点で停止格納容器圧力の抑制効果を踏まえて設定

格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作

サプ レ ッショ ン ・プ ール 水位 が通 常 水位 ＋6.5m 到達から 5 分後

格納容器の限界圧力到達防止を踏まえて設定

添付資料 3.1.3.1
東海第二発電所の格納容器設計の特徴を踏まえた過圧破損防止対策について

1.

はじめに
東海第二発電所の格納容器設計の特徴を踏まえた過圧破損防止対策について説明する。

2.

格納容器過圧破損防止対策及び格納容器ベント遅延対策の設計
設置許可基準規則第５０条では，ＢＷＲプラントに対し重大事故時の格納容器過圧破損防止対策として格納容器圧力逃がし装置の設置が要求されているが，格納容器圧力逃がし装置は意図的に格納容器内の蒸気を放出する対策であり，フィルタを介するものの放射性物質の環境への放出を伴う特徴がある。
また，東海第二発電所で採用しているＭａｒｋ−Ⅱ型格納容器設計の特徴から，重大事故時に他の格納容器型式の国内ＢＷＲプラントよりも事象発生から格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱（以下「格納容器ベント」という。）までの時間が短くなる（別紙 1）。
そこで，事故後短期で格納容器ベントの実施に至ることを実質的になくす
ため，格納容器過圧破損防止対策として環境への放射性物質の放出を伴わない格納容器除熱系（代替循環冷却系）を優先使用する運用にするとともに，設置許可基準規則の要求以上の対応として，以下の対応を実施する。
①代替循環冷却系のさらなる信頼性向上のため，代替循環冷却系を多重化②事故後の放射線水分解に伴う格納容器内の可燃性ガス濃度上昇を抑制するため，代替窒素封入系（可搬型窒素供給装置）を強化（最終的には，格納容器圧力逃がし装置により可燃性ガスを排出し，格納容器内の水素爆発を防止）
添付 3.1.3.1−1

それぞれの設備については，以下の方針にて設計する。
(1)

代替循環冷却系
格納容器過圧破損防止対策として優先して使用する代替循環冷却系は，
重大事故時にその機能に確実に期待できるよう，設置許可基準規則第４３条及び第５０条に適合する設計とする。さらに，代替循環冷却系の信頼性向上のために多重化設計とするとともに，設計基準事故対処設備である残留熱除去系との多様性，独立性を確保し位置的分散を図ることで，共通要因により同時に機能喪失することを防止する設計とする（別紙 2）。

(2)

代替窒素封入系（可搬型窒素供給装置）
代替窒素封入系（可搬型窒素供給装置）は，放射線水分解による格納
容器内の酸素濃度上昇時に格納容器内に窒素封入することで，格納容器
内の酸素濃度の上昇を抑制する設計とする。

(3)

格納容器圧力逃がし装置
格納容器圧力逃がし装置は，残留熱除去系及び代替循環冷却系との多様性，独立性を確保し位置的分散を図ることで，共通要因により同時に機能喪失することを防止する設計とする。また，サプレッション・チェ
ンバ側及びドライウェル側のいずれからも格納容器内の非凝縮性ガス等の排気を可能とし，排気中に含まれる放射性物質を低減するためのフィルタ装置を設置する設計とする。

3.

代替循環冷却系の信頼性
代替循環冷却系のシステム非信頼度は以下のとおりである。代替循環冷却系の多重化により，システム非信頼度を 1 桁程度低減することが可能である（別紙 3）。
・

代替循環冷却系 2 系列（Ａ系及びＢ系） ：約 3×10−４ ／demand
添付 3.1.3.1−2

・

代替循環冷却系 1 系列（Ａ系のみの場合）：約 2×10−３ ／demand

さらに，代替循環冷却系のサポート系である緊急用海水系は，残留熱除去系海水系との多様性，独立性を確保し位置的分散を図ることで，共通要因により同時に機能喪失することを防止する設計とするとともに，緊急用海水系の機能喪失を仮定した場合においても，代替残留熱除去系海水系に期待することで格納容器の過圧破損防止が可能である（別紙 4）。以上より，東海第二発電所では，代替循環冷却系だけでなくそのサポート系についても信頼性向上に配慮した設計としている。

4.

代替循環冷却系による格納容器ベント遅延効果について（別紙 5）
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の有効性評価において，代替循環冷却系により格納容器除熱を実施する場合の可燃性ガス排出のための格納容器ベント時間は，事故後約 46日後となる。また，放射線水分解の不確かさ（Ｇ値の不確かさ）を考慮した場合においても，代替循環冷却系により格納容器ベントの実施時期を事故後
約 5 日後（約 122 時間後）に遅延することができる。
一方，代替循環冷却系を使用できない場合には，サプレッション・プールの水位上昇によって格納容器ベントに至り，格納容器過圧破損防止のための格納容器ベント時間が事故後約 24 時間後（約 24.7 時間後）となる。この結果から，代替循環冷却系の設置により格納容器ベントの実施時期を大幅に遅延し，格納容器ベントによる放射性物質の放出を低減することができる（第1 図）。

添付 3.1.3.1−3希ガス核種の半減期
Kr-83 ：約 1.8h

炉内蓄積量に対する割合

Kr-85m：約 4.5h
Kr-85 ：約 10.7y
Kr-87 ：約 1.3h
Kr-88 ：約 2.8h
Xe-131m：約 11.9d
Xe-133m：約 2.3d
Xe-133：約 5.3d
Xe-135m：約 0.3h
Xe-135：約 9.1h
Xe-138：約 0.2h

事故後の時間（h）

第1図

5.

炉内蓄積量に対する割合の時間変化（希ガス核種合計）

まとめ
東海第二発電所では，代替循環冷却系について設置許可基準規則第４３条
及び第５０条に適合する設計とする等，重大事故時に代替循環冷却系の機能に確実に期待できるよう配慮する。また，格納容器圧力逃がし装置よりも環境への放射性物質の放出を伴わない代替循環冷却系を優先して使用する運用とする。
ただし，Ｍａｒｋ−Ⅱ型格納容器を採用している東海第二発電所では，他の格納容器型式の国内ＢＷＲプラントよりも格納容器ベントまでの時間が短くなることを踏まえ，設置許可基準規則の要求以上の対応として，代替循環
冷却系のさらなる信頼性向上のために代替循環冷却系を多重化し，格納容器内の可燃性ガス濃度上昇を抑制するために代替窒素封入系（可搬型窒素供給装置）の強化を実施する。
これらにより，重大事故時の短期の格納容器ベント実施を実質的になくす
添付 3.1.3.1−4

ことが可能であり，格納容器ベント時間は事故後約 46 日後（放射線水分解の不確かさ（Ｇ値の不確かさ）を考慮した場合でも事故後約 5 日後）に遅延することが可能である。

添付 3.1.3.1−5

別紙 1
東海第二発電所の格納容器ベント時間について

1.

東海第二発電所の格納容器設計の特徴
放射性物質の最終障壁となる格納容器設計（設計基準事故対処設備）の特徴は以下のとおりである。
①

改良標準化（施設定期検査時作業スペースの拡大等を採用）以前の設計であるＭａｒｋ−Ⅱ型格納容器であり，原子炉熱出力に対する格納容器の自由体積が小さい②

格納容器の最高使用圧力は 0.31MPa[gage]であり，Ｍａｒｋ−Ⅰ型／Ⅰ改型の 0.427MPa[gage]に比べて低い③

ＡＢＷＲプラントでは格納容器除熱系として残留熱除去系（3 系列）を設置する設計としているが，ＢＷＲ５プラントでは残留熱除去系（2系列）を設置する設計

東海第二発電所は，上記①及び②の格納容器設計の特徴から，重大事故等の格納容器過圧事象発生時には，他の格納容器型式の国内ＢＷＲプラントよりも格納容器ベントまでの時間が短くなる。このため，その特徴を踏まえた
格納容器過圧破損防止対策の設計を採用している。

2.

ＲＣＣＶ型格納容器（柏崎刈羽原子力発電所６・７号炉）との差異の理由
東海第二発電所は，設計基準事故対処設備としての格納容器設計の特徴から，重大事故等の格納容器過圧事象発生時には，他の格納容器型式の国内Ｂ
ＷＲプラントよりも格納容器ベントまでの時間が短くなる。その理由を以下に説明する。
・東海第二発電所は柏崎刈羽原子力発電所６・７号炉に比べ原子炉熱出力に対する格納容器の自由体積が小さく，格納容器からの除熱機能喪失に添付 3.1.3.1−6よる過圧事象発生時の格納容器の圧力上昇が早い（第 1 表）。
・東海第二発電所は柏崎刈羽原子力発電所６・７号炉に比べサプレッショ
ン・チェンバの自由体積が小さく，有効性評価においてベントラインの水没防止の観点から設定している格納容器への外部水源の持ち込み可能量（サプレッション・プールの通常運転水位から外部水源の持ち込み制
限高さまでの水量）が少ない（第 2 表）。このため，格納容器過圧事象発
生時の外部水源を用いた格納容器スプレイによる圧力抑制可能期間が短い。

第1表

原子炉熱出力に対する格納容器の自由体積

発電所

格納容器の自由体積／原子炉熱出力

東海第二発電所

9,800m３ ／3,293MW≒3.0

柏崎刈羽原子力発電所６・７号炉

13,310m３ ／3,926MW≒3.4

第2表

外部水源の持ち込み可能量

発電所

外部水源の持ち込み可能量

東海第二発電所

約 2,800m３※

柏崎刈羽原子力発電所６・７号炉

約 4,700m３※※

東 海 第 二 発 電 所 に お い て， 仮 に外 部水源 の 持 ち込 み 可能 量 が 4,700m ３（1,900m３ 増加）となった場合，格納容器スプレイ流量：130m３ ／h での連続スプレイを想定しても，15 時間程度圧力抑制期間が長くなる

3.

Ｍａｒｋ−Ⅰ型／Ⅰ改型格納容器との差異の理由
・東海第二発電所はＭａｒｋ−Ⅰ型／Ⅰ改型格納容器プラントに比べ原子炉熱出力に対する格納容器の自由体積が小さく，格納容器からの除熱機
能喪失による過圧事象発生時の格納容器の圧力上昇が早い。
添付 3.1.3.1−7

・格納容器の最高使用圧力（1Pd：0.31MPa[gage]）がＭａｒｋ−Ⅰ型／Ⅰ改型の 0.427MPa[gage]に比べて低く，炉心損傷後の格納容器スプレイの実施基準（1.5Pd 到達）における格納容器圧力の絶対値が低いため格納容器スプレイの効果が小さいことに加えて，上記のとおり格納容器の過圧事象発生時の格納容器圧力の上昇が早いことから，圧力上昇を抑制するために必要な格納容器スプレイ量が多くなる。

添付 3.1.3.1−8

別紙 2
代替循環冷却系の設計
1.

概要
代替循環冷却系の概要は以下のとおり。また，第 1 図に代替循環冷却系の系統概要図，第 2 図に代替循環冷却系の補機冷却系である緊急用海水系の系
統概要図，第 3 図にこれらの系統における単線結線図，代替循環冷却系の主要機器の仕様及び健全性を参考 1 に示す。
・サプレッション・チェンバを水源とし，代替循環冷却系ポンプによる原子炉及び格納容器の循環冷却が可能な系統
・系統水はサプレッション・チェンバから残留熱除去系ポンプを経由して残留熱除去系熱交換器を通り，代替循環冷却系ポンプに供給され，代替
循環冷却系ポンプにより原子炉への注水及び格納容器スプレイ等を実施
・本系統は代替循環冷却系（Ａ系）及び代替循環冷却系（Ｂ系）の 2 系列の設計
・本系統は，全交流動力電源喪失した場合でも，発電所構内に配備した常設代替高圧電源装置 2 台からの給電により起動可能な設計
・代替循環冷却系の使用時には，残留熱除去系海水系，常設設備である緊急用海水系又は可搬型設備である代替残留熱除去系海水系からの冷却水の供給により，残留熱除去系熱交換器を介した冷却機能を確保（第 2 図：
緊急用海水系の系統概要図）
・第 1 図に示すとおり，代替循環冷却系（Ｂ系）の格納容器スプレイライ
ンと代替格納容器スプレイ冷却系のラインが一部共有
・サポート系である緊急用海水系を含め，運転操作は中央制御室での遠隔操作が可能な設計

添付 3.1.3.1−9

代替格納容器
スプレイ冷却系

代替循環冷却系（Ｂ系）と代替格納容器スプレイ冷却系が共有する部分

MO

MO

MO

MO

MO
MO

MO

代替循環冷却系（Ａ系）

代替循環冷却系（Ｂ系）

低圧代替
注水系

MO

MO

MO

代替循環冷却系ポンプ（Ｂ）

代替循環冷却系ポンプ（Ａ）MOMO
可搬型代替注
水大型ポンプ

第1図

可搬型代替注
水大型ポンプ代替循環冷却系の系統概要図

添付 3.1.3.1−10

緊急用海水ポンプ（100%×2台）

残留熱除去系
海水系ポンプ（Ｂ）

⑪

⑨
⑥

④

⑦

①
⑤

③
⑧

②

⑩

残留熱除去系
海水系ポンプ（Ａ）

機器名称

機器名称

①

緊急用海水ポンプ(Ａ)⑦

緊急用海水系代替ＦＰＣ系隔離弁②

緊急用海水ポンプ(Ｂ)⑧緊急用海水系代替ＦＰＣ系出口弁（Ａ）系③

緊急用海水系ＲＨＲ Ａ系熱交換器隔離弁⑨

緊急用海水系代替ＦＰＣ系出口弁（Ｂ）系④

緊急用海水系ＲＨＲ Ｂ系熱交換器隔離弁⑩

残留熱除去系−緊急用海水系系統分離弁（Ａ）系⑤

緊急用海水系ＲＨＲ Ａ系補機隔離弁⑪

残留熱除去系−緊急用海水系系統分離弁（Ｂ）系⑥

緊急用海水系ＲＨＲ Ｂ系補機隔離弁

第2図

緊急用海水系の系統概要図（残留熱除去系海水系Ａ系供給時）

添付 3.1.3.1−11

第3図

単線結線図

添付 3.1.3.1−12

2.

設置許可基準規則上の位置付け
代替循環冷却系は，重大事故時において格納容器の破損を防止する目的か
ら格納容器内の圧力及び温度を低下させるための設備であり，設置許可基準
規則第５０条（原子炉格納容器の過圧破損を防止するための設備）の重大事
故等対処設備として位置付ける。

添付 3.1.3.1−13

3.

格納容器過圧破損防止対策としての代替循環冷却系の基本設計方針【設置許可基準規則】（重大事故等対処設備）
第四十三条
一

重大事故等対処設備は、次に掲げるものでなければならない。

想定される重大事故等が発生した場合における温度、放射線、荷重その他の使用条件において、重大事故等に対処するために必要な機能を有効に発揮するものであること。

二想定される重大事故等が発生した場合において確実に操作できるものであること。

三健全性及び能力を確認するため、発電用原子炉の運転中又は停止中に試験又は検査ができるものであること。

四

本来の用途以外の用途として重大事故等に対処するために使用する設備にあっては、通常時に使用する系統から速やかに切り替えられる機能を備えるものであること。

五

工場等内の他の設備に対して悪影響を及ぼさないものであること。

六想定される重大事故等が発生した場合において重大事故等対処設備の操作及び復旧作業を行うことができるよう、放射線量が高くなるおそれが少ない設置場所の選定、設置場所への遮蔽物の設置その他の適切な措置を講じたものであること。

２

重大事故等対処設備のうち常設のもの（重大事故等対処設備のうち可搬型のもの（以下「可搬型重大事故等対処設備」という。）と接続するものにあっては、当該可搬型重大事故等対処設備と接続するために必要な発電用原子炉施設内の常設の配管、弁、ケーブルその他の機器を含む。
以下「常設重大事故等対処設備」という。）は、前項に定めるもののほ

添付 3.1.3.1−14

か、次に掲げるものでなければならない。
一

想定される重大事故等の収束に必要な容量を有するものであること。

二二以上の発電用原子炉施設において共用するものでないこと。ただし、二以上の発電用原子炉施設と共用することによって当該二以上の発電用原子炉施設の安全性が向上する場合であって、同一の工場等内の他の発電用原子炉施設に対して悪影響を及ぼさない場合は、この限りではない。

三

常設重大事故防止設備は、共通要因によって設計基準事故対処設備の安全機能と同時にその機能が損なわれないよう、適切な措置を講じたものであること。

(1)

環境条件等（第43条

第1項第1号，第6号）

代替循環冷却系ポンプ，サプレッション・チェンバ及び残留熱除去系
熱交換器は，重大事故等時における設置場所の環境条件を考慮した設計とする。
代替循環冷却系ポンプの操作は，中央制御室で可能な設計とする。
残留熱除去系熱交換器は海水を通水するため，耐腐食性材料を使用す
る設計とする。
(2)

操作性の確保（第43条

第1項第2号，第4号）

代替循環冷却系ポンプ，サプレッション・チェンバ及び残留熱除去系
熱交換器を使用する代替循環冷却系は，中央制御室の制御盤の操作スイッチで操作が可能な設計とする。また，通常時の系統から弁操作等にて速やかに切替え可能な設計とする。
(3)

試験・検査性（第43条

第1項

第3号）

代替循環冷却系ポンプ及び残留熱除去系熱交換器は，機能・性能の確
添付 3.1.3.1−15

認及び漏えいの確認が可能な系統設計とする。
また，代替循環冷却系ポンプは，分解が可能な設計とする。
残留熱除去系熱交換器は，内部の確認が可能なようにフランジを設ける設計とする。
(4)

悪影響防止（第43条

第1項

第5号）

代替循環冷却系ポンプ，サプレッション・チェンバ，緊急用海水ポン
プ及び残留熱除去系熱交換器を使用する代替循環冷却系は，弁操作等によって，設計基準事故対処設備として使用する系統構成から重大事故等対処設備としての系統構成とすることで，他の設備に悪影響を及ぼさない設計とする。また，サプレッション・プール水に含まれる核分裂生成物の系外放出を防止するため，代替循環冷却系は閉ループにて構成する設計とする。
(5)

容量等（第 43 条

第2項

第 1 号）

代替循環冷却系ポンプは，格納容器の過圧破損防止に必要なポンプ流量を有する設計とする。
サプレッション・チェンバは，設計基準事故時の非常用炉心冷却設備の水源と兼用しており，設計基準事故時に使用する場合の容量が，格納容器の過圧破損防止に必要な容量に対して十分であるため，設計基準事
故対処設備と同仕様で設計する。
残留熱除去系熱交換器は，設計基準事故時の残留熱除去系海水系の機能と兼用しており，設計基準事故時に使用する場合の伝熱容量が，格納容器の過圧破損防止に必要な容量に対して十分であるため，設計基準事
故対処設備と同仕様で設計する。
(6)

共用の禁止（第 43 条

第2項

第 2 号）

敷地内に二以上の発電用原子炉施設はないため，代替循環冷却系の共添付 3.1.3.1−16

用はない。
(7)多様性，位置的分散等（第 43 条

第2項

第 3 号）

代替循環冷却系は重大事故等緩和設備であり，設置許可基準規則（第43 条第 2 項第 3 号）に基づき共通要因による設計基準事故対処設備（残留熱除去系）との同時の機能喪失防止が要求されるものではないが，代替循環冷却系の信頼性向上のため，以下のとおり残留熱除去系との多様性，独立性及び位置的分散を図った設計とする。
ポンプについては，残留熱除去系ポンプと異なる区画に設置し，位置的分散を考慮した設計とする（第 4 図）。代替循環冷却系ポンプのサポー
ト系として，冷却水は不要（自然冷却）とすることで，残留熱除去系ポンプの冷却水（残留熱除去系海水系）と同時に機能喪失しない設計とする。電源については，常設代替高圧電源装置を使用することで，残留熱除去系ポンプの電源（非常用ディーゼル発電機）と同時に機能喪失しない設計とする。電動弁については，駆動部に設けるハンドルにて手動操作も可能な設計とすることで，電動駆動に対し多様性を持った設計とする。（第 1 表）
残留熱除去系と代替循環冷却系の独立性については，第 2 表で示すとおり，地震，津波，火災及び溢水により同時に故障することを防止するために，独立性を確保する設計とする。

添付 3.1.3.1−17

第1表
項目

多様性及び位置的分散

残留熱除去系

代替循環冷却系

残留熱除去系ポンプ

代替循環冷却系ポンプ

原子炉建屋原子炉棟地下2階

原子炉建屋原子炉棟地下2階

残留熱除去系（Ａ）及び（Ｂ）

残留熱除去系（Ａ）及び（Ｂ）

ポンプ室

熱交換器室

サプレッション・チェンバ

サプレッション・チェンバ

原子炉建屋原子炉棟地下2階

原子炉建屋原子炉棟地下2階

不要

不要

潤滑油

不要（内包油）不要（内包油）冷却水

残留熱除去系海水系

不要（自然冷却）非常用ディーゼル発電機

常設代替交流電源設備

原子炉建屋付属棟地下1階

屋外

ポンプ

水源

駆動用空気

駆動電源

第2表
項目

設計基準事故対処設備との独立性
残留熱除去系

代替循環冷却系

設計基準事故対処設備の残留熱除去系は耐震Ｓクラス設計とし，代替
地震

循環冷却系は基準地震動Ｓ Ｓ で機能維持できる設計とすることから，基準地震動Ｓ Ｓ が共通要因となり故障することのない設計とする。

共通要因故障設計基準事故対処設備の残留熱除去系は防潮堤及び浸水防止設備の津波設置により，また，代替循環冷却系は防潮堤及び浸水防止設備の設置に加え，原子炉建屋原子炉棟の水密化されたエリアに設置により，津波が共通要因となって故障することのない設計とする。

火災

溢水

代替循環冷却系と設計基準事故対処設備の残留熱除去系は火災が共通要因となり故障することのない設計とする。
代替循環冷却系と設計基準事故対処設備の残留熱除去系は溢水が共通要因となり故障することのない設計とする。

添付 3.1.3.1−18

第4図

代替循環冷却系ポンプの配置図

添付 3.1.3.1−19

【設置許可基準規則】（原子炉格納容器の過圧破損を防止するための設備）
第五十条

発電用原子炉施設には、炉心の著しい損傷が発生した場合において原子炉格納容器の破損を防止するため、原子炉格納容器内の圧力及び温度を低下させるために必要な設備を設けなければならない(1)

代替循環冷却系の設置
炉心の著しい損傷が発生した場合において格納容器の破損を防止するため，格納容器内の圧力及び温度を低下させるために代替循環冷却系を設ける。
代替循環冷却系は，サプレッション・チェンバを水源とし，代替循環
冷却系ポンプによる原子炉圧力容器への注水及び格納容器スプレイが可能な設計とする。

添付 3.1.3.1−20

4.

代替循環冷却系（Ｂ系）を使用した場合の評価
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」では，代替循環冷却系と代替格納容器スプレイ冷却系（常設）を同時に使用しないため，代替循環冷却系（Ｂ系）を使用した場合でも事故進展に影響はない。
一方，格納容器破損モード「ＤＣＨ，ＦＣＩ，ＭＣＣＩ」では，原子炉圧
力容器破損後に代替循環冷却系（Ａ系）と代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による同時の格納容器スプレイを実施する条件で解析しているが，1.に記載のとおり，代替循環冷却系（Ｂ系）と代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による同時の格納容器スプレイは実施できないことから，代替循環冷却系（Ｂ系）のみを使用 ※ した条件でのＭＡＡＰ解析を実施した。
※

外部水源の持ち込みを制限し，サプレッション・プール水位の上昇抑制による格納容器ベント遅延を図り，可能な限り外部への影響を軽減する観点から，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）より代替循環冷却系（Ｂ系）を優先して使用することを想定

第 3 表及び第 4 表に格納容器破損モード「ＤＣＨ，ＦＣＩ，ＭＣＣＩ」の評価シーケンスにおける代替循環冷却系（Ａ系）を使用した場合と代替循環
冷却系（Ｂ系）を使用した場合の解析条件及び解析結果の比較を示す。また，
格納容器圧力挙動及び温度挙動を第 5 図から第 8 図に示す。
代替循環冷却系（Ｂ系）を使用した場合においても，有効性評価の評価項
目である格納容器温度 200℃以下，圧力 0.62MPa[gage]以下に抑えられることを確認した。

添付 3.1.3.1−21

第3表

注水，スプレイ等を実施する系統

代替循環冷却系の機器条件・操作条件

代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）の機器
条件・操作条件

格納容器下部注水系（常設）の機器条件・
操作条件

解析条件の比較

代替循環冷却系（Ａ系）を使用した場合（有効性評価における代替循環冷却系を使用した場合のケース）
・原子炉注水
代替循環冷却系（Ａ系）
・格納容器スプレイ
代替循環冷却系（Ａ系）
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）・ペデスタル（ドライウェル部）注水
格納容器下部注水系（常設）・事象発生 90 分後から 250m３ ／h でドライ
ウェルスプレイを実施
・ＲＰＶ破損後に格納容器圧力が低下傾向に転じて 30 分後，150m３ ／h でドライウェルスプレイ，100m３ ／h で原子炉注水を実施
・原子炉圧力容器破損＋6 分後から 300ｍ ３／h でドライウェルスプレイを実施し，Ｒ
ＰＶ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
・その後，間欠スプレイ（格納容器圧力 0.400〜0.465MPa[gage]）を実施
・原子炉圧力容器破損後＋7 分後から 80ｍ ３／h で格納容器下部水位制御（水位 2.25
〜2.75m）を実施

第4表

代替循環冷却系（Ｂ系）を使用した場合（今回の評価ケース）
・原子炉注水
代替循環冷却系（Ｂ系）
・格納容器スプレイ
代替循環冷却系（Ｂ系）
・ペデスタル（ドライウェル部）注水
格納容器下部注水系（常設）

代替循環冷却系（Ａ系）を使用した場合と同じ（実施しない）代替循環冷却系（Ａ系）を使用した場合と同じ

解析結果の比較

代替循環冷却系（Ａ系）を使用した場合（有効性評価における代替循環冷却系を使用した場合のケース）

代替循環冷却系（Ｂ系）を使用した場合（今回の評価ケース）

格納容器圧力の最高値

0.47MPa[gage]

約 0.58MPa[gage]

格納容器雰囲気温度の
最高値

151℃

162℃

添付 3.1.3.1−22

0.8
ドライウェルサプレッション・チェンバ
格納容器の限界圧力 0.62MPa［gage］
0.6
格納容器スプレイ等による格納容器圧力抑制

格
納
容
器
圧
力

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却開始までの最大圧力 約 0.47MPa［gage］（約 7.4 時間）
0.4

代替循環冷却系による格納容器除熱による格納容器圧力低下(MPa[gage])
原子炉圧力容器破損及びペデスタル（ドライウェル部）への溶融炉心落下（約 4.5 時間）に伴う格納容器圧力上昇

0.2

サプレッション・チェンバ内への窒素注入開始（約 167 時間）

逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉急速減圧（約 38 分）に伴う格納容器圧力上昇

0.0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)
事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2TQUV3H9E000

第5図「ＤＣＨ，ＦＣＩ，ＭＣＣＩ」における代替循環冷却系（Ａ系）を使用した場合の格納容器圧力の推移

300
ドライウェル格 納 容 器 雰 囲 気 温度

サプレッション・チェンバ

格納容器スプレイ等による格納容器雰囲気温度抑制

格納容器の限界温度 200℃

200
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却開始までの最高温度 約 151℃（約 7.4 時間）

温度

代替循環冷却系による格納容器除熱による格納容器雰囲気温度温度低下

（℃）
100

原子炉圧力容器破損及びペデスタル（ドライウェル部）への溶融炉心落下（約 4.5 時間）に伴う格納容器雰囲気温度温度上昇
逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉急速減圧（約 38 分）に伴う格納容器雰囲気温度温度上昇

0
0

24

48

72

96

120

144

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2TQUV3H9E000

第6図「ＤＣＨ，ＦＣＩ，ＭＣＣＩ」における代替循環冷却系（Ａ系）を使用した場合の格納容器雰囲気温度の推移

添付 3.1.3.1−23

168

0.8
ドライウェルサプレッション・チェンバ
格納容器の限界圧力 0.62MPa［gage］
0.6
格
納
容
器
圧
力

代替循環冷却系（Ｂ系）による格納容器除熱の継続（90 分以降）により，原子炉圧力容器破損後の格納容器圧力上昇を 0.62MPa［gage］未満（最大圧力約 0.58MPa［gage］）に抑制
0.4(MPa[gage])
原子炉 圧力 容器 破損 及びペ デス タル （ドラ イウ ェル 部）へ の
溶融炉心落下（約 4.5 時間）に伴う格納容器圧力上昇
0.2

逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉急速減圧（約 38 分）に伴う圧力上昇
0.0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2TQUV3H9D000

第7図「ＤＣＨ，ＦＣＩ，ＭＣＣＩ」における代替循環冷却系（Ｂ系）を使用した場合の格納容器圧力の推移

300
ドライウェルサプレッション・チェンバ
格納容器雰囲気温度

格
納
容
器
温
度

200

（℃）

100

格納容器の限界温度 200℃
代替循環冷却系（Ｂ系）による格納容器除熱の継続（90 分以降）により，原子炉圧力容器破損後の格納容器雰囲気温度上昇を 200℃未満（最高温度約 162℃）に抑制

原子炉圧力容器破損及びペデスタル（ドライウェル部）への溶融炉心落下（約 4.5 時間）に伴う格納容器雰囲気温度上昇
逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉急速減圧（約 38 分）に伴う温度上昇

0
0

24

48

72

96

120

144

事故後の時間(hr)
事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2TQUV3H9D000

第8図「ＤＣＨ，ＦＣＩ，ＭＣＣＩ」における代替循環冷却系（Ｂ系）を使用した場合の格納容器雰囲気温度の推移

添付 3.1.3.1−24

168

参考 1
代替循環冷却系の主要機器の仕様及び健全性について

1.

主要機器の仕様(1)

代替循環冷却系ポンプ
型

式

：ターボ形

台

数

：1（予備1）

容量：約250m３ ／h（1台当たり）程：約120m

全(2)

揚最高使用圧力：3.45MPa[gage]

最高使用温度：80℃

残留熱除去系熱交換器
型

式：縦型Ｕチューブ式

基

数

：2

最高使用圧力：3.45MPa[gage]

最高使用温度：249℃

伝：約19.4×10３ kW（1基当たり）

熱

容

量

（原子炉停止時冷却モード）2.

代替循環冷却系の健全性
代替循環冷却系の健全性について，「代替循環冷却系ポンプの健全性」，「残留熱除去系ポンプの健全性」，「シール材の信頼性」の観点から評価する。なお，残留熱除去系熱交換器については，最高使用温度が 249℃で設計されているため，健全性に問題はない。

(1)

代替循環冷却系ポンプの健全性
0.62MPa[gage](2Pd)においては，サプレッション・プール水の温度は
添付 3.1.3.1−25

0.62MPa[gage]（2Pd）における飽和温度167℃となる。サプレッション・
プール水は残留熱除去系ポンプを経由し，残留熱除去系海水系ポンプ又は緊急用海水ポンプからの海水を用いて残留熱除去系熱交換器にて冷却後，代替循環冷却系ポンプにて原子炉及びドライウェルに注水を行う。
ここでは，残留熱除去系熱交換器において冷却したサプレッション・プ
ール水の温度が，代替循環冷却系ポンプの最高使用温度80℃を超えないことを確認する。評価条件は以下のとおり。
緊急用海水ポンプ流量：600m ３ ／h

代替循環冷却系ポンプ流量：250m ３ ／h

海水温度

：32℃

サプレッション・プール水温度：167℃

上記の条件で残留熱除去系熱交換器出口温度を評価した結果，出口温度は約70℃と評価され，代替循環冷却系ポンプの最高使用温度80℃を下回る。なお，代替循環冷却系ポンプの運転に伴うポンプ入熱による影響
及びサプレッション・プール水中の核分裂生成物による発熱による影響については，代替循環冷却系ポンプの入口側に残留熱熱交換器が設置されており，代替循環冷却系ポンプの運転によって，残留熱除去系熱交換器により冷却された水に入れ替わることから影響はないものと考える。
以上より，2Pdの条件下においても，代替循環冷却系ポンプの健全性については問題ない。

(2)

残留熱除去系ポンプの健全性
代替循環冷却系については，残留熱除去系ポンプ（最高使用圧力：
3.51MPa，最高使用温度：182℃）を流路として使用する。
添付 3.1.3.1−26

代替循環冷却系は代替循環冷却系ポンプでサプレッション・チェンバの水を循環させる系統構成となっており，残留熱除去系が機能喪失している前提で使用する設備であるため，残留熱除去系ポンプは，停止している状態でポンプ内を系統水が流れることとなる。残留熱除去系ポンプの軸封部はメカニカルシールで構成されており，ポンプ吐出側から分岐して送水される冷却水（フラッシング水）により温度上昇を抑える設計としている（第1図）。
ポンプ停止時に系統水が流れる状態においては，通常どおりメカニカ
ルシールに冷却水（フラッシング水）が送水されないことが考えられる
ため，その際のシール機能への影響について確認した。
残留熱除去系ポンプのメカニカルシールは，スプリングによって摺動部を押さえつける形でシールする構造となっている（第2図）。代替循環
冷却系運転時には残留熱除去系ポンプが停止している状態であるため，
通常のポンプ運転時のように冷却水（フラッシング水）が封水ラインを通じてメカニカルシール部に通水されないことが想定されるが，上述のとおり，冷却水（フラッシング水）はメカニカルシールの摺動による温度上昇を抑えるためのものであり，ポンプが停止している状態では冷却の必要がなく，特にメカニカルシールの機能に影響はない
なお，軸封部及び封水ラインにおいては，代替循環冷却系ポンプ運転時には残留熱除去系ポンプが停止していることから，ポンプの吐出圧力に相当する圧力がかかることはなく，格納容器圧力である0.62MPa[gage]（2Pd）であるため，軸封部への影響はないと考える。
したがって，代替循環冷却系運転時において軸封部からの系統水の著しい漏えいはないと考えており，残留熱除去系ポンプの最高使用温度以下で通水されることから健全性については問題ない。
添付 3.1.3.1−27

第1図

残留熱除去系ポンプ 概要図

フラッシング水

摺動部
スプリング

第2図

(3)

残留熱除去系ポンプメカニカルシール 構造図

シール材の健全性について
代替循環冷却系を使用する場合に，系統内の弁，配管及びポンプのバ
ウンダリに使用されているシール材について高温環境による影響，放射添付 3.1.3.1−28

線影響及び化学種による影響によって材料が劣化し漏えいが生じる可能性がある。これらの影響について下記のとおり評価を行った。
①

高温環境及び放射線による影響
代替循環冷却系は，重大事故時に炉心損傷した状況で系統を使用することとなる。このため，高温環境下であること及び系統内を高放射能の流体が流れることから，高温及び放射線による劣化が懸念される。
上記に示す部材のうち，配管フランジガスケット及び弁グランドシー
ルには膨張黒鉛材料若しくはステンレス等の金属材料が用いられている。
これらは，耐熱性があること及び無機材料であり高放射線下においても劣化の影響はないか極めて小さい。このため，これらについては評価温度である200℃以上の耐熱性を有することに加え，放射線による影響についても，耐放射線性能が確認されたシール材を用いることから，シール
性能が維持されるものと考える。
残留熱除去系ポンプのバウンダリを構成する部材（メカニカルシール，
ケーシングシール等）のシール材には，エチレンプロピレンゴム（ＥＰＤＭ）やフッ素ゴムが用いられており，高温環境下での使用による影響
及び放射線による影響を受けて劣化することが考えられるため，200℃の環境下において７日間の高耐熱性を有し，耐放射線性に優れた改良ＥＰ
ＤＭ製シール材への取替えを今後行うことにより，耐熱性及び耐放射線性を確保する。
また，代替循環冷却系ポンプのバウンダリを構成する部材（ケーシン
グシール等）のシール材についても同様に，耐熱性及び耐放射線性に優れた材料を適用する。

②

核分裂生成物による化学的影響
炉心損傷時に発生する核分裂生成物の中で化学的な影響を及ぼす可能添付 3.1.3.1−29

性がある物質として，アルカリ金属であるセシウム及びハロゲン元素であるよう素が存在する。このうち，アルカリ金属のセシウムについては，
水中でセシウムイオンとして存在しアルカリ環境の形成に寄与するが，膨張黒鉛ガスケットや金属ガスケットはアルカリ環境において劣化の影
響はなく，また，ＥＰＤＭについても耐アルカリ性を有する材料である
ことから，セシウムによるシール機能への化学的影響はないものと考える。
一方，ハロゲン元素のよう素については，無機材料である膨張黒鉛ガ
スケットや金属ガスケットでは影響がないが，有機材料であるＥＰＤＭ
では影響が生じる可能性がある。設備での使用を考慮している改良ＥＰ
ＤＭについては，電力共同研究により，よう素による影響の確認を行っており，炉心損傷時に想定されるよう素濃度（約450mg／m ３ ）よりも高濃度のよう素環境下（約1,000mg／m ３ ）においても，圧縮永久ひずみ等のシール材としての性状に大きな変化がないことを確認している。また，
ガスケットメーカにおいて，よう素に対するＥＰＤＭ材の耐性として，
第1表に示すとおり，5段階評価（ランク1が最も耐性がある）のうち，ランク2に位置づけられており，よう素に対する耐性があるものと考える。
このように，よう素に対する性能が確認された材料を用いることにより，漏えい等の影響が生じることはないものと考える。

添付 3.1.3.1−30

第1表

ＥＰＤＭの特性

薬品

耐性ランク

よう素

2

＜耐性ランクの凡例＞
1：動的部分にも使用可能で体積変化率は 10％以内。
2：動的部分にも条件により使用可能，体積変化率は 20％以内。
3：静的部分には使用可能，体積変化率は 30％以内。
4：静的部分には条件により使用可能，体積変化率は 100％以内。
5：使用できない，体積変化率は 100％以上。
出典：日本バルカー工業(株)発行「バルカーハンドブック」より抜粋

格納容器圧力逃がし装置を使用する際，サプレッション・プール水の酸性化を防止すること及びサプレッション・プール水中の核分裂生成物
由来のよう素を捕捉することにより，よう素の放出量の低減を図るため，
サプレッション・プール水ｐＨ制御装置を自主的な取組みとして設ける計画である。サプレッション・プール水ｐＨ制御装置の使用により，ア
ルカリ薬液である水酸化ナトリウムを格納容器へ注入することとなるため，アルカリ薬液によるシール性への影響が懸念されるが，耐アルカリ性を有する改良ＥＰＤＭを使用することにより，格納容器バウンダリのシール機能には影響はない。

添付 3.1.3.1−31

別紙 3
代替循環冷却系のシステム非信頼度について

1.

はじめに
フォールトツリー手法を用いて，代替循環冷却系のシステム非信頼度を評
価する。

2.

評価条件
評価条件は第 1 表のとおり。

第1表

代替循環冷却系のシステム非信頼度の評価条件

システム非信頼度の評価範囲
代替循環冷却系の成功基準
緊急用海水系の成功基準
常設代替交流電源 設備の成功基準
システム非信頼度の評価

3.

代替循環冷却系，緊急用海水系及び常設代替交流電源設備
2 系列中 1 系列
ポンプ 2 台中 1 台
常設代替高圧電源装置 5 台中 2 台
機器のランダム故障を対象
使命時間 24 時間

評価結果
代替循環冷却系のシステム非信頼度を，第 1 図のフォールトツリーを用いて評価した。その結果，第 2 表に示すとおり，代替循環冷却系 2 系列（Ａ系及びＢ系）のシステム非信頼度は約 3×10−４ ／demand，1 系列を想定した場合（Ａ系のみの場合）の非信頼度は約 2×10 −３ ／demand となり，代替循環冷
却系の多重化設計により，システム非信頼度は 1 系列時に比べて 1 桁程度低減する。
なお，代替循環冷却系のサポート系として残留熱除去系海水系，代替残留添付 3.1.3.1−32

熱除去系海水系及び非常用交流電源が使用可能な場合のシステム非信頼度は
約 3×10−５ ／demand となり，代替循環冷却系を多重化することでシステム非信頼度は 2 桁程度低減する。

第2表

代替循環冷却系のシステム非信頼度
システム非信頼度（／demand）
サポート系として緊急用
海水系，常設代替交流電源設備を考慮した場合

他のサポート系にも期待した場合（参考 ※ ）

代替循環冷却系 1 系列

約 2×10−３

約 1×10−３

代替循環冷却系 2 系列

約 3×10−４

約 3×10−５

≒0.2

≒0.03

低減割合（代替循環冷却系 2 系列
／代替循環冷却系 1 系列）※

設計基準事故対処設備としての残留熱除去海水系，非常用電源及び代替残留熱除去系海水系の使用を考慮した場合の参考評価

添付 3.1.3.1−33

①代替循環冷却系-A，B
故障（3×10 − ４ ） ※ １ ， ※ ２⑳代替循環冷却系-B又はサポート系故障 ※ ３②代替循環冷却系-A又はサポート系故障

ＡＮＤ条件（2×10 − ３ ）（2×10 − ３ ）

ＯＲ条件
※１
※２

添付 3.1.3.1−34

⑧補機冷却
海水系故障

③代替循環冷却系-A
故障（3×10 − ４ ）（1×10 − ３ ）④代替循環冷却系-A 故障※３

点線部の緩和設備に期待した場合のシステム非信
頼度は，3×10 − ５
動的故障モードについては，共通要因故障を考慮（代替循環冷却系ポンプ A，B の起動失敗等）
代替循環冷却系-A，B のフォールトツリーは同様
の形状

⑤交流電源
故障

⑭残留熱除去系
海水系-A 故障

⑨緊急用海水系故障⑲代替残留熱除去
系海水系-A 故障（1×10− ３ ）⑥緊急用電源故障（2／5 台）（4×10 − ５ ）⑦非常用交流
電源-A 故障⑩緊急用海水系
故障

⑪交流電源
故障

⑮残留熱除去系
海水系-A 故障

⑯交流電源
故障

⑳代替残留熱除去
系海水系-A 故障

交流電源
故障（3×10 − ４ ）⑫緊急用電源故障（2／5 台）⑬非常用交流
電源-A 故障⑰緊急用電源故障（5／5 台）⑱非常用交流
電源-A 故障（4×10 − ５ ）第1図

システム非信頼度の評価に用いたフォールトツリー

緊急用電源故障（2／5 台）

非常用交流
電源-A 故障別紙 4
代替残留熱除去系海水系を用いた場合の評価

1.

代替残留熱除去系海水系の位置づけ
代替残留熱除去系海水系は，残留熱除去系及び代替循環冷却系のサポート系であり，残留熱除去系海水系の機能喪失又は全交流動力電源喪失時において，緊急用海水系の後備の対応手段として位置付けている。

2.

代替残留熱除去系海水系を用いた場合の有効性評価への影響
上述のとおり，残留熱除去系海水系の機能喪失又は全交流動力電源の喪失により残留熱除去系海水系が機能喪失し，緊急用海水系が使用できない場合
において，代替残留熱除去系海水系の起動準備等手順に着手する。そのため，
第 1 図に示すとおり，緊急用海水系が使用できる場合に比べ，最大約 165 分
程度（約 2.8 時間）の代替循環冷却系の起動遅れが想定される。
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の有効性評価における代替循環冷却系を使用する場合では，事象発生 90 分後（1.5 時間後）に代替循環冷却系を起動しているが，代替残留熱除去系海水系を用いた場合には，上記の起動遅れを踏まえると事象発生 255
分後（約 4.3 時間後）に代替循環冷却系を起動することになり，起動までの間に格納容器圧力及び雰囲気温度は相対的に高く推移することとなる。ただし，代替循環冷却系が起動せずに約 3.9 時間後に格納容器圧力が 0.465MPa［gage］（1.5Pd）に到達すれば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，約 4.3 時間後以降は代替循環冷却系を用いた内部水源による格納容器スプレイに切り替えることで，格納容器圧力及び雰囲
気温度は評価項目である最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa［gage］（2Pd））及び200℃を下回ることとなる。なお，有効性評価において代替循環冷却系を使用
添付 3.1.3.1−35

する場合では，事象発生 90 分後からの代替循環冷却系による格納容器除熱により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ことはないが，代替残留熱除去系海水系に期待する場合には，事象発生約 3.9
時間後から代替循環冷却系の想定起動時間の事象発生 255 分後までの間は代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による外部水源を用いた格納器冷却を実施することになる。このことから，有効性評価において代替循環冷却系を使用する場合よりも外部水源の持ち込み量が多くなり，格納容器の自由体積が減少することに伴い，格納容器内の酸素濃度の上昇が早くなることが考えられる。しかしながら，第 1 表に示すとおり，サプレッション・プール通常水位でのサプレッション・チェンバの空間容積（4,100m ３ ）に対する外部水源の持ち込み量は，有効性評価において代替循環冷却系を使用する場合と比較しても約 200m ３ 程度の増加であり，格納容器ベント時間に与える影響は軽微であると考えられる。

添付 3.1.3.1−36

代替残留熱除去系海水系を使用する場合の増加時間

第1図

代替残留熱除去系を起動する場合のタイムチャート

第1表

外部水源持込量の比較
外部水源の持ち込み量

有効性評価において代替循
環冷却系を使用する場合
代替残留熱除去系海水系を使用する場合
※1
※2

原子炉注水

事象発生〜1.5 時間後

1.5 時間後〜4.3 時間後250m ３

0m３

３

３

合計

400m３
格納容器スプレイ

150m

0m

原子炉注水

250m ３140m３※１

３

３※２

592m３
格納容器スプレイ

150m

52m
３

事象発生から 6 時間後までの平均崩壊熱相当の注水流量である 50m ／h の原子炉注水を実施するものとして算
出
格納容器圧力 0.465MPa［gage］（1.5Pd）に到達する約 3.9 時間後から最大スプレイ流量である 130m ３ ／h の格
納容器スプレイを実施するものとして算出

添付 3.1.3.1−37

別紙 5
代替循環冷却系による格納容器ベント遅延効果

1.

はじめに
重大事故時に代替循環冷却系を使用する場合，代替循環冷却系による格納容器除熱をすることにより事故後短時間での格納容器ベントは回避されることが期待される。ここでは，代替循環冷却系を使用できない場合の格納容器
ベント時間を評価し，代替循環冷却系を使用する場合の格納容器ベント時間と比較することで，代替循環冷却系を使用する場合の格納容器ベントの遅延効果を確認する。
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の有効性評価のうち代替循環冷却系を使用できない場合においては，中央制御室の居住性評価や中央制御室待避室の遮蔽設計等を保守的に行うため，代替循環冷却系を使用できないことにより早期に格納容器ベントに至る条件を設定している（ケース②：ベースケース）。具体的には参考 2 に示すが，代替循環冷却系による格納容器ベントの遅延効果を評価するための評
価条件と比べて，格納容器スプレイ温度等について保守的な評価条件を用いた。
一方，ここでは，代替循環冷却系を使用できない場合の格納容器ベント時間の評価に当たって，実手順等を踏まえた条件を採用し，現実的な格納容器
ベント時間を評価することとする（ケース①：実手順等を踏まえたケース）。

2.

代替循環冷却系に期待する場合
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の有効性評価における代替循環冷却系を使用する場合では，代替
循環冷却系により格納容器除熱を実施し，重大事故相当のＧ値を想定した条
添付 3.1.3.1−38

件としており，可燃性ガス排出のための格納容器ベント基準となる格納容器
内酸素濃度 4.3vol％（ドライ条件）に到達する時間は事故後約 46 日後となる。
また，酸素濃度が早く上昇する場合の影響を確認するため，酸素濃度上昇を厳しくする設計基準事故相当のＧ値を想定した感度解析ケースでは，可燃性ガス排出のための格納容器ベント基準となる格納容器内酸素濃度
4.3vol％（ドライ条件）に到達する時間は事故後約 5 日後（約 122 時間後）となる。
なお，代替循環冷却系を使用する場合には，格納容器内に窒素注入を実施することにより格納容器内酸素濃度の上昇を抑制し，格納容器ベントの開始
時間を大幅に遅延させる手順とする。格納容器内への窒素注入手順としては，格納容器バウンダリの健全性に対する裕度の確保及び格納容器漏えいの影響を考慮し，格納容器圧力 0.31MPa[gage]（1Pd）までの注入を基本とするが，本感度解析のように 1Pd まで窒素を注入しても早期の格納容器ベント（事故後 7 日以内を想定）に至る場合には，0.465MPa[gage]（1.5Pd）までの追加の窒素注入を実施することで，可能な限り格納容器ベントを遅延させ，環境への影響を低減させることとする。
窒素注入条件を第 1 表及び第 2 表に示す。また，重大事故相当のＧ値及び設計基準事故相当のＧ値を想定した場合の格納容器圧力等の推移を第 1 図から第 8 図に示す。
上記の格納容器ベント時間と「3．代替循環冷却系を使用できない場合」における格納容器ベント時間を比較することで，代替循環冷却系による格納容器ベント遅延効果を確認する。

添付 3.1.3.1−39

第1表

重大事故相当のＧ値を想定した場合の窒素注入条件

時間

窒素注入条件①

PCV 酸素 4.0vol％（ドライ条件）到達S/C への窒素注入（窒素 198m ３ ／h，酸素 2m３ ／h）を開始②

PCV 圧力 0.31MPa[gage]到達

S/C への窒素注入を停止※

PCV：格納容器，S/C：サプレッション・チェンバ，D/W：ドライウェル

第2表

重大事故相当のＧ値を超える酸素濃度上昇を想定した場合の窒素注入条件（設計基準事故相当のＧ値）
時間

窒素注入条件①

PCV 酸素 4.0vol％（ドライ条件）到達S/C への窒素注入（窒素 198m ３ ／h，酸素 2m ３ ／h）を開始②

酸素濃度が上昇傾向（解析上は①実施の 30 分後）

S/C への窒素注入は継続したまま，追加で D/W への窒素注入（窒素 198m ３ ／h，酸素 2m３ ／h）を開始（合計で窒素 396m ３ ／h，酸素 4m ３ ／h を格納容器内に注入）③

PCV 圧力 0.31MPa[gage]到達

S/C 及び D/W への窒素注入を停止④

PCV 酸素 4.0vol％（ドライ条件）到達S/C への窒素注入（窒素 198m ３ ／h，酸素 2m ３ ／h）を開始⑤

酸素濃度が上昇傾向（解析上は④実施の 30 分後）

S/C への窒素注入は継続したまま，追加で D/W への窒素注入（窒素 198m ３ ／h，酸素 2m３ ／h）を開始（合計で窒素 396m ３ ／h，酸素 4m ３ ／h を格納容器内に注入）⑥

PCV 圧力 0.465MPa[gage]到達

S/C 及び D/W への窒素注入を停止※

PCV：格納容器，S/C：サプレッション・チェンバ，D/W：ドライウェル

添付 3.1.3.1−40

0.8
ドライウェルサプレッション・チェンバ
格納容器の限界圧力 0.62MPa[gage]
0.6
格
納
容
器
圧
力

格納容器圧力 0.31MPa［gage］到達 にて
可搬型窒素供給装置による窒素注入 停止（約 164 時間）

格納容器酸素濃度（ドライ条件）4.3vol％到
達にて格納容器圧力逃がし装置によ る格納容
器除熱（約 46 日）の実施に伴う格納容器圧力
の低下

0.4

(MPa[gage])0.2
格納容器酸 素濃度 （ ドラ イ 条 件） 4.0vol％ 到 達 に て
可搬型窒素供 給装 置 によ る 格 納容 器 内へ の 窒素 注 入
操作開始（約 84 時間）
0
0

10

20

30

40

50

60

70

事故後の時間(日)JOB No.MA47BNT2AE--3HCR000

第1図

格納容器圧力の推移（重大事故相当のＧ値を想定）

300
ドライウェルサプレッション・チェンバ
格納容器雰囲気温度

格納容器の限界温度 200℃

格
納
容
器
温
度

200

（℃）

100

格納容器酸素濃度（ドライ条件）4.3vo％到達にて格納容器
圧力逃がし装置による格納容器除熱を実施（約 46 日）

0
0

10

20

30

40

50

60

70

事故後の時間(日)JOB No.MA47BNT2AE--3HCR000

第2図

格納容器雰囲気温度の推移（重大事故相当のＧ値を想定）

添付 3.1.3.1−41

水素

酸素

窒素

可燃限界

100
90
80
窒素
ド
ラ
イ
ウ
ェ
ル
の
気
相
濃
度

70
60
50

格納容器酸素濃度（ドライ条件）4.3vol％到達
にてサプレッション・チェンバ側からベントを実施（約 46 日）

40
30

水素

（vol％）

20
酸素

10

酸素可燃限界（5vol％）
酸素可燃限界(5vol%)

0
0

10

20

30

40

50

60

70

事故後の時間(日)JOB NO. MA47BNT2AE--3HCR000

第3図

ドライウェルの気相濃度の推移（重大事故相当のＧ値を想定）
水素

酸素

窒素

可燃限界

100
窒素

90
サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
の
気
相
濃
度

80
70
60
50
格納容器酸素濃度（ドライ条件）4.3vol％到達
にてサプレッション・チェンバ側からベントを実施（約 46 日）

40
30

水素

20
酸素

（vol％） 10

酸素可燃限界（5vol％）
酸素可燃限界(5vol%)

0
0

10

20

30

40

50

60

70

事故後の時間(日)JOB NO. MA47BNT2AE--3HCR000

第4図

サプレッション・チェンバの気相濃度（重大事故相当のＧ値を想定）

添付 3.1.3.1−42

0.8
格納容器圧力 0.31MPa［gage］到 達にて可搬型窒素供給装置による窒素注入停止（約 49 時間）

格 納 容 器 圧 力 0.465MPa［ gage］
到達にて可搬型窒素供給装置による 窒素 注 入停 止（ 約 88 時間 ）ドライウェルサプレッション・チェンバ
格納 容器 の 限界 圧力 0.62MPa［gage］

0.6
格
納
容
器
圧
力

格納 容器 酸 素濃 度（ド ラ イ条 件 ）4.3vol％到 達にて格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱を実 施（ 約 122 時間 ）可搬 型 窒素 供 給装 置 1 台
による窒素注入開始後，格納容器酸素濃度が上昇することを確認し，可搬型窒
素供 給 装 置 2 台に よ る格
納容器内への窒素注入を開始

0.4(MPa[gage])0.2

格納容器酸素濃度（ドライ条件）4.0vol％ 到
達にて可搬型窒素供給装置 1 台に よ る 格 納容器内への窒素注入開始（約 21 時 間 ）格納 容器 酸 素濃 度（ ド ライ 条 件）
4.0vol％ 到 達 に て 可 搬 型 窒 素 供
給装 置 1 台 に よる 格納 容 器内 への窒 素注 入 開始
その後，格納容器酸素濃度上昇を確 認し ，可 搬型 窒素 供 給装 置 2台による格納容器内への窒素注
入開 始（ 約 54 時間 ）

0.0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--WHA4000

第5図

格納容器圧力の推移（設計基準事故相当のＧ値を想定）

300
ドライウェル

格
納
容
器
温
度

格納容器雰囲気温度

200

（℃）

100

サプレッション・チェンバ
格納容器の限界温度 200℃

格納容器酸素濃度（ドライ条件）4.3vol％到達にて格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱を実施（約 122 時間）

0
0

24

48

72

96

120

144

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--WHA4000

第6図

格納容器雰囲気温度の推移（設計基準事故相当のＧ値を想定）

添付 3.1.3.1−43

168

水素

酸素

窒素

可燃限界

100
格納容器酸素濃度（ドライ条件）4.0vol％到 達に て 可搬 型窒 素 供給 装置 1 台に よ る
格納容器内への窒素注入開始（約 21 時間 ）可搬型窒素供給装置 1 台による窒 素注 入 開始 後， 格 納容 器酸 素 濃度 が 上昇 する こ とを確認し，可搬型窒素供給装置 2 台に よ る格 納容 器 内へ の窒 素 注入 開 始

90
80
ド
ラ
イ
ウ
ェ
ル
の
気
相
濃
度
（vol％）

窒素70

格納 容器 圧 力 0.465MPa［gage］到 達 にて 可搬 型窒 素 供
給装 置に よ る窒 素注 入 停止 （約 88 時 間）60

格納容器圧力 0.31MPa［gage］到達 に て可 搬型 窒素 供 給装 置に よ る窒 素 注入 を停 止
（約 49 時間）す る が， 再 度， 格納 容 器酸 素濃 度（ ド ライ 条件 ）4.0vol％到 達に て
可搬型窒素供給 装置 1 台に よ る格 納容 器 内へ の窒 素 注入 開始
その後，格納容 器酸 素 濃度 上昇 を 確認 し，可搬 型窒 素 供給 装置 2 台に よ る格 納容 器
内への窒素注入 開始 （約 54 時 間）

50
40
30

格 納 容 器 酸 素 濃 度 （ ド ラ イ 条 件 ）4.3vol％ 到 達 に て 格 納
容 器 圧 力 逃 が し 装 置 に よ る 格 納 容器 除 熱 及 び 可 搬 型 窒素
供給 装置 に よる 窒素 注 入を 実 施（約 122 時間 ）

水素

20
酸素
酸素可燃限界（ 5vol ％）10

酸素可燃限界(5vol%)

0
0

24

48

72

格 納 容 器 圧 力 逃がし装 置による 格納容器 除熱実施後は ， 可 搬 型 窒 素
供給 装置 に よる窒素注入により，実現象として酸素濃度 は低 下 する
た だ し ， 水 の 放射線分 解により 発生する 水素及び酸素 の サ プ レ ッ シ
ョ ン ・ チ ェ ン バへの移 行を取り 扱ってい ないことから ， 一 時 的 に 酸
素濃 度は 上 昇し最大約 4.7vol％（ドライ条件）となる

第7図

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB NO. MA47BNT2AE--WHA4000

ドライウェルの気相濃度の推移（設計基準事故相当のＧ値を想定）

水素

酸素

窒素

可燃限界

100
90
サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
の
気
相
濃
度

窒素

80

格納 容器 圧 力 0.31MPa［ gage］ 到 達に て 可搬 型窒 素 供給 装置 に よる 窒 素注 入を 停 止（約 49 時間 ） する が， 再 度， 格 納容 器 酸素 濃度 （ ドラ イ条 件 ）4.0vol％ 到達 に て
可搬 型窒 素 供給 装置 1 台に よ る格 納容 器 内へ の窒 素 注入 開始
その 後 ，格 納 容器 酸素 濃 度上 昇 を確 認し ，可搬 型窒 素 供給 装置 2 台に よ る格 納容 器
内へ の窒 素 注入 開始 （約 54 時 間）7060

格納容器酸素 濃 度 （ド ラ イ条 件 ）4.0vol％到 達
にて可搬型 窒素 供給 装置 1 台 によ る格 納 容器 内への窒素注 入開 始（ 約 21 時間 ）可搬型窒素供給装置 1 台による窒素注入開始
後，格納容器 酸 素濃 度が 上 昇す るこ と を確 認し ，
可搬型窒素 供給 装置 2 台に よ る格 納容 器 内へ の窒素注入開 始

50
40
30
水素

20

酸素

（vol％） 10

格 納 容 器 酸 素 濃 度 （ ド ラ イ 条 件 ） 4.3vol％到達にて格納容器圧力逃がし装置による格
納容器除熱及び可搬型窒素供給装置による窒素 注入 を 実施 （約 122 時 間 ）格納 容 器圧 力 0.465MPa［gage］ 到達 にて可搬型窒素供給装置による窒素注入
停止 （約 88 時 間）
酸素 可燃 限 界
（ 5vol ％）酸素可燃限界(5vol%)

0
0

24

48

72

96

120

事故後の時間(h)第8図

サプレッション・チェンバの気相濃度（設計基準事故相当のＧ値を想定）

添付 3.1.3.1−44

144

168

3.

代替循環冷却系を使用できない場合(1)

評価結果について
代替循環冷却系による格納容器ベントの遅延効果を評価する観点から，
代替循環冷却系を使用できない場合の格納容器ベント時間を評価した。
評価に当たっては，実手順を踏まえた場合の現実的な格納容器ベント時間を評価するため，第 3 表に示すとおり，格納容器スプレイ流量等を実手順等を踏まえた評価条件とした（「(2)ケース①：実手順等を踏まえたケースの妥当性について」参照）。この結果，格納容器ベント基準となる
サプレッション・プール水位通常水位＋6.5m に到達する時間が事故後約
24 時間後（約 24.6 時間後）となり，「 2.代替循環冷却系を使用する場合」
で示す格納容器ベント時間と比較すると，代替循環冷却系を使用することで格納容器ベントの実施時期を大幅に遅延することが可能となる。各
評価ケースの格納容器ベント時間を第 4 表に，格納容器圧力及び雰囲気
温度の推移を第 9 図及び第 10 図に示す。

添付 3.1.3.1−45

第3表

外部水源温度（スプレイ温度）

格納容器
スプレイ流量ペデスタル（ドライウェル
部）水位※

ケース①：実手順等を踏まえたケースの評価条件
評価条件

設定理由

20℃ ※

ケース②：ベースケースでは 35℃一定としている
が，地下式タンクを水源としており，約 20℃以下の水温になることが想定されるため，ケース①：実手順等を踏まえたケースでは水源補給されるまで
は 20℃を設定

・格納容器圧力 0.465MPa[gage]（1.5Pd）到達102m３ ／h にて流量調整
・格納容器圧力 0.400MPa[gage]（1.3Pd）到達
格納容器スプレイ停止

ケース②：ベースケースでは 1.3〜1.5Pd での間欠
スプレイ時の流量として最大である 130m３ ／h としているが，ケース①：実手順等を踏まえたケースではスプレイ液滴径 2mm が確保される最低流量として 102m３ ／h を設定
ケース②：ベースケースではペデスタル（ドライウェル部）の水張りを考慮していないが，格納容器の熱容量に寄与し格納容器ベント遅延効果があるた
め，ケース①：実手順等を踏まえたケースでは考慮
して設定

1m

代替淡水貯槽の水量が 1,000m ３ 到達以降は西側淡水貯水設備からの補給が開始されるため，補給開始以降は水温の条件は変更となるが，補給開始が格納容器ベント開始以降となることから，本評価においては 20℃一定と
した

第4表

評価結果

代替循環冷却系を使用する場合

格納容器
ベント時間

重大事故相当のＧ値を想定した場合設計基準事故相当のＧ値を想定した場合

約 46 日（約 1105 時間）

約 5 日（約 122 時間）

添付 3.1.3.1−46

代替循環冷却系を使用できない場合（ケース①：実手順等を踏まえたケース）

約 24 時間（約 24.6 時間）

0.8
ＬＯＣＡ破断口からの蒸気流 出及 び 原子炉 注水に 伴っ て発生する過熱蒸気による格納容器 圧力 上 昇を抑 制する ため ，代替
格納容器スプレイ冷却系（常設）に よる格納容器冷却（25 分）
を実施
0.6
格
納
容
器
圧
力

ドライウェルサプレッション・チェンバ
格納容器の限界圧力 0.62MPa［gage］

格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱（約 24 時間）の実施に伴う格納容器圧力の低下

0.4(MPa[gage])
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却に伴う格納容器圧力変化 最大圧力 約 0.47MPa［gage］

0.2

0.0
0

5

10

15

20

25

30

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3HA5017

第9図

格納容器圧力の推移（代替循環冷却系を使用できない場合）

300
ドライウェル
格納容器雰囲気温度

代替格納容器スプレイ冷却系（常設 ）による格納容器
冷却に伴う格納容器雰囲気温度低下

格
納
容
器
温
度

200

（℃）

100

サプレッション・チェンバ
格納容器の限界温度 200℃

格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱（約 24 時間）
その後，崩壊熱の低下とともに徐々に格納容器雰囲気温度低下

0
0

5

10

15

20

25

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3HA5017

第 10 図格納容器雰囲気温度の推移（代替循環冷却系を使用できない場合）

添付 3.1.3.1−47

30

(2)

ケース①：実手順等を踏まえたケースの妥当性について①外部水源温度（スプレイ温度）
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）の水源となる代替淡水貯槽は地下式のタンクであり，最大水位が地下 6m 位置であること及び第 11 図に示すとおり地下 5m の地中温度の最高が 20℃未満であることを踏まえ，代替淡水貯槽の温度を 20℃とした。
②格納容器スプレイ流量
スプレイ液滴径 2mm が確保される最低流量として 102m ３ ／h を設定した（参考 3）。
③ペデスタル（ドライウェル部）の水位
ペデスタル（ドライウェル部）の水位は，ＭＡＡＰ解析において格納容
器内の熱容量に寄与する。これを踏まえ，ケース①：実手順等を踏まえたケースでは，実運用に沿った水位として 1m とした。

35.0

地下 5m における最高
温度は 20℃未満

30.0

地面
地下5㎝
地下10 ㎝

25.0

温度（℃）

地下20 ㎝
20.0

地下30 ㎝
地下50 ㎝

15.0

地下1m
地下2m

10.0

地下3m
地下5m

5.0

地下10m
0.0
1月

2月

第 11 図

3月

4月

5月

6月

7月

8月

9月

10 月

11 月

12月

地中温度の年間月別平均温度の変動（水戸市）（「地中温度等に関する資料」（農業気象資料第 3 号，1982）に基づく）

添付 3.1.3.1−48

参考 2
中央制御室の居住性評価等の評価条件について

以下の 2 ケースについて，評価条件，格納容器ベント時間等を第 1 表に示す。
ケース①：実手順等を踏まえたケースの評価条件
ケース②：ベースケース
ケース①の格納容器ベント時間は事故後約 24 時間後，ケース②の格納容器ベ
ント時間は事故後約 19 時間後となり，中央制御室の居住性評価や中央制御室待避室の遮蔽設計等における評価条件（ケース②）はケース①に比べて格納容器
ベント時間が短くなっている。

第1表

解析条件及び格納容器ベント時間

評価ケース

評価条件

評価目的

格納容器
ベント時間

ケース①：
実手順等を踏まえたケース

・外部水源温度（スプレイ温度）：20℃ ※・格納容器スプレイ流量：
格納容器圧力 0.465MPa[gage]（1.5Pd）到達
102m３ ／h にて流量調整
格納容器圧力 0.400MPa[gage]（1.3Pd）到達
格納容器スプレイ停止
・ペデスタル（ドライウェル部）水位：1m

代替循環冷却系に期待できな
い場合における実手順等を踏まえた場合の格納容器ベント
時間を評価し，代替循環冷却系
による格納容器ベント遅延効
果を確認するため

約 24 時間

ケース②：
ベースケース

・外部水源温度（スプレイ温度）：35℃
・格納容器スプレイ流量：
格納容器圧力 0.465MPa[gage]（1.5Pd）到達
130m３ ／h にて流量調整
格納容器圧力 0.400MPa[gage]（1.3Pd）到達
格納容器スプレイ停止
・ペデスタル（ドライウェル部）水位：0m

中央制御室の居住性評価，現場作業の成立性，環境条件設定，
中央制御室待避室の遮蔽設計，格納容器圧力逃がし装置の設計を保守的な条件で行うため

約 19 時間※

代替淡水貯槽の水量が 1,000m ３ 到達以降は西側淡水貯水設備からの補給が開始されるため，補給開始以降は水温の条件は変更となるが，補給開始が格納容器ベント開始以降となることから，本評価においては 20℃一定と
した

(1)

影響評価
ケース①：実手順等を踏まえたケースについては，中央制御室の居住性評価や中央制御室待避室の遮蔽設計等を保守的な条件設定のための評
価（ケース②：ベースケース）に対して，第 2 表に示すとおり，スプレ
添付 3.1.3.1−49

イ流量を低下させていること及びベント開始を遅延させていることについて相違点がある。この相違点を考慮した場合の影響について確認する。

第2表

相違点と影響評価について

相違点

項目

評価

格納容器圧力低下効果の不足
影響評価①
スプレイ流量の低下

ベント開始の遅延

格納容器温度低下効果の不足
エアロゾル除去効果の低下

影響評価②

格納容器ベント開始時間が遅くなることによる格納容器からの放射性物質の漏えい量の増加

影響評価③

ａ．影響評価①
第 1 図から第 4 図に示すとおり，格納容器圧力及び雰囲気温度について，いずれも同様の結果となり，格納容器圧力及び雰囲気温度に与える影響がないことを確認した。

添付 3.1.3.1−50

0.8

ＬＯＣＡ破断口からの蒸 気流 出及び 原子炉 注水に 伴っ て発生する過熱蒸気による格納 容器 圧力上 昇を抑 制する ため ，代替
格納容器スプレイ冷却系（常設）に よる格納容器冷却（25 分）
を実施

0.6
格
納
容
器
圧
力

ドライウェルサプレッション・チェンバ
格納容器の限界圧力 0.62MPa［gage］

格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱（約 19 時間）の実施に伴う格納容器圧力の低下

0.4(MPa[gage])
代替格納容器 スプ レイ 冷 却系 （ 常設 ）に よ る格 納 容器
冷却に伴う格納容器圧力変化
最大圧力 約 0.47MPa［gage］

0.2

0.0
0

5

10

15

20

25

30

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3GBU007

第1図

ケース②における格納容器圧力の推移（30 時間）

0.8
ＬＯＣＡ破 断口からの蒸気流出及 び 原子炉 注水に 伴っ て発生する過熱蒸 気による格納容器圧力 上 昇を抑 制する ため ，代替
格納容器スプレイ冷却系（常設）に よる格納容器冷却（25 分）
を実施
0.6
格
納
容
器
圧
力

ドライウェルサプレッション・チェンバ
格納容器の限界圧力 0.62MPa［gage］

格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱（約 24 時間）の実施に伴う格納容器圧力の低下

0.4(MPa[gage])
代替格納容器 スプ レイ 冷 却系 （ 常設 ）に よ る格 納 容器
冷却に伴う格納容器圧力変化
最大圧力 約 0.47MPa［gage］

0.2

0.0
0

5

10

15

20

25

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3HA5017

第2図

ケース①における格納容器圧力の推移（30 時間）

添付 3.1.3.1−51

30

300
ドライウェル
格納容器雰囲気温度

代替格納 容器 スプレイ冷却系 （ 常設 ）に よる 格納 容 器
冷却に伴う格納容器雰囲気温度低下

格
納
容
器
温
度

200

（℃）

100

サプレッション・チェンバ
格納容器の限界温度 200℃

格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱（約 19 時間）
その後，崩壊熱の低下とともに徐々に格納容器雰囲気温度低下

0
0

5

10

15

20

25

30

事故後の時間(h)第3図

ケース②における格納容器雰囲気温度の推移（30 時間）

300
ドライウェル
格納容器雰囲気温度

代替格納 容器 スプレイ冷却系 （ 常設 ）に よる 格納 容 器
冷却に伴う格納容器雰囲気温度低下

格
納
容
器
温
度

200

（℃）

100

サプレッション・チェンバ
格納容器の限界温度 200℃

格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱（約 24 時間）
その後，崩壊熱の低下とともに徐々に格納容器雰囲気温度低下

0
0

5

10

15

20

25

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3HA5017

第4図

ケース①における格納容器雰囲気温度の推移（30 時間）

添付 3.1.3.1−52

30

ｂ．影響評価②
スプレイ流量を低下させた場合，液滴数が減少することでエアロゾル
除去効率が下がり，格納容器内に浮遊するエアロゾル濃度が上昇することで，格納容器から原子炉建屋へ漏えいするエアロゾル量及びフィルタ装置へ移行するエアロゾル量が多くなるおそれがある。
(a)

評価条件
格納容器ベントを実施する直前時点におけるケース②：ベースケー
スとケース①：実手順等を踏まえたケースの格納容器気相部のエアロ
ゾル濃度を比較する。
第 3 表にケース②：ベースケースとケース①：実手順等を踏まえた
ケースのエアロゾル濃度を示す。

第3表

格納容器気相部のエアロゾル濃度の比較
エアロゾルの濃度（㎏／m３ ）
ケース②

ケース①

比較
（①／②）

ＣｓＩ類

1.61E-07

5.39E-08

3.35E-01

ＣｓＯＨ類

4.06E-07

1.43E-07

3.52E-01

Ｓｂ類

9.64E-08

8.81E-08

9.14E-01

ＴｅＯ ２ 類4.26E-08

2.08E-09

4.88E-02

ＳｒＯ類

6.36E-05

1.91E-06

3.00E-02

ＢａＯ類

7.85E-05

1.57E-05

2.00E-01

ＭｏＯ ２ 類9.47E-05

1.32E-04

1.39E+00

ＣｅＯ ２ 類5.55E-05

1.81E-06

3.26E-02

Ｌａ ２ Ｏ ３ 類

6.42E-05

1.30E-06

2.02E-02

合計

3.57E-04

1.53E-04

4.29E-01

核種グループ

添付 3.1.3.1−53

(b)

評価結果
ケース①：実手順等を踏まえたケースではケース②：ベースケースと比較して，ＭｏＯ ２ 類を除く核種グループにおいて格納容器気相部のエアロゾル濃度が減少し，ＭｏＯ ２ 類についてはほぼ同等のエアロ
ゾル濃度となった。これは，ケース①：実手順等を踏まえたケースでは比較的スプレイ実施期間が長くなったことに伴い，エアロゾルの除去効果が長い期間得られたためと考えられる。また，全核種を合計した格納容器全体のエアロゾル濃度については，ケース①：実手順等を踏まえたケースがケース②：ベースケースに比べて半分以下まで低下する結果となった。
以上のことから，エアロゾル除去効果については，ケース②：ベー
スケースの方がより保守的な結果であることを確認した。

ｃ．影響評価③
ケース①：実手順等を踏まえたケースでは，格納容器ベント開始時間が遅くなることで，格納容器から原子炉建屋へ漏えいする希ガス，有機
よう素及びエアロゾル量が増加するおそれがあるものの，格納容器ベン
ト時に大量に放出される希ガスの減衰に期待できる。放射性物質の放出による被ばく影響については，格納容器ベント時に大量に放出される希ガスの影響が支配的であるため，格納容器ベント開始時間が遅くなることで，格納容器から原子炉建屋へ漏えいする放射性物質の量が多くなる
影響は軽微と考えられる。
なお，Ｃｓ−137 の放出量については，その放出量に対して支配的である格納容器から原子炉建屋への漏えい量（7 日間）についてケース①：
実手順等を踏まえたケースとケース②：ベースケースを比較した結果，
添付 3.1.3.1−54

ケース②：ベースケースが約 14.3TBq に対してケース①：実手順等を踏まえたケースは約 17.2TBq となった。これは，ケース①：実手順等を踏まえたケースの方が格納容器ベント時間が遅延したことによる影響と考えられるが，本ケースにおいても有効性評価の評価項目（100TBq を下回ること）を満足する。

添付 3.1.3.1−55

参考 3
格納容器スプレイの流量調整について

1.

格納容器スプレイの流量調整における方針
外部水源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制御のための格納容器スプレイ時は，可能な限り格納容器ベントを遅延させる目的から以下の手順とする。
格納容器スプレイの流量調整範囲は 102〜130m３ ／h とし，可能な限り連(1)

続スプレイとなるよう流量を少なくする。
(2)(1)の流量調整範囲において連続スプレイとなる場合，格納容器圧力制御
範囲（炉心損傷前：0.7Pd(0.217MPa［gage］)〜0.9Pd(0.279MPa［gage］)，
炉心損傷後：1.3Pd(0.400MPa［gage］)〜1.5Pd(0.465MPa［gage］)）で，可能な限り高い圧力に維持するよう流量調整し，格納容器スプレイ効率を高くする。

(3)(1)の流量調整範囲において間欠スプレイとなる場合，格納容器圧力制御
範囲（炉心損傷前：0.7Pd(0.217MPa［gage］)〜0.9Pd(0.279MPa［gage］)，
炉心損傷後：1.3Pd(0.400MPa［gage］)〜1.5Pd(0.465MPa［gage］)）で，最低流量である 102m ３ ／h で間欠スプレイを実施し格納容器への持ち込
み水量の抑制を図る。

2.

格納容器スプレイ流量下限値の設定(1)

設計上の流量調整の下限値
外部水源を用いた格納容器圧力制御のための格納容器スプレイでは常設低圧代替注水系ポンプを用いるが，弁キャビテーションを防止する観点から設定する流量調整の下限値は 70m ３ ／h である。
添付 3.1.3.1−56

(2)スプレイ液滴径について
格納容器スプレイ流量は液滴径と相関があり，格納容器スプレイ流量を低下させた場合，液滴径が大きくなることでエアロゾル除去効率が低下するおそれがあるが，格納容器スプレイ流量とスプレイ液滴径の関係
における実験 [1]による知見に基づき，格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の有効性評価では，ス
プレイ液滴径を 2mm に設定している。
実験における記録ではスプレイ液滴径にばらつきがあるが，第 1 図に示すノズル当たりの流量が以上の場合，最大の液滴径は 2mm以下となる。東海第二におけるスプレイヘッダのノズル数を考慮すると，スプレイ液滴径 2mm 以下を確保するための最低流量は 102m３ ／h となる。
・東海第二発電所におけるスプレイヘッダのノズル数：
・最低流量＝（L／min／ノズル）×

ノズル

（ノズル）

＝1,700（L／min）＝102（m ３ ／h）(3)

運用上の流量調整の下限値
上述の設計上の流量調整の下限値及びスプレイ液滴径 2mm を確保する
ための最低流量を考慮し，運用上の流量調整の下限値は 102m３ ／h とする。

添付 3.1.3.1−57

第1図

スプレイ液滴径の実験結果（ノズル当たりの流量[1]）

共 同 研究 報 告 書， 放 射能 放 出低 減 装置 に 関す る 開発 研 究（PHASE2）（平成 5 年 3 月）

3.

格納容器スプレイの流量調整のための設計方針
代替格納容器スプレイ 冷却系（常設）は低圧代替注水系（常設）や格納容系（常設）は低圧代替注水系（常設）や格納容器下部注水系（常設）等の系統を一部共用しており，さらに，同一の水源（代替淡水貯槽）及びポンプ（
替淡水貯槽）及びポンプ（常設低圧代替注水系ポンプ）の設計となる。その低圧代替注水系ポンプ）の設計となる。そのため，各系統を同時に使用する場合を踏まえ，各注水流路に流量調整弁（電動駆動弁）を設置することとし，必要な流量調整が可能な設計とする。
格納容器スプレイの流量
格納容器スプレイの流量調整は，第2 図に示すＳＡ監視操作盤（概念図）
図に示すＳＡ監視操作盤
により運転員により実施し，第 3 図の監視操作画面（概念図）により目標と）により目標とする流量（セット値）を入力操作することで，自動で流量制御がする流量（セット値）を入力操作することで，自動で流量制御が可能な設計とする。
添付 3.1.3.1−58

監視用の画面を用いてプラントパラメータを監視する操作用の画面で個別の系統を表示して操作を
実施する

第2図

ＳＡ監視操作盤（概念図）

添付 3.1.3.1−59

第3図

監視操作画面（概念図）

添付 3.1.3.1−60

添付資料 3.1.3.2
炉心損傷の判断基準及び炉心損傷判断前後の運転操作の差異について

1.

炉心損傷の判断基準

1.1

炉心損傷の判断基準について
炉心損傷に至るケースとしては，注水機能喪失により原子炉水位が燃料有

効長頂部（以下「ＴＡＦ」という。）以上に維持できない場合において，原子炉水位が低下し，炉心が露出し冷却不全となる場合が考えられる。
炉心損傷の判断基準は非常時運転手順書Ⅱ（徴候ベース）において，原子炉への注水系統を十分に確保できず原子炉水位がＴＡＦ未満となった場合，格納容器雰囲気放射線モニタを用いてドライウェル及びサプレッション・チ
ェンバ内のガンマ線線量率の状況を確認し，第 1 図に示す設計基準事故における原子炉冷却材喪失 ※ １ 時の追加放出量（以下「追加放出量」という。）に相当する指示値の 10 倍以上となった場合を，炉心損傷の判断としている。炉心損傷により燃料被覆管から原子炉内に放出される希ガス等の核分裂生成物（ＦＰ）が，逃がし安全弁等を介して格納容器内に流入する事象進展を踏まえて，格納容器内のガンマ線線量率の値の上昇を，運転操作における炉心損
傷の判断及び炉心損傷の進展割合の推定に用いる。
※１

設計基準事故の中で格納容器内の核分裂生成物の存在量が最大となる事象

また，格納容器内雰囲気放射線モニタが使用不能の場合は，原子炉圧力容器温度 300℃以上を炉心損傷判断基準として手順に追加する。原子炉圧力容
器温度は，炉心が冠水している場合には，逃がし安全弁動作圧力（安全弁機
能の最大約 8.31MPa[gage]）における飽和温度約 299℃を超えることなく，
300℃以上にはならない。一方，炉心損傷が進展し，溶融炉心が原子炉圧力容器下部に移行する場合には，原子炉圧力容器温度は飽和温度を超えて上昇す添付 3.1.3.2−1

るため，300℃以上になると考えられる。上記より，炉心損傷の判断基準を
300℃以上としている。
なお，炉心損傷判断は格納容器内雰囲気放射線モニタが使用可能な場合には，当該計装設備にて判断を行う。

1.2

炉心損傷の判断基準の根拠について
炉心損傷の判断基準は，設計基準事故の状態を有意に超えるとともに，炉心損傷の判断が遅くならないよう，追加放出量の 10 倍に相当するＦＰが燃料から放出された状態を設定しており，以下の理由から妥当と考えている。
①

東海第二発電所では，設計基準事故における原子炉冷却材喪失時の評
価では燃料棒の破裂は発生していない。そのため，設計基準事故時の追加放出量を超える放出量を確認した場合には，設計基準事故を超える状態と判断されること。

②

炉心冷却が不十分な事象において，格納容器雰囲気モニタのガンマ線線量率が追加放出量の 10 倍に相当する値に至る場合には，その後，ごく短時間で 10 倍に相当する値を大きく上回る線量率に至っていること。また，これは，大量のＦＰが格納容器内に放出されたことを意味しており，
これ以降，格納容器の健全性を確保することが極めて重要となること（第1 図の線量率の上昇を参考 ※２ ）。

③

追加放出量の 10 倍のＦＰが放出された時点では，有効性評価における評価項目（燃料被覆管最高温度 1,200℃以下，酸化量 15％以下）に至っていない可能性もあるが，上記②のとおり，炉心冷却が不十分な事象において，追加放出量の 10 倍に相当するＦＰが放出された以降の事象進展は非常に早く，有効性評価において炉心損傷と判断する時間との差異が小さいと考えられること。
添付 3.1.3.2−2

第1図

炉心損傷判定図

添付 3.1.3.2−3

1.3

格納容器雰囲気放射線モニタについて
格納容器雰囲気放射線モニタのガンマ線線量率の測定レンジは，10 − ２ 〜

10５ Sv／h であり，この測定レンジにおいて「設計基準事故における燃料からの追加放出による放射線量率」，「炉心損傷の判断目安（追加放出量相当の 10倍）」並びに「大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」の評
価事故シーケンスにおける最大放射線量率を測定可能である（第 1 表参照）。
格納容器雰囲気放射線モニタは連続計測しており，計器の指示値は換算不要で第 1 図の炉心損傷の判断目安と対比可能であるため，指示値が上昇すればすぐに炉心損傷を判断可能と考える。格納容器雰囲気放射線モニタの検出器は，ドライウェル内の対角位置に 2 カ所，サプレッション・チェンバ内の雰囲気の対角位置に 2 カ所の合計 4 カ所に設置している。炉心損傷後のＦＰの原子炉圧力容器内から格納容器への移行は，大破断ＬＯＣＡ等の直接ドラ
イウェル側に放出される場合と，原子炉圧力容器が健全で逃がし安全弁を介してサプレッション・チェンバ側に放出される場合があるが，いずれの場合においても，格納容器雰囲気放射線モニタにて炉心損傷に伴うガンマ線線量率の上昇を測定可能である。
また，炉心の損傷割合と燃料被覆管から放出される希ガス等の放出割合は比例すると仮定し，手順では原子炉停止後の経過時間とガンマ線線量率により炉心損傷の進展割合を推定することとしている。

添付 3.1.3.2−4

第1表
項

事故時の放射線量と炉心損傷判断の関係

目

放射線量

添付 3.1.3.2−5

10−１〜10１Sv／h 未満（原子炉停止後の経過時間が，設計基準事故の追加放出
0.1 時間後から 100 時間後の値）
炉心損傷の判断目安
10０〜10２Sv／h 程度（設計基準事故の追加放出量相当 10 （原子炉停止後の経過時間が，0.1 時間後から 100 時間後の値）
倍）
敷地境界での実効線量を評価し，周辺【参考】の公衆に対して著しい放射線被ばく
審査ガイドによる制限のリスクを与えないこと（発生事故当たり概ね 5mSv 以下）【参考】
格納容器雰囲気放射線モニタ使用不 300℃以上
可時の炉心損傷判断の基準

計器

炉心損傷
の判断

格納容器雰囲気
放射線モニタ※

無格納容器雰囲気
放射線モニタ※有−−

原子炉圧力容器温度

有「大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失
敗＋低圧炉心冷却失敗」の評価事故シーケンスにおける最大放射線量率
格納容器雰囲気10４Sv／h 程度（早期に炉心損傷した方が核分裂生（事故時の最大値）
放射線モニタ※
成物の減衰が少なく放射線量率は高くなる傾向にあり，重大事故の中でも早期に炉心損傷する例）※ 格納容器雰囲気放射線モニタ計測レンジ（計器の仕様）：10−２〜10５Sv／h

有2.

炉心損傷判断前後における運転操作の差異

2.1

原子炉圧力容器への注水について
ＢＷＲの場合，炉心損傷判断後においても，炉心損傷前と同様に原子炉注水を実施するマネジメントを実施する。原子炉注水により，炉心損傷前であれば，冷却による炉心損傷の発生防止が図られ，また，炉心損傷後であれば，冷却による炉心損傷の進展の抑制及び原子炉圧力容器の破損防止が図られる。

2.2

格納容器ベント及び格納容器スプレイについて
格納容器ベント及び格納容器スプレイについては，炉心損傷を判断基準に運転操作を変更する（第 2 表）。
格納容器ベントについて，炉心損傷前の実施判断基準である 1Pd（格納容器最高使用圧力 0.31MPa［gage］）到達に対し，炉心損傷後はサプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m 到達により格納容器スプレイを停止した
時点に変更となり，格納容器ベントのタイミングは 2Pd（最高使用圧力の 2倍（0.62MPa［gage］））到達前となる。炉心損傷前は環境へ放出される核分裂生成物の放出量が低く，格納容器の健全性を確保することを目的に設計上の最高使用圧力（1Pd）を実施基準としているが，炉心損傷後は，燃料に何らかの破損が生じ，設計基準事故の追加放出量相当を超えるＦＰが格納容器内に移行している可能性が高く，より長く格納容器内でＦＰを保持した方が減衰により環境へ放出する放射能量を低減できることから，2Pd 到達前であるサプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m に到達した時点を実施基準としている。

添付 3.1.3.2−6

また，格納容器ベントの判断基準が変わることで，格納容器スプレイの判断基準も変更となる。原子炉スクラム後における，炉心損傷の前後の格
納容器ベント及び格納容器スプレイの実施基準の差異を第 2 表に示す。

添付 3.1.3.2−7

第2表

添付 3.1.3.2−8

格
納
容
器
ス
プ
レ
イ

格
納
容
器
ベ
ン
ト

炉心損傷判断前後における格納容器スプレイ及び格納容器ベントの実施基準の差異
炉心損傷前
炉心損傷後
（圧力基準）（圧力基準）
炉心損傷後の格納容器スプレイは，格納容器の最高使用圧
格納容器の健全性を維持し，格納容器からの放射性物質の漏え い を可能な 限り抑 えるために格 納容器 の最高使用圧力
力の 2 倍（0.62MPa［gage］）未満に維持しつつ，可能な限り格納容器ベントを遅延させることを目的に，格納容器圧（0.31MPa［gage］）以下で制御することを目的に，格納容器
力 0.465MPa［gage］（1.5Pd）に到達した時点で開始する。
圧力が設計圧力（0.279MPa［gage］）に到達した時点で開始する。
この基準は炉心損傷前に比べて高い圧力での格納容器スプレイの実施になるが，格納容器スプレイ効率が高くなることで，格納容器への持ち込み水量を抑制できる。
（温度基準）（温度基準）
格納容器最高使用温度は，ドライウェル 171℃，サプレッショ 評価項目である 200℃に至らないように，ドライウェル又はン・チェンバ 104℃であり，雰囲気温度がこれらの温度に到達 サプレッション・チェンバの雰囲気温度が 171℃以上になっする前に，格納容器スプレイを行う。
た場合に，格納容器スプレイを行う。

格納容器圧力が上昇し，格納容器最高使用圧力の 0.31MPa［gage］に到達する場合には，格納容器の健全性を維持するために，サプレッション・チェンバからの格納容器ベントを優先として格納容器圧力逃がし装置等により格納容器ベントを行う。

サプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m 到達により格納容器スプレイを停止した時点で，格納容器の過圧による破損を防止することを目的に，サプレッション・チェンバからの格納容器ベントを優先として格納容器圧力逃がし装置により格納容器ベントを行う。

3.

ＭＡＡＰ解析における炉心損傷判定値と運転操作における炉心損傷判定基
準について有効性評価のＭＡＡＰ解析においては，炉心損傷の解析上の判定基準を，有効性評価の評価項目（「実用発電用原子炉に係る炉心損傷防止対策及び格納容器破損防止対策の有効性評価に関する審査ガイド」を踏まえた要件）の燃
料被覆管最高温度 1,200℃（約 1,473K）よりも低い，1,000K（約 727℃）と設定している。
この 1,000K は，PHEBUS-FPT0 実験で，燃料被覆管温度が約 1,000K に達したときにＦＰの放出が開始されたことを踏まえて設定されたものであり，Ｍ
ＡＡＰ解析上の判定基準である。
一方，実際の運転操作においては，炉心損傷の状況を直接的に監視可能な計装設備は原子炉内に設置されておらず，このため，燃料の損傷により放出される希ガス等のガンマ線線量率の上昇を格納容器雰囲気放射線モニタによって監視し，運転操作における炉心損傷の判断に用いている。上記より，
ＭＡＡＰ解析上の炉心損傷の判定基準である 1,000K(約 727℃)は，その後の運転操作に影響を与えるものではない。

添付 3.1.3.2−9

別添
炉心損傷判定図及び炉心損傷割合の推定図について

炉心損傷判定図における追加放出相当のガンマ線線量率の推移は，設計基準事故の中で格納容器内の核分裂生成物の存在量が最大となる原子炉冷却材喪失時を想定したものであり，線量率として支配的である希ガスの追加放出量を基に評価されたものである。炉心損傷はドライウェル又はサプレッション・チェ
ンバのγ線線量率が追加放出量相当のガンマ線線量率の 10 倍以上の領域に到達した場合に判断する。
また，炉心損傷割合の推定図における炉心損傷割合は，希ガスの炉内内蔵量に対する格納容器への放出割合を示しており，ドライウェル及びサプレッショ
ン・チェンバにそれぞれ希ガスが放出されたものとして，各炉心損傷割合のガ
ンマ線線量率の推移を示している。
第 1 図に炉心損傷判定図及び炉心損傷割合の推定図を示す。

第1図

炉心損傷判定図及び炉心損傷割合の推定図（ドライウェル）
添付 3.1.3.2−10

添付資料 3.1.3.3
崩壊熱による蒸発量相当の注水量について

外部水源を用いた原子炉注水を実施する場合，炉心冷却を継続する目的から崩壊熱による蒸発量以上の注水量で原子炉注水を実施する必要があるが，崩壊熱による蒸発量を大きく上回る注水量とする場合はサプレッション・プール水
位の上昇により格納容器ベント配管を水没させる恐れがあるため，崩壊熱による蒸発量相当の注水量に調整する手順を設定する。
崩壊熱は運転時間やスクラム後の経過時間にも影響を受けることから，事前にスクラム後の崩壊熱の推移を把握し，崩壊熱による蒸発量に相当する注水量を手順に反映する。具体的には，運転手順に第 1 図のような崩壊熱による蒸発量相当の注水量を示すことで，必要な注水量を把握することとする。
第 1 図に示すとおり，事象発生 12 時間までは崩壊熱の変化が大きいため，6
時間間隔で注水量を変更するが，12 時間以降においては，12 時間以上の時間間隔で流量調整を実施することとする。ただし，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作の実施により一時的に中央制御室待避室に退避する場合には，直前にその時点での崩壊熱による蒸発量に相当する注水量に調整することで退避中の注水量の調整操作を不要とする。

添付 3.1.3.3−1

80

崩壊熱による蒸発量相当の注水量70

運転手順に示す注水量

60
50

注
水 40
流
量
30
20
10
0
0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

120

132

事故後の時間（h）

第１図

崩壊熱による蒸発量相当の注水量

添付 3.1.3.3−2

144

156

168

添付資料 3.1.3.4
格納容器圧力逃がし装置を用いて大気中へ放出されるＣｓ−137 の放出量評価

雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用できない場合）におけるＣｓ−137 の放出量評価に当たっては，「格納
容器圧力逃がし装置を用いて大気中へ放出されるＣｓ−137」及び「原子炉建屋から大気中へ漏えいするＣｓ−137」の放出量をそれぞれ評価し，評価結果を合計することで算出している。本資料では，「格納容器圧力逃がし装置を用いて大気中へ放出されるＣｓ−137」の放出量評価について示す（「原子炉建屋から大気中へ漏えいするＣｓ−137」の放出量評価は，添付資料 3.1.3.5 参照）。なお，「格納容器圧力逃がし装置を用いて大気中へ放出されるＣｓ−137」の放出量評
価では，格納容器から原子炉建屋への漏えいがないものとして評価した方が，漏えいがある場合と比べて，格納容器から格納容器圧力逃がし装置への移行量が増加（大気中への放出量も増加）するため，保守的に漏えいはないものとして評価した。

1.

評価条件
放出量評価条件（格納容器圧力逃がし装置から放出）を第 1 表，大気中への放出過程及び概略図を第 1 図及び第 2 図に示す。

第1表
項

目

放出量評価条件（1／2）
評価条件

選定理由

評価事象

「 大 破 断 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ＋高圧炉 心冷却失敗 ＋低圧
炉心冷却失敗」（代替循環冷却系を使用できない場合）（全交流動力電源喪失の重畳を考慮）

―

炉心熱出力

3,293MW

定格熱出力

運転時間

1 サイクル当たり
10,000 時間（416 日）

1 サイクル 13 ヶ月（395 日）を考慮して設定

添付 3.1.3.4−1

第1表
項

目

放出量評価条件（2／2）
評価条件

選定理由

1 サイクル：0.229
2 サイクル：0.229
3 サイクル：0.229
4 サイクル：0.229
5 サイクル：0.084

取替炉心の燃料装荷割合に
基づき設定

炉内蓄積量
（Ｃｓ−137）（BqCs137）

約4.36×10１７ Bq「単位熱出力当たりの炉内
蓄 積 量 （ Bq ／ MW ） 」 ×「3,293MW（定格熱出力）」（単位熱出力当たりの炉内蓄積量（Bq／MW）は，ＢＷ
Ｒ共通条件として，東海第二と同じ装荷燃料（９×９
燃料（Ａ型）），上記の運
転時間及び取替炉心の燃料装荷割合で算出したＡＢＷ
Ｒのサイ クル末期の 値 ※ を使用）

放出開始時間格納容器漏えい：事象発生直後
格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱（以下「格納容器ベント」という。）：事象発生から約 19 時間後

ＭＡＡＰ解析結果

格納容器内への放出割合（Ｃｓ−137）0.37

ＭＡＡＰ解析結果

格納容器内での除去効果

ＭＡＡＰ解析に基づく（沈着，サプレ
ッション・プールでのスクラビング及びドライウェルスプレイ）

ＭＡＡＰのＦＰ挙動モデル

取替炉心の燃料装荷割合サプレッション・プール水ｐＨ制御設備は，重大事故等対処設備と位置付けていないため，保守的に設定
格納容器圧力逃がし装置への移行量を多く評価するた
め保守的に設定

格納容器内ｐＨ
制御の効果

考慮しない

格納容器から原子炉建屋への漏えい率

考慮しない

格納容器圧力逃がし装置への放出割合（ FCs）【Ｓ／Ｃベント】
ＣｓＩ類 ：4.33×10 −７
ＣｓＯＨ類：2.42×10 −７【Ｄ／Ｗベント】
ＣｓＩ類 ：1.13×10 −４ＣｓＯＨ類：9.05×10 −３

ＭＡＡＰ解析結果

格納容器圧力逃がし装置の除去 1,000
設計値に基づき設定
係数（ DF）※ 東海第二発電所（ＢＷＲ５）に比べて炉心比出力が大きく，単位熱出力当たりの炉内蓄積量を保守的に評価するＡＢＷＲの値を使用。

添付 3.1.3.4−2

Ｃｓ−137 の炉内蓄積量

格納容器内への放出割合：ＭＡＡＰ解析に基づく

格納容器内での除去効果：ＭＡＡＰ解析に基づく（ドライウェルスプレイ等）

格納容器から原子炉建屋への漏えい率：
1Pd 以下：0.9Pd で 0.5％／日
1Pd 超過：2Pd で 1.3％／日

原子炉建屋への漏えい割合：ＭＡＡＰ解析に基づく

原子炉建屋から大気中への漏えい率：無限大／日

格納容器圧力逃がし装置への放出割合：ＭＡＡＰ解析に基づく

非常用ガス処理系から大気へ放出
放出率：1 回／日
除去効率：考慮しない

原子炉建屋から漏えい又は非常用ガス処理系排気筒から放出

第1図

Ｃｓ−137 の大気放出過程

添付 3.1.3.4−3

格納容器圧力逃がし装置
除去係数：1,000

格納容器圧力逃がし装置
から放出

非常用ガス処理系
排気筒から放出（2 時間〜）※３
放出率：1 回／日
除去効率：考慮しない

格納容器圧力逃がし装置
からの放出（約 19 時間〜） ※３
放出率：1Pd で 13.4kg／s

原子炉建屋

格納容器内での除去効果
Ｃｓ−137：スプレイ等

D/W ベント
原子炉建屋への漏えい ※１

原子炉建屋への漏えい ※１

原子炉建屋から大気中への漏えい（〜2 時間）漏えい率：無限大／日格納容器

S/C ベント

格納容器圧力
格納容器圧力逃がし装置の除去係数 逃がし装置
Ｃｓ−137：1,000※1

格納容器から原子炉建屋への漏えい率（原子炉建屋から大気中へ漏えいするＣｓ−137 の漏えい量評価時のみ）
1Pd 以下：0.9Pd で 0.5％／日，1Pd 超過：2Pd で 1.3％／日
大気への放出経路

0h

▼2h※２

▼19h※３168h▼

原子炉建屋から大気中への漏えい
非常用ガス処理系排気筒から放出
格納容器圧力逃がし装置からの放出※2 非常用ガス処理系の起動により原子炉建屋原子炉棟内は負圧となるため，事象発生 2h 以降
は原子炉建屋から大気中への漏えいはなくなる。
※3 事象発生後 19 時間以降は，「非常用ガス処理系排気筒から放出」及び「格納容器圧力逃がし装置からの放出」の両経路から放射性物質を放出する。

第2図

大気放出過程概略図（イメージ）添付 3.1.3.4−4

2.
(1)

放出量評価
評価方法
格納容器圧力逃がし装置を介して放出される大気中へのＣｓ−137 の放出量は，第 1 表の放出量評価条件及び以下の式により算出する。

[Ｃｓ−137 の放出量]=FCs・BqCs137・（1／DF）・・・(1)
FCs ：格納容器から格納容器圧力逃がし装置へ放出されるＣｓ−137 の放出割合
BqCs137 ：Ｃｓ−137 の炉内蓄積量[4.36×10１７ Bq]
DF：格納容器圧力逃がし装置の除去係数[1,000]

FCs について，ＭＡＡＰ解析では，ＣｓはＣｓＩ又はＣｓＯＨとして存在しているため，以下の式により FCs を算出する。

FCs＝（MCsI＋MCsOH）／MCs ・・・・・・・・・・・(2)MCsI ＝MI・WCs／WI・F CsI ・・・・・・・・・・・・(3)
MCsOH＝（M Cs−M I・WCs ／WI）・FCsOH・・・・・・・・(4)(2)，(3)及び(4)式により，
FCs＝FCsOH＋MI／MCs ・WCs／W I・（FCsI−FCsOH）・・・・(5)FCsI：格納容器から格納容器圧力逃がし装置へ放出されるＣｓＩの放出割合[S／C ベント：4.33×10−７ ，D／W ベント：1.13×10−４ ]FCsOH：格納容器から格納容器圧力逃がし装置へ放出されるＣｓＯＨの放出割合[S／C ベント：2.42×10 −７ ，D／W ベント：9.05×10−３ ]MCsI：格納容器から格納容器圧力逃がし装置へ放出されるＣｓＩに含まれるＣｓ量[kg]添付 3.1.3.4−5

MCsOH：格納容器から格納容器圧力逃がし装置へ放出されるＣｓＯＨに含まれるＣｓ量[kg]MCs：Ｃｓの初期重量[321.2kg]
MI：Ｉの初期重量[24.4kg]
WI：Ｉの分子量[131g/mol]
WCs：Ｃｓの分子量[133g/mol]

(2)

評価結果
サプレッション・チェンバから格納容器圧力逃がし装置を介して大気中に放出されるＣｓ−137 の放出量は，(1)式及び(5)式により，以下のとおりとなる。

FCs＝F CsOH ＋MI／M Cs・W Cs／WI・（FCsI−F CsOH ）＝2.42×10−７ ＋(24.4／321.2)・(133／131)・(4.33×10−７ −2.42×10 −７ )＝2.57×10−７[Ｃｓ−137 の放出量]＝FCs・BqCs137・（1／DF）＝2.57×10 −７ ・4.36×10１７ ・(1／1,000)＝1.2×10 ８ [Bq]＝1.2×10 −４ [TBq]

また，ドライウェルから格納容器圧力逃がし装置を介して大気中に放出されるＣｓ−137 の放出量は，(1)式及び(5)式により，以下のとおりとなる。

添付 3.1.3.4−6

FCs＝F CsOH ＋MI／M Cs・W Cs／WI・（FCsI−F CsOH ）＝9.05×10−３ ＋(24.4／321.2)・(133／131)・(1.13×10−４ −9.05×10 −３ )＝8.36×10−３[Ｃｓ−137 の放出量]＝FCs・BqCs137・（1／DF）＝8.36×10−３ ・4.36×10 １７ ・(1／1,000)＝3.7×10１２ [Bq]
＝3.7[TBq]

事象発生 7 日間以降の影響を確認するために評価した，事象発生 30 日間
及び 100 日間における格納容器圧力逃がし装置を用いて大気中へ放出されるＣｓ−137 の放出量は，サプレッション・チェンバからのベントの場合は約 1.3×10 −４ TBq（事象発生 30 日間）及び約 1.5×10−４ TBq（事象発生100 日間），ドライウェルからのベントの場合は約 4.1TBq（事象発生 30 日間）及び約 4.1TBq（事象発生 100 日間）である ※ 。
なお，事象発生 7 日以降の長期解析においては，事象発生約 19 時間後に格納容器ベントを実施し，事象発生 100 日まで格納容器ベントを継続しているが，格納容器の除熱機能，格納容器への窒素注入機能及び格納容器内の可燃性ガスの濃度制御系機能が確保できた場合には，格納容器ベントを停止する運用とする。
※

Ｃｓ−137 は長半減期核種となるが，事象発生 30 日間及び 100 日間
におけるＣｓ−137 の放出量は，長期的な放出量を評価する観点か
ら，減衰効果を考慮し評価した。

添付 3.1.3.4−7

また，大気へのＣｓ−137 の放出量の評価において，格納容器内へのＣ
ｓ−137 の放出割合としてＭＡＡＰ解析結果を用いている。第 3 図のとおり，米国の代表的なソースタームであるＮＵＲＥＧ−1465 ※ で示された値（ＢＷＲプラント，「Gap Release」及び「Early In-Vessel」の値の和）とＭＡＡＰ解析結果を比較すると，よう素及びセシウムの放出割合について
は，ＭＡＡＰ解析の方が大きい結果となる。希ガスについては，ＮＵＲＥ
Ｇ−1465 の方が大きいが，これは東海第二の想定シナリオでは原子炉注水により炉心を再冠水させることで，炉心の終状態においても炉心内に自立した状態の燃料が一部存在するためである（添付資料 3.1.2.6 参照）。

※

ＴＭＩ事故を契機として行われたシビアアクシデントに係るソースタ
ーム研究を踏まえ，被覆管材であるジルコニウムの酸化量の違い等に
より核分裂生成物の放出量や放出タイミングに相違が生じることを考慮し，ＢＷＲ及びＰＷＲそれぞれに対して放出割合を設定する等，より現実的なソースタームの設定を目的としている。

第3図

格納容器内への放出割合の比較
添付 3.1.3.4−8

添付資料 3.1.3.5
原子炉建屋から大気中へ漏えいするＣｓ−137 の漏えい量評価等について

本資料では，「原子炉建屋から大気中へ漏えいするＣｓ−137」の放出量評価
及び「格納容器圧力逃がし装置を用いて大気中へ放出されるＣｓ−137」の放出量評価結果（添付資料 3.1.3.4 参照）を合計した結果について示す。
なお，本評価では，原子炉建屋ガス処理系が起動するまでの間，格納容器から原子炉建屋に漏えいした放射性物質は，瞬時に原子炉建屋から大気中へ漏えいするものとして，放出量を保守的に評価しているが，下記のとおり，格納容器の健全性が維持されており，原子炉建屋の換気空調系が停止している場合は，格納容器から原子炉建屋に漏えいした放射性物質の一部は，原子炉建屋内で沈着又は時間減衰するため，大気中への放出量は本評価結果より少なくなると考えられる。
・格納容器が健全な場合，格納容器内の放射性物質は，格納容器圧力に応じて原子炉建屋へ漏えいするものとしている。漏えいした放射性物質の一部は，原子炉建屋内での重力沈降等に伴い，原子炉建屋内に沈着すると考えられる。
・原子炉建屋内の換気空調系が停止している場合，原子炉建屋内外における圧力差が生じにくく，原子炉建屋内外での空気のやりとりは多くないと考えられるため，漏えいした放射性物質の一部は原子炉建屋内に滞留し，時間減衰すると考えられる。

1.

評価条件
放出量評価条件を第 1 表に示す。
（大気中への放出過程及び概略図は，添付資料 3.1.3.4 の第 1 図及び第 2 図参照）

添付 3.1.3.5−1

第1表
項

目

放出量評価条件（1／2）
評価条件

選定理由

評価事象

「大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋
低圧炉心冷却失敗」（代替循環冷却系を使用できない場合）（全交流動力電源喪失の重畳を考慮）―

炉心熱出力3,293MW

定格熱出力

1 サイクル当たり
10,000 時間（416 日）
1 サイクル：0.229
2 サイクル：0.229
3 サイクル：0.229
4 サイクル：0.229
5 サイクル：0.084

1 サイクル 13 ヶ月（395日）を考慮して設定

運転時間

取替炉心の
燃料装荷割合取替炉心の燃料装荷割合に基づき設定「単位熱出力当たりの炉内蓄積量（Bq／MW）」×「3,293MW（ 定格熱出力）」（単位熱出力当たりの炉内蓄積量（Bq／MW）は，ＢＷＲ共通条件として，
東海第二と同じ装荷燃料（９×９燃料（Ａ型）），
上記の運転時間及び取替
炉心の燃料装荷割合で算出したＡＢＷＲのサイク
ル末期の値 ※ を使用）

炉内蓄積量
（Ｃｓ−137）

約4.36×10１７ Bq

放出開始時間格納容器漏えい：事象発生直後
格納容器圧力逃がし装置による格納容器
ＭＡＡＰ解析結果
除熱（以下「格納容器ベント」という。）：
事象発生から約 20 時間後 ※格納容器内への放出割合（Ｃｓ−137）0.37

ＭＡＡＰ解析結果

格納容器の漏えい孔における捕集効果

考慮しない

保守的に設定ＭＡＡＰのＦＰ挙動モデル （ 添 付 資 料 3.1.3.6参照）
サプレッション・プール
水ｐＨ制御設備は，重大格納容器内ｐＨ
考慮しない
事故等対処設備と位置付制御の効果けていないため，保守的に設定※ 東海第二発電所（ＢＷＲ５）に比べて炉心比出力が大きく，単位熱出力当たりの炉内蓄積量を保守的に評価するＡＢＷＲの値を使用。
格納容器内での除去効果

ＭＡＡＰ解析に基づく（沈着，サプレッション・プールでのスクラビング及びドライ
ウェルスプレイ）

添付 3.1.3.5−2

第1表
項

目

放出量評価条件（2／2）
評価条件

選定理由

1Pd以下：0.9Pdで0.5％／日
1Pd超過：2Pdで1.3％／日

ＭＡＡＰ解析にて格
納容器の開口面積を設定し格納容器圧力に応じ漏えい率が変化するものとし，格納容器の設計漏えい率（0.9Pd で 0.5％／日）及びＡＥＣの式等に基づき設定（添付資料 3.1.2.5 参照）

ＣｓＩ類 ：約6.15×10 −５ＣｓＯＨ類：約3.05×10 −５

ＭＡＡＰ解析結果

無限大／日（地上放出）（格納容器から原子炉建屋へ漏えいした放射性物質は，瞬時に大気へ漏えいするものとして評価）

保守的に設定1 回／日（排気筒放出）

設計値に基づき設定（非常用ガス処理系のファン容量）

非常用ガス処理系及び非常用ガス再循環系の起動時間

事象発生から 2 時間後

起 動 操 作 時 間 （ 115分）＋負圧達成時間（5 分）（起動に伴い原子炉建屋原子炉棟
内は負圧になるが，保守的に負圧達成時間として 5 分を想定）

非常用ガス処理系及び非常用ガス再循環系のフィルタ除去効率

考慮しない

保守的に設定閉状態

原子炉建屋原子炉棟
内の急減な圧力上昇
等によるブローアウ
トパネルの開放がな
いため

格納容器から原子炉建屋への漏えい率

格納容器から原子炉建屋への漏
えい割合
原子炉建屋から大気への漏えい率（非常用ガス処理系及び非常用ガス再循環系の起動前）
非常用ガス処理系から大気への放出率（非常用
ガス処理系及び非常用ガス再循環系の起動後）ブローアウトパ
ネルの開閉状態※

格納容器から原子炉建屋への漏えいを考慮しない「格納容器圧力逃がし装置を用いて大気中へ放出されるＣｓ−137 の放出量評価」と比べて，原子炉建屋へ漏えいする分
格納容器圧力の上昇が抑制され，結果として格納容器ベント開始タイミングが遅くなる（格納容器圧力逃がし装置を用いて大気中へ放出されるＣｓ−137 の放出量評価における格納容器ベント開始タイミング：約 19 時間後）。

添付 3.1.3.5−3

2.

評価結果（原子炉建屋から大気中へ漏えいするＣｓ−137）
原子炉建屋から大気中へのＣｓ−137 の漏えい量は，約 14.3TBq（事象発生7 日間）である。なお，添付資料 3.1.2.4 に示す「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において代替循環冷却系を使用する場
合のＣｓ−137 の漏えい量（約 7.5TBq）より 2 倍程度大きい結果となっているが，これは格納容器ベント実施（約 19 時間）までの格納容器圧力（格納容器から原子炉建屋への漏えい率に寄与）の違いによる影響が大きい（下記参照）。
・代替循環冷却系を使用する場合
代替循環冷却系による格納容器除熱操作により圧力抑制されるため，
0.31MPa［gage］（約 1Pd）以下で推移（第 3.1.2−10 図参照）
・代替循環冷却系を使用できない場合
0.465MPa［gage］到達後（約 3.9 時間），格納容器ベント実施（約 19 時間）まで格納容器圧力を 0.400MPa［gage］〜0.465MPa［gage］の範囲で維持（第 3.1.3−10 図参照）
また，事象発生 7 日間以降の影響を確認するために評価した，事象発生 30
日間，100 日間における原子炉建屋から大気中へのＣｓ−137 の漏えい量は，
約 14.4TBq（事象発生 30 日間）及び約 15.5TBq（事象発生 100 日間）である。
なお，事象発生 7 日以降の長期解析においては，事象発生約 20 時間後に格納容器ベントを実施し，事象発生 100 日まで格納容器ベントを継続している
が，格納容器の除熱機能，格納容器への窒素注入機能及び格納容器内の可燃性ガスの濃度制御系機能が確保できた場合には，格納容器ベントを停止する運用とする。

添付 3.1.3.5−4

3.

Ｃｓ−137 の放出量
「格納容器圧力逃がし装置を用いて大気中へ放出されるＣｓ−137」及び「原子炉建屋から大気中へ漏えいするＣｓ−137」の放出量評価結果を第 2 表に示す。
原子炉建屋から大気中へのＣｓ−137 の漏えい量（約 14.3TBq）にサプレッ
ション・チェンバのラインを経由した場合の格納容器圧力逃がし装置から大気への放出量（約 1.2×10−４ TBq）を加えた場合の放出量は約 15Bq であり，評価項目である 100TBq を下回っている。なお，ドライウェルのラインを経由した場合の格納容器圧力逃がし装置から大気への放出量（約 3.7TBq）を加えた場合でも約 18TBq であり，100TBq を下回っている。
また，事象発生 7 日間以降の影響について，原子炉建屋から大気中へのＣ
ｓ−137 の漏えい量に，サプレッション・チェンバのラインを経由した場合の格納容器圧力逃がし装置から大気への放出量を加えた場合の放出量は，事象発生 30 日間で約 15TBq，事象発生 100 日間で約 16TBq であり，いずれの場合においても 100TBq を下回っている。

第2表

建屋漏えい
ベント放出 ※１
合計

※1
※2
※3

大気中へのＣｓ−137 の放出量

事象発生 7 日間事象発生 30 日間事象発生 100 日間

約 14.3TBq

約 14.4TBq

約 15.5TBq

約 1.2×10−４ TBq※ ２

約 1.3×10−４ TBq※ ２

約 1.5×10−４ TBq※ ２（約 3.7TBq※３ ）（約 4.1TBq※３ ）（約 4.1TBq※３ ）約 15TBq※２

約 15TBq※２

約 16TBq※２（約 18TBq※３ ）（約 19TBq※３ ）（約 20TBq※３ ）ベント放出量においては，保守的に格納容器からの漏えいをしない場合のＭＡＡＰ解析により算出している。
サプレッション・チェンバのラインを経由した場合の評価結果
ドライウェルのラインを経由した場合の評価結果

添付 3.1.3.5−5

添付資料 3.1.3.6
格納容器内での除去効果について

ＭＡＡＰにおけるＣｓ−137 に対する格納容器内の除去効果として，沈着，サプレッション・プールでのスクラビング及びドライウェルスプレイを考慮している。また，沈着については，重力沈降，拡散泳動，熱泳動，慣性衝突，核分裂生成物（以下「ＦＰ」という。）ガス凝縮/再蒸発で構成される。（「重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コードについて」の「第５部

ＭＡＡＰ」（抜粋）参照）「重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コードについて」の「第５部ＭＡＡＰ」（抜粋）添付 3.1.3.6−1

添付 3.1.3.6−2

1.

沈着及びドライウェルスプレイによる除去効果
沈着及びドライウェルスプレイによる除去効果を確認するため，感度解析を行った。解析結果を第 1 図に示す。なお，感度解析では，以下の式により格納容器内の除去効果（除染係数（以下「ＤＦ」という。））を算出している。
格納容器内ＤＦ＝格納容器内へのＣｓＩ放出割合／ベントラインから大気へのＣｓＩ放出割合

第1図

エアロゾルに対する格納容器内の除去効果（感度解析結果）

第 1 図より，ベースケースにおけるＤＦ（10 ６ オーダー）との比較から，
重力沈降のＤＦは 10 ３ 程度，ドライウェルスプレイのＤＦは 10〜10２ 程度であることがわかる。これより，重力沈降及びドライウェルスプレイ両方によるＤＦは 10４ 〜10５ 程度となるため，Ｃｓ−137 に対する格納容器内の除去効
果は，重力沈降及びドライウェルスプレイの影響が大きいと考える。

添付 3.1.3.6−3

2.
(1)

サプレッション・プールでのスクラビングによる除去効果
スクラビング効果について
スクラビングは，エアロゾルを含む気体がプール内に移行する場合，気泡が分裂しながら上昇していく過程においてエアロゾルが気泡界面に到達した時点で水に溶解して気体から除去される現象である。スクラビングにおけるエアロゾル除去のメカニズムは，プールへの注入時の水との衝突や気泡がプール水中を上昇していく過程における慣性衝突等が考えられる。

(2)

ＭＡＡＰ解析上の扱いについて
スクラビングによる除去効果について，ＭＡＡＰ解析ではスクラビング
計算プログラム（ＳＵＰＲＡコード）により計算されたＤＦ値のデータテーブルに，プール水深，エアロゾルの粒子径，キャリアガス中の水蒸気割
合，格納容器圧力及びサプレッション・プールのサブクール度の条件を補間して求めている。
ＳＵＰＲＡコードでは，スクラビングに伴う初期気泡生成時及び気泡上
昇時のエアロゾルの除去効果をモデル化しており，気泡挙動（気泡サイズ
及び気泡上昇速度），初期気泡生成時のＤＦ，気泡上昇時のＤＦを評価式により与えている。第 2 図に，気泡中のエアロゾルが気泡界面に到達するまでの過程を示す。気泡上昇時における各過程の除去速度を評価することでエアロゾルのＤＦを与えている。

添付 3.1.3.6−4

第2図

(3)

スクラビングによるエアロゾル捕集効果

ＳＵＰＲＡコードによる計算結果と実験結果の比較について
ＳＵＰＲＡコードによる計算結果については，電力共同研究 ※１ にて実験結果との比較検討が行われている。試験条件及び試験装置の概要を第 1 表及び第 3 図に示す。また，試験結果を第 4 図から第 10 図に示す。
試験結果より，ＳＵＰＲＡコードによる計算結果と実験結果について，
キャリアガス流量等のパラメータ値の増減によるＤＦ値の傾向は概ね一致していることを確認した。
また，粒径μm までの粒子について，ＳＵＰＲＡコードによる計算結果が実験結果より小さいＤＦ値を示しており，保守的な評価であることを確認した。
一方，粒径μm の粒子について，ＳＵＰＲＡコードによる計算結果

が実験結果より大きいＤＦ値を示しているが，これは実験とＳＵＰＲＡコードで用いている粒子の違い（実験：ＬＡＴＥＸ粒子（密度 g／cm３ ），Ｓ
ＵＰＲＡコード：ＣｓＯＨ（密度g／cm ３ ））が影響しているためである。ＳＵＰＲＡコードの計算結果を密度補正 ※２ した第 7 図及び第 9 図では，
ＳＵＰＲＡコードによる計算結果は実験結果より概ね小さいＤＦ値を示すことが確認できる。
添付 3.1.3.6−5

以上より，ＳＵＰＲＡコードにより計算されたＤＦ値を用いることは妥当と考える。
※1

共同研究報告書「放射能放出低減装置に関する開発研究」（ＰＨＡＳ
Ｅ２）最終報告書※2

平成 5 年 3 月

実験ではＬＡＴＥＸ粒子を用いているため，その粒径は）となる。一方，ＳＵＰＲＡコードではＣｓＯＨの粒径を基にしているため，粒径に粒子密度（り

g／cm３ ）の平方根を乗じることによに換算する。

添付 3.1.3.6−6

第1表

第3図

試験条件

試験装置の概要

添付 3.1.3.6−7

第4図

キャリアガス流量に対するキャリアガス流量に対するＤＦの比較

第5図

プール水温に対するＤＦの比較

添付 3.1.3.6−8

第6図

第7図

水蒸気割合に対するＤＦの比較

水蒸気割合に対するＤＦの比較（密度補正）

添付 3.1.3.6−9

第8図

第9図

スクラビング水深に対するＤＦの比較

スクラビング水深に対するＤＦの比較（密度補正）

添付 3.1.3.6−10

第 10 図(4)

ガス温度に対するＤＦの比較

沸騰による除去効果への影響について「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の代替
循環冷却系を使用できない
循環冷却系を使用できない場合では，
第 11 図のとおり，格納容器圧力逃が格納容器
し装置による格納容器除熱 （以下，「格納容器ベント」という。）の実施にし装置による格納容器除熱（以下，）伴いサプレッション・プール
伴いサプレッション・プールは飽和状態（沸騰状態）になるため，ため，サプレッション・プールの沸騰による除去効果への影響の沸騰による除去効果への影響を確認した。 ＭＡＡＰ解析条件及び評価結果をを第 2 表及び第 3 表に示す。なお，エアロゾルのエアロゾルの粒径については，スクラビング前後については，スクラビング前後でそれぞれ最も割合の多い粒径について除粒径について除去効果への影響を確認した。
去効果への影響を確認した。その結果，第3 表のとおり沸騰時の時の除去効果は非沸騰時に比べて小さは非沸騰時に比べて小さいことを確認した。
ただし，，「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の代替循環冷却系を使用できないの代替循環冷却系を使用できない場合では，第 12 図のとおり，原子炉圧力
添付 3.1.3.6−11

容器内のＣｓ−137 は，大破断ＬＯＣＡにより生じた破断口より格納容器
内気相部へ移行し，その後重力沈降等により，事象発生 5 時間程度で大部分が格納容器内液相部へ移行するため，本評価においてサプレッション・
プールの沸騰による除去効果の減少の影響はほとんどないと考える。
なお，ＣｓＩ，ＣｓＯＨの沸点はそれぞれ 1,280℃，272.3℃以上 ※２ であり，シビアアクシデント時に格納容器内でＣｓＩ，ＣｓＯＨが揮発することは考えにくいが，サプレッション・プールの沸騰に伴い液相部中のＣｓ
Ｉ，ＣｓＯＨの一部が気相部へ移行する可能性がある。ただし，その場合でも，ドライウェルから格納容器圧力逃がし装置を介した場合のＣｓ−137
放出量（事象発生 7 日間で約 18TBq）に包絡されると考えられる。
※2化合物の辞典髙本 進・稲本直樹・中原勝儼・山﨑 昶[編集]年 11 月 20 日

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却（約 3.9 時間）に伴うサブクール度の低下

格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作（約 19 時間）の実施に伴う格納容器圧力低下により，サプレッション・プールは飽和状態となる。

第 11 図サプレッション・プールのサブクール度の推移

添付 3.1.3.6−12

1997

第2表

評価条件

評価条件 ※

項目

選定理由
格納容器ベント実施前のドライ

％

蒸気割合

ウェルにおける蒸気割合（約55％）相当格納容器ベント実施前の格納容

kPa［gage］ 器圧力（400kPa［gage］〜465kPa

格納容器圧力［gage］）相当
サプレッション・プール

実機では水深 3m 以上のため，設m

水深定上限値を採用℃

サブクール度限値）
飽和状態として設定（設定下限

℃

値）

μm
エアロゾルの粒径（半径）μm※

未飽和状態として設定（設定上スクラビング前において，最も割合が多い粒径
スクラビング後において，最も割合が多い粒径

ＳＵＰＲＡコードにより計算されたデータテーブルの設定値を採用

第3表

評価結果
ＤＦ

粒径

未飽和状態
（サブクール度

飽和状態
℃）

μm
μm

添付 3.1.3.6−13（サブクール度

℃）

1.0
0.9
0.8
炉
内
内
蔵
量
に
対
す
る
割
合
(−)

0.7
0.6

事象発生 5 時間程度で大部分の放射性物質が液相部へ移行

0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0.0
0

5

10

15

20

25

30

35

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3GBU007

第 12 図格納容器内液相部中の存在割合

添付 3.1.3.6−1440添付資料 3.1.3.7
安定状態について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用できない場合））「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用できない場合）」時の安定状態については以下のとおり。
原子炉安定停止状態：
事象発生後，重大事故等対処設備を用いた損傷炉心冷却により，損傷炉心の冠水が維持可能であり，また，冷却のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合，安定停止状態が確立されたものとする。
格納容器安定状態：
損傷炉心を冠水させた後に，重大事故等対処設備を用いた格納容器除熱機能（代替循環冷却系又は格納容器圧力逃がし装置）により，格納容器圧力及び雰囲気温度が安定又は低下傾向に転じ，また，除熱のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合，安定状態が確立されたものとする。
【安定停止状態の確立について】
原子炉安定状態の確立について
低圧代替注水系（常設）における注水継続により損傷炉心が冠水し，損傷炉心の冷却が維持され，原子炉安定停止状態が確立される。
格納容器安定状態の確立について
炉心冷却を継続し，格納容器圧力 0.62MPa［gage］到達までに格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱を開始することで，格納容器圧力及び雰囲気温
度は安定又は低下傾向になり，格納容器雰囲気温度は 150℃を下回り，格納容器安定状態が確立される。
また，重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
【安定状態の維持について】
上記の格納容器破損防止対策により安定状態を確立できる。
代替循環冷却系を用いて又は残留熱除去系を復旧させ，除熱を行うことにより，安定状態の維持が可能となる。安定状態の維持に関する具体的な要件は以下のとおり。
①格納容器除熱機能として代替循環冷却系又は残留熱除去系の復旧による冷却へ移行②格納容器内の水素・酸素濃度の制御を目的とした可燃性ガス濃度制御系の復旧及び格納容器内への窒素注入③上記の安全機能の維持に必要な電源（外部電源），冷却水等の確保④長期的に維持される格納容器の状態（圧力・温度）に対し，適切な地震力に対する格納容器の頑健性の確保（添付資料 3.1.2.9 別紙参照）

添付 3.1.3.7−1

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）(代替循環冷却系を使用できない場合)）
第1表
分類

解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(1／2)

重要現象

崩壊熱

解析モデル

評価項目となるパラメータに与える影響

入力値に含まれる。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

TMI 事故解析における炉心ヒートアップ時の水素ガス発
生，炉心領域での溶融進展状態について，TMI 事故分析
結果と良く一致することを確認した。
CORA 実験解析における，燃料被覆管，制御棒及びチャン
ネルボックスの温度変化について，測定データと良く一致することを確認した。
炉心ヒートアップ速度の増加（被覆管酸化の促進）を想定し，仮想的な厳しい振り幅ではあるが，ジルコニウム水反応速度の係数を 2 倍とした感度解析により影響を確認した。
・TQUV，大破断 LOCA シーケンスともに，炉心溶融の開始
時刻への影響は小さい
・下部プレナムへの溶融炉心移行の開始時刻は，ほぼ変化しない

炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性
及び CORA 実験についての再現性を確認している。炉心ヒートア
ップの感度解析（ジルコニウム−水反応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間に与える影響は小さいことを確認している。
原子炉注水操作については，ＬＯＣＡが発生し，高圧・低圧注水機能の喪失により炉心損傷したと判断した場合，速やかに代替格
納容器スプレイ冷却系による格納容器冷却に併せ，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（電源の確保含む）を行う手順となっており，燃料被覆管温度等を操作開始の起点としている運転員
等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
また，格納容器圧力が 0.465MPa[gage]に到達した場合の格納容器
スプレイ操作については，炉心ヒートアップの感度解析では，格
納容器圧力及び雰囲気温度への影響は小さいことを確認していることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性
及び CORA 実験についての再現性が確認されている。炉心ヒート
アップの感度解析（ジルコニウム−水反応速度の係数についての感度解析）では，格納容器圧力及び雰囲気温度への影響は小さい
ことを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

炉心モデル（炉心水位計算モデル）TQUX シーケンス及び中小破断 LOCA シーケンスに対して，MAAP コードと SAFER コードの比較を行い，以下の傾向を確認した。
・MAAP コードでは SAFER コードで考慮している CCFL を取り扱っていないこと等から，水位変化に差異が生じたものの水位低下幅は MAAP コードの方が大きく，解析
コード SAFER に対して保守的であり，その後の注水操作による燃料有効長頂部までの水位回復時刻は両コードで同等である。

原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析
コード MAAP の評価結果の方が大きく，解析コード SAFER に対して保守的であり，注水操作による燃料有効長頂部までの水位回復
時刻は解析コード SAFER の評価結果との差異は小さいことを確認している。
原子炉注水操作については，ＬＯＣＡが発生し，高圧・低圧注水機能の喪失により炉心損傷したと判断した場合，速やかに代替格
納容器スプレイ冷却系による格納容器冷却及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（電源の確保含む）を行う手順となっており，原子炉水位を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析
コード MAAP の評価結果の方が大きく，解析コード SAFER に対して保守的であり，注水操作による燃料有効長頂部までの水位回復
時刻は解析コード SAFER の評価結果との差異は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

安全系モデル（非常用炉心冷却系）
安全系モデル（代替注
水設備）

入力値に含まれる。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

燃料棒内温度変化

燃料棒表面熱伝達

添付 3.1.3.8−1

燃料被覆管酸化炉心

炉心モデル（炉心熱水力モデル）
溶融炉心の挙動モデル（炉心ヒートアップ）

燃料被覆管変形

沸騰・ボイド率変化

気液分離（水位変化）・対向流

原子炉
圧力容器

ECCS 注水（給水系・代替注水設
備含む）

添付資料 3.1.3.8

運転員等操作時間に与える影響

炉心モデル（原子炉出力及び崩壊熱）

不確かさ

第1表
分類

解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(2／2)

重要現象

解析モデル

不確かさ

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

格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）

HDR 実験解析では，格納容器圧力及び雰囲気温度について，温度成層化を含めて傾向を良く再現できることを確認した。
格納容器雰囲気温度を十数℃程度高めに，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たが，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの種の不確かさは小さくなるものと考えられる。また，非凝縮性ガス濃度の挙動について，解析結果が測定データと良く一致することを確認した。
格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析
では，格納容器温度及び非凝縮性ガス濃度の挙動について，解析結果が測定データと良く一致することを確認した。

HDR 実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向を確認しているが，BWR の格納
容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認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圧力及び雰囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，格納容器圧力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）に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいことから，格納容器圧力を操作開始の起点としている常設低圧代
替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。

HDR 実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向を確認しているが，BWRの格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認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圧力及び雰
囲気温度の傾向を適切に再現できていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影
響は小さい。

スプレイ冷却

安全系モデル（格納容器スプレイ）
安全系モデル（代替注
水設備）

入力値に含まれる。
スプレイの水滴温度は短時間で雰囲気温度と平衡に至ることから伝熱モデルの不確かさはない。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

格納容器ベント

格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

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。本
評価事故シーケンスでは，炉心の損傷状態を起点に操作開始する運転員
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。

溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により炉心溶融開始時間に与える影響は小さいことを確認しており，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ない。

核分裂生成物（FP）挙動モデルは PHEBUS-FP 実験解析により原子炉圧力容器内への FP 放出の開始時間を適切に再現できることを確認している。PHEBUS-FP 実験解析では，燃料被覆管破裂後の FP 放出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると推定される。本評価事故シーケンスでは，炉心損傷後の原子
炉圧力容器内 FP 放出を操作開始の起点としている運転員等操作はない
ことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

核分裂生成物（FP）挙動モデルは PHEBUS-FP 実験解析により原子炉
圧力容器内への FP 放出の開始時間を適切に再現できることを確認している。PHEBUS-FP 実験解析では，燃料被覆管破裂後の FP 放出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると推定される。

核分裂生成物（FP）挙動モデルは ABCOVE 実験解析により格納容器内のエアロゾル沈着挙動を適正に評価できることを確認している。本評価事
故シーケンスでは，炉心損傷後の格納容器内 FP 挙動を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影
響はない。

核分裂生成物（FP）挙動モデルは ABCOVE 実験解析により格納容器
内のエアロゾル沈着挙動を適正に評価できることを確認している。
したがって，大気中への Cs-137 の放出量の観点で評価項目となるパラメータに与える影響はない。なお，本評価事故シーケンスにおける格納容器圧力逃がし装置による大気中への Cs-137 の放出量は，評価項目（100TBq を下回っていること）に対して，サプレッション・
チェンバのベントラインを経由した場合は約 1.2×10−４TBq（7 日間），ドライウェルのベントラインを経由した場合は約 3.7TBq（7日間）であり，評価項目に対して余裕がある。

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格納容器

気液界面の熱伝達

添付 3.1.3.8−2

リロケーション
溶融炉心の挙動モデル(リロケーション)
原子炉
圧力容器
（炉心損傷
後）

構造材との熱伝
達

原子炉圧力容器内 FP 挙動

格納容器
（炉心損傷
後）

格 納 容 器 内 FP
挙動

核分裂生成物（FP）挙動モデル

核分裂生成物（FP）挙動モデル

入力値に含まれる。
MAAP コードでは格納容器ベントについては，設計流量に基づいて流路面積を入力値として与え，格納容器各領域間の流動と同様の計算方法が用いられている。
・TMI 事故解析における炉心領域での溶融進展状態について，TMI 事故分析結果と一致することを確認した。
・リロケーションの進展が早まることを想定し，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により影響を確認した。
・TQUV，大破断 LOCA シーケンスともに，炉心溶融
時刻，原子炉圧力容器破損時刻への影響が小さいことを確認した。
PHEBUS-FP 実験解析により，FP 放出の開始時刻を良く再現できているものの，燃料被覆管温度を高めに評価することにより，急激な FP 放出を示す結果となった。ただし，この原因は実験における小規模な炉心体系の模擬によるものであり，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると考えられる。

ABCOVE 実験解析により，格納容器内のエアロゾル
沈着挙動を適正に評価できることを確認した。

第2表
項

目

解析条件を最確条件とした場合に運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(1／4)
解析条件（初期条件，事故条件及び機器条件）の
不確かさ
解析条件

条件設定の考え方

初期条件

添付 3.1.3.8−3

原子炉熱出力3,293MW

約 3,279MW〜
約 3,293MW（実績値）

定格原子炉熱出力として設定

原子炉圧力（圧力容器ドーム部）

6.93MPa[gage]

約 6.91MPa[gage]〜
約 6.94MPa[gage]（実績値）

定格原子炉圧力として設定

原子炉水位

通常運転水位（セパレータスカート
下端から＋126cm）

通常運転水位約−4cm〜約＋6cm（セパレータスカート
下端から約＋122cm〜
約＋132cm）（実績値）

通常運転時の原子炉水位とし
て設定

炉心流量

48,300t／h（定格流量（100％））

定格流量の約 86％〜約 104％（実績値）

定格流量として設定

９×９燃料
(Ａ型)

装荷炉心ごと９×９燃料(Ａ型)と９×９燃料(Ｂ型)は，熱水力的な特性はほぼ同等であり，燃料棒最大線
出力密度の保守性に包絡されることから，代表的に９×９燃料(Ａ型)を設定

原子炉停止後の崩壊熱

ANSI/ANS-5.1-1979
燃焼度 33GWd／t

ANSI/ANS-5.1-1979
平均的燃焼度約 31GWd／t（実績値）

1 サイクルの運転期間(13 ヶ月)に調整運転期間(約 1 ヶ月)を考慮した運転期間に対応する燃焼度を設定

格納容器体積（ドライウェル）5,700m３

5,700m３（設計値）

設計値

格納容器体積（サプレッション・チェンバ）

空間部：4,100m３
液相部：3,300m３

空間部：
約 4,092m３〜
約 4,058m３
液相部：
約 3,308m３〜
約 3,342m３
（実績値）

設計値
（通常運転時のサプレッション・プール水位の下限値に基づ
き設定）

真空破壊装置作動
差圧

3.45kPa（ドライウェル−サプ
レッション・チェンバ間差圧）

3.45kPa（ドライウェル−サプ
レッション・チェンバ
間差圧）
（設計値）

真空破壊装置の設定値

燃料

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

最確条件とした場合には，原子炉停止後の崩壊熱が緩和される。最確条件とした場合の運転員等操作時間への影響は，原子炉停止後の崩壊熱にて説明する。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，大破断 LOCA に伴い原子炉は急速に減圧されるため事象進展に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小さい。例えば，原子炉スクラム 10 分後までの崩壊熱による原子炉
水位の低下量は，高圧が維持された状態でも通常運転水位から約3m であるのに対してゆらぎによる水位低下量は約 4cm であり非常に小さい。したがって，事象進展に及ぼす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。
炉心の反応度補償のため初期値は変化するが，事象発生後早期に原子炉はスクラムするため，初期炉心流量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。

最確条件とした場合には，原子炉停止後の崩壊熱が緩和される。最確条件とした場合の評価項目となるパラメータに与える影響は，原
子炉停止後の崩壊熱にて説明する。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，大破断 LOCA に伴い原子炉は急速に減圧されるため事象進展に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小さい。例えば，原子炉スクラム 10 分後までの崩壊熱による原子炉水位の低下量は，高圧が維持された状態でも通常運転水位から約 3mであるのに対してゆらぎによる水位低下量は約 4cm であり非常に小さい。したがって，事象進展に及ぼす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。
炉心の反応度補償のため初期値は変化するが，事象発生後早期に原子炉はスクラムするため，初期炉心流量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。

最確条件とした場合には，９×９燃料のＡ型又はＢ型の炉心となるか，それらの混在炉心となるが，いずれの型式も燃料の熱水力特性はほぼ同等であり，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。

最確条件とした場合には，９×９燃料のＡ型又はＢ型の炉心となるか，それらの混在炉心となるが，いずれの型式も燃料の熱水力特性はほぼ同等であり，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。

最確条件とした場合には，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇が遅くなるが，操作手順（代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び格納容器圧力逃がし装置による格納容器
除熱を実施すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
解析条件と最確条件は同様であり，事象進展に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，ゆらぎによる格納容器体積（サプレッション・チェンバ）の液相部の変化分は通常時に対して非常に小さい。例えば，サプレ
ッション・プール水位が 6.983m の時の水量は 3,300m３であるのに対し，ゆらぎ（0.087m）による水量変化は約 42m３であり，その割合は初期保有水量の約 1.3％と非常に小さい。したがって，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。

最確条件とした場合には，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇が遅くなるが，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇は格納容器スプレイ及び格納容器ベントにより抑制されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
解析条件と最確条件は同様であり，事象進展に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

最確条件

解析条件と最確条件は同様であり，事象進展に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

最確条件とした場合には，格納容器体積（サプレッション・チェン
バ）の液相部の運転範囲において解析条件より高めの水位となるが，ゆらぎの幅は非常に小さい。例えば，サプレッション・プール水位が 6.983m の時の水量は 3,300m３であるのに対し，ゆらぎによる水量変化（0.087m）は約 42m３であり，その割合は初期保有水量の約 1.3％と非常に小さい。したがって，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。

解析条件と最確条件は同様であり，事象進展に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

第2表
項

目

解析条件を最確条件とした場合に運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(2／4)
解析条件（初期条件，事故条件及び機器条件）の不確かさ
解析条件

条件設定の考え方

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
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，ゆらぎによる格納容器体積（サプレッション・チェンバ）の液相部の変化分は通常時に対して非常に小さい。例えば，サプレッション・プール水位が 6.983m の時の水量は 3,300m３であるのに対し，ゆらぎ（0.087m）による水量変化は約 42m３であり，その割合は初期保有水量の約 1.3％と非常に小さい。したがって，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。

最確条件

6.983m（通常運転範囲の下限値）

約 7.000m〜
約 7.070m（実績値）

通常運転時のサプレッション・プール水位の下限値として設定最確条件とした場合には，サプレッション・プール水位の運転範囲において解析条件より高めの水位となるが，ゆらぎの幅は非常に小さい。例えば，サプレ
ッション・プール水位が 6.983m の時の水量は 3,300m３であるのに対し，ゆらぎによる水量変化（0.087m）は約 42m３であり，その割合は初期保有水量の約1.3％と非常に小さい。したがって，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。

サプレッショ
ン・プール水温度

32℃

約 15℃〜約 32℃（実績値）

通常運転時のサプレッション・プール水温度の上限値として設定最確条件とした場合には，解析条件で設定しているサプレッション・プール水
温度よりも低くなるため，格納容器圧力上昇が遅くなり，格納容器スプレイ及び格納容器ベント操作の開始が遅くなるが，その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。

最確条件とした場合には，解析条件で設定しているサプレッション・
プール水温度よりも低くなるため，格納容器の熱容量は大きくなり，
格納容器ベントに至るまでの時間が長くなるが，その影響は小さいことから，評価項目となるパラメータのパラメータに与える影響は小さい。

格納容器圧力5kPa[gage]

約 2.2kPa[gage]〜
約 4.7kPa[gage]（実績値）

通常運転時の格納容器圧力を包含する値

最確条件とした場合には，解析条件で設定している圧力よりも小さくなるた
め，格納容器圧力が低めに推移するが，その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。

最確条件とした場合には，解析条件で設定している圧力よりも小さくなるため，格納容器圧力が低めに推移するが，その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。

格納容器雰囲気
温度57℃

約 25℃〜約 58℃（実績値）

通常運転時の格納容器雰
囲気温度（ドライウェル
内ガス冷却装置の設計温度）として設定最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，格納容器雰囲気温度は格納容器スプレイにより飽和温度となり，初期温度が事
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。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，格納容器雰囲気温度は格納容器スプレイにより飽和温度となり，初期温度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。
最確条件とした場合には，解析条件で設定している水温よりも低くなる可能性があり，炉心の再冠水までの挙動に影響する可能性はあるが，この顕熱分の影響は小さく，燃料被覆管温度の上昇に与える影響は小さい。また，格納容器圧力上昇に対する代替格納容器スプレイ冷
却系（常設）による圧力及び雰囲気温度上昇の抑制効果は大きくなり，
格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇は遅くなるが，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

サプレッショ
ン・プール水位

初期条件

添付 3.1.3.8−4

外部水源の温度

35℃

35℃以下

年間の気象条件変化を包含する高めの水温を設定

最確条件とした場合には，解析条件で設定している水温よりも低くなる可能性があり，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇に対する代替格納容器スプレイ冷
却系（常設）による圧力及び雰囲気温度上昇の抑制効果は大きくなり，間欠ス
プレイの間隔に影響する。しかし，流量調整範囲においてスプレイ流量を調整することで間欠スプレイの間隔を調整できることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

外部水源の容量

約 8,600m３

8,600m３以上（西側淡水貯水設
備＋代替淡水貯槽）

西側淡水貯水設備及び代替淡水貯槽の管理下限値
を設定

管理値下限の容量として事象発生から 7 日後までに必要な容量を備えており，
水源は枯渇しないことから運転員等操作時間に与える影響はない。

−

燃料の容量

約 1,010kL

1,010kL 以上（軽油貯蔵タンク＋可搬型設備用軽
油タンク）

軽油貯蔵タンク及び可搬型設備用軽油タンクの管理下限値を設定

管理値下限の容量として事象発生から 7 日後までに必要な容量を備えており，
燃料は枯渇しないことから運転員等操作時間に与える影響はない。

−

第2表
項

目

解析条件を最確条件とした場合に運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(3／4)
解析条件（初期条件，事故条件及び機器条件）の不
確かさ
解析条件

事故条件

添付 3.1.3.8−5

起因事象

大破断 LOCA
再循環系配管（出口ノズル）の破断−安全機能の喪失に対する仮定

全交流動力電源喪失
高圧注水機能喪失及び低圧注水機能喪失−

外部電源

外部電源なし−水素の発生

ジルコニウム−水反応を考慮

ジルコニウム−水反応を考慮

原子炉水位低(レベル３)信号

タービン蒸気加減弁急速閉信号又は原子炉保護系
電源喪失

主蒸気隔離弁事象発生と同時に閉止

原子炉保護系電源喪失又は原子炉水位異常低下（
レベル２）信号再循環系ポンプ

事象発生と同時に停止

電源喪失によるポンプ停止（事象発生と同時）

原子炉スクラム信号

条件設定の考え方

機器条件

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

Excessive LOCA を考慮した場合，原子炉冷却材の流出量が増加することにより炉心損傷開始等が早くなる
が，操作手順（速やかに格納容器冷却手段を準備すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 3.1.2.12）

Excessive LOCA を考慮した場合，原子炉冷却材の流出量が増加することにより炉心損傷開始等が早くなるが，格納容器へ放出されるエネルギは大破断 LOCA の場合と同程度であり，格納容器圧力は 0.62MPa[gage]，格納容器バウンダリにかかる温度は 200℃を下回っていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料 3.1.2.12）−−

仮に，外部電源がある場合は，注水開始時間が早くなり，格納容器圧力・温度の挙動は低く推移することから，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。

仮に，外部電源がある場合は，注水開始時間が早くなり，格納容
器圧力・温度の挙動は低く推移することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

解析条件と最確条件は同様であり，事象進展に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であり，事象進展に与える影響はない
ことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

最確条件とした場合には，原子炉熱出力の低下が早くなり，原子炉冷却材の放出が少なくなるため，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇が遅くなるが，操作手順（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小さい。

最確条件とした場合には，原子炉熱出力の低下が早くなり，原子炉冷却材の放出が少なくなるため，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇が遅くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

最確条件とした場合には，逃がし安全弁を通じて格納容器内に放出される蒸気量が減少することから，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇が遅くなるが，操作手順（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小さい。

最確条件とした場合には，逃がし安全弁を通じて格納容器内に放出される蒸気流量が減少するため，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇が遅くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

解析条件と最確条件は同様であり，事象進展に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であり，事象進展に与える影響はない
ことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

最確条件
原子炉圧力容器から格納容器への冷却材
流出を大きく見積もり，格納容器内の圧力上昇及び温度上昇の観点から厳しい設定として，原子炉圧力容器バウンダリに接続する配管のうち，口径が最大である
再循環系配管（出口ノズル）における両端破断を設定非常用ディーゼル発電機等の機能喪失を想定し，設定高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系
及び高圧炉心スプレイ系，低圧注水機能として残留熱除去系（低圧注水系）及び
低圧炉心スプレイ系の機能喪失を設定
過圧及び過温への対策の有効性を総合的に判断する観点から，プラント損傷状態
である LOCA に全交流動力電源喪失を重畳することから，外部電源が喪失するもの
として設定
ただし，原子炉スクラムについては，外部電源有の場合を包括する条件として，機器条件に示すとおり設定
水の放射線分解等による水素発生については，格納容器圧力及び雰囲気温度に対する影響が軽微であることから考慮していない
短時間であるが原子炉熱出力が維持される厳しい設定として，外部電源喪失時のタービン蒸気加減弁急閉及び原子炉保護
系電源喪失による原子炉スクラムについては保守的に考慮せず，原子炉水位低（レベル３）にてスクラムするものとして設定
短時間であるが主蒸気が格納容器内に維持される厳しい設定として，原子炉保護
系電源喪失及び原子炉水位異常低下（レベル２）信号による主蒸気隔離弁閉止については保守的に考慮せず，事象発生と同時に主蒸気隔離弁閉止するものとして設定
事象進展に与える影響は軽微であることから，全交流動力電源喪失によるポンプ
停止を踏まえて設定

第2表
項

目

低 圧 代 替注 水
系（常設）

機器条件

代 替 格 納容 器
ス プ レ イ冷 却系（常設）

解析条件を最確条件とした場合に運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(4／4)

解析条件（初期条件，事故条件及び機器条件）の
不確かさ
解析条件

最確条件

事象初期の原子炉注水実施時：230m３／h（一定）原子炉水位Ｌ０到達判
断後：崩壊熱による蒸発を補う注水量（最大50m３／h）に制御
事象初期の原子炉注水実施時：
130m３／h（一定）

事象初期の原子炉注水実施時：230m３／h 以上（一定）
原子炉水位Ｌ０到達判
断後：崩壊熱による蒸発を補う注水量（最大50m３／h）に制御
130m３／h（一定）

格納容器圧力制御：
130m３／h（一定）102m３／h〜130m３／h

添付 3.1.3.8−6

格 納 容 器下 部
注水系（常設）

解析上考慮しない

80m３／h（一定）格 納 容 器圧 力逃がし装置

格 納 容 器 圧 力 が0.310MPa[gage]における排出流量 13.4kg／s
に対して，第二弁を全開にて格納容器除熱

格 納 容 器 圧 力 が0.310MPa[gage]における排出流量 13.4kg／s
に対して，第二弁を全開にて格納容器除熱

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

炉心冷却の維持に必要な流量として設定

実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復が早くなる。溶融炉心の冠水後の操作として崩壊熱による蒸発を補う注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であることから,運転員等操作時間に与える影響はない。

実際の注水流量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），
原子炉水位の回復は早くなり，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇の抑制効果は大きくなるが，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇に有意な影響を与えないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇を抑制
可能な流量として，運転手順に基づき設定

解析条件と最確条件は同様であり，事象進展に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であり，事象進展に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

最確条件とした場合，サプレッション・プール水位の上昇が緩和されることから，サプレッション・プール水位を操作開始の起点とする格納容器圧力逃がし装置を用いた格納容器
除熱操作の開始時間が遅くなり，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。

西鶴条件とした場合でも，格納容器圧力を 0.400MPa[gage]から0.465MPa[gage]の範囲内に維持することに変わりはないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

ペデスタル（ドライウェル部）には通常運転時からプール水が存在するため，格納容器の熱容量が増え，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇が緩和されるが，操作手順（代替格納容器スプレイ冷却系による格納容器冷却を実施すること）に変
わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

ペデスタル（ドライウェル部）には通常運転時からプール水が存在するため，格納容器の熱容量が増え，格納容器圧力及び雰囲気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。

実際の流量が解析より多い場合，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇の抑制効果は大きくなるが，操作手順（格納容器圧
力逃がし装置による格納容器除熱操作を実施すること）に変
わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はな
い。

実際の流量が解析より多い場合，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇の抑制効果は大きくなるが，格納容器圧力の最高値は代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による納容器スプレイ時の操作開始圧力
であり，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作時のピー
ク圧力は格納容器圧力の最大値を下回ることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

条件設定の考え方

サプレッション・プール水位の上昇が早くなり，格納容器圧力逃がし装置による格納
容器減圧及び除熱操作（サプレッション・
チェンバ側）までの操作時間余裕の観点で厳しい条件として，運転手順の流量調整範囲（102m３／h〜130m３／h）における上限を設定
格納容器雰囲気温度の挙動を厳しく評価するため，初期条件としてペデスタル（ドライウェル部）のプール水を考慮していない
ことから，常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）水位の確保操
作についても考慮しない
格納容器圧力逃がし装置の設計値を考慮して，格納容器圧力及び雰囲気温度を低下させるのに必要な排出流量として設定

第3表

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 (1／4)
解析条件（操作条件）

項目

の不確かさ
解析条件

操作条件

添付 3.1.3.8−7

常 設 代 替高圧電
源 装 置 による緊急 用 母 線の受電
操 作 並 びに代替格 納 容 器スプレ
イ冷却系（常設）に よ る 格納容器
ス プ レ イ操作及び 低 圧 代替注水系（常設）による
原子炉注水操作

事象発生
25 分後

操作の不確かさ要因

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

操作時間余裕訓練実績等【認知】中央制御室にて，外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機等の電源回復ができない場合，早期の電源回復不能と判断し，これにより，常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電操作及び低圧代替注水系（常設）等の起動操作を開始する手順としている。この認知に係る時間として 10 分間を想定しているため，認知遅れにより操作時間に与える影響はなし。
【要員配置】
中央制御室での操作のみであり，当直運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与える影響はなし。
【移動】
中央制御室での操作のみであり，当直運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作所要時間】非常用ディーゼル発電機等の手動復旧操作（失敗），常設代替高圧電源装置の起動操
作，緊急用母線の受電操作，低圧代替注水系（常設）等起動操作を行う当直運転員の操作内容及び操作所要時間は以下のとおり。これらの作業は一連の操作として行うため，操作所要時間は最長で 15 分間となる●非常用ディーゼル発電機等の手動起動操作（失敗）に係る時間として 2 分を想定
●常設代替高圧電源装置の起動操作及び緊急用母線の受電操作として 4 分を想定
●低圧代替注水系（常設）等の起動操作として 9 分を想定
【他の並列操作有無】
当該操作に対応する当直運転員に他の並列操作はなく，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作の確実さ】
中央制御室の制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにく
く，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

状況判断から原子炉注水操作までは一連の操作として実施
し，同一の運転員による並列操
作はなく，操作所要時間を踏まえて解析上の想定時間を設定していることから，運転員等操
作時間に与える影響はない。
また，原子炉注水によって原子炉水位が原子炉水位Ｌ０まで回復した場合，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水流量を崩壊熱による蒸発を補う流量に変更するとともに，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停止する。運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は，解析上の想定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。当該操作は，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。

解析条件は操作所
要時間に時間余裕を含めて設定されており，原子炉水位の回復は早くなる可能性があるが，ジルコニウム−水反応量により発熱量が増加する等の影響があるため，格納
容器圧力及び雰囲
気温度の上昇に大きな差異はない。
また，代替格納容器
スプレイ操作と原子炉注水操作は，流量分配により同時に実施する操作であり，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。

事象発生から 50 分後（操作開始時間の 25 分の遅れ）までに常設代替
高圧電源装置からの受電操作を行い代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水が開始できれば，損傷炉心は炉心位置に保持され，評価項目を満足する結果となることから，時間余裕がある。
なお，格納容器ベント時におけるＣｓ放出量は
炉心損傷の程度の影響を受けるが，格納容器ベ
ント開始時間はほぼ同等であることから，放出量に与える影響は小さい。
（添付資料 3.1.3.9）

中央制御室における操作のため，シミュレータ（模擬操作含む。）にて訓練実
績を取得。
解析上においては，低圧代替注
水系（常設）等
起動操作まで 25分としていると
ころ，訓練実績
では約 25 分。
想定で意図している運転操作が実施可能なことを確認した。

条件設定の
考え方

中央制御室
における常
設代替高圧
電源装置，
代替格納容
器スプレイ
冷却系(常
設）及び低
圧代替注水
系（常設）
の準備時間
を考慮して
設定

第3表

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 (2／4)
解析条件（操作条件）の不確かさ

項目
解析条件

操作条件

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操作

格納容器圧力が0.465MPa[gage]に到達した場合に開始
格納容器圧力が0.400MPa[gage]に到達した時点
で停止

添付 3.1.3.8−8

操作の不確かさ要因

運転員等操作時間に与え
る影響

【認知】
事故時には重要監視パラメータである格納容器圧力を継続監視しており，また，格納容器圧力が 0.465MPa[gage]に到達する時間は事象発生から約 3.9 時
間後であり，それまでに格納容器圧力の上昇を十分に認知できる時間がある
ため，認知遅れにより操作時間に与える影響はなし。
【要員配置】
中央制御室での操作のみであり，当直運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与える影響はなし。
【移動】
中央制御室での操作のみであり，当直運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作所要時間】
注水流量調整の操作は，流量調整弁の操作であり，操作装置による操作のため簡易であり，格納容器の緩やかな圧力上昇に対して操作開始時間は十分に短い。
【他の並列操作有無】
当該操作に対応する当直運転員に他の並列操作はなく，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作の確実さ】
中央制御室の制御盤のスイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

格納容器圧力の上昇は緩慢であり，継続監視していることから，操作開始の起点である格納容器圧
力 0.465MPa［gage］到達
時点で速やかに操作を実施可能であり，操作開始
時間に与える影響は小さいことから，運転員等操
作時間に与える影響も小さい。
当該操作は，解析コード
及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅くなる可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，他の操作と重複もないことから，他の操作に与える影響はない。

条件設定の
考え方

格納容器圧力 の抑制効果を踏 ま
えて設定

評価項目となるパラメータに与える影響

格納容器圧力の上昇は緩慢であり，継続監視していることから，操作開始の起点である格納容器圧
力 0.465MPa［gage］到達
時点で速やかに操作を実施可能であり，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

操作時間余裕操作開始までの時
間は，事象発生か
ら約 3.9 時間あり，
準備時間が確保できるため，時間余裕がある。
なお，操作が大幅に遅れるような場
合でも，格納容器
圧力が限界圧力
0.62MPa[gage] に到達するまでの時
間は事象発生後約14 時間後であり，時間余裕がある。
（添付資料
3.1.3.9）

訓練実績等

中央制御室における操作のため，シミュレータ（模擬操作含む。）にて訓練実績を取得。
訓練では，格納容器圧力465kPa[gage]到達
時に，常設低圧代
替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）を実施，
スプレイ操作は約4 分。
想定している範囲内で意図している
運転操作が実施可
能であることを確
認した。

第3表

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 (3／4)
解析条件（操作条件）の不確かさ

項目
解析条件

操作条件

添付 3.1.3.8−9

格 納 容 器圧力逃が し 装 置による格納容器除熱サプレッショ
ン・プール水位が通 常 水 位＋ 6.5m
到達から 5 分後操作の不確かさ要因

運転員等操作時間に与え
る影響

【認知】
事故時には重要監視パラメータであるサプレッション・プール水位を継続監視しており，また，格納容器ベントの操作実施基準に到達するのは，事象発生の約 19 時間後であり，それまでにサプレッション・プール水位の上昇を十分に認知できる時間があるため，認知遅れにより操作時間に与える影響はなし。
【要員配置】
中央制御室での操作のみであり，当直運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与える影響はなし。
なお，中央制御室における操作が失敗した場合を想定して現場操作を行うための要員を配置する。他の現場操作を行う重大事故等対応要員とは独立して，格納容器ベントを行う重大事故等対応要員を配置していることから，操作開始時間に与える影
響はなし。
【移動】
中央制御室での操作のみであり，当直運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与える影響はなし。
なお，中央制御室における操作が失敗した場合を想定して現場操作を行うための要員を配置する。重大事故等対応要員は，サプレッション・プール水位が通常水位から 5.5m 高い位置に到達する事象発生から約 16 時間後に災害対策本部から操作現場へ移動する。移動に係る所要時間は約 1 時間以内であり，格納容器ベント開始時間の事象発生から約 19 時間後までに余裕時間があることから，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作所要時間】
制御盤のスイッチによる操作のため簡易であり，サプレッション・プール水位の緩やかな上昇に対して操作開始時間は十分に短い。
なお，中央制御室における操作が失敗した場合を想定して現場操作を行うための要員を配置する。重大事故等対応要員の現場操作は，フレキシブルシャフトを用いた 1弁の手動操作であり，30 分を想定している。本操作は，中央制御室による格納容器
ベントが実施不可と判断した場合に開始し，格納容器圧力が 0.62MPa[gage]に到達す
る予定時刻の 40 分以上前から実施する。よって，操作開始時間与える影響はなし。
【他の並列操作有無】
当該操作に対応する当直運転員に他の並列操作はなく，操作開始時間に与える影響はなし。
なお，中央制御室における操作が失敗した場合を想定して現場操作を行うための要員を配置する。他の現場操作を行う重大事故等対応要員とは独立して，格納容器ベントを行う重大事故等対応要員を配置していることから，操作開始時間に与える影
響はなし。
【操作の確実さ】
中央制御室における操作は，制御盤のスイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。
なお，中央制御室における操作が失敗した場合を想定して現場操作を行うための要員を配置する。現場操作は，作業の成立性や要員の安全のため 3 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

サプレッション・プール
水 位 が 通 常 水 位 ＋ 6.5mに到達するのは，事象発生の約 19 時間後である。
また，格納容器ベントの準備操作はサプレッション・プール水位の上昇傾向を監視しながらあらか
じめ操作が可能であり，格納容器ベント操作の操作所要時間は時間余裕を含めて設定されていることから，実態の操作開始
時間は解析上の設定とほぼ同等であり，サプレッ
ション・プール水位が通常水位＋6.5m 到達時に速やかに格納容器除熱操
作をすることが可能であるため，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。
当該操作は，解析コード
及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅くなる可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，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。

条件設定の
考え方

格納容器の限界
圧力到達防止を踏まえて設定評価項目となるパラメータに与える影響

実態の操作開始
時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

操作時間余裕訓練実績等

格納容器ベント開始までの時間は事象発生から
約 19 時間後の操作であり，準備時間が確保できる
ため，時間余裕がある。

中央制御室での操
作は，シミュレータ
（模擬操作含む。）
にて訓練を取得。
中央制御室における格納容器ベント
は，スイッチによる
1 弁の操作に約 2 分の操作時間を要した。
また，格納容器ベン
ト実施時に遠隔操作に失敗した場合
は現場操作にて対応するが，現場モックアップ等による実績では，約 25 分
で操作を実施できた。
想定している範囲内で意図している
運転操作が実施可
能であることを確
認した。

第3表

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 (4／4)
操作の不確かさ要因

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

操作時間余裕

訓練実績等

−

−

−

代替淡水貯槽への補給は，想定所要時間 180 分のところ，訓練実績等により約 164分に実施可能なことを確認した。

−

可搬型設備用軽油タンクからタンクローリへの給油
は，想定所要時間 90 分のところ，訓練実績等により約80 分に実施可能なことを確認した。

解析条件（操作条件）の不確かさ
項目

操作条件

西 側 淡 水貯水設
備 を 水 源とした
可 搬 型 代替注水
中 型 ポ ンプによる 代 替 淡水貯槽への補給操作

タ ン ク ローリによ る 燃 料給油操作

添付 3.1.3.8−10

解析条件

条件設定の
考え方

事象発生から45.6 時間後代替淡水貯槽への水源補給操作は，解析条件
ではないが，解析で想定している操作の成立や継続に必要な作業
代替淡水貯槽の枯渇が発生しないよう設定

代替淡水貯槽は，水源補給を実施しない場合においても約 92 時間枯渇しないため，代替淡水貯槽への水源補給までの時間は，十分な時間余裕がある。

事象発生から47.1 時間以降，適宜

可搬型代替注水中型ポンプへの燃料給油操作
は，解析条件ではないが，解析で想定している操作の成立や継続に必要な操作・作業
各機器の使用開始時間を踏まえて設定

代替淡水貯槽は，水源補給を実施しない場合においても約 92 時間枯渇しないため，可搬型代替注水中型ポンプへの燃料給油までの時間は，十分な時間余裕がある。

−−

添付資料 3.1.3.9
注水操作が遅れる場合の影響について

1.

はじめに
評価事故シーケンス「大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」（全交流動力電源喪失の重畳を考慮）では，大破断ＬＯＣＡ時に非常用炉心冷却系等の機能及び全交流動力電源が喪失するため，原子炉水位は急速に低下する。水位低下により炉心は露出し，事象発生約 9 分後に燃料被覆管の最高温度は 1,200℃に到達する。有効性評価では，事象発生から 25 分経
過した時点で，常設代替高圧電源装置からの給電により代替格納容器スプレ
イ冷却系（常設）による格納容器冷却及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始することで，原子炉圧力容器破損に至ることなく，水位は回復し，炉心は冠水する評価結果となっている。
本事象進展について，運転員による格納容器冷却操作及び原子炉注水操作が有効性評価よりも遅れた場合の評価項目への影響について評価した。

2.

評価項目への影響
操作遅れを想定し，注水開始時間をベースケースにおける設定よりも 25
分遅延（事象発生 50 分後に原子炉注水開始）した場合について，原子炉圧力容器の健全性及び格納容器破損防止対策の有効性に係る感度解析を行った。

(1)

原子炉圧力容器の健全性への影響
原子炉圧力容器の健全性の観点から，炉心内でのデブリの移行（リロケーション）※ の発生有無を評価した。第 1 表に感度解析の評価結果を示す。
また，操作 25 分遅れケースの炉心損傷状態を第 1 図に示す。
添付 3.1.3.9−1

操作 25 分遅れの場合においても，損傷した燃料は炉心位置に保持され，リロケーションは発生しないことから，原子炉圧力容器の健全性は確保される。
※

ここでのリロケーションとは，炉心損傷後，溶融炉心が炉心下部プレナムへ移行した状態を指す。

(2)

格納容器破損防止対策の有効性への影響
格納容器破損防止対策の有効性の観点から，格納容器冷却開始時間及び評価項目となる格納容器圧力・温度の到達時間を評価した。第 2 表に感度解析の評価結果を示す。また，操作 25 分遅れケースにおいても，格納容器冷却開始後は格納容器圧力及び雰囲気温度は制御され，評価項目となる
格納容器限界圧力・限界温度に到達することはない。また，サプレッション・プール水位が通常水位＋6.5m に到達する時間は約 21 時間後であり，格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇傾向への影響はほとんどない。

3.

まとめ
操作 25 分遅れケースにおいても，ベースケースと同様に原子炉圧力容器の健全性及び格納容器破損防止対策の有効性は維持される。したがって，原子炉注水操作は，ベースケースに対して 25 分の遅れの余裕があることを確認した。

添付 3.1.3.9−2

第1表

原子炉圧力容器の健全性に関する感度解析結果

ケース

損傷炉心の位置

ベースケース

炉心位置に保持（事象発生 25 分後に注水）（リロケーション発生せず）

操作 25 分遅れ

炉心位置に保持（事象発生 50 分後に注水）（リロケーション発生せず）

第2表

格納容器破損防止対策の有効性に関する感度解析結果
代替格納容器

通常水位＋6.5m 到達時間

スプレイ開始時間（ベント開始時間）

ベースケース

約 3.9 時間

約 19 時間

操作 25 分遅れ

約 5.1 時間

約 21 時間ケース

事象発生 50 分後事象発生 2.8 時間後（最大状態）

終状態

損傷状態のモデル０：空洞
１：燃料が自立した状態
２：燃料が崩壊した状態
３：流路が減少した状態
４：流路が閉塞した状態
５：溶融プール状態
第1図

炉心の損傷状態

添付 3.1.3.9−3

20

格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱（約 21 時間）の実施に伴い，原子炉圧力が低下しシュラウド内水位が上昇

15

（

原
子
炉
水
位

Ｌ Ｏ ＣＡ によ り低 下し た シ ュ ラ ウ ド 内 の 原 子 炉 水 位 が 低 圧 代 替 注 水 系（常設）による原子炉注水（50 分）により回復
損傷炉心は炉心位置に保持（溶融炉心の下部プレナムへの移行は発生しない）

）

シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
外
水
位

シュラウド内（二相水位）10

燃料有効長頂部
原子炉水位Ｌ０5

燃料有効長底部
シュラウド外（コラプスト水位）

(m)

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H7W000

第2図

操作 25 分遅れにおける原子炉水位の推移

400

350

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（230m ３ ／h）（50 分）

300

注
水
流
量
３
(m3／h)（m／h）

250

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による
格納容器冷却（130m３ ／h）（50 分）

200

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による
格納容器冷却（130m３ ／h）（約 5.1 時間）

150

100

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水（崩壊熱相当で流量調整）
50

0
0

24

48

72

96

120

144

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H7W000

第3図

操作 25 分遅れにおける注水流量の推移

添付 3.1.3.9−4

168

0.8
ＬＯＣ Ａ破 断口から の蒸 気流 出 に 伴 い 格 納 容 器 圧 力 が 上 昇 す る
ため代 替格 納容器ス プレ イ冷 却 系 （ 常 設 ） に よ る 格 納 容 器 冷 却（50 分）を実施し格納容器圧力の上昇を抑制

ドライウェルサプレッション・チェンバ
格納容器の限界圧力 0.62MPa［gage］

0.6
格
納
容
器
圧
力

代替 格納容 器 ス プ レイ 冷 却 系 （ 常 設 ） に よる 格 納 容 器
冷却（約 5.1 時間）に伴う格納容器圧力変化
最大圧力 約 0.47MPa［gage］（約 5.1 時間）

格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱（約 21 時間）の実施に伴う格納容器圧力の低下
格納 容器 圧 力 低 下 後， サ プ レ ッ シ ョ ン ・ プ ー ル 水 の 沸 騰に 伴 い ，一時的に圧力上昇するが，崩壊熱の減少により徐々に圧力低下

0.4(MPa[gage])

0.2
ベント管の水没長さ分の水頭圧によるドライ
ウェルとサプレッション・チェンバの圧力差

0.0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H7W000

第4図

操作 25 分遅れにおける格納容器圧力の推移

300
最高温度 約 217℃（壁面温度 約 143℃）（約 1.2 時間）
壁面最高温度 約 165℃（約 5.1 時間）

ドライウェル

格納容器雰囲気温 度

サプレッション・チェンバ

格
納
容
器
温
度

200

（℃）

100

格納容器の限界温度 200℃
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却（約 5.1 時間）に伴う温度低下

格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱（約 21 時間）
その後，崩壊熱の低下とともに徐々に格納容器雰囲気温度低下
ＬＯＣ Ａ破断口 からの蒸 気流 出に 伴 い格納 容器 雰囲 気温 度が 上昇 する た め代替 格納 容器 スプ レ イ
冷却系（常設）による格納容器冷却（50 分）を実施し，格納容器雰囲気温度の上昇を抑制する。
その後，格納容器冷却を一旦停止するため，再び格納容器雰囲気温度上昇

0
0

24

48

72

96

120

144

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H7W000

第5図

操作 25 分遅れにおける格納容器雰囲気温度の推移

添付 3.1.3.9−5168添付資料 3.1.3.10
7 日間における水源の対応について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（ 代 替 循 環 冷 却 系 を 使 用 で き な い 場 合 ））1.

水源に関する評価①

淡水源（有効水量）
・代替淡水貯槽： 約 4,300m ３

・ 西 側 淡 水 貯 水 設 備 ： 約 4,300m ３

2.
①

水使用パターン
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
事 象 発 生 25 分 後 ， 定 格 流 量 で 代 替 淡 水 貯 槽 を 水 源 と し 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実施する。
炉心水位回復後は，崩壊熱除去に相当する流量で注水する。

②

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事 象 発 生 25 分 後 か ら 炉 心 水 位 回 復 ま で ， 代 替 淡 水 貯 槽 を 水 源 とした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実施する。
格 納 容 器 圧 力 が 0.465MPa[gage]に 到 達 す る 事 象 発 生 約 3.9 時 間後，代替淡水貯槽を水源とした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実施 す る 。 そ の 後 ， 格 納 容 器 圧 力 0.465MPa[gage]到 達 で 冷 却 開 始 ，
添付 3.1.3.10−1

0.400MPa[gage]で 停 止 の 操 作 を 継 続 す る 。
サ プ レ ッ シ ョ ン ・ プ ー ル 水 位 が 通 常 水 位 ＋ 6.5m に 到 達 後 ， 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。
③

西側淡水貯水設備から代替淡水貯槽への補給
事 象 発 生 約 42.6 時 間 （ 代 替 淡 水 貯 槽 の 残 量 1,000m ３ 到 達 時 点 ）以降から可搬型代替注水中型ポンプによる水源補給準備を開始し，準備完了後に西側淡水貯水設備の水を代替淡水貯槽へ補給する。

3.

時間評価
原子炉注水等によって，代替淡水貯槽の水量は減少する。
可搬型代替注水中型ポンプによる水源補給の準備が完了する事象

発 生 45.6 時 間 時 点 で 代 替 淡 水 貯 槽 は 枯 渇 し て い な い 。そ の 後 ，西 側
淡水貯水設備から代替淡水貯槽への補給を実施するため，代替淡水
貯槽は枯渇することがない。

添付 3.1.3.10−2

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）による原子炉注水開始
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
格納容器冷却開始
8000
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停止
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開始

積 算 注 水 量 (m３ )

6000
積
算
注
水
量

4,300m３
4000

(m3)

2000
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停止
0
0

24

48

72

96

120

144

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3GBU007

第 1図

外部水源による積算注水量（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（ 代 替 循 環 冷 却 系 を 使 用 で き な い 場 合 ））4.

水源評価結果時 間 評 価 の 結 果 か ら ，代 替 淡 水 貯 槽 が 枯 渇 す る こ と は な い 。ま た ，

7 日 間 の 対 応 を 考 慮 す る と ，合 計 約 5,490m ３ の 水 が 必 要 と な る 。代 替
淡 水 貯 槽 及 び 西 側 淡 水 貯 水 設 備 に 合 計 約 8,600m ３ の 水 を 保 有 す る ことから必要水量を確保している。このため，安定して冷却を継続することが可能である。

添付 3.1.3.10−3

168添付資料 3.1.3.11
7 日間における燃料の対応について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用できない場合））保守的に全ての設備が，事象発生直後から 7 日間燃料を消費するものとして
評価する。
時系列

合計

判定

常設代替高圧電源装置 5 台起動（燃料消費率は保守的に定格出力運転時を想定）
420.0L／h（燃料消費率）×168h（運転時間）×5 台（運転台数）＝約 352.8kL

7 日間の
軽油消費量
約 352.8kL

軽油貯蔵タ
ンクの容量
は約 800kL
であり，7 日
間対応可能

7 日間の
軽油消費量
約 6.0kL

可搬型設備
用軽油タン
クの容量は
約 210kL であり，７日間
対応可能

7 日間の
軽油消費量
約 70.0kL

緊急時対策
所用発電機
燃料油貯蔵
タンクの容
量 は 約 75kL
であり，7 日間の対応可能

可搬型代替注水中型ポンプ 1 台起動（西側淡水貯水設備から代替淡水貯槽への補給）
35.7L／h（燃料消費率）×168h（運転時間）×1 台（運転台数）＝約 6.0kL

緊急時対策所用発電機 1 台起動（燃料消費率は保守的に定格出力運転時を想定）
411L／h（燃料消費率）×168h（運転時間）×1 台（運転台数）＝約 70.0kL

添付 3.1.3.11−1

添付資料 3.1.3.12
常設代替交流電源設備の負荷（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（ 代 替 循 環 冷 却 系 を 使 用 で き な い 場 合 ））主要負荷リスト【 電 源 設 備：常 設 代 替 高 圧 電 源 装 置 】

起動順序

負荷容量
(kW)

主要機器名称緊急用母線自動起動負荷・ 緊 急 用 直 流 125V充 電 器
・その他必要な負荷
常設低圧代替注水系ポンプ
常設低圧代替注水系ポンプ
非常用母線２Ｃ自動起動負荷・ 直 流 125V充 電 器 Ａ
・非常用照明※４・ 120／ 240V計 装 用 主 母 線 盤 ２ Ａ
・その他必要な負荷
・その他不要な負荷※４
非常用母線２Ｄ自動起動負荷・ 直 流 125V充 電 器 Ｂ
・非常用照明※４・ 120／ 240V計 装 用 主 母 線 盤 ２ Ｂ
・その他不要な負荷※４
非常用ガス再循環系排風機
非常用ガス処理系排風機
その他必要な負荷
停止負荷
中央制御室換気系空気調和機ファン
中央制御室換気系フィルタ系ファン
その他必要な負荷
蓄電池室排気ファン
その他必 要 な 負荷
ほう酸水注入ポンプ
緊急用海水ポンプ
その他必要な負荷
代替燃料プール冷却系ポンプ

①
②
③

④

⑤

⑥

⑦
⑧
⑨
⑩
⑪

約 120
約 97
約 190
約 190
約 79
約 108
約 134
約 14
約 234
約 60
約 86
約 134
約 135
約 55
約8
約 95
約 − 52
約 45
約8
約 183
約8
約 154
約 37
約 510
約4
約 30

負荷起動時の最
大負荷容量(kW)

定常時の連続最
大負荷容量
(kW)

約 245

約 217

約 702
約 892

約 407
約 597

約 1,179

約 1,166

約 1,586

約 1,581

約 1,875

約 1,687

約 2,264

約 1,923

約 2,477

約 2,085

約 2,212

約 2,122

約 3,104

約 2,636

約 2,745

約 2,666

負 荷 容 量 (kW)
常 設 代 替 高 圧 電 源 装 置 5台 の 最 大 容 量 6,900kW※ １

7,000

6,000
常 設 代 替 高 圧 電 源 装 置 5台 の 連 続 定 格 容 量 5,520kW※ ２

5,000

4,000

3,000

最大負荷容量
約 3,104kW⑩

常 設 代 替 高 圧 電 源 装 置 2台の 最 大 容 量 2,760kW※ １

⑪

⑧
⑦ ⑨
2,000

⑥
⑤
④
③

1,000

②

常 設 代 替 高 圧 電 源 装 置 2台の 連 続 定 格 容 量 2,208kW※ ２

①
0

▲
1
常設代替高圧電源装置 2 台
起動▲
2
常設代替高圧電源装置 3 台
追加起動※３25

経 過 時 間 (h)常設代替高圧電源装置の負荷積算イメージ
※1
※2
※3
※4

常 設 代 替 高 圧 電 源 装 置 定 格 出 力 運 転 時 の 容 量 （ 1,380kW×運 転 台 数 ＝ 最 大 容 量 ）常 設 代 替 高 圧 電 源 装 置 定 格 出 力 運 転 時 の 80％ の 容 量 （ 1,380kW×0.8×運 転 台 数 ＝ 連 続 定 格 容 量 ）非常用母線の負荷への給電に伴い，負荷容量が増加するため，常設代替高圧電源装置を 3 台追加起動する
有効性評価で期待していないが電源供給される不要な負荷

添付 3.1.3.12−1

添付資料 3.1.3.13
非凝縮性ガスの影響について

1.

はじめに
格納容器過圧・過温破損を防止するための対策の確認においては，ＭＡＡ
Ｐコードを使用して「大破断ＬＯＣＡ＋高圧炉心冷却失敗＋低圧炉心冷却失敗」（全交流動力電源喪失の重畳を考慮）を評価事故シーケンスとして選定している。ＭＡＡＰコードの水素発生量に関する妥当性については，ＴＭＩ
及びＰＨＥＢＵＳ試験により確認しており，当該解析にＭＡＡＰコードを用いることは妥当である [1]。
一方，ＭＥＬＣＯＲコードでは流路閉鎖が発生しにくいモデルとなっており，その場合には炉心内を通過する冷却材流量が増えるため，ジルコニウム−水反応による水素が発生しやすい傾向となる。
ＭＥＬＣＯＲコードとＭＡＡＰコードにおける流路閉塞モデルの差異の影響を確認するため，以下のとおり感度解析を実施した。

2.

解析条件
ＭＡＡＰコードとＭＥＬＣＯＲコードにおける流路閉塞モデルの差異を
第 1 図に示す。炉心内で溶融炉心の移行（リロケーション）が発生し，それが冷却材流路に堆積して閉塞を起こした場合，ＭＡＡＰ解析では流路閉塞を起こしたノードの空隙率（ポロシティ）が 0.1 以下になるとそのノードは完
全に閉塞したものとみなされ，それ以降は流体が閉塞部分を通過することができなくなる。一方，ＭＥＬＣＯＲの場合，流路閉塞を起こしたノードの空隙率の最小値は 0.05 に設定されており，完全閉塞は発生しない。したがって，流路閉塞した場合，炉心で発生する非凝縮性ガスはＭＡＡＰの方が少なくなる傾向にある。
添付 3.1.3.13−1水素発生量に対する感度を確認するため，ＭＡＡＰにおいて流路の完全閉塞が発生しない条件として，流体が閉鎖部分を通過できなくなるノードの空隙率（ポロシティ）を 0.0 以下と設定し感度解析を行う。なお，ポロシティの設定以外の条件についてはベースケースと同様とした。

3.

解析結果
第 2 図から第 6 図に解析結果を示す。第 2 図より，ベースケースでの水素発生量が約 324kg に対して感度解析では約 288kg となり，水素発生量は約11％減少している。これは，感度解析ではより炉心部への蒸気流入量は多くなる一方で，溶融炉心の冷却効果により,ジルコニウム−水反応が抑えられたためと考えられる。なお，第 3 図に示すとおり格納容器圧力の制御は可能であり，保守的な条件として非凝縮性ガスが変化するような場合においても，当該操作に大きな影響はない。

[1]重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コードについて（第 5 部

ＭＡＡＰ）

添付 3.1.3.13−2

第1図

炉心内流路閉鎖モデルの概念図（「ＭＡＡＰ5.01 及びＭＥＬＣＯＲ2.1 を用いた軽水炉プラントの苛酷事故解
析」，電力中央研究所，平成 26 年 6 月

添付 3.1.3.13−3

抜粋）

1000
900
800
700
水
素
発
生
量

600
500
400

(kg)
300
200
100
0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3GBU003

大破断ＬＯＣＡ解析（ベースケース：空隙率 0.1 以下で完全閉塞）

1000
900
800
700
水
素
発
生
量

600
500
400

(kg)
300
200
100
0
0

24

48

72

96

120

144

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H1I001

大破断ＬＯＣＡ解析（感度解析：空隙率 0.0 で完全閉塞）

第2図

水素発生量の比較

添付 3.1.3.13−4

168

0.8
ドライウェルサプレッション・チェンバ
格納容器の限界圧力 0.62MPa［gage］
0.6
格
納
容
器
圧
力

0.4

(MPa[gage])

0.2

0.0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3GBU007

大破断ＬＯＣＡ解析（ベースケース：空隙率 0.1 以下で完全閉塞）

0.8
ドライウェルサプレッション・チェンバ
格納容器の限界圧力 0.62MPa［gage］
0.6
格
納
容
器
圧
力

0.4

(MPa[gage])

0.2

0.0
0

24

48

72

96

120

144

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H1I000

大破断ＬＯＣＡ解析（感度解析：空隙率 0.0 で完全閉塞）

第3図

格納容器圧力の比較

添付 3.1.3.13−5

168

300
ドライウェル格 納 容 器 雰 囲 気 温度

サプレッション・チェンバ

格
納
容
器
温
度

200

（℃）

100

格納容器の限界温度 200℃

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3GBU007

大破断ＬＯＣＡ解析（ベースケース：空隙率 0.1 以下で完全閉塞）

300
ドライウェル格 納 容 器 雰 囲 気 温度

サプレッション・チェンバ

格
納
容
器
温
度

200

（℃）

100

格納容器の限界温度 200℃

0
0

24

48

72

96

120

144

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H1I000

大破断ＬＯＣＡ解析（感度解析：空隙率 0.0 で完全閉塞）

第4図

格納容器雰囲気温度の比較

添付 3.1.3.13−6

168

1.0
0.9

水蒸気

ド
ラ
イ
ウ
ェ
ル
に
お
け
る
モ
ル
分
率

0.8

水素

0.7

窒素

（−）

0.2

0.6

ＬＯＣＡに伴い炉心から生じる水蒸気により，ドライウェル内の気体がサプレッション・チェ
ンバに押し込まれる。

0.5
0.4
0.3

0.1
0.0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3GBU007

大破断ＬＯＣＡ解析（ベースケース：空隙率 0.1 以下で完全閉塞）

1.0
0.9

水蒸気

ド
ラ
イ
ウ
ェ
ル
に
お
け
る
モ
ル
分
率

0.8

水素

0.7

窒素

（−）

0.2

0.6
0.5

ＬＯＣＡに伴い炉心から生じる水蒸気により，ドライウェル内の気体がサプレッション・チェ
ンバに押し込まれる。

0.4
0.3

0.1
0.0
0

24

48

72

96

120

144

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H1I000

大破断ＬＯＣＡ解析（感度解析：空隙率 0.0 以下で完全閉塞）

第5図

ドライウェル気相濃度の比較

添付 3.1.3.13−7

168

1.0
サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
に
お
け
る
モ
ル
分
率

0.9

水蒸気

0.8

水素

0.7

窒素

0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1

（−）
0.0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3GBU007

大破断ＬＯＣＡ解析（ベースケース：空隙率 0.1 以下で完全閉塞）

1.0
サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
に
お
け
る
モ
ル
分
率

0.9

水蒸気

0.8

水素

0.7

窒素

0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1

（−）
0.0
0

24

48

72

96

120

144

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3H1I000

大破断ＬＯＣＡ解析（感度解析：空隙率 0.0 で完全閉塞）

第6図

サプレッション・チェンバ気相濃度の比較

添付 3.1.3.13−8

168添付資料 3.1.3.14
サプレッション・プール水位上昇による真空破壊弁への影響について

サプレッション・プール水位上昇によって真空破壊弁が水没した場合，サプ
レッション・チェンバとドライウェルが隔離されることにより，サプレッショ
ン・チェンバの圧力が上昇するおそれがある。しかし，有効性評価シナリオにおいて，最もサプレッション・プール水位が上昇する「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）（代替循環冷却系を使用できない場合）」においても，第 1 図に示すとおり，サプレッション・プール水位は最高で約14.72m であり，真空破壊弁の下端高さ約 14.88m に到達しないため，真空破壊
弁が水没することはない（第 2 図）。

20
格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作（約 19 時間）の実施に伴い格納容器圧力が低下することによりサプレッション・プール水位が上昇
最高水位（約 14.72m）到達（約 60 時間）

ベントライン（約 15m）

15通常水位＋6.5m（約 13.5m）
通常水位＋5.5m（約 12.5m）
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（約 3.9 時間）を開始するため，水位上昇率が増加

10

ー

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
プ
ル
水
位

事象発生から約 1.2 時間で原子炉水位は原子炉水位Ｌ０に到達し，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水流量を崩壊熱相当に変更し，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一旦停止するため，水位上昇率が減少

5

ＬＯＣＡ破断口からの蒸気流出，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（常設）による格納容器冷却（25 分）により水位が上昇

(m)

0
0

24

48

72

96

120

144

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2AE--3GBU007

第1図

サプレッション・プール水位の推移

添付 3.1.3.14−1

168

ベン トラ イ ン下 端
通常 水位 ＋8.143m(底 部か ら＋ 15.173m)

ドライウェルペデ スタル（ド ライ ウ ェル部）

真空破壊 弁
外部 注水 制 限水 位
通常 水位 ＋6.500m（底 部か ら ＋13.530m）

真空 破壊 弁 下端
通常 水位 ＋7.856m（底 部か ら ＋14.886m）

サプ レッ シ ョン ・プ ー ル通 常 水位
（底 部か ら ＋7.030m）

サプ レッ シ ョン ・プ ー ル
水位 計測 範 囲
＜上 限＞
通常 水位 ＋9.000m（底 部か ら ＋16.030m）＜下 限＞
通常 水位 −1.000m（底 部か ら ＋6.030m）

サプレッション・チェンバ

第2図

項目

通常 水位 か らの 高さ

底部 から の 高さ

水位 計計 測 範囲 （上 限 ）9.000m

16.030m

ベン トラ イ ン（ 下端 ）8.143m15.173m

真空 破壊 弁 （下 端）7.856m

14.886m

外部 注水 制 限6.500m13.530m

通常 水位0.000m

7.030m

水位 計計 測 範囲 （下 端 ）−1.000m

6.030m

サプレッション・プール水位に係る位置関係概要図

添付 3.1.3.14−2

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(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及びＴＢＤである。

(2)

格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」では，発電用原子炉の運転中に運転時の異常な過渡変化又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。
このため，緩和措置がとられない場合には，原子炉圧力が高い状況で原子炉圧力容器が損傷し，溶融炉心，水蒸気，水素等が急速に放出され，格納容器雰囲気が直接加熱されることにより，急速に格納容器圧力が上昇する
等，格納容器に熱的・機械的な負荷が発生して格納容器の破損に至る。
したがって，本格納容器破損モードでは，溶融炉心，水蒸気及び水素の急速な放出に伴い格納容器に熱的・機械的な負荷が加えられることを防止するため，原子炉圧力容器破損までに逃がし安全弁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，格納容器の破損を防止する。
また，原子炉圧力容器の下部から溶融炉心が落下するまでに，格納容器
下部注水系（常設）によってペデスタル（ドライウェル部）に溶融炉心の冷却に必要な水位及び水量を確保するとともに，代替循環冷却系による格納容器除熱を実施する。溶融炉心の落下後は，代替循環冷却系による格納容器除熱を継続し，コリウムシールド及び格納容器下部注水系（常設）によって溶融炉心を冷却するとともに，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）3.2－1

による格納容器冷却を実施する。その後，代替循環冷却系又は格納容器圧
力逃がし装置によって格納容器の圧力及び温度を低下させる。
さらに，格納容器内の水素濃度及び酸素濃度が可燃領域に至るまでに，格納容器内へ窒素を注入することによって，格納容器内における水素燃焼による格納容器の破損を防止する。
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。一方，
本格納容器破損モードに対しては，原子炉圧力容器破損後の格納容器破損防止のための重大事故等対策の有効性についても評価するため，原子炉圧
力容器破損後は重大事故等対策に係る手順に基づきプラント状態を評価す
ることとする。したがって，本評価では原子炉圧力容器破損後も原子炉圧力容器内に残存する放射性物質の冷却のために原子炉に注水する対策及び手順を整備することから，これを考慮した有効性評価を実施することとする。

(3)

格納容器破損防止対策
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」で想定される事故シーケンスに対して，原子炉圧力が高い状況で原子炉圧力容器が損傷し，溶融炉心，水蒸気，水素等が急速に放出され，格納容器に熱的・機械的な負荷が発生することに対して，原子炉減圧を可能とするため，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。
また，原子炉圧力容器破損前における格納容器雰囲気温度の上昇を抑制
し，逃がし安全弁（自動減圧機能）の環境条件を緩和する観点から緊急用
3.2－2

海水系による冷却水（海水）の確保手段及び代替循環冷却系による格納容器除熱手段を整備し，原子炉圧力容器破損後の格納容器圧力及び雰囲気温度の上昇を抑制する観点から，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却手段，緊急用海水系による冷却水（海水）の確保手段及び代替循環冷却系による格納容器除熱手段並びに格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱手段を整備する。
さらに，長期的な格納容器内酸素濃度の上昇を抑制する観点から，可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入手段を整備する。
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のａ．からｐ．に示すとともに，ａ．からｐ．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ｈ．，ｊ．
及びｋ．である。
本格納容器破損モードの防止及びそれ以降の一連の対応も含めた重大事
故等対策の概略系統図を第 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（1／5）及び第 3.2－1 図（2／5）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
2 時間までの重大事故等対策に必要な要員は，災害対策要員（初動）20 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，当直発電
長 1 名，当直副発電長 1 名及び運転操作対応を行う当直運転員 4 名である。
発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う要員は 4 名，現場操作を行う重大事故等対応要員は 10 名である。
また，事象発生 2 時間以降に追加で必要な参集要員は，タンクローリによる燃料給油操作を行うための重大事故等対応要員 2 名である。必要な要
3.2－3

員と作業項目について第 3.2－3 図に示す。
なお，評価事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を評価事故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，20 名で対処可能である。
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。
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
計装等である。
全交流動力電源喪失を確認する。
全交流動力電源喪失を確認するために必要な計装設備は，Ｍ／Ｃ

２Ｃ電圧等である。
ｂ．原子炉への注水機能喪失確認
原子炉スクラム後，原子炉水位は低下し続け，原子炉水位異常低下（レベル２）で原子炉隔離時冷却系が自動起動に失敗したことを確認する。
原子炉隔離冷却系の自動起動に失敗したことを確認後，中央制御室からの遠隔操作により原子炉隔離時冷却系の手動起動を試みるが失敗した
ことを確認する。
原子炉への注水機能喪失を確認するために必要な計装設備は，原子炉隔離時冷却系系統流量等である。
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
機等の起動ができず，非常用高圧母線（6.9kV）の電源回復ができない
場合，早期の電源回復不能と判断する。これにより，常設代替交流電源
3.2－4

設備による緊急用母線の受電準備を開始する。
ｄ．常設代替交流電源設備による緊急用母線の受電
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
代替交流電源設備から緊急用母線を受電する。
常設代替交流電源設備による緊急用母線の受電を確認するために必要な計装設備は，緊急用Ｍ／Ｃ電圧である。
ｅ．緊急用海水系による冷却水（海水）の確保
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ポンプを起動し，緊急用海水系に海水を通水する。
緊急用海水系による冷却水（海水）の確保を確認するために必要な計装設備は，緊急用海水系流量（残留熱除去系熱交換器）である。
ｆ．代替循環冷却系による格納容器除熱
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，代替循環冷却系による格納容器除熱 ※ を開始する。
代替循環冷却系による格納容器除熱を確認するために必要な計装設備
は，代替循環冷却系格納容器スプレイ流量，ドライウェル圧力及びサプ
レッション・チェンバ圧力である。
※

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。

ｇ．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 倍以上と3.2－5

なった場合とする。
炉心損傷を確認するために必要な計装設備は，格納容器雰囲気放射線
モニタ（Ｄ／Ｗ）及び格納容器雰囲気放射線モニタ（Ｓ／Ｃ）である。
また，炉心損傷判断後は，格納容器内のｐＨ制御のため薬品注入の準備を行う。サプレッション・チェンバのプール水のｐＨを 7 以上に制御することで，分子状無機よう素の生成が抑制され，その結果，有機よう素の生成についても抑制される。これにより，環境中への有機よう素の放出量を低減させることができる。なお，有効性評価においては，ｐＨ
制御には期待しない。
ｈ．逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉急速減圧
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（自動減圧機能）2 個を手動で開放し，原子炉を急速減圧する。
原子炉急速減圧を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位（燃料域），原子炉圧力等である。
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態に維持する。
（添付資料 3.2.1）
ｉ．格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）水位の確保（解析上考慮しない操作）
代替循環冷却系による格納容器除熱を開始後，原子炉圧力容器破損に備えて中央制御室からの遠隔操作によって格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）の水位調整を行う。
格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）水3.2－6

位の確保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，格納容器下部水位等である。
なお，有効性評価の解析条件としては，ペデスタル（ドライウェル部）には事象初期から約 1m の水位を形成していることから，本操作を考慮しないものとする。
ｊ．水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動
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が発生し，水の放射線分解により水素及び酸素が発生することから，格納容器下部
注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）水位の確保を実施
後，中央制御室からの遠隔操作により水素濃度及び酸素濃度監視設備を起動し，格納容器内の水素濃度及び酸素濃度を確認する。
格納容器内の水素濃度及び酸素濃度を確認するために必要な計装設備
は，格納容器内水素濃度（ＳＡ）及び格納容器内酸素濃度（ＳＡ）である。
ｋ．原子炉圧力容器破損確認
原子炉圧力容器破損の兆候として，原子炉水位の低下，制御棒位置の指示値の喪失数増加，原子炉圧力容器温度（下鏡部）の 300℃到達といったパラメータの変化を確認する。原子炉圧力容器温度（下鏡部）が300℃に到達した場合には，原子炉圧力容器の破損を速やかに判断するために格納容器下部水温を継続監視する。
格納容器下部水温の指示上昇又はダウンスケールといったパラメータの変化によって原子炉圧力容器破損を判断する。
原子炉圧力容器の破損判断に必要な計装設備は，格納容器下部水温等である。
（添付資料 3.2.2）
3.2－7

ｌ．代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却（原子炉圧
力容器破損後）原子炉圧力容器破損の判断後，中央制御室からの遠隔操作により代替
格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却を開始する。
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却（原子炉圧
力容器破損後）を確認するために必要な計装設備は，低圧代替注水系格
納容器スプレイ流量（常設ライン用）等である。
ｍ．溶融炉心への注水
溶融炉心の冷却を維持するため，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冷却（原子炉圧力容器破損後）を実施後，中央制御室からの遠隔操作により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。以降は，ペデスタル（ドライウェル部）満水付近で溶融炉心の冠水状態を維持するとともに，サプレッション・プール水位の上昇を抑制し，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱の遅延を図り，可能な限り外部への影響を軽減する観点から，2.25m から 2.75m の範囲に水位を維持する。
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
水流量等である。
格納容器下部注水系（常設）により溶融炉心の冷却が継続して行われていることは，低圧代替注水系格納容器下部注水流量のほか，格納容器
下部水位によっても確認することができる。
（添付資料 3.2.3）
ｎ．代替循環冷却系による格納容器除熱（原子炉圧力容器破損後）
原子炉圧力容器破損後，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による
3.2－8

格納容器冷却（原子炉圧力容器破損後）により格納容器圧力が低下する
ことを確認した後は，中央制御室からの遠隔操作により代替循環冷却系の注水先を原子炉注水と格納容器スプレイに分配し，それぞれ連続で原子炉注水と格納容器スプレイを実施する。
代替循環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，代替循環冷却系原子炉注水流量であり，格納容器除熱を確認するため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，ドライウェ
ル圧力及びサプレッション・チェンバ圧力，サプレッション・プール水
温度等である。
ｏ．代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却（格納容器
圧力制御）
代替循環冷却系による格納容器除熱（原子炉圧力容器破損後）を実施
後，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一旦停止する。
格納容器圧力が 0.465MPa［gage］に到達した場合，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（常設）による格納容器
冷却を再開し，格納容器圧力を 0.400MPa［gage］から 0.465MPa［gage］の範囲で制御する。
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スプレイ流量（常設
ライン用）等である。
ｐ．可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入
格納容器内酸素濃度が 4.0vol％（ドライ条件）に到達した場合，可搬型窒素供給装置を用いて格納容器内へ窒素を注入することで，格納容器内酸素濃度の上昇を抑制する。
3.2－9

可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入を確認するために必要な計装設備は，格納容器内酸素濃度（ＳＡ）である。

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
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＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗（＋ＤＣＨ）」である。
本評価事故シーケンスは「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の格納容器破損防止対策の有効性を評価するためのシーケンスであることから，炉心損傷までは事象を進展させる前提での評価となる。このため，前提とする事故条件として，設計基準事故対処設備による原子炉注水機能（非常用炉心冷却系及び原子炉隔離時冷却系）のみならず，重大事故等対処設備による原子炉注水機能を含む全ての原子炉注水機能が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。
※

原子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
循環冷却系による原子炉注水を行うものとする。

仮に炉心損傷後の原子炉注水に期待できる場合には，原子炉圧力容器が破損するまでの時間の遅れやペデスタル（ドライウェル部）への落下量の抑制等，事象進展の緩和に期待できると考えられるが，本評価の前提とする事故条件は原子炉注水による事象進展の緩和の不確かさを包絡する保守
3.2－10

的な条件である。
さらに，本評価事故シーケンスにおいては，電源の復旧，注水機能の確保等，必要となる事故対処設備が多く，格納容器への注水・除熱を実施するまでの対応時間を厳しく評価する観点から，全交流動力電源喪失の重畳を考慮する。
なお，格納容器過圧・過温破損の観点については，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」にて示したとおり，Ｌ
ＯＣＡをプラント損傷状態とする評価事故シーケンスで確認している。これは，過圧の観点ではＬＯＣＡによるドライウェルへの蒸気の放出及び原
子炉注水による蒸気の発生が重畳する事故シーケンスへの対応が最も厳しいためであり，過温の観点では，事象初期に炉心が露出し過熱状態に至る
事故シーケンスへの対応が最も厳しいためである。また，本格納容器破損
モードを評価する上では，原子炉圧力容器が高圧の状態で破損に至る事故
シーケンスを選定する必要があることから，ＬＯＣＡをプラント損傷状態とする事故シーケンスは，本格納容器破損モードの評価事故シーケンスには適さない。
本格納容器破損モードの評価事故シーケンスに示される，炉心損傷前に原子炉減圧に失敗し，炉心損傷後に再度原子炉減圧を試みる状況としては，
炉心損傷前の段階で非常用炉心冷却系である残留熱除去系（低圧注水系）
及び低圧炉心スプレイ系のみならず，重大事故等対処設備である低圧代替
注水系（常設）等を含む全ての低圧注水機能が失われることで「2.2 高圧
注水・減圧機能喪失」に示した過渡時自動減圧機能が作動せず，全ての低圧注水機能が失われている場合の手順に従って原子炉減圧しないまま炉心損傷に至る状況が考えられる。
手順上，全ての低圧注水機能が失われている状況では，原子炉水位が燃
3.2－11

料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達する時点までは原子炉を減圧しない。この原子炉減圧のタイミングは，原子炉水位が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原子炉冷却材の量を多く維持できるため，原子炉圧力容器破損に至る時間を遅らせることができる一方で，ジルコニウム－水反応等が著しくなる
前に原子炉を減圧することで水素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，過渡時自動減圧機能は低圧注水機能の起動が作
動条件の一つであるため，低圧注水機能が失われている状況では作動しない。
これを考慮し，本評価では評価事故シーケンスに加えて全ての低圧注水機能も失われている状況を想定した。
なお，この評価事故シーケンスへの対応及び事象進展は，「3.3 原子炉
圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」及び「3.5 溶融炉心・コンクリ
ート相互作用」の評価事故シーケンスへの対応及び事象進展と同じものとなる。
本格納容器破損モードではプラント損傷状態をＴＱＵＸとし，「3.3 原
子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」及び「3.5 溶融炉心・コン
クリート相互作用」ではプラント損傷状態をＴＱＵＶとしており，異なる
プラント状態を選定している。ＴＱＵＸとＴＱＵＶでは喪失する設計基準
事故対処設備が異なり，原子炉減圧について，ＴＱＵＶでは設計基準事故対処設備である逃がし安全弁（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弁（自動減圧機能）の機能に期待する点が異なる。手順に従う場合，ＴＱＵＶでは原子炉減圧機能は維持されているが低圧注水機能を喪失しているため，原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％ 上の位置に到達した時点で逃がし安全弁
3.2－12

（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となる。また，ＴＱＵＸは高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱に進展し得るとして選定したプラント損傷状態であるが，重大事故等対処設備としての逃がし安全弁（自動減圧機能）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じとなり，運転員等操作時間やパラメータの変化も同じとなる。また，原子炉減圧以降も，溶融炉心の挙動に従って一連の流れで生じる各格納容器破損モードを，定められた一連の手順に従って防止することとなる。このことから，格納容器破損モード「高圧溶融物放出／
格納容器雰囲気直接加熱」，「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」及び「溶融炉心・コンクリート相互作用」については，同様のシーケ
ンスへの一連の対応の中で各格納容器破損モードに対する格納容器破損防止対策の有効性を評価する。
本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，
燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）・対向流，原子炉圧力容器における冷却材放出（臨界流・差圧流）並びに炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション，原子炉圧力容器内ＦＣＩ（溶融炉心細粒化），原子炉圧力容器
内ＦＣＩ（デブリ粒子熱伝達），構造材との熱伝達，下部プレナムでの溶
融炉心の熱伝達及び原子炉圧力容器破損が重要現象となる。
よって，これらの現象を適切に評価することが可能であり，原子炉圧力容器内及び格納容器内の熱水力モデルを備え，かつ，炉心損傷後のシビア
3.2－13

アクシデント特有の溶融炉心挙動に関するモデルを有するシビアアクシデ
ント総合解析コードＭＡＡＰにより原子炉圧力等の過渡応答を求める。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本評価事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。

(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。
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
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，低圧注水機能として残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉心スプレイ系の機能喪失を想定する。また，非常用ディーゼル発
電機等の機能喪失を想定し，全交流動力電源喪失の重畳を考慮するものとする。
さらに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
注水にも期待しない ※ ものとする。これは，原子炉を減圧できない状況を想定するためである。
※

原子炉圧力容器破損前における低圧代替注水系（常設）及び代替循環冷却系による原子炉注水の機能喪失を想定。格納容器下部
注水系（常設）等，原子炉注水以外の緩和機能には期待する。な
3.2－14お，原子炉圧力容器破損後は，原子炉圧力容器内の冷却を考慮し，代替循環冷却系による原子炉注水を行うものとする。
(c)

外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。
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，非常用ディーゼル発電機等の機能喪失を想定する。

(d)

高温ガスによる配管等のクリープ破損や漏えい等による影響
原子炉圧力を厳しく評価するため，高温ガスによる配管等のクリー
プ破損や漏えい等は，考慮しないものとする。
（添付資料 3.2.4）(e)

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

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。

(b)

主蒸気隔離弁
主蒸気隔離弁は，事象発生と同時に閉止するものとする。

(c)

再循環系ポンプ
再循環系ポンプは，事象発生と同時に停止するものとする。
3.2－15(d)逃がし安全弁
逃がし安全弁（安全弁機能）にて，原子炉冷却材圧力バウンダリの
過度の圧力上昇を抑えるものとする。また，原子炉減圧には逃がし安全弁（自動減圧機能）2 個を使用するものとし，容量として，1 個当たり定格主蒸気流量の約 6％を処理するものとする。

(e)

格納容器下部注水系（常設）
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，溶融炉心の冠水継続が可能な流量を考慮し，80m ３／h にてペデスタル（ドライウェル部）に注水を行うものとする。

(f)

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）
原子炉圧力容器破損後は，格納容器圧力及び雰囲気温度上昇の抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，300m ３ ／h にて格納容器内にスプレイする。格納容器圧力の低下を確認した後は，一旦格納容器スプレイを停止するが，再度格納容器圧力が上昇し，格納容器圧力 0.465MPa［gage］に到達した場合は，格納容器圧力及び雰囲気温度上昇の抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，130m ３ ／h にて格納容器内にスプレ
イする。

(g)

代替循環冷却系
代替循環冷却系の循環流量は，全体で 250m ３ ／h とし，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に格納容器圧力の低下を確認した後は，ドライウェルへ 150m ３ ／h，原
子炉へ 100m ３ ／h にて流量分配し，それぞれ連続スプレイ及び連続注水を実施する。

(h)

緊急用海水系
代替循環冷却系から緊急用海水系への伝熱容量は，熱交換器の設計
3.2－16

性能に基づき約 14MW（サプレッション・プール水温度 100℃，海水温
度 32℃において）とする。
(i)

可搬型窒素供給装置
可搬型窒素供給装置による格納容器内窒素注入は，ガス温度 30℃，
純度 99vol％にて 200m ３ ／h（窒素 198m３ ／h 及び酸素 2m ３ ／h）で格
納容器内に注入するものとする。

(j)

コリウムシールド
材料は，コンクリートの侵食を抑制する観点から，ジルコニア耐熱材を設定する。侵食開始温度は，ジルコニア耐熱材の侵食試験結果に基づき，2,100℃を設定する。
（添付資料 3.5.1）

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)

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び原子炉隔離時冷却系）のみならず，重大事故等対処設備による原子炉注水機能を含む全ての原子炉注水機能が喪失している場合の運転手順に従い，原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達した時点で開始する。

(b)

緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作及び代替循環冷却系
による格納容器除熱操作は，緊急用海水系及び代替循環冷却系の準備時間等を考慮し，事象発生 90 分後から開始するものとする。
原子炉圧力容器破損後は，格納容器圧力が低下に転じて 30 分後に，
ドライウェルと原子炉へ流量分配し，それぞれ連続スプレイ及び連続注水を実施するものとする。
3.2－17

(c)代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損後）は，原子炉圧力容器破損の判断に必要な時間等を考慮し，原子炉圧力容器破損の 6 分後に開始する。また，格納容器冷却による格納容器圧力の低下から 30 分後に停止するものとする。その後，格納容器圧力が 0.465MPa［gage］に到達した場合に再開し，格納容器圧力が 0.400MPa［gage］まで低下した場合に停止するものとする。

(d)

格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）
注水操作は，操作実施に必要な時間を考慮し，代替格納容器スプレ
イ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損後）の 1 分後に開始するものとする。また，ペデスタル（ドライウェル部）水位が 2.75m に到達した場合に停止するものとする。その後は，
ペデスタル（ドライウェル部）水位が 2.25m まで低下した場合に注水を開始し，2.75m に到達した場合に停止することで水位を維持する。

(e)

可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入操作は，格納容器内酸素濃度が 4.0vol％（ドライ条件）に到達した場合にサプレ
ッション・チェンバ内へ窒素注入を開始するものとする。

(3)

有効性評価（Ｃｓ－137 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。
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ている核分裂生成物が事象進展に応じた割合で，3.2－18

格納容器内に放出 ※ されるものとする。
※

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の評価結果の方が代表的なソースタームに関する報告書である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・チェンバのプール水でのスクラビング等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以下のとおりとする。
(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。

(b)

原子炉建屋ガス処理系による原子炉建屋原子炉棟内の負圧が維持されていることを想定し，非常用ガス処理系の設計換気率 1 回／日相当を考慮する。なお，非常用ガス処理系フィルタトレイン及び非常用ガス再循環系フィルタトレインによる放射性物質の除去効果については，期待しないものとする。

(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。
（添付資料 3.2.5）(4)

有効性評価の結果
本評価事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内外水位）及び原子炉圧力容器下部ヘッド温度の推移を第 3.2－4 図から第3.2－6 図に，格納容器圧力，格納容器雰囲気温度，サプレッション・プ
3.2－19ール水位，サプレッション・プール水温度及び注水流量の推移を第 3.2－7 図から第 3.2－16 図に，ペデスタル（ドライウェル部）の水位，ペデス
タル（ドライウェル部）の壁面及び床面のコンクリート侵食量並びにドラ
イウェル及びサプレッション・チェンバの気相濃度（ウェット条件，ドライ条件）の推移を第 3.2－17 図から第 3.2－27 図に示す。
ａ．事象進展事象発生後，全ての設計基準事故対処設備による原子炉注水機能（非常用炉心冷却系及び原子炉隔離時冷却系）が機能喪失し，重大事故等対処設備による原子炉注水機能についても使用できないものと仮定することから，原子炉水位は急速に低下する。水位低下により炉心が露出し，事象発生から約 35 分後に炉心損傷に至る。原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達した時点（事象発生から約 38分後）で，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁（自動減圧機
能）2 個を手動で開放することで，原子炉急速減圧を実施する。原子炉
減圧後の低圧代替注水系（常設）及び代替循環冷却系による原子炉注水は実施しないものと仮定するため，事象発生から約 4.5 時間後に原子炉
圧力容器破損に至る。
事象発生から 90 分後，代替循環冷却系による格納容器除熱を行うことにより格納容器雰囲気温度の上昇を抑制する。
原子炉圧力容器が破損し，溶融炉心がペデスタル（ドライウェル部）の水位約 1m の水中に落下する際に，溶融炉心からペデスタル（ドライウェル部）プール水への伝熱が起こり，水蒸気が発生することに伴う圧力上昇が生じる。
溶融炉心がペデスタル（ドライウェル部）に落下した後は，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 80m ３ ／h
3.2－20の注水を行い，溶融炉心を冠水維持し，冷却する。
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。事象発生から 90 分後に代替循環冷却系による格納容器
除熱により 250m ３ ／h の格納容器スプレイを実施すること，原子炉圧力容器破損を判断した時点で，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却（原子炉圧力容器破損後）により 300m ３ ／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。
格納容器圧力の低下を確認した時点で，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却（原子炉圧力容器破損後）を停止するとともに，代替循環冷却系の循環流量を調整し，格納容器スプレイ 150m３ ／h ， 原 子 炉 注 水 100m ３ ／ h に 分 配 す る 。 そ の 後 ， 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）による格納容器冷却（130m ３ ／h の格納容器スプレイ）を再開する。
これらによって，格納容器圧力及び雰囲気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。
また，格納容器内酸素濃度が 4.0vol％（ドライ条件）に到達した時
点で，可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入を実施することで，格納容器内酸素濃度の上昇が抑制される。窒素注入により格納容
器圧力は上昇するが，格納容器圧力 0.31MPa［gage］到達時点で窒素注入操作を停止する手順としているため，一時的な圧力上昇であり，代替
循環冷却系による格納容器除熱を継続することから，格納容器内の安定した減圧及び除熱への影響はない。
なお，事象発生から約 4.5 時間後の原子炉圧力容器破損までは，逃が3.2－21

し安全弁（自動減圧機能）によって原子炉圧力を 2.0MPa［gage］以下に維持することが必要となるが，炉心損傷後の原子炉圧力容器から逃がし安全弁（自動減圧機能）を通ってサプレッション・チェンバへ放出される高温流体や格納容器雰囲気温度等の熱的影響を考慮しても，逃がし
安全弁（自動減圧機能）は確実に開状態を維持することが可能である。
（添付資料 3.2.6）
ｂ．評価項目等
原子炉圧力容器破損直前の原子炉圧力は約 0.3MPa［gage］であり，2.0MPa［gage］以下に低減されている。
格納容器圧力は，第 3.2－7 図及び第 3.2－9 図に示すとおり，格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため徐々に上昇するが，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び代替循環冷却系による格納容器除熱を行うことによって，圧力上昇は抑制される。その結果，格納容器バウンダリにかかる圧力の最大値は
約 0.47MPa［gage］となり，格納容器の限界圧力 0.62MPa［gage］を超えない。なお，格納容器バウンダリにかかる圧力が最大となる事象発生
約 7.4 時間後において，水の放射線分解によって発生する水素及び酸素
は，格納容器内の非凝縮性ガスに占める割合の 1％未満であるため，その影響は無視し得る程度である。
（添付資料 3.2.7）
格納容器雰囲気温度は，第 3.2－8 図及び第 3.2－10 図に示すとおり，
格納容器内に崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気等が放出されるため徐々に上昇するが，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び代替循環冷却系による格納容器除熱を行うことによって，温度上昇は抑制される。その結果，格納容器バウンダリにかかる温度の最3.2－22高値は約 151℃となり，格納容器の限界温度 200℃を超えない。
格納容器内の水素濃度は，第 3.2－26 図及び第 3.2－27 図に示すとおり，ジルコニウム－水反応等により発生した水素が格納容器へ放出されることで 13vol％（ドライ条件）を上回るが，第 3.2－24 図及び第 3.2－25 図に示すとおり，格納容器内酸素濃度が 4.0vol％（ドライ条件）に到達した時点で可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入を行うことによって，酸素濃度の最高値は約 4.0vol％（ドライ条件）にとどまることから，可燃限界である 5vol％（ドライ条件）を下回る。
なお，コリウムシールドによってペデスタル（ドライウェル部）の壁面
及び床面のコンクリートの侵食は抑制されることから，溶融炉心・コン
クリート相互作用による可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスは発生しない。
第 3.2－9 図及び第 3.2－10 図に示すとおり，事象発生から約 4.5 時
間後に溶融炉心がペデスタル（ドライウェル部）へ落下するが，格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び代替循環
冷却系による格納容器除熱を行うことで，第 3.2－7 図及び第 3.2－8 図に示すとおり，格納容器圧力及び雰囲気温度は低下し，ペデスタル（ドライウェル部）に落下した溶融炉心及び格納容器雰囲気は安定して除熱される。事象を通じて格納容器の限界圧力に到達せず，格納容器圧力逃がし装置を使用することなく，格納容器が過圧・過温破損に至らないことを確認した。格納容器内の酸素濃度上昇により，長期的には格納容器
圧力逃がし装置を用いて可燃性ガスを排出する。
「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，格納容器が健全であるため，格納容器から原子炉建
3.2－23

屋への放射性物質の漏えい量は制限され，また，大気中へはほとんど放出されないものと考えられる。これは，原子炉建屋内に漏えいした放射性物質は，原子炉建屋内で時間減衰し，また，粒子状放射性物質は，原子炉建屋内での重力沈降や水蒸気の凝縮に伴い，原子炉建屋内に沈着すると考えられるためである。原子炉建屋内での放射性物質の時間減衰及び粒子状放射性物質の除去効果等を保守的に考慮せず，原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいを想定した場合，漏えい量は約 3.2×
10 －２ TBq となり，100TBq を下回る。
事象発生からの 7 日間以降，Ｃｓ－137 の漏えいが継続した場合の影響評価を行ったところ，約 3.4×10 －２ TBq（30 日間）及び約 3.9×10 －２
TBq（100 日間）であり，100TBq を下回る。
（添付資料 3.2.5，3.2.8）
本評価では，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)，(6)及び(7)の評価項目並びにペデスタル（ドライウェ
ル部）に落下した溶融炉心及び格納容器の安定状態の維持について，対策の有効性を確認した。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(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ることを確認している。

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，
3.2－24

設計基準事故対処設備による原子炉注水機能（非常用炉心冷却系及び原子炉
隔離時冷却系）のみならず，重大事故等対処設備による原子炉注水機能を含む全ての原子炉注水機能が喪失して炉心損傷に至り，原子炉圧力容器が破損する前に手動操作により原子炉減圧を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並びに緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作及び代替循環冷却系による格納容器除熱操作とする。
本評価事故シーケンスの有効性評価における現象の不確かさとしては，溶融炉心落下流量，溶融ジェット径，溶融炉心粒子化割合，冷却材とデブリ粒子の伝熱，炉心ヒートアップ，炉心崩壊挙動，溶融炉心と上面水プールとの伝熱，溶融炉心と原子炉圧力容器間の熱伝達，原子炉圧力容器破損判定が挙げられる。
これらの不確かさに対して，燃料ペレットが崩壊する時間及び温度，溶融
ジェット径，エントレインメント係数，デブリ粒子径，ジルコニウム－水反
応速度，限界熱流束に係る係数，下部プレナムギャップ除熱量に係る係数，
溶接部破損時の最大ひずみを変化させた場合の本格納容器破損モードに対する影響は小さいことを確認している。
また，原子炉水位を監視し，原子炉水位が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原子炉減圧を行うといった，兆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。

(1)

解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本評価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，
3.2－25

「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のとおりである。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデ
ルは，ＴＭＩ事故についての再現性及びＣＯＲＡ実験についての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム－水反応
速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融開始時間及び炉心下部
プレナムへの溶融炉心移行の開始時間に対する感度は数分程度であり，影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉
圧力容器破損までは重大事故等対処設備を含む全ての原子炉への注水機能に期待しないことで原子炉圧力容器破損に至ることを想定しており，最初に実施すべき操作は原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の20％上の位置に到達した時点の原子炉減圧操作であり，また，燃料被覆
管温度等を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コードＳＡＦ
ＥＲ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
結果の方が大きく，解析コードＳＡＦＥＲに対して保守的であることを確認している。このため，原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達する時間が早まる可能性があるが，数分程度の差異であることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との3.2－26

熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルはＴＭＩ事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により原子炉圧力容器破損時間に与える影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器温度（下鏡部）を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内ＦＣＩ（溶融
炉心細粒化）及び原子炉圧力容器内ＦＣＩ（デブリ粒子熱伝達）の不確かさとして，下部プレナムでの溶融炉心の挙動に関する感度解析により，
原子炉圧力容器破損時の原子炉圧力に与える影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器内ＦＣＩを操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における炉心下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルはＴＭＩ事故についての再現性を確認している。また，炉心下部プレナムと溶融炉心の熱伝達に関する感度解析により原子炉圧力容器破損時間に与える影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器温度（下鏡部）を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器破損の不確かさ
として，制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）に関する感度解析により最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損時間が早まることを確認している。本評価事故シー
ケンスでは，原子炉圧力容器破損を操作開始の起点としている運転員等
3.2－27

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。
（添付資料 3.2.9）
ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデ
ルは，ＴＭＩ事故についての再現性及びＣＯＲＡ実験についての再現性を確認している。炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム－水反応
速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融開始時間及び炉心下部
プレナムへの溶融炉心移行の開始時間への感度は数分程度であり，影響
は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達した時点での運転員等操作による原子炉急速減圧によって速やかに原子炉圧力を2.0MPa［gage］以下に低減し，原子炉圧力容器破損時の原子炉圧力を2.0MPa［gage］以下に維持しているため，運転員等操作時間に与える影
響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コードＳＡＦ
ＥＲ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
結果の方が大きく，解析コードＳＡＦＥＲに対して保守的であることを確認している。このため，原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達する時間が早まる可能性があるが，数分程度の差異であり，原子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3.2－28

熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルはＴＭＩ事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により炉心溶融開始時間に与える影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，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）及び原子炉圧力容器内ＦＣＩ（デブリ粒子熱伝達）の不確かさとして，下部プレナムでの溶融炉心の挙動に関する感度解析により，
原子炉圧力容器破損時の原子炉圧力に与える影響は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器が破損する前に，十分な時間余裕をもって手動減圧により原子炉圧力を 2.0MPa［gage］
以下に維持していることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における炉心下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルはＴＭＩ事故についての再現性を確認している。また，炉心下部プレナムと溶融炉心の熱伝達に関する感度解析により原子炉圧力容器破損時間に与える影響は小さいことを確認していることから，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，制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）に関する感度解析により最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損が早まることを確認しているが，原子炉圧力容器破3.2－29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ることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料 3.2.9）(2)

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

運転員等操作時間に与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd／tに対応したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 31GWd／
t であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和されるが，操作手順（原子炉水位に応じて急速減圧を実施すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位及び炉心流量は，解析条件の不確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影
響は小さい。
（添付資料 3.2.9）
3.2－30(b)評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度 33GWd／tに対応したものとしており，その最確条件は平均的燃焼度約 31GWd／
t であり，解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，原子炉急速減圧操作の開始が遅くなるが，原子炉圧力容器破損も遅くなり，原子炉急速減圧操作開始後に原子炉圧力は速やかに低下することから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位及び炉心流量は，解析条件の不確かさとして，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料 3.2.9）

ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作の不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a)

運転員等操作時間に与える影響
操作条件の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燃料有効長の 20％上の位置に到達時（事象発生から約 38 分後）を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上
3.2－31

の位置に到達するまでに事象発生から約 38 分の時間余裕があり，また，原子炉急速減圧操作は原子炉水位の低下傾向を監視しながらあら
かじめ準備が可能であり，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であるため，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う作業であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
操作条件の緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作及び代替
循環冷却系による格納容器除熱操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から 90 分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，代替循環冷却系運転は事象発生 90 分後に開始することとしているが，時間余裕を含めて設定されているため操作の不確かさが操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。また，本操作の操作開始時間は，操作所要時間を踏まえて解析上の想定時間を設定したものであり，実態の操作開始時間が早まる可能性があるが，状況判断から代替循環冷却系運転までは一連の操作として実施し，同一の運転員による並列操作はなく，運転員等操作時間に与える影響も小さい。
（添付資料 3.2.9）(b)

評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の原子炉急速減圧操作は，運転員等操作時間に与える影響
として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
操作条件の緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作及び代替
3.2－32循環冷却系による格納容器除熱操作は，運転員等操作時間に与える影響として，操作開始時間が早まった場合には，本操作も早まる可能性があり，格納容器圧力及び雰囲気温度を早期に低下させる可能性があることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
（添付資料 3.2.9）(3)

操作時間余裕の把握
操作開始時間の遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，そ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が，原子炉圧力容器破損までの時間は事象発生から約4.5 時間あり，操作開始時間（事象発生から約 38 分後）に対して余裕があるため，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。
操作条件の緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作及び代替循環
冷却系による格納容器除熱操作については，格納容器除熱開始までの時間
は操作所要時間を踏まえて解析上の想定時間を設定したものであり時間余裕があるが，本操作が大幅に遅れるような事態になった場合でも，原子炉
圧力容器破損に至るまでの時間は事象発生から約 4.5 時間であり，約 3 時
間の余裕があることから，時間余裕がある。
（添付資料 3.2.9）(4)

原子炉圧力容器破損後の原子炉注水を考慮しない場合の影響評価
重大事故等対処設備による原子炉注水に対する仮定として，原子炉圧力容器破損までは重大事故等対処設備による原子炉への注水を考慮しないも
3.2－33

のとしているが，故障により原子炉注水ができない状態であった場合，故障要因を除去できないまま，原子炉圧力容器破損後も原子炉へ注水できな
いことも考えられる。この影響を考慮した感度解析を実施した。格納容器
圧力の推移を第 3.2－28 図，格納容器雰囲気温度の推移を第 3.2－29 図に示す。原子炉圧力容器破損後に原子炉へ注水できない場合においても，格
納容器圧力及び格納容器雰囲気温度の観点では大きな影響はないことから，評価項目となるパラメータに対する影響は小さい。
（添付資料 3.2.10）

(5)

ま と め
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作
時間余裕を確認した。また，原子炉圧力容器破損後も原子炉へ注水できな
い場合の感度解析を実施した。その結果，解析コード及び解析条件の不確
かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。このほか，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時
間には時間余裕がある。

3.2.4

必要な要員及び資源の評価(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，重大事故等対策時における事象発生 2 時間までに必要な要員は，「3.2.1(3) 格納容器破損防止対策」に示すとおり 20 名である。「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している災害対策要員
3.2－34

（初動）の 39 名で対処可能である。
また，事象発生 2 時間以降に必要な参集要員は 2 名であり，発電所構外から 2 時間以内に参集可能な要員の 72 名で確保可能である。

(2)

必要な資源の評価
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」において，必要な水源，燃料及び電源は，「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

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
水及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器スプレイは，
7 日間の対応を考慮すると，合計約 380m ３ の水が必要である。水源として，代替淡水貯槽に約 4,300m ３ の水を保有している。これにより，必要な水源は確保可能である。
代替循環冷却系による格納容器除熱については，サプレッション・チ
ェンバのプール水を水源として注水することから，水源が枯渇することはないため，7 日間の注水継続実施が可能である。
（添付資料 3.2.11）
ｂ．燃

料

常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 5 台）による電源供給については，保守的に事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に合計約 352.8kL の軽油が必要となる。軽油貯蔵タンクにて約800kL の軽油を保有しており，この使用が可能であることから，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 5 台）による電源供給について，7 日間の継続が可能である。
3.2－35

可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入については，保守的に事象発生直後からの可搬型窒素供給装置の運転を想定すると，7 日間の運転継続に約 18.5kL の軽油が必要となる。可搬型設備用軽油タン
クにて約 210kL の軽油を保有しており，この使用が可能であることから，可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入について，7 日間の継続が可能である。
緊急時対策所用発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定すると，7 日間の運転継続に約 70.0kL の軽油が必要となる。緊急時対策所用発電機燃料油貯蔵タンクにて約 75kL の軽油を保有しており，この使用が可能であることから，緊急時対策所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 3.2.12）
ｃ．電

源

常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故等対策時に必要な負荷として，約 2,769kW 必要となるが，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 5 台）の連続定格容量は約 5,520kW であり，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
また，緊急時対策所用発電機及び可搬型窒素供給装置の窒素供給装置
用電源車についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
（添付資料 3.2.13）

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又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，原子炉圧力容器が3.2－36

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，格納容器に熱的・機械的な負荷が発生して格納容器の破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「高圧溶融物放出／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（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧手段を整備している。
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＋原子炉減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗（＋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，格納容器バウンダリにかかる圧力，格納容器バウンダリにかかる温度，放射性物質の総放出量，水素の爆轟及び
可燃性ガスの蓄積，燃焼の観点でも評価項目を満足することから，安定状態を維持できる。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与え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，災害対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，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。

3.2－37

3.2－38

海※2※1

残留熱除去系
海水系ポンプ
（Ｂ）
，（Ｄ）

→

→

→

→

残留熱除去系
海水系ポンプ
（Ａ）
，（Ｃ）

外部電源

※2

※1

↑

←

※1 海へ

←

低圧炉心スプレイ系ポンプ←

残留熱除去系ポンプ（Ａ）←

常設高圧代替注水系ポンプ

原子炉隔離時冷却系ポンプ

代替
循環
冷却系
ポンプ
（Ａ）
（注）

ぺデ
スタル

復水貯蔵タンク

→

海へ ※2

※3

代替淡水貯槽

冷却系
ポンプ
（Ｂ）

↑

（注）原子炉圧力容器破損前は原子炉注水機能について評価上考慮しない

常設低圧代替注水系ポンプ（Ａ）
，（Ｂ）
（注）

↑

格納容器
圧力逃がし装置

耐圧強化
ベント系

可搬型窒素供給装置

格納容器窒素供給
ライン東側接続口※3：評価上考慮しない設備：安全機能の喪失を仮定する設備

代替

例

↑ 循環

タービンへ

高圧炉心
スプレイ系ポンプ

残留熱除去系ポンプ（Ｃ）→

残留熱除去系
ポンプ（Ｂ）→

サプレッション・
プール

サプレッション・
チェンバ

ドライウェル

原子炉ウェルへ

逃がし安全弁（自動減圧機能）凡

第 3.2－1 図 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱時の重大事故等対策の概略系統図（1／5）（原子炉圧力容器破損前の逃がし安全弁（自動減圧機能）による原子炉減圧段階）

→

→

緊急用海水
ポンプ（Ａ），（Ｂ）

格納容器窒素供給
ライン西側接続口

軽油貯蔵タンク

Ｇ

常設代替高圧電源装置

Ｇ

２Ｃ非常用ディーゼル発電機，２Ｄ
非常用ディーゼル発電機及び高圧炉
心スプレイ系ディーゼル発電機

原子炉圧力容器

西側淡水貯水設備

可搬型設備用軽油タンク

タンクローリ3.2－39海※2※1

残留熱除去系
海水系ポンプ
（Ｂ）
，（Ｄ）

→

→

→

→

残留熱除去系
海水系ポンプ
（Ａ）
，（Ｃ）

外部電源

※2

※1

↑

←

※1 海へ

←

低圧炉心スプレイ系ポンプ←

残留熱除去系ポンプ（Ａ）←

常設高圧代替注水系ポンプ

原子炉隔離時冷却系ポンプ

代替
循環
冷却系
ポンプ
（Ａ）
（注）

ぺデ
スタル

復水貯蔵タンク

→

海へ ※2

※3

代替淡水貯槽

冷却系
ポンプ
（Ｂ）

↑

常設低圧代替注水系ポンプ（Ａ），（Ｂ）（注）（注）原子炉圧力容器破損前は原子炉注水機能について評価上考慮しない↑

格納容器
圧力逃がし装置

耐圧強化
ベント系

可搬型窒素供給装置

格納容器窒素供給
ライン東側接続口※3：評価上考慮しない設備：安全機能の喪失を仮定する設備

代替

例

↑ 循環

タービンへ

高圧炉心
スプレイ系ポンプ

残留熱除去系ポンプ（Ｃ）→

残留熱除去系
ポンプ（Ｂ）→

サプレッション・
プール

サプレッション・
チェンバ

ドライウェル

原子炉ウェルへ

逃がし安全弁（自動減圧機能）凡

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱時の重大事故等対策の概略系統図（2／5）（原子炉圧力容器破損前の代替循環冷却系による格納容器除熱及び格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）水位の確保段階）

第 3.2－1 図

→

→

緊急用海水
ポンプ（Ａ），（Ｂ）

格納容器窒素供給
ライン西側接続口

軽油貯蔵タンク

Ｇ

常設代替高圧電源装置

Ｇ

２Ｃ非常用ディーゼル発電機，２Ｄ
非常用ディーゼル発電機及び高圧炉
心スプレイ系ディーゼル発電機

原子炉圧力容器

西側淡水貯水設備

可搬型設備用軽油タンク

タンクローリ3.2－40

海※2※1

残留熱除去系
海水系ポンプ
（Ｂ）
，（Ｄ）

→

→

→

→

残留熱除去系
海水系ポンプ
（Ａ）
，（Ｃ）

外部電源

※2

※1

↑

←

※1 海へ

←

低圧炉心スプレイ系ポンプ←

残留熱除去系ポンプ（Ａ）←

常設高圧代替注水系ポンプ

原子炉隔離時冷却系ポンプ

代替
循環
冷却系
ポンプ
（Ａ）
（注）

ぺデ
スタル

復水貯蔵タンク

→

海へ ※2

※3

代替淡水貯槽

冷却系
ポンプ
（Ｂ）

↑

常設低圧代替注水系ポンプ（Ａ），（Ｂ）（注）（注）原子炉圧力容器破損前は原子炉注水機能について評価上考慮しない↑

格納容器
圧力逃がし装置

耐圧強化
ベント系

可搬型窒素供給装置

格納容器窒素供給
ライン東側接続口※3：評価上考慮しない設備：安全機能の喪失を仮定する設備

代替

例

↑ 循環

タービンへ

高圧炉心
スプレイ系ポンプ

残留熱除去系ポンプ（Ｃ）→

残留熱除去系
ポンプ（Ｂ）→

サプレッション・
プール

サプレッション・
チェンバ

ドライウェル

原子炉ウェルへ

逃がし安全弁（自動減圧機能）凡

第 3.2－1 図 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱時の重大事故等対策の概略系統図（3／5）（原子炉圧力容器破損後の代替循環冷却系による格納容器除熱，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却及び格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）注水段階）

→

→

緊急用海水
ポンプ（Ａ），（Ｂ）

格納容器窒素供給
ライン西側接続口

軽油貯蔵タンク

Ｇ

常設代替高圧電源装置

Ｇ

２Ｃ非常用ディーゼル発電機，２Ｄ
非常用ディーゼル発電機及び高圧炉
心スプレイ系ディーゼル発電機

原子炉圧力容器

西側淡水貯水設備

可搬型設備用軽油タンク

タンクローリ3.2－41海※2※1

残留熱除去系
海水系ポンプ
（Ｂ）
，（Ｄ）

→

→

→

→

残留熱除去系
海水系ポンプ
（Ａ）
，（Ｃ）

外部電源

※2

※1

第 3.2－1 図

→

→

緊急用海水
ポンプ（Ａ），（Ｂ）

格納容器窒素供給
ライン西側接続口

軽油貯蔵タンク

Ｇ

常設代替高圧電源装置

Ｇ

２Ｃ非常用ディーゼル発電機，２Ｄ
非常用ディーゼル発電機及び高圧炉
心スプレイ系ディーゼル発電機

↑

←

※1 海へ

←

低圧炉心スプレイ系ポンプ←

残留熱除去系ポンプ（Ａ）←

復水貯蔵タンク

→

海へ ※2

※3

代替淡水貯槽

冷却系
ポンプ
（Ｂ）

↑

常設低圧代替注水系ポンプ（Ａ）
，（Ｂ）

↑

格納容器
圧力逃がし装置

耐圧強化
ベント系

可搬型窒素供給装置

格納容器窒素供給
ライン東側接続口※3：評価上考慮しない設備：安全機能の喪失を仮定する設備

代替

例

↑ 循環

タービンへ

高圧炉心
スプレイ系ポンプ

残留熱除去系ポンプ（Ｃ）→

残留熱除去系
ポンプ（Ｂ）→

サプレッション・
プール

サプレッション・
チェンバ

ドライウェル

原子炉ウェルへ

逃がし安全弁（自動減圧機能）凡

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱時の重大事故等対策の概略系統図（4／5）（原子炉圧力容器破損後の代替循環冷却系による格納容器除熱，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却段階）

常設高圧代替注水系ポンプ

原子炉隔離時冷却系ポンプ

代替
循環
冷却系
ポンプ
（Ａ）

ぺデ
スタル

原子炉圧力容器

西側淡水貯水設備

可搬型設備用軽油タンク

タンクローリ3.2－42海※2※1

残留熱除去系
海水系ポンプ
（Ｂ）
，（Ｄ）

→

→

→

→

残留熱除去系
海水系ポンプ
（Ａ）
，（Ｃ）

外部電源

※2

※1

↑

代替
循環
冷却系
ポンプ
（Ａ）

←

※1 海へ

←

低圧炉心スプレイ系ポンプ←

残留熱除去系ポンプ（Ａ）←

ぺデ
スタル

復水貯蔵タンク

→

海へ ※2

※3

代替淡水貯槽

冷却系
ポンプ
（Ｂ）

↑

常設低圧代替注水系ポンプ（Ａ）
，（Ｂ）

↑

格納容器
圧力逃がし装置

耐圧強化
ベント系

可搬型窒素供給装置

格納容器窒素供給
ライン東側接続口※3：評価上考慮しない設備：安全機能の喪失を仮定する設備

代替

例

↑ 循環

タービンへ

高圧炉心
スプレイ系ポンプ

残留熱除去系ポンプ（Ｃ）→

残留熱除去系
ポンプ（Ｂ）→

サプレッション・
プール

サプレッション・
チェンバ

ドライウェル

原子炉ウェルへ

逃がし安全弁（自動減圧機能）凡

タンクローリ西側淡水貯水設備

可搬型設備用軽油タンク

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱時の重大事故等対策の概略系統図（5／5）（原子炉圧力容器破損後の代替循環冷却系による格納容器除熱，可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入段階）

常設高圧代替注水系ポンプ

原子炉隔離時冷却系ポンプ

第 3.2－1 図

→

→

緊急用海水
ポンプ（Ａ），（Ｂ）

格納容器窒素供給
ライン西側接続口

軽油貯蔵タンク

Ｇ

常設代替高圧電源装置

Ｇ

２Ｃ非常用ディーゼル発電機，２Ｄ
非常用ディーゼル発電機及び高圧炉
心スプレイ系ディーゼル発電機

原子炉圧力容器※４

炉心溶融開 始（燃料 温度
2,500K（約 2,227℃）到 達）

代替循環冷 却系によ る
格納容器除 熱操作 ※ １ ３

原子炉圧力 容器温度 （下鏡 部）
300℃到達（約 1.2 時間）（90 分）(約 2.7 時間)（約 167 時間）（約 6.7 時間）（約 4.6 時間）（約 4.5 時間）

燃料被覆管 温度 1,200℃ 到達（約 52 分）NoⅣ

タンクロー リによる燃料給油操 作

第 3.2－2 図

Ⅱ

Ⅳ

凡

例

：重大事故 等対応要 員（現 場）の作 業：運転員と重大事故等対応要員（現場）：プラント 状態（解 析）：判断

残留熱除去系熱交換器への海水通水並びに代替循環冷却系の系統構成及び起動が問題なく行われたことをもって ，代替循 環冷却系の運転可能を判断
する。

※ 12

原子 炉圧力容 器破損 の判断は ，以下 の破損 判断パラメ ータによ り行う 。
・格納容器 下部水温 の「上 昇」又は 「喪失 」
併 せて ，格納 容器下 部水温 （20cm 位置 ） の指示変 化（オ ーバ ースケ ールやダウンスケ ール）に より溶 融炉心の 多量落 下を判 断する。
原子炉圧力容器が破損したことにより，常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設 ）による 格納容器冷却操作（原子炉
圧力容器破 損後）を 実施す る。
格 納 容 器 ス プ レ イ 流 量 は 300m ３ ／ h で 開 始 し ，格 納 容 器 圧 力 が 低 下 傾 向 に転じた後， スプレイ を停止 する。
溶融炉心の多量落下に伴い，常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器
下部注水系（常設）によるペデスタル （ドライ ウェル部）注水操作を実施する。
ペデスタル （ドライ ウェル 部）注水 流量 は 80m ３ ／h で開 始し，ペ デスタル
（ドライ ウェ ル部） 水位 が 2.75m に到 達後， 注 水を停止 する 。その 後はペデ ス タ ル （ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ） 水 位 を 約 2.25m～ 約 2.75m の 範 囲 に 制 御 する。なお，実手順としては，作業員及 びペデス タル（ドライウェル部）への注水弁に対する負荷低減の観点から ，全炉心 の崩壊熱による蒸発量相当の注水量で注水を実施する。ただし， 全炉心の 崩壊熱による蒸発量相当の注水量が格納容器下部注水系（常設） の最低流 量を下回る場合は，最低流量にて注水 する運用 とする 。
原子炉圧力容器の破損後に格納容器圧力の低下傾向を確認した後，代替循
環冷却系による格納容器除熱操作（原 子炉圧力 容器破損後）を実施するとともに，常設低圧代替注水系ポンプを 用いた代 替格納容器スプレイ冷却系（常設）に よる格納 容器冷 却操作を 停止す る。
代 替 循 環 冷 却 系 に よ る 原 子 炉 注 水流 量 は 100m ３ ／ h と し ， 格 納 容 器 ス プ レ
イ流量は 150m ３ ／h とす 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 操 作 は ， 解 析上 は 130m ３ ／h 一 定 流 量 で ， 格 納 容 器 圧
力を 0.400MPa［gage］から 0.465MPa［gage］ の 範囲に維持 するよう 間欠運
転 と し て い る が ， 実 際 に は 運 転 手 順 に 従 い 格 納 容 器 圧 力 を 0.400MPa［gage］か ら 0.465MPa［gage］の 範囲に維 持す るよう 102～130m ３ ／h の範囲でスプレ イ流量を 調整す る。
可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入操作は，格納容器内酸素濃度 が 4.0vol％に 到達し た時 点でサ プレッ シ ョン・チ ェン バへの 窒素注入を実施する。ただし，窒素供給後に 格納容器 内酸素濃度の上昇が継続する場合には，追加でドライウェルへの 窒素注入 を実施する。なお，可搬型
窒素供給 装置 の起動 準備操 作は ，格納 容器内 酸素 濃度が 3.5vol％に到 達した時点で開 始する。

※18

※ 19

※ 20

※ 21

※ 22

※ 23

原 子 炉 圧 力 容 器 温 度 （ 下 鏡 部 ） が 300℃ に 到 達 し た こ と に よ り 原 子 炉 圧 力
容器の破損徴候を確認し，原子炉圧力 容器の破 損の速やかな判断のために
格納容器下 部水温を 継続監 視する。
原子炉圧力 容器の破 損徴候 判断パラ メータ は以下 のとおり。
・原子炉 水位の「 低下（ 喪失）」
・制御棒 位置の指 示値の 「喪失数 増加」
・原子炉 圧力容器 温度（ 下鏡部） が「300℃到 達」

サプレッション・プール水ｐＨ制御装置（自主対策設備）による薬液注入
操作は，格 納容器下 部水位 確保後か ら実施 する。

※ 16

※ 17

炉心損傷を確認した場合，水素濃度及び酸素濃度監視設備を起動し，他のパラメータ 同様，格 納容器 内水素濃 度及び 酸素濃 度を継続し て監視す る。

ペデ スタル（ ドライ ウェル部 ）内床 ドレン サンプの 1m 水位維持 機能を使 用した追加注 水により 水位を 確保する 。
水位確保操作は，非常用母線からの負 荷切替え 操作，注水開始操作，水位上昇及び注 水停止操 作を考 慮した時 間（約 24 分 ）で実施す る。その 後，サプレッショ ン・チェ ンバへ の排水に より水 位が 約 1m となっ た後，床 ドレン
排水弁及び 機器ドレ ン排水 弁は自動 閉止す る。
※ 15

※14

炉心損傷していること及び原子炉注水機能が喪失していることにより代替
循環冷却系 による格 納容器 除熱操作 を実施 する。
格納容器ス プレイ流 量は 250m ３ ／h で開 始する。

原 子 炉 水 位 異 常 低 下 （ レ ベ ル １ ） 設 定 点 及 び ド ラ イ ウ ェ ル 圧 力 13.7kPa［ gage］ 到 達 に よ り ， 床 ド レ ン 制 限 弁 ， 機 器 ド レ ン 制 限 弁 及 び 原 子 炉 補 機
冷却水制限 弁が自動 閉止す ることを 確認す る。

※ 11

※ 13

原子炉注水の手段が全くない場合，原子炉水位が燃料有効長底部から燃料
有効長 の 20％ 高い位 置に 到達し た時点 で，原 子 炉急速減 圧操 作の実 施を判断する。
「燃料有 効長 底部か ら燃料 有効長 の 20％高い 位 置」とは ，原 子炉水 位（燃料域）で－ 2966mm を示 す。

炉心 損傷は， 以下に より判断 する。
・ 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 倍以上な お ， 格 納 容 器 雰 囲 気 放 射 線 モ ニ タ （ Ｄ／ Ｗ ）及 び （ Ｓ ／ Ｃ ） に よ る 炉 心損傷発生の 判断がで きない 場合は， 原子炉 圧力容 器温度によ り判断す る。

※９

※ 10

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」の有効性評価を実施する上で，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 注水機能 につい ても考慮 しない ものと 仮定する。

※８

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）の起動操作は，以下に より判断 する。
・Ｌ ＯＣＡ発 生の確 認なし， かつ， 高圧・ 低圧注水機 能喪失※７

外部電源の受電及び非常用ディーゼル発電機等の起動ができず，非常用母線の電源回 復ができ ない場 合，早期 の電源 回復不 能と判断す る。

※５

中央制御室にて，機器ランプ表示，警報，ポンプ吐出圧力計，系統流量計，原子炉 水位計， 原子炉 圧力計等 にて確 認する 。

全交流動力電源喪失及び原子炉隔離時冷却系の自動起動失敗により原子炉への注水機 能が喪失 する。

※６

原子 炉スクラ ムは， 中央制御 室にて 平均出 力領域計装 等により 確認す る。

※４

重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は退避を実施す
る。

※２

※３

外部電源喪失に伴い，原子炉スクラム，主蒸気隔離弁閉止及び再循環系ポンプ停止となるが，解析上は原子炉水 位低（レ ベル３）設定点到達にて原
子炉スクラム信号が発信するものとす る。主蒸 気隔離弁閉止及び再循環系
ポンプ停止 について は，外 部電源喪 失時と する。

※１

の共同作業

：解析上考 慮しない 操作：操作・確 認（運転 員）

3.2－43「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の対応手順の概要【有効性評 価の対象 として いないが 他に取 り得る 手段】
Ⅰ
電源容量に より使用 できる 設備が限 られる が，常 設代替高圧 電源装置 が使用 できない 場合は 可搬型 代替低圧電 源車によ り受電 する。
Ⅱ
技術基準上 の全ての 要求事 項を満た すこと や全て のプラント 状況にお いて使 用するこ とは困 難であ るが，プラ ント状況 によっ ては，
事故対応に 有効な設 備とな る制御棒 駆動水 圧系， ほう酸水注 入系，消 火系（ ディーゼ ル駆動），補 給水系及び 可搬型代 替注水 中型ポン
プ又は可搬 型代替注 水大型 ポンプを 用いた 低圧代 替注水系（ 可搬型） による 原子炉注 水も実 施可能 である。
Ⅲ
代替残留熱 除去系海 水系に よる海水 通水も 可能で ある。
Ⅳ
技術基準上 の全ての 要求事 項を満た すこと や全て のプラント 状況にお いて使 用するこ とは困 難であ るが，プラ ント状況 によっ ては，
事故対応に 有効な設 備とな る消火系 （ディ ーゼル 駆動），補 給水系及 び可搬型 代替注 水中型ポ ンプ 又は可搬型 代替注水 大型ポ ンプを用いた格納容 器下部注 水系（ 可搬型） による ペデス タル（ドラ イウェル 部）注 水も実施 可能で ある。
Ⅴ
サプレッシ ョン・チ ェンバ 側からの 格納容 器ベン トを優先す るが，ド ライウ ェル側か らの格 納容器 ベントによ る格納容 器除熱 も実施可能である 。

格納容器圧 力逃がし 装置に よる
格納容器除 熱操作
（サプレッ ション・ チェン バ側）

Ⅴ

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 停止

サプレッシ ョン・プ ール水 位
通常水位＋ 6.5m 到達

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

Ａ

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）以 外による ペデス タル（ド ライウ ェル部 ）注水・消火系（ ディーゼ ル駆動 ）による ペデス タル（ ドライウ
ェル部）注 水・補給水系 によるペ デスタ ル（ドラ イウェ ル部） 注水・可搬型代 替注水中 型ポン プ又は可 搬型代 替注水 大型ポンプを用いた 格納容器 下部注 水系（可 搬型） による ペデスタル（ドラ イウェル 部）注 水

Ａ

代替残留熱 除去系海 水系に よる
冷却水（海 水）の確 保操作

Ⅲ

低圧代替注水系（常設）以外 による原 子炉注水・制御棒駆 動水圧系 による 原子炉注 水
・ほう酸水 注入系に よる原 子炉注水・消火系（ ディーゼ ル駆動 ）による 原子炉 注水・補給水系 による原 子炉注 水・可搬型代 替注水中 型ポン プ又は可 搬型代 替注水 大型
ポンプを用 いた低圧 代替注 水系（可 搬型） による 原
子炉注水

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）以外に よるペデスタル（ドライウェル部）注水・消火系（ ディーゼ ル駆動 ）による ペデス タル（ ドライウ
ェル部）注 水・補給水系 によるペ デスタ ル（ドラ イウェ ル部） 注水・可搬型代 替注水中 型ポン プ又は可 搬型代 替注水 大型ポンプを用いた 格納容器 下部注 水系（可 搬型） による ペデスタル（ドラ イウェル 部）注 水

サプレッシ ョン・プ ール水 ｐＨ
制御装置に よる薬液 注入操 作 ※ １ ６

水素濃度及 び酸素濃 度監視設備の 起動 ※ １ ５

常設低圧代 替注水系 ポンプ を用いた
格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）水位の確保操作 ※１４Yes

代替循環冷 却系運転可能 ※ １ ２

代替循環冷 却系の準 備操作

緊急用海水 系による 冷却水（海水）の 確保操作

緊急用海水 系及び代替循環冷 却系の準 備操作（電源切替 操作）

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

可搬型代替 低圧電源 車による受電 操作Ⅰ

ほう酸水注 入系によ る原子 炉
圧力容器へ のほう酸 水注入 操作

高圧代替注 水系の起 動操作

常設代替交 流電源設 備によ る
非常用母線 の受電操 作

電源確保操 作対応

使用済燃料 プールの除熱操作

原子炉への 注水機能 喪失の 確認 ※ ６（手動起動 ）

可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の起動準備操作

代替循環冷 却系によ る格納 容器除熱 ，常設 低圧代 替注水系ポ ンプを用 いた格 納容器下 部注水 系（常 設）によるペデスタル （ドライ ウェル 部）への 注水を 継続し ，機能喪失 している 設備の 復旧に努 める。
また，格納 容器内酸 素濃度 の監視を 継続す るとと もに，可搬 型窒素供 給装置 による格 納容器 内への 窒素注入
は，格納容 器圧力が 0.31MPa［gage］到 達にて 停 止し，その 後，格納 容器内 酸素濃度 4.3vol％（ ドライ条件 ）到達にて， 格納容器 圧力逃 がし装置 により 格納容 器内の可燃 性ガスを 排出す ることで ，格納 容器内 での水素燃焼を防止す る。
可燃性ガス 濃度制御 系の復 旧後は， 可搬型 窒素供 給装置によ る格納容 器内へ の窒素注 入，代 替循環 冷却系による原子炉注 水及び格 納容器 除熱並び に可燃 性ガス 濃度制御系 による水 素濃度 制御を実 施する ととも に，格納容器圧力逃が し装置に よる格 納容器除 熱を停 止する 。

可搬型窒素 供給装置 による格納容器内 への窒素 注入操 作 ※ ２ ３

格納容器内 酸素濃度 4.0vol％（ドライ条 件）到達

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 ※ ２ ２

格納容器圧力 0.465MPa［gage］ 到達

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 停止操 作

代替循環冷 却系によ る
格納容器除 熱操作
（原子炉圧 力容器破 損後） ※ ２ １

格納容器雰 囲気温度 ・圧力 低下

常設低圧代 替注水系 ポンプ を用いた 格納容器下部注 水系（常 設）に よるペデ スタル（ドライ ウェル部 ）注水 操作 ※ ２ ０

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 ※ １ ９

原子炉圧力 容器破損 の判断 ※ １ ８

水蒸気発生 に伴う格 納容器 圧力上昇
（溶融燃料 －冷却材 相互作 用）

溶融炉心落 下原子炉圧力 容器破損 時
原子炉圧力 2.0MPa［gage］以下

原子炉圧力 容器破損

格納容器下 部水温の 継続監 視 ※ １ ７

原子炉水位 異常低下 （レベ ル１）
設定点及び ドライウ ェル圧 力
13.7kPa［gage］到 達 ※ １ １

逃がし安全 弁（自動 減圧機 能）の手動によ る原子炉 急速減 圧操作

原子炉水位 が燃料有 効長底 部から燃 料
有効長の 20％ 高い位置 に到達 ※ １ ０

炉心損傷の 確認 ※ ９

炉心損傷開 始（燃料 被覆管 温度
1,000K（約 727℃）到達 ）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）の起動操作 ※ ７ ， ８

常設代替交 流電源設 備によ る
緊急用母線 の受電操 作

早期の電源 回復不能 の確認 ※ ５

原子炉への 注水機能 喪失の 確認（自動起動 ）

原子炉水位 異常低下
（レベル２ ）設定点 到達

原子炉スク ラム及び全交流動力 電源喪失 の確認 ※ ２ ， ３

原子炉水位 低（レベ ル３）
設定点到達 ※ １

給水流量の 全喪失
注水機能喪 失全交流動力 電源喪失

（約 40 分）（約 38 分）（約 35 分）（0 秒）

（解析上の 時刻）

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱

経過時間（分）
10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

150

160

170

180

190

200

備考

実施箇所・必要要員数【 】は他作業後移動してきた要員
責任者

当直発電長

1人

約35分
炉心損傷開始（燃料被覆管温度 1,000K 到達）

事象発生
原子炉スクラム

中央監視
運転操作指揮約52分
燃料被覆管温度 1,200℃到達

操作の内容

操作項目
補佐

当直副発電長1人

運転操作指揮補佐

指揮者等

災害対策要員
（指揮者等）

4人

初動での指揮発電所内外連絡

当直運転員(中央制御室)

当直運転員
(現場)

プラント状況判断
約 38 分
原子炉水位が燃料有効長底部から
燃料有効長の 20％高い位置に到達

重大事故等対応要員
(現場)

2 時間
原子炉建屋ガス処理系及び中央制御室換気系の起動による負圧達成

約1.2時間炉心溶融開始（燃料温度 2,500K 到達）●原子炉スクラムの確認●タービン停止の確認●外部電源喪失の確認
状況判断

2人
A，B

－

－

10 分

●再循環系ポンプ停止の確認●主蒸気隔離弁閉止及び逃がし安全弁（安全弁機能）による原子炉圧力制御の確認●非常用ディーゼル発電機等の自動起動失敗の確認●原子炉への注水機能喪失の確認（自動起動）

早期の電源回復不能の確認

【1人】
A

－

【1人】
B

－

●高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機の手動起動操作（失敗）

1分

－

－

●非常用ディーゼル発電機の手動起動操作（失敗）

2分

2人
a，b

●電源回復操作

適宜実施

－

－

常設代替交流電源設備による緊急用
母線の受電操作

【1人】
B

－

－

●常設代替高圧電源装置 2 台の起動操作及び緊急用母線の受電操作

4分

原子炉への注水機能喪失の確認（手動起動）

【1人】
A

－

－

●原子炉隔離時冷却系の手動起動操作（失敗）2分

中央制御室からの高圧代替注水系
の起動操作

【1人】
A

－

●高圧代替注水系による原子炉注水の系統構成操作及び起動操
作

4分
3分

電源確保操作対応

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）及び低圧代替注水系（常設）の起動操作

緊急用海水系による冷却水（海水）
の確保操作

－

【1人】
B

－

－

●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）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却に必要な負荷の電源切替操作

【1人】
A

－

－

●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及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の系統構成操作及び起動操作

【1人】
A

－

－

【1人】
A

水素濃度及び酸素濃度監視設備の
起動操作

【1人】
A

サプレッション・プール水ｐＨ制御
装置による薬液注入操作

【1人】
A

－

－

サプレッション・プール水ｐＨ制御装置による薬液注入操作

炉心損傷確認

【1人】
B

－

－

●炉心損傷確認

逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉急速減圧操作

【1人】
B

－

－

－

20 分

－

海水通水開始後，適宜状態監視
6分●代替循環冷却系による格納容器除熱の系統構成操作及び起動操
作

35 分●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）注水に必要な負荷の電源切
替操作

－

－

格納容器除熱開始後，適宜状態監視

原子炉注水は解析上考慮
しない

4分
解析上考慮しない●常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）水位の確保操作

20 分

水位確保後，適宜状態監視

8分●水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動操作

適宜，格納容器内水素濃度及び酸素濃度の監視

15 分

通常運転時は外部電源で常時暖気状態であり，交流電源喪
失時は代替交流電源設備により緊急用母線受電後，暖気が自動的に開始される
解析上考慮しない

2分－－●逃がし安全弁（自動減圧機能）2個の手動開放操作

【1人】
B

－

－

●非常用母線の受電準備操作(中央制御室）

－

2人
C，D

－

●非常用母線の受電準備操作(現場）

1分
35 分
75 分

●常設代替高圧電源装置 3 台の追加起動操作

常設代替交流電源設備による非常用
母線の受電操作【1人】
B－

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

【1人】
B

－

【1人】
B

原子炉注水は解析上考慮
しない●代替循環冷却系による格納容器除熱に必要な負荷の電源切替操作

常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）水位の確保操作

ほう酸水注入系による原子炉圧力容器へのほう酸水注入操作

解析上考慮しない●緊急用海水系による海水通水の系統構成操作及び起動操作【1人】
A

常設代替交流電源設備による非常用
母線の受電準備操作

4分

4分●緊急用海水系による海水通水に必要な負荷の電源切替操作

代替循環冷却系による格納容器除熱操作

解析上考慮しない－●非常用母線の受電操作

6分●中央制御室換気系の起動操作

起動操作実施後，適宜状態監視
2分●ほう酸水注入系の起動操作－

起動操作実施後，適宜状態監視5分●原子炉建屋ガス処理系の起動操作－－解析上考慮しない●ほう酸水注入系の注入状態監視

第 3.2－3 図

ほう酸水全量注入完了まで適宜状態監視

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の作業と所要時間（1／2）
3.2－44

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱

経過時間（時間）
1

2

4

5

約 2.7 時間
原子炉圧力容器温度（下鏡部）
が 300℃到達

実施箇所・必要要員数【 】は他作業後移動してきた要員

操作項目

3

約 4.5 時間
原子炉圧力容器破損

操作の内容

25

124

備考

167

約 124 時間
格納容器内酸素濃度 3.5vol％（ドライ条件）到達

格納容器圧力低下から 30 分後

約 167 時間
格納容器内酸素濃度 4.0vol％（ドライ条件）到達

当直運転員(中央制御室)

当直運転員
(現場)

重大事故等対応要員(現場)

原子炉圧力容器破損の判断

【1人】
A

－

－

●原子炉圧力容器破損の判断●溶融炉心の堆積量の確認

常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損後）

【1人】
A

－

－

●常設低圧代替注水系ポンプを用いた代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損後）

常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）注水操作【1人】
A－●常設低圧代替注水系ポンプを用いた格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）注水操作及び水位制
御操作

破損判断パラメータ（格納容器下部水温）
の継続監視

5分

1分

適宜状態監視解析上では，約10分以上の間隔でペ－

デスタル水位が変動するが，実運用

1分

上では崩壊熱相当の注水量に変更す

注水開始後，水位制御を継続ることで可能な限り連続注水する手順とし，並行した操作を極力減らすこととする

代替循環冷却系による格納容器除熱操作（原子炉圧力容器破損後）

【1人】
A

－

●代替循環冷却系による原子炉注水操作

原子炉注水中，適宜状態監視●代替循環冷却系による格納容器冷却操作

格納容器冷却中，適宜状態監視－

解析上では，約6分以上の間隔で格

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

納容器圧力が変動するが，実運用上

【1人】
A

－

－

●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

ではスプレイ流量を調整することで適宜実施

可能な限り連続スプレイする手順とし，並行した操作を極力減らすこととする
解析上考慮しない●常設低圧代替注水系ポンプによる代替燃料プール注水系（注水ライン）を使用した使用済燃料プールへの注水操作
使用済燃料プールの除熱操作

【1 人】
A

－
解析上考慮しない

15 分

事象発生後約25時間までに実施する解析上考慮しない

－

－

8人
c～j

●可搬型代替注水中型ポンプの移動，ホース敷設等の操作

炉心損傷により屋外放射線量が高い

170 分

場合は屋内に待機し，モニタ指示を確認しながら作業を行う

可搬型窒素供給装置による格納容器
内への窒素注入操作

－

－

【6人】
c～h

タンクローリによる燃料給油操作

－

－

2人
(参集)

180 分

●可搬型窒素供給装置の移動，接続操作及び起動操作

タンクローリ残量に応じて適宜軽油タンクから給油する

適宜実施●可搬型窒素供給装置への給油操作

2人
A，B

2人
C，D

可搬型窒素供給装置起動後，
適宜状態監視90 分●可搬型設備用軽油タンクからタンクローリへの給油操作

必要要員合計場合は代替燃料プール冷却系の起動までに実施する－●代替燃料プール冷却系の起動操作

可搬型代替注水中型ポンプを用いた低圧代替注水系（可搬型）の起
動準備操作

スロッシングによる水位低下がある

適宜実施

10人 a～j及び参集2人

第 3.2－3 図

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の作業と所要時間（2／2）

3.2－45

10
逃がし安全弁（安全弁機能）による原子炉圧力制御（最大圧力：約 8.3MPa［gage］）

8

原
子
炉
圧
力

逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉急速減圧（約 38 分）

6
下部プレナムへの溶融炉心移行に伴う圧力上昇
約 2.5MPa［gage］（約 2.5 時間）

4(MPa[gage])

原子炉圧力容器破損直前
約 0.3MPa［gage］（約 4.5 時間）
2.0MPa［gage］

2

0
0

1

2

3

4

5

6

7

8

事故後の時間(h)
事故後の時間(hr)JOB No.MA47BNT2TQUV3H7I008

第 3.2－4 図

原子炉圧力の推移

20
逃がし安全弁からの蒸気放出による水位の低下
シュラウド内（二相水位）
15

逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉急速減圧（約 38 分）に伴い水位が低下

（

原
子
炉
水
位

）

シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
外
水
位

原子炉圧力容器破損（約 4.5 時間）に伴い下部プレナム内の全溶融炉心がペデスタル（ドライウェル部）へ落下
代替循環冷却系による格納容器除熱（約 5.1 時間）に伴う水位上昇
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却開始に伴い
格納容器圧力が低下し，減圧沸騰により水位が上昇下部プレナムへの溶融炉心の移行（約 2.5 時間）に伴い下部プレナ
ム水が蒸発し，水位が低下

10

燃料有効長頂部
原子炉水位Ｌ０

落下した溶融炉心によるシュラウド外（コラプスト水位） 見かけ上の水位上昇

燃料有効長底部

5(m)
下部プレナム（二相水位）

0
0

1

2

3

4

5

6

7

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2TQUV3H7I008

第 3.2－5 図

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

3.2－468

2000
RPV下部ヘッド構造材温度(ノード１)※
原
子
炉
圧
力
容
器
下
部
ヘ
ッ
ド
構
造
材
温
度
(℃)

1800

RPV下部ヘッド構造材温度(ノード２)
RPV下部ヘッド構造材温度(ノード３)

1600

RPV下部ヘッド構造材温度(ノード４)

原子炉圧力容器の破損（約 4.5 時間）

RPV下部ヘッド構造材温度(ノード５)

1400
1200
1000

下部ヘッド温度が 300℃
到達（約 2.7 時間）

800
下部プレナムへの
溶融炉心の移行（約 2.5 時間）

600
400
200
0
0

1

2

3

4

5
事故後の時間(hr)
事故後の時間(h)第 3.2－6 図678

原子炉圧力容器下部ヘッド温度の推移

3.2－47910※軸方向の中心から外周に向かい，ノードが１から５に区分される
JOB No.MA47BNT2TQUV3H7I008

0.8
ドライウェルサプレッション・チェンバ
格納容器の限界圧力 0.62MPa［gage］
0.6
格納容器スプレイ等による格納容器圧力抑制

格
納
容
器
圧
力

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却開始までの最大圧力 約 0.47MPa［gage］（約 7.4 時間）
0.4
代替循環冷却系による格納容器除熱による格納容器圧力低下(MPa[gage])
原子炉圧力容器破損及びペデスタル（ドライウェル部）への溶融炉心落下（約 4.5 時間）に伴う格納容器圧力上昇

0.2

サプレッション・チェンバ内への窒素注入開始（約 167 時間）

逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉急速減圧（約 38 分）に伴う格納容器圧力上昇

0.0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)
事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2TQUV3H9E000

第 3.2－7 図

格納容器圧力の推移

300
ドライウェル
格納容器雰囲気温度

サプレッション・チェンバ

格納容器スプレイ等による格納容器雰囲気温度抑制

格納容器の限界温度 200℃

200
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却開始までの最高温度 約 151℃（約 7.4 時間）

温度

代替循環冷却系による格納容器除熱による格納容器雰囲気温度温度低下

（℃）
100

原子炉圧力容器破損及びペデスタル（ドライウェル部）への溶融炉心落下（約 4.5 時間）に伴う格納容器雰囲気温度温度上昇
逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉急速減圧（約 38 分）に伴う格納容器雰囲気温度温度上昇

0
0

24

48

72

96

120

144

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2TQUV3H9E000

第 3.2－8 図

格納容器雰囲気温度の推移

3.2－48168

0.8
ドライウェル

代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）による
格納容器冷却開始

0.6
格
納
容
器
圧
力

サプレッション・チェンバ
格納容器の限界圧力 0.62MPa［gage］

逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉
急速減圧（約 38 分）に伴う格納容器圧力上昇
原子炉圧力容器破損及びペデスタル（ドライウェル部）への溶融炉心落下（約 4.5 時間）に伴う格納容器圧
力上昇 約 0.22MPa［gage］(約 1 分間の溶融炉心落下)

0.4(MPa[gage])

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却開始（約 4.6 時間）

代替循環冷却系による格納容器
除熱開始（90 分）

0.2

代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）による
格納容器冷却停止

下部プレナムへの溶融炉心の移行（約 2.5 時間）

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による
格納容器冷却停止及び代替循環冷却系流量分配（約 5.1 時間）

0.0
0

1

2

3

4

5

6

7

8

事故後の時間(h)
事故後の時間(hr)JOB No.MA47BNT2TQUV3H7I008

第 3.2－9 図

格納容器圧力の推移（～8 時間）

300

格納容器雰囲気温度

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器
冷却開始（約 7.4 時間）
約 151℃

ドライウェルサプレッション・チェンバ
格納容器の限界温度 200℃

200
原子炉圧力容器破損及びペデスタル（ドライウェル部）への溶融炉心落下（約 4.5 時間）に伴う格納容器雰囲気温度上昇
約 118℃

温度（℃）

代替 格納 容器 スプ レイ 冷却系（ 常設 ）に よる 格納 容器
冷却開始（約 6.6 時間）
約 151℃

代替循環冷却系による格納容器
除熱開始（90 分）

100

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却停止（約 7.3 時間） 約 145℃
代替格納容器スプレイ冷却系（常設） 代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却停止及び代替循環による格納容器冷却開始
冷却系流量分配（約 5.1 時間）（約 4.6 時間）

0
0

1

2

3

4

5

6

7

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2TQUV3H7I008

第 3.2－10 図

格納容器雰囲気温度の推移（～8 時間）

3.2－498

20

ベントライン（約 15m）
15通常水位＋6.5m（約 13.5m）
通常水位＋5.5m（約 12.5m）
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納
容器冷却停止に伴う水位上昇の停止
10

ー

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
プ

ル
水
位

5
原子炉圧力容器からの蒸気流入，格納容器
スプレイ水流入に伴う水位上昇

(m)

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2TQUV3H9E000

第 3.2－11 図

サプレッション・プール水位の推移

300

サプレッション・プーー
ル水温度

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
プ
ル
水
温

200
代替循環冷却系による格納容器除熱操作（90 分）に伴うサプレッション・プール水温上昇抑制

100

(℃)

0
0

24

48

72

96

120

144

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2TQUV3H9E000

第 3.2－12 図

サプレッション・プール水温度の推移

3.2－50168

20

ベントライン（約 15m）

15通常水位＋6.5m（約 13.5m）
通常水位＋5.5m（約 12.5m）
原子炉圧力容器の破損（約 4.5 時間）

10

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却停止（約 5.1 時間）

ー

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
プ

ル
水
位

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却開始

下部プレナムへの溶融炉心の移行（約 2.5 時間）

5(m)

逃がし安全弁を通じた原子炉圧力容器からの蒸気流入に伴う水位上昇

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却開始（約 4.6 時間）

0
0

1

2

3

4

5

6

7

8

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2TQUV3H7I008

第 3.2－13 図

サプレッション・プール水位の推移（～8 時間）

300

サプレッション・プー
ール水温度

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
プ
ル
水
温

200

下部プレナムへの溶融炉心の移行（約 2.5 時間）に伴う水温上昇
100(℃)
逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉急速減圧（約 38 分）に伴う水温上昇
0
0

1

2

3

4

5

6

7

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2TQUV3H7I008

第 3.2－14 図

サプレッション・プール水温度の推移（～8 時間）

3.2－51

8

400

350

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却（300m３／h）

300

代替循環冷却系による格納容器除熱（250m３／h）

250
注
水
流
量
(m３／h)（m３／h）

代替循環冷却系による格納容器除熱（原子炉圧力容器破損後）（150m３／h）

200

150
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却（130m３／h）
100
代替循環冷却系による格納容器除熱（原子炉圧力容器破損後）（100m３／h）

50

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（80m３／h）
0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)
事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2TQUV3H9E000

第 3.2－15 図

注水流量の推移400
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却（300m３／h）

350

代替循環冷却系による格納容器除熱（原子炉圧力容器破損後）（150m３／h）

代替循環冷却系による格納容器
除熱（250m３／h）

300

250
注
水
流
量
3

３ /h)
(m
（m
／h）

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却（130m３／h）

代替循環冷却系による格納容器除熱（原子炉圧力容器破損
後）（100m３／h）

200

150
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（80m３／h）

100

50

0
0

1

2

3

4

5

6

7

事故後の時間(hr)
事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2TQUV3H7I008

第 3.2－16 図

注水流量の推移（～8 時間）

3.2－52

8

10

8

（

ペ
デ
ス
タ
ル

）

ド
ラ
イ
ウ
ェ
ル
部

ペデスタル（ドライウェル部）への間欠注水による水位制御
6

4

水
位
(m)

2

原子炉圧力容器破損に伴うペデスタル（ドライウェル部）への溶融炉心落下による水位上昇（約 4.5 時間）

0
0

24

48

72
96
事故後の時間(h)
事故後の時間(h)

120

144

168

JOB No.MA47BNT2TQUV3H9E000

第 3.2－17 図

ペデスタル（ドライウェル部）の水位の推移

108

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却による格納容器圧力低下に伴いペデスタ
ル（ドライウェル部）内の水の蒸発量が増加し，一時的に水位が低下

（

ペ
デ
ス
タ
ル

※代替循環冷却系により原子炉へ注水された水が原子炉圧力容器破断口からペデスタル（ドライウェル部）内へ落下し，水位が維持される

）

ド
ラ
イ
ウ
ェ
ル
部

6

2.75m 水位到達によるペデスタル（ドライウェル部）注水停止

4

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）注水開始（約 4.6 時間）

2

原子炉圧力容器破損に伴うペデスタル（ドライウェル部）への溶融炉心落下による水位上昇（約 4.5 時間）

水
位
(m)

※

※

2.25m 水位到達によるペデスタル（ドライウェル部）注水再開

0
0

1

2

3

4

5

6

7

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2TQUV3H7I008

第 3.2－18 図

ペデスタル（ドライウェル部）の水位の推移（～8 時間）

3.2－538

1.0
0.9
ペデスタル（ドライウェル部）壁面
0.8
ペデスタル（ドライウェル部）床面
0.7
0.6
0.5

ー

溶
融
炉
心
に
よ
る
コ
ン
ク
リ

ト
の
侵
食
量
(cm)

0.4
0.3
ペデスタル（ドライウェル部）壁面及び床面の侵食量（0cm）

0.2
0.1
0.0
0

24

48

72

96

120

144

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2TQUV3H9E000

第 3.2－19 図

ペデスタル（ドライウェル部）の壁面及び床面のコンクリート侵食量の推移

3.2－54

168

100
水素

90

酸素
80
ド
ラ
イ
ウ
ェ
ル
の
気
相
濃
度

代替循環冷却系による格納容器除熱に伴う水蒸気濃度の低下及び窒素，水素，酸素濃度の上昇

窒素
水蒸気

70

可燃限界
60
窒素
50
40
水素
30

（vol％）

20

水蒸気
酸素

10

酸素可燃限界（5vol％）酸素可燃限界(5vol%)

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB NO. MA47BNT2TQUV3H9E000

第 3.2－20 図

ドライウェルの気相濃度の推移（ウェット条件）

100
水素

90
サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
の
気
相
濃
度
（vol％）

酸素

水の放射線分解に伴う水素，酸素濃度の上昇及び窒素，水蒸気濃度の低下

80

窒素
水蒸気

70

可燃限界

60
窒素

50
40

水素
サプレッション・チェンバ内への窒素注入開始（約 167 時間）による窒素濃度の上昇
及び水素，酸素，水蒸気濃度の低下
酸素

30
20
水蒸気
10

酸素可燃限界（5vol％）酸素可燃限界(5vol%)

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB NO. MA47BNT2TQUV3H9E000

第 3.2－21 図

サプレッション・チェンバの気相濃度の推移（ウェット条件）

3.2－55100
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却（約 4.6 時間～約 5.1 時間）

90
窒素

80
ド
ラ
イ
ウ
ェ
ル
の
気
相
濃
度

70

水蒸気

水素

60

酸素

50

窒素
水蒸気

40
可燃限界
30

（vol％）

酸素
酸素可燃限界（5vol％）酸素可燃限界(5vol%)

20

水素
10
0
0

1

2

3

4

5

6

7

8

事故後の時間(h)原子炉圧力容器内での水蒸気発生及びジルコニウム－
水反応に伴う水素発生

第 3.2－22 図

下部プレナムへの
溶融炉心の移行（約 2.5 時間）

代 替 格 納 容 器ス プ レ イ 冷 却 系
JOB NO. MA47BNT2TQUV3H７I008
原子炉圧力容器の（常設）による格納容器冷却破損（約 4.5 時間）

ドライウェルの気相濃度の推移（ウェット条件）（～8 時間）

100
水素
90
サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
の
気
相
濃
度
（vol％）

酸素
ドライウェル圧力の上昇によりベント管を通じてドライウェルの気体がサプレッ
ション・チェンバへ流入

80

窒素
水蒸気

70

可燃限界

60

水素

50
40

窒素

30
20

酸素
水蒸気

10

酸素可燃限界（5vol％）酸素可燃限界(5vol%)

0
0

1

2

3

4

5

6

7

8

事故後の時間(h)原子炉圧力容器内での水蒸気発生及びジルコニウム－
水反応に伴う水素発生

第 3.2－23 図

下部プレナムへの
溶融炉心の移行（約 2.5 時間）

JOB NO. MA47BNT2TQUV3H７I008
原子炉圧力容器の破損（約 4.5 時間）

サプレッション・チェンバの気相濃度の推移（ウェット条件）（～8 時間）

3.2－56

水素

酸素

窒素

可燃限界

100
90
ドライウェル圧力の低下によりベント管真空破壊装置が開放し，サプレッション・チェンバの気体がドライウェルへ流入

80
ド
ラ
イ
ウ
ェ
ル
の
気
相
濃
度
（vol％）

70
窒素
60
50

水の放射線分解に伴う水素，酸素濃度の上昇及び窒素濃度の低下

水素

40
30
20

酸素

10

酸素可燃限界（5vol％）酸素可燃限界(5vol%)

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB NO. MA47BNT2TQUV3H9E000

第 3.2－24 図

ドライウェルの気相濃度の推移（ドライ条件）

水素

酸素

窒素

可燃限界

100
90
サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
の
気
相
濃
度
（vol％）

水の放射線分解に伴う水素，酸素濃度の上昇及び窒素濃度の低下

80
70
60

窒素

50
水素
40
サプレッション・チェンバ内への窒素注入開始（約 167 時間）による窒素濃度の上昇
及び水素，酸素濃度の低下

30
20
酸素

10

酸素可燃限界(5vol%)酸素可燃限界（5vol％）

0
0

24

48

72

96

事故後の時間(h)

120

144

168

酸素濃度の最高値
JOB NO. MA47BNT2TQUV3H9E000
約 4.0vol％（約 167 時間）

第 3.2－25 図

サプレッション・チェンバの気相濃度の推移（ドライ条件）

3.2－57

水素

酸素

窒素

可燃限界

100
90
80
ド
ラ
イ
ウ
ェ
ル
の
気
相
濃
度
（vol％）

窒素70
60
ドライウェル圧力の低下によりベント管真空破壊装置が開放し，サプレッション・チェンバの気
体がドライウェルへ流入

50
40

水素

30
20
酸素

10

酸素可燃限界(5vol%)酸素可燃限界（5vol％）

0
0

1

2

原子炉圧力容器内での水蒸気発生及びジルコニウム－
水反応に伴う水素発生

第 3.2－26 図

3

4

5

6

7

8

事故後の時間(h)下部プレナムへのJOB NO. MA47BNT2TQUV3H７I008
原子炉圧力容器の溶融炉心の移行
破損（約 4.5 時間）（約 2.5 時間）

ドライウェルの気相濃度の推移（ドライ条件）（～8 時間）

水素

酸素

窒素

可燃限界

100
90
サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
の
気
相
濃
度
（vol％）

ドライウェル圧力の上昇によりベント管を通じてドライウェルの気体がサプレッ
ション・チェンバへ流入

80
70

水素
60
50
窒素

40
30
20
酸素

10

酸素可燃限界（5vol％）酸素可燃限界(5vol%)

0
0

1

2

原子炉圧力容器内での水蒸気発生及びジルコニウム－
水反応に伴う水素発生

第 3.2－27 図

3

4

5

6

7

8

事故後の時間(h)下部プレナムへのJOB NO. MA47BNT2TQUV3H７I008
原子炉圧力容器の溶融炉心の移行
破損（約 4.5 時間）（約 2.5 時間）

サプレッション・チェンバの気相濃度の推移（ドライ条件）（～8 時間）

3.2－58

0.8
ドライウェルサプレッション・チェンバ
格納容器スプレイ等による格納容器圧力抑制

格納容器の限界圧力 0.62MPa［gage］

0.6
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却開始までの最大圧力
約 0.47MPa［gage］（約 7.5 時間）

格
納
容
器
圧
力

代替循環冷却系による格納容器除熱（原子炉
圧力容器破損後）による格納容器圧力低下

0.4

格納容器内酸素濃度（ドライ条件）
4.0vol％到達にて可搬型窒素供給装置
によるサプレッション・チェンバ内への窒素注入開始（約 133 時間）

ペデスタル（ドライウェル部）への間欠注水によるドライウェル圧力の変動(MPa[gage])0.2
原子炉圧力容器破損及びペデスタル（ドライウェル部）への溶融炉心落下（約 4.5 時間）に伴う格納容器圧力上昇
逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉急速減圧（約 38 分）に伴う格納容器圧力上昇

0.0
0

24

48

72

96

事故後の時間(h)第 3.2－28 図

120

144

168

格納容器圧力 0.31MPa［gage］到達にて可搬
JOB No.MA47BNT2TQUVGH9E001
型窒素供給装置によるサプレッション・チェ
ンバ内への窒素注入停止（約 163 時間）

原子炉圧力容器破損後に原子炉注水しない場合の格納容器圧力の推移

300
ドライウェルサプレッション・チェンバ
格納容器雰囲気温度

格
納
容
器
温
度

（℃）

格納容器スプレイ等による格納容器雰囲気温度抑制
格納容器の限界温度 200℃

200

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却開始までの最高温度
約 150℃（約 7.4 時間）
代替循環冷却系による格納容器除熱（原子炉圧
力容器破損後）による格納容器雰囲気温度低下

ペデスタル（ドライウェル部）への間欠注水によるドライウェル雰囲気温度の変動

100

原子炉圧力容器破損及びペデスタル（ドライウェル部）への溶融炉心落下（約 4.5 時間）に伴う格納容器雰囲気温度上昇
逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉急速減圧（約 38 分）に伴う格納容器雰囲気温度上昇

0
0

24

48

72

96

120

144

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2TQUVGH9E001

第 3.2－29 図

原子炉圧力容器破損後に原子炉注水しない場合の格納容器雰囲気温度の推移

3.2－59168

3.2－60

原子炉スクラム後，原子炉水位は低下し続け，原子炉水位異常低下（レベル２）で原子炉隔離時冷却系が自動起動に失敗したことを確認する。
原子炉隔離時冷却系の自動起動に失敗したことを確認後，中央制御室からの遠隔操作により原子炉隔離時冷却系の手動起動を試みるが失敗したことを確認する。
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機等の起動ができず，非常用高圧母線（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不能と判断する。これにより，常設代替交流電源設備による緊急用母線の受電準備を開始する。
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交流電源設備から緊急用母線を受電する。

原子炉への注水機
能喪失確認

常設代替交流電源
設備による緊急用
母線の受電＊

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。
全交流動力電源喪失を確認する。

原子炉スクラム及び全交流動力電源
喪失の確認

早期の電源回復不能判断及び対応準
備

手順

－

－

緊急用Ｍ／Ｃ電圧－

既許可の対象となっている設備を重大事故等対処設備に位置付けるもの

常設代替交流電源設備
軽油貯蔵タンク－－

常設設備
125V 系蓄電池Ａ系
125V 系蓄電池Ａ系

重大事故等対処設備
可搬型設備
計装設備
平均出力領域計装＊
起動領域計装＊
Ｍ／Ｃ ２Ｃ電圧＊－
Ｍ／Ｃ ２Ｄ電圧＊
緊急用Ｍ／Ｃ電圧
原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）
原子炉水位（広帯域）＊－
原子炉水位（燃料域）＊
原子炉隔離時冷却系系統
流量＊

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱における重大事故等対策について（1／5）

操作及び確認第 3.2－1 表

3.2－61低圧代替注水系（常設）による原子炉注水機能喪失を確認した後，中央制御室にて非常用母線の負荷となっている緊急用海水系及び代替循環冷却系の弁を対象に，緊急用母線から電源が供給されるよう電源切替操作を実施する。また，中央制御室からの遠隔操作により緊急用海水ポンプを起動し，緊急用海水系に海水を通水する。
緊急用海水系に海水を通水した後，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，代替循環冷却系による格納容器除熱を開始する。

緊急用海水系による冷却水（海水）の確
保代替循環冷却系による格納容器除熱

高圧代替注水系を起動し原子炉水位を回復する。

手順

＊

－

代替循環冷却系格納容器ス
プレイ流量
ドライウェル圧力
サプレッション・チェンバ圧力
サプレッション・プール水
温度：有効性評価上考慮しない操作

既許可の対象となっている設備を重大事故等対処設備に位置付けるもの

常設代替交流電源設備
代替循環冷却系ポンプ
サプレッション・チェンバ＊
軽油貯蔵タンク

重大事故等対処設備
常設設備
可搬型設備
計装設備
高圧代替注水系
原子炉水位（ＳＡ広帯域）
サプレッション・チェンバ＊
原子炉水位（ＳＡ燃料域）
緊急用 125V 系蓄電池－
原子炉水位（広帯域）＊
原子炉水位（燃料域）＊
高圧代替注水系系統流量
常設代替交流電源設備
緊急用海水系流量（残留熱
緊急用海水ポンプ
除去系熱交換器）
軽油貯蔵タンク－

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱における重大事故等対策について（2／5）

高圧代替注水系による原子炉注水操作及び確認第 3.2－1 表

3.2－62

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が発生
し，水の放射線分解により水素及び酸素が発生することから，格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）水位の確保を実施後，中央制御室からの遠隔操作により水素濃度及び酸
素濃度監視設備を起動し，格納容器内の水素濃度及び酸素濃度を確認する。
原子炉圧力容器温度（下鏡部）が 300℃に到達した場合には，原子炉圧力容器の破損を速やかに判断するために格納容器下部水温を継続監視する。
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。

水素濃度及び酸素濃度監視設備の起動－－

原子炉圧力容器温度
格納容器下部水温

重大事故等対処設備
常設設備
可搬型設備
計装設備
格納容器雰囲気放射線
モニタ（Ｄ／Ｗ）－－
格納容器雰囲気放射線
モニタ（Ｓ／Ｃ）
原子炉水位（ＳＡ燃料
逃がし安全弁（自域）
動減圧機能）＊－
原子炉水位（燃料域）＊
原子炉圧力（ＳＡ）
原子炉圧力＊
常設代替交流電源
低圧代替注水系格納容
設備
器下部注水流量
常設低圧代替注水
格納容器下部水位－
系ポンプ
代替淡水貯槽水位
代替淡水貯槽
軽油貯蔵タンク
常設代替交流電源
格納容器内水素濃度
設備（ＳＡ）
軽油貯蔵タンク
格納容器内酸素濃度－（ＳＡ）：有効性評価上考慮しない操作

既許可の対象となっている設備を重大事故等対処設備に位置付けるもの

代替循環冷却系による格納容器除熱を開始後，原子炉圧力容器破損に備えて中央制御室からの遠隔操作によって格納容器下部注水系（
常設）によるペデスタル（ドライウェル部）への注水を実施する。

格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェ
ル部）水位の確保＊

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，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手動操作により逃がし安全弁（自動減圧機
能）2 個を開放し，原子炉を急速減圧する。

逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉急速減圧

原子炉圧力容器破損確認

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格納
容器雰囲気放射線モニタにより確認する。

手順

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱における重大事故等対策について（3／5）

炉心損傷確認操作及び確認第 3.2－1 表

3.2－63

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却（原子炉圧力容器破損後）を実施後，中央制御室からの遠隔操作により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）注水をペデスタル（ドライウェル部）水位 2.75m まで実施する。以降は，2.25m から 2.75m の範囲に水位を維持する。
ただし，高さ 0.2m までの溶融炉心堆積が検知されない場合は，0.5m から約 1m の範囲に水位を維持する。

原子炉圧力容器破損後，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却（原子炉圧力容器破損後）により格納容器
圧力が低下することを確認した後は，中央制御室からの遠隔操
作により代替循環冷却系の注水先を原子炉注水と格納容器スプ
レイに分配し，それぞれ連続で原子炉注水と格納容器スプレイを実施する。

溶融炉心への注水

代替循環冷却系による格納容器除熱（原子炉
圧力容器破損後）

常設代替交流電源
設備
代替循環冷却系ポンプ
サプレッション・
チェンバ＊
軽油貯蔵タンク

常設代替交流電源
設備
常設低圧代替注水系ポンプ
代替淡水貯槽
軽油貯蔵タンク
コリウムシールド

常設設備
常設代替交流電源
設備
常設低圧代替注水系ポンプ
代替淡水貯槽
軽油貯蔵タンク－

代替循環冷却系原子炉注水流量
代替循環冷却系格納容器
スプレイ流量
ドライウェル圧力
サプレッション・チェン
バ圧力
サプレッション・プール
水温度

重大事故等対処設備
可搬型設備
計装設備
低圧代替注水系格納容器
スプレイ流量（常設ライン用）－
ドライウェル圧力
サプレッション・チェン
バ圧力
代替淡水貯槽水位
低圧代替注水系格納容器
下部注水流量
格納容器下部水温
格納容器下部水位－
代替淡水貯槽水位

既許可の対象となっている設備を重大事故等対処設備に位置付けるもの

原子炉圧力容器破損の判断後，中央制御室からの遠隔操作により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開始する。

代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）による
格納容器冷却（原子炉
圧力容器破損後）＊手順

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱における重大事故等対策について（4／5）

操作及び確認第 3.2－1 表

3.2－64手順

代替循環冷却系による格納容器除熱（原子炉圧力容器破損後）を実施後，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容
器 冷 却 を一 旦 停 止す る 。た だ し ，格 納 容 器圧 力 が上 昇 し，
0.465MPa［gage］に到達した場合は，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（常設）による格納容器
冷却を開始し，格納容器圧力が 0.400MPa［gage］到達により格
納容器冷却を停止する。

格納容器内酸素濃度が 4.0vol％（ドライ条件）に到達した場合，可搬型窒素供給装置を用いて格納容器内へ窒素を注入することで，格納容器内酸素濃度の上昇を抑制する。

代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）による
格納容器冷却

可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒
素注入
－

常設設備
常設代替交流電源
設備
常設低圧代替注水系ポンプ
代替淡水貯槽
軽油貯蔵タンク

可搬型窒素供給装置

格納容器内酸素濃度（ＳＡ）

重大事故等対処設備
可搬型設備
計装設備
低圧代替注水系格納容器
スプレイ流量（常設ライン用）
ドライウェル圧力－
サプレッション・チェン
バ圧力
代替淡水貯槽水位

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱における重大事故等対策について（5／5）

操作及び確認第 3.2－1 表

初期条件

3.2－65９×９燃料（Ａ型）
ANSI／ANS-5.1-1979
燃焼度 33GWd／t
5,700m３

燃料原子炉停止後の崩壊熱

格納容器体積（ドライウェル）格納容器体積（サプレッション・チェンバ）6.983m（通常運転範囲の下限値）
32℃
5kPa［gage］
57℃
35℃

サプレッション・プール水位

サプレッション・プール水温度

格納容器圧力

格納容器雰囲気温度

外部水源の温度

真空破壊装置1 サイクルの運転期間（13 ヶ月）に調整運転期間（約 1 ヶ月）を考慮した運転期間に対応する燃焼度として設定

48,300t／h

炉心流量

空間部：4,100m３
液相部：3,300m３
3.45kPa（ドライウェル－サプレ
ッション・チェンバ間差圧）－

通常運転時の原子炉水位として設定

通常運転水位（セパレータ
スカート下端から＋126cm）

原子炉水位

年間の気象条件変化を包含する高めの水温を設定

通常運転時の格納容器雰囲気温度（ドライウェル内ガス冷却装置の設計温度）として設定

通常運転時の格納容器圧力を包絡する値

通常運転時のサプレッション・プール水温度の上限値として設定

通常運転時のサプレッション・プール水位の下限値として設定

真空破壊装置の設計値

設計値（通常運転時のサプレッション・プール水位の下限値に基づき設定）

設計値

定格流量として設定

定格原子炉圧力として設定

6.93MPa［gage］

原子炉圧力（圧力容器ドーム部）

定格原子炉熱出力として設定－

条件設定の考え方

3,293MW主要解析条件主要解析条件（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
（1／5）

ＭＡＡＰ

第 3.2－2 表

原子炉熱出力

解析コード

項目

初期条件

事故条件

3.2－66

発熱密度を下げないよう保守的に設定

原子炉水位の低下の観点で厳しい事象を設定
非常用ディーゼル発電機等の機能喪失を想定し，設定
高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系，低圧注
水機能として残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉心スプレイ系の機能喪失を設定するとともに，原子炉圧力容器破損前の重大事故等対処設備による原子炉注水機能の喪失を設定

ペデスタル（ドライウェル部）に落下する溶融物とは扱わない
ペデスタル（ドライウェル部）
床面から 1m
給水流量の全喪失
全交流動力電源喪失
高圧注水機能，低圧注水機能及び原
子炉圧力容器破損前の重大事故等対処設備による原子炉注水機能の喪失
外部電源なし考慮しない

ペデスタル（ドライウェル部）
水張り水位

起因事象

安全機能等の喪失に対する仮定

外部電源

高温ガスによる配管等のクリープ破損や漏えい等

原子炉圧力を厳しく評価するものとして設定

安全機能の喪失に対する仮定に基づき設定
ただし，原子炉スクラムについては，外部電源ありの場合を包括する条件
として，機器条件に示すとおり設定

炉心損傷後の原子炉圧力容器破損による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の緩和効果を考慮し設定鉄筋についてはコンクリートよりも融点が高いことから保守的に考慮しない

使用している骨材の種類から設定

鉄筋は考慮しない

玄武岩系コンクリート

コンクリートの種類

過去の知見に基づき水張りの効果を考慮して設定

条件設定の考え方

コンクリート以外の構造材の扱い
原子炉圧力容器下部及びペデスタル（ドライウェル部）内構造
物の扱い

800kW／m２相当（圧力依存あり）

主要解析条件主要解析条件（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）（2／5）

溶融炉心からプール水への熱流束

項目

第 3.2－2 表

重大事故等対策に関連する機器条件

3.2－67

逃がし安全弁

（t/h）

量

流

気

蒸

0

500

1000

1500

2000

2500

0

2

4

6

原 子 炉 圧 力（MPa[abs]）

8

（2弁）

（7弁）

10

安全弁機能
7.79MPa［gage］×2 個，385.2t／h（1 個当たり）8.10MPa［gage］×4 個，400.5t／h（1 個当たり）8.17MPa［gage］×4 個，403.9t／h（1 個当たり）8.24MPa［gage］×4 個，407.2t／h（1 個当たり）8.31MPa［gage］×4 個，410.6t／h（1 個当たり）逃がし安全弁（自動減圧機能）の 2 個を開することによる原子炉急速減圧＜原子炉圧力と逃がし安全弁 2 個の蒸気流量の関係＞

事象発生と同時に停止

事象発生と同時に閉止

主蒸気隔離弁

再循環系ポンプ

原子炉水位低（レベル３）信号主要解析条件

逃がし安全弁の設計値に基づく蒸気流量及び原子炉圧力の関係から設定

逃がし安全弁の安全弁機能の設計値として設定

短時間であるが原子炉熱出力が維持される厳しい設定として，外部電源喪失時のタービン蒸気加減弁急閉及び原子炉保護系電源喪失による原子炉スクラムについては保守的に考慮せず，原子炉水位低（レベル３）信号にてスクラムするものとして設定
短時間であるが主蒸気が格納容器内に維持される厳しい設定として，原子炉保護系電源喪失及び原子炉水位異常低下（レベル２）
信号による主蒸気隔離弁閉止については保守的に考慮せず，事象発生と同時に主蒸気隔離弁が閉止するものとして設定
事象進展に与える影響は軽微であることから，全交流動力電源喪失によるポンプ停止を踏まえて設定

条件設定の考え方

主要解析条件（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）（3／5）

原子炉スクラム信号項目

第 3.2－2 表

重大事故等対策に関連する機器条件

3.2－68

コリウムシールド

可搬型窒素供給装置

緊急用海水系

代替循環冷却系

格納容器下部注水系（常設）

代替格納容器スプレイ
冷却系（常設）項目

溶融炉心の冠水が継続可能な流量として設定
格納容器圧力及び雰囲気温度抑制に必要なスプレイ流量を考慮して設定

原子炉圧力容器破損前：
格納容器スプレイ：250m３／h

原子炉圧力容器破損後：
総循環流量：250m３／h
格納容器スプレイ：150m３／h
原子炉注水：100m３／h
代替循環冷却系から緊急用海水系への伝熱容量：約 14MW（サプレッション・プール水温度 100℃，海水
温度 32℃において）
総注入流量：200m３／h
窒素：198m３／h
酸素：2m３／h
ガス温度：30℃
材料：ジルコニア耐熱材
侵食開始温度：2,100℃

格納容器圧力及び雰囲気温度抑制に必要なスプレイ流量を考慮して設定

原子炉圧力容器破損後：
300m３／h にて格納容器へスプレイ
格納容器圧力制御：
130m３／h にて格納容器へスプレイ
80m３／h にてペデスタル（ドライウェル部）へ
注水

材料は，コンクリートの侵食を抑制する観点から設定
侵食開始温度は，ジルコニア耐熱材の侵食試験結果に基づき設定

総注入流量は格納容器内の酸素濃度上昇抑制に必要な流量として設定
酸素注入流量は純度 99vol％を考慮して残り全てを酸素として設定
ガス温度は気象条件を考慮して設定

熱交換器の設計性能に基づき，過去の実績を包含する高めの海水温度を設定

格納容器圧力及び雰囲気温度抑制に必要なスプレイ流量及び溶融炉心の冷却に必要な注水量を考慮して設定

格納容器圧力及び雰囲気温度抑制に必要なスプレイ流量を考慮して設定

条件設定の考え方

主要解析条件（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）（4／5）
主要解析条件

第 3.2－2 表

重大事故等対策に関連する操作条件

3.2－69可搬型窒素供給装置による格納容器
内への窒素注入操作

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（格納容器圧力制御）

格納容器下部注水系によるペデスタ
ル（ドライウェル部）注水操作

格納容器内酸素濃度が 4.0vol％（ドライ条件）に到達した場合に開始

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損
後）開始から 1 分後に開始し，ペデスタル（ドライウェル部）水位 2.75m に到達した
時点で停止
その後は，2.25m まで低下した時点で開始
し，2.75m に到達した時点で停止
格納容器圧力が 0.465MPa［gage］に到達した場合に開始
格納容器圧力が 0.400MPa［gage］以下となった時点で停止

原子炉圧力容器破損 6 分後に開始し，格納容器圧力の低下から 30 分後に停止

事象発生から 90 分後

緊急用海水系による冷却水（海水）の確保操作及び代替循環冷却系による格納容器除熱操作

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却操作（原子炉圧力容器破損後）

原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％高い位置に到達した時点

主要解析条件

格納容器内酸素濃度がベント基準である 4.3vol％（ドライ条件）に到達することを防止する観点で設定

格納容器圧力の抑制効果を踏まえて設定

操作実施に必要な時間を考慮して設定
炉心損傷後の原子炉圧力容器破損による溶融炉心・コンクリー
ト相互作用の影響緩和を考慮し設定

原子炉圧力容器破損の判断及び操作実施に必要な時間を考慮して設定

緊急用海水系及び代替循環冷却系の操作所要時間を踏まえて設定

炉心損傷後の酸化反応の影響緩和を考慮し設定

条件設定の考え方

主要解析条件（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）（5／5）

原子炉急速減圧操作項目

第 3.2－2 表

添付資料 3.2.1
原子炉圧力容器高圧破損防止のための原子炉手動減圧について

原子炉への注水手段がなく原子炉圧力容器の破損に至るおそれがある場合には，原子炉圧力容器高圧破損防止のための原子炉手動減圧を実施する必要がある。この際，蒸気冷却による燃料の冷却効果に期待するために原子炉減圧を遅らせ，原子炉水位計（燃料域）で原子炉水位が「燃料有効長底部から燃料有効長の20％高い位置」（以下「ＢＡＦ＋20％」という。）を下回った場合に，逃がし安全弁（自動減圧機能）2個で原子炉の減圧を実施する手順としている。
減圧を実施する水位及び弁の個数については，以下の評価結果をもとに決定
している。

(1)

原子炉手動減圧のタイミングについて
原子炉への注水手段がない場合の原子炉手動減圧のタイミングを検討するため，原子炉水位が「原子炉水位異常低下（レベル１）」（以下「Ｌ１」という）に到達後10分から50分のそれぞれのタイミングで減圧する場合の解析を実施し，水素の積算発生量を評価した。減圧に用いる逃がし安全弁（自動減圧機能）の弁の個数は，7個（逃がし安全弁（自動減圧機能）全て），
2個及び1個のそれぞれで実施されるものとした。
評価結果を第1表に示すとともに，それぞれの弁の個数で減圧した場合の原子炉水位及び積算水素発生量の推移を，第1図から第6図に示す。これらの評価結果から，水素の積算発生量については，おおむねＬ１到達後35分
から50分の間で大きな差が現れた。
この評価結果から，酸化反応（ジルコニウム－水反応）が活発になる前の，Ｌ１到達後35分までに減圧を実施することが望ましいと判断した。

添付 3.2.1－1

(2)原子炉手動減圧に用いる弁の個数について
第1表より，(1)で判断した原子炉手動減圧を実施するタイミング（Ｌ１
到達後35分）近辺の減圧タイミングに着目すると，逃がし安全弁（自動減圧機能）1個の場合の水素発生量が大きくなっている。また，減圧時の炉内蒸気流量の観点では，逃がし安全弁（自動減圧機能）7個の場合よりも逃がし安全弁（自動減圧機能）2個の場合の方が，炉内蒸気流量が小さいことから，被覆管に対する負荷が小さいものと考える。
減圧完了までの時間については，第1図，第3図及び第5図のとおり，弁の個数が少ないほど長くなるが，いずれの場合も原子炉圧力容器破損までの時間に対しては十分な余裕があるため，原子炉圧力容器破損時の溶融炉心落下量など，原子炉圧力容器破損後の事象進展に与える影響は小さい。
以上から，原子炉手動減圧の際に開放する弁の個数は逃がし安全弁（自動減圧機能）2個とした。

(3)

原子炉手動減圧を実施する原子炉水位について
上記評価結果より，原子炉手動減圧をＬ１到達後35分以降に実施する場
合に水素の積算発生量に顕著な増加が見られること，また，減圧をＬ１到達後10分から35分の間で実施する場合には水素の積算発生量に有意な傾向が確認されないことを踏まえ，蒸気冷却による燃料の冷却効果に期待する観点から，減圧はＬ１到達後35分で実施するものとし，判断基準としては
このタイミングに相当する原子炉水位を用いることとした。
第3図より，Ｌ１到達後35分での原子炉水位はＢＡＦ＋20％程度であることから，これを原子炉手動減圧実施の水位とした。
なお，海外における同様の判断基準を調査した結果，米国の緊急時操作
ガイドライン（ＥＰＧ）[1]の例では，不測事態の蒸気冷却の手順において，添付 3.2.1－2

原子炉へ注水できない場合の原子炉減圧の判断基準をＢＡＦ＋70％程度としていることを確認した。これは，ＢＡＦ＋70％程度よりも原子炉水位が高い状況では，注水がなくかつ原子炉減圧していない状態でも，冠水部分の燃料から発生する蒸気により露出部分の燃料を冷却できると判断しているものと推定される。当社の判断基準は，米国の例との差異はあるものの，上述の評価結果を踏まえ蒸気冷却効果，水素発生量及び被覆管に対する負荷の観点から定めているものであり，妥当であると考える。

(4)

原子炉水位の確認手段について
原子炉水位は，原子炉水位計（燃料域）によって確認する。原子炉水位
がＢＡＦ＋20％に到達する時点（事象発生から約 38 分後）では，原子炉圧
力容器内の気相部温度は飽和温度を超えているが，ドライウェル内の気相部温度は 80℃程度であることから，原子炉水位計の凝縮槽内の水位は維持され，原子炉水位計による原子炉水位の確認は可能と考える。
また，仮に水位不明となった場合は炉心損傷を判断した時点で急速減圧を実施する手順となっており，同等の対応となることから，運転員の対応に影響はない。

[1] “ ABWR Design Control Document [Tier2 ， Chapter18 ， Human Factors
Engineering]”，GE Nuclear Energy，Mar.1997．

添付 3.2.1－3

第1表

原子炉手動減圧に関する解析結果

逃がし安全
弁（自動減
圧機能）
7個

逃がし安全
弁（自動減
圧機能）
2個

逃がし安全
弁（自動減
圧機能）
1個

（減圧時に燃料被覆管が受ける荷重としては，燃料被覆管内外の圧力差による応力等が考えられ，蒸気流量の増加とともに大きくなると考えられることから，加わる荷重の指標として蒸気流量を参考としている）

添付 3.2.1－4

TAF

BAF+20%
BAF

第1図

第2図

原子炉水位の時間変化（逃がし安全弁（自動減圧機能）7 個）

積算水素発生量の時間変化（逃がし安全弁（自動減圧機能）7 個）

添付 3.2.1－5

第3図

第4図

原子炉水位の時間変化（逃がし安全弁（自動減圧機能）2 個）

積算水素発生量の時間変化（逃がし安全弁（自動減圧機能）2 個）

添付 3.2.1－6

第5図

第6図

原子炉水位の時間変化（逃がし安全弁（自動減圧機能）1 個）

積算水素発生量の時間変化（逃がし安全弁（自動減圧機能）1 個）

添付 3.2.1－7

添付資料 3.2.2
原子炉圧力容器の破損判断について

1.

原子炉圧力容器の破損に係る判断パラメータの考え方
炉心損傷後に原子炉へ注水されない場合，溶融炉心が原子炉圧力容器（以下「ＲＰＶ」という。）の炉心下部プレナムに落下（リロケーション）し，その後ＲＰＶが破損することとなるが，リロケーション後のＲＰＶ破損のタ
イミングには不確かさが存在する。ＲＰＶ破損後は，ペデスタル（ドライウ
ェル部）に溶融炉心が落下することにより，ペデスタル（ドライウェル部）
水への伝熱による蒸発及び水蒸気発生に伴う格納容器の圧力上昇が発生することから，格納容器スプレイ及びペデスタル（ドライウェル部）注水を実施するために，ＲＰＶ破損を速やかに判断する必要がある。
このため，ＲＰＶ破損前に，事象の進展に応じて生じる物理現象（原子炉水位低下，リロケーション）を検知できる【破損徴候パラメータ】によって，ＲＰＶ破損の徴候を検知し，徴候を検知した以降のＲＰＶ破損に至るまでの間はＲＰＶ破損を検知可能なパラメータ【破損判断パラメータ】を継続的に監視することによって，ＲＰＶ破損の速やかな判断が可能となるようにする。

添付 3.2.2－1

2.

個別パラメータ設定の考え方（第 1 表）
破損徴候パラメータとしては，事象の進展に応じて生じる物理現象（原子炉水位低下，リロケーション）を検知可能なパラメータを設定する。
また，破損判断パラメータは，次の①及び②に適合するパラメータから設定する。
①ＲＰＶ破損以外の原子炉冷却材圧力バウンダリ外への熱の移行を伴う要因により，ＲＰＶ破損と同様の傾向を示すことがないパラメータ（ＲＰＶ破損の誤検知防止）（別添）②溶融炉心の落下挙動の不確かさ ※ を考慮した場合でも，変化幅が大きい
パラメータ（ＲＰＶ破損の速やかな判断）※

原子炉注水機能が喪失した状態でＲＰＶが破損した場合には，制御棒駆動機構ハウジング等のＲＰＶ貫通部溶接箇所が破損し，アブレーションによる破損口の拡大を伴いながら下部ヘッドに堆積した溶融炉心が継続的にペデスタル（ドライウ
ェル部）へ落下する可能性が高いと考えられる。ただし，ＲＰＶ破損前に原子炉注水機能が復旧した場合等，少量の溶融炉心がペデスタル（ドライウェル部）に落下する不確かさも存在すると考えられる（添付資料 3.2.3 別添 1）

破損徴候パラメータ及び破損判断パラメータは全て中央制御室で確認できるものとし，ＲＰＶ破損の速やかな判断を可能とする。

【破損徴候パラメータ】
・原子炉水位の「低下（喪失）」
・制御棒位置の指示値の「喪失数増加」
・ＲＰＶ下鏡部温度（第 1 図）が「300℃到達」【破損判断パラメータ】
・格納容器下部水温の「上昇」又は「指示値喪失」

添付 3.2.2－2

なお，従来の非常時運転手順書Ⅲ及びアクシデントマネジメントガイドでは，“原子炉圧力の低下”“ドライウェル圧力の上昇”“ペデスタル（ドライウェル部）雰囲気温度の上昇”“ドライウェル雰囲気温度の上昇”等を破損判断パラメータ（ＲＰＶ破損時の変化が顕著で，同一のタイミングで変化した場合には破損判断の確実性が高いと考えられるパラメータ）及び破損判
断の参考パラメータ（ＲＰＶ破損時のあるパラメータの副次的な変化として確認されるパラメータやＲＰＶ破損時の変化幅が小さいパラメータ等）として定め，パラメータの挙動から総合的にＲＰＶ破損を判定することとしていた。しかし，これらのパラメータは，溶融炉心少量落下時のようにパラメー
タの変化幅が小さい場合など，上記①②のいずれかを満足せず，ＲＰＶ破損を誤検知する可能性や速やかな判断に支障を来す可能性がある。このため，ＲＰＶ破損の判断パラメータから除外するとともに，新規にペデスタル（ドライウェル部）水温に係る計装設備として格納容器下部水温計を設置し，破損判断パラメータとして設定する。

添付 3.2.2－3

添付 3.2.2－4

原子炉水位の低下・喪失により，リロケーションに先立ち発生する炉心の露出を検知するものであり，Ｒ
ＰＶ破損前における事象進展の把握のため設定。
ＲＰＶ下部に制御棒位置検出のためのケーブルが設置されており，溶融炉心が下部プレナムに落下した際のケーブル接触に伴う指示値喪失を検知することによりリロケーションの発生を検知可能であり，ＲＰＶ
破損前における事象進展の把握のため設定。
ＲＰＶ下鏡部温度 300℃到達を検知することにより，リロケーション発生後におけるＲＰＶ下鏡部の温度上昇を検知可能であり，破損徴候パラメータとして設定可能。なお，ＲＰＶ内が 300℃到達の状態は，逃がし安全弁（安全弁機能）最高吹出圧力に対する飽和温度を超えており，ＲＰＶ内が過熱状態であることを意味するため，リロケーション前に下部プレナムに水がある状態では到達しない。

設定の理由

過渡事象及びＬＯＣＡ事象時のＲＰＶ破損判断パラメータ設定の理由

・ＲＰＶ下鏡部温度により破損徴候を判定した以降，ペデスタル（ドライウェル部）の水温が顕著に上昇するのはＲＰＶ破損時のみであり，ＲＰＶ破損の誤検知の恐れはない。
格納容器下部水温・少量の溶融炉心がペデスタル（ドライウェル部）に落下する不確かさを考慮しても，格納容器下部水温計の上昇又は指示値喪失により，ＲＰＶ破損の速やかな判断が可能。
【従来の破損判断パラメータ等】
・原子炉圧力以下の理由により，破損判断パラメータとして設定しない・ドライウェル圧力・ＬＯＣＡ事象のリロケーション時等，ＲＰＶ破損時と同様の傾向を示す場合が存在する。
・ドライウェル雰囲気温度
又は・ペデスタル（ドライウェル
・少量の溶融炉心がペデスタル（ドライウェル部）に落下する不確かさを考慮した場合，変化幅が部）雰囲気温度，等小さい。

【破損判断パラメータ】

ＲＰＶ下鏡部温度

制御棒位置

原子炉水位

パラメータ
【破損徴候パラメータ】

第1表

VESSEL TOP HEAD ADJAC TO FLANGE（135°，270°）
VESSEL TOP HEAD FLANGE（135°，270°）
VESSEL WALL ADJAC TO FLANGE（0°，135°，270°）

VESSEL HEAD STUD
（135°，270°）
VESSEL FLANGE（0°，135°，270°）
括弧内は RPV 上側から見た下図の角度で温度計検出位置を表している。
（ は重大事故等対処設備）

FEED WATER NOZZLE（90°，90°，210°，210°）0°：重大事故等対処設備
270°

90°

180°

VESSEL BOTTOM ABOVE SKIRT JCT（0°，135°，270°）

SUPPORT SKIRT TOP（0°，135°，270°）

VESSEL BOTTOM HEAD
（120°，225°，340°）＊＊角度については設計図面からの読み取り

SUPPORT SKIRT AT MTG FLANGE（0°，135°，270°）0°

VESSEL BOTTOM ABOVE SKIRT JCT
VESSEL BOTTOM HEAD
270°

90°

180°

RPV 下鏡部及びボトムスカート上部
温度計検出位置（RPV 上側から見た図）第 58 条で重大事故等対処設備とする温度計の検出位置は代表性を考慮してＲＰＶ上部，中部，下鏡部及びボトムスカート上部各々1 箇所としている。
炉心損傷が進み損傷炉心が溶融すると，炉心下部プレナムへ溶融炉心が移行する。その後，溶融炉心が下部プレナムの構造物を溶融し，炉心支持板の上にある溶融炉心が全て下部プレナムに落下するとともに，下鏡部の温度が上昇し，いずれはＲＰＶ破損に至る。このようにＲＰＶ破損前には，下部プレナムに全量の溶融炉心が落下することを考慮すると，ＲＰＶ破損の徴候を検知するには下鏡部の 1 つの温度計で十分と考えられるが，東海第二発電所では高さ方向及
び径方向ともに位置的に分散された 2 箇所の温度計を重大事故等対処設備とし，ＲＰＶ破損徴候の検知性の向上を図っている。

第1図

ＲＰＶ温度計検出位置

添付 3.2.2－5

3.

個別パラメータによる検知の考え方について2.で示した複数の個別パラメータを用いた，ＲＰＶ破損の徴候及びＲＰＶ
破損の検知方法について以下に記載する。
(1)

ＲＰＶ破損の徴候の検知方法について
第 2 図のとおり，事象発生後は，ＲＰＶ内冷却水喪失，炉心損傷，リロケーションといった物理現象が事故の進展に応じて発生するが，その間に“原子炉水位の低下（喪失）”，“制御棒位置の指示値の喪失”及び“ＲＰＶ下鏡部温度の 300℃到達”が検知され，その後ＲＰＶが破損することとなる。
そこで，“原子炉水位の低下（喪失）”や“制御棒位置の指示値の喪失”を検知している状態では，機能喪失した機器の復旧等の作業を並行して実施する可能性等を考慮して破損判断パラメータを適宜監視することとするが，“ＲＰＶ下鏡部温度の 300℃到達”を検知すればやがてＲ
ＰＶ破損に至る可能性が高い状況であると判断し，破損判断パラメータを常時監視することとする。

事象進展
ＲＰＶ内冷却水喪失物理現象
破損徴候の検知のタイミング

原子炉水位の低下（喪失）

リロケーション

適宜監視（事象進展の把握）

制御棒位置の指示値の喪失
ＲＰＶ下鏡部温度の 300℃到達

常時監視

ＲＰＶ破損

第2図

ＲＰＶ破損までの事象進展
添付 3.2.2－6

(2)ＲＰＶ破損の検知方法について
ＲＰＶ破損の誤検知防止及びＲＰＶ破損の速やかな判断の観点から，“格納容器下部水温の上昇又は指示値喪失”が検知された場合に，ＲＰＶ破損を判断することとする。
なお，添付資料 3.2.3 別添 3 第 3 図のとおり，格納容器下部水温を計測する測温抵抗体式温度計については，水温上昇そのものを検知するほか，測温部に高温の溶融炉心が接触すると温度指示値は急上昇しオーバースケールする（温度上昇）。また，溶融炉心との反応に伴い測温部の導線周囲の絶縁材（ＭｇＯ）の溶融等が発生すると，導線間の絶縁性が失
われ短絡又は導通することにより，温度指示値がダウンスケールする（指示値喪失）。

(3)

ＲＰＶ下鏡部温度の監視に使用する計器について
ＲＰＶ下鏡部温度を計測する計器については，重大事故等対処設備と設計基準対象施設が存在するが，このうち設計基準対象施設の計器については，重大事故等時の耐環境性を有していない等の理由により，重大事故等時に正しく指示値が出力されない可能性がある。
また，重大事故等対処設備の計器は重大事故等時においても信頼性を有する設計であり，かつ位置的に分散して 2 箇所に設置することから，重大事故等対処設備の計器の監視によりＲＰＶ破損の徴候の検知は十分可能と考えられる。
以上より，重大事故等対処設備の計器が 300℃に到達した場合にＲＰ
Ｖ破損の徴候を検知し，破損判断パラメータである格納容器下部水温を常時監視することを基本とする。ただし，重大事故等対処設備の計器が機能喪失する等の不測事態も考慮し，設計基準対象施設の計器が 1 つでも 300℃に到達するような場合には，万が一のＲＰＶ破損判断の遅れを
添付 3.2.2－7

防止する観点から，ＲＰＶ破損の徴候を検知し，破損判断パラメータである格納容器下部水温を常時監視することを手順書に記載することとする。
(4)

個別パラメータの位置付けを踏まえたＲＰＶ破損判断の成立性
制御棒位置を除く個別パラメータは重大事故等対処設備により計測されるため，重大事故等時にパラメータ変動を検知可能であるが，制御棒位置の指示値については，全交流動力電源喪失時等，重大事故等時にパラメータ変動が確認できない可能性がある。ただし，その他のＲＰＶ破損の徴候に係る個別パラメータ（“原子炉水位の低下（喪失）”，“Ｒ
ＰＶ下鏡部温度の 300℃到達”）により事象の進展及びＲＰＶ破損の徴
候が確認可能であり，“ＲＰＶ下鏡部温度の 300℃到達”が検知された以降は，破損判断パラメータを継続的に監視することとなる。したがって，重大事故等時に制御棒位置の指示値が確認できない場合でも，ＲＰＶ破損判断の成立性に与える影響はない。

4.

ＲＰＶ破損の判断時間について
上述のとおり，“ＲＰＶ下鏡部温度の 300℃到達”が検知された以降は，破損判断パラメータを継続的に監視することとなる。このため，実機においてＲＰＶが破損して溶融炉心がペデスタル（ドライウェル部）に落下した場
合，時間遅れなく破損判断パラメータの変化傾向が確認可能であり，「実機においてＲＰＶが破損したタイミング」から「ＲＰＶ破損判断の個別パラメータの確認開始」までの時間遅れは考慮不要と考えられる。
したがって，有効性評価においては，上記時間遅れを考慮せず，3.に示す“格納容器下部水温の上昇又は指示値喪失”の確認に必要な時間を保守的に積み上げ，5 分と想定している。さらに，代替格納容器スプレイ冷却系（常添付 3.2.2－8

設）の操作時間 1 分，格納容器下部注水系（常設）の操作時間 1 分を加え，ＲＰＶ破損から 7 分後にペデスタル（ドライウェル部）への注水を開始する
設定としている。
なお，添付資料 3.2.14 に記載のとおり，ペデスタル（ドライウェル部）水
位を 1m とした場合，ＲＰＶ破損時点から溶融炉心露出までの時間は，過渡事象の場合で約 21 分間，事象進展の早い大破断ＬＯＣＡ事象の場合で約 15 分間であり，ＲＰＶ破損から 7 分後にペデスタル（ドライウェル部）への注水を開始することで溶融炉心の冷却は維持される ※ 。
※

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）注水流量は 80m３
／h であり，溶融炉心からの崩壊熱による蒸散量より十分多いため，溶融炉心露出までの注水により冠水維持可能。露出までの余裕時間は，過渡事象の場合で約 14 分間（21 分－7 分），大破断ＬＯＣＡ事象の場合で約 8 分間（15 分－7 分）である。

添付 3.2.2－9

別添
事象進展を踏まえたＲＰＶ破損判断の成立性

1.

はじめに
ＲＰＶ破損は“格納容器下部水温の上昇又は指示値喪失”を検知した場合に判断するが，ＲＰＶ破損以外の要因によって原子炉冷却材圧力バウンダリ
外へ熱が急激に移行した場合に，“ 格納容器下部水温の上昇又は指示値喪失”を検知することによるＲＰＶ破損の誤判断の可能性について整理する。
添付資料 3.2.2 の 3.(1)に記載のとおり，ＲＰＶ破損の徴候については，
事象の進展に応じて生じる物理現象（原子炉水位低下，リロケーション）を検知できるパラメータの指示値により判断している。“ＲＰＶ下鏡部温度の300℃到達”は，リロケーションに伴うＲＰＶ下鏡部の温度上昇を直接的に検知するものであり，徴候を誤検知することはないと考えられるため，以下ではリロケーションに伴う破損徴候検知後において，ＲＰＶ破損を誤判断する
可能性について整理する。

2.

考慮する事象過渡事象，ＬＯＣＡ事象のそれぞれについて，ＲＰＶ破損以外の要因による原子炉冷却材圧力バウンダリ外への熱の移行について考慮する。
(1)

過渡事象
ＲＰＶ破損までは原子炉冷却材圧力バウンダリの機能が健全であるため，原子炉冷却材圧力バウンダリ外への熱の移行としては，「逃がし安全弁の作動」が考えられる。

(2)

ＬＯＣＡ事象
原子炉冷却材圧力バウンダリ外への熱の移行としては，リロケーショ
添付 3.2.2－10

ン後における「破断口からの蒸気流出」が考えられる。

3.

考慮する事象とパラメータ変動の関係
過渡事象，ＬＯＣＡ事象のそれぞれについて，ＲＰＶ破損を含む原子炉冷却材圧力バウンダリ外への熱の移行を伴う要因とパラメータ変動の関係をまとめた結果を第 1 表及び第 2 表に示す。従来の破損判断パラメータ等については，ＲＰＶ破損時とその他要因で同様の傾向を示すパラメータは存在する
ものの，格納容器下部水温はＲＰＶ破損時特有の挙動を示すことから，ＲＰ
Ｖ破損以外の要因を考慮しても，ＲＰＶ破損を誤判断することはなく，ＲＰ
Ｖ破損判断の成立性に影響はない。

添付 3.2.2－11

添付 3.2.2－12

有意な変化なし

有意な変化なし

ペデスタル（ドライウェル部）
雰囲気温度
上昇

上昇

上昇

上昇又は喪失ＲＰＶ破損

断ＲＰＶ破損前の発生蒸気は逃がし安全弁からＳ／Ｐ経由で排出されるため，ドライウェル圧力に有意な変化はない
ＲＰＶ破損前の発生蒸気は逃がし安全弁からＳ／Ｐ経由で排出されるため，ドライウェル雰囲気温度に有意な変化はない
ペデスタル（ドライウェル部）内に溶融炉心が落下する前に有意な変化はないＲＰＶ破損時には，格納容器下部水温の指示値の上昇又は喪失が
検知される

判

有意な変化なし

破断口からの
蒸気流出

上昇
上昇
上昇

ドライウェル圧力

ドライウェル雰囲気温度

ペデスタル（ドライウェル部）
雰囲気温度【従来の破損判断パラメータの例】

格納容器下部水温【破損判断パラメータ】

パラメータ

上昇

上昇

上昇

上昇又は喪失ＲＰＶ破損

断同様の傾向を示すが，ＲＰＶ破損後は溶融炉心からの放熱影響
により雰囲気温度の上昇がより顕著であると考えられる

同様の傾向を示す

同様の傾向を示す

ＲＰＶ破損時には，格納容器下部水温の指示値の上昇又は喪失が
検知される

判

原子炉冷却材圧力バウンダリ外への熱の移行を伴う要因とパラメータ変動（ＬＯＣＡ事象）

有意な変化なし

ドライウェル雰囲気温度

第2表

有意な変化なし

ドライウェル圧力【従来の破損判断パラメータの例】

格納容器下部水温逃がし安全弁作動

原子炉冷却材圧力バウンダリ外への熱の移行を伴う要因とパラメータ変動（過渡事象）

パラメータ【破損判断パラメータ】

第1表

添付資料 3.2.3
ペデスタル（ドライウェル部）内の水位管理方法について

東海第二発電所における，溶融燃料－冷却材相互作用及び溶融炉心・コンク
リート相互作用の影響抑制を考慮したペデスタル（ドライウェル部）（以下「ペデスタル」という。）内の水位管理対策の内容を以下に示す。

1.

ペデスタルの構造及び設備概要
東海第二発電所のペデスタルの概要図を第 1 図(a)及び(b)に示す。
ペデスタル内の底面及び側面には，原子炉圧力容器（以下「ＲＰＶ」という。）が破損し溶融炉心（以下「デブリ」という。）が落下した際のペデス
タル構造健全性確保のため，ＺｒＯ ２ 製のコリウムシールドを設置する。また，コリウムシールド内は床ドレンサンプとして用いるために，コリウムシールド表面にＳＵＳ製のライナを敷設し通常運転中の水密性を確保するとともに，その内側に機器ドレンサンプを設置する。
ドライウェルにて生じる床ドレン及び機器ドレン並びに機器ドレンサンプを冷却するための冷却水は，第 1 図(a)及び(b)のようにペデスタル側壁の貫通孔を通る配管により各ドレンサンプへ導かれる。これらの配管はコリウムシールドの側壁部より高い位置からペデスタル内へ接続し，コリウムシール
ド内に堆積したデブリが配管へ流入しない設計とする。
床ドレンサンプ内に流入した水は，1m に立ち上げたスワンネックから流出させ，スリット及び配管を通じて原子炉建屋原子炉棟床ドレンサンプ設備へ排水する。また，排水配管を分岐させベント管へ接続することで，事故時においてペデスタルからサプレッション・チェンバへ排水する経路を設ける。
ペデスタルの側壁は鋼製スカートを介してＲＰＶを支持しており，ＲＰＶ
下部プレナムの中心付近には原子炉冷却材浄化系のボトムドレン配管が接続
添付 3.2.3－1

されているとともに，ペデスタル内には制御棒駆動水圧系配管が敷設されている。

添付 3.2.3－2

添付 3.2.3－3

原子炉建屋原子炉棟
機器ドレンサンプ設備へ

機器ドレン用
流量計

格納容器外側隔離弁(※１)

機器ドレン排水弁(※３)

コリウムシールド（ライナ付）

機器ドレンサンプ
流入配管・弁(※２)

弁の閉止タイミング※１(図中○)：
格納容器隔離信号発信時※２(図中○)：
ドライウェル圧力高信号及び原子炉水位異常低下（L1）
信号発信時※３(図中○)：
炉心損傷後のペデスタル
水の排水完了時

ベント管

床ドレン
排水配管

サプレッション・プール

機器ドレン
排水配管

スリット

床ドレンサンプ

スワンネック機器ドレンサンプ

原子炉圧力容器

床ドレン排水弁(※３)

人通用開口部

制御棒駆動
水圧系配管

制御棒駆動機構
ハウジング

鋼製スカート（ＲＰＶ支持）ドライウェル

第 1 図 (a) ペデスタル概要図（断面図）

サプレッション・チェンバ

格納容器下部
注水配管

原子炉冷却材
浄化系へ

ボトムドレン配管

再循環系配管

原子炉建屋原子炉棟
床ドレンサンプ設備へ

床ドレン用
流量計

格納容器外側隔離弁(※１)

床ドレン配管・ドライウェルからペデスタル床ドレンサンプへの水の流入を制限する制限弁(※２)

ダイヤフラム・フロア

原子炉補機冷却水配管・弁(※２)（機器ドレンサンプ入口／出口）添付 3.2.3－4

床出口
配管
80A

(床)

スリット
出口配管
80A
床出口
配管
80A

(床)

③

スリット
出口配管
80A

スリット

270°

スリット

180°

0°

②

機器ドレン
ン排水配管

床ドレン排
排水配管

⑨

①

90°

⑥

⑧

：設備対策前のササンプ（参考）0°方向 ：機器
器ドレンサンプ（改造）
180°方向：床 ドレンサンプ（改造）
270°方向：油 ドレンサンプ（廃止）
油ドレンサンプ
プ排水配管（廃止）

機器ドレンサンプ

格納容器下部注水配管

原子炉補機冷却水
配管・弁

⑧
⑧，⑨：

⑩
⑩：

床ドレンサンプ
流入配管・弁機器ドレンサンプ
流入配管・弁

⑥⑥，⑦：

床ドレンサンプ⑩①①～⑤：※サプレッション・ チェンバに設置する配管の経路

コリウムシールド
ライナ付き

スワンネック

第 1 図 (b) ペデスタル概要図（平面図）

スワンネック

⑦

④

⑤

2.

水位管理方法
通常運転時及び事故時におけるペデスタル内水位の管理方法を以下に示す。

(1)

原子炉起動前及び通常運転時
原子炉起動前において，必要により消火系等でペデスタル内への事前水張りを実施し，ペデスタル内水位を 1m（約 27m３ ）にする。
通常運転時におけるペデスタル内への流入水は，格納容器内のドライウ
ェル内ガス冷却装置から発生する凝縮水と格納容器内で発生する結露水が床ドレン水（ドライウェルエアークーラードレン含む。）として格納容器
内の床ドレン配管からペデスタル内へ流入（多量時：約 6.8m ３ ／h，少量時：
約 0.2m３ ／h）する。なお，通常運転時に発生する格納容器内床ドレン水の放射能濃度は約 3.7Bq／ml である。
ペデスタル内へ流入した床ドレン水は，ペデスタル内水位 1m の状態で流入される。流入分の床ドレン水は，1m に立ち上げたスワンネックから原子
炉建屋原子炉棟床ドレンサンプ設備へ排水される。
原子炉建屋原子炉棟床ドレンサンプ設備への排水状況を確認することで，ペデスタル内水位が 1m に維持されていることを確認できる。なお，原子炉
建屋原子炉棟床ドレンサンプ設備への排水状況の確認は，中央制御室の原子炉格納容器内床ドレン流量記録計や積算計により確認することができる。

(2)

事故発生からＲＰＶ破損まで
ドライウェル圧力高信号及び原子炉水位異常低下（レベル１）信号により，ペデスタル内へ流入する配管（床ドレン配管，機器ドレン配管及び原子炉補機冷却水配管）に対してペデスタル外側に設置した制限弁を自動閉止し，ペデスタルへの流入水を制限する。

添付 3.2.3－5

制限弁閉止前の流入水等により水位が 1m を超えた場合には，ベント管に接続された床ドレン排水配管及び床ドレン排水弁を経由してサプレッショ
ン・チェンバへ排水され，ＲＰＶ破損までにペデスタル内水位は 1m まで低下する。
事故が発生し炉心が損傷した場合，格納容器下部注水配管から水位 1mを超過するまで注水を実施し，その後排水することにより，ＲＰＶ破損時に確実に水位 1m を確保する運用とする。これに要する時間は 30 分程度（注水開始操作に要する時間（17 分），水位 10cm 分の注水に要する時間（3分），注水停止操作に要する時間（4 分）及び 5cm 分の排水に要する時間（5 分）に余裕を加味した時間）と想定され，炉心損傷後のペデスタル注
水開始からＲＰＶ破損までの約 1.8 時間（事象進展の早い大破断ＬＯＣＡ時の例）の間に余裕をもって実施可能である。
なお，床ドレンサンプの水位をＲＰＶ破損までに 1m とする排水の過程において，水位が 1.2m 以上であるときには，床ドレン排水配管及び床ドレン
排水弁を経路とした排水に加えて，ベント管に接続された機器ドレンサン
プ排水配管及び排水弁を経由してサンプレッション・チェンバに排水することが可能である。
ベント管に接続する床ドレン排水弁及び機器ドレン排水弁はＲＰＶ破損前に閉とし，ＲＰＶ破損後のペデスタル水のサプレッション・チェンバへの流出を防止する。

(3)

ＲＰＶ破損後ＲＰＶ破損及びデブリ落下後，ペデスタル内にて 0.2m 以上のデブリ堆積を検知後に，80m ３ ／h でペデスタル満水相当まで水位を上昇させるとともに，その後は満水近傍にて水位を維持する（別添 1）。
添付 3.2.3－6

また，上記(1)～(3)の水位管理を実現するための設備対策について別添 2 に，ペデスタル内に設置する計器類について別添 3 にそれぞれ示す。

添付 3.2.3－7

別添 1
ペデスタル注水開始後の水蒸気爆発発生の可能性及び水蒸気爆発発生抑制の考え方について

1.

はじめに
東海第二発電所では，水蒸気爆発（以下「ＳＥ」という。）によるペデスタル構造への影響抑制のため，ＲＰＶ破損時のペデスタル水位を 1m と設定し，ＳＥ影響評価を実施している。しかし，ＲＰＶの破損を判断した場合には，格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル注水を実施する手順としており，注水開始後には 1m を超える水位がペデスタル内に形成されることとなり，ＳＥ影響評価の想定を上回る規模のＳＥが発生する可能性がある。
これに対して，ＲＰＶ破損及びペデスタル注水開始後のペデスタル内の状況を推定し，ＳＥの発生可能性及びこれを考慮した水位管理について検討した。以下に検討の内容を示す。

2.

ＲＰＶ破損時のデブリ落下挙動
ＲＰＶが破損するような状況においては原子炉注水機能が喪失している可能性が高く，ＲＰＶ破損時にはデブリの大部分が下部プレナムに堆積することで，これらのデブリの重量及び熱的影響により制御棒駆動機構ハウジング
等のＲＰＶ貫通部溶接箇所が破損し，デブリが落下し始めると考えられる。
その後も，制御棒駆動機構ハウジングはペデスタル内において外部サポート
により支持されているため逸出が生じることは考えにくく，アブレーションによる破損口の拡大を伴いながら下部プレナムに堆積したデブリが継続的にペデスタルへ落下するものと考えられる。
なお，有効性評価においては，溶融燃料－冷却材相互作用や溶融炉心・コ
添付 3.2.3－8

ンクリート相互作用による格納容器への負荷を厳しく評価する観点から，ＲＰＶの破損形態として制御棒駆動機構ハウジングの逸出を想定しており，ＲＰＶ破損口はアブレーションにより拡大しながら，ＲＰＶの内圧及びデブリの堆積ヘッドにより，約 300ton の溶融デブリが約 30 秒間でペデスタルへ全量落下する結果となっている。

3.

ＲＰＶ破損後のペデスタル内の水の状態とＳＥ発生抑制の考え方
ペデスタル内の初期水量及びペデスタル注水量と，ＲＰＶから落下するデブリの保有熱の関係より，ペデスタル内の水が飽和温度に到達する条件を評価し，その結果よりＳＥの発生可能性について検討した。第 1 表及び第 2 表に，評価条件を示す。
まず，ＲＰＶ破損時にペデスタル内に存在する水量（水深 1m）はであり，この水量を飽和温度まで昇温させるデブリ量は，約 11ton と評価される。これは，デブリ全体に対して 4％未満の落下量である。また，ペデス
タルを満水（水深）とする水量は約 81m３ であり，この水量を飽和温度まで昇温させるデブリ量は，約 31ton と評価される。このデブリ量がペデ
スタル内に堆積した場合，その堆積高さは約 0.15m となる。よって，これに余裕を考慮し，0.2m までのデブリ堆積を検知後に満水までの注水を行うこと
で，ペデスタル内を満水とした場合でも水の飽和状態は維持される。
また，ＲＰＶ破損後のペデスタル注水は 80m３ ／h にて実施するが，デブリからペデスタル水への伝熱速度の観点からは，熱流束を 800kW／m２ 一定 ※ ，伝熱面積をデブリ拡がり面積であるとすると，180m３ ／h 以上の水を飽和温度まで昇温する熱移行率となる。
※

ＭＡＡＰコードを用いた有効性評価においてデブリから上面水への限界熱流束として小さめに設定している値。
添付 3.2.3－9

以上より，ＲＰＶ破損後にはペデスタル内の水は速やかに飽和状態に至るとともに，0.2m までのデブリ堆積を検知後にペデスタル満水相当（水位 2.75m）までの注水を開始することにより，その後の注水過程でもペデスタル内の水は飽和状態に維持されるため，ＳＥの発生は抑制されると考えられる。
ペデスタル満水相当（水位 2.75m）まで注水を実施した後は，2.25m 及び2.75m 高さの水位計を用いて，水位を 2.25m から 2.75m の範囲に維持するようペデスタル注水を実施することで，サブクール度を小さく保ちＳＥの発生を抑制しながら，デブリの冷却を継続する。
また，ＲＰＶ破損後にＲＰＶ内の残存デブリ冷却のための注水を実施した
場合，注水の一部がＲＰＶの破損口からペデスタルへ落下しペデスタル内が常に満水状態となることが考えられるが，以下の理由によりＳＥの発生は抑制されると考えられる。
・ＲＰＶからペデスタルへの落下水はＲＰＶ内に残存するデブリにより加熱され，また，ペデスタル内の水はペデスタルに落下したデブリにより加熱されているため，ペデスタル内の水は飽和状態を維持する
・ＲＰＶからペデスタルへの流入水のサブクール度が大きい場合，ＲＰＶ
内の残存デブリは冷却されており，ペデスタルへ落下する可能性は低い
ただし，ペデスタル注水手順は，先述のＲＰＶ破損口の拡大が生じない場
合のような，デブリが少量ずつペデスタルへ落下してくる可能性を考慮しても，ＳＥの発生を抑制できるよう整備する（別紙参照）。

添付 3.2.3－10

第1表
項目

デブリの評価条件値

備考

３

デブリ密度（kg／m ）ＭＡＡＰ計算結果（ＲＰＶ破損時の値）

デブリ比熱（J／kgK）

を，デブリ保有熱が小さくなるように丸

デブリ溶融潜熱（J／kg）

めた値

デブリ初期温度（℃）
デブリ冷却後温度（℃）

500

第2表
項目

ペデスタル水の評価条件
値３

ペデスタル水密度（kg／m ）1,000

ペデスタル水比熱（J／kgK）

4,180

ペデスタル水初期温度（℃）

35

ペデスタル水飽和温度（℃）

135

ペデスタル水半径（m）

デブリ保有熱を小さめに評価する観点から，高めに設定

備考
概略値を使用外部水源温度
ＲＰＶ破損時のドライウェル圧力の包絡値（0.3MPa）における飽和温度
コリウムシールド厚さを 15cm とした場合の，コリウムシールド内半径

添付 3.2.3－11

別紙
デブリ少量落下時のＳＥ発生可能性を考慮したペデスタル注水管理について

原子炉注水機能が喪失しＲＰＶ破損に至るような状況においては，デブリが継続的に落下することによりペデスタル内の水は飽和状態となりＳＥの発生は抑制されると考えられることから，ＲＰＶ破損の検知後には，確実なデブリ冠
水及び冷却のため，ペデスタル満水相当まで連続して注水を行うとともに，その後もデブリの冷却に必要な量の注水を継続することとしている。その手順は以下のとおりである。
(a)

ＲＰＶ破損前ペデスタルへの事前注水及び排水配管からの排水により，水位は 1m に維
持される。

(b)

ＲＰＶ破損後ＲＰＶ破損を判断した場合には，ペデスタル満水相当の水位 2.75m まで注水を実施する。その後は，2.25m 及び 2.75m 高さの水位計を用いて，水位を 2.25m から 2.75m の範囲に維持するようペデスタル注水を実施し，サブクール度を小さく保ちＳＥの発生を抑制する。

一方，ＲＰＶ破損前に原子炉注水機能が復旧した場合等に，少量のデブリがペデスタルに落下し残りの大部分がＲＰＶ内に残存する可能性や，デブリがごく少量ずつ継続して落下する可能性も考えられ，デブリ落下挙動には不確かさが存在する。したがって，このような場合において，ペデスタル注水により水深が深く，サブクール度の大きい水プールが形成され，その後ＲＰＶ内に残存したデブリが落下した際に万が一ＳＥが発生する可能性についても考慮し，上記(a)及び(b)の手順に加え，以下(c)の手順によりペデスタルへの注水を管理す
添付 3.2.3－12

ることとする。
(c)

ＲＰＶ破損後（デブリの落下量が少量の場合）
ペデスタル満水（水深，約 81ton）の水を飽和温度に到達させるデブリ量は約 31ton（全体の約 11％）であり，その堆積高さは約 0.15m となる。これより，ペデスタル底面から 0.2m 高さにデブリ検知器を設置し，ＲＰＶ破損判断後においても 0.2m 高さまでのデブリ堆積が検知されない
場合には，0.5m 及び約 1m 高さの水位計を用いて，水位 0.5m 未満を検知した場合に水位約 1m までペデスタルへ注水する間欠注水を行うことにより，深い水プールの形成を防止しＳＥの発生を抑制する。
第 1 図に示す重大事故等対処設備の計装設備を用いた水位管理により，
上記のとおりデブリの冠水状態は維持・監視可能であるが，水位を 0.5m
から 1m の高さで維持している間にデブリの冠水状態が維持されていることが別のパラメータにより参考情報として得られるよう，1m より上部に格納容器下部雰囲気温度を設置し，格納容器下部雰囲気温度が格納容器圧力に対する飽和温度相当であることを確認する。万が一，デブリの冠水状態が維持されずに格納容器下部雰囲気温度が格納容器圧力に対する飽和温度相当を超えて上昇する場合には，ペデスタルへの注水を判断する。
なお，人通用開口部下端（ペデスタル底面から約 2.8m 高さ）付近に設置されているターンテーブル等の構造物にデブリが付着した際にも，輻射熱の影響により格納容器下部雰囲気温度の指示が上昇することが考えられる。
この格納容器下部雰囲気温度の指示上昇を抑制し，ペデスタル床面に落下したデブリの冠水状態が維持されずに気相部に露出したデブリからの輻射熱による雰囲気温度の上昇のみを計測可能とするため，格納容器下部雰囲
気温度は蒸気密度が高い水面付近（ペデスタル底面から約 1.1m）に設置するとともに，検出部の上部に輻射熱抑制板を設置する。
添付 3.2.3－13

ただし，構造物へのデブリの付着量や形状によっては，輻射熱の影響により格納容器下部雰囲気温度が機能喪失する可能性も考えられることから，格納容器下部雰囲気温度及び輻射熱抑制板は自主対策設備として設置する。

ペデスタル底面（コリウムシールド上表面）からの高さ：格納容器下部水位（SA 設備）：格納容器下部水温（SA 設備）：格納容器下部雰囲気温度（自主対策設備）

2.75m
2.25m
輻射熱抑制板

1.1m
1.05m
0.95m
0.5m
0.2m
0m

(a)ＲＰＶ破損前

第1図(b)ＲＰＶ破損後(c)ＲＰＶ破損後（デブリ少量落下時）

ペデスタル水位管理の概念図

添付 3.2.3－14

別添 2
ペデスタル排水設備対策について1．

はじめに
通常運転中，事故発生からＲＰＶ破損まで及びＲＰＶ破損後について，
水位管理に必要な排水設備対策の方針を各々記載する。

(1)

通常運転時
①ペデスタル内床ドレンサンプ
・ドライウェル内ガス冷却装置から発生する凝縮水，漏えい位置を特定できない格納容器内の漏えい水（以下「漏えい水」という。）が流入する設計とする。（第 1 図）・サンプの水位は，サンプから排水する排水配管の入口（スワンネック）
高さを床面から 1m に設定することで，常時 1m の水位を保つことが可能な設計とする。（第 1 図）・サンプへの流入水は，高さ 1m に設置する排水配管の入口（スワンネック）
から，排水配管内を通じてサプレッション・チェンバを経由し．格納容器外の原子炉建屋原子炉棟床ドレンサンプ設備へ全量排水される設計とする。（第 1 図）・漏えい水は，運転中に生じるドライウェル内ガス冷却装置からの凝縮水の流入によってサンプ水位は常時 1m に維持されているため，サンプに流入する全量が排水され，原子炉建屋原子炉棟床ドレンサンプ設備に至る
過程で，床ドレン用流量計により 0.23m ３ ／h を検出することが可能な設計とする。（第 1 図）
・排水配管水平部の勾配は，通常運転中の排水性を確保する観点及びＲＰ
Ｖ破損後にスリット内でデブリが凝固するための必要な距離（スリット添付 3.2.3－15全長は）を短くする）を短くする観点から，スリットの勾配をに制限した設計とする。（第 1 図） なお，ＲＰＶ破損までの排水性に対しては，スリットの勾配は影響しない。

ダイヤフラム・
ダイヤフラム・フロアからの流入（位置を特定できない漏えい水及び凝縮水
凝縮水）
位置を特定できない漏えい水（原子炉下部の制御棒駆動装置，配管等）
ペデスタル流入水の制限弁（開）

人通用開口部
ペデスタル流入水の制限弁（の制限弁（開）
ドライウェル内
ドライウェル内ガス冷却装置
格納容器

スワンネック（水位維持用）

80A

80A

1m
凝縮水

80A

排水配管

格納容器外側隔離弁
80A
スリット（勾配）

サプレッション・チェンバ

コリウムシールド
ライナー付

床ドレン用
ドレン用
流量計
原子炉建屋原子炉棟
原子炉建屋原子炉
床ドレンサンプ設備へ
ドレンサンプ設備へ

0°
床ドレン
流入配管
(80A)

270°
90°

床ドレン
流入配管
(80A)

180°
床ドレン排水配管(80A)（原子炉建屋原子炉棟床ドレンサンプ設備へ
ドレンサンプ設備へ）

第1図

ペデスタル床ペデスタル床ドレンサンプの通常運転時流入水及び排排水経路図

添付 3.2.3−16

②ペデスタル内機器ドレンサンプ
・再循環系ポンプグランド部からの排水，機器からのリーク水及び機器点検時のドレン水が流入する設計とする。（第 2 図）・ドレン水は，サンプ内で冷却（原子炉補機冷却水配管により）され，原
子炉建屋原子炉棟機器ドレンサンプへ全量排出される設計とする。（第2 図）・原子炉補機冷却水配管をサンプ内部に通し，高温のドレン水を冷却することができる設計とする。（第 2 図）・サンプからの排水は，原子炉建屋原子炉棟機器ドレンサンプ設備に至る過程で，機器ドレン用流量計により排水量を計測し，5.70m３ ／h の排水（漏えい量）を検出することが可能な設計とする。（第 2 図）・排水配管水平部の勾配は，通常運転中の排水性を確保する観点及びＲＰ
Ｖ破損後にスリット内でデブリが凝固するため必要な距離（スリット全長は）を短くする観点から，スリットの勾配をに制限した設計とする。（第 2 図）・サンプには複数のドレン水が流入するため，排水性確保の観点からベント管を設置する設計とする。

添付 3.2.3－17

機器からの流入水

再循環系ポンプ

原子炉補機冷却水
機器ドレンサンプ
スワンネック1m

80A
格納容器外側隔離弁

80A

機器ドレン用
流量計

ベント管

スリット（勾配
口径：

排水配管

）

原子炉建屋原子炉棟
機器ドレンサンプ設備へ④⑤

0°

格納容器下部注水配管(100A)③⑥
床ドレン流入配管(80A)

270°
90°

①

床ドレン流入配管(80A)

180°

②

機器ドレン排水配管（原子炉建屋原子炉棟機器ドレンサンプ設備へ）

NO.

流入元

運転中の状態①

再循環系ポンプ(A)グランド部排水，機器からのリーク
水 (*1)，機器点検時のドレン水(50A)(*2)

常時排水有

②

再循環系ポンプ(A)点検時のドレン(50A)(*2)

常時排水なし③

再循環系ポンプ(B)グランド部排水，機器からのリーク
水 (*1)，機器点検時のドレン水(50A)(*2)

常時排水有

④

機器点検時のドレン水(80A)(*2)

常時排水なし⑤

再循環系ポンプ(B)点検時のドレン(50A)(*2)

常時排水なし⑥

原子炉補機冷却水配管(50A)*1

弁グランド部からのリーク水（運転中）*2通常閉の弁を開にし排水（定検時のみ）

第2図

常時通水

ペデスタル機器ドレンサンプの運転中流入水及び排水概要図
添付 3.2.3－18

(2)

事故発生からＲＰＶ破損前まで①ＲＰＶ破損前までに達成すべき条件

・デブリ落下までの間，ペデスタル床ドレンサンプの水位を 1m に維持すること。
②条件を達成するための設備対策
a．ドライウェルからの流入水の遮断
・ペデスタル床ドレンサンプへの流入水を遮断するため，ドライウェル
圧力高信号及び原子炉水位異常低下（レベル１）信号により，ペデス
タル流入水の制限弁（床ドレン）を閉にする設計とする。
（ 第 3 図(a)(c)）
・制限弁を閉にすることにより，格納容器スプレイ水等のペデスタルへ流入する可能性のある水は，ベント管を介してサプレッション・チェ
ンバへ排水される設計とする。（第 3 図(a)(c)(d)）
b．ペデスタルへの流入水の排出・事故発生により格納容器外側隔離弁は開から閉状態となり，ペデスタ
ル床ドレンサンプへの流入水の格納容器外への排水は遮断されるが，通常運転中から床ドレン排水弁を開の状態にしておくことで，ベント管を介してサプレッション・チェンバへ自然排水される設計とする。
（第 3 図(a)(c)(d)）
・事故時のペデスタル床ドレンサンプへの流入水により，ペデスタル床
ドレンサンプの水位は上昇するが，ＲＰＶ破損までの間に，ペデスタ
ル床ドレンサンプの水位が，1m まで排水可能な設計とする。（別紙）・以下を考慮し，床ドレン排水配管のベント管への接続高さをペデスタ
ル床のコンクリート表面より下の位置に設置する設計とする。

（第 3 図(a)）
床ドレン排水配管のベント管への接続高さは，サンプへの流入水の添付 3.2.3－19

排水流量を確保する観点からは低い方が望ましいが，スリット内部
でのデブリ凝固の確実性向上の観点からは，スリット内に水を保有させるためスリットより高くする必要がある。このため，床ドレン
排水配管のベント管への接続高さは，床ドレン排水配管の下端位置
がスリット高さ方向の流路（10mm）の上端の位置になるように設置する設計とする。（第 3 図(a)）
スリットの設置高さを低くする場合，スリット内でデブリが凝固した際に，床スラブ鉄筋コンクリートの温度上昇による強度低下が懸念される。そこで，コリウムシールドなしの条件において温度による強度低下を考慮しても床スラブの健全性が確保されるスリット高さ（ペデスタル床のコンクリート表面から下）にスリットを設置する。（第 3 図(a)）
・床ドレン排水配管を接続するベント管については，真空破壊弁作動時のベント管内のサプレッション・チェンバからドライウェルへの上昇流が排水に影響することがないよう，真空破壊弁が設置されていない
ベント管を対象とする設計とする。（第 3 図(d)）
・ベント管に接続する床ドレン排水弁は，ＲＰＶ破損前のペデスタル注
水により水位が上昇し 1m を超える高さの水位計が水位を検出した後，ベント管を通じた排水により水位が低下し同水位計にて水位が検出されなくなった場合に，一定の時間遅れ（当該水位計高さから 1m 高さまでの排水に必要な時間を考慮）で自動閉止する設計とする。これにより，ＲＰＶ破損後のペデスタル水のサプレッション・チェンバへの流出を防止する。なお，地震によるスロッシング等により万一排水弁が意図せず閉止した場合には，運転員操作により早期に排水弁を開放す
る手順とする。
添付 3.2.3－20

・機器ドレン排水配管及び排水弁による排水経路から，ＲＰＶ破損後のペデスタル水がサプレッション・チェンバへ流出することを防ぐため，
床ドレン排水弁と同時に自動閉止する設計とする。また，機器ドレン
排水配管のベント管への接続高さ及び接続位置（真空破壊弁が設置されていないベント管に設置する）は，床ドレン排水配管と同じ設計とする。（第 3 図(d)(e)）

原子炉圧力容器
格納容器スプレイ水

機器ドレン水の制限弁(閉)

ボトムドレン配管
床ドレン水の制限弁（閉）

格納容器下部
注水配管

ダイヤフラム・フロア

スプレイ水
床ドレン排水弁(開→閉)
1m

ベント管
格納容器外側隔離弁(閉)流量計
原子炉建屋原子炉棟
床ドレンサンプ設備へ
ペデスタルに流入した水はベント管（真空破壊弁が設置されていないもの）を介してサプレッション・
チェンバへ排水される。ベント管は，格納容器スプレイ水等の流入も考えられるが，ベント管は個数が 108本あり，約 0.6m の直径を有していることから，ベント管の単位面積当たりに流れる格納容器スプレイ水等の流量はわずかであり，ペデスタルへの流入水の排水性に影響はないと考えられる。
サプレッション・チェンバからの格納容器ベント用の配管下端は，ペデスタル床のコンクリート表面より
下であり，排水配管のベント管への接続高さよりも高い位置に設置されている。ただし，格納容器ベント中のサプレッション・プール水の最高水位は，ペデスタル床のコンクリート表面より約 0.62m
下であり，床ドレン排水配管のベント管への接続高さよりも低い位置となるため，格納容器ベント中でも床ドレン排水配管が水没することはない。
【参考】最も高い位置の真空破壊弁はペデスタル床のコンクリート表面より約 0.47m 下であり，床ドレン
排水配管のベント管への接続高さよりも高い位置であるが，その他の真空破壊弁はペデスタル床のコンクリート表面より約 1.36m 下であり，床ドレン排水配管のベント管への接続高さよりも低い位置に設置されている。

第 3 図 (a) ペデスタル床ドレンサンプの水位 1m 維持対策概要
添付 3.2.3－21

人通用開口部

ダイヤフラム・フロア

ベント管

ペデスタル床第 3 図 (b) ペデ スタル床ドレンサンプの水位 1m 維持対策
策概要

0°

原子炉補機
機冷却水の制限弁(閉)機器ドレン水の制限弁(閉)床ドレン水の制限弁(閉)格納容器下部注水配管
管

270°

床ドレン水
水の制限弁(閉)90°

機器ドレン水の制
制限弁(閉)

180°

第 3 図 (c) ペデ スタル床ドレンサンプの水位 1m 維持対策策概要

添付 3.2.3－22

機器 ドレン排水配管(80A)
子炉建屋原子炉棟機器ドレンサンプ設備へ）（原子
床ド レン排水配管(80A)
子炉建屋原子炉棟床ドレンサンプ設備へ）（原子ベン ト管 ペデスタル床ドレンの排水経路となるもの（真空破壊
壊弁なし 1 か所）
破壊弁なし 1 か所）
ベン ト管 ペデスタル機器ドレンの排水経路となるもの（真空破ベン ト管 真空破壊弁付き（11 か所）
ベン ト管 真空破壊弁なし（95 か所）

第 3 図 (d) ペデ スタル床ドレンサンプの水位 1m 維持対策策概要

機器ドレン水の制限弁(閉)
ダイヤフラム・フロア

原子炉
炉補機冷却水の制限弁
弁(閉)再循環系ポンプ

機器ドレン水の制限弁(閉)

機器ドレン排水弁(開→閉)

床ドレン水の制限弁（閉）
格納容器外側隔離弁(閉)

流量計

ベント
ト管

原子炉建屋原子炉棟
機器ドレンサンプ設備へ

第 3 図 (e) ペデス タル床ドレンサンプの水位 1m 維持対策概概要
添付 3.2.3－23

(3)ＲＰＶ破損後①ＲＰＶ破損後に達成すべき条件
・ペデスタル床ドレンサンプへ落下したデブリを冷却するために，注水できること。
・ペデスタル床ドレンサンプの水位を管理できること。
②条件を達成するための設備対策
・ＲＰＶ破損後，デブリが機器ドレン配管及び原子炉補機冷却水配管を溶融することにより，当該配管からペデスタル内へ内包水が流入することを防止するため，ドライウェル圧力高信号及び原子炉水位異常低下（レベル１）信号により，ペデスタル流入水の制限弁（機器ドレン
及び原子炉補機冷却水）を閉にする設計とする。（第 4 図）・ＲＰＶ破損後のデブリ落下後に，格納容器下部注水系から注水を行う設計とする。（第 4 図）

添付 3.2.3－24

格納容器スプレイ
原子炉圧力容器

ボトムドレン配管

格納容器
下部注水
配管(100A)

注水
床ドレン排水弁

格納容器外側隔離弁
スリット
排水配管
流量計
ベント管

0°

機器ドレン水の制限弁

床ドレン水の制限弁

原子炉建屋原子炉棟
床ドレンサンプ設備へ

格納容器下部注水配管(100A)
原子炉補機冷却水の制限弁
原子炉補機冷却水の制限弁

270°

床ドレン水の制限弁

90°
機器ドレン水の制限弁

180°

第4図

ペデスタル床ドレンサンプ注水概要図

添付 3.2.3－25

別紙
事故発生からＲＰＶ破損までのペデスタル流入水の排水評価について

ＲＰＶが破損しデブリがペデスタルへ落下する際には，ＳＥの影響を抑制するためペデスタル内水位を 1m とすることとしている。これに対して，事故発生後にペデスタル内への水の流入があった場合でも，ＲＰＶ破損までにペデスタ
ル内水位が 1m まで排水されることを確認した。以下にその内容を示す。

1.

評価において想定する事象
東海第二発電所のペデスタル内構造（添付資料 3.2.3 本文第 1 図参照）をもとに，事故発生からＲＰＶ破損までの間にペデスタル内へ水が流入し得る事象を選定し，それぞれに対して排水評価の要否を検討する。

(1)

大破断ＬＯＣＡ
ＲＰＶ破損する場合の有効性評価の評価事故シーケンスとしては，過渡事象時に注水機能が喪失する事象（以下「過渡事象」という）を選定しているが，過渡事象ではドライウェル内に水が流出することはなく，ＲＰＶ
破損までに格納容器スプレイを実施することはない。一方で，大破断ＬＯ
ＣＡ時に注水機能が喪失する事象（以下「ＬＯＣＡ事象」という）では，
ドライウェル内への水の流出やＲＰＶ破損までの格納容器スプレイの実施により，ペデスタル内への水の流入が生じるため，排水評価の対象とする。

(2)

ボトムドレンＬＯＣＡ
ＲＰＶ破損を想定する評価事故シーケンスのうち，ペデスタル内におけるボトムドレンＬＯＣＡが生じた場合，ＲＰＶからペデスタルへ多量の原
子炉冷却材が流入する。しかし，この流入水は飽和状態であるため，水深が深い場合でもＳＥの発生可能性は極めて低く，万一ＳＥが発生した場合
添付 3.2.3－26

の発生エネルギも小さいと考えられることから，排水評価の対象事象とする必要はないと考える。ただし，排水性能の保守性を確認する観点から参考として排水可能性を評価する（参考 1）。
(3)

その他のペデスタル内への流入事象
ペデスタル内において制御棒駆動水圧系配管が破断した場合，ＲＰＶ及び制御棒駆動水圧系からペデスタル内に漏えい水が流入する。しかし，事象確認後に制御棒駆動水ポンプを停止することで，制御棒駆動水圧系からペデスタルへの流入は停止する。また，第 1 図のとおり，当該配管は 1 イ
ンチ以下の細さであることに加えＲＰＶからの漏えいは制御棒駆動機構のシール部を介するため，その漏えい量はごく少量であり，ＲＰＶ破損に至ることは考えにくく，排水評価の対象外とする。
また，ペデスタル内において機器ドレン配管や原子炉補器冷却水配管が破断した場合にもペデスタル内へ冷却水が流入するが，上記と同様にこれらの事象に起因してＲＰＶ破損に至ることは考えにくく，排水評価の対象外とする。

以上より，排水評価において想定する事象としてＬＯＣＡ事象を選定する。

添付 3.2.3－27

挿入ライン破断時の漏えい経路
引抜ライン破断時の漏えい経路

第1図

2.

制御棒駆動水圧系配管破断時のＲＰＶからの漏えい経路

評価条件

・ＬＯＣＡ事象発生時，ドライウェル圧力高信号及び原子炉水位異常低下（レベル１）信号によりペデスタル流入水の制限弁は事象発生後すぐに閉止することから，格納容器スプレイ水等によるドライウェルからの流入水は制限されるが，ここでは事故発生 5 分間はペデスタルへの流入が継続すると仮定する。また，ドライウェルからの流入量を多く評価する観点から，ダイヤフラム・フロア上に溜まる水の水位は，物理上最も高くなるベント管高さとする。このとき，ドライウェルからペデスタルへの流入量は，以下のように計算され，これをＲＰＶ破損までの必要排水量とする。
V＝v in×A×t＝(2gh)１／２ ×A×t
V：必要排水量［m ３ ］，vin：流入速度［m／s］，
A：流入口面積［約 8.6×10－３ m ２ ］
添付 3.2.3－28

（床ドレン配管内径 73.9mm×2 本分），t：流入継続時間［5min＝300s］，g：重力加速度［9.8m／s ２ ］，
h：流入水水頭［約 0.36m］（ベント管上端高さ－流入配管高さ）・設備対策により配置されるコリウムシールド等の構造物については，評価
上その体積を除外することで必要排水量を増やし，保守的な評価とする。
・機器ドレン排水配管及び排水弁を経由したサプレッション・チェンバへの排水が期待できるが，この排水経路からの排水は評価から除外する。
・排水配管はドライウェル気相部に接続され圧力差はないため，排水量を評価する上でドライウェル及びサプレッション・チェンバ内圧は考慮しない。
・排水配管の長さ，内径，エルボや弁等に相当する長さ等考慮し，下記式によりある排水流量を想定した場合の排水流路の圧力損失を算出する。本評
価では，まず任意の流量（22m ３ ／h：ボトムドレンＬＯＣＡ時の平均必要
排水流量）の場合の圧力損失（1.8m）を算出し，その際に求まる圧損係数（K）を基に，以降の流量と圧力損失の関係を算出している。圧力損失はペデスタル水位と排水口の水頭差に等しいことから，排水開始する初期水位時の排水口との水頭差及び圧損係数（K）を基に初期排水流量を算出し，初期排水流量である時間ステップ幅だけ排水された場合の水位及び当該水位での排水流量を算出し，これを繰り返すことによって水位 1m までの排出時間を算出している。また，下式に示す圧損 H は，エルボの数を 2 倍程度見込む等，保守的な値としている。
圧力損失計算式（出典：日本機械学会編，機械工学便覧）
H＝λ×(L／D)×(v２ ／2g)＋Σλ×(L’／D)×(v２ ／2g)＝K×Q２
H：配管圧損［m］，L：配管長さ［m］，D：配管内径［m］，
L’：エルボや弁等に相当する長さ［m］，v：流速［m／s］，
添付 3.2.3－29

g：重力加速度［m／s ２ ］，λ：管摩擦係数［-］，K：圧損係数［-］，
Q：流量［m 3/h］
第1表
単位
配管内径：Ｄ

圧力損失計算要素

スワンネック入口～出口(*1)

スリット入口～出口(*2)

スリット下流配管(*3)

m

流量 *4

３

流速

m／s

管摩擦係数：λ－配管長m

配管 L／D－

90°ショートエルボ *5（L’／D＝ ）個

弁 *5（L’／D＝個）

管入口 *5（λ・(L’／D)＝）

開放端 *5（λ・(L’／D)＝

）

／h

個
個

（補足）上記計算要素の具体的な数値等は設計進捗により，妥当性を損なわない範囲で変更があるものとする。
*1 スワンネック部は，90°ショートエルボ( 個)，直管相当とし，管
入口と管出口(開放端)の係数を考慮。
*2 スリット部は，断面積が等しい円管，90°ショートエルボ( 個)とし，管入口と管出口(開放端)の係数を考慮。圧損は円管のとする。
*3 スリット下流配管は，配管長，90°ショートエルボ( 個)，弁( 個)
と想定し，
を考慮。
*4 流量はとした。第 1 表は流量をとした場合の例を記載。
*5 CRANE 社「FLOW OF FLUIDS THROUGH VALVES, FITTINGS, AND PIPE TechnicalPaper No.410,1988」

上表を基に，圧力損失を計算した結果を以下に示す。
H1＝

添付 3.2.3－30

K＝における配管圧損は，K×Q ２ ＝

（流量

評価結果
評価結果は第 2 表及び第 2 図のとおりであり，ＲＰＶ破損までの時間が短い大破断ＬＯＣＡ（事象発生からＲＰＶ破損まで約 3 時間）を想定しても，水位 1m まで排水可能である。

第2表項

必要排水量と排水時間

目

評価結果

必要排水量

約 7m３

排水時間

約 0.3 時間

1.3

1.23m（7m３ ）

水位（m）

3.

）

1.2

約 0.3 時間

1.1

1.0
0

5

10

15

20

排水時間（分）第2図

ペデスタル水位 1.23m から水位 1m までの排水時間

添付 3.2.3－31

4.

評価結果に対する裕度・必要排水量
必要排水量はコリウムシールド等の構造物を考慮していないことから，
必要排水量は内部構造物の体積分保守的な評価としている。
・排水時間
排水時間については，排水に伴って低下する水位並びに流路の形状及び長さ等（圧力損失）を保守的に考慮して算出している。
・排水流量
計算過程で使用する圧力損失は，配管長さやエルボの数等に余裕を持たせており，平均排水流量

5.

時の圧力損失は合計である。

異物による影響
ペデスタル内に設ける排水の流入口は，スワンネック構造とする。スワン
ネックは，逆Ｕ字形の形状をしているため，水面付近の浮遊物は排水口から流入し難い構造上の利点がある。空気孔は，逆Ｕ字形部からの排水性を確実にするために設ける設計とする。排水口の高さ方向の位置は，水面の浮遊物
や床面の異物を持ち込ませないために適切な位置で設定する設計とする。また，異物落下に対して破損等がないよう，サポート等で固定する。このスワンネックの構造を考慮した上で，スワンネック構造への落下物の影響，ペデ
スタル内に流入する異物による排水性への影響を評価する。なお，スワンネック構造を流入口とする排水流路は，ＲＰＶ破損前にペデスタル内の水位 1mを達成した時点で排水弁を閉止し，その後は用いないことから，排水機能の要求期間はＲＰＶ破損前までであり，ＲＰＶ破損前までに想定される落下物及び異物を対象として評価する。
事故時に発生する落下物によりスワンネック構造が損傷しないこと，異物添付 3.2.3－32

がペデスタル床ドレンサンプに流入したと仮定し評価しても，異物により排水性に悪影響が生じる可能性が低いことを第 3 表に示す。
落下物により，スワンネック構造が影響を受けないことを確実にするため，
スワンネック構造の周囲に柵を設置する設計とする。
この柵は，異物がスワンネック及び排水配管の排水性に対して悪影響を及
ぼさないこと及び想定されない異物が排水性に悪影響を及ぼさないことをより確実にするため，異物混入防止機能を有した設計とする。柵は，スリットの短辺よりも小さい開口径を有し，開口が重ならないよう 2 重に配置した設計とする。仮に，スリット部で固着し堆積する可能性がある線状の異物を想定しても，柵の 2 重部分で流入を防ぐ構造の設計とする。（第 3 図）
なお，機器ドレンサンプについても，排水経路として利用することから，異物落下に対して破損等がないよう，十分な強度を有する設計とし，スワンネックの異物混入防止及び損傷防止については，床ドレン排水用のスワンネックと同様の対策を行うことで，悪影響を防止する。

第3表

想定異物と影響評価（1／3）

想定異物
異物による排水性への影響
核計装用及び照明 【発生源】ペデスタル内【スワンネックへの落下／床ドレンへの流入】用等のケーブル
落下あり／流入あり（管路含む）
ペデスタル上部には，ケーブルが設置されており，落下の可能性がある。
【影響評価】
・落下による影響
スワンネックは鋼製でサポートに固定されているため破損・転倒する恐れはない。また，周囲に鋼製の柵を設置することから，スワンネックに直接接触することもない。機器ドレンサンプについては，
サンプ自体を十分な強度を有する設計とするため，破損する恐れはない。
（次頁へ続く）添付 3.2.3－33

第3表

想定異物と影響評価（2／3）

想定異物
異物による排水性への影響
核計装用及び照明 ・流入による影響
用等のケーブル
ケーブルは床に沈降することから，排水性に影響（管路含む）はない。また，何らかの要因で被覆片が生じたとしても，機器ドレンサンプと床ドレンサンプ各々のス
ワンネックは対向して配置され，かつ前述のとおり
各々の周囲を柵（第 3 図参照）にて囲うため，共通要因による排水性への影響はない。
保温材【発生源】ペデスタル外【スワンネックへの落下／床ドレンへの流入】
落下なし／流入あり
ペデスタル床ドレンサンプ内に保温材はない。
重大事故時にドライウェルから格納容器スプレ
イ水等によって床ドレンの流入経路から持ち込まれる可能性がある。
【影響評価】
床ドレン流入経路の弁を事故後早期に閉に流入を制限することから，排水経路を閉塞させる等，排水性への影響はない。
塗料片【発生源】ペデスタル内・外【スワンネックへの落下／床ドレンへの流入】
落下あり／流入あり
ペデスタル内・外の構造物には塗装が施されていることからスワンネックへの落下，床ドレンへ流入する可能性がある。
【影響評価】
・落下による影響
スワンネックを損傷する程の重量はなくスワンネックが破損・転倒する恐れはない。また，同様に
機器ドレンサンプへの影響もない。
・流入による影響
塗料片は，底に堆積若しくは水面に浮遊することが考えられるが，スワンネックの排水口を水位 1mの中間位置に設定するため，これらの異物がスワン
ネックの排水口に流入するとは考え難い。また，重大事故時は格納容器スプレイ水等によってペデス
タル外から床ドレンの流入経路を通じて塗料片が多く持ち込まれる可能性があるが，床ドレン流入経路の弁を事故後早期に閉にし，流入を制限することから，排水経路を閉塞させる等，排水性への影響はない。

添付 3.2.3－34

第3表
想定異物
スラッジ（鉄錆）サポート

照明

想定異物と影響評価（3／3）

異物による排水性への影響【発生源】ペデスタル外【スワンネックへの落下／床ドレンへの流入】
落下なし／流入あり
スラッジ（鉄錆）は，床ドレン水によって床ドレンサンプ内に流入し底に堆積する可能性がある。
【影響評価】
スワンネックの排水口を水位 1m の中間位置に設定するため，底に堆積した異物が積極的に排水経路に流入するとは考え難い。また，重大事故時は格納容器スプレイ水等によってペデスタル外から床ドレンの流入経路を通じてスラッジが多く持ち込まれる可能性があるが，床ドレン流入経路の弁を事故後早期に閉にし，流入を制限することから，排水経路を閉塞させる等，排水性への影響はない。
【発生源】ペデスタル内【スワンネックへの落下／床ドレンへの流入】
落下なし／流入なし
ペデスタル内にはサポートが設置されているが，十分な耐震性を有する設計とすることから，落下しない。
【影響評価】
排水性への影響はない。
【発生源】ペデスタル内【スワンネックへの落下／床ドレンへの流入】
落下あり／流入あり
ペデスタル内には照明が設置されているため，落下の可能性がある。
【影響評価】
・落下による影響
スワンネックは鋼製でサポートに固定されているため破損・転倒する恐れはない。また，周囲に鋼製の柵を設置することから，スワンネックに直接接触することもない。機器ドレンサンプについても，十分な強度を有する設計とすることから，破損する恐れはない。
・流入による影響
照明は，床に沈降することから，排水性に影響はない。

添付 3.2.3－35

異物混入防止穴()※異物の流入方向（直線的）に穴が重重ならない設計とする。

空気孔

排水口
ステンレス製
板厚は以上で 2 重構造
造にする
ことで照明・ケーブル等の異物
物落下にも耐える構造とする。
コリウム
シールド

配管（80A）はペデスタル内壁よりサポーートにより支持し剛構造とする。

）の流路に排水配管を接続する
スリット構造（流路径： 高さ方向る。ペデスタル床からコンクリート部 への流路（水平方向のスリット部まで）は，ス
スリット構造（流路径：） の設計とする。

空気孔
スワンネック（1 か所）
口径：80A，ステンレス製
縦方向スリット
流路，
ステンレス製

空気孔

水の流れ
横方向スリット
流路，
ステンレス製

第3図

排水配管に対する異物対策概要

添付 3.2.3－36

参考 1
ボトムドレンＬＯＣＡを想定した場合の排水評価

ボトムドレンＬＯＣＡ時にＲＰＶからペデスタルへ流入する水は飽和状態であることから，ＲＰＶ破損及びデブリ落下時のＳＥの発生可能性は極めて低く，また，万が一ＳＥが発生した場合の発生エネルギも小さいと考えられる。
しかし，排水性能の保守性を確認する観点から，ペデスタル内の水位が最も高くなる事象であるボトムドレンＬＯＣＡを想定した場合についても，参考として排水可能性を実施する。

1.

評価条件
・ペデスタル内におけるボトムドレンＬＯＣＡ時には，ペデスタル床ドレン
サンプに上部から漏えい水が流入し，著しく水位が上昇するため，水位は
人通用開口部まで達することが想定される。

・排水評価は人通用開口部下端から水位 1m までの水量（必要排水量）とする。
また，設備対策より配置されるコリウムシールド等の構造物については，
評価上その体積を除外することで必要排水量を増やし，保守的な評価とする。
・排水配管はドライウェル気相部に接続され圧力差はないため，排水量を評価する上でドライウェル及びサプレッション・チェンバ内圧は考慮しない。
・排水配管の長さ，内径，エルボや弁等に相当する長さ等考慮し，下記式によりある排水流量を想定した場合の排水流路の圧力損失を算出する。本評
価では，まず任意の流量（22m ３ ／h：ボトムドレンＬＯＣＡ時の平均必要
排水流量）の場合の圧力損失（1.8m）を算出し，その際に求まる圧損係数（K）を基に，以降の流量と圧力損失の関係を算出している。圧力損失はペ
添付 3.2.3－37

デスタル水位と排水口の水頭差に等しいことから，排水開始する初期水位時の排水口との水頭差及び圧損係数（K）を基に初期排水流量を算出し，初期排水流量である時間ステップ幅だけ排水された場合の水位及び当該水位での排水流量を算出し，これを繰り返すことによって水位 1m までの排出時間を算出している。また，下式に示す圧損 H は，エルボの数を 2 倍程度見込む等，保守的な値としている。
圧力損失計算式（出典：日本機械学会編，機械工学便覧）
H＝λ×(L／D)×(v２ ／2g)＋Σλ×(L’／D)×(v２ ／2g)＝K×Q２
H：配管圧損［m］，L：配管長さ［m］，D：配管内径［m］，
L’：エルボや弁等に相当する長さ［m］，v：流速［m／s］，
g：重力加速度［m／s２ ］，λ：管摩擦係数［-］，K：圧損係数［-］，
Q：流量［m ３ ／h］
第1表
単位
配管内径：Ｄ

圧力損失計算要素

スワンネック入口～出口(*1)

スリット入口～出口(*2)

スリット下流配管(*3)

22

22

22

m

流量 *4

m３ ／h

流速

m／s

管摩擦係数：λ－配管長m

配管 L／D－

90°ショートエルボ *5（L’／D＝ ）個

弁 *5（L’／D＝個）

管入口 *5（λ・(L’／D)＝）

開放端 *5（λ・(L’／D)＝）

個
個

添付 3.2.3－38

（補足）上記計算要素の具体的な数値等は設計進捗により，妥当性を損なわない範囲で変更があるものとする。
*1 スワンネック部は，90°ショートエルボ( 個)，直管相当とし，管
入口と管出口(開放端)の係数を考慮。
*2 スリット部は，断面積が等しい円管，90°ショートエルボ( 個)とし，管入口と管出口(開放端)の係数を考慮。圧損は円管のとする。
*3 スリット下流配管は，配管長，90°ショートエルボ( 個)，弁( 個)
と想定し，
を考慮。
３
*4 必要排水量約 59m を約 2.7 時間で排出した場合の流量 22m ３ ／h とした。
*5 CRANE 社「FLOW OF FLUIDS THROUGH VALVES, FITTINGS, AND PIPE TechnicalPaper No.410,1988」

上表を基に，圧力損失を計算した結果を以下に示す。
H1＝

K＝
（流量

2.

における配管圧損は，K×Q ２ ＝）

評価結果
評価結果は第 2 表及び第 1 図のとおりであり，ペデスタル内のボトムドレ
ン配管破断時に流入した水を，ＲＰＶからペデスタルへの流入停止（事象発
生後約 0.3 時間）からＲＰＶ破損（事象発生後約 3 時間）までの約 2.7 時間以内に，水位 1m まで排水可能である。

添付 3.2.3－39

第2表
項

※

必要排水量と排水時間

目

評価結果

必要排水量

約 59m ３ ※排水時間

約 2.3 時間

必要排水範囲の水量（内径
3.0

，高さ

の水の体積）（59m３ ）

水位（m）

2.5

2.0

約 2.3 時間
1.5

1.0
0

0.5

1

1.5

2

排水時間（時間）
第1図

3.

ペデスタル水位満水から水位 1m までの排水時間評価結果に対する裕度・必要排水量
必要排水量はコリウムシールド等の構造物を考慮していないことから，
必要排水量は内部構造物の体積分保守的な評価としている。
・排水時間
排水時間については，排水に伴って低下する水位並びに流路の形状及び長さ等（圧力損失）を保守的に考慮して算出している。
・排水流量
必要排水流量は，評価上の容量約 59m3 に対して約 2.7 時間で排水する
添付 3.2.3－40

必要があることから，全量排水する場合には平均約 22m３ ／h の流量が必要である。これに対して，排水時の水位による圧力損失を考慮した平均
排水流量はであり，必要排水量を上回っている。

なお，このとき計算過程で使用する圧力損失は，配管長さやエルボの数等に余裕を持たせており，平均排水流量時の圧力損失は合計

である。

4.

機器ドレン排水配管及び排水弁の経路を併用した評価
機器ドレンサンプには排水性を確保するために必要な空気ベント用のス
ワンネックを有し，通常運転中の機器ドレンと床ドレンの混入防止のため，
床ドレンサンプの排水入口水位 1m よりも 0.2m 高い位置に設置する設計としている。床ドレンサンプの水位が 1.2m よりも高い水位までは，床ドレンの排水経路に加え機器ドレンの排水経路が期待できることから，実際の排水時間に対して更に裕度を有している。以下に機器ドレン排水経路を併用した評価を示す。
・機器ドレン排水経路の圧力損失
機器ドレンの排水経路は床ドレンの排水経路と比較してほぼ同じ長さの経路であるが，機器ドレンサンプ内を経由する経路となることが相違している。しかし，排水評価に当たっては，機器ドレンサンプの圧力損失は機器ドレン排水配管に対してその流路面積が十分大きいため考慮せず，機器
ドレンサンプ出入口部の形状による圧力損失のみ考慮し，他は床ドレン排水経路の圧力損失と同等として評価を行う（第 3 表）。

添付 3.2.3－41

第3表

単位

配管内径：Ｄ

圧力損失計算要素

スワンネック入口～出口(*1)
機器ドレンサンプ 入 口 ～ 出 口（*1）

スリット入口～出口(*2)

スリット下流配管(*3)

22

22

22

m

流量 *4

m３ ／h

流速

m／s

管摩擦係数：λ－配管長m

配管 L／D－

90°ショートエルボ *5（L’／D＝ ）個

弁 *5（L’／D＝個）

管入口 *5（λ・(L’／D)＝）

開放端 *5（λ・(L’／D)＝）

個個（補足）上記計算要素の具体的な数値等は設計進捗により，妥当性を損なわない範囲で変更があるものとする。
*1 スワンネック部は，90°ショートエルボ( 個)，直管相当とし，管
入口と管出口(開放端)の係数を考慮。
機器ドレンサンプ入口と出口について係数を考慮。
*2 スリット部は，断面積が等しい円管，90°ショートエルボ( 個)とし，管入口と管出口(開放端)の係数を考慮。圧損は円管のとする。
*3 スリット下流配管は，配管長，90°ショートエルボ( 個)，弁( 個)
と想定し，
を考慮。
３
*4 必要排水量約 59m を約 2.7 時間で排出した場合の流量 22m ３ ／h とした。
*5 CRANE 社「FLOW OF FLUIDS THROUGH VALVES, FITTINGS, AND PIPE TechnicalPaper No.410,1988」

上表を基に，圧力損失を計算した結果を以下に示す。
H1＝

添付 3.2.3－42

K＝における配管圧損は，K×Q ２ ＝（流量）・床ドレン排水経路と機器ドレン排水経路を併用した排水評価結果
評価結果は第 4 表及び第 2 図のとおりであり，ペデスタル内のボトムドレ
ン配管破断時に流入した水を，ＲＰＶからペデスタルへの流入停止（事象発
生後約 0.3 時間）からＲＰＶ破損（事象発生後約 3 時間）までの約 2.7 時間以内に，水位 1m まで排水可能である。
第4表
項

※

必要排水量と排水時間

目

評価結果

必要排水量

約 59m ３ ※排水時間

約 1.3 時間

必要排水範囲の水量（内径，高さの水の体積）

3.0
床ドレン排水経路＋機器
ドレン排水経路での評価（59m３ ）

2.5

水位（m）

2.0
約 2.3 時間（床ドレン排水経路のみの場合）

1.5
1.2

1.0
排水完了水位：1.0m

0.5

高さ 1.2m まで
約 1.0 時間

約 1.3 時間

0.0
0

1

2

3

4

排水時間（時間）
第2図

ペデスタル水位満水から水位 1m までの排水時間
添付 3.2.3－43

参考 2
ペデス タル床ドレンサンプ改造に伴う位置を特定 できない漏えい水の検知性について

改造前のペデスタル床ド レンサンプは，ペデスタル床下に設置さされており，
水深の深さ及び水面のの表面積がのサンプである。改造後
後は，ペデス

タル床ドレンサンプの水深 は 1m，かつ，表面積はであり， 漏えい水によるペデスタル床ドレンサ ンプの水位は上昇しにくい構造となる。 しかし，通常運転中はドライウェル冷 却装置のクーラー部より凝縮水が発生すするため，常時ペデスタル床ドレンサン プには少量の流入水があり，水位は満水のの 1m を常時維持することから，ペデス タルへの流入水は速やかに全量計測するることが可能である。

凝縮水

ドライ ウェル
置
冷却装置

床ドレンサンプ

器外側隔離弁格納容器

流流量計
原子 炉建屋原子炉棟
床ド レンサンプ設備へ

第1図

床ドレンサンプ概要図（改造前）

添付 3.2.3－44

別添 3
ペデスタル内に設置する計器について

ペデスタル内の水位管理のために設置する計器について，概要及び設置位置
を第 1 表及び第 1 図に示す。また，各計器の設置目的等を以下に示す。

(1) ＲＰＶ破損前までの水位管理①格納容器下部水位（ペデスタル床面高さ＋1.05m 検知用）
ペデスタル底面から 1m 超の水位を検知できるよう，測定誤差を考慮した高さに水位計を設置し，炉心損傷後は当該水位計設置高さまで事前注水を実施する。注水停止後は，排水配管等によりＲＰＶ破損までに 1m 水位まで排水される。
約 180°間隔で計 2 個（予備 1 個含む）設置し，1 個以上がこの高さ以上の水位を検知した場合に水張り完了及び注水停止を判断する。
なお，水位 1.05m まで排水されたことを検知した後，水位 1m まで排水される時間遅れを考慮して，排水弁は自動閉止することとする。

(2) ＲＰＶ破損及びデブリ落下・堆積検知（第 2 表）
②格納容器下部水温（ペデスタル床面高さ 0m 検知用）
ペデスタル底部に温度計を設置し，指示値の上昇又は喪失によりＲＰＶ破損検知に用いる。測温抵抗体式温度計を採用することで，ペデスタルにデブリが落下した際の水温上昇や高温のデブリに接触した際に指示値がダウンス
ケールとなる特性を利用し，ＲＰＶからのデブリ落下検知が可能である。
デブリの落下，堆積挙動の不確かさを考慮して等間隔で計 5 個（予備 1 個含む）設置し，ＲＰＶ破損の早期判断の観点から，2 個以上が上昇傾向（デ添付 3.2.3－45

ブリの落下による水温上昇）又はダウンスケール（温度計の溶融による短絡又は導通）となった場合に，ＲＰＶ破損を判断する。
③格納容器下部水温（ペデスタル床面高さ＋0.2m 検知用）
ペデスタル底面から 0.2m の高さに測温抵抗体式温度計を設置し，0.2m 以
上のデブリ堆積有無を検知し，ペデスタル満水までの注水可否を判断する。
また，指示値の上昇又は喪失により，ＲＰＶ破損検知に用いる。
デブリの落下，堆積挙動の不確かさを考慮して等間隔で計 5 個（予備 1 個含む）設置し，十分な量のデブリ堆積検知の観点から，3 個以上がオーバースケール（デブリの接触による温度上昇）又はダウンスケール（温度計の溶融による短絡又は導通）した場合にペデスタル満水までの注水を判断する。
また，ＲＰＶ破損の早期判断の観点から，2 個以上が上昇傾向（デブリの落下による水温上昇）又はダウンスケール（温度計の溶融による短絡又は導通）となった場合に，ＲＰＶ破損を判断する。

(3) ＲＰＶ破損後の水位管理（デブリ堆積高さ≧0.2m の場合）
④格納容器下部水位（ペデスタル床面高さ＋2.25m 及び 2.75m 満水管理用）
ペデスタル底面から 2.25m 及び 2.75m の高さに水位計を設置し，デブリの多量落下時（堆積高さ 0.2m 以上）においてペデスタル水位を 2.25m～2.75mの範囲に維持するため，各高さにおける水位の有無を検知しペデスタル注水開始及び停止を判断する。
ペデスタル側壁の貫通孔を通じたペデスタル外側のボックス内に，2.25m
及び 2.75m の各高さに 2 個の水位計（予備 1 個含む）を設置し，1 個以上が2.25m 未満を検知した場合にペデスタル注水開始，2.75m 到達を検知した場合にペデスタル注水停止を判断する。

添付 3.2.3－46

(4) ＲＰＶ破損後の水位管理（デブリ堆積高さ＜0.2m の場合）
⑤格納容器下部水位（ペデスタル床面高さ＋0.50m 検知用）
ペデスタル底面から 0.5m の高さに水位計を設置し，デブリの少量落下時（堆積高さ 0.2m 未満）においてペデスタル水位を 0.5m～1m の範囲に維持するため，水位 0.5m 未満を検知しペデスタル注水開始を判断する。
約 180°間隔で計 2 個（予備 1 個含む）設置し，1 個以上が水位 0.5m 未満を検知した場合に注水開始を判断する。
⑥格納容器下部水位（ペデスタル床面高さ＋0.95m 検知用）
ペデスタル底面より 1m の高さから測定誤差を差し引いた高さに水位計を設置し，デブリの少量落下時（堆積高さ 0.2m 未満）においてペデスタル水位を 0.5m～1m の範囲に維持するため，水位 0.95m 到達を検知しペデスタル注水
停止を判断する。
約 180°間隔で計 2 個（予備 1 個含む）設置し，1 個以上が水位 0.95m 到達を検知した場合に注水停止を判断する。
⑦格納容器下部雰囲気温度
自主対策設備としてペデスタル底面から 1.1m の高さに温度計を設置し，デブリの少量落下時にペデスタル水位を 0.5m～1m の範囲に管理している間において，デブリが冠水されていることを確認する。
約 180°間隔で計 2 個設置し，1 個以上が露出したデブリからの輻射熱等により上昇した場合に注水を判断する。

各計器の検出部の仕様等を第 3 表に，測定原理を第 2 図及び第 3 図にそれぞれ示す。また，各計器の構造図及び設置概略図を第 4 図に示す。ペデスタル内に設置する各計器の検出部及びケーブル（MI ケーブル）は耐熱性の高い無機物で構成し，ペデスタル外に取り出したケーブル（MI ケーブル）をペネトレーシ
添付 3.2.3－47

ョンボックス内にてペネトレーションのケーブルと直ジョイントで接続する。
これらの計器は，重大事故等時の環境条件下において耐性を有する設計とする。ペデスタル内の SA 環境条件としては，格納容器破損防止対策の有効性評価
において示し ている 各解析結果の 最高値 は約 212℃ － 約 1 秒間，0.465MPa[gage]であり，これを包絡するペデスタル内環境条件 200℃（ピーク温度 215℃
－1 分間），0.62MPa[gage]を設定している。また，ペデスタル内はＲＰＶ破損
後のデブリの落下に配慮した設計とする。
・各計器の MI ケーブルは，第 5 図に示すとおり，チャンネル毎に別ルートで敷設し，デブリの落下に伴うペデスタル内構造物等の落下物を考慮した場合においても，複数のチャンネルが同時に損傷し，機能喪失することがな
い設計とする。
・ＲＰＶからデブリが大量に落下した場合は，デブリはペデスタル内の構造物に付着せずに，ペデスタル下部のプールに落下すると考えられる。仮に，ＲＰＶから少量のデブリが落下した場合に僅かなデブリが構造物に付着したとしても，プールから発生する蒸気や構造物との伝熱によって冷却されるため，輻射熱による各計器への影響は小さいと考えられる。ただし，各計器の検出部及び MI ケーブルに対して金属製の保護カバーを設置（デブリ
検知用水温計検出部を除く）することで，ＲＰＶ破損後のペデスタル内計器の健全性に配慮した設計とする。
なお，ペデスタル内の検出器・MI ケーブル，保護カバーは無機物で構成されており，放射線による影響はない。

添付 3.2.3－48

第1表

ペデスタル内計器の概要

設置高さ ※１

設置数

計器種別

各高さに 5 個

測温抵抗体式
温度計

各高さに 2 個

電極式
水位計

0m

格納容器下部
水温

0.2m
0.5m
0.95m

格納容器下部
水位

1.05m
2.25m
2.75m

※1

ペデスタル底面（コリウムシールド上表面）からの高さ

第2表

ＲＰＶ破損及びデブリ落下・堆積検知の概念

デブリの堆積状態

格納容器下部水温0m 位置0.2m 位置

判断

上昇

上昇

ＲＰＶ破損，
デブリ少量落下

上昇／喪失

上昇

ＲＰＶ破損，
デブリ少量落下

上昇／喪失

上昇／喪失

ＲＰＶ破損，
デブリ多量落下

添付 3.2.3－49

格納容器下部水位（2.75m）
格納容器下部水位（2.25m）
1.1m 格納容器下部雰囲気温度
1.05m 格納容器下水位
0.95m 格納容器下水位
0.5m 格納容器下水位
0.2m 格納容器下部水温0m 格納容器下部水温

格納容器下部水位（2.75m）
貫通孔（内径約 15cm）
格納容器下部水位（2.25m）

第1図

ペデスタル内の計器設置図

添付 3.2.3－50

第3表
計器種別

検出部の仕様等

測定レンジ

測定誤差

測温抵抗体式
温度計-200℃～500℃±(0.3＋0.005|t|)t：測定温度

電極式
水位計－(レベルスイッチ)

±10mm

※2

耐環境性
温度：短期 230℃，
長期 200℃
圧力：620kPa[gage]
放射線：－ ※２
温度：短期 230℃，
長期 200℃
圧力：620kPa[gage]
放射線：－ ※２

検出部は無機物で構成しており，放射線による影響はない

検知
回路

検知
回路

水中では電極間抵抗が低下する。電極間抵抗の低下を検知することで，水中と判断する。

導通

電極

気中：電極間抵抗大

第2図

水中：電極間抵抗小電極式水位計の動作原理

添付 3.2.3－51

抵抗値

測定
回路

温度
金属の電気抵抗が温度に比例する性質を利用し，抵抗素子の抵抗値をもとに温度測定を行う。

導線
（Ｎｉ）

抵抗素子
（Ｐｔ）

絶縁材
（ＭｇＯ）

シース管
（インコネル）

高温のデブリが接触すると，温度指示値は急上昇
しオーバースケールとなる。
また，以下の過程の中で導線間の絶縁性が失われ短絡又は導通すると，抵抗値が低下し温度指示値
がダウンスケールとなる。
・シース管の溶融，水及びデブリの浸入
・水との反応による絶縁材の膨張，剥離・デブリとの反応に伴う絶縁材の溶融，蒸発
測温抵抗体構成材料の融点
材質
融点
インコネル
1,370℃～
シース管(NCF600)
1,425℃
導線
Ｎｉ
1,455℃
抵抗素子
Ｐｔ
1,768℃
絶縁材
ＭｇＯ ※約 2,800℃※

第3図

デブリ中のＺｒ等により還元されると，融点約 650℃，
沸点約 1,100℃のＭｇとなり，溶融又は蒸発する。

測温抵抗体式温度計の動作原理

添付 3.2.3－52

格納容器下部水位（電極式）構造図

格納容器下部水位の設置概略図

格納容器下部水温（測温抵抗体式）構造図

格納容器下部水温の設置概略図

第4図

格納容器下部水位及び格納容器下部水温の構造図及び設置概略図

添付 3.2.3－53

ペデスタル
側壁貫通孔

保護カバー
水温計
検出部

図は格納容器下部水温（0m）の場合のイメージ
カバー（平板）SUS304 t1.2

パンチングトレイMIケーブル

止め金具

保護カバー概略図

第5図

ペデスタル内検出器及びケーブル（MI ケーブル）設置概略図

添付 3.2.3－54

別紙 1
格納容器下部水温の測定原理とデブリ検知性について

ペデスタル内に設置する格納容器下部水温によるデブリ検知性について，熱電対式とした場合と測温抵抗体式とした場合で比較し検討を行った。
熱電対の構造図，仕様，構成材料の融点を以下に示す。
熱電対仕様

絶縁物(MgO)

仕様

No.

項目

１

計測範囲

-40～350℃-40～1200℃

２

誤差±1.0℃(-40～133℃)
0.75%(133～350℃)±2.5℃(-40～333℃)
0.75%(333～1200℃)

シース(NCF600)

Tタイプ

Kタイプ

熱電対構成材料の融点
芯線（銅，コンスタンタン） or （アルメル，クロメル）

熱電対構造図

(1)

No.

材質

融点

タイプ

１

NCF6001370～1425℃

－

２

銅

1085℃

Tタイプ

３

コンスタンタン

1225～1330℃

Tタイプ

４

アルメル

1315～1390℃

Kタイプ

５

クロメル

1420℃

Kタイプ

６

MgO

約2800℃－

耐環境性
熱電対式及び測温抵抗体式の検出器は耐熱性の高い無機物により構成されており，いずれも重大事故等時の格納容器雰囲気下において，十分な耐性を有する。

(2)

デブリと水温計の接触により発生する現象
熱電対式及び測温抵抗体式の検出器がデブリと接触した場合に発生する現象を①～②に示す。

添付 3.2.3－55

①

デブリが検出器外郭（シース）に接触，シースは溶融し，絶縁材が露
出する。
熱電対

絶 縁材に水 ，デブ リが 浸入し， 絶縁材 は
膨 張，剥離 ，熔融 等
により絶縁低下する。

測温抵抗体

絶縁低下し，指示値はダウンスケールする。

絶縁低下するが熱起電力を発生。

②

デブリが検出素子に接触し，熔融する。
熱電対

検 出素子が 溶融し ，素線同士が接触する。

素線同士が接触した場合，熱起電力を発生。

添付 3.2.3－56

測温抵抗体

素線同士が接触した場合，ダウンスケールする。

熱電対

検 出素子が 溶融し ，素 線同士が 水分（ ある いはシー ス）を 介して導通する。

素線同士が検出器内部の水分（あるいはシース）を介して導通した場合，熱起電
力を発生。

測温抵抗体

素線同士が検出器内部の水分（あるいはシース）を介して導通した場合，ダウン
スケールする。

以上より，検出器とデブリが接触すると，測温抵抗体式の場合はダウンスケール，熱電対式の場合は指示値の急変及び発生する熱起電力による不確実な指示値を示すこととなる。

(3)

測定回路が故障した際の可搬型計測による測定
測定回路は熱電対式の場合は電圧値を，測温抵抗体式は抵抗値を測定することにより温度測定を行っている。可搬型計測器は電圧測定及び抵抗値測定が可能であり，測定回路故障時には可搬型計測器を水温計ケーブル端に接続することで熱電対式，測温抵抗体式のいずれの場合においても温度測定が可能である。

(4)

まとめ
熱電対式，測温抵抗体式のいずれの検出器とした場合も，耐環境性を有し，デブリと接触した場合には特徴的な指示傾向を示し，測定回路が故障した際には可搬型計測器による測定が可能である。ただし，熱電対式の場
添付 3.2.3－57

合には，指示値の急変及び不確実な指示値によりデブリとの接触を判断す
ることとなるが，デブリとの接触後においても不確実な指示値が出力されることから，仮にデブリ接触前に近い指示値となった場合は，デブリとの接触の判断に迷う可能性がある。一方で，測温抵抗体式の場合にはオーバースケールやダウンスケールの有無で判断が可能であり，デブリとの接触の判断に迷う可能性はない。したがって，採用に当たっては上記の観点か
ら測温抵抗体式が望ましいと考える。

添付 3.2.3－58

別紙 2
ペデスタル内計器の設置方法について

ペデスタル内の水位管理のために設置する計器について，設置概念を第 1 図に示す。
第 1 図のとおり，計器はペデスタル側壁のコンクリートに埋め込むアンカボ
ルト，型鋼，トレイにより固定することとしている。
ここで，計器の下部にデブリが堆積した場合，コリウムシールド表面のライナを介してアンカボルト，型鋼，トレイ及び計器に熱が移行することが考えられる。しかし，ライナとアンカボルトの間はＺｒＯ ２ 耐熱材と同成分のモルタ
ルで埋めるため熱が選択的に移行することはないこと，デブリを冠水維持する
ことでデブリ上部の計器は水没していることを考慮すると，デブリからの熱移
行により計器の健全性が損なわれることはないと考えられる。

第1図

ペデスタル内計器の設置概念図

添付 3.2.3－59

添付資料 3.2.4
高温ガスによる原子炉冷却材圧力バウンダリからの漏えい可能性と事象進展等に与える影響について

1.

はじめに
格納容器破損防止対策の有効性評価のうち，「 高圧溶融物放出／格納容器雰
囲気直接加熱」（以下「ＤＣＨ」という。）では，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉急速減圧手段の有効性を確認する観点で，原子炉圧力を厳しく評価するよう高温ガスによるクリープ破損や漏えい等の影響を考慮しない解析条件を設定している。
ＤＣＨに対する有効性評価では，原子炉圧力を厳しく評価する観点から過渡事象＋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」を評価事故シーケンスとしている。当該シーケンスにおいては，主蒸気隔離弁が閉止することにより原子炉圧力が上昇し，逃がし安全弁（安全弁機能）による圧力制御により原子炉圧力の上昇は抑制されるものの高圧状態が維持される。その後，運転員による逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉急速減圧操作によって格納容器圧力付近まで減圧される。逃がし安全弁からの冷却材流出により，原子炉水位が低下することで，やがて炉心露出に至り，その結果，原子炉圧力容器（以下「ＲＰＶ」という。）内に存在する蒸気及び水素が過熱されることで高温ガスが発生する。この高温ガスの影響によって原子炉冷却材圧力バウンダリを構成する機器が損傷する可能性がある。
ここでは，高温ガスに対する原子炉冷却材圧力バウンダリの健全性を現実的に評価し，漏えいが生じた場合の事象進展への影響について検討する。

添付 3.2.4－1

2.

原子炉冷却材圧力バウンダリの健全性及び漏えい影響の検討
原子炉設備概要図を第 1 図に示す。福島第一原子力発電所事故に係る報告[1],[2]では，炉心から発生する高温ガスの影響によって，炉内計装用案内管（ドライチューブ），逃がし安全弁フランジ等からの気相漏えい発生の可能性について言及されている。また，原子炉冷却材バウンダリの内外圧力差が大きい
状態で，構造部材が高温化する場合，クリープ破損が発生する可能性がある。
さらに，ＳＢＯ条件下では再循環系ポンプ（以下「ＰＬＲポンプ」という。）のメカニカルシール部からの漏えいが発生する可能性がある。
(1) 評価対象部位の抽出
以下に，原子炉冷却材バウンダリの健全性評価が必要と考えられる部位を示す。なお，高温環境下での逃がし安全弁の開保持機能維持については添付資料 3.2.6 に示している。
ａ．炉内計装用案内管
炉内計装用案内管はＲＰＶ下部の貫通口より炉心に挿入されており，炉内で発生する高温ガスによって炉内計装用案内管が損傷した場合，炉内計装用案内管を介してＲＰＶよりペデスタル（ドライウェル部）への漏えいが発生する可能性がある。
ｂ．逃がし安全弁フランジ
逃がし安全弁フランジはガスケットによりシールされていることから，
原子炉減圧操作に伴う高温ガスの通過によって過熱した場合，変形等によるシール性能の劣化が生じ，漏えいが発生する可能性がある。
ｃ．主蒸気隔離弁フランジ
主蒸気隔離弁フランジはガスケットによりシールされていることから，
高温ガスの影響により設計条件を上回る場合，変形等によるシール性能の劣化が生じ，漏えいが発生する可能性がある。
添付 3.2.4－2

ｄ．主蒸気配管
原子炉減圧操作に伴い主蒸気配管内を高温ガスが通過するため，構造部材が高温化し，さらに，配管の内外圧差による応力が大きい場合，クリープ破損による漏えいが発生する可能性がある。
ｅ．ＲＰＶ上蓋フランジ
ＲＰＶ上蓋フランジはＯリングによりシールされており，ＲＰＶ上蓋
フランジの構造部材温度がＯリングの設計条件を上回る場合，変形等によるシール性能の劣化が生じ，漏えいが発生する可能性がある。
ｆ．ＰＬＲポンプシール部
ＳＢＯ時には制御棒駆動水圧系及び原子炉補機冷却系が停止し，シールパージラインからの封水注入停止により，メカニカルシール部が高温の原子炉冷却材にさらされ，シール性能が損なわれる可能性がある。

(2) 健全性及び漏えい影響の評価
格納容器破損モードＤＣＨに対する有効性評価における原子炉圧力容器
気相部温度，原子炉圧力，原子炉圧力容器上蓋構造部材表面温度，再循環
系配管内流体温度の推移を第 2 図から第 5 図に示す。
ａ．炉内計装用案内管
解析コードＭＡＡＰの評価結果では，事象発生から約 35 分で燃料被覆
管温度が 1,000K（約 727℃）に到達し，炉心損傷が開始する。炉内計装用案内管の融点は 1,700K（約 1427℃）程度であることから，炉心損傷後の事象進展に伴い炉内計装用案内管が損傷し，漏えいが生じる可能性があるが，事象発生から約 38 分後には，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉急速減圧操作を開始することから，漏えいによる事象
進展への影響は小さい。
添付 3.2.4－3

ｂ．逃がし安全弁フランジ
逃がし安全弁フランジに使用されているガスケットの耐熱温度は450℃である。逃がし安全弁には原子炉減圧操作に伴い高温ガスが通過する。第 2 図に示すとおり，ＲＰＶ気相部温度は事象発生から約 2 時間でガスケットの耐熱温度に到達するため，シール性能の劣化により漏えいが生じる可能性がある。しかし，第 3 図に示すとおり，ガスケット耐熱
温度到達の約 2 時間より早く，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉急速減圧操作を開始することから，漏えいによる事象進展への影響は小さい。
ｃ．主蒸気隔離弁フランジ
主蒸気隔離弁フランジに使用されているガスケットの耐熱温度は450℃である。主蒸気隔離弁は事象発生より閉止されることから，流体の流れは遮断され，高温ガスが直接的に主蒸気隔離弁まで到達はすることはない。このため，事象進展への影響はない。
ｄ．主蒸気配管
第 2 図に示すとおり，炉心冷却が損なわれることにより，原子炉圧力が上昇し，逃がし安全弁（安全弁機能）が作動することで，原子炉圧力容器気相部温度が上昇し，原子炉冷却材バウンダリの最高使用温度である 302℃を超過する。しかしながら，事象発生から約 38 分後に開始する
逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉急速減圧操作により，原子炉圧力が格納容器圧力近傍まで減圧されるまでの最高温度は約369℃にとどまり，著しい高温・高圧の状態が継続しないため，主蒸気配管のクリープ破損までには至らないと考えられる。また，原子炉減圧操作の実施後，下部プレナムへの溶融炉心移行に伴い一時的に原子炉圧力が上昇するものの主蒸気配管の最高使用圧力 8.62MPa[gage]よりも十分添付 3.2.4－4

に低い約 2.5MPa[gage]にとどまり，同時にＲＰＶ内で発生する蒸気により，原子炉圧力容器内気相部温度は一時的に低下することから，この期間においても主蒸気配管のクリープ破損までには至らないと考えられる。
このため，事象進展への影響はない。
ｅ．ＲＰＶ上蓋フランジ
ＲＰＶ上蓋フランジＯリングの耐熱温度は 650℃である。第 4 図に示すとおり，ＲＰＶ破損時点でのＲＰＶ上蓋フランジ構造部材の温度はＯ
リングの耐熱温度を下回ることから，Ｏリングは損傷に至らない。このため，事象進展への影響はない。
ｆ．ＰＬＲポンプシール部
第 5 図に示すとおり，再循環系配管内の温度は逃がし安全弁（自動減圧機能）により原子炉が減圧されるまで，約 290℃程度で推移する。シールパージラインからの封水注入が停止した状態となるため，高温水がメカニカルシールへ浸入し，Ｏリングの一部が損傷するものの，その損傷部分を通り外部へ漏えいする経路により漏えい量は制限されると考えられる。このため，事象進展への影響は小さい。

(3) 原子炉冷却材バウンダリからの漏えいによる格納容器健全性への影響
炉心損傷に伴って発生する高温ガスにより，原子炉冷却材バウンダリから漏えいが生じた場合，原子炉圧力の減圧を促進されることから，ＤＣＨの回避に対して有効に寄与する。一方で，漏えい発生による格納容器圧力・温度への影響が考えられるが，有効性評価では，大規模な原子炉冷却材バ
ウンダリの喪失を仮定した大破断ＬＯＣＡ（破断面積約 0.24m２ ）を起因とする事故シーケンスへの対策の有効性を確認していることから，高温ガスによる原子炉冷却材バウンダリの漏えいの影響は有意なものとはならない
添付 3.2.4－5

と考えられる。

参考文献[1] 東京電力株式会社，福島原子力発電所 1～3 号機の炉心・格納容器の状態の推定と未解明問題に関する検討 第 3 回進捗報告，平成 27 年 5 月 20
日
[2] 東京電力福島原子力発電所における事故調査・検証委員会，最終報告（資料編），平成 24 年 7 月 23 日

添付 3.2.4－6

ＲＰＶ上蓋フランジ
主蒸気配管
逃がし安全弁

格納容器

主蒸気隔離弁

炉内計装用案内管
ＰＬＲポンプ

第1図

原子炉設備概要図

添付 3.2.4－7

1000

原子炉急速減圧に伴い燃料被覆管温度が上昇し，同時に減圧沸騰に伴って生じる蒸気によってジルコニウム－
水反応が促進され，反応熱によって気相温度が上昇（ピーク値：約 369℃）

800

最高値約 586℃
温度

下部プレナムへの溶融炉心移行600

原子炉圧力容器破損
代替循環冷却系ポンプを用いた原子炉注水による
温度低下

(℃)
400

約 450℃到達（逃がし安全弁ガスケット耐熱温度）

200

逃がし安全弁（安全弁機能）による原子炉圧力制御
0
0

1

2

3

4

5

6

7

8

事故後の時間(hr)
事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2TQUV3H7I008

第2図

原子炉圧力容器気相部温度の推移

10

逃がし安全弁（安全弁機能）による原子炉圧力制御（最大圧力：約 8.30MPa[gage]）
8

原
子
炉
圧
力

逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉急速減圧操作（約 38 分）
6

下部プレナムへの溶融炉心移行に伴う圧力上昇
約 2.50MPa[gage]（約 2.5 時間）
4

原子炉圧力容器破損直前
約 0.21[gage]（約 4.5 時間）(MPa[gage])

2.0MPa[gage]

2

0
0

1

2

3

4

5

6

7

事故後の時間(hr)
事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2TQUV3H7I008

第3図

原子炉圧力の推移

添付 3.2.4－8

8

400

原子炉圧力容器破損（約 4.5 時間）

350

300

温度(℃)

温度

250

200

(℃)

150

100

50

0
0

1

2

3

4

5

6

事故後の時間(h)
事故後の時間(h)

第4図

7

8

JOB No.MA47BNT2TQUV3H83000

原子炉圧力容器上蓋構造部材表面温度の推移

350

逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉急速減圧操作（約 38 分）

300

250

温度(℃)

温度

(℃)

200

150

100

50

0
0

1

2

3

4

事故後の時間(h)
事故後の時間(h)

第5図

5

6

JOB No.MA47BNT2TQUV3H83000

再循環系配管内流体温度の推移

添付 3.2.4－978添付資料 3.2.5
原子炉建屋から大気中へ漏えいするＣｓ－137 の漏えい量評価について

本資料では，「原子炉建屋から大気中へ漏えいするＣｓ－137」の放出量評
価について示す。
なお，本評価では，原子炉建屋ガス処理系（非常用ガス処理系及び非常用
ガス再循環系で構成）が起動するまでの間，格納容器から原子炉建屋に漏えいした放射性物質は，瞬時に原子炉建屋から大気中へ漏えいするものとして，放出量を保守的に評価しているが，下記のとおり，格納容器の健全性が維持されており，原子炉建屋の換気空調系が停止している場合は，格納容器から
原子炉建屋に漏えいした放射性物質の一部は，原子炉建屋内で沈着又は時間減衰するため，大気中への放出量は本評価結果より少なくなると考えられる。
・格納容器が健全な場合，格納容器内の放射性物質は，格納容器圧力に応じて原子炉建屋へ漏えいするものとしている。漏えいした放射性物質の一部
は，原子炉建屋内での重力沈降等に伴い，原子炉建屋内に沈着すると考えられる。
・原子炉建屋内の換気空調系が停止している場合，原子炉建屋内外における圧力差が生じにくく，原子炉建屋内外での空気のやりとりは多くないと考えられるため，漏えいした放射性物質の一部は原子炉建屋内に滞留し，時間減衰すると考えられる。

1.

評価条件
放出量評価条件を第 1 表，大気中への放出過程及び概略図を第 1 図及び第2 図に示す。

添付 3.2.5－1

第1表
項

放出量評価条件（1／2）

目

評価条件

選定理由

評価事象

「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」（全交流動力電源喪失の重畳を
考慮）

－

炉心熱出力

3,293MW

定格熱出力

運転時間

1 サイクル当たり
10,000 時間（416 日）

1 サイクル 13 ヶ月（395日）を考慮して設定

取替炉心の燃料装荷割合1 サイクル：0.229
2 サイクル：0.229
3 サイクル：0.229
4 サイクル：0.229
5 サイクル：0.084

取替炉心の燃料装荷割合に基づき設定

炉内蓄積量（Ｃｓ－137）

約4.36×10１７ Bq「単位熱出力当たりの炉内蓄積量（Bq／MW）」
×「 3,293MW（定 格 熱 出力）」（単位熱出力当たりの炉内蓄積量（Bq／MW）は，ＢＷＲ共通条件として，
東海第二と同じ装荷燃料（９×９燃料（Ａ型）），
上記の運転時間及び取替炉心の燃料装荷割合で算出したＡＢＷＲのサイクル末期の値 ※ を使用）

放出開始時間格納容器漏えい：事象発生直後

ＭＡＡＰ解析結果

約0.73

ＭＡＡＰ解析結果

考慮しない

保守的に設定ＭＡＡＰ解析に基づく（沈着，サプレッション・プール及びペデスタル（ドライウェ
ル部）水プールでのスクラビング並びにドライウェルスプレイ）

ＭＡＡＰのＦＰ挙動モ
デル

格納容器内への放出割合（Ｃｓ－137）
格納容器の漏えい孔における捕集効果
格納容器内での除去効果

サプレッション・プール
水ｐＨ制御設備は，重大格納容器内ｐＨ
考慮しない
事故等対処設備と位置制御の効果付けていないため，保守的に設定※ 東海第二発電所（ＢＷＲ５）に比べて炉心比出力が大きく，単位熱出力当たりの炉内蓄積量を保守的に評価するＡＢＷＲの値を使用。

添付 3.2.5－2

第1表
項

目

放出量評価条件（2／2）
評価条件

選定理由

格納容器から原子炉建屋への漏えい率

1Pd以下：0.9Pdで0.5％／日
1Pd超過：2Pdで1.3％／日

ＭＡＡＰ解析にて格納
容器の開口面積を設定
し格納容器圧力に応じ漏えい率が変化するものとし，格納容器の設計
漏 え い 率 （ 0.9Pd で0.5％／日）及びＡＥＣの式等に基づき設定（添付資料 3.1.2.5 参照）

格納容器から原子炉建屋への漏えい割合

ＣｓＩ類 ：約2.07×10 －７ＣｓＯＨ類：約6.17×10 －８

ＭＡＡＰ解析結果

無限大／日（地上放出）（格納容器から原子炉建屋へ漏えいした放射性物質は，瞬時に大気へ漏えいするものとして評価）

保守的に設定1 回／日（排気筒放出）

設計値に基づき設定（非常用ガス処理系のファン容量）

非常用ガス処理系及び非常用ガス再循環系の起動時間

事象発生から 2 時間後起動操作時間（115 分）＋負圧達成時間（5 分）（起動に伴い原子炉建
屋原子炉棟内は負圧になるが，保守的に負圧達成時間として 5 分を想定）

非常用ガス処理系及び非常用ガス再循環系のフィルタ除去効率

考慮しない

保守的に設定閉状態

原子炉建屋原子炉棟内の急激な圧力上昇等によるブローアウトパネ
ルの開放がないため

原子炉建屋から大気への漏えい率（非常用ガス処理系及び非常用ガス再循環系の起動前）
非常用ガス処理系から大気への放出率(非常用
ガス処理系及び非常用ガス再循環系の起動後）ブローアウトパ
ネルの開閉状態

添付 3.2.5－3

Ｃｓ－137 の炉内蓄積量

格納容器内への放出割合：ＭＡＡＰ解析に基づく

格納容器内での除去効果：ＭＡＡＰ解析に基づく（ドライウェルスプレイ等）

格納容器から原子炉建屋への漏えい率：
1Pd 以下：0.9Pd で 0.5％／日
1Pd 超過：2Pd で 1.3％／日

原子炉建屋への流入割合：ＭＡＡＰ解析に基づく

原子炉建屋から大気中への漏えい率：無限大／日

非常用ガス処理系から大気へ放出
放出率：1 回／日
除去効率：考慮しない

原子炉建屋から漏えい又は非常用ガス処理系排気筒から放出

第1図

Ｃｓ－137 の大気放出過程

添付 3.2.5－4

非常用ガス処理系
排気筒から放出（2 時間～）
放出率：1 回／日
除去効率：考慮しない

原子炉建屋

格納容器内での除去効果
Ｃｓ－137：スプレイ等
原子炉建屋から大気中への漏えい（～2 時間）漏えい率：無限大／日
原子炉建屋への漏えい ※１

原子炉建屋への漏えい ※１

格納容器

※1

格納容器から原子炉建屋への漏えい率
1Pd 以下：0.9Pd で 0.5％／日，1Pd 超過：2Pd で 1.3％／日
大気への放出経路

0h

▼2h※２

▼19h

168h▼

原子炉建屋から大気中への漏えい
非常用ガス処理系排気筒から放出※2 非常用ガス処理系の起動により原子炉建屋原子炉棟内は負圧となるため，事象発生 2 時間以
降は原子炉建屋から大気中への漏えいはなくなる。

第2図

2.

大気放出過程概略図（イメージ）

評価結果
添付 3.2.5－5

原子炉建屋から大気中へのＣｓ－137 の漏えい量を第 2 表に示す。
原子炉建屋から大気中へのＣｓ－137 の漏えい量は，約 3.2×10－２ TBq（事象発生 7 日間）であり，評価項目の 100TBq を下回っている。なお，本評価事象では，原子炉圧力容器破損に伴いペデスタル（ドライウェル部）にデブリが移行するが，ペデスタル（ドライウェル部）に移行したデブリからのＣｓ－137 放出は，デブリがペデスタル（ドライウェル部）のコンクリートを侵食した際に発生するガスに随伴して生じるものであり，東海第二発電所ではコリウムシールドの設置によりコンクリートの侵食は生じないため，ペデスタル（ドライウェル部）に移行したデブリ内に含まれるＣｓ－137 の放出は考慮していない。ペデスタル（ドライウェル部）に移行したデブリ内からのＣｓ－137 が全て放出されたと仮定した場合でも，高揮発性核種であるＣｓ－137 は，炉心損傷に伴い大部分が炉内から放出されるため，ペデスタル（ドライウェル部）に移行したデブリ内に含まれるＣｓ－137 は少なく，Ｃｓ－
137 放出量への影響はほとんどない。（第 3 表参照）
また，添付資料 3.1.2.4 に示す「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において代替循環冷却系を使用する場合のＣｓ－137の漏えい量（約 7.5TBq）より 10－２ 程度小さい結果となっているが，これは事象初期におけるＣｓ－137 の原子炉圧力容器から格納容器への放出経路の違いによる影響が大きい（下記参照）。
・格納容器から原子炉建屋へ放出するＣｓ－137 の放出量に対する格納容器
圧力の違いによる影響は小さい（格納容器内の除去効果を受けない希ガスに対する格納容器から原子炉建屋への放出割合 ※ に大きな差がなく，高揮発性核種であるＣｓも同様と考える）※「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」：約 0.04
添付 3.2.5－6

「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」：約 0.03
・「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」では，Ｌ
ＯＣＡ破断口から格納容器気相部へ直接放出されるのに対し，「 高圧溶融物
放出／格納容器雰囲気直接加熱」では，ＲＰＶ破損前まで（事象発生約 4.5
時間），逃がし安全弁（自動減圧機能）を介してサプレッション・プールへ移行した後，格納容器気相部へ放出されるため，サプレッション・プール
においてスクラビングによる除去効果を受ける。
また，事象発生 7 日間以降の影響を確認するため評価した，事象発生 30
日間，100 日間における大気中へのＣｓ－137 の漏えい量は，約 3.4×10－２ TBq（事象発生 30 日間）及び約 3.9×10 －２ TBq（事象発生 100 日間）であり，いずれの場合においても 100TBq を下回っている。
なお，事象発生 7 日以降の長期解析においては，事象発生約 53 日後に格納
容器内水素燃焼防止の観点で格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱（以下「格納容器ベント」という。）を実施し，事象発生 100 日まで格納容器
ベントを継続しているが，格納容器の除熱機能，格納容器への窒素注入機能
及び格納容器内の可燃性ガスの濃度制御系機能が確保できた場合には，格納容器ベントを停止する運用とする。

添付 3.2.5－7

第2表

※

大気中へのＣｓ－137 の漏えい量

事象発生７日間事象発生 30 日間事象発生 100 日間

約 3.2×10－２ TBq

約 3.4×10 －２ TBq

約 3.9×10－２ TBq ※格納容器圧力逃がし装置から大気中への放出量を含む（事象発生約 53 日
後から事象発生 100 日まで格納容器ベント実施）

第 3 表 原子炉圧力容器から格納容器へのＣｓ－137 の放出割合及びペデスタ
ル（ドライウェル部）に移行したデブリ内に含まれるＣｓ－137 の割合
ペデスタル（ドライウェル部）に移
原子炉圧力容器から格納容器への行したデブリ内に含まれる
Ｃｓ－137 の放出割合 ※Ｃｓ－137 の割合
約 0.73※

約 0.03

原子炉圧力容器から格納容器への放出経路は以下のとおり。
・原子炉圧力容器から逃がし安全弁（自動減圧機能）を介したサプレッ
ション・プールへの放出
・原子炉圧力容器破損箇所から格納容器気相部への放出

添付 3.2.5－8

添付資料 3.2.6
高温環境下での逃がし安全弁の開保持機能維持について

1.

はじめに
原子炉水位が燃料有効長頂部を下回り，炉心損傷に至るような状況では，
原子炉圧力容器（以下「ＲＰＶ」という。）内に高温の過熱蒸気が発生する。
高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱（以下「ＤＣＨ」という。）を防止するためには，その様な環境下でも逃がし安全弁（以下「ＳＲＶ」という。）
を開保持し，ＲＰＶ内の圧力を 2.0MPa[gage]以下の低圧に維持する必要がある。
ＳＲＶは本体と補助作動装置から構成されているが，補助作動装置の温度が上昇すると，電磁弁又はピストンのシール部が熱によって損傷し，ＳＲＶの開保持機能に影響を及ぼす恐れがある。
ここでは，炉心損傷後，ＤＣＨ防止のために原子炉の減圧を継続する環境下においても，ＳＲＶの開保持機能が損なわれないことを評価する。

2.

評価方法
電力共同研究「安全上重要な機器の信頼性確認に関する研究」において，設計基準事故を包含する保守的な環境条件として，「171℃において 3 時間継続の後，160℃において 3 時間継続した状態」でのＳＲＶ機能維持について確認されている（以下「ＳＲＶ環境試験」という。）。また，長期の機能維持の観点から，126℃において試験開始 24 時間後から 15 日後までの機能維持を確認している。第 2 図にＳＲＶ環境試験条件を示す。
このため，解析コードＭＡＡＰによるＤＣＨ有効性評価解析より得られた
環境温度条件を入力として，３次元熱流動解析コード（ＳＴＡＲ－ＣＣＭ＋）によりＳＲＶの温度を評価し，ＳＲＶ環境試験の温度条件に包含されること
添付 3.2.6－1

を確認することで，重大事故時においてもＳＲＶの開保持機能が維持されることを確認する。
なお，３次元熱流動解析は保守的な温度条件を設定した定常解析にて実施
するが，下部プレナムへの溶融炉心の落下に伴いＲＰＶ内の気相温度が急激に上昇する期間に対しては，ＳＲＶの温度上昇をより現実的に評価するため
非定常解析を実施する。

3.
(1)

評価条件
温度条件
第 3 図及び第 4 図に，ＭＡＡＰ解析結果のＲＰＶ内気相平均温度及びドライウェル内気相平均温度を示す。このＭＡＡＰ解析結果を踏まえ，以下に示す 2 通りの温度条件を設定する。第 1 表に評価条件を示す。
・温度条件①（定常解析）
ＲＰＶ内気相温度については，事象発生から下部プレナムへの溶融炉
心移行中の期間を代表する温度条件として，この期間における最高温度を考慮し 512℃を設定する。
また，ドライウェル内気相温度については，手順に従い実施する代替
循環冷却系による格納容器除熱操作（格納容器スプレイの冷却効果）を考慮することとし，格納容器除熱を開始した以降，ＲＰＶ破損までの最高温度を考慮し 53℃を設定する。なお，格納容器除熱を開始するまでの初期のドライウェル内気相温度は 53℃よりも高い 80℃程度で推移する
が，この期間におけるＲＰＶ内気相温度は定常解析の温度条件である
512℃より十分に低いことから，ＳＲＶ開保持機能維持の観点で，初期のドライウェル内気相温度の影響は，ＲＰＶ内気相温度条件の保守性に包含される。
添付 3.2.6－2

・温度条件②（非定常解析）
下部プレナムへの溶融炉心移行に伴うＲＰＶ内の気相温度の急激な上昇を考慮した温度条件として，温度条件①で設定した期間以降のＲＰＶ
内気相温度の最高値到達までの温度条件として，512℃から 586℃の温度
履歴を設定する。
また，ドライウェル内気相温度については，温度条件①と同様に 53℃を設定する。

(2)

評価部位
ＳＲＶ（自動減圧機能）の開保持には，電磁弁コイルを励磁することで，補助作動装置のピストン部へ窒素を供給し，ＳＲＶ本体スプリングの閉止力を上回る駆動力を発生させ，ピストンを押上げた状態とする必要がある。ＳＲＶの開保持機能維持の観点では，高温影響を受けやすい以下の部位について評価する必要がある。
①電磁弁（下部コイルハウジング）
電磁弁のコイルは熱容量が小さく，高温影響を受けやすい。電磁弁のコイルが熱によって損傷した場合，電磁弁のコイルが消磁することで，補助作動装置のピストンへの窒素供給が遮断されるとともに，流路が排気側へ切り替わることから，ピストンを押上げていた窒素が排出され，ＳＲＶ本体スプリングの閉止力によってＳＲＶ（自動減圧機能）が閉止する。このため，電磁弁を評価の対象とするが，その中でも高温配管に近く，最も温度が高くなりやすい下部コイルハウジングの温度を評価する。
②ピストン（シール部）
ピストンのシール部にはフッ素ゴム製のＯリングが用いており，高添付 3.2.6－3

温影響を受けやすい。ピストンのシール部が熱によって損傷した場合，シール部よりピストンを押上げていた窒素が排出され，ＳＲＶ本体ス
プリングの閉止力によってＳＲＶ（自動減圧機能）が閉止する。このため，ピストンの温度を評価する。

(3)

評価モデル
ＳＲＶ（自動減圧機能）が最も近く隣接するバルブＢ及びバルブＨを含む範囲をモデル化する。実際の事故対応では互いに離れた位置のＳＲＶ2
弁を開操作する手順とするが，電磁弁及びピストンのシール部の温度条件を厳しく評価する観点より，本評価では，隣接した 2 弁を同時に開状態とする評価モデルとする。第 5 図にＳＲＶ配置図及びモデル化範囲を，第 6図にモデル図及び断面メッシュ図を示す。

4.

評価結果
評価結果を第 2 表及び第 7 図から第 9 図に示す。
事象発生から下部プレナムへの溶融炉心移行中の期間を代表する温度条件を適用した温度条件①の定常解析では，下部コイルハウジングの最高温度は
バルブＢの約 120℃，ピストン部の最高温度はバルブＢの約 124℃であり，Ｓ
ＲＶ環境試験温度である 160℃を下回る。
また，下部プレナムへの溶融炉心移行に伴うＲＰＶ内の気相温度の急激な上昇を考慮した温度条件②の非定常解析では，下部コイルハウジングの最高
温度はバルブＢの約 124℃，ピストン部の最高温度はバルブＢの約 124℃であり，ＳＲＶ環境試験温度である 160℃を下回る。
なお，ＳＲＶ環境試験では，160℃以上の温度条件において 6 時間の機能維持が確認されている。この試験の初期の温度条件として 171℃を与えている
添付 3.2.6－4

ことを踏まえると，160℃以下の温度条件では約 7.6 時間の機能維持が可能 ※であると考えられる。したがって，逃がし安全弁（自動減圧機能）の開保持機能が要求される，事象発生から原子炉圧力容器破損までの時間（約 4.5 時間）に対して，十分な余裕がある。
以上のとおり，炉心損傷後，ＤＣＨ防止のために原子炉の減圧を継続している状況を想定した環境下でも，ＳＲＶ開保持機能は維持されると考えられ
る。
※

ＳＲＶは，
「171℃において 3 時間継続の後，160℃において 3 時間継続（合計 6 時間）」という環境条件での機能維持がＳＲＶ環境試験によって確認されている。この初期の熱負荷（171℃において 3 時間継続）をアレニウス則に基づき，160℃の熱負荷に換算すると，160℃
において約 4.6 時間継続となり，これを後段の試験時間と合計すると約 7.6 時間は機能維持が可能となる。

5.

本体部の温度上昇による影響
前述のとおり，重大事故時においてもＳＲＶの開保持機能は維持されるが，ここではＳＲＶ強制開機能に対する温度上昇の影響について評価する。
閉状態のＳＲＶを強制開とするためには，補助作動装置の駆動力がＳＲＶ
本体の閉止力を上回る必要がある。第 3 表に温度上昇の影響を示す。ＳＲＶ
本体の閉止力に対する温度上昇の影響は，いずれも強制開の妨げとなることはない。

添付 3.2.6－5

第1表
項

目

温度条件①【定常解析】

温度条件②【非定常解析】

512℃

512℃→586℃

53℃

53℃

ＲＰＶ内
気相平均温度
ドライウェル内
気相平均温度第2表項

３次元熱流動解析での温度条件

３次元熱流動解析での評価結果

温度条件①【定常解析】

温度条件②【非定常解析】

バルブＢ

バルブＨ

バルブＢ

バルブＨ

約 120℃

約 112℃

約 124℃

約 116℃

約 124℃

約 113℃

約 124℃

約 113℃

目

下部コイル
ハウジング
最高温度
ピストン部
最高温度

第3表
項

ＳＲＶ本体の抵抗力に対する温度上昇の影響

目

温度上昇の影響

温度上昇に伴い，低下する方向にある。また，補ＳＲＶスプリング閉止力
助作動装置はスプリング閉止力に対して十分な駆動力を有している。
主蒸気流路から離れた位置にあり，温度上昇幅は
弁棒・アジャスタリング
小さく，ＳＲＶ強制開機能には影響を及ぼさな摺動抵抗い。
弁棒はＳＵＳ431，ネッキブッシュはニッケルブ
弁棒・ネッキブッシュ
ロンズと，入熱時に隙間が拡大する材料の組合せ
摺動抵抗となっており，ネッキブッシュによる弁棒拘束は発生しない。
バランスピストンはＳＵＳ403，ブッシュはニッ
バランスピストン・ブッシュ ケルブロンズと，入熱時に隙間が拡大する材料の摺動抵抗組合せとなっており，ネッキブッシュによる弁棒拘束は発生しない。
弁体（ガイド部）・ガイド
主蒸気温度上昇に伴い拡大するため，温度上昇に摺動抵抗伴うガイドによる弁体拘束は発生しない。

添付 3.2.6－6

リンク機構補助作動装置（電磁弁及び空気シリンダ）
アジャスタリング

スプリング

弁棒
ピストン部

ネッキブッシュ
窒素供給

ブッシュ
バランスピストン
弁体ガイド

弁体

電磁弁
（補助作動装置側面に付属）

下部コイル
ハウジング

第1図

ＳＲＶ構造図（開状態）

添付 3.2.6－7

第2図

ＳＲＶ環境試験条件

添付 3.2.6－8

事故後の時間(h)第3図

原子炉圧力容器内気相平均温度の推移

事故後の時間(h)第4図

ドライウェル内気相平均温度の推移
添付 3.2.6－9

第5図

ＳＲＶ配置図及びモデル化範囲
添付 3.2.6－10

第6図

モデル図及び断面メッシュ図
添付 3.2.6－11

添付 3.2.6－12

第 7図

定常解析結果（温度条件①バルブＢ）

添付 3.2.6－13

第 8図

定常解析結果（温度条件①バルブＨ）

下部コイルハウジング最高温度

ピストン部最高温度

第 9図

非定常解析結果（温度条件②）
添付 3.2.6－14

添付資料 3.2.7
水の放射線分解を考慮した場合の格納容器過圧に対する影響について（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）

1.

はじめに
シビアアクシデント解析コードＭＡＡＰでは，水の放射線分解を考慮するモデルとなっていないことから，水の放射線分解による水素及び酸素の発生については，解析コードＭＡＡＰに基づく溶融炉心及び核分裂生成物の崩壊熱から放射線吸収割合及びＧ値を考慮して算出している（添付資料 3.4.1 参照）。
ここでは，解析コードＭＡＡＰでは考慮していない水の放射線分解により発生する水素及び酸素が，格納容器圧力に与える影響を評価する。

2.

評価結果
解析コードＭＡＡＰにより評価した結果，格納容器圧力が最高値の約0.47MPa[gage]を示す事象発生約 7.4 時間後の格納容器内の非凝縮ガス（水素，酸素及び窒素）の物質量は約 6.2×10５ mol である。
また，添付資料 3.4.1 に従い算出される水の放射線分解によって発生する
水素及び酸素の物質量の和は，事象発生約 7.4 時間後時点で約 2.7×10３ mol
以下である。
以上から，解析コードＭＡＡＰで評価した非凝縮ガス（水素，酸素及び窒素）の物質量に対する，水の放射線分解によって発生する水素及び酸素の物
質量の比は 1％未満であることから，水の放射線分解によって発生する水素及び酸素が格納容器圧力に与える影響は 5kPa[abs]未満であり，無視しうる程度と考えられる。

添付 3.2.7－1

添付資料 3.2.8
安定状態について（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」時の安定状態については以下のとおり。
格納容器安定状態：
重大事故等対処設備を用いた格納容器除熱機能（代替循環冷却系又は格納容器圧力逃がし装置）により，格納容器圧力及び雰囲気温度が安定又は低下傾向に転じ，また，溶融炉心・コンクリート相互作用によるペデスタル（ドライウェル部）床面及び壁面の侵食が防止されるとともに，格納容器の除熱及び侵食の防止を継続するための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合，安定状態が確立されたものとする。
【安定状態の確立について】
代替循環冷却系による格納容器除熱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になり，格納容器雰囲気温度は 150℃を下回るとともに，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）注水及び代替
循環冷却系による格納容器除熱により溶融炉心は冷却維持され，格納容器安定状態が確立される。
また，重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
【安定状態の維持について】
上記の格納容器破損防止対策により安定状態を確立できる。
代替循環冷却系を用いて又は残留熱除去系を復旧させ，除熱を行うことにより，安定状態の維持が可能となる。安定状態の維持に関する具体的な要件は以下のとおり。
①格納容器除熱機能として代替循環冷却系の使用又は残留熱除去系復旧による冷却へ移行
②格納容器内の水素及び酸素排出を目的とした格納容器ベント（窒素注入）並
びに格納容器内の水素・酸素濃度の制御を目的とした可燃性ガス濃度制御系の復旧③上記の安全機能の維持に必要な電源（外部電源），冷却水等の確保④長期的に維持される格納容器の状態（温度・圧力）に対し，適切な地震力に対する格納容器の頑健性の確保

添付 3.2.8－1

添付 3.2.9－1

原子炉
圧力容器

炉心

分類

冷却材放出（臨界流・差圧流）気液分離（水位変化）・対向流

沸騰・ボイド率変化

燃料被覆管変形

燃料被覆管酸化燃料棒表面熱伝達

燃料棒内温度変化

原子炉圧力容器モデル（破断流モデル）

炉心モデル（炉心水位計算モデル）

溶融炉心の挙動モデル（炉心ヒートアップ）

炉心モデル（炉心熱水力モデル）

炉心モデル（原子炉出力及び崩壊熱）解析モデル

逃がし安全弁からの流量は，設計値に基づいて計算される。

逃がし安全弁からの流量は，設計に基づいて流量が計算されていることから不確かさは小さい。このため，事象進展に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析コード MAAP の評価結果の方が大きく，解析コード SAFER に対して保守的であることを確認している。このため，原子炉水位が
燃料有効長底部から燃料有効長の 20%上の位置に到達する時間が早まる可能性があるが，数分程度の差違であることから，運転員
等操作時間に与える影響は小さい。

炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性
及び CORA 実験についての再現性を確認している。
炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間及び炉心下部プレナムへの溶融炉心移行の開始時間に対する感度は数分程度であり，影響は小さいことを確認している。
本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器破損までは重大事故等対処設備を含む全ての原子炉への注水機能に期待しないこと
で原子炉圧力容器破損に至ることを想定しており，最初に実施すべき操作は原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達した時点の原子炉減圧操作であり，また，燃料被覆管温度等を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

TMI 事故解析における炉心ヒートアップ時の水素ガス発
生，炉心領域での溶融進展状態について，TMI 事故分析
結果と一致することを確認した。
CORA 実験解析における，燃料被覆管，制御棒及びチャン
ネルボックスの温度変化について，測定データと良く一致することを確認した。
炉心ヒートアップ速度の増加(被覆管酸化の促進)を想定し，仮想的な厳しい振り幅ではあるが，ジルコニウム－水反応速度の係数を 2 倍とした感度解析により影響を確認した。
・TQUV，大破断 LOCA シーケンスともに，炉心溶融の開始時刻への影響は小さい
・炉心下部プレナムへの溶融炉心移行の開始時刻は，ほぼ変化しないTQUX シーケンス及び中小破断 LOCA シーケンスに対して，MAAP コードと SAFER コードの比較を行い，以下の傾向を確認した。
・MAAP コードでは SAFER コードで考慮している CCFL を取り扱っていないこと等から，水位変化に差異が生じたものの水位低下幅は MAAP コードの方が大きく，解析コード SAFER に対して保守的であり，その後の注水操作による燃料有効長頂部までの水位回復時刻は両コードで同等である「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

運転員等操作時間に与える影響

入力値に含まれる。

不確かさ

逃がし安全弁からの流量は，設計に基づいて計算されていることから不確かさは小さい。このため，原子炉急速減圧操作後の原子
炉圧力の低下挙動に対する影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である解析コード SAFER の評価結果との比較により水位低下幅は解析コード MAAP の評価結果の方が大きく，解析コード SAFER に対して保守的であることを確認している。このため，原子炉水位が
燃料有効長底部から燃料有効長の 20%上の位置に到達する時間が早まる可能性があるが，数分程度の差違であり，原子炉急速減圧
操作後に原子炉圧力は速やかに低下することから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性
及び CORA 実験についての再現性を確認している。
炉心ヒートアップの感度解析（ジルコニウム－水反応速度の係数についての感度解析）では，炉心溶融時間及び炉心下部プレナムへの溶融炉心移行の開始時間への感度は数分程度であり，影響は小さいことを確認している。
本評価事故シーケンスでは，原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達した時点での運転員等操作による原子炉急速減圧によって速やかに原子炉圧力を 2.0MPa[gage]
以下に低減し，原子炉圧力容器破損時の原子炉圧力を2.0MPa[gage]以下に維持しているため，運転員等操作時間に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

評価項目となるパラメータに与える影響

解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(1／2)

重要現象

崩壊熱

第1表

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）

添 付 資 料 3.2.9

添付 3.2.9－2

原子炉
圧力容器
（炉心損傷
後）

分類

重要現象

原子炉圧力容器破損

下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達

原子炉圧力容器
内 FCI（デブリ粒子熱伝達）

原子炉圧力容器
内 FCI（溶融炉
心細粒化）

構造材との熱伝
達

溶融炉心の挙動モデル（原子炉圧力容器破損
モデル）

溶融炉心の挙動モデル（下部プレナムでの溶
融炉心挙動）

溶融炉心の挙動モデル（リロケーション）

解析モデル

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，下部プレナムと溶融炉心の熱伝達に関する感度解析により，原
子炉圧力容器破損時間に与える影響は小さいことを確認している。
本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器温度（下鏡部）を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）に関する感度解析により最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損時間が早まることを確認している。
本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器破損を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影
響はない。

TMI 事故解析における下部プレナムの温度挙動について，TMI 事故分析結果と良く一致することを確認した
下部プレナム内の溶融炉心と上面水プールとの間の限界熱流束，下部プレナムギャップ除熱量に係る係数に対する感度解析を行い，原子炉圧力容器破損時刻等の事象
進展に対する影響が小さいことを確認した。

原子炉圧力容器破損に影響する項目として制御棒駆動
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)をパラメータとした感度解析を行い，原子炉
圧力容器破損時刻が約 13 分早まることを確認した。ただし，仮想的な厳しい条件に基づく解析結果であり，実機における影響は十分小さいと判断される。

下部プレナムでの溶融炉心の挙動に関する感度解析により，原子炉圧
力容器破損時の原子炉圧力に与える影響は小さいことを確認している。
本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器内 FCI を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。
また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により原子
炉圧力容器破損時間に与える影響は小さいことを確認している。
本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器温度（下鏡部）を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

TMI 事故解析における炉心領域での溶融進展状態について，TMI 事故分析結果と一致することを確認した
リロケーションの進展が早まることを想定し，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により影響を確認した
・TQUV，大破断 LOCA シーケンスともに，炉心溶融時刻，
原子炉圧力容器破損時刻への影響が小さいことを確認した

原子炉圧力容器内 FCI に影響する項目として溶融ジェッ
ト径，エントレインメント係数及びデブリ粒子径をパラメータとして感度解析を行い，いずれについても，原子炉圧力容器破損時点での原子炉圧力に対する感度が小さいことを確認した。

運転員等操作時間に与える影響

不確かさ

制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ(しきい値)に関する感度解析により最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損が早まることを確認しているが，原子炉圧力容器破損（事象発生から約 4.5 時間後）に対して早まる時間はわずかであることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。また，炉心下部プレナムと溶融炉心の熱伝達に関する感度解析により原子炉圧力容器破損時間に与える影
響は小さいことを確認していることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

下部プレナムでの溶融炉心の挙動に関する感度解析により，原子炉圧力容器破損時の原子炉圧力に与える影響は小さいことを確認している。
本評価事故シーケンスでは，原子炉圧力容器が破損する前に，十分な時間余裕をもって手動減圧により原子炉圧力を2.0MPa[gage]以下に維持していることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性を確認している。また，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により炉心溶融開始時間に与える影響は小さい
ことを確認している。
本評価事故シーケンスでは，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に与える影響はない。

評価項目となるパラメータに与える影響

解析コードにおける重要現象の不確かさが運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(2／2)

リロケーション

第1表

初期条 件添付 3.2.9－3

ANSI/ANS-5.1-1979
燃焼度 33GWd／t

5,700m３

空間部：
4,100m３
液相部：
3,300m３

3.45kPa（ドライウェル－サプレッション・チ
ェンバ間差圧）

原子炉停止後の崩壊熱

格納容器体積（ドライウェ
ル）

格納容器体積（サプレッション・チェンバ）

真空破壊装置

９×９燃料
(Ａ型)

炉心流量

料

定格流量の
約 86％～約 104％（実績値）

48,300t／h（定格流量（100％））

原子炉水位

燃

通常運転時の原子炉水位として設定

通常運転水位約－4cm～約＋6cm（セパレータスカート下端から約＋122cm～
約＋132cm）（実績値）

通常運転水位（セパレータスカート下端から＋
126cm）ANSI/ANS-5.1-1979
平均的燃焼度約 31GWd/t
（実績値）

空間部：
約 4,092m３～
約 4,058m３
液相部：
約 3,308m３～
約 3,342m３（実績値）
3.45kPa（ドライウェル－サプレ
ッション・チェンバ間差圧）（設計値）
真空破壊装置の設定値

設計値（通常運転時のサプレッション・プール水位の下限値として設定）設計値

1 サイクルの運転期間(13 ヶ月)に調整運転期間(約 1 ヶ月)を考慮した運転期間に対応する燃焼度として設定

装荷炉心ごと5,700m３（設計値）

９×９燃料(Ａ型)と９×９燃料(Ｂ型)は，熱水力的な特性はほぼ同等であり，燃料棒最大線出力密度の保守性に包絡されることから，代表的に９×９燃料(Ａ型)を設定

定格流量として設定

定格原子炉圧力として設定

約 6.91MPa[gage]～
約 6.94MPa[gage]（実績値）

定格原子炉熱出力として設定

条件設定の考え方

6.93MPa[gage]

約 3,279MW～
約 3,293MW
（実績値）

最確条件

原子炉圧力
(圧力容器ドーム部)

解析条件

3,293MW

目

原子炉
熱出力

項

最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，原子炉急速減圧操作の開始が遅くなるが，原子炉圧力容器破損も遅くな
り，原子炉急速減圧操作後に原子炉圧力派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。

最確条件とした場合は，解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和されるが，操作手順（原子炉水位に応じて急速減圧を実施すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

本シナリオは原子炉圧力容器内挙動を対象としていることから，原子炉
格納容器側の条件により直接的な影響はない。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小さい。例
えば，原子炉スクラム 10 分後までの崩壊熱による原子炉水位の低下量
は，高圧が維持された状態でも通常運転水位から約 3m であるのに対してゆらぎによる水位低下量は約 4cm であり非常に小さい。したがって，
事象進展に及ぼす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。
事象発生後早期に原子炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展に及ぼす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。
最確条件とした場合には，９×９燃料のＡ型又はＢ型の炉心となるか，それらの混在炉心となるが，いずれの型式も燃料の熱水力特性はほぼ同等であり，事象進展に及ぼす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。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え得るが，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小さい。例えば，原子炉スクラム 10 分後までの崩壊熱による原子炉
水位の低下量は，高圧が維持された状態でも通常運転水位から約 3mであるのに対してゆらぎによる水位低下量は約 4cm であり非常に小さい。したがって，事象進展に及ぼす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。
事象発生後早期に原子炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展に及ぼす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。
最確条件とした場合には，９×９燃料のＡ型又はＢ型の炉心となるか，それらの混在炉心となるが，いずれの型式も燃料の熱水力特性はほぼ同等であり，事象進展に及ぼす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。

本シナリオは原子炉圧力容器内挙動を対象としていることから，原子炉格納容器側の条件により直接的な影響はない。

最確条件とした場合には，原子炉停止後の崩壊熱が緩和される。最確条
件とした場合の評価項目となるパラメータに与える影響は，原子炉停止
後の崩壊熱にて説明する。
最確条件とした場合には，運転中の圧力変動により解析条件に対して変動を与えうるが，原子炉圧力は逃がし安全弁により制御されるため事象進展に及ぼす影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

評価項目となるパラメータに与える影響

最確条件とした場合には，原子炉停止後の崩壊熱が緩和される。最確条件とした場合の運転員等操作時間への影響は，原子炉停止後の崩壊熱にて説明する。
最確条件とした場合には，運転中の圧力変動により解析条件に対して変動を与え得るが，原子炉圧力は逃がし安全弁により制御される
ため事象進展に及ぼす影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

運転員等操作時間に与える影響

解析条件を最確条件とした場合に運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(1／4)

解析条件（初期条件，事故条件及び機器条件）の
不確かさ

第2表

初期条件

添付 3.2.9－4

約 1,010kL

燃料の容量

35℃

外部水源の温度

約 8,600m３

57℃

格納容器雰囲気温度

外部水源の容量5kPa[gage]

格納容器圧力32℃

サプレッショ
ン・プール水温度

解析条件

6.983m（通常運転水位－4.7cm）

目

サプレッショ
ン・プール水位項

西側淡水貯水設備及び代替淡水貯槽の管理下限値を設定
軽油貯蔵タンク及び可搬型設備用
軽油タンクの管理下限値を設定

1,010kL 以上（軽油貯蔵タンク＋可搬型
設備用軽油タンク）

年間の気象条件変化を包含する高めの水温を設定

8,600m３以上（西側淡水貯水設備＋代替
淡水貯槽）

35℃以下

通常運転時の格納容器雰囲気温度（ドライウェル内ガス冷却装置の設計温度）として設定

通常運転時の格納容器圧力を包絡する値

約 2.2 kPa[gage]～
約 4.7kPa[gage]（実績値）

約 25℃～約 58℃（実績値）

通常運転時のサプレッション・プー
ル水温度の上限値として設定

通常運転時のサプレッション・プー
ル水位の下限値として設定

約 15℃～約 32℃（実績値）

約 7.000m～
約 7.070m
（実績値）

最確条件

条件設定の考え方

管理値下限の容量として事象発生から 7 日後までに必要な容量を備えており，水源は枯渇しないことから運転員等操作時間に与える影響はない。
管理値下限の容量として事象発生から 7 日後までに必要な容量を備えており，燃料は枯渇しないことから運転員等操作時間に与える影響はない。

本シナリオは原子炉圧力容器破損までは重大事故等対処設備を含む全ての原子炉への注水機能に期待しないことで原子炉圧力容器破損に至ることを想定しており，水温の影響はない。

本シナリオは原子炉圧力容器内挙動を対象としていることから，
原子炉格納容器側の条件により直接的な影響はない。

運転員等操作時間に与える影響－－

本シナリオは原子炉圧力容器破損までは重大事故等対処設備を含む全ての原子炉への注水機能に期待しないことで原子炉圧力容器破損に至ることを想定しており，水温の影響はない。

本シナリオは原子炉圧力容器内挙動を対象としていることから，原子炉格納容器側の条件により直接的な影響はない。

評価項目となるパラメータに与える影響解析条件を最確条件とした場合に運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(2／4)

解析条件（初期条件，事故条件及び機器条件）の不
確かさ

第2表

事故条件

機器条 件

添付 3.2.9－5

外部電源なし考慮しない

原子炉水位低(レベル３)信号

安全機能等の喪失に対する仮定外部電源

高温ガスによる配管等のクリープ破損や漏えい等

原子炉スクラム信号

原子炉保護系電源喪
失又は原子炉水位異常低下（レベル２）信号

電源喪失によるポン
プ停止（事象発生と同時）事象発生と同時に閉止事象発生と同時に停止

主蒸気隔離弁

再循環系ポンプ

タービン蒸気加減弁
急速閉信号又は原子炉保護系電源喪失

発生する可能性は否
定できない

－

－

全交流動力電源喪失
高圧注水機能，低圧注
水機能及び原子炉圧
力容器破損前の重大事故等対処設備による原子炉注水機能の
喪失

最確条件
－

解析条件

給水流量の全喪失

目

短時間であるが原子炉熱出力が維持される厳しい設定として，外部電源喪失時に伴うタービン蒸気加減弁急閉及び原子炉保護系
電源喪失による原子炉スクラムについては保守的に考慮せず，原
子炉水位低（レベル３）信号にてスクラムするものとして設定
短時間であるが主蒸気が格納容
器内に維持される厳しい設定として，原子炉保護系電源喪失及び原子炉水位異常低下（レベル２）
信号による主蒸気隔離弁閉止については保守的に考慮せず，事象発生と同時に主蒸気隔離弁閉止するものとして設定
事象進展に与える影響は軽微であることから，全交流動力電源喪失によるポンプ停止を踏まえて設定

原子炉圧力を厳しく評価するものとして設定－非常用ディーゼル発電機等の機
能喪失を想定し，設定
高圧注水機能として原子炉隔離
時冷却系及び高圧炉心スプレイ系，低圧注水機能として残留熱除去系（低圧注水系）及び低圧炉心スプレイ系の機能喪失を設定するとともに，原子炉圧力容器破損
前の重大事故等対処設備による
原子炉注水機能の喪失を設定
安全機能の喪失に対する仮定に基づき設定
ただし，原子炉スクラムについて
は，外部電源ありの場合を包絡する条件として，機器条件に示すとおり設定最確条件とした場合には，逃がし安全弁を通じて格納容器内に放出される蒸気流量が減少するが，原子炉圧力は逃がし安全弁により制御されるため事象進展に及ぼす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小さい。

解析条件と最確条件は同様であり，事象進展に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であり，事象進展に与える影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

高温ガスによる配管等のクリープ破損や漏えい等が生じる原因として炉心ヒートアップによる影響と推定できるが，本シナリオではクリープ破損や漏えい等の発生前に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原子炉急速減圧操作を実施することから，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与える影響はない。
(添付資料 3.2.4)
最確条件とした場合には，原子炉熱出力の低下が早くなるため，発生する水蒸気量は少なくなり，原子炉水位の低下は緩和され，原子炉急速減圧操作の開始が遅くなるが，原子炉圧力容器破損も遅くな
り，原子炉急速減圧操作開始後に原子炉圧力は速やかに低下することから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

最確条件とした場合には，逃がし安全弁を通じて格納容器内に放出される蒸気流量が減少するが，，原子炉圧力は逃がし安全弁により制御されるため事象進展に及ぼす影響はないことから，運転員等操
作時間に与える影響はない。

高温ガスによる配管等のクリープ破損や漏えい等が生じる原因として炉心ヒートアップによる影響と推定できるが，本シナリオではクリープ破損や漏えい等の発生前に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原子炉急速減圧操作を実施することから，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ない。
(添付資料 3.2.4)
最確条件とした場合には，原子炉熱出力の低下が早くなるため，発生する蒸気量は少なくなることから，原子炉水位低下は緩和されるが，操作手順（原子炉水位に応じて急速減圧を実施すること）に変
わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

起因事象として，原子炉水位の低下の観点でより厳しい事象である
LOCA 等の原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失を仮定した場合は，減圧操作が不要となる。

起因事象として，原子炉水位の低下の観点でより厳しい事象である
LOCA 等の原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失を仮定した場合は，減圧操作が不要となる。

原子炉水位の低下の観点で厳しい事象を設定－評価項目となるパラメータに与える影響

運転員等操作時間に与える影響

条件設定の考え方

解析条件を最確条件とした場合に運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(3／4)

解析条件（初期条件，事故条件及び機器条件）の
不確かさ

起因事象

項

第2表

機器条 件添付 3.2.9－6目

可搬型窒素供給装置

緊急用海水系

代替循環冷却系

逃がし安全弁項

総注入流量：200m３／h
・窒素 198m３／h
・酸素 2m３／h
ガス温度：30℃

代替循環冷却系から緊急用
海水系への伝熱容量：
約 14MW（サプレッション・プール
水温度 100℃，海水温度 32℃
において）

総注入流量：200m３／h
・窒素 198m３／h
・酸素 2m３／h
ガス温度：0～58℃

総注入流量は格納容器内の酸素濃度上昇抑制に必要な流量として設定
酸素注入流量は純度 99vol％を考慮して残り全てを酸素として設定
ガス温度は気象条件を考慮して設定

熱交換器の設計性能に基づき，代替循
環冷却系の除熱性能を厳しくする観点で，過去の実績を包含する高めの海
水温度を設定格納容器圧力及び雰囲気温度抑制に必要なスプレイ流量を考慮して設定

原子炉圧力容器破損前
格納容器スプレイ：
250m３／h

原子炉圧力容器破損前
格納容器スプレイ：
250m３／h

代替循環冷却系から緊急用
海水系への伝熱容量：
約 14MW 以上（サプレッション・プール
水温度 100℃，海水温度 32℃
以下において）逃がし安全弁の設計値に基づく蒸気流量及び原子炉圧力の関係から設定

逃がし安全弁（自動減圧機
能）の 2 個を開することによる原子炉急速減圧

安全弁機能7.79MPa[gage]～
8.31MPa[gage]385.2t／h（1 個当たり）～410.6t／h（1 個当たり）（設計値）
逃がし安全弁（自動減圧機
能）の 2 個を開することによる原子炉急速減圧

安全弁機能7.79 MPa[gage]～
8.31MPa[gage]385.2 t／h（1 個当たり）～410.6t／h（1 個当たり）逃がし安全弁の安全弁機能の設計値
として設定

最確条件

解析条件

条件設定の考え方

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。30℃より高い場合は，格納容器雰囲気温度が上昇する可能性があるが，本評
価事故シーケンスでは，格納容器雰囲気温度を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。30℃未満の場合は，注入される窒素の密度が大きくなり窒素注入開始
後の格納容器圧力の上昇が速くなるが，操作手順（格納容器圧力 0.31MPa[gage]到達後に窒素注入を停止すること）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小さい。

本シナリオは原子炉圧力容器内挙動を対象としていることから，原子炉格納容器側の条件による直接的な影響はない。

解析条件と最確条件は同様であり，事象進展に影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であり，事象進展に影響はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

運転員等操作時間に与える影響

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。30℃より高い場合は，格納容器雰囲気温度が上昇する可能性があるが，窒素注入は事象発生から約 84 時間後に開始するため，代替
循環冷却系による格納容器減圧及び除熱操作によって格納容器雰囲気は除熱されており，窒素温度は格納容器雰囲気温度よりも低いことから，窒素注入によって格納容器雰囲気温度が上昇することはなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。30℃未満の場合は，注入される窒素の密度が大きくなり窒素注入開始後の格納容器圧力の上昇が速くなるが，操作手順（格納容器圧力 0.31MPa[gage]到達後に窒素注入を停止すること）に変わりはないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

本シナリオは原子炉圧力容器内挙動を対象としていることから，原子炉格納容器側の条件による直接的な影響はない。

解析条件と最確条件は同様であり，事象進展に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。

解析条件と最確条件は同様であり，事象進展に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。

評価項目となるパラメータに与える影響解析条件を最確条件とした場合に運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響(4／4)

解析条件（初期条件，事故条件及び機器条件）の不確かさ

第2表

操作条 件添付 3.2.9－7

緊急用海水系
による冷却水の確保操作及び代替循環冷却系による格
納容器減圧及び除熱操作

原子炉急速減圧操作

項目

事象発生 90 分後

炉心損傷後
の酸化反応
の影響緩和
を考慮し設
定

原子炉水位が燃料
有効長底部から燃料 有効 長の 20％上の位置に到達した時点（事象発生から約
38 分後）

緊急用海水
系及び代替
循環冷却系
の操作所要
時間を踏ま
えて設定

条件設定の
考え方

解析条件
【認知】
原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上野位置に到達するまでには事象発生から約 38 分後の時間余裕があり，原子炉水位は事故時の重要監視パ
ラメータとして継続監視しているため，認知に大幅な時間遅れを生じることは考えにくい。よって，認知遅れによる操作開始時間に与える影響はなし。
【要員配置】
中央制御室での操作のみであり，当直運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与える影響はなし。
【移動】
中央制御室での操作のみであり，当直運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作所要時間】
原子炉急速減圧操作は制御盤の操作スイッチによる操作のため，操作開始時間に与える影響はなし。
【他の並列操作有無】
当該操作に対応する当直運転員に他の並列操作はなく，操作開始時間に与える影
響はなし。
【操作の確実さ】
中央制御室の制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。
【認知】中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の非常用高圧系統の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断し，これにより緊急用海水系の起動準備を開始する手順としている。そのため，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
【要員配置】
中央制御室内での操作のみであり，当直運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与える影響はなし。
【移動】
中央制御室での操作のみであり，当直運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作所要時間】中央制御室における操作は，ポンプ起動，系統構成にかかる時間として緊急用海水系の起動に 20 分，代替循環冷却系の起動に 35 分を想定しており，操作時間に余裕を確保している。
【他の並列操作有無】
当該操作に対応する当直運転員に他の並列操作はなく，操作開始時間に与える影
響はなし。
【操作の確実さ】
中央制御室の制御盤のスイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにく
く，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

操作の不確かさ要因

代替循環冷却系運転は事象発
生 90 分後に開始することとしているが，時間余裕を含めて設定されているため操作の不確かさが操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員
等操作時間に与える影響は小さい。また，本操作の操作開始
時間は，操作所要時間を踏まえて解析上の想定時間を設定したものであり，実態の操作開始
時間が早まる可能性があるが，状況判断から代替循環冷却系
運転までは一連の操作として実施し，同一の運転員による並列操作はなく，運転員等操作時間に与える影響も小さい。

原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に到達するまでには事象発生から約 38 分の時間余裕があり，また，原子炉急速減圧操作
は原子炉水位の低下傾向を監視しながらあらかじめ準備が可能であり，実態の操作開始時
間は解析上の設定とほぼ同等であるため，操作開始時間に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響も小さい。
当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不
確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う作業であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。

運転員等操作時間に与える影響操作 開 始時 間が早ま っ た場 合には，
本操作も早まる可能性があり，
格納 容 器圧 力及び雰 囲 気温 度を
早期 に 低下 させる可 能 性が ある
ことから，
評価項
目と な るパ ラメ
ータ に 対す る余裕は大きくなる。

実態 の 操作 開始
時間 は 解析 上の設定 と ほぼ 同等であることから，
評価 項 目と なるパラ メ ータ に与える 影 響は 小さい。

評価項目となる
パラメータに与える影響格納 容 器除 熱 開始ま での時 間 は操 作 所要時 間を踏 ま えて 解 析上の 想
定時 間 を設 定 したも のであり，時間余裕があるが，本操作が大幅に遅れ
るよ う な事 態 になっ た
場合でも，原子炉圧力容器破 損 に至 る までの 時
間は事象発生から約 4.5
時間であり，約 3 時間の余裕があることから，時間余裕がある。

原子 炉 急速 減 圧操作 については，原子炉圧力容器破 損 まで に 完了す る必要があるが，原子炉圧
力容 器 破損 ま での時 間は事象発生から約 4.5 時
間あ り ，操 作 開始時 間（事象発生から約 38 分後）に対して余裕がある
ため，準備時間が確保できることから，時間余裕がある。

操作時間余裕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(1／3)

解析条件（操作条件）の不確かさ

第3表

中央制御室における操作のため，シミュレータ（模擬操作含む。）にて訓練実
績を取得。
訓練では緊急用海
水系起動に約 16 分。
代替循環冷却系起動に約 27 分。
想定している範囲内で意図している
運転操作が実施可
能であることを確認した。

中央制御室における操作のため，シミュレータにて訓練
実績を取得。
訓練では，原子炉水位が燃料有効長底部から燃料有効長の 20％上の位置に
到達後，1 分で原子炉急速減圧操作を開始。
想定で意図している運転操作が実施
可能なことを確認
した。

訓練実績等

操作条 件添付 3.2.9－8

格納容器下部 注 水 系
（常設）に
よるペデス
タル（ドラ
イ ウ ェ ル
部）注水操
作

代替格納容
器納容器ス
プレイ冷却
系（常設）
による格納
容器冷却操
作（原子炉
圧力容器破
損後）

項目

代替格納容
器スプレイ
冷却系（常
設）による
格納容器冷
却操作（原
子炉圧力容
器破損後）
開始から 1
分後に開始（約 4.6 時
間後）

原子炉圧力
容器破損 6
分後に開始（約 4.6 時
間後）

解析条件

操作実施に
必要な時間
を考慮して
設定

原子炉圧力
容器破損の
判断及び操
作実施に必
要な時間を
考慮して設
定

条件設定の
考え方

【認知】
原子炉圧力容器の破損は，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，格納容器下部水温の温度上昇又は指示値喪失によって原子炉圧力容器破損を判断するものであり，解析上の認知にかかる時間としては 5 分を想定している。格納容器下部水温は破損兆候の検知によって継続監視するパラメータであり，温度上昇又は指示値喪失による
原子炉圧力容器破損の判断は速やかに実施できるものであるため，認知に大幅な遅れが生じる
ことは考えにくい。よって，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
【要員配置】
中央制御室内での操作のみであり，当直運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与える影響はなし。
【移動】
中央制御室内での操作のみであり，当直運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作所要時間】中央制御室内における格納容器スプレイは，注入弁 1 弁の開操作による注水であり，1 操作に
1 分間を想定している。当該操作は，中央制御室の制御盤の操作スイッチによる操作のため，操作時間に与える影響はなし。
【他の並列操作有無】
当該操作に対応する当直運転員に他の並列操作はなく，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作の確実さ】
中央制御室の制御盤のスイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。
【認知】
原子炉圧力容器の破損は，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，格納容器下部水温の温度上昇又は指示値喪失によって原子炉圧力容器破損を判断するものであり，解析上の認知にかかる時間としては 5 分を想定している。格納容器下部水温は破損兆候の検知によって継続監視するパラメータであり，温度上昇又は指示値喪失による
原子炉圧力容器破損の判断は速やかに実施できるものであるため，認知に大幅な遅れが生じる
ことは考えにくい。よって，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
【要員配置】
中央制御室内での操作のみであり，当直運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与える影響はなし。
【移動】
中央制御室内での操作のみであり，当直運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作所要時間】中央制御室内におけるペデスタル（ドライウェル部）への注水は，注入弁 1 弁の開操作による注水であり，1 操作に 1 分間を想定している。当該操作は，中央制御室の制御盤の操作スイッ
チによる操作のため，操作時間に与える影響はなし。
【他の並列操作有無】
当該操作に対応する当直運転員に他の並列操作はなく，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作の確実さ】
中央制御室の制御盤のスイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

操作の不確かさ要因

原子炉圧力容器破損までに事象発生から約 4.5 時間の時間余裕があり，また，
原子炉圧力容器温度（下鏡部）が 300℃に到達したこと等をもって破損兆候を検知し，格納容器下部水温の温度上昇又は指示値喪失によって原子炉圧力容器破損を判断し，注水操作を実施することとしており，実態の操作開始時間
は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。当
該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作
開始時間は遅くなる可能性があるが，中央制御室での操作のみであり，当直運転員は中央制御室に常駐していること，また，当該操作に対応する運転員に他の並列操作はないことから，操作時間に与える影響はない。
（添付資料 3.2.2）（添付資料 3.2.2）

原子炉圧力容器破損までに事象発生から約 4.5 時間の時間余裕があり，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，格納容器下部水温の温度上昇又は指示値喪失によって原子炉圧力容器破損を判断し，格納容器スプレイを実施することとしており，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。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，中央制御室での操作のみであり，
当直運転員は中央制御室に常駐していること，また，当該操作に対応する当直運転員に他の並列操作はないことから，操作時間に与える影響はない。

運転員等操作時間に与える影響

実態の操作開始時間は解析
上の設定とほぼ同等であることから，評
価項目となる
パラメータに与える影響は小さい。

実態の操作開始時間は解析
上の設定とほぼ同等であることから，評
価項目となる
パラメータに与える影響は小さい。

評価項目となるパラメータに与える影響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
間後であり，また，
溶融炉心落下後にペデスタル（ドライウェル部）注水が行われなかった場合においても，溶融炉
心落下前に張られた水が溶融炉心の崩壊熱及びジルコ
ニウム－水反応による発熱により蒸発するまでには約
0.3 時間の時間余裕がある。
（添付資料 3.2.14）

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
間後であり，また，
溶融炉心落下後にペデスタル（ドライウェル部）注水が行われなかった場合においても，溶融炉
心落下前に張られた水が溶融炉心の崩壊熱及びジルコ
ニウム－水反応による発熱により蒸発するまでには約
0.3 時間の時間余裕がある。
（添付資料 3.2.14）

操作時間余裕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 (2／3)

解析条件（操作条件）
の不確かさ

第3表

中央制御 室における操作のため，シミ ュレー
タにて訓 練実績
を取得。
訓練では ，条件成立を前 提として約 1 分間で格
納容器下 部注水系（常設 ）による注水を開始。
想定で意 図している運転 操作が実施可能 なことを確認した。

中央制御 室における操作のため，シミ ュレー
タにて訓 練実績
を取得。
訓練では ，条件成立を前 提として約 1 分間で代替格納容 器納容
器スプレ イ冷却系（常設 ）による格納容 器冷却を開始。
想定で意 図している運転 操作が実施可能 なことを確認した。

訓練実績等

操作条 件添付 3.2.9－9

タンクロー
リによる燃
料給油操作

可搬型窒素
供給装置を
用いた格納
容器内への
窒素注入操
作

項目

事象発生から 167
時間以降，適宜

格納容器内酸素濃度が 4.0vol％（ドライ条件）到達時

可搬型窒素供給装置への燃料給油操作開始までの時間は，事象発生から約 167 時
間あり十分な時間余裕がある。

格納容器内酸素濃度がベント基準である 4.3vol％（ドライ条件）到達を防止する観点で設定

可搬型窒素供給装置への燃料給油操
作は，解析条件ではないが，解析で想定している操作の成立や継続に必要な操作・作業各機器の使用開始
時間を踏まえて設
定－格納容器内への窒素注入の実施基準である格納容器内酸素濃度 4.0vol％（ドライ条件））到達は事象発生から約 167
時間後であるのに対し，可搬型窒素供給装置の移動及びホース敷設等は格納容器内酸素濃度が 3.5vol％（ドライ条件）到達時（事象発生から約 124 時間後）に開始し約 3 時間で準備完了するため，十分な余裕時間があることから，操作開始時間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小さい。

【認知】事故時には重要監視パラメータである格納容器内酸素濃度を継続監視しており，また，可搬型窒素供給装置の移動及びホース敷設等は，格納容器内酸素濃度が3.5vol％（ドライ条件）に到達する事象発生から約 124 時間後に開始となるのに対して，窒素注入操作の実施基準（格納容器内酸素濃度 4.0vol％（ドライ条件））に到達するのは事象発生約 167 時間後であり，比較的緩やかなパラメータ変化であることから，認知遅れが操作開始時間に影響を及ぼす可能性は非常に小さい。
【要員配置】
現場での操作は，中央制御室の当直運転員とは別に現場操作を行う重大事故等対応要員を配置している。これらの要員は，操作の実施期間中に他の操作を担っていないことから，要員配置が操作開始時間に与える影響はなし。
【移動】
窒素注入に用いる可搬型窒素供給装置は車両であり，自走にて作業場所へ移動することを想定している。仮に地震等の外部事象が起因事象で，アクセスルートに被害がある場合でも，ホイールローダ等にて必要なアクセスルートを復旧できる体制としている。重大事故等対応要員は，格納容器内酸素濃度が 3.5vol％（ドライ条件）に到達する事象発生から約 124 時間後に移動を開始するが，移動にかかる所要時間は約 1 時間であり，窒素注入開始時間の事象発生から約 167 時間後までに余裕時間があることから，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作所要時間】
作業場所への移動完了後，可搬型窒素供給装置の準備，ホース敷設等として 120分を想定している。本操作は，作業場所への移動完了後に開始し，格納容器内酸素濃度が 4.0vol％（ドライ条件）に到達する予定時刻の約 43 時間前から実施する。よって，操作開始時間に与える影響はなし。
【他の並列操作有無】
他の並列操作はないことから操作開始時間に与える影響はなし。
【操作の確実さ】
重大事故等対応要員の現場操作は，操作の信頼性向上や要員の安全のため 2 人 1組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作等により操作開始
時間に影響を及ぼす可能性は小さい。

条件設定の
考え方

運転員等操作時間に与える影響

操作の不確かさ要因－

格納容器内への窒素注入の実施基準である格納容器内酸素濃度4.0vol％（ドライ条件））到達は事象発生から約 167
時間後であるのに対し，可搬型窒
素供給装置の移動及びホース敷設等は格納容器
内酸素濃度が3.5vol％（ドライ条件）到達時（事象発生から約 124
時間後）に開始し
約 3 時間で準備完了するため，十分な余裕時間があることから，操
作開始時間に与える影響は小さく，評価項目とな
るパラメータに与える影響は小さい。

評価項目となるパラメータに与える影響－

格納容器内への窒素注入の実施基準である格納容器内酸素濃度4.0vol％（ドライ条件））到達は事象発生から約 167
時間後であるのに対し，可搬型窒
素供給装置の移動及びホース敷設等は格納容器
内酸素濃度が3.5vol％（ドライ条件）到達時（事象発生から約 124
時間後）に開始し
約 3 時間で準備完了するため，十分な準備時間が確保できることから，時間余裕がある。

操作時間余裕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 (3／3)

解析条件（操作条件）
の不確かさ

解析条件

第3表

可搬型窒素供給装置への燃料補
給は，想定所要時
間 90 分 の と ころ，訓練実績等により約 80 分に実施可能なことを確認した。

格納容器内への窒素注入は，想定
所要時間 180 分のところ，訓練実績等により約 176分に実施可能なことを確認した。

訓練実績等

添付資料 3.2.10
代替循環冷却系による原子炉注水を考慮しない場合の影響評価について

1.

はじめに
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の有効性評価においては，原子炉圧力容器破損後の事象進展を評価する観点より，原子炉圧力容器破損まで設計基準事故対処設
備の非常用炉心冷却系及び原子炉隔離時冷却系のみならず，重大事故等対処
設備を含む全ての低圧注水機能が失われている状態を仮定しており，原子炉
圧力容器破損後に代替循環冷却系による原子炉注水を開始するものとしている。
一方で，一度機能喪失した設備の復旧には，ある程度時間を要することが考えられる。ここでは，念のため原子炉圧力容器が破損した以降においても重大事故等対処設備を含めた原子炉注水を考慮しない場合の影響を感度解析
により確認する。

2.

感度解析条件
第 1 表に本評価の感度解析条件を示す。

第1表

感度解析条件（代替循環冷却系）

基本ケース（原子炉注水あり）
総循環流量：250m３ ／h
・250m３ ／h の流量で格納容器へスプレイ（原子炉圧力容器破損前）
・150m３ ／h の流量で格納容器へスプレイ
及び 100m３ ／h の流量で原子炉へ注水（原子炉圧力容器破損後）

感度解析ケース（原子炉注水を考慮しない）
総循環流量：250m３ ／h
・250m３ ／h の流量で格納容器へスプレイ

添付 3.2.10－1

3.

感度解析結果
第 2 表及び第 1 図から第 15 図に，原子炉圧力容器破損後の原子炉注水を考慮しない場合の感度解析結果を基本ケースと併せて示す。
格納容器圧力及び格納容器雰囲気温度の最高値を比較した場合，基本ケー
スで約 0.47MPa[gage]及び約 151℃であるのに対し，感度解析ケースでは約0.47MPa[gage]及び約 150℃であるため，原子炉圧力容器破損後に原子炉注水を考慮しない場合も，格納容器圧力及び格納容器雰囲気温度に与える影響は小さい。
また，ペデスタル（ドライウェル部）の壁面及び床面のコンクリートの侵
食量は，基本ケース及び感度解析ケースともに，0cm であり，原子炉注水の有無の影響はない。
サプレッション・プール水位については，感度解析ケースでは格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）注水により徐々に上昇するが，格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱操作の判断基準である通常水位＋6.5m に 7 日間は到達しない。
格納容器内水素濃度及び酸素濃度については，感度解析ケースにおいてもジルコニウム－水反応によって水素濃度は 13vol％を大きく上回るが，可搬型窒素供給装置による格納容器内への窒素注入を事象発生後約 133 時間より開始することで，酸素濃度は可燃限界濃度である 5vol％を下回るため，格納容器内での水素燃焼は発生しない。

添付 3.2.10－2

第2表
項

目

感度解析結果
基本ケース

感度解析ケース

格納容器圧力（最高値）

約 0.47MPa[gage]（約 7.4 時間）

約 0.47MPa[gage]（約 7.5 時間）

格納容器雰囲気温度（最高値）

約 151℃（約 7.4 時間）

約 150℃（約 7.4 時間）

0cm

0cm

コンクリート侵食量（壁面及び床面）

添付 3.2.10－3

0.8
ドライウェルサプレッション・チェンバ

格納容器スプレイ等による格納容器圧力抑制
0.6
格
納
容
器
圧
力

格納容器の限界圧力 0.62MPa[gage]

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却開始までの最大圧力
約 0.47MPa[gage]（約 7.5 時間）
代替循環冷却系による格納容器除熱（原子炉
圧力容器破損後）による圧力低下

0.4
ペデスタル（ドライウェル部）への間欠注水によるドライウェル圧力の変動(MPa[gage])

格納容器内酸素濃度（ドライ条件）
4.0vol％ 到 達 に て 可 搬 型 窒 素 供 給 装 置に よ る サ プ レ ッ シ ョ ン ・ チェ ン バ 内 への窒素注入開始（約 133 時間）0.2
原子炉圧力容器破損及びペデスタル（ドライウェル部）への溶融炉心落下（約 4.5 時間）に伴う格納容器圧力上昇
逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉急速減圧（約 38 分）に伴う格納容器圧力上昇

0.0
0

24

48

72

96

事故後の時間(h)

第1図

120

144

168

格納容器圧力 0.31MPa［gage］到達にて可搬
JOB No.MA47BNT2TQUVGH9E001
型窒素供給装置をによるサプレッシ ョン・チェンバ内への窒素注入停止（約 163 時間）

格納容器圧力の推移（感度解析ケース）

0.8
ドライウェルサプレッション・チェンバ
格納容器の限界圧力 0.62MPa[gage]
0.6
格
納
容
器
圧
力

格納容器スプレイ等による格納容器圧力抑制
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却開始までの最大圧力 約 0.47MPa[gage]（約 7.4 時間）

0.4

代替循環冷却系による格納容器除熱による圧力低下(MPa[gage])
原子炉圧力容器破損及びペデスタル（ドライウェル部）への溶融炉心落下（約 4.5 時間）に伴う圧力上昇

0.2

逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉急速減圧（約 38 分）に伴う格納容器圧力上昇
0.0
0

24

48

72

96

120

144

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2TQUV3H9E000

第2図

格納容器圧力の推移（基本ケース）

添付 3.2.10－4

168

300
ドライウェルサプレッション・チェンバ格 納容 器 雰 囲 気 温度

格納容器スプレイ等による格納容器雰囲気温度抑制

格
納
容
器
温
度

200

（℃）

100

格納容器の限界温度 200℃
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却開始までの最高温度
約 150℃（約 7.4 時間）
代替循環冷却系による格納容器除熱（原子炉圧
力容器破損後）による格納容器雰囲気温度低下
ペデスタル（ドライウェル部）への間欠注水によるドライウェル雰囲気温度の変動

原子炉圧力容器破損及びペデスタル（ドライウェル部）への溶融炉心落下（約 4.5 時間）に伴う格納容器雰囲気温度上昇
逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉急速減圧（約 38 分）に伴う格納容器雰囲気温度上昇

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2TQUVGH9E001

第3図

格納容器雰囲気温度の推移（感度解析ケース）

300
ドライウェル
格 納容 器 雰 囲 気 温度

サプレッション・チェンバ

格納容器スプレイ等による格納容器雰囲気温度抑制

格納容器の限界温度 200℃

200
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却開始までの最高温度 約 151℃（約 7.4 時間）

温度

代替循環冷却系による格納容器除熱による格納容器雰囲気温度低下

（℃）
100

原子炉圧力容器破損及びペデスタル（ドライウェル部）
への溶融炉心落下（約 4.5 時間）に伴う格納容器雰囲気温度上昇
逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉手動減圧（約 38 分）に伴う格納容器雰囲気温度上昇

0
0

24

48

72

96

120

144

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2TQUV3H9E000

第4図

格納容器雰囲気温度の推移（基本ケース）

添付 3.2.10－5

168

20
サプレッション・プール水位通常＋6.5m 到達後，格納容器 圧 力 逃 が し 装 置 に よ る 格 納 容 器 除 熱 を 開 始 する こ と でサプレッション・プール水位は平衡状態となる

ベントライン（約 15m）
15通常水位＋6.5m（約 13.5m）
通常水位＋5.5m（約 12.5m）

10

ー

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
プ

ル
水
位

格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）
注水に伴うサプレッション・プール水位上昇
5
原子炉圧力容器からの蒸気流入，格 納容器スプレイ水
流入に伴うサプレッション・プール水位上昇

(m)

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2TQUVGH9E001

第5図

サプレッション・プール水位の推移（感度解析ケース）

20

ベントライン（約 15m）
15通常水位＋6.5m（約 13.5m）
通常水位＋5.5m（約 12.5m）
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納
容器冷却停止に伴う水位上昇の停止

10

ー

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
プ

ル
水
位

5

原子炉圧力容器からの蒸気流入，格納容器
スプレイ水流入に伴う水位上昇

(m)

0
0

24

48

72

96

120

144

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2TQUV3H9E000

第6図

サプレッション・プール水位の推移（基本ケース）

添付 3.2.10－6

168

400
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却（300m ３ ／h）

350

代替循環冷却系による格納容器除熱（250m ３ ／h）

300

250
注
水
流
量
(m３／h)

200

代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却（130m ３ ／h）

150

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（80m ３ ／h）

100

50

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2TQUVGH9E001

第7図

注水流量の推移（感度解析ケース）

400
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却（300m ３ ／h）

350

300

代替循環冷却系による格納容器除熱（250m ３ ／h）

250
注
水
流
量
(m３／h)

代替循環冷却系による格納容器除熱（原子炉圧力容器破損後）（150m ３ ／h）

200

150
代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却（130m ３ ／h）
100
代替循環冷却系による格納容器除熱（原子炉圧力容器破損後）（100m ３ ／h）
50
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（80m ３ ／h）
0
0

24

48

72

96

120

144

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2TQUV3H9E000

第8図

注水流量の推移（基本ケース）

添付 3.2.10－7

168

10

8

（

ペ
デ
ス
タ
ル

）

ド
ラ
イ
ウ
ェ
ル
部

6

ペデスタル（ドライウェル部）への間欠注水による水位制御

4

水
位
(m)

2
原子炉圧力容器破損に伴うペデスタル（ドライウェル部）への溶融炉心落下による水位上昇（約 4.5 時間）
0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2TQUVGH9E001

第9図

ペデスタル（ドライウェル部）の水位の推移（感度解析ケース）

10

8

（

ペ
デ
ス
タ
ル

）

ド
ラ
イ
ウ
ェ
ル
部

ペデスタル（ドライウェル部）への間欠注水による水位制御

6

4

水
位
(m)

2

原子炉圧力容器破損に伴うペデスタル（ドライウェル部）への溶融炉心落下による水位上昇（約 4.5 時間）

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2TQUV3H9E000

第 10 図ペデスタル（ドライウェル部）の水位の推移（基本ケース）

添付 3.2.10－8

20

溶
融
炉
心
に
よ
る
ジ
ル
コ
ニ
ア
の
侵
食
量

ペデスタル（ドライウェル部）壁面
15

ペデスタル（ドライウェル部）床面

105
ペデスタル（ドライウェル部）壁面及び床面の侵食量（0cm）

(cm)
0
0

24

48

72

96

120

144

事故後の時間(h)JOB No.MA47BNT2TQUVGH9E001

第 11 図 ペデスタル（ドライウェル部）の壁面及び床面のコンクリート侵食量の推移（感度解析ケース）

添付 3.2.10－9

168

水素

酸素

窒素

可燃限界

100
90

ドライウェル圧力の低下によりベント管真空破壊装置が開放し，サプレッション・チェンバの気体がドライウェルへ流入

80
ド
ラ
イ
ウ
ェ
ル
の
気
相
濃
度
（vol％）

70
窒素
60
水の放射線分解に伴う水素，酸素濃度の上昇及び窒素濃度の低下

50

水素

40
30

サプレッション・チェンバ内への窒素注入開始（約 133 時間）による窒素濃度の上昇
及び水素，酸素濃度の低下

20

酸素

10

酸素可燃限界(5vol%)酸素可燃限界（5vol％）

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)JOB NO. MA47BNT2TQUVGH9E001

第 12 図ドライウェルの気相濃度の推移（ドライ条件）（感度解析ケース）

水素

酸素

窒素

可燃限界

100
90

ドライウェル圧力の低下によりベント管真空破壊装置が開放し，サプレッション・チェンバの気体がドライウェルへ流入

80
ド
ラ
イ
ウ
ェ
ル
の
気
相
濃
度
（vol％）

70
窒素
60
水の放射線分解に伴う水素，酸素濃度の上昇及び窒素濃度の低下

50
水素

40
30
20

酸素

10

酸素可燃限界（5vol％）酸素可燃限界(5vol%)

0
0

24

48

72

96

120

144

事故後の時間(h)JOB NO. MA47BNT2TQUV3H9E000

第 13 図ドライウェルの気相濃度の推移（ドライ条件）（基本ケース）

添付 3.2.10－10

168

水素

酸素

窒素

可燃限界

100
90
サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
の
気
相
濃
度
（vol％）

水の放射線分解に伴う水素，酸素濃度の上昇及び窒素濃度の低下

80
70

窒素

60
50

水素
40
30

サプレッション・チェンバ内への窒素注入開始（約 133 時間）による窒素濃度の上昇
及び水素，酸素濃度の低下

20
酸素
10

酸素可燃限界（5vol％）酸素可燃限界(5vol%)

0
0

24

48

72

96

事故後の時間(h)

120

144

168

酸素濃度の最高値
約 4.0vol％（約 133 時間）

JOB NO. MA47BNT2TQUVGH9E001

第 14 図サプレッション・チェンバの気相濃度の推移（ドライ条件）（感度解析ケース）

水素

酸素

窒素

可燃限界

100
90
サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
の
気
相
濃
度
（vol％）

水の放射線分解に伴う水素，酸素濃度の上昇及び窒素濃度の低下

80
70
60

窒素

50
水素
40
サプレッション・チェンバ内への窒素注入開始（約 167 時間）による窒素濃度の上昇
及び水素，酸素濃度の低下

30
20
酸素

10

酸素可燃限界（5vol％）酸素可燃限界(5vol%)

0
0

24

48

72

96

事故後の時間(h)第 15 図

120

144

168

酸素濃度の最高値
JOB NO. MA47BNT2TQUV3H9E000
約 4.0vol％（約 167 時間）

サプレッション・チェンバの気相濃度の推移（ドライ条件）（基本ケース）

添付 3.2.10－11

添付資料 3.2.11
7 日間における水源の対応について（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）

1.

水源に関する評価①

淡水源（有効水量）・ 代 替 淡 水 貯 槽 ： 約 4,300m ３

2.
①

水使用パターン
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
原子炉圧力容器破損後，代替淡水貯槽を水源とした常設低圧代
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実施する。格納容器圧力が低下傾向に転じた
後 は ， 格 納 容 器 圧 力

0.465MPa[gage] 到 達 で 冷 却 開 始 ，0.400MPa[gage]で 停 止 の 操 作 を 継 続 す る 。
②

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
原子炉圧力容器破損後，代替淡水貯槽を水源とした常設低圧代
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）注水を実施する。その後，ペデスタル（ドライウェル部）に落下した溶融炉心を冠水維持させるため，
格 納 容 器 下 部 水 位 2.25m 以 下 で ペ デ ス タ ル （ ド ラ イ ウ ェ ル 部 ） 注
水 を 開 始 ， 2.75m 到 達 で 停 止 の 操 作 を 継 続 す る 。

添付 3.2.11－1

3.

時間評価
格納容器冷却等によって，代替淡水貯槽の水量は減少する。
事 象 発 生 90 分 後 ま で に 代 替 循 環 冷 却 系 に よ る 格 納 容 器 除 熱 を 実 施

し，代替格納容器スプレイ冷却系（常設）による格納容器冷却等を停止するため，代替淡水貯槽の水量の減少は停止する。
こ の 間 の 代 替 淡 水 貯 槽 の 使 用 水 量 は 合 計 約 380m ３ で あ る 。

8000

原子炉圧力容器破損に伴う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及び格納容器下部
注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）注水開始

積 算 注 水 量 (m３ )

6000
積
算
注
水
量

4,300m３
4000(m3)

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及び格納容器下部注水系（常設）によるペデスタル（ドライウェル部）注水停止

2000

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(hr)JOB No.MA47BNT2TQUV3H7I008

第 1図

外部水源による積算注水量（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）

4.

水源評価結果時 間 評 価 の 結 果 か ら ，7 日 間 の 対 応 に お い て 合 計 約 380m ３ の 水 が 必
要 と な る が ， 代 替 淡 水 貯 槽 に 約 4,300m ３ の 水 を 保 有 す る こ と か ら 必
要水量を確保している。このため，安定して冷却を継続することが可能である。

添付 3.2.11－2

添付資料 3.2.12
7 日間における燃料の対応について（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）

保守的に全ての設備が，事象発生直後から 7 日間燃料を消費するものとして
評価する。
時系列

合計

判定

常設代替高圧電源装置 5 台起動（燃料消費率は保守的に定格出力運転時を想定）
420.0L／h（燃料消費率）×168h（運転時間）×5 台（運転台数）＝約 352.8kL

7 日間の
軽油消費量
約 352.8kL

軽油貯蔵タ
ンクの容量
は約 800kL
であり，7 日
間対応可能

7 日間の
軽油消費量
約 18.5kL

可搬型設備
用軽油タン
クの容量は
約 210kL であり，7 日間
対応可能

7 日間の
軽油消費量
約 70.0kL

緊急時対策
所用発電機
燃料油貯蔵
タンクの容
量 は 約 75kL
であり，7 日間の対応可
能

可搬型窒素供給装置用電源車 1 台起動（格納容器内への窒素注入）
110.0L／h（燃料消費率）×168h（運転時間）×1 台（運転台数）＝約 18.5kL

緊急時対策所用発電機 1 台起動（燃料消費率は保守的に定格出力運転時を想定）
411L／h（燃料消費率）×168h（運転時間）×1 台（運転台数）＝約 70.0kL

添付 3.2.12－1

添付資料 3.2.13
常設代替交流電源設備の負荷（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）
主要負荷リスト【 電 源 設 備：常 設 代 替 高 圧 電 源 装 置 】

起動順序

負荷容量
(kW)

主要機器名称緊急用母線自動起動負荷・ 緊 急 用 直 流 125V充 電 器
・その他必要な負荷
常設低圧代替注水系ポンプ
常設低圧代替注水系ポンプ
緊急用海水ポンプ
その他必要な負荷
代替循環冷却系ポンプ
非常用母線２Ｃ自動起動負荷・ 直 流 125V充 電 器 Ａ
・非常用照明※４・ 120／ 240V計 装 用 主 母 線 盤 ２ Ａ
・その他必要な負荷
・その他不要な負荷※４
非常用母線２Ｄ自動起動負荷・ 直 流 125V充 電 器 Ｂ
・非常用照明※４・ 120／ 240V計 装 用 主 母 線 盤 ２ Ｂ
・その他不要な負荷※４
非常用ガス再循環系排風機
非常用ガス処理系排風機
その他必要な負荷
停止負荷
中央制御室換気系空気調和機ファン
中央制御室換気系フィルタ系ファン
その他必要な負荷
蓄電池室排気ファン
その他必 要 な 負荷
代替燃料プール冷却系ポンプ

①
②
③
④
⑤

⑥

⑦

⑧

⑨
⑩
⑪

負荷起動時の最
大負荷容量(kW)

定常時の連続最
大負荷容量
(kW)

約 245

約 217

約 702
約 892

約 407
約 597

約 120
約 97
約 190
約 190
約 510
約4
約 140
約 79
約 108
約 134
約 14
約 234
約 60
約 86
約 134
約 135
約 55
約8
約 95
約 － 52
約 45
約8
約 183
約8
約 154
約 30

約 1,579

約 1,111

約 1,468

約 1,251

約 1,833

約 1,820

約 2,240

約 2,235

約 2,529

約 2,341

約 2,918

約 2,577

約 3,131

約 2,739

約 2,848

約 2,769

負 荷 容 量 (kW)
常 設 代 替 高 圧 電 源 装 置 5台 の 最 大 容 量 6,900kW※ １

7,000

6,000
常 設 代 替 高 圧 電 源 装 置 5台 の 連 続 定 格 容 量 5,520kW※ ２

5,000

4,000

最大負荷容量
約 3,131kW⑩

常 設 代 替 高 圧 電 源 装 置 2台の 最 大 容 量 2,760kW※ １

3,000

⑧

常 設 代 替 高 圧 電 源 装 置 2台の 連 続 定 格 容 量 2,208kW※ ２
2,000

⑪

⑨
⑦
⑥

④

⑤

③
②

1,000

①
0

▲
常設代替高圧電源装置 2 台
起動

1

▲

2

25

経 過 時 間 (h)常設代替高圧電源装置 3 台
追加起動※３
常設代替高圧電源装置の負荷積算イメージ

※1
※2
※3
※4

常 設 代 替 高 圧 電 源 装 置 定 格 出 力 運 転 時 の 容 量 （ 1,380kW×運 転 台 数 ＝ 最 大 容 量 ）常 設 代 替 高 圧 電 源 装 置 定 格 出 力 運 転 時 の 80％ の 容 量 （ 1,380kW×0.8×運 転 台 数 ＝ 連 続 定 格 容 量 ）非常用母線の負荷への給電に伴い，負荷容量が増加するため，常設代替高圧電源装置を 3 台追加起動する
有効性評価で期待していないが電源供給される不要な負荷

添付 3.2.13－1

添付資料 3.2.14
原子炉圧力容器破損時の溶融炉心の冠水評価について

1.

はじめに
原子炉圧力容器（以下「ＲＰＶ」という。）破損により落下した溶融炉心（以下「デブリ」という。）は，事前に水張りされていたペデスタル（ドライウェル部）の水中に落下し，冠水する。その後，ＲＰＶ破損から 7 分後に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）注水を実施することとしているが，7 分の間に水が蒸発することから，デブリの冠水状態の評価を実施する。
また，ポロシティが冠水状態に与える影響についても評価した。

2.

評価対象事故シーケンス
ＲＰＶ破損する有効性評価の評価事故シーケンスとして，過渡事象時に注水機能が喪失する事象（以下「過渡事象」という）を選定している。ここでは，有効性評価のベースケースとなる過渡事象について，デブリの冠水状態の評価を実施する。
また，起因事象をＬＯＣＡとした場合には事象進展が異なることから，Ｒ
ＰＶ破損時間が早くなる大破断ＬＯＣＡ時に注水機能が喪失する事象（以下「ＬＯＣＡ事象」という）についても，同様にデブリの冠水状態の評価を実
施する。

3.

デブリ冠水評価
デブリの堆積形状を第 1 図に示す。ポロシティを考慮したデブリ堆積高さ
Hdebri は式(1)で評価する。
Hdebri ＝（V m×(1－Φ ent)＋V s＋Vm×Φ ent ÷(1－P)）÷Sfz
添付 3.2.14－1(1)

Vm：溶融物体積[約 36m３ ]Vs：ペデスタル（ドライウェル部）内構造物体積[約 4m３ ]（別添 1 参照）
Φ ent：Ｒｉｃｏｕ－Ｓｐａｌｄｉｎｇ相関式に基づく粒子化割合[0.173]（別添 2 参照）
P：ポロシティ[0.5] ＰＵＬｉＭＳ実験の知見（0.29～0.37）から保守的に設定
S fz ：コリウムシールドの設置を考慮した床面積[]

また，粒子化したデブリの間隙に冷却水が浸入するため，デブリの冠水維
持評価の観点から粒子化したデブリの範囲を除いた水プール水深 Hpool-ent について式(2)で評価する。ここで，デブリ堆積範囲より上の領域にはコリウムシールドが敷設されていないものとする。
Hpool-ent ＝（Hpool－（Vm ×Φ ent÷(1－P)×P÷Sfz)）×（Sfz ／Sf ）(2)

H pool ：水プール初期水深[1m]S f：コリウムシールドが設置されていない範囲の断面積[]

式(1)からデブリ堆積高さ Hdebri は約 1.71m となる。また，式(2)から粒子化したデブリの範囲を除いた水プール水深 Hpool-ent は約 0.69m となる。
解析コードＭＡＡＰを用いた有効性評価の結果（デブリから水プールへの限界熱流束を 800kW／m ２ （圧力依存性あり）と設定）から，ＲＰＶ破損によるデブリ落下からペデスタル（ドライウェル部）注水開始までの 7 分間におけるペデスタル（ドライウェル部）水位低下量は，過渡事象の場合は約 0.34m，
ＬＯＣＡ事象の場合は約 0.44m であり，デブリの冠水は維持される。なお，
ＲＰＶ破損時点からデブリ露出までの時間は，過渡事象の場合で約 21 分間，ＬＯＣＡ事象の場合で約 15 分間であることから，ペデスタル（ドライウェル
添付 3.2.14－2

部）注水の開始が遅れた場合でも一定時間冠水維持することが可能である。

4.

ポロシティが冠水評価に与える影響
水位低下量評価にポロシティの効果を考慮していないことから，その影響を評価した。
粒子状デブリベッドのドライアウト熱流束に関する相関式であるＬｉｐｉ
ｎｓｋｉ－０Ｄモデルでは，ポロシティの増加によってドライアウト熱流束が上昇する結果が得られており，第 2 図においてポロシティ 0.48 の場合，ドライアウト熱流束は，約 3,300kW／m２ となる。これは，水位低下量評価で，デブリから水プールへの熱流束として設定している 800kW／m２ と比較して大きな値となるが，ポロシティを形成するデブリの粒子化割合は約 17％と小さく，粒子化したデブリはクエンチしていることから，ポロシティによるドラ
イアウト熱流束増加の影響は小さい。
よって，ポロシティを考慮しても水位低下量評価への影響は小さく，冠水
評価に影響はない。

5.

デブリ堆積形状の不確かさ評価（別添 3 参照）
水プール水位に対してデブリ落下量が多く粒子化割合が小さいことから，落下したデブリは均一に堆積すると考えられる。ここでは，デブリが均一に堆積しない場合にデブリ冠水維持に与える影響について評価する（第 3 図）。
ＰＵＬｉＭＳ実験において確認されたデブリ堆積高さと拡がり距離のアスペクト比を適用してデブリ堆積形状を山状と想定し，均一化した場合と比較
して堆積高さが高くなり，露出までの水深が低くなる場合の評価を実施した
結果，水プール水位は約 0.52m となった。水プールとの接触面積増加の影響を考慮した場合における水位低下量は，過渡事象の場合は約 0.35m，ＬＯＣ
添付 3.2.14－3

Ａ事象の場合は約 0.45m であり，デブリの冠水が維持されることを確認した。

6．

機器ドレンサンプが溶融しない場合の不確かさ評価（別添 4 参照）
ペデスタル（ドライウェル部）内に設置された機器ドレンサンプは，デブ

リ落下時には溶融しデブリに取り込まれることで溶融デブリとして堆積すると考えられる。ここでは，機器ドレンサンプが溶融しないと仮定した場合にデブリ冠水維持に与える影響について評価する。
新設する機器ドレンサンプの体積を既設と同等として評価した結果，水プール水位は約 0.58m となった。水位低下量は，過渡事象の場合は約 0.34m，
ＬＯＣＡ事象の場合は約 0.44m であり，デブリの冠水が維持されることを確
認した。

7.

まとめ
以上の評価から，過渡事象及びＬＯＣＡ事象いずれにおいても，ＲＰＶ破損から 7 分の間において，デブリの冠水状態が維持されることを確認した。

添付 3.2.14－4

粒子状デブリ
溶融デブリ

第1図

第2図

デブリ堆積形状

粒子状ベッド高さとドライアウト熱流束の関係

円錐部分
円柱部分

第3図

デブリ堆積形状（不確かさ考慮）
添付 3.2.14－5

別添 1
デブリとして考慮するペデスタル（ドライウェル部）内構造物について

デブリ堆積高さの計算においては，第 1 表及び第 2 表に示すペデスタル（ドライウェル部）内構造物の総体積を保守的に 4m３ として考慮した。

第1表

デブリとして考慮したペデスタル（ドライウェル部）内構造物（既設）構造物

体積[m３ ]

ターンテーブル（溶融炉心の落下部及びその周囲のみが溶融しデブリに加わると考えられるため，
評 価 に お い て は 一 辺 1mの 正方形の範囲が溶融すると想定）

制御棒駆動機構
ハウジング（9本）
制御棒駆動機構（9本）
制御棒駆動機構ハウジング
サポート（ターンテーブルと同様に，一辺1mの正方形の範囲が溶融すると想定）

その他（ケーブル，サポート，配管等の構造物）

合計

添付 3.2.14－6

外観図

第2表

デブリとして考慮したペデスタル（ドライウェル部）内構造物（新設）
構造物

体積[m３ ]

格納容器下部水位計

格納容器下部水温計

格納容器下部雰囲気温度計

機器ドレンサンプ（配管等含む）

床ドレンサンプ配管等

コリウムシールド支持構造物（ライナ含む）
合計※

第 1 表に記載の既設分との合計値はであるが，新設分の設計の進捗による物量増加等を考慮し，本評価上は合計 4m３ とする。

制御棒駆動機構（以下「ＣＲＤ」という。）及びＣＲＤハウジングの破損本数としては，ＭＡＡＰ解析においてＲＰＶ底部の破損後にアブレーションにより拡がる最大の破損口径：約 76cm に含まれる本数 9 本を考慮している（第 1図）。また，ターンテーブル及びＣＲＤハウジングサポートについては，アブレーションにより拡がる最大の破損口径：約 76cm を包絡する範囲として，一辺1m の正方形の範囲を考慮している。
ここで，第 2 図及び第 3 図に示すとおり，ＣＲＤハウジングサポートは，ペデスタル内側の鋼板に固定された上部サポートビームにハンガーロッド等を介し，グリッドプレートを接続した構造によりＣＲＤハウジングの逸出を防止す
る設計となっているため，ＲＰＶ破損時に現実的には逸出は考えにくい構造と添付 3.2.14－7

なっている。このため，現実的なＲＰＶ破損時のデブリ流出箇所としては，Ｃ
ＲＤハウジングとＲＰＶ下鏡板との間の溶接部に生じる間隙が考えられる。以上を考慮すると，ＲＰＶ破損時は上記溶接部からデブリが流出し，アブレーシ
ョンにより口径が徐々に拡がる状況になると考えられる。また，ＲＰＶ下部の形状及びデブリ流出に伴う下部プレナム部のデブリ深さの減少を踏まえると，ＣＲＤから流出するデブリ量は中心から外側になるにつれ少なくなることから，外側のＣＲＤ及びその下部にあるＣＲＤハウジングサポートが溶融する可能性は小さくなると考えられる。一方，本評価では，外側のＣＲＤ及びその下部にあるＣＲＤハウジングサポートの全てが溶融（例えば，第 1 図の破損口の外側付近に一部が入る 4 本のＣＲＤハウジングが全て溶けると想定）するものと想定している。
また，解析コードＭＡＡＰに適用されているアブレーションモデルは，サンディア国立研究所において実施された，鋼製容器及びアルミナ混合物を用いた
ＨＩＰＳ実験で得られたデータと良好に一致することが確認されている（第 3表）。
したがって，アブレーションによるＲＰＶ破損口径の拡大を考慮したＣＲＤ
ハウジング等のデブリ体積の評価についても，保守性を有していると考えられる。

添付 3.2.14－8

ＣＲＤ
ハウジング
ＲＰＶ破損
損口径
最大約 766cm

第1図Ｃ
ＣＲＤ配置とＲＰＶ破損口径の関係

上部サポー トビーム

ロッド
ハンガーロ

グリッドプレート

第2図

サポートブロ ック

東海第 二発電所ＣＲＤハウジングサポート構造
造

添付 3.2.14－9

第3図

第3表

ＣＲＤハウジングサポート構造俯瞰図（参考） [1]

ＨＩＰＳ実験結果とアブレーションモデルの評価結果 [2][1]General Electric Systems Technology Manual Chapter 2.1 Reactor Vessel
System，USNRC HRTD，Rev 09/11[2]Pilch, M., and Tarbell, W. W., 1985, High Pressure Ejection of Melt froma Reactor Pressure Vessel, The Discharge(SAND85-0012). September.

添付 3.2.14－10

Phase. NUREG/CR-4383

別添 2
粒子化割合の算出

粒子化割合は以下のＲｉｃｏｕ－Ｓｐａｌｄｉｎｇ相関式により求めた。

ddj2 ,0 ddj2
ent

ddj2 ,0
1/ 2

d dj

d dj ,0 2 E0w

H pooldj

ここで，Φent ：粒子化割合 [-]E0：エントレインメント係数 [-]ΔHpool ：プール水深 [m]ddj：プール底部におけるデブリジェット径 [m]ddj,0 ：気相部落下を考慮した水面におけるデブリジェット径 [m]ρ dj ：デブリジェット密度 [kg／m３ ]ρw：水密度 [kg／m３ ]評価条件は以下のとおり。
項目
プール水深

設定値

設定根拠

1m

ペデスタル（ドライウェル部）
水位

デブリジェット密度
初期デブリジェット径

ＭＡＡＰ計算結果
0.15m

エントレインメント係数

ＣＲＤ案内管径
ＭＡＡＰ推奨範囲の最確値以上により評価した結果，粒子化割合は約 17.3％となる。
添付 3.2.14－11

別添 3
デブリの拡がりに関する不確かさについて

1.

はじめに
事前水張りされたペデスタル（ドライウェル部）のプール水中に落下する
デブリは，一部が粒子化した後に固化し，残りが溶融状態のまま床面に到達
して床面上を拡がり，固化したデブリ粒子が床上の連続層の上に堆積して粒子状ベッドを形成するものと想定される（第 1 図）。このようなデブリの拡がりにおいて，溶融物の拡がり距離と粒子状ベッドの堆積形状に不確かさが想定される。

第1図

2.

ペデスタル（ドライウェル部）におけるデブリ挙動の概念

デブリの拡がりに関する知見(1)

溶融物
ＰＵＬｉＭＳ実験では，水中での溶融物の拡がり挙動が観察されるとともに，水中での溶融物の拡がり距離を求めるスケーリング則が提案さ
添付 3.2.14－12

れている。ＰＵＬｉＭＳ実験結果を元に妥当性が確認されているスケー
リング則に，ＢＷＲの溶融炉心落下条件を適用して，水中での溶融物の拡がり距離を評価すると，約 18m となる（付録３ 重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コードについて

第５部ＭＡＡＰ

添付３溶融炉心とコンクリートの相互作用について

付録４(5)参照）。

コリウムシールドを設置した場合のペデスタル半径がであることを考慮すると，溶融炉心は床全面に拡がる可能性が高いと考えられる。
これは，溶融物の拡がりに影響する因子のうち，主に溶融炉心落下流量が大きいことによるものと考えられる。ＰＵＬｉＭＳ実験条件と実機条件を比較した場合，以下の観点から実機条件の方が拡がりが促進されると考えられる（第 1 表）。
・溶融物重量のＰＵＬｉＭＳ／実機値に対して冷却材重量のＰＵＬｉＭ
Ｓ／実機値は大きく，実機条件では相対的に溶融物量が多くなる
・溶融物過熱度及び比熱は実機条件の方が高く，実機条件の方がデブリが固化しにくいと考えられる。
・実機において溶融物は崩壊熱によって継続的な加熱がある
・サブクール度については実機条件の方が高いが，溶融物落下後にはサブクール度がすぐに低下することから，拡がりに対する影響は小さいと考えられる・水深／ブレイクアップ長さについては，実機において水中でより細粒化しにくい傾向であり，溶融物の着床時の温度は高い傾向となること
から，床面上での拡がりにおいても拡がり易い傾向となる。
・溶融物密度は実機条件の方が大きく，慣性による拡がり効果が大きい
・粘性係数については，実験と同程度か小さいものと考えられ，実機条
件ではより拡がり易いと考えられる。
添付 3.2.14－13

・表面張力については不確かさが大きいパラメータであるが，表面張力が大きいほど床面上を広がりにくくなる一方で，床面到達までの細粒化に伴う冷却・固化が生じにくいため，床面での溶融物温度が高めになり拡がり易くなることから，両者の相殺により表面張力が拡がりに与える影響は小さいと考えられる。
・輻射率については，特に実験データの不確かさ幅が大きく実験条件と実機条件の大小関係が明確ではないが，溶融物から冷却材への伝熱量と比較すると輻射の影響は相対的に小さいと考えられることから，拡がり挙動に与える影響は小さいと考えられる。
・床面熱伝達については，実機では床スラブの形状変更に合わせてペデ
スタル床表面にＳＵＳ製ライナを設置することで実験と同じ材質となるため床面熱伝達量は同等であり，また，実機解析から溶融物除熱は冷却材伝熱が支配的であることから，床面熱伝達が拡がり挙動に与える影響はない。なお，表面のＳＵＳ製ライナが溶融した場合にはＺｒ
Ｏ ２ 上での拡がりとなるが，溶融物拡がりに関わる実験では，床の材質の差異（種々のセラミック，コンクリート）によらず同様な拡がり挙動になることが確認されており，ＺｒＯ ２ の場合でも拡がり挙動に差異はないものと考えられる（別紙 1 参照）。
したがって，溶融物の拡がり距離については，溶融物の拡がりに影響する因子のうち，主に溶融炉心落下流量が大きいことにより，不確かさを考慮しても実機条件ではより拡がり易く，床全面に拡がるものと想定される。

添付 3.2.14－14

第1表
分類

ＰＵＬｉＭＳ実験条件と実機条件の比較

初期条件

項目
溶融物
溶融物重量[kg]液相線温度[K]

溶融 物冷 却 材中 挙 動

固相線温度[K]
溶融物過熱度[K]比熱[J/kg/K]
崩壊熱
冷却材重量[kg]サブクール度[K]

実機条件
UO2-ZrO 2-SUS 等
約 300×10３

あり
約 27×10３

L/Lbr（水深／ブレイク
約 0.08～約 0.23
アップ長さ ※ ）PULiMS(E4)
Bi2O 3-WO3
約 47
約 1,143

PULiMS/実機
約 0.16×10 －３-

約 1,14370
250～310
なし
40
23

-

約 0.35

約 1.5×10－３

約 1.5～4.4※Taylor 相関式

溶融 物床 面上挙 動

溶融物密度[kg/m3]
粘性係数[Pa・s]

約 7,8110.004

0.003～0.03

表面張力[N/m]

0.2～0.6

輻射率[-]

0.4～1.0

床面熱伝達

(2)

ZrO2
（SUS 製ライナ）

約 0.75～7.5

SUS 材

-

粒子状ベッドＡＮＬで実施されたセルフレベリング実験では，粒子状ベッド内の沸騰による粒子の吹き上げと再堆積によるセルフレベリング効果により，2分～3 分程度で堆積厚さが均一化されている（付録３

重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コードについて
ＡＡＰ

添付３溶融炉心とコンクリートの相互作用について

第５部Ｍ
付録４

(4)参照）。
ＰＤＳ実験では，沸騰等の冷却水の流動による粒子状ベッドの拡散挙添付 3.2.14－15

動の観察を行っている（別紙 2 参照）。均一化に係る時間は，デブリ密度，ポロシティ，拡がり面積に加え，粒子状ベッドを流れる空気又は蒸気の気相流体速度に依存することが示されており，気相流体速度が相対的に小さいＰＤＳ－Ｅ実験では粒子状ベッドの均一化に要する時間が数分～数十分であるが，気相流体速度がより大きいＰＤＳ－Ｃ実験では数秒～数十秒と早く均一化が進むことが確認されている。実機においては，デブリが落下した直後は高温のデブリから急激に伝熱が進むことから発生蒸気速度は十分速いものと考えられるため，落下直後に十分な均一化が進むと考えられる。
したがって，粒子状デブリベッドの堆積形状については，崩壊熱を発生するデブリ粒子では，粒子状ベッド内の継続的沸騰による粒子の攪拌によるセルフレベリング効果により，時間と共に堆積厚さが均一化することが想定される。

3.

デブリの拡がりに関する不確かさ評価
これまでの知見によれば，溶融物は床全面に拡がると想定され，粒子状ベッドについても短期間で均一化される。よって，デブリの拡がりに関する不確かさはないものと考えられるが，デブリの堆積高さに対して厳しい評価を実施する観点から，ＰＵＬｉＭＳ実験において確認されたデブリ堆積高さと拡がり距離のアスペクト比を適用し，均一化した場合と比較して堆積高さが高くなる場合の評価を行う。ＰＵＬｉＭＳ実験は溶融物を水中に落下した実験であり，溶融物と粒子状デブリベッドを含めたデブリ全体としての堆積高さに関する知見として適用できるものである。

添付 3.2.14－16

(1)アスペクト比ＰＵＬｉＭＳ実験のうち，溶融物量が比較的大きい E4 実験において，平均堆積高さ 41mm に対して，拡がり距離は 740mm×560mm となっている（第 2 図,第 2 表）。アスペクト比としては 1:18～1:14 程度となっており，おおよそ 1:16 程度の拡がり挙動を示している。デブリ堆積高さの評
価としては，ポロシティやペデスタル（ドライウェル部）内構造物量等の保守的な設定をしているため，不確かさ評価として考慮するアスペク
ト比としては，実験結果に基づく平均的な値として 1:16 を適用し評価を
行う。

第2表

ＰＵＬｉＭＳ実験条件と結果

添付 3.2.14－17

41mm(平均高さ)
560mm

740mm

第2図
(2)

ＰＵＬｉＭＳ実験結果（E4）堆積高さ評価
アスペクト比を考慮した場合，デブリの堆積形状は第 3 図のように円柱上に円錐が堆積した形状となる。円錐部分については，堆積高さが最大となるのは床全面に拡がった場合であり，コリウムシールド厚さを考慮したペデスタル直径にアスペクト比を考慮すると，堆積高さは約 0.37m となる。円柱部分については，円錐部分の体積を除いたデブリ
全量が円柱状に堆積するため，堆積高さは約 1.42m となる。以上から，
デブリの堆積高さは円錐部分の体積高さと円柱部分の体積高さの合計となることから，約 1.79m となる。

円錐部分
円柱部分

第3図

デブリ堆積形状（アスペクト比考慮）
添付 3.2.14－18

(3)デブリの冠水維持に対する評価

粒子化割合 0.173 のデブリ量に対してポロシティ 0.5 で全ての間隙に浸水していると仮定した場合，円錐部分の頂部から水面までの水深は約 0.52m である。また，円錐状に堆積することで水プールとの接触面積が増え，蒸発量が増加するが，一様に堆積した場合の水プールとの接触面積からの増加割合
は 1％未満であり，蒸発量に対して有意な影響を与えない。有効性評価（別紙 3 参照）に基づく，ＲＰＶ破損によるデブリ落下から格納容器下部注水までの期間における水位低下量は，過渡事象の場合は約 0.34m，ＬＯＣＡ事象の場合は約 0.44m であり，蒸発量の増加として保守的に 1％を見込んだ場合
でも水位低下量は，過渡事象の場合は約 0.35m，ＬＯＣＡ事象の場合は約0.45m となるため，デブリの冠水は維持される。

添付 3.2.14－19

別紙 1
溶融物拡がりに関わる実験

ＣＥＡ／ＤＲＮ／ＤＴＰで行われたＣＯＲＩＮＥ実験 [1]では，低融点物質（グリセロール他）を模擬物質として使用して，水中での拡がり挙動を調べる実験が実施され，拡がり先端の移動速度や底部に形成されるクラストの影響が調べられた。
独カールスルーエ研究センター（ＦＺＫ）で実施されたＫＡＴＳ実験 [2][3][4]では，溶融物としてテルミット（Ａｌ ２ Ｏ ３ 約 150kg，Ｆｅ約 150kg）が使用さ
れ，溶融物の放出速度や温度，拡がり形状（1D,2D），床の材質（コンクリート，
セラミック，コーティング），水の有無をパラメータに溶融物の拡がり実験が行われている。実験装置を第 1 図及び第 2 図に示す。Ａｌ ２ Ｏ ３ とＦｅでは密度が異なり成層化するため，溶融物の出口を 2 箇所設け，最初にＡｌ ２ Ｏ ３ が放出
し，最後にＦｅを放出することにより酸化物溶融物の拡がりと金属溶融物の拡がりを分けて実験が可能となっている。実験条件を第 1 表に示す。ＫＡＴＳ－
１０とＫＡＴＳ－１１の実験条件はほぼ同様であるが，ＫＡＴＳ－１０の方は1mm の水張りをしてあり，ＫＡＴＳ－１１の方はドライ条件となっている。両者の拡がり結果を第 3 図に示すが，両ケースのように溶融物の放出速度が比較的高い場合は，冷却材の有無によらず同様な拡がり挙動になる結果となっている。また，ＫＡＴＳ－１２とＫＡＴＳ－１３の実験条件はほぼ同様であるが，ＫＡＴＳ－１２の方が床の材質がセラミックであり，ＫＡＴＳ－１３の方はコンクリートである。両者の拡がり結果を第 4 図に示すが，両ケースのように溶融物の放出速度が比較的高い場合は，床の材質の差異によらず同様な拡がり挙動になる結果となっている。
ＣＥＡで実施されたＶＵＬＣＡＮＯ [5][6] 実験では，溶融物として酸化物溶融
添付 3.2.14－20

物が使用され，溶融物の組成，放出速度や温度，床の材質（コンクリート，セラミック）をパラメータに溶融物の拡がり実験が行われている。ＶＥ－Ｕ７実
験では，酸化物溶融物（ＵＯ ２ 56wt％,ＺｒＯ ２ 32wt％,ＦｅＯ 5wt％, ＣａＳ
ｉＯ ３ 2wt％, ＳｉＯ ２ 2wt％, Ｆｅ 1wt％, ＣａＯ 1wt％, Ａｌ ２ Ｏ ３ 1wt％）
を用いて，コンクリート床とセラミック（高密度ジルコニア）床での拡がりを実験している。実験装置を第 5 図に示す。装置の中央にマグネシア煉瓦の分離板を設置し，コンクリート床とセラミック床に 40.8kg の酸化物溶融物を 4.3kg／s の速度で同時に放出する条件となっている。両者の拡がり結果を第 6 図に示す。7.7 秒間はほぼ同じ拡がり挙動を示しており，その後はセラミック床で若干拡がりが継続する結果となっている。

添付 3.2.14－21

第1図

ＫＡＴＳ実験装置の概要図 [2]

(1D)
第2図

(2D)

ＫＡＴＳ実験の 1D と 2D の拡がり形状の写真 [3]添付 3.2.14－22

第1表

ＫＡＴＳ実験条件と拡がり距離（酸化物溶融物，1D 拡がり） [2]

第3図

ＫＡＴＳ実験の水の有無の影響（酸化物溶融物，1D 拡がり） [2]

第4図

ＫＡＴＳ実験の床の材質の影響（酸化物溶融物，1D 拡がり）[2]添付 3.2.14－23

第5図

第6図

ＶＵＬＣＡＮＯ実験装置の概要図 [6]

ＶＵＬＣＡＮＯ実験の床の材質の影響 [6]添付 3.2.14－24

参考文献[1]J.M.Veteau and R.Wittmaack. ， "CORINE Experiments and Theoretical
Modeling," Proceedings of FISA-95， Luxemburg EUR 16896 EN， pp.271-285(1996).
[2]Proceedings of the Second OECD(NEA) CSNI Specialist Meeting on MoltenCore

Debris-ConcreteInteractions,

NEA/CSNI/R(92)10,Karlsruhe,

Germany (1992).
[3]B.Eppinger, et al.，”KATS Experiments to Simulate Corium Spreading in
the EPR Core Catcher Concept,”FzK, Karlsruhe,Germany.
[4]B.Eppinger, et al.，”Simulationsexperimente zum Ausbreitungsverhalten
von Kernschmelzen: KATS-8 bis KATS-17,” FZKA 6589 (2001).
[5]C.Journeau, et al.,”Ex-Vessel corium spreading: result from the
VULCANO spreading tests,” Nucl. Eng.Design, 223 75-102 (2003).
[6]C.Journeau, et al.,”The VULCANO VE-U7 Corium spreading benchmark,”
Progress in Nuclear Energy, Vol. 48, p215-234, 2006.

添付 3.2.14－25

別紙 2
ＰＤＳ実験について1.

はじめに
スウェーデン王立工科大学（ＫＴＨ）で実施されたＰＤＳ実験は，沸騰等の冷却水の流動による細粒状デブリベッドの拡散挙動について観察を行って
いる。

2.

実験条件
実験装置概要図を第 1 図に示す。水槽の壁面に沿って粒子状デブリを堆積させ，下部に設置した注入用チャンバーから水蒸気又は空気を注入し，粒子状デブリベッドの拡散挙動を観察する。

a)装置概要b)ＰＤＳ－Ｃ試験
第1図c)ＰＤＳ－Ｅ７～２３試験

実験装置概要図

また，ＰＤＳ実験では種々のパラメータを感度として複数の実験が実施されている。各実験において感度として設定したパラメータを第 1 表に示す。

添付 3.2.14－26

第1表

3.

ＰＤＳ実験におけるパラメータ設定

実験結果
(1)

ＰＤＳ－Ｅ実験
実験マトリックスを第 2 表，実験結果を第 2 図及び第 3 図に示す。Ｐ
ＤＳ－Ｅ実験における気相流体速度は最大でも 0.122m／s 程度であり，粒子状デブリベッドの拡がりに数分～数十分の時間を要している。

第2図

ＰＤＳ－Ｅ実験結果

添付 3.2.14－27

第3図

第2表

(2)

ＰＤＳ－Ｅ７実験結果

ＰＤＳ－Ｅ実験マトリックス

ＰＤＳ－Ｃ実験
実験マトリックスを第 3 表に示す。ＰＤＳ－Ｃ実験の気相流体速度は
添付 3.2.14－28

0.34 m／s～2.09m／s と大きく，粒子状デブリベッドの拡がりに要する
時間は数秒～数百秒オーダであり，極めて短時間で均一化される結果となっている。

第3表(3)

ＰＤＳ－Ｃ実験マトリックス

結論
気相流体速度が相対的に小さいＰＤＳ－Ｅ実験では，粒子状デブリベ
ッドの均一化に要する時間が数分～数十分に及ぶが，気相流体速度が大きいＰＤＳ－Ｃ実験では数秒～数百秒と早く均一化が進む頃が確認されている。
実機においては，溶融炉心が落下した直後は，高温の溶融炉心から冷却材に急激に伝熱が進むことから発生蒸気速度は十分に大きいものと考えられるため，落下直後に十分な均一化が進むと期待できる。

添付 3.2.14－29

参考文献[1] A.Konovalenko et al., Experimental and Analytical Study of Particulate
Debris Bed Self-Leveling, NUTHOS-9, Kaohsiung, Taiwan, September 9-13,
2012.
[2] P.Kudinov et al., Investigation of Debris Bed Formation, Spreading andCoolability, NKS-287, Royal Institute of Technology, KTH, Sweden,
August 2013.

添付 3.2.14－30

初期条件

添付 3.2.14－31

事故条件 機器条件

5kPa[gage]

格納容器圧力35℃
32℃

800kW／m２ 相当（圧力依存性あり） 過去の知見に基づき水張りの効果を考慮して設定

外部水源の温度

サプレッション・プール水温度

デブリからプール水への熱流束

原子炉水位の低下の観点で厳しい事象を設定

溶融炉心の冠水が継続可能な流量として設定

給水流量の全喪失

80m３ ／h にてペデスタル（ドライウェル部）へ注水開始（RPV 破損から 7 分後）

起因事象

格納容器下部注水系（常設）

通常運転時のサプレッション・プール水温度の上限値として設定

年間の気象条件変化を包含する高めの水温を設定

57℃

格納容器雰囲気温度

通常運転時の格納容器雰囲気温度（ドライウェル内ガス冷却装置の設計温度）として設定

通常運転時の格納容器圧力を包含する値

1 サイクルの運転期間（13 ヶ月）に調整運転期間（約 1 ヶ月）を考慮した運転期間に対応する燃焼度を設定

ANSI／ANS-5.1-1979
燃焼度 33GWd／t

原子炉停止後の崩壊熱

条件設定の考え方－

主要解析条件
ＭＡＡＰ

解析コード

項目

主要解析条件（ＲＰＶ破損後のデブリ冠水維持に関連するもの）

別紙 3

別添 4
デブリ落下時に機器
器ドレンサンプが健全な場合の影響につい
いて

1.

はじめに
ペデスタル（ドライウ ェル部）内にはＳＵＳ製の機器ドレンサ
サンプを設置する（第 1 図）。ＲＰＶ破破損時のデブリ温度が 2,000℃以上である
るのに対し，ＳＵＳ材の融点は 1,400℃前後であるため，デブリ落下時には機機器ドレンサンプは溶融して溶融デブ リに取り込まれ，ペデスタル（ドライウ
ウェル部）内に均一に拡がると考えら れる。ここで，デブリ落下時に機器ドレ
レンサンプが溶融せず健全であると仮 定した場合に，プール水深及び溶融炉心
心・コンクリート相互作用による侵食 量に与える影響を評価する。
なお，設計の進捗によ り機器ドレンサンプの形状が変更となるる可能性を考慮し，ここでは，機器ド レンサンプの体積を既設のサンプと同等
等のとし，コリウムシールド 内周全体に沿って設置した条件で評価をを行う。

機器ドレンサンプ

第1図

機器ドレンサンプ設置イメージ

添付 3.2.14－32

2.

プール水深に与える影 響
機器ドレンサンプが健 全な場合のデブリ堆積高さは約 0.12m 上昇する。ま上た，機器ドレン水は機器 ドレンサンプ内に維持されることから， デブリ上の
水プールの水深は約 0.11
1m 低下し，粒子化したデブリの範囲を除除いた水プー
ル水深は約 0.58m となる （第 2 図）。有効性評価の結果から，ＲＲＰＶ破損によるデブリ落下からペデ スタル（ドライウェル部）注水開始まででのペデスタル（ドライウェル部）水 位低下量は，過渡事象の場合は約 0.34m
m，ＬＯＣＡ
事象の場合は約 0.44m で あり，デブリの冠水は維持される。

第2図

3.

機器ドレ
レンサンプが健全な場合のデブリ堆積形状
状

溶融炉心・コンクリー ト相互作用による侵食量に与える影響
機器ドレンサンプが溶 融した場合と健全な場合において，デブ
ブリ上のプール水，ペデスタル（ドラ イウェル部）側面及び床面コンクリート
ト並びに機器
ドレンサンプが，それぞ れデブリと接触する面積は第 1 表のとおおりである。

添付 3.2.14－33

第1表

デブリとの接触面積の比較
デブリとの接触面積①機器ドレンサンプが溶融した場合②機器ドレンサンプが健全な場合

デブリ上のプール水
ペデスタル（ドライウ
ェル部）側面及び床面
機器ドレンサンプ
合計

約 86m２

約 87m２

機器ドレンサンプが健全な場合（②）の接触面積の合計は，機器ドレンサ
ンプが溶融した場合（①）と同等であり，また，機器ドレンサンプとの接触面においてはサンプ内の冷却水による除熱効果も加わることから，②は①に比べてデブリの冷却がより進むと考えられる。
なお，②は一時的な期間であり，機器ドレンサンプはデブリにより溶融するため，長期的な物理挙動である溶融炉心・コンクリート相互作用による侵食量への影響はほとんどないと考えられる。

4.

まとめ
機器ドレンサンプが健全な場合，デブリ上のプール水深は低下するもののデブリの冠水は維持されるとともに，溶融炉心・コンクリート相互作用による侵食量は低減すると考えられる。以上から，機器ドレンサンプが溶融せず健全な場合においても，デブリ露出や侵食量増加の観点での悪影響はないと考えられる。

添付 3.2.14－34

添付資料 3.2.15
コリウムシールド材料の選定について

原子炉の過酷事故において，放射性物質が環境へ放出することを防ぐため，
溶融炉心による格納容器の侵食を抑制する静的デブリ冷却システムの開発に取り組んでいる。溶融炉心を受け止めて保持する役割を担う耐熱材は，高融点でかつ化学的安定性に優れていることが必要であることから，候補材としては，，，ＺｒＯ ２ 等が挙げられる。模擬溶融炉心と上記耐熱材との侵食データを取ることを目的として，侵食試験を実施した。
以下に溶融Ｚｒ及び模擬溶融炉心（ＵＯ ２ －ＺｒＯ ２ －Ｚｒ）による耐熱材侵食試験の概要について示す。この結果より，コリウムシールド材料としてＺｒ
Ｏ ２ を選定した。

1.

溶融Ｚｒによる耐熱材侵食試験

1.1 試験方法
耐熱材には，，ＺｒＯ ２ の多孔質材料を用いた。模擬溶融

炉心の金属成分をるつぼに入れ，るつぼ上部に耐熱材試験片をセットする（第1 図）。これらを電気炉で加熱し，2,000℃～2,200℃の所定温度にして金属を溶かす。溶融した金属中に耐熱材試験片を上部から挿入し，5 分間保持する。その後，試験片を初期位置へ戻してから炉冷する。各種試験片について，冷却後に外観及び試験片の残存状態を確認した。なお，溶融炉心の主な構成
材料として，ＢＷＲで使用されるＵＯ ２ ，Ｚｒ，ＺｒＯ ２ ，Ｆｅ等が想定されるが，試験においては，金属成分は 100mol％Ｚｒとした。

添付 3.2.15－1

第1図

試験体系

1.2 試験結果
第 2 図に金属組成が 100mol％Ｚｒにおける試験後の耐熱材試験片の断面写真を示す。いずれの耐熱材においても，金属組成のＺｒ量に応じて侵食量は増加した。また，金属組成によらず侵食量はなり，ＺｒＯ ２ ，，＞＞ＺｒＯ ２ との順に耐侵食性に優れていることが確認

できた。

第2図

2.

試験後の断面写真

模擬溶融炉心による耐熱材侵食試験

2.1 試験方法
高融点材料にて製作したるつぼ内に円柱状に加工したＺｒＯ ２ 耐熱材と模添付 3.2.15－2

擬溶融炉心粒子を所定の重量分装荷した。模擬溶融炉心の組成はＵＯ ２ －Ｚ
ｒＯ ２ －Ｚｒ：30mol％－30mol％－40mol％とした。
同るつぼを試験装置の誘導コイル内に設置して，誘導加熱により加熱を行った。試験中の模擬溶融炉心の温度は，放射温度計により計測した。試験時の温度は，放射温度計や熱電対にて計測している模擬溶融炉心の温度が，目標温度範囲（2,000℃～2,100℃）に入るように温度制御を行った。温度保持
時間は 10 分とした。
熱電対

放射温度計

模擬溶融炉心るつぼ

ZrO2耐熱材

第3図

試験体系

2.2 試験結果
試験温度の推移を第 4 図に示す。試験においては 2,000℃～2,050℃の範囲
で，約 10 分程度温度が保持されていることを確認した。また，試験後のるつぼの断面写真を第 5 図に示す。ＺｒＯ ２ 耐熱材の厚さが試験前から変わっていないことから，模擬溶融炉心によるＺｒＯ ２ 耐熱材の有意な侵食がないことが分かる。

添付 3.2.15－3

第4図

第5図

3.

試験温度推移試験後の断面写真

耐熱材への模擬溶融炉心落下試験

3.1 試験方法
耐熱材に溶融炉心が接触した際の短期的な相互作用を確認するため，Ｚｒ
Ｏ ２ 耐熱材の上に模擬溶融炉心を落下させ，耐熱材の侵食深さの測定，耐熱材侵食性状や模擬溶融炉心の固化性状の分析などを実施した。模擬溶融炉心の組成はＵＯ ２ －ＺｒＯ ２ －Ｚｒ：30mol％－30mol％－40mol％とした。Ｚｒ
Ｏ ２ 耐熱材を内張りしたコンクリートトラップの上部に電気炉を設置し，電添付 3.2.15－4

気炉により加熱した模擬溶融炉心をＺｒＯ ２ 耐熱材上に落下させ，コンクリ
ートトラップに設置した熱電対によりＺｒＯ ２ 耐熱材の温度を測定した。

電気炉より
模擬溶融炉心が流入

コンクリートトラップ

ＺｒＯ ２ 耐熱材

ＺｒＯ ２ 耐熱材側面（模擬溶融炉心側）の温度測定用熱電対設置位置

第6図

試験装置

3.2 試験結果
試験温度推移を第 7 図に示す。ＺｒＯ ２ 耐熱材側面（模擬溶融炉心側）の温度を測定する熱電対が模擬溶融炉心落下直後に最高温度約 2,450℃を観測したことから，落下してきた模擬溶融炉心温度は 2,450℃以上であったと推測される。また，試験後のコンクリートトラップ断面写真を第 8 図に示す。
模擬溶融炉心接触部から最大で約 1cm が黒色化し，その周辺部が白色化していることが確認されたものの，顕著な耐熱材の侵食及び耐熱材の割れは確認されなかった。

添付 3.2.15－5

ＺｒＯ２耐熱材側面（模擬溶融炉心側）の温度

第7図

第8図

試験温度推移試験後の断面写真

添付 3.2.15－6

第9図

耐熱材表面の成分分析結果

一般に，ＺｒＯ ２ には還元雰囲気で高温に暴露されると材料中に酸素欠損が起こり，変色する特性があることが知られている。試験においては，計測された模擬溶融炉心の温度が 2,450℃以上と高温であり，かつ模擬溶融炉心
中には金属Ｚｒが存在することから，模擬溶融炉心中の金属ＺｒによってＺ
ｒＯ ２ 耐熱材の表面で還元反応が起こり，酸素欠損が生じたと推測される。
しかしながら，黒色部についてＸ線回折分析を行った結果，耐熱材表面の組成に有意な変化が確認されなかったことから，欠損した酸素の量は微量であり，ＺｒＯ ２ 耐熱材の耐熱性能に影響はないと考えられる（第 9 図）。
添付 3.2.15－7

なお，ペデスタル（ドライウェル部）には水プールが存在するため，ペデスタル（ドライウェル部）に落下してきた溶融炉心中に残存する未酸化の金
属Ｚｒは，水との反応によって酸化されると想定される。ＭＡＡＰ解析の結果から，ペデスタル（ドライウェル部）に落下してきた溶融炉心は，2,000℃を超える高い温度でコリウムシールドと数十分接触する可能性があるが，上述のとおり，溶融炉心中の金属Ｚｒは酸化されていると考えられることから，事故時に溶融炉心がコリウムシールドと接触したとしても，ＺｒＯ ２ 耐熱材の表面が還元されることによる影響は軽微であると考えられる。

4.

まとめ
上記試験結果から，溶融炉心に対して高い耐性を有しているＺｒＯ ２ （ジルコニア）耐熱材を，コリウムシールドに用いる材料として選定した。

※

本試験は，中部電力(株)，東北電力(株)，東京電力ホールディングス(株)，北陸電力(株)，中国電力(株)，日本原子力発電(株)，電源開発(株)，(一財)エネルギー総合工学研究所，(株)東芝，日立 GE ニュークリア・エナジー(株)が実施した共同研究の成果の一部である。

添付 3.2.15－8

添付資料 3.2.16
コリウムシールド厚さ，高さの設定について

1.

はじめに
コリウムシールドは，溶融炉心・コンクリート相互作用の影響抑制の目的で設置するが，ペデスタル（ドライウェル部）（以下「ペデスタル」という。）
内の設備配置上，設置高さに制限があり，これを考慮した上で，原子炉圧力容器から落下する溶融炉心（以下「デブリ」という。）を全量保有でき，かつ，溶融炉心・コンクリート相互作用の影響も抑制できるよう，その厚さを設定する必要がある。以下に設定方針を示す。

2.

コリウムシールド高さの設定
ペデスタル内には人通用開口部や床ドレン配管等のドライウェルと通じる経路があるため，デブリ堆積高さがこれらの経路に到達した場合，ペデスタ
ル外へ流出するおそれがある。そのため，デブリをペデスタル内に全量保有する観点から，デブリ堆積高さはデブリがペデスタル外に流出する可能性のある経路よりも低い位置とする必要がある。ペデスタル床高さに対して最も低い位置となる経路は，ドライウェルからペデスタル床ドレンサンプへのドレン配管である（第 1 図）。当該配管の下端は，ペデスタル床からの位置に存在することから，コリウムシールド設置高さの上限としてを設定する。

3.

コリウムシールド厚さの設定

3.1

コリウムシールド厚さの設定方針
コリウムシールド厚さは，コンクリート侵食抑制及びコンクリートへの熱影響を抑制する観点から，可能な限り厚さを確保する方針とする。ただし，添付 3.2.16－1

コリウムシールド厚さを増やした場合の影響として，以下を考慮する。
・ペデスタル床面積の減少によるデブリ保有可能量の減少
コリウムシールドの設置高さには上限があるため，厚さを増加させると保有可能なデブリ量が減少する。ペデスタル内に落下するデブリのうち，粒子化したデブリは水プール中で冷却されやすいため，ペデスタル内構
造物への熱影響を抑制する観点では，粒子化していない溶融デブリからの寄与が大きい。そのため，コリウムシールドの厚さとしては溶融デブ
リが全量保有できることが重要となる。
ただし，コリウムシールド厚さの設定に当たっては，粒子化デブリからの影響も緩和できるよう，粒子化デブリも含めたデブリ全量を保有できるよう考慮する。
・水プールとの接触面積の減少
コリウムシールド厚さを増加させると，水プールとの接触面積が減少するため，水プールへの除熱量が崩壊熱を下回ることでデブリ温度が上昇
し，コリウムシールドが侵食するおそれがある。そのため，コリウムシールドの厚さを設定した上で溶融デブリによる侵食量を評価し，ペデス
タルに要求される原子炉圧力容器支持機能及びデブリ保持機能に対する影響を評価する。
以上を踏まえ，コリウムシールド高さを上限であるとした上で，粒子化による堆積高さ上昇も踏まえたデブリ堆積高さを考慮した場合においてもデブリが全量保有できるコリウムシールド厚さを設定する。

3.2

デブリ保有可能量を踏まえたコリウムシールド厚さの算定
デブリ体積高さ Hdebri は，式(1)及び式(2)で算定される。ここで，ポロシテ

ィはＰＵＬｉＭＳ実験等の知見を基に保守的な値として 0.5 を設定している。
添付 3.2.16－2

Hdebri ＝（V m×(1－Φ ent)＋V s＋Vm×Φ ent ÷(1－P)）÷S fz(1)

Sfz ＝(LPD／2－DCS )２ ×π(2)

V m：溶融物体積[36m３ ]Vs：ペデスタル内構造物体積[4m３ ]（添付資料 3.2.14 別添 1 参照）
Φ ent：粒子化割合[0.173]（添付資料 3.2.14 別添 2 参照）
P：ポロシティ[0.5]S fz ：コリウムシールドの設置を考慮した床面積[m３ ]LPD:ペデスタル床直径[]

D CS ：コリウムシールド厚さ[m]

コリウムシールドの高さは，デブリ堆積高さと床に設置するコリウムシー
ルドの厚さを加えた値となるため，式(1)において Hdebri を(－DCS)m として計算した結果，DCS ＝約 0.15m となる。よって，デブリ保有可能性を踏まえると，コリウムシールド厚さは 0.15m となる。

3.3

その他の影響を踏まえたコリウムシールド厚さの設定
コリウムシールド厚さが 0.15m の場合，コリウムシールドの侵食は発生しないことを添付資料 3.5.1 にて確認している。また，添付資料 3.5.2 にて，コンクリートの温度履歴を基に，原子炉圧力容器支持機能及びデブリ保持機能を評価した結果，これらの機能が損なわれないことを確認している。以上
より，コリウムシールド厚さが 0.15m の場合でも，原子炉圧力容器支持機能及びデブリ保持機能への影響はない。
また，熱影響の観点で寄与が大きい溶融デブリに着目すると，デブリ全量（溶融物体積[約 36m ３ ]及びペデスタル内構造物体積[約 4m３ ]）が溶融デブリと仮定した場合におけるデブリ堆積高さは約 1.63m であり，コリウムシール
添付 3.2.16－3

ド高さに対して余裕がある。

以上から，コリウムシールド厚さを 0.15m とする。

第1図

デブリがペデスタル外へ流出する可能性のある経路

添付 3.2.16－4

添付資料 3.2.17
原子炉圧力容器の破損位置について

解析コードＭＡＡＰでは，原子炉圧力容器の破損モードとして以下のものが考慮されており，解析においてはこれらの中から判定された破損モードが適用される。
a) 下部ヘッド貫通部への溶融物流入による破損
b) 下部ヘッド貫通部の逸出c) デブリジェットの衝突による下部ヘッドの局所破損
d) 金属層による原子炉圧力容器壁の破損e) 原子炉圧力容器のクリープ破損
原子炉圧力容器の下部ヘッドは径方向（5 ノード）及び厚さ方向（5 ノード）に分割されており，ノードごとに破損に至っているかの判定が行われる。第 1
図に原子炉圧力容器下部ヘッドのノード分割の概念図を示す。
有効性評価のうち，3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱にて対象としている事故シーケンス「過渡事象＋高圧炉心冷却失敗＋原子炉減圧失敗＋
炉心損傷後の原子炉減圧失敗（＋ＤＣＨ）」（「3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」及び「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」の評価事故
シーケンスへの対応及び事象進展と同じ）においては，下部プレナムへ移行した溶融炉心からの加熱により，原子炉圧力容器下部の中心部ノードの温度が最も高くなり，制御棒駆動機構ハウジング溶接部のひずみ量がしきい値（0.1）に至ることによる原子炉圧力容器破損（「b)下部ヘッド貫通部の逸出」に該当）が最初に判定される結果となっている。
径方向のノードごとの制御棒駆動機構ハウジング溶接部のひずみ量の推移を
第 2 図に，原子炉圧力容器下部ヘッド温度の推移を第 3 図に示す。第 2 図に示すとおり，原子炉圧力容器下部の中心ノードに該当するノード 1 のひずみ量が
添付 3.2.17－1

しきい値（0.1）に達して原子炉圧力容器破損に至っている。また，第 3 図に示すとおり，ノード 1 が高温を長時間維持していることが確認された。

ノード５
ノード４
ノード３
ノード２
ノード１

第1図

原子炉圧力容器下部ヘッドのノード分割（概念図）

添付 3.2.17－2

0.12
溶接部ひずみ量(ノード１)
溶接部ひずみ量(ノード２）
0.10
溶
接
部
ひ
ず
み
量

溶接部ひずみ量(ノード３)
溶接部ひずみ量(ノード４)
溶接部ひずみ量(ノード５)0.08

原子炉圧力容器の破損（約 4.5 時間）

0.06

(－)
0.04

0.02

0.00
0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

事故後の時間(hr)JOB No.MA47BNT2TQUV3H7I008

第2図

径方向のノードごとの制御棒駆動機構ハウジング溶接部のひずみ量

2000
RPV下部ヘッド構造材温度(ノード１)
原
子
炉
圧
力
容
器
下
部
ヘ
ッ
ド
構
造
材
温
度
(℃)

1800

RPV下部ヘッド構造材温度(ノード２)
RPV下部ヘッド構造材温度(ノード３)

原子炉圧力容器の破損（約 4.5 時間）

1600

RPV下部ヘッド構造材温度(ノード４)
RPV下部ヘッド構造材温度(ノード５)

1400
1200
1000
800

下部プレナムへの
溶融炉心の移行（約 2.5 時間）

600
400
200
0
0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

事故後の時間(hr)JOB No.MA47BNT2TQUV3H7I008

第3図

径方向のノードごとの原子炉圧力容器下部ヘッド温度

添付 3.2.17－3

10添付資料 3.2.18
格納容器内に注入する窒素温度条件について

1.

窒素温度による事象進展への影響
東海第二発電所では，格納容器内における水素燃焼を防止するため，格納容器内酸素濃度が4.0vol％（ドライ条件）に到達すれば格納容器内に窒素を注入することとしている。
有効性評価の解析においては，注入する窒素の流量以外に，注入する窒素
温度を設定する必要があり，この窒素温度によって事象進展には次のような影響がある。
(1) 格納容器雰囲気温度
注入する窒素温度が高い方が，格納容器雰囲気温度が高くなる。
(2) 格納容器圧力窒 素 注 入 時 は ， 0.31MPa[gage] （ 200m ３ ／ h で の 窒 素 注 入 時 ） 又 は
0.465MPa[gage]（400m３ ／hでの窒素注入時）到達により窒素注入を停止することから，窒素温度による格納容器圧力への影響はない。
(3) 格納容器内酸素濃度
密度が大きくなる窒素温度が低い条件の場合，時間当たり注入する窒素の 質 量 が 大 き く ， 窒 素 注 入 開 始 か ら 格 納 容 器 圧 力 0.31MPa[gage] 又 は
0.465MPa[gage]到達までの時間が短くなる。また，代替循環冷却系の起動後は格納容器圧力が低下傾向になるため，窒素注入開始から格納容器圧力0.31MPa[gage]又は0.465MPa[gage]到達までに要する時間が短い場合，注入する窒素の総質量が小さくなる。したがって，窒素温度の低い方が，窒素注入停止時点での格納容器内酸素濃度（ドライ条件及びウェット条件）は高くなる。

添付 3.2.18－1

以上より，窒素温度の低い方が格納容器内酸素濃度4.3vol％（ドライ条件）
到達までの時間が早くなり，事故発生後の格納容器ベントまでの時間が短くなる。
なお，注入する窒素温度は格納容器雰囲気温度よりも低いため，窒素温度の低い方が，格納容器内の蒸気をより凝縮することとなり，格納容器内酸素濃度（ウェット条件）は高くなる。
したがって，格納容器雰囲気温度と格納容器内酸素濃度に対しては，その挙動が厳しくなる窒素温度の条件が異なる。

2.

有効性評価における窒素温度について
水戸地方気象台での観測記録によれば最高気温は38.4℃であり，空気が可
搬型窒素供給装置内の空気圧縮機を通過することにより温度が最大15℃上昇
する可能性があることから，格納容器内に注入される窒素の最高温度としては55℃と想定する。
38.4＋15＝53.4≒55℃
一方で，水戸地方気象台での観測記録によれば最低気温は-12.7℃であるが，可搬型窒素供給装置内の空気圧縮機の通過及び建屋内温度による窒素注入配管内での暖気の影響を考慮し，格納容器内に注入される窒素の最低温度としては0℃と想定する。
以上を踏まえ，有効性評価における窒素温度は以下のとおりとしている。
(1) 有効性評価
上記の格納容器内に注入される窒素の最高温度（55℃）及び最低温度（0℃）の平均的な温度条件として30℃ ※１ とする。
(55＋0)／2＝27.5≒30℃

添付 3.2.18－2

※１

入力条件として，比熱と密度を設定する。比熱は，注入する窒素のエネルギを算出し，格納容器内のエネルギ増分を解析するために必要であり，高めの温度として30℃条件とする。密度は，注入する窒素の質量を算出し，格納容器圧力の増分を解析するために必要であり，格納容器酸素濃度（ドライ条件及びウェ
ット条件）を高めに評価する観点から低めの温度として，最低温度である0℃条件とする。

(2) 窒素温度の感度解析条件
格納容器雰囲気温度に対しては，格納容器雰囲気温度を厳しく評価する観点で最大の窒素温度が厳しくなる。
格納容器内酸素濃度に対しては，窒素温度を低くすることで格納容器ベントまでの時間が短くなり放射性物質の放出量が多くなることが考えられるが，窒素注入開始時間は事故後約19時間よりも遅く，Ｃｓ－137放出量評
価及び中央制御室の居住性評価の対象である格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」における代替循
環冷却系を使用できない場合（事故後約19時間で格納容器ベントを実施）
よりも格納容器ベントまでの時間は長くなる。Ｃｓ－137放出量評価及び中央制御室の居住性評価においては，格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」における代替循環冷却系を使用できない場合において判断基準を満足することを確認しており，窒素温度を低くした場合のＣｓ－137放出量評価及び中央制御室の居住性評
価への影響はない。
以上から，窒素温度による格納容器雰囲気温度の影響を確認する観点から，感度解析条件として55℃ ※２ とする。
38.4＋15＝53.4≒55℃※２

比熱は 55℃の条件としており，格納容器雰囲気温度に影響しない密度についても 55℃の条件とする。

添付 3.2.18－3

3.

窒素温度による事象進展の違いについて
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」におけるベースケースと原子炉圧力容器破損後に原子炉注水しない場合の感度解析
ケースについて，窒素温度を30℃及び55℃とした場合の格納容器圧力，格納容器気相部温度及び格納容器内の気相濃度の推移を第1図から第16図に示す。
ベースケース（第1図から第8図）では，両条件ともにほぼ同様の挙動である。
原子炉圧力容器破損後に原子炉注水しない場合の感度解析ケース（第9図から第16図）では，窒素注入を開始する約133時間後までは両条件ともに同じ挙動であるが，窒素温度を30℃とした場合は窒素注入停止が約163時間後であり，55℃とした場合に比べて窒素注入の停止タイミングが早い。ただし，その他の挙動はほぼ同様であり，窒素温度による事象進展への影響は軽微である。

4.

まとめ
有効性評価においては，格納容器内に注入される窒素の平均的な温度条件
として30℃条件としている。また，格納容器内に注入される窒素温度の感度を示すため，窒素温度を55℃とした場合の感度解析を実施した結果，事象進展への影響は軽微であることを確認した。

添付 3.2.18－4

0.8
ドライウェルサプレッション・チェンバ

格納容器の限界圧力 0.62MPa[gage]
0.6
格
納
容
器
圧
力

0.4

(MPa[gage])

サプレッション・チェンバ内への窒素注入開始（約 167 時間）
0.2

0.0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)第1図

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱における格納容器圧力の推移（窒素注入温度：55℃）

0.8
ドライウェルサプレッション・チェンバ

格納容器の限界圧力 0.62MPa[gage]
0.6
格
納
容
器
圧
力

0.4

(MPa[gage])

サプレッション・チェンバ内への窒素注入開始（約 167 時間）
0.2

0.0
0

24

48

72

96

120

144

事故後の時間(h)第2図

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱における格納容器圧力の推移（窒素注入温度：30℃）

添付 3.2.18－5

168

300
ドライウェル
格納容器温度サプレッション・チェンバ
格納容器の限界温度 200℃

200

温
度

サプレッション・チェンバ内への窒素注入開始（約 167 時間）

（℃）
100

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)第3図

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱における格納容器雰囲気温度の推移（窒素注入温度：55℃）

300
ドライウェルサプレッション・チェンバ(気相)サプレッション・チェンバ(液相)
格
納
容
器
温
度

格納容器の限界温度 200℃

200

サプレッション・チェンバ内への窒素注入開始（約 167 時間）

（℃）
100

0
0

24

48

72

96

120

144

事故後の時間(h)第4図

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱における格納容器雰囲気温度の推移（窒素注入温度：30℃）

添付 3.2.18－6

168

100
水素

90

酸素
窒素

80
ド
ラ
イ
ウ
ェ
ル
の
気
相
濃
度
（vol％）

一酸化炭素,二酸化炭素
70

可燃限界
窒素

60
50

サプレッション・チェンバ内への窒素注入開始（約 167 時間）

水素

40
30
20

酸素

一酸化炭素,二酸化炭素10

酸素可燃限界(5vol%)

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)第5図

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱におけるドライウェルの気相濃度推移（ドライ条件）（窒素注入温度：55℃）
水素

酸素

窒素

可燃限界

100
90
80
ド
ラ
イ
ウ
ェ
ル
の
気
相
濃
度
（vol％）

70
窒素
60
50
40
水素
30

サプレッション・チェンバ内への窒素注入開始（約 167 時間）

20
酸素

10

酸素可燃限界(5vol%)

0
0

24

48

72

96

120

144

事故後の時間(h)第6図

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱におけるドライウェルの気相濃度推移（ドライ条件）（窒素注入温度：30℃）

添付 3.2.18－7

168

水素

酸素

窒素

可燃限界

100
90
サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
の
気
相
濃
度

80
サプレッション・チェンバ内への窒素注入開始（約 167 時間）

70
60

窒素

50
40

水素

30
20
酸素

（vol％）

10

酸素可燃限界(5vol%)

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)第7図

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱におけるサプレッション・チェンバの気相濃度推移（窒素注入温度：55℃）

100
水素

90
サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
の
気
相
濃
度

酸素
80

窒素
一酸化炭素,二酸化炭素

70

可燃限界

60

窒素

50
水素
40
サプレッション・チェンバ内への窒素注入開始（約 167 時間）

30
20
酸素

（vol％）

一酸化炭素,二酸化炭素10

酸素可燃限界(5vol%)

0
0

24

48

72

96

120

144

事故後の時間(h)第8図

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱におけるサプレッション・チェンバの気相濃度推移（窒素注入温度：30℃）

添付 3.2.18－8

168

0.8
ドライウェルサプレッション・チェンバ
格納容器の限界圧力 0.62MPa[gage]

0.6
格
納
容
器
圧
力

0.4
サプレッション・チェンバ内への窒素注入開始（約 133 時間）(MPa[gage])

0.2

0.0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)第9図

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱において

原子炉圧力容器破損後に原子炉注水しない場合の格納容器圧力の推移（窒素注入温度：55℃）
0.8
ドライウェルサプレッション・チェンバ
格納容器の限界圧力 0.62MPa[gage]

0.6
格
納
容
器
圧
力

サプレッション・チェンバ内への窒素注入停止（約 163 時間）

0.4

サプレッション・チェンバ内への窒素注入開始（約 133 時間）(MPa[gage])

0.2

0.0
0

24

48

72

96

120

144

事故後の時間(h)第 10 図高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱において

原子炉圧力容器破損後に原子炉注水しない場合の格納容器圧力の推移（窒素注入温度：30℃）

添付 3.2.18－9

168

300
ドライウェルサプレッション・チェンバ
格納容器の限界温度 200℃

格
納
容
器
温
度

200

（℃）

100

サプレッション・チェンバ内への窒素注入開始（約 133 時間）

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)第 11 図高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱において

原子炉圧力容器破損後に原子炉注水しない場合の格納容器雰囲気温度の推移（窒素注入温度：55℃）
300
ドライウェルサプレッション・チェンバ
格納容器の限界温度 200℃

格
納
容
器
温
度

200

（℃）

100

サプレッション・チェンバ内への窒素注入停止（約 163 時間）
サプレッション・チェンバ内への窒素注入開始（約 133 時間）

0
0

24

48

72

96

120

144

事故後の時間(h)第 12 図高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱において

原子炉圧力容器破損後に原子炉注水しない場合の格納容器雰囲気温度の推移（窒素注入温度：30℃）

添付 3.2.18－10

168

サプレッション・チェンバ内への窒素注入開始（約 133 時間）

第 13 図高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱において原子炉圧力容器

破損後に原子炉注水しない場合のドライウェルの気相濃度推移（ドライ条件）（窒素注入温度：55℃）
水素

酸素

窒素

可燃限界

100
サプレッション・チェンバ内への窒素注入停止（約 163 時間）

90
80
ド
ラ
イ
ウ
ェ
ル
の
気
相
濃
度

サプレッション・チェンバ内への窒素注入開始（約 133 時間）

70
窒素
60
50
水素

40
30

（vol％）

20
酸素

10

酸素可燃限界(5vol%)

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)第 14 図高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱において原子炉圧力容器

破損後に原子炉注水しない場合のドライウェルの気相濃度推移（ドライ条件）（窒素注入温度：30℃）

添付 3.2.18－11

サプレッション・チェンバ内への窒素注入開始（約 133 時間）

第 15 図高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱において原子炉圧力容器

破損後に原子炉注水しない場合のサプレッション・チェンバの気相濃度推移（ドライ条件）（窒素注入温度：55℃）
水素

酸素

窒素

可燃限界

100

サプレッション・チェンバ内への窒素注入停止（約 163 時間）

90
サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
の
気
相
濃
度
（vol％）

80

サプレッション・チェンバ内への窒素注入開始（約 133 時間）

70
窒素

60
50

水素
40
30
20
酸素
10

酸素可燃限界(5vol%)

0
0

24

48

72

96

120

144

168

事故後の時間(h)第 16 図高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱において原子炉圧力容器

破損後に原子炉注水しない場合のサプレッション・チェンバの気相濃度推移（ドライ条件）（窒素注入温度：30℃）

添付 3.2.18－12