資料1-3-1
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柏崎刈羽原子力発電所6号及び7号炉審査資料
資料番号
KK67-0034 改14
提出年月日
平成27年3月17日

柏崎刈羽原子力発電所 6号及び7号炉重大事故等対策の有効性評価について

平成27年3月
東京電力株式会社

目 次
1. 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

要

1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定
1.3 評価にあ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
1.9 参考文献
付録１ 事故シーケンスグループ及び重要事故シーケンス等の選定について
付録２ 原子炉格納容器限界温度・限界圧力に関する評価結果
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
2.4 崩壊熱除去機能喪失
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)
3. 重大事故
3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)
3.2 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 格納容器直接接触(シェルアタック)
3.6 溶融炉心・コンクリート相互作用
今回のご説明範囲
4. 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１4.2 想定事故２

目次 1

5. 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
5.2 全交流動力電源喪失
5.3 原子炉冷却材の流出
5.4 反応度の誤投入
6 必要な要員及び資源の評価
6.1 必要な要員及び資源の評価条件
6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果
6.3 重大事故等対策時に必要な水源，燃料及び電源の評価結果

目次 2

今回のご説明範囲

添付資料

目次

添付資料 2.1.1

安定停止状態について

添付資料 2.1.2

7 日間における水源の対応について(高圧・低圧注水機能喪失)

添付資料 2.1.3

7 日間における燃料の対応について(高圧・低圧注水機能喪失)

添付資料 2.2.1

安定停止状態について

添付資料 2.2.2

7 日間における燃料の対応について(高圧注水・減圧機能喪失)

添付資料 2.3.1

敷地境界外での実効線量評価について

添付資料 2.3.2

蓄電池による給電時間評価結果について添付資料 2.3.3

全交流動力電源喪失時における RCIC の 24 時間継続運転が可能であることの妥当性について

添付資料 2.3.4

安定停止状態について

添付資料 2.3.5

7 日間における水源の対応について(全交流動力電源喪失)

添付資料 2.3.6

7 日間における燃料の対応について(全交流動力電源喪失)

添付資料 2.3.7

常設代替交流電源設備の負荷(全交流動力電源喪失)

添付資料 2.4.1.1

安定停止状態について

添付資料 2.4.1.2

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

添付資料 2.4.1.3

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

添付資料 2.4.1.4

常設代替交流電源設備の負荷(崩壊熱除去機能喪失(取水機能が喪失した場合))

添付資料 2.4.2.1

安定停止状態について

添付資料 2.4.2.2

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

添付資料 2.4.2.3

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

添付資料 2.5.1

評価対象の炉心を平衡炉心のサイクル末期とすることの妥当性

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

安定停止状態について

添付資料 2.5.4

初期炉心流量の相違による評価結果への影響

添付資料 2.5.5

原子炉への注水に使用する水源とその水温の影響

目次 3

添付資料 2.5.6

高圧炉心注水系及び原子炉隔離時冷却系の運転可能性に関する水源の水
温の影響

添付資料 2.5.7

3 次元過渡核熱水力解析コード(TRACG)を用いた評価結果

添付資料 2.6.1

安定停止状態について

添付資料 2.6.2

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 2.6.3

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 2.7.1

インターフェイスシステム LOCA 発生時の現場環境について

添付資料 2.7.2

配管等の実耐力を踏まえた現実的インターフェイスシステム LOCA 発生時における現場環境等について添付資料 2.7.3

安定停止状態について

添付資料 2.7.4

7 日間における燃料の対応について(インターフェイスシステム LOCA)

添付資料 3.1.1

雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)時におけるCs-137 放出量評価について

添付資料 3.1.2

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

添付資料 3.1.3

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

添付資料 3.1.4

安定停止状態について

添付資料 3.1.5

7 日間における水源の対応について(雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損))

添付資料 3.1.6

7 日間における燃料の対応について(雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損))

添付資料 3.1.7

常設代替交流電源設備の負荷(雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損))

添付資料 3.2.1

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

添付資料 3.3.1

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

添付資料 3.3.2

7 日間における燃料の対応について(原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用)

目次 4

添付資料 3.4.1

水の放射性分解の評価について

添付資料 3.4.2

安定停止状態について

添付資料 3.4.3

7 日間における水源の対応について(水素燃焼)

添付資料 3.4.4

7 日間における燃料の対応について(水素燃焼)

添付資料 3.4.5 常設代替交流電源設備の負荷(水素燃焼)
添付資料 3.6.1

溶融炉心－コンクリートの相互作用の評価に関わる条件の考え方について

添付資料 3.6.2

7 日間における燃料の対応について(溶融炉心・コンクリート相互作用)

添付資料 4.1.1

使用済燃料貯蔵プールの水位低下と遮へい水位に関する評価について

添付資料 4.1.2｢水遮へい厚に対する貯蔵中の使用済燃料からの線量率｣の算出について

添付資料 4.1.3

安定停止状態について

添付資料 4.1.4

評価条件の不確かさの影響評価について(想定事故 1)

添付資料 4.1.5

7 日間における水源の対応について(想定事故 1)

添付資料 4.1.6

7 日間における燃料の対応について(想定事故 1)

添付資料 4.2.1

使用済燃料貯蔵プールの水位低下と遮へい水位に関する評価について

添付資料 4.2.2

想定事故 2 において微開固着及びクラック破断を想定している理由

添付資料 4.2.3

安定停止状態について

添付資料 4.2.4

評価条件の不確かさの影響評価について(想定事故 2)添付資料 4.2.5

7 日間における水源の対応について(想定事故 2)添付資料 4.2.6

7 日間における燃料の対応(想定事故 2）添付資料 5.1.1

安定停止状態について

添付資料 5.1.2

評価条件の不確かさの影響評価について(運転停止中

崩壊熱除去機能喪失)
添付資料 5.1.3

7 日間における燃料対応について(停止時 崩壊熱除去機能喪失)

添付資料 5.2.1

安定停止状態について

添付資料 5.2.2

評価条件の不確かさの影響評価について(運転停止中

全交流動力電源喪失)
添付資料 5.2.3

7 日間における水源の対応について(停止時 全交流動力電源喪失)

添付資料 5.2.4

7 日間における燃料の対応(全交流動力電源喪失)

添付資料 5.2.5

常設代替交流電源設備の負荷
今回のご説明範囲

目次 5

添付資料 5.3.1

停止時の線量率評価について

添付資料 5.3.2

安定停止状態について

添付資料 5.3.3

評価条件の不確かさの影響評価について(運転停止中

原子炉冷却材の流出)
添付資料 5.3.4

7 日間における燃料の対応(原子炉冷却材の流出)

添付資料 5.4.1

安定停止状態について

添付資料 5.4.2

解析コードおよび評価条件の不確かさの影響評価について(運転停止中
反応度誤投入)添付資料 5.4.3

反応度誤投入の代表性について
今回のご説明範囲

目次 6

4. 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
4.1.1 想定事故 1 の特徴，燃料損傷防止対策(1)想定する事故「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」において，使用済燃料
プールにおける燃料損傷防止対策の有効性を確認するために想定する事故の一つには，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，想定事故 1 として｢使用済燃料
プールの冷却機能又は注水機能が喪失することにより，使用済燃料プールの水温が上昇し，蒸発により水位が低下する事故｣がある。
(2) 想定事故 1 の特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方
想定事故 1 では，使用済燃料プールの冷却系が故障し，復旧が行われない場合，使用済
燃料プールの水温が上昇し，やがて沸騰を開始して，蒸発により使用済燃料プールの水量が減少する。
使用済燃料プールは補給水系による水の補給が可能な設計となっているが，補給水系による水の補給が不可能であることを想定した場合，使用済燃料プールの水位が低下することにより，使用済燃料から発生する放射線の遮へいが不十分となるとともに，使用済燃料が露出することにより燃料損傷に至る事象が想定される。
したがって，想定事故 1 では，燃料プール代替注水系(可搬型)による使用済燃料プールへの注水によって，使用済燃料等から発生する放射線の遮へいを確保するとともに，燃料の著しい損傷の防止を図る。
(3) 燃料損傷防止対策
想定事故 1 における機能喪失に対して，使用済燃料プールにおける燃料損傷を防止し，かつ使用済燃料プール水位が放射線の遮へいが維持される水位を確保するため，燃料プール代替注水系(可搬型)を用いた使用済燃料プールへの注水手段を整備する。これらの対策の概略系統図を図 4.1.1 に，手順の概要を図 4.1.2 に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と手順の関係を表 4.1.1 に示す。
想定事故1における事象発生10時間までの6/7号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室において監視・指示を行う当直長1名(6/7号炉兼任)，当直副長2名※，運転員7名，緊急時対策要員(現場)14名の合計24名である。
また，事象発生10時間以降に追加で必要な要員は，代替原子炉補機冷却系作業を行うための参集要員13名である（6号炉は原子炉運転中の「全交流動力電源喪失」事象想定）。 必
要な要員と作業項目について図4.1.3に示す。
a. 使用済燃料プールの冷却系機能喪失

4-1-1

外部電源喪失により，使用済燃料プールの冷却系が停止する。非常用ディーゼル発電機が起動するが，使用済燃料プールの冷却系の起動に失敗する。使用済燃料プールの冷却系機能喪失により，使用済燃料プール水温は，「約 4℃/ｈ」で上昇し，事象発生から
約 8 時間後に「100℃」に到達する。
使用済燃料プールの冷却系の機能喪失を確認するために必要な計装設備は，使用済燃料プール水温度計等である。
b. 使用済燃料プールの補給水系機能喪失
使用済燃料プールの冷却系機能喪失を確認し，補給水系による使用済燃料プールへの補給準備を行う。しかし，外部電源喪失により停止した復水移送ポンプの起動に失敗し，使用済燃料プールの補給水系が機能喪失する。使用済燃料プール水の沸騰により，水位が低下した後は，燃料プール代替注水系(可搬型)の準備を開始する。
使用済燃料プールの補給水系の機能喪失を確認するために必要な計装設備は，使用済
燃料プール水位計等である。
c. 燃料プール代替注水系(可搬型)による使用済燃料プールへの補給
燃料プール代替注水系(可搬型)の準備が完了したところで，燃料プール代替注水系(可搬型)を用いた注水により使用済燃料プールの水位を回復する。その後は，使用済燃料プールの冷却系を復旧しつつ，蒸発量に応じた水量を補給することで，使用済燃料プール水位を維持する。
燃料プール代替注水系(可搬型)による使用済燃料プールへの補給を確認するために必要な計装設備は，使用済燃料プール水位計等である。

※

停止中のプラントを含む体制は，必ず「当直副長2名」ではなくケースによっては「当直副長1名，運転員１名」の場合もある。

4.1.2 燃料損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
想定事故 1 では，使用済燃料プールの冷却機能および注水機能喪失による使用済燃料プールの水温上昇，沸騰及び蒸発により，水位が放射線の遮へいが維持される最低水位に到達する時間を適切に評価する。
なお，使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が復旧することも考えられるが，有効性評価においては考慮しないものとする。
(添付資料 4.1.1，4.1.2)(2) 有効性評価の条件
想定事故１に対する初期条件も含めた主要な解析条件を表4.1.2に示す。また，主要な解析条件について，想定事故1特有の解析条件を以下に示す。

4-1-2

a. 初期条件(a) 使用済燃料プールの初期水位及び初期水温
使用済燃料プールの初期水位は通常運転水位とし，保有水量を厳しく見積もるため，使用済燃料プールと原子炉ウェルの間に設置されているプールゲートは閉を仮定する。
また，使用済燃料プールの初期水温は，運転上許容される上限の 65℃とする。
(b) 崩壊熱
使用済燃料プールには貯蔵燃料の他に，原子炉停止後に最短時間(原子炉停止後 10日)で取り出された全炉心分の燃料が一時保管されていることとする。このときの使用済燃料の崩壊熱は約 11MW である。
b．事故条件(a) 安全機能の喪失に対する仮定
使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能として燃料プール冷却浄化系，残留熱除去系，復水補給水系，圧力抑制プール水浄化系等の機能喪失を想定する。
(b) 外部電源
外部電源の有無は事象進展に影響しないことから，資源の観点で厳しい外部電源なしを想定する。
c．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 使用済燃料プールへの注水流量
使用済燃料プールへの注水は，可搬型代替注水ポンプ 1 台を用いた燃料プール代替
注水系(可搬型)によって実施する。可搬型代替注水ポンプの容量は約 80ｍ3/ｈとする。
d．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員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) 燃料プール代替注水系(可搬型)による使用済燃料プールへの補給は，事象発生12時
間後から開始するものとする。
(3) 有効性評価の結果
使用済燃料プール水位の変化を図4.1.4に，使用済燃料プール水位と線量率の評価結果を
図4.1.5に示す。
a. 事象進展使用済燃料プールの冷却系の運転停止，又は使用済燃料プールの水温上昇により異常事
象を認知し，冷却系の状態を確認して復旧を試みるとともに，短期での復旧の見通しが得

4-1-3

られない場合，補給水系による使用済燃料プールへの補給準備を行い，補給水系が使用不可能な場合，燃料プール代替注水系(可搬型)による注水の準備を行う。この間，使用済燃料プール水温を指示計により継続的に監視するとともに，使用済燃料プール水の沸騰により水位低下した後は，燃料プール代替注水系(可搬型)の準備が完了した時点で，燃料プール代替注水系(可搬型)を用いた注水により，使用済燃料プールの水位を回復・維持する。
使用済燃料プールの冷却系の機能喪失後，使用済燃料プールの水温は約 4℃/h で上昇し，事象発生から約 8 時間後に 100℃に到達することとなる。その後，蒸発により使用済燃料プ
ール水位は低下し始めるが，事象発生から 12 時間経過した時点で可搬型代替注水ポンプ 1台を用いた燃料プール代替注水系(可搬型)による使用済燃料プールへの注水を開始することによって，水位は回復する。
その後は，使用済燃料プールの冷却系を復旧しつつ，蒸発量に応じた水量を可搬型代替
注水ポンプ 1 台を用いた燃料プール代替注水系(可搬型)により使用済燃料プールに補給する。
b. 評価項目等
使用済燃料プール水位の時間変化を図 4.1.4 に示す。水位は通常運転水位から約 0.4ｍ下まで低下するにとどまり，燃料有効長頂部は冠水を維持する。また，保有水の温度は約 8
時間で沸騰し，その後 100℃付近で維持される。
また，使用済燃料プール水位と線量率についての評価結果を図 4.1.5 に示す。評価点は原子炉建屋最上階の床付近としている。通常運転水位から約 0.4ｍ下の水位での線量率は約1.0×10-3mSv/h 以下であり，この水位において放射線の遮へいは維持されている。
なお，使用済燃料プールは燃料が冠水状態の場合，臨界未満とする設計であることから，
未臨界は維持される。
事象発生 12 時間後から崩壊熱相当の注水が実施され,水位が回復するため安定状態となる。
(添付資料4.1.3)
4.1.3 解析条件の不確かさの影響評価
評価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，要員の配置による他の操作に与える影響及び操作時間余裕を評価するものとする。
想定事故1は，燃料プール代替注水系(可搬型)による注水操作により，使用済燃料プールの水位低下を抑制することが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作
は，燃料プール代替注水系(可搬型)による注水操作とする。
(1) 評価条件の不確かさの影響評価

4-1-4

ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，表4.1.2に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，評価条件の設定に当たっては，柏崎刈羽原子力発電所7号炉を代表として原則，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定としている。
影響評価の結果を以下に示す。
(a)運転員等操作時間に与える影響
崩壊熱，初期水位及び初期水温等の変動を考慮した場合，使用済燃料プール内の水の温度が変動するが，燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水操作は，これらの状態に応じた対応をとるものではなく，冷却機能喪失による異常の認知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える影響はな
い。
(b)評価項目となるパラメータに与える影響
崩壊熱の想定は，燃焼度の保守性等により評価条件での想定より小さくなることが考えられるが，放射線の遮へいが維持される最低水位に到達するまでの時間は1日以上(10mSv/hの場合 6/7号炉 約1.4日)，燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は3日以上(6号炉 約3.8日，7号炉 約4.0日)と長時間を要するため影響はない。
初期水温は評価値より低くなることが考えられるが，同様の考えにより影響はな
いと考えられる。
初期水位は通常運転水位を設定しているため，その変動を考慮した場合，燃料有
効長頂部まで水位が低下するまでの時間は短くなるが，仮に初期水位を水位低警報
レベルとした場合であっても，放射線の遮へいが維持される最低水位に到達するまでの時間は1日以上(10mSv/hの場合 6/7号炉 約1.4日)，燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は3日以上(6号炉 約3.7日，7号炉 約3.9日)と長時間を要し，12
時間後までに燃料プール代替注水系(可搬型)による注水が可能であるため影響はな
い。
なお，自然蒸発による水位低下も考えられるが，沸騰による水位低下と比べて僅かであり，また，評価で保有水の密度は100℃の値を用いている。仮に事象発生直後
から沸騰による水位低下が開始すると想定した場合であっても，放射線の遮へいが維持される最低水位に到達するまでの時間は1日以上(10mSv/hの場合 6/7号炉 約1.1日)，燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は3日以上(6号炉 約3.5日，7号炉 約3.7日)と長時間を要し，12時間後までに燃料プール代替注水系(可搬型)による注水が可能であるため影響はない。
安全機能の喪失に対する仮定は，評価条件と最確条件が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。
外部電源について，外部電源がない場合と外部電源がある場合では，事象進展は

4-1-5

同じであることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水流量について，
評価条件で設定している燃料プール代替注水系（可搬型）による注水流量は崩壊熱に相当する保有水の蒸発速度（最大19m3/h）より大きく，注水操作開始以降の流量であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，評価上の操作開始時間と実際に見込まれる操作開始時
間等の操作時間の変動を考慮して，要員の配置による他の操作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を確認する。
(a) 要員の配置による他の操作に与える影響
図4.1.3に示すとおり，燃料プール代替注水系(可搬型)による注水操作を実施する
要員は，前後に他の操作がないことから，要員の配置による他の操作に与える影響はない。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
燃料プール代替注水系(可搬型)による注水操作については，評価上の操作開始時間に対して，運用として実際に見込まれる操作開始時間が早くなることが考えられる。この場合，放射線の遮へいが維持される最低水位に到達するまでの時間余裕は大きくなるが，その時間は 1 日以上(10mSv/h の場合

6/7 号炉 約 1.4 日)と長時間を要することから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
(2) 操作時間余裕の把握
操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認する。
燃料プール代替注水系(可搬型)による注水操作について，放射線の遮へいが維持される
最低水位に到達するまでの時間は1日以上(10mSv/hの場合 6/7号炉 約1.4日)であり，操作に対して十分な時間余裕を確保できる。
(添付資料4.1.4)(3) まとめ
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，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，操作条件が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要員の配置による他の操作に与える影響を確認した。その結果，評価条件等の不確かさを考慮しても操作時間に対する十分な余裕時間を確保でき，評価項目となるパラメータに与える影響はないことが分かった。
4.1.4 必要な要員及び資源の評価

4-1-6

(1) 必要な要員の評価
想定事故1において，6号炉及び7号炉同時の重大事故等対策時において事象発生10時間までの必要要員は，「4.1.1(3)燃料損傷防止対策」に示すとおり24名であり，当直長，当直副長，運転員及び緊急時対策要員の47名で対処可能である。
また，事象発生10時間以降に必要な参集要員は13名である。
なお，今回評価した原子炉停止中ではなく，原子炉運転中を想定した場合，原子炉における重大事故の対応と使用済燃料プールにおける重大事故の対応が重畳することも考えられる。しかし，使用済燃料プールに貯蔵されている燃料の崩壊熱が低いため，時間余裕が十分長く（運転開始直後を考慮しても燃料プールの保有水が100℃に到達するまで

1.5日以上），原子炉側の事故対応が収束に向かっている状態での対応となるため，緊急時対策
要員や参集要員により対応可能である。
(2) 必要な資源の評価
想定事故1において，水源，燃料及び電源の資源について以下のとおりである。「6.1(2)
資源の評価条件」の条件にて評価を行い，その結果を以下に示す。
ａ．水源
可搬型代替注水ポンプによる使用済燃料プールへの注水については，7日間の対応を考慮
すると，合計約3,100m3必要となる。防火水槽及び淡水貯水池で合計約18,100m3の水量を保有しており，12時間以降に淡水貯水池から防火水槽への給水を行うことで，防火水槽を枯渇させることなく防火水槽を水源とした注水が可能となることから，7日間の継続実施が可能である。なお，防火水槽への補給の開始を12時間としているが，これは，可搬型設備の使用を12時間以内に使用できなかった場合においても，その他の設備にて重大事故等に対応できるよう設定しているものである。
(添付資料4.1.5)
ｂ．燃料
非常用ディーゼル発電機による電源供給については，保守的に事象発生直後からの運転を想定して，7日間の運転継続に約750,960Lの軽油が必要となり，可搬型代替注水ポンプによる使用済燃料プールへの注水については，保守的に事象発生直後からの運転を想定して，7日間の運転継続に約6,048Lの軽油が必要となる。(合計 約757,008L)
６号炉および７号炉の各軽油タンクで軽油約 1,020,000L(発電所内で軽油約 5,344,000L)の使用が可能であることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給，可搬型代替注水
ポンプによる使用済燃料プールへの注水について，7 日間の継続が可能である。
(添付資料4.1.6)
ｃ．電源
外部電源は事象発生と同時に喪失するが，非常用ディーゼル発電機によって給電を行うも4-1-7

のとする。
4.1.5 結論
想定事故1では，使用済燃料プールの冷却系が故障し，復旧が行われない場合，使用済燃料プール水温が上昇し，やがて沸騰を開始して，蒸発により使用済燃料プールの水量が減少することが特徴である。想定事故1に対する燃料損傷防止対策としては，短期対策及び長期対策として，燃料プール代替注水系(可搬型)を用いた使用済燃料プールへの注水を整備している。
想定事故1｢使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が喪失することにより，使用済燃料プールの水温が上昇し，蒸発により水位が低下する事故｣について有効性評価を行った。
上記の場合においても，燃料プール代替注水系(可搬型)を用いた使用済燃料プールへの注水を実施することにより，使用済燃料プールの水位を回復させ維持することができ，燃料損傷することはない。
その結果，燃料有効長頂部の冠水及び放射線の遮へいが維持される水位を確保できるとともに，未臨界を維持することができる。また，長期的には安定状態を維持できる。
重大事故等対策時に必要な要員は，当直長，当直副長，運転員及び緊急時対策要員にて対処可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，燃料損傷防止対策は，想定事故1に対して有効である。

4-1-8

原子炉建屋
燃料プール代替注水系（可搬）接続口

スプレイヘッダ
淡水貯水池

スキマせき

スプレイノズル

復水補給
水系より

可搬型
代替注水ポンプ

スキマサージ
タンク

4-1-9

防火水槽

使用済燃料

燃料プール冷却浄化系熱交換器
ろ過脱塩装置
燃料プール冷却浄化ポンプ
残留熱除去系熱交換器
原子炉補機冷却系

残留熱除去ポンプ
圧力抑制プール水
浄化系より

外部電源
非常用ディーゼル
発電機

原子炉補機冷却系

Gen

復水補給
水系より

重大事故対策概要図（可搬型代替注水ポンプ）

図 4.1.1

想定事故 1 の重要事故等対策の概略系統図

凡例

プラント前提条件
・プラント停止後１０日目
・全燃料取り出し＆プールゲート「閉」
・非常用ディーゼル発電機（Ｂ）点検中
・残留熱除去系（Ａ）最大熱負荷モード運転中・残留熱除去系（Ｂ）点検中
・残留熱除去系（Ｃ）原子炉停止時冷却モード待機中（原子炉圧力容器水抜き準備）
・燃料プール冷却浄化系運転中（解析上の時刻）（０分）：操作・確認（運転員のみの作業）：緊急時対策要員（現場）
のみの作業

※１
残留熱除去系（Ａ）最大熱負荷モード再起動、残留熱除去系（Ｃ）最大熱負荷モード起動及び燃料プール
冷却浄化系（Ａ）再起動操作を実施する。

：プラント状態：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業※２
復水移送ポンプ（Ａ，Ｃ）起動。

：判断※３
中央制御室にて機器ランプ表示、機器故障警報、系統流量指示計等にて機能喪失を確認する。
：シナリオ上考慮しない操作・判断結果

外部電源喪失※４
約８時間後に使用済燃料プール水温が「100℃」に到達する。

残留熱除去系停止、および燃料プール冷却浄化系停止確認（機器作動状況、系統流量による確認）※５
使用済燃料プールへの補給は「使用済燃料プールスプレイライン」を使用する。

非常用ディーゼル発電機（Ａ，Ｃ）自動起動確認
非常用高圧系統（6.9kV）Ｃ，Ｅ復旧確認※６
事故１２時間後の使用済燃料プール水位は「通常水位約－0.4ｍ」となる
非常用ディーゼル発電機運転状態確認

Ⅰ
補給水注水機能復旧操作 ※２※１（約１０分後）崩壊熱除去機能復旧操作（約６０分後）崩壊熱除去機能喪失確認 ※３（機器作動状況、系統流量による確認）

復水移送ポンプ以外による使用済燃料プール注水・圧力抑制プール水浄化系による注水・消火ポンプによる代替注水
復水移送ポンプによる使用済燃料プール注水と同等の流量確保または注水開始不可※３
補給水注水機能喪失確認（機器作動状況、系統流量による確認）

回復は解析上考慮せず回復は解析上
考慮せず

燃料プール代替注水系（可搬型）※５による使用済燃料プール注水準備（約８時間後）使用済燃料プール沸騰開始

Ⅱ

貯水池から防火水槽への補給準備（大湊側防火水槽への補給準備）

スプレイライン以外による使用済燃料プール注水・復水補給水ラインを使用した注水・消火栓からの直接注水※４Ⅲ

淡水タンクから防火水槽への補給（約1２時間後）（約1２時間後）大湊側防火水槽への補給準備が完了

燃料プール代替注水系（可搬型）の準備完了（適宜実施）（約12時間後）

燃料プール代替注水系（可搬型）による
使用済燃料プール注水開始※６<注水が実施出来なかった場合>

燃料供給準備（タンクローリー給油準備）（約１２時間後）タンクローリーによる給油準備完了（適宜実施）

大湊側防火水槽への補給

可搬設備への燃料補給【有効性評価の対象とはしていないが、他に取り得る手段】
Ⅰ
圧力抑制プール水浄化系（ＳＰＣＵ）により「非常時補給モード」で使用済燃料プールへの注水も実施できる。水源は復水貯蔵槽またはサプレッションプールになる。
消火系を代替注水系として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する。
消火系を復水補給水系タイラインによりスキマサージタンクへ注水することで使用済燃料プールへ注水することも可能である。

使用済燃料プール水位維持の為
注水継続（約1.4日後）Ⅱ
燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プール注水は「使用済燃料プールスプレイライン」以外に、消火系と接続し復水補給水系タイラインから注水することも可能であり、消火栓から直接使用済燃料プールへ注水することも可能である。
燃料プール代替注水系（可搬型）の水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である。

使用済燃料プール水位
2.1ｍ低下（10mSv/h）

代替注水系による使用済燃料プールへの注水を継続し、機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後は、補給水系統によりスキマ
サージタンクへの補給を確保し崩壊熱除去系による冷却を実施する。

Ⅲ「淡水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。ただし、補給可能流量が少なく、貯水池に比べ容量が少ないため貯水池からの補給を優先して実施する。

図 4.1.2

想定事故 1 の対応手順の概要
4-1-10

想定事故1（燃料プールの冷却系及び補給水系の故障）

事故想定
７号炉にて本事象発生
６号炉は運転中であり、「全交流動力電源喪失」事象発生

経過時間（分）／経過時間（時間）
備考

30

60

90

7

8

9

10

11

12

１3

１4

約1２時間

補給開始

１５

事象発生

実施箇所・必要人員数

プラント状況確認
操作項目

運転員
（中操）

運転員
（現場）

操作の内容

緊急時対策要員（現場）

約60分

崩壊熱除去機能、補給水注水機能
約８時間

喪失確認

使用済燃料プール水温100℃到達

７号
・外部電源喪失確認
１人
a

－

－

・使用済燃料プール冷却系停止確認（燃料プール冷却浄化ポンプ、残留熱除去ポンプ）

10分

状況判断
・非常用ディーゼル発電機
（１人）

－

－

－

－

－

－

－

－

a

4-1-11

使用済燃料プール冷却系復旧作業（解析上考慮せず）
使用済燃料プール補給水系復旧作業（解析上考慮せず）

消防車による防火水槽から使用済燃料プール
への補給

－

－

２人

自動起動確認・使用済燃料プール水位、温度監視
・使用済燃料プール冷却系

適宜実施

機能回復

対応可能な要員により、対応する。

（燃料プール冷却浄化ポンプ、残留熱除去ポンプ）
・使用済燃料プール補給水系

機能回復

対応可能な要員により、対応する。

（復水補給水系）
・消防車を用いた使用済燃料プール補給準備（消防車移動、ホース敷設（防火水槽から消防車，消防車から接続口），ホース接続）

60分

・消防車を用いた使用済燃料プール補給

貯水池から大湊側防火水槽への補給

－

－

２人
(号機共通)

適宜実施

・現場移動
・貯水池～防火水槽への系統構成，ホース水張り

90分

・貯水池から防火水槽への補給

燃料供給準備－－

適宜実施
タンクローリー残量に応じて適宜軽油タンクから補給90分

・軽油タンクからタンクローリーへの補給
２人(号機共通)

燃料給油作業－－

必要人員数（７号炉）

合計

１人
a

０人

６人

必要人員数（６号炉）

合計

２人
Ａ, Ｂ

４人
Ｃ, Ｄ, Ｅ, Ｆ

８人
(その他参集１３人）（

・消防車への給油

適宜実施＊6号炉は原子炉運転中の「全交流動力電源喪失」事象想定＊号機共通要員含めず）内の数字は他の作業終了後、移動して対応する人員数。

原子炉運転中における使用済燃料プールでの事故を想定した場合，原子炉における重大事故の対応と使用済燃料プールにおける重大事故の対応が重畳することも考えられる。しかし，使用済燃料プールに貯蔵されている燃料の崩壊熱が低いことから時間余裕が十分長く（運転開始直後を考慮しても燃料プールの保有水が100℃に到達するまで 1.5日以上），原子炉側の事故対応が収束に向かっている状態での対応となるため，緊急時対策要員や参集要員により対応可能である。

図 4.1.3

想定事故 1 の作業と所要時間

プール水温 100℃到達（約 8 時間後）可搬型代替注水ポンプによる注水開始(12 時間後 水位－0.4m)
プール水位回復後，蒸発量に応じた注水により水位維持

図 4.1.4

想定事故 1 における使用済燃料プール水位の変化の推移

使用済燃料を線源とした線量率が支配的な水位使用済制御棒の露出開始想定事故 1
での水位の
低下
（通常運転
水位から約
0.4m）
使用済制御棒を線源とした線量率が支配的な水位図 4.1.5 使用済燃料プール水位と線量率（想定事故１）4-1-12

表 4.1.1

想定事故 1 における重大事故等対策について操作

使用済燃料プールの冷却系の機能喪失

外部電源喪失により，使用済燃料プールの冷却系が停止する。非常用ディーゼル発電機が起動するが，使用済燃料プールの冷却系が起動に失敗し機能喪失する。

使用済燃料プールの補給水系の機能喪失

使用済燃料プールの冷却系機能喪失を確認し，補給水系による使用済燃料プールへの補給準備を行う。しかし，外部電源喪失により停止した
復水移送ポンプの起動に失敗し，使用済燃料プールの補給水系が機能喪失する。使用済燃料プール水の沸騰により使用済燃料プール水位が低下した後は，燃料プール代替注水系(可搬型)の準備を開始する。

燃料プール代替注水系(可搬型)による使用済燃料プールへの補給

燃料プール代替注水系(可搬型)の準備が完了した時点で，燃料プール代替注水系(可搬型)を用いた注水により，使用済燃料プール水位を回復する。その後は，使用済燃料プールの冷却系を復旧しつつ，蒸発量に応じた水量を補給することで，使用済燃料プール水位を維持する。

4-1-13

判断及び操作

有効性評価上期待する重大事故等対処設備
常設設備

可搬設備

計装設備

－

－

使用済燃料プール水温度計
使用済燃料プール水位計
使用済燃料プール監視カメラ－－

使用済燃料プール水位計
使用済燃料プール監視カメラ
使用済燃料プール水温度計
燃料取替エリア放射線モニタ－

可搬型代替注水
ポンプ

使用済燃料プール水位計
使用済燃料プール監視カメラ
使用済燃料プール水温度計
燃料取替エリア放射線モニタ

表 4.1.2
項目

主要解析条件(想定事故 1)(1/2)
主要解析条件

保有水を厳しく見積もるためにプールゲート閉の
状況を想定

初期条件

使用済燃料プールの保有水量

約 2,214m3

使用済燃料プールの水位

オーバーフロー水位

通常運転水位を設定

使用済燃料プールの水温

65℃

保安規定の運転上の制限値

燃料崩壊熱

※1

条件設定の考え方

4-1-14

約 11MW【使用済燃料】
取出時平均燃焼度：・貯蔵燃料 50 GWd/t
・炉心燃料 33 GWd/t

原子炉停止後に最短時間(原子炉停止後 10 日※2)で取り出された全炉心分の燃料が，過去に取り出された貯蔵燃料と合わせて使用済燃料ラックに最大数保管されていることを想定し，ORIGEN 2 を用い
て算出

事故条件

安全機能の喪失に対する仮定

使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能喪失

使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能として
燃料プール冷却浄化系，残留熱除去系，復水補給
水系，圧力抑制プール水浄化系等の機能喪失を設
定

外部電源

外部電源なし外部電源の有無は事象進展に影響しないことか
ら，資源の観点で厳しい外部電源なしを設定※1 記載の値は 7 号炉の値である。6 号炉の使用済燃料プールの保有水量は 7 号炉とほぼ同様であるため，評価は 7 号炉の値を使用する。
※2 柏崎刈羽原子力発電所 1 号炉から７号炉までの定期検査における実績を確認し,解列後の制御棒全挿入から原子炉開放までの最短時間である約 3 日および全燃料取り出しの最短時間約 7 日を考慮して原子炉停止後 10 日を設定。

表 4.1.2
項目
重大事故等対策に関連する機器条件

使用済燃料プールへの注水流量

重大事故等対策に関連する操作条件

4-1-15

燃料プール代替注水系(可搬型)による使用済燃料プールへの補給

主要解析条件(想定事故 1)(2/2)
主要解析条件

条件設定の考え方

80m3/h

設備の設計を踏まえて設定

事象発生から 12 時間後当社の可搬型設備に対するフェーズドアプローチの考え方（事故発生後の対策を事故発生からの経過時間をフェーズに分類し，各フェーズで用いる
人員，資機材に課する要件について，時間余裕や代替可能性の観点から具体的な対応を設定しておく方針）に基づき設定
異常の認知遅れ（警報発生等がなく異常に気づきにくい事象）等を考慮しても人員，設備に期待できる時間として設定

添付資料 4.1.1
使用済燃料貯蔵プールの水位低下と遮へい水位に関する評価について
1.使用済燃料プールの概要
図1に使用済燃料プールの平面図を示す。
定期検査時において，多くの場合はプールゲートが開放され，使用済燃料プールは原子炉ウェル，D/Sピット,キャスクピットと繋がっているが，有効性評価においては，プールゲートを閉鎖している場合を想定し，原子炉ウェル，D/Sピット,キャスクピットの保有水量は考慮しない。

Ｄ／Ｓピット原子炉ウェル

キャスク
ピット

使用済燃料

約14m

使用済
制御棒

使用済燃料
貯蔵プール

約18m

図1

使用済燃料プールの平面図

2.放射線の遮へいの維持に必要な水位について
図2に放射線の遮へいの維持に必要な水位について示す。
放射線の遮へいの維持のために必要な水位は，その状況(必要となる現場及び操作する時間)によって異なる。重大事故であることを考慮し，例えば10mSv/hの場合は，通常運転水位から約2.1m※下の位置より高い遮へい水位が必要である。
※：放射線の遮へいの維持のために必要な水位の算出方法については添付資料4.1.2に示す。

約2.1m

約3.4m

放射線の遮へいが維持される
最低水位（10mSv/hの場合）
使用済
制御棒

約4.3m

約7.0m

燃料有効長頂部
使用済燃料

約3.8m

約4.5m

図2 放射線の遮へいに必要な水位について

添 4.1.1-1

3.想定事故１における時間余裕
使用済燃料プールの冷却機能喪失により，崩壊熱による使用済燃料プール水位の低下について，以下の式を用いて計算を行った。事象を厳しく評価するため，使用済燃料プールの初期水温は，運転上許容される65℃とする。また，発生する崩壊熱は全て水温上昇及び蒸発に寄与するものとし，使用済燃料プールの水面及び壁面などからの放熱は考慮しない。
また，注水時においては顕熱を考慮せず注水流量から崩壊熱相当の蒸発量を差し引いた分の水が注水されることを想定した。
○算定方法，算定条件①冷却機能停止から沸騰までの時間
沸騰までの時間[h] ＝(100[℃]-65[℃])×プール保有水の比熱[kJ/kg/℃] *1×燃料プールの保有水[m3]×プール保有水密度[kg/m3]*2
使用済燃料の崩壊熱[MW]×１０ 3 ×３６００②沸騰による蒸発量と沸騰開始から燃料有効長頂部冠水部まで水位が低下するのにかかる時間
沸騰による蒸発量[m3] ＝使用済燃料の崩壊熱[MW]×１０ 3 ×３６００
プール保有水密度[kg/m3]*2×蒸発潜熱[kJ/kg]*3

水位低下時間[h] ＝
通常運転水位から燃料有効長頂部冠水部までの保有水量[m3]×プール保有水密度[kg/m3]*2×蒸発潜熱[kJ/kg]*3
使用済燃料の崩壊熱[MW]×１０ 3 ×３６００③沸騰による水位の低下平均速度
水位低下速度[m/h] ＝

通常運転水位から燃料有効長頂部冠水部までの高低差[m]
通常運転水位から燃料有効長頂部冠水部まで水位低下にかかる時間[h]燃料プールの下部は機器等が設置されており保有水が少ないため，燃料プールの下部では水位低下速度は早く，燃料プールの上部では水位低下速度は遅い。燃料有効長頂部に水位が到達するまでの時間評価では，保守的に一律の水位低下速度を想定する。

○算定に使用する値
プール保有水の比熱[kJ/kg/℃]*14.185

燃料プールの保有水[m3]

プール保有水密度[kg/m3]*2

6号炉：2085.14
7号炉：2214

使用済燃料の崩壊熱[MW]958

10.899蒸発潜熱[kJ/kg]*3

NWLから燃料有効長頂部冠水部までの保有水量[m3]*4

NWLから燃料有効長頂部冠水部までの高低差[m]NWLから2.1ｍ下までの保有水量[m3]2256.47

6号炉：1597.63
7号炉：1673

6号炉：6.975
7号炉：7.017

6号炉：481
7号炉：501*1 65℃から100℃までの飽和水の比熱のうち，最小となる65℃の値を採用。（1999 年蒸気表より）*2 65℃から100℃までの飽和水の密度のうち，最小となる100℃の値を採用。（1999 年蒸気表より）*3 100 ℃ の飽和水のエンタルピと100℃の飽和蒸気のエンタルピの差より算出。（1999 年蒸気表より）*4: 保有水量の算出では燃料有効長頂部冠水部として燃料ハンドル上部（燃料有効長頂部より0.1m程度高い位置）を設定

添 4.1.1-2

○算定結果
項目

6 号炉

7 号炉

7.5

7.9

崩壊熱による保有水の蒸散量[m /h]

1919

ＮＷＬから 2.1m まで水位が低下する時間[h]燃料有効長頂部冠水部まで水位が低下するのにかか
る時間[h]
水位低下速度[m/h]

33

34

89

93

0.08

0.08

水温 100℃到達までの時間[h]3

使用済燃料プールの冷却機能が喪失した場合，使用済燃料の崩壊熱により使用済燃料プー
ル温度が上昇し，６号炉では約7.5時間，７号炉では約7.9時間後に沸騰を開始して，蒸発により水位低下が始まる。この時の蒸発量は，約19m3/hである。
よって，使用済燃料プールの水位が放射線の遮へいに必要な通常運転水位より2.1m（10mSv/hの場合）下の位置まで低下するのは，6号炉では約33時間後，7号炉では約34時間
後あり，どちらの号炉とも，重大事故等対策として期待する可搬型代替注水ポンプを用いた燃料プール代替注水系(可搬型)による注水操作の時間余裕は十分にある。

＜参考＞
有効性評価では崩壊熱が厳しい定検中に全炉心燃料が取り出される想定であり，通常運転中の想定は以下の通りとなる。
使用済燃料プールの冷却機能が喪失した場合，使用済燃料の崩壊熱により使用済燃料プール温度が上昇，約1.5日後に沸騰が開始され，その後使用済燃料プールの水位が放射線の遮へいに必要な通常運転水位より2.1m（10mSv/hの場合）下の位置まで低下するのは，約4.7
日後となる。このように原子炉運転中の使用済燃料プールは，原子炉停止中の使用済燃料プールに比べてさらに長い時間余裕がある。
項目

6 号炉

7 号炉

使用済燃料の崩壊熱[MW]

3.8

3.8

水温 100℃到達までの時間[day]

1.5

1.6

崩壊熱による保有水の蒸散量[m3/h]

6.3

6.3

ＮＷＬから 2.1m まで水位が低下する時間[day]燃料有効長頂部冠水部まで水位が低下するのにかかる時間[day]
水位低下速度[m/h]

4.7

4.9

15.4

16.2

0.02

0.02

添 4.1.1-3

4.燃料取出スキーム

取出燃料

柏崎刈羽７号炉から発生分
取り出し平
均燃焼度
冷却期間
燃料数[本][GWd/t]崩壊熱[MW]

5 サイクル
冷却済燃料
４サイクル
冷却済燃料

添 4.1.1-4

３サイクル
冷却済燃料
２サイクル
冷却済燃料
１サイクル
冷却済燃料
定期検査時
取出燃料
小計
崩壊熱合計

４×(１４ヶ月＋７０日)＋１０日

３×(１４ヶ月＋７０日)＋１０日

２×(１４ヶ月＋７０日)＋１０日
１×(１４ヶ月＋７０日)
＋１０日
１０日

208

208

50

50

柏崎刈羽 1,3,5 号炉から発生分
取り出し平
燃料
均燃焼度
冷却期間
数
[GWd/t]崩壊熱（MW）

２×(１４ヶ月＋７０日)＋３５ヶ月

476

50

0.198

１×(１４ヶ月＋７０日)＋３５ヶ月

528

50

0.277

３５ヶ月

528

50

0.404

0.088

0.112

208

50

0.167

208

50

0.312

872

33

9.341
10.020

崩壊熱:10.899 MW (燃料体数 3,236 体)

注１：柏崎刈羽 7 号炉の使用済燃料プールの燃料保管容量は 3,444 体（6 号炉は 3,410 体），1 取替分(208 体)の新燃料のスペースを考慮して使用済燃料の体数は 3,236 体である。6 号炉と比較して貯蔵体数が多いため，評価では７号炉の燃料の崩壊熱を使用する。
注２：崩壊熱は号炉間の燃料輸送を想定した設定とする。
注３：炉心燃料の取り出しにかかる期間（冷却期間）は過去の実績より最も短い原子炉停止後１０日を採用する。

0.879

添付資料 4.1.2｢水遮へい厚に対する貯蔵中の使用済燃料からの線量率｣の算出について
1.使用済燃料の計算条件
使用済燃料プール内のラックに燃料が全て満たされた状態を仮定し，その時の燃料を線源とする。
計算条件を以下に示す。
○線源形状：使用済燃料プール内のラックの全てに燃料が満たされた状態
g/cm3)○線量材質：燃料及び水を考慮(密度○ガンマ線エネルギ：計算に使用するガンマ線は，エネルギ 18 群(ORIGEN 群構造)とする。
○線源強度は，以下の条件で ORIGEN2 コードを使用して算出した。
・燃料照射期間：1915 日(燃焼度 50GWd/t 相当の値)
・燃料組成：STEPⅢ 9×9A 型 (低 Gd)
・濃縮度：(wt.%)
・U 重量：燃料一体あたり(kg)
・停止後の期間：停止 10 日(実績を考慮して設定した値を設定)○計算モデル：直方体線源
線量率計算は QAD-CGGP2R コードを用いておりその評価モデルを図 1 に示す。また，計算により求めた線源強度を表１に示す。

図 1 使用済燃料の線量率計算モデル

添 4.1.2-1

表 1 使用済燃料の線源強度

添 4.1.2-2

2.使用済制御棒の計算条件
使用済燃料プール内の使用済制御棒を線源とする計算条件を以下に示す。
○線源形状：使用済制御棒貯蔵ハンガの全てに使用済制御棒が満たされた状態○線源材料：水(密度 0.958g/cm3)
65℃から 100℃までの飽和水の密度のうち，最小となる 100℃の値を採用○ガンマ線エネルギ：計算に使用するガンマ線はエネルギ 18 群(ORIGEN 群構造)とする。
○線源強度は，使用済制御棒を高さ方向に 3 領域に分割し，使用済制御棒上部は上部ローラを，使用済制御棒中間部はアブソーバ管やタイロッド等を，使用済制御棒下部は下部ローラを代表としてモデル化している。使用済制御棒中間部は制御棒を挿入時(照射期間 426 日)にのみ，使用済制御棒上部と下部は挿入時と引き抜き時(照射期間 1278 日)の間，炉心下部の出力ピーキングに応じた中性子が照射されるものとする。
また，使用済燃料プールには，タイプ別でかつ，冷却期間の異なる使用済制御棒が混在して貯蔵されていることを想定し，貯蔵使用済制御棒全体の放射能を保存して平均した線源強度を式(1)により算出した。
・平均線源強度  制御棒タイプ・冷却期 間別の線源強度  制御棒タイプ・冷却期 間別の保管本数 ・・・・・・・(1)
全貯蔵本数

制御棒のタイプは Hf，B4C の 2 タイプ，冷却期間は 0～10 サイクルの 11 種類，全貯蔵本数
は 204 本とした。
○計算モデル：直方体線源
線量率計算は QAD-CGGP2R コードを用いておりその評価モデルを図 2 に示す。また，計算により求めた線源強度を表 2 に示す。

図２ 使用済制御棒の線量率計算モデル
添 4.1.2-3

表 2 使用済制御棒の線源強度※遮蔽計算で設定した使用済制御棒を線源とした計算モデルでは，気中に露出した使用済制
御棒は遮蔽性能の低い水としている。また，使用済制御棒と使用済制御棒の間にも線源があるものとしていることや使用済制御棒自体に十分な自己遮へいがあることなどから保守的なモデルとなっている。
なお，使用済制御棒が水中にある場合においても，気中に露出している場合と同様，水とした計算モデルにしてｐおり，さらに保守的なモデルとなっている。

添 4.1.2-4

３.線量率の評価
線量率は，QAD-CGGP2R コードを用いて計算している。
一般的に点減衰核積分法では，線源領域を細分化し点線源で近似を行い，各点線源から計算点までの媒質の通過距離から非散乱ガンマ線束を求める。これにビルドアップ係数をかけ，線源領
域全空間で積分した後，線量率換算係数を掛けることで計算点での線量率を求める。
QAD-CGGP2R コードでは，式(2)を用い，線量率を計算している。図 3 に QAD-CGGP2R コードの計算体系を示す。
(   μ jk t k )Sijk
D j   Fj e
 Bij・・・・・・・(2)24 π  Rii
ｊ ：エネルギ群番号（18 群）
i ：線源点番号
k ：領域番号(遮へい領域)
Fj ：線量率換算係数
Sij ：i 番目の線源点で代表される領域の体積で重みづけされたエネルギ j 群の点線源強度
Ri ：i 番目の線源点と計算点の距離
Bij ：ビルドアップ係数
μjk ：領域 k におけるエネルギ j 群のガンマ線に対する線吸収係数
tk ：領域 k をガンマ線が透過する距離
これにより求まったエネルギ第 j 群の線量率 Dj から，全ての線源エネルギ群について加えること
によって全線量率を計算している。

図３ QAD-CGGP2R コードの計算体系

図３ QAD-CGGP2R コードの計算体系
4. 線量率を求める際の評価点と放射線遮へいが維持される水位について（１）線量率を求める際の評価点
線源からの線量率を求める際に設定する評価点は，使用済燃料プールの近接にある燃料プー
ル冷却浄化系の手動弁の設置箇所（想定事故１では操作しない）を考慮して，原子炉建屋最上階の床付近とした。なお，評価では図１および図２の線量率計算モデルに示すようにプール筐体による遮へいは考慮せず，線源から評価点までの距離を入力として評価している。

添 4.1.2-5

（２）放射線の遮へいが維持される水位想定事故１では原子炉建屋最上階での作業は不要であるため，被ばくの評価で照射時間を想定することは困難であるが，仮に使用済燃料プールの近接にある燃料プール冷却浄化系の手動弁の操作であっても長時間の作業とならない。そこで想定事故１の線量率は，緊急作業時の被ばく限度(100mSv)から十分余裕のある10mSv/hとした。
必要な遮へい水位は下の図より柏崎刈羽原子力発電所6,7号炉において約4.9mとなり，開始水位から約2.1mが低下した水位である。

約 4.9m

約 2.1m図４ 放射線の遮へいが維持される水位

添 4.1.2-6

添付資料 4.1.3
安定停止状態について
想定事故 1（使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能の喪失）の安定停止状態については
以下のとおり。
水位及び温度が安定した状態：
使用済燃料プールへの注水により水位が回復，維持することで，燃料の冠水，放射線遮へい，未臨界が維持され，保有水の温度が安定した状態

使用済燃料プールの水位，温度安定状態への確立について
図 4.1.4 に示すとおり，冷却機能喪失により事象発生から約 8 時間後に沸騰を開始するが，12 時間後に燃料プール代替注水系（可搬型）を用いることで，水位の回復，維持ができるため，その状態を安定した状態とした。
長期的な安定状態への確立について
燃料プール代替注水系（可搬型）による注水を継続し，残留熱除去系や燃料プール冷却浄化系等の復旧に努める。復旧後は，補給水系統によりスキマサージタンクへの補給を実施
し，使用済燃料プールの保有水をこれらの除熱系で冷却することで保有水の温度が低下し，注水を実施しなくても安定状態が維持される。

添 4.1.3-1

評価条件の不確かさの影響評価について（想定事故１）
表1
項目
燃料崩壊熱

評価条件を最確条件とした場合の運転員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）

評価条件（初期，事故及び機器条件）の
不確かさ
評価条件
最確条件
約 11MW
取り替え燃料毎

添 4.1.4-1

事象発生前使用済燃料プー
ル水温

65℃

取り替え燃料毎

事象発生前の使用済燃料プールの水位

通常運転水位通常運転水位付近

運転員等操作時間に与える影響

評価項目パラメータに与える影響

原子炉の運転停止後に取り出された全炉心分の燃料とそれ以前に取り出された燃料を合わせて，使用済燃料プールの貯蔵ラックの容量の最大数となるように保管した状態を設定。
炉心燃料の冷却期間については過去の実績
より取出期間が最も短い 10 日を想定。
崩壊熱の計算に当たっては，ORIGEN2 を用いて算出。
保安規定の設定値である 65℃を設定。

燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水操
作は，崩壊熱や燃料プール水の初期
水温，初期水位，プールゲートの状態に応じた対応をとるものではな
く，冷却機能喪失による異常の認知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。

最確条件では評価条件で設定している崩壊熱より小さな値となることが考えられ，その場合は使用済燃料プール内の水の温度上昇は緩やかになるが，放射線の遮へいが維持される最低水位に到達するまでの
時間は 1 日以上(10mSv/h の場合 6/7 号炉 約 1.4日)，燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間
は３日以上（6 号炉約 3.8 日，7 号炉約 4.0 日）とあることから，崩壊熱の変動が評価項目となるパラメータに与える影響はない。
最確条件では評価条件で設定している使用済燃料プールの水温より低くなることが考えられ，さらに時間余裕が長くなることが考えられるが，放射線の遮
へいが維持される最低水位に到達するまでの時間は
1 日以上(10mSv/h の場合 6/7 号炉 約 1.4 日)，燃料
有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は３日以上（6 号炉約 3.8 日，7 号炉約 4.0 日）あるため影響は小さい。
なお，自然蒸発による水位低下も考えられるが，沸騰による水位低下と比べて僅かであり，また，評価で保有水の密度は 100℃の値を用いている。仮に事象発生直後から沸騰による水位低下が開始すると想定した場合であっても，放射線の遮へいが維持される
最低水位に到達するまでの時間は 1 日以上(10mSv/hの場合 6/7 号炉 約 1.1 日)，有効燃料棒頂部まで水位が低下するまでの時間は 3 日以上(6 号炉 約 3.5
日，7 号炉 約 3.7 日)あり，12 時間後までに燃料プール代替注水系(可搬型)による注水が可能であるため影響はない。
評価条件での初期水位は通常運転水位を設定しているため，その変動を考慮した場合，燃料有効長頂部に低下するまでの時間は短くなるが，仮に初期水位を水位低警報レベル（通常運転水位から 0.3ｍ程度低下した位置）とした場合であっても放射線の遮へいが維持される最低水位に到達するまでの時間は 1 日以上(10mSv/h の場合 6/7 号炉 約 1.4 日)，水位が
燃料有効長頂部まで低下するまでの時間は３日以上（6 号炉約 3.7 日，７号炉約 3.9 日）あり，12 時間
後までに燃料プール代替注水系（可搬型）による注水が可能であるため影響はない。

初
期
条
件

設計値を設定。

添付資料 4.1.4

評価設定の考え方

表1
項目

評価条件を最確条件とした場合の運転員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）

プールゲートの状態評価条件（初期，事故及び機器条件）の不確
かさ
評価条件
最確条件
プールゲート閉鎖
プールゲート開放（原子炉ウェル及び（原子炉ウェル及Ｄ／Ｓピット，キャス
びＤ／Ｓピット，キクピットの保有水量
ャスクピットの保を考慮しない）有水量を考慮）

使用済燃料プール冷却機能喪失及び注水機能喪失

使用済燃料プール
冷却機能喪失及び注水機能喪失使用済燃料プールの冷却機能及び補給水機能が喪失しているものとして設定。

事
故
条
件

安全機能の喪失に対する仮定
外部電源

外部電源なし事故毎に変化

外部電源がない場合と外部電源がある場合
では，事象進展は同じであるが，資源の評価の観点で厳しくなる外部電源がない場合を想定する。

燃料プール代
替注水系（可搬型）による
使用済燃料プールへの注水流量

最大 80m3/h

80m3/h 以上

機器
条
件

可搬型代替注水ポンプの設計流量を基に設
定。

初
期
条
件

添 4.1.4-2

評価設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

評価項目パラメータに与える影響

全炉心燃料取出直後であるため，プールゲー
トは開放されていることが想定されるが，保守的に原子炉ウェル及びＤ／Ｓピット，キャスクピットの保有水量を考慮しない状態を想定。

燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水操
作は，崩壊熱や燃料プール水の初期
水温，初期水位，プールゲートの状態に応じた対応をとるものではな
く，冷却機能喪失による異常の認知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。

評価条件と最確条件が同様である
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。
外部電源がない場合と外部電源がある場合では，外部電源がある場合と事象進展は同じであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
燃料プール代替注水系（可搬型）による注水操作は，注水流量を起点に開始する操作ではないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

プールゲートの開放を想定した場合，保有水量はプールゲート閉鎖時と比べ２倍程度となり，保有水量
温度上昇や蒸発による水位の低下速度は緩和される。
なお，現在のプールゲートが閉鎖された想定であっても放射線の遮へいが維持される最低水位に到達するまでの時間は 1 日以上(10mSv/h の場合 6/7 号炉
約 1.4 日)，水位が燃料有効長頂部まで低下するまでの時間は３日以上（6 号炉約 3.8 日，７号炉約 4.0日）あることから，プールゲート開放を想定した場合出会っても，パラメータに与える影響はない。
評価条件と最確条件が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。
外部電源がない場合と外部電源がある場合では，事象進展は同じであることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

評価条件で設定している燃料プール代替注水系（可搬型）による注水流量は崩壊熱に相当する保有水の蒸発速度（最大 19m3/h）より大きく，注水操作開始
以降の流量であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

表2
項目

燃料プール代替注
水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水操作

添 4.1.4-3

操作
条件

操作条件が要員の配置による他の操作に与える影響，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
評価条件（操作条件）の不確かさ
評価上の操作開始時間と実際に見込まれる操作開始時間の差異等
評価上の操
実際に見込
作開始時間
まれる操作
開始時間
事象発生か
事象発生か
ら 12 時間ら 12 時間以後内

解析コードの不確かさによる影響

評価条件（操作条件を除く）の不確かさによる影響

解析コードは使用していな
いため対象外（評価式では，放熱や給水の顕熱を考慮しておらず，それらを考慮した場合は評価パラメータや操
作時間余裕が長くなる。）

当該操作は使用済燃料プールの
水温，水位等に応じた対応ではなく，冷却機能喪失や水位低下による異常の認知を起点とするものであるため，運転
員等操作時間に与える影響はない。
一方，異常の認知遅れ，対応開始時間が遅れる場合も考えられるが，水位・水温は１時
間おきにパラメータ監視を行っていることから
これ以上の認知遅れが生じることはなく，右項にて示す操作時間
余裕に十分に含まれる。

評価設定の考え方

要員の配置による
他の操作に与える
影響

評価項目パラメータに与える影響

操作時間余裕

当社の可搬型設備に対するフェーズドアプロ
ーチの考え方（事故発生後の対策を事故発生からの経過時間をフェーズに分類し，各フェーズで用いる人員，資機材に関する要件について，時
間余裕や代替可能性の観点から具体的な対応を設定しておく方針）に基づき設定。

当該操作を実施する要員は，前後に他の操作がないことから，要員の配置による他の操作に与える影響はない。

評価上の操作開始時間に対し，実際の操作開始時間が早くなる場合が考えられる。この場合，放射線の遮
へいが維持される最低水位に到達するまでの時間余裕は大きくなるが，その時間
は 1 日以上(10mSv/h の場合
6/7 号炉 約 1.4 日)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。

当該操作に対する時間余裕は，放射線の遮へいが維持される最低水位に到達するまでの時間が1 日以上(10mSv/h の場合 6/7号炉 約 1.4 日)，燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時
間が３日以上（6 号炉約 3.8 日，
7 号炉約 4.0 日）であり，事故を検知して注水を開始するまでの 12 時間以内は十分な時間余裕を確保できる時間である。

7 日間における水源の対応について(想定事故 1)○水源防火水槽：約 100m3
淡水貯水池：約 18,000m3○水使用パターン①可搬型代替注水ポンプでの使用済燃料プールへの注水
最大流量 80ｍ3/ｈで事故発生後 12 時間以降運転する。
使用済燃料プール水位回復後，水位を維持出来るよう崩壊熱相当（最大 19m3/h）の注水を実施する。
②淡水貯水池から防火水槽への移送
12 時間後から，淡水貯水池から防火水槽へつながる配管の弁を操作することで必要な水量を防火水槽へと補給ができる。

添 4.1.5 -1○時間評価
淡水貯水池から防火水槽への移送は可搬型代替注水ポンプによる注水量を上回る移送が出来るため，注水継続に必要な防火水槽の水を維持できる。
○水源評価結果
事故後 12 時間後からプール水位回復する 13.3 時間までは 80ｍ3／h で注水を行い，その後崩壊熱相当（19m3/h）で注水を実施するため，
7 日間では合計約 3100m3 の水量が必要となり，十分に水量を確保しているため対応可能である。
（約 80m3/h×(13.3h-12h)+19m3/h×(168h-13.3h)≒3100m3）

添付資料 4.1.5

7 日間における燃料の対応について（想定事故 1）
プラント状況：6 号炉運転中。 1～5，7 号炉停止中。
事象：想定事故 1 は 7 号炉を想定。保守的に全ての設備が，事象発生直後から燃料を消費するものとして評価する。
なお，全プラントで外部電源喪失が発生することとし，免震棟等，プラントに関連しない設備も対象とするが，6 号炉のみ非常用ディーゼル発電機起動失敗による全交流動力電源喪失を想定する。
号炉

時系列

合計

事象発生直後～事象発生後 7 日間
7 号炉

非常用ディーゼル発電機 3 台起動。 ※1（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,490L/h×24h×7 日×3 台＝750,960L

使用済燃料プール注水用 可搬型代替注水ポンプ（Ａ－2 級）
2 台起動。※４
18L/h×24h×7 日×2 台＝6,048L

7 号炉軽油タンク容量は
約 1,020,000L であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 902,328L

6 号炉軽油タンク
及び地下軽油タンクの容量（合計）は
約 1,164,000L であり，
7 日間対応可能。

復水貯蔵槽給水用 可搬型代替注水ポンプ（Ａ－2 級）
2 台起動。
18L/h×24h×7 日×2 台＝6,048L

空冷式ガスタービン発電機 3 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,705L/h×24h×7 日×3 台＝859,320L

事象発生直後～事象発生後 7 日間
1 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※3（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後～事象発生後 7 日間

添 4.1.6 -1

2 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※3（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後～事象発生後 7 日間

3 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※3（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後～事象発生後 7 日間

4 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※3（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後～事象発生後 7 日間

5 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※3（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

代替熱交換器車用 電源車 2 台起動。
（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
110L/h×24h×7 日×2 台＝36,960L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

1 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

2 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

3 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

4 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

5 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 70,896L

1～7 号炉軽油タンク
及び地下軽油タンクの残容量（合計）は
約 527,944L であり，
7 日間対応可能。

事象発生直後～事象発生後 7 日間
その他

免震棟ガスタービン発電機 1 台起動。（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
395L/h×24h×7 日＝66,360L
モニタリングポスト用仮設発電機 3 台起動。（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
9L/h×24h×7 日×3 台＝4,536L※1 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は 2 台で足りるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 3 台を起動させて評価した。
※4 事故収束に必要な可搬型代替注水ポンプは 1 台で足りるが,保守的に２台とした※2 事故収束に必要な空冷式ガスタービン発電機は 1 台で足りるが，保守的に空冷式ガスタービン発電機 3 台を起動させて評価した。
※3 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は 1 台で足りるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 2 台を起動させて評価した。

添付資料 4.1.6

7 日間の
軽油消費量
約 757,008L

事象発生直後～事象発生後 7 日間
6 号炉

判定

4.2 想定事故 2
4.2.1 想定事故 2 の特徴，燃料損傷防止対策(1)想定する事故「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」において，使用済燃料
プールにおける燃料損傷防止対策の有効性を確認するために想定する事故の一つには，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，想定事故 2 として「サイフォン現象等により使用済燃料プール内の水の小規模な喪失が発生し，使用済燃料プールの水位が低下する事故」がある。
(2) 想定事故 2 の特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方
使用済燃料プールからの水の漏えいを防止するため，使用済燃料プールには排水口を設けない設計としており，また，燃料プール冷却浄化系はスキマせきを越えてスキマサージ
タンクに流出する水を循環させる設計とするとともに，使用済燃料プールに入る配管には逆止弁を設け，配管からの漏えいがあってもサイフォン現象による使用済燃料プール水の流出を防止する設計としている。
使用済燃料プールに入る配管の逆止弁は動力を必要としない設計であり，信頼性は十分高いと考えられるが，想定事故 2 では，使用済燃料プールに入る配管からの漏えいが発生した際に逆止弁の機能が十分に働かず，サイフォン現象による使用済燃料プール水の小規
模な喪失が発生し，かつ，使用済燃料プール水の補給にも失敗して使用済燃料プールの水位が低下する事象を想定する。
したがって，想定事故 2 では，漏えい箇所の隔離及び燃料プール代替注水系(可搬型)による使用済燃料プールへの注水によって，使用済燃料等から発生する放射線の遮へいを確保するとともに，使用済燃料の著しい燃料損傷の防止を図る。
(3) 燃料損傷防止対策
想定事故 2 における機能喪失に対して，使用済燃料プールにおける燃料損傷を防止し，かつ使用済燃料プール水位が放射線の遮へいが維持される水位を確保するため，燃料プール代替注水系(可搬型)による使用済燃料プールへの注水手段を整備する。これらの対策の概略系統図を図 4.2.1 に，手順の概要を図 4.2.2 に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と手順の関係を表 4.2.1 に示す。
想定事故2における事象発生10時間までの6/7号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室において監視・指示を行う当直長1名(6/7号炉兼任)，当直副長2名※，運転員9名，緊急時対策要員(現場)14名の合計26名である。
また，事象発生10時間以降に追加で必要な要員は，代替原子炉補機冷却系作業を行うための参集要員13名である（6号炉は原子炉運転中の「全交流動力電源喪失」事象想定）。
必要な要員と作業項目について図 4.2.3 に示す。

4-2-1

a. 使用済燃料プール水位低下確認
外部電源喪失により，使用済燃料プールの冷却系が停止する。同時に残留熱除去系配管破断が発生し，サイフォン現象により使用済燃料プール水位は低下する。使用済燃料プールからのオーバーフローが無くなるため，スキマサージタンク水位が低下し使用済
燃料プールの冷却系の再起動が不可能になる。
b. 使用済燃料プール漏えい隔離
使用済燃料プール及びスキマサージタンク水位低下に伴い発生する警報により漏えいを認知し，原因調査を開始する。原因調査の結果，サイフォン現象による漏えいであることを判断し，使用済燃料プールの冷却系の配管の手動弁を閉止することで隔離が完了する。
c. 使用済燃料プールの補給水系の確認
使用済燃料プール水の水位低下分を補給するため，補給水系による使用済燃料プールへの補給準備を行う。外部電源喪失により停止した復水移送ポンプの起動に失敗し機能喪失する。使用済燃料プールへの注水が開始するまで，使用済燃料プール水温度は「約5℃/ｈ」で上昇し，事象発生から約 7 時間後に「100℃」に到達する。補給水系が使用不可能なため，燃料プール代替注水系(可搬型)の準備を開始する。
d. 燃料プール代替注水系(可搬型)による使用済燃料プールへの補給
燃料プール代替注水系(可搬型)の準備が完了したところで，燃料プール代替注水系(可搬型)を用いた注水により使用済燃料プールの水位を回復する。その後は，使用済燃料プールの冷却系を復旧しつつ，蒸発量に応じた水量を補給することで，使用済燃料プール水位を維持する。

※

停止中のプラントを含む体制は，必ず「当直副長2名」ではなくケースによっては「当直副長1名，運転員１名」の場合もある。

4.2.2 燃料損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
想定事故 2 では，残留熱除去系配管の貫通クラック形成後，サイフォン現象によって，使用済燃料プールの水は漏えいし，使用済燃料プール水温上昇，沸騰及び蒸発により，水位が放射線の遮へいが維持される最低水位に到達する時間を適切に評価する。
なお，使用済燃料プールの冷却機能又は注水機能が復旧することも考えられるが，有効性評価においては考慮しないものとする。
(添付資料 4.2.1)(2) 有効性評価の条件
想定事故 2 に対する初期条件も含めた主要な解析条件を表 4.2.2 に示す。また，主要な

4-2-2

解析条件について，想定事故 2 特有の解析条件を以下に示す。
ａ．初期条件(a) 使用済燃料プールの初期水位及び初期水温
使用済燃料プールの初期水位は通常運転水位とし，保有水量を厳しく見積もるため，使用済燃料プールと原子炉ウェルの間に設置されているプールゲートは閉を仮定する。また，使用済燃料プールの初期水温は，運転上許容される上限の 65℃とする。
(b) 崩壊熱
使用済燃料プールには貯蔵燃料の他に，原子炉停止後に最短時間(原子炉停止後 10日)で取り出された全炉心分の燃料が一時保管されていることとする。このときの使用済燃料の崩壊熱は約 11MW である。
b．事故条件(a) 安全機能の喪失に対する仮定
使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能として燃料プール冷却浄化系，残留熱除去系，復水補給水系，圧力抑制プール水浄化系等の機能喪失を想定する。
(b) 配管破断の想定
使用済燃料プールの水位が最も低下する可能性のあるサイフォン現象として，原子炉建屋地下階の残留熱除去系配管※の貫通クラックを想定する。当該配管は低圧設計の配管であることから，配管内径の 1/2 の長さと配管肉厚の 1/2 の幅を有する貫通クラックを想定する。
(c) サイフォン現象による漏えい量
燃料プール冷却浄化系及び残留熱除去系配管に設置されている逆止弁については，
燃料プール冷却浄化系の配管で想定される異物の弁への噛み込みにより固着し，逆止弁の機能が十分に働かない状態を仮定する。このときの使用済燃料プールからのサイフォン現象による漏えい量は約 70ｍ3/ｈとなる。
(添付資料 4.2.2)(d) 外部電源
外部電源の有無は事象進展に影響しないことから，資源の観点で厳しい外部電源なしを想定する。
※使用済燃料プールに入る配管でサイフォン現象による漏えい発生の可能性のある
ものは，燃料プール冷却浄化系のディフューザー配管以外になく，よって当該配管に接続される系統のうち，配管内径や破断時の高さ等の漏えい発生時の影響を考慮
して設定

4-2-3

c．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 使用済燃料プールへの注水流量
使用済燃料プールへの注水は，可搬型代替注水ポンプ 1 台を用いた燃料プール代替
注水系(可搬型)によって実施する。可搬型代替注水ポンプの容量は約 80ｍ3/ｈとする。
d．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員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) 使用済燃料プール漏えい隔離は，事象発生から150分後に完了するものとする。
(b) 燃料プール代替注水系(可搬型)による使用済燃料プールへの補給は，事象発生12時
間後から開始するものとする。
(3) 有効性評価の結果
使用済燃料プール水位の変化を図 4.2.4 に，使用済燃料プール水位と線量率の評価結果
を図 4.2.5 に示す。
a. 事象進展残留熱除去系配管の貫通クラック形成後，サイフォン現象によって，使用済燃料プールの水は漏えいし，使用済燃料プールの水位は低下する。スキマせきを越える水がなくなる
ためスキマサージタンクの水位低下又は使用済燃料プールの水位低下に伴い発生する警報により異常を認知し，原子炉建屋 2 階にある燃料プール冷却浄化系配管の手動弁を閉止す
ることにより，事象発生から 150 分後に漏えい箇所が隔離され，サイフォン現象による漏えいは停止する。一方，使用済燃料プールの水位低下分を補給するため，補給水系による水の補給準備を行い，補給水系が使用不可能な場合，燃料プール代替注水系(可搬型)による注水の準備を行う。
使用済燃料プールへの注水が開始されるまで，使用済燃料プールの水温は約 5℃/ｈで上昇し，事象発生から約 7 時間後に 100℃に達することとなる。その後，蒸発により使用済燃料プールの水位は低下し始めるが，事象発生から 12 時間経過した時点で可搬型代替注水ポンプ 1 台を用いた燃料プール代替注水系(可搬型)による使用済燃料プールへの注水を開始することによって，水位は回復する。
その後は，使用済燃料プールの冷却系を復旧しつつ蒸発量に応じた水量を可搬型代替注
水ポンプ 1 台を用いた燃料プール代替注水系(可搬型)により使用済燃料プールに補給する。
b. 評価項目等
使用済燃料プール水位の時間変化を図 4.2.4 に示すが，水位は通常運転水位から約 1.1ｍまで低下するにとどまり，燃料有効長頂部は冠水している。保有水の温度については約 7

4-2-4

時間で沸騰し，その後 100℃付近で維持される。
また，図 4.2.5 に示すとおり，通常運転水位から約 1.1ｍ下の水位での線量率は約 1.0×
10-1mSv/ｈ以下であり，この水位において放射線の遮へいは維持される。
なお，使用済燃料プールは燃料が冠水状態の場合，臨界未満とする設計であることから，
未臨界は維持される。
事象発生 12 時間後から崩壊熱相当の注水が実施されるため安定状態となる。
(添付資料 4.1.2，4.2.3)
4.2.3 解析条件の不確かさの影響評価
評価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，要員の配置による他の操作に与える影響及び操作時間余裕を評価するものとする。
想定事故2は，漏えい箇所の隔離及び燃料プール代替注水系(可搬型)による注水操作により，使用済燃料プールの水位回復及び水位低下の抑制を行うことが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，漏えい箇所の隔離及び燃料プール代替注水系(可搬型)による注水操作とする。
(1) 評価条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，表4.2.2に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，評価条件の設定に当たっては，柏崎刈羽原子力発電所7号炉を代表として原則，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定としている。
影響評価の結果を以下に示す。
(a)運転員等操作時間に与える影響
崩壊熱，初期水位及び初期水温等の変動を考慮した場合，使用済燃料プール内の水の温度が変動するが，燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへの注水操作や漏えい箇所の隔離操作は，これらの状態に応じた対応をとるものではなく，冷却機能喪失や水位低下による異常の認知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
(b)評価項目となるパラメータに与える影響
崩壊熱の想定は，燃焼度の保守性等により評価条件での想定より小さくなることが考えられるが，放射線の遮へいが維持される最低水位に到達するまでの時間は1日程度(10mSv/hの場合 6/7号炉 約1.0日)，燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は3日以上(6号炉 約3.4日，7号炉 約3.6日)と長時間を要するため影響はない。
初期水温は評価値より低くなることが考えられるが，同様の考えにより影響はな
い。

4-2-5

初期水位は通常運転水位を設定しているため，その変動を考慮した場合，燃料有
効長頂部まで水位が低下するまでの時間は短くなるが，仮に初期水位を水位低警報レベルだとした場合であっても放射線の遮へいが維持される最低水位に到達するまでの時間は20時間以上(10mSv/hの場合

6/7号炉 約21時間)，燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は3日以上(6号炉 約3.3日，7号炉 約3.5日)と長時間を要し，12時間後までに燃料プール代替注水系(可搬型)による注水が可能であるため影響はない。
破断箇所・状態の想定及び逆流防止用の逆止弁の状態については，配管全周破断，
逆止弁全開固着と想定した場合は漏えい量が多くなり，漏えい箇所隔離操作までの時間余裕が短くなる。ただし，サイフォン現象の継続防止用のサイフォンブレーク
孔による漏えい停止を考慮した場合は事象進展に影響はなく，漏えい量が少なくな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。
なお，自然蒸発による水位低下も考えられるが，沸騰による水位低下と比べて僅かであり，また，評価で保有水の密度は100℃の値を用いている。仮に事象発生直後
から沸騰による水位低下が開始すると想定した場合であっても，放射線の遮へいが維持される最低水位に到達するまでの時間は16時間以上(10mSv/hの場合

6号炉 約16時間，7号炉約17時間)，燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は3日以上(6号炉 約3.1日，7号炉 約3.3日)と長時間を要し，12時間後までに燃料プール代替
注水系(可搬型)による注水が可能であるため影響はない。
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，評価上の操作開始時間と実際に見込まれる操作開始時
間等の操作時間の変動を考慮して，要員の配置による他の操作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を確認する。
(a) 要員の配置による他の操作に与える影響
図4.2.3に示すとおり，漏えい箇所の隔離操作や燃料プール代替注水系(可搬型)による注水操作を実施する要員は，前後に他の操作がないことから，要員の配置による他の操作に与える影響はない。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
漏えい箇所の隔離操作や燃料プール代替注水系(可搬型)による注水操作は，評価上の操作開始時間に対して，実際に見込まれる操作開始時間が早くなる場合が考えられる。この場合，放射線の遮へいが維持される最低水位に到達するまでの時間余
裕は，漏えい箇所の隔離操作に対して7時間程度(10mSv/hの場合
7号炉 約7.4時間)，注水操作に対して1日以上(10mSv/hの場合

6号炉 約7.1時間，6/7号炉 約1.0日)と操作に対して十分な時間余裕をもつことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

4-2-6

(2) 操作時間余裕の把握
操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認する。
燃料プール代替注水系(可搬型)による注水操作について，放射線の遮へいが維持される
最低水位に到達するまでの時間は1日程度(10mSv/hの場合 6/7号炉 約1.0日)，燃料有効長
頂部まで水位が低下するまでの時間は３日以上（6号炉約3.4日，7号炉約3.6日）であり，操作に対して十分な時間余裕を確保できる。
また，配管の全周破断，逆止弁全開固着と想定した場合は水位の低下は早くなるが，サイフォンブレーク孔による漏えいの停止に期待することで放射線の遮へいが維持される最低水位に到達するまでの時間は1日以上(10mSv/hの場合

6号炉 約27時間，7号炉 約28時

間)，燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は3日以上(6号炉 約3.6日，7号炉 約3.7日)となり，操作に対して十分な時間余裕を確保できる。
(添付資料4.2.4)(3) まとめ
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，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，操作条件が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要員の配置による他の操作に与える影響を確認した。その結果，評価条件等の不確かさを考慮しても操作時間に対する十分な余裕時間を確保でき，評価項目となるパラメータに与える影響はないことが分かった。
4.2.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価
想定事故2において6号炉及び7号炉同時の重大事故等対策時において必要要員は，「4.2.1(3)燃料損傷防止対策」に示すとおり26名であり，当直長，当直副長，運転員及び緊急時対策要員の47名で対処可能である。
また，事象発生10時間以降に必要な参集要員は13名である。
なお，今回評価した原子炉停止中ではなく，原子炉運転中を想定した場合，原子炉における重大事故の対応と使用済燃料プールにおける重大事故の対応が重畳することも考えられる。しかし，使用済燃料プールに貯蔵されている燃料の崩壊熱が低いため，時間余裕が十分長く（運転開始直後を考慮しても燃料プールの保有水が100℃に到達するまで

1.5日以上），原子炉側の事故対応が収束に向かっている状態での対応となるため，緊急時対策
要員や参集要員により対応可能である。
(2) 必要な資源の評価

4-2-7

想定事故2において，水源，燃料及び電源の資源について以下のとおりである。「6.1(2)
資源の評価条件」の条件にて評価を行い，その結果を以下に示す。
ａ．水源
燃料プール代替注水系(可搬型)による使用済燃料プール注水については，7日間の対応を考慮すると，合計約3,300m3必要となる。防火水槽及び淡水貯水池で合計約18,100m3の水量を保有しており，12時間以降に淡水貯水池から防火水槽への給水を行うことで，防火水槽を枯渇させることなく防火水槽を水源とした注水が可能となることから，7日間の継続実施が可能である。なお，防火水槽への補給の開始を12時間としているが，これは，可搬型設備の使用を12時間以内に使用できなかった場合においても，その他の設備にて重大事故等に対応できるよう設定しているものである。
(添付資料4.2.5)
ｂ．燃料
非常用ディーゼル発電機による電源供給については，保守的に事象発生直後からの運転を想定して，7日間の運転継続に約750,960Lの軽油が必要となり，燃料プール代替注水系(可搬型)による使用済燃料プールへの注水については，保守的に事象発生直後からの運転を想定して，7日間の運転継続に約6,048Lの軽油が必要となる。(合計 約757,008L)
軽油タンクで軽油約 1,020,000L(発電所内で軽油約 5,344,000L)の使用が可能であることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給，燃料プール代替注水系(可搬型)による使用済燃料プールへの注水について，7 日間の継続が可能である。
(添付資料4.2.6)
ｃ．電源
外部電源は事象発生と同時に喪失するが，非常用ディーゼル発電機によって給電を行うものとする。
4.2.5 結論
想定事故 2 では，使用済燃料プールに入る配管からの漏えいが発生した際に逆止弁の機能が十分に働かず，サイフォン現象による使用済燃料プール水の小規模な喪失が発生し，かつ，使用済燃料プール水の補給にも失敗して使用済燃料プールの水位が低下することが特徴である。想定事故 2 に対する燃料損傷防止対策としては，短期対策及び長期対策として，燃料プール代替注水系(可搬型)を用いた使用済燃料プールへの注水を整備している。
想定事故2について有効性評価を行った。
上記の場合においても，燃料プール代替注水系(可搬型)を用いた使用済燃料プールへの注水を実施することにより，使用済燃料プールの水位を回復させ維持することができ，燃料損傷することはない。

4-2-8

その結果，燃料有効長頂部は冠水を維持し，放射線の遮へいが維持される水位を確保できるとともに，未臨界を維持することができる。また，長期的には安定状態を維持できる。
重大事故等対策時に必要な要員は，当直長，当直副長，運転員及び緊急時対策要員にて対処可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，燃料損傷防止対策は，想定事故2に対して有効である。

4-2-9

原子炉建屋

隔離操作を想定する弁燃料プール代替注水系（可搬）
接続口
固着を想定
する逆止弁
スプレイヘッダ
淡水貯水池

スキマせき

スプレイノズル

復水補給
水系より

可搬型
代替注水ポンプ

スキマサージ
タンク

防火水槽

使用済燃料

4-2-10

燃料プール冷却浄化ポンプ
燃料プール冷却浄化系熱交換器
ろ過脱塩装置残留熱除去系熱交換器
原子炉補機冷却系
残留熱除去ポンプ
圧力抑制プール水
浄化系より

固着を想定
する逆止弁

外部電源

配管破断箇所
非常用ディーゼル
発電機

原子炉補機冷却系

Gen

復水補給
水系より

重大事故対策概要図（可搬型代替注水ポンプ）

図 4.2.1

想定事故 2 の重大事故対策の概略系統図

※１
実際は、使用済燃料プール側の水頭圧により漏洩量が抑制されることも考えられる。

凡例

プラント前提条件
・プラント停止後１０日目
・全燃料取り出し＆プールゲート「閉」
・非常用ディーゼル発電機（Ｂ）点検中
・残留熱除去系（Ａ）最大熱負荷モード運転中・残留熱除去系（Ｂ）点検中
・残留熱除去系（Ｃ）原子炉停止時冷却モード待機中（原子炉圧力容器水抜き準備）
・燃料プール冷却浄化系運転中：操作・確認（運転員のみの作業）：緊急時対策要員（現場）のみの作業：プラント状態：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業※２
復水移送ポンプ（Ａ，Ｃ）起動確認または起動操作※３
中央制御室にて機器ランプ表示、機器故障警報、系統流量指示計等にて機能喪失を確認する。

：判断：シナリオ上考慮しない操作・判断結果（解析上の時刻）（約０分）

外部電源喪失※４
補給水注水系機能喪失により崩壊熱除去機能を起動してもスキマサージタンク水位低によりトリップするため機能喪失と判断する。

残留熱除去系停止、および燃料プール冷却浄化系停止確認（機器作動状況、系統流量による確認）※５
下記により要因調査を実施する。
・「燃料プールライナドレン漏えい大」警報発生有無＊現場のライナードレン目視箱も確認する。
・「ＦＰＣゲート／ＲＰＶ・ＰＣＶ間漏えい大」警報発生有無＊現場の流量指示計及びファンネルへの流入も確認する。
・燃料プール冷却浄化系まわりの確認

非常用ディーゼル発電機（Ａ，Ｃ）自動起動確認
非常用高圧系統（6.9kV）Ｃ，Ｅ復旧確認

非常用ディーゼル発電機運転状態確認

使用済燃料プール水の漏えい発生（漏えい想定箇所：残留熱除去系配管）

漏えい開始によりスキマサージタンク水位低下開始

漏えい開始により使用済燃料プール水位低下開始（約５分後）※６
使用済燃料プール及び燃料プール冷却浄化系からの漏えいが無いことにより、サイフォン現象により使用済燃料プール水が漏えいしていると判断する。
（実際は、要因調査の際に「最大熱負荷モード」で運転していた残留熱除去系も確認するため、その時点でサイフォン現象による漏えいと判断できる）※１※７
約７時間後に使用済燃料プール水温が「100℃」に到達する。

「燃料プール水位低」警報発生※８
事故１２時間後の使用済燃料プール水位は「通常水位－1.1ｍ」となる
補給水注水機能復旧操作（約１０分後）（約６０分後）補給水注水機能喪失確認（機器作動状況、系統流量による確認）※３

使用済燃料プール水位低下継続確認

回復は解析上
考慮せず

Ⅰ

※２

※９
使用済燃料プールへの補給は「使用済燃料プールスプレイライン」を使用する。

復水移送ポンプ以外による使用済燃料プール注水・消火ポンプによる代替注水Ⅱ

復水移送ポンプによる使用済燃料プール注水と同等の流量確保不可

使用済燃料プール水位低下要因調査 ※５

崩壊熱除去機能喪失確認（補給水注水機能喪失により確認）※４

回復は解析上
考慮せず

使用済燃料プール廻り漏えいなし確認

サイフォン現象による
使用済燃料プール水漏えい判断※６

弁閉止による隔離準備Ⅲ（約１５０分後）（サイフォン効果を停止できない場合）

弁閉止による隔離操作※９

スキマサージタンク出口ライン隔離
燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プール注水準備
常設燃料プール代替注水系（復水移送ポンプ）によるスキマサージタンク補給開始（約７時間後）使用済燃料プール沸騰開始

スプレイライン以外による使用済燃料プール注水・復水補給水ラインを使用した注水・消火栓からの直接注水※７（約1２時間後）スキマサージタンクオーバーフローにより使用済燃料プールへ注水Ⅳ

貯水池から防火水槽への補給準備（大湊側防火水槽への補給準備）

Ⅴ

燃料供給準備（タンクローリー給油準備）

淡水タンクから防火水槽への補給（約1２時間後）大湊側防火水槽への補給準備が完了

燃料プール代替注水系（可搬型）の準備完了（約１２時間後）タンクローリーによる給油準備完了（適宜実施）（約１２時間後）（適宜実施）

燃料プール代替注水系（可搬型）による ※８
使用済燃料プール水注水開始

大湊側防火水槽への補給（約7時間後）可搬設備への燃料補給

使用済燃料プール水位
2.1ｍ低下（10mSv/h）【有効性評価の対象とはしていないが、他に取り得る手段】

使用済燃料プール水位維持の為
注水継続（約24時間後）代替注水系による使用済燃料プールへの注水を継続し、機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後は、補給水系統によりスキマサージタンクへの補給を確保
し漏えい箇所隔離状態で運転可能な系統により冷却を実施する。

使用済燃料露出約7ｍ低下

Ⅰ
消火系を代替注水系として使用する場合があるため消火ポンプ運転状態について確認する。
消火系を復水補給水系タイラインによりスキマサージタンクへ注水することで使用済燃料プールへ注水することも可能である。
Ⅱ「床漏えい検出器」により漏えいエリアを特定できる場合もある。
Ⅲ
常設燃料プール代替注水系（復水移送ポンプ）によりスキマサージタンクへ注水することで使用済燃料プールへ注水することも可能である。
Ⅳ
燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プール注水は「使用済燃料プールスプレイライン」以外に、消火系と接続し復水補給水系タイラインから注水することも可能であり、消火栓から直接使用済燃料プールへ注水することも可能である。
燃料プール代替注水系（可搬型）の水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である。
Ⅴ「淡水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。ただし、補給可能流量が少なく、貯水池に比べ容量が少ないため貯水池からの補給を優先して実施する。

図 4.2.2

想定事故 2 の対応手順の概要

4-2-11

想定事故２（サイフォン現象等によるプール水の小規模な喪失）

事故想定

経過時間（分）７号炉にて本事象発生
６号炉は運転中であり、「全交流動力電源喪失」事象発生

30

60

90

経過時間（時間）

／
120

150

７

８

９

10

11

12

備考
13

事象発生
約５分

実施箇所・必要人員数「燃料プール水位低」警報発生

プラント状況判断

操作項目

約60分

操作の内容
運転員

運転員

重大事故等

（中操）

（現場）

対策要員

補給水注水機能喪失確認、崩壊熱除去機能
約150分

喪失確認

サイフォン現象による漏えい停止
約７時間

使用済燃料プール水温100℃到達

７号

約1２時間

補給開始

・外部電源喪失確認
・使用済燃料プール冷却系停止確認（燃料プール冷却浄化ポンプ、残留熱除去ポンプ）
１人
a

－

－

・非常用ディーゼル発電機自動起動確認

10分

状況判断
・スキマサージタンク水位低下確認

・使用済燃料プール水位低下確認（１人）
a
使用済燃料プール補給水系復旧作業

4-2-12－（解析上考慮せず）

（１人）
a

－

－

－

－

－

適宜実施

・使用済燃料プール水位、温度監視
・使用済燃料プール補給水系

機能回復

対応可能な要員により、対応する。

（復水補給水系）

－

５分

・警報確認

使用済燃料プール水位低下要因調査
－
（１人）
a

サイフォン現象等による使用済燃料プール水流出
防止

－

２人
c,d
－
（２人）
c,d

・現場移動

－

60分

・現場確認

－

10分

・電動弁の隔離・現場移動－

・原子炉建屋２階

弁室での弁操作

30分

・消防車を用いた使用済燃料プール補給準備
消防車による防火水槽から使用済燃料プールへの

－

補給

－

２人

（消防車移動、ホース敷設（防火水槽から消防車，消防車から接続口），ホース接続）

60分

・消防車を用いた使用済燃料プール補給

・現場移動
貯水池から大湊側防火水槽への補給－－

燃料供給準備－－２人（号機共通）

・貯水池～防火水槽への系統構成，ホース水張り

適宜実施

90分

・貯水池から防火水槽への補給

・軽油タンクからタンクローリーへの補給

適宜実施
タンクローリー残量に応じて適宜軽油タンクから補給

90分

２人（号機共通）
燃料給油作業

必要人員数（７号炉）

合計

必要人員数（６号炉）

合計

（

－

－

１人

２人

a

c,d

２人
Ａ, Ｂ

４人
Ｃ, Ｄ, Ｅ, Ｆ

・消防車への給油

適宜実施

６人
８人
(その他参集１３人）＊６号炉は「全交流動力電源喪失」事象想定＊号機共通要員含めず）内の数字は他の作業終了後、移動して対応する人員数。

原子炉運転中における使用済燃料プールでの事故を想定した場合，原子炉における重大事故の対応と使用済燃料プールにおける重大事故の対応が重畳することも考えられる。しかし，使用済燃料プールに貯蔵されている燃料の崩壊熱が低いことから時間余裕が十分長く（運転開始直後を考慮しても燃料プールの保有水が100℃に到達するまで1.5日以上），原子炉側の事故対応が収束に向かっている状態での対応となるため，緊急時対策要員や参集要員により対応可能である。

図 4.2.3

想定事故 2 の作業と所要時間

弁閉止による破断箇所の隔離操作実施（150 分後）
プール水温 100℃到達（約７時間後）
可搬型代替注水ポンプによる注水開始(12 時間後 水位－1.1m)

プール水位回復後，蒸発量に応じた注水により水位維持

図 4.2.4

想定事故 2 における使用済燃料プール水位の変化の推移

使用済燃料を線源 とした線量率が支配的な水位使用済制御棒の露出開始想定事故 2
での水位の
低下
（通常運転
水位から約
1.1m）

使用済制御棒を線源とした線量率が支配的な水位図 4.2.5

使用済燃料プール水位と線量率（想定事故 2）

4-2-13

表 4.2.1 想定事故 2 における重大事故等対策について
有効性評価上期待する重大事故等対処設備
判断及び操作

操作
常設設備

可搬設備

－

－

－

－

外部電源喪失により，使用済燃料プールの冷却系が停止すると同時に使使用済燃料プール水位低下確認

用済燃料プールの冷却系配管からの漏えいが発生し，サイフォン現象により使用済燃料プール水位は低下する。

計装設備

使用済燃料プール水位計
使用済燃料プール監視カメラ

使用済燃料プール又はスキマサージタンクの水位が低下するため，補給水系による使用済燃料プールへの補給準備を行う。しかし，外部電源喪
使用済燃料プールの補給水系機能喪失及び冷却系機能喪失

失により停止した復水移送ポンプの起動に失敗し使用済燃料プールの補給水系が機能喪失する。使用済燃料プールの補給水系が機能喪失する

使用済燃料プール水温度計
使用済燃料プール水位計
使用済燃料プール監視カメラことにより，スキマサージタンクへの補給ができないため，使用済燃料
プールの冷却系の再起動が不可能となり機能喪失する。

4-2-14

使用済燃料プール又はスキマサージタンク水位低下に伴い発生する警

使用済燃料プール水位計

報により漏えいを認知し，原因調査を開始する。原因調査の結果，使用使用済燃料プール漏えい隔離済燃料プール本体からの漏えいでは無いことから，サイフォン現象によ－－る漏えいであることを判断し，使用済燃料プールの冷却系の配管の手動による使用済燃料プールへの補給

燃料プール代替注水系(可搬型)の準備が完了したところで，燃料プール
代替注水系(可搬型)を用いた注水により使用済燃料プールの水位を回復する。その後は，使用済燃料プールの冷却系を復旧しつつ，蒸発量に応じた水量を補給することで，使用済燃料プール水位を維持する。

使用済燃料プール水温度計
燃料取替エリア放射線モニタ

弁を閉止することで隔離が完了する。

燃料プール代替注水系(可搬型)

使用済燃料プール監視カメラ

使用済燃料プール水位計－

可搬型代替注水ポンプ

使用済燃料プール監視カメラ
使用済燃料プール水温度計
燃料取替エリア放射線モニタ

表 4.2.2
項目

主要解析条件(想定事故 2)(1/2)

主要解析条件

条件設定の考え方

初期条件

使用済燃料プールの保有水量

約 2,214m3 ※1

保有水を厳しく見積もるためにプールゲート閉の状況を想定

使用済燃料プールの水位

オーバーフロー水位

通常運転水位を設定

使用済燃料プールの水温

65℃

保安規定の運転上の制限値

4-2-15

燃料崩壊熱

約 11MW【使用済燃料】
取出時平均燃焼度：・貯蔵燃料 50 GWd/t
・炉心燃料 33 GWd/t

原子炉停止後に最短時間(原子炉停止後 10 日※2)で取り出された全炉心分の燃料が，過去に取り出された貯蔵燃料と合わせて使用済燃料ラックに最大数保管されていることを想定し，ORIGEN 2 を用いて算出※1 記載の値は 7 号炉の値である。6 号炉の使用済燃料プールの保有水量は 7 号炉とほぼ同様であるため，評価は 7 号炉の値を使用する。
※2 柏崎刈羽原子力発電所 1 号炉から７号炉までの定期検査における実績を確認し,解列後の制御棒全挿入から原子炉開放までの最短時間である
約 3 日および全燃料取り出しの最短時間約 7 日を考慮して原子炉停止後 10 日を設定。

項目
安全機能の喪失に対する仮定

事故条件

配管破断の想定

サイフォン現象による漏えい量

重大事故等対策に関連する
機器条件

4-2-16

外部電源

表 4.2.2 主要解析条件(想定事故 2)(2/2)
主要解析条件
条件設定の考え方
使用済燃料プールの冷却機能及び注水機能として燃料プール冷
使用済燃料プールの冷却機能及び注
却浄化系，残留熱除去系，復水補給水系，圧力抑制プール水浄
水機能喪失
化系等の機能喪失を設定
残留熱除去系配管の配管内径の 1/2の長さと配管肉厚の 1/2 の幅を有す
原子炉建屋地下階の残留熱除去系配管の貫通クラックを想定
る貫通クラック
燃料プール冷却浄化系の配管で想定される異物の弁への噛み込
みにより固着し，逆止弁の機能が十分に働かない状態を想定し，
3
設定
約 70ｍ /ｈ
サイフォンによる漏洩を停止させる配管の孔（サイフォンブレーク孔）によるサイフォンブレークに期待しないものとする
外部電源の有無は事象進展に影響しないことから，資源の観点
外部電源なしで厳しい外部電源なしを設定

重大事故等対策に関連する操作条件

使用済燃料プールへの注水流量80ｍ3/ｈ

設備の設計を踏まえて設定

使用済燃料プール漏えい隔離

事象発生から 150 分後認知までの時間や隔離箇所を考慮して設定

事象発生から 12 時間後当社の可搬型設備に対するフェーズドアプローチの考え方（事故発生後の対策を事故発生からの経過時間をフェーズに分類
し，各フェーズで用いる人員，資機材に課する要件について，
時間余裕や代替可能性の観点から具体的な対応を設定しておく方針）に基づき設定
異常の認知遅れ（警報発生等がなく異常に気づきにくい事象）等を考慮しても設備，人員に期待できる時間として設定

燃料プール代替注水系(可搬型)による使用済燃料プールへの補給添付資料 4.2.1
使用済燃料貯蔵プールの水位低下と遮へい水位に関する評価について
1.使用済燃料プールの概要
添付資料4.1.1と同様である。
2.放射線の遮へいの維持に必要な水位について
添付資料4.1.1と同様である。
3.想定事故2における時間余裕
固着を想定
する逆止弁Ａ

図1に示すように逆止弁の異物噛み混みによる固着と配管の貫通クラックによる破断を想定すると下の表の条件より漏えい速度は 68 m3/hとなる。
なお，想定する異物として燃料プール冷却浄化系の使用済燃料

ろ過脱塩器の出口ストレーナのエレメント24×110メッ
シュ（通過粒子径約0.15mm）より十分大きな粒子径
残留熱除去系熱交換器

2.5mmを想定し，それが最も大きな開口面積となるよ

想定する
配管破損
箇所

うな噛み混みを想定した。また，水位の低下に伴い水頭圧が減少し，漏えい量が小さくなることが考えられるが，残留熱除去ポンプ固着を想定する逆止弁Ｂ

破断直後の漏えい速度が継続する想定とした。
図1 想定事故2の想定
固着を想定
する逆止弁
逆止弁Ａ及びＢ

逆止弁の開口面積
Ａ：42.3[cm2]，
Ｂ：15.6[cm2]

貫通クラックの破断面積*1
12.3[cm2]*1:配管の1/4×配管内径×肉厚の破断を想定
配管破断が発生し，サイフォン効果で保有水が漏えいした場合，漏えい箇所を隔離するまでの150分間に保有水が約170m3漏えいする。崩壊熱除去機能の喪失に伴い，事象発生から６号炉では約6.9時間，７号炉では約7.3時間後に沸騰の開始により水位が低下する。
プールの水位が放射線の遮へいに必要な2.1mまで低下するのは事象発生から６号炉では約23時
間，７号炉では約24時間後であり，重大事故等対策として期待している可搬型代替注水ポンプを用いた燃料プール代替注水系(可搬型)による注水操作の時間余裕は十分ある。

6 号炉

7 号炉

水温 100℃到達までの時間[h]

6.9

7.3

サイフォン効果による漏えい量[m3/h]

68

68

漏えい箇所隔離までに漏えいする水量[m3]

170

170

崩壊熱による保有水の蒸散量[m3/h]

19

19

ＮＷＬから 2.1m まで水位が低下する時間[h]2324

添 4.2.1-1

添付資料 4.2.2
想定事故２において微開固着及びクラック破断を想定している理由
想定事故２の「サイフォン現象等により使用済燃料プール内の水の小規模な喪失」
として，燃料プール冷却浄化系（ＦＰＣ系）及び残留熱除去系（ＲＨＲ系）のサイフォン等の発生防止用に設置している逆止弁の異物噛み混みによる開固着と燃料プールの冷却に用いている
ＲＨＲ系の配管の貫通クラックを想定している。
想定の根拠は以下の通りである。
○逆止弁の閉失敗について
ＦＰＣ系の逆止弁は通常はポンプからの注水が停止し，サイフォン現象による逆流が発生
すると閉止する。このときに開状態で固着が発生し，プールの通常運転水位より低い位置で配管の破断等が発生することで漏えいする。
逆止弁は逆流による機械的な力でパッシブに作動する機器であるため十分に信頼性の高
いものである。逆止弁の閉失敗の国内一般故障率（２１カ年データ）は 2.2×10-5（デマンド）である。過去に「1997 年 03 月 柏崎刈羽発電所 2 号 残留熱除去系（Ｂ）逆止め弁
不具合に伴う原子炉手動停止について」において保全不良によりこの事象が発生しているが，アクチュエータを持つ当該特有の事象であり，ＦＰＣ系の逆止弁では同様の事象が起こらない。
以上のように逆止弁は十分に信頼性のあるものであるため，異物の噛み混みによる固着を想定した。
○ 配管の破断について
ＦＰＣ系は低圧の配管（最高圧力 1.57MPa）であり，また取り扱う系統水の温度や放射線量が高い環境ではないため，全周破断のような大きな破断は想定しにくい。
そこで有効性評価の想定事故２では，貫通クラックによる破断を想定した。
以上のように逆止弁の全開固着や配管の全周破断は非常に起こる可能性が小さいと考えられることから，逆止弁の微開固着及び配管のクラック破断を想定した。
なお，「配管の全周破断及び逆止弁全開固着」を想定した場合の評価については補足資料にて示す。

添 4.2.2-1

添付資料 4.2.3
安定停止状態について
想定事故 2（サイフォン現象等による使用済燃料プールの冷却水の喪失）の安定停止状態については以下のとおり。
水位及び温度が安定した状態：
注水や漏えい箇所の隔離により水位が回復・維持され，燃料の冠水，放射線遮へい及び未臨界が維持され，保有水の温度が安定した状態
使用済燃料プールの水位，温度安定状態への確立について
図 4.2.4 に示すとおり，事象開始直後に保有水の漏えいによる水位低下，事象発生 7 時間
後に除熱機能喪失による沸騰が開始されるが，事象発生から 150 分後に弁閉止による漏えいの隔離，また，12 時間後に燃料プール代替注水系（可搬型）を用いた注水を実施することで水位の回復，維持ができるため，その状態を水位及び温度が安定した状態とした。
長期的な安定状態への確立について
燃料プール代替注水系（可搬型）による注水を継続し，残留熱除去系や燃料プール冷却浄化系の復旧に努める。復旧後は，補給水系統によりスキマサージタンクへの補給を実施し，使用済み燃料プールの保有水をこれらの除熱系で冷却することで保有水の温度が低下し，注水を実施しなくても安定状態が維持される。

添 4.2.3-1

評価条件の不確かさの影響評価について（想定事故 2）
表1
項目

評価条件を最確条件とした場合の運転員操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（１／３）

評価条件（初期，事故及機器条件）

評価設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

評価項目パラメータに与える影響

原子炉の運転停止後に取り出された全炉心分の燃料とそれ以前に取り出された燃料を合わせて，使用済燃料プールの貯蔵ラックの容量の最大数となるように保管した状態を設定。
炉心燃料の冷却期間については過去の実績
より取出期間が最も短い 10 日を想定。

燃料プール代替注水系（可搬型）に最確条件では評価条件で設定している崩壊熱より小さくなるため，よる使用済燃料プールへの注水操

使用済燃料プール内の水の温度上昇は緩やかになるが，放射線の遮作や漏えい箇所の隔離操作は，崩壊

へいを維持できる水位まで水位が低下する時間は 1 日程度(10mSv/h

熱や燃料プール水の初期水温，初期の場合 6/7 号炉 約 1.0 日)，燃料有効長頂部まで水位が低下する

水位，プールゲートの状態に応じたまでの時間は３日以上（6 号炉約 3.4 日，7 号炉約 3.6 日）あるこ

対応をとるものではなく，冷却機能とから，崩壊熱の変動が評価項目となるパラメータに与える影響は

崩壊熱の計算に当たっては，ORIGEN2 を用い喪失や水位低下による異常の認知

ない。

て算出。

を起点とするものであるため，運転保安規定の設定値である 65℃を設定。

員等操作時間に与える影響はない。

の不確かさ
評価条件
初

燃料崩壊熱

約 11MW

最確条件
取り替え燃料毎

期条
件

事象発生前使

65℃

取り替え燃料毎最確条件では評価条件で設定している使用済燃料プールの水温よ

用済燃料プー

り低くなることが考えられ，さらに時間余裕が長くなることが考え

ル水温られるが，放射線の遮へいが維持される最低水位に到達するまでの
時間は 1 日程度(10mSv/h の場合 6/7 号炉 約 1.0 日)，燃料有効長
頂部まで水位が低下するまでの時間は３日以上（6 号炉約 3.4 日，7

添 4.2.4-1

号炉約 3.6 日）あるため影響はない。なお，自然蒸発による水位低下も考えられるが，沸騰による水位低下と比べて僅かであり，また，評価で保有水の密度は 100℃の値を用いている。仮に事象発生直後
から沸騰による水位低下が開始すると想定した場合であっても，放射線の遮へいが維持される最低水位に到達するまでの時間は 16 時
間以上(10mSv/h の場合 6 号炉 約 16 時間，7 号炉約 17 時間)，燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は 3 日以上(6 号炉 約
3.1 日，7 号炉 約 3.3 日)と長時間を要し，12 時間後までに燃料プール代替注水系(可搬型)による注水が可能であるため影響はない。
事象発生前の

通常運転水位通常運転水位付近

設計値を設定。

評価条件での初期水位は通常運転水位を設定しているため，その変使用済燃料プ動を考慮した場合，燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間

ールの水位は短くなるが，仮に初期水位を水位低警報レベルだとした場合であっても放射線の遮へいを維持できる水位まで水位が低下する時間
は 20 時間以上(10mSv/h の場合 6,7 号炉 約 21 時間)，燃料有効長
号炉 約 3.5 日)と長時間を要し，12 時間後までに燃料プール代替注
水系（可搬型）による注水が可能であるため影響はない。

添付資料 4.2.4

頂部まで水位が低下するまでの時間は 3 日以上(6 号炉 約 3.3 日，7

表1
項目

評価条件を最確条件とした場合の運転員操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（２／３）

評価条件（初期，事故及び機器条件）

評価設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

評価項目パラメータに与える影響

の不確かさ
評価条件

最確条件

初

プールゲート

プールゲート閉

プールゲート開放

全炉心燃料取出直後であるため，プール

燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プ

プールゲートが開放されている場合を想定した場合，保有

期

の状態

鎖

（原子炉ウェル及

ゲートは開放されていることが想定さールへの注水操作や漏えい箇所の隔離操作は，崩壊熱

水量は２倍程度となり，保有水量温度上昇や蒸発による水（原子炉ウェル

びＤ／Ｓピット，キ

れるが，保守的に原子炉ウェル及びＤ／

や燃料プール水の初期水温，初期水位，プールゲート

位の低下速度は緩和される。なお，現在の想定であっても及びＤ／Ｓピッャスクピットの保Ｓピット，キャスクピットの保有水量をの状態に応じた対応をとるものではなく，冷却機能喪

放射線の遮へいが維持される最低水位に到達するまでのト，キャスクピッ

有水量を考慮）考慮しない状態を想定。

失や水位低下による異常の認知を起点とするもので時間は 1 日程度(10mSv/h の場合 6/7 号炉 約 1.0 日)，燃あるため，運転員等操作時間に与える影響はない。

料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は３日以上

条
件

トの保有水量を考慮しない）（6 号炉約 3.4 日，7 号炉約 3.6 日）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。

破断箇所・状残留熱除去系の低圧配管であるため，全周破断の発生は破断面積が大きくなると漏えい量が多くるが，燃料プ破断面積が大きくなると漏えい量が多くなり，漏えい箇所

態の想定

地下階の配管の事故毎に変化考えづらいと考え，貫通クラック形成にール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プールへ

隔離操作までの時間余裕が短くなる。

貫通クラック形よる破断を想定。

の注水操作や漏えい箇所の隔離操作は，漏えい量に応配管の全周破断及び逆止弁の全開固着が発生して漏えいじた対応をとるものではなく，冷却機能喪失や水位低が継続した場合，燃料有効長頂部到達まで約 2 時間の時間

下による異常の認知を起点とするものであるため，運余裕となり，漏えい箇所の隔離時間までの 150 分より短く

転員等操作時間に与える影響はない。

なる。ただし，サイフォンブレーク孔による漏えい停止を成による破断（添付資料 4.2.2）

考慮した場合は事象進展に影響はなく，漏えい量が少なく

添 4.2.4-2

な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。

事

逆流防止用の破断を想定した

逆止弁の状態

故

事故毎に変化（補足資料 17,18）

逆止弁の全開固着が起こりづらいと考弁の開口面積が大きくなると漏えい量が多くるが，燃弁の開口面積が大きくなると漏えい量が多くなり，漏えい箇所までの逆止え，ごみの噛み混みによる微開固着を想料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プー

箇所隔離操作までの時間余裕が短くなる。

弁の微開固着定。

ルへの注水操作や漏えい箇所の隔離操作は，漏えい量

配管の全周破断及び逆止弁の全開固着が発生して漏えいに応じた対応をとるものではなく，冷却機能喪失や水が継続した場合，燃料有効長頂部到達まで約 2 時間の時間位低下による異常の認知を起点とするものであるた

余裕となり，漏えい箇所の隔離時間までの 150 分より短く

め，運転員等操作時間に与える影響はない。

なる。ただし，サイフォンブレーク孔による漏えい停止を（添付資料 4.2.2）

条
件

考慮した場合は事象進展に影響はなく，漏えい量が少なくな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。

（補足資料 17,18）

逆止弁によるサイフォン現象の発生の

サイフォンブレーク孔を考慮した場合は漏えい箇所

サイフォンブレーク孔を考慮した場合は漏えい箇所隔離

象の継続防止防止を設計として考えていたため，考慮隔離操作が不要となる。

操作が不要となり，それ以外の事象進展に影響はなく，漏用のサイフォ

しないと設定。

燃料プール代替注水系（可搬型）による使用済燃料プ

えい量が少なくなることから評価項目となるパラメータ

ンブレーク孔ールへの注水操作は漏えいの停止時間等に応じた対に与える影響はない。

の考慮応をとるものではなく，冷却機能喪失や水位低下によサイフォン現

考慮しない

考慮する

る異常の認知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。

表1
項目

評価条件を最確条件とした場合の運転員操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（３／３）

評価条件（初期，事故及び機器条件）の評価設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

評価項目パラメータに与える影響

不確かさ
事
故
条
件

評価条件

最確条件

安全機能の喪使用済燃料プー

使用済燃料プール

使用済燃料プールの冷却機能及び補給評価条件と最確条件が同様であることから，事象進展

評価条件と最確条件が同様であることから事象進展に影失に対する仮ル冷却機能喪失

冷却機能喪失及び水機能が喪失しているものとして設定。

に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はな

響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はな

定及び注水機能喪

注水機能喪失い。

い。

外部電源がない場合と外部電源がある

外部電源がない場合と外部電源がある場合では，事象外部電源がない場合と外部電源がある場合では，事象進展場合では，事象進展は同じであることか

進展は同じであることから，運転員等操作時間に与えは同じであることから，評価項目となるパラメータに与えら，資源の評価の観点で厳しくなる外部

る影響はない。

る影響はない。

燃料プール代替注水系（可搬型）による注水操作や漏えい箇所の隔離操作は，注水流量を起点に開始する操作ではないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

評価条件で設定している燃料プール代替注水系（可搬型）による注水流量は崩壊熱に相当する保有水の蒸発速度（最大 19m3/h）より大きく，注水操作開始以降の流量であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

失
外部電源

燃料プール代
替注水系（可搬型）による
燃料プールへの注水流量

外部電源なし最大 80m3/h

事故毎に変化

80m3/h 以上

電源がない場合を想定する。
可搬型代替注水ポンプの設計流量を基に設定

添 4.2.4-3

表 2 操作条件が要員の配置による他の操作に与える影響、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
項目

漏えい箇所
の隔離操作

添 4.2.4-4

操
作
条
件

燃料プール
代替注水系
（可搬型）
による使用
済燃料プー
ルへの注水
操作

評価条件（操作条件）の不確かさ
評価上の操作開始時間と実際に見込まれる操
作開始時間の差異等
評価上の
実際に見
操作開始
込まれる
時間
操作開始
時間
事象発生
事象発生
か ら 150
か ら 150
分後
分以内

事象発生
から 12 時間後事象発生から 12 時間以内

解析コードの不確かさによる影響

評価条件（操作条件を除く）の不確かさによる影響

解析コードは使用していな
いため対象外（ 評 価で は 水位の低下に伴う水頭圧の低下を考慮しておらず、考慮した場合、時間余裕は長くなる。）

破断の状態などによっては保有水の漏えい量が多くなることが考えられる
が、サイフォンブレーク孔
による漏えいの停止にも期待できるため、影響はない。
一方，異常の認知遅れ，対応開始時間が遅れる場合も考えられるが，水位・水
温は１時間おきにパラメータ監視を行っていることからこれ以上の認知遅れが生じることはなく、右項にて示す操作時間余裕に十分に含まれる。
当該操作は使用済燃料プールの水温、水位等に応じた対応ではなく、冷却機能喪失や水位低下による異常の認知を起点とするものであるため、運転員等操
作時間に与える影響はな
い。一方，異常の認知遅れ，対応開始時間が遅れる場合も考えられるが，水位・水温は１時間おきにパラメータ監視を行っていることからこれ以上の認知遅れが生じることはなく、右項にて示す操作時間余裕に十分に含まれる。

解析コードは使用していな
いため対象外（評価式では、放熱や給水の顕熱を考慮しておらず、それらを考慮した場合は評価パラメータや操
作時間余裕が長くなる。）

評価設定の考え方

要因の配置による他の操作に与える影響評価項目パラメータに与える影響

操作時間余裕

事象の認知や現場時間を基に、さらに時間余裕を考慮して設定。
漏えい箇所の隔離操作についての作業時
間は中央操作室からの遠隔操作ではなく、現場弁での手動閉操作を想定。

当該操作を実施する要員
は、前後に他の操作がな
く、現場確認と併せ 150分と時間余裕が確保された操作であることから、要員の配置による他の操作に与える影響はない。

評価上の操作開始時間に対し、実際の操作開始時間が早くなる場合が考えられる。この場合、注水操作の時間余裕は大きくなる
が、放射線の遮へいが維持される最低水位に到達するまでの時間は 7 時間以
上(10mSv/h の場合 6 号
炉 約 7.1 時間，7 号炉 約
7.4 時間)と操作に対して十分な時間余裕をもつことから、評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

当該操作に対する時間余裕について、放射線の遮へいが維持される最低水位に到達するまでの時間は 7
時間以上(10mSv/h の場合 6 号炉
約 7.1 時間，7 号炉 約 7.4 時間)、
燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は１日程度（6,7 号機
約 1.0 日）であり、事故を検知して注水を開始するまでの 150 分に対して十分な時間余裕を確保できる時間である。

当社の可搬型設備に対するフェーズドア
プローチの考え方（事故発生後の対策を事
故発生からの経過時間をフェーズに分類
し、各フェーズで用いる人員、資機材に課する要件について、時間余裕や代替可能性の観点から具体的な対応を設定しておく方
針）に基づき設定。

当該操作を実施する要員
は、前後に他の操作がないことから、要員の配置による他の操作に与える影響はない。

評価上の操作開始時間に対し、実際の操作開始時間が早くなる場合が考えられる。注水操作が早くなった場合、水位の低下量は少なくなる。
しかし、事象発生から 12
時間後の注水であっても、水位の低下は約 1.1m 程度であり、線量率は 1.0×
10-1mSv/h 以 下 で あ 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。

当該操作に対する時間余裕は、放射線の遮へいが維持される最低水位に到達するまでの時間が 1 日程度(10mSv/h の場合 6/7 号炉 約 1.0日)、燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間が３日以上（6 号機約 3.4 日、7 号機約 3.6 日）であり、事故を検知して注水を開始するまでの 12 時間以内は十分な時間余裕を確保できる時間である。

7 日間における水源の対応について(想定事故 2)○水源防火水槽：約 100m3
淡水貯水池：約 18,000m3○水使用パターン①可搬型代替注水ポンプでの使用済燃料プールの注水
最大流量 80ｍ3/ｈで事故発生後 12 時間以降運転する。
プール水位回復後，水位を維持出来るよう崩壊熱相当（最大 19m3/h）の注水を実施する。
②淡水貯水池から防火水槽への移送
12 時間後から，淡水貯水池から防火水槽へつながる配管の弁を操作することで必要な水量を防火水槽へと補給ができる。

添 4.2.5-1○時間評価
淡水貯水池から防火水槽への移送は可搬型代替注水ポンプによる注水量を上回る移送出来るため，注水継続に必要な防火水槽の水を維持できる。
○水源評価結果
事故後 12 時間後からプール水位回復する 16.3 時間までは 80ｍ3/ｈで注水を行い，その後 19m3/h で注水を実施するため，7 日間では合計
約 3300m3 の水量が必要となり，十分に水量を確保しているため対応可能である。
（約 80m3/h×(16.3h-12h)+19m3/h×(168h-16.3h)≒3300m3）

添付資料 4.2.5

7 日間における燃料の対応（想定事故 2）
プラント状況：6 号炉運転中。 1～5，7 号炉停止中。
事象：想定事故 2 は 7 号炉を想定。保守的に全ての設備が，事象発生直後から燃料を消費するものとして評価する。
なお，全プラントで外部電源喪失が発生することとし，免震棟等，プラントに関連しない設備も対象とするが，6 号炉のみ非常用ディーゼル発電機起動失敗による全交流動力電源喪失を想定する。
号炉

時系列

合計

判定

事象発生直後～事象発生後 7 日間
7 号炉

非常用ディーゼル発電機 3 台起動。 ※1（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,490L/h×24h×7 日×3 台＝750,960L

使用済燃料プール注水用 可搬型代替注水ポン
プ（Ａ－2 級）
2 台起動。※４
18L/h×24h×7 日×2 台＝6,048L

7 号炉軽油タンク容量は
約 1,020,000L であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 902,328L

6 号炉軽油タンク
及び地下軽油タンクの容量（合計）は
約 1,164,000L であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

1 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

2 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

3 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

4 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

5 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 70,896L

1～7 号炉軽油タンク
及び地下軽油タンクの残容量（合計）は
約 527,944L であり，
7 日間対応可能。

事象発生直後～事象発生後 7 日間
6 号炉

復水貯蔵槽給水用 可搬型代替注水ポンプ（Ａ－2 級）
2 台起動。
18L/h×24h×7 日×2 台＝6,048L

空冷式ガスタービン発電機 3 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,705L/h×24h×7 日×3 台＝859,320L

事象発生直後～事象発生後 7 日間
1 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※3（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

添 4.2.6-1

事象発生直後～事象発生後 7 日間
2 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※3（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後～事象発生後 7 日間

3 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※3（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後～事象発生後 7 日間

4 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※3（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後～事象発生後 7 日間

5 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※3（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

代替熱交換器車用 電源車 2 台起動。
（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
110L/h×24h×7 日×2 台＝36,960L

事象発生直後～事象発生後 7 日間
その他

免震棟ガスタービン発電機 1 台起動。（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
395L/h×24h×7 日＝66,360L
モニタリングポスト用仮設発電機 3 台起動。（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
9L/h×24h×7 日×3 台＝4,536L※1 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は 2 台で足りるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 3 台を起動させて評価した。 ※4 事故収束に必要な可搬型代替注水ポンプは 1 台で足りるが,保守的に２台とした。
※2 事故収束に必要な空冷式ガスタービン発電機は 1 台で足りるが，保守的に空冷式ガスタービン発電機 3 台を起動させて評価した。
※3 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は 1 台で足りるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 2 台を起動させて評価した。

添付資料 4.2.6

7 日間の
軽油消費量
約 757,008L

5. 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
5.1.1 事故シーケンスグループの特徴，燃料損傷防止対策(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「崩壊熱除去機能喪失」において燃料損傷防止対策の有効性を確認す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，「崩壊熱除去機能喪失（RHR 機能喪失[フロントライン]）＋崩壊熱除去・注水系失敗」「崩壊熱除去機能喪失（代替除熱機能喪失[フロントライン]）＋崩壊熱除去・注水系失敗」「崩壊熱除去機能喪失（補機冷却系機能喪失）＋崩壊熱除去・注水系失敗」「外部電源喪失＋崩壊熱除去・注水系失敗」
である。
(2) 事故シーケンスグループの特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」では，運転中の残留熱除去系の故障によって，崩壊熱除去機能が喪失することを想定する。このため，緩和措置が取られない場
合には，炉心の崩壊熱による原子炉水の蒸発に伴い，原子炉内保有水量が減少することで燃料が露出して燃料損傷に至る。
したがって，本事故シーケンスグループでは，待機中の残留熱除去系の起動により，原
子炉への注水及び崩壊熱除去を実施し，燃料の著しい損傷の防止を図る。
(3) 燃料損傷防止対策
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」における機能喪失に対して，燃料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，残留熱除去系を用いた原
子炉への注水及び崩壊熱除去の手段を整備する。これらの対策の概略系統図を図 5.1.1 から図 5.1.2 に，手順の概要を図 5.1.3 に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と手順の関係を表 5.1.1 に示す。
本事故シーケンスグループにおける事象発生 10 時間までの 6/7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室において監視・指示を行う当直長 1 名(6/7 号炉兼任)，当直
副長 2 名※，運転員 9 名，緊急時対策要員(現場)12 名の合計 24 名である。
また，事象発生10時間以降に必要な参集要員は13名である（6号炉は原子炉運転中の「全交流動力電源喪失」事象想定）。
必要な要員と作業項目について図 5.1.4 に示す。
a. 原子炉停止時冷却系停止確認及び再起動
外部電源喪失により，運転中の残留熱除去系ポンプによる原子炉停止時冷却モード運転が停止する。非常用ディーゼル発電機が起動し，非常用高圧系統が復旧する。停止し5-1-1

た残留熱除去系ポンプを再起動し原子炉停止時冷却モード運転を再開する。
原子炉停止時冷却モード運転再開を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系
系統流量計等である。
b. 原子炉停止時冷却系故障による崩壊熱除去機能喪失
残留熱除去系ポンプを再起動し，原子炉停止時冷却モード運転を再開するが，熱交換器出口弁が故障し開動作不能となる。また，運転員による開操作も失念するため熱交換器での除熱ができず，崩壊熱除去機能喪失となる。これにより，原子炉水温度が上昇し，事象発生約１時間後に「100℃」に到達する。
原子炉停止時冷却系故障による崩壊熱除去機能喪失を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系熱交換器入口温度計等である。
c. 低圧注水モード運転による原子炉注水
1 時間毎の中央制御室監視により原子炉水温度上昇を確認し，原子炉停止時冷却系故障による崩壊熱除去機能喪失を認知する。原子炉圧力が上昇するため，逃がし安全弁を開にして大気圧を維持する。原子炉水の蒸発により原子炉水位が低下するため，待機していた残留熱除去系による低圧注水モード運転で原子炉注水を実施する。
低圧注水モード運転による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系系統流量計等である。
d. 原子炉停止時冷却モード運転による崩壊熱除去機能回復
低圧注水モード運転により原子炉水位回復後，原子炉停止時冷却モードへ切替を行い，崩壊熱除去機能を回復する。
原子炉停止時冷却モード運転による崩壊熱除去機能回復を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系熱交換器入口温度計等である。

※

停止中のプラントを含む体制は，必ず「当直副長2名」ではなくケースによっては「当直副長1名，運転員１名」の場合もある。

5.1.2 燃料損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
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，「運転中の残留熱除去系の故障による，崩壊熱除去機能が喪失する事故」である。なお，原子炉補機冷却系(原子炉補機冷却海水系を含む)の故障によって崩壊熱除去機能が喪失する事象については，事象進展等が同様である「5.2 全交流動力電源喪失」において，燃料損傷防止対策の有効性を確認する。
本重要事故シーケンスでは，崩壊熱除去機能の喪失による原子炉水の蒸発により原子炉水位が低下するが，燃料有効長頂部の冠水を維持し，未臨界を維持できることを評価する。
なお，放射線の遮へいについては原子炉が未開放であることから考慮は不要である。
5-1-2

(添付資料 5.1.1, 5.1.2)(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を表5.1.2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．初期条件(a) 原子炉圧力容器の状態
原子炉圧力容器が未開放時について評価する。原子炉圧力容器の開放時については，
燃料の崩壊熱及び保有水量の観点から，未開放時の評価に包絡される。
(b) 崩壊熱
原子炉停止後の崩壊熱は，ANSI/ANS-5.1-1979 の式に基づくものとし，また，崩壊熱を厳しく見積もるために，原子炉停止 1 日後の崩壊熱を用いる。このときの崩壊熱は
約 22MW である。
(c) 原子炉初期水位及び初期水温
事象発生前の原子炉の水位は通常運転水位とし，また，水温は 52℃とする。
(d) 原子炉圧力
水位低下量を厳しく見積もるために，減圧操作によって大気圧が維持されているものとする。
b．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，運転中の残留熱除去系の故障によって，崩壊熱除去機能を喪失す
るものとする。
(b) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定し，非常用ディーゼル発電機によって給電を行うものとする。
ｃ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 残留熱除去系の低圧注水モードによる原子炉への注水流量
残留熱除去系の低圧注水モードによる原子炉への注水流量は954ｍ3/ｈとする。
ｄ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員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) 低圧注水モードによる原子炉注水は，原子炉停止時冷却系故障認知から1時間を考慮
し，事象発生から2時間後に実施するものとする。
5-1-3

(添付資料 5.1.2, 5.1.3)(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスの事象進展を図5.1.3に，原子炉水位の変化を図5.1.5に示す。
a. 事象進展
運転中の残留熱除去系の故障による崩壊熱除去機能の喪失後，原子炉冷却材温度は上昇
し，事象発生から約 1 時間後に 100℃に到達する。その後，蒸発により原子炉水位は低下し始めるが，燃料有効長頂部まで低下するのは事象発生から約 5 時間である。残留熱除去系の運転停止又は原子炉水温の上昇により異常事象を認知し，事象発生から 2 時間後に待機中の残留熱除去系ポンプを起動し，低圧注水モードによる注水を行う。
原子炉水位回復から約 30 分後，残留熱除去系の原子炉停止時冷却モードへ切替を行い，崩壊熱除去機能を回復する。
b．評価項目等
原子炉水位は，図 5.1.5 に示すとおり，燃料有効長頂部の約 3.3ｍ上まで低下するに留まり，燃料は冠水維持される。
原子炉圧力容器は未開放であり，放射線の遮蔽は維持される。また，全制御棒全挿入状態が維持されているため，未臨界は確保されている。
原子炉水位回復後，残留熱除去系を用いた除熱により，安定停止状態を維持できる。
(添付資料 5.1.4)
5.1.3 解析条件の不確かさの影響評価
評価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，要員の配置による他の操作に与える影響及び操作時間余裕を評価するものとする。
本重要事故シーケンスは，事象進展が緩やかであり，運転員等操作である待機中の残留熱除去系を用いた低圧注水モードにより，水位を回復させることが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，待機中の残留熱除去系を用いた低圧注水モード
による注水操作とする。
(1) 評価条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，表5.1.2に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，評価条件の設定に当たっては，原則，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定としている。
5-1-4

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
崩壊熱，初期水位，初期水温及び初期圧力を考慮した場合，停止後の時間等によってそれらの値は変化するが，注水操作の開始は崩壊熱に応じた対応をとるものではなく，崩壊熱除去機能喪失による異常の認知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
原子炉圧力容器の状態において原子炉開放時は減圧操作が不要であるが，当該操作以外の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。
（b）評価項目となるパラメータに与える影響
崩壊熱の想定は，崩壊熱が小さな場合は注水までの時間余裕が長くなり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。通常運転水位から燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は約5時間と注水操作に対して十分な時間が確保されているため，影響はない。
原子炉水温が低い場合，原子炉初期水位が高い場合，原子炉初期圧力が高い場合について，崩壊熱が小さな場合と同様にパラメータに対する余裕時間は大きくなるが，通常運転水位から燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は約5時間と注水操作に対して十分な時間が確保されているため，影響はない。
原子炉圧力容器の状態においては評価上，大気圧に維持されることを想定している
ため，原子炉開放状態を想定した場合であっても，評価項目となるパラメータに対す
る影響はない。
起因事象については解析条件と最確条件が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対する影響はない。
外部電源について，外部電源がない場合と外部電源がある場合では，事象進展は同じであることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
待機中の残留熱除去系を用いた低圧注水モードへの注水流量については解析条件と最確条件が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対する影響はない。
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，評価上の操作開始時間と実際に見込まれる操作開始時
間等の操作時間の変動を考慮して，要員の配置による他の操作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を確認する。
(a) 要員の配置による他の操作に与える影響
図5.1.4に示すとおり，待機中の残留熱除去系を用いた低圧注水モードでの注水操作を実施する要員は，前後に他の操作がないことから，要員の配置による他の操作に与える影響はない。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
5-1-5

注水開始が早くなる場合は冷却材の水位低下が抑制され，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，通常運転水位から燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は約5時間と注水操作に対して十分な時間が確保されているため，影響はない。
(2) 操作時間余裕の把握
操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認する。
注水操作に対する時間余裕については，通常運転水位から燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は約5時間であり，事故を検知して注水を開始するまでの2時間は十分な
時間余裕を確保できる時間である。
（添付資料5.1.5）(3) まとめ
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，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，操作条件が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要員の配置による他の操作に与える影響を確認した。その結果，評価条件等の不確かさを考慮しても操作時間に対する十分な余裕時間を確保でき，評価項目となるパラメータに与える影響は小さいことが分かった。
5.1.4 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「崩壊熱除去機能喪失」において，6号炉及び7号炉同時の重大事故等対策時において必要要員は，「5.1.1(3)燃料損傷防止対策」に示すとおり24名であり，当直長，当直副長，運転員及び緊急時対策要員の47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「崩壊熱除去機能喪失」において，水源，燃料及び電源の資源について以下のとおりである。「6.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価を行い，その結果を以下に示す。
ａ．水源
低圧注水系による注水については，サプレッション・チェンバを水源とすることから，水源が枯渇することはないため，7日間の継続実施が可能である。
ｂ．燃料
5-1-6

非常用ディーゼル発電機による電源供給については，保守的に事象発生直後からの運転を想定して，7日間の運転継続に約750,960Lの軽油が必要となる。
軽油タンクで軽油約 1,020,000L(発電所内で軽油約 5,344,000L)の使用が可能であることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給について，7 日間の継続が可能である。
(添付資料 5.1.6)
ｃ．電源
外部電源は事象発生と同時に喪失するが，非常用ディーゼル発電機によって給電を行う
ものとする。
5.1.5 結論
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」では，運転中の残留熱除去系の故障によって，崩壊熱除去機能が喪失することが特徴である。事故シーケンスグループ｢崩壊熱除去機能喪失｣に対する燃料損傷防止対策としては，短期対策及び長期対策として，残留熱除去系を用いた原子炉への注水及び除熱を整備している。
事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」の重要事故シーケンス「運転中の残留熱除去系の故障による，崩壊熱除去機能が喪失する事故」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，残留熱除去系を用いた原子炉への注水及び除熱を実施すること
により，燃料損傷することはない。
その結果，燃料有効長頂部は冠水を維持し，放射線の遮へいが維持されるとともに，また，制御棒は全挿入状態が維持されていることから未臨界を維持することができる。また，
長期的には安定状態を維持できる。
重大事故等対策時に必要な要員は，当直長，当直副長，運転員及び緊急時対策要員にて対処可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」において，燃料損傷防止対策は，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「崩壊熱除去機能喪失」に対して有効である。

5-1-7

非常用ディーゼル
発電機

外部電源

Gen

原子炉格納容器（Ａ，Ｃのみ）主タービン系へ

給水系より

故障想定

原子炉圧力容器Ａ

Ｃ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ

重大事故対策概要図（原子炉停止時冷却系《無冷却》＆残留熱除去系＆逃がし安全弁）

図 5.1.1 崩壊熱除去機能喪失時の重大事故等対策の概略系統図(1/2)

非常用ディーゼル
発電機

Gen

原子炉格納容器（Ａ，Ｃのみ）主タービン系へ

給水系より

故障想定

原子炉圧力容器ＣＡ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ
重大事故対策概要図（原子炉停止時冷却系）

図 5.1.2 崩壊熱除去機能喪失時の重大事故等対策の概略系統図(2/2)
5-1-8

外部電源

プラント前提条件
・プラント停止後１日目
・原子炉圧力容器閉鎖中
・原子炉格納容器閉鎖中・主蒸気隔離弁全閉・非常用ディーゼル発電機（Ｂ）点検中
・残留熱除去系（Ａ）原子炉停止時冷却モード運転中・残留熱除去系（Ｂ）停止中
・残留熱除去系（Ｃ）低圧注水モード待機中
・原子炉水位「Ｎ．Ｗ．Ｌ」（通常は＋1550mm以上）

凡例：操作・確認（運転員のみの作業）：緊急時対策要員（現場）のみの作業：プラント状態：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：判断：シナリオ上考慮しない操作・判断結果

外部電源喪失残留熱除去系停止確認（機器作動状況、系統流量による確認）（解析上の時刻）（０分）※１
崩壊熱除去機能喪失を模擬するため「熱交換器出口弁開操作忘れ」及び「熱交換器出口弁開操作不能」を解析条件とする。実際は、原子炉停止時冷却モード停止時の原子炉
水最高温度を確認する。再起動後から原子炉水温度を継続監視するため、早期に崩壊
熱除去機能喪失は確認することができる。

非常用ディーゼル発電機運転状態確認
残留熱除去系原子炉停止時冷却モード
※１
再起動操作

原子炉停止時冷却モード再起動時のプラント状態確認にて「崩壊熱除去機能喪失」を確認（約６０分後）非常用ディーゼル発電機（Ａ，Ｃ）自動起動確認
非常用高圧系統（6.9kV）Ｃ，Ｅ復旧確認

原子炉水温100℃到達※２
約１時間後に原子炉水温が「100℃」に到達する。
※３
１時間毎の中央制御室監視により原子炉水温度の上昇、及び崩壊熱除去機能喪失を認知する。

解析上考慮せず※４
解析上、原子炉を大気圧状態に維持するため逃がし安全弁を「開」する。
※５
注水前の原子炉最低水位は「有効燃料棒頂部（TAF）＋3.3ｍ（約「レベル３－500mm」）」
となる。

※２

※６
低圧注水モードで注水後、原子炉停止時冷却モードへ切り替える。
運転中の残留熱除去系故障確認※３

運転していた残留熱除去系
復旧操作

回復は解析上考慮せず逃がし安全弁による手動減圧操作 ※４（約１２０分後）待機していた残留熱除去系を用いた※５
低圧注水モードので注水

原子炉水位回復確認

待機していた残留熱除去系を用いた原子炉停止時冷却モードにより崩壊熱除去機能復旧※６

原子炉停止時冷却モードにより冷却を継続し、機能喪失している設備の復旧に努める。

図 5.1.3

崩壊熱除去機能喪失時の対応手順の概要
5-1-9

停止中の崩壊熱除去機能喪失
事故想定
７号炉にて本事象発生

経過時間（時間）
備考

０

６号炉は運転中であり、「全交流動力電源喪失」事象発生

1

1.5

2

3

2.5

3.5

4

4.5

5

5.5

事象発生

実施箇所・必要人員数
操作項目

0.5

プラント状況確認（残留熱除去系故障認知）

運転員

運転員

緊急時対策要員

（中操）

（現場）

（現場）

約60分

操作の内容

原子炉水温100℃到達
約120分 注水開始

７号
・外部電源喪失確認
１人
a

－

－

・非常用ディーゼル発電機起動確認
・残留熱除去系（運転側）

状況判断

停止時冷却モード
－

－

－

－

・原子炉水位、温度監視－－

・逃がし安全弁１弁による手動減圧操作

－

－

－

－

－

－

－

２人
c,d

－

・残留熱除去系（待機側）
現場移動、現場ラインアップ

（１人）
a

－

－

・残留熱除去系（待機側）
停止時冷却モード 起動操作

必要人員数（７号炉） 合計

１人
a

２人
c,d

０人

必要人員数（６号炉） 合計

２人
Ａ, Ｂ

４人
Ｃ, Ｄ, Ｅ, Ｆ

１２人
(その他参集13人）

5-1-10

（１人）
a
（１人）
a

原子炉減圧操作

原子炉水位回復作業

残留熱除去系復旧操作

（１人）
a
－
（１人）
a

残留熱除去系（停止時冷却モード）運転

ＲＨＲ（Ａ）

停止確認

・残留熱除去系（運転側）
停止時冷却モード 再起動操作（１人）
a

ＲＨＲ（Ａ）

適宜監視

５分

・残留熱除去系（待機側）
低圧注水モード

起動／停止操作・残留熱除去系（待機側）
停止時冷却モードへラインナップ＊6号炉は「全交流動力電源喪失」事象想定

崩壊熱除去機能喪失時の作業と所要時間

ＲＨＲ（Ｃ）
対応可能な要員により、対応
する

・残留熱除去系 機能回復

（ ）内の数字は他の作業終了後、移動して対応する人員数。

図 5.1.4

通常原子炉水位（ＮＷＬ）まで回復後停止

90分

ＲＨＲ（Ｃ）90分

ＲＨＲ（Ｃ）５分

ＲＨＲ（Ｃ）

原子炉の水温 100℃到達
水位回復後は崩壊熱相当の注水を実施し，その後停止時冷却モードによる崩壊熱除去を実施

低圧注水モードによる注水開始

図 5.1.5

原子炉水位の推移

5-1-11

表 5.1.1

崩壊熱除去機能喪失時における重大事故等対策について判断及び操作手順

有効性評価上期待する重大事故等対処設備

5-1-12

常設設備

可搬設備

計装設備

原子炉停止時冷却系
再起動

外部電源喪失により運転中の残留熱除去ポンプが停止するが，非常用ディーゼル発電機が起動するため，非常用高圧系統が復旧する。停止した残留熱除去ポンプを再起動し原子炉停止時冷却モード運転を再開する。

残留熱除去ポンプ－

残留熱除去系系統流量計
残留熱除去系熱交換器入口
温度計

原子炉停止時冷却系故障による崩壊熱除
去機能喪失

再起動した残留熱除去系熱交換器出口弁が，故障及び運転員による開操作失念により熱交換器
での除熱ができず崩壊熱除去機能喪失となる。

－－

残留熱除去系系統流量計
残留熱除去系熱交換器入口
温度計

低圧注水モード運転
による原子炉注水

崩壊熱除去機能喪失により，原子炉水が蒸発し原子炉水位が低下する。待機中の残留熱除去系
による低圧注水モード運転で原子炉へ注水する。

残留熱除去ポンプ－

原子炉水位計
残留熱除去系系統流量計

原子炉停止時冷却モード運転による崩壊
熱除去機能回復

低圧注水モード運転により原子炉水位回復後，原子炉停止時冷却モードへ切替を行い，崩壊熱除去機能を回復する。

－

原子炉水位計
残留熱除去系系統流量計
残留熱除去系熱交換器入口
温度計

残留熱除去ポンプ表 5.1.2

主要解析条件(崩壊熱除去機能喪失)(1／2)

項目
原子炉圧力容器の状態

主要解析条件
原子炉圧力容器未開放
約 22.4MW

初期条件

崩壊熱

（9×9 燃料(A 型)，原子炉停止
１日後）

条件設定の考え方
炉心の崩壊熱及び保有水量の観点から，設定
平衡炉心燃料の平均燃焼度 33GWd/t を基に
ANSI/ANS-5.1-1979 にて算出した値

5-1-13原子炉初期水位

通常運転水位

停止後 1 日の水位から保守性を持たせた値

原子炉初期温度52℃

原子炉初期圧力大気圧

停止後 1 日の実績による値

起因事象

残留熱除去系機能喪失

運転中の残留熱除去系の故障を想定

外部電源

外部電源なし残留熱除去系の原子炉停止時冷却モードでの炉水側の設定温度

事故条件
外部電源の有無は事象進展に影響しないことか
ら，資源の観点で厳しい外部電源なしを設定

表 5.1.2
項目

機器条件

重大事故等対策に関連する

関連する操作条件

重大事故等対策に

5-1-14

残留熱除去系の低圧注水モードに

残留熱除去系の低圧注水モードによる原子炉への注水流量

よる原子炉への注水

主要解析条件(崩壊熱除去機能喪失)(2／2)
主要解析条件954ｍ3/ｈにて注水

事象発生から 2 時間後

条件設定の考え方

低圧注水系の設計値として設定

事象の認知や現場操作の時間を基に，さらに時間余裕を考慮して設定

添付資料5.1.1
運転停止中の崩壊熱除去機能喪失および全交流動力電源喪失における基準水位到達までの余裕時間と必要な注水量の計算方法について
運転停止中の崩壊熱除去機能喪失および全交流動力電源喪失により，基準水位到達までの余裕時間と必要な注水量について，以下の式を用いて計算を行った。なお，事象を厳しく評価するため，発生する崩壊熱は全て水温上昇及び蒸発に寄与するものとし，原子炉圧力容器や水面からの放熱は考慮しない。
(1) 100℃に至るまでの時間
100℃に至るまでの時間は次の式で求める
t1 ＝ ( h100 － h52 ) × Vc × ρ52 ／ ( Q × 3600 ) ＝ 約1.02[h]t1 ：100℃に至るまでの時間[h]h100 ：100℃の飽和水の比エンタルピ[kJ/kg]＝419.10
h52 ：52℃の飽和水の比エンタルピ[kJ/kg]＝217.70
Vc ：保有水の体積[m ] ＝3

ρ52 ：52℃の水密度[kg/m ] ＝ 987
3

Q ：崩壊熱[kW] = 2.24×104(2) 基準水位（燃料有効長頂部または放射線の遮へいが維持される水位）に至るまでの時
間崩壊熱(蒸発)によって基準水位に至るまでの時間は次の式で求める
t = t1 + t2 ＝5.38[h]t2 ＝ ( hs － h100 ) × Vu × ρ52 ／ ( Q × 3600 ) ＝4.36[h]t ：基準水位に至るまでの時間[h]t2 ：100℃到達から基準水位に至るまでの時間[h]h100 ：100℃の飽和水の比エンタルピ[kJ/kg]＝419.10
hs ：飽和蒸気の比エンタルピ[kJ/kg] ＝ 2675.57
Vu ：基準水位までの保有水の体積[m ] ＝3

ρ52 ：52℃の水密度[kg/m ] ＝ 987
3

Q ：崩壊熱[kW] ＝ 2.24×104

添 5.1.1-1

(3) 必要な注水量
崩壊熱によって喪失する冷却材を補うために必要な注水量は次の式で求める
f ＝ ( Q × 3600 ) ／ (( hs － hf ) × ρf) ＝約33.1[m /h]3

f ：必要な注水量[m /h]3

ρf ：注水(飽和水)の密度[kg/m ] ＝ 988
3

hs ：飽和蒸気の比エンタルピ[kJ/kg] ＝ 2675.57
hf ：注水(飽和水)の比エンタルピ[kJ/kg] ＝209.34
Q ：崩壊熱[kW] ＝ 2.24×104(4) 注水中の蒸発量注入された水を100℃に上昇させる熱を崩壊熱から差し引いた熱が蒸発に使われるため，
次の式で求める
Q × 3600 ＝ F × ρf × ( h100 － hf ) ＋ S × ρf × ( hs － h100 )S ＝ ( Q × 3600 － F × ρf × ( h100 － hf )) ／ ( ρf × ( hs － h100 )) ＝約
33.1[m /h]3

F ：注水量[m /h]
3

S ：注水中の蒸発量[m /h] (ただし，S≧0)3

ρf ：注水(飽和水)の密度[kg/m ] ＝ 988
3

hs ：飽和蒸気の比エンタルピ[kJ/kg] ＝ 2675.57
h100 ：100℃の飽和水の比エンタルピ[kJ/kg]＝419.10
hf ：注水(飽和水)の比エンタルピ[kJ/kg] ＝209.34
Q ：崩壊熱[kW] ＝ 2.24×104

添 5.1.1-2

添付資料 5.1.2

重要事故シーケンスの選定結果を踏まえた有効性評価の条件設定
1. 「崩壊熱除去機能喪失」の重要事故シーケンスの選定
運転停止中原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価，「崩壊熱除去機能喪失」の重要事故シーケンスの選定にあたっては，他の殆どの重要事故シーケンス等の選定と同様に，
PRA の結果から抽出された事故シーケンスグループからガイドに示された着眼点を考慮し，重要事故シーケンスを選定している。
崩壊熱除去機能喪失の重要事故シーケンスとしては，ガイドに示された着眼点に加えて事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」における評価内容との差別化を図ることを考慮し，次の事故シーケンスを選定した。
・崩壊熱除去機能喪失(RHR 機能喪失[フロントライン])+崩壊熱除去・注水系失敗
2. 重要事故シーケンスに対する燃料損傷防止対策の選定
有効性評価では，設計基準相当の設備の機能喪失を受けて炉心損傷に至る重要事故シー
ケンスに対し，重大事故等対処設備を用いて炉心損傷を防止できることを確認している。
この観点では，全ての崩壊熱除去機能及び注水機能の喪失を受け，重大事故等対処設備を用いて炉心損傷を防止するという評価も考えられるが，この場合，事故シーケンスグルー
プ「全交流動力電源喪失」で選定される重要事故シーケンスと同じ評価を実施することとなる。このため，「崩壊熱除去機能喪失」の重要事故シーケンスの有効性評価では，ガイドの対策例を参照し，待機中の残留熱除去系によって崩壊熱除去機能を確保し，炉心損傷を防止可能であることを確認している。
3. プラント状態(POS)の選定
重要事故シーケンスの選定プロセスでは，POS については選定していないため，有効性評価の評価条件を設定する際に決定している。崩壊熱除去機能の喪失事象が発生した場合，代替の崩壊熱除去機能や炉心への注水機能を用いて炉心損傷を防止することとなる。このため，POS を選定する上では崩壊熱が高く，原子炉圧力容器内の冷却材が少ないため，事象発生から炉心損傷までの時間余裕が厳しい POS を選定することが適切と考える。崩壊熱の観点で最も厳しい POS は「S」であるが，「S」は冷温停止への移行状態として定義される状態である。冷温停止に移行する前の高温停止の状態は，崩壊熱除去機能及び注水機能に対する待機要求が運転時とほぼ同等であり，この状態の評価は運転時の崩壊熱除去機能喪失の評価に包絡されるものと考える。
このため，本評価における POS は，崩壊熱が高く，原子炉圧力容器内の冷却材が少ない
ことに加え，冷温停止状態となることで崩壊熱除去機能及び注水機能に対する待機要求が変化する「A」を選定している。

添 5.1.2-1

4. 他の燃料損傷防止対策を想定した場合の影響
本評価で確認している，待機中の残留熱除去系による崩壊熱除去機能確保とは別の燃料損傷防止対策としては，復水補給水系による注水が考えられるが，これについては「全交流動力電源喪失」で選定される重要事故シーケンスにおいて，本評価と同じ POS「A」でその有効性を確認している。

添 5.1.2-2

添付資料 5.1.3

崩壊熱除去機能喪失および全交流動力電源喪失評価における崩壊熱設定の考え方

1. 本評価における崩壊熱の設定
運転停止中原子炉における燃料防止対策の有効性評価，「崩壊熱除去機能喪失」および「全交流動力電源喪失」の重要事故シーケンスの有効性評価では，スクラムによる原子炉停止から 1 日後の崩壊熱を用いて原子炉冷却材の温度上
昇及び蒸発による原子炉水位の低下を評価している。
一般に定検期間が数十日であることを考慮すると，原子炉停止から 1 日(24 時間)後の崩壊熱を用いることは定検期間から見ると保守的な設定であると考えるが，仮に原子炉停止からの時間がより短い時点での崩壊熱を用いれば，より厳しい評価条件となる。
2. より厳しい崩壊熱を設定した場合の時間余裕への影響
プラント停止時を復水器真空破壊からと考えると，通常，復水器真空破壊のタイミングは通常のプラント停止操作における全制御棒挿入完了から 12 時間以上後である。仮に，スクラムによる原子炉停止から 12 時間後の崩壊熱によって原子炉注水までの時間余裕を評価すると，燃料有効長頂部到達まで約 4.5 時間となる。原子炉停止から 1 日(24 時間)後の原子炉注水までの時間余裕が約 5.4 時間であることから，時間余裕の観点では約 1 時間短くなるが，本重要事故シー
ケンスにおける「崩壊熱除去機能喪失」および「全交流動力電源喪失」の事象発生から注水開始までの対応は約 2 時間であることから十分対応可能な範囲である。
この様に，崩壊熱の設定によっては原子炉注水の余裕時間に変動が生じるが，スクラムによる原子炉停止とし，13 ヶ月運転に対して燃焼度を 10%増加させた場合の崩壊熱を用いていること及び原子炉注水までの時間余裕の評価では崩壊熱の減衰を考慮していないこと等，様々な保守性を含めた評価としていることから，本重要事故シーケンスにおいて，原子炉注水が間に合わず，炉心損傷に至る状況は想定し難いものと考える。
以

添 5.1.3-1

上添付資料 5.1.4
安定停止状態について
運転停止中

崩壊熱除去機能喪失の安定停止状態については以下のとおり。

原子炉安定停止状態：
冷却材の注水や崩壊熱除去により，燃料の冠水，放射線遮へい，未臨界が維持され，冷却水の温度が安定した状態

原子炉安定状態の確立について
図 5.1.5 に示すとおり，崩壊熱除去機能喪失により冷却材の温度が上昇し，事象開始 60 分
後に沸騰開始による水位の低下が始まるが，待機していた残留熱除去系の低圧注水モード
により，水位は回復する。
その後，残留熱除去系を原子炉停止時冷却モードに切り替え，崩壊熱除去を実施すること
で水位及び温度が安定した状態となる。

添 5.1.4-1

評価条件の不確かさの影響評価について（運転停止中
表1
項目

評価条件を最確条件とした場合の運転員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)

評価条件(初期，事故及び機器条件)の不確かさ
評価条件
最確条件

添 5.1.5-1

原子炉初期温度

原子炉初期水位

原子炉初期圧力

原子炉圧力容器の状態

原子炉停止後 1 日
約 22.4MW(ANSI/ANS-5.1-1979)

評価項目パラメータに与える影響

平衡炉心燃料についてサイクル末期の燃焼度に 10%の保守性を考慮した値を想定し算出。
停止後の時間については，停止後の時間が短くなるように 1 日後の状態を想定。

停止後の時間が長い場合は崩壊熱が小さくなり，注水までの時間余裕が長くなるが，注水操作の開始は崩壊熱に応じた対応をとるものではなく，崩壊熱除去機能喪失による異常の認知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。

崩壊熱が小さい場合は注水までの時間余裕が長くなり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。逆に原子炉停止後の時間が短く，崩壊熱が大きい場合は注水までの時間余裕が短くなる。スクラムによる原子炉停止から 12
時間後の崩壊熱によって原子炉注水までの時間余裕を評価すると，燃料有効長
頂部到達まで約 4.5 時間となり，評価条
件での時間余裕約 5.4 時間より短くなるが，注水操作に対して十分な時間が確保されているため，影響はない。

残留熱除去系の原子炉停止時冷却モードでの炉水側の設定温度を想定。

残留熱除去系の原子炉停止時冷却モードで冷却されているため，通常 50℃以下になるように冷却されている。水温が 52℃より低い場合は注水までの時間余裕が長くなるが，注水操作の開始は原子炉初期温度に応じた対応をとるものではなく，崩壊熱除去機能喪失による異常の認知を起点とするものである
ため，運転員等操作時間に与える影響はない。

残留熱除去系の原子炉停止時冷却モードで冷却する場合は通常 50℃以下になるように冷却され，水温が 52℃より低い
場合も考えられる。その場合はパラメータに対する余裕時間は大きくなるが，通常運転水位から燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は約 5 時間と注水操作に対して十分な時間が確保されているため，影響はない。

52℃

原子炉停止初期の通常運転水位付近にある状態を想定。

原子炉開放に向けて水位を上昇していることも考えられるが，注水操作の開始は原子炉水位に応じた対応ではな
く，崩壊熱除去機能喪失による異常の認知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。

原子炉開放に向けて水位を上昇している場合は，注水までの時間余裕が長くな
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。しかし，通常運転水位から燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は約 5 時間と注水操作に対して十分な時間が確保されているため，影響はない。

通常運転水位

事故事象毎
原子炉停止後初期及び耐圧試験を除き大気圧

設計値を設定。

注水操作準備の開始は原子炉圧力に応じた対応ではなく，崩壊熱除去機能喪失による異常の認知を起点とするものであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
また，圧力が高く注水前に減圧が必要な場合であっても操作に必要な時間は十分あるため，運転員等操作時間に与える影響はない。

圧力が高い場合は飽和水のエンタルピが大きくなるため，評価項目となるパラメータに対する余裕時間は大きくなる。
しかし，通常運転水位から燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は約 5
時間と注水操作に対して十分な時間が確保されているため，影響はない。

大気圧

事故事象毎

炉心の崩壊熱及び保有水量の観点から設定。

原子炉開放時においては減圧操作が不要である。
減圧以外の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。

評価上，原子炉の圧力は大気圧に維持されることを想定しているため，原子炉開放状態を想定した場合であっても，評価項目となるパラメータに対する影響はない。

原子炉圧力容器未開放

事故事象毎
装荷炉心毎

事故事象毎
原子炉停止後初期を除き50℃以下を目標に冷却を実施

通常運転水位以上

評価設定の考え方

添付資料 5.1.5

運転員等操作時間に与える影響

初
期
条
件
崩壊熱

崩壊熱除去機能喪失）

表1
項目

評価条件を最確条件とした場合の運転員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)

評価条件(初期，事故及び機器条件)の不確かさ
評価条件

評価設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

残留熱除去系ポンプ 1 台で原子炉停止

事

起因事象

運転中の残留熱除去系の運転中の残留熱除去系の

機能喪失

機能喪失

故

時冷却モードによる原子炉の崩壊熱除解析条件と最確条件が同様であること

去を実施中に，残留熱除去系ポンプのから，事象進展に影響はなく，運転員

故障等による機能喪失するものとして

等操作時間に与える影響はない。

設定。

条

添 5.1.5-2

件
外部電源

機

待機中の残留器

熱除去系を用いた条

低圧注水モードへ

件の注水流量

外部電源なし事故毎に変化

954m3/h

解析条件と最確条件が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対する影響はな
い。

外部電源がない場合と外部電源がある

外部電源がない場合と外部電源がある

外部電源がない場合と外部電源がある

場合では，事象進展は同じであること

場合では，事象進展は同じであること

場合では，事象進展は同じであることから，資源の評価の観点で厳しくなるから，運転員等操作時間に与える影響から，評価項目となるパラメータに与外部電源がない場合を想定。

はない。
解析条件と最確条件が同様であること

954m3/h

評価項目パラメータに与える影響

最確条件

低圧注水系の設計値として設定。

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。

える影響はない。
解析条件と最確条件が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対する影響はな
い。

表2

操作条件が要員の配置による他の操作に与える影響，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
評価条件(操作条件)の不確かさ
評価上の操作開始時間と実際に見込まれる操作開項目

始時間の差異等
評価上の操
作開始時間

実際に見込
まれる操作

解析コードの評価条件(操作条

評価設定の考え要員の配置による他の操作に評価項目パラメータ

不確かさによ件を除く)の不確方与える影響に与える影響る影響

かさによる影響

操作時間余裕開始時間
パラメータを起点として開始す

添 5.1.5-3

解析コードは使用していな
いため対象外（評価では発生する崩壊熱操待機中の残留作

熱除去系を用いた事象発生か条

低圧注水モードへ

ら 120 分

件

の注水操作

事象発生か
ら 120 分以内

は全て水温上昇及び蒸発に寄与するものとし，原子炉圧
力容器や水面からの放熱は考慮しないため，時間余裕が大きくなる。）

る操作ではない
ことから影響はない。
一方，異常の認知

当該操作に対する時間余裕につ遅れ，対応開始時間が遅れる場合

事象の認知や現も考えられるが，場操作の時間を水位・水温は１時

基に，さらに時間

間おきにパラメ

余裕を考慮してータ監視を行っ設定。

ていることから
これ以上の認知遅れが生じることはなく，右項にて示す操作時間
余裕に十分に含まれる。

注水開始が早くなる
当該操作を実施する要員は，前後場合は冷却材の水位に他の操作がないことから，要員低下が抑制され，評価の配置による他の操作に与える項目となるパラメー

影響はない。

タに対する余裕は大きくなる。

いては，燃料有効長頂部までの水位低下である。
通常運転水位から燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時
間は約 5 時間であり，事故を検知 して注水 を開始 するまで の120 分は十分な時間余裕を確保できる時間である。

7 日間における燃料対応について(停止時

崩壊熱除去機能喪失)

プラント状況：６号炉運転中。１～５，７号炉停止中。
事象：崩壊熱除去機能喪失は７号炉を想定。保守的に全ての設備が，事象発生直後から燃料を消費するものとして評価する。
なお，全プラントで外部電源喪失が発生することとし，免震棟等，プラントに関連しない設備も対象とするが，６号炉のみ非常用ディーゼル発電機起動失敗による全交流動力電源喪失を想定する。
号炉

時系列

合計

判定

７日間の
軽油消費量
約 750,960L

７号炉軽油タンク容量は
約 1,020,000L であり，７日間対応可能。

７日間の
軽油消費量
約 902,328L

６号炉軽油タンク及び地下軽油タンクの容量（合計）は
約 1,164,000L であり，７日間対応可能。

７日間の
軽油消費量
約 631,344L

１号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，７日間対応可能。

７日間の
軽油消費量
約 631,344L

２号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，７日間対応可能。

７日間の
軽油消費量
約 631,344L

３号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，７日間対応可能。

７日間の
軽油消費量
約 631,344L

４号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，７日間対応可能。

７日間の
軽油消費量
約 631,344L

５号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，７日間対応可能。

７日間の
軽油消費量
約 70,896L

１～７号炉軽油タンク
及び地下軽油タンクの残容量（合計）は
約 533,992L であり，７日間対応可能。

事象発生直後～事象発生後７日間
７号炉

非常用ディーゼル発電機 ３台起動。 ※１（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,490L/h×24h×7 日×3 台＝750,960L

６号炉

事象発生直後～事象発生後７日間
復水貯蔵槽給水用 可搬型代替注水ポンプ（Ａ－２級）
２台起動。
18L/h×24h×7 日×2 台＝6,048L

空冷式ガスタービン発電機 ３台起動。 ※２（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,705L/h×24h×7 日×3 台＝859,320L

代替熱交換器車用 電源車 ２台起動。
（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
110L/h×24h×7 日×2 台＝36,960L

事象発生直後～事象発生後７日間
１号炉

非常用ディーゼル発電機 ２台起動。 ※３（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後～事象発生後７日間

２号炉

添 5.1.6-1

非常用ディーゼル発電機 ２台起動。 ※３（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後～事象発生後７日間

３号炉

非常用ディーゼル発電機 ２台起動。 ※３（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後～事象発生後７日間

４号炉

非常用ディーゼル発電機 ２台起動。 ※３（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後～事象発生後７日間

５号炉

非常用ディーゼル発電機 ２台起動。 ※３（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後～事象発生後７日間※１ 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は２台で足りるが，保守的に非常用ディーゼル発電機３台を起動させて評価した。
※２ 事故収束に必要な空冷式ガスタービン発電機は１台で足りるが，保守的に空冷式ガスタービン発電機３台を起動させて評価した。
※３ 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は１台で足りるが，保守的に非常用ディーゼル発電機２台を起動させて評価した。

添付資料 5.1.6

その他

免震棟ガスタービン発電機 １台起動。（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
395L/h×24h×7 日＝66,360L
モニタリングポスト用仮設発電機 ３台起動。（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
9L/h×24h×7 日×3 台＝4,536L

5.2 全交流動力電源喪失
5.2.1 事故シーケンスグループの特徴，燃料損傷防止対策(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「全交流動力電源喪失」において燃料損傷防止対策の有効性を確認す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，「外部電源喪失＋直流電源喪失＋崩壊熱除去・注水系失敗」「外部電源喪失＋交流電源喪失＋崩壊熱除去・注水系失敗」
である。
(2) 事故シーケンスグループの特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」では，全交流動力電源が喪失し，残留熱除去系等による崩壊熱除去機能が喪失することを想定する。このため，緩和措置が取られない場合には，炉心の崩壊熱による原子炉水の蒸発に伴い，原子炉内保有水量が減少することで炉心が露出し，燃料損傷に至る。
したがって，本事故シーケンスグループでは，常設代替交流電源設備による電源供給，
低圧代替注水系(常設)による原子炉への注水及び代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系による除熱によって燃料の著しい損傷の防止を図る。
(3) 燃料損傷防止対策
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」における機能喪失に対して，燃料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，常設代替交流電源設備による電源供給，低圧代替注水系(常設)を用いた原子炉への注水及び代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系による除熱手段を整備する。これらの対策の概略系統図を図 5.2.1から図 5.2.2 に，手順の概要を図 5.2.3 に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と手順の関係を表 5.2.1 に示す。
本事故シーケンスグループにおける事象発生 10 時間までの 6/7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室において監視・指示を行う当直長 1 名(6/7 号炉兼任)，当直
副長 2 名※，運転員 9 名，緊急時対策要員(現場)18 名の合計 30 名である。
また，事象発生10時間以降に追加で必要な要員は，代替原子炉補機冷却系作業を行うための参集要員26名である（6号機は原子炉運転中の「全交流動力電源喪失」事象想定）。
必要な要員と作業項目について図 5.2.4 に示す。
a. 全交流動力電源喪失による原子炉停止時冷却モード停止確認
外部電源喪失により，運転中の残留熱除去系ポンプによる原子炉停止時冷却モード運転が停止する。さらに，全ての非常用ディーゼル発電機が機能喪失し，これにより所内
高圧系統(6.9ｋＶ)の母線が使用不能となり，全交流動力電源喪失と判断する。

5-2-1

b. 早期の電源回復不能判断及び対応準備
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動ができず，非常用高圧系統(6.9ｋＶ)の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断する。これにより，常設代替交流電源設備，代替原子炉補機冷却系，低圧代替注水系(常設)の準備を開始する。
原子炉停止時冷却モード運転停止により，原子炉水温度が上昇し，事象発生約１時間
後に「100℃」に到達する。原子炉圧力が上昇するため，逃がし安全弁を開し大気圧を維持する。原子炉水の蒸発により原子炉水位が低下する。
c. 常設代替交流電源設備による交流電源供給及び低圧代替注水系(常設)による原子炉
注水
事象発生から 70 分経過した時点で，常設代替交流電源設備による交流電源供給を開始し，低圧代替注水系(常設)による原子炉注水を開始する。これにより，原子炉水位は回復する。
低圧代替注水系(常設)による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，復水補給水系流量計等である
d. 代替原子炉補機冷却系を用いた原子炉停止時冷却モード運転
事象発生から 20 時間経過した時点で，代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系
ポンプによる原子炉停止時冷却モード運転を再開する。
原子炉停止時冷却モード運転の再開を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去
系熱交換器入口温度である。

※

停止中のプラントを含む体制は，必ず「当直副長2名」ではなくケースによっては「当直副長1名，運転員１名」の場合もある。

5.2.2 燃料損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
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，「全交流動力電源が喪失し，残留熱除去系等による崩壊熱除去機能が喪失する事故」である。
なお，原子炉補機冷却系(原子炉補機冷却海水系を含む)が故障によって崩壊熱除去機能が喪失する事象についても，本想定事象において，燃料損傷防止対策の有効性を確認する。
本重要事故シーケンスでは，崩壊熱除去機能の喪失による原子炉水の蒸発により原子炉水位が低下するが，燃料有効長頂部の冠水を維持し，未臨界を維持できることを評価する。
なお，放射線の遮へいについては原子炉が未開放であることから考慮は不要である。
(添付資料 5.1.1)(2) 有効性評価の条件

5-2-2

本重要事故シーケンス対する初期条件も含めた主要な解析条件を表 5.2.2 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．初期条件(a) 原子炉圧力容器の状態
原子炉圧力容器の未開放時について評価する。原子炉圧力容器の開放時については，
燃料の崩壊熱及び保有水量の観点から，未開放時の評価に包絡される。
(b) 崩壊熱
原子炉停止後の崩壊熱は，ANSI/ANS-5.1-1979 の式に基づくものとし，また，崩壊熱を厳しく見積もるために，原子炉停止 1 日後の崩壊熱を用いる。このときの崩壊熱は
約 22MW である。
(c) 原子炉初期水位及び初期水温
事象発生前の原子炉の水位は通常運転水位とし，また，水温は 52℃とする。
(d) 原子炉圧力
水位低下量を厳しく見積もるために，減圧操作によって大気圧が維持されているものとする。
(添付資料 5.1.2, 5.1.3)
b．事故条件(a) 起因事象
送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源が喪失するものとする。
(b) 安全機能の喪失に対する仮定
全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定し，全交流動力電源喪失に至るものとする。
(c) 外部電源起因事象として，外部電源が喪失するものとしている。
ｃ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 低圧代替注水(常設)による原子炉への注水流量
低圧代替注水(常設)による原子炉への注水流量は 150ｍ3/ｈとする。
(b) 代替原子炉補機冷却系
伝熱容量は約 23MW とする(海水温度 30℃において)ｄ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員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。

5-2-3

(a) 事象発生70分までに常設代替交流電源設備によって交流電源の供給を開始する。
(b) 低圧代替注水系(常設)による原子炉注水操作は，事象発生70分後から開始する。
(c) 代替原子炉補機冷却系による原子炉停止時冷却モード運転は，事象発生20時間後から開始する。
(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスの事象進展を図5.2.3に，原子炉水位の変化を図5.2.5に示す。
a. 事象進展
全交流動力電源喪失により，崩壊熱除去機能が喪失するため，原子炉水温は上昇し，事象発生から約 1 時間後に 100℃に達する。その後，蒸発により原子炉水位は低下し始めるが，水位が燃料有効長頂部まで低下するのは事象発生から約 5 時間である。事象発生から 70 分
経過した時点で，常設代替交流電源設備による電源供給を開始し，低圧代替注水系(常設)による注水を行うことによって，水位は燃料有効長頂部の約 4.2ｍ上まで低下するにとどまる。水位回復後についても，蒸発量に応じた注水を実施することによって，水位を適切に維持することができる。
事象発生から 20 時間経過した時点で，代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系による除熱を開始することによって，原子炉水温は低下する。
b．評価項目等
原子炉水位は，図 5.2.5 に示すとおり水位は燃料有効長頂部の約 4.2ｍ上まで低下するにとどまり，炉心は冠水を維持する。
原子炉圧力容器は未開放であり，放射線の遮蔽は維持されている。また，全制御棒全挿入状態が維持されているため，未臨界は確保されている。
事象発生 70 分後から，常設代替交流電源設備により電源を供給された低圧代替注水系(常設)により，崩壊熱相当の注水が実施されるため安定状態となる。
(添付資料 5.2.1)
5.2.3 解析条件の不確かさの影響評価
評価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，要員の配置による他の操作に与える影響及び操作時間余裕を評価するものとする。
本重要事故シーケンスは，事象進展が緩やかであり，常設代替交流電源設備による電源供給を開始し，低圧代替注水系(常設)を用いた注水により水位を回復させ，その後，代替
原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系ポンプによる原子炉停止時冷却モード運転による除熱を行うことが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，常設代
替交流電源設備による受電および低圧代替注水系(常設)を用いた注水操作とする。

5-2-4

(1) 評価条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，表5.2.2に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，評価条件の設定に当たっては，原則，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定としている。
影響評価の結果を以下に示す。
(a)運転員等操作時間に与える影響
崩壊熱，初期水位，初期水温及び初期圧力を考慮した場合，喪失後の時間等によってそれらの値は変化するが，注水操作は全交流動力電源の喪失に伴う異常の認知を起因とする操作であるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
(b)評価項目となるパラメータに与える影響
崩壊熱の想定は，崩壊熱が小さな場合は注水までの時間余裕が長くなり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。通常運転水位から燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は約5時間と注水操作に対して十分な時間が確保されているため，影響はない。
原子炉水温が低い場合，原子炉初期水位が高い場合，原子炉初期圧力が高い場合について，崩壊熱が小さな場合と同様にパラメータに対する余裕時間は大きくなる
が，通常運転水位から燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は約5時間と注水操作に対して十分な時間が確保されているため，影響はない。
原子炉圧力容器の状態においては評価上，大気圧に維持されることを想定しているため，原子炉開放状態を想定した場合であっても，評価項目となるパラメータに対する影響はない。
外部水源の温度について注水源の温度が低い場合は崩壊熱相当の必要注水量が少なくなる。しかし，低圧代替注水(常設)による原子炉への注水流量は必要な注水量を十分上回っているものであるため, 評価項目となるパラメータに対する影響はない。
起因事象および安全機能の喪失に対する仮定については解析条件と最確条件が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対する影響はない。
外部電源について，外部電源がない場合と外部電源がある場合では，事象進展は同じであることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
低圧代替注水(常設)による原子炉への注水流量については解析条件と最確条件が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対する影響はない。

5-2-5

ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，評価上の操作開始時間と実際に見込まれる操作開始時
間等の操作時間の変動を考慮して，要員の配置による他の操作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を確認する。
(a) 要員の配置による他の操作に与える影響
常設代替交流電源設備からの受電および低圧代替注水(常設)による原子炉への注水操作は中央制御室及び現地で行う操作であるが，それぞれ別の運転員による操作を想定していることから，要員の配置による他の操作に与える影響はない。
代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系による原子炉停止時冷却モード運転の操作を実施する要員は，前後に他の操作がないことから，要員の配置による他の操作に与える影響はない。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
低圧代替注水(常設)による原子炉への注水操作について，注水開始が早くなる場
合は冷却材の水位低下が抑制され，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。しかし，通常運転水位から燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間
は約5時間と注水操作に対して十分な時間が確保されているため，影響はない。
代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系による原子炉停止時冷却モード運転の操作については注水による燃料有効長頂部の冠水は維持されているため，評価項目となるパラメータに対する影響はない。
(2) 操作時間余裕の把握
操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認する。
受電操作および注水操作に対する時間余裕については，通常運転水位から燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は約5時間であり，事故を検知して注水を開始するまでの70分は十分な時間余裕を確保できる時間である。
代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系による原子炉停止時冷却モード運転の操作については注水による燃料有効長頂部の冠水は維持されているため，操作に対する時間余裕は不要である。
(添付資料5.2.2)(3) まとめ
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，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，操作条件が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要員の配置による他の操作に与える影響を確認した。その結果，評価
条件等の不確かさを考慮しても操作時間に対する十分な余裕時間を確保でき，評価項目と5-2-6

なるパラメータに与える影響はないことが分かった。
5.2.4 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「全交流動力電源喪失」において，6号炉及び7号炉同時の重大事故等対策時において事象発生10時間までの必要要員は，「5.2.1(3)燃料損傷防止対策」に示すとおり30名であり，当直長，当直副長，運転員及び緊急時対策要員の47名で対処可能である。
また，事象発生10時間以降に必要な参集要員は26名である。
(2) 必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」において，水源，燃料及び電源の資源について以下のとおりである。「6.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価を行い，その結果を以下に示す。
ａ．水源
低圧代替注水系(常設)による炉心注水については，7日間の対応を考慮すると，合計約，復水貯蔵槽を枯
610m3の水量が必要となる。復水貯蔵槽は約1,700m3の水を保有しており，渇させることなく復水貯蔵槽を水源とした注水が可能となることから，7日間の注水継続実施が可能である。
(添付資料 5.2.3)
ｂ．燃料
常設代替交流電源設備による電源供給については，保守的に事象発生直後からの運転を想定して，7日間の運転継続に約859,320Lの軽油が必要となり，代替原子炉補機冷却設備専用の電源車については，保守的に事象発生直後からの運転を想定して，7日間の運転継続に
約36,960Lの軽油が必要となる。(合計 約896,280L)
軽油タンク及び地下軽油タンクで軽油約 1,164,000L(発電所内で軽油約 5,344,000L)の使用が可能であることから，常設代替交流電源設備による電源供給，代替原子炉補機冷却設
備の運転について，7 日間の継続が可能である。
(添付資料 5.2.4)
ｃ．電源
常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故対策等に必要な負荷として，6号炉
で約1587kW，7号炉で1639kW必要となるが，給電容量である3600kW未満となることから，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
(添付資料5.2.5)

5-2-7

5.2.5 結論
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」では，全交流動力電源が喪失し，残留熱除去系等による崩壊熱除去機能が喪失することが特徴である。事故シーケンスグループ｢全交流動力電源喪失｣に対する燃料損傷防止対策としては，短期対策として，常設代替交
流電源設備による電源供給，低圧代替注水系(常設)を用いた原子炉への注水，長期対策として，代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系による除熱を整備している。
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」の重要事故シーケンス「全交流動力電源が喪失し，残留熱除去系等による崩壊熱除去機能が喪失する事故」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，常設代替交流電源設備による電源供給，低圧代替注水系(常設)を用いた原子炉への注水及び代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系による除熱を実施することにより，燃料損傷することはない。
その結果，燃料有効長頂部は冠水を維持し，放射線の遮へいが維持されるとともに，また，制御棒は全挿入状態が維持されていることから未臨界を維持することができる。また，
長期的には安定状態を維持できる。
重大事故等対策時に必要な要員は，当直長，当直副長，運転員及び緊急時対策要員にて対処可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」において，燃料損傷防止対策は，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「全交流動力電源喪失」に対して有効である。

5-2-8

非常用ディーゼル
発電機

原子炉格納容器

外部電源

Gen
逃がし安全弁主タービン系
へ

給水系
より

低圧代替注水系（常設）

常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）
原子炉圧力容器

復水移送
ポンプ

復水貯蔵槽

Ａ

Ａ

Ｂ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ

使用系統概要図（低圧代替注水系（常設）＆代替交流電源設備）

図 5.2.1 全交流動力電源喪失時の重大事故等対策の概略系統図(1/2)

外部電源

非常用ディーゼル
発電機

原子炉格納容器

Gen

逃がし安全弁主タービン系へ

給水系
より

低圧代替注水系（常設）
可搬型代替交流電源設備（電源車）
原子炉圧力容器

復水移送
ポンプ
Ｂ

残留熱除去系ポンプ

Ａ

代替原子炉補機冷却系

Ａ

残留熱除去系ポンプ
常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）

使用系統概要図（低圧代替注水系（常設）＆代替交流電源設備＆原子炉停止時冷却系＆代替原子炉補機冷却系）

図 5.2.2 全交流動力電源喪失時の重大事故等対策の概略系統図(2/2)

5-2-9

復水貯蔵槽

プラント前提条件
・プラント停止後１日目
・原子炉圧力容器閉鎖中
・原子炉格納容器閉鎖中・主蒸気隔離弁全閉・非常用ディーゼル発電機（Ｂ）点検中
・残留熱除去系（Ａ）原子炉停止時冷却モード運転中・残留熱除去系（Ｂ）停止中
・残留熱除去系（Ｃ）低圧注水モード待機中
・原子炉水位「Ｎ．Ｗ．Ｌ」（通常は＋1550mm以上）

凡例：操作・確認（運転員のみの作業）：緊急時対策要員（現場）のみの作業：プラント状態：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業※１
外部電源が喪失し、かつ全ての非常用ディーゼル発電機からの受電に失敗することにより、全ての所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となった場合。
※２
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動が実施できず、 非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合、早期の電源回復不可と判断する。

：判断※３
約１時間後に原子炉水温が「100℃」に到達する。

：シナリオ上考慮しない操作・判断結果（解析上の時刻）（０分）（約１０分後）全交流電源喪失発生

Ⅰ
消火系を代替注水として使用する場合があるため運転状態について確認する。
恒設設備による原子炉への注水が実施できない場合、低圧代替注水系（可搬型）による注水を実施する。

※１※２

早期の電源回復不能と判断※４
解析上、原子炉を大気圧状態に維持するため逃がし安全弁を「開」する。

回復は解析上考慮せずⅡ
緊急用Ｍ／Ｃが使用できない場合は可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電を実施する。
常設代替交流電源設備が使用できない場合は可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃ を受電する。
（いずれの場合も電源容量により使用できる設備が限られる）※５
注水前の原子炉最低水位は「有効燃料棒頂部（TAF）＋4.2ｍ（約「レベル３＋400mm」）」となる。
※６
復電時に不要な負荷が起動するのを防止するための負荷切り離しを含む。

非常用ディーゼル発電機または外部電源による
交流電源回復操作を実施

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）準備（約６０分後）原子炉水温100℃到達※３

Ⅰ

復水移送ポンプ以外による原子炉注水・消火ポンプによる代替注水・可搬型代替注水ポンプによる代替注水※６
常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）の準備

常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作※４

代替原子炉補機冷却系
準備

燃料供給準備（タンクローリー給油準備）

ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・可搬型代替交流電源設備による緊急用Ｍ／Ｃ受電
・可搬型代替交流電源設備によるＰ／Ｃ受電

復水移送ポンプによる代替原子炉注水と同等の流量確保または注水開始不可

逃がし安全弁による手動減圧操作

Ⅱ

ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）準備が完了（約７０分後）復水移送ポンプ１台を用いた ※５
低圧代替注水（常設）による注水（約２０時間後）

原子炉水位回復（約２０時間後）

代替原子炉補機冷却系
準備が完了
原子炉水位回復後は蒸発量に応じた注水を実施（適宜実施）
残留熱除去系準備（約２０時間後）タンクローリーによる給油準備完了残留熱除去系による崩壊熱除去機能回復

代替原子炉補機冷却系を使用した原子炉停止時冷却モードにより冷却を継続し、機能喪失している設備の復旧に努める。

図 5.2.3 全交流動力電源喪失時の対応手順の概要
5-2-10

可搬設備への
燃料補給

停止中の全交流動力電源喪失
事故想定

経過時間（分）７号炉にて本事象発生
６号炉は運転中であり、「全交流動力電源喪失」事象発生／

経過時間（時間）
備考

30

60

90

120

13

14

15

16

17

18

19

20

事象発生

実施箇所・必要人員数

プラント状況確認
約60分

原子炉水温100℃到達

操作の内容

操作項目
運転員
（中操）

運転員
（現場）

緊急時対策要員
（現場）

約70分

約20時間

注水開始

崩壊熱除去機能回復

７号

状況判断

１人
a

－

－

・全交流電源喪失確認

－

－

－

・非常用ディーゼル発電機

－

－

－

・外部電源

（１人）
a

－

－

・逃がし安全弁 １弁による手動減圧操作

－

－

10分

機能回復

交流電源回復操作

対応可能な要員により、対応する（解析上考慮せず）

原子炉減圧操作（１人）
a－

常設代替交流電源設備

２人
c,d

－

回復

５分

・受電前準備（中操）20分（負荷の切り離しを含む）
・現場移動
・受電前準備（現場）50分（負荷の切り離しを含む）
・現場移動

準備操作

・ガスタービン発電機健全性確認

20分

・緊急用M/C健全性確認

5-2-11６人（号機共通）－・ガスタービン発電機給電準備
・緊急用M/C給電準備
・ガスタービン発電機起動
・緊急用M/C遮断器投入

常設代替交流電源設備

運転

（２人）
（１人）
a

10分

－

－

－

・ガスタービン発電機

・Ｍ／Ｃ

受電確認

・Ｍ／Ｃ

受電

・ＭＣＣ

受電

20
分

適時実施

運転状態監視10分

常設代替交流電源設備からの受電－

低圧代替注水系（常設）準備操作

低圧代替注水系（常設）

注水操作

（１人）
a
（１人）
a

－
代替原子炉補機冷却系

代替原子炉補機冷却系

起動準備

残留熱除去系

起動操作

c,d

－

運転

－
（１人）
a
（１人）
a

燃料供給準備

－

10分

－

－

・復水移送ポンプ起動／運転確認
・低圧代替注水系 ラインアップ－－

・低圧注水系－

・現場移動
・代替原子炉補機冷却系

（２人）
c,d

－

５分

原子炉水位回復後、蒸発量に応じた注水

注入弁操作

現場ラインアッ

300分

プ

準備操作
－

残留熱除去系

（２人）

13人
（参集）

・現場移動
・資機材配置及びホース布設、起動及び系

－

（３人）

－

－

・停止時冷却モード

起動準備

－

－

・停止時冷却モード

起動

－

10時間

統水張り
・代替原子炉補機冷却系

運転状態監視

適宜実施

５分

５分

・軽油タンクからタンクローリーへの補給

タンクローリー残量に応じて適宜軽90分

油タンクから補給２人（号機共通）
燃料給油作業

必要人員数（７号炉）

合計

必要人員数（６号炉）

合計

（

－

－

１人
a

２人
c,d

・電源車への給油

適宜実施

８人（その他参集13人）

２人

４人

１０人

Ａ,Ｂ

Ｃ, Ｄ, Ｅ, Ｆ

(その他参集１３人））内の数字は他の作業終了後、移動して対応する人員数。

＊6号炉は「全交流動力電源喪失」事象想定＊号機共通要員含めず

図 5.2.4

全交流動力電源喪失時の作業と所要時間

原子炉の水温 100℃到達
以降除熱機能が復旧する２０時間迄崩壊熱相当の注水継続

低圧代替注水系（常設）による注水開始

図 5.2.5

原子炉水位の推移

5-2-12

表 5.2.1

全交流動力電源喪失時における重大事故等対策について判断及び操作手順

原子炉停止時冷却系
停止

有効性評価上期待する重大事故等対処設備

5-2-13

常設設備

可搬設備

計装設備

外部電源喪失により運転中の残留熱除去ポンプが停止する。さらに，非常用ディーゼル発電機が機能喪失するため，全交流動力電源喪失とな
る。

－

－

残留熱除去系系統流量計

低圧代替注水系(常設)による原子炉注水

常設代替交流電源設備による交流電源供給後，低圧代替注水系(常設)による原子炉注水を開始する。

常設代替交流電源設備
復水移送ポンプ－

原子炉水位計復水補給水系統流量計(原子炉圧力容器)

原子炉停止時冷却系
起動

常設代替交流電源設備による交流電源供給及び代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系ポンプによる原子炉停止時冷却モード運転を再開
する。

常設代替交流電源設備
残留熱除去系ポンプ

代替原子炉補機冷却系

残留熱除去系系統流量計
残留熱除去系熱交換器入口温度計

表 5.2.2

主要解析条件(全交流動力電源喪失)(1／2)

項目
原子炉圧力容器の状態

主要解析条件
原子炉圧力容器の未開放
約 22.4MW

崩壊熱（9×9 燃料(A 型)，原子炉停止
１日後）

条件設定の考え方
燃料の崩壊熱及び保有水量の観点から，設定
平衡炉心燃料の平均燃焼度 33GWd/t を基に
ANSI/ANS-5.1-1979 にて算出した値

初期条件

5-2-14
事故条件

原子炉初期水位

通常運転水位

停止後 1 日の水位から保守性を持たせた値

原子炉初期温度52℃

原子炉初期圧力大気圧

停止後 1 日の実績による値

外部水源の温度50℃

復水移送ポンプ吐出温度を参考に設定

起因事象

外部電源喪失安全機能の喪失に対する仮定

全交流動力電源喪失

外部電源

外部電源なし残留熱除去系の原子炉停止時冷却モードでの炉水側の設定温度

送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源が喪失するものとして設定
全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定し，設定
起因事象として，外部電源が喪失するものとして設定

表 5.2.2

主要解析条件(全交流動力電源喪失)(2／2)

項目
重大事故等対策に関連する機器条件

低圧代替注水(常設)による原子炉への注水流量

代替原子炉補機冷却系

5-2-15

重大事故等対策に関連する操作条件

常設代替交流電源設備からの受電

低圧代替注水系(常設)起動操作

主要解析条件
150ｍ3/ｈ

約 23MW(海水温度 30℃において)条件設定の考え方
設計値に注入配管の流路抵抗を考慮した値を設定

代替原子炉補機冷却系の設計値として設定

事象発生 70 分まで

運転操作手順書，訓練実績を踏まえて設定

事象発生 70 分後

運転操作手順書，訓練実績を踏まえて設定

事象発生 20 時間後

運転操作手順書，訓練実績を踏まえて設定

代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系による原子炉停止
時冷却モード運転添付資料 5.2.1
安定停止状態について
運転停止中

全交流動力電源喪失の安定停止状態については以下のとおり。

原子炉安定停止状態：
冷却材の注水や崩壊熱除去により，燃料の冠水，放射線遮へい，未臨界が維持され，冷却水の温度が安定した状態

原子炉安定状態の確立について
図 5.2.5 に示すとおり，崩壊熱除去機能喪失により冷却材の温度が上昇し，事象開始 60 分
後に蒸発による水位の低下が始まるが，70 分後に常設代替交流動力電源設備により電源の供給を受けた低圧代替注水系（常設）の注水により，水位は回復し，水位及び温度が安定した状態となる。
その後，事象開始から 20 時間後に代替原子炉補機冷却系を用いた残留熱除去系の原子炉停止時冷却モードにより崩壊熱除去を実施することで，注水を実施しなくても安定状態が維持される。

添 5.2.1-1

評価条件の不確かさの影響評価について（運転停止中 全交流動力電源喪失）
表 1 評価条件を最確条件とした場合の運転員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)
項目

評価条件(初期，事故及び機器条件)の不確かさ
評価条件

評価設定の考え方

最確条件

運転員等操作時間に与える影響

初

評価項目パラメータに与える影響
崩壊熱が小さい場合は注水までの時間余裕が長く

期なり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大条

平衡炉心燃料についてサイクル末

件

期の燃焼度に 10%の保守性を考慮し原子炉停止後 1 日
崩壊熱

約 22.4MW(ANSI/ANS-5.1-1979)

事故事象毎た値を想定し算出。

装荷炉心毎

停止後の時間については，停止後の時間が短くなるように 1 日後の状態を想定。

崩壊熱が小さな場合は注水までの時間余裕が長くなる
が，注水操作や給電操作の開始は崩壊熱に応じた対応をとるものではなく，全交流動力電源の喪失に伴うによる異常の認知を起因とする操作であるため，運転員等操作時間に与える影響はない。

きくなる。逆に原子炉停止後の時間が短く，崩壊熱が大きい場合は注水までの時間余裕が短くなる。ス
クラムによる原子炉停止から 12 時間後の崩壊熱によって原子炉注水までの時間余裕を評価すると，燃料有効長頂部到達まで約 4.5 時間となり，評価条件
での時間余裕約 5.4 時間より短くなるが，注水操作に対して十分な時間が確保されているため，影響は
ない。

事故事象毎

添 5.2.2-1

原子炉初期温度52℃

原子炉停止後初期を除き 50℃以下を目標に冷却を実施残留熱除去系の原子炉停止時冷却モードでの炉水側の設定温度を想定。

残留熱除去系の原子炉停止時冷却モードで冷却する場

残留熱除去系の原子炉停止時冷却モードで冷却す合は通常 50℃以下になるように冷却され，水温が 52℃る場合は通常 50℃以下になるように冷却され，水温より低い場合も考えられるが，注水操作や給電操作の開が 52℃より低い場合も考えられる。通常運転水位か始は水温に応じた対応をとるものではなく，全交流動力

ら燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間

電源の喪失に伴うによる異常の認知を起因とする操作は約 5 時間と注水操作に対して十分な時間が確保さであるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
原子炉開放に向けて水位を上昇していることも考えら
原子炉初期水位

通常運転水位通常運転水位以上

原子炉停止初期の通常運転水位付
近にある状態を想定。

れるが，注水操作や給電操作の開始は水位に応じた対応をとるものではなく，全交流動力電源の喪失に伴うによる異常の認知を起因とする操作であるため，運転員等操
作時間に与える影響はない。
注水操作や給電操作の開始は圧力に応じた対応をとる
ものではなく，全交流動力電源の喪失に伴うによる異常

事故事象毎
原子炉初期圧力大気圧

原子炉停止後初期及び耐圧試験を除き大の認知を起因とする操作であるため，運転員等操作時間
設計値を設定。

に与える影響はない。
また，圧力が高く注水前に減圧が必要な場合であっても気圧操作に必要な時間は十分あるため，運転員等操作時間に与える影響はない。

原子炉圧力容器未開

状態

放

事故事象毎

炉心の崩壊熱及び保有水量の観点から設定。

原子炉開放時においては減圧操作が不要である。
減圧以外の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。

水までの時間余裕が長くなり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。しかし，通常運転水位から燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は約 5 時間と注水操作に対して十分な時間が確保されているため，影響はない。
圧力が高い場合は飽和水のエンタルピが大きくなるため，評価項目となるパラメータに対する余裕時
間は大きくなる。しかし，通常運転水位から燃料有
効長頂部まで水位が低下するまでの時間は約 5 時間と注水操作に対して十分な時間が確保されている
ため，影響はない。
評価上，原子炉の圧力は大気圧に維持されることを想定しているため，原子炉開放状態を想定した場合であっても，評価項目となるパラメータに対する影響はない。

添付資料 5.2.2

原子炉圧力容器のれているため，影響はない。
原子炉開放に向けて水位を上昇している場合は，注表1
項目

評価条件を最確条件とした場合の運転員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)

評価条件(初期，事故及び機器条件)の不確かさ

評価設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

評価項目パラメータに与える影響

復水移送ポンプ吐出温度を参考に

注水操作や給電操作の開始は注水源の温度に応じた対

注水源の温度が低い場合は崩壊熱相当の必要注水設定。

応をとるものではなく，全交流動力電源の喪失に伴うに量が少なくなる。しかし，低圧代替注水(常設)によ条

よる異常の認知を起因とする操作であるため，運転員等る原子炉への注水流量は必要な注水量を十分上回

件

操作時間に与える影響はない。

っているものであるため, 評価項目となるパラメ

初

評価条件

外部水源の温度

最確条件

50℃

期

事象毎
20～50℃程度

ータに対する影響はない。
起因事象

事
故

外部電源喪失外部電源喪失外部電源喪失時に非外部電源喪失時に非安全機能の喪失に常用交流電源喪失

常用交流電源喪失

対する仮定

原子炉補機冷却機能

原子炉補機冷却機能喪失

喪失

添 5.2.2-2

条

起因事象として，外部電源喪失が発生するものとして設定。
外部電源喪失時に非常用ディーゼ
ル発電機及び原子炉補機冷却機能

解析条件と最確条件が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が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対す
る影響はない。

が喪失するものとして設定。
外部電源がない場合と外部電源が件
外部電源

外部電源なし事故毎に変化ある場合では，事象進展は同じであ

外部電源がない場合と外部電源がある場合では，事象進

外部電源がない場合と外部電源がある場合では，事ることから，資源の評価の観点で厳展は同じであることから，運転員等操作時間に与える影象進展は同じであることから，評価項目となるパラ

しくなる外部電源がない場合を想響はない。

メータに与える影響はない。

定。
機
器
条
件

低圧代替注水(常設)による原子炉への注水流量150m3/h

150m3/h

設計値に注入配管の流路抵抗等を解析条件と最確条件が同様であることから，事象進展に考慮した値。

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が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対す
る影響はない。

表2

操作条件が要員の配置による他の操作に与える影響，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
評価条件(操作条件)の不確かさ
評価上の操作開始時間と実際に見込まれる操作開項目

始時間の差異等
評価上の操
作開始時間

実際に見込
まれる操作

解析コードの評価条件(操作条件を除

評価設定の要員の配置による他の操作に不確かさによく)の不確かさによる影

考え方

与える影響

る影響

響

使用していな
いため対象外（評価では発生する崩壊熱常設代替交流電源

添 5.2.2-3

よび低圧代替注水(常設)による原子

操作時間余裕

開始時間
解析コードは設備からの受電お評価項目パラメータに与える影響

は全て水温上
事象発生か

事象発生か

昇及び蒸発にら 70 分

ら 70 分程度寄与するものとし，原子炉圧

炉への注水操作

力容器や水面からの放熱は考慮しないた操め，時間余裕が作大きくなる。）

条

パラメータを起点として開始する操作ではないことから影響はない。

注水開始が早くなる場合は冷却材

一方，異常の認知遅れ，対応開始時間が遅れる
場合も考えられるが，水位・水温は１時間おきにパラメータ監視を行っていることからこれ以当該操作は中央制御室及び現の水位低下が抑制され，評価項目と運転操作手

地で行う操作であるが，それぞなるパラメータに対する余裕は大順，訓練実績

れ別の運転員による操作を想きくなる。しかし，通常運転水位かを踏まえて定していることから，要員の配ら燃料有効長頂部まで水位が低下設定。

置による他の操作に与える影するまでの時間は約 5 時間と注水

響はない

操作に対して十分な時間が確保さ上の認知遅れが生じるれているため，影響はない。

ことはなく，右項にて示

当該操作に対する時間余裕については，通常運転水位から燃料有効長
頂部まで水位が低下するまでの時
間は約 5 時間であり，事故を検知して注水を開始するまでの 70 分は十分な時間余裕を確保できる時間である。

す操作時間余裕に十分に含まれる。
パラメータを起点とし件
解析コードは使用していな
いため対象外代替原子炉補機冷却系を用いた残留

事象発生か

事象発生か

熱除去系による原ら 20 時間ら 20 時間以

子炉停止時冷却モ

後

内ード運転の操作（注水による
燃料有効長頂部の冠水は維
持されているため，不確かさに対する影響はない。）て開始する操作ではないことから影響はない。
一方，異常の認知遅れ，対応開始時間が遅れる
場合も考えられるが，水位・水温は１時間おきにパラメータ監視を行っていることからこれ以上の認知遅れが生じることはなく，右項にて示
す操作時間余裕に十分に含まれる。

運転操作手

当該操作を実施する要員は，前注水による燃料有効長頂部の冠水順，訓練実績

後に他の操作がないことから，は維持されているため，評価項目とを踏まえて要員の配置による他の操作になるパラメータに対する影響はな

設定。

与える影響はない。

い。

注水による燃料有効長頂部の冠水は維持されているため，操作に対する時間余裕は不要である。

7 日間における水源の対応について(運転停止中

全交流動力電源喪失)○水源
復水貯蔵槽保有水量：約 1,700m32500

低圧代替注水（常設）による
注水の開始

2000

3

復水貯蔵槽への補給がある場合 （130m /h）

3

淡水貯水池：約 18,000m

1500①低圧代替注水系(常設)による原子炉注水

水 量 ［ton］○水使用パターン

代替原子炉補機冷却系を用いた冷却開始

復水貯蔵槽への補給がない場合

1000

最大流量 150ｍ3/ｈで事象発生 70 分後以降に運転する。
原子炉水位が通常水位まで回復後，水位を維持出来るよう崩500

添 5.2.3-1

壊熱に相当する水量（最大 32m3/h）の注水を実施する。
0
0○水源評価結果

5

10

15

20
time [hr]

25

30

35

40

事故後 70 分後から原子炉水位回復する約 72 分後までは 150ｍ3/ｈで注水を行い，その後約 32m3/h で注水を実施する。20 時間後に代替原子炉補機冷却系を用いた崩壊熱除去機能復旧により注水の必要がなるまでに合計約 610m3 の水量が必要となるが，復水貯蔵槽に十分な水量を確保しているため対応可能である。

添付資料 5.2.3

7 日間における燃料の対応（全交流動力電源喪失）
プラント状況：6 号炉運転中。 1～5，7 号炉停止中。
事象：全交流動力電源喪失は 7 号炉を想定。保守的に全ての設備が，事象発生直後から燃料を消費するものとして評価する。
なお，全プラントで外部電源喪失が発生することとし，免震棟等，プラントに関連しない設備も対象とするが，6 号炉のみ非常用ディーゼル発電機起動失敗による全交流動力電源喪失を想定する。
号炉

時系列

合計

判定

事象発生直後～事象発生後 7 日間
7 号炉

6 号炉

空冷式ガスタービン発電機 3 台起動。 ※1（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,705L/h×24h×7 日×3 台＝859,320L

代替熱交換器車用 電源車 2 台起動。
（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
110L/h×24h×7 日×2 台＝36,960L
事象発生直後～事象発生後 7 日間
復水貯蔵槽給水用 可搬型代替注水ポンプ（Ａ－2 級）
2 台起動。
18L/h×24h×7 日×2 台＝6,048L

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

添 5.2.4-1

事象発生直後～事象発生後 7 日間
2 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後～事象発生後 7 日間

3 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後～事象発生後 7 日間

4 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後～事象発生後 7 日間

5 号炉

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

1 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

2 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

3 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

4 号炉軽油タンク容量は約 632,000L 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。 ※2（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

5 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 70,896L

1～7 号炉軽油タンク
及び地下軽油タンクの残容量（合計）は
約 1,247,992L であり，
7 日間対応可能。

事象発生直後～事象発生後 7 日間
その他

免震棟ガスタービン発電機 1 台起動。（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
395L/h×24h×7 日＝66,360L
モニタリングポスト用仮設発電機 3 台起動。（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
9L/h×24h×7 日×3 台＝4,536L※1 事故収束に必要な空冷式ガスタービン発電機は 1 台で足りるが，保守的に空冷式ガスタービン発電機 3 台を起動させて評価した。
※2 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機は 1 台で足りるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 2 台を起動させて評価した。

添付資料 5.2.4

6，7 号炉軽油タンク
及び地下軽油タンクの容量（合計）は
約 2,184,000L であり，
7 日間対応可能。

代替熱交換器車用 電源車 2 台起動。
（燃費は保守的に最大負荷時を想定）
110L/h×24h×7 日×2 台＝36,960L

事象発生直後～事象発生後 7 日間
1 号炉

7 日間の
軽油消費量
約 939,288L

常設代替交流電源設備の負荷＜6 号炉＞
負荷容量（ｋW）
ガスタービン発電車の許容容量3600kW

主要機器名称

容量

3500

（１）

直流125Ｖ充電器盤6A

約98kW

（２）

直流125Ｖ充電器盤6A-2

約56kW

（３）

AM用直流125V充電器盤

約41kW

（４）

交流120V中央制御室計測用分電盤6A

約50kW

（５）

中央制御室送風機（A）

170kW

（６）

中央制御室再循環送風機（A）

11kW

（７）

中央制御室排風機（A）

3kW

（８）

復水移送ポンプ(A)

55kW

（９）

復水移送ポンプ(C)

55kW

（１０）

残留熱除去系ポンプ（A）

540kW

3000

2500

2000

添 5.2.5-1

1500

1000
（１１）

計器類，自動減圧系 ２弁

（１２）

その他機器

順次起動
・充電器
・交流120V中央制御室計測用分電盤6A
・中央制御室送風機（Ａ）
・中央制御室再循環送風機（Ａ）
・中央制御室排風機（Ａ）
・復水移送ポンプ・その他機器最大容量
約1587kW

約1154kW【原子炉停止時冷却モード】
・残留熱除去系ポンプ（Ａ）起動

約614kW（１）～（４）に含む
500
約130kW

合計

約1154kW

経過時間（h）
2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

26

28

30

負荷積算イメージ

添付資料 5.2.5

常設代替交流電源設備の負荷＜7 号炉＞
負荷容量（ｋW）
ガスタービン発電車の許容容量3600kW

主要機器名称

容量

3500

（１）

直流125Ｖ充電器盤7A

約98kW

（２）

直流125Ｖ充電器盤7A-2

約56kW

（３）

AM用直流125V充電器盤

約41kW

（４）

交流120V中央制御室計測用主母線盤７B

約75kW

（５）

中央制御室送風機（A）

132kW

（６）

中央制御室再循環送風機（A）

15kW

（７）

中央制御室排風機（A）

3kW

（８）

復水移送ポンプ（A）

55kW

（９）

復水移送ポンプ（C）

55kW

（１０）

残留熱除去系ポンプ（A）

540kW

3000

2500

2000

添 5.2.5-2

1500

1000
（１１）

計器類，自動減圧系 ２弁

（１２）

その他機器

最大容量
約1639kW

順次起動
・充電器
・交流120V中央制御室計測用分電盤7B・中央制御室送風機（Ａ）
・中央制御室再循環送風機（Ａ）
・中央制御室排風機（Ａ）
・復水移送ポンプ・その他機器約1145kW【原子炉停止時冷却モード】
・残留熱除去系ポンプ（Ａ）起動

約605kW（１）～（４）に含む
500
約130kW

合計

約1200kW

経過時間（h）
2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

負荷積算イメージ

22

24

26

28

30

5.3 原子炉冷却材の流出
5.3.1 事故シーケンスグループの特徴，燃料損傷防止対策(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「原子炉冷却材の流出」において燃料損傷防止対策の有効性を確認す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，「原子炉冷却材流出(CRD 点検（交換）時の作業誤り)＋崩壊熱除去・注水系失敗」「原子炉冷却材流出(LPRM 点検（交換）時の作業誤り)＋崩壊熱除去・注水系失敗」「原子炉冷却材流出(RIP 点検時の作業誤り)＋崩壊熱除去・注水系失敗」「原子炉冷却材流出(CUW ブロー時の操作誤り)＋崩壊熱除去・注水系失敗」「原子炉冷却材流出(RHR 切り替え時のミニマムフロー弁操作誤り)＋崩壊熱除去・注水系失敗」である。
(2) 事故シーケンスグループの特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方
原子炉停止中に原子炉冷却材圧力バウンダリに接続されている系統として，崩壊熱の除去を行う残留熱除去系がある。通常，3 系統ある残留熱除去系のうち 1 系統又は 2 系統を用いて，崩壊熱除去を実施しており，作業や点検等に伴い系統切替を実施する場合がある。
残留熱除去系は，原子炉以外(サプレッション・チェンバ等)にも接続されているため，系
統切替にあたって，原子炉冷却材が系外に流出しないよう系統構成を十分に確認して行うが，事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」では，操作の誤り等によって原子炉
冷却材が系外に流出する事象を想定する。
したがって，本事故シーケンスグループでは，待機中の残留熱除去系による原子炉への注水，復旧操作による原子炉冷却材流出口の隔離によって燃料の著しい損傷の防止を図る。
(3) 燃料損傷防止対策
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」における機能喪失に対して，燃料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，残留熱除去系を用いた原
子炉への注水手段を整備する。これらの対策の概略系統図を図 5.3.1 から図 5.3.2 に，手順の概要を図 5.3.3 に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と手順の関係を表 5.3.1 に示す。
本事故シーケンスグループにおける事象発生 10 時間までの 6/7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室において監視・指示を行う当直長 1 名(6/7 号炉兼任)，当直
副長 2 名※，運転員 9 名，緊急時対策要員(現場)12 名の合計 24 名である。
また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員は，代替原子炉補機冷却系作業を行うための参集要員 13 名である（6 号炉は原子炉運転中の「全交流動力電源喪失」事象想定）。
必要な要員と作業項目について図 5.3.4 に示す。

5-3-1

a. 原子炉停止時冷却系停止確認及び再起動
外部電源喪失により，運転中の残留熱除去系ポンプによる原子炉停止時冷却モード運転が停止する。非常用ディーゼル発電機が起動し，非常用高圧系統が復旧する。停止した残留熱除去系ポンプを再起動し原子炉停止時冷却モード運転を再開する。
原子炉停止時冷却モード運転再開を確認するために必要な計装設備は，残留熱除去系
系統流量計である。
b. 原子炉停止時冷却モード運転号機切替
原子炉停止時冷却モードで運転する残留熱除去系ポンプ切替を実施する。低圧注水モードで待機していた残留熱除去系ポンプを，原子炉停止時冷却モードに系統構成を切り替える。その際，ミニマムフロー弁を全閉で電源切するところ，全開のまま電源切する。
c. サプレッション･チェンバへの原子炉冷却材流出
新たに原子炉停止時冷却モードで運転を開始した残留熱除去系ポンプは，ミニマムフ
ロー弁が全開のまま運転しているため，原子炉冷却材がサプレッション･チェンバへ流出する。原子炉冷却材流出により原子炉ウェル水位が低下する。1 時間毎の中央制御室
監視により原子炉ウェル水位低下及びサプレッション・チェンバ水位上昇を認知し，原因調査を開始する。
d. 原子炉冷却材流出停止
原子炉ウェル水位低下調査により，原子炉停止時冷却モードで運転中の残留熱除去ポ
ンプミニマムフロー弁が全開であることを確認し，全閉操作を実施することで，原子炉冷却材流出が停止する。
e. 低圧注水モード運転による原子炉注水
原子炉冷却材流出により低下した原子炉ウェル水位を回復するため，低圧注水モード
で待機中の残留熱除去ポンプを起動し，原子炉注水を実施する。これにより，原子炉ウ
ェル水位は回復する。

※ 停止中のプラントを含む体制は，必ず「当直副長2名」ではなくケースによっては「当直副長1名，運転員１名」の場合もある

5.3.2 燃料損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
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，停止時ＰＲＡから抽出される事故シーケンスではないが，事象認知までに要する時間（点検作
業に伴う冷却材の流出事象は検知が容易）や冷却材の流出量の観点から，「残留熱除去系の系統切り替え時に操作の誤り等によって原子炉冷却材が系外へ流出する事象」とした。
本重要事故シーケンスでは，操作の誤り等による原子炉冷却材の系外流出により原子炉

5-3-2

水位が低下するが，燃料有効長頂部の冠水及び未臨界が維持されることを評価する。また，
原子炉水位が放射線の遮へいが維持される水位を確保できることを評価する。
(添付資料 5.3.1)(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を表5.3.2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．初期条件(a) 原子炉圧力容器の状態
原子炉圧力容器の開放時について評価を行う。なお，原子炉未開放時においては原
子炉水位計による警報発生や緩和設備の自動起動などに期待できる。また残留熱除去
系の停止時冷却モードの吸込配管が燃料有効長頂部より高い位置にあるため，燃料有
効長頂部が露出する前に流出が停止する。
(b) 原子炉の初期水位及び水温
原子炉の初期水位は，ウェル満水の水位とする。保有水量を厳しく見積もるため，
燃料プールと原子炉ウェルの間に設置されているプールゲートは閉を仮定する。また，
水温は 52℃とする。
ｂ．事故条件(a) 原子炉冷却材のサプレッション・チェンバへの流出量
残留熱除去系の系統切替時の原子炉冷却材流出を想定する。具体的には，ミニマム
フロー弁の閉操作忘れの人的過誤による原子炉冷却材のサプレッション・チェンバへの流出を想定し，流出量は約 87ｍ3/h とする。
(b) 崩壊熱による原子炉水の温度上昇及び蒸発について
本想定事象では崩壊熱除去機能喪失を仮定した場合においても，事象発生から収束までの時間に対して，原子炉水温が 100℃に到達するまでの時間が長いため，崩壊熱による原子炉水の温度上昇及び蒸発については，考慮しない。
(c) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定し，非常用ディーゼル発電機によって給電を行うものとする。
ｃ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 残留熱除去系の低圧注水モードによる原子炉への注水流量
残留熱除去系の低圧注水モードによる原子炉への注水流量は954ｍ3/hとする。
ｄ．重大事故等対策に関連する操作条件

5-3-3

運転員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) 停止時冷却モード運転中の残留熱除去ポンプミニマムフロー弁閉止及び待機中の残留熱除去系の低圧注水モードの注水は，原子炉ウェル水位低下確認後，原因調査を開始し，事象発生2時間後に実施するものとする。
(添付資料 5.3.2)(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスの事象進展を図5.3.3に，冷却材流出における原子炉水位の変化を
図5.3.5に，原子炉水位と線量率の変化を図5.3.6に示す。
a. 事象進展残留熱除去系の系統切り替え時の原子炉冷却材流出により，原子炉水位は低下し始めるが，原子炉水位の低下により異常事象を認知し，事象発生から 2 時間経過した時点で，待機中の残留熱除去系ポンプを起動し，低圧注水モードによる注水を行う。
その後は，冷却材流出口を隔離することによって流出を止め，また，残留熱除去系の原
子炉停止時冷却モード運転により崩壊熱除去機能を回復する。
線量率の評価点は原子炉建屋最上階の床付近としており，燃料有効長頂部の約 15ｍ上の水位での線量率は 1.0×10－3mSv/h 以下であり，この水位において放射線の遮蔽は維持されている。
b．評価項目等
原子炉水位は図 5.3.5 に示すとおり，水位は燃料有効長頂部の約 15ｍ上まで低下するにとどまり，炉心は冠水を維持する。
燃料有効長頂部の約 15ｍ上の水位での線量率は 1.0×10－3mSv/ｈ以下であり，放射線の遮蔽は維持されている。
また，全制御棒全挿入状態が維持されているため，未臨界は確保されている。
原子炉水位回復後，残留熱除去系による除熱を行うことで，安定停止状態を維持できる。
(添付資料 5.3.3)
5.3.3 解析条件の不確かさの影響評価
評価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，要員の配置による他の操作に与える影響及び操作時間余裕を評価するものとする。
本重要事故シーケンスは，事象進展が緩やかであり，運転員等操作である待機中の残留熱除去系を用いた低圧注水モードにより，水位を回復させることが特徴である。また，不5-3-4

確かさの影響を確認する運転員等操作は，待機中の残留熱除去系を用いた低圧注水モード
による注水操作とする。
(1) 評価条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，表5.3.2に示すとおりであり，それらの条件設定を設計値等，最確条件とした場合の影響を評価する。また，評価条件の設定に当たっては，原則，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなるような設定としている。
影響評価の結果を以下に示す。
（a）運転員等操作時間に与える影響
崩壊熱，初期水位，初期水温及び初期圧力を考慮した場合，停止後の時間等によってそれらの値は変化するが，冷却材流出の停止および注水操作は原子炉冷却材流出の認知を起因とする操作であるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
原子炉未開放時においては原子炉水位計による警報発生や緩和設備の自動起動などに期待できるため，その場合は運転員等操作時間が早くなる。
（b）評価項目となるパラメータに与える影響
原子炉初期温度について，保有水量が多く，100℃に到達するまでの時間は約38時間(停止１日後の崩壊熱)と長いため，原子炉水温の上昇及び冷却材の蒸発は考慮しておらず，評価項目となるパラメータに対する影響はない。
原子炉初期水位について,原子炉ウェルの水張り実施中であることも考えられるが，注水が実施されているため水位の低下事象には至らず，またこれらの期間に通常，残留熱除去系の切り替えは実施しない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対する影響はない。
原子炉圧力容器が未開放の場合は保有水量が少ないため，水位の低下は早いが，残留熱除去系の吸い込み配管の高さは燃料有効長頂部より高い位置にあり，流出は停止する。その後崩壊熱除去機能の喪失により冷却材が沸騰し,水位が低下を開始するが，燃料有効長頂部まで低下するまでの時間は 2 時間以上（流出により通常運転水位から残留熱除去系の吸い込み配管の高さまで水位が低下後，蒸発により水位が燃料有効長
頂部まで低下するまでの時間（停止 1 日後想定））となる。以上のように流出の隔離や注水操作までの時間余裕を十分確保できるため, 評価項目となるパラメータに対する影響はない。
プールゲートの状態においてプールゲートが開の状態では保有水量が多くなるため，
燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間余裕は長くなり，事象進展に影響はな

5-3-5

く，評価項目となるパラメータに対する影響はない。
起因事象，原子炉冷却材のサプレッション・チェンバへの流出量，崩壊熱による原子炉水の温度上昇及び蒸発，残留熱除去系を用いた低圧注水モードへの注水流量において，解析条件と最確条件が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対する影響はない。
外部電源について，外部電源がない場合と外部電源がある場合では，事象進展は同じであることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，評価上の操作開始時間と実際に見込まれる操作開始時
間等の操作時間の変動を考慮して，要員の配置による他の操作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を確認する。
(a) 要員の配置による他の操作に与える影響
図5.3.4に示すとおり，原子炉冷却材流出の停止および待機中の残留熱除去系を用いた低圧注水モードでの注水操作を実施する要員は，前後に他の操作がないことから，要員の配置による他の操作に与える影響はない。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
原子炉冷却材流出の停止や注水開始が早くなる場合は冷却材の水位低下が抑制され，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，通常運転水位から燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は約54時間と注水操作に対して十分な時間が確保されているため，影響はない。
(2) 操作時間余裕の把握
操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認する。
注水操作に対する時間余裕については，通常運転水位から燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間は約54時間であり，事故を検知して注水を開始するまでの２時間は十分
な時間余裕を確保できる時間である。
（添付資料5.3.5）(3) まとめ
評価条件の不確かさの影響評価の範囲として，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，操作条件が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要員の配置による他の操作に与える影響を確認した。その結果，評価
条件等の不確かさを考慮しても操作時間に対する十分な余裕時間を確保でき，評価項目となるパラメータに与える影響は小さいことが分かった。

5-3-6

5.3.4 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「原子炉冷却材の流出」において，6号炉及び7号炉同時の重大事故等対策時において必要要員は，「5.3.1(3)燃料損傷防止対策」に示すとおり24名であり，当直長，当直副長，運転員及び緊急時対策要員の47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「原子炉冷却材の流出」において，水源，燃料及び電源の資源について以下のとおりである。「6.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価を行い，その結果を以下に示す。
ａ．水源
低圧注水系による注水については，サプレッション・チェンバを水源とし注水することから，水源が枯渇することはないため，7日間の継続実施が可能である。
ｂ．燃料
非常用ディーゼル発電機による電源供給については，保守的に事象発生直後からの運転を想定して，7日間の運転継続に約750,960Lの軽油が必要となる。
軽油タンクで軽油約 1,020,000L(発電所内で軽油約 5,344,000L)の使用が可能であることから，非常用ディーゼル発電機による電源供給について，7 日間の継続が可能である。
(添付資料 5.3.5)
ｃ．電源
外部電源は事象発生と同時に喪失するが，非常用ディーゼル発電機によって給電を行うものとする。
5.3.5 結論
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」では，系統切り替え操作の誤り等によって原子炉冷却材が系外に流出することが特徴である。事故シーケンスグループ｢原子炉冷却材の流出｣に対する炉心損傷防止対策としては，短期対策及び長期対策として，残留熱除去系を用いた原子炉への注水を整備している。
事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」の重要事故シーケンス「残留熱除去系の系統切り替え時に操作の誤り等によって原子炉冷却材が系外へ流出する事故」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，残留熱除去系を用いた原子炉への注水を実施することにより，燃料損傷することはない。

5-3-7

その結果，燃料有効長頂部は冠水を維持し，放射線の遮へいが維持されるとともに，また，制御棒は全挿入状態が維持されていることから未臨界を維持することができる。また，
長期的には安定状態を維持できる。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
重大事故等対策時に必要な要員は，当直長，当直副長，運転員及び緊急時対策要員にて対処可能である。
以上のことから，事故シーケンスグループ「原子炉冷却材の流出」において，燃料損傷防止対策は，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「原子炉冷却材の流出」に対して有効である。

5-3-8

外部電源
非常用ディーゼル発電機

Gen

原子炉ウェル（Ａ，Ｃのみ）主タービン系へ

給水系より
原子炉格納容器原子炉圧力容器

原子炉ウェルからの冷
却材流出

Ａ

Ｃ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプミニマムフロー弁
重大事故防止設備概要図（原子炉停止時冷却系【系統構成失敗】）

図 5.3.1 原子炉冷却材の流出時の重大事故等対策の概略系統図(1/2)

非常用ディーゼル発電機

外部電源

Gen
（Ａ，Ｃのみ）原子炉ウェル

主タービン系へ

給水系より
原子炉格納容器原子炉圧力容器ＣＡ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプミニマムフロー弁

重大事故防止設備概要図（残留熱除去系＆原子炉停止時冷却系）

図 5.3.2 原子炉冷却材の流出時の重大事故等対策の概略系統図(2/2)

5-3-9プラント前提条件
・原子炉ウェル満水
・全燃料装荷＆プールゲート「閉」
・非常用ディーゼル発電機（Ｂ）点検中
・残留熱除去系（Ａ）原子炉停止時冷却モード運転中・残留熱除去系（Ｂ）点検中
・残留熱除去系（Ｃ）低圧注水モード待機中

凡例：操作・確認（運転員のみの作業）：緊急時対策要員（現場）のみの作業：プラント状態：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：判断：シナリオ上考慮しない操作・判断結果

外部電源喪失残留熱除去系停止確認（機器作動状況、系統流量による確認）

残留熱除去系原子炉停止時冷却モード
再起動操作

非常用ディーゼル発電機（Ａ，Ｃ）自動起動確認
非常用高圧系統（6.9kV）Ｃ，Ｅ復旧確認※１

非常用ディーゼル発電機運転状態確認※１
外部電源喪失により停止した側の残留熱除去系を原子炉停止時冷却モードで再起動する。
低圧注水機能待機号機を
原子炉停止時冷却モードへ切替準備※２※２
作業予定等による原子炉停止時冷却モード運転号機の切替を想定※３
人的過誤のため、全閉操作後に電源を切る最小流量バイパス弁を、全開のまま電源を切る。

残留熱除去系最小流量バイパス弁「開」のまま電動弁電源「切」※３※４
原子炉停止時冷却モード切替準備完了時に原子炉圧力容器からの水頭圧によりサプレッ
ション・チェンバへの流出は始まり、プラント状態（原子炉ウェル水位、原子炉水温度等）確認に
より冷却材流出が確認できるが、解析上考慮しない。
※５
流出量は「約87m3/h」。原子炉ウェル水位低下速度は「約534mm/h」

低圧注水機能待機号機の原子炉停止時冷却モード切替準備完了※４
原子炉ウェルの水頭圧により冷却材流出開始

解析上考慮せず

5-3-10※４
原子炉停止時冷却モード切替時のプラント状態確認にて「原子炉ウェル水位低下」を確認※６
１時間毎の中央制御室監視により、原子炉ウェル水位低下を検知する。
実際は、原子炉停止時冷却モード切替時にプラント状態（原子炉ウェル水位、原子炉水温度等）を確認する。そのため、早期に冷却材流出は確認することができる。
※７
原子炉ウェル水位低下及びサプレッション・チェンバ水位上昇により、サプレッション・チェンバとのバウンダリ喪失を判断し、隔離操作を実施する。

解析上考慮せず※８
隔離成功時の原子炉ウェル最低水位は「有効燃料棒頂部（TAF）＋15m（原子炉ウェルオー
バーフローレベル－1m）」となる。
なお、サプレッション・チェンバの水位上昇は「約＋30cm」となる。

原子炉停止時冷却モード
運転号機切替（解析上の時刻）（０分）

サプレッション・チェンバへの冷却材流出による※５
原子炉ウェル水位低下開始

原子炉停止時冷却モード切替時のプラント状態確認にて「原子炉ウェル水位低下」を確認（約６０分後）原子炉ウェル水位の低下を確認

原子炉停止時冷却モード停止号機を
低圧注水機能待機へ切替

解析上考慮せず※６

原子炉ウェル水位低下調査開始（約２時間後）残留熱除去系最小流量バイパス弁「開」確認隔離操作実施※７

サプレッション・チェンバへの冷却材流出停止※８
原子炉ウェル水位低下停止

低圧注水機能待機号機を起動し原子炉ウェル注水開始

原子炉ウェル水位回復

最小流量バイパス弁を全閉とした
原子炉停止時冷却モード運転号機にて除熱継続

原子炉停止時冷却モードにより冷却を継続し、機能喪失している設備の復旧に努める。

図 5.3.3

原子炉冷却材の流出時の対応手順の概要

停止中の原子炉冷却材流出
事故想定

経過時間（時間）

７号炉にて本事象発生
６号炉は運転中であり、「全交流動力電源喪失」事象発生

備考

０
実施箇所・必要人員数

運転員
（中操）

操作項目

運転員
（現場）

0.5

１

1.5

２

2.5

３

3.5

４

4.5

５

事象発生

緊急時対策要員（現場）

約60分 原子炉ウェル水位低下検知

操作の内容

約２時間 サプレッションチェンバへの冷却材流出停止

７号

約２時間 注水開始
・外部電源喪失確認

１人

状況判断

a

－

－

・残留熱除去系（運転側）
停止時冷却モード 停止確認

１０分

ＲＨＲ（Ａ）５分

ＲＨＲ（Ａ）

・非常用ディーゼル発電機起動確認（１人）

残留熱除去系 再起動

a
（１人）
a

5-3-11

－

－
－
２人
c,d

－
－
－

・残留熱除去系（運転側）
停止時冷却モード 起動操作
・残留熱除去系（待機側）
停止時冷却モードへラインナップ
・残留熱除去系（待機側）
現場ラインアップ

ＲＨＲ（Ｃ）最小流量バイパス弁

90分「開」で電源切を想定

90分

ＲＨＲ（Ｃ）

（１人）
a

－

－

・残留熱除去系（待機側）
停止時冷却モード 起動操作

（１人）
a

－

－

・残留熱除去系（運転側）
停止操作／低圧注水モード待機状態へ

60分

－

（２人）
c,d

－

・残留熱除去系（運転側）
低圧注水モード待機状態へ

60分

（１人）
a

－

－

・原子炉水位、温度監視

（１人）
a

－

－

・原子炉ウェル水位低下調査／隔離操作

－

（２人）
c,d

－

・原子炉ウェル水位低下調査／隔離操作

（１人）
a

－

－

・残留熱除去系（停止側）
低圧注水モード 起動／停止操作

必要人員数（７号炉） 合計

１人
a

２人
c,d

０人

必要人員数（６号炉） 合計

２人
Ａ,Ｂ

４人
Ｃ,Ｄ, Ｅ,Ｆ

１２人(その他参集１３人）

停止時冷却モード運転切替

状況判断

原子炉水位回復（

５分

ＲＨＲ（Ｃ）＊6号炉は「全交流動力電源喪失」事象想定）内の数字は他の作業終了後、移動して対応する人員数。

図 5.3.4

原子炉冷却材の流出時の作業と所要時間

ＲＨＲ（Ａ）
ＲＨＲ（Ａ）
適宜監視

原子炉ウェル水位回復後停止

ＲＨＲ（Ａ）

流出箇所隔離および注水開始（約 2 時間後 燃料有効長頂部から約 15m）

図 5.3.5

冷却材流出における原子炉水位の変化

5-3-12

燃料が放射線源として支配
的な水位

上部格子板が放射線源として支配的な水位
水位の低下

(燃料有効
長頂部から
約 15m)

図 5.3.6

原子炉水位と線量率

5-3-13

表 5.3.1

原子炉冷却材の流出時における重大事故等対策について判断及び操作手順

有効性評価上期待する重大事故等対処設備
可搬設備

計装設備

原子炉停止時冷却系
再起動

外部電源喪失により運転中の残留熱除去系ポン
プが停止するが，非常用ディーゼル発電機が起動するため，非常用高圧系統が復旧する。停止
した残留熱除去系ポンプを再起動し原子炉停止
時冷却モード運転を再開する。

残留熱除去ポンプ－

残留熱除去系系統流量計
残留熱除去系熱交換器入口
温度計

サプレッション・
チェンバへの原子炉
冷却材流出

原子炉停止時冷却モード運転の切替後，新たに運転開始した残留熱除去系ポンプミニマムフロー弁が全開しているため，原子炉冷却材がサプ
レッション・チェンバへ流出する。1 時間毎の中央制御室監視により原子炉ウェル水位低下及びサプレッション・チェンバ水位上昇を認知する。

－－

原子炉水位計サプレッション・チェン
バ・プール水位計

原子炉冷却材流出停止

原子炉ウェル水位低下調査により，運転中の残留熱除去ポンプミニマムフロー弁が全開である
ことを確認し，全閉操作をすることで，原子炉冷却材流出が停止する。

－－

原子炉水位計サプレッション・チェン
バ・プール水位計

低圧注水モード運転
による原子炉注水

原子炉冷却材流出により低下した原子炉ウェル
水位を回復するため，待機していた残留熱除去
系による低圧注水モード運転で原子炉へ注水する。

残留熱除去ポンプ－

原子炉水位計
残留熱除去系系統流量計

5-3-14常設設備

表 5.3.2

主要解析条件(原子炉冷却材の流出)(1／2)

項目

主要解析条件

条件設定の考え方

初期条件

5-3-15

原子炉圧力容器の状態

原子炉圧力容器の開放

線量率の影響を確認するため，原子炉圧力容器が開放状態を想定

原子炉の初期水位

ウェル満水

原子炉圧力容器が開放状態での水位を想定

原子炉初期温度52℃

残留熱除去系の原子炉停止時冷却モードでの炉水側の設定温度

原子炉初期圧力

大気圧

原子炉圧力容器開放を想定

プールゲート閉

保有水が少ないプールゲート閉を想定

事故条件

原子炉冷却材のサプレッション・チェ
約 87ｍ3/ｈ
ンバへの流出量

残留熱除去系の系統切り替え時の原子炉冷却材流出を想定した値

崩壊熱による原子炉水の温度上昇及び蒸発崩壊熱による原子炉水の温度上昇及び蒸発については，考慮せず

原子炉水温が 100℃に到達するまでの時間が長く，事象進展に影響しないことから設定

外部電源

外部電源なし外部電源の有無は事象進展に影響しないことから，資源の観点で厳しい外部電源なしを設定

表 5.3.2
項目

5-3-16

重大事故等対策に関連する機器条件

残留熱除去系の低圧注水モード
による原子炉への注水流量

重大事故等対策に関連する操作条件

残留熱除去系の低圧注水モード
による原子炉への注水

原子炉冷却材流出の停止

主要解析条件(原子炉冷却材の流出)(2／2)
主要解析条件954ｍ3/ｈにて注水

事象発生から 2 時間後事象発生から 2 時間後

条件設定の考え方

低圧注水系の設計値として設定

事象の認知や現場操作の時間を基に，時間余裕を考慮して設定事象の認知や現場操作の時間を基に，時間余裕を考慮して設定添付資料 5.3.1

停止時の線量率評価について
運転停止中の原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価では「放射線遮へいが維持される水位を確保すること」との基準が定められている。
「崩壊熱除去機能喪失」，「全交流電源喪失事象」の重要事故シーケンスにおいて原子炉未開放時を評価しており，原子炉上部での作業は不要であるのに加え，炉内構造物や原子炉圧力容器の上蓋により放射線は十分減衰されるため，操作に影響するものではないと考えられる。
「冷却材流出」の事故シーケンスでは崩壊熱除去機能喪失に比べて保有水量の減少が大きく，点検などに係わる冷却材流出事故は原子炉開放状態にて実施されるために原子炉開放状態について評価し，そのときの線量率の評価を行う。
（１） 炉心燃料・炉内構造物の線源強度
放射線源として燃料及び上部格子板をモデル化した。気水分離器や蒸気乾燥器についてはＤ／Ｓピットへと取り出しており，保有水量を厳しく想定するために原子炉ウェルのみ考慮していることからモデル化していない。
a. 炉心燃料計算条件を以下に示す。
○ 線源形状：燃料集合体の全てに燃料がある状態○ 燃料有効長（mm）：○ ガンマ線エネルギ 計算に使用するガンマ線は，エネルギ18 群(ORIGEN 群構造)とする。
○ 線源材質 燃料及び水 (密度g/cm3)○ 線源強度は，以下の条件で ORIGEN2 コードを使用して算出した。
・燃料照射期間：1264 日(燃焼度 33GWd/t 相当の値)
・燃料組成：STEPⅢ 9×9A 型 (低 Gd)
・濃縮度：(wt.%)
・U 重量：燃料一体あたり(kg)
・停止後の期間：停止 3 日(実績を考慮して設定した値を設定)○ 計算モデル：円柱線源
線量率計算モデルを図 1 に示す。また，計算により求めた線源強度を表１に示す。

図 1 燃料の線量率計算モデル

添 5.3.1-1

表 1 燃料の線源強度

b. 上部格子板
計算条件を以下に示す。
○ 線源形状：円柱線源としてモデル化○ 線源の高さ（mm）：○ ガンマ線エネルギ：計算に使用するガンマ線は，主要核種 60Co を想定して1.5MeVとする。
○ 線源材質： 水と同等(密度0.958g/cm3)○ 線源強度は，機器表面の実測値（
Sv/h）より 2.1×109(Bq/cm3)と算出した。
線量率計算モデルを図 2 に示す。

図 2 上部格子板の線量率計算モデル

添 5.3.1-2

（２） 線量率
線量率は，「添付資料 4.1.2｢水遮へい厚に対する貯蔵中の使用済燃料からの線量率｣の算出について」と同様に QAD-CGGP2R コードを用いて計算している。
評価点については保守的に燃料交換機床とした。

添 5.3.1-3

添付資料 5.3.2

原子炉冷却材流出評価における POS 選定の考え方

1. 本評価における POS の決定
運転停止中原子炉における燃料損傷防止対策の有効性評価，「原子炉冷却材の流出」(以下，「原子炉冷却材流出」という。)の重要事故シーケンスの有効性評価では，次節に示す
通り，定期検査中に実施する作業等を確認し，原子炉冷却材の流出が生じうる作業を抽出した後，各々の作業を比較して重要事故シーケンスとする作業を選定した。定期検査中に各作業等が実施される時期は概ね決まっているため，POS については，選び得る POS を比較して決定した。
2. 原子炉冷却材流出評価の対象とした作業等
重要事故シーケンスの選定にあたり，定検停止中に原子炉冷却材流出が想定され得るとして抽出した作業等は次の 5 つである。この 5 つの作業等から，本評価では「RHR 切り替
え時のミニマムフロー弁操作誤り」を選定した。選定の理由は，発生時に想定される冷却材流出速度が大きいこと，CUW ブローは原子炉水位の変化に特に注目する作業であること，他の 3 事象は点検であり，発生時の検知の可能性が本事象よりも高いと考えたことによるものである。
・CRD 点検(交換)時の作業誤り
・LPRM 点検(交換)時の作業誤り
・RIP 点検時の作業誤り
・CUW ブロー時の操作誤り
・RHR 切り替え時のミニマムフロー弁操作誤り
3. POS を選定する上で考慮した点
定検中に RHR 切り替えを実施する時期としては，RHR の運転や待機の系統を変化させる場合があり，この作業は定検停止中のほぼ全域で生じ得る。このため，POS については
いずれの場合も選び得る。
その上で，本評価では POS の選定において以下の点を考慮した。
(1) 崩壊熱による原子炉水の温度上昇及び蒸発
崩壊熱による冷却材の減少を厳しく評価する観点では，原子炉停止後の時間が短い
POS の方が適切である。但し，POS「S」の崩壊熱で評価しても，流出による冷却材の減少に対して崩壊熱による冷却材の減少の速度は小さい。
(2) 冷却材保有水量
冷却材保有水量の観点では，ウェル満水の状態が最も余裕があり，原子炉圧力容器
が通常水位(NWL)に近いほど厳しい条件となる。但し，RHR の吸込口は燃料有効長頂部(TAF)から約 1.7 m 上にあるため，RHR の吸込口を下回った後の水位低下は崩壊熱による減少となる。このため，(1)にも示した通り，ある程度，注水までの時間余裕を

添 5.3.2-1

確保できる。例えば，原子炉停止から 1 日後の崩壊熱を仮定すると，約 2 時間の時間余裕がある。
(3) 発生時の検知性
発生時の検知性の観点では，原子炉圧力容器の上蓋が閉止されている場合，原子炉水位を受けた警報発生や緩和設備の自動起動などに期待できるが，原子炉圧力容器の上蓋が開放されている場合，これらの機能には期待できない。
(4) 水位低下時の作業環境
水位低下時の作業環境への影響の観点では，原子炉圧力容器の上蓋が閉止されている場合，原子炉水位が低下しても十分に遮蔽されるため作業環境には影響が生じない
が，原子炉圧力容器の上蓋が開放されている場合，水位が大きく低下すると十分な遮蔽効果が期待できなくなり，作業環境への影響が表れる。
4. POS の選定結果「RHR 切り替え時のミニマムフロー弁操作誤り」は冷却材流出事象発生時の検知が他の作業等よりも困難な事象である。このため，3 節の(1)～(4)の点のうち，(3)の検知性の観点で厳しい POS を選定することが適切と考える。この観点では，原子炉圧力容器の上蓋が開放されている，POS「B」,「C」が選定される。POS「C」は CUW ブローによる原子炉ウ
ェルの水位低下から始まり，途中で原子炉圧力容器の上蓋が閉止される POS であり，原子炉圧力容器の上蓋が開放されている状態での原子炉水位について，特に注意が払われる
POS であることから，本重要事故シーケンスでは，POS「B」を代表として選定することが適切と考える。
以

添 5.3.2-2

上添付資料 5.3.3
安定停止状態について
運転停止中 原子炉冷却材の流出の安定停止状態については以下のとおり。
原子炉安定停止状態：
冷却材の流出が停止し，冷却材の注水や崩壊熱除去により，燃料の冠水，放射線遮
へい，未臨界が維持され，冷却水の温度が安定した状態

原子炉安定状態の確立について
図 5.3.5 に示すとおり，事象発生直後から冷却材の流出により水位が低下するが，約 2 時
間後に冷却材の流出を停止させ，残留熱除去系の低圧注水モードによる注水を行うことで水位が回復する。その後，残留熱除去系を原子炉停止時冷却モードに切り替えて冷却する
ことで，水位及び温度が安定した状態となる。

添 5.3.3-1

評価条件の不確かさの影響評価について（運転停止中 原子炉冷却材の流出）
表 1 評価条件を最確条件とした場合の運転員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)
評価条件(初期，事故及び機器条件)の不確かさ
評価条件
最確条件

項目

評価設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

添 5.3.4-1

残留熱除去系の原子炉停止時冷却モードでの炉水側の設定温度を想定。

冷却材流出の停止および注水操作は冷却材流出の認知を起因とする操作であるため，運転員等操作時間に与える影
響はない。

52℃

原子炉初期水位

ウェル満水

事故事象毎

原子炉圧力容器が開放状態での水位を想定。

冷却材流出の認知を起因とする操作であるため，運転員等操作時間に与える影響はない。

原子炉初期圧力

大気圧

大気圧

原子炉圧力容器の開放を想定。

解析条件と最確条件が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。

原子炉圧力容器の状態

原子炉圧力容器の開放

事故事象毎

線量率の影響の観点を確認するため，開放状態を想定

原子炉未開放時においては原子炉水位計による警報発生や緩和設備の自動起動などに期待できるため，その場合は運転員等操作時間が早くなる。

保有水が少ないプールゲート閉を想定。

プールゲートが開の状態では保有水量が多くなるため，燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間余裕は長くなり，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。

初
期
条
件

プールゲートの状
態

閉開

添付資料 5.3.4

原子炉初期温度

事故事象毎
原子炉停止後初期，原子炉起動時を除き 50℃以下を目標に冷却を実施

評価項目パラメータに与える影響
保有水量が多く，100℃に到達するまでの時間は約 38 時間(停止１日後の崩壊熱)と長いため，原子炉水温の上昇及び冷却材の蒸発は考慮しておらず，評価項目となるパラメータに対する影響はない。
原子炉ウェルの水張り実施中においては注水が実施されているため，水位の低下は起こらず，またこれらの期間に通常，残留熱除去系の切り替えは実施
しない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対す
る影響はない。
解析条件と最確条件が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対する影響はない。
原子炉圧力容器が未開放の場合は原子炉圧力容器等の遮へいに期待できるため，放射線遮へいを維持できる水位の考慮が不要となり，燃料有効長頂部の冠水維持（未臨界維持）が評価項目となる。
未開放時には，初期の保有水量が少な
いが，残留熱除去系の吸い込み配管の高さは燃料有効長頂部より高い位置にあり，流出は停止する。その後崩壊熱除去機能の喪失により冷却材が沸騰
し,水位が低下を開始するが，燃料有効長頂部まで低下するまでの時間は 2 時
間以上（流出により通常運転水位から残留熱除去系の吸い込み配管の高さま
で水位が低下後，蒸発により水位か燃料有効長頂部まで低下するまでの時間（停止 1 日後想定））となる。
以上のように流出の隔離や注水操作までの時間余裕を十分確保できるため,評価項目となるパラメータに対する影響はない。
プールゲートが開の状態では保有水量が多くなるため，燃料有効長頂部まで水位が低下するまでの時間余裕は長くなり，事象進展に影響はなく，評価項目となるパラメータに対する影響はな
い。

表1
項目

事
故
条
件

添 5.3.4-2

機器
条件

評価条件を最確条件とした場合の運転員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)

評価条件(初期，事故及び機器条件)の不確かさ
評価条件
最確条件

評価設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

評価項目パラメータに与える影響

解析条件と最確条件が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が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対する影響はな
い。

起因事象

外部電源喪失外部電源喪失起因事象として，外部電源喪失が発生するものとして設定。

原子炉冷却材のサ
プレッション・チ
ェンバへの流出量87m3/h87m3/h 以下

ミニフローラインに残留熱除去系ポン
プ出口圧力が掛かった場合の最大流出量。

崩壊熱による原子炉水の温度上昇及
び蒸発

考慮しない

考慮しない

崩壊熱による原子炉水の温度上昇及び蒸発は事象進展に影響しないため，考
慮しない。

外部電源

外部電源なし事故毎に変化

外部電源がない場合と外部電源がある
場合では，事象進展は同じであることから，資源の評価の観点で厳しくなる
外部電源がない場合を想定。

外部電源がない場合と外部電源がある
場合では，事象進展は同じであることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

外部電源がない場合と外部電源がある
場合では，事象進展は同じであることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

残留熱除去系を用いた低圧注水モードへの注水流量954m3/h

954m3/h

低圧注水系の設計値として設定。

解析条件と最確条件が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が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対する影響はな
い。

表2

項目

操
作
条
件

原子炉冷却材流出の停止および残留熱除去系の低圧注
水モードによる原子炉への注水操作

操作条件が要員の配置による他の操作に与える影響，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

添 5.3.4-3

評価条件(操作条件)の不確かさ
評価上の操作開始時間と実際に見込まれる操作開解析コードの評価条件(操作条件
始時間の差異等
不確かさによを除く)の不確かさ
実際に見込
る影響
による影響
評価上の操
まれる操作
作開始時間
開始時間
パラメータを起点として開始する操作ではないことから影響はない。
解析コードは一方，異常の認知遅使用していなれ，対応開始時間がいため対象外遅れる場合も考え（流出量は最
事象発生かられるが，水位・水大流量を設定事象発生から 2 時間以
温は１時間おきにしており，評価
ら 2 時間後内
パラメータ監視を
条件より小さ行っていることかな場合は時間らこれ以上の認知余裕が長くな
遅れが生じることる。）
はなく，右項にて示
す操作時間余裕に十分に含まれる。

評価設定の考え方

運転操作手順，
訓練実績，を踏まえて設定。

要員の配置による他の操作に与える影響

評価項目パラメータに与える影響操作時間余裕

当該操作を実施する要員は，前後に他の操作がないことから，要員の配置による他の操作に与える影響はない。

原子炉冷却材流出の停止操作および注水開始が早くなる場合
は冷却材の水位低下が抑制され，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

当該操作に対する時間余裕については，燃料有効長頂部まで水位が低下する約 15 時間であり，事故を検知して注水を開始する
までの 2 時間は十分な時間余裕を確保できる時間である。

7 日間における燃料の対応(原子炉冷却材の流出)
プラント状況：6 号炉運転中。 1～5，7 号炉停止中。
事象：原子炉冷却材の流出は 7 号炉を想定。保守的に全ての設備が，事象発生直後から燃料を消費するものとして評価する。
なお，全プラントで外部電源喪失が発生することとし，免震棟等，プラントに関連しない設備も対象とするが，6 号炉のみ非常用ディーゼル発電機起動失敗による全交流動力電源喪失を想定する。
号炉
時系列
合計
判定
事象発生直後～事象発生後 7 日間
7 日間の
7 号炉軽油タンク容量は
軽油消費量
7 号炉 非常用ディーゼル発電機 3 台起動。 ※1
約 1,020,000L であり，
(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
約 750,960L
7 日間対応可能。
1,490L/h×24h×7 日×3 台＝750,960L
事象発生直後～事象発生後 7 日間
6 号炉

復水貯蔵槽給水用 可搬型代替注水ポンプ(Ａ－2 級)
2 台起動。
18L/h×24h×7 日×2 台＝6,048L

空冷式ガスタービン発電機 3 台起動。 ※2(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,705L/h×24h×7 日×3 台＝859,320L

代替熱交換器車用 電源車 2 台起動。
(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
110L/h×24h×7 日×2 台＝36,960L

事象発生直後～事象発生後 7 日間
1 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※3(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後～事象発生後 7 日間

2 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※3(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

添 5.3.5-1

事象発生直後～事象発生後 7 日間
3 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※3(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後～事象発生後 7 日間

4 号炉

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※3(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L
事象発生直後～事象発生後 7 日間

5 号炉

事象発生直後～事象発生後 7 日間
免震棟ガスタービン発電機 1 台起動。(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
395L/h×24h×7 日＝66,360L
モニタリングポスト用仮設発電機 3 台起動。(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
9L/h×24h×7 日×3 台＝4,536L※1 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機 は 2 台で足りるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 3 台を起動させて評価した。
※2 事故収束に必要な空冷式ガスタービン発電機は 1 台で足りるが，保守的に空冷式ガスタービン発電機 3 台を起動させて評価した。
※3 事故収束に必要な非常用ディーゼル発電機 は 1 台で足りるが，保守的に非常用ディーゼル発電機 2 台を起動させて評価した。

6 号炉軽油タンク
及び地下軽油タンクの容量(合計)は
約 1,164,000L であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

1 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

2 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

3 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

4 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 631,344L

5 号炉軽油タンク容量は約 632,000L であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 70,896L

1～7 号炉軽油タンク
及び地下軽油タンクの残容量(合計)は
約 533,992L であり，
7 日間対応可能。

添付資料 5.3.5

その他

非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※3(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
1,879L/h×24h×7 日×2 台＝631,344L

7 日間の
軽油消費量
約 902,328L

5.4 反応度の誤投入
5.4.1 事故シーケンスグループの特徴，燃料損傷防止対策(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「反応度の誤投入」において燃料損傷防止対策の有効性を確認す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，「反応度の誤投入」である。
(2) 事故シーケンスグループの特徴及び燃料損傷防止対策の基本的考え方
運転停止中の原子炉においては，不用意な臨界の発生を防止するため，停止余裕(最大反応度価値を有する同一水圧制御ユニットに属する 1 組又は 1 本の制御棒が引き抜かれても炉心を未臨界に維持できること)を確保できるよう燃料を配置するとともに，通常は原子炉
モードスイッチを「燃料交換」位置として，同一水圧制御ユニットに属する 1 組又は 1 本を超える制御棒の引き抜きを阻止するインターロックを維持した状態で必要な制御棒の操作が実施される。
しかしながら，運転停止中の原子炉においても，検査等の実施に伴い原子炉モードスイッチを「起動」位置として複数の制御棒の引き抜きを実施する場合がある。このような場
合，制御棒の引き抜きは原則としてノッチ操作とし，中性子束の監視を行いながら実施している。事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」では，運転停止中に原子炉の臨界の発生が想定される事象として検査中に誤操作により過剰な制御棒の引き抜きが行われ，臨界に至る反応度が投入される事象を想定する。
本事故シーケンスグループに対しては，制御棒価値ミニマイザによる高い制御棒価値を生じ得るような制御棒パターン形成の防止，操作手順の策定による誤選択の防止と操作量の制限及び，起動領域モニタによる状態監視を実施し，事象の発生と拡大を防止する。また，臨界に至ったときにはスクラムによる負の反応度の投入，制御棒再挿入の対応手順等
により出力を抑制するとともに未臨界を確保する。これらの対策によって燃料の著しい損傷の防止を図る。
(3) 燃料損傷防止対策
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」に対しては，燃料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，原子炉停止機能によって対応する。手順の概要を図 5.4.1 に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と手順の関係を表 5.4.1 に示す。
本事故シーケンスグループにおける 6/7 号炉同時の重大事故等対策は自動で作動するため，対応に必要な要員はいない。
a. 原子炉停止余裕検査
原子炉停止系は，最大反応度価値の制御棒が 1 本挿入できない状態でも，原子炉を常5-4-1

に冷温で臨界未満にできることを定めている。これを確認するため，原子炉の起動前に原子炉停止余裕検査を行い，これを確認する。
この検査の際は，複数の制御棒を操作するため，原子炉モードスイッチを「起動」位置に切り替える。最大反応度価値の制御棒(以下，ＣＲ－1 とする)を「ノッチ操作」で全引抜とし，同一水圧制御ユニットに属する制御棒(以下，ＣＲ－2 とする)も同様に「ノッチ操作」で全引抜とする。更に反応度補正のための制御棒(以下，ＣＲ－3 とする)を「ノッチ操作」で必要な反応度分引き抜き，原子炉が臨界未満であることを確認する。
b. 誤操作による反応度誤投入
ＣＲ－1 及びＣＲ－2 を全引き抜きとした後，ＣＲ－3 を引く抜く際には，ＣＲ－1 を
中間位置まで挿入することと手順で定めているが，本評価では全引き抜き位置のままＣ
Ｒ－3 の引き抜きを開始する。さらに，引き抜きは「ノッチ操作」で実施することと手順で定めているが，本評価では「連続引き抜き」を実施する。
また起動領域モニタによる原子炉停止信号も，ＮＭＳトリップ選択スイッチを手順で定められた「初装荷」ではなく「通常」とすることで計数率スクラム回路が除外された状態を評価で想定する。
c. 反応度誤投入後のスクラム
ＣＲ－3 の連続引き抜きにより，約 30 秒後に「原子炉周期短（原子炉周期 20 秒）」信号が発生し，制御棒の引き抜き阻止がかかる。さらに，約 58 秒後に「原子炉周期短（原子炉周期 10 秒）」信号が発生し，原子炉スクラム信号が出力され，ＣＲ－1～3 がスクラム動作し全挿入になる。これにより，原子炉は未臨界状態となる。
5.4.2 燃料損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
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，原子炉停止時に最大反応度価値を有する同一水圧制御ユニットに属する 1 組又は 1 本の制御棒が全引き抜きされている状態から，その隣接制御棒の同一水圧制御ユニットに属する 1 組
又は 1 本の制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によって引き抜かれ，臨界に至る事故である。
本重要事故シーケンスでは，誤操作によって過剰な制御棒の引き抜きが行なわれることにより臨界に至る反応度が投入されることであり，核分裂出力，反応度フィードバック効
果，制御棒反応度効果，出力分布変化，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，圧力損失が重要な現象となる。よって，この現象を適切に評価することが可能である反応度投入事象解析コードＡＰＥＸにより炉心平均中性子束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
ンスにおける評価項目となるパラメータに与える影響を評価する。

5-4-2

さらに，解析コード及び解析条件の不確かさのうち，評価項目となるパラメータに与える影響があるものについては，「5.4.3(3) 感度解析」において，それらの不確かさの重畳を考慮した影響評価を実施する。
(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を表5.4.2に示す。また，
主要な解析条件のうち，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
ａ．初期条件(a) 炉心状態
燃料交換後における余剰反応度の大きな炉心での事象発生を想定して，評価する炉心状態は，平衡炉心のサイクル初期とする。
(b) 実効増倍率
制御棒引き抜き前の炉心の実効増倍率は 1.0 とする。
(c) 原子炉の出力，圧力，燃料被覆管表面温度及び冷却材の温度
事象発生前の原子炉の出力は定格値の 10-8，原子炉圧力は 0.0MPa[gage]，燃料被覆
管表面温度及び冷却材の温度は 20℃とする。また，燃料エンタルピの初期値は8kJ/kgUO2 とする。
ｂ．事故条件(a) 誤引き抜きされる制御棒
運転停止中の原子炉において，制御棒１本が全引き抜きされている状態から，他の１本の制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によって連続的に引き抜かれる事象を想定する。
なお，通常，制御棒１本が全引き抜きされている状態の未臨界度は深く，また，
仮に他の１本の制御棒が操作量の制限を超えた場合でも，臨界近接で引き抜かれる
制御棒の反応度価値が核的制限値を超えないよう管理※している。これらを踏まえ，本評価においては，誤引き抜きされる制御棒の反応度価値が，管理値を超える事象を想定した。
※：臨界近接時における制御棒の最大反応度価値は 1.0%Δk 以下であること(b) 誤引き抜きされる制御棒
誤引き抜きされる制御棒は，事象を厳しく評価するため，最大反応度価値を有する
制御棒の隣接制御棒とするが，制御棒価値ミニマイザによる停止余裕試験モードでの面隣接制御棒選択時の引き抜き不許可のインターロックや停止時冷温臨界試験での5-4-3

引き抜き制御棒価値の管理を考慮し，斜め隣接の制御棒とする。なお，誤引き抜きされる制御棒１本の反応度価値は約 1.04%Δk である。引抜制御棒反応度曲線を図 5.4.2に示す。
(c) 外部電源
制御棒の引き抜き操作には，外部電源が必要となる。外部電源が失われた状態では反応度誤投入事象が想定できないことも踏まえ，外部電源は使用できると仮定する。
ｃ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 制御棒の引抜速度
制御棒は，引抜速度の上限値33mm/ｓで引き抜かれ，起動領域モニタの原子炉周期短信号(原子炉周期20秒)で引き抜きを阻止されるものとする。
(b) スクラム信号
起動領域モニタの原子炉周期短信号(原子炉周期 10 秒)でスクラムされるものとする。
スクラム反応度曲線を図 5.4.3 に示す。
ｄ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員操作に関する条件はない。
(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスの対応手順の概要を図5.4.1に，燃料エンタルピ及び炉心平均中性子束の変化を図5.4.4に示す。
a. 事象進展制御棒の引き抜き開始から約 30 秒後に起動領域モニタの原子炉周期短信号(原子炉周期20 秒)が発生し，制御棒の引き抜きが阻止される。この時，投入される反応度は約 0.55 ドル(投入反応度最大値:0.34%Δk)である。反応度投入事象には至らず，燃料エンタルピ増加に伴う燃料の破損は生じない。
また，制御棒の引き抜き開始から約 58 秒後に起動領域モニタの原子炉周期短信号(原子炉周期 10 秒)が発生して，原子炉はスクラムされ，原子炉出力は定格値の約 1.0×10-4 まで上昇するにとどまる。
(添付資料 5.4.1)
b．評価項目等
制御棒の引き抜きによる反応度の投入に伴い一時的に臨界に至るものの，スクラムにより未臨界は確保される。なお，原子炉水位に有意な変動はないため，燃料有効長頂部は冠水を維持しており，放射線の遮へいは維持される。

5-4-4

(添付資料 5.4.2)
5.4.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
評価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，要員の配置による他の操作に与える影響及び操作時間余裕を評価するものとする。
本重要事故シーケンスは，自動作動する安全保護系及び原子炉停止系により，自動的に制御棒の引き抜きを阻止，原子炉をスクラムすることで，プラントを安定状態に導くことが特徴である。このため，運転員等操作はなく，操作時間が与える影響等は不要である。
(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行う重要現象とは，「1.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
本重要事故シーケンスは，「5.4.2(2) 有効性評価の条件」に示すとおり，運転員
等操作には期待しないため，運転員操作時間に与える影響はない。
ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における反応度フィードバックの不確かさとして，ドップラ反応度フィード
バック効果が±7～9％の差異を持つ評価となる可能性がある。ドップラ反応度フィードバックの効果が増加すると原子炉出力が低下し，それらにより燃料エンタルピは低下する。また，逆にドップラ反応度フィードバックの効果が減少すると，燃料
エンタルピは増大する。よって，この不確かさを考慮した感度解析を「（３）感度解析」にて実施する。
制御棒反応度効果の不確かさとして，制御棒反応度価値が±8％の差異を持つ評価となる可能性がある。停止時の制御棒誤引き抜きにより正の反応度が印加されると原子炉出力が上昇し，負の反応度が印可されると原子炉出力が低下する。従って，制御棒反応度効果には燃料エンタルピに対して影響があるため，この不確かさを考慮した感度解析を「（３）感度解析」にて実施する。
(添付資料 5.4.3)(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，表5.4.2に示すとおりである。その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる炉心状態，実効増倍率，燃料被覆管表面温度及び冷却材温度，引き抜きされる制御棒，制御棒引き

5-4-5

抜き速度，制御棒引き抜き阻止，スクラム信号に関する影響の結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
本重要事故シーケンスは，「5.4.2(2) 有効性評価の条件」に示すとおり，運転員等操作には期待しないため，運転員操作時間に与える影響はない。
(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
サイクル末期の場合はサイクル初期に比べて余剰反応度が小さくなる。
実炉心においては装荷炉心毎に制御棒反応度価値やスクラム反応度等の特性が変化するため，投入反応度が大きくなる恐れはある。しかし，過渡解析「原子炉起動時における制御棒の異常な引き抜き」に示すように3.5%Δkの価値を有する制御棒グループが引き抜かれる場合であっても，投入される反応度は約0.7ドルにとどまることから，炉心状態の不確実さが燃料の健全性に与える影響はないと考えられる。
実効増倍率について0.99の場合は，臨界到達までにかかる時間が追加で必要となり，また投入される反応度も0.07ドルと小さくなるため，この評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期出力は停止時の炉心においては臨界未満の状態であるため，出力は解析条
件より低くなる。出力が低い場合は燃料エンタルピの急激な上昇も遅くなり，原子炉周期短信号による制御棒引き抜き阻止やスクラムに期待できるため，この評
価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
燃料被覆管表面温度及び冷却材温度について冷却材温度が高い場合はドップラ
反応度フィードバック効果による負の反応度が大きくなるため，この評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
制御棒引き抜き阻止およびスクラム信号についてＮＭＳトリップ選択スイッチ
が「初装荷」の場合は計数率制御棒引き抜き阻止機能，計数率スクラム機能に期待出来る。こちらに期待した場合のスクラムまでの時間は約46秒後となり，この評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
ｂ．操作条件
本重要事故シーケンスは，「5.4.2(2) 有効性評価の条件」に示すとおり，運転員等操作には期待しないため，運転員操作に関する条件はない。
(添付資料 5.4.3)(3) 感度解析
解析コードの不確かさによりドップラ反応度フィードバック効果と制御棒反応度
効果は評価項目となるパラメータに影響を与えることから本重要事故シーケンスにおいて感度解析を実施する。
ドップラ反応度フィードバック効果を±10%とした場合においても投入される反5-4-6

応度は0.55ドルとベースケースと比べて殆ど差異なく，また制御棒反応度を±10%とした場合においても投入される反応度は0.53ドル,0.56ドルであり，これらの不確かさを考慮しても燃料の健全性に影響がない。
(添付資料 5.4.3)(4) 操作時間余裕の把握
本重要事故シーケンスは，「5.4.2(2) 有効性評価の条件」に示すとおり，運転員
等操作には期待しないため，操作時間余裕に関する影響はない。
(5) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び要員の配置による他の操作に与える影響を確認した。感度解析結果より，不確かさの重畳を考慮した場合でも評価項目となるパラメータを満足できる。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，自動作動する安全保護系及び原子炉停止系により，自動的に制御棒の引き抜きを阻止，原子炉をスクラムすることで，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
5.4.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価
本事故シーケンスグループにおける6/7号炉同時の重大事故等対策は自動で作動するため，対応に必要な要員はいない。
(2) 必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」において必要な，水源，燃料及び電源の評
価結果は以下のとおりである。
ａ．水源
本事故シーケンスの評価では，原子炉への注水は想定していない。
ｂ．燃料
本事故シーケンスの評価では，燃料の使用は想定していない。
ｃ．電源
本事故シーケンスの評価では，外部電源喪失は想定していない。

5-4-7

5.4.5 結論
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」では，誤操作により過剰な制御棒の引き抜きが行われ，臨界に至る反応度が投入される事象を想定した。事故シーケンスグループ｢反応度の誤投入｣としては，原子炉停止機能によって原子炉内燃料の著しい損傷が防止できる。
事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」の重要事故シーケンス「最大反応度価値を有する同一水圧制御ユニットに属する1組又は1本の制御棒が全引き抜きされている状態か
ら，その隣接制御棒の同一水圧制御ユニットに属する1組又は1本の制御棒が操作量の制限を超える誤った操作によって引き抜かれ，臨界に至る事故」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，原子炉停止機能により，炉心が損傷することはなく，未臨界を維持することが出来る。
燃料有効長頂部は冠水を維持し，放射線の遮へいが維持される。また，長期的にも安定状態を維持できる。
本事故シーケンスグループにおける6/7号炉同時の重大事故等対策は自動で作動するため，対応に必要な要員はいない。
以上のことから，選定した重要事故シーケンスに対して燃料損傷防止対策は有効である
ことが確認でき，これをもって事故シーケンスグループ「反応度の誤投入」に対して燃料損傷防止対策が有効であることを確認した。

5-4-8

プラント前提条件
・原子炉停止余裕検査時
・起動領域モニタのＮＭＳトリップ選択スイッチ「通常」位置
・原子炉モードＳＷ「起動」位置

凡例

制御棒
ＣＲ－１：最大反応度価値制御棒
ＣＲ－２：ＣＲ－１と同一の水圧制御ユニットに属する制御棒
ＣＲ－３：ＣＲ－１に対角隣接する制御棒：操作・確認（運転員のみの作業）：緊急時対策要員（現場）のみの作業：プラント状態：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同：判断：シナリオ上考慮しない操作・判断結果※１
解析上はCR-2を考慮しても引抜制御棒反応度にほぼ差がないことから考慮していない。

原子炉停止余裕検査開始※２
人的過誤としてＣＲ－１の挿入操作忘れを想定する。

ＣＲ－１「全引き抜き」※３
人的過誤としてＣＲ－３の連続引き抜きを想定する。
ＣＲ－２「全引き抜き」 ※１※４
原子炉周期（ペリオド）「２０秒」にて発生する。
※５
原子炉周期（ペリオド）「１０秒」にて発生する。

原子炉未臨界確認＊正規の検査手順

ＣＲ－１「中間位置」まで挿入

ＣＲ－１挿入操作忘れ ※２

ＣＲ－３引き抜き操作開始＊正規の検査手順（解析上の時刻）（０秒）

ＣＲ－３「連続引き抜き」※３

ＣＲ－３「ノッチ」で引き抜き＊計数率高及び高高の場合（約３０秒後）「ＳＲＮＭペリオド短」信号発生 ※４（約３４秒後）ＣＲ-３引き抜き阻止（約５８秒後）「ＳＲＮＭ高」信号発生

ＣＲ-３引き抜き阻止「ＳＲＮＭペリオド短短」信号発生※５（約４６秒後）「ＳＲＮＭ高高」信号発生

原子炉スクラム
原子炉スクラム
全制御棒全挿入により未臨界達成

全制御棒全挿入により未臨界達成

図 5.4.1

反応度の誤投入時の対応手順の概要
5-4-9

図 5.4.2

反応度の誤投入における引抜制御棒反応度曲線

図 5.4.3

反応度の誤投入におけるスクラム反応度曲線

5-4-10原子炉スクラム（制御棒引き抜き開始から
約 58 秒後）による出力降下
反応度投入による出力上昇

約 1.1×10-2 %

制御棒引き抜き開始
から約 30 秒後
制御棒引き抜き阻止

図 5.4.4

反応度の誤投入における事象変化

5-4-11

表 5.4.1

反応度の誤投入時における重大事故等対策について判断及び操作手順

原子炉停止余裕検査
における誤操作による反応度誤投入

反応度誤投入によるスクラム

有効性評価上期待する重大事故等対処設備

5-4-12

常設設備

可搬設備

計装設備

最大反応度価値制御棒が全引き抜き状態においても臨界未満であることを確認する試験中に，誤操作により反応度を誤投入する。

－

－

－

誤操作により反応度が誤投入された結果，原子炉周期短信号(原子炉周期 20 秒)で制御棒引き抜き阻止，及び原子炉周期短信号(原子炉周期 10秒)でスクラム信号が出力される。
スクラム信号により，全制御棒が全挿入され，原子炉は未臨界状態となる。

－－

起動領域モニタ表 5.4.2 主要解析条件(反応度の誤投入)(1/3)
項目
解析コード

主要解析条件APEX

条件設定の考え方－

初期条件

5-4-13

炉心状態

平衡炉心のサイクル初期

燃料交換後の余剰反応度の大きな炉心を想定

実効増倍率

1.0

原子炉は臨界状態にあるものとして設定

初期出力

定格出力の 10-8

原子炉は臨界状態にあるものとして設定

初期原子炉圧力

0.0MPa[gage]

停止余裕検査時での圧力を想定

燃料被覆管表面温度及び冷却材の温度

20℃

初期燃料エンタルピ

8kJ/kgUO2

冷却材温度の下限値として運用している値であり，反応度の観点からは保守的な値として設定
冷却材温度 20℃における燃料エンタルピを想定

事

運転停止中の原子炉において，制御棒１本が全引き故抜きされている状態から，他の１本の制御棒が操作

条

量の制限を超える誤った操作によって連続的に引件

き抜かれる事象を想定する。
なお，通常，制御棒１本が全引き抜きされている状
誤引き抜きされる制御棒

制御棒の誤引き抜き態の未臨界度は深く，また，仮に他の１本の制御棒が操作量の制限を超えた場合でも，臨界近接で引き抜かれる制御棒の反応度価値が核的制限値を超えないよう管理※している。これらを踏まえ，本評価においては，誤引き抜きされる制御棒の反応度価値
が，管理値を超える事象を想定した。

※：臨界近接時における制御棒の最大反応度価値は 1.0%Δk 以下であること

表 5.4.2 主要解析条件(反応度の誤投入)(2/3)
項目

主要解析条件

条件設定の考え方
制御棒価値ミニマイザによる停止余裕試験モード
での面隣接制御棒選択時の引き抜き不許可のイン

事故条件

誤引き抜きされる制御棒

最大反応度価値制御棒

ターロックや停止時冷温臨界試験での引き抜き制

及び御棒価値の管理を考慮し，斜め隣接の制御棒とする

その斜め隣接の制御棒（誤引き抜きされる制御棒１本の反応度価値は約1.04%Δk）。引抜制御棒反応度曲線は図 5.4.2 のと
おり

外部電源

外部電源あり制御棒引き抜き操作には外部電源が必要となるた

5-4-14め，外部電源ありを想定

表 5.4.2 主要解析条件(反応度の誤投入)(3/3)
項目

主要解析条件

重大事故等対策に関連する機器条件

5-4-15制御棒の引抜速度

33mm/ｓ

起動領域モニタのバイパス状態

A,B,C グループそれぞれ 1 個ずつ

制御棒引き抜き阻止条件

原子炉周期短信号(原子炉周期 20 秒)

スクラム信号

原子炉周期短信号(原子炉周期 10 秒)

条件設定の考え方

引抜速度の上限値として設定

A,B,C グループとも引抜制御棒に最も近い検出器が 1 個ずつバイパス状態にあるとする。

ＳＲＮＭの制御棒引抜き阻止機能により設定

ＮＭＳトリップ選択スイッチを「通常」とした場
合のＳＲＮＭのスクラム機能により設定

添付資料 5.4.1

反応度の誤投入における燃料エンタルピ
ABWR では起動領域モニタによるペリオドトップ機能と FMCRD の遅い制御棒引抜速度により反応が従来型 BWR より小さく，即発臨界に至ることはないため，燃料エンタルピの上昇も小さい。以下に反応度投入事象解析コード APEX 及び単チャンネル熱水力解析コード
SCAT(RIA 用)により炉心平均中性子束及び燃料エンタルピの過渡応答を参考に示す。
燃料エンタルピは最大で約 9.43kJ/kgUO2 (約 2.25cal/g UO2) ，ピーク出力部燃料エンタ
ルピは最大で約 9.88kJ/kgUO2 (約 2.36cal/gUO2)まで上昇するにとどまり，「反応度投入事
象に関する評価指針」で示される燃料の許容設計限界の燃料エンタルピ（燃料棒内圧上昇を考慮しても 65 cal/gUO2）を超えないことから燃料の健全性は維持される。
また，制御棒の引き抜き開始から約 58 秒後に起動領域モニタの原子炉周期短信号(原子炉
周期 10 秒)が発生して，原子炉はスクラムされ，原子炉出力は定格値の約 1.0×10-4 まで上昇するにとどまる。

9.43kJ/kgUO2

制御棒引抜による出力上昇及びそれに伴う燃料エンタルピの増加

図1

反応度の誤投入における燃料エンタルピ及び炉心平均中性子束の変化※

添 5.4.1-1

添付資料 5.4.2
安定停止状態について
運転停止中 反応度の誤投入の安定停止状態については以下のとおり。
原子炉安定停止状態：
制御棒引き抜き阻止及びスクラムにより，反応度の投入が停止し，原子炉が臨界未満で維持された状態

原子炉安定停止状態への確立について
制御棒の誤引き抜きにより反応度が投入されるが，制御棒の引き抜き阻止及びスクラムにより未臨界が維持される。
制御棒が全挿入されており，燃料に破損も生じないことから，冷態停止状態を維持することで安定状態が維持される。

添 5.4.2-1

評価条件の不確かさの影響評価について（運転停止中
表1
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
解析モデル

炉心
（核）
制御棒反応
度効果

炉心一点近似動特性モデル
炉心二次元（ＲＺ）拡散方程式
ドップラ反応度フィー
ドバックモデル添 5.4.3-1

炉心
（熱流動）

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
圧力損失

運転員等操作時間に与える影響

考慮不要
考慮不要
考慮不要
―

考慮不要
考慮不要

評価項目パラメータに与える影響
ドップラ反応度フィードバックの不確かさに含められる。

ドップラ反応度フィード
バック効果：±10%制御棒反応度：±10%

出力分布変
化
炉心
（燃料）

不確かさ
ドップラ反応度フィード
バック効果の不確かさに
含める

核分裂出力

反応度フィ
ードバック
効果

反応度誤投入）自動作動する安全保護系及び原子炉停止系により，自動的に制御棒の引き抜きを阻止，原子炉をスクラムすることで，プラントを安定状態に導くことが特徴である。このため，運転員等操作はなく，操作時間が与える影響等は不要である。

ドップラ反応度フィードバック効果を小さく評価すると，原子炉の出力上昇量が大きくなるため，燃料エンタ
ルピ最大値が大きくなる。
不確かさを考慮して，ドップラ反応度フィードバック効
果を±10%とした場合においても投入される反応度は0.55 ドルとベースケースと比べて殆ど差異なく，燃料の健全性に影響がないことを確認している。
引抜制御棒反応度を大きく評価する，または，スクラム
反応度を小さく評価すると，原子炉の出力上昇量が大きくなるため，燃料エンタルピ最大値が大きくなる。
不確かさを考慮して，制御棒反応度を±10%とした場合においても投入される反応度は 0.53 ドル,0.56 ドルであり，燃料の健全性に影響がないことを確認している。
グロスピーキング係数の不確かさは出力とドップラ反応度に影響するが両者は総裁する方向となるので，燃料
エンタルピ最大値への影響はない。
ABWR では起動領域モニタによるペリオドトリップ機能と FMCRD の遅い制御棒引抜速度により引抜制御棒反応度が従来型 BWR より小さく，炉心が即発臨界に至ることはないことから，SCAT の燃料エンタルピの評価は実施せず，投入反応度が即発臨界に至ることがないことをもって，燃料健全性に影響が無い事を確認する。

考慮不要

添付資料 5.4.3

表２
項目

初
期
条
件

添 5.4.3-2
事
故条
件

解析条件を最確条件とした場合の運転員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)
解析条件(初期，事故及び機器条件)の不確かさ
解析条件
最確条件

解析設定の考え方

炉心状態

平衡炉心のサイクル初期

事故事象毎，装荷炉心毎
実炉心のサイクル初期

燃料交換後の余剰反応度の大きな炉心
を想定

実効増倍率

1.0

0.99（設計目標値）以下

原子炉は臨界状態にあるものとして設
定初期出力

定格出力の 10-8定格出力の 10-8 以下

原子炉は臨界状態にあるものとして設
定

燃料被覆管表面温度及び冷却材温度

20℃

事故事象毎
20℃以上

冷却材温度の下限値として運用している値であり，反応度の観点からは保守的な値として設定

最大反応度価値制御棒及びその斜め隣接制御棒

誤引き抜きされる制御棒は，事象を厳しくするため，最大反応度価値を有す
る制御棒の隣接制御棒とするが，制御棒価値ミニマイザによる監視機能を考慮し，斜め隣接の制御棒とする（添付資料 5.4.4）

引き抜きされる制御棒

最大反応度価値制御棒及びその斜め隣接制御棒

運転員等操作時間に与える影響

自動作動する安全保護系及び原子炉停止系により，自動的に制御棒の引き抜きを阻止，原子炉をスクラムすることで，プラントを安定状態に導くことが特徴である。このため，運転員等操作はなく，操作時間が与える影響等は不要である。

評価項目パラメータに与える影響
サイクル末期の場合はサイクル初期に比べて余剰反応度が小さくなる。
実炉心においては装荷炉心毎に制御棒
反応度価値やスクラム反応度等の特性が変化する。この特性の差異により，投入反応度が大きくなる恐れはある
が，過渡解析「原子炉起動時における制御棒の異常な引き抜き」に示すように 3.5%Δk の価値を有する制御棒グループが引き抜かれる場合であっても，投入される反応度は約 0.7 ドルにとどまることから，炉心状態の不確実さが
燃料の健全性に与える影響はないと考えられる。
実効増倍率が 0.99 の場合は，臨界到達までにかかる時間が追加で必要となり，また投入される反応度も 0.07 ドルと小さくなるため，この評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
停止時の炉心においては臨界未満の状態であるため，出力は解析条件より低くなる。出力が低い場合は燃料エンタ
ルピの急激な上昇も遅くなり，原子炉
周期短信号による制御棒引き抜き阻止
やスクラムに期待できるため，この評
価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
冷却材温度が高い場合はドップラ反応
度フィードバック効果による負の反応度が大きくなるため，この評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
解析条件と同様であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は
ない。

表２

項目

解析条件を最確条件とした場合の運転員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)
解析条件(初期，事故及び機器条件)の不確かさ
解析条件

制御棒引き抜き速度

条

運転員等操作時間に与える影響

評価項目パラメータに与える影響
解析条件と同様であることから，評価

33mm/s

33mm/s

引抜速度の上限値として設定項目となるパラメータに与える影響はない。

起動領域モニタの

A,B,C グループそれぞれ 1

バイパス状態個ずつ

機
器

解析設定の考え方

最確条件

制御棒引き抜き阻

原子炉周期短信号（原子炉止

周期 20 秒）

A,B,C グループとも引抜制御棒に最もバイパスなし事故事象毎
原子炉周期短信号（原子炉周期 20 秒）

近い検出器が 1 個ずつバイパス状態に自動作動する安全保護系及び原子炉停抜き阻止の応答が早くなり，投入反応あるとする。

止系により，自動的に制御棒の引き抜

度が低くなる。

きを阻止，原子炉をスクラムすること

解析条件と同様であることから，評価

で，プラントを安定状態に導くことが項目となるパラメータに与える影響は

ＳＲＮＭの制御棒引抜き阻止機能により設定件

添 5.4.3-3

スクラム信号

原子炉周期短信号(原子炉

事故事象毎

周期 10 秒)

SRNM 計数率高高※1

バイパス状態がない場合は制御棒引き特徴である。このため，運転員等操作ない。

はなく，操作時間が与える影響等は不ＮＭＳトリップ選択スイッチが「初装要である。

荷」の場合は計数率制御棒引き抜き阻

ＮＭＳトリップ選択スイッチを「通常」

止機能，計数率スクラム機能に期待出とした場合のＳＲＮＭのスクラム機能

来る。こちらに期待した場合のスクラ

により設定

ムまでの時間は約４６秒後となり，この評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

※

1

SRNM に期待する場合は原子炉周期短信号(原子炉周期 10 秒)より早くスクラム信号が投入される。

添付資料 5.4.4

反応度誤投入事象の代表性について
有効性評価では反応度の誤投入事象として，「原子炉停止時に最大反応度価値を有する 1本の制御棒が全引き抜きされている状態から，その隣接制御棒の 1 本が操作量の制限を超える誤った操作によって引き抜かれ，臨界に至る事故」を想定している。これは，停止時に実施する停止時冷温臨界試験や停止余裕検査を考慮した想定であり，その試験の制御棒誤引き
抜き事象の代表性について以下に示す。
１

停止時において，制御棒を複数引き抜く試験
運転停止中の通常の原子炉においては，停止余裕(最大反応度価値を有する同一水圧制御ユニットに属する 1 組又は 1 本の制御棒が引き抜かれても炉心を未臨界に維持できること)を確保した燃料配置に加え，原子炉モードスイッチを「燃料交換」位置にすることで同一水圧制御ユニットに属する 1 組又は 1 本を超える制御棒の引き抜きを阻止するインターロックを維持し，不用意な臨界の発生を防止している。しかし，「原子炉停止余裕検査」と「停止時冷温臨界試験」の実施時においては，原子炉モードスイッチを「起動」位置として複数の制御棒の引き抜きを実施する。そのため，これらの試験中に人的過誤が発生すると，想定を超える反応度が投入される可能性がある。
それぞれの試験の概要や対象となる制御棒等は以下の通り。
a.停止時冷温臨界試験
試験の目的：臨界予測精度の維持・向上のためのデータベースの蓄積
試験内容 ：あらかじめ定めた制御棒操作手順に則り，順番に対象となる制御棒引き抜きを実施し，臨界状態確認後に，制御棒パターン，炉水温度，ペリオドなどのデータを採取する。
なお，臨界近傍での制御棒の引き抜きに際しては，
1 ノッチまたは 1 ステップ引き抜き毎に検査担当者で未臨界を確認している。
対象制御棒：評価ケースにより異なる。臨界状態が確認されるまで，複数本の制御棒の引き抜きを実施。臨界近傍で引き抜く制御棒の価値は小さいものを取り扱う。
事故防止対策：制御棒操作監視系による制御棒選択
b.停止余裕検査試験の目的：停止余裕（挿入可能な制御棒のうち最大反応度価値制御棒（最大価値を有する制御棒と同一の水圧制御ユニットに属する制御棒）1 組又は１本が挿入されない場合でも，原子炉を常に冷温で臨界未満にできること）の確認
試験内容 ：①最大価値を有する制御棒（CR-1）の全引き抜き②最大価値を有する制御棒（CR-1）と同一の水圧制御ユニットに属する
制御棒(CR-2)の全引き抜き②最大価値を有する制御棒（CR-1）を補正位置Ｎまで挿入③最大価値を有する制御棒（CR-1）の斜め隣接の制御棒(CR-3)を補正位
置Ｎまで引き抜き④最大価値を有する制御棒（CR-1）を再度全引き抜き
この状態の炉心が臨界未満であることを確認する。なお，制御棒の引き抜きに際しては，１ノッチ引き抜き毎に検査担当者で未臨界を確認している。
対象制御棒：最大反応度価値制御棒
1 組又は１本最大価値を有する制御棒の斜め隣接の制御棒 １本
添 5.4.4-1

引き抜かれる制御棒は斜め隣接の制御棒のうち反応度の補正に必要な価値を有していて印加反応度が大きすぎないように選択事故防止対策：ロッドワースミニマイザの制御棒選択パターン規制（または制御棒を操作する運転員以外の運転員による監視）
なお，ロッドワースミニマイザの機能により，最大反応度価値制御棒以外の制御棒を引き抜く場合，面隣接の制御棒を選択すると制御棒引き抜
き許可信号がリセットされる。
２

想定する人的過誤
想定を超えた反応度が投入されるおそれのある人的過誤として下の，炉心の誤装荷，制御棒の選択誤り，制御棒の連続引き抜きについて検討した。
a. 燃料の誤装荷
燃料の誤装荷は誤配置や燃料・制御棒の装荷順序の誤りにより，想定以上の反応度が投入されることが考えられる。これらは燃料交換が燃料取替機(FHM)により自動で装荷位置まで移動され，かつ作業員による配置の確認や燃料移動監視装置による確認や運転員による出力の監視も行われる。そのため，この事象が発生しても適切に認知されるため，反応度の連続投入や急激な反応度の投入は考えられない。また，他の人的過誤と重畳して発生することも考え難いため，想定する人的過誤として選択しない。
b. 制御棒の選択誤り操作する制御棒の選択を誤るとその反応度価値は変化する。停止時冷温臨界試験や停止余裕検査の試験では事前に対象となる制御棒の価値が臨界近傍で大きくならないように評価により対象を選定しており，その制御棒パターンは制御棒操作監視系（停止時冷温臨界試験），ロッドワースミニマイザ（停止余裕検査）や運転員，検査員により監視されているため，これらのパターンを外れた制御棒が選択されることは考えづらい。また，選択誤りが発生した場合においても臨界付近での制御棒引き抜き操作は１ノッチずつであるため，反応度の急激な投入は考えられない。他の人的過誤と重畳して発生することも考えづらいため，想定する人的過誤として選択しない。
c. 制御棒の連続引き抜き
運転員，検査員による制御棒や起動領域モニタの確認を実施しており，人的過誤発生時も認知が容易である。しかし，これらの検知は運転員や検査員に期待しているため，有効性評価ではこれらの認知に期待せず，制御棒が連続引き抜きされることを想定
３

重要事故シーケンスの想定
制御棒価値が小さく，反応度の投入が緩やかな場合は事象進展が緩やかになり，安全保護系の作動やボイドなどによる負の反応度にも期待できるが，制御棒反応度価値が大きく，投入される反応度が大きな場合は即発臨界により燃料が損傷するおそれがある。
そこで，重要事故シーケンスとして，１章の実施試験や２章の人的過誤の想定を踏まえて人的過誤により価値が大きい制御棒が引き抜かれることを想定した。
一般的に臨界近傍まで複数の制御棒を引き抜いていくと，１本あたりの制御棒価値は相対的に低下していく傾向にある。また，設計により挿入可能な制御棒のうち最大反応度価値制
御棒 1 組又は１本が引き抜かれた状態であっても臨界未満が維持されている。
以上より，最大価値制御棒の斜め隣接の制御棒を２本目の制御棒として連続的に引き抜く
今回のシナリオを反応度誤投入の代表性のあるシナリオとして選定した。

添 5.4.4-2