東海第二発電所 審査資料
資料番号
PS-C-1 改 70
提出年月日
平成 30 年 1 月 10 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 1 月
日本原子力発電株式会社
本資料のうち，は商業機密又は核物質防護上の観点から公開できません。

下線部：今回提出範囲
目

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

解析の実施方針

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

津波浸水による注水機能喪失

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

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

敷地境界外での実効線量評価について

添付資料2.6.3

敷地境界外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

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

解析コード条件及び解析条件の不確かさの影響評価につい目-9

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

ＩＳＬＯＣＡ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

解析コード条件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））

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（インタ目-10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（津波浸水による注水
機能喪失）

添付資料2.8.5

7日間における燃料の対応について（津波浸水による注水
機能喪失）

添付資料2.8.6

常設代替交流電源設備の負荷（津波浸水による注水機能喪失）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

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
目-11

2.5

原子炉停止機能喪失

2.5.1

事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策(1)

事故シーケンスグループ内の事故シーケンス
事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」に含まれる事故シーケ
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，①「過渡事象＋原子炉停止失敗」，②「サポート系喪失（自動停止）＋原子炉停止
失敗」，③「中小破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗」及び④「大破断ＬＯＣＡ＋原子炉停止失敗」である。

(2)

事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方
事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」では，運転時の異常な過渡変化の発生後，炉心冷却には成功するが，原子炉停止機能が喪失することを想定する。このため，原子炉は臨界状態が継続し，原子炉出力が高い状態が維持されることから，炉心で発生した蒸気が格納容器に流入し格
納容器圧力が上昇することで，緩和措置が取られない場合には，炉心損傷
より先に格納容器破損に至る。これに伴い炉心冷却機能を喪失する場合には，原子炉水位の低下が継続し，炉心が露出することで炉心損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，原子炉停止機能を喪失したことによって最終的に炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故等対策の有効性評価としては，原子炉停止機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
以上により，本事故シーケンスグループでは，代替の原子炉停止機能を用いて原子炉出力を抑制し，原子炉注水機能を用いて原子炉水位を適切に維持することにより炉心損傷の防止を図るとともに，最終的な熱の逃がし
場へ熱の輸送を行うことによって除熱を行い格納容器破損の防止を図る。
2.5-1

(3)

炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」において，炉心が著し
い損傷に至ることなく，かつ十分な冷却を可能とするため，初期の対策としてＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環ポンプトリップ機能）及びほう酸水注入系による原子炉停止手段並びに原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心
スプレイ系による原子炉注水手段を整備し，安定状態に向けた対策として，
高圧炉心スプレイ系による炉心冷却を継続する。また，格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として，残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱手段を整備する。さらに，重要事故シーケンスに対する有効性評価では期待しないが，代替制御棒挿入
機能及び原子炉手動スクラムによる原子炉停止手段を整備している。対策の概略系統図を第 2.5−1 図に，対応手順の概要を第 2.5−2 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手順と設備との関係を第 2.5−1 表に示す。
本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，必要な要員は災害対策要員（初動）10 名である。
災害対策要員（初動）の内訳は，当直発電長 1 名，当直副発電長 1 名，
運転操作対応を行う当直運転員 4 名及び指揮，通報連絡を行う災害対策要員（指揮者等）4 名である。
必要な要員と作業項目について第 2.5−3 図に示す。
なお，重要事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目
を重要事故シーケンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，災害対策要員（初動）10 名で対処可能である。
ａ．原子炉停止機能喪失の確認
運転時の異常な過渡変化の発生に伴い，原子炉がスクラムすべき状況
2.5-2

にもかかわらず制御棒が原子炉へ挿入されない場合，原子炉自動スクラ
ム失敗を確認する。その後，中央制御室からの遠隔操作により手動スク
ラムボタン及び原子炉モードスイッチ「ＲＵＮ」から「ＳＨＵＴ

ＤＯ

ＷＮ」への切換えによる手動スクラム操作を実施するが，これにも失敗したことで，原子炉停止機能喪失と判断する。
原子炉停止機能喪失及び平均出力領域計装指示値が 3%以上であることを確認した後に，主蒸気隔離弁閉止に伴い原子炉圧力高信号にてＡＴ
ＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環ポンプトリップ機能）が作動し，再循環ポンプが全台トリップしたことで炉心流量が低下し，原子炉出力が低下したことを確認する。また，制御棒挿入機能の回復操作を実施する。
原子炉停止機能喪失の確認に必要な計装設備は，平均出力領域計装等である。
ｂ．高圧炉心スプレイ系の自動起動確認等
原子炉で発生した蒸気が，逃がし安全弁を介してサプレッション・プールに流入することで格納容器圧力が上昇する。ドライウェル圧力高（13.7kPa[gage]）設定点到達にて高圧炉心スプレイ系が自動起動し，原子炉注水を開始したことを確認する。また，低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）も自動起動し，ミニフロー運転にて起動待機状態となったことを確認する。
主蒸気隔離弁閉止に伴いタービン駆動給水ポンプは停止するが，電動駆動給水ポンプにより原子炉注水は継続され，同時に給水加熱喪失となるため給水温度が低下することで，原子炉出力は徐々に上昇する。このため，中央制御室からの遠隔操作により給水流量を調整し，原子炉水位を低めに維持することで，自然循環による炉心流量を低下させ原子炉出力を抑制する。なお，給水流量調整及び原子炉水位低下による原子炉出
2.5-3力抑制操作は解析上考慮しない。
復水器ホットウェル水位の低下に伴い，給復水系は全停となり，原子炉水位が原子炉水位異常低下（レベル２）設定点に到達すると，原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉注水を開始したことを確認する。
高圧炉心スプレイ系の自動起動確認等に必要な計装設備は，ドライウ
ェル圧力，高圧炉心スプレイ系系統流量等である。
ｃ．自動減圧系等の作動阻止操作
原子炉が自動減圧され，低圧の非常用炉心冷却系の原子炉注水により原子炉水位が上昇し，正の反応度が印加されることを防止するため，原子炉停止機能喪失の確認後，中央制御室からの遠隔操作により自動減圧系の作動阻止スイッチを用いてこれらの作動を阻止する。なお，自動減圧系の作動阻止操作により，過渡時自動減圧系についても作動が阻止される。
自動減圧系等の作動阻止操作に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域）等である。
ｄ．ほう酸水注入系の起動操作
原子炉停止機能喪失及び再循環ポンプトリップによる原子炉出力低下を確認した後，平均出力領域計装指示値が 10%以上で，かつサプレッション・プール水温度が 49℃に近接又は超過していることを確認し，中央制御室からの遠隔操作によりほう酸水注入系の起動操作を実施する。また，中性子束振動の発生を確認した場合にも，ほう酸水注入系の起動操作を実施する。
ほう酸水注入系の起動操作に必要な計装設備は，平均出力領域計装，
サプレッション・プール水温度等である。
ほう酸水の注入により原子炉出力が徐々に低下し原子炉が未臨界にな
2.5-4

ったことを確認する。
原子炉の未臨界を確認するために必要な計装設備は，起動領域計装等である。
ｅ．残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール冷却操作
原子炉で発生した蒸気が逃がし安全弁を介してサプレッション・プー
ルに流入することで，サプレッション・プール水温度は上昇する。このため，サプレッション・プール水温度が 32℃に到達した時点で，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール冷却を開始する。なお，本重要事故
シーケンスにおいては，事象発生から短時間でサプレッション・プール
水温度が 49℃まで上昇するが，この場合には，運転手順に従いほう酸水
注入系の起動操作を優先して実施する。
残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール冷却操作に必要な計装設備は，サプレッション・プール水温度等である。
残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール冷却操作を開始した以降も，原子炉出力が残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）の除熱能力を上回っている期間はサプレッション・プール水温度の上昇が継続することを確認する。サプレッション・プール水温度が 106℃に近接した場合は，原子炉隔離時冷却系を停止する。
ｆ．原子炉水位の調整操作
ほう酸水の注入に伴い，原子炉出力が徐々に低下し原子炉は未臨界に至る。また，原子炉出力の低下に伴い原子炉水位は徐々に上昇するため，
2.5-5ほう酸水の全量注入完了を確認するまでは，運転手順に従い高圧炉心ス
プレイ系により原子炉水位を原子炉水位異常低下（レベル１）設定点近傍に維持することで，自然循環による炉心流量の増加を抑制する。また，
ほう酸水の全量注入完了を確認した後は，ほう酸水注入系を停止するとともに，高圧炉心スプレイ系により原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の範囲に維持する。
原子炉水位の調整操作に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域，燃料域），起動領域計装等である。
ｇ．使用済燃料プールの冷却操作
代替燃料プール冷却系等を用いて使用済燃料プールへの注水及び冷却を実施する。

以降，炉心冷却は高圧炉心スプレイ系を用いた原子炉注水により継続的に実施し，格納容器除熱は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）
により継続的に実施する。

2.5.2

炉心損傷防止対策の有効性評価(1)

有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンス
は，「1.2

評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過渡事象（反応度印加の観点で厳しい主蒸気隔離弁の誤閉止を選定）を起因事象とし，原子炉圧力上昇による反応度印加の観点で厳しくなる「過渡事象（主蒸気隔離弁の誤閉止）＋原子炉停止失敗」である。また，本事故シーケン
スでは，原子炉水位が高めに維持され，炉心入口サブクーリングが大きくなることで原子炉出力の観点で厳しい条件として，評価上，重大事故等対2.5-6

処設備ではない給復水系が一定期間運転を継続する条件としている。
なお，本事故シーケンスグループにおける事故シーケンスのうち，ＬＯ
ＣＡを起因事象とする事故シーケンスは，原子炉冷却材の流出により，ほう酸水注入系が有効に機能しないことも考えられるが，これらの事故シー
ケンスの炉心損傷頻度は非常に小さくなっており，また，この場合においても重大事故等対処設備である代替制御棒挿入機能により原子炉を未臨界とすることが可能である。
本重要事故シーケンスでは，炉心における核分裂出力，出力分布変化，
反応度フィードバック効果（ボイド反応度，ドップラ反応度，ボロン反応度），崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移，沸騰・ボ
イド率変化及び気液熱非平衡，原子炉圧力容器における冷却材流量変化，冷却材放出（臨界流・差圧流），ＥＣＣＳ注水（給水系・代替の注水設備含む）及びほう酸水の拡散並びに格納容器におけるサプレッション・プール
冷却が重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価することが可能であるプラント動特性解析コードＲＥＤＹ及び単チャンネル熱水力解析
コードＳＣＡＴにより中性子束，平均表面熱流束，燃料被覆管温度，炉心流量，原子炉圧力，原子炉水位，サプレッション・プール水温，格納容器
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
重要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
本重要事故シーケンスに対する主要な解析条件を第 2.5−2 表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以2.5-7

下に示す。
ａ．初期条件(a)

炉心流量
初期炉心流量が小さいほど，初期のボイド率が大きくなることで原
子炉圧力上昇時にボイドが潰れることで印加される正の反応度が大きくなり，原子炉出力の観点で厳しい設定となる。このため，保安規定の運転範囲における原子炉定格出力時の下限流量である 41,060t／h（85％）を設定する。

ｂ．事故条件(a)

起因事象
起因事象として，主蒸気隔離弁の誤閉止が発生するものとする。

(b)

(c)

安全機能等の喪失に対する仮定
1)

原子炉停止機能喪失として原子炉スクラム失敗を仮定する。

2)

原子炉手動スクラムには期待しないものとする。

3)

代替制御棒挿入機能には期待しないものとする。
評価対象とする炉心の状態評価対象とする炉心の状態は，平衡炉心のサイクル末期とする。サ

イクル末期の方がサイクル初期に比べて動的ボイド係数の絶対値が大きくなるためボイド反応度印加割合が大きくなり，原子炉出力の観点
で厳しくなる。
（添付資料 2.5.1）
(d)

外部電源
外部電源はあるものとする。
外部電源がある場合，給復水系及び再循環ポンプが一定期間運転を継続することで，原子炉出力の観点で厳しくなる。
2.5-8

ｃ．重大事故等対策に関連する機器条件(a)

主蒸気隔離弁の閉止に要する時間
主蒸気隔離弁の閉止に要する時間は，保安規定の運転上の制限における下限値である 3 秒とする。

(b)

ＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環ポンプトリップ機能）
原子炉圧力高（7.39MPa[gage]）又は原子炉水位異常低下（レベル２）
信号により，再循環ポンプを全台トリップさせるものとする。また，
原子炉出力が 35％以上で，再循環ポンプが 1 台以上トリップした場合に作動する選択制御棒挿入については，作動しないものとする。

(c)

逃がし安全弁
原子炉圧力が低めに維持される方が，原子炉圧力に依存する高圧炉
心スプレイ系の注水流量が大きくなり，原子炉水位が高めに維持されることで，原子炉出力の観点で厳しい設定となる。このため，原子炉
圧力が低めに維持される逃がし安全弁（逃がし弁機能）にて原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を抑制するものとする。また，逃がし安全弁（18 弁）は，容量として，1 弁当たり定格主蒸気流量の約 6％を処理するものとする。

(d)

高圧炉心スプレイ系
ドライウェル圧力高（13.7kPa[gage]）信号により自動起動し，ポンプ性能評価に基づく大きめの注水流量特性（注水流量：145m ３ ／h〜
1,506m ３ ／h，注水圧力：0MPa[dif] ※ 〜8.30MPa[dif]）の流量で原子炉へ注水するものとする。注水流量は，炉心に冷水が大量に注水され，原子炉水位が高めに維持される方が原子炉出力の観点で厳しい設定となることから，ポンプ性能評価に基づく大きめの注水流量特性を設定
2.5-9

している。
※(e)MPa[dif]…原子炉圧力容器と水源との差圧（以下同様）

原子炉隔離時冷却系
原子炉水位異常低下（レベル２）信号により自動起動し，136.7m ３／h（原子炉圧力 1.04MPa[gage]〜7.86MPa[gage]において）の流量で原子炉へ注水するものとする。また，サプレッション・プール水温度が 106℃に到達した時点で原子炉隔離時冷却系を停止する。

(f)

ほう酸水注入系
注入流量 163L／min 及びほう酸濃度 13.4wt％にて注水するものとする。

(g)

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）
伝熱容量は，熱交換器 1 基当たり約 53MW（サプレッション・プール
水温度 100℃，海水温度 27.2℃において）とする。

ｄ．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)

自動減圧系等の作動阻止操作は，原子炉停止機能喪失の確認及び自動減圧系等の作動阻止操作に要する時間を考慮して，事象発生 4 分後に実施する。
（添付資料 2.5.2）(b)

ほう酸水注入系の起動操作は，自動減圧系等の作動阻止操作が完了する事象発生の 4 分後からほう酸水注入系の起動操作に要する時間を考慮して，事象発生から 6 分後に実施する。

(c)

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッシ
2.5-10ョン・プール冷却操作は，事象発生の約 1 分後にドライウェル圧力
高信号が発信してから 10 分間は低圧注水モード優先のインターロ
ックがあることから，これに操作に要する時間を考慮して，事象発
生 17 分後に実施する。

(3)

有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける中性子束，平均表面熱流束，炉心流量，
原子炉蒸気流量，給水流量，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系の流量，原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド外水位） ※ ，逃がし安全弁の流量，炉心平均ボイド率，燃料被覆管最高温度発生位置及び沸騰遷移発
生位置の燃料被覆管温度並びに燃料被覆管最高温度発生位置の熱伝達係数
及びクオリティの推移を第 2.5−4 図から第 2.5−18 図に，サプレッション・プール水温度及び格納容器圧力の推移を第 2.5−19 図に示す。
※

非常用炉心冷却系の起動信号となり運転員が監視に用いる原子炉水位計（広帯域）はシュラウド外水位を測定していることから，シュラウド外水位の評
価結果を示した。

ａ．事象進展主蒸気隔離弁の誤閉止が発生した後，原子炉自動スクラム信号が発信するが，原子炉自動スクラムに失敗する。主蒸気隔離弁の閉止により原子炉圧力が上昇し，これによるボイドの減少によって正の反応度が印加され，中性子束が増加するとともに平均表面熱流束が上昇し，燃料棒表
面で沸騰遷移が生じることで，燃料被覆管の温度は約 872℃まで上昇する。事象発生の約 2 秒後に原子炉圧力高信号により再循環ポンプが全台トリップすることで炉心流量が低下し，ボイド率が上昇することで中性
子束及び平均表面熱流束は低下するため，燃料被覆管温度も低下する。
2.5-11

なお，本評価では期待していない代替制御棒挿入機能は，本来この原子
炉圧力高信号にて作動する。
また，タービン駆動給水ポンプはトリップし，電動駆動給水ポンプが自動起動することで，給水系による原子炉注水が継続される。中性子束及び平均表面熱流束は，再循環ポンプトリップによる炉心流量の低下に伴い低下するが，給水加熱喪失により給水温度が低下することで徐々に上昇する。これに伴い燃料棒表面で沸騰遷移が発生し，燃料被覆管温度が一時的に上昇するが，この期間の燃料被覆管温度は約 839℃程度であり，初期のピーク温度（872℃）未満となる。
原子炉で発生した蒸気が逃がし安全弁を介してサプレッション・プー
ルに流入するため，サプレッション・プール水温度及び格納容器圧力が上昇し，事象発生の約 57 秒後にドライウェル圧力高信号（13.7kPa[gage]）
により高圧炉心スプレイ系，低圧炉心スプレイ系等が自動起動する。また，事象発生の約 85 秒後にサプレッション・プール水温度は 49℃に到達し，この後も上昇傾向が継続する。
事象発生から約 131 秒後に復水器ホットウェル水位の低下により電動駆動給水ポンプがトリップすることで原子炉水位が低下し，事象発生から約 153 秒後に原子炉水位異常低下（レベル２）信号により原子炉隔離時冷却系が自動起動する。給水系による原子炉注水の停止後は，高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系による原子炉注水により炉心冷却が維持される。また，原子炉隔離時冷却系は，サプレッション・プール
水温度が 106℃に近接した場合は停止するが，その後も高圧炉心スプレ
イ系により炉心冷却は維持される。
事象発生の 6 分後にほう酸水注入系を起動し，炉心へのほう酸水の注入を開始する。ほう酸水の注入に伴い炉心の反応度が低下し，原子炉水2.5-12

位は徐々に上昇するため，高圧炉心スプレイ系により原子炉水位を原子
炉水位異常低下（レベル１）設定点近傍に維持する。
事象発生の 17 分後に残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）
2 系統によるサプレッション・プール冷却操作を開始する。

ｂ．評価項目等
燃料被覆管温度は，主蒸気隔離弁閉止に伴い炉内のボイドが急減することで出力が上昇し沸騰遷移が生じる期間が最も高温となり，再循環ポ
ンプトリップによる出力低下によってリウェットすることで低下する。
第 2.5−10 図に示すとおり，事象発生の約 13 秒後に燃料被覆管温度は最高値の約 872℃に到達するが，評価項目である 1,200℃以下となる。また，
燃料被覆管の酸化量は，酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの1％以下であり，評価項目である 15％を下回る。
原子炉圧力は，第 2.5−7 図及び第 2.5−17 図に示すとおり，逃がし安全弁（逃がし弁機能）の作動により，約 8.19MPa[gage]以下に維持される。このため，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器底部圧力との差（0.3MPa 程度）を考慮しても，約8.49MPa[gage] 以 下 で あ り ， 評 価 項 目 で あ る 最 高 使 用 圧 力 の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を下回る。
格納容器圧力及びサプレッション・プール水温度は，第 2.5−19 図に示すとおり，ほう酸水注入系により原子炉出力が低下し，原子炉での発熱が残留熱除去系の除熱能力を下回るまで上昇するが，それぞれ最高値
は約 0.20MPa[gage]，約 115℃以下となり，評価項目である最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa[gage]）及び 200℃を下回る。
ほう酸水注入系による炉心へのほう酸水注入によって中性子束は徐々
2.5-13

に低下し，未臨界に至る。この後は高圧炉心スプレイ系による原子炉注
水及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッ
ション・プール冷却を継続することで安定状態が確立する。
（添付資料 2.5.3）
安定状態が確立した以降は，制御棒の挿入機能を復旧し，原子炉を減圧した後に，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）により冷温停止状態とする。
以上により，本評価では「1.2.1.2

有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目について，対策の有効性を確認し
た。

2.5.3

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲としては，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
本重要事故シーケンスは，原子炉停止機能喪失に伴い原子炉は臨界状態が維持され，逃がし安全弁を介したサプレッション・プールへの蒸気の流出が継続するため，ほう酸水注入系により原子炉出力を抑制すること，残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によりサプレッション・プール冷却を実施すること及び原子炉自動減圧に伴う低圧炉心スプレイ系等による多量の冷水注入による正の反応度印加を防止するため自動減圧系等の作動を阻止することが特徴である。よって，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，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，自動減圧系等の作動阻止操作，ほう酸水注入系の起動操作及び残留熱除去系（サプレッション・
プール冷却系）によるサプレッション・プール冷却操作とする。
2.5-14

(1)

解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を実施する重要現象

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の結果を以下に示す。なお，反応度フィードバック効果の反応度モデル（ボイド・ドップラ）の不確かさについては，核データ（動的ボイド係数）及び動的ドップラ係数の解析条
件の不確かさも含め「(2)解析条件の不確かさの影響評価」にて確認する。

ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における出力分布変化の不確かさとして，解析コードは保守的に
中央ピークに基づく軸方向出力分布を設定するため，燃料被覆管温度を高めに評価する。このため，実際の燃料被覆管温度は低くなるが，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心における燃料棒内温度変化の不確かさとして，解析コードは燃料ペレットと燃料被覆管との間のギャップ熱伝達係数を高めに設定するため，過渡的な沸騰遷移時の燃料被覆管温度を高めに評価する。このため，
実際の燃料被覆管温度は低くなるが，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは燃料
棒表面熱伝達及びリウェット時刻をおおむね保守的に評価する相関式を採用するとともに，高温領域においても輻射熱伝達に期待しない評価としていることから，燃料棒表面の熱伝達係数をおおむね小さく評価する。
このため，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きめとなり，燃料被覆管温度は低めとなるが，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする運転員等操2.5-15

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。
炉心における沸騰遷移の不確かさとして，解析コードは沸騰遷移が生じやすい条件として，最小限界出力比に関する燃料の許容設計限界（以下「ＳＬＭＣＰＲ」という。）を基準に沸騰遷移の発生及び沸騰遷移位置を判定するよう設定しており，燃料被覆管温度を高めに評価する。このため，実際の燃料被覆管温度は低くなるが，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
原子炉圧力容器におけるほう酸水の拡散の不確かさとして，解析コードは保守的な混合特性を用いるため，実際の炉心内におけるほう酸水の拡散は早くなり，ボロン反応度の印加が早くなることで未臨界の達成時
間が早くなることから，格納容器圧力及びサプレッション・プール水温度が低下傾向に転じる時間も早くなる。このため，実際の格納容器圧力及びサプレッション・プール水温度は低くなるため，これらのパラメー
タを操作開始の起点とする運転員等操作の開始は遅くなる。
（添付資料 2.5.4）

ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における出力分布変化の不確かさとして，解析コードは保守的に
中央ピークに基づく軸方向出力分布を設定するため，燃料被覆管温度を高めに評価する。このため，実際の燃料被覆管温度は低くなり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
炉心における燃料棒内温度変化の不確かさとして，解析コードは燃料ペレットと燃料被覆管との間のギャップ熱伝達係数を高めに設定するため，過渡的な沸騰遷移時の燃料被覆管温度を高めに評価する。このため，
2.5-16

実際の燃料被覆管温度は低くなり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは燃料
棒表面熱伝達及びリウェット時刻をおおむね保守的に評価する相関式を採用するとともに，高温領域においても輻射熱伝達に期待しない評価としていることから，燃料棒表面の熱伝達係数をおおむね小さく評価する。
このため，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きめとなり，燃料被覆管温度は低めとなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。なお，燃料被覆管が高めに評価されることに伴いリウェット
時刻は遅く評価されるが，更に保守的な取扱いとして，リウェットを考慮しない場合を仮定しても，第 2.5−20 図に示すとおり，燃料被覆管の最高温度は約 1,060℃であり，「2.5.2(3)

有効性評価の結果」で示す最高温度約 872℃に比べて上昇するものの評価項目を満足する。燃料被覆
管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 2%以下であり，評価項目を満足する。
炉心における沸騰遷移の不確かさとして，解析コードは沸騰遷移が生じやすい条件として，ＳＬＭＣＰＲを基準に沸騰遷移の発生及び沸騰遷移位置を判定するよう設定しており，燃料被覆管温度を高めに評価する。
このため，実際の燃料被覆管温度は低くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
原子炉圧力容器におけるほう酸水の拡散の不確かさとして，解析コードは保守的な混合特性を用いるため，実際の炉心内におけるほう酸水の拡散は早くなり，ボロン反応度の印加が早くなることで未臨界の達成時
間が早くなることから，格納容器圧力及びサプレッション・プール水温度が低下傾向に転じる時間も早くなる。このため，実際の格納容器圧力2.5-17

及びサプレッション・プール水温度は低くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
（添付資料 2.5.4，2.5.5）(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 2.5−2 表に示すとおりであり，これらの条件設定を設計値等の最確条件とした場合の影響を評価する。解析条件の設定に当たっては，設計値を用いるか又は評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるよう保守的な設定をしていることから，この中で事象進展に有意な影響を与える可能性がある項目について，評価結果を以下に示す。
(a)

運転員等操作時間に与える影響
初期条件の炉心流量は，解析条件で設定した 41,060ｔ／h（定格流量の 85％流量）に対して最確条件は定格流量の約 86％〜約 104％であり，最確条件とした場合は炉心のボイド率が低くなり主蒸気隔離弁閉止に伴う原子炉圧力の上昇により印加される反応度が小さくなること
で原子炉出力の上昇が緩和されるが，事象発生の約 2 秒後に原子炉圧力高信号により再循環ポンプが全台トリップするため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小さい。
初期条件の最小限界出力比は，解析条件で設定した 1.24 に対して最確条件は限界出力比指標 ※ で 0.98 以下であり，最確条件とした場合は沸騰遷移の発生が遅れることで燃料被覆管温度の上昇が緩和されるが，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
2.5-18初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／
m に対して最確条件は約 33W／m〜約 41kW／m であり，最確条件とした
場合は燃料被覆管温度の上昇が緩和されるが，燃料被覆管温度を操作
開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の核データ（動的ボイド係数及び動的ドップラ係数）は，解析条件で設定した平衡炉心のサイクル末期の値の 1.25 倍（動的ボイド係数）及び平衡炉心のサイクル末期の値の 0.9 倍（動的ドップラ係数）に対して，最確条件とした場合は印加反応度が小さくなることで燃料被覆管温度の上昇が緩和されるが，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。なお，解析コードの不確かさ等を考慮している保守因子の大きさは，事象進展に応じて変動し得るが，厳しい組合せとした場
合においても，事象進展に与える影響が小さいことを確認している（「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（第 3 部

ＲＥＤＹ）」）。

初期条件の原子炉圧力，原子炉水位及び主蒸気流量は，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。
事故条件の外部電源の有無については，給復水系及び再循環ポンプ
が一定期間運転を継続することで，原子炉出力の観点で厳しい条件として，外部電源ありを設定している。外部電源がない場合でも，非常用母線は非常用ディーゼル発電機等から自動的に受電され，高圧炉心スプレイ系等の電源は確保されることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
2.5-19

機器条件の主蒸気隔離弁の閉止は，解析条件で設定した閉止時間 3秒に対して最確条件は 3 秒から 4.5 秒であり，最確条件とした場合，初期の原子炉圧力上昇により印加される反応度は小さくなり，原子炉
出力の上昇が緩和されるが，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。
機器条件の高圧炉心スプレイ系は，原子炉水位が高めに維持され自然循環流量が大きくなることで，原子炉出力の観点で厳しい条件として，ポンプ性能評価に基づく大きめの流量を設定している。また，高圧炉心スプレイ系の注水流量は原子炉圧力に依存することから，機器条件の逃がし安全弁は，原子炉圧力が低めに維持されることで高圧炉
心スプレイ系の注水流量が大きくなる条件として，逃がし弁機能を設定している。高圧炉心スプレイ系の注水流量を小さめとした場合，原子炉水位が低めとなり自然循環力が低下することで炉心流量が低下し，中性子束は低めに維持される。一方で，ＲＥＤＹコードでは実験結果に基づき炉心流量依存の保守的なボロンミキシング効率を設定しているため，炉心流量の低下に伴いボロンミキシング効率が低下すること
で未臨界到達時間は遅くなり，これに伴いサプレッション・プール水
温度の上昇傾向が継続する時間も長くなるが，中性子束が低めに維持されるため単位時間当たりにサプレッション・プールに流入する蒸気量も減少しており，サプレッション・プール水温度の最大値は同等となり，中長期的なプラント挙動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，安全弁機能に期待した場
合，主蒸気隔離弁閉止時の原子炉圧力の上昇が大きめとなるが，事象発生の約 2 秒後に原子炉圧力高信号により再循環ポンプが全台トリッ
プし，ボイド率が増加することで負の反応度が印加されることで中性
2.5-20子束の最大値は同等となるため，事象初期のプラント挙動に与える影
響が小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
※

限界出力比指標は，実際の運転管理に用いる指標であり，最小限界出力比の運転上の制限値を実際の最小限界出力比で除したものであり，この値が 1 以下であれば最小限界出力比は運転上の制限を下回らない。

（添付資料 2.5.4，2.5.6）(b)

評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の炉心流量は，解析条件で設定した 41,060ｔ／h（定格流量の 85％流量）に対して最確条件は定格流量の約 86％〜約 104％であり，最確条件とした場合は炉心のボイド率が低くなり主蒸気隔離弁閉止に伴う原子炉圧力の上昇により印加される反応度が小さくなり原子炉出力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が，事象発生の約 2 秒後に原子炉圧力高信号により再循環ポンプが全台トリップするためこの影響は小さい。
初期条件の最小限界出力比は，解析条件で設定した 1.24 に対して最確条件は限界出力比指標 ※ で 0.98 以下であり，最確条件とした場合は沸騰遷移の発生が遅れることで燃料被覆管温度の上昇が緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／
m に対して最確条件は約 33kW／m〜約 41kW／m であり，最確条件とした
場合は燃料被覆管温度の上昇が緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の核データ（動的ボイド係数及び動的ドップラ係数）は，解析条件で設定した平衡炉心のサイクル末期の値の 1.25 倍（動的ボイ
2.5-21ド係数）及び平衡炉心のサイクル末期の値の 0.9 倍（動的ドップラ係数）に対して，最確条件とした場合は印加反応度が小さくなることで，原子炉出力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。なお，解析コードの不確かさ等を考慮している保守因子の大きさは，事象進展に応じて変動し得るが，厳しい組合せと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
響が小さいことを確認している（「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（第 3 部

ＲＥＤ

Ｙ）」）。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位及び主蒸気流量は，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。
事故条件の外部電源の有無については，給復水系及び再循環ポンプ
が一定期間運転を継続することで，原子炉出力の観点で厳しい条件として，外部電源ありを設定している。外部電源がない場合は，第 2.5−21 図から第 2.5−24 図に示すとおり，外部電源喪失と同時に電動駆
動給水ポンプ及び再循環ポンプが停止することで原子炉出力が低めとなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
機器条件の主蒸気隔離弁の閉止は，解析条件で設定した閉止時間 3秒に対して最確条件は 3 秒から 4.5 秒であり，最確条件とした場合，初期の原子炉圧力上昇により印加される反応度は小さくなり，原子炉
出力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。
機器条件の高圧炉心スプレイ系は，原子炉水位が高めに維持され自然循環流量が大きくなることで，原子炉出力の観点で厳しい条件とし
2.5-22

て，ポンプ性能評価に基づく大きめの流量を設定している。また，高圧炉心スプレイ系の注水流量は原子炉圧力に依存することから，機器条件の逃がし安全弁は，原子炉圧力が低めに維持されることで高圧炉
心スプレイ系の注水流量が大きくなる条件として，逃がし弁機能を設定している。高圧炉心スプレイ系の注水流量を小さめとした場合，原子炉水位が低めとなり自然循環力が低下することで炉心流量が低下し，中性子束は低めに維持される。一方で，ＲＥＤＹコードでは実験結果に基づき炉心流量依存の保守的なボロンミキシング効率を設定しているため，炉心流量の低下に伴いボロンミキシング効率が低下すること
で未臨界到達時間は遅くなり，これに伴いサプレッション・プール水
温度の上昇傾向が継続する時間も長くなるが，中性子束が低めに維持されるため単位時間当たりにサプレッション・プールに流入する蒸気量も減少しており，サプレッション・プール水温度の最大値は同等となるため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，
安全弁機能に期待した場合，主蒸気隔離弁閉止時の原子炉圧力の上昇が大きめとなるが，事象発生の約 2 秒後に原子炉圧力高信号により再循環ポンプが全台トリップし，ボイド率が増加することで負の反応度が印加されることで中性子束の最大値は同等となるため，事象初期のプラント挙動に与える影響が小さく，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 2.5.4，2.5.6，2.5.7）

ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実
2.5-23

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する。評価結果を以下に示す。
(a)

運転員等操作時間に与える影響
操作条件の自動減圧系等の作動阻止操作は，解析上の操作開始時間
として事象発生から 4 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，自動減圧系等のタイマーが作動した場合には本操作が遅れないように警報が発報しこの 120 秒後に逃がし安全弁が自動開放すること，中央制御室の制御盤のスイッチによる簡易な操作であること等を考慮すると不確かさ要因により操作開始時間に与える影響は小さいことから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等となる。
操作条件のほう酸水注入系の起動操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から 6 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，自動減圧系統の作動阻止操作の完了後に一連の操作として実施すること，サプレッション・プール水温度の上昇に伴い複数の警報が発報すること，中央制御室の制御盤のスイッチによる簡易な操作であること等を考慮すると，不確かさ要因により操作開始時間に与える影響は小さいことから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等となる。
操作条件の残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール冷却操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から 17 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・プール水温度の上昇に伴い複数の警報が発報すること，中央制御室の制御盤のスイッチによる簡易な操作であること等を考慮すると，不確かさ要因により操作開始時間に与える影響は
2.5-24

小さいことから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等となる。
（添付資料 2.5.4）(b)

評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の自動減圧系等の作動阻止操作は，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ない。
操作条件のほう酸水注入系の起動操作は，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ない。
操作条件の残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール冷却操作は，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ない。
（添付資料 2.5.4）(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。
操作条件の自動減圧系等の作動阻止操作については，解析上，ドライウ
ェル圧力高（13.7kPa[gage]）及び原子炉水位異常低下（レベル１）の設定
点に到達し自動減圧系タイマーが作動するのは事象発生の約 230 秒後であり，この 120 秒後に逃がし安全弁（自動減圧機能）が自動開放する。仮に
2.5-25

操作が遅れ自動減圧系が作動した場合でも，原子炉圧力が低圧炉心スプレ
イ系の注水開始圧力に低下するまでに本操作を実施することで，原子炉減圧に伴う急激な原子炉水位上昇による正の反応度印加は防止できる。逃がし安全弁（自動減圧機能）7 弁にて原子炉減圧をする場合について，同じ操作を実施している「2.1

高圧・低圧注水機能喪失」を参照すると，減圧開始から約 160 秒で原子炉圧力が約 2MPa[gage]まで低下している。よって，合計で解析上の操作開始時間である事象発生の 4 分後から約 270 秒程度の時間余裕がある。
操作条件のほう酸水注入系の起動操作は，仮に操作が遅れた場合，未臨
界達成タイミングが遅れることでサプレッション・プール水温度の上昇が大きくなる。本重要事故シーケンスにおけるサプレッション・プールの最高水温は約 115℃であり，仮に本操作が遅れた場合でも評価項目である
200℃に対して十分な余裕があるため時間余裕がある。
操作条件の残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプ
レッション・プール冷却操作は，仮に操作が遅れた場合，サプレッション・
プール冷却操作の開始が遅れることで，サプレッション・プール水温度の上昇が大きくなる。本重要事故シーケンスにおけるサプレッション・プー
ルの最高水温は約 115℃であり，仮に本操作が遅れた場合でも評価項目である 200℃に対して十分な余裕があるため時間余裕がある。
（添付資料 2.5.4，2.5.8）

(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。この結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運2.5-26

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。この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

2.5.4

必要な要員及び資源の評価(1)

必要な要員の評価
事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」の重大事故等対策に必要な災害対策要員（初動）は，「2.5.1(3)

炉心損傷防止対策」に示すとおり 10 名であり，災害対策要員（初動）の 39 名で対処可能である。

(2)

必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」において，必要な水源，
燃料及び電源は「6.1(2)

資源の評価条件」の条件にて評価を行い，以下のとおりである。
ａ．水源

原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系による原子炉注水並びに残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・
プール冷却操作については，サプレッション・プールを水源とすることから，水源が枯渇することはなく，7 日間の対応が可能である。
なお，外部電源喪失を想定した場合でも同様である。

ｂ．燃料

外部電源喪失を想定した場合，事象発生直後から 7 日間の非常用ディーゼル発電機，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機及び常設代替交流
2.5-27

電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）の運転を想定すると，非常用ディーゼル発電機については約 484.0kL，高圧炉心スプレイ系ディーゼル
発電機については約 130.3kL，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）については約 141.2kL，合計で 755.5kL の軽油が必要となる。軽油貯蔵タンクには約 800kL の軽油を保有していることから，非常用ディーゼル発電機，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機及び常設代
替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）による 7 日間の電源供給の継続が可能である。
（添付資料 2.5.9）

ｃ．電源

外部電源喪失を想定した場合，重大事故等対策時に必要な負荷のうち，非常用ディーゼル発電機等からの電源供給を考慮する負荷については，
非常用ディーゼル発電機等の容量内に収まることから，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
常設代替交流電源設備からの電源供給を考慮する負荷については約938kW であるが，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）の連続定格容量は 2,208kW であることから，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
（添付資料 2.5.10）

2.5.5

結

論

事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」では，運転時の異常な過渡変化時に原子炉停止機能が喪失することで，最終的に炉心損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」に対する炉
2.5-28

心損傷防止対策としては，初期の対策としてＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉
再循環ポンプトリップ機能）及びほう酸水注入系による原子炉停止手段を整備するとともに原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系による原子炉注
水手段を整備し，安定状態に向けた対策として，高圧炉心スプレイ系による炉心冷却を継続する。また，格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格
納容器除熱手段を整備している。
事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」の重要事故シーケンス「過渡事象（主蒸気隔離弁の誤閉止）＋原子炉停止失敗」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，ＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環ポンプトリ
ップ機能）による炉心流量の低減及びほう酸水注入系による炉心へのほう酸
水の注入により原子炉を停止するとともに，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉
心スプレイ系による原子炉注水並びに残留熱除去系（サプレッション・プー
ル冷却系）による格納容器除熱を実施することで，炉心の著しい損傷を防止することができる。
その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力並びに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，安定状態を維持することができる。
解析コード及び解析条件の不確かさの影響について確認した結果，運転員
等操作時間に与える影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，燃料及び電源については，7 日間以上の供給が可能である。
2.5-29以上のことから，事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」において，ＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環ポンプトリップ機能）による炉心流量の低減及びほう酸水注入系による炉心へのほう酸水の注入による原子炉
停止，原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系による原子炉注水並びに残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱の炉心損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」に対して有効である。

2.5-30第 2.5−1 表
操作及び確認
原子炉停止機能喪失の確認

原子炉停止機能喪失における重大事故対策について（1／5）
手順

2.5-31・運転時の異常な過渡変化の発生に伴い，原子炉がスクラムすべき状況にもかかわらず，全制御棒が全挿入位置又は 02 ポジション（最大未臨界引抜位置）まで挿入されたことが確認できない場合，原子炉自動スクラム失敗を確認する。
・原子炉自動スクラム失敗の確認後，手動ス
クラムボタン及び原子炉モードスイッチを「ＲＵＮ」から「ＳＨＵＴ ＤＯＷＮ」への切換えによる手動スクラム操作を実施する。
・原子炉手動スクラム操作にも失敗したことで，原子炉停止機能喪失を判断する。
・原子炉停止機能喪失及び平均出力領域計装
指 示 値 が 3%以 上 で ある こ と を 確 認 し た 後に，原子炉圧力高信号によりＡＴＷＳ緩和
設備（代替原子炉再循環ポンプトリップ機能）が作動し再循環ポンプが全台トリップ
したことで炉心流量が低下し，原子炉出力が低下したことを確認する。
・制御棒挿入機能の回復操作を実施する。
＊

常設設備
ＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循
環ポンプトリップ機能）

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 ＊原子炉圧力 ＊
原子炉圧力（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 2.5−1 表
操作及び確認
高圧炉心スプレイ系の自動起動確認等

原子炉停止機能喪失における重大事故対策について（2／5）
手順

重大事故等対処設備
可搬型設備
計装設備
−
ドライウェル圧力 ＊原子炉水位（広帯域） ＊原子炉水位（燃料域） ＊原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）
高圧炉心スプレイ系系統流量 ＊原子炉隔離時冷却系系統流量 ＊
平均出力領域計装 ＊起動領域計装 ＊2.5-32

常設設備
・ドライウェル圧力高（13.7kPa[gage]）設定 高 圧 炉 心 ス プ レ イ
点に到達したことを確認する。
系＊
・高圧炉心スプレイ系が自動起動し，原子炉 原 子 炉 隔 離 時 冷 却
系＊
注水を開始したことを確認する。
・また，低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去 逃 が し 安 全 弁 （ 安系（低圧注水系）も自動起動し，ミニフロ 全弁機能） ＊ー運転にて起動待機状態になったことを確 サ プ レ ッ シ ョ ン ・
プール ＊
認する。
・主蒸気隔離弁の閉止によりタービン駆動給水ポンプは停止するが，電動駆動給水ポン
プにより原子炉注水が継続されていることを確認する。
・逃がし安全弁（逃がし弁機能）により原子炉圧力が制御されていることを確認する。
・原子炉水位を低下させることで原子炉出力を抑制する。
・給水加熱喪失となり原子炉出力が徐々に上昇することを確認する。
・その後，復水器ホットウェル水位低下により，給復水系が全停となるが，原子炉水位
が原子炉水位異常低下（レベル２）設定点に到達すると，原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉注水を開始したことを確認する。
＊ 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 2.5−1 表
操作及び確認

原子炉停止機能喪失における重大事故対策について（3／5）
手順

2.5-33自動減圧系等の作動阻止操作

・原子炉停止機能喪失の確認後，自動減圧系の起動阻止スイッチにより原子炉の自動減圧を阻止する。
・自動減圧系の作動阻止操作により，過渡時
自動減圧系についても作動が阻止される。

ほう酸水注入系の起動操作

・原子炉停止機能喪失及び再循環ポンプトリ
ップによる原子炉出力低下を確認した後，平均出力領域計装指示値が 10％以上で，かつサプレッション・プール水温度が 49℃に
近接又は超過していることを確認する。
・ほう酸水注入系の起動操作を実施する。
・中性子束振動の発生を確認した場合にも，ほう酸水注入系の起動操作を実施する。
・ほう酸水の注入により原子炉出力が徐々に低下し，未臨界になったことを確認する。
＊

常設設備
自動減圧系の起動阻止スイッチ

ほう酸水注入系 ＊ほう酸水貯蔵タンク ＊重大事故等対処設備
可搬型設備
計装設備
−
ドライウェル圧力 ＊原子炉水位（広帯域） ＊原子炉水位（燃料域） ＊原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）
原子炉圧力 ＊
原子炉圧力（ＳＡ）−
平均出力領域計装 ＊起動領域計装 ＊サプレッション・プール水温度 ＊ほう酸水注入ポンプ吐出圧力 ＊

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 2.5−1 表
操作及び確認
残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプ
レッション・プール冷却操作

原子炉停止機能喪失における重大事故対策について（4／5）
手順

2.5-34・サプレッション・プール水温度が 32℃に到達したことを確認する。
・残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール冷却操作を実施する。
・残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール冷却を開始した以降も，原子炉出力が残留熱除
去系（サプレッション・プール冷却系）の除熱能力を上回っている期間はサプレッション・プール水温度の上昇が継続することを確認する。
・サプレッション・プール水温度が 106℃に近接した場合は，原子炉隔離時冷却系を停止
する。
＊

常設設備
残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系） ＊残留熱除去系海水系＊
サプレッション・
プール ＊重大事故等対処設備
可搬型設備
計装設備
−
サプ レッ ション・プ ール水温度＊
残留熱除去系系統流量 ＊：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

第 2.5−1 表
操作及び確認
原子炉水位の調整操作

2.5-35

使用済燃料プールの冷却操作

原子炉停止機能喪失における重大事故対策について（5／5）
手順

・ほう酸水注入により原子炉出力が徐々に低下することで，原子炉水位は徐々に上昇するため，ほう酸水の全量注入完了を確認するまでは，高圧炉心スプレイ系により原子炉水位を原子炉水位異常低下（レベル１）
設定点近傍に維持する。
・ほう酸水の全量注入完了の確認後は，ほう酸水注入系を停止するとともに，高圧炉心スプレイ系により原子炉水位を原子炉水位
低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の範囲に維持する。
・代替燃料プール冷却系等を用いて使用済燃料プールへの注水及び冷却を実施する。

常設設備
ほう酸水注入系 ＊ほう酸水貯蔵タンク＊
高圧炉心スプレイ系＊
サプレッション・
プール ＊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 ＊原子炉水位（広帯域） ＊原子炉水位（燃料域） ＊原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）
高 圧炉心 スプレイ系系 統流 量
＊

−

−

−
：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

第 2.5−2 表
項

目

解析コード

主要解析条件（原子炉停止機能喪失）（1／6）

主要解析条件

条件設定の考え方

初期条件

2.5-36

プラント動特性：ＲＥＤＹ

本重要事故シーケンスの重要現象を評価できる解析コード

原子炉熱出力3,293MW

定格熱出力を設定

原子炉圧力（圧力容器ドーム部）

6.93MPa[gage]

定格圧力を設定

原子炉水位

通常運転水位（セパレータ
スカート下端から＋126 ㎝）

通常運転水位を設定

炉心流量41,060t／h
（85％）

主蒸気流量

6,420t／h

給水温度

216℃

燃料及び炉心９×９燃料（Ａ型）
単一炉心

核データ
（動的ボイド係数）
核データ（動的ドップラ係数）

初期炉心流量が小さいほど，初期のボイド率が大きくなることで原子炉圧力上昇時にボイドが潰れることで印加される正の反応度が大きくなり，原子炉
出力の観点で厳しい設定となる
このため，保安規定の運転範囲における原子炉定格出力時の下限流量を設定
定格主蒸気流量を設定
初期給水温度が低いほど，印加される正の反応度が大きくなり，原子炉出力の観点で厳しい設定となる
このため，通常運転時の状態を包含する低めの温度を設定
初期温度 216℃から主蒸気隔離弁閉止に伴う給水加熱喪失により一次遅れで低下し，電動駆動給水ポンプ停止時点で約 84℃まで低下
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，その他の核的特性等の違いは燃料棒最大線出力密度の保守性に包含されることから，代表的に９×９燃料（Ａ型）を設定

平衡サイクル末期の値の 1.25 倍
炉心に印加される正の反応度が大きくなる保守的な条件を設定
平衡サイクル末期の値の 0.9 倍

格納容器圧力5kPa[gage]

格納容器空間体積

9,800m３

格納容器圧力の観点で厳しい高めの設定として，通常運転時の圧力を包含す
る値を設定
設計値を設定第 2.5−2 表
項

目

初期
条件

サプレッション・プール
水量
サプレッション・プール
水温度

主要解析条件（原子炉停止機能喪失）（2／6）
主要解析条件3,300m３32℃

条件設定の考え方

事故条件

サプレッション・プールでの圧力抑制効果が厳しくなる少なめの水量として，保安規定の運転上の制限における下限値を設定
サプレッション・プールでの圧力抑制効果が厳しくなる高めの水温として，保安規定の運転上の制限における上限値を設定
運転時の異常な過渡変化の中で原子炉圧力の上昇が大きく，原子炉
出力の観点で厳しい主蒸気隔離弁の誤閉止を設定

重 大 事 故 等 対 策 に 関連 す る
機器条件

2.5-37

起因事象

主蒸気隔離弁の誤閉止

安全機能の喪失に対する仮定

原子炉停止機能
原子炉手動スクラム
代替制御棒挿入機能

外部電源

外部電源あり主蒸気隔離弁の閉止時間

3秒

ＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環ポンプ
トリップ機能）原子炉圧力高（7.39MPa[gage]）にて
全台トリップ（遅れ時間 0.2 秒）

設計値を設定ドライウェル圧力高設定点

13.7kPa[gage]

設計値を設定逃がし安全弁

逃がし弁機能7.37MPa[gage]×2 個，354.6t／h／個
7.44MPa[gage]×4 個，357.8t／h／個
7.51MPa[gage]×4 個，361.1t／h／個
7.58MPa[gage]×4 個，364.3t／h／個
7.65MPa[gage]×4 個，367.6t／h／個

設計値を設定原子炉圧力が低めに維持される方が，原子炉圧力に依存する高圧炉
心スプレイ系の注水流量が大きくなり，原子炉水位が高めに維持されることで，原子炉出力の観点で厳しい設定となる

バックアップを含めた全ての制御棒挿入機能の喪失を設定
給復水系及び再循環ポンプが一定期間運転を継続することで，原子炉出力の観点で厳しい外部電源ありを設定
原子炉圧力の上昇が早く，原子炉出力の観点で厳しい条件である保安規定の運転上の制限における下限値を設定

第 2.5−2 表目

高圧炉心スプレイ系

主要解析条件

高圧炉心スプレイ系による原子炉注水開始タイミングが早く，注水流量が大きい方が，原子炉水位が高めに維持されることで，原子炉出力の観点で厳しい設定となるため，自動起動遅れ時間を 0 秒とし，注水流量はポンプ性能評価に基づく
大きめの流量特性を設定
987・注水流量：145m３ ／h〜1,506m３ ／h
・注水圧力：0MPa[dif]〜8.30MPa[dif]

6
5
4
3
2
1
0
0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

流量（m３／h）

・注水流量：136.7m３ ／h
・注水圧力：1.04MPa[gage]〜7.86MPa[gage]

10.0

8.0
原子炉圧力（MPa[dif]）

原子炉隔離時冷却系

原子炉水位異常低下（レベル２）信号にて自動起動（遅れ時間：0 秒）
原子炉水位は原子炉水位異常低下（レベル１）設定点近傍に維持
サプレッション・プール水温度が 106℃に到達した時点で停止注水特性はタービン回転数制御により一定流量に制御されることから，設計値を設定
自動起動遅れ時間は原子炉隔離時冷却系による原子炉注水開始タイミングが早い方が，原子炉水位が高めに維持される
ことで原子炉出力の観点で厳しい設定となるため，0 秒を設定

原 子 炉 圧 力 （ MPa[gage]）

2.5-38

重 大 事 故 等 対 策 に 関連 す る 機 器 条 件

ドライウェル圧力高（13.7kPa[gage]）信号にて自動起動（遅れ時間：0 秒）
原子炉水位は原子炉水位異常低下（レベル１）設定点近傍に維持

条件設定の考え方

差圧（MPa）

項

主要解析条件（原子炉停止機能喪失）（3／6）

6.0

4.0

2.0

0.0
0

100

200

300

流流量（m
量 （ m3３/h）
/h）

400

500

第 2.5−2 表
項目

主要解析条件（原子炉停止機能喪失）（4／6）
主要解析条件

重大事故等対策に関連する
機器条件

2.5-39注入流量：163L／min
ほう酸水濃度：13.4wt％

注入流量は設計値を設定
ほう酸水濃度は単位時間当たりに投入される負の反応度が小さくなるよう保安規定の運転上の制限における下限値を設定

炉心部へのほう酸水注入開始はほう酸水注入系の起動から 3 分 30 秒後（事象発生から 9 分 30 秒後）炉心部へのほう酸注入開始は，ほう酸水注入系の起動後，注入配管及び原子炉圧力容器内での輸送遅れを考慮して設定

伝熱容量：約 53MW
（サプレッション・プール水温度 100℃，海水温
度 27.2℃において）設計値を設定ほう酸注入系

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）

条件設定の考え方

第 2.5−2 表
項目

主要解析条件（原子炉停止機能喪失）（5／6）
主要解析条件

重大事故等対 策に関連する操作 条件

自動減圧系等の作動阻止操作

事象発生から 4 分後

ほう酸水注入系の起動操作

事象発生から 6 分後

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール冷却操作

事象発生から 17 分後

条件設定の考え方
運転手順に基づき，原子炉停止機能喪失の確認及び自動減圧系等の作動阻止に要する時間を考慮して設定
運転手順に基づき，自動減圧系等の作動阻止操作後に実施するため，自動減圧系等の作動阻止操作が完了する事象発生の4 分後からほう酸水注入系の起動操作に要する時間を考慮して設定
運転手順に基づき，状況判断及び操作に要する時間を考慮して設定

2.5-40第 2.5−2 表
項

目

解析コード

主要解析条件（原子炉停止機能喪失）（6／6）
主要解析条件ホットバンドル解析：ＳＣＡＴ

初期条件

最小限界出力比1.24

燃料棒最大線出力密度44.0kW／m

条件設定の考え方

2.5-41

本重要事故シーケンスの重要現象を評価できる解析コード
初期の最小限界出力比が小さい方が沸騰遷移までの余裕が小さくなることで，被覆管温度に対して厳しい設定となる。このため，９×９燃料（Ａ型）のサイクル初期における保安規定の運転上の制限の下限値を設定
初期の燃料線出力密度が大きい方が燃料被覆管温度に対して厳しい設定となる。このため，保安規定の運転上の制限における上限値を設定
沸騰遷移の判定は，ＧＥＸＬ相関式から得られる最小限界出力比が最小限界出力比に関する燃料の許容設計限界を下回った時点となる

沸騰遷移の判定

ＧＥＸＬ相関式

沸騰遷移後の熱伝達相関式

修正 Dougall-Rohsenow 式−

リウェット相関式

日本原子力学会標準「ＢＷＲにおける過渡的な沸騰遷移後の燃料健全性評価基準:2003」における相関式２−

ほう酸貯蔵タンク
逃が し安 全 弁
（逃 がし 弁 機能 ）※1
ほう酸水注入（Ｂ）
２ Ｃ 非 常 用 デ ィ ー ゼル 発電 機， ポンプ（Ａ），
２ Ｄ 非 常 用 デ ィ ー ゼル 発電 機及
原子炉建屋
び 高 圧 炉 心 ス プ レ イ系 ディ ーゼ
東側接続口
ル発 電機

ター ビン へ
原子炉圧力容器

耐圧 強化
ベン ト系

Ｇ

常設 代替 高 圧電源装置

Ｇ
ドラ イウ ェ ル

軽油 貯蔵タンク※4※1

格納 容器 圧 力逃 がし 装 置

サプ レッ シ ョン ・チェ ンバ

2.5-42代替
循環
冷却 系 ↑ポン プ(Ａ)

残留 熱除 去 系
海水 ポン プ （Ａ ），（Ｃ）※4↑

サプ レッ シ ョン
・プ ール

代替
循環
冷却 系
ポン プ
(Ｂ)

原子 炉建 屋 高所 東側
西側 接続 口 接続 口

→

高所 西側
接続 口

※2

→

緊急用海水
ポンプ（Ａ），（Ｂ）

→
※3

→

※2

→

※3

→
残留 熱除去系
海水 ポンプ（Ｂ ），（ Ｄ）←→

残留 熱除 去 系
ポン プ（ Ａ ）残留 熱除 去 系
ポン プ（ Ｂ ）

※2 海へ

↑

→

低圧 炉心 ス プレ イ系 ポ ンプ

残留 熱除 去 系ポ ンプ （ Ｃ）
高圧 炉心
スプ レイ 系 ポン プ

海←

復水 貯蔵 タ ンク

代替 淡水 貯 槽

常設 高圧 代 替注 水系 ポ ンプ

第 2.5−1 図 原子炉停止機能喪失時の重大事故等対策の概略系統図（1／3）（高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系による原子炉注水並びにＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環ポンプトリップ機能）による原子炉出力の抑制段階）←

ＡＴ ＷＳ 緩 和設 備（ 代替 原 子炉
再循 環ポ ン プト リッ プ 機能 ）から の自 動 停止 信号

常設 低圧 代 替注 水系
ポン プ（ Ａ），（ Ｂ）

→

←

↑

海へ ※3

←

原子 炉隔 離 時冷 却系 ポ ンプ

再循 環ポ ン プ（ Ａ），（ Ｂ）

ほう酸貯蔵タンク
逃が し安 全 弁
（逃 がし 弁 機能 ）※1
ほう酸水注入（Ｂ）
２ Ｃ 非 常 用 デ ィ ー ゼル 発電 機， ポンプ（Ａ），
２ Ｄ 非 常 用 デ ィ ー ゼル 発電 機及
原子炉建屋
び 高 圧 炉 心 ス プ レ イ系 ディ ーゼ
東側接続口
ル発 電機

ター ビン へ
原子炉圧力容器

耐圧 強化
ベン ト系

Ｇ

常設 代替 高 圧電源装置

Ｇ
ドラ イウ ェ ル

軽油 貯蔵タンク※4※1

格納 容器 圧 力逃 がし 装 置

サプ レッ シ ョン ・チェ ンバ

2.5-43代替
循環
冷却 系 ↑ポン プ(Ａ)

残留 熱除 去 系
海水 ポン プ （Ａ ），（Ｃ）

→

※4

↑

サプ レッ シ ョン
・プ ール

代替
循環
冷却 系
ポン プ
(Ｂ)

原子 炉建 屋 高所 東側
西側 接続 口 接続 口
高所 西側
接続 口

※2

→

緊急用海水
ポンプ（Ａ），（Ｂ）

→
※3

→

※2

→

※3

→

←

→

残留 熱除 去 系
ポン プ（ Ａ ）残留 熱除 去 系
ポン プ（ Ｂ ）※2 海へ

残留 熱除 去系
海水 ポン プ（Ｂ ），（Ｄ）↑↑←

ＡＴ ＷＳ 緩 和設 備（ 代 替原 子 炉
再循 環ポ ン プト リッ プ 機能 ）から の自 動 停止 信号

海へ ※3

←

→

低圧 炉心 ス プレ イ系 ポ ンプ

残留 熱除 去 系ポ ンプ （ Ｃ）

常設 低圧 代 替注 水系
ポン プ（ Ａ），（ Ｂ）→←

再循 環ポ ン プ（ Ａ），（ Ｂ）

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←

復水 貯蔵 タ ンク

代替 淡水 貯 槽

常設 高圧 代 替注 水系 ポ ンプ

第 2.5−1 図 原子炉停止機能喪失時の重大事故等対策の概略系統図（2／3）（高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系による原子炉注水，ほう酸注入系による原子炉停止並びに残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱段階）

ほう酸貯蔵タンク
逃が し安 全 弁
（逃 がし 弁 機能 ）※1
ほう酸水注入ポンプ（Ａ），（Ｂ）

Ｇ

ター ビン へ

耐圧 強化
ベン ト系

原子炉圧力容器

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

原子炉建屋
東側接続口

常設代替高圧電源装置

Ｇ
ドラ イウ ェ ル

軽油貯蔵タンク※4※1

格納 容器 圧 力逃 がし 装 置

サプ レッ シ ョン ・チェ ンバ

2.5-44

代替
循環
冷却 系 ↑
ポン プ(Ａ)

残留熱除去系
海水ポンプ（Ａ），（Ｃ）

→

※4

↑

サプ レッ シ ョン
・プ ール

代替
循環
冷却 系
ポン プ
(Ｂ)

原子 炉建 屋 高所 東側
西側 接続 口 接続 口
高所 西側
接続 口

※2

→

緊急用海水
ポンプ（Ａ），（Ｂ）

→
※3

→

※2

→

※3

→
残留熱除去系
海水ポンプ（Ｂ），（Ｄ）←→

残留 熱除 去 系
ポン プ（ Ａ ）残留 熱除 去 系
ポン プ（ Ｂ ）

※2 海へ

↑

↑

←

ＡＴ ＷＳ 緩 和設 備（ 代 替原 子 炉
再循 環ポ ン プト リッ プ 機能 ）から の自 動 停止 信号

海へ ※3

←

→

低圧 炉心 ス プレ イ系 ポ ンプ

残留 熱除 去 系ポ ンプ （ Ｃ）←

再循 環ポ ン プ（ Ａ），（ Ｂ）

常設 低圧 代 替注 水系
ポン プ（ Ａ），（ Ｂ）→
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←

復水 貯蔵 タ ンク

代替 淡水 貯 槽

常設 高圧 代 替注 水系 ポ ンプ

第 2.5−1 図 原子炉停止機能喪失時の重大事故等対策の概略系統図（3／3）（高圧炉心スプレイ系による原子炉注水及び残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱段階）凡例：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(解 析上 の時 刻)(0秒 )主蒸気隔離弁誤閉止(約2秒)

原子炉圧力 7.39MPa[gage]到達

ＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉
再循環ポンプトリップ機能）による再循環ポンプトリップ ※ １

代替 制御 棒 挿入 機能 に よる
制御 棒挿 入 ※ ２(約57秒)

格納 容器 圧 力13.7kPa[gage]到 達

原子炉停止機能喪失の確認 ※ ２ ， ３

主蒸 気隔 離 弁閉 止 ，逃 が し安 全弁 による 原子 炉 圧力 制御 及 び高 圧 炉心
スプ レイ 系 等の 自動 起 動の 確 認 ※ １ ３

自動減圧系等の作動阻止操作 ※ ４(約85秒)

サプレッション・プール水温度
49℃到達(約131秒 )復水 器ホ ッ トウ ェル 水 位
低下 によ る 給復 水系 停 止(約153秒 )原子 炉水 位 異常 低下 （ レベ ル ２）到達

原子 炉隔 離 時冷 却系
自動 起動 の 確認

(約6分) ほう酸水注入系の起動操作 ※ ５ ， ６ ， ７

制御棒挿入機能の回復操作 ※ ８

使用 済燃 料 プー ル
冷却 操作

原子 炉水 位 低下 によ る 原
子炉 出力 抑 制操 作 ※ ９(約17分) 残留 熱除 去 系（ サプ レ ッシ ョ ン・ プー
ル冷 却系 ） によ るサ プ レッ シ ョン ・プ
ール 冷却 操 作 ※ １ ４(約28分)

サプ レッ シ ョン ・プ ー ル水 温 度
106℃到 達原子 炉隔 離 時冷 却系 の 停止 操 作 ※ １ ５
原子炉水位の調整操作※１０

原子炉未臨界及びほう酸水注入系の全量注入完了確認 ※ １ １
ほう酸水注入系の停止操作

原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）から原子炉水位高（レベル８）の間に維持 ※ １ ２

高圧 炉心スプレイ系により原子炉水位を維持し，残留 熱除去 系（サプレッション・プール冷却系）による格納 容器除 熱を継続する。また，機能喪失している設備の復 旧を試 み，制御棒の挿入機能を復旧し，制御棒を挿入 し ，原子 炉を減圧した後に残留熱除去系（原子炉停止時冷 却系） により冷温停止状態とする。

※１

再 循 環ポ ンプ ト リッ プ によ る選 択 制御 棒挿 入 には 期待 し ない 。

※２

代 替 制御 棒挿 入 機能 ， 手動 スク ラ ムボ タン 及 び原 子炉 モ ード ス イッ チ切 換 えに よる ス クラ ム成 功 は解 析 上考 慮し な い。

※３

全 制御 棒 が全 挿 入 位置 又 は02ポ ジ ショ ン （ 最大 未 臨界 引 抜 位置 ） まで 挿 入 され た こ とが 確 認で き な い場 合 ，原 子 炉 スク ラ ム 失敗 と 判
断す る。

※４

自 動減 圧 系又 は 過 渡時 自 動減 圧 回 路に よ り 原子 炉 が自 動 減 圧さ れ 低圧 炉 心 スプ レ イ 系等 に より 多 量 の冷 水 が原 子 炉 に注 入 さ れる と ，炉心 に大 き な正 の反 応 度を 印 加す る恐 れ があ るこ と から ，原 子 炉停 止 機能 喪失 の 確認 後に 自 動減 圧系 等 の作 動 を阻 止す る 。

※５

ほ う酸 水 注入 系 起 動操 作 は， 出 力 領域 計 装 指示 値 が10％ 以 上で ， かつ サ プ レッ シ ョ ン・ プ ール 水 温 度が 49℃に 近 接 又は 超 過 して い る
こと を確 認 した 時点 で 速や か に実 施す る 。

※６中 央 制御 室に て ，警 報 ，機 器ラ ン プ表 示， ほ う酸 水注 入 ポン プ 吐出 圧力 等 によ り確 認 する 。

※７

ほ う 酸水 注入 系 起動 操 作は ，以 下 によ り， 中 性子 束振 動 が発 生 した と判 断 した 場合 に おい ても 実 施す る 。
・ 複数 の平 均 出力 領 域計 装指 示 値が 2〜3秒 周期 で振 動 し， 最 大振 幅が 20％を 超え た 場合
又は・ 複数 の局 所 出力 領 域計 装指 示 値が 2〜3秒 周期 で振 動 し， 最 大振 幅が 10％を 超え た 場合

※８制 御 棒挿 入機 能 の回 復 操作 とし て 以下 の操 作 を実 施す る が， 解 析上 考慮 し ない 。
・ 中央 制御 室 での ス クラ ム・ パ イロ ット 弁 継電 器用 ヒ ュー ズ 引き 抜き 操 作・ 現場 での 計 器用 空 気系 の排 気 操作
・現 場で の スク ラム 個 別ス イ ッチ の操 作
・中 央制 御 室か らの 手 動操 作 によ る制 御 棒挿 入・現 場で の 制御 棒駆 動 水圧 系 引抜 配管 ベ ント 系か ら の排 水

※９原 子炉 停 止機 能 喪 失の 確 認後 ， 運 転手 順 に 従い 給 水流 量 を 調整 し 原子 炉 水 位を 低 下 させ る こと で 原 子炉 出 力を 抑 制 する が ， 解析 上 考
慮し ない 。

※１ ０

給復 水 系の 停 止 に伴 い 原子 炉 水 位は 低 下 し， そ の後 ， ほ う酸 水 注入 に よ る原 子 炉 出力 の 低下 及 び 発生 蒸 気量 の 減 少に 伴 い 原子 炉 水
位は 徐々 に 上昇 する 。ほう 酸 水注 入系 の 全 量注 入完 了 確認 まで は ，高 圧 炉心 スプ レ イ 系等 によ り 原子 炉水 位 を原 子 炉水 位異 常 低下（レベル １） 設 定点 付近 で 低め に 維持 する 。

※１ １

ほ う酸 水注 入 系の 全 量注 入完 了 は注 入開 始 から 約125分 以 内と なる 設 計で ある 。全量 注入 を 確認 し た後 にほ う 酸水 注 入系 の停 止 操作を実 施す る 。

※１ ２

ほ う酸 水注 入 系の 全 量注 入完 了 後は ，原 子 炉水 位を 原 子炉 水 位低 （レ ベ ル３ ）か ら 原子 炉水 位 高（ レ ベル ８） の 間に 維持 す る。

※１ ３

中 央制 御室 に て，機器 ラ ンプ 表 示，警報 ，ポ ン プ吐 出圧 力 等に て確 認 す る。 原 子炉 が高 圧 状態 のた め ，低 圧炉 心 スプ レイ 系 及び 残留熱 除去 系 （低 圧注 水 系） も 自動 起動 す るが ，ミ ニ フロ ー運 転 にて 起 動待 機状 態 とな る。

※１ ４

本重 要 事故 シ ー ケン ス のよ う に ，事 象 発 生か ら 短時 間 で サプ レ ッシ ョ ン ・プ ー ル 水温 度 が49℃ ま で上 昇 する 場 合 には ， 運 転手 順 に従い ほう 酸 水注 入系 の 起動 操 作を 優先 し て実 施す る 。

※１ ５

原 子炉 隔離 時 冷却 系 は， 水源 で ある サプ レ ッシ ョン ・ プー ル 水温 度が 106℃に 近接 し た場 合は 停 止す る 。
原子 炉隔 離 時冷 却系 の 停止 後 は， 高圧 炉 心ス プレ イ 系の 原子 炉 注水 に より 原子 炉 水位 が適 切 に維 持さ れ てい る こと を確 認 する 。

第 2.5−2 図

原子炉停止機能喪失の対応手順の概要

2.5-45

原子炉停止機能喪失

経過時間（分）5

経過時間（時間）
10

15

20

30

40

24

25

備考

事象発生
原子炉自動スクラム信号発信実施箇所・必要要員数

約 57 秒【 】は他作業後移動してきた要員

ドライウェル圧力高(13.7kPa[gage]設定点)到達

約 1.4 分操作項目

サプレッション・プール水温 49℃到達

約 2.2 分操作の内容

復水器ホットウェル水位低下による電動駆動給水ポンプ停止

約 2.6 分
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

当直運転員(中央制御室)

当直運転員
（現場）

原子炉水位異常低下（レベル２）到達
約 5.9 分 原子炉水位異常低下（レベル１）設定点到達＋120 秒
6 分 ほう酸水注入系起動
9.5 分 炉心部へのほう酸注入開始

17 分 残留熱除去系（2 系列）による格納容器除熱開始

重大事故等対応要員（現場）

約 28 分 サプレッション・プール水温度 106℃到達
手動スクラムボタン及び原子炉モードスイッチ切換えによるスクラム成功は解析上考慮しないが，原子炉停止機能喪失の確認の運転員等操作時間（3分）ではこれらの操作時間も考慮して設定している。
外部電源喪失の確認及び非常用ディーゼル発電機等の自動起動の確認は，外部電源がない場合に実施する●原子炉自動スクラム失敗の確認
1人
A●手動スクラム・スイッチによる原子炉手動スクラム確認−

3分−●原子炉モード・スイッチ「停止」位置への切替操作●再循環ポンプトリップの確認●タービン停止の確認

原子炉停止機能喪失の確認及び状況判断●外部電源喪失の確認

1人
B

−

−

●主蒸気隔離弁の閉止及び逃がし安全弁（逃がし弁機能）による原子炉圧力制御の確認●タービン駆動給水ポンプトリップ及び電動駆動給水ポンプ
自動起動の確認

10 分●電動駆動給水ポンプトリップの確認●非常用炉心冷却系及び非常用ディーゼル発電機等の自動起動の確認●原子炉隔離時冷却系の自動起動の確認
自動減圧系等の作動阻止操作
ほう酸水注入系の起動操作

原子炉水位低下による原子炉出力抑制操作及び制御棒の挿入操作
残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール冷却操
作
原子炉水位の調整操作(原子炉
隔離時冷却系)
原子炉水位の調整操作(高圧炉
心スプレイ系)
常設代替高圧電源装置による緊急用母線の受電
操作

【1人】
A

−

−

【1人】
A

−

−

●自動減圧系の起動阻止スイッチを用いた自動減圧系及び過渡時自動減圧機能の自動起動阻止操作

1分●ほう酸水注入系の起動操作

【1人】
A

【2 人】
A，B

−

2分
中性子束振動の発生を確認した場合にも実施−
ほう酸水全量注入完了までは適宜状態監視し，全量注入完了を確認した後にほう酸水注入系を停止●ほう酸水注入系の注入状態監視−●原子炉水位低下による原子出力抑制操作−−●代替制御棒挿入機能による制御棒挿入操作●手動による制御棒挿入操作●スクラム・パイロット弁継電器用ヒューズ引抜き操作

2人
C，D

−

●現場移動
●スクラム・パイロット弁計器用空気系の排気操作

原子炉水位調整45 分●残留熱除去系（低圧注水系）から残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）への切替操作（2 系列）
【1人】
B

−

【1人】
A

−

−

●原子炉隔離時冷却系による原子炉注水の監視●原子炉隔離時冷却系の停止操作

【1人】
A

−

−

●高圧炉心スプレイ系による原子炉注水の監視●高圧炉心スプレイ系による原子炉注水の調整操作

【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

−

6分

●残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレ
ッション・プール冷却状態の監視

適宜実施

適宜実施
サプレッション・プール水温度が 106℃に近接した場合，原子炉隔離時冷却系を停止
適宜実施
ほう酸水全量注入完了までは原子炉水位を原子炉水位異常低下（レベル１）設定点付近に維持し,全量注入完了後は原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間に維持

【1人】
A

−

−

2人
A,B

2人
C，D

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●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

20 分
15 分

●代替燃料プール冷却系の起動操作
必要要員合計

解析上考慮しない
外部電源がない場合に実施する

適宜実施●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冷却操作

解析上考慮しない
手順上は以下の優先順位で実施①ほう酸水注入系及び残留熱除去系②原子炉水位低下操作による原子炉出力抑制③制御棒挿入機能の回復操作

16 分

0人

第 2.5−3 図

原子炉停止機能喪失時の作業と所要時間

2.5-46

解析上考慮しない
25 時間後までに実施する

主蒸 気隔離 弁閉止 に伴 う圧力上 昇 で ボ イ ド が減少し，中性子束が上昇（中性子束最大値 560％）
炉心流量の減少に伴うボイド増加により中性子束低下

1.中性子束（％）
2.平均表面熱流速（％）
3.炉心流量（％）
約 131 秒後に電動駆動給水ポ
ンプの 停止 に伴 う原 子炉 水 位の低下 によ り炉 心流 量及 び 中
性子束が低下

給水加熱喪失に伴い給水温度が低下することで中性子束及び平均表面熱流束が徐々に上昇

中性子 束低 下に 伴い 原子 炉 での蒸気 発生 量が 低下 する 過 程におい て， 圧力 設定 点の 異 なる逃が し安 全弁 が一 連で 開 閉
し，原 子炉 圧力 の変 動幅 が 大
きくな るこ とで 中性 子束 の 変
動幅も大きくなっている

約 2 秒後にＡＴＷＳ緩和設備（代替原
子炉再循環ポンプトリップ機能）の作動により炉心流量は減少し，自然循環状態に移行

事故後の時間(s)
逃がし安全弁（逃がし弁機能）の開閉による圧力変化の影響で中性子束が変動第 2.5−4 図

中性子束，平均表面熱流束及び炉心流量の推移（短期）

原子炉圧力の変 動に伴 い開 放す る
逃がし安全弁の 数が変 動す るこ とで蒸気流量も変動する

1. 原子炉蒸気流量（％）
2. 給水流量（％）

主蒸気隔離弁閉止に伴う蒸気流量の減少

逃がし安全弁の開閉に伴う給水流量の変動

主蒸気隔離弁閉止によりタービン駆動給水ポ
ンプはトリップし，電動駆動給水ポンプが自動起動して給水が継続

第 2.5−5 図

事故後の時間(s)約 131 秒後に復水器の水位低下により電動駆動給水ポンプがトリップ

原子炉蒸気流量及び給水流量の推移（短期）2.5-47

1. 原子炉隔離時冷却系流量（％）
2. 高圧炉心スプレイ系流量（％）

100％は定格給水流量（6,420t／h）を示す

約 57 秒後に格納容器圧力高信号にて高圧炉心スプレイ系が自動起動

約 153 秒後に原子炉水位異常低下（レベル２）信号にて原子炉隔離時冷却系が自動起動

事故後の時間(s)第 2.5−6 図

原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系の流量の推移（短期）

最 大 値 ： 8.19MPa ［ gage ］（約 5.6 秒）

1. 原子炉圧力変化（×0.01MPa）
2. 原子炉水位（シュラウド外水位）変化（×5cm）
3. 逃がし安全弁流量（％）

原子炉出力 の低下により 発 生
蒸気が減少し，圧力も低下

逃がし安全弁（逃がし弁機能）の開閉に伴う圧力の変動

主蒸気隔離弁
閉止に伴う圧力の上昇

タービン駆動給水
ポンプトリップに伴う水位の低下

約 2 秒後にＡＴＷＳ緩和設備（代替再循環ポンプトリ ップ機能 ）の作動 によ るボ
イド発生により一時的に水位上昇

約 131 秒後に復水器の水位低下
により電動駆動給水ポンプがトリップすることで水位が低下

事故後の時間(s)第 2.5−7 図

原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド外水位）及び逃がし安全弁の流量の推移（短期）2.5-48

1. 炉心平均ボイド率（％）

逃がし安全弁（逃がし弁機能）の開閉に伴う圧力変動の影響でボイド率が変動

約 2 秒後にＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉 再循 環ポ ン プト リ ッ プ 機 能 ） の 作 動 によ り炉 心流 量 が減 少 す る こ と で ， ボ イ ド
率が増加

事故後の時間(s)第 2.5−8 図

炉心平均ボイド率の推移（短期）2.5-491400

1200
主蒸気隔離弁の閉止に伴う原子炉出力の上昇により沸騰遷移が発生し，燃料被覆管
温度は上昇

燃
燃料被覆管温度料1000

電動駆動給水ポンプトリップによる原子炉水位低下後，逃がし安全弁の開閉により沸騰遷移とリウェットを繰り返す

被
覆

800

管
(℃)
温

600

度

400

（℃）

200

0
0

100

200

300

事故後の時間(s)第 2.5−9 図

燃料被覆管温度（燃料被覆管最高温度発生位置）の推移（短期）1. 燃料被覆管温度（第 1 スペーサ）（℃）
2. 燃料被覆管温度（第 2 スペーサ）（℃）
3. 燃料被覆管温度（第 3 スペーサ）（℃）
4. 燃料被覆管温度（第 4 スペーサ）（℃）

第 1 スペ ー サ

第 2 スペ ー サ

燃料被覆 管温度

燃 料被覆 管 の最高 温度 ： 約 872℃
（約 13 秒）

燃料被覆管温度：約 839℃
第 3 スペ ー サ

燃料被覆管温度：約 737℃
第 4 スペ ー サ

第 5 スペ ー サ※(℃)
第 6 スペ ー サ

第 7 スペ ー サ

ス ペ ー サ 位 置 と ノ ー ドの関係（● が各 ノ ード を示 す。）

事故後の時間(s)第 2.5−10 図※

第 5 ス ペー サ位 置
では沸騰遷移は発
生し てい な い。

燃料被覆管温度（沸騰遷移発生位置）の推移（短期）

燃料被覆管については，外面より内面の方が高い温度となるものの，今回の評価が燃料の著しい損傷の有無（重大事故防止）を確認していることに鑑み，燃料が露出し燃料温度が上昇した場合に，酸化の有無によって破損が先行すると考えられる燃料被覆管表面で，最高温度を評価している。

2.5-501.0E+07

電動駆動給水ポンプトリップによる原子炉水位低下後，逃がし安全弁の開閉により沸騰遷移とリウェットを繰り返す

1.0E+06
熱伝達係数（W/(m２・K））

熱伝達係数

1.0E+05

1.0E+04(W／(m２ ・K))
1.0E+03

主 蒸気隔離 弁の閉止に 伴う 原 子 炉 出 力 の 上 昇 によ り沸騰遷 移が発生す るこ と で 熱 伝 達 係 数 は 低
下1.0E+02

1.0E+01

1.0E+00
0

100

200

300

事 事故後の時間(s)故 後 の 時 間（ｓ）

第 2.5−11 図

熱伝達係数（燃料被覆管最高温度発生位置）の推移（短期）1.2
クオリティ（燃料被覆管の最高温度の発生位置）
1. クオリティ（第4 スペーサ）2. 限界クオリティ
電動駆動給水ポンプトリ ップに よる 原子炉水位低下後，逃がし安全弁 の開閉 によ り沸騰遷
移とリウェットを繰り返す

1.0

クオリティ
(−)

0.8

0.6

2

0.4

1

0.2

0.0
0

100

200

300

事故後の時間(s)第 2.5−12 図クオリティ（燃料被覆管最高温度発生位置）の推移（短期）2.5-51主蒸気隔離弁閉止に伴う原子炉圧力の上昇によりボイドが減少することで，原子炉出力が上昇

1. 中性子束（％）

約 131 秒後に電動駆動給水ポ
ン プの停 止 に 伴 う原 子 炉 水 位の 低下に よ り 原 子炉 出 力 が 低
下

主蒸 気隔離 弁 の 閉 止 に 伴 う 給 水 加 熱喪失により原子炉出力が上昇
ほう酸水注入系によるほう酸
水の注入により負の反応度が印加されることで出力が低下

事故後の時間(min)第 2.5−13 図

中性子束の推移（長期）1. 炉心流量（％）

原子 炉水 位に 応じ た自 然 循環
力の変動に伴う流量の増減

事故後の時間(min)第 2.5−14 図

炉心流量の推移（長期）2.5-52

1. 原子炉蒸気流量（％）
2. 給水流量（％）

逃がし安全弁の開閉により蒸気流量が変動

タービン駆動給水ポンプのトリップによる給水流量の減少

約 131 秒後に電動駆動給水ポンプのトリップ ※ により給水流量が減少※

事故後の時間(min)第 2.5−15 図

復 水器ホ ット ウェ ル水位 低低 信 号により給 復水 系は 全停 とな る。 実機 でも数秒 の時 間遅 れし かな いこ とを 踏
まえ， 今回 の評 価で は， 低圧 復水 ポ
ンプ， 高圧 復水 ポン プ及 び電 動駆 動
給水ポ ンプ の停 止を 同時 刻と して いる。

原子炉蒸気流量及び給水流量の推移（長期）1. 原子炉隔離時冷却系流量（％）
2. 高圧炉心スプレイ系流量（％）

100％は定格給水流量（6,420t／h）を示す

約 28 分後にサプレッション・プール水温
度上昇により原子炉隔離時冷却系停止
約 57 秒後に格納容器圧力高信号にて高圧炉心スプレイ系が自動起動

約 153 秒後に原子炉水位異常低下（レベル２）信号にて原
子炉隔離時冷却系が自動起動

高圧炉心スプレイ系による原子炉水位低下維
持操作

事故後の時間(min)第 2.5−16 図

原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系の流量の推移（長期）2.5-53

1. 原子炉圧力変化（×0.01MPa）
2. 原子炉水位（シュラウド外水位）変化（×5cm）

主蒸気隔離弁の閉止に伴う原子炉圧力の上昇

逃がし安全弁（逃がし弁機能）の開閉に伴う蒸気流量の変動

事故後の時間(min)第 2.5−17 図

原子炉圧力及び原子炉水位の推移（長期）タ ービ ン 駆 動給 水 ポ ンプ ト リ ッ プに伴う原子炉水位の低下

1. 原子炉水位（シュラウド外水位）変化（×5cm）

電動駆動給水ポンプ及び非常用炉心 冷却系の起動による原子炉水位回復
約 131 秒後に電動駆動給水ポンプの停止による原子炉水位の低下

約 28 分後にサプレッション・プ
ール水温度の上昇により原子炉隔離時冷却系を停止したことで，原子炉水位が低下

高圧炉心スプレイ系による原子炉水位低下維持操作
ほう酸 水注入 系の 反応度 抑制
効果に伴う原子炉水位の回復

事故後の時間(min)第 2.5−18 図

原子炉水位（シュラウド外水位）の推移（長期）2.5-54

逃がし安全弁の開放によるサプ
レッション・プールへの蒸気流出により，サプレッション・プール
水温度及び格納容器圧力が上昇

1. サプレッション・プール水温度（℃）
2. サプレッション・プール圧力（×0.005MPa[gage]）

最大値：約 115℃
（約 45 分）約 131 秒後に電動駆動給水ポンプの停止に伴い原子炉水位が低下し，発生蒸気量が減少することで，サプレッション・プール水温度及び格納容器圧力の上昇が緩和

ほう 酸水 注入 系に よ り
原子 炉出 力が 低下 し ，原子 炉で の発 熱が 残 留
熱除 去系 の除 熱能 力 を
下回 るこ とに より サ プ
レッ ショ ン・ プー ル 水
温度 及び 格納 容器 圧 力が低下

最大値：約 0.20MPa［gage］（約 45 分）

事故後の時間(min)第 2.5−19 図

サプレッション・プール水温度及び格納容器圧力の推移（長期）1.燃料被覆管温度（第 1 スペーサ）（℃）
2.燃料被覆管温度（第 2 スペーサ）（℃）
3.燃料被覆管温度（第 3 スペーサ）（℃）
4.燃料被覆管温度（第 4 スペーサ）（℃）

燃料被覆管温度

燃料被覆管の最高温度：約 1,060℃（約 134 秒）(℃)

事故後の時間(s)第 2.5−20 図

燃料被覆管温度（リウェット考慮をしない場合）（短期）

2.5-55

1.中性子束（％）
2.平均表面熱流束（％）
3.炉心流量（％）
再循環ポンプのトリップに伴う炉心流量等の減少

事故後の時間(s)第 2.5−21 図

中性子束，平均表面熱流束及び炉心流量の推移（外部電源がない場合）（短期）

最大値：7.98MPa［gage］（約 3.6 秒）

1.原子炉圧力変化（×0.01MPa）
2.原子炉水位（シュラウド外水位）変化（×5cm）
3.逃がし安全弁流量（％）

主蒸気隔離弁
閉止に伴う圧力の上昇

外部電源喪失に伴い，タービン駆動給水ポンプがトリップすることで水位が低下するが，原子炉水位異常低下（レベル２）による原子炉隔離時
冷却系起動によって原子炉水位を維持

事故後の時間(s)第 2.5−22 図

原子炉圧力，原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド外水位）及

び逃がし安全弁流量の推移（外部電源がない場合）（短期）
2.5-561400

1200
燃料被覆管温度

燃
料

1000

被
覆

800
燃料被覆管の最高温度：約 699℃
（約 5 秒）

管
(℃)
温

600

度

400

（℃）

200

0
0

第 2.5−23 図

100

200

300

事故後の時間(s)事 故 後 の 時 間（ｓ）

燃料被覆管温度（燃料被覆管最高温度発生位置）の推移（外部電源がない場合）（短期）

1.サプレッション・プール水温度（℃）
2.格納容器圧力（×0.005MPa［gage］）

最大値：約 103℃
（約 45 分）

最大値：約 0.14MPa[gage]（約 45 分）

事故後の時間(min)第 2.5−24 図

サプレッション・プール水温度及び格納容器圧力の推移（外部電源がない場合）（長期）
2.5-57

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

原子炉圧力の上昇等によって炉心のボイド率が低下した場合，動的ボイド係数の絶対値が大きいほど，炉心に印加される正の反応度が大きくなり，原子炉出力の増加量が大きくなる。よって，プラント動特性評価では，動的ボイド係数が重要なパラメータとなる。
動 的 ボ イ ド 係 数 は ，減 速 材 ボ イ ド 係 数 を 遅 発 中 性 子 発 生 割 合（ β 値 ）で除した値であり，一般にサイクル末期の方が絶対値が大きい。サイクル初期とサイクル末期の遅発中性子発生割合（β値）を第 1 表に，今回の評価におけるボイド率の推移を第 1 図に，減速材ボイド係数を
第 2 図に，動的ボイド係数を第 3 図に示す。今回の評価ではボイド率
が 40％ か ら 60％ 程 度 で 推 移 す る こ と か ら ，第 3 図 に 示 す と お り ，動 的ボイド係数はサイクル末期の方が絶対値が大きくなり，ボイド効果に
より炉心に印加される正の反応度が大きくなる。
よって，プラント動特性評価における評価対象炉心として平衡炉心のサイクル末期を選定した。

添付 2.5.1-1

第 1表

サ イ ク ル 初 期 と サ イ ク ル 末 期 の 遅 発 中 性 子 発 生 割 合（ β 値 ）遅発中性子発生割合（β値）

平衡炉心サイクル初期

平衡炉心サイクル末期

0. 00 6 0

0 .0 05 3

1. 炉 心 平 均 ボ イ ド 率 （ ％ ）事 故 後 の 時 間 (s )第 1図ベースケースにおける炉心平均ボイド率の推移

添付 2.5.1-2

動的ボイド係数

減速材ボイド係数

添付 2.5.1-3（（Δk／k）／%ボイド率）

第2図（￠／%ボイド率）

減速材ボイド係数（９×９燃料（Ａ型）取替炉心） 第 3 図

動的ボイド係数（９×９燃料（Ａ型）取替炉心）

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

1.

自動減圧系の自動起動阻止操作について
自動減圧系は，中小破断ＬＯＣＡ時に高圧炉心スプレイ系等の機能が十分に発揮されずに原子炉水位を維持することができない場合に自動作動し，原子炉を減圧することで低圧炉心スプレイ系等による 原 子 炉 注 水 を う な が し ，原 子 炉 水 位 を 維 持 す る た め の 系 統 で あ る 。
自 動 減 圧 系 は ， ド ラ イ ウ ェ ル 圧 力 高 （ 13.7kPa［ gage］） 信 号 及 び 原子 炉 水 位 異 常 低 下（ レ ベ ル １ ）信 号 に よ り 自 動 作 動 信 号 が 発 信 さ れ ，
120 秒 の 時 間 遅 れ の 後 ，低 圧 炉 心 ス プ レ イ 系 ポ ン プ 又 は 低 圧 注 水 系 ポ
ンプの吐出圧力が確立している場合に，逃がし安全弁（自動減圧機
能）7 弁を開放する。
原子炉停止機能喪失時に自動減圧系により原子炉が自動減圧し，これに伴い低圧炉心スプレイ系等により炉心に大量の低温水が注入されると，ボイド効果等により炉心に正の反応度が投入されることで，急激な原子炉出力上昇をもたらすこととなる。
このため，運転手順において原子炉停止機能喪失時には自動減圧系の作動を阻止することを明確にしており，また，作動阻止用の操作スイッチを設けている。

2.

自動減圧系の自動起動阻止操作について
原 子 炉 停 止 機 能 喪 失 の 有 効 性 評 価 で は ， 事 象 発 生 の 約 230 秒 後 に
自動減圧系のタイマーが作動し，作動阻止操作をしない場合には，
こ の 120 秒 後 に 逃 が し 安 全 弁 が 開 放 す る 。 こ の た め ， 原 子 炉 停 止 機
能喪失の確認及び自動減圧系等の作動阻止操作に要する時間を考慮
添付 2.5.2-1

して，事象発生の 4 分後に自動減圧系等の作動阻止操作を実施する
こ と と し て い る 。こ れ は 事 象 発 生 か ら 10 分 以 内 の 操 作 で あ り ，他 の事 象 で 見 込 ん で い る 事 象 発 生 か ら の 10 分 の 状 況 判 断 時 間 を 考 慮 し ていない。原子炉停止機能喪失を確認した場合は，その時点で原子炉停止機能喪失時の反応度制御操作に移行することを手順書で明確に定めるとともに，中央制御室に操作スイッチを設置し，継続的な訓練 を 実 施 し て い る こ と か ら ， 10 分 以 内 の 操 作 で あ っ て も 運 転 員 に よる対応は可能である。また，他の事故シーケンスグループと同様に
10 分 の 状 況 判 断 時 間 を 条 件 と し て 評 価 に 組 み 込 む と ， 原 子 炉 停 止 機
能喪失時の炉心損傷防止の手順に沿った有効性評価を行うことができない。
以 上 に よ り ， 原 子 炉 停 止 機 能 喪 失 の 有 効 性 評 価 に お い て は ， 10 分の状況判断時間を考慮するのではなく，原子炉停止機能喪失の確認及び操作に要する時間に余裕時間を考慮して，事象発生の 4 分後に自動減圧系の自動起動阻止操作が完了する操作条件を設定している。
なお，訓練実績によると原子炉停止機能喪失の確認から自動減圧系の自動起動阻止操作の完了まで 2 分で実施可能である。

添付 2.5.2-2

添付資料 2.5.3
安定状態について（原子炉停止機能喪失）

原子炉停止機能喪失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，設計基準事故対処設備又は重大事故等対処
設備 を用 い た 炉 心 冷 却 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 ，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に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 ：炉心冷却が維持された後に，設計基準事故対処設備又は重大事故等対処設備を用いた格納容器除熱により格納
容器圧力及び温度が安定又は低下傾向に転じ，また，格納容器除熱のための設備がその後も機能維持でき，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に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
ほう酸水注入系を用いた炉心へのほう酸水注入により中性子束は徐々に低下
し未臨界が達成され，高圧炉心スプレイ系を用いた原子炉注水を継続すること
で炉心の冷却は維持され，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 の 約 17 分 後 か ら 残 留 熱 除 去 系 に よ る 格 納 容 器 除熱を実施する。原子炉出力が維持されている期間は，格納容器圧力及びサプレッション・プール水温度は緩やかに上昇を継続するが，ほう酸水注入系により
未 臨 界 が 達 成 さ れ る と 低 下 傾 向 と な り ， 格 納 容 器 雰 囲 気 温 度 は 1 50℃ を 下 回 ると と も に ， 逃 が し 安 全 弁 の 機 能 維 持 が 確 認 さ れ て い る 126℃ を 上 回 る こ と は な
く，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】
上記の炉心損傷防止対策を継続することにより安定状態を維持できる。
また，残留熱除去系の機能を維持し除熱を継続することで，安定状態の維持が可能となる。制御棒挿入機能の復旧後は，制御棒を挿入することで，ほう酸水による未臨界維持に代わる未臨界の維持が可能となる。
（ 添 付 資 料 2.1.2 別 紙 1）

添付 2.5.3-1

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（原子炉停止機能喪失）

第 1-1 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（ＲＥＤＹ）（1／2）

重要現象
核分裂出力

解析モデル
核特性モデル
反応度モデル（ボイド・ドップラ）

反応度フィード
バック効果

沸騰・ボイド率変化

冷却材流量変化（自然循環流量）「反 応度 フ ィー ドバ ック 効 果」 にて 確 認 する 。

「反 応度 フ ィー ドバ ック 効 果」 にて 確 認 する 。

「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 する 。
高温 停止 に 必要 なボ ロン 反 応度 を‐ 3％ Δ k とし た場 合に は，未臨
界達 成 の時 間が 遅 くな る こと が考 え られ るが ， 感度 解析 結 果に より評 価 項目 とな る パラ メ ータ 対す る 影響 が小 さ いこ とを 確 認し て
おり ， 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 （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 てに つ いて （ 第 3 部
REDY）） 。

非常 用炉 心 冷 却 系 の 性 能 評 価 に お い て 使 用 が 認められてい る崩 壊熱 曲線 に 対し て ，1 秒 後 の時 点
で＋0.8％／ −0.1％ の不 確 かさ を有 す る

原子 炉 停止 機能 喪 失に よ り高 出力 状 態が 維持 さ れる ため ， 崩壊 熱モデルの不確かさにより事象進展に与える影響は小さいことから， 運転 員 操作 時間 等に 与 える 影響 は 小 さい 。

炉心 ボイ ド マ ッ プ 確 認 試 験 に よ り ， 炉 心 ボ イ ド
モデ ルに お い て 使 用 す る ボ イ ド 率 補 正 率 に 対 して，以下の 不確 かさ を有 す る
補正無し／ 最大 補正 二次 関 数

炉心 ボ イド モデ ル 等の 影 響は ，原 子 炉出 力変 化 に影 響を 及 ぼし ，
燃料 被 覆管 温度 ， サプ レ ッシ ョン ・ プー ル水 温 度や 水位 変 化に 影
響す る と考 えら れ る。 し かし なが ら ，そ の影 響 は小 さく ， 運転 員
等操 作時 間 に与 える 影響 は 小さ い。

再循環ポン プ慣 性時 定数：＋10％ ／ −10％

再循 環 ポン プ慣 性 時定 数 の影 響は ， 再循 環ポ ン プト リッ プ 時の 炉心流 量 ，原 子炉 出 力変 化 に影 響す る が， 事象 発 生初 期の 短 時間 の影響 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 。

モデルの仮 定に 含ま れる

自然 循環 状 態は ，シ ュラ ウ ド内 外の 位 置 ヘッ ド差（ マス バラ ンス ）が支 配 的で あり ， 炉内 ボ イド によ る 摩擦 圧損 等 の炉 心流 量 への 影
響は 小 さい こと 及 び実 機 試験 での 挙 動を 概ね 再 現で きる こ とを 確認し て おり ，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 。

「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 する 。
高温 停止 に 必要 なボ ロン 反 応度 を‐ 3％ Δ k とし た場 合に は ，サ プ
レッ ショ ン・プー ル水 温 度が 7℃上 昇 し，格納 容器 圧 力が 0.04MPa
上昇することを感度解析により確認している。有効性評価解析に
おけ るサ プ レッ ショ ン・プー ル 水温 度の 最大 値は 115℃ ，格 納 容器
圧力 の最 大 値は 0.20MPa[gage]で あり ，評 価項 目に 対 して 十分 な余裕が ある こ とか ら，その 影響 は 非常 に小 さい 。（ 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に つい て （第 3 部 REDY） ）崩 壊 熱 曲 線 を 初 期 状 態 に お い て ＋ 1％ ／ 2％ と し た 場 合 で も 評 価項目となるパラメータに影響を与えないことを感度解析により確認し 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 につ い て （第 3 部 REDY） ） 。
ボイド率補正率を補正無しとした場合には，評価項目となるパラメータに対する余裕が大きくなることを感度解析により確認している 。
ボイド率補正率を最大補正二次関数とした場合には，サプレッション・プ ール 水温 度が 2℃ 上昇 し，格 納容 器圧 力が 0.01MPa 上 昇することを感度解析により確認している。有効性評価解析における
サプ レッ シ ョン・プ ール 水温 度 の最 大値 は 115℃，格納 容器 圧 力の最大 値は 0.20MPa[gage]で あ り，評 価 項目 に対 して 十 分な 余裕 があるこ とか ら，その 影 響は 非常 に 小さ い（ 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について（第 3 部 REDY） ）。
再 循 環 ポ ン プ 慣 性 時 定 数 を ＋ 10％ ／ − 10％ と し た 場 合 に は ， 評 価項目となるパラメータに対する余裕が大きくなるか又は影響を与えな いこ と を感 度解 析に て 確認 して 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について （第 3 部 REDY）） 。
自然 循環 状 態は，シュ ラ ウド 内外 の 位置 ヘッ ド差（マ スバ ラン ス）が支配的であり，炉内ボイドによる摩擦圧損等の炉心流量への影
響は小さいこと及び実機試験での挙動を概ね再現できることを確認しており，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 。

炉心ボイドモデ
ル

再循環モデル

再循環モデル

評価 項目 と なる パラ メー タ に与 える 影 響

添付資料 2.5.4

原子炉圧力容器

冷却材流量変化（コーストダウン特性）

崩壊熱モデル

運転 員等 操 作時 間に 与え る 影響

反応 度フ ィ ー ド バ ッ ク 効 果 の 不 確 か さ に 含 ま れる
動的ボイド 係数 ：〜〜動的 ドップ ラ係 数：
高温停止に 必要 なボ ロン 反 応度 ：−3％Δk

反応度モデル（ボロン）

炉心

添付 2.5.4-1

崩壊熱

不確 かさ

第 1−1 表
分類

重要現象

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（ＲＥＤＹ）（2／2）
解析モデル

不確 かさ
逃がし安全 弁流 量： ＋16.6％

冷却材放出（臨界流・差圧流）

逃がし安全弁モデル

給水エンタ ルピ
(1)給水温度 （主 蒸 気流 量零 で） ：−60kJ／ kg（−14℃ ）(2)遅れ時間 ：＋ 50 秒

原子炉圧力容器

添付 2.5.4-2

高圧炉心注 水系 流量：実力値 （137％ ）ＥＣＣＳ注水（給水系・代替注水含む）

給水系モデルサプレッシ ョン ・プ ール 水 の初 期エ ン タ ルピ
：設計仕 様 の常 用温 度下 限（−104kJ／ kg（ −25℃ ））保守的な混 合特 性を 設定

格納容器

ほう酸水の拡散

ほう酸水拡散モデル

サ プ レ ッ シ ョン・プール冷却格納容器モデル

保守的モデ ルに 含ま れる

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

逃が し 安全 弁流 量 が大 き くな った 場 合， 原子 炉 水位 の低 下 やサ プ
レッ ショ ン・プ ール 水温 度 の上 昇が 早 くな るこ とが 考 えら れる が，
感度 解 析結 果よ り 評価 項 目と なる パ ラメ ータ に 与え る影 響 が小 さいこ と を確 認し て いる 。 また ，実 機 試験 での 挙 動を 概ね 再 現で きるこ とを 確 認し てお 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 （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 につい て（ 第 3 部 REDY） ）。
給水 エ ンタ ルピ が 低下 し た場 合に は ，炉 心入 口 サブ クー ル が低 下
する こ とで 原子 炉 出力 が 上昇 し， ま た， 給水 エ ンタ ルピ の 低下 が遅れ た 場合 には ， 炉心 入 口サ ブク ー ルの 低下 が 遅く なる こ とで 原子炉 出 力の 上昇 が 遅く な るこ とが 考 えら れる が ，感 度解 析 結果 により 評 価項 目と な るパ ラ メー タ対 す る余 裕が 大 きく なる か 又は その影 響 が小 さい こ とを 確 認し てい る 。ま た， 解 析コ ード は 実機 試
験デ ー タと 比較 し て給 水 エン タル ピ を多 少小 さ めに 評価 し ，全 体
的に 良 く一 致す る こと を 確認 して お 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 （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 につ いて （第 3 部 REDY） ）。
高圧 炉 心ス プレ イ 系の 流 量が 増加 し た場 合， 原 子炉 水位 が 高め に維持 され る こと で，原子 炉 出力 は高 め とな るこ とが 考 えら れる が，
感度 解 析結 果に よ り評 価 項目 とな る パラ メー タ に与 える 影 響が 小
さい こ とを 確認 し てい る 。ま た， 原 子炉 へ注 水 する 場合 の 影響 として は ，Ｅ ＣＣ Ｓ 注水 も 給水 系に よ る注 水も 同 等と 考え ら れ， 解析コ ー ドは ，給 水 ポン プ がト リッ プ した 場合 や 給水 流量 が 増減 した場 合 の実 機試 験 の挙 動 を良 く模 擬 でき るこ と を確 認し て おり ，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 （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について（第 3 部
REDY）） 。
サプ レ ッシ ョン ・ プー ル 水の 初期 エ ンタ ルピ が 低下 した 場 合， サ
プレ ッ ショ ン・ プ ール 水 源を 用い て ＥＣ ＣＳ 注 水を 実施 す る際 の炉心 入 口サ ブク ー ルが 低 下す るこ と で原 子炉 出 力が 上昇 す るこ とが考 え られ るが ， 感度 解 析結 果に よ り評 価項 目 とな るパ ラ メー タ
対す る 余裕 が大 き くな る か又 は影 響 がな いこ と を確 認し て おり ，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 （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について（第 3 部
REDY）） 。
解析 コ ード は保 守 的な 混 合特 性を 用 いる ため ， 実際 の炉 心 内に お
ける ほ う酸 水の 拡 散は 早 くな り， ボ ロン 反応 度 の印 加が 早 くな る
こと で 未臨 界の 達 成時 間 が早 くな る こと から ， 格納 容器 圧 力及 び
サプ レ ッシ ョン ・ プー ル 水温 度が 低 下傾 向に 転 じる 時間 も 早く なる。 こ のた め， 実 際の 格 納容 器圧 力 及び サプ レ ッシ ョン ・ プー ル
水温 度 は低 くな る ため ， これ らの パ ラメ ータ を 操作 開始 の 起点 とする 運転 員 等操 作の 開始 は 遅く なる 。

逃 が し 安 全 弁 流 量 を ＋ 16.6％ と し た 場 合 に は ， 評 価 項 目 と な る パ
ラメータに対する余裕が大きくなるか又は影響を与えないことを
感度 解析 に て確 認し 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 てに つ いて （第 3 部
REDY）） 。

解析 コ ード は， 単 純な 計 算で 保守 性 を確 保し て いる こと か ら， 不確か さ要 因 とし ては 考慮 し ない 。

給 水 エ ン タ ル ピ に つ い て 給 水 温 度 を − 60kJ／ kg（ − 14℃ ） ， 遅 れ
時間 を＋ 50 秒 とし た場 合 には ，評 価 項目 とな るパ ラ メー タに 対する余裕が大きくなることを感度解析により確認している。また，
給 水 温 度 の み を − 60kJ／ kg（ − 14℃ ） と し た 場 合 に は ， 燃 料 被 覆
管温 度が 10℃ 上昇 する こ とを 感度 解 析に より 確認 し てい る。 有効性評 価解 析 にお ける 燃料 被 覆管 温度 の 最 大値は 872℃で あ り，評 価
項目に対して十分な余裕があることから，その影響は非常に小さい（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 てに つ いて （第 3 部 REDY）） 。

高圧 炉心 注 水系 流量 を 137％ とし た場 合に は，サプ レッ ショ ン・プ
ール 水温 度が 4℃ 上昇 し，格納 容器 圧 力が 0.03MPa 上 昇す る こと を感度解析により確認している。有効性評価解析におけるサプレッ
ショ ン・プー ル水 温 度の 最大 値は 115℃，格納 容器 圧 力の 最大 値は0.20MPa[gage]で あ り，評 価項 目に 対 して 十分 な余 裕 があ るこ とから，その 影響 は非 常 に小 さい（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について（第 3部 REDY）） 。

サ プ レ ッ シ ョ ン ・ プ ー ル 水 の 初 期 エ ン タ ル ピ を − 104kJ ／ kg （ −25℃ ）と し た場 合に は， サ プレ ッシ ョ ン ・プ ール 水 温度が 18℃ 低
下し ，格 納 容器 圧力 が 0.06MPa 低 下 する こと を感 度 解析 によ り確認していることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は
大き くな る（ 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 につ い て （第 3 部 REDY） ） 。

解析コードは保守的な混合特性を用いるため，実際の炉心内におけるほう酸水の拡散は早くなり，ボロン反応度の印加が早くなることで未臨界の達成時間が早くなることから，格納容器圧力及びサプレッション・プール水温度が低下傾向に転じる時間も早くなる。このため，実際の格納容器圧力及びサプレッション・プール
水温度は低くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕 は大 き くな る。
解析コードは，単純な計算で保守性を確保していることから，不確か さ要 因 とし ては 考慮 し ない 。

第 1−2 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（ＳＣＡＴ）

評価項目となるパラメータに与える影響

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

出力分布変化

出力分布モデル

解析コード は ， 保 守 的 に 中 央 ピ ー ク に 基 づ く 軸 方 向
出力分布を 設 定 す る た め ， 燃 料 被 覆 管 温 度 を 高 め に評価する。

解 析コ ー ド は， 保 守 的 に中 央 ピ ーク に 基 づ く軸 方 向 出力 分 布を 設定 す る ため ， 燃 料 被覆 管 温 度を 高 め に 評価 す る 。こ の た
め ，実 際 の 燃料 被 覆 管 温度 は 低 くな る が ， 燃料 被 覆 管温 度 を
操 作開 始 の 起点 と す る 運転 員 等 操作 は な い こと か ら ，運 転 員
等操 作時 間 に与 える 影響 は ない 。
解 析コ ー ド は， 燃 料 ペ レッ ト と 燃料 被 覆 管 との 間 の ギャ ッ プ
熱 伝達 係 数 を高 め に 設 定す る こ とで ， 原 子 炉出 力 が 上昇 す る
時 の表 面 熱 流束 に 対 す る熱 伝 達 遅れ を 小 さ くし ， 主 蒸気 隔 離
弁 閉止 に よ って 原 子 炉 出力 が 急 増す る 状 態 では ， 燃 料被 覆 管
温 度を 高 め に評 価 す る 。こ の た め， 実 際 の 燃料 被 覆 管温 度 は
低 くな る が ，燃 料 被 覆 管温 度 を 操作 開 始 の 起点 と す る運 転 員
等 操作 は な いこ と か ら ，運 転 員 等操 作 時 間 に与 え る 影響 は ない。

解析コードは，保守的に中央ピークに基づく軸方向出力分布を設定するため，燃料被覆管温度を高めに評価する。このため，実際の燃料被覆管温度は低くなり，評価項目となるパラメータに対す
る余 裕は 大 きく なる 。

解 析コ ー ド は， 燃 料 棒 表面 熱 伝 達及 び リ ウ ェッ ト 時 刻を お お
むね保 守 的 に評 価 す る 相関 式 を 採用 す る と とも に ， 高温 領 域
においても輻射熱伝達に期待しない評価としていることから ，燃 料 棒 表面 の 熱 伝 達係 数 を おお む ね 小 さく 評 価 する 。 この ため ， 実 際の 燃 料 棒 表面 で の 熱伝 達 は 大 きめ と な り， 燃 料
被 覆管 温 度 は低 め と な るが ， 燃 料被 覆 管 温 度を 操 作 開始 の 起
点 とす る 運 転員 等 操 作 はな い こ とか ら ， 運 転員 等 操 作時 間 に与え る影 響 はな い。

解析コードは，燃料棒表面熱伝達及びリウェット時刻をおおむね保守的に評価する相関式を採用するとともに，高温領域においても輻射熱伝達に期待しない評価としていることから，燃料棒表面の熱伝達係数をおおむね小さく評価する。このため，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きめとなり，燃料被覆管温度は低めとなること 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 。
なお，燃料被覆管温度が高めに評価されることに伴いリウェット
時刻 は 遅 く 評 価 さ れ る が ， 更 に 保 守 的 な 取 扱 い と し て ， リ ウ ェ ットを考慮しない場合を想定した感度解析を実施し，この場合でも評価 項目 を 満足 する こと を 確認 して い る 。
（添 付資 料 2.5.5）
解析 コー ド は， 沸騰 遷移 が 生じ やす い 条 件と して ，SLMCPR を基 準に沸騰遷移の発生及び沸騰遷移位置を判定するよう設定しており，燃料被覆管温度を高めに評価する。このため，実際の燃料被覆管温度は低くなり，評価項目となるパラメータに対する余裕は
大き くな る 。

燃料棒内温度変化

熱伝導モデル，燃料 ペ レ ット -被 覆管ギャップ熱伝達モデル

炉心

添付 2.5.4-3

燃料棒表面熱伝達

熱伝達モデル
リウェットモデル

沸騰遷移

沸騰遷移評価モ
デル

気液熱非平衡

熱伝達モデル
リウェットモデル

解析コード は ， 燃 料 ペ レ ッ ト と 燃 料 被 覆 管 と の 間 のギャップ熱 伝 達 係 数 を 高 め に 設 定 す る こ と で ， 原 子
炉出力が上 昇 す る 時 の 表 面 熱 流 束 に 対 す る 熱 伝 達 遅れが小さく な る 。 こ の た め ， 主 蒸 気 隔 離 弁 閉 止 に よって原子炉 出 力 が 急 増 す る 状 態 で は ， 燃 料 被 覆 管 温
度を高めに 評 価 す る 。 ま た ， 給 水 加 熱 喪 失 に よ っ て
原子炉出力 が 準 静 的 に 増 加 す る 状 態 で は ， 表 面 熱 流
速に対する 熱 伝 達 遅 れ の 燃 料 被 覆 管 温 度 へ の 影 響 は大きくない と考 えら れる 。
解析コード は ， 燃 料 棒 表 面 熱 伝 達 を お お む ね 保 守 的に評価する 相関 式（ 修正 Dougall-Rohsenow 式）を 採用したこと に 加 え ， 被 覆 管 温 度 が 高 温 と な る 領 域 で重要な熱伝 達 機 構 と な る 輻 射 熱 伝 達 を 無 視 し て い る
ため，燃料 棒 表 面 の 熱 伝 達 係 数 を お お む ね 小 さ く 評
価し，燃料 被覆 管温 度を 高 めに 評価 す る 。
解析コード は ， 燃 料 被 覆 管 温 度 に 依 存 す る リ ウ ェ ット相関式（ 相 関 式 ２ ） を 使 用 し ， 上 述 の と お り 被 覆
管温度を高 め に 評 価 す る こ と か ら ， リ ウ ェ ッ ト 時 刻を遅めに評 価し ，燃料 被覆 管 温度 を高 め に評 価す る。
解析コード は ， 沸 騰 遷 移 が 生 じ 易 い 条 件 と し て ， Ｓ
ＬＭＣＰＲ を 基 準 に 沸 騰 遷 移 の 発 生 及 び 沸 騰 遷 移 位置を判定す る よ う 設 定 し て い る た め ， 燃 料 被 覆 管 温
度をおおむ ね高 めに 評価 す る。

解析コード は ， 沸 騰 遷 移 後 の 熱 伝 達 を お お む ね 保 守的に評価す る相 関式（修正 Dougall-Rohsenow 式）を採用したこ と に 加 え ， 被 覆 管 温 度 が 高 温 と な る 領 域
で重要な熱 伝 達 機 構 と な る 輻 射 熱 伝 達 を 無 視 し て いるため，冷 却 材 温 度 を 飽 和 温 度 と し て 熱 伝 達 を 取 り扱った場合 で も 燃 料 被 覆 管 温 度 は お お む ね 高 め に 評価される。 よ っ て ， 燃 料 被 覆 管 温 度 に 対 す る 気 液 熱
非平衡の不 確か さの 影響 は ，修正 Dougall-Rohsenow
式の保守性 に含 まれ る。

解析 コー ド は，沸 騰 遷移 が生 じや す い条 件と して ，SLMCPR を
基 準に 沸 騰 遷移 の 発 生 及び 沸 騰 遷移 位 置 を 判定 す る よう 設 定
し てお り ， 燃料 被 覆 管 温度 を 高 めに 評 価 す る。 こ の ため ， 実
際 の燃 料 被 覆管 温 度 は 低く な る が， 燃 料 被 覆管 温 度 を操 作 開
始 の起 点 と する 運 転 員 等操 作 は ない こ と か ら， 運 転 員等 操 作
時間 に与 え る影 響は ない 。
解 析コ ー ド は沸 騰 遷 移 後の 燃 料 棒表 面 熱 伝 達を お お むね 保 守
的に 評価 す る相 関式（修 正 Dougall-Rohsenow 式 ）を 採用 す ると とも に ， 高温 領 域 に おい て も 輻射 熱 伝 達 に期 待 し ない 評 価と して い る こと か ら ， 気液 熱 非 平衡 の 不 確 かさ の 影 響は ， 修
正 Dougall-Rohsenow 式 の保 守性 に 含ま れ ，燃 料被 覆管 温度 を
お おむ ね 高 く評 価 す る 。こ の た め， 実 際 の 燃料 被 覆 管温 度 は
低 くな る が ，燃 料 被 覆 管温 度 を 操作 開 始 の 起点 と す る運 転 員
等 操作 は な いこ と か ら ，運 転 員 等操 作 時 間 に与 え る 影響 は ない。

解析コードは，燃料ペレットと燃料被覆管との間のギャップ熱伝
達係数を高めに設定することで，原子炉出力が上昇する時の表面熱流束に対する熱伝達遅れを小さくし，主蒸気隔離弁閉止によって原子炉出力が急増する状態では，燃料被覆管温度を高めに評価する。このため，実際の燃料被覆管温度は低くなり，評価項目となる パラ メ ータ に対 する 余 裕は 大き く な る。

解析コードは沸騰遷移後の燃料棒表面熱伝達をおおむね保守的に評価 する 相 関式（修正 Dougall-Rohsenow 式）を採 用す る とと もに ，
高温領域においても輻射熱伝達に期待しない評価としていることから ，気 液 熱非 平衡 の不 確 かさ の影 響 は ，修正 Dougall-Rohsenow
式の保守性に含まれ，燃料被覆管温度をおおむね高く評価する。
このため，実際の燃料被覆管温度は低くなり，評価項目となるパ
ラメ ータ に 対す る余 裕は 大 きく なる 。

第2表

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（1／6）
解析条件の不確かさ項

条件 設定 の 考え 方

目
解析条件

最確 条件

原子 炉熱 出力3,293MW

約 3,279MW〜
約 3,293MW（実 績値 ）

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 熱出 力 を設 定

定格 圧力 を 設定

通常 運転 水 位を 設定

添付 2.5.4-4

初期条件

原子 炉水位

炉心 流量

主蒸 気流量

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
（セパレ ー タス カー
ト下端か ら 約＋122cm〜約 ＋132cm）（実 績値 ）

41,060t／h（定格流量の85％流量）

定格流量の約 86％〜約 104％（実績値）

6,420t／h

約 6,398t／h〜
約 6,466t／h

初期 炉心 流 量が 小さ いほ ど，初期 のボイド率が大きくなることで原子炉圧力上昇時にボイドが潰れることで印加される正の反応度が大き
くな り，原 子 炉出 力の 観 点で 厳し い
設定 とな るこの ため，保 安規 定の 運 転範 囲に おける原子炉定格出力時の下限流量を設 定
定格 主蒸 気 流量 を設 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

最 確 条 件 と し た 場 合 には 最 大 線 出 力 密 度 が 緩 和 さ れ る。
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 は ， 最 大 線 出 力 密 度 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 ，事 象 初 期 に お い て 主 蒸 気 隔 離 弁が閉 止 し ， 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 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 ，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 ， 解 析 条 件 で 設 定した 通 常 運 転 水 位 か ら 自動 減 圧 系 の 作 動 信 号 の 一 つ で ある
原 子 炉 水 位 異 常 低 下 （レ ベ ル １ ） ま で の 原 子 炉 水 位 の低
下量は 4700 ㎜で あ るの に対 して ，ゆ らぎ によ る水 位 低下
量は約 40 ㎜ 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 く， 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 ， 炉 心 の ボ イ ド 率 が 低 く な り主
蒸 気 隔 離 弁 閉 止 に 伴 う原 子 炉 圧 力 の 上 昇 に よ り 印 加 される 反 応 度 が 小 さ く な るこ と で 原 子 炉 出 力 の 上 昇 が 緩 和さ
れ 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 。

最確 条件 と した 場合 には 最 大線 出力 密 度 が緩 和さ れ る。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 は，最大 線 出力 密度 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，事象 初 期に おい て 主蒸 気隔 離弁 が 閉止
し，原子炉圧力は逃がし安全弁により制御されることから， 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 ， ゆ ら ぎ に よ り 解 析 条 件 に 対して 変 動 を 与 え 得 る が ，事 象 初 期 に お い て 主 蒸 気 隔 離 弁が閉 止 し ， 主 蒸 気 は 遮 断さ れ る た め ， 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 ，ゆら ぎに よ り解 析条 件に 対 して変動 を与 え 得る が，事象 初 期に おい て 主蒸 気隔 離弁 が 閉止
し，主蒸 気が 遮 断さ れる た め，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 ，解 析 条件 で設 定し た 通常
運転水位から自動減圧系の作動信号の一つである原子炉
水位異常低下（レベル１）までの原子炉水位の低下量は4700 ㎜で あ る の に対 し て ， ゆら ぎ に よ る 水 位低 下 量 は約40 ㎜ 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 さく ，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 ，炉心 のボ イ ド率 が低 くな り 主蒸
気隔離弁閉止に伴う原子炉圧力の上昇により印加される反応度が小さくなり原子炉出力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。

第2表

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（2／6）
解析条件の不確かさ

項

目
解析条件

給水温度

燃料及び炉心初期条件

添付 2.5.4-5

燃料棒最大
線出力密度

最小限界出力比216℃

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

初期 給水 温 度が 低い ほど ，印 加さ れる正 の反 応 度が 大き くな り，原子 炉
出力 の観 点 で厳 しい 設定 と なる
この ため，通 常運 転時 の 状態 を包 含
する 低め の 温度 を設 定
初 期 温 度 216℃ か ら 主 蒸 気 隔 離 弁
閉止に伴う給水加熱喪失により一次遅 れで 低 下し，電動 給 水ポ ンプ 停
止時 点で 約 84℃ま で 低下
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，その違いの影響は修正
Dougall-Rohsenow 式 及 び 相 関 式 ２の保守性に概ね包含されることから，代表 的に ９×９燃 料(Ａ型 )を 設定

最 確 条 件 と し た 場 合 には ， 印 加 反 応 度 が 小 さ く な る ことで ， 原 子 炉 出 力 の 上 昇が 緩 和 さ れ 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 。

最確条件とした場合には，印加反応度が小さくなること
で，原子 炉出 力 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。

最 確 条 件 と し た 場 合 に は ， ９ ×９ 燃 料 (Ａ 型 )又 は ９ ×９
燃 料 (Ｂ 型 )の 単 独 炉 心 若 し くは こ れ ら の 混 在 炉 心 と なる場 合 が あ る が ， 両 型 式の 熱 水 力 的 な 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 （ 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 てに つ いて （第 4 部 SCAT） ） 。

初期の燃料線出力密度が大きい方が燃料被覆管温度に対して厳しい設定 とな る。この た め，保安 規定 の運転上の制限における上限値を設
定
初期の最小限界出力比が小さい方が沸騰遷移までの余裕が小さくな
るこ とで，被 覆管 温度 に 対し て厳 しい設 定と な る。この ため ，９ ×９ 燃料（ Ａ型）の サイ クル 初 期に おけ る
保安規定の運転上の制限の下限値
を設 定

最 確 条 件 と し た 場 合 ，燃 料 被 覆 管 温 度 の 上 昇 が 緩 和 される が ， 燃 料 被 覆 管 温 度を 操 作 開 始 の 起 点 と す る 運 転 員等
操 作 は な い こ と か ら ，運 転 員 等 操 作 時 間 に 与 え る 影 響はない 。

最確 条件 と した 場合 には ，９×９ 燃料 (Ａ 型)又 は ９×９燃
料 (Ｂ 型 )の 単 独 炉 心 若 し く は こ れ ら の 混 在 炉 心 と な る 場
合が ある が ，両 型式 の熱 水 力的 な特 性 は ほぼ 同等 で あり ，ともに炉心動特性及びポストＢＴ挙動の評価特性に主に由来 する 安 全余 裕に 概ね 包 含さ れる こ と から ，評 価項 目 となるパラメータに与える影響は有意とならない（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 につ い て（第 4 部 SCAT） ）。
最確 条件 と した 場合 ，燃 料 被覆 管温 度 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 。

最確 条件

約 217℃〜約 219℃

９×９燃(Ａ型)
単一炉心

装荷 炉心 ご と

44.0kW／m

約 33 kW／ m〜
約 41kW／m（実 績値 ）

1.24

限界 出力 比 指標 ※0.98 以 下（実 績値 ）
※ 実際の運転管理
上は ，最 小限 界 出力比の運転制限値を
最小限界出力比で除した限界出力比
指標で管理を行ってお り， こ の値 が 1以下であれば限界
出力比の制限値を超過 して い ない

最 確 条 件 と し た 場 合 ，沸 騰 遷 移 の 発 生 が 遅 れ る こ と で燃料 被 覆 管 温 度 の 上 昇 が緩 和 さ れ る が ， 燃 料 被 覆 管 温 度を
操 作 開 始 の 起 点 と す る運 転 員 等 操 作 は な い こ と か ら ，運転員 等操 作 時間 に与 える 影 響は ない 。

最確 条件 と した 場合 ，沸 騰 遷移 の発 生 が遅 れる こと で 燃料
被覆 管温 度 の上 昇が 緩和 さ れる こと か ら，評価 項目 と なる
パラ メー タ に対 する 余裕 は 大き くな る 。

第2表

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（3／6）
解析条件の不確かさ

項

目
解析条件

核デ ータ
（動 的ボ イ ド係数）

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

炉心に印加される正の反応度が大きく なる 保 守的 な条 件を 設 定

最 確 条 件 と し た 場 合 には ， 印 加 反 応 度 が 小 さ く な る ことで ， 燃 料 被 覆 管 温 度 の上 昇 が 緩 和 さ れ 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 。
な お ， 解 析 コ ー ド の 不確 か さ 等 を 考 慮 し て い る 保 守 因子の 大 き さ は ， 事 象 進 展に 応 じ て 変 動 し 得 る が ， 厳 し い組
合 せ と し た 場 合 に お いて も ， 事 象 進 展 に 与 え る 影 響 が小さ い こ と を 確 認 し 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
（第 3 部 REDY） ） 。
最 確 条 件 は 解 析 条 件 で設 定 し て い る 格 納 容 器 初 期 圧 力より も 小 さ く な る 。 こ のた め ， 格 納 容 器 圧 力 は 低 め に 推移
す る が ， 解 析 上 格 納 容器 圧 力 を 操 作 開 始 の 起 点 と す る運
転 員 等 操 作 は な い こ とか ら ， 運 転 員 等 操 作 時 間 に 与 える
影響 はな い 。

最確条件とした場合には，印加反応度が小さくなること
で，燃料 被覆 管 温度 の上 昇 が緩 和さ れ る こと から ，評 価 項
目と なる パ ラメ ータ に対 す る余 裕は 大 き くな る。
なお ，解 析コ ー ドの 不確 か さ等 を考 慮 して いる 保守 因 子の大き さは ，事 象 進展 に応 じ て変 動し 得 る が，厳し い組 合 せとし 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 響が 小 さい こと を確 認 して 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 （第 3 部 REDY）） 。

最確 条件

平衡炉心サイクル末期の値×1.25−

核デ ータ（動 的ド ッ プラ係数）

平衡炉心サイクル末期の値×0.9

初期条件

添付 2.5.4-6

格納 容器 圧力5kPa[gage]

約 2.2kPa[gage]〜
約 4.7kPa[gage]（実 績値 ）

格納 容器 体積

9,800m ３

9,800m ３（設 計値 ）

３

サプ レッ シ ョン・
プー ル水量サプ レッ シ ョン・
プー ル水 温度

3,300m ３

32℃

約 3,308m 〜 約
3,342m ３（実 績値 ）

約 15℃ 〜約 32℃（実 績値 ）

格納容器圧力の観点で厳しい高めの設 定と し て，通 常運 転 時の 圧力 を包含 する 高 めの 値を 設定

設計 値を 設 定

解 析 条 件 は 最 確 条 件 と同 等 で あ る こ と か ら ， 事 象 進 展に
影響 はな く ，運 転員 等操 作 時間 に与 え る 影響 はな い 。

サプ レッ シ ョン・プー ル での 圧力 抑制効果が厳しくなる少なめの水量とし て，保 安 規定 の運 転 上の 制限 におけ る下 限 値を 設定

最 確 条 件 と し た 場 合 には ， サ プ レ ッ シ ョ ン ・ プ ー ル 水量の 運 転 範 囲 に お い て 解析 条 件 よ り 高 め の 水 量 と な る が，
ゆ ら ぎ の 幅 は 非 常 に 小さ い 。 例 え ば ， 解 析 条 件 で 設 定した 水 量 （ 3,300m ３ ） に 対 し ， ゆ ら ぎ に よ る 水 量 変 化 は 約
42m ３ で あり ， 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 での 圧力 抑制効果が厳しくなる高めの水温として，保安 規 定の 運転 上 の制 限に お
ける 上限 値 を設 定

最 確 条 件 は 解 析 条 件 で設 定 し て い る 温 度 よ り も お お むね
低 く な る た め ， サ プ レッ シ ョ ン ・ プ ー ル 水 温 度 は 低 めに
推 移 す る た め ， サ プ レッ シ ョ ン ・ プ ー ル 水 温 度 を 操 作開始の 起点 と する 運転 員等 操 作の 開始 は 遅 くな る。
ま た ， 非 常 用 炉 心 冷 却系 の 原 子 炉 注 水 に よ る 反 応 度 印加の 観 点 で は ， 注 水 水 温が 低 い 方 が 高 い 反 応 度 が 印 加 される が ， 注 水 水 温 を 低 くし た 場 合 に お い て も ， プ ラ ン ト挙動への影響が小さいことを感度解析により確認している。
（添 付資 料 2.5.6）

最確条件は解析条件で設定している格納容器初期圧力よりも 小さ く なる 。こ のた め ，格 納容 器 圧力 が低 めに 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 は 最確 条件 と同 等 であ るこ と か ら，事象 進展 に 影
響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
最確 条件 と した 場合 には ，サプ レッ シ ョ ン・プー ル水 量 の
運転 範囲 に おい て解 析条 件 より 高め の 水 量と なる が，ゆ ら
ぎの 幅は 非 常に 小さ い。例 えば ，解 析 条件 で設 定し た 水量
（3,300m ３ ）に対 し ，ゆ らぎ に よる 水量 変 化は約 42m ３ であり ， そ の 割 合 は 初 期 保 有 水 量 の 1.3％ 程 度 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 。
最確条件は解析条件で設定している温度よりもおおむね低く なる た め，サプ レッ シ ョン・プ ー ル水 温度 は低 め に推
移し ，サ プレ ッ ショ ン・プ ール での 圧 力抑 制効 果が 高 まり
格納 容器 圧 力の 上昇 は緩 和 され る。こ の ため ，評 価項 目 となる パラ メ ータ に対 する 余 裕は 大き く な る。
また ，非 常用 炉 心冷 却系 の 原子 炉注 水 によ る反 応度 印 加の観点では，注水水温が低い方が高い反応度が印加されるが，注水 水温 を 低く 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が小さいことを感度解析により確認し てい る 。
（添 付資 料 2.5.6）

第2表

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（4／6）
解析条件の不確かさ

項目

条件 設定 の 考え 方

事故条件

解析条件

最確 条件

起因事象

主蒸気隔離弁の誤閉止−

安全機能の喪失に対する仮定原子炉停止機能
手動での原子炉スクラム
代替制御棒挿入機能
（ARI）

−

外部電源

重大事故等対策に関連する機器条件

添付 2.5.4-7

外部電源あり−主蒸気隔離弁閉止

閉止時間：3 秒

閉止 時間 ：
3 秒〜4.5 秒（設 計値 ）ＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環
ポンプトリップ機能）

原子炉圧力高信号（7.39MPa[gage]）(遅れ時間：0.2 秒)

原子 炉圧 力 高信 号
（7.39MPa[gage]）(遅れ 時 間： 0.2 秒 )（設 計値 ）

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−−

給復水系及び原子炉再循環ポンプ
が一 定期 間 運転 を継 続す る こと で，
原子炉出力の観点で厳しい外部電
源あ りを 設 定

外 部 電 源 が な い 場 合 でも ， 非 常 用 母 線 は 非 常 用 デ ィ ーゼ
ル 発 電 機 等 か ら 自 動 的に 受 電 さ れ ， 高 圧 炉 心 ス プ レ イ系
等 の 電 源 は 確 保 さ れ るこ と か ら ， 運 転 員 等 操 作 時 間 に与える 影響 は ない 。

原子 炉圧 力 の上 昇が 早く ，原 子炉 出力の観点で厳しい条件である保安規定の運転上の制限における下限
値を 設定

最 確 条 件 と し た 場 合 には ， 印 加 反 応 度 が 小 さ く な る ことで ， 原 子 炉 出 力 の 上 昇が 緩 和 さ れ 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 。

外部 電源 が ない 場合 には ，電動 駆動 給 水ポ ンプ 及び 再 循環
ポン プが 停 止す るこ とで ，原子 炉出 力 が低 めと 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。
（添 付資 料 2.5.7）
最確条件とした場合には，印加反応度が小さくなること
で，原子 炉出 力 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。

設計 値を 設 定

解 析 条 件 と 最 確 条 件 は同 等 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。

運転時の異常な過渡変化の中で原
子炉 圧力 の 上昇 が大 きく ，反 応度 の観点で厳しい主蒸気隔離弁の誤閉止を 設定
バックアップを含めた全ての制御
棒挿 入機 能 の喪 失を 設定

解析 条件 と 最確 条件 は同 等 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

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（5／6）
解析条件の不確かさ

項

目
最確 条件

逃がし安全弁

逃がし弁機能7.37MPa[gage]〜
7.65MPa[gage]354.6t ／ h ／ 個 〜
367.6t／h／個

逃がし弁 機 能7.37MPa[gage]〜
7.65MPa[gage]354.6t ／ h ／ 個 〜
367.6t／h／個

高圧炉心
スプレイ系

ドライウェル圧力高（ 13.7kPa[gage] ） にて自動起動（遅れ時間：0 秒）
・注水流量：
145m ３ ／h〜1,506m ３／h
・注水圧力：
0MPa[dif]〜
8.30MPa[dif]ドライウェル圧力高（ 13.7kPa[gage] ） にて自動起 動（遅れ時 間 ：17 秒 ）・注水流 量 ：375 m ３ ／ h〜 1,419m
３／h 以上
・注水圧 力 ：0MPa[dif]〜
7.65MPa[dif]重大事故等対策に関連する機器条件

解析条件

添付 2.5.4-8

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

原子炉圧力が低めに維持される方 が ，原 子炉 圧力 に 依存 する
高圧炉心スプレイ系の注水流量が 大き く なり ，原 子 炉水 位が高め に維 持 され るこ とで ，原子
炉出力の観点で厳しい設定となる
原子炉注水開始タイミングが早く ，注 水 流量 が大 きい 方 が，
原子炉水位が高めに維持されるこ とで ，反応 度の 観 点で 厳しい設 定と な る。この た め，自動起動 遅れ 時 間を 0 秒 とし ，注水
流量はポンプ性能評価に基づく大 きめ の 流量 特性 を設 定

機器条件の高圧炉心スプレイ系は，原子炉水位が高めに維持され自然循環流量が大きくなることで，原子炉出力の観点で厳しい条件として，ポンプ性能評価に基づく大きめの流量を設定している。また，高圧炉心スプレイ系の注水流量は原子炉圧力に依存することから，機器条件の逃がし安全弁は，原子炉圧力が低めに維持されることで高圧炉心ス
プレイ系の注水流量が大きくなる条件として，逃がし弁機能を設定している。高圧炉心スプレイ系の注水流量を小さめとした場合，原子炉水位が低めとなり自然循環力が低下する こと で 炉心 流量 が低 下 する 。こ の た め，REDY コ ード では実験結果に基づき炉心流量依存の保守的なボロンミキシ
ング効率を設定していることと相まって中性子束の低下が遅くなり，サプレッション・プール水温度が最大となるタイミングが遅くなるが，炉心流量の低下に伴い中性子束も低めとなることから，サプレッション・プールの最大値は同等となり，中長期的なプラント挙動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。また，安全弁機能に期待した場合，主蒸気隔離弁閉止時の原子炉圧力の上昇が大きめとなるが，ドップラ効果や原子炉圧力上昇に伴う再循環ポンプトリップの効果により中性子束の最大値は同等となり，事象初期のプラント挙動に与える影響が小さ く， 運 転員 等操 作時 間 に与 える 影 響 は小 さい 。

機器 条件 の 高圧 炉心 スプ レ イ系 は ，原 子 炉水 位が 高 めに 維
持さ れ自 然 循環 流量 が大 き くな るこ と で ，原 子 炉出 力の 観
点で 厳し い 条件 とし て ，ポ ンプ 性 能評 価 に基 づく 大 きめ の流量 を設 定 して いる。 ま た，高 圧 炉心 ス プレ イ系 の 注水 流
量は 原子 炉 圧力 に依 存す る こと から ，機 器条 件の 逃 がし 安
全弁 は ，原 子炉 圧力 が 低め に維 持 され る こと で高 圧 炉心 ス
プレ イ系 の 注水 流量 が大 き くな る条 件 と して ，逃が し弁 機
能を 設定 し てい る。高 圧炉 心ス プ レイ 系 の注 水流 量 を小 さめと した 場 合，原子 炉 水位 が低 め とな り 自然 循環 力 が低 下する こと で 炉心 流量 が低 下 する 。こ のた め，REDY コ ー ドでは実験結果に基づき炉心流量依存の保守的なボロンミキ
シング効率を設定していることと相まって中性子束の低下が 遅く な り，サ プレ ッ ショ ン・ プー ル 水温 度が 最 大と なるタ イミ ン グが 遅く なる が ，炉 心 流量 の 低下 に伴 い 中性 子
束も 低め と なる こと から ，サ プレ ッ ショ ン・プ ー ルの 最大
値は 同等 と なり ，中 長 期的 なプ ラ ント 挙 動に 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。ま た， 安 全弁 機能 に 期待 した 場合 ， 主蒸 気隔 離 弁閉 止時の 原子 炉 圧力 の上 昇が 大 きめ とな る が ，ド ッ プラ 効果 や
原子炉圧力上昇に伴う再循環ポンプトリップの効果により中 性子 束 の最 大値 は同 等 とな り ，事 象 初期 のプ ラ ント 挙
動に 与え る 影響 が小 さく ，評価 項 目と な るパ ラメ ー タに 与える 影響 は 小さ い。

第2表

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（6／6）
解析条件の不確かさ

項

目

重大事故等対策に関連する機器条件

添付 2.5.4-9

解析条件

最確 条件

原子炉隔離時
冷却系

原子炉水位異常低下（レベル２）にて自動起動（遅れ時間：0 秒）
・注水流量：
136.7m ３ ／h
・注水圧力：
1.04MPa[gage]〜
7.86MPa[gage]

原子炉水位異常低下（レベル ２）に て自 動
起動
（遅れ時 間 ：30 秒 ）・注水流 量 ：136.7m ３ ／h
・注水圧 力 ：1.04MPa[gage]〜
7.86MPa[gage]

ほう酸水注入系

注入流量：163L／min
ほう酸水濃度：
13.4wt％

注入流量 ：
163L／min（ 設計 値 ）ほう酸水 濃 度：
13.4wt％ 以 上

熱交換器 1 基当たり
約 53MW（サプレッション・プ
ール水温度 100℃，海水温度 27.2℃において）熱交換器 1 基当 たり
約 53MW（サプレ ッ ショ ン・プ
ール水温 度 100℃ ，海水温度 27.2℃ にお いて）
（設計値 ）

残留熱除去系（サプレッション・プ
ール冷却系）

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

注水 特性 は ，タ ービ ン 回転 数制
御により一定流量に制御されるこ とか ら ，設 計値 を設 定
原子炉注水開始タイミングが早い 方が ，原子 炉水 位 が高 めに維持 され る こと で，反 応度 の観点で 厳し い 設定 とな るた め ，自動起 動遅 れ 時間を 0 秒と 設 定

最確 条件 と した 場合 には ，印加 反応 度 が 小さ くな る こと で，
原子炉出力の上昇が緩和されるが，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。

最確条件とした場合には，印加反応度が小さくなることで，原 子 炉出 力の 上昇 が 緩和 され る こと から， 評 価項 目となる パラ メ ータ に与 える 影 響は 小さ い 。

注入 流量 は ，設 計値 を設 定
ほう酸水濃度は単位時間当たりに投入される負の反応度が小さくなるよう保安規定の運転上の制限における下限値を設定
設計 値を 設 定

最確条件とした場合には，負の反応度印加がおおむね早くなり，原子炉出力の低下が早くなることで格納容器への熱負荷が軽減し，格納容器圧力及びサプレッション・プール
水温度の上昇が緩和されるため，これらのパラメータを操
作開 始の 起 点と する 運転 員 等操 作の 開 始 は遅 くな る 。

最確 条件 と した 場合 には ，負の 反 応度 印 加が おお む ね早 く
なり ，原子 炉出 力の 低 下が 早く な るこ と で格 納容 器 への 熱
負荷 が軽 減 し，格納 容 器圧 力及 び 雰囲 気 温度 並び に サプ レ
ッシ ョン ・プ ール 水温 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 。

解析条件は最確条件と同等であり，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 は 最確 条件 と同 等 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。

第3表

操作条件が要員の配置による他の操作，評価項目となるパラメータ及び操作時間余裕に与える影響（1／3）

項

解析上の操作開始時間目

操作条件

添付 2.5.4-10

自動減圧系
等の作動阻
止操 作

事象発生から
4 分後

条件設定の
考え方

運転手順に基づき，原子炉停止機
能喪失の確認及
び自動減圧系等の作動阻止に要する時間を考慮して設定

操作 不確 か さ要 因

【認 知】
事故時には重要監視事項である原子炉スクラムの成否を最初に確認することから 認知 に 大幅 な遅 れが 生 じる こと は 考 えに くい 。さら に ，運転 員の 認 知を 助ける ため に 原子 炉自 動ス ク ラム 警報 が 発 信し，全 制御 棒全 挿 入ラ ンプ は 消灯 したま まと な る。こ の 事象 初期 の状 況 判断 に 余裕 時間 を 含め 3 分 を想 定し て いる。
また ，自動 減圧 系 等の タイ マ ーが 作動 し た場 合は ，タイ マ ー作 動を 知 らせ る警報が 発報 す る。以 上に より ，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 】
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 い 。
【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 い。
【操 作所 要 時間 】
自動 減圧 系 の作 動阻 止操 作 とし て余 裕 時 間も 含め 1 分を 想定 して お り，自動 減
圧系 の作 動 阻止 操作 によ り ，過 渡時 自 動 減圧 系に つ いて も作 動が 阻 止さ れる 。
中央 制御 室 の制 御盤 のス イ ッチ によ る 簡 易な 操作 で あり，操 作所 要時 間 が長 くなる 可能 性 は非 常に 低く ，操 作 所要 時間 が操 作開 始 時間 に影 響を 及 ぼす 可能 性
は非 常に 小 さい 。
【他 の並 列 操作 有無 】
制御棒の手動挿入操作及び原子炉水位の低下維持操作を並行して実施する場
合が ある が，自動 減 圧系 の作 動 阻止 操作 はこ れら の 操作 に優 先し て 実施 する もので ある 。また ，複 数の 当直 運 転員 にて 優先 順位 に 基づ き分 担し て 操作 を実 施する こと と して いる こと か ら，他の 並列 操作 は操 作 開始 時間 に与 え る影 響は ない。
【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 で あり，誤 操作 は起 こ りに く
いこ とか ら ，誤 操作 等が 操 作開 始時 間 に 影響 を及 ぼ す可 能性 は非 常 に小 さい 。

運転 員等 操 作時 間に与え る影 響

左記のとおり操作不確かさ要因により操
作開始時間に与える影響は小さいことから，実態 の 操作 開始 時
間は解析上の設定とほぼ 同等 と なる 。

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

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 に 与え る
影響 はな い 。

解析 上，ド ライ ウェ ル
圧 力 高 （ 13.7kPa[gage ） 及 び 原 子 炉 水位異常低下（レベル１）設定 点 に到 達し 自動減圧系タイマーが作動するのは事象発
生 の 約 230 秒 後 で あり，この 120 秒 後に 逃がし 安全 弁（自 動減 圧機能）が自動開放する。
仮に操作が遅れ自動
減圧系が作動した場
合で も，原 子炉 圧力 が低圧炉心スプレイ系の注水開始圧力に低下するまでに操作を実施 する こ とで ，原 子
炉水位上昇による正の反応度印加は防止でき る。ま た，逃が し安全弁（自動減圧機能） 7 弁 に て原 子炉 減圧をする場合について，同じ 操 作を 実施 し
てい る「 2.1 高 圧・ 低
圧注 水機 能 喪失 」を 参
照す ると ，減圧 開始 から約 160 秒 で原 子炉 圧
力が 約 2MPa ま で低 下して いる 。
以上 より ，合計 で事 象
発生 から 約 510 秒程 度の時間余裕が確保されて いる 。

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，起因事象の主蒸気隔離弁の誤閉止から原子炉停止
機能喪失の認知及び自動減圧系等の作動阻止操作まで
4 分としていると
ころ，訓練実績は
約 2 分。 想 定の 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 。

操作条件

添付 2.5.4-11

第3表

操作条件が要員の配置による他の操作，評価項目となるパラメータ及び操作時間余裕に与える影響（2／3）

項

解析上の操作開始時間

条件設定の考え方

操作 不確 か さ要 因

事象発生から
6 分後

運転手順に基づき，原子炉停止機
能喪失を確認し，
自動減圧系等の作動阻止操作を実施した後にサ
プレッション・プ
ー ル 水 温 度 が
49 ℃ に 近 接 し た場合に実施する。
有効性評価解析では約 1.4 分でサ
プレッション・プ
ー ル 水 温 度 が
49 ℃ に 到 達 す る
ため，自動減圧系等の作動阻止操作完了後に操作に要する時間を考慮して設定【認 知】
自動 減圧 系 等の 作動 阻止 操 作の 完了 後 に 一連 の操 作 とし て実 施す る ため ，認 知に大 幅な 遅 れが 生じ るこ と は考 えに く い 。さら に ，当 直運 転 員の 認知 を 助け る
ため に，サプ レッ ショ ン・プー ル 水温 度 上昇 に伴 い 複数 の警 報が 発 報す る。以上に より ， 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 】
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 い 。
【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 い。
【操 作所 要 時間 】
ほう 酸水 注 入系 の起 動操 作 とし て余 裕 時 間も 含め 2 分を 設定 して い る。中央 制
御室 の制 御 盤の スイ ッチ に よる 簡易 な 操 作で あり ，操 作所 要 時間 が長 く なる 可能性 は非 常 に低 く，操作 所要 時 間が 操作 開始 時間 に 影響 を及 ぼす 可 能性 は非 常に小 さい 。
【他 の並 列 操作 有無 】
制御棒の手動挿入操作及び原子炉水位の低下維持操作を並行して実施する場
合が ある が，ほう 酸 水注 入系 の 起動 操作 はこ れら の 操作 に優 先し て 実施 する もので ある 。また ，複 数の 当直 運 転員 にて 優先 順位 に 基づ き分 担し て 操作 を実 施する こと と して いる こと か ら，他の 並列 操作 は操 作 開始 時間 に与 え る影 響は ない。
【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 で あり，誤 操作 は起 こ りに く
いこ とか ら ，誤 操作 等が 操 作開 始時 間 に 影響 を及 ぼ す可 能性 は非 常 に小 さい 。

目

ほう酸水注
入系の起動
操作

運転 員等 操 作時 間に与え る影 響

左記のとおり操作不確かさ要因により操
作開始時間に与える影響は小さいことから，実態 の 操作 開始 時
間は解析上の設定とほぼ 同等 で ある 。

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

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 に 与え る
影響 はな い 。

ほう酸水注入系の起動操 作が 遅 れた 場合 ，未臨界達成タイミン
グが 遅れ る こと で，サプレ ッシ ョ ン・プー ル
水温度の上昇が大きくな る。本 重要 事故 シーケンスにおけるサ
プレ ッシ ョ ン・プー ルの最高水温は，約
115 ℃ で あ り ， ほ う 酸
水の炉心部への注入が開始される事象発
生の 570 秒 後に おけ る
水温 上昇 率 は 2℃／ 分
程度 であ る こと から ，200℃ に 対 し て 十 分 な
操作時間余裕を有してい る。
（添 付資 料 2.5.8）

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，起因事象の主蒸気隔離弁の誤閉止から原子炉停止
機能喪失の認知，
自動減圧系等の作
動阻止操作及びほう酸水注入系の起
動操 作ま で 6 分 としているところ，訓練 実績 は 約 3 分。
想定の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
条
件

第3表

操作条件が要員の配置による他の操作，評価項目となるパラメータ及び操作時間余裕に与える影響（3／3）

項

解析上の操作開始時間目

添付 2.5.4-12

残 留熱 除 去系（ サプ レ ッショ ン・ プ ール
冷 却系 ） による 格納 容 器除熱事象発生から
17 分後

条件設定の
考え方

操作 不確 か さ要 因

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱
は，サプレッション・プール水温度
が 32 ℃ 以 上 と なった場合に実施
するが，有効性評
価解析では初期条件としてサプ
レッション・プール 水 温 度 を 32 ℃に設定している。
このため，事象初期の状況判断後に操作に要する
時間を考慮して設定【認 知】
原子 炉停 止 機能 喪失 時に は 重要 監視 パ ラ メー タと な るサ プレ ッシ ョ ン・プー ル
水温度を継続監視しているため，認知に大幅な遅れが生じることは考えにくい。さ ら に，当 直運 転 員の 認知 を 助け る ため にサ プ レッ ショ ン・プー ル水 温 度
上昇 によ る 複数 の警 報が 発 信す る 。以 上 によ り ，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 】
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 い 。
【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 い。
【操 作所 要 時間 】
残留 熱除 去 系（サ プレ ッ ショ ン・プー ル 冷却 系）によ る格 納容 器 除熱 とし て 余
裕時 間も 含め 6 分を 設定 し てい る。中央 制御 室の 制 御盤 のス イッ チ によ る簡 易な操 作で あ り，操 作所 要時 間 が長 くな る 可能 性は 非 常に 低く ，操作 所 要時 間が操作 開始 時 間に 影響 を及 ぼ す可 能性 は 非 常に 小さ い 。
【他 の並 列 操作 有無 】
制御棒の手動挿入操作及び原子炉水位の低下維持操作を並行して実施する場
合が ある が，残留 熱 除去 系（ サプ レッ シ ョン・プ ール 冷却 系）によ る 格納 容器
除熱 はこ れ らの 操作 に優 先 して 実施 す る もの であ る 。ま た ，複数 の当 直 運転 員
にて 優先 順 位に 基づ き分 担 して 操作 を 実 施す るこ と とし てい るこ と から ，他 の並列 操作 は 操作 開始 時間 に 与え る影 響 は ない 。
【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 で あり，誤 操作 は起 こ りに く
いこ とか ら ，誤 操作 等が 操 作開 始時 間 に 影響 を及 ぼ す可 能性 は非 常 に小 さい 。

運転 員等 操 作時 間に与え る影 響

左記のとおり操作不確かさ要因により操
作開始時間に与える影響は小さいことから，実態 の 操作 開始 時
間は解析上の設定とほぼ 同等 で ある 。

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

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 に 与え る
影響 はな い 。

残留 熱除 去 系（ サプ レ
ッシ ョン・プー ル冷 却系）によ る 格納 容器 除熱が 遅れ た 場合 ，サ プ
レッ ショ ン・プ ール 水
温度の上昇が大きくなる 。本 重 要事 故シ ー
ケンスにおけるサプ
レッ ショ ン・プ ール の
最高 水温 は 約 115℃ であり ，格 納 容器 除熱 を開始する事象発生の17 分 後 に お け る 水 温
上昇 率 は 2℃／ 分程 度
であることから，200℃ に 対 し て 十 分 な
操作時間余裕を有してい 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，残留熱除去系（サプレッション・プール冷
却系）による格納容器除熱の時間は
約 6 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 。

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

1.

リウェットの考慮と燃料被覆管温度への影響
原子炉停止機能喪失の有効性評価においては，主蒸気隔離弁閉止による原子炉圧力の上昇や，給水加熱喪失に伴う炉心入口サブクー
ル度上昇による反応度印加に伴い原子炉出力が上昇し，燃料被覆管
表面で沸騰遷移（ドライアウト）が発生することで燃料被覆管温度が上昇する。ドライアウトの発生により上昇した燃料被覆管温度は
再 び 水 に 覆 わ れ た 状 態 と な る（ リ ウ ェ ッ ト ）こ と で 急 減 に 低 下 す る 。
よって，燃料被覆管の最高温度は，このリウェットを判定するモデルの影響を大きく受けることとなる。
原子炉停止機能喪失の有効性評価では，リウェット判定に「ＢＷ
Ｒ に お け る 過 渡 的 な 沸 騰 遷 移 後 の 燃 料 健 全 性 評 価 基 準 :2003 」（ 2003
年 6 月，日本原子力学会）における相関式２を用いている。相関式２によるリウェット判定は燃料被覆管温度に依存し，解析コードは燃料被覆管温度を高めに評価することから，相関式２によるリウェ
ット判定時刻も遅くなる傾向となり，燃料被覆管温度評価の観点では保守的な評価となる。一方で，相関式２によるリウェット時刻の予測が及ぼす影響を確認しておくことは重要と考えられることから，
ここではリウェットを考慮しない条件での燃料被覆管温度を評価し，その最高温度を確認した。

2.

評価条件
リウェットを考慮しないものとし，その他の条件については，有効 性 評 価 の 解 析 ケ ー ス （ 以 下 「 ベ ー ス ケ ー ス 」 と い う 。） と 同 じ で あ
添付 2.5.5-1

る。

3.

評価結果
リウェットを考慮しない場合の燃料被覆管温度の評価結果を第 1

図にベースケースの評価結果を第 2 図に示す。また，リウェットを考慮しない場合とベースケースとを比較した評価結果を第 1 表に，
燃料被覆管最高温度発生位置における燃料被覆管温度及び燃料被覆
管表面熱流束のベースケースとリウェットを考慮しない場合の比較
を第 3 図及び第 4 図に示す。
リウェットを考慮しない場合，燃料被覆管表面でドライアウトが発生した後，燃料被覆管温度はリウェットによる低下がなく高い状態を継続する。その後，復水器ホットウェルの水位低下による給水系の停止に伴い原子炉水位が低下し，原子炉出力が抑制されること
で燃料被覆管温度は低下傾向となる。
燃料被覆管の最高温度及び酸化量は，リウェットを考慮しないことによってベースケースに比べて高い値となるが，評価項目である
1,200℃ 及 び 酸 化 反 応 が 著 し く な る 前 の 被 覆 管 厚 さ の 15％ を 下 回 る 。
以上の結果より，リウェットを考慮しない場合について，原子炉停止機能喪失の重大事故等防止対策の有効性を評価しても評価項目を満足することを確認した。よって，リウェットモデルの精度に係らず，事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」において評価項目を満足することを確認した。

添付 2.5.5-2

第 1表

リウェット考慮の有無による評価項目パラメータへの影響

項目

感度解析
(リウェット考慮無)

ベースケース(相関式２)

評価項目

燃料被覆管最高温度

約 1,060℃

約 872℃

1,200℃以下

燃料被覆管の酸化量

約 2％以下

1％以下

酸化反応が著しくなる前の被覆管厚さの 15％以下

添付 2.5.5-3

1 . 燃 料 被 覆 管 温 度 （ 第 1 ス ペ ー サ ）（ ℃ ）2 . 燃 料 被 覆 管 温 度 （ 第 2 ス ペ ー サ ）（ ℃ ）3 . 燃 料 被 覆 管 温 度 （ 第 3 ス ペ ー サ ）（ ℃ ）4 . 燃 料 被 覆 管 温 度 （ 第 4 ス ペ ー サ ）（ ℃ ）燃料被覆管温度(℃ )事 故 後 の 時 間 (s)第 1図

燃料被覆管温度の推移（リウェットを考慮しない場合）

1 . 燃 料 被 覆 管 温 度 （ 第 1 ス ペ ー サ ）（ ℃ ）2 . 燃 料 被 覆 管 温 度 （ 第 2 ス ペ ー サ ）（ ℃ ）3 . 燃 料 被 覆 管 温 度 （ 第 3 ス ペ ー サ ）（ ℃ ）4 . 燃 料 被 覆 管 温 度 （ 第 4 ス ペ ー サ ）（ ℃ ）燃料被覆管温度(℃ )事 故 後 の 時 間 (s)第 2図

燃 料 被 覆 管 温 度 の 推 移 （ ベ ー ス ケ ー ス （ 相 関 式 ２ ））添付 2.5.5-4

感度解析では相関式２によるリウェット
判定をしないため膜沸騰状態が継続して
い る が ，燃 料 集 合 体 内 の 流 量 等 の 変 動 に 伴い燃料被覆管温度が低下する。

事 故 後 の 時 間 (s)第 3図

燃料被覆管最高温度発生位置における燃料被覆管温度のベー
スケースとリウェットを考慮しない場合の比較
3000
1.
2.

熱流束

熱流束（kW/m２）

ベースケース（第4スペーサ）
リウェットなし感度解析（第4スペーサ）

2000( kW ／ m ２ )

1

1000

2

2

1
0
0

100

200

300

事 故 後 の 時 間 (s)第 4図

燃料被覆管最高温度発生位置における燃料被覆管表面熱流束のベースケースとリウェットを考慮しない場合の比較
添付 2.5.5-5

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

1.

はじめに
今回の有効性評価では，高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系の水源はサプレッション・プールとしている。
一方，高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系の水源としては，復水貯蔵タンクに切り替えることも可能であり，復水貯蔵タン
ク の 水 温 は サ プ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル 水 温 度 と 比 較 し て 低 い こ と か ら ，
反応度の観点では厳しい条件となる。
このため，原子炉注水に用いる水源温度の影響を確認するため，
高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系の水源を復水貯蔵タン
ク と し ， か つ ， 水 温 を 復 水 貯 蔵 タ ン ク 水 温 低 警 報 設 定 点 で あ る 10℃と し た 場 合 の 感 度 解 析 を 実 施 し ，事 象 進 展 に 与 え る 影 響 を 確 認 し た 。

2.

評価条件
高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系の水源を復水貯蔵タ

ン ク と し ， 復 水 貯 蔵 タ ン ク の 水 温 を 10℃ と す る 。 そ の 他 の 条 件 は ベースケースの解析条件と同様とする。

3.

評価結果
評価結果を第 1 図から第 7 図に示す。また，評価結果のまとめを

第 1 表に示す。炉心に注入する水の温度が低くなるため，ベースケ
ースに比べて炉心入口のサブクールが高くなり，出力が高めに推移する。
ベースケースに比べて出力が高めに推移するため，サプレッショ
添付 2.5.6-1

ン・プールへの蒸気の流入量が多くなるが，外部水源である復水貯蔵タンクによる注水を実施することから，サプレッション・プール
水量が大きくなる。このため，サプレッション・プール水温度の上昇は抑制されるものと考えるが，ベースケースの場合との差は僅か
である。

4.

まとめ
原子炉注水に用いる水源温度の影響を確認するため，高圧炉心ス

プレイ系及び原子炉隔離時冷却系の水源を復水貯蔵タンク，水温を10 ℃ と し た 場 合 に つ い て 評 価 し た 結 果 ， 評 価 項 目 と な る パ ラ メ ー タの最大値はベースケースとほぼ同じであり，評価項目を満足することを確認した。

第 1表

水源及び水温の差異による評価項目への影響

評価項目

感度解析
(復水貯蔵タンク
水温 10℃)

ベースケース(サプレッション・
プール)

評価項目

燃料被覆管最高温度

約 872℃

約 872℃

1,200℃以下

燃料被覆管の酸化量

1％以下

1％以下

原子炉冷却材バウン
ダリにかかる圧力

約 8.42MPa[gage]

約 8.42MPa[gage]

約 0.18MPa[gage]

約 0.20MPa[gage]

0.62MPa[gage]を下回る

約 110℃

約 115℃

200℃を下回る

格納容器バウンダリにかかる圧力格納容器バウンダリの温度

添付 2.5.6-2

酸化反応が著しくなる前の被覆管厚さの 15％以下
10.34MPa[gage]（最高使用圧力の 1.2 倍）
を下回る

1400
1. 第 1 ピ ー ク （ 第 4 ス ペ ー サ ）2 . 1.
第 2 ピーク（第 3 スペーサ）
第1ピーク(14ノード)

燃料被覆管温度

1200

2.

燃
料

1000
1

被
覆

管)
(℃

第2ピーク(17ノード)

800

2

2
1

600

温

2

度

400

（℃）

200

0
0

100

200

300

事 故 後 の 時 間 (s)第 1図

燃料被覆管温度（燃料被覆管最高温度発生位置）の推移（短期）

燃料被覆管温度

1.
2.
3.
4.

燃 料 被 覆 管 温 度 （ 第 1 ス ペ ー サ ）（ ℃ ）燃 料 被 覆 管 温 度 （ 第 2 ス ペ ー サ ）（ ℃ ）燃 料 被 覆 管 温 度 （ 第 3 ス ペ ー サ ）（ ℃ ）燃 料 被 覆 管 温 度 （ 第 4 ス ペ ー サ ）（ ℃ ）(℃ )事 故 後 の 時 間 (s)第 2図

燃料被覆管温度（沸騰遷移発生位置）の推移（短期）添付 2.5.6-3

1. 中 性 子 束 （ ％ ）2. 平 均 表 面 熱 流 束 （ ％ ）3. 炉 心 流 量 （ ％ ）事 故 後 の 時 間 (m)第 3図

中性子束，平均表面熱流束及び炉心流量の推移（長期）1. 原 子 炉 蒸 気 流 量 （ ％ ）2. 給 水 流 量 （ ％ ）事 故 後 の 時 間 (m)

第 4図

原子炉蒸気流量及び給水流量の推移（長期）添付 2.5.6-4

1 . 原 子 炉 隔 離 時 冷 却 系 流 量（ ％ ）2. 高 圧 炉 心 ス プ レ イ 系 流 量（ ％ ）100％ は 定 格 給 水 流 量（ 6,420t／ h）を 示 す

事 故 後 の 時 間 (m)

第 5図

原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系の流量の推移（長期）
1. 原 子 炉 圧 力 変 化 （ ×0.01MPa）
2 .原 子 炉 水 位 （ シ ュ ラ ウ ド 外 水 位 ） 変 化 （ ×5cm）

事 故 後 の 時 間 (m)

第 6図

原子炉圧力及び原子炉水位（シュラウド外水位）の推移（長期）
添付 2.5.6-5

1. サ プ レ ッ シ ョ ン ・ プ ー ル 水 温 度 （ ℃ ）2. 格 納 容 器 圧 力 （ ×0.005MPa[gage]）

事 故 後 の 時 間 (m)第 7図

サプレッション・プール水温度及び格納容器圧力の推移（長期）

添付 2.5.6-6

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

1.

はじめに
今回の有効性評価では，外部電源は喪失しない条件としており，給水系や原子炉再循環ポンプはインターロックにより停止するまで運転を継続する。ここでは，外部電源が喪失した場合を仮定し，外部電源の有無が評価結果に与える影響を確認した。

2.

評価条件
外部電源はないものとする。その他の条件はベースケース解析と同様とする。

3.

評価結果
評 価 結 果 を 第 1 図 か ら 第 14 図 に 示 す 。ま た ，評 価 結 果 の ま と め を

第 1 表に示す。
事象発生と同時に外部電源が喪失するため，原子炉再循環ポンプが停止し，原子炉出力の上昇が抑制されることで，事象初期の燃料
被覆管温度の上昇はベースケースに比べて低めとなる。同様に，サプ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル へ 放 出 さ れ る 蒸 気 量 も 少 な く な る こ と に よ り ，
サプレッション・プール水温度及び格納容器圧力の最大値はベースケースと比べて低くなる。
また，外部電源喪失により給復水系が停止し，原子炉水位が低下することから，ベースケースで見られた給水加熱喪失による原子炉
出力の上昇は発生しない。

添付 2.5.7-1

4.

まとめ
外部電源が無い場合の感度解析を実施し，評価項目となるパラメータに対する余裕が大きくなることを確認した。
また，外部電源が有ることにより使用可能となる給復水系及び再循環ポンプについては，一定期間これらの運転が継続する方が事象
進展は厳しくなることから，重大事故等対処設備として位置付ける必要はない。

第 1表

外部電源の有無による評価項目パラメータへの影響

燃料被覆管最高温度（℃）

感度解析(外部電源無)約 699

ベースケース(外部電源有)約 872

燃料被覆管の酸化量（％）

1％以下

1％以下

原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力（MPa[gage]）

約 8.20

約 8.42

約 0.14

約 0.200.62MPa[gage]を下回る

約 103

約 115

200℃を下回る項目

原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力(MPa[gage])
原子炉格納容器バウンダリの温度(サプレッション・プール水温(℃))

添付 2.5.7-2

判断基準
1,200℃以下
酸化反応が著しくなる
前の被覆管厚さの15％以下10.34MPa[gage]（最高圧力の 1.2 倍）を下回る

1.中 性 子 束 （ ％ ）2.平 均 表 面 熱 流 束 （ ％ ）3.炉 心 流 量 （ ％ ）事 故 後 の 時 間 (s)第 1図

中性子束，平均表面熱流束及び炉心流量の推移（短期）

1.原 子 炉 蒸 気 流 量 （ ％ ）2.給 水 流 量 （ ％ ）事 故 後 の 時 間 (s)第 2図

原子炉蒸気流量及び給水流量の推移（短期）添付 2.5.7-3

1 . 原 子 炉 隔 離 時 冷 却 系 流 量（ ％ ）2. 高 圧 炉 心 ス プ レ イ 系 流 量（ ％ ）100％ は 定 格 給 水 流 量（ 6,420t／ h）を 示 す

事 故 後 の 時 間 (s)第 3図

原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系の流量の推移（短期）
1.原 子 炉 圧 力 変 化 （ ×0.01MPa）
2.原 子 炉 水 位 （ シ ュ ラ ウ ド 外 水 位 ） 変 化 （ ×5cm）
3.逃 が し 安 全 弁 流 量 （ ％ ）事 故 後 の 時 間 (s)

第 4図

原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド外水位）及び逃がし安全弁流量の推移（短期）添付 2.5.7-4

1.炉 心 平 均 ボ イ ド 率 （ ％ ）事 故 後 の 時 間 (s)

第 5図

炉心平均ボイド率の推移（短期）添付 2.5.7-5

1400

1200
燃料被覆管温度

燃
料

1000

被
覆

800

管
(℃ )
温

600

度

400

（℃）

200

0
0

100

200

300

事 故 後 の 時 間 (s)事 故 後 の 時 間（ｓ）

第 6図

燃料被覆管温度（燃料被覆管最高温度発生位置）の推移（短期）

燃料被覆管温度

1 . 燃 料 被 覆 管 温 度 （ 第 1 ス ペ ー サ ）（ ℃ ）2 . 燃 料 被 覆 管 温 度 （ 第 2 ス ペ ー サ ）（ ℃ ）3 . 燃 料 被 覆 管 温 度 （ 第 3 ス ペ ー サ ）（ ℃ ）4 . 燃 料 被 覆 管 温 度 （ 第 4 ス ペ ー サ ）（ ℃ ）(℃ )事 故 後 の 時 間 (s)第 7図

燃料被覆管温度（燃料被覆管最高温度発生位置）の推移

添付 2.5.7-6

1.中 性 子 束 （ ％ ）事 故 後 の 時 間 (m)第 8図

中性子束の推移（長期）1.炉 心 流 量 （ ％ ）事 故 後 の 時 間 (m)第 9図

炉心流量の推移

添付 2.5.7-7

1.平 均 表 面 熱 流 束 （ ％ ）2.給 水 流 量 （ ％ ）事 故 後 の 時 間 (m)

第 10 図

給水流量及び平均表面熱流束の推移（長期）1 . 原 子 炉 隔 離 時 冷 却 系 流 量（ ％ ）2. 高 圧 炉 心 ス プ レ イ 系 流 量（ ％ ）100％ は 定 格 給 水 流 量（ 6,420t／ h）を 示 す

事 故 後 の 時 間 (m)

第 11 図原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系の流量の推移（長期）
添付 2.5.7-8

1.原 子 炉 圧 力 変 化 （ ×0.01MPa）
2.原 子 炉 水 位 （ シ ュ ラ ウ ド 外 水 位 ） 変 化 （ ×5cm）

事 故 後 の 時 間 (m)

第 12 図原子炉圧力及び原子炉水位（シュラウド外水位）の推移（長期）
1.原 子 炉 水 位 （ シ ュ ラ ウ ド 外 水 位 ） 変 化 （ ×5cm）

第 13 図原子炉水位（シュラウド外水位）の推移（長期）添付 2.5.7-9

1.サ プ レ ッ シ ョ ン ・ プ ー ル 水 温 度 （ ℃ ）2 . 格 納 容 器 圧 力 （ × 0 . 0 0 5 M P a ［ g a g e ］）

事 故 後 の 時 間 (m)

第 14 図サプレッション・プール水温度及び格納容器圧力の推移（長期）

添付 2.5.7-10

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1.

ほう酸水注入系を手動起動としている意図について
原子炉停止機能喪失時の操作は，「 非 常 時 運 転 手 順 書（ 徴 候 ベ ー ス ）」に規定されており，原子炉停止機能喪失，自動減圧系等の作動阻止
及 び Ａ Ｔ Ｗ Ｓ 緩 和 設 備（ 代 替 原 子 炉 再 循 環 ポ ン プ ト リ ッ プ 機 能 ）作 動 の 確 認

後 に ① ほ う 酸 水 注 入 系 （ 以 下 「 Ｓ Ｌ Ｃ 」 と い う 。） の 起 動 操 作 ， ② 原
子炉水位の低下操作及び③制御棒の手動挿入操作の優先順位で反応度を抑制する。また，操作を同時に実施できない場合は上記の優先順位に従い実施することが規定されており，このうちＳＬＣ起動操
作は最優先で実施する操作である。ＳＬＣ起動操作は，訓練により事象発生から約 3 分程度で起動操作が可能であることを確認しており，大きな操作遅れを伴うことはないと考えられる。
ＳＬＣは炉心にほう酸水を注入することにより反応度を抑制する系統である。このため，起動時には炉水中の不純物をフィルタデミ
ネライザにより除去する原子炉冷却材浄化系は自動で隔離される。
仮にＳＬＣ起動時に原子炉冷却材浄化系が自動隔離されない場合，
フィルタデミネライザにより炉心部のほう酸が希釈され，反応度抑制に支障をきたす恐れがある。このため，運転手順において，ＳＬ
Ｃ起動時は原子炉冷却材浄化系の自動隔離を確認し，自動隔離に失敗している場合には手動隔離を実施することを重要操作としている。
以上により，ＳＬＣの起動操作は関連する設備やパラメータの状態を認識しつつ確実に実施することが最適であると考え，運転員の判断による手動起動としている。

添付 2.5.8-1

2.

ＳＬＣ自動起動により期待される効果について
Ｓ Ｌ Ｃ に よ る 反 応 度 抑 制 効 果 は 第 1 図 に 示 す と お り ， 30 分 程 度 の時間遅れを伴う非常に緩やかなものであり，事象初期の急激な出力変動に対応できるものではない。このことを踏まえると，仮に自動起動とした場合でも，手動起動の場合とでその効果に大きな違いは無いと考えられる。
また，ＳＬＣを自動起動とすることで，原子炉出力の低下が早まり，サプレッション・プールへの蒸気の流入量が低減し，サプレッ
シ ョ ン・プ ー ル 水 温 度 の 上 昇 が 抑 制 さ れ る こ と が 考 え ら れ る が ，第 2
図に示すとおり有効性評価におけるサプレッション・プール水温度の 最 大 値 は 115℃ で あ り ，ほ う 酸 水 の 炉 心 部 へ の 注 入 が 開 始 さ れ る 事
象 発 生 570 秒 後 の 水 温 上 昇 率 は 2℃ ／ 分 程 度 で あ る こ と か ら ，仮 に Ｓ
Ｌ Ｃ 起 動 操 作 が 10 分 程 度 遅 れ た 場 合 で も 評 価 項 目 で あ る 200℃ に 対して十分な余裕があり，手動起動による多少の操作の時間遅れは問題とならない。
以上により，ＳＬＣについては，自動起動とした場合でも，その効果に大きな違いは表れず，手動起動であっても自動起動とした場合とほぼ同等の効果が得られるものと考えられる。

3.

【参考】ＳＬＣ自動起動に関する海外の状況
ＳＬＣの自動起動は米国の一部のプラントにおいて採用されている。米国ＡＢＷＲのＤｅｓｉｇｎ Ｃｏｎｔｒｏｌ Ｄｏｃｕｍｅｎｔによると，以下の条件での自動起動インターロックが設定されている。
・「 原 子 炉 圧 力 高 」 + 「 Ｓ Ｒ Ｎ Ｍ が ダ ウ ン ス ケ ー ル 設 定 値 を 下 回 っ添付 2.5.8-2

ていないこと」のＡＮＤ条件成立から 3 分
・「 原 子 炉 水 位 低 （ レ ベ ル ２ ）」 +「 Ｓ Ｒ Ｎ Ｍ が ダ ウ ン ス ケ ー ル 設 定
値を下回っていないこと」のＡＮＤ条件成立から 3 分
・「 手 動 Ａ Ｒ Ｉ ／ Ｆ Ｍ Ｃ Ｒ Ｄ ｒ ｕ ｎ − ｉ ｎ 信 号 」 +「 Ｓ Ｒ Ｎ Ｍ が ダ
ウンスケール設定値を下回っていないこと」のＡＮＤ条件成立
から 3 分
上記のとおり，ＳＬＣの自動起動には 3 分の運転員の確認時間が含まれており，運転員による確認に期待したインターロックであることを考慮すると，運転員の対応としては手動起動と大きな違いはないものと考える。なお，米国においてもＳＬＣの自動起動を採用しているのは一部のプラントに留まっている。

4.

結

論

ＳＬＣの起動操作は，関連する設備やパラメータの状態を認識しつつ確実に実施することが最適であると考えられ，また，手動起動の場合でも自動起動と同等の効果が得られると考えられることから，
現状は手動起動としている。

添付 2.5.8-3

1. 中 性 子 束 （ ％ ）2. 炉 心 流 量 （ ％ ）約 10 分
ほう酸水の炉心への注入開始

約 40 分
原子炉水位低下維持操作開始

中性子束の緩やかな低下

事 故 後 の 時 間 (s)第 1図

ＳＬＣによる原子炉出力の抑制効果

1. サ プ レ ッ シ ョ ン ・ プ ー ル 水 温 度 （ ℃ ）2. サ プ レ ッ シ ョ ン ・ プ ー ル 圧 力 （ ×0.005MPa[gage]）

サプレッション・プール
水温度最大(115℃ )

ほう酸水の炉心への注入開始

サプレッション・プール水温度上昇率
約 2℃ ／ 分

事 故 後 の 時 間 (s)第 2図

ＳＬＣによるサプレッション・プール水温度の抑制効果

添付 2.5.8-4

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）

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

7 日間の
軽油消費量
約 755.5kL

軽油貯蔵タ
ンクの容量
は 約 800kL
であり，７日間対応可能

非常用ディーゼル発電機 2 台起動 ※１（燃料消費率は保守的に定格出力運転時を想定）
1,440.4L/h(燃料消費率)×168h（運転時間）×2 台（運転台数）＝約 484.0kL
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機 1 台起動 ※２（燃料消費率は保守的に定格出力運転時を想定）
775.6L/h(燃料消費率)×168h（運転時間）×1 台（運転台数）＝約 130.3kL
常設代替高圧電源装置 2 台起動 ※３（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）×2 台（運転台数）＝約 141.2kL※1

事故収束に必要なディーゼル発電機は非常用ディーゼル発電機 1 台であるが，保守的にディーゼル発電機 2 台の起動を仮定した。
※2 事故収束に必要ではないが，保守的に起動を仮定した。
※3 緊急用母線の電源を，常設代替高圧電源装置 2 台で確保することを仮定した。

添付 2.5.9-1

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）

主要負荷リスト
起動順序【電源設備：常設代替高圧電源装置】
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
・その他負荷常設低圧代替注水系ポンプ
緊急用海水ポンプ
その他
代替燃料プール冷却系ポンプ

①
②
③
④

約 120
約 84
約190
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 252

約 204

約 689

約 394

約1,376約908

約1,017約938

負荷容量(kW)

7,000

6,000

5,000

4,000

3,000

常設 代替 高 圧電 源 装置 2台 の最 大 容量 2,760kW ※ １
常設 代替 高 圧電 源 装置 2台 の連 続 定格 容 量 2,208kW ※ ２

2,000

③

最大 負荷 容 量
約1,376kW

④

1,000

②
①

0

▲

1

24

常設代替高圧電源装置 2 台
起動
常設 代替 高 圧電 源 装置 の負 荷 積算 イ メー ジ
※1
※2

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 ）添付 2.5.10-1

経過 時間 (h)

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1.

はじめに
今回の有効性評価では，高圧炉心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系の水源はサプレッション・プールとしている。
有効性評価解析では，事象発生と同時に主蒸気隔離弁が閉止する
ため，原子炉で発生した蒸気が流入することでサプレッション・プ
ー ル 水 温 度 は 上 昇 し ，事 象 発 生 か ら 約 8 分 程 度 で 77℃ ，28 分 程 度 で106℃ を 上 回 り ， 最 高 で 約 115℃ ま で 上 昇 す る 。 こ の た め ， 高 圧 炉 心スプレイ系及び原子炉隔離時冷却系について，この水源温度での運転継続性について以下に述べる。

2.

高圧炉心スプレイ系の運転継続性
サプレッション・プール水温度の上昇に伴い高圧炉心スプレイ系

ポンプにキャビテーションの発生が懸念されるが，サプレッショ
ン・チャンバ内は飽和蒸気圧条件となることから，有効吸込み水頭は確保され，運転継続性に問題ない。
また，高圧炉心スプレイ系には，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機海水系を用いたポンプメカニカルシール冷却装置及び高圧炉
心スプレイ系ポンプ室空調が設置されており，配管及びポンプの内部 流 体 温 度（ サ プ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル 水 温 度 ）が 最 大 115℃ に な っ た
場合でも運転継続性に問題はない。

添付 2.5.11-1

3.

原子炉隔離時冷却系の運転継続性
事象発生から約 8 分程度でサプレッション・プールの水温度が原

子 炉 隔 離 時 冷 却 系 の 最 高 使 用 温 度 で あ る 77℃ を 超 え る が ， サ プ レ ッ
シ ョ ン ・ プ ー ル 水 温 度 106℃ ま で の 運 転 継 続 性 を 確 認 し て い る 。
仮 に 原 子 炉 隔 離 時 冷 却 系 が ， サ プ レ ッ シ ョ ン ・ プ ー ル 水 温 度 77℃
到達時に停止した場合の影響について感度解析により確認した。
(1)

評価条件
サ プ レ ッ シ ョ ン ・ プ ー ル 水 温 度 77℃ 到 達 時 に 原 子 炉 隔 離 時 冷 却系が停止するものとする。その他の条件はベースケースの解析条
件と同様とする。
(2)

評価結果
評価結果を第 1 図から第 7 図に示す。また，評価結果のまとめを第 1 表に示す。燃料被覆管最高温度は，原子炉隔離時冷却系が自動起動する前の第 1 ピークにて発生していることから影響はない。また，ベースケースと比べて原子炉隔離時冷却系による原子炉注水が停止するタイミングが早くなることで，原子炉水位の低下に伴う自然循環による炉心流量の低下も早まる。解析上は炉心流量に依存するボロンミキシング特性について保守的な特性を使用しているため，炉心流量の低下が早まることで未臨界達成タイ
ミングが遅くなり，その分サプレッション・プール水温度及び格
納容器圧力の最大値は高くなるが，ベースケースとの差は僅かで
ある。

4.

まとめ
高圧炉心スプレイ系はサプレッション・プール水温度が上昇した
添付 2.5.11-2

場合でも運転継続性に問題ないことを確認した。また，サプレッシ
ョ ン ・ プ ー ル 水 温 度 が 77℃ に 到 達 し た 時 点 で 原 子 炉 隔 離 時 冷 却 系 が停止した場合の感度解析を実施した結果，評価項目となるパラメー
タに大きな影響はなく，評価項目を満足することを確認した。

第 1表

原子炉隔離時冷却系の有無による評価項目パラメータへの影響
項目

燃料被覆管最高温度（℃）

感度解析
ベースケース
(S/P 水温度 77℃ (S/P 水温度
にて停止)
106℃にて停止)
約 872
約 872

評価項目
1200℃以下
酸化反応が著しくなる前の被覆管厚さの 15％以下
10.34MPa[gage]（最高圧力の 1.2 倍）を下回る

燃料被覆管の酸化量（％）

1％以下

1％以下

原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力（MPa[gage]）

約 8.42

約 8.42

約 0.26

約 0.200.62MPa[gage]を下回る

約 124

約 115

200℃を下回る

原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力(MPa[gage])
原子炉格納容器バウンダリの温度(サプレッション・プール水温(℃))

添付 2.5.11-3

1400
1. 第 1 ピ ー ク （ 第 4 ス ペ ー サ ）2. 第 2 ピ ー ク （ 第 3 ス ペ ー サ ）燃料被覆管温度

燃
料

1.
2.

1200

1000

被
覆

管
(℃ )
温

第1ピーク（14ノード）
第2ピーク（17ノード）

1
800

2
1

2

600
2

度
400
（℃）

200

0
0

100

200

300

事 故
後後
のの時
事故
時 間（ｓ）間 (s)第 1図

燃料被覆管温度（燃料被覆管最高温度発生位置）の推移（短期）

燃料被覆管温度

1.
2.
3.
4.

燃 料 被 覆 管 温 度 （ 第 1 ス ペ ー サ ）（ ℃ ）燃 料 被 覆 管 温 度 （ 第 2 ス ペ ー サ ）（ ℃ ）燃 料 被 覆 管 温 度 （ 第 3 ス ペ ー サ ）（ ℃ ）燃 料 被 覆 管 温 度 （ 第 4 ス ペ ー サ ）（ ℃ ）(℃ )事 故 後 の 時 間 (s)第 2図

燃料被覆管温度（沸騰遷移発生位置）の推移（短期）添付 2.5.11-4

1. 中 性 子 束 （ ％ ）2. 平 均 表 面 熱 流 束 （ ％ ）3. 炉 心 流 量 （ ％ ）事 故 後 の 時 間 (m)第 3図

中性子束，平均熱流束及び炉心流量の推移（長期）1. 原 子 炉 蒸 気 流 量 （ ％ ）2. 給 水 流 量 （ ％ ）事 故 後 の 時 間 (m)

第 4図

原子炉蒸気流量及び給水流量の推移（長期）添付 2.5.11-5

1. 原 子 炉 隔 離 時 冷 却 系 流 量（ ％ ）2. 高 圧 炉 心 ス プ レ イ 系 流 量 （ ％ ）100％ は 定 格 給 水 流 量（ 6,420t／ h） を 示 す

事 故 後 の 時 間 (m)

第 5図

原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心スプレイ系の流量の推移（長期）
1. 原 子 炉 圧 力 変 化 （ ×0.01MPa）
2. 原 子 炉 水 位 （ シ ュ ラ ウ ド 外 水 位 ） 変 化 （ ×5cm）

事 故 後 の 時 間 (m)

第 6図

原子炉圧力及び原子炉水位（シュラウド外水位）の推移（長期）
添付 2.5.11-6

1. サ プ レ ッ シ ョ ン ・ プ ー ル 水 温 度 （ ℃ ）2. 格 納 容 器 圧 力 （ ×0.005MPa[gage]）

事 故 後 の 時 間 (m)第 7図

サプレッション・プール水温度及び格納容器圧力の推移（長期）

添付 2.5.11-7

2.7

格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）

2.7.1

事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策(1)

事故シーケンスグループ内の事故シーケンス
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステ
ムＬＯＣＡ）（以下「格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）」という。）」に含まれる事故シーケンスとしては，「1.2

評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「インターフェイスシステムＬＯＣＡ（以下「ＩＳＬＯ
ＣＡ」という。）」のみである。

(2)

事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）」は，原子炉冷却材圧力バウンダリと接続された系統において，高圧設計部分と低圧設計部分を分離するための隔離弁の誤開等により，低圧設計部分が過圧されて破損し，原子炉冷却材が格納容器外へ漏えいすることを想定する。このため，破断箇所からの原子炉冷却材の流出により，原子炉圧力容器内の保有水量が減少し原子炉水位が低下することから，緩和措置が取られない
場合には，原子炉水位の低下が継続し，炉心が露出することで炉心損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，ＩＳＬＯＣＡが発生することによって炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故等対処
設備の有効性評価としては，ＩＳＬＯＣＡに対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
以上により，本事故シーケンスグループでは，健全な原子炉注水機能を用いて原子炉へ注水することによって炉心損傷の防止を図るとともに，原
子炉圧力容器を強制的に減圧し，原子炉冷却材の流出の抑制を図り，漏え
2.7-1

い箇所を隔離することによって格納容器外への原子炉冷却材の流出の停止を図る。また，最終的な熱の逃がし場へ熱を輸送することによって除熱を行い，格納容器破損の防止を図る。

(3)

炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）」において，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ十分な冷却を可能とするため，初期の対策として原子炉隔離時冷却系，低圧炉心スプレイ系及び常設低圧代
替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段，
逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧による漏えい
抑制手段並びに隔離弁閉止による漏えい箇所の隔離手段を整備し，安定状態に向けた対策として，逃がし安全弁（自動減圧機能）を開維持すること
で低圧炉心スプレイ系による炉心冷却を継続する。また，格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として，残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱手段を整備する。対策の概略系統図を第 2.7−1 図に，対応手順の概要を第 2.7−2 図に示すとともに，対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における手順と設備の関係を第 2.7−1 表に示す。
本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，必要な要員は災害対策要員（初動）12 名である。
災害対策要員（初動）の内訳は，当直発電長 1 名，当直副発電長 1 名，
運転操作対応を行う当直運転員 5 名，指揮，通報連絡を行う災害対策要員（指揮者等）4 名及び現場操作を行う重大事故等対応要員 1 名である。
必要な要員と作業項目について第 2.7−3 図に示す。

2.7-2

ａ．ＩＳＬＯＣＡの発生
原子炉冷却材圧力バウンダリと接続された系統で，高圧設計部分と低圧設計部分とを分離するための隔離弁の誤開等により，低圧設計部分が過圧されて破損することで，ＩＳＬＯＣＡが発生する。
ｂ．原子炉スクラムの確認
事象発生後に給水流量の全喪失が発生し，原子炉がスクラムしたことを確認する。
原子炉スクラムの確認に必要な計装設備は，平均出力領域計装等である。
ｃ．原子炉隔離時冷却系の自動起動の確認
原子炉水位が原子炉水位異常低下（レベル２）設定点に到達した時点
で原子炉隔離時冷却系が自動起動したことを確認する。また，主蒸気隔離弁が閉止し，逃がし安全弁（安全弁機能）により原子炉圧力が制御されるとともに，再循環ポンプがトリップしたことを確認する。
原子炉隔離時冷却系の自動起動の確認に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域），原子炉隔離時冷却系系統流量等である。
ｄ．ＩＳＬＯＣＡ発生の確認
隔離弁（残留熱除去系の注入弁）の開操作に伴いポンプ吐出圧力が変動したこと，主蒸気隔離弁が閉止し原子炉隔離時冷却系が自動起動したにも関わらず原子炉水位の低下が継続していること等によりＩＳＬＯＣＡが発生したことを確認する。
ＩＳＬＯＣＡ発生の確認に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域）等である。
監視可能であれば，原子炉建屋内空間線量率，区画浸水警報，火災警報等による情報も総合的に確認する。
2.7-3

ｅ．中央制御室における残留熱除去系の注入弁の閉止操作
ＩＳＬＯＣＡ発生の確認後，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系の注入弁の閉止操作を実施するが，これに失敗する。
また，不要な系統加圧を防止する観点で，残留熱除去系ポンプのコン
トロールスイッチを停止位置に固定するとともに，レグシールポンプを停止する。
中央制御室における残留熱除去系の注入弁の閉止操作に必要な計装設
備は，原子炉水位（広帯域）等である。
ｆ．低圧炉心スプレイ系の起動操作
中央制御室における残留熱除去系の注入弁の閉止失敗後，中央制御室からの遠隔操作により低圧炉心スプレイ系を起動する。
低圧炉心スプレイ系の起動操作に必要な計装設備は，低圧炉心スプレ
イ系ポンプ吐出圧力である。
外部電源が喪失している場合は，非常用ディーゼル発電機等が自動起動し，非常用母線に電源を供給する。
ｇ．逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作
低圧炉心スプレイ系の起動後，破断箇所からの漏えい抑制のため，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁（自動減圧機能）7 弁を手動開放し，原子炉減圧を実施する。
逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作に必要な計装設備は，原子炉圧力等である。
ｈ．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
ＩＳＬＯＣＡ発生の確認後，外部水源にて注水可能な系統として中央制御室からの遠隔操作により常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代
2.7-4

替注水系（常設）を起動する。
常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の起動操
作に必要な計装設備は，常設低圧代替注水系ポンプ吐出圧力である。
外部電源が喪失している場合は，中央制御室からの遠隔操作により常設代替高圧電源装置から緊急用母線を受電する。
緊急用母線の受電に必要な計装設備は，緊急用Ｍ／Ｃ電圧である。
ｉ．原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（常設））
原子炉減圧操作に伴い，原子炉水位が一時的に低下し，その後原子炉水位が原子炉水位低（レベル３）設定点以上に回復した以降は，破断口からの漏えい抑制のため，原子炉水位を，原子炉水位異常低下（レベル２）設定点以上で可能な限り低めに維持する。また，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水により原子
炉水位の維持が可能なことを確認した後，低圧炉心スプレイ系による原子炉注水を停止する。
原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（常設））に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域）等である。
ｊ．中央制御室における残留熱除去系の弁の閉止操作
原子炉圧力が 3MPa［gage］に到達後，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系の注入弁以外の電動弁の閉止操作を実施する。
（添付資料 2.7.1）
中央制御室における残留熱除去系の注入弁の閉止操作に必要な計装設
備は，原子炉水位（広帯域），原子炉圧力等である。
ｋ．残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール冷却操作
サプレッション・プール水温度が 32℃に到達したことを確認し，中央2.7-5

制御室からの遠隔操作により残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール冷却を実施する。
残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレッション・プール冷却操作に必要な計装設備は，サプレッション・プール水温度等である。
ｌ．現場における残留熱除去系の注入弁の閉止操作
現場操作により残留熱除去系の注入弁を閉止し，残留熱除去系を隔離する。
現場における残留熱除去系の注入弁の閉止操作に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域）等である。
ｍ．原子炉水位の調整操作（低圧炉心スプレイ系）
残留熱除去系の隔離成功後は，低圧炉心スプレイ系により原子炉水位
を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定
点の間で維持する。また，常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替
注水系（常設）による原子炉注水を停止する。
原子炉水位の調整操作（低圧炉心スプレイ系）に必要な計装設備は，原子炉水位（広帯域）等である。
ｎ．使用済燃料プールの冷却操作
代替燃料プール冷却系等を用いて使用済燃料プールへの注水及び冷却を実施する。

以降，炉心冷却は低圧炉心スプレイ系を用いた原子炉注水により継続的に実施し，格納容器除熱は残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）
により継続的に実施する。

2.7-6

2.7.2

炉心損傷防止対策の有効性評価(1)

有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンス
は，「1.2

評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，原子炉冷却材圧力バウンダリと接続された系統で，高圧設計部分と低圧設計部分とを分離するための隔離弁の誤開等により，低圧設計部分が過圧されて破損する「ＩＳＬＯＣＡ」である。また，原子炉水位の低下を厳しくする観点で，評価上は給水流量の全喪失を想定する。
なお，重要事故シーケンスでは，ＩＳＬＯＣＡの発生を想定する残留熱除去系Ｂ系並びに同じ原子炉建屋西側区画に設置されている残留熱除去系
Ｃ系及び高圧炉心スプレイ系の機能喪失を想定し，原子炉建屋西側区画以外に設置されている系統に期待した評価としているが，原子炉建屋東側区画に設置されている残留熱除去系Ａ系におけるＩＳＬＯＣＡの発生を想定する場合には，原子炉建屋東側区画以外に設置されている系統に期待することで同等の対応が可能である。
本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，気液熱非平衡及び三次元効果並びに原子炉圧力容器における冷却材放出（臨界流・差圧流），沸騰・凝縮・ボイド率変化，
気液分離（水位変化）
・対向流及びＥＣＣＳ注水（給水系及び代替注水設備含む）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る長期間熱水力過渡変化解析コードＳＡＦＥＲにより原子炉圧力，
原子炉水位，燃料被覆管温度等の過渡応答を求める。なお，本有効性評価
では，ＳＡＦＥＲコードによる燃料被覆管温度の評価結果は，ベストフィット曲線の破裂判断基準に対して十分な余裕があることから，燃料被覆管
2.7-7温度が高温となる領域において，燃料棒やチャンネルボックスの幾何学的配置を考慮した詳細な輻射熱伝達計算を行うことで燃料被覆管温度をＳＡ
ＦＥＲコードよりも低めに評価するＣＨＡＳＴＥコードは使用しない。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本
重要事故シーケンスにおけ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
本重要事故シーケンスにおける主要な解析条件を第 2.7−2 表に示す。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
ａ．事故条件(a)

起因事象
起因事象として，残留熱除去系Ｂ系の注入弁の誤開放による残留熱除去系の系統圧力上昇により，残留熱除去系Ｂ系の熱交換器フランジ部に破断面積約 21cm ２ 相当の漏えいが発生するものとする。
対象系統は，出力運転中に高圧設計部と低圧設計部とを分離する隔離弁の誤開放等により低圧設計部が過圧されることでＩＳＬＯＣＡ発生の可能性がある系統のうち，隔離弁が 3 弁以下で，かつ定期試験等に伴い隔離弁の開閉試験を実施する系統とする。
破断面積は，ＩＳＬＯＣＡ発生時の系統加圧状態を保守的に考慮した対象系統に対する構造健全性評価 ※ により，系統に破損が発生しないことを確認したことから，加圧範囲のうち最も大きなシール構造である残留熱除去系の熱交換器フランジ部に対して，保守的にガスケットに期待しない場合にフランジ部に生じる間隙の面積を設定する。
2.7-8

※

保守的に圧力 8.2MPa[gage]及び温度 288℃が継続して負荷される条件にて構造健全性評価を実施（添付資料 2.7.2）(b)

安全機能の喪失に対する仮定
ＩＳＬＯＣＡの発生を想定する残留熱除去系Ｂ系が機能喪失するものとする。
また，原子炉冷却材の漏えいにより残留熱除去系Ｂ系が設置されている原子炉建屋西側は高温多湿となるため，保守的に同じ原子炉建屋西側に設置されている高圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系Ｃ系も事象発生と同時に機能喪失するものとする。

(c)

外部電源
外部電源はあるものとする。
外部電源がある場合，原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル３）
信号にて発生し，再循環ポンプトリップは，原子炉水位異常低下（レベル２）信号にて発生する。このため，原子炉水位の低下の観点で厳しくなる。

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
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，原子炉水位異常低下（レベル２）信号により閉止するものとする。

2.7-9

(c)

ＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環ポンプトリップ機能）
ＡＴＷＳ緩和設備（代替原子炉再循環ポンプトリップ機能）は，原
子炉水位異常低下（レベル２）信号により再循環ポンプを全台トリッ
プさせるものとする。

(d)

逃がし安全弁
逃がし安全弁（安全弁機能）にて原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を抑制するものとする。また，手動による原子炉減圧操
作には，逃がし安全弁（自動減圧機能）7 弁を使用するものとし，容量として，1 弁当たり定格主蒸気流量の約 6％を処理するものとする。

(e)

原子炉隔離時冷却系
原子炉水位異常低下（レベル２）信号により自動起動し，136.7m ３／h（原子炉圧力 1.04MPa[gage]〜7.86MPa[gage]において）の流量で原子炉へ注水する。原子炉水位が原子炉水位高（レベル８）設定点まで回復した以降は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点か
ら原子炉水位高（レベル８）設定点の範囲に維持する。また，原子炉減圧と同時に注水を停止するものとする。

(f)

低圧炉心スプレイ系
逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作後に，最 小 流 量 特 性 （ 0m ３ ／ h 〜 1,561m ３ ／ h ， 注 水 圧 力 0MPa[dif] ※ 〜
1.99MPa[dif]において）で原子炉へ注水するものとする。また，ＩＳ
ＬＯＣＡ発生時は隔離成功までの期間において外部水源による注水を優先するため，原子炉減圧後に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）による原子炉注水が開始し，原子炉水位が原子
炉水位低（レベル３）設定点まで回復した 1 分後に注水を停止するものとし，残留熱除去系の隔離成功後に原子炉注水を再開し，原子炉水2.7-10位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）
設定点の範囲に維持するものとする。
※(g)MPa[dif]…原子炉圧力容器と水源との差圧（以下同様）

低圧代替注水系（常設）
常設低圧代替注水系ポンプ 2 台を使用するものとし，機器設計上の最小要求値である最小流量特性（注水流量：0m ３ ／h〜378m３ ／h，注水
圧力：0MPa[dif]〜2.38MPa[dif]）を用いるものとする。また，運転手
順に従い，ＩＳＬＯＣＡ発生時は隔離成功までの期間において，漏え
い抑制のために原子炉水位を原子炉水位異常低下（レベル２）以上で可能な限り低めに維持することから，評価上は，漏えい量を厳しくする観点で原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点以上に維持す
るものとする。また，隔離成功後は低圧炉心スプレイ系による内部水源の原子炉注水に切り替えることから，残留熱除去系の隔離に成功した 1 分後に注水を停止するものとする。

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)

逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（低圧
炉心スプレイ系による原子炉注水操作）は，状況判断，中央制御室
における残留熱除去系の注入弁の閉止操作，低圧炉心スプレイ系の
起動操作及び逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作に要する時間を考慮して，事象発生 15 分後に実施するものとする。なお，外部電源がない場合でも，非常用ディーゼル発電機等が自動起動し非常用母線に電源を供給することから運転員等操2.7-11

作に与える影響はない。
(b)

現場における残留熱除去系の注入弁の閉止操作は，原子炉建屋内の環境条件を考慮し，余裕時間を確認する観点で事象発生の約 3 時間
後から操作を開始し，現場移動，操作に要する時間を考慮して事象発生の 5 時間後に閉止操作が完了するものとする。

(3)

有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内外水位） ※ ，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量及び原子炉圧力容器内の保有水量の推移を第 2.7−4 図から第 2.7−8 図に，燃料被覆管温度，
燃料被覆管最高温度発生位置における熱伝達係数，燃料被覆管最高温度発
生位置におけるボイド率，高出力燃料集合体のボイド率，炉心下部プレナ
ム部のボイド率，破断流量の推移並びに燃料被覆管破裂が発生した時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係を第 2.7−9 図から
第 2.7−15 図に示す。
※

炉心冷却の観点ではシュラウド内水位に着目し，運転員操作の観点ではシュ
ラウド外水位に着目するためシュラウド内外水位を合わせて示している。なお，シュラウド内は炉心部で発生するボイドを含む水位であることから，原子炉水位が低下する過程ではシュラウド外水位と比較して高めの水位を示す。

ａ．事象進展事象発生と同時に給水流量の全喪失が発生することで原子炉水位は低下し，原子炉水位低（レベル３）信号により原子炉がスクラムする。その後原子炉水位が原子炉水位異常低下（レベル２）設定点まで低下すると，主蒸気隔離弁の閉止及び再循環ポンプトリップが発生するとともに，原子炉隔離時冷却系が自動起動することで，原子炉注水が開始され，原2.7-12

子炉水位は回復する。この後，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系の注入弁の閉止を試みるが，これに失敗するため，低圧炉心スプ
レイ系を起動し，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作を実施し，原子炉冷却材の漏えいを抑制する。また，常設低圧代
替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）を起動し，隔離に成功するまでの期間は，外部水源による原子炉注水を実施する。
事象発生の 5 時間後に，現場操作により残留熱除去系の破断箇所を隔離した後は，低圧炉心スプレイ系により原子炉水位を維持する。
高出力燃料集合体のボイド率については，原子炉減圧や原子炉注水により増減するが，炉心の冠水状態は維持されるため燃料被覆管温度が上昇することはない。

ｂ．評価項目等
燃料被覆管温度は，第 2.7−9 図に示すとおり，炉心冷却が維持され，初期値（約 309℃）以下にとどまることから，評価項目である 1,200℃を下回る。燃料被覆管最高温度は，高出力燃料集合体で発生している。また，燃料被覆管の酸化量は，酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1％以下であり，評価項目である 15％を下回る。
原子炉圧力は，第 2.7−4 図に示すとおり，逃がし安全弁（安全弁機能）の作動により，約 7.79MPa［gage］以下に維持される。このため，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧力容器
底部圧力との差（0.3MPa 程度）を考慮しても，約 8.09MPa[gage]以下であり，評価項目である最高使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を下回る。
格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，原子炉減圧や破断箇所
2.7-13から原子炉建屋へ流出するものを除く蒸気がサプレッション・プールへ流入することで上昇する。一方，設計基準事故「原子炉格納容器内圧力，雰囲気等の異常な変化」の「原子炉冷却材喪失」においては，事象開始から原子炉圧力容器内で発生した蒸気は全て格納容器内に流入し続けることを想定し評価しており，この場合でも格納容器バウンダリにかかる
圧力及び温度の最大値は，それぞれ約 0.25MPa[gage]及び約 136℃にとどまる。このため，本事象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，評価項目である最高使用圧力の 2 倍（0.62MPa[gage]）及び200℃を下回る。
（添付資料 2.7.3）
第 2.7−5 図に示すように，中央制御室における残留熱除去系の注入弁の閉止操作には失敗するが，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作を実施することで破断箇所からの原子炉冷却材の漏えいが抑制され，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継続することで，炉心の冠水が維持される。その後，現場における残留熱除去系の注入弁の閉止操作を実施し，低圧炉
心スプレイ系による原子炉注水を継続することで，炉心の冠水状態が維持され，炉心冷却が維持される。また，残留熱除去系による格納容器除熱を開始することで，高温停止状態での安定状態が確立する。
（添付資料 2.7.4）
安定状態が確立した以降は，機能喪失している設備の復旧に努めるとともに，残留熱除去系（原子炉停止時冷却系）により冷温停止状態とする。
以上により，本評価では，「1.2.1.2

有効性を確認するための評価項

目の設定」に示す（1）から（4）の評価項目について，対策の有効性を
2.7-14

確認した。

2.7.3

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲としては，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
本重要事故シーケンスでは，ＩＳＬＯＣＡにより原子炉冷却材の漏えいが発生するため，原子炉を減圧することで原子炉冷却材の漏えいを抑制すること及び漏えい箇所の隔離を実施することが特徴である。よって，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（低圧炉心スプレイ系による原子炉注水操作）及び現場における残留熱除去
系の注入弁の閉止操作とする。
(1)

解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本重要事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を実施する重要現象

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の結果を以下に示す。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移及び気液熱非平衡の不確かさとして，解析コードは実験結果の燃料被覆管温度に比べて最大 50℃程
度高めに評価することから，解析結果は燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価する可能性がある。よって，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きくなることで，燃料被覆管温度は低くなるが，事象初期の原子炉注水は原子炉隔離時冷却系の自動起動により確保され，燃料被覆管温度を操作
開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与2.7-15

える影響はない。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，
燃料被覆管温度を高めに評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなるが，事象初期の原子炉注水は原子炉隔離時冷却系の自動起動により確保され，燃料被覆管温度を操作開始の起点とする運転
員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 2.7.5）

ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達，沸騰遷移及び気液熱非平衡の不確かさとして，解析コードは実験解析において熱伝達モデルの保守性により
燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評価解析においても燃料被覆管
温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。ただし，炉心部の冠水がおおむね維持される本事故シーケンスでは，この影響は小さいと考えられる。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，
燃料被覆管温度を高く評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。ただし，炉心部の冠水が維持される本事故シーケンスでは，この影響は小さい。
（添付資料 2.7.5）

2.7-16(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 2.7−2 表に示すとおりであり，これらの条件設定を設計値等の最確条件とした場合の影響を評価する。解析条件の設定に当たっては，設計値を用いるか又は評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるよう保守的な設定をしていることから，この中で事象進展に有意な影響を与える可能性がある項目について，評価結果を以下に示す。
(a)

運転員等操作時間に与える影響
初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／
m に対して最確条件は約 33kW／m〜41kW／m であり，最確条件とした場
合は燃料被覆管温度の上昇が緩和されるが，事象初期の原子炉注水は原子炉隔離時冷却系の自動起動により確保され，燃料被覆管温度を操
作開始の起点とする運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件で設定した燃焼度
33GWd／t に対して最確条件は 33GWd／t 以下であり，最確条件とした場合は崩壊熱がおおむね小さくなるため，原子炉からサプレッション・プールに流出する蒸気量が減少することで，原子炉水位の低下は遅くなるが，事象初期の原子炉注水は原子炉隔離時冷却系の自動起動により確保されることから，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，ゆらぎにより
解析条件に対して変動を与えうるが，事象進展に与える影響は小さい
ことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
事故条件の外部電源の有無については，起因事象発生から原子炉ス
2.7-17

クラムまでの期間の原子炉水位の低下を厳しくする条件として，外部電源ありを想定している。外部電源がない場合でも，非常用母線は非常用ディーゼル発電機等から自動的に受電されることで低圧炉心スプ
レイ系の電源は確保されていることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の低圧炉心スプレイ系及び低圧代替注水系（常設）は，最確条件とした場合，おおむね注水開始後の原子炉水位の回復が早くな
り，原子炉水位の維持操作の開始が早くなるが，原子炉減圧から水位回復までの原子炉水位を継続監視している期間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。
（添付資料 2.7.5）(b)

評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の燃料棒最大線出力密度は，解析条件で設定した 44.0kW／
m に対して最確条件は約 33kW／m〜41kW／m であり，最確条件とした場
合は燃料被覆管温度の上昇が緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。ただし，炉心部の冠水が維持される本事故シーケンスでは，この影響は小さい。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件で設定した燃焼度
33GWd／t に対して最確条件は 33GWd／t 以下であり，最確条件とした場合は崩壊熱がおおむね小さくなり，原子炉からサプレッション・プ
ールに流出する蒸気量が減少することで，原子炉水位の低下は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。
ただし，炉心部の冠水が維持される本事故シーケンスでは，この影響は小さい。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位及び炉心流量は，ゆらぎにより
2.7-18

解析条件に対して変動を与えうるが，事象進展に与える影響は小さい
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。
事故条件の外部電源の有無については，起因事象発生から原子炉ス
クラムまでの期間の原子炉水位の低下を厳しくする条件として，外部電源ありを想定するとともに，保守的に給水流量の全喪失も想定している。外部電源がない場合は，外部電源喪失に伴い原子炉スクラム，
再循環ポンプトリップ等が発生するため，外部電源がある場合と比較して原子炉水位の低下は緩和されることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
機器条件の低圧炉心スプレイ系及び低圧代替注水系（常設）は，最確条件とした場合，注水開始後の原子炉水位の回復が早くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
（添付資料 2.7.5）

ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の 6 要因に分類し，これらの要因が運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価する。評価結果を以下に示す。
(a)

運転員等操作時間に与える影響
操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧
操作（低圧炉心スプレイ系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 15 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，認知時間及び操作所要時間は，余裕時間を含
2.7-19

めて設定していることから，実態の操作開始時間は解析上の設定よりも若干早まる可能性があるが，状況判断から原子炉減圧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いことから，影響はない。
操作条件の現場における残留熱除去系の注入弁の閉止操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から 5 時間後を設定している。運転
員等操作時間に与える影響として，認知時間及び移動・操作所要時間
は，余裕時間を含めて設定していることから，実態の操作開始時間は
解析上の設定よりも若干早まる可能性があるが，異なる運転員による対応が可能であることから，この他の操作に与える影響はない。
（添付資料 2.7.5）(b)

評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧
操作（低圧炉心スプレイ系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，実態の操作開始時間は解析上の操作開始時
間よりも早くなる可能性があり，この場合，原子炉減圧時点の崩壊熱が高くなるが，原子炉隔離時冷却系，低圧炉心スプレイ系及び常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）の原子炉注水により炉心の冠水状態は維持されることから，評価項目となるパラメー
タに与える影響はない。
操作条件の現場における残留熱除去系の注入弁の閉止操作は，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操
作開始時間よりも早くなる可能性があるが，閉止操作の有無に関わらず，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）の原
子炉注水により炉心の冠水状態は維持されることから，評価項目とな
2.7-20

るパラメータに与える影響はない。
（添付資料 2.7.5）(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。
操作条件の逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（低圧炉心スプレイ系による原子炉注水操作）は，操作が遅れた場合でも原子炉隔離時冷却系の原子炉注水により，炉心の冠水状態は維持されることから，時間余裕がある。
操作条件の現場における残留熱除去系の注入弁の閉止操作は，閉止操作の有無に関わらず，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）の原子炉注水により，炉心の冠水状態は維持されることから，時間余裕がある。
（添付資料 2.7.5）

(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。この結果，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。この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。
2.7-21

2.7.4

必要な要員及び資源の評価(1)

必要な要員の評価
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）」の重大事
故等対策に必要な災害対策要員（初動）は，「2.7.1(3）

炉心損傷防止対策」に示すとおり 12 名であり，災害対策要員（初動）の 39 名で対処可能
である。

(2)

必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）」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」にて評価を行い，以下のとおりである。
ａ．水源

常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原
子炉注水については，7 日間の対応を考慮すると，合計約 490m３ の水が必要となる。
水源として，代替淡水貯槽に 4,300m３ の水を保有していることから，水源が枯渇することはなく，7 日間の対応が可能である。
原子炉隔離時冷却系及び低圧炉心スプレイ系による原子炉注水並びに残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱については，サプレッション・プールを水源とすることから，水源が枯渇することなく，7 日間の対応が可能である。
なお，外部電源喪失を想定した場合でも同様である。
（添付資料 2.7.6）

2.7-22

ｂ．燃

料

外部電源喪失を想定した場合，事象発生直後から 7 日間の非常用ディーゼル発電機，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機及び常設代替交流
電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）の運転を想定すると，非常用ディーゼル発電機については約 484.0kL，高圧炉心スプレイ系ディーゼル
発電機については約 130.3kL，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）については約 141.2kL，合計で 755.5kL の軽油が必要となる。軽油貯蔵タンクには約 800kL の軽油を保有していることから，非常用ディーゼル発電機，高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機及び常設代
替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）による 7 日間の電源供給の継続が可能である。
（添付資料 2.7.7）

ｃ．電源

外部電源喪失を想定した場合，重大事故等対策時に必要な負荷のうち，非常用ディーゼル発電機等からの電源供給を考慮する負荷については，
非常用ディーゼル発電機等の容量内に収まることから，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
常設代替交流電源設備からの電源供給を考慮する負荷については約
1,128kW であるが，常設代替交流電源設備（常設代替高圧電源装置 2 台）の連続定格容量は 2,208kW であることから，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
（添付資料 2.7.8）

2.7-23

2.7.5

結論

事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）」では，ＩＳ
ＬＯＣＡの発生により原子炉冷却材が流出し，原子炉水位の低下が継続し，炉心損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）」に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策として原子炉隔離時冷却系，低圧炉心スプレイ系及び常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧による漏えい抑制手段並びに隔離弁閉止による漏えい箇所の隔離手段を整備し，安定状態に向けた対策として，逃がし安全弁（自動減圧機能）を開維持することで常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による炉心冷却を継続する。また，格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱手段を整備している。
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）」の重要事故
シーケンス「ＩＳＬＯＣＡ」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，原子炉隔離時冷却系，低圧炉心スプレイ系及び常設低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧による漏えい抑制手段，隔離弁閉止による漏えい箇所の隔離手段並びに残留熱除去系（サプ
レッション・プール冷却系）による格納容器除熱を実施することで炉心の著しい損傷を防止することができる。
この結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力並びに格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。また，安定状態を維持することができる。
解析コード及び解析条件の不確かさの影響について確認した結果，運転員
2.7-24

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，燃料及び電源については，7 日間以上の供給が可能である。
以上のことから，事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（ＩＳＬＯ
ＣＡ）」において，原子炉隔離時冷却系，低圧炉心スプレイ系及び常設低圧代
替注水系ポンプを用いた低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段，逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧による漏えい抑制
手段，隔離弁閉止による漏えい箇所の隔離手段並びに残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）による格納容器除熱手段の炉心損傷防止対策は，選定した重要事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，事故シー
ケンスグループ「格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）」に対して有効である。

2.7-25

第 2.7−1 表
操作及び確認
ＩＳＬＯＣＡの発生

原子炉スクラムの確認

格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）における重大事故対策について（1／4）
手

2.7-26−

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 ＊−原子炉水位（広帯域） ＊原子炉水位（燃料域） ＊原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）
原子炉隔離時冷却系系統流量 ＊原子炉圧力 ＊
原子炉圧力（ＳＡ）

順

常設設備

・原子炉冷却材圧力バウンダリと接続された系統
で，高圧設計部分と低圧設計部分とを分離するための隔離弁の誤開等により，低圧設計部分が過圧されて破損することで，ＩＳＬＯＣＡが発生する。
・原子炉がスクラムしたことを確認する。

原 子 炉 隔 離 時 冷 却 系 の 自 動 起 ・原子炉水位が，原子炉水位異常低下（レベル２） 原子炉隔離時冷設定点に到達したことを確認する。
動の確認
却系 ＊
・原子炉隔離時冷却系が自動起動したことを確認 サ プ レ ッ シ ョする。
ン・プール ＊
・主蒸気隔離弁が閉止し，逃がし安全弁（安全弁 所内常設直流電機能）により原子炉圧力が制御されていること 源設備を確認する。
主蒸気隔離弁 ＊・再循環ポンプがトリップしたことを確認する。 ＡＴＷＳ緩和設
備（代替原子炉
再循環ポンプト
リップ機能）
逃がし安全弁
（安全弁機能）＊ＩＳＬＯＣＡ発生の確認
・隔離弁の開操作に伴いポンプ吐出圧力が変動し −たこと，主蒸気隔離弁が閉止し原子炉隔離時冷却系が自動起動したにも関わらず原子炉水位の低下が継続していること等によりＩＳＬＯ
ＣＡが発生したことを確認する。
＊

原子炉水位（広帯域） ＊原子炉水位（燃料域） ＊原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）
原子炉隔離時冷却系系統流量 ＊残留熱除去系ポンプ吐出圧力 ＊
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 2.7−1 表
操作及び確認

格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）における重大事故対策について（2／4）
手順

重大事故等対処設備
可搬型設備
計装設備
−
原子炉水位（広帯域） ＊原子炉水位（ＳＡ広帯域）
残 留熱除 去系ポンプ吐 出圧 力

常設設備
・中央制御室からの遠隔操作により残留熱除 −去系の注入弁の閉止操作を実施するが，これに失敗する。
＊
・残留熱除去系ポンプのコントロールスイッ
チを停止位置に固定するとともに，レグシ
ールポンプを停止する。
低 圧 炉 心 ス プ レ イ 系 の 起 動 操 ・中央制御室における残留熱除去系の注入弁 低 圧 炉 心 ス プ レ イ −低圧 炉心 スプレイ系 ポンプ吐
出圧力 ＊作の閉止操作の失敗後，中央制御室からの遠 系 ＊隔操作により低圧炉心スプレイ系を起動す サプレッション・
プール ＊る。
・外部電源が喪失している場合には，非常用 非常用ディーゼル
ディーゼル発電機が自動起動し，非常用母 発電機 ＊軽油貯蔵タンク ＊線に電源を供給する。
原子炉圧力 ＊
逃がし安全弁（自動減圧機能） ・低圧炉心スプレイ系の起動操作の完了後， 逃 が し 安 全 弁 （ 自 −＊の手動による原子炉減圧操作
中央制御室からの遠隔操作により逃がし安 動減圧機能）
原子炉圧力（ＳＡ）
全弁（自動減圧機能）7 弁の手動開放により， 非 常 用 窒 素 供 給 系
原子炉減圧を実施する。
高圧窒素ボンベ ＊所内常設直流電源
設備
常 設 低 圧 代 替 注 水 系 ポ ン プ を ・ＩＳＬＯＣＡ発生の確認後，中央制御室か 常 設 低 圧 代 替 注 水 −常設 低圧 代替注水系 ポンプ吐
用いた低圧代替注水系（常設）
らの遠隔操作により常設低圧代替注水系ポ 系ポンプ
出圧力
の起動操作
ンプを用いた低圧代替注水系（常設）を起 代替淡水貯槽
緊急用Ｍ／Ｃ電圧
常設代替高圧電源
動する。
・外部電源が喪失している場合は，中央制御 装置
室からの遠隔操作により常設代替高圧電源 軽油貯蔵タンク ＊装置を起動し，緊急用母線を受電する。
＊ 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
中央制御室における残留熱除
去系の注入弁の閉止操作

2.7-27

第 2.7−1 表
操作及び確認
原子炉水位の調整操作（低圧代
替注水系（常設））

2.7-28中央制御室における残留熱除
去系の弁の閉止操作

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプ
レッション・プール冷却操作

格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）における重大事故対策について（3／4）
手順

・原子炉減圧操作に伴い，原子炉水位が一時的に低下し，その後原子炉水位が原子炉水位低（レベル３）設定点以上に回復した以降は，破断口からの漏えい抑制のため，原子炉水位を，原子炉水位異常低下（レベル２）設定点以上で可能な限り低めに維持する。
・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）による原子炉注水により原子炉水位の維持が可能なことを確認した
後，低圧炉心スプレイ系による原子炉注水を停止する。
・原子炉圧力が 3MPa［gage］到達後，中央制
御室からの遠隔操作により残留熱除去系の電動弁の閉止操作を実施する。

−

原子炉圧力 ＊
原子炉圧力（ＳＡ）
原子炉水位（広帯域） ＊原子炉水位（燃料域） ＊原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）
残留熱除去系ポンプ吐出圧力 ＊サプレッション・プール水温度

残留熱除去系（サ −＊プレッション・プール冷却系） ＊残留熱除去系系統流量 ＊サプレッション・
プール ＊非常用ディーゼル
発電機 ＊
軽油貯蔵タンク ＊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

・サプレッション・プール水温度が 32℃に到達したことを確認する。
・中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系によるサプレッション・プール冷却を
実施する。

＊

常設設備
低圧炉心スプレイ系＊
サプレッション・
プール ＊常設低圧代替注水系ポンプ
代替淡水貯槽
非常用ディーゼル
発電機 ＊常設代替高圧電源装置
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
−
原子炉水位（広帯域） ＊原子炉水位（燃料域） ＊原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）
低圧代替注水系原子炉注水流量
代替淡水貯槽水位
低圧炉心スプレイ系ポンプ吐出圧力 ＊第 2.7−1 表
操作及び確認現場における残留熱除去系の注入弁の閉止操作

格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）における重大事故対策について（4／4）
手順・現場操作により残留熱除去系の注入弁を閉止し，残留熱除去系を隔離する。

常設設備
残留熱除去系注入弁＊

重大事故等対処設備
可搬型設備
計装設備
−
原子炉水位（広帯域） ＊原子炉水位（燃料域） ＊原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）
残 留熱除 去系ポンプ吐 出圧 力＊

原子炉水位の調整操作（低圧炉心スプレイ系）

2.7-29

使用済燃料プールの冷却操作

・残留熱除去系の隔離成功後は，低圧炉心ス
プレイ系により原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間で維持する。
・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。
・代替燃料プール冷却系等を用いて使用済燃料プールへの注水及び冷却を実施する。
＊

低圧炉心スプレイ系＊
サプレッション・
プール ＊非常用ディーゼル
発電機 ＊
軽油貯蔵タンク ＊−−原子炉水位（広帯域） ＊原子炉水位（燃料域） ＊原子炉水位（ＳＡ広帯域）
原子炉水位（ＳＡ燃料域）
低圧炉心スプレイ系流量 ＊−−：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

第 2.7−2 表
項

主要解析条件（格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ））（1／6）

目

解析コード

主要解析条件

条件設定の考え方

初期条件

2.7-30ＳＡＦＥＲ

本重要事故シーケンスの重要現象を評価できる解析コード

原子炉熱出力3,293MW

定格熱出力を設定

原子炉圧力（圧力容器ドーム部）

6.93MPa[gage]

定格圧力を設定

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）

通常運転水位を設定

炉心流量48,300t／h

定格流量を設定

炉心入口温度

約 278℃

熱平衡計算による値

炉心入口サブクール度

約 9℃

熱平衡計算による値

燃料

９×９燃料（Ａ型）

燃料棒最大線出力密度44.0kW／m

原子炉停止後の崩壊熱

ANSI／ANS-5.1-1979（燃焼度 33GWd／t）

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，その他の核的特性等の違いは燃料棒最大線出力密度の保守性に包含されることから，代表的に９×９燃料（Ａ型）を設定
初期の燃料棒線出力密度が大きい方が燃料被覆管温度の観点で厳しい設定となるため，保安規定の運転上の制限における上限値を設定
崩壊熱が大きい方が原子炉水位低下の観点で厳しい設定となるため，崩壊熱が大きくなる燃焼度の高い条件として，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

第 2.7−2 表
項

目

起因事象

事故条件

2.7-31

安全機能の喪失に対する
仮定

外部電源

主要解析条件（格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ））（2／6）
主要解析条件

条件設定の考え方

残留熱除去系Ｂ系
熱交換器フランジ部に約 21cm２ の破断面積を想定

残留熱除去系の構造健全性評価の結果，ＩＳＬＯＣＡにより系統が加圧された場合でも低圧設計部に破損が発生しないことを確認したため，加圧範囲のうち最も大きなシール構造である熱交換器フランジ部に対して，保守的に弁開放直後の圧力ピーク値（8.2MPa［gage］）及び原子炉冷却材温度（288℃）
が同時に継続的に負荷され，かつガスケットに期待しないことを想定した場
合の破断面積を設定（添付資料 2.7.2）

ＩＳＬＯＣＡの発生を想定する
残留熱除去系Ｂ系の機能喪失

ＩＳＬＯＣＡが発生した系統の機能喪失を設定

原子炉建屋西側に設置されている高圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系Ｃ系の機能喪失

外部電源あり残留熱除去系Ｂ系が設置されている原子炉建屋西側は原子炉冷却材の原子炉建屋への漏えいにより高温多湿となるため，保守的に同じ原子炉建屋西側に設置されている高圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系Ｃ系は事象発生と同時に機能喪失するものとして設定
外部電源がある場合，原子炉スクラムは，原子炉水位低（レベル３）信号にて発生し，再循環ポンプトリップは，原子炉水位異常低下（レベル２）信号にて発生する。このため，原子炉水位の低下の観点で厳しくなる外部電源ありを設定

第 2.7−2 表
項

主要解析条件（格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ））（3／6）

2.7-32

重大事故等対策に関連する機器条件

目

主要解析条件

原子炉スクラム

原子炉水位低（レベル３）信号（遅れ時間：1.05 秒）

設計値を設定主蒸気隔離弁

原子炉水位異常低下（レベル２）信号で閉止設計値を設定ＡＴＷＳ緩和設備（代替原
子炉再循環ポンプトリップ
機能）

原子炉水位異常低下（レベル２）信号で全台トリップ

設計値を設定逃がし安全弁（原子炉圧力制御時）
安全弁機能
7.79MPa［gage］×2 個，385.2t／h／個
8.10MPa［gage］×4 個，400.5t／h／個
8.17MPa［gage］×4 個，403.9t／h／個
8.24MPa［gage］×4 個，407.2t／h／個
8.31MPa［gage］×4 個，410.6t／h／個（原子炉手動減圧操作時）
逃がし安全弁（自動減圧機能）7 弁を開放すること
による原子炉減圧＜原子炉圧力と逃がし安全弁蒸気流量の関係＞

条件設定の考え方

設計値を設定なお，安全弁機能は逃がし弁機能に比べて原子炉圧力が高めに維持され，原子炉減圧操作時に原子炉圧力が所定の圧力に到達するまでの時間が遅くなるため，事象発生初期において高圧注水機能が喪失し低圧注水機能を用いて原子炉注水を実施する事故シーケンスにおいては，評価項目に対して厳しい条件となる

逃がし安全弁の設計値に基づく原子炉圧力と蒸気流量の関係から設定

第 2.7−2 表
項目

主要解析条件（格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ））（4／6）
主要解析条件

条件設定の考え方
設計値を設定原子炉隔離時冷却系は，タービン回転数制御により原子炉圧力によらず一定の流量にて注水する設計となっている

・注水流量：136.7m３ ／h
・注水圧力：1.04MPa[gage]〜7.86MPa[gage]

8.0
原子炉
圧 力 （ MPa[gage]）
原子炉圧力（MPa[dif]）

原子炉隔離時冷却系

10.0

6.0

4.0

2.0

0.0
0

100

200

300

400

500

流流量（m
量 （ m ３3/h）/h）

低圧炉心スプレイ系

原子炉減圧後は，原子炉水位が原子炉水位低（レベル３）設定点まで回復した 1 分後に注水停止
残留熱除去系の隔離成功後に原子炉注水を再開し，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の範囲に維持
最小流量特性・注水流量：0m３ ／h〜1,561m３ ／h
・注水圧力：0MPa[dif]〜1.99MPa[dif]設計値を設定機器設計上の最低要求値である最小流量特性を設定
4.0

3.0
原子炉圧力（MPa[dif]）

2.7-33

重
大
事
故
等
対
策
に
関
連
す
る
機
器
条
件

原子炉水位異常低下（レベル２）信号にて自動起動
原子炉水位が原子炉水位高（レベル８）設定点まで回復した以降は原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の範囲に維持
原子炉減圧操作と同時に注水停止

2.0

1.0

0.0
0

200

400

600

800

1000

1200

流量（m3 /h）

1400

1600

1800

2000

第 2.7−2 表
目

重大事故等対策に関連する機器条件

低圧代替注水系（常設）

主要解析条件
原子炉減圧後は，原子炉水位が原子炉水位低（レベル３）設定点まで回復した以降に，原子炉水位を原
子炉水位低（レベル３）設定点以上に維持現場における残留熱除去 系の注入弁の閉止操作完了の 1 分後に注水停止（原子炉注水単独時）
最小流量特性（2 台）
・注水流量：0m３ ／h〜378m３ ／h
・注水圧力：0MPa[dif]〜2.38MPa[dif]条件設定の考え方
機器設計上の最低要求値である最小流量特性を設定＜常設低圧代替注水系ポンプ 2 台による注水特性＞
4.0

3.0
原 子炉圧 力（MPa[dif]）項

主要解析条件（格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ））（5／6）

2.0

1.0

0.0
0

100

200

300

2.7-34

流 量（m3 /h）

400

500

第 2.7−2 表
項目

主要解析条件（格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ））（6／6）
主要解析条件

重大事故等対策に関連する操作条件

逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作（低圧炉心スプレイ系による原子炉注水操作）

事象発生から 15 分後

現場における残留熱除去系の注入弁の閉止操作

事象発生から 5 時間後

条件設定の考え方

2.7-35

運転手順に基づき，ＩＳＬＯＣＡの発生を確認し，中央制御室における残留熱除去系の注入弁の閉止操作に失敗した場
合に，原子炉圧力容器からの漏えいを抑制するために実施することから，状況判断，中央制御室における残留熱除去系の注入弁の閉止操作，低圧炉心スプレイ系の起動操作及び逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作に要する時間を考慮して設定
原子炉建屋内の環境条件を考慮し，余裕時間を確認する観点
で事象発生の約 3 時間後から操作を開始し，現場移動，操作に要する時間を考慮して 5 時間後に閉止操作が完了するものとして設定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

凡例：安 全機 能 の喪 失を 仮定 す る設 備
：漏 えい 想 定箇 所

逃が し安 全 弁
（安 全弁 機 能）Ｇ
常設 代替 高圧電源装置

ター ビン へ
原子炉建屋
東側接続口

軽油 貯蔵タンクドラ イウ ェ ル

2.7-36

代替
循環
冷却 系
ポン プ
(Ａ)

↑

←

→

残留 熱除 去 系
ポン プ(Ａ)

残留 熱除 去 系
ポン プ(Ｂ)※1
緊急用海水ポンプ（Ａ），（Ｂ）→

残留 熱除 去 系
海水 ポン プ(Ｂ)，(Ｄ)

※3
代替
循環
冷却 系
ポン プ
(Ｂ)

原子 炉建 屋 高所 東側
西側 接続 口 接続 口
高所 西側
接続 口

→

→

格納 容器 圧 力逃 がし 装置

サプ レッ シ ョン・プ ール

残留 熱除 去 系
海水 ポン プ(Ａ)，(Ｃ)※2※3

サプ レッ シ ョン ・
チェ ンバ

↑

→

耐圧 強化
ベン ト系

原子炉圧力容器

Ｇ

→

※1

→

※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 (Ｃ)←海

復水 貯蔵 タ ンク←
常設 高圧 代 替注 水系 ポン プ↑

常設 低圧 代 替注 水系
ポン プ(Ａ)，(Ｂ )

※１

→

漏えい想定
箇所

高圧 炉心
スプ レイ 系 ポン プ

原子 炉隔 離 時冷 却系 ポン プ

第 2.7−1 図↑海へ ※2

代替 淡水 貯 槽
※１ ：残 留 熱除 去系 Ｂ系 の 熱交 換器 か ら の漏 えい を 想定 する こと か ら，
保守 的に 同 じ原 子炉 建屋 西 側区 画に 設 置 され てい る 残留 熱除 去系
Ｃ系 及び 高 圧炉 心ス プレ イ 系の 機能 喪 失 を想 定す る 。

格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）時の重大事故等対策の概略系統図（1／3）（原子炉隔離時冷却系による原子炉注水段階）

凡

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

例：安 全機 能 の喪 失を 仮定 す る設 備
：漏 えい 想 定箇 所

逃が し安 全 弁
（自 動減 圧 機能 ）Ｇ
常設 代替 高圧電源装置

ター ビン へ
原子炉建屋
東側接続口

軽油 貯蔵タンクドラ イウ ェ ル

2.7-37

代替
循環
冷却 系
ポン プ
(Ａ)

↑

←

→

残留 熱除 去 系
ポン プ(Ａ)

残留 熱除 去 系
ポン プ(Ｂ)※1
緊急用海水ポンプ（Ａ），（Ｂ）→

残留 熱除 去 系
海水 ポン プ(Ｂ)，(Ｄ)

※3
代替
循環
冷却 系
ポン プ
(Ｂ)

原子 炉建 屋 高所 東側
西側 接続 口 接続 口
高所 西側
接続 口

→

→

格納 容器 圧 力逃 がし 装置

サプ レッ シ ョン・プ ール

残留 熱除 去 系
海水 ポン プ(Ａ)，(Ｃ)※2※3

サプ レッ シ ョン ・
チェ ンバ

↑

→

耐圧 強化
ベン ト系

原子炉圧力容器

Ｇ

→

※1

→

※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 (Ｃ)←海

復水 貯蔵 タ ンク←
常設 高圧 代 替注 水系 ポン プ↑

常設 低圧 代 替注 水系
ポン プ(Ａ)，(Ｂ )

※１

→

漏えい想定
箇所

高圧 炉心
スプ レイ 系 ポン プ

原子 炉隔 離 時冷 却系 ポン プ

第 2.7−1 図↑海へ ※2

代替 淡水 貯 槽
※１ ：残 留 熱除 去系 Ｂ系 の 熱交 換器 か ら の漏 えい を 想定 する こと か ら，
保守 的に 同 じ原 子炉 建屋 西 側区 画に 設 置 され てい る 残留 熱除 去系
Ｃ系 及び 高 圧炉 心ス プレ イ 系の 機能 喪 失 を想 定す る 。

格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）時の重大事故等対策の概略系統図（2／3）（漏えい抑制のための原子炉減圧後の低圧炉心スプレイ系及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水段階）

凡

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

例：安 全機 能 の喪 失を 仮定 す る設 備
：漏 えい 想 定箇 所

逃が し安 全 弁
（自 動減 圧 機能 ）Ｇ
常設 代替 高圧電源装置

ター ビン へ
原子炉建屋
東側接続口

軽油 貯蔵タンクドラ イウ ェ ル

2.7-38

代替
循環
冷却 系
ポン プ
(Ａ)

↑

→
→
残留 熱除 去 系
海水 ポン プ(Ｂ)，(Ｄ)

※3

↑

代替
循環
冷却 系
ポン プ
(Ｂ)

原子 炉建 屋 高所 東側
西側 接続 口 接続 口
高所 西側
接続 口

緊急用海水
ポンプ（Ａ），（Ｂ）※2

格納 容器 圧 力逃 がし 装置

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→※3

サプ レッ シ ョン ・チェ ンバ

残留 熱除 去 系
海水 ポン プ(Ａ)，(Ｃ)

→

耐圧 強化
ベン ト系

原子炉圧力容器

Ｇ

→

※1

→

※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 (Ｃ)←海

復水 貯蔵 タ ンク←
常設 高圧 代 替注 水系 ポン プ↑

常設 低圧 代 替注 水系
ポン プ(Ａ)，(Ｂ )

※１

→

漏えい想定
箇所

高圧 炉心
スプ レイ 系 ポン プ

原子 炉隔 離 時冷 却系 ポン プ

第 2.7−1 図↑海へ ※2

代替 淡水 貯 槽
※１ ：残 留 熱除 去系 Ｂ系 の 熱交 換器 か ら の漏 えい を 想定 する こと か ら，
保守 的に 同 じ原 子炉 建屋 西 側区 画に 設 置 され てい る 残留 熱除 去系
Ｃ系 及び 高 圧炉 心ス プレ イ 系の 機能 喪 失 を想 定す る 。

格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）時の重大事故等対策の概略系統図（3／3）（隔離成功後の低圧炉心スプレイ系による原子炉注水及び残留熱除去系による格納容器除熱段階）

本評価においては，残留熱除去系Ｂ系のＩＳＬＯＣＡ事象を想定しているが，残留熱除去系Ａ系等においてＩＳＬＯＣＡ事象が発生した場合でも，同様の対応を取ることにより事象を収束することができる。
なお，残留熱除去系Ａ系におけるＩＳＬＯＣＡを想定し，保守的に原子炉建屋東側に設置されている機器の機能喪失を仮定する場合，原子炉隔離時冷却系及び低圧炉心スプレイ系に代わり，高圧炉心スプレイ系を使用する。

定期試験開始「残留熱除去系Ｂ系
電動弁作動試験」
残留熱除去系Ｂ系注入弁全開試験
時「RHR PUMP B DISCH PRESS ABNORMAL
HI/LO」警報発報

凡

例：操作・確認（運転員）：プラント状態（解析）：判

断：解析上考慮しない操作：重大事故等対応要員（現場）(解析上の時刻)（0秒）：運転員と重大事故等対応要員
ISLOCA 発生（給水流量の全喪失※１）（現場）の共同作業

原子炉水位低（レベル３）
設定点到達

原子炉スクラムの確認※２（約20秒）

可搬型代替注水中型
ポンプによる
水源補給操作原子炉水位異常低下（レベル２）
設定点到達

主蒸気隔離弁閉止及び逃がし安全弁による原子炉圧力制御の確認※４

原子炉隔離時冷却系の自動起動の確認※３，４

タンクローリによる燃料給油操作使用済燃料プールの冷却操作

再循環ポンプトリップの確認※４

ISLOCA 発生の確認※５

中央制御室における残留熱除去系の注入弁の閉止操作

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）の起動操作※７

成功

隔離成功の確認※６失敗
原子炉隔離時冷却系により原子炉水位を維持し，残留熱除去系によるサプレッション・プール冷却を実施する。その後，原子炉を減圧し，残留熱除去系を原子炉停止時冷却モード運転とし，冷温停止状態とする。

低圧炉心スプレイ系の起動操作※８※１ 評価上は給水流量の全喪失を想定している。
※２ 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。
※３ 原子炉水位異常低下（レベル２）信号にて高圧炉心スプレイ系も自動起動するが，評価上は漏えいが発生する西側区画に設置されている高圧炉心スプレイ系の機能喪失を想定している。
※４

（15分）

低圧炉心スプレイ系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を用いた低圧代替注水系（可搬型）の原子炉注水・高圧代替注水系による原子炉注水逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子炉減圧操作※９Ⅰ
原子炉水位の調整操作（低圧代替注水系（常設））※１１（約17分）

原子炉圧力 3MPa[gage]到達

中央制御室にて，機器ランプ表示，自動起動警報，ポンプ吐出圧力，系統流量，原子炉水位（広帯域），原子炉圧力等にて確認する。

※５ 複数のパラメータによりＩＳＬＯＣＡの発生を確認する（補足１）。
※６ 原子炉水位挙動の変化，残留熱除去系の吐出圧の変化，原子炉建屋床ドレンサンプポンプ運転頻度の低下等により総合的に隔離成功を確認する。
※７ ＩＳＬＯＣＡ発生時は，外部水源の原子炉注水系統を確保するため，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）を起動する。外部電源がない場合には，常設代替高圧電源装置による緊急用母線受電操作を実施する。
※８ 原子炉注水を原子炉隔離時冷却系のみで実施中の場合は，漏えい抑制のための原子炉減圧操作の実施前に低圧炉心ス
プレイ系等を起動し低圧で注水可能な系統を確保する。
※９ ＩＳＬＯＣＡ発生時に中央制御室からの注入弁閉止による隔離に失敗した場合は，低圧で注水可能な系統を確保した
後に漏えい抑制のため原子炉を減圧する。

中央制御室における残留熱除去系の弁の閉止操作※１０※１０ 残留熱除去系の弁の閉止操作は，原子炉減圧操作に伴い原子炉圧力が残留熱除去系の低圧設計部の最高使用圧力を下回る圧力である3MPa[gage]以下まで低下した後に実施する。
※１１ ＩＳＬＯＣＡ発生時は，隔離操作が完了するまでの間，漏えい抑制のために原子炉水位を低めに維持するのが望ましいこと及び原子炉水位異常低（レベル２）にて高圧炉心スプレイ系の自動起動信号，主蒸気隔離弁の自動閉止信号等が発信することを踏まえ，運転手順に従い原子炉水位異常低下（レベル２）以上で可能な限り原子炉水位を低く維持する。（補足２）（21分） 残留熱除去系（サプレッション・プ
ール冷却系）によるサプレッション・プール冷却操作※１２※１２ 格納容器バイパス事象であるが，漏えい抑制のための原子炉減圧等に伴いサプレッション・プール水温度が 32℃を超える場合は，残留熱除去系によるサプレッション・プール冷却を実施する。
(5時間)

現場における残留熱除去系の注入弁の閉止操作※１３ 残留熱除去系の注入弁の閉止完了後は，原子炉注水を低圧炉心スプレイ系に切り替え，原子炉水位を原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間に維持する。

原子炉水位の調整操作（低圧炉心スプレイ系）※１３

低圧炉心スプレイ系により原子炉水位を維持し，残留熱除去系によるサプレッション・プール冷却を継続する。その後，残留熱除去系を原子炉停止
時冷却モード運転とし，冷温停止状態とする。

【有効性評価の対象としていないが他に取り得る手段】
Ⅰ
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，補給水系及び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）による原子炉注水も実施可能である。
また，高圧代替注水系による原子炉注水も可能である。

補足１
ＩＳＬＯＣＡの発生は，隔離弁等の開操作実施時に以下のパラメータにより確認する。
・弁操作を実施した系統の圧力変動（残留熱除去系ポンプ吐出圧力）・主蒸気隔離弁が閉止し，原子炉隔離時冷却系による原子炉注水が開始されたにも関わらず原子炉水位の低下が継続（原子炉水位（広帯域，ＳＡ広帯域，燃料域，ＳＡ燃料域），原子炉隔離時冷却系系統流量）監視可能であれば，以下のパラメータによる情報も勘案し総合的にＩＳＬＯＣＡ発生を確認する。
・系統異常過圧警報（RHR PUMP DISCH PRESS ABNORMAL HI/LOW 等）発報
・区画浸水警報（RHR Hx AREA FLOODING 等）発報
・区画温度上昇警報（RHR EQUIPMENT AREA AMBIENT TEMP HI 等）発報
・火災警報発報
・原子炉建屋内空間線量率上昇警報（R/B AREA RADIATION HIGH）発報
・原子炉建屋内ダストモニタ上昇警報（DUST MONITOR SYS ABNORMAL）発報
・主蒸気流量と給水流量とのミスマッチ発生・原子炉建屋内異常漏えい警報（R/B FD SUMP LEAKAGE HIGH，R/B FD SUMP LEVEL HI-HI 等）発報
・原子炉建屋機器ドレンサンプ温度高（R/B ED SUMP TEMP HIGH）発報
・ドライウェル圧力及び雰囲気温度が有意に上昇していない

第 2.7−2 図

補足２
ＩＳＬＯＣＡの発生時は，原子炉水位異常低下（レベル２）以上を維持しつつ，漏えい抑制のため可能な限り原子炉水位を低めに維持する。
・原子炉水位低（レベル３）・・・・・・・・300mm
・原子炉水位異常低下（レベル２）・・・・・−950mm
・高圧炉心スプレイ系注水ノズル ・・・・・−1,227mm
・低圧炉心スプレイ系注水ノズル ・・・・・−1,227mm
・原子炉水位異常低下（レベル１）・・・・・−3,800mm
・残留熱除去系注水ノズル・・・ ・・・・・−3,938mm
・燃料有効長頂部 ・・・・・・・・・・・・−4,248mm（基準水位（蒸気乾燥器下端レベル）を 0 ㎜とした相対水位を示す）

格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）の対応手順の概要

2.7-39

格 納容 器バ イ パス （ ＩＳ ＬＯ Ｃ Ａ）

経過 時 間
0

10

20

30

40

50

60
分

2

3

4

5

24

25
時間

備 考

事象 発生

実施箇所・必要要員数

原子 炉ス ク ラム
【 】は他作業後移動してきた要員

責任者

当直発電長

1人

約20秒

原 子炉 水位 異常 低 下（ レベ ル ２ ）設 定点 到 達

中央監視
運転操作指揮プラ ント 状 況判 断

操作項目

操作の内容
補佐

当直副発電長

指揮者等

災害対策要員
（指揮者等）

1人

運転操作指揮補佐

4人

初動での指揮発電所内外連絡約15分

原 子炉 減圧 開始

約17分

当直運転員
(中央制御室)

当直運転員
(現場)

約 5時 間原 子炉 圧力 3MPa[gage]到達

残留除去系からの漏 えい 停 止

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●給水流量全喪失の確認

2人
A，B

状況確認

−

−

●ＩＳＬＯＣＡ発生の確認

外部電源喪失の確認及び非常用ディーゼル発電機等の自動起 動の確認 は，外部電源がない場合に実施
する

10 分

●再循環ポンプトリップの確認●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の確認●原子炉隔離時冷却系の自動起動の確認
中央制御室における残留熱除去系の注入弁の
閉止操作

【1人 】
A

−

−

●残留熱除去系の注入弁の閉止操作（失敗）●残留熱除去系のレグシールポンプの停止操作

2分

常設代替高圧電源装置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

低圧炉心スプレイ系の
起動操作

【1人 】
A

−

−

●低圧炉心スプレイ系の起動操作

逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動による原子
炉減圧操作

【1人 】
B

−

−

●逃がし安全弁（自動減圧機能）7弁の手動開放操作

1分

3分

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）の起動操
作

【1人 】
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系統構成操作及び起動操作

残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）
によるサプレッション・プール冷却操作

【1人】
B

−

−

●残留熱除去系（サプレッション・プール冷却系）によるサプレ
ッション・プール水の除熱操作

原子炉水位の調整操作(低圧代替注水系（常
設）)

【1人 】
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調整操作

中央制御室における残留熱除去系の弁の閉止
操作

【1人】
A

−

−

●残留熱除去系熱交換器出入口等の閉止操作，失敗原因調査

現場における残留熱除
去系の注入弁の閉止操
作

−

3人
C,D,E

1人
a

●保護具装備/装備補助●残留熱除去系の注入弁閉止操作のための現場移動●残留熱除去系Ｂ系の注入弁の閉止操作

原子炉水位の調整操作(低圧炉心スプレイ系)

【1人 】
B

−

−

●低圧炉心スプレイ系による原子炉水位調整操作

6分

漏え い抑 制 のた め原 子炉 水 位を 原子 炉 水 位異 常低 下 （レ ベル ２） 以 上で 可能 な 限 り低 めに 維 持

適宜 実施適宜 実施

必要要員合計

【1人】
A

2人
A,B

−

3人
C,D,E

移 動 :67分 （ 移 動 経 路 :中央制御室から原子炉建屋
原子炉棟地 上3階（放射線防護具着用 含む））
現場隔離操 作:48分（操作対 象 1弁 : 原 子 炉 建 屋 地 上
3階）

115分

原子炉水位低（レベル３）設定
点か ら原 子 炉水 位高（ レベ ル８）
設定 点に 維 持

●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冷却操作

解析上考慮 しない

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−
●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

20 分●代替燃料プール冷却系の起動操作

15 分

1人
a

第 2.7−3 図

格納容器バイパス（ＩＳＬＯＣＡ）の作業と所要時間

2.7-40

解析上考慮 しない
約 25 時 間 後 ま で に 実 施 する10
逃がし安全弁（安全弁機能）の開閉による圧力制御（最大値：約 7.79MPa[gage]）
逃がし安全弁（自動減圧機能）7 弁による手動減圧（15 分）

8

原子炉圧 力

原子炉圧力(MPa[abs])（MPa[abs]）

主蒸気隔離弁
閉止による
圧力上昇

6

4

臨界流モデルの切り替わりによる
圧力低下

2

0
0

1

2

3

4

5

6

事故後の時間（ｈ）(h)
SA3NT2LPI99AG3AN000

第2.7−4図

原子炉圧力の推移

20

低圧炉心スプレイ系の起動／停止による水位制御

原子炉減圧操作に伴いボイドが発生し，二相水位が上昇（15 分）

原子炉水位（シ ュラウド内外水位）

原子炉水位（シュラウド内外水位）

シュラウド外常設低圧代替注水系ポンプを用いた
低圧代替注水系（常設）による水位維持

15

レベル 8
レベル 3
レベル 2
シュラウド内（炉心上部プレナム）

10臨界流モデルの切り替わりに伴い減圧することで二相水位が上昇
レベル 1
燃料有効長頂部

シュラウド内（高出力燃料集合体）

燃料有効長底部

5

シュラウド内（炉心下部プレナム）（ｍ） (m)

0
0

1

2

3

4

5

(h)
事故後の時間（ｈ）
SA3NT2LPI99AG3AN000

第2.7−5図※

原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移 ※シュラウド内外水位はボイドを含む場合は，二相水位を示している。

2.7-416

2000
低圧炉心スプレイ系による注水（原子炉水位低（レベル３）設定点から原子炉水位高（レベル８）設定点の間に維持するよう注水）

1500

注水流量

注水 流量

低圧炉心スプレイ系による注水（原子炉水位高（レベル８）設定点到達時に注水停止）

1000

原子炉隔離時冷却系による注水

３(m ／h)（m3/h）
臨界流モデルの切り替わりに伴う過渡的な注水流
量の変化

500

常設低圧代替ポンプを用いた
低圧代替注水系（常設）による注水（原子炉水位低（レベル３）設定点以上に維持するよう注水）

0
0

1

2

3

4

5

6

(h)
事故後の時間（ｈ）
SA3NT2LPI99AG3AN000

第2.7−6図

注水流量の推移

5000

4000

蒸気流量

蒸 気流量

逃がし安全弁（安全弁機能）（原子炉圧力制御）

3000

逃がし安全弁(自動減圧機能)
7 弁による手動減圧（15 分）(t／h) 2000（t/h）

臨界流モデルの切り替わりに伴う蒸気流量の増加

1000

0
0

1

2

3

4

5

事故後の時間（ｈ）(h)
SA3NT2LPI99AG3AN000

第2.7−7図

逃がし安全弁からの蒸気流量の推移

2.7-426

500

原子炉圧 力容器内の保 有水量

原子炉圧力容器内の保有水量（ｔ）(t)

低圧炉心スプレイ破断による冷却材流出
系の起動／停止ににより水量減少
常設低圧代替注水系ポンプを用いた
低圧代替注水系（常設）による水量維持 よる水量の変化

400

300
臨界流モデルの切り替わりに伴う，破断流量の増加により保有水量が減少

200

100
注水開始による保有水量回復

0
0

1

2

3

4

5

6

事故後の時間（ｈ）(h)
SA3NT2LPI99AG3AN000

第2.7−8図

1200

燃料被覆管 温度(℃)

原子炉圧力容器内の保有水量の推移（最高温度：初期値（約 309℃）以下にとどまる）

1000

800

600

原子炉減圧による飽和温度の低下（15 分）

400

200

0
0

1

2

3

4

5

6

事故後の時間（ｈ）(h)
SA3NT2LPI99AG3AN000

第 2.7−9 図

燃料被覆管温度の推移

2.7-43

1.0E+6
核沸騰冷却（再冠水後）

核沸騰冷却（ボイド率に対応した値）

1.0E+5

熱伝達係数

熱 伝 達 係数

1.0E+4

1.0E+3低圧炉心スプレイ系の原子炉注水に伴い圧力が低下し，ボイド率が一時的に増加する
ことで，熱伝達係数が低下(W／(m２・K))（W/(m2･K)）
1.0E+2

1.0E+1

1.0E+0
0

1

2

3

4

5

6

事故後の時間（ｈ）(h)
SA3NT2LPI99AG3AN000

第2.7−10図

燃料被覆管最高温度発生位置における熱伝達係数の推移

1.2
低圧炉心スプレイ系
注水時の減圧によるボイド率増加原子炉減圧に伴うボイド率増加（15 分）

1

ボイド率

0.8
臨界流モデルの切り替わりに伴う，破断流量の増
加により減圧することでボイド率が増加

0.6
(−)
0.4

0.2

0
0

1

2

3

4

5

6

事故後の時間（ｈ）(h)
SA3NT2LPI99AG3AN000

第 2.7−11 図

燃料被覆管最高温度発生位置におけるボイド率の推移

2.7-44

1.2
低圧炉心スプレイ系
作動時の減圧によるボイド率増加1

原子炉減圧に伴うボイド率増加（15 分）

ボイド率

0.8
臨界流モデルの切り替わりに伴う，破断流量の増加により減圧することでボイド率が増加

0.6

(−)
0.4

0.2

0
0

1

2

3

4

5

6

事故後の時間（ｈ）(h)
SA3NT2LPI99AG3AN000

第2.7−12図

高出力燃料集合体のボイド率の推移

1.2

1

ボイド率

ボイド率

0.8

原子炉減圧に伴うボイド率増加（15 分）

0.6

（−）
(−)

低圧炉心スプレイ系
作動に伴う減圧によるボイド発生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
注水により未飽和となりボイド消滅

0.4

0.2

0
0

1

2

3

4

5

事故後の時間（ｈ）(h)
SA3NT2LPI99AG3AN000

第 2.7−13 図

炉心下部プレナム部のボイド率の推移

2.7-45

6

500
平衡均質流
モデル

差圧流モデル

400

破断流量
破断流量

逃がし安全弁（安全弁機能）の圧力制御による原子炉圧力変化に伴う変化

300

（t/h）
(t／h)

200

臨界流モデルが平衡均質流モデルから差圧流モデルに切り替わるタイミングでの不連続な変化（差圧流モデルは単純な理論式により破断流量を大きめに評価）

100

0
0

1

2

3

4

5

事故後の時間（ｈ）(h)

第 2.7−14 図

破断流量の推移

2.7-46

SA3NT2LPI99AG3AN000

610000
GEMP731
ORNL3626
ORNL3626(照射)燃 料被 覆管 の最 高温 度 及 び
円周方向応力の最大値

GEMP683
GEVNC(0.56℃/s)(8×8)(Vallecitosのデータ)
GEVNC(2.8 ℃/s)(8×8)(Vallecitosのデータ)
GEVNC(5.6 ℃/s)(8×8)(Vallecitosのデータ)
GEVNC(0.56℃/s)(7×7)(Vallecitosのデータ)

1000

周
方
向

円周方向の応力円

GEVNC(2.8 ℃/s)(7×7)(Vallecitosのデータ)
GEVNC(5.6 ℃/s)(7×7)(Vallecitosのデータ)
NUREG-0630,DATA F(ORNL)NUREG-0630,DATA H(KfK FABIOLA)NUREG-0630,DATA I(ORNL)NUREG-0630,DATA J(KfK)
KfK(0.8〜1.6K/s)(REBEKA Single Rod)JNES(内圧破裂試験)

100のNFI他(内圧破裂試験)

応

ベストフィット曲線

力
平均値−２σ曲線
2) ２
(N/mm
(N／mm
)

10

1
0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

1300

1400

1500

1600

燃 料 被 覆 管 温 度 (℃)

第2.7−15図

燃料被覆管破裂が発生した時点の燃料被覆管温度と燃料被覆管の円周方向の応力の関係

2.7-47

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

残留熱除去系Ｂ系にてインターフェイスシステムＬＯＣＡ（以下「ＩＳＬＯ
ＣＡ」という。）が発生した場合の対応操作について，以下に示す。
ＩＳＬＯＣＡの発生を確認した場合には，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系Ｂ系注入弁の閉止操作を実施することで低圧設計部への加圧を停止する。これに失敗した場合には，中央制御室からの遠隔操作により原子炉を減圧することで漏えい量を抑制するとともに，可能な限り系統の隔離状態を確保するため，中央制御室からの遠隔操作が可能な注入弁以外の電動弁の閉止操作を実施するとともに，現場操作により残留熱除去系Ｂ系注入弁を閉止する。
また，不要な系統加圧を防止する観点で，残留熱除去系ポンプ（Ｂ）のコン
トロールスイッチを停止位置に固定するとともに，残留熱除去系レグシールポ
ンプを停止する。

添付 2.7.1-1

可燃 性 ガス 濃度 制 御 系 へ
FF101B

注入弁以外の閉止操作の対象となる電動弁

FF104B
MO

MO

F016B

F017B

格納 容 器ス プレ イ ヘ ッダ
原子炉圧力 容器

残 留熱 除去 系 B 系
注入 弁

復 水移 送系 よ り

NO

F042B

F041B

低 圧設 計

MO

F063B

MO

高 圧設 計

F092B

NO

F053B

原子 炉 再循 環系 へ
F050B

F090B

F025B
F027B

低 圧設 計MO

F024B

高圧 設 計
F091
原子 炉 再循 環系 よ り
F009

MO

F008

MO

添付 2.7.1-2

サ プレ ッシ ョ ン・ チ ェン バ ス プ レイ へ

サプ レ ッシ ョン ・ チ ェ ンバ へMO

残 留熱 除去 系
熱交 換 器F048B

サ プレ ッシ ョ ン・ チ ェン バ よ り

残留 熱 除去 系レ グ シ ールポ ン プ

F003B

F047B

MO

F004B

F085C
MO

低 圧設 計

残留 熱 除去 系 C 系 より

F084B

MO

高 圧設 計残 留熱 除去 系 C 系 へ

F085B

MO

残留 熱 除去 系ポ ン プ (B)

F098B

F006B

MO

残留 熱 除去 系 A 系 へ
F031B
MO

F006A
MO

サプ レ ッシ ョン ・ チ ェ ンバ へ
F064B

第1図

残留 熱 除去系 C 系 へ
F006C

ＩＳＬＯＣＡ時に中央制御室からの遠隔操作により閉止する電動弁（残留熱除去系Ｂ系の場合）

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

1.

評価対象系統について
事故シーケンスグループ「格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬ

ＯＣＡ）」（以下「ＩＳＬＯＣＡ」という。）では，原子炉冷却材圧力バウンダリと接続し格納容器外に敷設された配管を有する系統において，高圧設計部分と低圧設計部分を分離する隔離弁の誤開放等により低圧設計部分が過圧され，格納容器外での原子炉冷却材の漏えいが発生することを想定する。原子炉冷却材
圧力バウンダリに接続し格納容器外に敷設された配管を第 1 図に示す。
ＩＳＬＯＣＡの評価対象となる系統は，第 1 表に示すとおり以下の条件を基に選定している。
①出力運転中に高圧設計部と低圧設計部とを分離する隔離弁が閉止されており，隔離弁の誤開放等により低圧設計部が過圧されることでＩＳＬＯＣＡ発生の可能性がある系統②出力運転中に高圧設計部と低圧設計部とを分離する隔離弁が 3 弁以下の系統
③出力運転中に高圧設計部と低圧設計部とを分離する隔離弁の開閉試験を実施する系統以上により，ＩＳＬＯＣＡの評価対象としては，以下が選定された。
・高圧炉心スプレイ系
・原子炉隔離時冷却系
・低圧炉心スプレイ系
・残留熱除去系（低圧注水系）（Ａ系，Ｂ系）
・残留熱除去系（低圧注水系）（Ｃ系）
添付 2.7.2-1

これらの評価対象に対して構造健全性評価を実施し，この結果に基づき有効性評価における破断面積を設定する。

添付 2.7.2-2

MO

格納 容器
AO

MO

原子炉隔離時冷却系原子炉圧力容器頂部スプレイ
配管
残留 熱除 去 系原 子 炉圧
力容 器頂 部 スプ レ イ配
管

NO

MO

NO

MO

NO

MO

NO

MO

NO

MO

NO

逃が し安 全 弁

高圧 炉心 ス プレイ系
注入 配管
低圧 炉心 ス プレイ系
注入 配管

AO

NO

AO

主蒸 気系 配 管

原子炉圧力容器

添付 2.7.2-3

残留 熱除 去 系Ａ系
注入 配管
残留 熱除 去 系Ｂ系
注入 配管
残留 熱除 去 系Ｃ系
注入 配管

MO

MO

原子炉隔離時冷却系
蒸気 供給 配 管

AO

給水 注入 配 管
ほう 酸水 注 入系
注入 配管

圧力 容器 計 装系
計装 配管

残留 熱除 去 系
停止 時冷 却 モー ド
吸込 配管

制御 棒 駆 動水 圧 系
制御 棒引 抜 側配 管

MO

制御 棒 駆 動水 圧 系
制御 棒挿 入 側配 管
MO

AO
MO

MO

原子 炉冷 却 材浄 化系
入口 配管

MO

原子 炉再 循 環ポ ン プ

原子 炉再 循 環ポ ン プ
MO

MO

MO

残留 熱除 去 系
停止 時冷 却 モー ド
注入 配管

MO

MO

MO

MO

MO

確率 論的 リ スク 評 価に おけ る
ＩＳ ＬＯ Ｃ Ａ評 価 対象

試料 採取 系 サン プリング配管

第1図

原子炉冷却材圧力バウンダリに接続し，格納容器外に敷設されている配管

第1表
系統名
給水系
高圧炉心スプ
レイ系
原子炉隔離時
冷却系
低圧炉心スプ
レイ系
残留熱除去系（Ａ,Ｂ,Ｃ）

残留熱除去系

残留熱除去系
制御棒駆動水圧系
ほう酸水注入系
原子炉冷却材
浄化系
主蒸気系
原子炉圧力容器計装系
試料採取系

ＩＳＬＯＣＡの評価対象の選定結果
選定結果

原子炉冷却材圧力バウンダリに接続されている配管

結論

①隔離弁
閉止

②隔離弁
3 弁以下

③開閉
試験

給水系注入配管

対象外

×

−

−

高圧炉心スプレイ注入配管

評価対象

○

○

○

原子 炉隔離時冷 却系原 子炉圧力 容器
頂部スプレイ配管

評価対象

○

○

○

原子炉隔離時冷却系蒸気供給配管

対象外

×

−

−

低圧炉心スプレイ系注入配管

評価対象

○

○

○

残留熱除去系原子炉注入配管

評価対象

○

○

○

残留 熱除去系停 止時冷 却モード 吸込
配管

対象外

○

○

×

残留 熱除去系停 止時冷 却モード 原子炉圧力容器戻り配管

対象外

○

○

×

対象外

○

×

−

残留 熱除去系原 子炉圧 力容器頂 部ス
プレイ配管
制御棒駆動水圧系制御棒挿入側配管

対象外

×

−

−

制御棒駆動水圧系制御棒引抜側配管

対象外

×

−

−

ほう酸水注入系注入配管

対象外

○

×

−

原子炉冷却材浄化系入口配管

対象外

×

−

−

主蒸気系配管

対象外

×

−

−

原子炉圧力容器計装系配管

対象外

×

−

−

試料採取系サンプリング配管

対象外

×

−

−

添付 2.7.2-4

2.

ＩＳＬＯＣＡ発生時に低圧設計部に負荷される圧力及び温度条件の設定
1.で選定されたＩＳＬＯＣＡの評価対象に対して隔離弁の誤開放等による加圧事象が発生した場合の構造健全性評価を実施した結果，いずれの評価対象においても構造健全性が維持される結果が得られた。いずれの評価対象においても低圧設計部の機器設計は同等であることを踏まえ，以下では加圧範囲に大きなシール構造である熱交換器が設置されている残留熱除去系（Ａ系）
に対する構造健全性評価の内容について示す。
残留熱除去系は，通常運転中に原子炉圧力が負荷される高圧設計部と低圧設計部とを内側隔離弁（逆止弁（テスタブルチェッキ弁））及び外側隔離弁（電動弁）の 2 弁により隔離している。外側隔離弁には，弁の前後差圧が低い場
合のみ開動作を許可するインターロックが設けられており，開許可信号が発信した場合は警報が発報する。また，これらの弁の開閉状態は中央制御室にて監視が可能である。本重要事故シーケンスでは，内側隔離弁の内部リーク
及び外側隔離弁前後差圧低の開許可信号が誤発信している状態を想定し，この状態で外側隔離弁が誤開放することを想定する。また，評価上は，保守的に逆止弁の全開状態を想定する。
（別紙 1）
隔離弁によって原子炉定格圧力が負荷されている高圧設計部と低圧設計部
が物理的に分離されている状態から隔離弁を開放すると，高圧設計部から低圧設計部に水が移動し，配管内の圧力は最終的に原子炉定格圧力にほぼ等しい圧力で静定する。
一般に，大きな圧力差のある系統間が隔離弁の誤開放等により突然連通し
た場合，低圧側の系統に大きな水撃力が発生することが知られている。特に低圧側の系統に気相部が存在する場合，圧力波の共振が発生し，大きな水撃力が発生する場合があるが，残留熱除去系は満水状態で運転待機状態にある
添付 2.7.2-5

ため，その懸念はない。また，残留熱除去系以外の非常用炉心冷却系及び原子炉隔離時冷却系も満水状態で運転待機状態にある。
一方，満水状態であったとしても，隔離弁が急激に開動作する場合は大きな水撃力が発生するが，緩やかな開動作であれば管内で生じる水撃力も緩やかとなり，また，後述するとおり圧力波の共振による大きな水撃力も発生せず，圧力がバランスするまで低圧側の系統が加圧される。
電動弁は，駆動機構にねじ構造やギアボックス等があるため機械的要因では急激な開動作（以下「急開」という。）とはなり難い。また，電動での開放時間は約 10.6 秒であり，電気的要因でも急開とならないことから，誤開放を想定した場合，水撃作用による圧力変化が大きくなるような急開とはならない。
文献 ※１ によると，配管端に設置された弁の急開により配管内で水撃作用による圧力変化が大きくなるのは，弁の開放時間（Ｔ）が圧力波の管路内往復時間（μ）より短い場合であるとされている。
T

1

2L

Ｔ：弁の開放時間（s）
μ：圧力波の管路内往復時間（s）
Ｌ：配管長（m）
α：圧力波の伝搬速度（m／s）

ここで，αは管路内の流体を伝わる圧力波の伝播速度であり，音速とみなすことができ，保守的に圧力波の管路内往復時間が長くなるように水の音速
添付 2.7.2-6

（α）を 1,400m／s ※２ とし，実機の残留熱除去系（低圧注水系）の注水配管の配管長を基に配管長（Ｌ）を保守的に 130m とすると，圧力波の管路内往復時間（μ）は約 0.19 秒となる。残留熱除去系の外側隔離弁（電動弁）の開放
時間（Ｔ）は約 10.6 秒であることから，水撃作用による大きな圧力変化が生じることはなく，低圧設計部に負荷される圧力は原子炉圧力を大きく上回る
ことはないと考えられる。
※１

水撃作用と圧力脈動[改定版]第 2 編「水撃作用」（（財）電力中央研究所※２

元特任研究員秋元徳三）

圧力 0.01MPa[abs]，水温 0℃の場合，水の音速は約 1,412.3m／sとなる。なお，液体の音速の圧力及び温度の依存性は小さいが，圧力については小さいほど，温度については約 70℃までは小さいほど音速は小さくなる傾向がある。

以上より，残留熱除去系の隔離弁の誤開放等により系統が加圧される場合においても，原子炉圧力を大きく超える圧力は発生しないものと考えられるが，残留熱除去系の逆止弁が全開状態において電動弁が 10.6 秒で全閉から全開する場合の残留熱除去系の圧力推移をＴＲＡＣＧコードにより評価した。
残留熱除去系過圧時の各部の圧力最大値を第 2 表に，圧力推移図を第 2 図
に示す。

第2表

残留熱除去系過圧時の各部の圧力最大値

位
置
注入弁（F042A）入口（系統側）
逃がし弁（F025A）入口
熱交換器
ポンプ出口逆止弁（F031A）出口

圧力最大値（MPa[abs]）
約 7.50
約 7.10
約 8.00
約 8.01

添付 2.7.2-7

注 入 弁（F042A） 入 口（ 系 統側 ）
逃 が し弁 （F025A） 出口
熱 交 換器ポ ン プ出 口 逆止 弁（F031A）出 口

第2図

残留熱除去系過圧時の圧力推移

弁開放直後は，定格運転状態の残留熱除去系の注入弁出口（原子炉圧力容器側）の圧力（7.2MPa[abs]）に比べて最大約 0.8MPa 高い圧力（8.01MPa[abs]）
まで上昇し，その後，上昇幅は減衰し 10 秒程度で静定する。
次項の構造健全性評価に当たっては，圧力の最大値であるポンプ出口逆止弁 出 口におけ る約 8.01MPa［abs］に， 加圧される範 囲の最 下端の水頭 圧（ 0.24MPa ） を 加 え た 約 8.25MPa[abs] を 丸 め て ゲ ー ジ 圧 力 に 変 換 し た
8.2MPa[gage]が保守的に系統に負荷され続けることを想定する。また，圧力の上昇は 10 秒程度で静定することからこの間に流体温度や構造材温度が大きく上昇することはないと考えられるが，評価上は保守的に構造材温度が定格運転状態の原子炉冷却材温度である 288℃となっている状態を想定する。

添付 2.7.2-83.

構造健全性評価3.1

構造健全性評価の対象とした機器等について
残留熱除去系の隔離弁の誤開放等により加圧される範囲において，圧力バ

ウンダリとなる以下の箇所に対して 2.で評価した圧力（8.2MPa[gage]），温度（288℃）の条件下に晒された場合の構造健全性評価を実施した。
①

熱交換器

②

逃がし弁

③

弁

④

計

⑤

配管・配管フランジ部

器

詳細な評価対象箇所を第 3 図及び第 3 表に示す。

添付 2.7.2-9

復水移送系より

MO
F086

F018-202
F018-201

原子炉隔離時冷却系へ
F061

F023

FT

FT-N013

MO

MO

F016A

F017A
dPT-N058A

FF022-219

可燃性ガス濃度制御系へ
FF101A
FF020-215

dPT

FF104A

F009-201

FF022-230

F009
-202

MO

NO

F042A
FF029-201
F007
-207

FT-N015A

FT
F007
-206

V25-606

FF022-205

MO

F063A

高圧設計

F092A

NO

原子炉再循環系へ
F050A

F090A

FF020-230

F027A

F024A

F041A

FD042A-1

FD053A-1

低圧設計 高圧設計

MO

FT-N060A

低圧設計
F053A

F025A
FF012

FT

F091

原子炉再循環系より

サプレッション・チェンバスプレイへ
F009

MO

F008

MO

添付 2.7.2-10

FF022
-221

FF020-205

FF022
-223

FF029-202

復水移送系より

原子炉圧力容器

格納容器スプレイヘッダ

F170A

サプレッション・チェンバへ
MO
F049

F048A

残留熱除去系
熱交換器

MO

TE

F073A

F074A

FF006-202

低圧炉心スプレイ系より
PT-N002A TE-N004A

PT

F065A

FF006-201
F007
-208

AO

F003A

MO
F084A
F004A

TE

F007
-204
PT-N026A

PT

MO
F047A

F007
-203

FF020-201

F080A F060A

F085A

PT

PT-N053A

TE-N027A

MO

F087A

低圧設計

MO

F181A

MO

サプレッション・チェンバより

高圧設計

F071A

F072A

MO

残留熱除去系ポンプ A

F098A

F006A

F051A

MO
F031A

F179A

残留熱除去系Ｂ系へ
F006B

残留熱除去系の隔離弁の誤開放等により加圧される範囲

第 3図

残留熱除去系（Ａ系）の評価対象範囲

第3表
機

評価対象範囲に設置された機器

器

弁番号，個数等

①

熱交換器

1個

②

逃がし弁

③

弁

1台
F025A
20 台
F003A，F016A，F023，F024A，F027A，F031A，
F047A，F048A，F049，F051A，F053A，F063A，
F085A，F086，F087A，F098A，F170A，FF012，
FF101A，FF104A
17 台
F065A，F072A，F073A，F074A，F080A，
F171 ， F179A ， F181 ， FF020-201 ，FF020-206 ， FF020-215 ， FF020-230 ，FF022-205 ， FF022-219 ， FF022-221 ，FF022-223,FF022-230
10 台
FF006-201 ， FF006-202 ， FF007-203 ，FF007-204 ， FF007-206 ， FF007-207 ，FF007-208 ， FF009-201 ， FF018-201 ，
FF018-202
4台
F060A，FF029-201，FF029-202，V25-606
10 個
TE-N004A ， TE-N027A ， PT-N002A ，
PT-N026A ， PT-N053A ， dPT-N058A ，
FT-N013，FT-N015A，FT-N060A，
FT-N060A
1式

プロセス弁

その他の弁

ベント弁
ドレン弁

計器
隔離弁

サンプル弁
④

計

器

⑤

配

管

添付 2.7.2-11

3.2

構造健全性評価の結果(1)

熱交換器（別紙 2）
隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時に加圧，加温される熱交換器の各部位について，「東海第二発電所

工事計画認可申請書」（以下「既工認」と い う 。） を 基 に 設 計 上 の 裕 度 を 確 認 し ， 裕 度 が 評 価 上 の 想 定 圧 力（8.2MPa[gage]）と系統の最高使用圧力（3.45MPa[gage]）との比である
2.4 より大きい部位を除く胴板（厚肉部，薄肉部），胴側鏡板，胴側入り口・
出口管台及びフランジ部について評価した。
ａ．胴側胴板（厚肉部，薄肉部）「発電用原子力設備規格を含む））＜第Ⅰ編

設計・建設規格（2005 年版（2007 年追補版

軽水炉規格＞（JSME S NC1-2005/2007）」（以下「設計・建設規格」という。）「PCV-3122

円筒形の胴の厚さの規定」を適用

し，胴板の必要最小厚さを算出した。その結果，実機の最小厚さは必要厚さ以上であり，評価した各部位は破損せず漏えいは発生しないことを確認した。
実機の最小厚さ[t ｓ ](mm)
厚肉部
SB410
53.32
薄肉部
SB410
37.05
※ 実機の最小厚さが計算上必要な厚さ以上であること
評価部位

材

料

計算上必要な厚さ[t](mm)
35.71
35.71

判 定※
(t ｓ ≧t)○○ｂ．胴側鏡板設計・建設規格「PCV-3225

半だ円形鏡板の厚さの規定 1」を適用し，胴側鏡板の必要最小厚さを算出した。その結果，実機の最小厚さは必要厚さ以上であり，評価した各部位は破損せず漏えいは発生しないことを確認した。
実機の最小厚さ[t ｓ ](mm)
胴側鏡板
SB410
56.95
※ 実機の最小厚さが計算上必要な厚さ以上であること
評価部位

材

料

添付 2.7.2-12

計算上必要な厚さ[t](mm)35.08

判 定※(t ｓ ≧t)○

ｃ．胴側入口・出口管台設計・建設規格「PVC-3610

管台の厚さの規定」を適用し，胴側入口・出口管台の必要最小厚さを算出した。その結果，実機の最小厚さは必要厚さ以上であり，評価した各部位は破損せず漏えいは発生しないことを
確認した。
評価部位

材

料

実機の最小厚さ[t ｓ ](mm)

計算上必要な厚さ[t] (mm)判 定※(t ｓ ≧t)

8.62

○

胴側入口・
SF490A
14.55
出口管台※ 実機の最小厚さが計算上必要な厚さ以上であること

ｄ．フランジ部
日本工業規格 JIS

B8265「圧力容器の構造−一般事項」を適用して算出したボルトの必要な断面積及び許容応力を算出した。その結果，ボルトの実機の断面積はボルトの必要な断面積以上，かつ，発生応力は許容応力以下であり，評価した各部位は破損せず漏えいは発生しないことを
確認した。
ボルトの
ボルトの
発生応力
許容応力
実機の断面積
必要な断面積
判 定※
(MPa)
(MPa)
２
２
(mm )
(mm )
フランジ部
106,961
74,184239
262○※ ボルトの実機の断面積がボルトの必要な断面積以上，かつ，発生応力が許容圧力以下であること
評価部位

(2)

逃がし弁（別紙 3）ａ．弁座

設計・建設規格「VVC-3230

耐圧部に取り付く管台の必要最小厚さ」

を適用し，必要な最小厚さを算出した。その結果，実機の最小厚さは必
要厚さ以上であり，評価した各部位は破損せず漏えいは発生しないことを確認した。
実機の最小厚さ[tｓ ](mm)
弁 座
2.8
実機の最小厚さが計算上必要な厚さ以上であること
評価部位※

計算上必要な厚さ[t](mm)0.7

添付 2.7.2-13

定※

判
○

ｂ．弁

体

弁体下面にかかる圧力が全て弁体の最小肉厚部に作用するとして発生するせん断応力を評価した。その結果，発生せん断応力は許容せん断応
力以下であり，評価した部位は破損せず漏えいは発生しないことを確認した。
発生せん断応力
(MPa)
弁 体
81
発生せん断応力が許容せん断応力以下であること
評価部位※

許容せん断応力
(MPa)
88

定※

判
○

ｃ．弁本体の耐圧部
設計・建設規格「解説 VVB-3100

弁の圧力温度基準」を適用し，必要な最小厚さを算出した。その結果，実機の最小厚さは必要厚さ以上であり，評価した部位は破損せず漏えいは発生しないことを確認した。
実機の最小厚さ(mm)
弁本体の耐圧部
9.0※ 実機の最小厚さが計算上必要な厚さ以上であること
評価部位

必要な最小厚さ
(mm)
1.2

定※

判
○

ｄ．弁耐圧部の接合部
設計・建設規格「VVC-3310

弁箱と弁ふたがフランジ結合の弁のフランジの応力評価」を適用して算出したボルトの必要な断面積及び許容応力を算出した。
ボルトの
ボルトの
発生応力
許容応力
必要な断面積判 定※
実機の断面積
(MPa)
(MPa)
２
２
(mm )
(mm )
弁耐圧部の接合部
481.3
438.5
214
142
−
※ ボルトの実機の断面積がボルトの必要な断面積以上，かつ，発生応力が許容圧力以下であること
評価部位

上記の評価の結果，ボルトの実機の断面積がボルトの必要な断面積以上であるが，発生応力が許容圧力以上であったため，ボンネットボルトの内圧と熱による伸び量及びボンネットフランジと弁箱フランジの熱による伸び量を算出した。その結果，ボンネットボルトの伸び量からボン
添付 2.7.2-14

ネットフランジと弁箱フランジの伸び量を差し引いた伸び量がマイナスであり，弁耐圧部の接合部が圧縮されることになるが，ボンネットナッ
ト締付部の発生応力が許容応力以下であり，評価した部位は破損せず漏えいは発生しないことを確認した。
発生応力
(MPa)
弁耐圧部の接合部
67※ 発生応力が許容応力以下であること

許容応力
(MPa)
152

評価部位

(3)

定※

判
○

弁（別紙 4）ａ．弁 本 体設計・建設規格「解説 VVB-3100

弁の圧力温度基準」を適用し，必要な最小厚さを算出した。その結果，実機の最小厚さは計算上必要な厚さ以上であり，評価した部位は破損せず漏えいは発生しないことを確認した。
実機の最小厚さ
(mm)
F003A
SCPH2
22.0
F016A
SCPL1
20.0
F024A
SCPL1
24.0
F027A
SCPH2
10.0
F031A
SCPH2
22.5
F047A
SCPH2
22.0
F048A
SCPH2
31.0
F049
SCPH2
7.0
F063A
SCPH2
11.0
F086
SCPH2
8.0
F098A
SCPH2
23.0
F170A
SCPL1
16.0
F065A
SCPH2
8.0
F072A
SCPH2
11.0
F080A
SCPH2
9.0
F060A
SCPH2
6.5
FF029-201
SUS30412.5
FF029-202
SUS30412.5※ 実機の最小厚さが計算上必要な厚さ以上であること
弁番号

材

料

計算上必要な厚さ
(mm)
10.6
9.5
10.9
3.2
9.8
10.6
14.6
4.1
4.1
2.0
11.1
6.4
3.1
4.1
2.3
1.2
1.5
1.5

判 定※
(t ｓ ≧t)
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○

ｂ．弁耐圧部の接合部
設計・建設規格「VVC-3310

弁箱と弁ふたがフランジ結合の弁のフランジの応力評価」を適用して算出したボルトの必要な断面積及び許容応添付 2.7.2-15

力を算出した。その結果，F086，F080A，F060A，FF029-201 及び FF029-202の弁はボルトの実機の断面積がボルトの必要な断面積以上であり，かつ，発生応力が許容圧力以下の弁の評価した部位は破損せず漏えいは発生しないことを確認した。
ボルトの
ボルトの
発生
許容
実機の断面積
必要な断面積
応力
応力
判 定※
２
２
(mm )
(mm )
(MPa)
(MPa)
F003A
13,672
18,675
261
177
−
F016A
11,033
14,288
246
168
−
F024A
16,406
15,451
213
168
−
F027A
1,758
2,919
206
177
−
F031A
13,40011,610
305
177
−
F047A
13,672
18,675
261
177
−
F048A
11,03324,157
171
177
−
F049
2,770
3,818
189
177
−
F063A
1,803
2,061
206
177
−
F086
901
694
117
177
○
F098A
11,241
13,372
317
177
−
F170A
5,411
6,259
163
168
−
F065A
1,203
1,192
210
165
−
F072A
1,803
2,061
206
177
−
F080A
901
833
116
177
○
F060A
321
190
98
165
○
FF029-201
601
318
73
165
○
FF029-202
601
318
73
165
○
※ ボルトの実機の断面積がボルトの必要な断面積以上，かつ，発生応力が許容圧力以下であること
弁番号

また，上記の条件を満たさない弁については，ボンネットボルトの内圧と熱による伸び量及びボンネットフランジと弁箱フランジの熱による伸び量を算出した。その結果，ボンネットボルトの伸び量からボンネッ
トフランジと弁箱フランジの伸び量を差し引いた伸び量がプラスである
弁については，伸び量がガスケットの復元量以下であり，評価した部位
は漏えいが発生しないことを確認した。伸び量がマイナスの弁について
はボンネットフランジとリフト制限板がメタルタッチしており，それ以
上ガスケットが圧縮しない構造となっていることから，ボンネットナッ
ト締付部の発生応力が材料の許容応力以下であり，評価した部位は破損
せず漏えいが発生しないことを確認した。

添付 2.7.2-16

ｶﾞｽｹｯﾄ
復元量
(mm)
0.1
0.1
−
0.1
−
0.1
0.1
0.1
0.2
0.2
0.2
−

伸び量
(mm)

弁番号
F003A
F016A
F024A
F027A
F031A
F047A
F048A
F049
F063A
F098A
F170A

0.008
0.004
−0.0230.015−0.029
0.008
0.063
0.001
0.011
0.032
0.016
−0.016

発生応力
(MPa)

許容応力
(MPa)

判

定※

−
−
○
−
−
○
ﾎﾞﾝﾈｯﾄﾅｯﾄ座面：128
ﾎﾞﾝﾈｯﾄﾅｯﾄ座面：427○−−○
ﾎﾞﾝﾈｯﾄﾅｯﾄ座面：95
ﾎﾞﾝﾈｯﾄﾅｯﾄ座面：596
○
−
−
○
−
−
○
−
−
○
−
−
○
−
−
○
−
−
○
ﾎﾞﾝﾈｯﾄﾅｯﾄ座面：360
ﾎﾞﾝﾈｯﾄﾅｯﾄ座面：202
ﾎﾞﾝﾈｯﾄﾌﾗﾝｼﾞと弁箱○
F065A
ﾎﾞﾝﾈｯﾄﾌﾗﾝｼﾞと弁箱
ﾌﾗﾝｼﾞの合わせ面：194
ﾌﾗﾝｼﾞの合わせ面：134
F072A
0.011
0.2
−
−
○
※ 伸び量がプラスの場合は，伸び量がガスケット復元量以下であること。伸び量がマイナスの場合は，発生応
力が許容応力以下であること。

なお，以下の弁は加圧時の温度，圧力以上で設計していることから，破損は発生せず漏えいが発生しないことを確認した。
評価部位
プロセス弁

弁番号
F023，F051A

また，以下の弁は設計・建設規格第Ⅰ編

設計圧力8.62MPa

設計温度
302℃

別表１にて温度 300℃における許容圧力を確認し，加圧時の圧力を上回ることから，破損は発生せず漏えいが発生しないことを確認した。
評価部位
プロセス弁

その他の弁

ベント弁
ドレン弁

計器隔離弁

サンプル弁

(4)

計

弁番号
F087A，FF104A
FF012
F053A
F085A，FF101A
F073A，F074A
F171，F179A，F181A，FF020-201，FF020-206，FF020-215，
FF020-230，FF022-205，FF022-219，FF022-221，FF022-223，
FF022-230
FF009-201
FF006-201，FF006-202，FF007-203，FF007-204，FF007-206，
FF007-207，FF007-208，FF018-201，FF018-202
V25-606

許容圧力14.97MPa
13.30MPa
10.58MPa
9.97MPa
14.97MPa
9.97MPa
14.97MPa
9.97MPa
25.9MPa器（別紙 5）ａ．圧力計，差圧計
以下の圧力計及び差圧計は，隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時

添付 2.7.2-17

の圧力以上の計装設備耐圧値を有しており，構造材の温度上昇に伴う耐力低下（温度−30〜40℃における設計引張強さに対する 288℃における
設計引張強さの割合は SUS316L の場合で約 79％）を考慮しても加圧時における圧力以上であることから，破損は発生しないことを確認した。
計器番号
PT-E12-N002A-1
PT-E12-N026A
PT-E12-N053A
dPT-E12-N058A
FT-E12-N013
FT-E12-N015A
FT-E12-N060A
FT-C61-N001

計装設備耐圧（MPa）
14.7(150kg/cm2 )14.7(150kg/cm2 )14.7(150kg/cm2 )13.7(140kg/cm2 )14.7(150kg/cm 2 )14.7(150kg/cm2 )14.7(150kg/cm2 )14.7(150kg/cm 2 )

判定
○
○
○
○
○
○
○
○

ｂ．温 度 計日 本 機 械 学 会 「 配 管 内 円 柱 状 構 造 物 の 流 量 振 動 評 価 指 針 」（ JSME
S012-1998）を適用し，同期振動発生の回避又は抑制の判定並びに応力評
価及び疲労評価を実施した。その結果，換算流速 Vγ が 1 より小さく，組
み合わせ応力が許容値以下，かつ，応力振幅が設計疲労限以下であることから，評価した部位は破損せず漏えいは発生しないことを確認した。
（同期振動発生の回避又は抑制評価）

※

計器番号

流 速V
(m／s)

換算流速 Vγ

換算係数率 C ｎ

TE-N004A

0.77

0.08

0.05

TE-N027A

0.76

0.08

0.05

判

定※

○
（Vγ ＜1 のため）○
（Vγ ＜1 のため）

「Vγ ＜1」，「Cｎ ＞64」又は「Vγ ＜3.3 かつ Cｎ ＞2.5」のいずれかを満足すること（流体振動に対する強度評価）
応力振幅の
設計疲労限
判
定※
（MPa）
TE-N004A
14.7
184
0.43
76
○
TE-N027A
14.7
184
0.41
76
○
※ 組合せ応力が組合せ応力の許容値以下であること，かつ，応力振幅が応力振幅の設計疲労限以下であること
計器番号

組合せ応力
(MPa)

組合せ応力の許容値(MPa)

応力振幅
（MPa）

添付 2.7.2-18

(5)

配

管（別紙 6）ａ．管設計・建設規格「PPC-3411

直管(1)内圧を受ける直管」を適用し，必要最小厚さを算出した。その結果，実機の最小厚さは必要厚さ以上であり，評価した部位は破損せず漏えいは発生しないことを確認した。
実機の最小厚さ
(mm)
3
12.80
4
12.80
6
9.71
9
5.25
10
5.25
17
5.25
26
6.21
管
31
7.17
34
11.20
37
4.55
39
14.40
40
9.01
56
12.51
58
12.51
実機の最小厚さが計算上必要な厚さ以上であること

評価部位

※

既工認配管 No

計算上必要な厚さ
（mm）
8.26
8.26
5.94
1.91
1.91
1.91
2.76
3.61
6.23
1.28
10.09
5.32
7.63
7.63

判

定※
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○

ｂ．フランジ部
設計・建設規格「PPC-3414

フランジ」を適用してフランジ応力算定

用応力を算出し，フランジボルトの伸び量を評価した。その結果，伸び量がマイナスであり，フランジ部が圧縮されることになるが，ガスケッ
トの許容圧縮量が合計圧縮量以上であり，評価した部位は破損せず漏えいは発生しないことを確認した。
伸び量
（mm）
【最小値】

ｶﾞｽｹｯﾄのｶﾞｽｹｯﾄのｶﾞｽｹｯﾄの
初期圧縮量
合計圧縮量（mm）
許容圧縮量
（mm）
【最大値】
（mm）
1.20
1.21
1.30
−0.01
ﾌﾗﾝｼﾞ部
2.40
2.41
2.60
−0.04
2.40
2.44
2.60
※ 伸び量がマイナスの場合は，ガスケットの合計圧縮量が許容圧縮量以下であること。
評価部位

4.

判定 ※
○
○
○

破断面積の設定について（別紙 7）
3.の評価結果から，隔離弁の誤開放等により残留熱除去系の低圧設計部分

添付 2.7.2-19

が加圧されたとしても，破損は発生しないことを確認した。
そこで，残留熱除去系の加圧範囲のうち最も大きなシール構造である熱交換器フランジ部に対して，保守的に弁開放直後のピーク圧力（8.2MPa［ gage］）
及び原子炉冷却材温度（288℃）が同時に継続して負荷され，かつ，ガスケッ
トに期待しないことを想定した場合の破断面積を評価した。
評価部位

圧力
(MPa)

温度
(℃)

＋
⊿L1

熱交換器
8.2
288
0.19
フランジ部
⊿L1：ボルトの内圧による伸び量⊿L2：ボルトの熱による伸び量⊿L3：管板及びフランジ部の熱による伸び量

伸び量（mm）
＋
⊿L2

−
⊿L3

1.31

1.19

内径
(mm)

全部材
伸び量
(mm)

破断面積
(cm ２ )

2,120

0.31

約 21

上記評価に基づき，有効性評価では，残留熱除去系熱交換器フランジ部に約 21cm ２ の漏えいが発生することを想定する。
なお，評価対象のうち残留熱除去系（低圧注水系）（Ａ系及びＢ系）以外の高圧炉心スプレイ系，原子炉隔離時冷却系，低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（低圧注水系）（Ｃ系）には，加圧範囲に熱交換器のような大きなシール構造を有する機器は設置されていない。
また，構造健全性評価の結果，設計・建設規格を適用した一次評価において許容値を満足せず，ボンネットボルトの内圧と熱による伸び量及びボンネ
ットフランジと弁箱フランジの熱による伸び量を算出する二次評価に基づき破損が発生しないことを確認している評価部位の中で，許容値に対する裕度の最も低い F048A の弁耐圧部の接合部における漏えいを想定する場合，漏えい面積は熱交換器フランジ部と比較して小さくなり，また漏えい場所も同
じ熱交換器室であることから，その影響は熱交換器フランジ部に約 21cm ２ の漏えいを想定した場合に包含されると考えられる。

添付 2.7.2-20

5.

現場の環境評価
ＩＳＬＯＣＡが発生した場合，事象を収束させるために,健全な原子炉注
水系統による原子炉注水，逃がし安全弁による原子炉減圧操作及び残留熱除去系によるサプレッション・プール冷却を実施する。また，漏えい箇所の隔離は，残留熱除去系（低圧注水系）の注入弁を現場にて閉止する想定としている。
ＩＳＬＯＣＡ発生に伴い原子炉冷却材が原子炉建屋内に漏えいすることで，建屋下層階への漏えい水の滞留並びに高温水及び蒸気による建屋内の雰
囲気温度，湿度，圧力及び放射線量の上昇が想定されることから，設備の健全性及び現場作業の成立性に与える影響を評価した。
現場の環境評価において想定する事故条件，重大事故等対策に関連する機器条件及び重大事故等対策に関連する操作条件は，有効性評価の解析と同様
であり，ＩＳＬＯＣＡは残留熱除去系（Ｂ系）にて発生するものとする。
なお，ＩＳＬＯＣＡが残留熱除去系（Ａ系）にて発生することを想定した
場合，破断面積（21 ㎝ ２ ）及び破断箇所（熱交換器フランジ部）はＢ系の場合と同じであり，漏えい発生区画は東側となることから，原子炉建屋の東側
区画の建屋内雰囲気温度等が同程度上昇する。

(1)

設備の健全性に与える影響について
有効性評価において，残留熱除去系（Ｂ系）におけるＩＳＬＯＣＡ発生時に期待する設備は，原子炉隔離時冷却系，低圧炉心スプレイ系，残留熱除去系（Ａ系）及び低圧代替注水系（常設），逃がし安全弁並びに関連する計装設備である。
ＩＳＬＯＣＡ発生時の原子炉建屋内環境を想定した場合の設備の健全性への影響について以下のとおり評価した。

添付 2.7.2-21

ａ．溢水による影響（別紙 8，9）
東海第二発電所の原子炉建屋は，地下 2 階から 5 階まで耐火壁を設置することで東側区分と西側区分を物理的に分離する方針である。ＩＳＬ
ＯＣＡによる原子炉冷却材の漏えいは，残留熱除去系（Ｂ系）が設置されている西側区画において発生するのに対して，原子炉隔離時冷却系，
低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（Ａ系）は東側区画に位置していることから，溢水の影響はない。
低圧代替注水系（常設）は，ポンプが原子炉建屋から物理的に分離された区画に設置されているため，溢水の影響はない。また，低圧代替注
水系（常設）の電動弁のうち原子炉建屋内に設置されるものは原子炉建
屋 3 階以上に位置しており，事象発生から評価上，現場隔離操作の完了
時間として設定している 5 時間までの原子炉冷却材の流出量は約 300t
であり，原子炉冷却材が全て水として存在すると仮定しても浸水深は地下 2 階の床面から約 2m 程度であるため，溢水の影響はない。
なお，ブローアウトパネルに期待しない場合でも，同様に必要な設備への影響はない。

ｂ．雰囲気温度・湿度による影響（別紙 8，9）
東側区画における温度・湿度については，初期値から有意な上昇がな
く，原子炉隔離時冷却系，低圧炉心スプレイ系及び残留熱除去系（Ａ系）への影響はない。また，低圧代替注水系（常設）の原子炉建屋内の電動
弁は，西側区画に位置するものが 2 弁あるが，これらはＩＳＬＯＣＡ発
生時の原子炉建屋内の環境を考慮しても機能が維持される設計とすることから影響はない。さらに，逃がし安全弁及び関連する計装設備についても，ＩＳＬＯＣＡ発生時の原子炉建屋内の環境において機能喪失する
添付 2.7.2-22

ことはない。
なお，ブローアウトパネルに期待しない場合でも，同様に必要な設備への影響はない。

ｃ．放射線による影響（別紙 10）
原子炉減圧時に燃料から追加放出される核分裂生成物の全量が，原子炉建屋内に瞬時に移行するという保守的な条件で評価した結果，地上 3階における吸収線量率は最大でも約 15.2mGy／h 程度であり，設計基準事
故対象設備の設計条件である 1.7kGy と比較しても十分な余裕があるた
め，期待している機器の機能維持を妨げることはない。

(2)

現場操作の成立性に与える影響について
有効性評価において，残留熱除去系（Ｂ系）におけるＩＳＬＯＣＡ発生
時に必要な現場操作は，残留熱除去系（Ｂ系）の注入弁の閉止操作である。
残留熱除去系（Ｂ系）の注入弁の操作場所及びアクセスルートを第 4 図に示す。残留熱除去系（Ｂ系）におけるＩＳＬＯＣＡ発生時は，原子炉建
屋内の環境を考慮して，主に漏えいが発生している西側区画とは逆の東側区画を移動することとしている。
ＩＳＬＯＣＡ発生時の原子炉建屋内環境を想定した場合のアクセス性への影響を以下のとおり評価した。
ａ．溢水による影響（別紙 8，9）
東側区画は，ＩＳＬＯＣＡによる原子炉冷却材漏えいが発生する西側
区画とは物理的に分離されていることから，溢水による東側区画のアクセス性への影響はない。また，注入弁は西側区画の 3 階に設置されており，この場所において注入弁の現場閉止操作を実施するが，事象発生か
添付 2.7.2-23

ら評価上，現場隔離操作の完了時間として設定している 5 時間までの原
子炉冷却材の流出量は約 300t であり，原子炉冷却材が全て水として存在すると仮定しても浸水深は地下 2 階の床面から約 2m 程度であるため，操作及び操作場所へのアクセスへの影響はない。
なお，ブローアウトパネルに期待しない場合でも，同様に操作及び操作場所へのアクセスへの影響はない。

ｂ．雰囲気温度・湿度による影響（別紙 8，9）
東側区画における温度・湿度については，初期値から有意な上昇がな
く，アクセス性への影響はない。また，西側区画のうちアクセスルート
及び操作場所である 3 階においては，原子炉減圧後に建屋内環境が静定する事象発生 2 時間から評価上，現場隔離操作の完了時間として設定している 5 時間までの雰囲気温度及び湿度の最大値は約 41℃，約 100％であり，放射線防護具（タイベック，アノラック，個人線量計，長靴・胴長靴，自給式呼吸用保護具，綿手袋，ゴム手袋）を装着することにより，操作場所へのアクセス及び操作は可能である ※ 。
なお，ブローアウトパネルに期待しない場合でも，同様に操作及び操作場所へのアクセスは可能である。
※

想定している作業環境（最大約 41℃）においては，主に低温やけどが懸念されるが，一般的に，接触温度と低温やけどになるまでのおおよその時間の関係は，44℃で 3〜4 時間として知られている。（出典：消費者庁

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Release（平成 25 年 2 月 27 日））

ｃ．放射線による影響（別紙 10）
原子炉減圧時に燃料から追加放出される核分裂生成物の全量が，原子添付 2.7.2-24

炉建屋内に瞬時に移行するという保守的な条件で評価した結果，線量率は最大で約 15.2mSv／h である。残留熱除去系（Ｂ系）の注入弁の閉止操
作は 2 チーム体制にて交代で実施し，1 チーム当たりの原子炉建屋内の滞在時間は約 36 分であるため，作業時間を保守的に 1 時間と設定し時間減衰を考慮しない場合においても作業員の受ける実効線量は最大で約15.2mSv となる。また，有効性評価において現場操作を開始する事象発生の約 3 時間後における線量率は約 5.6mSv／h であり，この場合に作業員の受ける実効線量は約 5.6mSv となる。
なお，事故時には原子炉建屋内に漏えいした放射性物質の一部はブローアウトパネルを通じて環境へ放出されるおそれがあるが，これらの事
故時においては原子炉建屋放射能高の信号により中央制御室の換気系は閉回路循環運転となるため，中央制御室内にいる運転員は過度な被ばくの影響を受けることはない。

添付 2.7.2-25

添付 2.7.2-26
第4図

操作場所へのアクセスルート

(3)

結

論

ＩＳＬＯＣＡ発生時の原子炉建屋内環境を想定した場合でも，ＩＳＬＯ
ＣＡ対応に必要な設備の健全性は維持される。また，中央制御室の隔離操作に失敗した場合でも，現場での隔離操作が可能であることを確認した。

6.

敷地境界外の実効線量評価について
ＩＳＬＯＣＡの発生後，原子炉建屋が加圧されブローアウトパネルが開放された場合，原子炉建屋内に放出された核分裂生成物がブローアウトパネルから大気中に放出されるため，この場合における敷地境界外の実効線量を評価した。
その結果，敷地境界外における実効線量は約 1.2×10 −１ mSv となり，
「2.6

Ｌ

ＯＣＡ時注水機能喪失」における耐圧強化ベント系によるベント時の実効線量（約 6.2×10−１ mSv）及び事故時線量限度の 5mSv を下回ることを確認した。

添付 2.7.2-27

別紙 1
残留熱除去系Ａ，Ｂ系電動弁作動試験について

1.

残留熱除去系Ａ，Ｂ系電動弁作動試験(1)

試験の頻度，目的
この試験は，保安規定第 39 条に基づく試験であり，原子炉の状態が運転，起動又は高温停止において 1 ヶ月に 1 回の頻度で実施する。

保安規定第 39 条
低圧注水系における注入弁，試験可能逆止弁，格納容器スプレイ弁，サプ
レッションプールスプレイ弁及び残留熱除去系テストバイパス弁が開する
ことを確認する。また，動作確認後，動作確認に際して作動した弁の開閉状態及び主要配管が満水であることを確認する。

(2)

内側隔離弁（試験可能逆止弁）及び外側隔離弁（注入弁）の試験手順
外側隔離弁（注入弁）においては，弁の前後差圧が低い場合のみ開動作を許可するインターロックが設けられているため，以下の手順にて試験を
実施する。
①

弁間圧抜き
注入弁差圧系にて 3.92MPa 以下まで内側隔離弁（試験可能逆止弁）と外側隔離弁（注入弁）間の注入ライン圧抜き弁の開閉を実施し減圧する。その際，警報「RHR INJECTION VALVE ΔP LOW」が点灯する。

②

外側隔離弁の開閉試験
外側隔離弁 F042A(B)の開閉時間を測定する。

③

内側隔離弁の開閉試験
内側隔離弁 F041A(B)の開閉時間を測定する。その際，警報「RHR
INJECTION VALVE ΔP LOW」が消灯する。
添付 2.7.2-28

別紙 2
熱交換器からの漏えいの可能性について

既工認から設計上の裕度を算出し，裕度が 2.4 より大きい部位を除く胴板（厚肉部，薄肉部），胴側鏡板及び胴側入口・出口管台及びフランジ部について，保守的に弁開放直後のピーク圧力（8.2MPa［ gage］）及び原子炉冷却材温度（288℃）
が同時に継続して負荷された条件下で破損が発生しないことを以下のとおり確
認した。

1.

強度評価

1.1

評価部位の選定

既工認から設計上の裕度を算出し，裕度が 2.4（隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時のピーク圧力 8.2MPa[gage]と最高使用圧力 3.45MPa[gage]の比）より大きい部位を除く胴板（厚肉部，薄肉部），胴側鏡板，胴側入口・出口管台及びフランジ部について評価した。
別第 1-1 表に既工認強度計算結果の設計裕度及を示す。

添付 2.7.2-29

別第 1-1 表

既工認強度計算結果の設計裕度（3.45MPa，249℃）

評価部位
胴板（厚肉部）
胴板（薄肉部）
胴側鏡板
胴側出口
胴側液面計
胴側ドレン
胴側ベント(1)
胴側ベント(2)
胴側入口
胴側逃がし弁（座）胴側逃がし弁（管）

1.2

評価方法

(1)

胴側胴板の評価

実機の値
53.32mm
最小厚さ
37.05mm
最小厚さ
56.95mm
最小厚さ
14.55mm
最小厚さ
6.15mm
最小厚さ62.50mm
最小厚さ
5.50mm
最小厚さ10.00mm
最小厚さ
14.55mm
最小厚さ
5.45mm
最小厚さ
3.20mm
最小厚さ

設計・建設規格「PVC-3122

判定基準≧34.21mm
必要厚さ≧34.21mm
必要厚さ≧33.64mm
必要厚さ≧7.78mm
必要厚さ≧0.56mm
必要厚さ≧2.26mm
必要厚さ≧0.84mm
必要厚さ≧0.42mm
必要厚さ≧7.78mm
必要厚さ≧0.84mm
必要厚さ≧0.80mm
必要厚さ

裕

度

1.55
1.08
1.69
1.87
10.98
27.65
6.54
23.80
1.87
6.48
4.00

円筒形の胴の厚さの規定」を適用して必要な最小厚さを算出し，実機の最小厚さが必要な最小厚さ以上であることを
確認した。
t

PD
2S
1 .2 Pi

t：胴側胴板の計算上必要な厚さ（mm）
P：隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時のピーク圧力（＝8.2MPa）
Dｉ ：胴の内径（＝2,000mm）
S：胴板の設計引張強さ（Su＝391MPa，at 288℃
η：継手効率（＝1.0）
添付 2.7.2-30

SB410）

(2)胴側鏡板の評価
設計・建設規格「PVC-3225

半だ円形鏡板の厚さの規定１」を適用して必要な最小厚さを算出し，実機の最小厚さが計算上必要な厚さ以上である
ことを確認した。
PD K
2S
0.2 P

t

i

t：胴側鏡板の計算上必要な厚さ（mm）
P：隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時のピーク圧力（＝8.2MPa）
Dｉ ：鏡板の内面における長径（＝2,000mm）
K：半だ円形鏡板の形状による係数（＝1.0）
S：鏡板の設計引張強さ（Su＝391MPa，at 288℃

SB410）

η：継手効率（＝1.0）(3)

胴側入口，出口管台設計・建設規格「PVC-3610

管台の厚さの規定」を適用して必要な最小厚さを算出し，実機の最小厚さが必要な最小厚さ以上であることを確認し
た。
t

PD
2S
0 .8 P0t：胴側入口，出口管台の計算上必要な厚さ（mm）
P：隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時のピーク圧力（＝8.2MPa）
D０ ：管台の外径（＝558.8mm）
S：管台の設計引張強さ（Su＝438MPa，at 288℃
η：継手効率（＝1.0）

添付 2.7.2-31

SF490A）

(4)

フランジ部
日本工業規格 JIS

B8265「圧力容器の構造−一般事項」を適用して算出したボルトの必要な断面積及び許容応力を算出した。その結果，ボルトの実機の断面積はボルトの必要な断面積以上であり，かつ，発生応力が許容応力以下であることを確認した。

加圧される範囲

フランジ部

別第 1-1 図

1.3

フランジ部

評価結果

熱交換器の各部位について評価した結果，別第 1-2 表及び別第 1-3 表に示すとおり実機の値は判定基準を満足し，保守的に弁開放直後のピーク圧力（8.2MPa［gage］）及び原子炉冷却材温度（288℃）が同時に継続して負荷された条件下
で破損せず，漏えいは発生しないことを確認した。

添付 2.7.2-32

別第 1-2 表
評価部位
胴側胴板（厚肉部）
胴側胴板（薄肉部）
胴側鏡板
胴側入口・出口管台

実機の値
53.32mm（実機の最小厚さ）
37.05mm（実機の最小厚さ）
56.95mm（実機の最小厚さ）
14.55mm（実機の最小厚さ）

別第 1-3 表
評価部位
フランジ部

フランジ部以外の評価結果

ボルトの実機の断面積(mm２ )
106,961

判定基準
35.71mm（計算上必要な厚さ）
35.71mm（計算上必要な厚さ）
35.08mm（計算上必要な厚さ）
8.62mm（計算上必要な厚さ）

フランジ部の評価結果
ボルトの必要な断面積(mm２ )
74,184添付 2.7.2-33

発生応力
(MPa)
239

許容応力
(MPa)
262

別紙 3
逃がし弁からの漏えいの可能性について逃がし弁について，保守的に弁開放直後のピーク圧力（8.2MPa［gage］）及び原子炉冷却材温度（288℃）が同時に継続して負荷された条件下で破損が発生しないことを以下のとおり確認した。

1.

強度評価

1.1

評価部位

逃がし弁については，隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時において吹き出し前に加圧される弁座，弁体及び入口配管並びに吹き出し後に加圧される弁耐圧部及び弁耐圧部の接合部について評価した。

1.2

評価方法

隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時には 8.2MPa[gage]になる前に逃がし弁が吹き出し，圧力は低下すると考えられるが，ここでは，逃がし弁の吹き出し前に加圧される箇所と吹き出し後に加圧される箇所ともに 8.2MPa[gage]，
288℃になるものとして評価する。

(1)

弁座の評価
設計・建設規格には安全弁に関する強度評価手法の記載がない。弁座は円筒形の形状であることから，設計・建設規格「VVC-3230

耐圧部に取り付く管台の必要最小厚さ」を準用し，計算上必要な厚さを算出し，実機の最小厚さが計算上必要な厚さ以上であることを確認した。
tPD
2S
0 .8 P0添付 2.7.2-34

t：管台の計算上必要な厚さ（mm）
P：隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時のピーク圧力（＝8.2MPa）
D０ ：管台の外径（mm）
S：使用温度における許容引張応力（MPa）
η：継手効率 ※※(2)

弁座は溶接を実施していないため，1.0 を使用

弁体の評価
設計・建設規格には安全弁に関する強度評価手法の記載がない。弁体の中心部は弁棒で支持されており，外周付近は構造上拘束されていることから，弁体下面にかかる圧力（8.2MPa[gage]）がすべての弁体の最小肉厚部に作用するとして発生するせん断応力を算出し，許容せん断応力以下であることを確認する。
FA

F 1.054D

2Pσ：せん断応力（MPa）
F：せん断力（N）
A：弁体最小断面積（mm２ ）D：弁座口の径（mm）
P：隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時のピーク圧力（＝8.2MPa）(3)

弁本体の耐圧部の評価
設計・建設規格「解説 VVB-3100

弁の圧力温度基準」を適用し必要な最添付 2.7.2-35

小厚さを算出し，実機の最小厚さが計算上必要な厚さ以上であることを確
認した。
t

Pd
2S 1.2P

t：弁箱の必要な厚さ
P：隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時のピーク圧力（＝8.2MPa）d：内径（mm）
S：設計降伏点（MPa）(4)

弁耐圧部の接合部の評価
設計・建設規格「VVC-3310

弁箱と弁ふたがフランジ結合の弁のフランジ応力評価」を適用しボルトの必要な断面積及び許容応力を算出し，実機のボルトの断面積がボルトの必要な断面積以上であるが，発生応力が許容応力以下であることを確認した。

別第 2-1 表
評価部位
弁耐圧部の接合部

ボルトの必要な断面積と許容応力ボルトの実機の断面積(mm２ )
481.3

ボルトの必要な断面積(mm２ )
438.5

添付 2.7.2-36

発生応力
(MPa)
214

許容応力
(MPa)
142

弁耐圧部の接合部

別第 2-1 図

弁耐圧部の接合部

上記を満たさない場合は ，ボンネットボルトの内圧と熱による伸び量及上記を満たさない場合は，ボンネットボルトの内圧と熱による伸び量及びボンネットフランジと弁箱の熱による伸び量を評価し，ボンネットボル
トの伸び量からボンネットフランジと弁箱フランジの伸び量を差し引いた伸び量がプラスの場合とマイナスの場合について評価した。
・伸び量がプラスの場合
ボンネットボルトの伸び量からボンネットフランジと弁箱フランジの伸び量を差し引いた伸び量がガスケットの復元量 ※ 以下であることを確
以下である
認した。
※

ガスケットに締付面圧を加えていくと弾性変形が生じ，更に締付面圧を加えていくと塑性変形が生じる。塑性変形したガスケットの締付面圧を緩和した場合，弾性領域分のみが復元する性質がある。弁耐圧部の接合部のシールのため，ガスケットには塑性領域まで締付面圧を加えており，
ガスケットには塑性領域まで締付面圧を加えており
締付面圧緩和時に弾性領域分の復元が生じ，復元量以下であればシール

添付 2.7.2-37

性は確保される。ガスケットの復元量は，メーカ試験によって確認した値。

・伸び量がマイナスの場合
伸び量がマイナスの場合は，弁耐圧部の接合部は増し締めされることになることから，ボンネットナット座面の発生応力が材料の許容応力以下であることを確認した。
ａ．伸び量によるフランジの評価(a)

内圧による伸び量
・ボンネットボルトの発生応力④＝(1,000×①

⑧

＝(π×⑤

⑨

＝④

−⑧

⑩

＝⑨

／②

⑫

＝⑩

／⑪

×②

)／(0.2×③

×8.2／4)×(⑤

)

＋8×⑥

×⑦

)

①

：締付けトルク値（N・m）②：ボンネットボルト本数（本）③：ボンネットボルト外径（mm）④：ボンネットボルト締付けトルクによる全締付荷重（N）⑤：ガスケット反力円の直径（mm）⑥：ガスケット有効幅（mm）⑦：ガスケット係数⑧：8.2MPa の加圧に必要な最小荷重（N）⑨：不足する荷重（N）⑩：ボンネットボルト 1 本当たりに発生する荷重（N）
添付 2.7.2-38

⑪：ボンネットボルト径面積（mm２ ）⑫：ボンネットボルトの発生応力（MPa）

・ボンネットボルトの内圧による伸び量⑦＝(⑫

×(①＋②))／③①：ボンネットフランジ厚さ（mm）②：弁箱フランジ厚さ（mm）③：ボンネットボルト材料の縦弾性係数（MPaat 288℃）⑦：ボンネットボルトの熱による伸び量（mm）(b)

熱による伸び量・ボンネットボルトの熱による伸び量⑧＝④×(①＋②)×(288℃−20℃ ※ )①：ボンネットフランジ厚さ（mm）②：弁箱フランジ厚さ（mm）④：ボンネットボルト線膨張係数（mm／mm℃

at 288℃）⑧：ボンネットボルトの熱による伸び量（mm）※

伸び量を大きく見積もるため，隔離弁の誤開放等による加圧事象
発生前後の温度差を大きくするように保守的に低めの温度を設
定・ボンネットフランジ及び弁箱フランジの熱による伸び量⑨＝⑤×①×(288℃−20℃)＋⑥×②×(288℃−20℃ ※ )①：ボンネットフランジ厚さ（mm）②：弁箱フランジ厚さ（mm）⑤：ボンネットフランジ線膨張係数（mm／mm℃⑥：弁箱フランジ線膨張係数（mm／mm℃

at 288℃）

at 288℃）⑨：ボンネットフランジ及び弁箱フランジの熱による伸び量

添付 2.7.2-39

（mm）
※

(c)

伸び量を大きく見積もるため，隔離弁の誤開放等による加圧事象
発生前後の温度差を大きくするように保守的に低めの温度を設
定

伸び量
伸び量（mm）＝⑦＋⑧−⑨⑦：ボンネットボルトの内圧による伸び量（mm）⑧：ボンネットボルトの熱による伸び量（mm）⑨：ボンネットフランジ及び弁箱フランジの熱による伸び量（mm）

ｂ．ボンネット座面の面圧
ボンネットボルト締付荷重として評価された荷重⑧をボンネットナ

ット座面の面積 S で除し面圧を算出する。
・ボンネットナット座面の面積（ナット座面丸面の場合）
S＝(a２ −b ２ )／4×π
a：ボンネットナット面外径（mm）
b：ボンネット穴径（mm）
S：ボンネットナット面面積（mm２ ）・ボンネットナット座面の面積（ナット座面平面の場合）
S＝(√3／16×a２ ×6)−(b ２ ×π／4)
a：ボンネットナット面外径（mm）
b：ボンネット穴径（mm）
S：ボンネットナット面面積（mm２ ）・ボンネット座面の面圧

添付 2.7.2-40

d＝⑧／(S×c)

c：ボンネットボルト本数（本）d：ボンネットナット応力（MPa）
S：ボンネットナット面面積（MPa）

ｃ．ボンネットフランジ及び弁箱フランジの合わせ面の面圧
ボンネットボルト締付荷重として評価された⑧を合わせ面の面積 Sで除し面圧を算出する。
・ボンネットフランジ及びリフト制限板の合わせ面の面積
S＝(a２ −b ２ )／4×π
a：メタルタッチ部外径（mm）
b：メタルタッチ部内径（mm）
S：メタルタッチ部面積（mm２ ）・ボンネットフランジ及びリフト制限板の合わせ面の面圧
d＝⑧／S

d：メタルタッチ部応力（MPa）
S：メタルタッチ部面積（mm２ ）

1.3

評価結果

逃がし弁の各部位について評価した結果，別第 2-2 表から別第 2-6 表に示すとおり実機の値は判定基準を満足し，保守的に弁開放直後のピーク圧力（8.2MPa［gage］）及び原子炉冷却材温度（288℃）が同時に継続して負荷された条件下
で破損せず，漏えいは発生しないことを確認した。

添付 2.7.2-41

別第 2-2 表
評価部位

材料

P：内圧
（MPa）

D０ ：外径（mm）

弁座

SUS3048.2

19

別第 2-3 表材料

添付 2.7.2-42

別第 2-4 表
評価部位

材料

弁本体の耐圧部

SCPH2

P：内圧
（MPa）
8.2

S：使用温度における許容引張応力（MPa）
110

実機の最小厚さ（mm）

計算上必要な厚さ
（mm）

2.8

0.7

許容せん断応力 ※(MPa)
88

発生せん断応力(MPa)
81

実機の最小厚さ（mm）
9.0

計算上必要な厚さ（mm）
1.2

評価結果（弁体）

P：内圧
A：弁体最小断面積（MPa）（mm２ ）
弁体
SUS3048.2
19ボイラー構造規格より設計の許容値として 0.8S を適用した。

評価部位※

評価結果（弁座）

D：弁座口の径(mm)
15

評価結果（弁本体の耐圧部）
d：内径（mm）
50

S：設計降伏点（MPa）191

別第 2-5 表

評価部位①ﾎﾞﾝﾈｯﾄ
ﾌﾗﾝｼﾞ
厚さ
(ふた)
(mm)

②弁箱
ﾌﾗﾝｼﾞ
厚さ
(mm)

弁耐圧部の
接合部

16

16

弁耐圧部の接合部の評価結果（ボンネットボルトの伸び量）③縦弾性係数(ﾎﾞﾝﾈｯﾄﾎﾞﾙﾄ)
(MPa)

④線膨張
係数
(ﾎﾞﾝﾈｯﾄﾎﾞ
ﾙﾄ)
(mm／
mm℃)

183,960

1.29E-05

別第 2-6 表
添付 2.7.2-43

評価
部位

① 締付
ﾄﾙｸ値
(N・m)

② ﾎﾞﾝﾈｯﾄ
ﾎﾞﾙﾄ本数(本)③
ﾎﾞﾝﾈｯﾄﾎﾞﾙﾄ外径
(mm)

弁耐圧部の
接合部

25.01

6

12

ﾎﾞﾝﾈｯﾄ
ﾎﾞﾙﾄの材料⑤線膨張係数(ﾎﾞﾝﾈｯﾄﾌﾗﾝ
ｼﾞ)(mm／mm℃)

ﾎﾞﾝﾈｯﾄ
ﾌﾗﾝｼﾞの材料⑥線膨張係数(弁箱ﾌﾗﾝｼﾞ)（mm／mm℃）

S45C

1.29E-05

SCPH2

1.29E-05

弁箱
ﾌﾗﾝｼﾞ
の材料

⑦ﾎﾞﾝﾈｯﾄﾎﾞﾙﾄの内圧による伸び量(mm)⑧ﾎﾞﾝﾈｯﾄ
ﾎﾞﾙﾄの
熱による
伸び量
(mm)

⑨ﾎﾞﾝﾈｯﾄ
ﾌﾗﾝｼﾞ及び弁箱ﾌﾗﾝｼﾞ
の熱によ
る伸び量
(mm)

⑩伸び量
(mm)

SCPH2

−0.003

0.111

0.111

−0.003弁耐圧部の接合部の評価結果（ボンネットボルトの発生応力）④ﾎﾞﾝﾈｯﾄﾎﾞﾙﾄ
締付ﾄﾙｸ
による
全締付荷重
(N)

⑤
ｶﾞｽｹｯﾄ
反力円の
直径
(mm)

⑥
ｶﾞｽｹｯﾄの
有効幅(mm)

62,525

62.5

3.25

⑦
ｶﾞｽｹｯﾄ係数8.2MPa の
加圧に
必要な
最小荷重
(N)

⑨
不足する
荷重
(N)

⑩
ﾎﾞﾝﾈｯﾄﾎﾞﾙﾄ
1 本当たり
に発生する
荷重
(N)

⑪
ﾎﾞﾝﾈｯﾄﾎﾞﾙﾄ
径面積(mm２ )⑫ ﾎﾞﾝﾈｯﾄﾎﾞﾙﾄの
発生応力
(MPa)

2.75

53,937

8,588−1,431

84.3

17

⑧

別紙 4
弁（逃がし弁を除く。）からの漏えいの可能性について逃がし弁を除く弁について，保守的に弁開放直後のピーク圧力（8.2MPa［ gage］）
及び原子炉冷却材温度（288℃）が同時に継続して負荷された条件下で破損が発生しないことを以下のとおり確認した。
ここで，以下の弁については隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時の圧力，温度以上で設計していることから破損が発生しないことを確認した。

別第 3-1 表機器等
プロセス弁

弁の設計圧力・温度

弁番号F023，F051A

設計圧力8.62MPa

また，以下の弁は設計・建設規格第Ⅰ編

設計温度
302℃

別表１にて温度 300℃における許容圧力を確認し，加圧時の圧力を上回ることから，破損は発生しないことを確認した。

別第 3-2 表
機器等
プロセス弁

ベント弁
ドレン弁

計器隔離弁

サンプル弁

弁の許容圧力

弁番号
F087A，FF104A
FF012
F053A
F085A，FF101A
F073A，F074A
F171 ， F179A ， F181 ， FF020-201 ， FF020-206 ，FF020-215，FF020-230，FF022-205，FF022-219，
FF022-221，FF022-223，FF022-230
FF009-201
FF006-201，FF006-202，FF007-203，FF007-204，
FF007-206，FF007-207，FF007-208，FF018-201，
FF018-202
V25-606

添付 2.7.2-44

許容圧力14.97MPa
13.30MPa
10.58MPa
9.97MPa
14.97MPa
9.97MPa
14.97MPa
9.97MPa
25.9MPa1.

強度評価
評価対象弁の構成部品のうち，隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時に破損が発生すると想定される部位として，弁箱及び弁蓋からなる弁本体の耐圧部並びに弁本体耐圧部の接合部について評価した。
(1)

弁本体の耐圧部の評価
設計・建設規格「解説 VVB-3100

弁の圧力温度基準」を適用し必要な最小厚さを算出し，実機の最小厚さが必要な最小厚さを上回ることを確認した。
Pd
2S 1.2Ptt：弁箱の必要な厚さ
P：ＩＳＬＯＣＡ発生時のピーク圧力（＝8.2MPa）d：内径（mm）
S：設計降伏点（MPa）(2)

弁耐圧部の接合部の評価
設計・建設規格「VVC-3310

弁箱と弁ふたがフランジ結合の弁のフランジ応力評価」を適用しボルトの必要な断面積及び許容応力を算出し，実機のボルトの断面積がボルトの必要な断面積を上回り，かつ，発生応力が許
容応力を下回ることを確認した。
別第 3-3 表
弁番号
F086
F080A
F060A
FF029-201
FF029-202

ボルトの必要な断面積と許容応力ボルトの実機の断面積(mm２ )
901
901
321
601
601

ボルトの必要な断面積(mm２ )
694
833
190
318
318

添付 2.7.2-45

発生応力
(MPa)
117
116
98
73
73

許容応力
(MPa)
177
177
165
165
165

上記の条件を満たさない弁については，ボンネットボルトの内圧と熱による伸び量及びボンネットフランジと弁箱の熱による伸び量を評価し，ボ
ンネットボルトの伸び量からボンネットフランジと弁箱フランジの伸び量を差し引いた伸び量がプラスの場合とマイナスの場合について評価した。
・伸び量がプラスの場合
ボンネットボルトの伸び量からボンネットフランジと弁箱フランジの伸び量を差し引いた伸び量がガスケットの復元量 ※ ３ を下回ることを確認した。
※3

ガスケットに締付面圧を加えていくと弾性変形が生じ，更に締付面圧を加えていくと塑性変形が生じる。塑性変形したガスケットの締付面圧を緩和した場合，弾性領域分のみが復元する性質がある。弁耐圧部の接合部のシールのため，ガスケットには塑性領域まで締付面圧を加えており，
締付面圧緩和時に弾性領域分の復元が生じ，復元量以下であればシール性は確保される。ガスケットの復元量は，メーカ試験によって確認した値。

・伸び量がマイナスの場合
伸び量がマイナスの場合は，弁耐圧部の接合部は増し締めされることになることから，ボンネットナット座面の発生応力が材料の許容応力を下回ること，ボンネットフランジと弁箱フランジの合わせ面がメタルタッチする弁については合わせ面の発生応力が材料の許容応力を下回ることを確認した。

添付 2.7.2-46

ａ．伸び量によるフランジの評価(a)

内圧による伸び量
・ボンネットボルトの発生応力④＝(1,000×①

⑧

＝(π×⑤

⑨

＝④

−⑧

⑩

＝⑨

／②

⑫

＝⑩

／⑪

×②

)／(0.2×③

×8.2／4)×(⑤

)

＋8×⑥

×⑦

)

①

：締付けトルク値（N・m）②：ボンネットボルト本数（本）③：ボンネットボルト外径（mm）④：ボンネットボルト締付けトルクによる全締付荷重（N）⑤：ガスケット反力円の直径（mm）⑥：ガスケット有効幅（mm）⑦：ガスケット係数⑧：8.2MPa の加圧に必要な最小荷重（N）⑨：不足する荷重（N）⑩：ボンネットボルト 1 本当たりに発生する荷重（N）⑪：ボンネットボルト径面積（mm２ ）⑫：ボンネットボルトの発生応力（MPa）

・ボンネットボルトの内圧による伸び量⑦＝(⑫

×(①＋②))／③①：ボンネットフランジ厚さ（mm）②：弁箱フランジ厚さ（mm）
添付 2.7.2-47

③：ボンネットボルト材料の縦弾性係数（MPaat 288℃）⑦：ボンネットボルトの内圧による伸び量（mm）(b)

熱による伸び量・ボンネットボルトの熱による伸び量⑧＝④×(①＋②)×(288℃−20℃)①：ボンネットフランジ厚さ（mm）②：弁箱フランジ厚さ（mm）④：ボンネットボルト線膨張係数（mm／mm℃

at 288℃）⑧：ボンネットボルトの熱による伸び量（mm）※

伸び量を大きく見積もるため，隔離弁の誤開放等による加圧事象
発生前後の温度差を大きくするように保守的に低めの温度を設
定・ボンネットフランジ及び弁箱フランジの熱による伸び量⑨＝⑤×①×(288℃−20℃)＋⑥×②×(288℃−20℃)①：ボンネットフランジ厚さ（mm）②：弁箱フランジ厚さ（mm）⑤：ボンネットフランジ線膨張係数（mm／mm℃⑥：弁箱フランジ線膨張係数（mm／mm℃

at 288℃）

at 288℃）⑨：ボンネットフランジ及び弁箱フランジの熱による伸び量（mm）※

伸び量を大きく見積もるため，隔離弁の誤開放等による加圧事象
発生前後の温度差を大きくするように保守的に低めの温度を設
定

添付 2.7.2-48

(c)

伸び量
伸び量（mm）＝⑦＋⑧−⑨⑦：ボンネットボルトの内圧による伸び量（mm）⑧：ボンネットボルトの熱による伸び量（mm）⑨：ボンネットフランジ及び弁箱フランジの熱による伸び量（mm）

ｂ．ボンネット座面の面圧
ボンネットボルト締付荷重として評価された荷重⑧をボンネットナ

ット座面の面積 S で除し面圧を算出する。
・ボンネットナット座面の面積（ナット座面丸面の場合）
S＝(a２ −b ２ )／4×π
a：ボンネットナット面外径（mm）
b：ボンネット穴径（mm）
S：ボンネットナット面面積（mm２ ）・ボンネットナット座面の面積（ナット座面平面の場合）
S＝(√3／16×a２ ×6)−(b ２ ×π／4)
a：ボンネットナット面外径（mm）
b：ボンネット穴径（mm）
S：ボンネットナット面面積（mm２ ）・ボンネット座面の面圧
d＝⑧／(S×c)

c：ボンネットボルト本数（本）d：ボンネットナット応力（MPa）
S：ボンネットナット面面積（MPa）
添付 2.7.2-49

ｃ．ボンネットフランジ及び弁箱フランジの合わせ面の面圧
ボンネットボルト締付荷重として評価された⑧を合わせ面の面積 Sで除し面圧を算出する。
・ボンネットフランジ及びリフト制限板の合わせ面の面積
S＝(a２ −b ２ )／4×π
a：メタルタッチ部外径（mm）
b：メタルタッチ部内径（mm）
S：メタルタッチ部面積（mm２ ）・ボンネットフランジ及びリフト制限板の合わせ面の面圧
d＝⑧／S

d：メタルタッチ部応力（MPa）
S：メタルタッチ部面積（mm２ ）

1.3

評価結果

弁（逃がし弁を除く。）の各部位について評価した結果，別第 3-3 表から別第3-5 表に示すとおり実機の値は判定基準を満足し，保守的に弁開放直後のピー
ク圧力（8.2MPa［gage］）及び原子炉冷却材温度（288℃）が同時に継続して負荷された条件下で破損せず，漏えいは発生しないことを確認した。

添付 2.7.2-50

別第 3-3 表

弁耐圧部の強度評価結果

添付 2.7.2-51

評価部位

材料

P：内圧
（MPa）

d：内径（mm）

S：設計降伏点（MPa）

実機の最小厚さ（mm）

計算上必要な厚さ
（mm）

F003A
F016A
F024A
F027A
F031A
F047A
F048A
F049
F063A
F086
F098A
F170A
F065A
F072A
F080A
F060A
FF029-201
FF029-202

SCPH2
SCPL1
SCPL1
SCPH2
SCPH2
SCPH2
SCPH2
SCPH2
SCPH2
SCPH2
SCPH2
SCPL1
SCPH2
SCPH2
SCPH2
SCPH2
SUS304
SUS304

8.2
8.2
8.2
8.2
8.2
8.2
8.2
8.2
8.2
8.2
8.2
8.2
8.2
8.2
8.2
8.2
8.2
8.2

480
416
480
144
444.5
480
660
184
184
90
500
280
136.5
184
102
54
45
45

191
186
186
191
191
191
191
191
191
191
191
186
191
191
191
191
128
128

22.0
20.0
24.0
10.0
22.5
22.0
31.0
7.0
11.0
8.0
23.0
16.0
8.0
11.0
9.0
6.5
12.5
12.5

10.6
9.5
10.9
3.2
9.8
10.6
14.6
4.1
4.1
2.0
11.1
6.4
3.1
4.1
2.3
1.2
1.5
1.5

別第 3-4 表

弁耐圧部の接合部評価結果（ボンネットボルトの伸び量）

添付 2.7.2-52

ﾎﾞﾝﾈｯﾄ
ﾎﾞﾙﾄの材料⑤線膨張係数(ﾎﾞﾝﾈｯﾄﾌﾗﾝ
ｼﾞ)(mm／mm℃)

186,960
186,960
186,960
186,960④線膨張
係数(ﾎﾞﾝﾈｯﾄ
ﾎﾞﾙﾄ)
(mm／
mm℃)
1.33E-05
1.33E-05
1.33E-05
1.33E-05

A193 B7
A320 L7
A320 L7
A193 B7

1.29E-05
1.29E-05
1.29E-05
1.29E-05

186,960

1.29E-05

SCM435

1.29E-05

F047A
66
66
186,960 1.33E-05 A193 B7
F048A
65
65
186,960 1.33E-05 A193 B7
F049
41
41
186,960 1.33E-05 A193 B7
F063A
24
26
186,960 1.29E-05
SCM435F098A
50
54
186,960 1.29E-05
SCM435
F170A
47
53
186,960 1.29E-05
SNB7
F065A
27
0※
186,960 1.29E-05
SCM435F072A
24
26
186,960 1.29E-05
SCM435※ 弁箱がフランジを持たない構造のため，値を 0 とした。

1.29E-05
1.29E-05
1.29E-05
1.29E-05
1.29E-05
1.29E-05
1.32E-05
1.29E-05

弁番号①ﾎﾞﾝﾈｯﾄ
ﾌﾗﾝｼﾞ
厚さ
(ふた)
(mm)

②弁箱
ﾌﾗﾝｼﾞ
厚さ
(mm)

③縦弾
性係数
(ﾎﾞﾝﾈｯﾄ
ﾎﾞﾙﾄ)
(MPa)

F003A
F016A
F024A
F027A

66
62
50
36

66
62
50
36

F031A

58

64

別第 3-5 表

ﾎﾞﾝﾈｯﾄ
ﾌﾗﾝｼﾞ
の材料
SCPH2
SCPL1
SCPL1
SCPH2
ASTM
A515
SCPH2
SCPH2
SCPH2
SCPH2
SCPH2
SCPL1
S25C
SCPH2

⑥線膨張
係数
(弁箱
ﾌﾗﾝｼﾞ)（mm／
mm℃）
1.29E-05
1.29E-05
1.29E-05
1.29E-05

弁箱
ﾌﾗﾝｼﾞ
の材料

⑦ﾎﾞﾝﾈｯﾄ
ﾎﾞﾙﾄの
内圧によ
る伸び量
(mm)

⑧ﾎﾞﾝﾈｯﾄ
ﾎﾞﾙﾄの
熱による
伸び量
(mm)

⑨ﾎﾞﾝﾈｯﾄ
ﾌﾗﾝｼﾞ及び弁箱ﾌﾗﾝｼﾞの熱による伸び
量(mm)

⑩伸び量
(mm)

ｶﾞｽｹｯﾄ
の
復元量

SCPH2
SCPL1
SCPL1
SCPH2

−0.004−0.007−0.032
0.008

0.469
0.440
0.355
0.256

0.457
0.429
0.346
0.249

0.008
0.004
−0.023
0.015

0.1
0.1
−
0.1

1.29E-05

SCPH2−0.029

0.422

0.422

−0.029

−1.29E-05
1.29E-05
1.29E-05
1.29E-05
1.29E-05
1.29E-05−
1.29E-05

SCPH2
SCPH2
SCPH2
SCPH2
SCPH2
SCPL1
−
SCPH2

−0.0040.051−0.006
0.011
0.032
0.001
−0.013
0.011

0.469
0.462
0.291
0.173
0.360
0.346
0.093
0.173

0.457
0.450
0.284
0.173
0.360
0.346
0.096
0.173

0.008
0.063
0.001
0.011
0.032
0.016
−0.016
0.011

0.1
0.1
0.1
0.2
0.2
0.2
−
0.2

弁耐圧部の接合部の評価結果（ボンネットナット座面の面圧評価結果）

弁番号

ﾎﾞﾝﾈｯﾄﾅｯﾄの材料

ﾎﾞﾝﾈｯﾄﾅｯﾄ
呼び径

ﾎﾞﾝﾈｯﾄﾅｯﾄ
面外径

ﾎﾞﾝﾈｯﾄ
穴径(mm)

ﾎﾞﾝﾈｯﾄﾅｯﾄ
面直径(mm２ )

ﾎﾞﾝﾈｯﾄ
穴面積(mm２ )

ﾎﾞﾝﾈｯﾄﾅｯﾄ
座面の面積

ﾎﾞﾝﾈｯﾄﾎﾞﾙﾄ
本数

F024A
F031A
F065A

A197 B7
SCM435
S45C

M33
M33
M16

48
52.5
23

36
36
19

−
−
−

1,017.9
1,017.9
283.5

792
1,147
132

24
20
8

ﾎﾞﾝﾈｯﾄﾅｯﾄ
締付部の
発生応力
(MPa)
128
95
202

ﾎﾞﾝﾈｯﾄ
ﾅｯﾄの
許容応力
(MPa)
427
596
360

別第 3-6 表

弁耐圧部の接合部の評価結果（ボンネットフランジ及び弁箱フランジの合わせ面の面圧）

弁番号

ﾎﾞﾝﾈｯﾄﾅｯﾄの材料

ﾒﾀﾙﾀｯﾁ部外径(mm)

ﾒﾀﾙﾀｯﾁ部内径(mm)

ﾒﾀﾙﾀｯﾁ部面積(mm２ )

F065A

S25C

23

19

159

ﾎﾞﾝﾈｯﾄﾌﾗﾝｼﾞと弁箱ﾌﾗﾝｼﾞの合わせ面の応力
(MPa)
152.5

ﾎﾞﾝﾈｯﾄﾌﾗﾝｼﾞの許容応力

ﾎﾞﾝﾈｯﾄﾌﾗﾝｼﾞの
許容応力

132

194

ﾎﾞﾝﾈｯﾄﾅｯﾄ
締付部の
発生応力
(MPa)
202

ﾎﾞﾝﾈｯﾄ
ﾅｯﾄの
許容応力
(MPa)
360

添付 2.7.2-53

別紙 5
計器からの漏えいの可能性について

計器について，保守的に弁開放直後のピーク圧力（8.2MPa［gage］）及び原子炉冷却材温度（288℃）が同時に継続して負荷された条件下で破損が発生しないことを以下のとおり確認した。

1.

圧力計，差圧計
隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時に加圧される以下の全ての計器について，隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時の圧力以上の計装設備耐圧値を有しており，構造材の温度上昇に伴う耐力低下（温度−30℃〜40℃における設計引張強さに対する 288℃における設計引張強さの割合は SUS316L の場合で約79％）を考慮しても加圧時における圧力以上であることから破損が発生しないことを確認した。

別第 4-1 表

圧力計，差圧計の設計圧力計装設備耐圧（MPa）14.7(150kg/cm2 )14.7(150kg/cm 2 )14.7(150kg/cm 2 )13.7(140kg/cm2 )14.7(150kg/cm 2 )14.7(150kg/cm 2 )14.7(150kg/cm 2 )14.7(150kg/cm 2 )計器番号PT-E12-N002A-1
PT-E12-N026A
PT-E12-N053A
dPT-E12-N058A
FT-E12-N013
FT-E12-N015A
FT-E12-N060A
FT-C61-N001

2.

温度計

2.1

評価方針

隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時に加圧される温度計について，耐圧部となる温度計ウェルの健全性を評価した。評価手法として，日本機械学会「配管内円通状構造物の流量振動評価指針（JSME S 012-1998）」に従い，同期振動添付 2.7.2-54

発生の回避又は抑制評価，一次応力評価並びに疲労評価を実施し，破損の有無を確認した。評価条件を別第 4-2 表に示す。

別第 4-2 表
圧力8.2MPa

2.2

評価方法

(1)

評価手順

温度
288℃

評価条件

流量
200m３ ／h

流体密度736kg／m３

動粘度1.25×10−７ m２ ／s

流力振動評価指針に従った評価手順を別第 4-1 図に示す。

添付 2.7.2-55

スタート

漏えい有

基本固有振動数の算出

換算流速 Vγ の算出

換算減衰率 C n の算出
同期振動の回避又は抑制評価(a)〜(c)のいずれかを満足するか？
(a) V γ ＜1(b) C ｎ ＞64(c) V γ ＜3.3 かつ Cｎ ＞2.5

NoYes
流体力による応力の算出

定常抗力による応力算出（σ Ｄ ）流れの乱れによるランダム振動応力の算出（σ Ｒ ）流力振動に対する強度評価

応力制限（σ Ｄ ，σ Ｒ と他の荷重との組み合わせ）

許容応力以下？

No

Yes
疲労評価（σ Ｒ ）設計疲労限以下？

No

Yes

漏えい無

別第 4-1 図(2)

配管内円柱状構造物の流力振動フロー

評価式
流力振動評価指針に従い評価を実施する場合に使用する評価式を別第4-3 表に示す。
添付 2.7.2-56

別第 4-3 表
項 目
1. 各 種 パ ラ
メータの算定

評価式（その１）
評価式

・基本固有振動数 f ０
２

f

０

2・ ・L

０

E ・I
m

・

２

I

・(d
64
1.875

４

４

d )

０

０

m

ｉ

・(d

4

Ｓ

２

２

d )

０

ｉ

・d

２

０

・換算流速 Vγ

V

γ

V
f・d
０

０

流速 V には流速分布が非一様（通常，管中心部で管壁部よりも流速は大きい。）の場合は，構造物周辺平均流速 V を用いる。

2・
V

n

L
)
n 1 D／ 2
(

ｅ

1

1
1
n

1 (

n
L
(
)
2・n 1 D／2
ｅ

L
)
D／2

２

ｅ

1
2
n

( n 1)( 2・n 1)
・V
・
2・n
２

ｍ

また，流速 V はエルボ等による偏流の影響を考慮して構造物周辺平均
流速 V に以下の割増係数を乗じた値とするが，今回は十分な保守性が確保されていることを確認するために割増係数「2」として計算する。
割増係数−
x：偏流発生源から構造物
までの距離
1.5
x／D≦3
D：配管内径1.25
3＜x／D≦5・換算減衰率 C ｎ

Cｎ

2・ m・σ・d０2・ ・＝0.002（ねじ接合），0.0005（溶接接合）

添付 2.7.2-57

別第 4-3 表
項 目
2. 流 体 力 に
よる応力
の算出

評価式（その 2）
評価式

・定常抗力による応力σ Ｄ

F・L・(2・L L )2・Z
1
F・ ・V ・d・C
2
C 1 .2
Ｄ

Ｄ

ｅ

ｅ

２

Ｄ

０

Ｄ

Ｄ

４

Z

４

d )
(d
・
d
32
０

ｉ

０

・ランダム振動応力振幅σ Ｒ
２E・Ｉ・y ( L）・
Z
L

０

Ｒ

Ｒ

２

・G( f )
64・ ・m・f ・(２y ( L) 2・C・
Ｒ

０

０

０

３

３

２

０

ｆ

)

C0＝3.0ξ ｆ ＝0β ０ ＝η ０ ／λ ０sinh( ) sin( )００・cosh( ) cos( )

０

０

０

L
)
L

０

・(1

０

0.734

ｅ

０

1
' ・ ・V ・d )G( f ) (C・
2
２

２

０

０

C

０

d
(f ・
)
V

０

０

＝0.13

4

(f )
０

1 4・ ・f
２

2

０

f・d
V

f

０

０

０

・外圧により円柱状構造物に発生する応力ρ Ｇ
厚肉円筒において，外圧がかかっている場合の円周方向の応力式を使用する。

2・ P・d
d
d

２

Ｇ

２

０

２

ｉ

添付 2.7.2-58

(3)

記号説明

B１ ，B ２
C０
CＤ
Cｎ
C
d０
dｉ
E
f０
FＤ
G

V

応力係数（−）
二乗平均値からピーク値への換算係数（−）
定常抗力係数（−）
換算減衰率
ランダム励振力係数（−）
構造物の代表外径（−）
構造物の代表内径（−）
構造物の縦弾性係数（Pa）
円柱状構造物の基本固有振動数（Pa）
単位長さ当たりの流体抗力（N／m）
単位長さ当たりのランダム励振力のパワースペクトル密度（N２ ・S／m２ ）構造物の断面二次モーメント（m２ ）応力集中係数（−）
構造物の長さ（m）
流体中に突き出た構造物長さ（m）
付加質量を含む構造物の単位長さ当たり質量（kg／m）
Re 数に基づく係数（−）
配管の最高使用圧力（MPa）
設計応力強さ（MPa）
流速（m／s）
断面平均流速（m／s）
構造物周辺平均流速（m／s）

VｒyＲ (L)
Z
β０
δ
ξ
ξｆ
ρ
ρｓ
σＤ
σＦ
σＲ
σＧ
Φ

換算流速（−）
ランダム振動変位振幅（m）
構造物の断面係数（m ３ ）基本振動モードの刺激係数（−）
空気中における構造物の対数減衰率（−）
空気中における構造物の臨界減衰比（−）
流体減衰（−）
流体の密度（kg／m３ ）構造物の密度（kg／m ３ ）定常抗力による応力（MPa）
設計疲労限（MPa）
ランダム振動応力振幅（MPa）
外圧により構造物に発生する応力（MPa）
ランダム励振力の規格化パワースペクトル密度（−）

I
K
L
Lｅ
m
n
P
Sｍ
V
Vｍ

添付 2.7.2-59

(4)

判定基準
流力振動評価指針に従い評価を実施する場合に使用する判定基準を別第4-4 表に示す。
別第 4-4 表

項 目
1. 同 期 振 動
の回避又
は抑制評
価
2. 流 力 振 動
に対する
強度評価

判定基準

判定基準
下記のいずれかを満足すること。
(a)Vγ ＜1(b)Cｎ ＞64(c)Vγ ＜3.3 かつ Cｎ ＞2.5・応力制限
組合せ応力は，設計建設規格より PPB-3520（クラス１）を適用した以下の条件を満足すること。
（クラス１）……B １・σ Ｇ ＋B２・
（σ Ｄ ＋σ Ｒ ）≦min（1.5・Sm，1.5・S）
B１ ＝1.0（ねじ接合），0.75（溶接接合）
B２ ＝4.0（ねじ接合），1.5（溶接接合）
・疲労評価
応力集中係数 K を考慮した応力振幅が以下の条件を満足すること。
K・σ Ｒ ≦σ Ｆ
K＝4.0（ねじ接合），4.2（溶接接合）

2.3

評価結果

計器について評価した結果，別第 4-5 表に示すとおり実機の値は判定基準を満足し，保守的に弁開放直後のピーク圧力（8.2MPa［gage］）及び原子炉冷却材
温度（288℃）が同時に継続して負荷された条件下で破損せず，漏えいは発生しないことを確認した。

添付 2.7.2-60

別第 4-5 表
流体条件

評価結果

配管仕様

構造物仕様

流
体
種
別

V
(m／s)

ρ
(kg／m
３
)

ク
ラ
ス

P
(MPa)

最高
使用
温度
(℃)

構造
物

計器
番号

温度
計ウ
ェル

TE-N004A

水

0.77

736

3

8.2

288

TE-N027A

水

0.76

736

3

8.2

288

構造
物

計器
番号

Vγ

Cｎ

(a)
V γ ＜1(b)
Cn ＞64

温度
計ウ
ェル
※1
※2
※3

TE-N004A

0.08

0.05

○

−

(c)
V γ ＜3.3
C ｎ ＞2.5−

TE-N027A

0.08

0.05

○

−

−

タイプ

材料

溶接
接合
溶接
接合

ASTM-A105
ASTM-A105

同期振動評価

d０
（×10
−３
m）

dｉ
（×10
−３
m）

L
（×10
−３
m）

Lｅ
（×10
−３
m）

ρｓ
（×10
３
kg／m
３
）

23.85

9.1

203

203

7.85

1.55

3.33

1.84

398.19

23.85

9.1

203

155.2

7.85

1.55

3.33

1.84

398.19

同期振動評価

I
（×10
−８ ４
m ）

m
(kg／
m)

E ※１
（×10
１１
Pa）

f０
(Hz)

応力制限

添付 2.7.2-61

6.24

Z
（×10
−６ ３
m ）
1.30

6.08

1.30

FＤ
(N／m)

σＤ
（MPa）

yＲ (L)（×10 − ８ m）

σＲ
（MPa）

σＧ
（MPa）

0.10

54.8

0.10

19.2

組合せ
応力
（MPa）
14.7

0.09

52.1

0.10

19.2

14.7

設計・建設規格 付録材料図表 Part6 表 1 における炭素量が 0.3％を超える炭素鋼の 288℃の値
S ｍ は設計・建設規格 付録材料図表 Part5 表 5 における ASTM-A105（SF490A）の 288℃の値
設計・建設規格 付録材料図表 Part8 図 1 における Su≦550MPa 線図の繰返しピーク応力強さを 288℃の縦弾性係数で補正した値

184

同期振動評価
応力
σＦ
振幅
（MPa）
(MPa)
0.43
76

184

0.41

※２

1.5・S
(MPa)

76

別紙 6
配管からの漏えいの可能性について

配管及び配管フランジ部について，保守的に弁開放直後のピーク圧力（8.2MPa［gage］）及び原子炉冷却材温度（288℃）が同時に継続して負荷された条件下
で破損が発生しないことを以下のとおり確認した。

1.

強度評価

1.1

評価部位の選定
配管の構成部品のうち漏えいが想定される部位は，高温・高圧の加わる配管と，配管と配管を繋ぐフランジ部があり，それらについて評価を実施した。
評価対象配管を別第 5-1 図に示す。

1.2

評価方法

(1)

配管の評価
クラス２配管の評価手法である設計・建設規格「PPC-3411(1)内圧を受ける直管」を適用して必要な厚さを算出し，実機の最小厚さが必要な最小厚さを上回ることを確認した。
t

PD
2S
0.8 P
０

t：管の計算上必要な厚さ（mm）
P：隔離弁の誤開放等による加圧事象発生時の圧力（＝8.2MPa）
D０ ：管の外径（mm）
S：設計引張強さ（MPa）
η：長手継手効率

添付 2.7.2-62

(2)フランジ部の評価
設計・建設規格「PPC-3414

フランジ」を適用してフランジの手法を適用してフランジ応力算定用圧力からフランジボルトの伸び量を算出したところ，伸び量がマイナスの場合は，フランジ部が増し締めされるため，ガスケット最大圧縮量を下回ることを確認した。
なお，熱曲げモーメントの影響については，設計・建設規格で規定されている（PPC-1.7）式を使用し，フランジ部に作用するモーメントを圧力に換算して評価を実施した。

1.3

評価結果

配管の各部位について評価した結果，別第 5-1 表及び別第 5-2 表に示すとおり実機の値は判定基準を満足し，保守的に弁開放直後のピーク圧力（8.2MPa［gage］）及び原子炉冷却材温度（288℃）が同時に継続して負荷された条件下
で破損せず，漏えいは発生しないことを確認した。

添付 2.7.2-63

添付 2.7.2-64
別第 5-1 図

残留熱除去系（Ａ系）

必要板厚評価対象配管（既工認系統図）

別第 5-1 表

添付 2.7.2-65

配管 No.

クラス
区分

D０ ：外径
(mm)

公称厚さ
(mm)

3

2

457.20

14.30

4

2

457.20

14.30

6

2

355.60

11.10

9

2

114.30

6.00

10

2

114.30

6.00

17

2

114.30

6.00

26

2

165.20

7.10

31

2

216.30

8.20

34

2

406.40

12.70

37

2

76.30

5.20

39

2

558.80

15.90

40

2

318.50

10.30

56

2

457.20

14.30

58

2

457.20

14.30

材料
SM41B
(SM400B)
SM41B(SM400B)
STPT42(STPT410)
STPT42(STPT410)
STPT42(STPT410)
STPT42(STPT410)
STPT42(STPT410)
STPT42(STPT410)
SM50B(SM490B)
STPT42(STPT410)
SM41B(SM400B)
STPT42(STPT410)
STPT42(STPT410)
STPT42(STPT410)

必要厚さ評価結果

評価圧力
(MPa)

評価温度
(℃)

η：継手
効率

公差
(％)

最小厚さ
(mm)

S:設計引張強さ(MPa)

必要厚さ t
(mm)

8.20

288

1.00

1.5

12.80

223.80

8.26

8.20

288

1.00

1.5

12.80

223.80

8.26

8.20

288

1.00

12.5

9.71

242.40

5.94

8.20

288

1.00

12.5

5.25

242.40

1.91

8.20

288

1.00

12.5

5.25

242.40

1.91

8.20

288

1.00

12.5

5.25

242.40

1.91

8.20

288

1.00

12.5

6.21

242.40

2.76

8.20

288

1.00

12.5

7.17

242.40

3.61

8.20

288

1.00

1.5

11.20

264.60

6.23

8.20

288

1.00

12.5

4.55

242.40

1.28

8.20

288

1.00

1.5

14.40

223.80

10.09

8.20

288

1.00

12.5

9.01

242.40

5.32

8.20

288

1.00

12.5

12.51

242.40

7.63

8.20

288

1.00

12.5

12.51

242.407.63

別第 5-2 表
フランジ用途F1150A 検出フランジ

フランジ部評価結果（1／2）
F2450A 検出フランジ

F3350A 検出フランジ

F4
安全弁取合フランジ

添付 2.7.2-66

F5
熱交換器ドレン
フランジ
40A
288
20
268
8.2
SUS304 4.5t×1
SCM43520
4186,960
8.2
1.00E+04

フランジ口径
150A
450A
350A
25A
評価温度(℃)
288
288
288
288
常温(℃)
20
20
20
20
評価温度⊿t(℃)＝ISLOCA 発生時温度−常温
268
268
268
268
評価圧力(MPa)
8.2
8.2
8.2
8.2
ガスケット仕様SUS304 4.5t×2
SUS304 4.5t×2
SUS304 4.5t×2
SUS304 4.5t×1
ボルト材質
SCM435
SCM435
SCM435
SCM435ボルトサイズ
20
30
30
16
ボルト仕様
本数
12
24
20
4
縦弾性係数 E(MPa)186,960
186,960
186,960
186,960
内圧(MPa)
8.2
8.2
8.2
8.2
フランジに作用する自重曲げモーメント ※ １ M(N・mm)
3.90E+05
6.42E+06
9.20E+05
2.00E+04
フランジに作用する熱伸び曲げモーメント ※１ M
3.37E+06
4.65E+07
2.81E+07
1.10E+05
2.40E+05(N・mm)※２
曲げモーメントによる等価圧力 Peq(MPa)
2.52
2.05
2.46
10.50
4.14
内圧 P＋等価圧力 Peq(MPa)
10.72
10.25
10.66
18.70
12.34
G(mm)
196.51508.78391.5339.867.5
有効断面積(mm ２ )A＝π／4G２
3.03E+04
2.03E+05
1.20E+05
1.24E+03
3.58E+03
発生荷重 F(N)＝(P＋Peq)×A
3.25E+05
2.08E+06
1.28E+06
2.33E+04
4.42E+04
ボルト 1 本当たりの荷重 F／n(N)2.71E+04
8.68E+04
6.42E+04
5.82E+03
1.10E+04
ボルト断面積 A2(mm ２ )234.9
562.09562.09150.33234.9
ボルト歪みε
6.17E-04
8.26E-04
6.11E-04
2.07E-04
2.51E-04
ボルト長さ L1(mm)
85.2
131.8
130
50
31
荷重によるボルト伸び量⊿L1(mm)
0.05
0.11
0.08
0.01
0.01
初期締付荷重(N)43,691
83,46449,45011,96025,062
初期締付による応力(MPa)
186.0
148.5
88.0
79.6
106.7
ボルト歪みε ０
9.95E-04
7.94E-04
4.71E-04
4.26E-04
5.71E-04
初期締付によるボルト伸び量⊿L0(mm)
0.08
0.10
0.06
0.02
0.02
ボルト熱膨張係数α1(mm／mm℃)
1.29E-05
1.29E-05
1.29E-05
1.29E-05
1.29E-05
フランジ熱膨張係数α2(mm／mm℃)
1.29E-05
1.29E-05
1.29E-05
1.29E-05
1.29E-05
オリフィス熱膨張係数α3(mm／mm℃)
1.71E-05
1.71E-05
1.70E-05−−
ガスケット内外輪熱膨張係数α4(mm／mm℃)
1.70E-05
1.70E-05
1.70E-05
1.70E-05
1.70E-05※1 該当するフランジを含んだ配管モデルにて応力解析を実施し，算出した値にて評価。
※2 設計・建設規格による機械的荷重による曲げモーメントを等価圧力に換算する式 Peq＝16M／(πG３)により算出。今回は，熱伸びによる曲げモーメントも本計算式により等価
圧力換算した。

別第 5-2 表

フランジ部評価結果（2／2）

添付 2.7.1-67

フランジ用途F1150A 検出フランジ

F2
450A 検出フランジ

F3350A 検出フランジ

F4
安全弁取合フランジ

ボルト熱伸び対象長さ L2(mm)
フランジ熱伸び対象長さ L3(mm)オリフィス熱伸び対象長さ L4(mm)ガスケット内外輪熱伸び対象長さ L5(mm)ボルト熱伸び⊿L2＝α1・L2・⊿T(mm)
フランジ熱伸び⊿L3＝α2・L3・⊿T(mm)オリフィス熱伸び⊿4＝α3・L4・⊿T(mm)
ガスケット内外輪熱伸び⊿5＝α4・L5・⊿T(mm)
伸び量⊿L1−⊿L0＋⊿L2−⊿L3−⊿L4−⊿L5(mm)ガスケットの初期圧縮量：最大(mm)
ガスケットの合計圧縮量(mm)
ガスケットの許容圧縮量(mm)

85.2
76.2
3.0
6.0
0.29
0.26
0.01
0.03
−0.04
2.40
2.44
2.60

131.8
120.8
5.0
6.0
0.46
0.42
0.02
0.03
−0.01
2.40
2.41
2.60

130.0
108.8
16.0
6.0
0.45
0.38
0.07
0.03
−0.01
2.40
2.41
2.60

50.0
47.0
−
3.0
0.17
0.16
−
0.01
−0.01
1.20
1.21
1.30

F5
熱交換器ドレン
フランジ
31.0
28.0
−
3.0
0.11
0.10
−
0.01
−0.01
1.20
1.21
1.30

別紙 7
破断面積の設定について

1.

評価部位の選定と破断面積の評価方法
別紙 2〜6 の評価結果から，隔離弁の誤開放等により残留熱除去系の低圧設計部分が加圧されたとしても，破損が発生しないことを確認した。
そこで，隔離弁の誤開放による加圧事象発生時の加圧範囲のうち最も大きなシール構造であり，損傷により原子炉冷却材が流出した際の影響が最も大
きい熱交換器フランジ部に対して，保守的に弁開放直後のピーク圧力（8.2MPa［gage］）及び原子炉冷却材温度（288℃）が同時に継続して負荷され，かつ，
ガスケットに期待しないことを想定した場合の破断面積を評価した。
ａ．内圧による伸び量
・フランジのボルト荷重⊿W
W

G・( P
２

4

２

P)
1

G：ガスケット反力円の直径（＝D０ −2b＝2,153mm）
1
D D
(
2
2

2.5

b

０

ｉ

2)

D０ ：ガスケット接触面の外径（＝2,170mm）
Dｉ ：ガスケット接触面の内径（＝2,120mm）
P１ ：設計条件における圧力（5.18MPa）
P２ ：隔離弁の誤開放による加圧事象発生時の圧力（＝8.2MPa）・内圧による伸び量⊿L1
L1

H

ｂ

W
N・A
ｂ

1
E

Hｂ ：ボルト長さ（ナット下面−ボルト留め部間）（＝349.5mm）
添付 2.7.2-68

Nｂ ：ボルト本数（＝68）
A：ボルト有効径における断面積（＝π／4×46.051２ ＝1,665mm２ ）E：ボルトのヤング率（＝187,000N／mm２ at288℃[SNCM8]）ｂ．熱による伸び量
・ボルトの熱による伸び量⊿L2
L 2＝

H

１

ｂ

(288℃ 20℃)

α １ ： ボ ル ト の 熱 膨 張 係 数 （ ＝ 13.98×10 − ６ mm／ mm℃ at288℃[SNCM8]）
Nｂ ：ボルト長さ（＝349.5mm）
・管板及びフランジの熱による伸び量⊿L3
L3(h１ h 2) (288℃ 20℃)２

α ２ ：管板及び胴側フランジの熱膨張係数（＝12.91×10 − ６ mm／
mm℃ at288℃[SF50，SFV1]）
h1：胴側フランジ厚さ（＝150mm）
h2：管板厚さ（＝195mm）

ｃ．破断面積 AA

Dｉ(⊿L1＋⊿L 2 ⊿L3)

Dｉ ：ガスケット接触面の内径（＝2,120mm）

2.

破断面積の評価結果
熱交換器フランジの破断面積について評価した結果，別第 6-1 表に示すと
おり破断面積は約 21cm２ となる。

添付 2.7.2-69

別第 6-1 表
評価部位

圧力
(MPa)

温度
(℃)

＋
⊿L1
0.19

フランジ部
8.2
288
⊿L1：ボルトの内圧による伸び量⊿L2：ボルトの熱による伸び量⊿L3：管板及びフランジ部の熱による伸び量

破断面積評価結果

伸び量（mm）
＋
⊿L2
1.31

−
⊿L3
1.19

添付 2.7.2-70

内径
(mm)
2,120

全部材
伸び量
(mm)
0.31

破断
面積
(cm ２ )
約 21

別紙 8
ＩＳＬＯＣＡ発生時の原子炉冷却材漏えい量評価
及び原子炉建屋内環境評価

1.

評価条件
有効性評価の想定のとおり，残留熱除去系（Ｂ系）におけるＩＳＬＯＣＡ
発生時の原子炉冷却材の漏えい量及び原子炉建屋内の環境（雰囲気温度，湿度及び圧力）を評価した。
原子炉建屋内の環境評価特有の評価条件を別第 7-1 表に，原子炉建屋のノード分割図及び原子炉建屋平面図を別第 7-1 図及び別第 7-2 図に示す。
なお，高圧炉心スプレイ系ポンプ室及び原子炉隔離時冷却系ポンプ室は他室と水密扉で区切られており，蒸気の移動がほぼないため，解析においても蒸気の移動を考慮していない。

添付 2.7.2-71

別第 7-1 表
項

解析コード

目

原子炉建屋内の環境評価条件
主要解析条件ＭＡＡＰ４

条件設定の考え方
格納容器及び原子炉建屋等の詳細ノードのモデル化が可能であり，隔離弁の閉止操作等の重大事故等対策を考慮した事
象進展を模擬することが可能である解析コード
有効性評価の解析と同様

残留熱除去系（Ｂ系）
熱交換器室
漏えい面積
約 21cm２
有効性評価の解析と同様
・原子炉水位低下（レベル２）設定点 有効性評価の解析と同様
到達時に，原子炉隔離時冷却系による原子炉注水開始
・低圧炉心スプレイ系を起動し，事象発生 15 分後に逃がし安全弁（自動減圧機能）7 弁による原子炉減圧・事象発生 17 分後に低圧代替注水系
事故シナリオ（常設）を起動・原子炉水位回復後，低圧炉心スプレ
イ系を停止し，原子炉水位を原子炉
水位（レベル３）設定点以上に維持・事象発生 25 分後，サプレッション・
プール冷却開始
・事象発生 5 時間後，残留熱除去系隔離完了
原子炉建屋東西の物理的分離
原子炉建屋モデル
別第 7-1 図参照
等を考慮して設定
原子炉建屋壁から
雰囲気温度，湿度及び圧力の観
考慮しない
環境への放熱点から厳しい想定として設定
雰囲気温度，湿度及び圧力の観原子炉建屋換気系
考慮しない
点から厳しい想定として設定
ブローアウトパネル
設計値を設定6.9kPa[gage]
開放圧力 ※※：現在設置されているブローアウトパネル 12 枚のうち 2 枚を閉止する方針であるが，本評
価では 12 枚全てに期待している。なお，全てのブローアウトパネルに期待しない場合の評価を別紙 9 に示している。
漏えい箇所

添付 2.7.2-72

ブロ ーア ウ トパネル
6階

階段 ，大 物 搬入 口

階段
4 〜 5 階西側区画

4 〜 5 階 東側 区画

ブロ ーア ウ トパネル

ブロ ーア ウ トパ ネル

大物 搬入 口階段
3 階西側区画3 階東 側区 画

添付 2.7.2-73

大物 搬入 口階段
1 〜 2 階西側区画

1 〜 2 階 東側 区画

扉

扉

残留 熱除 去 系Ｂ
熱交 換器 室

階段
扉

地下 1 階西側区画

扉

地下 1 階 東側 区画

階段
高圧炉心
スプレイ系
ポンプ室

残留 熱除 去 系Ａ
熱交 換器 室階段

階段

残留 熱除 去 系Ｂ
ポン プ室

残留 熱除 去 系Ｃ
ポン プ室

階段
残留 熱除 去 系Ａ
ポン プ室

階段
低圧 炉心
スプ レイ 系
ポン プ室

原子 炉隔 離 時
冷却 系
ポン プ室

扉
扉

：漏 えい 箇 所

別第 7-1 図原子炉建屋内ノード分割モデル：水 密扉

添付 2.7.2-74
別第 7-2 図原子炉建屋平面図（地下 2 階）

添付 2.7.2-75
別第 7-2 図原子炉建屋平面図（地下 1 階）

添付 2.7.2-76
別第 7-2 図原子炉建屋平面図（1 階）添付 2.7.2-77
別第 7-2 図原子炉建屋平面図（2 階）添付 2.7.2-78
別第 7-2 図原子炉建屋平面図（3 階）添付 2.7.2-79
別第 7-2 図原子炉建屋平面図（4 階）添付 2.7.2-80
別第 7-2 図原子炉建屋平面図（5 階）添付 2.7.2-81
別第 7-2 図原子炉建屋平面図（6 階）

2.

評価結果
原子炉冷却材の積算漏えい量の推移を別第 7-3 図に，原子炉建屋内の雰囲
気温度（西側区画），雰囲気温度（東側区画），湿度（西側区画），湿度（西側区画），圧力（西側区画）及び圧力（東側区画）の推移を別第 7-4 図から別第7-9 図に示す。
別第 7-3 図に示すとおり，現場隔離操作の完了時間として設定している事
象発生 5 時間までの原子炉冷却材の漏えい量は約 300t である。また，別第7-4 図及び別第 7-5 図に示すとおり，原子炉減圧操作後に建屋内環境が静定する事象発生 2 時間から 5 時間までのアクセスルート及び操作場所の雰囲気
温度の最大値は 41℃である。
なお，ブローアウトパネルが設置されている 4〜5 階西側区画，4〜5 階東側区画及び 6 階全ての圧力はブローアウトパネルの設定圧力に到達し，ブローアウトパネルが開放している。

添付 2.7.2-82

500

破損系統の隔離による原子炉冷却材漏えいの停止

400

冷
却
材
流
出
量
（t）

原子炉減圧による
原子炉冷却材漏えい量の低下
300

200

100

0
0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

事故後の時間(時間)(h)
JOB No.MA47BNT2LOCAWG33001

別第 7-3 図

原子炉冷却材の積算漏えい量

添付 2.7.2-83

10

120
残留熱除去系(B)ポンプ室
残留熱除去系(C)ポンプ室

100
原
子
炉
建
屋
内
温
度
(℃)

原子炉建屋 地下1階西側
原子炉建屋 1〜2階西側
原子炉建屋 3階西側

80

原子炉建屋 4〜5階西側
原子炉建屋 6階

60

40

20

0
0

10

20

30

40

(h)
事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33001

別第 7-4 図

原子炉建屋内の雰囲気温度の推移（西側区画）

120
低圧
炉心 ス プレ イ系 ポ ンプ 室
LPCSポンプ室

原子炉建屋 地下1階東側

100

原子炉建屋 1〜2階東側
原
子
炉
建
屋
内
温
度
(℃)

原子炉建屋 3階東側
原子炉建屋 4〜5階東側

80

原子炉建屋 6階
60

40

20

0
0

10

20

30

(h)
事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33001

別第 7-5 図原子炉建屋内の雰囲気温度の推移（東側区画）

添付 2.7.2-84

40

100

80
原
子
炉
建
屋
内
湿
度

60
残留熱除去系(B)ポンプ室
残留熱除去系(C)ポンプ室
原子炉建屋 地下1階西側
40

原子炉建屋 1〜2階西側(％)

原子炉建屋 3階西側
原子炉建屋 4〜5階西側
原子炉建屋 6階

20

0
0

10

20

30

40

(h)
事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33001

別第 7-6 図原子炉建屋内の湿度の推移（西側区画）

100
LPCSポンプ室
低圧 炉心 ス プレ イ系 ポ ンプ 室
原子炉建屋 地下1階東側
原子炉建屋 1〜2階東側

80
原
子
炉
建
屋
内
湿
度

原子炉建屋 3階東側
原子炉建屋 4〜5階東側
原子炉建屋 6階
60

40
(％)

20

0
0

10

20

30

(h)
事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33001

別第 7-7 図原子炉建屋内の湿度の推移（東側区画）

添付 2.7.2-8540

0.016
残留熱除去系(B)ポンプ室
0.014

残留熱除去系(C)ポンプ室
原子炉建屋 地下1階西側
原子炉建屋 1〜2階西側

0.012
原
子
炉
建
屋
内
圧
力

原子炉建屋 3階西側
原子炉建屋 4〜5階西側

0.010

原子炉建屋 6階
0.008

0.006

(MPa[gage])
0.004

0.002

0.000
0

10

20

30

40

(h)
事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33001

別第 7-8 図原子炉建屋内の圧力の推移（西側区画）

0.016
低圧
炉心 ス プレ イ系 ポ ンプ 室
LPCSポンプ室

0.014

原子炉建屋 地下1階東側
原子炉建屋 1〜2階東側

0.012
原
子
炉
建
屋
内
圧
力

原子炉建屋 3階東側
原子炉建屋 4〜5階東側

0.010

原子炉建屋 6階

0.008

0.006
(MPa[gage])
0.004

0.002

0.000
0

10

20

30

(h)
事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33001

別第 7-9 図原子炉建屋内の圧力の推移（東側区画）

添付 2.7.2-86

40

別紙 9
ブローアウトパネルに期待しない場合の
ＩＳＬＯＣＡ発生時の原子炉冷却材漏えい量評価
及び原子炉建屋内環境評価

1.

評価条件
別紙 8 の評価条件のうち，ブローアウトパネルが開かない場合の条件で評価を実施した。

2.

評価結果
原子炉冷却材の積算漏えい量の推移を別第 8-1 図に，原子炉建屋内の雰囲
気温度（西側区画），雰囲気温度（東側区画），湿度（西側区画），湿度（西側区画），圧力（西側区画）及び圧力（東側区画）の推移を別第 8-2 図から別第8-7 図に示す。
別第 8-1 図に示すとおり，現場隔離操作の完了時間として設定している事
象発生 5 時間までの原子炉冷却材の漏えい量は約 300t である。また，別第8-2 図及び別第 8-3 図に示すとおり，原子炉減圧操作後に建屋内環境が静定する事象発生 2 時間から 5 時間までのアクセスルート及び操作場所の雰囲気
温度の最大値は 44℃である。ブローアウトパネルに期待する場合と期待しない場合の比較を第 8-1 表に示す。
第 8-1 表ブローアウトパネルに期待する場合と期待しない場合の評価結果の比較

項 目
原子炉冷却材の漏えい量
事象発生 2 時間から 5 時間までのアクセスルート及び雰囲気温度の最大値期待する場合300t

期待しない場合
300t

41℃

44℃

添付 2.7.2-87

500

400

冷
却
材
流
出
量
（t）

300

200

100

0
0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33000

別第 8-1 図

原子炉冷却材の積算漏えい量

添付 2.7.2-88

10

120
残留熱除去系(B)ポンプ室
残留熱除去系(C)ポンプ室

100
原
子
炉
建
屋
内
温
度
(℃)

原子炉建屋 地下1階西側
原子炉建屋 1〜2階西側
原子炉建屋 3階西側

80

原子炉建屋 4〜5階西側
原子炉建屋 6階

60

40

20

0
0

10

20

30

40

事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33000

別第 8-2 図原子炉建屋内の雰囲気温度の推移（西側区画）

120
低圧
炉心 ス プレ イ系 ポ ンプ 室
LPCSポンプ室

原子炉建屋 地下1階東側

100

原子炉建屋 1〜2階東側
原
子
炉
建
屋
内
温
度
(℃)

原子炉建屋 3階東側
原子炉建屋 4〜5階東側

80

原子炉建屋 6階
60

40

20

0
0

10

20

30

40

事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33000

別第 8-3 図原子炉建屋内の雰囲気温度の推移（東側区画）

添付 2.7.2-89

100

80
原
子
炉
建
屋
内
湿
度

60

残留熱除去系(B)ポンプ室
40

残留熱除去系(C)ポンプ室(％)

原子炉建屋 地下1階西側
原子炉建屋 1〜2階西側
原子炉建屋 3階西側

20

原子炉建屋 4〜5階西側
原子炉建屋 6階

0
0

10

20

30

40

事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33000

別第 8-4 図

原子炉建屋内の湿度の推移（西側区画）

100

80
原
子
炉
建
屋
内
湿
度

60

40
(％)

低圧
炉心 ス プレ イ系 ポ ンプ 室
LPCSポンプ室

原子炉建屋 地下1階東側
原子炉建屋 1〜2階東側

20

原子炉建屋 3階東側
原子炉建屋 4〜5階東側
原子炉建屋 6階
0
0

10

20

30

事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33000

別第 8-5 図原子炉建屋内の湿度の推移（東側区画）

添付 2.7.2-90400.016
残留熱除去系(B)ポンプ室
0.014

残留熱除去系(C)ポンプ室
原子炉建屋 地下1階西側
原子炉建屋 1〜2階西側

0.012
原
子
炉
建
屋
内
圧
力

原子炉建屋 3階西側
原子炉建屋 4〜5階西側

0.010

原子炉建屋 6階
0.008

0.006

(MPa[gage])
0.004

0.002

0.000
0

10

20

30

40

事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33000

別第 8-6 図原子炉建屋内の圧力の推移（西側区画）

0.016
低圧
炉心 ス プレ イ系 ポ ンプ 室
LPCSポンプ室

0.014

原子炉建屋 地下1階東側
原子炉建屋 1〜2階東側

0.012
原
子
炉
建
屋
内
圧
力

原子炉建屋 3階東側
原子炉建屋 4〜5階東側

0.010

原子炉建屋 6階

0.008

0.006
(MPa[gage])
0.004

0.002

0.000
0

10

20

30

事故後の時間(時間)JOB No.MA47BNT2LOCAWG33000

別第 8-7 図原子炉建屋内の圧力の推移（東側区画）

添付 2.7.2-91

40

別紙 10ＩＳＬＯＣＡ発生時の原子炉建屋内線量率評価
及び敷地境界外の実効線量評価

1.
(1)

原子炉建屋内線量率について評価の想定
破断口から原子炉建屋に漏えいした原子炉冷却材中の放射性物質のうち気相に移行する放射性物質及び燃料から追加放出される放射性物質が原子炉建屋から環境への漏えいは考慮せずに原子炉建屋内に均一に分布するものとして原子炉建屋内の線量率を評価した。
評価上考慮する核種は現行設置許可と同じものを想定し，線量評価の条件となる I-131 の追加放出量は，実績データから保守的に設定した。
運転開始から施設定期検査による原子炉停止時等に測定しているＩ-131の追加放出量の最大値は約 41Ci（約 1.5×10 １２ Bq）[昭和 62 年 4 月 9 日（第8 回施設定期検査）]であり，評価に使用するＩ-131 の追加放出量は，実績値を包絡する値として 100Ci（3.7×10 １２ Bq）と設定した。
また，放出される放射性物質には，冷却材中に含まれる放射性物質があるが，追加放出量と比較すると数％程度であり，追加放出量で見込んだ余裕分に含まれるため考慮しないものとする。
原子炉建屋内の作業の被ばく評価においては，放射線防護具（自給式呼吸用保護具等）を装備することにより内部被ばくの影響が無視できるため，
外部被ばくのみを対象とする。

添付 2.7.2-92

別第 9-1 表
項

評価条件（追加放出量）
評価値

実績値（最大）I-131 追加放出量（Bq）

3.7×10 １２

1.5×10１２（昭和 62 年 4 月 9 日（第 8 回施設定期検査））

希ガス及びハロゲン等の追加放出量（γ線 0.5MeV 換算値）（Bq）

2.3×10 １４

―

(2)

目

評価の方法
原子炉建屋内の空間線量率は，以下のサブマージョンモデルにより計算する。サブマージョンモデルの概要を別第 9-1 図に示す。
D

6.2

10 １４ ・

Qγ
E ・ 1
V / γ

e μ・

・3600

ここで，
Ｄ

：放射線量率（Gy／h）

6.2×10−１４ ：サブマージョンモデルによる換算係数
Ｑγ

・ ３・
・

・

：原子炉建屋内放射性物質量（Bq：γ線実効エネルギ 0.5MeV 換算値）

Ｖ Ｒ/Ｂ

：原子炉建屋空間体積（85,000m ３ ）Ｅγ：γ線エネルギ（0.5MeV／dis）

μ：空気に対するγ線のエネルギ吸収係数（3.9×10−３ ／m）

Ｒ：評価対象エリア（原子炉建屋地上 3 階）の空間容積と等価な半球の半径（m）

R
Ｖ ＯＦ

3・V
2・π

：評価対象エリア（原子炉建屋地上 3 階）の容積（5,000m３ ）添付 2.7.2-93

原子炉建屋
放出された放射性物質の全量が原子炉建屋内に均一に分布するものとし，建屋内の放射性物質濃度を設定する。
保守的に原子炉建屋から環境への放射性物質の放出は考慮しない。

原子炉建屋 3 階
（作業フロア）

作業場 所か ら 見渡せ る 範囲を対 象とし，格納容器が遮蔽となる範囲の被ばくは考慮しない。
保守的 に建 屋 内の格 納 容器以外 の構造物，配管，機器等の遮蔽は考慮しない。また，空間容積は原子炉建屋内の アクセスルー ト及び隔離 操作場 所となる 1 階から 3 階のうち最も大きい
3 階の値を使用した。

原子炉建屋

格納容器

：作業員
：評価対象範囲
原子炉建屋 3 階（平面図）

評価対 象範 囲 の体積 を 保存し半球状 の空間に放 射性物質が 均一に分布
す るものとし て空間線量 率を評価する。

サブマージョンモデル概要図別第 9-1 図

サブマージョンモデルの概要

添付 2.7.2-94

評価の結果評価結果を別第 9-2 図に示す。線量率の最大は約 15.2mSv／h 程度であり，時間減衰によって低下するため，線量率の上昇が現場操作に影響を与える
可能性は小さく，期待している機器の機能は維持される。

20

外部被ばくによる実効線量率（mSv/h）

(3)

15

10

5

0
0

別第 9-2 図

246810 12 14 16
原子炉建屋立ち入り開始時間（h）

1820

原子炉建屋立ち入り開始時間と線量率の関係

なお，事故時には原子炉建屋内に漏えいした放射性物質が環境へ放出される可能性があるが，これらの事故時においては原子炉建屋放射能高の信号により中央制御室の換気系は閉回路循環運転となるため，中央制御室内にいる運転員は過度な被ばくの影響を受けることはない。

添付 2.7.2-95

別第 9-2 表

核種

添付 2.7.2-96

I−131
I−132
I−133
I−134
I−135
Br−83
Br−84
Mo−99
Tc−99mハロゲン等
合計
Kr−83mKr−85m
Kr−85
Kr−87
Kr−88
Xe−131m
Xe−133m
Xe−133
Xe−135m
Xe−135
Xe−138
希ガス
合 計
ハロゲン等
＋希ガス
合 計

ＩＳＬＯＣＡ時の放出量

収 率
（％）
2.84
4.21
6.77
7.61
6.41
0.53
0.97
6.13
5.4

崩壊定数
（d −1）
8.60E-02
7.30
8.00E-01
1.90E+01
2.52
6.96
3.14E+01
2.49E-012.76

γ線実効エネルギ
（MeV）
0.381
2.253
0.608
2.75
1.645
0.0075
1.742
0.16
0.13

−

−

0.53
1.31
0.29
2.54
3.58
0.040
0.19
6.77
1.06
6.63
6.28

3.70E+12
5.48E+12
8.82E+12
9.91E+12
8.35E+12
6.90E+11
1.26E+12
7.99E+12
7.04E+12

追加放出量（Bq）（γ線実効エネルギ0.5MeV換算値）
2.82E+12
2.47E+13
1.07E+13
5.45E+13
2.75E+13
1.04E+10
4.40E+12
2.56E+12
1.83E+12−

5.32E+13

1.29E+14

9.09
3.71
1.77E-04
1.31E+01
5.94
5.82E-02
3.08E-01
1.31E-01
6.38E+01
1.83
7.04E+01

0.00250.159
0.0022
0.793
1.950
0.020
0.042
0.045
0.432
0.250
1.183

1.38E+12
3.41E+12
2.25E+11
6.62E+12
9.33E+12
1.04E+11
4.95E+11
1.76E+13
2.76E+12
1.73E+13
1.64E+13

6.90E+09
1.09E+12
9.91E+08
1.05E+13
3.64E+13
4.17E+09
4.16E+10
1.59E+12
2.39E+12
8.64E+12
3.87E+13−−−

7.56E+13

9.93E+13−−−

1.29E+14

2.28E+14

追加放出量（Bq）

2.
(1)

敷地境界外の実効線量評価について
評価想定
敷地境界外の実効線量評価では，ＩＳＬＯＣＡにより原子炉建屋内に放出された核分裂生成物が大気中に放出されることを想定し，非居住区域境
界の実効線量を評価した。評価条件は別第 9-1 表から別第 9-5 表に従うものとする（別紙 11）。
破断口から漏えいする原子炉冷却材が原子炉建屋内に放出されることに伴う減圧沸騰によって気体となる分が建屋内の気相部へ移行するものとし，破断口から漏えいする冷却材中の放射性物質が気相へ移行する割合は，運転時の原子炉冷却材量に対する原子炉建屋放出に伴う減圧沸騰による蒸発量の割合から算定した。燃料から追加放出される放射性物質が気相へ移行する割合は，燃料棒内ギャップ部の放射性物質が原子炉圧力の低下割合に応じて冷却材中に放出されることを踏まえ，同様に運転時の原子炉冷却材量に対する原子炉減圧に伴う減圧沸騰による蒸発量の割合から算定した。
また，破断口及び逃がし安全弁から放出される蒸気量は，各々の移行率に応じた量が流出するものとした。（別第 9-3 図及び別第 9-4 図参照）
その結果，放出量は別第 9-4 表に示すとおりとなった。

(2)

評価結果
「ＬＯＣＡ時注
敷地境界外における実効線量は約 1.2×10−１ mSv となり，水機能喪失」における耐圧強化ベント系によるベント時の非居住区域境界
での実効線量（約 6.2×10−１ mSv）及び事故時線量限度の 5mSv を下回った。
なお，評価上は考慮していないものの，原子炉建屋に放出された放射性物質は外部に放出されるまでの建屋内壁への沈着による放出量の低減に期待できること及び冷却材中の放射性物質の濃度は運転時の原子炉冷却材量
添付 2.7.2-97

に応じた濃度を用いているが，実際は原子炉注水による濃度の希釈に期待できることにより，さらに実効線量が低くなると考えられる。

添付 2.7.2-98

別第 9-3 表

放出評価条件項 目
原子炉運転日数（日）主要解析条件2,000

追加放出量（Ｉ−131）（Bq）

3.7×10１２

冷却材中濃度（Ｉ−131）（Bq／g）

1.5×10２

燃料から追加放出されるよう素の割合（％）

無機よう素：96
有機よう素：4
無機よう素，
ハロゲン等：100
有機よう素：
99.958
無機よう素，
ハロゲン等：100
有機よう素：0.042

逃がし安全弁からサプレッショ
ン・チェンバへの移行率（％）
破断口から格納容器への移行率（％）
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係数
逃がし安全弁からサプレッショ
ン・チェンバへ移行した放射性物
質の気相部への移行割合

10Standard Review Plan6.5.5 に基づき設定

2「発電用軽水型原子炉施設の安全評
価に関する審査指針」に基づき設定

冷却材から気相への放出割合（冷却材中の放射性物質）（％）

11

冷却材から気相への放出割合（追加放出される放射性物質）（％）

4

格納容器からの漏えい率
（％／d）

0.5

別第 9-4 表
核

条件設定の考え方
十分な運転時間として仮定した時間
至近の I-131 追加放出量の実績値を包絡する値として設定し，その他の核種はその組成を平衡組成として求め，希ガスについてはよう素の 2 倍の放出があるものとする。
I-131 の追加放出量に基づく全希ガ
ス漏えい率から冷却材中濃度を設定し，その組成を拡散組成とする。
（運転実績の最大の I-131 の冷却材
中濃度（5.6×10−１ Bq／g）を十分に包絡する値である。）「発電用軽水型原子炉施設の安全評
価に関する審査指針」に基づき設定
無機よう素，ハロゲン等については
保守的に全量が逃がし安全弁からサプレッション・チェンバ及び破断口から格納容器のそれぞれに移行するものとするものとして設定
有機よう素についてはＳＡＦＥＲ解
析の積算蒸気量の割合に基づき設定

原子炉冷却材量に対する原子炉建屋放出に伴う減圧沸騰による蒸気量の割合を設定
原子炉減圧により燃料棒内ギャップ部から冷却材中へ放出されることを踏まえ，原子炉冷却材量に対する減圧沸騰による蒸気量から算出
格納容器の設計漏えい率から設定

放出量

種

放出量（Bq）

希ガス＋ハロゲン等（ガンマ線実効エネルギ 0.5MeV 換算値）

9.5×10 １２

よう素（Ｉ−131 等価量（小児実効線量係数換算））

2.8×10 １１

添付 2.7.2-99

別第 9-5 表
核大気拡散条件（地上放出）種

放出量（Bq）

相対濃度（χ／Ｑ）（s／m３ ）

2.9×10 −５相対線量（Ｄ／Ｑ）（Gy／Bq）

4.0×10 −１９

添付 2.7.2-100

冷却材中に存在するよう素，ハロゲン等
γ線 0.5MeV 換算 ：約 8.5×10 １２ Bq
Ｉ-131 等価量
：約 1.6×10 １１ Bq

無機よう素，ハロゲン等

破断口から
原子炉建屋内への放出
気相部への移行割合：11％ ※ １

燃料棒から追加放出されるよう素，ハロゲン等
γ線 0.5MeV 換算 ：約 1.3×10１４ Bq
Ｉ-131 等価量
：約 6.5×10１２ Bq

無機よう素，ハロゲン等

有機よう素逃がし安全弁からサプレッ
ション・チェンバへの放出
キャリーオーバー割合：2％

逃がし安全弁からサプレッ
ション・チェンバへの放出
移行率：99.958％

破断口から
原子炉建屋内への放出
移行率：0.042％

破断口から
原子炉建屋内への放出
気相部への移行割合：4％ ※ ２

サプレッション・プール水中のスクラビング等による除去係数：10

格納容器気相中のよう素，ハロゲン等格納容器からの漏えい率：0.5％／d

原子炉建屋内気相中のよう素，ハロゲン等
γ線 0.5MeV 換算 ：約 6.1×10１２ Bq
Ｉ-131 等価量
：約 2.8×10１１ Bq

環境へ放出

※1
※2

運転時冷却材量に対する減圧沸騰による蒸発量の割合として算定。
燃料棒内ギャップ部の放射性物質が原子炉圧力の低下割合に応じて冷却材中に放出されることを踏まえ，急速減圧するまではその低下割合に応じた量の放射性物質が冷却材中に放出されるものとし，急速減圧以降はギャップ内の残りの放射性物質が全て冷却材中に放出されるものとして，冷却材中の放射性物質の濃度を決定し，その冷却材量に対する減圧沸騰による蒸発量の割合として算定。

別第 9-3 図

よう素，ハロゲン等の環境への放出過程

添付 2.7.2-101

燃料棒から追加放出される希ガス
約 9.9×10１３ Bq

逃がし安全弁からサプレッ
ション・チェンバへの放出
移行率：99.958％

破断口から
原子炉建屋内への放出
移行率：0.042％

格納容器中の希ガス格納容器からの漏えい
漏えい率：0.5％／d

原子炉建屋内気相中の希ガス
約 3.5×10１２ Bq

環境へ放出

別第 9-4 図

希ガスの環境への放出過程（ガンマ線実効エネルギ 0.5MeV 換算値）

添付 2.7.2-102

Ｉ − 131 追 加 放 出 量 の 測 定 結 果 に つ い て

運転開始から施設定期検査による原子炉停止時等に測定しているＩ− 131 の 追 加 放 出 量 の 測 定 値 は 以 下 の と お り 。

中間停止（ 昭 和 54 年 6 月 2 日 ）0.0Ci
第 １ 回 定 検 （ 昭 和 54 年 9 月 7 日 ）
0.0Ci
中間停止
（ 昭 和 55 年 4 月 29 日 ）0.0Ci
第 2 回 定 検 （ 昭 和 55 年 9 月 6 日 ）
0.0Ci
中間停止
（ 昭 和 56 年 6 月 16 日 ）0.0Ci
第 3 回 定 検 （ 昭 和 56 年 9 月 12 日 ）0.01Ci
第 4 回 定 検 （ 昭 和 57 年 6 月 11 日 ）0.01Ci
中間停止（ 昭 和 58 年 1 月 31 日 ）0.01Ci
第 5 回 定 検 （ 昭 和 58 年 9 月 17 日 ）0.01Ci
第 6 回 定 検 （ 昭 和 59 年 12 月 1 2 日 ） 0.01Ci
中間停止（ 昭 和 60 年 8 月 1 日 ）0.01Ci
第 7 回 定 検 （ 昭 和 61 年 1 月 20 日 ）0.01Ci
第 8 回 定 検 （ 昭 和 62 年 4 月 9 日 ）40.9Ci
第 9 回 定 検 （ 昭 和 63 年 8 月 1 日 ）0.01Ci
第 1 0 回 定 検 （ 平 成 元 年 1 1 月 30 日 ） 4.5×10 ８ Bq
中間停止
（ 平 成 2 年 1 1 月 29 日 ） 4.7×10 ８ Bq
第 1 1 回 定 検 （ 平 成 3 年 4 月 20 日 ）4.4×10 ８ Bq
第 12 回 定 検 （ 平 成 4 年 9 月 6 日 ）1.9×10 ８ Bq
中間停止
（平成 5 年 4 月 4 日）
1.7×10 ８ Bq
第 1 3 回 定 検 （ 平 成 6 年 2 月 19 日 ）1.6×10 ８ Bq
第 1 4 回 定 検 （ 平 成 7 年 4 月 14 日 ）1.7×10 ８ Bq
中間停止
（ 平 成 8 年 8 月 10 日 ）9.8×10 ７ Bq
第 1 5 回 定 検 （ 平 成 8 年 9 月 10 日 ）1.5×10 ８ Bq
中間停止
（ 平 成 9 年 7 月 12 日 ）1.5×10 ８ Bq
第 1 6 回 定 検 （ 平 成 10 年 1 月 8 日 ）1.6×10 ８ Bq
第 1 7 回 定 検 （ 平 成 11 年 4 月 4 日 ）1.7×10 ８ Bq
中間停止
（ 平 成 12 年 12 月 2 6 日 ） 1.7×10 ８ Bq
第 1 8 回 定 検 （ 平 成 13 年 3 月 26 日 ） 1.7×10 ８ Bq
第 1 9 回 定 検 （ 平 成 14 年 9 月 15 日 ） 1.5×10 ８ Bq
中間停止
（ 平 成 15 年 3 月 20 日 ） 8.9×10 ７ Bq
第 2 0 回 定 検 （ 平 成 16 年 2 月 2 日 ）1.3×10 ８ Bq
第 2 1 回 定 検 （ 平 成 17 年 4 月 24 日 ） 1.5×10 ８ Bq
第 2 2 回 定 検 （ 平 成 18 年 11 月 2 0 日 ） 8.9×10 ７ Bq
（ 平 成 19 年 3 月 17 日 ） 1.1×10 ８ Bq
第 2 3 回 定 検 （ 平 成 20 年 3 月 19 日 ） 1.2×10 ８ Bq
中間停止
（ 平 成 21 年 7 月 21 日 ） 1.2×10 ８ Bq
第 2 4 回 定 検 （ 平 成 21 年 9 月 9 日 ）1.2×10 ８ Bq
中間停止
（ 平 成 22 年 6 月 28 日 ） 9.7×10 ７ Bq
第 25 回 定 検−（ ※ 1Ci ＝ 3.7×10 １ ０ B q）

添付 2.7.2-103

別紙 11「 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 時 注 水 機 能 喪 失 」と「 イ ン タ ー フ ェ イ ス シ ス テ ム Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 」の敷地境界外線量評価の条件の差について「ＬＯＣＡ時注水機能喪」では，格納容器ベント時の敷地境界外の実効線量を評価しているのに対し，「インターフェイスシステムＬＯＣ
Ａ 」（ 以 下 「 Ｉ Ｓ Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 」 と い う 。） で は 破 断 口 か ら の 流 出 及 び 格 納
容器からの漏えいによって原子炉建屋に放出された核分裂生成物がブローアウトパネル等から大気に放出された場合の敷地境界外の実効線量を評価している。
両 者 の 放 出 経 路 の 違 い に つ い て 別 第 10-1 表 に ，評 価 条 件 の 差 異 に つ
い て 別 第 10-2 表 に 示 す 。

添付 2.7.2-104

別 第 10-1 表

放出経路の違いについて

ＬＯＣＡ時注水機能喪失

逃がし安全弁を介した格納容器への移行

原子炉圧力容器
気相部への移行

ＩＳＬＯＣＡ

耐圧強化ベント系を用いた
排気筒放出

ブローアウトパネル等からの放出（地上放出として評価）

逃がし安全弁を介した格納容器への移行

原子炉建屋

原子炉建屋

耐圧強化
ベント系

添付 2.7.2-105

破断口を介した
原子炉建屋への漏えい

原 子 炉 冷 却 材 中 FP
（初期存在量）原 子 炉 冷 却 材 中 FP
（初期存在量）追 加 放 出 分 FP

追 加 放 出 分 FP

サプレッション・プ
ール

サプレッション・プ
ール

格納容器から
原子炉建屋への漏えい

原子炉建屋
気相部への移行
サプレッション・プールのスクラビング

別第 10-2 表

評価条件の差異について（1／2）
主要解析条件項目

原子炉運転日数（日）ＬＯＣＡ時
注水機能喪失2,000

ＩＳＬＯＣＡ2,000

追加放出量（Ｉ−131）（Bq）

2.2×10 １ ４

3.7×10 １ ２

冷却材中濃度（Ｉ−131）（Bq／g）

4.6×10 ３

1.5×10 ２

よう素：2
よう素以外：−

2−0.1

主 蒸 気中 へ の 移 行 割 合 （ハ ロ ゲ ン）（％）
主蒸気中への移行割合（ハロゲン以外）（％）
燃料棒から追加放出されるよう素の割合（％）

無期よう素：96
有機よう素：4

無期よう素：96
有機よう素：4
無期よう素，
ハロゲン等：100
有機よう素：99.958

逃がし安全弁からサプレッショ
ン・チェンバへの移行率（％）

100

破断口から原子炉建屋への移行率（％）−

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
係数

考慮しない

10

2

同左

−

11

−

4

逃がし安全弁からサプレッショ
ン・チェンバへ移行した放射性物質の気相部への移行割合
破断口から原子炉建屋へ移行した
冷却材中の放射性物質の気相部への移行割合（％）
破断口から原子炉建屋へ移行した
追加放出される放射性物質の冷却材から気相への移行割合（％）

無期よう素，
ハロゲン等：100
有機よう素：0.042

添付 2.7.2-106

差異の理由−
隔離 弁 の誤 開放 等 によ る 加圧 事
象発 生 時に も， 構 造健 全 性評 価を実 施 した 結果 ， 構造 健 全性 が維持 さ れる こと か ら， Ｉ ＳＬ ＯＣＡ の 追加 放出 量 には 実 績ベ ースの 値 を用 いて 現 実的 な 放出 量を設定している。
隔離 弁 の誤 開放 等 によ る 加圧 事
象発 生 時に も， 構 造健 全 性評 価を実 施 した 結果 ， 構造 健 全性 が維持 さ れる こと か ら， Ｉ ＳＬ ＯＣＡ の 冷却 材中 濃 度に は 実績 ベース の 値を 用い て 現実 的 な放 出量を設定している。
ＬＯ Ｃ Ａ時 注水 機 能喪 失 では ，よう 素 以外 のハ ロ ゲン 等 の核 種
は実 効 線量 に対 す る寄 与 割合 が小さいため考慮していない。
−
ＩＳ Ｌ ＯＣ Ａで は ，破 断 口か ら
原子 炉 建屋 への 放 出経 路 を考 慮
して い るた め， 逃 がし 安 全弁 からの 移 行率 は原 子 炉建 屋 への 移
行率 分 だ け 100％よ り 小さ く なる。
なお ， 無機 よう 素 ，ハ ロ ゲン 等
は保 守 的に 原子 炉 建屋 と サプ レッション・チェンバともに 100％移行するものとしている。
ＬＯ Ｃ Ａ時 注水 機 能喪 失 では ，
核分裂生成物がサプレッショ
ン・ チ ェン バを 介 さず に 破断 口を介 し て原 子炉 圧 力容 器 から ド
ライ ウ ェル へ移 行 し， そ のま ま
ドラ イ ウェ ルベ ン トに よ り大 気に放 出 され る経 路 が存 在 する ことを 考 慮し て， 保 守的 に スク ラ
ビン グ によ る除 染 を考 慮 して いない。
−
ＩＳ Ｌ ＯＣ Ａで は ，破 断 口か ら
原子 炉 建屋 への 放 出経 路 を考 慮
して お り， 原子 炉 建屋 に 放出 された 原 子炉 冷却 材 は減 圧 沸騰 により 気 相に 移行 す るこ と を想 定している。

別第 10-2 表

評価条件の差異について（2／2）
主要解析条件項

目

格納容器からの漏えい率（％／d）

大気拡散条件χ／Ｑ（s／m３ ）
Ｄ／Ｑ
（Gy／Bq）

ＬＯＣＡ時
注水機能喪失ＩＳＬＯＣＡ

考慮しない

0.5

2.0×10 − ６（排気筒放出）2.9×10 − ５(地上放出)

8.1×10 − ２ ０（排気筒放出）4.0×10 − １ ９(地上放出)

添付 2.7.2-107

差異の理由
ＬＯ Ｃ Ａ時 注水 機 能喪 失 では ，格納 容 器か ら原 子 炉建 屋 に移 行した 放 射性 物質 に よる 実 効線 量の寄 与 割合 が小 さ いた め ，考 慮
していない。
放出 経 路を 考慮 し て， Ｌ ＯＣ Ａ
時注 水 機能 喪失 で は， 耐 圧強 化
ベン ト 系に よる 排 気筒 放 出を 考
慮している。

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

イ ン タ ー フ ェ イ ス シ ス テ ム Ｌ Ｏ Ｃ Ａ（ 以 下「 Ｉ Ｓ Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 」と い う 。）
時の格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，設計基準事故「原子 炉 格 納 容 器 内 圧 力 ，雰 囲 気 等 の 異 常 な 変 化 」の「 原 子 炉 冷 却 材 喪 失 」（ 以 下 「 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ （ Ｄ Ｂ Ａ ）」 と い う 。） の 解 析 結 果 を 参 考 に 評 価 項 目
で あ る 最 高 使 用 圧 力 の 2 倍 （ 0.62MPa[gage]） 及 び 200℃ を 下 回 る と しており，以下のとおり代表性を確認している。

(1)

格納容器内に蓄積する熱量について
格納容器内に蓄積する熱量（ＱＰＣＶ）は，崩壊熱（Ｑｄ），格納

容 器 内 の 液 相 部 の 初 期 熱 量（ Ｑ ｗ ）及 び 格 納 容 器 気 相 部 の 初 期 熱 量（ Ｑ ｇ ）の 合 計 の 熱 量 か ら 残 留 熱 除 去 系 に よ る 格 納 容 器 か ら の 除 熱量（ＱＲＨＲ）及び格納容器外に流出する熱量（Ｑｅ）を引いた熱量となる。熱移行の概要図を第 1 図に示す。
よって，ＩＳＬＯＣＡ及びＬＯＣＡ（ＤＢＡ）における格納容
器内に蓄積する熱量ＱＰＣＶは，それぞれ以下のとおり表される。
・ＩＳＬＯＣＡ：ＱＰＣＶ＝Ｑｄ＋Ｑｗ＋Ｑｇ−ＱＲＨＲ−Ｑｅ

・ＬＯＣＡ（ＤＢＡ）：ＱＰＣＶ＝Ｑｄ＋Ｑｗ＋Ｑｇ−ＱＲＨＲ(2)

ＩＳＬＯＣＡとＬＯＣＡ（ＤＢＡ）の熱量比較
ＩＳＬＯＣＡとＬＯＣＡ（ＤＢＡ）の解析条件等を比較すること で ， (1)で 設 定 し た 各 熱 量 の 大 小 関 係 を 比 較 し ， Ｉ Ｓ Ｌ Ｏ Ｃ Ａ の添付 2.7.3-1

格納容器圧力及び雰囲気温度の評価がＬＯＣＡ（ＤＢＡ）の評価に包含されることを以下に示す。ＩＳＬＯＣＡとＬＯＣＡ（ＤＢＡ）の解析条件を第１表に示す。
【入熱量】①

崩壊熱（Ｑｄ）
Ｌ Ｏ Ｃ Ａ（ Ｄ Ｂ Ａ ）で は ，原 子 炉 熱 出 力 と し て 105％ 出 力 を 想 定
しており，また崩壊熱評価には保守的なＭａｙ−Ｗｉｔｔの式を使 用 し て い る こ と か ら ，Ｑ ｄ は Ｌ Ｏ Ｃ Ａ（ Ｄ Ｂ Ａ ）の 方 が 大 き く なる。

②

格納容器内の液相部及び気相部の初期熱量（Ｑｗ及びＱｇ）
ドライウェル雰囲気温度の初期条件はＩＳＬＯＣＡ及びＬＯＣ
Ａ（ＤＢＡ）で同じである。サプレッション・プール水温度はＬ
ＯＣＡ（ＤＢＡ）の方が若干高めの設定となっている。よって，
Ｑ ｗ 及 び Ｑ ｇ の 合 計 値 は Ｌ Ｏ Ｃ Ａ（ Ｄ Ｂ Ａ ）の 方 が 若 干 大 き く な る 。

【除熱量】
③

格納容器外に流出する熱量（Ｑｅ）
ＩＳＬＯＣＡ時に格納容器外に流出する熱量は，原子炉減圧操
作 を 実 施 す る 事 象 発 生 の 15 分 後 ま で に 格 納 容 器 外 へ 流 出 す る 冷 却
材 量 （ 50m ３ ： Ｓ Ａ Ｆ Ｅ Ｒ 解 析 結 果 よ り ） 及 び 冷 却 材 温 度 （ 288℃ ）か ら 概 算 す る と 約 60GJ と な る 。

④

残留熱除去系による格納容器からの除熱量（ＱＲＨＲ）
Ｌ Ｏ Ｃ Ａ （ Ｄ Ｂ Ａ ） で は ， 事 象 発 生 の 15 分 後 か ら 残 留 熱 除 去 系
による格納容器除熱に期待している。仮にＩＳＬＯＣＡでは格納
容 器 除 熱 の 開 始 が Ｌ Ｏ Ｃ Ａ よ り も 10 分 遅 れ た と し て も ， そ の 間 の
除 熱 量 の 減 少 は 約 26GJ と な る 。（ 保 守 的 に 除 熱 量 が 大 き く な る よ添付 2.7.3-2

う に ，サ プ レ ッ シ ョ ン・プ ー ル 水 温 度 100℃ に お け る 残 留 熱 除 去 系の 除 熱 量 43MW を 想 定 ）

(3)

まとめ
ＬＯＣＡ（ＤＢＡ）における格納容器への入熱量はＩＳＬＯＣ

Ａと比較して大きく，また除熱量については，仮にＩＳＬＯＣＡ
における残留熱除去系による格納容器除熱の開始がＬＯＣＡ（ＤＢ Ａ ） で 設 定 し て い る 15 分 か ら 10 分 程 度 遅 れ た 場 合 で も ， Ｉ Ｓ
ＬＯＣＡ時の格納容器外に流出する熱量の方が大きくなる。
以上により，ＬＯＣＡ（ＤＢＡ）における格納容器への熱負荷
はＩＳＬＯＣＡより大きく，ＩＳＬＯＣＡ時の格納容器バウンダ
リにかかる圧力及び温度はＬＯＣＡ（ＤＢＡ）の評価結果に包含されるものと考えられる。
なお，ＬＯＣＡ（ＤＢＡ）の格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は破断流が液相流から二相流となるブローダウンエネル
ギが減少した時点で発生する。

添付 2.7.3-3

【ＩＳＬＯＣＡ】

崩壊熱Ｑｄ

格納容器外に流出する熱量Ｑｅ

格納容器気相部の初期熱量Ｑｇ

残留熱除去系による格納容器からの除熱量Ｑｒ

サプレッション・プ
格ー納ル容 器 内 の 液 相 部 の初期熱量Ｑｗ【「 原 子 炉 冷 却 材 喪 失 」】

崩壊熱Ｑｄ
格納容器気相部の初期熱量Ｑｇ

残留熱除去系による格納容器からの除熱量Ｑｒ

サプレッション・プ
格ー納ル容 器 内 の 液 相 部 の初期熱量Ｑｗ

第 1図

熱移行の概要図

添付 2.7.3-4

第 1表
項

ＩＳＬＯＣＡとＬＯＣＡ（ＤＢＡ）の解析条件の比較
目

原子炉熱出力原子炉停止後の崩壊熱

初期条件

格納容器圧力ドライウェル雰囲気温度
格納容器体積（ドライウェル）格納容器体積（ウェットウェル）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

操作
条件

格納容器除熱ＩＳＬＯＣＡ
3,293MWt（ 100％ ）ANSI-ANS-5.1-1979（ 燃 焼 度 33GWd／ t）

ＬＯＣＡ（ＤＢＡ）
3,440MWt（ 約 105％ ）May-Witt の 式

57℃

約 5kPa[gage]（ 0.05kg／ cm２ g）
57℃

5,700m３

5,700m３

空 間 部 ： 4,100m３
液 相 部 ： 3,300m３
6.983m（ 通 常 水 位 − 4.7cm）

空 間 部 ： 4,100m３
液 相 部 ： 3,300m３

32℃

35℃

−

事 象 発 生 15 分 後 に
残留熱除去系（格納容器スプ
レイ冷却系）による格納容器除熱開始

5kPa[gage]

添付 2.7.3-5

通常運転水位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 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ ））格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ）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，設計基準事故対処設備又は重大事故等対処
設備 を用 い た 炉 心 冷 却 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 ，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に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 ：炉心冷却が維持された後に，設計基準事故対処設備又は重大事故等対処設備を用いた格納容器除熱により格納
容器圧力及び温度が安定又は低下傾向に転じ，また，格納容器除熱のための設備がその後も機能維持でき，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に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
事象発生の 5 時間後に現場操作により残留熱除去系の破断箇所を隔離することで漏えいが停止し，逃がし安全弁により原子炉減圧状態を維持し，低圧炉心スプレイ系を用いた原子炉注水を継続することで炉心の冷却は維持され，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
残留熱除去系を用いた格納容器除熱を実施することで，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】
上記の炉心損傷防止対策を継続することにより安定状態を維持できる。
また，残留熱除去系の機能を維持し除熱を継続することで，安定状態の維持が可能となる。
（ 添 付 資 料 2.1.2 別 紙 1）

添付 2.7.4-1

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（格納容器バイパス（インターフェイスシステムＬＯＣＡ））

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

燃料棒表面熱伝
達 ，沸 騰 遷移，気液熱 非平 衡解析モデル

崩壊熱モデル

燃料棒表面熱伝達モデル

炉心

添付 2.7.5-1

燃料 被覆 管酸化燃料 被覆 管変形

ジルコニウム−
水反応モデル

膨れ・破裂評価モデル

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

入力 値に 含 ま れ る 。 最 確 条 件 を 包 絡 で き る 条 件を設 定す る こ と に よ り 崩 壊 熱 を 大 き く す る よ う
考慮してい る。
TBL，ROSA-Ⅲ の 実 験 解 析 に お い て ， 熱 伝 達 係 数を低 めに 評 価 す る 可 能 性 が あ り ， 他 の 解 析 モ デルの 不確 か さ と あ い ま っ て コ ー ド 全 体 と し て ，スプ レイ 冷 却 の な い 実 験 結 果 の 燃 料 被 覆 管 温 度に比べて最大 50℃ 程度 高 めに 評価 す る。 また ，
低圧 代替 注 水 系 に よ る 注 水 で の 燃 料 棒 冷 却 過 程にお ける 蒸 気 単 相 冷 却 又 は 噴 霧 流 冷 却 の 不 確 かさは＋20℃ 〜＋40℃ 程度 で ある 。
酸化 量及 び 酸 化 反 応 に 伴 う 発 熱 量 を よ り 大 き く
見積もる Baker-Just 式 に よる 計算 モ デル を採 用しており， 保守 的な 結果 を 与え 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 。

解析 コー ド は ，実 験結 果の 燃 料被 覆管 温 度に 比べ て 最大 50℃ 程度
高め に評 価 する こと から ， 解析 結果 は 燃 料棒 表面 の 熱伝 達係 数を
小さ く評 価 する 可能 性が あ る。 よっ て ， 実際 の燃 料 棒表 面で の熱伝達 は大 き くな るこ とで ， 燃料 被覆 管 温 度は 低く な るが ，事 象初期の原子炉注水は原子炉隔離時冷却系の自動起動により確保され， 燃料 被 覆管 温度 を操 作 開始 の起 点 と する 運転 員 等操 作は ないこと から ， 運転 員等 操作 時 間に 与え る 影 響は ない 。

解析コードは，実験解析において熱伝達モデルの保守性により燃
料被覆管温度を高めに評価し，有効性評価解析においても燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。ただし，炉心部の冠水が維持される
本事 故シ ー ケン スで は， こ の影 響は 小 さ いと 考え ら れる 。

解析 コー ド は， 酸化 量及 び 酸化 反応 に 伴 う発 熱量 の 評価 につ いて
保守 的な 結 果を 与え るた め ，燃 料被 覆 管 温度 を高 め に評 価す る可能性 があ る 。よ って ，実 際 の燃 料被 覆 管 温度 は低 く なる が， 事象
初期 の原 子 炉注 水は 原子 炉 隔離 時冷 却 系 の自 動起 動 によ り確 保され， 燃料 被 覆管 温度 を操 作 開始 の起 点 と する 運転 員 等操 作は ないこと から ， 運転 員等 操作 時 間に 与え る 影 響は ない 。
有効 性評 価 解析 では 炉心 の 冷却 は維 持 さ れ， 燃料 被 覆管 最高 温度
は初 期値 を 上回 るこ とが な いこ とか ら ， 燃料 被覆 管 の破 裂判 定の不確 かさ が 運転 員等 操作 に 与え る影 響 は ない 。

解析コードは，酸化量及び酸化反応に伴う発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，燃料被覆管温度を高く評価すること
から ，評 価 項目 とな るパ ラ メー タに 対 す る余 裕は 大 きく なる 。

膨れ ・破 裂 は ， 燃 料 被 覆 管 温 度 と 円 周 方 向 応 力に基 づい て 評 価 さ れ ， 燃 料 被 覆 管 温 度 は 上 述 のよう に高 め に 評 価 さ れ ， 円 周 方 向 応 力 は 燃 焼 期
間中 の変 化 を 考 慮 し て 燃 料 棒 内 圧 を 大 き く 設 定
し保 守的 に 評 価 し て い る 。 し た が っ て ， ベ ス ト
フィ ット 曲 線 を 用 い る 場 合 も 破 裂 の 判 定 は お お
むね保守的 とな る。

有効性評価解析では炉心の冷却は維持され，燃料被覆管最高温度
は初期値を上回ることがないことから，燃料被覆管の破裂判定の不確 かさ が 評価 項目 とな る パラ メー タ に 与え る影 響 はな い。

添付資料 2.7.5

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

炉心

沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，三次元効果

添付 2.7.5-2

沸騰・凝縮・ボイ
ド率変化，気液分
離（水位変化）・
対向流

解析モデル

二相流体の流動モデル

二相流体の流動
モデル

原子炉
圧力容器
冷却材放出（臨界流・差圧流）

臨界流モデルECCS 注 水 （ 給 水系・代替注水系含む。）

原子炉注水系モデル

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

TBL，ROSA-Ⅲ，FIST-ABWR の 実験 解析 にお いて ，
二相水位変 化は ，解 析結 果 に重 畳す る 水 位振 動成分を除い て， 実験 結果 と 概ね 同等 の 結 果が 得られている 。低 圧代 替注 水 系の 注水 に よ る燃 料
棒冷却（蒸 気単 相冷 却又 は 噴霧 流冷 却 ） の不 確
かさは＋20℃〜 ＋40℃程 度 であ る。
また，原子炉 圧 力の 評価 に おい て，ROSA-Ⅲで は，
2MPa より低 い圧 力 で系 統的 に 圧力 低下 を 早め に予測 する 傾 向 を 呈 し て お り ， 解 析 上 ， 低 圧 炉 心
スプ レイ 系 の 注 水 開 始 タ イ ミ ン グ を 早 め る 可 能性が 示さ れ る 。 し か し ， 実 験 で 圧 力 低 下 が 遅 れた理 由は ， 水 面 上 に 露 出 し た 上 部 支 持 格 子 等 の構造 材の 温 度 が 燃 料 被 覆 管 か ら の 輻 射 や 過 熱 蒸
気により上 昇し ，LPCS スプ レ イの 液滴 で 冷却 された 際に 蒸 気 が 発 生 し た た め で あ り ， 炉 心 冷 却
が維 持さ れ ， 燃 料 被 覆 管 が 高 温 に な ら な い 事 故
シー ケン ス で は 考 慮 す る 必 要 の な い 不 確 か さ である。
下部 プレ ナ ム の 二 相 水 位 を 除 き ， ダ ウ ン カ マ の
二相 水位 （ シ ュ ラ ウ ド 外 水 位 ） に 関 す る 不 確 かさを 取り 扱 う 。 シ ュ ラ ウ ド 外 水 位 に つ い て は ，
燃料 被覆 管 温 度 及 び 運 転 員 操 作 の ど ち ら に 対 しても 二相 水 位 及 び こ れ を 決 定 す る 二 相 流 動 モ デルの 妥当 性 の 有 無 は 重 要 で な く ， 質 量 及 び 水 頭のバ ラン ス だ け で 定 ま る コ ラ プ ス ト 水 位 が 取 り
扱え れば 十 分 で あ る 。 こ の た め ， 特 段 の 不 確 かさを考慮す る必 要は ない 。
TBL，ROSA-Ⅲ，FIST-ABWR の 実験 解析 にお いて ，
圧力 変化 は 実 験 結 果 と お お む ね 同 等 の 解 析 結 果が得 られ て お り ， 臨 界 流 モ デ ル に 関 し て 特 段 の不確かさを 考慮 する 必要 は ない 。

運転 操 作は シュ ラ ウド 外 水位 （原 子 炉水 位計 ） に基 づく 操 作で あるこ と から ，運 転 員等 操 作時 間に 与 える 影響 は 原子 炉圧 力 容器 の分類 にて 示 す。

解析コードは，燃料被覆管温度に対して，解析結果に重畳する水位 振 動 に 伴 う 燃 料 棒 冷 却 の 不 確 か さ の 影 響 を 考 慮 す る と 20℃ 〜
40℃ 程 度 低 め に 評 価 す る 可 能 性 が あ る が ， 有 効 性 評 価 解 析 で は 低
圧炉心スプレイ系等の注水に伴うボイド率上昇による一時的な原子炉水位の低下を除き炉心の冠水は維持されるため，炉心露出後の再冠水過程で現れる解析結果に重畳する水位振動成分や燃料被覆管が高温となり輻射等により構造材温度が上昇した場合に現れる LPCS 注水 に 伴う 原子 炉 圧力 低下 の 鈍化 を考 慮す る 必要 がな いことか ら， 評 価項 目と なる パ ラメ ータ に 与 える 影響 は ない 。

解析 コ ード は， ダ ウン カ マ部 の二 相 水位 変化 を 適切 に評 価 する ことか ら， 運 転員 等操 作時 間 に与 える 影 響 は小 さい 。

解析コードは，ダウンカマ部の二相水位変化を適切に評価することか ら， 評 価項 目と なる パ ラメ ータ に 与 える 影響 は 小さ い。

解析 コ ード は， 原 子炉 圧 力変 化を 適 切に 評価 す るこ とか ら ，運 転員等 操作 時 間に 与え る影 響 は小 さい 。
破断 口 及び 逃が し 安全 弁 から の流 出 は， 圧力 容 器ノ ズル 又 はノ ズ
ルに 接 続す る配 管 を通 過 し， 平衡 均 質流 に達 す るの に十 分 な長 さであ る こと から ， 管入 口 付近 の非 平 衡の 影響 は 無視 でき る と考 えられ ，平 衡 均質 臨界 流モ デ ルを 適用 可 能 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 。

解析コードは，原子炉圧力変化を適切に評価することから，評価
項目 とな る パラ メー タに 与 える 影響 は 小 さい 。
破断口及び逃がし安全弁からの流出は，圧力容器ノズル又はノズ
ルに接続する配管を通過し，平衡均質流に達するのに十分な長さであることから，管入口付近の非平衡の影響は無視できると考えられ ，平 衡 均質 臨界 流モ デ ルを 適用 可 能 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 。

入力値に含 まれ る。
各系 統の 設 計 条 件 に 基 づ く 原 子 炉 圧 力 と 注 水 流
量の 関係 を 使 用 し て お り ， 実 機 設 備 仕 様 に 対 して注 水流 量 を 少 な め に 与 え ， 燃 料 被 覆 管 温 度 を高めに評価 する 。

第2表

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）
解析条件の不確かさ項

条件 設定 の 考え 方

目
解析条件

最確 条件

原子 炉熱出力3,293MW

約 3,279MW〜
約 3,293MW（実 績値 ）

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 熱出 力 を設 定

定格 圧力 を 設定

通常 運転 水 位を 設定

原子 炉水位

初期条件

添付 2.7.5-3

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
（セパレ ー タス カー
ト下端か ら 約＋122cm〜約 ＋132cm）（実 績値 ）

48,300t／h（定格流量（100％流量））

定格流量の約 86％〜約 104％（実績値）

定格 流量 を 設定
炉心 流量

燃

料

燃料 棒最大線出 力密度原子 炉停 止後の
崩壊 熱

９×９燃料
(Ａ型)

44.0kW／m

ANSI/ANS-5.1-1979
燃焼度 33GWd／t

装荷 炉心 ご と約 33 kW／ m〜
約 41kW／m（実 績値 ）

燃焼 度
33GWd／t 以下（実 績値 ）

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，その 他の 核 的特 性等 の 違い
は燃料棒最大線出力密度の保守性に包 含さ れ るこ とか ら，代表 的 に９×９燃 料(Ａ 型)を 設 定
初期の燃料棒線出力密度が大きい
方が燃料被覆管温度に対して厳しい設 定と な る
この ため ，保 安規 定 の運 転上 の 制限にお ける 上 限値 を設 定
崩壊 熱が 大 きい 方が ，原 子炉 水 位低下及び格納容器圧力上昇の観点で厳し い設 定 とな る 。こ のた め ，崩壊
熱が大きくなる燃焼度の高い条件と し て ，1 サ イ ク ル の 運 転 期 間 (13ヶ 月 )に 調 整 運 転 期 間(1 ヶ 月 )を考慮した運転期間に対応する燃焼度を設 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

最 確 条 件 と し た 場 合 には 最 大 線 出 力 密 度 及 び 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 及 び 評 価 項目 と な る パ ラ メ ー タ に 与 え る 影響
は ， 最 大 線 出 力 密 度 及び 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 う る が ，事 象 初 期 に お い て 主 蒸 気 隔 離 弁が閉 止 し ， 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 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 う 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 ， 解 析 条 件 で 設 定した 通 常 運 転 水 位 か ら 原子 炉 隔 離 時 冷 却 系 等 の 自 動 起 動信号 が 発 信 す る 原 子 炉 水位 異 常 低 下 （ レ ベ ル ２ ） ま で の原子 炉 水 位 の 低 下 量 は約 2m で あ る の に 対 し て ゆ ら ぎ による 水 位 低 下 量 は約 40mm 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 。
最 確 条 件 と し た 場 合 には ， 炉 心 流 量 の 運 転 範 囲 に お いて解 析 条 件 か ら 変 動 し うる が ， 事 象 初 期 に お い て 原 子 炉がス ク ラ ム す る と と も に， 再 循 環 ポ ン プ が ト リ ッ プ 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 (Ａ 型 )及 び ９ ×９
燃 料 (Ｂ 型 )の 混 在 炉 心 又 は それ ぞ れ 型 式 の 単 独 炉 心 となる 場 合 が あ る が ， 両 型式 の 燃 料 の 特 性 は ほ ぼ 同 等 で ある
こ と か ら ， 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最大線出力密度及び原子炉停止
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 及 び評 価項 目と な るパ ラメ ー タ に与 える 影 響は ，
最大 線出 力 密度 及び 原子 炉 停止 後の 崩 壊 熱に て説 明 する 。

最 確 条 件 は 解 析 条 件 で設 定 し て い る 燃 料 棒 線 出 力 密 度より も 小 さ く な る 。 こ のた め ， 燃 料 被 覆 管 温 度 上 昇 が 緩和
さ れ る が ， 事 象 初 期 の原 子 炉 注 水 は 原 子 炉 隔 離 時 冷 却系の 自 動 起 動 に よ り 確 保さ れ ， 燃 料 被 覆 管 温 度 を 操 作 開始の 起 点 と す る 運 転 員 等操 作 は な い こ と か ら ， 運 転 員 等操
作時 間に 与 える 影響 はな い 。
最 確 条 件 は 解 析 条 件 で設 定 し て い る 崩 壊 熱 よ り も お おむ
ね 小 さ く な る 。 こ の ため ， 原 子 炉 か ら サ プ レ ッ シ ョ ン・
プ ー ル に 流 出 す る 蒸 気量 が 減 少 す る こ と で ， 原 子 炉 水位の 低 下 は 遅 く な る が ，事 象 初 期 の 原 子 炉 注 水 は 原 子 炉隔
離 時 冷 却 系 の 自 動 起 動に よ り 確 保 さ れ る こ と か ら 運 転員
等操 作時 間 に与 える 影響 は ない 。

最確条件は解析条件で設定している燃料棒線出力密度よりも 小さ く なる 。こ のた め ，燃 料被 覆 管温 度上 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 。

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 うる が，事象 初 期に おい て 主蒸 気隔 離弁 が 閉止
し，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 うる 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 ，解 析 条件 で設 定し た 通常
運転水位から原子炉隔離時冷却系等の自動起動信号が発信す る原 子 炉水 位異 常低 下（レ ベル ２ ）ま での 原子 炉 水位の低 下量 は 約 2m で ある の に対 して ゆ らぎ によ る水 位 低下
量は 約 40mm 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 。
最確 条件 と した 場合 には ，炉心 流量 の 運転 範囲 にお い て解析条 件か ら 変動 しう るが ，事象 初期 に おい て原 子炉 が スク
ラム する と とも に，再循 環 ポン プが ト リ ップ 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 (Ａ 型)及 び ９×９燃
料 (Ｂ 型 )の 混 在 炉 心 又 は そ れ ぞ れ 型 式 の 単 独 炉 心 と な る
場合 があ る が，両型 式の 燃 料の 特性 は ほぼ 同等 であ る ことから ，炉 心冷 却 性に 大き な 差は なく ，評価 項目 とな る パラ
メー タに 与 える 影響 は小 さ い。

最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりもおおむ
ね小 さく な る。 この ため ， 燃料 から の 発 熱が 小さ く なり ，
原子 炉か ら サプ レッ ショ ン・プ ール に 流出 する 蒸気 量 が減
少す るこ と で， 原子 炉水 位 の低 下は 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。

第2表

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）
解析条件の不確かさ

項

目
解析条件

初期条件

外部水源の容量

約 9,300m ３

燃料の容量

約 1,010kL

起因事象

事故条件

添付 2.7.5-4

安全機能の喪失に対する仮定外部電源

約 9,300m ３ 以 上（西側淡 水 貯水 設備＋代 替淡 水 貯槽 ）
約 1,010kL 以上（軽油貯 蔵 タン ク＋
可搬型設 備 用軽 油タ
ンク ）残留熱除去系Ｂ系の熱交換器フランジ部に約 21cm ２ の破断面積を想定−

残留熱除去系Ｂ系の機能喪失−

高圧炉心スプレイ系
及び残留熱除去系Ｃ系の機能喪失−外部電源あり条件 設定 の 考え 方

運転 員等 操 作時 間に 与え る 影響

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 日間 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 日間 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。

評価 項目 と なる パラ メー タ に与 える 影 響

最確 条件

−

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

残留熱除去系の構造健全性評価の結果 ，Ｉ ＳＬ Ｏ ＣＡ によ り 系統 が加圧された場合でも低圧設計部に破損が発生しないことを確認したため，加圧 範囲 の うち 最も 大 きな シー
ル構造である熱交換器フランジ部に対 して ，保 守 的に 弁開 放 直後 の圧
力ピ ーク 値（8.2MPa［gage］）及び
原 子 炉 冷 却 材 温 度 （288℃ ） が 同時に継 続的 に 負荷 され ，か つ ，ガ スケ
ットに期待しないことを想定した
場合 の破 断 面積 を設 定
本重要事故シーケンスの前提条件とし て設 定残留熱除去系Ｂ系が設置されている原子炉建屋西側は原子炉冷却材の原子炉建屋への漏えいにより高温多 湿と な るた め，保守 的 に同 じ原子炉建屋西側に設置されている高圧炉心スプレイ系及び残留熱除去
系Ｃ系は事象発生と同時に機能喪失す るも の とし て設 定

原子 炉ス ク ラム が原 子炉 水 位低（レベル ３）信号 に て発 生し ，再循 環ポ
ンプ トリ ッ プは ，原 子炉 水 位異 常低下（ レベ ル２ ）信号 にて 発 信す るため，原子 炉水 位 の低 下の 観 点で 厳し
くな る外 部 電源 あり を設 定

−

−

−

−

−

−

−

−

外部電源がない場合でも，非常用母線は非常用ディーゼ
ル発電機等から自動的に受電されることから，運転員等
操作 に与 え る影 響は ない 。

起因事象発生から原子炉スクラムまでの期間の原子炉水位の 低下 を 厳し くす る条 件 とし て，外部 電 源あ りを 想 定す
ると とも に ，保 守的 に給 水 流量 の全 喪 失 も想 定し て いる。
外部 電源 が ない 場合 は，外部 電源 喪 失に 伴 い原 子炉 ス クラ
ム，再循 環ポ ンプ ト リッ プ等 が 発生 する ため ，外 部電 源がある 場合 と 比較 して 原子 炉 水位 の低 下 は 緩和 され る が，この場 合で も 初期 の原 子炉 注 水は 原子 炉 水 位異 常低 下（ レベル２）にて 原 子炉 隔離 時 冷却 系が 自 動起 動 する こと に より確保 され 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 。

第2表

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）
解析条件の不確かさ項

条件 設定 の 考え 方目

原子 炉ス クラム

主蒸 気隔 離弁
ＡＴ ＷＳ 緩 和設備（代 替原 子 炉再循環
ポン プト リ ップ機能）
重大事故等対策に関連する機器条件

添付 2.7.5-5

解析条件

最確 条件

原子炉水位低(レベル３)信号（遅れ時間 1.05 秒）
原子炉水位異常低下（レベル２）信号
で閉止
原子炉水位異常低下（レベル２）信号で全台トリップ

原子 炉水 位 低
(レベ ル ３)信号（遅れ時 間 1.05 秒 ）原子炉水 位 異常 低下（レ ベル ２ ）信 号
で閉 止
原子炉水 位 異常 低下（レ ベル ２ ）信 号
で全 台ト リ ップ

（原子炉圧力制御時）
安全弁機能
7.79MPa[gage]〜
8.31MPa[gage]385.2t／h／個〜
410.6t／h／個（原子炉 圧 力制 御時 ）安全弁機 能7.79MPa[gage]〜
8.31MPa[gage]385.2t／ h／ 個〜
410.6t／ h／ 個
（設 計値 ）

（原子炉手動減圧操
作時）
逃がし安全弁（自動減圧機能）7 弁を開放す
ることによる原子炉
減圧
原子炉水位異常低下（レベル２）信号にて自動起動
・注水流量：
136.7m ３ ／h
・注水圧力：
1.04MPa[gage]〜
7.86MPa[gage]（原子炉 手 動減 圧操
作時）
逃がし安 全 弁（ 自動 減圧機能） 7 弁を 開放 す
ることによる原子炉
減圧
原子炉水位異常低下（レベル ２ ）信 号に て
自動起動
・注水流 量 ：136.7m ３ ／h
・注水圧 力 ：1.04MPa[gage]〜
7.86MPa[gage]

逃が し安 全弁

原子 炉隔 離 時冷却系

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

設計 値を 設 定

解 析 条 件 と 最 確 条 件 は同 様 で あ る こ と か ら ， 事 象 進 展に
影響 はな く ，運 転員 等操 作 時間 に与 え る 影響 はな い 。

設計 値を 設 定

解 析 条 件 と 最 確 条 件 は同 様 で あ る こ と か ら ， 事 象 進 展に
影響 はな く ，運 転員 等操 作 時間 に与 え る 影響 はな い 。

設計 値を 設 定

解 析 条 件 と 最 確 条 件 は同 様 で あ る こ と か ら ， 事 象 進 展に
影響 はな く ，運 転員 等操 作 時間 に与 え る 影響 はな い 。

設計 値を 設 定
なお，安全 弁 機能 は逃 が し弁 機能 に比べて原子炉圧力が高めに維持され，原 子炉 減 圧操 作時 に 原子 炉圧 力が所定の圧力に到達するまでの時
間が 遅く な るた め，事 象 発生 初期 において高圧注水機能が喪失し低圧
注水機能を用いて原子炉注水を実施す る事 故 シー ケン スに お いて は，
評価項目に対して厳しい条件となる
逃がし安全弁の設計値に基づく原
子炉圧力と蒸気流量の関係から設定解 析 条 件 は 最 確 条 件 と同 等 で あ る こ と か ら ， 事 象 進 展に
影響 はな く ，運 転員 等操 作 時間 に与 え る 影響 はな い 。

解析 条件 と 最確 条件 は同 様 であ るこ と か ら，事象 進展 に 影
響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
解析 条件 と 最確 条件 は同 様 であ るこ と か ら，事象 進展 に 影
響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
解析 条件 と 最確 条件 は同 様 であ るこ と か ら，事象 進展 に 影
響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
解析 条件 は 最確 条件 と同 等 であ るこ と か ら，事象 進展 に 影
響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
なお ，本 事故 シ ーケ ンス に おい ては ，高圧 注水 機能 で ある
原子 炉隔 離 時冷 却系 が自 動 起動 する こ と から ，逃 がし 弁 機
能に期待した場合でも評価項目となるパラメータに与える影 響は な い。

設計 値を 設 定
原子 炉隔 離 時冷 却系 は，ター ビン 回転数制御により原子炉圧力によらず一定の流量にて注水する設計となっ てい る解 析 条 件 は 最 確 条 件 と同 等 で あ る こ と か ら ， 事 象 進 展に
影響 はな く ，運 転員 等操 作 時間 に与 え る 影響 はな い 。

解析 条件 は 最確 条件 と同 等 であ るこ と か ら，事象 進展 に 影
響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

解 析 条 件 と 最 確 条 件 は同 様 で あ る こ と か ら ， 事 象 進 展に
影響 はな く ，運 転員 等操 作 時間 に与 え る 影響 はな い 。

解析 条件 と 最確 条件 は同 様 であ るこ と か ら，事象 進展 に 影
響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はな
い。

第2表

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）
解析条件の不確かさ

項

目

重大事故等対策に関連する機器条件

低圧炉心スプレイ系

低圧代替注水系
（常設）

解析条件

最確 条件

原子炉水位異常低下（レベル１）信号にて自動起動
最小流量特性・注水流量：
0m ３ ／h〜1,561m ３ ／h

原子炉水位異常低下（レベル １ ）信 号に て
自動起動

・注水圧力：
0MPa[dif]〜
1.99MPa[dif]（原子炉注水単独時）（2 台）
・注水流量：
0m ３ ／h〜378m ３ ／h

添付 2.7.5-6・注水圧力：
0MPa[dif]〜
2.38MPa[dif]・注水流 量 ：0m ３ ／ h 〜 1,561m ３ ／ h
以上
・注水圧 力 ：0MPa[dif]〜
1.99MPa[dif]（原子炉 注 水単 独時 ）（2 台 ）
・注水流 量 ：0m ３ ／ h 〜 378m ３ ／ h
以上
・注水圧 力 ：0MPa[dif]〜
2.38MPa[dif]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

設計 値を 設 定
原子炉水位の観点で厳しい設定として ，最 小 流量 特性 を設 定

最確条件とした場合，おおむね注水開始後の原子炉水位の回復が早くなり，原子炉水位の維持操作の開始が早くなるが，原子炉減圧から水位回復までの原子炉水位を継続監視している期間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 。

最確 条件 と した 場合 ，お お むね 注水 開 始後 の原 子炉 水 位の回復 が早 く なり ，炉 心の 再 冠水 が早 ま る こと から ，評 価 項
目と なる パ ラメ ータ に対 す る余 裕は 大 き くな る。

炉心冷却性の観点で厳しい設定として，設備 設 計上 の最 低 要求 値で ある最 小流 量 特性 を設 定

最確条件とした場合，おおむね注水開始後の原子炉水位の回復が早くなり，原子炉水位の維持操作の開始が早くなるが，原子炉減圧から水位回復までの原子炉水位を継続監視している期間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 。

最確 条件 と した 場合 ，お お むね 注水 開 始後 の原 子炉 水 位の回復 が早 く なり ，炉 心の 再 冠水 が早 ま 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。

第3表

操作条件が要員の配置による他の操作，評価項目となるパラメータ及び操作時間余裕に与える影響（1／2）

項

解析上の操作開始条件

目

操作条件

逃がし安全
弁（ 自 動減 圧
機能 ）の手 動操作による原子 炉減 圧事象発生から
15 分後

添付 2.7.5-7

条件設定の
考え方

操作 の不 確 かさ 要因

運転手順に基づき，ISLOCA の発生を確認し，中央制
御室における残留熱除去系の注入弁の閉止操作に失敗した場合に，低圧で注水可
能な系統の起動後に実施することから，状況判
断，中央制御室における残留熱除
去系の注入弁の閉止操作，低圧炉
心スプレイ系の起動操作及び原
子炉減圧操作に要する時間を考
慮して設定

【認 知】
ISLOCA は 定期 試験 等 によ る隔 離弁 の 開操 作中 に発 生 する 事象 であ り ，隔 離弁 の開 操 作 時 は 原 子 炉 圧 力 等 の 関 連 パ ラ メ ー タ を 継 続 監 視 し て い る た め ， ISLOCA
発生 の認 知 に大 幅な 遅れ が 生じ るこ と は 考え にく い 。さ ら に ，当 直運 転 員の 認
知を 助け る ため，ISLOCA 発 生に 伴 い警 報 が発 報す る。事象 初期 の 状況 判断 に 余
裕時 間を 含 めて 10 分を 想定 し てお り， 十分 な余 裕 時間 を確 保し て いる 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 】
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 ，要 員 配置 が操 作開 始 時間 に与 え る 影響 はな い 。
【移 動】
中央 制御 室 内で の操 作の み であ り， 移 動 が操 作開 始 時間 に与 える 影 響は ない 。
【操 作所 要 時間 】
残留 熱除 去 系の 注入 弁の 閉 止操 作（失 敗 ）及び 残留 熱除 去 系レ グシ ー ルポ ンプの停 止操 作 として 2 分，低圧 炉 心ス プレ イ系 の起 動 操作 とし て 2 分 並び に逃 がし安 全弁 （ 自動 減圧 機能 ） の手 動操 作 に よる 原子 炉 減圧 とし て 1 分 を想 定し ，余裕 時間 を 含め て操 作時 間 として 5 分 を 設定 して い る。い ず れも 中央 制 御室 の制御 盤の ス イッ チに よる 簡 易な 操作 で あ り，操 作 所要 時間 が 長く なる 可 能性 は
非常 に低 く，操作 所 要時 間が 操 作開 始時 間に 影響 を 及ぼ す可 能性 は 非常 に小 さい。
【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，他 の 並列 操作 が 操作 開
始時 間に 与 える 影響 はな い 。
【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 で あり，誤 操作 は起 こ りに く
いこ とか ら ，誤 操作 等が 操 作開 始時 間 に 影響 を及 ぼ す可 能性 は非 常 に小 さい 。

運転 員等 操 作時 間に与え る影 響認知時間及び操作所
要時 間は ，余裕 時間 を含めて設定していること から ，実態 の操 作
開始時間は解析上の設定よりも若干早まる可 能性 が ある 。

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が早まる可能性があり ，こ の場 合 ，原子 炉
減圧時点の崩壊熱が高く なる が，原 子炉 隔
離時 冷却 系，低 圧炉 心
スプレイ系及び常設
低圧代替注水系ポンプを用いた低圧代替
注水 系（常 設 ）の原 子
炉注水により炉心の冠水状態は維持されるこ とか ら，評 価項 目となるパラメータに与え る影 響 はな い。

操作 時間 余 裕

訓練 実績 等

逃が し安 全 弁（ 自動 減圧機 能）の 手動 操作 による原子炉減圧操作（低圧炉心スプレイ
系に よる 原 子炉 注水 ）は，操作 が 遅れ た場 合
でも ，原 子 炉隔 離時 冷却系の原子炉注水により ，炉 心 の冠 水状 態は維持されることから， 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，起因事象のISLOCA 及び 給水 流量の全喪失の発生から残留熱除去系の注入弁の閉止操
作，残留熱除去系
レグシールポンプの停止，低圧炉心
スプレイ系の起動及び逃がし安全弁（自動減圧機能）の手動操作による原子炉減圧操作まで 15 分 とし てい る
ところ，訓練実績
は約 12 分。想定 の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
項

操
作
条
件

目

現場におけ
る残留熱除
去系の注入
弁の閉止操
作

操作条件が要員の配置による他の操作，評価項目となるパラメータ及び操作時間余裕に与える影響（2／2）
解析上の操作開始条件

事象発生から
5 時間後

添付 2.7.5-8

条件設定の
考え方

操作 の不 確 かさ 要因

余裕時間を確認する観点で事象
発生 5 時間後に現場における残留熱除去系の注入弁の閉止操作が完了するものとして設定【認 知】
ISLOCA は 定期 試験 等 によ る隔 離弁 の 開操 作中 に発 生 する 事象 であ り ，隔 離弁 の開 操 作 時 は 原 子 炉 圧 力 等 の 関 連 パ ラ メ ー タ を 継 続 監 視 し て い る た め ， ISLOCA
発生 の認 知 に大 幅な 遅れ が 生じ るこ と は 考え にく い 。さ ら に ，当 直運 転 員の 認
知を 助け る ため，ISLOCA 発 生に 伴 い警 報 が発 報す る。事象 初期 の 状況 判断 に 余
裕時 間を 含 めて 10 分を 想定 し てお り， 十分 な余 裕 時間 を確 保し て いる 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 操作 の ため，中 央制 御室 の 当直 運転 員と は別 に 現場 操作 を行 う 当直 運転 員
（現 場 ）を 配置 し てい る 。当 直運 転 員（ 現場 ）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 い。
【移 動・ 操 作所 要時 間】
現場における破損系統の注入弁の閉止操作と し て 移 動 及 び 余 裕 時 間 を 含 め 115分を設定しており，十分な時間余裕を確保していることから，移動及び操作
所要 時間 が 操作 開始 時間 に 影響 を及 ぼ す 可能 性は 非 常に 小さ 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，他 の 並列 操作 が 操作 開
始時 間に 与 える 影響 はな い 。
【操 作の 確 実さ 】
当該 操作 は ，操 作 の信 頼性 の 向上 や要 員 の安 全の た め，操 作要員 2 人 及び 補助要員 2 人 の 4 人 で実 施す る こと とし て お り， 誤操 作 は起 こり にく い こと から ，
誤操 作等 が 操作 開始 時間 に 影響 を及 ぼ す 可能 性は 非 常に 小さ い。

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 時間 及 び移 動・操
作所 要時 間 は，余裕 時
間を含めて設定している こと か ら，実態 の操作開始時間は解析上の設定よりも若干
早ま る可 能 性が ある 。

実態の操作開始時間が早まる可能性があるが ，閉 止 操作 の有 無に関 わら ず ，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 水に よ って ，炉 心は冠水維持されることか ら，評 価項 目と なるパラメータに与える影 響は な い。

閉止操作の有無に関わら ず，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 水によ って ，炉心 は冠 水
維持 され る こと から ，
操作時間余裕は十分に確 保さ れ る。

現場における破損
系統の注入弁の閉止操作は ， 移 動 も含め所要時間を115 分 想 定 と し ているところ，訓練
実 績 等 で は 約 108分。想定の範囲内
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 。

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 Ｌ Ｏ Ｃ Ａ ））1.

水源に関する評価①

淡水源（有効水量）・ 代 替 淡 水 貯 槽 ： 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 17 分 後 ， 原 子 炉 水 位 低 （ レ ベ ル ３ ） 設 定 点 を 維 持 す る
よう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。
破断箇所の隔離操作が完了する事象発生約 5 時間 1 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。

3.

時間評価
原子炉注水によって，代替淡水貯槽の水量は減少する。
破断箇所の隔離操作が完了する事象発生約 5 時間から低圧炉心ス

プレイ系による原子炉注水を実施し，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 490m ３ で あ る 。

添付 2.7.6-1

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

積積
算算
注注
水水
量量
( m(３m )３ )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
4,300m３

第 1図

外部水源による積算注水量（ 格 納 容 器 バ イ パ ス （ イ ン タ ー フ ェ イ ス シ ス テ ム Ｌ Ｏ Ｃ Ａ ））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 490m ３ の 水 が 必

要 と な る が ， 代 替 淡 水 貯 槽 に 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 2.7.6-2

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））

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

7 日間の
軽油消費量
約 755.5kL

軽油貯蔵タ
ンクの容量
は 約 800kL
であり，７日間対応可能

非常用ディーゼル発電機 2 台起動 ※１（燃料消費率は保守的に定格出力運転時を想定）
1,440.4L/h(燃料消費率)×168h（運転時間）×2 台（運転台数）＝約 484.0kL
高圧炉心スプレイ系ディーゼル発電機 1 台起動 ※２（燃料消費率は保守的に定格出力運転時を想定）
775.6L/h(燃料消費率)×168h（運転時間）×1 台（運転台数）＝約 130.3kL
常設代替高圧電源装置 2 台起動 ※３（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）×2 台（運転台数）＝約 141.2kL
※1
※2
※3

事故収束に必要なディーゼル発電機は非常用ディーゼル発電機 1 台であるが，保守的にディーゼル発電機 2 台の起動を仮定した。
事故収束に必要ではないが，保守的に起動を仮定した。
緊急用母線の電源を，常設代替高圧電源装置 2 台で確保することを仮定した。

添付 2.7.7-1

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））

主要負荷リスト
起動順序【電源設備：常設代替高圧電源装置】
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
代替燃料プール冷却系ポンプ

①
②
③
④
⑤

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 252

約 204

約689
約879

約394
約584

約1,566

約1,098

約1,207

約1,128

約 120
約 84
約190
約190
約510
約4
約30

負荷容量(kW)

7,000

6,000

5,000

4,000

3,000

常設 代替 高 圧電 源 装置 2台 の最 大 容量 2,760kW ※ １
常設 代替 高 圧電 源 装置 2台 の連 続 定格 容 量 2,208kW ※ ２

2,000

最大 負荷 容 量
約1,566kW

④
⑤
③
②

1,000

①
0

▲

1

24

常設代替高圧電源装置 2 台
起動
常設 代替 高 圧電 源 装置 の負 荷 積算 イ メー ジ
※1
※2

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 ）添付 2.7.8-1

経過 時間 (h)

「付録１事故シーケンスグループの抽出及び重要事故シーケンスの選定について」より抜粋
添付資料 3.1.1.2−8

インターフェイスシステムＬＯＣＡの起因事象発生頻度について

(1)

はじめに
インターフェイスシステムＬＯＣＡ（以下「ＩＳＬＯＣＡ」という。）の発生頻度は，フォールトツリーを用いたシステム信頼性解析により評価した。システム信頼性解析の実施に当たっては，
ＩＳＬＯＣＡの発生の可能性がある系統及びシナリオを選定するとともに，機器故障率，人的過誤確率及び配管破損確率を用いて定量化した。

(2)

評価対象系統及び発生シナリオの選定
ＩＳＬＯＣＡの評価対象は，原子炉冷却材圧力バウンダリに接続し格納容器外に敷設された配管を有する系統のうち，以下の条件を基に選定した。原子炉冷却材圧力バウンダリに接続し格納容
器外に敷設された配管を図 1 に，選定結果を表 1 に示す。
①出力運転中に高圧設計部と低圧設計部とを分離する隔離弁が閉止されており，隔離弁の誤開放等により低圧設計部が過圧されることでＩＳＬＯＣＡ発生の可能性がある系統を選定②閉状態の弁が直列に 4 弁以上設置されている系統は発生頻度の観点で評価から除外※※

原子炉冷却材圧力バウンダリと接続し格納容器外に敷設された配管を有する系統において，高圧設計部分と低圧設計分する隔離弁は直列に 2 弁以上直接に設置されている。このため，最小で直列 2 弁の誤開，内部リーク等が発生した場合はＩＳＬＯＣＡが発生する可能性 が あ る が ， 1 弁 当 た り の 誤 開 ， 内 部 リ ー ク 等 の 発 生 確 率 は 1E- 4未満であることを考慮すると，閉状態の弁が直列 3 弁以上の場合に添付 3.1.1.2−8−1

ＩＳＬＯＣＡにより系統の過圧が発生する頻度は，直列 2 弁の場合に比べて 4 桁以上低くなり，無視し得る程度となる。ただし，ＰＲ
Ａでは，ＩＳＬＯＣＡの発生シナリオ及びその発生頻度を幅広に確認する観点から，直列 3 弁の閉状態の弁を有する高圧炉心スプレイ
系及び原子炉隔離時冷却系を含めてＩＳＬＯＣＡの発生頻度を評価対象としている。

以上を踏まえて選定した系統及びシナリオを表 2 に示す。
(3)

発生頻度の評価ａ．モデル化の仮定
本評価における主な仮定を以下に示す。
○ＩＳＬＯＣＡ発生後の隔離操作には期待しない。
○ＩＳＬＯＣＡの発生箇所は配管（熱交換器含む）とする。
○ドレン・ベントラインは，配管径が小さいため除外する。
ｂ．評価に用いたパラメータ
(a)

機器故障率
電動弁の誤開及び内部リークなどの機器故障率には，国内

故障率データ（「故障件数の不確実さを考慮した国内一般機
器 故 障 率 の 推 定 」 ， 2009 年 5 月

日本原子力技術協会）を使

用した。
(b)

人的過誤確率
人的過誤は，弁の誤操作及び試験後の通常状態復旧失敗をモデル化しており，弁の誤操作は，ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５９
２ ８ と 同 様 に 1.0E-3／ d を 使 用 し ， 試 験 後 の 通 常 状 態 復 旧 失
敗はＮＵＲＥＧ／ＣＲ−１２７８（ＴＨＥＲＰ手法）を基に2.0E-3／ d と 評 価 し た 。
添付 3.1.1.2−8−2

(c)配管破損確率
配管破損確率は，ＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５９２８が参照しているＮＵＲＥＧ／ＣＲ−５８６２に基づく破損確率算出方法
を 用 い ， 配 管 の 口 径 や 肉 厚 な ど を 考 慮 し ,各 評 価 対 象 配 管 に 対し表 3 のとおり設定した。また，熱交換器の破損確率は，Ｎ
ＵＲＥＧ／ＣＲ−５９２８より表 4 のとおり設定した。
ｃ．評価結果フォールトツリーを用いたシステム信頼性解析により評価した 結 果 ， Ｉ Ｓ Ｌ Ｏ Ｃ Ａ の 発 生 頻 度 は 約 4.8E-10 ／ 炉 年 （ エ ラ ー
フ ァ ク タ ： 約 19.6 ） と な っ た 。 Ｉ Ｓ Ｌ Ｏ Ｃ Ａ の カ ッ ト セ ッ ト（ 上 位 20 位 ） を 表 5 に 示 す 。
ＩＳＬＯＣＡの発生頻度が最も高いと評価された系統はＲＨＲであり，テスタブル逆止弁の定期試験時に電動弁の定期試験終了後の通常状態への復旧失敗及びテスタブル逆止弁の閉失敗によりＲＨＲポンプの吐出圧で設計された配管が破損する場合
となった。
(4)

ＩＳＬＯＣＡ発生頻度の評価結果における海外との差について
上 記 (3) の と お り ， 本 プ ラ ン ト に お け る Ｉ Ｓ Ｌ Ｏ Ｃ Ａ 発 生 頻 度
は 約 4.8E-10 ／ 炉 年 と 評 価 し た 。 一 方 ， Ｎ Ｕ Ｒ Ｅ Ｇ ／ Ｃ Ｒ − ５ １２４に記載されている海外プラントにおけるＩＳＬＯＣＡ発生頻
度 は ， 本 プ ラ ン ト と 比 較 し て 1E+3〜 1E+4 倍 程 度 高 い （ 表 6） 。 こ
れについて，海外プラントとの評価方法の違いを以下に整理する。
a. 比 較 方 法
海外プラントは，いずれもＢＷＲプラントであり評価結果はそれぞれ異なるが，本プラントと同じ型式（ＢＷＲ−５ Ｍａｒ
添付 3.1.1.2−8−3

ｋ − Ⅱ ） の Nine Mile Point-2 （ 以 下 「 Ｎ Ｍ Ｐ ２ 」 と い う 。 ）を比較対象に選定した。
b. 比 較 結 果
ＮＭＰ２及び本プラントにおける系統別のＩＳＬＯＣＡ発生頻度の評価結果を表 7 に示す。表 7 から，ＮＭＰ２と本プラン
ト と の 差 は ， Ｎ Ｍ Ｐ ２ が 発 生 頻 度 の 高 い Steam Condensing の Ｉ
ＳＬＯＣＡ発生を考慮しているためである（本プラントは
Steam Condensing を 撤 去 済 み ） 。
一方，ＮＭＰ２の評価において評価対象としており，本プラ
ントのドミナントとなるＬＰＣＩのＩＳＬＯＣＡに対する評価
内容の比較について，表 8 のとおり行った。表 8 の結果は以下のとおりである。
・ 本プラントは人的過誤として定期試験時の電動弁の通常状態復旧失敗，機器故障として定期試験時の逆止弁の閉失敗を想定し，これらの同時発生によりＩＳＬＯＣＡが起こる
事象がドミナントシナリオとなる。
・ ＮＭＰ２は運転時にＬＰＣＩの定期試験を行わないため，複数の機器故障の同時発生のみを想定しており，ドミナン
トシナリオとなる。

上記のとおり，ＩＳＬＯＣＡのドミナントシナリオの想定は異なるが，発生頻度の評価に用いている機器故障率の違いにより，ＮＭＰ２は本プラントのことを確認した。

添付 3.1.1.2−8−4

発生頻度となっている表 1

ＩＳＬＯＣＡの評価対象の選定結果

原子炉冷却材圧力バウンダ
リに接続されている配管
給水系注入配管

選定結果

備考

対象外※１

通常運転時に隔離弁が開状態となっており，隔離弁の誤開放等により発生
するＩＳＬＯＣＡ評価の対象外

高圧炉心スプレイ系

高圧炉心スプレイ注入配管

評価対象

-

原子炉隔離時冷
却系

原子炉隔離時冷却系原子炉
圧力容器頂部スプレイ配管

評価対象

-

原子炉隔離時冷却系蒸気供
給配管

対象外※１

低圧炉心スプレイ系
残 留 熱 除 去 系（ Ａ ,Ｂ ,Ｃ ）残 留 熱 除 去 系（ Ａ ,Ｂ ）低圧炉心スプレイ系注入配管
残留熱除去系原子炉注入配管
残留熱除去系停止時冷却モード吸込配管

評価対象

通常運転時に隔離弁が開状態となっており，隔離弁の誤開放等により発生
するＩＳＬＯＣＡ評価の
対象外
-

評価対象

-

評価対象

-

評価対象

-

残 留 熱 除 去 系（Ａ）

残留熱除去系停止時冷却モード原子炉圧力容器戻り配管
残留熱除去系原子炉圧力容器頂部スプレイ配管

対象外※２

閉状態の弁が直列に 4 弁設置されておりＩＳＬＯ
ＣＡの発生頻度が十分低いため対象外制御棒駆動水圧系

制御棒駆動水圧系制御棒挿
入側配管

対象外※１

制御棒駆動水圧系制御棒引
抜側配管

対象外※１

通常運転時に隔離弁が開状態となっており，隔離弁の誤開放等により発生
するＩＳＬＯＣＡ評価の対象外

ほう酸水注入系

ほう酸水注入系注入配管

対象外※２

原子炉冷却材浄化系
主蒸気系

原子炉冷却材浄化系入口配
管
主蒸気系配管

対象外※１
対象外※１

原子炉圧力容器
計装系
試料採取系

原子炉圧力容器計装系配管

対象外※１

試料採取系サンプリング配
管

対象外※１

系統名
給水系

閉状態の弁が直列に 4 弁
設 置 さ れ て お り ISLOCAの発生頻度が十分低いため対象外
通常運転時に隔離弁が開状態となっており，隔離弁の誤開放等により発生
するＩＳＬＯＣＡ評価の対象外※１：出力運転中に高圧設計部と低圧設計部とを分離する隔離弁が閉止されており，隔離弁の誤開放等により低圧設計部が過圧されることでＩＳＬＯＣＡ発生の可能性がある系統を選定。
※２：閉状態の弁が直列に 4 弁以上設置されている系統は発生頻度の観点で除外

添付 3.1.1.2−8−5

表 2 ＩＳＬＯＣＡの発生を想定する系統及びシナリオの一覧表
系統
ケース
発生シナリオ
電 動 弁 F004， 逆 止 弁 F005， F024 の 故 障 ， 誤
高圧炉心ス
動作及び定期試験の組合せによって同時に開プレイ系−状態となり，ポンプ吸込部の低圧設計配管が（ 図 2）
破損
電 動 弁 F013， 逆 止 弁 F065， F066 の 故 障 ， 誤
原子炉隔離
動作及び定期試験の組合せによって同時に開時冷却系−状態となり，ポンプ吸込部の低圧設計配管が（ 図 3）
破損
電 動 弁 F005， 逆 止 弁 F006 の 故 障 ， 誤 動 作 及①び定期試験の組合せによって同時に開状態となり，ポンプ吐出圧設計配管が破損
低圧炉心ス
プレイ系
電 動 弁 F005， 逆 止 弁 F003， F006 の 故 障 ， 誤（ 図 4）
動作及び定期試験の組合せによって同時に開②状態となり，ポンプ吸込部の低圧設計配管が破損
電 動 弁 F042A/B， 逆 止 弁 F041A/B の 故 障 ， 誤
動作及び定期試験の組合せによって同時に開①状態となり，ポンプ吐出圧設計配管又は熱交
換器が破損
残留熱除去
電 動 弁 F042A/B， 逆 止 弁 F031A/B， F041A/B の系 （ Ａ ,Ｂ ）故障，誤動作及び定期試験の組合せによって②（ 図 5）
同時に開状態となり，ポンプ吸込部の低圧設計配管が破損
電 動 弁 F008， F009 の 故 障 の 組 合 せ に よ っ て 同③
時に開状態となり，低圧設計配管が破損
電 動 弁 F042C， 逆 止 弁 F041C の 故 障 ， 誤 動 作①
及び定期試験の組合せによって同時に開状態となり，ポンプ吐出圧設計配管が破損
残留熱除去
系（Ｃ）
電 動 弁 F042C ， 逆 止 弁 F031C ， F0041C の 故（ 図 6）
障，誤動作及び定期試験の組合せによって同②時に開状態となり，ポンプ吸込部の低圧設計
配管が破損

添付 3.1.1.2−8−6表 3各系統の配管破損確率対象

配 管 破 損 確 率 （ ／ d）

ＲＨＲ−Ａ／Ｂ吐出圧配管
ＲＨＲ−Ｃ吐出圧配管
ＬＰＣＳ吐出圧配管
ＨＰＣＳ低圧配管
ＬＰＣＳ低圧配管
ＲＨＲ低圧配管
ＲＣＩＣ低圧配管

表 4

熱交換器破損確率対象

破 損 確 率 （ ／ d）

ＲＨＲ熱交換器添付 3.1.1.2−8−7

表5

東海第二発電所のＩＳＬＯＣＡカットセット（上位 20 位）

添付 3.1.1.2−8−8

順位

系統

起因となる故障

故障の組み合わせ①

故障組み合わせ②

破損箇所

1

ＲＨＲ−Ａ

逆止弁F041A定期試験

電動弁F042A 定期試験時の通常状態への復旧失敗

逆止弁F041A閉失敗

吐出圧設計配管

1

ＲＨＲ−Ｂ

逆止弁F041B定期試験

電動弁F042B 定期試験時の通常状態への復旧失敗

逆止弁F041B閉失敗

吐出圧設計配管

3

ＲＨＲ−Ｃ

逆止弁F041C定期試験

電動弁F042C 定期試験時の通常状態への復旧失敗

逆止弁F041C閉失敗

吐出圧設計配管4

ＲＨＲ（ＳＤＣ）

電動弁F008内部リーク

電動弁F009内部リーク

低圧設計配管4

ＲＨＲ（ＳＤＣ）

電動弁F009内部リーク

電動弁F008内部リーク

低圧設計配管6

ＲＨＲ（ＳＤＣ）

電動弁F008内部リーク

電動弁F009誤開低圧設計配管6

ＲＨＲ（ＳＤＣ）

電動弁F008誤開電動弁F009内部リーク

低圧設計配管6

ＲＨＲ（ＳＤＣ）

電動弁F009内部リーク

電動弁F008誤開低圧設計配管6

ＲＨＲ（ＳＤＣ）

電動弁F009誤開電動弁F008内部リーク

低圧設計配管10ＨＰＣＳ

電動弁F004定期試験

逆止弁F005内部リーク

逆止弁F024内部リーク

低圧設計配管

11

ＲＨＲ−Ａ

逆止弁F041A定期試験

電動弁F042A 定期試験時の通常状態への復旧失敗

逆止弁スイッチ開失敗

吐出圧設計配管

11

ＲＨＲ−Ｂ

逆止弁F041B定期試験

電動弁F042B 定期試験時の通常状態への復旧失敗

逆止弁スイッチ開失敗

吐出圧設計配管13

ＲＨＲ（ＳＤＣ）

電動弁F008誤開電動弁F009誤開低圧設計配管13

ＲＨＲ（ＳＤＣ）

電動弁F009誤開電動弁F008誤開低圧設計配管

15

ＲＨＲ−Ａ

逆止弁F041A定期試験

電動弁F042A 定期試験時の通常状態への復旧失敗

逆止弁F041A閉失敗

熱交換器

15

ＲＨＲ−Ｂ

逆止弁F041B定期試験

電動弁F042B 定期試験時の通常状態への復旧失敗

逆止弁F041B閉失敗

熱交換器

17

ＲＨＲ−Ｃ

逆止弁F041C定期試験

電動弁F042C 定期試験時の通常状態への復旧失敗

逆止弁スイッチ開失敗

吐出圧設計配管

18

ＲＨＲ−Ａ

電動弁F042A内部リーク

逆止弁F041A 内部リーク

吐出圧設計配管

18

ＲＨＲ−Ｂ

電動弁F042B内部リーク

逆止弁F041B 内部リーク

吐出圧設計配管

18

ＲＨＲ−Ａ

逆止弁F041A内部リーク

電動弁F042A 内部リーク

吐出圧設計配管

18

ＲＨＲ−Ｂ

逆止弁F041B内部リーク

電動弁F042B 内部リーク

吐出圧設計配管

表6

海外
プラント
Peach
Bottom添付 3.1.1.2−8−9Nine Mile
Point-2
Quad
Cities

海外プラント及び東海第二発電所における
ＩＳＬＯＣＡ発生頻度の評価結果

ＩＳＬＯＣＡ
発生頻度（／炉年）

東海第二発電所※１，２との比較

ＩＳＬＯＣＡによる炉心損傷頻度（／炉年）

東海第二発電所との比較※１，２

4.8E-06

1.0E+04

1.0E-06

2.1E+03

9.8E-06

2.0E+04

8.8E-06

1.8E+04

1.1E-05

2.3E+04

9.3E-07

1.9E+03※1 海外プラント／東海第二発電所※2 東海第二発電所はＩＳＬＯＣＡ発生＝炉心損傷と定義している。海外プラントは系統によってはＩＳＬＯＣＡ発生後の隔離操作を考慮するため結果が異なる。

添付 3.1.1.2−8−9表7Nine Mile Point-2 及び東海第二発電所における系統別のＩＳＬＯＣＡ発生頻度の評価結果
Nine Mile Point-2

系統

配管過圧頻度

配管破損確率

（／炉年）

（／d）

ISLOCA
発生頻度（／炉年）

添付 3.1.1.2−8−10

HPCS

2.7E-07

2.7E-02

8.6E-14

RCIC

-

-

-

LPCS

3.7E-06

4.0E-03

2.9E-11LPCI

1.3E-05

4.0E-03

8.8E-09

RHR（suction）

7.7E-07

1.6E-02

4.1E-09

Vessel Head Spray

4.4E-06

1.7E-03

9.3E-13

Feedwater

1.0E-03

1.0E-03

1.0E-06

Steam Condensing

8.9E-03

4.0E-03

8.8E-06--

9.8E-06-

4.8E-10

合計

東海第二発電所

合計-

添付 3.1.1.2−8−10表8Nine Mile Point-2 及び東海第二発電所におけるＬＰＣＩのＩＳＬＯＣＡ発生頻度の評価内容
Nine Mile Point-2

評価項目

東海第二発電所

・ＲＨＲ−Ａ／Ｂのバウンダリ弁 ・ＲＨＲ−Ａ／Ｂのバウンダリ弁

ドミナントシナリオ

添付 3.1.1.2−8−11（電動弁及び逆止弁）の内部リー（逆止弁）の定期試験時に，バウ

ク又は破損が重なることにより，ンダリ弁（電動弁）の閉状態復旧

バウンダリ弁が同時に開状態とな

失敗と，逆止弁の閉失敗が重なる

り，ポンプ吐出圧設計配管が破損ことにより，バウンダリ弁が同時に開状態となり，ポンプ吐出圧設計配管が破損・ＩＳＬＯＣＡ発生後の隔離操作に ・ＩＳＬＯＣＡ発生後の隔離操作に期待しないモデル化の仮定

期待しない

・ＩＳＬＯＣＡの発生箇所は配管

・ＩＳＬＯＣＡの発生箇所は配管

・ドレンライン及びベントラインは ・ドレンライン及びベントラインは
配管径が小さいため除外
逆止弁内部リーク ：①約 7.3E-04

パ ラ メ ー タ

機器故障確率：③約 4.0E-04−

評価結果⑥約 2.0E-03（ＬＰＣＩでの人的過誤は発生しな （定期試験時の電動弁の閉状態へのいとし，人的過誤確率は設定無し）

配管破損確率逆止弁の閉失敗 ：⑤約 2.4E-05

電動弁内部リーク ：②約 6.0E-04
電動弁誤操作人的過誤確率

配管径が小さいため除外

復旧失敗 ）④約 4.0E-03（ＬＰＣＩ−Ａ／Ｂ／ ⑦約 3.1E-03（ＬＰＣＩ−Ａ／Ｂ）
Ｃ）⑧約 1.2E-03（ＬＰＣＩ−Ｃ）

約 8.8E-09／炉年

約 3.6E-10／炉年｛ ①×（②＋③）×④ ｝×3{ ⑤×⑥×⑦ ｝×2＋{ ⑤×⑥×⑧ }添付 3.1.1.2−8−11

MO

格納容器

原子炉隔離時冷却系原子炉
圧力容器頂部スプレイ配管
AO

MO

残留熱除去系原子炉圧力容器頂部スプレイ配管

NO

MO

NO

MO

NO

MO

NO

MO

NO

MO

NO

高圧炉心スプレイ系
注入配管
低圧炉心スプレイ系
注入配管

逃がし安全弁AO

AO

主蒸気系配管

原子炉圧力容器

添付 3.1.1.2−8−12

残留熱除去系Ａ系
注入配管
残留熱除去系Ｂ系
注入配管

NO

残留熱除去系Ｃ系
注入配管

MO

MO

原 子 炉 隔離 時 冷却 系 蒸
気供給配管

AO

給水注入配管
圧力容器計装系
計装配管

残留熱除去系
停止時冷却モード
吸込配管

MO

制御棒駆動水圧系
制御棒引抜側配管

MO

制御棒駆動水圧系
制御棒挿入側配管
MO

AO

原子炉再循環ポンプ

原子炉再循環ポンプ
MO

MO

MO
MO

MO

MO

残留熱除去系
停止時冷却モード
注入配管

ほう酸水注入系
注入配管

MO

MO

MO

MO

原子炉冷却材浄化系
入口配管

ＩＳＬＯＣＡ評価対象
試料採取系
サンプリング配管

図 1 原子炉冷却材圧力バウンダリに接続し格納容器外に敷設されている配管

添付 3.1.1.2-8-12

原子炉圧力容器
7-18V7D
O
C
MO

MO

E22-F011

E22-F010

MONO

E22-F005 E22-F038

E22-F004
E22-F024

MO

E22-F023
復水貯蔵タンクB

原子炉格納容器
MO

7-18V7E

E22-F012

サプレッションチェンバ
2-18V4B

復水貯蔵タンクA
E22-F015

MO

添付 3.1.1.2−8−13

DD003
2-18V40B

2-18V4A
E22-F016
2-18V40AMO

破断

E22-F001

E22-C001

E22-F002

HPCSポンプ

低圧設計

図2

ＨＰＣＳのＩＳＬＯＣＡ発生箇所

MO

7-18V7D

高圧設計

E51-F059

MO

E51-F023

E51-F022

原子炉格納容器MO

AO

NO

E51-F013

E51-F065

E51-F066

MO

Aタンクへ

E51-F012

E51-F018
復水貯蔵タンクB

2-18V4B

2-18V40B

油冷却器

MO

7-18V7E
E51-F046

E51-PCV-F015
原子炉圧力容器

主蒸気ライン

復水貯蔵タンクA

2-18V4A

2-18V40AMO

MO

E51-F064

E51-F063

MO

RHR-Aへ（サプレッションチェンバへ）

F019

F021
MO

E51-F045

MO

E51-F040

高圧設計

E51-F011

C002

C001

DD012

MO

E51-HOMO

E51-F010

サプレッションチェンバ

MO

E51-C002
E51-F068

低圧設計
MO

破断

E51-F047
E51-F031

E51-F030

E51-F016

E51-F044
E51-F049
復水ポンプ

図3

ＲＣＩＣのＩＳＬＯＣＡ発生箇所

添付 3.1.1.2−8−13

高圧設計

吐出圧設計

O
C

NO

ケース①

MO

破断

原子炉圧力容器

E21-F051

E21-F006

E21-F005
E21-F012

MO

原子炉格納容器

E21-F003

E21-F011

E21-F052

サプレッション
チェンバ

ＬＰＣＳポンプ
E21-C001
ケース②

DD003

低圧設計

添付 3.1.1.2−8−14

MO

破断

MO

E21-F001

図4

ＬＰＣＳのＩＳＬＯＣＡ発生箇所
RCICよりNONO

E51-F065

E51-F066

MO

E12-F023 E12-F019
モデル化省略
PCVスプレイライン

MO

ケース①

吐出圧設計
破
断

高圧設計
NO

MO

E12-F042A

LPCIラインMO

MO

ヘッドスプレイライン

RCIC

MO

E12-F016A E12-F017A

MO

E12-F041A
E12-F092A
NO

原子炉
圧力容器

FDCTへ
停止時冷却ライン

E12-F049
E12-F040
ミニフローライン
RHR-Bへ

E12-F053A

低圧設計

ケース③

高圧設計
PLRポンプAMO

MO

E12-F024A

E12-F046A

破断MO

E12-F070

MO

MO

E12-F064A

E12-F050A E12-F090A

E12-F008
RHR-Bへ
S/Pスプレイライン

E12-F027A

MO

E12-F009 E12-F091

E12-F003A
テストライン
E12-F072A
MO

E12-F048A

E12-F006A

E12-F018AMO

破断

DD006AMO

E12-F047A

E12-F098A

RHR熱交換器
B001A

E12-F031A
RHRポンプA
E12-C002A

吐出圧設計

図5

MO

破
断

E12-F004A

ケース②

低圧設計

ＲＨＲ−Ａ(Ｂ)のＩＳＬＯＣＡ発生箇所

添付 3.1.1.2−8−14

吐出圧設計

高圧設計

ケース①
MO

NO

破断

E12-F042C

低圧設計

RHR-Aより
RHR-Bより

E12-F046C

MO

E12-F064C

添付 3.1.1.2−8−15

E12-F018C

E12-F098C

E12-F041C
E12-F092C

MO

E12-F021

E12-F031C RHRポンプ

低圧設計

破
断

E12-C002C

DD006CMO

E12-F004C

ケース②

図6

ＲＨＲ−ＣのＩＳＬＯＣＡ発生箇所

添付 3.1.1.2−8−15

原子炉
圧力容器