資料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39
提出年月日
平成28年12月19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28年12月
東京電力ホールディングス株式会社目 次：今回のご説明範囲

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 評価に当たって考慮する事項
1.4 有効性評価に使用する計算プログラム
1.5 有効性評価における解析の条件設定の方針
1.6 解析の実施方針
1.7 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価方針
1.8 必要な要員及び資源の評価方針
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
2.3.1 全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)
2.3.2 全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋RCIC 失敗
2.3.3 全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋直流電源喪失
2.3.4 全交流電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗
2.4 崩壊熱除去機能喪失
2.4.1 取水機能が喪失した場合
2.4.2 残留熱除去系が故障した場合
2.5 原子炉停止機能喪失
2.6 LOCA 時注水機能喪失
2.7 格納容器バイパス(インターフェイスシステム LOCA)
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)
3.1.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策
3.1.2 代替循環冷却を使用する場合
3.1.3 代替循環冷却を使用しない場合

目次 1

：今回のご説明範囲

3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用
3.4 水素燃焼
3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用
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
4.2 想定事故 2
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

添付資料 目次
添付資料 1.2.1

定期検査工程の概要

添付資料 1.3.1

重大事故等対策の有効性評価における作業毎の成立性確認結果について添付資料 1.4.1

有効性評価に使用している解析コード／評価手法の開発に係る当社の関与について添付資料 1.5.1

柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉の重大事故等対策の有効性評価の一般データ

添付資料 1.5.2

有効性評価における LOCA 時の破断位置及び口径設定の考え方について添付資料 1.5.3

使用済燃料プールにおける重大事故に至るおそれがある事故（想定事故
１及び２）の有効性評価における共通評価条件について添付資料 1.7.1

有効性評価における判断基準と有効性評価結果,評価における不確かさの関係について添付資料 2.1.1

安定状態について添付資料 2.1.2

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

添付資料 2.1.3

減圧・注水操作が遅れる場合の影響について

添付資料 2.1.4

7 日間における水源の対応について(高圧・低圧注水機能喪失)

添付資料 2.1.5

7 日間における燃料の対応について(高圧・低圧注水機能喪失)

添付資料 2.2.1

残留熱除去系（原子炉停止時冷却モード）の運転実績について添付資料 2.2.2

安定状態について添付資料 2.2.3

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

添付資料 2.2.4

7 日間における燃料の対応について(高圧注水・減圧機能喪失)

添付資料 2.3.1.1

敷地境界での実効線量評価について

添付資料 2.3.1.2

蓄電池による給電時間評価結果について添付資料 2.3.1.3

全交流動力電源喪失時における原子炉隔離時冷却系の 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 2.3.1.4

逃がし安全弁に係る解析と実態の違い及びその影響について

添付資料 2.3.1.5

安定状態について添付資料 2.3.1.6

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について(全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失))添付資料 2.3.1.7

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(外部電源喪失＋DG 喪失))

目次 3

添付資料 2.3.1.8

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(外部電源喪失＋DG 喪失))添付資料 2.3.1.9

常設代替交流電源設備の負荷(全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失))添付資料 2.3.2.1

全交流動力電源喪失時において高圧代替注水系の 24 時間運転継続に期待することの妥当性について

添付資料 2.3.2.2

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

添付資料 2.3.4.1

事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗」の特徴及び対応の基本的考え方

添付資料 2.3.4.2

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について(全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗)

添付資料 2.3.4.3

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(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗)

添付資料 2.3.4.4

常設代替交流電源設備の負荷(全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗)

添付資料 2.4.1.1

安定状態について添付資料 2.4.1.2

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

添付資料 2.4.1.3

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 2.4.1.4

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

添付資料 2.4.1.5

常設代替交流電源設備の負荷(崩壊熱除去機能喪失(取水機能が喪失した場合))

添付資料 2.4.2.1

安定状態について添付資料 2.4.2.2

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

添付資料 2.4.2.3

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

添付資料 2.4.2.4

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

添付資料 2.5.1

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

目次 4

添付資料 2.5.3

安定状態について添付資料 2.5.4

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について(原子炉停止機能喪失)

添付資料 2.5.5

リウェットを考慮しない場合の燃料被覆管温度への影響

添付資料 2.5.6

初期炉心流量の相違による評価結果への影響

添付資料 2.5.7

原子炉注水に使用する水源とその水温の影響

添付資料 2.5.8

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 2.5.9
添付資料 2.5.10

外部電源の有無による評価結果への影響
SLC 起動を手動起動としていることについての整理

添付資料 2.6.1

中小破断 LOCA の事象想定について

添付資料 2.6.2

安定状態について添付資料 2.6.3

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

添付資料 2.6.4

LOCA 事象の破断面積に係る感度解析について添付資料 2.6.5

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 2.6.6

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 発生時の破断面積及び現場環境等について添付資料 2.7.2

安定状態について添付資料 2.7.3

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

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 3.1.2.1 炉心損傷開始の判断基準及び炉心損傷判断前後の運転操作の差異について
添付資料 3.1.2.2 格納容器気相部温度が原子炉格納容器の健全性に与える影響について(雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損))
添付資料 3.1.2.3 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 3.1.2.4 安定状態について（代替循環冷却を使用する場合）
添付資料 3.1.2.5 原子炉格納容器内に存在する亜鉛及びアルミニウムの反応により発生する水素の影響について
添付資料 3.1.2.6 非凝縮性ガスの影響について

目次 5

添付資料 3.1.2.7 原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えい量について
添付資料 3.1.2.8 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について(雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損(代替循環冷却を使用する場合)))
添付資料 3.1.2.9 注水操作が遅れる場合の影響について
添付資料 3.1.2.10 7 日間における水源の対応について(雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)：代替循環冷却を使用する場合)
添付資料 3.1.2.11 7 日間における燃料の対応について(雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)：代替循環冷却を使用する場合)
添付資料 3.1.2.12 常設代替交流電源設備の負荷(雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)：代替循環冷却を使用する場合)
添付資料 3.1.3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)時において代替循環冷却を使用しない場合における Cs-137 放出量評価について
添付資料 3.1.3.2 原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えい量について
添付資料 3.1.3.3 安定状態について（代替循環冷却を使用しない場合）
添付資料 3.1.3.4 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について(雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損(代替循
環冷却を使用しない場合)))
添付資料 3.1.3.5 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)：代替循
環冷却を使用しない場合)
添付資料 3.1.3.6 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)：代替循
環冷却を使用しない場合)
添付資料 3.1.3.7 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)：代替循
環冷却を使用しない場合)
添付資料 3.2.1 高温環境下での逃がし安全弁の開保持機能維持について添付資料 3.2.2 格納容器破損モード｢DCH｣,｢FCI｣,｢MCCI｣の評価事故シーケンスの位置付け
添付資料 3.2.3 原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えい量について
添付資料 3.2.4 解析コード及び解析条件の不確かさの影響について(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)
添付資料 3.2.5 7 日間における水源の対応について(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)

目次 6

添付資料 3.2.6 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 水蒸気爆発の発生を仮定した場合の原子炉格納容器の健全性への影響評価
添付資料 3.3.3 原子炉格納容器下部への水張り実施の適切性
添付資料 3.3.4 解析コード及び解析条件の不確かさの影響について(原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用)
添付資料 3.3.5 エントレインメント係数の圧力スパイクに対する影響
添付資料 3.3.6 プラント損傷状態を LOCA とした場合の圧力スパイクへの影響
添付資料 3.4.1 G 値を設計基準事故ベースとした場合の評価結果への影響
添付資料 3.4.2 水の放射線分解の評価について
添付資料 3.4.3 安定状態について
添付資料 3.4.4 解析コード及び解析条件の不確かさの影響について（水素燃焼）
添付資料 3.4.5 原子炉注水開始時間の評価結果への影響
添付資料 3.5.1 安定状態について
添付資料 3.5.2 解析コード及び解析条件の不確かさの影響について(溶融炉心・コンクリート相互作用)
添付資料 3.5.3 溶融炉心の崩壊熱及び溶融炉心からプール水への熱流束を保守的に考慮する場合の下部ドライウェルのコンクリートの浸食量及び溶融炉心・コンクリート相互作用によって発生する非凝縮性ガスの影響評価
添付資料 4.1.1 使用済燃料プールの水位低下と遮蔽水位に関する評価について
添付資料 4.1.2 ｢水遮蔽厚に対する貯蔵中の使用済燃料からの線量率｣の算出について
添付資料 4.1.3 安定状態について
添付資料 4.1.4

柏崎刈羽 6 号及び 7 号炉使用済燃料プール水沸騰・喪失時の未臨界性評価

添付資料 4.1.5 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 4.1.6 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 4.1.7 7 日間における燃料の対応について(想定事故 1)

目次 7

添付資料 4.2.1 使用済燃料プールの水位低下と遮蔽水位に関する評価について
添付資料 4.2.2

想定事故 2 において微開固着及び貫通クラックによる損傷を想定している理由

添付資料 4.2.3 6 号及び 7 号炉 使用済燃料プールサイフォンブレーカについて
添付資料 4.2.4 安定状態について
添付資料 4.2.5 評価条件の不確かさの影響評価について(想定事故 2)添付資料 4.2.6 7 日間における水源の対応について(想定事故 2)添付資料 4.2.7 7 日間における燃料の対応(想定事故 2）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時間余裕と必要な注水量の計算方法について
添付資料 5.1.2 重要事故シーケンスの選定結果を踏まえた有効性評価の条件設定
添付資料 5.1.3 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
添付資料 5.1.4 安定状態について
添付資料 5.1.5 原子炉停止中における崩壊熱除去機能喪失時の格納容器の影響について
添付資料 5.1.6

原子炉停止中 崩壊熱除去機能喪失および全交流動力電源喪失時における放射線の遮蔽維持について添付資料 5.1.7 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 5.1.8 7 日間における燃料対応について(運転停止中 崩壊熱除去機能喪失)
添付資料 5.2.1 安定状態について
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(運転停止中 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(運転停止中 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(運転停止中 全交流動力電源喪失)
添付資料 5.3.1 原子炉冷却材流出事故における運転停止中の線量率評価について
添付資料 5.3.2 原子炉冷却材流出評価における POS 選定の考え方
添付資料 5.3.3 安定状態について
添付資料 5.3.4 評価条件の不確かさの影響評価について(運転停止中 原子炉冷却材の流出)
添付資料 5.3.5 7 日間における燃料の対応(運転停止中 原子炉冷却材の流出)

目次 8

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
添付資料 5.4.2 安定状態について
添付資料 5.4.3 解析コードおよび解析条件の不確かさの影響評価について(運転停止中 反応度誤投入)
添付資料 5.4.4 反応度誤投入の代表性について
添付資料 6.1.1 他号炉との同時被災時における必要な要員及び資源について
添付資料 6.2.1 重大事故等対策の要員の確保及び所要時間について添付資料 6.2.2 重大事故(評価事故)シーケンス以外の事故シーケンスの要員の評価について添付資料 6.3.1 水源，燃料，電源負荷評価結果について

目次 9

2.3 全交流動力電源喪失
2.3.1 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）
2.3.1.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」に含まれる事
故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」である。
(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」では，全交流
動力電源喪失後，原子炉隔離時冷却系が自動起動し，設計基準事故対処設備として期待する
期間は運転を継続するものの，その期間を超えた後に蓄電池の直流電源供給能力が枯渇して原子炉隔離時冷却系に期待できなくなることを想定する。このため，逃がし安全弁による圧力制御に伴う蒸気流出により原子炉圧力容器内の保有水量が減少し，原子炉水位が低下することから，緩和措置がとられない場合には，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，全交流動力電源が喪失した状態において，直流電源が枯渇した以降の原子炉圧力容器内への注水機能を喪失したことによって炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故等対策の有効性評価には，直流電源及び交流電源供給機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
したがって，本事故シーケンスグループでは，所内蓄電式直流電源設備より電源を給電した原子炉隔離時冷却系による原子炉注水によって事象発生 24 時間後まで炉心を冷却し，常設代替交流電源設備による給電及び残留熱除去系（低圧注水モード），低圧代替注水系（常設）による注水の準備が完了したところで逃がし安全弁の手動開操作により原子炉を減圧し，原子炉減圧後に残留熱除去系（低圧注水モード）により炉心を冷却することによって，炉心損傷の防止を図る。また，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系，格納容器圧力逃がし装置，耐圧強化ベント系及び更なる信頼性向上の観点から設置する代替格納容器圧
力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を実施する。
(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」における機能喪失に対して，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，初期の対策として原子炉隔離時冷却系による原子炉注水手段を整備する。また，原子炉格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱手段を整備する。これ
らの対策の概略系統図を図 2.3.1.1 から図 2.3.1.4 に，手順の概要を図 2.3.1.5 に示すと

2.3.1-1

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操作手順の関係を表 2.3.1.1 に示す。
本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，事象発生10時間までの6号及び7号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計30名である。その内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員は，
当直長1名（6号及び7号炉兼任），当直副長2名，運転操作対応を行う運転員12名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は5名，緊急時対策要員（現場）は10名である。
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等を行うための参集要員34名である。必要な要員と作業項目について図2.3.1.6に示す。
a. 全交流動力電源喪失及び原子炉スクラム確認
外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機が機能喪失する。これにより所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となり，全交流動力電源喪失に至る。全交流動力電源喪失の発生により原子炉がスクラムしたことを確認する。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等である。
b. 原子炉隔離時冷却系による原子炉注水
原子炉スクラム後，原子炉水位は低下するが，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉注水を開始することにより，原子炉水位が回復する。
原子炉隔離時冷却系による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び原子炉隔離時冷却系系統流量等である。
原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル 2）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。
c. 早期の電源回復不能判断及び対応準備
中央制御室からの操作により外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動ができず，非常用高圧母線（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不能と判断する。これにより，常設代替交流電源設備，代替原子炉補機冷却系，低圧代替注水系（常設）の準備を開始する。
d. 直流電源切替
原子炉隔離時冷却系で使用している直流電源の枯渇を防止するため，事象発生から 8
時間経過するまでに所内蓄電式直流電源設備切替（蓄電池 A から蓄電池 A-2 に切替）を実施する。事象発生から，19 時間経過するまでに所内蓄電式直流電源設備切替（蓄電池A-2 から AM 用直流 125V 蓄電池に切替）を実施することにより 24 時間にわたって直流

2.3.1-2

電源の供給を行う。なお，所内蓄電式直流電源設備の切替操作を実施する際には，時間的裕度を確保するため，原子炉水位高（レベル 8）近傍まで原子炉水位を上昇させた後，原子炉隔離時冷却系を停止し，切替操作を実施する。
e. 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱
崩壊熱除去機能を喪失しているため，格納容器圧力及び温度が上昇する。
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱の準備として，原子炉格納容器
一次隔離弁を二次格納施設外からの人力操作により開する。
格納容器圧力が 0.31MPa[gage]に到達した場合，原子炉格納容器二次隔離弁を二次格
納施設外からの人力操作によって中間開操作することで，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施する。
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力等である。
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施している間に炉心損傷していないことを確認するために必要な計装設備は格納容器内雰囲気放射線レベル等である。
サプレッション・チェンバ側からの格納容器圧力逃がし装置等の原子炉格納容器ベン
トラインが水没しないことを確認するために必要な計装設備はサプレッション・チェン
バ・プール水位である。
f. 逃がし安全弁による原子炉急速減圧
常設代替交流電源設備による交流電源供給を確認後，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水の準備として，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系ポンプ 1 台を手動起動する。代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水の準備が完了した後，中央制御室からの遠隔操作によって逃がし安全弁 2 個を手動開操作し原子炉を急速減圧する。
原子炉急速減圧を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力である。
g. 残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水逃がし安全弁による原子炉急速減圧により,原子炉圧力が残留熱除去系（低圧注水モード）の系統圧力を下回ると原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復する。
残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を確認するために必要な計装設備
は，原子炉水位及び残留熱除去系系統流量である。
h. 残留熱除去系（格納容器スプレイモード）による原子炉格納容器除熱
原子炉水位を原子炉水位高（レベル 8）まで上昇させた後，中央制御室からの遠隔操2.3.1-3

作により残留熱除去系を低圧注水モードから格納容器スプレイモード（ドライウェル側のみ）に切替えるとともに，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱が行われている場合は，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を停止する。
残留熱除去系（格納容器スプレイモード）による原子炉格納容器除熱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等である。
i. 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
残留熱除去系の低圧注水モードから格納容器スプレイモード（ドライウェル側のみ）への切替え後は，低圧代替注水系（常設）を用いて原子炉水位を原子炉水位低（レベル3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び復水補給水系流量（原子炉圧力容器）等である。
以降，炉心冷却及び原子炉格納容器除熱は，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系により継続的に行う。
2.3.1.2 炉心損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「1.2 評価対
象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，外部電源喪失を起因事象とし，全ての非常用ディーゼル発電機を喪失することで原子炉隔離時冷却系を除く注水機能を喪失する「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」である。
本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，気液熱非平衡，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・
対向流，三次元効果，原子炉圧力容器における沸騰・凝縮・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，冷却材放出（臨界流・差圧流），ＥＣＣＳ注水（給水系・代替注水設備含む）
並びに原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷却，格納容器ベント，サプレッション・プール冷却が重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価することが可能である長期間熱水力過渡変化解析コード SAFER，シビアアクシデント総合解析コード MAAP により原子炉圧力，原子
炉水位，燃料被覆管温度，格納容器圧力，格納容器温度等の過渡応答を求める。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を表2.3.1.2に示す。ま

2.3.1-4

た，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
a. 事故条件(a) 起因事象
送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源を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，全交流動力電源を喪失するものとする。
(c) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。起因事象として，外部電源を喪失するものとしている。
b. 重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号
原子炉スクラムは，タービン蒸気加減弁急速閉信号によるものとする。
(b) 原子炉隔離時冷却系
原子炉隔離時冷却系は原子炉水位低（レベル 2）で自動起動し，182m3/h（8.12～
1.03MPa[dif]において）の流量で注水するものとする。
(c) 逃がし安全弁
逃がし安全弁の逃がし弁機能にて，原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を抑えるものとする。また，原子炉減圧には自動減圧機能付き逃がし安全弁（2個）を使用するものとし，容量として，1個あたり定格主蒸気流量の約5%を処理するものとする。
(d) 残留熱除去系（低圧注水モード）
残留熱除去系（低圧注水モード）は事象発生から24時間後に手動起動し，954m3/h（0.27MPa[dif]において）の流量で注水するものとする。
(e) 残留熱除去系（格納容器スプレイモード）
逃がし安全弁による原子炉減圧後，原子炉水位を原子炉水位高（レベル8）まで上昇させた後に手動起動し，954m3/hにて原子炉格納容器内にスプレイするものとする。また，伝熱容量は，熱交換器1基あたり約8MW（サプレッション・チェンバのプール水温
52℃，海水温度30℃において）とする。
(f) 低圧代替注水系（常設）
残留熱除去系の低圧注水モードから格納容器スプレイモード（ドライウェル側のみ）への切替え後に，崩壊熱相当量で原子炉注水し，その後は炉心を冠水維持する。
(g) 格納容器圧力逃がし装置等
格納容器圧力逃がし装置等により，格納容器圧力 0.62MPa[gage]における最大排出流2.3.1-5

量 31.6kg/s に対して，原子炉格納容器二次隔離弁の中間開操作（流路面積約 70%開※）
にて原子炉格納容器除熱を実施する。
※ 操作手順においては，原子炉格納容器除熱は原子炉格納容器二次隔離弁を 50％開にて開始するが，格納容器圧力に低下傾向が確認できない場合は，増開操作を実施する。解析においては，操作手順の考え方を踏まえ，中間開操作（流路面積約 70%開）とする。

(h) 代替原子炉補機冷却系
伝熱容量は約 23MW（サプレッション・チェンバのプール水温 100℃，海水温度 30℃
において）とする。
c. 重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件は，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 交流電源は24時間使用できないものとし，事象発生から24時間後に常設代替交流電源設備によって交流電源の供給を開始する。
(b) 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，格納容器圧力が0.31MPa[gage]に到達した場合に実施する。
(c) 逃がし安全弁による原子炉急速減圧操作は，事象発生から24時間後に開始する。
(d) 代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）の起動操作は，事象発生24時間後に開始する。
(e) 低圧代替注水系（常設）起動操作は，事象発生から24時間後に開始する。なお，サプレッション・チェンバ・プールの水位が真空破壊装置-1mに到達した場合，低圧代
替注水系（常設）による原子炉注水を停止する。
(f) 代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（格納容器スプレイモード）の起動操
作は，事象発生から約25時間後に開始する。
(3) 有効性評価（敷地境界での実効線量評価）の条件
本重要事故シーケンスでは炉心損傷は起こらず，燃料被覆管の破裂も発生していないため，放射性物質の放出を評価する際は，設計基準事故時の評価手法を採用することで保守性が確保される。このため，敷地境界での実効線量評価にあたっては，発電用軽水型原子炉施設の安全評価に関する審査指針（原子力安全委員会 平成 2 年 8 月 30 日）に示されている評価手法を参照した。具体的な評価条件を以下に示す。
(a) 事故発生時の冷却材中の核分裂生成物の濃度は，運転上許容される I-131 の最大濃度とし，その組成を拡散組成とする。これにより,事故発生時に冷却材中に存在するよう素は，I-131 等価量で約 1.3×1012Bq となる。
(b) 原子炉圧力の低下に伴う燃料棒からの核分裂生成物の追加放出量は，I-131については先行炉等での実測値の平均値に適切な余裕をみた値※1である3.7×1013Bqとし，

2.3.1-6

その他の核分裂生成物についてはその組成を平衡組成として求め，希ガスについてはよう素の2倍の放出があるものとする。これにより，原子炉圧力の低下に伴う燃料棒からの追加放出量は，希ガスについてはγ線実効エネルギ0.5MeV換算値で約9.9×1014Bq，よう素についてはI-131等価量で約6.5×1013Bqとなる。
※1 過去に実測されたI-131追加放出量から，全希ガス漏洩率（f値）1mCi/s（3.7×107Bq/s）あたりの追加放出量を用いて算出している。全希ガス漏洩率が 3.7×109Bq/s（100mCi/s）の場合，全希ガス漏洩率あたりのI-131の追加放出量の平均値にあたる値は1.4×1012Bq（37Ci）であり，柏崎刈羽原子力発
電所6号及び7号炉の線量評価で用いるI-131追加放出量は，これに余裕を見込んだ3.7×1013Bq（1000Ci）を条件としている。（1Ci = 3.7×1010Bq/s）
出典元
・「沸騰水型原子力発電所 事故時の被ばく評価手法について」（TLR-032）
・「沸騰水型原子力発電所 事故時の被ばく評価手法について」（HLR-021）(c) 燃料棒から追加放出されるよう素のうち有機よう素は4%とし，残りの96%は無機よう素とする。
(d) 燃料棒から追加放出される核分裂生成物のうち，希ガスはすべて瞬時に気相部に移行するものとする。有機よう素のうち，10%は瞬時に気相部に移行するものとし，残りは分解するものとする。有機よう素から分解したよう素，無機よう素が気相部にキャリーオーバーされる割合は2%とする。
(e) 原子炉圧力容器気相部の核分裂生成物は，逃がし安全弁等を通して崩壊熱相当の蒸気に同伴し，原子炉格納容器内に移行するものとする。この場合，希ガス及び有機よう素は全量が，無機よう素は格納容器ベント開始までに発生する崩壊熱相当の蒸気に伴う量が移行するものとする。
(f) サプレッション・チェンバの無機よう素は，スクラビング等により除去されなかったものが原子炉格納容器の気相部へ移行するものとする。希ガス及び有機よう素については，スクラビングの効果を考えない。また，核分裂生成物の自然減衰は，格納容器ベント開始までの期間について考慮する。
(g) 敷地境界における実効線量は，内部被ばくによる実効線量及び外部被ばくによる実効線量の和として計算し，よう素の内部被ばくによる実効線量は，主蒸気隔離弁
閉止後のよう素の内部被ばくによる実効線量を求める以下の式（1）で，また，希ガスのγ線外部被ばくによる実効線量は，放射性気体廃棄物処理施設の破損時の希ガスのγ線外部被ばくによる実効線量を求める以下の式（2）で計算する。
HI2 ＝ R ･ H∞ ･ χ/Q ･ QＩ ・・・・・・・・・・・・・ （1）R：呼吸率（m3/s）
呼吸率Ｒは，事故期間が比較的短いことを考慮し，小児の呼吸率（活動時）0.31m3/hを秒当たりに換算して用いる。

H∞：よう素（I-131）を1Bq吸入した場合の小児の実効線量（1.6×10-7Sv/Bq）

χ/Q：相対濃度（s/m3）

QI：事故期間中のよう素の大気放出量（Bq）

2.3.1-7

（I-131等価量－小児実効線量係数換算）
Hγ ＝ K ･ D/Q ･ Qγ
K・・・・・・・・・・・・・ （2）：空気吸収線量から実効線量当量への換算係数（K＝1Sv/Gy）

D/Q：相対線量（Gy/Bq）

Qγ：事故期間中の希ガスの大気放出量（Bq）（γ線実効エネルギ 0.5MeV 換算値）

(h) 大気拡散条件については，格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置を用いる場合は，格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置
排気管からの放出，実効放出継続時間 1 時間の値として，相対濃度（χ/Q）を
1.2×10-5（s/m3），相対線量（D/Q）を 1.9×10-19（Gy/Bq）とし，耐圧強化ベント系を用いる場合は，主排気筒放出，実効放出継続時間 1 時間の値として，相対濃度（χ/Q）は 6.2×10-6（s/m3），相対線量（D/Q）は 1.2×10-19（Gy/Bq）とする。
(i) サプレッション・チェンバ内でのスクラビング等による除染係数は 10，格納容器
圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置による除染係数は 1,000，排気ガスに含まれるよう素を除去するためのよう素フィルタによる除染係数は 50 とする。
（添付資料 2.3.1.1）(4) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内及びシュラウド内外）※2，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量，原子炉圧力容器内の保有水量の推移を図
2.3.1.7から図2.3.1.12に，燃料被覆管温度，高出力燃料集合体のボイド率及び炉心下部プ
レナム部のボイド率の推移を図2.3.1.13から図2.3.1.15に，格納容器圧力，格納容器温度，
サプレッション・チェンバ・プール水位及び水温の推移を図2.3.1.16から図2.3.1.19に示す。
a. 事象進展
全交流動力電源喪失後，タービン蒸気加減弁急速閉信号が発生して原子炉がスクラムし，また，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系が自動起動して原子炉水位は維持される。再循環ポンプについては，外部電源喪失により，事象発生とともに 10 台全てがトリップする。
所内蓄電式直流電源設備は，負荷切離しを行わずに 8 時間，その後は不要な負荷の切離し及び直流電源切替（蓄電池 A から蓄電池 A-2）を実施し，加えて事象発生から 19 時間経過するまで直流電源切替（蓄電池 A-2 から AM 用直流 125V 蓄電池）を実施することにより，更に 16 時間の合計 24 時間にわたり，重大事故等の対応に必要な設備に電源を供給できるものとする。この間，原子炉隔離時冷却系が原子炉水位低（レベル 2）での自動

2.3.1-8

起動及び原子炉水位高（レベル 8）でのトリップを繰り返すことによって，原子炉水位は適切に維持される。
（添付資料 2.3.1.2，2.3.1.3）
事象発生から 24 時間経過した時点で，常設代替交流電源設備による交流電源の供給を開始し，その後，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁 2 個を手動開すること
で，原子炉の急速減圧を実施し，原子炉減圧後に残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を開始する。原子炉の急速減圧を開始すると，原子炉冷却材の流出により原子炉水位は低下するが，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水が開始されると原子炉水位が回復する。
崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することで，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇する。そのため，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を行う。原子炉格納容器除熱は，事象発生から約 16 時間経過した時点で実施する。また，原子炉格納容器除熱時のサプレッション・チェンバ・プール水位は，真空破壊装置（約 14m）及びベントライン（約 17m）に対して，十分に低く推移するため，真空破壊装置の機能は維持される。この点と，蒸気の流入によってサプレッション・チェンバ・プール水温が上昇することを考慮し，その確実な運転継続を確保する観点から，原子炉隔離時冷却系の水源は復水貯蔵槽とする。常設
代替交流電源設備による電源供給を開始した後は，ベントラインを閉じて，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を行うものとする。
※2 シュラウド内側は，炉心部から発生するボイドを含んだ二相水位を示しているため，シュラウド
外側の水位より，見かけ上高めの水位となる。一方，非常用炉心冷却系の起動信号となる原子炉
水位計（広帯域）の水位及び運転員が炉心冠水状態において主に確認する原子炉水位計（広帯域・狭帯域）の水位は，シュラウド外側の水位であることから，シュラウド内外の水位を合わせて示した。なお，水位が有効燃料棒頂部付近となった場合には，原子炉水位計（燃料域）にて監視する。6 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド内を，7 号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュ
ラウド外を計測している。

b. 評価項目等
燃料被覆管の最高温度は，図 2.3.1.13 に示すとおり，初期値(約 310℃)を上回ることなく，1,200℃以下となる。また，燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1%以下であり，15%以下となる。
原子炉圧力は，図 2.3.1.7 に示すとおり，逃がし安全弁の作動により，約 7.52MPa[gage]以下に抑えられる。原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧
力容器底部圧力との差（高々約 0.3MPa）を考慮しても，約 7.82MPa[gage]以下であり，最高使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を十分下回る。
また，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する

2.3.1-9

蒸気が原子炉格納容器内に流入することによって，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇
するが，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を行うことによって，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度の最大値は，約 0.31MPa[gage]及び約 144℃に抑えられる。原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，限界圧力及び限界温度を下回る。
（添付資料 2.3.1.4）
図 2.3.1.8 に示すとおり，原子炉隔離時冷却系による注水継続により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，約 16 時間後に格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を開始し，さらに代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を実施することで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。
（添付資料 2.3.1.5）
格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置によるベント時の敷地境界
での実効線量の評価結果は約 9.9×10-3mSv であり，5mSv を下回る。また，耐圧強化ベント系によるベント時の敷地境界での実効線量の評価結果は約 4.9×10-2mSv であり，5mSvを下回る。いずれの場合も周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはない。
本評価では，「1.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目及び周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えないことについて，対策の有効性を確認した。
2.3.1.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するものとする。
「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）」では，全交流動力電源喪失後，原子炉隔離時冷却系が自動起動し，設計基準事故対処設備として期待する期間は運転を継続する
ものの，その期間を超えた後に蓄電池の直流電源供給能力が枯渇して原子炉隔離時冷却系に期待できなくなることが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象発生から 12 時間程度までの短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，所内蓄電式直流電源設備切替操作（A→A-2），格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作，所内蓄電式直流電源設備切替操作（A-2→AM）及び代替原子炉補機冷却系運転操作とする。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価

2.3.1-10

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
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，解析コードは実験結果の燃料被覆管温度に比べて 10℃～50℃高めに評価することから，解析結果は燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価する可能性がある。よって，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きくなり燃料被覆管温度は低くなるが，操作手順（減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードは酸化量及び発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，解析結果は燃料被覆管酸化を大きく評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなり，原子炉水位挙動に影響を与える可能性があるが，操作手順（減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）
は HDR 実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向が確認されているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる
等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているため，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている格納容器圧力逃がし装置等に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF
実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいため，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている格納容器圧力逃がし装置等に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
（添付資料 2.3.1.6）
b. 評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒表面熱伝達の不確かさとして，実験解析では熱伝達モデルの保守性により燃料被覆管温度を高めに評価し，有効性評価解析でも燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
炉心における燃料被覆管酸化の不確かさとして，解析コードでは，燃料被覆管の酸化について，酸化量及び発熱量に保守的な結果を与え，燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

2.3.1-11

原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）
は HDR 実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向が確認されているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる
等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料 2.3.1.6）(2) 解析条件の不確かさの影響評価
a. 初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件は，表2.3.1.2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，解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくな
るような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
初 期 条 件 の 最 大 線 出 力 密 度 は ， 解 析 条 件 の 44.0kW/m に 対 し て 最 確 条 件 は 約
42.0kW/m以下であり，本解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合，燃料被覆
管温度の上昇が緩和されるが，操作手順（減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はない
ことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/tに対して最確条件
は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件の不確かさとして，最確条件は解析条
件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなることから，原子炉水位の低下が緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力上昇が遅くなるが，操作手順（格納容器圧力に応じて格納容器
ベントを実施すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力，格納容器温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，事象進展に与える影
響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

2.3.1-12

機器条件の残留熱除去系（低圧注水モード）及び低圧代替注水系（常設）は，本解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる可能性がある。冠水後の操作として冠水維持
可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料2.3.1.6）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初 期 条 件 の 最 大 線 出 力 密 度 は ， 解 析 条 件 の 44.0kW/m に 対 し て 最 確 条 件 は 約
42.0kW/m以下であり，本解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合，燃料被覆
管温度の上昇が緩和されると考えられるが，原子炉水位は有効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心は冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値(約310℃)を上回ることはないことから，上記の不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響はない。
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/tに対して最確条件
は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件の不確かさとして，最確条件は解析条
件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなることから，原子炉水位の低下が緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなり，格納容器圧力の上昇は遅くなるが，格納容器圧力の上昇は格納容器ベントにより抑制されるため，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
機器条件の残留熱除去系（低圧注水モード）及び低圧代替注水系（常設）は，解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復が早くなり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる（添付資料2.3.1.6）
b. 操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の6要因に分類し，これらの要因が，運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の所内蓄電式直流電源設備切替操作（A→A-2）は，解析上の操作開始時間
として事象発生から8時間経過するまでを設定している。運転員等操作時間に与える影響として，本操作は停電切替操作であり，負荷である原子炉隔離時冷却系の停止操作が必要となることから，原子炉水位の状況により切替操作の操作開始時間は変動

2.3.1-13

する可能性があるが，炉心は冠水維持されるため問題とならない。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，解析上の操作開始時間として格納容器圧力0.31MPa［gage］到達時を設定している。運転員
等操作時間に与える影響として，実態の運転操作においては，炉心損傷前の格納容器
ベントの操作実施基準（格納容器圧力0.31MPa［gage］）に到達するのは，事象発生の約16時間後であり，格納容器ベント準備操作は格納容器圧力上昇の傾向を監視しながら予め実施可能である。また，格納容器ベント操作も同様に格納容器圧力の上昇の傾向を監視しながら予め準備が可能である。よって，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。操作開始時間が遅れた場合においても，格納容器限界圧力は0.62MPa［gage］のため，原子炉格納容器の健全性という点では問題とはならない。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室の運転員とは別に現場操作を行う運転員及び緊急時対策要員を配置しており，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
操作条件の所内蓄電式直流電源設備切替操作（A-2→AM）は，解析上の操作開始時
間として事象発生から19時間経過するまでを設定している。運転員等操作時間に与える影響として，本操作は停電切替操作であり，負荷である原子炉隔離時冷却系の停止操作が必要となることから，原子炉水位の状況により切替操作の操作開始時間は変動する可能性があるが，炉心は冠水維持されるため問題とならない。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から24時間後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，代替原子炉補機冷却系の準備は，緊急時対策要員の参集に10時間，その後の作業に10時間の合計20時間を想定しているが，準備操作が想定より短い時間で完了する可能性がある
ため，操作開始時間が早まる可能性があり，格納容器圧力及び温度を早期に低下させる。
（添付資料2.3.1.6）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の所内蓄電式直流電源設備切替操作（A→A-2）は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定から変動する可能性があるが，直流電源設備は原子炉注水等のサポート設備であり，操作開始時間が変動しても，枯渇しなければ評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
操作条件の所内蓄電式直流電源設備切替操作（A-2→AM）は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定から変動する可能性がある

2.3.1-14

が，直流電源設備は原子炉注水等のサポート設備であり，操作開始時間が変動しても，枯渇しなければ評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定から早まる可能性がある。この場合，格納
容器圧力及び温度を早期に低下させる可能性があり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。なお，常設代替交流電源設備からの受電を事象発生から24
時間後に制限する場合，代替原子炉補機冷却系運転操作開始時間のみが早まったとしても，常設代替交流電源設備から受電する設備を運転できないため，評価項目となるパラメータに影響しない。
（添付資料2.3.1.6）(3) 操作時間余裕の把握
操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の所内蓄電式直流電源設備切替操作（A→A-2）については，原子炉水位高（レベル8）到達後に原子炉隔離時冷却系が停止した際に切替操作を実施するが，原子炉水位
高（レベル8）から有効燃料棒頂部まで原子炉水位が低下するには約1時間以上あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作については，格
納容器ベント開始までの時間は事象発生から約16時間あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。また，格納容器ベント操作開始時間が遅れる場合においても，格納容器
圧力は0.31MPa［gage］から上昇するが，格納容器圧力の上昇の傾向は緩やかである。格納容器限界圧力0.62MPa[gage]に至るまでの時間は，過圧の観点で厳しい「3.1 雰囲気圧
力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」においても事象発生約38時間であり，約20時間以上の余裕があることから，時間余裕がある。
操作条件の所内蓄電式直流電源設備切替操作（A-2→AM）については，原子炉水位高（レベル8）到達後に原子炉隔離時冷却系が停止した際に切替操作を実施するが，原子炉水位
高（レベル8）から有効燃料棒頂部まで原子炉水位が低下するには約1時間以上あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作については，事象想定として常設代替交流
電源設備からの受電を事象発生から24時間後としており，4時間程度の準備時間が確保できるため，時間余裕がある。
（添付資料2.3.1.6）(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，

2.3.1-15

解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。
2.3.1.4 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「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪失）」において，6号及び7号炉同時の重大事故等対策時における事象発生10時間までに必要な要員は，「2.3.1.1 (3)炉心損傷防止対策」に示すとおり30名である。「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員及び緊急時対策要員等の72名で対処可能である。
また，事象発生10時間以降に必要な参集要員は34名であり，発電所構外から10時間以内に参集可能な要員の106名で確保可能である。
(2) 必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪失）」において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価している。その結果を以下に示す。
a. 水源
原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水については，7日間の対応を考慮すると，号炉あたり約1,600m3の水が必要となる。6号及び7号炉の同時被災を考慮すると，合計約3,200m3の水が必要である。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約1,700m3及び淡水貯水池に約18,000m3の水を保有している。これにより，6号及び7号炉の同時被災を考慮しても，必要な水源は確保可能である。また，事象発生12時間以降に淡水貯水池の水を防火水槽に移送し，防火水槽から可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への給水を行うことで，復水貯蔵槽を枯渇させることなく復水貯蔵槽を水源とした7日間の注水継続実施が可能となる。ここで，復水貯蔵槽への補給の開始を事象発生12時間後としているが，これは，可搬型設備を事象発生から12時間以内に使用できなかった場合においても，その他の設備にて重大事故等に対応できるよう設定しているものである。
（添付資料 2.3.1.7）
b. 燃料
常設代替交流電源設備による電源供給については，保守的に事象発生直後からの運転を想定すると，7日間の運転継続に6号及び7号炉において合計約860kLの軽油が必要とな

2.3.1-16

る。可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への給水については，保守的に事象発生直後からの可搬型代替注水ポンプの運転を想定すると，7日間の運転継続に号炉あたり約10kLの軽油が必要となる。また，代替原子炉補機冷却系専用の電源車については，保守的に事
象発生直後からの運転を想定すると，7日間の運転継続に号炉あたり約37kLの軽油が必要となる。代替原子炉補機冷却系用の可搬型大容量送水ポンプについては，保守的に事象発生直後からの可搬型大容量送水ポンプの運転を想定すると，7日間の運転継続に号炉あたり約30kLの軽油が必要となる。免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモ
ニタリング・ポスト用発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定
すると，7日間の運転継続に合計約79kLの軽油が必要となる。（6号及び7号炉合計 約
1,093kL）
6 号及び 7 号炉の各軽油タンク（約 1,020kL）及びガスタービン発電機用燃料タンク（約200kL）
にて合計約 2,240kL の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，常設代替交流電源設備による電源供給，可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への給水，代替原子炉補機冷却系の運転，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機による電源供給及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給について，7 日間の継続が可能である。
（添付資料 2.3.1.8）
c. 電源
常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故等対策に必要な負荷として，6号及び7号炉で約2,342kW（6号炉：約1,159kW，7号炉：約1,183kW）必要となるが，常設代
替交流電源設備は連続定格容量が2,950kWであり，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
また，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリング・ポスト用発電機についても，必要負荷に対して電源供給が可能である。
蓄電池の容量については，交流電源が復旧しない場合を想定しても，不要な直流負荷の切離し及び蓄電池の切替等を行うことにより，事象発生後24時間の直流電源供給が可能である。
（添付資料 2.3.1.2,2.3.1.9）
2.3.1.5 結論
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪失）」では，全交流
動力電源喪失後，原子炉隔離時冷却系が自動起動し，設計基準事故対処設備として期待する
期間は運転を継続するものの，その期間を超えた後に蓄電池が枯渇して原子炉隔離時冷却系が機能喪失することで，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ｢全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪失）｣に対す

2.3.1-17

る炉心損傷防止対策としては，初期の対策として原子炉隔離時冷却系等による原子炉注水
手段，安定状態に向けた対策として残留熱除去系（低圧注水モード）及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱手段及び代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（格納容器スプレイモード）による原子炉格納容器除熱手段を整備している。
事故シーケンスグループ｢全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪失）｣の重要事故シーケンス「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪失）」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，蓄電池の容量増強に伴う原子炉隔離時冷却系の長時間運転，逃がし安全弁による原子炉減圧，残留熱除去系（低圧注水モード）及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱，代替原子炉補機
冷却系を介した残留熱除去系（格納容器スプレイモード）による原子炉格納容器除熱を実施することにより，炉心損傷することはない。
その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
なお，格納容器圧力逃がし装置等の使用による敷地境界での実効線量は，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはない。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
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（外部電源喪失＋DG喪失）」において，原子炉隔離時冷却系等による原子炉注水，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱等の炉心損傷防止対策は，選定した重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（外部電源喪失＋DG喪失）」に対して有効である。

2.3.1-18非常用ディーゼル発電機

原子炉格納容器

※２

外部電源

Gen

逃がし安全弁主タービン系へ

給水系
より
復水貯蔵槽

※３

※３
原子炉圧力容器

高圧代替注水ポンプ※２
原子炉隔離時冷却系ポンプ

図 2.3.1.1 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）時の重大事故等対処設備の概略系統図（1/4）（原子炉注水）

原子炉建屋
外部電源

原子炉格納容器

非常用ディーゼル
発電機※2

耐圧強化ベント系

Gen

主
排
気
筒

※1

淡水貯水池

逃がし安全弁主タービン系へ

給水系
より

復水貯蔵槽

可搬型代替注
水ポンプ

※1
※3
※3
可搬型
薬液注入装置防火水槽

原子炉圧力容器※2
格納容器圧力逃がし装置
又は代替格納容器圧力逃がし装置

高圧代替
注水ポンプ

タンクローリ
原子炉隔離時冷却系ポンプ

ドレン移送ポンプ

図 2.3.1.2 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）時の重大事故等対処設備の概略系統図（2/4）（原子炉注水及び原子炉格納容器除熱）

2.3.1-19

軽油タンク

外部電源

非常用ディーゼル
発電機※残留熱除去系は，原子炉水位がレベル 8 に到達した時点で，低圧注水モード
から格納容器スプレイ
モードに運転を切替える。

原子炉格納容器
格納容器スプレイ・ヘッダ

Gen

逃がし安全弁

淡水貯水池

タンクローリ

軽油タンク
給水系より

主タービン系へ

防火水槽
低圧代替注水系（常設）

可搬型代替交流電源設備
（電源車）

可搬型代替
注水ポンプ

原子炉圧力容器

復水貯蔵槽
復水移送
ポンプ

Ａ(Ｃ)

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ

Ａ
常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）

Ｂ
熱交換器ユニット

可搬型大容量送
水ポンプ

海水

水中ポンプ

図 2.3.1.3 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）時の重大事故等対処設備の概略系統図（3/4）（原子炉急速減圧，原子炉注水及び原子炉格納容器除熱）

外部電源

非常用ディーゼル
発電機

原子炉格納容器

Gen
逃がし安全弁タンクローリ
軽油タンク

給水系より

主タービン系へ

原子炉圧力容器

残留熱除去系ポンプ

可搬型代替交流電源設備（電源車）※残留熱除去系の低圧注水モードとサプレッション
・チェンバ・プール水冷却モードを切替えて，原子炉水位をレベル 3～レベル 8の範囲で維持する。

残留熱除去系ポンプ

Ａ
常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）

Ｂ
熱交換器ユニット

可搬型大容量送
水ポンプ

海水

水中ポンプ

図 2.3.1.4 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）時の重大事故等対処設備の概略系統図（4/4）（原子炉格納容器除熱）

2.3.1-20

（解析上の時間）※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

※1

（0分）

凡例

全交流動力電源喪失発生※2 中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転数，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する
タービン蒸気加減弁急速閉動作※3：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

原子炉隔離時冷却系はレベル2からレベル8の範囲で原子炉圧力容器へ注水する：解析上考慮しない操作・判断結果※19※4 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出来ず
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

原子炉スクラム・タービントリップを確認

交流電源駆動ポンプによる原子炉注水機能喪失を確認

回復は解析上考慮せず

原子炉隔離
・計装用空気喪失による主蒸気隔離弁「閉」
・高圧制御油系喪失によるタービンバイパス弁「不動作」

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達（約3分後）

Ⅱ
第一ガスタービン発電機が使用できない場合は第二ガスタービン発電機による緊急用M/Cを受電する
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（電源容量により使用できる設備が限られる）
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（電源容量により使用できる設備が限られる）※6 原子炉格納容器除熱機能が喪失している場合は，原子炉隔離時冷却系の水源は
復水貯蔵槽とする。
実際の操作においては，自動切替前に原子炉隔離時冷却系水源切替SWを「CSP」
位置にすることにより，自動切替を阻止することができる※2
原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認【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
全交流動力電源喪失時に，原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による原子炉注水ができない場合は，常設代替交流電源設備による非常用電源が回復後，高圧炉心注水系を無冷却水の状態で短時間起動し，原子炉注水することが可能である※5 サプレッションプール水位高NWL+50mm到達中に，格納容器圧力高13.7kPa[gage]信号が発生すると，原子炉隔離時冷却水ポンプの吸込弁が自動で切り替わる。
具体的には，サプレッション・チェンバ側吸込弁が「全開」し，復水貯蔵槽側
吸込弁が「全閉」することにより切り替わる

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認※7

Ⅲ
消火系を代替注水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
恒設設備による原子炉圧力容器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

所内蓄電式直流電源設備を蓄電池Aから蓄電池A-2へ切り替えるⅣ

原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認No※8Ⅰ※9 格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，格納容器スプレイを停止し，炉心損傷がないことを格納容器内雰囲気放射線モニタ等により確認し，格納容器ベント操作を開始する

高圧代替注水系
起動

Yes

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能
である

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

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず

Ⅴ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する
Ⅵ※10 優先順位については，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い，耐圧強化
ベント系よりも高く見直しを実施する予定である。
また，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い優先順位を変更しても，本有効性評価には影響を与えることはない※3
原子炉水位回復確認＊以後，レベル2からレベル8で原子炉注水

残留熱除去系のラインを優先して使用するが，現場操作で洗浄水弁を開することにより，高圧炉心注水系Ｂラインからの原子炉注水も可能である
Ⅶ
代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）及び消火系での代替格納容器スプレイ冷却系の使用も可能である
恒設設備による格納容器スプレイが実施できない場合，可搬型代替注水ポンプによるスプレイを実施する※4（約10分後）早期の電源回復不能と判断（約50分後）Ⅱ※5
格納容器圧力13.7ｋPa[gage]到達
原子炉隔離時冷却系水源自動切替「復水貯蔵槽」→「サプレッション・チェンバ」

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施※6
原子炉隔離時冷却系水源手動切替「サプレッション・チェンバ」→「復水貯蔵槽」

回復は解析上考慮せず

炉心損傷無し継続確認

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

Ⅴ

淡水タンクから防火水槽への補給

炉心損傷を確認した場合は炉心損
傷後の対応手順に移行する

防火水槽への補給準備完了第一ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・第二ガスタービン発電機による緊急用M/C受電
・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※7（約8時間後）Ⅲ※8

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

所内蓄電式直流電源設備切替
可搬型代替交流電源設備は第一ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可

代替原子炉補機冷却系
準備

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

Ⅳ

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給※9（約16時間後）（約12時間後）

格納容器圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施（約12時間後）タンクローリによる給油準備完了可搬型代替注水ポンプの準備完了（適宜実施）（適時実施）

Yes
以下の優先順位で格納容器ベントを実施する。
優先② 「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」
優先③ 「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先④ 「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」
優先⑤ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先⑥ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」

フィルタ装置排水ポンプ水張り※10（24時間後）2.3.1-21

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作No
炉心損傷なし※11

Yes（24時間後）格納容器ベント停止

フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作

可搬設備への燃料補給

防火水槽への補給

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への補給

No「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」（適時実施）

代替原子炉補機冷却系
準備が完了

※12

Ⅵ
残留熱除去系準備※18（24時間後）（約19時間後）

所内蓄電式直流電源設備切替

低圧代替注水系(常設）
復水移送ポンプ
2台注水準備が完了※13No

代替注水系2台準備

Yes（24時間後）残留熱除去系（B） 低圧注水系準備完了（24時間後）中央制御室での逃がし安全弁2個による
原子炉減圧

残留熱除去系（A）を使用した
低圧代替注水準備

代替注水系による原子炉注水※11 格納容器ベント実施時に格納容器内雰囲気放射線モニタ等により炉心損傷が確認された場合は，炉心損傷後の対応手順に移行する。
格納容器ベント停止後は，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスパージを実施する※14※12 格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。
フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッション・チェンバ・プールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，フィルタ装置への薬品注入を適宜実施する残留熱除去系（B） 低圧注水系
による原子炉注水開始確認※13 所内蓄電式直流電源設備を蓄電池A-2からAM用直流125V蓄電池に切り替える※14 残留熱除去系準備完了後，「S/P熱容量温度制限」により急速減圧する。急速減圧必要最低弁数2個での減圧を評価している。
また，実際の操作では原子炉隔離時冷却系の運転を継続し低圧注水系へ移行するが，評価上原子炉隔離時冷却系は停止し，
かつ原子炉水位レベル2及びレベル1.5での自動起動も考慮しない

原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系隔離※15 残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を実施するため，原子炉注水を低圧代替注水系に切り替える
原子炉水位高（レベル8）にて原子炉注水停止※16 原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル3到達確認後，原子炉注水を開始し，原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する。以後，本操作を繰り返す※15※17 格納容器圧力計指示0.18MPa[gage]確認し格納容器スプレイ操作を開始する

原子炉注水を残留熱除去系（B）から低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプに切替※18 原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する。復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する
残留熱除去系による格納容器冷却可能確認後
格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント系による格納容器ベント停止※19 重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は待避を実施する

※16

※17
「格納容器圧力0.18MPa[gage]」以上

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプにより原子炉水位レベル3からレベル8を維持する

ⅦⅦ（約25時間後）残留熱除去系（B） 格納容器スプレイ冷却系
にてドライウェルスプレイ開始

代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）によるドライウェルスプレイ

可搬型代替注水ポンプによる代替格納容器スプレイ

消火ポンプによる代替格納容器スプレイ

使用済燃料プール冷却 開始

原子炉圧力容器・原子炉格納容器の状態が静定後使用済燃料プール冷却を再開する

復水移送ポンプによる代替格納容器スプレイと同等の流量確保不可

格納容器圧力13.7kPa[gage]以下になったら負圧になる前に格納容器スプレイを停止する

原子炉注水を低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプから残留熱除去系(B)に切り替え，原子炉注水とサプレッション・チェンバ・プール水冷
却を交互に実施する。また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧
後，原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とす
る

図 2.3.1.5 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）時の対応手順の概要

全交流動力電源喪失

経過時間（分）10
実施箇所・必要人員数
当直長

責任者

操作項目

指揮者
通報連絡者

6号
7号

当直副長
当直副長

緊急時対策要員

運転員（中央制御室）6号
7号

中央監視
緊急時対策本部連絡

1人
1人

号炉毎運転操作指揮

運転員
（現場）
6号
7号

30

40

経過時間（時間）

／

50

60

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

備考

16

事象発生

1人

5人

20

原子炉スクラム

操作の内容

約3分

中央制御室連絡
発電所外部連絡緊急時対策要員
（現場）
6号
7号

約8時間

原子炉水位低（レベル2）

約16時間
格納容器圧力310kPa[gage]到達

直流電源切替プラント状況判断

・全交流動力電源喪失確認

・原子炉スクラム・タービントリップ確認
2人
A,B

状況判断

2人
a,b

－

－

－

－

10分
・主蒸気隔離弁全閉確認，逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

・交流電源駆動による原子炉注水機能喪失確認

原子炉注水操作

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・原子炉隔離時冷却系
原子炉注水確認

－

－

－

－

－

－

・非常用ディーゼル発電機

－

－

－

－

－

－

・外部電源

（2人）
A,B

（2人）
a,b

－

－

4人
C,D

4人
c,d

E,F

e,f

原子炉水位レベル2～レベル8で原子炉注水

機能回復

交流電源回復操作（解析上考慮せず）対応可能な要員により対応する

回復・受電前準備（中央制御室）

20分

・放射線防護装備準備

常設代替交流電源設備 準備操作
（第一ガスタービン発電機）

・現場移動
・受電前準備（現場）
－

－

10分

50分

－

－

10分

・放射線防護装備準備

（2人）
C,D

－

・現場移動

20分

・第一ガスタービン発電機健全性確認

・第一ガスタービン発電機給電準備

10分

－

－

（2人）
E,F

（2人）
e,f

－

－

30分

・蓄電池切替準備

10分

・蓄電池切替操作（A→A-2）

代替原子炉補機冷却系

準備操作

－

（2人）
C,D

（2人）
c,d

－

－

－

－

－

13人
（参集）

13人
（参集）

※1

※1

2人
淡水貯水池から防火水槽への補給準備

－

－

－

2人,※2

水貯蔵槽への補給

蓄 電 池 Aか ら 蓄 電 池 A-2へ 切 替 え る

300分

現場ラインアップ10分

・放射線防護装備準備・現場移動
・資機材配置及びホース布設，起動及び系統水張り

330分＋待避時間30分

10分

・放射線防護装備準備

・現場移動

90分

・淡水貯水池～防火水槽への系統構成，ホース水張り

2人,※3

10分

・放射線防護装備準備・可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への注水準備（可搬型代替注水ポンプ移動，ホース敷設（防火水槽から可搬型代
－

－

－

－

－

－
（2人）
E,F

－

－

－

－

・ 作 業 時 間 10時 間

－
※2,※3

可搬型代替注水ポンプによる防火水槽から復・現場移動・代替原子炉補機冷却系

実際は事象直後より対応する

10分

・放射線防護装備準備

所内蓄電式直流電源設備切替操作

実際は事象直後より対応する

180分

替注水ポンプ，可搬型代替注水ポンプから接続口），ホース接続）

・可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への補給

（2人）

（2人）

※4

※4

－

－

・ベント準備（格納容器ベントバウンダリ構成）－－

・ベント準備（格納容器一次隔離弁操作）

適宜実施

・淡水貯水池から防火水槽への補給

60分

交流動力電源喪失が長期に及ぶ場

この時間内に実施

合に実施する

（2人）
e,f
60分

格納容器ベント準備操作－

・6号炉フィルタ装置水位調整準備（排水ポンプ水張り）

－

60分

※2,※3
－

－

－

－

－

－

－

－

・7号炉フィルタ装置水位調整準備

60分（排水ポンプ水張り）

10分

・放射線防護装備準備
燃料給油準備2人
・軽油タンクからタンクローリへの補給

タンクローリ残量に応じて適宜軽油タ90分ンクから補給※5
燃料給油作業

－

－

－

－

適宜実施

・可搬型代替注水ポンプへの給油

図 2.3.1.6 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）時の作業と所要時間（1/2）
2.3.1-22

全交流動力電源喪失

経過時間（時間）
16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

26

備考

27

24時間
第一ガスタービン発電機による給電開始、残留熱除去系ポンプ起動

約16時間 格納容器圧力310kPa[gage]到達

実施箇所・必要人員数
操作項目

24時間
原子炉急速減圧操作の内容
約19時間 直流電源切替

運転員（中央制御室）6号
7号
原子炉注水操作

運転員
（現場）
6号
7号

緊急時対策要員
（現場）
6号
7号

－

－

－

－

－

－

（1人）

（1人）

A

a

・原子炉隔離時冷却系

－

－

（2人）
E,F

（2人）
e,f

－

－

－

－

（1人）

（1人）

A

a

－

－

－

－

・ベント状態監視

－

－

（2人）
E,F

（2人）
e,f

－

－

・格納容器ベント操作（格納容器二次隔離弁操作）

原子炉注水確認

原子炉水位レベル2～レベル8で原子炉注水
原子炉隔離時冷却系での注水は，復水移送ポンプによる注水準備完了を確認するまで実施

・ベント準備（格納容器一次隔離弁操作）

60分

・7号炉フィルタ装置水位調整準備（排水ポンプ水張り）

60分

格納容器ベント準備操作
※2,※3

－

－

－

・フィルタ装置水位調整

－
4人
（参集）

4人
（参集）

－

－

－

・フィルタ装置薬液補給

燃料給油準備－－－－・軽油タンクからタンクローリへの補給

燃料給油作業－－－－

代替原子炉補機冷却系 準備操作

－

－

－

－

－

－

－

※2,※3
（2人）

燃料給油作業－－－－

代替原子炉補機冷却系 運転

－

－

－

－

※1

※1
（13人）

※6,※7

※6,※7

・現場移動
・資機材配置及びホース布設，起動及び系統水張り

－

－

（2人）
e,f

（2人）

※7

※7

（3人）

（3人）

－

中央制御室からの連絡を受けて現場操適宜実施

作を実施するタンクローリ残量に応じて適宜軽油タ120分

ンクから補給適宜実施

作業中断（一時待避中）270分＋待避時間30分

・軽油タンクからタンクローリへの補給※6－・ 作 業 時 間 10時 間

タンクローリ残量に応じて適宜軽油タ90分ンクから補給・電源車への給油・可搬型大容量送水ポンプへの給油

適宜実施

・代替原子炉補機冷却系 運転状態監視

適宜実施

・放射線防護装備準備
（2人）
E,F

作を実施する・第一ガスタービン発電機用燃料タンクへの給油

（13人）

－

中央制御室からの連絡を受けて現場操適宜実施

・フィルタ装置pH測定－

所内蓄電式直流電源設備切替操作

60分
20分

格納容器ベント操作

燃料給油準備

格納容器ベント操作後，適宜ベント状態監視

・蓄電池切替準備

10分

30分

蓄 電 池 A-2か ら AM用 蓄 電 池 へ 切 り 替 える

2.3.1-23・蓄電池切替操作（A-2→AM用）

事 象 発 生 19時 間 後

15分

10分

・放射線防護装備準備
常設代替交流電源設備 準備操作
（第一ガスタービン発電機）

－

－

（2人）
C,D

－

－

－
20分

・第一ガスタービン発電機起動，給電

（2人）
C,D
常設代替交流電源設備 運転（第一ガスタービン発電機）

－

－

－

－

－

5分

・第一ガスタービン発電機 運転状態監視

10分

・放射線防護装備準備

－

2人

適宜実施

・第一ガスタービン発電機 運転状態監視

（1人）
B

（1人）
b

－

－

20分

・M/C 受電確認

10分

・放射線防護装備準備
(2人)
E,F

常設代替交流電源設備による受電操作
－

－

－

－

－

・6号炉 M/C（D） 受電
・6号炉 MCC（D） 受電

10分

・6号炉 M/C（C） 受電
・6号炉 MCC（C） 受電
(4人)
－

c,d
e,f

10分

・7号炉 M/C（C）（D） 受電

10分

・7号炉 MCC（C）（D） 受電

残留熱除去系 起動操作

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・残留熱除去系ポンプ起動

原子炉急速減圧操作

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・逃がし安全弁 2個 手動開放操作
・低圧注水モードによる原子炉注水

（１人）

（１人）

B

b

－

－

－

－

－

－

（2人）
C,D

（2人）
c,d

－

－

・現場移動
・低圧代替注水系（常設） 現場ラインアップ※復水貯蔵槽吸込ライン切替

低圧注水モードから低圧代替注水系（常設）切替

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・低圧注水モードによる原子炉注水停止
・低圧代替注水系（常設）による原子炉注水開始

低圧代替注水系（常設） 注水操作

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・残留熱除去系 注入弁操作

－

－

（2人）
E,F

（2人）
e,f

－

－

・格納容器ベント停止操作

30分

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・格納容器スプレイ弁操作

格納容器圧力は13.7～180kPa[gage]維持

－

－

（2人）

（2人）

C,D

c,d

－

－

・燃料プール冷却浄化系熱交換器冷却水側1系隔離・代替原子炉補機冷却系が供給していない側の燃料プール冷却浄化系熱交換器を隔離する

（１人）
B

（１人）
b

－

・スキマサージタンク水位調整
・燃料プール冷却浄化系系統構成

・再起動準備としてろ過脱塩器の隔離およびスキマサージタンクへの補給を実施する

（１人）
B

（１人）
b

・燃料プール冷却浄化系再起動

・燃料プール冷却浄化ポンプを再起動し使用済燃料プールの冷却を再開する
・必要に応じてスキマサージタンクへの補給を実施する

低圧代替注水系（常設） 準備操作

格納容器ベント停止操作

格納容器スプレイ冷却系 起動操作

使用済燃料プール冷却 再開（解析上考慮せず）

可搬型代替注水ポンプによる防火水槽から復水貯蔵槽への補給－

燃料給油作業

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

※4

※4

（2人）

（2人）

－

－

－
（2人）

必要人員数 合計

2人
A,B

2人

4人

4人

10人

a.b

C,D,E,Fc,d,e,f（参集要員34人）

5分

・復水移送ポンプ起動／運転確認

15分

・低圧代替注水系（常設） ラインアップ

30分

5分

原子炉水位はレベル3～レベル8維持

60分

適宜実施

・可搬型代替注水ポンプへの給油

現場確認中断（一時待避中）適宜実施

図 2.3.1.6 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）時の作業と所要時間（2/2）

要員を確保して対応する

30分

現場確認中断（一時待避中）（ ）内の数字は他の作業終了後、移動して対応する人員数。

燃 料 プ ー ル 水 温 「 77℃ 」 以 下 維 持

30分

・可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への補給
・淡水貯水池から防火水槽への補給

※5
－

15分

一時待避前に燃料が枯渇しないように
補給する

10

逃がし安全弁 2 個による手動減圧（24 時間）
8
原
子

6

炉

原子炉隔離時冷却系起動／停止により原子炉炉内の蒸気発生量が増減するため，原子炉圧力の上昇／低下を繰り返し，原子炉圧力上昇時は逃がし安全弁開閉により原子炉圧力が制御される（最大値：約 7.52MPa[gage]，約 32 分）

圧力4（MPa[abs]）
2

0
0

4

8

12

16

20

24

28

事
故 後 の 時 間（ｈ）
事故後の時間（h）
SA3KK7SBO99AF86J006

図 2.3.1.7 原子炉圧力の推移
20

原
子
炉
水
位
（
シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
水
位
）

原子炉隔離時冷却系起動／停止による
原子炉水位の維持
15

炉心上部プレナム

10

有効燃料棒頂部
高出力燃料集合体
有効燃料棒底部

5

（ｍ）
（m）

炉心下部プレナム

0
0

4

8

12

16

20

24

28

事事故後の時間（h）
故 後 の 時 間（ｈ）
SA3KK7SBO99AF86J006

図 2.3.1.8 原子炉水位（シュラウド内水位）の推移

2.3.1-24

20

原子炉水位の上昇は確認できないものの，ボイド率が増加しているため，減圧沸騰が発生している
原
子
15
炉
水
位
（
シ
ュ
10
ラ
ウ
ド
内
外
水
5
位
）
（ｍ）
（m）

炉心上部プレナム

原子炉隔離時冷却系起動／停止
による原子炉水位の維持
レベル 8
レベル 3
レベル 2

シュラウド外レベル 1.5
レベル 1
有効燃料棒頂部

高出力燃料集合体

有効燃料棒底部
炉心下部プレナム

0
0

4

8

12

16

20

24

28

事 故 後 の 時 間（ｈ）

事故後の時間（h）

SA3KK7SBO99AF86J006

図 2.3.1.9 原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移
1000

800
注

水

600

低圧代替注水系（常設）

流量

残留熱除去系（低圧注水モード）

400

原子炉隔離時冷却系

（t/h）
200

0
0

4

8

12

16

20

24

28

事事故後の時間（h）
故 後 の 時 間（ｈ）
SA3KK7SBO99AF8BJ008

図 2.3.1.10 注水流量の推移

2.3.1-25

3000

2500

蒸
蒸
気気
流
量流

2000

1500

量
（t/h）
（t/h）

1000

逃がし安全弁（2 個）逃がし安全弁
500

0
0

4

8

12

16

20

24

28

事事故後の時間（h）
故 後 の 時 間（ｈ）
SA3KK7SBO99AF86J006

図 2.3.1.11 逃がし安全弁からの蒸気流量の推移
500

原
原
子
子
炉
圧
炉
力
冷
容
却
器
材
内
の
保
保
有
有
水
水
量
量

（ｔ）
（t）

逃がし安全弁（2 個）による手動減圧に伴う水量減少

原子炉隔離時冷却系起動／停止
により水量増減を繰り返す

400

300

200

原子炉注水による回復

100

0

0

4

8

12

16

20

24

事事故後の時間（h）
故 後 の 時 間（ｈ）
SA3KK7SBO99AF86J006

図 2.3.1.12 原子炉圧力容器内の保有水量の推移

2.3.1-26

28

1200

（最高温度：約 310℃）
1000
燃
燃
料
料
被
被
覆
管
覆
の
管
最
高
温
温
度
度

800

600

原子炉圧力の変化に応じて飽和温度が変化し，燃料被覆管温度もこれに追従する変化を繰り返す（燃料被覆管温度は初期値を上回らない）

400

原子炉減圧による飽和温度の低下

（℃）
（℃）

200

0

0

4

8

12

16

20

24

28

事事故後の時間（h）
故 後 の 時 間（ｈ）
SA3KK7SBO99AF86J006

図 2.3.1.13 燃料被覆管温度の推移

1.2

1

ボ

0.8

原子炉減圧に伴うボイド率増加

イ
ド

0.6

率
（－）

原子炉隔離時冷却系起動／停止に伴いボイド率増減を繰り返す

0.4

0.2

0

0

4

8

12

16

20

24

28

事
故 後 の 時 間（ｈ）
事故後の時間（h）
SA3KK7SBO99AF86J006

図 2.3.1.14 高出力燃料集合体のボイド率の推移

2.3.1-27

1.2

1

ボ

0.8

イ
ド

0.6

率
（－）

0.4

原子炉減圧に伴うボイド率増加

0.2

0
0

4

8

12

16

20

24

28

事事故後の時間（h）
故 後 の 時 間（ｈ）
SA3KK7SBO99AF86J006

図 2.3.1.15 炉心下部プレナム部のボイド率の推移

0.8

ドライウェル
ドライウェルサプレッション・チェンバ
サプレッション・チェンバ

0.6
格

格
納
容
納
器
0.4
内
容
圧
器
力
圧
力
（MPa[gage]）

原子炉隔離時冷却系起動／停止に伴う蒸気発生量の増減に応じた圧力変化

0.2（MPa[gage]）

格納容器ベント（約 16 時間）による圧力低下
最大圧力 0.31MPa[gage]

0
0

10

20

原子炉減圧に伴う格納容器圧力上昇30

事故後の時間（ｈ）

事故後の時間（h）

図 2.3.1.16 格納容器圧力の推移

2.3.1-28

JOB No.MA404K-7TB--PFA7001

40

300

格
納
容
格
納
器
容
器
気
内
相
温
度
部
（℃）
温
度

ドライウェル温度は以下により初期温度から急激に上昇する
・主蒸気隔離弁の閉止により，原子炉圧力及び原子炉内飽和温度が上昇する
これに伴い原子炉圧力容器表面温度が上昇
・ドライウェル冷却系の停止

200

ドライウェル

ドライウェルサプレッション・チェンバ

サプレッション・チェンバ

格納容器ベント（約 16 時間）
による温度低下
最高温度:約 144℃
（約 25 時間）100

原子炉減圧に伴うサプレッション・チェン
バ気相部温度上昇（℃）

原子炉隔離時冷却系起動／停止に伴う蒸気発生量の増減に応じて原子炉圧力容器から流出する蒸気の凝縮に伴う温度上昇
0
0

10

20

30

40

事故後の時間（ｈ）

事故後の時間（h）

JOB No.MA404K-7TB--PFA7001

図 2.3.1.17 格納容器気相部温度の推移

20

サ
プ
レ
サ
ッ
プ
シ
レ
ョ
ッ
ン
シ
・
ョ
チ
ン
ェ
・
ン
チ
バ
ェ
・
ン
プ
バ
ー
水
ル
位
水
(ｍ)
位

ベントライン（約 17m）
真空破壊装置（約 14m）

15

格納容器ベント（約 16 時間）
による水位低下

105

原子炉内の蒸気が流入するため水位が上昇

（m）
0
0

10

20

30

事故後の時間（ｈ）

事故後の時間（h）

JOB No.MA404K-7TB--PFA7001

図 2.3.1.18 サプレッション・チェンバ・プール水位の推移

2.3.1-29

40

300

サ
プ
サ
レ
プ
ッ
レ
シ
ッ
ョ
シ
ン
ョ
・
チ
ン
ェ
・
ン
チ
バ
ェ
・
ン
プ
バ
ー
ル
水
水
温
温
(℃)

200

格納容器ベント（約 16 時間）による圧力低下により飽和温度が低下

原子炉減圧に伴う
水温上昇

100

（℃）
0
0

10

20

30

事故後の時間（ｈ）

事故後の時間（h）

JOB No.MA404K-7TB--PFA7001

図 2.3.1.19 サプレッション・チェンバ・プール水温の推移

2.3.1-3040

表 2.3.1.1 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）時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事故対処設備
判断及び操作操作

全交流動力電源喪失及び原子炉スクラム確認

外部電源喪失と非常用ディーゼル発電機が全て機能喪失し全交
流動力電源喪失となり，原子炉がスクラムしたことを確認する

所内蓄電式直流電源設備－

平均出力領域モニタ
起動領域モニタ

原子炉隔離時冷却系による原子炉注水

原子炉水位低（レベル 2）信号により原子炉隔離時冷却系が自動【原子炉隔離時冷却系】
起動し原子炉注水を開始する。これにより原子炉水位は回復し，
復水貯蔵槽
以後原子炉水位低（レベル 2）から原子炉水位高（レベル 8）の所内蓄電式直流電源設備間で維持する－

原子炉水位（SA）
原子炉水位【原子炉隔離時冷却系系統流量】
復水貯蔵槽水位（SA）

高圧代替注水系による原子炉注水

高圧注水機能喪失確認後，高圧代替注水系を手動起動し原子炉水位を回復する

高圧代替注水系
復水貯蔵槽
所内蓄電式直流電源設備－

原子炉水位（SA）
原子炉水位
高圧代替注水系系統流量
復水貯蔵槽水位（SA）

直流電源切替原子炉隔離時冷却系で使用している直流電源の枯渇を防止するため，蓄電池の切替えを実施し 24 時間にわたって直流電源の供給を行う

所内蓄電式直流電源設備

－

常設設備

可搬型設備

計装設備

－

2.3.1-31

格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）
サプレッション・チェンバ・プール水位
格納容器内雰囲気放射線レベル（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル（S/C）
フィルタ装置水位
フィルタ装置入口圧力
フィルタ装置出口放射線モニタ
フィルタ装置金属フィルタ差圧

格納容器圧力逃がし装置
等による原子炉格納容器
除熱

格納容器圧力が 0.31MPa[gage]に到達した場合，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施する

格納容器圧力逃がし装置
耐圧強化ベント系
代替格納容器圧力逃がし装置
所内蓄電式直流電源設備

逃がし安全弁による原子炉急速減圧

常設代替交流電源設備による交流電源供給後，残留熱除去系ポンプを手動起動し，逃がし安全弁 2 個による手動減圧を行う

常設代替交流電源設備
逃がし安全弁【残留熱除去系（低圧注水モード）】
軽油タンク

タンクローリ

原子炉圧力（SA）
原子炉圧力

残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注
水原子炉急速減圧により，残留熱除去系の系統圧力を下回ると，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を実施する

常設代替交流電源設備【残留熱除去系（低圧注水モード）】
軽油タンク

代替原子炉補機冷却系
タンクローリ

原子炉水位（SA）
原子炉水位【残留熱除去系系統流量】

残留熱除去系（格納容器
スプレイモード）による原子炉格納容器除熱

常設代替交流電源設備による交流電源供給後，格納容器圧力が0.18MPa[gage]に到達した場合，残留熱除去系（格納容器スプレイモード）による原子炉格納容器除熱を実施する

常設代替交流電源設備【残留熱除去系（格納容器スプレイモ
ード）】
軽油タンク

代替原子炉補機冷却系
タンクローリ

【残留熱除去系系統流量】
格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）
ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度
サプレッション・チェンバ・プール水温度

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水

残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉水位回復後，低圧
代替注水系（常設）による原子炉注水を実施する。原子炉水位は
原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する

常設代替交流電源設備
逃がし安全弁
復水移送ポンプ
復水貯蔵槽
軽油タンク

タンクローリ

原子炉圧力（SA）
原子炉圧力
原子炉水位（SA）
原子炉水位
復水補給水系流量（原子炉圧力容器）
復水貯蔵槽水位（SA）－【】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）：有効性評価上考慮しない操作表 2.3.1.2 主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失））（1/5）
項目
解析コード

2.3.1-32

初期条
件

主要解析条件

条件設定の考え方

原子炉側：SAFER
原子炉格納容器側：MAAP－

原子炉熱出力3,926MWt

定格原子炉熱出力として設定

原子炉圧力

7.07MPa[gage]

定格原子炉圧力として設定

原子炉水位

通常運転水位（セパレータスカート下端から+119cm）

通常運転時の原子炉水位として設定

炉心流量52,200t/h

定格流量として設定

炉心入口温度

約 278℃

熱平衡計算による値

炉心入口サブクール度

約 10℃

熱平衡計算による値

燃料

9×9 燃料（A 型）

最大線出力密度44.0kW/m

設計の最大値として設定

原子炉停止後の崩壊熱

ANSI/ANS-5.1-1979
燃焼度 33GWd/t

サイクル末期の燃焼度のばらつきを考－慮し,10%の保守性を考慮
ドライウェル内体積の設計値（全体積

格納容器容積（ドライウェル）

7,350m3

から内部機器及び構造物の体積を除いた値）

格納容器容積（ウェットウェ
ル）
真空破壊装置
サプレッション・チェンバ・プ
ール水位

空間部：5,960m3
液相部：3,580m3

ウェットウェル内体積の設計値（内部機器及び構造物の体積を除いた値）

3.43kPa（ドライウェル－サプレッション・チェンバ間差圧）

真空破壊装置の設定値

7.05m（NWL）

通常運転時のサプレッション・チェン
バ・プール水位として設定

表 2.3.1.2 主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失））（2/5）
項目
サプレッション・チェンバ・プール
水温

初
期
条
件

35℃

条件設定の考え方
通常運転時のサプレッション・チェンバ・プール
水温の上限値として設定

格納容器圧力5.2kPa

通常運転時の格納容器圧力として設定

格納容器温度57℃

通常運転時の格納容器温度として設定

外部水源の温度

2.3.1-33

事
故条
件

主要解析条件50℃（事象開始 12 時間以降は 45℃，
事象開始 24 時間以降は 40℃）

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

外部電源なし復水移送ポンプ吐出温度を参考に設定
送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源を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て設定起因事象として，外部電源を喪失するものとして設定

表 2.3.1.2 主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失））（3/5）
項目
原子炉スクラム信号

主要解析条件

条件設定の考え方

タービン蒸気加減弁急速閉（遅れ時間：0.08 秒）

安全保護系等の遅れ時間を考慮して設定
原子炉隔離時冷却系の設計値として設定

原子炉隔離時冷却系

182m /h（8.12～1.03MPa[dif]において）
にて注水

原子炉隔離時冷却系ポンプによる注水特
性

6.0
6.0

4.0
4.0

2.0
2.0

0.0
0.0
0

0

100
100

200
300
200
300

400
500
600
700
800
900
1000
400
500
600
700
800
900
1000
流量（m 3 /h）

流量（m3/h）

逃がし安全弁

逃がし弁機能7.51MPa[gage]×1 個, 363t/h/個
7.58MPa[gage]×1 個, 367t/h/個逃がし安全弁の逃がし弁機能の設計値として設定
7.65MPa[gage]×4 個, 370t/h/個
7.72MPa[gage]×4 個, 373t/h/個
7.79MPa[gage]×4 個, 377t/h/個
7.86MPa[gage]×4 個, 380t/h/個
自動減圧機能付き逃がし安全弁の 2 個を開放することによる原子炉急速減圧<原子炉圧力と逃がし安全弁蒸気流量の関係>
500
蒸気流量（t/h）

2.3.1-34

重
大
事
故
等
対
策
に
関
連
す
る
機
器
条
件

3

8.0
8.0

原子炉圧力（MPa[dif]）

原子炉水位低（レベル 2）にて自動起動

原子炉圧力（MPa[dif]）

10.0
10.0

400

逃がし安全弁の設計値に基づく蒸気流量及び原子炉圧力300の関係から設定

200
100
00

2

4

6

原子炉圧力（MPa[abs]）

810

表 2.3.1.2 主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失））（4/5）
項目

主要解析条件

条件設定の考え方
残留熱除去系（低圧注水モード）の設計値として設定

残留熱除去系（低圧注水 事象発生 24 時間後に手動起動し，954m3/h（0.27MPa[dif]において）にて注水
モード）

2.3.1-35

重
大
事
故
等
対
策
に
関
連
す
る
機
器
条
件

原子炉圧力（MPa[dif]）
原子炉圧力（MPa[dif]）

2.0
2.0

1.5
1.5

残留熱除去系ポンプ
1 台による注水特性

1.0
1.0

0.5
0.5

0.0
0.0

00

100
100

200
200

300
300

400
400

500
500

600
600

700
800
800
700

900
1000
1000
900

3

流量（m /h）
3
流量（m
/h）

低圧代替注水系（常設） 炉心を冠水維持可能な注水量で注水

崩壊熱相当量の注水量として設定

・原子炉減圧後，原子炉水位を原子炉水位高（レベル 8）まで上昇させた後に手動起動
し，954m3/h にて原子炉格納容器内にスプ残留熱除去系（格納容器
残留熱除去系の設計値として設定
レイ
スプレイモード）
・伝熱容量は，熱交換器 1 基あたり約 8MW（サプレッション・チェンバのプール水温
52℃，海水温度 30℃において）格納容器圧力が0.62MPa[gage]における最大
格納容器圧力逃がし装 排出流量31.6kg/sに対して，原子炉格納容器 格納容器圧力逃がし装置等の設計値を考慮して，格納容器圧力及び二次隔離弁の中間開操作（流路面積約70%開） 温度を低下させる排出流量を確保可能な弁開度として設定
置等にて原子炉格納容器除熱
代替原子炉補機冷却系

約 23MW（サプレッション・チェンバのプー
ル水温 100℃，海水温度 30℃において）代替原子炉補機冷却系の設計値として設定

表 2.3.1.2 主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失））（5/5）
項目
常設代替交流電源設備からの受電
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格
納容器除熱操作

2.3.1-36

重
大
事
故
等
対
策
に
関
連
す
る
操
作
条
件

主要解析条件事象発生 24 時間後

本事故シーケンスの前提条件として設定

格納容器圧力 0.31MPa[gage]到達時

格納容器最高使用圧力を踏まえて設定

逃がし安全弁による原子炉急速減圧操作

事象発生 24 時間後

代替原子炉補機冷却系運転操作

事象発生 24 時間後

代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去
系（低圧注水モード）運転操作

低圧代替注水系（常設）起動操作

代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去
系（格納容器スプレイモード）運転操作

条件設定の考え方

事象発生 24 時間後事象発生 24 時間後

事象発生約 25 時間後

常設代替交流電源設備からの受電後として設定
常設代替交流電源設備からの受電後として設定

常設代替交流電源設備からの受電後として設定

常設代替交流電源設備からの受電後として設定

常設代替交流電源設備からの受電後として設定

敷地境界での実効線量評価について【事象の概要】
１．全交流動力電源喪失が発生するが，原子炉隔離時冷却系により原子炉への注水は継続され，炉心冠水は維持される。
発生した蒸気は逃がし安全弁を通じてサプレッション・チェンバ（S/C）に移行する。
２．全交流動力電源喪失発生から約16時間後，格納容器圧力0.31MPa[gage]到達により格納容器ベントを実施する。
【評価結果】
敷地境界での実効線量は，5mSvに対して十分小さい。（ドライウェル，サプレッション・チェンバのいずれのベントラインを経由した場合であっても，原子炉圧力容器から逃がし安全弁を経由し，サプレッション・チェンバ敷地境界での実効線量に排出された気体を排出するため，サプレッション・チェンバでのスクラビング効果に期待できる。このため，敷地境界での実効線量は同じ値となる。
約4.9×10-2 mSv
なお，LOCA時注水機能喪失においては，破断口より原子炉格納容器内に直接蒸気がよう素：約4.3×10-2 mSv
排出されるものの，本評価では考慮していないが，格納容器スプレイによる除染係数
希ガス：約5.8×10-3 mSv
よう素・希ガスを(DF)100に期待できるため，含む蒸気排気筒から放出する場合
サプレッション・チェンバでのスクラ
敷地境界での実効線量-6(s/m3)相対濃度(χ/Q)
約6.2×10
ビング効果より大きな効果を得ること
約9.9×10-3 mSv-19
相対線量(D/Q) 約1.2×10 (Gy/Bq)ができる。
よう素：約7.0×10-4 mSv

添 2.3.1.1-1

格納容器ベント開始までに炉水中の無機よう素が気相部に移行する割合：6.21%
追加放出された有機よう素のうち，気相部へ移行する
割合：10%
追加放出分
希ガス 約9.9×1014Bq
よう素 約6.5×1013Bq(無機：96%, 有機：4%)
炉水中の核分裂生成物
よう素 約1.3×1012Bq※ Standard Review Plan 6.5.5に基づき設定

格納容器圧力逃がし装置から放出する場合
相対濃度(χ/Q) 約1.2×10-5(s/m3)
相対線量(D/Q) 約1.9×10-19(Gy/Bq)

原子炉格納容器
水蒸気

注水

水
蒸
気

水蒸気

水蒸気

水蒸気

よう素フィルタの除染係数(DF)50(有機よう素のみ
この効果を考える。)

格納容器圧力逃がし装置の除染係数(DF) 1000
(希ガス及び有機よう素は，この効果を考えない。)

添付資料 2.3.1.1

S/Cの除染係数(DF) 10※(希ガス及び有機よう素は，この効果を考えない。)

希ガス：約9.2×10-3 mSv

原子炉建屋核分裂生成物の環境中への放出について

添 2.3.1.1-2

添付資料 2.3.1.2
蓄電池による給電時間評価結果について（6 号炉）
非常用の常設直流電源設備として直流 125V 蓄電池 4 系統，常設代替直流電源設備として
直流 125V 蓄電池 1 系統を有している。
原子炉隔離時冷却系の運転操作に係る負荷は直流 125V 主母線盤 6A に接続されており，非常用の常設直流電源設備である直流 125V 蓄電池 6A より給電される。全交流動力電源喪失時においては，同蓄電池からの電源供給により，原子炉隔離時冷却系が起動し，原子炉注水が行われる。電源供給開始から 8 時間後に，負荷制限を実施して電源を非常用の常設直流電源設備である直流 125V 蓄電池 6A-2 に切替え 11 時間稼働する。その後，電源を常設代替直流電源設備である AM 用直流 125V 蓄電池に切替え 5 時間稼働する。
上記運転方法に必要な負荷容量が直流 125V 蓄電池 6A で約 5,942Ah，直流 125V 蓄電池 6A2 で約 3,572Ah，AM 用直流 125V 蓄電池で約 2,816Ah であることに対し，蓄電池容量が直流125V 蓄電池 6A で約 6,000Ah，直流 125V 蓄電池 6A-2 で約 4,000Ah，AM 用直流 125V 蓄電池
で約 3,000Ah であることから，電源供給開始から 24 時間にわたって全交流動力電源喪失時の対応に必要な設備に電源供給が可能である。
(1) 非常用の常設直流電源設備仕様
名称：直流 125V 蓄電池 6A
型式：鉛蓄電池
容量：約 6,000Ah
設置場所：コントロール建屋地下中 2 階（T.M.S.L.+0.1m）
名称：直流 125V 蓄電池 6A-2
型式：鉛蓄電池
容量：約 4,000Ah
設置場所：コントロール建屋地下 1 階（T.M.S.L.+6.5m）(2) 常設代替直流電源設備仕様
名称：AM 用直流 125V 蓄電池
型式：鉛蓄電池
容量：約 3,000Ah
設置場所：原子炉建屋 4 階（T.M.S.L.+31.7m）

添 2.3.1.2-1

経過時間
8時間

負荷名称
0～1分

1～480分

480～481分

481～720分

720～1,140分

24時間

1,140～1,141分 1,141分～1,440分

1,368A

遮断器操作回路

負荷電流[A]

1,400

蓄電池切替（6A→6A-2）

非常用ディーゼル発電機初期励磁

1,300

バイタル交流電源A

直
流
１
２
５
Ｖ
蓄
電
池
６
Ａ

19時間

12時間

・遮断器引き外し完了
・非常用ディーゼル発電機
初期励磁完了・原子炉隔離時冷却系
起動完了

非常用照明
計測制御設備（非常用ガス処理系A，残留熱除去系A）
原子炉隔離時冷却系真空ポンプ用電動機
原子炉隔離時冷却系復水ポンプ用電動機

1,200・一部不要負荷切り離し
・原子炉隔離時冷却系，計測制御設備（原子炉隔離時冷却系，自動減圧系）
を6A→6A-2に変更

1,100
1,000
900
800

原子炉隔離時冷却系電動弁用電動機

700

計測制御設備（原子炉隔離時冷却系，自動減圧系）

600

547A

500
400
300
：直流125V蓄電池6Aから電源供給する負荷：直流125V蓄電池6A，直流125V蓄電池6A-2，
及びAM用直流125V蓄電池から電源供給する負荷

200

159A

100
0

添 2.3.1.2-2

6,000Ah

直
流
１
２
５
Ｖ
蓄
電
池
６
Ａ
―
２

原子炉隔離時冷却系真空ポンプ用電動機
原子炉隔離時冷却系復水ポンプ用電動機
原子炉隔離時冷却系電動弁用電動機
計測制御設備（原子炉隔離時冷却系，自動減圧系）

蓄電池切替（6A→6A-2）

蓄電池切替（6A-2→AM用）

1,000

・原子炉隔離時冷却系，計測制御設備（原子炉隔離時冷却系，自動減圧系）
を6A→6A-2に変更

900

826A

800
・原子炉隔離時冷却系，計測制御設備（原子炉隔離時冷却系，自動減圧系）
を6A-2→AM用に変更

・原子炉隔離時冷却系
起動完了

700
600
500
400
300

225A

200

：直流125V蓄電池6A，直流125V蓄電池6A-2，
及びAM用直流125V蓄電池から電源供給する負荷100
04,000Ah

原子炉隔離時冷却系真空ポンプ用電動機

Ａ
Ｍ
用
直
流
１
２
５
Ｖ
蓄
電
池

1,100

1,100

蓄電池切替（6A-2→AM用）

原子炉隔離時冷却系復水ポンプ用電動機
原子炉隔離時冷却系電動弁用電動機

1,000

・原子炉隔離時冷却系，計測制御設備（原子炉隔離時冷却系，自動減圧系）
を6A-2→AM用に変更

計測制御設備（原子炉隔離時冷却系，自動減圧系）
格納容器圧力逃がし装置

862A

900
800
・原子炉隔離時冷却系
起動完了

代替格納容器圧力逃がし装置
高圧代替注水系

700
600
500
400

直流 125V 蓄電池 6A,6A-2 が使用できない場合には逃がし安全弁制御を負荷とし，5.4A 追加される：直流125V蓄電池6A，直流125V蓄電池6A-2，
及びAM用直流125V蓄電池から電源供給する負荷：AM用直流125V蓄電池から電源供給する負荷

261A

300
200
100

36A

0

3,000Ah

図 2.3.1.2-1 直流 125V 蓄電池 6A，6A-2，AM 用直流 125V 蓄電池 負荷曲線

非常用の常設直流電源設備（ 蓄電池）区分Ⅰ

常設代替直流電源設備（ 蓄電池）
AM用MCC（区分Ⅰ）
480V母線（区分Ⅰ）
480V母線（区分Ⅰ）
480V母線（区分Ⅱ）
480V母線（区分Ⅰ）
480V母線

直流125V
蓄電池A-2AM用直流
125V蓄電池
充
電
器

（区分Ⅱ）
480V母線

非常用の常設直流電源設備（ 蓄電池）区分Ⅱ（区分Ⅰ）
480V母線（区分Ⅱ）
480V母線（区分Ⅱ）
480V母線

直流125V
蓄電池Ａ

充
電
器

充
電
器

（区分Ⅲ）
480V母線

直流125V
蓄電池B

充
電
器

充
電
器

非常用の常設直流電源設備（ 蓄電池）区分Ⅳ

非常用の常設直流電源設備（ 蓄電池）区分Ⅲ（区分Ⅲ）
480V母線（区分Ⅰ）
480V母線（区分Ⅰ）
480V母線

直流125V
蓄電池C

充電器

直流125V
蓄電池D

充
電
器

充
電
器

充
電
器

※
（区分Ⅰ）

AM用直流125V主母線盤（区分Ⅰ）

直流125V主母線盤A※

添 2.3.1.2-3

（区分Ⅱ）

（区分Ⅲ）

直流125V主母線盤B

125V DC分電盤

125V DC分電盤
格
納
容
器
圧
力
逃
が
し
装
置

代
替
格
納
容
器
圧
力
逃
が
し
装
置

原
子
炉
隔
離
時
冷
却
系
（
電
動
機
）

原
子
炉
隔
離
時
冷
却
系

計
装
設
備

逃
が
し
安
全
弁

逃
が
し
安
全
弁
（
自
動
減
圧
機
能
付
き
）

非
常
用
照
明

バ
イ
タ
ル
交
流
電
源
Ａ

Ｄ
／
Ｇ
系
Ａ

遮
断
器
操
作
回
路

非
常
用
ガ
ス
処
理
系
Ａ

残
留
熱
除
去
系
Ａ

直流125V主母線盤D

125V DC分電盤
バ
イ
タ
ル
交
流
電
源
Ｂ

Ｄ
／
Ｇ
系
Ｂ

遮
断
器
操
作
回
路

非
常
用
ガ
ス
処
理
系
Ｂ

残
留
熱
除
去
系
Ｂ

逃
が
し
安
全
弁

逃
が
し
安
全
弁
（
自
動
減
圧
機
能
付
き
）

125V DC分電盤

非
常
用
照
明

高
圧
炉
心
注
水
系
Ｂ

原
子
炉
緊
急
停
止
系
作
動
回
路

タ
ー
ビ
ン
制
御
系

区分Ⅱ

区分Ⅰ
重大事故等
対処設備

直流125V主母線盤C

直流母線（分電盤側）

直流母線（MCC側）

高
圧
代
替
注
水
系

（区分Ⅳ）

設計基準事故対処設備と重大事故等対処設備を兼用している設備

設計基準事故対処設備

図 2.3.1.2-2 直流電源単線結線図（6 号炉）

バ
イ
タ
ル
交
流
電
源
Ｃ

Ｄ
／
Ｇ
系
Ｃ

遮
断
器
操
作
回
路

区分Ⅲ

残
留
熱
除
去
系
Ｃ

非
常
用
照
明

高
圧
炉
心
注
水
系
Ｃ

原
子
炉
緊
急
停
止
系
作
動
回
路

バ
イ
タ
ル
交
流
電
源
Ｄ

（凡例）
ＭＣＣＢ

蓄電池

区分Ⅳ

蓄電池による給電時間評価結果について（7 号炉）
非常用の常設直流電源設備として直流 125V 蓄電池 4 系統，常設代替直流電源設備として
直流 125V 蓄電池 1 系統を有している。
原子炉隔離時冷却系の運転操作に係る負荷は直流 125V 主母線盤 7A に接続されており，非常用の常設直流電源設備である直流 125V 蓄電池 7A より給電される。全交流動力電源喪失時においては，同蓄電池からの電源供給により，原子炉隔離時冷却系が起動し，原子炉注水が行われる。電源供給開始から 8 時間後に，負荷制限を実施して電源を非常用の常設直流電源設備である直流 125V 蓄電池 7A-2 に切替え 11 時間稼働する。その後，電源を常設代替直流電源設備である AM 用直流 125V 蓄電池に切替え 5 時間稼働する。
上記運転方法に必要な負荷容量が直流 125V 蓄電池 7A で約 5,995Ah，直流 125V 蓄電池 7A2 で約 3,779Ah，AM 用直流 125V 蓄電池で約 2,909Ah であることに対し，蓄電池容量が直流125V 蓄電池 7A で約 6,000Ah，直流 125V 蓄電池 7A-2 で約 4,000Ah，AM 用直流 125V 蓄電池
で約 3,000Ah であることから，電源供給開始から 24 時間にわたって全交流動力電源喪失時の対応に必要な設備に電源供給が可能である。
(1) 非常用の常設直流電源設備仕様
名称：直流 125V 蓄電池 7A
型式：鉛蓄電池
容量：約 6,000Ah
設置場所：コントロール建屋地下中 2 階（T.M.S.L.+0.2m）
名称：直流 125V 蓄電池 7A-2
型式：鉛蓄電池
容量：約 4,000Ah
設置場所：コントロール建屋地下 1 階（T.M.S.L.+6.5m）(2) 常設代替直流電源設備仕様
名称：AM 用直流 125V 蓄電池
型式：鉛蓄電池
容量：約 3,000Ah
設置場所：原子炉建屋 4 階（T.M.S.L.+31.7m）

添 2.3.1.2-4

経過時間
8時間

負荷名称
0～1分

12時間

480～481分

481～720分

19時間

720～1,140分

24時間

1,140～1,141分 1,141分～1,440分

1,435A

遮断器操作回路

負荷電流[A]

1,400
蓄電池切替（7A→7A-2）

非常用ディーゼル発電機初期励磁

直
流
１
２
５
Ｖ
蓄
電
池
７
Ａ

1～480分

1,300

バイタル交流電源A
非常用照明

1,200
1,100

計測制御設備（非常用ガス処理系A，残留熱除去系A）・遮断器引き外し完了
・非常用ディーゼル発電機
初期励磁完了・原子炉隔離時冷却系
起動完了

原子炉隔離時冷却系真空ポンプ用電動機
原子炉隔離時冷却系復水ポンプ用電動機
原子炉隔離時冷却系電動弁用電動機
計測制御設備（原子炉隔離時冷却系，自動減圧系）

1,000

・一部不要負荷切り離し
・原子炉隔離時冷却系，計測制御設備（原子炉隔離時冷却系，自動減圧系）
を7A→7A-2に変更

900
800
700
600

550A

500
400
300
：直流125V蓄電池7Aから電源供給する負荷：直流125V蓄電池7A，直流125V蓄電池7A-2，
及びAM用直流125V蓄電池から電源供給する負荷

200

168A

100
0
6,000Ah

添 2.3.1.2-5

直
流
１
２
５
Ｖ
蓄
電
池
７
Ａ
―
２

原子炉隔離時冷却系真空ポンプ用電動機

蓄電池切替（7A→7A-2）

原子炉隔離時冷却系復水ポンプ用電動機
原子炉隔離時冷却系電動弁用電動機

938A

計測制御設備（原子炉隔離時冷却系，自動減圧系）

・原子炉隔離時冷却系，計測制御設備（原子炉隔離時冷却系，自動減圧系）
を7A→7A-2に変更

1,000
900
800

・原子炉隔離時冷却系，計測制御設備（原子炉隔離時冷却系，自動減圧系）
を7A-2→AM用に変更

・原子炉隔離時冷却系
起動完了

700
600
500
400
300

238A

200

：直流125V蓄電池7A，直流125V蓄電池7A-2，
及びAM用直流125V蓄電池から電源供給する負荷100
04,000Ah

原子炉隔離時冷却系真空ポンプ用電動機

Ａ
Ｍ
用
直
流
１
２
５
Ｖ
蓄
電
池

1,100

蓄電池切替（7A-2→AM用）

1,100

蓄電池切替（7A-2→AM用）
973A

原子炉隔離時冷却系復水ポンプ用電動機

1,000

原子炉隔離時冷却系電動弁用電動機

900

計測制御設備（原子炉隔離時冷却系，自動減圧系）
格納容器圧力逃がし装置

・原子炉隔離時冷却系，計測制御設備（原子炉隔離時冷却系，自動減圧系）
を7A-2→AM用に変更

代替格納容器圧力逃がし装置
高圧代替注水系

800
700
・原子炉隔離時冷却系
起動完了

直流 125V 蓄電池 7A,7A-2 が使用できない場合には

500
400

逃がし安全弁制御を負荷とし，3.0A 追加される：直流125V蓄電池7A，直流125V蓄電池7A-2，
及びAM用直流125V蓄電池から電源供給する負荷：AM用直流125V蓄電池から電源供給する負荷

600

273A

300
200
100

35A

0

3,000Ah

図 2.3.1.2-3 直流 125V 蓄電池 7A，7A-2，AM 用直流 125V 蓄電池 負荷曲線

常設代替直流電源設備（ 蓄電池）（区分Ⅰ）
480V母線

AM用MCC（区分Ⅰ）
480V母線

非常用の常設直流電源設備（ 蓄電池）区分Ⅰ（区分Ⅰ）
480V母線（区分Ⅱ）
480V母線（区分Ⅰ）
480V母線

直流125V
蓄電池A-2AM用直流
125V蓄電池
充
電
器

（区分Ⅱ）
480V母線

非常用の常設直流電源設備（ 蓄電池）区分Ⅱ（区分Ⅰ）
480V母線（区分Ⅱ）
480V母線（区分Ⅱ）
480V母線

直流125V
蓄電池Ａ

充
電
器

充
電
器

（区分Ⅲ）
480V母線

直流125V
蓄電池B

充
電
器

充
電
器

非常用の常設直流電源設備（ 蓄電池）区分Ⅳ

非常用の常設直流電源設備（ 蓄電池）区分Ⅲ（区分Ⅲ）
480V母線（区分Ⅰ）
480V母線（区分Ⅰ）
480V母線

直流125V
蓄電池C

充電器

直流125V
蓄電池D

充
電
器

充
電
器

充
電
器

※

※
（区分Ⅰ）

（区分Ⅰ）

添 2.3.1.2-6直流125V主母線盤A

直流母線

格
納
容
器
圧
力
逃
が
し
装
置

代
替
格
納
容
器
圧
力
逃
が
し
装
置

原
子
炉
隔
離
時
冷
却
系
（
電
動
機
）

原
子
炉
隔
離
時
冷
却
系

計
装
設
備

逃
が
し
安
全
弁

逃
が
し
安
全
弁
（
自
動
減
圧
機
能
付
き
）

非
常
用
照
明

Ｄ
／
Ｇ
系
Ａ

遮
断
器
操
作
回
路

非
常
用
ガ
ス
処
理
系
Ａ

残
留
熱
除
去
系
Ａ

区分Ⅰ
重大事故等
対処設備

設計基準事故対処設備と重大事故等対処設備を兼用している設備

直流125V主母線盤D

125V DC分電盤
バ
イ
タ
ル
交
流
電
源
Ｂ

Ｄ
／
Ｇ
系
Ｂ

遮
断
器
操
作
回
路

（区分Ⅳ）

直流125V主母線盤C

125V DC分電盤
バ
イ
タ
ル
交
流
電
源
Ａ

（区分Ⅲ）

直流125V主母線盤B

125V DC分電盤

高
圧
代
替
注
水
系

（区分Ⅱ）

非
常
用
ガ
ス
処
理
系
Ｂ

残
留
熱
除
去
系
Ｂ

逃
が
し
安
全
弁
（
自
動
減
圧
機
能
付
き
）

非
常
用
照
明

125V DC分電盤

高
圧
炉
心
注
水
系
Ｂ

原
子
炉
緊
急
停
止
系
作
動
回
路

タ
ー
ビ
ン
制
御
系

区分Ⅱ
設計基準事故対処設備

図 2.3.1.2-4 直流電源単線結線図（7 号炉）

バ
イ
タ
ル
交
流
電
源
Ｃ

Ｄ
／
Ｇ
系
Ｃ

遮
断
器
操
作
回
路

残
留
熱
除
去
系
Ｃ

非
常
用
照
明

高
圧
炉
心
注
水
系
Ｃ

原
子
炉
緊
急
停
止
系
作
動
回
路

バ
イ
タ
ル
交
流
電
源
Ｄ

（凡例）
ＭＣＣＢ

区分Ⅲ

区分Ⅳ

蓄電池

添付資料 2.3.1.3

全交流動力電源喪失時における原子炉隔離時冷却系の24 時間継続運転が可能であることの妥当性について
有効性評価の全交流動力電源喪失（以下「SBO」という。
）時において，交流電源が喪失している 24 時間，原子炉隔離時冷却系（以下「RCIC」という。
）を用いた原子炉注水に期待している。
RCIC の起動から 24 時間の継続運転のために直流電源を必要とする設備は，計測制御設備の他，電動弁及び真空ポンプ並びに復水ポンプの電動機である。図 1 に RCIC の系統構成の概略を示す。事故時には直流電源の容量以外にもサプレッション・チェンバ（以下「S/C」という。
）の圧力及び水温の上昇や中央制御室・RCIC 室温の上昇が RCIC の継続運転に影響することも考えられるため，その影響についても確認した（表 1 参照）。
表 1 に記載したそれぞれの要因は RCIC の 24 時間継続運転上の制約とならないことから，
本有効性評価においてこの機能に期待することは妥当と考える。
以

添 2.3.1.3-1

上表 1 RCIC 継続運転の評価（1/2）
RCIC 継続運転
制約要因
S/C 水温上昇

概要

評価

S/C のプール水の水温が上昇し，RCIC ポンプ

RCIC ポンプの第一水源は復水貯蔵槽（以下「CSP」という。
）であるが，LOCA 信号（L1.5のキャビテーションやポンプ軸受けの潤滑油

又は D/W 圧力高）かつ S/C 水位高信号の入力により，第二水源である S/C に水源が切冷却機能を阻害する場合，RCIC ポンプの運転替わる。一方で，SBO 時には S/C のプール水の冷却ができず，水温上昇が想定されるに影響を与える可能性が考えられる。

ため，水源については運転員による中央制御室からの遠隔操作により再度 CSP に切替えることとなる。したがって，S/C のプール水の水温上昇が RCIC 継続運転に与え

添 2.3.1.3-2

る影響はない。なお，CSP は淡水貯水池の水を可搬型代替注水ポンプ等により補給するため水源が枯渇することはない。
S/C 圧力上昇

中央制御室温上昇

RCIC タービン保護のため ，S/C 圧力 0.34

SBO 時に RCIC による原子炉注水を継続した場合の S/C 圧力推移を評価した結果，事MPa[gage]にて，RCIC タービン排気圧力高トリ

象発生から約 16 時間後（最大圧力である炉心損傷前ベント直前）の S/C 圧力は約

ップインターロックが動作し，RCIC の運転が0.31MPa[gage]であり，RCIC タービン排気圧力高トリップインターロック設定圧力を停止する可能性が考えられる。

下回る。したがって，S/C 圧力上昇が RCIC 継続運転に与える影響はない。

中央制御室の RCIC の制御盤の設計で想定し中央制御室内の制御盤からの発熱と中央制御室躯体からの放熱の熱バランスから，換ている環境の最高温度は 40℃である。SBO で

気空調系停止後の中央制御室の最高温度は約 38℃（補足資料参照）と評価され，制は換気空調系が停止するため，中央制御室の御盤の設計上想定している環境温度の上限値である 40℃※1 を下回る。したがって，

室温が 40℃を超える可能性が考えられる。

中央制御室の室温上昇が RCIC 継続運転に与える影響はない。

※1 使用環境の温度が 40℃を超えた場合であっても，直ちに動作不良等を引き起こすものではない。

表 1 RCIC 継続運転の評価（2/2）
RCIC 継続運転

概要

制約要因

評価

添 2.3.1.3-3

RCIC ポンプ室の室温

RCIC のポンプ，電気制御系統，弁， RCIC 室内の発熱と RCIC 室部屋の放熱・吸熱の熱バランスから，換気空調系停止後の RCIC 室の上昇タービン等の設計で想定している環

最高温度は約 54℃（補足資料参照）と評価され，RCIC 系の設計上想定している環境温度の上限

境の最高温度は，事象発生から 24 時値である 66℃を下回る。したがって，RCIC 室温上昇が RCIC 継続運転に与える影響はない。

間後では 66℃を想定している。SBO

なお，RCICタービン軸受けからの蒸気漏えいを防止しているバロメトリック・コンデンサはSBO

では換気空調系が停止しているた時であっても直流電源により機能維持されるため，蒸気漏えいについても問題とならない。

め，RCIC 室温が 66℃を超える可能性

また，直流電源喪失時におけるRCIC運転についても福島第一原子力発電所2号炉での実績 ※2よが考えられる。

り，運転員が地震発生から約12時間後のRCIC室に入室できていたことや，3月13日の計装設備点
検で原子炉建屋に入域できたことが確認されているため，軸受けから原子炉建屋への大量の蒸気の漏えいにより，RCICの継続運転や現場作業が困難になることはないと考えられる。

※2 福島原子力事故調査報告書

別紙 2「福島第一原子力発電所及び福島第二原子力発電所における対応状況について（平成 24 年 6 月版）」

サプレッション・チェンバ

図 1 RCIC 系統構成概略図

添 2.3.1.3-4

添付資料 2.3.1.3 補足資料

全交流動力電源喪失時における RCIC 室・中央制御室の温度上昇について
1.温度上昇の評価(1)評価の流れ
全交流動力電源喪失時には換気空調系による除熱が行われないため，評価対象の部屋の温度変化は，タービンや配管などの室内の熱源から受ける熱量（室内熱負荷）と隣の部
屋への放熱（躯体放熱）のバランスによって決定される（図1参照）。
換気空調系停止後，室温が上昇を始め，最終的には室内熱負荷と躯体放熱のバランスにより平衡状態となる。

コンクリート壁

評価対象の部屋(高温側)温度（℃）

評価する部屋の温度

隣接する部屋(低温側)コンクリート内部における熱伝導

盤や照明による

空気→コンクリート

発熱間における熱伝達

コンクリート→空気
熱の移動間における熱伝達
隣接する部屋の温度
位置（m）

図1 室温評価における温度分布と熱の移動の概要図

添 2.3.1.3 補足-1

(2)評価条件
評価条件を以下にまとめる。
・評価対象とする部屋の条件：表1参照
・評価対象の部屋に隣接する部屋の温度： 一般エリア 40℃

・壁－空気の熱伝達率：

屋外

32℃（夏期設計外気温）

S/C

138℃（有効性評価 SBO時の最高温度）

地中

18℃

W/m2℃（無換気状態）[出典：空気調和衛生工学便覧]

・コンクリート熱伝導率：

W/m℃[出典：空気調和衛生工学便覧]

表1 評価する部屋の条件（6号炉の場合）

中央制御室
発熱負荷［W］
3
容積[m ]
熱容量[kJ/℃]
初期温度[℃]

26

RCIC室

40

(3)評価結果
全交流動力電源喪失時において，事象発生後24時間のRCIC室最高温度は約54℃，中央制御室の最大温度は約38℃となり，設計で考慮している温度を超過しないため，RCIC運転継続に与える影響はない。
以

添 2.3.1.3 補足-2

上

添付資料 2.3.1.4
逃がし安全弁に係る解析と実態の違い及びその影響について
1．逃がし安全弁について逃がし安全弁は，原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を防止するため原子炉格納容器内の主蒸気管に設置されている。排気は，排気管により，サプレッション・チェン
バのプール水面下に導き凝縮されるようにしている。逃がし安全弁は，バネ式（アクチュエータ付）で，アクチュエータにより逃がし弁として作動させることもできるバネ式安全弁である。すなわち，逃がし安全弁は，バネ式の安全弁に，外部から強制的に開閉を行うアクチュエータを取り付けたもので，蒸気圧力がスプリングの設定圧力に達すると自動開閉する
ほか，外部信号によってアクチュエータのピストンに窒素ガスを供給して弁を強制的に開放することができる。逃がし安全弁は 18 個からなり，次の機能を有している。
（１） 逃がし弁機能
本機能における逃がし安全弁は，原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を抑えるため，原子炉圧力高の信号によりアクチュエータのピストンを駆動して強制的に開放する。18 個の逃がし安全弁は，全てこの機能を有している。
（２） 安全弁機能
本機能における逃がし安全弁は，原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を抑えるため，逃がし弁機能のバックアップとして，圧力の上昇に伴いスプリングに打ち勝って自動開放されることにより，原子炉冷却材圧力バウンダリの最も過酷な圧力変化の場合にも原子炉圧力が最高使用圧力の 1.1 倍を超えないように設計されている。18 個の逃がし安全弁は，全てこの機能を有している。
（３） 自動減圧機能
自動減圧機能は，非常用炉心冷却系の一部であり，原子炉水位低とドライウェル
圧力高の同時信号により，ピストンを駆動して逃がし安全弁を強制的に開放し，LOCA
時等に原子炉圧力を速やかに低下させて，低圧注水系の早期の注水を促す。18 個の逃がし安全弁のうち，8 個がこの機能を有している。
（４） その他の機能
原子炉停止後，熱除去源としての復水器が何らかの原因で使用不能な場合に，崩壊熱により発生した蒸気を除去するため，中央制御室からの遠隔手動操作で逃がし安全弁を開放し，原子炉圧力を制御することができる。18 個の逃がし安全弁は，全てこの機能を有している。
表 1 に，逃がし安全弁の吹き出し圧力を示す。

添 2.3.1.4-1

表 1．逃がし安全弁の逃がし弁機能及び安全弁機能の吹き出し圧力（逃がし弁機能の吹き出し圧力）
吹出圧力(MPa[gage])

弁個数

容量／個
(t/h)

備考

7.51

1

363

P

7.58

1

367

J

7.65

4

370

B,G,M,S

7.72

4

373

D,E,K,U

7.79

4

377

C,H,N,T

7.86

4

380

A,F,L,R（安全弁機能の吹き出し圧力）
吹出圧力(MPa[gage])

弁個数

容量／個
(t/h)

備考

7.92

2

395

P,J

7.99

4

399

B,G,M,S

8.06

4

402

D,E,K,U

8.13

4

406

C,H,N,T

8.20

4

409

A,F,L,R※：囲み文字は，自動減圧機能付きの逃がし安全弁を示す。

添 2.3.1.4-2

2．逃がし安全弁の作動用の窒素の供給について逃がし安全弁の機能のうち，バネ式の安全弁機能以外の「逃がし弁機能」，「自動減圧機能」
及び「その他の機能」は，弁の開閉のためにアクチュエータを作動するため，窒素を消費する。表 2 に逃がし安全弁（ADS 機能付き）及び逃がし安全弁（ADS 機能なし）の動作回数及びアキュムレータ容量を示す。
表 2．逃がし安全弁の動作回数（外部からの窒素供給なしの場合）
動作回数

使用する
アキュムレータ

概略図

1回（ドライウェル最高使用圧力（310kPa[gage]）
又は

ADS 機能用
アキュムレータ

逃がし安全弁

5回（ADS 機能付き）（ドライウェル通常圧力（200 L）

図 1 参照（13.7kPa[gage］以下）

逃がし安全弁（ADS 機能なし）

1回逃がし弁機能用（ドライウェル通常圧力

アキュムレータ（13.7kPa[gage］以下）（15 L）

1回

逃がし弁機能用（ドライウェル通常圧力

アキュムレータ（13.7kPa[gage］以下）（15 L）

図 2 参照逃がし安全弁のアキュムレータへ窒素ガスを供給する設備は，常用系と非常用系から構成されている。常用系はフィルタ，減圧弁等により構成し，窒素ガスは不活性ガス系より供給される。非常用系は窒素ガスボンベ，減圧弁等から構成され，独立した A 系，B 系の 2 系列から成る高圧窒素ガス供給系及び代替高圧窒素ガス供給系より供給される。また，常用系と非常用系の間にはタイラインを設け，通常時は，非常用系へも常用系の不活性ガス系から供給される。図 3 に系統構成図を示す。
LOCA 後等の長期冷却時には，逃がし安全弁（ADS 機能付き）のアキュムレータに対し，窒素ガスを供給する。このとき常用系が健全であれば，常用系から供給するが，常用系が機能を喪失した場合は，非常用系の圧力低下の信号により連絡弁を閉じ，非常用系（窒素ガスボ
ンベ）より供給する。

添 2.3.1.4-3

非常用系の高 圧 窒 素ガ ス供 給系
から常用系の高 圧 窒 素ガ ス供 給 系
から

ADS 機能用
ｿﾚﾉｲﾄﾞ弁(2 弁)NO
逃がし弁機能用

ｱｷｭﾑﾚｰﾀ(15L)
主蒸気管

ADS 機能用
ｱｷｭﾑﾚｰﾀ(200L)

逃がし弁機能用
ｿﾚﾉｲﾄﾞ弁(1 弁)
ｻﾌﾟﾚｯｼｮﾝ･ﾁｪﾝﾊﾞ･
ﾌﾟｰﾙへ

格納容器
図 1．逃がし安全弁（ADS 機能付き）概略図

常用系の
高 圧 窒 素ガ ス供 給 系から逃がし弁機能用
ｿﾚﾉｲﾄﾞ弁(1 弁)NO

逃がし弁機能用
ｱｷｭﾑﾚｰﾀ(15L)
主蒸気管

ｻﾌﾟﾚｯｼｮﾝ･ﾁｪﾝﾊﾞ･
ﾌﾟｰﾙへ

格納容器

図 2．逃がし安全弁（ADS 機能なし）

添 2.3.1.4-4

図 3．高圧窒素ガス供給系及び代替高圧窒素ガス供給系 系統概要図
3．常用系の高圧窒素ガス供給系が機能喪失した場合の有効性評価への影響について
有効性評価の全交流動力電源喪失シナリオにおいて，逃がし弁機能の最低設定圧力（7.51MP[gage］）にて原子炉を圧力制御することを前提としている。しかしながら，不活性ガス系からの窒素供給が機能喪失し，各逃がし弁用のアキュムレータに窒素が供給されな
いまま，長期間の事故により各弁のアキュムレータ内の窒素を消費した場合，最終的に安全弁機能の最低設定圧力（7.92MPa[gage］）で圧力は制御されることとなる。
上記の状態においても，原子炉隔離時冷却系による注水は可能であり，原子炉系の最高使用圧力（8.62MPa[gage］）以下での制御されるため問題とならない。
図 4 から図 7 に安全弁機能を使用した場合の全交流動力電源喪失時の感度解析の結果を示す。図 4 に示すとおり，原子炉から発生する崩壊熱が蒸気として原子炉格納容器に排気されるタイミングの差異は生じるが，圧力制御を目的とした逃がし安全弁の開閉の影響は軽微で，格納容器ベント（1Pd 到達）の実施時期を含めて原子炉格納容器除熱への影響はない。
また，低圧注水等に移行するための急速減圧は，自動減圧用のアキュムレータを用いるた
め，逃がし弁用のアキュムレータ内の窒素の消費の状況に係わらず操作は可能であり，逃がし安全弁の吹出圧力が 7.51MP[gage］から 7.92MPa[gage］に上昇することで，急速減圧時の減圧前の圧力が上昇するが，減圧時間に対する影響は軽微で，図 6 に示すとおり燃料被覆管
温度に対しても有為な影響はない。

添 2.3.1.4-5

SA3KK7SBO99AG1MS001
10.0
原子炉圧力

安全弁機能にて原子炉圧力を制御するケース

原子炉圧力(MPa[abs])

8.0

6.0

4.0

逃がし弁機能にて原子炉圧力を制御するケース

減圧時間に差異なし

2.0

0.0

0

4

8

12
16
事故後の時間(時間)

20

24

28

SA3KK7SBO99AF8BJ008

図 4．原子炉圧力の変化
SA3KK7SBO99AG1MS001
20.0

原子炉水位（シュラウド外水位）(ｍ)シュラウド外水位安全弁機能にて原子炉圧力を制御するケース
15.0

L8
L3
L2
10.0

逃がし弁機能にて原子炉圧力を制御するケース

5.0

0.0

0

4

8

12
16
事故後の時間(時間)20

図 5．原子炉水位の変化

2428

SA3KK7SBO99AF8BJ008

SA3KK7SBO99AG1MS001
1200.0
最大値
1000.0燃料被覆管温度(℃)

800.0

600.0

安全弁機能にて原子炉圧力を制御するケース
400.0

200.0

逃がし弁機能にて原子炉圧力を制御するケース
0.0

0

4

8

12
16
事故後の時間(時間)

20

24

28

SA3KK7SBO99AF8BJ008

図 6．高出力燃料集合体の燃料被覆管の温度の変化

添 2.3.1.4-6

0.8

0.8

ドライウェル

ドライウェルサプレッション・チェンバ

サプレッション・チェンバ

0.6
格
納
容
器
内
圧
力

0.6

格
納
容
器
内
圧
力

原子炉隔離時冷却系起動／停止に伴う蒸気発生量の増減に応じた圧力変化

0.4

原子炉隔離時冷却系起動／停止に伴う蒸気発生量の増減に応じた圧力変化

0.4（MPa[gage]）（MPa[gage]）
0.2

0.2

格納容器ベント（約 16 時間）による圧力低下
最大圧力 310kPa[gage]

格納容器ベント（約 16 時間）による圧力低下
最大圧力 310kPa[gage]

原子炉減圧に伴う格納容器内圧力上昇

0

原子炉減圧に伴う格納容器内圧力上昇

0

0

10

20

30

40

0

事故後の時間（ｈ）

10

20

30

事故後の時間（ｈ）
JOB No.MA404K-7TB--PFA7001(a)逃がし弁機能

JOB No.MA404K-7TB--UFAS001(b)安全弁機能

図 7．格納容器圧力の変化

添 2.3.1.4-7

40

4．逃がし安全弁の原子炉圧力制御に係る実態と解析の違い
常用系の高圧窒素ガス供給系が使用可能であれば，逃がし安全弁の逃がし弁機能のアキュムレータに，不活性ガス系から窒素が供給され，逃がし弁機能の最低設定圧力の7.51MPa[gage］で原子炉の圧力は制御される。地震等により，常用系が使用不可の場合は，7.51MPa[gage］から徐々に吹出圧力が上昇し，最終的には安全弁機能の最低設定圧力の7.92MPa[gage］で圧力は制御される。
有効性評価では，逃がし弁機能の最低設定圧力（7.51MPa[gage］）で原子炉を圧力制御することを前提に解析しているが，実態の運用としては，事故時運転操作手順書（徴候ベース）に定めるとおり，逃がし安全弁による減圧にあたっては，サプレッション・チェンバ・プー
ル水温の上昇を均一にするため，水温を監視しながら，なるべく離れた排気管クエンチャ位
置の弁を順次開放することとしている。なお，安全弁機能で圧力制御される場合においても逃がし安全弁のうち安全弁機能の最低設定圧力（7.92MPa[gage］）を有する弁は 2 個あり，
図 8 に示すように当該弁はサプレッション・チェンバ・プールの対角位置に設置されていることから，安全弁機能による原子炉圧力制御のため繰り返し動作しても，原子炉から放出される水蒸気が 1 カ所に偏らないよう考慮されている。
5．原子炉圧力制御に係るサプレッション・チェンバ・プールの温度成層化の影響「重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コードについて 第 5 部
MAAP 別添 1（補足）圧力抑制プール（S/C）の温度成層化の影響について」（以下「解析コード資料」という。
）にて，温度成層化の発生可能性について福島事故を踏まえた考察を纏めており，これを踏まえ，ABWR におけるサプレッション・チェンバ・プールの温度成層化の影響について，以下に述べる。
解析コード資料で参照した 2F-4 の逃がし安全弁の排気管のクエンチャ及び原子炉隔離時
冷却系排気スパージャの位置関係は図 9 と同様な位置関係であり，事故シーケンスグルー
プ「全交流動力電源喪失」のように，原子炉隔離時冷却系の間欠運転によって原子炉水位を維持しつつ，逃がし安全弁で原子炉圧力の制御を行う場合には，原子炉隔離時冷却系が停止している間の逃がし安全弁の動作に伴う撹拌効果により，温度成層化の発生の可能性は小さくなる。
一方，原子炉隔離時冷却系を停止し，逃がし安全弁による原子炉の減圧状態を維持して低圧代替注水系（常設）を用いた原子炉注水を行う場合には，サプレッション・チェンバ・プ
ールの温度成層化の発生の可能性はあるが，図 9 に示すとおり柏崎刈羽 6 号及び 7 号炉の逃がし安全弁クエンチャの排気口はサプレッション・チェンバ・プールの底部から約 2m 程度の下部の位置に設置されていることから，この付近を境に上下の温度差が発生したとしても，サプレッション・チェンバ・プール水の多くを上部の温度が高い層が占めるため，解析コード資料で参照した 2F-4 と同様に格納容器圧力に対する影響は小さいものと考えられる。

添 2.3.1.4-8

図 8．サプレッション・チェンバ・プール内の逃がし安全弁クエンチャの配置図

図 9．サプレッション・チェンバ・プール内の逃がし安全弁クエンチャ及び原子炉隔離時
冷却系排気スパージャの配置図
添 2.3.1.4-9

添付資料 2.3.1.5
安定状態について
全交流動力電源喪失時の安定状態については以下のとおり。
原子炉安定停止状態：事象発生後，設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備を用いた炉心冷却により，炉心冠水が維持でき，また，冷却のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合，安定停止状態が確立されたものとする。
原子炉格納容器安定状態：炉心冠水後に，設計基準事故対処設備及び重大事故等対処設備を用いた原子炉格納容器除熱機能（格納容器圧力逃がし装置等，残留熱除去系又は代替循環冷却）により，格納容器圧力及び温度が安定又は低下傾向に転じ，また，原子炉格納容器除熱のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想
定される事象悪化のおそれがない場合，安定状態が確立されたものとする。
【安定状態の確立について】
原子炉安定停止状態の確立について
原子炉隔離時冷却系による原子炉注水により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。そして，事象発生 24 時間以降は常設代替交流電源設備による交流電源の供給を開始した後，原子炉減圧し，その後，逃がし安全弁を開維持することで，低圧代替注水系（常設）による注水継続により，引き続き炉心冠水が維持され，原子炉安定停止状態が確立される。
原子炉格納容器安定状態の確立について
炉心冷却を継続し，事象発生から約 16 時間後に格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器
除熱を開始し，常設代替交流電源設備による交流電源の供給を開始後に代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を開始することで，格納容器圧力及び温度は安定又は低下傾向になり，格納容器温度は 150℃を下回るとともに，ドライウェル温度は，低圧注水継続のための逃がし安全弁の機能維持が確認されている 126℃を下回り，原子炉格納容器安定状態が確立される。
なお,除熱機能として格納容器圧力逃がし装置等を使用するが，実効線量は約 4.9×102

mSv 以下となり，燃料被覆管破裂は発生しないため,周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリ

スクを与えることはなく，敷地境界での実効線量評価は 5mSv を十分に下回る。
また，重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
【安定状態の維持について】
上記の炉心損傷防止対策を継続することにより安定状態を維持できる。
また，残留熱除去系機能を維持し，除熱を行うことによって，安定状態維持が可能となる。
（添付資料 2.1.1 別紙 1 参照）

添 2.3.1.5-1

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)）添付資料 2.3.1.6

表 1－1 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（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失））（1/2）
【SAFER】
分類

重要現象

崩壊熱

解析モデル

崩壊熱モデル

不確かさ

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

入力値に含まれる。最確条件を包絡できる条件を「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラ 「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となる
設定することにより崩壊熱を大きくするよう考
メータに与える影響」にて確認。
パラメータに与える影響」にて確認。
慮している。

TBL，ROSA-Ⅲの実験解析において，熱伝達係数を低めに評価する可能性があり，他の解析モデルの 解析コードは実験結果の燃料被覆管温度に比べて 10℃～50℃高めに評価するこ
不確かさともあいまってコード全体として，スプ とから，解析結果は燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価する可能性がある。よ燃料棒表面熱伝実験解析では熱伝達モデルの保守性により燃料被覆管温度を高めに評価し，燃料棒表面熱伝 レイ冷却のない実験結果の燃料被覆管最高温度 って，実際の燃料棒表面での熱伝達は大きくなり燃料被覆管温度は低くなるが，達，気液熱非平有効性評価解析でも燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目と達モデルに比べて 10℃～50℃程度高めに評価する。また， 操作手順（減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはなく，燃料被覆衡，沸騰遷移なるパラメータに対する余裕は大きくなる。
低圧代替注水系による注水での燃料棒冷却過程 管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作における蒸気単相冷却又は噴霧流冷却の不確か 時間に与える影響はない。
さは 20℃～40℃程度である。

炉
心

燃料被覆管酸化解析コードは酸化量及び発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，解析
酸化量及び酸化反応に伴う発熱量をより大きく 結果は燃料被覆管酸化を大きく評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆 解析コードでは，燃料被覆管の酸化について，酸化量及び発熱量に保守的な
ジルコニウム－
見積もる Baker-Just 式による計算モデルを採用 管温度は低くなり，原子炉水位挙動に影響を与える可能性があるが，操作手順（減 結果を与え，燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパ
水反応モデル
しており，保守的な結果を与える。
圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはないことから，運転員等操作 ラメータに対する余裕は大きくなる。
時間に与える影響はない。

燃料被覆管変形

解析コードでは，燃料被覆管温度を高めに評価することから，破裂の判定としてベストフィット曲線を用いる場合においても概ね保守的な判定結果を与えるも膨れ・破裂は，燃料被覆管温度と円周方向応力にのと考える。仮に格納容器内雰囲気放射線レベル計（CAMS）を用いて，設計基準 燃料被覆管温度を高めに評価することから破裂判定は厳しめの結果を与え基づいて評価され，燃料被覆管温度は上述のよう事故相当のγ線線量率の 10 倍を超える大量の燃料被覆管破裂を計測した場合に る。
膨れ・破裂評価モ に高めに評価され，円周方向応力は燃焼期間中のは，炉心損傷後の運転操作を適用する必要があり，格納容器圧力逃がし装置等に なお，本シナリオでは原子炉水位は有効燃料棒頂部を下回ることはなく，炉デル変化を考慮して燃料棒内圧を大きく設定し保守よる格納容器除熱操作の起点が，格納容器圧力が限界圧力に到達するまでとな 心は冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値(約 310℃)を上回的に評価している。従って，ベストフィット曲線る。しかしながら，本シナリオでは原子炉水位は有効燃料棒頂部を下回ることは ることはないことから影響を与えることはない。
を用いる場合も破裂の判定は概ね保守的となる。
なく，炉心は冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値(約 310℃)を上回ることはないことから運転員等の判断・操作に与える影響はない。

TBL，ROSA-Ⅲ，FIST-ABWR の実験解析において，二相水位変化は，解析結果に重畳する水位振動成分を除いて，実験結果と概ね同等の結果が得られている。低圧代替注水系の注水による燃料棒冷却（蒸気単相冷却又は噴霧流冷却）の不確かさは20℃～40℃程度である。
また，原子炉圧力の評価において，ROSA-Ⅲでは
2MPa より低い圧力で系統的に圧力低下を早めに
炉心内の二相水位変化を概ね同等に評価することから，評価項目となるパラ
沸騰・ボイド率変予測する傾向を呈しており，解析上，低圧注水系
メータに与える影響は小さい。
化，気液分離二相流体の流動 の起動タイミングを早める可能性が示される。し 運転操作はシュラウド外水位（原子炉水位計）に基づく操作であることから運転
本シナリオでは原子炉水位は有効燃料棒頂部を下回ることはなく，炉心は冠（水位変化）・対 モデル
かし，実験で圧力低下が遅れた理由は，水面上に 操作に与える影響は原子炉圧力容器の分類にて示す。
水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値(約 310℃)を上回ること
向流，三次元効果
露出した上部支持格子等の構造材の温度が燃料はないことから影響を与えることはない。
被覆管からの輻射や過熱蒸気により上昇し，LPCS
スプレイの液滴で冷却された際に蒸気が発生したためであり，低圧注水系を注水手段として用いる事故シーケンスでは考慮する必要のない不確かさである。このため，燃料被覆管温度に大きな影響を及ぼす低圧代替注水系の注水タイミングに特段の差異を生じる可能性はないと考えられる。

添 2.3.1.6-1

表 1－1 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（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失））（2/2）
【SAFER】
分類

重要現象

解析モデル

不確かさ

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

下部プレナムの二相水位を除き，ダウンカマの二原子炉隔離時冷却系による注水は自動起動であるため，運転員等操作時間に与え相水位（シュラウド外水位）に関する不確かさをる影響はない。
取り扱う。シュラウド外水位については，燃料被シュラウド外水位を適切に評価することから，評価項目となるパラメータに沸騰・凝縮・ボイ
原子炉減圧後の注水開始は，原子炉水位（シュラウド外）低下挙動が早い場合で覆管温度及び運転員操作のどちらに対しても二与える影響は小さい。
ド率変化，気液分 二相流体の流動あっても，これら操作手順（減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わり
相水位及びこれを決定する二相流動モデルの妥
なお，本シナリオでは原子炉水位は有効燃料棒頂部を下回ることはなく，炉離（水位変化）・ モデルはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。水位低下挙動が遅い場
当性の有無は重要でなく，質量及び水頭のバラン
心は冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値(約 310℃)を上回
対向流合においては操作に対する時間余裕は大きくなる。なお，解析コードでは，シュスだけで定まるコラプス水位が取り扱えれば十ることはないことから影響を与えることはない。
ラウド外水位は現実的に評価されることから不確かさは小さい。
分である。このため，特段の不確かさを考慮する必要はない。

原
子
炉
圧
力
容
器
冷却材放出（臨界臨界流モデル
流・差圧流）

主蒸気逃がし弁流量は，設定圧力で設計流量が放出されるように入力で設定するため不確かさの影響はない。破断口からの流出は実験結果と良い一致を示す臨界流モデルを適用している。有効性評価解析でも圧力変化を適切に評
価し，原子炉への注水のタイミング及び注水流量を適切に評価するため，評TBL，ROSA-Ⅲ，FIST-ABWR の実験解析において， 解析コードでは，原子炉からの蒸気及び冷却材流出を現実的に評価する。関連す 価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
圧力変化は実験結果と概ね同等の解析結果が得 る運転操作として急速減圧後の注水操作があるが，注水手段が確立してから減圧 破断口及び主蒸気逃がし弁からの流出流量は，圧力容器ノズル又はノズルにられており，臨界流モデルに関して特段の不確か を行うことが手順の前提であり，原子炉圧力及び原子炉水位の変動が運転員等操 接続する配管を通過し，平衡均質流に達するのに十分な長さであることかさを考慮する必要はない。
作時間に対して与える影響はない。
ら，管入口付近の非平衡の影響は無視できると考えられ，平衡均質臨界流モデルを適用可能である。
なお，本シナリオでは原子炉水位は有効燃料棒頂部を下回ることはなく，炉心は冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値(約 310℃)を上回ることはないことから影響を与えることはない。

入力値に含まれる。各系統の設計条件に基づく原
ＥＣＣＳ注水（給原子炉注水系モ 子炉圧力と注水流量の関係を使用しており，実機 「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラ 「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となる
水系・代替注水設
デル
設備仕様に対して注水流量を少なめに与え，燃料 メータに与える影響」にて確認。
パラメータに与える影響」にて確認。
備含む）
被覆管温度を高めに評価する。

添 2.3.1.6-2

表 1－2 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（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失））【MAAP】
分類

重要現象

解析モデル

不確かさ

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

炉
心

崩壊熱

炉心モデル（原子 炉 出 力 及 び 入力値に含まれる。
崩壊熱）「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目と 「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータなるパラメータに与える影響」にて確認。
に与える影響」にて確認。

原
子
炉
圧
力
容
器

安全系モデル（非常用炉心ＥＣＣＳ注水（給水系・ 冷却系）
入力値に含まれる。
代替注水設備含む）
安全系モデル（代替注水設備）「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目と 「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータなるパラメータに与える影響」にて確認。
に与える影響」にて確認。

HDR 実験解析では，格納容器圧力及び温度について，温度成層化を含めて傾向を良く再現できることを確認した。格納容
器雰囲気温度を十数℃程度高めに，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾構造材との熱伝達及び向が確認されたが，実験体系に起因する内部熱伝導ものと考えられ，実機体系においてはこ
格 納 容 器 モ デ の種の不確かさは小さくなるものと考ル（格納容器の えられる。また，非凝縮性ガス濃度の挙
熱水力モデル） 動について，解析結果が測定データと良く一致することを確認した。
格納容器各領域間の流動，構造材との熱気液界面の熱伝達
伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析では，格納容器温度
及び非凝縮性ガス濃度の挙動について，解析結果が測定データと良く一致することを確認した。

HDR 実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格
納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向が確認されているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるもの HDR 実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割と推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を 程度高めに評価する傾向が確認されているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，
適切に再現できているため，原子炉格納容器内温度及び圧力を起点と 実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確している原子炉格納容器圧力逃がし装置等に係る運転員等操作時間に かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾与える影響は小さい。
向を適切に再現できているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいて不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性 は，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一ガスの挙動は測定データと良く一致すること確認しており，その差異 致することを確認しているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
は小さいため，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている格
納容器圧力逃がし装置等に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。

格納容器各領域間の流
動

原
子
炉
格
納
容
器

スプレイ冷却

安全系モデル（格納容器スプレイ）
安全系モデル（代替注水設備）

格納容器ベント

入力値に含まれる。
格 納 容 器 モ デ MAAP コードでは格納容器ベントについ「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目と 「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータル（格納容器の ては，設計流量に基づいて流路面積を入なるパラメータに与える影響」にて確認。
に与える影響」にて確認。
熱水力モデル） 力値として与え，格納容器各領域間の流動と同様の計算方法が用いられている。

入力値に含まれる。
スプレイの水滴温度は短時間で雰囲気 「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目と 「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータ
温度と平衡に至ることから伝熱モデル なるパラメータに与える影響」にて確認。
に与える影響」にて確認。
の不確かさはない。

安全系モデルサプレッション・プー
（ 非 常 用 炉 心 入力値に含まれる。
ル冷却
冷却系）

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

添 2.3.1.6-3

項目

表 2 解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失））（1/3）
解析条件（初期条件，事故条件）の不確かさ
条件設定の考え方
運転員等操作時間に与える影響
評価項目となるパラメータに与える影響
解析条件
最確条件
原子炉熱出力のゆらぎを考慮した運転管理目標値を参考に最確条件を包絡できる条件を設定。

最確条件とした場合には最大線出力密度及び原子炉停止後の崩壊熱が緩和される。最確条件とした場合の運転員等操作時間への影響は，最大線出力密度及び原子炉停止後の崩壊熱にて説明する。

最確条件とした場合には最大線出力密度及び原子炉停止後の崩壊熱が緩和される。最確条件とした場合の評価項目となるパラメータに与える影響は，
最大線出力密度及び原子炉停止後の崩壊熱にて説明する。

定格原子炉圧力として設定。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうる
が，原子炉圧力は逃がし安全弁により制御されるため事象進展に及ぼす影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうる
が，原子炉圧力は逃がし安全弁により制御されるため事象進展に与える影
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。

通常運転時の原子炉水位として設定。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうる
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうる
が，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小さい。例えば，が，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小さい。例えば，スクラム 10 分後の原子炉水位の低下量は通常運転水位約-4m であるのに対スクラム 10 分後の原子炉水位の低下量は通常運転水位約-4m であるのに対してゆらぎによる水位低下量は約-10mm であり非常に小さい。したがって，してゆらぎによる水位低下量は約-10mm であり非常に小さい。したがって，
事象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響
事象進展に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
は小さい。

定格流量の約 91～約
52,200t/h
110%（定格流量（100%））（実測値）

定格流量として設定。

炉心の反応度補償のため初期値は変化するが，事象発生後早期に原子炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展に与える影響は小さく，運転員
等操作時間に与える影響は小さい。

炉心の反応度補償のため初期値は変化するが，事象発生後早期に原子炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

9×9 燃料（A 型）

9×9 燃料（A 型）と 9×9 燃料（B 型）
最確条件とした場合には，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心となるか，それは，熱水的な特性はほぼ同等であり，らの混在炉心となるが，両型式の燃料の熱水力特性はほぼ同等であり，事象
燃料棒最大線出力密度の保守性に包進展に及ぼす影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小含されることから，代表的に 9×9 燃
さい。
料（A 型）を設定。

最確条件とした場合には，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心となるか，それらの混在炉心となるが，何れの型式も燃料の熱水力特性はほぼ同等であり，炉心冷却性に大きな差は無いことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

原子炉熱出
力

3,926MWt

3,924MWt 以下
（実績値）

原子炉圧力

7.07MPa[gage]

約
7.05
7.12MPa[gage]
（実測値）

原子炉水位

通常運転水位（セパレータスカー
ト下端から+119cm）

通常運転水位（ セ パ レ ータ ス カ ー
ト 下 端 か ら 約 +118cm～約+120cm）
（実測値）

炉心流量

燃料

～

装荷炉心ごと最確条件とした場合，燃料被覆管温度の上昇が緩和されると考えられるが，原子炉水位は有効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心は冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値(約 310℃)を上回ることはないことから，上記の不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響はない。
最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生す
る蒸気量は少なくなることから，原子炉水位の低下が緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなり，格納容器圧力上昇は遅くなるが，格納容器圧力上昇は格納容器ベントにより抑制されるため，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

44.0kW/m

約 42.0kW/m 以下（実績値）

設計目標値を参考に最確条件を包絡できる条件を設定。

最確条件とした場合，燃料被覆管温度の上昇が緩和されるが，操作手順（減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはなく，燃料被覆管
温度を起点とする運転員等操作はないため，運転員等操作時間に与える影
響はない。

原子炉停止
後の崩壊熱

ANSI/ANS-5.1-1979
燃焼度 33GWd/t

ANSI/ANS-5.1-1979
平 均 的 燃 焼 度 約
30GWd/t（実績値）

サイクル末期の燃焼度のばらつきを考慮し，10％の保守性を確保することで，最確条件を包絡できる条件を設定。

最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生す
る蒸気量は少なくなることから，原子炉水位の低下が緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力上昇が遅くなる
が，操作手順（格納容器圧力に応じて格納容器ベントを実施すること）に変
わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

格納容器容積（ドライウェル）7,350m3

7,350m3（設計値）

ドライウェル内体積の設計値（全体積から内部機器及び構造物の体積を除いた値）を設定。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく， 解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。
評価項目となるパラメータに与える影響はない。

格納容器容積（ウェットウェル）

空間部：5,960m3
液相部：3,580m3

空間部：
約 5,980～約 5,945m3
液相部：
約 3,560～約 3,595m3（実測値）

ウェットウェル内体積の設計値（内部機器及び構造物の体積を除いた値）を設定。

サプレッション・チェンバ・プール水位

7.05m（NWL）

約 7.01m～約 7.08m（実測値）

通常運転時のサプレッション・チェ
ンバ・プール水位として設定。

サプレッション・チェンバ・プール水温35℃

約 30℃～35℃（実測値）

通常運転時のサプレッション・チェ
ンバ・プール水温の上限値を，最確条件を包絡できる条件として設定。

最大線出力
密度

初
期
条
件

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうる
が，ゆらぎによる格納容器容積（ウェットウェル）の液相部（空間部）の変化分は通常時に対して非常に小さい。例えば，通常時の液相部の熱容量は約3,600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎによる容積減少分の熱容量は約20m3 相当分であり，その減少割合は通常時の約 0.6%程度と非常に小さい。
したがって，事象進展に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影
響は小さい。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうる
が，ゆらぎによるサプレッション・チェンバ・プール水位低下分の熱容量
は通常水位時に対して非常に小さい。例えば，通常水位時（7.05m）の熱容量は約 3600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎによる水位低下分（通常水位-0.04m 分）の熱容量は約 20m3 相当分であり，その低下割合は通常水位時の約 0.6%程度と非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうる
が，ゆらぎによる格納容器容積（ウェットウェル）の液相部（空間部）の変化分は通常時に対して非常に小さい。例えば，通常時の液相部の熱容量は約3,600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎによる容積減少分の熱容量は約20m3 相当分であり，その減少割合は通常時の約 0.6%程度と非常に小さい。
したがって，事象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうる
が，ゆらぎによるサプレッション・チェンバ・プール水位低下分の熱容量は通常水位時に対して非常に小さい。例えば，通常水位時（7.05m）の熱容量
は約 3600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎによる水位低下分（通常水位0.04m 分）の熱容量は約 20m3 相当分であり，その低下割合は通常水位時の約0.6%程度と非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

最確条件は解析条件で設定している水温よりも低くなるため，格納容器圧
力上昇が遅くなり，格納容器スプレイ及び格納容器ベント操作の開始が遅くなるが，その影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

最確条件は解析条件で設定している水温よりも低くなるため，格納容器の熱容量は大きくなり格納容器ベントに至るまでの時間が長くなるが，その影響は小さい。

添 2.3.1.6-4

表 2 解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失））（2/3）
解析条件（初期条件、事故条件）の不確かさ

項目

最確条件

条件設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，ゆらぎによる格納容器圧力の上昇量が格納
容器ベント時間に与える影響は小さい。例えば，事象発生から格納容器ベントまでの圧力上昇率（平均）は 1 時間あたり
約 19kPa であるのに対して，ゆらぎによる圧力上昇量は約2kPa であり，格納容器ベント時間が約 7 分早くなる程度である。したがって，事象進展に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，格納容器温度は格納容器スプレイにより飽
和温度となることから，初期温度が事象進展に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

評価項目となるパラメータに与える影響
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えう
るが，ゆらぎによる格納容器圧力の上昇量が格納容器ベント時間に与える影響は小さい。例えば，事象発生から格納容器ベントまでの圧力上昇率（平均）は 1 時間あたり約 19kPa であるのに対して，ゆらぎによる圧
力上昇量は約 2kPa であり，格納容器ベント時間が約 7 分早くなる程度である。したがって，事象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

5.2kPa

約 3kPa～約 7kPa
（実測値）

通常運転時の格納容器圧力として設定。

格納容器温度57℃

約 30℃～約 60℃（実測値）

通常運転時の格納容器温度として設定。

真空破壊装置3.43kPa（ドライウェル－ サプレッ
ション・チェンバ間差圧）

3.43kPa（ドライウェル－ サプレッ
ション・チェンバ間差圧）（設計値）

真空破壊装置の設定値。

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

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

復水移送ポンプ吐出温度を参考に最確条件を包絡できる条件を設定。

最確条件とした場合には，解析条件で設定している水温よりも低くなる可能性があり，格納容器圧力上昇に対する格納容器ス
プレイによる圧力抑制効果は大きくなり，間欠スプレイの間隔に影響するが，スプレイ間隔は原子炉水位維持操作に依存することから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

最確条件とした場合には，解析条件で設定している水温よりも低くなることがあり，原子炉水位挙動に影響する可能性があるが，この顕熱分の影響は小さい。また，格納容器圧力上昇に対する格納容器スプレイによる圧力抑制効果は大きくなり，格納容器圧力逃がし装置等の操作開始時間が遅くなるが，その影響は小さく評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

淡水貯水池及び通常運転中の復水貯蔵槽の水量を参考に，最確条件を包絡できる条件を設定。
通常時の軽油タンク及びガスタービン発電機用燃料タンクの運用値を参考に，最確条件を包絡できる条件を設定。

最確条件とした場合には，解析条件よりも水源容量の余裕は大きくなる。また，事象発生 12 時間後からの可搬型代替注水ポン
プによる補給により復水貯蔵槽は枯渇しないことから，運転員
等操作時間に与える影響はない。
最確条件とした場合には，解析条件よりも燃料容量の余裕は大きくなる。また，事象発生直後から最大負荷運転を想定しても燃料は枯渇しないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

格納容器圧力

初
期
条
件

解析条件

外部水源の温度

外部水源の容量

燃料の容量

50℃（事象開始 12 時間以降
は 45℃，事象開始 24 時間以
降は 40℃）

約 30℃～約 50℃（実測値）

約 21,400m3

21,400m3 以上（淡水貯水池水量 ＋復水貯蔵槽水量）

約 2,240kL

2,240kL 以上（軽油タンク容量 ＋ガスタ
ービン発電機用燃料タンク
容量）

添 2.3.1.6-5

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えう
るが，格納容器温度は格納容器スプレイにより飽和温度となることから，初期温度が事象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

－－

表 2 解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失））
（3/3）
項目

起因事象

事
故
条
件

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－原子炉スクラム信号

タービン蒸気加減弁急速閉（遅れ時間：0.08 秒）

タービン蒸気加減弁急速閉（遅れ時間：0.08 秒）

原子炉水位低（レベル 2）にて
自 動 起 動 182m3/h （ 8.12 ～1.03MPa[dif]において）注水
逃がし弁機能7.51～7.86MPa[gage]363～380 t/h/個
自動減圧機能付き逃がし安全
弁の 2 個開による原子炉急速減
圧

原子炉水位低（レベル 2）にて自動起動 182m3/h（8.12～1.03MPa[dif]において）注水
逃がし弁機能7.51～7.86MPa[gage]363～380 t/h/個

原子炉隔離時冷却系逃がし安全弁機器条件

解析条件（初期条件、事故条件）の不確かさ
解析条件
最確条件

自動減圧機能付き逃がし安全弁の2 個開による原子炉急速減圧

条件設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響－－

外部電源喪失は起因事象として設定していることから，外部電源がある場合については考慮しない。

外部電源喪失は起因事象として設定していることから，外部電源がある場
合については考慮しない。

安全保護系等の遅れ時間を考慮して設定。

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

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

原子炉隔離時冷却系の設計値として設定。

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

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

逃がし安全弁の逃がし弁機
能の設計値を設定。

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

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

逃がし安全弁の設計値に基づく蒸気流量及び原子炉圧力の関係から設定。

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

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

実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守
残留熱除去系（低圧注水モ 性），原子炉水位の回復は早くなる可能性がある。冠水後の操ード）の設計値として設定。 作として，冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守
崩壊熱相当量の注水量とし 性），原子炉水位の回復は早くなる可能性がある。冠水後の操て設定。
作として，冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であるため，運転員等操作時間に与える影響はない。

実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる可能性がある。冠水後の操作として，冠水維持可
能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であるため，運転員等操
作時間に与える影響はない。
実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる可能性がある。冠水後の操作として，冠水維持可
能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であるため，運転員等操
作時間に与える影響はない。

送電系統又は所内主発電設
備の故障等によって，外部電源を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て設定。
起因事象として，外部電源を喪失するものとして設定。

残留熱除去系（低圧注水モード）

事象発生 24 時間後に手動起動
し，954m3/h（0.27MPa[dif]）にて注水

事象発生 24 時間後に手動起動し，954m3/h（0.27MPa[dif]）にて注水

低圧代替注水系（常設）

炉心を冠水維持可能な注水量
で注水

炉心を冠水維持可能な注水量で注
水・原子炉減圧後，原子炉水位を
原子炉水位高（レベル 8）まで上昇させた後に手動起動
し，954m3/h にてスプレイ
・伝熱容量は，熱交換器 1 基あたり約 8MW（サプレッション・
チェンバのプール水温 52℃，
海水温度 30℃において）格納容器圧力が0.62MPa[gage]における最大排出流量
31.6kg/sに対して，原子炉格
納容器二次隔離弁の中間開操
作（流路面積約70%開）にて格
納容器除熱

・原子炉減圧後，原子炉水位を原
子炉水位高（レベル 8）まで上昇させた後に手動起動し，954m3/h にてスプレイ
・伝熱容量は，熱交換器 1 基あたり約 8MW（サプレッション・チ
ェンバのプール水温 52℃，海水
温度 30℃において）残留熱除去系の設計値として設定。

スプレイ流量は運転員による調整が行われ，その増減により圧
スプレイ流量は運転員による調整が行われ，その増減により圧力抑制効果
力抑制効果に影響を受けるが，操作手順に変わりはないことかに影響を受けるものの，格納容器内に蓄積される崩壊熱量に変わりは無い
ら，運転員等操作時間に与える影響はない。
ため，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
また，伝熱容量は，解析条件と最確条件は同様であることから，また，伝熱容量は，解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展
事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
はない。

格納容器圧力が0.62MPa[gage]における最大排出流量31.6kg/sに対して，原子炉格納容器二次隔離弁の中間開操作（流路面積約70%開）にて格納容器除熱

格納容器圧力逃がし装置等の設計値を考慮して，格納容器圧力及び温度を低下させる排出流量を確保可能な弁開度として設定。

実際の流量が解析より多い場合，格納容器ベントによる格納容
器圧力の低下が早くなり，その後の圧力挙動も低く推移することになるが，運転員等操作時間に与える影響はない。

格納容器圧力の最大値は格納容器ベント実施時のピーク圧力であることから，その後の圧力挙動の変化は，評価項目となるパラメータに対して与える影響はない。

約23MW（サプレッション・チ
ェンバのプール水温100℃，海水温度30℃において）約23MW（サプレッション・チェン
バのプール水温100℃，海水温度
30℃において）

代替原子炉補機冷却系の設計値として設定。

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

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

残留熱除去系（格納容器スプ
レイモード）

格納容器圧力逃がし装置等

代替原子炉補機
冷却系

添 2.3.1.6-6

項目

所内蓄電
式直流電
源設備切
替操作
（A→A-2）

操
作
条
件
復水貯蔵
槽への補
給

各機器へ
の給油
（可搬型
代替注水
ポンプ，電
源車，可搬
型大容量
送水ポン
プ及び常
設代替交
流電源設
備）

表 3 操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失））（1/5）
解析条件（操作条件）の不確かさ
評価項目となる
解析上の操作開始時間
運転員等操作時間に与操作時間余
操作の不確かさ要因
パラメータに与
訓練実績等
える影響
裕
解析上の操作える影響
条件設定の考え方
開始時間【認知】
所内蓄電式直流電源設備（A→A-2）切替えは，全交流動力電源喪失から事象発生 8 時間経過するまでであり，経過時間を認識しながら対応操作を実施するため，認知遅れ
により操作開始時間に与える影響はなし。
原子炉水位【要員配置】
高（レベル 8）
本切替操作は現場操作であり，中央制御室の運転員とは別に現場操作を行う運転員
到達後に原（現場）を配置している。運転員(現場)は，事象発生 1 時間後までは常設代替交流電
実態の操作開始 子 炉 隔 離 時
源設備の準備操作を行うが，その後，事象発生 8 時間後までは重複する他の作業は
時間は解析上の 冷 却 系 が 停ないため，操作開始時間に与える影響はない。
本操作は停電切替操作 設定から変動す 止 し た 際 に所内蓄電式直流電【移動】であり，負荷である原子 る可能性がある 切 替 操 作 を源設備（A→A-2）切運転員(現場)は，中央制御室から操作現場であるコントロール建屋地下 1 階及び原 炉隔離時冷却系の停止 が，直流電源設 実施するが，替えは，解析条件
子炉建屋地下 1 階の切替盤までのアクセスルートは，コントロール建屋及び原子炉 操作が必要となること 備は原子炉注水 原 子 炉 水 位 現場モックアップ等による実績では，所内蓄電式直流電源設備
ではないが，解析
事象発生 8 時間
建屋の非管理区域のみであり，通常 15 分程度で移動可能であるが，余裕を含めて 30 から，原子炉水位の状況 等のサポート設 高（レベル 8） （A→A-2）切替操作は，移動時間を含め約 11 分で操作可能なこで想定している操
経過するまで分の移動時間を含めた切替前準備時間を想定している。また，アクセスルート上にア により切替操作の操作 備であり，操作 か ら 有 効 燃 とを確認した。
作の成立や継続にクセスを阻害する設備はなく，操作開始時間に与える影響はない。
開始時間は変動する可 開始時間が変動 料 棒 頂 部 ま 想定で意図している運転操作が実施可能なことを確認した。
必要な作業。直流【操作所要時間】能性があるが，炉心は冠 しても，枯渇し で 原 子 炉 水
電源が枯渇しない
本切替操作はスイッチ 2 箇所の操作であり，4 分程度で操作可能であるが，余裕を含 水維持されるため問題 なければ評価項 位 が 低 下 す
よう設定
めて 10 分の操作時間を想定している。よって，操作開始時間に与える影響はない。 とならない。
目となるパラメ るには約 1 時【他の並列操作有無】
ータに与える影 間以上あり，本切替操作は停電切替操作となるため，負荷である原子炉隔離時冷却系の停止操作
響はない。
準備時間が
が必要となる。このため，原子炉水位維持の観点から，原子炉水位高（レベル 8）に確保できるて原子炉隔離時冷却系が停止した際に本切替操作を行う等，安全側の操作を臨機にため，時間余行うため，原子炉水位の状況等により，操作開始時間が変動しうる。
裕がある。
【操作の確実さ】
現場操作は，操作の信頼性の向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。
復水貯蔵槽への補給は，淡水貯水池から防火水槽への補給と可搬型代替注水ポンプによる防火水槽から復水貯蔵槽への補給
可搬型設備に関しを並行して実施する。淡水貯水池から防火水槽への補給の系統て，事象発生から事象発生から
復水貯蔵槽への補給までの時間は，事象発生から 12 時間あり十分な時間余裕があ
構成は，所要時間 90 分想定のところ，訓練実績等により約 70
12 時間までは，そ－－－12 時間後る。
分で実施可能なこと，可搬型代替注水ポンプによる防火水槽かの機能に期待しなら復水貯蔵槽への補給のホース敷設等の注水準備は，所要時間いと仮定
180 分想定のところ，訓練実績等により約 135 分であり，想定で意図している作業が実施可能なことを確認した。
有効性評価では，防火水槽から復水貯蔵槽への補給用の可搬型代替注水ポンプ（6 号及び 7 号炉：各 3 台），代替原子炉補機冷却系用の電源車（6 号及び 7 号炉：各 2 台）及び可搬型大
容量送水ポンプ（6 号及び 7 号炉：各 1 台），及び常設代替交
流電源設備（6 号及び 7 号炉で 1 台）への燃料給油を期待している。
各機器への給油
各機器への給油準備作業について，可搬型代替注水ポンプ，
は，解析条件では電源車及び可搬型大容量送水ポンプへの燃料給油準備（現場
ないが，解析で想移動開始からタンクローリーへの補給完了まで）は，所要時
事 象 発 生 か ら 定している操作の各機器への給油開始までの時間は，事象発生から 12 時間あり十分な時間余裕があ
間 90 分のところ訓練実績等では約 82 分，常設代替交流電源
12 時間後以降， 成立や継続に必要－－－る。
設備への燃料給油準備は，所要時間 120 分のところ訓練実績
適宜な操作・作業等では約 95 分で実施可能なことを確認した。
各機器の使用開始
また，各機器への燃料給油作業は，各機器の燃料が枯渇しな時間を踏まえて設
い時間間隔（許容時間）以内で実施することとしている。
定
可搬型代替注水ポンプへの燃料給油作業は，許容時間 180 分のところ訓練実績等では約 96 分，電源車及び可搬型大容量送水ポンプへの燃料給油作業は，許容時間 120 分のところ訓練実績
等では約 96 分，常設代替交流電源設備への燃料給油作業は，許容時間 540 分のところ訓練実績等では約 135 分であり，許容時間内で意図している作業が実施可能であることを確認した。

添 2.3.1.6-7

表 3 操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失））
（2/5）

項目

操
作
条
件

格納容器
圧力逃が
し装置等
による格
納容器除
熱操作

解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
解析上の操作開始時
条件設定の考え方
間

格納容器圧力0.31MPa[gage]
到達時

格納容器最高使用
圧力を踏まえて設定

操作の不確かさ要因

運転員等操作時間に与
える影響

【認知】
炉心損傷前の格納容器ベントの操作実施基準（格納容器圧力 0.31MPa[gage]）に到達するのは，事象発生の約 16 時間後であり，それまでに格納容器圧力の上昇を十分に認知できる時間があるため，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
【要員配置】
格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベントは，中央制御室における状態監視と現場における操作が必要であるが，現場の操作は中央制御室で行う操作とは別の運転員（現場）及び緊急時対策要員を配置している。当該の運転員（現場）及び緊急時対策要員は，他の作業を兼任しているが，それら作業は事象発生の 12
時間後までに行う作業であり，格納容器ベントの操作開始時間に与える影響はな
し。
【移動】運転員（現場）は，中央制御室から操作現場である二次格納施設外までのアクセ
スルートは，通常 10 分程度で移動可能であるが，それに余裕時間を加えて操作
所要時間を想定している。二次格納施設内までのアクセスルートは，通常 10 分程度で移動可能であるが，それに余裕時間を加えて操作所要時間を想定している。また，緊急時対策要員は，緊急時対策本部から操作現場へ車にて移動することを想定している。仮に地震等の外部事象が起因事象の場合に，アクセスルートの被害があっても，ホイールローダ等にて必要なアクセスルートを仮復旧できる
宿直の体制としており，また，徒歩による移動を想定しても所要時間は約 1 時間
であり，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作所要時間】
全交流動力電源喪失時の炉心損傷前の格納容器ベントについて，運転員（現場）の格納容器ベント準備操作は伸縮継手を用いた原子炉格納容器一次隔離弁の手動操作として移動時間を含めて 60 分の操作時間を想定しており，十分な時間余裕を確保している。また，二次格納施設内で電動弁の手動操作に移動時間を含めて 60 分の操作時間を想定しており，十分な時間余裕を確保している。緊急時対策要員の格納容器ベント準備操作（格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置水位調整準備）は，現場での手動弁 4 個の操作に移動時間を含めて 60 分の操作時間を想定しており，十分な時間余裕を確保している。また，格納容器ベント開始操
作は，運転員（現場）による格納容器ベント操作は伸縮継手を用いた原子炉格納容器二次隔離弁の手動操作であり，本操作は，格納容器圧力の上昇傾向を監視したうえで，予め準備し格納容器圧力 0.31 MPa[gage]到達時に実施する。よって，操作所要時間が操作開始時間に与える影響はなし。
【他の並列操作有無】
格納容器ベントの操作時に，当該操作に対応する運転員，緊急時対策要員に他の並列操作はなく，操作時間に与える影響はなし。
【操作の確実さ】
現場操作は，操作の信頼性向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

炉心損傷前の格納容器
ベントの操作実施基準（ 格 納 容 器 圧 力
0.31MPa［gage］）に到達するのは，事象発生の約 16 時間後であり，格納容器ベントの準備
操作は格納容器の圧力上昇の傾向を監視しながら予め操作が可能である。また，格納容器ベント操作も同様に格納容器の圧力上昇の傾向を監視しながら予め準備が可能である。よって，実態の操作開始時
間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開
始時間に与える影響は小さい。操作開始時間が遅れた場合においても，格納容器限界圧力
は 0.62MPa[gage] の ため，格納容器の健全性という点では問題とならない。
当該操作は，解析コー
ド及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性がある
が，中央制御室の運転員とは別に現場操作を行う運転員(現場)及び緊急時対策要員を配置しており，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。

添 2.3.1.6-8

評価項目となるパラ
メータに与える影響

実 態 の 操 作 開始 時 間は 解 析 上 の 設定 と ほ
ぼ 同 等 で あ るこ と から，評価項目となるパ
ラ メ ー タ に 与え る 影
響は小さい。

操作時間余裕訓練実績等

現場モックアップ等による格 納 容 器 ベン ト 開 始
実績では，運転員（現場）の
ま で の 時 間は 事 象 発
伸縮継手を用いた原子炉格
生から約 16 時間あり，
納容器一次隔離弁の手動操
準 備 時 間 が確 保 で き作は，移動時間含め約 30 分
るため，時間余裕があの操作時間で完了する見込る。また，格納容器ベみを得た。二次格納施設内
ン ト 操 作 開始 時 間 がで電動弁の手動操作は，移遅 れ る 場 合に お い て
動時間含め約 35 分の操作
も ， 格 納 容器 圧 力 は時間で完了する見込みを得
0.31MPa［gage］から上た。格納容器圧力逃がし装昇するが，格納容器圧
置のフィルタ装置水位調整
力 の 上 昇 の傾 向 は 緩
準備は，設備設置中のため，やかである。
同様の弁の手動操作時間を
格納容器限界圧力考慮して，移動時間を含め0.62MPa[gage] に 至 るて 60 分の操作時間で完了までの時間は，過圧のする見込みを得た。また，格観点で厳しい「3.1 雰
納容器ベント操作は，伸縮囲気圧力・温度による継手を用いた原子炉格納容
静的負荷（格納容器過器二次隔離弁の手動操作を
圧・過温破損）」にお
移動時間含め約 12 分の操いても事象発生約 38
作時間で完了する見込みを時間であり，約 20 時得た。
間 以 上 の 余裕 が あ る
想定で意図している運転操ことから，時間余裕が作が実施可能なことを確認
ある。
した。

項目

所内蓄電
式直流電
源設備切
替操作（A2→AM）

操
作
条
件

常設代替
交流電源
設備から
の受電

表 3 操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失））（3/5）
解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
運転員等操作時間に与え評価項目となるパラメ
操作の不確かさ要因
操作時間余裕る影響ータに与える影響
解析上の操作開始時
条件設定の考え方
間【認知】
所内蓄電式直流電源設備（A-2→AM）切替えは，全交流動力電源喪失から事象発
生 19 時間経過するまでであり，経過時間を認識しながら対応操作を実施するため，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
【要員配置】
本切替操作は現場操作であり，中央制御室の運転員とは別に現場操作を行う運転員(現場)を配置している。運転員(現場)は，事象発生 19 時間後頃に重複する他の作業はないため，操作開始時間に与える影響はない。
【移動】
原子炉水位高（レベル
運転員(現場)は，中央制御室から操作現場であるコントロール建屋地下 1 階及び
実 態 の 操 作 開 始 時 間 は 8）到達後に原子炉隔
所内蓄電式直流電
本操作は停電切替操作で原子炉建屋地下 1 階の切替盤までのアクセスルートは，コントロール建屋及び原解析上の設定から変動 離時冷却系が停止し源設備（A-2→AM）
あり，負荷である原子炉隔
子炉建屋の非管理区域のみであり，通常 15 分程度で移動可能であるが，余裕をする可能性があるが，直 た 際 に 切 替 操 作 を 実
切替えは，解析条
離時冷却系の停止操作が含めて 30 分の移動時間を含めた切替前準備時間を想定している。また，アクセ流 電 源 設 備 は 原 子 炉 注 施するが，原子炉水位件ではないが，解必要となることから，原子事象発生 19 時間経過
スルート上にアクセスを阻害する設備はなく，操作開始時間に与える影響はな
水 等 の サ ポ ー ト 設 備 で 高（レベル 8）から有析で想定している
炉水位の状況により切替するまでい。
あり，操作開始時間が変 効 燃 料 棒 頂 部 ま で 原
操作の成立や継続操作の操作開始時間は変【操作所要時間】
動しても，枯渇しなけれ 子 炉 水 位 が 低 下 す るに必要な作業。直動する可能性があるが，炉本切替操作はスイッチ 2 箇所の操作であり，4 分程度で操作可能であるが，余裕ば 評 価 項 目 と な る パ ラ には約 1 時間以上あ流電源が枯渇しな
心は冠水維持されるためを含めて 15 分の操作時間を想定している。よって，操作開始時間に与える影響
メ ー タ に 与 え る 影 響 は り，準備時間が確保でいよう設定問題とならない。
はない。
ない。
きるため，時間余裕が【他の並列操作有無】
ある。
本切替操作は停電切替操作となるため，負荷である原子炉隔離時冷却系の停止操作が必要となる。このため，原子炉水位維持の観点から，原子炉水位高（レベル8）にて原子炉隔離時冷却系が停止した際に本切替操作を行う等，安全側の操作を臨機に行うため，原子炉水位の状況等により，操作開始時間が変動しうる。
【操作の確実さ】
現場操作は，操作の信頼性の向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

事象発生 24 時間後

本事故シーケンスの前提条件として設定

常設代替交流電源設備からの受電までの時間想定として，事象発生から十分な時
間余裕がある。

添 2.3.1.6-9

－

－

－

訓練実績等

現 場 モ ッ クア ッ プ 等
による実績では，所内蓄 電 式 直 流電 源 設 備（A-2→AM）切替操作
は，移動時間を含め約15 分で操作可能なことを確認した。
想 定 で 意 図し て い る
運 転 操 作 が実 施 可 能
なことを確認した。

訓練実績等より，運転員 に よ る 常設 代 替 交流 電 源 設 備の 起 動 操
作，並びに現場及び中央 制 御 室 の運 転 員 によ る 受 電 前準 備 及 び
受 電 操 作 を並 行 し て実施し，想定と同じ約70 分で常設代替交流
電 源 設 備 から の 受 電が 実 施 可 能で あ る ことを確認した。
想 定 で 意 図し て い る
運 転 操 作 が実 施 可 能
なことを確認した。

項目

代替原子
炉補機冷
却系運転
操作

操
作
条
件

表 3 操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失））（4/5）
解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
運転員等操作時間に与え評価項目となるパラメー
操作の不確かさ要因
操作時間余裕る影響
タに与える影響
解析上の操作開始
条件設定の考え方
時間【認知】中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の非常用高圧系統の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断し，これにより代替原子炉
補機冷却系の準備を開始する手順としているため，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
【要員配置】
代替原子炉補機冷却系の準備操作は，現場にて原子炉補機冷却水系の系統構成を
操作条件の代替原子炉補行う運転員(現場)と，代替原子炉補機冷却系の移動，敷設を行う専任の緊急時対機冷却系運転操作は，運策要員（事故後 10 時間以降の参集要員）が配置されている。運転員(現場)は，代転員等操作時間に与える
替原子炉補機冷却系運転のための系統構成を行っている期間，他の操作を担って影響として，実態の操作いない。よって，操作開始時間に与える影響はなし。
開始時間は解析上の設定【移動】から早まる可能性があ
代替原子炉補機冷却系の代替原子炉補機冷却系に用いる代替熱交換器車，電源車等は車両であり，牽引又る。この場合，格納容器圧
準備は，緊急時対策要員
は自走にて作業現場へ移動することを想定している。仮に地震等の外部事象が起力及び温度を早期に低下 事 象 想 定 と して 常 設の参集に 10 時間，その後
因事象の場合に，アクセスルートの被害があっても，ホイールローダ等にて必要させる可能性があり，評 代 替 交 流 電 源設 備 かの作業に 10 時間の合計 20なアクセスルートを仮復旧できる宿直の体制としており，操作開始時間に与える価項目となるパラメータ ら の 受 電 を 事象 発 生
常設代替交流電源
時間を想定しているが，影響はなし。
に対する余裕は大きくな から 24 時間後として事象発生 24 時間後
設備からの受電後準備操作が想定より短い【作業所要時間】る。なお，常設代替交流電 おり，4 時間程度の準として設定時間で完了する可能性が緊急時対策要員の準備操作は，各機器の設置作業及び弁・スイッチ類の操作に移源設備からの受電を事象 備 時 間 が 確 保で き るあるため，操作開始時間
動時間を含めて 10 時間の作業時間を想定しているが，訓練実績を踏まえると，発生から 24 時間後に制限 た め ， 時 間 余裕 が あが早まる可能性があり，より早期に準備操作が完了する見込みである。また，運転員(現場)の行う現場系
する場合，代替原子炉補 る。
格納容器の温度及び圧力
統構成は，操作対象が 20 弁程度であり，操作場所は原子炉建屋及びタービン建
機冷却系運転操作開始時を早期に低下させる。
屋海水熱交換器エリア及びコントロール建屋となるが，1 弁あたりの操作時間に間のみが早まったとして
移動時間含めて 10 分程度を想定しており，これに余裕を含めて 5 時間の操作時
も，常設代替交流電源設間を想定している。作業途中の格納容器ベント実施に伴う一時退避（想定約 4 時
備から受電する設備を運間）を踏まえても，解析上の想定より操作開始時間は早まる可能性がある。
転できないため，評価項【他の並列操作有無】
目となるパラメータに影
緊急時対策要員による準備操作及び現場運転員の系統構成は並列操作可能なた響しない。
め，両者が干渉して操作開始時間が遅くなることはない。よって，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作の確実さ】
現場操作は，操作の信頼性向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低
い。

代替原子
炉補機冷
却系を介
した残留
事象発生 24 時間後
熱除去系
（低圧注
水モード）
運転操作

常設代替交流電源
設備からの受電後として設定。

常設代替交流電源設備からの受電までの時間想定として，事象発生から十分な時
間余裕がある。

添 2.3.1.6-10

－

－

－

訓練実績等

訓練実績等より，運転員(現場)の行う現場
系統構成は，想定より早い約 4 時間で実施可
能 で あ る こと を 確 認した。また，代替原子炉補機冷却系の移動・配置，フランジ接続，
及 び 電 源 車の ケ ー ブル接続等を含め，想定より早い約 7 時間で代替 原 子 炉 補機 冷 却 系
が 運 転 開 始可 能 で あることを確認した。
想 定 で 意 図し て い る
運 転 操 作 が実 施 可 能
なことを確認した。

中 央 制 御 室に お け る
操作のため，シミュレ
ー タ に て 訓練 実 績 を取得。訓練では，残留熱 除 去 ポ ンプ を 起 動
し，低圧注水モードのための系統構成に約 2分。
想 定 で 意 図し て い る
運 転 操 作 が実 施 可 能
なことを確認した。

項目

操
作
条
件

表 3 操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失））（5/5）
解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
運転員等操作時間に与え 評価項目となるパラメー
操作の不確かさ要因
操作時間余裕る影響
タに与える影響
解析上の操作開始時
条件設定の考え方
間

逃がし安
全弁によ
る手動原
子炉減圧
操作

事象発生 24 時間後

常設代替交流電源
設備からの受電後として設定

常設代替交流電源設備からの受電までの時間想定として，事象発生から十分な時
間余裕がある。

－

－

－

低圧代替
注水系（常
設）による
原子炉注
水操作

事象発生 24 時間後

常設代替交流電源
設備からの受電後として設定

常設代替交流電源設備からの受電までの時間想定として，事象発生から十分な時
間余裕がある。

－

－

－

代替原子
炉補機冷
却系を介
した残留
事象発生約 25 時間
熱除去系
後
（格納容
器スプレ
イモード）
運転操作

常設代替交流電源
設備からの受電後として設定

常設代替交流電源設備からの受電までの時間想定として，事象発生から十分な時
間余裕がある。

－－－

添 2.3.1.6-11

訓練実績等

中 央 制 御 室に お け る
操作のため，シミュレ
ー タ に て 訓練 実 績 を取得。訓練では，復水
移 送 ポ ン プの 起 動 を確認し，逃がし安全弁に よ る 原 子炉 減 圧 操
作開始まで約 1 分。
想 定 で 意 図し て い る
運 転 操 作 が実 施 可 能
なことを確認した。
中 央 制 御 室に お け る
操作のため，シミュレ
ー タ に て 訓練 実 績 を取得。訓練では，低圧
代替注水系（常設）によ る 原 子 炉注 水 の 系
統構成に約 2 分。
想 定 で 意 図し て い る
運 転 操 作 が実 施 可 能
なことを確認した。
中 央 制 御 室に お け る
操作のため，シミュレ
ー タ に て 訓練 実 績 を取得。訓練では，残留熱 除 去 系 ポン プ を 起
動し，格納容器スプレ
イ モ ー ド のた め の 系
統構成に約 2 分。
想 定 で 意 図し て い る
運 転 操 作 が実 施 可 能
なことを確認した。

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（外部電源喪失＋DG喪失））○水源
復水貯蔵槽水量：約1,700m3
淡水貯水池：約18,000m3○水使用パターン①原子炉隔離時冷却系による原子炉注水
事象発生後24時間は原子炉隔離時冷却系
による原子炉注水を実施する。
（原子炉水位高（レベル8）～原子炉水位低（レベル2）の間で注水する）

添 2.3.1.7-1②低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
事象発生から24時間後の原子炉減圧後は，低圧代替注水系（常設）により注水する。
③淡水貯水池から復水貯蔵槽への移送
事象発生12時間後から淡水貯水池の水を防火水槽へ移送する。
防火水槽からは可搬型代替注水ポンプ3台を用いて130m3/hで復水貯蔵槽へ移送する。
○時間評価（右上図）
事象発生後12時間までは復水貯蔵槽を水源として，原子炉隔離時冷却系による原子炉注水を実施するため，復水貯蔵槽水量は減少する。
事象発生12時間後からは，復水貯蔵槽への補給を開始するため復水貯蔵槽水量は回復し，以降安定して冷却が可能である。

添付資料 2.3.1.7○水源評価結果
時間評価の結果から復水貯蔵槽が枯渇することはない。また，7 日間の対応を考慮すると，6 号及び 7 号炉のそれぞれで約 1,600m3 必要となる。6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮すると，約 3,200m3 必要となる。各号炉の復水貯蔵槽に 1,700m3 及び淡水貯水池に 18,000m3 の水を保有することから，6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮した場合も必要水量は確保可能であり，安定して冷却を継続することが可能である。

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（外部電源喪失＋DG 喪失））
プラント状況：6 号及び 7 号炉運転中。1～5 号炉停止中。
事象：全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）は 6 号及び 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，免震重要棟等，プラントに関連しない設備も対象とする。
号
炉

時系列

判定

7 日間の
軽油消費量
約 1,014kL

6 号及び 7 号炉軽油タンク各約 1,020kL
及びガスタービン発
電機用燃料タンク約
200kL の容量（合計）は約 2,240kL であり，
7 日間対応可能。

事象発生直後～事象発生後 7 日間
1号 非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2
炉 （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 632kL

1 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

事象発生直後～事象発生後 7 日間
2号 非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2
炉 （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 632kL

2 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

事象発生直後～事象発生後 7 日間
3号 非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2
炉 （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 632kL

3 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

事象発生直後～事象発生後 7 日間
4号 非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2
炉 （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 632kL

4 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

事象発生直後～事象発生後 7 日間
5号 非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2
炉 （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 632kL

5 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 79kL

1～7 号炉軽油タン
ク及びガスタービン
発電機用燃料タンクの残容量（合計）は
約 1,147kL 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 復水貯蔵槽給水用 可搬型代替注水ポンプ
炉 （A-2 級） 3 台起動。
18L/h×24h×7 日×3 台＝9,072L

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

空冷式ガスタービン発電機 3 台起動。※1
事象発生直後～事象発生後 7 日間
(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
事象発生直後～事象発生後 7 日間
61,705L/h×24h×7 日×3 台＝859,320L
代替熱交換器車用 電源車 2 台起動。
号 復水貯蔵槽給水用 可搬型代替注水ポンプ
（A-2
級）
3
台起動。
(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
炉
18L/h×24h×7 日×3 台＝9,072L
110L/h×24h×7 日×2 台＝36,960L

可搬型大容量送水ポンプ 1 台起動(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
178L/h×24h×7 日×1 台＝29,904L

可搬型大容量送水ポンプ 1 台起動(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
178L/h×24h×7 日×1 台＝29,904L

添 2.3.1.8-1

事象発生直後～事象発生後 7 日間
そ 免震重要棟内緊急時対策所用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）の 437L/h×24h×7 日＝73,416L
他 モニタリング・ポスト用発電機 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 2.3.1.8

合計

常設代替交流電源設備の負荷（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失））<6 号及び 7 号炉>

添 2.3.1.9-1

6号炉

7号炉

直流125V充電器盤A

約94kW

約94kW

直流125V充電器盤A-2

約56kW

約56kW

AM用直流125V充電器盤

約41kW

約41kW

直流125V充電器盤B

約98kW

約98kW

約29kW

約23kW

3kW

3kW

復水移送ポンプ

55kW

55kW

復水移送ポンプ

55kW

55kW

残留熱除去系ポンプ

540kW

540kW

（973kW）（1034kW）

交流120V中央制御室計測用分電盤A,B
中央制御室可搬型陽圧化空
調機

負荷容量（ｋW）
ガスタービン発電機の最大容量3,600kW

3500

ガスタービン発電機の連続定格容量2,950kW

3000
最大容量
約2,526kW

約2,323kW
約2,142kW

2500
約2,172kW
2000

非常用照明

約24kW

約27kW

燃料プール冷却浄化ポンプ

90kW

110kW

(181kW)(192kW)

約2,342kW
7号炉燃料プール冷却浄化ポンプ起動

約2,209kW

約2,032kW 6号炉復水移送

約1,925kW(起動時)

約2,424kW

７号炉復水移送ポンプ起動

6号炉燃料プール
冷却浄化ポンプ
起動

ポンプ起動

7号炉残留熱除去系ポンプ起動

1500

約1,492kW

約1,037kW

(起動時)
その他

約74kW

約81kW

小計

約1,159kW

約1,183kW

1000

6号炉残留熱除去系ポンプ起動

順次起動(6号炉／7号炉毎)
・充電器
・交流120V中央制御室計測用分電盤
・中央制御室可搬型陽圧化空調機
・復水移送ポンプ（2台）
・非常用照明・その他

約952kW(6号炉：約474kW，7号炉：約478kW)
500

約2,342kW(約2,526 kW)

経過時間（h）
24

25

26

27

28

29

30

31

32

33

負荷積算イメージ

34

35

36

37

38

添付資料 2.3.1.9

合計（連続最大負荷）(最大負荷)

2.3.2 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗
2.3.2.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗」に含まれる事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗）」である。
(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗」
では，全交流動力電源喪失と同時に原子炉隔離時冷却系が機能喪失することを想定する。このため，逃がし安全弁による圧力制御に伴う蒸気流出により原子炉圧力容器内の保有水量が減少し，原子炉水位が低下することから，緩和措置がとられない場合には原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，全交流動力電源が喪失した状態において，唯一の原子炉注
水手段である原子炉隔離時冷却系が機能喪失したことによって炉心損傷に至る事故シーケ
ンスグループである。このため，重大事故等対策の有効性評価には，直流電源及び交流電源の電源供給機能に加えて高圧注水機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
したがって，本事故シーケンスグループでは，所内蓄電式直流電源設備より電源を給電した高圧代替注水系による原子炉注水によって 24 時間後まで炉心を冷却し，常設代替交流電源設備による給電及び残留熱除去系（低圧注水モード），低圧代替注水系（常設）による注
水の準備が完了したところで，逃がし安全弁の手動開操作により原子炉を減圧し，原子炉減圧後に残留熱除去系（低圧注水モード）により炉心を冷却することによって，炉心損傷の防止を図る。また，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系，格納容器圧力逃がし装置，耐圧強化ベント系及び更なる信頼性向上の観点から設置する代替格納容器圧力逃がし装置
による原子炉格納容器除熱を実施する。
(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗」
における機能喪失に対して，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，初期の対策として高圧代替注水系による原子炉注水手段を整備する。また，原子炉格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱手段を整備する。これらの対策の概略系統図を図 2.3.2.1 から図 2.3.2.4 に，手順の概要を図 2.3.2.5に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を表 2.3.2.1 に示す。

2.3.2-1

本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，事象発生10時間までの6号及び7号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計30名である。その内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員は，
当直長1名（6号及び7号炉兼任），当直副長2名，運転操作対応を行う運転員12名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は5名，緊急時対策要員（現場）は10名である。
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等を行うための参集要員34名である。必要な要員と作業項目について図2.3.2.6に示す。
a. 全交流動力電源喪失及び原子炉スクラム確認
外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機が機能喪失する。これにより所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となり，全交流動力電源喪失に至る。全交流動力電源喪失の発生により原子炉がスクラムしたことを確認する。同時に原子炉隔離時冷却系が機能喪失し，設計基準事故対処設備の注水機能を全て喪失する。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等である。
原子炉隔離時冷却系の機能喪失を確認するために必要な計装設備は，原子炉隔離時冷却系系統流量計である。
b. 高圧代替注水系による原子炉注水
原子炉スクラム後，原子炉水位は低下するが，中央制御室からの遠隔操作によって高圧代替注水系を手動起動し，原子炉注水を開始することにより，原子炉水位が回復する。
原子炉水位回復後は，運転員による高圧代替注水系の蒸気入口弁の手動開閉操作によって炉心を冠水維持可能な範囲に制御する。なお，原子炉水位の制御に必要な弁の電源は常設代替直流電源設備から供給される。事象発生から 24 時間にわたって常設代替直流電源設備により直流電源の供給は可能である。
高圧代替注水系による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び高圧代替注水系系統流量等である。
c. 早期の電源回復不能判断及び対応準備
早期の電源回復不能判断及び対応準備については，2.3.1.1 (3) c と同じ。
d. 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱については，2.3.1.1 (3) e と同じ。
e. 逃がし安全弁による原子炉急速減圧

2.3.2-2

逃がし安全弁による原子炉急速減圧については，2.3.1.1 (3) f と同じ。
f. 残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水
残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水については，2.3.1.1 (3) gと同じ。
g. 残留熱除去系（格納容器スプレイモード）による原子炉格納容器除熱
残留熱除去系（格納容器スプレイモード）による原子炉格納容器除熱については，
2.3.1.1 (3) hと同じ。
h. 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水については，2.3.1.1 (3) iと同じ。
2.3.2.2 炉心損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「1.2 評価対
象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，外部電源喪失を起因事象とし，全ての非常用ディーゼル発電機を喪失することで原子炉隔離時冷却系を除く注水機能を喪失し，その上，原子炉隔離時冷却系を喪失し，全ての注水機能を喪失する「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗」である。
本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，気液熱非平衡，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・
対向流，三次元効果，原子炉圧力容器における沸騰・凝縮・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，冷却材放出（臨界流・差圧流），ＥＣＣＳ注水（給水系・代替注水設備含む）
並びに原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷却，格納容器ベント，サプレッション・プール冷却が重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価することが可能である長期間熱水力過渡変化解析コード SAFER，シビアアクシデント総合解析コード MAAP により原子炉圧力，原子
炉水位，燃料被覆管温度，格納容器圧力，格納容器温度等の過渡応答を求める。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を表2.3.2.2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。

2.3.2-3

a. 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，外部電源を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，全交流動力電源を喪失するものとする。同時に，原子炉隔離時冷却系についても機能喪失するものとする。
(c) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。起因事象として，外部電源を喪失するものとしている。
b. 重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号
原子炉スクラムはタービン蒸気加減弁急速閉信号によるものとする。
(b) 高圧代替注水系
運転員による高圧代替注水系の蒸気入口弁の遠隔での手動開閉操作によって注水する。本評価では設計値である 182m3/h（8.12MPa[dif]において）～114m3/h（1.03MPa[dif]において）に対し，保守的に 20%減の流量で注水するものとした。
(c) 逃がし安全弁
逃がし安全弁の逃がし弁機能にて，原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を抑えるものとする。また，原子炉減圧には自動減圧機能付き逃がし安全弁（2個）を使用するものとし，容量として，1個あたり定格主蒸気流量の約5%を処理するものとする。
(d) 残留熱除去系（低圧注水モード）
残留熱除去系（低圧注水モード）は事象発生から24時間後に手動起動し，954m3/h（0.27MPa[dif]において）の流量で注水するものとする。
(e) 残留熱除去系（格納容器スプレイモード）
逃がし安全弁による原子炉減圧後，原子炉水位を原子炉水位高（レベル 8）まで上昇させた後に手動起動し，954m3/h にて原子炉格納容器にスプレイするものとする。また，伝熱容量は，熱交換器 1 基あたり約 8MW（サプレッション・チェンバのプール水
温 52℃，海水温度 30℃において）とする。
(f) 低圧代替注水系（常設）
残留熱除去系の低圧注水モードから格納容器スプレイモード（ドライウェル側のみ）への切替え後に，崩壊熱相当量で原子炉注水し，その後は炉心を冠水維持する。
(g) 格納容器圧力逃がし装置等
格納容器圧力逃がし装置等により，格納容器圧力 0.62MPa[gage]における最大排出流量 31.6kg/s に対して，原子炉格納容器二次隔離弁の中間開操作（流路面積約 70%開※）

2.3.2-4

にて原子炉格納容器除熱を実施する。
※ 操作手順においては，原子炉格納容器除熱は原子炉格納容器二次隔離弁を 50％開にて開始するが，格納容器圧力に低下傾向が確認できない場合は，増開操作を実施する。解析においては，操作手順の考え方を踏まえ，中間開操作（流路面積約 70%開）とする。

(h) 代替原子炉補機冷却系
伝熱容量は約 23MW（サプレッション・チェンバのプール水温 100℃，海水温度 30℃
において）とする。
c. 重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件は，「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) 高圧代替注水系による原子炉注水操作は，事象判断の時間を考慮して事象発生から10分後に開始するものとし，操作時間は，原子炉隔離時冷却系の機能喪失のみならず，直流電源喪失時を考慮しても中央制御室内で十分対応可能と考えられる操作の時間余裕を考慮して15分間とする。
(b) 交流電源は24時間使用できないものとし，事象発生から24時間後に常設代替交流電源設備によって交流電源の供給を開始する。
(c) 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，格納容器圧力が0.31MPa[gage]に到達した場合に実施する。
(d) 逃がし安全弁による原子炉急速減圧操作は，事象発生から24時間後に開始する。
(e) 代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）の起動操作は，事象発生から24時間後に開始する。
(f) 低圧代替注水系（常設）起動操作は，事象発生から24時間後に開始する。なお，サプレッション・チェンバ・プールの水位が真空破壊装置-1mに到達した場合，低圧代
替注水系（常設）による原子炉注水を停止する。
(g) 代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（格納容器スプレイモード）の起動操
作は，事象発生から約25時間後に開始する。
(3) 有効性評価（敷地境界での実効線量評価）の条件
有効性評価（敷地境界での実効線量評価）の条件は，2.3.1.2(3)と同じ。
(4) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内及びシュラウド内外）※，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流量，原子炉圧力容器内の保有水量の推移を図
2.3.2.7から図2.3.2.12に，燃料被覆管温度，高出力燃料集合体のボイド率及び炉心下部プ
レナム部のボイド率の推移を図2.3.2.13から図2.3.2.15に，格納容器圧力，格納容器温度，

2.3.2-5

サプレッション・チェンバ・プール水位及び水温の推移を図2.3.2.16から図2.3.2.19に示す。
a. 事象進展
全交流動力電源喪失後，タービン蒸気加減弁急速閉信号が発生して原子炉がスクラムし，また，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系の自動起動に失敗した後，高圧代替注水系を手動起動することにより原子炉水位は維持される。再循環ポンプについては，外部電源喪失により，事象発生とともに 10 台全てがトリップする。
事象発生から 24 時間経過した時点で，常設代替交流電源設備による交流電源の供給を開始し，その後，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁 2 個を手動開すること
で，原子炉の急速減圧を実施し，原子炉減圧後に残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を開始する。原子炉の急速減圧を開始すると，原子炉冷却材の流出により原子炉水位は低下するが，残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水が開始されると原子炉水位が回復する。
崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することで，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇する。そのため，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を行う。原子炉格納容器除熱は，事象発生から約 16 時間経過した時点で実施する。なお，原子炉格納容器除熱時のサプレッション・チェンバ・プール水位は，真空破壊装置（約 14m）及びベントライン（約 17m）に対して，十分に低く推移するため，真空破壊装置の健全性は維持される。常設代替交流
電源設備による電源供給を開始した後は，ベントラインを閉じて，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を行うものとする。
※

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

b. 評価項目等
燃料被覆管の最高温度は，図 2.3.2.13 に示すとおり，初期値(約 310℃)を上回ることなく，1,200℃以下となる。また，燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1%以下であり，15%以下となる。
原子炉圧力は，図 2.3.2.7 に示すとおり，逃がし安全弁の作動により，約 7.52MPa[gage]以下に抑えられる。原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧
力容器底部圧力との差（高々約 0.3MPa）を考慮しても，約 7.82MPa[gage]以下であり，最2.3.2-6

高使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を十分下回る。
また，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する
蒸気が原子炉格納容器内に流入することによって，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇
するが，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を行うことによって，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度の最大値は，約 0.31MPa[gage]及び約 146℃に抑えられる。原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，限界圧力及び限界温度を下回る。
図 2.3.2.8 に示すとおり，高圧代替注水系による注水継続により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，約 16 時間後に格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格
納容器除熱を開始し，さらに代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉
格納容器除熱を実施することで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。
（添付資料 2.3.1.5）
格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置によるベント時の敷地境界
での実効線量の評価結果は約 9.9×10-3mSv であり，5mSv を下回る。また，耐圧強化ベント系によるベント時の敷地境界での実効線量の評価結果は約 4.9×10-2mSv であり，5mSvを下回る。いずれの場合も周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはない。
本評価では，「1.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目及び周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えないことについて，対策の有効性を確認した。
2.3.2.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するものとする。
「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗」では，全交流動力電源喪失と同時に原子炉隔離時冷却系が機能喪失することが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象発生から 12 時間程度までの短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，高圧代替注水系による原子炉注水操
作，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作及び代替原子炉補機冷却系
運転操作とする。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本重要事故シーケンスにおける解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価については，「2.3.1.3(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価」と同じ。

2.3.2-7

（添付資料 2.3.2.2）(2) 解析条件の不確かさの影響評価
a. 初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
本重要事故シーケンスにおける初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件に係る不確かさの影響評価については，「2.3.1.3(2)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」と同じ。
（添付資料2.3.2.2）
b. 操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の6要因に分類し，これらの要因が，運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の高圧代替注水系による原子炉注水操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から25分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，原子炉隔離時冷却系の機能喪失のみならず，直流電源喪失時を考慮しても中央制御室内で十分対応可能と考えられる操作の時間として設定されていることから，操作開始
時間は解析上の設定よりも早まる可能性があり，原子炉注水の開始時間を早める。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，解析上の操作開始時間として格納容器圧力0.31MPa［gage］到達時を設定している。運転員
等操作時間に与える影響として，実態の運転操作においては，炉心損傷前の格納容器
ベントの操作実施基準（格納容器圧力0.31MPa［gage］）に到達するのは，事象発生の約16時間後であり，格納容器ベント準備操作は格納容器圧力上昇の傾向を監視しながら予め操作が可能である。また，格納容器ベント操作も同様に格納容器圧力上昇の傾向を監視しながら予め準備が可能である。よって，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。また，操作開始時間が遅れた場合においても，格納容器限界圧力は0.62MPa［gage］のため，原子炉格納容器の健全性という点では問題とはならない。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室の運転員とは別に現場操作を行う運転員及び緊急時対策要員を配置しており，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から24時間後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，代替原子2.3.2-8

炉補機冷却系の準備は，緊急時対策要員の参集に10時間，その後の作業に10時間の合計20時間を想定しているが，準備操作が想定より短い時間で完了する可能性がある
ため，操作開始時間が早まる可能性があり，格納容器圧力及び温度を早期に低下させる。
（添付資料2.3.2.2）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の高圧代替注水系による原子炉注水操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定よりも早くなる可能性があるが，操作開始時間が早くなった場合においても原子炉水位が有効燃料棒頂部を下回らないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定から早まる可能性がある。この場合，格納
容器圧力及び温度を早期に低下させる可能性があり，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。なお，常設代替交流電源設備からの受電を事象発生から24
時間後に制限する場合，代替原子炉補機冷却系運転操作開始時間のみが早まったとしても，常設代替交流電源設備から受電する設備を運転できないため，評価項目となるパラメータに影響しない。
（添付資料2.3.2.2）(3) 操作時間余裕の把握
操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の高圧代替注水系による原子炉注水操作については，事象発生から50分後（操作開始時間の25分程度の時間遅れ）までに高圧代替注水系による注水が開始できれば，燃料被覆管の最高温度は約859℃となり1,200℃を下回るため，炉心の著しい損傷は発生しない。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱操作については，格納容器ベント開始までの時間は事象発生から約16時間あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。また，格納容器ベント操作開始時間が遅れる場合においても，格納容器圧力は0.31MPa［gage］から上昇するが，格納容器圧力の上昇の傾向は緩やかである。格納容器限界圧力0.62MPa［gage］に至るまでの時間は，過圧の観点で厳しい「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」においても事象発生約38時間であり，約20時
間以上の余裕があることから，時間余裕がある。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作については，事象想定として常設代替交流電

2.3.2-9

源設備からの受電を事象発生から24時間後としており，4時間程度の準備時間が確保できるため，時間余裕がある。
（添付資料2.3.2.2）(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，
解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。
2.3.2.4 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（外部電源喪失＋DG喪失）＋RCIC失敗」において，6号及び7号炉同時の重大事故等対策時における事象発生10時間までに必要な要員は，「2.3.2.1 (3)炉心損傷防止対策」に示すとおり30名である。「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員及び緊急時対策要員等の72名で対処可能である。
また，事象発生10時間以降に必要な参集要員は34名であり，発電所構外から10時間以内に参集可能な要員の106名で確保可能である。
(2) 必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪失）＋RCIC失敗」において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価している。
その結果を以下に示す。
a. 水源
高圧代替注水系，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水に必要な水量は，2.3.1.4(2)a.「水源」の必要水量とほぼ同じであり，必要な水源は確保可能である。
b. 燃料
2.3.1.4(2) b.「燃料」と同じであり，常設代替交流電源設備による電源供給，可搬型
代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への給水，代替原子炉補機冷却系の運転，免震重要棟内
緊急時対策所用ガスタービン発電機による電源供給及びモニタリング・ポスト用発電機
による電源供給について，7日間の継続が可能である。
c. 電源

2.3.2-10

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号及び7号炉で約2,342kW（6号炉：約1,159kW，7号炉：約1,183kW）必要となるが，常設代
替交流電源設備は連続定格容量が2,950kWであり，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
また，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリング・ポスト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
蓄電池の容量については，交流電源が復旧しない場合を想定しても，事象発生後24時間の直流電源供給が可能である。
（添付資料2.3.1.2,2.3.1.9）
2.3.2.5 結論
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪失）＋RCIC失敗」では，全交流動力電源喪失と同時に原子炉隔離時冷却系が機能喪失することで，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ｢全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪失）＋RCIC失敗｣に対する炉心損傷防止対策として
は，初期の対策として高圧代替注水系による原子炉注水手段，安定状態に向けた対策として残留熱除去系（低圧注水モード）及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱手段及び代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（格納容器スプレイモード）による原子炉格納容器除熱手段を整備している。
事故シーケンスグループ｢全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪失）＋RCIC失敗｣の重要事故シーケンス「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪失）＋RCIC失敗」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，高圧代替注水系による原子炉注水，逃がし安全弁による原子炉減圧，残留熱除去系（低圧注水モード）及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（格納容器スプレイモード）による原子炉格納容器除熱を実施することにより，炉心損傷することはない。
その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
なお，格納容器圧力逃がし装置等の使用による敷地境界での実効線量は，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはない。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える

2.3.2-11

影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
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（外部電源喪失＋DG喪失）＋RCIC失敗」において，高圧代替注水系等による原子炉注水，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱等の炉心損傷防止対策は，選定した重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（外部電源喪失＋DG喪失）＋RCIC失敗」に対して有効である。

2.3.2-12非常用ディーゼル発電機

原子炉格納容器

※２

外部電源

Gen

逃がし安全弁主タービン系へ

給水系
より
復水貯蔵槽

※３

※３
原子炉圧力容器

高圧代替注水ポンプ※２
原子炉隔離時冷却系ポンプ

図 2.3.2.1 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗時の重大事故等対処設備の概略系統図（1/4）（原子炉注水）

原子炉建屋
外部電源

非常用ディーゼル
発電機

原子炉格納容器※2

耐圧強化ベント系

Gen

主
排
気
筒

淡水貯水池

※1
逃がし安全弁主タービン系へ

給水系
より可搬型代替注
水ポンプ
復水貯蔵槽

※1
※3
※3

防火水槽

原子炉圧力容器

可搬型
薬液注入装置※2
格納容器圧力逃がし装置
又は代替格納容器圧力逃がし装置

高圧代替
注水ポンプ

タンクローリ

原子炉隔離時冷却系ポンプ
軽油タンク
ドレン移送ポンプ

図 2.3.2.2 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗時の重大事故等対処設備の概略系統図（2/4）（原子炉注水及び原子炉格納容器除熱）

2.3.2-13

外部電源

非常用ディーゼル
発電機※残留熱除去系は，原子炉水位がレベル 8 に到達した時点で，低圧注水モード
から格納容器スプレイ
モードに運転を切替える。

原子炉格納容器
格納容器スプレイ・ヘッダ

Gen

逃がし安全弁

淡水貯水池

タンクローリ

軽油タンク
給水系より

主タービン系へ

防火水槽

低圧代替注水系（常設）
原子炉圧力容器
可搬型代替注
水ポンプ

可搬型代替交流電源設備
（電源車）

復水貯蔵槽
復水移送
ポンプ

Ａ(Ｃ)
残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ

Ａ
常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）

Ｂ

可搬型大容量送水ポンプ

熱交換器ユニット

海水

水中ポンプ

図 2.3.2.3 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗時の重大事故等対処設備の概略系統図（3/4）（原子炉急速減圧，原子炉注水及び原子炉格納容器除熱）

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

給水系より

主タービン系へ

タンクローリ
軽油タンク

原子炉圧力容器

残留熱除去系ポンプ

可搬型代替交流電源設備（電源車）※残留熱除去系の低圧注水モードとサプレッション
・チェンバ・プール水冷却モードを切替えて，原子炉水位をレベル 3～レベル 8の範囲で維持する。

残留熱除去系ポンプ

Ａ
常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）

Ｂ
熱交換器ユニット

可搬型大容量送
水ポンプ

海水

水中ポンプ

図 2.3.2.4 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗時の重大事故等対処設備の概略系統図（4/4）（原子炉格納容器除熱）

2.3.2-14

（解析上の時間）

全交流動力電源喪失発生（0分）※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※1

タービン蒸気加減弁急速閉動作※2

中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転数，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認する※3

高圧代替注水系起動準備には原子炉隔離時冷却系との蒸気供給ライン隔離確認または隔離操作を含。

※4 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出来ず非常用高圧系統（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※17
原子炉スクラム・タービントリップを確認※5 高圧代替注水系は，原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル2到達確認後，原子炉注水を開始し，原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する
交流電源駆動ポンプによる原子炉注水機能喪失を確認（約3分後）

回復は解析上考慮せず※6 格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，格納容器スプレイを停止し，炉心損傷がないことを格納容器内雰囲気放射線レベル計等により確認し，格納容器ベント操作を開始する

原子炉隔離
・計装用空気喪失による主蒸気隔離弁「閉」
・高圧制御油系喪失によるタービンバイパス弁「不動作」

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達※7 優先順位については，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い，耐圧強化ベント系よりも高く見直しを実施する予定である。
また，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い優先順位を変更しても，本有効性評価には影響を与えることはない※2
原子炉隔離時冷却系機能喪失を確認（機器作動状況，系統流量による確認）※8 格納容器ベント実施中に炉心損傷が確認された場合は，格納容器ベントを停止し，炉心損傷後の対応手順に移行する。
格納容器ベント停止後は，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスパージを実施する

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認※3※4

高圧代替注水系
起動準備操作開始（10分後）※9 格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッション・チェンバ・プールへのドレン移送
によりフィルタ装置水位を制御する。また，フィルタ装置への薬品注入を適宜実施する

早期の電源回復不能と判断

操作時間余裕15分間を設定

高圧代替注水系による
原子炉注水開始
原子炉水位回復確認（25分後）

原子炉水位高（レベル8）にて高圧代替注水系による
原子炉注水停止

Ⅱ

炉心損傷無し継続確認

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施

淡水タンクから防火水槽への補給
燃料供給準備（タンクローリ給油準備）
防火水槽への補給準備完了ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・第一ガスタービン発電機による緊急用M/C受電
・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

代替原子炉補機冷却系
準備No「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

可搬型代替交流電源設備は第一ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可

2.3.2-15

以下の優先順位で格納容器ベントを実施する。
優先② 「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」
優先③ 「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先④ 「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」
優先⑤ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先⑥ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」

Ⅲ（約12時間後）タンクローリによる給油準備完了純水補給水系による復水貯蔵槽への補給（約12時間後）※7

可搬型代替注水ポンプの準備完了（適宜実施）
可搬設備への燃料補給（適時実施）（適時実施）
可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への補給（24時間後）
常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作No
炉心損傷なし防火水槽への補給

フィルタ装置排水ポンプ水張り

※8

Yes

Ⅳ

Ⅰ

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

格納容器圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施

Yes

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）※10

回復は解析上考慮せず※6（約16時間後）低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

炉心損傷を確認した場合は炉心損
傷後の対応手順に移行する※5
原子炉水位低（レベル2）にて高圧代替注水系による
原子炉注水再開＊以後，レベル2からレベル8を維持（24時間後）格納容器ベント停止

代替原子炉補機冷却系
準備が完了
フィルタ装置排水操作 ※9
フィルタ装置薬品注入操作

Ⅴ
残留熱除去系準備※15（24時間後）低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
2台注水準備が完了

No

Yes（24時間後）残留熱除去系（B） 低圧注水系準備完了（24時間後）中央制御室での逃がし安全弁2個による
原子炉減圧

残留熱除去系（A）を使用した
低圧代替注水準備

代替注水系2台準備

代替注水系による原子炉注水※11※10 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

残留熱除去系（B） 低圧注水系
による原子炉注水開始確認【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
第一ガスタービン発電機が使用できない場合は第二ガスタービン発電機による緊急用M/Cを受電する
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（電源容量により使用できる設備が限られる）
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（電源容量により使用できる設備が限られる）※16
原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系隔離Ⅱ
消火系を代替注水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
恒設設備による原子炉圧力容器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※11 残留熱除去系準備完了後，「S/P熱容量温度制限」により急速減圧する。急速減圧必要最低弁数2個での減圧を評価している。また，実際の操作では原子炉隔離時冷却系の運転を継続し低圧注水系へ移行するが，評価上原子炉隔離時冷却系は停止し，かつ原子炉水位レベル2及びレベル1.5での自動起動も考慮しない※12 残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を実施するため，原子炉注水を低圧代替注水系に切り替える※13 原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル3到達確認後，原子炉注水を開始し，原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する。以後，本操作を繰り返す※14 格納容器圧力計指示0.18MPa[gage]確認し格納容器スプレイ操作を開始する

Ⅲ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である

原子炉水位高（レベル8）にて原子炉注水停止Ⅳ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する※12
Ⅴ
原子炉注水を残留熱除去系（B）から低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプに切替

残留熱除去系のラインを優先して使用するが，現場操作で洗浄水弁を開することにより，高圧炉心注水系Bラインからの原子炉注水も可能である※15 原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する。
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する※16 原子炉隔離時冷却系蒸気隔離弁が閉じることにより，高圧代替注水系が隔離される※17 重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は待避を実施する

Ⅵ

代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）及び消火系での代替格納容器スプレイ冷却系の使用も可能である
恒設設備による格納容器スプレイが実施できない場合，可搬型代替注水ポンプによるスプレイを実施する
残留熱除去系による格納容器冷却可能確認後
格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント系による格納容器ベント停止

凡例※13：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業※14

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプにより原子炉水位レベル3からレベル8を維持する：解析上考慮しない操作・判断結果

格納容器圧力0.18MPa[gage]以上
Ⅵ

Ⅵ（約25時間後）使用済燃料プール冷却 開始

残留熱除去系（B） 格納容器スプレイ冷却系
にてドライウェルスプレイ開始

代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）によるドライウェルスプレイ

可搬型代替注水ポンプによる代替格納容器スプレイ

消火ポンプによる代替格納容器スプレイ
復水移送ポンプによる代替格納容器スプレイと同等の流量確保不可

原子炉圧力容器・原子炉格納容器の状態が静定後使用済燃料プール冷却を再開する

格納容器圧力13.7kPa[gage]以下になったら負圧になる前に格納容器スプレイを停止する

原子炉注水を低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプから残留熱除去系(B)に切り替え，原子炉注水とサプレッション・チェンバ・プール水冷
却を交互に実施する。また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧
後，原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とす
る

図 2.3.2.5 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗時の対応手順の概要

全交流動力電源喪失（＆原子炉隔離時冷却系機能喪失時）

経過時間（分）10
実施箇所・必要人員数
当直長

責任者
指揮者
操作項目
通報連絡者

6号
7号

当直副長
当直副長

緊急時対策要員

運転員（中央制御室）6号
7号

30

経過時間（時間）

／

40

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

備考

16

事象発生

1人

中央監視
緊急時対策本部連絡

1人
1人

号炉毎運転操作指揮5人

中央制御室連絡
発電所外部連絡

運転員
（現場）
6号
7号

20

原子炉スクラム

操作の内容

約16時間
格納容器圧力310kPa[gage]到達

約3分 原子炉水位低（レベル2）

緊急時対策要員（現場）
7号

プラント状況判断

6号

・全交流動力電源喪失確認

・原子炉スクラム・タービントリップ確認

状況判断

2人

2人

A,B

a,b

－

－

－

－

・交流電源駆動による原子炉注水機能喪失確認

10分

・主蒸気隔離弁全閉確認，逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

・原子炉隔離時冷却系機能喪失確認
原子炉隔離時冷却系機能喪失調査、復旧操作（解析上考慮せず）

－

－

－

－

－

－

・原子炉隔離時冷却系 機能回復

－

－

－

－

－

－

・非常用ディーゼル発電機 機能回復

－

－

－

－

－

－

・外部電源 回復

（2人）
A,B

（2人）
a,b

－

－

－

－

・高圧代替注水系系統構成
・高圧代替注水系起動操作

（2人）

（2人）

－

－

－

－

・高圧代替注水系 起動／停止操作－－対応可能な要員により対応する

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）

高圧代替注水系起動操作

高圧代替注水系による原子炉注水

A,B

a,b

（2人）
A,B

（2人）
a,b

4人
c,d
e,f

・現場移動
・受電前準備（現場）

常設代替交流電源設備 準備操作
（第一ガスタービン発電機）－－

原子炉水位レベル2～レベル8で原子炉注水・受電前準備（中央制御室）

・放射線防護装備準備
4人
C,D
E,F

15分

高圧代替注水系による原子炉注水を優20分先して実施する

10分

50分

－

－

10分

・放射線防護装備準備

（2人）
C,D

－

（2人）
C,D

（2人）
c,d

・現場移動
・第一ガスタービン発電機健全性確認

20分

・第一ガスタービン発電機給電準備

代替原子炉補機冷却系 準備操作

－

－
－

－

－

13人
（参集）

13人
（参集）

※1

※1

実際は事象直後より対応する

10分

実際は事象直後より対応する・現場移動
・代替原子炉補機冷却系 現場ラインアップ

300分

10分

・放射線防護装備準備

－
・現場移動

2人
淡水貯水池から防火水槽への補給準備

－

－

－

2人,※2

－

－

－

－

－

－

－

10分

・放射線防護装備準備

2人,※3

（2人）

（2人）

E,F

e,f

・現場移動
・淡水貯水池～防火水槽への系統構成，ホース水張り

90分

・放射線防護装備準備10分

・可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への注水準備（可搬型代替注水ポンプ移動，ホース敷設（防火水槽から可搬型代
替注水ポンプ，可搬型代替注水ポンプから接続口），ホース接続）

－

－

－

・ 作 業 時 間 10時 間

－
※2,※3

可搬型代替注水ポンプによる防火水槽から復水貯蔵槽への補給

330分＋待避時間30分

・資機材配置及びホース布設，起動及び系統水張り

180分

・可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への補給
・淡水貯水池から防火水槽への補給

（2人）

（2人）

※4

※4

－

－

・ベント準備（格納容器ベントバウンダリ構成）－－

・ベント準備（格納容器一次隔離弁操作）

適宜実施

60分

交流動力電源喪失が長期に及ぶ場

この時間内に実施

合に実施する

60分

格納容器ベント準備操作－

・6号炉フィルタ装置水位調整準備－

60分（排水ポンプ水張り）
※2,※3

－

－

－

－

－

－

－

－

・7号炉フィルタ装置水位調整準備

60分（排水ポンプ水張り）

10分

・放射線防護装備準備
燃料給油準備2人
・軽油タンクからタンクローリへの補給

タンクローリ残量に応じて適宜軽油タ90分ンクから補給※5
燃料給油作業

－

－

－

－

適宜実施

・可搬型代替注水ポンプへの給油

図 2.3.2.6 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗時の作業と所要時間（1/2）
2.3.2-16

全交流動力電源喪失（＆原子炉隔離時冷却系機能喪失時）

経過時間（時間）

16

17

18

19

20

21

22

23

24

26

備考

27

24時間
第一ガスタービン発電機による給電開始，残留熱除去系ポンプ起動

約16時間 格納容器圧力310kPa[gage]到達

実施箇所・必要人員数
操作項目

25

操作の内容

原子炉注水操作

運転員（中央制御室）
6号
7号

運転員
（現場）
6号
7号

緊急時対策要員
（現場）
6号
7号

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・高圧代替注水系
原子炉注水確認

－

－

（2人）
E,F

（2人）
e,f

－

－

・ベント準備（格納容器一次隔離弁操作）

－

－

－

－

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・ベント状態監視

－

－

（2人）
E,F

（2人）
e,f

－

－

・格納容器ベント操作（格納容器二次隔離弁操作）

24時間
原子炉急速減圧

原子炉水位レベル2～レベル8で原子炉注水
高圧代替注水系での注水は、復水移送ポンプによる注水準備完了を確認するまで実施

60分

格納容器ベント準備操作
・7号炉フィルタ装置水位調整準備※2,※3（排水ポンプ水張り）

60分

格納容器ベント操作後，適宜ベント状態監視

60分
20分

格納容器ベント操作－－－

・フィルタ装置水位調整

－
4人
（参集）

燃料給油準備

燃料給油作業

代替原子炉補機冷却系

準備操作

燃料給油準備－－・フィルタ装置薬液補給

－

－

－

－

・軽油タンクからタンクローリへの補給

－

－

－

－

－

－

－

－

2.3.2-17

代替原子炉補機冷却系

運転

－

－

（2人）

－

－

－

－

－

－

－

－

中央制御室からの連絡を受けて現場操作を実施する

－

－

（2人）
C,D

－

※1

※1
（13人）

※6,※7

※6,※7

作業中断

・現場移動
・資機材配置及びホース布設，起動及び系統水張り（一時待避中）270分＋待避時間30分

・軽油タンクからタンクローリへの補給

※6
（2人）

※7

※7

（3人）

（3人）

－

－

・ 作 業 時 間 10時 間

常設代替交流電源設備

運転－（第一ガスタービン発電機）

－

－

－

－

適宜実施

・代替原子炉補機冷却系

適宜実施

運転状態監視10分

・第一ガスタービン発電機

20分

（1人）
b

－

10分

２人

－

・M/C

(4人)
c,d
e,f

残留熱除去系

起動操作

原子炉急速減圧操作

低圧代替注水系（常設）

低圧代替注水系（常設）切替

低圧代替注水系（常設）

注水操作

格納容器ベント停止操作

格納容器スプレイ冷却系

起動操作

再開

可搬型代替注水ポンプによる防火水槽から復水貯蔵槽への補給

20分

受電確認

－

10分

・6号炉

M/C（D）

受電・6号炉

MCC（D）

受電

・6号炉
・6号炉

M/C（C）MCC（C）

受電
受電

・7号炉

M/C（C）（D）

受電

・7号炉

MCC（C）（D）

受電

10分

－

－

－

(4人)
c,d
e,f

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

（2人）
C,D

（2人）
c,d

－

－

－

－

－

－

10分

（1人）

A

a

（1人）

（1人）

A

a

（１人）

（１人）

B

b

－

－

（1人）

（1人）

A

a

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・残留熱除去系

－

－

（2人）
E,F

（2人）
e,f

－

－

・格納容器ベント停止操作

30分

（1人）

（1人）

A

a

－

－

－

－

・格納容器スプレイ弁操作

格納容器圧力は13.7～180kPa[gage]維持

－

－

（2人）
C,D

（2人）
c,d

－

－

・燃料プール冷却浄化系熱交換器冷却水側１系隔離・代替原子炉補機冷却系が供給していない側の燃料プール冷却浄化系熱交換器を隔離する

（１人）
B

（１人）
b

－

－

－

－

・スキマサージタンク水位調整
・燃料プール冷却浄化系系統構成

・再起動準備としてろ過脱塩器の隔離およびスキマサージタンクへの補給を実施する

（１人）

（１人）

B

b

－

－

－

－

－

15分

・残留熱除去系ポンプ起動

・逃がし安全弁

2個

手動開放操作－－－・復水移送ポンプ起動／運転確認
・低圧代替注水系（常設）

必要人員数

合計

A,B

－

－

※4

※4

（2人）

（2人）

－

－

2人

4人

4人

10人

a.b

C,D,E,Fc,d,e,f（参集要員34人）（

15分

ラインアップ

・現場移動

（2人）
2人

5分

・低圧注水モードによる原子炉注水

30分

・低圧代替注水系（常設） 現場ラインアップ※復水貯蔵槽吸込ライン切替
・低圧注水モードによる原子炉注水停止

5分

・低圧代替注水系（常設）による原子炉注水開始

原子炉水位はレベル3～レベル8維持

注入弁操作

・燃料プール冷却浄化系再起動

60分

・燃料プール冷却浄化ポンプを再起動し使用済燃料プールの冷却を再開する

現場確認中断（一時待避中）

適宜実施

・可搬型代替注水ポンプへの給油

現場確認中断（一時待避中）適宜実施

図 2.3.2.6 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗時の作業と所要時間（2/2）

要員を確保して対応する

30分

・必要に応じてスキマサージタンクへの補給を実施する）内の数字は他の作業終了後、移動して対応する人員数。

燃 料 プ ー ル 水 温 「 77℃ 」 以 下 維 持

30分

・可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への補給
・淡水貯水池から防火水槽への補給※5
燃料給油作業

10分

（1人）

準備操作

低圧注水モードから

使用済燃料プール冷却（解析上考慮せず）

－

E,F
－

適宜実施

運転状態監視・放射線防護装備準備(2人)
常設代替交流電源設備による受電操作

5分

運転状態監視・第一ガスタービン発電機（1人）
B

ンクから補給・電源車への給油・可搬型大容量送水ポンプへの給油

・放射線防護装備準備－

タンクローリ残量に応じて適宜軽油タ90分

・第一ガスタービン発電機起動，給電

（2人）
C,D

ンクから補給適宜実施

・放射線防護装備準備
常設代替交流電源設備 準備操作
（第一ガスタービン発電機）

タンクローリ残量に応じて適宜軽油タ120分

・第一ガスタービン発電機用燃料タンクへの給油

（13人）

－

作を実施する

適宜実施

－

※2,※3

中央制御室からの連絡を受けて現場操適宜実施

・フィルタ装置pH測定－－

燃料給油作業4人（参集）

一時待避前に燃料が枯渇しないように
補給する

10

逃がし安全弁 2 個による手動減圧（24 時間）
8
原
子

6

炉

高圧代替注水系起動／停止により原子炉炉内の蒸気発生量が増減するため，原子炉圧力の上昇／低下を繰り返し，
原子炉圧力上昇時は逃がし安全弁開閉により原子炉圧力が制御される（最大値：約 7.52MPa[gage]，約 16 分）

圧力

4（MPa[abs]）
2

0
0

4

8

12

16

20

24

28

事 故 後 の 時 間（ｈ）

事故後の時間（h）

SA3KK7SBO99AF86J012

図 2.3.2.7 原子炉圧力の推移
20

原
子
炉
水
位
（
シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
水
位
）

原子炉減圧による蒸気流出により水位低下

高圧代替注水系起動／停止による
原子炉水位の維持
15

炉心上部プレナム

10

有効燃料棒頂部
高出力燃料集合体
有効燃料棒底部

5

注水開始後
水位回復

炉心下部プレナム

（ｍ）
（m）
0
0

4

8

12

16

20

24

28

事事故後の時間（h）
故 後 の 時 間（ｈ）
SA3KK7SBO99AF86J012

図 2.3.2.8 原子炉水位（シュラウド内水位）の推移

2.3.2-1820

原子炉水位の上昇は確認できないものの，ボイド率が増加しているため，減圧沸騰が発生している
原
子
炉
水
位
（
シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
外
水
位
）

高圧代替注水系起動／停止
による原子炉水位の維持

炉心上部プレナム

15

レベル 8
レベル 3
レベル 2
シュラウド外10

原子炉減圧による蒸気流出により水位低下

高出力燃料集合体

レベル 1.5
レベル 1
有効燃料棒頂部

注水開始後
水位回復

有効燃料棒底部

5

炉心下部プレナム

（ｍ）
（m）
0
0

4

8

12

16

20

24

28

事 事故後の時間（h）
故 後 の 時 間（ｈ）
SA3KK7SBO99AF86J012

図 2.3.2.9 原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

1000

800

低圧代替注水系（常設）

注
水

600

残留熱除去系（低圧注水モード）

流
量

400

（t/h）

高圧代替注水系

200

0
0

4

8

12

16

20

24

28

事 事故後の時間（h）
故 後 の 時 間（ｈ）
SA3KK7SBO99AF86J012

図 2.3.2.10 注水流量の推移

2.3.2-19

3000

2500

蒸
蒸
気
気
流
流
量

2000

1500

量
（t/h）

1000

逃がし安全弁（2 個）逃がし安全弁
500

0
0

4

8

12

16

20

24

28

事事故後の時間（h）
故 後 の 時 間（ｈ）
SA3KK7SBO99AF86J012

図 2.3.2.11 逃がし安全弁からの蒸気流量の推移
500

高圧代替注水系起動／停止
により水量増減を繰り返す

400
原
子
原
子
炉
炉
圧
冷
力
300
却
容
材
器
保
内
有
の
水
200
保
量
有
水
（ｔ）
量
100

逃がし安全弁（2 個）による手動減圧に伴う水量減少

原子炉注水による回復

（t）

0
0

4

8

12

16

20

24

事事故後の時間（h）
故 後 の 時 間（ｈ）
SA3KK7SBO99AF86J012

図 2.3.2.12 原子炉圧力容器内の保有水量の推移

2.3.2-20

28

1200

（最高温度：約 310℃）
1000
燃
燃
料
料
被
被
覆
覆
管
の
管
最
高
温
温
度
度

800

600

原子炉減圧による飽和温度の低下

原子炉圧力の変化に応じて飽和温度が変化し，燃料被覆管温度もこれに追従する変化を繰り返す（燃料被覆管温度は初期値を上回らない）

400

（℃）
（℃）

200

0
0

4

8

12

16

20

24

28

事
故 後 の 時 間（ｈ）
事故後の時間（h）
SA3KK7SBO99AF86J012

図 2.3.2.13 燃料被覆管温度の推移
1.2

1

ボ

0.8

イ
ド

原子炉減圧に伴うボイド率増加0.6

高圧代替注水系起動／停止に伴いボイド率増減を繰り返す

率
（－）

0.4

0.2

0
0

4

8

12

16

20

24

28

事事故後の時間（h）
故 後 の 時 間（ｈ）
SA3KK7SBO99AF86J012

図 2.3.2.14 高出力燃料集合体のボイド率の推移

2.3.2-21

1.2

1

ボ

0.8

イ
ド

0.6

率
（－）

0.4

原子炉減圧に伴うボイド率増加
0.2

0
0

4

8

12

16

20

24

28

事事故後の時間（h）
故 後 の 時 間（ｈ）
SA3KK7SBO99AF86J012

図 2.3.2.15 炉心下部プレナム部のボイド率の推移

0.8
ドライウェル
ドライウェルサプレッション・チェンバ

サプレッション・チェンバ

0.6

格
納
容
格
器
納
内
容
圧
力
器

高圧代替注水系起動／停止に伴う蒸気発生量の増減に応じた圧力変化

0.4

圧(MPa[gage])力
0.2（MPa[gage]）

格納容器ベント（約 16 時間）による圧力低下
最大圧力 0.31MPa[gage]

0.0
0

10

20

原子炉減圧に伴う格納容器圧力上昇30

事故後の時間（ｈ）

事故後の時間（h）

図 2.3.2.16 格納容器圧力の推移

2.3.2-22

JOB No.MA404K-7TB--PFAM000

40

300

ドライウェル温度は以下により初期温度から急激に上昇する
・主蒸気隔離弁の閉止により，原子炉圧力及び原子炉内飽和温度が上昇する
これに伴い原子炉圧力容器表面温度が上昇
・ドライウェル冷却系の停止

格
納
200
格
容
納
容
器
器
気
内
温
相
度
部
（℃）
温
100
度

ドライウェル

ドライウェルサプレッション・チェンバ

サプレッション・チェンバ

格納容器ベント（約 16 時間）
による温度低下
最高温度：約 146℃

原子炉減圧に伴うサプレッション・チェンバ
気相部温度上昇（℃）

高圧代替注水系起動／停止に伴う蒸気発生量の増減に応じて原子炉圧力容器から流出する蒸気の凝縮に伴う温度上昇
0
0

10

20

30

40

事故後の時間（ｈ）

事故後の時間（h）

JOB No.MA404K-7TB--PFAM000

図 2.3.2.17 格納容器気相部温度の推移

20

サ
プ
サ
レ
プ
ッ
レ
シ
ッ
ョ
シ
ン
ョ
・
ン
チ
・
ェ
チ
ン
ェ
バ
ン
バ
・
水
プ
位
ー
ル
(ｍ)
水
位

ベントライン（約 17m）
真空破壊装置（約 14m）

15

格納容器ベント（約 16 時間）
による水位低下

105

原子炉内の蒸気が流入するため水位が上昇

（m）
0
0

10

20

30

事故後の時間（ｈ）

事故後の時間（h）

JOB No.MA404K-7TB--PFAM000

図 2.3.2.18 サプレッション・チェンバ・プール水位の推移

2.3.2-23

40

300

サ
プ
レ
サ
ッ
プ
シ
レ
ョ
ッ
ン
シ
・
ョ
チ
ン
ェ
・
ン
チ
バ
ェ
・
ン
バ
プ
水
ー
温
ル
水
(℃)
温

200

格納容器ベント（約 16 時間）による圧力低下により飽和温度
が低下

100

原子炉減圧に伴う水温上昇
高圧代替注水系起動／停止に伴う蒸気発生量の増減に応じて原子炉圧力容器から流出する蒸気の凝縮に伴う水温変化

（℃）
0
0

10

20

30

事故後の時間（ｈ）

事故後の時間（h）

JOB No.MA404K-7TB--PFAM000

図 2.3.2.19 サプレッション・チェンバ・プール水温の推移

2.3.2-2440

表 2.3.2.1 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗時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事故対処設備
判断及び操作操作
常設設備

全交流 動力 電源 喪失 及び原

外部電源喪失と非常用ディーゼル発電機が全て機能喪失し全交流動力電源喪子炉スクラム確認

失となり，原子炉がスクラムしたことを確認する

高圧代 替注 水系 によ る原子炉注水

事象発生後に原子炉隔離時冷却系の自動起動が確認できない場合，高圧代替

所内蓄電式直流電源設備

計装設備

－

平均出力領域モニタ
起動領域モニタ－

原子炉水位（SA）
原子炉水位
高圧代替注水系系統流量
復水貯蔵槽水位（SA）－

格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）
サプレッション・チェンバ・プール水位
格納容器内雰囲気放射線レベル（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル（S/C）
フィルタ装置水位
フィルタ装置入口圧力
フィルタ装置出口放射線モニタ
フィルタ装置金属フィルタ差圧

高圧代替注水系

注水系を手動起動し原子炉注水を開始する。これにより原子炉水位は回復し， 復水貯蔵槽
以後炉心を冠水維持可能な範囲に制御する

可搬型設備

所内蓄電式直流電源設備

格納容器圧力逃がし装置
格納容 器圧 力逃 がし 装置等

格納容器圧力が 0.31MPa[gage]に到達した場合，格納容器圧力逃がし装置等

耐圧強化ベント系

による原子炉格納容器除熱による原子炉格納容器除熱を実施する

代替格納容器圧力逃がし装置
所内蓄電式直流電源設備

2.3.2-25

逃がし 安全 弁に よる 原子炉

常設代替交流電源設備による交流電源供給後，残留熱除去系ポンプを手動起常設代替交流電源設備
逃がし安全弁急速減圧

動し，逃がし安全弁 2 個による手動減圧を行う。

【残留熱除去系（低圧注水モード）】

原子炉圧力（SA）
原子炉圧力タンクローリ

軽油タンク
常設代替交流電源設備

残留熱除去系（低圧注水モー

原子炉急速減圧により，残留熱除去系の圧力を下回ると，代替原子炉補機冷ド）による原子炉注水

却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を実施する

残留熱除去系（格納容器スプ常設代替交流電源設備による交流電源供給後，格納容器圧力が 0.18MPa[gage]

常設代替交流電源設備

レイモード）による原子炉格に到達した場合，残留熱除去系（格納容器スプレイモード）による原子炉格【残留熱除去系（格納容器スプレイモード）
】

納容器除熱

納容器除熱を実施する

軽油タンク【残留熱除去系（低圧注水モード）】
軽油タンク

代替原子炉補機冷却系
タンクローリ代替原子炉補機冷却系
タンクローリ

常設代替交流電源設備
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉水位回復後，低圧代替注水系

逃がし安全弁（常設）による原子炉注水を実施する。原子炉水位は原子炉水位低（レベル

復水移送ポンプ

3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する

復水貯蔵槽
軽油タンク

タンクローリ

原子炉水位（SA）
原子炉水位【残留熱除去系系統流量】【残留熱除去系系統流量】
格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）
ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度
サプレッション・チェンバ・プール水温度
原子炉圧力（SA）
原子炉圧力
原子炉水位（SA）
原子炉水位
復水補給水系流量（原子炉圧力容器）
復水貯蔵槽水位（SA）【 】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）

表 2.3.2.2 主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗）
（1/6）
項目
解析コード

2.3.2-26

初期条
件

主要解析条件

条件設定の考え方

原子炉側：SAFER
原子炉格納容器側：MAAP－

原子炉熱出力3,926MWt

定格原子炉熱出力として設定

原子炉圧力

7.07MPa[gage]

定格原子炉圧力として設定

原子炉水位

通常運転水位（セパレータスカート下端から+119cm）

通常運転時の原子炉水位として設定

炉心流量52,200t/h

定格流量として設定

炉心入口温度

約 278℃

熱平衡計算による値

炉心入口サブクール度

約 10℃

熱平衡計算による値

燃料

9×9 燃料（A 型）

最大線出力密度44.0kW/m

設計の最大値として設定

原子炉停止後の崩壊熱

ANSI/ANS-5.1-1979
燃焼度 33GWd/t

サイクル末期の燃焼度のばらつきを－考慮し,10％の保守性を考慮
ドライウェル内体積の設計値（全体

格納容器容積（ドライウェル）

7,350m3

積から内部機器及び構造物の体積を除いた値）

格納容器容積（ウェットウェル）

空間部：5,960m3
液相部：3,580m3

ウェットウェル内体積の設計値（内部機器及び構造物の体積を除いた値）

真空破壊装置3.43kPa（ドライウェル－サプレッション・チェンバ間差圧）

真空破壊装置の設定値

サプレッション・チェンバ・プール
水位7.05m（NWL）

通常運転時のサプレッション・チェ
ンバ・プール水位として設定

表 2.3.2.2 主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗）（2/6）
項目
サプレッション・チェンバ・プール
水温

初
期
条
件

35℃

条件設定の考え方
通常運転時のサプレッション・チェンバ・プール
水温の上限値として設定

格納容器圧力5.2kPa

通常運転時の格納容器圧力として設定

格納容器温度57℃

通常運転時の格納容器温度として設定

外部水源の温度

2.3.2-27

起因事象

事
故
条
件

主要解析条件50℃（事象開始 12 時間以降は 45℃，
事象開始 24 時間以降は 40℃）
外部電源喪失全交流動力電源喪失

復水移送ポンプ吐出温度を参考に設定
送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源を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て設定

安全機能の喪失に対する仮定
原子炉隔離時冷却系機能喪失

外部電源

外部電源なし本事故シーケンスにおける前提条件
起因事象として，外部電源を喪失するものとして設定

表 2.3.2.2 主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗）（3/6）
項目
原子炉スクラム信号

主要解析条件タービン蒸気加減弁急速閉（遅れ時間：0.08 秒）

条件設定の考え方
安全保護系等の遅れ時間を考慮して設定

原子炉水位低（レベル 2）にて手動起動，原子炉水位高（レベル 8）にて手動停止
高圧代替注水系

設計値である 182m3/h（8.12MPa[dif]において）～114m3/h（1.03MPa[dif]において）に対し，保
守的に 20%減の流量にて注水

高圧代替注水系ポンプによる注水特性流量（m3/h）

逃がし安全弁

逃がし弁機能7.51 MPa[gage]×1 個, 363t/h/個
7.58 MPa[gage]×1 個, 367t/h/個逃がし安全弁の逃がし弁機能の設計値として設定
7.65 MPa[gage]×4 個, 370t/h/個
7.72 MPa[gage]×4 個, 373t/h/個
7.79 MPa[gage]×4 個, 377t/h/個
7.86 MPa[gage]×4 個, 380t/h/個
自動減圧機能付き逃がし安全弁の 2 個を開する
ことによる原子炉急速減圧<原子炉圧力と逃がし安全弁蒸気流量の関係>
500
蒸気流量（t/h）

2.3.2-28

重
大
事
故
等
対
策
に
関
連
す
る
機
器
条
件

原子炉圧力（MPa[dif]）

高圧代替注水系の設計値に対し，保守的に 20%減の流量を設定

400

逃がし安全弁の設計値に基づく蒸気流量及び原子炉圧力の関係

300

から設定

200
100
00

2

4

6

原子炉圧力（MPa[abs]）

810

表 2.3.2.2 主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗）
（4/6）
項目

主要解析条件

条件設定の考え方
残留熱除去系（低圧注水モード）の設計値として設定

残留熱除去系（低圧注水モード）

2.3.2-29

重
大
事
故
等
対
策
に
関
連
す
る
機
器
条
件

事象発生 24 時間後に手動起動し，954m3/h（0.27MPa[dif]において）にて注水

原子炉圧力（MPa[dif]）
原子炉圧力（MPa[dif]）

2.0
2.0

1.5
1.5

残留熱除去系ポンプ
1 台による注水特性

1.0
1.0

0.5
0.5

0.0
0.0

00

100
100

200
200

300
300

400
400

500
500

600
600

700
800
700
800

3

3
流量（m /h）
流量（m/h）

低圧代替注水系（常設）

炉心を冠水維持可能な注水量で注水

崩壊熱相当量の注水量として設定

・原子炉減圧後，原子炉水位を原子炉水位高（レベル 8）まで上昇させた
後に手動起動し，954m3/h にてスプ
残留熱除去系（格納容器スプ
レイモード）

レイ
・伝熱容量は，熱交換器 1 基あたり約8MW（サプレッション・チェンバの
プール水温 52℃，海水温度 30℃において）残留熱除去系の設計値として設定

900
1000
900
1000

表 2.3.2.2 主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗）
（5/6）

目 項
重
大
事
故
等
対
策
に
関
連
す
る
機
器
条
件

主要解析条件

条件設定の考え方

格納容器圧力が0.62MPa[gage]における最大排出流量31.6kg/sに対して，原格納容器圧力逃がし装置等

子炉格納容器二次隔離弁の中間開操作（流路面積約70%開）にて原子炉格納格納容器圧力逃がし装置等の設計値を考慮して，格納容器圧力及び温度を低下させる排出流量を確保可能な弁開度として設定

容器除熱

約 23MW（サプレッション・チェンバの代替原子炉補機冷却系

プール水温 100℃，海水温度 30℃において）

代替原子炉補機冷却系の設計値として設定

2.3.2-30

表 2.3.2.2 主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗）
（6/6）
項目

主要解析条件

条件設定の考え方
事象判断の時間を考慮して事象発生から 10 分後に開始するもの

高圧代替注水系の起動操作

事象発生 25 分後とし，操作時間は，原子炉隔離時冷却系の機能喪失のみならず，
直流電源喪失時を考慮しても中央制御室内で十分対応可能と考えられる操作の時間余裕を考慮して 15 分間を設定

2.3.2-31

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事象発生 24 時間後

格納容器圧力逃がし装置等による原子炉

格納容器圧力

格納容器除熱操作

0.31MPa[gage]到達時

逃がし安全弁による原子炉急速減圧操作

事象発生 24 時間後

常設代替交流電源設備からの受電後として設定

代替原子炉補機冷却系準備操作

事象発生 24 時間後

常設代替交流電源設備からの受電後として設定

事象発生 24 時間後

常設代替交流電源設備からの受電後として設定

事象発生 24 時間後

常設代替交流電源設備からの受電後として設定

事象発生約 25 時間後

常設代替交流電源設備からの受電後として設定

代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）運転操作

低圧代替注水系（常設）起動操作

本事故シーケンスの前提条件として設定

格納容器最高使用圧力を踏まえて設定

代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（格納容器スプレイモード）運転操
作

添付資料 2.3.2.1

全交流動力電源喪失時において高圧代替注水系の24 時間運転継続に期待することの妥当性について
有効性評価「全交流動力電源喪失（以下「SBO」という。
）」では，高圧代替注水系（以下「HPAC」という。
）を用いた事象発生から 24 時間の原子炉注水に期待している。
HPAC が起動から 24 時間運転を継続するために必要な直流電源は，AM 用直流 125V 蓄電池
より供給され，その容量は「添付資料 2.3.1.2」にて確認している。なお，HPAC の系統構成の概略を図 1 に示す。
直流電源の容量以外にも，事故時にはサプレッション・チェンバ（以下「S/C」という。
）の圧力及び水温の上昇や中央制御室・HPAC 室の温度上昇が HPAC の運転継続に影響することも考えられるため，ここではそれらの影響についても確認した（表 1 参照）。
表 1 に記載したそれぞれの要因は，HPAC の 24 時間運転継続の制約とならないことから，
本有効性評価において HPAC に期待することは妥当と考える。
以

添 2.3.2.1-1

上表 1 HPAC 運転継続の制約要因の評価
HPAC 運転継続

概要

制約要因

S/C 水温上昇

HPAC は復水貯蔵槽を水源とするため，S/C のプール
水の温度上昇の影響はない。

評価

左記の理由により，評価不要である。

S/C 圧力上昇は HPAC タービンの排気圧上昇に関係す
S/C 圧力上昇

るが，事故時の予期せぬトリップを防止するため，HPAC はタービン排気圧高による自動停止のインタ

左記の理由により，評価不要である。

添 2.3.2.1-2

ーロックを持たない設計としている。
中央制御室の HPAC の制御盤の設計で想定している
中央制御室の温度上昇

環境の最高温度は 40℃である。SBO では換気空調系が停止するため，中央制御室の室温が 40℃を超える可能性が考えられる。
HPAC のポンプ，弁，タービン，計装品等の設計で想HPAC ポンプ室の温度上昇定している環境の最高温度は，66℃（初期 6 時間まで 100℃，それ以降は 66℃の設計）を想定している。
SBO では換気空調系が停止しているため，HPAC 室温
が 66℃を超える可能性が考えられる。

中央制御室内の制御盤からの発熱と中央制御室躯体からの放熱の熱バラン
スから，換気空調系停止 24 時間後の中央制御室の最高温度は約 38℃（補足資料参照）であり，制御盤の設計上想定している環境温度の上限値である
40℃※1 を下回る。したがって，中央制御室の温度上昇が HPAC の運転継続に与える影響はない。
HPAC 室内の発熱と HPAC 室の放熱・吸熱の熱バランスから，換気空調系停止
24 時間後の HPAC 室の最高温度は約 55℃（補足資料参照）と評価され，HPAC
系の設計上想定している環境温度の上限値である 66℃を下回る。したがって，HPAC 室の温度上昇が HPAC の運転継続に与える影響はない。

※1 使用環境の温度が 40℃を超えた場合であっても，直ちに動作不良等を引き起こすものではない。

ドライウェル
原子炉格納容器

原
子
炉
圧
力
容
器

AO

給水系から

AO

AO

AO

タービンへ

MO

MO
MO

MO

MO

主蒸気管

給水系

MO

サプレッション・チェンバ

MOMO

高圧代替注水系
タービン

高圧代替注水系

添 2.3.2.1-3

ポンプ
MO

復 水
貯蔵槽

MO

MO

原子炉隔離時冷却系
タービン

原子炉隔離時冷却系
ポンプ

HO

MO
MO

図 1 高圧代替注水系系統概要図

添付資料 2.3.2.1 補足資料

全交流動力電源喪失時における HPAC 室の温度上昇について
1.温度上昇の評価（1）評価の流れ
全交流動力電源喪失時には換気空調系による除熱が行われないため，評価対象の部屋の温度変化は，タービンや配管などの室内の熱源から受ける熱量（室内熱負荷）と隣の部
屋への放熱（躯体放熱）のバランスによって決定される。
ここでは，添付資料2.3.1.3 補足資料と同様の方法を用いてHPAC室温を評価した。
（2）評価条件
評価条件を以下にまとめる。
・評価対象とする部屋の条件：表1，表2参照
・評価対象の部屋に隣接する部屋の温度： 一般エリア 40℃
： S/C
138℃
・壁－空気の熱伝達率：
W/m2℃（無換気状態）[出典：空気調和衛生工学便覧]
・コンクリート熱伝導率：/m℃[出典：空気調和衛生工学便覧]

表1 評価する部屋の条件（7号炉の場合）※発熱負荷は機器や配管からの伝熱を考慮

表2 評価する部屋の寸法（7号炉の場合）

添 2.3.2.1 補足-1

（3）評価結果
全交流動力電源喪失時において，事故後24時間のHPAC室の最高温度は約55℃となり，設計で考慮している温度※を超過しないため，HPAC運転継続に与える影響はない。
※HPAC室 :（HPACのポンプ，弁，タービン，計装品等）: 66℃（初期6時間まで100℃，それ以降は66℃の設計）

以

添 2.3.2.1 補足-2

上

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

添付資料 2.3.2.2

表 1－1 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（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗）（1/2）
【SAFER】
分類

重要現象

解析モデル

不確かさ

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

崩壊熱モデル

入力値に含まれる。最確条件を包絡できる条件を設定することにより崩壊熱を大きくするよう考慮している。

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

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

燃料棒表面熱伝達，気液熱非平衡，沸騰遷移燃料棒表面熱伝達モデル

TBL，ROSA-Ⅲの実験解析において，熱伝達係数を低めに評価する可能性があり，他の解析モデルの不確かさともあいまってコード全体として，スプレイ冷却のない実験結果の燃料被覆管最高温度に比べて 10℃～50℃程度高めに評価する。
また，低圧代替注水系による注水での燃料棒冷
却過程における蒸気単相冷却又は噴霧流冷却の不確かさは 20℃～40℃程度である。

解析コードは実験結果の燃料被覆管温度に比べて 10℃～50℃高めに評価することから，解析結果は燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価する可能性がある。よって， 実験解析では熱伝達モデルの保守性により燃料被覆管温度を高めに評
実際の燃料棒表面での熱伝達は大きくなり燃料被覆管温度は低くなるが，操作手順
価し，有効性評価解析でも燃料被覆管温度を高めに評価することから，（減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはなく，燃料被覆管温度を操
作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える 評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
影響はない。

燃料被覆管酸化

ジルコニウム－水反応モデル

酸化量及び酸化反応に伴う発熱量をより大きく見積もる Baker-Just 式による計算モデルを採用しており，保守的な結果を与える。

解析コードは酸化量及び発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，解析結
果は燃料被覆管酸化を大きく評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温
度は低くなり，原子炉水位挙動に影響を与える可能性があるが，操作手順（減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析コードでは，燃料被覆管の酸化について，酸化量及び発熱量に保守的な結果を与え，燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

膨れ・破裂評価モデル

膨れ・破裂は，燃料被覆管温度と円周方向応力に基づいて評価され，燃料被覆管温度は上述のよ
うに高めに評価され，円周方向応力は燃焼期間中の変化を考慮して燃料棒内圧を大きく設定し保守的に評価している。従って，ベストフィット曲線を用いる場合も破裂の判定は概ね保守的となる。

解析コードでは，燃料被覆管温度を高めに評価することから，破裂の判定としてベストフィット曲線を用いる場合においても概ね保守的な判定結果を与えるものと考える。仮に格納容器内雰囲気放射線レベル計（CAMS）を用いて，設計基準事故相
当のγ線線量率の 10 倍を超える大量の燃料被覆管破裂を計測した場合には，炉心損傷後の運転操作を適用する必要があり，格納容器圧力逃がし装置等による格納容器除熱操作の起点が，格納容器圧力が限界圧力に到達するまでとなる。しかしながら，本シナリオでは原子炉水位は有効燃料棒頂部を下回ることはなく，炉心は冠水維持されるため，燃料被覆管温度は初期値(約 310℃)を上回ることはないことから運転員等の判断・操作に対して影響を与えることはない。

燃料被覆管温度を高めに評価することから破裂判定は厳しめの結果を与える。
なお，本シナリオでは原子炉水位は有効燃料棒頂部を下回ることはな
く，炉心は冠水維持されるため，燃料被覆管温度は初期値(約 310℃)を上回ることはないことから影響を与えることはない。

二相流体の流動モデル

TBL，ROSA-Ⅲ，FIST-ABWR の実験解析において，二相水位変化は，解析結果に重畳する水位振動
成分を除いて，実験結果と概ね同等の結果が得られている。低圧代替注水系の注水による燃料棒冷却（蒸気単相冷却又は噴霧流冷却）の不確かさは 20℃～40℃程度である。
また，原子炉圧力の評価において，ROSA-Ⅲでは
2MPa より低い圧力で系統的に圧力低下を早めに予測する傾向を呈しており，解析上，低圧注水系の起動タイミングを早める可能性が示される。 運転操作はシュラウド外水位（原子炉水位計）に基づく操作であることから運転操
しかし，実験で圧力低下が遅れた理由は，水面上 作に与える影響は原子炉圧力容器の分類にて示す。
に露出した上部支持格子等の構造材の温度が燃料被覆管からの輻射や過熱蒸気により上昇し，
LPCS スプレイの液滴で冷却された際に蒸気が発生したためであり，低圧注水系を注水手段として用いる事故シーケンスでは考慮する必要のな
い不確かさである。このため，燃料被覆管温度に大きな影響を及ぼす低圧代替注水系の注水タイ
ミングに特段の差異を生じる可能性はないと考えられる。

炉心内の二相水位変化を概ね同等に評価することから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
本シナリオでは原子炉水位は有効燃料棒頂部を下回ることはなく，炉心は冠水維持されるため，燃料被覆管温度は初期値(約 310℃)を上回ることはないことから影響を与えることはない。

崩壊熱

炉
心

燃料被覆管変形

沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・
対向流，三次元効果

添 2.3.2.2-1

表 1－1 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（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗）（2/2）
【SAFER】
分類

重要現象

沸騰・凝縮・ボ
イド率変化，気液分離（水位変化）・対向流

解析モデル

不確かさ

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

二相流体の流動モデル

下部プレナムの二相水位を除き，ダウンカマの二相水位（シュラウド外水位）に関する不確かさを取り扱う。シュラウド外水位については，燃料被覆管温度及び運転員操作のどちらに対しても二相水位及びこれを決定する二相流動モデルの妥当性の有無は重要でなく，質量及び水頭のバ
ランスだけで定まるコラプス水位が取り扱えれば十分である。このため，特段の不確かさを考慮する必要はない。

高圧代替注水系の起動操作は，給水喪失に伴う原子炉水位の低下開始を起点として，原子炉隔離時冷却系機能喪失確認後に速やかに開始することとなり，原子炉水位（シュラウド外）低下挙動が早い場合であっても，これら操作手順（速やかに注水手段を準備すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
原子炉減圧後の注水開始は，原子炉水位（シュラウド外）低下挙動が早い場合であっても，これら操作手順（減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。水位低下挙動が遅い場合においては操作に対する時間余裕は大きくなる。なお，解析コードでは，シュラウド外
水位は現実的に評価されることから不確かさは小さい。

シュラウド外水位を適切に評価することから，評価項目となるパラメー
タに与える影響は小さい。
なお，本シナリオでは原子炉水位は有効燃料棒頂部を下回ることはな
く，炉心は冠水維持されるため，燃料被覆管温度は初期値(約 310℃)を上回ることはないことから影響を与えることはない。

解析コードでは，原子炉からの蒸気及び冷却材流出を現実的に評価する。関連する
運転操作として急速減圧後の注水操作があるが，注水手段が確立してから減圧を行うことが手順の前提であり，原子炉圧力及び原子炉水位の変動が運転員等操作時間に与える影響はない。

主蒸気逃がし弁流量は，設定圧力で設計流量が放出されるように入力で設定するため不確かさの影響はない。破断口からの流出は実験結果と良い一致を示す臨界流モデルを適用している。有効性評価解析でも圧力変化を適切に評価し，原子炉への注水のタイミング及び注水流量を適切に評価するため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
破断口及び主蒸気逃がし弁からの流出流量は，圧力容器ノズル又はノズ
ルに接続する配管を通過し，平衡均質流に達するのに十分な長さである
ことから，管入口付近の非平衡の影響は無視できると考えられ，平衡均質臨界流モデルを適用可能である。
なお，本シナリオでは原子炉水位は有効燃料棒頂部を下回ることはな
く，炉心は冠水維持されるため，燃料被覆管温度は初期値(約 310℃)を上回ることはないことから影響を与えることはない。

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

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

原
子
炉
圧
力
容
器
冷却材放出（臨界流・差圧流）臨界流モデル

TBL，ROSA-Ⅲ，FIST-ABWR の実験解析において，圧力変化は実験結果と概ね同等の解析結果が得られており，臨界流モデルに関して特段の不確かさを考慮する必要はない。

ＥＣＣＳ注水（給水系・代替
注水設備含む）原子炉注水系モデル

入力値に含まれる。各系統の設計条件に基づく
原子炉圧力と注水流量の関係を使用しており，実機設備仕様に対して注水流量を少なめに与え，燃料被覆管温度を高めに評価する。

添 2.3.2.2-2

表 1－2 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（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗）【MAAP】
分類

重要現象

解析モデル

不確かさ

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

炉
心

崩壊熱

炉心モデル（原子炉
出力及び崩壊熱）

入力値に含まれる。

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

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

原
子
炉
圧
力
容
器

ＥＣＣＳ注水（給水系・代替
注水設備含む）安全系モデル（非常用炉心冷却系）
安全系モデル（代替
注水設備）

入力値に含まれる。

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

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

格納容器モデル（格
納容器の熱水力モデル）

HDR 実験解析では，格納容器圧力及び温度について，温度成層化を含めて傾向を良く再現できることを確認した。
格納容器雰囲気温度を十数℃程度高めに，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向が確認されたが，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの種の不確かさは小さくなるものと考えられる。また，非凝縮性ガス濃度の挙動について，解析結果が測定デー
タと良く一致することを確認した。
格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析では，格納容器温度
及び非凝縮性ガス濃度の挙動について，解析結果が測定データと良く一致することを確認した。

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

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

スプレイ冷却

安全系モデル（格納容器スプレイ）
安全系モデル（代替
注水設備）

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

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

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

格納容器ベン
ト

格納容器モデル（格
納容器の熱水力モデル）

サプレッショ
ン・プール冷却

安全系モデル（非常用炉心冷却系）

格納容器各領域間の流動構造材との熱伝達及び内部
熱伝導

原
子
炉
格
納
容
器

気液界面の熱伝達

入力値に含まれる。
MAAP コードでは格納容器ベントについ「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目とては，設計流量に基づいて流路面積を入なるパラメータに与える影響」にて確認。
力値として与え，格納容器各領域間の流動と同様の計算方法が用いられている。
「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目と入力値に含まれる。
なるパラメータに与える影響」にて確認。

添 2.3.2.2-3「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。
「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

項目

表 2 解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗）（1/3）
解析条件（初期条件，事故条件）の不確かさ
条件設定の考え方
運転員等操作時間に与える影響
評価項目となるパラメータに与える影響
解析条件
最確条件

原子炉熱出力3,926MWt

3,924MWt 以下（実績値）

原子炉熱出力のゆらぎを考慮した運転管理目標値を参考に最確条件を包絡できる条件を設定。

最確条件とした場合には最大線出力密度及び原子炉停止後の崩壊熱 最確条件とした場合には最大線出力密度及び原子炉停止後の崩壊熱がが緩和される。最確条件とした場合の運転員等操作時間への影響は， 緩和される。最確条件とした場合の評価項目となるパラメータに与え最大線出力密度及び原子炉停止後の崩壊熱にて説明する。
る影響は，最大線出力密度及び原子炉停止後の崩壊熱にて説明する。

原子炉圧力

7.07MPa[gage]

約 7.05～7.12MPa[gage]（実測値）

定格原子炉圧力として設定。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，原子炉圧力は逃がし安全弁により制御されるため事象進展に及ぼす影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，原子炉圧力は逃がし安全弁により制御されるため事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

原子炉水位

通常運転水位（セパレータス
カート下端から+119cm）

通常運転水位（セパレータスカート下
端 か ら 約 +118cm ～ 約+120cm）（実測値）

通常運転時の原子炉水位として設定。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小さい。例えば，スクラム 10 分後の原子炉水位の低下量は通常運転水位約－4m であるのに対してゆらぎによる水位低下量は約－10mm であり非常に小さい。したがって，事象進展に及ぼす影響は小さく，運転
員等操作時間に与える影響は小さい。

炉心流量52,200t/h（ 定 格 流 量
（100%））

定格流量の約 91～約 110%（実測値）

定格流量として設定。

炉心の反応度補償のため初期値は変化するが，事象発生後早期に原子炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え
うるが，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小さい。
例えば，スクラム 10 分後の原子炉水位の低下量は通常運転水位約－4mであるのに対してゆらぎによる水位低下量は約－10mm であり非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心の反応度補償のため初期値は変化するが，事象発生後早期に原子炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

燃料

9×9 燃料（A 型） 装荷炉心ごと

9×9 燃料（A 型）と 9×9 燃料（B 型）
最確条件とした場合には，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心となるか， 最確条件とした場合には，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心となるか，は，熱水的な特性はほぼ同等であり，それらの混在炉心となるが，両型式の燃料の熱水力特性はほぼ同等 それらの混在炉心となるが，何れの型式も燃料の熱水力特性はほぼ同
燃料棒最大線出力密度の保守性に包であり，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時 等であり，炉心冷却性に大きな差は無いことから，評価項目となるパ
含されることから，代表的に 9×9 燃
間に与える影響は小さい。
ラメータに与える影響は小さい。
料（A 型）を設定。
最確条件とした場合，燃料被覆管温度の上昇が緩和されると考えられるが，原子炉水位は有効燃料棒頂部を下回ることなく，炉心は冠水維持されるため，燃料被覆管の最高温度は初期値(約 310℃)を上回ることはないことから，上記の不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響はない。

約 42.0kW/m 以下（実績値）

設計目標値を参考に最確条件を包絡できる条件を設定。

最確条件とした場合，燃料被覆管温度の上昇が緩和されるが，操作
手順（減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないた
め，運転員等操作時間に与える影響はない。

原子炉停止後の崩壊熱

ANSI/ANS-5.11979
燃焼度 33GWd/t

ANSI/ANS-5.1-1979
平均的燃焼度約 30GWd/t（実績値）

サイクル末期の燃焼度のばらつきを考慮し，10％の保守性を確保することで，最確条件を包絡できる条件を設定。

最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなることから，原子炉水位の低下が緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力上昇が遅くなるが，操作手順（格納容器圧力に応じて格納容器ベントを実施すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなることから，原子炉水位の低下が緩和され，それに伴う原子炉冷却材の放出も少なくなり，格納容器圧力上昇は遅くなるが，格納容器圧力上昇は格納容器ベントにより抑制されるため，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

格納容器容積（ドライウェル）

7,350m3

7,350m3（設計値）

ドライウェル内体積の設計値（全体積から内部機器及び構造物の体積を除いた値）を設定。

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

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

空間部：5,960m3
液相部：3,580m3

空間部：
約 5,980～約 5,945m3
液相部：
約 3,560～約 3,595m3（実測値）

ウェットウェル内体積の設計値（内部機器及び構造物の体積を除いた値）を設定。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，ゆらぎによる格納容器容積（ウェットウェル）の液相部（空間部）の変化分は通常時に対して非常に小さい。例えば，通常時の液相部の熱容量は約 3,600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎによる容積減少分の熱容量は約 20m3 相当分であり，その減少割合は通常時の約 0.6%程度と非常に小さい。したがって，事象進展に与える影
響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え
うるが，ゆらぎによる格納容器容積（ウェットウェル）の液相部（空間部）の変化分は通常時に対して非常に小さい。例えば，通常時の液相部の熱容量は約 3,600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎによる容積減少分の熱容量は約 20m3 相当分であり，その減少割合は通常時の約0.6%程度と非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え
うるが，ゆらぎによるサプレッション・チェンバ・プール水位低下分の熱容量は通常水位時に対して非常に小さい。例えば，通常水位時（7.05m）の熱容量は約 3600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎによる水位低下分（通常水位-0.04m 分）の熱容量は約 20m3 相当分であり，その低下割合は通常水位時の約 0.6%程度と非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
最確条件は解析条件で設定している水温よりも低くなるため，格納容器の熱容量は大きくなり格納容器ベントに至るまでの時間が長くなる
が，その影響は小さい。

最大線出力密度

初期
条
件

格納容器容積（ウェットウェル）

44.0kW/m

サプレッション・
チェンバ・プール 7.05m（NWL）
水位

約 7.01m～約 7.08m（実測値）

通常運転時のサプレッション・チェ
ンバ・プール水位として設定。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，ゆらぎによるサプレッション・チェンバ・プール水位低下分の熱容量は通常水位時に対して非常に小さい。例えば，通常水位時（7.05m）の熱容量は約 3600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎによる水位低下分（通常水位-0.04m 分）の熱容量は約 20m3 相当
分であり，その低下割合は通常水位時の約 0.6%程度と非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

サプレッション・
チェンバ・プール 35℃
水温

約 30℃～約 35℃（実測値）

通常運転時のサプレッション・チェ
ンバ・プール水温の上限値を，最確条件を包絡できる条件として設定。

最確条件は解析条件で設定している水温よりも低くなるため，格納容器圧力上昇が遅くなり，格納容器スプレイ及び格納容器ベント操作の開始が遅くなるが，その影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

添 2.3.2.2-4

表2

解析条件（初期条件、事故条件）の不確かさ

項目

解析条件

最確条件

条件設定の考え方

5.2kPa

約 3kPa～約 7kPa
（実測値）

通常運転時の格納容器圧力として設定。

格納容器温度57℃

約 30℃～約 60℃（実測値）

通常運転時の格納容器温度として設定。

真空破壊装置3.43kPa（ドライウェル－サプレッション・チェンバ間差圧）

3.43kPa（ドライウェル－サプレッション・チェンバ間差圧）（設計値）

真空破壊装置の設定値。

外部水源の温度

50℃（事象開始 12 時間以降は45℃，事象開始 24 時間以降は40℃）

約 30℃～約 50℃（実測値）

復水移送ポンプ吐出温度を参考に最確条件を包絡できる条件を設定。

約 21,400m3

21,400m3 以上（淡水貯水池水量＋復水貯蔵
槽水量）

格納容器圧力初期
条件

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗）（2/3）

外部水源の容量

燃料の容量

約 2,240kL

淡水貯水池及び通常運転中の復水貯蔵槽の水量を参考に，最確条件を包絡できる
条件を設定。
通常時の軽油タンク及びガ
2,240kL 以上
スタービン発電機用燃料タ（軽油タンク容量＋ガスター ンクの運用値を参考に，最ビン発電機用燃料タンク容量） 確条件を包絡できる条件を設定。

運転員等操作時間に与える影響
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，ゆらぎによる格納容器圧力の上昇量が格納
容器ベント時間に与える影響は小さい。例えば，事象発生から格納容器ベントまでの圧力上昇率（平均）は 1 時間あたり
約 19kPa であるのに対して，ゆらぎによる圧力上昇量は約2kPa であり，格納容器ベント時間が約 7 分早くなる程度である。したがって，事象進展に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，格納容器温度は格納容器スプレイにより飽
和温度となることから，初期温度が事象進展に及ぼす影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

評価項目となるパラメータに与える影響
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えう
るが，ゆらぎによる格納容器圧力の上昇量が格納容器ベント時間に与える影響は小さい。例えば，事象発生から格納容器ベントまでの圧力上昇率（平均）は 1 時間あたり約 19kPa であるのに対して，ゆらぎによる圧
力上昇量は約 2kPa であり，格納容器ベント時間が約 7 分早くなる程度である。したがって，事象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えう
るが，格納容器温度は格納容器スプレイにより飽和温度となることから，初期温度が事象進展に及ぼす影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

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

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

最確条件とした場合には，解析条件で設定している水温よりも低くなる可能性があり，格納容器圧力上昇に対する格納容器ス
プレイによる圧力抑制効果は大きくなり，間欠スプレイの間隔に影響するが，スプレイ間隔は原子炉水位維持操作に依存することから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
最確条件とした場合には，解析条件よりも水源容量の余裕は大きくなる。また，事象発生 12 時間後からの可搬型代替注水ポン
プによる補給により復水貯蔵槽は枯渇しないことから，運転員
等操作時間に与える影響はない。

最確条件とした場合には，解析条件で設定している水温よりも低くなることがあり，原子炉水位挙動に影響する可能性があるが，この顕熱分の影響は小さい。また，格納容器圧力上昇に対する格納容器スプレイによる圧力抑制効果は大きくなり，格納容器圧力逃がし装置等の操作開始時間が遅くなるが，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

最確条件とした場合には，解析条件よりも燃料容量の余裕は大きくなる。また，事象発生直後から最大負荷運転を想定しても燃料は枯渇しないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

添 2.3.2.2-5

－

－

表2
項目

評価項目となるパラメータに与える影響－－

外部電源喪失は起因事象として設定していることから，外部電源がある場合については考慮しない。

外部電源喪失は起因事象として設定していることから，外部電源がある場
合については考慮しない。

安全保護系等の遅れ時間を考慮して設定。

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

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

原子炉水位低（レベル 2）にて手動
高圧代替注水系の設計
起動 182m3/h（8.12[dif]において）値に対し，保守的に 20%～114m3/h（1.03MPa
減の流量を設定。
[dif]において）で注水

解析条件と最確条件の流量に差異があっても，レベル 2～レベ
ル 8 で原子炉水位を制御する操作は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

レベル 2～レベル 8 で原子炉水位が制御されることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

逃がし弁機能7.51～7.86MPa[gage]363～380 t/h/個逃がし安全弁の逃がし 解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える
弁機能の設計値を設定。 影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

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

自動減圧機能付き逃がし安全
弁の 2 個開による原子炉急速減圧

自動減圧機能付き逃がし安全弁の2 個開による原子炉急速減圧

逃がし安全弁の設計値に基づく蒸気流量及び原子炉圧力の関係から設定。

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

残留熱除去系（低圧注水モード）

事象発生 24 時間後に手動起動
し，954m3/h（0.27MPa[dif]）にて注水

事象発生 24 時間後に手動起動し，954m3/h（0.27MPa[dif]）にて注水

残留熱除去系（低圧注水モード）の設計値として設定。

低圧代替注水系（常設）

炉心を冠水維持可能な注水量
で注水

炉心を冠水維持可能な注水量で注水

崩壊熱相当量の注水量として設定。

・原子炉減圧後，原子炉水位を
原子炉水位高（レベル 8）まで上昇させた後に手動起動
し，954m3/h にてスプレイ
・伝熱容量は，熱交換器 1 基あたり約 8MW（サプレッション・
チェンバのプール水温 52℃，
海水温度 30℃において）格納容器圧力が0.62MPa[gage]における最大排出流量
31.6kg/sに対して，原子炉格
納容器二次隔離弁の中間開操
作（流路面積約70%開）にて格
納容器除熱
約23MW（サプレッション・チ
ェンバのプール水温100℃，海水温度30℃において）・原子炉減圧後，原子炉水位を原
子炉水位高（レベル 8）まで上昇させた後に手動起動し，954m3/h にてスプレイ
・伝熱容量は，熱交換器 1 基あたり約 8MW（サプレッション・チ
ェンバのプール水温 52℃，海水
温度 30℃において）残留熱除去系の設計値として設定。

スプレイ流量は運転員による調整が行われ，その増減により圧
スプレイ流量は運転員による調整が行われ，その増減により圧力抑制効果
力抑制効果に影響を受けるが，操作手順に変わりはないことかに影響を受けるものの，格納容器内に蓄積される崩壊熱量に変わりは無い
ら，運転員等操作時間に与える影響はない。
ため，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
また，伝熱容量は，解析条件と最確条件は同様であることから，また，伝熱容量は，解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展
事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
はない。

格納容器圧力が0.62MPa[gage]における最大排出流量31.6kg/sに対して，原子炉格納容器二次隔離弁の中間開操作（流路面積約70%開）にて格納容器除熱

格納容器圧力逃がし装置等の設計値を考慮して，格納容器圧力及び温度を低下させる排出流量を確保可能な弁開度として設定。

実際の流量が解析より多い場合，格納容器ベントによる格納容
器圧力の低下が早くなり，その後の圧力挙動も低く推移することになるが，運転員等操作時間に与える影響はない。

格納容器圧力の最大値は格納容器ベント実施時のピーク圧力であることから，その後の圧力挙動の変化は，評価項目となるパラメータに対して与える影響はない。

約23MW（サプレッション・チェン
バのプール水温100℃，海水温度
30℃において）

代替原子炉補機冷却系の設計値として設定。

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

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

外部電源喪失－全交流動力電源喪失－

原子炉隔離時冷却系機能喪失

－

外部電源

外部電源なし－原子炉スクラム信号

タービン蒸気加減弁急速閉（遅れ時間：0.08 秒）

安全機能の喪失に対する仮定高圧代替注水系

逃がし安全弁機器条件

解析条件（初期条件、事故条件）の不確かさ
解析条件
最確条件

運転員等操作時間に与える影響

起因事象

事
故
条
件

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗）（3/3）

残留熱除去系（格納容器スプ
レイモード）

格納容器圧力逃がし装置等

代替原子炉補機
冷却系

原子炉水位低（レベル 2）にて手動起動 182m3/h（8.12[dif]において）～114m3/h（1.03MPa[dif]において）に対し，保守的に 20%減の流量で注水逃がし弁機能7.51～7.86MPa[gage]363～380 t/h/個

タービン蒸気加減弁急速閉（遅れ時間：0.08 秒）

条件設定の考え方
送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源を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て設定。
本事故シーケンスにおける前提条件。
起因事象として，外部電源を喪失するものとして設定。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。
実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる可能性がある。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる可能性がある。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であるため，運転員等操作時間に与える影響はない。

添 2.3.2.2-6

実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），燃料
被覆管温度は低めの結果を与えることになるため，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），燃料
被覆管温度は低めの結果を与えることになるため，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

項目

高圧代替
注水系に
よる原子
炉注水操
作

操
作
条
件

復水貯蔵
槽への補
給

表 3 操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗）（1/5）
解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
運転員等操作時間に与評価項目となるパラ
操作の不確かさ要因
操作時間余裕
訓練実績等
える影響
メータに与える影響
解析上の操作
条件設定の考え方
開始時間【認知】
中央制御室盤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原子炉隔離時
冷却系（RCIC）の機能喪失を確認する。解析上は事象発生後，10 分間は運転員による操作に期待しないこととしているが，全交流動力電源喪失による交流電源駆動ポンプ機能喪失確認を考慮した場合は，高圧注水系機能喪失の確認時間は，以下に示すとおり 6 分
間程度と想定している。よって，操作開始時間は早くなる可能性がある。
［全交流動力電源喪失による交流電源駆動ポンプ機能喪失確認を考慮した場合］

原子炉スクラム及びタービントリップの確認の所要時間に 1 分間を想定

RCIC 機能喪失の確認及び他の非常用炉心冷却系の起動操作判断の所要時間に 2 分間を想定
事象発生から
事象発生後，10 分 
全交流動力電源喪失による交流電源駆動ポンプ機能喪失確認の所要時間に 3 分間
50 分後（操作開原子炉隔離時冷却系の間は運転員によるを想定
実態の操作開始時間 始時間の 25 分
機能喪失のみならず，直操作に期待しない 
これらの確認時間等の合計により，全交流動力電源喪失による交流電源駆動ポンプ
は解析上の設定より 程 度 の 時 間 遅流電源喪失時を考慮しことに加え，原子機能喪失確認を考慮した場合に，高圧注水系機能喪失の所要時間を 6 分間と想定も早くなる可能性が れ）までに高圧 中央制御室における操作のため，シても中央制御室内で十炉隔離時冷却系の 【要員配置】
あるが，操作開始時 代 替 注 水 系 に ミュレータにて訓練実績を取得。訓分対応可能と考えられ機能喪失のみなら 中央制御室内での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操作間が早くなった場合 よ る 注 水 が 開 練では，起因事象の全交流動力電源
事象発生からる操作の時間余裕を考ず，直流電源喪失 開始時間に与える影響はなし。
も原子炉水位が有効 始できれば，燃 喪失後 3 分で高圧代替注水系の起動
25 分後慮して設定されている時を考慮しても中 【移動】燃料棒頂部を下回ら 料 被 覆 管 の 最 操作を開始。
ことから，操作開始時間
央制御室内で十分 中央制御室内での操作のみであり，操作開始時間に与える影響はなし。
ないことから，評価 高 温 度 は 約 想定で意図している運転操作が実施
は解析上の設定よりも対応可能と考えら 【操作所要時間】
項目となるパラメー 859 ℃ と な り 可能なことを確認した。
早くなる可能性があり，れる操作の時間余 高圧代替注水系による原子炉注水準備の操作は，系統構成のための電動弁 3 弁の開閉操タに与える影響はな 1,200℃を下回
原子炉への注水開始時
裕として，15 分を 作及び高圧代替注水系の手動起動である。何れも制御盤の操作スイッチによる操作のたい。
るため，炉心の間を早める。
設定
め，1 操作に 1 分間を想定し，合計の操作時間を 4 分間と想定している。これに余裕時
著しい損傷は間を含めて操作時間を 15 分間と想定している。よって，操作開始時間は早くなる可能性
発生しない。
がある。
【他の並列操作有無】
事象発生直後，原子炉の停止確認後は冷却材確保としての原子炉注水を最優先に実施するため，他の並列操作はなく，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作の確実さ】
中央制御室の制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。なお，高圧代替注水系は，原子炉水位（レベル 2）から原子炉水位（レベル 8）まで手動にて原子炉水位制御を行う
が，運転員は事象の発生を十分に認知しており，当該作業を誤る可能性は低い。
復水貯蔵槽への補給は，淡水貯水池
から防火水槽への補給と可搬型代替
注水ポンプによる防火水槽から復水貯蔵槽への補給を並行して実施する。淡水貯水池から防火水槽への補可搬型設備に関し給の系統構成は，所要時間 90 分想定て，事象発生から事象発生からのところ，訓練実績等により約 70 分
12 時間までは，そ 復水貯蔵槽への補給までの時間は，事象発生から 12 時間あり十分な時間余裕がある。
－－－
12 時間後で実施可能なこと，可搬型代替注水の機能に期待しな
ポンプによる防火水槽から復水貯蔵
いと仮定
槽への補給のホース敷設等の注水準備は，所要時間 180 分想定のところ，訓練実績等により約 135 分であり，想定で意図している作業が実施可能なことを確認した。

添 2.3.2.2-7

項目

操
作
条
件

各機器へ
の給油
（可搬型
代替注水
ポンプ，
電源車，
可搬型大
容量送水
ポンプ及
び常設代
替交流電
源設備）

表 3 操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗）（2/5）
解析条件（操作条件）の不
評価項目
確かさ
となるパ
運転員等操作時間に与え解析上の操作開始時間
操作の不確かさ要因
ラメータ
操作時間余裕
訓練実績等
る影響
に与える
解析上の操
条件設定の
影響
作開始時間
考え方
有効性評価では，防火水槽から復水貯蔵槽への補給用の可搬型代替注水ポンプ（6 号及び 7 号炉：
各 3 台），代替原子炉補機冷却系用の電源車（6号及び 7 号炉：各 2 台）及び可搬型大容量送水ポ
ンプ（6 号及び 7 号炉：各 1 台），及び常設代替
交流電源設備（6 号及び 7 号炉で 1 台）への燃料給油を期待している。
各機器への
各機器への給油準備作業について，可搬型代替注
給油は，解析
水ポンプ，電源車及び可搬型大容量送水ポンプへ
条件ではなの燃料給油準備（現場移動開始からタンクローリ
いが，解析でーへの補給完了まで）は，所要時間 90 分のとこ
想定してい
事象発生か
ろ訓練実績等では約 82 分，常設代替交流電源設
る操作の成ら 12 時間
備への燃料給油準備は，所要時間 120 分のところ
立 や 継 続 に 各機器への給油開始までの時間は，事象発生から 12 時間あり十分な時間余裕がある。
－
－
－
後以降，適
訓練実績等では約 95 分で実施可能なことを確認
必要な操作・
宜した。
作業。
また，各機器への燃料給油作業は，各機器の燃料各機器の使が枯渇しない時間間隔（許容時間）以内で実施す用開始時間ることとしている。
を踏まえて可搬型代替注水ポンプへの燃料給油作業は，許容設定。
時間 180 分のところ訓練実績等では約 96 分，電源車及び可搬型大容量送水ポンプへの燃料給油作業
は，許容時間 120 分のところ訓練実績等では約 96
分，常設代替交流電源設備への燃料給油作業は，許容時間 540 分のところ訓練実績等では約 135 分であり，許容時間内で意図している作業が実施可能であることを確認した。

添 2.3.2.2-8

項目

操
作
条
件

格納容器
圧力逃が
し装置等
による格
納容器除
熱操作

表 3 操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗）（3/5）
解析条件（操作条件）の不
評価項目
確かさ
となるパ
運転員等操作時間に与え解析上の操作開始時間
操作の不確かさ要因
ラメータ
操作時間余裕
訓練実績等
る影響
に与える
解析上の操
条件設定の
影響
作開始時間
考え方
【認知】
炉心損傷前の格納容器ベ
炉心損傷前の格納容器ベントの操作実施基準（格納容器圧力 0.31MPa[gage]）に到達するのは，事象 ントの操作実施基準（格発生の約 16 時間後であり，それまでに格納容器圧力の上昇を十分に認知できる時間があるため，認 納 容 器 圧 力 0.31MPa
知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
［gage］）に到達するの【要員配置】
は，事象発生の約 16 時間
格納容器ベント開始
格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベントは，中央制御室における状態監視と現場における 後であり，格納容器ベンまでの時間は事象発操作が必要であるが，現場の操作は中央制御室で行う操作とは別の運転員（現場）及び緊急時対策要 トの準備操作は格納容器
生から約 16 時間あ員を配置している。当該の運転員（現場）及び緊急時対策要員は，他の作業を兼任しているが，それ の圧力上昇の傾向を監視
り準備時間が確保でら作業は事象発生の 12 時間後までに行う作業であり，格納容器ベントの操作開始時間に与える影響 しながら予め操作が可能
きるため，時間余裕はなし。
である。また，格納容器ベがある。また，格納【移動】
ント操作も同様に格納容
容器ベント操作開始 現場モックアップ等による実績では，運転員（現
運転員（現場）は，中央制御室から操作現場である二次格納施設外までのアクセスルートは，通常 10 器の圧力上昇の傾向を監 実態の操 時間が遅れる場合に 場）の伸縮継手を用いた原子炉格納容器一次隔離分程度で移動可能であるが，それに余裕時間を加えて操作所要時間を想定している。二次格納施設内 視しながら予め準備が可 作開始時 おいても，格納容器 弁の手動操作は，移動時間含め約 30 分の操作時間
までのアクセスルートは，通常 10 分程度で移動可能であるが，それに余裕時間を加えて操作所要時 能である。よって，実態の 間は解析 圧 力 は 0.31MPa で完了する見込みを得た。二次格納施設内で電動間を想定している。また，緊急時対策要員は，緊急時対策本部から操作現場へ車にて移動することを 操作開始時間は解析上の 上の設定 ［gage］から上昇す 弁の手動操作は，移動時間含め約 35 分の操作時間想定している。仮に地震等の外部事象が起因事象の場合に，アクセスルートの被害があっても，ホイ 設定とほぼ同等であり， とほぼ同 るが，格納容器圧力 で完了する見込みを得た。格納容器圧力逃がし装格納容器圧 格 納 容 器 最ールローダ等にて必要なアクセスルートを仮復旧できる宿直の体制としており，また，徒歩による移 操作開始時間に与える影 等である の上昇の傾向は緩や 置のフィルタ装置水位調整準備は，設備設置中の力 0.31MPa
高使用圧力動を想定しても所要時間は約 1 時間であり，操作開始時間に与える影響はなし。
響は小さい。操作開始時
ことか
かである。
ため，同様の弁の手動操作時間を考慮して，移動時[gage]到達 を 踏 ま え て【操作所要時間】間が遅れた場合において ら，評価
格納容器限界圧力間を含めて 60 分の操作時間で完了する見込みを得時
設定
全交流動力電源喪失時の炉心損傷前の格納容器ベントについて，運転員（現場）の格納容器ベント準 も，格納容器限界圧力は 項目とな
0.62MPa[gage]に至 た。また，格納容器ベント操作は，伸縮継手を用い備操作は伸縮継手を用いた原子炉格納容器一次隔離弁の手動操作として移動時間を含めて 60 分の操 0.62MPa[gage]のため，格 るパラメ るまでの時間は，過 た原子炉格納容器二次隔離弁の手動操作を移動時
作時間を想定しており，十分な時間余裕を確保している。また，二次格納施設内で電動弁の手動操作 納容器の健全性という点 ータに与圧の観点で厳しい間含め約 12 分の操作時間で完了する見込みを得に移動時間を含めて 60 分の操作時間を想定しており，時間余裕を確保している。緊急時対策要員の では問題とならない。
える影響 「3.1 雰囲気圧力・ た。
格納容器ベント準備操作（格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置水位調整準備）は，現場での手動 当該操作は，解析コードはない。 温度による静的負荷 想定で意図している運転操作が実施可能なことを弁 4 個の操作に移動時間を含めて 60 分の操作時間を想定しており，時間余裕を確保している。また， 及び解析条件（操作条件（格納容器過圧・過 確認した。
格納容器ベント開始操作は，運転員（現場）による格納容器ベント操作は伸縮継手を用いた原子炉格 を除く）の不確かさによ
温破損）」において
納容器二次隔離弁の手動操作であり，本操作は，格納容器圧力の上昇傾向を監視したうえで，予め準 り操作開始時間は遅れる
も事象発生約 38 時備し格納容器圧力 0.31MPa[gage]到達時に実施する。よって，操作所要時間が操作開始時間に与える 可能性があるが，中央制間であり，約 20 時
影響はなし。
御室の運転員とは別に現間以上の余裕がある【他の並列操作有無】
場操作を行う運転員(現ことから，時間余裕
格納容器ベントの操作時に，当該操作に対応する運転員，緊急時対策要員に他の並列操作はなく，操場)及び緊急時対策要員がある。
作時間に与える影響はなし。
を配置しており，他の操【操作の確実さ】
作との重複もないことか
現場操作は，操作の信頼性向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は ら，他の操作に与える影
起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。
響はない。

添 2.3.2.2-9

表 3 操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗）
（4/5）

項目

常設代替
交流電源
設備から
の受電

解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
解析上の操作
条件設定の考開始時間
え方

事象発生 24 時
間後本事故シーケ
ンスの前提条件として設定常設代替交流電源設備からの受電までの時間想定として，事象発生から十分な時間余裕がある。

常設代替交流
電源設備からの受電後として設定【認知】中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の非常用高圧系統の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断し，これにより代替原子炉補機冷却系の準備を開始する手順としているため，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
【要員配置】
代替原子炉補機冷却系の準備操作は，現場にて原子炉補機冷却水系の系統構成を行う運転員(現場)と，代替原子炉補機冷却系の移動，敷設を行う専任の緊急時対策要員（事故後 10
時間以降の参集要員）が配置されている。運転員(現場)は，代替原子炉補機冷却系運転のための系統構成を行っている期間，他の操作を担っていない。よって，操作開始時間に与える影響はなし。
【移動】
代替原子炉補機冷却系に用いる代替熱交換器車，電源車等は車両であり，牽引又は自走にて作業現場へ移動することを想定している。仮に地震等の外部事象が起因事象の場合に，アクセスルートの被害があっても，ホイールローダ等にて必要なアクセスルートを仮復旧できる宿直の体制としており，操作開始時間に与える影響はなし。
【作業所要時間】
緊急時対策要員の準備操作は，各機器の設置作業及び弁・スイッチ類の操作に移動時間を含めて 10 時間の作業時間を想定しているが，訓練実績を踏まえると，より早期に準備操作が完了する見込みである。また，運転員(現場)の行う現場系統構成は，操作対象が 20 弁程度であり，操作場所は原子炉建屋及びタービン建屋海水熱交換器エリア及びコントロール建屋となるが，1 弁あたりの操作時間に移動時間含めて 10 分程度を想定しており，これに余裕を含めて 5 時間の操作時間を想定している。作業途中の格納容器ベント実施に伴う一時退避（想定約 4 時間）を踏まえても，解析上の想定より操作開始時間は早まる可能性がある。
【他の並列操作有無】
緊急時対策要員による準備操作及び現場運転員の系統構成は並列操作可能なため，両者が干渉して操作開始時間が遅くなることはない。よって，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作の確実さ】
現場操作は，操作の信頼性向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

操
作
条
件

代替原子
炉補機冷
却系運転
操作

事象発生 24 時
間後運転員等操作時間に与える影響

操作の不確かさ要因

添 2.3.2.2-10

評価項目となるパラメータに与える影響－－

代 替 原 子炉 補 機冷 却 系の準備は，緊急時対策要
員の参集に 10 時間，その後の作業に 10 時間の
合計 20 時間を想定しているが，準備操作が想定
よ り 短 い時 間 で完 了 する可能性があるため，操作 開 始 時間 が 早ま る 可
能性があり，格納容器の
温 度 及 び圧 力 を早 期 に低下させる。

操作条件の代替原子炉
補機冷却系運転操作
は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は
解析上の設定から早まる可能性がある。この場合，格納容器圧力及び温度を早期に低下させる可能性があり，評価項目となるパラメー
タに対する余裕は大きくなる。なお，常設代替
交流電源設備からの受電を事象発生から 24 時
間後に制限する場合，
代替原子炉補機冷却系
運転操作開始時間のみが早まったとしても，常設代替交流電源設備から受電する設備を運転できないため，評価項目となるパラメータに影響しない。

操作時間余裕

訓練実績等－

訓練実績等より，運転員による常設代替交流電源
設備の起動操作，並びに現場及び中央制御室の運転員による受電前準備及び受電操作を並行して実施し，想定と同じ約 70 分
で常設代替交流電源設備
からの受電が実施可能であることを確認した。
想定で意図している運転操作が実施可能なことを確認した。

事 象 想 定 と して 常 設
代 替 交 流 電 源設 備 から の 受 電 を 事象 発 生から 24 時間後としており，4 時間程度の準
備 時 間 が 確 保で き る
た め ， 時 間 余裕 が ある。

訓練実績等より，代替原
子炉補機冷却系の移動・配置，フランジ接続，及び電源車のケーブル接続等
を含め，想定より早い約 7
時間で代替原子炉補機冷却系が運転開始可能であることを確認した。また，運転員(現場)の行う現場
系統構成は，想定より早い約 4 時間で実施可能であることを確認した。
想定で意図している運転操作が実施可能なことを
確認した。

項目

表 3 操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋RCIC 失敗）（5/5）
解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
運転員等操作時間に評価項目となるパラメータ
操作時間
操作の不確かさ要因
与える影響に与える影響余裕
解析上の操作
条件設定の考え方
開始時間

代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）運転操作

事象発生 24 時
間後

常設代替交流電源設
備からの受電後として設定

常設代替交流電源設備からの受電までの時間想定として，事象発生から十分な時間余裕がある。

－

－

－

逃がし安全弁による手動原子炉減圧操作

事象発生 24 時
間後

常設代替交流電源設
備からの受電後として設定

常設代替交流電源設備からの受電までの時間想定として，事象発生から十分な時間余裕がある。

－

－

－

低圧代替注水系（常設）による原子炉注
水操作

事象発生 24 時
間後

常設代替交流電源設
備からの受電後として設定

常設代替交流電源設備からの受電までの時間想定として，事象発生から十分な時間余裕がある。

－

－

－

操
作
条
件

代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（格納容器
スプレイモード）運転操作

事象発生約 25
時間後

常設代替交流電源設
備からの受電後として設定

常設代替交流電源設備からの受電までの時間想定として，事象発生から十分な時間余裕がある。

添 2.3.2.2-11

－

－

－

訓練実績等

中央制御室における操作のため，シミュレータにて訓練実績を取得。訓練では，残留熱除去系ポンプを起動し，低圧注水モードのための系統構成に約 2 分。
想定で意図している運転操作が実施可能なことを確認した。
中央制御室における操作のため，シミュレータにて訓練実績を取得。訓練では，復水移送ポンプの起動を確認し，逃がし安全弁による原子炉減圧操作開始まで約 1分。
想定で意図している運転操作が実施可能なことを確認した。
中央制御室における操作のため，シミュレータにて訓練実績を取得。訓練では，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の系統構成に約 2 分。
想定で意図している運転操作が実施可能なことを確認した。
中央制御室における操作のため，シミュレータにて訓練実績を取得。訓練では，残留熱除去系ポンプを起動し，格納容器ス
プレイモードのための系統構成に約 2 分。
想定で意図している運転操作が実施可能なことを確認した。

2.3.3 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電源喪失
2.3.3.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電源喪失」に含まれる事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「外部電源喪失＋直流電源喪失」※1 である。
※1 全ての直流電源喪失により非常用ディーゼル発電機を起動できなくなることから，「外部電源喪失＋直流電源喪失」により，必然的に全交流動力電源喪失となる。

(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の基本的考え方
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電源喪失」では，全交流動力電源喪失と同時に直流電源が失われることを想定する。このため，直流電源喪失に伴い原子炉隔離時冷却系が機能喪失して原子炉注水ができず，逃がし安全弁
による圧力制御に伴う蒸気流出により原子炉圧力容器内の保有水量が減少し，原子炉水位が低下することから，緩和措置がとられない場合には，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，全交流動力電源が喪失した状態において，直流電源喪失に
より原子炉隔離時冷却系が機能喪失したことによって炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故等対策の有効性評価には，直流電源及び交流電源の電源供給機能に加えて高圧注水機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
したがって，本事故シーケンスグループでは，所内蓄電式直流電源設備より電源を給電した高圧代替注水系による原子炉注水によって 24 時間後まで炉心を冷却し，常設代替交流電源設備による給電及び残留熱除去系（低圧注水モード），低圧代替注水系（常設）による注
水の準備が完了したところで逃がし安全弁の手動開操作により原子炉を減圧し，原子炉減圧後に残留熱除去系（低圧注水モード）により炉心を冷却することによって，炉心損傷の防止を図る。また，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系，格納容器圧力逃がし装置，耐圧強化ベント系及び更なる信頼性向上の観点から設置する代替格納容器圧力逃がし装置
による原子炉格納容器除熱を実施する。
(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電源喪失」における機能喪失に対して，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，初期の対策として高圧代替注水系による原子炉注水手段を整備する。また，
原子炉格納容器の健全性を維持するため，安定状態に向けた対策として代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱手段を整備する。これらの対策の概略系統図を図 2.3.3.1 から図 2.3.3.4 に，手順の概要を図
2.3.3.5 に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策にお2.3.3-1

ける設備と操作手順の関係を表 2.3.3.1 に示す。
本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，事象発生10時間までの6号及び7号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計30名である。その内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員は，
当直長1名（6号及び7号炉兼任），当直副長2名，運転操作対応を行う運転員12名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は5名，緊急時対策要員（現場）は10名である。
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等を行うための参集要員34名である。必要な要員と作業項目について図2.3.3.6に示す。
a. 全交流動力電源喪失及び原子炉スクラム確認※2
外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機が機能喪失※3 する。これにより所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となり，全交流動力電源喪失に至る。
全交流動力電源喪失の発生により原子炉がスクラムする。同時に直流電源が機能喪失し，これによって原子炉隔離時冷却系が機能喪失することで，設計基準事故対処設備の注水機能を全て喪失する。
※2 直流電源喪失時には平均出力領域モニタ等による原子炉スクラムの確認はできないが，直流電源が失われることで，スクラムパイロット弁が無励磁となるため原子炉のスクラムに至る。また，
原子炉スクラムに失敗している場合には逃がし安全弁によるサプレッション・チェンバへの蒸気放出が頻繁に発生するため，その動作状況から原子炉スクラム失敗を推定できるものと考える。
※3 本事故シーケンスグループの重要事故シーケンスは 2.3.3.2 の通り，
「外部電源喪失＋直流電源喪失」であるが，全ての直流電源喪失により非常用ディーゼル発電機を起動できなくなることから，「外部電源喪失＋直流電源喪失」により，必然的に全交流動力電源喪失となる。

b. 高圧代替注水系による原子炉注水
高圧代替注水系による原子炉水注水については，2.3.2.1 (3) b と同じ。
c. 早期の電源回復不能判断及び対応準備
直流電源喪失により各種制御電源を喪失し，中央制御室からの電源回復が困難となるため，早期の交流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。
d. 格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱
格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱については，2.3.1.1 (3) e と同じ。
e. 逃がし安全弁による原子炉急速減圧
逃がし安全弁による原子炉急速減圧については，2.3.1.1 (3) f と同じ。

2.3.3-2

f. 残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水
残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水については，2.3.1.1 (3) g と同じ。
g. 残留熱除去系（格納容器スプレイモード）による原子炉格納容器除熱
残留熱除去系（格納容器スプレイモード）による原子炉格納容器除熱については，
2.3.1.1 (3) h と同じ。
h. 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水については，2.3.1.1 (3) i と同じ。
2.3.3.2 炉心損傷防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，外部電源喪失を起因事象とし，全ての直流電源を喪失することにより全ての非常用ディーゼル発電機及び全ての注水機能を喪失する「外部電源喪失＋直流電源喪失」である。
本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，気液熱非平衡，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・
対向流，三次元効果，原子炉圧力容器における沸騰・凝縮・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，冷却材放出（臨界流・差圧流），ＥＣＣＳ注水（給水系・代替注水設備含む）
並びに原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷却，格納容器ベント，サプレッション・プール冷却が重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価することが可能である長期間熱水力過渡変化解析コード SAFER，シビアアクシデント総合解析コード MAAP により原子炉圧力，原子
炉水位，燃料被覆管温度，格納容器圧力，格納容器温度等の過渡応答を求める。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する解析条件は表2.3.2.2と同じ。また，主要な解析条件について，本重要事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
a. 事故条件

2.3.3-3

(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，外部電源を喪失するものとする。
(b) 安全機能の喪失に対する仮定
全ての直流電源が機能喪失するものとする。これにより，全ての非常用ディーゼル発
電機及び直流電源を制御電源としている原子炉隔離時冷却系が機能喪失するものとする。
(c) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。起因事象として，外部電源を喪失するものとしている。
b. 重大事故等対策に関連する機器条件
重大事故等対策に関連する機器条件は，2.3.2.2 (2) b と同じ。
c. 重大事故等対策に関連する操作条件
重大事故等対策に関連する操作条件は，2.3.2.2 (2) cと同じ。
(3) 有効性評価（敷地境界での実効線量評価）の条件
有効性評価（敷地境界での実効線量評価）の条件は，2.3.1.2 (3)と同じ。
(4) 有効性評価の結果
有効性評価の結果は，2.3.2.2 (4)と同じ。
2.3.3.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間の余裕を評価するものとする。
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電源喪失」は，全交流動力電源喪失と同時に直流電源が機能喪失することが特徴であるが，対応操作が同様であることから，不確かさの影響評価の観点では 2.3.2.3 と同じ。
2.3.3.4 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「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪失）＋直流電源喪失」
において，6号及び7号炉同時の重大事故等対策時において事象発生10時間までに必要な要員は，「2.3.3.1 (3)炉心損傷防止対策」に示すとおり30名である。「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員及び緊急時対策要員等の72名で対処可

2.3.3-4

能である。
また，事象発生10時間以降に必要な参集要員は34名であり，発電所構外から10時間以内に参集可能な要員の106名で確保可能である。
(2) 必要な資源の評価
必要な資源の評価結果は，2.3.2.4 (2)と同じ。
2.3.3.5 結論
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪失）＋直流電源喪失」
では，全交流動力電源喪失と同時に直流電源が喪失し，これにより原子炉隔離時冷却系が機能喪失することで，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグループ｢全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪失）＋直流電源喪失｣に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策として高圧代替注水系による原子炉注
水手段，安定状態に向けた対策として残留熱除去系（低圧注水モード）及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱手段
及び代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（格納容器スプレイモード）による原子炉
格納容器除熱手段を整備している。
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪失）＋直流電源喪失」の重要事故シーケンス「外部電源喪失＋直流電源喪失」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，高圧代替注水系による原子炉注水，逃がし安全弁による原子炉減圧，残留熱除去系（低圧注水モード）及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（格納容器スプレイモード）による原子炉格納容器除熱を実施することにより，炉心損傷することはない。
その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。また，長期的には安定状態を維持できる。
なお，格納容器圧力逃がし装置等の使用による敷地境界での実効線量は，周辺の公衆に対して著しい放射線被ばくのリスクを与えることはない。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。

2.3.3-5

重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
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（外部電源喪失＋DG喪失）＋直流電源喪失」において，高圧代替注水系等による原子炉注水，格納容器圧力逃がし装置
等による原子炉格納容器除熱等の炉心損傷防止対策は，選定した重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（外部電源喪失＋DG喪失）＋直流電源喪失」に対して有効である。

2.3.3-6非常用ディーゼル
発電機

原子炉格納容器

※2

外部電源

Gen
逃がし安全弁蓄電池

AM用直流125V
蓄電池

ＤＣ

ＤＣ

主タービン系へ

給水系
より
復水貯蔵槽

※3

※3
原子炉圧力容器

高圧代替注水ポンプ※2
原子炉隔離時冷却系ポンプ

図 2.3.3.1 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電源喪失時の重大事故等対処設備の概略系統図(1/4)（原子炉注水）

原子炉建屋
外部電源

原子炉格納容器

非常用ディーゼル
発電機※2

耐圧強化ベント系

淡水貯水池

主
排
気
筒

※1

Gen

逃がし安全弁可搬型代替注水ポンプ
主タービン系へ

給水系
より

復水貯蔵槽

防火水槽

※1
※3
※3
可搬型
薬液注入装置

原子炉圧力容器
タンクローリ※2
格納容器圧力逃がし装置
又は代替格納容器圧力逃がし装置

高圧代替
注水ポンプ

軽油タンク

原子炉隔離時冷却系ポンプ

ドレン移送ポンプ

蓄電池

AM用直流125V
蓄電池

ＤＣ

ＤＣ

図 2.3.3.2 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電源喪失時の重大事故等対処設備の概略系統図(2/4)（原子炉注水及び原子炉格納容器除熱）

2.3.3-7

AM用直流125V
蓄電池

蓄電池

ＤＣ

外部電源

原子炉格納容器

非常用ディーゼル
発電機

格納容器スプレイ・ヘッダ

ＤＣ

Gen

逃がし安全弁

淡水貯水池

給水系より

主タービン系へ

タンクローリ

軽油タンク
防火水槽
低圧代替注水系（常設）

原子炉圧力容器
可搬型代替注
水ポンプ

可搬型代替交流電源設備（電源車）※残留熱除去系は，原子炉水位がレベル 8 に到達した時点で，低圧
注水モードから格納容器スプレイ
モードに運転を
切替える。

復水貯蔵槽
復水移送
ポンプ

Ａ(Ｃ)

残留熱除去系ポンプ
残留熱除去系ポンプ

Ａ
常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）

Ｂ

可搬型大容量送水ポンプ

熱交換器ユニット

海水

水中ポンプ

図 2.3.3.3 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電源喪失時の重大事故等対処設備の概略系統図(3/4)（原子炉急速減圧，原子炉注水及び原子炉格納容器除熱）
外部電源

原子炉格納容器
蓄電池

AM用直流125V
蓄電池

ＤＣ

ＤＣ

非常用ディーゼル
発電機

Gen
逃がし安全弁タンクローリ

給水系より

主タービン系へ

軽油タンク

原子炉圧力容器

可搬型代替交流電源設備（電源車）※残留熱除去系の低圧注水モードとサプレッション・チェンバ・プール水冷却モードを切替
えて，原子炉水位をレベル 3～
レベル 8 の範囲で維持する。

残留熱除去系ポンプ
残留熱除去系ポンプ

Ａ
常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）

Ｂ
熱交換器ユニット

可搬型大容量送
水ポンプ

海水

水中ポンプ

図 2.3.3.4 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電源喪失時の重大事故等対処設備の概略系統図(4/4)（原子炉格納容器除熱）

2.3.3-8※2※1
直流電源喪失発生

全交流動力電源喪失発生【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
第一ガスタービン発電機が使用できない場合は第二ガスタービン発電機による緊急用M/Cを受電する
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（電源容量により使用できる設備が限られる）
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（電源容量により使用できる設備が限られる）

※4
※16
※20

原子炉スクラム・タービントリップ

主蒸気隔離弁「全閉」

Ⅱ
交流電源駆動ポンプによる原子炉注水機能喪失を確認

消火系を代替注水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
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

逃がし安全弁による原子炉圧力制御

回復は解析上考慮せず

Ⅲ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は、補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが、可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能であるⅣ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する

原子炉隔離時冷却系
制御電源喪失により機能喪失

Ⅴ
残留熱除去系ラインを優先して使用するが、現場操作で洗浄水弁を開することにより、高圧炉心注水系Bラインからの原子炉注水も可能である

Ⅵ
代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）及び消火系での代替格納容器スプレイ冷却系の使用も可能である
恒設設備による格納容器スプレイが実施できない場合、可搬型代替注水ポンプによるスプレイを実施する※5※3

高圧代替注水系
起動準備操作開始

早期の電源回復不能と判断

操作時間余裕15分間を設定Ⅱ※17

高圧代替注水系による
原子炉注水開始
原子炉水位回復確認

炉心損傷無し継続確認
炉心損傷を確認した場合は炉心損傷後の対応手順に移行する

原子炉水位高（レベル8）にて高圧代替注水系による
原子炉注水停止

代替原子炉補機冷却系
準備

直流電源回復操作を実施

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備
Ⅰ

回復は解析上考慮せず

ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・第二ガスタービン発電機による緊急用M/C受電
・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

直流A系電源復旧準備※6
原子炉水位低（レベル2）にて高圧代替注水系による
原子炉注水再開＊以後，レベル2からレベル8を維持

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）Ⅳ

淡水タンクから防火水槽への補給

可搬型代替交流電源設備は第一ガスタービン発電機と同等の電源供
給開始不可

※7

（約12時間後）防火水槽への補給準備が完了

タンクローリによる給油準備完了格納容器圧力0.31MPa[gage]にて格納容器ベント実施（適宜実施）
可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

Ⅲ

可搬設備への燃料補給

No「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給
Yes※8
以下の優先順位で格納容器ベントを実施する。
優先② 「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」
優先③ 「耐圧強化ベント系」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先④ 「耐圧強化ベント系」「ドライウェル側ベント」
優先⑤ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」）
優先⑥ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」）（約12時間後）※9

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

AM用直流電源設備による直流A系電源回復操作

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

炉心損傷なし防火水槽への補給

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への補給（24時間後）
No

※10

Yes

（適時実施）（適時実施）

フィルタ装置排水ポンプ水張り

格納容器ベント停止（24時間後）代替原子炉補機冷却系
準備が完了

※11
フィルタ装置排水操作
フィルタ装置薬品注入操作

残留熱除去系準備
Ⅴ

2.3.3-9※18（24時間後）低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
2台注水準備が完了

No

残留熱除去系（B） 低圧注水系準備完了
Yes
代替注水系2台準備
残留熱除去系（A）を使用した
低圧代替注水準備

代替注水系による原子炉注水※12
中央制御室での逃がし安全弁2個による
原子炉減圧

残留熱除去系（B） 低圧注水系
による原子炉注水開始確認※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

全交流電源喪失および蓄電池の機能喪失により直流電源喪失を想定する※3

高圧代替注水系起動準備には原子炉隔離時冷却系との蒸気供給ライン隔離確認または隔離操作を含む※4

主蒸気隔離弁制御電源喪失により全閉を想定する※5

直流電源喪失により，各種制御電源が喪失するため中央制御室からの電源回復操作が困難であるため，早期の電源回復不可と判断する※6

高圧代替注水系は，原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル2到達確認後，原子炉注水を開始し，原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する※19

原子炉圧力低下により原子炉隔離時冷却系隔離※7 格納容器圧力計指示0.31MPa[gage]到達（格納容器最高使用圧力到達）により，格納容器スプレイを停止し，炉心損傷がないことを格納容器内雰囲気放射線レベル計等により確認し，格納容器ベント操作を開始する

原子炉水位高（レベル8）にて原子炉注水停止※8

優先順位については，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い，耐圧強化ベント系よりも高く見直しを実施する予定である
また，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い優先順位を変更しても，本有効性評価には影響を与えることはない※9

代替格納容器圧力逃がし装置を使用する場合は常設代替直流電源AM用蓄電池に切り替える必要がある※13
原子炉注水を残留熱除去系（B）から低圧
代替注水系（常設）復水移送ポンプに切替

残留熱除去系による格納容器冷却可能確認後
格納容器圧力逃がし装置又は耐圧強化ベント系による格納容器ベント停止※14※15

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプにより原子炉水位レベル3からレベル8を維持する

格納容器圧力0.18MPa[gage]以上
Ⅵ

Ⅵ（約24時間後）使用済燃料プール冷却 開始

原子炉圧力容器・原子炉格納容器の状態が静定後使用済燃料プール冷却を再開する

残留熱除去系（B） 格納容器スプレイ冷却系
にてドライウェルスプレイ開始

代替格納容器スプレイ冷却系（復水移送ポンプ）によるドライウェルスプレイ

可搬型代替注水ポンプによる代替格納容器スプレイ

消火ポンプによる代替格納容器スプレイ
復水移送ポンプによる代替格納容器スプレイと同等の流量確保不可

格納容器圧力13.7kPa[gage]以下になったら負圧になる前に格納容器スプレイを停止する※10 格納容器ベント実施時に格納容器内雰囲気放射線レベル計等により炉心損傷が確認された場合は，格納容器ベントを停止し，炉心損傷後の対応手順に移行する
格納容器ベント停止後は，格納容器圧力逃がし装置の窒素ガスパージを実施する
原子炉注水を低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプから残留熱除去系(B)に切り替え，原子炉注水とサプレッション・チェンバ・プール水冷
却を交互に実施する。また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧
後，原子炉圧力容器は原子炉停止時冷却モードにより冷温停止状態とす
る※11 格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッション・チェンバ・プールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，フィルタ装置への薬品注入を適宜実施する※12 残留熱除去系準備完了後，「S/P熱容量温度制限」により急速減圧する。急速減圧必要最低弁数2個での減圧を評価している。また，実際の操作では原子炉隔離時
冷却系の運転を継続し低圧注水系へ移行するが，評価上原子炉隔離時冷却系は停止し，かつ原子炉水位レベル2及びレベル1.5での自動起動も考慮しない※13 残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を実施するため，原子炉注水を低圧代替注水系に切り替える※14 原子炉水位計（広帯域）指示によりレベル3達確認後，原子炉注水を開始し，原子炉水位がレベル8到達確認後，原子炉注水を停止する。以後，本操作を繰り返す※15 格納容器圧力計指示0.18MPa[gage]確認し格納容器スプレイ操作を開始する※16 交流及び直流電源喪失によりスクラム回路の制御電源が喪失し，スクラムパイロット弁が開し制御棒がスクラム動作をする

凡例：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）
のみの作業

※17

：判断

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※18 原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業※19 原子炉隔離時冷却系蒸気隔離弁が閉じることにより，高圧代替注水系が隔離される：解析上考慮しない操作・判断結果※20 重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は待避を実施する

図 2.3.3.5 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失)＋直流電源喪失時の対応手順の概要

全交流動力電源喪失（＆直流電源喪失喪失時）

経過時間（分）10
実施箇所・必要人員数

指揮者
操作項目
通報連絡者

6号
7号

中央監視
緊急時対策本部連絡

1人
1人

号炉毎運転操作指揮5人

中央制御室連絡
発電所外部連絡

運転員
（現場）
6号
7号

緊急時対策要員
（現場）
6号
7号

当直副長
当直副長

緊急時対策要員

運転員（中央制御室）6号
7号

30

経過時間（時間）

／

40

50

60

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

備考

16

事象発生

1人

当直長

責任者

20

原子炉スクラム操作の内容

約3分 原子炉水位低（レベル2）
約16時間
格納容器圧力310kPa[gage]到達

プラント状況判断

・全交流動力電源喪失確認

・原子炉スクラム・タービントリップ確認
2人
A,B

状況判断

2人
a,b

－

－

－

－

・主蒸気隔離弁全閉確認，逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

10分

・交流電源駆動による原子炉注水機能喪失確認
・直流電源喪失確認
・原子炉隔離時冷却系機能喪失確認
直流電源機能喪失調査，復旧操作（解析上考慮せず）

－

－

－

－

－

－

・直流電源

機能回復

－

－

－

－

－

－

・非常用ディーゼル発電機

－

－

－

－

－

－

・外部電源

高圧代替注水系起動操作

（2人）
A,B

（2人）
a,b

－

－

－

－

・高圧代替注水系系統構成
・高圧代替注水系起動操作

高圧代替注水系による原子炉注水

（2人）
A,B

（2人）
a,b

－

－

－

－

・高圧代替注水系

対応可能な要員により対応する

機能回復

交流電源回復操作（解析上考慮せず）対応可能な要員により対応する

回復

15分

起動／停止操作

原子炉水位レベル2～レベル8で原子炉注水

10分

・放射線防護装備準備
2人
C,D

代替原子炉補機冷却系

準備操作

－

－

－
・現場移動
・代替原子炉補機冷却系

300分

現場ラインアップ

－

－

（2人）

（2人）

A,B

a,b

常設代替交流電源設備 準備操作
（第一ガスタービン発電機）
―

2人
c,d

―

13人
（参集）

13人
（参集）

※1

※1

10分

・放射線防護装備準備－・現場移動
・資機材配置及びホース布設，起動及び系統水張り

330分＋待避時間30分

20分

－

－

（2人）
C,D

（2人）
c,d

・現場移動
・直流125V主母線盤A受電前負荷隔離

（2人）
C,D

（2人）
c,d

・AM用直流125V蓄電池→直流125V主母線盤A受電

10分

2人

2人

・放射線防護装備準備

10分

E,F

e,f

（4人）
C,D

（4人）
c,d

E,F

e,f

（2人）
C,D

・受電前準備（中央制御室）

－

－

－

・現場移動
・受電前準備（現場）－

格納容器ベント準備操作

－

－

20分

－

－

－

－

－

－

実際は事象直後より対応する

10分

実際は事象直後より対応する

10分

・放射線防護装備準備

－

2人,※3

・現場移動
・淡水貯水池～防火水槽への系統構成，ホース水張り

90分

・放射線防護装備準備10分

・可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への注水準備（可搬型代替注水ポンプ移動，ホース敷設（防火水槽から可搬型代
替注水ポンプ，可搬型代替注水ポンプから接続口），ホース接続）

－

（2人）

（2人）

※4

※4

－
（2人）
e,f

－

－

180分

・可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への補給
・淡水貯水池から防火水槽への補給

・放射線防護装備準備
（2人）
E,F

までに実施する

50分

・現場移動
・第一ガスタービン発電機健全性確認

2人,※2

－

代替交流電源設備からの交流電源受電

－

※2,※3

可搬型代替注水ポンプによる防火水槽から復水貯蔵槽への補給までに実施する－

2人－

代替交流電源設備からの交流電源受電

30分

・第一ガスタービン発電機給電準備

淡水貯水池から防火水槽への補給準備

・ 作 業 時 間 10時 間

適宜実施

10分

・ベント準備（格納容器ベントバウンダリ構成）

60分

交流動力電源喪失が長期に及ぶ場

この時間内に実施

合に実施する・ベント準備（格納容器一次隔離弁操作）

60分

・6号炉フィルタ装置水位調整準備（排水ポンプ水張り）

60分

※2,※3
－

－

－

－

－

－

－

－

・7号炉フィルタ装置水位調整準備（排水ポンプ水張り）

60分

10分

・放射線防護装備準備
燃料給油準備2人
・軽油タンクからタンクローリへの補給

タンクローリ残量に応じて適宜軽油タ90分ンクから補給※5
燃料給油作業

－

－

－

－

適宜実施

・可搬型代替注水ポンプへの給油

図 2.3.3.6 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失)＋直流電源喪失時の作業と所要時間（1/2）
2.3.3-10全交流動力電源喪失（＆直流電源喪失喪失時）
経過時間（時間）
16

17
約16時間

18

19

20

21

22

23

24

格納容器圧力310kPa[gage]到達

26

備考

27

24時間
第一ガスタービン発電機による給電開始、残留熱除去系ポンプ起動実施箇所・必要人員数
操作項目

25

操作の内容
運転員
（中央制御室）原子炉注水操作運転員（現場）

緊急時対策要員（現場）
24時間
原子炉急速減圧

6号

7号

6号

7号

6号

7号

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・原子炉隔離時冷却系
原子炉注水確認

－

－

（2人）
E,F

（2人）
e,f

－

－

・ベント準備（格納容器一次隔離弁操作）

60分

－

－

－

－

・7号炉フィルタ装置水位調整準備（排水ポンプ水張り）

60分

（1人）

（1人）

A

a

原子炉水位レベル2～レベル8で原子炉注水
原子炉隔離時冷却系での注水は，復水移送ポンプによる注水準備完了を確認するまで実施

格納容器ベント準備操作

－

－

※2,※3

格納容器ベント操作後，適宜ベント状態監視

－

－

－

－

・ベント状態監視

（2人）
E,F

（2人）
e,f

－

－

・格納容器ベント操作（格納容器二次隔離弁操作）

－

－

－

－
4人
（参集）

－

燃料給油準備－－

燃料給油作業

代替原子炉補機冷却系

準備操作

燃料給油準備

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

4人
（参集）

－

－

－

（2人）

燃料給油作業

運転

－

－

－

－

－

－

－

－

適宜実施

・フィルタ装置薬液補給

適宜実施

中央制御室からの連絡を受けて現場操作を実施する

中央制御室からの連絡を受けて現場操作を実施する

－

－

（2人）
C,D

－

※1

※1
（13人）

※6,※7

※6,※7

・現場移動
・資機材配置及びホース布設，起動及び系統水張り

作業中断（一時待避中）270分＋待避時間30分

・軽油タンクからタンクローリへの補給※62.3.3-11

常設代替交流電源設備 運転（第一ガスタービン発電機）

－

－

※7

※7
（3人）

－

－

・代替原子炉補機冷却系

適宜実施

運転状態監視

適宜実施

10分

－

・第一ガスタービン発電機

20分

運転状態監視

（1人）
b

－

－

10分

2人

－

－

（2人）

（2人）

E,F

c,d

常設代替交流電源設備による受電操作

・M/C（D系）

－

（1人）

（1人）

B

b

－

5分

・放射線防護装備準備－・第一ガスタービン発電機

B

ンクから補給・電源車への給油

（3人）

－

（1人）

タンクローリ残量に応じて適宜軽油タ・可搬型大容量送水ポンプへの給油－

C,D・ 作 業 時 間 10時 間

90分

・第一ガスタービン発電機起動，給電（2人）

ンクから補給適宜実施

・放射線防護装備準備
常設代替交流電源設備 準備操作
（第一ガスタービン発電機）

タンクローリ残量に応じて適宜軽油タ120分

・第一ガスタービン発電機用燃料タンクへの給油

（13人）

－

・フィルタ装置水位調整
・フィルタ装置pH測定

・軽油タンクからタンクローリへの補給

※2,※3

（2人）

代替原子炉補機冷却系

60分
20分

格納容器ベント操作－

適宜実施

運転状態監視10分

受電確認

・放射線防護装備準備10分

・M/C（D系）

受電

10分

－

－

－

－

・M/C（C系）

受電確認

10分

－

（2人）
E,F

（2人）
e,f

－

－

・M/C（C系）
・MCC（C系）

受電
受電

10分

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・残留熱除去系ポンプ起動

15分

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・逃がし安全弁 2個 手動開放操作
・低圧注水モードによる原子炉注水

5分

（1人）

（1人）

B

b

－

－

－

－

－

－

（2人）
C,D

（2人）
c,d

－

－

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・低圧注水モードによる原子炉注水停止
・低圧代替注水系（常設）による原子炉注水開始

（1人）

（1人）

A

a

－

－

－

－

・残留熱除去系

－

－

（2人）

（2人）

E,F

e,f

－

－

・格納容器ベント停止操作

30分

（1人）
A

（1人）
a

－

－

・格納容器スプレイ弁操作

格納容器圧力は13.7～180kPa[gage]維持－－

・燃料プール冷却浄化系熱交換器冷却水側１系隔離・代替原子炉補機冷却系が供給していない側の燃料プール冷却浄化系熱交換器を隔離する

・再起動準備としてろ過脱塩器の隔離およびスキマサージタンクへの補給を実施する

常設代替交流電源設備による受電操作

残留熱除去系

起動操作

原子炉急速減圧操作

低圧代替注水系（常設）

低圧注水モードから低圧代替注水系（常設）切替
低圧代替注水系（常設）

注水操作

格納容器ベント停止操作

格納容器スプレイ冷却系

使用済燃料プール冷却（解析上考慮せず）

・復水移送ポンプ起動／運転確認
・低圧代替注水系（常設）15分

ラインアップ

準備操作

起動操作

再開

可搬型代替注水ポンプによる防火水槽から復水貯蔵槽への補給

－

－

（1人）
B

（1人）
b

（1人）

（1人）

B

b

－

－

・現場移動

－

－

（2人）

C,D

c,d

－

－

－

－

・スキマサージタンク水位調整
・燃料プール冷却浄化系系統構成

－

－

－

－

・燃料プール冷却浄化系再起動

－

－

※4

※4
（2人）

－

－

－

－
（2人）

必要人員数

合計

2人
A,B

2人

4人

4人

10人

a.b

C,D,E,Fc,d,e,f（参集要員34人）（

原子炉水位はレベル3～レベル8維持

60分

30分

燃 料 プ ー ル 水 温 「 77℃ 」 以 下 維 持
要員を確保して対応する

・燃料プール冷却浄化ポンプを再起動し使用済燃料プールの冷却を再開する

30分

・必要に応じてスキマサージタンクへの補給を実施する

・可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への補給

現場確認中断・淡水貯水池から防火水槽への補給（一時待避中）・可搬型代替注水ポンプへの給油

現場確認中断（一時待避中）※5
燃料給油作業

5分

注入弁操作

（2人）

（2人）

30分

・低圧代替注水系（常設） 現場ラインアップ※復水貯蔵槽吸込ライン切替）内の数字は他の作業終了後、移動して対応する人員数。

図 2.3.3.6 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失)＋直流電源喪失時の作業と所要時間(2/2)

適宜実施

適宜実施

一時待避前に燃料が枯渇しないように補給する

表 2.3.3.1 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋直流電源喪失時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事故対処設備

判断及び操作操作

全交流動力電源喪失及び原子炉
スクラム確認外部電源喪失と非常用ディーゼル発電機が全て機能喪失し全交流動力電源喪失となり，原子炉はスクラムするが，直流電源喪失により平均出力領域モニタ等による確認ができない。原子炉圧力の推移，および逃がし安全弁の動作状況等により原子炉の停止状態を推定する

高圧代替注水系による原子炉注
水

事象発生後に原子炉隔離時冷却系の自動起動が確認できない場合，高圧代替 高圧代替注水系
注水系を手動起動し原子炉注水を開始する。これにより原子炉水位は回復し， 復水貯蔵槽
以後炉心を冠水維持可能な範囲に制御する
所内蓄電式直流電源設備

常設設備
所内蓄電式直流電源設備
逃がし安全弁

格納容器圧力逃がし装置
耐圧強化ベント系
代替格納容器圧力逃がし装置
所内蓄電式直流電源設備

可搬型設備

計装設備

－

原子炉圧力（SA）
原子炉圧力－

原子炉水位（SA）
原子炉水位
高圧代替注水系系統流量
復水貯蔵槽水位（SA）－

格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）
サプレッション・チェンバ・プール水位
格納容器内雰囲気放射線レベル（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル（S/C）
フィルタ装置水位
フィルタ装置入口圧力
フィルタ装置出口放射線モニタ
フィルタ装置金属フィルタ差圧

2.3.3-12

格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱

格納容器圧力が 0.31MPa[gage]に到達した場合，格納容器圧力逃がし装置等による原子炉格納容器除熱を実施する

逃がし安全弁による原子炉急速減圧

所内蓄電式直流電源設備
常設代替交流電源設備による交流電源供給後，残留熱除去系ポンプを起動し， 逃がし安全弁
タンクローリ
逃がし安全弁 2 個による手動減圧を行う【残留熱除去系（低圧注水モード）】
軽油タンク

残留熱除去系（低圧注水モード）
による原子炉注水

原子炉急速減圧により，残留熱除去系の圧力を下回ると，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を実施する

常設代替交流電源設備
代替原子炉補機冷却系【残留熱除去系（低圧注水モード）】
タンクローリ
軽油タンク

原子炉水位（SA）
原子炉水位【残留熱除去系系統流量】

残留熱除去系（格納容器スプレイモード）による原子炉格納容器除熱

常設代替交流電源設備による交流電源供給後，格納容器圧力が 0.18MPa[gage]に到達した場合，残留熱除去系（格納容器スプレイモード）による原子炉格納容器除熱を実施する

常設代替交流電源設備【残留熱除去系（格納容器スプレイ
モード）】
軽油タンク

代替原子炉補機冷却系
タンクローリ

【残留熱除去系系統流量】
格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）
ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ気体温度
サプレッション・チェンバ・プール水温度

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
残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉水位回復後，低圧代替注水系 逃がし安全弁（常設）による原子炉注水を実施する。原子炉水位は原子炉水位低（レベル 3） 復水移送ポンプ
から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する
復水貯蔵槽
軽油タンク

タンクローリ

原子炉圧力（SA）
原子炉圧力
原子炉水位（SA）
原子炉水位
復水補給水系流量（原子炉圧力容器）
復水貯蔵槽水位（SA）

原子炉圧力（SA）
原子炉圧力

【 】
：重大事故等対処設備（設計基準拡張）

2.3.4 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗
2.3.4.1 事故シーケンスグループの特徴，炉心損傷防止対策(1) 事故シーケンスグループ内の事故シーケンス
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗」に含まれる事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗」である。
(2) 事故シーケンスグループの特徴及び炉心損傷防止対策の考え方
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗」では，全交流動力電源喪失後と同時に逃がし安全弁 1 個が開状態のまま固着し，蒸気駆動の注水系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下することで，原子炉注水機能を喪失することを想定する。このため，開状態のまま固着した逃がし安全弁からの蒸気流出により原
子炉圧力容器内の保有水量が減少し，原子炉水位が低下することから，緩和措置がとられな
い場合には原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，全交流動力電源が喪失した状態において，逃がし安全弁 1個が開固着したことによって，蒸気駆動の注水系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下することで原子炉注水機能を喪失し，炉心損傷に至る事故シーケンスグループである。このため，重大事故等対策の有効性評価には，直流電源及び交流電源供給機能に加えて高圧注水
機能及び低圧注水機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
したがって，本事故シーケンスグループでは，逃がし安全弁 1 個の開固着によって，蒸気駆動の注水系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下するまでの間は，所内蓄電式直流電
源設備より電源を給電した原子炉隔離時冷却系により炉心を冷却し，原子炉隔離時冷却系による注水停止後は，常設代替交流電源設備による給電及び低圧代替注水系（常設）により炉心を冷却することによって炉心損傷の防止を図る。また，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却及び代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉格
納容器除熱を実施する。
ただし，本事故シーケンスグループは，「実用発電用原子炉に係る炉心損傷防止対策及び格納容器破損防止対策の有効性評価に関する審査ガイド」の主要解析条件である，「交流動力電源は 24 時間使用できないものとする」という条件の有無によって，炉心損傷防止の成否が変わることを踏まえ，本条件を除外して有効性評価を実施する。なお，本条件を除外しない場合，本事故シーケンスグループの評価は「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容
器過圧・過温破損）」の評価事故シーケンスの評価に包絡される。
（添付資料 2.3.4.1）(3) 炉心損傷防止対策
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失

2.3.4-1

敗」における機能喪失に対して，炉心が著しい損傷に至ることなく，かつ，十分な冷却を可能とするため，初期の対策として原子炉隔離時冷却系及び低圧代替注水系（常設）による原
子炉注水手段，常設代替交流電源設備による給電手段を整備する。また，原子炉格納容器の健全性を長期的に維持するため，安定状態に向けた対策として代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却手段及び代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉格納容器除熱手段を整備する。これらの対策の概略系統図を図 2.3.4.1 から図
2.3.4.4 に，手順の概要を図 2.3.4.5 に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。
また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を表 2.3.4.1 に示す。
本事故シーケンスグループにおける重要事故シーケンスにおいて，事象発生10時間までの6号及び7号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計30名である。その内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員は，
当直長1名（6号及び7号炉兼任），当直副長2名，運転操作対応を行う運転員12名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は5名，緊急時対策要員（現場）は10名である。
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。必要な要員と作業項目について図2.3.4.6に示す。
a. 全交流動力電源喪失及び原子炉スクラム確認
外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機が機能喪失する。これ
により，所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となり，全交流動力電源喪失に至る。
全交流動力電源喪失の発生により原子炉がスクラムしたことを確認する。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等である。
b. 原子炉隔離時冷却系による原子炉注水
原子炉スクラム後，原子炉水位は低下するが，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系が自動起動し，原子炉注水を開始することにより，原子炉水位が回復する。
原子炉隔離時冷却系による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び原子炉隔離時冷却系系統流量である。
原子炉水位回復後は，逃がし安全弁 1 個の開固着によって，原子炉隔離時冷却系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下するまでの間は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル 2）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。
c. 早期の電源回復不能判断及び対応準備
早期の電源回復不能判断及び対応準備については，2.3.1.1 (3) c と同じ。
d. 逃がし安全弁による原子炉急速減圧

2.3.4-2

常設代替交流電源設備による交流電源供給を確認後，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の準備として，中央制御室からの遠隔操作により復水移送ポンプ 2 台を手動起動する。また，原子炉注水に必要な電動弁（残留熱除去系注入弁及び残留熱除去系洗浄水弁）が開動作可能であることを確認する。
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の準備完了後，原子炉圧力の低下に伴う原子炉隔離時冷却系による原子炉注水停止を確認した時点で，中央制御室からの遠隔操作によって逃がし安全弁 2 個を手動開操作し原子炉を急速減圧する。
原子炉急速減圧を確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力である。
e. 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水逃がし安全弁による原子炉急速減圧により，原子炉圧力が低圧代替注水系（常設）の系統圧力を下回ると，原子炉注水が開始され，原子炉水位が回復する。
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び復水補給水系流量（原子炉圧力容器）等である。
原子炉水位回復後は，原子炉水位を原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。
f. 代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却崩壊熱除去機能を喪失しているため，格納容器圧力及び温度が上昇する。格納容器圧
力が 0.18MPa[gage]に到達した場合又はドライウェル雰囲気温度が 171℃に接近した場
合は，中央制御室からの遠隔操作により代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却を実施する。
代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力及び復水補給水系流量（原子炉格納容器）等である。
代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却時に，原子炉水位が原子炉水位低（レベル 3）まで低下した場合は，中央制御室からの遠隔操作により代替格納容器
スプレイ冷却系を停止し，原子炉注水を実施する。原子炉水位高（レベル 8）まで原子
炉水位が回復した後，原子炉注水を停止し，代替格納容器スプレイを再開する。
g. 残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運転
代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系の準備が完了後，中央制御室からの遠隔操作により残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運転を開始する。
サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード運転を確認するために必要な計装設
備は，サプレッション・チェンバ・プール水温度等である。

2.3.4-3

h. 残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水
サプレッション・チェンバ・プール水位が真空破壊装置-1m に到達後,低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を停止し，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を開始する。
残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水を確認するために必要な計装設備
は,原子炉水位及び残留熱除去系系統流量等である。
原子炉水位回復後は，原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する。原子炉水位高（レベル 8）まで原子炉水位が回復した後，原子炉注水を停止
し，サプレッション・チェンバ・プール水冷却モードの運転を再開する。
以降，炉心冷却及び原子炉格納容器除熱は，残留熱除去系により継続的に行う。
2.3.4.2 炉心損傷防止対策の有効性評価（1) 有効性評価の方法
本事故シーケンスグループを評価する上で選定した重要事故シーケンスは，「1.2 評価対
象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，外部電源喪失を起因事象とし，全ての非常用ディーゼル発電機を喪失することで原子炉隔離時冷却系を除く注水機能を喪失し，逃がし
安全弁の再閉失敗により蒸気駆動の注水系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下した後は，原子炉隔離時冷却系を喪失し，全ての注水機能を喪失する「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗」である。
本重要事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒表面熱伝達，気液熱非平衡，沸騰遷移，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・
対向流，三次元効果，原子炉圧力容器における沸騰・凝縮・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，冷却材放出（臨界流・差圧流），ＥＣＣＳ注水（給水系・代替注水設備含む）
並びに原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷却，サプレッション・プール冷却が重要現象となる。よって，これらの現象を適切に評価することが可能である長期間熱水力過渡変化解析コード
SAFER，シビアアクシデント総合解析コード MAAP により原子炉圧力，原子炉水位，燃料被覆
管温度，格納容器圧力，格納容器温度等の過渡応答を求める。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本重要事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
(2) 有効性評価の条件
本重要事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を表2.3.4.2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。

2.3.4-4

a. 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，外部電源を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，全交流動力電源を喪失するものとする。同時に，逃がし安全弁 1 個の開固着が発生するものとする。
(c) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。起因事象として，外部電源を喪失するものとしている。
b. 重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号
原子炉スクラムは，タービン蒸気加減弁急速閉信号によるものとする。
(b) 原子炉隔離時冷却系
原 子 炉 隔 離 時 冷 却 系 が 原 子 炉 水 位 低 （ レ ベ ル 2 ） で 自 動 起 動 し ， 182m3/h（8.12MPa[dif]～1.03MPa[dif]において）の流量で注水するものとする。
(c) 逃がし安全弁
逃がし安全弁の逃がし弁機能にて，原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を抑えるものとする。また，原子炉減圧には自動減圧機能付き逃がし安全弁（2個）を使用するものとし，容量として，1個あたり定格主蒸気流量の約5%を処理するものとする。
(d) 低圧代替注水系（常設）
原子炉減圧後に，最大300m3/hで原子炉注水し，その後は炉心を冠水維持するように注水する。なお，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水は，代替格納容器スプレイと同じ復水移送ポンプを用いて弁の切替えにて実施する。
(e) 代替格納容器スプレイ冷却系
格納容器圧力及び温度抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，140m3/h にて原子炉格
納容器内にスプレイする。なお，代替格納容器スプレイは，原子炉注水と同じ復水移送ポンプを用いて弁の切替えにて実施する。
(f) 代替原子炉補機冷却系
伝熱容量は約 23MW（サプレッション・チェンバのプール水温 100℃，海水温度 30℃
において）とする。
(g) 残留熱除去系（低圧注水モード）
残留熱除去系（低圧注水モード）は，サプレッション・チェンバ・プール水位が真空破壊装置-1m に到達した時点で手動起動し，954m3/h（0.27MPa[dif]において）の流量で注水するものとする。

2.3.4-5

(h) 残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）
伝熱容量は，
熱交換器 1 基あたり約 8MW（サプレッション・チェンバのプール水温 52℃，
海水温度 30℃において）とする。
c. 重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す
分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 交流電源は，事象発生から70分後に常設代替交流電源設備によって供給を開始する。
(b) 低圧代替注水系（常設）起動操作は，事象発生から70分後の常設代替交流電源設備
からの給電の直後に開始する。なお，サプレッション・チェンバ・プールの水位が真空破壊装置-1mに到達した場合，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を停止する。
(c) 逃がし安全弁による原子炉の急速減圧操作は，原子炉隔離時冷却系が動作できない
範囲に原子炉圧力が低下し，原子炉隔離時冷却系が停止した時点で開始する。
(d) 代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作は，原子炉水位高（レベル8）に到達した場合に開始する。なお，格納容器スプレイは，事象発生から約25時間後に停止する。
(e) 代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系によるサプレッション・チェンバ・プ
ール水冷却モード運転は，事象発生から20時間後に開始する。
(f) 代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）による原子炉注水
は，サプレッション・チェンバ・プール水位が真空破壊装置-1m に到達後に開始する。
(3) 有効性評価の結果
本重要事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位（シュラウド内及びシュラウド内外）※，注水流量，逃がし安全弁からの蒸気流出流量，原子炉圧力容器内の保有水量の推移を図2.3.4.7から図2.3.4.12に，燃料被覆管温度，高出力燃料集合体のボイド率及び炉心下部プレナム部のボイド率の推移を図2.3.4.13から図2.3.4.15に，格納容器圧力，格納容器温度，サプレッション・チェンバ・プール水位及び水温の推移を図2.3.4.16から図2.3.4.19に示す。
※ シュラウド内側は，炉心部から発生するボイドを含んだ二相水位を示しているため，シュラウド外側の水位より，見かけ上高めの水位となる。一方，非常用炉心冷却系の起動信号となる原子炉水位計（広帯域）の水位及び運転員が炉心冠水状態において主に確認する原子炉水位計（広帯域・狭帯域）の水位は，シュラウド外側の水位であることから，シュラウド内外の水位を合わせて示した。なお，水位が有効燃料棒頂部付近となった場合には，原子炉水位計（燃料域）にて監視する。6号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド内を，7号炉の原子炉水位計（燃料域）はシュラウド外を計測している。

2.3.4-6

a. 事象進展
全交流動力電源喪失後，タービン蒸気加減弁急速閉信号が発生して原子炉がスクラムし，また，原子炉水位低（レベル 2）で原子炉隔離時冷却系が自動起動して原子炉水位は維持される。再循環ポンプについては，外部電源喪失により，事象発生とともに 10 台全てがトリップする。
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交流電源の供給を開始する。逃がし安全弁（1 個）が開固着しているため，蒸気の流出が継続し，事象発生か
ら約 1.5 時間が経過した時点で原子炉隔離時冷却系が動作できない範囲まで原子炉圧力が低下する。このため，原子炉隔離時冷却系が停止した時点で原子炉急速減圧及び低圧代
替注水系（常設）による原子炉注水を開始する。原子炉急速減圧は，中央制御室からの遠隔操作によって，逃がし安全弁 2 個を手動開することで実施する。逃がし安全弁（1 個）の開固着及び原子炉急速減圧による原子炉冷却材の流出により原子炉水位が低下するが，有効燃料棒頂部を下回ることはなく，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水により，原子炉水位は回復する。
燃料被覆管の最高温度発生位置におけるボイド率は，原子炉減圧による原子炉水位の低下に伴って上昇するが，燃料被覆管では核沸騰冷却が継続するため熱伝達係数は変化しない。このため，燃料被覆管温度が上昇することは無く，原子炉減圧による飽和温度の低下に伴って燃料被覆管温度は低下する。
全交流動力電源喪失に伴い，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する蒸気が原子炉格納容器内に流入することで，格納容器圧力及び温度が徐々に上昇する。そのため，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却及び事象発生から 20 時間後からは，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を行う。
なお，サプレッション・チェンバ・プール水位が真空破壊装置-1m に到達した場合は，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を停止し，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉注水及び原子炉格納容器除熱を交互に実施することで，サプレッ
ション・チェンバ・プールの水位上昇を抑制しつつ，原子炉水位維持及び原子炉格納容器除熱を行う。
b. 評価項目等
燃料被覆管の最高温度は，図 2.3.4.13 に示すとおり，初期値(約 310℃)を上回ることなく，1,200℃以下となる。また，燃料被覆管の酸化量は酸化反応が著しくなる前の燃料被覆管厚さの 1%以下であり，15%以下となる。
原子炉圧力は，図 2.3.4.7 に示すとおり，逃がし安全弁の作動により，約 7.52MPa[gage]以下に抑えられる。原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力は，原子炉圧力と原子炉圧
力容器底部圧力との差（高々約 0.3MPa）を考慮しても，約 7.82MPa[gage]以下であり，最2.3.4-7

高使用圧力の 1.2 倍（10.34MPa[gage]）を十分下回る。
また，崩壊熱除去機能を喪失しているため，原子炉圧力容器内で崩壊熱により発生する
蒸気が原子炉格納容器内に流入することによって，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇
するが，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却及び代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を行うことによって，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度の最大値は，約 0.31MPa[gage]及び約 144℃に抑えられる。原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，限界圧力及び限界温度を下回る。
図 2.3.4.8 に示すとおり，原子炉隔離時冷却系及び低圧代替注水系（常設）による注水
継続により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，20 時間後に代替原子炉
補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を開始することで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。
本評価では，「1.2.1.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(4)の評価項目について，対策の有効性を確認した。
2.3.4.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するものとする。
全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗では，事象発生直後の原子
炉隔離時冷却系による炉心冷却には成功するが，逃がし安全弁の再閉失敗による原子炉圧力の低下により，原子炉隔離時冷却系の注水機能を喪失することが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象発生から 12 時間程度までの短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，常設代替交流電源設備
からの受電操作，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作，逃がし安全弁による原子炉減圧操作，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作及び代替原子炉
補機冷却系運転操作とする。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本重要事故シーケンスにおける解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価については，「2.3.1.3(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価」と同じ。
（添付資料 2.3.4.2）(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件
本重要事故シーケンスにおける初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する

2.3.4-8

機器条件に係る不確かさの影響評価については，「2.3.1.3(2)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」と同じ。
（添付資料2.3.4.2）
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の6要因に分類し，これらの要因が，運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から70分後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，実態の運転操作は，認知に10分間，移動に10分間，操作所要時間に50分間の合計70分間であり，解析上の操作開始時間とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。
操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から約1.5時間後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，実態の運転操作においては，原子炉水位維持を優先するため，原子炉水位高（レベル8）到達後に原子炉隔離時冷却系から低圧代替注水系（常設）に切替えるための原子炉減圧操作を行うこととしており，原子炉隔離時冷却系による原子炉注水の状況に
より原子炉減圧の操作開始時間は変動する可能性があるが，原子炉水位の維持の点では問題とならない。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作は，解析上の操作開始時間として格納容器圧力13.7kPa［gage］到達後の原子炉水位高（レベル8）到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，実態の運転操作においては原子炉注水を優先するため，原子炉水位高（レベル8）到達後に低圧代
替注水系（常設）から代替格納容器スプレイへ切替えることとしており，原子炉注水の状況により格納容器スプレイの操作開始は格納容器圧力13.7kPa[gage]到達後の原子炉水位高（レベル8）到達付近となるが，操作開始時間に与える影響はない。当
該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もない
ことから，他の操作に与える影響はない。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から20時間後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，代替原子炉補機冷却系の準備は，緊急時対策要員の参集に10時間，その後の作業に10時間の合

2.3.4-9

計20時間を想定しているが，準備操作が想定より短い時間で完了する可能性がある
ため，操作開始時間が早まる可能性があり，格納容器圧力及び温度を早期に低下させる。
（添付資料2.3.4.2）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間が早まった場合，原子炉減圧時点の崩壊熱が高くなる
が，燃料被覆管の冠水は維持されるため，その影響は小さい。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作は，運転員等操作時間に与える影響として，原子炉注水の状況により格納容器スプレイの操
作開始は格納容器圧力13.7kPa[gage]到達後の原子炉水位高（レベル8）到達付近となるが格納容器圧力の上昇は緩やかであり，格納容器スプレイ開始時間が早くなる場
合，遅くなる場合の何れにおいても，事象進展はほぼ変わらないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定から早まる可能性があり，格納容器圧力及び温度等を早期に低下させる可能性がある。
（添付資料2.3.4.2）(3) 操作時間余裕の把握
操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電操作については，初期の原子炉隔離時
冷却系による注水可能継続時間（約1.5時間）内に低圧代替注水系（常設）の運転に必
要な常設代替交流電源設備からの受電を実施することで炉心損傷を回避することが可能であり，事象発生から時間余裕がある。
操作条件の逃がし安全弁による原子炉減圧操作については，低圧代替注水系（常設）への移行は，初期の原子炉隔離時冷却系による注水可能継続時間（約1.5時間）内に実施することで炉心損傷を回避することが可能であり，事象発生から時間余裕がある。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作については，格納容器スプレイ開始までの時間は事象発生から約2時間あり，準備時間が確保できる

2.3.4-10

ため，時間余裕がある。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作については，代替原子炉補機冷却系運転開始までの時間は，事象発生から20時間あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。また，運転操作が遅れる場合においても，限界圧力0.62MPa[gage]に至るまでの時間は，過圧の観点で厳しい「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」においても事象発生から約38時間であり，約18時間以上の余裕があること
から，時間余裕がある。
（添付資料2.3.4.2）(4)まとめ解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。
2.3.4.4 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（外部電源喪失＋DG喪失）＋SRV再閉失敗」
において，6号及び7号炉同時の重大事故等対策時において事象発生10時間までに必要な要員は，「2.3.4.1 (3) 炉心損傷防止対策」に示すとおり30名である。｢6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果｣で説明している運転員及び緊急時対策要員等の72名で対処可能である。
また，事象発生10時間以降に必要な参集要員は26名であり，発電所構外から10時間以内に参集可能な要員の106名で確保可能である。
(2) 必要な資源の評価
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪失）＋SRV再閉失敗」
において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価を行い，その結果を以下に示す。
a. 水源
原子炉隔離時冷却系及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納容器ス
プレイ冷却系による格納容器スプレイについては，7日間の対応を考慮すると，号炉あた
り合計約3,400m3 の水が必要となる。6号及び7号炉の同時被災を考慮すると，合計約6,800m3の水が必要である。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約1,700m3及び淡水貯水池

2.3.4-11

に18,000m3の水を保有している。これにより，6号及び7号炉の同時被災を考慮しても，必要な水源は確保可能である。また，事象発生12時間以降に淡水貯水池の水を防火水槽に移送し，防火水槽から可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への給水を行うことで，復水貯蔵槽を枯渇させることなく復水貯蔵槽を水源とした7日間の注水継続が可能となる。ここで，復水貯蔵槽への補給の開始を事象発生12時間後としているが，これは，可搬型設備を事象発生から12時間以内に使用できなかった場合においても，その他の設備にて重大事故等に対応できるよう設定しているものである。
（添付資料 2.3.4.3）
b. 燃料
2.3.1.4 (2) b.「燃料」と同じであり，常設代替交流電源設備による電源供給，可搬型
代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への給水，代替原子炉補機冷却系の運転，免震重要棟内
緊急時対策所用ガスタービン発電機による電源供給及びモニタリング・ポスト用発電機
による電源供給について，7日間の継続が可能である。
c. 電源
常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故等対策に必要な負荷として，6号及び7号炉で約2,342kW（6号炉：約1,159kW 7号炉：約1,183kW）必要となるが，常設代
替交流電源設備は連続定格容量が2,950kWであり，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
また，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリング・ポスト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
（添付資料 2.3.4.4）
2.3.4.5 結論
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪失）＋SRV再閉失敗」
では，全交流動力電源喪失と同時に逃がし安全弁1個が開状態のまま固着し，蒸気駆動の注水系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下することで，原子炉注水機能を喪失し，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至ることが特徴である。事故シーケンスグルー
プ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪失）＋SRV再閉失敗」に対する炉心損傷防止対策としては，初期の対策として原子炉隔離時冷却系及び低圧代替注水系（常設）による原
子炉注水手段，安定状態に向けた対策として，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格
納容器冷却手段及び代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉格納容器除熱手段を整備している。
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪失）＋SRV再閉失敗」

2.3.4-12

の重要事故シーケンス「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG喪失）＋SRV再閉失敗」について有効性評価を行った。
上記の場合においても，原子炉隔離時冷却系及び低圧代替注水系（常設）による原子炉注
水，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却及び代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉格納容器除熱を実施することにより，炉心損傷することはない。
その結果，燃料被覆管温度及び酸化量，原子炉冷却材圧力バウンダリにかかる圧力，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。また，長期的には安定状態を維持できる。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
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（外部電源喪失＋DG喪失）＋SRV再閉失敗」において，原子炉隔離時冷却系及び低圧代替注水系（常設）による原子炉
注水，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による原子炉格納容器除熱等の炉心損傷防止対策は，選定した重要事故
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（外部電源喪失＋DG喪失）＋SRV再閉失敗」に対して有効である。

2.3.4-13

非常用ディーゼル発電機

原子炉格納容器

※２

外部電源

Gen

開固着発生
逃がし安全弁主タービン系へ

給水系
より
復水貯蔵槽

※３

※３
原子炉圧力容器

高圧代替注水ポンプ※２
原子炉隔離時冷却系ポンプ

図 2.3.4.1 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗時の重大事故等対処設備の概略系統図（1/4）（原子炉注水）代替格納容器スプレイ冷却系

原子炉格納容器

非常用ディーゼル
発電機

格納容器スプレイ・ヘッダ

低圧代替注水系（常設）※3

逃がし安全弁

外部電源

Gen

主タービン系へ

給水系
より
復水貯蔵槽

※2
※3
原子炉圧力容器

高圧代替注水ポンプ※2Ｃ
原子炉隔離時冷却系ポンプ
Ｂ
A
B(C)
残留熱除去系ポンプ

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）

タンクローリ
軽油タンク

復水移送ポンプ※ 低圧代替注水系（常設）と代替
格納容器スプレイ冷却系は，同じ復水移送ポンプを用いて弁の切替えにより実施する。

図 2.3.4.2 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗時の重大事故等対処設備の概略系統図（2/4）（原子炉注水及び原子炉格納容器冷却）2.3.4-14

非常用ディーゼル
発電機

外部電源

原子炉格納容器

Gen

逃がし安全弁

淡水貯水池

主タービン系へ
タンクローリ

給水系
より

軽油タンク

低圧代替注水系（常設）

復水貯蔵槽

可搬型代替交流電源設備（電源車）

可搬型代替注水ポンプ

原子炉圧力容器
防火水槽

Ｃ

Ｂ

A
可搬型大容量送水ポンプ

海水

熱交換器ユニット

B(C)

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）

残留熱除去系ポンプ

復水移送ポンプ

水中ポンプ

図 2.3.4.3 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗時の重大事故等対処設備の概略系統図（3/4）（原子炉注水及び原子炉格納容器除熱）

非常用ディーゼル
発電機

外部電源

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
タンクローリ
軽油タンク

可搬型代替交流電源設備（電源車）

原子炉圧力容器Ｃ
Ｂ

A
可搬型大容量送水ポンプ

海水

熱交換器ユニット

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）

残留熱除去系ポンプ

水中ポンプ※残留熱除去系の低圧注水モードとサプレッション・チェンバ・プール水冷却モードを切替えて，原子炉水位をレベル 3～レベル 8 の範囲で維持する。

図 2.3.4.4 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗時の重大事故等対処設備の概略系統図（4/4）（原子炉注水及び原子炉格納容器除熱）

2.3.4-15

（解析上の時間）

全交流動力電源喪失発生

（0分）

※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※1※2
中央制御室にて機器ランプ表示，タービン回転数，ポンプ吐出圧力，流量指示計等により起動を確認するタービン蒸気加減弁急速閉動作※11
原子炉スクラム・タービントリップを確認※3
逃がし安全弁による原子炉圧力制御は，原子炉圧力の推移により確認する。原子炉圧力が逃がし安全弁の設定圧力以下まで低下することにより異常を認知する

交流電源駆動ポンプによる原子炉注水機能喪失を確認（約3分後）

回復は解析上考慮せず※4
原子炉隔離時冷却系はレベル2～レベル8の範囲で原子炉圧力容器へ注水する
原子炉隔離
・計装用空気喪失による主蒸気隔離弁「閉」
・高圧制御油系喪失によるタービンバイパス弁「不動作」

原子炉水位低（レベル2）
高圧給水機能設備作動値に到達※5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出来ず非常用高圧系
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※2
原子炉隔離時冷却系自動起動確認
原子炉注水流量確認※6
逃がし安全弁の「開固着」は原子炉圧力の低下及び逃がし安全弁排気管温度の推移等により確認することができる。実際は，逃がし安全弁の開閉操作を実施して「開固着」復帰を試みる

逃がし安全弁による原子炉圧力制御確認

Ⅰ
原子炉隔離時冷却系による
原子炉注水確認※3

No※7
解析上，原子炉圧力1.03MPa[gage]にて原子炉隔離時冷却系機能喪失を想定する

逃がし安全弁設定圧力以下まで
原子炉圧力低下を確認
高圧代替注水系
起動

Yes

高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず※4
原子炉水位回復確認＊以後，レベル2からレベル8で原子炉注水（約10分後）早期の電源回復不能と判断※6※5

逃がし安全弁開固着確認※8
常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

原子炉圧力低下継続確認

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施

代替原子炉補機冷却系
準備Ⅱ

回復は解析上考慮せず

第一ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・第二ガスタービン発電機による緊急用M/C受電
・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（70分後）

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）
淡水タンクから防火水槽への補給

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

防火水槽への補給準備が完了

炉心損傷無し継続確認
可搬型代替交流電源設備は第一ガスタービン
発電機と同等の電源供給開始不可

Ⅴ

炉心損傷を確認した場合は炉心損
傷後の対応手順に移行する
可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）

Ⅳ（約12時間後）タンクローリによる給油準備完了※9
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ
2台注水準備が完了

ⅢNo

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給（約12時間後）（適宜実施）

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

代替注水系2台準備

Yes

可搬設備への燃料補給※7（約90分後）代替注水系による原子炉注水

原子炉圧力1.03MPa[gage]
原子炉隔離時冷却系機能喪失（適時実施）（適時実施）
防火水槽への補給

2.3.4-16

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への補給

原子炉隔離時冷却系機能喪失確認後
中央制御室での逃がし安全弁2個による原子炉急速減圧（20時間後）代替原子炉補機冷却系
準備が完了

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水開始確認

残留熱除去系準備※8
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

原子炉水位高（レベル8）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水停止（約2時間後）Ⅵ※9
原子炉注水に必要な弁が動作可能であることを確認する
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
2台によるドライウェルスプレイ開始

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ2台によるドラ
イウェルスプレイ可能※10
解析上，残留熱除去系による原子炉格納容器の除熱を確認するために，サプレッショ
ン・チェンバ・プール水位が真空破壊装置到達前にドライウェルスプレイを停止することを想定するNo※11
重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は待避を実施する

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ1台
又はその他代替スプレイ系準備

Yes

代替格納容器スプレイ冷却系によるドライウェルスプレイ実施

原子炉水位低（レベル3）にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイを停止し原子炉注水再開【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
全交流動力電源喪失時に，原子炉隔離時冷却系及び高圧代替注水系による原子炉注水ができない場合は，常設代替交流電源設備による非常用電源が回復後，高圧炉心注水系を無冷却水の状態で短時間起動し，原子炉注水することが可能である

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水とドライウェルスプレイを交互に実施

Ⅱ（20時間後）第一ガスタービン発電機が使用できない場合は第二ガスタービン発電機による緊急用M/Cを受電する
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（電源容量により使用できる設備が限られる）
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（電源容量により使用できる設備が限られる）

残留熱除去系による
サプレッション・チェンバ・プール水冷却開始
Ⅲ

消火系を代替注水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
恒設設備による原子炉圧力容器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※10（約25時間後）低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイ停止（約38時間後）

サプレッション・チェンバ・プール水位
真空破壊装置-1ｍ到達

Ⅳ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である
Ⅴ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する
Ⅵ
代替格納容器スプレイとして消火系も使用することができるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による格納容器スプレイが実施できない場合，可搬型代替注水ポンプによるスプレイを実施する

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
による原子炉注水停止

残留熱除去系による原子炉注水とサプレッション・
チェンバ・プール水冷却モードを交互に実施

凡例：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業

使用済燃料プール冷却 開始
残留熱除去系により原子炉水位を維持し，サプレッション・チェンバ・プール水冷却モードによる原子炉格納容器冷却を継続する。また機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器は原子炉停止
時冷却モードにより冷温停止状態とする

原子炉圧力容器・原子炉格納容器の状態が静定後使用済燃料プール冷却を再開する：解析上考慮しない操作・判断結果

図 2.3.4.5 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗時の対応手順の概要

全交流動力電源喪失（＆逃がし安全弁漏えい）

経過時間（分）

10

当直長

操作項目

指揮者
通報連絡者

6号
7号

当直副長
当直副長

緊急時対策要員

運転員（中央制御室）
6号
7号

1人

中央監視
緊急時対策本部連絡

1人
1人

号炉毎運転操作指揮

5人

運転員
（現場）
6号
7号

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

備考

事象発生

実施箇所・必要人員数
責任者

20

原子炉スクラム

操作の内容

約3分

中央制御室連絡
発電所外部連絡緊急時対策要員
（現場）
6号
7号

約70分
低圧代替注水系(常設）

原子炉水位低（レベル2）

注水準備完了約90分
原子炉圧力1.03MPa原子炉隔離時冷却系機能喪失
原子炉急速減圧開始
プラント状況判断

・全交流動力電源喪失確認

・原子炉スクラム・タービントリップ確認
状況判断

2人

2人

A,B

a.b

－

－

－

－

10分
・逃がし安全弁「開固着」確認

・交流電源駆動による原子炉注水機能喪失確認

原子炉注水操作原子炉隔離時冷却系での注水は、原子炉圧力1.03MPaまで実施
原子炉水位レベル2～レベル8で原子炉注水

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・原子炉隔離時冷却系
原子炉注水確認

－

－

－

－

－

－

・非常用ディーゼル発電機

－

－

－

－

－

－

・外部電源

（2人）

（2人）

A,B

a,b

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）－

回復

・受電前準備（中操）20分

・放射線防護装備準備

常設代替交流電源設備 準備操作
（第一ガスタービン発電機）

－
－

－

－

－

2人
C,D

10分

・現場移動
・第一ガスタービン発電機健全性確認

20分

・第一ガスタービン発電機給電準備

10分

20分

・第一ガスタービン発電機起動，給電

2人
E,F

常設代替交流電源設備からの受電準備操作

－

－

4人
c,d

10分

・放射線防護装備準備

e,f

（2人）
E,F

－

－

(4人)
c,d
e,f

－

－

－

－

（2人）
C,D

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

c,d
e,f

－

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

（2人）

（2人）

C,D

c,d

－

－

（1人）

（1人）

B

b

－

－

（1人）

（1人）

－

－

・現場移動
・6号炉 M/C（D）受電準備

50分

・現場移動
・７号炉 M/C（C）（D）受電準備

50分

・第一ガスタービン発電機

25分

運転状態確認10分

・放射線防護装備準備

常設代替交流電源設備運転（第一ガスタービン発電機）

常設代替交流電源設備からの受電操作

（2人）

2人

・現場移動
・第一ガスタービン発電機

運転状態確認・M/C

受電

MCC（D）

受電

－

・7号炉
・7号炉

M/C（C）（D）
MCC（C）（D）－－

・復水移送ポンプ（B,C）起動／運転確認
・低圧代替注水系（常設）ラインアップ

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

・逃がし安全弁

2個

－

－

－

－

・残留熱除去系

注入弁操作

E,F

－

要員を確保して対応する

適時実施

10分

M/C（D）

（2人）

30分

受電確認

・6号炉

準備操作

常設代替交流電源設備からの受電準備操作

状態確認

・6号炉

E,F

(4人)

低圧代替注水系（常設）・現場移動
・第二ガスタービン発電機

10分

受電
受電

10分

交流電源回復前から通信手段確保等の作業を実
施する

15分

・現場移動
・低圧代替注水系（常設） 現場ラインアップ※復水貯蔵槽吸込ライン切替

30分

・現場移動
・6号炉

M/C（C）受電準備

・6号炉

M/C（C）

受電確認

・6号炉

M/C（C）

受電・6号炉

MCC（C）

受電

50分

10分

常設代替交流電源設備からの受電操作

原子炉急速減圧操作

低圧代替注水系（常設）

注水操作

A

a

（1人）
A

（1人）
a

（2人）
E,F

10分

5分

手動開放操作原子炉水位はレベル3～レベル8維持

図 2.3.4.6 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗時の作業と所要時間(1/2)

2.3.4-17全交流動力電源喪失（＆逃がし安全弁漏えい）

経過時間（時間）
2

4

6

8

10

12

14

18

20

22

24

26

28

30

32

34

36

38

備考

40

事象発生

実施箇所・必要人員数
操作項目

操作の内容

運転員
（中央制御室）6号
7号
低圧代替注水系（常設）

注水操作

代替格納容器スプレイ冷却系

操作

運転員
（現場）
6号
7号

緊急時対策要員
（現場）
6号
7号

－

－

－

－

・残留熱除去系

注入弁操作

－

－

・残留熱除去系

スプレイ弁操作

（1人）

（1人）

A

a

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

－

－
※1,※2

2人,※1

20時間
サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード開始
約38時間
低圧代替注水系による原子炉注水停止
残留熱除去系による原子炉注水開始

約25時間
格納容器スプレイ停止

原子炉水位はレベル3～レベル8維持しレベル8まで注水後は，適宜原子炉注水と格納容器スプレイの切り替えを繰り返し実施
格納容器スプレイ停止後は，原子炉水位はレベル3～レベル8維持
原子炉水位確保可能を条件に格納容器スプレイ開始
適宜原子炉注水と格納容器スプレイの切り替えを繰り返し実施

・放射線防護装備準備2人
淡水貯水池から防火水槽への補給準備

約2時間
格納容器スプレイ開始

10分

・現場移動
・淡水貯水池～防火水槽への系統構成，ホース水張り

90分

・放射線防護装備準備

10分

2人,※2
・可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への注水準備

可搬型代替注水ポンプによる防火水槽から復水貯蔵
槽への補給（可搬型代替注水ポンプ移動，ホース敷設（防火水槽から可搬型代替注
－

－

－

－

180分

水ポンプ，可搬型代替注水ポンプから接続口），ホース接続）

・可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への補給
（2人）

（2人）

適宜実施

・淡水貯水池から防火水槽への補給

燃料給油準備

－

－

－

－

※1,※2

・軽油タンクからタンクローリへの補給

燃料給油作業

－

－

－

－

（2人）

・第一ガスタービン発電機用燃料タンクへの給油

－

－

－

－

10分

・現場移動
・淡水貯水池～防火水槽への系統構成，ホース水張り

2人

補給

適宜実施

・放射線防護装備準備

淡水貯水池から防火水槽への補給

タンクローリ残量に応じて適宜軽油タンクから

120分

90分

・淡水貯水池から防火水槽への補給

適宜実施

・放射線防護装備準備

代替原子炉補機冷却系

準備操作

－

（2人）

（2人）

C,D

c,d

－

・現場移動
・代替原子炉補機冷却系

－

－

－

13人
（参集）

13人
（参集）

※3,※4

※3,※4

－

代替原子炉補機冷却系

運転

－

－

－

－

－

－

－

－

10分

・放射線防護装備準備

・現場移動

※4

※4

（3人）

（3人）

－

－

・代替原子炉補機冷却系

適宜実施

運転状態監視・サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード

起動準備

・サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード

起動

原子炉注水操作

（1人）
A

（1人）
a

残留熱除去系
サプレッション・チェンバ・プール水冷却操作

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・残留熱除去系

（2人）
C,D

（2人）
c,d

－

－

・燃料プール冷却浄化系熱交換器冷却水側1系隔離

残留熱除去系

使用済燃料プール冷却再開（解析上考慮せず）

－

－

－

－

・残留熱除去系

－

－

（1人）

（1人）

B

b

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

－

－

－

必要人員数

合計

－

－

－

－

－

－

－

－

－

適宜実施

サプレッション・チェンバ・プール水冷却弁操作

・スキマサージタンク水位調整
・燃料プール冷却浄化系系統構成
・燃料プール冷却浄化系再起動・軽油タンクからタンクローリへの補給・可搬型代替注水ポンプへの給油

2人

2人

4人

4人

10人

A,B

a,b

C,D,E,Fc,d,e,f（参集要員26人）（

5分

レベル8まで注水後は，適宜原子炉注水とサプレッション・チェンバ・プール水冷却モードの切替えを繰り返し実施
原子炉水位はレベル3～レベル8維持

2人

燃料給油作業10分

注入弁操作

・放射線防護装備準備
燃料給油準備

補給

適宜実施

（1人）
a

－

タンクローリ残量に応じて適宜軽油タンクから90分・電源車への給油・可搬型大容量送水ポンプへの給油

（1人）
A

－

10時間

・資機材配置及びホース布設，起動及び系統水張り

起動操作

残留熱除去系

300分

現場ラインアップ・軽油タンクからタンクローリへの補給

※3
（2人）

燃料給油作業

10分

－

－

－

燃料給油準備－

適宜実施

・代替原子炉補機冷却系が供給していない側の燃料プール冷却浄化系熱交換器を隔離する

・再起動準備としてろ過脱塩器の隔離およびスキマサージタンクへの補給を実施する
・燃料プール冷却浄化ポンプを再起動し使用済燃料プールの冷却を再開する
・必要に応じてスキマサージタンクへの補給を実施する

60分

30分

燃 料 プ ー ル 水 温 「 77℃ 」 以 下 維 持
要員を確保して対応する

30分

10分

タンクローリ残量に応じて適宜軽油タンクから

90分

補給

適宜実施

）内の数字は他の作業終了後、移動して対応する人員数。

図 2.3.4.6 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗時の作業と所要時間(2/2)
2.3.4-1810最大圧力：7.52MPa[gage]（約 10 秒後）
8
原子

逃がし安全弁 1 個の開固着により原子炉圧力が低下する
6

炉
圧
力

4

逃がし安全弁 2 個による手動減圧（約 1.5 時間後）

（MPa[abs]）
2

0
0

1

2

3

4

5

事故後の時間（ｈ）

事故後の時間（h）

SA3KK7SBO99AG1LR024

図 2.3.4.7 原子炉圧力の推移

20

原
子
炉
水
位
（
シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
水
位
）

15

炉心上部プレナム
注水開始後，
原子炉水位回復10

有効燃料棒頂部

高出力燃料集合体

有効燃料棒底部

5

炉心下部プレナム

（m）
（ｍ）

0
0

1

2

3

4

事故後の時間（ｈ）
事故後の時間（h）
SA3KK7SBO99AG1LR024

図 2.3.4.8 原子炉水位（シュラウド内水位）の推移

2.3.4-19

5

20

原
子
炉
水
位
（
シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
外
水
位
）

15

炉心上部プレナム
レベル 8
レベル 3
レベル 2

シュラウド外レベル 1.5
レベル 1
有効燃料棒頂部

10

高出力燃料集合体

有効燃料棒底部

5

炉心下部プレナム

（m）
（ｍ）

0
0

1

2

3

4

5

事故後の時間（ｈ）

事故後の時間（h）

SA3KK7SBO99AG1LR024

図 2.3.4.9 原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

1000

800

注
水

600

流
量

低圧代替注水系（常設）
L8 到達後は 90m3/h で注水

400

(t/h)
（t/h）

原子炉隔離時冷却系
200

0
0

1

2

3

4

事故後の時間（ｈ）

事故後の時間（h）

SA3KK7SBO99AG1LR024

図 2.3.4.10 注水流量の推移

2.3.4-20

5

3000

2500

蒸
気
蒸
流
気
出
流
流
量
量

（t/h）
(t/h)

2000

1500

1000

逃がし安全弁 1 個開固着による蒸気の流出
500

逃がし安全弁（2 個）
0
0

1

2

3

4

5

事故後の時間（ｈ）

事故後の時間（h）

SA3KK7SBO99AG1LR024

図 2.3.4.11 逃がし安全弁からの蒸気流出流量の推移

500

原
子
原
炉
子
炉
圧
圧
力
力
容
容
器
器
内
内
の
の
保
保
有
有
水
水
量
量
(ｔ)

（t）

逃がし安全弁（2 個）による手動減圧に伴う
水量減少

400

300

200

原子炉隔離時冷却系
による水量増減

低圧代替注水系（常設）の起動／停止による水量増減

100

0
0

1

2

3

4

事故後の時間（ｈ）

事故後の時間（h）

SA3KK7SBO99AG1LR024

図 2.3.4.12 原子炉圧力容器内の保有水量の推移

2.3.4-215

1200（最高温度：約 310℃）
1000
燃
料

800

被
覆
管

600

原子炉減圧による飽和温度の低下

温
度

400

炉心は冠水維持されているため
燃料被覆管温度は飽和温度を維持（燃料被覆管温度は初期値を上回らない）

(℃)
200

0
0

1

2

3

4

5

事故後の時間（ｈ）

事故後の時間（h）

SA3KK7SBO99AG1LR024

図 2.3.4.13 燃料被覆管温度の推移

1.2

1

ボ

0.8

イ
ド

0.6

率
(－)

低圧代替注水系（常設）起動／停止に伴いボイド率は増減を繰り返す

原子炉減圧に伴うボイド率の増加

0.4

0.2

0
0

1

2

3

4

事故後の時間（ｈ）

事故後の時間（h）

SA3KK7SBO99AG1LR024

図 2.3.4.14 高出力燃料集合体のボイド率の推移

2.3.4-22

5

1.2

1

0.8

ボ
イ

0.6

ド
率

原子炉減圧（逃がし安全弁
2 個開放）に伴うボイド率増加

0.4

(－)

原子炉減圧（逃がし安全弁 1 個開固着）に伴うボイド率増加

0.2

0
0

1

2

3

4

5

事故後の時間（ｈ）

事故後の時間（h）

SA3KK7SBO99AG1LR024

図 2.3.4.15 炉心下部プレナム部のボイド率の推移

0.8
ドライウェルサプレッション・チェンバ

格
格
納
納
容
容
器
器
圧
圧
力
力

0.6

サプレッション・チェンバ・プール水冷却
モード運転による圧力低下（約 20 時間）
格納容器最高圧力 約 0.31MPa[gage]

0.4

原子炉減圧に伴う格納容器内圧力上昇（MPa[gage]）（MPa[gage]）
0.2

代替格納容器スプレイ停止（約 25 時間）による圧力上昇
代替格納容器スプレイ作動による圧力制御
0
0

12

24

36

48

60

事故後の時間（ｈ）

事故後の時間（h）

図 2.3.4.16 格納容器圧力の推移

2.3.4-23

JOB No.MA404K-7TB--PG1L007

72

300
ドライウェル

格
格
納
納
容
容
器
器
気
相
気
部
相
温
部
度

温
度

サプレッション・チェンバ

サプレッション・チェンバ・プール水冷却
モード運転による温度低下（約 20 時間）
最高温度約 144℃
200

代替格納容器スプレイ
作動による温度低下

100

（℃）
（℃）

代替格納容器スプレイ停止（約 25 時間）による温度上昇

代替格納容器スプレイ
作動による温度制御
0
0

12

24

原子炉減圧に伴い，原子炉内の蒸気が流入することによる温度上昇

36

48

60

72

事故後の時間（ｈ）

事故後の時間（h）

JOB No.MA404K-7TB--PG1L007

図 2.3.4.17 格納容器気相部温度の推移

20

サ
プ
レ
ッ
ッ
シ
シ
ョ
ョ
ン
ン
・
・
チ
チ
ェ
ェ
ン
ン
バ
・
バ
プ
・
ー
プ
ル
ー
水
ル
位
水

ベントライン（約 17m）
15

真空破壊装置（約 14m）
代替格納容器スプレイ
作動（約 2 時間）10

原子炉圧力容器からの蒸気の流入及び代替格納容器スプレイによる水位上昇
原子炉格納容器下部にプール水が流出するため，水位上昇が抑制

5

位

（m）

原子炉減圧に伴い原子炉内の蒸気が流入することによる水位の上昇

（ｍ）

0
0

12

24

36

48

60

72

事故後の時間（ｈ）

事故後の時間（h）

JOB No.MA404K-7TB--PG1L007※サプレッション・チェンバ・プール水位が真空破壊装置-1m に到達した時点で，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を停止することで外部水源からの注水を制限し，かつ，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系による炉心冷却及び原子炉
格納容器除熱とサプレッション・チェンバを水源とした残留熱除去系の低圧注水モードによる原子炉注水を適宜切替えて実施することで，水位の上昇が抑制される。

図 2.3.4.18 サプレッション・チェンバ・プール水位の推移

2.3.4-24

300
サ

サ
プ
プ
レ
レ
ッ
ッ
シ
シ
ョ
ョ
ン
ン
・
・
チ
チ
ェ
ン
バ
・
プ
プ
ー
ー
ル
ル
水
水
温
温

原子炉減圧に伴い原子炉内の蒸気が流入するため水温が上昇
200

原子炉減圧状態の維持により原子炉内の蒸気が流出し水温が
徐々に上昇

100

サプレッション・チェンバ・プール水
冷却モード運転による水温低下
原子炉隔離時冷却系作動による排気蒸気の流入による水温上昇

（℃）
（℃）
0
0

12

24

36

48

60

事故後の時間（ｈ）

事故後の時間（h）

JOB No.MA404K-7TB--PG1L007

図 2.3.4.19 サプレッション・チェンバ・プール水温の推移

2.3.4-2572

表 2.3.4.1 全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗時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事故対処設備

2.3.4-26

判断及び操作操作

全交流動力電源喪失及び原子炉
スクラム確認外部電源喪失と非常用ディーゼル発電機が全て機能喪失し全交流動力電源喪失となり，原子炉がスクラムしたことを確認する

所内蓄電式直流電源設備

原子炉隔離時冷却系による原子炉注水

原子炉水位低（レベル 2）信号により原子炉隔離時冷却系が自動起動し原子炉注水を開始する。これにより原子炉水位は回復し，以後原子炉水位低（レベル 2）から原子炉水位高（レベル 8）の間で維持する【原子炉隔離時冷却系】
復水貯蔵槽
所内蓄電式直流電源設備

高圧代替注水系による原子炉注水

高圧注水機能喪失確認後，高圧代替注水系を手動起動し原子炉水位を回復する

逃がし安全弁による原子炉急速減圧

常設代替交流電源設備による交流電源供給後，復水移送ポン
プを手動起動し，逃がし安全弁 2 個による手動減圧を行う

低圧代替注水系（常設）による原
子炉注水

原子炉急速減圧により，低圧代替注水系（常設）の圧力を下回
常設代替交流電源設備
ると，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始する。
復水移送ポンプ
原子炉水位は原子炉水位低（レベル 3）から原子炉水位高（レ復水貯蔵槽
ベル 8）の間で維持する

代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却

原子炉水位が，原子炉水位高（レベル 8）に到達した場合，代替格納容器スプレイ冷却系により原子炉格納容器冷却を実施する。代替格納容器スプレイ中に原子炉水位が原子炉水位低（レベル 3）まで低下した場合は，代替スプレイを停止し原子炉注水を実施する。原子炉水位高（レベル 8）まで回復後，原子炉注水を停止し，代替スプレイを再開する

常設代替交流電源設備
復水移送ポンプ
復水貯蔵槽

残留熱除去系（サプレッション・
チェンバ・プール水冷却モード）
運転

常設代替交流電源設備による交流電源供給後，代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系によるサプレッション・チェ
ンバ・プール水冷却モード運転を開始する

常設代替交流電源設備【残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・ 代替原子炉補機冷却系
プール水冷却モード）】
タンクローリ
軽油タンク【残留熱除去系系統流量】
サプレッション・チェンバ・プール水温度

残留熱除去系（低圧注水モード）
による原子炉注水

サプレッション・チェンバ・プール水位が，真空破壊装置－1mに到達した場合，低圧代替注水系（常設）による注水を停止
し，残留熱除去系の低圧注水モード運転による原子炉注水を開始する

常設代替交流電源設備【残留熱除去系（低圧注水モード）】
軽油タンク

サプレッション・チェンバ・プール水位
原子炉圧力（SA）
原子炉圧力
原子炉水位（SA）
原子炉水位【残留熱除去系系統流量】

常設設備

可搬型設備

計装設備

－

平均出力領域モニタ
起動領域モニタ－

原子炉水位（SA）
原子炉水位【原子炉隔離時冷却系系統流量】
復水貯蔵槽水位（SA）

高圧代替注水系
復水貯蔵槽
所内蓄電式直流電源設備－

原子炉水位（SA）
原子炉水位
高圧代替注水系系統流量
復水貯蔵槽水位（SA）

常設代替交流電源設備
逃がし安全弁
復水移送ポンプ―

原子炉圧力（SA）
原子炉圧力－

原子炉圧力（SA）
原子炉圧力
原子炉水位（SA）
原子炉水位
復水補給水系流量（原子炉圧力容器）
復水貯蔵槽水位（SA）－

格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）
原子炉水位（SA）
原子炉水位
復水補給水系流量（原子炉格納容器）
復水貯蔵槽水位（SA）

代替原子炉補機冷却系
タンクローリ【 】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）：有効性評価上考慮しない操作表 2.3.4.2 主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗）
（1/6）
項目
解析コード

2.3.4-27

初期条
件

主要解析条件

条件設定の考え方

原子炉側：SAFER
原子炉格納容器側：MAAP－

原子炉熱出力3,926MWt

定格原子炉熱出力として設定

原子炉圧力

7.07MPa[gage]

定格原子炉圧力として設定

原子炉水位

通常運転水位（セパレータスカート下端から+119cm） 通常運転時の原子炉水位として設定

炉心流量52,200t/h

定格流量として設定

炉心入口温度

約 278℃

熱平衡計算による値

炉心入口サブクール度

約 10℃

熱平衡計算による値

燃料

9×9 燃料（A 型）

最大線出力密度44.0kW/m

設計の最大値として設定

原子炉停止後の崩壊熱

ANSI/ANS-5.1-1979
燃焼度 33GWd/t

サイクル末期の燃焼度に 10%の保守性を

格納容器容積（ドライウェル）

7,350m3

格納容器容積（ウェットウェル）

空間部：5,960m3
液相部：3,580m3

真空破壊装置3.43kPa
真空破壊装置の設定値（ドライウェル－サプレッション・チェンバ間差圧）

サプレッション・チェンバ・プー
ル水位

7.05m（NWL）－

考慮
ドライウェル内体積の設計値（全体積から内部機器及び構造物の体積を除いた値）
ウェットウェル内体積の設計値（内部機器及び構造物の体積を除いた値）

通常運転時のサプレッション・チェンバ・
プール水位として設定

表 2.3.4.2 主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗）（2/6）
項目
サプレッション・チェンバ・プール
水温

初
期
条
件

35℃

条件設定の考え方
通常運転時のサプレッション・チェンバ・プール
水温の上限値として設定

格納容器圧力5.2kPa

通常運転時の格納容器圧力として設定

格納容器温度57℃

通常運転時の格納容器温度として設定

外部水源の温度

2.3.4-28

起因事象

事
故
条
件

主要解析条件50℃（事象開始 12 時間以降は 45℃，
事象開始 24 時間以降は 40℃）
外部電源喪失全交流動力電源喪失
安全機能の喪失に対する仮定
逃がし安全弁 1 個開固着
外部電源

外部電源なし復水移送ポンプ吐出温度を参考に設定
送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源を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
本事故シーケンスにおける前提条件
起因事象として，外部電源を喪失するものとして設定

表 2.3.4.2 主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗）（3/6）
項目
原子炉スクラム信号

主要解析条件

条件設定の考え方

タービン蒸気加減弁急速閉

安全保護系等の遅れ時間を考慮して設定（遅れ時間：0.08 秒）

原子炉隔離時冷却系の設計値として設定
原子炉水位低（レベル 2）にて自動起動
原子炉隔離時冷却系

182m3/h（8.12～1.03MPa[dif]において）に
て注水

8.0
8.0

原子炉隔離時冷却系ポンプによる注水特
性

6.0
6.0

4.0
4.0

2.0
2.0

0.0
0.0
0

0

100
200
100
200

300
300

400
400

500
600
700
800
500
600
700
800

900
1000
900
1000

流量（m 3 /h）

流量（m3/h）

逃がし弁機能7.51MPa[gage]×1 個, 363t/h/個
7.58MPa[gage]×1 個, 367t/h/個
7.65MPa[gage]×4 個, 370t/h/個
7.72MPa[gage]×4 個, 373t/h/個
7.79MPa[gage]×4 個, 377t/h/個
7.86MPa[gage]×4 個, 380t/h/個逃がし安全弁

逃がし安全弁の逃がし弁機能の設計値として設定

自動減圧機能付き逃がし安全弁の 2 個を開することによる原子炉急速減圧<原子炉圧力と逃がし安全弁蒸気量の関係>
500
蒸気流量（t/h）

2.3.4-29

重
大
事
故
等
対
策
に
関
連
す
る
機
器
条
件

原子炉圧力（MPa[dif]）
原子炉圧力（MPa[dif]）

10.0
10.0

400

逃がし安全弁の設計値に基づく蒸気流量及び原子炉圧力300の関係から設定

200
100
00

2

4

6

原子炉圧力（MPa[abs]）

810

表 2.3.4.2 主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗）
（4/6）
項目

主要解析条件

条件設定の考え方
設計値に注入配管の流路圧損を考慮した値として設定
1.0

2.3.4-300.8

低圧代替注水系（常設）

最大 300m3/h で注水，その後は炉心を冠水維持可能な注水量に制御

原子炉圧力（MPa[dif]）

重
大
事
故
等
対
策
に
関
連
す
る
機
器
条
件

復水移送ポンプ 2 台による注水特性

0.6

0.4

0.2

0.0
0

代替格納容器スプレイ冷却系

50

100

150
200
注水流量（m3/h）

250

300

350

140m3/h にて原子炉格納容器内にス

格納容器温度及び圧力抑制に必要なスプレイ流量を考慮し設

プレイ

定

約 23MW（サプレッション・チェン
代替原子炉補機冷却系

バのプール水温 100℃，海水温度
30℃において）

代替原子炉補機冷却系の設計値として設定

表 2.3.4.2 主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗）
（5/6）

目 項

主要解析条件

条件設定の考え方
残留熱除去系（低圧注水モード）の設計値として設定

2.3.4-31

重
大
事
故
等
対
策
に
関
連
す
る
機
器
条
件

サプレッション・チェンバ・プール
残留熱除去系（低圧注水モード）

水位が真空破壊装置-1m に到達した時点で手動起動し，954m3/h（0.27MPa[dif]）にて注水

原子炉圧力（MPa[dif]）
原子炉圧力（MPa[dif]）

2.0
2.0

1.5
1.5

残留熱除去系ポンプ
1 台による注水特性

1.0
1.0

0.5
0.5

0.0
0.0

00

100
100

200
200

300
300

400
400

500
500

600
600

700
800
700
800

3

3
流量（m /h）流量（m/h）

残留熱除去系（サプレッション・
チェンバ・プール水冷却モード）

熱交換器 1 基あたり約 8MW（サプレッション・チェンバのプール水温
52℃，海水温度 30℃において）残留熱除去系の設計値として設定

900
1000
900
1000

表 2.3.4.2 主要解析条件（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗）（6/6）
項目
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

2.3.4-32

重
大
事
故
等
対
策
に
関
連
す
る
操
作
条
件

逃がし安全弁による原子炉急速減圧操作
代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作

代替原子炉補機冷却系運転操作

主要解析条件事象発生 70 分後

常設代替交流電源設備による交流電源の供給開始後原子炉隔離時冷却系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下し，原子炉隔離時冷却系が停止した時点

全交流動力電源喪失時の訓練実績を踏まえて設定

常設代替交流電源設備からの受電後として設定

低圧代替注水系（常設）による原子炉注水確保を踏まえて設定原子炉水位制御（レベル 3～レベル 8）が可能で原子炉水位高（レベル 8）到達時あり，原子炉格納容器除熱機能が喪失し設計基準
事故時の最高圧力に到達することを踏まえて設定

事象発生 20 時間後

代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・ 事象発生 20 時間後
プール水冷却モード）運転操作

条件設定の考え方

代替原子炉補機冷却系の準備期間を考慮して設定

代替原子炉補機冷却系及び残留熱除去系による原子炉格納容器除熱機能回復を踏まえて設定

代替原子炉補機冷却系を介した残留熱 サプレッション・チェンバ・プール水
位が，真空破壊装置-1m に到達した時 格納容器圧力抑制機能維持を踏まえて設定
除去系（低圧注水モード）運転操作点

添付資料 2.3.4.1
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗」の特徴及び対応の基本的考え方
1. 本事故シーケンスグループの特徴
事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗」では，全交流動力電源喪失と同時に逃がし安全弁 1 個が開状態のまま固着し，蒸気駆動の注水系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下することで，原子炉注水機能を喪失することを想定する。このため，開状態のまま固着した逃がし安全弁からの蒸気流出により原子
炉圧力容器内の保有水量が減少し，原子炉水位が低下することから，緩和措置がとられない
場合には，原子炉水位の低下により炉心が露出し，炉心損傷に至る。
本事故シーケンスグループは，全交流動力電源が喪失した状態において，逃がし安全弁 1個が開状態のまま固着したことによって，蒸気駆動の注水系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下することで原子炉注水機能を喪失し，炉心損傷に至る事故シーケンスグループ
である。このため，重大事故等対策の有効性評価には，直流電源及び交流電源供給機能に加えて高圧注水機能及び低圧注水機能に対する重大事故等対処設備に期待することが考えられる。
しかしながら，本事故シーケンスグループに対して，「実用発電用原子炉に係る炉心損傷防止対策及び格納容器破損防止対策の有効性評価に関する審査ガイド」（以下「審査ガイド」という。）の事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」の主要解析条件である，事象発生から 24 時間は交流動力電源に期待しないという条件及び有効性評価全体の基本的な評
価条件として設定している可搬型設備の使用開始時間を事象発生から 12 時間後とするという条件を設定すると，代替の注水手段を講じることができず，炉心損傷を防止することができない。
本事故シーケンスグループは，全ての設計基準事故対処設備の注水機能を失うこと及び原子炉圧力容器からの蒸気の流出が継続し，原子炉隔離時冷却系が運転できない範囲まで
原子炉圧力が低下するという点で，大口径の配管の破断による LOCA と設計基準事故対処設
備の注水機能の喪失が重畳する事故シーケンスと同じ事象進展上の特徴を有している。
大口径の配管の破断による LOCA と設計基準事故対処設備の注水機能の喪失が重畳する事
故シーケンス「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失」は，国内外の先進的な対策を考慮しても炉心損傷を防止できない事故シーケンスであることから，格納容器破損防止対策の有効性を評価する事故シーケンスと整理している。
このため，「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失」と同じ事象進展上の特徴を有する本事故シーケンスグループについても，格納容器破損防止対策の有効性を確認する事故シーケンス
グループと整理し，起点のプラント損傷状態を「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失＋全交流
動力電源喪失」※とした「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の評価事故シーケンスに含めて評価する。なお，原子炉圧力容器からの蒸気の流出（原子炉水位の低下速度）の観点では，蒸気が流出する際の口径の観点で大破断 LOCA の方が厳しいこと及びプラント損傷状態に全交流動力電源喪失を含めたことから，「雰囲気圧力・温度によ添 2.3.4.1-1

る静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の評価事故シーケンスに本事故シーケンスは包絡される。
※プラント損傷状態には，PRA から抽出された「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失」に全交流動力電源喪失を加えているが，これは全交流動力電源喪失を加えることで電源復旧等の対応が生じ，重大事故等対処設備の有効性を総合的に評価する上で効果的なシナリオになるためである。

2. 実際に対応可能な時間内での交流動力電源の復旧に期待する場合
一方，事象発生から 24 時間は交流動力電源に期待しないという審査ガイドの条件を除外
し，実際に対応可能な時間内での交流動力電源の復旧に期待する場合には，本事故シーケン
スグループに対しても炉心損傷を防止できる。
事象発生から 24 時間は交流動力電源に期待しないという審査ガイドの条件は，全交流動
力電源喪失時に原子炉隔離時冷却系の運転が可能な事故シーケンスに対して，直流電源設
備の増強等による原子炉隔離時冷却系の長時間運転の有効性を確認するシナリオに誘導する観点での条件であると考えられる。そのため，逃がし安全弁 1 個が開状態で固着すること
による原子炉圧力の低下により原子炉隔離時冷却系の長時間運転に期待できない本事故シーケンスグループに対しては，非常に厳しい条件となる。また，審査ガイドでは，PWR の全交流動力電源喪失に対する主要解析条件として，RCP シール LOCA が発生しない場合に対しては，全交流動力電源が 24 時間使用できないものとしているが，RCP シール LOCA が発生する場合に対してはこれを主要解析条件としていない。本事故シーケンスグループは全交流
動力電源喪失と，原子炉圧力が速やかに低下する規模の原子炉冷却材の流出が重畳する点
で，PWR における全交流動力電源喪失と RCP シール LOCA が重畳する場合と類似の事故条件と考えられる。このことから，本事故シーケンスグループにおいて，実際に対応可能な時間
内での交流動力電源の復旧に期待することは，PWR における全交流動力電源喪失の扱いと同等と考える。
3. 可搬型設備の速やかな接続に期待する場合
可搬型設備の使用開始時間の条件は事象発生から 12 時間後としているが，原子炉圧力が約 1MPa（原子炉隔離時冷却系の設計上の運転圧力の下限）まで低下する，事象発生から約90 分で可搬型代替注水ポンプによる原子炉注水を開始できるとした場合，交流動力電源が24 時間使用できない場合であっても，2.の実際に対応可能な時間内で交流動力電源を復旧する場合において，低圧代替注水系（常設）を用いる場合と同様に炉心損傷を防止することができる。
4. 本事故シーケンスグループの評価条件
本事故シーケンスグループは審査ガイドの主要解析条件「交流動力電源は 24 時間使用できないものとする」の有無及び有効性評価全体の基本的な評価条件として設定している可搬型設備の使用開始時間を事象発生から 12 時間後とするという条件によって，炉心損傷防止の成否が変わるものであることから，
審査ガイドの全交流動力電源喪失についての BWR 及
び PWR の記載を考慮し，実際に対応可能な時間内での交流動力電源の復旧に期待した場合について，有効性評価を実施することとした。
以上
添 2.3.4.1-2

添付資料 2.3.4.2

解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗）
表 1－1 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（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗）（1/2）
【SAFER】
分類
重要現象

解析モデル

不確かさ

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

崩壊熱モデル

入力値に含まれる。最確条件を包絡できる条件を設定することにより崩壊熱を大きくするよう考慮している。

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

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

燃料棒表面熱伝達，気液熱非平衡，沸騰遷移燃料棒表面熱伝達モデル

TBL，ROSA-Ⅲの実験解析において，熱伝達係数を低めに評価する可能性があり，他の解析モデルの不確かさともあいまっ 解析コードは実験結果の燃料被覆管温度に比べて 10℃～50℃高めに評価することから，解てコード全体として，スプレイ冷却のない実験結果の燃料被 析結果は燃料棒表面の熱伝達係数を小さく評価する可能性がある。よって，実際の燃料棒表
覆管最高温度に比べて 10℃～50℃程度高めに評価する。
また， 面での熱伝達は大きくなり燃料被覆管温度は低くなるが，操作手順（減圧後速やかに低圧注
低圧代替注水系による注水での燃料棒冷却過程における蒸気 水に移行すること）に変わりはなく，燃料被覆管温度を操作開始の起点としている運転員等
単相冷却又は噴霧流冷却の不確かさは 20℃～40℃程度であ 操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
る。

実験解析では熱伝達モデルの保守性により燃料被覆管
温度を高めに評価し，有効性評価解析でも燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメー
タに対する余裕は大きくなる。

燃料被覆管酸化

ジルコニウム－水反応モデル

酸化量及び酸化反応に伴う発熱量をより大きく見積もる
Baker-Just 式による計算モデルを採用しており，保守的な結果を与える。

解析コードは酸化量及び発熱量の評価について保守的な結果を与えるため，解析結果は燃
料被覆管酸化を大きく評価する可能性がある。よって，実際の燃料被覆管温度は低くなり，原子炉水位挙動に影響を与える可能性があるが，操作手順（減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析コードでは，燃料被覆管の酸化について，酸化量及び発熱量に保守的な結果を与え，燃料被覆管温度を高めに評価することから，評価項目となるパラメータに対す
る余裕は大きくなる。

膨れ・破裂評価モデル

膨れ・破裂は，燃料被覆管温度と円周方向応力に基づいて評価され，燃料被覆管温度は上述のように高めに評価され，円周方向応力は燃焼期間中の変化を考慮して燃料棒内圧を大きく設定し保守的に評価している。従って，ベストフィット曲
線を用いる場合も破裂の判定は概ね保守的となる。

解析コードでは，燃料被覆管温度を高めに評価することから，破裂の判定としてベストフィット曲線を用いる場合においても概ね保守的な判定結果を与えるものと考える。仮に格納容器内雰囲気放射線レベル計（CAMS）を用いて，設計基準事故相当のγ線線量率の 10 倍を超える大量の燃料被覆管破裂を計測した場合には，炉心損傷後の運転操作を適用する必要があり，代替原子炉補機冷却系による格納容器除熱操作の起点が，格納容器圧力が限界圧力に到達するまでとなる。しかしながら，除熱操作までには本解析においても 20 時間後の操作であり，十分な時間余裕があることから運転員等の判断・操作に対して問題となることはない。

燃料被覆管温度を高めに評価することから破裂判定は厳しめの結果を与える。
なお，本シナリオでは原子炉水位は有効燃料棒頂部を下回ることはなく，炉心は冠水維持されるため，燃料被覆
管温度は初期値(約 310℃)を上回ることはないことから影響を与えることはない。

二相流体の流動モデル

TBL，ROSA-Ⅲ，FIST-ABWR の実験解析において，二相水位変化
は解析結果に重畳する水位振動成分を除いて，実験結果と概ね同等の結果が得られている。低圧代替注水系の注水による燃料棒冷却（蒸気単相冷却又は噴霧流冷却）の不確かさは 20℃～40℃程度である。
また，原子炉圧力の評価において，ROSA-Ⅲでは 2MPa より低い圧力で系統的に圧力低下を早めに予測する傾向を呈しており，解析上，低圧注水系の起動タイミングを早める可能性が示される。しかし，実験で圧力低下が遅れた理由は，水面上に露出した上部支持格子等の構造材の温度が燃料被覆管からの輻射や過熱蒸気により上昇し，LPCS スプレイの液滴で冷却された際に蒸気が発生したためであり，低圧注水系を注水手段として用いる事故シーケンスでは考慮する必要のない不確かさである。このため，燃料被覆管温度に大きな影響を及ぼす低圧代替注水系の注水タイミングに特段の差異を生じる可能性はないと考えられる。

運転操作はシュラウド外水位（原子炉水位計）に基づく操作であることから運転操作に与える影響は原子炉圧力容器の分類にて示す。

炉心内の二相水位変化を概ね同等に評価することから，有効性評価解析における燃料被覆管温度に対し，水位振動に伴うクェンチ時刻の早期化を考慮した影響を取り込む必要があるが，炉心の著しい損傷が発生するまで,
燃料被覆管温度は余裕があることからその影響は小さい。
本シナリオでは原子炉水位は有効燃料棒頂部を下回ることはなく，炉心は冠水維持されるため，燃料被覆管温
度は初期値(約 310℃)を上回ることはないことから影響を与えることはない。

崩壊熱

炉
心

燃料被覆管変形

沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・
対向流，三次元効果

添 2.3.4.2-1

表 1－1 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（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗）（2/2）
【SAFER】
分類

重要現象

沸騰・凝縮・ボ
イド率変化，気液分離（水位変化）・対向流

原
子
炉
圧
力
容
器

解析モデル

二相流体の流動モデル

不確かさ

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

下部プレナムの二相水位を除き，ダウンカマの二相水位（シュラウド外水位）に関する不確かさを取り扱う。シュラウド外水位につい 初期の注水開始は自動起動であるため，運転員等操作に与える影響はない。原子炉減圧後ては，燃料被覆管温度及び運転員操作のどち の注水開始は，水位低下挙動が早い場合であっても，これら操作手順（減圧後速やかに低らに対しても二相水位及びこれを決定する二 圧注水に移行すること）に変わりはないことから，運転員等操作に与える影響はない。水相流動モデルの妥当性の有無は重要でなく， 位低下挙動が遅い場合においては操作に対する時間余裕は大きくなる。なお，解析コード
質量及び水頭のバランスだけで定まるコラプ では，シュラウド外水位は現実的に評価されることから不確かさは小さい。
ス水位が取り扱えれば十分である。このため，特段の不確かさを考慮する必要はない。

シュラウド外水位を適切に評価することから，評価項目となるパラメー
タに与える影響は小さい。
なお，本シナリオでは原子炉水位は有効燃料棒頂部を下回ることはな
く，炉心は冠水維持されるため，燃料被覆管温度は初期値(約 310℃)を上回ることはないことから影響を与えることはない。

解析コードでは，原子炉からの蒸気及び冷却材流出を現実的に評価する。関連する運転操作として急速減圧後の注水操作があるが，注水手段が確立してから減圧を行うことが手順の前提であり，原子炉圧力及び原子炉水位の変動が運転員等操作時間に対して与える影響はない。

主蒸気逃がし弁流量は，設定圧力で設計流量が放出されるように入力で設定するため不確かさの影響はない。破断口からの流出は実験結果と良い一致を示す臨界流モデルを適用している。有効性評価解析でも圧力変化を適切に評価し，原子炉への注水のタイミング及び注水流量を適切に評価するため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
破断口及び主蒸気逃がし弁からの流出流量は，圧力容器ノズル又はノズ
ルに接続する配管を通過し，平衡均質流に達するのに十分な長さである
ことから，管入口付近の非平衡の影響は無視できると考えられ，平衡均質臨界流モデルを適用可能である。

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

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

冷却材放出（臨界流・差圧流）臨界流モデル

TBL，ROSA-Ⅲ，FIST-ABWR の実験解析において，圧力変化は実験結果と概ね同等の解析結果が得られており，臨界流モデルに関して特段の不確かさを考慮する必要はない。

ＥＣＣＳ注水（給水系・代替
注水設備含む）原子炉注水系モデル

入力値に含まれる。各系統の設計条件に基づく原子炉圧力と注水流量の関係を使用しており，実機設備仕様に対して注水流量を少なめに与え，燃料被覆管温度を高めに評価する。

添 2.3.4.2-2

表 1－2 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（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗）【MAAP】
分類

重要現象

解析モデル

不確かさ

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

炉
心

崩壊熱

炉心モデル（原子炉出力及び崩壊熱）入力値に含まれる。

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

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

原
子
炉
圧
力
容
器

ＥＣＣＳ注水（給水系・代替注水設
備含む）

安全系モデル（非常用炉心冷却系）
安全系モデル（代替注
水設備）

入力値に含まれる。

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

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

格納容器モデル（ 格納 容器 の熱 水力モデル）

HDR 実験解析では，格納容器圧力及び温度について，温度成層化を含めて傾向を良く再現できることを確認した。格納容器雰囲気温度
を十数℃程度高めに，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向が確認されたが，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの種の不確かさは小さくなると考えられる。
また，非凝縮性ガス濃度の挙動について，解析結果が測定データと良く一致することを確認した。
格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析では，格納容器温度及び非凝縮性
ガス濃度の挙動について，解析結果が測定データと良く一致することを確認した。

HDR 実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向が確認さ
HDR 実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程れているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系
度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向が確認されていに起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析でるが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因す確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，るものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現でき
確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格ているため，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点として
納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているため，評価項いる代替格納容器スプレイに係る運転員等操作時間に与える目となるパラメータに与える影響は小さい。
影響は小さい。
また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝
また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部
導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器
び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認
温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致するこしているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さとを確認しており，その差異は小さいため，格納容器圧力及い。
び温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイに係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。

スプレイ冷却

安全系モデル（格納容器スプレイ）
安全系モデル（代替注
水設備）

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

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

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

サプレッション・
プール冷却

安全系モデル（非常用炉心冷却系）

入力値に含まれる。

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

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

格納容器各領域間の流動構造材との熱伝達及び内部熱伝導

原
子
炉
格
納
容
器

気液界面の熱伝達

添 2.3.4.2-3

項目
原子炉熱出力

原子炉圧力

原子炉水位

炉心流量

燃料

最大線出力密度

初期
条件

原子炉停止後の崩壊熱

格納容器容積（ドライウェ
ル）

格納容器容積（ウェットウェル）

サプレッショ
ン・チェンバ・
プール水位

サプレッショ
ン・チェンバ・プール水温

表 2 解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗）（1/3）
解析条件（初期条件，事故条件）の不確かさ
条件設定の考え方
運転員等操作時間に与える影響
評価項目となるパラメータに与える影響
解析条件
最確条件
原子炉熱出力のゆらぎを考慮し 最確条件とした場合には最大線出力密度及び原子炉停止後の崩壊熱が 最確条件とした場合には最大線出力密度及び原子炉停止後の崩壊熱が3,924MWt 以下
3,926MWt
た運転管理目標値を参考に最確 緩和される。最確条件とした場合の運転員等操作時間への影響は，最 緩和される。最確条件とした場合の評価項目となるパラメータに与える（実績値）
条件を包絡できる条件を設定。
大線出力密度及び原子炉停止後の崩壊熱にて説明する。
影響は，最大線出力密度及び原子炉停止後の崩壊熱にて説明する。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え 最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えう
約 7.05～7.12MPa[gage]
7.07MPa[gage]
定格原子炉圧力として設定。
うるが，原子炉圧力は逃がし安全弁により制御されるため事象進展に るが，原子炉圧力は逃がし安全弁により制御されるため事象進展に与え（実測値）
与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。
る影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え 最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えう
通常運転水位うるが，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小さい。 るが，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小さい。例
通常運転水位（セパレータスカート下端 通常運転時の原子炉水位として 例えば，スクラム 10 分後の原子炉水位の低下量は通常運転水位約－4m えば，スクラム 10 分後の原子炉水位の低下量は通常運転水位約－4m で（セパレー タスカーから約+118cm～約+120cm） 設定。
であるのに対してゆらぎによる水位低下量は約－10mm であり非常に あるのに対してゆらぎによる水位低下量は約－10mm であり非常に小さ
ト下端から+119cm）（実測値）
小さい。したがって，事象進展に与える影響は小さく，運転員等操作 い。したがって，事象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパラ
時間に与える影響は小さい。
メータに与える影響は小さい。
炉心の反応度補償のため初期値は変化するが，事象発生後早期に原子 炉心の反応度補償のため初期値は変化するが，事象発生後早期に原子炉
52,200t/h
定格流量の約 91～約 110%定格流量として設定。
炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展に及ぼす影響は小さ はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展に及ぼす影響は小さく，（定格流量（100%）） （実測値）
く，運転員等操作時間に与える影響はない。
評価項目となるパラメータに与える影響はない。
9×9 燃料（A 型）と 9×9 燃料（B型）は，熱水的な特性はほぼ同等 最確条件とした場合には，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心となるか， 最確条件とした場合には，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心となるか，そであり，その他の核的特性等の違 それらの混在炉心となるが，両型式の燃料の熱水力特性はほぼ同等で れらの混在炉心となるが，何れの型式も燃料の熱水力特性はほぼ同等で
9×9 燃料（A 型）
装荷炉心ごといは燃料棒最大線出力密度の保 あり，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に あり，炉心冷却性に大きな差は無いことから，評価項目となるパラメー
守性に包含されることから，代表 与える影響は小さい。
タに与える影響は小さい。
的に 9×9 燃料（A 型）を設定。
最確条件とした場合，燃料被覆管温度の上昇が緩和されるが，操作手
約 42.0kW/m 以下
設計目標値を参考に最確条件を 順（減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わりはなく，燃料 最確条件とした場合，燃料被覆管温度の上昇が緩和されることから，評
44.0kW/m（実績値）
包絡できる条件を設定。
被覆管温度を起点とする運転員等操作はないため，運転員等操作時間 価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
に与える影響はない。
最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生サイクル末期の燃焼度のばらつ 生する蒸気量は少なくなることから，原子炉水位の低下が緩和され，
ANSI/ANS-5.1-1979
する蒸気量は少なくなることから，原子炉水位の低下が緩和され，また，
ANSI/ANS-5.1-1979
きを考慮し，10％の保守性を確保 また，炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇は緩和され，それに伴う原平均的燃焼度約 30GWd/t
炉心露出後の燃料被覆管温度の上昇は緩和され，それに伴う原子炉冷却
燃焼度 33GWd/t
することで，最確条件を包絡でき 子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力上昇が遅くな（実績値）
材の放出も少なくなることから，格納容器圧力上昇が遅くなり，評価項
る条件を設定。
るが，操作手順（減圧後速やかに低圧注水に移行すること）に変わり目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
ドライウェル内体積の設計値（全7,350m3
解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響は 解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はな
7,350m3
体積から内部機器及び構造物の（設計値）
なく，運転員等操作時間に与える影響はない。
く，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
体積を除いた値）を設定。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え 最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えう
空間部：
うるが，ゆらぎによる格納容器容積（ウェットウェル）の液相部（空 るが，ゆらぎによる格納容器容積（ウェットウェル）の液相部（空間部）
3
約5,980～約5,945mウェットウェル内体積の設計値
間部）の変化分は通常時に対して非常に小さい。例えば，通常時の液 の変化分は通常時に対して非常に小さい。例えば，通常時の液相部の熱空間部：5,960m3
液相部：（内部機器及び構造物の体積を相部の熱容量は約 3,600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎによる容 容量は約 3,600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎによる容積減少分の液相部：3,580m3
3
約 3,560～約 3,595m除いた値）を設定。
積減少分の熱容量は約 20m3 相当分であり，その減少割合は通常時の約 熱容量は約 20m3 相当分であり，その減少割合は通常時の約 0.6%程度と（実測値）
0.6%程度と非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響は小さ 非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響は小さく，評価項目
く，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
となるパラメータに与える影響は小さい。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えう
うるが，ゆらぎによるサプレッション・チェンバ・プール水位低下分
るが，ゆらぎによるサプレッション・チェンバ・プール水位低下分の熱の熱容量は通常水位時に対して非常に小さい。例えば，通常水位時
容量は通常水位時に対して非常に小さい。例えば，通常水位時（7.05m）
約 7.01m～約 7.08m
通常運転時のサプレッション・チ （7.05m）の熱容量は約 3600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎによ7.05m（NWL）の熱容量は約 3600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎによる水位低下分（実測値）
ェンバ・プール水位として設定。 る水位低下分（通常水位-0.04m 分）の熱容量は約 20m3 相当分であり，（通常水位-0.04m 分）の熱容量は約 20m3 相当分であり，その低下割合
その低下割合は通常水位時の約 0.6%程度と非常に小さい。したがっは通常水位時の約 0.6%程度と非常に小さい。したがって，事象進展に与て，事象進展に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響
える影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
は小さい。
通常運転時のサプレッション・チ
最確条件は解析条件で設定している水温よりも若干低くなるため，格 最確条件は解析条件で設定している水温よりも若干低くなるため，格納約 30℃～35℃ェンバ・プール水温の上限値を，35℃
納容器圧力上昇が遅くなり，格納容器スプレイ操作の開始が遅くなる 容器の熱容量は若干大きくなり除熱が必要となるまでの時間が長くな（実測値）
最確条件を包絡できる条件としが，その影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
るが，その影響は小さい。
て設定。

添 2.3.4.2-4

表 2 解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗）（2/3）
解析条件（初期条件，事故条件）の不確かさ
解析条件
最確条件

項目

条件設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動 最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えを与えうるが，ゆらぎによる格納容器圧力の上昇に与える影響 うるが，ゆらぎによる格納容器圧力の上昇に与える影響は小さい。例は小さい。例えば，事象発生から格納容器圧力が初期ピーク値 えば，事象発生から格納容器圧力が初期ピーク値に達するまでの圧力に達するまでの圧力上昇率（平均）は 1 時間あたり約 13kPa（約 上昇率（平均）は 1 時間あたり約 13kPa（約 20 時間で約 270kPa）であ
20 時間で約 270kPa）であるのに対して，ゆらぎによる圧力上昇 るのに対して，ゆらぎによる圧力上昇量は約 2kPa であり非常に小さ
量は約 2kPa であり非常に小さい。したがって，事象進展に与え い。したがって，事象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパる影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
ラメータに与える影響は小さい。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動 最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えを与えうるが，格納容器温度は格納容器スプレイにより飽和温 うるが，格納容器温度は格納容器スプレイにより飽和温度となること
度となることから，初期温度が事象進展に及ぼす影響は小さく， から，初期温度が事象進展に及ぼす影響は小さく，評価項目となるパ
運転員等操作時間に与える影響は小さい。
ラメータに与える影響は小さい。

格納容器圧力5.2kPa

約 3kPa～約 7kPa
（実測値）

通常運転時の格納容器圧
力として設定。

格納容器温度57℃

約 30℃～約 60℃（実測値）

通常運転時の格納容器温度として設定。

真空破壊装置3.43kPa（ドライウェル－サプレッ
ション・チェンバ間差圧）

3.43kPa（ドライウェル－サプレッ
ション・チェンバ間差圧）（設計値）

真空破壊装置の設定値。

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

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

約 30℃～約 50℃（実測値）

復水移送ポンプ吐出温度を参考に最確条件を包絡できる条件を設定。

最確条件は解析条件で設定している水温よりも低くなる可能性があり，格納容器圧力上昇に対する格納容器スプレイによる圧力抑制効果は大きくなり，間欠スプレイの間隔に影響する。しかし本解析ではスプレイ間隔は炉心冠水操作に依存していることから運転員等操作時間に与える影響は小さい。

最確条件は解析条件で設定している水温よりも低くなる可能性があり，炉心の再冠水までの挙動に影響する可能性はあるが，この顕熱分の影響は小さく，燃料被覆管に対する影響は小さい。
また，格納容器圧力上昇に対する格納容器スプレイによる圧力抑制効
果は大きくなるため，格納容器圧力上昇の程度は小さくなるが，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

21,400m3 以上（淡水貯水池水量＋復水貯
蔵槽水量）淡水貯水池及び通常運転中の復水貯蔵槽の水量を参考に，最確条件を包絡できる条件を設定。

最確条件とした場合には，解析条件よりも水源容量の余裕は大きくなる。また，事象発生 12 時間後からの可搬型代替注水ポン
プによる補給により復水貯蔵槽は枯渇しないことから，運転員
等操作時間に与える影響はない。

－

2,240kL 以上（軽油タンク容量＋ガスタ
ービン発電機用燃料タンク容量）

通常時の軽油タンク及びガスタービン発電機用燃料タンクの運用値を参考に，最確条件を包絡できる条件を設定。

最確条件とした場合には，解析条件よりも燃料容量の余裕は大きくなる。また，事象発生直後から最大負荷運転を想定しても燃料は枯渇しないことから，運転員等操作時間に与える影響は
ない。

－

初
期
条
件
外部水源の温度

外部水源の容量

燃料の容量

50℃（事象開始 12 時間以降
は 45℃，事象開始 24 時間
以降は 40℃）

約 21,400m

約 2,240kL3

添 2.3.4.2-5

表 2 解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗）
（3/3）
項目
起因事象

事
故
条
件

条件設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源を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て設定。
本事故シーケンスにおける前提条
件。
起因事象として，外部電源を喪失するものとして設定。
安全保護系等の遅れ時間を考慮し
て設定。

－

－

外部電源喪失は起因事象として設定していることから，外部電源がある場合については考慮しない。
解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

外部電源喪失は起因事象として設定していることから，外部電源がある場合については考慮しない。
解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

原子炉隔離時冷却系の設計値として設定。

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

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

逃がし安全弁の逃がし弁機能の設計値を設定。

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

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

逃がし安全弁の設計値に基づく蒸気流量及び原子炉圧力の関係から設定。

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

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

外部電源喪失－全交流動力電源喪失－

逃がし安全弁 1 弁開固着

－

外部電源

外部電源なし－原子炉スクラム信号

タービン蒸気加減弁急速閉（遅れ時間：0.08 秒）
原子炉水位低（レベル 2）
にて自動起動
182m3/h（8.12～1.03MPa[dif]において）にて注水
逃がし弁機能7.51～7.86MPa[gage]363～380 t/h/個
自動減圧機能付き逃がし安全弁の 2 個開による原子炉
急速減圧

タービン蒸気加減弁急速閉（遅れ時間：0.08 秒）
原子炉水位低（レベル 2）
にて自動起動
182m3/h（8.12～1.03MPa[dif]において）にて注水
逃がし弁機能7.51～7.86MPa[gage]363～380 t/h/個
自動減圧機能付き逃がし安全弁の 2 個開による原子炉
急速減圧

低圧代替注水系（常設）

最大 300m3/h で注水，その後は炉心を冠水維持可能な
注水量に制御最大 300m3/h で注水，その後は炉心を冠水維持可能な
注水量に制御設計値に注入配管の流路圧損を考慮した値として設定。

代替格納容器ス
プレイ冷却系

140m3/h にてスプレイ

140m3/h 以上にてスプレイ

格納容器雰囲気温度及び圧力抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，設定。

実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる可能性がある。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
スプレイ流量は運転員による調整が行われ，その増減により圧力抑制効果に影響を受けるが，操作手順に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

約23MW（サプレッション・
チェンバのプール水温
100℃，海水温度30℃において）S/C水位が「真空破壊装置1m」到達時に手動起動し，954m3/h（0.27MPa[dif]）にて注水

約23MW（サプレッション・
チェンバのプール水温
100℃，海水温度30℃において）S/C水位が「真空破壊装置1m」到達時に手動起動し，954m3/h（0.27MPa[dif]）
にて注水

代替原子炉補機冷却系の設計値として設定。

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

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

低圧注水系（残留熱除去系（低圧注 解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与水モード））の設計値として設定。 える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

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

熱交換器1基あたり約8MW（サプレッション・チェン
バのプール水温52℃，海水
温度30℃において）

熱交換器1基あたり約8MW（サプレッション・チェン
バのプール水温52℃，海水
温度30℃において）

残 留 熱 除 去系 の 設 計値 と して 設定。

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

安全機能の喪失に対する仮定原子炉隔離時冷却系逃がし安全弁機器条件

解析条件（初期条件，事故条件）の不確かさ
解析条件
最確条件

代替原子炉補機
冷却系
低圧注水系（残留熱除去系（低圧注水モード））
残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水
冷却モード）

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

添 2.3.4.2-6

実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），
燃料被覆管温度は低めの結果を与えることになるため，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
スプレイ流量は運転員による調整が行われ，その増減により圧力抑制効果に影響を受けるものの，格納容器内に蓄積される崩壊熱量に変わりは無いため，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

表 3 操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗）
（1/4）

項目

操
作
条
件

常設代
替交流
電源設
備から
の受電

解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
解析上の操
条件設定の考え方
作開始時間

事 象発生 70分後に受電完了※1（事象
発生 60 分後に操作開始）

全交流動力電源喪失時の訓練実績を踏まえて設定操作の不確かさ要因【認知】中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の非常用高圧系統の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断し，これにより常設代替交流電源設備の準備を開始する手順としている。この認知に係る時間として 10 分間を想定しているため，認知遅れ等により操作開始時間に与える影響はなし。
【要員配置】
常設代替交流電源設備からの受電操作のために，中央制御室にて常設代替交流電源設備からの受電準備を行う運転員と，現場にて常設代替交流電源設備からの受電準備を行う運転員(現場)と，常設代替交流電源設備の起動操作等を行う運転員(現場)が配置されている。受電準備を行う運転員及び運転員(現場)は，常設代替交流電源設備からの受電準備のための負荷切離し操作を行っている期間，他の操作を担っていない。このため，要員配置が操作開始時間に与える影響はなし。
【移動】
常設代替交流電源設備からの受電準備を行う運転員(現場)は，中央制御室から操作現場である原子炉建屋地下 1 階まで通常 5分間程度で移動可能であるが，移動時間としては余裕を含めて 10 分間を想定している。常設代替交流電源設備の起動操作等を行う運転員は，屋外に移動するが，移動時間としては徒歩の所要時間に余裕を加味し 10 分間を想定している。このため，移動が操作開始時間に与える影響はない。
【操作所要時間】
常設代替交流電源設備の起動操作等を行う運転員(現場)，受電準備を行う運転員及び運転員(現場)の操作内容及び操作所要時
間は以下のとおり。これらの作業は並行して行うため，操作所要時間は最長で 50 分間となる。
［起動操作等を行う運転員(現場)：操作所要時間；合計 40 分間］
 常設代替交流電源設備の起動前の油漏れ，配電盤等の健全性確認の所要時間に 10 分間を想定
 燃料バルブの開操作，給・排気扉開操作等の常設代替交流電源設備の起動準備の所要時間に 10 分間を想定
 常設代替交流電源設備の起動，起動後の運転確認及び常設代替交流電源設備側の遮断器操作の所要時間に 20 分間を想定［受電準備を行う運転員(現場)：操作所要時間；合計 50 分間］
 常設代替交流電源設備からの受電前準備として，負荷抑制のための切離し操作を行う。操作対象が 20 個程度であり，1 個あたりの操作時間に移動時間含めて 2 分間程度を想定し，操作の所要時間は 40 分間を想定
 常設代替交流電源設備の起動及び緊急用交流高圧母線の遮断器の投入後の非常用交流高圧電源母線の受電操作の所要時間に 10 分間を想定［運転員（中央制御室）：操作所要時間；合計 35 分間］
 常設代替交流電源設備からの受電前準備として，負荷抑制のための切離し及び操作スイッチの引き保持等の所要時間に 20分間を想定
 非常用交流高圧電源母線の受電操作後に，中央制御室での受電確認及び低圧代替注水系（常設）の注水準備操作の所要時間に 15 分間を想定【他の並列操作有無】
上述のとおり，起動操作等を行う運転員(現場)と受電準備を行う運転員(現場)の並列操作はあるが，それを加味して操作の所
要時間を算定しているため，操作開始時間に与える影響はない。
【操作の確実さ】
現場操作は，操作の信頼性の向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

※1 常設代替交流電源設備からの受電完了時間は，低圧代替注水系(常設)への電源供給が完了する時間を想定している。

添 2.3.4.2-7

評価項目となるパラメータに与える影響操作時間余裕

訓練実績等

常 設 代 替 交 流電 源 設
備 か ら の 受 電操 作 に 実 態 の 操 作 開
つ い て 実 態 の運 転 操 始 時 間 は 解 析
作は，認知に 10 分間， 上 の 設 定 と ほ
移動に 10 分間，操作 ぼ 同 等 で あ る
所要時間に 50 分間の ことから，評価
合計 70 分間であり， 項 目 と な る パ
解 析 上 の 受 電完 了 時 ラ メ ー タ に 与間とほぼ同等であり， え る 影 響 は 小操 作 開 始 時 間に 与 え さい。
る影響は小さい。

常設代替交流
電源設備から
の受電操作については，初期の原子炉隔離時冷却系による注水可能継続時間（約 1.5
時間）内に低圧
代替注水系（常設）の運転に必
要な常設代替交流電源設備からの受電を実施することで炉心損傷を回避することが可能であり，
事象発生から
時間余裕がある。

訓練実績等より，運転員による常設代替交流電源設備の起動操作，並びに現場及び中央制御室の運転員による受電前準備及び
受電操作を並行して実施し，想定と同じ約70 分で常設代替交流電源設備からの受電が実施可能であることを確認した。
想定で意図している運転操作が実施可能なことを確認した。

運転員等操作時間に
与える影響

項目

低圧代替注水系（常設）起動操作

表 3 操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗）（2/4）
解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
評価項目となるパラ
操作の不確かさ要因
運転員等操作時間に与える影響
操作時間余裕メータに与える影響
解析上の操
条件設定の考え方
作開始時間
常設代替交
流電源設備
による交流
電源の供給
開始後

操
作
条
件
逃がし安全弁
による原子炉減圧操作

事象発生約
1.5 時間後

常設代替交流電源設
備からの受電後として設定

常設代替交流電源設備からの受電までの時間想定として，事象発生から十分な時
間余裕がある。

低圧代替注水系（常設）による原子炉注
水の準備完了後，原
子炉圧力の低下に伴う原子炉隔離時冷却系により原子炉注水が停止する時点【認知】低圧代替注水系（常設）起動操作完了から時間余裕があること及び事故時の重要監視パラメータとして原子炉水位を継続監視しているため認知に大幅な遅れが生じることは考えにくい。よって,認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
【要員配置】
中央制御室内での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与える影響はなし。
【移動】
中央制御室内での操作のみであり，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作所要時間】
逃がし安全弁による原子炉減圧操作は制御盤の操作スイッチによる操作のため，操作開始時間に与える影響はなし。
【他の並列操作有無】
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の準備完了後，原子炉圧力の低下に伴う原子炉隔離時冷却系によって原子炉注水が停止するまでに低圧代替注水系（常設）に切替えるための原子炉減圧操作を行うこととしており，原子炉隔離時冷却系による原子炉注水の状況により，原子炉減圧の操作開始時間は変動しうる。
【操作の確実さ】
中央制御室内の制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

添 2.3.4.2-8－

実態の運転操作においては，原子炉圧力の低下に伴う原子炉隔離時冷却系によって原子炉注水が停止するま
でに低圧代替注水系（常設）に切替えるための原子炉減圧操作を行うこととしており，原子炉隔離時冷却系
による原子炉注水の状況により原子炉減圧の操作開始時間は変動する可能性があるが，原子炉水位維持の点では問題とならない。

訓練実績等

－

－

中央制御室における操作のため，シミュレータにて訓練実績を取得。訓練では，低圧代替注
水系（常設）による原子炉注水の系統構成に約 2 分。
想定で意図している運転操作が実施可能なことを確認した

実態の操作開始時間が早まった場合，減圧時点の崩壊熱が高くなるが，燃料被覆
管の冠水は維持されるため，その影響は小さい。

低圧代替注水系（常設）への移
行は，低圧代替
注水系（常設）による原子炉注水の準備完了後から，原子炉圧力の低下に伴う原
子炉隔離時冷却系の停止までに実施することで炉心損傷を回避
することが可能であり，事象発
生から時間余裕がある。

中央制御室における操作のため，シミュレータにて訓練実績を取得。訓練では，復水移送ポ
ンプの起動を確認し，逃がし安全弁による原子炉減圧操作開始まで約 1 分。
想定で意図している運転操作が実施可能なことを確認した。

表 3 操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗）（3/4）
解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
解析上の操作
条件設定の考え
開始時間
方

操作の不確かさ要因

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える
影響

操作時間余裕

訓練実績等

代替格納容
器スプレイ
冷却系によ
る格納容器
冷却操作

原子炉水位制御（レベル 3～レ
格納容器圧力ベル 8）が可能で
13.7kPa[gage]
あり，格納容器
到達後の原子除熱機能が喪失
炉水位高（レベ
し設計基準事故
ル 8）到達時
時の最高圧力に（約 2 時間後）到達することを踏まえて設定【認知】
格納容器スプレイの操作実施基準（13.7kPa[gage]到達後の原子炉水位高（レベル 8））に到達するのは事象発生約 2 時間後であり，それまでに格
納容器圧力の上昇を十分に認知できる時間があるため，認知遅れにより操
作開始時間に与える影響はなし。
【要員配置】
中央制御室内での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与える影響はなし。
【移動】
中央制御室内での操作のみであり，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作所要時間】低圧代替注水系（常設）から代替格納容器スプレイ冷却系への切替えは制御盤の操作スイッチによる操作のため，簡易な操作である。操作時間は特に設定していないが，格納容器の緩やかな圧力上昇に対して操作開始時間
は十分に短い。
【他の並列操作有無】
原子炉への注水が優先であり，原子炉水位高（レベル 8）到達後に，低圧
代替注水系（常設）から代替格納容器スプレイ冷却系へ切替えることとしており，原子炉注水の状況により，代替格納容器スプレイの操作開始時間は変動しうる。
【操作の確実さ】
中央制御室内の制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

実態の運転操作においては
原子炉注水を優先するため，原子炉水位高（レベル8）到達後に低圧代替注水系（常設）から代替格納容器
スプレイへ切替えることとしており，原子炉注水の状況により代替格納容器スプレイの操作開始は格納容器
圧力 13.7kPa[gage]到達後の原子炉水位高（レベル 8）到達付近となるが，操作開始
時間に与える影響はない。
当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始
時間は遅れる可能性がある
が，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。

原子炉注水の状況により代替格納容器スプレイの操作
開始は格納容器圧
力 13.7kPa[gage]到
達後の原子炉水位
高（レベル 8）到達付近となるが，格納容器圧力の上昇は緩やかであり，代替
格納容器スプレイ
開始時間が早くなる場合，遅くなる場
合の何れにおいても，事象進展はほぼ変わらないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

格納容器スプ
レイ開始までの時間は事象発生から約 2
時間あり，準
備時間が確保できるため，
時間余裕がある。

中央制御室における操作のため，シミュレータにて訓練実績を取得。訓練では，格納容器圧力の上昇傾向及び原子炉水位の状況を同時に監視し，低圧代替注水系（常設）から代替格納容器スプレ
イ冷却へ切替操作を実施，切替操作に要する時間は訓練実績では
約 1 分。
想定で意図している運転操作が実施可能なことを確認した。

復水貯蔵槽
への補給

可搬型設備に関して，事象発生から 12 時間まで
は，その機能に期待しないと仮定

復水貯蔵槽への補給までの時間は，事象発生から 12 時間あり十分な時間余裕がある。

－

－

－

各機器への
各機器への給油
給油
は，解析条件で（可搬型代はないが，解析替注水ポンで想定している事象発生からプ，電源車，
操作の成立や継12 時間後以降，可搬型大容
続に必要な操
適宜
量送水ポン
作・作業。
プ及び常設
各機器の使用開代替交流電
始時間を踏まえ
源設備）て設定

各機器への給油開始までの時間は，事象発生から 12 時間あり十分な時間余裕がある。

－

－

－

項目

操
作
条
件

事象発生から
12 時間後添 2.3.4.2-9

復水貯蔵槽への補給は，淡水貯水池から防火水槽への補給と可搬型代替注水ポンプによる防火水槽から復水貯蔵槽への補給を並行して実施する。淡水貯水池から防火水槽への補給の系統構成
は，所要時間 90 分想定のところ，訓練実績等により約 70 分で実施可能なこと，可搬型代替注水ポンプによる防火水槽から復水貯蔵槽への補給のホース敷設等の注水準備は，所要時間 180 分想定のところ，訓練実績等により約 135 分であり，想定で意図している作業が実施可能なことを確認した。
有効性評価では，防火水槽から復水貯蔵槽への補給用の可搬型
代替注水ポンプ（6 号及び 7 号炉：各 3 台），代替原子炉補機冷却系用の電源車（6 号及び 7 号炉：各 2 台）及び可搬型大容量送水ポンプ（6 号及び 7 号炉：各 1 台），及び常設代替交流電源設
備（6 号及び 7 号炉で 1 台）への燃料給油を期待している。
各機器への給油準備作業について，可搬型代替注水ポンプ，電源車及び可搬型大容量送水ポンプへの燃料給油準備（現場移動開始からタンクローリーへの補給完了まで）は，所要時間 90 分のところ訓練実績等では約 82 分，常設代替交流電源設備への燃料給油準備は，所要時間 120 分のところ訓練実績等では約 95 分
で実施可能なことを確認した。
また，各機器への燃料給油作業は，各機器の燃料が枯渇しない
時間間隔（許容時間）以内で実施することとしている。
可搬型代替注水ポンプへの燃料給油作業は，許容時間 180 分のところ訓練実績等では約 96 分，電源車及び可搬型大容量送水ポン
プへの燃料給油作業は，許容時間 120 分のところ訓練実績等では
約 96 分，常設代替交流電源設備への燃料給油作業は，許容時間
540 分のところ訓練実績等では約 135 分であり，許容時間内で意図している作業が実施可能であることを確認した。

項目

代替原子炉補機
冷却系運転操作操
作
条件

表 3 操作の不確かさが操作開始時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗）（4/4）
解析条件（操作条件）の不確かさ
評価項目となる
解析上の操作開始時間
運転員等操作時間
操作の不確かさ要因
パラメータに与操作時間余裕に与える影響解析上の操作開始
条件設定の
える影響
時間
考え方
【認知】
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の非常用高圧系統の電源回復ができない
場合，早期の電源回復不可と判断し，これにより代替原子炉補機冷却系の準備を開始する手順としているため，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
【要員配置】
代 替 原 子 炉補 機 冷 却
代替原子炉補機冷却系の準備操作は，現場にて原子炉補機冷却水系の系統構成を行う運転員(現場)系 運 転 開 始ま で の 時と，代替原子炉補機冷却系の移動，敷設を行う専任の緊急時対策要員（事故後 10 時間以降の参集要
間は，事象発生から 20
代替原子炉補機冷員）が配置されている。運転員(現場)は，代替原子炉補機冷却系運転のための系統構成を行っている
時間あり，準備時間が却系の準備は，緊急 実態の操作開始
期間，他の操作を担っていない。よって，操作開始時間に与える影響はなし。
確保できるため，時間時 対 策 要 員 の 参 集 時間は解析上の【移動】余裕がある。
に 10 時間，
その後の 設定から早まる
代替原子炉補機冷却系に用いる代替熱交換器車，電源車等は車両であり，牽引又は自走にて作業現場
また，操作が遅れる場
作業に 10 時間の合 可能性があり，へ移動することを想定している。仮に地震等の外部事象が起因事象の場合に，アクセスルートの被害合においても，格納容
代替原子炉
計 20 時間を想定し この場合，格納があっても，ホイールローダ等にて必要なアクセスルートを仮復旧できる宿直の体制としており，操器 限 界 圧 力
補機冷却系ているが，準備操作 容器の圧力及び事象発生 20 時間
作開始時間に与える影響はなし。
0.62MPa[gage] に 至 るの準備期間
が 想 定 よ り 短 い 時 温度等を早期に後【作業所要時間】までの時間は，過圧のを考慮して間 で 完 了 す る 可 能 低下させる可能
緊急時対策要員の準備操作は，各機器の設置作業及び弁・スイッチ類の操作に移動時間を含めて 10
観点で厳しい「3.1 雰
設定性があるため，操作 性があることか
時間の作業時間を想定しているが，訓練実績を踏まえると，より早期に準備操作が完了する見込みで
囲気圧力・温度による
開 始 時 間 が 早 ま る ら，評価項目とある。また，運転員(現場)の行う現場系統構成は，操作対象が 20 弁程度であり，操作場所は原子炉
静的負荷（格納容器過可能性があり，格納 なるパラメータ
建屋及びタービン建屋海水熱交換器エリア及びコントロール建屋となるが，1 弁あたりの操作時間に
圧・過温破損）」にお
容 器 の 圧 力 及 び 温 に対する余裕は
移動時間含めて 10 分程度を想定しており，これに余裕を含めて 5 時間の操作時間を想定している。
いても事象発生約 38
度 を 早 期 に 低 下 さ 大きくなる。
作業途中の格納容器ベント実施に伴う一時退避（想定約 4 時間）を踏まえても，解析上の想定より操時間であり，約 18 時
せる。
作開始時間は早まる可能性がある。
間 以 上 の 余裕 が あ る【他の並列操作有無】
ことから，時間余裕が緊急時対策要員による準備操作及び現場運転員の系統構成は並列操作可能なため，両者が干渉してある。
操作開始時間が遅くなることはない。よって，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作の確実さ】
現場操作は，操作の信頼性向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

代替原子炉補機
冷却系を介した残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プ
ール水冷却モード）運転操作事象発生 20 時間
後

代替原子炉
補機冷却系
及び残留熱
除去系によ
る格納容器
除熱機能回
復を踏まえ
て設定

代替原子炉補機
冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）運転操作

サプレッション・
チェンバ・プール
水位が真空破壊装置-1m に到達した
時点（約 30 時間後）

格納容器圧
力抑制機能
維持を踏ま
えて設定

代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（サプレッション・チェンバ・プール水冷却モード）運
転操作までの時間は，事象発生から 20 時間あり十分な時間余裕がある。

－

－

－

代替原子炉補機冷却系を介した残留熱除去系（低圧注水モード）運転操作までの時間は，事象発生か
ら約 30 時間あり十分な時間余裕がある。

－

－

－

添 2.3.4.2-10

訓練実績等

訓練実績等より，代替原子炉
補機冷却系の移動・配置，フランジ接続，及び電源車のケーブル接続等を含め，想定より早い約 7 時間で代替原子炉
補機冷却系が運転開始可能であることを確認した。また，運転員(現場)の行う現場系統
構成は，想定より早い約 4 時間で実施可能であることを確認した。
想定で意図している運転操作が実施可能なことを確認した

中央制御室における操作のため，シミュレータにて訓練実績を取得。訓練では，残留熱除去系ポンプを起動し，サプ
レッション・チェンバ・プー
ル水冷却モードのための系統構成に約 5 分。
想定で意図している運転操作が実施可能なことを確認した。
中央制御室における操作のため，シミュレータにて訓練実績を取得。訓練では，残留熱除去系ポンプを起動し，低圧
注水モードのための系統構成に約 2 分。
想定で意図している運転操作が実施可能なことを確認した。

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（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗）○水源
復水貯蔵槽水量：約 1,700m3
淡水貯水池：約 18,000m3○水使用パターン①原子炉隔離時冷却系，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
事象発生後約 1.5 時間までは原子炉隔離時冷却系により注水し，その後は低圧代替注水系（常設）により注水する。
冠水後は，原子炉水位高（レベル 8）～原子炉水位低（レベル 3）の範囲で注水する（約 90m3/h）。
②代替格納容器スプレイ冷却系による代替原子炉格納容器スプレイ

添 2.3.4.3-1

原子炉水位高（レベル 8）～原子炉水位低（レベル 3）までの間，
代替原子炉格納容器スプレイを実施（140m3/h）。
③淡水貯水池から復水貯蔵槽への移送
事象発生 12 時間後から，淡水貯水池の水を防火水槽へ移送する。
防火水槽からは可搬型代替注水ポンプ 3 台を用いて 130m3/h で復水貯蔵槽へ移送する。
○時間評価（右上図）
事象発生 12 時間までは復水貯蔵槽を水源として原子炉注水及び代替原子炉格納容器スプレイを実施するため，復水貯蔵槽水量は減少する。
事象発生 12 時間後から復水貯蔵槽への補給を開始するため，水量は徐々に回復する。事象発生約 25 時間後に格納容器スプレイを停止し，その○水源評価結果
時間評価の結果から復水貯蔵槽が枯渇することはない。また，7 日間の対応を考慮すると，6 号及び 7 号炉のそれぞれで約 3,400m3 必要となる。6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮すると，約 6,800m3 必要となる。各号炉の復水貯蔵槽に約 1,700m3 及び淡水貯水池に約 18,000m3 の水を保有することから，6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮した場合も必要水量を確保可能であり，安定して冷却を継続することが可能である。

添付資料 2.3.4.3

後は崩壊熱相当で注水することから復水貯蔵槽水量は回復し，以降安定して冷却が可能である。

常設代替交流電源設備の負荷（全交流動力電源喪失（外部電源喪失＋DG 喪失）＋SRV 再閉失敗）<6 号及び 7 号炉>
6号炉

7号炉

直流125V充電器盤A

約94kW

約94kW

直流125V充電器盤A-2

約56kW

約56kW

AM用直流125V充電器盤

約41kW

約41kW

直流125V充電器盤B

約98kW

約98kW

約29kW

約23kW

3kW

3kW

復水移送ポンプ

55kW

55kW

復水移送ポンプ

55kW

55kW

残留熱除去系ポンプ

540kW

540kW

（973kW）（1034kW）

負荷容量（ｋW）
ガスタービン発電機の最大容量3,600kW

添 2.3.4.4-1

交流120V中央制御室計測用分電盤A,B
中央制御室可搬型陽圧化空
調機

(起動時)

3500

ガスタービン発電機の連続定格容量2,950kW

3000

最大容量
約2,636kW
約2,424kW

順次起動(6号炉／7号炉毎)
・充電器
・交流120V中央制御室計測用分電盤
・中央制御室可搬型陽圧化空調機
・復水移送ポンプ（2台）
・非常用照明
・その他

2500

2000

約2,035kW

約2,232kW
約2,142kW

約1,602kW

1500

非常用照明

約24kW

約27kW

燃料プール冷却浄化ポンプ

90kW

110kW

(起動時)

(181kW)(192kW)

その他

約74kW

約81kW

合計（連続最大負荷）(最大負荷)

約1,159kW

約1,183kW

7号炉燃料プール
冷却浄化ポンプ起動

6号炉燃料プール冷却浄化ポンプ起動

7号炉残留熱除去系ポンプ起動

約1,147kW

約1,062kW(6号炉：約529kW，7号炉：約533kW)
1000

6号炉残留熱除去系ポンプ起動

500

約2,342kW(約2,636 kW)

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

添付資料 2.3.4.4

小計

約2,342kW

約2,323kW

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）
3.1.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策(1)格納容器破損モード内のプラント損傷状態
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」に至る可能性のあるプラント損傷状態は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，TQUV，TQUX，LOCA，長期 TB，TBU，TBP 及び TBD である。
(2)格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」では，運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失事故又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，緩和措置がとられな
い場合には，原子炉格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，金属－水反応等によって発生した非凝縮性ガス等の蓄積によって，原子炉格納容器内の雰囲気圧力・温度が緩慢に上昇し，原子炉格納容器の過圧・過温により原子炉格納容器破損に至る。
したがって，本格納容器破損モードでは，損傷炉心の冷却のための低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却，また，代替循
環冷却又は格納容器圧力逃がし装置及び更なる信頼性向上の観点から設置する代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱によって原子炉格納容器破損及び放射性物質の異常な水準での敷地外への放出の防止を図る。
本格納容器破損モードは，原子炉格納容器バウンダリに対する過圧・過温の観点で厳しい事象であり，代替循環冷却の使用可否により，格納容器圧力・温度等の挙動が異なることが想定されるため，代替循環冷却を使用する場合と使用しない場合の両者について，格納容器
破損防止対策の有効性評価を行う。代替循環冷却が使用できる場合には，格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置よりも優先して使用する。
なお，本格納容器破損モードの評価では重大事故等対処設備に期待しており，原子炉圧力容器破損に至ることはないが，重大事故等対処設備に期待せず原子炉圧力容器破損に至る
場合については，「3.2 高圧溶融物放出/格納容器雰囲気直接加熱」,「3.3 原子炉圧力容器
外の溶融燃料-冷却材相互作用」,「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」にて確認する。

3.1.1-1

3.1.2 代替循環冷却を使用する場合
3.1.2.1 格納容器破損防止対策
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」で想定される事故シーケンスに対して，原子炉格納容器の破損を防止し，かつ，放射性物質が異常な水準で敷地外へ放出されることを防止するため，格納容器圧力及び温度の上昇を抑制し，初期の対策として低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段を整備する。また，安定状態に向けた対策として代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却手段
及び代替循環冷却による原子炉格納容器除熱手段を整備する。
本格納容器破損モードに対応する対策の概略系統図を図 3.1.2.1 から図 3.1.2.4 に，手順の概要を図 3.1.2.5 に示すとともに，重大事故等対策の概要を以下に示す。また，重大事故等対策における設備と操作手順の関係を表 3.1.2.1 に示す。
本格納容器破損モードにおける評価事故シーケンスにおいて，事象発生 10 時間までの 6
号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 30 名※である。その内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員
は，当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2 名，運転操作対応を行う運転員 12 名である。
発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は 5 名，
緊急時対策要員（現場）は 10 名※である。
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等を行うための参集要員 36 名である。必要な要員と作業項目について図 3.1.2.6 に示す。
なお，評価事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を評価事故シーケ
ンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，30 名で対処可能である。
※有効性評価で考慮しない作業（格納容器頂部注水）に必要な要員 4 名を含めると，緊急時対策要員（現場）が 14 名，合計が 34 名になる。

a. 原子炉スクラム確認及び非常用炉心冷却系機能喪失確認
運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失又は全交流動力電源喪失が発生して原子炉がスクラムしたことを確認する。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等である。
非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失を確認する。
非常用炉心冷却系の機能喪失を確認するために必要な計装設備は，各系統の流量指示等である。
なお，対応操作は，原子炉水位，格納容器圧力等の徴候に応じて行うため，今回想定している破断面積や破断位置が異なる場合，破断位置が特定できない場合においても，対応する操作手順に変更はない。

3.1.2-1

b. 全交流動力電源喪失及び早期の電源回復不能判断並びに対応準備
外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機が機能喪失する。これにより所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となり，全交流動力電源喪失に至る。
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，非常用高圧母線（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。
c. 炉心損傷確認
大破断 LOCA 時に非常用炉心冷却系の機能及び全交流動力電源が喪失するため，原子炉水位は急激に低下し，炉心が露出することで炉心損傷に至る。炉心損傷の判断は，ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のγ線線量率が設計基準事故相当のγ線線
量率の 10 倍を超えた場合とする。
炉心損傷を確認するために必要な計装設備は，格納容器内雰囲気放射線レベルである。
（添付資料 3.1.2.1）
炉心損傷により，原子炉格納容器内に水素ガスが放出されるため，原子炉格納容器内の水素ガス濃度上昇を確認する。
原子炉格納容器内の水素ガス濃度を確認するために必要な計装設備は，格納容器内水
素濃度(SA)である。
また，炉心損傷判断後は，原子炉格納容器内の pH 制御のため薬品注入の準備を行う。
サプレッション・チェンバのプール水の pH を 7 以上に制御することで，分子状無機よう素の生成が抑制され，その結果，有機よう素の生成についても抑制される。これにより，環境中への有機よう素の放出量を低減させることができる。なお，有効性評価においては，pH 制御には期待しない。
d. 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
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，原子炉圧力容器破損に至ることなく，原子炉水位が回復し，炉心は冠水する。
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を確認するために必要な計装設備は，復水
補給水系流量（原子炉圧力容器）等である。
なお，大破断 LOCA により格納容器温度が上昇し，ドライウェル雰囲気温度計の指示が原子炉圧力の飽和温度を超えている場合は，水位不明と判断する。
水位不明判断に必要な計装設備は，原子炉圧力及びドライウェル雰囲気温度である。
水位不明と判断した場合，原子炉水位は，崩壊熱及び原子炉注水流量から推定して把3.1.2-2

握することができる。具体的には，直前まで把握していた原子炉水位を起点とし，原子炉注水流量と崩壊熱除去に必要な水量の差を算出し，その差分を原子炉圧力容器水量レ
ベル換算から原子炉水位変化量を求めることにより，推定することができる。
e. 代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却
原子炉格納容器内に崩壊熱が蒸気として放出されるため，格納容器圧力及び温度が徐々に上昇する。原子炉格納容器の雰囲気を冷却するため，中央制御室からの遠隔操作により復水移送ポンプ 2 台を使用した代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却を実施する。崩壊熱及び原子炉注水流量による原子炉水位推定により炉心の冠水を確認した後，ドライウェル雰囲気温度計を用いて格納容器気相部温度が約 190℃超過を確認した場合又は格納容器内圧力計を用いて格納容器圧力が 0.465MPa[gage]に到達を確認した場合，代替格納容器スプレイ冷却系により原子炉格納容器冷却を実施する。
代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力及び復水補給水流量（原子炉格納容器）である。
また，代替格納容器スプレイと同時に原子炉格納容器内の pH 制御のため薬品注入を実施する。
炉心を冠水維持できる範囲（原子炉水位低（レベル 1）から破断口ノズル高さ）を，崩壊熱及び原子炉注水流量からの推定手段により確認し，原子炉注水と代替格納容器ス
プレイの切替えを繰り返し行う。
f. 代替循環冷却による原子炉格納容器除熱
代替原子炉補機冷却系の準備が完了した後，代替循環冷却実施の準備のため，低圧代
替注水系（常設）の最大流量にて原子炉注水を実施し水位を回復する。崩壊熱及び原子炉注水流量からの原子炉水位推定により破断口ノズル高さまで水位回復後，代替格納容器スプレイに切替え，最大流量にてスプレイを行うことで原子炉格納容器冷却を実施する。
崩壊熱及び原子炉注水流量からの原子炉水位推定により原子炉水位低（レベル 1）に到達した時点で，復水移送ポンプを停止し，代替循環冷却運転準備を実施する。復水移送ポンプを停止している期間は可搬型代替注水ポンプによる原子炉への注水を実施し，水位の回復を図る。
代替循環冷却運転準備が完了した後，可搬型代替注水ポンプによる原子炉注水を停止し，代替原子炉補機冷却系を用いた代替循環冷却による原子炉格納容器除熱を開始する。代替循環冷却の循環流量は，原子炉注水と格納容器スプレイに復水補給水系流量計（原子炉圧力容器）及び復水補給水系流量計（原子炉格納容器）を用いて，原子炉注入弁と格納容器スプレイ弁を中央制御室からの遠隔操作により流量分配し，それぞれ連続注水及び連続スプレイする。

3.1.2-3代替循環冷却の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，復水補給
水系流量（原子炉圧力容器）であり，原子炉格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，復水補給水系流量（原子炉格納容器），格納容器内圧力及びサプレッション・
チェンバ・プール水温度等である。
3.1.2.2 格納容器破損防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過圧及び過温への対策の有効性を総合的に評価する観点から，プラント損傷状態を LOCA に全交流動力電源喪失事象を加えた状態とし，中小破断 LOCA に比べて破断口径が大きいことから事象進展が早く，格納容器圧力，温度上昇の観点で厳しい大破断 LOCA を起因とする，「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失+全交流動力電源喪失」である。
本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，
原子炉圧力容器におけるＥＣＣＳ注水（給水系・代替注水設備含む），炉心損傷後の原子炉
圧力容器内 FP 挙動並びに原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷却，サプレッション・プール冷却，炉心損傷後の原子炉格納容器内 FP 挙動が重要現象となる。
よって，これらの現象を適切に評価することが可能であり，原子炉圧力容器内，原子炉格
納容器内の熱水力モデルを備え，かつ，炉心損傷後のシビアアクシデント特有の溶融炉心挙動に関するモデルを有するシビアアクシデント総合解析コード MAAP により原子炉水位，燃料最高温度，格納容器圧力，格納容器温度等の過渡応答を求める。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本評価事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
(2) 有効性評価の条件
本評価事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を表3.1.2.2に示す。また，主要な解析条件について，本評価事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
ａ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，大破断 LOCA が発生するものとする。破断箇所は，原子炉圧力容器内の保有水量を厳しく評価するため，残留熱除去系の吸込配管とする。
（添付資料 1.5.2）

3.1.2-4

(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，全交流動力電源を喪失するものとする。さらに非常用炉心冷却系が機能喪失するものとする。
(c) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。
送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定する。
(d) 水素の発生
水素の発生については，ジルコニウム－水反応を考慮するものとする。なお，解析コ
ード MAAP では水の放射線分解等による水素発生は考慮していないため，「(4)有効性評価の結果」にてその影響を評価する。
ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号
原子炉スクラムは，事象の発生と同時に発生するものとする。
(b) 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
最大300m3/hにて原子炉注水し，その後は炉心を冠水維持するように注水する。なお，
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水は，代替格納容器スプレイと同じ復水移送
ポンプを用いて弁の切替えにて実施する。
(c) 代替格納容器スプレイ冷却系
格納容器圧力及び温度抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，140m3/h にて原子炉格納容器内にスプレイする。なお，代替格納容器スプレイは，原子炉注水と同じ復水移送
ポンプを用いて弁の切替えにて実施する。
(d) 可搬型代替注水ポンプによる原子炉注水
代替循環冷却の運転準備において復水移送ポンプを停止する期間において，90m3/h で原子炉注水を行う。
(e) 代替循環冷却
代替循環冷却の循環流量は，全体で約 190m3/h とし，原子炉注水へ約 90m3/h，格納容器スプレイへ約 100m3/h にて流量分配し，それぞれ連続注水及び連続スプレイするものとする。
ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 交流電源は，常設代替交流電源設備によって供給を開始し，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。

3.1.2-5

(b) 代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作は，破断口まで水位回
復後，格納容器温度が約190℃に到達した場合に開始する。なお，格納容器スプレイ
は，代替循環冷却運転準備時に停止する。
(c) 代替循環冷却による原子炉格納容器除熱操作は，代替原子炉補機冷却系の準備時間等を考慮し，事象発生約22.5時間後から開始する。なお，代替原子炉補機冷却系運転操作は事象発生20時間後から開始する。
(3)有効性評価（Cs-137 の放出量評価）の条件(a)事象発生直前まで，定格出力の 100％で長時間にわたって運転されていたものとする。その運転時間は，燃料を約 1/4 ずつ取り替えていく場合の平衡炉心を考えて，最高 50,000 時間とする。
(b)代替循環冷却を用いた場合の環境中への総放出量の評価においては，炉内に内蔵されている核分裂生成物が事象進展に応じた割合で，原子炉格納容器内に放出※されるものとする。
※ セシウムの原子炉格納容器内への放出割合については，本評価事故シーケンスにおいては MAAP 解析の方が NUREG-1465 より大きく算出する。
(c)原子炉格納容器内に放出された Cs-137 については，格納容器スプレイやサプレッ
ション・チェンバ・プールでのスクラビングによる除去効果を考慮する。
(d)原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいについて考慮する。漏えい量の評価
条件は以下のとおりとする。
a)原子炉格納容器からの漏えい量は，格納容器圧力に応じた設計漏えい率をもとに評価する。
b)原子炉建屋から大気中に漏えいする放射性物質を保守的に見積もるため，原子炉建屋の換気空調系停止時における原子炉建屋から大気中への漏えい率を 10%/日（一定）とした。
c)原子炉建屋内での放射能の時間減衰は考慮せず，また，原子炉建屋内での粒子状物質の除去効果は保守的に考慮しない。
(添付資料 3.1.2.7)(4) 有効性評価の結果
本評価事故シーケンスにおける原子炉水位（シュラウド内外），注水流量，原子炉圧力容器内の保有水量の推移を図3.1.2.7から図3.1.2.9に，燃料最高温度の推移を図3.1.2.10に，格納容器圧力，格納容器温度，サプレッション・チェンバ・プール水位及び水温の推移を図
3.1.2.11から図3.1.2.14に示す。

3.1.2-6

a. 事象進展
大破断 LOCA 時に非常用炉心冷却系の機能及び全交流動力電源が喪失するため，原子炉水位は急速に低下する。水位低下により炉心は露出し，事象発生から約 0.3 時間後に燃料被覆管の最高温度は 1,000K（727℃）に到達し，炉心損傷が開始する。燃料被覆管の最高温度は事象発生から約 0.4 時間後に 1,200℃に到達し，また，事象発生から約 0.7 時間後に燃料温度は約 2,500K（2,227℃）に到達する。事象発生から 70 分後，常設代替交流電源設備による電源供給を開始し，復水移送ポンプ 2 台を用いた低圧代替注水系（常設）による注水を開始することによって，原子炉圧力容器破損に至ることなく，原子炉水位は回復し，炉心は再冠水する。
原子炉格納容器内に崩壊熱が蒸気として放出されるため，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇する。そのため，代替格納容器スプレイを間欠的に実施することによって，格納容器
圧力及び温度の上昇を抑制する。
事象発生から約 22.5 時間経過した時点で，代替原子炉補機冷却系による代替循環冷却を開始する。代替循環冷却により，原子炉圧力容器は破断口より溢水状態となり，原子炉格納
容器は除熱効果により格納容器圧力及び温度の上昇が抑制され，その後，徐々に低下する。
（添付資料 3.1.2.2,3.1.2.3）
b. 評価項目等
格納容器圧力は，図 3.1.2.11 に示すとおり，原子炉格納容器内に崩壊熱が蒸気として放出されるため徐々に上昇するが，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却及び代替循環冷却による原子炉格納容器除熱を行うことによって,圧力上昇は抑制される。
その結果，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力の最大値は約 0.60MPa[gage]となり，限界圧力 0.62MPa[gage]を超えることはない。なお，原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力が最大となる事象開始約 12 時間後において，水の放射線分解によって発生する水素及び酸
素は，原子炉格納容器内の非凝縮ガスに占める割合の 1%以下※であるため，その影響は無視
しうる程度である。
※格納容器圧力が最大値の約 0.60MPa[gage]を示す事象発生から約 12 時間後の格納容器
内の非凝縮性ガス（水素，酸素及び窒素）の物質量は約 8×105mol であり，水の放射線
分解によって発生する水素及び酸素の物質量の和は約 8×103mol 以下である。これが仮にドライウェルよりも体積の小さいサプレッション・チェンバの気相部に集中するものとしても，そのサプレッション・チェンバでの分圧は 0.01MPa[abs]未満であることから，水の放射線分解によって発生する水素及び酸素が格納容器圧力に与える影響は無視しうる程度と考えられる。
格納容器温度は，図 3.1.2.12 に示すとおり，原子炉格納容器内に崩壊熱が蒸気として放出されるため徐々に上昇し，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却及び代替循環冷却による原子炉格納容器除熱を行うことによって，温度上昇は抑制される。その結果，原子炉格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）の最大値は約 165℃となり,限3.1.2-7

界温度 200℃を超えない。なお，事象開始直後，破断口から流出する過熱蒸気により一時的に格納容器気相部温度は約 207℃となるが，この時の原子炉格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）は約 144℃であり，限界温度 200℃を超えない。
（添付資料 3.1.2.2）
図 3.1.2.7 に示すとおり，低圧代替注水系（常設）による注水継続により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，図 3.1.2.11 及び図 3.1.2.12 に示すとおり，代替循環
冷却の運転により，原子炉格納容器除熱に成功し，格納容器圧力及び温度の上昇を抑制する
ことで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。事象を通じて限界圧力に到達せず，
格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置を使用することなく，原子炉格
納容器が過圧・過温破損に至らないことを確認した。
本評価では，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」のうち，(1)，(2)及び(7)の評価項目について対策の有効性を確認した。(7)の評価項目のうち，可燃性ガスの蓄積については，金属－水反応等によって発生した可燃性ガスの蓄積を考慮しても，原子炉格納容器が過圧・過温破損に至らないことをもって，その影響について確認した。
また，(7)の評価項目のうち，可燃性ガスの燃焼については，「3.4 水素燃焼」において，可燃性ガスである酸素濃度が可燃限界に至らないことをもって，可燃性ガスの燃焼が生じないことを確認している。
（添付資料 3.1.2.4,3.1.2.5,3.1.2.6）
なお，原子炉格納容器が健全であるため，原子炉格納容器から原子炉建屋への漏えい量は制限され，また，大気中へは殆ど放出されないものと考えられる。これは，原子炉建屋内に漏えいした放射性物質は，原子炉建屋内で時間減衰し，また，粒子状放射性物質は，原子炉建屋内での重力沈降や水蒸気の凝縮に伴い，原子炉建屋内に沈着し除去されると考えられるためである。仮に原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいを想定すると，漏えい量は約 0.016TBq（7 日間）となり，「3.1.3 代替循環冷却をしない場合」の評価結果に比べて十分に小さな値となる。
（添付資料 3.1.2.7）
3.1.2.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するものとする。
雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却を使用する場合））では，原子炉格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した蒸気，金属－水反応等によって発生した非凝縮性ガス等が蓄積することが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象発生から 12 時間程度までの短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，常設代替交流電源設備からの受電操作，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作，代3.1.2-8

替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作，代替原子炉補機冷却系運転操
作及び代替循環冷却による原子炉格納容器除熱操作とする。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本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
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管
変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性が確認されている。炉心ヒートアップの感度解析（ヒートアップ時の燃料被覆管表面積感度解析）では，炉心溶融時間に対する感度は小さい
ことが確認されている。原子炉注水操作については，非常炉心冷却系による炉心への注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに低圧代替注水系（常設）による炉心注水（電源の確保含む）を行う手順となっており，燃料被覆管温度等のパラメータを操作開始の起点としている操作ではないことから，運転員等操作に与える影響はない。また，格納容器スプレイ操作については，炉心ヒートアップの感度解析では，格納容器内温度及び圧力挙動への影響は小さいことが確認されていることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である SAFER コードとの比較により，急速減圧後の水位上昇及び蒸気流出の継続による水位低下についてより緩慢な挙動を示すこと，その後の注水操作による有効燃料棒頂部までの水位回復時刻は SAFER コードと同等であることが確認されている。原子炉注水操作については，非常用炉心冷却系による炉心への注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに低圧代替注水系（常設）による炉心注水（電源の確保含む）を行う手順となっており，原子炉水位を操作開始の起点としている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。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）
は HDR 実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向が確認されているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる
等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているため，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としてい3.1.2-9

る代替格納容器スプレイに係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいため，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイに係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
（添付資料 3.1.2.8）
ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管
変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性が確認されている。炉心ヒートアップの感度解析（ヒートアップ時の燃料被覆管表面積感度解析）では，格納容器内温度及び圧力挙動への影
響は小さいことが確認されており，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）では，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である SAFER コードとの比較においては，短期的な挙動は緩慢な挙動とはなるが，模擬できており，また，長期的な挙動は崩壊熱の影響が支配的となるため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）
は HDR 実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向が確認されているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる
等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料 3.1.2.8）(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3.1.2.2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，解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくな
るような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。

3.1.2-10

(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/tに対して最確条件
は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件の不確かさとして，最確条件は解析条
件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，原子炉冷却材の放出も少なくなる
ことから，格納容器圧力及び温度上昇が遅くなるが，操作手順（原子炉水位が破断口
高さ到達後に低圧代替注水系（常設）から代替格納容器スプレイへ切替えること）に
変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力，格納容器温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，事象進展に与える影
響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，本解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復が早くなる可能性がある。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であるため,運転員等操作時間に与える影響はない。
機器条件の代替循環冷却は，本解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合，原子炉水位の回復は早くなり，格納容器の圧力抑制効果は大きくなるが,操作手順に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料3.1.2.8）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/tに対して最確条件
は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件の不確かさとして，最確条件は解析条
件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，原子炉冷却材の放出も少なくなる
ことから，格納容器圧力及び温度上昇が遅くなるため，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，本解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる可能性があるが，格納容器圧力及び温度上昇に有意な影響を与えないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
機器条件の代替循環冷却は，本解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合，原子炉水位の回復は早くなり，格納容器の圧力抑制効果は大きくなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
（添付資料3.1.2.8）
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，

3.1.2-11

「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の6要因に分類し，これらの要因が，運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電及び低圧代替注水系（常設）による原
子炉注水操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から70分後を設定している。
運転員等操作時間に与える影響として，常設代替交流電源設備からの受電操作について，実態の運転操作は，認知に10分間，移動に10分間，操作所要時間に50分間の合計70分間であり，解析上の受電完了時間とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影
響は小さい。低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，常設代替交
流電源設備からの受電操作と同時に実施するため，受電操作の影響を受けるが，実態の操作時間は，解析上の操作開始時間とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作は，解析上の操作開始時間として破断口まで水位回復後，格納容器温度約190℃到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，解析結果は破断口まで水位回復前に既に格納容器温度は約190℃を超えており，実態の操作も解析上も原子炉水位が破断口高さ到達後に低圧代替注水系（常設）から代替格納容器スプレイへ切替えることとしており，実態の操作開始時間は，解析上の想定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。また，代替格
納容器スプレイへの切替後，原子炉水位が低下し原子炉水位低（レベル1）に到達した場合，低圧代替注水系(常設)へ切替を行う。当該操作開始時間は，解析上の想定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。また，中央制御室で行う操作であり，他の操作と重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から20時間後を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，代替原子炉補機冷却系の準備は，緊急時対策要員の参集に10時間，その後の作業に10時間の合計20時間を想定しているが，準備操作が想定より短い時間で完了する可能性がある
ため，操作開始時間が早まる可能性があり，格納容器圧力及び温度を早期に低下させる。
操作条件の代替循環冷却による原子炉格納容器除熱操作は，解析上の操作開始時
間として事象発生から20時間後を設定している。運転員等操作時間に与える影響と3.1.2-12

して，代替循環冷却運転は事象発生約22.5時間後に開始することとしているが，余裕時間を含めて設定されているため操作の不確かさが操作開始時間に与える影響は小さい。また，本操作の操作開始時間は，代替原子炉補機冷却系の準備期間を考慮して設定したものであり，代替原子炉補機冷却系の操作開始時間が早まれば，本操作の操
作開始時間も早まる可能性があり，代替循環冷却の運転開始時間を早める。
（添付資料3.1.2.8）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電及び低圧代替注水系（常設）による原
子炉注水操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はな
い。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作は，運転員等操作時間に与える影響として，原子炉注水の状況により格納容器スプレイの操
作開始は破断口まで水位回復後，格納容器温度約190℃到達後となり，実態の操作開始時間は解析上の想定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定から早まる可能性があり，この場合，格納
容器圧力及び温度等を早期に低下させる可能性があることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
操作条件の代替循環冷却による原子炉格納容器除熱操作は，運転員等操作時間に与える影響として，代替原子炉補機冷却系の操作開始時間が早まった場合には，本操作も早まる可能性があり，この場合，格納容器圧力及び温度等を早期に低下させる可能性があることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
（添付資料3.1.2.8）(3) 操作時間余裕の把握
操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電操作及び低圧代替注水系（常設）による原
子炉注水操作については，事象発生から90分後（操作開始時間の20分程度の遅れ）までに常設代替交流電源設備からの受電操作を行い低圧代替注水系（常設）による原子炉注水が開始できれば，評価項目を満足する結果となり，時間余裕がある。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作については，
事象発生から90分後（操作開始時間の20分程度の遅れ）に低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始した場合の解析では，格納容器スプレイ開始のタイミングは約2.3時間

3.1.2-13

後であることから，現行の2時間に対して約20分程度の準備時間を確保できるため，時間余裕がある。
操作条件の代替原子炉補機冷却系運転操作及び代替循環冷却による原子炉格納容器除熱操作については，代替原子炉補機冷却系運転開始までの時間は，事象発生から20時間あり，代替循環冷却による原子炉格納容器除熱操作開始までの時間は事象発生から約22.5
時間あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。なお，本操作が大幅に遅れるよ
うな事態になった場合でも，格納容器限界圧力に到達しないよう継続して低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納容器スプレイ冷却系による格納容器スプレイを行うこととなる。代替格納容器スプレイ冷却系による格納容器スプレイは，ベントラインの水没防止のために，格納容器ベントに伴うサプレッション・チェンバ・プール水位の上昇を考慮しても，サプレッション・チェンバ・プール水位がベントライン-1mを超えないよ
うに格納容器スプレイを停止する。格納容器限界圧力0.62MPa［gage］に至るまでの時間
は，事象発生約38時間であり，約15時間以上の余裕があることから，時間余裕がある。
（添付資料3.1.2.8，3.1.2.9）(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。
3.1.2.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損)」において，6号及び7号炉同時の重大事故等対策時において事象発生10時間までの必要な要員は，「3.1.2.1格納容器破損防止対策」に示すとおり30名である。「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している，運転員及び緊急時対策要員等の72名で対処可能である。なお，有効性評価で考慮しない作業（格納容器頂部注水）に必要な要員を4名含めた場合でも対処可能である。
また，事象発生 10 時間以降に必要な参集要員は 36 名であり，発電所構外から 10 時間以内に参集可能な要員の 106 名で確保可能である。
(2) 必要な資源の評価

3.1.2-14

格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価を行い，その結果を以下に示す。
ａ．水源
低圧代替注水系（常設）又は可搬型代替注水ポンプによる原子炉注水及び代替格納容器ス
プレイ冷却系による代替格納容器スプレイについては，7日間の対応を考慮すると，号炉あたり約2,830m3の水が必要となる。6号及び7号炉の同時被災を考慮すると，合計約5,660m3の水が必要である。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約1,700m3及び淡水貯水池に約18,000m3の水を保有している。これにより，6号及び7号炉の同時被災を考慮しても，必要な水源は確保可能である。また，事象発生12時間以降に淡水貯水池の水を防火水槽に移送し，防火水槽から可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への給水を行うことで，復水貯蔵槽を枯渇させることなく復水貯蔵槽を水源とした7日間の注水継続実施が可能である。ここで，復水貯蔵槽への補給の開始を事象発生12時間後としているが，これは，可搬型設備を事象発生から12時間以内に使用できなかった場合においても，その他の設備にて重大事故等に対応できるよう設定しているものである。
（添付資料 3.1.2.10）
ｂ．燃料
常設代替交流電源設備による電源供給については，保守的に事象発生直後からの運転を想定すると，7日間の運転継続に6号及び7号炉において合計約860kLの軽油が必要となる。可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への給水については，保守的に事象発生直後からの運転を想定して，7日間の運転継続に号炉あたり約10kLの軽油が必要となる。代替原子炉補機冷却系専用の電源車については，保守的に事象発生直後からの運転を想定すると，7日間の運転継続に号炉あたり約37kLの軽油が必要となる。代替原子炉補機冷却系用の可搬型大
容量送水ポンプについては，保守的に事象発生直後からの可搬型大容量送水ポンプの運転を想定すると，7日間の運転継続に号炉あたり約30kLの軽油が必要となる。免震重要棟内緊
急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定すると，7日間の運転継続に合計約79kLの軽油が必要となる。（6号及び7号炉合計 約1,093kL）
6 号及び 7 号炉の各軽油タンク（約 1,020kL）及びガスタービン発電機用燃料タンク（約200kL）にて合計約 2,240kL の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，常設代替交流電源設備による電源供給，可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への給水，
代替原子炉補機冷却系の運転，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機による電源供給及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給について，7 日間の継続が可能である。

3.1.2-15

（添付資料 3.1.2.11）
ｃ．電源
常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故対策等に必要な負荷として，6号及び7号炉で約1,262kW（6号炉：約619kW 7号炉：約643kW）必要となるが，常設代替交流電
源設備は連続定格容量が2,950kWであり，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
また，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリング・ポスト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
（添付資料 3.1.2.12）
3.1.2.5 結論
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」では，原子炉格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，金属－水反応等によって発生した非凝縮性ガス等が蓄積することによって，格納容器内雰囲気圧力・温度が緩慢に上昇し，原子炉格納容器の過圧・過温により原子炉格納容器破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」に対する格納容器破損防止対策としては，初期の対策として低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段，安定状態に向けた対策として代替格
納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却手段及び代替循環冷却による原子炉格納容器除熱手段等を整備している。
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の評価事故シーケンス「大破断LOCA＋ECCS注水機能喪失+全交流動力電源喪失」について，代替循環冷却を使用する場合の有効性評価を行った。
上記の場合においても，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納容器スプレ
イ冷却系による原子炉格納容器冷却，代替循環冷却による原子炉格納容器除熱を実施する
ことにより，原子炉格納容器冷却及び除熱が可能である。
その結果，格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置を使用せず，事象を通じて限界圧力に到達することはなく，金属－水反応等により可燃性ガスの蓄積が生じた場合においても原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度は，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。

3.1.2-16

重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納容器スプレイ
冷却系による原子炉格納容器冷却，代替循環冷却による原子炉格納容器除熱等の格納容器
破損防止対策は，選定した評価事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，格納容
器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」に対して有効である。

3.1.2-17

外部電源

非常用ディーゼル
発電機

原子炉格納容器※2

格納容器スプレイ・ヘッダ

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）
※1

破断箇所

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

復水貯蔵槽

復水移送ポンプ

Ｂ(Ｃ)

Ｃ

※1

Ｂ

Ａ

高圧炉心注水系ポンプ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ※2

原子炉隔離時冷却系ポンプ

図 3.1.2.1 格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」時の使用系統概要（代替循環冷却を使用する場合）（1/4）（原子炉注水）外部電源

非常用ディーゼル
発電機
タンクローリ

Gen
軽油タンク
原子炉建屋
原子炉格納容器

淡水貯水池
格納容器スプレイ・ヘッダ

代替格納容器スプレイ冷却系
逃がし安全弁主タービン系へ

低圧代替注水系（常設）

復水貯蔵槽

可搬型代替注
水ポンプ

復水移送
ポンプ
原子炉圧力容器
Ｂ(Ｃ)

防火水槽

残留熱除去系
ポンプ

Ｂ

常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）※低圧代替注水系（常設）と代替格納容器スプレイ冷却系は，同じ復水移送ポンプを用いて弁の切替えにより実施する。

図 3.1.2.2 格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」時の使用系統概要（代替循環冷却を使用する場合）（2/4）（原子炉注水及び原子炉格納容器冷却）3.1.2-18

タンクローリ

非常用ディーゼル
発電機

外部電源

Gen

軽油タンク

原子炉建屋
淡水貯水池
原子炉格納容器
格納容器スプレイ・ヘッダ

可搬型代替注水ポンプ

逃がし安全弁主タービン系へ

防火水槽

低圧代替注水系（可搬型）

原子炉圧力容器Ｂ

残留熱除去系
ポンプ

図 3.1.2.3 格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」時の使用系統概要（代替循環冷却を使用する場合）（3/4）（原子炉注水）原子炉建屋

非常用ディーゼル
発電機

原子炉格納容器

外部電源

Gen

格納容器スプレイ・ヘッダ
逃がし安全弁主タービン系へ
給水系より

サプレッション・チェンバ・プールへ※2

ＳＰＨタイラインへ※2※1

可搬型代替交流
電源設備（電源車）

原子炉圧力容器
代替循環冷却系
復水貯蔵槽
残留熱除去
系ポンプ

Ｂ

A

残留熱除去
系ポンプ

熱交換器
ユニット

可搬型大容量送
水ポンプ

海水

水中ポンプ
復水移送ポンプB(C)タンクローリ
軽油タンク
常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）

サプレッションプール
浄化用ポンプ※1Ｂ
高圧炉心注水系ポンプ

図 3.1.2.4 格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」時の使用系統概要（代替循環冷却を使用する場合）（4/4）（原子炉格納容器除熱）

3.1.2-19

（解析上の時間）（約0分）

冷却材喪失（大破断）発生

対応操作は，原子炉水位・格納容器圧力等の徴候に応じて対応を行うため，今回想定している破断規模・破断位置が異なる場合，および，破断位置が特定できない場合においても，対応する操作手順に変更はない【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
第一ガスタービン発電機が使用できない場合は第二ガスタービン発電機による緊急用M/Cを受電する
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（電源容量により使用できる設備が限られる）
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（電源容量により使用できる設備が限られる）

格納容器圧力高13.7kPa[gage]
到達※21
高圧給水機能喪失を確認

原子炉スクラム・タービントリップを確認※1

高圧注水機能喪失を確認※1

低圧注水機能喪失を確認※1

Ⅱ
消火系を代替原子炉注水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
恒設設備による原子炉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※2
全交流動力電源喪失発生
Ⅲ

原子炉への注水機能喪失を確認

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である※3

回復は解析上考慮せず

Ⅳ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する
Ⅴ（約10分後）早期の電源回復不能と判断

代替循環冷却運転以外に徐熱機能が回復しないことを確認し代替循環冷却運転を開始する※4

原子炉圧力－ドライウェル温度による「水位不明判断曲線」で水位不明を
ＥＯＰ
判断する

（約0.3時間後）

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

炉心損傷開始Ⅳ

Ⅱ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備Ⅰ※5
常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）の準備

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）

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

第一ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・第二ガスタービン発電機による緊急用M/C受電
・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（約12時間後）

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※6

タンクローリによる給油準備完了防火水槽への補給準備が完了

可搬型代替交流電源設備は第一ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可
炉心損傷確認

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）
淡水タンクから防火水槽への補給（適宜実施）

フィルタ装置排水ポンプ水張り

EOP

可搬設備への燃料補給

Ⅲ（約0.4時間後）可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）※7

格納容器薬品注入準備

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

燃料被覆管温度1200℃到達（約12時間後）※20（約0.7時間後）

燃料温度
2500K(約2227℃)到達

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

低圧代替注水系（復水移送ポンプ）準備が完了（適宜実施）※8（70分後）※9

破断口までの水位回復確認（約2時間後）高圧／低圧注水機能
回復操作

回復は解析上考慮せず回復は解析上考慮せず（適宜実施）

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水開始（崩壊熱と注水流量から原子炉水位の上昇率を求める）

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施

防火水槽への補給

中央制御室 陽圧操作
中央制御室待避室準備操作（破断口からの流出をサプレッション・チェンバ・プール水位上昇傾向変化により確認）
または（原子炉水位の上昇率からレベル1以上に回復していることを推定する）※1

中央制御室盤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※2 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※10※11

損傷炉心冷却成功確認
原子炉圧力容器健全確認※3

非常用炉心冷却系の機能喪失及び，全交流電源喪失により原子炉への注水機能が喪失する※4

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出来ず非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合に早期の電源回復不能と判断する※5

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

※13
※12

格納容器温度190℃超過確認（約2時間後）

格納容器上部雰囲気温度
171℃超過確認

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水を停止し，ドライウェルスプレイを開始する

可搬型代替注水ポンプの準備（格納容器頂部注水系準備）※6 格納容器内雰囲気放射線レベル計指示とSOP導入条件判断図により炉心損傷を確認する。例えば原子炉停止30分後の場合，格納容器内雰囲気放射線レベル計指示がドライウェル
放射線レベル計：6.0E+00Sv/h，サプレッション・チェンバ放射線レベル計：7.0E+00Sv/hを超えた場合，炉心損傷発生と判断する。なお，解析においては1000K(727℃)到達を炉心損傷開始としている。
炉心損傷による格納容器内水素濃度の上昇を確認する

3.1.2-20※7
原子炉注水停止後の水位低下量を崩壊熱より計算し高圧炉心注水ノズルを起点としレベル1までの時間を推定する※14

ドライウェル側
格納容器薬品注入実施※15

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

可搬型代替注水ポンプによる格納容器頂部注水
レベル1までの推定した時間経過後，低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイから原子炉注水へ切り替える※16
レベル1を起点とした破断口到達まで
注入実施後，サプレッション・チェンバスプレイに切り替える※9

原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）を起点とした場合，レベル1までは4310mm。約30分でレベル1に到達すると推定される※10

原子炉水位が有効燃料棒頂部（TAF）以上（水位計監視不能時は崩壊熱除去に必要な流量以上）及び，原子炉圧力容器下鏡部温300℃未満により損傷炉心冷却成功と判断する※11

原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する（補足1）※12

格納容器温度計にて確認する※13

格納容器スプレイにより格納容器温度は低下するが，格納容器頂部の冷却を促進させるため可搬代替注水ポンプによる格納容器頂部への注水を実施する※14 高圧炉心注水ノズル（10312mm（圧力容器基準点より））と、原子炉水位レベル1（9358mm（圧力容器基準点より））の差から容量を求め，その時の必要注水量から原子炉水位（レベル１）に到達する時間を求める。例えば、原子炉停止４時間後の必要注水量が40m3/hであった場合，ノズルからレベル１の容量が約28m3であるため約42分でレベル1に到達すると推定する
なお，原子炉停止時冷却系出口ノズル（10921mm（圧力容器基準点より））の場合，約1時間8分でレベル1に到達すると推定される

サプレッション・チェンバ側
格納容器薬品注入実施※17

レベル1までの推定した時間経過後，低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるサプレッション・チェンバスプレイから原子炉注水へ切り替える

炉心損傷確認後，格納容器pH制御のため薬品（水酸化ナトリウム）注入準備を実施する※8 低圧代替注水量から「崩壊熱除去に必要な注水量」を引いて、圧力容器の単位容量から原子炉水位の上昇率を求める。例えば，低圧代替注水流量が300m3/h，原子炉停止1時間後の必要注水量が60m3/hであるため，圧力容器単位容量29.34m3/mより8.1m/hの上昇率になる

レベル1を起点とした破断口到達まで
注入実施後，ドライウェルスプレイに切り替える

代替原子炉補機冷却系準備（20時間後）No

代替原子炉補機冷却系
準備が完了

代替循環冷却運転可能
機能喪失設備の復旧
または格納容器圧力逃がし装置等による
原子炉格納容器除熱

Yes

代替循環冷却運転準備（系統構成1）

格納容器内水素・酸素濃度計（CAMS）再起動

低圧代替注水系（可搬型）準備※18

Ⅴ

代替循環冷却運転による除熱実施判断※19
代替循環冷却運転準備（復水移送ポンプ停止）（約22.5時間後）

復水移送ポンプによるドライウェルスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，ドライウェル側格納容器薬品注入を実施する※16

サプレッションプールへの薬品注入のためにサプレッション・チェンバスプレイを実施する※17 復水移送ポンプによるサプレッション・チェンバスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，サプレッションチェンバ側格納容器薬品注入を実施する※18

代替循環冷却運転準備（系統構成2）※15低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水

復水貯蔵槽への補給
停止

代替循環冷却運転開始（復水移送ポンプ起動）※18

代替循環運転切替時のバックアップとして消防車による代替注水機能を確保し，切替に伴う復水移送ポンプ停止時に注水を実施する※19

復水移送ポンプを停止しないと実施できない系統構成があるため一時復水移送ポンプを停止する※20

原子炉注水及び格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する。復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する※21

重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は待避を実施する

防火水槽への補給停止
代替循環冷却運転により格納容器圧力下降

No

Yes

代替循環冷却運転
運転継続

補足１【圧力容器破損徴候パラメータ】
事故の起因事象判定（LOCA事象or過渡起因事象）
・「過渡起因事象」，「LOCA①，②」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
かつ制御棒位置の指示値喪失数増加［上部ドライウェル圧力が「0.15MPａ[gage]以上」］
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加

NoYes
可搬型代替注水系による注水

防火水槽への補給開始

代替循環冷却運転継続

代替循環冷却運転により格納容器圧力下降
格納容器圧力0.62MPa[gage]
到達時間予測パラメータの継続監視（水素、酸素濃度等）

使用済燃料プール冷却開始

格納容器圧力0.62MPa[gage]
到達時間予測代替循環冷却運転による格納容器スプレイ停止

原子炉圧力容器・原子炉格納容器の状態が静定後，使用済燃料プール冷却を再開
する
格納容器内酸素濃度
可燃限界濃度到達
可能性なし

上記の条件が満たされる場合は「LOCA事象起因」と判定する
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する。
（本シナリオでは「LOCA事象」を想定している）
LOCA事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（LOCA①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（LOCA②時と表記）【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「LOCA①、②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッションプール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］【圧力容器破損判断パラメータ】
・ 「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「LOCA①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッションプール水温度の「急激な上昇」
・「LOCA②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」

凡例

No

格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント操作

Yes

代替循環冷却運転による原子炉格納容器冷却により格納容器圧力が105kPa[gage]（FCS運転時の制限圧力）以下になったことを確認後，可燃性ガス濃度制御系（FCS）を起動し水素濃度を制御する：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果

図 3.1.2.5 格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容
器過圧・過温破損）」時の対応手順の概要（代替循環冷却を使用する場合）

格納容器過圧・過温破損

経過時間（分）
10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

150

160

170

180

190

200

210

220

230

240

250

260

270

280

290

300

310

320

備考

事象発生

実施箇所・必要人員数
原子炉スクラム

責任者
操作項目

指揮者
通報連絡者

当直長
6号
7号

当直副長
当直副長

緊急時対策要員

運転員（中央制御室）
6号
7号

1人

中央監視
緊急時対策本部連絡

1人
1人

号炉毎運転操作指揮

5人
運転員
（現場）

6号

7号

プラント状況判断
約0.3時間

操作の内容

炉心損傷開

約0.4時間 燃料被覆管温度1200℃到達
約0.7時間

中央制御室連絡
発電所外部連絡緊急時対策要員（現場）
6号
7号

燃料温度約2500K(約2227℃)到達

約60分

約260分

6号炉復水貯蔵槽水源切替完了

第一ガスタービン発電機による給電開始
70分 原子炉注水開始

・給水流量の全喪失確認

状況判断

2人

2人

A,B

a.b

－

－

－

－

状況判断後も事故対応に必要なパラ

10分

・全交流動力電源喪失確認

メータを適宜監視する

・原子炉スクラム・タービントリップ確認

交流電源回復操作（解析上考慮せず）

高圧／低圧注水機能喪失調査、復旧
操作（解析上考慮せず）
原子炉格納容器内水素濃度監視

－

－

－

－

－

－

非常用ディーゼル発電機

－

－

－

－

－

－

外部電源

－

－

－

－

－

－

・給水系，原子炉隔離時冷却系，高圧炉心注水系，残留熱除去
系 機能回復

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・原子炉格納容器内水素濃度監視

（2人）

（2人）

A,B

a,b

－

－

－

－

・受電前準備（中央制御室）

対応可能な要員により対応する

回復

－

－

2人
C,D

対応可能な要員により対応する

適宜実施

20分

10分

・放射線防護装備準備／装備

常設代替交流電源設備準備操作（第一ガスタービン発電機）

対応可能な要員により対応する

機能回復

・現場移動
・第一ガスタービン発電機健全性確認
－

－

20分

－
10分

・第一ガスタービン発電機給電準備

20分

・第一ガスタービン発電機起動，給電

常設代替交流電源設備からの受電準
備操作

－

－

－

－

－

－

2人

4人

E,F

c,d
e,f

－

－

・放射線防護装備準備／装備

（2人）
E,F

－

－

－

・現場移動
・ 6号 炉 M/C（ D） 受 電 準 備

50分

－

－

・現場移動
・ 7号 炉 M/C（ C） （ D） 受 電 準 備

50分

－

－

・第一ガスタービン発電機

－

(4人)
c,d
e,f

常設代替交流電源設備運転（第一ガスタービン発電機）

常設代替交流電源設備からの受電操作

－

－

－

－

（2人）
C,D
－

－

・放射線防護装備準備／装備
・現場移動
・第二ガスタービン発電機

－

－

－

－

－

－

－

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

（2人）
E,F

－

－

2人

－

・ M/C

－

－

・ 6号 炉・ 6号 炉M/C（ D）
MCC（ D）－－

・ 7号 炉・ 7号 炉M/C（ C） （ D）
MCC（ C） （ D）

(4人)
－

－

－

c,d
e,f

中央制御室照明確保（解析上考慮せず）

低圧代替注水系（常設）

低圧代替注水系（常設）

代替格納容器スプレイ冷却系

操作

中央制御室 圧力調整
（中央制御室可搬型陽圧化空調機ブ
ロアユニット起動）（解析上考慮せず）
中央制御室待避室の準備操作（解析上考慮せず）
格納容器薬品注入操作（解析上考慮せず）
常設代替交流電源設備からの受電準
備操作

10分

受電
受電

10分

受電
受電

－

－

－

－

・蓄電池内蔵照明の点灯確認
・可搬型照明の設置、点灯

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・ 復 水 移 送 ポ ン プ （ B， C） 起 動 ／ 運 転 確 認
・低圧代替注水系（常設）ラインアップ

－

－

－

（2人）
c,d

－

－

・現場移動
・ 7号 炉 低 圧 代 替 注 水 系 （ 常 設 ） 現 場 ラ イ ン ア ッ プ※復水貯蔵槽吸込ライン切替

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・残留熱除去系

注入弁操作

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・残留熱除去系

スプレイ弁操作

－

－

－

－

・ MCR系

（2人）
C,D

（2人）
e,f

－

－

－

－

・中央制御室可搬型陽圧化空調機ブロアユニット起動

（1人）
B

（1人）
b

－

・中央制御室待避室照明確保
・中央制御室待避室データ表示装置起動操作－－

・中央制御室待避室空気ボンベ陽圧化装置空気供給元弁開－－・格納容器スプレイに合わせた薬品注入

－

－

（2人）
E,F

（2人）
c,d

－

－

（1人）

（1人）

B

b

（2人）
C,D
－

要員を確保して対応する

交流電源回復前から通信手段確保等の作業を実施する

15分

30分

破断口まで回復水位回復後，原子炉注水と格納容器スプレイ切替

原子炉注水と格納容器スプレイ切替

交流電源回復により遠隔操作可能な場合は遠隔にて隔離操作を実施する
要員を確保して対応する

－

－

15分

30分

－

－

10分

隔離弁操作

－

－

要員を確保して対応する

適時実施

運転状態確認

（1人）
b

（2人）
e,f

30分

受電確認

（1人）
B

準備操作

注水操作

10分

状態確認

・現場移動
・第一ガスタービン発電機－

25分

運転状態確認

－

－

10分

30分

10分

要員を確保して対応する

30分

要員を確保して対応する

格納容器スプレイに合わせて実施

要員を確保して対応する

－

－

－

・現場移動
・ 6号 炉 M/C（ C） 受 電 準 備

－

－

－

・ 6号 炉M/C（ C）

受電確認

10分

－

・ 6号 炉・ 6号 炉M/C（ C）
MCC（ C）

受電
受電

10分

－

・現場移動
・ 6号 炉 低 圧 代 替 注 水 系 （ 常 設 ） 現 場 ラ イ ン ア ッ プ※復水貯蔵槽吸込ライン切替

50分

常設代替交流電源設備からの受電操作－

低圧代替注水系（常設）

準備操作

－

－

－

（2人）
C,D

（2人）
C,D

－

－

－

－

30分

図 3.1.2.6 格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」時の作業と所要時間（代替循環冷却を使用する場合）（1/2）
3.1.2-21

格納容器過圧・過温破損

経過時間（時間）2
実施箇所・必要人員数
操作項目

低圧代替注水系（常設）運転員（中央制御室）
6号
7号
（1人）
（1人）
A
a
（1人）
（1人）
A
a
（1人）
（1人）
A
a

注水操作

代替格納容器スプレイ冷却系

操作

運転員
（現場）

－

－

6号

7号

－

－

－

－

・残留熱除去系

注入弁操作

－

－

－

－

・残留熱除去系

スプレイ弁操作

－

－

－

－

・可搬型代替注水ポンプによる格納容器頂部注水

－

2人

－
（2人）

（2人）

－

－

－

炉心損傷開始約70分

原子炉注水開始

約2時間

2人,※1
－

－

2人,※2

（2人）

・軽油タンクからタンクローリへの補給（2人）

・第一ガスタービン発電機用燃料タンクへの給油

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

－

（2人）

（2人）

－

－

－

13人
（参集）

13人
（参集）

・放射線防護装備準備／装備

－

※3，※4

※3，※4

・現場移動
・資機材配置及びホース布設、起動及び系統水張り

－

－

－

※3

燃料給油作業

－

－

－

－

（2人）

－

－

－

－

・現場移動
・代替原子炉補機冷却系

120分

代替循環冷却運転開始
代替循環冷却運転状態監視

使用済燃料プール冷却（解析上考慮せず）

再開

10時間
90分
適宜実施

・代替原子炉補機冷却系

適宜実施

※4

※4
（3人）

－

－

－

・ 原 子 炉 格 納 容 器 内 水 素 ・ 酸 素 濃 度 計 （ CAMS） 起 動 操 作－－

・原子炉格納容器内水素・酸素濃度監視・現場移動・可搬型代替注水ポンプによる原子炉への注水準備

運転状態監視CAMS起動操作後，代替循環冷却運転準備操作を実施し、適宜格納容器
内可燃性ガス濃度を確認する

30分

（1人）
b
－

－

（2人）
C,D

（2人）
c,d

－

－

－

－

2人
（参集）

2人
（参集）

－

適宜実施
低圧代替注水停止までに現場操作を行う（操作時間30分）

・放射線防護装備準備／装備

10分
低圧代替注水停止までに現場操作を行う

・可搬型代替注水ポンプによる原子炉への注水準備（ホース敷設（可搬型代替注水ポンプから接続口），ホース接続）

－

－

－

－

・代替循環冷却運転

－

－

（2人）
E,F

（2人）
e,f

－

－

・現場移動
・代替循環冷却運転 現場ラインアップ（低圧代替注水に影響のない部分）

（2人）
a,b

－

－

－

－

－

（2人）
E,F

（2人）
e,f

－

－

（2人）
C,D

（2人）
c,d

－

－

－

－

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

－

－

－

－

（2人）

（2人）
A,B
（1人）
A

（2人）
a,b
（1人）
a

中央制御室ラインアップ（操作時間95分）

この時間内に実施

30分

120分

この時間内に実施

－

－

（1人）
B
（1人）
B

－

20h：原子炉最大注水

120分

・復水移送ポンプ停止
・代替循環冷却運転 中央制御室ラインアップ

20.1h：格納容器最大スプレイ
22h：復水移送ポンプ全停
22.5h：代替循環冷却開始

30分

・現場移動
・代替循環冷却運転 現場ラインアップ（復水貯蔵槽吸込弁）
・現場移動
・代替循環冷却運転 現場ラインアップ（残留熱除去系高圧炉心注水系第一止め弁，第二止め弁）

30分

30分

・低圧注水系 注入弁操作
・原子炉注水状態確認

30分

（2人）

・可搬型代替注水ポンプによる原子炉への注水

30分－

・復水移送ポンプ起動
・低圧注水系注入弁，格納容器スプレイ弁操作

操作時間の30分間は，可搬型代替注水ポンプの起動等に10分間，原子炉への注水を20分間とする

5分

－

－

－

－

－

－

・代替循環冷却運転による原子炉・格納容器の状態監視

－

－

（2人）

（2人）

・可搬型代替注水ポンプによる使用済燃料プールへの補給

・再起動準備として使用済燃料プールへの補給を実施する

30分

（1人）
b

－

－

－

－

・燃料プール冷却浄化系系統構成

・再起動準備としてろ過脱塩器の隔離を実施する

30分

（1人）
b

－

－

－

－

・燃料プール冷却浄化系再起動

・燃料プール冷却浄化ポンプを再起動し使用済燃料プールの冷却を再開する
・必要に応じて使用済燃料プールへの補給を依頼する

燃料給油準備－－－－

燃料給油作業

－

－

－

－

2人
A,B

2人
a,b

4人
C,D,E,F

4人
c,d,e,f

2人

合計

タンクローリ残量に応じて適宜軽油タンクから補給・電源車への給油・可搬型大容量送水ポンプへの給油

適宜実施

・放射線防護装備準備／装備

必要人員数

要員を確保して対応する

10分

（3人）

準備操作

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉への注水

60分

300分

・軽油タンクからタンクローリへの補給

（1人）
b

－

要員を確保して対応する

30分

・代替循環冷却運転が不調の場合に備えて格納容器ベント準備操作を実施する。

・原子炉注水／格納容器スプレイ弁切替

代替循環冷却運転（系統構成2）

タンクローリ残量に応じて適宜軽油タンクから補給
適宜実施

現場ラインアップ

（1人）
B

（2人）
A,B

復水移送ポンプ停止時に，復水貯蔵槽への補給を停止する
代替循環冷却運転開始まで可搬型代替注水ポンプによる代替注水を実施するため，防火水槽への補給は継続する

・代替循環冷却運転が不調の場合に備えて格納容器ベント準備操作を実施する。

（2人）
e,f

－

準備操作

180分

継続実施

・フィルタ装置水位調整準備（排水ポンプ水張り）－－

代替循環冷却運転（系統構成1）

要員を確保して対応する

90分

・ベント準備（2人）
E,F

燃料給油準備

－

開始

適宜実施

・淡水貯水池から防火水槽への補給※1,※2

低圧代替注水系（可搬型）による原子炉注水 準備操作

格納容器状態監視には水素・酸素濃度の継続監視を含む

燃料プール水温「77℃」以下維持要員を確保して対応する
30分

10分
90分

・軽油タンクからタンクローリへの補給

タンクローリ残量に応じて適宜軽油タンクから補給
継続実施

・可搬型代替注水ポンプへの給油

10人 ※（参集要員30人）
※

（

備考

32

注水量および上部ドライウェル温度変化により格納容器頂部注水を調整する

・可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への補給

－

－

30

水ポンプから接続口），ホース接続）

－

（1人）
B

28

適宜原子炉注水と格納容器スプレイの切り替えを繰り返し実施

・可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への注水準備（可搬型代替注水ポンプ移動，ホース敷設（防火水槽から可搬型代替注水ポンプ，可搬型代替注－

原子炉格納容器内水素・酸素濃度計（CAMS）再起動

26

10分

－

運転

24

10分

－

代替原子炉補機冷却系

22

・可搬型代替注水ポンプによる格納容器頂部への補給

－

－

20

約22.5時間
代替循環冷却運転

80分

－

準備操作

18

破断口まで水位回復確認

・可搬型代替注水ポンプによる格納容器頂部への注水準備（可搬型代替注水ポンプ移動，ホース敷設（防火水槽から可搬型代替注水ポ
ンプ，可搬型代替注水ポンプから接続口），ホース接続）－

代替原子炉補機冷却系

16

10分

燃料給油作業－14・放射線防護装備準備／装備

燃料給油準備－1220時間
代替原子炉補機冷却系運転 開始
代替循環冷却運転切替 開始

・現場移動
・淡水貯水池～防火水槽への系統構成，ホース水張り

－

（2人）

格納容器ベント準備操作（解析上考慮せず）

10

破断口まで水位回復後は，適宜原子炉注水と格納容器スプレイの切り替えを繰り返し実施

・放射線防護装備準備

－

8

－
※1，※2

可搬型代替注水ポンプによる防火水槽から復水貯蔵槽への補給

6

約0.3時間・放射線防護装備準備2人
淡水貯水池から防火水槽への補給準備

操作の内容

緊急時対策要員
（現場）
6号
7号

2人

格納容器頂部注水（解析上考慮せず）

4

事象発生

有効性評価で考慮しない作業を含めると要員は「14人」となる）内の数字は他の作業終了後、移動して対応する人員数。

図 3.1.2.6 格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」時の作業と所要時間（代替循環冷却を使用する場合）（2/2）
3.1.2-22

循環冷却による原子炉内への注水（90m3/h）開始によってシュラウド内水位が上昇

原
子
炉
水
位
（
シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
外
水
位
）

シュラウド内水位
破断口高さ

シュラウド外水位

レベル 1
有効燃料棒頂部

冠水後は，原子炉注水量を 90m3/h に低減し，
破断口～レベル 1 水位で原子炉内への間欠注水を実施
有効燃料棒底部

低圧代替注水系（常設）による原子炉内への注水により水位回復（m）

事故後の時間（h）

図 3.1.2.7 原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

300
300

原子炉注水開始（低圧代替注水系（常設）の最大流量）
250
250

注水流量(t/h)

ドライウェルスプレイ
格納容器スプレイ

冠水後は格納容器スプレイ
140m3/h 間欠運転

200
200

注
水
流
量

原子炉注水
原子炉注水

循環冷却(炉内注水)
循環冷却(炉内注水)

スプレイ

代替原子炉補機冷却系の準備が完了した後，低圧代替注水系（常設）の最大流量にて注水を実施し，その後，格納容器スプレイの最大流量にてスプレイを実施。

150
150

レベル 1 に到達 10 分後，可搬型代替注水ポンプによる注水(90m3/h)を 20 分間実施
格納容器スプレイ 100m3/h

100
100
（t/h）

スプレイ

原子炉注水 90m3/h

循環冷却による，格納容器スプレイ及び原子炉注水

5050

0
0

24

冠水後は，原子炉注水量を90m3/h に低減（間欠運転）

48

72

96

事故後の時間(h)
事故後の時間（h）

図 3.1.2.8 注水流量の推移

3.1.2-23

120

144

168

JOB No.MA404K-7AE--PFA8003

原
子
炉
圧
力
容
器
内
の
保
有
水
量

約 22.5 時間後，代替循環冷却運転を開始するため，
その後，一定保有水量で推移

破断口～レベル 1 水位で原子炉内への間欠注水を実施するため，増減を繰返す（t）
低圧代替注水系（常設）による原子炉内への注水により増加

図 3.1.2.9 原子炉圧力容器内の保有水量の推移

原子炉水位が有効燃料棒底部まで低下し燃料温度が上昇

燃
料
最
高
温
度

溶融プールにおいて，燃料温度は最大となるため，燃料の溶融温度(約 2,800℃)にて推移する（℃）

事故後の時間（h）

図 3.1.2.10 燃料最高温度の推移

3.1.2-24

残留熱除去系配管破断による炉内蒸気の流入により，格納容器内圧力上昇
最大圧力 約 0.60MPa[gage]（約 12 時間後）

格
納
容
器
圧
力

約 22.5 時間後，代替循環冷却による格納容器スプレイ（連続運転）に切替えるため，圧力が低下

格納容器限界圧力 0.62MPa(MPa[gage])

再冠水後，代替格納容器スプレイの間欠運転を開始(事象初期は破断口から原子炉格納容器内に移行するエネルギが大きいため，格納容器スプレイを実施しても格納容器圧力は上昇を継続する)

図 3.1.2.11 格納容器圧力の推移

最高温度 約 207℃（壁面温度 約 144℃）（約 41 分後）
壁面最高温度 約 165℃（約 12 時間後）

格
納
容
器
気
相
部
温
度

再冠水後，代替格納容器スプレイの間欠運転を開始し，温度低下
格納容器限界温度 200℃

約 22.5 時間後，代替循環冷却による格納容器スプレイ（連続運転）に切替えるため，温度が低下(℃)

残留熱除去系配管破断による炉内蒸気流入により，格納容器内温度上昇

図 3.1.2.12 格納容器気相部温度の推移

3.1.2-25

ベントライン（約 17m）
サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
・
プ
ー
ル
水
位

低圧代替注水系（常設）注水により，水位上昇

真空破壊装置（約 14m）

代替格納容器スプレイ注水間欠運転により水位増減を繰り返す（m）

図 3.1.2.13 サプレッション・チェンバ・プール水位の推移

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
・
プ
ー
ル
水
温

残留熱除去系配管破断により，炉内蒸気が流出し，水温が徐々に上昇

約 22.5 時間後，代替循環冷却運転開始により，熱交換器通水による格納容器スプレイで緩やかに水温上昇（℃）

図 3.1.2.14 サプレッション・チェンバ・プール水温の推移

3.1.2-26

表 3.1.2.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）時における重大事故等対策について（代替循環冷却を使用する場合）（1／2）
判断及び操作原子炉スクラム確認
非常用炉心冷却系機能喪失
確認

全交流動力電源喪失及び早期の電源回復不能判断並び

3.1.2-27に対応準備

炉心損傷確認

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
炉水位回復

操作

有効性評価上期待する事故対処設備
常設設備

可搬型設備

計装設備

運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失又は全交流動力電源喪失が発生して原子炉がスクラムしたことを確認する－－

平均出力領域モニタ
起動領域モニタ

非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失を確認する－－【原子炉隔離時冷却系系統流量】【高圧炉心注水系系統流量】【残留熱除去系系統流量】

外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機が機能喪失する。これにより所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となり，全交流動力電源喪失に至る。
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，非常用高圧母線（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

所内蓄電式直流電源設備―

大破断 LOCA 時に非常用炉心冷却系の機能及び全交流動力電源が喪失するため，原子炉水位は急激に低下し炉心が露出することで炉心損傷に至ることを格納容器内雰囲気放射線モニタにより確認する。
炉心損傷により，原子炉格納容器内に水素ガスが放出されるため，原子炉格納容器内の水素ガス濃度上昇を確認する－－

格納容器内雰囲気放射線レベル（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル（S/C）
格納容器内水素濃度(SA)タンクローリ

原子炉圧力(SA）
原子炉圧力
復水補給水系流量（原子炉圧力容器）
復水貯蔵槽水位(SA）ドライウェル雰囲気温度

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。
ドライウェル雰囲気温度が原子炉圧力の飽和温度を超えた場合水位不明と判断し，崩壊熱及び原子炉注水量から推定して把握する

常設代替交流電源設備
復水移送ポンプ
復水貯蔵槽
軽油タンク

―

【 】
：重大事故等対処設備（設計基準拡張）

表 3.1.2.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）時における重大事故等対策について（代替循環冷却を使用する場合）（2／2）
判断及び操作代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却

3.1.2-28

代替循環冷却による原子炉
注水，原子炉格納容器除熱操作

格納容器温度が約 190℃に到達した場合，推定手段により破断口まで水位回
復を確認後，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却を実施する。推定手段により炉心を冠水維持できる範囲で，原子炉注水と代替格納容器スプレイを交互に実施する事象発生から 20 時間経過した時点で，代替原子炉補機冷却系による代替循
環冷却を開始し，原子炉注水及び原子炉格納容器除熱を開始する。代替循環
冷却ラインの再循環流量は，原子炉注水と格納容器スプレイに流量分配し，それぞれ連続注水及び連続スプレイする

有効性評価上期待する事故対処設備
常設設備

可搬型設備

復水移送ポンプ－

復水貯蔵槽

代替原子炉補機冷却系
復水移送ポンプ

可搬型代替注水ポンプ

軽油タンク(A-2 級)
タンクローリ

計装設備

ドライウェル雰囲気温度
格納容器内圧力(D/W）
格納容器内圧力(S/C）
復水補給水系流量（原子炉格納容器）
復水貯蔵槽水位(SA）

格納容器内圧力(D/W）
格納容器内圧力(S/C）
サプレッション・チェンバ・プール水温度
サプレッション・チェンバ・プール水位
復水補給水系流量（原子炉圧力容器）
復水補給水系流量（原子炉格納容器）
格納容器内水素濃度 (SA)
格納容器内水素濃度
格納容器内酸素濃度【 】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）

表 3.1.2.2 主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却を使用する場合）
（1／4）
項目
解析コード

条件設定の考え方

MAAP－

原子炉熱出力3,926MWt

定格原子炉熱出力として設定

原子炉圧力

定格原子炉圧力として設定

炉心流量

7.07MPa[gage]
通常運転水位（セパレータスカート
下端から+119cm）
52,200t/h

燃料

9×9 燃料（A 型）－

原子炉停止後の崩壊熱

ANSI/ANS-5.1-1979
燃焼度 33GWd/t

格納容器容積（ドライウェル）

7,350m3

サイクル末期の燃焼度のばらつきを考慮し，10％の保守性を考慮
ドライウェル内体積の設計値（全体積から内部機器
及び構造物の体積を除いた値）
ウェットウェル内体積の設計値（内部機器及び構造物の体積を除いた値）

原子炉水位

3.1.2-29

初期条
件

主要解析条件

格納容器容積（ウェットウェル）
真空破壊装置

空間部：5,960m3
液相部：3,580m3
3.43kPa（ドライウェル－サプレッション・
チェンバ間差圧）

通常運転時の原子炉水位として設定
定格流量として設定

真空破壊装置の設定値

サプレッション・チェンバ・プール水位

7.05m（NWL）

サプレッション・チェンバ・プール水温

35℃

格納容器圧力5.2kPa

通常運転時のサプレッション・チェンバ・プール水位として設定通常運転時のサプレッション・チェンバ・プール水
温の上限値として設定
通常運転時の格納容器圧力として設定

格納容器温度57℃

通常運転時の格納容器温度として設定

外部水源の温度

50℃（事象開始 12 時間以降は45℃，事象開始 24 時間以降は40℃）

復水移送ポンプ吐出温度を参考に設定

表 3.1.2.2 主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却を使用する場合）（2／4）
項目
起因事象

主要解析条件

条件設定の考え方

大破断 LOCA

原子炉圧力容器内の保有水量が厳しい箇所として残留熱除去系の吸込配管の破断

設定
全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定

安全機能の喪失に対する仮定

全交流動力電源喪失
高圧注水機能及び低圧注水機能喪失

3.1.2-30

事
故
条
件

し，設定
高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧
炉心注水系の機能喪失を，低圧注水機能として低圧注水系の機能喪失を設定
過圧及び過温への対策の有効性を総合的に判断す

外部電源

外部電源なしる観点から，プラント損傷状態である LOCA に全交流動力電源喪失を重畳することから，外部電源が喪失するものとして設定
水の放射線分解等による水素発生については，格

水素の発生

ジルコニウム－水反応を考慮

納容器圧力及び温度に対する影響が軽微であることから考慮していない

表 3.1.2.2 主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却を使用する場合）（3／4）
項目
原子炉スクラム信号

主要解析条件事象発生と同時に原子炉スクラム

条件設定の考え方
事象発生と同時に原子炉スクラムするものとして設定
設計値に注入配管の流路圧損を考慮した値として設定

3.1.2-311.0

低圧代替注水系（常設）

最大 300m3/h で注水，その後は炉心を冠水維持するよう注水0.8

原子炉圧力（MPa[dif]）

重
大
事
故
等
対
策
に
関
連
す
る
機
器
条
件

復水移送ポンプ
2 台による注水特性

0.6

0.4

0.2

0.0
0

代替格納容器スプレイ冷却系

140m3/h にてスプレイ

可搬型代替注水ポンプ

90m3/h で注水

50

100

150
200
注水流量（m3/h）

250

300

350

格納容器温度及び圧力抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，設定
可搬型代替注水ポンプ(A-2級)による注水を想定
設備の設計を踏まえて設定

循環流量は，全体で約 190m3/h とし，代替循環冷却

原子炉注水へ約 90m3/h，格納容器スプ 代替循環冷却の設計値として設定
レイへ約 100m3/h に流量を分配

表 3.1.2.2 主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却を使用する場合）（4／4）
項目

主要解析条件

常設代替交流電源設備からの受電及び3.1.2-32

重
大
事
故
等
対
策
に
関
連
す
る
操
作
条
件

低圧代替注水系（常設）による原子炉 事象発生 70 分後
注水操作
代替格納容器スプレイ冷却系による原 破断口まで水位回復後，格納容器温度
子炉格納容器冷却操作が約 190℃到達時

代替原子炉補機冷却系運転操作

事象発生 20 時間後

代替循環冷却による原子炉格納容器除熱操作

事象発生約 22.5 時間後

条件設定の考え方
全交流動力電源喪失時の訓練実績を踏まえて設定

格納容器限界温度到達防止を踏まえて設定

代替原子炉補機冷却系の準備期間を考慮して設
定代替原子炉補機冷却系の準備時間を考慮して設定

添付資料 3.1.2.1
炉心損傷の判断基準及び炉心損傷判断前後の運転操作の差異について
1．炉心損傷の判断基準
1．1 炉心損傷の判断基準について
炉心損傷に至るケースとしては，注水機能喪失により原子炉水位が有効燃料棒頂部（TAF）
以上に維持できない場合において，原子炉水位が低下し，炉心が露出し冷却不全となる場合が考えられる。
事故時運転操作手順書（徴候ベース）では，原子炉への注水系統を十分に確保できず原子炉水位が TAF 未満となった際に，格納容器内雰囲気放射線レベル計（CAMS）を用いて，ドラ
イウェル又はサプレッション・チェンバ内の γ 線線量率の状況を確認し，図 1 に示す設計
基準事故相当の γ 線線量率の 10 倍を超えた場合を，炉心損傷開始の判断としている。
炉心損傷等により燃料被覆管から原子炉内に放出される希ガス等の核分裂生成物が，逃がし安全弁等を介して原子炉格納容器内に流入する事象進展をふまえて，原子炉格納容器内のγ線線量率の値の上昇を，運転操作における炉心損傷の判断及び炉心損傷の進展割合の推定に用いているものである。
また，福島事故時に原子炉水位計，格納容器内雰囲気放射線レベル計等の計装設備が使用不能となり，炉心損傷を迅速に判断できなかったことに鑑み，格納容器内雰囲気放射線レベル計に頼らない炉心損傷の判断基準について検討しており，その結果，格納容器内雰囲気放
射線レベル計の使用不能の場合は，「原子炉圧力容器表面温度：300℃以上」を炉心損傷の判断基準として手順に追加する方針である。
原子炉圧力容器表面温度は，炉心が冠水している場合には，SRV 動作圧力（安全弁機能の最大 8.20MPa［gage］）における飽和温度約 298℃を超えることはなく，300℃以上にはならない。一方，原子炉水位の低下により炉心が露出した場合には過熱蒸気雰囲気となり，温度は飽和温度を超えて上昇するため，300℃以上になると考えられる。上記より，炉心損傷の判断基準を 300℃以上としている。
なお，炉心損傷判断は格納容器内雰囲気放射線レベル計が使用可能な場合は，当該の計装設備にて判断を行う。

添 3.1.2.1-1

（1）ドライウェルの γ 線線量率（2）サプレッション・チェンバの γ 線線量率
図 1 重大事故導入条件判断図
枠囲みの内容は商業機密又は防護上の観点から公開できません。
添 3.1.2.1-2

1．2 炉心損傷の判断基準の根拠について
炉心損傷の判断基準は，設計基準事故時の格納容器内雰囲気放射線レベル計γ線線量率（追加放出時）以上でなければならない。一方，基準を高めに設定すると判定が遅れることが懸念されるため，高すぎる設定値は判断基準として適さない。
炉心損傷開始の判断は，上述のとおり格納容器内雰囲気放射線レベル計のγ線線量率が設計基準事故（追加放出）の10倍を越えた場合であり，この設定値は，全燃料中に含まれる希ガスの0.1％相当が原子炉格納容器内に放出された場合のγ線線量率よりも低い，余裕のある値となっている。
上記より炉心損傷判断としては，設計基準事故を超える事象について，設計基準事故のγ線線量率より高く，かつ判定遅れが生じない基準として，設計基準事故（追加放出）の 10倍を判断目安としている。
1．3 格納容器内雰囲気放射線レベル計について
格納容器内雰囲気放射線レベル計のγ線線量率の測定レンジは，10-2～105Sv/h であり，
この測定レンジにおいて，「設計基準事故における燃料からの追加放出による放射線量率」，「重大事故時の炉心損傷の判断目安（追加放出の 10 倍）」並びに「大破断 LOCA＋ECCS 注水
機能喪失＋全交流動力電源喪失のシーケンスにおける最大放射線量率」を測定可能である。
（表 1 参照）
格納容器内雰囲気放射線レベル計は，連続計測しており，計装設備の指示値は換算不要で
図 1 の炉心損傷の判断目安と対比可能であるため，指示値が上昇すれば，すぐに炉心損傷を判断可能と考える。格納容器内雰囲気放射線レベル計の検出器は，ドライウェル内の対角位
置に 2 カ所，サプレッション・チェンバ内の気相部の対角位置に 2 カ所の合計 4 カ所に設置している。炉心損傷後の核分裂生成物の原子炉内から原子炉格納容器への移行は，大破断
LOCA 等，直接ドライウェル側に放出される場合と，原子炉圧力容器が健全で逃がし安全弁を介してサプレッション・チェンバ側に放出される場合があるが，いずれの場合においても，
炉心損傷時は希ガス等が急激に放出されるため，格納容器内雰囲気放射線レベル計にて炉心損傷に伴う γ 線線量率の上昇を測定可能と考える。
また，炉心の損傷割合と燃料被覆管から放出される希ガス等の放出割合は比例すると仮定し，手順では原子炉停止後の経過時間とγ線線量率により炉心損傷の進展割合を推定することとしている。

添 3.1.2.1-3

表 1．格納容器内雰囲気放射線レベル計による炉心損傷の判断
炉心損傷
の判断

格納容器
ベント

CAMS※

無

1Pd 到達CAMS※有

2Pd 到達前－－RPV 表面温度有2Pd 到達前CAMS※有

2Pd 到達前

検出パラメータ及び検出方法
10-2～100 Sv/h 程度
設計基準事故の追加放出

原子炉停止後の経過時間が，0.1 時間後から 100 時間後の値

炉心損傷の判断目安（設計基準事故の 10 倍）

10-1～101 Sv/h 程度
原子炉停止後の経過時間が，0.1 時間後から 100 時間後の値

添 3.1.2.1-4

敷地境界での実効線量を評価し，周辺の審査ガイドによる制限

公衆に対して著しい放射線被ばくのリ－

スクを与えないこと（発生事故あたり概ね 5mSv 以下）

CAMS 使用不能時の炉心損傷判断の基準「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失＋全交流
動力電源喪失のシーケンス」における最大放射線量率（早期に炉心損傷したほうが核分裂生成物の減衰が少なく放射線量率は高くなる傾向にあり，重大事故の中でも早期に炉心損傷する例）

300℃以上104 Sv/h 程度（事故後の最大値）※CAMS 計測レンジ（計装設備の仕様）：10-2～105 Sv/h

2．炉心損傷判断前後における運転操作の差異
2．1 原子炉への注水について
BWR の場合，事故時の対応は，原子炉注水が最優先であり，炉心損傷の判断の前後でその対応のマネージメントが大きく変わるものではない。原子炉に注水することで，炉心損傷前であれば，冷却による炉心損傷の発生防止が図られ，また，炉心損傷後であれば，冷却による炉心損傷の進展の抑制及び原子炉圧力容器の破損防止が図られる。
2．2 格納容器ベント及び格納容器スプレイについて
炉心損傷後の格納容器ベントは，その実施の判断基準は，炉心損傷前の 1Pd（格納容器最高使用圧力：0.31MPa[gage］）到達に対し，炉 心損傷後は 2Pd（格 納容器限界圧力 ：0.62MPa[gage］）到達前に変更となる。炉心損傷前は環境へ放出される核分裂生成物の放出量が低く，原子炉格納容器の健全性を確保することを目的に設計上の最高使用圧力（1Pd）
到達を実施基準としているが，炉心損傷後は，より長く原子炉格納容器内で核分裂生成物を保持した方が減衰により環境へ放出する放射能量を低減できることから，格納容器限界圧
力（2Pd）到達前を実施基準としているためである。
また，格納容器ベントの判断基準が変わることで，格納容器スプレイの判断基準も変更となる。原子炉スクラム後における，炉心損傷の前後の格納容器ベント及び格納容器スプレイの実施基準の差異を表 2 に示す。
なお，炉心損傷前の格納容器ベント中には，炉心の健全性を確認するため，格納容器内雰
囲気放射線レベル計の γ 線線量率を監視し，γ線線量率が設計基準事故（追加放出）と同等の値を示した場合には，一旦，格納容器ベント操作を中断し，その後は炉心損傷後の実施基準に基づき対応する。

添 3.1.2.1-5

表 2．炉心損傷判断前後における格納容器スプレイ及び格納容器ベントの実施基準の差異
炉心損傷前

添 3.1.2.1-6

格
納
容
器
ス
プ
レ
イ

（圧力基準）
設計基準事故時の最高圧力は，ドライウェル：0.25MPa[gage]，サプレ
ッション・チェンバ：0.18MPa[gage]であり，これらの圧力以下に維持できない場合は，原子炉格納容器の健全性を維持し，原子炉格納容器からの放射性物質の漏えいを可能な限り抑えるために，格納容器スプレイを行う。
（温度基準）
格納容器最高使用温度は，ドライウェル：171℃，サプレッション・チ
ェンバ：104℃であり，空間温度がこれらの温度に到達する前に格納容器スプレイを行う。

炉心損傷後（圧力基準）
炉 心 損 傷 後 の 格 納 容 器 ス プ レ イ は ， 格 納 容 器 限 界 圧 力 （ 2Pd ） の0.62MPa[gage] 未 満 に 制 御 す る こ と を 目 的 に ， 格 納 容 器 圧 力 が0.465MPa[gage]（1.5Pd）に到達した時点で開始し，0.39MPa[gage]に低下した時点で停止する。間欠運転とするのは，格納容器スプレイにより原子炉格
納容器内の水位を上昇させることで，ベントラインの閉塞等が生じること及び原子炉格納容器の空間容積を減少させ圧力の上昇を早めることから，結果として，格納容器ベントに至る時間が早まるためである。
また，原子炉への注水機能が喪失し原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した場合は，原子炉圧力容器からの放熱による格納容器温度の上昇を抑制するため格納容器スプレイを実施する。
（温度基準）
格納容器限界温度の 200℃に至らないように，ドライウェル及びサプレッション・チェンバ・プールの空間温度が 190℃以上となった場合に，格納容器
スプレイを行う。
加えて，炉心損傷後は，原子炉格納容器内で発生する無機よう素の発生の抑制を目的に，格納容器スプレイ時に水酸化ナトリウムを注入する。

格
納
容
器
ベ
ン
ト

サプレッション・チェンバ圧力が 0.279MPa[gage]（格納容器圧力制限値）以下に維持できなければ，原子炉格納容器空間部へ直接放出される熱を抑制することを目的に，原子炉を満水とし，さらに格納容器圧力が上昇し，格納容器最高使用圧力の 0.31MPa[gage]に到達する場合には，原子炉格納容器の健全性を維持するために，ウェットウェルベントを優先として格納容器圧力逃がし装置等により格納容器ベントを行う。

格納容器限界圧力の 0.62MPa[gage]に到達すると予測される場合には，原子炉格納容器の過圧による破損を防止することを目的に，ウェットウェルベン
トを優先として格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置
により格納容器ベントを行う。

3．MAAP 解析における炉心損傷判定値と運転操作における炉心損傷判断基準について
有効性評価の MAAP 解析においては，炉心損傷の解析上の判定基準を，有効性評価の評価
項目（「実用発電用原子炉に係る炉心損傷防止対策及び格納容器破損防止対策の有効性評価
に関する審査ガイド」を踏まえた要件）の 1,200℃（1,473K）よりも低い，1,000K（727℃）に設定している。
この 1,000K は，PHEBUS-FPT0 実験で，燃料被覆管温度が約 1,000K に達したときに核分裂生成物の放出開始が観察されたことを踏まえ設定されたものであり，MAAP 解析上の判定基
準である。
一方，実際の運転操作においては，炉心損傷の状況を直接的に監視可能な計装設備は原子炉内に設置されておらず，このため，燃料の損傷により放出される希ガス等のγ線線量率の上昇を，格納容器内雰囲気放射線レベル計によって監視し，運転操作における炉心損傷の判断に用いている。上記より，MAAP 解析上の炉心損傷の判定基準である 1,000K（727℃）は，
その後の運転操作に影響を与えるものではない。

添 3.1.2.1-7

添付資料 3.1.2.2
格納容器気相部温度が原子炉格納容器の健全性に与える影響について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））
1.はじめに有効性評価の「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において，
格納容器気相部温度は，一時的に格納容器限界温度の 200℃を超える評価となっている。こ
こでは，これが原子炉格納容器の健全性に与える影響について考察する。
2.原子炉格納容器の健全性に与える影響について「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」における，原子炉格納容器の気相部と壁面温度の推移を図 1 に示す。
事象開始後，破断口から流出する蒸気により，格納容器気相部温度が上昇し，格納容器ス
プレイの間欠的な実施により，温度上昇は抑制されるものの，一時的に 200℃以上に到達する評価となる。
格納容器温度によって健全性への影響を受ける部位としては，フランジ部等に用いられているシール材であると考えられる。シール材は格納容器壁面温度に近い雰囲気に曝されるため，図 1 に示すとおり，気相部温度が一時的に 200℃を超えたとしてもシール材温度が200℃に到達することはない。シール材については「柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号
炉 格納容器限界温度・圧力に関する評価結果」において，原子炉格納容器内を 200℃，2Pdに模擬したシール材性能試験にて 7 日間の格納容器の閉じ込め機能を評価しているため問
題はない。
3.まとめ
格納容器気相部温度は 200℃を若干超えるものの，壁面温度は格納容器限界温度の 200℃
以上には到達しない。このため，原子炉格納容器の健全性に問題はない。

添 3.1.2.2-1

気相部最高温度 約 207℃

壁面最高温度 約 165℃

気相部最高温度時における壁面温度 約 144℃

図 1 原子炉格納容器気相部温度と壁面温度の推移

添 3.1.2.2-2

添付資料 3.1.2.3
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
1.はじめに有効性評価の「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の評価事
故シーケンスでは，事象発生約 0.3 時間後に燃料被覆管の最高温度は 1,000K（727℃）に到達し，炉心損傷が開始する。燃料被覆管の最高温度は事象発生から約 0.4 時間後に 1,200℃に到達し，また，事象発生から約 0.7 時間後に燃料温度は約 2,500K（2,227℃）に到達する。
事象発生 70 分後からの低圧代替注水系（常設）による原子炉注水により，炉心は再冠水される。上記により，炉心は下部プレナム部に移行することなく，原子炉圧力容器内に保持される。ここでは，本事象における炉心の損傷状態，損傷炉心の位置及びシュラウドへの熱影
響について評価結果を示す。
2.評価結果(1) 炉心の損傷状態
図 1 に事象開始後 70 分，事象開始後約 230 分(最大状態)及び終状態（事象開始後 7日）の炉心損傷状態を示す。終状態以降には炉心損傷は拡大しない。
(2) 損傷炉心の位置
図 2 に各部（炉心位置，下部プレナム）における炉心重量の時間変化の推移を示す。図 2に示すとおり，炉心は炉心位置に保持される。
(3) シュラウドへの熱影響
終状態においても，溶融プールは炉心の外周部に至っておらず，シュラウドへの熱影響は
ない。
3.まとめ
有効性評価の「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の評価事
故シーケンスにおいて，炉心損傷に至るものの，再冠水により炉心は下部プレナム部に移行することなく，原子炉圧力容器内に保持される。

添 3.1.2.3-1

軸
方
向

1

2

径方向
3

4

5

1

2

径方向
3

4

5

1

2

径方向
3

4

5

13

0

0

0

0

1

13

0

0

0

0

0

13

0

0

0

0

0

12

0

0

0

0

1

12

0

0

0

0

0

12

0

0

0

0

0

11

0

0

0

0

1

11

0

0

0

0

0

11

0

0

0

0

0

10

0

0

0

0

1

10

0

0

0

0

0

10

0

0

0

0

0

9

0

0

0

0

1

9

0

0

0

0

4

9

0

0

0

0

4

8

0

0

0

0

1

8

0

0

0

0

4

8

0

0

0

0

4

7

4

4

4

4

1

7

4

4

4

4

4

7

4

4

4

4

4

6

4

4

4

4

1

6

5

5

5

5

4

6

4

4

4

4

4

5

4

4

4

4

4

5

5

5

5

5

4

5

5

5

5

5

4

4

4

4

4

4

4

4

5

5

5

4

4

4

5

5

4

4

4

3

4

4

4

4

1

3

4

4

4

4

1

3

4

4

4

4

1

2

1

1

1

1

1

2

1

1

1

1

1

2

1

1

1

1

1

下部タイプレート部

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

炉心支持板部

事象開始後 70 分

軸
方
向

軸
方
向

事象開始後約 230 分(最大状態)

上部タイプレート部
径方向

軸方向

終状態

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

図 1 炉心の損傷状態

図 2 各部（炉心位置，下部プレナム）における炉心重量の時間変化

添 3.1.2.3-2

添付資料 3.1.2.4
安定状態について（代替循環冷却を使用する場合）
雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）時において代替循環冷却を使用する場合における安定状態については以下のとおり。
原子炉安定停止状態：事象発生後，重大事故等対処設備を用いた損傷炉心冷却により，損傷
炉心の冠水が維持でき，また，冷却のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合，安定停止状態が確立されたものとする。
原子炉格納容器安定状態：損傷炉心を冠水させた後に，重大事故等対処設備を用いた原子炉
格納容器除熱機能（格納容器圧力逃がし装置又は代替循環冷却）により，格納容器圧力及び温度が安定又は低下傾向に転じ，また，除熱のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象
悪化のおそれがない場合，安定状態が確立されたものとする。
【安定状態の確立について】
原子炉安定停止状態の確立について
低圧代替注水系（常設）による注水継続により損傷炉心が冠水し，損傷炉心の冷却が維持され，原子炉安定停止状態が確立される。
原子炉格納容器安定状態の確立について
炉心冷却を継続し，事象発生から約 22.5 時間後に代替循環冷却による原子炉格納容器除熱を開始することで，格納容器圧力及び温度は安定又は低下傾向になり，格納容器温度は 150℃を下回り，原子炉格納容器安定状態が確立される。
また，重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
【安定状態の維持について】
上記の格納容器破損防止対策により安定状態を維持できる。
代替循環冷却を用いて又は残留熱除去系機能を復旧させ，除熱を行うことにより，安定状態の更なる除熱機能の確保及び維持が可能となる。安定状態の維持に関する具体的な要件は以下のとおり。
① 原子炉格納容器除熱機能として代替循環冷却使用又は残留熱除去系復旧による冷却への移行② 原子炉格納容器内の水素・酸素濃度の制御を目的とした可燃性ガス濃度制御系の復旧及び原子炉格納容器内への窒素封入（パージ）③ 上記の安全機能の維持に必要な電源（外部電源），冷却水系等の復旧④ 長期的に維持される原子炉格納容器の状態（温度・圧力）に対し，適切な地震力に対する原子炉格納容器の頑健性の確保（添付資料 2.1.1 別紙 1 参照）

添 3.1.2.4-1

添付資料 3.1.2.5
原子炉格納容器内に存在する亜鉛及びアルミニウムの反応により発生する水素の影響について
1．はじめに
BWR において事故時に可燃性ガスが発生する事象として主に水-金属反応があるが，他事象によっても可燃性ガスの発生が想定される。
平成 23 年 3 月 11 日の東北地方太平洋沖地震後，福島第二原子力発電所 1,2,4 号炉の原
子炉格納容器内の水素濃度の上昇が確認されており，これは原子炉格納容器内のグレーチ
ングに塗布しているローバル（常温亜鉛めっき）が水蒸気と反応し発生した水素の影響によるものと推定されている。また，重大事故時，炉心から原子炉格納容器に放出されるよう素の環境への放出低減のため，原子炉格納容器内の水をアルカリ性に維持するが，これにより，
炉内構造物の金属腐食による水素の発生も考えられる。
ここでは，柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉において，上記事象により水素が発生した場合の影響評価を実施する。
2．影響評価2.1 亜鉛の反応による水素の発生について
原子炉格納容器内のグレーチングの亜鉛めっきの反応により，水素が発生する可能性がある。保守的にグレーチングの亜鉛めっきが全て反応することを想定して，水素発生総量を概略評価した。
a. 亜鉛量の計算条件
・上部ドライウェル グレーチング表面積：3,200m2
・サプレッション・チェンバ・プール グレーチング表面積：1,100m2
・亜鉛めっき膜厚：80μm（JIS H8641-2007記載の溶解亜鉛めっき厚判定基準値（最大値）76μmより設定,6号及び7号炉においても本JISに基づき亜鉛めっきを実施）
・亜鉛密度：7.2g/cm3（JIS H8641-2007 記載値）
b.評価結果<亜鉛量>
原子炉格納容器内のグレーチングに用いられる亜鉛量は，約2,500kgとなる。
・上部ドライウェル部：1,843kg（＝3,200m2×80μm×7.2g/cm3）
・サプレッション・チェンバ・プール部：634kg（＝1,100m2×80μm×7.2g/cm3）

添 3.1.2.5-1

<水素発生量>
亜鉛は，以下の化学反応によって水素を発生する可能性がある。
・Zn + H2O → ZnO + H2↑ （亜鉛-水蒸気反応）
・Zn + NaOH + H2O → NaHZnO2 + H2↑(金属腐食反応)

亜鉛-水蒸気反応及び亜鉛の金属腐食反応のいずれにおいても，
亜鉛 1mol より水素が 1mol発生するため，発生する水素ガス量は約 77kg（≒56.8+19.5），水素ガス体積（標準状態）は
約 850Nm3（≒631+217）となる。
・ドライウェル部：
56.8kg （=1,843,000g／65.4g/mol×2.016g/mol）
631Nm3（=1,843,000g／65.4g/mol×0.0224Nm3/mol）
・サプレッション・チェンバ・プール部：
19.5kg （=634,000g／65.4g/mol×2.016g/mol）
217Nm3（=634,000g／65.4g/mol×0.0224Nm3/mol）
2.2 アルミニウムの反応による水素の発生について
原子炉格納容器内の主なアルミニウムの使用箇所は，保温材の外装材や DWC のアルミフィンである。保守的にアルミニウムの全量が全て反応することを想定して，水素発生総量を概略評価した。
a.アルミニウム量の計算条件
・保温材に含まれるアルミニウムの体積：約 0.4m3
・アルミニウム密度：2.7g/cm3

・DWC に含まれるアルミニウムの質量 ：約 360kg
b.評価結果<アルミニウム量>
原子炉格納容器内に存在するアルミニウムの量は，約 1,440kg となる。
・保温材：約 1,080kg(=0.4m3×2,700kg/m3)
・DWC：約 360kg<水素発生量>
アルミニウムは，以下の化学反応によって水素を発生する。
・Al + NaOH + H2O → NaAlO2 + 3/2H2↑ （金属腐食反応）
アルミニウム 1mol より水素が 3/2mol 発生するため，以下の通り，発生する水素ガス量

添 3.1.2.5-2

は約 162kg，水素ガス体積(標準状態)は約 1,800Nm3 となる。
161.3kg （≒1,440,000g／27g/mol×2.016g/mol×3/2）
1792Nm3（≒1,440,000g／27g/mol×0.0224Nm3/mol×3/2）
なお，格納容器過圧・過温破損シナリオにて発生する水素ガス量は約 600kg であり，これと比較すると，原子炉格納容器内に存在する亜鉛及びアルミニウムにより発生する水素
ガス量の合計 239kg は 3 割程度の値である。
2.3 亜鉛及びアルミニウムによる水素発生による影響について(1)格納容器圧力への影響について
格納容器圧力への影響評価にあたり，全交流動力電源喪失シナリオを例として評価を実施する。表 1 に全交流動力電源喪失シナリオにおける格納容器ベント前における格納容器
気相部のモル分率を示す。
格納容器気相部のモル分率から考えると，格納容器ベント実施時（0.31MPa）には，窒素
約 0.024MPa，蒸気 約 0.285MPa を示す。亜鉛の反応により生じる水素 77kg 及びアルミニウ
ムの発生により発生する水素 162kg の合計 239kg を考慮した場合は，窒素 約 0.023MPa，蒸気 約 0.277MPa，水素 約 0.010MPa となる。これより，全交流動力電源喪失シナリオにおいて，格納容器圧力は窒素及び原子炉内で崩壊熱により発生し原子炉格納容器内に流入する蒸気の影響が大きいと考えられ，亜鉛及びアルミニウムの反応で発生する水素はほぼ影響を及ぼさない。
表 1：格納容器気相部のモル分率

モル
分率

水素の追加
発生を考慮
しない
水素の追加
発生を考慮
する

窒素

水蒸気

水素

約 0.08

約 0.920

約 0.074

約 0.9

約 0.033(2)水素燃焼への影響について
水素及び酸素の可燃限界は，水素濃度 4vol%以上かつ酸素濃度 5vol%以上である。BWR のドライウェル内は窒素ガスにより不活性化されており，本反応では酸素の発生はないことから，本反応単独での水素の燃焼は発生しないものと考える。

添 3.1.2.5-3

3．まとめ
原子炉格納容器内のグレーチングの亜鉛めっきに含まれる亜鉛が全て反応することを想定すると約 77kg の水素，
アルミニウムが全て反応することを想定すると約 162kg の水素（合
計約 239kg の水素）が発生する可能性がある。しかし，BWR の事故時における格納容器圧力は，ほぼ窒素と崩壊熱により発生する蒸気の影響に左右されるため，亜鉛及びアルミニウムの反応により発生する水素は，格納容器圧力に対して有意な影響はないと考えられる。
また，水素燃焼の観点においても，BWR のドライウェル内は窒素ガスにより不活性化されており，本反応では酸素の発生はないことから有意な影響はないと考えられる。

添 3.1.2.5-4

添付資料 3.1.2.6
非凝縮性ガスの影響について
1．はじめに格納容器過圧・過温破損を防止するための対策の確認においては，MAAP コードを使用して「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失＋全交流動力電源喪失」を仮定したシナリオにて評価を実施している。MAAP コードの水素発生量に関する妥当性については，TMI 及び PHEBUS 試
験により確認しており，当該解析に MAAP コードを用いることは妥当である[1]。
ただし，MELCOR コードのように，流路閉鎖が発生しにくい（水素が発生しやすい）と仮定した場合においても，評価に有意な影響がないことを確認するため，感度解析を実施した。
2．解析条件・流体が閉鎖部分を通過できなくなるとするノードの空隙率（ポロシティ）：0.0（申請解析ではポロシティ：0.1 以下）
図 1 に示すように，炉心内でデブリの移行（リロケーション）が発生し，それが冷却材
流路に堆積して閉塞を起こした場合，MAAP 解析では流路閉塞を起こしたノードの空隙率（ポロシティ）が 0.1 以下になるとそのノードは完全に閉塞したものとみなされ，それ以降は流体が閉塞部分を通過することができなくなる。一方 MELCOR 解析の場合，流路閉塞を起こしたノードの空隙率の最小値は 0.05 に設定されており，完全閉塞は発生しない。
したがって，流路閉塞した場合，炉心で発生する非凝縮性ガスは MAAP の方が少なくなる傾向にある。このため，上記の条件にて，水素発生量を多めに見積もる感度解析を行うこととする。なお，ポロシティの設定以外については申請解析と同様とした。
3．解析結果図 2 から図 6 に評価結果を示す。図 2 より，申請解析での水-ジルコニウム反応による水素発生量が約 592kg に対して感度解析では約 670kg と水素発生量は約 12%増加しているが，図 3 に示すとおり格納容器圧力の制御は可能であり，保守的な条件として非凝縮性ガスが増加するような場合においても，当該操作に大きな影響はない。
[1] 重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コードについて（第 5 部
MAAP）
以上

添 3.1.2.6-1

図 1 炉心内流路閉塞モデルの概念図（「MAAP5.01 及び MELCOR2.1 を用いた軽水炉代表プラントの過酷事故解析」，
電力中央研究所，平成 26 年 6 月 抜粋）

添 3.1.2.6-2

1,000
900
800
MH2CR

水素発生量(ｋｇ)

700

600
500
400
300
200
100
0
0

24

48

72

96

事故後の時間(hr)

120

144

168

JOB No.MA404K-7AE--AF86002

大破断 LOCA（申請解析：空隙率
0.1 以下で完全閉塞）
図 トレンドグラフ
1000
900
800
MH2CR

水素発生量(ｋｇ)

700

600
500
400
300
200
100
0
0

24

48

72

96

事故後の時間(hr)120

大破断 LOCA（感度解析：空隙率
図 トレンドグラフ 0.0 で完全閉塞）
図 2 水素発生量比較

添 3.1.2.6-3

144

JOB No.MA404K-7AE--KF8G002

168

0.8

格納容器圧力（MPa[gage]）
格納容器内圧力(ＭＰａ[gage])

ドライウェルPRB(2)

サプレッション・チェンバ

0.6

PRB(4)

0.4

0.2

0.0
0

24

48

72

96

事故後の時間(hr)

120

144

168

JOB No.MA404K-7AE--AF86002

大破断 LOCA（申請解析：空隙率 0.1 以下で完全閉塞）
0.8

ドライウェルPRB(2)

サプレッション・チェンバ

格納容器圧力(ＭＰａ[gage])
格納容器圧力（MPa[gage]）

0.6

PRB(4)

0.4

0.2

0.0
0

24

48

72

96

事故後の時間(hr)120

JOB No.MA404K-7AE--KF8G002

大破断 LOCA（感度解析：空隙率
0.0 で完全閉塞）
図 トレンドグラフ
図 3 格納容器圧力の比較

添 3.1.2.6-4

144

168

300

ドライウェル TGRB(2)サプレッション・チェンバ
格納容器温度（℃）
格納容器内温度(℃)

TGRB(4)

200

100

0
0

24

48

72

96

事故後の時間(hr)

120

144

168

JOB No.MA404K-7AE--AF86002

大破断 LOCA（申請解析：空隙率 0.1 以下で完全閉塞）
300

格納容器温度（℃）
温度(℃)

ドライウェル TGRB(2)サプレッション・チェンバ
TGRB(4)

200

100

0
0

24

48

72

96

事故後の時間(hr)120

図 トレンドグラフ
大破断 LOCA（感度解析：空隙率
0.0 で完全閉塞）

図 4 格納容器温度の比較

添 3.1.2.6-5

144

JOB No.MA404K-7AE--KF8G002

168

1.0
0.9

D/W モル分率（‐）
D/Wモル分率(－)

0.8
0.7

NFSTRB(2)

水蒸気

0.6

水素

NFH2RB(2)0.5

窒素

NFN2RB(2)LOCA に伴い炉心から生じる水蒸気によりドライウェル内の気体がサプレッション・チェンバに押し込まれる

0.4
0.3
0.2
0.1
0.0
0

24

48

72

96

事故後の時間(hr)

120

144

168

JOB No.MA404K-7AE--AF86002

大破断 LOCA（申請解析：空隙率
0.1 以下で完全閉塞）
図 トレンドグラフ
1.0
0.9

D/W モル分率（‐）
DWモル分率(－)

0.8
0.7

NFSTRB(2)0.6

NFH2RB(2)

水蒸気
水素

0.5

窒素

NFN2RB(2)LOCA に伴い炉心から生じる水蒸気によりドライウェル内の気体がサプレッション・チェンバに押し込まれる

0.4
0.3
0.2
0.1
0.0
0

24

48

72

96

事故後の時間(hr)120

大破断 LOCA（感度解析：空隙率
図 トレンドグラフ 0.0 で完全閉塞）
図 5 ドライウェル気相濃度の比較

添 3.1.2.6-6

144

JOB No.MA404K-7AE--KF8G002

168

1.0
0.9

W/W気相モル分率(－)
W/W モル分率（‐）

0.8
0.7

0.6

NFSTRB(4)

水蒸気

0.5

水素

NFH2RB(4)0.4

窒素

NFN2RB(4)

0.3
0.2
0.1
0.0
0

24

48

72

96

事故後の時間(hr)

120

144

168

JOB No.MA404K-7AE--AF86002

図 トレンドグラフ

大破断 LOCA（申請解析：空隙率 0.1 以下で完全閉塞）
1.0
0.9

WWモル分率(－)

W/W モル分率（‐）

0.8
0.7
NFSTRB(4)

水蒸気

0.6

水素

NFH2RB(4)0.5

窒素

NFN2RB(4)

0.4
0.3
0.2

0.1
0.0

0

24

48

72

96

事故後の時間(hr)120

JOB No.MA404K-7AE--KF8G002

図 トレンドグラフ
大破断 LOCA（感度解析：空隙率
0.0 で完全閉塞）

図 6 ウェットウェル気相濃度の比較

添 3.1.2.6-7

144

168

添付資料 3.1.2.7
原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えい量について
本格納容器破損モードの重大事故等対策の有効性評価では，厳しい事象を想定した場合
でも，原子炉格納容器が破損することなく安定状態に至る結果が得られている。この評価結果に照らして原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えい量を考える。
原子炉建屋内の換気空調系によって原子炉建屋を負圧にする場合，原子炉建屋内の放射性物質は換気空調系を経由して大気中に放出されるが，原子炉建屋から大気中への漏えいを能動的に防止することができる。一方，原子炉建屋内の換気空調系を停止する場合は，原
子炉建屋からの漏えいを能動的に防止する効果は無くなるが，換気空調系を経由した放出が無くなる。本格納容器破損モードの重大事故等対策の有効性評価では後者，すなわち，原子炉建屋の換気空調系を停止する状況を想定している。
本格納容器破損モードの重大事故等対策の有効性評価では原子炉格納容器は健全であると評価していることから，原子炉格納容器から漏えいした水蒸気は原子炉建屋内で凝縮され原子炉建屋空間部が加圧されることはないと考えられる。また，原子炉建屋内の換気空調
系は停止しているため，原子炉建屋内空間部と外気との圧力差が生じにくく，原子炉建屋内
外での空気のやりとりは殆どないものと考えられる。さらに，原子炉格納容器内から原子炉建屋に漏えいした粒子状放射性物質は，原子炉建屋内での重力沈降や水蒸気の凝縮に伴い，原子炉建屋内に沈着するものと考えられる。
これらのことから，原子炉格納容器の健全性が維持されており，原子炉建屋の換気空調系が停止している場合は，原子炉格納容器から原子炉建屋内に漏えいした放射性物質は，原子炉建屋内で時間減衰し，また，原子炉建屋内で除去されるため，大気中へは殆ど放出されないものと考えられる。
以下では，上述の状況に係わらず，保守的に原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいを仮定した場合の放出量を示す。
1.評価条件(1) 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスである「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失＋全交流動力電源喪失」に対し，代替循環冷却によって原子炉格納容器除熱を実施する
場合について評価する。
(2) 格納容器からの漏えい量は，MAAP 解析上で格納容器圧力に応じて漏えい率が変化するものとし，開口面積は以下のように設定する。なお，エアロゾル粒子は格納容器外に放出される前に貫通部内で大部分が捕集されることが実験的に確認されていることから，本評価に当たっては，格納容器の漏えい孔におけるエアロゾルの捕集の効果（DF450）を考慮した。
・1Pd 以下 ：0.9Pd で 0.4%/日 相当
・1～2Pd ：2.0Pd で 1.3%/日 相当(3) 原子炉建屋から大気中に漏えいする放射性物質を保守的に見積もるため，原子炉建屋の換気空調系停止時の原子炉建屋から大気中への漏えい率を 10%/日（一定）とした。（詳細は「3.補足事項」参照）

添 3.1.2.7-1

(4) 原子炉建屋内での放射能量の時間減衰は考慮せず，また，原子炉建屋内での粒子状物質の除去効果は保守的に考慮しない。
2.評価結果
原子炉建屋から大気中への放射性物質（Cs-137）の漏えい量は約 0.016TBq（7 日間）となる。
格納容器が健全であるため，格納容器から原子炉建屋への漏えい量は制限され，更に原子炉建屋から大気中への漏えいにおいても一定の漏えい率に制限されるため，放射性物質の漏えい量は抑制される。
この評価結果は「3.1.3 代替循環冷却を使用しない場合」に示すドライウェルのラインを経由した場合の放出量約 2.0TBq（7 日間）に比べて十分に小さい。

添 3.1.2.7-2

3.補足事項
原子炉建屋から大気中への漏えい率は，建屋周辺の風速によって原子炉建屋内と建屋外に差圧が生じ，放射性物質を含む原子炉建屋内の気体が建屋外へ漏えいすると仮定して評価する。
(1)式に建屋周辺の風速と建屋差圧(風荷重)の関係を示す。
ΔP = -C×ρ×v2/2 ・・・（1）
ΔP
C
ρ
v

: 風荷重 （kg/m2）: 風力係数 （-0.4）: 空気密度 （0.125kgs2/m4：大気圧 101kPa，大気温度 15℃）
: 風速 （3.1m/s）（敷地内で観測した 1985 年 10 月～1986 年 9 月の地上高 10m 風速観測結果から，平均風速である 3.1m/s を選定）
出典：建築学便覧Ⅱ 構造

次に，差圧と原子炉建屋の漏えい率の相関式を（2）式に示す。
f ∝ √ΔP ・・・（2）f
ΔP: 原子炉建屋の漏えい率 （回/日）: 差圧 （mmH2O）
なお，1mmH2O=1kg/m2

原子炉建屋は，建屋負圧 6.4mmH2O で漏えい率が 0.5 回/日以下になるように設計されているため，実風速による建屋差圧と漏えい率の関係は（3）式のようになる。
f1 = f0×√（ΔP1/ΔP0） ・・・（3）
f1
f0
ΔP1
ΔP0

: 実風速時の漏えい率（回/日）: 原子炉建屋の設計漏えい率（0.5 回/日）
: 実風速時の建屋差圧（0.3mmH2O）: 原子炉建屋の設計建屋差圧（6.4mmH2O）

以上より，建屋周辺の風速によって生じる原子炉建屋からの漏えい率は 10%/日(0.1 回/日)となる。
以上

添 3.1.2.7-3

添付資料 3.1.2.8
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却を使用する場合）））
表 1 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（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却を使用する場合）））（1/2）
【MAAP】
分類

重要現象
崩壊熱

解析モデル

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

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

炉心モデル（炉心熱水力モデル）
溶融炉心の挙動モデル（炉心ヒートアップ）

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

炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性が確認されている。炉心ヒートアップの感度解析（ヒートアップ時の燃料被覆管表
面積感度解析）では，炉心溶融時間に対する感度は小さいことが確認されている。原子炉注 炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び水操作については，非常用炉心冷却系による炉心への注水機能が喪失したと判断した場合， CORA 実験についての再現性が確認されている。炉心ヒートアップの速やかに低圧代替注水系（常設）による炉心注水（電源の確保含む）を行う手順となってお 感度解析（ヒートアップ時の燃料被覆管表面積感度解析）では，格納り，燃料被覆管温度等のパラメータを操作開始の起点としている操作ではないことから， 容器内温度及び圧力挙動への影響は小さいことが確認されており，
運転員等操作時間に与える影響はない。また，格納容器スプレイ操作については，炉心ヒー 評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
トアップの感度解析では，格納容器内温度及び圧力挙動への影響は小さいことが確認されていることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

炉心モデル（炉心水位計算モデル）

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

炉心モデル（炉心水位計算モデル）は原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である SAFER コードとの比較により，急速減圧後の水位上昇及び蒸気流出の継続による水位低下について，一時的に低いより水位に到達すること，その後の注水操作による
有効燃料棒頂部までの水位回復時刻は SAFER コードと同等であることが確認されている。
原子炉注水操作については，非常用炉心冷却系による炉心への注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに低圧代替注水系（常設）による炉心注水（電源の確保含む）を行う手順となっており，原子炉水位を操作開始の起点としている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。

炉心モデル（炉心水位計算モデル）では，原子炉水位挙動について原
子炉圧力容器内のモデルが精緻である SAFER コードとの比較により，急速減圧後の水位上昇及び蒸気流出の継続による水位低下について，一時的に低いより水位に到達することが確認されているが，長期的な挙動は崩壊熱の影響が支配的となるため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

安全系モデル（非常用炉心冷却系）
安全系モデル（代替注水設備）

入力値に含まれる。

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

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

燃料被覆管変形

沸騰・ボイド率変化

気液分離（水位変化）・対向流

ＥＣＣＳ注水（給水系・代替
注水設備含む）評価項目となるパラメータに与える影響

入力値に含まれる。

炉
心

原
子
炉
圧
力
容
器

運転員等操作時間に与える影響

炉心モデル（原
子炉出力及び崩壊熱）

燃料棒内温度変化

燃料棒表面熱
伝達不確かさ

添 3.1.2.8-1

表 1 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（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却を使用する場合）））（2/2）
【MAAP】
分類

重要現象

解析モデル

不確かさ

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）

HDR 実験解析では，格納容器圧力及び温度について，温度成層化を含めて傾向を良く再現できることを確認した。格納容器
雰囲気温度を十数℃程度高めに，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向が確認されたが，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの種の不確かさは小さくなるものと考えられる。また，非凝縮性ガス濃度の挙動について，解析結果が測定データと良く一致す
ることを確認した。
格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析では，格納容器温度及び非凝縮性ガス濃度の挙動について，解析結果が測定データと良く一致することを確認した。

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

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

スプレイ冷却

安全系モデル（格納容器スプレイ）
安全系モデル（代替注
水設備）

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

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

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

サプレッショ
ン・プール冷却

安全系モデル（非常用炉心冷却系）

入力値に含まれる。

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

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

核分裂生成物（FP）挙動モデル

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

大破断 LOCA 時における運転員の操作は，非常用炉心冷却系による炉心への注水機能が喪失したと判断した場合，事象進展が極めて早い（水位低下）大破断 LOCA であっ
代替循環冷却を用いることにより，格納容器ベントを回避できるたても，速やかに代替注水系による炉心注水（電源の確保含む）を行うこととしておめ，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
り，炉心損傷後の圧力容器内 FP のパラメータを起点とした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。

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

炉心損傷後の格納容器内 FP のパラメータを起点とした操作はないことから，運転員
等操作時間に与える影響はない。
FP 挙動の差異により格納容器内温度及び圧力挙動に影響を与えるが，温度及び圧力は崩壊熱による水蒸気発生が支配的な要因であり影響は極めて小さい。さらに，格
納容器圧力及び温度を起点とする操作として，代替格納容器スプレイ，格納容器圧
力逃がし装置の操作があるが，事象発生から約 2 時間後以降の操作であり，多少の挙動の変化が運転員等操作時間に影響を与えることはない。

格納容器各領域間の流動構造材との熱伝達及び内部
熱伝導

原
子
炉
格
納
容
器

（原
炉子
心炉
損圧
傷力
後容
）器

（原
炉子
心炉
損格
傷納
後容
）器

気液界面の熱伝達

原子炉圧力容器内 FP 挙動

原子炉格納容器内 FP 挙動

核分裂生成物（FP）挙動モデル

添 3.1.2.8-2

代替循環冷却を用いることにより，格納容器ベントを回避できるため，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

表2

初
期
条
件

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却を使用する場合）））（1/3）
解析条件（初期条件，事故条件）の不確かさ
項目
条件設定の考え方
運転員等操作時間に与える影響
評価項目となるパラメータに与える影響
解析条件
最確条件
原子炉熱出力のゆらぎを考慮し 最確条件とした場合には原子炉停止後の崩壊熱が緩和される。最確 最確条件とした場合には原子炉停止後の崩壊熱が緩和される。最確条
3,924MWt 以下
原子炉熱出力3,926MWt
た運転管理目標値を参考に最確 条件とした場合の運転員等操作時間への影響は，原子炉停止後の崩 件とした場合の評価項目となるパラメータに与える影響は，原子炉停（実績値）
条件を包絡できる条件を設定。
壊熱にて説明する。
止後の崩壊熱にて説明する。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与 最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え
約 7.05～7.12MPa[gage]
原子炉圧力7.07MPa[gage]
定格原子炉圧力として設定。
えうるが，大破断 LOCA に伴い原子炉は急速に減圧されるため事象進 うるが，大破断 LOCA に伴い原子炉は急速に減圧されるため事象進展に（実測値）
展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。
与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与 最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え
通常運転水位えうるが，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小 うるが，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小さい。
通常運転水位（セパレータスカート
通常運転時の原子炉水位として さい。例えば，大破断 LOCA 発生後の原子炉水位の低下量は約 20 分 例えば，大破断 LOCA 発生後の原子炉水位の低下量は約 20 分で通常運
原子炉水位（セパレータスカー 下 端 か ら 約 +118cm ～ 約設定。
で通常運転水位約－4m であるのに対してゆらぎによる水位低下量は 転水位約－4m であるのに対してゆらぎによる水位低下量は約－10mm
ト下端から+119cm）+120cm）
約－10mm であり非常に小さい。従って，事象進展に与える影響は小 であり非常に小さい。従って，事象進展に与える影響は小さく，評価（実測値）
さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
項目となるパラメータに与える影響は小さい 。
定 格 流 量 の 約 91 ～ 約
炉心の反応度補償のため初期値は変化するが，事象発生後早期に原 炉心の反応度補償のため初期値は変化するが，事象発生後早期に原子52,200t/h
炉心流量
110%
定格流量として設定。
子炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展に与える影響は 炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展に与える影響は小さ（定格流量（100%））（実測値）
小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
く，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
9×9 燃料（A 型）と 9×9 燃料（B型）は，熱水的な特性はほぼ同等 最確条件とした場合には，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心となるか， 最確条件とした場合には，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心となるか，であり，燃料棒最大線出力密度 それらの混在炉心となるが，両型式の燃料の熱水力特性はほぼ同等 それらの混在炉心となるが，何れの型式も燃料の熱水力特性はほぼ同
燃料
9×9 燃料（A 型）
装荷炉心ごとの 保 守 性 に 包 含 さ れ る こ と か であり，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間 等であり，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項目となる
ら，代表的に 9×9 燃料（A 型） に与える影響は小さい。
パラメータに与える影響は小さい。
を設定。
最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，サイクル末期の燃焼度のばらつ
最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，原ANSI/ANS-5.1-1979
原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び温度
原子炉停止後の崩 ANSI/ANS-5.1-1979
きを考慮し，10％の保守性を確
子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び温度上昇
平均的燃焼度約 30GWd/t
上昇が遅くなるが，操作手順（原子炉水位が破断口高さ到達後に低圧
壊熱
燃焼度 33GWd/t
保することで，最確条件を包絡が遅くなるため，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくな（実績値）
代替注水系（常設）から代替格納容器スプレイへ切替えること）に変できる条件を設定。
る。
わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
ドライウェル内体積の設計値
格納容器容積（ド7,350m3
解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響 解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響は
7,350m3（全体積から内部機器及び構造
ライウェル）（設計値）
はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。
なく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
物の体積を除いた値）を設定。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与 最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え空間部：
えうるが，ゆらぎによる格納容器容積（ウェットウェル）の液相部（空 うるが，ゆらぎによる格納容器容積（ウェットウェル）の液相部（空3約5,980～約5,945mウェットウェル内体積の設計値
間部）の変化分は通常時に対して非常に小さい。例えば，通常時の液 間部）の変化分は通常時に対して非常に小さい。例えば，通常時の液格納容器容積（ウ 空間部：5,960m3
液相部：（内部機器及び構造物の体積を相部の熱容量は約 3,600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎによる容 相部の熱容量は約 3,600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎによる容ェットウェル）
液相部：3,580m3
約 3,560～約 3,595m3
除いた値）を設定。
積減少分の熱容量は約 20m3 相当分であり，その減少割合は通常時の 積減少分の熱容量は約 20m3 相当分であり，その減少割合は通常時の約（実測値）
約 0.6%程度と非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響は 0.6%程度と非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響は小さ
小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
く，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

サプレッション・
チェンバ・プール水位

サプレッション・
チェンバ・プール
水温7.05m（NWL）

約 7.01m～約 7.08m（実測値）

通常運転時のサプレッション・
チェンバ・プール水位として設定。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与 最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与ええうるが，ゆらぎによるサプレッション・チェンバ・プール水位低下 うるが，ゆらぎによるサプレッション・チェンバ・プール水位低下分
分の熱容量は通常水位時に対して非常に小さい。例えば，通常水位時 の熱容量は通常水位時に対して非常に小さい。例えば，通常水位時（7.05m）の熱容量は約 3600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎによ （7.05m）の熱容量は約 3600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎによる水位低下分（通常水位-0.04m 分）の熱容量は約 20m3 相当分であり， る水位低下分（通常水位-0.04m 分）の熱容量は約 20m3 相当分であり，その低下割合は通常水位時の約 0.6%程度と非常に小さい。従って， その低下割合は通常水位時の約 0.6%程度と非常に小さい。従って，事事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響は小 象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影
さい。
響は小さい。

35℃

約 30℃～35℃（実測値）

通常運転時のサプレッション・
チェンバ・プール水温の上限値を，最確条件を包絡できる条件として設定。

最確条件は解析条件で設定している水温よりも低くなるため，格納 最確条件は解析条件で設定している水温よりも低くなるため，格納容
容器圧力上昇が遅くなり，格納容器スプレイの操作の開始が遅くな 器の熱容量は大きくなり，格納容器内温度の上昇は遅くなるが，そのるが，その影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。 影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

添 3.1.2.8-3

表2項目

解析条件（初期条件，事故条件）の不確かさ
解析条件
最確条件

条件設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうる
が，ゆらぎによる格納容器圧力の上昇に与える影響は小さい。例えば，事象発生から格納容器圧力が初期ピーク値に達するまでの圧力上昇率（平均）は 1 時間あたり約 50kPa（約 10.3 時間で約 0.56MPa）であるのに対して，
ゆらぎによる圧力上昇量は約 2kPa であり非常に小さい。従って，事象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

5.2kPa[gage]

約 3kPa[gage]～約 7kPa[gage]（実測値）

通常運転時の格納容器圧力として設定。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，ゆらぎによる格納容器圧力の上昇に与える影響は小さい。例えば，事象発生から格納容器圧力が初期ピーク値に達するまでの圧力上昇率（平均）は 1 時間
あたり約 50kPa（約 10.3 時間で約 0.56MPa）であるのに対して，ゆらぎによる圧力上昇量は約 2kPa であり非常に小さい。従って，事象進展に与える影響は小さく，運転員等操
作時間に与える影響は小さい。

格納容器温度57℃

約 30℃～約 60℃（実測値）

通常運転時の格納容器温度として設定。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，格納容器温度は格納容器スプレイにより飽和温度となることから，初期温度が事象進展に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，格納容器温度は格納容器スプレイにより飽和温度となることから，初期温度が事象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

真空破壊装置3.43kPa（ドライウェル－サプレ
ッション・チェンバ間差圧）

3.43kPa（ドライウェル－サプレ
ッション・チェンバ間差
圧）
（設計値）

真空破壊装置の設定値。

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

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
最確条件は解析条件で設定している水温よりも低くなる可能性があり，炉心の再冠水までの挙動に影響する可能性はあるが，この顕熱分の影響は小さく，燃料被覆管温度の上昇に与える影響は小さい
また，格納容器圧力上昇に対する格納容器スプレイによる圧力抑制効果は大きくなり，格納容器の圧力上昇は遅くなるが，評価項目となるパラメー
タに与える影響は小さい。

格納容器圧力初期
条件

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却を使用する場合）
））
（2/3）

外部水源の温度

外部水源の容量

燃料の容量

50℃（事象開始 12 時間以
降は 45℃，
事象開始 24 時
間以降は 40℃）

約 30℃～約 50℃（実測値）

復水移送ポンプ吐出温度を参考に最確条件を包絡できる条件を設定。

最確条件は解析条件で設定している水温よりも低くなる可能性があり，格納容器圧力上昇に対する格納容器スプレイ
による圧力抑制効果は大きくなり，間欠スプレイの間隔に影響する。しかし本解析ではスプレイ間隔は炉心冠水操作に依存していることから運転員等操作時間に与える影響は小さい。

約 21,400m3

21,400m3 以上（淡水貯水池水量 +復水
貯蔵槽水量）

淡水貯水池及び通常運転中の復水貯蔵槽の水量を参考に，最確条件を包絡できる条件を設定。

最確条件とした場合には，解析条件よりも水源容量の余裕は大きくなる。また，事象発生 12 時間後からの可搬型代替
注水ポンプによる補給により復水貯蔵槽は枯渇しないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

－

約 2,240kL

2,240kL 以上（軽油タンク容量 +ガスタービン発電機用燃料タ
ンク容量）

通常時の軽油タンク及びガスタービン発電機用燃料タンクの運用値を参考に，最確条件を包絡できる条件を設定。

最確条件とした場合には，解析条件よりも燃料容量の余裕は大きくなる。また，事象発生直後から最大負荷運転を想定しても燃料は枯渇しないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

－

添 3.1.2.8-4

表2
項目

起因事象

事
故
条
件

機
器
条
件

安全機能の喪失に対する仮定

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却を使用する場合）））（3/3）
解析条件（初期条件，事故条件）の不確かさ
解析条件
最確条件

大破断 LOCA（残留熱除去系の吸込配管の破断）

全交流動力電源喪失
高圧注水機能及び低圧注水
機能喪失

条件設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響－

原子炉圧力容器内の保有水量が厳しい箇所として設定。

－

－

－

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
高圧注水機能として原子炉隔離時
冷却系及び高圧炉心注水系の機能喪失を，低圧注水機能として低圧注水系の機能喪失を設定。

－

－

－

過圧及び過温への対策の有効性を総合的に判断する観点から，プラント損傷状態である LOCA に全交流
動 力 電 源 喪失 を 重 畳す る こと から，外部電源が喪失するものとして設定。

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

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

外部電源

外部電源なし水素の発生

ジルコニウム－水反応を考慮

ジルコニウム－水反応を考慮

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

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

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

原子炉スクラム信号

事象発生と同時に原子炉ス
クラム

事象発生と同時に原子炉ス
クラム

事象発生と同時に原子炉スクラムするものとして設定。

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

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

低圧代替注水系（常設）

最大 300m3/h で注水，その後は炉心を冠水維持可能な注水量に制御

最大 300m3/h で注水，その後は炉心を冠水維持可能な
注水量に制御設計値に注入配管の流路圧損を考慮した値として設定。

実際の注水量が解析より多い場合（注水特性(設計値)の保守性），原子炉水位の回復は早くなる可能性がある。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であるため,運転員等操作時間に与える影響は小さい。

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

スプレイ流量は運転員による調整が行われ，その増減により圧力抑制効果に影響を受けるが，操作手順に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

スプレイ流量は運転員による調整が行われ，その増減により圧力抑制効果に影響を受けるものの，格納容器内に蓄積される崩壊熱量に変わりは無いため，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

代替格納容器
スプレイ冷却系

140m3/h でスプレイ

140m3/h 以上でスプレイ

格納容器雰囲気温度及び圧力抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，設定。

可搬代替注水ポンプ

90m3/h で注水

90m3/h で注水

可搬型代替注水ポンプ(A-2 級)による注水を想定。
設備の設計を踏まえて設定。

実際の注水量が解析より多い場合，原子炉水位の回復は早くなるが，操作手順に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

実際の注水量が解析より多い場合，原子炉水位の回復は早くなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

代替循環冷却

循環流量は，全体で約190m3/hとし，原子炉へ約90m3/h，格納容器スプレイ
へ約100m3/hにて流量分配

循環流量は，全体で約190m3/hとし，原子炉へ約90m3/h，格納容器スプレイ
へ約100m3/hにて流量分配

代 替 循 環 冷却 の 設 計値 と して 設定。

実際の注水量が解析より多い場合，原子炉水位の回復は早くな
り，格納容器の圧力抑制効果は大きくなるが, 操作手順に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

実際の注水量が解析より多い場合，原子炉水位の回復は早くな
り，格納容器の圧力抑制効果は大きくなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

添 3.1.2.8-5

項目

操
作
条
件

常設代替
交流電源
設備から
の受電及
び低圧代
替注水系
（常設）
による原
子炉注水

表 3 運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却を使用する場合）（1/5）
解析条件（操作条件）の
評価項目と
不確かさ
運転員等操作時間に与えるなるパラメ
解析上の操作開始時間
操作の不確かさ要因
操作時間余裕影響ータに与え
解析上の操 条件設定の
る影響
作開始時間
考え方
【認知】
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の非常用高圧系統の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断し，これにより常設代替交流電源設備及び低圧代替注水系（常設）の準備を開始する手順としている。この認知に係る時間として 10 分間を想定しているため，認知遅れ等により操作開始時間に与える影響はなし。
【要員配置】
常設代替交流電源設備からの受電操作のために，中央制御室にて常設代替交流電源設備からの受電準備を行う運転員と，現場にて常設代替交流電源設備からの受電準備を行う運転員(現場)と，常設代替交流電源設備の起動操作等を行う運転員(現場)が配置されている。常設代替交流電源設備からの受電準備を行う運転員及び運転員(現場)は，常設
代替交流電源設備からの受電準備のための負荷切り離し操作を行っている期間，他の操作を担っていない。このため，要員配置が操作開始時間に与える影響はなし。また，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，
中央制御室での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与える影響はなし。
【移動】
常設代替交流電源設備からの受電準備を行う運転員(現場)は，中央制御室から操作現場である原子炉建屋地下 1 階まで通常 5 分間程度で移動可能であるが，移動時間としては余裕を含めて 10 分間を想定している。常設代替交流電源設備の起動操作等を行う運転員(現場)は，屋外に移動するが，移動時間としては徒歩の所要時間に余裕を加味し 10 常設代替交流電源設備から事象発生から分間を想定している。このため，移動が操作開始時間に与える影響はない。また，低圧代替注水系（常設）による原 の受電操作について実態の90 分後（操作開子炉注水操作については中央制御室内での操作のみであり，操作開始時間に与える影響はなし。
運転操作は，認知に 10 分
始時間の 20 分【操作所要時間】
間，移動に 10 分間，操作所程度の遅れ）ま常設代替交流電源設備の起動操作等を行う運転員(現場)，常設代替交流電源設備からの受電準備を行う運転員及び 要時間に 50 分間の合計 70
実 態 の 操 作 でに常設代替
運転員(現場)の操作内容及び操作所要時間は以下のとおり。これらの作業は並行して行うため，操作所要時間は最長 分間であり，解析上の受電
開 始 時 間 は 交流電源設備
で 50 分間となる。
完了時間とほぼ同等であ解 析 上 の 設 からの受電操
全交流動力 ［起動操作等を行う運転員(現場)：操作所要時間；合計 40 分間］
り，操作開始時間に与える
定 と ほ ぼ 同 作を行い低圧
電源喪失時
 常設代替交流電源設備の起動前の油漏れ，配電盤等の健全性確認の所要時間に 10 分間を想定
影響は小さい。
事象発生
等 で あ る こ 代替注水系（常の訓練実績
 燃料バルブの開操作，給・排気扉開操作等の常設代替交流電源設備の起動準備の所要時間に 10 分間を想定
低圧代替注水系（常設）によ
70 分後とから，評価 設）による原子を踏まえて
 常設代替交流電源設備の起動，起動後の運転確認及び常設代替交流電源設備側の遮断器操作の所要時間に 20 分 る原子炉注水操作について
項 目 と な る 炉注水が開始
設定
間を想定
は，常設代替交流電源設備
パ ラ メ ー タ できれば，評価［受電準備を行う運転員(現場)：操作所要時間；合計 50 分間］
からの受電操作と同時に実に 与 え る 影 項目を満足す 常設代替交流電源設備からの受電前準備として，負荷抑制のための切り離し操作を行う。操作対象が 20 個程度 施するため，受電操作の影
響は小さい。 る結果となり，であり，1 個あたりの操作時間に移動時間含めて 2 分間程度を想定し，操作の所要時間は 40 分間を想定
響を受けるが，実態の操作時間余裕があ 常設代替交流電源設備の起動及び緊急用交流高圧母線の遮断器の投入後の非常用交流高圧電源母線の受電操作 時間は，解析上の操作開始
る。
の所要時間に 10 分間を想定
時間とほぼ同等であり，操（ 添 付 資 料
［運転員（中央制御室）：操作所要時間；合計 35 分間］
作開始時間に与える影響は
3.1.2.9）
 常設代替交流電源設備からの受電前準備として，負荷抑制のための切り離し及び操作スイッチの引き保持等の 小さい。
所要時間に 20 分間を想定
 非常用交流高圧電源母線の受電操作後に，中央制御室での受電確認及び低圧代替注水系（常設）の注水準備操
作の所要時間に 15 分間を想定
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水準備の操作は，復水補給水系の隔離弁（1 弁）の閉操作による系統構成，
低圧代替注水系（常設）の追加起動であり，何れも中央制御室における制御盤の操作スイッチによる操作のため，1操作に 1 分間を想定し，合計 2 分間であり，それに余裕時間を含めて操作時間 5 分を想定。
【他の並列操作有無】
常設代替交流電源設備の起動操作等を行う運転員と受電準備を行う運転員の並列操作はあるが，それを加味して操作の所要時間を算定しているため，操作開始時間に与える影響はない。また，低圧代替注水系（常設）による原子炉
注水操作は，常設代替交流電源設備からの受電操作における非常用母線への受電操作と同時に実施する。
【操作の確実さ】
現場操作は，操作の信頼性の向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。また，中央制御室内の制御盤操作は，操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

添 3.1.2.8-6

訓練実績等

常設代替交流電源設
備からの受電操作
は，訓練実績等より，運転員による常設代
替交流電源設備の起動操作，並びに現場
及び中央制御室の運転員による受電前準備及び受電操作を並行して実施し，想定と同じ約 70 分で常設代替交流電源設備
からの受電が実施可
能であることを確認した。
低圧代替注水系（常設）の操作は中央制
御室における操作のため，シミュレータ
にて訓練実績を取得。訓練では，復水移送ポンプを起動し，低圧代替注水系（常設）の原子炉注
水のための系統構成
を約 2 分で実施。
常設代替交流電源設
備からの受電操作と本操作を並行して実施することで事象発
生後 70 分に原子炉注水操作の開始が実施可能なことを確認した。
想定で意図している
運転操作が実施可能なことを確認した。

項目

操
作
条
件

代替格納
容器スプ
レイ冷却
系による
格納容器
冷却操作

表 3 運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却を使用する場合）（2/5）
解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
運転員等操作時間に与え評価項目となるパラメー
操作の不確かさ要因
操作時間余裕る影響
タに与える影響
解析上の操作開始時
条件設定の考え間
方

破 断 口 ま で 水位 回 復
後 ， 格 納 容 器温 度 約
190℃到達時

格納容器限界温度到達防止を踏
まえて設定

解析結果は破断口まで水
位回復前に既に格納容器
温度は約 190℃を超えており，実態の操作も解析
上も原子炉水位が破断口
高さ到達後に低圧代替注
水系（常設）から代替格納容器スプレイ冷却系へ切【認知】替えることとしており，格納容器スプレイの操作実施基準（炉心冠水後かつ格納容器温度約 190℃）に到達す 実態の操作開始時間は，るのは事象発生約 2 時間後であり，それまでに格納容器圧力の上昇を十分に認知で 解析上の想定とほぼ同等
きる時間があるため，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
であり，操作開始時間に【要員配置】
与える影響は小さい。
中央制御室内での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操 当該操作は，解析コード
作開始時間に与える影響はなし。
及び解析条件（操作条件【移動】を除く）の不確かさによ
中央制御室内での操作のみであり，操作開始時間に与える影響はなし。
り操作開始時間は遅れる【操作所要時間】
可能性があるが，中央制低圧代替注水系（常設）から代替格納容器スプレイ冷却系への切替えは制御盤の操作 御室で行う操作であり，スイッチによる操作のため，簡易な操作である。操作時間は特に設定していないが， 他の操作との重複もない
格納容器の緩やかな圧力上昇に対して操作開始時間は十分に短い。
ことから，他の操作に与【他の並列操作有無】
える影響はない。また，代原子炉への注水が優先であり，原子炉水位が破断口高さ到達後に，低圧代替注水系 替格納容器スプレイへの（常設）から代替格納容器スプレイ冷却系へ切替えることとしており，原子炉注水の 切替後，原子炉水位が低状況により，代替格納容器スプレイの操作開始時間は変動しうる。
下し原子炉水位低（レベ【操作の確実さ】
ル 1）に到達した場合，低中央制御室内の制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりに 圧代替注水系(常設)へ切
くく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。
替を行う。当該操作開始
時間は，解析上の想定とほぼ同等であり，操作開
始時間に与える影響は小さい。また，中央制御室で行う操作であり，他の操作と重複もないことから，他の操作に与える影響はない。

添 3.1.2.8-7

原子炉注水の状況により代替格納容器スプレイの操作開始は破断口まで水
位回復後，格納容器温度
約 190℃到達後となり，実態の操作開始時間は解析上の想定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

訓練実績等

中央制御室における操作のため，シミュレ
事象発生から 90 分後 ー タ に て 訓 練（操作開始時間の 20 分 実績を取得。訓程度の遅れ）に低圧代替 練では，復水移注水系（常設）による原 送 ポ ン プ の 起
子炉注水を開始した場 動を確認し，代合の解析では，格納容器 替 格 納 容 器 ス
スプレイ開始のタイミ プ レ イ 冷 却 系
ングは約 2.3 時間後で に よ る 格 納 容あることから，現行の 2 器 冷 却 の た め
時間に対して約 20 分程 の 系 統 構 成 に度の準備時間を確保で 約 2 分。
きるため，時間余裕があ 想 定 で 意 図 しる。
（添付資料 3.1.2.9） て い る 運 転 操作が実施可能なことを確認
した。

項目

操
作
条
件

表 3 運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却を使用する場合）（3/5）
解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
運転員等操作時間に 評価項目となるパラ 操作時間
操作の不確かさ要因
訓練実績等
与える影響
メータに与える影響余裕
解析上の操作
条件設定の考え方
開始時間

復水貯蔵
槽への補
給

事象発生から
12 時間後可搬型設備に関して，事象発生から 12 時間までは，その機能に期待しないと仮定復水貯蔵槽への補給までの時間は，事象発生から 12 時間あり十分な時間余裕が
ある。

－

－

－

各機器へ
の給油
（可搬型
代替注水
ポンプ，電
源車，可搬
型大容量
送水ポン
プ及び常
設代替交
流電源設
備）

各機器への給油は，解析条件ではないが，解事 象 発 生 か ら 析で想定している操作
12 時間後以降， の成立や継続に必要な適宜操作・作業。各機器の使用開始時間を踏まえて設定

各機器への給油開始までの時間は，事象発生から 12 時間あり十分な時間余裕が
ある。

－

－

－

添 3.1.2.8-8

復水貯蔵槽への補給は，淡水貯水池から防火水槽への補給と可搬型代替注水ポンプによる防火水槽から復水貯蔵槽への補給を並行して実施する。淡水貯水池から防火水槽への補給の系統構成は，所要時間 90 分想定のところ，訓練実績等により約 70 分で実施
可能なこと，可搬型代替注水ポンプによる防火水槽から復水貯蔵槽への補給のホース敷設等の注水準備は，所要時間 180 分想定のところ，訓練実績等により約 135 分であり，想定で意図している作業が実施可能なことを確認した。
有効性評価では，防火水槽から復水貯蔵槽への補給用の可搬型代替注水ポンプ（6 号及び 7 号炉：各 3 台），代替原子炉補機冷却系用の電源車（6 号及び 7 号炉：各 2台）及び可搬型大容量送水ポンプ（6 号及び 7 号炉：各 1 台），及び常設代替交流電源設備（6 号及び 7 号炉で 1 台）への燃料給油を期待している。
各機器への給油準備作業について，可搬型
代替注水ポンプ，電源車及び可搬型大容量
送水ポンプへの燃料給油準備（現場移動開始からタンクローリーへの補給完了まで）
は，所要時間 90 分のところ訓練実績等では約 82 分，常設代替交流電源設備への燃料給油準備は，所要時間 120 分のところ訓練実績等では約 95 分で実施可能なことを確認した。
また，各機器への燃料給油作業は，各機器の燃料が枯渇しない時間間隔（許容時間）以内で実施することとしている。
可搬型代替注水ポンプへの燃料給油作業
は，許容時間 180 分のところ訓練実績等では約 96 分，電源車及び可搬型大容量送水ポ
ンプへの燃料給油作業は，許容時間 120 分のところ訓練実績等では約 96 分，常設代替
交流電源設備への燃料給油作業は，許容時間 540 分のところ訓練実績等では約 135 分であり，許容時間内で意図している作業が実施可能であることを確認した。

表 3 運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却を使用する場合）
（4/5）

項目

操
作
条
件

代替原子
炉補機冷
却系運転
操作

解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
解析上の操作開始時間

事象発生 20 時
間後操作の不確かさ要因

条件設定の考え方

代替原子炉補機冷却系の準備期間を考慮して設定【認知】中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の非常用高圧系統の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断し，これにより代替原子炉補機冷却系の準備を開始する手順としているため，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
【要員配置】
代替原子炉補機冷却系の準備操作は，現場にて原子炉補機冷却水系の系統構成を行う運転員(現場)と，代替原子炉補機冷却系の移動，敷設を行う専任の緊急時対策要員（事故後 10 時間以降の参集要員）が配置されている。運転員(現場)は，代替原子炉補機冷却系運転のための系統構成を行っている期間，他の操作を担っていない。よって，操作開始時間に与える影響はなし。
【移動】代替原子炉補機冷却系に用いる代替熱交換器車，電源車等は車両であり，牽引または自走にて作業現場へ移動することを想定している。仮に地震等の外部事象が起因事象の場合に，アクセスルートの被害があっても，ホイールローダ等にて必要なアクセス
ルートを仮復旧できる宿直の体制としており，操作開始時間に与える影響はなし。
【作業所要時間】
緊急時対策要員の準備操作は，各機器の設置作業及び弁・スイッチ類の操作に移動時間を含めて 10 時間の作業時間を想定しているが，訓練実績を踏まえると，より早期に準備操作が完了する見込みである。また，運転員(現場)の行う現場系統構成は，操作対象が 20 弁程度であり，操作場所は原子炉建屋及びタービン建屋海水熱交換器エリア及びコントロール建屋となるが，1 弁あたりの操作時間に移動時間含めて 10 分程度を想定しており，これに余裕を含めて 5 時間の操作時間を想定している。
【他の並列操作有無】
緊急時対策要員による準備操作及び運転員(現場)の系統構成は並列操作可能なため，両者が干渉して操作開始時間が遅くなることはない。よって，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作の確実さ】
現場操作は，操作の信頼性向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

添 3.1.2.8-9

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

代替原子炉補機冷却系の準備は，緊急時対策
要員の参集に 10 時間，
その後の作業に 10 時間の合計 20 時間を想定しているが，準備操作が想定より短い時間で完了する可能性があるた
め，操作開始時間が早まる可能性があり，格納容器の圧力及び温度を早期に低下させる。

代替原子炉補機冷却系運
転開始までの時間は，事象発生から 20 時間あり，代替循環冷却による格納容器除熱操作開始までの時
間は事象発生から約 22.5
実態の操作開始時
時間あり，準備時間が確保
間は解析上の設定できるため，時間余裕があから早まる可能性る。なお，本操作が大幅にがあり，この場合，
遅れるような事態になっ格納容器の圧力及た場合でも，格納容器限界
び温度等を早期に圧力に到達しないよう継低下させる可能性
続して低圧代替注水系（常があることから，
設）による原子炉注水，代評価項目となるパ
替格納容器スプレイ冷却
ラメータに対する系による格納容器スプレ
余裕は大きくな
イを行うこととなる。格納る。
容 器 限 界 圧 力
0.62MPa[gage]に至るまでの時間は，事象発生約 38
時間後であり，約 15 時間
以上の余裕があることから，時間余裕がある。

操作時間余裕

訓練実績等

訓練実績等より，運転員(現場)の行う現場系統構成は，想定より早い約 4 時間で実施可能であることを確認した。また，
代替原子炉補機冷却系の移動・配置，フランジ接続，及び電源車のケーブル接続
等を含め，想定より早い約 7 時間で代替
原子炉補機冷却系が運転開始可能であることを確認した。
想定で意図している
運転操作が実施可能なことを確認した。

項目

操
作
条
件

代替循環
冷却によ
る格納容
器除熱操
作

表 3 運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却を使用する場合）（5/5）
解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
運転員等操作時間に与評価項目となるパラ
操作の不確かさ要因
操作時間余裕える影響
メータに与える影響
条件設定の考え
解析上の操作開始時間
方

事象発生約 22.5 時間
後

代替原子炉補機
冷却系の準備期間を考慮して設
定【認知】
残留熱除去系による格納容器除熱機能喪失を確認した後，故障原因調査・機能回復操作を実施と並行して，機能回復が遅れることを想定し代替循環冷却運転の準備を判断するため，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
【要員配置】
代替循環冷却準備操作は，中央制御室における操作と現場における操作が必要であるが，現場にて代替循環冷却の系統構成を行う運転員(現場)と，可搬型代替注水ポンプの移動，敷設行う専任の緊急時対策要員（事故後 12 時間以降の参集要員）を配置しており，操作開始時間に与える影響はなし。
【移動】
運転員(現場)による現場移動は，照明喪失・資機材の転倒等によりアクセスに支障が出る場
合があるが，事象発生 20 時間超の時間余裕があるため予め移動しておくことも可能であり，操作開始時間に与える影響はなし。
【作業所要時間】中央制御室における操作は，事前準備としての系統構成操作，代替循環冷却運転開始直前操 代替循環冷却運転は事作（代替循環冷却運転準備操作の系統構成のうち，事象発生 22 時間後以降の復水移送ポン 象発生約 22.5 時間後にプの全停に係る操作）及び代替循環冷却運転開始操作の 3 操作がある。事前準備としての系 開始することとしてい統構成操作は事象発生 22 時間後迄に予め行うもので操作時間に余裕を確保している。代替 るが，余裕時間を含めて
循環冷却運転開始直前操作は，復水移送ポンプ 2 台の停止操作に約 2 分を想定しており，電 設定されているため操動弁 7 弁の操作に約 7 分を想定し，30 分間の操作時間に余裕を確保している。運転開始操 作の不確かさが操作開
作は復水移送ポンプ 1 台起動と同時に 1 弁による原子炉への注水操作を約 1 分と想定し，2 始時間に与える影響は
台目の起動と同時に 1 弁による格納容器スプレイ操作を約 1 分と操作しており，5 分間の操 小さい。また，本操作の作時間に余裕を確保している。
操作開始時間は，代替原運転員(現場)による現場操作は，事前準備としての系統構成操作と代替循環冷却運転開始 子炉補機冷却系の準備
直前操作の 2 操作がある。事前準備としての系統構成（操作対象弁数は約 10 弁を想定に必 期間を考慮して設定し要な所要時間を約 2 時間と想定しており，20 時間後までの時間余裕を確保している。また， たものであり，代替原子
事象発生 20 時間後以降の 2 時間に行う現場の系統構成は，復水貯蔵槽出口弁 2 弁の閉操作 炉補機冷却系の操作開に約 30 分，復水移送ポンプ最小流量バイパス弁 3 弁閉操作に約 3 分を想定しており，事象 始時間が早まれば，本操発生 22 時間後まで移動時間，余裕時間を含め操作時間を確保している。代替循環冷却運転 作の開始時間も早まる
開始直前操作は復水貯蔵槽出口弁 1 弁の閉操作に約 15 分，退避時間に約 10 分を想定して 可能性があり，代替循環
おりこれに余裕時間を含め 30 分間の操作時間を確保している。
冷却の運転開始時間をまた，代替循環冷却運転開始直前操作にて復水移送ポンプを停止している 30 分間に緊急時 早める。
対策要員により可搬型代替注水ポンプを用いて原子炉への注水を行う。復水移送ポンプ停止前にホース敷設等の準備をしておき，復水移送ポンプ停止後に約 10 分で系統構成を行い，その後約 20 分間の注水を行う。
【他の並列操作有無】
運転員による現場操作は，代替原子炉補機冷却系の系統構成と並列操作する可能性があるが，本操作に 18 時間の余裕があるため操作開始時間に与える影響はなし。緊急時対策要員には他の並列操作はなく，操作開始時間に与える影響はなし。また，本操作の操作開始時間
は，代替原子炉補機冷却系の準備期間を考慮して設定したものであり，代替原子炉補機冷却系の操作開始時間が早まれば，本操作の開始時間も早まる可能性がある。
【操作の確実さ】
中央制御室における操作は，制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。また，現場操作は，操作の信頼性向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

添 3.1.2.8-10

代替原子炉補機冷却系
運転開始までの時間は，事象発生から 20 時間あり，代替循環冷却による格納容器除熱操作開始までの時間は事象発生から約 22.5 時間あり，
準備時間が確保できるため，時間余裕がある。
なお，本操作が大幅に遅れるような事態になった場合でも，格納容器限
界圧力に到達しないよ
う継続して低圧代替注
水系（常設）による原子代替原子炉補機冷却
炉注水，代替格納容器ス系の操作開始時間がプレイ冷却系による格早まった場合には，
納容器スプレイ，格納容
本操作も早まる可能器圧力逃がし装置又は性があり，この場合，
代替格納容器圧力逃が
格納容器圧力及び温し装置による原子炉格度等を早期に低下さ
納容器除熱を行うことせる可能性があることなる。格納容器スプレとから，評価項目とイは，ベントラインの水
なるパラメータに対没防止のために，格納容する余裕は大きくな器ベントに伴うサプレる。
ッション・チェンバ・プ
ール水位の上昇を追う
慮しても，サプレッショ
ン・チェンバ・プール水
位 が ベ ン ト ラ イ ン -1m
を超えないように格納
容器スプレイを停止する。
格納容器限界圧力
0.62MPa［gage］に至るま
での時間は，事象発生約
38 時間であり，約 15 時
間以上の余裕があることから，時間余裕があ
る。

訓練実績等

現場モックアップ等による実績では，代替循環冷却による格納容器除熱操作の中で操作
時間の時間的制約が厳しい代替循環
冷却運転開始直前
操作の所要時間は，復水貯蔵槽出口弁 1 弁の閉操作
及び操作終了後の現場運転員の退避時間を合わせて約21 分。他の操作は事象発生 20 時間後
又は 22 時間後までに予め準備が可能である。
想定で意図している運転操作が実施
可能なことを確認した。

添付資料 3.1.2.9
注水操作が遅れる場合の影響について
1．はじめに
評価事故シーケンス「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失＋全交流動力電源喪失」では，大破断 LOCA 時に非常用炉心冷却系の機能及び全交流動力電源が喪失するため，原子炉水位は急速に低下する。原子炉水位低下により炉心は露出し，事象発生約 0.3 時間後に燃料被覆管の最高温度は 1,000K（727℃）に到達し，炉心損傷が開始する。有効性評価では，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）
による原子炉注水を開始することによって，原子炉圧力容器破損に至ることなく，
原子炉水位は回復し，炉心は再冠水する評価結果となっている。
本事象進展について，運転員による原子炉注水操作が有効性評価よりも遅れた場合の評
価項目への影響について評価した。
2．評価項目への影響
操作遅れを想定し，注水開始時間を有効性評価における設定よりも 20 分遅延（事象発生
90 分後に原子炉注水を開始）した場合について，原子炉圧力容器の健全性及び格納容器破損防止対策の有効性に係る感度解析を行った。
（1）原子炉圧力容器の健全性への影響
原子炉圧力容器の健全性の観点から，炉心内でのデブリの移行（リロケーション）※の発生有無を評価した。表 1 に感度解析の評価結果を示す。また，操作 20 分遅れのケースの原子炉水位及び注水流量の推移を図 1，2 に示す。
操作 20 分遅れの場合においても，損傷した燃料は炉心位置に保持され，リロケーショ
ンは発生しないことから，原子炉圧力容器の健全性は確保される。
※ここで言うリロケーションとは，炉心損傷後，溶融炉心が炉心下部プレナムに移行した状態を指す。

（2）格納容器破損防止対策の有効性への影響
格納容器破損防止対策の有効性の観点から，格納容器スプレイ開始時間及び格納容器
限界圧力・限界温度の到達時間を評価した。表 2 に感度解析の評価結果を示す。また，操作 20 分遅れのケースにおける格納容器圧力及び格納容器温度の推移を図 3，4 に示す。
操作 20 分遅れの場合において，原子炉注水開始の遅れに伴い格納容器スプレイの開始
時間は遅くなるが，図 3，4 に示すとおり，格納容器スプレイ開始後は格納容器の圧力・温度は制御される。また，操作 20 分遅れの場合においても，格納容器限界圧力に到達する時間は，有効性評価のケースと同じ約 38 時間後であり，格納容器圧力及び温度の上昇
傾向への影響はほぼない。

添 3.1.2.9-1

3．まとめ操作 20 分遅れの場合においても，有効性評価のケースと同様に，原子炉圧力容器の健全性及び格納容器破損防止対策の有効性は維持される。したがって，原子炉注水操作は，有効性の確認された 20 分程度の遅れの余裕がある。
表 1．原子炉圧力容器の健全性に関する感度解析結果
ケース

損傷炉心の位置有効性評価のケース

炉心位置に保持（事象発生 70 分後に原子炉注水開始）（リロケーションは発生しない）

操作 20 分遅れのケース

炉心位置に保持（事象発生 90 分後に原子炉注水開始）（リロケーションは発生しない）

表 2．格納容器破損防止対策の有効性に関する感度解析結果
格納容器限界圧力・限界温度
ケース

格納容器スプレイ開始時間の到達時間（格納容器ベント開始時間）

有効性評価のケース（事象発生 70 分後に

約 38 時間後
約 2.0 時間後

（格納容器限界圧力

原子炉注水開始）

0.62MPa[gage]に到達）

操作 20 分遅れのケース

約 38 時間後（事象発生 90 分後に

約 2.3 時間後

原子炉注水開始）（格納容器限界圧力
0.62MPa[gage]に到達）

添 3.1.2.9-2

図 1．操作 20 分遅れのケースにおける原子炉水位の推移

図 2．操作 20 分遅れのケースにおける注水流量の推移

添 3.1.2.9-3

図 3．操作 20 分遅れのケースにおける格納容器圧力の推移

図 4．操作 20 分遅れのケースにおける格納容器温度の推移

添 3.1.2.9-4

7 日間における水源の対応について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）：代替循環冷却を使用する場合）○水源
復水貯蔵槽水量：約 1,700m3
淡水貯水池：約 18,000m3

添 3.1.2.10-1

添付資料 3.1.2.10○水使用パターン①低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
事象発生 70 分後から低圧代替注水系（常設）により注水する。
冠水後は，破断口～原子炉水位低（レベル 1）の範囲で注水する（約 90m3/h）。
②代替格納容器スプレイ冷却系による代替格納容器スプレイ
原子炉水位が破断口～原子炉水位低（レベル 1）の範囲で，代替格納容器スプレイを実施（140m3/h）。
③淡水貯水池から復水貯蔵槽への移送
事象発生 12 時間後から，淡水貯水池の水を防火水槽へ移送する。
防火水槽からは可搬型代替注水ポンプ 3 台を用いて 130m3/h で復水貯蔵槽へ給水する。
④代替循環冷却準備（MUWC 全停）の影響緩和のための措置
事象発生 20 時間後から，低圧代替注水系（常設）において，原子炉圧力容器内へ全力注水（最大 300m3/h）を 0.1 時間行う。その後，代替格納容器スプレイ冷却系に切替えを行い，最大流量（160m3/h）で 1.9 時間，代替格納容器スプレイを実施する。なお，MUWC 全停後は，事象発生約 22.2 時間～約 22.5 時間まで，可搬型代替注水ポンプにより 90m3/h で原子炉注水を行う。
○時間評価（右上図）
事象発生 12 時間後までは復水貯蔵槽を水源として炉注水及び代替格納容器スプレイを実施するため，復水貯蔵槽水量は減少する。事象発生 12 時間後から復水貯蔵槽への補給を開始するため，水量の減少割合は低下する。事象発生後約 22.5 時間後から，代替循環冷却の運転を開始し，以降は原子炉圧力容器内及び原子炉格納容器内を除熱により安定して冷却することが可能である。
○水源評価結果
時間評価の結果から復水貯蔵槽が枯渇することはない。また，7 日間の対応を考慮すると，6 号及び 7 号炉のそれぞれで約 2,830m3 必要となる。6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮すると，約 5,660m3 必要とされる。各号炉の復水貯蔵槽に 1,700m3 及び淡水貯水池に約 18,000m3の水を保有することから，6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮した場合も必要水量を確保可能であり，安定して冷却を継続することが可能である。

7 日間における燃料の対応について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）：代替循環冷却を使用する場合）
プラント状況：6 号及び 7 号炉運転中。1～5 号炉停止中。
事象：格納容器過圧・過温破損は 6 号及び 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，免震重要棟等，プラントに関連しない設備も対象とする。
号
炉

判定

7 日間の
軽油消費量
約 1,014kL

6 号及び 7 号炉軽油タンク
各約 1,020kL 及びガスタービン発電
機用燃料タンク
約 200kL の容量（合計）は
約 2,240kL であり，
7 日間対応可能。

事象発生直後～事象発生後 7 日間
1号 非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2
炉 (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 632kL

1 号炉軽油タンク
容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

事象発生直後～事象発生後 7 日間
2号 非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2
炉 (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 632kL

2 号炉軽油タンク
容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

事象発生直後～事象発生後 7 日間
3号 非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2
炉 (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 632kL

3 号炉軽油タンク
容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

事象発生直後～事象発生後 7 日間
4号 非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2
炉 (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 632kL

4 号炉軽油タンク
容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

事象発生直後～事象発生後 7 日間
5号 非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2
炉 (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 632kL

5 号炉軽油タンク
容量は約 632kL であり，7日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 79kL

1～7 号炉軽油タン
ク及びガスタービ
ン発電機用燃料タンクの残容量（合計）は
約 1,147kL であり，
7 日間対応可能。

6号
炉

事象発生直後～事象発生後 7 日間

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

復水貯蔵槽給水用 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級） 3 台起動。
18L/h×24h×7 日×3 台＝9,072L

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

可搬型大容量送水ポンプ 1 台起動。
(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
178L/h×24h×7 日×1 台＝29,904L

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

可搬型大容量送水ポンプ 1 台起動。
(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
178L/h×24h×7 日×1 台＝29,904L

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） 3 台起動。
18L/h×24h×7 日×3 台＝9,072L

添 3.1.2.11-1

事象発生直後～事象発生後 7 日間
そ 免震重要棟内緊急時対策所用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)の 437L/h×24h×7 日＝73,416L
他 モニタリング・ポスト用発電機 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 事故収束に必要なディーゼル発電機は 1 台で足りるが，保守的にディーゼル発電機 2 台を起動させて評価した。

添付資料 3.1.2.11

合計

7
号
炉

時系列

常設代替交流電源設備の負荷（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損） ：代替循環冷却を使用する場合）<6 号及び 7 号炉>
負荷容量（ｋW）

添 3.1.2.12-1

6号炉

7号炉

直流125V充電器盤A

約94kW

約94kW

直流125V充電器盤A-2

約56kW

約56kW

AM用直流125V充電器盤

約41kW

約41kW

直流125V充電器盤B

約98kW

約98kW

約29kW

約23kW

3kW

3kW

復水移送ポンプ

55kW

55kW

復水移送ポンプ

55kW

55kW

非常用照明

約24kW

約27kW

燃料プール冷却浄化ポンプ

90kW

110kW

(起動時)

(181kW)(192kW)

その他

約74kW

約81kW

小計

約619kW

約643kW

交流120V中央制御室計測用分電盤A,B
中央制御室可搬型陽圧化空
調機

ガスタービン発電機の最大容量3,600kW

3500

ガスタービン発電機の連続定格容量2,950kW

3000

順次起動(6号炉／7号炉毎)
・充電器
・交流120V中央制御室計測用分電盤
・中央制御室可搬型陽圧化空調機
・復水移送ポンプ（2台）
・非常用照明
・その他

2500

2000

最大容量
約1,344kW

1500

約1,243kW

約1,147kW

約1,262kW

約1,062kW(6号炉：約529kW，7号炉：約533kW)
約1,152kW

1000

7号炉燃料プール
冷却浄化ポンプ起動

6号炉燃料プール冷却浄化ポンプ起動

合計（連続最大負荷）(最大負荷)

500

約1,262kW(約1,344 kW)

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 3.1.2.12

3.1.3 代替循環冷却を使用しない場合
3.1.3.1 格納容器破損防止対策
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」で想定される事故シーケンスに対して，代替循環冷却を使用しない場合を想定し，代替循環冷
却以外の設備による格納容器破損防止対策の有効性を評価する。
本格納容器破損モードに対応する対策の概略系統図を図 3.1.3.1 から図 3.1.3.3 に，手順の概要を図 3.1.3.4 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操作手順の関係を表 3.1.3.1 に示す。
本格納容器破損モードにおける評価事故シーケンスにおいて，事象発生 10 時間までの 6
号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 30 名※である。その内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員
は，当直長 1 名（6 号及び 7 号炉兼任），当直副長 2 名，運転操作対応を行う運転員 12 名である。
発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は 5 名，
緊急時対策要員（現場）は 10 名※である。
また，事象発生 10 時間以降に追加で必要な要員は，フィルタ装置薬液補給作業を行うための参集要員 8 名である。必要な要員と作業項目について図 3.1.3.5 に示す。
なお，評価事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を評価事故シーケ
ンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，30 名で対処可能である。
※有効性評価で考慮しない作業（格納容器頂部注水）に必要な要員 4 名を含めると，緊急時対策要員（現場）が 14 名，合計が 34 名になる。
a. 原子炉スクラム確認及び非常用炉心冷却系機能喪失確認
原子炉スクラム確認及び非常用炉心冷却系機能喪失確認については，3.1.2.1 a.と同じ。
b. 全交流動力電源喪失及び早期の電源回復不能判断並びに対応準備
全交流動力電源喪失及び早期の電源回復不能判断並びに対応準備については，
3.1.2.1 b.と同じ。
c. 炉心損傷確認
炉心損傷確認については，3.1.2.1 c.と同じ。
d. 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
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
注水については，3.1.2.1 d.と同じ。

3.1.3-1

e. 代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却
代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却については，3.1.2.1 e.と同じ。
代替格納容器スプレイを継続することによりサプレッション・チェンバ・プール水位が上昇するため，格納容器ベントに伴うサプレッション・チェンバ・プール水位上昇を考慮（約 2m）しても，サプレッション・チェンバ・プール水位がベントライン-1m を超えないように格納容器スプレイを停止する。
代替格納容器スプレイの停止を確認するために必要な計装設備はサプレッション・チ
ェンバ・プール水位である。
f. 格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱
格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱の準備として，原子炉格納容器二次隔離弁を中央制御室からの遠隔操作により開する。
格納容器圧力が，限界圧力 0.62MPa[gage]に接近した場合，原子炉格納容器一次隔離弁を原子炉建屋内の二次格納施設外からの人力操作によって全開することで，格納容器
圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を実施する。
格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力等である。
サプレッション・チェンバ側からの格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置のベントラインが水没しないことを確認するために必要な計装設備はサプレッション・チェンバ・プール水位等である。
以降，損傷炉心の冷却は，低圧代替注水系（常設）による注水により継続的に行う。
なお，原子炉格納容器除熱は，格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置により継続的に行う。
3.1.3.2 格納容器破損防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，過圧及び過温への対策の有効性を総合的に評価する観点から，プラント損傷状態を LOCA に全交流動力電源喪失事象を加えた状態とし，中小破断 LOCA に比べて破断口径が大きいことから事象進展が早く，格納容器圧力及び温度上昇の観点で厳しい大破断 LOCA を起因とする，「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失+全交流動
力電源喪失」である。

3.1.3-2

本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，
原子炉圧力容器におけるＥＣＣＳ注水（給水系・代替注水設備含む），炉心損傷後の原子炉
圧力容器内 FP 挙動並びに原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達，スプレイ冷却，格納容器ベント，炉心損傷後の原子炉格納容器内 FP 挙動が重要現象となる。
よって，これらの現象を適切に評価することが可能であるシビアアクシデント総合解析
コード MAAP により原子炉水位，燃料最高温度，格納容器圧力，格納容器温度等の過渡応答を求める。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本評価事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
(2) 有効性評価の条件
本評価事故シーケンスに対する初期条件も含めた主要な解析条件を表3.1.3.2に示す。また，主要な解析条件について，本評価事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
ａ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，大破断 LOCA が発生するものとする。破断箇所は，原子炉圧力容器内の保有水量を厳しく評価するため，残留熱除去系の吸込配管とする。
（添付資料 1.5.2）(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，全交流動力電源が喪失するものとする。さらに非常用炉心冷却系が機能喪失するものとする。なお，代替循環冷却は使用しないものとする。
(c) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。
送電系統又は所内主発電設備の故障等によって，外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定する。
(d) 水素の発生
水素の発生については，ジルコニウム－水反応を考慮するものとする。なお，解析コ
ード MAAP では水の放射線分解等による水素発生は考慮していないため，「(4)有効性評価の結果」にてその影響を評価する。
ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号

3.1.3-3

原子炉スクラムは，事象の発生と同時に発生するものとする。
(b) 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
最大300m3/hにて原子炉注水，その後は炉心を冠水維持するよう注水する。なお，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水は，代替格納容器スプレイと同じ復水移送ポンプを用いて弁の切替えにて実施する。
(c) 代替格納容器スプレイ冷却系
格納容器圧力及び温度抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，140m3/h にて原子炉格納容器内へスプレイする。なお，代替格納容器スプレイは，原子炉注水と同じ復水移送
ポンプを用いて弁の切替えにて実施する。
(d) 格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置
格納容器圧力 0.62MPa[gage]における最大排出流量 31.6kg/s に対して，原子炉格納容器二次隔離弁の中央制御室からの遠隔操作による中間開操作（流路面積約 50%開）にて原子炉格納容器除熱を実施する。
ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件として，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 交流電源は，常設代替交流電源設備によって供給を開始し，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。
(b) 代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作は，破断口まで水位回
復後，格納容器温度が約190℃に到達した場合に開始する。なお，格納容器ベントに伴うサプレッション・チェンバ・プール水位上昇を考慮しても，サプレッション・
チェンバ・プール水位がベントライン-1mを超えないように格納容器スプレイを停止する。
(c) 格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱操作は，格納容器圧力が0.62MPa[gage]に接近した場合に実施する。
(3) 有効性評価（Cs-137 の放出量評価）の条件(a) 事象発生直前まで，定格出力の 100％で長時間にわたって運転されていたものとする。その運転時間は，燃料を約 1/4 ずつ取り替えていく場合の平衡炉心を考えて，最高 50,000 時間とする。
(b) 格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置を用いた場合の環境中への総放出量の評価においては，炉心に内蔵されている核分裂生成物が事象進展に応じた割合で，原子炉格納容器内に放出※され，サプレッション・チェンバ又はドライウェルのベントラインを通じて格納容器圧力逃がし装置又は代替格納

3.1.3-4

容器圧力逃がし装置に至るものとする。
格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置に到達した核分裂生成物は，格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置内のフィル
タによって除去された後，格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし
装置排気管から放出される。
※ セシウムの原子炉格納容器内への放出割合については，本評価事故シーケンスにおいては MAAP 解析の方が NUREG-1465 より大きく算出する。
(c) 格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置を用いた場合の Cs137 放出量は，以下の式で計算される。
Cs-137 の放出量（Bq） = f_Cs × Bq_Cs-137 ×（1/DF）
f_Cs = f_CsOH + （M_I / M_Cs） × （W_Cs / W_I） × （f_CsI - f_CsOH）
f_Cs：原子炉格納容器からのセシウムの放出割合
f_CsI：原子炉格納容器からの CsI の放出割合（MAAP コードでの評価値）
f_CsOH：原子炉格納容器からの CsOH の放出割合（MAAP コードでの評価値）
M_I：ヨウ素の初期重量（kg）
M_Cs：セシウムの初期重量（kg）
W_I：ヨウ素の分子量（kg/kmol）
W_Cs：セシウムの分子量（kg/kmol）
Bq_Cs137：Cs-137 の炉内内蔵量（Bq）
DF：格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置の除染係数(d) 原子炉格納容器内に放出された Cs-137 については，格納容器スプレイやサプレ
ッション・チェンバ・プールでのスクラビングによる除去効果を考慮する。
(e) 格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置による粒子状放射性物質に対する除染係数は 1,000 とする。
(f) 原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいについても考慮する。漏えい量の評価条件は以下のとおりとする。
a)原子炉格納容器からの漏えい量は，格納容器圧力に応じた設計漏えい率をもとに評価する。
b)原子炉建屋から大気中に漏えいする放射性物質を保守的に見積もるため，原子炉建屋の換気空調系停止時における原子炉建屋から大気中への漏えい率を10%/日（一定）とした。
3.1.3-5c)原子炉建屋内での放射能の時間減衰は考慮せず，また，原子炉建屋内での粒子状物質の除去効果は保守的に考慮しない。
（添付資料 3.1.3.1，3.1.3.2）(4) 有効性評価の結果
本評価事故シーケンスにおける原子炉水位（シュラウド内外），注水流量，原子炉圧力容器内の保有水量の推移を図3.1.3.6から図3.1.3.8に，燃料最高温度の推移を図3.1.3.9に，格納容器圧力，格納容器温度，サプレッション・チェンバ・プール水位及び水温の推移を図
3.1.3.10から図3.1.3.13に示す。
a. 事象進展大破断 LOCA 時に非常用炉心冷却系の機能及び全交流動力電源が喪失するため，原子炉水位は急速に低下する。水位低下により炉心は露出し，事象発生から約 0.3 時間後に燃料被覆管の最高温度は 1,000K（727℃）に到達し，炉心損傷が開始する。燃料被覆管の最高温度は事象発生から約 0.4 時間後に 1,200℃に到達し，また，事象発生から約 0.7 時間後に燃料温度は約 2,500K（2,227℃）に到達する。事象発生から 70 分後，常設代替交流電源設備による電源供給を開始し，復水移送ポンプ 2 台を用いた低圧代替注水系（常設）による注水を開始することによって，原子炉圧力容器破損に至ることなく，水位は回復し，炉心は再冠水する。
原子炉格納容器内に崩壊熱が蒸気として放出されるため，格納容器圧力及び温度は徐々に上昇する。そのため，代替格納容器スプレイを間欠的に実施することによって，格納容器
圧力及び温度の上昇を抑制することができる。ベントラインの水没防止のために，格納容器
ベントに伴うサプレッション・チェンバ・プール水位の上昇を考慮しても，サプレッション・
チェンバ・プール水位がベントライン-1m を超えないように格納容器スプレイを停止することから，格納容器圧力は上昇し，事象発生から約 38 時間経過した時点で限界圧力に接近する。限界圧力接近時点で，格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を実施し，格納容器圧力及び温度を低下させる。その後，溶融炉心からの放熱によって格納容器温度は上昇傾向が継続するが，崩壊熱の減少に伴い，事象発生から
約 43 時間経過した時点で低下傾向に転じて，その後は徐々に低下する。格納容器圧力についても同様に徐々に低下する。
（添付資料 3.1.2.2,3.1.2.3）
b. 評価項目等
格納容器圧力は，図 3.1.3.10 に示すとおり，原子炉格納容器内に崩壊熱が蒸気として放出されるため徐々に上昇するが，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却及び限界圧力に接近した場合に格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置
による原子炉格納容器除熱を行うことによって,原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力の最大値は，限界圧力 0.62MPa[gage]を超えることはない。なお，原子炉格納容器バウンダ

3.1.3-6

リにかかる圧力が最大となる事象開始約 38 時間後において，水の放射線分解によって発生する水素及び酸素は，原子炉格納容器内の非凝縮ガスに占める割合の 2%以下であるため，その影響は無視しうる程度である。
格納容器温度は，図 3.1.3.11 に示すとおり，原子炉格納容器内に崩壊熱が蒸気として放出されるため徐々に上昇するが，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を行うことによって，原子炉格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）の最大値は約 165℃となり,限界温度 200℃を超えない。なお，事象開始直後，破断口から流出する過熱蒸気により一時的に格納容器気相部温度は約 207℃となるが，この時の原子炉格納容器バウンダリにかかる温度（壁面温度）は約 144℃であり，限界温度 200℃を超えない。
サプレッション・チェンバのベントラインを経由した場合の格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による大気中への Cs-137 の総放出量は約 1.4×10-3TBq（7日間）であり，100TBq を下回る。
ドライウェルのベントラインを経由した場合の格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による大気中への Cs-137 の総放出量は約 2.0TBq（7 日間）であり，100TBqを下回る。
なお，原子炉格納容器が健全であるため，原子炉格納容器から原子炉建屋への漏えい量は制限され，また，大気中へは殆ど放出されないものと考えられる。これは，原子炉建屋内に漏えいした放射性物質は，原子炉建屋内で時間減衰し，また，粒子状放射性物質は，原子炉建屋内での重力沈降や水蒸気の凝縮に伴い，原子炉建屋内に沈着し除去されると考えられるためである。仮に原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいを想定すると，漏えい量は約 0.017TBq（7 日間）となり，ドライウェルのベントラインを経由した場合の評価結果に比べて十分に小さな値となる。このことから，原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏え
い量はドライウェルのベントラインを経由した場合の評価結果に対して無視できる程度であり，これらを加えた場合でも大気中への Cs-137 の総放出量は約 2.0TBq（7 日間）で変わ
りなく，100TBq を下回る。
（添付資料 3.1.3.1，3.1.3.2）
図 3.1.3.6 に示すとおり，低圧代替注水系（常設）による注水継続により炉心が冠水し，炉心の冷却が維持される。その後は，図 3.1.3.10 に示すとおり，限界圧力接近時点で，格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を開始することで安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。
本評価では，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」のうち，(1)，(2)及び(3)の評価項目について対策の有効性を確認した。
（添付資料 3.1.3.3）

3.1.3-7

3.1.3.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するものとする。
雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却を使用しない場合））では，原子炉格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した蒸気，金属－水反応等によって発生した非凝縮性ガス等が蓄積することが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象発生から 12 時間程
度までの短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，常設代替交流電源設備からの受電操作，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作，格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱操作とする。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本評価事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7 解析コー
ド及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管
変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性が確認されている。炉心ヒートアップの感度解析（ヒートアップ時の燃料被覆管表面積感度解析）では，炉心溶融時間に対する感度は小さい
ことが確認されている。原子炉注水操作については，非常用炉心冷却系による炉心への注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに低圧代替注水系（常設）による炉心注水（電源の確保含む）を行う手順となっており，燃料被覆管温度等のパラメータを操作開始の起点としている操作ではないことから，運転員等操作に与える影響はない。また，
格納容器スプレイ操作については，炉心ヒートアップの感度解析では，格納容器内温度
及び圧力挙動への影響は小さいことが確認されていることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は SAFER コードとの比較により，急速減圧後の水位上昇及び蒸気流出の継続による水位低下についてより緩慢な挙動を示すこと，その後の注水操作による有効燃料棒頂部までの水位回復時刻は SAFER コードと同等であることが確認されている。原子炉注水操作については，非常用炉心冷却系による炉心への注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに低圧代替注水系（常設）による炉心注
水（電源の確保含む）を行う手順となっており，原子炉水位を操作開始の起点としている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。

3.1.3-8

原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）
は HDR 実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向が確認されているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる
等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているため，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイ，格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。また，格納容器各領域間の流動，構造
材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいため，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格納容器ス
プレイ，格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置に係る運転員等操
作時間に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内 FP 挙動の不確かさとして，核分裂生成物（FP）挙動モデルは FP 放出の開始時間に関する基本的なモデルについては PHEBUS-FP 実験解析において，実機体系により妥当性が確認されているが，燃料被覆
管破裂後の FP 放出挙動に関しては小規模体系の模擬性が原因によるものであり，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると考えられるが，炉心損傷後の圧力容器内 FP 放出を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉
格納容器 FP 挙動の不確かさとして，核分裂生成物（FP）挙動モデルは ABCOVE 実験解析
により，格納容器内のエアロゾル沈着挙動を適正に評価できることを確認しているが，炉心損傷後の格納容器内 FP を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 3.1.3.4）
ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管
変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性が確認されている。また，炉心ヒートアップに関するモデルに対する感度解析（ヒートアップ時の燃料被覆管表面積感度解析）では，格納容器内温度及び圧力挙動への影響は小さいことが確認されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）では，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である SAFER コードとの比較においては，短期的な挙動は緩慢な挙3.1.3-9

動とはなるが，模擬できており，また，長期的な挙動は崩壊熱の影響が支配的となるため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導，気液界面の熱伝達の不確かさとして，格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）
は HDR 実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向が確認されているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる
等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定データと良く一致することを確認しているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内 FP 挙動及び炉心損傷後の原子炉格納容器内 FP 挙動の不確かさとして，核分裂生成物（FP）挙動モデルは，PHEBUSFP 実験解析により，原子炉圧力容器内への FP 放出の開始時間を適切に再現できることが確認されている。PHEBUS-FP 実験解析では，燃料被覆管破裂後の FP 放出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測
され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると考えられる。また，
炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉格納容器内 FP 挙動の不確かさとして，核分裂生成物（FP）挙動モデルは，ABCOVE 実験解析により原子炉格納容器内のエアロゾ
ル沈着挙動を適正に評価できることが確認されている。したがって，Cs-137 の観点で評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。なお，本評価事故シーケンスにおける格納容器逃がし装置等による Cs-137 の総放出量は，評価項目（100TBq を下回っていること）に対して，サプレッション・チェンバのベントラインを経由した場合は約1.4×10-3TBq（7 日間），ドライウェルのベントラインを経由した場合は約 2.0TBq（7 日間）であり，評価項目に対して余裕がある。
（添付資料 3.1.3.4）(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3.1.3.2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，解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくな
るような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。

3.1.3-10

(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/tに対して最確条件
は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件の不確かさとして，最確条件は解析条
件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，原子炉冷却材の放出も少なくなる
ことから，格納容器圧力及び温度上昇が遅くなり，格納容器スプレイ及び格納容器ベント操作の開始が遅くなるが，操作手順(格納容器圧力に応じて格納容器ベントを実施すること)に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件の原子炉圧力，原子炉水位，炉心流量，格納容器容積（ウェットウェル）の空間部及び液相部，サプレッション・チェンバ・プール水位，格納容器圧力，格納容器温度は，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，事象進展に与える影
響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，本解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる可能性がある。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であるため，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料3.1.3.4）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/tに対して最確条件
は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件の不確かさとして，最確条件は解析条
件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，原子炉冷却材の放出も少なくなる
ことから，格納容器圧力及び温度上昇が遅くなるが，格納容器圧力及び温度の上昇は格納容器スプレイ及び格納容器ベントにより抑制されるため，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
機器条件の低圧代替注水系（常設）は，本解析条件の不確かさとして，実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる可能性があるが，格納容器圧力及び温度上昇に有意な影響を与えないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
（添付資料3.1.3.4）
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の6要因に分類し，これらの要因が，運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。

3.1.3-11(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電及び低圧代替注水系（常設）による原
子炉注水操作は，解析上の操作開始時間として事象発生から70分後を設定している。
運転員等操作時間に与える影響として，常設代替交流電源設備からの受電操作について，実態の運転操作は，認知に10分間，移動に10分間，操作所要時間に50分間の合計70分間であり，解析上の受電完了時間とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影
響は小さい。低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，常設代替交
流電源設備からの受電操作と同時に実施するため，受電操作の影響を受けるが，実態の操作時間は，解析上の操作開始時間とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作は，解析上の操作開始時間として破断口まで水位回復後，格納容器温度約190℃到達時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，解析結果は破断口まで水位回復前に既に格納容器温度は約190℃を超えており，実態の操作も解析上も原子炉水位が破断口高さ到達後に低圧代替注水系（常設）から代替格納容器スプレイへ切替えることとしており，実態の操作開始時間は，解析上の想定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う操作であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。また，代替格
納容器スプレイへの切替後，原子炉水位が低下し原子炉水位低（レベル1）に到達した場合，低圧代替注水系(常設)へ切替を行う。当該操作開始時間は，解析上の想定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。また，中央制御室で行う操作であり，他の操作と重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱操作は，解析上の操作開始時間として格納容器圧力0.62MPa[gage]接近時を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，炉心損傷後の格納容器
ベントの操作実施基準（格納容器圧力0.62MPa[gage]）に到達するのは，事象発生の約38時間後であり，格納容器ベントの準備操作は格納容器圧力の上昇傾向を監視しながら予め操作が可能である。また，格納容器ベント操作の操作所要時間は余裕時間を含めて設定されていることから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，格納容器圧力0.62MPa[gage]に至るまでに確実に原子炉格納容器除熱操作をすることが可能であるため，操作開始時間に与える影響は小さい。当該操作は，解析
コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室の運転員とは別に現場操作を行う運転員及び緊急時対策要員を配置しており，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
（添付資料3.1.3.4）

3.1.3-12

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電及び低圧代替注水系（常設）による原
子炉注水操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作は，運転員等操作時間に与える影響として，原子炉注水の状況により格納容器スプレイの操
作開始は破断口まで水位回復後，格納容器温度約190℃到達後となり，実態の操作開始時間は解析上の想定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間
は解析上の設定とほぼ同等であることから，格納容器圧力0.62MPa[gage]に至るまでに確実に原子炉格納容器除熱操作をすることが可能であるため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料3.1.3.4）(3) 操作時間余裕の把握
操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の常設代替交流電源設備からの受電操作及び低圧代替注水系（常設）による原
子炉注水操作については，事象発生から90分後（操作開始時間の20分程度の遅れ）までに常設代替交流電源設備からの受電操作を行い低圧代替注水系（常設）による原子炉注水が開始できれば，評価項目を満足する結果となり，時間余裕がある。なお，格納容器ベント時におけるCs放出量については燃料損傷の程度の影響を受けるが，格納容器ベント開始
時間はほぼ同等であるため，放出量に与える影響は小さい。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作については，
事象発生から90分後（操作開始時間の20分程度の遅れ）に低圧代替注水系（常設）による原子炉注水を開始した場合の解析では，格納容器スプレイ開始のタイミングは約2.3時間
後であることから，現行の2時間に対して約20分程度の準備時間を確保できるため，時間余裕がある。
操作条件の格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格
納容器除熱操作については，格納容器ベント開始までの時間は事象発生から約38時間後の操作であり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。
（添付資料3.1.3.4，3.1.2.9）

3.1.3-13

(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。
3.1.3.4 必要な要員及び資源の評価(1) 必要な要員の評価
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において，6号及び7号炉同時の重大事故等対策時における事象発生10時間までに必要な要員は，「3.1.3.1格納容器破損防止対策」に示すとおり30名である。「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している運転員及び緊急時対策要員等の72名で対処可能である。有効性評価で考慮しない作業（格納容器頂部注水）に必要な要員を4名含めた場合でも対処可能である。
また，事象発生10時間以降に必要な参集要員は8名であり，発電所構外から10時間以内に参集可能な要員の106名で確保可能である。
(2) 必要な資源の評価
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において，必要な水源，燃料及び電源は，「6.1(2)資源の評価条件」の条件にて評価を行い，その結果を以下に示す。
ａ．水源
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水及び代替格納容器スプレイ冷却系による代替格
納容器スプレイについては，7日間の対応を考慮すると，号炉あたり約7,300m3の水が必要となる。6号及び7号炉の同時被災を考慮すると，合計約14,600m3の水が必要である。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約1,700m3及び淡水貯水池に約18,000m3の水を保有している。これ
により，6号及び7号炉の同時被災を考慮しても，必要な水源は確保可能である。また，事象発生12時間以降に淡水貯水池の水を防火水槽に移送し，防火水槽から可搬型代替注水ポン
プによる復水貯蔵槽への給水を行うことで，復水貯蔵槽を枯渇させることなく復水貯蔵槽
を水源とした7日間の注水継続実施が可能である。ここで，復水貯蔵槽への補給の開始を事象発生12時間後としているが，これは，可搬型設備を事象発生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。

3.1.3-14

（添付資料 3.1.3.5）
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6号及び7号炉において合計約860kLの軽油が必要となる。可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への給水については，保守的に事象発生直後からの運転を想定して，7日間の運転継続に号炉あたり約10kLの軽油が必要となる。免震重要棟内緊
急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリング・ポスト用発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定すると，7日間の運転継続に合計約79kLの軽油が必要となる。（6号及び7号炉合計 約959kL）
6 号及び 7 号炉の各軽油タンク（約 1,020kL）及びガスタービン発電機用燃料タンク（約200kL）で合計約 2,240kL の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，常設代替交流電源設備による電源供給，可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への給水，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機による電源供給及びモニタリング・ポスト
用発電機による電源供給について，7 日間の継続が可能である。
（添付資料 3.1.3.6）
ｃ．電源
常設代替交流電源設備の電源負荷については，重大事故等対策に必要な負荷として，6号及び7号炉で約1,262kW（6号炉：約619kW 7号炉：約643kW）必要となるが，常設代替交流電
源設備は連続定格容量が2,950kWであり，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
また，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリング・ポスト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
（添付資料 3.1.3.7）
3.1.3.5 結論
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」では，原子炉格納容器内へ流出した高温の原子炉冷却材や溶融炉心の崩壊熱等の熱によって発生した水蒸気，金属－水反応等によって発生した非凝縮性ガス等が蓄積することによって，格納容器内雰囲気圧力・温度が緩慢に上昇し，原子炉格納容器の過圧・過温により原子炉格納容器破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」に対する格納容器破損防止対策としては，初期の対策として低圧代替注水系（常設）による原子炉注水手段，安定状態に向けた対策として代替格
納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却手段，格納容器圧力逃がし装置及び更なる信頼性向上の観点から設置する代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱手段を整備している。
格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の3.1.3-15

評価事故シーケンス「大破断LOCA＋ECCS注水機能喪失+全交流動力電源喪失」について，代替循環冷却を使用しない場合を想定し，格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置を使用する場合の有効性評価を行った。
上記の場合においても，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納容器スプレ
イ冷却系による原子炉格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を実施することにより，原子炉格納容器雰囲気の冷却及び除熱が可能である。
その結果，金属－水反応等により可燃性ガスの蓄積が生じた場合においても原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力及び温度，放射性物質の総放出量は，評価項目を満足している。
また，安定状態を維持できる。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水，代替格納容器スプレイ
冷却系による原子炉格納容器冷却，格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱等の格納容器破損防止対策は，選定した評価事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」に対して有効である。

3.1.3-16非常用ディーゼル発電機

原子炉格納容器

※２

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）

※１

破断箇所

原子炉圧力容器

復水貯蔵槽

復水移送ポンプ

Ｂ(Ｃ)
Ｃ

※１
Ｂ

Ａ

高圧炉心注水系ポンプ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ※２

原子炉隔離時冷却系ポンプ

図 3.1.3.1 格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」時の使用系統概要（代替循環冷却を使用しない場合）（1/3）（原子炉注水）原子炉格納容器※2

外部電源

非常用ディーゼル
発電機

代替格納容器スプレイ冷却系
格納容器スプレイ・ヘッダ

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）
※1

破断箇所

淡水貯水池
常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）
可搬型代替注水ポンプ

原子炉圧力容器

復水貯蔵槽

復水移送ポンプ

Ｂ(Ｃ)
Ｃ

※1

Ａ

タンクローリＢ
高圧炉心注水系ポンプ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ

軽油タンク

※2

原子炉隔離時冷却系ポンプ※低圧代替注水系（常設）と代替格納容器スプレイ冷却系は，同じ復水移送ポンプを用いて弁の切替えにより実施する。

図 3.1.3.2 格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」時の使用系統概要（代替循環冷却を使用しない場合）（2/3）（原子炉注水及び原子炉格納容器冷却）3.1.3-17

外部電源

原子炉建屋
非常用ディーゼル
発電機

タンクローリ原子炉格納容器

軽油タンク

Gen

淡水貯水池

逃がし安全弁主タービン系へ

低圧代替注水系（常設）

復水移送
ポンプ

可搬型代替注
水ポンプ

復水貯蔵槽
防火水槽

原子炉圧力容器

可搬型
薬液注入装置Ｂ(Ｃ)格納容器圧力逃がし装置
又は代替格納容器圧力逃がし装置

残留熱除去系
ポンプ

Ｂ

常設代替交流電源設備（ガスタービン発電機）

ドレン移送ポンプ

図 3.1.3.3 格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」時の使用系統概要（代替循環冷却を使用しない場合）（3/3）（原子炉注水及び原子炉格納容器除熱）

3.1.3-18

（解析上の時間）（約0分）

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

格納容器圧力高13.7kPa[gage]
到達【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
第一ガスタービン発電機が使用できない場合は第二ガスタービン発電機による緊急用M/Cを受電する
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（電源容量により使用できる設備が限られる）
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（電源容量により使用できる設備が限られる）※23
原子炉スクラム・タービントリップを確認

高圧給水機能喪失を確認※1

高圧注水機能喪失を確認※1※1

低圧注水機能喪失を確認

Ⅱ

消火系を代替原子炉注水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
恒設設備による原子炉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
Ⅲ

全交流動力電源喪失発生

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる。
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である。
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能であ

※2

る
※3

原子炉への注水機能喪失を確認

回復は解析上考慮せず

Ⅳ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する
Ⅴ

代替循環冷却運転以外に徐熱機能が回復しないことを確認し代替循環冷却運転を開始する（約10分後）※4

早期の電源回復不能と判断

Ⅰ

原子炉圧力－ドライウェル温度による「水位不明判断曲線」で水位不明を判断する（約0.3時間後）

常設代替交流電源設備（第一ガスタービン発電機）による非常用電源回復操作

炉心損傷開始Ⅱ

低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備

常設代替交流電源設備 ※5（第一ガスタービン発電機）の準備
第一ガスタービン発電機以外による非常用電源供給
・第二ガスタービン発電機による緊急用M/C受電
・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

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

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

フィルタ装置排水ポンプ水張り（約12時間後）タンクローリによる給油準備完了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

可搬型代替交流電源設備は第一ガスタービン発電機と同等の電源供給開始不可※6

炉心損傷確認（適宜実施）
可搬設備への燃料補給

Ⅳ※7

淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）

格納容器薬品注入準備（約0.4時間後）

燃料被覆管温度1200℃到達（約0.7時間後）

燃料温度
2500K(約2227℃)到達

淡水タンクから防火水槽への補給

非常用ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機
または外部電源による
交流電源回復操作を実施

防火水槽への補給準備が完了※22
低圧代替注水系（常設）
復水移送ポンプ準備が完了

回復は解析上考慮せず（70分後）

回復は解析上考慮せず

Ⅲ

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）※8
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水開始（崩壊熱と注水流量から原子炉水位の上昇率を求める）

高圧／低圧注水機能回復操作

純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

代替原子炉補機冷却系準備（約12時間後）破断口までの水位回復確認（約2時間後）中央制御室 陽圧操作
中央制御室待避室準備操作

使用済燃料プール冷却開始（破断口からの流出をサプレッション・チェンバ・プール水位上昇傾向変化により確認）
または（原子炉水位の上昇率からレベル1以上に回復していることを推定する）（適宜実施）

3.1.3-19※13※12

格納容器温度190℃超過確認（約2時間後）

格納容器上部雰囲気温度
171℃超過確認

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによる原子炉注水を停止し，ドライウェルスプレイを開始する

原子炉注水停止後の水位低下量を崩壊熱より計算し高圧炉心注水ノズルを起点としレベル1までの時間を推定する（適宜実施）

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

※10
※11

損傷炉心冷却成功確認
原子炉圧力容器健全確認

解析上
考慮せず

可搬型代替注水ポンプの
準備が完了

※9

可搬型代替注水ポンプの準備（格納容器頂部注水系準備）※14ドライウェル側
格納容器薬品注入実施※15

可搬型代替注水ポンプの準備が完了

可搬型代替注水ポンプによる格納容器頂部注水
レベル1までの推定した時間経過後，低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイから原子炉注水へ切り替える※1

原子炉圧力容器・原子炉格納容器の状態が静定後，使用済燃料プール冷却を再開
する

防火水槽への補給

中央制御室盤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※2 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※3

非常用炉心冷却系の機能喪失及び，全交流動力電源喪失により原子炉への注水機能が喪失する※4

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出来ず非常用高圧系統（6.9kV）の電源回復ができない場合に早期の電源回復不能と判断する※5

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※6 格納容器雰囲気放射線レベル計指示とSOP導入条件判断図により炉心損傷を確認する。例えば原子炉停止30分後の場合，格納容器雰囲気放射線レベル計指示がドライ
ウェル放射線レベル計：6.0E+00Sv/h，サプレッション・チェンバ放射線レベル計：7.0E+00Sv/hを超えた場合，炉心損傷発生と判断する。なお，解析においては1000K(727℃)到達を炉心損傷開始としている。
炉心損傷による格納容器内水素濃度の上昇を確認する※7

炉心損傷確認後，格納容器pH制御のため薬品（水酸化ナトリウム）注入準備を実施する※8 低圧代替注水量から崩壊熱除去に必要な注水量を引いて，圧力容器の単位容量から原子炉水位の上昇率を求める。例えば，低圧代替注水流量が300m3/h，原子炉停止１時間後の必要注水量が60m3/hであるため，圧力容器単位容量29.34m3/mより8.1m/hの上昇率になる※9※16
レベル1を起点とした破断口到達まで
注入実施後，サプレッション・チェンバスプレイに切り替える※17
サプレッション・チェンバ側
格納容器薬品注入実施

レベル1までの推定した時間経過後，低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるサプレッション・チェンバスプレイから原子炉注水へ切り替える

サプレッション・チェンバ・プール水位外部水源注水制限にて
低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプによるドライウェルスプレイ停止※18

代替循環冷却準備

原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する（補足1）※12

格納容器温度計にて確認する※13

格納容器スプレイにより格納容器温度は低下するが，格納容器頂部の冷却を促進させるため可搬代替注水ポンプによる格納容器頂部への注水を実施する※15

復水移送ポンプによるドライウェルスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，ドライウェル側格納容器薬品注入を実施する※16

サプレッションプールへの薬品注入のためにサプレッション・チェンバスプレイを実施する※17 復水移送ポンプによるサプレッション・チェンバスプレイに合わせて，復水移送ポンプ吸込み配管に薬品を注入することにより，サプレッションチェンバ側格納容器
薬品注入を実施する

Ⅴ
代替循環冷却運転開始（約38時間後）※11※14 高圧炉心注水ノズル（10312mm（圧力容器基準点より））と，原子炉水位レベル1（9358mm（圧力容器基準点より））の差から容量を求め，その時の必要注水量から原子炉水位（レベル1）に到達する時間を求める。例えば，原子炉停止4時間後の必要注水量が40m3/hであった場合，ノズルからレベル1の容量が約28m3であるため約42分でレベル1に到達すると推定する。
なお，原子炉停止時冷却系出口ノズル10921mm（圧力容器基準点より）の場合，約1時間8分でレベル1に到達すると推定されるレベル１を起点とした破断口到達まで
注入実施後，ドライウェルスプレイに切り替える（約38時間後）

原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）を起点とした場合，レベル1までは4310mm。約30分でレベル1に到達すると推定される※10 原子炉水位が有効燃料棒頂部（TAF）以上（水位計監視不能時は崩壊熱除去に必要な流量以上）及び，原子炉圧力容器下鏡部温300℃未満により損傷炉心冷却成功と判断する

格納容器圧力0.62MPa[gage]
接近※18

格納容器ベント実施を見据えて，サプレッションチェンバベント管が水没しないように外部水源からの格納容器スプレイを停止する※19

格納容器圧力計指示0.62MPa[gage]接近（格納容器限界圧力到達前）により，格納容器ベント操作を開始する※20

優先順位については，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い，見直しを実施する予定である。
また，代替格納容器圧力逃がし装置の完成に伴い優先順位を変更しても，本有効性評価には影響を与えることはない※19

中央制御室待避室陽圧化操作「格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」※21 格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置には，原子炉格納容器からの蒸気が凝縮することにより水位が上昇することが考えられる。フィルタ装置の水位を監視し，上限水位に到達した場合にサプレッション・チェンバ・プールへのドレン移送によりフィルタ装置水位を制御する。また，フィルタ装置への薬品注入を適宜実施する

No

Yes

以下の優先順位で格納容器ベントを実施する。
優先② 「格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」
優先③ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「サプレッション・チェンバ側ベント」
優先④ 「代替格納容器圧力逃がし装置」「ドライウェル側ベント」

※20

※22

原子炉注水及び格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する。
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する※23

重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は待避を実施する

フィルタ装置排水操作 ※21
フィルタ装置薬品注入操作

低圧代替注水系(常設）による原子炉注水を継続し，格納容器ベントによる格納容器圧力の低下傾向を確認する。また機能喪失している設備の復旧に努める
機能喪失していた設備の復旧後，格納容器ベントは格納容器スプレイ冷却モード及びサプレッション・チェン
バ・プール水冷却モードにより格納容器冷却が可能であること，及び水素濃度制御が可能であることを確認し停止する
原子炉格納容器を格納容器スプレイ冷却モード及びサプレッション・チェンバ・プール水冷却モードにより冷却し，格納容器が十分に冷却された後，原子炉注水を低圧代替注水系(常設）から低圧注水系へ切り替える

補足１【圧力容器破損徴候パラメータ】
事故の起因事象判定（LOCA事象or過渡起因事象）
・「過渡起因事象」，「LOCA①，②」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
かつ制御棒位置の指示値喪失数増加［上部ドライウェル圧力が「0.15MPａ[gage]以上」］
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加
上記の条件が満たされる場合は「LOCA事象起因」と判定する
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する。
（本シナリオでは「LOCA事象」を想定している）
LOCA事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（LOCA①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（LOCA②時と表記）【圧力容器破損判断パラメータ】
・ 「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「LOCA①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッションプール水温度の「急激な上昇」
・「LOCA②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「LOCA①、②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッションプール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］

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

図 3.1.3.4 格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容
器過圧・過温破損）」時の対応手順の概要（代替循環冷却を使用しない場合）

格納容器過圧・過温破損

経過時間（分）
10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

150

160

170

180

190

200

210

220

230

240

250

260

270

280

290

300

310

320

備考

事象発生

実施箇所・必要人員数
原子炉スクラム

責任者
操作項目

指揮者
通報連絡者

当直長
6号
7号

当直副長
当直副長

緊急時対策要員

運転員（中央制御室）
6号
7号

1人

中央監視
緊急時対策本部連絡

1人
1人

号炉毎運転操作指揮

5人
運転員
（現場）

6号

7号

プラント状況判断
約0.3時間 炉心損傷開操作の内容

約0.4時間 燃料被覆管温度1200℃到達
約0.7時間 燃料温度約2500K(約2227℃)到達

中央制御室連絡
発電所外部連絡緊急時対策要員
（現場）
6号
7号

約260分

6号炉復水貯蔵槽水源切替完了

約60分 第一ガスタービン発電機による給電開始
70分 原子炉注水開始

・給水流量の全喪失確認

状況判断

2人

2人

A,B

a.b

－

－

－

－

状況判断後も事故対応に必要なパラ

10分

・全交流動力電源喪失確認

メータを適宜監視する

・原子炉スクラム・タービントリップ確認

交流電源回復操作（解析上考慮せず）

高圧／低圧注水機能喪失調査、復旧
操作（解析上考慮せず）
原子炉格納容器内水素濃度監視

－

－

－

－

－

－

非常用ディーゼル発電機

－

－

－

－

－

－

外部電源

－

－

－

－

－

－

・給水系，原子炉隔離時冷却系，高圧炉心注水系，残留熱除去
系 機能回復

（1人）

（1人）

－

－

－

－

・原子炉格納容器内水素濃度監視

－

－

－

－

・受電前準備（中央制御室）

A

a

（2人）

（2人）

A,B

a,b

対応可能な要員により対応する

－

－

2人
C,D

対応可能な要員により対応する

適宜実施

20分

10分

・放射線防護装備準備／装備

常設代替交流電源設備準備操作（第一ガスタービン発電機）

対応可能な要員により対応する

機能回復

回復

・現場移動
・第一ガスタービン発電機健全性確認
－

－

20分

－
10分

・第一ガスタービン発電機給電準備

20分

・第一ガスタービン発電機起動，給電

常設代替交流電源設備からの受電準
備操作

－

－

－

－

－

－

2人
E,F
（2人）
E,F

－

4人
c,d
e,f

－

－

・放射線防護装備準備／装備

－

－

－

・現場移動
・ 6号 炉 M/C（ D） 受 電 準 備

50分

(4人)
c,d

－

－

・現場移動
・ 7号 炉 M/C（ C） （ D） 受 電 準 備

50分

－

－

・第一ガスタービン発電機

e,f

常設代替交流電源設備運転（第一ガスタービン発電機）

常設代替交流電源設備からの受電操作

（2人）

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

C,D

－

2人

－

－

－

－

－

－

・ M/C

－

－

（2人）
E,F

－

－

－

・ 6号 炉・ 6号 炉M/C（ D）
MCC（ D）－－

・ 7号 炉・ 7号 炉M/C（ C） （ D）
MCC（ C） （ D）

－

c,d
e,f

低圧代替注水系（常設）

低圧代替注水系（常設）

代替格納容器スプレイ冷却系

操作

中央制御室 圧力調整
（中央制御室可搬型陽圧化空調機ブ
ロアユニット起動）（解析上考慮せず）
中央制御室待避室の準備操作（解析上考慮せず）

10分

受電
受電

－

・蓄電池内蔵照明の点灯確認
・可搬型照明の設置、点灯

（1人）
a

－

－

－

－

・ 復 水 移 送 ポ ン プ （ B， C） 起 動 ／ 運 転 確 認
・低圧代替注水系（常設）ラインアップ

－

－

－

（2人）
c,d

－

－

・現場移動
・ 7号 炉 低 圧 代 替 注 水 系 （ 常 設 ） 現 場 ラ イ ン ア ッ プ※復水貯蔵槽吸込ライン切替

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・残留熱除去系

注入弁操作

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・残留熱除去系

スプレイ弁操作

－

－

－

－

・ MCR系－－－－

・中央制御室可搬型陽圧化空調機ブロアユニット起動

（1人）
B

（1人）
b

（1人）
A

（2人）
C,D

－

適時実施

受電
受電

－

b

要員を確保して対応する

10分

－

（1人）

B

30分

受電確認

－

（1人）

準備操作

注水操作

運転状態確認－(4人)

中央制御室照明確保（解析上考慮せず）

状態確認

・現場移動
・第一ガスタービン発電機

（1人）
b

－

10分

・現場移動
・第二ガスタービン発電機－

25分

運転状態確認・放射線防護装備準備／装備

（1人）
B

－

10分

10分

15分

要員を確保して対応する

交流電源回復前から通信手段確保等の作業を実施する

15分

30分

破断口まで回復水位回復後，原子炉注水と格納容器スプレイ切替

原子炉注水と格納容器スプレイ切替

30分

隔離弁操作

交流電源回復により遠隔操作可能な場合は遠隔にて隔離操作を実施する

（2人）
e,f

要員を確保して対応する
30分

－

－

－

－

・中央制御室待避室照明確保
・中央制御室待避室データ表示装置起動操作

－

－

（2人）
e,f

－

－

・中央制御室待避室空気ボンベ陽圧化装置空気供給元弁開

（2人）
E,F

（2人）
c,d

－

－

・格納容器スプレイに合わせた薬品注入

－

－

－

・現場移動
・ 6号 炉 M/C（ C） 受 電 準 備

－

－

－

・ 6号 炉M/C（ C）

受電確認

10分

－

－

－

・ 6号 炉・ 6号 炉M/C（ C）
MCC（ C）

受電
受電

10分

－

－

－

・現場移動
・ 6号 炉 低 圧 代 替 注 水 系 （ 常 設 ） 現 場 ラ イ ン ア ッ プ※復水貯蔵槽吸込ライン切替

格納容器薬品注入操作（解析上考慮せず）－－

常設代替交流電源設備からの受電準
備操作

－

－

（1人）

（1人）

B

b

－

－

－

－

（2人）
C,D
－

10分

要員を確保して対応する

30分

要員を確保して対応する

格納容器スプレイに合わせて実施

要員を確保して対応する

50分

常設代替交流電源設備からの受電操作

低圧代替注水系（常設）

準備操作

（2人）
C,D

（2人）
C,D

30分

図 3.1.3.5 格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」時の作業と所要時間（代替循環冷却を使用しない場合）（1/2）
3.1.3-20

格納容器過圧・過温破損

経過時間（時間）2

低圧代替注水系（常設）運転員（中央制御室）6号
7号
注水操作

代替格納容器スプレイ冷却系

操作

運転員
（現場）
6号

7号

緊急時対策要員
（現場）
6号
7号

（1人）
a

－

－

－

－

・残留熱除去系

注入弁操作

（1人）
a

－

－

－

－

・残留熱除去系

スプレイ弁操作

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・可搬型代替注水ポンプによる格納容器頂部注水

2人

2人

－

－

（2人）
E,F
準備操作（解析上－

運転（解析上考慮

使用済燃料プール冷却（解析上考慮せず）

再開

（2人）
e,f

－
－

代替原子炉補機冷却系
せず）

－

－

（2人）

（2人）

－

－

13人
（参集）

－

13人
（参集）

約0.3時間炉心損傷開始約70分

原子炉注水開始

約2時間

（1人）
A

格納容器頂部注水（解析上考慮せず）

代替原子炉補機冷却系
考慮せず）

操作の内容

（1人）
A

－

6

12

16

20

24

28

32

36

40

備考

44

事象発生

実施箇所・必要人員数
操作項目

4

約38時間
格納容器圧力破断口まで水位回復確認

破断口まで水位回復後は，適宜原子炉注水と格納容器スプレイの切り替えを繰り返し実施

適宜原子炉注水と格納容器スプレイの切り替えを繰り返し実施
注水量および上部ドライウェル温度変化により格納容器頂部注水を調整する

・放射線防護装備準備／装備

10分

・可搬型代替注水ポンプによる格納容器頂部への注水準備（可搬型代替注水ポンプ移動、ホース敷設（可搬型代替注水ポンプから接続口），ホース接続）

80分

要員を確保して対応する

一
時
待
避

適宜実施

・可搬型代替注水ポンプによる格納容器頂部への補給

・現場移動
・代替原子炉補機冷却系要員を確保して対応する

10分

・現場移動
・資機材配置及びホース布設、起動及び系統水張り

10時間

要員を確保して対応する

－

－

－

（3人）

（3人）

・代替原子炉補機冷却系

・可搬型代替注水ポンプによる使用済燃料プールへの補給

・再起動準備として使用済燃料プールへの補給を実施する

30分

・再起動準備としてろ過脱塩器の隔離を実施する

30分

－

－

－

（2人）

（2人）

（1人）
b

－

－

－

－

・燃料プール冷却浄化系系統構成

（1人）
B

（1人）
b

－

－

－

－

・燃料プール冷却浄化系再起動

－

－

－

－

一
時
待
避

適宜実施

運転状態監視－現場確認中断（一時待避中）300分

現場ラインアップ・放射線防護装備準備／装備（1人）
B

限界圧力到達・燃料プール冷却浄化ポンプを再起動し使用済燃料プールの冷却を再開する

要員を確保して対応する

燃料プール水温「77℃」以下維持要員を確保して対応する
30分

・必要に応じて使用済燃料プールへの補給を依頼する

・放射線防護装備準備

現場確認中断（一時待避中）10分

2人
淡水貯水池から防火水槽への補給準備・現場移動・淡水貯水池～防火水槽への系統構成，ホース水張り

※1，※2

2人,※1
－

－

2人,※2

－

可搬型代替注水ポンプによる防火水槽から復水貯蔵槽への補給

－

－

－

－

（2人）

（2人）

適宜実施

一

適宜実施

一
時
待
避

10分

・放射線防護装備準備－

90分

・可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への注水準備（可搬型代替注水ポンプ移動，ホース敷設（防火水槽から可搬型代替注水ポンプ，可搬型代替注水ポンプから接続口），
ホース接続）

180分

・可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への補給
・淡水貯水池から防火水槽への補給

燃料給油準備

－

－

－

－

※1,※2

・軽油タンクからタンクローリへの補給

燃料給油作業

－

－

－

－

（2人）

・第一ガスタービン発電機用燃料タンクへの給油

中央制御室待避室の陽圧化（解析上考慮せず）

－

－

－

（2人）
c,d

－

－

・中央制御室待避室空気ボンベ陽圧化装置空気供給弁開・中央制御室待避室陽圧調整中央制御室待避室の陽圧化維持

－

－

－

（2人）
c,d

－

－

・中央制御室待避室陽圧状態確認
・中央制御室待避室陽圧調整

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・ベント準備（格納容器二次隔離弁操作，格納容器ベントバウンダリ構成）

60分

－

－

－

－

4人
（参集）

4人
（参集）

・フィルタ装置水位調整準備（排水ポンプ水張り）

60分

（1人）
A

（1人）
a

－

－

（2人）
E,F

（2人）
e,f

格納容器ベント準備操作－

格納容器ベント操作

適宜実施

－

必要人員数

合計

中央制御室待避室空気ボンベ陽圧化操作完了後，格納容器ベント操作要員以外は待避室へ
移動する

一
時
待
避

中央制御室待避室が陽圧化されていること差圧計により確認する。必要に応じて差圧調整弁により陽圧調整を実施する。

格納容器ベント前に待避準備及び待避を実施する

適宜実施

待避所へ待避しベント状態を監視する。

10分

・放射線防護装備準備／装備

60分

格納容器ベント操作後待避所へ待避する

－
－

－

－

－

－

－

(4人)
（参集）

(4人)
（参集）

－

2人
燃料給油作業一時待避前に防火水槽が枯渇しないように補給量を調整する

格納容器ベント実施の30分前または格納容器ベント操作に運転員が現場への移動を開始した場合に実施する

適宜実施

・フィルタ装置水位調整・ フ ィ ル タ 装 置 pH測 定

適宜実施

中操からの連絡を受けて現場操作を実施する

・フィルタ装置薬液補給

適宜実施

中操からの連絡を受けて現場操作を実施する

10分

・放射線防護装備準備／装備

燃料給油準備

待避解除は作業エリアの放射線量測定後となる格納容器ベント前にガスタービン発電機用燃料タンクが枯渇しないように給油する

5分

・格納容器ベント操作（格納容器一次隔離弁操作）－

格納容器ベント前に待避準備及び待避を実施する

タンクローリ残量に応じて適宜軽油タンクから補給

120分

・ベント状態監視－

現場確認中断（一時待避中）

－

－

－

－

2人
A,B

2人
a,b

4人
C,D,E,F

4人
c,d,e,f

タンクローリ残量に応じて適宜軽油タンクから補給

適宜実施

・可搬型代替注水ポンプへの給油

一
時
待

作業中断
（一時待避中）10人 ※（ 参 集 要 員 8人 ）
※

（

90分

・軽油タンクからタンクローリへの補給

有効性評価で考慮しない作業を含めると要員は「14人(参集要員34人）」となる）内の数字は他の作業終了後、移動して対応する人員数。

図 3.1.3.5 格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」時の作業と所要時間（代替循環冷却を使用しない場合）（2/2）
3.1.3-21

格納容器ベント前に待避準備及び待避を実施する
一時待避前に燃料が枯渇しないように補給する
待避解除は作業エリアの放射線量測定後となる

20

原子炉水位(ｍ)

原
子
炉
水
位
（
シ
ュ
ラ
ウ
ド
内
外
水
位
）

格納容器ベントにより炉内減圧が生じシュラウド内水位が上昇
15

シュラウド内水位
シュラウド外水位

破断口高さ

10

レベル 1
有効燃料棒頂部

冠水後は，原子炉注水量を 90m3/h に低減し，
破断口～レベル 1 水位で原子炉内への間欠注水を実施
有効燃料棒底部

5（m）

低圧代替注水系（常設）による原子
炉内への注水により水位回復

格納容器ベント後，原子炉注水を
崩壊熱除去に必要な量に低減す
るため破断口高さで一定となる

0
0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

120

132

144

156

168

事故後の時間(ｈ)JOB No.MA404K-7AE--AF86002

図 3.1.3.6 原子炉水位（シュラウド内外水位）の推移

300

原子炉注水開始（低圧代替注水系（常設）最大流量）

注水流量(ｔ/ｈ)

250

注
水
流
量

（t/h）

200

冠水後は,原子炉注水量を 90m3/h に低減
代替格納容器スプレイは原子炉注水停止時に 140m3/h 注水150

格納容器ベント後は,崩壊熱除去に必要な注水量を原子炉へ注水

100

50

25m3/h20m3/h15m3/h

0
0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

事故後の時間(ｈ)図 3.1.3.7 注水流量の推移

3.1.3-22

120

132

144

156

168

JOB No.MA404K-7AE--AF86002

400

格納容器ベント後，崩壊熱除去に必要な注水量に切替えるため，その後，一定保有水量で推移
300

原子炉保有水量(ｔ)

原
子
炉
圧
力
容
器
内
の
保
有
水
量

（t）

200

破断口～レベル 1 水位で原子炉内への間欠注水を実施するため，増減を繰返す100

低圧代替注水系（常設）による原子炉内への注水により増加
0
0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

120

132

144

事故後の時間(ｈ)

156

168

JOB No.MA404K-7AE--AF86002

図 3.1.3.8 原子炉圧力容器内の保有水量の推移

4000

原子炉水位が有効燃料棒底部まで低下し燃料温度が上昇

燃
料
最
高
温
度

燃料最高温度(℃)

3000

溶融プールにおいて，燃料温度は最大となるため，燃料の溶融温度(約 2,800℃)にて推移する
2000

（℃）

1000

0
0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

120

事故後の時間(ｈ)図 3.1.3.9 燃料最高温度の推移

3.1.3-23

132

144

156

168

JOB No.MA404K-7AE--AF86002

0.8

格納容器ベント（約 38 時間）による圧力低下
最大圧力 約 0.62(0.613)MPa[gage]

格
格
納
納
容
容
器
器
内
圧
力
圧
力

ドライウェルサプレッション・チェンバ0.6

格納容器限界圧力 0.62MPa

0.4

サプレッション・チェンバ側からの格納容器ベントにより，ドライウェルに比べて圧力低下が早い

代替格納容器
スプレイ作動に伴う圧力変化格納容器スプレイ
は原子炉注水（レベル 1～破断口
にて制御）以外で実施(MPa[gage])

0.2

残留熱除去系配管破断により炉内から流出する蒸気による格納容器内圧力上昇

0.0
0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

120

事故後の時間(ｈ)

132

144

156

JOB No.MA404K-7AE--AF86002

図 3.1.3.10 格納容器圧力の推移

300

最高温度 約 207℃（壁面温度 約 144℃）（約 41 分後）
壁面最高温度 165℃（約 12 時間後）
ドライウェル

格
納
格
容
納
器
容
気
器
相
部
内
温
温
度
度
(℃)

サプレッション・チェンバ代替格納容器スプレイ作動により温度上昇が抑制

格納容器限界温度 200℃

200

100

格納容器ベント（約 38 時間）
による温度低下
残留熱除去系配管破断により炉内から流出する蒸気による温度上昇

0
0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

120

事故後の時間(ｈ)図 3.1.3.11 格納容器気相部温度の推移

3.1.3-24

168

132

144

156

168

JOB No.MA404K-7AE--AF86002

20

ベントライン（約 17m）

サプレッション・チェンバ水位(ｍ)

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
・
プ
ー
ル
水
位

（m）

15

真空破壊装置（約 14m）
格納容器ベント及び代替格納容器スプレイが停止することで水位上昇が緩和される。
その後,崩壊熱除去に必要な原子炉内への注水によって一定となる

10

原子炉内への間欠注水により増減を繰返す

5

代替格納容器スプレイ開始により水位が上昇

0
0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

120

132

144

事故後の時間(ｈ)

156

168

JOB No.MA404K-7AE--AF86002

図 3.1.3.12 サプレッション・チェンバ・プール水位の推移

サプレッション・プール水温(℃)

300

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
・
プ
ー
ル
水
温

200

代替格納容器スプレイ注水開始
格納容器ベントによる温度低下

100

残留熱除去系配管破断により炉内から流出する蒸気による水温上昇

（℃）

0
0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

120

132

事故後の時間(ｈ)図 3.1.3.13 サプレッション・チェンバ・プール水温の推移

3.1.3-25

144

156

168

JOB No.MA404K-7AE--AF86002

表 3.1.3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）時における重大事故等対策について（代替循環冷却を使用しない場合）（1／2）
判断及び操作

有効性評価上期待する事故対処設備

操作
常設設備

原子炉スクラム確認

非常用炉心冷却系機能喪失確認

運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失又は全交流動力電源喪失が発生して原子炉がスクラムしたことを確認する
非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失を確認する

可搬型設備

計装設備

－

－

平均出力領域モニタ
起動領域モニタ－－【原子炉隔離時冷却系系統流量計】【高圧炉心注水系系統流量計】【残留熱除去系系統流量計】

外部電源が喪失するとともに，全ての非常用ディーゼル発電機が機能喪失する。これにより所内高圧系統（6.9kV）の母線が使用不能となり，全全交流動力電源喪失及び早期の電源回復不能判断並びに対応準備

交流動力電源喪失に至る。
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の起動がで所内蓄電式直流電源設備

―

―

－

格納容器内雰囲気放射線レベル計（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル計（S/C）
格納容器内水素濃度(SA)タンクローリ

原子炉圧力計（SA）
原子炉圧力計復水補給水系流量計（原子炉圧力容器）
復水貯蔵槽水位計（SA）
ドライウェル雰囲気温度計

きず，非常用高圧母線（6.9kV）の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断する。これにより，常設代替交流電源設備，代替原子炉

3.1.3-26

補機冷却系，低圧代替注水系（常設）の準備を開始する

大破断 LOCA 時に非常用炉心冷却系の機能及び全交流動力電源が喪失するため，原子炉水位は急激に低下し炉心が露出することで炉心損傷に至
炉心損傷確認ることを格納容器内雰囲気放射線モニタにより確認する。

－

炉心損傷により，原子炉格納容器内に水素ガスが放出されるため，原子炉格納容器内の水素ガス濃度上昇を確認する

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）
常設代替交流電源設備による交流電による原子炉注水を開始する。

源供給及び低圧代替注水系（常設）にドライウェル雰囲気温度が原子炉圧力の飽和温度を超えた場合水位不よる原子炉水位回復確認

明と判断する。崩壊熱及び原子炉注水量による推定手段を使用し，原子炉水位を推定する

常設代替交流電源設備
復水移送ポンプ
復水貯蔵槽
軽油タンク

【 】
：重大事故等対処設備（設計基準拡張）

表 3.1.3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）時における重大事故等対策について（代替循環冷却を使用しない場合）（2／2）
判断及び操作

有効性評価上期待する事故対処設備

操作
常設設備

可搬型設備

計装設備

－

ドライウェル雰囲気温度計
格納容器内圧力計（D/W）
格納容器内圧力計（S/C）
復水補給水系流量計（原子炉格納容器）
復水貯蔵槽水位計（SA）－

格納容器内圧力計（D/W）
格納容器内圧力計（S/C）
サプレッション・チェンバ・プール水位計
フィルタ装置水位計
フィルタ装置入口圧力計
フィルタ装置出口放射線モニタ
フィルタ装置金属フィルタ差圧計

格納容器温度が約 190℃に到達した場合，推定手段により破断口まで水
位回復を確認後，代替格納容器スプレイ冷却系により原子炉格納容器冷却を実施する。
代替格納容器スプレイ冷却系に推定手段により炉心を冠水維持できる範囲で，原子炉注水と代替格納容

復水移送ポンプ

よる原子炉格納容器冷却器スプレイを交互に実施する。

復水貯蔵槽

格納容器ベントに伴うサプレッション・チェンバ・プール水位上昇を考慮しても，サプレッション・チェンバ・プール水位がベントライン-1m を超えないように格納容器スプレイを停止する

3.1.3-27

格納容器圧力逃がし装置又は代格納容器圧力が 0．62MPa[gage]に接近した場合，格納容器圧力逃がし装

替格納容器圧力逃がし装置によ置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を実施

る原子炉格納容器除熱する

格納容器圧力逃がし装置
代替格納容器圧力逃がし装置【 】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）

表 3.1.3.2 主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却を使用しない場合）
（1／4）
項目
解析コード

条件設定の考え方

MAAP－

原子炉熱出力3,926MWt

定格原子炉熱出力として設定

原子炉圧力

定格原子炉圧力として設定

炉心流量

7.07MPa[gage]
通常運転水位（セパレータスカート下端から+119cm）
52,200t/h

燃料

9×9 燃料（A 型）－

原子炉停止後の崩壊熱

ANSI/ANS-5.1-1979
燃焼度 33GWd/t

格納容器容積（ドライウェル）

7,350m3

サイクル末期の燃焼度のばらつきを考慮し，10％の保守性を考慮
ドライウェル内体積の設計値（全体積から内部機器
及び構造物の体積を除いた値）
ウェットウェル内体積の設計値（内部機器及び構造物の体積を除いた値）

原子炉水位

3.1.3-28

初期条
件

主要解析条件

格納容器容積（ウェットウェル）
真空破壊装置
サプレッション・チェンバ・プール水空間部：5,960m3
液相部：3,580m3
3.43kPa（ドライウェル－サプレッション・チ
ェンバ間差圧）

通常運転時の原子炉水位として設定
定格流量として設定

真空破壊装置の設定値

7.05m（NWL）

通常運転時のサプレッション・チェンバ・プール水位として設定35℃

通常運転時のサプレッション・チェンバ・プール水
温の上限値として設定

格納容器圧力5.2kPa

通常運転時の格納容器圧力として設定

格納容器温度57℃

通常運転時の格納容器温度として設定

外部水源の温度

50℃（事象開始 12 時間以降は 45℃，
事象開始 24 時間以降は 40℃）

復水移送ポンプ吐出温度を参考に設定

位
サプレッション・チェンバ・プール水温表 3.1.3.2 主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却を使用しない場合）
（2／4）
項目
起因事象

主要解析条件

条件設定の考え方

大破断 LOCA

原子炉圧力容器内の保有水量が厳しい箇所として残留熱除去系の吸込配管の破断

設定
全ての非常用ディーゼル発電機の機能喪失を想定

安全機能の喪失に対する仮定

全交流動力電源喪失
高圧注水機能及び低圧注水機能喪失

3.1.3-29

事
故
条
件

し，設定
高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧
炉心注水系の機能喪失を，低圧注水機能として低圧注水系の機能喪失を設定
過圧及び過温への対策の有効性を総合的に判断す

外部電源

外部電源なしる観点から，プラント損傷状態である LOCA に全交流動力電源喪失を重畳することから，外部電源が喪失するものとして設定
水の放射線分解等による水素発生については，格

水素の発生

ジルコニウム－水反応を考慮

納容器圧力及び温度に対する影響が軽微であることから考慮していない。

表 3.1.3.2 主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却を使用しない場合）（3／4）
項目
原子炉スクラム信号

主要解析条件事象発生と同時に原子炉スクラム

条件設定の考え方
事象発生と同時に原子炉スクラムするものとして設定
設計値に注入配管の流路圧損を考慮した値として設定
1.0

低圧代替注水系（常設）

最大 300m3/h で注水，その後は炉心を冠水維持するよう注水0.8

原子炉圧力（MPa[dif]）

3.1.3-30

重
大
事
故
等
対
策
に
関
連
す
る
機
器
条
件

復水移送ポンプ
2 台による注水特性

0.6

0.4

0.2

0.0
0

代替格納容器スプレイ冷却系

140m3/h にてスプレイ
格納容器圧力が 0.62MPa[gage]におけ

格納容器圧力逃がし装置及び代替格納
容器圧力逃がし装置

る最大排出流量 31.6kg/s に対して，
原子炉格納容器二次隔離弁の中間開操
作（流路面積約 50%開）にて原子炉格
納容器除熱

50

100

150
200
注水流量（m3/h）

250

300

350

格納容器温度及び圧力抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，設定
格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置の設定値を考慮して，格納容器圧力及び温度を低下させる排出流量を確保可能な弁開度として設定

表 3.1.3.2 主要解析条件（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却を使用しない場合）
（4／4）
項目

3.1.3-31

重
大
事
故
等
対
策
に
関
連
す
る
操
作
条
件

主要解析条件

常設代替交流電源設備からの受電及び低圧代替注水系（常設）による原子炉 事象発生 70 分後
注水操作
代替格納容器スプレイ冷却系による原 破断口まで水位回復後，格納容器温度
子炉格納容器冷却操作が約 190℃到達時

条件設定の考え方
全交流動力電源喪失時の訓練実績を踏まえて設定

格納容器限界温度到達防止を踏まえて設定

格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納 格納容器圧力が 0.62MPa[gage]接近時
容器除熱操作格納容器限界圧力到達防止を踏まえて設定

添付資料 3.1.3.1
雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）時において代替循環冷却を使用しない場合における Cs-137 放出量評価について
雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）時において代替循環冷却を使用しない場合における Cs-137 の放出量は以下のとおりとなる。
なお，Cs-137 の炉内内蔵量の評価の前提条件を表 1 に示す。
(1) Cs-137 の放出量（TBq）の算出
Cs-137 の放出量は，以下の式により算出される。
大気中への Cs-137 の放出量（Bq） = f_Cs × Bq_Cs-137 ×（1/DF） ・・・・ （1）一方，原子炉格納容器からのセシウムの放出割合（f_Cs）は，CsI 及び CsOH の放出割合
より，以下の式により算出される。なお，Cs-137 の炉内内蔵量は ORIGEN コード，原子炉格
納容器からの CsI 及び CsOH の放出割合は MAAP コードにて算出している。
f_Cs= （M_CsI + M_CsOH ） / M_Cs

M_CsI = W_Cs × （M_I / W_I） × f_CsI
M_CsOH = （M_Cs - W_Cs×（M_I / W_I）
） × f_CsOH・・・・ （2）・・・・ （3）・・・・（4）（2）～（4）式より
f_Cs = f_CsOH + （M_I / M_Cs） × （W_Cs / W_I） × （f_CsI - f_CsOH） ・・（5）f_Cs：原子炉格納容器からのセシウムの放出割合
f_CsI：原子炉格納容器からの CsI の放出割合 ※f_CsOH：原子炉格納容器からの CsOH の放出割合 ※M_CsI：CsI に含まれる Cs 量
M_CsOH：CsOH に含まれる Cs 量
M_I：よう素の初期重量 = 29.1 kg
M_Cs：セシウムの初期重量 = 382.9 kg
W_I：よう素の分子量 = 131 （kg/kmol）
W_Cs：セシウムの分子量 = 133 （kg/kmol）
Bq_Cs137：Cs-137 の原子炉圧力容器内内蔵量（Bq） = 5.2×1017
DF：格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置の除染係数 = 1000
※原子炉格納容器内のエアロゾル状の放射性物質の低減効果（サプレッション・チェンバのスクラビングによる除染係数等）を考慮した MAAP コードでの評価値（別紙参照）

添 3.1.3.1-1

(2) 計算結果
サプレッション・チェンバのラインを経由し，格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置を用いた場合のCs-137の放出量は（1），（5）式より以下のとおりとな
る。
f_Cs = f_CsOH + （M_I / M_Cs） × （W_Cs / W_I） × （f_CsI - f_CsOH）
f_Cs = 2.706×10-6+ （29.1 / 382.9）×（133 / 131）×（1.308×10-6 – 2.706×10-6）= 2.60×10-6
Cs-137 の放出量（Bq） = f_Cs × Bq_Cs-137 × （1/DF）= 2.60×10-6× 5.2×1017 × （1/1000）= 約 1.4×10-3 TBq
ドライウェルのラインを経由し，格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置を用いた場合のCs-137の放出量は（1），（5）式より以下のとおりとなる。
f_Cs = f_CsOH + （M_I / M_Cs） × （W_Cs / W_I） × （f_CsI - f_CsOH）
f_Cs = 3.908×10-3+ （29.1 / 382.9）×（133 / 131）×（2.503×10-3 – 3.908×10-3）= 3.80×10-3
Cs-137 の放出量（Bq） = f_Cs × Bq_Cs-137 × （1/DF）= 3.80×10-3× 5.2×1017 × （1/1000）= 約2.0TBq
表 1 Cs-137 の炉内内蔵量の評価の前提条件
項目

値
1 サイクル：10,000h（416 日）
2 サイクル：20,000h

運転時間（h）

3 サイクル：30,000h
4 サイクル：40,000h
5 サイクル：50,000h

取替炉心の燃料装荷割合

設定根拠
1 サイクル 13 ヶ月（395 日）を考慮して，燃料の最高取
出燃焼度に余裕を持たせ長めに設定

1 サイクル：0.229 （200 体）

取替炉心の燃料装荷割合

2 サイクル：0.229 （200 体）に基づく

3 サイクル：0.229 （200 体）（ABWR の値を用いて，4 サイクル：0.229 （200 体）

炉心内蔵量を計算し，熱出

5 サイクル：0.084 （72 体）

力 3,926MW で規格化する。
）

添 3.1.3.1-2

添付資料 3.1.3.1（別紙）
大破断 LOCA 時における放射性物質の原子炉格納容器内への放出割合について
図 1 に，NUREG-1465 における放射性物質の原子炉格納容器内への放出割合（BWR プラン
ト，Early In-Vessel）と，大破断 LOCA 時に非常用炉心冷却系の機能及び全交流動力電源が喪失するシナリオの MAAP 解析における放射性物質の原子炉格納容器内への放出割合を示す。
図 1 から分かるとおり，
よう素及びセシウムの原子炉格納容器内への放出割合については，
MAAP 解析の方が NUREG-1465 より大きくなっている。希ガスについては，MAAP 解析では全量が原子炉格納容器内に放出されてはいないが，これは損傷炉心の終状態においても，炉心内に健全な状態の燃料が一部残されるためである（添付資料 3.1.2.3）。
MAAP 解析においては，放射性物質が原子炉格納容器内に放出された後，原子炉格納容器内に放出された放射性物質は，希ガスを除き，格納容器スプレイやサプレッション・チェン
バ・プールでのスクラビング等により除去される。このため，格納容器ベント実施後，事象発生後 7 日間で原子炉格納容器外に放出されるよう素及びセシウムの放出割合は，10-6 オー
ダーとなる。
なお，中・低揮発性の核種グループについては，TMI 事故や福島第一原子力発電所事故での観測事実をふまえ，格納容器ベント実施後に格納容器外に放出される割合について，MAAP
解析の結果から得られたセシウムの原子炉格納容器外への放出割合及び NUREG-1465 における原子炉格納容器内への放出割合の比（例 セシウム：0.25 に対しランタノイド：0.0002）
を利用して放出割合を評価し，中央制御室の居住性評価や現場の作業環境評価に用いている。

Early In-Vessel
1
0.9

NUREG-1465

0.8

MAAP（大破断LOCA）

0.7
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1

0

希ガス

I

Cs

図 1 原子炉格納容器内への放出割合の比較

添 3.1.3.1-3

添付資料 3.1.3.2
原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えい量について
本格納容器破損モードの重大事故等対策の有効性評価では，厳しい事象を想定した場合
でも，原子炉格納容器が破損することなく安定状態に至る結果が得られている。この評価結果に照らして原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えい量を考える。
原子炉建屋内の換気空調系によって原子炉建屋を負圧にする場合，原子炉建屋内の放射性物質は換気空調系を経由して大気中に放出されるが，原子炉建屋から大気中への漏えいを能動的に防止することができる。一方，原子炉建屋内の換気空調系を停止する場合は，原
子炉建屋からの漏えいを能動的に防止する効果は無くなるが，換気空調系を経由した放出が無くなる。本格納容器破損モードの重大事故等対策の有効性評価では後者，すなわち，原子炉建屋の換気空調系を停止する状況を想定している。
本格納容器破損モードの重大事故等対策の有効性評価では原子炉格納容器は健全であると評価していることから，原子炉格納容器から漏えいした水蒸気は原子炉建屋内で凝縮され原子炉建屋空間部が加圧されることはないと考えられる。また，原子炉建屋内の換気空調
系は停止しているため，原子炉建屋内空間部と外気との圧力差が生じにくく，原子炉建屋内
外での空気のやりとりは殆どないものと考えられる。さらに，原子炉格納容器内から原子炉建屋に漏えいした粒子状放射性物質は，原子炉建屋内での重力沈降や水蒸気の凝縮に伴い，原子炉建屋内に沈着するものと考えられる。
これらのことから，原子炉格納容器の健全性が維持されており，原子炉建屋の換気空調系が停止している場合は，原子炉格納容器から原子炉建屋内に漏えいした放射性物質は，原子炉建屋内で時間減衰し，また，原子炉建屋内で除去されるため，大気中へは殆ど放出されないものと考えられる。
以下では，上述の状況に係わらず，保守的に原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいを仮定した場合の放出量を示す。
１．評価条件(1) 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスである「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失＋全交流動力電源喪失」に対し，格納容器ベントによって原子炉格納容器除熱を実施す
る場合について評価する。
(2) 格納容器からの漏えい量は，MAAP 解析上で格納容器圧力に応じて漏えい率が変化するものとし，開口面積は以下のように設定する。なお，エアロゾル粒子は格納容器外に放出される前に貫通部内で大部分が捕集されることが実験的に確認されていることから，本評価に当たっては，格納容器の漏えい孔におけるエアロゾルの捕集の効果（DF450）を考慮した。
・1Pd 以下 ：0.9Pd で 0.4%/日 相当
・1～2Pd ：2.0Pd で 1.3%/日 相当(3) 原子炉建屋から大気中に漏えいする放射性物質を保守的に見積もるため，原子炉建屋の換気空調系停止時の原子炉建屋から大気中への漏えい率を 10%/日（一定）とした。（詳添 3.1.3.2-1

細は「3.補足事項」参照）(4) 原子炉建屋内での放射能量の時間減衰は考慮せず，また，原子炉建屋内での粒子状物質の除去効果は保守的に考慮しない。
２．評価結果
原子炉建屋から大気中への放射性物質（Cs-137）の漏えい量は約 0.017TBq（7 日間）となる。
格納容器が健全であるため，格納容器から原子炉建屋への漏えい量は制限され，更に原子炉建屋から大気中への漏えいにおいても一定の漏えい率に制限されるため，放射性物質の漏えい量は抑制される。
この評価結果は「3.1.3 代替循環冷却を使用しない場合」に示すドライウェルのラインを経由した場合の放出量約 2.0TBq（7 日間）に比べて十分に小さい。

添 3.1.3.2-2

３．補足事項
原子炉建屋から大気中への漏えい率は，建屋周辺の風速によって原子炉建屋内と建屋外に差圧が生じ，放射性物質を含む原子炉建屋内の気体が建屋外へ漏えいすると仮定して評価する。
（1）式に建屋周辺の風速と建屋差圧（風荷重）の関係を示す。
ΔP = -C×ρ×v2/2 ・・・（1）
ΔP
C
ρ
v

: 風荷重 （kg/m2）: 風力係数 （-0.4）: 空気密度 （0.125kgs2/m4：大気圧 101kPa，大気温度 15℃）
: 風速 （3.1m/s）（敷地内で観測した 1985 年 10 月～1986 年 9 月の地上高 10m 風速観測結果から，平均風速である 3.1m/s を選定）
出典：建築学便覧Ⅱ 構造

次に，差圧と原子炉建屋の漏えい率の相関式を（2）式に示す。
f ∝ √ΔP ・・・（2）f
ΔP: 原子炉建屋の漏えい率 （回/日）: 差圧 （mmH2O）
なお，1mmH2O=1kg/m2

原子炉建屋は，建屋負圧 6.4mmH2O で漏えい率が 0.5 回/日以下になるように設計されているため，実風速による建屋差圧と漏えい率の関係は（3）式のようになる。
f1 = f0×√（ΔP1/ΔP0） ・・・（3）
f1
f0
ΔP1
ΔP0

: 実風速時の漏えい率 （回/日）: 原子炉建屋の設計漏えい率 （0.5 回/日）
: 実風速時の建屋差圧 （0.3mmH2O）: 原子炉建屋の設計建屋差圧 （6.4mmH2O）

以上より，建屋周辺の風速によって生じる原子炉建屋からの漏えい率は 10%/日(0.1 回/日)となる。
以上

添 3.1.3.2-3

添付資料 3.1.3.3
安定状態について（代替循環冷却を使用しない場合）
雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）時において代替循環冷却を使用しない場合における安定状態については以下のとおり。
原子炉安定停止状態：事象発生後，重大事故等対処設備を用いた損傷炉心冷却により，損傷炉
心の冠水が維持でき，また，冷却のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合，安定停止状態が確立されたものとする。
原子炉格納容器安定状態：損傷炉心を冠水させた後に，重大事故等対処設備を用いた原子炉格
納容器除熱機能（格納容器圧力逃がし装置又は代替循環冷却）により，格納容器圧力及び温度が安定又は低下傾向に転じ，また，除熱のための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ，必要な要員の不足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合，安定状態が確立されたものとする。
【安定状態の確立について】
原子炉安定停止状態の確立について
低圧代替注水系（常設）による注水継続により損傷炉心が冠水し，損傷炉心の冷却が維持され，原子炉安定停止状態が確立される。
原子炉格納容器安定状態の確立について
炉心冷却を継続し，格納容器圧力 0.62MPa[gage]到達までに格納容器圧力逃がし装置又は代替
格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を開始することで，格納容器圧力及び温度は安定又は低下傾向になり，格納容器温度は 150℃を下回り，原子炉格納容器安定状態が確立される。
また，重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
【安定状態の維持について】
上記の格納容器破損防止対策により安定状態を維持できる。
代替循環冷却又は残留熱除去系機能を復旧して除熱を行い，原子炉格納容器を隔離することによって，安定状態の更なる除熱機能の確保及び維持が可能となる。安定状態の維持に関する具体的な要件は以下のとおり。
① 原子炉格納容器除熱機能として代替循環冷却又は残留熱除去系復旧による冷却への移行② 原子炉格納容器内の水素・酸素濃度の制御を目的とした可燃性ガス濃度制御系の復旧及び原子炉格納容器内への窒素封入（パージ）③ 上記の安全機能の維持に必要な電源（外部電源），冷却水系等の復旧④ 長期的に維持される原子炉格納容器の状態（温度・圧力）に対し，適切な地震力に対する原
子炉格納容器の頑健性の確保（添付資料 2.1.1 別紙 1 参照）

添 3.1.3.3-1

添付資料 3.1.3.4
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却を使用しない場合）））
表 1 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（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却を使用しない場合）））（1/2）
【MAAP】
分類

重要現象
崩壊熱

解析モデル

燃料被覆管酸化

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

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

炉心モデル（炉心熱水力モデル）
溶融炉心の挙動モデル（炉心ヒートアップ）

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

炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性が確認されている。炉心ヒートアップの感度解析（ヒートアップ時の燃料被覆管表
炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び面積感度解析）では，炉心溶融時間に対する感度は小さいことが確認されている。原子炉注
CORA 実験についての再現性が確認されている。また，炉心ヒートア
水操作については，非常用炉心冷却系による炉心への注水機能が喪失したと判断した場合，ップに関するモデルに対する感度解析（ヒートアップ時の燃料被覆
速やかに低圧代替注水系（常設）による炉心注水（電源の確保含む）を行う手順となってお
管表面積感度解析）では，格納容器内温度及び圧力挙動への影響はり，燃料被覆管温度等のパラメータを操作開始の起点としている操作ではないことから，小さいことが確認されていることから，評価項目となるパラメータ
運転員等操作に与える影響はない。また，格納容器スプレイ操作については，炉心ヒートアに与える影響は小さい。
ップの感度解析では，格納容器内温度及び圧力挙動への影響は小さいことが確認されていることから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

炉心モデル（炉心水位計算モデル）

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

炉心モデル（炉心水位計算モデル）は SAFER コードとの比較により，急速減圧後の水位上昇
及び蒸気流出の継続による水位低下について，一時的に低いより水位に到達すること，その後の注水操作による有効燃料棒頂部までの水位回復時刻は SAFER コードと同等であることが確認されている。原子炉注水操作については，非常用炉心冷却系による炉心への注水機能が喪失したと判断した場合，速やかに低圧代替注水系（常設）による炉心注水（電源の確保含む）を行う手順となっており，原子炉水位を操作開始の起点としている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。

炉心モデル（炉心水位計算モデル）では，原子炉水位挙動について原
子炉圧力容器内のモデルが精緻である SAFER コードとの比較により，急速減圧後の水位上昇及び蒸気流出の継続による水位低下について，一時的に低いより水位に到達することが確認されているが，長期的な挙動は崩壊熱の影響が支配的となるため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

安全系モデル（非常用炉心冷却系）
安全系モデル（代替注水設備）

入力値に含まれる。

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

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

沸騰・ボイド率変化

気液分離（水位変化）・対向流

ＥＣＣＳ注水（給水系・代替
注水設備含む）評価項目となるパラメータに与える影響

入力値に含まれる。

燃料被覆管変
形

原
子
炉
圧
力
容
器

運転員等操作時間に与える影響

炉心モデル（原
子炉出力及び崩壊熱）

燃料棒内温度変化

燃料棒表面熱
伝達不確かさ

添 3.1.3.4-1

表 1 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（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却を使用しない場合）））（2/2）
【MAAP】
分類

重要現象

解析モデル

不確かさ

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響

格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）

HDR 実験解析では，格納容器圧力及び温度について，温度成層化を含めて傾向を良く再現できることを確認した。
格納容器雰囲気温度を十数℃程度高めに，格納容器圧力を１割程度高めに評価する傾向が確認されたが，実験体系に起因するものと考えられ，実
機体系においてはこの種の不確かさは小さくなるものと考えられる。また，非凝縮性ガス濃度の挙動について，解析結果が測定データと良く一致することを確認した。
格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析では，格納容器温度及び非凝縮性ガス濃度の挙動について，解析結果が測定データと良く一致す
ることを確認した。

HDR 実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧
力を１割程度高めに評価する傾向が確認されているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているため，格納容器圧
力及び温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイ，格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。
また，格納容器各領域間の流動，構造材との熱伝達及び内部熱伝導の不確かさにおいては，CSTF 実験解析により格納容器温度及び非凝縮性ガスの挙動は測定
データと良く一致することを確認しており，その差異は小さいため，格納容器
圧力及び温度を操作開始の起点としている代替格納容器スプレイ，格納容器圧
力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置に係る運転員等操作時間に与える影響は小さい。

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

スプレイ冷却

安全系モデル
入力値に含まれる。
（格納容器スプレイ）「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパ
スプレイの水滴温度は短時間で雰囲気温度と平安全系モデル（代替注
ラメータに与える影響」にて確認。
衡に至ることから伝熱モデルの不確かさはない。
水設備）「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

格納容器ベント

入力値に含まれる。
MAAP コードでは格納容器ベントについては，設
格納容器モデル（格納「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパ計流量に基づいて流路面積を入力値として与え，容器の熱水力モデル）
ラメータに与える影響」にて確認。
格納容器各領域間の流動と同様の計算方法が用いられている。

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

格納容器各領域間の流動構造材との熱伝達及び内部
熱伝導

原
子
炉
格
納
容
器

（原
炉子
心炉
損圧
傷力
後容
）器

（原
炉子
心炉
損格
傷納
後容
）器

気液界面の熱伝達

原子炉圧力容器内 FP 挙動

原子炉格納容器内 FP 挙動

核分裂生成物（FP）挙動モデル

核分裂生成物（FP）挙動モデル

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

核分裂生成物（FP）挙動モデルは FP 放出の開始時間に関する基本的なモデルについては PHEBUS-FP 実験解析において，実機体系により妥当性が確認されているが，燃料被覆管破裂後の FP 放出挙動に関しては小規模体系の模擬性が原因によるものであり，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると考えられるが，炉心損傷後の圧力容器内 FP 放出を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

核分裂生成物（FP）挙動モデルは，PHEBUS-FP 実験解析により，原子炉圧力容器内への FP 放出の開始時間を適切に再現できることが確認されている。PHEBUS-FP 実験解析では，燃料被覆管破裂後の FP 放
出について実験結果より急激な放出を示す結果が確認されたが，小規模体系の模擬性が原因と推測され，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると考えられる。

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

核分裂生成物（FP）挙動モデルは，ABCOVE 実験解析により格納容器
内のエアロゾル沈着挙動を適正に評価できることが確認されている。したがって，Cs-137 の観点で評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。なお，本評価事故シーケンスにおける格納容器逃がし装置等による Cs-137 の総放出量は，評価項目（100TBq を下回っていること）に対して，サプレッション・チェンバのラインを経由した場合は約 1.4×10-3TBq（7 日間）であり，評価項目に対して余裕がある。

添 3.1.3.4-2

表2

初
期
条
件

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却を使用しない場合）））（1/3）
解析条件（初期条件，事故条件）の不確かさ
項目
条件設定の考え方
運転員等操作時間に与える影響
評価項目となるパラメータに与える影響
解析条件
最確条件
原子炉熱出力のゆらぎを考慮し 最確条件とした場合には原子炉停止後の崩壊熱が緩和される。最 最確条件とした場合には原子炉停止後の崩壊熱が緩和される。最確3,924MWt 以下
原子炉熱出力3,926MWt
た運転管理目標値を参考に最確 確条件とした場合の運転員等操作時間への影響は，原子炉停止後 条件とした場合の評価項目となるパラメータに与える影響は，原子（実績値）
条件を包絡できる条件を設定。
の崩壊熱にて説明する。
炉停止後の崩壊熱にて説明する。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を 最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与
約 7.05[gage]
与えうるが，大破断 LOCA に伴い原子炉は急速に減圧されるため えうるが，大破断 LOCA に伴い原子炉は急速に減圧されるため事象
原子炉圧力7.07MPa[gage]～約 7.12MPa[gage]
定格原子炉圧力として設定。
事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響は 進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響
（実測値）
ない。
はない。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を 最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与通常運転水位与えうるが，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常 えうるが，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小（セパレータスカート下端 通常運転時の原子炉水位として に小さい。例えば，大破断 LOCA 発生後の原子炉水位の低下量は さい。例えば，大破断 LOCA 発生後の原子炉水位の低下量は約 20 分
原子炉水位
通常運転水位から約+118cm～約+120cm） 設定。
約 20 分で通常運転水位約－4m であるのに対してゆらぎによる水 で通常運転水位約－4m であるのに対してゆらぎによる水位低下量（実測値）
位低下量は約－10mm であり非常に小さい。従って，事象進展に与 は約－10mm であり非常に小さい。従って，事象進展に与える影響
える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい 。
炉心の反応度補償のため初期値は変化するが，事象発生後早期に 炉心の反応度補償のため初期値は変化するが，事象発生後早期に原52,200t/h
定格流量の約 91～約 110%
炉心流量
定格流量として設定。
原子炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展に与える影 子炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展に与える影響は（定格流量（100%））（実測値）
響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
9×9 燃料（A 型）と 9×9 燃料（B
最確条件とした場合には，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心とな 最確条件とした場合には，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心となる型）は，熱水的な特性はほぼ同等
るか，それらの混在炉心となるが，両型式の燃料の熱水力特性は か，それらの混在炉心となるが，何れの型式も燃料の熱水力特性は燃料
9×9 燃料（A 型）
装荷炉心ごとであり，燃料棒最大線出力密度のほぼ同等であり，事象進展に与える影響は小さいことから，運転 ほぼ同等であり，事象進展に与える影響は小さいことから，評価項
保守性に包含されることから，代員等操作時間に与える影響は小さい。
目となるパラメータに与える影響は小さい。
表的に 9×9 燃料（A 型）を設定。
最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるた
最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，サイクル末期の燃焼度のばらつ め，原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及ANSI/ANS-5.1-1979
原子炉冷却材の放出も少なくなることから，格納容器圧力及び温度
原 子 炉 停 止 後 ANSI/ANS-5.1-1979
きを考慮し，10％の保守性を確保 び温度上昇が遅くなり，格納容器スプレイ及び格納容器ベント操
平均的燃焼度約 30GWd/t
上昇が遅くなるが，格納容器の圧力及び温度の上昇は格納容器スプの崩壊熱
燃焼度 33GWd/t
することで，最確条件を包絡でき 作の開始が遅くなるが，操作手順(格納容器圧力に応じて格納容（実績値）
レイ及び格納容器ベントにより抑制されるため，評価項目となるパる条件を設定。
器ベントを実施すること)に変わりはないことから，運転員等操ラメータに与える影響はない。
作時間に与える影響はない。
格納容器容積ドライウェル内体積の設計値（全7,350m3
解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影 解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響（ ド ラ イ ウ ェ 7,350m3
体積から内部機器及び構造物の（設計値）
響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。
はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
ル）
体積を除いた値）を設定。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を 最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与与えうるが，ゆらぎによる格納容器容積（ウェットウェル）の液 えうるが，ゆらぎによる格納容器容積（ウェットウェル）の液相部
空間部：
相部（空間部）の変化分は通常時に対して非常に小さい。例えば， （空間部）の変化分は通常時に対して非常に小さい。例えば，通常
3
格納容器容積約 5,980～約 5,945m
ウェットウェル内体積の設計値
空間部：5,960m3
通常時の液相部の熱容量は約 3,600m3 相当分であるのに対して， 時の液相部の熱容量は約 3,600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎ（ウェットウ
液相部：（内部機器及び構造物の体積を3
液相部：3,580m
ゆらぎによる容積減少分の熱容量は約 20m3 相当分であり，その による容積減少分の熱容量は約 20m3 相当分であり，その減少割合
ェル）
約 3,560～約 3,595m3
除いた値）を設定。
減少割合は通常時の約 0.6%程度と非常に小さい。したがって，事 は通常時の約 0.6%程度と非常に小さい。したがって，事象進展に（実測値）
象進展に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は 与える影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小小さい。
さい。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を 最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与与えうるが，ゆらぎによるサプレッション・チェンバ・プール水 えうるが，ゆらぎによるサプレッション・チェンバ・プール水位低位低下分の熱容量は通常水位時に対して非常に小さい。例えば， 下分の熱容量は通常水位時に対して非常に小さい。例えば，通常水
サプレッショ
約 7.01m～約 7.08m
通常運転時のサプレッション・チ 通常水位時（7.05m）の熱容量は約 3,600m3 相当分であるのに対し 位時（7.05m）の熱容量は約 3,600m3 相当分であるのに対して，ゆン・チェンバ・ 7.05m（NWL）（実測値）
ェンバ・プール水位として設定。 て，ゆらぎによる水位低下分（通常水位-0.04m 分）の熱容量は約 らぎによる水位低下分（通常水位-0.04m 分）の熱容量は約 20m3 相
プール水位
20m3 相当分であり，その低下割合は通常水位時の約 0.6%程度と 当分であり，その低下割合は通常水位時の約 0.6%程度と非常に小
非常に小さい。従って，事象進展に与える影響は小さく，運転員 さい。従って，事象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパ等操作時間に与える影響は小さい。
ラメータに与える影響は小さい。
通常運転時のサプレッション・チ 最確条件は解析条件で設定している水温よりも若干低くなるた 最確条件は解析条件で設定している水温よりも若干低くなるため，
サプレッショ
約 30℃～35℃ェンバ・プール水温の上限値を， め，格納容器圧力上昇が遅くなり，格納容器スプレイ及び格納容 格納容器の熱容量は若干大きくなり格納容器ベントに至るまでのン・チェンバ・ 35℃（実測値）
最確条件を包絡できる条件とし 器ベント操作の開始が遅くなるが，その影響は小さく，運転員等 時間が長くなるが，その影響は小さく，評価項目となるパラメータ
プール水温
て設定。
操作時間に与える影響は小さい。
に与える影響は小さい。

添 3.1.3.4-3

表2

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却を使用しない場合）））（2/3）
解析条件（初期条件，事故条件）の不確かさ
解析条件
最確条件

項目

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうる
が，ゆらぎによる格納容器圧力の上昇量が格納容器ベント時間に与える影響は小さい。例えば，事象発生から格納容器圧力が初期ピーク値に達するまでの圧力上昇率（平均）は 1 時間あたり約 50kPa（約 10.3 時間で約 0.56MPa）であるのに対して，ゆらぎによる圧力上昇量は約 2kPa であり非常に小さい。
従って，事象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

5.2kPa[gage]

約 3kPa[gage]～約 7kPa[gage]（実測値）

通常運転時の格納容器圧力として設定。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，ゆらぎによる格納容器圧力の上昇量が格納容器ベント時間に与える影響は小さい。例えば，事象発生から格納容器圧力が初期ピーク値に達するまでの圧力上昇率（平均）は 1 時間あたり約 50kPa（約 10.3 時間で約0.56MPa）であるのに対して，ゆらぎによる圧力上昇量は約2kPa であり非常に小さい。従って，事象進展に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

格納容器温度57℃

約 30℃～約 60℃（実測値）

通常運転時の格納容器温度として設定。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，格納容器温度は格納容器スプレイにより飽和温度となることから，初期温度が事象進展に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，格納容器温度は格納容器スプレイにより飽和温度となることから，初期温度が事象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

真空破壊装置3.43kPa（ドライウェル－サプレ
ッション・チェンバ間差圧）

3.43kPa（ドライウェル－サプレッ
ション・チェンバ間差圧）（設計値）

真空破壊装置の設定値。

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

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

約 30℃～約 50℃（実測値）

復水移送ポンプ吐出温度を参考に設定。

最確条件は解析条件で設定している水温よりも低くなる可能性があり，格納容器圧力上昇に対する格納容器スプレイ
による圧力抑制効果は大きくなり，間欠スプレイの間隔に影響する。しかし本解析ではスプレイ間隔は炉心冠水操作に依存していることから運転員等操作時間に与える影響は小さい。

最確条件は解析条件で設定している水温よりも低くなる可能性があり，炉心の再冠水までの挙動に影響する可能性はあるが，この顕熱分の影響は小さ
く，燃料被覆管温度の上昇に与える影響は小さい。
また，格納容器圧力上昇に対する格納容器スプレイによる圧力抑制効果は大きくなり，格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置の操作開始時間が遅くなるが，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

21,400m3 以上（淡水貯水池水量+復水貯
蔵槽水量）淡水貯水池及び通常運転中の復水貯蔵槽の水量を参考に，最確条件を包絡できる条件を設定。

最確条件とした場合には，解析条件よりも水源容量の余裕は大きくなる。また，事象発生 12 時間後からの可搬型代替
注水ポンプによる補給により復水貯蔵槽は枯渇しないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

－

2,240kL 以上（軽油タンク容量+ガスタ
ービン発電機用燃料タンク容量）

通常時の軽油タンク及びガ
スタービン発電機用燃料タンクの運用値を参考に，最確条件を包絡できる条件を設定。

最確条件とした場合には，解析条件よりも燃料容量の余裕は大きくなる。また，事象発生直後から最大負荷運転を想定しても燃料は枯渇しないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

－

格納容器圧力初期
条件

条件設定の考え方

外部水源の温度

外部水源の容量

燃料の容量

50℃（事象開始 12 時間以
降は 45℃，
事象開始 24 時
間以降は 40℃）

約 21,400m

約 2,240kL

3

添 3.1.3.4-4

表2
項目

起因事象

安全機能の喪失に対する仮定

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータに与える影響（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損（代替循環冷却を使用しない場合）））（3/3）
解析条件（初期条件，事故条件）の不確かさ
解析条件
最確条件
大破断 LOCA（残留熱除去系の吸込配
管の破断）

全交流動力電源喪失
高圧注水機能及び低圧注
水機能喪失

条件設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータに与える影響－

原子炉圧力容器内の保有水量が厳しい箇所として設定。

－

－

－

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
高圧注水機能として原子炉隔
離時冷却系及び高圧炉心注水系の機能喪失を，低圧注水機能
として低圧注水系の機能喪失を設定。

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

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

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

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

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

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

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

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

事
故
条
件

機
器
条
件

－

過圧及び過温への対策の有効性を総合的に判断する観点から，プラント損傷状態である
LOCA に全交流動力電源喪失を重畳することから，外部電源が喪失するものとして設定。
水の放射線分解等による水素発生については，格納容器圧力及び温度に対する影響が軽微であることから考慮していな
い。

外部電源

外部電源なし水素の発生

ジルコニウム－水反応を考慮

ジルコニウム－水反応を考慮

原子炉スクラム信号

事象発生と同時に原子炉スクラム

事象発生と同時に原子炉
スクラム

低圧代替注水系（常設）

最大 300m3/h で注水，その後は炉心を冠水維持可能な注水量に制御

最大 300m3/h で注水，その後は炉心を冠水維持可能な注水量に制御

設計値に注入配管の流路圧損を考慮した値として設定。

代替格納容器
スプレイ冷却系

140m3/h にてスプレイ

140m3/h 以上でスプレイ

格納容器雰囲気温度及び圧力抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，設定。

格納容器圧力逃がし装置及び及び代替格
納容器圧力逃がし装置

格納容器圧力が0.62MPa[gage]における最大排出流量31.6kg/sに対して，原子炉格納容器
二次隔離弁の中間開操作（流路面積約50%開）にて除熱

格納容器圧力が0.62MPa[gage]における最大排出流量31.6kg/sに対して，原子炉格納容器
二次隔離弁の中間開操作（流路面積約50%開）にて除熱

格納容器圧力逃がし装置及び及び代替格納容器圧力逃がし装置の設計値を考慮して，格納容器圧力及び温度を低下させる排出流量を確保可能な弁開度として設定。

事象発生と同時に原子炉スク
ラムするものとして設定。

実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる可能性がある。冠水後の操作として冠水維持可能な注水量に制御するが，注水後の流量調整操作であるため,運転員等操作時間に与える影響はない。
スプレイ流量は運転員による調整が行われ，その増減により圧力抑制効果に影響を受けるが，操作手順に変わりはないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

実際の流量が解析より多い場合，格納容器ベントによる格
納容器圧力の低下が早くなり，その後の圧力挙動も低く推移することになるが，運転員等操作時間に与える影響はない。

添 3.1.3.4-5

実際の注水量が解析より多い場合（注水特性（設計値）の保守性），原子炉水位の回復は早くなる可能性があるが，格納容器圧力及び温度上昇に有意な影響を与えないことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
スプレイ流量は運転員による調整が行われ，その増減により圧力抑制効果に影響を受けるものの，格納容器内に蓄積される崩壊熱量に変わりは無い
ため，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

格納容器圧力の最大値は格納容器ベント実施時のピーク圧力であることから，その後の圧力挙動の変化は，評価項目となるパラメータに対して与える影響はない。

表 3 運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却を使用しない場合）
（1/4）

項目

操
作
条
件

常設代替交
流電源設備
からの受電
及び低圧代
替注水系
（常設）に
よる原子炉
注水

解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
解析上の操 条件設定の
作開始時間
考え方

事象発生 70
分後

全交流動力
電源喪失時
の訓練実績
を踏まえて
設定

操作の不確かさ要因

運転員等操作時間に与え
る影響

【認知】
中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の非常用高圧系統の電源回復ができない場合，早期の電源回復不可と判断し，これにより常設代替交流電源設備及び低圧代替注水系（常設）の準備を開始する手順としている。この認知に係る時間として 10 分間を想定しているため，認知遅れ等により操作開始時間に与える影響はなし。
【要員配置】
常設代替交流電源設備からの受電操作のために，中央制御室にて常設代替交流電源設備からの受電準備を行う運転員と，現場にて常設代替交流電源設備からの受電準備を行う運転員(現場)と，常設代替交流電源設備の起動操作等を行う運転員(現場)が配置されている。常設代替交流電源設備からの受電準備を行う運転員及び運転員(現場)は，常設
代替交流電源設備からの受電準備のための負荷切り離し操作を行っている期間，他の操作を担っていない。このため，要員配置が操作開始時間に与える影響はなし。また，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作については，
中央制御室での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与える影響はなし。
【移動】
常設代替交流電源設備からの受電準備を行う運転員(現場)は，中央制御室から操作現場である原子炉建屋地下 1 階まで通常 5 分間程度で移動可能であるが，移動時間としては余裕を含めて 10 分間を想定している。常設代替交流電源設備の起動操作等を行う運転員(現場)は，屋外に移動するが，移動時間としては徒歩の所要時間に余裕を加味し 10 常設代替交流電源設備か分間を想定している。このため，移動が操作開始時間に与える影響はない。また，低圧代替注水系（常設）による原 らの受電操作について実子炉注水操作については中央制御室内での操作のみであり，操作開始時間に与える影響はなし。
態の運転操作は，認知に【操作所要時間】
10 分間，移動に 10 分間，
常設代替交流電源設備の起動操作等を行う運転員(現場)，常設代替交流電源設備からの受電準備を行う運転員及び 操作所要時間に 50 分間の運転員(現場)の操作内容及び操作所要時間は以下のとおり。これらの作業は並行して行うため，操作所要時間は最長 合計 70 分間であり，解析で 50 分間となる。
上の受電完了時間とほぼ［起動操作等を行う運転員(現場)：操作所要時間；合計 40 分間］
同等であり，操作開始時
 常設代替交流電源設備の起動前の油漏れ，配電盤等の健全性確認の所要時間に 10 分間を想定間に与える影響は小さ
 燃料バルブの開操作，給・排気扉開操作等の常設代替交流電源設備の起動準備の所要時間に 10 分間を想定い。
 常設代替交流電源設備の起動，起動後の運転確認及び常設代替交流電源設備側の遮断操作の所要時間に 20 分 低圧代替注水系（常設）に間を想定
よる原子炉注水操作は，［受電準備を行う運転員(現場)：操作所要時間；合計 50 分間］
常設代替交流電源設備か 常設代替交流電源設備からの受電前準備として，負荷抑制のための切り離し操作を行う。操作対象が 20 個程度 らの受電操作と同時に実であり，1 個あたりの操作時間に移動時間含めて 2 分間程度を想定し，操作の所要時間は 40 分間を想定施するため，受電操作の 常設代替交流電源設備の起動及び緊急用交流高圧母線の遮断器の投入後の非常用交流高圧電源母線の受電操作 影響を受けるが，実態のの所要時間に 10 分間を想定
操作時間は，解析上の操［運転員（中央制御室）：操作所要時間；合計 35 分間］
作開始時間とほぼ同等で
 常設代替交流電源設備からの受電前準備として，負荷抑制のための切り離し及び操作スイッチの引き保持等の あり，操作開始時間に与所要時間に 20 分間を想定
える影響は小さい。
 非常用交流高圧電源母線の受電操作後に，中央制御室での受電確認及び低圧代替注水系（常設）の注水準備操
作の所要時間に 15 分間を想定
低圧代替注水系（常設）による原子炉注水準備の操作は，復水補給水系の隔離弁（1 弁）の閉操作による系統構成，
低圧代替注水系（常設）の追加起動であり，何れも中央制御室における制御盤の操作スイッチによる操作のため，1操作に 1 分間を想定し，合計 2 分間であり，それに余裕時間を含めて操作時間 5 分を想定。
【他の並列操作有無】
常設代替交流電源設備の起動操作等を行う運転員(現場)と常設代替交流電源設備からの受電準備を行う運転員(現場)の並列操作はあるが，それを加味して操作の所要時間を算定しているため，操作開始時間に与える影響はない。
また，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水操作は，常設代替交流電源設備からの受電操作における非常用母線への受電操作と同時に実施する。
【操作の確実さ】
現場操作は，操作の信頼性の向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。また，中央制御室内の制御盤操作は，操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

添 3.1.3.4-6

評価項目と
なるパラメ
ータに与え
る影響

操作時間余裕

実態の操作
開始時間は
解析上の設
定とほぼ同
等であるこ
とから，評価
項目となる
パラメータ
に与える影
響は小さい。

常設代替交流電源設備からの受電操作は，訓練実
績等より，運転員による常設代替
交流電源設備の起動操作，並びに現場及び中央制
事象発生から
御室の運転員に90 分後（操作よる受電前準備
開始時間の 20
及び受電操作を分程度の遅れ）並行して実施し，までに常設代想定と同じ約 70
替交流電源設
分で常設代替交
備からの受電流電源設備から操作を行い低の受電が実施可
圧代替注水系
能であることを（常設）による
確認した。
原子炉注水が低圧代替注水系開始できれば，（常設）の操作は評価項目を満中央制御室にお足する結果とける操作のため，なり，時間余裕
シミュレータにがある。
て訓練実績を取
なお，格納容器得。訓練では，復ベント時にお水移送ポンプをける Cs 放出量
起動し，低圧代替については燃注水系（常設）の料損傷の程度原子炉注水のたの影響を受けめの系統構成をるが，格納容器
約 2 分で実施。
ベント開始時
常設代替交流電間はほぼ同じ源設備からの受であるため，放電操作と本操作
出量に与えるを並行して実施
影響は小さい。
することで事象（添付資料
発生後 70 分に原
3.1.2.9）
子炉注水操作の開始が実施可能なことを確認した。
想定で意図している運転操作が実施可能なことを確認した。

訓練実績等

操
作
条
件

表 3 運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却を使用しない場合）（2/4）
解析条件（操作条件）の不確かさ
評価項目となるパ
解析上の操作開始時間
運転員等操作時間に項目
操作の不確かさ要因
ラメータに与える
操作時間余裕
訓練実績等
与える影響
解析上の
影響
条件設定
操作開始
の考え方
時間
解 析 結 果 は破 断 口 ま
で 水 位 回 復前 に 既 に格納容器温度は約
190℃を超えており，
実 態 の 操 作も 解 析 上
も 原 子 炉 水位 が 破 断
口 高 さ 到 達後 に 低 圧
代替注水系（常設）から 代 替 格 納容 器 ス プ
レ イ 冷 却 系へ 切 替 えることとしており，実【認知】態の操作開始時間は，格納容器スプレイの操作実施基準（炉心冠水後かつ格納容器温度約 190℃）に到達するのは事象発生約
解 析 上 の 想定 と ほ ぼ
2 時間後であり，それまでに格納容器圧力の上昇を十分に認知できる時間があるため，認知遅れにより同等であり，操作開始
操作開始時間に与える影響はなし。
中央制御室におけ
時 間 に 与 える 影 響 は 原子炉注水の状況【要員配置】
る操作のため，シ
小さい。
により格納容器ス
中央制御室内での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与事象発生から 90 分後（操作開 ミュレータにて訓
当該操作は，解析コー プレイの操作開始
える影響はなし。
始時間の 20 分程度の遅れ）に 練実績を取得。訓ド及び解析条件（操作 は破断口まで水位【移動】
低圧代替注水系（常設）によ 練では，復水移送
代替格納 破 断 口 ま
条件を除く）の不確か 回復後，格納容器
格 納 容 器 中央制御室内での操作のみであり，操作開始時間に与える影響はなし。
る原子炉注水を開始した場 ポンプの起動を確
容器スプ で 水 位 回
さ に よ り 操作 開 始 時 温度約 190℃到達
限 界 温 度 【操作所要時間】
合の解析では，格納容器スプ 認し，代替格納容
レ イ 冷 却 復後，格納
間 は 遅 れ る可 能 性 が 後となり，実態の到 達 防 止 低圧代替注水系（常設）から代替格納容器スプレイ冷却系への切替えは制御盤の操作スイッチによるレイ開始のタイミングは約 器スプレイ冷却系
系による 容 器 温 度
あるが，中央制御室で 操作開始時間は解を 踏 ま え 操作のため，簡易な操作である。操作時間は特に設定していないが，格納容器の緩やかな圧力上昇に
2.3 時間後であることから， による格納容器冷格 納 容 器 約 190℃到行う操作であり，他の 析上の想定とほぼて設定
対して操作開始時間は十分に短い。
現行の 2 時間に対して約 20 却のための系統構
冷却操作
達時
操 作 と の 重複 も な い 同等であることか【他の並列操作有無】
分程度の準備時間を確保で 成に約 2 分。想定
ことから，他の操作に ら，評価項目とな
原子炉への注水が優先であり，原子炉水位が破断口高さ到達後に，低圧代替注水系（常設）から代替
きるため，時間余裕がある。 で意図している運与える影響はない
るパラメータに与格納容器スプレイ冷却系へ切替えることとしており，原子炉注水の状況により，代替格納容器スプレ（添付資料 3.1.2.9）
転操作が実施可能
また，代替格納容器ス え る 影 響 は 小 さイの操作開始時間は変動しうる。
なことを確認しプレイへの切替後，原 い。
【操作の確実さ】
た。
子 炉 水 位 が低 下 し 原
中央制御室内の制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤子炉水位低（レベル 1）
操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。
に到達した場合，低圧
代替注水系(常設)へ切替を行う。当該操作
開始時間は，解析上の想 定 と ほ ぼ同 等 で あり，操作開始時間に与える影響は小さい。また，中央制御室で行う操作であり，他の操作と 重 複 も ない こ と から，他の操作に与える影響はない。

添 3.1.3.4-7

項目

表 3 運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却を使用しない場合）（3/4）
解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
運転員等操作時 評価項目となるパラ 操作時間
操作の不確かさ要因
訓練実績等
解析上の
間に与える影響 メータに与える影響
余裕
操作開始
条件設定の考え方
時間

復水貯蔵槽
への補給

事象発生
から 12 時間後可搬型設備に関して，事象発生から 12 時間まで
は，その機能に期待しな
いと仮定

復水貯蔵槽への補給までの時間は，事象発生から 12 時間あり十分な時間余裕がある。

－

－

－

復水貯蔵槽への補給は，淡水貯水池から防火水槽への補給と可搬型代替注水ポンプによる防火水槽から復水貯蔵槽への補給を並行して実施する。淡水貯水池
から防火水槽への補給の系統構成は，所
要時間 90 分想定のところ，訓練実績等
により約 70 分で実施可能なこと，可搬型代替注水ポンプによる防火水槽から復水貯蔵槽への補給のホース敷設等の注水準備は，所要時間 180 分想定のところ，訓練実績等により約 135 分であり，想定で意図している作業が実施可能なことを確認した。

－

有効性評価では，防火水槽から復水貯蔵槽への補給用の可搬型代替注水ポン
プ（6 号及び 7 号炉：各 3 台）及び常設代替交流電源設備（6 号及び 7 号炉
で 1 台）への燃料給油を期待している。
各機器への給油準備作業について，可搬型代替注水ポンプへの燃料給油準備（現場移動開始からタンクローリーへの補給完了まで）は，所要時間 90 分のところ訓練実績等では約 82 分，常設代
替交流電源設備への燃料給油準備は，
所要時間 120 分のところ訓練実績等では約 95 分で実施可能なことを確認した。
また，各機器への燃料給油作業は，各機器の燃料が枯渇しない時間間隔（許容時間）以内で実施することとしている。
可搬型代替注水ポンプへの燃料給油作
業は，許容時間 180 分のところ訓練実績
等では約 96 分，常設代替交流電源設備
への燃料給油作業は，許容時間 540 分のところ訓練実績等では約 135 分であり，許容時間内で意図している作業が実施可能であることを確認した。

操
作
条
件

各機器への
給油
（可搬型代
替注水ポン
プ及び常設
代替交流電
源設備）

各機器への給油は，解析
条件ではないが，解析で事象発生想定している操作の成立
から 12 時や継続に必要な操作・作
間後以降，
業。
適宜
各機器の使用開始時間を踏まえて設定各機器への給油開始までの時間は，事象発生から 12 時間あり十分な時間余裕がある。

添 3.1.3.4-8

－

－

項目

操
作
条
件

表 3 運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損））（代替循環冷却を使用しない場合）（4/4）
解析条件（操作条件）の不確かさ
評価項目とな
解析上の操作開始時間
運転員等操作時間に与操作の不確かさ要因
るパラメータ
操作時間余裕える影響
解析上の操作開に与える影響
条件設定の考え方
始時間

格納容器圧
力逃がし装
置又は代替
格納容器圧
力逃がし装
置による格
納容器除熱
操作

格納容器圧力
0.62MPa[gage]
到達前

格納容器限界圧力到達防止を踏まえて設定【認知】
炉心損傷後の格納容器
炉心損傷後の格納容器ベントの操作実施基準（格納容器圧力 0.62MPa[gage]）に到達するのは， ベントの操作実施基準
事象発生の約 38 時間後であり，それまでに格納容器圧力の上昇を十分に認知できる時間がある （ 格 納 容 器 圧 力ため，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
0.62MPa[gage]）に到達【要員配置】
するのは，事象発生の約
格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による格納容器ベントは，中央制御 38 時間後であり，格納室における操作と現場における操作が必要であるが，現場の操作は中央制御室で行う操作とは 容器ベントの準備操作
別の運転員(現場)及び緊急時対策要員を配置している。当該の運転員(現場)及び緊急時対策要 は格納容器の圧力上昇
員は，他の作業を兼任しているが，それらの作業は事象発生の約 38 時間後までに行う作業であ の傾向を監視しながらり，格納容器ベントの操作開始時間に与える影響はなし。
予め操作が可能である。
【移動】
また，格納容器ベント操運転員(現場)は，中央制御室から操作現場である二次格納施設外までのアクセスルートは，通 作の操作所要時間は余常 10 分程度で移動可能であるが，それに余裕時間を加えて操作所要時間を想定している。緊急 裕時間を含めて設定さ時対策要員は，緊急時対策本部から操作現場へ車にて移動することを想定している。仮に地震 れていることから，実態等の外部事象が起因事象の場合に，アクセスルートの被害があっても，ホイールローダ等にて の操作開始時間は解析必要なアクセスルートを仮復旧できる宿直の体制としており，また，徒歩による移動を想定し 上の設定とほぼ同等でても所要時間は約 1 時間であり，操作開始時間に与える影響はなし。
あり，格納容器圧力【操作所要時間】
0.62MPa[gage]に至るま
緊急時対策要員の格納容器ベント準備操作（格納容器圧力逃がし装置のフィルタ装置水位調整 でに確実に原子炉格納準備）は，現場での手動弁 4 個の操作に移動時間を含めて 60 分間を想定している。また，中央 容器除熱操作をするこ
制御室における格納容器ベント準備操作は，他系統との隔離操作及び隔離確認と 1 弁の遠隔開 とが可能であるため，操操作に，余裕時間を含め 60 分間の操作時間を想定している。何れも準備操作として予め行うた 作開始時間に与える影
め，操作開始時間に与える影響はなし。
響は小さい。
運転員(現場)による格納容器ベント操作は，伸縮継手を用いた 1 弁の手動操作であり，移動時 当該操作は，解析コード
間及び余裕時間を含め 60 分間を想定している。本操作は，格納容器圧力の上昇傾向を監視した 及び解析条件（操作条件
上で，格納容器圧力が 0.62MPa[gage]に到達する予定時刻の 60 分以上前から実施する。よって， を除く）の不確かさによ
操作開始時間に与える影響はなし。
り操作開始時間は遅れ【他の並列操作有無】
る可能性があるが，中央格納容器ベントの操作時に，当該操作に対応する運転員，緊急時対策要員に他の並列操作はな 制御室の運転員とは別く，操作開始時間に与える影響はなし。
に現場操作を行う運転【操作の確実さ】
員(現場)及び緊急時対中央制御室における操作は，制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こり 策要員を配置しており，にくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。また，現場操作は，操作 他の操作との重複もなの信頼性向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく， いことから，他の操作に誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。
与える影響はない。

添 3.1.3.4-9

実態の操作開始時間は解析
上の設定とほぼ同等であることから，格納容 器 圧 力
0.62MPa[gage]に至るまでに確実に原子炉
格納容器除熱操作をすることが可能であるため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

格納容器ベント開始までの時間は事象発生から
約 38 時間後の操作であり，準備
時間が確保できるため，時間余
裕がある。

訓練実績等

現 場 モ ッ ク アッ プ 等
による実績では，格納
容 器 ベ ン ト 準備 操 作の 原 子 炉 格 納容 器 二
次 隔 離 弁 の 伸縮 継 手による開操作に，状況
確 認 及 び 移 動時 間 を含め約 10 分の操作時
間 で 完 了 す る見 込 みを得た。格納容器圧力
逃 が し 装 置 のフ ィ ル
タ 装 置 水 位 調整 準 備
は ， 設 備 設 置中 の ため，同様の弁の手動操
作時間を考慮して，移動時間を含めて 60 分の 操 作 時 間 で完 了 す
る 見 込 み を 得た 。 また，格納容器ベント操
作は，伸縮継手を用いた 原 子 炉 格 納容 器 一
次 隔 離 弁 の 手動 操 作
で あ り 移 動 時間 含 め
約 30 分の操作時間で完 了 す る 見 込み を 得た。
想 定 で 意 図 して い る
運 転 操 作 が 実施 可 能
なことを確認した。

7 日間における水源の対応について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損） ：代替循環冷却を使用しない場合）
○水源
2500

復水貯蔵槽水量：約 1,700m3

復水貯蔵槽水量

淡水貯水池：約 18,000m3
2000○水使用パターン

低圧代替注水系（常設）により原子炉注水開始↓
代替格納容器スプレイ冷却系により格納容器スプレイ開始↓①低圧代替注水系（常設）による原子炉注水
冠水後は，破断口～原子炉水位低（レベル 1）の範囲で注水する（約 90m3/h）。

1500

水量 [ton]

事象発生 70 分後から低圧代替注水系（常設）により注水する。

1000②代替格納容器スプレイ冷却系による代替格納容器スプレイ
格納容器スプレイ停止↓

500

添 3.1.3.5-1

原子炉水位が破断口～原子炉水位低（レベル 1）の範囲で，代復水貯蔵槽への補給開始（130m3/h）

替格納容器スプレイを実施（140m3/h）。
0③淡水貯水池から復水貯蔵槽への移送

0

5

10

15

事象発生 12 時間後から，淡水貯水池の水を防火水槽へ移送する。

20

25

30

35

40

時間 [h]

防火水槽からは可搬型代替注水ポンプ 3 台を用いて 130m3/h で復水貯蔵槽へ給水する。
○時間評価（右上図）
事象発生 12 時間までは復水貯蔵槽を水源として炉注水及び代替格納容器スプレイを実施するため，復水貯蔵槽水量は減少する。事象発
生 12 時間後から復水貯蔵槽への補給を開始するため，水量の減少割合は低下する。格納容器スプレイ停止後に格納容器ベントを実施し，○水源評価結果
時間評価の結果から復水貯蔵槽が枯渇することはない。また，7 日間の対応を考慮すると，6 号及び 7 号炉のそれぞれで約 7,300m3 必要となる。6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮すると，約 14,600m3 必要とされる。各号炉の復水貯蔵槽に 1,700m3 及び淡水貯水池に約 18,000m3の水を保有することから，6 号及び 7 号炉の同時被災を考慮した場合も必要水量を確保可能であり，安定して冷却を継続することが可能である。

添付資料 3.1.3.5

その後は崩壊熱相当で注水することから復水貯蔵槽の水位は回復し，以降安定して冷却が可能である。

7 日間における燃料の対応について（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）：代替循環冷却を使用しない場合）
プラント状況：6 号及び 7 号炉運転中。1～5 号炉停止中。
事象：格納容器過圧・過温破損は 6 号及び 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，免震重要棟等，プラントに関連しない設備も対象とする。
号炉

時系列

合計

判定

7 日間の
軽油消費量
約 880kL

6 号及び 7 号炉軽油タ
ンク各約 1,020kL 及びガスタービン発電機用
燃料タンク約 200kL の容量（合計）は約
2,240kL であり，7 日間
対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

1 号炉軽油タンク容量
は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

2 号炉軽油タンク容量
は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

3 号炉軽油タンク容量
は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

4 号炉軽油タンク容量
は約 632kL 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

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

復水貯蔵槽給水用 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）
3 台起動。
18L/h×24h×7 日×3 台＝9,072L
復水貯蔵槽給水用 可搬型代替注水ポンプ（A-2 級）
3 台起動。
18L/h×24h×7 日×3 台＝9,072L

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（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 3.1.3.6-1

2 号炉

非常用ディーゼル発電機。 ※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

事象発生直後～事象発生後 7 日間
その他

免震重要棟内緊急時対策所用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）
437L/h×24h×7 日＝73,416L
モニタリング・ポスト用発電機 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。

7 日間の
軽油消費量
約 79kL

5 号炉軽油タンク容量
は約 632kL であり，
7 日間対応可能。
1～7 号炉軽油タンク
及びガスタービン発電
機用燃料タンクの残容量（合計）は
約 1,281kL であり，
7 日間対応可能。

添付資料 3.1.3.6

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 632kL常設代替交流電源設備の負荷（雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損） ：代替循環冷却を使用しない場合）<6 号及び 7 号炉>
6号炉

7号炉

直流125V充電器盤A

約94kW

約94kW

直流125V充電器盤A-2

約56kW

約56kW

AM用直流125V充電器盤

約41kW

約41kW

直流125V充電器盤B

約98kW

約98kW

約29kW

約23kW

負荷容量（ｋW）
ガスタービン発電機の最大容量3,600kW

添 3.1.3.7-1

交流120V中央制御室計測用分電盤A,B
中央制御室可搬型陽圧化空
調機

3500

ガスタービン発電機の連続定格容量2,950kW

3000

順次起動(6号炉／7号炉毎)
・充電器
・交流120V中央制御室計測用分電盤
・中央制御室可搬型陽圧化空調機
・復水移送ポンプ（2台）
・非常用照明
・その他

2500

3kW

3kW

復水移送ポンプ

55kW

55kW

復水移送ポンプ

55kW

55kW

非常用照明

約24kW

約27kW

燃料プール冷却浄化ポンプ

90kW

110kW

2000

最大容量
約1,344kW

1500

(起動時)

(181kW)(192kW)

その他

約74kW

約81kW

小計

約619kW

約643kW

約1,243kW

約1,147kW

約1,262kW

約1,062kW(6号炉：約529kW，7号炉：約533kW)
約1,152kW

1000

7号炉燃料プール
冷却浄化ポンプ起動

6号炉燃料プール冷却浄化ポンプ起動

500

約1,262kW(約1,344 kW)

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

添付資料 3.1.3.7

合計（連続最大負荷）(最大負荷)

3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱
3.2.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策(1) 格納容器破損モード内のプラント損傷状態
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に至る可能性のあるプ
ラント損傷状態は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり TQUX，
長期 TB，TBU 及び TBD である。
(2) 格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」では，原子炉の出力運転中に運転時の異常な過渡変化又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，緩和措置がとられない場合には，原子炉
圧力容器が高い圧力の状況で損傷し，溶融炉心，水蒸気及び水素等が急速に放出され，原子炉格納容器雰囲気が直接加熱されることにより，急速に原子炉格納容器圧力が上昇する等，
原子炉格納容器に熱的・機械的な負荷が発生して原子炉格納容器破損に至る。
したがって，本格納容器破損モードでは，溶融炉心，水蒸気及び水素の急速な放出に伴い原子炉格納容器に熱的・機械的な負荷が加えられることを防止するため，原子炉圧力容器の破損までに逃がし安全弁の手動開操作により原子炉減圧を実施することによって，原子炉
格納容器の破損を防止する。
また，原子炉圧力容器の下部から溶融炉心が落下するまでに，格納容器下部注水系（常設）
によって原子炉格納容器下部に溶融炉心の冷却に十分な原子炉格納容器下部水位及び水量を確保するとともに，溶融炉心が落下するまで，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉
格納容器の冷却を実施する。溶融炉心の落下後は，格納容器下部注水系（常設）によって溶
融炉心を冷却するとともに，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却を実施する。その後，代替循環冷却，格納容器圧力逃がし装置又は更なる信頼性向上の観点から設置する代替格納容器圧力逃がし装置によって原子炉格納容器の圧力及び温度を低下させる。
なお，本格納容器破損モードの有効性評価を実施する上では，重大事故等対処設備による
原子炉注水機能についても使用できないものと仮定し，原子炉圧力容器の破損に至るものとする。
(3) 格納容器破損防止対策
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」で想定される事故シー
ケンスに対して，原子炉圧力が高い状況で原子炉圧力容器が損傷し，溶融炉心，水蒸気及び水素が急速に放出され，原子炉格納容器に熱的・機械的な負荷が発生することに対して，原
子炉減圧を可能とするため，逃がし安全弁の手動開操作による原子炉減圧手段を整備する。
また，原子炉圧力容器破損前における格納容器温度の上昇を抑制し，逃がし安全弁の環境
3.2-1

条件を緩和する観点から代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却手段を整備し，原子炉圧力容器破損後の格納容器圧力及び温度の上昇を抑制する観点から，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却手段及び代替循環冷却による原子炉格納容器除熱手段又は格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格
納容器除熱手段を整備する。なお，これらの原子炉圧力容器の破損以降の格納容器過圧・過温に対応する手順及び重大事故等対策は「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器
過圧・過温破損）」と同じである。
本格納容器破損モードの防止及びそれ以降の一連の対応も含めた重大事故等対策の概要
を以下の a から i に示すとともに，a から i の重大事故等対策についての設備と操作手順の関係を表 3.2.1 に示す。a から i の重大事故等対策のうち，本格納容器破損モードに関する重大事故等対策は以下の a から e 及び g である。
本格納容器破損モードの防止及びそれ以降の一連の対応も含めた重大事故等対策の概略
系統図を図 3.2.1 から図 3.2.4 に，手順の概要を図 3.2.5 に示す。図 3.2.1 から図 3.2.4 のうち，本格納容器破損モードに対する重大事故等対策の概略系統図は図 3.2.1 及び図 3.2.3である。
本格納容器破損モードにおける評価事故シーケンスにおいて 6 号及び 7 号炉同時の重大事故等対策に必要な要員は，中央制御室の運転員及び緊急時対策要員で構成され，合計 28名である。その内訳は次のとおりである。中央制御室の運転員は，当直長 1 名（6 号及び 7
号炉兼任），当直副長 2 名，運転操作を行う運転員 12 名である。発電所構内に常駐している要員のうち，通報連絡等を行う緊急時対策本部要員は 5 名，緊急時対策要員（現場）は 8 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等を行うための参集要員 26 名※1 である。必要な要員と作業項目について図 3.2.6 に示す。
なお，評価事故シーケンス以外の事故シーケンスについては，作業項目を評価事故シーケ
ンスと比較し，必要な要員数を確認した結果，28 名で対処可能である。
※1 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは取水機能の喪失を伴うものではないが，必要な要員の評価においては，保守的に代替原子炉補機冷却系の使用を想定した。

ａ．原子炉スクラム確認
運転時の異常な過渡変化又は全交流動力電源喪失が発生し，原子炉がスクラムしたことを確認する。
原子炉のスクラムを確認するために必要な計装設備は，平均出力領域モニタ等である。
ｂ．高圧・低圧注水機能喪失確認
原子炉スクラム後，原子炉水位は低下し続け，原子炉水位低で非常用炉心冷却系の自動起動信号が発生するが，全ての非常用炉心冷却系が機能喪失※2 していることを確認する。
非常用炉心冷却系の機能喪失を確認するために必要な計装設備は，各系統の流量指示3.2-2等である。
※2 非常用炉心冷却系による注水が出来ない状態。高圧炉心注水系及び低圧注水系の機能喪失が重畳する場合や高圧炉心注水系及び自動減圧系の機能喪失に伴い低圧注水系による原子炉注水ができない場合を想定。

ｃ．炉心損傷確認
原子炉水位がさらに低下し，炉心が露出し，炉心損傷したことを確認する。炉心損傷の判断は，ドライウェル又はサプレッション・チェンバ内のγ線線量率が設計基準事故相当のγ線線量率の 10 倍を超えた場合とする。
炉心損傷を確認するために必要な計装設備は，格納容器内雰囲気放射線レベルである。
炉心損傷により，原子炉格納容器内に水素ガスが放出されるため，原子炉格納容器内の水素ガス濃度上昇を確認する。
原子炉格納容器内の水素ガス濃度を確認するために必要な計装設備は，格納容器内水
素濃度(SA)である。
また，炉心損傷判断後は，原子炉格納容器内の pH 制御のため薬品注入の準備を行う。
サプレッション・チェンバのプール水の pH を 7 以上に制御することで，分子状無機よう素の生成が抑制され，その結果，有機よう素の生成についても抑制される。これにより，環境中への有機よう素の放出量を低減させることができる。なお，有効性評価においては，
pH 制御には期待しない。
ｄ．逃がし安全弁による原子炉急速減圧
原子炉水位の低下が継続し，有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点で，原子炉注水の手段が全くない場合でも，中央制御室からの遠隔操作によって手動操作により逃がし安全弁 2 個を開放し，原子炉を急速減圧する。
原子炉急速減圧を確認するために必要な計装設備は，原子炉水位及び原子炉圧力である。
原子炉急速減圧後は，逃がし安全弁の開状態を保持し，原子炉圧力を低圧状態に維持する。
ｅ．代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却
原子炉圧力容器下鏡部温度 300℃到達により溶融炉心の下部プレナムへの移行（以下，「リロケーション」という。
）を確認した場合，格納容器圧力 0.465MPa[gage]到達を確認した場合又は格納容器温度 190℃到達を確認した場合には，原子炉格納容器の雰囲気を冷却するため，中央制御室からの遠隔操作により復水移送ポンプ 2 台を使用した代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却 ※3 を実施する。また，格納容器圧力0.465MPa[gage]到達によって開始した場合は格納容器圧力が 0.39MPa[gage]以下となった時点で停止する。
3.2-3

代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却を確認するために必要な計装設備は，ドライウェル雰囲気温度及び復水補給水系流量（原子炉格納容器）等である。
また，代替格納容器スプレイと同時に原子炉格納容器内の pH 制御のため薬品注入を実施する。
※3 原子炉格納容器内の温度を低下させ，逃がし安全弁の環境条件を緩和する目的で実施する操作。
なお，本操作に期待しない場合であっても，評価上，原子炉圧力容器底部が破損に至るまでの間，
逃がし安全弁は原子炉減圧機能を維持できる。

（添付資料 3.2.1）
ｆ．原子炉格納容器下部への注水
原子炉への注水手段がないため，炉心が溶融してリロケーションする。
リロケーションを確認するために必要な計装設備は，原子炉圧力容器下鏡部温度である。
原子炉圧力容器下鏡部温度 300℃到達によりリロケーションを確認した場合，原子炉圧
力容器破損に備えて中央制御室からの遠隔操作によって格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部への注水を実施する。この場合の注水は，原子炉格納容器下部への水張りが目的であるため，原子炉格納容器下部の水位が 2m（注水量 180m3 相当）に到達していることを確認した後，原子炉格納容器下部への注水を停止する。
原子炉格納容器下部への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（原子炉格納容器）及び格納容器下部水位である。
また，原子炉格納容器下部への注水と同時に原子炉格納容器内の pH 制御のため薬品注入を実施する。
ｇ．原子炉圧力容器破損確認
原子炉圧力容器の破損を直接確認する計装設備はないため，複数のパラメータの変化
傾向により判断する。
原子炉圧力容器の破損の徴候として，原子炉水位の低下，制御棒位置の指示値喪失数増
加，原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加といったパラメータの変化が生じる。
また，原子炉圧力の急激な低下，ドライウェル圧力の急激な上昇，原子炉格納容器下部の雰囲気温度の急激な上昇といったパラメータの変化によって原子炉圧力容器の破損を判断する。
これらにより原子炉圧力容器の破損を判断した後は，原子炉圧力と上部格納容器圧力の差圧が 0.10MPa[gage]以下であること及び原子炉格納容器下部の雰囲気温度が飽和温度以上であることで原子炉圧力容器の破損を再確認する。
ｈ．溶融炉心への注水
溶融炉心の冷却を維持するため，原子炉圧力容器が破損し，溶融炉心が原子炉格納容器
3.2-4

下部に落下した後は，格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部注水を崩壊熱相当の流量にて継続して行う。
格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部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（原子炉格納容器）等である。
格納容器下部注水系（常設）により溶融炉心の冷却が継続して行われていることは，復水補給水系流量（原子炉格納容器）の他，格納容器下部水位計によっても確認することができるが，原子炉圧力容器破損時の影響により，格納容器下部水位計による監視ができな
い場合であっても，以下の条件の一部又は全てから総合的に溶融炉心の冷却が継続して行われていることを把握することができる。


原子炉格納容器下部の雰囲気温度が飽和温度程度で推移していること



原子炉格納容器上部の雰囲気温度が飽和温度程度で推移していること



原子炉格納容器内の水素濃度の上昇が停止すること

これらは，短時間ではなく数時間の推移を確認する。
溶融炉心の冷却維持は，主に格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部注水によって実施するが，サプレッション・チェンバ・プール水位がリターンライン高さ（NWL+約1.5m）を超える場合には，リターンラインを通じたサプレッション・チェンバのプール水の原子炉格納容器下部への流入による溶融炉心の冷却に期待でき，サプレッション・チェ
ンバ・プール水位計によってこれを推定することができる。
ｉ．代替循環冷却による溶融炉心冷却及び原子炉格納容器除熱※3
代替原子炉補機冷却系の準備が完了した後，復水移送ポンプを停止し，代替循環冷却の運転の準備を実施する。代替循環冷却の運転の準備が完了した後，代替原子炉補機冷却系を用いた代替循環冷却による溶融炉心冷却及び原子炉格納容器除熱を開始する。代替循
環冷却の循環流量は，復水補給水流量計及び復水補給水系流量計（原子炉格納容器）を用いて原子炉注入弁と格納容器スプレイ弁を中央制御室から遠隔操作することで，格納容器下部注水と格納容器スプレイに分配し，それぞれ連続で格納容器下部注水及び格納容器スプレイを実施する。
代替循環冷却の運転による溶融炉心冷却を確認するために必要な計装設備は，復水補給水流量（原子炉格納容器）等であり，原子炉格納容器除熱を確認するために必要な計装設備は，格納容器内圧力及びサプレッション・チェンバ・プール水温度等である。
※3 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは取水機能の喪失を伴うものではないが，代替循環
冷却による除熱量の評価においては，保守的に代替原子炉補機冷却系の設計値を用いた。

3.2.2 格納容器破損防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，プラント損傷状態を TQUX とし，事象進展が早く
3.2-5

炉心損傷までの時間余裕の観点で厳しい過渡事象を起因事象とし，逃がし安全弁再閉失敗を含まず高圧状態が維持される「過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗（＋DCH 発生）」である。
本評価事故シーケンスは「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の格納容器破損防止対策の有効性を評価するためのシーケンスであることから，炉心損傷までは事象を進展させる前提での評価となる。このため，前提とする事故条件として，設計基準事故対処設備
による原子炉注水機能（非常用炉心冷却系）のみならず，重大事故等対処設備による原子炉
注水機能を含む全ての原子炉注水機能が使用できないものと仮定した。また，高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱の発生防止を確認する観点から，原子炉圧力容器の破損に至る前提とした。
仮に炉心損傷後の原子炉注水に期待できる場合には，原子炉圧力容器が破損するまでの時間の遅れや原子炉格納容器下部への落下量の抑制等，事象進展の緩和に期待できると考えられるが，本評価の前提とする事故条件はこれらの不確かさを包絡する。
なお，格納容器過圧・過温破損の観点については，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」にて示したとおり，LOCA をプラント損傷状態とする評価事
故シーケンスで確認している。これは，過圧の観点では LOCA によるドライウェルへの蒸気の放出及び原子炉注水による蒸気の発生が重畳する事故シーケンスへの対応が最も厳しいためであり，過温の観点では，事象初期に炉心が露出し過熱状態に至る事故シーケンスへの対応が最も厳しいためである。また，本格納容器破損モードを評価する上では，原子炉圧力容器が高圧の状態で破損に至る事故シーケンスを選定する必要があることから，LOCA をプ
ラント損傷状態とする事故シーケンスは，本格納容器破損モードの評価事故シーケンスには適さない。
本格納容器破損モードの評価事故シーケンスに示される，炉心損傷前に原子炉減圧に失敗し，炉心損傷後に再度原子炉減圧を試みる状況としては，炉心損傷前の段階で非常用炉心冷却系である低圧注水系のみならず，重大事故等対処設備である低圧代替注水系（常設）等を含む全ての低圧注水機能が失われることで「2.2 高圧注水・減圧機能喪失」に示した代替
自動減圧ロジックが作動せず，全ての低圧注水機能が失われている場合の手順に従って原子炉減圧しないまま炉心損傷に至る状況が考えられる。
手順上，全ての低圧注水機能が失われている状況では，原子炉水位が有効燃料棒底部から
有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点までは原子炉を減圧しない。この原子炉減圧のタイミングは，原子炉水位が有効燃料棒頂部以下となった場合，原子炉減圧を遅らせた
方が，原子炉圧力容器内の原子炉冷却材の量を多く維持できるため，原子炉圧力容器の破損に至る時間を遅らせることができる一方で，ジルコニウム－水反応が著しくなる前に原子炉を減圧することで水素の発生量を抑えられることを考慮して設定したものである。また，
代替自動減圧ロジックは低圧注水系の起動が作動条件の 1 つであるため，低圧注水系が失われている状況では作動しない。
3.2-6

これを考慮し，本評価では評価事故シーケンスに加えて全ての低圧注水機能も失われている状況を想定した。
なお，この評価事故シーケンスへの対応及び事故進展は，「3.3 原子炉圧力容器外の溶融
燃料－冷却材相互作用」及び「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」の評価事故シーケン
スへの対応及び事故進展と同じものとなる。
本格納容器破損モードではプラント損傷状態を TQUX とし，「3.3 原子炉圧力容器外の溶
融燃料－冷却材相互作用」及び「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」ではプラント損傷
状態を TQUV としており，異なるプラント状態を選定している。TQUX と TQUV では喪失する
設計基準事故対処設備が異なり，原子炉減圧について，TQUV では設計基準事故対処設備である逃がし安全弁の機能に期待し，TQUX では重大事故等対処設備としての逃がし安全弁の機能に期待する点が異なる。手順に従う場合，TQUV では原子炉減圧機能は維持されているが低圧注水機能を喪失しているため，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点で逃がし安全弁の手動開操作によって原子炉を減圧することとなる。また，TQUX は高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱に進展し得るとして選定したプラント損傷状態であるが，重大事故等対処設備としての逃がし安全弁に期待し，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点で逃がし
安全弁の手動開操作によって原子炉を減圧することにより，高圧溶融物放出／格納容器雰
囲気直接加熱の発生防止を図る。
以上のとおり，どちらのプラント損傷状態であっても事象発生から原子炉減圧までの対応は同じとなり，運転員等操作時間やパラメータの変化も同じとなる。また，原子炉減圧以降も，溶融炉心の挙動に従って一連の流れで生じる各格納容器破損モードを，定められた一連の手順に従って防止することとなる。このことから，格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」，「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」及び「溶融炉心・コンクリート相互作用」については，１つの評価事故シーケンスへの一連の対応の中で各格納容器破損モードに対する格納容器破損防止対策の有効性を評価する。
本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・対向流及び原子炉圧力容器における冷却材放出（臨界流・差圧流），炉心損傷後のリロケーション，
原子炉圧力容器内 FCI（溶融炉心細粒化），原子炉圧力容器内 FCI（デブリ粒子熱伝達），構
造材との熱伝達，下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達，原子炉圧力容器破損が重要現象となる。
よって，これらの現象を適切に評価することが可能であるシビアアクシデント総合解析
コード MAAP により原子炉圧力等の過渡応答を求める。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本評価事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
3.2-7

(2) 有効性評価の条件
本評価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 3.2.2 に示す。また，
主要な解析条件について，本評価事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
ａ．事故条件(a) 起因事象
起因事象として，給水流量の全喪失が発生するものとする。
(b) 安全機能等の喪失に対する仮定
高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の機能喪失を，低圧注水機能として低圧注水系の機能喪失を想定する。さらに重大事故等対処設備による原子炉注水にも期待しない※4 ものとする。これは，炉心損傷前には原子炉を減圧できない状況を想定するためである。
※4 代替原子炉注水弁（残留熱除去系注入弁）制御不能による低圧代替注水系機能喪失を想定。格
納容器下部注水系等，復水移送ポンプを用いた原子炉注水以外の緩和機能には期待する。

(c) 外部電源
外部電源は使用できないものと仮定する。
本評価事故シーケンスへの事故対応に用いる設備は非常用高圧母線に接続されており，非常用ディーゼル発電機からの電源供給が可能であるため，外部電源の有無は事象進展に影響を与えないが，非常用ディーゼル発電機に期待する場合の方が燃料の観点で厳しいことを踏まえ，外部電源なしとして設定する。
(d) 高温ガスによる配管等のクリープ破損や漏洩等による影響
原子炉圧力を厳しく評価するため，高温ガスによる配管等のクリープ破損や漏洩等は，考慮しないものとする。
(e) 水素及び酸素の発生
水素の発生については，ジルコニウム－水反応及び溶融炉心・コンクリート相互作
用を考慮するものとする。なお，解析コード MAAP では水の放射線分解による水素及び酸素の発生を考慮していない。このため，水の放射線分解による水素及び酸素の発生量は「3.4 水素燃焼」と同様に，MAAP で得られる崩壊熱をもとに評価するものとし「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」にてその影響を確認する。
ｂ．重大事故等対策に関連する機器条件(a) 原子炉スクラム信号
原子炉スクラムは，主蒸気隔離弁閉信号によるものとする。
(b) 逃がし安全弁
逃がし安全弁の逃がし弁機能にて，原子炉冷却材圧力バウンダリの過度の圧力上昇を抑えるものとする。また，原子炉減圧には自動減圧機能付き逃がし安全弁（2 個）を使用するものとし，容量として，1 個あたり定格主蒸気流量の約 5%を処理するもの
3.2-8

とする。
(c) 格納容器下部注水系（常設）
原子炉圧力容器の破損前に，格納容器下部注水系（常設）により，90m3/h で原子炉格納容器下部に注水し，水位が 2m に到達するまで水張りを実施するものとする。
原子炉圧力容器が破損して溶融炉心が原子炉格納容器下部に落下した後は，格納容器下部注水系（常設）により崩壊熱相当の注水を行うものとする。
(d) 代替格納容器スプレイ冷却系
原子炉圧力容器の破損前は，代替格納容器スプレイ冷却系により 70m3/h で原子炉格納容器内にスプレイする。原子炉圧力容器の破損後は，格納容器圧力の抑制に必要なスプレイ流量を考慮し，130m3/h 以上で原子炉格納容器内にスプレイする。
(e) 代替循環冷却※5
代替循環冷却ラインの循環流量は，原子炉格納容器上部に約 140m3/h，原子炉格納容器下部に約 50m3/h で，それぞれ連続スプレイ及び連続注水を実施する。
※5 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは原子炉補機冷却系の機能喪失を伴うものではないが，代替循環冷却による除熱量の評価においては，保守的に代替原子炉補機冷却系の設計値を用いた。

ｃ．重大事故等対策に関連する操作条件
運転員等操作に関する条件は，「1.3.5 運転員等の操作時間に対する仮定」に示す分類に従って以下のとおり設定する。
(a) 原子炉急速減圧操作は，設計基準事故対処設備による原子炉注水機能（非常用炉心冷却系）のみならず，重大事故等対処設備による原子炉注水機能を含む全ての原子炉注水機能が喪失している場合の運転手順に従い，原子炉水位が有効燃料棒
底部から有効燃料棒の長さの10%上の位置に到達した時点で開始する。
(b) 代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器の破損前の原子炉格納容器冷却）は，原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達したことを確認して開始し，原子炉圧力容器の破損を確認した場合に停止する。
(c) 原子炉格納容器下部への注水操作（原子炉圧力容器の破損前の先行水張り）は，
原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達したことを確認して開始し，原子炉格納容器下部の水位が2m（総注水量180m3）に到達したことを確認した場合に停止する。
(d) 原子炉格納容器下部への注水操作（原子炉圧力容器の破損後の注水）は，原子炉
圧力容器の破損を確認した場合に開始する。
(e) 代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器の破損後の原子炉格納容器冷却）は，格納容器圧力が0.465MPa[gage]又は格納容器
温度が190℃に到達した場合に開始する。なお，格納容器スプレイは，代替原子炉
補機冷却系の準備時間を考慮し，事象発生から約20時間後に停止するものとする。
(f) 代替循環冷却による原子炉格納容器除熱操作※6は，代替循環冷却への切替の準備
3.2-9時間等を考慮し，格納容器スプレイ停止から0.5時間後の，事象発生から20.5時間
後から開始するものとする。
※6 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは原子炉補機冷却系の機能喪失を伴うもの
ではないが，代替循環冷却における除熱は保守的に代替原子炉補機冷却系を用いて実施するものとし，除熱操作の開始は，代替原子炉補機冷却系の準備に要する時間を設定した。

(3) 有効性評価（Cs-137 の放出量評価）の条件(a) 事象発生直前まで，定格出力の 100%で長時間にわたって運転されていたものとする。その運転時間は，燃料を約 1/4 ずつ取り替えていく場合の平衡炉心を考え，最高 50,000 時間とする。
(b) 代替循環冷却を用いた場合の環境中への総放出量の評価においては，炉内に内蔵されている核分裂生成物が事象進展に応じた割合で原子炉格納容器内に放出※7 されるものとする。
※7 セシウムの原子炉格納容器内への放出割合については，本評価事故シーケンスにおいてはMAAP 解析の方が NUREG-1465 より大きく算出する。

(c) 原子炉格納容器内に放出された Cs-137 に対しては，格納容器スプレイやサプレッ
ション・チェンバ・プールでのスクラビングによる除去効果を考慮する。
(d) 原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏洩について考慮する。漏洩量の評価条
件は以下のとおりとする。
a) 原子炉格納容器からの漏洩量は，格納容器圧力に応じた設計漏洩率をもとに評価する。
b) 原子炉建屋から大気中に漏洩する放射性物質を保守的に見積もるため，原子炉
建屋の換気空調系停止時における原子炉建屋から大気中への漏洩率を 10%/日（一定）とした。
c) 原子炉建屋内での放射能の時間減衰は考慮せず，また，原子炉建屋内での粒子状物質の除去効果は保守的に考慮しない。
（添付資料 3.2.3）(4) 有効性評価の結果
本評価事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位，格納容器圧力，格納容器温度，
サプレッション・チェンバ・プール水位及び注水流量の推移を図3.2.7から図3.2.12に示す。
ａ．事象進展事象発生後，全ての設計基準事故対処設備による原子炉注水機能（非常用炉心冷却系）
が機能喪失し，重大事故等対処設備による原子炉注水機能についても使用できないものと仮定することから，原子炉水位は急速に低下する。水位低下により炉心が露出し，事象発生から約 1.0 時間後に炉心損傷に至る。原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点（事象発生から約 1.4 時間後）で，中央制御室からの遠隔操作により逃がし安全弁 2 個を手動開することで，原子炉急速減圧を実施する。原
3.2-10子炉減圧後の低圧代替注水系（常設）による原子炉注水は実施しないものと仮定するため，事象発生から約 7.0 時間後に原子炉圧力容器の破損に至る。
事象発生から約 3.7 時間後，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点で，格納容器下部注水系（常設）による原子炉圧力容器の破損前の原子炉格納容器下部への水張りを開始すると同時に，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却を行う
ことにより格納容器温度の上昇を抑制する。格納容器下部注水系（常設）による注水流量を約 90m3/h とし，水位が 2m に到達するまで約 2 時間の注水を実施することで原子炉格納容器下部に 2m 以上の水位を確保し，事象発生から約 5.7 時間後に原子炉格納容器下部への水張りを停止する。
原子炉圧力容器が破損し，溶融炉心が原子炉格納容器下部の水位約 2m の水中に落下する際に，溶融炉心から冷却材への伝熱が起こり，水蒸気が発生することに伴う圧力上昇が生じる。
溶融炉心が原子炉格納容器下部に落下した後は，格納容器下部注水系（常設）により原
子炉格納容器下部に崩壊熱相当の注水を継続的に行い，溶融炉心を冷却する。
崩壊熱が原子炉格納容器内に蒸気として放出されるため，格納容器圧力は急激に上昇する。格納容器圧力が 0.465MPa[gage]に到達した時点で代替格納容器スプレイ冷却系の流量を 130m3/h 以上にすることにより，格納容器圧力及び温度の上昇は抑制される。
事象発生から 20.5 時間が経過した時点で，代替原子炉補機冷却系による代替循環冷却を開始する。代替循環冷却により，格納容器圧力及び温度の上昇は抑制され，その後，徐々に低下するとともに，原子炉格納容器下部の溶融炉心は安定的に冷却される。
なお，事象発生から約 7.0 時間後の原子炉圧力容器の破損までは，逃がし安全弁によって原子炉圧力を 2.0MPa 以下に維持することが必要となるが，炉心損傷後の原子炉圧力容器から逃がし安全弁を通ってサプレッション・チェンバへ放出される高温流体や格納容器温度等の熱的影響を考慮しても，逃がし安全弁は確実に開状態を維持することが可能である。
（添付資料 3.2.1）
ｂ．評価項目等
原子炉圧力容器の破損直前の原子炉圧力は約 0.3MPa[gage]であり，2.0MPa[gage]以下に低減されている。
本評価では，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(4)の評価項
目について，原子炉圧力を評価項目への対策の有効性を確認するためのパラメータとして対策の有効性を確認した。なお，本評価事故シーケンスと同じ評価事故シーケンスで，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(5)及び(8)の評価項目を評価しているが，その評価結果については「3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」及び「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」において評価項目を満足することを
3.2-11

確認している。
また，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項
目については「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において，選定された評価事故シーケンスに対して対策の有効性を確認しているが，溶融炉心が原子炉格納容器下部に落下した場合については，本評価において，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)から(3)の評価項目について対策の有効性を確認できる。
ここで，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(3)の評価項目について，本評価についての対策の有効性を確認する。本評価では，原子炉格納容器が健全であるため，原子炉格納容器から原子炉建屋への漏洩量は制限され，また，大気中へは殆ど放出されないものと考えられる。これは，原子炉建屋内に漏洩した放射性物質は，原子炉建屋内で時間減衰し，また，粒子状放射性物質は，原子炉建屋内での重力沈降や水蒸気の凝縮に伴い，原子炉建屋内に沈着すると考えられるためである。仮に原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏洩を想定すると，漏洩量は約 2.7×10-3TBq（7 日間）（暫定値）となり，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(3)の評価項目を満足する。この評価結果は「3.1.3 代替循環冷却を使用しない場合」の評価結果に比べて十分に小さな値であることから，原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏洩量は「3.1.3
代替循環冷却を使用しない場合」の評価結果に対して無視できる程度であることを確認できる。
（添付資料 3.2.2，3.2.3）
3.2.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するものとする。
高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱では，設計基準事故対処設備による原子炉注
水機能（非常用炉心冷却系）のみならず，重大事故等対処設備による原子炉注水機能を含む
全ての原子炉注水機能が喪失して炉心損傷に至り，原子炉圧力容器が破損する前に手動操
作により原子炉減圧を行うことが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象発生から 12 時間程度までの短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，原子炉急速減圧操作及び代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器の破損前の原子炉格納容器冷却）とする。
ここで，本評価事故シーケンスの有効性評価における不確かさとしては，炉心溶融開始後の溶融炉心の移動（リロケーション）が挙げられる。これに対しては，原子炉水位を監視し，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に達した時点で原子炉
急速減圧を行うといった，徴候を捉えた対応を図ることによって，リロケーションが発生する前に速やかに 2.0MPa[gage]を十分下回る圧力まで原子炉を減圧可能であることを確認し
3.2-12

ている。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本格納容器破損モードにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7 解析コー
ド及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管
変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性が確認されている。炉心ヒートアップの感度解析（ヒートアップ時の燃料被覆管表面積感度解析）では，炉心溶融時間に対する感度及び炉心
下部プレナムへのリロケーション開始時間に対する感度は小さいことが確認されている。本評価事故シーケンスにおいては，設計基準事故対処設備による原子炉注水機能（非常用炉心冷却系）のみならず，重大事故等対処設備による原子炉注水機能を含む全ての原子炉注水機能が喪失することを想定しており，最初に実施すべき操作は原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点の原子炉
減圧操作となり，燃料被覆管温度等によるパラメータを操作開始の起点としてい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。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である SAFER コードとの比較により，急速減圧後の水位上昇及び蒸気流出の継続による水位低下について，一時的により低い水位に到達することが確認されており，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達する
時間が早まる可能性があるが，数分程度の差違であることから運転員等操作時間に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性が確認されている。また，炉心崩壊に至る温度の感度解析より原子炉圧力容器の破損時間に対する感度は小さいことが確認されている。本評価事故シーケンスでは，リロケーションが発生する前に運転員等操作により原子炉の急速減圧を実施することから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内 FCI（溶融炉心細粒化）及び原子炉圧力容器内 FCI（デブリ粒子熱伝達）の不確かさとして，原子炉圧力容器内 FCIを起点に操作開始する運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
3.2-13

炉心損傷後の下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達の不確かさとして，下部プレナムと炉心デブリの熱伝達に関する感度解析により，原子炉圧力容器破損時間等の事象進展に対する感度が小さいことを確認していることから，下部ヘッドの温度上昇を起点とする，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器の破損前の原子炉格納容器冷却）の開始に与える影響は小さい。さらに，下部ヘッド温度上昇（300℃到達）は事象発生開始から，約 3.7 時間後の操作であり，多少の挙動の差異が生じた場合においても十分な時間余裕があることから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器破損の不確かさとして，制御棒駆動機構ハウジング溶
接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）に対する感度解析により，最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損時間が早まることを確認している。本評価事
故シーケンスへの対応では原子炉圧力容器破損を起点に操作開始する運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 3.2.4）
ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管
変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性が確認されている。炉心ヒートアップの感度解析（ヒートアップ時の燃料被覆管表面積感度解析）では，炉心溶融時間に対する感度及び炉心
下部プレナムへのリロケーション開始時間に対する感度は小さいことが確認されている。本評価事故シーケンスでは，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの10%上の位置に到達した時点での運転員等操作による原子炉急速減圧によって速やかに原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に低減し，原子炉圧力容器の破損時の原子炉圧力を2.0MPa[gage]以下に維持しているため，上記の不確かさが運転員等操作時間に与える影響はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である SAFER コードとの比較により，原子炉急速減圧後の水位上昇及び蒸気流出の継続による水位低下について，一時的により低い水位に到達することが確認されており，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達する時間が早まる可能性があるが，数分程度の差違であること及び原子炉急速減圧
操作後に原子炉圧力は速やかに低下することから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性が確認されており，炉3.2-14

心崩壊に至る温度の感度解析より原子炉圧力容器の破損時間に対する感度は小さいことを確認している。本評価事故シーケンスでは，リロケーションが発生する前に運転員等操作により原子炉急速減圧操作を実施し，操作開始後原子炉圧力は速やかに低下することから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器内 FCI（溶融炉心細粒化）及び原子炉圧力容器内 FCI（デブリ粒子熱伝達）の不確かさとして，原子炉圧力容器内 FCIを起点に操作開始する運転員等操作はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
炉心損傷後の下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達の不確かさとして，下部プレナムと炉心デブリの熱伝達に関する感度解析により，原子炉圧力容器破損時間等の事象進展に対する感度が小さいことを確認していることから，解析コードの不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器破損の不確かさとして，制御棒駆動機構ハウジング溶
接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）に対する感度解析により，最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損が早まることを確認しているが，溶融燃料の落下時間への影響は小さく，解析コードの不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料 3.2.4）(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3.2.2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，
解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなる
ような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項
目に関する影響評価の結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/tに対して最確条件
は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件の不確かさとして，最確条件は解析条
件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなるため，原子炉水位の低下が緩やかになり，有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの10%上の位置到達を操作開始の起点としている原子炉急速減圧操作の開始が遅くなる。
（添付資料3.2.4）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
3.2-15

初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/tに対して最確条件
は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件の不確かさとして，最確条件は解析条
件で設定している崩壊熱よりも小さくなる。本評価事故シーケンスでは，運転員等操作による原子炉急速減圧により，原子炉圧力容器の破損時の原子炉圧力を2.0MPa[gage]以下に低減しており，最確条件とした場合には原子炉水位の低下が緩やかになり，原子炉急速減圧操作の開始が遅くなるが，原子炉圧力容器の破損時間についても遅くなると考えられること，原子炉急速減圧開始後に原子炉圧力は速やかに低下することから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
（添付資料3.2.4）
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の6要因に分類し，これらの要因が，運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の原子炉急速減圧操作は，解析上の操作開始時間として原子炉水位が有
効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの10%上の位置に到達した時点で開始（事象発生から約1.4時間後）を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの10%上の位置に到達するまでには事象発生から約1.4時間の時間余裕があり，また，原子炉急速減圧操作は原子炉水位の低下傾向を監視しながら予め準備が可能であることから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。当該操作は，解析コード及び解析条件の不確かさ（操作条件を除く）により操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う作業であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作（原子炉
圧力容器の破損前の原子炉格納容器冷却）は，解析上の操作開始時間として原子炉圧
力容器下鏡部温度が300℃に到達したことを確認して開始（事象発生から約3.7時間後）を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，原子炉圧力容器下鏡部
温度が300℃に到達するまでには事象発生から約3.7時間の時間余裕があり，また，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作は原子炉圧力容器下鏡温度を監視しながら予め準備が可能であることから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。当該操作は，解析コー
3.2-16

ド及び解析条件の不確かさ（操作条件を除く）により操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う作業であり，また，他の並列操作を加味して操作の所要時間を算定しているため，他の操作に与える影響はない。
（添付資料3.2.4）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の原子炉急速減圧操作における，運転員等操作時間に与える影響については，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作（原子炉
圧力容器の破損前の原子炉格納容器冷却）における，運転員等操作時間に与える影響については，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料3.2.4）(3) 操作時間余裕の把握
操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の原子炉急速減圧操作については，原子炉圧力容器の破損までに完了する必要があるが，原子炉圧力容器の破損までの時間は事象発生から約7.0時間あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。
操作条件の代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作（原子炉圧力容器の破損前の原子炉格納容器冷却）については，原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達
後，速やかに実施することが望ましいが，原子炉圧力容器の破損前は，本操作が実施できな
いものと仮定しても，格納容器圧力及び格納容器温度が格納容器限界圧力及び格納容器限界温度に到達することは無く，逃がし安全弁による減圧機能維持も可能であることから，時間余裕がある。
（添付資料3.2.4）(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，
解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

3.2-17

3.2.4 要員及び資源の確保(1) 必要な要員の評価
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」において，6 号及び 7号炉同時の重大事故等対策時に必要な要員は，「3.2.1(3) 格納容器破損防止対策」に示すとおり 28 名であり，「6.2 重大事故等対策時に必要な要員の評価結果」で説明している当直長，当直副長，運転員及び緊急時対策要員等の 72 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 名であり，発電所構外から 10 時間以内に参集可能な要員の 106 名で確保可能である。
(2) 必要な資源の評価
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」において，必要な水源，
燃料及び電源は，「6.1(2) 資源の評価条件」の条件にて評価している。その結果を以下に示す。
ａ．水源
低圧代替注水系（常設）による原子炉格納容器下部への注水及び代替格納容器スプレイ
冷却系による代替格納容器スプレイは，7日間の対応を考慮すると，号炉あたり合計約
2,600m3の水が必要となる。6号及び7号炉の同時被災を考慮すると，合計約5,200m3の水が必要である。水源として，各号炉の復水貯蔵槽に約1,700m3及び淡水貯水池に約18,000m3の水を保有している。これにより，6号及び7号炉の同時被災を考慮しても，必要な水源は確保可能である。また，事象発生12時間以降に淡水貯水池の水を防火水槽に移送し，防火水槽から可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への給水を行うことで，復水貯蔵槽を枯渇させることなく復水貯蔵槽を水源とした7日間の注水継続実施が可能となる。ここで，復水貯蔵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 3.2.5）
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，事故発生後 7 日間最大負荷で運転した場合，号炉あたり約 751kL の軽油が必要となる。可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への給水については，保守的に事象発生直後からの可搬型代替注水ポンプの運転を想定すると，7 日間の運転継続に号炉あたり約 10kL の軽油が必要となる。本評価事故
シーケンスの評価では取水機能の喪失は想定していないが，仮に取水機能が喪失して代替原子炉補機冷却系による原子炉格納容器除熱を想定し，事象発生後 7 日間代替原子炉
補機冷却系専用の電源車を運転した場合，号炉あたり約 37kL の軽油が必要となる。代替
原子炉補機冷却系用の可搬型大容量送水ポンプについては，保守的に事象発生直後から
3.2-18の可搬型大容量送水ポンプの運転を想定すると，7 日間の運転継続に号炉あたり約 30kLの軽油が必要となる。免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリン
グ・ポスト用発電機による電源供給については，事象発生直後からの運転を想定すると，
7 日間の運転継続に合計約 79kL の軽油が必要となる。
（6 号及び 7 号炉 合計 約 1,735kL）
6 号及び 7 号炉の各軽油タンクにて約 1,020kL（6 号及び 7 号炉合計約 2,040kL）の軽油を保有しており，これらの使用が可能であることから，可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への給水，非常用ディーゼル発電機による電源供給，代替原子炉補機冷却系の運転，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機による電源供給及びモニタリング・
ポスト用発電機による電源供給について，7 日間の継続が可能である。
（添付資料 3.2.6）
ｃ．電源
外部電源は使用できないものと仮定し，各号炉の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。
また，免震重要棟内緊急時対策所用ガスタービン発電機及びモニタリング・ポスト用発電機についても，必要負荷に対しての電源供給が可能である。
3.2.5 結論
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」では，運転時の異常な過渡変化又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，原子炉圧力容器が高い圧力の状況で損傷し，溶融炉心，水蒸気及び水素が急速に放出され，原子炉格納容器に熱的・機械的な負荷が発生して原子炉格納容器破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に対する格納容器破損防止対策としては，逃がし安全弁による原子炉減圧手段を整備している。
格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の評価事故シーケンス「過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗（＋DCH発生）」について，有効性評価を行った。
上記の場合においても，逃がし安全弁の手動開操作による原子炉減圧により，原子炉圧力容器の破損時の原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に低減することが可能である。また，安定状態を維持できる。
（添付資料 3.5.1）
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える
3.2-19

影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」において，逃がし安全弁の手動開操作による原子炉減圧の格納容器破損防止対策は，選定した評
価事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に対して有効である。

3.2-20外部電源

原子炉格納容器※2

非常用ディーゼル
発電機
逃がし安全弁主タービン系へ

原子炉圧力容器

給水系
より

※1

Gen

軽油タンク
復水貯蔵槽

復水移送ポンプＡ(Ｃ)Ｃ

高圧炉心注水系ポンプ

※1
Ａ

Ｂ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ※2

原子炉隔離時冷却系ポンプ

図 3.2.1 格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」時の重大事故等対処設備の概略系統図（原子炉減圧）

外部電源

原子炉格納容器※2

格納容器スプレイ・ヘッダ

軽油タンク
逃がし安全弁主タービン系へ

原子炉圧力容器

給水系
より

※1

非常用ディーゼル
発電機

Gen

代替格納容器スプレイ冷却系

復水貯蔵槽

格納容器下部注水系（常設）

復水移送ポンプＡ(Ｃ)Ｃ

高圧炉心注水系ポンプ

※1
Ａ

Ｂ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ※2

原子炉隔離時冷却系ポンプ

図 3.2.2 格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」時の重大事故等対処設備の概略系統図（原子炉圧力容器破損前の原子炉減圧，原子炉格納容器冷却及び格納容器下部注水）3.2-21

外部電源

原子炉格納容器※2

格納容器スプレイ・ヘッダ

非常用ディーゼル
発電機

軽油タンク
逃がし安全弁

Gen

主タービン系へ

原子炉圧力容器

給水系
より

※1

代替格納容器スプレイ冷却系

復水貯蔵槽

格納容器下部注水系（常設）

復水移送ポンプＡ(Ｃ)Ｃ

高圧炉心注水系ポンプ

※1
Ａ

Ｂ

残留熱除去系ポンプ

残留熱除去系ポンプ※2

原子炉隔離時冷却系ポンプ

図 3.2.3 格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」時の重大事故等対処設備の概略系統図（原子炉圧力容器破損後の原子炉減圧，原子炉格納容器冷却及び格納容器下部注水）

原子炉建屋

非常用ディーゼル
発電機

原子炉格納容器

外部電源

Gen

格納容器スプレイ・ヘッダ
逃がし安全弁主タービン系へ
給水系より

サプレッション・チェンバ・プールへ
ＳＰＨタイラインへ

※2

※1

※2

可搬型代替交流
電源設備（電源車）

原子炉圧力容器
代替循環冷却系
復水貯蔵槽
残留熱除去
系ポンプ

Ｂ

A

残留熱除去
系ポンプ

熱交換器
ユニット

可搬型大容量送
水ポンプ

海水

水中ポンプ
復水移送ポンプA(C)タンクローリ
軽油タンク

サプレッションプール
浄化用ポンプＢ※1

高圧炉心注水系ポンプ

図 3.2.4 格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」時の重大事故等対処設備の概略系統図（代替循環冷却による溶融炉心冷却，原子炉格納容器除熱）

3.2-22

（解析上の時間）
主蒸気隔離弁全閉発生

外部電源喪失発生※1

中央制御室にて機器ランプ表示，機器故障警報，系統流量指示計にて機能喪失を確認する※2

代替原子炉注水弁（残留熱除去系注入弁）動作不能により低圧代替注水系機能喪失を確認する※3

原子炉注水可能な系統がある場合は急速減圧操作を実施する（約0分）

非常用ディーゼル発電機自動起動確認
非常用高圧系統（6.9kV）復旧確認

主蒸気隔離弁閉
原子炉スクラム信号発生※4 格納容器内雰囲気放射線レベル計指示とSOP導入条件判断図により炉心損傷を確認する。例えば，原子炉停止1時間後の場合,格納容器内雰囲気放射線レ
ベル計指示がドライウェル放射線レベル計：4.5E+00Sv/h，サプレッション・チェンバ放射線レベル計：5.5E+00Sv/hを超えた場合，炉心損傷発生と判断する。
炉心損傷による格納容器内水素濃度の上昇を確認する※12
原子炉スクラム・タービントリップを確認

高圧注水機能喪失を確認

低圧注水機能喪失を確認

非常用ディーゼル発電機運転状態確認※1

回復は解析上考慮せず※1

回復は解析上考慮せず「原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）から有効燃料棒長さ+10%」とは，原子炉水位計（燃料域）にて-3340mmを示す※6

原子炉水位が原子炉水位計（燃料域）にて有効燃料棒頂部（TAF）未満及び，原子炉圧力容器下鏡部温度300℃未満により損傷炉心冷却未達成と判断する※7 原子炉水位が原子炉水位計（燃料域）にて有効燃料棒頂部（TAF）未満，原子炉圧力容器下鏡部温度300℃到達（リロケーション確認）及び，原子炉への注水不能により損傷炉心冷却失敗と判断する

高圧代替注水系
起動操作
高圧代替注水系による
原子炉注水は解析上考慮せず回復は解析上考慮せず※2

低圧代替注水機能喪失を確認※5※3
全ての設備による原子炉注水失敗を確認（約1時間後）Ⅰ

高圧／低圧注水機能回復操作

炉心損傷開始淡水貯水池から防火水槽への補給準備（防火水槽への補給準備）

代替注水系起動・制御棒駆動水ポンプによる原子炉注水・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

回復は解析上考慮せず

淡水タンクから防火水槽への補給※4

炉心損傷確認

防火水槽への補給準備が完了

代替原子炉補機冷却系
準備（約1.4時間後）

Ⅲ

原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）から
有効燃料棒長さ+10%
到達
※5

Ⅱ

復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認

中央制御室での逃がし安全弁2個による原子炉急速減圧

燃料供給準備（タンクローリ給油準備）

可搬型代替注水ポンプの準備（復水貯蔵槽への補給準備）
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給

格納容器スプレイによる格納容器薬品注入（約12時間後）（約12時間後）タンクローリによる給油準備完了可搬型代替注水ポンプの準備が完了※6
損傷炉心冷却未達成と判断（適宜実施）
Ⅳ（約3.7時間後）（適宜実施）

可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽補給

ドライウェルクーラによる格納容器除熱

原子炉圧力容器下鏡温度300℃到達（リロケーション確認）（適宜実施）

可搬設備への燃料補給

防火水槽への補給※8

格納容器下部注水に必要な弁が動作可能であることを確認する｡
復水補給水系バイパス流防止のため負荷遮断弁全閉操作を実施する※9

原子炉圧力容器下鏡部温度300℃到達（リロケーション確認）により実施する格納容器スプレイに必要な弁が動作可能であることを確認する
逃がし安全弁による原子炉減圧状態を維持するために格納容器過温防止スプレイを実施する
スプレイ流量は，格納容器過温抑制スプレイ流量70m3/hとする※7

損傷炉心冷却失敗と判断

Ⅴ※8
格納容器下部注水系（常設）復水移送ポンプ１台（90m3/h）
による格納容器下部注水開始※10 原子炉圧力容器健全確認は，圧力容器破損判断パラメータにより判断する（補足 1）

復水移送ポンプ
1台追加起動・2台運転確認

消火系による格納容器下部注水※11 原子炉圧力容器破損以降の格納容器過圧・過温に対応する手順及び重大事故等対策は「 3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」と同じである※9

格納容器過温防止スプレイ実施

3.2-23（約5.7時間後）

格納容器下部水位2ｍ(注水量180m3)
到達後，格納容器下部注水系停止（約7時間後）原子炉圧力容器破損※12 重大事故等発生を通信連絡設備により確認した現場作業員は待避を実施する

格納容器下部注水による格納容器薬品注入【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
炉心損傷防止としての流量は確保できないが制御棒駆動水ポンプが再起動し，原子炉圧力容器への注水が継続していることを確認する。
また，追加起動の準備も開始する
消火系による代替原子炉注水も使用することができるため消火ポンプ運転状態について確認する
恒設設備による原子炉圧力容器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

原子炉圧力容器破損時
原子炉圧力2.0MPa[gage]以下

Ⅱ
純水補給水系による復水貯蔵槽への補給も実施できる
純水補給水系から補給する場合は，補給ルートが異なるため可搬型代替注水ポンプと同時に補給することも可能である
純水補給水系から補給する場合の水源は「純水タンク」であるが，可搬型代替注水ポンプの水源は「防火水槽」の他に「海水」も可能である

溶融炉心落下Ⅲ「ろ過水タンク」からの防火水槽補給も実施できる。その際は貯水池からろ過水タンクへの補給も合わせて実施する

水蒸気発生に伴う格納容器圧力上昇（溶融燃料－冷却材相互作用）Ⅳ

ドライウェルクーラ代替除熱運転を実施する

Ⅴ

格納容器限界圧力以下

消火系による格納容器下部注水も可能である。また，可搬型代替注水ポンプによる格納容器下部注水も可能であり，この場合水源は淡水以外に海水も使用することが可能である原子炉格納容器バウンダリ機能維持
補足１
事故の起因事象判定（LOCA事象or過渡起因事象）［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［上部ドライウェル圧力が「0.15MPａ[gage]以上」］※10

原子炉圧力容器破損を判断

上記の条件が満たされる場合は「LOCA事象起因」と判定する
条件が満たされない場合は「過渡起因事象」と判定する（本シナリオでは「過渡起因事象」を想定している）
LOCA事象起因時のパラメータ変化は以下の条件によって変わる
・下部ドライウェルに水位が有る場合（LOCA①時と表記）
・下部ドライウェルに水位が無い場合（LOCA②時と表記）

Ⅴ

格納容器下部注水系（常設）復水移送ポンプ
により格納容器下部に崩壊熱相当量を注水（約8時間後）溶融炉心によるコンクリート浸食停止（約8時間後）格納容器圧力0.465MPa[gage]到達

消火系による格納容器下部注水【圧力容器破損判断パラメータ】
・「過渡起因事象」時
原子炉圧力の「急激な低下」
上部ドライウェル圧力の「急激な上昇」
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
・「LOCA①」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な低下」
サプレッションプール水温度の「急激な上昇」
・「LOCA②」時
下部ドライウェルガス温度の「急激な上昇」
上部ドライウェル水素濃度の「上昇」※11【圧力容器破損徴候パラメータ】
・「過渡起因事象」，「LOCA①，②」時
原子炉水位下降（水位が確認されていた場合）
制御棒位置の指示値喪失数増加
原子炉圧力容器下鏡部温度の指示値喪失数増加

低圧代替注水系（常設）復水移送ポンプ
2台によるドライウェルスプレイ開始（格納容器下部注水継続）（約20時間後）（20.5時間後）【圧力容器破損判断後の再確認パラメータ】
・「過渡起因事象」時［原子炉圧力と上部ドライウェル圧力の差圧が「0.10MPa[gage]以下」］
かつ［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」］
・「LOCA①，②」時［下部ドライウェルガス温度が「飽和温度以上」
かつサプレッションプール水温5℃以上上昇]
または［下部ドライウェルガス温度が300℃以上］

代替原子炉補機冷却系
準備が完了

代替循環冷却系
運転開始

代替循環冷却運転
運転継続可能No
格納容器圧力逃がし装置等による格納容器ベント実施

Yes

凡例

代替循環冷却運転による格納容器スプレイおよび格納容器下部注水を継続し，機能喪失している設備の復旧に努める。復旧後，原子炉圧力容器への注水及び原子炉格納容器の冷却を実施する
格納容器頂部注水操作について実施判断基準値を超えた場合は速やかに実施
する：操作・確認（運転員のみの作業）：操作及び判断：プラント状態：緊急時対策要員（現場）のみの作業：判断：運転員と緊急時対策要員(現場）の共同作業：解析上考慮しない操作・判断結果

図 3.2.5 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱時の対応手順の概要

高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱

経過時間（時間）
1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

備考

事象発生
原子炉スクラム実施箇所・必要人員数

当直長

責任者
操作項目

指揮者
通報連絡者

6号
7号

当直副長
当直副長

緊急時対策要員

運転員（中央制御室）
6号
7号

1人

中央監視
緊急時対策本部連絡

1人
1人

号炉毎運転操作指揮5人

中央制御室連絡
発電所外部連絡

運転員
（現場）
6号

プラント状況判断

7号

約1時間 炉心損傷開始

操作の内容

約1.4時間原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）＋10%燃料有効長到達約3.7時間原子炉圧力容器下鏡温度300℃到達（リロケーション確認）
約7時間

原子炉圧力容器破損

緊急時対策要員
（現場）
6号
7号

約8時間

格納容器圧力465kPa[gage]到達・外部電源喪失確認

・原子炉スクラム・タービントリップ確認
2人
A,B

状況判断

2人
a.b

－

－

－

10分

－
・非常用ディーゼル発電機起動確認

・全ての原子炉注水機能喪失確認
原子炉注水機能喪失調査、復旧操作（解析上考慮せず）

－

－

（1人）

（1人）

B

b

－

－

－

－

－

－

・原子炉隔離時冷却系，高圧炉心注水系，残留熱除去系 機能回復

－

－

－

－

・復水移送ポンプ起動／運転確認

対応可能な要員により対応する

－

－

－

－

・残留熱除去系 スプレイ弁操作－－・放射線防護装備準備／装備－－

・格納容器スプレイに合わせた薬品注入－－

・格納容器下部への注水準備
・低圧代替注水系（常設）ラインアップ－－

・放射線防護装備準備／装備

10分

－

－

・現場移動
※復水貯蔵槽吸込ライン切替

30分

－

－

5分

60分

格納容器薬品注入操作（解析上考慮せず）要員を確保して対応する
2人
E,F

格納容器下部注水系 準備

－

－

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

（1人）

（1人）

2人
e,f

－

－

2人
C,D

原子炉急速減圧操作

10分

2人
c,d

－

－

80分

40分

・逃がし安全弁 2弁

5分

A

a

（1人）
A

（1人）
a

手動開放操作－－－－・原子炉圧力容器破損前の初期注水

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・原子炉圧力容器破損後の格納容器下部注水５分
20分
格納容器下部水位2m(注水量180m3相当）到達後停止

格納容器下部注水系 注水操作
格納容器下部に崩壊熱相当量を継続注水

10分

・放射線防護装備準備／装備
格納容器薬品注入操作

2人

2人（解析上考慮せず）

E,F

e,f

要員を確保して対応する・格納容器下部注水に合わせた薬品注入

低圧代替注水系（常設） 準備操作

（1人）

（1人）

B

b

（1人）
A

（1人）
a

（1人）

（1人）

－

－

－

－

－

－

－

－

・残留熱除去系 スプレイ弁操作

－

－

－

－

・残留熱除去系 スプレイ弁操作－－・放射線防護装備準備／装備
・現場移動
・代替原子炉補機冷却系 現場ラインアップ

格納容器薬品注入操作において

30分・復水移送ポンプ起動／運転確認実施済みとなる
格納容器過温抑制流量「70m3/h」

原子炉圧力容器破損確認まで継続実施

代替格納容器スプレイ冷却系 操作
A

a

－

－
（2人）
C,D

（2人）
c,d

－

－

－

－

－

－

－

－

13人
（参集）

13人
（参集）

－

－

－

－

※1

※1

465～390kPa[gage]で間欠スプレイ

10分

300分

代替原子炉補機冷却系 準備操作

－

－

－

－

2人

※2,※3

10分

・放射線防護装備準備／装備・現場移動
・資機材配置及びホース布設，起動及び系統水張り

600分

10分

・放射線防護装備準備

淡水貯水池から防火水槽への補給準備

3.2-24可搬型代替注水ポンプによる防火水槽から復水貯蔵槽への補給

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

－

・現場移動
・淡水貯水池～防火水槽への系統構成，ホース水張り

2人,※2

2人,※3

（2人）

（2人）

※4

※4

－

－

10分

・可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への注水準備（可搬型代替注水ポンプ移動，ホース敷設（防火水槽から可搬型

180分

代替注水ポンプ，可搬型代替注水ポンプから接続口），ホース接
続）

－

－

90分

・放射線防護装備準備－・可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への補給
・淡水貯水池から防火水槽への補給

10分

・放射線防護装備準備／装備
2人

燃料給油準備－－－－・軽油タンクからタンクローリへの補給

タンクローリ残量に応じて適宜90分

軽油タンクから補給※5
燃料給油作業－－－－・可搬型代替注水ポンプへの給油

経過時間（時間）
14

16

18

20

22

24

備考

26

28

30

32

34

36

実施箇所・必要人員数
操作項目

－

－

運転員
（現場）
6号

7号

（2人）
C,D

（2人）
c,d

代替原子炉補機冷却系 準備操作
－

－

－

－

緊急時対策要員
（現場）
6号
7号
－

－

※1

※1

（13人）

（13人）

※6,※7

※6,※7

燃料給油準備

－

－

－

－

※6

燃料給油作業

－

－

－

－

（2人）

代替原子炉補機冷却系 運転

－

－

－

－

・現場移動
・代替原子炉補機冷却系 現場ラインアップ

※7

※7
（3人）

－

－

－

－

（2人）
E,F

（2人）
e,f

－

－

・代替循環冷却運転 現場ラインアップ（代替スプレイに影響のない部分）

格納容器下部注水系操作

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・原子炉圧力容器破損後の格納容器下部注水

代替格納容器スプレイ冷却系 操作

（1人）
A

（1人）
a

－

－

－

－

・残留熱除去系 スプレイ弁操作

（2人）
A,B

（2人）
a,b

－

－

－

・復水移送ポンプ停止
・代替循環冷却運転 中央制御室ラインアップ

－

（2人）
E,F

（2人）
e,f

（2人）

（2人）

C,D

c,d

代替循環冷却運転開始

代替循環冷却運転状態監視

－

－

（2人）
a,b

（1人）

（1人）

A

a

可搬型代替注水ポンプによる淡水貯水池から復水貯蔵槽への補給－

燃料給油作業

－

－

－

－

－

－

－

適宜実施

適宜実施

・代替原子炉補機冷却系 運転状態監視

－

（2人）
A,B

タンクローリ残量に応じて適宜
軽油タンクから補給

90分

・電源車への給油・可搬型大容量送水ポンプへの給油

－

－

600分

・資機材配置及びホース布設，起動及び系統水張り・軽油タンクからタンクローリへの補給（3人）

・代替循環冷却運転 中央制御室ラインアップ

開始

300分

・現場移動

（1人）
b

代替循環冷却運転 準備操作
（系統構成2）

代替原子炉補機冷却系準備完了

20.5時間 代替循環冷却運転（1人）
B

代替循環冷却運転 準備操作
（系統構成1）

約20時間

操作の内容
運転員
（中央制御室）6号
7号

30分

この時間内に実施

・現場移動

－

－

－

－

－

－

・現場移動
・代替循環冷却運転 現場ラインアップ（復水貯蔵槽吸込弁）
・現場移動
・代替循環冷却運転 現場ラインアップ（残留熱除去系高圧炉心注水系第一止め弁，第二止め弁）－

・復水移送ポンプ起動
・格納容器スプレイ弁，格納容器下部注水弁操作

・代替循環冷却運転による格納容器の状態監視

－

－

※4

※4

（2人）

（2人）

－

120分

この時間内に実施
格納容器下部に崩壊熱相当量を継続注水

465～390kPa[gage]で間欠スプレイ

30分

30分

30分

5分

適宜実施

・可搬型代替注水ポンプによる復水貯蔵槽への補給

適宜実施

・可搬型代替注水ポンプへの給油

適宜実施

※5
－

－

－
（2人）

必要人員数 合計

2人
A,B

2人
a,b

4人
C,D,E,F

4人
c,d,e,f

8人（参集要員26人）（ ）内の数字は他の作業終了後、移動して対応する人員数

図 3.2.6 格納容器破損モード「高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」時の作業と所要時間

（最大圧力 約 7.8MPa[gage]，約 3.1 秒）
逃がし安全弁の手動開操作による原子炉減圧

原
子
炉
圧
力

逃がし安全弁開閉による原
子炉圧力制御リロケーションによる原子炉圧力上昇
約 2.6MPa[gage](約 3.4 時間後)
原子炉圧力容器の破損直前(約 0.3MPa[gage])（MPa[gage]）
2.0MPa[gage]

事故後の時間（h）
図 3.2.7 原子炉圧力の推移

逃がし安全弁からの蒸気放出により原子炉水位が低下

原
子
炉
水
位

原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの10%上の位置に到達した時点で逃がし安全弁 2 個の開放による原子炉減圧により原子炉水位が低下

原子炉圧力容器の破損
により炉心下部プレナ
ムの溶融炉心が原子炉
格納容器下部に落下

炉心下部プレナムの水は蒸発しているが，落下した溶融炉心の堆積により，見かけ上の原子炉水 溶融炉心の状態変化に位が表示されているより見かけ上の原子炉水位が上昇している

有効燃料棒頂部（m）

有効燃料棒底部
シュラウド内水位

炉心支持板の破損に伴って炉心下部プレナム水が蒸発し原子炉水位が低下

シュラウド外水位
炉心下部プレナム水位

事故後の時間（h）
図 3.2.8 原子炉水位の推移

3.2-25

代替格納容器スプレイ等による格納容器圧力抑制
最大圧力 約 0.55MPa[gage]（約 28 時間後）

格
納
容
器
圧
力
（MPa[gage]）

格納容器限界圧力

代替循環冷却（格納容器スプレイ及び格納容器下部注水）による格納容器圧力低下

代替循環冷却（格納容器スプレイ及び格納容器下部注水）への系統構成切替に伴うスプレイ停止により格納容器圧力上昇

サプレッション・チェンバの減圧
沸騰に伴う格納容器圧力の上昇

原子炉圧力容器の破損及び原子炉格納容器下部へのデブリ落下による格納容器圧力上昇
逃がし安全弁 2 個の開放により格納容器圧力上昇

ドライウェルサプレッション・チェンバ

事故後の時間（h）
図 3.2.9 格納容器圧力の推移

代替格納容器スプレイ等による格納容器温度抑制
代替循環冷却（格納容器スプレイ及び格納容器下部注水）開始までの最高温度 約 151℃（約 20.5 時間後）

格
納
容
器
温
度
（℃）

代替循環冷却（格納容器スプレイ及び格納容器下部注水）による格納容器温度低下

格納容器限界温度

最高温度 約 169℃（約 54 時間後）

サプレッション・チェンバの減圧沸騰に伴うドライウェルへ
代替循環冷却（格納容器スプレイ の水蒸気の流入及び圧力上昇を受けた飽和蒸気温度の上昇
及び格納容器下部注水）への系統
ドライウェル
構成切替に伴うスプレイ停止に
サプレッション･チェンバ（気相）
より格納容器温度上昇
サプレッション･チェンバ（液相）

事故後の時間（h）
図 3.2.10 格納容器温度の推移

3.2-26

サ
プ
レ
ッ
シ
ョ
ン
・
チ
ェ
ン
バ
・
プ
ー
ル
水
位

ベントライン（約 17m）
真空破壊装置（約 14m）

サプレッション・チェンバの減圧沸騰に伴う水位の低下

リターンライン（約 8.6m）
NWL（約 7.05m）

原子炉圧力容器からの蒸気の流入及び代替格納容器ス
プレイによる冷却材の流入による水位の上昇

代替循環冷却（格納容器スプレイ及び格納容器下部注水）への系統構成切替に伴い水位の上昇が停止
サプレッション･チェンバ（m）
事故後の時間（h）※ サプレッション・チェンバ
床面を 0m とした。

図 3.2.11 サプレッション・チェンバ・プール水位の推移

格納容器圧力上昇抑制のための格納容器スプレイ（流量 130m3/h 以上）

格納容器スプレイ
格納容器下部注水

代替循環冷却（格納容器スプレイ，流量約 140m3/h）

注
水
流
量

格納容器下部への水位 2m 到達までの事前水張り（流量約 90m3/h で約 2 時間注水）（t/h）

崩壊熱相当量での格納容器下部注水

原子炉圧力容器破損前の格納容器スプレイ（流量約 70m3/h）

代替循環冷却（格納容器下部注水，流量約 50m3/h）

事故後の時間（h）
図 3.2.12 注水流量の推移

3.2-27

表 3.2.1 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱時における重大事故等対策について（1/2）
有効性評価上期待する事故対処設備
判断及び操作※1

操作

運転時の異常な過渡変化又は全交流動力電源喪失が発生し，原子炉がスク
ラムしたことを確認する

b.高圧・低圧注水機能喪失確認※2

原子炉スクラム後，原子炉水位は低下し続け，原子炉水位低で非常用炉心冷却系の自動起動信号が発生するが，全ての非常用炉心冷却系が機能喪失していることを確認する

高圧代替注水系による
原子炉注水

高圧代替注水系を起動し原子炉水位を回復する

c.炉心損傷確認

原子炉水位がさらに低下し，炉心が露出し，炉心損傷したことを格納容器
内雰囲気放射線モニタにより確認する。
炉心損傷により，原子炉格納容器内に水素ガスが放出されるため，原子炉
格納容器内の水素ガス濃度上昇を確認する

d.逃がし安全弁による原子炉急速減圧

原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点で，原子炉注水の手段が全くない場合でも，中央制御室からの遠隔操作によって手動操作により逃がし安全弁 2 個を開放し，原子炉を急速減圧する

e.代替格納容器スプレ
イ冷却系による原子炉格納容器冷却原子炉圧力容器下鏡部温度 300℃到達によりリロケーションを確認した場
合，格納容器圧力 0.465MPa[gage]到達を確認した場合又は格納容器温度
190℃到達を確認した場合には原子炉格納容器の雰囲気を冷却するため，中央制御室からの遠隔操作により復水移送ポンプ 2 台を使用した代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却を実施する。また，格納容器
圧力 0.465MPa[gage]到達によって開始した場合は格納容器圧力が 0.39MPa[gage]以下となった時点で停止する

3.2-28a.原子炉スクラム確認

常設設備

可搬型設備

【非常用ディー
ゼル発電機】【軽油タンク】－

計装設備

平均出力領域モニタ
起動領域モニタ

原子炉水位（SA）
原子炉水位

－

－

高圧代替注水系
復水貯蔵槽－

原子炉水位（SA）
原子炉水位
高圧代替注水系系統流量
復水貯蔵槽水位（SA）－－

格納容器内雰囲気放射線レベル（D/W）
格納容器内雰囲気放射線レベル（S/C）
格納容器内水素濃度(SA)－

原子炉水位（SA）
原子炉水位
原子炉圧力（SA）
原子炉圧力－

原子炉圧力容器温度
復水補給水系流量（原子炉格納容器）
格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）
ドライウェル雰囲気温度
復水貯蔵槽水位（SA）

逃がし安全弁

復水移送ポンプ
復水貯蔵槽※1 項目 a～i は，3.2.1 (3)に示す重大事故等対策の概要の各項目に対応※2 非常用炉心冷却系による注水が出来ない状態。高圧炉心注水系及び低圧注水系の機能喪失が重畳する場合や
高圧炉心注水系及び自動減圧系の機能喪失に伴い低圧注水系による原子炉注水ができない場合。

【原子炉隔離時冷却系系統流量】【高圧炉心注水系系統流量】【残留熱除去系ポンプ吐出圧力】【】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）
有効評価上考慮しない操作表 3.2.1 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱時における重大事故等対策について（2/2）
有効性評価上期待する事故対処設備
判断及び操作※1

操作
常設設備

f.原子炉格納容器下部への注水

原子炉圧力容器下鏡部温度 300℃到達によりリロケーションを確認した場合，原子炉圧力容器破損に備えて中央制御室からの遠隔操作によって格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部への注水 復水移送ポンプを実施する。この場合の注水は，原子炉格納容器下部への水張りが 復水貯蔵槽目的であるため，原子炉格納容器下部の水位が 2m（総注水量 180m3）に到達した後，原子炉格納容器下部への注水を停止する

可搬型設備

計装設備

－

原子炉圧力容器温度
復水補給水系流量（原子炉格納容器）
格納容器下部水位
復水貯蔵槽水位（SA）

3.2-29g.原子炉圧力容器破損
確認

原子炉圧力容器の破損を直接確認する計装設備はないため，複数のパラメータの変化傾向により判断する－－

原子炉水位（SA）
原子炉水位
原子炉圧力容器温度
原子炉圧力（SA）
原子炉圧力
格納容器内圧力（D/W）
ドライウェル雰囲気温度

h.溶融炉心への注水

原子炉圧力容器が破損し，溶融炉心が原子炉格納容器下部に落下した後は，格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部注水を崩
壊熱相当の流量にて継続して行う※2

復水移送ポンプ
復水貯蔵槽－

復水補給水系流量（原子炉格納容器）
復水貯蔵槽水位（SA）

i.代替循環冷却による溶融炉心冷却及び原
子炉格納容器除熱※3

代替原子炉補機冷却系による代替循環冷却を開始し，溶融炉心冷却及び原子炉格納容器除熱を開始する。代替循環冷却の循環流量は，
復水移送ポンプ
格納容器下部注水と格納容器スプレイに復水補給水流量計を用い軽油タンクることによって流量分配し，それぞれ連続注水及び連続スプレイする

代替原子炉補機
冷却系
タンクローリ

復水補給水系流量（原子炉格納容器）
格納容器内圧力（D/W）
格納容器内圧力（S/C）
ドライウェル雰囲気温度
サプレッション・チェンバ・プール水温度
サプレッション・チェンバ・プール水位【 】：重大事故等対処設備（設計基準拡張）※1 項目 a～i は，3.2.1 (3)に示す重大事故等対策の概要の各項目に対応
有効評価上考慮しない操作※2 原子炉圧力容器破損時の影響により，格納容器下部水位計による監視ができない場合であっても，以下の条件の一部又は全てについての数時間の推移を確認することにより，総合的に溶融炉心の冷却が継続して行われていることを把握することができる。
・原子炉格納容器下部の雰囲気温度が飽和温度程度で推移していること
・原子炉格納容器上部の雰囲気温度が飽和温度程度で推移していること
・原子炉格納容器内の水素濃度の上昇が停止すること
また，サプレッション・チェンバ・プール水位がリターンライン高さ（NWL+約 1.5m）を超える場合には，リターンラインを通じたサプレッション・チェンバのプール水の原子炉格納容器下部への流入による溶融炉心の冷却に期待でき，サプレッション・チェンバ・プール水位計によってこれを推定することができる。
※3 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは取水機能の喪失を伴うものではないが，代替循環冷却による除熱量の評価においては，保守的に代替原子炉補機冷却系の設計値を用いた。

表 3.2.2 主要解析条件（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）（1／4）
項目
解析コード

3.2-30

初期条
件

主要解析条件

条件設定の考え方

MAAP－

原子炉熱出力3,926MWt

定格原子炉熱出力として設定

原子炉圧力

7.07MPa[gage]

定格原子炉圧力として設定

原子炉水位

通常水位（セパレータスカート下端から+119cm）

通常運転時原子炉水位として設定

炉心流量52,200t/h

定格流量として設定

燃料

9×9 燃料（A 型）－

原子炉停止後の崩壊熱

ANSI/ANS-5.1-1979
燃焼度 33GWd/t

サイクル末期の燃焼度のばらつきを考慮し，10%の保守性を考慮

格納容器容積（ドライウェル）

7,350m3

格納容器容積（ウェットウェル）
真空破壊装置
サプレッション・チェンバ・プー
ル水位
サプレッション・チェンバ・プー
ル水温

空間部：5,960m3
液相部：3,580m3
3.43kPa（ドライウェル－サプレッショ
ン・チェンバ間差圧）

ドライウェル内体積の設計値（全体積から内部機器及び構造物の体積を除いた値）
ウェットウェル内体積の設計値（内部機器及び構造物の体積を除いた値）
真空破壊装置の設定値

7.05m（NWL）

通常運転時のサプレッション・チェンバ・プール水位として設定

35℃

通常運転時のサプレッション・チェンバ・プール水温の上限値として設定

格納容器圧力5.2kPa[gage]

通常運転時の格納容器圧力として設定

格納容器温度57℃

通常運転時の格納容器温度として設定

外部水源の温度

50℃（事象開始 12 時間後以降は 45℃，
事象開始 24 時間以降は 40℃）

復水移送ポンプ吐出温度を参考に設定

表 3.2.2 主要解析条件（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）（2／4）
項目

初
期
条
件

主要解析条件

条件設定の考え方

3.2-31

溶融炉心からプール水への熱流束

800kW/m2 相当（圧力依存あり）

過去の知見に基づき事前水張りの効果を考慮して設定

コンクリートの種類

玄武岩系コンクリート

使用している骨材の種類から設定

コンクリート以外の構造材の扱い

内側鋼板，外側鋼板，リブ鋼板についてはコンクリートよりも融点が内側鋼板，外側鋼板，リブ鋼板及び 高いことから保守的に考慮しない
ベント管は考慮しない
ベント管を考慮する場合，管内の水による除熱効果が考えられるが，保守的にこれを考慮しない

起因事象

給水流量の全喪失

原子炉水位の低下の観点で厳しい事象を設定

安全機能等の喪失に対する仮定

高圧注水機能，低圧注水機能，重大事故等対処設備による原子炉注
水機能の喪失高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の機能喪失を，低圧注水機能として低圧注水系の機能喪失を設定すると共に，重大事故等対処設備による原子炉注水機能の喪失を設定

外部電源

外部電源なし

本評価事故シーケンスへの事故対応に用いる設備は非常用高圧母線に接続されており，非常用ディーゼル発電機からの電源供給が可能であるため，外部電源の有無は事象進展に影響を与えないが，非常用ディーゼル発電機に期待する場合の方が資源の観点で厳しいことを踏まえ，外部電源なしとして設定

高温ガスによる配管等のクリープ
破損や漏洩等

考慮しない

原子炉圧力を厳しく評価するものとして設定

事
故
条
件

表 3.2.2 主要解析条件（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）（3／4）
項目
原子炉スクラム信号

3.2-32

重
大
事
故
等
対
策
に
関
連
す
る
機
器
条
件

逃がし安全弁

主要解析条件

条件設定の考え方

事象発生と同時に原子炉スクラム

事象発生と同時に原子炉スクラムするものとして設定

逃がし弁機能7.51MPa[gage]×1 個, 363t/h/個
7.58MPa[gage]×1 個, 367t/h/個
7.65MPa[gage]×4 個, 370t/h/個
7.72MPa[gage]×4 個, 373t/h/個
7.79MPa[gage]×4 個, 377t/h/個
7.86MPa[gage]×4 個, 380t/h/個逃がし安全弁の逃がし弁機能の設計値として設定

自動減圧機能付き逃がし安全弁の 2 個の開放による原子炉急速減圧<原子炉圧力と逃がし安全弁蒸気量の関係>

逃がし安全弁の設計値に基づく蒸気流量及び原子炉圧力の関係から設定代替格納容器スプレイ冷却系

格納容器下部注水系（常設）

代替循環冷却

70m3/h（原子炉圧力容器の破損前）
格納容器圧力及び温度抑制に必要なスプレイ流量を考慮し130m3/h 以上（原子炉圧力容器の破損後の
て設定
圧力抑制）
原子炉圧力容器の破損の事前の検知から破損までの時間余90m3/h（事前水張り時）
裕に基づき水位 2m 到達まで水張り可能な流量として設定
原子炉圧力容器破損以降は，崩壊熱相当
原子炉圧力容器破損以降は，溶融炉心冷却が継続可能な流の注水量量として設定3総循環流量：190m /h
格納容器圧力及び温度抑制に必要なスプレイ流量及び原子格納容器スプレイ：約 140m3/h
炉格納容器下部に落下した溶融炉心の冷却に必要な注水量
3
原子炉格納容器下部：約 50m /hを考慮して設定

表 3.2.2 主要解析条件（高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱）（4／4）
項目

原子炉急速減圧操作

3.2-33

重
大
事
故
等
対
策
に
関
連
す
る
操
作
条
件

主要解析条件

条件設定の考え方

原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長 炉心損傷後の酸化反応の影響緩和
さの 10%高い位置に到達した時点を考慮し設定代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格 原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達したこと
格納容器圧力及び温度の抑制効果
納容器冷却操作（原子炉圧力容器の破損前の を確認して開始し，原子炉圧力容器の破損を確認しを踏まえて設定
原子炉格納容器冷却）た場合に停止する
原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達したこと
炉心損傷後の原子炉圧力容器の破原子炉格納容器下部への注水操作（原子炉圧 を確認して開始，原子炉格納容器下部の水位が 2m
損による溶融炉心・コンクリート相
力容器の破損前の先行水張り）（総注水量 180m3）に到達したことを確認した場合
互作用の影響緩和を考慮し設定に停止する

原子炉格納容器下部への注水操作（原子炉圧
原子炉圧力容器の破損を確認した場合
力容器の破損後の注水）

炉心損傷後の原子炉圧力容器の破損による溶融炉心・コンクリート相
互作用の影響緩和を考慮し設定

格納容器圧力が 0.465MPa[gage]又は格納容器温度
代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格が 190℃に到達した場合に開始 。格納容器圧力 格納容器圧力及び温度の抑制効果
納容器冷却操作（原子炉圧力容器の破損後の0.465MPa[gage]到達によって開始した場合は格納 を踏まえて設定
原子炉格納容器冷却）
容器圧力が 0.39MPa[gage]以下となった時点で停止

代替循環冷却よる原子炉格納容器除熱操作※

事象発生から 20.5 時間後

代替原子炉補機冷却系の準備時間等を考慮し設定※ 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは原子炉補機冷却系の機能喪失を伴うものではないが，代替循環冷却における除熱は保守的に代替原子炉補機冷却系を用いて実施するものとし，除熱操作の開始は，代替原子炉補機冷却系の準備に要する時間を設定した。

添付資料 3.2.1
高温環境下での逃がし安全弁の開保持機能維持について
原子炉水位が有効燃料棒頂部を下回り，炉心損傷に至るような状況では，原子炉圧力容器(以下「RPV」という。)内の気相温度は飽和蒸気温度を大きく超える。高圧溶融物放出/格納容器雰囲気
直接加熱(以下「DCH」という。)を防止するためには，その様な環境下でも逃がし安全弁(以下「SRV」という。)を開保持し，RPV 内の圧力を 2MPa 以下の低圧に維持する必要がある。
図 1 に示す通り，SRV は本体部と補助作動装置から構成されている。「4.本体部の温度上昇による影響」に示す通り，本体部では温度上昇は問題にならないが，補助作動装置の温度が上昇すると，電磁弁又はピストンのシール部が熱によって損傷し，SRV の機能維持に影響を及ぼす恐れがある。
SRV については以下の環境条件における機能維持を確認している。
・171℃において 3 時間継続の後 160℃において 3 時間継続
ここでは，炉心損傷後，DCH 防止のために原子炉の減圧を継続している環境下で想定される SRVの温度を評価し，上記の条件と比較することで，SRV の健全性を評価する。
1. 評価方法
MAAP 解析によって得られた DCH 対応シナリオでの RPV 内気相温度とドライウェル内気相温度を
環境温度条件として，三次元熱流動解析コード(STAR-CCM+)により，SRV の温度を評価した。
三次元熱流動解析では，RPV の温度条件が厳しくなる評価点を設定し定常解析を実施した。また，RPV 破損直前には RPV 内の気相温度が急激に上昇することから，これに追従する SRV の温度上昇をより現実的に評価するため，RPV 内の気相温度が急激に上昇する時間幅に対する非定常解
析を実施した。
2. 評価条件(1) 温度条件
図 2,3 に RPV 内気相平均温度とドライウェル内気相平均温度の MAAP 解析結果を示す。MAAP の解析結果を踏まえ，表 1 及び以下に示す通り，2 通りの評価条件を設定した。
① 事象発生から 6 時間後までの範囲を代表する温度条件として，同範囲内での RPV 内気相平均温度とドライウェル内気相平均温度のそれぞれについて最も厳しい温度を適用した温度条件。定常解析によって評価する。
② RPV 破損直前の RPV 内の気相温度の急激な上昇を考慮した温度条件として，RPV 内の気相温度が急激に上昇する時間幅での RPV 内の気相温度の変化とドライウェル内気相平均温度の最も厳しい温度を適用した温度条件。非定常解析によって評価する。

添 3.2.1-1

(2) 評価モデル
自動減圧(ADS)機能付きの SRV の中で，電磁弁やピストンのシール部の温度条件が厳しい弁を評価する観点から，電磁弁の設置角度が排気管に最も近い弁を評価対象弁とした。また，図 4,5 のように開状態と閉状態を交互に並べた形でモデル化している。実機では離れた位置の SRV2 個を操作するが，解析では評価体系の側面を周期境界としており，保守的に 1 個おきに開動作するモデルとしている。
3. 評価結果
評価結果を表 2 及び図 6,7 に示す。事象発生から 6 時間後までの範囲を代表する温度条件として設定した①の温度条件では，補助作動装置の電磁弁及びピストンのシール部の温度は 160℃を
約 10℃下回った。また，RPV 破損直前の RPV 内の気相温度の急激な上昇を考慮した②の温度条件
では，補助作動装置の電磁弁及びピストンのシール部の温度は 160℃を約 10℃下回った。
SRV に対する機能確認試験では，初期の熱負荷として，171℃を与えており，この試験実績を踏
まえると，DCH 防止のために原子炉減圧を継続している状況下でも SRV の機能を維持可能※である。①は最も厳しい温度を設定して実施した定常解析であり，実際に SRV が経験する温度は更に低い値になるものと考えられる。
以上の通り，炉心損傷後，DCH 防止のために原子炉の減圧を継続している状況を想定した環境下でも，SRV の機能を維持できると考える。
※ SRV は，「171℃において 3 時間継続の後 160℃において 3 時間継続」という環境条件での機能維持が試験によって確認されている。この初期の熱負荷(171℃において 3 時間継続)をアレニウス則に基づき 160℃の熱負荷に換算すると，160℃において約 4.6 時間継続となり，これを後段の試験時間と合計すると約 7.6 時間は機能維持が可能となる。
4. 本体部の温度上昇による影響
閉状態の SRV が強制開するためには，補助作動装置の駆動力が SRV 本体の抵抗力を上回る必要がある。SRV 本体の抵抗力に対する温度上昇の影響は表 3 のとおり，いずれも温度上昇によって抵抗力が低下するよう設計上配慮されており，温度上昇が強制開の妨げとなることはない。
以

添 3.2.1-2

上表 1 三次元熱流動解析での温度条件
温度条件①【定常解析】

温度条件②【非定常解析】(事象発生から 6 時間後までの(RPV 破損直前の RPV 内の気相温度の範囲を代表する温度条件)

急激な上昇を考慮した温度条件)

RPV 内
気相平均温度

約 589℃

約 510℃→約 626℃

ドライウェル内
気相平均温度

約 111℃

約 116℃

表 2 三次元熱流動解析での評価結果
温度条件①【定常解析】

温度条件②【非定常解析】(事象発生から 6 時間後までの(RPV 破損直前の RPV 内の気相温度の範囲を代表する温度条件)

急激な上昇を考慮した温度条件)

下部コイル
ハウジング
最高温度※

約 150℃

約 150℃

ピストン部
最高温度

約 149℃

約 147℃※ADS 機能付電磁弁設置位置

項目

表 3 SRV 本体の抵抗力に対する温度上昇の影響
温度上昇の影響

SRV スプリング閉止力

温度上昇に伴い，低下する方向にある。また，補助作動装置の駆動力はスプリング閉止力に対して十分な力量を有している。

弁棒・アジャスタリング
摺動抵抗

主蒸気流路から離れた位置にあり，温度上昇幅は小さく，SRV 強
制開機能には影響を及ぼさない。

弁棒・ネッキブッシュ摺動抵抗

弁棒は SUS431，ネッキブッシュはニッケルブロンズと，入熱時に隙間が拡大する材料の組み合わせとなっており，ネッキブッ
シュによる弁棒拘束は発生しない。

バランスピストン・ブッ
シュ摺動抵抗バランスピストンは SUS403，ブッシュはニッケルブロンズと，入熱時に隙間が拡大する材料の組み合わせとなっており，ブッシュによる弁棒拘束は発生しない。

弁体(ガイド部)・ガイド
摺動抵抗

主蒸気温度上昇に伴い拡大するため，温度上昇に伴うガイドによる弁体拘束は発生しない。

添 3.2.1-3

ピストン部

弁体ガイド

図 1a SRV 構造図(断面図)
添 3.2.1-4

図 1b SRV 構造図(側面図詳細)

図 1c SRV 構造図(平面図詳細)
添 3.2.1-5

RPV 破損
温度条件①(0h～6.0h 最大値：約 589 °C)

温度(°C)

原子炉急速減圧に伴い燃料被覆管温度が上昇し，同時に減圧沸騰に伴って生じる蒸気によってジルコニウム－水反応が促進され，反応熱によって気相温度が上昇

温度条件②(急激な温度上昇開始～RPV 破損直前
：約 510 °C～約 626 °C, 約 35 分間,
下部プレナムの冷却材の蒸発に伴う溶融炉心からの輻射による温度上昇)

SRV 開閉による圧力制御

事故後の時間(h)温度(°C)

図 2 RPV 内気相平均温度の推移

原子炉急速減圧に伴いジルコニウム－水反応が促進され，反応熱によって温度が上昇した原子炉圧力容器内の気体が流入することにより，ドラ
イウェル内の気相温度が上昇

RPV 破損
温度条件①(0h～6.0h 最大値：約 111 °C)

温度条件②(6.0h～RPV 破損直前：約 116 °C)

事故後の時間(h)図 3 ドライウェル内気相平均温度の推移

添 3.2.1-6

図 4 モデル化範囲と境界条件

図 5 モデル図と断面メッシュ図
添 3.2.1-7

添 3.2.1-8
図 6 解析結果(温度条件①)

図 7 解析結果(温度条件②)

添 3.2.1-9

添付資料 3.2.1 別添 1
代替格納容器スプレイを実施した場合の逃がし安全弁の温度
添付資料 3.2.1 の評価では，原子炉の減圧を継続している状況での代替格納容器スプレイを実施していないが，これを実施することで，逃がし安全弁の温度の大幅な低下に期待できる。このため，今後初期水張り等の格納容器への注水は可能なものの，原子炉に注水できない状況下では，格納容器内の温度・圧力を緩和する観点から，予め格納容器(ドライウェル)スプレイを実施する
手順とする。ここでは，代替格納容器スプレイに期待した場合の逃がし安全弁の温度を示す。
1. 評価方法
代替格納容器スプレイを実施していない場合(添付資料 3.2.1)と同じ。
2. 評価条件(1) 温度条件
図 1, 2 に原子炉圧力容器内気相平均温度とドライウェル内気相平均温度の MAAP 解析結果を示す。MAAP の解析結果を踏まえ，表 1 及び以下に示す通り，2 点の評価条件を設定した。
① 事象発生から 6 時間後までの範囲を代表する温度条件として，代替格納容器スプレイ及び下部ドライウェル初期水張り開始前を考慮した温度条件② 6 時間後から溶融炉心落下直前までを代表する温度条件として原子炉圧力容器破損直前の原
子炉圧力容器内の気相温度の急激な上昇を考慮した温度条件(2) 評価モデル
代替格納容器スプレイを実施していない場合と同じ。
3. 評価結果
評価結果を表 2 及び図 3, 4 に示す。いずれの温度条件でも，補助作動装置の電磁弁及びピストンのシール部の温度は 160℃を大幅に下回った。
以上の通り，炉心損傷後，DCH 防止のために原子炉の減圧を継続している状況を想定した環境下で代替格納容器スプレイを実施する場合，SRV の温度が大幅に低減されること確認した。
以

添 3.2.1 別添 1-1

上表 1 三次元熱流動解析での温度条件
温度条件①【定常解析】
温度条件②【非定常解析】(事象発生から 6 時間後までの(RPV 破損直前の RPV 内の気相温度の急範囲を代表する温度条件)

激な上昇を考慮した温度条件)

原子炉圧力容器内
気相平均温度

約 649℃

約 532℃→約 649℃

ドライウェル内
気相平均温度

約 97℃

約 84℃

表 2 三次元熱流動解析での評価結果
温度条件①
温度条件②
(事象発生から 6 時間後までの (RPV 破損直前の RPV 内の気相温度範囲を代表する温度条件)の急激な上昇を考慮した温度条件)
下部コイルハウジング
最高温度※

約 145℃

約 121℃

ピストン部最高温度

約 148℃

約 123℃※ADS 機能付電磁弁設置位置

温度(°C)

温度条件①(RPV 破損直前：約 649°C)

RPV
破損
SRV 開閉による
圧力制御

温度条件②
(急激な温度上昇開始～RPV 破損直前
：約 532°C～約 649°C, 約 25 分間,
下部プレナムの冷却材の蒸発に伴う溶融炉心からの輻射による温度上昇)

事故後の時間(h)図 1 原子炉圧力容器内気相平均温度の推移

温度(°C)

温度条件①(下鏡温度 300 °C 到達に伴うペデスタル注水,
ドライウェルスプレイ開始前：97°C)

ドライウェルスプレイ開始に伴う温度低下

温度条件②(6 時間後から RPV 破損までの間の最高温度：約 84 °C)

事故後の時間(h)図 2 ドライウェル内気相平均温度の推移
添 3.2.1 別添 1-2

RPV破損添 3.2.1 別添 1-3
図 3 解析結果(温度条件①)

図 4 解析結果(温度条件②)

添 3.2.1 別添 1-4

添付資料 3.2.2
格納容器破損モード「DCH」,「FCI」,「MCCI」の評価事故シーケンスの位置付け

格納容器破損モード「高圧溶融物放出/格納容器雰囲気直接加熱(DCH)」,「原子炉圧力容器外の溶融燃料-冷却材相互作用(FCI)」,「溶融炉心・コンクリート相互作用(MCCI)」については，各プ
ラント損傷状態(PDS)に対応する各重要事故シーケンス及び雰囲気圧力・温度による静的負荷の評
価事故シーケンスへの重大事故等防止対策の有効性評価の結果等から，重大事故等対処設備に期待する場合，炉心損傷あるいはリロケーションまでに事象の進展を停止し，これらの現象の発生を防止することが出来る。
しかしながら，格納容器破損モード「DCH」,「FCI」,「MCCI」は，「実用発電用原子炉及びその附属施設の位置、構造及び設備の基準に関する規則の解釈」(以下「解釈」という。)第 37 条 21(a)において，必ず想定する格納容器破損モードとして定められている。このため，今回の評価
では重大事故等対処設備の一部に期待しないものとして，各物理化学現象に伴う格納容器破損が懸念される状態に至る評価事故シーケンスを設定している。
一方，格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)」については，事故シーケンス選定のプロセスにおいて，国内外の先進的な対策と同等な対策を講じても炉心損傷を防止できない事故シーケンスとして抽出された、「大破断 LOCA+ HPCF 注水失敗+低圧 ECCS 注水失敗」を評価事故シーケンスとして選定し，重大事故等防止対策の有効性を評価している。
以上の通り，格納容器破損モード「雰囲気圧力・温度による静的負荷(格納容器過圧・過温破損)」
は重大事故等防止対策に期待して評価し，解釈第 37 条 2-3(a)～(c)の評価項目に対する重大事故等防止対策の有効性を評価しており，格納容器破損モード「DCH」,「FCI」,「MCCI」は，評価を成立させるために，重大事故等対処設備の一部に期待しないものとして，解釈第 37 条 2-3(d), (e),(i)の評価項目に対する重大事故等防止対策の有効性を評価している。

以

添 3.2.2-1

上添付資料 3.2.3
原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えい量について

本格納容器破損モードの重大事故等対策の有効性評価では，厳しい事象を想定した場合でも，原子炉格納容器が破損することなく安定状態に至る結果が得られている。この評価結果に照らして原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えい量を考える。
原子炉建屋内の換気空調系によって原子炉建屋を負圧にする場合，原子炉建屋内の放射性物質
は換気空調系を経由して大気中に放出されるが，原子炉建屋から大気中への漏えいを能動的に防止することができる。一方，原子炉建屋内の換気空調系を停止する場合は，原子炉建屋からの漏えいを能動的に防止する効果は無くなるが，換気空調系を経由した放出が無くなる。本格納容器
破損モードの重大事故等対策の有効性評価では後者，すなわち，原子炉建屋の換気空調系を停止する状況を想定している。
本格納容器破損モードの重大事故等対策の有効性評価では原子炉格納容器は健全であると評価していることから，原子炉格納容器から漏えいした水蒸気は原子炉建屋内で凝縮され原子炉建屋
空間部が加圧されることはないと考えられる。また，原子炉建屋内の換気空調系は停止している
ため，原子炉建屋内空間部と外気との圧力差が生じにくく，原子炉建屋内外での空気のやりとりは殆どないものと考えられる。さらに，原子炉格納容器内から原子炉建屋に漏えいした粒子状放射性物質は，原子炉建屋内での重力沈降や水蒸気の凝縮に伴い，原子炉建屋内に沈着するものと考えられる。
これらのことから，原子炉格納容器の健全性が維持されており，原子炉建屋の換気空調系が停止している場合は，原子炉格納容器から原子炉建屋内に漏えいした放射性物質は，原子炉建屋内
で時間減衰し，また，原子炉建屋内で除去されるため，大気中へは殆ど放出されないものと考えられる。
以下では，上述の状況に係わらず，保守的に原子炉建屋から大気中への放射性物質の漏えいを仮定した場合の放出量を示す。
１．評価条件(1) 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスである「過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧
失敗＋炉心損傷後の原子炉減圧失敗（＋DCH 発生）」について評価する。
(2) 格納容器からの漏えい量は，MAAP 解析上で格納容器圧力に応じて漏えい率が変化するものとし，開口面積は以下のように設定する。なお，エアロゾル粒子は格納容器外に放出される前に貫通部内で大部分が捕集されることが実験的に確認されていることから，本評価に当たっては，格納容器の漏えい孔におけるエアロゾルの捕集の効果（DF450）を考慮した。
・1Pd 以下：0.9Pd で 0.4%/日 相当
・1～2Pd ：2.0Pd で 1.3%/日 相当(3) 原子炉建屋から大気中に漏えいする放射性物質を保守的に見積もるため，原子炉建屋の換気
空調系停止時の原子炉建屋から大気中への漏えい率を 10%/日（一定）とした。(詳細は「３.
補足事項」参照)(4) 原子炉建屋内での放射能量の時間減衰は考慮せず，また，原子炉建屋内での粒子状物質の除去
効果は保守的に考慮しない。

添 3.2.3-1

２．評価結果
原子炉建屋から大気中への放射性物質(Cs-137)の漏えい量は 2.7×10-3TBq（7 日間）（暫定値）となる。
格納容器が健全であるため，格納容器から原子炉建屋への漏えい量は制限され，更に原子炉建屋から大気中への漏えいにおいても一定の漏えい率に制限されるため，放射性物質の漏えい量は抑制される。
この評価結果は「3.1.3 代替循環冷却を使用しない場合」に示すドライウェルのラインを経由した場合の放出量 2.0TBq（7 日間）に比べて十分に小さい。

添 3.2.3-2

３．補足事項
原子炉建屋から大気中への漏えい率は，建屋周辺の風速によって原子炉建屋内と建屋外に差圧が生じ，放射性物質を含む原子炉建屋内の気体が建屋外へ漏えいすると仮定して評価する。
(1)式に建屋周辺の風速と建屋差圧(風荷重)の関係を示す。
ΔP = -C×ρ×v2/2 ・・・(1)
ΔP : 風荷重 (kg/m2)
C : 風力係数 (-0.4)
ρ : 空気密度 (0.125kgs2/m4：大気圧 101kPa，大気温度 15℃)v : 風速 (3.1m/s)(敷地内で観測した 1985 年 10 月～1986 年 9 月の地上高 10m 風速観測結果から，平均風速である 3.1m/s を選定)
出典：建築学便覧Ⅱ 構造
次に，差圧と原子炉建屋の漏えい率の相関式を(2)式に示す。
f ∝ √ΔP ・・・(2)f : 原子炉建屋の漏えい率 (回/日)
ΔP : 差圧 (mmH2O)
なお，1mmH2O=1kg/m2
原子炉建屋は，建屋負圧 6.4mmH2O で漏えい率が 0.5 回/日以下になるように設計されているため，実風速による建屋差圧と漏えい率の関係は(3)式のようになる。
f1 = f0×√(ΔP1/ΔP0) ・・・(3)f1 : 実風速時の漏えい率 (回/日)
f0 : 原子炉建屋の設計漏えい率 (0.5 回/日)
ΔP1 : 実風速時の建屋差圧 (約 0.3mmH2O)
ΔP0 : 原子炉建屋の設計建屋差圧 (6.4mmH2O)
以上より，建屋周辺の風速によって生じる原子炉建屋からの漏えい率は約 10%/日(0.1 回/日)となる。

以上

添 3.2.3-3

解析コード及び解析条件の不確かさの影響について(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)
表1

添付資料 3.2.4

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（原子炉圧力）に与える影響(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)(1/2)

【MAAP】
分類

重要現象
崩壊熱

解析モデル
炉心モデル(原子炉
出力及び崩壊熱)

燃料棒内温

不確かさ
入力値に含まれる。

TMI 事故解析における炉心ヒートアップ時の水素発生，炉心領域での度変化

溶融進展状態について，TMI 事故分析結果と一致することを確認した。

燃料棒表面

炉心モデル(炉心熱

熱伝達

水力モデル)
溶融炉心の挙動モ

燃料被覆管

デル(炉心ヒートア

酸化

ップ)

炉
心

CORA 実験解析における，燃料被覆管，制御棒及びチャンネルボックスの温度変化について，測定データと良く一致することを確認した。
炉心ヒートアップ速度の増加(被覆管酸化の促進)を想定し，仮想的な厳しい振り幅ではあるが，ジルコニウム-水反応速度の係数を 2 倍とした感度解析により影響を確認した。
・TQUV，大破断 LOCA シーケンスともに，炉心溶融の開始時刻への影響
は小さい

燃料被覆管

・下部プレナムへのリロケーションの開始時刻は，ほぼ変化しない

変形

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

メータに与える影響」にて確認。

炉心ヒートアップの感度解析（ヒートアップ時の燃料被覆
管表面積感度解析）では，炉心溶融時間に対する感度及び下部プレナムへのリロケーション開始時間に対する感度は小さいことが確認されている。本評価事故シーケンスにおいては，重大事故等対処設備を含む全ての原子炉への注水機能が喪失することを想定しており，最初に実施すべき操作は原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの10％高い位置に到達した時点の減圧操作となり，燃料被覆
管温度等によるパラメータを操作開始の起点としてい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。

炉心モデル（炉心水位計算モデル）は原子炉水位挙動につい
沸騰・ボイ

TQUX シーケンス及び中小破断 LOCA シーケンスに対して，MAAP コードて原子炉圧力容器内のモデルが精緻である SAFER コードとと SAFER コードの比較を行い，以下の傾向を確認した。

の比較により，急速減圧後の水位上昇及び蒸気流出の継続

・MAAP コードでは SAFER コードで考慮している CCFL を取り扱っていによる水位低下について，一時的により低い水位に到達すないこと等から，水位変化に差異が生じたものの水位低下幅は MAAPることが確認されており，原子炉水位が有効燃料棒底部か

気 液分離

コードの方が保守的であり，その後の注水操作による有効燃料棒頂ら有効燃料棒の長さの 10%高い位置に到達する時間が早ま( 水 位 変部までの水位回復時刻は両コードで同等である

る可能性があるが，数分程度の差違であることから運転員

ド率変化
炉心モデル(炉心水位計算モデル)化)・対向流

原
子
炉
圧
力
容
器

等操作時間に与える影響は小さい。

冷却材放出

原子炉圧力容器モ(臨界流・差デル(破断流モデ

圧流)

ル)

冷却材放出(臨界流・差圧流)を起点に操作開始する運転員
逃がし安全弁からの流量は，設計値に基づいて計算される。

等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

添 3.2.4-1

炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性が確認されている。炉心ヒートアップの感度解析（ヒートアッ
プ時の燃料被覆管表面積感度解析）では，炉心溶融時間に対する感度及び下部プ
レナムへのリロケーション開始時間に対する感度は小さいことが確認されている。本評価事故シーケンスでは，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点での運転員等操作による原子炉急速減圧によって速やかに原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に低減し，原子炉圧力容器破損時の原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に維持しているため，上記の不確かさが運転
員等操作時間に与える影響はないこと及び原子炉急速減圧操作後に原子炉圧力は速やかに低下することから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

炉心モデル（炉心水位計算モデル）は原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である SAFER コードとの比較により，急速減圧後の水位上昇及び蒸気流出の継続による水位低下について，一時的により低い水位に到達することが確認されており，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%高
い位置に到達する時間が早まる可能性があるが，数分程度の差違であること及び原子炉急速減圧操作後に原子炉圧力は速やかに低下することから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

冷却材放出(臨界流・差圧流)を起点に操作開始する運転員等操作はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

表1

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（原子炉圧力）に与える影響(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)(2/2)

【MAAP】
分類

重要現象

解析モデル

不確かさ

運転員等操作時間に与える影響

・TMI 事故解析における炉心領域での溶融進展状態について，TMI 事故分析結果と一致することを確認した

リロケーション
溶融炉心の挙動モ
デル(リロケーシ
ョン)
構造材との熱伝達・リロケーションの進展が早まることを想定し，炉心ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析により影響を確認した
・TQUV，大破断 LOCA シーケンスともに，炉心溶融時刻，
原子炉圧力容器の破損時刻への影響が小さいことを確

溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性が確認され溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性が確認されている。また，ており，炉心崩壊に至る温度の感度解析より原子炉圧力容器破損

炉心崩壊に至る温度の感度解析より原子炉圧力容器破損時間に対する感度は小時間に対する感度は小さいことを確認している。本評価事故シーさいことが確認されている。本評価事故シーケンスでは，リロケーションが発

ケンスでは，リロケーションが発生する前に運転員等操作により生する前に運転員等操作により原子炉急速減圧を実施することから，運転員等

原子炉急速減圧操作を実施し，操作開始後原子炉圧力は速やかに操作時間に与える影響はない。

低下することから，評価項目となるパラメータに与える影響はな
い。

認した
原子炉圧力容器内 FCI

原子炉圧力容器内 FCI に影響する項目として溶融ジェッ（溶融炉心細粒化）

ト径，エントレインメント係数及びデブリ粒子径をパラメータとして感度解析を行い，いずれについても，原子炉圧

原
子
炉
圧
力
容
器

原子炉圧力容器内 FCI

力容器破損時点での原子炉圧力に対する感度が小さいこ（デブリ粒子熱伝達）とを確認した。

原子炉圧力容器内 FCI を起点に操作開始する運転員等操作はないことから，運原子炉圧力容器内 FCI を起点に操作開始する運転員等操作はな

転員等操作時間に与える影響はない。

いことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

溶融炉心の挙動モデル(下部プレナ

(

炉
心
損
傷
後

評価項目となるパラメータ（原子炉圧力）に与える影響

ムでの溶融炉心挙動)
下 部 プ レ ナム で の 溶

・TMI 事故解析における下部プレナムの温度挙動について，TMI 事故分析結果と良く一致することを確認した
・下部プレナム内の溶融炉心と上面水プールとの間の限)融炉心の熱伝達界熱流束，下部プレナムギャップ除熱量に係る係数に対する感度解析を行い，原子炉圧力容器破損時刻等の事象
進展に対する影響が小さいことを確認した。

原子炉圧力容器破損に影響する項目として制御棒駆動機
溶融炉心の挙動モ
原子炉圧力容器破損

デル(原子炉圧力容器破損モデル)構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ(しきい値)をパラメータとした感度解析を行い，原子炉圧力容器破損時刻が約 13 分早まることを確認した。ただし，仮想的な厳しい条件に基づく解析結果であり，実機における影響は十分小さいと判断される。

下部プレナムと炉心デブリの熱伝達に関する感度解析により，原子炉圧力容器
破損時間等の事象進展に対する感度が小さいことを確認していることから，下部ヘッドの温度上昇を起点とする，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉
格納容器冷却操作（原子炉圧力容器の破損前の原子炉格納容器冷却）の開始に与える影響は小さい。さらに，下部ヘッド温度上昇(300℃到達)は事象発生開始から，約 3.7 時間後の操作であり，多少の挙動の差異が生じた場合においても下部プレナムと炉心デブリの熱伝達に関する感度解析により，原
子炉圧力容器破損時間等の事象進展に対する感度が小さいことを確認していることから，解析コードの不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

十分な時間余裕があることから，運転員等操作時間に与える影響はない。

制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ(しきい値)に制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひず

対する感度解析により，最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損時み(しきい値)に対する感度解析により，最大ひずみを低下させた間が早まることを確認している。本評価事故シーケンスへの対応では原子炉圧

場合に原子炉圧力容器破損が早まることを確認しているが，溶融

力容器破損を起点に操作開始する運転員等操作はないことから，運転員等操作

燃料の落下時間への影響は小さく，解析コードの不確かさが評価時間に与える影響はない。

項目となるパラメータに与える影響は小さい。

添 3.2.4-2

表2

解析条件(初期条件，事故条件)の不確かさ
解析条件
最確条件

項目

原子炉熱出力原子炉圧力

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータ（原子炉圧力）に与える影響(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)(1/2)

3,926MWt

3,924MWt 以下（実績値）

7.07MPa[gage]

約 7.05MPa[gage]～約 7.12MPa[gage]（実測値）

条件設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータ（原子炉圧力）に与える影響

原子炉熱出力のゆらぎを考慮した運転
管理目標値を参考に最確条件を包絡できる条件を設定。

最確条件とした場合には原子炉停止後の崩壊熱が緩和される。最確条件とした場合の運転員等操作時間への影響は，原子炉停止後の崩壊熱にて説明する。

最確条件とした場合には原子炉停止後の崩壊熱が緩和される。最確条件とした場合の評価項目となるパラメータに与える影響は，原子炉停止後の崩壊熱にて説明する。

定格原子炉圧力として設定。

最確条件とした場合には，運転中の圧力変動により解析条
件に対して変動を与えうるが，原子炉圧力は逃がし安全弁
により制御されるため事象進展に及ぼす影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

最確条件とした場合には，運転中の圧力変動により解析条件に対して変動を与えうるが，原子炉圧力は逃がし安全弁により制御されるため事象進展に影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

通常運転時の原子炉水位として設定。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小さい。例えば，スクラム 10 分後の原子炉水位の低下量は通常運転水位約－4m であるのに対してゆらぎによる水位低下量は約－10mm であり非常に小さい。したがって，事象進展に及ぼす影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうる
が，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小さい。例えば，スクラム 10 分後の原子炉水位の低下量は通常運転水位約－4m であるのに対してゆらぎによる水位低下量は約－10mm であり非常に小さい。したがって，事象進展に影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響
は小さい。

原子炉水位

通常運転水位（セパレータスカー
ト下端から+119cm）

通常運転水位（セパレータスカート下端から約+118cm～約+120cm）
（実測値）

炉心流量

52,200t/h（100%）定格流量の約 91%～約 110%（実測値）

定格流量として設定。

事象発生後早期に原子炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展に及ぼす影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

事象発生後早期に原子炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展に及ぼす影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

装荷炉心ごと9×9 燃料(A 型)と 9×9 燃料(B 型)は，
熱水的な特性はほぼ同等であり，その他の核的特性等の違いは燃料棒最大線出力密度の保守性に包含されることから，
代表的に 9×9 燃料(A 型)を設定。

最確条件とした場合には，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心となるか，それらの混在炉心となるが，両型式の燃料の熱水力特性はほぼ同等であり，事象進展に及ぼす影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

最確条件とした場合には，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心となるか，それらの混在炉心となるが，両型式の燃料の熱水力特性はほぼ同等であり，炉心冷却性に大きな差は無いことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，原子炉水位の低下が緩やかになり，発生する蒸気量は少なくなることから，有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%高い位置到達を操作開始の起点としている原子炉急速減圧操作の開始が遅くなる。

最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなる。本評価事故
シーケンスでは，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの10%上の位置に到達した時点での運転員等操作による原子炉急速減圧によって速やかに原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に低減し，原子炉圧力容器
破損時の原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に維持しているため，最確条件とした場合には原子炉水位の低下が緩やかになり，原子炉急速減圧操作の開始が遅くなるが，原子炉圧力容器破損時間についても遅くなると考えられることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

本シナリオは原子炉圧力容器内挙動を対象としているため，原子炉格納容器側の条件による直接的な影響はない。

本シナリオは原子炉圧力容器内挙動を対象としているため，原子炉格納容器側の条件による直接的な影響はない。

燃料

9×9 燃料（A 型）

初
期
条
件

サイクル末期の燃焼度のばらつきを考慮し，10%の保守性を確保することで，最確条件を包絡できる条件を設定。

原子炉停止後の崩壊
熱

燃焼度 33GWd/t

平均的燃焼度約 30GWd/t（実績値）

格納容器容積（ドライウェル）

7,350m3

7,350m3（設計値）

格納容器容積（ウェットウェル）

空間部：5,960m3
液相部：3,580m3

空間部：約 5,980～約 5,945m3
液相部：約 3,560～約 3,595m3（実測値）

ドライウェル内体積の設計値(全体積から内部機器及び構造物の体積を除いた値)を設定。
ウェットウェル内体積の設計値(内部機器及び構造物の体積を除いた値)を設定。

サプレッション・チ
ェンバ・プール水位

7.05m（NWL）

約 7.01m～約 7.08m（実測値）

通常運転時のサプレッション・チェン
バ・プール水位として設定。

サプレッション・チ
ェンバ・プール水温35℃

約 30℃～35℃（実測値）

通常運転時のサプレッション・チェン
バ・プール水温の上限値を，最確条件を包絡できる条件として設定。

格納容器圧力5.2kPa[gage]

約 3kPa[gage]～約 7kPa[gage]（実測値）

通常運転時の格納容器圧力として設定。

格納容器温度57℃

約 30℃～約 60℃（実測値）

通常運転時の格納容器温度として設定。

真空破壊装置3.43kPa（ドライウェ 3.43kPa（ドライウェル－サプ
ル － サ プ レ ッ シ ョ レッション・チェンバ間差圧）
ン・チェンバ間差圧） （設計値）

真空破壊装置の設定値。

添 3.2.4-3

表2
項目

外部水源の温度

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータ（原子炉圧力）に与える影響(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)(2/2)

解析条件(初期条件，事故条件)の不確かさ
解析条件

50℃（事象開始 12 時間
以降は 45℃，事象開始
24 時間以降は 40℃））

初
期
条
件

外部水源の容量

約 21,400m3

燃料の容量

約 2,040kL

起因事象

約 30℃～約 50℃（実測値）

復水移送ポンプ吐出温度を参考に最確条件を包絡できる条件を設定。

21,400m3 以上

淡水貯水池及び通常運転中の復水貯蔵槽の水（淡水貯水池水量+復水
貯蔵槽水量）

量を参考に，最確条件を包絡できる条件を設定。

2,040kL 以上（軽油タンク容量）

通常時の軽油タンクの運用値を参考に，最確条件を包絡できる条件を設定。

全給水喪失

－

原子炉水位の低下の観点で厳しい事象を設定。

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータ（原子炉圧力）に与える影響

最確条件は解析条件で設定している水温よりも低くなる可能性があ

最確条件は解析条件で設定している水温よりも低くなる可能性があり，炉心の再冠水までの挙動に影響する可能性はあるが，この顕熱分の影響は小さく，燃料被り，格納容器圧力上昇に対する格納容器スプレイによる圧力抑制効
果は大きくなり，間欠スプレイの間隔に影響する。しかし本解析ではスプレイ間隔は炉心冠水操作に依存していることから運転員等操
作時間に与える影響は小さい。

水機能，重大事故等対処設備による原子炉注－

水機能の喪失外部電源なり，格納容器の圧力上昇は遅くなるが，評価項目となるパラメータに与える影
響は小さい。

最確条件とした場合には，解析条件よりも水源容量の余裕は大きくなる。また，事象発生 12 時間後からの可搬型代替注水ポンプによる－補給により復水貯蔵槽は枯渇しないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
最確条件とした場合には，解析条件よりも燃料容量の余裕が大きくなる。また，事象発生直後から最大負荷運転を想定しても燃料は枯－

渇しないことから，運転員等操作時間に対する影響はない。
起因事象として，原子炉水位の低下の観点でより厳しい事象である
LOCA 等の原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失を仮定した場合は減圧操作が不要となる。

起因事象として，原子炉水位の低下の観点でより厳しい事象である LOCA 等の一次冷却材圧力バウンダリ喪失を仮定した場合は減圧操作が不要となる。

として低圧注水系の機能喪失を設定すると共に，重大事故等対処設備による原子炉注水機能の喪失を設定。
本評価事故シーケンスへの事故対応に用いる設備は非常用高圧母線に接続されており，非

事
故
条
件

覆管温度の上昇に与える影響は小さい。
また，格納容器圧力上昇に対する格納容器スプレイによる圧力抑制効果は大きく

高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の機能喪失を，低圧注水機能

高圧注水機能，低圧注安全機能等の喪失に対する仮定

条件設定の考え方

最確条件

外部電源なし－－－1F 事故に対する炉心・格納容器の状態の推定の評価において，炉内1F 事故に対する炉心・格納容器の状態の推定の評価において，炉内核計装配管の

核計装配管のドライチューブ，逃がし安全弁のフランジガスケット部等からの気相漏えいの可能性について言及されている。本仮定をドライチューブ，逃がし安全弁のフランジガスケット部等からの気相漏えいの可能性について言及されている。本仮定を本シナリオに対して考慮した場合，原子本シナリオに対して考慮した場合，原子炉圧力を減圧させることとなるため，減圧の規模によっては原子炉減圧操作をしなくとも，高炉圧力を減圧させることとなるため，減圧の規模によっては原子炉減圧操作をしなくとも，高圧溶融物放出/格納容器雰囲気直接加熱を回避する可能性がある。

圧溶融物放出/格納容器雰囲気直接加熱を回避する可能性がある。
事象進展に対する影響としては，気相部漏えいは原子炉水位が TAF

事象進展に対する影響としては，気相部漏えいは原子炉水位が TAF を十分下回った以降の炉心ヒートアップによる影響と推定でき，本シナリオでは原子炉水位有を十分下回った以降の炉心ヒートアップによる影響と推定でき，本シナリオでは原子炉水位有効燃料棒底部（BAF）+10%位置にて減圧操効燃料棒底部（BAF）+10%位置にて減圧操作を実施することから考えると，事象進展に対する影響は小さいと考えられ，評価項目となるパラメータに与える影響は作を実施することから考えると，事象進展に対する影響は小さい。

ない。

常用ディーゼル発電機からの電源供給が可能であるため，外部電源の有無は事象進展に影響を与えないが，非常用ディーゼル発電機に期待する場合の方が資源の観点で厳しいことを踏まえ，外部電源なしとして設定。

高温ガスによる
配管等のクリープ破損や漏えい等

原子炉スクラム
信号

機
器
条
件

逃がし安全弁

代替格納容器ス
プレイ冷却系

考慮しない発生する可能性は否定

原子炉圧力を厳しく評価するものとして設

できない

定。

事象発生と同時に原子炉スクラム事象発生と同時に原子炉スクラム事象発生と同時に原子炉スクラムするものとして設定。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく， 解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，評価項目と運転員等操作時間に与える影響はない。
なるパラメータに与える影響はない。

逃がし弁機能7.51MPa[gage]～

逃がし弁機能7.51MPa[gage]～

逃がし安全弁の逃がし弁機能の設計値を設

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく， 解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，評価項目と7.86MPa[gage]363t/h/個～380t/h/個

7.86MPa[gage]363t/h/個～380t/h/個定。

運転員等操作時間に与える影響はない。

自動減圧機能付き逃が自動減圧機能付き逃がし安全弁の 2 個開による原子炉急速減圧

し安全弁の 2 個開による原子炉急速減圧

逃がし安全弁の設計値に基づく蒸気流量及び解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく， 解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，評価項目と原子炉圧力の関係から設定。

運転員等操作時間に与える影響はない。

なるパラメータに与える影響はない。

70m3/h でスプレイ

70m3/h 以上でスプレイ

格納容器温度の抑制に必要なスプレイ流量を考慮して設定。

本シナリオは原子炉圧力容器内挙動を対象としているため，原子炉
格納容器側の条件による直接的な影響はない。

本シナリオは原子炉圧力容器内挙動を対象としているため，原子炉格納容器側の条件による直接的な影響はない。

添 3.2.4-4

なるパラメータに与える影響はない。

表3

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（原子炉圧力）に与える影響及び操作時間余裕(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)(1/4)

解析条件（操作条件）の不確かさ
項目

解析上の操作開始時間
解析上の操作開
始時間

原子炉急
速減圧操
作

原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さ の 10% 高い
位置に到達した時点で開始(事象発生から約
1.4 時間後)

溶融炉心
落下前の
格納容器
下部注水
系（常設）
による水
張り操作

運転員等操作時間に与える影響

原子炉水位が有効燃料棒底部から
有効燃料棒の長さの 10%高い位置に到達するまでには事象発生から約 1.4 時間の時間余裕があり，また，原子炉急速減圧操作は原子炉水位の低下傾向を監視しながら予め準備が可能であることから，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。
当該操作は，解析コード及び解析
条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う作業であり，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。

評価項目となるパラ
メータ（原子炉圧力）に与える影響

操作時間余裕

訓練実績等

炉心損傷後の酸化反応の影響緩和を考慮し設定【認知】
原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%高い位置に到達するまでには事象発生から約 1.4 時間の時間余裕があり，原子炉水位は事故時の重要監視パラメータとして継続監視しているため，認知に大幅な遅れを生じることは考えにくい。よって，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
【要員配置】
中央制御室内での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与える影響はなし。
【移動】
中央制御室内での操作のみであり，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作所要時間】
逃がし安全弁による原子炉減圧操作は制御盤の操作スイッチによる操作のため，操作開始時間に与える影響はなし。
【他の並列操作有無】
逃がし安全弁手動開放の操作時に，当該操作に対応する運転員に他の並列操作はなく，操作開
始時間に与える影響はなし。
【操作の確実さ】
中央制御室内の制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

実 態 の 操 作 開始 時 間は 解 析 上 の 設定 と ほ
ぼ 同 等 で あ るこ と から，評価項目となるパ
ラ メ ー タ に 与え る 影
響は小さい。

原子炉急速減圧操作については，原子炉圧力容器破損までに完了する必要があるが，原子炉圧力容器破損までの時間は事象発生から約 7.0 時
間あり，準備時間が確保できるため，時間余裕がある。

中央制御室における操作のため，シミュレータにて訓練実績を取得。訓練では，
原子炉水位が有効燃
料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%高
い位置に到達後，速やかに逃がし安全弁による減圧操作を開始。想定で意図している運転操作が実施
可能なことを確認した。

炉心損傷後の原
子炉圧力容器破損による溶融炉
心・コンクリート相互作用の影
響緩和を考慮し設定【認知】
格納容器下部への注水操作は，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達したことを確認して開始するが，損傷炉心への注水による冷却性を確認するため，原子炉圧力容器下鏡部温度は継続監視しており，認知に大幅な遅れが生じることは考えにくい。よって，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
原子炉圧力容器下鏡部温度が【要員配置】
300℃に到達するまでに事象発生
格納容器下部への注水操作は，中央制御室にて操作を行う運転員と現場にて操作を行う運転員 から約 3.7 時間の時間余裕があり，（現場）を各々配置しており，操作開始時間に与える影響はなし。
また，格納容器下部注水操作は原【移動】
子炉圧力容器下鏡部温度を監視し中央制御室から操作現場である廃棄物処理建屋地下 3 階までのアクセスルートは，コントロー ながら溶融炉心の下部プレナムへ
ル建屋のみであり，通常 5 分間程度で移動可能であるが，余裕を含めて 10 分間の移動時間を想 の移行を判断し，水張り操作を実定している。また，アクセスルート上にアクセスを阻害する設備はなく，よって，操作開始時 施することとしており，実態の操 実 態 の 操 作 開始 時 間間に与える影響はなし。
作開始時間は解析上の設定とほぼ は 解 析 上 の 設定 と ほ【操作所要時間】同等であり，操作開始時間に与え ぼ 同 等 で あ るこ と から，評価項目となるパ
中央制御室内における格納容器下部への注水操作は，復水補給水系の 2 弁の開操作による注水 る影響は小さい。
であり，制御盤のスイッチによる操作のため 1 操作に 1 分間を想定し，合計 2 分間であり，そ 当該操作は，解析コード及び解析 ラ メ ー タ に 与え る 影
れに余裕時間を含めて操作時間 5 分間を想定している。格納容器下部への注水量調整は，制御 条件（操作条件を除く）の不確かさ 響は小さい。
盤の操作スイッチにて弁の開度調整を行い，約 2 時間の注水で格納容器下部に水位 2m の水張り により操作開始時間は遅れる可能を行うが，水張り中の操作は適宜流量及び格納容器下部水位を監視し，流量調整をするのみで 性があるが，中央制御室の運転員と は 別 に 現場 操 作 を行 う 運転 員あるため，操作開始時間に与える影響はなし。
(現場)及び緊急時対策要員を配置【他の並列操作有無】
格納容器下部への注水操作時に，当該操作に対応する運転員に他の並列操作はなく，操作開始 しており，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影
時間に与える影響はなし。
響はない。
【操作の確実さ】
中央制御室内における操作は，制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作により操作時間が長くなる可能性は低い。また，現場操作は，操作の信頼性向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，
誤操作により操作時間が長くなる可能性は低い。

原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達するまでの時
間は事象発生から約 3.7 時間あり，また，格納容器下部注
水操作は原子炉圧力容器下
鏡部温度の上昇傾向を監視しながら予め準備が可能である。また，原子炉圧力容器
下鏡部温度 300℃到達時点での中央制御室における格納容器下部への注水操作の操
作時間は約 5 分間である。溶
融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張りは約 2 時間で完了することから，水張りを事象発生から約 3.7 時間後に開始すると，事象発生から約 5.7 時間後に水張りが完了する。事象発生から約 5.7 時間後の水張り完了から，事象発生から約 7.0
時間後の原子炉圧力容器破損までの時間を考慮すると，格納容器下部注水操作は操作遅れに対して 1 時間程度の時間余裕がある。

中央制御室における操作のため，シミュレータにて訓練実績を取得。訓練では，
原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達後，約 3 分間で格
納容器下部注水系（常設）による水張り操作を開始。
想定で意図している
運転操作が実施可能なことを確認した。

条件設定の
考え方

操
作
条
件

原子炉圧力容器
下鏡部温度が300℃ に 到 達 した時点で開始。
90m3/h で 2 時間
注水し，格納容
器下部に水位 2mの水張りを行う（事象発生から
約 3.7 時間後）操作の不確かさ要因

添 3.2.4-5

表3

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（原子炉圧力）に与える影響及び操作時間余裕(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)(2/4)

解析条件（操作条件）の不確かさ
項目

解析上の操作開始時間

代替格納容器
スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作（原子炉
圧力容器の破損前の原子炉
格納容器冷却）

操作の不確かさ要因

運転員等操作時間に与える影響

格納容器圧力及び温度の抑制効果を踏まえて設定【認知】代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作は，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達したことを確認して開始するが，損傷炉心への注水による冷却性を確認するため，原子炉圧力容器下鏡部温度は継続監視しており，認知に大幅な遅れが生じることは考えにくい。よって，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
【要員配置】
中央制御室内での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与える影響はなし。
【移動】
中央制御室内での操作のみであり，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作所要時間】低圧代替注水系（常設）準備操作は，復水補給水系の隔離弁（1 弁）の閉操作による系統構成，低圧代
替注水系（常設）ポンプの追加起動であり，何れも制御盤の操作スイッチによる操作のため，1 操作に
1 分間を想定し，合計 2 分間であり，それに余裕時間を含めて操作時間 5 分を想定。
【他の並列操作有無】
原子炉格納容器下部への注水操作（原子炉圧力容器の破損前の先行水張り）を行う運転員と代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作を行う運転員の並列操作はあるが，それを加味して操作の所要時間を算定しているため，操作開始時間に与える影響はない。原子炉格納容器下部への注水操作（原子炉圧力容器の破損前の先行水張り）及び代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格
納容器冷却操作の操作所要時間はそれぞれ 2 分であり，合計 4 分であることから，代替格納容器スプ
レイ冷却系による原子炉格納容器冷却操作の操作所要時間の 5 分に含まれる。このため，操作開始時間に与える影響はない。
【操作の確実さ】
中央制御室における操作は，制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作により操作時間が長くなる可能性は低い。

原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達するまでには事象発生から約 3.7 時間の時間余裕があり，また，代替格納容器スプレイ冷却系
による原子炉格納容器冷却
操作は原子炉圧力容器下鏡部温度を監視しながら予め準備が可能であることか
ら，実態の操作開始時間は
解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。
当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作
開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室で行う作業であり，また，他の並列操作を加味して操作の所要時間を算定しているため，他の操作に与える影響はない。

炉心損傷後の原
子炉圧力容器破損による溶融炉
心・コンクリート相互作用の影
響緩和を考慮し設定【認知】
溶融炉心が格納容器下部に落下した後に格納容器下部へ崩壊熱相当の注水を行うが，溶融炉心の落下 原子炉圧力容器破損までには，原子炉圧力容器下鏡部温度及び格納容器圧力の監視により認知可能である。これらパラメータは 事象発生から約 7.0 時間の原子炉圧力容器破損判断のため継続監視しており，認知に大幅な遅れが生じることは考えにくい。よ 時間余裕があり，また，溶融
炉心落下後に格納容器下部って，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
注水が行われなかった場合【要員配置】
でも，溶融炉心落下前に張中央制御室内での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与られた水が蒸発するまでにえる影響はなし。
は約 0.6 時間の時間余裕が【移動】ある。また，溶融炉心落下後
中央制御室内での操作のみであり，操作開始時間に与える影響はなし。
の格納容器下部への注水操【操作所要時間】
作は原子炉圧力，格納容器
中央制御室内における格納容器下部への注水操作は，復水補給水系の 2 弁の開操作による注水であり， 下部空間部温度及び格納容制御盤のスイッチによる操作のため 1 操作に 1 分間を想定し，合計 2 分間であり，それに余裕時間を 器圧力の傾向を監視しなが含めて操作時間 5 分間を想定している。格納容器下部注水系の流量調整は，復水補給水系流量系（原 ら原子炉圧力容器破損を判
子炉格納容器）の指示を監視しながら制御盤の操作スイッチにて弁の開度調整を行い，適宜実施する。 断して実施することとしてまた，事前に格納容器下部へ水張りを行っていることから，時間余裕がある。
おり，実態の操作開始時間【他の並列操作有無】
は解析上の設定とほぼ同等
当該操作時に，中央制御室の運転員に他の並列操作はなく，操作開始時間に与える影響はなし。
であることから，操作開始【操作の確実さ】
時間に与える影響は小さ
中央制御室内の制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤 い。
操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

解析上の操作開始時間

原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達したことを確認して開始(事象発生から約
3.7 時間後)

条件設定の
考え方

操
作
条
件

溶融炉心落下後の格納容器
下部への注水操作（崩壊熱相
当の注水）

原子炉圧力容器破損後（約
7.0 時間後）添 3.2.4-6

評価項目となるパラ
メータ（原子炉圧力）に与える影響

操作時間余裕

訓練実績等

実態の操作開始時間
は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

代替格納容器スプレイ
冷却系による原子炉格
納容器冷却操作については，原子炉圧力容器下
鏡部温度が 300℃に到達後，速やかに実施することが望ましいが，原子炉圧力容器の破損前は，本操作が実施できない
ものと仮定しても，格納容器圧力及び格納容器
温度が格納容器限界圧
力及び格納容器限界温度に到達することは無く，逃がし安全弁による減圧機能維持も可能であることから，時間余裕がある。

中 央 制 御 室 にお け る
操作のため，シミュレ
ー タ に お け る同 様 の代 替 格 納 容 器ス プ レ
イ 冷 却 系 に よる 原 子
炉 格 納 容 器 冷却 操 作に つ い て の 訓練 実 績を取得。訓練では，代替 格 納 容 器 スプ レ イ
冷 却 系 に よ る原 子 炉
格 納 容 器 冷 却操 作 が必要な際に，速やかに代 替 格 納 容 器ス プ レ
イ 冷 却 系 に よる 原 子
炉 格 納 容 器 冷却 操 作を開始。想定で意図して い る 運 転 操作 が 実
施 可 能 な こ とを 確 認した。

実態の操作開始時間
は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

原子炉圧力容器破損するまでの時間は事象発生から約 7.0 時間あり，また，溶融炉心落下後に格納容器下部注水が行われなかった場合でも，溶融炉心落下前に張られた水が蒸発するまでには約 0.6 時間の時間余裕がある。

中 央 制 御 室 にお け る
操作のため，シミュレ
ー タ に て 訓 練実 績 を取得。訓練では，条件成立を前提として約 3分 間 で 格 納 容器 下 部
注水系（常設）による注水操作を開始。想定で 意 図 し て いる 運 転
操 作 が 実 施 可能 な ことを確認した。

表3

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（原子炉圧力）に与える影響及び操作時間余裕(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)(3/4)

解析条件（操作条件）の不確かさ
項目

解析上の操作開始時間
解析上の操作
開始時間

条件設定の
考え方

復水貯蔵槽
への補給

事象発生から
12 時間後

可搬型設備
に関して，
事象発生か
ら 12 時間
までは，そ
の機能に期
待しないと
仮定

各機器への
給油（可搬
型代替注水
ポンプ，電
源車※及び
可搬型大容
量送水ポン
プ）

各機器への
給油は，解
析条件では
ないが，解
析で想定し
事 象 発 生 か ら ている操作
12 時間後以降， の成立や継
適宜
続に必要な
操作・作業
各機器の使
用開始時間
を踏まえて
設定

操
作
条
件

代替原子炉
補機冷却系
運転操作

事象発生 20 時
間後

代替原子炉
補機冷却系
の準備期間
を考慮して
設定

運転員等操
作時間に与
える影響

操作の不確かさ要因

復水貯蔵槽への補給までの時間は，事象発生から 12 時間あり十分な時間余裕がある。

各機器への給油開始までの時間は，事象発生から約 12 時間あり十分な時間余裕がある。

【認知】中央制御室にて外部電源受電及び非常用ディーゼル発電機の非常用高圧系統の電源回復ができない
場合，早期の電源回復不可と判断し，これにより代替原子炉補機冷却系の準備を開始する手順としているため，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
【要員配置】
代替原子炉補機冷却系の準備操作は，現場にて原子炉補機冷却水系の系統構成を行う運転員(現場)と，代替原子炉補機冷却系の移動，敷設を行う専任の緊急時対策要員（事故後 10 時間以降の参集要員）が配置されている。運転員(現場)は，代替原子炉補機冷却系運転のための系統構成を行っている
期間，他の操作を担っていない。よって，操作開始時間に与える影響はなし。
【移動】代替原子炉補機冷却系に用いる代替熱交換器車，電源車等は車両であり，牽引または自走にて作業現場へ移動することを想定している。仮に地震等の外部事象が起因事象の場合に，アクセスルートの被害があっても，ホイールローダ等にて必要なアクセスルートを仮復旧できる宿直の体制としており，
操作開始時間に与える影響はなし。
【作業所要時間】
運転員(現場)の行う現場系統構成は，操作対象が 20 弁程度であり，操作場所は原子炉建屋及びター
ビン建屋海水熱交換器エリア及びコントロール建屋となるが，1 弁あたりの操作時間に移動時間含めて 10 分程度を想定しており，これに余裕を含めて 5 時間の操作時間を想定している。また，緊急時対策要員の準備操作は，各機器の設置作業及び弁・スイッチ類の操作に移動時間を含めて 10 時間の作業時間を想定しているが，訓練実績を踏まえると，より早期に準備操作が完了する見込みである。
【他の並列操作有無】
運転員(現場)の系統構成及び緊急時対策要員による準備操作は並列操作可能なため，両者が干渉して操作開始時間が遅くなることはない。よって，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作の確実さ】
現場操作は，操作の信頼性向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

－

－

代替原子炉
補機冷却系
の準備は，緊
急時対策要
員の参集に10 時間，その後の作業に10 時 間 の 合
計 20 時間を想定しているが，準備操
作が想定よ
り短い時間
で完了する
可能性があ
るため，操作
開始時間が早まる可能性があり，格
納容器の圧
力及び温度
を早期に低
下させる。

評価項目と
なるパラメ
ータ（原子
炉圧力）に
与える影響

操作時間余裕

訓練実績等－

復水貯蔵槽への補給は，淡水貯水池から防火水槽への補給と可搬型
代替注水ポンプによる防火水槽から復水貯蔵槽への補給を並行して実施する。淡水貯水池から防火水槽への補給の系統構成は，所要時
間 90 分想定のところ，訓練実績等により約 70 分で実施可能なこと，可搬型代替注水ポンプによる防火水槽から復水貯蔵槽への補給のホース敷設等の注水準備は，所要時間 180 分想定のところ，訓練実績
等により約 135 分であり，想定で意図している作業が実施可能なことを確認した。

－－

有効性評価では，防火水槽から復水貯蔵槽への補給用の可搬型代替
注水ポンプ（6 号及び 7 号炉：各 3 台），代替原子炉補機冷却系用の電源車（6 号及び 7 号炉：各 2 台）及び可搬型大容量送水ポンプ（6 号及び 7 号炉：各 1 台）への燃料給油を期待している。
各機器への給油準備作業について，可搬型代替注水ポンプ，電源車
及び可搬型大容量送水ポンプへの燃料給油準備（現場移動開始から
タンクローリーへの補給完了まで）は，所要時間 90 分のところ訓練実績等では約 82 分で実施可能なことを確認した。
また，各機器への燃料給油作業は，各機器の燃料が枯渇しない時間
間隔（許容時間）以内で実施することとしている。
可搬型代替注水ポンプへの燃料給油作業は，許容時間 180 分のところ訓練実績等では約 96 分，電源車及び可搬型大容量送水ポンプへの燃料給油作業は，許容時間 120 分のところ訓練実績等では約 96 分であり，許容時間内で意図している作業が実施可能であることを確認
した。

実態の操作
開始時間は
解析上の設
定から早ま
る可能性が
あり，この
場合，格納
容器の圧力
及び温度等
を早期に低
下させる可
能性がある
ことから，
評価項目と
なるパラメ
ータに対す
る余裕は大
きくなる。

代 替 原 子 炉補 機 冷 却
系 運 転 開 始ま で の 時
間は，事象発生から 20
時間あり，準備時間が確保できることから，
本 操 作 に は時 間 余 裕がある。なお，本操作が 大 幅 に 遅れ る よ う
な 事 態 に なっ た 場 合
でも，格納容器限界圧
力 に 到 達 しな い よ う
継 続 し て 低圧 代 替 注
水系（常設）による原
子炉注水，代替格納容器 ス プ レ イ冷 却 系 によ る 格 納 容器 ス プ レ
イ，格納容器圧力逃がし 装 置 又 は代 替 格 納
容 器 圧 力 逃が し 装 置に よ る 原 子炉 格 納 容
器 除 熱 を 行う こ と となる。格納容器限界圧
力 0.62MPa[gage]に至るまでの時間は，事象発生約 38 時間後であり，約 15 時間以上の余裕があることから，時間余裕がある。

訓練実績等より，運転員(現場)の行う現場系統構成は，想定より早い約 4 時間で実施可能であることを確認した。また，代替原子炉補機冷却系の移動・配置，フランジ接続，及び電源車のケーブル接続等
を含め，想定より早い約 7 時間で代替原子炉補機冷却系が運転開始可能であることを確認した。
想定で意図している運転操作が実施可能なことを確認した。

－※ 本格納容器破損モードの評価事故シーケンスは原子炉補機冷却系の機能喪失を伴うものではないが，代替循環冷却における除熱は保守的に代替原子炉補機冷却系を用いて実施するものとしていることから，代替原子炉補機冷却系の運転のための電源車への給油を設定した。

添 3.2.4-7

表 3 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（原子炉圧力）に与える影響及び操作時間余裕(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)(4/4)
解析条件（操作条件）の不確かさ
項目

解析上の操作開始時間
解析上の操
作開始時間

操
作
条
件

代替循環冷
却による格
納容器除熱
操作

事象発生約
20.5 時間後操作の不確かさ要因

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラ
メータ（原子炉圧力）に与える影響

代替循環冷却運転は事象発生約 20.5 時
間後に開始することとしているが，余裕時間を含めて設定されているため操作の不確かさが操作開始
時間に与える影響は小さい。また，本操
作の操作開始時間
は，代替原子炉補機
冷却系の準備期間を考慮して設定したものであり，代替原子炉補機冷却系の操作
開始時間が早まれ
ば，本操作の開始時間も早まる可能性があり，代替循環冷却の運転開始時間を早める。

代替原子炉補機冷却系
運転開始までの時間は，事象発生から 20 時間あり，代替循環冷却による格納容器除熱操作開始までの時間は事象発生
代替原子炉補機冷却 から約 20.5 時間である
系の操作開始時間が ため，準備時間が確保で早まった場合には， きることから，本操作に本操作も早まる可能 は時間余裕がある。な性があり，この場合， お，本操作が大幅に遅れ
格納容器圧力及び温 るような事態になった度等を早期に低下さ 場合でも，格納容器限界せる可能性があるこ 圧力に到達しないようとから，評価項目と 継続して低圧代替注水
なるパラメータに対 系（常設）による格納容する余裕は大きくな 器下部注水，代替格納容る。
器スプレイ冷却系による格納容器スプレイ及び格納容器圧力逃がし
装置又は代替格納容器
圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱を行うこととなる。

条件設定の考え方

代替原子炉補機冷却系の準備期間を考慮して設定【認知】
残留熱除去系による格納容器除熱機能喪失を確認した後，故障原因調査・機能回復操作を実施と並行して，機能回復が遅れることを想定し代替循環冷却運転の準備を判断するため，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
【要員配置】
代替循環冷却準備操作は，中央制御室における操作と現場における操作が必要であるが，現場にて代替循環冷却の系
統構成を行う運転員(現場)を配置しており，操作開始時間に与える影響はなし。
【移動】
運転員(現場)による現場移動は，照明喪失・資機材の転倒等によりアクセスに支障が出る場合があるが，事象発生 20
時間超の時間余裕があるため予め移動しておくことも可能であり，操作開始時間に与える影響はなし。
【作業所要時間】中央制御室における操作は，事前準備としての系統構成操作，代替循環冷却運転開始直前操作（代替循環冷却運転準備操作の系統構成のうち，事象発生 20 時間後以降の復水移送ポンプの全停に係る操作）及び代替循環冷却運転開始
操作の 3 操作がある。事前準備としての系統構成操作は事象発生 20 時間後迄に予め行うもので操作時間に余裕を確保している。代替循環冷却運転開始直前操作は，復水移送ポンプ 2 台の停止操作に約 2 分を想定しており，電動弁 7弁の操作に約 7 分を想定し，30 分間の操作時間に余裕を確保している。運転開始操作は復水移送ポンプ 1 台起動と同時に 1 弁による格納容器下部への注水操作を約 1 分と想定し，2 台目の起動と同時に 1 弁による格納容器スプレイ
操作を約 1 分と操作しており，5 分間の操作時間に余裕を確保している。
運転員(現場)による現場操作は，事前準備としての系統構成操作と代替循環冷却運転開始直前操作の 2 操作がある。
事前準備としての系統構成（操作対象弁数は約 10 弁を想定に必要な所要時間を約 2 時間と想定しており，20 時間後までの時間余裕を確保している。代替循環冷却運転開始直前操作は復水貯蔵槽出口弁 1 弁の閉操作に約 15 分，退避
時間に約 10 分を想定しておりこれに余裕時間を含め 30 分間の操作時間を確保している。
【他の並列操作有無】
運転員による現場操作は，他の並列操作はなく，操作開始時間に与える影響はなし。また，本操作の操作開始時間は，
代替原子炉補機冷却系の準備期間を考慮して設定したものであり，代替原子炉補機冷却系の操作開始時間が早まれ
ば，本操作の開始時間も早まる可能性がある。
【操作の確実さ】
中央制御室における操作は，制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操
作等により操作時間が長くなる可能性は低い。また，現場操作は，操作の信頼性向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作等により操作時間が長くなる可能性は低い。

添 3.2.4-8

操作時間余裕訓練実績等

現場モックアップ等による実績では，代替循環冷却による格納容器除熱操作の中で操作
時間の時間的制約が厳しい代替循環
冷却運転開始直前
操作の所要時間は，復水貯蔵槽出口弁 1 弁の閉操作
及び操作終了後の現場運転員の退避時間を合わせて約21 分。他の操作は事象発生 20 時間後までに予め準備が可能である。
想定で意図している運転操作が実施
可能なことを確認した。

7 日間における水源の対応について(高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱)○水源
復水貯蔵槽水量：約 1,700m3
淡水貯水池：約 18,000m3○水使用パターン①格納容器下部注水
原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点で開始(90m3/h で 2 時間)
原子炉圧力容器破損後は崩壊熱相当で注水。

添 3.2.5-1②代替格納容器スプレイ冷却系による代替格納容器スプレイ
原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点で開始(70m3/h）。
原子炉圧力容器破損以降，465kPa[gage]に到達以降は130m3/h 以上で注水。
③淡水貯水池から復水貯蔵槽への移送
事象発生 12 時間後から，淡水貯水池の水を防火水槽へ移送する。
防火水槽からは可搬型代替注水ポンプ 3 台を用いて 130m3/h で復水貯蔵槽へ給水する。
○時間評価(右上図)
事象発生 12 時間までは復水貯蔵槽を水源として格納容器下部注水及び代替格納容器スプレイを実施するため，復水貯蔵槽水量は減少する。事象発生 12時間後から復水貯蔵槽への補給を開始するため，水量の減少割合は低下する。事象発生約 20.5 時間後以降は，サプレッション・チェンバのプール水を水源とした循環冷却を実施することにより水量の減少は停止する。
○水源評価結果
び 7 号炉の同時被災を考慮すると，約 5,200m3 必要とされる。各号炉の復水貯蔵槽に 1,700m3 及び淡水貯水池に約 18,000m3 の水を保有することから，6 号
及び 7 号炉の同時被災を考慮した場合も必要水量を確保可能であり，安定して冷却を継続することが可能である添付資料 3.2.5

時間評価の結果から復水貯蔵槽が枯渇することはない。また，7 日間の対応を考慮すると，6 号及び 7 号炉のそれぞれで約 2,600m3 必要となる。6 号及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)
プラント状況：6 号及び 7 号炉運転中。1～5 号炉停止中。
事象：高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱は 6 号及び 7 号炉を想定。
なお，全プラントで外部電源喪失が発生することとし，免震重要棟等，プラントに関連しない設備も対象とする。
号
時系列
炉
事象発生直後～事象発生後 7 日間
7号 非常用ディーゼル発電機 3 台起動。※1 復水貯蔵槽給水用 可搬型代替注水ポンプ(A-2 級) 3 台起動。
炉 (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
18L/h×24h×7 日×3 台＝9,072L

代替熱交換器車用 電源車 2 台起動。 可搬型大容量送水ポンプ 1 台起動。
(燃費は保守的に最大負荷時を想定)(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
110L/h×24h×7 日×2 台＝36,960L
178L/h×24h×7 日×1 台＝29,904L

事象発生直後～事象発生後 7 日間
6号 非常用ディーゼル発電機 3 台起動。※1 復水貯蔵槽給水用 可搬型代替注水ポンプ(A-2 級) 3 台起動。
炉 (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
18L/h×24h×7 日×3 台＝9,072L

代替熱交換器車用 電源車 2 台起動。 可搬型大容量送水ポンプ 1 台起動。
(燃費は保守的に最大負荷時を想定)(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
110L/h×24h×7 日×2 台＝36,960L
178L/h×24h×7 日×1 台＝29,904L

添 3.2.6-1

事象発生直後～事象発生後 7 日間
1
非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2号(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
炉
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
非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2号(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
炉
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
非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2号(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
炉
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
非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2号(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
炉
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
非常用ディーゼル発電機 2 台起動。 ※2号(燃費は保守的に最大負荷時を想定)
炉
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。

判定

7 日間の
軽油消費量
約 828kL

7 号炉軽油タンク容量は約 1,020kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 828kL

6 号炉軽油タンク容量は約 1,020kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

1 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

2 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

3 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

4 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 632kL

5 号炉軽油タンク容量は約 632kL であり，
7 日間対応可能。

7 日間の
軽油消費量
約 79kL

1～7 号炉軽油タン
ク及びガスタービン
発電機用燃料タンク(容量約 200kL)の残容量(合計)は
約 505kL であり，
7 日間対応可能。

添付資料 3.2.6

そ 免震重要棟内緊急時対策所用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)の 437L/h×24h×7 日＝73,416L
他 モニタリング・ポスト用発電機 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

合計

3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用
3.3.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策(1) 格納容器破損モード内のプラント損傷状態
格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」に至る可能性のあるプラント損傷状態は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，TQUV，
TQUX，LOCA，長期 TB，TBU 及び TBP である。
(2) 格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方
格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」では，原子炉の出力運転中に運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失事故又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，緩和措置がとられない場合には，溶融炉心と原子炉圧力容器外の原子炉冷却材が接触して一時的な格
納容器圧力の急上昇が生じ，このときに発生するエネルギーが大きい場合に構造物が破壊され原子炉格納容器破損に至る。
原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用による水蒸気爆発事象については，これまでに実ウランを用いて種々の実験が行われている。水蒸気爆発は，溶融炉心が水中に落下した際に形成される蒸気膜が，何らかの外乱によって崩壊した際に，瞬時の圧力伝播を生じ，大きなエネルギーを発生させる事象である。ただし，外部からの強制的なトリガを与えない
限り水蒸気爆発は発生しないという結果が得られている。原子炉格納容器下部に張られた水は準静的であり，外部トリガが与えられる状況は考えにくい。また，外部トリガを与えた
場合でも水蒸気爆発に至らなかったケースが複数確認されている。これまでに行われた実
験では，実ウランを用いた場合とアルミナ等の模擬混合物を用いた場合の結果が報告されており，模擬混合物を用いた場合は水蒸気爆発が発生したものの，実ウランを用いた場合には，実機で想定し難い過熱度を与えた場合を除いて水蒸気爆発が発生していない。この理由
としては，二酸化ウランの混合物の方が模擬混合物を用いた場合に比べて過熱度が小さく，二酸化ウラン混合物粒子表面が水と接触した直後に表面が固化し易いため，水蒸気爆発の発生を抑制した可能性等が考えられている。また，水蒸気爆発が発生した場合においても機械的エネルギーへの変換効率は小さく，大規模な水蒸気爆発には至っていない。特に二酸化ウランを用いた場合の機械的エネルギー変換効率の評価結果は全て 1%未満である。この理
由としては，二酸化ウランは密度が高いために溶融コリウムの粒子径が小さくなり，固化が促進されて水蒸気爆発への寄与が小さくなった可能性等が考えられている。このことから，実機において大規模な水蒸気爆発に至る可能性は極めて小さいと考えられる。
また，水蒸気爆発とは別に，溶融炉心から原子炉冷却材への伝熱によって水蒸気が発生することに伴う急激な格納容器圧力の上昇（以下，「圧力スパイク」と言う。）が発生する。上記のとおり，現実的には水蒸気爆発が発生する可能性は極めて小さいと考えられることから，本評価では，圧力スパイクについてその影響を評価する。

3.3-1

（添付資料 3.3.1, 3.3.2）
したがって，本格納容器破損モードでは，原子炉格納容器を冷却及び除熱し，溶融炉心から原子炉格納容器下部の原子炉冷却材への伝熱による，水蒸気発生に伴う格納容器圧力の上昇を抑制することにより，原子炉格納容器の破損を防止する。
また，溶融炉心の落下後は，格納容器下部注水系（常設）によって溶融炉心を冷却するとともに，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却を実施する。その後，代替
循環冷却，格納容器圧力逃がし装置又は更なる信頼性向上の観点から設置する代替格納容器圧力逃がし装置によって原子炉格納容器の圧力及び温度を低下させる。
なお，本格納容器破損モードの有効性評価を実施する上では，重大事故等対処設備による
原子炉注水機能についても使用できないものと仮定する。
(3) 格納容器破損防止対策
格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」で想定される事故
シーケンスに対して，原子炉格納容器下部への溶融炉心落下を想定するが，この状況では，原子炉格納容器下部における「溶融炉心・コンクリート相互作用」を緩和する観点から，溶融炉心落下前に格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への水張りが行われている。このため，本格納容器破損モードへの格納容器破損防止対策ではないものの，溶融
炉心落下時には原子炉格納容器下部に水が張られた状態を想定する。なお，この水張り深さ
は，「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」に伴う圧力スパイク及び水蒸気爆発の発生を仮定した場合の影響を小さく抑えつつ，「溶融炉心・コンクリート相互作用」の緩和効果に期待できる深さを考慮して約 2m としている。
また，その後の格納容器圧力及び温度の上昇を抑制する観点から，代替格納容器スプレイ
冷却系による原子炉格納容器冷却手段及び代替循環冷却による格納容器除熱手段又は格納
容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置による格納容器除熱手段を整備する。
なお，これらの原子炉圧力容器破損以降の格納容器過圧・過温に対応する手順及び重大事故等対策は「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」と同じである。
本格納容器破損モードに至るまでの事象進展への対応，本格納容器破損モードによる原子炉格納容器の破損防止及び原子炉格納容器の破損を防止した以降の対応を含めた一連の重大事故等対策の概要は，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の 3.2.1(3)のa から i に示している。このうち，本格納容器破損モードに対する重大事故等対策は，「3.2
高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の 3.2.1(3)に示す f 及び g である。なお，f の原子炉格納容器下部への注水は，原子炉格納容器下部における「溶融炉心・コンクリート相互作用」を緩和する観点から実施するものであるが，原子炉格納容器下部に溶融炉心が落下した際の「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」への影響も考慮して原子炉格納容器下部への注水量及び原子炉格納容器下部の水位を定めていることから，本格納容器破3.3-2

損モードの対策として整理した。
（添付資料 3.3.3）
本格納容器破損モードに至るまでの事象進展への対応，本格納容器破損モードによる原子炉格納容器の破損防止及び原子炉格納容器の破損を防止した以降の対応を含めた一連の重大事故等対策の概略系統図は「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に示す図3.2.1 から図 3.2.4 である。このうち，本格納容器破損モードに対する重大事故等対策の概略系統図は「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に示す図 3.2.2 及び図 3.2.3である。本格納容器破損モードに対応する手順及び必要な要員と作業項目は「3.2 高圧溶融
物放出／格納容器雰囲気直接加熱」と同じである。
3.3.2 格納容器破損防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，プラント損傷状態を TQUV とし，事象進展が早く
炉心損傷までの時間余裕の観点で厳しい過渡事象を起因事象とし，逃がし安全弁再閉失敗を含まない，「過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗（＋FCI 発生）」である。ここで，逃がし安全弁再閉失敗を含まない事故シーケンスとした理由は，プラント
損傷状態が TQUV であるため，事故対応に及ぼす逃がし安全弁再閉の成否の影響は小さいと考え，発生頻度の観点で大きい事故シーケンスを選定したためである。
また，1.2.2.1(3)c に示す通り，プラント損傷状態の選定では，水蒸気爆発に対する条件
設定の厳しさを考慮し，溶融炉心の内部エネルギーの観点でより厳しいと考えられる TQUVを選定した。一方，プラント損傷状態を LOCA とする場合，事象発生直後から原子炉冷却材が原子炉格納容器内に流出するため原子炉圧力容器破損までの時間が短くなる。この時の圧力スパイクへの影響については，解析条件のうち初期条件の不確かさとして評価する。
なお，この評価事故シーケンスは，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」及
び「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」と同じ事故シーケンスである。本格納容器破損
モード及び「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」ではプラント損傷状態を TQUV とし，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」ではプラント損傷状態を TQUX としており，異なるプラント状態を選定している。しかしながら，どちらのプラント損傷状態であっても原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点で逃がし安全弁の手動開操作によって原子炉を減圧する手順であり，原子炉減圧以降も，溶融
炉心の挙動に従って一連の流れで生じる各格納容器破損モードを，定められた一連の手順に従って防止することとなる。このことから，これらの格納容器破損モードについては同じ
事故シーケンスで評価する。
本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，
燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）
・対向流，

3.3-3

原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，原子炉圧力容器における炉心損傷後のリロケーション，構造材との熱伝達，原子炉圧力容器破損及び原子炉格納容器における炉心損傷後の原子炉圧力容器外FCI(溶融炉心細粒化)，
原子炉圧力容器外FCI(デブリ粒子熱伝達)が重要現象となる。
よって，これらの現象を適切に評価することが可能であるシビアアクシデント総合解析
コードMAAPにより格納容器圧力等の過渡応答を求める。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本評価事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
(2) 有効性評価の条件
本評価事故シーケンスの有効性評価の条件については，「3.2高圧溶融物放出／格納容器
雰囲気直接加熱」の条件と同じである。
(3) 有効性評価の結果
原子炉圧力，原子炉水位，格納容器圧力，格納容器温度，格納容器下部の水位及び注水流量の推移を図3.3.1から図3.3.6に示す。
ａ．事象進展事象進展は「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」と同じである。
ｂ．評価項目等
圧力スパイクによって原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力の最大値は，約 0.50MPa[gage]に抑えられる。原子炉格納容器バウンダリにかかる圧力は，格納容器限界圧力の0.62MPa[gage]を下回るため，原子炉格納容器バウンダリの機能は維持される。
圧力スパイクによって原子炉格納容器バウンダリにかかる温度の最大値は，約 148℃に抑えられる。原子炉格納容器バウンダリにかかる温度は，格納容器限界温度の 200℃を下回るため，原子炉格納容器バウンダリの機能は維持される。
本評価では，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(5)の評価項
目について，格納容器圧力を評価項目への対策の有効性を確認するためのパラメータとして対策の有効性を確認した。
なお，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)及び(2)の評価項目については「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容
器過圧・過温破損）」にて評価項目を満足することを確認している。また，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(4)及び(8)の評価項目の評価結果については「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」及び「3.5 溶融炉心・コンクリー
ト相互作用」にて評価項目を満足することを確認している。

3.3-4

3.3.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するものとする。
原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用では，重大事故等対処設備を含む全ての原子炉注水機能が喪失して炉心損傷及び原子炉圧力容器破損に至り，溶融炉心が原子炉格
納容器下部の水中に落下して大きいエネルギーを発生することが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象発生から 12 時間程度までの短時間に期待する操
作及び事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，溶融炉心落下前の格納容器下部注水（常設）による水張り操作とする。
ここで，本評価事故シーケンスの有効性評価における不確かさとしては，
リロケーション，溶融炉心落下速度，細粒化量及び原子炉格納容器下部のプール水とデブリ粒子の伝熱が挙げられる。これまでの FCI 実験の知見からは，実機条件においては，原子炉格納容器の損傷に至る大規模な原子炉圧力容器外の溶融炉心－冷却材相互作用の発生の可能性は低いと考えられる。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本評価事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7 解析コー
ド及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管
変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性が確認されている。炉心ヒートアップの感度解析（ヒートアップ時の燃料被覆管表面積感度解析）では，炉心溶融時間に対する感度及び炉心
下部プレナムへのリロケーション開始時間に対する感度は小さいことが確認されている。本評価事故シーケンスにおいては，重大事故等対処設備を含む全ての原子炉への注水機能が喪失することを想定しており，最初に実施すべき操作は原子炉水位が有効燃
料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点の原子炉減圧操作となり，燃料被覆管温度等によるパラメータを操作開始の起点としてい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。また，原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達した時点で原子炉格納容器下部への初期水張り操作，原子炉圧力容器破損
時点で原子炉格納容器下部への注水操作を実施するが，リロケーション開始時間の不確かさは小さく，また，溶融炉心が炉心下部プレナムへリロケーションした際の原子炉
圧力容器下鏡部温度の上昇は急峻であることから，原子炉圧力容器下鏡部温度を操作
開始の起点としている原子炉格納容器下部への初期水張り操作の開始に与える影響は

3.3-5

小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である SAFER コードとの比較により，原子炉急速減圧後の水位上昇及び蒸気流出の継続による水位低下について，一時的に低いより水位に到達することが確認されており，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達する時間が早まる可能性があるが，数分程度の差違であることから運転員等操作時間に与える影響は小さい。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動の不確かさとして，HDR 実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向が確認されているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているが，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないため，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性が確認されている。また，炉心崩壊に至る温度の感度解析より原子炉圧力容器破損時間に対する感度は小さいことが確認されている。リロケーションの影響を受ける可能性がある操作としては，
原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点での原子炉格納容器下部への初期
水張り操作があるが，リロケーション開始時間の不確かさは小さく，溶融炉心が炉心下部プレナムへリロケーションした際の原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇は急峻であることから，原子炉圧力容器下鏡部温度を操作開始の起点としている原子炉格納容器下部への初期水張り操作の開始に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器破損の不確かさとして，制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いるしきい値（最大ひずみ）に関する感度解析より，最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損時間が早まることが確認されているが，原子炉圧力容器破損を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉格納容器における溶融燃料－冷却材相互作用の不確かさとして，溶融炉心の細粒化モデルにおけるエントレインメント係数，デブリ粒子径の感度解析
より，原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用による圧力スパイクに与える感度が小さいことが確認されている。また，原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作
用に対する運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 3.3.4，3.3.5）

3.3-6

ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管
変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性が確認されている。炉心ヒートアップの感度解析（ヒートアップ時の燃料被覆管表面積感度解析）では，格納容器圧力挙動への影響は小さい
ことが確認されており，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）では，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である SAFER コードとの比較においては，短期的な挙動は緩慢な挙動となるものの模擬できており，また，長期的な挙動は崩壊熱の影響が支配的となる。
このため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動の不確かさとして，HDR 実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向が確認されているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性が確認されており，炉心崩壊に至る温度の感度解析より原子炉圧力容器破損時間に対する感度は小さいことが確認されている。また，原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用による原子炉
格納容器圧力上昇に対する感度が小さいことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器破損の不確かさとして，制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いるしきい値（最大ひずみ）に関する感度解析より，最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損時間が早まることが確認されているが，早まる時間はわずかであり，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉格納容器における溶融燃料－冷却材相互作用の不確かさとして，
エントレインメント係数，デブリ粒子径の感度解析より，原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用による圧力スパイクに与える感度が小さいことが確認されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料 3.3.4，3.3.5）(2) 解析条件の不確かさの影響評価
ａ．初期条件，事故条件及び重大事故等対策に関連する機器条件

3.3-7

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3.2.2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，
解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなる
ような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項
目に関する影響評価の結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/tに対して最確条件
は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件の不確かさとして，最確条件は解析条
件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなることから，原子炉水位の低下が緩やかになり，有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの10%上の位置に到達を操作開始の起点としている原子炉急速減圧操作の開始が遅くなる。また，原子炉圧力容器破損に至るまでの事象進展が緩やかになり，原子炉格納容
器下鏡部温度300℃到達を操作開始の起点としている原子炉格納容器下部への初期水
張り操作の開始が遅くなる。初期条件の外部水源の温度は，解析条件の50℃（事象開始12時間以降は45℃，事象開始24時間以降は40℃）に対して最確条件は約30℃～約50℃であり，本解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合には原子炉格納容器
下部への注水温度が低くなり，原子炉圧力容器破損時のプール水温度が低くなる可能性があるが，注水温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
事故条件の起因事象は，原子炉圧力容器への給水はできないものとして給水流量の全喪失を設定している。起因事象として大破断LOCAを仮定した場合，原子炉圧力容器破損のタイミングは早くなるが，原子炉圧力容器破損を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料3.3.4，3.3.6）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/tに対して最確条件
は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件の不確かさとして，最確条件は解析条
件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，溶融炉心の持つエネルギーが小さくなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の外部水源の温度は，解析条件の50℃（事象開始12時間以降は45℃，事象開始24時間以降は40℃）に対して最確条件は約30℃～約50℃であり，本解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合には原子炉格納容器下部への注水温度が低くな
り，原子炉圧力容器破損時における原子炉格納容器下部のプール水温度が低くなる可能性があるが，原子炉格納容器下部のプール水温度が低い場合は発生する蒸気量3.3-8の低下が考えられ，圧力スパイクによる格納容器圧力上昇が緩和されることから，評価項目となるパラメータ対する余裕は大きくなる。
事故条件の起因事象は，原子炉圧力容器への給水はできないものとして給水流量の全喪失を設定している。起因事象として大破断LOCAを仮定した場合，原子炉冷却材
圧力バウンダリからの原子炉冷却材の放出によって格納容器圧力が上昇することに加え，原子炉圧力容器破損のタイミングが早くなり，圧力スパイクの最大値が本評価の結果に比べて高い値となる可能性が考えられることから，事故シーケンスを「大破断LOCA+ECCS注水機能喪失」とし，本評価事故シーケンスの評価条件と同様に重大事
故等対処設備による原子炉注水機能についても使用できないものと仮定して感度解析を実施した。この場合，事象発生から約6.4時間後に原子炉圧力容器破損に至り，圧力スパイクの最大値は約0.48MPa[gage]となったが，圧力スパイクの最大値は本評価の結果と同程度であり，限界圧力の0.62MPa[gage]以下であることから，評価項目を満足する。
（添付資料3.3.4，3.3.6）
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の6要因に分類し，これらの要因が，運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張り操作は，解析上の操作時間として原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達した時点で開始（事象発生から約3.7時間後）を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，
原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達するまでに事象発生から約3.7時間の時間余裕があり，また，格納容器下部注水操作は原子炉圧力容器下鏡部温度を監視しながら溶融炉心の原子炉格納容器下部への移行を判断し，水張り操作を実施することとしており，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確
かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室の運転員とは別に現場操作を行う運転員及び緊急時対策要員を配置しており，他の操作との重複もない
ことから，他の操作に与える影響はない。
（添付資料3.3.4）

3.3-9

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張り操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料3.3.4）(3) 操作時間余裕の把握
操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張り操作については，
原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達するまでの時間は事象発生から約3.7時間あり，
格納容器下部注水操作は原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇傾向を監視しながら予め準備が可能である。また，原子炉圧力容器下鏡部温度300℃到達時点での中央制御室における格納容器下部への注水操作の操作時間は約5分間であり，事象発生から約5.7時間後の水張り完了から，事象発生から約7.0時間後の原子炉圧力容器破損までの時間を考慮すると，格納容器下部注水操作は操作遅れに対して1時間程度の時間余裕がある。
（添付資料3.3.4）(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，
解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，
操作時間には時間余裕がある。
3.3.4 必要な要員及び資源の評価
本評価事故シーケンスは，「3.2高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」と同じであることから，必要な要員及び資源の評価は3.2.4と同じである。
3.3.5 結論
格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」では，運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失事故又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，溶融炉心と原子炉圧力容器外の原子炉冷却材が接触して一時的な圧力の急上昇が生じ，このときに発生するエネルギーが大きい場合に構造物が破壊され原子炉格納容器が破損することが特徴である。

3.3-10格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」の評価事故シーケ
ンス「過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗（＋FCI発生）」について，
有効性評価を行った。
上記の場合には，水蒸気発生によって圧力スパイクが発生するが，原子炉格納容器バウン
ダリにかかる圧力は，格納容器限界圧力の0.62MPa[gage]を下回るため，原子炉格納容器バ
ウンダリの機能は維持される。また，安定状態を維持できる。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。
また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」
において，原子炉格納容器バウンダリの機能は，選定した評価事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」に対して有効である。

3.3-11

（最大圧力：約 7.8MPa[gage]，約 3.1 秒）
逃がし安全弁の手動開操作による原子炉減圧

原子炉圧力

逃がし安全弁開閉による原
子炉圧力制御リロケーションによる原子炉圧力上昇
約 2.6MPa[gage](約 3.4 時間後)
原子炉圧力容器の破損直前(約 0.3MPa[gage])（MPa[gage]）
2.0MPa[gage]

事故後の時間（h）
図 3.3.1 原子炉圧力の推移

逃がし安全弁からの蒸気放出により原子炉水位が低下

原子炉水位

原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの10%上の位置に到達した時点で逃がし安全弁 2 個の開放による原子炉減圧により原子炉水位が低下

炉心下部プレナムの水は蒸発しているが，落下した溶融炉心の堆積により，見かけ上の原子炉水位が表示されている

原子炉圧力容器の破損
により炉心下部プレナ
ムの溶融炉心が原子炉
格納容器下部に落下
溶融炉心の状態変化により見かけ上の原子炉水位が上昇している
有効燃料棒頂部（m）
有効燃料棒底部
シュラウド内水位
シュラウド外水位

炉心下部プレナム水が蒸発し原子炉水位が低下

炉心下部プレナム水位

事故後の時間（h）
図 3.3.2 原子炉水位の推移

3.3-12

ドライウェル
サプレッション・チェンバ

格納容器圧力（MPa[gage]）

格納容器限界圧力
原子炉圧力容器破損及び原子炉格納容器下部への溶融炉心落下による格納容器圧力上昇
最大圧力 約 0.50MPa[gage]（約 7 時間後）
溶融炉心の炉心下部プレナムへの落下（リロケーション）
逃がし安全弁 2 個の開放により格納容器圧力上昇

事故後の時間（h）
図 3.3.3 格納容器圧力の推移

格納容器温度

ドライウェルサプレッション・チェンバ（気相）
サプレッション・チェンバ（液相）

格納容器圧力 0.465MPa[gage]到達により格納容器圧力上昇抑制のための
ドライウェルへの格納容器スプレイ（流量 130m3/h 以上）開始

格納容器限界温度
逃がし安全弁 2 個の開放により格納容器
温度上昇

原子炉圧力容器破損及び原子炉格納容器下部への溶融炉心落下による格納容器温度上昇
最大温度 約 148℃（約 7 時間後）（℃）
溶融炉心の炉心下部プレナムへの落下（リロケーション）

ドライウェルへの格納容器スプレイ開始に伴う格納容器温度低下

事故後の時間（h）
図 3.3.4 格納容器温度の推移

3.3-13

格納容器下部水位（m）

逃がし安全弁の開放による，
サプレッション・チェンバへの熱の移行によって生じた水蒸気が，真空破壊弁を通じてドライウェルに放出され，凝縮することで水位を形成

原子炉格納容器下部水位
2m で注水停止

原子炉圧力
容器破損

原子炉格納容器下部への水張り開始

事故後の時間（h）
図 3.3.5 格納容器下部水位の推移

格納容器圧力 0.465MPa[gage]到達により格納容器圧力上昇抑制のための
ドライウェルへの格納容器スプレイ（流量 130m3/h 以上）開始

格納容器スプレイ
格納容器下部注水

注水流量
（t/h）

原子炉圧力容器破損による格納容器スプレイ停止
及び崩壊熱相当量での格納容器下部注水開始

原子炉圧力容器下鏡部温度 300℃到達による格納容器下部への水位 2m 到達までの事前水張り（流量約 90m3/h で約
2 時間注水）及び原子炉圧力容器破損前のドライウェルへの格納容器スプレイ（流量約 70m3/h）開始

事故後の時間（h）
図 3.3.6 注水流量の推移

3.3-14

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

1. 炉外 FCI の概要
炉外 FCI は，溶融炉心が原子炉圧力容器の破損口から放出された際に，溶融炉心と原子
炉圧力容器外の冷却水が接触して一時的な圧力の急上昇が生じる事象である。このときに発生するエネルギーが大きいと構造物が破壊され原子炉格納容器が破損する可能性がある。
この圧力上昇については激しい水蒸気生成による場合（圧力スパイク）に加えて水蒸気爆
発によって衝撃波が生じる場合が考えられるが，これまでの知見から，水蒸気爆発の発生の可能性は極めて低いと考えられている。FCI に関するこれまでの知見の概要を次に整理する。
2. 過去の実験結果の整理[1]
過去に実施された比較的大規模な実験の概要及び結果を以下に示す。
2.1 FARO 実験
FARO 実験は，イタリアのイスプラ研究所において実施された実験で，圧力容器内での FCIを調べることを主な目的とした試験である。多くの実験は高圧・飽和水条件で実施されているが，圧力容器外を対象とした低圧・サブクール水条件の実験も実施されている。
図 2.1 に試験装置の概要図を示す。
試験装置は主にるつぼと保温容器で構成されている。
るつぼ内で溶融させたコリウムを一度リリースベッセルに保持し，その底部にあるフラッ
プを開放することにより溶融コリウムを水プールに落下させる。溶融物落下速度は，リリースベッセルの圧力を調整することにより調整可能である。
実験は，酸化物コリウム（80wt% UO2+20wt% ZrO2）または金属 Zr を含むコリウム（77wt%
UO2+19wt% ZrO2+4wt% Zr）を用いて実施された。
表 2.1 に試験条件及び試験結果を示す。
結果として，いずれの実験においても，水蒸気爆発の発生は確認されなかった。
溶融コリウムの粒子化量について，高圧条件・低サブクール水条件においては水深約 1mの場合で溶融コリウムの約半分が粒子化し，残りはジェット状でプール底面に衝突し，パンケーキ状に堆積したとの結果が得られている。また，低圧条件・サブクール水条件では，全てのコリウムは粒子化した。
さらに，粒子の質量中央径は 3.2mm～4.8mm であり，試験パラメータ（初期圧力，水深，
コリウム落下速度，サブクール度）に依存しないことが報告されている。

添 3.3.1-1

2.2 COTELS 実験
COTELS 実験は，
（財）原子力発電技術機構により実施された実験であり，圧力容器底部が溶融破損して溶融コリウムが原子炉格納容器床面上の水プールに落下した場合の水蒸気爆発の発生有無を調べることを目的に実施された。図 2.2 に実験装置の概要図を示す。実験
は，重大事故時の溶融コリウム成分を模擬するため，比較的多くの金属成分を含む模擬コ
リウム（55wt% UO2+5wt% ZrO2+25wt% Zr+15wt% SUS）が用いられた。また，多くの実験ケー
スはプール水深 40cm，飽和水温度で実施されている
表 2.2 に実験条件及び結果を示す。
結果として，いずれの実験においても，水蒸気爆発の発生は確認されなかった。
プールに落下した溶融コリウムはほとんどが粒子化し，落下速度が大きいケースでは，全てのコリウムが粒子化するとの結果が得られている。
また，コリウム落下速度の大きいケースを除いて，粒径分布に大きな差はなく，質量中央径で 6 mm 程度であり，落下速度が大きいケースでは粒子径は小さくなっている。
2.3 KROTOS 実験
KROTOS 実験はイスプラ研究所で実施された実験であり，FARO 実験が高圧条件を主目的として実施されたのに対して，KROTOS 実験では，低圧・サブクール水を主として実施が行われている。
図 2.3 に実験装置の概要図を示す。
本実験では摸擬コリウムとして UO2 混合物（80% UO2+20%
ZrO2）またはアルミナを用いた実験を行っている。また，外部トリガ装置によりトリガを与えることで，水蒸気爆発を誘発させる実験も実施されている。
表 2.3 に実験条件及び結果を示す。
アルミナを用いた実験では，サブクール水（ケース 38, 40, 42, 43, 49）の場合，外部
トリガ無しで水蒸気爆発が発生，低サブクール水（ケース 41, 44, 50, 51）の場合，外部トリガがある場合（ケース 44）に水蒸気爆発が発生した。一方，UO2 混合物を用いた実験では，サブクール度が 4～102K の場合，外部トリガ無しでは水蒸気爆発が発生せず，外部ト
リガありの場合でも水プールのサブクール度が高い場合（ケース 52）に水蒸気爆発が観測されている。
これらの差異として，粒子径はアルミナの 8～17mm に対し UO2 混合物は 1～1.7mm であり，UO2 混合物の方が小さく，粒子化直後の表面積が大きいため粗混合時に水プールが高ボイド率となり，トリガの伝播を阻害した可能性がある。また，アルミナは比重が小さいことから水面近傍でブレークアップし，径方向に拡がったことによりトリガが伝搬しやすくなったと考えられている。一方，UO2 混合物は，粒子表面と水が接触した直後に表面が固化する
ことにより蒸気膜が崩壊した際の微粒子化が起こりにくく，これが一つの要因となって水蒸気爆発の発生を阻害すると考えられる。

添 3.3.1-2

2.4 TROI 実験
TROI 実験[2]は，韓国原子力研究所（KAERI）で実施されている実験であり，2007 年から2012 年までは，KROTOS 実験とともに OECD/NEA の SERENA プロジェクトとして実施された実験である。実験装置の概要図を図 2.4 に示す。また，実験条件及び実験結果を表 2.4 に示す。
ZrO2 を用いた実験では外部トリガリングを与えていないが，圧力スパイクや水蒸気爆発が発生した実験がある。一方，UO2/ZrO2 の混合物を用いた実験では，異なった条件による内部
トリガリングを発生させるため，または外部トリガリングによる水蒸気爆発時の発生エネ
ルギーを変えるため，混合物の割合，水深及び混合物量等の様々な条件により実験を実施
し，数ケースでは水蒸気爆発が発生している。TROI 実験で得られた主な知見は以下のとおりである。
・自発的な水蒸気爆発が生じた実験は，融点を大きく上回る過熱度を溶融物に対して与えるなどの実機と異なる条件であり，その他の実験では自発的な水蒸気爆発は生じていな
い。
・水深が深い場合（130cm）には，内部トリガリングによる水蒸気爆発は発生していない。
水深が深いことにより，溶融物粒子が底部に到達するまでの沈降時間が長くなり，溶融物粒子が固化しやすい状況となる。このため，溶融物粒子が底部に接触することで発生するトリガリングの可能性は低減する可能性がある[3]。
3. まとめ上記の実験結果から，UO2 を用いた実験では，外部トリガを与えた一部の場合及び融点を大きく上回る過熱度を溶融物に対して与えた場合を除いて炉外 FCI における水蒸気爆発は確認されていない。
KROTOS 実験の実験 No. 52（表 2.3 参照）が，外部トリガを与えた中で水蒸気爆発が確認されている実験結果である。KROTOS 実験の実験 No. 52 の実験結果は，他の外部トリガを与えた実験結果と比較してサブクール度が高いが，FARO 実験の実験 No. L-31, L-33（表 2.1
参照）と同等のサブクール度であることから，サブクール度が高い場合であっても外部トリガが与えられない限り水蒸気爆発が発生する可能性は低いと考える。また，溶融炉心が落下する際の原子炉格納容器下部は準静的な状態と考えられることから，外部トリガが与えられる可能性は考えにくく水蒸気爆発が発生する可能性は小さいものと考える。
TROI 実験では UO2 混合物を用いた場合でもトリガなしで水蒸気爆発が発生している例（TROI-10,12,13,14）が報告されている。TROI-10,12 は，溶融物温度が 3800K 程度の高い温度での実験条件である。また，TROI-13,14 の溶融物温度は，それぞれ 2600K，3000K であるが，TROI-13 では，温度計測に問題があり実際には 3500K 以上と推測されている。また，
TROI-14 では，二つの温度計が異なる最高温度（4000K,3200K）を示しており，温度計測の不確かさが大きいとされている。以上を踏まえると，TROI 実験の溶融物温度はかなり高い

添 3.3.1-3

実験条件と考えられ，他の実験で想定しているような実機条件に近い溶融物温度では水蒸
気爆発の発生可能性は十分小さいと考えられる。
4. 参考文献[1] 社団法人日本原子力学会「シビアアクシデント熱流動現象評価」平成 12 年 3 月[2] V. Tyrpekl, Material effect in the fuel - coolant interaction : structuralcharacterization and solidification mechanism, 2012[3] J.H.Kim, et al, The Influence of Variations in the Water Depth and Melt Composition
on a Spontaneous Steam Explosion in the TROI Experiments, Proceedings of ICAPP’04[4] J.H. Song, Fuel Coolant Interaction Experiments in TROI using a UO2/ZrO2 mixture,
Nucl. Eng. Des., 222, 1-15, 2003
[5] J.H. Kim, Results of the Triggered Steam Explosions from the TROI Experiment, Nucl.
Tech., Vol.158 378-395, 2007

添 3.3.1-4

添 3.3.1-5
図 2.1 FARO 試験装置

図 2.2 COTELS 試験装置

添 3.3.1-6
図 2.3 KROTOS 試験装置

図 2.4 TROI 試験装置

表 2.1 FARO 試験の試験条件及び FCI 発生の有無
溶融
コリウム 溶融物質量 溶融物温度 溶融物落下 雰囲気圧力 水深[m] サブクール度 FCI発生の[kg][K]
粒径[m m]
[MPa]
[K]
有無
※
L-06
A
18
2923
100
5.0
0.87
0
無
No.

L-08

A

44

3023

100

5.8

1.00

12

無

L-11

B

151

2823

100

5.0

2.00

2

無

L-14

A

125

3123

100

5.0

2.05

0

無

L-19

A

157

3073

100

5.0

1.10

1

無

L-20

A

96

3173

100

2.0

1.97

0

無

L-24

A

177

3023

100

0.5

2.02

0

無

L-27

A

129

3023

100

0.5

1.47

1

無

L-28

A

175

3052

100

0.5

1.44

1

無

L-29

A

39

3070

100

0.2

1.48

97

無

L-31

A

92

2990

100

0.2

1.45

104

無

L-33

A

100

3070

100

0.4

1.60

124

無

※ A：80wt% UO2+20wt% ZrO2
B：77wt% UO2+19wt% ZrO2+4w t% Zr

表 2.2 COTELS 試験の試験条件及び FCI 発生の有無発生の有無

No.
A1

溶融
溶融物質量 雰囲気圧力
サブクール度 FCI発生の
コリウム
水深[m]
[kg]
[MPa]
[K]
有無
※
C
56.3
0.20
0.4
0
無

A4

C

27.0

0.30

0.4

8

無

A5

C

55.4

0.25

0.4

12

無

A6

C

53.1

0.21

0.4

21

無

A8

C

47.7

0.45

0.4

24

無

A9

C

57.1

0.21

0.9

0

無

A10

C

55.0

0.47

0.4

21

無

A11

C

53.0

0.27

0.8

86

無

※ C：55wt% UO2+5wt% ZrO2+25wt% Zr+15wt% SUS

添 3.3.1-7

表 2.3 KROTOS 試験の試験条件及び FCI 発生の有無
No.

溶融
コリウム

溶融物質量 溶融物温度 雰囲気圧力
サブクール度 外部トリガ FCI発生の
水深[m]
[kg]
[K]
[MPa]
[K]
の有無
有無

38

アルミナ

1.53

2665

0.10

1.11

79

無

有

40

アルミナ

1.47

3073

0.10

1.11

83

無

有

41

アルミナ

1.43

3073

0.10

1.11

5

無

無

42

アルミナ

1.54

2465

0.10

1.11

80

無

有

43

アルミナ

1.50

2625

0.21

1.11

100

無

有

44

アルミナ

1.50

2673

0.10

1.11

10

有

有

49

アルミナ

1.47

2688

0.37

1.11

120

無

有

50

アルミナ

1.70

2473

0.10

1.11

13

無

無

51

アルミナ

1.79

2748

0.10

1.11

5

無

無

37

コリウム※

3.22

3018

0.10

1.11

77

有

無

45

コリウム※

3.09

3106

0.10

1.14

4

有

無

47

コリウム※

5.43

3023

0.10

1.11

82

有

無

52

コリウム※

2.62

3023

0.20

1.11

102

有

有

※ コリウム：80% UO2+20% ZrO2

表 2.4 TROI 試験の試験条件及び FCI 発生の有無[2][3][4][5]（注 1）参考文献[4]によれば温度計測に問題があり，実際には 3500K 程度以上と推測されている。
（注 2）参考文献[4]によれば二つの温度計が異なる最高温度（4000K，3200K）を示しており，計測の不確かさが大きいとされている。

添 3.3.1-8

添付資料 3.3.2
水蒸気爆発の発生を仮定した場合の原子炉格納容器の健全性への影響評価

1. 評価の目的
溶融炉心が原子炉圧力容器の破損口から落下した際に水蒸気爆発が発生する可能性は，
これまでの知見からも極めて低いと考えられる。しかしながら，水蒸気爆発が発生した場合についても考慮し，原子炉格納容器の健全性に対する影響を確認しておくことは，原子炉格納容器下部への水張り等の格納容器破損防止対策の適切性を確認する上でも有益な参考情報になると考える。このため，ここでは溶融炉心落下時の水蒸気爆発の発生を仮定し，水蒸気爆発が生じた際の原子炉格納容器の健全性を評価した。
2. 評価に用いた解析コード等
水蒸気爆発の影響を評価するにあたっては，溶融燃料－冷却材相互作用によって発生するエネルギー，発生エネルギーによる圧力伝播挙動および構造応答が重要な現象となる。
よって，これらの現象を適切に評価することが可能である水蒸気爆発解析コード JASMINE，
構造応答解析コード AUTODYN-2D により圧力伝播挙動及び構造応答，格納容器圧力等の過渡応答を求める。これらの解析コードに対して構築した評価モデル及び入力の詳細は添付資料 1.5.1 の(3)に示している。溶融炉心の物性値は JASMINE コードに付属している溶融コリ
ウム模擬のライブラリから，水蒸気爆発時の発生エネルギーを最も大きく評価するライブ
ラリを用いた。また，これらの解析コードへの入力条件の一部は，シビアアクシデント総合解析コード MAAP を用いて評価した，「3.3 炉外の溶融燃料-冷却材相互作用」の評価結果を用いた。
（添付資料 1.5.1）
3. 評価条件
主要解析条件を表 1 に示す。溶融炉心は原子炉圧力容器底部の中央から落下する※ものとし，溶融炉心が原子炉圧力容器の破損口から落下する際には，溶融炉心・コンクリート相互作用の緩和策として，原子炉格納容器下部に水位 2m の水張りが実施されているものとした。なお，応力評価の対象としている内側及び外側鋼板（厚さ 30mm）降伏応力は約 490MPaである。
※原子炉圧力容器底部の形状から、原子炉圧力容器底部に落下した溶融炉心は原子炉圧力容器底部中央に集まり易いと考えられ，また，原子炉圧力容器底部中央は溶融炉心が堆積した場合の堆積厚さが厚く、除熱面から遠いために冷却されにくいと考えられることから，原子炉圧力容器が破損(貫通)する
箇所については，原子炉圧力容器底部中央を想定した。

4. 評価結果
水蒸気爆発に伴うエネルギー，原子炉格納容器下部内側及び外側鋼板の応力の推移を図 1，

添 3.3.2-1

図 2 及び図 3 に示す。
水蒸気爆発の発生を想定した場合に原子炉格納容器下部ドライウェルの水に伝達される運動エネルギーの最大値は，約 7MJ である。このエネルギーを入力とし，原子炉格納容器
下部内側及び外側鋼板にかかる応力を解析した結果，原子炉格納容器下部の内側鋼板にかかる応力は約 32MPa，外側鋼板にかかる応力は約 25MPa となった。これは内側及び外側鋼板の降伏応力を大きく下回る値であり，かつ，弾性範囲内にあることから，原子炉圧力容器の支持に支障が生じるものでは無い。なお，構造上，原子炉格納容器下部の内側鋼板にかかる応力の方が外側鋼板にかかる応力よりも大きくなる傾向があるが，原子炉圧力容器の支持機能については原子炉格納容器下部の外側鋼板のみで維持可能である。
以上の結果から，水蒸気爆発の発生を想定した場合であっても，原子炉格納容器バウン
ダリの機能を維持できることを確認した。
以上

添 3.3.2-2

運動エネルギー（MJ）

最大運動エネルギー（約 7MJ）
この結果を用い，AUTODYN-2D で応力を解析

時間（ms）
図 1 水蒸気爆発によるエネルギーの推移※1

応力（MPa）

5045（降伏応力は 490MPa）40

最大応力（約 32MPa）

ミーゼス相当応力

35
30
25
20
15
10
5
0
0

10

20

30

40

50

60

時間（ms）
図 2 原子炉格納容器下部内側鋼板の応力の推移※1

応力（MPa）

5045（降伏応力は 490MPa）40

最大応力（約 25MPa）

ミーゼス相当応力

35
30
25
20
15
10
5
0
0

10

20

30

40

50

時間（ms）
図 3 原子炉格納容器下部外側鋼板の応力の推移※1※1 JASMINE によって評価した水蒸気爆発による運動エネルギー(図 1)の最大値を
AUTODYN への時刻 0 での入力とし，格納容器下部鋼板の応力の推移(図 2, 3)を評価している。このため，図 1 と図 2, 3 の時刻歴は一致しない。

添 3.3.2-3

60

表 1 主要解析条件（原子炉圧力容器外の溶融炉心－冷却材相互作用（水蒸気爆発の評価））
解析コード
MAAP※

項目
原子炉圧力容器の破損径

主要解析条件0.2m

条件設定の考え方
制御棒駆動機構ハウジング 1 本の外径として設定
溶融炉心－コンクリート相互作用による格納容器破損防止対策として，落下

ペデスタル水深2mした溶融炉心を微粒子化し，十分な除熱量を確保するため，予め水張りを行うものとして手順上定めている値

原子炉格納容器下部への水

50℃

外部水源の水温として設定

粗混合粒子径4mm

FARO 試験結果におけるデブリ粒径分布をもとに設定

爆発計算時の微粒子径

50μm

FARO，KROTOS 等の各種試験結果におけるデブリ粒径分布をもとに設定張りに用いる水の温度
添 3.3.2-4

JASMINE

AUTODYN-2D

溶融炉心－冷却材相互作用による発生エネルギー

JASMINE の解析結果をもとに設定※「3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料-冷却材相互作用」と重複する条件を除く。

－

添付資料 3.3.3
原子炉格納容器下部への水張り実施の適切性

炉心の溶融が進展し，溶融炉心が原子炉圧力容器（以下「RPV」という。）底部から流出するよ
うな場合には，原子炉格納容器内で発生する種々の現象の発生を防止あるいは影響を緩和することで，格納容器の破損を防止することが重要なマネジメントとなる。RPV の外において発生する現象のうち，溶融炉心・コンクリート相互作用（以下｢MCCI｣という。）に対してはその影響緩和の手段として，格納容器下部ドライウェルへの溶融炉心落下前の水張り（以下｢初期水張り｣という。）が有効な対策となる。一方，初期水張りによって，RPV 外の溶融燃料－冷却材相互作用（以下｢FCI｣という。）による水蒸気爆発のリスクが生じ，初期水張りの水深によって想定される影響の程度は変化すると考えられることから，初期水張りを実施する場合には，両者の影響を考慮して水位を決定する必要がある。以下に初期水張りにおける水位設定の考え方を示す。
1. 格納容器下部ドライウェルへの水張りの FCI に対する影響
FCI として生じる現象としては，急激な水蒸気発生に伴う格納容器内圧力の急激な上昇（以下｢圧力スパイク｣という。）及び水蒸気爆発がある。
水蒸気爆発については，UO2 主体の溶融物が水中に落下した場合に水蒸気爆発が発生した実験例は僅かであること及び，水蒸気爆発が発生した実験は，外部トリガを意図的に与えた場合，または溶融物の温度が溶融炉心の温度を上回る程の極端に大きな過熱度で実験した場合に限られることを確認している。[1- 4] また，水深 1.3m 以上の条件下での水蒸気爆発の発生は報告されておらず，実機条件に近い多くの溶融物量を落下させた実験でも水蒸気爆発の発生は報告されていない。
[2, 5, 6]

これらを考慮すると，実機で水蒸気爆発が生じる可能性は小さいと考える。しかしながら，

仮に水蒸気爆発が発生した場合を想定すると，水深が深い方が粗混合が促進され，発生する機械
エネルギーが大きくなることから，構造壁への衝撃荷重が大きくなると考えられる。
圧力スパイクは，初期水張りの水位が高い場合，水の顕熱による熱の吸収が増加することで圧力スパイクのピークが小さくなる効果と，溶融炉心の粗混合量が増加することで水への伝熱量が増加し，圧力スパイクのピークが高くなる効果が考えられる。
2. 格納容器下部ドライウェルへの水張りの MCCI に対する影響
格納容器下部ドライウェルへの初期水張りに失敗し，溶融炉心落下後に注水を開始した場合，
これまでの知見[7- 16]からは，溶融炉心上部にクラストが形成され，溶融炉心の冷却が阻害される可能性が考えられる。
一方，初期水張りを実施することで，溶融物落下時に溶融炉心が粒子化されるため，クラストの形成によるデブリ内部への熱の閉じ込めを抑制することができ，デブリ上面からの除熱と落下時の溶融炉心の急速な冷却（デブリクエンチ）に期待できる。[5, 6, 17]

添 3.3.3-1

3. 初期水張りの水位について（1） 水位の設定
1.及び 2.に示した通り，初期水張りの水位は，FCI の水蒸気爆発による格納容器への影響の観点では低い方が良く，FCI の圧力スパイク及び MCCI による格納容器への影響の観点では高い方が良い。ABWR においては，従来の炉型に比較して格納容器下部ドライウェルの床面積が広いため，溶融炉心が拡がった際に溶融炉心上面からの除熱に寄与する面積が大きく，また，溶融炉心が格納容器下部に落下した際の堆積高さが低いため，MCCI が緩和され易いという特徴がある。
以上を踏まえ，6 号及び 7 号炉においては，FCI の水蒸気爆発が発生した場合の影響を小さく抑えつつ，FCI の圧力スパイクを考慮しても原子炉格納容器バウンダリの機能が維持され，MCCI 緩
和のための溶融炉心の粒子化の効果に期待できる水位として，初期水張り水位を 2m に設定している。初期水張り水位 2m における FCI, MCCI の影響や，水張りの実施可能性ついては，FCI, MCCI
各事象の有効性評価で示したとおり，問題が無いものと考える。
（2） 水位の設定根拠
a. FCI の影響の観点
1. に示した通り，実機では水蒸気爆発が発生する可能性は小さい。しかしながら，仮に FCIの発生を前提とした場合，格納容器下部ドライウェルの水位について，水位が高い方が溶融炉
心の細粒化割合が大きくなる傾向がある。この場合，細粒化した粒子から水への伝熱量が多くなるので，水蒸気爆発に伴い格納容器下部ドライウェルに与えられる荷重は大きくなる。このことから，格納容器下部ドライウェルの水深が 2m より深い場合の影響を評価し，問題が無いことを確認している。この詳細は 4. に示す。
b. MCCI の影響の観点
初期水張りの水深に応じて溶融炉心の一部が水中で粒子化し，急速冷却されることを考慮した上で，粒子化しなかった溶融炉心によって形成される連続層の高さを評価し，この連続層の冷却性の観点から，初期水張りの水深の妥当性を確認した。評価条件を以下に示す。
・溶融炉心の水中での粒子化割合の評価には，MAAP コードにも用いられている RicouSpalding 相関式[18]を用いた。
・RPV の破損形態は制御棒駆動機構ハウジング 1 本の逸出を想定し，溶融物流出に伴う破損口の拡大を考慮した溶融炉心流出質量速度とした。
・粒子化した溶融炉心が連続層の上部に堆積した状態である，粒子状ベッドの冷却性については，Lipinski 0-D モデルを使用して評価している。粒子状ベッドのドライアウト熱流束と堆積したコリウムが床に均一に広がったと仮定した場合の崩壊熱除去に必要な熱流束（図 1 参照）を比較すると，粒子状ベッドのドライアウト熱流束（0.8MW/m2 以上）は崩壊
熱除去に必要な熱流束（全炉心落下で約 0.36MW/m2）よりも十分に大きく，粒子状ベッドの冷却可能性は極めて高いことから，連続層から水への崩壊熱除去を妨げないものとした。
・ 落下した溶融炉心は格納容器下部床上を広がると考えられるが，これまでの実験データを
添 3.3.3-2

元にした解析[19]によると，初期水張りがある場合，溶融炉心の広がり距離は落下量等にもよるが 5m 程度となるという結果が得られている。6 号及び 7 号炉の格納容器下部の半径は
約 5.3m であることから，水張りしている場合でもほぼ床全面に広がる可能性が高いと考え，
溶融炉心の広がり面積を格納容器下部床全面（約 88m2）とした。
また，初期水張りの水位を決定する上での設定目安は以下の通りとした。
・連続層が安定クラストとなり，水が連続層内に浸入せず，連続層の熱伝導が除熱の律速条
件になると仮定して評価したところ，連続層厚さ 15cm までは，連続層が安定クラスト化していても連続層上面からの除熱によってコンクリートを分解温度以下に維持できる（MCCIの進展を防止可能）という結果（図 2 参照）が得られたため，連続層厚さが 15cm となる水
深を初期水張りの設定目安とした。
上記の評価条件を元に，水張り水深と溶融炉心落下量をパラメータとして，連続層堆積高さを評価した。評価結果を図 3 に示す。
評価結果を上記の初期水張りの水位の設定目安に照らすと，初期水張りの水位が 2m 程度の場
合，溶融炉心落下量が全炉心の 70%であれば連続層の高さを 15cm 以下にすることができ，初期
水張りの水位が 3m 程度の場合，溶融炉心落下量が全炉心の 100%の場合でも連続層の高さが 15cm以下になることを確認した。
以上の結果を考慮し，初期水張りの水位は 2m としている。有効性評価では溶融炉心が全量落下するものとして評価しているものの，落下割合には不確かさがあることや溶融炉心落下後には崩壊熱相当の注水を実施する手順としていること及び実機スケールではクラストへの水の浸入に期待できるという知見を踏まえると，現状の初期水張りの水位の設定は妥当と考える。また，2m の初期水張りについては，事象発生から溶融炉心落下までの時間余裕の中で十分に対応可能な操作である。
また，柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉について，MCCI に対して保守的な評価条件を設定した上で，初期水張りの有効性を感度解析によって確認している。初期水張りの水位を 2m とした場合について，溶融炉心は全量落下するものとし，溶融炉心の崩壊熱を事象発生から 6 時
間後として，上面熱流束を格納容器圧力への依存性を考慮しない 800kW/m2 相当とした場合であっても，MCCI による浸食量は数 cm（床面 5cm，壁面 2cm）であり，初期水張りが遅れた場合を想定し，初期水張りの水位を 1m とした場合であっても MCCI による浸食量は数 cm（床面 7cm，
壁面 4cm）に留まることを確認していることから，現状の初期水張りの水位の設定に問題は無いものと考える。感度解析の結果を図 4 に示す。
c. まとめFCI については，これまでの試験結果から，実機において格納容器の破損に至るような大規模な RPV 外での水蒸気爆発の発生の可能性は小さいと考える。また，FCI の発生を前提とした評価においても，格納容器下部ドライウェルの構造損傷に伴う格納容器の破損には至らず，ま添 3.3.3-3

た，十分な余裕があることを確認しており，格納容器下部への初期水張りの有無及びその水位が，格納容器の健全性に影響を与えるものではないと判断している。
上記を踏まえ，格納容器下部ドライウェルに溶融炉心が落下する状況に対しては，格納容器
下部ドライウェルに 2m の初期水張りまで注水を実施する運用としている。
4. 格納容器下部の水位上昇の影響
事故対応の中で格納容器スプレイを実施すると，リターンラインを通じたサプレッション・チ
ェンバ・プールからの流入やベント管を通じた流入によって冷却材が格納容器下部ドライウェルに流れ込み，下部ドライウェル水位を上昇させる場合がある。ここでは，FCI の有効性評価で設定した RPV 破損に至るシナリオにおいて，格納容器下部ドライウェルへの初期水張りの水位が上昇していた場合を想定し，その際の FCI への影響を評価した。
a．溶融炉心落下前の下部ドライウェル水位上昇の可能性
溶融炉心落下前の格納容器下部ドライウェルへの初期水張りの他に格納容器下部ドライウェルの水位を増加させる要因としては，格納容器スプレイによる冷却材が格納容器下部ドライウェル
壁面の連通孔とベント管の間から流入する場合が考えられる。連通孔とベント管は，その間に隙間があるものの，上下に連続して設置されているため，格納容器スプレイによる冷却材は，基本的には連通孔からベント管に流れ落ちると考えられるが，仮に格納容器スプレイの水が全て格納
容器下部ドライウェルに流入したとしても，今回の申請において示した解析ケースにおいて，格納容器下部ドライウェルに形成される水位は 4m 以下である。ただし，初期水張り操作による注水と格納容器スプレイの水の流入を合わせて形成される格納容器下部水位が 2m に到達した時点で格納容器下部ドライウェルへの初期水張り操作を停止するものとした。
また，LOCA を伴う場合には，破断口から流出した冷却材が格納容器下部ドライウェルに流入する可能性，及び，格納容器スプレイによる冷却材の流入の可能性が考えられるが，LOCA によって
原子炉圧力容器から流出する冷却材は飽和蒸気であり，サブクールが小さい。このため，LOCA に
よって流出した冷却材によって水位が形成された格納容器下部ドライウェルでの水蒸気爆発の発生を仮定しても，発生する運動エネルギーは小さいものと考えられる。
b．評価条件
溶融炉心が格納容器下部ドライウェルに落下する前に，格納容器下部にリターンラインまでの高さ（7m）の水位が形成されているものとした。この水位は上記「a．溶融炉心落下前の下部ドラ
イウェル水位上昇の可能性」に照らして十分に高いと考える。
その他の解析条件は，添付資料 3.3.2
において設定した評価条件と同様とした。
c．評価結果水蒸気爆発による影響と，水蒸気発生に伴う急激な圧力上昇（圧力スパイク）による影響を評価した。以下にその結果を示す。

添 3.3.3-4

（1）水蒸気爆発
水蒸気爆発によって格納容器下部の水に伝達される運動エネルギーの評価結果を図 5 に示す。最大値は約 16MJ であり，水位 2m の場合（約 7MJ）と比べて約 2 倍に増加している。
このエネルギーを入力とした応力の解析結果を図 6 及び図 7 に示す。格納容器下部ドライ
ウェルの内側鋼板の最大応力は約 278MPa であり，水位 2m の場合の約 32MPa と比べて約 9 倍に増加している。また，格納容器下部ドライウェルの外側鋼板の最大応力は約 168MPa であり，水位 2m の場合の約 25MPa と比べて約 7 倍に増加している。格納容器下部ドライウェルの内側鋼板の降伏応力（490MPa）を十分に下回っており，格納容器破損に至るおそれはないと考える。
また，初期水張りの水位が上昇すると，水面と RPV 底部の距離が短くなる。このことにより，水蒸気爆発に伴う瞬間的な水面の上昇が生じた際に，水面が RPV 底部に到達することによって，RPV 底部に圧力波が伝搬し，RPV の支持構造に影響を及ぼすことが懸念される。しかしながら，溶融炉心の落下による水位上昇分は約 0.5m であること，及び，JASMINE 解析によると水蒸気爆発による発生運動エネルギーがピークになる 0.1 秒以内での平均ボイド率は20%程度（初期水張り水位 2m の条件での評価結果より）であることを考慮すると，初期水張り水位 2m の場合，水位は約 3m（溶融炉心の堆積による水位上昇分の 0.5m と初期水張り水位
2m の 20%分である 0.4m の水位上昇を想定）までの上昇と想定される。溶融炉心の落下による水位上昇分及び平均ボイド率について同様と考えると，初期水張り水位 7m の場合，水位は約9m（溶融炉心の堆積による水位上昇分の 0.5m と初期水張り水位 7m の 20%分である 1.4m の水
位上昇を想定）までの上昇と想定される。水位の上昇が 9m 程度であれば，格納容器下部ドラ
イウェル床面から RPV 底部までの高さ約 10.6m に対して余裕があることから，RPV 底部に直接的に液相中の圧力波が伝播することは無いと考える。
水蒸気爆発が発生した際の気相部の挙動については，JASMINE コードを用い，添付資料
3.3.2 の評価条件（初期水張り水位 2m）における，原子炉格納容器下部の空間部での格納容器圧力及びボイド率変化を評価した。評価結果を図 8 に示す。水蒸気爆発時の粗混合粒子の細粒化と伝熱により，爆発源の膨張に伴う圧力波が伝播する。圧力波は減衰するため，原子炉圧力容器底部に到達する時点では 0.30MPa[abs]以下となる。0.30MPa 程度の圧力波によって原子炉圧力容器が損傷に至ることは想定し難いことから，圧力波による原子炉圧力容器への影響は無視できる程度と考える。原子炉格納容器への影響については，原子炉格納容器の構造上，原子炉格納容器下部において発生した圧力波が減衰されないまま原子炉格納容器上部に到達することは考えにくいが，仮に 0.30MPa 程度の圧力波が原子炉圧力容器上部の壁面に到達しても，原子炉格納容器の限界圧力（0.62MPa[gage]）未満であることから，原子炉格
納容器が破損に至ることは無い。また，ボイド率からは水蒸気爆発に伴う水位の変化は 1m 未満であることが確認できることから，水面の上昇による原子炉圧力容器への影響は無いものと考えられる。
（2）圧力スパイク
格納容器圧力の評価結果を図 9 に示す。RPV が破損して，溶融炉心が格納容器下部ドライ
添 3.3.3-5

ウェルの水中に落下する際に圧力スパイクが生じているが，圧力スパイクのピーク圧力は約0.30MPa であり，水位 2m の場合の約 0.47MPa よりも低くなっている。
この理由としては，初期水張り水位の上昇によって格納容器下部ドライウェルの水量が多くなり，溶融炉心の粗混合量が増加し，水への伝熱量が増加したものの，落下した溶融炉心の周囲のサブクール状態の水量が増加したことによる効果が，溶融炉心落下時の水温上昇とそれに伴う蒸気発生を緩和する側に作用し，ピーク圧力が抑制された可能性が考えられる。
以上の結果から，格納容器下部ドライウェルの水位を現状の初期水張りの水位である 2m 以上に上昇させた場合であっても，FCI によって格納容器が破損に至る恐れは無いと考える。このこと
から事故対応におけるドライウェルスプレイ等の運転操作に対して，FCI の観点からの制約は生
じない。
5. 結論
柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉においては，FCI が発生した場合の影響を低減しつつ，溶融炉心の粒子化の効果等による MCCI の影響緩和を期待できる水位として，初期水張り水位を2m に設定している。また，事故対応におけるドライウェルスプレイ等の運転操作により，格納容器下部ドライウェルの水位が上昇した場合であっても格納容器が破損に至る恐れはない。
以 上

添 3.3.3-6

参考文献[1] V. Tyrpekl, Material effect in the fuel - coolant interaction : structural characterizationand solidification mechanism, 2012[2] J.H.Kim, et al, The Influence of Variations in the Water Depth and Melt Composition on a
Spontaneous Steam Explosion in the TROI Experiments, Proceedings of ICAPP’04[3] J.H. Song, Fuel Coolant Interaction Experiments in TROI using a UO2/ZrO2 mixture, Nucl.
Eng. Des. 222, 1-15, 2003
[4] J.H. Kim, Results of the Triggered Steam Explosions from the TROI Experiment, Nucl. Tech.,
Vol.158 378-395, 2007
[5] D.Magallon, “Characteristics of corium debris bed generated in large-scale fuel-coolant
interaction experiments,”Nucl. Eng.Design, 236 1998-2009, 2006
[6] M. Kato, H. Nagasaka, “COTELS Fuel Coolant Interaction Tests under Ex-Vessel Conditions,”
JAERI-Conf 2000-015, 2000
[7] （財）原子力発電技術機構（NUPEC）,「重要構造物安全評価（原子炉格納容器信頼性実証事業）
に関する総括報告書」2003[8] B.R.Sehgal, et al., “ACE Project Phase C&D : ACE/MCCI and MACE Tests”, NUREG/CR-0119,
Vol.2, 1991
[9] R.E.Blose, et al., “SWISS: Sustained Heated Metallic Melt/Concrete Interactions With
Overlying Water Pools,”NUREG/CR-4727, 1987
[10] R.E.Blose, et al., “Core-Concrete Interactions with Overlying Water Pools - The WETCOR-1
Test,”NUREG/CR-5907, 1993[11] M.T.Farmer, et al., "Status of Large Scale MACE Core Coolability Experiments", Proc. OECD
Workshop on Ex-Vessel Debris Coolability, Karlsruhe, Germany, 1999[12] M.T.Farmer, et al., “Corium Coolability under Ex-Vessel Accident Conditions for LWRs,”
Nuc. Eng. and Technol., 41, 5, 2009[13] M.T.Farmer, et al., “OECD MCCI Project 2-D Core Concrete Interaction (CCI) Tests : Final
Report,”OECD/MCCI-2005-TR05, 2006[14] M.T.Farmer, et al., “OECD MCCI Project Final Report,”OECD/MCCI-2005-TR06, 2006[15] M.T.Farmer, et al., “OECD MCCI-2 Project Final Report,”OECD/MCCI-2010-TR07, 2010[16] H.Nagasaka, et al., “COTELS Project (3): Ex-vessel Debris Cooling Tests,”OECD Workshop
on Ex-Vessel Debris Coolability, Karlsruhe, Germany, 1999[17] A. Karbojian, et al.,” A scoping study of debris bed formation in the DEFOR test facility,”
Nucl. Eng. Design 239 1653- 1659, 2009[18] F.B.Ricou, D.B.Spalding, “Measurements of Entrainment by Axisymmetrical Turbulent
Jets,”Journal of Fluid Mechanics, Vol.11, pp.21-32, 1961
[19] 中島 他，SAMPSON コードによる ABWR 格納容器ペデスタル上の炉心デブリの 3 次元拡がり評価，
日本原子力学会「2013 年秋の大会」H12, 2013 年 9 月

添 3.3.3-7発熱量(MW/m2)

連続層堆積高さ(m)

溶融炉心落下量(全炉心に対する割合%)

コンクリート侵食距離(m)

図 1 格納容器下部ドライウェルへの溶融炉心落下割合に対する連続層堆積高さと単位面積当たりの発熱量※1 溶融炉心の堆積により生じた連続層厚さ。図中の他の評価結果に付記されている値についても同じ。
※2 クラスト表面は沸騰曲線による熱伝達を仮定，クラスト内は熱伝導による温度勾配を考慮

※1時間(s)

図 2 ハードクラスト形成時のコンクリート侵食評価例※2

連続層堆積高さ(m)※ 本評価では，RPV 下部の貫通口で最大の径である CRD ハウジング 1
本をデブリジェット径として想定しているが，実際には溶融炉心落下量が少ない場合は破断口径が小さ
く，デブリジェット径が小さくなる傾向を示すと考えられる。また，
Ricou-Spalding の式ではデブリジ
ェット径が小さいほど粒子化割合が大きくなる。溶融炉心落下量と，破断口径のとの相関を現実的に考えると，本評価では保守的に CRD
ハウジング 1 本としているが，溶融
炉心落下量が少ない場合には破断
口径が小さくなり，より多くの割合が粒子化し，連続層堆積厚さが低下する傾向となるものと考えられる。

水張り水深(m)

図 3 水張り水深と連続層堆積高さの関係※
添 3.3.3-8

溶融炉心による浸食量(m)

0.5

0.4

0.3

溶融炉心がコンクリートを取り込み，溶融炉心とコンクリートの混合物の温度がコンクリートの融点を下回り，コア・コンクリート反応が停止する。
0.2

0.1

格納容器下部ドライウェル
壁面の浸食量：2 cm(内側鋼板の厚さ(3 cm)以下)

格納容器下部ドライウェル
床面の浸食量：5 cm

0

原子炉圧力容器破損後からの時間(h)(a) 初期水張り水位 2 m の場合（溶融炉心の崩壊熱：事象発生から6 時間後，上面熱流束：800kW/m2 相当（圧力依存無し））

溶融炉心による浸食量(m)

0.5

0.4

0.3

溶融炉心がコンクリートを取り込み，溶融炉心とコンクリートの混合物の温度がコンクリートの融点を下回り，コア・コンクリート反応が停止する。
0.2

格納容器下部ドライウェル
壁面の浸食量：4 cm

0.1

格納容器下部ドライウェル
床面の浸食量：7 cm

0

原子炉圧力容器破損後からの時間(h)(b) 初期水張り水位 1 m の場合（溶融炉心の崩壊熱：事象発生から6 時間後，上面熱流束：800kW/m2 相当（圧力依存無し））
図 4 格納容器下部壁面及び床面の浸食量の推移
添 3.3.3-9

運動エネルギー(MJ)

最大値(約 16MJ)

時間(ms)

応力(MPa)

図 5 水蒸気爆発によるエネルギーの変化（初期水張り水位 7m）※1

時間(ms)

応力(MPa)

図 6 水蒸気爆発による格納容器下部内側鋼板の応力の変化（初期水張り水位 7m）※1

時間(ms)

図 7 水蒸気爆発による格納容器下部外側鋼板の応力の変化（初期水張り水位 7m）※1※1 JASMINE によって評価した水蒸気爆発による運動エネルギー(図 5)の最大値を
AUTODYN への時刻 0 での入力とし，格納容器下部鋼板の応力の推移(図 6, 7)を評価している。このため，図 5 と図 6, 7 の時刻歴は一致しない。

添 3.3.3-10

t = 0.004 (sec)t = 0.008 (sec)t = 0.012

t = 0.016 (sec)t = 0.018 (sec)

圧力[MPa(abs)]

下部ドライウェル床からの高さ (m)

0.60

0.24

下部ドライウェル中心からの距離 (m)添 3.3.3-11

t = 0.004 (sec)t = 0.008 (sec)t = 0.012 (sec)t = 0.016 (sec)t = 0.018 (sec)

下部ドライウェル床からの高さ (m)下部ドライウェル中心からの距離 (m)図 8 原子炉格納容器下部の空間部の格納容器圧力及びボイド率の変化（初期水張り水位 2m）

ボイド率
[－]

0.5
(格納容器限界圧力：0.62MPa[gage])

格納容器圧力(MPa[gage])

ドライウェル0.4

サプレッション・チェンバ

原子炉圧力容器破損及び下部 D/W へのデブリ落下による圧力上昇(ピーク圧力：約 0.30MPa[gage])

0.3

0.2

SRV2 弁開による格納容器圧力上昇

溶融炉心の下部プレナムへの落下(リロケーション)

0.1

0

時間(h)

図 9 格納容器圧力の推移（初期水張り水位 7m）

添 3.3.3-12

添付資料 3.3.4

解析コード及び解析条件の不確かさの影響について（原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用）
表１

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（格納容器圧力）に与える影響（原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用）【MAAP】
分類

重要現象
崩壊熱

解析モデル

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（格納容器圧力）に与える影響

入力値に含まれる。

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

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

炉心モデル（炉心熱水力モデル）
溶融炉心の挙動モデル（炉心ヒートアップ）

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

炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実
験についての再現性が確認されている。炉心ヒートアップの感度解析（ヒートアップ時の燃料被覆管表面積感度解析）では，炉心溶融時間に対する感度
及び下部プレナムへのリロケーション開始時間に対する感度は小さいことが確認されている。本評価事故シーケンスにおいては，重大事故等対処設備を含む全ての原子炉への注水機能が喪失することを想定しており，最初に実施すべき操作は原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%高い
位置に到達した時点の減圧操作となり，燃料被覆管温度等によるパラメータを操作開始の起点としてい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。

炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性が確認されている。炉心ヒートアップの感度解析（ヒートアップ
時の燃料被覆管表面積感度解析）では，炉心溶融時間に対する感度及び下部プレ
ナムへのリロケーション開始時間に対する感度は小さいことが確認されている。
本評価事故シーケンスでは，運転員等操作による原子炉急速減圧により原子炉圧
力容器破損時の原子炉圧力を 2.0MPa[gage]以下に低減しており，上記の不確かさ
が運転員等操作時間に与える影響はないこと及び原子炉急速減圧操作後に原子炉圧力は速やかに低下することから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

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

炉心モデル（炉心水位計算モデル）は原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である SAFER コードとの比較により，急速減圧後の水位上昇及び蒸気流出の継続による水位低下について，一時的に低いより水位に到達することが確認されており，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%高い位置に到達する時間が早まる可能性があるが，数分程度の差違であることから運転員等操作時間に与える影響は小さい。

炉心モデル（炉心水位計算モデル）では，原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である SAFER コードとの比較により，短期的な挙動は緩慢な挙動となるものの模擬できており，また，長期的な挙動は崩壊熱の影響が支配的となる。このため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

格納容器モデル（格納容器の熱水力モデル）

HDR 実験解析では，格納容器圧力及び温度について，温度成層化含めて傾向を良く再現できることを確認した。格納容器雰囲気温度を十数℃程度
高めに，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向が確認されたが，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの種の不確
かさは小さくなるものと考えられる。また，非凝縮性ガス濃度の挙動について，解析結果が測定データと良く一致することを確認した。
CSTF 実験解析では，格納容器温度及び非凝縮性ガス濃度の挙動について，解析結果が測定データと良く一致することを確認した。

HDR 実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器
圧力を 1 割程度高めに評価する傾向が確認されているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているが，格納容器圧力及び温度を操作開始の起点としている運転員等操作はないため，運転員等操作時間に与える影響はない。

HDR 実験解析では区画によって格納容器雰囲気温度を十数℃程度，格納容器圧力を 1 割程度高めに評価する傾向が確認されているが，BWR の格納容器内の区画とは異なる等，実験体系に起因するものと考えられ，実機体系においてはこの解析で確認された不確かさは小さくなるものと推定される。しかし，全体としては格
納容器圧力及び温度の傾向を適切に再現できているため，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

溶融炉心の挙動モデル（リロケーション）

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

溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性が確認されている。また，
炉心崩壊に至る温度の感度解析より原子炉圧力容器破損時間に対する感度は小さいことが確認されている。リロケーション開始時間の不確かさは小さく，溶融炉心が炉心下部プレナムへリロケーションした際の原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇は急峻であることから，原子炉圧力容器下鏡部温度を操作開始の起点としている原子炉格納容器下部への初期水張り操作の開始に与える影
響は小さく，運転員等操作時間に与える影響はない。

溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性が確認されており，炉心崩壊に至る温度の感度解析より原子炉圧力容器破損時間に対する感度は小さいことを確認しており，また，原子炉圧力容器破損時点で原子炉格納容器下部に初期水張りが実施されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

溶融炉心の挙動モデル（原子炉圧力容器破損
モデル）

原子炉圧力容器破損に影響する項目として，制御棒駆動機構ハウジング
溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）をパラメータとした
感度解析を行い，原子炉圧力容器破損時刻が約 13 分早まることを確認した。ただし，仮想的な厳しい条件に基づく解析結果であり，実機における影響は十分小さいと判断される。

制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）に対する感度解析により，最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損時間が早まることを確認している。本評価事故シーケンスへの対応では下部ヘッドの温度上昇を起点とする復水補給水ポンプによる格納容器下部注水操作の開始（約 3.7 時間後）から，原子炉圧力容器破損（約 7.0 時間後）までに下部ペデスタル注水を完了する必要があるが，注水必要時間 2 時間に対して下部ヘッド温度 300℃到達から原子炉圧力容器破損までは約 3 時間ある
ことから多少の挙動の差異が生じた場合においても十分な時間余裕があり，運転員等操作時間に与える影響はない。

制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）に対する感度解析により，最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損が早まることを確認しているが，溶融炉心の落下時間への影響は小さく，解析コードの不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

溶融炉心の挙動モデル（格納容器下部での溶融炉心挙動）

原子炉圧力容器外 FCI 現象に関する項目としてエントレインメント係数
及びデブリ粒子径をパラメータとして感度解析を行い，原子炉圧力容器
外 FCI によって生じる圧力スパイクへの感度が小さいことを確認した。

下部ペデスタルへの水張り以降において，原子炉圧力容器外 FCI によって生じる圧力スパイクに対する運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

原子炉圧力容器外 FCI 現象に関する項目として細粒化モデルにおけるエントレイ
ンメント係数，冷却水とデブリ粒子の伝熱に関して感度解析を行い，原子炉圧力容器外 FCI により生じる圧力スパイクへの感度が小さいことを確認しており，解析コードの不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料 3.3.5）

炉心モデル（原子炉出力及び崩壊熱）

燃料棒内温度変化

燃料棒表面熱伝達

炉心

燃料被覆管酸化燃料被覆管変形

沸騰・ボイド率変化

気液分離（水位変化）・対向流

原子炉格納容器

格納容器各領域間の流動

リロケーション

原子炉圧力容器（炉心損傷後）構造材との熱伝達

原子炉圧力容器破損

原子炉格納容器（炉心損傷後）原子炉圧力容器外 FCI（溶融炉心細粒化）

原子炉圧力容器外 FCI（デブリ粒子熱伝達）不確かさ

添 3.3.4-1

表２
項目

原子炉熱出力原子炉圧力

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータ（格納容器圧力）に与える影響（原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用）（1/3）

解析条件（初期条件，事故条件）の不確かさ
解析条件

条件設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータ（格納容器圧力）に与える影響

原子炉熱出力のゆらぎを考慮した運転管最確条件とした場合には原子炉停止後の崩壊熱が緩和される。最確条件

最確条件とした場合には原子炉停止後の崩壊熱が緩和される。最確条件とした場

理目標値を参考に最確条件を包絡できるとした場合の運転員等操作時間への影響は，原子炉停止後の崩壊熱にて合の評価項目となるパラメータに与える影響は，原子炉停止後の崩壊熱にて説明

条件を設定。

説明する。

する。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えう

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，原るが，原子炉圧力は逃がし安全弁により制御されるため事象進展に与え子炉圧力は逃がし安全弁により制御されるため事象進展に与える影響はなく，評る影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

価項目となるパラメータに与える影響はない。

最確条件
3,924MWt 以下

3,926MWt（実績値）
約 7.05MPa[gage]～約 7.12MPa[gage]

7.07MPa[gage]

定格原子炉圧力として設定。

（実測値）

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えう
通常運転水位
原子炉水位

ート下端から

通常運転水位（セパレータスカート下端から約+118cm～約+120cm）+119cm）（実測値）（セパレータスカ

るが，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小さい。例
通常運転時の原子炉水位として設定。

えば，スクラム 10 分後の原子炉水位の低下量は通常運転水位約－4m であるのに対してゆらぎによる水位低下量は約－10mm であり非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

炉心流量52,200t/h（100%）定格流量の約 91%～約 110%（実測値）

定格流量として設定。
9×9 燃料（A 型）と 9×9 燃料（B 型）は，
熱水的な特性はほぼ同等であり，その他の燃料

9×9 燃料（A 型）

装荷炉心ごと核的特性等の違いは燃料棒最大線出力密度の保守性に包含されることから，代表的に 9×9 燃料（A 型）を設定。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小さい。例えば，スクラム
10 分後の原子炉水位の低下量は通常運転水位約－4m であるのに対してゆらぎによる水位低下量は約－10mm であり非常に小さい。したがって，事象進展に影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

事象発生後早期に原子炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展

事象発生後早期に原子炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展与える影に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

最確条件とした場合には，9×9 燃料の A 型または B 型の炉心となるか，それらの混在炉心となるが，両型式の燃料の熱水力特性はほぼ同等であり，事象進展に与える影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

最確条件とした場合には，9×9 燃料の A 型または B 型の炉心となるか，それらの混在炉心となるが，両型式の燃料の熱水力特性はほぼ同等であり，炉心冷却性に大きな差は無いことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなることから，原子炉水位の低下が緩やかになり，
初期条件

原子炉停止後の崩壊熱

平均的燃焼度約 30GWd/t

燃焼度 33GWd/t（実績値）

サイクル末期の燃焼度のばらつきを考慮
し，10%の保守性を確保することで，最確条件を包絡できる条件を設定。

有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%高い位置到達を操作開始の起点としている原子炉急速減圧操作の開始が遅くなる。また，原子炉圧
力容器破損に至るまでの事象進展が緩やかになり，原子炉圧力容器下鏡部温度 300℃到達を操作開始の起点としている原子炉格納容器下部への最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，溶融炉心の持
つエネルギーが小さくなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

初期水張り操作及び原子炉圧力容器破損を操作開始の起点としている
原子炉格納容器下部への注水操作の開始が遅くなる。
格納容器容積（ドライウェ

7,350m3

7,350m3（設計値）

ル）

ドライウェル内体積の設計値（全体積から内部機器及び構造物の体積を除いた値）を設定。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はな

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，評価

く，運転員等操作時間に与える影響はない。

項目となるパラメータに与える影響はない。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えう
格納容器容積（ウェットウェル）

空間部：5,960m

3

液相部：3,580m

3

空間部：
約 5,980m3～約 5,945m3
液相部：
約 3,560m3～約 3,595m3

るが，ゆらぎによる格納容器容積（ウェットウェル）の液相部（空間部）
ウェットウェル内体積の設計値（内部機器及び構造物の体積を除いた値）を設定。

（実測値）の変化分は通常時に対して非常に小さい。例えば，通常時の液相部の熱容量は約 3,600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎによる容積減少分の熱容量は約 20m3 相当分であり，その減少割合は通常時の約 0.6%程度と非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

サプレッショ
ン・チェンバ・ 7.05m（NWL）
プール水位

サプレッショ
ン・チェンバ・ 35℃
プール水温

約 7.01m～約 7.08m

通常運転時のサプレッション・チェンバ・（実測値）

プール水位として設定。

約 30℃～約 35℃（実測値）

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，ゆらぎによる格納容器容積（ウェットウェル）の液相部（空間部）の変化分は通常時に対して非常に小さい。例えば，通常時の液相部の熱容量は約 3,600m3 相当分
であるのに対して，ゆらぎによる容積減少分の熱容量は約 20m3 相当分であり，その減少割合は通常時の約 0.6%程度と非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えう

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，ゆるが，ゆらぎによるサプレッション・チェンバ・プール水位低下分の熱らぎによるサプレッション・チェンバ・プール水位低下分の熱容量は通常水位時

容量は通常水位時に対して非常に小さい。例えば，通常水位時（7.05m） に対して非常に小さい。例えば，通常水位時（7.05m）の熱容量は約 3600m3 相当の熱容量は約 3600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎによる水位低下分分であるのに対して，ゆらぎによる水位低下分（通常水位-0.04m 分）の熱容量（通常水位-0.04m 分）の熱容量は約 20m3 相当分であり，その低下割合

は約 20m3 相当分であり，その低下割合は通常水位時の約 0.6%程度と非常に小さ

は通常水位時の約 0.6%程度と非常に小さい。したがって，事象進展に与い。したがって，事象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパラメータにえる影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

与える影響は小さい。

通常運転時のサプレッション・チェンバ・ 運転員等操作としては下部ヘッドの温度上昇を起点とする補給水ポン

最確条件は解析条件で設定している水温よりも低くなるため，圧力スパイクへの

プール水温の上限値を，最確条件を包絡でプによる格納容器下部注水操作の開始となるが，本パラメータによる影影響としては，発生する蒸気量の低下が考えられるが，評価項目となるパラメー

きる条件として設定。

響を受けることはなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

タに対する影響は小さい。

添 3.3.4-2

表２ 解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータ（格納容器圧力）に与える影響（原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用）
（2/3）
項目

解析条件（初期条件，事故条件）の不確かさ
解析条件

最確条件

条件設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与格納容器圧力5.2kPa[gage]

約 3kPa[gage]～約 7kPa[gage]（実測値）

えうるが，ゆらぎによる格納容器圧力の上昇に与える影響は小さい。
通常運転時の格納容器圧力

例えば，事象発生から圧力容器破損までの圧力上昇率（平均）は約として設定。

7 時間で約 0.47MPa であるのに対して，ゆらぎによる圧力上昇量は
約 2kPa であり非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。
運転員等操作としては下部ヘッドの温度上昇を起点とする補給水ポ

格納容器温度57℃

約 30℃～約 60℃

通常運転時の格納容器温度

ンプによる格納容器下部注水操作の開始となることから本パラメー（実測値）として設定。

タによる影響を受けることはなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

3.43kPa（ドライウェ
初期条件

真空破壊装置ル－サプレッショ
ン・チェンバ間差圧）

間以降は 45℃，事象開始 24 時 間 以 降 はル－サプレッショ
ン・チェンバ間差圧）

約 30℃～約 50℃（実測値）

21,400m3 以上
約 21,400m3（ 淡 水 貯 水 池水 量 ＋
復水貯蔵槽水量）

燃料の容量

約 2,040kL

ぎによる格納容器圧力の上昇に与える影響は小さい。例えば，事象発生から圧力容器破損までの圧力上昇率（平均）は約 7 時間で約 0.47MPa であるのに対して，ゆらぎによる圧力上昇量は約 2kPa であり非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，ゆらぎによる格納容器温度の上昇に与える影響は小さい。例えば，事象発生から圧力容器破損までの温度上昇率は約 7 時間で約 50℃であるのに対して，ゆらぎによる温度上昇量は約 3℃であり非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

真空破壊装置の設定値。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく， 解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，評価項目とな
運転員等操作時間に与える影響はない。

るパラメータに与える影響はない。

（設計値）

40℃）

外部水源の容量最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，ゆら

3.43kPa（ドライウェ

50℃（事象開始 12 時
外部水源の温度

評価項目となるパラメータ（格納容器圧力）に与える影響

2,040kL 以上（軽油タンク容量）

復水移送ポンプ吐出温度を参考に最確条件を包絡できる条件を設定。

淡水貯水池及び通常運転中の復水貯蔵槽の水量を参考に，最確条件を包絡できる
条件を設定。

運転員等操作としては下部ヘッドの温度上昇を起点とする補給水ポンプによる格納容器下部注水操作の開始となることから本パラメー
タによる影響を受けることはなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

下部ペデスタルへの注水温度が低い場合，圧力スパイクへの影響としては，発生する蒸気量の低下が考えられるが，評価項目となるパラメータに対する影響は小さい。
一方，トリガリングの発生を前提とした水蒸気爆発という点では，低い水温は厳しめの評価を与えるが，水蒸気爆発解析コードを用いた評価は 32℃を前提としており，その場合でも問題ないことを確認している。

最確条件とした場合には，解析条件よりも水源容量の余裕が大きくなる。また，事象発生 12 時間後からの消防車による補給により復水－貯蔵槽は枯渇しないことから，運転員操作に対する影響はない。

通常時の軽油タンクの運用最確条件とした場合には，解析条件よりも燃料容量の余裕が大きく値を参考に，最確条件を包なる。また，事象発生直後から最大負荷運転を想定しても燃料は枯絡できる条件を設定。

渇しないことから，運転員操作に対する影響はない。

添 3.3.4-3

－

表２
項目

起因事象

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータ（格納容器圧力）に与える影響（原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用）（3/3）

解析条件（初期条件，事故条件）の不確かさ
解析条件

全給水喪失

条件設定の考え方

最確条件－

原子炉水位の低下の観点で厳しい事象を設定。

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータ（格納容器圧力）に与える影響

起因事象として，原子炉水位の低下の観点でより厳起因事象として，原子炉水位の低下の観点でより厳しい事象である大破断 LOCA

しい事象である LOCA 等の原子炉冷却材圧力バウンを仮定した場合，原子炉冷却材圧力バウンダリからの原子炉冷却材の放出によっダリ喪失を仮定した場合，原子炉圧力容器破損のタて格納容器圧力が上昇することに加え，原子炉圧力容器破損のタイミングが早く

イミングは早くなるが，代表プラントに対する解析

なり，圧力スパイクの最大値が高い値となる可能性が考えられることから，起因

では大破断 LOCA と TQUV の破損時間は 30 分程度の差事象を大破断 LOCA とした場合の感度解析を実施し，圧力スパイクの最大値が評であり，この程度の挙動の差が運転員等操作に対し価項目を満足することを確認している。

て影響を与えることはない。
事故条件

安全機能の喪失に対する仮定

高圧注水機能，低圧注
水機能
低 圧 代 替 注水 系 （ 常（添付資料 3.3.6）

高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉－

心注水系の機能喪失を，低圧注水機能として低圧注水
系及び低圧代替注水系（常設）の機能喪失を設定。

設）機能喪失－本評価事故シーケンスへの事故対応に用いる設備は－非常用高圧母線に接続されており，非常用ディーゼル
外部電源

外部電源なし－発電機からの電源供給が可能であるため，外部電源の有無は事象進展に影響を与えないが，非常用ディーゼ
ル発電機に期待する場合の方が資源の観点で厳しいことを踏まえ，外部電源なしとして設定。

事 象 発 生 と同 時 に 原

事象発生と同時に原事象発生と同時に原子炉スクラムするものとして設

ム信号

子炉スクラム子炉スクラム定。

逃がし弁機能7.51～7.86MPa[gage]

逃がし弁機能7.51～7.86MPa[gage]363～380t/h/個

363～380t/h/個

自 動 減 圧 機能 付 き 逃

自動減圧機能付き逃がし安全弁の 2 個開にがし安全弁の 2 個開による原子炉急速減圧

よる原子炉急速減圧

機器条件

原子炉スクラ解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進
逃がし安全弁の逃がし弁機能の設計値を設定。

展に与える影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

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

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

逃がし安全弁
逃がし安全弁の設計値に基づく蒸気流量及び原子炉
圧力の関係から設定。

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

添 3.3.4-4

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

表３
項目

操作条件

溶融炉心
落下前の
格納容器
下部注水
系（常設）
による水
張り操作

運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータ（格納容器圧力）に与える影響及び操作時間余裕（原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用）

解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間
解析上の操作
条件設定の考え方
開始時間

原子炉圧力容器
下鏡部温度が300℃ に 到 達 した時点で開始。
90m3/h で 2 時間
注水し，格納容
器下部に水位 2mの水張りを行う（事象発生から
約 3.7 時間後）

炉心損傷後の原子
炉圧力容器破損による溶融炉心・コ
ンクリート相互作
用の影響緩和を考慮し設定操作の不確かさ要因

運転員等操作時間に与える影響【認知】
格納容器下部への注水操作は，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達したことを確認して開始するが，損傷炉心への注水による冷却性を確認するため，原子炉圧力容器下鏡部
温度は継続監視しており，認知に大幅な遅れが生じることは考えにくい。よって，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
原子炉圧力容器下鏡部温度が【要員配置】
300℃に到達するまでに事象発生
格納容器下部への注水操作は，中央制御室にて操作を行う運転員と現場にて操作を行う運 から約 3.7 時間の時間余裕があ
転員（現場）を各々配置しており，操作開始時間に与える影響はなし。
り，また，格納容器下部注水操作【移動】は原子炉圧力容器下鏡部温度を
中央制御室から操作現場である廃棄物処理建屋地下 3 階までのアクセスルートは，コント 監視しながら溶融炉心の下部プ
ロール建屋のみであり，通常 5 分間程度で移動可能であるが，余裕を含めて 10 分間の移 レナムへの移行を判断し，水張り
動時間を想定している。また，アクセスルート上にアクセスを阻害する設備はなく，よっ 操作を実施することとしており，て，操作開始時間に与える影響はなし。
実態の操作開始時間は解析上の【操作所要時間】設定とほぼ同等であり，操作開始
中央制御室内における格納容器下部への注水操作は，復水補給水系の 2 弁の開操作による 時間に与える影響は小さい。
注水であり，制御盤のスイッチによる操作のため 1 操作に 1 分間を想定し，合計 2 分間で 当該操作は，解析コード及び解析あり，それに余裕時間を含めて操作時間 5 分間を想定している。格納容器下部への注水量 条件（操作条件を除く）の不確か
調整は，制御盤の操作スイッチにて弁の開度調整を行い，約 2 時間の注水で格納容器下部 さにより操作開始時間は遅れるに水位 2m の水張りを行うが，水張り中の操作は適宜流量及び格納容器下部水位を監視し， 可能性があるが，中央制御室の運流量調整をするのみであるため，操作開始時間に与える影響はなし。
転員とは別に現場操作を行う運【他の並列操作有無】
転員(現場)及び緊急時対策要員
格納容器下部への注水操作時に，当該操作に対応する運転員に他の並列操作はなく，操作 を配置しており，他の操作との重開始時間に与える影響はなし。
複もないことから，他の操作に与【操作の確実さ】
える影響はない。
中央制御室内における操作は，制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作により操作時間が長くなる可能性は低い。また，現場操作
は，操作の信頼性向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作により操作時間が長くなる可能性は低い。

添 3.3.4-5

評価項目となるパラ
メータ（格納容器圧力）に与える影響

操作時間余裕

訓練実績等

実 態 の 操 作開 始 時 間は 解 析 上 の設 定 と ほ
ぼ 同 等 で ある こ と から，評価項目となるパ
ラ メ ー タ に与 え る 影
響は小さい。

原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達するまでの時間は事象発生から約 3.7 時間あり，また，格納容器下部注水操作は
原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇傾向を監視しながら予め準備が可能である。また，原子炉圧力容器下鏡部温度 300℃到達時点での中央制御室における格納容器下部への注水操作の操作時間は約 5 分間である。
溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張りは約 2 時間で完了することから，水張りを事象発生から約3.7 時間後に開始すると，事象発生から約 5.7 時間後に水張りが完了する。事象発生から約5.7 時間後の水張り完了から，事象発生から約 7.0 時間後の原
子炉圧力容器破損までの時間を考慮すると，格納容器下部注水操作は操作遅れに対して 1 時
間程度の時間余裕がある。

中央制御室における操作のため，シミュレータにて訓練実績を取得。訓練では，原子炉圧
力容器下鏡部温度が 300℃に到達後，
約 3 分間で格納容器下部注水系（常設）による水張り
操作を開始。
想定で意図している運転操作が実施
可能なことを確認した。

添付資料 3.3.5
エントレインメント係数の圧力スパイクに対する影響

柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉（ABWR, RCCV 型格納容器）について，原子炉圧力容器外の溶融燃料-冷却材相互作用における圧力スパイクに対して不確かさを有すると考えられるパラメータのうち，エントレインメント係数を変化させた場合※の影響を確認した。確認結果を以下に示す。
※「重大事故等対策の有効性評価に係るシビアアクシデント解析コードについて 第 5 部 MAAP 添付 2 溶
融炉心と冷却材の相互作用について」では，MARK-I 型格納容器について，デブリ粒子径を変化させた場合の圧力スパイクに対する感度を評価しているが，その結果，デブリ粒子径を変化させても圧力スパイクはほぼ変わらないことを確認しているため，RCCV 型格納容器に対するデブリ粒子径に関する感度の評価は不要と判断した。

(1) 評価条件
・エントレインメント係数を除き，今回の申請において示した解析ケース（以下「ベースケース」という。）と同じ評価条件とした。
・表 1 に感度解析の条件を示す。エントレインメント係数は，ベースケースでは MAAP
推奨範囲(

～

)のうちおよそ中間となるケースでは，MAAP の当該係数の推奨範囲のうち最大値(を設定しているが，感度解析)と，最小値()を設定した。
(2) 評価結果
表 2 及び図 1～3 にベースケース及びエントレインメント係数についての感度解析の結果を示す。感度解析の結果，事象発生約 7 時間後に原子炉圧力容器の破損が発生した直後の格納容器圧力は，感度解析ケース(最大値)の方が僅かに大きい結果となったが，格納容器限界圧力(0.62MPa[gage])は下回る結果となった。
(3) 結論
エントレインメント係数を変動させた場合であっても，圧力スパイクのピークが限界圧力(0.62MPa[gage])を下回ることを確認した。
また，ABWR, RCCV 型格納容器の場合についても，エントレインメント係数の圧力ス
パイクに対する感度は小さく，その不確かさが有効性評価の結果に与える影響は小さいことを確認した。
以添 3.3.5-1

上表 1 解析条件のまとめ
条件

ベースケース

感度解析ケース

エントレインメント係数
設定根拠

MAAP 推奨値のノミナル値

MAAP 推奨範囲の最小値

MAAP 推奨範囲の最大値

表 2 解析結果のまとめ
事象

ベースケース

感度解析ケース(最小値)

感度解析ケース
(最大値)

炉心損傷

約57分

約57分

約57分

炉心支持板破損

約 3.3 時間

約 3.3 時間

約 3.3 時間

RPV 破損

約7時間

約 7 時間約 7 時間溶融炉心落下による PCV ピーク圧力

約 0.50MPa[gage]

約 0.39MPa[gage]

約 0.54MPa[gage]添 3.3.5-2

0.8

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

格納容器圧力0.6

約 0.50MPa[gage]
原子炉圧力容器破損

炉心支持板破損

0.4（MPa[gage]）

0.2

0
0

1

2

3

4

5

6

7

8

※ 圧力スパイク発生後は，格納容器圧力が 0.465MPa 以上で格納容器スプレイを実施し，格納容器
スプレイによって格納容器圧力の準静的な上昇を抑制する。

事故後の時間（h）

図 1 格納容器圧力の時間的変化（ベースケース）

0.8

ドライウェルサプレッション・チェンバ

格納容器圧力

格納容器限界圧力 0.62MPa[gage]
0.6

約 0.39MPa[gage]
原子炉圧力容器破損

炉心支持板破損

0.4（MPa[gage]）

0.2

0
0

1

2

3

4

5

6

7

8

事故後の時間（h）

図2※ 圧力スパイク発生後は，格納容器圧力が 0.465MPa 以上で格納容
格納容器圧力の時間的変化（感度解析ケース（最小値）） 器スプレイを実施し，格納容器
スプレイによって格納容器圧力の準静的な上昇を抑制する。

0.8

ドライウェルサプレッション・チェンバ

格納容器圧力

格納容器限界圧力 0.62MPa[gage]
0.6

約 0.54MPa[gage]
原子炉圧力容器破損

炉心支持板破損

0.4（MPa[gage]）

0.2

0
0

1

2

3

4

5

事故後の時間（h）

図3

6

7

8

※ 圧力スパイク発生後は，格納容器圧力が 0.465MPa 以上で格納容
格納容器圧力の時間的変化（感度解析ケース（最大値）） 器スプレイを実施し，格納容器
スプレイによって格納容器圧力の準静的な上昇を抑制する。

添 3.3.5-3

添付資料 3.3.6
プラント損傷状態を LOCA とした場合の圧力スパイクへの影響

1. 評価の目的
今回の申請において示した解析ケース（以下「ベースケース」という。）では，格納容器破損モード「原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」の評価事故シーケンスのプラント損傷状態として，水蒸気爆発に対する条件設定の厳しさを考慮し，溶融炉心の内部エネルギーの観点でより厳しいと考えられる TQUV を選定しており，起因事象としては原
子炉水位の低下の観点で最も厳しい給水流量の全喪失を設定している。
一方，起因事象として大破断 LOCA を仮定した場合，原子炉冷却材圧力バウンダリからの原子炉冷却材の放出によって格納容器圧力が上昇することに加え，原子炉圧力容器破損のタイミングが早くなり，圧力スパイクの最大値がベースケースに比べて高い値となる可能性が考えられる。
このため，解析条件のうち初期条件の不確かさとして，起因事象が大破断 LOCA の場合の圧力スパイクへの影響を確認する。
2. 評価条件
ベースケースの評価条件に対する変更点は以下の通り。この他の評価条件は，ベースケー
スの評価条件と同等である。
・起因事象を大破断LOCAとし，事故シーケンスを「大破断LOCA+ECCS注水機能喪失」とした。
・格納容器温度制御の観点で評価上の必要が生じたため，格納容器温度が190℃に到達した場合には流量70m3/hでのドライウェルスプレイを実施し，格納容器温度が171℃に到達した時点でドライウェルスプレイを停止するものとした。
3. 評価結果
格納容器圧力の評価結果を図 1，格納容器温度の評価結果を図 2 に示す。
事象発生から約6.4時間後に原子炉圧力容器破損に至り，圧力スパイクのピーク値は約0.49MPa[gage]となったが，圧力スパイクの最大値はベースケースの結果と同程度であり，格納容器限界圧力の0.62MPa[gage]を下回るため，原子炉格納容器バウンダリの機能は維持されることを確認した。
以

添 3.3.6-1

上ドライウェル
サプレッション・チェンバ

格納容器圧力

格納容器限界圧力 0.62MPa[gage]

原子炉圧力容器破損及び原子炉格納容器下部への溶融炉心落下による格納容器圧力上昇
0.49MPa[gage]（約 6.4 時間後）

溶融炉心の炉心下部プレナムへの落下（リロケーション）
格納容器スプレイ
格納容器温度上昇抑制のための3（70m /h）開始
格納容器スプレイ開始に伴う格納容器圧力の低下（MPa[gage]）

事故後の時間（h）
図 1 格納容器圧力の推移

格納容器温度

原子炉圧力容器破損及び原子炉格納容器下部への溶融炉心落下による格納容器温度上昇
最高温度 約 207℃（壁面温度 約 188℃）（約 6.5 時間後）
格納容器限界温度（℃）
ドライウェルサプレッション・チェンバ（気相）
サプレッション・チェンバ（液相）

事故後の時間（h）
図 2 格納容器温度の推移

添 3.3.6-2

3.4 水素燃焼
3.4.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策(1) 格納容器破損モード内のプラント損傷状態
格納容器破損モード「水素燃焼」に至る可能性のあるプラント損傷状態は，「1.2 評価対
象の整理及び評価項目の設定」からは抽出されない。これは 6 号及び 7 号炉では原子炉起動時に原子炉格納容器内を窒素で置換し，原子炉運転中は原子炉格納容器内雰囲気が不活性化された状態を維持するため，原子炉格納容器内の気体の組成が可燃限界に至る事故シーケンスが抽出されないためである。このため，「水素燃焼」の観点で 6 号及び 7 号炉において評価することが適切と考えられる評価事故シーケンスを選定し，7 日以内に可燃限界に至らないことを確認する。
(2) 格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方
格納容器破損モード「水素燃焼」では，ジルコニウム－水反応，水の放射線分解，金属腐
食，溶融炉心・コンクリート相互作用等によって発生する水素によって原子炉格納容器内の水素濃度が上昇し，水の放射線分解によって発生する酸素によって原子炉格納容器内の酸素濃度が上昇する。このため，緩和措置がとられない場合には，ジルコニウム－水反応等によって発生する水素と原子炉格納容器内の酸素が反応することによって激しい燃焼が生じ，原子炉格納容器破損に至る。
本格納容器破損モードは，窒素置換による原子炉格納容器内雰囲気の不活性化によって，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度が可燃限界に到達することを防止することにより，原子炉格納容器の破損を防止する。また，溶融炉心・コンクリート相互作用による水素発生に対しては「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」のとおり，原子炉格納容器下部注
水によって水素発生を抑制する。
なお，6 号及び 7 号炉において重大事故が発生した場合，ジルコニウム－水反応によって水素濃度は 13vol%※1 を大きく上回る。このため，本格納容器破損モードによる原子炉格納容器の破損を防止する上では，酸素濃度が可燃限界に到達することを防止することが重要であり，格納容器破損モード「水素燃焼」を評価する上では，水の放射線分解，金属腐食，
溶融炉心・コンクリート相互作用等による水素発生の影響は小さい。
※1 原子炉格納容器内の水素濃度がドライ条件に換算して 13vol%以下又は酸素濃度が 5vol%以下であれ
ば爆轟を防止できると判断される。

(3) 格納容器破損防止対策
格納容器破損モード「水素燃焼」で想定される事故シーケンスに対しては，窒素置換による原子炉格納容器内雰囲気の不活性化により，水素燃焼による格納容器破損を防止する。
3.4.2 に示すとおり，格納容器破損モード「水素燃焼」において評価対象とした事故シー
ケンスは，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」のうち，「3.1.2 代替循環冷却を使用する場合」と同じであることから，格納容器破損防止対策は

3.4-1

3.1.2.1 と同じである。
3.4.2 格納容器破損防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，国内外の先進的な対策を考慮しても炉心損傷を防止することができない事故シーケンスのうち，格納容器においてその事象進展を緩和できると考えられる事故シーケンス「大破断 LOCA＋ECCS 注水機能喪失+全交流動力電源喪失」である。
この事故シーケンスは，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」の評価事故シーケンスと同じであることから，本格納容器破損モードの評価事故シー
ケンスは，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」のうち，「3.1.2 代替循環冷却を使用する場合」と同じ事故シーケンスとした。また，評価事故シー
ケンスを「3.1.3 代替循環冷却を使用しない場合」の評価事故シーケンスとしない理由は，「3.1.3 代替循環冷却を使用しない場合」では格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器
圧力逃がし装置に期待することで，格納容器内の気体が排出され，水素濃度及び酸素濃度が大幅に低下するとともに，その後は崩壊熱により発生する水蒸気が原子炉格納容器内を満たすことで，原子炉格納容器内での水素燃焼の可能性が無視できる状態となるためである。
（添付資料 3.4.1）
本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，
原子炉圧力容器における ECCS 注水（給水系・代替注水設備含む），炉心損傷後のリロケーシ
ョン，構造材との熱伝達，原子炉圧力容器破損，放射線水分解等による水素・酸素発生，原子炉圧力容器内 FP 挙動並びに原子炉格納容器における格納容器各領域間の流動，サプレッ
ション・プール冷却，スプレイ冷却，放射線水分解等による水素・酸素発生，格納容器ベン
ト，炉心損傷後のコンクリート分解及び非凝縮性ガス発生及び原子炉格納容器内 FP 挙動が重要現象となる。よって，これらの現象を評価することが可能であるシビアアクシデント総合解析コード MAAP により格納容器圧力，格納容器温度，原子炉格納容器内の気相濃度等の過渡応答を求める。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響範囲として，本評価事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
(2) 有効性評価の条件
本評価事故シーケンスは，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温

3.4-2

破損）
」のうち，
「3.1.2 代替循環冷却を使用する場合」と同じであることから，有効性評価の条件は 3.1.2.2 (2)と同じである。この他に，格納容器破損モード「水素燃焼」を評価する上で着目すべき主要な解析条件を表 3.4.1 に示す。また，初期条件も含めた主要な解析条
件について，本評価事故シーケンス特有の解析条件を以下に示す。
ａ．初期条件(a) 初期酸素濃度
原子炉格納容器の初期酸素濃度，水の放射線分解によって発生する水素及び酸素を考慮することとする。原子炉格納容器の初期酸素濃度は，運転上許容される上限の3.5vol%とする。
ｂ．事故条件(a) 炉心内のジルコニウム－水反応による水素発生量
炉心内のジルコニウム－水反応による水素発生量は，MAAP による評価結果と全炉心内のジルコニウム量の 75%が水と反応した場合について，水素燃焼の観点から厳しい値を考慮し，MAAP による評価結果から得られた値を用いた。これは，窒素置換による原子炉格納容器内雰囲気の不活性化によって運転中の格納容器内の酸素濃度が低く管理されていること及び MAAP による評価結果であっても水素濃度が 13vol%を超えることを考慮すると，酸素濃度の上昇の観点から厳しいシーケンスとすることが適切と考えたためである。仮に全炉心内のジルコニウム量の 75%が水と反応した場合に相当する水素が発生した場合，原子炉格納容器内の水素濃度が増加するため，相対的に水の放射線分解で発生する酸素の濃度は低下する。
(b) 水素ガス及び酸素ガスの発生割合
水の放射線分解によって発生する水素及び酸素の発生量は，MAAP で得られる崩壊熱をもとに評価する。ここで，水素及び酸素の発生割合（G 値（100eV あたりの分子発生量），以下，「G 値」という。
）は，それぞれ 0.06，0.03 とする。また，原子炉冷却材による放射線エネルギーの吸収割合は，原子炉圧力容器内については，β線，γ 線ともに 0.1，原子炉圧力容器外の核分裂生成物については，β 線，γ 線ともに 1 とした。
（添付資料 3.4.2）(c) 金属腐食等による水素発生量
原子炉格納容器内の亜鉛の反応や炉内構造物の金属腐食によって発生する水素の発生量は，ジルコニウム－水反応による水素発生量に比べて少なく，また，これらを考慮することで原子炉格納容器内の水素濃度が上昇し，酸素濃度の低下につながると考えられることから，金属腐食等による水素発生量は考慮しないものとした。
（添付資料 3.1.2.5, 3.4.5）

3.4-3

(3) 有効性評価の結果
本評価事故シーケンスは，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温
破損）
」のうち，
「3.1.2 代替循環冷却を使用する場合」と同じであることから，有効性評価の結果は 3.1.2.2 (4)と同じである。この他に，格納容器破損モード「水素燃焼」を評価する上で着目すべき評価結果として，格納容器圧力，格納容器温度，ドライウェル及びサプレッション・チェンバの気相濃度（ウェット条件，ドライ条件）の推移を図 3.4.1 から図 3.4.6に，事象発生から 7 日後（168 時間後）の酸素濃度を表 3.4.2 に示す。
ａ．事象進展事象進展は 3.1.2.2 (4) a と同じである。
上記の事象進展に伴い，主に炉心の露出から炉心再冠水までの間に，全炉心内のジルコ
ニウム量の約 16.6%が水と反応して水素が発生する。また，炉心再冠水に伴い，事象発生から約 2.5 時間後にジルコニウム-水反応は停止する。発生した水素は原子炉圧力容器内で発生する蒸気とともに，破断口から上部ドライウェルに流入する。また，原子炉圧力容器内及びサプレッション・チェンバにおける核分裂生成物による水の放射線分解により水素及び酸素が発生する。代替循環冷却による原子炉格納容器除熱の開始後は，サプレッ
ション・チェンバ内で蒸気の凝縮が進むことに伴い，原子炉格納容器内の酸素濃度が相対的に上昇する。
ｂ．評価項目等
原子炉格納容器内の水素濃度は，ウェット条件においても事象発生直後から 13vol%を上回るが，ウェット条件における酸素濃度は，事象発生から 7 日後までの間，原子炉格納容器の初期酸素濃度である 3.5vol%を上回ることは無く，酸素の蓄積が最も進む事象発生から 7 日後においても約 3.4vol%であり，可燃限界を下回る。
ドライ条件における酸素濃度について，事象発生の約 5 時間後から約 18 時間後までの間，ドライウェルにおける酸素濃度が可燃限界である 5.0vol%を上回る。この間は，LOCA
後のブローダウンによって，ドライウェルに存在する非凝縮性ガスが水蒸気とともにサプレッション・チェンバに送り込まれ，破断口から供給される水蒸気でドライウェル内が満たされるため，ウェット条件ではドライウェル内のほぼ 100%が水蒸気となっている。
ほぼ 100%が水蒸気であるため，この間のドライウェル内のドライ条件での気体組成はほ
ぼ水の放射線分解によって生じる水素及び酸素の割合となるが，そのウェット条件での濃度は 1vol%未満であり，非凝縮性ガス(水素，酸素及び窒素)の和は大気圧よりも低く，
0.02MPa[abs]未満(水素及び酸素の分圧の和は 0.01MPa[abs]未満)である。この間のサプ
レッション・チェンバ内のウェット条件での水蒸気の濃度は約 5vol%であり，サプレッション・チェンバ内の全圧が 0.50MPa[abs]以上であることを踏まえると，非凝縮性ガス(水素，酸素及び窒素)の分圧は少なくとも 0.47MPa[abs]以上であるため，仮にドライウェル

3.4-4

内の水蒸気が凝縮してドライウェル内の圧力が低下し，相対的に水素及び酸素濃度が上昇しても，ドライウェル内の水素及び酸素濃度が可燃限界を上回る前にサプレッション・
チェンバから酸素濃度が 5.0vol%未満の気体が流入する。このため，この間においてドラ
イウェルの酸素濃度が現実に可燃限界である 5.0vol%を上回ることは無い。事象発生の約
18 時間後以降は，ドライ条件を仮定しても酸素濃度は 5.0vol%未満で推移し，事象発生から 7 日後の酸素濃度は約 3.9vol%である。従って，格納容器スプレイの誤動作などにより水蒸気量が低下しても，可燃限界である 5.0vol%に達することはない。
なお，基本的に，炉心損傷を伴う事故シーケンスでは，原子炉水位の低下や損傷炉心への注水により多量の水蒸気が発生するため，原子炉格納容器内がドライ条件となることは考えにくい。このため，水素燃焼による爆轟の可能性の有無は，ウェット条件における気相濃度において判断することが妥当であると考える。
本評価では，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(6)の評価項
目について，酸素濃度を評価項目への対策の有効性を確認するためのパラメータとして対策の有効性を確認した。また，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(7)の評価項目について，可燃性ガスの燃焼が生じないことを確認した。
「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(7)の評価項目のうち，可燃性ガスの蓄積による(1)の評価項目への影響については，評価事故シーケンス及び格納容器破損防止対策が同じである「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）」のうち，「3.1.2 代替循環冷却を使用する場合」にて評価項目を満足することを確認している。
なお，本評価は選定された評価事故シーケンスに対する，「1.2.2.2 有効性を確認する
ための評価項目の設定」に示す(6)の評価項目について対策の有効性を評価するものであり，原子炉格納容器下部に溶融炉心が落下しない場合の評価であるが，溶融炉心が原子炉
格納容器下部に落下した場合の溶融炉心・コンクリート相互作用による水素発生の影響については，「3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用」において，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(6)及び(7)の評価項目について対策の有効性を確認できる。
（添付資料 3.4.3）
3.4.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
本評価事故シーケンスは，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」のうち，「3.1.2 代替循環冷却を使用する場合」と同じであることから，解析コー
ド及び解析条件の不確かさの影響評価は「3.1.2.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価」と同様である。よって以下では，格納容器破損モード「水素燃焼」を評価する上で着目すべき不確かさの影響評価結果を示す。

3.4-5

(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本評価事故シーケンスにおける，解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価は，「3.1.2.3(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価」と同様である。
(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，「3.1.2.3(2)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」と同様であるが，本評価事
故シーケンスを評価する上で，事象進展に有意な影響を与えると考えられる項目に関する影響評価の結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の初期酸素濃度は，解析条件の3.5vol%に対して最確条件は約1～2vol%であり，本解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合には初期酸素濃度が低くなるため，本評価事故シーケンスにおける原子炉格納容器内の酸素濃度推移が低く抑えられるが，本評価事故シーケンスにおいては原子炉格納容器内の酸素濃度を操作
開始の起点とした運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
事故条件の炉心内のジルコニウム－水反応による水素発生量は，解析条件の全炉
心内のジルコニウム量の約16.6%が水と反応して発生する水素量に対して最確条件
は事象進展に依存するものであり，本解析条件の不確かさとして，最確条件とした場
合には水素発生量が変動する可能性があるが，本評価事故シーケンスでは，水素発生量を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
金属腐食等による水素発生量は，最確条件とした場合には水素発生量が増加するため，本評価事故シーケンスにおける格納容器内の酸素濃度推移が低く抑えられるが，本評価事故シーケンスにおいては格納容器内の酸素濃度を操作開始の起点とした運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
事故条件の水の放射線分解によるG値は，解析条件の水素：0.06，酸素：0.03に対して最確条件は同じであるが，本解析条件の不確かさとして，G値の不確かさにより水の放射線分解による酸素発生量が大幅に増加する場合，原子炉格納容器内の酸素濃度が可燃領域又は爆轟領域となる可能性がある。その場合には，格納容器圧力逃がし装置，耐圧強化ベント系（ウェットウェルベント）又は代替格納容器圧力逃がし装置を使用し，原子炉格納容器内の気体を排出する必要がある。なお，格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置に係る運転員等の操作については，「3.1.3 代替循環冷却を使用しない場合」において，成立性を確認している。また，

3.4-6

耐圧強化ベント系（ウェットウェルベント）を用いる場合は，予め不活性ガスによる
大気開放ラインのパージを実施する他は概ね同様の対応となる。
（添付資料3.4.4）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の初期酸素濃度は，解析条件の3.5vol%に対して最確条件は約1～2vol%であり，本解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合には初期酸素濃度が低くなるため，本評価事故シーケンスにおける原子炉格納容器内の酸素濃度推移が低く抑えられることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
事故条件の炉心内のジルコニウム－水反応による水素発生量は，解析条件の全炉
心内のジルコニウム量の約16.6%が水と反応して発生する水素量に対して最確条件
は事象進展に依存するものであり，本解析条件の不確かさとして，最確条件とした場
合には水素発生量が変動する可能性がある。炉心内のジルコニウム－水反応による水素発生量は，運転員等操作である低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の操作開始時間に依存して変動するが，低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の操作開
始時間については，「3.1.2.3(2)ｂ. 操作条件」にて解析上の操作開始時間と実態の操作開始時間はほぼ同等と評価しており，炉心内のジルコニウム－水反応による水素発生量に与える影響は小さい。また，仮に低圧代替注水系（常設）による原子炉注
水の操作開始が大幅に早まった場合，全炉心内のジルコニウム量の約18.2%が水と反応し，炉心内のジルコニウム－水反応による水素発生量は1割程度増加するが，ウェット条件における酸素濃度は，酸素の蓄積が最も進む事象発生から7日後においても約3.6vol%であり，可燃限界を下回る。また，本評価における酸素濃度と同等の値であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
金属腐食等による水素発生量は，最確条件とした場合には水素発生量が増加するため，本評価事故シーケンスにおける格納容器内の酸素濃度推移が低く抑えられることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
事故条件の水の放射線分解によるG値は，解析条件の水素：0.06，酸素：0.03に対して最確条件は同じであるが，本解析条件の不確かさとして，G値の不確かさにより水の放射線分解による酸素発生量が大幅に増加する場合，原子炉格納容器内の酸素濃度が可燃領域又は爆轟領域となる可能性がある。その場合には，格納容器圧力逃がし装置，耐圧強化ベント系（ウェットウェルベント）又は代替格納容器圧力逃がし装置を使用し，原子炉格納容器内のガスを排出することが可能であるため，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
なお，G値の不確かさにより水の放射線分解による酸素発生量が大幅に増加する場
合として，G値を設計基準事故対処設備である可燃性ガス濃度制御系の性能評価に用いている，水素：0.4，酸素：0.2とした場合について感度解析を実施した。原子炉格

3.4-7納容器内の酸素濃度は，ウェット条件において事象発生から約51時間で5vol%に到達するが，格納容器圧力逃がし装置，耐圧強化ベント系（ウェットウェルベント）又は代替格納容器圧力逃がし装置を用いた原子炉格納容器内の気体の排出操作には十分な時間余裕がある。5vol%到達時点で原子炉格納容器内の気体の排出操作を実施すると，水蒸気とともに非凝縮性ガスが原子炉格納容器外に押し出され，また，原子炉格
納容器内は，原子炉冷却材の蒸発によって発生する水蒸気で満たされるため，原子炉
格納容器内の水素濃度及び酸素濃度はほぼ0vol%まで低下する。また，ドライ条件では，ドライウェルの酸素濃度が5vol%を超えるが，これはドライウェルの大部分が継続的に水蒸気で占められるためであり，実際の状況下でドライ状態となり，水素燃焼が発生することは無い。
格納容器圧力逃がし装置等による対応が生じる場合，その対応フローは「3.1 雰囲
気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」のうち，「3.1.3 代替循
環冷却を使用しない場合」と同じであり，格納容器圧力逃がし装置等の操作が必要となる時間は，「3.1.3 代替循環冷却を使用しない場合」よりも，本感度解析による評
価結果の方が遅いことから，水素燃焼を防止する観点での事故対応は十分に可能と考える。大気中へのCs-137の総放出量の観点でも，本感度解析による評価結果の方が，事象発生から原子炉格納容器内の気体の排出操作までの時間が長いことから，「3.1.3 代替循環冷却を使用しない場合」の評価結果である約2.0TBqを超えることは無く，評価項目である100TBqを十分に下回る。
（添付資料3.4.1，3.4.4, 3.4.5）
ｂ．操作条件
本評価事故シーケンスにおける操作条件は，「3.1.2.3(2)ｂ. 操作条件」と同様である。
(3) 操作時間余裕の把握
本評価事故シーケンスにおける操作時間余裕の把握は「3.1.2.3(3) 操作時間余裕の把握」と同様である。
(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，
解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

3.4-8

3.4.4 必要な要員及び資源の評価
本評価事故シーケンスは，「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温
破損）
」のうち，
「3.1.2 代替循環冷却を使用する場合」と同じであることから，必要な要員
及び資源の評価は 3.1.2.4 と同じである。
3.4.5 結論
格納容器破損モード「水素燃焼」では，ジルコニウム－水反応等によって発生した水素と，
水の放射線分解によって発生した酸素が原子炉格納容器内で反応することによって激しい燃焼が生じ，原子炉格納容器が破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「水素燃焼」に対する格納容器破損防止対策としては，窒素置換による原子炉格納容器内雰囲気の不活性化を実施している。
格納容器破損モード「水素燃焼」では，国内外の先進的な対策を考慮しても炉心損傷を防止することができない事故シーケンスのうち，格納容器においてその事象進展を緩和できると考えられる評価事故シーケンス「大破断LOCA＋ECCS注水機能喪失+全交流動力電源喪失」
について有効性評価を行った。
上記の場合においても，窒素置換による原子炉格納容器内雰囲気の不活性化により，酸素濃度が可燃限界である5vol%以下となることから，水素燃焼に至ることは無く，評価項目を満足している。また，安定状態を維持できる。
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，格納容器破損モード「水素燃焼」において，窒素置換による原子炉格納容器内雰囲気の不活性化等の格納容器破損防止対策は，評価事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，格納容器破損モード「水素燃焼」に対して有効である。

3.4-9

残留熱除去系配管破断による原子炉内からの蒸気の流入により，格納容器圧力が上昇

ドライウェルサプレッション・チェンバ

最大圧力 約 0.60MPa[gage]
格納容器圧力

格納容器限界圧力 0.62MPa（MPa[gage]）

20 時間後，代替循環冷却への切替えに伴い，
30 分間格納容器スプレイを停止するため格納容器圧力が上昇するものの，代替循環冷却開始後は格納容器スプレイを連続運転に切替えるため，格納容器圧力が低下
再冠水後，代替格納容器スプレイ
間欠運転を開始

事故後の時間（h）

図 3.4.1 格納容器圧力の推移

ドライウェル

最高温度 約 207℃（壁面温度 約 144℃）
格納容器気相部温度（℃）

サプレッション・チェンバ（気相部）

再冠水後，代替格納容器スプレイ
間欠運転を開始し，温度低下

20 時間後，代替循環冷却への切替えに伴い，30 分間格納容器スプレイを停止するため格納容器温度が上昇するものの，
代替循環冷却開始後は格納容器スプレイを連続運転に切替えるため，格納容器温度が低下
残留熱除去系配管破断による原子炉内からの蒸気の流入により，格納容器温度が上昇

事故後の時間（h）

図 3.4.2 格納容器気相部温度の推移

3.4-10

格納容器限界温度 200℃

ドライウェルの気相濃度

格納容器スプレイによってドライウェルの圧力が低下し，この時点でサプレッション・チェンバとの間の真空破壊装置が開放されるため，サプレッション・チェンバの気体がドライ
ウェルに流入し，非凝縮性ガスの濃度が上昇し始める。

水素
酸素
窒素
水蒸気
可燃限界

水蒸気

窒素
水素

（vol%）
酸素

酸素可燃限界（5vol%）←約 2.3vol%

事故後の時間（h）
図 3.4.3 ドライウェルの気相濃度の推移（ウェット条件）

サプレッション・チェンバの気相濃度

窒素

LOCA 後のブローダウンによって，ドライウェルに存在する非凝縮性ガスが水蒸気とともにサプレッション・チェンバに送り込まれ，水蒸気がス
クラビングによって凝縮されることにより，サプレッション・チェンバ内は非凝縮性ガスの濃度が高い状態となる。また，ドライウェルが原子
炉圧力容器からの水蒸気の放出によって加圧され，サプレッション・チ
ェンバよりも圧力が高い間は非凝縮性ガスがサプレッション・チェンバに集中することとなる。

水素
酸素
窒素
水蒸気
可燃限界

水素

酸素

水蒸気

循環冷却による格納容器圧力の低下と，代替循環冷
却の除熱量を崩壊熱が上回っていることによる，サプレッション・チェンバ・プール水の温度上昇が重畳して減圧沸騰が発生し，水蒸気の割合が上昇する。
酸素可燃限界（5vol%）（vol%）←約 3.4vol%

事故後の時間（h）
図 3.4.4 サプレッション・チェンバの気相濃度の推移（ウェット条件）

3.4-11

ドライウェルの気相濃度（vol%）

格納容器スプレイによってドライウェルの圧力が低下し，この時点でサプレッション・チェンバとの間の真空破壊装置が開放されるため，サプレッション・チェンバの気体がドライ
ウェルに流入することでドライウェルの気体組成がサプレ
ッション・チェンバの気体組成とほぼ同じになる。

水素
酸素
窒素
可燃限界

窒素

水素

LOCA 後のブローダウンによって，ドライウェルに存在する非凝縮性ガスが水蒸気とともにサプレッション・
チェンバに送り込まれるため，事象発生から数時間後のドライウェルの気体濃度はほぼ 100%が水蒸気となる。このため，この時のドライ条件での気体組成はほぼ水の放射線分解によって生じる水素及び酸素の割合となるが，そのウェット条件での濃度は 1vol%未満であり，ドライウェルの圧力が低下すればサプレッション・チェンバから気体が流入することから，この時点でのドライ条件が成立することは現実には起こり得ない。

酸素可燃限界（5vol%）酸素←約 3.7vol%

事故後の時間（h）
図 3.4.5 ドライウェルの気相濃度の推移（ドライ条件）

サプレッション・チェンバの気相濃度

水素
酸素
窒素
窒素

可燃限界

水素

酸素可燃限界（5vol%）酸素←約 3.9vol%（vol%）
事故後の時間（h）
図 3.4.6 サプレッション・チェンバの気相濃度の推移（ドライ条件）

3.4-12

表 3.4.1 主要解析条件（水素燃焼）
項目

主要解析条件

条件設定の考え方

初期条件
事故条件

3.4-13

初期酸素濃度

3.5vol%

炉心内のジルコニウム－水反

全炉心内のジルコニウム量の約 16.6%

応による水素発生量が水と反応して発生する水素量

金属腐食等による水素発生量

考慮しない

水の放射線分解による G 値

水素：0.06 分子/100eV
酸素：0.03 分子/100eV

保安規定をもとに設定（運転上許容されている値の上限）

MAAP による評価結果

酸素濃度を厳しく評価するものとして設定

重大事故時における原子炉格納容器内の条件を考慮して設定

表 3.4.2 事象発生から 7 日後（168 時間後）の酸素濃度※
ウェット条件（vol%）ドライ条件（vol%）ドライウェル

約 2.3

約 3.7

サプレッション・チェンバ

約 3.4

約 3.9
※ 全炉心内のジルコニウム量の約 16.6%が反応した場合

添付資料 3.4.1
G 値を設計基準事故ベースとした場合の評価結果への影響
1. はじめに
今回の評価では，電力共同研究[1, 2]の結果を踏まえ，水の放射線分解における水素及び酸素のG値をG(H2) = 0.06, G(O2) = 0.03としている。今回の評価で用いたG値は過去の複数回の実験によって測定した値であり，重大事故環境下での水の放射線分解の評価に適した値と考えるが，実験においてもG値にはばらつきが確認されたこと及び事故時の原子炉格納容
器内の環境には不確かさがあることを考慮すると，G値については不確かさを考慮した取り扱いが特に重要となる。
実際の事故対応において，何らかの要因によって酸素濃度が今回の評価よりも早く上昇する場合，事象発生から7日が経過する前に酸素濃度が5vol%を上回る可能性が考えられる。
ここでは何らかの要因によって酸素濃度が今回の評価よりも早く上昇する場合を想定し，酸素濃度の上昇速度の変化が評価結果及び事故対応に与える影響を確認した。
なお，基本的に，炉心損傷を伴う事故シーケンスでは，原子炉水位の低下や損傷炉心への注水により多量の水蒸気が発生するため，原子炉格納容器内がドライ条件となることは考えにくい。このため，水素燃焼による爆轟の可能性の有無は，ウェット条件における気相濃度によって判断した。
2. 評価条件
今回の申請において示した解析ケース(以下「ベースケース」という。)の評価条件に対する変更点は以下のとおり。この他の評価条件は，ベースケースと同等である。
・水の放射線分解における水素及び酸素のG値をG(H2) = 0.4, G(O2) = 0.2とした。この値
は設計基準事故対処設備である可燃性ガス濃度制御系の性能を評価する際に用いている値であり，設計基準事故環境下に対しても一定の保守性を有する値である。設計基準
事故環境下に比べ，重大事故環境下ではG値が低下する傾向にあることから，重大事故
環境下におけるG値の不確かさとして考慮するには十分に保守的な値である。
・原子炉格納容器内の初期酸素濃度はベースケースと同様3.5vol%とした。柏崎刈羽原子力発電所6号及び7号炉の運転実績では，運転中の原子炉格納容器内の酸素濃度は1～2vol%程度であり，3.5vol%となることは想定し難いが，保守的に保安規定に定める運転上の制限の値とした。
・事象発生から7日が経過する前に，水素濃度及び酸素濃度がともに可燃限界を上回る場
合には，格納容器圧力逃がし装置，耐圧強化ベント系（ウェットウェルベント）又は代替格納容器圧力逃がし装置(以下「格納容器圧力逃がし装置等」という。)によって原子炉格納容器内の気体を環境中に排出し，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度を

添 3.4.1-1

低減する。
3. 評価結果
評価結果を図1から図6に示す。また，評価結果のまとめを表1及び表2に示す。
ウェット条件において，酸素濃度は事象発生から約51時間後に5vol%に到達した。このため，本評価では酸素濃度が5vol%に到達した約51時間時点でウェットウェルベントを実施した。その結果，原子炉格納容器内の水素濃度及び酸素濃度は大幅に低下し，水素濃度及び酸素濃度は可燃限界未満に抑制された。
なお，ドライ条件では，図5及び図6に示すとおり，事象進展を通じて酸素濃度が5vol%を上回る時間帯が表れるが，図3及び図4に示すとおり，その時間帯には格納容器内の大部分が水蒸気で占められているため，ドライ条件では放射線分解に伴って発生する水素及び酸素の体積割合が高くなり，酸素濃度が5vol%を超える結果となっているものであり，実際の状況下で水素燃焼が発生することは無い。また，代替原子炉補機冷却系の運転開始以降は酸素濃度を監視しながらの対応が可能となるため，酸素濃度をウェット条件で5vol%を未満に抑制しながらの運転操作が可能である。
以上を踏まえると，実際の格納容器内の酸素濃度がウェット条件で仮定した時間よりも早く可燃限界に至ることは考えにくい。
4. まとめ何らかの要因によって酸素濃度が今回の評価よりも早く上昇する場合の評価結果への影響を確認した結果，評価項目となる酸素濃度は，事象発生から7日が経過する前に5vol%に到達するが，格納容器圧力逃がし装置等による環境中への原子炉格納容器内の気体の排出によって水素濃度及び酸素濃度を可燃限界未満に抑制できることを確認した。
今回の感度解析に用いたG値は十分に保守的と考えられる値を用いたことから，仮に事故に至った場合でも，水の放射線分解に伴う酸素濃度の上昇速度は今回の感度解析の結果を十分下回るものと考えられるが，仮に酸素濃度の上昇速度が今回の感度解析の結果のとおりであっても，格納容器圧力逃がし装置等による環境中への原子炉格納容器内の気体の排出までに約51時間の時間余裕があることを確認した。
約51時間後の時点で、仮にサプレッション・チェンバのベントラインを経由し耐圧強化ベント系による排出を実施した場合であっても，Cs-137の総放出量は，本評価と同じ「大破断LOCA+ECCS注水機能喪失+全交流動力電源喪失」を評価事故シーケンスとしている「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)」の「3.1.3 代替循環冷却を使用しない場合」において示した値を下回る※。
※「3.1.3 代替循環冷却を使用しない場合」では，事象発生から約38時間後のベントを想定し，サプレ
ッション・チェンバのベントラインを経由した場合の格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置による大気中へのCs-137の7日間(事象発生から168時間後まで)の総放出量を1.4×10-3
TBqと評価している。ここで仮に格納容器圧力逃がし装置又は代替格納容器圧力逃がし装置を使用し

添 3.4.1-2

ないものとし，その除染係数1000を見込まない場合，Cs-137の7日間(事象発生から168時間後まで)の総放出量は1.4 TBqとなる。本評価で仮定した格納容器内の気体を排出する時間は事象発生から約51
時間後であり，「3.1.3 代替循環冷却を使用しない場合」において想定したベントの時間である約38時間後よりも遅く，時間経過に伴いCs-137の格納容器内壁面等への沈着やサプレッション・チェンバ・
プール水への取り込みが進むことから，本評価におけるCs-137の7日間(事象発生から168時間後まで)の総放出量は1.4 TBqよりも小さな値となる。

また，排出開始後数時間で酸素濃度は1vol%以下に低下することから，その時点で排出操作を停止することにより，Cs-137の総放出量を更に低減することができる。
格納容器圧力逃がし装置等による対応が生じる場合，その対応フローは大破断LOCA後に格納容器圧力逃がし装置等を使用するケースと同じであり，前述のケースよりも格納容器
圧力逃がし装置等による環境中への原子炉格納容器内の気体の排出までの時間余裕が確保されることから，水素燃焼を防止する観点での事故対応は十分に可能と考える。環境中に放出される核分裂生成物(Cs-137)の観点でも，大破断LOCA後により短い時間(事象発生から約38時間)で格納容器圧力逃がし装置等による排出を実施する場合について評価し，評価項目である100 TBqを十分に下回ることを確認していることから，格納容器圧力逃がし装置等による対応は可能と考える。
5. 参考文献[1]「シビアアクシデントにおける可燃性ガスの挙動に関する研究」BWR 電力共同研究
平成 12 年 3 月[2]「事故時放射線分解に関する研究」BWR 電力共同研究 昭和 63 年 3 月
以上

添 3.4.1-3

表1

G値の変更に伴う評価項目への影響(ウェット条件)
感度解析(G(H2) = 0.4, G(O2) = 0.2)

ベースケース(G(H2) = 0.06, G(O2) = 0.03)

評価項目

事象発生から約 51 時間後にサ
約 2.3vol%プレッション・チェンバにおいて 5vol%に到達するが，約 51 (事象発生から 168 時間後)
時間時点でのウェットウェル
ベントラインの開放によって，ドライウェル及びサプレッシ
酸素濃度
約 3.4vol%(サプレッション・チェンバ) ョン・チェンバともに 5vol%未 (事象発生から 168 時間後)満に低減。

5vol%以下項目

酸素濃度(ドライウェル)表2

項目

G値の変更に伴う評価項目への影響(ドライ条件)
感度解析(G(H2) = 0.4, G(O2) = 0.2)

ウェット条件での酸素濃度
5vol%到達に伴いウェットウ
酸素濃度ェルベントラインを開放する(ドライウェル)ため，格納容器内の非凝縮性ガスは水の放射線分解による水素及び酸素のみとなり，ドライ
条件での格納容器内の気相濃度は水素：酸素=2：1 の存在割合となるが，現実的には原子炉
酸素濃度(サプレッション・チェンバ) 格納容器内で発生し続ける水
蒸気が格納容器内の気相濃度のほぼ 100%を占め続ける。

添 3.4.1-4

ベースケース(G(H2) = 0.06, G(O2) = 0.03)

評価項目

約 3.7vol%(事象発生から 168 時間後)

5vol%以下

約 3.9vol%(事象発生から 168 時間後)

残留熱除去系配管破断による炉内蒸気の流入により，格納容器圧力が上昇。

ドライウェルサプレッション・チェンバ

格納容器限界圧力 0.62 MPa

格納容器圧力約 20 時間後，循環冷却への切り替えに伴い，約 30 分間格納容器スプレイを停止するため圧力が上昇するものの，循環冷却開始後は格納容器スプレイを連続運転に切り替えるため，圧力が低下。

(MPa[gage])

約 51 時間後，S/C 気相部の酸素濃度が 5vol%に到達するためウェットウェルベントを実施。
これに伴い格納容器圧力が低下。

再冠水後，代替格納容器
スプレイ間欠運転を開始。

事故後の時間(h)図 1 格納容器圧力の推移

再冠水後，代替格納容器スプレイの間欠運転を開始することで温度が低下。

ドライウェルサプレッション・チェンバ(気相部)

格納容器気相部温度

約 20 時間後，循環冷却への切り替えに伴い，約 30 分間格納容器スプレイを停止するため温度が上昇するものの，循環冷却開始後は格納容器スプレイを連続運転に切り替えるため，温度が低下。

格納容器限界温度 200 °C

約 51 時間後，S/C 気相部の酸素濃度が 5vol%に到達するためウェットウェルベントを実施。
これに伴い格納容器内圧力が低下。

(°C)
残留熱除去系配管破断による炉内蒸気流入により，格納容器気相部温度が上昇。

事故後の時間(h)図 2 格納容器気相部温度の推移

添 3.4.1-5

ドライウェルの気相濃度

ドライウェル(D/W)スプレイによってD/W の圧力が低下し，この時点でサプ
レッション・チェンバ(S/C)との間の真空破壊弁が開放されるため，S/C の気
体が D/W に流入し，非凝縮性ガスの濃度が上昇し始める。

約 51 時間後，S/C 気相部の酸素濃度が 5vol%に到達するためウェットウェルベントラインを開放。これに伴い原子炉格納容器内の気体が原子炉
格納容器外に排出され，非凝縮性ガスの濃度が低下，開放後も原子炉格納容器内で発生し続ける水
蒸気の濃度が上昇する。

(vol%)(5vol%)

事故後の時間(h)図 3 ドライウェルの気相濃度の推移(ウェット条件)

サプレッション・チェンバの気相濃度

LOCA 後のブローダウンによって，D/W に存在する非凝縮性ガスが水蒸気とともに S/C に送り込まれ，水蒸気がスクラビングによって凝縮されることにより，S/C 内は非凝縮性ガスの濃度が高い状態となる。また，D/W が RPVからの水蒸気の放出によって加圧され，S/C よりも圧力が高い間は非凝縮性ガスが S/C に集中することとなる。

約 51 時間後，S/C 気相部の酸素濃度が 5vol%に到達するためウェットウェルベントラインを開放。これに伴い原子炉格納容器内の気体が原子炉格納容器外に排出され，非凝縮性ガスの濃度が低下，開放後も原子炉格
納容器内で発生し続ける水蒸気の濃度が上昇する。
(5vol%)(vol%)

事故後の時間(h)図 4 サプレッション・チェンバの気相濃度の推移(ウェット条件)

添 3.4.1-6

ドライウェルの気相濃度(vol%)

実際には格納容器内の気相濃度のほぼ 100%が水蒸気で占められているため，酸素濃度は 5vol%を下回る。窒素はブローダウンによって既にサプレッション・チェンバに移送されているため，ここでドライ条件を仮定すると，格納容器内の非凝縮性ガスは水の放射線分解による水素及び酸素のみとなり，格納容器内の気相濃度は水素：酸素=2：1 の存在割合となる。

約 51 時間後，S/C 気相部の酸素濃度が 5vol%に到達するためウェット
ウェルベントラインを開放。これに伴い原子炉格納容器内の気体が原
子炉格納容器外に排出される。開放後，現実的には原子炉格納容器内で発生し続ける水蒸気が格納容器内の気相濃度のほぼ 100%を占め続
けるが，ここでドライ条件を仮定すると，格納容器内の非凝縮性ガス
は水の放射線分解による水素及び酸素のみとなるため，格納容器内の気相濃度は水素：酸素=2：1 の存在割合となる。
ウェット条件では格納容器内の気相濃度の 60%以上が水蒸気で占められているため，酸素濃度は 5vol%を下回る。ドライ条件を仮定すると，酸素濃度は 5vol%を上回るが，22.5 時間以降は，代替原子炉補機冷却系接続に伴い酸素濃度を確認しながらの運転操作が可能であることから，実際にはウェット条件での酸素濃度を超えることは無い。
酸素可燃限界(5vol%)

事故後の時間(h)図 5 ドライウェルの気相濃度の推移(ドライ条件)

サプレッション・チェンバの気相濃度

ドライ条件を仮定すると，酸素濃度は 5vol%を僅かに上回るが，22.5 時間以降は，代替原子炉補機冷却系接続に伴い酸素濃度を確認しながらの運転操作が可能であることから，実際にはウェット条件での酸素濃度を超えることは無い。

約 51 時間後，S/C 気相部の酸素濃度が 5vol%に到達するためウェット
ウェルベントラインを開放。これに伴い原子炉格納容器内の気体が原
子炉格納容器外に排出される。開放後，現実的には原子炉格納容器内で発生し続ける水蒸気が格納容器内の気相濃度のほぼ 100%を占め続
けるが，ここでドライ条件を仮定すると，格納容器内の非凝縮性ガス
は水の放射線分解による水素及び酸素のみとなるため，格納容器内の気相濃度は水素：酸素=2：1 の存在割合となる。

(vol%)

酸素可燃限界(5vol%)

事故後の時間(h)図 6 サプレッション・チェンバの気相濃度の推移(ドライ条件)

添 3.4.1-7

添付資料 3.4.2
水の放射線分解の評価について
1．水の放射線分解の考慮
水が γ 線等の放射線エネルギーを吸収すると非常に短時間の間に水の放射線分解が起こり，H(水素原子)，OH ラジカル，eaq+(水和電子)，HO2 ラジカル，H+(水素イオン)及び分子生成物の H2，H2O2(過酸化水素)を生じる。また，これら反応と並行して以下の化学反応が生じ，H2 が OH ラジカルと反応して水に戻る等の再結合反応が起こる。なお，酸素は過酸
化水素の分解によって生成される。

H2

OH

H H 2O2
H OH

H H2O

式①

OH H 2O

式②

H 2O

式③

格納容器破損モード「水素燃焼」における重大事故等対策の有効性評価では，水の放射線分解による水素および酸素の生成をモデル化している。
柏崎刈羽原子力発電所 6 号及び 7 号炉は，運転中，格納容器内が窒素で置換されている。
炉心損傷に至った場合及びその後の圧力容器破損後には，水-ジルコニウム反応やコア・コ
ンクリート反応等，水素については多量に放出されるメカニズムが考えられるものの，酸素に関しては水の放射線分解が支配的な生成プロセスである。水素に関しては上記の反応によって比較的短時間で可燃限界の濃度を超えることから，格納容器内の気体の濃度を可燃限界以下に維持する観点では酸素濃度を低く維持することが重要となる。
以下では，この酸素の支配的な生成プロセスである水の放射線分解について，本評価で用いた考え方を示す。
2．水の放射線分解による水素及び酸素量の計算
水の放射線分解による水素および酸素の生成量は以下の式(1)で算出している。

n QdecayEG1
19100 6.02 1023
1.60 10t

式(1)のパラメータは以下のとおり。
Δn：水の放射線分解による水素(酸素)発生量 [mol]Qdecay ：崩壊熱 [W]E：放射線吸収割合 [-]－炉内： β 線，γ 線ともに 0.1－炉外の FP ： β 線，γ 線ともに 1G：実効 G 値 [分子／100eV]－水素： G(H2) = 0.06

添 3.4.2-1

(1)

－酸素
Δt

： G(O2) = 0.03

：タイムステップ [sec]

放射線吸収割合について，炉内については，炉心から放出される放射線が水に吸収される割合を解析によって評価した結果，約 1%となったことから，これを保守的に考慮して 10%とした。また，炉外の FP については水中に分散していることを考慮し，保守的に放射線のエネルギーの 100%が水の放射線分解に寄与するものとした。[1]
今回は β 線及び γ 線を考慮の対象とし，α 線については考慮の対象としていない。α 線については飛程が短いため，大部分が溶融炉心等に吸収されるものと考え，α 線による水の放射線分解への寄与は無視できるものとした。また，本評価では電力共同研究(以下「電共研」という。)において求めた G 値を用いているが，これは γ 線源による照射によって得られた実験結果である。β 線は γ 線に比べて飛程が短いことから溶融炉心等に吸収され易く，γ 線
源による実験結果の G 値を β 線に対して適用することは，放射線分解に伴う水素及び酸素濃度を多く見積もる点で保守的な取り扱いと考えられる。
放射線の吸収エネルギー100eV 当りに生成する原子・分子数を G 値と呼ぶ。G 値には水の放射線による分解作用のみを考慮した初期 G 値と，これに加えて放射線分解による生成物が再結合して水分子等に戻る等の化学反応の効果を考慮した実効 G 値がある。
照射が始まり，放射線分解による生成物が増加すると，その生成物の濃度に応じて生成物が再結合して水に戻る等の化学反応も増加するため，水素分子及び酸素分子の生成割合は照射初期から徐々に低下する。水素や酸素の濃度の，水の吸収線量との関係の傾向は，一時的に水素や酸素の濃度の上昇ピークが現れるのでは無く，水素や酸素の濃度の上昇が徐々に抑制されていく形の曲線となる。格納容器内の濃度上昇というマクロな現象を評価する
観点では再結合等の化学反応の効果を含めた実効 G 値を用いることが適切と考えられるため，本評価では実効 G 値を用いる。また，実効 G 値には電共研の実験結果[2]に基づく値を用いた。これについては次項に示す。
3．実効 G 値の設定について
3．1 実効 G 値の設定根拠とした電共研の実験結果[2]
本評価における実効 G 値の設定根拠とした電共研「事故時放射線分解に関する研究」[2]の実験結果を図 1 に示す。電共研の実験では，苛酷事故の際の格納容器内の環境を想定した。図 1 は，非沸騰条件において，よう素イオン濃度を炉心インベントリの 50%に相当する濃度とし，水-ジルコニウム反応割合は 5.5%とした場合の吸収線量と酸素濃度の相関を示している。
実効 G 値は吸収線量が 10×103 Gy での傾きから求めた。この吸収線量は事象発生から約 1.4 時間後までのサプレッション・プールでの吸収線量に相当する。実効 G 値は吸収線量の増加とともに傾きが小さくなる傾向にあることから，事象発生から約 1.4 時間後の実効

添 3.4.2-2

G 値を本評価で用いることは保守的であり妥当と考える。
3．2 実効 G 値に影響を及ぼす因子
水の放射線分解によって生成した水素や過酸化水素は，OH ラジカルを介した再結合反応
によって水に戻るが，このとき OH ラジカルと反応し易い物質の存在や，沸騰等による生成物の気相への移行があると，再結合反応が阻害され，水素分子及び酸素分子が生成される。
このため，実効 G 値はこれらの因子によって変化する。
実効 G 値に影響を及ぼす因子としては，よう素等の不純物濃度，液相中の水素分子の濃度といった化学的因子の他に，ガスの気液移行速度(沸騰，非沸騰の違い)といった物理的因子がある。
本評価における実効 G 値の設定根拠とした電共研の実験結果に対して上記の因子の影響を考慮する際に参照した電共研の実験結果を次に示す。また，電共研の実験結果と本評価における各因子の相違と影響をまとめた結果を表 1 に示す。
(1) よう素の影響
体系中によう素等の不純物が存在すると，以下の化学反応が生じ，OH ラジカルが OH－となるため，OH ラジカルを介した式①の再結合反応を阻害し，水素分子の増加と同時に水素原子の生成が減少する。水素原子の減少により式②の反応が減少することで過酸化水素の加水分解が促進され，酸素の生成量が増大するものと考えられる。

I-OH

I OH -

式④

水中のよう素濃度を変化させた場合の酸素の発生割合を図 2 に示す。液相単相条件下において，よう素イオン濃度は炉心インベントリの 0～100%に相当する濃度とした。図 2 のとおり，水中のよう素イオン濃度が高いほど，吸収線量に対する酸素の発生割合が高い。
なお，よう素以外の不純物として，ホウ素，鉄，銅を添加した場合の酸素の発生割合を図3 に示す。図 3 のとおり，不純物の添加による酸素の発生割合への影響は見られない。
以上の結果から，よう素濃度に関して本評価における条件とほぼ同等の実験の結果から求めた実効 G 値を用いることは妥当と考える。
(2) 溶存水素濃度の影響
液相中の水素濃度が増加すると，OH ラジカルを介した再結合反応が進み，その結果，水素と酸素の生成量が減少すると考えられる。
水中の水素濃度を変化させた場合の酸素の発生割合を図 4 に示す。液相単相条件下において，初期水素濃度は水-ジルコニウム反応割合が 0～50%で生成した場合の水素濃度に相当する気相中濃度の気液平衡濃度とした。図 4 のとおり，水中の水素濃度が高いほど，吸収線量に対する酸素の発生割合が低い。
したがって，水の放射線分解が進行し，液相中の水素濃度が上昇すると実効 G 値は徐々添 3.4.2-3

に減少すると考えられる。また，水-ジルコニウム反応によって発生する水素が液相中に溶解し，液相中の水素濃度が上昇する場合にも実効 G 値は減少すると考えられる。
よって，炉心損傷事故の状況としては比較的少ないと考えられる水-ジルコニウム反応割
合 5.5%に相当する溶存水素濃度の実験結果から求めた実効 G 値を用いることは妥当と考える。
(3) 初期酸素濃度の影響
初期酸素濃度を変化させた場合の酸素の発生割合を図 3 に示す。図 3 からは，初期酸素
濃度が酸素の実効 G 値に与える影響は確認できない。このことから，初期酸素濃度は少な
くとも数 vol%程度では，初期酸素濃度は酸素の実効 G 値に影響を及ぼすものではないと考える。
(4) 沸騰，非沸騰状態の影響
非沸騰の場合には，水素及び酸素ガスが比較的長期間液相に滞在できるため，再結合反応が起こりやすく，水素と酸素の生成量が減少すると考えられる。一方，液相が沸騰している
場合には，生成された水素及び酸素ガスがボイドに移行し短期間で気相に放出されるため，再結合反応が非沸騰状態に比べ起こりにくく，水素と酸素の生成量が増加すると考えられる。
沸騰状態における酸素濃度の変化を図 5 に示す。よう素イオン濃度を炉心インベントリの 50%に相当する濃度とし，初期水素濃度は水-ジルコニウム反応割合が 5.0%で生成した場合の水素濃度に相当する気相中濃度の気液平衡濃度とした。図 5 のとおり，沸騰状態であっても，吸収線量に対する酸素の発生割合は極めて低い。
上記の結果に加え，本評価条件では，大部分の領域・期間が非沸騰状態であると考えられることから，非沸騰状態の実効 G 値を採用することは妥当と考える。
(5) 温度の影響
温度を室温(25°C)から 45°C まで変化させた場合の酸素濃度の変化を図 6 に示す。図 6 のとおり，温度が高くなるほど再結合反応が促進されるため，実効 G 値は小さくなる傾向となっている。また，オークリッジ国立研究所(ORNL)による照射試験[2]でも，図 7 のとおり，
温度依存性について同様の傾向が示されている
本評価条件では，温度は室温を上回るため，室温での電共研の実験結果に基づく実効 G
値を用いることは保守的であり妥当と考える。
(6) pH の影響
pH を 4, 6.5, 10 とした場合の酸素濃度の変化を図 8 に示す。図 8 からは，中性環境下で酸素の実効 G 値は僅かに小さい傾向を示していることが分かる。[2] しかしながら，その傾

添 3.4.2-4

きの違いは僅かであることから，中性条件下の試験で求めた実効 G 値を用いることに問題は無いと考える。
3．3 実効 G 値への不純物の影響についての電共研の追加実験結果[1]電共研「シビアアクシデントにおける可燃性ガスの挙動に関する研究」[1]では，電線被覆材等に起因する有機物の影響について追加実験を行っており，有機物をエタノールで模擬して液相中に添加し，酸素濃度の変化を測定している。実験結果は図 9, 10 のとおり，実効G 値を低減する効果があることが確認されている。これは，エタノールは放射線場では OH
ラジカルと反応してエタノールラジカルとなり，還元剤として働いて酸素を消費する反応に寄与するためである。

CH 3 CH 2 OH

OH

CH 3 CHOH

CH 3 CHOH

O2

CH 3 COH

H 2O

HO 2

式⑤
式⑥

その他の不純物と合わせて影響をまとめた結果を表 2 に示す。なお，通常の想定濃度範
囲では，OH ラジカルの反応速度の観点から，実効 G 値への影響はヨウ素イオンが支配的となることから，ヨウ素イオンで不純物を代表させている。
4．格納容器内の酸素・水素濃度の評価方法
放射線分解を考慮した格納容器内の酸素・水素濃度の評価方法は次のとおり。また，格納容器内の酸素・水素濃度の評価の流れを図 11 に示す。
・MAAP 解析から得られる各コンパートメントの窒素モル数から，格納容器の初期酸素濃度を 3.5vol%としたときの酸素モル数と窒素モル数を計算する。
・各コンパートメントにおける崩壊熱から，水の放射線分解による酸素発生量と水素発生量を計算する。
・上記を重ね合わせることにより，格納容器内の気相濃度を計算する。
5. 参考文献[1]「シビアアクシデントにおける可燃性ガスの挙動に関する研究」BWR 電力共同研究
平成 12 年 3 月[2]「事故時放射線分解に関する研究」BWR 電力共同研究 昭和 63 年 3 月[3] Zittel, H.E., “Boiling water reactor accident radiolysis studies”, ORNL-TM- 2412
Part Ⅷ (1970).
[4] Prczewski, K.I., et.al., “Generation of hydrogen and oxygen by radiolytic
decomposition of water in some BWR’s”, U.S. NRC Joint ANS/ASME Conference,
Aug. (1984).
以

添 3.4.2-5

上表 1 各種パラメータが酸素の実効 G 値に与える影響
パラメータ
吸収線量

電共研の

今回申請に

実験

おける評価

～1×104 Gy

酸素の実効 G 値への影響と保守性

サプレッション・プ 水素の実効 G 値は吸収線量が多いほど小さくなる
ールでの吸収線量 傾向があり，[2,3] 酸素の実効 G 値についても同様
は事象発生から約 の傾向であることを確認している。[2] 酸素濃度の1.4 時間後に 1×104 長期(7 日間)の推移を見る観点では，事故進展を考Gy を超える。

えた上で事象発生から約 1.4 時間後の吸収線量に相当する(1×104Gy)で求めた実効 G 値を用いることは，保守的であり妥当と考える。(図 1 参照)

よう素放出割 50%
合

約 84%

水素の実効 G 値はよう素濃度が高いほど大きくな(立地審査指る傾向があり，[2,4] 酸素の実効 G 値についても同針における様の傾向であることを確認している。[2] しかしな

仮想事故条

がら，図 2 を参照すると，左記の程度の割合の相件を設定)

違であれば，G 値(測定データの傾き)に大きな違いは表れないと考えられることから，今回申請における評価において，電共研の実験結果に基づく実効 G 値を用いることは妥当と考える。

水-ジルコニウ 5.5%

約 16.6%

水素の実効 G 値は溶存水素濃度が高いほど小さく

ム反応割合(溶なる傾向があり，[2,4] 酸素の実効 G 値についても

存水素濃度)

同様の傾向であることを確認している。[2]このことから，水-ジルコニウム反応割合が小さい電共研の実験結果に基づく実効 G 値を用いることは妥当と考える。(図 4 参照)

初期酸素濃度

1.5vol%3.5vol%

少なくとも初期酸素濃度数 vol%程度では，初期酸
素濃度は酸素の実効 G 値に影響を及ぼすものではないと考える。(図 3 参照) [2]

沸騰・非沸騰

非沸騰状態

炉内：沸騰状態

沸騰状態では酸素の実効 G 値はほぼ 0 となる傾向

サプレッション・プ がある。このことから，非沸騰状態での電共研の実
ール：非沸騰状態

験結果に基づく実効 G 値を用いることは妥当と考える。(図 5 参照)[2]

温度

室温

室温以上

温度が高いほど，再結合反応が促進されるため実効 G 値は小さくなる傾向がある。事故時には温度
は室温を上回るため，室温での電共研の実験結果に基づく実効 G 値を用いることは保守的であり妥当と考える。(図 6, 7 参照)[2,3]pH

中性

事故対応の中で変 中性環境下では酸素の実効 G 値は僅かに小さい傾動する可能性があ 向を示すが，その差は小さい。このため，中性条件
る下の試験で求めた電共研の実験結果に基づく実効G 値を用いることに問題は無いと考える。(図 8 参照)[2]

添 3.4.2-6

表 2 よう素以外の不純物が酸素の実効 G 値に与える影響
物質

発生原因

金属イオン等

炉内構造物 等

(Fe, Cu, B)

シビアアクシデント環
境下における発生量

酸素の実効 G 値への影響

0 ～ 2 ppm

よう素存在条件下において，金属イオ(TMI-2 事故時の冷却材

ン等(Fe, Cu, B)が添加された場合の結中不純物濃度や BWR

果からは，実効 G 値へ影響は見られな

プラント通常運転時にい。[2] (図 3 参照)

おける金属濃度等の評価を参考に設定)
ホウ酸

制御棒材の酸約 1×10-3 mol/l

水のpHに影響するが，pHの違いによ化，MCCI 時の(格納容器内での想定発

る実効G値への影響は小さい。[2]化学反応

生量と S/C 液相体積から概算)

コンクリート主成分のSiO2,

安定な酸化物でエアロ

安定な酸化物でエアロゾルとして挙動

CaO, Al2O3,

ゾルとして挙動し ， 水

し，水にはほとんど溶けないので，放MgOなどがにはほとんど溶けない

射線分解への影響は小さい。また ，MCCI時に放出

MCCI時にCO2が発生し水のpHに影響するが，pHの変化によるG値への影響は小さい。[1,2]有機物

電線被覆材など

約1.1×10-6 mol/l

酸素を消費する反応に寄与し，実効Gの熱分解や放射(格納容器内での想定発値を低減する。[1]線分解

生 量と S/C液 相体積 から概算)

添 3.4.2-7

酸素濃度(×10-4 mol/l)

気相中及び液相中のG(O2) = 0.03
O2 濃度の和

気相中の O2 濃度(液相換算)

液相中の O2 濃度
試験条件
初期水素濃度吸収線量(×103 Gy)：水-ジルコニウム
反応割合 5.5%相当
初期酸素濃度
：1.5vol%(気相中)初期よう素濃度 ：50%放出相当
温度：室温

図 1 本評価における実効 G 値の設定根拠とした電共研の実験結果

酸素濃度変化量(×10-5 mol/l)[I－]0 = 1×10-4 M

1.5×10-5 M
6×10-6 M

1.8×10-6 M

6×10-7 M

0 M(純水)1 M = 1 mol/l

試験条件
初期酸素濃度
：3.5vol%(気相中)初期よう素濃度 ：0～100%(0～4.1×10-5 mol/l)放出相当
温度：室温

吸収線量(×103 Gy)
図 2 溶存酸素濃度と吸収線量の関係(よう素濃度を変化させた場合)

添 3.4.2-8

気相中の O2 濃度(括弧内は液相中の濃度を示す。1 M = 1 mol/l)

酸素生成量(×10-4 mol/l)

初期酸素濃度：2.0vol%(2.7×10-5 mol/l)
Fe, Cu, B を 1 ppm 添加

初期酸素濃度：3.0vol%(3.9×10-5 mol/l)
Fe, Cu, B を 2 ppm 添加

初期酸素濃度：0.5vol%(0.6×10-5 mol/l)
Fe, Cu, B 添加なし

試験条件
初期水素濃度
初期酸素濃度初期よう素濃度温度：水-ジルコニウム反応割合 0%相当
：0.5～3.0vol%(0.6～3.9×10-5 mol/l)相当：50%放出相当：室温

吸収線量(×103 Gy)
図 3 溶存酸素濃度及び不純物(Fe, Cu, B)の有無と吸収線量の関係(酸素濃度及び不純物(Fe, Cu, B)の添加量を変化させた場合)

酸素濃度変化量(×10-5 mol/l)[H2]0 = 0 M
6.2×10-5 M
1.5×10-4 M

2.8×10-4 M
3.9×10-4 M

1 M = 1 mol/l
試験条件
初期水素濃度：水-ジルコニウム反応割合
0～50%(0～6.7×10-4 mol/l)相当
初期酸素濃度
：3.5vol%(気相中)初期よう素濃度 ：50%放出相当
温度：室温

吸収線量(×103 Gy)
図 4 溶存酸素濃度と吸収線量の関係(溶存水素濃度を変化させた場合)

添 3.4.2-9

酸素濃度(×10-4 mol/l)

G(O2) ≒ 0

気相中及び液相中の O2 濃度の和
試験条件
初期水素濃度気相中の O2 濃度(液相換算)：水-ジルコニウム
反応割合 5.0%相当
初期酸素濃度
：2.0vol%(気相中)初期よう素濃度 ：50%放出相当

液相中の O2 濃度

吸収線量(×103 Gy)
図 5 溶存酸素濃度と吸収線量の関係(沸騰状態)

試験条件
初期水素濃度酸素濃度(×10-5 mol/l)：水-ジルコニウム
反応割合 0.73%相当
初期酸素濃度
：3.5vol%(気相中)初期よう素濃度 ：50%放出相当
温度：室温(25 °C～45 °C)

吸収線量(×103 Gy)
図 6 溶存酸素濃度と吸収線量の関係(温度を変化させた場合)

添 3.4.2-10

図 7 水素発生量と吸収線量の関係(温度を変化させた場合) - ORNL による試験

酸素濃度(×10-4 mol/l)

試験条件
初期水素濃度：水-ジルコニウム
反応割合 0.67%相当
初期酸素濃度：3.3vol%(気相中)初期よう素濃度 ：50%放出相当
温度：室温(25 °C)

pH = 10
pH = 6.5

pH = 4吸収線量(×103 Gy)
図 8 溶存酸素濃度と吸収線量の関係(pH を変化させた場合)

添 3.4.2-11

図 9 溶存酸素濃度と吸収線量の関係(エタノール添加なし)

図 10 溶存酸素濃度と吸収線量の関係(エタノール添加あり)

添 3.4.2-12

図 11 水素・酸素濃度の評価フロー図

添 3.4.2-13

添付資料 3.4.3
安定状態について
水素燃焼時の安定状態については以下のとおり。
原子炉格納容器安定状態：本評価では，事象発生から約 20 時間で代替原子炉補機冷却系を接続し，代替循環冷却による原子炉格納容器除熱を実施する。これにより，7 日後まで格納容器ベントを実施しない状態
で原子炉格納容器の機能を維持可能な事象進展となっている。
【安定状態の維持について】
本評価における格納容器ベントを実施しない状態を 7 日後以降も継続する場合，酸素濃度は事象発生から約 15 日後にサプレッション・チェンバにおいて可燃限界に到達する。
このため，事象発生から 7 日間が経過した以降も水素濃度及び酸素濃度を監視するとともに，状況に応じて酸素濃度の低減（可燃性ガス濃度制御系の運転等）を行い，原子炉
格納容器内が可燃限界の濃度に到達することを防止する。また，重大事故等対処設備以外の設備の機能の復旧等も考慮し，格納容器圧力及び温度の低下操作や原子炉格納容器内の窒素置換を試みる。これらの対応が困難であり，原子炉格納容器内の水素及び酸素濃度が可燃限界に到達する場合については，格納容器ベントにより，その水素及び酸素濃度を低減することにより安定状態を維持できる。

添 3.4.3-1

添付資料 3.4.4

解析コード及び解析条件の不確かさの影響について（水素燃焼）
表１

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータ（酸素濃度）に与える影響（水素燃焼）

解析条件（初期条件，事故条件）の不確かさ
項目
解析条件

最確条件

条件設定の
考え方

初期条件

保安規定をもとに設定。（運初期酸素濃度

3.5vol%約 1vol%～約 2vol%

転上許容されている値の上限）

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（酸素濃度）に与える影響

最確条件とした場合には初期酸素濃度が低くなる
ため，本評価事故シーケンスにおける格納容器内の酸素濃度推移が低く抑えられるが，本評価事故シー
ケンスにおいては格納容器内の酸素濃度を操作開始の起点とした運転員等操作はないことから，運転最確条件とした場合には初期酸素濃度が低くなるため，本評価事故シーケンスにおける格納容器内の酸素濃度推移が低く抑えられることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

員等操作時間に与える影響はない。
最確条件とした場合には水素発生量が変動する可能性がある。炉心内

炉心内の金属－水反応による水素発生量最確条件とした場合には水素発生量が変動する可 の金属－水反応による水素発生量は，運転員等操作である低圧代替注

全炉心内のジルコニウ
ム量の約 16.6%が水と反応して発生する水素

事象進展による

MAAP による評価結果。

量能性があるが，本評価事故シーケンスでは，水素発 水系（常設）による原子炉注水の操作開始時間に依存して変動するが，生量を操作開始の起点としている運転員等操作は 低圧代替注水系（常設）による原子炉注水の操作開始時間については，
ないことから，運転員等操作時間に与える影響はな 「3.1.2.3(2)b. 操作条件」にて解析上の操作開始時間と実態の操作い。

開始時間はほぼ同等と評価しており，炉心内の金属－水反応による水素発生量に与える影響は小さい。

最確条件とした場合には水素発生量が増加するた
事故条件

酸 素 濃 度 を 厳 め，本評価事故シーケンスにおける格納容器内の酸

金属腐食等による水素発生 考慮しない

考慮する

量

し く 評 価 す る 素濃度推移が低く抑えられるが，本評価事故シーケ
も の と し て 設 ンスにおいては格納容器内の酸素濃度を操作開始
定。

の起点とした運転員等操作はないことから，運転員

最確条件とした場合には水素発生量が増加するため，本評価事故シー
ケンスにおける格納容器内の酸素濃度推移が低く抑えられることか
ら，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

等操作時間に与える影響はない。

G 値の不確かさにより水の放射線分解による酸素発 G 値の不確かさにより水の放射線分解による酸素発生量が大幅に増
水の放射線分 水素：
解による水素0.06 分子/100eV

及び酸素の発 酸素：
生割合0.03 分子/100eV

水素：
0.06 分子/100eV
酸素：
0.03 分子/100eV

苛酷事故時における格納容器内の条件を考慮して設定。

生量が大幅に増加する場合，格納容器内の酸素濃度 加する場合，格納容器内の酸素濃度が可燃領域又は爆轟領域となる可が可燃領域又は爆轟領域となる可能性がある。その 能性がある。その場合には，格納容器圧力逃がし装置，耐圧強化ベン
場合には，格納容器圧力逃がし装置，耐圧強化ベン ト系（ウェットウェルベント）又は代替格納容器圧力逃がし装置を使ト系（ウェットウェルベント）又は代替格納容器圧 用し，格納容器内の気体を排出することが可能であるため，評価項目
力逃がし装置を使用し，格納容器内のガスを排出す となるパラメータに与える影響はない。
る必要がある。

添 3.4.4-1（添付資料 3.4.1）

添付資料 3.4.5
原子炉注水開始時間の評価結果への影響
1. はじめに
今回の評価では，運転操作手順書等を踏まえ，原子炉圧力容器への注水開始時刻を事象発
生から70分後としている。実際の事故対応においては原子炉圧力容器への注水開始時刻が早まる可能性も想定されるが，この場合水素燃焼のリスクの観点では，原子炉圧力容器への注水開始時刻が早まることでジルコニウム-水反応による水素発生量が抑制され，相対的に酸素の濃度が高くなることで水素濃度及び酸素濃度がともに可燃限界に到達する可能性が考えられる。一方で，注水時点の炉心の状態によっては，注水によってジルコニウム-水反応が促進され，水素発生量が今回の評価よりも増加する場合も考えられる。この場合には，増加した水素によって相対的に酸素濃度が低下すると考えられる。ここでは原子炉圧力容器への注水開始時刻が早まった場合を想定し，原子炉圧力容器への注水開始時刻が評価結果に与える影響を確認した。
2. 評価条件
今回の申請において示した解析ケース(以下「ベースケース」という。)の評価条件に対する変更点は以下のとおり。この他の評価条件は，ベースケースと同等である。
・原子炉圧力容器への注水開始時刻を事象発生から30分後とした。30分は今後の更なる事故対応能力の改善を見据えて設定した値である。
・格納容器圧力制御の観点で評価上の必要が生じたため，D/Wスプレイの流量を155 m3/hとした。D/Wスプレイの流量をベースケースの140 m3/hよりも増加させることで，水蒸気の凝縮及びS/C気相部容積の低下が考えられるが，酸素濃度の評価の観点では保守的な結果を与えると考えられる。
3. 評価結果
評価結果を図1から図4に示す。また，評価結果のまとめを表1に示す。各パラメータの推移はベースケースとほぼ同等となり，事象発生から7日後の酸素濃度も5vol%未満となった。
4. まとめ原子炉圧力容器への注水開始時刻が早まることによる評価結果への影響を確認した結果，
評価項目となるパラメータである酸素濃度は，ベースケースと同等となった。このことから，
実際の事故対応においては原子炉圧力容器への注水開始時刻が早まった場合においても水
素燃焼のリスクの観点での事故対応への影響は無い。
以
添 3.4.5-1

上表1 原子炉圧力容器への注水開始時刻の変更に伴う評価項目への影響
原子炉圧力容器への注水開始時刻
項目

全炉心内のジルコニウム量
に対する酸化割合

感度解析(事象発生から30分後)

ベースケース(事象発生から70分後)

約 18.2%

約 16.6%

評価項目－
ジルコニウム-水反応による水素発生量

約 625kg

約 570kg

酸素濃度(ドライウェル)約 2.2vol%(事象発生から 168 時間後)

約 2.3vol%(事象発生から 168 時間後)

酸素濃度
(サプレッション・チェンバ)約 3.6vol%(事象発生から 168 時間後)

約 3.4vol%(事象発生から 168 時間後)

5vol%以下

添 3.4.5-2

格納容器圧力(MPa[gage])

残留熱除去系配管破断による炉内蒸気の流入により，格納容器圧力が上昇。

20 時間後，循環冷却による格納容器スプレイ(連続運転)に切り替えることで圧力が低下。

ドライウェルサプレッション・チェンバ

格納容器限界圧力 0.62MPa

再冠水後，代替格納容器
スプレイ間欠運転を開始。

事故後の時間(h)図 1 格納容器圧力の推移

ドライウェル

再冠水後，代替格納容器スプレイの間欠運転を開始することで温度が低下。

格納容器温度(°C)

20 時間後，循環冷却による格納容器スプレイ(連続運転)に切り替えることで温度が低下。

残留熱除去系配管破断による炉内蒸気流入により，格納容器温度が上昇。

事故後の時間(h)図 2 格納容器温度の推移
添 3.4.5-3

サプレッション・チェンバ(気相部)

格納容器限界温度 200 °C

ドライウェルの気相濃度(vol%)ドライウェル(D/W)スプレイによって D/W の圧力が低下し，この時点でサプレッション・チェンバ(S/C)との間の真空破壊
弁が開放されるため，S/C の気体が D/W に流入し，非凝縮性ガスの濃度が上昇し始める。

(5vol%)

事故後の時間(h)サプレッション・チェンバの気相濃度(vol%)図 3 ドライウェルの気相濃度の推移(ウェット条件)

LOCA 後のブローダウンによって，D/W に存在する非凝縮性ガスが水蒸気とともに S/C に送り込まれ，水蒸気がスクラビングによって凝縮されることにより，S/C 内は非凝縮性ガスの濃度が高い状態となる。
また，D/W が RPV からの水蒸気の放出によって加圧され，S/C よりも圧力が高い間は非凝縮性ガスが S/C に集中することとなる。

代替循環冷却による除熱に伴い S/C 圧力が低下
し，S/C 液相部が沸騰。

事故後の時間(h)図 4 サプレッション・チェンバの気相濃度の推移(ウェット条件)
添 3.4.5-4(5vol%)

3.5 溶融炉心・コンクリート相互作用
3.5.1 格納容器破損モードの特徴，格納容器破損防止対策(1) 格納容器破損モード内のプラント損傷状態
格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」に至る可能性のあるプラント損
傷状態は，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，TQUV，TQUX，LOCA，
長期 TB，TBU 及び TBP である。
(2) 格納容器破損モードの特徴及び格納容器破損防止対策の基本的考え方
格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」では，原子炉の出力運転中に運転時の異常な過渡変化，原子炉冷却材喪失事故又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，緩和措置がとられない場
合には，原子炉圧力容器内の溶融炉心が原子炉格納容器内へ流れ出し，溶融炉心からの崩壊
熱や化学反応によって，原子炉格納容器下部のコンクリートが浸食され，原子炉格納容器の構造材の支持機能を喪失し，原子炉格納容器の破損に至る。
したがって，本格納容器破損モードでは，原子炉圧力容器の下部から溶融炉心が落下する時点で，原子炉格納容器下部に溶融炉心の冷却に十分な原子炉格納容器下部の水位及び水量を確保し，かつ，溶融炉心の落下後は，格納容器下部注水系（常設）によって溶融炉心を冷却することにより，原子炉格納容器の破損を防止するとともに，溶融炉心・コンクリート
相互作用による水素発生を抑制する。
また，溶融炉心の落下後は，格納容器下部注水系（常設）によって溶融炉心を冷却するとともに，代替格納容器スプレイ冷却系による原子炉格納容器冷却を実施する。その後，代替
循環冷却，格納容器圧力逃がし装置又は更なる信頼性向上の観点から設置する代替格納容器圧力逃がし装置によって原子炉格納容器の圧力及び温度を低下させる。
なお，本格納容器破損モードの有効性評価を実施する上では，重大事故等対処設備による
原子炉注水機能についても使用できないものと仮定する。
(3) 格納容器破損防止対策
格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」で想定される事故シーケンスに対して，原子炉格納容器下部のコンクリートの浸食による原子炉圧力容器の支持機能喪失を防止するため，格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部注水手段を整備する。
また，その後の格納容器圧力及び温度の上昇を抑制する観点から，代替格納容器スプレイ
冷却系による原子炉格納容器冷却手段及び代替循環冷却による原子炉格納容器除熱手段又は格納容器圧力逃がし装置及び代替格納容器圧力逃がし装置による原子炉格納容器除熱手段を整備する。なお，これらの原子炉圧力容器破損以降の格納容器過圧・過温に対応する手順及び重大事故等対策は「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」と同じである。
3.5-1

本格納容器破損モードに至るまでの事象進展への対応，本格納容器破損モードによる原子炉格納容器の破損防止及び原子炉格納容器の破損を防止した以降の対応を含めた一連の重大事故等対策の概要は，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の 3.2.1(3)のa から i に示している。このうち，本格納容器破損モードに対する重大事故等対策は，「3.2
高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の 3.2.1.(3)に示す f から h である。
本格納容器破損モードに至るまでの事象進展への対応，本格納容器破損モードによる原子炉格納容器の破損防止及び原子炉格納容器の破損を防止した以降の対応を含めた一連の重大事故等対策の概略系統図は「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に示す図3.2.1 から図 3.2.4 に示している。このうち，本格納容器破損モードに対する重大事故等対策の概略系統図は「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」に示す図 3.2.2 及び図
3.2.3 である。本格納容器破損モードに対応する手順及び必要な要員と作業項目は「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」と同じである。
3.5.2 格納容器破損防止対策の有効性評価(1) 有効性評価の方法
本格納容器破損モードを評価する上で選定した評価事故シーケンスは，「1.2 評価対象の整理及び評価項目の設定」に示すとおり，プラント損傷状態を TQUV とし，事象進展が早く
炉心損傷までの時間余裕の観点で厳しい過渡事象を起因事象とし，逃がし安全弁再閉失敗を含まない「過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗（＋デブリ冷却失敗）」である。ここで，逃がし安全弁再閉失敗を含まない事故シーケンスとした理由は，プラント損傷状態が TQUV であるため，事故対応に及ぼす逃がし安全弁再閉の成否の影響は小さいと考え，発生頻度の観点で大きい事故シーケンスを選定したためである。
また，1.2.2.1(3)e に示す通り，プラント損傷状態の選定では，LOCA と TQUV を比較し，LOCA の場合はペデスタルに冷却材が流入することで溶融炉心・コンクリート相互作用が緩和される可能性等を考慮し，より厳しいと考えられる TQUV を選定した。
なお，この評価事故シーケンスは，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」及
び「3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」の評価事故シーケンスと同じ事故
シーケンスである。本格納容器破損モード及び「3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」ではプラント損傷状態を TQUV とし，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」ではプラント損傷状態を TQUX としており，異なるプラント状態を選定している。しかしながら，どちらのプラント損傷状態であっても原子炉水位が有効燃料棒底部から有効
燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点で逃がし安全弁の手動開操作によって原子炉を減圧する手順であり，原子炉減圧以降も，溶融炉心の挙動に従って一連の流れで生じる各格納容器破損モードを，定められた一連の手順に従って防止することとなる。このことから，
これらの格納容器破損モードについては同じ事故シーケンスで評価する。
本評価事故シーケンスでは，炉心における崩壊熱，燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，
3.5-2

燃料被覆管酸化，燃料被覆管変形，沸騰・ボイド率変化，気液分離（水位変化）・対向流，ECCS 注水(給水系・代替注水設備含む)，炉心損傷後のリロケーション，構造材との熱伝達，下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達，原子炉圧力容器破損，原子炉圧力容器内 FP 挙動及び原子炉格納容器における炉心損傷後の格納容器下部床面での溶融炉心の拡がり，原子炉圧
力容器外 FCI（溶融炉心細粒化），原子炉圧力容器外 FCI（デブリ粒子熱伝達），溶融炉心と格納容器下部プール水の伝熱，溶融炉心とコンクリートの伝熱，コンクリート分解及び非凝縮性ガス発生が重要現象となる。
よって，これらの現象を適切に評価することが可能であるシビアアクシデント総合解析
コード MAAP により原子炉格納容器下部の床面及び壁面のコンクリート浸食量等の推移を求める。
また，解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，本評価事故シーケンスにおける運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価する。
(2) 有効性評価の条件
有効性評価の条件は，「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」の条件と同じである。これに加え，初期条件の初期酸素濃度及び事故条件の水素ガス及び酸素ガスの発生割
合は，「3.4 水素燃焼」と同じである。
(3) 有効性評価の結果
本評価事故シーケンスにおける原子炉圧力，原子炉水位，格納容器圧力，格納容器温度，
ドライウェル及びサプレッション・チェンバの気相濃度，サプレッション・チェンバ・プー
ル水位，格納容器下部水位，溶融炉心・コンクリート相互作用による原子炉格納容器下部床面及び壁面のコンクリート浸食量の推移を図3.5.1から図3.5.11に示す。
ａ．事象進展事象進展は「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」と同じである。
ｂ．評価項目等
溶融炉心落下前の原子炉格納容器下部への水張り及び溶融炉心落下後の原子炉格納容器下部への注水の継続によって，原子炉格納容器下部のコンクリートの床面及び壁面共に有意な浸食は発生せず，原子炉格納容器下部の溶融炉心は適切に冷却される。
原子炉格納容器下部壁面の浸食については，約 1.67m の厚さの内側鋼板及びコンクリート部を貫通して，外側鋼板まで到達しない限り，原子炉圧力容器の支持機能は維持される。原子炉格納容器下部壁面のコンクリートに有意な浸食は発生しないため，原子炉圧力容器の支持機能を維持できる。
原子炉格納容器下部床面の浸食については，原子炉格納容器下部の床面のコンクリー
3.5-3

ト厚さが約 7.1m であり，原子炉格納容器下部床面のコンクリートに有意な浸食は発生しないため，原子炉圧力容器の支持機能を維持できる。
また，溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガスの発生は，原子炉格納容器下部のコンクリートに有意な浸食は発生しないため，無視できる。このため，溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガスの発生が格納容器圧力及び気相濃度に与える影響は無い。なお，原子炉格納容器下部への溶融炉心落下後の本評価における水素濃度は，ドライウェルにおいて最低値を示すが，ウェット条件で 13vol%以上，ドライ条件で 34vol%以上となり，13vol%を上回る。一方，酸素濃度は水の放射線分解によって徐々に上昇する
ものの，事象発生から 7 日後（168 時間後）においても酸素濃度はウェット条件で約2.1vol%，ドライ条件で約 2.6vol%であり，可燃限界である 5vol%を下回る。このため，原子炉格納容器内での可燃性ガスの燃焼が発生するおそれは無い。
その後は，原子炉格納容器下部に崩壊熱相当の流量での格納容器下部注水を継続して行うことで，安定状態が確立し，また，安定状態を維持できる。
（添付資料 3.5.1）
本評価では，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(8)の評価項
目について，原子炉格納容器下部床面及び壁面のコンクリート浸食量※1 を評価項目への対策の有効性を確認するためのパラメータとして対策の有効性を確認した。なお，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(1)及び(2)の評価項目については「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」にて評価項
目を満足することを確認している。また，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(4)及び(5)の評価項目の評価結果については「3.2 高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」及び「3.3 原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用」にて評価
項目を満足することを確認している。
なお，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(6)の評価項目については「3.4 水素燃焼」において，(7)の評価項目については「3.1 雰囲気圧力・温度による静的負荷（格納容器過圧・過温破損）」において，それぞれ選定された評価事故シー
ケンスに対して対策の有効性を確認しているが，溶融炉心が原子炉格納容器下部に落下した場合については，本評価において，「1.2.2.2 有効性を確認するための評価項目の設定」に示す(6)及び(7)の評価項目について対策の有効性を確認できる。
※1 溶融炉心が適切に冷却されることについても，原子炉格納容器の構造部材の支持機能が維持される範囲で原子炉格納容器下部床面及び壁面のコンクリートの浸食が停止することで確認した。

3.5.3 解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を評価するものとする。
溶融炉心・コンクリート相互作用では，重大事故等対処設備を含む全ての原子炉注水機能
3.5-4

が喪失して炉心損傷に至り，溶融炉心が原子炉格納容器下部へ落下してコンクリートを浸食することが特徴である。また，不確かさの影響を確認する運転員等操作は，事象発生から12 時間程度までの短時間に期待する操作及び事象進展に有意な影響を与えると考えられる操作として，溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張り操作及び溶融炉心落下後の原子炉格納容器下部への注水操作とする。
ここで，本評価事故シーケンスの有効性評価における不確かさとしては，炉心溶融開始後の溶融炉心の移動（リロケーション），初期水張りされた原子炉格納容器下部へ落下した溶融炉心の粒子化，落下した溶融炉心の拡がり，溶融炉心から水への熱伝達及びコンクリート
浸食が挙げられる。炉心溶融開始後の溶融炉心の移動（リロケーション）に対しては，原子炉圧力容器下鏡部温度を監視し，300℃に到達した時点で原子炉格納容器下部への初期水張りを行い，原子炉格納容器下部への溶融炉心の落下に対しては，原子炉格納容器下部の雰囲
気温度，格納容器圧力等を監視し，原子炉圧力容器破損を認知して原子炉格納容器下部への注水を行うといった徴候を捉えた対応を図ることによって，溶融炉心を確実に冷却できることを確認している。また，本評価事故シーケンスの評価では，溶融炉心から水への熱伝達（上面熱流束）が本物理現象に対して影響が大きいことを踏まえて，上面熱流束に対する影
響評価を実施する。
(1) 解析コードにおける重要現象の不確かさの影響評価
本評価事故シーケンスにおいて不確かさの影響評価を行う重要現象とは，「1.7 解析コー
ド及び解析条件の不確かさの影響評価方針」に示すとおりであり，それらの不確かさの影響評価は以下のとおりである。
ａ．運転員等操作時間に与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管
変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性が確認されている。
炉心ヒートアップの感度解析（ヒートアップ時の燃料被覆管表面積感度解析）では，炉心溶融時間に対する感度及び炉心
下部プレナムへのリロケーション開始時間に対する感度は小さいことが確認されている。本評価事故シーケンスにおいては，重大事故等対処設備を含む全ての原子炉への注水機能が喪失することを想定しており，最初に実施すべき操作は原子炉水位が有効燃
料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達した時点での原子炉減圧操作となり，燃料被覆管温度等によるパラメータを操作開始の起点としている操作ではない
ことから，運転員等操作時間に与える影響はない。また，原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達した時点で原子炉格納容器下部への初期水張り操作，原子炉圧力容器破損
時点で原子炉格納容器下部への注水操作を実施するが，リロケーション開始時間の不確かさは小さく，また，溶融炉心が炉心下部プレナムへリロケーションした際の原子炉
3.5-5

圧力容器下鏡部温度の上昇は急峻であること及び原子炉圧力容器破損時の原子炉格納容器圧力上昇は急峻であることから，原子炉圧力容器下鏡部温度及び原子炉圧力容器破損を操作開始の起点としている原子炉格納容器下部への初期水張り操作及び原子炉
圧力容器破損時の原子炉格納容器下部への注水操作の開始に与える影響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である SAFER コードとの比較により，原子炉急速減圧後の水位上昇及び蒸気流出の継続による水位低下についてより緩慢な挙動を示すことが確認されており，
原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達する時間が早まる可能性があるが，数分程度の差異であることから運転員等操作時間に与える影
響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性が確認されている。また，炉心崩壊に至る温度の感度解析により原子炉圧力容器破損時間に対する感度は小さいことが確認されている。リロケーションの影響を受ける可能性がある操作としては，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点での原子炉格納容器下部への初期水張り操作があるが，リロケーション開始時間の不確かさは小さく，溶融炉心が炉心下部プレナムへリロケーションした際の原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇は急峻であることから，原子炉圧力容器下鏡部温度を操作開始の起点としている原子炉格納容器下部への初期水張り操作の開始に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における炉心下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性が確認されている。
また，炉心下部プレナムと溶融炉心の熱伝達に関する感度解析により，原子炉圧力容器
破損時間に対する感度が小さいことが確認されている。炉心下部プレナムでの溶融炉
心の熱伝達の不確かさの影響を受ける可能性がある操作としては，原子炉圧力容器下
鏡部温度が 300℃に到達した時点での原子炉格納容器下部への初期水張り操作があるが，リロケーション開始時間の不確かさは小さく，溶融炉心が炉心下部プレナムへリロ
ケーションした際の原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇は急峻であることから，原子炉
圧力容器下鏡部温度を操作開始の起点としている原子炉格納容器下部への初期水張り
操作の開始に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器破損の不確かさとして，制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いるしきい値（最大ひずみ）に関する感度解析より，最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損時間が早まることが確認されているが，原子炉圧力容器破損（事象発生から約 7 時間後）に対して，十数分早まる程度であり，原子炉格納容器下部への注水は中央制御室から速やかに実施可能な操作であることから，原子炉圧力容器破損を操作開始の起点としている原子炉格納容
3.5-6

器下部注水操作の開始に与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器内 FP 挙動の不確かさとして，原子炉圧力容器内 FP 挙動と本事象に対する運転員等操作の関連はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉格納容器における溶融燃料－冷却材相互作用の不確かさとして，溶融炉心の細粒化モデルにおけるエントレインメント係数等の感度解析より，原子炉
圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用による圧力スパイクに与える感度が小さいことが確認されている。また，原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材相互作用に対する運
転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉格納容器下部床面での溶融炉心の拡がり及び溶融炉心と原子炉格納容器下部のプール水の伝熱の不確かさとして，エントレ
インメント係数，上面熱流束及び溶融プール－クラスト間の熱伝達係数の感度解析を実施した。感度解析の結果，コンクリート浸食量に対して上面熱流束の感度が支配的であることが確認されているが，コンクリート浸食を操作開始の起点としている運転員
等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉格納容器における溶融炉心とコンクリート伝熱，コンクリート
分解及び非凝縮性ガス発生の不確かさとして，ACE 及び SURC 実験解析より溶融炉心とコンクリートの伝熱及びそれに伴うコンクリート浸食挙動について妥当に評価できることが確認されている。また，溶融炉心とコンクリートの伝熱及び非凝縮性ガス発生に対する運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料 3.5.2）
ｂ．評価項目となるパラメータに与える影響
炉心における燃料棒内温度変化，燃料棒表面熱伝達，燃料被覆管酸化及び燃料被覆管
変形の不確かさとして，炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性が確認されている。炉心ヒートアップの感度解析（ヒートアップ時の燃料被覆管表面積感度解析）では，炉心溶融時間に対する感度及び炉心
下部プレナムへのリロケーション開始時間に対する感度は小さいことが確認されており，また，原子炉圧力容器破損時点で原子炉格納容器下部に初期水張りが実施されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心における沸騰・ボイド率変化及び気液分離（水位変化）
・対向流の不確かさとして，炉心モデル（炉心水位計算モデル）は原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモデルが精緻である SAFER コードとの比較により，原子炉急速減圧後の水位上昇及び蒸気流出の継続による水位低下についてより緩慢な挙動を示すことが確認されており，
原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%上の位置に到達する時間が早まる可能性があるが，数分程度の差異であること及び原子炉圧力容器破損時点で原3.5-7

子炉格納容器下部に初期水張りが実施されていることから，評価項目となるパラメー
タに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器におけるリロケーション及び構造材との熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性が確認されており，炉心崩壊に至る温度の感度解析より原子炉圧力容器破損時間に対する感度は小さいことを確認しており，また，原子炉圧力容器破損時点で原子炉格納容器下部に初期水張りが実施されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における炉心下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達の不確かさとして，溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性が確認されており，
炉心下部プレナムと溶融炉心の熱伝達に関する感度解析により，原子炉圧力容器破損
時間に対する感度が小さいことが確認されている。また，原子炉圧力容器破損時点で原子炉格納容器下部に初期水張りが実施されていることから，評価項目となるパラメー
タに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器における原子炉圧力容器破損の不確かさとして，制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いるしきい値（最大ひずみ）に関する感度解析より，最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損時間が早まることが確認されているが，原子炉圧力容器破損（事象発生から約 7 時間後）に対して，早まる時
間はわずかであり，破損時間がわずかに早まった場合においても，原子炉格納容器下部に初期水張りが実施されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉圧力容器内 FP 挙動の不確かさとして，原子炉圧力容器内 FP 挙
動と溶融炉心・コンクリート相互作用による浸食深さに関連はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
炉心損傷後の原子炉格納容器における溶融燃料－冷却材相互作用の不確かさとして，
エントレインメント係数の感度解析より，溶融炉心の細粒化割合がコンクリート浸食に与える感度は小さいことが確認されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
炉心損傷後の原子炉格納容器における原子炉格納容器下部床面での溶融炉心の拡がり及び溶融炉心と原子炉格納容器下部のプール水の伝熱の不確かさとして，エントレ
インメント係数，上面熱流束及び溶融プール－クラスト間の熱伝達係数の感度解析を踏まえ，コンクリート浸食量について支配的な上面熱流束についての感度解析を実施した。感度解析の結果，コンクリート浸食量は床面で約 5cm，壁面で約 2cm に抑えられ，
原子炉圧力容器の支持機能を維持できることを確認した。なお，本感度解析ケースでは，
溶融炉心・コンクリート相互作用によって約 60kg の可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスが発生するが，本評価においてもジルコニウム－水反応によって約 1400kg の水素が発生することを考慮すると，溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガス及び
3.5-8

その他の非凝縮性ガスの発生が格納容器圧力に与える影響は小さい。溶融炉心・コンク
リート相互作用による可燃性ガスの発生が，可燃性ガスの燃焼の可能性に及ぼす影響について，本評価における原子炉格納容器下部への溶融炉心落下後の原子炉格納容器内の水素濃度は，ドライウェルにおいて最低値を示すが，ウェット条件で 13.1vol%以
上，ドライ条件で 34.4vol%以上となり，13vol%を上回る。このことから，本感度解析において評価した，溶融炉心・コンクリート相互作用に伴って発生する可燃性ガスの発生量を，本評価の結果に加えて気相濃度を評価しても，原子炉格納容器内での可燃性ガ
スの燃焼の可能性には影響しない。
なお，溶融炉心・コンクリート相互作用によって生じる約 60kg の気体の内訳は，可燃性ガスである水素が約 55kg，一酸化炭素が約 5kg，その他の非凝縮性ガスである二酸
化炭素が 1kg 未満である。
ジルコニウム－水反応によって発生する水素も考慮すると，原子炉格納容器内に存在する可燃性ガスとしては水素が支配的であり，一酸化炭素及び二酸化炭素の影響は無視できる。
一方，原子炉格納容器内の酸素濃度については，溶融炉心・コンクリート相互作用では酸素は発生しないため，溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガスは原子炉
格納容器内の酸素濃度を下げる要因となる。このため，本感度解析ケースの溶融炉心・コンクリート相互作用に伴って発生する可燃性ガスの発生量を本評価の結果に加えて気相濃度を評価する場合，原子炉格納容器内の酸素濃度は 3.5.2 (3) b にて示した酸
素濃度（ウェット条件で 2.1vol%，ドライ条件で 2.6vol%）以下になるものと考えられる。このため，原子炉格納容器内での可燃性ガスの燃焼が発生するおそれは無い。
（添付資料 3.5.2，3.5.3）(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3.2.2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，
解析条件の設定に当たっては，評価項目となるパラメータに対する余裕が小さくなる
ような設定があることから，その中で事象進展に有意な影響を与えると考えられる項
目に関する影響評価の結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/tに対して最確条件
は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件の不確かさとして，最確条件は解析条
件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなることから，原子炉水位の低下が緩やかになり，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの10%上の位置に到達した時点を操作開始の起点としている原子炉急速減
3.5-9圧操作の開始が遅くなるため，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。また，
原子炉圧力容器破損に至るまでの事象進展が緩やかになり，原子炉圧力容器下鏡部
温度300℃到達を操作開始の起点としている原子炉格納容器下部への初期水張り操
作及び原子炉圧力容器破損を操作開始の起点としている原子炉格納容器下部への注水操作の開始が遅くなるため，運転員等操作時間に対する余裕は大きくなる。
初期条件の溶融炉心からプールへの熱流束は，解析条件の800kW/m2相当（圧力依存あり）に対して最確条件は800kW/m2相当（圧力依存あり）であり，解析条件と最確条
件は同様であることから，事象進展に影響はなく，運転員等操作時間に与える影響はない。
初期条件のコンクリート以外の素材の扱いは，解析条件の「内側鋼板，外側鋼板，
リブ鋼板及びベント管は考慮しない」に対して最確条件は「コンクリート以外の素材を考慮する」であり，本解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合にはコンクリートより融点が高い内側鋼板，外側鋼板，リブ鋼板の耐熱の効果及びベント管の管内の水による除熱の効果により，溶融炉心・コンクリート相互作用によるコンクリー
ト浸食が抑制される可能性があるが，コンクリート浸食量を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。
（添付資料3.5.2）(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
初期条件の原子炉停止後の崩壊熱は，解析条件の燃焼度33GWd/tに対して最確条件
は平均的燃焼度約30GWd/tであり，本解析条件の不確かさとして，最確条件は解析条
件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，溶融炉心の持つエネルギが小さくなることから，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
初期条件の溶融炉心からのプールへの熱流束は，解析条件の800kW/m2相当（圧力依存あり）に対して最確条件は800kW/m2相当（圧力依存あり）であり，解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。コンクリート浸食量に対しては上面熱流束の感度が支配的であり，実験で確認されている浸食面における浸食の不均一性等の影響を確認する観点から感度解析を実施した。その結果，コンクリート浸食量は床面で約5cm，壁面で約2cmに抑えられ，原子炉圧力容器の支持機能を維持できることを確認した。本感度解析ケー
スでは，溶融炉心・コンクリート相互作用によって約60kgの可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスが発生するが，本評価においてもジルコニウム－水反応によって約1400kgの水素が発生することを考慮すると，溶融炉心・コンクリート相互作用による
可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスの発生が格納容器圧力に与える影響は小さい。
溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガスの発生が，可燃性ガスの燃焼の可能性に及ぼす影響について，本評価における原子炉格納容器下部への溶融炉心落
3.5-10下後の原子炉格納容器内の水素濃度は，ドライウェルにおいて最低値を示すが，ウェット条件で13.1vol%以上，ドライ条件で34.4vol%以上となり，13vol%を上回る。このことから，本感度解析において評価した，溶融炉心・コンクリート相互作用に伴って発生する可燃性ガスの発生量を，本評価の結果に加えて気相濃度を評価しても，原子炉格納容器内での可燃性ガスの燃焼の可能性には影響しない。なお，溶融炉心・コン
クリート相互作用によって生じる約60kgの気体の内訳は，可燃性ガスである水素が約55kg，一酸化炭素が約5kg，その他の非凝縮性ガスである二酸化炭素が1kg未満である。ジルコニウム－水反応によって発生する水素も考慮すると，原子炉格納容器内に存在する可燃性ガスとしては水素が支配的であり，一酸化炭素及び二酸化炭素の影
響は無視できる。
一方，原子炉格納容器内の酸素濃度については，溶融炉心・コンクリート相互作用
では酸素は発生しないため，溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガスは原
子炉格納容器内の酸素濃度を下げる要因となる。このため，本感度解析ケースの溶融
炉心・コンクリート相互作用に伴って発生する可燃性ガスの発生量を，本評価の結果に加えて気相濃度を評価する場合，原子炉格納容器内の酸素濃度は3.5.2 (3) bにて示した酸素濃度（ウェット条件で2.1vol%，ドライ条件で2.6vol%）以下になるものと考えられる。このため，原子炉格納容器内での可燃性ガスの燃焼が発生するおそれは無い。
初期条件のコンクリート以外の素材の扱いは，解析条件の「内側鋼板，外側鋼板，
リブ鋼板及びベント管は考慮しない」に対して最確条件は「コンクリート以外の素材を考慮する」であり，本解析条件の不確かさとして，最確条件とした場合にはコンクリートより融点が高い内側鋼板，外側鋼板，リブ鋼板の耐熱の効果及びベント管の管内の水による除熱の効果により，溶融炉心・コンクリート相互作用によるコンクリー
ト浸食が抑制される可能性があるため，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。
事故条件について，溶融炉心・コンクリート相互作用によるコンクリート浸食量を評価するにあたり，事故シーケンスを「大破断LOCA+ECCS注水機能喪失」とし，本評
価事故シーケンスの評価条件と同様，電源の有無に係らず重大事故等対処設備による原子炉注水機能についても使用できないものと仮定した場合，原子炉圧力容器破損のタイミングが早くなるため，溶融炉心落下時の崩壊熱の影響を確認する観点か
ら感度解析を実施した。その結果，コンクリート浸食量は床面で約0.5cmに抑えられ，
壁面では有意な浸食は発生しないことから，原子炉圧力容器の支持機能を維持できることを確認した。コンクリート浸食量が僅かであることから，本評価における溶融
炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガスの発生量は格納容器内の気相濃度に影響を与えない。このため，溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガスの蓄積及び燃焼による格納容器圧力への影響は無く，格納容器内の気体組成の推移は
3.5-11

3.5.2 (3) bと同じとなる。なお，本評価における原子炉格納容器下部への溶融炉心落下後の水素濃度は，ドライウェルにおいて最低値を示すが，ウェット条件で13.1vol%以上，ドライ条件で34.4vol%以上となり，13vol%を上回る。一方，酸素濃度はウェット条件で2.1vol%以下，ドライ条件で2.6vol%以下であり，可燃限界である
5vol%を下回ることから，原子炉格納容器内での可燃性ガスの燃焼が発生するおそれは無い。
（添付資料3.5.2，3.5.3）
ｂ．操作条件
操作条件の不確かさとして，操作に係る不確かさを「認知」，「要員配置」，「移動」，「操作所要時間」，「他の並列操作有無」及び「操作の確実さ」の6要因に分類し，これらの要因が，運転員等操作時間に与える影響を評価する。また，運転員等操作時間に与える影響が評価項目となるパラメータに与える影響を評価し，評価結果を以下に示す。
(a) 運転員等操作時間に与える影響
操作条件の溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張り操作は，解析上の操作時間として原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達した時点で開始（事象発生から約3.7時間後）を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，
原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達するまでに事象発生から約3.7時間の時間余裕があり，また，格納容器下部注水操作は原子炉圧力容器下鏡部温度を監視しながら溶融炉心の炉心下部プレナムへの移行を判断し，水張り操作を実施することとしており，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室の運転員とは別に現場操作を行う運転員を配置しており，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。
操作条件の溶融炉心落下後の原子炉格納容器下部への格納容器下部注水系（常設）による注水操作は，解析上の操作時間として原子炉圧力容器破損後（事象発生から約7.0時間後）を設定している。運転員等操作時間に与える影響として，原子炉圧力容器破損までに事象発生から約7.0時間の時間余裕があり，また，溶融炉心落下後の原子炉格納容器下部への注水操作は原子炉圧力，格納容器下部の雰囲気温度及び格納容器圧力の傾向を監視しながら原子炉圧力容器破損を判断し，注水操作を実施することとしており，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。
（添付資料3.5.2）
3.5-12

(b) 評価項目となるパラメータに与える影響
操作条件の溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張り操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
操作条件の溶融炉心落下後の原子炉格納容器下部への格納容器下部注水系（常設）による注水操作は，運転員等操作時間に与える影響として，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
（添付資料3.5.2）(3) 操作時間余裕の把握
操作遅れによる影響度合いを把握する観点から，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内での操作時間余裕を確認し，その結果を以下に示す。
操作条件の溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張り操作については，
原子炉圧力容器下鏡部温度が300℃に到達するまでの時間は事象発生から約3.7時間あり，また，原子炉格納容器下部注水操作は原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇傾向を監視しながら予め準備が可能である。また，原子炉圧力容器下鏡部温度300℃到達時点での中央制御室
における格納容器下部への注水操作の操作時間は約5分間である。溶融炉心落下前の格納容器下部注水系（常設）による水張りは約2時間で完了することから，水張りを事象発生から約3.7時間後に開始すると，事象発生から約5.7時間後に水張りが完了する。事象発生から約5.7時間後の水張りの完了から，事象発生から約7.0時間後の原子炉圧力容器破損までの時間を考慮すると，格納容器下部注水操作は操作遅れに対して1時間程度の時間余裕がある。
操作条件の溶融炉心落下後の原子炉格納容器下部への格納容器下部注水系（常設）による注水操作については，原子炉圧力容器が破損するまでの時間は事象発生から約7.0時間あり，また，溶融炉心落下後に格納容器下部注水が行われなかった場合でも，溶融炉心落下前に張られた水が蒸発するまでには約0.6時間の時間余裕がある。
（添付資料3.5.2）(4) まとめ
解析コード及び解析条件の不確かさの影響評価の範囲として，運転員等操作時間に与える影響，評価項目となるパラメータに与える影響及び操作時間余裕を確認した。その結果，
解析コード及び解析条件の不確かさが運転員等操作時間に与える影響等を考慮した場合においても，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。この他，評価項目となるパラメータに対して，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間には時間余裕がある。

3.5-13

3.5.4 必要な要員及び資源の評価
本評価事故シーケンスは，「3.2高圧溶融物放出／格納容器雰囲気直接加熱」と同じであることから，必要な要員及び資源の評価は3.2.4と同じである。
3.5.5 結論
格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」では，運転時の異常な過渡変化，
原子炉冷却材喪失事故又は全交流動力電源喪失が発生するとともに，非常用炉心冷却系等の安全機能の喪失が重畳する。このため，原子炉圧力容器内の溶融炉心が原子炉格納容器内
へ流れ出し，溶融炉心からの崩壊熱や化学反応によって，原子炉格納容器下部のコンクリー
トが浸食され，原子炉格納容器の構造部材の支持機能を喪失し，原子炉格納容器の破損に至ることが特徴である。格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」に対する格
納容器破損防止対策としては，格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部注水手段を整備している。
格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」の評価事故シーケンス「過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗＋損傷炉心冷却失敗（＋デブリ冷却失敗）」について，有効性評価を行った。
上記の場合においても，格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部注水を実施する
ことにより，溶融炉心の冷却が可能である。その結果，浸食の不均一性等の不確かさを考慮しても，コンクリート浸食量は床面で約5cm，壁面で約2cmに抑えられ，原子炉格納容器の構
造材の支持機能を維持できる。また，安定状態を維持できる。
（添付資料3.5.3）
解析コード及び解析条件の不確かさについて確認した結果，運転員等操作時間に与える影響及び評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。また，対策の有効性が確認できる範囲内において，操作時間余裕について確認した結果，操作が遅れた場合でも一定の余裕がある。
重大事故等対策時に必要な要員は，運転員及び緊急時対策要員にて確保可能である。また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
以上のことから，格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」において，格納容器下部注水系（常設）による格納容器下部への注水等の格納容器破損防止対策は，選定した評価事故シーケンスに対して有効であることが確認でき，格納容器破損モード「溶融炉心・コンクリート相互作用」に対して有効である。
3.5-14

（最大圧力 約 7.8MPa[gage]，約 3.1 秒）
逃がし安全弁の手動開操作による原子炉減圧

原子炉圧力

逃がし安全弁開閉による原
子炉圧力制御リロケーションによる原子炉圧力上昇
約 2.6MPa[gage]（約 3.4 時間後）
原子炉圧力容器の破損直前（約 0.3MPa[gage]）（MPa[gage]）
2.0MPa[gage]

事故後の時間（h）
図 3.5.1 原子炉圧力の推移

逃がし安全弁からの蒸気放出により原子炉水位が低下

原子炉水位

原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの10%上の位置に到達した時点で逃がし安全弁 2 個の開放による原子炉減圧により原子炉水位が低下

炉心下部プレナムの水は蒸発しているが，落下した溶融炉心の堆積により，見かけ上の原子炉水位が表示されている

原子炉圧力容器の破損
により炉心下部プレナ
ムの溶融炉心が原子炉
格納容器下部に落下
溶融炉心の状態変化により見かけ上の原子炉水位が上昇している
有効燃料棒頂部（m）
有効燃料棒底部
シュラウド内水位
シュラウド外水位

炉心支持板の破損に伴って炉心下部プレナム水が蒸発し原子炉水位が低下

炉心下部プレナム水位

事故後の時間（h）
図 3.5.2 原子炉水位の推移

3.5-15

代替格納容器スプレイ等による格納容器圧力抑制
最大圧力 約 0.55MPa[gage]（約 28 時間後）

格納容器圧力（MPa[gage]）

格納容器限界圧力

代替循環冷却（格納容器スプレイ及び格納容器下部注水）による格納容器圧力低下

代替循環冷却（格納容器スプレイ及び格納容器下部注水）への系統構成切替に伴うスプレイ停止により格納容器圧力上昇
原子炉圧力容器の破損及び原子炉格納容器下部へのデブリ落下による格納容器圧力上昇

サプレッション・チェンバの減圧
沸騰に伴う格納容器圧力の上昇

ドライウェル

逃がし安全弁 2 個の開放により格納容器圧力上昇

サプレッション・チェンバ

事故後の時間（h）
図 3.5.3 格納容器圧力の推移

代替格納容器スプレイ等による格納容器温度抑制

格納容器温度（℃）

代替循環冷却（格納容器スプレイ及び格納容器下部注水）開始までの最高温度 約 151℃（約 20.5 時間後）
代替循環冷却（格納容器スプレイ及び格納容器下部注水）による格納容器温度低下
格納容器限界温度
最高温度 約 169℃（約 54 時間後）

サプレッション・チェンバの減圧沸騰に伴うドライウェルへ
代替循環冷却（格納容器スプレイ の水蒸気の流入及び圧力上昇を受けた飽和蒸気温度の上昇
ドライウェル
及び格納容器下部注水）への系統
サプレッション･チェンバ（気相）
構成切替に伴うスプレイ停止に
サプレッション･チェンバ（液相）
より格納容器温度上昇

事故後の時間（h）
図 3.5.4 格納容器温度の推移

3.5-16

水素

ドライウェルの気相濃度

原子炉圧力容器破損及び原子炉格納容器下部への溶融炉心の落下に伴い生じる水蒸気によって水蒸気の濃度が上昇

酸素
窒素
水蒸気
二酸化炭素

炉心損傷により水素が原子炉圧力容器からサプレッ
ション・チェンバに流れ込み，真空破壊装置を介してドライウェル内に流入し，水素濃度が上昇

一酸化炭素

原子炉格納容器下部への溶融炉心落下後の水素濃度の最低値約 13.1vol%（約 7.8 時間後）

（vol%）
酸素可燃限界（5vol%）

事故後の時間（h）

二酸化炭素，一酸化炭素※※ 溶融炉心・コンクリート
反応による発生を考慮。

図 3.5.5 ドライウェルの気相濃度の推移（ウェット条件）

サプレッション・チェンバの気相濃度

炉心損傷により水素が原子炉圧力容器からサプレッション・チェンバに流れ込むため，水素濃度が上昇
原子炉圧力容器破損及び原子炉格納容器下部への溶融炉心の落下に伴い生じる水蒸気によって水蒸気の濃度が上昇

酸素可燃限界（5vol%）

水素
酸素
窒素
水蒸気
二酸化炭素
一酸化炭素

二酸化炭素，一酸化炭素※（vol%）
事故後の時間（h）※ 溶融炉心・コンクリート
反応による発生を考慮。

図 3.5.6 サプレッション・チェンバの気相濃度の推移（ウェット条件）

3.5-17

水素

ドライウェルの気相濃度

酸素
窒素
二酸化炭素
一酸化炭素

原子炉格納容器下部への溶融炉心落下後の水素濃度の最低値約 34.4vol%（約 7 時間後）

（vol%）
酸素可燃限界（5vol%）

事故後の時間（h）

二酸化炭素，一酸化炭素※※ 溶融炉心・コンクリート
反応による発生を考慮。

図 3.5.7 ドライウェルの気相濃度の推移（ドライ条件）

サプレッション・チェンバの気相濃度

水素
酸素
窒素
二酸化炭素
一酸化炭素

酸素可燃限界（5vol%）二酸化炭素，一酸化炭素※（vol%）
事故後の時間（h）※ 溶融炉心・コンクリート
反応による発生を考慮。

図 3.5.8 サプレッション・チェンバの気相濃度の推移（ドライ条件）

3.5-18

サプレッション・チェンバ・プール水位

ベントライン（約 17m）
真空破壊装置（約 14m）

サプレッション・チェンバの減圧沸騰に伴う水位の低下

リターンライン（約 8.6m）
NWL（約 7.05m）

原子炉圧力容器からの蒸気の流入及び代替格納容器ス
プレイによる冷却材の流入による水位の上昇

代替循環冷却（格納容器スプレイ及び格納容器下部注水）への系統構成切替に伴い水位の上昇が停止

サプレッション･チェンバ※（m）※ サプレッション・チェンバ
床面を 0m とした。

事故後の時間（h）

図 3.5.9 サプレッション・チェンバ・プール水位の推移

格納容器下部水位※（m）

原子炉格納容器下部水位
2m で注水停止
代替格納容器スプレイ等による格納
容器圧力抑制に伴う水位変動

ドライウェル及びサプレッション・
チェンバの差圧が縮小し，サプレッ
ション・チェンバ・プール水位と格納容器下部水位がほぼ等しくなる

原子炉圧力
容器破損

代替循環冷却（格納容器スプレイ及び格納容器下部注水）開始に伴いドライウェル及びサプレッション・チェンバの差圧が拡がり，リターンライン
からサプレッション・チェンバに冷却材が流入

事故後の時間（h）※ 格納容器下部床面を 0m とした。
格納容器下部床面はサプレッション・
チェンバ床面より約 1.6m 高い

図 3.5.10 格納容器下部水位の推移

3.5-19溶融炉心によるコンクリート浸食量

原子炉格納容器下部床面及び壁面に有意な浸食は発生しない（cm）
原子炉圧力容器破損後からの時間（h）
図 3.5.11 格納容器下部床面及び壁面のコンクリート浸食量の推移

3.5-20添付資料 3.5.1
安定状態について
溶融炉心・コンクリート相互作用時の安定状態については以下のとおり。
原子炉格納容器安定状態：溶融炉心・コンクリート相互作用による原子炉格納容器下部床面及び壁面の浸食が停止し，浸食の停止を継続するための設備がその後も機能維持できると判断され，かつ，必要な要員の不
足や資源の枯渇等のあらかじめ想定される事象悪化のおそれがない場合，安定状態が確立されたものとする。
【安定状態の確立について】
原子炉格納容器安定状態の確立について
格納容器下部注水系（常設）による原子炉格納容器下部への崩壊熱相当量の注水を継続することにより，溶融炉心・コンクリート相互作用による原子炉格納容器下部床面及び壁面の浸食の停止を維持でき，原子炉格納容器安定状態が確立される。
また，重大事故等対策時に必要な要員は確保可能であり，また，必要な水源，燃料及び電源を供給可能である。
【安定状態の維持について】
代替循環冷却を用いて又は残留熱除去系機能を復旧して除熱を行うことにより，安定状
態後の更なる除熱が可能となる。
安定状態後の措置に関する具体的な要件は以下のとおり。
① 原子炉格納容器除熱機能として代替循環冷却使用又は残留熱除去系復旧による冷却への移行② 原子炉格納容器内の水素・酸素濃度の制御を目的とした可燃性ガス濃度制御系の復旧
及び原子炉格納容器内への窒素封入（パージ）③ 上記の安全機能の維持に必要な電源（外部電源），冷却水系等の復旧④ 長期的に維持される原子炉格納容器の状態（温度・圧力）に対し，適切な地震力に対する原子炉格納容器の頑健性の確保（添付資料 2.1.1 別紙 1）

添 3.5.1-1

解析コード及び解析条件の不確かさの影響について（溶融炉心・コンクリート相互作用）表１

添付資料 3.5.2

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（原子炉格納容器下部床面及び壁面のコンクリート浸食量）に与える影響（溶融炉心・コンクリート相互作用）（1/3）

【MAAP】
分類

重要現象

崩壊熱

解析モデル

炉心モデル（原子炉出力及び崩壊熱）

不確かさ

入力値に含まれる。

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータ（原子炉格納容器下部
床面及び壁面のコンクリート浸食量）に与える影響「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータ「解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及びに与える影響」にて確認。

評価項目となるパラメータに与える影響」にて確認。

炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験につい
TMI 事故解析における炉心ヒートアップ時の水素発ての再現性が確認されている。炉心ヒートアップの感度解析（ヒートアップ時の燃料

生，炉心領域での溶融進展状態について，TMI 事故分

被覆管表面積感度解析）では，炉心溶融時間に対する感度及び下部プレナムへのリロ

析結果と一致することを確認した。

ケーション開始時間に対する感度は小さいことが確認されている。本評価事故シーケ

CORA 実験解析における，燃料被覆管，制御棒及びチャンスにおいては，重大事故等対処設備を含む全ての原子炉への注水機能が喪失するこ

ンネルボックスの温度変化について，測定データと良とを想定しており，最初に実施すべき操作は原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃

炉心モデル（炉心熱水力

く一致することを確認した。

料棒の長さの 10%高い位置に到達した時点の減圧操作となり，燃料被覆管温度等によモデル）

炉心ヒートアップ速度の増加（被覆管酸化の促進）をるパラメータを操作開始の起点としている操作ではないことから，運転員等操作時間

溶融炉心の挙動モデル

想定し，仮想的な厳しい振り幅ではあるが，ジルコニに与える影響はない。また，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点で原子（炉心ヒートアップ）

ウム-水反応速度の係数を 2 倍とした感度解析により

炉格納容器下部への初期水張り操作，原子炉圧力容器破損時点で原子炉格納容器下部

影響を確認した。

への注水操作を実施するが，リロケーション開始時間に対する感度は小さく，また，・TQUV，大破断 LOCA シーケンスともに，炉心溶融の開溶融炉心が下部プレナムへリロケーションした際の原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇

燃料棒内温度変化

燃料棒表面熱伝達

燃料被覆管酸化炉心始時刻への影響は小さい
・下部プレナムへのリロケーションの開始時刻は，ほ燃料被覆管変形

ぼ変化しないは急峻であること及び原子炉圧力容器破損時の原子炉格納容器圧力上昇は急峻である

炉心ヒートアップに関するモデルは，TMI 事故についての再現性及び CORA 実験についての再現性が確認されている。
炉心ヒートアップの感度解析（ヒートアップ時の燃料被覆
管表面積感度解析）では，炉心溶融時間に対する感度及び下部プレナムへのリロケーション開始時間に対する感度は小さいことが確認されており，また，原子炉圧力容器破損
時点で原子炉格納容器下部に初期水張りが実施されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

ことから，原子炉圧力容器下鏡部温度及び原子炉圧力容器破損を操作開始の起点としている原子炉格納容器下部への初期水張り操作及び原子炉圧力容器破損時の原子炉格
納容器下部への注水操作の開始に与える影響は小さい。
炉心モデル（炉心水位計算モデル）は原子炉水位挙動につTQUX シーケンス及び中小破断 LOCA シーケンスに対し沸騰・ボイド率変化

炉心モデル（炉心水位計
算モデル）

いて原子炉圧力容器内のモデルが精緻である SAFER コードて，MAAP コードと SAFER コードの比較を行い，以下の炉心モデル（炉心水位計算モデル）は原子炉水位挙動について原子炉圧力容器内のモとの比較により，急速減圧後の水位上昇及び蒸気流出の継傾向を確認した。

デルが精緻である SAFER コードとの比較により，急速減圧後の水位上昇及び蒸気流出

続による水位低下について，一時的に低いより水位に到達・MAAP コードでは SAFER コードで考慮している CCFLの継続による水位低下について，一時的に低いより水位に到達することが確認されてすることが確認されており，原子炉水位が有効燃料棒底部を取り扱っていないこと等から，水位変化に差異がおり，原子炉水位が有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10%高い位置に到達するから有効燃料棒の長さの 10%高い位置に到達する時間が早生じたものの水位低下幅は MAAP コードの方が保守

時間が早まる可能性があるが，数分程度の差違であることから運転員等操作時間に与まる可能性があるが，数分程度の差違であること，原子炉

気液分離（水位変的であり，その後の注水操作による有効燃料棒頂部

える影響は小さい。

圧力容器破損時点で原子炉格納容器下部に初期水張りが実化）・対向流までの水位回復時刻は両コードで同等である

施されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

添 3.5.2-1

表１

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（原子炉格納容器下部床面及び壁面のコンクリート浸食量）に与える影響（溶融炉心・コンクリート相互作用）（2/3）

【MAAP】
分類

重要現象

解析モデル

不確かさ

原子炉圧力容器（逃がし安全弁含む）

安全系モデル（非常用炉ECCS 注水（給水系・ 心冷却系）
代替注水設備含む）

安全系モデル（代替注水

運転員等操作時間に与える影響

実機注水設備能力に対して，解析コードでは注入流量を少なめに与える
入力値に含まれる。

設備）ため，実際には解析より多く注水されることから原子炉水位の回復は早くなる可能性があるが，本事象では原子炉への注水に期待しないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

評価項目となるパラメータ（原子炉格納容器下部
床面及び壁面のコンクリート浸食量）に与える影響
注水特性は，それぞれの系統の設計条件に基づく原子炉圧力と注水流量の関係を入力する。実機設備に対して注入流量を少なめに与えるため，有効性評
価解析では燃料被覆管温度を高めに評価するが，本事象では原子炉への注水に期待しないことから，解析コードの不確かさが評価項目となるパラメータに与える影響はない。

・TMI 事故解析における炉心領域での溶融進展状態に 溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性が確認されている。
ついて，TMI 事故分析結果と一致することを確認した また，炉心崩壊に至る温度の感度解析より原子炉圧力容器破損時間に対リロケーション

・リロケーションの進展が早まることを想定し，炉心 する感度は小さいことが確認されている。リロケーション開始時間の不溶融炉心の挙動モデル

ノード崩壊のパラメータを低下させた感度解析によ 確かさは小さく，溶融炉心が炉心下部プレナムへリロケーションした際（リロケーション）

り影響を確認したの原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇は急峻であることから，原子炉圧力・TQUV，大破断 LOCA シーケンスともに，炉心溶融時刻， 容器下鏡部温度を操作開始の起点としている原子炉格納容器下部への初構造材との熱伝達

原子炉圧力容器の破損時刻への影響が小さいことを 期水張り操作の開始に与える影響は小さく，運転員等の操作時間に与え確認した

溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性が確認されており，炉心崩壊に至る温度の感度解析より原子炉圧力容器破損時間に対する感度は小さいことを確認しており，また，原子炉圧力容器破損時点で原子炉格納容器
下部に初期水張りが実施されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

る影響は小さい。
溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性が確認されている。

・TMI 事故解析における下部プレナムの温度挙動につ
原子炉圧力容器（炉心損傷後）

いて，TMI 事故分析結果と一致することを確認した
下部プレナムでの溶
融炉心の熱伝達

溶融炉心の挙動モデル

・下部プレナム内の溶融炉心と上面水プールとの間の（下部プレナムでの溶融

限界熱流束，下部プレナムギャップ除熱量に係る係炉心挙動）数に対する感度解析を行い，原子炉圧力容器破損時
刻等の事象進展に対する影響が小さいことを確認した

また，下部プレナムと溶融炉心の熱伝達に関する感度解析により，原子炉圧力容器破損時間に対する感度が小さいことが確認されている。下部プレナムでの溶融炉心の熱伝達の不確かさの影響受ける可能性がある操作としては，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達した時点で原子炉格納容器下部への初期水張り操作があるが，リロケーション開始時間の不確かさは小さく，溶融炉心が下部プレナムへリロケーションした際の原子炉圧力容器下鏡部温度の上昇は急峻であることから，原子炉圧力

溶融炉心の挙動モデルは TMI 事故についての再現性が確認されており，下部
プレナムと溶融炉心の熱伝達に関する感度解析により，原子炉圧力容器破損
時間に対する感度が小さいことが確認されている。また，原子炉圧力容器破損時点で原子炉格納容器下部に初期水張りが実施されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

容器下鏡部温度を操作開始の起点としている原子炉格納容器下部への初期水張り操作の開始に与える影響は小さい。

原子炉圧力容器破損に影響する項目として制御棒駆動
溶融炉心の挙動モデル
原子炉圧力容器破損（原子炉圧力容器破損モデル）

機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）をパラメータとした感度解析を行い，原子炉圧力容器破損時刻が約 13 分早まることを確認した。ただし，仮想的な厳しい条件に基づく解析結果であり，実機における影響は十分小さいと判断される。

制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）に対する感度解析により，最大ひずみを低下させた場合に原子炉
圧力容器破損時間が早まることを確認しているが，原子炉圧力容器破損（事象発生から約 7 時間後）に対して，十数分早まる程度であり，原子炉格納容器下部への注水は中央制御室から速やかに実施可能な操作であることから，原子炉圧力容器破損を操作開始の起点としている原子炉格
納容器下部への注水操作の開始に与える影響は小さい。

制御棒駆動機構ハウジング溶接部の破損判定に用いる最大ひずみ（しきい値）に関する感度解析により，最大ひずみを低下させた場合に原子炉圧力容器破損時間が早まることを確認しているが，原子炉圧力容器破損（事象発生から約 7 時間後）に対して，十数分早まる程度であり，破損時間が十数分早まった場合においても，原子炉格納容器下部に初期水張りが実施されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

PHEBUS-FP 実験解析により，FP 放出の開始時間を良く再現できているものの，燃料被覆管温度を高めに評価
原子炉圧力容器内 FP 核分裂生成物（FP）挙動することにより，急激な FP 放出を示す結果となった。 原子炉圧力容器内 FP 挙動と本事象に対する運転員等操作の関連はない 原子炉圧力容器内 FP 挙動と溶融炉心・コンクリート相互作用による浸食深挙動

ただし，この原因は実験の小規模な炉心体系の模擬に ことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

モデルよるものであり，実機の大規模な体系においてこの種の不確かさは小さくなると考えられる。

添 3.5.2-2

さに関連はないことから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

表１

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（原子炉格納容器下部床面及び壁面のコンクリート浸食量）に与える影響（溶融炉心・コンクリート相互作用）（3/3）

【MAAP】
分類

重要現象

解析モデル

不確かさ

原 子 炉 圧 力 容 器 外 FCI
原子炉圧力容器外 FCI 現象に関する項目としてエントレインメント係数及びデ（溶融炉心細粒化）

ブリ粒子径をパラメータとして感度解析を行い，原子炉圧力容器外 FCI によっ
原 子 炉 圧 力 容 器 外 FCI

評価項目となるパラメータ（原子炉格納容器下部

運転員等操作時間に与える影響て生じる圧力スパイクへの感度が小さいことを確認した。

原子炉圧力容器外の溶融燃料－冷却材 炉心損傷後の原子炉格納容器における溶融燃料－冷却材相互作用の不確かさとして，エ相互作用に対する運転員等操作はない ントレインメント係数の感度解析より，溶融炉心の細粒化割合がコンクリート浸食に与ことから，運転員等操作時間に与える える感度は小さいことが確認されていることから，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

（デブリ粒子熱伝達）

原子炉格納容器（炉心損傷後）

格 納容器下 部床面でのMAAP コードでは溶融炉心の拡がり実験や評価に関する知見に基づき，落下した

溶融炉心の拡がり

溶融炉心は床上全体に均一に拡がると仮定し，それを入力で与えている。

床面及び壁面のコンクリート浸食量）に与える影響

影響は小さい。

溶融炉心・コンクリート相互作用への影響の観点で，エントレインメント係数，
溶融炉心の挙動モデル
溶 融炉心と 格納容器下部プール水の伝熱（格納容器下部での溶融炉心挙動）

上面熱流束及び溶融プールからクラストへの熱伝達係数をパラメータとした感度解析を行った。評価の結果，コンクリート浸食量に対して上面熱流束の感度

炉心損傷後の原子炉格納容器における格納容器下部床面での溶融炉心の拡がり及び溶融が支配的であることを確認した。また，上面熱流束を下限値とした場合でも，コ
コンクリート浸食を操作開始の起点とンクリート浸食量が 22.5cm 程度に収まることを確認した。

炉心と格納容器下部プール水の伝熱の不確かさとして，エントレインメント係数，上面

熱流束及び溶融プール－クラスト間の熱伝達係数の感度解析を踏まえ，コンクリート浸
上記の感度解析は，想定される範囲で厳しい条件を与えるものであり，実機で している運転員等操作はないことか
食量について支配的な上面熱流束についての感度解析を実施した結果，コンクリート浸のコンクリート浸食量は，感度解析よりも厳しくなることはないと考えられ， ら，運転員等操作時間に与える影響は
食量は床面で約 5cm，壁面で約 2cm に抑えられ，原子炉圧力容器の支持機能を維持できるない。
これを不確かさとして設定する。
ことを確認した。
（添付資料 3.5.3 参照）

溶 融炉心と コンクリー

ACE 実験解析及び SURC-4 実験解析より，溶融炉心堆積状態が既知である場合のトの伝熱

溶融炉心とコンクリートの伝熱及びそれに伴うコンクリート侵食挙動について妥当に評価できることを確認した。
実験で確認されている侵食の不均一性については，実験における侵食のばらつ

コ ンクリー ト分解及びきが MAAP コードの予測浸食量の 20%の範囲内に収まっていることから，上面熱非凝縮性ガス発生

流束の感度に比べて影響が小さいことを確認した。

添 3.5.2-3

表２

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータ（原子炉格納容器下部床面及び壁面のコンクリート浸食量）に与える影響（溶融炉心・コンクリート相互作用）（1/2）
解析条件（初期条件，事故条件）の不確かさ

項目

解析条件

最確条件

条件設定の考え方

運転員等操作時間に与える影響

評価項目となるパラメータ（原子炉格納容器下部
床面及び壁面のコンクリート浸食量）に与える影響

原子炉熱出力3,926MWt

3,924MWt 以下（実績値）

原子炉熱出力のゆらぎを考慮した運転管理目標値
を参考に最確条件を包絡できる条件を設定。

最確条件とした場合には原子炉停止後の崩壊熱が緩和される。最確条件とした場合の運転員等操作時間への影響は，原子炉停止後の崩壊熱にて説明する。

最確条件とした場合には原子炉停止後の崩壊熱が緩和される。最確条件とした場合の評価項目となるパラメータに与える影響は，原子炉停止後の崩壊熱にて説明する。

原子炉圧力7.07MPa[gage]

約 7.05MPa[gage]～約 7.12MPa[gage]（実測値）

定格原子炉圧力として設定。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，
原子炉圧力は逃がし安全弁により制御されるため事象進展に及ぼす影響はな
く，運転員等操作時間に与える影響はない。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，
原子炉圧力は逃がし安全弁により制御されるため事象進展に影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

原子炉水位

通常運転水位（セパレータスカー
ト下端から+119cm）

通常運転水位（セパレータスカート下端から約+118cm～約+120cm）（実測値）

通常運転時の原子炉水位として設定。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小さい。例えば，スクラ
ム 10 分後の原子炉水位の低下量は通常運転水位約－4m であるのに対してゆらぎによる水位低下量は約－10mm であり非常に小さい。したがって，事象進展に及ぼす影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，ゆらぎの幅は事象発生後の水位低下量に対して非常に小さい。例えば，スク
ラム 10 分後の原子炉水位の低下量は通常運転水位約－4m であるのに対してゆらぎによる水位低下量は約－10mm であり非常に小さい。したがって，事象進展に影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

炉心流量52,200t/h
定格流量の約 91%～約 110%
（定格流量（100%）） （実測値）

定格流量として設定。

事象発生後早期に原子炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展に及ぼす影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

事象発生後早期に原子炉はスクラムするため，初期炉心流量が事象進展に及ぼす影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

9×9 燃料（A 型）

9×9 燃料（A 型）と 9×9 燃料（B 型）は，熱水的な特性はほぼ同等であり，その他の核的特性等の違い
は燃料棒最大線出力密度の保守性に包含されることから，代表的に 9×9 燃料（A 型）を設定。

最確条件とした場合には，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心となるか，それらの混在炉心となるが，両型式の燃料の熱水力特性はほぼ同等であり，事象進展に及ぼす影響は小さいことから，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

最確条件とした場合には，9×9 燃料の A 型又は B 型の炉心となるか，それらの混在炉心となるが，両型式の燃料の熱水力特性はほぼ同等であり，炉心冷却性に大きな差は無いことから，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。

最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，溶融炉心の持つエネルギーが小さくなることから，評価項目となるパラメータに対す
る余裕は大きくなる。

燃料

装荷炉心ごと初期条件

原子炉停止後の崩壊
熱

燃焼度 33GWd/t

平均的燃焼度約 30GWd/t（実績値）

サイクル末期の燃焼度のばらつきを考慮し，10％の保守性を確保することで，最確条件を包絡できる条件を設定。

最確条件は解析条件で設定している崩壊熱よりも小さくなるため，発生する蒸気量は少なくなることから，原子炉水位の低下が緩やかになり，有効燃料棒底部から有効燃料棒の長さの 10％高い位置到達を操作開始の起点としている原子炉急速減圧操作の開始が遅くなる。また，原子炉圧力容器破損に至るまでの事象進展が緩やかになり，原子炉圧力容器下鏡部温度 300℃到達を操作開始の起点としている原子炉格納容器下部への初期水張り操作及び原子炉圧力容器破損を操作開始の起点としている原子炉格納容器下部への注水操作の開始が遅くなる。

格納容器容積（ドライウェル）

7,350m3

7,350m3（設計値）

ドライウェル内体積の設計値（全体積から内部機器
及び構造物の体積を除いた値）を設定。

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

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

空間部：5,960m3
液相部：3,580m3

空間部：
約 5,980m3～約 5,945m3
液相部：
約 3,560m3～約 3,595m3（実測値）

ウェットウェル内体積の設計値（内部機器及び構造物の体積を除いた値）を設定。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与え
うるが，ゆらぎによる格納容器容積（ウェットウェル）の液相部（空間部）の変化分は通常時に対して非常に小さい。例えば，通常時の液相部の熱容量は約 3,600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎによる容積減少分の熱容量は約 20m3 相当分であり，その減少割合は通常時の約0.6%程度と非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，ゆらぎによる格納容器容積（ウェットウェル）の液相部（空間部）の変化分は通常時に対して非常に小さい。例えば，通常時の液相部の熱容量は約 3,600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎによる容積減少分の熱容量は約 20m3 相当分であり，その減少割合は通常時の約 0.6%程度と非常に小さい。したがって，事象進展に与える影
響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，
ゆらぎによるサプレッション・チェンバ・プール水位低下分の熱容量は通常水位時に対して非常に小さい。例えば，通常水位時（7.05m）の熱容量は約3600m3 相当分であるのに対して，ゆらぎによる水位低下分（通常水位-0.04m分）の熱容量は約 20m3 相当分であり，その低下割合は通常水位時の約 0.6%程
度と非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
溶融炉心・コンクリート相互作用による浸食量という観点では，直接的な影
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。

格納容器容積（ウェットウェル）

サプレッション・チ
ェンバ・プール水位

7.05m（NWL）

約 7.01m～約 7.08m（実測値）

通常運転時のサプレッション・チェンバ・プール水位として設定。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，
ゆらぎによるサプレッション・チェンバ・プール水位低下分の熱容量は通常水位時に対して非常に小さい。例えば，通常水位時（7.05m）の熱容量は約 3600m3相当分であるのに対して，ゆらぎによる水位低下分（通常水位-0.04m 分）の熱
容量は約 20m3 相当分であり，その低下割合は通常水位時の約 0.6%程度と非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

サプレッション・チ
ェンバ・プール水温35℃

約 30℃～35℃（実測値）

通常運転時のサプレッション・チェンバ・プール水
温の上限値を，最確条件を包絡できる条件として設定。

運転員等操作としては下部ヘッドの温度上昇を起点とする補給水ポンプによる格納容器下部注水操作の開始となるが，本パラメータによる影響を受けることはなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

格納容器圧力5.2kPa[gage]

約 3kPa[gage]～約 7kPa[gage]（実測値）

通常運転時の格納容器圧力として設定。

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，
ゆらぎによる格納容器圧力の上昇に与える影響は小さい。例えば，事象発生か
ら圧力容器破損までの圧力上昇率（平均）は約 7 時間で約 470kPa であるのに対して，ゆらぎによる圧力上昇量は約 2kPa であり非常に小さい。したがって，
事象進展に与える影響は小さく，運転員等操作時間に与える影響は小さい。

格納容器温度57℃

約 30℃～約 60℃（実測値）

通常運転時の格納容器温度として設定。

運転員等操作としては下部ヘッドの温度上昇を起点とする補給水ポンプによる格納容器下部注水操作の開始となることから本パラメータによる影響を受けることはなく，運転員等操作時間に与える影響はない。

真空破壊装置3.43kPa（ドライウェ 3.43kPa（ドライウェル－サプ
ル － サ プ レ ッ シ ョ レッション・チェンバ間差
ン・チェンバ間差圧） 圧）（設計値）

真空破壊装置の設定値。

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

添 3.5.2-4

最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，
ゆらぎによる格納容器圧力の上昇に与える影響は小さい。例えば，事象発生から圧力容器破損までの圧力上昇率（平均）は約 7 時間で約 470kPa であるのに対して，ゆらぎによる圧力上昇量は約 2kPa であり非常に小さい。したがって，事象進展に与える影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影
響は小さい。
最確条件とした場合には，ゆらぎにより解析条件に対して変動を与えうるが，
ゆらぎによる格納容器温度の上昇に与える影響は小さい。例えば，事象発生から圧力容器破損までの圧力上昇量は約 7 時間で約 50kPa であるのに対して，ゆらぎによる圧力上昇量は約 2kPa であり非常に小さい。したがって，事象進展に影響は小さく，評価項目となるパラメータに与える影響は小さい。
解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。

表２

解析条件を最確条件とした場合の運転員等操作時間及び評価項目となるパラメータ（原子炉格納容器下部床面及び壁面のコンクリート浸食量）に与える影響（溶融炉心・コンクリート相互作用）（2/2）

項目
外部水源の
温度

解析条件（初期条件，事故条件）の不確かさ
解析条件
最確条件
50℃（事象開始 12 時間以降は45℃，事象開始 24 時間以降は40℃）

条件設定の考え方

約 30℃～約 50℃（実測値）

復水移送ポンプ吐出温度を参考に最確条件を包絡できる条件を設定。

21,400m3 以上（ 淡 水 貯 水 池水 量 ＋
復水貯蔵槽水量）

淡水貯水池及び通常運転中の復水貯蔵槽の水量を参考に，最確条件を包絡できる条件を設
定。

初期条件

外部水源の
容量

約 21,400m

燃料の容量

約 2,040kL

2,040kL 以上（軽油タンク容量）

通常時の軽油タンクの運用値を参考に，最確条件を包絡できる条件を設定。

溶融炉心か
らプール水
への熱流束

800kW/m2 相当（圧力依存あり）

800kW/m2 相当（圧力依存あり）

過去の知見に基づき事前水張りの効果を考慮
して設定。

コンクリー
トの種類

玄武岩系コンクリ―ト

コンクリー
ト以外の素
材の扱い

3

内側鋼板，外側鋼板，リブ鋼板及びベント管は考慮しない

全給水喪失

安全機能の
喪失に対す
る仮定

高圧注水機能，低圧注水機能
低圧代替注水系（常設）機能喪失

運転員等操作としては下部ヘッドの温度上昇を起点とする補給
水ポンプによる格納容器下部注水操作の開始となることから本パラメータによる影響を受けることはなく，運転員等操作時間に与える影響はない。
最確条件とした場合には，解析条件よりも水源容量の余裕は大きくなる。また，事象発生 12 時間後からの消防車による補給により復水貯蔵槽は枯渇しないことから，運転員等操作時間に対する影響はない。

外部電源

外部電源なし原子炉スク
ラム信号

事象発生と同時に原子炉スクラ
ム

機器条件

逃がし安全
弁

逃がし弁機能7.51MPa[gage]～7.86MPa[gage]363～380t/h/個
自動減圧機能付き逃がし安全弁の 2 個開による原子炉急速減圧

評価項目となるパラメータ（原子炉格納容器下部
床面及び壁面のコンクリート浸食量）に与える影響
外部水源の温度が低い場合，溶融炉心・コンクリート相互作用による浸食量という観点では溶融炉心からの上面熱流束による除熱が促進されるため，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

－

最確条件とした場合には，解析条件よりも燃料容量の余裕は大きくなる。また，事象発生直後から最大負荷運転を想定しても燃料は枯渇しないことから，運転員等操作時間に対する影響はない。

－

玄 武 岩 系 コ ンク リ ―ト

最確条件は解析条件で設定している熱流束と同等であるが，コンクリート浸食量を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転員等操作時間に与える影響はない。

使用している骨材の種類から設定。

解析条件と最確条件は同様であることから，事象進展に影響はなく，評価項目となるパラメータに与える影響はない。
コンクリート浸食量に対しては上面熱流束の感度が支配的であり，実験で確認されている浸食面における浸食の不均一性等の影響を確認する観点から感度解析を実施した。その結果，コンクリート浸食量は床面で約 5cm，壁面で約 2cm に抑えられ，原子炉圧力容器の支持機能を維持できることを確認した。
（添付資料 3.5.3 参照）

コ ン ク リ ー ト以 外 の素材を考慮する

最確条件とした場合にはコンクリートより融点が高い内側鋼板，
内側鋼板，外側鋼板，リブ鋼板についてはコ
外側鋼板，リブ鋼板の耐熱の効果及びベント管の管内の水によるンクリートよりも融点が高いことから保守的
除熱の効果により，溶融炉心・コンクリート相互作用によるコンに考慮しない。
クリート浸食が抑制される可能性があるが，コンクリート浸食量
ベント管については管内の水による除熱効果
を操作開始の起点としている運転員等操作はないことから，運転が考えられるが，保守的にこれを考慮しない。
員等操作時間に与える影響はない。

最確条件とした場合にはコンクリートより融点が高い内側鋼板，外側鋼板，リブ鋼板の耐熱の効果及びベント管の管内の水による除熱の効果により，溶融炉
心・コンクリート相互作用によるコンクリート浸食が抑制される可能性がある
ため，評価項目となるパラメータに対する余裕は大きくなる。

起因事象として，原子炉水位の低下の観点でより厳しい事象である LOCA 等の原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失を仮定した場合，原子炉圧力容器破損のタイミングは早くなるが，代表プラントに対する解析では大破断 LOCA と TQUV の破損時間は約 1 時間以内の差であり，この程度の挙動の差が運転員等操作時間に対して影響を与えることはない。

溶融炉心・コンクリート相互作用による浸食量を評価するにあたり，起因事象として，原子炉水位の低下の観点でより厳しい事象である LOCA 等の原子炉冷却材圧力バウンダリ喪失を仮定し，事故シーケンスを「大破断 LOCA+ECCS 注水
機能喪失」として，本評価事故シーケンスの評価条件と同様，電源の有無に係らず重大事故等対処設備による原子炉注水機能についても使用できないものと仮定した場合，原子炉圧力容器破損のタイミングは早くなるため，溶融炉心落
下時の崩壊熱の影響を確認する観点から感度解析を実施した。その結果，コンクリート浸食量は床面で約 0.5cm に抑えられ，壁面では有意な浸食が発生しないことから，原子炉圧力容器の支持機能を維持できることを確認した。
また，LOCA においては原子炉格納容器下部への原子炉冷却材の流入が生じることから，事前水張りの効果によるデブリ落下時の熱流束の向上という点で，原子炉格納容器下部への注水操作に対する重要度が低くなる。
（添付資料 3.5.3 参照）－－

事象発生と同時に原子炉スクラムするものとして設定。

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

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

逃がし安全弁の逃がし弁機能の設計値を設定。

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

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

逃がし安全弁の設計値に基づく蒸気流量及び原子炉圧力の関係から設定。

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

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

－

原子炉水位の低下の観点で厳しい事象を設定。

－

高圧注水機能として原子炉隔離時冷却系及び高圧炉心注水系の機能喪失を，低圧注水機能
として低圧注水系及び低圧代替注水系（常設）の機能喪失を設定。

－

本評価事故シーケンスへの事故対応に用いる設備は非常用高圧母線に接続されており，非常用ディーゼル発電機からの電源供給が可能であるため，外部電源の有無は事象進展に影響を与えないが，非常用ディーゼル発電機に期待する場合の方が資源の観点で厳しいことを踏まえ，外部電源なしとして設定。

事故条件

起因事象

運転員等操作時間に与える影響

事 象 発 生 と 同時 に 原子炉スクラム
逃がし弁機能7.51MPa[gage]～
7.86MPa[gage]363～380t/h/個
自 動 減 圧 機 能付 き 逃がし安全弁の 2 個開による原子炉急速減圧

添 3.5.2-5

表３

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（原子炉格納容器下部床面及び壁面のコンクリート浸食量）に与える影響及び操作時間余裕（溶融炉心・コンクリート相互作用）
解析条件（操作条件）の不確かさ
解析上の操作開始時間

項目

解析上の操作開
始時間

原子炉圧力容器
下鏡部温度が溶融炉心300℃ に 到 達 し落下前のた時点で開始。
格納容器
90m3/h で 2 時間
下部注水
注水し，格納容系（常設）
器下部に水位 2m
による水の水張りを行う
張り操作（事象発生から
約 3.7 時間後）

条件設定の考え方

炉心損傷後の原子
炉圧力容器破損による溶融炉心・コ
ンクリート相互作
用の影響緩和を考
慮し設定

操作条件
溶融炉心
落下後の
格納容器
下部への
注水操作
（崩壊熱
相当の注
水）

原子炉圧力容器
破損後（約 7.0 時
間後）運転員等操作時間に与える影響

操作の不確かさ要因

炉心損傷後の原子
炉圧力容器破損による溶融炉心・コ
ンクリート相互作
用の影響緩和を考慮し設定【認知】
格納容器下部への注水操作は，原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達したことを確認して開始するが，損傷炉心への注水による冷却性を確認するため，原子炉圧力容器下鏡部温度は継続監視しており，認知に大幅な遅れが生じることは考えにくい。よって，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
【要員配置】
格納容器下部への注水操作は，中央制御室にて操作を行う運転員と現場にて操作を行う運転員（現場）を各々配置しており，操作開始時間に与える影響はなし。
【移動】
中央制御室から操作現場である廃棄物処理建屋地下 3 階までのアクセスルートは，コントロール建屋のみであり，通常 5 分間程度で移動可能であるが，余裕を含めて 10 分間の移動時間を想定している。また，アクセスルート上にアクセスを阻害する設備はなく，よって，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作所要時間】中央制御室内における格納容器下部への注水操作は，復水補給水系の 2 弁の開操作による注水であり，制御
盤のスイッチによる操作のため 1 操作に 1 分間を想定し，合計 2 分間であり，それに余裕時間を含めて操作
時間 5 分間を想定している。格納容器下部への注水量調整は，制御盤の操作スイッチにて弁の開度調整を行い，約 2 時間の注水で格納容器下部に水位 2m の水張りを行うが，水張り中の操作は適宜流量及び格納容器
下部水位を監視し，流量調整をするのみであるため，操作開始時間に与える影響はなし。
【他の並列操作有無】
格納容器下部への注水操作時に，当該操作に対応する運転員に他の並列操作はなく，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作の確実さ】
中央制御室内における操作は，制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作により操作時間が長くなる可能性は低い。また，現場操作は，操作の信頼性向上や要員の安全のため 2 人 1 組で実施することとしており，誤操作は起こりにくく，誤操作により操作時間が長くなる可能
性は低い。
【認知】
溶融炉心が格納容器下部に落下した後に格納容器下部へ崩壊熱相当の注水を行うが，溶融炉心の落下は，原子炉圧力容器下鏡部温度及び格納容器圧力の監視により認知可能である。これらパラメータは原子炉圧力容器破損判断のため継続監視しており，認知に大幅な遅れが生じることは考えにくい。よって，認知遅れにより操作開始時間に与える影響はなし。
【要員配置】
中央制御室内での操作のみであり，運転員は中央制御室に常駐していることから，操作開始時間に与える影
響はなし。
【移動】
中央制御室内での操作のみであり，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作所要時間】中央制御室内における格納容器下部への注水操作は，復水補給水系の 2 弁の開操作による注水であり，制御
盤のスイッチによる操作のため 1 操作に 1 分間を想定し，合計 2 分間であり，それに余裕時間を含めて操作
時間 5 分間を想定している。格納容器下部注水系の流量調整は，復水補給水系流量系（原子炉格納容器）の指示を監視しながら制御盤の操作スイッチにて弁の開度調整を行い，適宜実施する。また，事前に格納容器
下部へ水張りを行っていることから，時間余裕がある。
【他の並列操作有無】
当該操作時に，中央制御室の運転員に他の並列操作はなく，操作開始時間に与える影響はなし。
【操作の確実さ】
中央制御室内の制御盤の操作スイッチによる簡易な操作のため，誤操作は起こりにくく，そのため誤操作等
により操作時間が長くなる可能性は低い。

添 3.5.2-6

原子炉圧力容器下鏡部温度が 300℃に到達するまでに事象発生から約 3.7 時間の時間余裕があり，また，格納容器下部注水操作は原子炉
圧力容器下鏡部温度を監視しながら溶融炉心の下部プ
レナムへの移行を判断し，水張り操作を実施することとしており，実態の操作開始時間は解析上の設定とほぼ同等であり，操作開始時間に与える影響は小さい。
当該操作は，解析コード及び解析条件（操作条件を除く）の不確かさにより操作
開始時間は遅れる可能性があるが，中央制御室の運転員とは別に現場操作を行う運転員(現場)を配置しており，他の操作との重複もないことから，他の操作に与える影響はない。

原子炉圧力容器破損までに事象発生から約 7.0 時間の
時間余裕があり，また，溶融
炉心落下後に格納容器下部
注水が行われなかった場合
でも，溶融炉心落下前に張られた水が蒸発するまでには約 0.6 時間の時間余裕がある。溶融炉心落下後の格納容器下部への注水操作は
原子炉圧力，格納容器下部
空間部温度及び格納容器圧力の傾向を監視しながら原
子炉圧力容器破損を判断して実施することとしており，実態の操作開始時間は
解析上の設定とほぼ同等であることから，操作開始時間に与える影響は小さい。

評価項目となるパラ
メータ（原子炉格納容器下部床面及び壁面のコンクリート浸
食量）に与える影響

操作時間余裕

訓練実績等

実 態 の 操 作開 始 時 間は 解 析 上 の設 定 と ほ
ぼ 同 等 で ある こ と から，評価項目となるパ
ラ メ ー タ に与 え る 影
響は小さい。

原子炉圧力容器下鏡部温度が 中央制御室
300℃に到達するまでの時間は事 に お け る 操
象発生から約 3.7 時間あり，また， 作のため，シ
格納容器下部注水操作は原子炉圧 ミ ュ レ ー タ
力容器下鏡部温度の上昇傾向を監 に て 訓 練 実
視 し な が ら予 め 準 備が 可 能で あ 績を取得。訓る。また，原子炉圧力容器下鏡部温 練では，原子度 300℃到達時点での中央制御室 炉 圧 力 容 器における格納容器下部への注水操 下 鏡 部 温 度
作の操作時間は約 5 分間である。 が 300℃に到
溶融炉心落下前の格納容器下部注 達後，約 3 分
水系（常設）による水張りは約 2 時 間 で 格 納 容間で完了することから，水張りを 器 下 部 注 水
事象発生から約 3.7 時間後に開始 系（常設）にすると，事象発生から約 5.7 時間 よ る 水 張 り
後に水張りが完了する。事象発生 操作を開始。
から約 5.7 時間後の水張り完了か 想 定 で 意 図ら，事象発生から約 7.0 時間後の し て い る 運
原子炉圧力容器破損までの時間を 転 操 作 が 実考慮すると，格納容器下部注水操 施 可 能 な こ
作は操作遅れに対して 1 時間程度 と を 確 認 しの時間余裕がある。
た。

実 態 の 操 作開 始 時 間は 解 析 上 の設 定 と ほ
ぼ 同 等 で ある こ と から，評価項目となるパ
ラ メ ー タ に与 え る 影
響は小さい。

中央制御室における操作のため，シミュレータ
にて訓練実績を取得。訓練では，条件成立を前提として約 3 分
間で格納容
器下部注水
系（常設）による注水操作を開始。想
定で意図し
ている運転
操作が実施
可能なこと
を確認した。

原子炉圧力容器破損までの時間は事象発生から約 7.0 時間あり，また，溶融炉心落下後に格納容器下部 注 水 が 行わ れ な かっ た 場合 でも，溶融炉心落下前に張られた水が蒸発するまでには約 0.6 時間の時間余裕がある。

添付資料 3.5.3
溶融炉心の崩壊熱及び溶融炉心からプール水への熱流束を保守的に考慮する場合の原子炉格納容器下部のコンクリート浸食量及び溶融炉心・コンクリート相互作用によって発生する非凝縮性ガスの影響評価
1. 評価の目的
今回の申請において示した解析ケース（以下「ベースケース」という。）では，プラント損傷
状態を TQUV としており，溶融炉心から原子炉格納容器下部のプール水への熱流束の評価では熱流束の格納容器圧力への依存性を考慮している。これは，より厳しいプラント損傷状態を設定
し，より現実的に溶融炉心からの除熱量を評価する観点で設定したものである。一方，プラント
損傷状態が LOCA の場合，TQUV の場合よりも早く原子炉圧力容器が破損に至ることを確認している。この影響を確認する観点から，崩壊熱をより保守的に設定し，コンクリート浸食量に対する感度を確認した。さらに，解析コードにおける不確かさとして抽出し，その感度を確認している
エントレインメント係数，上面熱流束及び溶融プール－クラスト間の熱伝達係数のうち，コンク
リート浸食量に対して影響の大きいパラメータであることを確認したプール水への熱流束（上面熱流束）を保守的に設定することで，コンクリート浸食量に対する感度を確認した。

2. 評価条件
ベースケースの評価条件に対する変更点は以下の通り。この他の評価条件は，ベースケースと同等である。
(1) 溶融炉心の崩壊熱を保守的に考慮する場合
・事故シーケンスを「大破断LOCA+ECCS注水機能喪失」とし，本評価事故シーケンスの評価条
件と同様，電源の有無に係らず重大事故等対処設備による原子炉注水機能についても使用できないものと仮定する場合，事象発生直後から原子炉冷却材が原子炉格納容器内に流出するため，原子炉圧力容器破損までの時間が約6.4時間となる。これを踏まえ，起因事象の不確かさを保守的に考慮するため，溶融炉心の崩壊熱を事象発生から6時間後の値とした。
(2) 溶融炉心の崩壊熱及びプール水への熱流束を保守的に考慮する場合
・(1)の条件設定に加え，原子炉格納容器下部に落下した後の溶融炉心からプール水への熱流束を800kW/m2とした。これは，Kutateladze型の水平平板限界熱流束相関式において大気圧状態を想定した場合，溶融炉心からプール水への熱流束が800kW/m2程度であることを考慮し，保守的に設定した値である。なお，ベースケースでは溶融炉心からプール水への熱流束を800kW/m2相当（圧力依存有り）としている。ベースケースにおける圧力容器破損後の格
納容器圧力は，約0.4MPa以上で制御されていることから，ベースケースにおける溶融炉心からプール水への熱流束は，約1400kW/m2（格納容器圧力約0.4MPaにおいて）以上となる。
3. 評価結果(1) 溶融炉心の崩壊熱を保守的に考慮する場合
添 3.5.3-1

評価結果を図1に示す。評価の結果，コンクリート浸食量は床面で約0.5cmに抑えられ，壁面では有意な浸食が発生しないことから，原子炉圧力容器の支持機能を維持できることを確認した。コンクリート浸食量が僅かであることから，本評価における溶融炉心・コンクリー
ト相互作用による可燃性ガスの発生量は格納容器内の気相濃度に影響を与えない。このため，
溶融炉心・コンクリート相互作用に伴う可燃性ガスの発生による格納容器圧力への影響は無
く，格納容器内の気体組成の推移はベースケース（3.5.2 (3) b 参照）と同じとなる。なお，
ベースケースにおける原子炉格納容器下部への溶融炉心落下後の水素濃度は，ドライウェル
において最低値を示すが，ウェット条件で13vol%以上，ドライ条件で34vol%以上※となり，ドライ条件において13vol%を上回る。一方，酸素濃度はウェット条件で2.1vol%以下，ドライ条
件で2.6vol%以下であり，5vol%を下回ることから，原子炉格納容器内での可燃性ガスの燃焼が発生するおそれは無い。
(2) 溶融炉心の崩壊熱及びプール水への熱流束を保守的に考慮する場合
評価結果を図2に示す。評価の結果，コンクリート浸食量は床面で約5cm，壁面で約2cmに抑えられ，原子炉圧力容器の支持機能を維持できることを確認した。本感度解析ケースでは，
溶融炉心・コンクリート相互作用によって約60kgの可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスが発生するが，ベースケースでもジルコニウム－水反応によって約1400kgの水素が発生することを考慮すると，溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガス及びその他の非凝縮性ガスの発生が格納容器圧力に与える影響は小さい。
溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガスの発生が，可燃性ガスの燃焼の可能性に及ぼす影響について，原子炉格納容器下部への溶融炉心落下後の原子炉格納容器内の水素濃度は，ベースケースにおいても，ウェット条件で13vol%以上，ドライ条件で34vol%以上※となり，ドライ条件において13vol%を上回る。このことから，本感度解析ケースの溶融炉心・コンクリート相互作用に伴って発生する可燃性ガスをベースケースの結果に加えたとしても，原子炉格納容器内での可燃性ガスの燃焼の可能性には影響しない。なお，溶融炉心・コンク
リート相互作用によって生じる約60kgの気体の内訳は，可燃性ガスである水素が約55kg，一酸化炭素が約5kg，その他の非凝縮性ガスである二酸化炭素が1kg未満である。ジルコニウム－水反応によって発生する水素も考慮すると，原子炉格納容器内に存在する可燃性ガスとしては水素が支配的であり，一酸化炭素及び二酸化炭素の影響は無視できる。
一方，原子炉格納容器内の酸素濃度については，溶融炉心・コンクリート相互作用では酸素は発生しないため，溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガスは原子炉格納容器
内の酸素濃度を下げる要因となる。このため，本感度解析ケースの溶融炉心・コンクリート
相互作用に伴って発生する可燃性ガスをベースケースの結果に加える場合，原子炉格納容器
内の酸素濃度はベースケース（3.5.2 (3) b 参照）にて示した酸素濃度（ウェット条件で2.1vol%，ドライ条件で2.6vol%）以下になるものと考えられる。このため，原子炉格納容器
内での可燃性ガスの燃焼が発生するおそれは無い。
※ 原子炉格納容器下部への溶融炉心落下後の水素濃度は，サプレッション・チェンバよりもドライウェルの方が概ね低く推移する。最も低い値は，ウェット条件では事象発生か
ら約7.8時間後のドライウェルにおいて約13.1vol%，ドライ条件では事象発生の約7時間
添 3.5.3-2

後のドライウェルにおいて約34.4vol%であり，最も低い値であっても13vol%を上回ることから，水素燃焼を防止するための事故対応の観点では酸素濃度を5vol%未満に維持することが重要となる。なお，事象発生から20.5時間後に開始する，代替原子炉補機冷却系による代替循環冷却開始以降，原子炉格納容器内の気相濃度の変化が緩やかになる。サ
プレッション・チェンバと比較して水素濃度が概ね低く推移するドライウェルの水素濃度は，ウェット条件では約30vol%から徐々に上昇して168時間後に約45vol%となり，ドライ条件では約51vol%で安定する。気相濃度の推移の詳細は図3.5.5から図3.5.8参照。
4. まとめ
溶融炉心の落下時刻の不確かさや浸食面における浸食の不均一性等によって原子炉格納容器下部のコンクリート浸食量が増大する場合の評価結果への影響を確認した結果，評価項目となる原子炉格納容器下部のコンクリート浸食量は，床面で約5cm，壁面で約2cmに抑えられ，原子炉圧力容器の支持機能を維持できることを確認した。
また，溶融炉心・コンクリート相互作用による可燃性ガスの発生を考慮しても格納容器圧力に与える影響は小さく，原子炉格納容器内で可燃性ガスが燃焼するおそれは無いことを確認した。
以上

添 3.5.3-3

溶融炉心によるコンクリート浸食量

1.0

0.8
溶融炉心がコンクリートを取り込み，溶融炉心とコンクリートの混合物の温度がコンクリートの融点を下回り，溶融炉心・コンク
リート相互作用によるコンクリートの浸食が停止する。

0.6

0.4

]
原子炉格納容器下部床面の浸食量。（約 0.44cm）
0.2
原子炉格納容器下部壁面に有意な浸食は発生しない。

（cm）
0

0

5

10

15

原子炉圧力容器破損後からの時間（h）
図 1 原子炉格納容器下部壁面及び床面のコンクリート浸食量の推移（溶融炉心の崩壊熱を保守的に考慮する場合）

溶融炉心によるコンクリート浸食量

50

40

30

溶融炉心がコンクリートを取り込み，溶融炉心とコンクリートの混合物の温度がコンクリートの融点を下回り，コア・コンクリート反応が停止する。

20
格納容器下部壁面の浸食量。
（約 2cm（内側鋼板の厚さ以下））
格納容器下部床面の浸食量。（約 5cm）

10

（cm）
0

原子炉圧力容器破損後からの時間（h）
図2 原子炉格納容器下部壁面及び床面のコンクリート浸食量の推移（溶融炉心の崩壊熱及びプール水への熱流束を保守的に考慮する場合）

添 3.5.3-4

20

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目

次：今回のご説明範囲

はじめに
１ 炉心損傷防止対策の有効性評価の事故シーケンスグループ抽出及び重要事
故シーケンス選定について
1.1 事故シーケンスグループの分析について
1.1.1 炉心損傷に至る事故シーケンスの抽出、整理
1.1.2 抽出した事故シーケンスの整理
1.1.2.1 必ず想定する事故シーケンスグループとの対応
1.1.2.2 追加すべき事故シーケンスグループの検討
1.1.2.3 炉心損傷後の原子炉格納容器の機能への期待可否に基づく整理
1.2 有効性評価の対象となる事故シーケンスについて
1.3 重要事故シーケンスの選定について
1.3.1 重要事故シーケンス選定の考え方
1.3.2 重要事故シーケンスの選定結果
２

格納容器破損防止対策の有効性評価における格納容器破損モード及び評価
事故シーケンスの選定について
2.1 格納容器破損モードの分析について
2.1.1 格納容器破損モードの抽出、整理
2.1.2 レベル1.5PRAの定量化結果及び影響度を踏まえた格納容器破損モードの検討
2.2 評価事故シーケンスの選定について
2.2.1 評価対象とするプラント損傷状態(PDS)の選定
2.2.2 評価事故シーケンスの選定の考え方及び選定結果
2.2.3 炉心損傷防止が困難な事故シーケンス等に対する格納容器破損防止対策の有効性2.2.4 直接的に炉心損傷に至る事故シーケンスに対する対策

３

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の運転停止中事
故シーケンスグループ及び重要事故シーケンスの選定について
3.1 運転停止中事故シーケンスグループの分析について
3.1.1 炉心損傷に至る運転停止中事故シーケンスグループの検討・整理
3.2 重要事故シーケンスの選定について
3.2.1 重要事故シーケンスの選定の考え方
3.2.2

重要事故シーケンスの選定結果

i表第 1-1 表 イベントツリーにより抽出した事故シーケンス
第 1-2 表 PRA の結果に基づく新たな事故シーケンスグループの検討
第 1-3 表 事故シーケンスグループの主要な炉心損傷防止対策と炉心損傷頻度
第 1-4 表 重要事故シーケンス等の選定
第 2-1 表 格納容器破損モード別格納容器破損頻度
第 2-2 表 プラント損傷状態(PDS)の定義
第 2-3 表 評価対象とするプラント損傷状態(PDS)の選定
第 2-4 表 格納容器破損防止対策の評価事故シーケンスの選定
第 3-1 表 運転停止中事故シーケンスグループ別炉心損傷頻度
第 3-2 表 重要事故シーケンス(運転停止中)の選定について
第 3-3 表 炉心損傷までの余裕時間について

図
第 1-1 図 事故シーケンスグループ抽出及び重要事故シーケンス選定の全体プ
ロセス
第 1-2 図 内部事象運転時レベル 1PRA イベントツリー
第 1-3 図 地震レベル 1PRA 階層イベントツリー
第 1-4 図 地震レベル 1PRA イベントツリー
第 1-5 図 津波レベル 1PRA 津波高さ別イベントツリー
第 1-6 図 津波レベル 1PRA イベントツリー
第 1-7 図 プラント全体の CDF
第 1-8 図 各 PRA の結果と事故シーケンスグループ毎の寄与割合
第 2-1 図 格納容器破損モード抽出及び評価事故シーケンス選定の全体プロセス
第 2-2 図 シビアアクシデントで想定される事象進展と格納容器破損モード
第 2-3 図 内部事象運転時レベル 1.5PRA イベントツリー
第 2-4 図 内部事象運転時レベル 1.5PRA の定量化結果
第 3-1 図 運転停止中の原子炉における事故シーケンスグループ抽出及び重要事故シーケンス選定の全体プロセスii

第 3-2 図 定期検査時のプラント状態と主要パラメータの推移
第 3-3 図 運転停止時における燃料損傷に至る事故シーケンスのグループ化(停止時 PRA イベントツリー)
第 3-4 図 事故シーケンスグループごとの寄与割合

別紙
1
2
3
4

有効性評価の事故シーケンスグループ選定における外部事象の考慮について
外部事象(地震)に特有の事故シーケンスについて
重大事故防止に関係する設備についての諸外国の調査結果
内部事象 PRA における主要なカットセットと FV 重要度に照らした重大事故等防止対策の対応状況
5 地震 PRA、津波 PRA から抽出される事故シーケンスと対策の有効性
6 「水素燃焼」及び「溶融物直接接触(シェルアタック)」を格納容器破損モードの評価対象から除外する理由
7 格納容器隔離の分岐確率の根拠と格納容器隔離失敗事象への対応
8 炉内溶融燃料－冷却材相互作用(炉内 FCI)に関する知見の整理
9 柏崎刈羽原子力発電所 6 号炉及び 7 号炉 PRA ピアレビュー実施結果について
10「PRA の説明における参照事項(平成 25 年 9 月 原子力規制庁)」への柏崎刈
羽 6 号及び 7 号炉の PRA の対応状況
別添
柏崎刈羽原子力発電所 6/7 号炉

確率論的リスク評価(PRA)について

iii

はじめに
「実用発電用原子炉及びその附属施設の位置、構造及び設備の基準に関する規則の解釈」(平成 25 年 6 月 19 日)(以下、「解釈」という。) に基づき、重大事
故対策の有効性評価に係る事故シーケンスグループ等の選定に際しては、個別
プラントの確率論的リスク評価 (PRA) を活用している。
当社は従来から定期安全レビュー (PSR) 等の機会に内部事象レベル 1PRA
(出力運転時、停止時)、レベル 1.5PRA(出力運転時)を実施してきており、これらの PRA 手法を今回も適用した。また、外部事象としては、現段階で PRA 手法
を適用可能な事象として、日本原子力学会において実施基準が標準化され、試評価等の実績を有する地震レベル 1PRA 及び津波レベル 1PRA を対象とし、これらの外部事象 PRA から抽出される建屋・構築物及び大型機器等の大規模な損傷から発生する事象についても事故シーケンスグループ等の選定に係る検討対象範囲とした。
今回実施する PRA の目的が重大事故対策設備の有効性評価を行う事故シーケ
ンスグループ等の選定への活用にあることを考慮し、これまで整備してきたア
クシデントマネジメント策 (以下、
「AM 策」という。) や福島第一原子力発電所事故以降に実施した各種対策等を含めず、プラント運転開始時より備えている手段・設備に期待する仮想的なプラント状態を評価対象として PRA モデルを構築した。
なお、今回の PRA の実施に際しては、原子力規制庁配布資料「PRA の説明における参照事項(平成 25 年 9 月)」を参照した。
＜今回の PRA の対象＞
対象

許認可

設計基準対象施設及びプラント運
転開始時より備えている手段・設備

対象

AM 策(平成 4 年に計画・整備)

対象外

期待しない

緊急安全対策

対象外

期待しない

現在申請中

期待しない

重大事故等対処施設

1

モデル化採否
期待する(「設計基準事故対処設備の機能を作動させるための手動操作」、「給復水系」、「外部電源復旧」等に期待する。)

1 炉心損傷防止対策の有効性評価の事故シーケンスグループ抽出及び重要事故
シーケンス選定について
炉心損傷防止対策の有効性評価において想定する事故シーケンスグループ
抽出及び重要事故シーケンス選定の全体プロセスを第 1-1 図に示す。本プロセスに従い、各検討ステップにおける実施内容を整理した。
【概要】① 内部事象 PRA、外部事象 PRA(適用可能なものとして地震、津波を選定)及び PRA を適用できない外部事象等についての定性的検討から事故シーケ
ンスグループの抽出を実施した。
② 抽出した事故シーケンスグループと必ず想定する事故シーケンスグループとの比較を行い、必ず想定する事故シーケンスグループ以外に抽出された
外部事象特有の事故シーケンスグループについて、頻度、影響等を確認し、
事故シーケンスグループとしての追加は不要とした。
③ 抽出した事故シーケンスグループ内の事故シーケンスについて、国内外の先進的な対策を講じても炉心損傷防止が困難なものは、格納容器破損防止対策の有効性評価にて取り扱うこととした。
④ 炉心損傷防止対策の有効性評価において想定する事故シーケンスグループ
毎に、審査ガイドに記載の観点(共通原因故障・系統間依存性、余裕時間、設備容量、代表性)に基づき、有効性評価の対象とする重要事故シーケンスを選定した。

1-1

1.1 事故シーケンスグループの分析について
解釈には、炉心損傷防止対策の有効性評価に係わる事故シーケンスグルー
プの、個別プラント評価による抽出に関して以下の通りに示されている。
１－１(a) 必ず想定する事故シーケンスグループ① BWR
・高圧・低圧注水機能喪失
・高圧注水・減圧機能喪失
・全交流動力電源喪失
・崩壊熱除去機能喪失
・原子炉停止機能喪失
・LOCA 時注水機能喪失
・格納容器バイパス(インターフェイスシステム LOCA)(b) 個別プラント評価により抽出した事故シーケンスグループ① 個別プラントの内部事象に関する確率論的リスク評価(PRA)及び外部
事象に関する PRA(適用可能なもの)又はそれに代わる方法で評価を実施すること。
② その結果、上記１－１(a)の事故シーケンスグループに含まれない有意な頻度又は影響をもたらす事故シーケンスグループが抽出された場
合には、想定する事故シーケンスグループとして追加すること。なお、「有意な頻度又は影響をもたらす事故シーケンスグループ」について
は、上記１－１(a)の事故シーケンスグループと炉心損傷頻度又は影響度の観点から同程度であるか等から総合的に判断するものとする。
上記１－１(b)①に関して、PRA の適用可能な外部事象については日本原子力学会における PRA 実施基準の標準化の状況、試評価実績の有無等を考慮し、地震及び津波とした。したがって、内部事象レベル 1PRA、地震レベル 1PRA 及び津波レベル 1PRA を実施し、事故シーケンスグループを評価した。実施した
各 PRA の詳細は「柏崎刈羽原子力発電所 6 号炉及び 7 号炉 重大事故対策の有効性評価に係る確率論的リスク評価(PRA)の結果について」に示す。
また、PRA の適用が困難と判断した地震、津波以外の外部事象については定性的な検討により発生する事故シーケンスの分析を行った。
実施した事故シーケンスグループに係る分析結果を以下に示す。

1-2

1.1.1 炉心損傷に至る事故シーケンスの抽出、整理(1) PRA に基づく整理
内部事象レベル 1PRA では、各起因事象の発生後、炉心損傷を防止する
ための緩和手段等の組み合わせを評価し、第 1-2 図のイベントツリーを用いて分析することで炉心損傷に至る事故シーケンスを抽出している。
外部事象に関しては、PRA が適用可能な事象として地震レベル 1PRA 及び津波レベル 1PRA を実施し、内部事象と同様にイベントツリー分析を行い、炉心損傷に至る事故シーケンスを抽出した。第 1-3 図に地震 PRA の階
層イベントツリーを、第 1-4 図に地震 PRA のイベントツリーを、第 1-5 図に津波 PRA の津波高さ別イベントツリーを、第 1-6 図に津波 PRA のイベ
ントツリーを示す。
地震や津波の場合、各安全機能の喪失に至るプロセスは異なるものの、起因事象が内部事象と同じであれば、炉心損傷を防止するための緩和手段も同じであるため、事故シーケンスも内部事象と同様である。また、地震レベ
ル 1PRA 及び津波レベル 1PRA では、内部事象レベル 1PRA では想定していない複数の安全機能や緩和機能を有する機器が同時に損傷する事象や、
建屋・構築物等の大規模な損傷の発生により直接的に炉心損傷に至る事故
シーケンスも扱っている。
各 PRA により抽出した事故シーケンスを第 1-1 表に、評価結果を第 1-7
図及び第 1-8 図に示す。
(2) PRA に代わる検討に基づく整理
PRA の適用が困難な地震、津波以外の外部事象(以下、「その他外部事象」と言う。)については、その他外部事象により誘発される起因事象について検討した。内部溢水及び内部火災では、小破断 LOCA や全給水喪失等の起因事象の発生が想定される。また、洪水、風(台風)、竜巻、凍結、降水、積
雪、落雷、地滑り、火山の影響、生物学的事象、森林火災、人為事象等において想定される事象は、いずれも内部事象レベル 1PRA で想定する起因事
象に包絡されるため、その他の外部事象を考慮しても新たな事故シーケン
スグループは抽出されないと推定した。(別紙 1)
1.1.2 抽出した事故シーケンスの整理
今回実施したレベル 1PRA により抽出した各事故シーケンス(第 1-1 表参照)
を、炉心損傷防止のための緩和機能の喪失状況、プラントの状態及び炉心損傷に至る主要因の観点で分類した結果と、解釈の１－１(a)に示されている必ず想定する事故シーケンスグループとの関係及び解釈の１－２に示されている

1-3

要件との関係等を第 1-2 表に整理した。また、整理の内容を 1.1.2.1～1.1.2.3に示す。
1.1.2.1 必ず想定する事故シーケンスグループとの対応
今回実施したレベル1PRAにより抽出した各事故シーケンス(第1-1表参照)
について、炉心損傷防止のための緩和機能の喪失状況、プラントの状態及び炉心損傷に至る主要因の観点で分類した。具体的には次の(a)～(g)及びこれ以外のシーケンスに分類した。緩和機能の喪失状況、プラントの状態の観点で、(a)～(g)は、解釈１－１(a)の必ず想定する事故シーケンスグループに対応するものとして整理した。
(a) 高圧・低圧注水機能喪失(TQUV)
運転時の異常な過渡変化等の発生後、高圧注水機能を喪失し、原子炉の減圧には成功するが、低圧注水機能が喪失して、炉心の著しい損傷に至るシー
ケンスを、事故シーケンスグループ「高圧・低圧注水機能喪失」に分類する。
(b) 高圧注水・減圧機能喪失(TQUX)
運転時の異常な過渡変化等の発生後、高圧注水機能及び原子炉減圧機能を喪失し、炉心の著しい損傷に至るシーケンスを、事故シーケンスグループ「高圧注水・減圧機能喪失」に分類する。
(c) 全交流動力電源喪失(長期TB, TBD, TBP, TBU)
外部電源喪失の発生時に非常用交流電源の確保に失敗する等、全交流動力
電源喪失の発生後に、安全機能を有する系統及び機器が機能喪失することによって、炉心の著しい損傷に至るシーケンスを、事故シーケンスグループ「全交流動力電源喪失」に分類する。
なお、PRAでは電源喪失のシーケンスを長期TB、TBD、TBP及びTBUに詳細化して抽出しているが、いずれも全交流動力電源喪失を伴う事故シーケ
ンスグループであるため、解釈１－１(a)に記載の事故シーケンスグループ
では「全交流動力電源喪失」に該当するものとして整理した。
(d) 崩壊熱除去機能喪失(TW)
運転時の異常な過渡変化等の発生後、原子炉の注水等の炉心の冷却に成功するものの、格納容器からの崩壊熱除去機能が喪失し、炉心損傷前に格納容器が過圧により破損、その後、炉心の著しい損傷に至る恐れのあるシーケン
スを、事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」として分類する。
(e) 原子炉停止機能喪失(TC)
運転時の異常な過渡変化の発生後、原子炉停止機能を喪失し、炉心の著しい損傷に至るシーケンスを、事故シーケンスグループ「原子炉停止機能喪失」

1-4

として分類する。
(f) LOCA時注水機能喪失(AE, S1E, S2E)
大破断LOCAの発生後の高圧注水機能及び低圧注水機能の喪失、又は、中小破断LOCAの発生後の「高圧注水機能及び低圧注水機能」又は「高圧注水機能及び原子炉減圧機能」の喪失により、炉心の著しい損傷に至るシーケン
スを、事故シーケンスグループ「LOCA時注水機能喪失」として分類する。
なお、PRAではLOCA時の注水機能喪失シーケンスを、破断口の大きさに応じてAE(大破断LOCA)、S1E(中破断LOCA)及びS2E(小破断LOCA)に詳細化して抽出しているが、いずれもLOCA時の注水機能喪失を伴う事故シーケ
ンスグループであるため、解釈１－１(a)に記載の事故シーケンスグループ
では「LOCA時注水機能喪失」に該当するものとして整理した。
(g) 格納容器バイパス(インターフェイスシステムLOCA)(ISLOCA)
インターフェイスシステムLOCAの発生後、破断箇所の隔離に失敗し、ECCSによる原子炉水位の確保に失敗することで炉心の著しい損傷に至る
シーケンスを、事故シーケンスグループ「格納容器バイパス(インターフェイ
スシステムLOCA)」に分類する。
1.1.2.2 追加すべき事故シーケンスグループの検討
今回実施したレベル 1PRA により抽出した各事故シーケンス(第 1-1 表参照)のうち、喪失する緩和機能及び発生する事象の観点で解釈１－１(a)の必ず想定する事故シーケンスグループに対応しない事故シーケンスとしては、地震に伴い発生する地震特有の事象として以下の事故シーケンスグループを抽出した。
(1) Excessive LOCA
大規模な地震では、原子炉格納容器内の一次冷却材圧力バウンダリにおいて、大破断 LOCA を超える規模の損傷に伴う冷却材喪失(ExcessiveLOCA)が発生する可能性がある。具体的には、SRV の開放失敗による原子炉圧力上昇または地震による直接的な荷重により、原子炉格納容器内の一次冷却材配管が損傷に至るシナリオを想定している。大規模な地震において LOCA が発生した場合であっても、破断の規模や使用可能な緩和設備の状況によっては炉心損傷を防止できる可能性も考えられるが、原子炉冷却材圧力バウンダリの損傷の規模や緩和系に応じた事象収束の評価が困難なため、保守的に Excessive LOCA 相当の LOCA が発生するものとし、炉心損傷に直結する事象として抽出した。
なお、後述するシーケンス選定の結果、大 LOCA については国内外の先

1-5

進的な対策を考慮しても炉心損傷防止対策を講じることが困難なシーケン
スとして格納容器の機能に期待している。破断の規模や使用可能な緩和設備の状況によっては格納容器の機能に期待できる場合も考えられる。
(2) 計測・制御系喪失
大規模な地震の発生により、計測・制御機能が喪失することで、プラントの監視及び制御が不能に陥る可能性がある。この事象が発生した際のプラント挙動が明確でないことから、炉心損傷に直結する事象として抽出した。
(3) 格納容器バイパス
大規模な地震では、格納容器外で配管破断等が発生し、格納容器をバイパスした冷却材の流出が発生する可能性がある。格納容器バイパス事象はイン
ターフェイスシステム LOCA とバイパス破断に細分化され、バイパス破断は常時開などの隔離弁に接続している配管が格納容器外で破損すると同時に隔離弁が閉失敗することで冷却材が流出する事象である。配管破断の程度や破断箇所の特定、影響緩和措置の成立性等に応じた網羅的な事象進展の評価が困難なことから炉心損傷に直結する事象として抽出した。
(4) 格納容器・圧力容器損傷
大規模な地震では、原子炉圧力容器又は原子炉格納容器の損傷が発生する可能性がある。この場合、損傷の規模や緩和系による事象収束可能性の評
価が困難なことから、炉心損傷に直結する事象として抽出した。
(5) 原子炉建屋損傷
大規模な地震では、原子炉建屋または、原子炉建屋を支持している基礎地
盤が損傷することで、建屋内の原子炉格納容器、原子炉圧力容器等の機器及び構造物が大規模な損傷を受ける可能性がある。この場合、損傷の規模や緩和系に期待できる可能性を詳細に考慮することが困難なことから、炉心損
傷に直結する事象として抽出した。
上記の事故シーケンスグループについて、解釈に従い、有効性評価における想定の要否を頻度又は影響等の観点から分析した。
① 炉心損傷頻度の観点(1)～(5)の各事故シーケンスグループの炉心損傷頻度には、必ずしも炉心損傷に直結する程の損傷に至らない場合も含んでいる。別紙 2 の通り、これらの事故シーケンスグループは評価方法にかなりの保守性を有している。また、地震動に応じた詳細な損傷の程度や影響を評価することは困
難なことから、現状、対象とする機器等や建屋の損傷を以て炉心損傷直結事象として整理しているが、実際には地震の程度に応じ、機能を維持した

1-6

設計基準事故対処設備等が残る場合も想定される。機能を維持した設計
基準事故対処設備等がある場合、それを用いた対応に期待することにより、炉心損傷を防止できる可能性もあると考える。これらを整理すると以下の様になる。
a) 炉心損傷直結と整理している事象が発生したが、損傷の程度が軽微であったり、機能喪失を免れた緩和機能によって炉心損傷を回避できる場合。
b) 炉心損傷直結と整理している事象が発生したが、緩和機能による損傷の防止が可能な程度の損傷であり、機能喪失を免れた緩和機能があったものの、それらのランダム故障によって炉心損傷に至る場合。
c) 緩和機能の有無に係らず炉心損傷を防止できない規模の炉心損傷直結事象が発生し、炉心損傷に至る場合。
a)～c)の整理の通り、a)の場合は炉心損傷を防止できると考えられるため、評価を詳細化することで(1)～(5)の各事故シーケンスグループの炉心損傷頻度は現在の値よりも更に小さい値になると推定される。また、機能を維持した設計基準事故対処設備等に期待した上で、そのランダム故障
により炉心損傷に至る場合のシーケンスは、内部事象運転時レベル 1PRAの結果から抽出された既存の事故シーケンスグループに包絡されるものと考える。これらの事故シーケンスグループに対して、炉心損傷頻度の観点では、地震 PRA の精度を上げることが望ましいと考える。
② 影響(事象の厳しさ)の観点(1)～(5)の各事故シーケンスグループが発生した際の事象の厳しさについて、建屋や機器の損傷の程度や組み合わせによって事象の厳しさに幅が生じると考えられ、定量的に分析することは難しいと考えるものの、地震と同時に炉心が損傷する状況は考え難い。現状、対象とする機器等や建屋の損傷を以て炉心損傷直結事象として整理しているが、実際には機能を維持した設計基準事故対処設備や重大事故等対処設備、可搬型の機器等で炉心損傷防止を試みるものと考える。この様に、事象の厳しさの観点
では、高圧・低圧注水機能喪失や全交流動力電源喪失等と同等となる場合もあると考える。また、損傷の程度が大きく、設計基準事故対処設備や重大事故等対処設備に期待できない場合には、大規模損壊対策を含め、使用可能な設備によって臨機応変に影響緩和を試みる。
③炉心損傷防止対策の観点
現状、対象とする機器等や建屋の損傷を以て炉心損傷直結として整理している(1)～(5)の各事故シーケンスグループについて、炉心損傷直結としていることの保守性を踏まえて定性的に考察すると、①及び②で述べ1-7

た通り、(1)～(5)の事象が発生するものの、機能を維持した設計基準事故
対処設備等が残る場合も考えられる。この場合、炉心損傷に至るか否かは地震によって機能を喪失した設備及び機能を維持した設計基準事故対処
設備等のランダム故障によるため、内部事象運転時レベル 1PRA の結果から抽出された既存の事故シーケンスグループに包絡されると考えられる。また、炉心損傷を防止できる場合も考えられるため、炉心損傷頻度は現在の値よりも低下するものと考えられる。
損傷の程度が大きく、設計基準事故対処設備や重大事故等対処設備に期待できない場合には、大規模損壊対策を含め、建屋以外に分散配置した設備や可搬型の機器を駆使し、臨機応変に対応することによって、炉心損
傷や格納容器破損を防止することになる。
上記の様に、(1)～(5)の各事故シーケンスグループは、実際のところプラントへの影響に不確かさが大きく、具体的なシーケンスを特定することが困難である。このため、外部事象に特有の事故シーケンスグループについては、炉心損傷防止対策の有効性評価の事故シーケンスグループとしてシーケンスを特定して評価するのではなく、発生する事象の程度や組合せに応じて炉心損傷防止対策や格納容器破損防止対策を柔軟に活用するとともに、建屋全体が崩壊し内部の安全系機器・配管の全てが機能を喪失するような深刻な損傷の場合には可搬型のポンプ、電源、放水設備等などを駆使した大規模損壊対策による影響緩和を図ることで対応するべ
きものと考える。
以上の検討を踏まえ、(1)～(5)の各事故シーケンスグループは、一定の安全系の機器の機能喪失に対する有効性を評価するシナリオとしては適当でない事象であり、新たに追加するシーケンスとはしないことを確認した。また、(1)～(5)の各事故シーケンスグループを頻度及び影響の観点から総合的に判断した結果、解釈に基づき想定する事故シーケンスグループと比較して有意な頻度又は影響をもたらす事故シーケンスグループとして、新たに追加するシー
ケンスには該当しないと判断した。
また、上記の検討及び別紙 2 の通り、大規模な地震を受けた場合であっても、炉心損傷に直結するほどの損傷が生じることは考えにくいが、仮に損傷を受けたと想定した場合の事象収束対応については、参考としての評価実施を検討している。
1.1.2.3 炉心損傷後の原子炉格納容器の機能への期待可否に基づく整理
内部事象レベル 1PRA、PRA が適用可能な外部事象として地震及び津波レ

1-8

ベル 1PRA を実施し、地震、津波以外の外部事象については PRA に代わる方法で概略評価を実施した結果、追加すべき新たな事故シーケンスグループは無いことを確認した。
従って、柏崎刈羽 6 号炉及び 7 号炉の有効性評価で想定する事故シーケン
スグループは、解釈１－１(a)の必ず想定する事故シーケンスグループのみとなる。これについて、以下に示す解釈１－２の要件に基づいて整理し、各事故
シーケンスグループの対策の有効性の確認における要件を整理した。
１－２ 第１項に規定する「炉心の著しい損傷を防止するために必要な措置を講じたもの」とは，以下に掲げる要件を満たすものであること。
(a) 想定する事故シーケンスグループのうち炉心の著しい損傷後の原子炉格納容器の機能に期待できるものにあっては，炉心の著しい損傷を防止するための十分な対策が計画されており，かつ，その対策が想定する範囲内で有効性があることを確認する。
(b) 想定する事故シーケンスグループのうち炉心の著しい損傷後の原子炉格納容器の機能に期待することが困難なもの(格納容器先行破損シーケ
ンス，格納容器バイパス等)にあっては，炉心の著しい損傷を防止する対策に有効性があることを確認する。
１－４ 上記１－２(a)の「十分な対策が計画されており」とは，国内外の先進的な対策と同等のものが講じられていることをいう。
整理の結果は以下の通り。
○解釈１－２(a)に分類される事故シーケンスグループ
・高圧・低圧注水機能喪失
・高圧注水・減圧機能喪失
・全交流動力電源喪失
・LOCA 時注水機能喪失○解釈１－２(b)に分類される事故シーケンスグループ
・崩壊熱除去機能喪失
・原子炉停止機能喪失
・格納容器バイパス(インターフェイスシステム LOCA)

1-9

1.2 有効性評価の対象となる事故シーケンスについて
事故シーケンスグループ別に事故シーケンス、炉心損傷防止対策について整理した結果を第 1-3 表に示す。
解釈１－２(a)の事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスに対しては、炉心の著しい損傷を防止するための対策として、国内外の先進的な対策と同等のものを講じることが要求されている。
一方で、事故シーケンスの中には、国内外の先進的な対策を考慮しても、炉心損傷防止対策を講じることが困難なシーケンスが存在する。具体的には以下の 2
つの事故シーケンスが該当する。なお、国内外の先進的な対策と柏崎刈羽 6 号
炉及び 7 号炉の対策の比較を別紙 3 に示す。
①大 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗
②全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋原子炉停止失敗①の事故シーケンスは、原子炉圧力容器から多量の冷却材が短時間で失われていく事象であり、大 LOCA 後は数分以内に多量の注水を開始しなければ炉心損傷を防止することができない。今回の調査では、事象発生から極めて短時間に多量の注入が可能な対策(インターロックの追設等)は確認できなかったことから、このシーケンスを国内外の先進的な対策を考慮しても、炉心損傷防止対策を講じることが困難なシーケンスとして整理した。
以上より、①の事故シーケンスについては、格納容器破損防止対策の有効性評
価の対象とすることとし、炉心損傷防止対策の有効性評価の対象とする事故シーケンスから除外した(重要事故シーケンス選定の対象とする事故シーケンスから除外する)。
①の事故シーケンスについても、炉心損傷後の原子炉への注水や格納容器ス
プレイなどの実施により、事象の緩和に期待できる。また、今回整備した格納容器破損防止対策により原子炉格納容器の閉じ込め機能に期待できることを確認している(「2.2.3 炉心損傷防止が困難な事故シーケンス等における格納容器破損防止対策の有効性」参照)。
②の事故シーケンスは、原子炉スクラムの失敗と全交流動力電源の喪失が重畳する事故シーケンスである。制御棒による原子炉停止に期待できない場合の代替の原子炉停止手段としてはほう酸水注入系を設けているが、全交流動力電源の喪失によってほう酸水注入系が機能喪失に至ることから、炉心損傷を防ぐことができない。今回の調査では、原子炉停止機能について、ほう酸水注入系に期待できない場合のバックアップとなる対策は確認できなかったことから、このシーケンスを、国内外の先進的な対策を考慮しても、炉心損傷防止対策を講じることが困難なシーケンスとして整理した。
②の事故シーケンスは地震レベル 1PRA から抽出された事故シーケンスであ1-10

る。原子炉スクラムの失敗の支配的な理由として、カットセットの分析結果(別紙 5)からは、地震による炉内構造物の損傷等が抽出されている。今回の地震レ
ベル 1PRA では、事象発生と同時に最大の地震加速度を受けるものとして評価しているが、事象発生と同時にどの程度の地震加速度が加えられるかについて、実際には不確かさが大きい。炉内構造物の HCLPF は「地震加速度大」のスクラ
ム信号が発信される地震加速度よりも大幅に高い値であり、実際に大規模な地震が発生した場合には、地震による炉内構造物の損傷等が生じる前にスクラム信号が発信されると考えられる。また、地震レベル 1PRA では同種系統間での完全相関を設定していることから、例えば 1 本のみの制御棒挿入に失敗する場合であってもスクラム失敗により炉心損傷するものとして評価している。評価の詳細は別紙 2 に示す。
以上の通り、②の事故シーケンスの CDF は保守的な設定のもとに評価したものであるが、現実的に想定すると、本事故シーケンスによって炉心損傷に至る頻度は十分に小さいと判断したことから、本事故シーケンスは、炉心の著しい損傷を防止する対策の有効性を確認するシーケンスに該当しないと判断した。
なお、第 1-3 表に示すとおり、これらの事故シーケンスの全炉心損傷頻度への寄与割合は小さく、全炉心損傷頻度の約 96.5%以上の事故シーケンスが炉心損傷防止対策の有効性評価の対象範囲に含まれることを確認している。
1.3 重要事故シーケンスの選定について
1.3.1 重要事故シーケンス選定の考え方(1) 重要事故シーケンス選定の着眼点にもとづく整理
設置変更許可申請における炉心損傷防止対策の有効性評価の実施に際しては、
事故シーケンスグループ毎に重要事故シーケンスを選定している。重要事故シーケンスの選定にあたっては、「実用発電用原子炉に係る炉心損傷防止対策及び格納容器破損防止対策の有効性評価に関する審査ガイド」(以下、「審査ガイド」と言う。) に記載の 4 つの着眼点を考慮している。今回の重要事故シーケンスの選定に係る具体的な考え方は以下のとおりである。また、シーケンスグループ毎に、シーケンスと各着眼点との関係を整理し、関係が強いと考えられるものから「高」、「中」、「低」と分類して整理した。
【審査ガイドに記載されている重要事故シーケンス選定の着眼点】
a. 共通原因故障又は系統間の機能の依存性によって複数の設備が機能喪失し、炉心の著しい損傷に至る。
b. 炉心損傷防止対策の実施に対する余裕時間が短い。
c. 炉心損傷防止に必要な設備容量(流量又は逃がし弁容量等)が大きい。

1-11

d. 事故シーケンスグループ内のシーケンスの特徴を代表している。
a. 共通原因故障、系統間の機能依存性の観点
本 PRA では、多重化された機器の共通原因故障を考慮しており、システム
信頼性評価におけるフォールトツリーの中でモデル化している。このため、原
子炉建屋損傷等の炉心損傷直結事象を除き、緩和系の失敗によって炉心損傷に至るシーケンスでは、共通原因故障が炉心損傷の原因の 1 つとして抽出され得ることから、これらのシーケンスについては、炉心損傷頻度への寄与が大きい場合、共通原因故障の影響ありと判断する。
系統間の機能依存性については、ある安全機能の機能喪失によって必然的に別の系統も機能喪失に至る場合を系統間の機能依存性有りと判断する。例
えば、2 つのフロントライン系に共通のサポート系が機能喪失し、それが炉心損傷頻度に大きく寄与する場合は機能依存性有りと判断する。
b. 余裕時間の観点
炉心損傷防止対策の対応操作に係る余裕時間を厳しくするため、事象が早く進展し、炉心損傷に至る時間が短い事故シーケンスを選定する。
【例 1：LOCA 時注水機能喪失】
破断口径が大きい方が、原子炉冷却材の系外への流出量が多くなるため、炉心損傷防止対策の対応操作のための余裕時間が短くなる。
【例 2：高圧・低圧注水機能喪失】
過渡事象(全給水喪失事象)は原子炉水位低(L3)が事象進展の起点となる
ため、通常水位から原子炉停止に至る手動停止、サポート系喪失と比較して事象進展が早い。手動停止、サポート系喪失は通常水位から原子炉停止に至るため、水位の低下後に原子炉停止に至る過渡事象よりも事象進展が遅い。
このため過渡事象を起因とするシーケンスの余裕時間が短い。
c. 設備容量の観点
炉心損傷防止に際して炉心の冷却に必要となる注水量等、設備容量への要求が大きくなる事故シーケンスを選定する。
【例：LOCA 時注水機能喪失(中小 LOCA)】
中小 LOCA 後の緩和措置としては減圧及び低圧注水があるが、減圧に用いる SRV は十分な台数が備えられている一方、低圧注水の代替となる設備
容量は低圧 ECCS より少ない。このため代替となる設備容量の観点で低圧
ECCS 失敗を含むシーケンスが厳しいと考える。

1-12

d. 事故シーケンスグループ内の代表性の観点
当該事故シーケンスグループの代表的な事故シーケンスとして、炉心損傷
頻度が大きく、事故進展が事故シーケンスグループの特徴を有しているものを選定する。但し、「高」、「中」、「低」の分類については炉心損傷頻度のみに着目して整理した。
今回の内部事象レベル 1PRA、地震レベル 1PRA 及び津波レベル 1PRA の結果のうち、シーケンスを選定するにあたって同一に整理できると考えられるものについては、炉心損傷頻度を足し合わせて上記の分類を実施した。本来、
各 PRA は扱う事象が異なるため、結果の不確かさや評価の精度が異なるもの
であり、結果を足し合わせて用いることの可否(比較可能性)については、PRAの結果を活用する際の目的に照らして十分留意する必要がある。今回は重要
事故シーケンスの選定の考え方を以下の通りとしていることから、結果の不確かさや PRA 間の評価の精度の違いを考慮しても、炉心損傷頻度を足し合わせて用いることによる問題は生じないものと考えた。
○今回の抽出された事故シーケンスについては、第 1-4 表に示す通り、結果
的に、事故シーケンスグループ内において選定対象とした全ての事故シーケンス対して、概ね同じ重大事故等対処設備で対応できるものと考えている。このため、重要事故シーケンスの選定にあたっては、その対応の厳しさに重きを置いて選定することが適切と考え、主に着眼点 b 及び c によって重要事故シーケンスを選定している。これは、決定論的な評価である
有効性評価においては、対応が厳しい事故シーケンスを評価することで、選定対象とした全ての事故シーケンス対しても重大事故等対処設備の有効性を確認できると考えたためである。
○着眼点 d については、対応の厳しさ等の選定理由が同等とみなせる場合にのみ重要事故シーケンスの選定の基準として用いており、結果的に崩壊熱除去機能喪失の事故シーケンスグループにおいてのみ、重要事故シーケ
ンスの選定の理由としている。なお、崩壊熱除去機能喪失で選定した重要事故シーケンスは内部事象レベル 1PRA 及び地震レベル 1PRA から抽出されたシーケンスであったが、第 1-3 表に示す通り、いずれの PRA においても、事故シーケンスグループ内で最も高い炉心損傷頻度となったシー
ケンスである。
(2) 同一のシーケンスグループ内で対策が異なる場合の整理事故シーケンスグループは、基本的に喪失した機能あるいはその組み合わせによって決定されるものであり、起因事象や機能喪失の原因には依存しない。しかしながら、事故シーケンスへの対策の観点では、同じ事故シーケンスグループに分類される事故シーケンスでも、喪失した機能の機能喪失の原因が異なる場

1-13

合、有効な対策が異なることがある。
具体的には、高圧・低圧注水機能喪失及び全交流動力電源喪失がこれに該当すると考える。これらについては、内的又は地震を原因として各機能の喪失が生じる場合と、津波による浸水によって各機能の喪失が生じる場合がある。内的及び地震を原因とする場合は、重大事故等対処設備により、喪失した機能を代替することが有効と考えられる。一方、津波を原因とする場合について、今回評価対象としたプラント状態においては、浸水防止対策が最も有効であり、これにより機能喪失の原因自体を取り除くことができる。
これらの対策の観点での相違も踏まえ、今回は重大事故等対処設備の有効性を評価するにあたって適切と考えられるシーケンスを選定した。各々の事故シーケンスグループに対して考慮した内容の詳細は次の 1.3.2 項に示す。
1.3.2 重要事故シーケンスの選定結果
1.3.1 項の選定の着眼点を踏まえ、同じ事故シーケンスグループに複数の事故
シーケンスが含まれる場合には、事故進展が早いものなど、より厳しいシーケン
スを重要事故シーケンスとして以下の通りに選定している。また、「(3)全交流動
力電源喪失」では機能喪失の状況が異なるシーケンスが抽出されたため、4 つの事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。選定理由及び選定結果の詳細については第 1-4 表に示す。
(1) 高圧・低圧注水機能喪失① 重要事故シーケンス「過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗」② 炉心損傷防止対策(有効性評価で主に考慮)
・低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)③ 選定理由本事故シーケンスグループには津波に伴って生じる事故シーケンス(第 1-4 表の本事故シーケンスグループの⑦～⑩)が含まれている。いずれ
も炉心損傷頻度への寄与割合が高く、d. の着眼点では「高」又は「中」に分類されるが、その対策は防潮堤の設置や建屋内止水等の止水対策であり、事象進展に応じた重大事故等対処設備の有効性の確認には適さないと判断したため、これらの事故シーケンスは重要事故シーケンスとして選定していない。
このため、ランダム故障又は地震に伴って生じる事故シーケンス(第 14 表の本事故シーケンスグループの①～⑥)から、着眼点「高」が多く、「高」の数が同じ場合は「中」の数が多いシーケンス(第 1-4 表の本事故

1-14

シーケンスグループの①)を選定した。
なお、ランダム故障又は地震に伴って生じる事故シーケンス(第 1-4 表の本事故シーケンスグループの①～⑥)は有効と考えられる対策に差異が無い。このため、起因事象発生後の事象進展が早いと考えられる過渡事象
を起因とし、減圧時に必要な減圧幅の観点で厳しいと考えられる、SRV 再
閉失敗を含まない事故シーケンス(第 1-4 表の本事故シーケンスグループの①)は、ランダム故障又は地震に伴って生じる事故シーケンス(第 1-4 表の本事故シーケンスグループの②～⑥)に対して包絡性を有しているものと考える。
(2) 高圧注水・減圧機能喪失① 重要事故シーケンス「過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗」② 炉心損傷防止対策(有効性評価で主に考慮)・減圧自動化ロジック③ 選定理由着眼点「高」が多く、「高」の数が同じ場合は「中」の数が多いシーケ
ンス(第 1-4 表の本事故シーケンスグループの①)を選定した。
なお、本事故シーケンスグループは、各事故シーケンスに対して有効と考えられる対策に差異が無い。このため、起因事象発生後の事象進展が早いと考えられる過渡事象を起因とし、減圧時に必要な減圧幅の観点で厳しいと考えられる、SRV 再閉失敗を含まない事故シーケンス(第 1-4 表の本事故シーケンスグループの①)は、本事故シーケンスは本事故シーケン
スグループの他の事故シーケンスに対して(第 1-4 表の本事故シーケンス
グループの②～⑥)に対して包絡性を有しているものと考える。
(3) 全交流動力電源喪失
本事故シーケンスグループからは、機能喪失の状況が異なるシーケンスが抽出されたため、4 つの事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定した。4 つの事故シーケンスは、PRA から抽出された電源喪失の事
故シーケンスである、長期 TB、TBD、TBP 及び TBU と一致することから、この名称で事故シーケンスグループを詳細化した。
また、第 1-4 図に示す通り、各重要事故シーケンスそれぞれに対し、地震 PRA からは、全交流動力電源最終ヒートシンク喪失の重畳を伴う事故
シーケンスも抽出されるが、全交流動力電源喪失時には、最終ヒートシン
クの機能を有する設備も電源喪失によって機能喪失に至るため、地震による損傷の有無に係らず最終ヒートシンクの喪失が生じる。交流電源の復旧後については、電源供給に伴う最終ヒートシンクの復旧可否の観点

1-15

で対応に違いが表れると考えられ、設備損傷によって最終ヒートシンクの機能喪失が生じている場合の方が緩和手段が少なくなる。但し、設備損傷によって最終ヒートシンクの喪失が生じている場合においても格納容器圧力逃がし装置による除熱が可能であり、交流電源の復旧によって最終ヒートシンクの機能を復旧可能な場合には、これに加えて代替原子炉
補機冷却系の有効性を確認することができる。これを考慮し、重要事故シーケンスには、設備損傷による最終ヒートシンクの喪失を設定していない。
a) 長期 TB
① 重要事故シーケンス「外部電源喪失＋DG 喪失」② 主な炉心損傷防止対策
・原子炉隔離時冷却系(所内直流電源設備の 24 時間確保)
・高圧代替注水系(常設代替直流電源設備)
・格納容器圧力逃がし装置③ 選定理由シーケンスとしては 1 種類のみ(第 1-4 表の本事故シーケンスグル
ープの①)抽出されたことからこれを選定した。
b) TBU
① 重要事故シーケンス「外部電源喪失＋DG 喪失＋RCIC 失敗」② 主な炉心損傷防止対策
・高圧代替注水系(常設代替直流電源設備)
・格納容器圧力逃がし装置③ 選定理由シーケンスとしては 1 種類のみ(第 1-4 表の本事故シーケンスグル
ープの①)抽出されたことからこれを選定した。
c) TBP
① 重要事故シーケンス「外部電源喪失＋DG 喪失＋SRV 再閉失敗」② 主な炉心損傷防止対策
・原子炉隔離時冷却系(動作可能な範囲に原子炉圧力が保たれる間)
・高圧代替注水系(動作可能な範囲に原子炉圧力が保たれる間)
・低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)
・格納容器圧力逃がし装置③ 選定理由1-16

シーケンスとしては 1 種類のみ(第 1-4 表の本事故シーケンスグル
ープの①)抽出されたことからこれを選定した。
d) TBD① 重要事故シーケンス「外部電源喪失＋直流電源喪失」② 炉心損傷防止対策
・高圧代替注水系(常設代替直流電源設備)
・格納容器圧力逃がし装置③ 選定理由本事故シーケンスグループには 2 つの事故シーケンス(第 1-4 表の本事故シーケンスグループの①, ②)が含まれている。
しかしながら、浸水による電源設備の機能喪失を含む事故シーケンス(第 1-4 表の本事故シーケンスグループの②)は津波 PRA から抽出されたシーケンスであり、頻度の観点で支配的であるものの、その発生
原因が津波に伴う浸水によるものであり、対策としては防潮堤の設置や建屋内止水等の止水対策となるため、重大事故防止対策の有効性の確認には適さないと考える。
以上より、「外部電源喪失＋直流電源喪失」を重要事故シーケンスとして選定した。
(4) 崩壊熱除去機能喪失① 重要事故シーケンス「過渡事象＋崩壊熱除去失敗」(RHR 失敗については、RHR フロント系
故障またはサポート系故障を考慮)② 炉心損傷防止対策(有効性評価で主に考慮)
a. RHR フロント系故障の場合
・格納容器圧力逃がし装置
b. RHR サポート系故障の場合
・代替原子炉補機冷却系(熱交換ユニット＋代替原子炉補機冷却海水ポンプ)③ 選定理由本事故シーケンスグループには LOCA に伴う事故シーケンス(第 1-4 表の本事故シーケンスグループの⑦～⑨)が含まれており、いずれも格納容
器圧力の上昇が早く、圧力上昇の抑制に必要な設備容量の観点でも厳しいことから、b. c. の着眼点では「高」に分類されるが、これらは LOCAから派生したシーケンスである。LOCA を起因とするシーケンスについては、崩壊熱除去機能の代替手段の有効性も含めて他のシーケンスグル

1-17

ープで評価することから、これらの事故シーケンスは重要事故シーケンスの選定対象から除外した。
このため、この他の事故シーケンスから、着眼点「高」が多く、「高」の数が同じ場合は「中」の数が多いシーケンス(第 1-4 表の本事故シーケ
ンスグループの①)を選定した。
なお、ランダム故障又は地震に伴って生じる事故シーケンス(第 1-4 表の本事故シーケンスグループの①～⑥)は有効と考えられる対策に差異が無い。このため、起因事象発生後の事象進展が早いと考えられる過渡事象
を起因とし、減圧時に必要な減圧幅の観点で厳しいと考えられる、SRV 再
閉失敗を含まない事故シーケンス(第 1-4 表の本事故シーケンスグループの①)は、ランダム故障又は地震に伴って生じる事故シーケンス(第 1-4 表の本事故シーケンスグループの①～⑥)に対して包絡性を有しているものと考える。
(5) 原子炉停止機能喪失① 重要事故シーケンス「過渡事象＋原子炉停止失敗」② 炉心損傷防止対策(有効性評価で主に考慮)
・代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能
・ほう酸水注入系③ 選定理由着眼点「高」の数が最も多いシーケンス(第 1-4 表の本事故シーケンス
グループの①)を選定した。
なお、本事故シーケンスグループでは、過渡事象を起因とする事故シーケンスと LOCA を起因とする事故シーケンスが抽出されている。本事
故シーケンスグループに対しては、重大事故等対処設備として代替制御
棒挿入機能が整備されており、これに期待する場合、LOCA を起因とする事故シーケンス(第 1-4 表の本事故シーケンスグループの②～④)の事象
進展は LOCA 時注水機能喪失の事故シーケンスグループに包絡される。
また、LOCA を起因とする場合、水位低下の観点では厳しいものの、水位低下及び LOCA に伴う減圧によってボイド率が上昇し，負の反応度が投入されると考えられることから、事象発生直後の反応度投入に伴う出力抑制の観点では過渡事象を起因とする事故シーケンスが(第 1-4 表の本事
故シーケンスグループの①)厳しいと考えられる。
また、本事故シーケンスグループでは、非常用炉心冷却系が確保されているシーケンスが抽出されていることから、水位低下に対しては一定の対応が可能と考えられるため、反応度制御の観点で厳しい事故シーケ

1-18

ンスを選定することが妥当であると考える。更に、LOCA と原子炉停止
機能喪失が重畳する事故シーケンスの CDF は 1×10-13 /炉年未満であり、他の事故シーケンスグループの事故シーケンスの CDF と比較しても極めて小さい。これらを踏まえると、反応度制御の観点で厳しい、過渡事象を起因とする事故シーケンス(第 1-4 表の本事故シーケンスグループの①)は、
本事故シーケンスグループにおいて代表性を有しているものと考える。
(6) LOCA 時注水機能喪失① 重要事故シーケンス「中 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗」② 炉心損傷防止対策(有効性評価で主に考慮)・手動減圧・低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)③ 選定理由着眼点「高」の数が最も多いシーケンス(第 1-4 表の本事故シーケンス
グループの③)を選定した。
なお、LOCA に伴って生じる事故シーケンス(第 1-4 表の本事故シーケ
ンスグループの①～④)は、配管破断規模の大きさ及び重畳する機能喪失
が原子炉減圧機能喪失又は低圧注水機能喪失である点で異なっている。
配管破断規模の大きさの観点では、中 LOCA の方が水位の低下が早く、厳しい事象と考えられる。重畳する機能喪失の観点では、減圧に用いる
SRV は十分な台数が備えられている。一方、低圧注水の代替となる注水設備の容量は低圧 ECCS より少ない。このため代替となる設備容量の観点で低圧注水機能喪失を含むシーケンスが厳しいと考える。これらのことから、配管破断規模が大きく、低圧注水機能喪失を含むシーケンス(第1-4 表の本事故シーケンスグループの③)は、本事故シーケンスグループの他の事故シーケンスに対しても包絡性を有しているものと考える。
また、(4)の崩壊熱除去機能喪失においても LOCA を含む事故シーケンス(第 1-4 表の事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」の⑦～⑨)が抽出されている。これについて、重要事故シーケンスによる包絡性を考えると、重要事故シーケンスに低圧 ECCS 注水失敗が含まれており、低圧 ECCS の機能喪失は残留熱除去系による格納容器除熱にも期待できな
いこととほぼ同義であることから、本重要事故シーケンスでは、格納容器
除熱に関する重大事故等対処設備の有効性についても評価することとなる。このことから、本重要事故シーケンスは、事故シーケンスグループ「崩壊熱除去機能喪失」の LOCA を起因とする事故シーケンスに対しても包絡性を有しているものと考える。

1-19

(7) 格納容器バイパス(インターフェイスシステム LOCA)① 重要事故シーケンス「ISLOCA」② 炉心損傷防止対策(有効性評価で主に考慮)・高圧炉心注水系③ 選定理由シーケンスとしては 1 種類のみ(第 1-4 表の本事故シーケンスグループの①)抽出されたことからこれを選定した。
なお、各事故シーケンスグループに含まれる事故シーケンスについて、炉心損傷に至る要因をカットセットレベルまで展開し、炉心損傷頻度の事故シーケン
スに占める割合の観点で主要なカットセットに対する炉心損傷防止対策の整備状況等を確認した。(別紙 4)
また、地震又は津波レベル 1PRA から抽出される事故シーケンスは、地震又は津波によって起因事象が引き起こされるものの、起因事象の後のシーケンス
は緩和系の成功・失敗(地震又は津波によって起因事象発生と同じタイミングで機能喪失している場合を含む)の分岐によって決定されることから、整理される
事故シーケンスグループは内部事象 PRA で抽出される事故シーケンスグループと同等となる。内部事象では喪失時の炉心損傷頻度への影響の大きな機器・系統等の信頼性向上や系統機能を代替する設備の設置が対策となるが、外部事象では内部事象の対策に加えて外部事象への対策(津波に対する止水対策等)も挙げられる。外部事象自体による損傷(起因事象)の発生防止対策を実施することによっても当該事故シーケンスの発生頻度は低下すること、及び、地震又は津波によって起因事象が発生した場合であってもその後の対応は内部事象による事故シーケンスに対する有効性評価で代表できることから、地震または津波レベル
1PRA から抽出された事故シーケンスを重要事故シーケンスとして選定していない。(別紙 5)

1-20

第 1-1 表 イベントツリーにより抽出した事故シーケンス
起因事象
過渡事象

外部電源喪失

高圧注水失敗＋低圧注水失敗

事故シーケンス

内部 地震 津波－○○SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗

○

○

－

高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗

○

○

－

SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
崩壊熱除去失敗
SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
原子炉停止失敗

○
○
○
○

○
○
○
○

－
－
－
－

非常用交流電源喪失○○－

非常用交流電源喪失＋SRV 再閉失敗

○

○

－

非常用交流電源喪失＋RCIC 失敗

○

○

－

直流電源喪失○○－非常用交流電源喪失＋原子炉停止失敗

－

○

－

○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
○
－
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－

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○
○
○
○
○
－
－
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－
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－
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－
－
－
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－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
○
○
○
○
○

通常停止

高圧注水失敗＋低圧注水失敗
SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
崩壊熱除去失敗
SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
サポート系喪失
高圧注水失敗＋低圧注水失敗
SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
崩壊熱除去失敗
SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
大破断 LOCAHPCF 失敗＋低圧 ECCS 注水失敗
RHR 失敗原子炉停止失敗
中破断 LOCAHPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗
HPCF 注水失敗＋原子炉減圧失敗
RHR 失敗原子炉停止失敗
小破断 LOCA
高圧注水失敗＋低圧注水失敗
高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
崩壊熱除去失敗
原子炉停止失敗
格納容器バイパス(ISLOCA) ISLOCA
地震に伴う損傷
Excessive LOCA
計測・制御系喪失
格納容器バイパス
格納容器・圧力容器損傷
原子炉建屋損傷
津波に伴う損傷
最終ヒートシンク喪失＋RCIC 失敗
最終ヒートシンク喪失＋SRV 再閉失敗
最終ヒートシンク喪失＋全交流動力電源喪失＋RCIC 失敗
最終ヒートシンク喪失＋全交流動力電源喪失＋SRV 再閉失敗
最終ヒートシンク喪失＋全交流動力電源喪失＋直流電源喪失

1-21

第 1-2 表 PRA の結果に基づく新たな事故シーケンスグループの検討(KK6)
事故シーケンス別 CDF(/炉年)

PRA における
分類結果

解釈 1-1(a)の事故シーケンスグループ

ｸﾞﾙｰﾌﾟ別
CDF(/炉年)

全 CDF に対する割合(%)

解釈 1-2との対応

TQUV

高圧・低圧注水機能喪失

1.6×10-4

77.3

(a)

TQUX

高圧注水・減圧機能喪失

3.6×10-8

< 0.1

(a)

全交流動力
電源喪失

2.7×10-5

13.3

(a)

TW

崩壊熱除去
機能喪失

1.2×10-5

5.9

(b)

TC

原子炉停止
機能喪失

1.4×10-8

< 0.1

(b)

1.1×10-6

0.6(a)

格納容器バイパス(ISLOCA)

9.5×10-11

< 0.1

(b)

該当なし

6.0×10-6

3.0

該当なし

－

2.0×10-4

100

内部

地震

津波

合計

過渡事象＋崩壊熱除去失敗
過渡事象＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
通常停止＋崩壊熱除去失敗
通常停止＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
サポート系喪失＋崩壊熱除去失敗
サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
小 LOCA＋崩壊熱除去失敗
中 LOCA＋RHR 失敗
大 LOCA＋RHR 失敗
過渡事象＋原子炉停止失敗
小 LOCA＋原子炉停止失敗
中 LOCA＋原子炉停止失敗
大 LOCA＋原子炉停止失敗
全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋原子炉停止失敗
小 LOCA＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
小 LOCA＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
中 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗
中 LOCA＋HPCF 注水失敗＋原子炉減圧失敗
大 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗
Excessive LOCA※1

1.1×10-10
7.4×10-11
4.3×10-10
3.1×10-10
3.2×10-11
4.3×10-12－－－－
1.8×10-9
5.4×10-11
2.0×10-9
1.2×10-10
2.1×10-10
4.6×10-11
4.8×10-10
1.2×10-10
6.0×10-10
8.1×10-11－
5.0×10-6
3.8×10-7
2.7×10-6
2.1×10-8
5.2×10-7
2.7×10-9
5.0×10-8
3.0×10-8
3.0×10-9
5.6×10-12
8.0×10-14
5.3×10-14
5.3×10-15－
9.8×10-13
3.0×10-12
3.9×10-9
5.7×10-11
5.0×10-10－

3.8×10-9
2.6×10-9
－
－
－
－
－
－
－
－
2.8×10-8
2.9×10-9－－－－
1.9×10-6
1.0×10-8
5.4×10-8
1.3×10-7－
3.2×10-6
1.4×10-8
－
－
－
－
－
－
－
9.2×10-9－－－
4.7×10-9－－－－－
1.1×10-6

－
－
－
－
－
－
5.3×10-5
2.8×10-7
1.0×10-4
5.3×10-7
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
2.5×10-5
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－

3.9×10-9
2.7×10-9
4.3×10-10
3.1×10-10
3.2×10-11
4.3×10-12
5.3×10-5
2.8×10-7
1.0×10-4
5.3×10-7
3.0×10-8
3.0×10-9
2.0×10-9
1.2×10-10
2.1×10-10
4.6×10-11
1.9×10-6
1.0×10-8
5.4×10-8
1.3×10-7
2.5×10-5
8.2×10-6
3.9×10-7
2.7×10-6
2.1×10-8
5.2×10-7
2.7×10-9
5.0×10-8
3.0×10-8
3.0×10-99.2×10-9
8.0×10-14
5.3×10-14
5.3×10-15
4.7×10-9
9.8×10-13
3.0×10-12
3.9×10-9
5.7×10-11
5.0×10-10
1.1×10-6

全 CDF に
対する割合
(%)
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
26.4
0.1
50.5
0.3
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
0.9
< 0.1
< 0.1
0.1
12.2
4.1
0.2
1.3
< 0.1
0.3
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
0.5

7

インターフェイスシステム LOCA(ISLOCA)

9.5×10-11－－

9.5×10-11< 0.1

ISLOCA891011計装・制御系喪失※1
格納容器バイパス※1
格納容器・圧力容器損傷※1
原子炉建屋損傷※1－－－－
8.7×10-6

1.9×10-7
9.6×10-7
1.2×10-6
3.6×10-6
1.2×10-5－－－－
1.8×10-4

1.9×10-7
9.6×10-7
1.2×10-6
3.6×10-6
2.0×10-4

0.1
0.5
0.6
1.8

計測・制御機能喪失
格納容器バイパス破断
圧力容器・格納容器損傷
原子炉建屋損傷－

事故シーケンス

1

2

3

過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
過渡事象＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
通常停止＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
通常停止＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
サポート系喪失＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
最終ヒートシンク喪失＋RCIC 失敗
最終ヒートシンク喪失＋SRV 再閉失敗
最終ヒートシンク喪失＋全交流動力電源喪失(電源盤浸水)＋RCIC 失敗
最終ヒートシンク喪失＋全交流動力電源喪失(電源盤浸水)＋SRV 再閉失敗
過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
過渡事象＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
通常停止＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
通常停止＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
サポート系喪失＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)
全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗
全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋RCIC 失敗
外部電源喪失＋直流電源喪失
最終ヒートシンク喪失＋全交流動力電源喪失(電源盤浸水)＋直流電源喪失(電源設備浸水)

4

5

6

合計

100

長期 TB
TBP
TBU
TBD

S2E
S1E

LOCA 時
注水機能喪失AE
Excessive LOCA

該当なし

※1 解釈１－１(a)の必ず想定する事故シーケンスグループに該当しないが、安全機能喪失時の対策の有効性を評価するためのシナリオとしては適当でないと判断し、新たに追加するシーケンスとはしないこととしたシーケンス。

1-22

第 1-2 表 PRA の結果に基づく新たな事故シーケンスグループの検討(KK7)
事故シーケンス別 CDF(/炉年)

PRA における
分類結果

解釈 1-1(a)の事故シーケンスグループ

ｸﾞﾙｰﾌﾟ別
CDF(/炉年)

全 CDF に対する割合(%)

解釈 1-2との対応

TQUV

高圧・低圧注水機能喪失

1.9×10-4

79.6

(a)

TQUX

高圧注水・減圧機能喪失

2.8×10-8

< 0.1

(a)

全交流動力
電源喪失

2.9×10-5

12.0

(a)

TW

崩壊熱除去
機能喪失

1.4×10-5

5.9

(b)

TC

原子炉停止
機能喪失

3.6×10-70.1(b)8.2×10-7

0.3(a)

格納容器バイパス(ISLOCA)

9.5×10-11

< 0.1

(b)

該当なし

4.9×10-6

2.0

該当なし

－

2.4×10-4

100

内部

地震

津波

合計

過渡事象＋崩壊熱除去失敗
過渡事象＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
通常停止＋崩壊熱除去失敗
通常停止＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
サポート系喪失＋崩壊熱除去失敗
サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
小 LOCA＋崩壊熱除去失敗
中 LOCA＋RHR 失敗
大 LOCA＋RHR 失敗
過渡事象＋原子炉停止失敗
小 LOCA＋原子炉停止失敗
中 LOCA＋原子炉停止失敗
大 LOCA＋原子炉停止失敗
全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋原子炉停止失敗
小 LOCA＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
小 LOCA＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
中 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗
中 LOCA＋HPCF 注水失敗＋原子炉減圧失敗
大 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗
Excessive LOCA※1

1.1×10-10
7.4×10-11
4.3×10-10
3.1×10-10
3.5×10-11
4.3×10-12－－－－
1.8×10-9
5.2×10-11
2.0×10-9
1.2×10-10
2.9×10-10
4.1×10-11
4.8×10-10
1.2×10-10
6.0×10-10
8.1×10-11－
5.0×10-6
3.8×10-7
2.7×10-6
2.1×10-8
5.5×10-7
2.9×10-9
5.0×10-8
3.0×10-8
3.0×10-9
5.0×10-12
7.9×10-14
5.2×10-14
5.2×10-15－
9.9×10-13
3.0×10-12
3.9×10-9
5.7×10-11
5.0×10-10－

9.2×10-9
4.0×10-9
－
－
－
－
－
－
－
－
2.2×10-8
1.0×10-9－－－－
3.5×10-6
2.0×10-8
3.7×10-7
6.0×10-8－
5.3×10-6
2.3×10-8
－
－
－
－
－
－
－
1.8×10-7－－－
1.8×10-7－－－－－
8.2×10-7

－
－
－
－
－
－
8.7×10-5
4.6×10-7
1.0×10-4
5.3×10-7
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
2.5×10-5
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－

9.3×10-9
4.0×10-9
4.3×10-10
3.1×10-10
3.5×10-11
4.3×10-12
8.7×10-5
4.6×10-7
1.0×10-4
5.3×10-7
2.4×10-8
1.1×10-9
2.0×10-9
1.2×10-10
2.9×10-10
4.1×10-11
3.5×10-6
2.1×10-8
3.7×10-7
6.1×10-8
2.5×10-5
1.0×10-5
4.0×10-7
2.7×10-6
2.1×10-8
5.5×10-7
2.9×10-9
5.0×10-8
3.0×10-8
3.0×10-9
1.8×10-7
7.9×10-14
5.2×10-14
5.2×10-15
1.8×10-7
9.9×10-13
3.0×10-12
3.9×10-9
5.7×10-11
5.0×10-10
8.2×10-7

全 CDF に
対する割合
(%)
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
36.5
0.2
42.6
0.2
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
1.5
< 0.1
0.2
< 0.1
10.3
4.3
0.2
1.1
< 0.1
0.2
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
0.3

7

インターフェイスシステム LOCA(ISLOCA)

9.5×10-11－－

9.5×10-11< 0.1

ISLOCA891011計装・制御系喪失※1
格納容器バイパス※1
格納容器・圧力容器損傷※1
原子炉建屋損傷※1－－－－
8.7×10-6

6.9×10-8
1.2×10-7
8.9×10-7
3.8×10-6
1.5×10-5－－－－
2.1×10-4

6.9×10-8
1.2×10-7
8.9×10-7
3.8×10-6
2.4×10-4

< 0.1
< 0.1
0.4
1.6

計測・制御機能喪失
格納容器バイパス破断
圧力容器・格納容器損傷
原子炉建屋損傷－

事故シーケンス

1

2

3

過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
過渡事象＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
通常停止＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
通常停止＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
サポート系喪失＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
最終ヒートシンク喪失＋RCIC 失敗
最終ヒートシンク喪失＋SRV 再閉失敗
最終ヒートシンク喪失＋全交流動力電源喪失(電源盤浸水)＋RCIC 失敗
最終ヒートシンク喪失＋全交流動力電源喪失(電源盤浸水)＋SRV 再閉失敗
過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
過渡事象＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
通常停止＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
通常停止＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
サポート系喪失＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)
全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗
全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋RCIC 失敗
外部電源喪失＋直流電源喪失
最終ヒートシンク喪失＋全交流動力電源喪失(電源盤浸水)＋直流電源喪失(電源設備浸水)

4

5

6

合計

100

長期 TB
TBP
TBU
TBD

S2E
S1E

LOCA 時
注水機能喪失AE
Excessive LOCA

該当なし

※1 解釈１－１(a)の必ず想定する事故シーケンスグループに該当しないが、安全機能喪失時の対策の有効性を評価するためのシナリオとしては適当でないと判断し、新たに追加するシーケンスとはしないこととしたシーケンス。

1-23

第 1-3 表 事故シーケンスグループの主要な炉心損傷防止対策と炉心損傷頻度(KK6)
解釈の事故
シーケンスグループ

事故シーケンス

対応する主要な炉心損傷防止対策

過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
過渡事象＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
通常停止＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
通常停止＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
高圧・低圧注水
機能喪失

高圧注水・減圧
機能喪失

全交流動力
電源喪失

崩壊熱除去
機能喪失

原子炉停止
機能喪失

サポート系喪失＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
最終ヒートシンク喪失＋RCIC 失敗
最終ヒートシンク喪失＋SRV 再閉失敗
最終ヒートシンク喪失＋全交流動力電源喪失(電源盤浸水)＋RCIC 失敗
最終ヒートシンク喪失＋全交流動力電源喪失(電源盤浸水)＋SRV 再閉失敗
過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
過渡事象＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
通常停止＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
通常停止＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
サポート系喪失＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗

小 LOCA＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
小 LOCA＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
中 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗
中 LOCA＋HPCF 注水失敗＋原子炉減圧失敗
大 LOCA＋HPCF 失敗＋低圧注水失敗※5
格納容器バイパス(ISLOCA)・津波による浸水防止・減圧自動化ロジック(残留熱除去系ポンプ吐出圧確立+
原子炉水位低(レベル 1)+ 600 秒経過で SRV4 弁開放)
・高圧代替注水系(常設代替直流電源設備)
・残留熱除去系(低圧注水. 除熱)・原子炉隔離時冷却系(所内直流電源設備の確保)
・高圧代替注水系(常設代替直流電源設備)
・手動減圧・低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)
・代替格納容器冷却スプレイ系
全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)
・代替原子炉補機冷却系(熱交換ユニット+代替原子炉補機冷却海水ポンプ)
・格納容器圧力逃がし装置
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替注水ポンプ(水源補給)・原子炉隔離時冷却系※3※2
全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗
・高圧代替注水系(常設代替直流電源設備)※3
・上記の点線枠内の対策※3・高圧代替注水系(常設代替直流電源設備)
全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋RCIC 失敗
・上記の点線枠内の対策
・常設代替直流電源設備
・原子炉隔離時冷却系(所内直流電源設備の確保)
外部電源喪失＋直流電源喪失
・高圧代替注水系(常設代替直流電源設備)
・上記の点線枠内の対策
最終ヒートシンク喪失＋全交流動力電源喪失(電源盤浸水)＋直流電源喪失(電源設備浸水) ・津波による浸水防止
過渡事象＋崩壊熱除去失敗
・代替格納容器冷却スプレイ系
過渡事象＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
・代替原子炉補機冷却系(熱交換ユニット+代替原子炉補通常停止＋崩壊熱除去失敗
機冷却海水ポンプ)
通常停止＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
・格納容器圧力逃がし装置
サポート系喪失＋崩壊熱除去失敗
・可搬型代替注水ポンプ(水源補給)
サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
・手動減圧
小 LOCA＋崩壊熱除去失敗
・低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)
中 LOCA＋RHR 失敗
・常設代替交流電源設備
大 LOCA＋RHR 失敗
・代替制御棒挿入機能
過渡事象＋原子炉停止失敗
・代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能
小 LOCA＋原子炉停止失敗
・ほう酸水注入系
・高圧炉心注水系
中 LOCA＋原子炉停止失敗
・原子炉隔離時冷却系
大 LOCA＋原子炉停止失敗
・残留熱除去系
全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋原子炉停止失敗※4

LOCA 時
注水機能喪失・高圧代替注水系(常設代替直流電源設備)
・手動減圧・低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)
・代替格納容器冷却スプレイ系
・代替原子炉補機冷却系(熱交換ユニット+代替原子炉補機冷却海水ポンプ)
・格納容器圧力逃がし装置
・可搬型代替注水ポンプ(水源補給)

インターフェイスシステム LOCA(ISLOCA)

内部

事故シーケンス別 CDF(/炉年)
地震
津波

合計

全 CDF に対する割合(%)※1

1.1×10-10

3.8×10-9－

3.9×10-9< 0.1

7.4×10-11

2.6×10-9－

2.7×10-9< 0.1

4.3×10-10－－

4.3×10-10< 0.1

3.1×10-10－－

3.1×10-10

< 0.1
< 0.1

3.2×10-11－－

3.2×10-11

4.3×10-12－－

4.3×10-12

< 0.1

－
－
－
－
1.8×10-9
5.4×10-11
2.0×10-9
1.2×10-10
2.1×10-10
4.6×10-11－－－－
2.8×10-8
2.9×10-9－－－－

5.3×10-5
2.8×10-7
1.0×10-4
5.3×10-7
－
－
－
－
－
－

5.3×10-5
2.8×10-7
1.0×10-4
5.3×10-7
3.0×10-8
3.0×10-9
2.0×10-9
1.2×10-10
2.1×10-10
4.6×10-11

26.4
0.1
50.5
0.3
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1

4.8×10-10

1.9×10-6－

1.9×10-6

0.1

1.2×10-10

1.0×10-8－

1.0×10-8< 0.1

6.0×10-10

5.4×10-8－

5.4×10-8< 0.1

8.1×10-11

1.3×10-7－

1.3×10-7< 0.1－
5.0×10-6
3.8×10-7
2.7×10-6
2.1×10-8
5.2×10-7
2.7×10-9
5.0×10-8
3.0×10-8
3.0×10-9－
3.2×10-6
1.4×10-8
－
－
－
－
－
－
－

2.5×10-5
－
－
－
－
－
－
－
－
－

2.5×10-5
8.2×10-6
3.9×10-7
2.7×10-6
2.1×10-8
5.2×10-7
2.7×10-9
5.0×10-8
3.0×10-8
3.0×10-9

12.3
4.1
0.2
1.3
< 0.1
0.3
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1

5.6×10-12

9.2×10-9－9.2×10-9< 0.1

8.0×10-14－－

8.0×10-14< 0.1

5.3×10-14－－

5.3×10-14

< 0.1
< 0.1

ｸﾞﾙｰﾌﾟ別
CDF(/炉年)

全 CDF に対する割合(%)※1

1.6×10-4

77.3

3.6×10-8< 0.1

2.7×10-513.3

全炉心損傷頻度の約 96.5%を炉心損傷防止対策でカバー

1.2×10-5

5.9

1.4×10-8< 0.1

4.5×10-9< 0.1

5.3×10-15－－

5.3×10-15－－

4.7×10-9－

4.7×10-9

< 0.1

・手動減圧
・低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)
・代替格納容器冷却スプレイ系
・代替原子炉補機冷却系(熱交換ユニット+代替原子炉補機冷却海水ポンプ)
・格納容器圧力逃がし装置
・可搬型代替注水ポンプ(水源補給)・上記の点線枠内の対策※3
・ISLOCA 発生箇所の隔離・高圧炉心注水系
・手動減圧・低圧炉心注水系

9.8×10-13－－

9.8×10-13< 0.1

3.0×10-12－－

3.0×10-12< 0.1

3.9×10-9－－

3.9×10-9< 0.1

5.7×10-11－－

5.7×10-11< 0.1

5.0×10-10－－

5.0×10-10< 0.1

9.5×10-11－－

9.5×10-11< 0.1

9.5×10-11< 0.1

8.7×10-6

5.3×10-6

1.8×10-4

1.9×10-4

96.5

1.9×10-4

96.5

合計

備考

－

※1 100%には第 1-2 表で除外した事故シーケンスの炉心損傷頻度も含む。 ※2 原子炉圧力の変化の不確かさによって炉心損傷防止の成否が変わる事故シーケンス ※3 事象進展の時間余裕の観点から、炉心損傷防止の成否には不確かさが残るが、影響緩和に期待できる設備※4 地震発生と同時に最大の地震加速度を受けるものとして評価している地震レベル 1PRA の設定上抽出されたものであるが、地震時の挙動を現実的に想定すると、基準地震動よりも十分小さな加速度でスクラム信号「地震加速度大」が発信され、炉内構造物が損傷する加速
度に至る前に制御棒の挿入が完了すると考えられることから、現実的には発生し難いと考え、炉心損傷防止対策の有効性を確認する対象に該当しないと判断したシーケンス ※5 国内外の先進的な対策を考慮しても炉心損傷防止対策を講じることが困難なシーケンス

1-24

第 1-3 表 事故シーケンスグループの主要な炉心損傷防止対策と炉心損傷頻度(KK7)
解釈の事故
シーケンスグループ

事故シーケンス

対応する主要な炉心損傷防止対策

過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
過渡事象＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
通常停止＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
通常停止＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
高圧・低圧注水
機能喪失

高圧注水・減圧
機能喪失

全交流動力
電源喪失

崩壊熱除去
機能喪失

原子炉停止
機能喪失

サポート系喪失＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
最終ヒートシンク喪失＋RCIC 失敗
最終ヒートシンク喪失＋SRV 再閉失敗
最終ヒートシンク喪失＋全交流動力電源喪失(電源盤浸水)＋RCIC 失敗
最終ヒートシンク喪失＋全交流動力電源喪失(電源盤浸水)＋SRV 再閉失敗
過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
過渡事象＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
通常停止＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
通常停止＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
サポート系喪失＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗

・減圧自動化ロジック(残留熱除去系ポンプ吐出圧確立+
原子炉水位低(レベル 1)+ 600 秒経過で SRV4 弁開放)
・高圧代替注水系(常設代替直流電源設備)
・残留熱除去系(低圧注水. 除熱)・手動減圧・低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)
・代替格納容器冷却スプレイ系
・代替原子炉補機冷却系(熱交換ユニット+代替原子炉補機冷却海水ポンプ)
・格納容器圧力逃がし装置
・可搬型代替注水ポンプ(水源補給)・上記の点線枠内の対策※3
・ISLOCA 発生箇所の隔離・高圧炉心注水系
・手動減圧・低圧炉心注水系

小 LOCA＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
中 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗
中 LOCA＋HPCF 注水失敗＋原子炉減圧失敗
大 LOCA＋HPCF 失敗＋低圧注水失敗※5

格納容器バイパス(ISLOCA)・津波による浸水防止・原子炉隔離時冷却系(所内直流電源設備の確保)
・高圧代替注水系(常設代替直流電源設備)
・手動減圧・低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)
・代替格納容器冷却スプレイ系
全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)
・代替原子炉補機冷却系(熱交換ユニット+代替原子炉補機冷却海水ポンプ)
・格納容器圧力逃がし装置
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替注水ポンプ(水源補給)・原子炉隔離時冷却系※3※2
全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋SRV 再閉失敗
・高圧代替注水系(常設代替直流電源設備)※3
・上記の点線枠内の対策※3・高圧代替注水系(常設代替直流電源設備)
全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋RCIC 失敗
・上記の点線枠内の対策
・常設代替直流電源設備
・原子炉隔離時冷却系(所内直流電源設備の確保)
外部電源喪失＋直流電源喪失
・高圧代替注水系(常設代替直流電源設備)
・上記の点線枠内の対策
最終ヒートシンク喪失＋全交流動力電源喪失(電源盤浸水)＋直流電源喪失(電源設備浸水) ・津波による浸水防止
過渡事象＋崩壊熱除去失敗
・代替格納容器冷却スプレイ系
過渡事象＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
・代替原子炉補機冷却系(熱交換ユニット+代替原子炉補通常停止＋崩壊熱除去失敗
機冷却海水ポンプ)
通常停止＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
・格納容器圧力逃がし装置
サポート系喪失＋崩壊熱除去失敗
・可搬型代替注水ポンプ(水源補給)
サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
・手動減圧
小 LOCA＋崩壊熱除去失敗
・低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)
中 LOCA＋RHR 失敗
・常設代替交流電源設備
大 LOCA＋RHR 失敗
・代替制御棒挿入機能
過渡事象＋原子炉停止失敗
・代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能
小 LOCA＋原子炉停止失敗
・ほう酸水注入系
・高圧炉心注水系
中 LOCA＋原子炉停止失敗
・原子炉隔離時冷却系
大 LOCA＋原子炉停止失敗
・残留熱除去系
全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋DG 喪失)＋原子炉停止失敗※4－
小 LOCA＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗

LOCA 時
注水機能喪失・高圧代替注水系(常設代替直流電源設備)
・手動減圧・低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)
・代替格納容器冷却スプレイ系
・代替原子炉補機冷却系(熱交換ユニット+代替原子炉補機冷却海水ポンプ)
・格納容器圧力逃がし装置
・可搬型代替注水ポンプ(水源補給)

インターフェイスシステム LOCA(ISLOCA)
合計

内部

事故シーケンス別 CDF(/炉年)
地震
津波

合計

全 CDF に対する割合(%)※1

1.1×10-10

9.2×10-9－

9.3×10-9< 0.1

7.4×10-11

4.0×10-9－

4.0×10-9< 0.1

4.3×10-10－－

4.3×10-10< 0.1

3.1×10-10－－

3.1×10-10

< 0.1

－

3.5×10-11

< 0.1
< 0.1

3.5×10-11－

4.3×10-12－－

4.3×10-12－－－－
1.8×10-9
5.2×10-11
2.0×10-9
1.2×10-10
2.9×10-10
4.1×10-11－－－－
2.2×10-8
1.0×10-9－－－－

8.7×10-5
4.6×10-7
1.0×10-4
5.3×10-7
－
－
－
－
－
－

8.7×10-5
4.6×10-7
1.0×10-4
5.3×10-7
2.4×10-8
1.1×10-9
2.0×10-9
1.2×10-10
2.9×10-10
4.1×10-11

36.5
0.2
42.6
0.2
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1

4.8×10-10

3.5×10-6－

3.5×10-6

1.5

1.2×10-10

2.0×10-8－

2.1×10-8< 0.1

6.0×10-10

3.7×10-7－

3.7×10-7

0.2

8.1×10-11

6.0×10-8－

6.1×10-8< 0.1－
5.0×10-6
3.8×10-7
2.7×10-6
2.1×10-8
5.5×10-7
2.9×10-9
5.0×10-8
3.0×10-8
3.0×10-9－
5.3×10-6
2.3×10-8
－
－
－
－
－
－
－

2.5×10-5
－
－
－
－
－
－
－
－
－

2.5×10-5
1.0×10-5
4.0×10-7
2.7×10-6
2.1×10-8
5.5×10-7
2.9×10-9
5.0×10-8
3.0×10-8
3.0×10-9

10.3
4.3
0.2
1.1
< 0.1
0.2
< 0.1
< 0.1
< 0.1
< 0.1

5.0×10-12

1.8×10-7－

1.8×10-7

0.1

7.9×10-14－－

7.9×10-14< 0.1

5.2×10-14－－

5.2×10-14

< 0.1
< 0.1

5.2×10-15－－

5.2×10-15－

1.8×10-7－

1.8×10-7

0.1

9.9×10-13－－

9.9×10-13< 0.1

3.0×10-12－－

3.0×10-12< 0.1

3.9×10-9－－

3.9×10-9< 0.1

5.7×10-11－－

5.7×10-11

< 0.1
< 0.1

ｸﾞﾙｰﾌﾟ別
CDF(/炉年)

全 CDF に対する割合(%)※1

1.9×10-4

79.6

2.8×10-8< 0.1

2.9×10-512.0

備考

全炉心損傷頻度の約 97.6%を炉心損傷防止対策でカバー

1.4×10-5

5.9

3.6×10-7

0.1

4.5×10-9< 0.1

5.0×10-10－－

5.0×10-10

9.5×10-11－－

9.5×10-11< 0.1

9.5×10-11< 0.1

8.7×10-6

9.7×10-6

2.1×10-4

2.3×10-4

97.6

2.3×10-4

97.6－※1 100%には第 1-2 表で除外した事故シーケンスの炉心損傷頻度も含む。 ※2 原子炉圧力の変化の不確かさによって炉心損傷防止の成否が変わる事故シーケンス ※3 事象進展の時間余裕の観点から、炉心損傷防止の成否には不確かさが残るが、影響緩和に期待できる設備※4 地震発生と同時に最大の地震加速度を受けるものとして評価している地震レベル 1PRA の設定上抽出されたものであるが、地震時の挙動を現実的に想定すると、基準地震動よりも十分小さな加速度でスクラム信号「地震加速度大」が発信され、炉内構造物が損傷する加速
度に至る前に制御棒の挿入が完了すると考えられることから、現実的には発生し難いと考え、炉心損傷防止対策の有効性を確認する対象に該当しないと判断したシーケンス ※5 国内外の先進的な対策を考慮しても炉心損傷防止対策を講じることが困難なシーケンス

1-25

第 1-4 表 重要事故シーケンス等の選定(1/3)
着眼点との関係と重要事故シーケンス選定の考え方

解釈の事故
シーケンス
グループ

主要な事故シーケンス※1

喪失した機能

対応する主要な炉心損傷防止対策(下線は有効性を確認する主な対策)

a

b

c

d

備考(a：共通原因故障※2 又は系統間機能依存性,
b：余裕時間, c：設備容量, d：代表性)選定した重要事故
シーケンスと選定理由

中 高 高 低 a.主要な事故シーケンスのカットセットに共通原因故障が含
a.⑤,⑥ではサポート系 1 区分の喪失を起まれている事故シーケンスを「中」とした。その上でサポー
因としているが、他の区分は健全であ
ト系喪失(1 系統)は、起因事象の時点で系統間の機能の依存②過渡事象＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
るため、対応手段が著しく制限される
・高圧代替注水系(常設代替直流電源設備) 中 高 低 低性によって同区分の複数の設備が機能喪失することから状態ではない。⑦～⑩の最終ヒートシ・手動減圧「高」とした。また、最終ヒートシンク喪失に至るシーケン
ンクの喪失の発生原因は津波に伴う浸・低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)③通常停止＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
中 低 高 低スでは、除熱を必要とする多くの機能が喪失するため「高」水によるものであり、対策としては防・高圧注水機能・代替格納容器冷却スプレイ系とした。
潮堤の設置や建屋内止水等の止水対策
・低圧注水機能・代替原子炉補機冷却系(熱交換ユニット+④通常停止＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
中 低 低 低 b.過渡事象(全給水喪失事象)は原子炉水位低(L3)が事象進展のとなるため、重大事故防止対策の有効
代替原子炉補機冷却海水ポンプ)起点となるため、通常水位から原子炉停止に至る手動停止、性の確認には適さない。
・格納容器圧力逃がし装置
サポート系喪失と比較して事象進展が早い。このため過渡事
b, c.両着眼点について「高」と考えたシー・可搬型代替注水ポンプ(水源補給)⑤サポート系喪失＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
高 低 高 低象を起因とするシーケンスを「高」とした。手動停止、サポケンスとして①を抽出。
ート系喪失は通常水位から原子炉停止に至るため、また、津
d.頻度の観点では⑦, ⑨が支配的である波によるシーケンスでは津波襲来までに原子炉停止してい⑥サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
高 低 低 低が、起因となる最終ヒートシンクの喪るため、水位の低下後に原子炉停止に至る過渡事象よりも事失の発生原因は津波に伴う浸水による象進展が遅いことから「低」とした。
ものであり、浸水防止がその対策とな⑦最終ヒートシンク喪失＋RCIC 失敗
高 低 高 高 c. SRV 再閉失敗を含む場合は SRV から一定程度減圧されるた・高圧注水機能るため、重大事故防止対策の有効性をめ、減圧に必要な逃がし安全弁の容量が少なく，再閉成功の・低圧注水機能確認するためのシーケンスには適さな
場合よりも速やかに低圧状態に移行でき、低圧系での代替注⑧最終ヒートシンク喪失＋SRV 再閉失敗
高 低 低 中・全交流電源い。なお、⑦～⑩を除いた場合、①が支
水を開始できることから「低」とし、SRV 再閉失敗を含まな(浸水又は最終ヒ ・津波による浸水防止
配的なシーケンスとなる。
い場合を「高」とした。
⑨最終ヒートシンク喪失＋全交流動力電源喪失(電源盤浸水)
ートシンク喪失高 低 高 高d.全 CDF に対して 10%以上又は事故シーケンスグループの中＋RCIC 失敗に伴う喪失)
以上より、①を重要事故シーケンスとしで最も CDF の高いシーケンスを「高」とした。また、全 CDF
・除熱機能
て選定。
⑩最終ヒートシンク喪失＋全交流動力電源喪失(電源盤浸水)に対して 0.1%未満のシーケンスを「低」とした。
高 低 低 中＋SRV 再閉失敗◎ ①過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗－－－
高圧・低圧 －
注水機能
喪失
－
－
－
－
－

◎ ①過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗

中 高 高 高－ ②過渡事象＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗

中 高 低 低－ ③通常停止＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
高圧注水
・減圧
機能喪失

・高圧注水機能・原子炉減圧機能－ ④通常停止＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗

・減圧自動化ロジック(残留熱除去系ポンプ 中 低 高 低吐出圧確立+原子炉水位低(レベル 1)+
600 秒経過で SRV4 弁開放)
・高圧代替注水系(常設代替直流電源設備)
・残留熱除去系(低圧注水. 除熱)
中 低 低 低－ ⑤サポート系喪失＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗

高 低 高 低⑥サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗

高 低 低 低－※1 ◎は選定した重要事故シーケンスを示す。

a.主要な事故シーケンスのカットセットに共通原因故障が含まれている事故シーケンスを「中」とした。その上でサポート系喪失(1 系統)は、起因事象の時点で系統間の機能の依存性によって同区分の複数の設備が機能喪失することから「高」とした。
b.過渡事象(全給水喪失事象)は原子炉水位低(L3)が事象進展のa.⑤,⑥ではサポート系 1 区分の喪失を起起点となるため、通常水位から原子炉停止に至る手動停止、
因としているが、他の区分は健全であ
サポート系喪失と比較して事象進展が早い。このため過渡事
るため、対応手段が著しく制限される象を起因とするシーケンスを「高」とした。手動停止、サポ状態ではない。
ート系喪失は通常水位から原子炉停止に至るため、水位の低b, c.両着眼点について「高」と考えたシー
下後に原子炉停止に至る過渡事象よりも事象進展が遅いこ
ケンスとして①を抽出。
とから「低」とした。
d.頻度の観点では①が支配的となった。
c. SRV 再閉失敗を含む場合は SRV から一定程度減圧されるため、バックアップ手段による減圧を実施した場合、減圧に必以上より、①を重要事故シーケンスとし要な逃がし安全弁の容量が少なく，再閉成功の場合よりも速て選定。
やかに低圧状態に移行でき、低圧系での注水を開始できることから「低」とし、SRV 再閉失敗を含まない場合を「高」とした。
d.全 CDF に対して 10%以上又は事故シーケンスグループの中で最も CDF の高いシーケンスを「高」とした。また、全 CDF
に対して 0.1%未満のシーケンスを「低」とした。

※2 地震 PRA では多重化された機器を完全従属としていることから、多重化された機器の損傷が生じるカットセットでは共通原因故障が生じるものとした。

1-26

第 1-4 表 重要事故シーケンス等の選定(2/3)
解釈の事故
シーケンス
グループ

詳細化した
事故シーケンス
グループ

長期 TB

喪失した機能主要な事故シーケンス※1
電源

冷却機能

対応する主要な炉心損傷防止対策(下線は有効性を確認する主な対策)

着眼点との関係と重要事故シーケンス選定の考え方
a

b

c

d

TBU

TBP

・RCIC(動作可能な範囲に原子炉圧力が保たれる間)・高圧代替注水系(動作可能な範囲に原子炉圧力が保たれる間)
・手動減圧①全交流動力電源喪失(外全ての注水・ ・低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)－ － － －◎
部電源喪失＋DG 喪失) 全交流電源
除熱機能※3 ・代替格納容器冷却スプレイ系＋SRV 再閉失敗
・代替原子炉補機冷却系(熱交換ユニット+
代替原子炉補機冷却海水ポンプ)
・格納容器圧力逃がし装置
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替注水ポンプ(水源補給)

TBD

選定した重要事故
シーケンスと選定理由

・RCIC(所内直流電源設備の確保)
・高圧代替注水系(常設代替直流電源設備)
・手動減圧
原子炉隔離時 ・低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)抽出されたシーケンスが 1 つであることから着眼①全交流動力電源喪失(外冷却系(RCIC) ・代替格納容器冷却スプレイ系◎
全交流電源－ － － － 点に照らした整理は行わず、全ての着眼点につい ①を重要事故シーケンスとして選定。
部電源喪失＋DG 喪失)
を除く注水・ ・代替原子炉補機冷却系(熱交換ユニット+て「－」とした。
代替原子炉補機冷却海水ポンプ)
除熱機能
・格納容器圧力逃がし装置
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替注水ポンプ(水源補給)・高圧代替注水系(常設代替直流電源設備)
・手動減圧・低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)
・代替格納容器冷却スプレイ系①全交流動力電源喪失(外全ての注水・
・代替原子炉補機冷却系(熱交換ユニット+ － － － －◎部電源喪失＋DG 喪失) 全交流電源
除熱機能
代替原子炉補機冷却海水ポンプ)＋RCIC 失敗
・格納容器圧力逃がし装置
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替注水ポンプ(水源補給)

全交流動力
電源喪失

備考(a：共通原因故障※2 又は系統間機能依存性,
b：余裕時間, c：設備容量, d：代表性)・高圧代替注水系(常設代替直流電源設備)
・手動減圧・低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)
・代替格納容器冷却スプレイ系① 外部電源 喪失＋ 直流電 全交流電源※4 全ての注水・・代替原子炉補機冷却系(熱交換ユニット+ 高 － － 低
◎
源喪失
直流電源
除熱機能
代替原子炉補機冷却海水ポンプ)
・格納容器圧力逃がし装置
・常設代替交流電源設備
・可搬型代替注水ポンプ(水源補給)② 最終ヒー トシン ク喪失＋ 全 交 流 動 力 電 源 喪 失 全交流電源 全ての注水・・津波による浸水防止－(電源盤浸水)＋直流電源 直流電源
除熱機能
喪失(電源設備浸水)

高 － － 高各重要事故シーケンスそれぞれに対し、地震 PRA からは、
全交流動力電源と最終ヒート
シンク喪失の重畳を伴う事故
シーケンスも抽出されるが、全交流動力電源喪失時には、最終ヒートシンクの機能を有する設備も電源喪失によって機能喪失に至るため、地震による損抽出されたシーケンスが 1 つであることから着眼点に照らした整理は行わず、全ての着眼点につい ①を重要事故シーケンスとして選定。 傷の有無に係らず最終ヒート
シンクの喪失が生じる。交流電て「－」とした。
源の復旧後については、電源供給に伴う最終ヒートシンクの復旧可否の観点で対応に違いが表れると考えられ、設備損傷によって最終ヒートシンクの機能喪失が生じている場合の方が緩和手段が少なくなる。但し、設備損傷によって最終ヒー
トシンクの喪失が生じている抽出されたシーケンスが 1 つであることから着眼場合においても格納容器圧力点に照らした整理は行わず、全ての着眼点につい ①を重要事故シーケンスとして選定。 逃がし装置による除熱が可能て「－」とした。
であり、交流電源の復旧によって最終ヒートシンクの機能を復旧可能な場合には、これに加えて代替原子炉補機冷却系の有効性を確認することができる。これを考慮し、重要事故シーケンスには、設備損傷による
最終ヒートシンクの喪失を設
a. 主要な事故シーケンスのカットセットに共通原
定していない。
因故障が含まれていること及び、電源を必要と②は頻度の観点で支配的であるもの
する多くの機能が喪失することから「高」としの、その発生原因が津波に伴う浸水にた。
よるものであり、対策としては防潮堤
b. 事象発生後、いずれの注水手段にも期待できなの設置や建屋内止水等の止水対策とない点は同等であり、余裕時間に差異は無いと考るため、重大事故防止対策の有効性のえられることから「－」とした。
確認には適さない。
c. 原子炉圧力容器内が高圧状態で推移する点は同等であり、電源喪失後、少なくとも蒸気駆動の以上より、より多くの対策の有効性を
高圧注水及び制御用直流電源を確保すれば必要確認出来る点で①が本事故シーケンス
な設備容量は同等であることから「－」とした。
グループの事故シーケンスを代表してd. 全 CDF に対して 10%以上又は詳細化した事故いると考え、①を重要事故シーケンス
シーケンスグループの中で最も CDF の高いシとして選定。
ーケンスを「高」とした。また、全 CDF に対して 0.1%未満のシーケンスを「低」とした。

※1 ◎は選定した重要事故シーケンスを示す。
※2 地震 PRA では多重化された機器を完全従属としていることから、多重化された機器の損傷が生じるカットセットでは共通原因故障が生じるものとした。
※3 蒸気駆動の注水系が動作できない範囲に原子炉圧力が低下するまでは、RCIC を用いることで原子炉水位を維持することができる。
※4 全ての直流電源喪失により非常用ディーゼル発電機(DG)を起動できなくなることから，「外部電源喪失＋直流電源喪失」により，全交流動力電源喪失となる。

1-27

第 1-4 表 重要事故シーケンス等の選定(3/3)
解釈の事故
シーケンス
グループ

主要な事故シーケンス※1

喪失した機能◎ ①過渡事象＋崩壊熱除去失敗－ ②過渡事象＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗－ ③通常停止＋崩壊熱除去失敗－ ④通常停止＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
崩壊熱除去
機能喪失

・除熱機能

－ ⑤サポート系喪失＋崩壊熱除去失敗－ ⑥サポート系喪失＋SRV 再閉失敗＋崩壊熱除去失敗－ ⑦小 LOCA＋崩壊熱除去失敗－ ⑧中 LOCA＋RHR 失敗－ ⑨大 LOCA＋RHR 失敗

対応する主要な炉心損傷防止対策(下線は有効性を確認する主な対策)

着眼点と重要事故シーケンス選定の考え方
a

b

c

d

中 中 低 高 a.主要な事故シーケンスのカットセットに共通原因故障が含まれている事故シーケンスを「中」とした。その上でサポート系喪失(1 系統)は、起因事象の時点で系統間の機能の依存性によって同
中 中 低 中
区分の複数の設備が機能喪失することから「高」とした。
b.過渡事象(全給水喪失事象)は手動停止、サポート系喪失と比較し中 低 低 中て事象進展が早いことから「中」とした。また、LOCA は直接 D/W・代替格納容器冷却スプレイ系に蒸気が放出されるため、格納容器圧力上昇の観点で厳しいと考・代替原子炉補機冷却系(熱交換ユニット
中 低 低 低
え「高」とした。
+代替原子炉補機冷却海水ポンプ)
・格納容器圧力逃がし装置
手動停止、サポート系喪失は通常水位から原子炉停止に至るた
高 低 低 中・可搬型代替注水ポンプ(水源補給)
め、水位の低下後に原子炉停止に至る過渡事象よりも事象進展が・手動減圧遅いことから「低」とした。
高 低 低 低・低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)
c. LOCA は直接 D/W に蒸気が放出されるため、S/C での蒸気凝縮
・常設代替交流電源設備に十分に期待できない分格納容器圧力上昇の観点で厳しいと考中 高 高 低
え「高」とした。他の起因事象については、崩壊熱除去に関する設備容量に差異は無いと考え「低」とした。
中 高 高 低 d.全 CDF に対して 10%以上又は事故シーケンスグループの中で最も CDF の高いシーケンスを「高」とした。また、全 CDF に対し
中 高 高 低て 0.1%未満のシーケンスを「低」とした。

◎ ①過渡事象＋原子炉停止失敗

中 高 中 高－ ②小 LOCA＋原子炉停止失敗－ ③中 LOCA＋原子炉停止失敗

・代替制御棒挿入機能
中 中 中 低・代替冷却材再循環ポンプ・トリップ機能
・ほう酸水注入系
・原子炉停止機能・高圧炉心注水系
・原子炉隔離時冷却系
中 中 高 低・残留熱除去系－ ④大 LOCA＋原子炉停止失敗

中 高 低 低

原子炉停止
機能喪失

－ ①小 LOCA＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗

・高圧注水機能・低圧注水機能◎ ③中 LOCA＋HPCF 注水失敗＋低圧 ECCS 注水失敗

－ ④中 LOCA＋HPCF 注水失敗＋原子炉減圧失敗

格納容器バイパ◎ ①インターフェイスシステム LOCA(ISLOCA)ス(ISLOCA)※1 ◎は選定した重要事故シーケンスを示す。

選定した重要事故
シーケンスと選定理由

a.⑤,⑥ではサポート系 1 区分の喪失を起因としているが、他の区分は健全であるため、対応手段が著しく制限される状態ではない。
b, c.⑦～⑨の両着眼点について LOCA を「高」としたが、これらは LOCA から派生したシー
ケンスであって、崩壊熱除去機能喪失に対する対策の有効性を確認するシーケンスとしては適切でないと考える。LOCA を起因とする
シーケンスについては崩壊熱除去機能の代替手段も含めて他のシーケンスグループで評価する。よって、b の事象対応の余裕時間の観点で①②が厳しい。
d.頻度の観点では①が支配的となった。
以上より、①を重要事故シーケンスとして選定。

a.全シーケンスに共通であるため選定理由から
a.主要な事故シーケンスのカットセットに共通原因故障が含まれ除外した。
ている事故シーケンスを「中」とした。
b, c.本事故シーケンスグループに対しては、重b.過渡事象(主蒸気隔離弁閉)は LOCA と比較して反応度投入に伴う大事故等対処設備として代替制御棒挿入機能
出力抑制の観点で厳しく、大 LOCA は LOCA 後の水位低下の観が整備されており、これに期待する場合、②点で厳しいと考えられることから「高」とし、中小 LOCA につい～④の事象進展は LOCA 時注水機能喪失のては「中」とした。
事故シーケンスグループに包絡される。事象
c.停止機能の設備容量については事故シーケンス間に有意な差が無発生直後の反応度投入に伴う出力抑制の観点
いと考えられるが、原子炉内が中圧～高圧で維持されるシーケン
では過渡事象を起因とする①が厳しい。
スでは注水可能な系統が高圧に限定されることから、RCIC の使 d.CDF の観点では①が支配的となった。なお、用可能性も考慮し、過渡事象及び小 LOCA を「中」とし、中 LOCA
LOCA と原子炉停止機能喪失が重畳する事故については「高」、大 LOCA については「低」とした。
シーケンスの CDF は 1×10-13 /炉年未満であd.全 CDF に対して 10%以上又は事故シーケンスグループの中で最り，他の事故シーケンスグループの事故シー
も CDF の高いシーケンスを「高」とした。また、全 CDF に対しケンスの CDF と比較しても極めて小さい。
て 0.1%未満のシーケンスを「低」とした。
以上より、①を重要事故シーケンスとして選定。

a.主要な事故シーケンスのカットセットに共通原因故障が含まれている事故シーケンスを「中」とした。
b.中 LOCA の方が事象進展が早いことから「高」とし、小 LOCA・手動減圧
を「低」とした。
・低圧代替注水系(常設)(復水補給水系)
中 低 低 低 c 減圧に用いる SRV は十分な台数が備えられている一方、低圧注・代替格納容器冷却スプレイ系
水の代替となる設備容量は低圧 ECCS より少ない。このため代・代替原子炉補機冷却系(熱交換ユニット替となる設備容量の観点で低圧 ECCS 失敗を含むシーケンスが+代替原子炉補機冷却海水ポンプ)
厳しいと考え、「高」とし、原子炉減圧失敗を含むシーケンスを
中 高 高 高・格納容器圧力逃がし装置「低」とした。
・可搬型代替注水ポンプ(水源補給)
d.全 CDF に対して 10%以上又は事故シーケンスグループの中で最も CDF の高いシーケンスを「高」とした。また、全 CDF に対し
中 高 低 低て 0.1%未満のシーケンスを「低」とした。
中 低 高 低－ ②小 LOCA＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
LOCA 時
注水機能喪失備考(a：共通原因故障※2 又は系統間機能依存性,
b：余裕時間, c：設備容量, d：代表性)－・ISLOCA 発生箇所の隔離・高圧炉心注水系
・手動減圧・低圧炉心注水系－ － － －

a.全シーケンスに共通であるため選定理由から除外した。
b, c.両着眼点について「高」と考えたシーケン
スとして③を抽出。
d.頻度の観点では③が支配的となった。
以上より、③を重要事故シーケンスとして選定。

抽出されたシーケンスが 1 つであることから着眼点に照らした整①を重要事故シーケンスとして選定。
理は行わず、全ての着眼点について「－」とした。

※2 地震 PRA では多重化された機器を完全従属としていることから、多重化された機器の損傷が生じるカットセットでは共通原因故障が生じるものとした。

1-28

個別プラント評価により抽出するもの(解釈 1-1(b)の事故シーケンスグループ)

必ず想定する事故シーケンスグループ(解釈 1-1(a)の事故シーケンスグループ)<個別プラントの確率論的リスク評価(PRA)>
・内部事象
・外部事象(適用可能なもの)→ 地震、津波

解釈 1-2(a)を適用するもの<PRA に代わる方法による評価>
・その他の外部事象
火災、溢水、洪水、風(台風)、竜巻、凍結、降水、積雪、人為事象 等→これらの外部事象により誘発される起因事象について検討することで概略評価を実施<事故シーケンス抽出・炉心損傷頻度算出結果>

・高圧・低圧注水機能喪失
・高圧注水・減圧機能喪失
・全交流動力電源喪失
・崩壊熱除去機能喪失
・LOCA 時注水機能喪失(中小 LOCA)
国内外の先進的な対策を考慮しても炉心損傷防止が困難な事故シーケンス
・LOCA 時注水機能喪失(大 LOCA)
解釈 1-2(b)を適用するもの

1-29

・崩壊熱除去機能喪失
・原子炉停止機能喪失
・格納容器バイパス(インターフェイスシステム LOCA)
解釈 1-1(a)以外の事故シーケンスグループ
・Excessive LOCA
・原子炉建屋損傷
・圧力容器・格納容器損傷
・格納容器バイパス・計測・制御系喪失《重要事故シーケンスの選定》
審査ガイドに従い、事故シーケンス毎に重要事故シーケンスを選定し、炉心損傷防止対策の有効性を確認

炉心損傷防止対策の有効性評価へ
《格納容器破損防止を図る
シーケンスの確認》
国内外の先進的な対策を考慮
しても炉心損傷防止対策を講じることが困難な事象であっても格納容器破損防止対策に期待できることを確認

格納容器破損防止対策の有効性評価へ
大規模損壊発生時の対策も含め、発電所内において使用可能な設備・機器を活用して影響の緩和を図る<新たな事故シーケンスグループとして追加の要否確認>「解釈 1－1(a)の事故シーケンスグループと炉心損傷頻度又は影響度の観点から同程度であるか等から総合的に判断」
・評価を詳細化すれば必ずしも炉心損傷直結ではなく、必ず想定する事故シーケンスグループに包絡される事故シーケンスともなり得る。
・損傷の程度によっては、有効性評価で想定した影響緩和策に期待できる可能性、或いは可搬型の機器等を用いて臨機応変に、炉心損傷防止のための対応をとることができる可能性が考えられる。
以上の理由により、新たなグループとしての追加は不要と判断
第 1-1 図 事故シーケンスグループ抽出及び重要事故シーケンス選定の全体プロセス

過渡事象

原子炉停止

圧力
バウンダリ
健全性

高圧炉心
冷却

原子炉減圧

低圧炉心
冷却

崩壊熱除去

事故
シーケンス
グループ

事故シーケンス
炉心損傷なし炉心損傷なし過渡事象＋崩壊熱除去失敗（ｄ）

炉心損傷なし炉心損傷なし過渡事象＋崩壊熱除去失敗（ｄ）

過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗（ａ）

過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗（ｂ）

炉心損傷なし炉心損傷なし過渡事象＋SRV再閉失敗＋崩壊熱除去失敗（ｄ）

炉心損傷なし

1-30
外部電源
喪失

直流電源

交流電源

圧力
バウンダリ
健全性

炉心損傷なし過渡事象＋SRV再閉失敗＋崩壊熱除去失敗（ｄ）

過渡事象＋SRV再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗（ａ）

過渡事象＋SRV再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗（ｂ）

過渡事象＋原子炉停止失敗

（ｅ）

高圧炉心
冷却

事故
シーケンス
グループ

事故シーケンス

過渡事象へ(a) 高圧・低圧注水機能喪失

過渡事象へ

全交流動力電源喪失(外部電源喪失＋非常用交流電源喪失)（ｃ）

全交流動力電源喪失 ( 外部電源喪失＋非常用交流電源喪失 )＋ RCIC失敗（ｃ）

全交流動力電源喪失 ( 外部電源喪失＋非常用交流電源喪失 )＋ SRV再閉失敗（ｃ）

外部電源喪失＋直流電源喪失（ｃ）(b) 高圧注水・減圧機能喪失(c) 全交流動力電源喪失(d) 崩壊熱除去機能喪失

第 1-2 図 内部事象運転時レベル 1PRA イベントツリー(1/3)(e) 原子炉停止機能喪失

通常停止・
サポート系
喪失

圧力
バウンダリ
健全性

高圧炉心
冷却

原子炉減圧

低圧炉心
冷却

崩壊熱除去

事故シーケンス
炉心損傷なし炉心損傷なし通常停止＋崩壊熱除去失敗
サポート系喪失＋崩壊熱除去失敗
炉心損傷なし通常停止＋崩壊熱除去失敗
サポート系喪失＋崩壊熱除去失敗（ｄ）

通常停止＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
サポート系喪失＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗（ａ）

通常停止＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
サポート系喪失＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗

（ｂ）

1-31

炉心損傷なし通常停止＋SRV再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
サポート系喪失＋SRV再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
炉心損傷なし(b)（ｄ）
炉心損傷なし炉心損傷なし(a) 高圧・低圧注水機能喪失

事故
シーケンス
グループ

（ｄ）
炉心損傷なし通常停止＋SRV再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
サポート系喪失＋SRV再閉失敗＋崩壊熱除去失敗（ｄ）

通常停止＋SRV再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗
サポート系喪失＋SRV再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗（ａ）

通常停止＋SRV再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗
サポート系喪失＋SRV再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗（ｂ）

高圧注水・減圧機能喪失(d)

崩壊熱除去機能喪失

第 1-2 図 内部事象運転時レベル 1PRA イベントツリー(2/3)

冷却材
喪失事象

原子炉停止

高圧炉心
冷却

原子炉減圧

低圧炉心
冷却

崩壊熱除去

事故シーケンス
炉心損傷なし炉心損傷なし大破断LOCA＋RHR失敗
中破断LOCA＋RHR失敗
小破断LOCA＋崩壊熱除去失敗
炉心損傷なし炉心損傷なし1-32（ｄ）

大破断LOCA＋HPCF失敗＋低圧ECCS注水失敗
中破断LOCA＋HPCF失敗＋低圧ECCS注水失敗
小破断LOCA＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗（ｆ）

中破断LOCA＋HPCF注水失敗＋原子炉減圧失敗
小破断LOCA＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗（ｆ）

大破断LOCA＋原子炉停止失敗
中破断LOCA＋原子炉停止失敗
小破断LOCA＋原子炉停止失敗（ｅ）

事故シーケンス
ISLOCA(e) 原子炉停止機能喪失（ｄ）

大破断LOCA＋RHR失敗
中破断LOCA＋RHR失敗
小破断LOCA＋崩壊熱除去失敗

インターフェイスシステムLOCA(d) 崩壊熱除去機能喪失

事故
シーケンス
グループ

(f) LOCA 時注水機能喪失

事故
シーケンス
グループ
（ｇ）

(g) 格納容器バイパス(インターフェイスシステム LOCA)

第 1-2 図 内部事象運転時レベル 1PRA イベントツリー(3/3)

地震

地震
加速度大

建屋・
構築物
の損傷

格納容器
バイパス

冷却材喪失
(E-LOCA)

計測・
制御系
喪失

直流
電源喪失

原子炉
補機冷却系
の喪失

交流
電源喪失

外部電源
喪失

事故シーケンス

炉心損傷なし炉心損傷なし

過渡事象へ

過渡事象へ

外部電源喪失へ

1-33(a)

高圧・低圧注水機能喪失(h) 炉心損傷直結シーケンス(b) 高圧注水・減圧機能喪失(c) 全交流動力電源喪失

事故
シーケンス
グループ

外部電源喪失へ

全交流動力電源喪失へ

全交流動力電源喪失へ

最終ヒートシンク喪失＋全交流動力電源喪失へ

最終ヒートシンク喪失＋全交流動力電源喪失へ

直流電源喪失（ｈ）

計測・制御系喪失（ｈ）

Excessive LOCA（ｆ）

格納容器バイパス（ｈ）

格納容器・圧力容器損傷
原子炉建屋損傷（ｈ）(d)

崩壊熱除去機能喪失

E-LOCA：Excessive –LOCA

第 1-3 図 地震レベル 1PRA 階層イベントツリー(f) LOCA 時注水機能喪失

過渡事象/※1
外部電源喪失

原子炉停止

原子炉圧力制御(逃がし安全弁開放)

原子炉圧力制御(逃がし安全弁再閉
鎖)

高圧炉心
冷却

原子炉減圧

低圧炉心
冷却

崩壊熱除去

事故シーケンス

炉心損傷なし炉心損傷なし過渡事象＋崩壊熱除去失敗（ｄ）

炉心損傷なし炉心損傷なし過渡事象＋崩壊熱除去失敗（ｄ）

過渡事象＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗（ａ）

過渡事象＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗（ｂ）

炉心損傷なし炉心損傷なし過渡事象＋SRV再閉失敗＋崩壊熱除去失敗
炉心損傷なし1-34(b) 高圧注水・減圧機能喪失(d) 崩壊熱除去機能喪失（ｄ）
炉心損傷なし過渡事象＋SRV再閉失敗＋崩壊熱除去失敗（ｄ）

過渡事象＋SRV再閉失敗＋高圧注水失敗＋低圧注水失敗（ａ）

過渡事象＋SRV再閉失敗＋高圧注水失敗＋原子炉減圧失敗（ｂ）

Excessive LOCA（ｆ）

過渡事象＋原子炉停止失敗（ｅ）※1 DG 全喪失を伴わない外部電源喪失は過渡事象として整理した。
(a) 高圧・低圧注水機能喪失

事故
シーケンス
グループ

(e) 原子炉停止機能喪失

第 1-4 図 地震レベル 1PRA イベントツリー(1/2)(f) LOCA 時注水機能喪失

全交 流動力電源 喪失 /全 交流動力電 源喪失＋最 終ヒート シンク喪失

原子炉停止

原子炉圧 力制御(逃が し安全弁開 放 )原子炉 圧力制御(逃がし安 全弁再閉鎖 )

高圧炉心
冷却

事故シーケンス

全 交流動力電 源喪失 (外 部電源喪失 ＋ DG 喪失 )1
全 交流動力電 源喪失 (外 部電源喪失 ＋ DG 喪失 )＋ 最終ヒー トシンク喪 失 ※（ｃ）

全 交流動力電 源喪失 (外 部電源喪失 ＋ DG 喪失 )＋ RCIC失敗
1
全 交流動力電 源喪失 (外 部電源喪失 ＋ DG 喪失 )＋ 最終ヒー トシンク喪 失＋ RCIC失敗 ※（ｃ）

全 交流動力電 源喪失 (外 部電源喪失 ＋ DG 喪失 )＋ SRV再 閉失敗
1
全 交流動力電 源喪失 (外 部電源喪失 ＋ DG 喪失 )＋ 最終ヒー トシンク喪 失＋ SRV再閉失敗 ※（ｃ）

Excessive LOCA（ｆ）

全 交流動力電 源喪失 (外 部電源喪失 ＋ DG 喪失 )＋ 原子炉停 止失敗
1
全 交流動力電 源喪失 (外 部電源喪失 ＋ DG 喪失 )＋ 最終ヒー トシンク喪 失＋原子炉 停止失敗 ※

（ｅ）

1-35

※1 全交流動力電源喪失が生じた時点で最終ヒートシンク喪失も発生することから、全交流動力電源喪失の事故シーケンスとして整理した。
(c) 全交流動力電源喪失

事故
シーケンス
グループ

(e) 原子炉停止機能喪失(f) LOCA 時注水機能喪失

第 1-4 図 地震レベル 1PRA イベントツリー(2/2)

津波高さ

12m

6.5m

4.8m

4.2m

3.5m

以下→
以上↓

発生する起因事象

事故シーケンス

起因となる事象発生なし

炉心損傷なし

①

過渡事象へ

①+②
①+②+③
①+②+③+④①+②+③+④+⑤

事故シーケンスグループ
炉心損傷なし

※1

※1

過渡事象へ

津波高さ
4.2m～6.5mへ

津波高さ
4.2m～6.5mへ

非常用交流電源喪失＋最終ヒートシンク喪失＋直流電源喪失

直流電源喪失1-36※1 内部事象のイベントツリーに包絡されるものと整理した。
① 過渡事象② 最終ヒートシンク喪失(LUHS)③ 全交流動力電源喪失(SBO)④ 直流電源喪失

第 1-5 図 津波レベル 1PRA 津波高さ別イベントツリー⑤ 外部電源喪失

津波高さ4.2m～6.5m

原子炉圧力制御(逃がし安全弁開放)※2

原子炉圧力制御(逃がし安全弁再閉鎖)※2

高圧炉心冷却

原子炉減圧

低圧炉心冷却

事故シーケンス

事故シーケンスグループ

炉心損傷なし炉心損傷なし※1（ｄ）

炉心損傷なし炉心損傷なし※1（ｄ）

最終ヒートシンク喪失＋RCIC失敗
最終ヒートシンク喪失＋全交流動力電源喪失＋RCIC失敗

（ａ）

※1

（ｂ）

炉心損傷なし炉心損傷なし※1（ｄ）

炉心損傷なし炉心損傷なし※1（ｄ）

最終ヒートシンク喪失＋SRV再閉失敗
最終ヒートシンク喪失＋全交流動力電源喪失＋SRV再閉失敗

（ａ）

※1

（ｂ）

LOCA

（ｆ）

崩壊熱除去

1-37

※1 イベントツリー上はシーケンスを抽出できるが、津波によって注水機能を全て喪失して炉心損傷に至るため、当該シーケンスは発生しない。
※2 当該ヘディングはランダム故障を考慮して設定している。これは当該ヘディングが、逃がし安全弁の逃がし弁機能又は安全弁機能による、津波襲来後の過渡的な状況下での原子炉圧力制御を考慮しているものであって、少なくとも安全弁機能には期待できることを考慮すると、津波による機能喪失は想定されないためである。当該ヘディングの非信頼度への津波による影響は無いが、全ての事故シーケンスを抽出する観点から、ランダム故障による分岐確率(内部事象 PRA での値と同じ)を設定して分析している。
(a) 高圧・低圧注水機能喪失(b) 高圧注水・減圧機能喪失(d) 崩壊熱除去機能喪失(f) LOCA 時注水機能喪失

第 1-6 図 津波レベル 1PRA イベントツリー

内部事象 4%

内部事象 4%

地震 6%

津波
90%

津波
90%

KK6 事象別KK7 事象別大規模地震に伴う炉心損傷直結事象 4%

TW
6%

TW
6%

地震 6%

大規模地震に伴う炉心損傷直結事象 2%

TB 12%TB 13%

TQUV
77%

TQUV
80%

KK6 事故シーケンスグループ別

KK7 事故シーケンスグループ別

KK6 全 CDF：2.0×10-4 /炉年

KK7 全 CDF：2.4×10-4 /炉年

第 1-7 図 プラント全体の CDF

1-38

TW
100%

TW
100%

KK6 内部事象運転時レベル 1PRA
(CDF：8.7×10-6 /炉年)

KK7 内部事象運転時レベル 1PRA
(CDF：8.7×10-6 /炉年)

TB 17%
大規模地震に伴う炉心損傷直結事象 57%

大規模地震に伴う炉心損傷直結事象 37%

TW26%

TB 26%

TW
35%
TC
2%

KK6 地震レベル 1PRA
(CDF：1.2×10-5 /炉年)

KK7 地震レベル 1PRA
(CDF：1.5×10-5 /炉年)

TB
11%

TB
14%

TQUV
86%

TQUV
89%

KK6 津波レベル 1PRA
(CDF：1.8×10-4 /炉年)

KK7 津波レベル 1PRA
(CDF：2.1×10-4 /炉年)

第 1-8 図 各 PRA の結果と事故シーケンスグループ毎の寄与割合

1-39